2017, Vol. 33
随着我国经济发展方式的转变和产业结构的调整, 以煤为主、石油为辅的能源消费模式对环境造成了严重污染, 制约了经济的可持续发展.因此, 作为清洁、优质、高效的能源, 天然气在能源结构中地位不断提升, 其产业在全球也进入了快速发展期, 我国燃气管道也逐渐从点状、线状向网状演变[1].但因我国天然气资源分布不均, 西气东输工程于2003年10月正式投产进行资源的跨区域调配.近年来, 我国天然气消耗总量日益增长, 输气量也随之提高, 管道全线压力不断提升, 由此也产生了一系列工程问题.上海天然气主干网工程某高压站已安全运行了几年, 主要负责将上游高压输气管道送来的天然气进行过滤、计量、调压(降压)、加臭、输配至城市天然气管网中.但在2012年11月至2013年3月冬季期间该站部分管道发生了较严重的变形, 埋管上方地基出现裂纹, 管道脱离支座, 产生了明显的上浮迹象, 埋下了安全隐患.故该站在2013年3月底被迫停止运行.本文将针对该现象并结合实地考察, 探究其原因, 提出相关技术处理措施.
1 原因分析作为上海天然气管网中的高压调压站, 该站是衔接城市外围高压天然气管道, 将进站压力为4.0 MPa天然气调压至1.6 MPa, 再经次高压输配管道进入各中心城区和郊区部分天然气主干网的重要纽带.根据实地调查了解到, 该站投产运行初期每逢冬季, 冻胀现象已有所产生, 但影响不大.然而, 随着输气量大幅提高, 分输压差进一步增大, 节流效应越发显著, 加之冬季天然气进站温度较平时低, 造成其出站温度更低(该站实测最低出站温度达-7 ℃), 致使管道长期在低温下运行, 冻胀情况越来越严重.此外, 该站所在区域地下水位较高, 导致埋管周围产生较厚的冻层, 管道随之被抬高, 当冻土消融, 因管道下方孔隙被土填充, 管道无法完全复位, 长此往复, 管道上浮现象越发明显[2].
该站管道冻胀的原因主要包含三方面.一是天然气经节流阀降压后, 因其流速过快, 时间短促, 可忽略其与外界的热交换, 近似看作绝热过程, 可用节流的微分效应体现其温降效应, 即
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式中:μJ为焦耳-汤姆逊系数, K·Pa-1; T为天然气温度, K; p为天然气绝对压力, Pa; h为天然气比焓, J·kg-1.
由于天然气中主要成分是甲烷, 故可粗略按甲烷的焓-压图进行计算.根据实测数据, 节流前天然气压力p1=4.71 MPa, 温度T1=283.25 K, 查得此时比焓h1=0.693 MJ·kg-1.经节流降压后, 天然气压力p2=1.42 MPa.因节流前后焓值相等, 可查得节流后天然气温度T2=267.32 K.
绝热节流平均系数μJ计算式为
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本文中μJ=4.84 K·MPa-1, 即当管道压力每下降1 MPa, 气体温度降低约5 ℃.在同等工况下, 节流系数会随着温度或压力的降低而增大.即在相同压降下, 当压力一定, 进站天然气温度越低或当温度一定, 进站压力越低时, 节流后温差越大[3-4], 所以在冬季天然气温度降低尤为显著.
二是与埋地天然气管道周围土壤冻胀敏感性和地下水位密切相关.三是输气量增大, 导致管内流速增大, 强化了管内对流传热, 但因热阻主要集中于管壁、管土之间的传热, 所以对冻胀贡献不大.
2 建模与数值分析 2.1 基本假设当土壤冻结时, 土、水和冰相互之间的微观作用非常复杂, 无法从数值上准确模拟这一过程.故在建立管-土冻胀模型时, 为计算方便并能反映出其主要特性, 提出了基本假设:① 忽略土体表面外部载荷影响; ② 土壤整体为均匀连续各向同性体; ③ 忽略土壤与大气之间的辐射传热; ④ 忽略土壤中水分迁移对温度场的影响; ⑤ 只考虑冰水相变所导致的冻胀对土壤中应力分布的影响.
