LNG 管道过量位移的预防

时间：2024-07-28

屠朝辉王富强

（中海福建天然气有限责任公司，福建莆田 351156）

0 引言

国内LNG（液化天然气）接收站装置工艺管线的管材、法兰、管件大多采用ASTM A304L，在低温约-160℃条件下服役。一些工艺管线，包括BOG（Boil Off Gas，蒸发气）管线，在调试和试运行阶段，会出现结构位移过大的情况，对操作和日常维护造成了一定的影响。通过现场实践和跟踪发现，结构位移不可避免，但可以有效控制。

1 管道材质及保温材料

ASTM A304L 为低温耐腐蚀的奥氏体不锈钢材料，管材内壁与低至约-160℃的LNG 接触，具有良好的低温韧性，同时还具有良好的耐腐蚀性能及抗裂纹能力，以满足较高的安全性要求。ASTM A304L的主要机械性能为：屈服强度δs（MPa）≥205、抗拉强度RM（MPa）≥520、延伸率（%）≥40、线膨胀系数α≈16.0×10-6（20～100℃时）。

管道外表被聚异氰脲酸酯和其它包扎物包裹，具有绝热保冷的作用。聚异氰脲酸酯的主要技术参数为：导热系数≤0.016 w／m°K（连续90 天处在-160℃的环境中）（按ASTM C177 设计）；密度为42±2 kg／m3；使用温度为-200～+120℃；抗压强度为280 KPa（在-165℃的条件下）（按ASTM D1621 设计）。

2 管道受力分析

2.1 结构位移

LNG 进入管道后，会对管道形成荷载作用，使管道产生内力和变形，结构变形引起结构位移。管道位移一般分为线位移和角位移两种，线位移是指结构上点的移动，角位移是指杆件横截面产生的转动。

2.2 产生位移的主要原因

产生位移的主要原因有3 种：①荷载作用；②温度降低和材料收缩；③支座移动和制造误差。各种因素对静定结构的影响包括：LNG荷载使静定结构产生内力、变形、位移；温度降低和材料收缩使静定结构不产生内力，但能产生变形、位移；支座移动和制造误差使静定结构不产生内力变形，但能产生位移。

2.3 位移的计算方法

本文只讨论线性变形体系的位移计算，计算方法为单位荷载法，其理论基础为虚功原理。

由于线性变形体系和叠加原理的使用条件都为：①管道材料处于弹性阶段，应力与应变之间成正比；②结构变形微小，不影响力的作用。所以，对线性变形体系的位移计算，可以应用叠加原理。[1]

1）LNG荷载

当管道充满LNG 时，LNG 会对管道形成荷载，使管道产生变形，对管道形成屈服影响，可用以下公式计算：

式中，F为单位面积上的LNG对管道形成的压力；S为管道面积；δs′为屈服影响。

以38 inLNG 卸料管线为例，LNG 对管道形成的屈服影响δs′为0.001 1 MPa（LNG 密度取450 kg／m3），为管道屈服强度δs的0.000 5%，所以LNG荷载对管道的影响可以忽略不计。

2）温度变形

刚投用的LNG管道为常温，只能用BOG对其进行预冷。BOG 与常温氮气接触，传递冷量，混合冷气下沉（如图1 所示），与管道底部接触，使底部开始降温，管材出现不明显收缩。而此时顶部仍然为常温，当顶底部温差达到一定值时，管道底部收缩逐渐明显，横向开始出现位移；温差越大，收缩越大；收缩越大，位移越明显。

图1 BOG在管道中的移动方向图

假设温度改变沿管道长度均匀，沿管道截面高度为线性分布。因此，截面发生温度变形后，仍保持为平面。截面的变形可分解为沿轴向的拉伸变形和截面的转角变形（图2）。

图2 管道截面的微变形分解

形心轴处的温度改变：

式中，t1、t2为管段顶、底部温度改变值，℃；h1、h2为管段形心轴处上、下截面的高度，m；h为管段心截面高度，m。

上、下边缘的温度改变差值：

温度改变引起的位移计算公式：

当形心轴是截面对称轴时，形心轴处的温度改变为：

制造误差产生的位移采用刚体的虚力原理计算。码头38 inLNG 管道所作的位移标识，是在支座制造放置完成后完成的，已经不再考虑。

综上所述，LNG 管道在预冷调试期间产生的结构位移，主要取决于管道顶底部温度改变之差和管道轴线上的温度改变。

3 LNG管道发生位移的危害

3.1 使管道发生不规则形变，承压能力发生改变

3.2 管道位移，改变了表面附属检测元件的位置，影响检测精度

温度传感器的感温元件，由传动软管夹子固定在管道外表面。管道发生不规则位移，夹子松紧度就会发生变化，导致感温元件与管道的贴合度降低，影响检测的准确度。

3.3 破坏了现有保温材料，影响绝热保冷效果

聚异氰脲酸酯的抗压强度为280KPa（在-165℃的条件下），仅为38 in LNG 管道的抗拉强度（RM ≥520 MPa）的0.05%。当管道发生位移受挤压后，聚异氰脲酸酯就很容易破裂，影响绝热保冷效果。

3.4 管道移位，改变了原来的走向，影响操作

管道受顶底部温差过大影响而发生较大的形变，除纵向发生移动外，横向也会发生移动，对周围管道和设施造成影响，同时也影响操作。

4 预防措施

4.1 控制预冷速度，减小管道顶底部温差

根据公式Δτ＝∑αt0ωN±αΔtωM／h得知，LNG管道的线胀系数α管道高度h为定值，轴力图面积ωN和弯矩图面积ωM随管道顶底部的温度差变化而变化。控制预冷速度，减小管道顶底部温差，就能有效地减少管道位移。

LNG 管路通常采用奥氏体不锈钢材料。奥氏体不锈钢具有优异的低温性能，但线膨胀系数较大。在LNG 温度条件下，不锈钢收缩率约为3‰，对于304 L 材质管路，在工作温度约为-160℃时，100m管路大约收缩300 mm。因此在设计时要采取措施，防止出现冷收缩引起的破坏。预冷时储罐和管道温度要逐步降低，应先气后液，防止温度骤降对设备和管件造成损伤。冷却速率控制在50℃／h左右，比较安全[2]。

国内典型新建LNG 接收站投用直径大于或等于10 in的LNG管路前，持续用BOG以-10℃／h的冷却速率进行预冷；同一温度监测点，最大顶底部管线温差为50℃。对于直径小于10 in的LNG管线，只要条件允许，预冷速度也尽量控制在50℃／h以内。