LNG管道非滿液預冷過程應力和變形模擬

許 俊, 陳 靈, 汪冬冬

(1.合肥合燃華潤燃氣有限公司, 安徽 合肥 230075; 2.安徽工業大學 能源與環境學院, 安徽 馬鞍山 243002)

1 概述

天然氣液化有利于遠距離運輸和儲存,但其要求和安全風險也相應提高[1]。管道的應力和變形是衡量安全性最重要的指標,它是由溫度載荷和壓力載荷的作用共同決定的[2]。管道運行前緩慢通入低溫LNG進行預冷,管道可能由于應力發生彎曲或收縮變形[3]。應力和應變的累積會增加管道的疲勞破壞風險,引發管道的塌陷、斷裂或泄漏等嚴重問題。

LNG管道熱應力和變形研究主要聚焦于管道溫度場及其產生的應力和分布情況,對LNG管道變形情況研究比較少。蘇鵬等[4]對LNG管道及其保冷層進行了穩態溫度場和熱應力場模擬,發現隨著半徑減小,溫度梯度逐漸增加,且材料的熱應力與溫度梯度成正比,得出管壁與保冷層交界面熱應力最大達到2 265 MPa。張宏志等[5]研究了氣態工質預冷過程的溫度和應力分布,發現不同流速的管道溫降速度均先較快后趨于平緩,且隨流速增大,管道溫降速率、熱應力和軸向收縮位移也增大,在其研究中10 m長一端固定管道最大軸向位移約為10 mm,最大熱應力為442 MPa。盧超等[6-7]將LNG管道冷卻過程分為氣體預冷和液體冷卻兩個階段,發現氣體質量流量越大,壁面溫度下降越快,液體冷卻過程考慮了液面高度對壁溫的影響,非滿液狀態下管道頂底部溫差超過30 ℃。嚴俊偉等[8]同樣發現液體預冷時管道頂部和底部存在溫差,最大溫差達27 ℃。王長振等[9]計算了不同工況下LNG低溫管路系統的應力情況,發現低溫管路中最大應力主要出現在彎頭、固定支座等約束處,最大熱應力達到181.6 MPa。余紅梅等[10]建立了低溫管道預冷的氣液同速分層流動模型,結果反映管道截面含液率是影響管壁溫降速率、頂部和底部溫度分布的重要因素,含液率較高時,管道溫降速度較快,管壁頂部和底部的溫差較小。陳團海等[11]基于單向流固耦合分析了LNG管道進料過程應力變化,最大等效應力隨時間先增大后減小,最大值為110 MPa。

為了探究LNG管道液位相對高度對管道應力和變形的影響,本文結合某燃氣公司LNG管道,利用ANSYS軟件對不同液位相對高度的管道結構進行三維瞬態溫度場分析,而后將溫度場分析結果和流體對管道內壁壓力傳遞至結構分析模塊,得出其應力和變形情況,進一步論證現場預冷變形的規律,對后續低溫管道預冷優化和熱補償結構設計提供理論依據。

2 LNG管道計算模型

2.1 物理模型、邊界及初始條件

① 物理模型

選取內直徑為155.5 mm,外直徑為168.3 mm,管道壁厚6.4 mm,管長10 m水平直管為研究對象,管道材質為06Cr19Ni10。管道材料參數見表1。利用ANSYS(軟件)建立管道模型,求解溫度場和壓力場,使用歐拉多相流中的VOF模型,采用層流模型和SIMPLEC算法。LNG管道物理模型見圖1。管道沿x方向為管道長度方向。

圖1 LNG管道物理模型(軟件截圖)

表1 管道材料參數

② 邊界條件及初始條件

a.由于實際LNG管道存在保冷層,管道外壁面隔熱效果較好,將管道外壁面和管道左右兩端面設置為絕熱面。

b.假設管道內壁為無滑移邊界條件,在流體-固體界面處設置耦合傳熱面。

c.假設LNG為純液態甲烷,初始溫度-160 ℃,環境溫度和管道初始溫度皆為26.85 ℃。管道內未充液態LNG部分為純氮氣,管道內壓力3 MPa,管道內空氣溫度與初始管道溫度相同,為26.85 ℃。假設在整個預冷過程中LNG不發生氣化,且處于靜止狀態。

d.初始時刻設置不同LNG液位相對高度,文中定義液位相對高度為液位相對高度占管道內直徑的比例。時間步長為1 s,單位時間步長內最大迭代20次(能量方程的計算殘差達到10-6),達到1 800 s時停止計算。計算完成后,將管道溫度載荷及壓力載荷求解數據傳遞至瞬態結構模塊以求解固體結構場。結構計算中采用和流場計算相同的網格、時間步長和計算時間以保證計算精度。

e.在管道左右端面中應用位移約束限制其y方向自由度,重力豎直向下,且應用于整個管道模型。

2.2 網格獨立性檢驗和模型驗證

在LNG與管道內壁面接觸的區域進行了邊界層加密,選取LNG液位相對高度40%的工況驗證網格獨立性。通過比較不同網格數量下LNG管道發生的最大總變形量(x、y、z3個方向變形量的矢量和)和產生的最大等效應力驗證網格獨立性。得出當網格數量多于123×104時,網格數量增加對最大總變形量和最大等效應力幾乎沒有影響。因此,在模型中使用的網格數量為123×104。

