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天然气长输管道冰堵的防治与应急处理天然气长输管道是天然气从生产地点到使用地点长距离输送的主要设施，而在寒冷的冬季，管道内的湿气容易结冰，导致管道阻塞、甚至爆裂，造成严重的安全事故。
对天然气长输管道冰堵的防治与应急处理显得尤为重要。
一、天然气长输管道冰堵的原因1. 湿气凝结结冰在管道长途输送过程中，由于地势高低不平、管道弯曲、管道直径变化等原因，气体流速变化而产生压力损失和温度变化，导致管道内部的湿气凝结成冰。
2. 外界温度过低在寒冷的气候条件下，天然气长输管道在地面以下或者地下深埋的部分容易受到外界温度的影响，导致管道内的水分凝结成冰，形成冰堵。
3. 管道维护不力管道设施老化、维护不及时等原因也会影响管道内的防冰措施，导致管道冰堵。
二、天然气长输管道冰堵的防治措施1. 管道保温对于长输管道来说，保持管道温度是最有效的防治措施之一。
采用保温材料包裹管道，减少管道周围与外界的热交换。
常用的保温材料有聚氨酯泡沫、硅酸盐棉等。
2. 管道通风通过对管道进行通风，可以减少管道内部的湿气，降低水分凝结成冰的可能性。
通风可以采用排气风扇、通风管等设施。
3. 使用防冻剂在管道内加入适量的防冻剂，可以有效降低管道内的水分结冰的温度。
适当的使用防冻剂可以提高管道的防寒性能。
4. 定期维护对管道设施进行定期的维护，包括检查管道保温材料、通风设施等，确保管道的正常运行和防冻能力。
5. 安全控制系统在管道中设置安全控制系统，如温度监测、湿度监测、冰堵预警装置等，及时发现管道内的异常情况。
三、天然气长输管道冰堵的应急处理1. 冰堵切除当管道出现冰堵时，需要及时采取措施将冰堵切除。
可以采用高压热水、注水融化、注入融化剂等方式。
2. 增加管道内部温度通过增加管道内部的温度，可以缓解冰堵的情况。
可以采用对管道通电加热、使用蒸汽加热等方式。
3. 紧急通风当管道出现冰堵时，采用紧急通风措施，排除管道内的湿气，降低管道内的温度。
4. 定期检查对管道设施进行定期检查，了解管道内部的情况，及时处理管道内的异常情况，防止冰堵的发生。
天然气长输管道冰堵防治和应急处理天然气长输管道是国家能源交通干线，其安全运行对保障国家能源安全和社会经济发展具有重要意义。
在冬季寒冷天气下，长输管道容易发生冰堵等突发情况，严重威胁管道安全稳定运行。
因此，对天然气长输管道的冰堵预防和应急处理措施必须高度重视。
一、天然气长输管道冰堵产生原因1、气液混合体中的水分，因温度低而凝结，形成水滴，贴附在管壁上，逐渐积聚形成冰堵。
2、管道中的液态油溢出，有的油往下滴，有的油变成固态，外径降低，阻力加大，造成气体流动的不稳定，引发冰堵。
3、管道生锈、凸起，因重力作用，使管道下凹，形成低点。
这个低点的密封性比较差，容易形成冰下坑，这样冰堵就会从这里开始。
4、弯头等几何构造，其内外径不同、形状的屈服和微小的尘埃颗粒、内壁切削磨损等因素，对管道流体运动所产生的浅层旋涡和横向扰动起到良好的转移和保留作用，也是形成冰堵的原因。
1、加强管道隔热：在管道上面加设隔热材料，减少外界热量流失，提高管道内温度，降低结冰的可能性。
2、加装加热板或管道加热器：在关键管段或易结冰区域增加加热板或管道加热器，加热管内气体，使其温度升高，降低管道内结冰可能性。
3、加强管道监测：对管道进行定期检测和监控，发现问题及时处理。
4、排泄裸露在管道外的附属设备和管路上的积水和结冰物，阻止积水和雪花进入管道。
5、加强抗结冰能力的管道材料的应用：选用防止管道结冰的材料，提高管道的抗结冰能力。
1、建立应急处置体系：制定相应的应急预案，建立应急处置队伍，明确职责分工和应急处置流程。
