大型低温储罐

2024-07-13

大型低温储罐（共7篇）

大型低温储罐篇1

从整个LNG生产链的过程来看, LNG储罐是接收站的重要储存设施, 不管是从他的设计和建设还是技术方面对其要求都是比较严格的。LNG低温存储罐直接关乎液化天然气接收站的接收、天然气的外输、接收站的投资和接收站的经济性运行。所以对于大型LNG低温存储罐的安全性能和经济性能进行研究是很有必要和意义的。

一、LNG低温存储罐

LNG, 即液化天然气。众所周知, 天然气的主要成分是甲烷, 常压下气态的天然气在冷却至—162℃的时候凝结为液体。液化天然气以其节约存储空间、高性能、大热值等优点被各行各业所亲睐。

LNG常压低温储罐是比较普遍的一种储罐方式, 它是将天然气的温度降低到沸点以下, 但是储罐操作压力稍高于常压, 以这样的储存方式可以大大降低LNG储罐罐壁的厚度, 使之安全性能大大提高。所以, 优异的保冷性和良好的低温性能是对LNG储罐的硬性要求。因为是低温储存的, 如若发生意外, 被冷藏的液体会大量的挥发, 气化量大约是原来冷藏状态下的300倍, 在大气下会形成自动引爆的气团, 所以为了有效防止LNG外漏, 储罐采用双层壁结构, 采用双层封栏, 确保储罐的绝对安全, 这双层储壁外层是由碳钢或者预应力混凝土构成, 内层是由含9%的镍的合金钢构成。壁顶的悬挂式绝热支撑平台是铝制做成的, 碳钢或者混凝土制成罐顶。膨胀的珍珠岩、泡沫玻璃砖、弹性玻璃纤维共同组成了罐内的绝热材料。罐底的保冷材料需要有足够的承压能力。LNG的储罐量随着时代的发展现在已经扩大到160000m3, 但是这一容量与日本的现阶段的容量200000m3相比还是小之又小的。

二、大型LNG低温存储罐安全保障设计

(一) 一般LNG低温存储罐安全性能要求

储罐外面的温度会直接影响和作用LNG储罐, 所以为了LNG的安全保证其防火性能, LNG储罐的布置会根据储罐的体积合理的确定其安全间距。美国防火协会标准NFPA59A对于储罐的战区建筑和围堰墙之间的最小水平净距进行了规定, 具体规定如图1。

首先, 储罐建造的位置应该尽量的不要建在易燃物是放得下风向。一般安装在工艺装置系统比较远的地方。而离储罐围堰比较近的地方应该根据热源的危害布置设计一些影响较小的建筑, 比如说消防水池及废水收集池等等。

设置围堰的主要作用是将一定的内罐泄漏而流出的液体容纳起来防止泄漏范围的扩张。一般情况下, 单容罐和围堰之间的距离要比储罐的最高液位和围堰高度之差再与液面上蒸汽压的当量压头之和的值要大于或者等于, 这样的作用就是保证围堰在储罐发生泄漏的时候有足够的空间容纳泄漏液体。围堰的作用这么大, 在设计的时候就应该注意以下几点:1) 制造围堰的材料必须能够对于温度骤冷的变化有足够的承受能力;2) 围堰能够对所能预计的自然力和火灾的影响有足够的承受力;3) 对于拦蓄的LNG全部静水压头有足够的承受强度;4) 建造围堰及罐区场平的材料需选用热导率较小的材料。所以, 一般情况下, 围堰采用的材料是钢筋混凝土。

在材料的选择上, 为了保证LNG储罐的安全, , 在选用材料的时候应该考虑以下几个因素:1) 零下196摄氏度到常温之间的前度;2) 是该温度范围内有足够的韧性和塑性;3) 金相结构很稳定;4) 良好的加工性和焊接性;5) 易采购, 价格低;6) 适合低温的物理性能。目前储罐的主要材料是国产06Ni9钢、ASTM A553Type I以及奥氏体不锈钢0Cr18Ni9Ti等。一般LNG储罐的内罐材料是奥氏体不锈钢, 大型的LNG储罐选用的是9Ni材料。奥氏体不锈钢, 随着温度的降低其屈服强度、弹性极限、抗拉强度和硬度而逐渐增强, 冲击值随着温度的降低而降低, 它的晶体结构是面心晶格结构, 这种结构不存在脆性转变温度, 尽管在低温下也能保证其足够的韧性和塑性。镍, 作为强奥氏体化元素的主要元素, 镍含量越高, 低温下的钢材冲击值也就越大。

一般LNG储罐采用的是真空或者真空粉末来进行绝热。保持一定的真空度可以有效的消除气体对流传热。一般储罐的外表面都是进行过抛光处理, 或者采用发射率低的材料涂抹在表面, 因为此绝热结构的主要传递通道都是辐射。夹层绝热材料放气、焊缝的泄露会对真空度形成影响, 而且真空度的降低会对绝热效果影响显著。

(二) 大型LNG低温存储罐安全保障要求

1. 水压试验

水压试验的目的在于验证设计和制造的储罐储存的指定产品是不是有泄漏。薄膜罐的测试一般是用氨实验, 如若存在泄漏, 氨气就会和涂料发生化学反应产生颜色变化。一般情况下, 在进行水压试验的时候对于物理环境的要求是1) 高度水位2) 内罐水位≥设计液位最大的1.25倍再乘以将要储存物质的密度, 进行外罐实验使用相同量为的水3) 放置一个合适的隔水装置防水进入底部绝缘层4) 官邸和罐壁必须焊接完成5) 用珍珠粉末作绝缘材料储罐。再者对于水质也有一定的要求, 一定要与储存罐的物理特性和内罐外罐的特点。接下来在进行水压试验校验的时候, 通过计算厚度、设计厚度、名义厚度和有效厚度的有效测量计算, 最终算出水压试验压力, 当其数值>157兆帕的时候就说明壁罐水压试验强度满足要求。

2. 气压实验

气压试验要进行, 就需要满足气体压力值是储罐设计压力的1.25倍, 主要作用于水压试验水上方蒸汽空间, 气体压力试验前需要把内罐中的水全部或部分排空。这样就能很好的测量出管内压力是否符合要求。气压试验主要有负压试验和排空检查, 负压试验是在罐内的压力等同于设计内部负压值的时候进行, 负压试验中没有最小的持续时间并且试验时管内要保证装有水。排空检查是在储罐压力在标准大气压相等时进行的, 通过清空、干燥并清理储罐对其进行一一排查, 检测各个部件和焊接处是否存在泄漏。

