管道弓形效应对LNG输送管道的影响

魏 斌

（南京扬子石油化工设计工程有限公司，江苏南京 210000）

随着LNG 产业链的发展日趋完善，已经逐步形成覆盖天然气开采、加工、储运、销售等多个环节的完整体系，其中LNG 天然气储运处于天然气资源流通的核心枢纽，天然气液化处理后，经过LNG 运输最终到达LNG 接收站，为社会提供LNG 天然气的销售服务，LNG 接收站的安全运行对于整个LNG 产业链非常重要。接收站LNG 管道，尤其LNG 卸料主管管径较大，在预冷阶段，由于注氮速度、流量、注氮点位置等因素影响，管道不仅存在轴向温度梯度，同样存在竖向温度梯度。竖向温度梯度引起管道弓形效应，造成管道支架部分脱空、部分位置应力和受力增加，严重时会使管道破裂。所以管道弓形效应是非常有害的，避免弓形效应很重要。

1 管道弓形效应介绍

1.1 简介

管道弓形效应是水平管道运行中出现的一种效应，它是由大的径向温度梯度引起的，这种温度梯度有可能在管壁中造成不可接受的局部热应力，管道局部有疲劳失效的风险，并可导致管道支架和所连接设备受力过大。在这种情况下，管子会像弓一样弯曲，因此得名弓形效应。容易发生管道弓形效应的情况如下：

（1）暴露在烈日下的不隔热管道；

（2）输送分层低温流体的水平管道；

（3）有外部或内部水（冷凝水）的蒸汽管道；

（4）流动停滞造成流体分层的水平管道。

管道弓形效应问题在管道应力分析或设计书籍中很少提及。但是由于弓形效应而造成的运行困难的概率非常高，所以在设计中应妥善处理。

1.2 LNG输送管道

发生弓形效应的管道横截面的一部分是热的，另一部分是冷的。在LNG 接收站，大口径管道预冷时，管道中会部分填充LNG，管道截面的上部是热状态（管道在上部会膨胀），下部是冷状态（管道在下部会收缩）。因此，这种同时的膨胀和收缩或不均匀的温度分布将迫使管道产生弓形效应。

2 管道弓形效应分析基础

2.1 弓形效应温差

管道横截面上的径向温差称为弓形效应温差。弓形效应温差大多发生在顶部到底部这个方向上，这主要由石油化工生产中高温气体快速冷却、紧急冷却注入、冷循环、启动液化天然气输送管道、快速输送低温液体燃料等，所产生的分层流动引发。大口径的蒸汽管道的启动时也可能产生弓形效应温差。

采用Caesar II 进行应力分析，这个弓形效应温差是需要额外输入的。弓形效应温差指定了管道顶部和底部之间的径向温差，用来计算每个温度工况下的基本负荷。

2.2 应力分析的假设

对于应力分析，管道的弓形效应需要如下的假设：

（1）管道截面上的温度分布是线性的，如图1。

图1 弓形效应的温度分布

（2）相同的热梯度或温度变化适用于整个管道，不能为不同的管道指定不同的弓形效应温差。

（3）弓形效应仅适用于水平管道，并在垂直面起作用。

2.3 弓形效应计算基础

不考虑重力影响，弓形效应造成的变形如图2所示。

图2 弓形效应管道变形示意

由于弓形效应引起的管道弯曲符合下式计算：

r为曲率半径

D为管道外径

a为操作温度下的热膨胀系数

Ttop为管道顶部的温度

Tbottom为管道底部的温度

由于弓形效应在约束管中产生的弯矩符合下式计算：

E为管在工作温度下的弹性模量

I为转动惯量

操作温度应等于（Ttop+Tbottom）/2

3 管道弓形效应应力分析

通过对广东某LNG 接收站42”卸料管道进行弓形效应影响下的应力分析，包含LNG 管道的一次应力（支架脱空）、二次应力、支架受力以及管道位移四个方面的对比分析，来阐述管道弓形效应对大口径LNG 卸料管道的影响。