2、及时隔离、停产处理：一旦发现管道冰堵，要立即隔离、停产，同时做好现场安全堵漏措施，严格禁止电焊、明火等活动并限制交通。
3、开展维修与清理：疏通积冰，清理管道和附属设备。
同时修补和更换损坏设备，恢复长输管道运行。
四、总结。
天然气长输管道冰堵的防治与应急处理天然气长输管道是我国能源运输的重要通道，但在冬季低温环境下，由于管道内部可能出现凝结水和冰堵等问题，从而影响了天然气的输送质量和流量。
以下介绍一些天然气长输管道冰堵的防治与应急处理方法。
一、防范措施1.保温加固管道保温措施是防止天然气管道冻结的重要手段。
同时，在电加热融雪的情况下，管道保温层的特殊材料可以提高管道的防冻性能，从而减少冰堵的发生。
2.加热通风以自然通风和强制通风为主要手段，保持管道内外的温度均衡，避免气体在管道内结冰。
同时，在极寒天气条件下，加热设备可以通过管道传递热量，使管道内部保持一定温度，提高天然气输送效率。
3.去凝结水凝结水的存在是天然气管道冰堵的根源之一。
因此，在管道设备维护中，要经常对管道内的凝结水进行排放和处理，以减少管道内积水的影响。
4.检测监控天然气长输管道的检测监控系统可以时时刻刻监测管道的压力、流量、温度等等，为管道发生异常情况时快速反应提供准确的数据支持。
二、应急处理1.融雪除冰管道出现冰堵时，可以通过使用融雪剂或者电热融雪设备进行融雪除冰。
融雪剂可以通过化学反应使冰体融化，而电热融雪则是通过电流使管道内的冰体逐渐融解的方式处理冰堵问题。
2.紧急启动备用管道在天然气长输管道发生冰堵的情况下，如果存在设备能够短时间内切换到备用管道，则可以紧急启动备用管道，保障天然气的供应。
3.疏通管道当管道出现积水、沉淀或其他物质堵塞时，可以使用高压水枪或疏浚工具进行管道疏通。
在进行管道疏通时，必须要充分考虑管道的材质、尺寸、厚度等因素，否则会损坏管道本身，导致更大的安全隐患。
综上所述，天然气长输管道冰堵的防治需要多种手段的综合运用，通过加强管道的保温、加热通风、去除凝结水和实时检测等方式来预防管道冰堵的发生，同时在发生冰堵时要及时采取应急措施，以保障天然气的供应安全。
天然气长输管道冰堵的防治与应急处理天然气长输管道是连接天然气资源产区和消费区的重要通道，对于保障国家能源安全具有重大意义。
由于天然气长输管道穿越的地域广阔、环境复杂，加之气体特性易导致管道冰堵，给管道安全运行带来了一定的隐患。
天然气长输管道冰堵的防治与应急处理显得尤为重要。
天然气长输管道冰堵的原因主要有两个方面，一是管道内的水分凝结结冰，二是管道外的雪深、温度低等因素导致管道周围的地下水结冰。
管道内的水分凝结结冰主要是由于天然气中含有一定的水分，在管道输运过程中，随着气体的温度下降，水分会凝结成液体水并沉积在管道内壁，当气温继续下降时，水分将结冰形成冰堵。
而管道外的水分结冰主要是由于地下水长时间受低温环境影响，温度下降导致水分结冰，进而冰封了管道。
管道冰堵不仅会影响天然气的正常输送，还可能会加剧管道的腐蚀和损坏，给管道的安全运行带来严重的威胁。
为了防止天然气长输管道冰堵的发生，首先需从源头上控制水分的含量。
在天然气的净化处理过程中，应加强去除天然气中的水分，减少在管道中形成冰堵的可能性。
要加强管道的保温措施，减少管道温度的下降，从根本上减缓管道结冰的速度。
要做好管道周围的环境保护工作，防止地下水受到外界环境的影响而结冰。
针对天然气长输管道冰堵的应急处理，首先要及时采取措施解除冰堵，恢复管道的正常运行。
一方面可以采用热气吹打的方式将管道内冰堵的部分化解，另一方面可以采用热水或蒸汽注入管道的方式使冰堵融化。
其次要做好管道的安全监控工作，确保管道的正常运行，同时要做好管道的检修维护，排查并修补管道的漏点、腐蚀等问题，以减少管道冰堵的发生。
在应对天然气长输管道冰堵的突发事件时，要制定完善的应急预案，建立健全的应急指挥体系，确保能迅速、有序地开展应急处置工作。