3. 抗震测试

很多自然不可抗力条件下例如地震会对储罐造成破坏, 进行抗震测试就能够有效及时的发现罐壁发生轴是否存在失稳。地震造成储罐罐顶撞击、附件脱落, 引发次生灾害的事件屡见不鲜, 所以抗震测试必不可少。正常情况下, 罐壁轴向压应力应该比临界压应力小, 设计最高液位到罐壁上沿的距离要比液面晃动波高大。

三、大型LNG低温存储罐经济性分析

低温常压式的储存, 即降低液化气的温度到其的饱和蒸汽压与常压相近来储存, 降低其储存温度至沸点温度之下, 保持冷冻状态不变。按照这样高于常压的标准来设计储存罐, 对于壁厚来说是大大的降低了, 而这一种储存方式是目前比较先进的。壁厚降低, 材料需求量降低, 成本也就降低。冷冻状态下的液化气挥发少、气相空间少, 这样就大大将储存罐的储存量增大了。储存罐的设计一般是由国外来完成, 价格自然是听从于他们的, 成本相对也就水涨船高。所以我国大胆的采用国内最新的LNG储罐设计方案, 选用06Ni9镍钢, 这样的话成本也就大大降低了。现在国内的设计也研究出了同等容量下小于国外厚度的储罐, 这样既节省了材料也增大了利润空间。

四、结论

通过对一般LNG储罐的研究阐述, 以对比的效果得出大型LNG低温储罐的突出特点和需要注意的事项。笔者希望通过本文的书写, 能够让读者对大型的LNG低温储罐有整体全面宏观的认识。

摘要：LNG液化气作为使用普遍的气体, 安全使用和高效使用成为了目前业界讨论的一大热点话题。本文通过对LNG低温存储罐的阐述, 全面了解储罐性能, 从而更全面的对其安全性和经济性做出更深一步的探讨。

关键词：LNG,低温存储罐,安全,经济

参考文献

[1]李建军.LNG储罐的建造技术[J].焊接技术, 2006.

[2]敬如强, 梁光川, 姜宏业.液化气技术问答[M].林业技术化学工业出版社, 2006.

[3]袁中立.LNG低温储罐用镍钢焊接技术研究进展[J].石油工程建设, 2007.

大型低温储罐篇2

一、9Ni钢的组织性能

9Ni刚低温力学性能通常有其化学成分决定, 特别是其中Ni与C元素具备的含量。除此之外, 9Ni钢的韧性决定着钢的纯净度与微观组织[1]。同时含碳量能够在回火过程中减少马氏体中对于碳化物的析出, 从而改进低温韧性, 另外碳元素的含量要是过高就造成焊接性能与冷脆性能逐渐恶化, 所以在合金化时一定要严格控制好碳元素的含量, 使其可以保持在低含量范围之内。而镍的固溶作用, 在一定程度上加强了基体原有的交叉滑移能力, 从而降低间隙原子和位错的交互作用, 进一步提升材料的韧性, 改进了铁素体原有的低温韧性, 还可以降低脆性的转变温度, 锰元素能够高效地减小脆性的转变温度, 由于锰和镍相同, 可以让钢的相变温度在一定程度上下降, 这样就比较容易获得具有韧性的铁素体晶粒。减小碳元素含量与提升Mn/C比例, 能够获得比较低的脆性转变温度。而见底Si元素的含量也对影响着9Ni钢的低温韧性, 这样就需要控制Si元素的含量在0.05%上下, 才能够减小低回火的脆性与提升奥氏体基体敏感度以及提升热影响区与母材的低温韧性。如果Si元素的含量比较少, 还能够降低小P对低温韧性造成的影响。Ni主要是提升钢的强度, 并不会降低钢的塑性, 同时可以改进钢的低温韧性, 还具备铁素体良好的强化作用效果, 可是和Si以及Mn相比较作用效果并不明显。而Ni与Cr结合运用能够提升材料具备的淬透性, 产生的效果明显要比单独使用的效果要好的多。Nb作为细化晶粒中比较重要的元素, 特别是对奥氏体晶粒与结晶组织中细化作用。Si通常会起到固溶强化的作用, 但是其含量超出规定范围就会使钢不具备塑性与韧性。在9Ni钢中通常镍元素的含量会非常高, 这样在高温条件下就比较容易获取单相奥氏体, 经过淬火之后可以获取拥有高位错密度与形状为板条状的马氏体。

二、9Ni钢的焊接性能

1.9Ni钢的焊接性能分析

甲烷是LNG中最重要的组成部分, 其沸点大约在零下162摄氏度上线, 这样就需要可以保证其在非常低的温度下顺利工作的储罐材料, 可以在零下162摄氏度之下正常运用的材料只有9Ni钢与铝合金以及奥氏体不锈钢等[2]。而低温储罐逐渐地大型化, 使制造储罐的材料提出了非常高的要求, 比如说高强度与加工性好以及焊接性能好等诸多要求, 在此种高要求之下, 只有9Ni钢是比较经济的材料, 并且9Ni钢的运用温度可以到达零下196摄氏度。9Ni钢在进行电弧焊时, 其材料的选择一定要综合考虑。第一, 9Ni钢通常是用于制造低温设备的材料, 焊缝就一定要在非常低的温度下进行工作, 因此在选择焊接材料的过程中务必要考虑到焊缝的低温韧性。第二, 9Ni钢具有非常大的线膨胀系数, 其在零上20摄氏度至零下192摄氏度之间的线膨胀系数是8.05X10-6/℃。为了能够降低接头处的焊接应力, 在选取材料的过程中, 一定要让焊缝金属和母材的线膨胀系数比较接近, 不可以形成比较大的差异, 利用9Ni钢材料制造的低温设施在服役时一般会出现热胀冷缩现象, 并且母材与焊接的接头都要承受温度变化带来的严峻考验, 一旦焊接缝金属具备的热膨胀系数与9Ni钢具备的热膨胀系数出现明显差距, 比较高的热应力就会集中, 从而导致储罐的热疲劳与实效风险加大, 所以焊缝金属具备的热膨胀系数要接近9Ni钢具备的热膨胀系数[3]。

2.9Ni钢焊接工艺要点

为了避免9Ni钢在进行焊接时出现磁偏吹现象从而影响到焊缝的质量, 一定要运用对应的措施进行控制, 保证9Ni钢中没有磁性或者是把磁性尽量减小到最低水平[4]。为了可以减少现场施工周期, 可以从钢厂直接订购预制造焊接破口相关的定尺钢板;如果利用热切割的钢板边缘, 就一定要运用砂轮进行切割边缘的打磨, 以清除氧化膜与过热层;在焊接之前应该把坡口面与两侧的母材利用丙酮进行清理, 清除所有的油污;如果环境温度超出零上15摄氏度时, 焊接之前一般不需要进行预热, 当时空气中湿度比较大的时候, 焊接区域应该利用火焰将其加热到40至50摄氏度, 以能够去除钢板表面上的冷凝水。

