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摘要：在以往项目中，海洋油气田工艺系统的低温压力管道的材料规范均采用ASTM A333标准，目前国标低温管道材质已有相应的标准。为拓展海上油气低温压力管道选材范围，文章针对天然气低温分离系统的压力管道，探讨可替代ASTM A333 Gr6的国标管线材质。结合低温合金钢的使用条件，从低温管道材料选型、管线壁厚计算、管线保冷方面，分别介绍设计中应遵循的各项标准规范和设计方法。
关键词：低温合金钢；压力管道；管道设计选型
1概述
海上石油天然气输送回陆地终端后，需要经过油、气、水等分离、处理、稳定得到合格天然气，最终外输为商业用气。将天然气中的水分预先分离是为了防止管道中水合物的生成，往往还需要向天然气管道中注入适量的水合物抑制剂，以免水合物堵塞管道影响正常生产。
陆上终端的天然气分离系统中常用节流制冷进行组分分离，天然气节流降压后其温度随之下降，一般压力每降低1 MPa温度则下降5℃左右，如果节流后有组分液化，温降将随着凝液增加而减少，因此节流制冷方式适用于压力较高且有余压可供使用的场所。在天然气低温分离系统中，天然气首先经过油、水分离后，利用天然气的高压制冷效应，使某些烃类形成凝液分离，以回收乙烷、丙烷等重组分[1]。高压天然气降压后温度可达到-20℃以下，需要用到低温压力管道，同时需对管线材料谨慎选择，避免管材处在脆性状态。低温管道是设计温度低于无塑性转变温度的管道，与非低温管道相比，低温管道设计时要考虑材料的低温脆性，尽量选用冲击韧性高的钢材[2]。
某海上油田陆地终端新增天然气低温分离处理流程中，天然气到达陆地终端后首先采用段塞流捕集器进行初步油气分离，然后通过减压、进气分离后进入脱水塔，脱水塔出口设置过滤分离器，并使用低温分离器产出的合格低温天然气进行初步换热降温，最终经过J-T阀节流制冷，进入低温分离器低温冷凝，实现脱水脱烃的工艺。终端原有一套低温分离器系统，因海上来气增加导致现场低温分离系统无法满足生产需求，需要新增一台低温分离器以实现天然气脱水脱烃。
新增工艺流程图如图1所示，天然气进入低温分离系统脱除丙烷、丁烷以上的重质组分，将烃露点降至-13℃,经过低温分离后气体的压力降至8.3 MPa，然后经干气压缩机加压外输，已建低温分离器与新增低温分离器并联使用。新增低温分离器的设计温度为-45.56℃,设计压力为9 846 kPa(表压)操作温度为-22.78℃,操作压力为450 kPa(表压)，气相进出口均为DN200 mm，液相出口为DN50 mm，终端原始无缝钢管管线材料采用美标ASTM A333 Gr6，适用温度区间为-46～195℃。ASTM A333 Gr6材质适用于低温和受冲击工况，在2013年以前只对化学元素C、Mn、S、P含量有要求，从2016年以后增加了Cr、Ni、Mo、Cu、V和Nb等元素含量上限，由普通的低温钢提升为低合金钢类的低温钢。本文重新选择与ASTM A333 Gr6同等或更高等级的国标管线替代材质。
2低温管线选材设计
管道管径的选取需要考虑介质的管内流速、压力损失来确定更经济的管径。管道设计条件包括设计压力、设计温度、设计寿命：设计压力不得低于管道内压与温度共同作用下构成的最苛刻条件下的压力；设计温度则不低于最苛刻条件下的材料温度；设计寿命应从生产年限、管道建设的初次投资及后期维护费用综合考虑，在安全的情况下遵循成本最优原则。
对工业管道，首先要判断管线级别归属。根据设计压力、设计温度、介质的毒性程度、腐蚀性质和火灾危险性将工业管道划分为GC1、GC2、GC3三个等级，本系统内部输送的介质是未经精细处理的石油天然气，含烷类、烃类等杂质较多，根据工业管道划分原则，可以判定该管线属于GC2级管线。确定管线级别归属有助于管线材料选择，在TSG-D0001—2009《压力管道安全技术监察规程——工业管道》中明确指出，用于焊接低合金钢的含碳量应当小于或者等于0.3%，钢管及其对焊管件应满足其限制条件，金属材料的延伸率不低于14%，材料在最低使用温度下具备足够抗脆断能力，选择材料时需满足以上要求，同时应满足规定的设计温度和设计压力。
根据设计温度-45.56℃,国标低温无缝管道材质依据GB/T 20801.2—2020《压力管道规范工业管道第2部分：材料》选择16 MnDG；依据GB 50316—2008《工业金属管道设计规范》选择09 MnD。三种材质的力学性能如表1所示。