如果管道冰堵导致天然气泄漏，可能会对周边环境和居民的生命财产造成威胁，因此要迅速组织人员进行应急疏散和隔离工作，同时做好现场的防护措施，防止事故扩大。
天然气长输管道冰堵防治和应急处理随着我国天然气消费量的不断增长，天然气长输管道的建设和运营成为我国能源行业的重要组成部分。
在寒冷的冬季，天然气长输管道面临着冰堵的风险，这不仅会影响天然气的输送效率，还会给管道带来安全隐患。
冰堵防治和应急处理成为了管道运营管理的重要内容。
一、冰堵的形成原因天然气长输管道冰堵的形成主要与以下几个因素有关：1. 温度低：在冬季寒冷的气候条件下，管道外部的环境温度低于天然气的冰点，会导致管道外部结冰。
2. 大风雪天气：在大风雪的天气条件下，管道周围的积雪会降低管道的环境温度，进一步促进管道的结冰。
3. 管道内外温差大：由于管道内部的天然气温度和管道外部环境温度存在较大的温差，管道外部结冰的可能性增加。
4. 管道老化：管道的老化和损坏会导致管道外部的绝热层受损，容易导致结冰。
以上因素综合作用会导致天然气长输管道冰堵的形成，对天然气的输送和管道的安全运营造成威胁。
二、冰堵防治措施为了防止天然气长输管道的冰堵，需要采取一系列的预防措施，主要包括以下几个方面：1. 绝热保温：对于新建的天然气长输管道，在设计和建设过程中要充分考虑管道的绝热保温措施，确保管道的外部不易结冰。
2. 局部加热：对于存在结冰风险的管道区域，可以采用局部加热的方式，通过电热带或加热器等设备对管道进行保温加热，防止冰堵的形成。
3. 加强检查维护：定期对天然气长输管道进行检查和维护，及时发现管道内外的问题并进行修复和处理。
4. 处理管道老化：及时对老化和损坏的管道进行维修和更换，确保管道的完整和安全。
5. 采取抗冰措施：在天然气长输管道建设和运营中，采取一系列抗冰措施，包括使用防冻剂、提高管道防护层厚度等。
通过以上一系列的冰堵防治措施，可以有效降低天然气长输管道冰堵的风险，确保管道的安全运营。
三、应急处理措施尽管采取了一系列的冰堵防治措施，但是在极端天气条件下，天然气长输管道依然可能出现冰堵的情况，因此需要制定一套科学有效的应急处理措施，以应对管道冰堵问题。
天然气冰堵的成因、防止及解决办法摘要：随着国内天然气管道建设步伐的急剧加快，天然气市场需求迅速扩张，分输用户急剧增加，天然气冰堵问题也日趋显现，冰堵问题严重影响天然气管道输送。
那么如何去防止冰堵问题，出现冰堵问题又如何解决？本文通过分析天然气冰堵的成因，从而针对性地去防止和解决冰堵，确保天然气管道输送安全平稳。
关键词：天然气冰堵输送成因防止解决照片一、天然气冰堵成因天然气冰堵的成因主要有以下两种：一是管道中存在大量的水,在低温环境下冻结成冰;二是天然气水合物的形成。
前者主要是因为在管道施工过程管道水压试验后，管道吹扫和干燥不彻底,致使管道内存在大量水分，另外天然气开采后脱水不够彻底，也会夹带一定量的水分，水加上低温环境就会形成冰堵。
后者则是天然气水合物,也就是俗称的“可燃冰”。
它是天然气在高压、低温环境下输送形成的,形成温度可高于冰点。
水合物的形成至少需要两种混合物，这些混合物是水和另一种水合物的形成体。
水合物的形成主要有以下危害：堵塞管道，使分输中断；损坏设备，使设备变形、扭曲、破裂等。
例如过滤分离器滤芯堵塞，堵塞过滤分离器，使差压变大，滤芯变形、损坏；监控调压阀膜片破裂、穿孔；调压撬引压管堵塞变形等。
二、冰堵的防止针对冰堵的成因，防止冰堵主要有以下措施：1.天然气施工过程中，水压试验合格后，对管道进行彻底吹扫，干燥，投产前进行清管，排除施工过程和水压试验时管道内的残留水分；2. 使用加热炉、电伴热以及保温等形式提高天然气温度；3.降低天然气输送压力；4.向天然气中加入抑制剂，降低水合物的形成温度。