结束语

尽管我国在2007年期间已经完成了9Ni钢国产化, 可是并没有在LNG的低温储罐中普遍运用, 与此同时还缺少成熟的运用经验。因此相关部门一定要加大对大型LNG低温储罐用9Ni钢的焊接技术与组织性能的研究力度, 从而为我国相关行业提供帮助。

摘要：近几年来, 我国各个领域都在推进与实施清洁能源发展战略, 液化天然气工业的快速发展, 对制造大型LNG低温储罐材料运用9Ni钢的焊接技术与组织性能的提出了比较高的要求。在我国, 这一材料与焊接技术大部分要依靠进口, 严重的制约着LNG工业的快速发展。此种情况下, 促进LNG设施的国产化已经成为我国现代化能源项目发展中亟须解决的问题。本文主要对大型LNG低温储罐运用9Ni钢的焊接技术以及组织性能进行分析。

关键词：LNG,9Ni,焊接技术,组织性能,低温储罐

参考文献

[1]曹金荣, 李国林, 常加贵, 等.我国LNG发展现状及拟建20万方装置的设想[J].油气田地面工程, 2011, 24 (2) :53—54.

常压低温乙烯储罐消防设计篇3

本工程主要内容:2台20000 m3低温乙烯储罐、乙烯压缩、冷冻系统、液态乙烯卸船设施、乙烯汽化输出设施、汽车装卸设施、尾气焚烧系统,以及配套的公用工程。20000 m3低温乙烯储罐为立式、双壁保温罐,火灾危险性为甲A类。乙烯在储罐内的贮存条件为常压,-104 ℃,属于全冷冻式储罐。

2 冷却水系统冷却水量计算

《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160-2008)第8.10.6条规定:全冷冻式液化烃储罐的固定消防冷却供水系统的设置应符合下列规定:1. 当单防罐外壁为钢制时,其消防用水量按着火罐和距着火罐1.5倍直径范围内邻近罐的固定消防冷却用水量及移动消防用水量之和计算[1]。

冷却水供给强度按规范如表1所列。

本工程以2个20000 m3低温乙烯罐的罐区进行计算(1个着火罐、1个邻近罐),计算结果见表2。

3 淋水方式的选择和布置

固定式消防冷却水系统的淋水形式有多种方法,各行各业存在不同作法,目前常用的三种固定式冷却水淋水形式为多孔管、水雾喷头和水幕喷头。各种形式分析比较见表3。

考虑节约投资,降低工程造价,施工方便的因素,因此,储罐顶部固定式冷却采用环形多孔管淋水法。如何计算开孔数量及确定开孔分布是决定均匀淋水及保证冷却水供给强度的关键。

根据伯努利方程,流体自小孔流出,其流速为:

$U = C_{0} \sqrt{\frac{2 (Ρ - Ρ_{a})}{ρ}}$

式中:U——流体自小孔流出时的流速,m/s

P——管内流体的压强,Pa

Pa——外界大气压,Pa

ρ——流体密度,kg/m3

C0——孔流系数,一般在0.61～0.62之间

环管最不利点流体工作压力0.42 MPa,小孔直径ϕ5 mm,孔间距90～110 mm。根据罐顶冷却水量,孔口特性等参数,经计算后孔口布置见表4。

在计算出环管直径和开孔数量之后,合理地布置环管位置,确定开孔方向,才能保证罐顶冷却水的喷淋效果。

喷淋环管布置在储罐顶部,管中心到罐壁间距300～500 mm。为了平衡环管工作压力,均衡冷却水量,保证供水安全,供水竖管采用两条,对称布置。

为了使淋水分布均匀,不得留有盲区[2],并参考了国内外设计经验,采取在环管内外两侧开孔,为避免水流直击罐壁,外侧开孔方向见图1。考虑消防结束后,尽可能排空喷淋环管内的存水,在环管底部均匀地预留倒淋口,其数量根据环管长度确定。

4 材料的选取及安装

《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160-2008)第8.4.5条规定:控制阀后及储罐上设置的消防冷却水管道应采用镀锌钢管[1]。这样可以解决控制阀至罐体上的直管段的防腐问题,但是罐顶上的环管防腐仍未彻底解决,罐顶上的喷淋环管均为弧形,环形管在现场弯制过程中,镀锌层会遭到破坏,环管钻孔时镀锌层也会遭到破坏。为此,设计要求甲方将详细设计图纸提供给消防设备制造厂,由其按图纸预制环管段,镀锌管弯制后二次镀锌。这样就解决了镀锌层被破坏的问题。

5 消防用水水源选择

低温常压储罐多建于沿海地区,在消防用水的水源选择上,有用淡水消防的,也有用海水消防的。对此,建议如下:

当所建装置附近淡水水源充足时,应优先考虑采用淡水,尤其是对于固定淋水装置,由于海水的腐蚀性,且消防淋水管平时空管,如果采用海水,管道腐蚀过快,需定期更换。在笔者调查过的工程中,多数采用淡水消防。

当所建装置附近淡水水源不足时,方可考虑采用海水消防,但平时宜用淡水保压。火灾结束后,再用淡水冲洗消防管道后用淡水保压以利再用,这样可减少海水对管道腐蚀而造成的损失。

6 防火堤高度的确定

在罐区的防火设计中,防火堤的作用非常重要。为确保事故时将流淌液体全部暂时保留于防火堤内,避免火灾蔓延,防火堤内的有效容积应能容纳罐组内最大储罐的物料。假如因此而增加防火堤的高度会带来如下不利因素:①会影响消防水炮的使用,影响灭火效果;②会增加防火堤的受压,从而增加大量投资。如果降低防火堤高度,就要增加罐组的占地面积,如何才能处理好防火堤的高度与占地面积之间的关系呢?建议按图1进行优化,并且Z值不应小于1.5 m,但是为了不影响消防水炮的使用及火情的发现,Z值不宜大于2.0 m,在Z值确定之后,X值便可根据储罐的大小和液面的高度进行确定。经计算,最终确定防火堤高度为1.8 m。

X应大于或等于Y和液面上蒸汽空间压力相当的液柱高度之和;

X为罐壁至围堤内堤脚线的距离;

Y为最高液面和围堤顶的高差

7 评价

本工程于2010年5月一次性通过竣工验收,并获得消防部门和安全部门的批准,达到了预期要求,效果评价如下:

(1)满足《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160-2008)的要求,达到了预期目的;

(2)技术先进,灭火效果可靠;

(3)施工方便,维护管理简单;

(4)工程造价较低,经济合理。

参考文献

[1]中华人民共和国住房和城乡建设部,中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.GB50160-2008石油化工企业设计防火规范[S].北京:中国计划出版社,2009.

