LNG氣化站低溫管道設(shè)計方法

井 帥

(北京市煤氣熱力工程設(shè)計院有限公司， 北京 100032)

1 概述

LNG氣化站內(nèi)LNG管道系統(tǒng)(以下簡稱管系)通常安裝溫度約為20 ℃，運行溫度約為-162～-140 ℃，采用液氮預(yù)冷時的預(yù)冷溫度約為-196 ℃。預(yù)冷溫度比安裝溫度低約216 ℃，如此大的溫降致使管系產(chǎn)生較大的冷收縮量和溫差應(yīng)力，從而影響到管系的安全性。為了減少管系冷收縮時所產(chǎn)生的應(yīng)力，需對管系的冷收縮量予以補償。根據(jù)GB/T 51257—2017《液化天然氣低溫管道設(shè)計規(guī)范》第6.1.2條，低溫管道的補償，優(yōu)先采用自然補償。自然補償?shù)男ЧQ于管道和支座的設(shè)置。本文以典型LNG氣化站內(nèi)低溫管道為例，介紹主管干、分支管及其支座的設(shè)計方法。

2 LNG主干管設(shè)計

在LNG氣化站的設(shè)計過程中，通常會優(yōu)先布置設(shè)備，然后根據(jù)工藝流程初步確定連接設(shè)備的管道及管道支座，最后對初步確定的管系進行校核計算。校核計算是為了避管道應(yīng)力、作用在支座上的荷載和位移過大。若校核結(jié)果不合理，則有針對性地調(diào)整管系，直至結(jié)果合理。下面以典型LNG氣化站內(nèi)規(guī)格為DN 100 mm的06Cr19Ni10奧氏體不銹鋼管道為例，對LNG主干管及其支座的設(shè)計方法進行闡述。

2.1 LNG主干管的初步確定

經(jīng)試算，LNG氣化站內(nèi)管道口徑小，壓力低，因此管道應(yīng)力及支座承受的荷載均較小，校核的重點是管道位移。為了保證支座不滑落，需綜合考慮管道位移與支座選擇，先根據(jù)管道位移初步選擇支座，然后結(jié)合選定的支座校核管道位移。實際工程中，為了方便采購，同管徑的管道會采用相同規(guī)格的支座。

LNG氣化站常用支座為絕熱管夾型，絕熱管夾型支座見圖1(圖1所示為支座在施工過程中的狀態(tài))，其具體結(jié)構(gòu)見GB/T 17116.2—2018《管道支吊架 第2部分：管道連接部件》第6.2節(jié)表4中型式163。根據(jù)工程經(jīng)驗，如圖1所示，支座側(cè)向的支撐比較長，但軸向的支撐比較短，如果軸向位移過大，支座重心偏移后會滑落。DN 100 mm的LNG管道常用絕熱管夾型支座，支座長度為300 mm，適用于管道軸向位移不大于50 mm的工況。為了保證支座不滑落，管道位移和長度均有要求，本文計算取位移限定值為50 mm。

圖1 絕熱管夾型支座

LNG管道的位移ΔL即遇冷時的收縮量，與運行工況和安裝工況間的溫差Δt、直管段長度L和06Cr19Ni10奧氏體不銹鋼的線膨脹系數(shù)αl成正比。確定溫差Δt和αl后，L越長，則ΔL越大，那么限定管道位移就需要限定直管段長度。LNG管道預(yù)冷工況和安裝工況間的溫差Δt為216 ℃。為了使計算結(jié)果更安全，αl取奧氏體不銹鋼在20 ℃時的線膨脹系數(shù)，為16×10-6K-1。若不做特殊處理，為了保證支座不滑落，經(jīng)計算，在直管段上，固定支座至最遠端滑動支座間的限定值為14.4 m。

2個固定支座間的管段為1個補償區(qū)間。充分利用管道走向自然變形，采取L形和Z形自然補償。當直管段太長時，應(yīng)在管道中間設(shè)固定支座，將其分隔成2個或多個補償區(qū)間，在每個補償區(qū)間設(shè)計方形補償器。

2.2 LNG主干管的應(yīng)力分析

根據(jù)直管段長度限定值確定補償區(qū)間后，針對采用L形、Z形和方形補償形式的LNG管道，利用CAESARⅡV2014軟件(以下簡稱軟件)進行校核計算。該軟件是以梁單元模型為基礎(chǔ)的有限元分析程序，在國際公認的管道應(yīng)力分析程序中，是應(yīng)用最廣泛的軟件之一[1]157-168。

