天然气设备冰堵原因及防治措施

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。

本文主要对天然气设备冰堵原因及防治措施进行了分析探讨。

关键词：天然气；冰堵；防治
引言
随着近年来我国天然气管道建设的迅速发展，天然气在国民生产生活中越来越重要。

但冬季天气寒冷，天然气管道及设备容易发生冰堵现象。

以我公司市域场站为例，目前站内的设计分输压力都在4MPa左右，实际分输压力也在3.2MP 左右，而通过调压阀调压后给下游用户的分输压力一般都在1.2Mpa.一般情况下天然气分输压力每下降1MPa，天然气的温度就要降低3～5℃，如果天然气水露点较高，在冬季运行情况下，天然气管道就极易发生冰堵，导致生产运行工作无法正常进行，同时也将直接影响到下游用户的生产和生活。

因此，预防与解决天然气管道、设备冰堵问题至关重要。

一、冰堵成因分析
冰堵是天然气输送过程中堵塞管道、设备和仪表的一种现象，主要有两方面原因一是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一种白色结晶物质，外状类似冰和微密的雪的水合物。

这种水合物密度一般为0.88～0.90g/cm3，由碳氢化合物和几分子水组成。

研究表明，水合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。

二是由于管道进水导致的冰堵问题。

其中形成水合物的条件主要是高压、低温、存在一个水合物的形成体以及要有适当的水量，但并不一定是游离水。

而象节流阀门等高流速区会加速水合物形成。

冬季，天然气站场工艺管线和设备（如节流阀）等设备通常会因为气体遇到压力突变引起温度急剧降低极易形成冰堵，这主要是由于冬季天然气输气站场节流造成的，即节流效应。

从高压到低压，气体通过阀门或多孔塞作不可逆绝热膨胀时温度发生变化的现象就是节流膨胀。

其中，正效应是指，许多气体，在常温下，膨胀后温度降低的一种现象。

理想气体，温度不会随绝热节流过程而发生改变。

而现实当中，实际气体，温度会随着绝热节流过程而升高、降低或不变。

这种由于压力突降引起温度降低产生冰冻的现象的节流效应，就属于正的焦耳-汤姆逊效应。

节流前后的压差以及节流前的温度对于节流过程中温降的大小起着关键作用。

输气过程中，外界环境直接影响管线天然气温度，而管线输送介质压力，由于调压阀阀后压力恒定故影响节流前后的压差大小。

因此，冬季管线输送温度降低时，高输送压力下容易产生节流效应，并产生严重的冰堵现象。

二、天然气冰堵的危害
在天然气管道输送过程中，天然气冰堵现象的发生是威胁输气管道安全运行
的一个重要因素。

当天然气通过节流阀、调压器、排污阀等阻力件时，天然气压力升高，气体温度下降。

温度的降低会使管路、阀门、过滤器及仪表结霜或结冰降低管道的输送效率，严重时甚至会堵塞管道，以导致管道上游压力升高，引起不安全的事故发生，造成设备及人员的伤害，从而影响正常供气。

天然气水合物一旦形成后，它与金属结合牢固，会减少管道的流通面积，产生节流，加速水合物的进一步形成，进而造成管道、阀门和一些设备的堵塞，严重影响管道的安全运行。

因此，研究和讨论天然气输送过程中冰堵现象的防治和处理，对保障天然气管道的安全运行具有十分重要的实际意义。

三、天然气管道冰堵的防治措施
1、管道干燥方法
为了解决注水试压所产生的管内积水问题，可在施工过程中对管道进行干燥处理，具体方法包括：干燥剂干燥法、真空干燥法和干空气干燥法。