低温储罐自增压过程仿真研究篇4

关键词：液化天然气储罐,自增压,仿真

0 引言

随着低温技术的发展,低温液体在新能源领域的应用日趋广泛,各行各业对储存和输送低温液体的低温容器的需求也不断增长,尤其在工业、农业、国防、科研和医疗方面更为明显。LNG储罐作为液化天然气的主要储存装置之一,是液化天然气产业链中重要的一环。天然气低温储罐内的液体向外排出的时候,需要储罐内部有一定的压力。为使其达到排液所需压力,必须对储罐进行增压。低温液体储罐加压排液,广泛应用于低温液体储存站、液氢加注站等。用气体挤压的方式将低温液体由储槽内向外供液,是目前普遍采用的一种加压方式。挤压用的气体可以是单独的外气源供给,也可以由储槽自备汽化器产生[1]。本文储罐采用后一种方式实现储罐内部增压。图1为其基本工作原理图。汽化器安装于储罐最低点,从而使液化天然气依靠自重注入汽化器实现热量交换。液化天然气在汽化器内汽化,返回至储罐气相空间[2,3]。

1 自增压模型

自增压过程是一个非常复杂的过程,包括了增压气体与容器内气体的混合过程、容器内气体气液界面及容器壁面上的传热传质过程、储罐外空间与储罐内流体的换热过程等,它们不仅是时间的函数,而且是三维空间的函数。除了低温容器内发生的一系列传热传质问题,低温液体在低温容器内的附属增压系统,如汽化器、增压管路中也将经历加热汽化和过热过程。此外增压管路的长度及流阻还影响储罐自增压速度的快慢以及增压回气流量的大小[4,5,6]。

鉴于自增压理论模型的复杂性,对其进行实际求解几乎是不可能的。目前自增压模型主要有整体模型和三区模型(分层模型)[7,8,9,10,11]。本文采用三区模型。

图2为自增压系统三区传热传质模型,即气腔气体、液腔主体以及气液界面温度梯度层。模型假设气腔气体与液腔主体液体温度均匀分布,由于气液界面温度梯度层非常薄,可以把气液界面假设成一层非常薄的液体,只考虑其存在,而不考虑其体积和质量,该薄层处于饱和状态,其饱和温度对应的饱和压力就是储罐的压力。因此相对于该饱和层,气腔气体处于过热状态,液腔主体液体处于过冷状态[12]。

2 数学模型的建立与求解

2.1 数学模型的建立

鉴于三区模型更接近于实际模型,本文采用三区模型对自增压过程进行建模求解。自增压程序流程图如图3所示。

(1)气腔气体质量守恒方程

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式中 Vg——气腔气体体积;qm,w——单位时间内在壁面上凝结的气体量;qm,f——单位时间内在气液界面上凝结的气体质量;qm,in——增压气体流量,为液面高度的与沿程流阻的函数,为求解方便,此处对模型进行了进一步简化,假设汽化器流阻所占比例恒定,其系数为ζ,则undefined。

(2)气腔内气体能量守恒方程

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式中 Tg——气腔气体温度;Ts——储罐压力对应的饱和气体温度;Fwg——气腔气体与容器内壁的接触面积;Ff——气液界面表面积;αwg——气腔气体与壁面冷凝液体膜对流换热表面传热系数;αf——气体与气液界面的对流换热系数;hin——增压气体比焓;h″s——饱和温度Ts下的饱和气体比焓。

(3)气腔壁面上气体冷凝质量

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式中 Twg——气腔壁面温度;z——界面坐标;Uw——界面湿度;δ——冷凝液体膜厚度;λ′s——冷凝膜热导率;rs——饱和温度Ts下的汽化潜热;αwg——气体与冷凝膜之间的表面对流换热系数。

层流:

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紊流:

Nu=0.10(Gr Pr)1/4,Gr Pr>109 (5)

定性尺寸为储罐内筒直径。

在本模型中认为气相空间的温度是一致的,同时为简化冷凝膜厚度的计算,假设在单位时间内在气相壁面上冷凝的液体是均匀的。即δ不随高度变化,δ=0.1205 Pr-0.5(2.14+Pr2/3)1/14Gr-1/14Dh[4,5],即

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(4)气液界面上气体冷凝量

单位时间内气体在气液界面上的冷凝量按下式计算

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式中 q′f——汽液界面向液体内部传递的热流,采用文献[4,5,6]提供的移动边界。

计算公式

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q″f——从气体向界面传递的热流,q″f=αfFf(Tg-Ts);αf——气体与气液界面之间的表面对流换热系数。

层流:

Nu=0.54(Gr Pr)1/4,105

紊流:

Nu=0.14(Gr Pr)1/3,2×107

定性尺寸为气液界面的水力直径。

因此

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(5)液体质量守恒方程

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(6)液体能量守恒方程

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式中 Tl——液腔液体温度;Twl——液腔壁面的温度;Fwl——液腔液体与容器内壁的接触面积;αwl——液腔液体与壁面间的对流换热系数,按式(4-10)、(4-11)计算;hout——排出液体比焓,等于液腔液体比焓,即hout=hl。

(7)体积守恒方程

V=Vg+Vl (13)

(8)气腔壁面能量方程

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式中 δw——储罐内壁的厚度;K——储罐绝热层有效传热系数,KF(Tamb-Ts)=Q,Q为许用漏热,计算得K=0.164 W/(m2·K)。

(9)液腔壁面能量方程

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2.2 结果分析

通过图4可以看出增压初始阶段储罐内压力迅速上升,随着增压过程的进行,其压力变化趋于平缓。这是由于增压初始阶段气腔气体质量较少,增压气体流量与气腔气体质量比值较大,随着增压过程的进行其比值逐渐减小,导致增压速度越来越慢。图5说明随着增压的进行,增压气体流量减小,即储罐内液位逐渐降低,由此可以推断储罐内不会发生液体体积膨胀的现象。