2.2.1物理模型

采用L形、Z形和方形補償?shù)墓艿牢锢砟Ｐ鸵妶D2～4。建立三維物理模型，將管道中心線所在平面定義為xOy平面，定義z軸垂直于xOy平面，且遵循右手螺旋定則。L1、L6、Z1、Z8、F1和F7為固定支座，L2、L5、Z2、Z5、Z7、F2和F6為導向支座，其余支座為滑動支座。支座間距a為3.3 m，支座與彎頭間距b為1 m，方形補償器的臂長c為2 m。轉(zhuǎn)彎處采用90°長半徑熱推制彎頭，彎頭的彎曲半徑為管道外直徑的3倍。

圖2 采用L形自然補償?shù)墓艿牢锢砟Ｐ?/p>

圖3 采用Z形自然補償?shù)墓艿牢锢砟Ｐ?/p>

圖4 采用方形補償器補償?shù)墓艿牢锢砟Ｐ?/p>

2.2.2邊界條件

① 在固定支座處，管道在x、y、z方向上的位移均為0。

② 在導向支座處，管道只在管道軸向發(fā)生位移。

③ 在滑動支座處，管道只在x和y兩個方向發(fā)生位移。

2.2.3其他條件

① 管內(nèi)LNG的計算壓力取0.6 MPa。

② 安裝溫度是指管系在施工時的環(huán)境溫度，本文的安裝溫度取20 ℃。運行溫度按最不利預(yù)冷工況考慮，取-196 ℃。

③ 管道規(guī)格為D108×5。

④ 管道材質(zhì)為06Cr19Ni10奧氏體不銹鋼，管材密度取7 830 kg/m3。

⑤ 管內(nèi)LNG的密度為426 kg/m3。

⑥ 絕熱層厚度取100 mm，絕熱層密度為53.75 kg/m3。外護層采用厚度為0.6 mm的鋁板，密度為2 730 kg/m3。

2.2.4校核方法[1]165-166

校核應(yīng)力前需先確定管道的荷載。因為LNG管道的附件和安裝形式均比較簡單，通常做氣壓試驗，所以本文不考慮水壓試驗、彈簧荷載、集中力、附加位移、冷緊、地震荷載和風荷載等。軟件根據(jù)ASME B31.3-2012《工藝管道》第302.3.5條的計算公式，對管道應(yīng)力進行校核。軟件將管道承受自重和內(nèi)壓定義為持續(xù)性荷載，將管道承受自重、內(nèi)壓和因溫差引起的荷載定義為操作荷載，將管道承受僅因溫差引起的荷載定義為冷收縮荷載。

通過軟件計算出因冷收縮荷載而產(chǎn)生的應(yīng)力和位移。如果應(yīng)力小于許用應(yīng)力，則管道安全。如果位移小于支座能夠承受的位移，則支座不會滑落。軟件還計算出因操作荷載而作用在支座上的力，為支座的設(shè)計提供基礎(chǔ)參數(shù)。

2.2.5結(jié)果分析

① 管道應(yīng)力

軟件自動計算出所有節(jié)點的應(yīng)力和許用應(yīng)力，如果節(jié)點最大應(yīng)力小于許用應(yīng)力，則管道安全。從計算結(jié)果得知，采用L形、Z形和方形補償?shù)腖NG管道，最大應(yīng)力均出現(xiàn)在彎頭處，分別在節(jié)點L4、Z4和F5處，這3個節(jié)點處的應(yīng)力與許用應(yīng)力的比值(簡稱應(yīng)力比)分別是0.28、0.16、0.44。對稱位置處的計算結(jié)果相同。可見，校核結(jié)果合理。

② 位移

根據(jù)計算結(jié)果，距固定支座最遠端滑動支座處的位移最大，分別位于節(jié)點L3、Z3和F3，這3個節(jié)點處管道位移見表1，均小于50 mm。管道軸向位移均小于支座允許的位移限定值，支座側(cè)向的支撐較長，支座不會滑落。

表1 彎頭處管道位移

③ 支座受力

LNG氣化站內(nèi)管道的管徑較小，作用在支座上的力較小，主要計算固定支座的受力，為支座的設(shè)計提供基礎(chǔ)參數(shù)。固定支座受力見表2。

