關于底部側面排液管的設計說明

林均杰（河南中原綠能高科有限責任公司，河南 濮陽 457000）

1 結構圖樣描述

底部排液管在5000m3LNG貯罐的安裝位置：

1.1 安裝在內罐內的吸液/輸液管，該管穿過內罐（焊接結構）引至外罐外與根部閥焊接相連接；

1.2 該管與外罐連接之間采用波紋管連接；

1.3 該管與波紋管連接處采用了真空絕熱套管，目的是保護波紋管及外罐不至處于低溫狀態；

1.4 安裝在外部的根部閥、管段、緊急截斷閥、高真空多層絕熱補償軟管；

1.5 管道支承架：

——滑動管支架，用于支承管道/閥門/絕熱物的重力；

——固定管支架，用于防止外部管道對上述管道構件造成的軸向力破壞。

2 設計理念

2.1 零溫差應力設計概念

在壓力管道設計中，通常采用應力分析計算法：

當管道的各種載荷作用在管道上的應力矢量之和處在管道設計規范規定范圍內，要求滿足σ≤[σ]t即可。

上述設計準則用壓力管道與壓力容器/機器相連的組合時是適合的。

本方案中，貯罐內罐為常壓罐，屬于薄膜容器，在不高的載荷作用即會產生較大的變形。此時若仍采用上述應力分析設計準則的話，設計結果往往會偏離實際情況。

本方案采用零溫差應力設計準則。所謂零溫差應力設計是指：在結構設計中采用合適的補償結構完全補償溫差引起的位移量；即，使溫差引起的位移量對構件產生相應的溫差應力作用趨近于零。