由图6 看出增压初始阶段气腔温度迅速上升,当其上升到182 K左右时趋于平缓,甚至存在小幅度下降的现象,这是由于随着增压过程的进行,压力的上升,气腔内气体与壁面饱和层和气液界面的传热传质逐渐增大,仅靠增压体导入的热量无法满足气腔气体温度的升高。图7表明自增压过程中储罐液腔液体温度变化很小,验证了图5液腔液体不会发生膨胀的解释。图8说明,在气腔体积增加一倍(φ1=0.8,φ2=0.6)的情况下,增压时间从φ1=0.8时的1 600 s左右,变为φ2时的4 600 s左右,即气腔体积增加一倍的前提下,增压时间大约增加为原来的三倍,这是由于在增压气体流量几乎不变的前提下,气腔内气体与壁面及气液界面的传热传质加强的缘故。说明传热传质对增压过程影响很大,间接说明了整体模型的局限性与粗糙性。

通过图9可得,增压气体温度由273 K变为293 K时,增压时间大约减少了350 s左右,其单位温度变化时间为350/(293-273)=17.5 s,而温度由273 K变为223 K,增压时间大约增加了一倍(1 600 s)左右,单位温度变化时间为1600/(273-223)=32 s,可以得出增压气体温度越高,增压时间减小,增压速率增加越快。

4 结论

常压低温储罐压力安全设施的设置篇5

至2010年,我国的乙烯生产能力达到1400万t/a,需求量为(2500～2600)万t/a,自给率仅为55%,处于短缺状态[1]。投身于石油化工行业的民营企业,由于缺乏上游炼厂及烯烃装置的支持,他们更多的是通过采购国外的乙烯来满足自身装置的生产需要。因此建设乙烯储运设施特别是大规模的乙烯储运设施就显得迫在眉睫。

常见的乙烯存储方式可分为高压法和常压低温法。

高压法:乙烯在加压(约2.0 MPa)条件下用球形储罐储存液态乙烯,其单台贮存容积大多在1000～1500 m3左右(储存量约500～750 t)。

常压低温法:乙烯在常压低温(微正压,约-102 ℃)条件下用圆柱形储罐储存液态乙烯,其单台储存容积可达数万立方米(储存量可达数万吨)。

由于常压低温储存技术具有如下的优点:(1)常压低温储存(储存压力为10～15 kPag,温度-103 ℃)。(2)单台的储存能力大(容量可以达到20000～100000 m3的)。(3)专门的低温船可以满足乙烯大容量、长距离的输送要求。(4)国内的乙烯低温储存装置已有近20年的安全生产经验,技术也在不断革新的。因此在大规模、长距离运输方面常压低温法有一定的优势。

但我囯目前还沒有大型常压低温储罐的设计规范或标准,所以通常采用国际上通用的行业标准。国内大多低温储存装置均有国外专利商提供项目的基础设计。本文结合浙江某地建设的20000 m3乙烯常压低温储罐的工程实例,介绍乙烯常压低温储罐的压力保护系统的设计要求。

1 概述

典型的乙烯常压低温储存装置可分为3个系统(见图1):(1)乙烯储存系统;(2)乙烯BOG(Boil Off Gas)液化回收系统;(3)乙烯输出系统。

1.1 乙烯储存系统

主要设备为乙烯低温储罐,储罐是整个储存装置的核心设备,是保证整个装置正常运行的关键。该系统可以接受并储存来自界区外的低温液态乙烯。储罐采用双层罐设计,内外罐中间充填绝热材料。用于减少外界热量的侵入,降低罐内的乙烯蒸发量。

1.2 乙烯BOG液化回收系统

主要包括乙烯压缩机组、制冷机组、冷凝液化系统。该系统将来自储罐内的乙烯闪蒸汽(BOG)经过加压,冷却,液化等过程回收这部分乙烯,即控制了乙烯低温储罐的压力又可以减少乙烯的超压排放,节约了装置的运行成本。

1.3 乙烯输出系统

主要包括乙烯低温泵,乙烯汽化器。该系统将液相的乙烯增压后经汽化器汽化、升温后输送给下游装置。

2 储罐压力变化的原因

因为储罐内储存的乙烯为饱和状态,一旦发生热量输入、大气压变化、火灾、乙烯进出储罐或乙烯压缩机的抽气等情况都会造成储罐的乙烯BOG量变化从而造成储罐的压力变化。乙烯是单一组分,储罐内的不存在因组分不均匀分布而出现罐内局部温度差和密度差,所以不用考虑罐内液体翻滚而导致BOG量急剧增加的情况。

2.1 热量输入V1

储罐虽然采用了高性能的绝热材料,最大限度减少了的冷量损失,但仍然会有少量的热量传入储罐中,这部分热量会使储存的液态乙烯受热蒸发,罐内BOG量的增加会使储罐压力升高。

储罐日蒸发率控制在夏季日平均温度情况下不超过0.08%(以储罐有效的最大储液体积计)。

2.2 大气压变化V2

当储罐内操作压力维持不变时,乙烯气液相界面处溶解和挥发的速率是相等的,因罐内乙烯的储存温度接近压力下的沸点温度,一旦外界的大气压力降低,罐内的气态乙烯会因压力下降、气体体积膨胀,汽液界面处的液态乙烯会过热而导致一部分乙烯汽化。当储罐压力处于最高操作压力时,这部分乙烯就需要通过安全阀起跳排放。

反之,当大气压力升高时,罐内的气态乙烯压力升高、气体收缩,液态乙烯过冷,罐内的一部分气态乙烯会冷凝成液体。当储罐压力处于负压状态时,会导致破真空阀起跳,将空气补入储罐中。

2.3 火灾V3

储罐区发生火灾时,储罐壁受火焰的炙烤,额外的热量会传递到储罐内,导致罐内乙烯汽化。

2.4 乙烯进罐操作V4

液态的乙烯进入储罐,储罐内液位上升,气体空间减少,置换出的气体体积流量就是液态乙烯进入储罐的体积流量V4。

2.5 乙烯出罐操作V5

乙烯经乙烯泵送至下游用户时,储罐内的液位下降,气体空间增大。

2.6 压缩机的抽气V6

乙烯压缩机组的运行会导致罐内气体乙烯被吸走,而导致罐压下降。

3 储罐的压力保护措施

储罐的压力保护可分为超压保护和负压保护。超压保护的措施有:罐压力超过一定值时,启动乙烯BOG液化回收系统,将罐内的部分BOG抽走经过加压、冷却、液化后再返回储罐内,以降低罐内压力,保证储罐的安全运行;如液化回收系统不能满足BOG处理需要,罐压进一步升高,打开控制阀将BOG直接排放至尾气处理系统;如罐压再进一步升高,安全阀打开,BOG排放至尾气处理系统。

负压保护的措施有:罐压力低于一定值时,向储罐中充入氮气以防止储罐压力进一步降低;如罐压进一步下降至负压,储罐顶还设有破真空阀可以保护储罐结构不受破坏。

定量计算出不同工况下储罐的BOG量,确定安全阀及破真空阀等安全设施的泄放能力,是整个乙烯低温储运设施的安、稳、长、满、优运行的关键之一。

4 定量计算

4.1 建设地的自然条件

(1)年平均大气压(Pa):

