LNG海底低溫管道技術研究及應用

楊 亮，劉 云，劉淼兒，許佳偉，范嘉堃

（1. 中海石油氣電集團技術研發中心，北京 100028；2. 中海油研究總院有限責任公司，北京 100028）

0 引 言

目前我國對天然氣的開發和利用正處于快速發展期，在需求日益旺盛、價格逐步理順等因素的作用下，天然氣產量將以較快的速度增長。由于進口液化天然氣（Liquefied Natural Gas，LNG）有利于能源消費國實現能源供應多元化、保障能源安全，而出口 LNG有助于天然氣生產國有效開發天然氣資源、增加外匯收入、促進經濟發展，因此LNG貿易逐漸成為全球能源市場的新熱點。LNG可通過鐵路、公路和船舶運輸，供氣靈活，輻射范圍廣，能有效解決我國天然氣輸送能力不足的問題[1]。目前國內共有42家LNG生產企業，已建成和投產LNG接收站17座，年均產量增速為28%，未來可逐漸形成沿海LNG接收、存儲和輸送網絡。

LNG接收站裝卸平臺大多以碼頭的形式安裝在沿海區域，由于LNG運輸船大，國內部分近海地區因地理位置較為特殊而難以滿足船運需求，需投入較多的挖掘費用開發新的航道和泊位。LNG的溫度低、氣液體積比大，一旦在裝卸過程中出現泄漏的情況，會給作業人員的安全和環境保護帶來極大的威脅。通過工程實踐，國內外相關人員一致認為應將碼頭設置在遠離海岸一定距離的海上，在海上碼頭與陸上存儲設施之間設置一個傳輸結構，以保證LNG順利輸送到岸上[2]。目前LNG接收站基本上都是通過棧橋管道結構連接海上碼頭和陸上存儲設施，隨著LNG產業的不斷發展，新建LNG接收站越來越受地理位置和工程造價等因素的影響，選址愈加困難。針對上述情況，國內外相關研究機構及工程公司開展大量工作，推出一種以埋地管道方式連接海上裝卸平臺和陸上存儲設施的LNG海底低溫管道技術[3-4]。

1 棧橋低溫管道輸送系統與海底低溫管道輸送系統概況

1.1 棧橋低溫管道輸送系統

圖1為典型的LNG棧橋管道輸送系統，主要包括LNG卸料總管、蒸發氣（Boil-Off Gas，BOG）管道、LNG循環保冷管線和公用工程管道等，其輸送長度和布局取決于海上碼頭的最終位置。若當地的風、浪、流等水文條件相對惡劣，則采用防波堤式碼頭（見圖2），有利于港內保持足夠的水深和平穩的水面，以滿足LNG船停泊、裝卸作業和航行的要求。

圖1 典型的LNG棧橋管道輸送系統

圖2 防波堤式LNG棧橋管道輸送系統

在設計棧橋管道輸送系統時，要考慮LNG運輸船的操作空間、波浪和水深定位等影響因素。碼頭的最終位置和棧橋的布局需滿足輸送管道發生破裂或泄漏引起的BOG蒸氣云的安全距離要求，棧橋系統通常配備結構防護和隔斷閥等裝置，使LNG管道具有一定的防碰撞和安全自鎖功能[5]。

影響棧橋管道輸送系統工程造價的因素包括棧橋的長度、水文條件、管道數量與尺寸、施工材料、建造和安裝方法等。在保證施工質量和自然條件及規范規定的安全需求不變的前提下，棧橋管道系統工程造價與棧橋管道系統的長度成正比。由于LNG屬于超低溫介質流體，在管道內流動時會使管材冷縮，且熱運動會在管道的各個方向上施加應力，應力較大會導致管道變形甚至破裂，因此在設計管道時必須設置能承受材料冷縮和因熱運動而產生應力的結構，例如膨脹彎等[6]。膨脹彎的設置會使管道總長度增加約20%。目前LNG棧橋的長度在幾百米到10km之間，造價為1500萬～5400萬美元/km，且這些費用不包括棧橋的維護費和管道本身的費用。