09MnD是一种低碳钢材，16MnDG是一种低合金结构钢，两者均适用于高压、低温的工况，满足本系统最低使用温度-22.78℃和设计温度-45.56℃的要求。从对应温度下的许用应力可以看出，09MnD的许用应力在相同温度下的表现不如原管线ASTM A333 Gr6，因此不宜采用该材料替换。而16MnDG和ASTM A333 Gr6均属于低合金钢类型，在相同温度下16MnDG的许用应力略高于ASTM A333 Gr6，满足要求。其次，从化学成分进行分析比对，如表2所示，16MnDG的Mn含量高出ASTM A333 Gr6较多，其余参数均略高于ASTM A333 Gr6最低要求。Mn是一种有益元素，在室温下溶于铁素体，对钢有一定的强化作用，少于1%对钢的性能影响不显著。16MnDG和ASTM A333 Gr6的C含量分别为0.12%～0.20%和≥0.10%，Si含量分别为0.20%～0.55%和0.29%～1.06%，16MnDG的各化学成分均略高于ASTM A333 Gr6的最低要求，同时两种材料的伸长率均≥30%。根据表1和表2的对比结果分析，可以采用16MnDG替代ASTM A333 Gr6，16MnDG的使用温度为-46～427℃。
3管道壁厚的影响因素
3.1腐蚀裕量
腐蚀裕量是指考虑材料在使用期内受到管内外接触介质(包括大气)腐蚀而预先增加的管线壁厚裕量，以保证在使用寿命内安全使用，其取值大小由介质对材料的腐蚀速率和零部件的设计寿命所决定[3]。这一数值通常是根据该地区同种类管线的平均腐蚀速率，由防腐专业人员按经验给出，作为管线壁厚的一部分，同时也要兼顾安全和经济性。
3.2设计温度
设计温度主要影响管线的腐蚀速率，低温管线还应该考虑低温脆性，选择冲击韧性较高的钢材，并且在管道系统设计和施工建造上防止管线脆断。
3.3设计压力
设计压力直接决定在一定管径、管道材质、许用应力下的最小强度壁厚，是管道厚度的主要影响因素之一。
3.4许用应力
材料许用应力是考虑安全系数后的机械强度指标，受屈服、强度、蠕变、疲劳极限等影响，这些指标是不同状态下钢材失效的极限值。设计上的对应指标参数不应高于其极限值，即限定许用应力值。许用应力是管线壁厚计算时的重要依据[3]。
3.5管道直径
一般在相同的设计压力、管道材质、设计温度下，管径越大，则管道壁厚也会增加。
3.6外部载荷
外部载荷包括振动、冲击、温差、悬跨、保温载荷等带来的额外载荷，是管道外部失效的主要因素。为避免外部载荷及外部意外腐蚀对管线安全运行的影响，特别是带管外保温保冷层的管线，应定期检查管道外表状态，对长输管道还需定期进行内窥壁厚检查。
4低温管线壁厚计算
海上石油工程的管线壁厚计算一般按照ASTMB31.3，该规范的壁厚计算公式充分考虑了管线设计压力、管径、管线材质设计温度下的许用应力等因素，计算结果留有足够的设计裕量而被广泛应用，已得到海洋石油工程行业的长时间验证[4]。海洋石油终端一般与海上平台使用相同的设计体系，也需要获得第三方检验机构的检验证书。根据ASTM B31.3，当壁厚t<D时，直管厚度按照式(1)和式(2)计算。
式中：t为管道计算厚度，按管道内压或外压(或真空)由公式计算而得的厚度(mm)；tm为管道设计厚度：C为管道计算厚度与管道壁厚的厚度附加量之和(mm)；为管道壁厚的厚度附加量，为材料厚度负偏差C1、腐蚀和冲蚀裕量C2、机加工深度C3的总和，一般取3 mm(mm)；C1为材料厚度负偏差，按材料标准规定(mm)；C2为腐蚀、冲蚀裕量(mm)；C3为机械加工深度(mm)，对带螺纹的管道组成件，取公称螺纹深度，对未规定公差的机械加工表面或槽，取规定切削深度加0.5 mm；P为设计压力(MPa)；D为管道外径，取管子外径的名义值或由实测所得(mm)；S为设计温度下管道金属材料的许用应力，由GB/T 20801.2—2020表A.1查取(MPa)；E为质量系数，取1；Y为计算系数，取0.4；W为焊缝接头强度降低系数。
根据设计压力9 846 kPaG和设计温度-45.56℃,计算DN25 mm～DN200 mm管线壁厚，结果如表3所示。
5低温管线保冷层设计
