天然气设备冰堵原因及防治措施

摘 要：天然气场站在冬季运行时，部分关键设备如调压阀、流量调节阀等由于节流原因易产生冰堵现象。通过输气管道在冬季运行时调压阀、流量调节阀等关键设备发生的冰堵现象，总结设备冰堵产生的原因以及处理措施。

关键词：天然气设备 节流 冰堵

天然气场站在冬季运行时，部分关键设备如调压阀、流量调节阀等由于节流原因易产生冰堵现象，严重影响着输气场站的安全平稳供气。通过输气管道在冬季运行时调压阀、流量调节阀等关键设备发生的冰堵现象，总结设备冰堵产生的原因以及处理措施。输气管道投产后，末站在采取加强分离器、汇管、阀门等设备排污密度的措施下，供气一直比较稳定，但是进入冬季运行后，由于管线运行压力波动、外界环境温度降低以及复线刚投产含有水、较多杂质等原因造成了调压阀、流量调节阀出现了严重的冰堵现象。

一、冰堵原因分析

冰堵是由于水气和天然气的某些组分在一定的压力和温度下生成了水化物，堵塞管道、设备和仪表的一种现象。水化物又称水合物，是一种白色结晶物质，外状类似冰和微密的雪，是由碳氢化合物和几分子水组成，密度为0.88～0.90g/cm3。研究表明，水化物是一种笼形晶体包络物，水分子借氢键组合形成笼形结晶，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、硫化氢气体分子被包围在晶格中，当气体分子全部充满晶格的孔室时，天然气各组分的水化物的分子式为CH4·6H2O，C2H6·6H2O，C3H8·17H2O，C4H10·17H2O，H2S·6H2O，戊烷以上一般不形成水化物。在冬季运行时，水化物在天然气输气场站节流处极易形成，造成工艺管线和设备的冰堵，即节流效应：气体遇到压力突变（例节流阀）引起温度急剧降低，甚至产生冰冻的现象。

节流膨胀是气体通过多孔塞或阀门从高压到低压作不可逆绝热膨胀时温度发生变化的现象。在常温下，许多气体在膨胀后温度降低，称为冷效应或正效应。对于理想气体，经绝热节流过程后，温度应不变。对于实际气体，经绝热节流过程后，温度可能降低、升高或不变，分别称为正的、负的或零焦耳-汤姆孙效应。焦耳-汤姆孙效应是实际气体偏离理想气体的结果。节流效应是由于压力突降引起温度降低产生冰冻的现象，属于正的焦耳-汤姆逊效应。节流过程中温降的大小与节流前的温度、节流前后的压差有关。

在场站输气中，管线天然气温度与外界环境有关，节流前后的压差大小由于调压阀阀后压力恒定故与管线输送介质压力有关。因此，在冬季运行过程中，管线输送介质温度低，在输送压力高的情况下极易产生节流效应，由于某些设备流道直径过小（RMG调压阀指挥器流道直径1～2mm，MOKVELD RZD型流量调节阀笼筒小孔直径3～5mm），加之复线投用不久管线中含有较多杂质，导致出现了严重的冰堵现象。

二、天然气管道冰堵的危害

天然气水合物形成后，会对输气生产产生显著影响：①天然气水合物在输气干线或输气场站某些管段（如弯头、阀门、节流装置等部位）形成后，易造成流通面积减小，形成局部堵塞，其上游压力增大，流量减小，下游压力降低，从而影响正常输气和平稳供气；②天然气水合物在节流孔板处形成，直接影响天然气流量的计量准确性；③天然气水合物在气液联动截断阀的引压管处形成，将导致控制单元无法及时准确地检测到信号，造成阀门误关断；④水合物若在关闭阀门的阀腔或“死气段”内形成，易因体积膨胀造成设备或管道冻裂，该情况多发生在投产初期和冬季气温较低的地区。