1.2 海底低溫管道輸送系統

圖3為典型的LNG海底低溫管道輸送系統，該系統由LNG卸料總管、BOG管線、LNG循環保冷管線和公用工程管線一體化集成，整體埋入海底。根據國內外相關研發機構開展的大量試驗及現有的海底低溫管道工程實例，海底低溫管道的有效輸送距離可達20km。

影響海底低溫輸送管道系統工程造價的主要因素有管道長度、管壁厚度和直徑、防腐要求、管道材料及建造和安裝方法等。海底低溫管道輸送系統的總體造價包括管道本身造價和施工費用2部分。按照目前的技術水平測算，總體造價為1300萬～1600萬美元/km。因此，從工程造價的角度考慮，海底LNG低溫管道輸送系統優于棧橋管道輸送系統。此外，海底低溫管道的埋地施工方式能降低因碰撞等外力因素導致的管道泄漏和破壞，運行更為安全，可為LNG輸送提供一種兼具經濟性和可靠性的解決方案。

若碼頭區的水深不足或航道作業受限，采用單點系泊式（Single Point Mooring System，SPM）輸送方案更具吸引力（見圖4）。SPM的主要作用是將LNG海上終端定位于預定海域，兼具流體輸送和電力通信傳輸等功能，同時具有風向標的效應，在各種風、浪、流作用下受力最小，從而保證海上終端長期連續工作。SPM適應的水深范圍大，可系泊大型LNG浮式裝置，適應海洋環境的能力強，制造、安裝、作業和維護費用較低，經濟性和可靠性良好。

圖3 典型的LNG海底低溫管道輸送系統

圖4 單點系泊式LNG海底低溫管道輸送系統

SPM管道輸送系統由漂浮在海面上的浮筒和鋪設在海底的與陸地存儲系統連接的低溫管道組成。LNG通過漂浮軟管進入浮筒之后，通過水下軟管進入海底管線，輸送到岸上的接收終端。LNG海上終端設置在較深的水域，可避免高成本的航道疏浚和土建工程。SPM低溫管道輸送系統對沿海區域的交通干擾和對環境的影響小于棧橋管道輸送系統，且可更好地防止管道破壞和泄漏，能提高其安全性和可用性[7]。

1.3 LNG海底低溫管道結構

LNG 海底低溫管道采用多層管壁技術，主要有雙層管壁和三層管壁2種結構形式[8]（見圖5和圖6）。內層管壁與LNG液流接觸，通常選用熱膨脹系數較低的Ni鋼合金材料，同時配置管道應力吸收構件，以克服超低溫導致的管道軸向收縮。內層管壁與外層管壁之間（三層壁結構則是內層管壁與中間層管壁之間）的環形空間內安裝有保冷層，使得管道內的LNG處于絕熱狀態。外層管壁和中間層管壁主要用于抵抗外部沖擊，通常采用碳鋼或不銹鋼材料，也可根據需要采用Ni鋼合金材料。管道的最外層設置有混凝土配重層，一方面可緩沖和抵抗外部沖擊，另一方面用于管道配重，若管道本身的重量滿足工程需求，則不需要設置。

圖5 LNG海底低溫管道（雙層管壁結構）

圖6 LNG海底低溫管道（三層管壁結構）

2 LNG海底低溫管道關鍵技術

2.1 內層管壁材料及焊接

LNG海底低溫管道內層管壁材料要求具有良好的低溫韌性、抗腐蝕性能和焊接性能。由于管道是在常溫下安裝、在低溫下使用的，材料的熱膨脹系數應盡量小。目前開發的具有較低熱膨脹系數的合金材料主要是INVAR鋼（36%Ni鋼，也稱為殷瓦鋼）和9%Ni鋼，其中：INVAR鋼的熱膨脹系數極小，數千米長的管道采用INVAR鋼，整個管道的收縮量不足50mm，且管道兩端接頭處的應力處于管材的極限屈服應力以內，但INVAR鋼的價格高，約為9%Ni鋼的6倍，且生產難度大，供貨商有限，限制了其在LNG低溫管道領域的推廣應用；9%Ni鋼在-196℃下經拉伸試驗測得斷后伸長率＜20%，不易發生塑性變形，經低溫沖擊試驗測得平均線膨脹系數約為8.21μm/(m·℃)，具有強度較高、韌性較好和線膨脹系數較低等特點，可獲得性和經濟性指標較好，是制造LNG海底低溫管道的理想材料。

