LNG气化站低温管道设计方法

因LNG管道的运行工况与安装工况间存在较大温差,需要采取补偿措施。以典型LNG气化站内低温管道为例,介绍主管、分支管及其支座的设计方法。低温管道的设计方法是先根据工艺流程初步确定管道及其支座,然后利用CAESARⅡV2014软件,对管道应力、位移、作用在支座上的力进行校核计算。为了保证支座不滑落,需综合考虑管道位移与支座选择,先根据管道位移初步选择支座,然后结合选定的支座校核管道位移。根据支座允许的管道位移,结合管道热胀冷缩情况计算出补偿区间。采用L形、Z形和方形补偿的LNG主干管,管道应力和作用在支座上的荷载均较小。管道柔性与自然补偿形式相关,Z形最好,L形居中,方形最差。对LNG分支管,结合应力计算结果,逐步增加弯头数量,直至主管三通和支管三通处的最大应力小于许用应力。设计了一种接气化器的凹形支管形式,应力计算结果合理。     

LNG管道应力计算与分析

针对LNC管道特点,从强度理论、依据标准、输入条件等方面讨论了LNG管道的应力计算。     

长距离小口径隧道内天然气管道应力分析研究

崇明岛—长兴岛—五号沟LNG站天然气管道工程,通过超长距离小口径隧道方式两次过江。采用CAESARⅡ计算软件对天然气管道的支架形式进行模拟,并考虑安装工况及运行工况下管道各节点的应力值,模拟管道在不同温差下固定支架承受的推力及各滑动支架的受力、不同约束节点的位移值,以增强施工工艺可靠性、安全性以及提高建成后管道天然气运营安全性。     

LNG接收站高压管线预冷难点解析

管道预冷是LNG接收站新增设施投产调试中的重要环节。在大口径管道预冷中可能出现因管道应力过大而发生管道弯折损毁的情况。以上海LNG接收站储罐扩建工程气化设施投产试车为例,介绍高压LNG管线的预冷工艺,并从管道预冷对接收站原有设施生产运行造成的冲击和管道预冷过程中试车现场存在问题的角度出发,对高压LNG管线预冷过程中存在问题进行分析,并提出相应解决方案。     

地沟管道敷设与无补偿直埋管道敷设的设计方法探讨

地沟敷设方式作为传统供热管道敷设方式长期广泛应用于供热工程当中,而直埋敷设方式作为一种新型、便捷的敷设方式越来越多地应用于供热管道的敷设中.地沟敷设管道自由热伸长,与直埋敷设管道受土壤束缚的设计计算完全不同.地沟管道敷设的设计计算主要通过合理划分补偿段后进行补偿量计算,选择合适的管道补偿方式和补偿器,最后进行固定支架推力计算.合理的选位和计算可以减少大推力固定支架的数量,既能节约投资也能减少施工难度.直埋管道的设计计算采用先进的应力分类法,将各种载荷产生的应力根据起因、作用范围和性质进行分类,采用不同的强度条件控制,其中温度应力采用安定性分析理论,无需设置补偿器来降低直管段温度应力.直埋敷设方式的薄弱点主要集中在弯头处.随弯曲道路敷设时应采用小角度弯头,通过合理的选取弯头角度、曲率半径等指标减少管道自身应力,从而就可能做到全段不采用补偿器补偿管道热应力,达到施工简便、节省投资的目的.本文以某地区集中供热工程为实例,根据工程中产生的实际问题而改变管道敷设方式的情况,对该工程采用地沟敷设及直埋敷设两种方式进行了设计计算,并分析了这两种敷设方式的设计计算中应当注意的问题和关键点.     

基于VB的LNG管道保冷厚度计算研究

LNG管道保冷厚度的精确选取对LNG存储和输送系统运行的经济性和安全稳定性具有重要意义,为提升当前管道保冷厚度计算方法的准确度和便捷性,通过对单层和复合材料保冷结构管道保冷厚度计算理论研究分析,在此基础上进行优化处理,利用VB手段实现对管道保冷厚度迭代计算,并结合工程实例进行对比验证。研究结果表明,研究方法在大管径管道保冷厚度计算中比项目实际计算精度提升10%,并且能够为复合材料管道修复作业提供理论设计依据。     

CAESAR Ⅱ在大口径、厚壁管中的可靠性研究

为了验证CAESAR Ⅱ软件在大口径、厚壁管应力分析中的可靠性,有必要了解管道应力分析的基本原理,熟悉软件的工作环境.在大口径、厚壁管的简单实例中,对管道应力进行了理论分析,计算出管道上各约束的受力、管道各点应力及管道上各点位移;同时,采用CAESAR Ⅱ软件建立管道应力分析模型,加载管道约束,得到管道应力分布情况,直接显示出计算结果.将两种应力分析结果作比较,发现理论计算值与软件计算值相差不大.因此,CAESAR Ⅱ软件用于大口径、厚壁管方面的应力分析是可靠的.     

LNG管道非满液预冷过程应力和变形模拟

为探究LNG管道液位相对高度对管道应力和变形的影响,针对某段水平液化天然气管道液体预冷过程,建立了LNG管道温度场和结构场耦合数值计算模型,利用ANSYS软件分析非满液状态下不同液位相对高度对管道温度、应力和变形分布的影响。模拟结果表明,液位相对高度直接影响管道整体温度场分布,液位相对高度越高,管道下表面面积越大,上表面面积越小。管道上下表面平均温度最大温差随液位相对高度升高呈现先增大后减小的趋势,液位相对高度40%时管道上下表面平均温度最大温差为45.79℃,最大局部温差达66.06℃,局部温差变化趋势与平均温度最大温差相同。不同液位相对高度下最大应力峰值出现在液位相对高度60%时,为305.19 MPa,应力峰值均出现在管道两端内壁底部。随液位相对高度升高,应力峰值先迅速增大而后缓慢减小。随液位相对高度增加,管道不同位置处径向变形量均先增加后减小。最大径向变形量出现在液位相对高度40%时,最大径向变形量为68.753 mm。最大总变形量随液位相对高度变化曲线与管道上下表面平均温度最大温差随液位相对高度曲线趋势相似。液位相对高度10%与90%工况的管道上下表面平均温度最大温差十分接近...     

LNG管道水力计算和热力计算

分析LNG管道水力计算和热力计算过程。在计算中,考虑保冷材料热导率随平均温度变化,LNG物性参数黏度、密度、比定压热容随组成、温度变化,比较准确。基于微元管段的思路,考虑传热关系,得出LNG管道各节点压力和温度、单位长度传热量的计算方法。实例验证此方法可行。     

浅析LNG卫星站项目建设与燃气特许经营间的关系

液化天然气(LNG)卫星站作为管道天然气的有益补充,实现与管道天然气供应方式的优势互补。城市供气作为市政公用事业,实行特许经营管理。在已实施燃气特许经营的区域内引入LNG供应商,开展LNG卫星站项目建设,以LNG内陆运输+卫星站LNG直供等非管道输送形式向用户供气,在法律上不存在障碍,且在一定程度上能缓解气源不足,亦可对气价起到调控作用。