例如2011年元旦期间，西气东输二线刚刚投产，由于天然气水分过大，致使冀宁线各分输站产生严重冰堵。
三、产生冰堵的解决办法1.通过切换流程，采用备用路分输，放空降压冰堵路天然气，使冰堵路消除冰堵；2.通过加密设备排污，例如对分离器、计量撬、阀门、引压管、仪表阀等设备的排污，排除管道内的液态水分，尤其在冬季生产运行情况下，更要加密设备排污，及时排除管道和设备中的水合物等；3.分输站中最容易产生冰堵的部位就是调压撬调压阀部分，目前天然气高压管道的设计分输压力都在10MPa左右，实际分输压力也在7MPa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1.0—4.0MPa之间，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，调压阀就极易发生冰堵。
天然气长输管道冰堵的防治与应急处理天然气长输管道是将天然气从产地输送到消费地的重要通道，然而在极端天气条件下，长输管道遭遇冰堵现象是常见的事情。
一旦管道遭遇冰堵，不仅会影响天然气输送，还可能引发安全事故，因此加强对天然气长输管道冰堵的预防与应急处理十分重要。
本文将就天然气长输管道冰堵的防治与应急处理进行详细的介绍。
一、天然气长输管道冰堵的成因1. 天气条件恶劣：在寒冷、湿润的气候条件下，容易形成冰凌，当冰凌被风吹到天然气管道上时，就会形成冰堵。
2. 水分子含量过高：在管道中的天然气中，有时会有水分子的存在，当天然气的温度降低时，水分子会凝结成水滴，水滴再结冰形成冰堵。
3. 管道设计不合理：部分天然气长输管道在建设时未考虑到极端天气条件，管道的储水部位设计不合理，容易形成冰堵。
以上成因是导致天然气长输管道冰堵的主要因素，了解冰堵的成因有助于我们更好地进行防治与应急处理。
针对天然气长输管道冰堵现象，我们可以采取一些措施进行预防，以确保管道的安全和稳定运行。
具体可采取以下措施：1. 管道的加热处理：对于天然气长输管道，可以在设计时增加管道的加热设备，及时对管道进行加热处理，防止冰堵的发生。
2. 对管道进行绝缘处理：为天然气长输管道进行良好的绝缘，防止管道的温度骤降，降低冰堵的风险。
3. 定期清理管道：定期对管道进行清理，清除管道内的水分子及冰凌，避免冰堵的产生。
4. 加强监控：通过监控设备对管道周围的气象条件进行监测，一旦发现恶劣天气形成冰凌的情况及时采取措施。
通过以上预防措施的实施，可以有效减少天然气长输管道冰堵的发生，确保天然气的稳定输送。
一旦发生天然气长输管道冰堵的情况，需要及时进行应急处理，以避免安全事故的发生。
具体的应急处理措施如下：2. 排除积雪：对于冰堵的区域，需要及时排除积雪，保持管道的通畅。
3. 加热处理：对于已经形成冰堵的管道，可以通过加热的方式进行处理，使冰堵融化。
4. 清理冰堵：通过专业人员的维护清理设备，对冰堵进行清理，恢复管道的正常运行。
天然气设备及管道冰堵成因与解决建议
冬季气温低，天然气管道输送易发生冰堵，堵塞管道、设备和仪表，影响正常的输气生产。
冰堵的形成
一是在低温环境下管道中存在大量的水冻结成冰。
管道在施工过程中由于种种原因导致管道进水，在后来的吹扫中，没有吹扫干净，从而使部分水留在了管道中。
另外，在管道试压时，采用的是注水试压，但是在清管过程中，并没有将管道内的存水清理干净。
管道中的积水会在冬季低温环境下令管道发生冰堵。
二是天然气水化物的形成。
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，产生天然气水合物，从而堵塞阀门、和其他工艺设备，由于某些设备流道直径过小,所以此类冰堵易发生在调压撬处。
冰堵预防建议
预防为主，防治结合。
天然气站场在冬季运行时应采取以下方法防止生成水化物，产生冰堵现象：