管道保冷应在管道水压试验合格后进行。管道系统的压力试验一般为液压试验，采用洁净水进行，对于低合金钢管道，其试验液体的温度不低于5℃,一般管道系统的水压试验压力为设计压力的1.5倍。在水压试验前应在管道系统最高点设置排气阀，管道内均灌满水后关闭排气阀和进水阀再利用试压泵进行打压，一般为缓慢加压至试验压力后保压10 min观察，如无异常则降压至设计压力保持30 min，最终确定管道系统的气密性满足要求。
由于保冷层外侧的蒸汽压力大于内侧，保冷层容易进水蒸气而产生凝结水或结冰，因此低温管线保冷结构由内到外依次是保冷层、防潮层、保护层及防腐层。保冷层主要依靠材料优良的保冷性能减少管线与环境的热交换量；保护层用于保护管线保冷层以延长保冷层寿命，并使保冷结构外观美观整洁；防潮层是保冷结构最关键的一部分，由于低温管线保冷的热传递是由外向内，空气中的水蒸气遇到低温容易在空气中结露，防潮层可以避免保冷材料吸潮而提高导热系数及防止结构破坏。
防潮功能是保冷材料选择的考虑重点，保冷材料应为闭孔型材料，其导热系数小、吸湿率低，具有低温抗冻性且物理性能稳定，材料为非燃或阻燃型。对本身具有良好防潮功能的保冷材料，不再设防潮层。此外，考虑该管线功能是输送低温天然气，在管线安装好后需要进行蒸汽吹扫，常用的保冷材料的最高耐热温度为70℃。为了防止在高温蒸汽吹扫的过程中保温材料损坏或失效，应该剔除耐热温度较低的材料，例如柔性泡沫橡塑制品，硬质聚氨酯泡沫塑料制品等。
泡沫玻璃是低温管线保温材料中最常用的材料，其具有良好的绝缘性能、导热系数小、可以降低保冷层厚度、有较好的保温效果以及化学稳定性和不燃性，泡沫玻璃管线具有防潮、排温、憎水功能，因此选择泡沫玻璃作为低温管线的保冷层，泡沫玻璃本身具有阻燃性，适合在石油化工设备和管道中使用。泡沫玻璃分成两类，低温管线一般选择Ⅰ类，使用温度范围是-196～450℃,Ⅱ类泡沫玻璃一般用于保温管线。
为减少保冷管线的冷量损失，根据管径、温度、管线厚度，采用“经济厚度法”计算保冷层厚度，即保温后每年散热损失的折算费用与投资的年分摊费用之和为最小值。根据项目经验，以-50℃为保冷材料选型基础采用泡沫玻璃保冷层时，DN25 mm～DN50 mm管径采用60 mm厚保冷层，DN75 mm～DN100 mm管径采用80 mm厚保冷层，DN150 mm～DN200 mm管径采用90 mm厚保冷层。
6结论和建议
低温压力管线材质的替代需要从最低使用温度、设计温度下的材料许用应力、不同温度下材料的许用应力、化学成分、下屈服强度、规定塑性延伸强度、防腐特性等方面综合比较，同时注意不同材质所用规范所限制的使用范围，对管线壁厚计算公式有差异的需要识别出差异和影响。在复杂的管线系统中，管线壁厚除了受到管线内部压力、温度的影响，还应核算外部载荷对管线系统的影响，合理布置膨胀节和管线支撑，把控焊接质量。
低温压力管线的选材需要综合设计温度、设计压力、材料许用应力因素，防止低温下材料发生冷脆。
采用GB/T 20801.2—2020的16MnDG替代ASTM A333 Gr6低温管线，在实际设计和建造过程中要注意不同设计体系的差异，材料的焊接和检验按照压力管道报检的要求进行。
管线保冷材料需要综合考虑导热系数、材料吸潮和经济保冷厚度，降低管线冷量损失，在满足使用工况下降低投资成本。
参考文献：
[1]周守为,曾恒一,李宁,等.海洋石油工程陆上终端与LNG接受终端[M].北京:石油工业出版社,2006:16-74,193.
[2]王炎,申世勇.空分装置低温管道研究[J].河南科技,2020,39(26):50-52.
[3]李战杰.略论液化天然气低温设备RBI技术[J].化工管理,2020(27):118-119.
[4]李群,李丽新,董清坤.低温低应力工况管道的设计浅析[J].大氮肥,2019,42(3):164-166,173.后台-系统设置-扩展变量-手机广告位-内容正文底部 -
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天然气低温分离系统压力管道材料设计论文
人参与 2024-09-30 10:52:12 分类 : 理学 点这评论 作者：团论文网 来源：https://www.tuanlunwen.com/
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