2.2 管道系統設計應考慮的其它因素

底部排液管的一端連著LNG儲罐，另一端連著LNG裝車泵，設計時除了補償溫差引起的位移量外，還應考慮：

2.2.1 管道系統的綜合作用；

2.2.2 LNG儲罐基礎與外部管道基礎的沉降量之差；

2.2.3 保冷方式的特殊性要求。

3 關于冷縮位移方向、冷縮量、責任界限的說明

3.1 關于冷縮位移方向的判斷的說明

從上述結構描述可知：

3.1.1 當內罐遇冷收縮時，內罐在固定錨帶的約束下，將以內罐垂直中心線為準作向心收縮；其直徑縮小量為ΔD，半徑縮小量：ΔR。

3.1.2 當內罐遇冷收縮時，將帶動外部管道向左位移。

此時內補償管受到拉伸作用伸長，而外補償管受到壓縮作用縮短。

3.1.3 外部管道自內罐壁至管道固定支承截面的冷收縮量：ΔLA。

3.1.4 底部排液管總的冷縮位移方向應為：從右向左至內罐垂直中心線為止。

3.2 關于冷縮位移量的計算

經計算實際設計補償量ΔLS=100mm>ΔL=53.21mm。

3.3 關于工程質量責任界限劃分的說明

本方案的質量責任界限處在固定管支架橫截面處。

自該截面向左，質量責任應由LNG貯罐供應商負責。

自該截面向右，質量責任應由工程設計或工程施工方負責。

4 關于安裝技術要求

4.1 固定/滑動管道支承要求

必須確保固定/滑動管道支承分別真正起到固定/滑動支承作用。

4.2 補償管段外部絕熱要求

兩個補償管段外部均不得再包扎確質絕熱體，防止阻礙管道冷縮位移。

原因在于：

4.2.1 在左端外補償管與介質管道聯接處已設置了真空絕熱套管；

4.2.2 在右端補償管與介質管道聯接處已設置了高真空多層絕熱軟管。

4.3 內外補償管安裝要求

外補償管安裝時，應當對左端外補償管適當拉伸30mm后定位，待排液管轉入低溫冷縮后恢復到自由狀態。

內補償管安裝時，應當對右端高真空多層絕熱補償管適當壓縮50mm后定位，待排液管轉入低溫冷縮后恢復到自由狀態。

5 關于采用高真空多層絕熱柔性補償管的說明

5.1 為什么要采用高真空多層絕熱柔性補償管的說明

前面的補償量分析僅限于對溫差引起的沿底部側面排液管水平軸線方向冷縮量計算。

5.1.1 補償管影響因素分析

實際安裝使用過程中，存在以下必須予以考慮：

5.1.1.1 由于LNG儲罐基礎沉降量與外部管道基礎的沉降量存在著差異；

5.1.1.2 基礎沉降量差異與兩個基礎的設計建造質量有關，是無法預知的；

5.1.1.3 控制兩個基礎沉降量差異的最好的解決辦法，是將兩個基礎建成整體；

5.1.1.4 基礎沉降量差異與溫差引起的冷縮量導致管道在垂直平面的彎曲運動；

5.1.1.5 由于普通補償管外必須包扎硬質聚氨酯保冷材料，該材料不能滿足彎曲運動要求；

5.1.2 補償管滿足補償的必要條件

5.1.2.1 因此，采用高真空多層絕熱柔性補償管才能滿足：

5.1.2.2 溫差冷縮量補償要求；

5.1.2.3 管道在垂直平面內的彎曲運動要求；

5.1.2.4 無需另行保冷（已自帶柔性多層保冷材料）施工己能保證彎曲運動要求。

5.2 關于高真空多層絕熱柔性補償管可靠性的說明

5.2.1 關于高真空多層絕熱柔性補償管壓力等級的確定

柔性補償軟管設計壓力等級確定為PS=1.6MPa，遠遠高于使用時所能達到的最高工作壓力，保證了使用條件下的強度要求。

5.2.2 關于高真空多層絕熱柔性補償管的普適性說明

高真空多層絕熱柔性補償管廣泛用于低溫液體的輸送，是用于低溫液體運輸車與固定設備之間的柔性聯接輸液體管，作裝車卸車作業之用。

航天部門用于為火箭加注LH2和LO2，LH2和LO2的溫度分別為20K和90K；而LNG的溫度最低為111K。

因此就低溫性能而言，本方案采用適用于LH2和LO2的高真空多層絕熱柔性補償管是完全可靠的。

5.3 關于高真空多層絕熱柔性補償管絕熱的說明

5.3.1 高真空多層絕熱柔性補償管的結構說明

高真空多層絕熱柔性補償管結構詳見圖2所示。

內管是由不銹鋼波紋管制作的設計壓力：PS=1.6MPa、DN=250mm軟管組成，用于LNG介質流通；內管兩端連接有? 273×9.27mm不銹鋼管與外接管道相連接。

內管的外表面包扎有多層絕熱材料。

外管仍由不銹鋼波紋管制作；外管的外表面還包扎有不銹鋼絲網體用于保護波紋管。

內外不銹鋼波紋管之間的夾層空間抽成高真空，以獲得最佳保冷效果。

5.3.2 高真空多層絕熱柔性補償管的絕熱設計說明

高真空多層絕熱柔性補償管的主體部份已具有完善的保冷效果，安裝時只需對兩端接頭外包扎硬質聚氨酯保冷材料，其包扎長度單側應不少于250mm。

注意：本方案禁止對補償管的主體部份包扎硬質聚氨酯保冷材料，以避免防礙補償管的位移補償作用。

6 關于內罐排液管的開孔補強說明

內罐排液管的開孔補強設計算按GB150-1998標準進行。

計算結果表明：不需另行補強。

特別說明：

6.1 查閱關于《強度計算書》可知：

在未計入補強圈的補強面積，僅計入罐殼和接管多余面積條件下，補強面積即已有11.4%的裕量；此方法屬于壓力容器開孔補強法中最優先推薦采用的厚壁管補強法；按理可以不必再另設補強圈補強。

6.2 考慮到LNG貯罐的特殊性，實際的設計圖樣還是增設了如圖3-b所示的補強圈為：ф550/ф277-δ10-0Cr18Ni9板（補強圈的補強面積=1365mm2）。

6.3 是否還需要進一步補強？

在遵守相關設計規定的前提下，沒有必要的進一步補強；采用補強圈補強是一種局部補強法，如果僅限于局部過分補強，相反會造成變形失調導致應力集中，結果適得其反。

7 關于內罐錨帶及底板冷縮問題的說明

7.1 關于內罐錨帶及底板結構的說明

500 0m3固定頂LNG貯罐設計遵守API 620標準規定，內罐與基礎之間采用錨帶結構固定。

7.2 關于內罐錨帶作用說明

內罐承壓時，罐壁板向外擴張，罐底板邊緣板會發生趨向于向上翹曲作用（也稱：浮力作用）。此時錨帶產生向下的垃力作用，控制罐底板邊緣板的變形。

當內罐與基礎發生相對位移時，錨帶起著抗位移的約束作用。

錨帶結構屬于柔性構件，錨帶與內罐整體焊接在一齊起錨固作用；當內罐冷縮時底板隨罐體一起作同步冷縮位移；錨帶上端將在水平方向罐中心微小偏轉位移；錨帶的這種微小偏轉位移不會對內罐體造成額外附加載荷。