（1）加大分离器、过滤器、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；
（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加热器；
（3）降低调压系统前运行压力；
（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。
天然气长输管道冰堵防治和应急处理随着冬季的来临，天然气管道长输中出现冰堵的风险也增大了。
冰堵会导致天然气管道输送能力下降甚至出现停运，给天然气行业带来巨大损失。
因此，对于天然气长输管道的冰堵防治和应急处理非常重要。
一、冰堵的成因天然气长输管道在运输过程中，由于燃气中含有的水分，加上输气过程中产生的摩擦热和输气速度减慢等原因，会让管道内壁温度下降，出现结冰的现象。
同时，输气过程中由于地形起伏、管道材质、输送压力等因素的影响，也会产生局部结冰，进一步导致冰堵。
二、冰堵防治1. 保持管道内壁温度保持管道内壁温度是预防冰堵的关键措施。
在设计和施工中，应注重保护管道的保温层，减小散热损失。
针对气源干燥，管道保温不好，长期低负荷运行等问题，可通过保持管道内部压力或设立加热站点等方式进行管道内壁温度的调节。
2. 管道维护及时清理管道内部积存的水分和冰渣是防治冰堵的重要手段。
这需要对管道进行定期检修和维护，防范管道破损。
3. 建设监测系统在天然气长输管道上安装冰温度传感器等监测系统，可以实时监测管道的温度、压力等参数，及时发现管道的冰堵现象。
这有助于及时采取应急措施，避免冰堵的扩大和恶化。
三、冰堵的应急处理一旦发现天然气长输管道出现冰堵现象，应立即采取应急措施，防止事故的扩大。
以下是一些常见的应急处理措施：1. 发动应急预案针对天然气长输管道的冰堵，应制定完善的应急预案，并在发生事故时及时启动，分析事故原因，确定应急措施，保障设备、人员等资源的及时调度和配合。
2. 加大管道内部压力加大管道内部压力可以尽可能地消除结冰，帮助燃气通过管道。
但需要注意的是，加压时应根据管道的承压能力和实际情况决定加压的程度。
3. 采取加热技术高温水蒸汽或电热棒等加热技术可以有效地消除冰堵。
加热时应将能量均匀地分配到冰堵处，避免管道破损。
4. 采取清除冰堵措施对于严重的冰堵，可采取清除冰堵的方式，如开挖管道、用气体吹除冰渣等。
但需要注意的是，此种方式对管道及附属设备可能造成影响，需要特别谨慎。
天然气长输管道冰堵防治和应急处理天然气长输管道是将天然气从产地输送到用户地区的重要能源运输通道，其安全运行关系着国家经济发展和人民生活。
然而在寒冷的冬季，长输管道极易出现冰堵现象，给管道运输带来了极大的安全隐患。
冰堵的防治和应急处理是天然气长输管道运输中亟待解决的重要问题。
一、冰堵的成因1.1 天然气中水分含量高天然气中的水分一旦遇到低温条件就会凝结成冰，长输管道在高寒地区运行时天然气流经管道中处于较低温度，水分易凝结成冰。
1.2 阴凉处积雪融化成水在管道沟渠或者穿越地势较低处，可能存在积雪融化成水，这些水可能渗入管道内部，一旦遇到低温条件便会凝结成冰。
1.3 管道设备泄漏管道设备泄漏会使周围的水气渗入管道内，一旦遇到低温会凝结成冰。
1.4 高温管道突然遇冷管道在运行过程中因温度突然下降，已存在的水分集聚在管道内部凝结成冰。
二、冰堵的危害2.1 影响天然气的输送冰堵会严重影响天然气的正常输送，甚至使管道被堵塞，导致天然气输送受阻。
2.2 安全隐患一旦管道被冰堵造成堵塞，可能导致管道内部压力骤增，严重时可能会造成管道破裂甚至爆炸，带来人员伤亡和财产损失。
2.3 生产影响冰堵可能导致天然气输送停滞，供应中断，进而影响用户的正常生产和生活用气。
