关于底部侧面排液管的设计说明

1 结构图样描述

底部排液管在5000m3LNG贮罐的安装位置:

1.1 安装在内罐内的吸液/输液管, 该管穿过内罐 (焊接结构) 引至外罐外与根部阀焊接相连接;

1.2 该管与外罐连接之间采用波纹管连接;

1.3 该管与波纹管连接处采用了真空绝热套管, 目的是保护波纹管及外罐不至处于低温状态;

1.4 安装在外部的根部阀、管段、紧急截断阀、高真空多层绝热补偿软管;

1.5 管道支承架:

--滑动管支架, 用于支承管道/阀门/绝热物的重力;

--固定管支架, 用于防止外部管道对上述管道构件造成的轴向力破坏。

2 设计理念

2.1 零温差应力设计概念

在压力管道设计中, 通常采用应力分析计算法:

当管道的各种载荷作用在管道上的应力矢量之和处在管道设计规范规定范围内, 要求满足σ≤[σ]t即可。

上述设计准则用压力管道与压力容器/机器相连的组合时是适合的。

本方案中, 贮罐内罐为常压罐, 属于薄膜容器, 在不高的载荷作用即会产生较大的变形。此时若仍采用上述应力分析设计准则的话, 设计结果往往会偏离实际情况。

本方案采用零温差应力设计准则。所谓零温差应力设计是指:在结构设计中采用合适的补偿结构完全补偿温差引起的位移量;即, 使温差引起的位移量对构件产生相应的温差应力作用趋近于零。

2.2 管道系统设计应考虑的其它因素

底部排液管的一端连着LNG储罐, 另一端连着LNG装车泵, 设计时除了补偿温差引起的位移量外, 还应考虑:

2.2.1 管道系统的综合作用;

2.2.2 LNG储罐基础与外部管道基础的沉降量之差;

2.2.3 保冷方式的特殊性要求。

3 关于冷缩位移方向、冷缩量、责任界限的说明

3.1 关于冷缩位移方向的判断的说明

从上述结构描述可知:

3.1.1 当内罐遇冷收缩时, 内罐在固定锚带的约束下, 将以内罐垂直中心线为准作向心收缩;其直径缩小量为ΔD, 半径缩小量:ΔR。

3.1.2 当内罐遇冷收缩时, 将带动外部管道向左位移。

此时内补偿管受到拉伸作用伸长, 而外补偿管受到压缩作用缩短。

3.1.3 外部管道自内罐壁至管道固定支承截面的冷收缩量:ΔLA。

3.1.4 底部排液管总的冷缩位移方向应为:从右向左至内罐垂直中心线为止。

3.2 关于冷缩位移量的计算

经计算实际设计补偿量ΔLS=100mm>ΔL=53.21mm。

3.3 关于工程质量责任界限划分的说明

本方案的质量责任界限处在固定管支架横截面处。

自该截面向左, 质量责任应由LNG贮罐供应商负责。

自该截面向右, 质量责任应由工程设计或工程施工方负责。

4 关于安装技术要求

4.1 固定/滑动管道支承要求

必须确保固定/滑动管道支承分别真正起到固定/滑动支承作用。

4.2 补偿管段外部绝热要求

两个补偿管段外部均不得再包扎确质绝热体, 防止阻碍管道冷缩位移。

原因在于:

4.2.1 在左端外补偿管与介质管道联接处已设置了真空绝热套管;

4.2.2 在右端补偿管与介质管道联接处已设置了高真空多层绝热软管。

4.3 内外补偿管安装要求

外补偿管安装时, 应当对左端外补偿管适当拉伸30mm后定位, 待排液管转入低温冷缩后恢复到自由状态。

内补偿管安装时, 应当对右端高真空多层绝热补偿管适当压缩50mm后定位, 待排液管转入低温冷缩后恢复到自由状态。

5 关于采用高真空多层绝热柔性补偿管的说明

5.1 为什么要采用高真空多层绝热柔性补偿管的说明

前面的补偿量分析仅限于对温差引起的沿底部侧面排液管水平轴线方向冷缩量计算。

5.1.1 补偿管影响因素分析

实际安装使用过程中, 存在以下必须予以考虑:

5.1.1. 1 由于LNG储罐基础沉降量与外部管道基础的沉降量存在着差异;

5.1.1. 2 基础沉降量差异与两个基础的设计建造质量有关, 是无法预知的;

5.1.1. 3 控制两个基础沉降量差异的最好的解决办法, 是将两个基础建成整体;

5.1.1. 4 基础沉降量差异与温差引起的冷缩量导致管道在垂直平面的弯曲运动;

5.1.1. 5 由于普通补偿管外必须包扎硬质聚氨酯保冷材料, 该材料不能满足弯曲运动要求;