3.1 管道建模

应力分析采用鹰图公司CAESARII 2010版软件，卸料管道模型总览详见图3，建模基础数据如下：

（1）几何和材料数据。

DN1050外径：1067mm，规格/厚度：XS/12.7mm。

腐蚀：0mm，负公差：-12.5%。

保护层：0.8mm，密度：7850kg/m3。

保温厚度：240mm，密度：70.2kg/m3。

材料：A358-304/304L

（2）设计条件

环境温度：38℃

最大：60℃

最小：-170℃

最大压力：1.89MPa

水压试验：2.835MPa

（3）弓形效应

管道上下温差：50℃。根据GBT 51257-2017 《液化天然气低温管道设计规范》管道上下部温差不应超过50℃。

冷却介质：氮气。

（4）表面摩擦系数

钢对钢0.3

钢对聚乙烯垫片0.2

不锈钢至PTFE 垫板 0.1

图3 LNG卸料管道模型总览

3.2 结果分析

（1）管道最大二次应力对比

LNG 管道进行应力计算时所考虑的温度为管线最低温度和最高金属温度的全程热应力范围应予以校验，冷介质管线考虑最高环境温度作为安装温度。弓形效应产生的管道热应力属于二次应力，在进行管道应力分析时，弓形效应温差应与管道全程热应力范围相叠加。只要管道的应力情况在符合规范所要求的二应力校核条件，弓形效应就不会造成管道和管件的失效。所以首先对管道的二次应力计算结果进行分析。

LNG 管道在受弓形效应影响时，应力最大点在node90，即在LNG 上罐管道的分支三通处，应力值为规范允许值的97.6%，其他的LNG 上罐管道的分支三通处的应力值基本上也在允许值的90%以上。

正常情况下，应力最大点在node670，即在LNG 管道膨胀弯的弯头处，应力值为规范允许值的73%。而这时node90（即在LNG 上罐管道的分支三通处）的应力值为规范允许值的45.43%，其他的LNG 上罐管道的分支应力值基本上也在允许值的50%以下。

通过上述对比可以看出，弓形效应对LNG 卸料管道的二次应力影响较大的位置是LNG 上罐管道的分支三通处。

（2）支架受力对比

LNG 管道在受弓形效应影响时，管道支架最大受力在18t左右，出现在LNG 主管道发生路径改变的位置。

正常情况下，管道支架最大受力在12t 左右，出现在LNG管道上罐分支处。

通过上述对比可以看出，部分管道受弓形效应影响，支架受力值变大超过50%。为保证土建专业的管道支墩设计准确，需要考虑管道弓形效应的影响。

（3）管道位移对比（支架脱空）

管道受弓形效应影响会产生弯曲，主要体现在水平主管在运行工况下的竖向位移变化，以及部分支架的脱空。

LNG 管道在受弓形效应影响时，LNG 主管脱空支架较多（脱空支架占主管支架约20%），竖向最大位移在22mm 左右。脱空支架出现在主管道端头、π 弯以及主管道发生路径改变的弯头附近。

正常情况下，LNG 主管没有脱空支架，竖向最大位移在4mm 左右。

通过上述对比可以看出，弓形效应使LNG 卸料主管支架脱空严重，管道位移较大的位置主要集中在管道端头和管道发生路径改变的弯头附近。

（4）管道支架脱空下的一次应力校核

由于在弓形效应的影响下管道产生多处支架脱空的情况，故需要对管道支架脱空下的一次应力进行校核。经过分析计算，在模型node410（即在一处LNG 分支管道上罐的三通处）出现了一次应力超标的情况，其一次应力值为规范允许值的105.4%。

一次应力超标对于管道的安全是非常严重的设计失误，所以需要调整node410附件支架的位置，并且将所有LNG 主管上罐分支管道的三通壁厚全部加厚。调整后经过再次计算，一次应力值为规范允许值的89.6%，符合规范要求。

4 结论

从输出结果可以看出，LNG 管道在应力、支撑载荷和热位移在弓形效应的影响下都有显著的改变，并且对于管道正常运行来说都是不利的。在管道预冷时应严格按照操作规程实施，避免发生弓形效应。

在LNG 卸料管道的设计中应注意以下几点：

1）注意优化设计LNG 上罐管道的分支三通附近的管道，防止管道应力超标。

2）注意LNG 主管道发生路径改变的弯头附近管道支架的受力情况。

3）注意通管道端头和管道发生路径改变的弯头附近管道脱空情况。