长输天天然气管道道冰堵治治理与案例例剖析

冰堵是含量较高，行产生较大加热或添加前言

近几年题，给管道对各种情景分析。

一、冰堵㈠ 冰天液态的或气道冰堵；气产天然气水易发生；后是天然气管通常发生大影响。常加化学抑制年，西气东道的正常生产景提出对应堵成因及分冰堵成因

然气管道冰气态的。液气态水一般因水合物。前

后者一般发长输天道运行管理在管道投产见预防方法剂等。常见输二线、大产造成较大的预防和处分类

冰堵一般发态水一般因因含量过高者一般发生

生在管道运天然气管道理中常见的产初期、清管法包括严格见解堵方法大沈线、冀宁大的影响。笔处理措施，并生在冬季。因管道投产高而在一定温生在管道投

运行过程中道冰堵治王保群

的问题，产生管作业过程控制气源质法包括降压运宁线、秦沈笔者对冰堵原并对近几年之所以会发前干燥不彻温度和压力产初期，并

，由于天然治理与案例生冰堵的根本程或站内调压质量、严格监运行法、注沈线、忠武线原因进行分年国内天然气发生冰堵，根彻底而存留力条件下析并且地形起伏

然气中水含例剖析

本原因是管压节流过程监管投产前注醇法、加热线等天然气分析，对常见气管道发生根本原因是下来，温度出液态水，伏较大、弯

含量过高而引

管内有液态水程，给管道正前管道干燥热法和热水气管道均发生见冰堵情景进生的典型冰堵是管道内部有度较低时结进而在一定弯头弯管较多

引起。

水或气态水正常生产运、对天然气水喷淋法等。生过冰堵问进行分类，堵案例详细有水存在，

冰，造成管定条件下生多的管道较水运气。

问细管生较

天然气水合物是一种由水和甲烷、乙烷等小分子气体在一定条件下形成的固态结晶，外观像碎冰，点火即燃，又称“可燃冰”。其形成条件包括组分条件、热力条件和促生条件：组分条件，硫化氢、二氧化碳及小分子烃类组成的气体分子和天然气在一定条件下析出的液态水；热力条件，即足够高的压力和足够低的温度；促生条件，天然气在紊流状态下或有晶体微粒存在。

㈡ 冰堵类型

天然气管道主要包括干线管道和站场，两者均可能有冰堵发生，总结近几年国内管道发生的冰堵现象，冰堵情景可分为以下几种：

⑴ 投产干燥不彻底引起的冰堵

天然气管道在焊接完成后，为检验焊接质量、密封性和承压能力，需对管道试压。目前管道试压多采用水试压方法，尽管试压过后要进行清扫、干燥处理，但是低洼处、弯头、弯管等特殊地段管内难免存有少量残留水，投产初期温度较低时易造成冰堵，影响站内阀门、调压装置等设备的正常运行，影响向下游用户分输供气。大连-沈阳天然气管道在2011年底投产之后，管道沿线营口、沈阳等分输站场以及与其相连的秦沈天然气管道沿线盘锦、锦州等分输站场均多次发生冰堵现象，给管道正常运行造成较大影响。

⑵ 干线管道清管作业引起的冰堵

管道运行初期，为进一步清除管道内残留的杂质和水分，需进行清管作业。在清管器运动过程中，由于前后压差的存在，清管球射流孔会产生节流效应，温度随之降低，天然气水露点较高时析出水分，并在一定条件下形成天然气水合物，进而造成冰堵，增加清管作业的难度和风险。2010年5月27日西气东输二线清管作业时，张掖-永昌段以及古浪压气站附近56#-59#阀室之间地势起伏大，地温变化快，多次发生冰堵。

⑶ 站场节流引起的冰堵

当天然气流经过滤分离器、调压撬、孔板流量计等装置时，引起天然气节流，由于焦耳-汤姆森效应的存在，天然气温度随之降低，天然气水露点较高时会析出水分，形成水合物，进而产生冰堵。若冰堵发生在过滤分离器，会造成滤芯堵塞，进而引发滤芯的变形和损坏；若发生在调压撬，会造成管内流通面积减小，甚至全部堵塞，进而影响向下游用户平稳供气；若发生在流量计处，会影响流量计的精准度；若发生在阀门引压管处，会引起控制单元无法准确检测信号，造成阀门误关断。2010年11月27日，涩宁兰天然气管道兰州末站各分输支路

均发生冰堵；2011年1月1日西气东输二线黄陂站调压管路发生冰堵；2011年4月27日，西气东输二线红柳压气站卧式分离器发生冰堵。

⑷ 转供不合格气源引起的冰堵

国内忠武线、陕京线系统、冀宁线、永唐秦等天然气管道在西气东输二线投产之前，由于气源水露点较低，运行较为平稳，很少出现冰堵现象。自从西气东输二线投产，以上各管道气源开始混有水露点较高的中亚天然气，沿线多数站场冰堵问题较为严重，给管道正常运行造成较大影响。

二、冰堵预防措施

㈠ 严格控制气源质量

预防天然气冰堵最为根本有效的方法是降低天然气水露点，控制气源质量。天然气进入干线管道之前，先经处理厂干燥处理，常用干燥方法有液体吸附法和固体吸附法两种，前者是利用甘醇等具有良好亲水性的吸附剂进行脱水，降低天然气水露点；后者是利用硅胶、活性炭、分子筛以及氧化铝等较强吸附能力的吸附剂进行脱水，使天然气水露点达到相关要求。

我国典型管道对应气源水露点如下：根据相关协议，中亚天然气管道气源水露点要求冬季在7.0MPa压力下不高于-7℃，根据《GB22634-2008天然气水含量与水露点之间的换算附录E(等同于ISO18453)》换算方法，折算其对应的含水量为67.3mg/m3；中缅天然气管道气源水露点要求在10.0MPa压力下不高于-5℃，折算含水量为63.5mg/m3；中俄东线天然气管道气源水露点要求冬季在4.0MPa压力下不高于-20℃，折算含水量为36.8mg/m3；西气东输一线气源水露点在6.0MPa压力下不高于-14℃，折算含水量为40.5mg/m3；陕京系统管道气源水露点在5.4MPa压力下不高于-13℃，折算含水量为51mg/m3；川气东送管道气源水露点在6.7MPa 压力下不高于-15℃，折算含水量为40.1mg/m3。

再根据含水量折算各管道气源在不同压力条件下对应的水露点如下表所示。可以明显看出，中俄东线天然气管道气源水露点条件最好，中亚天然气管道气源质量最差。

典型管道气源含水量和各压力条件下对应的水露点

天然气管道

不同压力条件对应的水露点（℃） 含水量1MPa 2MPa 3MPa 4MPa 5MPa 6MPa 7MPa 8MPa 9MPa 10MPa Mg/m3

中俄东线 -32.4 -26.0-22.5 -20.0-18.3-16.8-15.7-14.7-13.8 -13.236.8 川气东送 -31.4 -25.0-21.4 -18.9-17.1-15.7-14.6-13.4-12.6 -11.940.0 西气东输 -30.1 -23.6-19.9 -17.4-15.4-14.0-12.8-11.8-10.9 -10.245.0 陕京系统 -28.9 -22.3-18.6 -16.0-14.1-12.6-11.3-10.2-9.3 -8.7 51.0