通過將管道徑向變形量模擬數據與筆者單位提供的現場實際數據對比驗證模型,得出管道最大徑向變形量模擬數據與實際數據的最大相對誤差絕對值不超過8.75%,模型滿足要求。

3 數值模擬結果及分析

本文將與LNG接觸的管道內壁定義為管道下表面,未接觸LNG的管道內壁為管道上表面。

3.1 管道溫度分析

① 管道上表面平均溫度

不同液位相對高度管道上表面平均溫度隨時間的變化見圖2。

圖2 不同液位相對高度管道上表面平均溫度隨時間的變化

由圖2可以看出,不同液位相對高度管道上表面平均溫度隨時間不斷降低,且LNG液位越高下降速率越快。因為管道下表面與LNG直接接觸,平均溫度相較于管道上表面平均溫度始終更低,管道上表面熱量不斷以導熱的方式向下表面傳遞。液位越高,LNG與管道內壁接觸面積越大,低溫區域面積隨之增大,管道下表面包含的較多冷量作用于面積較小的管道上表面,則管道上表面平均溫度下降速率加快。

② 管道下表面平均溫度與熱流密度

不同液位相對高度管道下表面平均溫度隨時間的變化見圖3。液位相對高度10%工況管道下表面平均熱流密度隨時間的變化見圖4。

圖3 不同液位相對高度管道下表面平均溫度隨時間的變化

圖4 液位相對高度10%工況管道下表面平均熱流密度隨時間的變化

由圖3可以看出,管道下表面平均溫度變化可分為2個階段:在大約500 s內,溫度下降較快,而后逐漸趨于平緩,甚至液位相對高度10%工況出現溫度上升的情況。值得注意的是,液位相對高度為10%工況,500 s后管道下表面平均溫度出現上升趨勢。因為液位較低,LNG所含冷量較少,管道下表面熱量不僅向LNG傳遞,也接收來自管道上表面以導熱方式傳遞的熱量。當管道上下表面導熱量大于LNG和管壁換熱量時,管道下表面表現為被管道上表面加熱,溫度上升。

圖3放大圖顯示了在300 s內管道下表面平均溫度下降速率并非與液位相對高度正相關,液位相對高度50%工況下降速率最快。當液位較高時,LNG需要冷卻的管道面積較大,管道下表面溫降速率減緩。當液位較低時,LNG所含冷量較小,來自管道上表面的導熱減慢了管道下表面溫降速率。因此液位過高或過低都會減慢管道下表面溫降速率。而300 s后液位相對高度越高,管道下表面平均溫度越低,此時LNG所含冷量對管道下表面平均溫度起決定作用。

由圖4可以看出,約300 s時管道下表面熱流密度降至2 kW/m2,管壁與LNG對流換熱減弱。

③ 管道溫度分布

為了探究液位相對高度對管道溫度分布的不均勻性的影響,分析不同時刻管道上下表面平均溫度溫差。選取管道截面局部溫差(指截面最高溫度與最低溫度之差)最大時溫度分布云圖,見圖5。圖中色階圖圖例數值相應的單位為℃。

由圖5可以看出,隨液位相對高度升高,管道下表面的面積逐漸增大,最低和最高溫度分別出現在管道底部和頂部。根據模擬結果,液位相對高度40%時管道上下表面平均溫度最大溫差為45.79 ℃;液位相對高度10%和90%工況下管道上下表面平均溫度最大溫差較小,分別為32.54 ℃和32.12 ℃,管道上下表面平均溫度最大溫差隨液位相對高度升高呈現先增大后減小的趨勢。

經以上分析,可以得出液位相對高度直接影響管道整體溫度場分布,液位相對高度越高,管道下表面面積越大,上表面面積越小。管道上下表面平均溫度最大溫差隨液位相對高度升高呈現先增大后減小的趨勢,液位相對高度40%時管道上下表面平均溫度的最大溫差為45.79 ℃,最大局部溫差達66.06 ℃,局部溫差變化趨勢與平均溫度最大溫差相同。

3.2 管道應力分析

管道兩端給定y方向位移約束,在溫度及壓力載荷的共同作用下,模擬分析不同液位相對高度下應力分布。定義同一液位相對高度工況,在模擬時間內(0～1 800 s)的最大應力為應力峰值,不同液位相對高度工況的應力峰值的最大值為最大應力峰值。

分析得出管道兩端出現應力集中。最大應力峰值出現在液位相對高度60%時,為305.19 MPa。對于各不同液位相對高度,應力峰值均出現在管道兩端內壁面底部。隨液位相對高度升高,應力峰值先迅速增大而后緩慢減小。且液位越高,管道兩端面整體受應力影響的面積越大。

