天然气分输站管道基础防冻胀数值模拟研究

荣海伦，黄 新，孟凡星

1.中国石油西气东输管道公司，江苏扬州 225009

2.中国石油工程建设公司北京设计分公司，北京100101

3.海洋石油工程股份有限公司，天津 300452

天然气分输站管道基础防冻胀数值模拟研究

荣海伦1，黄 新2，孟凡星3

1.中国石油西气东输管道公司，江苏扬州 225009

2.中国石油工程建设公司北京设计分公司，北京100101

3.海洋石油工程股份有限公司，天津 300452

每年冬季，天然气分输站由于进站压力与分输压力相差较大，常发生“冻胀”现象，阀门阀体离开阀座，地面、墙体开裂，管道发生变形，局部弯头应力集中等，影响分输站的安全运行。为了解决天然气分输站冻胀问题，总结了天然气分输站管道基础防冻胀问题的常用措施及其特点。结合传热学，建立了天然气管道与土壤传热的数学模型。以西气东输徐州分输站为例，利用该模型求得最大冻胀半径与天然气分输管道出站温度、地表温度、管道半径及管道埋深的关系，提出了解决管道冻胀的具体措施。

天然气分输站；管道基础；冻胀；数值模拟

每年冬季，天然气分输站的进站压力与分输压力相差较大，由于焦耳-汤姆逊效应，使分输天然气温度降至冰点以下，管道周边土壤冻结，引发“冻胀”现象——阀门阀体离开阀座，地面、墙体开裂，管道发生变形，局部弯头应力集中等，因此影响分输站的安全运行。

土壤的冻结过程是在温度场、水分场及应力应变场相互作用下，冻土发生的极为复杂的传热学、渗流力学和冻胀力学的多学科综合问题[1]。目前对天然气管道冻胀规律的研究较少[2]，熊寅铭[3]等研究了冻结时间与冻胀半径的关系、冻结速度、最大冻胀半径、管道轴向冻胀范围等。

1 天然气分输站防冻胀措施

1.1 加热法

目前西气东输分输站解决冻胀的常用方法就是在调压橇前，对天然气进行加热。采用燃气加热炉或电加热炉加热可以彻底消除冻胀，同时也可以解决下游用户的冻胀问题。但加热法有以下缺点：

（1）加热需要消耗大量的天然气或者电能，造成大量能源浪费，与节能环保的国策大前提不一致。

（2）由于有些场站在设计之初没有考虑到分输量的增大，没设加热炉，输量增大后，管道长期处于低温运行状态；如果后期增设加热炉，就要进行动火作业，势必增加场站运行风险，对下游用户进行停输还会造成经济损失。

（3）发生冻胀的时间和程度很难把握，对加热炉的优化运行难度较大。

1.2 防水、排水法

防水、排水法是指对管道周边做防水，同时在管道上方用砂土回填，管道下方用卵石回填，通过管道周边的砂土、卵石以及与之联通的竖井及时排出管道周边的水分。这种方法是通过不断排出管道周边的水分来达到消除冻胀的目的，但这种方式不能彻底消除土壤中的水分，因而不能完全消除冻胀现象的发生。此外，若天然气管道埋地地区地下水位较高时，还可能由于水分的迁移而使冻胀不断恶化。

1.3 管沟措施

管沟措施是指将天然气管道周围砌成防水水泥管沟，管道被架空，并在管沟内安装可燃气体检测装置。管沟措施是利用管道周边的空气将其与周围的土壤相隔离，增加了管道与周边土壤之间的热阻，减少了管道与周边土壤之间的换热[4]，降低了冻胀的程度，因而常被用于解决热交换量大的站场附近管道的土壤冻胀问题。由于管沟措施中形成了密闭空间，使得危险性加大，而管沟措施中管道布设、维护成本又较高，因此，未被国际输气管道设计规范的推荐。

1.4 保温

对调压后的埋地管道采取保温措施，开挖出站管道和调压橇后的地下管道，管道防腐层检漏合格后，采用聚氨酯泡沫对管道和管汇进行保温处理，保温层外做玻璃钢防水处理[5]。

根据李凯、王志方等人的研究成果[6]：对于降压分输的一般地段低温埋地管道，即使土壤发生了一定程度的冻胀，管道仍是安全的；但对于地面和埋地管道结合部位需要谨慎对待，阀门离开基座可能破坏法兰连接部位。因此，只要对埋地管道与地面结合部位一定长度内的管道进行保温处理，减少这一部分管道与周边土壤的换热量，即可消除冻胀对管道安全运行的影响。

