LNG氣化站低溫管道設計方法

井 帥

(北京市煤氣熱力工程設計院有限公司， 北京 100032)

1 概述

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

2 LNG主干管設計

在LNG氣化站的設計過程中，通常會優先布置設備，然后根據工藝流程初步確定連接設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力、作用在支座上的荷載和位移過大。若校核結果不合理，則有針對性地調整管系，直至結果合理。下面以典型LNG氣化站內規格為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計方法進行闡述。

2.1 LNG主干管的初步確定

經試算，LNG氣化站內管道口徑小，壓力低，因此管道應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，先根據管道位移初步選擇支座，然后結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)，其具體結構見GB/T 17116.2—2018《管道支吊架 第2部分：管道連接部件》第6.2節表4中型式163。根據工程經驗，如圖1所示，支座側向的支撐比較長，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管道預冷工況和安裝工況間的溫差Δt為216 ℃。為了使計算結果更安全，αl取奧氏體不銹鋼在20 ℃時的線膨脹系數，為16×10-6K-1。若不做特殊處理，為了保證支座不滑落，經計算，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，應在管道中間設固定支座，將其分隔成2個或多個補償區間，在每個補償區間設計方形補償器。

2.2 LNG主干管的應力分析

根據直管段長度限定值確定補償區間后，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的有限元分析程序，在國際公認的管道應力分析程序中，是應用最廣泛的軟件之一[1]157-168。

2.2.1物理模型

采用L形、Z形和方形補償的管道物理模型見圖2～4。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形自然補償的管道物理模型

圖3 采用Z形自然補償的管道物理模型

圖4 采用方形補償器補償的管道物理模型

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生位移。

③ 在滑動支座處，管道只在x和y兩個方向發生位移。

2.2.3其他條件

① 管內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境溫度，本文的安裝溫度取20 ℃。運行溫度按最不利預冷工況考慮，取-196 ℃。

③ 管道規格為D108×5。

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

⑤ 管內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ASME B31.3-2012《工藝管道》第302.3.5條的計算公式，對管道應力進行校核。軟件將管道承受自重和內壓定義為持續性荷載，將管道承受自重、內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生的應力和位移。如果應力小于許用應力，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，為支座的設計提供基礎參數。

2.2.5結果分析

① 管道應力

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

② 位移

根據計算結果，距固定支座最遠端滑動支座處的位移最大，分別位于節點L3、Z3和F3，這3個節點處管道位移見表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，為支座的設計提供基礎參數。固定支座受力見表2。

表2 固定支座受力

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

3 LNG分支管設計

接至設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。根據試算，若分支管為直管，則主管三通處應力較大，容易超過許用應力。減小主管三通處應力的有效方法是在分支管上設計彎頭，達到自然補償的效果。LNG氣化站內，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分支管的設計方法，并對主管三通和支管三通進行應力分析。

3.1 典型LNG分支管的初步確定

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

3.2 主管三通和支管三通處的應力分析

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，主管和分支管的規格均為DN 100 mm。為了對比分支管彎頭數量對三通處應力的影響，考慮在主管彎頭的兩側分別設置不同的支管形式,主管彎頭兩側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間，T5、T6、T10、T11和T13為設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，在每臺設備的接管上僅設計1處彎頭，組成天平形支管。在T7至T13管段接出分支管，在每臺設備的接管上設計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生太大影響，并且設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力。從軟件內截取分支管相應部分計算結果，接氣化器分支管應力分布見圖6。

圖6 接氣化器分支管的應力比

① 天平形支管

對天平形支管形式，主管三通T3、支管三通T4處的應力與許用應力的比值分別是1.21、0.99，應力超過和非常接近管道許用應力，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處的應力與許用應力的比值分別是0.46、0.66，應力小于管道許用應力，結果合理。

4 結論

① LNG氣化站低溫管道的設計方法是先根據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，先根據管道位移初步選擇支座，然后結合選定的支座校核管道位移。根據支座允許的管道位移，結合管道熱脹冷縮情況計算出補償區間。

③ 采用L形、Z形和方形補償的LNG主干管，管道應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，Z形最好，L形居中，方形最差。

④ 對LNG分支管，結合應力計算結果，逐步增加彎頭數量，直至主管三通和支管三通處的最大應力小于許用應力。設計了一種接氣化器的凹形支管形式，應力計算結果合理。