西气东输二线取压点改造及应力分析

张海宁，赵 云，张强德，赵吉龙

(中国石油西部管道分公司 新疆 乌鲁木齐 833600)

0 引 言

西气东输二线是我国第一条引进境外天然气的大型管道工程，干线全长4 895 km。为保证管道长期、平稳、安全运行，每间隔一定距离、在特殊地段两侧及进出站管线上均需按规定设置截断阀室，以便发生爆管时紧急切断管路，降低事故风险[1]。截断阀室内的气液联动阀均采用壁厚5 mm、直径34.5 mm的钢管作为动力引压管，为执行机构提供动力源[2]。动力引压管与埋地主管线焊接，由于土壤沉降和其他机械动作，埋地部分的引压管不可避免地会发生变形或损坏，可能造成执行机构的异常关断[3]。为避免引压管失效造成执行机构异常，在实际工程中对引压管的结构、铺设和布置方式等进行了多种形式的改进[4-5]，但效果均不理想。本文提出了一种取压点改造方案，并对改造后的取压点进行建模，分析了环境温度、输气温度和输气压力等影响因素对剩余引压管应力的影响，对改造方案的可行性进行了评估。

1 改造方案

本文提出了一种取压点改造方案，如图1所示。总体思路为：在取压点位置开挖作业坑，采用在线封堵技术[6]截断主管线引压点上方的引压管，仅保留150 mm，然后将剩余引压管进行封堵，气液联动阀执行机构的动力源改由外部接入。进行取压点改造时，尽量选择主管线检修或停输时进行，保证施工作业安全。在改造完成后，考虑到剩余引压管较短，土方回填可能会因土壤的沉降作用对剩余引压管造成损伤，因此采用管沟的方式进行处理，即在取压点附近开挖管沟，做好周围土壤的防护，在管沟上方铺设盖板。这样不仅可以避免剩余引压管的受力，且便于日常检修和维护。

改造之后，取压点处的结构发生了改变，因此需要对取压点处的结构重新进行应力分析。对于埋地管道，主要受到土壤压力、自身重力、管道内部的压力和温度引起的应力的作用[7]。对于天然气长输管道，在天然气输送过程中，管道内的输气压力和输气温度的波动，是天然气管道受力的主要影响因素[8-12]。由于本次改造过程仅涉及取压点处的结构改变，因此，本文仅分析环境温度、输气温度和输气压力对管道内压力和温度应力的影响。

图1 引压管改造方案示意图

2 数值模拟

2.1 模型建立

本文主要是针对改造后取压点处的结构进行分析，因此只截取主管线的一段进行建模，模型主要包括主管线和剩余引压管。主管线模型为西气东输二线中常用的管径为1 016 mm的输气管道。在主管线上开一个孔作为取压点，剩余引压管的一端焊接在取压点上方，另一端为封闭结构，长度为150 mm。采用SOLID70(三维8节点实体热单元)和SOLID185(三维8节点固体结构单元)两种模型单元进行温度和应力分析。完整模型如图2所示。

图2 完整的三维模型

2.2 材料设定

天然气主管线和引压管材料均为钢，弹性模量为203.40 GPa，泊松比为0.29，主管线材料为X70钢，屈服强度为485 MPa，引压管材料为B级钢，屈服强度为245 MPa。

2.3 边界条件和载荷施加

改造后，主管线上方采用管沟的方式进行处理，因此土壤对管道施加的外力并不会影响取压口处的应力分析。剩余引压管与主管线采用固定连接。主管线和剩余引压管处应力主要是天然气输送过程中输气压力引起的应力和管道内外温差引起的热应力。管道的输气压力和温度均匀施加在主管线和引压管的内壁，管道外壁的温度随环境温度的变化而变化。在热分析时，由于主管线上方已铺设盖板，因此不考虑主管线上方的空气对流传热，只考虑由内外温差引起的管壁导热。

2.4 求解方法

本文采用间接法对温度-应力耦合进行计算。首先在主管线和引压管的内外施加温度载荷，采用SOLID70单元对模型的温度场进行分析，获得模型的温度场分布，然后将分析单元转化为SOLID185单元进行结构的应力分析，定义材料随温度变化的属性，施加温度载荷，并在管道内壁施加输气压力载荷[13]。

3 结果与讨论

3.1 环境温度对剩余引压管应力的影响

对于管沟式铺设的管道，管道外壁的温度随环境温度变化。在较大的温度载荷作用下，管道材料的力学性能可能会发生变化，严重时可能出现管道破裂。环境温度对剩余引压管应力的影响如图3所示。管道内的输气压力为设计压力12 MPa，输气温度为设计温度55 ℃，环境温度分别为-35 ℃，-15 ℃，0 ℃，15 ℃和35 ℃。由图可见，随着环境温度的升高，内外壁的温差减小，剩余引压管的最大应力逐渐降低。从应力的变化趋势可以看出，当环境温度超过0 ℃后，剩余引压管应力的降低速率略有降低，这种现象主要是由于剩余引压管和主管线两种材料的热力学性能不同所致。当环境温度低于0 ℃时，可以对裸露在环境中的主管线和剩余引压管进行保温处理，或在管沟的盖板位置进行保温处理，通过提高主管线的环境温度降低剩余引压管的应力。