9%Ni鋼焊材通常由管材供貨商配套提供。為使焊材的性能與管材優化匹配，減少焊接過程中產生的殘余應力， FLUOR公司開發并優化了幾種焊接工藝，其焊接性能通過了美國船級社（American Bureau of Shipping，ABS）和挪威船級社（Det Norske Veritas，DNV）的認證。FLUOR公司采用的焊接工藝的適用標準為ASME IX和ASME B31.3；9%Ni鋼管道外徑為16～42in（1in=2.54cm），壁厚2.5～7.5mm，管道材料最小屈服強度為85ksi（1ksi = 6.895MPa），最小抗拉強度為100ksi；選用的焊材與管材的屈服強度、抗拉強度和延展性相適配；焊縫檢測采用100%射線探傷或自動超聲波探傷。圖7和圖8分別為LNG海底低溫管道內層管壁及管材焊縫截面。

圖7 LNG海底低溫管道內層管壁（9%Ni鋼管材）

圖8 9%Ni鋼管材焊縫截面

FLUOR公司開發的9%Ni鋼低溫管道是長度為12m的管段，使用自動焊接設備完成現場焊接組裝。此外，為減少9%Ni鋼管道在運輸和存儲過程中的表面氧化，FLUOR公司專門開發一種抗氧化涂層，該涂層性能穩定，在低溫條件下也能保持良好的黏附性和完整性。

2.2 管道軸向應力吸收裝置

由于LNG的溫度極低，與其直接接觸的內層管壁將不可避免地出現軸向收縮，若軸向收縮量過大，接頭處會產生應力集中而破壞管道結構。國內外相關研究[9]認為，在管道中采用隔離板技術可將內層管壁產生的載荷轉移到外層管壁，使管道的軸向應力和管端接頭應力均處于管材的屈服極限以內。隔離板主要有金屬隔離板和非金屬隔離板2種形式（見圖9和圖10）。金屬隔離板使用9%Ni鋼或INVAR鋼鍛造而成，非金屬隔離板采用納米多孔隔熱材料制成。隔離板通常安裝在各層管壁之間和管道彎曲部分，不會增加管道長度和施工難度。隔離板將外層管壁與內層管壁之間的環形空間密封，能優化絕熱層的運行環境，在消除管道軸向應力的同時，防止各層管壁間滑移摩擦對絕熱層造成損傷。

圖9 金屬隔離板軸向應力吸收系統

圖10 非金屬隔離板軸向應力吸收系統

2.3 管道保冷材料

保冷層的主要作用是維持低溫管道內介質的溫度。目前陸上低溫管道保冷主要采用真空保冷層和堆積保冷層2種方式。真空保冷層的性能優異，所需設備簡單，缺點是在管道運行期間形成和保持真空低壓狀態需消耗大量的能量，成本較高，若出現泄漏，會導致保冷性能迅速消失，可靠性較差。傳統的堆積保冷層主要采用聚氨酯發泡材料，成本較低，工藝相對成熟，缺點是保冷性能較差，通常達到保冷性能要求所需的厚度較大，會增加材料成本和管道重量，不利于施工安裝。此外，聚氨酯材料遇水會降解，當外層管壁泄漏或破損時，保冷層的性能會迅速下降。因此，真空保冷層和聚氨酯保冷材料均不是LNG 海底低溫管道的理想保冷材料。氣凝膠是一種具有良好應用前景的保冷材料，具有孔隙率高、密度小和重量輕等特點，同時具有憎水特性，其保冷性能遠高于傳統絕熱材料，氣凝膠在常溫常壓下的熱導率僅為0.013W/(m·K)，而在同等條件下聚氨酯發泡材料的熱導率約為0.035W/(m·K)。因此，采用氣凝膠能減小保冷層的厚度和外層管壁的直徑，降低管道成本，現場施工方便，其安裝過程見圖11和圖12。