三、冰堵预防及处理措施

对于因管道进水而导致的冰堵问题， 应从源头上进行防范。首先要提高施工队伍的整体素质， 加强施工人员和监理人员的责任心， 争取做到防范于未然， 从根源上杜绝此类问题的发生。一旦发现管道中已经进水， 应尽早采取措施进行处理。先确定进水管段位置， 切断气源， 在管道埋深较深处进行开挖， 并进行打压吹扫， 放散时宜采用通径放散， 尽量避免异径放散。对于因注水试压而产生的管内积水问题， 可采用管道干燥的施工方法， 大致主要有三种， 即： 干燥剂干燥法、真空干燥法、干空气干燥法。其中干燥剂干燥法一般用甲醇、乙二醇或三甘醇作为干燥剂， 干燥剂和水可以任意比例互溶， 所形成的溶液中水的蒸汽压大大降低， 从而达到干燥的目的。残留在管道中的干燥剂同时又是水合物抑制剂， 能抑制水合物的形成。真空干燥法主是在控制条件下应用真空泵通过减小管内压力而除去管内自由水的方法。其原理是创造与管内温度相应的真空压力， 以使附着在管内壁上的水分沸腾汽化。目前在我国广泛使用的是干空气干燥法， 干空气干燥法有两种施工方法： 第一就是直接应用干燥空气对管道进行吹扫， 第二就是用通球法对管道进行干燥。从干燥效率和效果上讲， 前者不如后者； 从应用范围上讲， 后者适用于通径管线， 而前者适用于所有管线， 包括变径管线。对于因天然气水合物而形成的冰堵， 目前尚无十分有效的处理办法， 可尝试从以下几方面考虑： 首先是对天然气进行脱水处理， 当天然气的含水量低于一定范围时， 在相同条件下， 冰堵现象会被有效遏制。

1.天然气场站冰堵预防

1.1加密分离器、过滤器、聚结器、汇管等设备的排污频次，及时排出工艺管网中天然气所含带的液态水，降低水露点；

1.2提高天然气的运行温度，在易冰堵设备位置缠绕电伴热带或安装涡漩加热器；

1.3降低调压系统前运行压力。可采取降低长输管线运行压力或通过调压系统前进口球阀节流降低调压系统进出口差压；

1.4向天然气管线中注入化学抑制剂，降低水化物的形成温度。因此，在冬季运行前，针对冰堵需要进行检查电伴热系统、棉毯包裹排污管线、球阀排污等一些必要冬防保温工作。如在运行过程中已发生冰堵现象，要针对不同设备采取不同的方法解决。

2.天然气冰堵处理措施

2.1调压阀指挥器出现冰堵时，由于其流道直径较小，产生的水化物不是很多，可采取在指挥器上直接浇注一壶开水的方法进行解决。

2.2流量调节阀出现冰堵时，由于其自身结构为内外两个阀体，且壁厚非常厚，浇注热水或加缠电伴热的作用甚微，如果无法降低管线输气压力，可临时采取调压阀上游球阀节流的措施，减小调压阀前后压差，降低节流效应，待冰堵消失后再恢复。当然，如果调压计量支路满足运行的话，可以采取切换分输支路的措施解决冰堵问题。

2.3分离器、汇管排污管线出现冰堵时，可采取在线排污的方式冲开冰堵部位，切记要缓慢打开阀套式排污阀。如果条件允许，可停用分离器，待冰堵消去后恢复，此外可采取棉毯加缠电伴热带的方式防止管线冰堵。

四、结论与认识

天然气场站在冬季运行期间，工艺管线及设备冰堵是重要安全隐患，因此，对调压、节流设备和排污管线采取保温措施对稳定下游用户供气有着重要的意义。目前，调压设备多采取缠绕恒功率电伴热带或自控温电伴热带的保温措施。恒功率电伴热带需要温控器进行调节温度，温控器出现故障后，易造成电伴热带过热现象，不利于管线的安全运行；国产自控温电伴热带使用寿命较短（约3～4年），且易出现故障，虽其无需维护，但电伴热带日常检查显得尤为重要，因此建议安装涡漩加热器利用其自身涡流效应产生的热量解决调压设备的冰堵问题。

参考文献

[1] 杨川东.采气工程.北京：石油工业出版社，2000.