1.5 优化运行

加强与下游用户的优化运行是最节能环保的方式，主要包括：提高分输压力，减少上下游压差[7]；间歇分输，减少管道低温运行时间。

2 模型建立

由于土壤发生冻胀温度变化缓慢，管道天然气与地面的传热近似为稳态传热问题，且假设土壤中没有空气，则地面向天然气传递的热量为：

式中：Q1为单位时间内Δx长度的地表空气向天然气传递的热量，J/（m·s）；λs为土壤导热系数，W/（m·K）；S1为地表空气向天然气传递的热量计算模型的形状因子[1]，m；Tf为地表温度，℃；Tx为距离管道起点x处的天然气温度（低于冰点），℃；Δx为管道走向上的一小段，m；h为管道中心线距地面距离，m；Rb为管道防腐层外表面的半径，m。

地面向冻土传递的热量：

式中：Q2为单位时间内Δx长度的管道上方的空气向冻土传递的热量，J/（m·s）；S2为地表向冻土传递的热量计算模型的形状因子；Rx为距管道起点x处的冻胀半径，m。

当地面向天然气传递的热量Q1与地面向冻土传递的热量Q2相等时，热量传递达到动态平衡，管道周边土壤冻土不再增加，达到最大冻胀半径Rmax。

式中：Re为管道外半径，m。

选取西气东输徐州分输站相关参数（见表1），作为计算冻涨半径的计算数据。

表1 西气东输徐州分输站相关参数

由于管道的传热系数较土壤的传热系数大很多，管道防腐层较土壤最大冻胀半径小很多，因此紧靠管道的一层冻土的温度近似为天然气的温度，地表的温度近似为空气的温度。

将徐州分输站的相关数据代入公式（5），得最大冻胀半径为1.65 m。

3 影响最大冻胀半径的因素分析

3.1 最大冻胀半径与地表温度的关系

采用式（5）计算徐州分输站在不同地表温度下的管道周围土壤最大冻胀半径，结果见图1。

图1 管道周围土壤最大冻胀半径与地表温度的关系

由图1可以看出，管道周围土壤最大冻胀半径随地表温度升高而减小，地表温度在10℃以下时冻胀半径降低较快，当地表温度大于10℃时冻胀半径下降趋于平缓，接近于0.6 m。

3.2 最大冻胀半径与天然气温度的关系

采用式（5）计算地表温度5℃、管道埋深2 m时，徐州分输站天然气在不同出站温度下的管道周围土壤最大冻胀半径，见图2。

图2 管道周围土壤最大冻胀半径与天然气出站温度的关系

由图2可以看出，当出站温度在低于-6℃时，最大冻胀半径随出站温度的升高接近线性衰减，但衰减速度较慢，当出站温度高于-6℃时，冻胀半径衰减加快。

3.3 最大冻胀半径与出站管道半径的关系

采用式（5）计算地表温度5℃、管道埋深2 m、出站温度为-18℃时，徐州分输站出站管道不同半径的管道周围土壤最大冻胀半径，见图3。

图3 管道周围土壤最大冻胀半径与出站管道半径的关系

由图3可以看出，最大冻胀半径随出站管道半径的增加而增大。当出站管道半径大于0.15 m时，最大冻胀半径随管道半径的增加接近线性增大，但冻胀半径增大较缓；当出站管道半径小于0.15 m时，冻胀半径随管道半径的增加显著增加。