表2 固定支座受力

綜合以上計算結(jié)果，管道柔性[1]79-81與自然補償形式相關(guān)，Z形最好，L形居中，方形最差。

3 LNG分支管設(shè)計

接至設(shè)備的分支管常用三通從主管接出，此主管三通采用熱拔制三通。根據(jù)試算，若分支管為直管，則主管三通處應(yīng)力較大，容易超過許用應(yīng)力。減小主管三通處應(yīng)力的有效方法是在分支管上設(shè)計彎頭，達到自然補償?shù)男Ч?。LNG氣化站內(nèi)，接至氣化器的支管比較典型。氣化器通常分組布置，每1組為2臺，1用1備，從主管接出分支管后再通過支管三通分成2路，支管三通也采用熱拔制三通。下面以接至氣化器的分支管為例，闡述LNG分支管的設(shè)計方法，并對主管三通和支管三通進行應(yīng)力分析。

3.1 典型LNG分支管的初步確定

為了減少管道冷收縮應(yīng)力對設(shè)備連接處的影響，通常在設(shè)備接口處設(shè)置固定支座。根據(jù)工程經(jīng)驗，如果分支管為直管，主管三通處的應(yīng)力容易超過許用應(yīng)力。先在每臺設(shè)備的接管上僅設(shè)計1處彎頭，利用軟件計算主管三通和支管三通處的應(yīng)力，如果超過許用應(yīng)力，則逐步增加彎頭數(shù)量，直至主管三通和支管三通處的應(yīng)力均小于許用應(yīng)力。

3.2 主管三通和支管三通處的應(yīng)力分析

3.2.1物理模型

以從柔性居中的L形自然補償主管上接分支管為例，主管和分支管的規(guī)格均為DN 100 mm。為了對比分支管彎頭數(shù)量對三通處應(yīng)力的影響，考慮在主管彎頭的兩側(cè)分別設(shè)置不同的支管形式,主管彎頭兩側(cè)的管道長度和支架布置均相同。接氣化器分支管的物理模型見圖5。

圖5 接氣化器分支管的物理模型

T1和T13固定支座之間的管道為一個補償區(qū)間，T5、T6、T10、T11和T13為設(shè)備連接處的固定支座，T2和T12為導向支座，其余支座為滑動支座。支座間距a為3.3 m，b為1 m，c為2 m，d為1.65 m。轉(zhuǎn)彎處采用90°長半徑熱推制彎頭，彎頭彎曲半徑為管道外直徑的3倍。

如圖5所示，在T1至T7管段接出分支管，在每臺設(shè)備的接管上僅設(shè)計1處彎頭，組成天平形支管。在T7至T13管段接出分支管，在每臺設(shè)備的接管上設(shè)計3處彎頭，組成凹形支管。

3.2.2其他條件

計算所需邊界條件、其他條件和校核方法以及坐標系均同2.2。

3.2.3結(jié)果分析

本文計算中分支管較短，管徑小，且采取了自然補償，不會對主管支座處的管道位移產(chǎn)生太大影響，并且設(shè)備連接處固定支座承受的力較小。因此，校核分支管的重點在于計算主管三通和支管三通處的應(yīng)力。從軟件內(nèi)截取分支管相應(yīng)部分計算結(jié)果，接氣化器分支管應(yīng)力分布見圖6。

圖6 接氣化器分支管的應(yīng)力比

① 天平形支管

對天平形支管形式，主管三通T3、支管三通T4處的應(yīng)力與許用應(yīng)力的比值分別是1.21、0.99，應(yīng)力超過和非常接近管道許用應(yīng)力，這顯然是不允許的。

② 凹形支管

對于凹形支管形式，主管三通T8、支管三通T9處的應(yīng)力與許用應(yīng)力的比值分別是0.46、0.66，應(yīng)力小于管道許用應(yīng)力，結(jié)果合理。

4 結(jié)論

① LNG氣化站低溫管道的設(shè)計方法是先根據(jù)工藝流程初步確定管道及其支座，然后利用CAESARⅡV2014軟件，對管道應(yīng)力、位移、作用在支座上的力進行校核計算。

② 為了保證支座不滑落，需綜合考慮管道位移與支座選擇，先根據(jù)管道位移初步選擇支座，然后結(jié)合選定的支座校核管道位移。根據(jù)支座允許的管道位移，結(jié)合管道熱脹冷縮情況計算出補償區(qū)間。

③ 采用L形、Z形和方形補償?shù)腖NG主干管，管道應(yīng)力和作用在支座上的荷載均較小。管道柔性與自然補償形式相關(guān)，Z形最好，L形居中，方形最差。

④ 對LNG分支管，結(jié)合應(yīng)力計算結(jié)果，逐步增加彎頭數(shù)量，直至主管三通和支管三通處的最大應(yīng)力小于許用應(yīng)力。設(shè)計了一種接氣化器的凹形支管形式，應(yīng)力計算結(jié)果合理。