2.2 有限元模型及其各参数确定根据站内天然气管道的真实情况, 本文选取实测时冻胀位移最大的管道区域建立有限元模型.管材为Ф610×9.5的X52钢管, 90°弯头直径R=1.5D(D为管道直径); 埋地管道长25 000 mm, 其中心距地面2 050 mm; 外伸管道长2 300 mm, 其中心距地面1 000 mm; 土体尺寸为45 m×20 m×10 m.有限元模型网格剖视图如图 1所示.
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图 1 有限元模型网格剖视图 Fig.1 Cutaway view of the meshed finite element model |
管道和土壤主要物性参数如表 1所示.因土壤中孔隙水与土壤颗粒表面的相互作用, 使得土壤冻结温度低于0 ℃.本文中土壤相变区间为-0.3~-1.26 ℃.为更好地体现土壤的应力-应变情况和描述管道与土壤间相互作用, 本文采用Drucker-Prager模型模拟土壤, 管道与土壤间摩擦系数为0.4, 模型主要参数如表 2所示.管内壁温度取实测最低值-7 ℃, 环境温度取0 ℃, 土壤10 m深处为恒温层[5], 温度为4.1 ℃, 土壤表面与大气的换热系数为17.8 W·m-2·K-1.管外壁与土壤的换热系数α为1.58 W·m-2·K-1, 计算式为
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表 1 管道和土壤主要物性参数 Table 1 Main physical properties of the pipeline and soil |
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表 2 土壤Drucker-Prager模型主要参数 Table 2 Main physical properties of soil in DP model |
式中:DN+1为埋地管道最外层直径, m; ht为埋地管道中心与地面的距离, m; λt为土壤导热系数, W·m-1·K-1.
当ht/DN+1＞2时, 式(3) 可简化为
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根据现场实测, 埋地管道所受内压为1.6 MPa, 外伸管横截面所受管内正压等效端面拉应力为-24.49 MPa.沟埋式管表面所受的竖直土压σz为28.79 kPa, 可根据马斯顿(M-S理论)基于散体极限平衡条件提出的公式[6]得出, 即
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式中:q为填土表面所受均布载荷, kN·m-2; γ为回填土的容重, kN·m-3; B为沟槽宽度, m; φ为回填土与沟槽壁之间的摩擦角; c为回填土与沟槽壁之间的黏聚力, kPa; H为埋地管道最外层距地表的深度, m; K为土压系数, 其值可由公式K=tg2(45-φ/2) 确定.
土体模型尺寸较大, 可以有效地降低土壤边界对管道的影响, 使得模型更符合实际, 土体边界约束条件为底面与四周固定约束, 并对管道的直管部分进行轴向约束.
3 数值模拟结果与分析 3.1 温度场分析因忽略了冻结过程土壤中的水分迁移, 且冻结过程长达数月, 故可将其近似看作稳态传热过程.通过三维热实体单元Solid90对管-土模型进行热分析模拟计算, 最终温度场分布结果如图 2所示, 并对埋地管道内表面至土体底部的温度随深度进行路径化处理, 结果如图 3所示.
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图 2 管-土模型的温度场剖视图 Fig.2 Cutaway view of temperature field for the tube-soil model |
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图 3 埋管周围土壤温度分布随深度变化 Fig.3 Evolution of soil temperature around buried pipeline with depth |
由图 2、3可知, 由于埋地深度在2 m左右, 所以地表温度变化对冻胀的影响很小.管道内气体温度维持在-7 ℃, 通过管壁向周围土壤传递热量, 导致埋地管道周围一定范围内的土壤受低温影响, 形成了局部低温区域.随着土壤深度的增加, 管内及地表温度对土壤温度的影响逐渐减小.
3.2 热-力耦合分析热分析求解结束后, 将热与结构单元相互转换, 从而进行静力分析.考虑到管道与土壤之间的相互摩擦, 埋地管道外表面刚性目标面采用Targe170目标单元, 土体为柔性接触面, 采用Conta173接触单元, 从而进行非线性接触分析.管道各方向及总位移云图如图 4所示.对埋地管道直线段进行路径化处理, 获得位移随距离的变化, 结果如图 5所示.图 6、7分别为考虑和不考虑冻胀影响时管道的应力分布云图.