干燥剂干燥法通常采用甲醇、乙二醇或三甘醇为干燥剂，干燥剂和水以任意比例互溶，在所形成的溶液中水的蒸汽压大大降低，从而达到干燥管道的目的。

残留在管道内的干燥剂又是水合物抑制剂，可以抑制水合物的形成。

真空干燥法是在控制条件下应用真空泵通过减小管内压力而去除管内自由水，原理是制造与管内温度相应的真空压力，使附着在管道内壁的水分沸腾汽化。

干空气干燥法是目前我国使用最广泛的干燥方法，主要有两种施工方式：直接使用干燥空气对管道进行吹扫和采用通球法对管道进行干燥。

前者的干燥效率和干燥效果要好于后者，且前者适用于所有管道，后者仅适用于通径管道。

2、冰堵防治措施
目前，对于因天然气水合物而形成的冰堵，尚无成熟的防治措施，施工过程中可尝试以下方法：（1）确保管道内天然气含水量满足标准规定，在天然气进入管道前，对其进行干燥处理。

通常采用的天然气干燥方法有两种：液体吸收法和固体吸附法。

前者是利用甘醇等具有良好亲水性的液体脱水剂，降低天然气水露点，使之在输送压力条件下，低于输气温度5～10℃；后者是利用分子筛、氧化铝、活性碳、硅胶等具有较强吸附能力的脱水吸附剂，吸附天然气中的水汽，降低天然气水露点。

液体吸收剂和固体吸附剂吸水后，可通过蒸馏或加热等方法再生。

（2）对于刚投产的输气管道，输气场站应对阀门、过滤分离器、计量橇、调压橇、排污罐、放空立管等设备进行多次排污，将管道和设备内的积液及时排出。

日常巡检时，注意检查过滤分离器的差压表，当过滤器差压大于40～50kPa时，应立即更换滤芯。

（3）提高天然气流动温度，在调压橇前对天然气加热或者在易冰堵管段安装电伴热带，确保天然气的流动温度或者调压橇后的气体温度保持在天然气水露点以上，防止天然气水合物的生成。

西气东输二线建设时，大部分分输站均在调压橇前安装了电加热器，并在分输场站内的排污管道、调压橇管道、调压橇引压管、自用气橇增设了电伴热带且包裹保温材料。

（4）加入化学制剂抑制天然气水合物的形成。

（5）在下游分输管道具备一定储气调峰能力的前提下，适当提高下游分输压力且间歇输送，既满足了下游用户的天然气用量需求，又降低了调压橇分输时的前后压差，从而避免调压橇后的天然气温度过低而产生冰
堵。

四、天然气管道冰堵的处理方法
天然气管道如在运行过程中已发生冰堵现象，要根据产生冰堵的不同部位采取不同的方法解决:（1）冰堵段放空降压，对冰堵段部位进行放空或降压，水合物的形成温度随压力下降而降低，当其降至低于管线内天然气温度时，已形成的水合物将发生分解，达到解除冰堵的目的。

（2）加热解堵法，在已形成水合物的管段，利用热源加热天然气(如电伴热、热水)，提高天然气的温度，破坏水合物的形成条件，使形成的水合物分解，并被天然气带走，从而解除水合物在局部管段内的堵塞。

在调压阀指挥器或引压管出现冰堵时，由于其流道直径较小，产生的水化物不是很多，可采取在指挥器或引压管上直接浇注开水的方法进行解决。

（3）流量调节阀出现冰堵时，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。

（4）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。

（5）注入防冻剂解堵法。

通过注入甲醇，利用其良好的亲水性，即能吸收大量水分，减少气体中的水分含量，使天然气露点降低、水合物分解，达到解除冰堵的效果。

通过抑制剂或离子增加与水分子的竞争力，改变水和烃分子间的热力学平衡条件，避免水合物形成，或直接与水合物接触，使分解而得到清除。

结束语
尽管经过多年的实践和摸索，天然气冰堵防治技术取得了重大进步，水合物堵塞情况得到遏制和好转，但由于目前天然气冰堵防治技术的针对性研究还不够，技术适用条件以及对下游天然气处理的影响还有待进一步考察。

参考文献
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