7.3 關于內罐錨帶安裝的說明

內罐錨帶的下端預埋入LNG貯罐的整體鋼筋混凝土基礎中，上端待內罐盛水作基礎沉降試驗合格后放水之前，拉緊后采用焊接方法固定；當內罐冷縮時，內罐錨帶也會冷縮，進一步將內罐向下拉緊。

7.4 關于內罐底板冷縮問題的說明

當內罐冷縮時，由于罐底板邊緣板并無約束，內罐底板隨罐體一起作同步向心冷縮位移。因此內罐底板不存在附加溫差應力。

例外：當內罐首次投用未能正確操作發生大溫差進液造成內罐底板非均勻冷縮時，仍會出現附加溫差應力工況。

為了防止這種情況發生，本次設計分別設置了上部噴淋管和底部噴淋管用于首次進液時均勻冷卻內罐體，確保內罐安全。

除此之外，還對內罐首次投用制定了相應的安全調試規定（詳見供應商相關文件所示）。

8 貯罐側面排液管的組合結構安全分析

本節所討論范圍僅限于圖1-b所示各件的組合結構。

8.1 貯罐側面排液管組合結構的本質安全設計

貯罐側面排液管組合結構的本質安全設計包括：

8.1.1 貯罐本體的本質安全設計

貯罐本體的設計、建造、檢驗遵守SY/T 0608-2006《大型焊接低壓儲罐的設計與建造》標準之規定。SY/T 0608等效采用API 620-2002版及2004版補遺（英文版）。

“零溫差應力設計”方法確保了貯罐內外罐本體免受排液管冷縮位移造成的附加溫差應力破壞，起到了最大限度保護貯罐本體的作用。

本項目LNG貯罐本體的設計、建造、檢驗（如無損檢查、壓力試驗、冷試等環節）符合當前國際先進技術水平，因此LNG貯罐本體的安全設計應屬于本質安全設計。

8.1.2 排液管本體的本質安全設計

排液管本體采用ф273x9.27-0Cr18Ni9不銹鋼無縫鋼管，其壁厚δ=9.27mm，[σt]=137MPa。此管道：

8.1.2.1 使用壓力：PW=0.1MPa（液柱靜壓力+氣相壓力）；

8.1.2.2 公稱壓力：[PS]=1.6MPa；

8.1.2.3 氣壓試驗壓力：Pg=1.84MPa；

8.1.2.4 按GB150-1998標準計算得[PW]≥8.0MPa；

8.1.2.5 對接焊縫將做100%射線無損檢查，角接焊縫將做100%滲透無損檢查；

8.1.2.6 “零溫差應力設計”方法確保了貯罐內罐本體免受排液管冷縮位移造成的附加溫差應力破壞，起到了最大限度保護貯罐本體的作用。

由此可見排液管本體在設計、建造、檢驗等環節完全滿足本質安全要求。

8.1.3 排液管本體上附件的本質安全設計

連接在側面排液管本體上的根部閥、緊急截斷閥屬于關鍵操作附件，本次采用進口產品，應屬于質量上的高端配置。

連接在側面排液管本體上的高真空多層絕熱柔性補償管的主體材料均為能滿足-196℃使用要求的0Cr18Ni9不銹鋼；該補償管的公稱壓力為[PS]=1.6MPa，遠遠高于使用壓力PW=0.1MPa之要求。

側面排液管穿過外罐處采用了真空絕熱保冷管，避免該處外罐遭受低溫損壞，保護外罐安全。

排液管穿過外罐處還采用了外補償管，避免該處外罐承受管道附加溫差應力損壞，保護外罐安全。

8.2 LNG貯罐的調試、操作、維修安全設計

LNG貯罐的安全設計除了硬件的安全設計外，還應延伸至調試、操作、維修安全設計全過程。

8.2.1 LNG貯罐的調試安全設計

LNG貯罐的調試安全設計，其重點應是：

8.2.1.1 防止LNG貯罐超壓

應確保LNG貯罐的壓力處在正常工作狀態。

8.2.1.2 防止LNG貯罐過量非均勻冷縮

8.2.2 LNG貯罐的操作、維修安全設計LNG貯罐的操作應當遵守：

8.2.2.1 正常工作狀態下，根部閥應保持常開狀態，緊急截斷閥作為常用開關操作閥門。

8.2.2.2 維修作業之前，根部閥應予以完全關閉，緊急截斷閥保持開啟狀態下，

解除管道內壓力并排除盡介質，必要時還應進行氮氣吹除置換合格后方可進行緊急截斷閥門的維修作業。

8.2.2.3 具體的操作、維修安全注意事項應列入《操作手冊》中予以詳細規定。