3.4 最大冻胀半径与出站管道埋深的关系

采用式（5）计算地表温度5℃、出站温度-18℃时，出站管道在不同埋深下的管道周围土壤最大冻胀半径，见图4。

图4 管道周围土壤最大冻胀半径与出站管道埋深的关系

由图4可以看出，最大冻胀半径随出站管道埋深的增加而增大，几乎为线性关系。

4 分输站管道防冻胀措施

西气东输徐州分输站天然气进站的压力最高约为8.8 MPa，进站温度最低约15℃，向下游用户的分输压力约1MPa。由于上、下游压差较大，受焦耳-汤姆逊效应影响，调压后天然气温度全年大部分时间处于0℃以下，冬季甚至达到-30℃。由于天然气温度偏低，且徐州地区冬季气温较低，冻胀土壤与外部环境的换热量少，使得冬季冻胀的土壤持续扩大，地下管道出现严重冻胀，致使管道位移、阀门抬高、局部弯头处应力集中，存在较大的安全隐患。因此，需要采取防冻胀措施，避免由于冻胀对管道安全运行造成影响。

对徐州分输站调压后的管道运用了防水、排水法防冻胀措施，见图5。

图5 防水、排水法示意

在徐州分输站采取上述防冻胀措施后，冻胀现象有所改善，但并没有消除冻胀现象。由于徐州地区地下水位较高，降水较多，防水措施不能完全阻挡水分的侵入，且由于出站天然气温度长期处于低温状态，周边土壤不断与管道进行热交换，导致土壤冻胀。

要根本解决冻胀问题，需要采取进一步措施，即提高分输天然气温度。在站内增设一套蒸汽换热器，利用蒸汽来加热天然气，通过提高调压前天然气温度，解决管道冻胀问题，确保安全稳定地为下游用户供气。

由表2可知，徐州分输站在不同工况下调压后温度都会降至0℃以下，节流调压后引起土壤冻胀，需采取加热措施，可以选择加热功率为1 200 kW的换热器，并可根据运行情况调节加热功率。

5 结束语

天然气管道冻胀的治理措施有多种，要加强对现场的调研，科学合理地选择节能环保安全的治理措施。最大冻胀半径与天然气分输管道出站温度、地表温度、管道半径及管道埋深有关。还应开展不同冻胀程度对管道、法兰连接部位受力的影响研究，为天然气管道防冻胀治理提供技术支持。

表2 站内热负荷计算结果

[1]郑平.冻土区埋地管道周围土壤水热力耦合作用的数值模拟[D]．青岛：中国石油大学（华东），2011.

[2]王昌志.输气管道工程[M].北京：石油工业出版社，1997：21-23.

[3]熊寅铭，谷英翠，孙伶，等．天然气管道分输站埋地管道冻胀范围预测[J].油气储运，2012，31（8）：633-635，639.

[4]杨世铭，陶文铨．传热学[M]．北京：高等教育出版社，2006.

[5]郑晓明，王晓燕，闫杰，等.输气管道冻胀原因分析与治理[J].油气储运，2011，30（6）：467，471.

[6]李锴，王志方，项卫东，等.天然气分输站分输管道冻胀力学分析[J].油气储运，2011，30（8）：652-656.

[7]尤泽广，李玉坤，陈晓红.天然气管道减压阀节流温降规律.油气储运，2015，34（5）：500-505

Numerical simulation research on anti-frost heave of pipeline foundation at natural gas distribution station

RONG Hailun1，HUANG Xin2，MENG Fanxing3
1.China Petroleum West-East Gas Pipeline Company，Yangzhou 225009，China
2.China Petroleum Engineering&Construction Corp.，Beijing 100101，China
3.Offshore OilEngineering Co.，Ltd.，Tianjin 300452，China

Frost heave phenomena often occur at natural gas distribution stations in winter due to the gas pressure difference between inlet gas and outlet gas of the station，which make valve separated from valve base，ground and wall cracked，pipeline deformed，partial bends stress concentrated，and cause operation risk.In order to solve the pipeline frost heave problem at natural gas distribution station，this paper summarizes relevant common methods and their features，establishes the numerical heat transfer model of natural gas pipeline and soil.Based on the numerical model and taking Xuzhou Natural Gas Distribution Station for example，it obtains the relations between the maximum frost radio and the outlet gas temperature，the ground temperature，the pipeline radio and the pipeline buried depth， and gives concrete measure to solve the frost heave problems.

naturalgas distribution station；pipeline foundation；frost heave；numericalsimulation

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.05.011

荣海伦（1985-），男，山东汶上人，工程师，2011年毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，硕士，现主要从事天然气长输管道的运营管理工作。Email：ronghailun@petrochina.com.cn

2017-05-21；

2017-06-27