101.60 k Paa;

(2)年平均气温(ta):

17.1 ℃;

(3)年平均相对湿度:

81%。

4.2 储罐的参数

外罐直径:35 m;内罐直径:33 m;外罐基础高: 2 m;内罐基础高:0.5 m;外罐全容积:45906 m3;内罐液体全容积:22130 m3。

4.3 破真空阀启跳时,空气的收缩系数

当破真空阀启跳时,空气进入储罐中,因罐内外的温度差,常温的空气进入储罐后会急剧收缩,收缩系数的计算方法如下:

在年平均温度下,空气的饱和湿度为12.31 g水汽/kg干空气。

水的摩尔质量18 kg/kmol,干空气的摩尔质量29 kg/kmol。

每摩尔干空气中含水汽 $= \frac{12.31 / 18}{1000 / 29} = 0.0198 m o l$

在年平均相对湿度时:

每摩尔湿空气中含干空气量 $= \frac{1}{1 + 0.0198 \times 0.81} = 0.9842 m o l$

罐外的干空气密度为1.22 kg/m3,储罐内低温条件下干空气的密度为2.087 kg/m3;

空气的收缩系数:2.087kg/m3/1.22 kg/m3=1.71

修正系数:1.71/0.9842=1.74 Nm3/m3

即储罐内的气体每减少1 m3,需要补充的湿空气是1.74 Nm3。

4.4 各排放条件下气态乙烯性质(表1)

注:1.环境压力以101.60 kPa计;2.液体乙烯密度561.8 kg/m3。

4.5 计算

安全阀超压排放的单位以kg/h计,破真空阀启跳的泄放量以Nm3/h计。

4.5.1 热量输入 V1

内罐储存液体的最大容积为22130 m3,设计气化率为0.08%/天,每小时产生的BOG量:

V1=22130×0.08%/24×561.8=414.4 kg/h

4.5.2 大气压变化 V2

以大气压下降为例,安全阀排放压力P=137.9 kPaa,此时乙烯的沸点为-99.3 ℃,大气压变化率为-2 kPa/h[4],即变为135.9 kPaa,此时乙烯的沸点为-99.6 ℃。

V2可分为因压力变化而导致气体膨胀的V2g以及因压力变化而导致液体闪蒸的V2l。文献[4]分别给出了这两者的计算方法如下:

$V_{2 g} = \frac{V}{p} \times \frac{d p}{d t} = \frac{45906}{137900} \times 2000 = 665.8 m^{3} / h$

式中:V——罐的最大气体容积,m3

P——罐的操作压力(绝对值),Pa

dp/dt——大气压变化率,取2000 Pa/h

质量流量: m2g=V2g×2.662=1772.3 kg/h

液体闪蒸的流量可以通过压力变化率及罐容估算:

流量 $F_{1} = S \times \frac{d p}{g \times d t} = 3.142 \times \frac{33^{2}}{4} \times \frac{2000}{9.8} = 174573 k g / h$

式中:S——内罐底板面积,m2

$\begin{array}{l} V_{2 l} = (1 - e^{\frac{C (Τ 2 - Τ 1)}{L}}) \times F_{1} \\ = (1 - e \frac{1256 \times [(199.6) - (- 99.3)]}{471668}) \times 174573 \\ = 139.4 k g / h \end{array}$

式中:C——流体的比热,J/kgK

T1——安全阀排放压力下对应的沸点温度,K

T2——气压变化后对应的沸点温度,K

L——液体的气化潜热,J/kg

大气压下降时,需排放的BOG量

V2=V2g+V2l=1772.3+139.4=1911.7 kg/h

同样的方法可以计算出大气压升高时,储罐的补气量为974.4 m3/h,折合破真空阀的补气量为1695.5 Nm3/h。

4.5.3 火灾V3

储罐的湿面积为地面以上至9.14 m以下的储罐表面积(含底板)为储罐的湿面积[2]。

罐壁板湿面积=3.142×35×(9.14-2-0.5)=730.2 m2

罐底板湿面积=3.142×(352)/4=962.3 m2

总湿面积Aws为罐壁面积与底板面积之和,即1692.4 m2;

绝热材料的导热系数为0.0440 W/m K。

环境因子[3] :

$F = \frac{k (904 - Τ_{f})}{66570 δ_{i n s}} = \frac{0.044 \times [904 - (- 99.3)]}{66570 \times 1} = 0.000663$

热量[3]Q=Cl·F·A $_{w s}^{0.82}$ =43200×0.000663×A0.82=12717 w

式中:F——环境因子

K——绝热材料的导热系数

Tf——排放压力对应的沸点温度,℃

δins——绝热层厚度,m

C1——常数

Aws——湿面积

V3=12717×4.181/471.668=112.7 kg

4.5.4 乙烯进罐操作V4

液态乙烯的接卸能力200000 kg/h,折算体积流量356 m3/h,等体积置换出V5=356 m3/h的气相乙烯,折合质量流量为V5=947.7 kg/h。

4.5.5 乙烯出罐操作V5

乙烯储罐能力为25000 kg/h,折算体积流量44.5 m3/h;

空气的补气量为1.74×44.5=77.43 Nm3/h。

4.5.6 压缩机的吸气V6

乙烯压缩机组总的吸气能力为3100 kg/h,体积流量为3100/2.073=1495.4 m3/h;

空气的补气量为1.74×1495.4=2602.0 Nm3/h。

5 结论

各排放条件下的排放量见表2。

破真空阀的最大吸入量:V2+V5+V6= 4375 Nm3/h

安全阀的排放量:V1+V2+V3+V4= 3389 kg/h

通过定性、定量的分析了乙烯常压低温储罐在各种工况下的压力变化情况,计算结果与专利商提供的基础设计资料基本一致,说明计算方法是可靠的,可以应用于工程建设,为今后独立设计和建造大型低温储存装置提供了技术支持,对其他结构形式相似的低温储罐有一定的借鉴意义。

参考文献

[1]崔小明.乙烯工业现状及发展趋势[J].化学工业,2008,26(3):26-31.

[2]American Petroleum Institute。API STANDARD 2000 VENTING AT-MOSPHERIC AND LOW PRESSURE STORAGE TANK。Washington:API Publishing Services,2009:23-27.

[3]American Petroleum Institute。ANSI/API STANDARD 521 Pressure-relieving and Depressuring Systems.Washington:API Publishing Serv-ices,2007:40-41.