三、冰堵的防治3.1 完善天然气的气质通过对输送的天然气进行脱水处理，控制天然气中的水分含量，降低水分凝结成冰的可能性。
3.2 加强管道的绝热隔热对于天然气长输管道，可以在管道外部设置绝热层，减少管道受外部环境温度的影响，降低水分凝结成冰的可能性。
3.3 监测管道系统建立管道系统监测体系，及时发现管道系统内部的异常情况，如泄漏等，做好管道维护工作，防止水分进入管道内部形成冰堵。
3.4 加强保温措施对管道在冷却过程中采取保温措施，减缓管道内温度下降的速度，减少水分凝结成冰的可能性。
四、冰堵的应急处理4.1 冰堵检测建立冰堵检测机制，采用红外线、声波和超声波等技术手段，对管道内部进行冰堵情况的检测，及时发现冰堵问题。
天然气管道冰堵成因分析和预防措施2016-06-07 09:58博思特推荐214次天然气,管道近年来，西气东输管道二线、大-沈管道（大连-沈阳）、冀-宁管道（安平-青山）、秦-沈管道（秦皇岛-沈阳）、忠-武管道（忠县-武汉）等天然气管道均发生过冰堵问题，给管道的正常生产造成较大的影响。
一、冰堵成因及分类1 冰堵成因天然气管道冰堵一般发生在冬季，冰堵产生的根本原因是管道内部存在液态的或气态的水。
液态水一般因管道投产前干燥不彻底而存留，温度较低时结冰，造成管道冰堵；气态水一般在一定含量、一定温度和压力下析出液态水，并在一定条件下生成天然气水合物，进而结成冰堵。
前者一般发生在管道投产初期，并且，地形起伏较大、弯头及弯管较多的管段较易发生；后者一般在管道运行过程中，由于天然气中水含量过高而引起。
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，其中，组分条件是存在硫化氢、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；热力条件是具有足够高的压力和足够低的温度；促生条件是天然气在紊流状态下或有晶体微粒存在。
2 冰堵类型天然气管道主要包括干线管道和站场，两者均有可能发生冰堵。
冰堵情景主要有4种。
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，需要对管道进行试压。
目前，管道试压多采用水压试验。
尽管试压完成后均要进行清扫及干燥处理，但是，在低洼处、弯头、弯管等特殊地段，管道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-沈管道在2011年底投产后，管道沿线营口、沈阳等分输站场及与其相连的秦-沈管道沿线盘锦、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。
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，增加了清管作业的难度和风险。
2010年5月27日，西气东输管道二线清管作业时，张掖-永昌段及古浪压气站附近56#～59#阀室之间地势起伏大、地温变化快，多次发生冰堵。
站场节流引起的冰堵当天然气流经过滤分离器、调压橇、孔板流量计等装置时，会引起天然气节流，由于焦耳-汤姆森效应的存在，天然气温度随之降低，当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；若发生在调压橇，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，造成阀门误操作。
2010年11月27日，涩-宁-兰天然气管道（涩北-西宁-兰州）兰州末站各分输支路均发生冰堵；2011年1月1日，西气东输管道二线黄陂站调压管路发生冰堵；2011年4月27日，西气东输管道二线红柳压气站卧式分离器发生冰堵。