5.1.2 补偿管满足补偿的必要条件

5.1.2. 1 因此, 采用高真空多层绝热柔性补偿管才能满足:

5.1.2. 2 温差冷缩量补偿要求;

5.1.2. 3 管道在垂直平面内的弯曲运动要求;

5.1.2. 4 无需另行保冷 (已自带柔性多层保冷材料) 施工己能保证弯曲运动要求。

5.2 关于高真空多层绝热柔性补偿管可靠性的说明

5.2.1 关于高真空多层绝热柔性补偿管压力等级的确定

柔性补偿软管设计压力等级确定为PS=1.6MPa, 远远高于使用时所能达到的最高工作压力, 保证了使用条件下的强度要求。

5.2.2 关于高真空多层绝热柔性补偿管的普适性说明

高真空多层绝热柔性补偿管广泛用于低温液体的输送, 是用于低温液体运输车与固定设备之间的柔性联接输液体管, 作装车卸车作业之用。

航天部门用于为火箭加注LH2和LO2, LH2和LO2的温度分别为20K和90K;而LNG的温度最低为111K。

因此就低温性能而言, 本方案采用适用于LH2和LO2的高真空多层绝热柔性补偿管是完全可靠的。

5.3 关于高真空多层绝热柔性补偿管绝热的说明

5.3.1 高真空多层绝热柔性补偿管的结构说明

高真空多层绝热柔性补偿管结构详见图2所示。

内管是由不锈钢波纹管制作的设计压力:PS=1.6MPa、DN=250mm软管组成, 用于LNG介质流通;内管两端连接有ø273×9.27mm不锈钢管与外接管道相连接。

内管的外表面包扎有多层绝热材料。

外管仍由不锈钢波纹管制作;外管的外表面还包扎有不锈钢丝网体用于保护波纹管。

内外不锈钢波纹管之间的夹层空间抽成高真空, 以获得最佳保冷效果。

5.3.2 高真空多层绝热柔性补偿管的绝热设计说明

高真空多层绝热柔性补偿管的主体部份已具有完善的保冷效果, 安装时只需对两端接头外包扎硬质聚氨酯保冷材料, 其包扎长度单侧应不少于250mm。

注意:本方案禁止对补偿管的主体部份包扎硬质聚氨酯保冷材料, 以避免防碍补偿管的位移补偿作用。

6 关于內罐排液管的开孔补强说明

內罐排液管的开孔补强设计算按标准进行。

计算结果表明:不需另行补强。

特别说明:

6.1 查阅关于《强度计算书》可知:

在未计入补强圈的补强面积, 仅计入罐壳和接管多余面积条件下, 补强面积即已有11.4%的裕量;此方法属于压力容器开孔补强法中最优先推荐采用的厚壁管补强法;按理可以不必再另设补强圈补强。

6.2 考虑到LNG贮罐的特殊性, 实际的设计图样还是增设了如图3-b所示的补强圈为:

ф550/ф277-δ10-0Cr18Ni9板 (补强圈的补强面积=1365mm2) 。

6.3 是否还需要进一步补强?

在遵守相关设计规定的前提下, 没有必要的进一步补强;采用补强圈补强是一种局部补强法, 如果仅限于局部过分补强, 相反会造成变形失调导致应力集中, 结果适得其反。

7 关于内罐锚带及底板冷缩问题的说明

7.1 关于内罐锚带及底板结构的说明

5000m3固定顶LNG贮罐设计遵守API 620标准规定, 内罐与基础之间采用锚带结构固定。

7.2 关于内罐锚带作用说明

内罐承压时, 罐壁板向外扩张, 罐底板边缘板会发生趋向于向上翘曲作用 (也称:浮力作用) 。此时锚带产生向下的垃力作用, 控制罐底板边缘板的变形。

当内罐与基础发生相对位移时, 锚带起着抗位移的约束作用。

锚带结构属于柔性构件, 锚带与内罐整体焊接在一齐起锚固作用;当内罐冷缩时底板随罐体一起作同步冷缩位移;锚带上端将在水平方向罐中心微小偏转位移;锚带的这种微小偏转位移不会对内罐体造成额外附加载荷。

7.3 关于内罐锚带安装的说明

内罐锚带的下端预埋入LNG贮罐的整体钢筋混凝土基础中, 上端待内罐盛水作基础沉降试验合格后放水之前, 拉紧后采用焊接方法固定;当内罐冷缩时, 内罐锚带也会冷缩, 进一步将内罐向下拉紧。