大型低温储罐篇6

关键词：LNG低温储罐,06Ni9低温钢板,内罐壁板的焊接,工艺卡

1 焊前准备

1.1 罐体结构简介

储罐主要由内罐、外罐、保冷层、平台梯子等组成, 结构形式为内罐吊顶、外罐拱顶的双壁单容罐, 内罐存储LNG, 外罐仅用来承装保冷材料和闪蒸气体。内罐罐体材料为06Ni9低碳调质钢, 由底板及顶板及9带壁板组成, 其中底板δ=5mm、δ=10mm, 壁板δ=7、8、10mm, 加强圈δ=5、6mm。

1.2 材料

(1) 母材的要求:所采用的材料, 应符合设计文件的规定。材料必须具有制造厂的质量证明书, 其质量不得低于国家现行标准的规定。材料使用前, 应按相关国家现行标准的规定进行检查和验收。06Ni9板供货状态:淬火加回火, 基体组织为回火马氏体加奥氏体组织。

(2) 焊材的要求:焊条应符合现行国家标准《镍及镍合金焊条》GB/T 13814的规定。焊条应具备出厂合格证及材质证明书, 无破损、发霉、油污、锈蚀、偏心现象。焊材的选用:06Ni9焊接焊条选用:E Ni Cr Mo-6。

(3) 焊材的管理:存放焊材库房规定:

①应干燥通风, 库房内不得存放腐蚀性介质, 焊材存放应距离地面和墙面至少300m m, 库内温度应不低于5℃, 湿度应不大于60%;

②焊接材料应做好标识, 分区存放, 分类管理;

③焊条使用前应按照焊条说明书的要求烘干, 烘干后的焊条应保持在100-150℃的恒温箱中, 随用随取。施工单位应设专人进行保管、烘干、发放与回收, 并有详细的记录台帐。焊条烘干应做记录, 记录上应有焊条牌号、批号、烘干温度和时间;焊条发放应做记录, 记录中应有领用焊工姓名和使用部位。

④焊条领出后应在保温筒内存放, 并在4h内用完。退库焊条应重新烘干, 重复烘干次数见下表。当天未用完的焊条应回收存放, 重新烘干后首先使用, 焊条烘干参数见表1。

⑤施工现场的焊接材料贮存场所及烘干、去污设施, 应符合国家现行标准《焊接材料质量管理规程》JB3223的规定 (如表1所示) 。

1.3 焊接设备

焊接设备的选择交流焊机BX-500。

1.4 施焊环境规定

(1) 焊接的环境温度应能保证焊件焊接所需的足够温度和焊工技能不受影响。要求不低于0℃

(2) 焊接时的风速规定:手工电弧焊:8m/s;

(3) 焊接电弧lm范围内的相对湿度应符合下列规定:不得大于90%。

(4) 当焊件表面潮湿、覆盖有冰雪, 或在下雨、下雪刮风期间, 焊工及焊件无保护措施时, 不应进行焊接。

2 焊接工艺

2.1 焊接方法

镍合金06Ni9采用焊条手工电弧焊.

2.2 坡口加工方法及要求

(1) 06Ni9板到货钢板尺寸为双定尺板, 坡口加工:切割用等离子切割后用刨床加工坡口。清理焊道采用不锈钢磨光片。

(2) 坡口加工后应清理其加工表面。焊件组对前, 应对坡口两侧各50 mm范围内进行清理。油污可用蒸汽脱脂, 对不溶于脱脂剂的漆和其他杂物, 可用氯甲烷、碱等清洗剂清洗, 标记墨水可用甲醇清除, 被压入焊件表面的杂物可用磨削、喷丸或10%盐酸溶液清洗。并用水冲净, 干燥后方能焊接。

(3) 坡口加工型式见焊接工艺卡 (附后表)

2.3 定位焊

(1) 焊接定位焊缝长度宜为10~15mm, 高度宜为2~4mm, 且不应超过壁厚的2/3。

(2) 定位焊缝应能保证焊透和融合良好, 且不得有气孔夹杂缺陷。

2.4 施焊通用规定要求

(1) 焊条电弧焊应采用后退起弧法, 收弧时应将弧坑填满。多层焊的层间接头温度应错开30-50mm。

(2) 焊件表面不得有电弧擦伤。不得在焊件表面引弧, 熄弧。

(3) 双面焊的对接接头在背面焊接前应清根, 低温钢焊接接头宜采用机械打磨法。

(4) 低温钢焊接过程应控制下线能量, 并在施工技术文件规定的范围内选用较小的焊接线能量。焊条电弧焊时, 可用每根焊条焊接的焊缝长度控制线能量, 层间温度≯100℃。

(5) 焊条直径不应大于工艺评定试件采用的焊条直径, 焊接接头单层厚度应不大于工艺评定试件单层厚度。

2.5 焊接工艺措施

2.5.1 内罐06Ni9壁板的焊接:

(1) 所有焊缝焊接过程中严格控制单根焊条焊道长度, 控制单位焊缝长度焊条使用量, 避免清渣过程对层间焊道的磨削量。

(2) 焊接过程中严格控制层间温度不超过60℃。

(3) 卡具焊接按3.4.1.7条执行, 卡具的摘除宜使用角磨机磨除, 使用氧乙炔火焰切割时不得贴主材板表面切割, 应沿卡具侧切割, 割后残留焊缝须使用磨光机磨平, 严禁使用火焰切割。

①壁板焊接时应先焊完相邻两圈壁板的纵向焊接接头后, 再焊该两圈壁板间的环向焊接缝。纵焊缝宜采用分段退焊法。

②采用间隙片控制焊缝间隙, 焊缝间隙的大小按照设计规定。环焊缝装配完毕后, 应由数名焊工均匀分布, 向同一方向施焊, 且采用分段退焊的方法进行焊接, 以减少焊接变形。

2.5.2 内罐壁板焊接工艺参数具体见焊接工艺卡 (见表2、表3) 。

操作技术要求:1、环境温度低于0℃, 要求预热。雪天气应设有焊接遮挡措施;2、坡口加工采用等离子切割, 并用砂轮清理加工面。坡口加工后应进行外观检查, 坡口表面不得有裂纹、分层等缺陷;3、焊接前清理:先将焊件坡口、内外坡口面及两侧范围应不小于25mm的油污、锈清除干净, 再用火焰烤除水份。4、根焊必须一次焊完, 中间不得停留, 焊道层间温度小于600;5、焊接收弧时应填满弧坑, 避免弧坑裂纹的发生, 收弧时将弧坑填满。不得有裂纹、缩孔等。6、采用多层多道焊, 线能量:小于13KJ/cm, 短弧焊接。