输送露点较高气源引起的冰堵我国忠-武管道、陕-京管道系统（陕西-北京）、冀-宁管道、永-唐-秦管道（永清-唐山-秦皇岛）等天然气管道在西气东输管道二线投产之前，由于气源水露点较低，运行较为平稳，很少出现冰堵现象。
西气东输管道二线投产后，由于这些管道的气源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1 严格控制气源质量预防天然气冰堵最根本、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，常用的干燥方法有液体吸附法和固体吸附法2种。
液体吸附法是利用甘醇等具有良好亲水性的吸附剂进行脱水，以降低天然气水露点；固体吸附法是利用硅胶、活性炭、分子筛及氧化铝等具有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的水露点：根据相关协议，中亚天然气管道（中亚-中国）气源水露点要求冬季在7.0MPa压力下不高于-7℃，根据GB/T22634-2008《天然气水含量与水露点之间的换算》附录E换算方法，折算其对应的水含量为67.3mg/m^3；中缅天然气管道（缅甸-中国）气源水露点要求在10.0MPa压力下不高于-5℃，折算水含量为63.5mg/m^3；中俄东线天然气管道（黑河-上海）气源水露点要求冬季在4.0MPa压力下不高于-20℃，折算水含量为36.8mg/m^3；西气东输管道一线气源水露点在6.0MPa压力下不高于-14℃，折算水含量为40.5mg/m^3；陕-京系统管道气源水露点在5.4MPa压力下不高于-13℃，折算水含量为51mg/m^3；川气东送管道（普光气田-上海）气源水露点在6.7MPa压力下不高于-15℃，折算水含量为40.1mg/m^3。
再根据水含量折算各管道气源在不同压力条件下对应的水露点，具体见下表。
由下表可以看出，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。
2 做好投产前的管道干燥为清除管道水压试验产生的残留水，试压完毕后需进行干燥处理。
常用的管道干燥方法包括干空气干燥法、真空干燥法及干燥剂干燥法。
在实际工程中，常由于管道干线走向复杂、站场内部工艺管道规格较多、工期较紧等特点，选择多种方法共同完成管道干燥任务。
干空气干燥法包括通球法和干燥空气吹扫法2种施工方式。
该方法具有干燥时间较短、工艺简单、成本较低、干燥材料来源较广等优点，是我国目前使用较为广泛的干燥方法。
真空干燥法利用真空泵对管道内气体进行抽吸，使管内气体压力降低，管道内壁上的水分沸腾汽化后被抽出。
该方法具有可靠性较高、不会产生废弃物、符合站场HSE相关要求等优点，但是，成本相对较高。
干燥剂干燥法该方法通常采用甲醇、乙二醇或三甘醇等干燥剂与水以任意比例互溶，使水的蒸汽压大大降低，从而达到干燥管道的目的，部分残留在管道中的干燥剂同时又能够抑制天然气水合物的形成。
提高天然气温度为防止天然气水合物的形成，用加热炉对天然气加热或在调压橇、气液联动阀引压管等易堵管段安装电伴热带，使气体温度保持在水露点以上。
目前，我国多数站场常采用该方法，效果较为明显。
化学抑制剂法为避免天然气水合物的产生，可向管道中注入一定量的化学抑制剂，改变水和烃分子之间的热力学平衡条件，达到保持天然气流动的目的。
该方法也是一种常见的解堵方法。
其他方法为降低冰堵发生的概率，管道投产初期，可对站内调压橇、放空立管、阀门、过滤分离器、计量橇、排污罐等设备多次排污，将管道和设备内积液排出，并及时更换过滤分离器滤芯。
若条件允许，也可适当提高分输支线管道运行压力，缩小分输调压橇前后压差，减少温度降低幅度，尽量避免冰堵发生。
三、冰堵治理方法目前，管道干线和站场发生冰堵时，常用的解除冰堵方法有放空降压法、注醇法、对天然气加热法等。