液位相對高度10%工況,達到應力峰值時,管道下表面最低點及各截面應力分布見圖6,截面色階圖圖例中數值相應的單位為MPa,圖例中的最大、最小指該截面應力最大值、最小值。由于應力分布相對管道軸截面對稱,因此截面取半圓環;應力分布相對管道中截面同樣對稱,因此x=0.005 m截面與x=9.995 m截面應力分布相同。

圖6 液位相對高度10%時管道下表面最低點及各截面應力分布(軟件截圖)

由圖6可以看出,在管道下表面最低點,除管道兩端約束附近(x=0.005 m與x=9.995 m)存在一個較小區域高應力區,管道中間部分截面應力高于兩端。由于溫度載荷和壓力載荷直接作用于管道內壁底部,因此管道內壁底部應力較高。

液位相對高度10%、90%時管道下表面最低點應力(即本案例下的應力峰值)分布見圖7。

圖7 液位相對高度10%、90%時管道下表面最低點的應力分布

由圖7可以看出,液位相對高度90%時,管道下表面最低點的應力在x=0 m、x=10 m處相等,且為最大值,為260.17 MPa,高位于液位相對高度10%的工況。在x=2～9 m時,液位相對高度10%的管道下表面最低點的應力比液位相對高度90%的工況高出約48 MPa。這是因為液位較高時,管道受到較大的溫度載荷及壓力載荷,在重力作用下此載荷易在約束處產生較大應力。液位相對高度90%時由于LNG幾乎充滿整個管道,因此管道上下表面溫度不均勻性降低,管道中間部分應力則大大減小。而液位較低時,溫度載荷及壓力載荷作用于管道下表面最低處,此區域與其他部分溫差較大,因此管道中間部分應力高于液位較高工況。

3.3 管道變形分析

在LNG進入管道后,管道上下表面形成非均勻溫度場,導致管道上下表面冷縮不一致。在管道兩端約束作用下,表現為管道整體在x方向少量縮短,在y方向向上拱起,在z方向基本無變形。本文將管道在y方向變形量稱為徑向變形量。

① 徑向變形量

模擬過程中,不同液位相對高度下徑向變形量出現最大值時,選取該時刻的管道徑向變形量進行分析,不同液位相對高度下管道徑向變形量沿管道長度方向的分布見圖8。

圖8 不同液位相對高度下管道徑向變形量沿管道長度方向的分布

由圖8可以看出,隨液位相對高度增加,管道不同位置處徑向變形量均先增加后減小。最大徑向變形量出現在液位相對高度40%時,最大徑向變形量為68.753 mm。

② 總變形量

由于管道整體溫度分布的非均勻性,為了進一步探究溫度分布對總變形量的影響,采用管道上下表面平均溫度最大溫差定量分析管道整體溫度的非均勻性。管道最大總變形量和管道上下表面平均溫度最大溫差隨液位相對高度的變化見圖9。

圖9 管道最大總變形量和管道上下表面平均溫度最大溫差隨液位相對高度的變化

由圖9可以看出,液位相對高度90%、10%工況最大總變形量分別為26.493、29.879 mm,液位相對高度90%情況下最大總變形量比液位相對高度10%情況小3.386 mm。最大總變形量曲線與管道上下表面平均溫度最大溫差曲線變化趨勢相似。

除液位相對高度80%外,液位相對高度10%與90%管道上下表面平均溫度最大溫差相差0.42 ℃,液位相對高度20%與70%管道上下表面平均溫度最大溫差相差0.13 ℃,液位相對高度30%與60%管道上下表面平均溫度最大溫差相差0.13 ℃。上面幾種工況管道上下表面平均溫度最大溫差十分接近,不同液位相對高度下LNG對管道所施加的溫度載荷具有相似性,溫度載荷是影響管道變形的主要原因。

4 結論與建議

① 液位相對高度直接影響管道整體溫度場分布,液位相對高度越高,管道下表面面積越大,上表面面積越小。管道上下表面平均溫度最大溫差隨液位相對高度升高呈現先增大后減小的趨勢,液位相對高度40%時管道上下表面平均溫度最大溫差為45.79 ℃,最大局部溫差達66.06 ℃,局部溫差變化趨勢與平均溫度最大溫差相同。

② 不同液位相對高度下最大應力峰值出現在液位相對高度60%時,為305.19 MPa,應力峰值均出現在管道兩端內壁底部。隨液位相對高度升高,應力峰值先迅速增大而后緩慢減小。

③ 隨液位相對高度增加,管道不同位置處徑向變形量均先增加后減小。最大徑向變形量出現在液位相對高度40%時,最大徑向變形量為68.753 mm。

④ 最大總變形量隨液位相對高度變化曲線與管道上下表面平均溫度最大溫差隨液位相對高度曲線趨勢相似。

⑤ 液位相對高度10%與90%工況的管道上下表面平均溫度最大溫差十分接近,液位相對高度20%與70%工況、液位相對高度30%與60%工況亦然。不同液位相對高度下LNG對管道所施加的溫度載荷具有相似性,溫度載荷是影響管道變形的主要原因。

⑥ 建議LNG管道預冷時進一步減小管道液位相對高度,適當延長預冷時間,以減小應力荷載帶來的管道變形。