参考文献

[1]立式圆筒型低温储罐施工技术规程.SH/T3537-2009

[2]立式圆筒型钢制焊接储罐施工及验收规范GB50128-2005

[3]JB4708-2000.钢制压力容器焊接工艺评定

大型低温储罐篇7

关键词：LNG储罐,泄漏,超低温,变形规律

预应力液态天然气(Liquified Natural Gas,简称LNG)储罐是国际上积极推动的液化天然气储备的存储方式。如果储罐内罐泄漏,低温液体直接与外罐混凝土接触,使外罐内壁与外壁之间形成温差,同时内部超低温又引起混凝土和钢材各项性能发生极大的变化,对结构会产生较大的影响。本文通过对LNG外罐进行有限元分析,得出其在内罐泄漏条件下储罐外壁在超低温作用下的温度分布规律及变形规律。

1 工况条件

本文以LNG事故备用站的一座LNG储罐为研究对象。储罐属于地上式全容罐,要求在-160℃的低温储存LNG,可承受230 mPa气压[1]。

在内罐泄露,泄露液位为正常储液位时,对储罐外壁在理想状态(一般说来也就是不考虑温度应力作用,假设LNG预应力外罐始终处于正常室外气温)下预应力外罐不会有任何温度应力,其荷载组合为预应力+重力+顶压+液压+气压,将该工况定义为工况1。

考虑到季节对室外温度的影响,造成储罐内外温差的不同,根据实际工程要求分别取冬季6.9 ℃、夏季27.5 ℃作为两种工况进行分析,分别定义为工况2和工况3。

2 有限元分析

2.1 实例模型的具体计算参数

储罐外壁内径为54 800 mm,壁厚690 mm,外径56 100 mm;穹顶内径54 800 mm,矢高7 342 mm,穹顶厚度400 mm;内壁高29 300 mm,最大液体溢出高度23 670 mm。

2.2 常温时材料的基本性能参数

用于外罐的材料主要为混凝土、预应力钢筋、普通钢筋,罐壁采用C40混凝土,预应力筋采用7Ф5 mm的钢绞线,普通钢筋采用HRB400,详细材料参数参见文献[2]。

储罐用ANSYS9.0进行内力计算和分析,罐壁和穹顶均采用SOLID45实体单元;基础对储罐的作用为罐壁底部的固定约束。储罐的计算模型见图1。

2.3 低温时模型的分析

对于超低温作用下的储罐,本文采用间接耦合法对预应力钢筋混凝土储罐实例模型进行热—结构耦合有限元分析,由于低温引起材料性能发生变化,所以材料参数较常温时有所变化,具体参数参见文献4。通过有限元计算分析得出数据结果。

2.4 工况1预应力外罐变形的有限元分析

经ANSYS有限元计算后处理,罐壁在工况1荷载组合作用下的变形图如图2所示,工况1是储罐在设计最大储液位考虑气压作用的储罐变形图,由图可知储罐沿高度整体内缩,底部固定约束端都没有发生变形,沿高度向上储罐内缩逐渐增大,到达罐壁高度三分之二处内缩变形达到最大值,沿高度继续向上变形以一定的趋势减小。

注:黑色外轮廓网格代表变形前罐体,弯曲实体代表变形后罐体

2.5 热分析

由于前文的实例模型是采用常温材料参数所建立的,因此在热分析过程中的模型需要在定义单元类型,材料特性以及实常数做一定程度的修改,其他的部分几乎没有发生很大的变化。考虑到耦合的因素,单元类型方面选择了热分析实体单元SOLID70和杆单元LINK33。其中SOLID70和LINK33单元分别与结构单元中的SOLID45和LINK8有对应的转换关系,替换单元调整命令流后生成LNG预应力储罐热分析模型。假定整个模型的导热系数恒定不变。

图3是工况2温差作用下罐壁热分析的温度分布云图,为了更清晰地进行数值分析,沿着罐壁的厚度,沿节点158到节点2459作为一条路径,见图4,对这条路径上的温度值进行映射得到罐壁温度沿厚度的分布图,如图5、图6分别为工况2、和工况3温度分布图,可以看出,温度分布由内而外呈线性分布,说明罐壁的温度分布比较均匀。

注:NODAL SOLUTION:节点计算;STEP=1:第一个计算步;SUB=1:第一计算步的第一子步;TIME=1:时间是1 s;TEMP:平均温度;RSYS=1:柱坐标系,SMN=-159.38:温度最小解为-159.38℃

2.6 热-结构耦合有限元分析

重新进入前处理,转换单元类型并调整相关数据设置,重新定义结构分析中的材料随温度变化的各参数;然后,施加节点温度载荷,并设置初始温度为室外气温n ℃,施加前文工况1的结构荷载,完成耦合分析计算。可以得出工况2、3两种工况的分析结果。

混凝土为单向受压状态的混凝土,其本构关系的具体数学模型采用混凝土设计规范GB 50010[3]建议的公式。混凝土的各项指标随温度的变化和相对湿度有很大关系,本文取相对湿度为50%时对混凝土外罐进行研究,在此相对湿度下,具体各项参数随温度的变化关系参见文献[4]～文献[6]。依据上述参数和本文采用的混凝土本构关系,得到热-结构耦合分析混凝土的本构关系图7。

2.7 各工况的变形分析

由于实际变形不是很明显,为了便于观察将变形图全部放大300倍。由图8、图9、图10对比可以看出:考虑低温作用罐壁的变形比理想状态增大很多,且随内外温差的增大变形有所增长,说明温度对罐壁影响很大,可以作为影响其受力的控制荷载之一。

3 结语

在超低温作用下,预应力LNG储罐外壁温度分布由内而外呈线性分布,说明罐壁的温度分布比较均匀。

考虑低温作用罐壁的变形比理想状态增大很多,且随内外温差的增大变形有所增长,说明温度对罐壁影响很大,可以作为影响储罐外壁受力的控制荷载之一。

参考文献

[1]束廉阶,顾炜,施广明,等.大型低温液化天然气钢筋混凝土储罐预应力设计与施工技术.工业建筑,2007;(11):32—44

[2]江见鲸,陆新征,江波.钢筋混凝土基本构件设计(第2版).北京:清华大学出版社,2006:280

[3] GB 50010—2002.混凝土结构设计规范.北京:中国建筑工业出版社,2002

[4] Jeon Sejin,Park.E—S.Daewoo E&C Co,Ltd,Korea.Toward a De-sign of Larger Above-ground LNG Tank.LNG Journal.2004:4

[5] Meinen E LNG storage enclosed in prestressed concrete safety wall.TheOil and Gas Journal,1979;(5):117—120.

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