7.4 关于内罐底板冷缩问题的说明

当内罐冷缩时, 由于罐底板边缘板并无约束, 内罐底板随罐体一起作同步向心冷缩位移。因此内罐底板不存在附加温差应力。

例外:当内罐首次投用未能正确操作发生大温差进液造成内罐底板非均匀冷缩时, 仍会出现附加温差应力工况。

为了防止这种情况发生, 本次设计分别设置了上部喷淋管和底部喷淋管用于首次进液时均匀冷却内罐体, 确保内罐安全。

除此之外, 还对内罐首次投用制定了相应的安全调试规定 (详见供应商相关文件所示) 。

8 贮罐侧面排液管的组合结构安全分析

本节所讨论范围仅限于图1-b所示各件的组合结构。

8.1 贮罐侧面排液管组合结构的本质安全设计

贮罐侧面排液管组合结构的本质安全设计包括:

8.1.1 贮罐本体的本质安全设计

贮罐本体的设计、建造、检验遵守SY/T 0608-2006《大型焊接低压储罐的设计与建造》标准之规定。SY/T 0608等效采用API 620-2002版及2004版补遗 (英文版) 。

“零温差应力设计”方法确保了贮罐内外罐本体免受排液管冷缩位移造成的附加温差应力破坏, 起到了最大限度保护贮罐本体的作用。

本项目LNG贮罐本体的设计、建造、检验 (如无损检查、压力试验、冷试等环节) 符合当前国际先进技术水平, 因此LNG贮罐本体的安全设计应属于本质安全设计。

8.1.2 排液管本体的本质安全设计

排液管本体采用ф273x9.27-0Cr18Ni9不锈钢无缝钢管, 其壁厚δ=9.27mm, [σt]=137MPa。此管道:

8.1.2. 1 使用压力:PW=0.1MPa (液柱静压力+气相压力) ;

8.1.2. 2 公称压力:[PS]=1.6MPa;

8.1.2. 3 气压试验压力:Pg=1.84MPa;

8.1.2. 4 按GB150-1998标准计算得[PW]≥8.0MPa;

8.1.2. 5 对接焊缝将做100%射线无损检查, 角接焊缝将做100%渗透无损检查;

8.1.2. 6“零温差应力设计”方法确保了贮罐内罐本体免受排液管冷缩位移造成的附加温差应力破坏, 起到了最大限度保护贮罐本体的作用。

由此可见排液管本体在设计、建造、检验等环节完全满足本质安全要求。

8.1.3 排液管本体上附件的本质安全设计

连接在侧面排液管本体上的根部阀、紧急截断阀属于关键操作附件, 本次采用进口产品, 应属于质量上的高端配置。

连接在侧面排液管本体上的高真空多层绝热柔性补偿管的主体材料均为能满足-196℃使用要求的0Cr18Ni9不锈钢;该补偿管的公称压力为[PS]=1.6MPa, 远远高于使用压力PW=0.1MPa之要求。

侧面排液管穿过外罐处采用了真空绝热保冷管, 避免该处外罐遭受低温损坏, 保护外罐安全。

排液管穿过外罐处还采用了外补偿管, 避免该处外罐承受管道附加温差应力损坏, 保护外罐安全。

8.2 LNG贮罐的调试、操作、维修安全设计

LNG贮罐的安全设计除了硬件的安全设计外, 还应延伸至调试、操作、维修安全设计全过程。

8.2.1 LNG贮罐的调试安全设计

LNG贮罐的调试安全设计, 其重点应是:

8.2.1. 1 防止LNG贮罐超压

应确保LNG贮罐的压力处在正常工作状态。

8.2.1. 2 防止LNG贮罐过量非均匀冷缩

LNG贮罐预冷调试过程中, 控制任意测温点的冷却降温速度, 即每10分钟内的降温值是正常均匀冷却的关键。此操作可以通过在《操作手册》中详细规定予以实现。

8.2.2 LNG贮罐的操作、维修安全设计

LNG贮罐的操作应当遵守:

8.2.2. 1 正常工作状态下, 根部阀应保持常开状态, 紧急截断阀作为常用开关操作阀门。

8.2.2. 2 维修作业之前, 根部阀应予以完全关闭, 紧急截断阀保持开启状态下,

解除管道内压力并排除尽介质, 必要时还应进行氮气吹除置换合格后方可进行紧急截断阀门的维修作业。

8.2.2. 3 具体的操作、维修安全注意事项应列入《操作手册》中予以详细规定。

摘要：本文详细描述了5000m3固定顶LNG贮罐侧面排液管结构及温差补偿设计。提出彻底排除温差应力的“零温差应力设计”方法;并对该设计方法所涉及的基础沉降补偿、安装、保冷施工等技术细节问题进行了详细分析讨论。进而对LNG贮罐侧面排液管的组合结构进行了安全分析评价。本项设计技术可用于指导5000m3固定顶LNG贮罐侧面排液管结构的设计、安装施工。