圖11 氣凝膠材料及安裝位置

圖12 氣凝膠保冷層安裝過程

2.4 在線泄漏監測

LNG泄漏監測系統可為管道安全、高效運行提供保障，在線實時監測管道的運行狀態，及時發現和定位泄漏點，最大限度地減少經濟損失和環境污染。為實現該目標，FLUOR公司與ASTRO TECHNOLOGY公司共同開發出針對LNG海底低溫管道的在線泄漏監測系統（見圖13），包括一系列光纖傳感器和數據采集設備，其安裝和布置方式見圖14[10]。光纖傳感器具有多路復用能力強、抗電磁干擾和遠距離信號傳輸能力強等優點，可為LNG海底管道提供實時應變、溫度、振動和流量監測，并根據這些數據檢測管道中是否有泄漏發生，便于及時應對處理。光纖傳感器通常設置于LNG海底管道內層管壁與外層管壁之間，內環中的光纖傳感器主要用于監測LNG管道系統的溫度變化，而外環中的光纖傳感系統可提供輔助的泄漏探測和定位功能，為監測LNG海底低溫管道的運行狀態和管道維護提供有效的技術手段。

圖13 光纖傳感器泄漏監測系統示意

圖14 光纖傳感器安裝與布置方式

3 LNG海底低溫管道性能測試與應用

目前國內外應用海底低溫管道技術的實例較少，擁有該技術的公司主要有FLOUR、ITP和TECHNIP等。

2012年，FLOUR公司在休斯敦DELTA測試中心完成了24in和32in 2種規格的低溫管道的性能測試，所測試的LNG低溫管道為雙層管壁結構，長度為12m，內層管壁材質為9%Ni鋼，外層管壁材質為碳鋼，測試介質為液氮，保冷層采用氣凝膠。測試結果證明了軸向應力吸收裝置、保冷材料及光纖泄漏監測系統的有效性，可為LNG流動特性研究及低溫管道優化配置提供參考。

ITP公司于2004年成功設計和建造出海上低溫流體輸送系統，該系統是位于秘魯西南部太平洋海岸的一條長4km的海底液化石油氣（Liquefied Petroleum Gas，LPG）管道。陸上分餾工廠通過海底管道，以30000bbl/h的速率向離岸3057km、水深15m的海上裝卸碼頭輸送LPG，項目經驗可為海底LNG管道施工技術研究提供參考。

2004年，TECHNIP公司對其生產的三層管壁結構的LNG海底管道進行較為全面的性能測試，包括管道的壓力和張力特征、絕熱性能、收縮性能及管道在陸上和水下埋地的各項反應等。2009年，在美國WEAVER’S COVE ENERGY公司的LNG接收終端改建項目中應用該項技術，采用的管道鋪設方法為底拖法，圖15和圖16分別為海底低溫管道現場焊接與施工鋪設過程。底拖法適用于管道較短、岸上有組裝場所及風浪較小的情況，需首先在岸上預制成一定長度的管段單元，然后將其吊裝到用于管道下水的軌道上，與前一管段焊接連接。焊完一段往下拖一管段距離，當拖移到某一段位之后再拖往預定鋪設的位置。

圖15 海底低溫管道現場焊接

圖16 海底低溫管道施工鋪設

4 結 語

隨著LNG產業的不斷發展，新建的LNG接收站受地理位置和工程造價等因素的影響越來越大，選址愈加困難，海底低溫管道技術為海上LNG輸送提供了一種兼具經濟性和可靠性的解決方案。由于LNG海底低溫管道是埋藏在海底的，其運行安全性和可用性比棧橋管道高，發生事故時造成的危害比棧橋管道小。埋地管道周圍的環境溫度受季節變化的影響較小，有利于降低LNG輸送過程中因溫差變化導致的BOG增加，使管道運行更加安全可靠。LNG海底低溫管道材料、特殊結構、檢測系統及建造施工等方面的技術日趨成熟，工程測試和應用實例結果表明其效果良好。隨著天然氣行業的不斷發展、技術的不斷進步，LNG海底低溫管道技術的應用前景將更廣闊。