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图 4 管道各方向及总位移云图 Fig.4 Displacement nephogram of the pipeline in different directions |
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图 5 总位移沿埋地管道底部轴线距离的变化 Fig.5 Changes of total displacement at the bottom of the buried pipe in the axial direction |
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图 6 考虑冻胀影响时管道应力云图和最大应力剖视图 Fig.6 Stress nephogram and cutaway view of the pipeline with the effect of frost heave |
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图 7 不考虑冻胀影响时管道应力云图 Fig.7 Stress nephogram of the pipeline without the effect of frost heave |
由图 4、5可知, 由于埋地弯管与直管处的冻胀差异性, 埋地管道的横向变形主要集中于弯管处, 而埋地管道的直管处主要为轴向变形和因冻胀导致向上抬起变形, 竖直方向最大位移约为35 mm, 而埋地管道的总位移随着管道距离的增大呈下降趋势.在管内压力和冻胀的共同作用下, 由于埋地管道弯管处周围土壤的抗拔阻力无法完全固定, 导致直管处的位移会向弯管处富集, 使得埋地管道弯管处产生较严重的横向位移与弯曲变形, 发生显著的应力集中现象, 容易使弯管处发生破坏, 这对管道损害极大, 因予以预防.
3.3 应力评定对上述管道最危险区域进行应力评定.应力评定路径上的薄膜应力为一次局部薄膜应力, 其强度用1.5Sm进行限制, Sm为材料的许用应力强度.同时, 路径上还存在弯曲应力, 属于二次应力, 它与一次局部薄膜应力强度之和用3Sm限制.这两个应力限制条件须同时满足, 才能确保管道不发生失效.
管道最大应力点的评定结果如表 3所示.由表中可知, 管道最大应力点集中在埋地道管弯管处, 一次应力以局部薄膜应力为主, 主要由平衡内压所致, 因管内压力不大, 管壁较厚, 故不会发生强度破坏.二次应力为自限性应力, 主要由协调冻胀变形所致, 冻胀效果越显著, 二次应力就越大.本文中, 当燃气管道受内压和冻胀影响发生一定量的变形后, 管道仍处于安全状态, 不会出现强度问题.但当冻土消融后, 管道可能无法完全复位, 多次往复, 管道水平位置升高, 必将对该站的安全、平稳运行埋下隐患.
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表 3 管道危险区域应力评定结果 Table 3 Results of stress evaluation in the dangerous zone of the pipeline |
预热法是目前国内外管道工程中解决冻胀最行之有效的方法, 可以从根本上解决埋地管道冻胀问题.当天然气进站温度低于设定的警戒温度时, 则需对其进行预热后再流经节流阀.预热装置可采用管壳式热交换器, 热源可采用燃烧天然气的热水锅炉或蒸汽锅炉.
4.2 置换土法将管道冻胀影响范围内的土壤置换成排水性较好、冻胀性小的卵石或沙土, 并在沟槽内增设防水层, 防止周围的水渗入其中.此外, 在槽底部设有集水沟, 将积水引入竖井, 再使用抽水设备将水及时排出.对一些压降大的管段, 亦可采用涵洞式, 将管道与周围土层隔绝, 从而避免土壤受管内低温影响产生冻胀.但是目前该方法国内外尚无明确规范可循.
4.3 绝热保温措施法对节流后的埋地低温管道采取绝热保温措施.管道防腐层检漏合格后, 可采用聚氨酯泡沫对管道和管汇进行绝热保温, 并在保温层外做相应的防水防腐措施.
4.4 冷能回收法使用透平膨胀机代替节流阀, 从而对高压天然气进行降压, 将中压低温天然气与冷媒乙二醇进行热交换, 用以回收富余的天然气降压后产生的冷能, 存储在蓄冷装置中, 供应给站内办公楼制冷系统, 最后将中压常温的天然气输配至城市中压天然气管网.
4.5 其他措施采取间歇输气方式或电伴热方法; 采用符合相关标准, 材料强度、韧性好的钢管; 站内管道按照规定设置分段阀门; 针对冻胀制定运行应急预案, 通过严密观察、准确测量将数据记录在案, 密切监测管道受冻胀的影响程度.
5 结论对公称直径较大的天然气埋地管道进行设计时, 应综合考虑管材性能和周围土壤物性, 对易发生饱和的土壤类型应予以重点关注.对于经降压分输的埋地管道, 在内压和冻胀作用下, 即使土壤发生了一定程度的冻胀导致管道发生较大的变形, 管道还是安全的.但仍应采取相关针对性的技术预防措施, 避免埋地管道受冻胀影响所产生的积累性变形, 造成安全隐患和破坏.
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