图3 环境温度对剩余引压管应力的影响

由图3的应力值可以看出，最大应力值均已超过引压管材料的屈服强度，为了进一步研究应力分布情况，引压管的应力分布云图如图4所示。由图可见，最大应力发生在剩余引压管与主管线连接的角焊缝处和主管线上，剩余引压管其他位置的应力均小于材料的屈服强度。最大应力值均小于主管线材料X70钢的屈服强度。引压管是在管道投产时已经焊接好的，已经充分考虑了角焊缝强度的问题。但由于改造过程中，需要对原引压管进行切割、封堵，因此，在改造完成后需要对焊缝的结构强度重新进行评估。

图4 不同环境温度下剩余引压管的应力分布云图

3.2 输气温度对剩余引压管应力的影响

天然气管道内的输气温度会随着输送距离逐渐发生变化，根据压缩机进出口输气温度的历史统计数据，压缩机进口正常工作温度为22.1 ℃，压缩机出口正常工作温度为66.4 ℃。由此可见，管道内的输气温度随着传输距离的增加逐渐降低。正常工作状态下，输气温度差为44.3 ℃。由于管道输气温度的改变，管道内外温差也会发生改变，引起管道温度应力的变化。

输气温度对剩余引压管应力的影响如图5所示。管道内的输气压力12 MPa，环境温度-35 ℃，输气温度分别为10 ℃、20 ℃、30 ℃、40 ℃和55 ℃。由图可见，随着输气温度的增加，管道内外壁的温差逐渐加大，管道的应力值升高。最大应力值均超出引压管材料的应力值。为了进一步研究剩余引压管应力值的分布情况，剩余引压管的应力分布云图如图6所示。由图可见，剩余引压管角焊缝处仍然是应力较为集中的部位，剩余引压管其他位置的应力值均小于材料的屈服强度。

图5 输气温度对剩余引压管应力的影响

输气温度和环境温度对剩余引压管应力的影响相似，管道应力都是受管道内外温度差的作用，使管道材料在不同温差下呈现出不同的力学性能，特别是在温差较大的条件下，管道会出现较大的应力，最终使管道发生裂纹或破坏。因此，建议在管沟内，特别是距离压缩机出口较近的管沟内，增加保温设施，提高管沟内的温度，从而降低管道内外的温差，避免剩余引压管的应力过大造成管道损坏。同时，还要对改造后的剩余引压管根部角焊缝处的强度再次进行评估，必要时要对角焊缝的结构强度进行加强。

图6 不同输气温度下剩余引压管的应力分布云图

3.3 输气压力对剩余引压管应力的影响

天然气管道的输气压力与输气温度一样，随着输送距离的增加而降低。压缩机进出口压力的统计结果显示，压缩机进出口的设计压力为12 MPa，在实际运行过程中，压缩机平均进口压力7.42 MPa，压缩机平均出口压力11.8 MPa。由此可见，在输气过程中，输气的压力损失较大。输气压力对引压管应力的影响如图7所示，环境温度-35 ℃，输气温度55 ℃，输气压力分别为6 MPa、9 MPa和12 MPa。由图可见，输气压力越高，管道承受的内压越大，在温度载荷的作用下管道越容易发生损坏。剩余引压管的应力云图如图8所示。由图可见，剩余引压管的应力主要集中于角焊缝和主管线处，剩余引压管其他位置的应力值相对较小。

图7 不同输气压力对剩余引压管应力的影响

图8 不同输气压力下剩余引压管的应力分布云图

改造后的取压点，特别是在压缩机出口位置的取压点，天然气经压缩机加压升温后，压力可达到设计压力，此时，在输气压力和温度的共同作用下，剩余引压管的应力会显著提高，但为了保证天然气的有效传输，输气压力和温度不能降低，但可以通过提高环境温度降低剩余引压管的应力值，因此，靠近压缩机出口位置的管沟的保温措施是必不可少的。

4 结 论

1)提出了一种取压点改造方案，通过在线封堵技术对动力引压管进行截断封堵，气液联动阀的动力源改由外部接入。改造后，取压点附近的主管线采用管沟式处理方式，便于日常检修和维护。

2)环境温度和输气温度的变化会导致剩余引压管内外温差变化，且内外温差越大，剩余引压管应力越大，最大应力位于剩余引压管的角焊缝处和主管线上，其他位置的应力值远小于材料的屈服强度。

3)输气压力对剩余引压管应力有影响，且随着输气压力升高，剩余引压管应力增加，最大应力位于剩余引压管的角焊缝处和主管线上。

4)压缩机出口处主管线的输气温度和输气压力较高，因此靠近压缩机出口位置的剩余引压管应力值较大，改造后，需要对该处的角焊缝强度重新进行校核，并采取适当的保温措施降低剩余引压管的应力。