1 干线清管解堵对于干线管道清管出现的冰堵问题，较为常用的方法是将冰堵段两端阀室阀门关闭，并适当放空降压，天然气水合物将随着压力的降低快速分解，从而达到解除冰堵的目的。
也可配合使用蒸汽车向管道外壁喷射高温蒸汽，对冰堵管道进行充分加热，加速天然气水合物的分解。
该方法在西气东输管道二线清管作业时得到使用。
2 调压阀解堵对于站场调压阀之后出现冰堵时，可注入适量甲醇等防冻剂，利用其良好的亲水性吸收天然气中的水分，降低水含量，进而降低天然气水露点而快速将水合物分解，达到解堵目的。
该方法在大-沈管道投产初期被沿线多个站场采用。
3 站内局部管段解堵站场内局部管段出现冰堵时，可利用加热设备对天然气进行加热，提高天然气温度，使天然气水合物快速分解。
加热设备一般有电加热器和水套炉2种，加热功率较小时常采用电加热器，加热功率较大时常采用水套炉。
4 分输管路解堵站场内分输管路冰堵时，可切换至备用管路，并在发生冰堵管段缠绕大功率电伴热带，对管道进行加热，使水合物快速分解。
也可临时采用调压阀上游球阀节流的措施，减小调压阀前后压差来降低节流效应，达到解堵目的。
5 压气站场解堵对于联络压气站或分输压气站，站内发生冰堵时，可采用调节工艺流程，利用压缩机出口的高温天然气反吹冰堵段，加速水合物分解。
西气东输管道二线红柳压气站出现冰堵时，利用掺混西气东输管道一线压缩机出口端高温气的方法对冰堵段管道进行解堵。
6 分离器、排污管解堵站内分离器、汇管排污管道出现冰堵时，可采用在线排污的方式解决冰堵问题，也可切换至备用分离器，待冰堵解除后恢复。
7 引压管解堵站内调压阀引压管或指挥器出现冰堵时，由于其管径较小，产生水合物不会太多，可采取较为简单有效的热水喷淋法，向引压管或指挥器上直接浇注开水。
该方法较为简单易行，效果较为明显。
四、典型案例分析近年来，我国西气东输管道二线、冀-宁管道、忠-武管道、中缅天然气管道境内段均有冰堵事故发生，针对不同的情景，选用了合适的解堵方法，均取得良好效果。
1 西气东输管道二线干线清管冰堵2009年12月，西气东输管道二线西段投产后，半年之内，沿线管道和站场发生约50处冰堵，对管道正常生产影响较大。
2010年5月26日，运行单位对西气东输管道二线进行清管作业，由于管道沿线甘肃段走向曲折、地形复杂、地温变化较大等各种原因，清管过程中张掖-永昌段及古浪压气站之后的56#～59#阀室之间多次发生冰堵，给清管作业造成了较大困扰。
其主要原因：一是，管道沿线地势起伏较大，山丹压气站附近高程近2600m，之后约100km处降至1600m，随后又升高至2200m，地温变化较大；二是，由于清管器射流孔和泄流孔的存在，清管过程中会在清管器前后形成一定的节流效应，使得天然气温度降低形成天然气水合物，特别是清管器受阻时更为严重；三是，管道投产前干燥不彻底，管内含有液态水，清管期间在永昌压气站排出天然气水合物多达3.3m^3。
运行单位采取了对冰堵段两端阀室放空降压、挖开管道用蒸汽吹扫冰堵处及搭建保温棚等多种解堵措施，才完成了本次清管任务。
2 中缅天然气管道投产初期自用气橇冰堵中缅天然气管道境内段投产初期，多数站场存在自用气橇冰堵问题，导致安全阀自动关闭和自动放空，特别是夜间温度较低时更为频繁，造成天然气放空浪费，并给正常生活用气造成了较大影响。
其原因主要由于管道投产前干燥不彻底，管道内含有残留水。
2013年8月初投产期间，该管道保山站排出约30m^3的水，其余站场、阀室放空作业时，放空管也存在混有水柱的气体，说明该管道投产前的干燥不彻底。
2014年2月，瑞丽首站8.2MPa压力下水露点值介于-17～-13℃，能够满足相关协议气质标准，而下游禄丰分输站水露点明显升高，7.1MPa压力下水露点值介于-4.6～3.2℃，说明管道投产之后一段时间内，管道内仍存有液态水，导致下游管道内天然气水露点升高。
