L-CNG加气站低温高压管道的弯曲变形分析及补偿方法
LNG气化站内低温管道补偿问题的探讨
口 港华投资有 限公司 （５１８０２６）文 习之 口 深圳市燃气集 团股份有 限公 司 （５１８０４９）黄 明 口 华润燃气 控股有 限公司 （５１ ８００１）彭知军
摘 要 ： 结合 工程 实践 ，对ＬＮＧ气化 站 内低 温管道 的补偿 方式进 行 了比选 ，就 盯型补偿 器独 立设 置与否、与支架和保 冷层的配合等 问题进行 了探 讨与分析 ，提 出了相 关建议措施 。
２８ ｌ城市燃气 ２０１６／０４总第４９４期
文习之等 ·ＬＮＧ气化站 内低温管道补偿 问题的探讨
表 １ ３种 自然 补偿方 式 的特性
若 因故存 在 围堰 内 、外直 管段长 度相差 较大 的
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誊
Ｌ型
由弯头及 两臂组 成 ，弯转 角小于 １５０。 时 才 能使用 ，管道 长臂 不应 超过２５ｍ
分 为固定支架和滑移支架 ，在 承受 管道重力荷载的 同
表 ２ Ｔｒ型 补偿 器示意 图及４种尺寸形式
时 ，前 者作为 固定点使管道 “分段 ” 自然 补偿并 限制 管 道位 移 ，后 者则 起 到在管 道 遇冷 收缩 时 的导 向作
用 ，允许单一 方向的位移 。
支架若未合理设 置可 能导致补偿 器的失效或管道
３＿２ 与支架的配合
在满足地域 限制 、综合管廊分布要求 的情 况下 ，
耵型 补偿器 应 设置 于两 固定 点 之 间 ，方 能在 该
气化 站 内常选 用结 合 了Ｌ形 、ｚ型两 者优 势 的 盯型 补 范围内发挥功效 。气化站 中低 温管 的支架形式可大致
偿方式 ，表２为 型补偿器示意 图及４种尺 寸形式 。
天然气管道基础下沉造成弯曲变形的风险分析
天然气管道基础下沉造成弯曲变形的风险分析天然气管道在长期运行过程中，由于架空段会受到地质基础下沉的影响会造成弯曲变形的情况。
天然气管道如果发生严重的弯曲变形，会产生開裂失效的可能性，对天然气管道的运输造成安全隐患，甚至可能会发生天然气泄漏问题，不但会引发较大的火灾和爆炸事故，很可能会对周边的居民和操作人员造成致命危险。
另外如果天然气管道发生开裂，不但会对企业造成较大的经济损失，还会对社会造成严重影响。
因此有必要对基础下沉造成弯曲变形的管道进行测量，分析变形因素并提出合理的改进措施，提高天然气管道的运行效率。
标签：天然气管道;基础下沉;风险分析通过管道来运输天然气是一种比较安全的输送方式，但是由于各种人为因素、材料自身因素和自然环境的因素导致管道的失效时间比较短，所以往往会发生一些失效事故。
另外，天然气管道也会因为基础下沉而造成弯曲变形，导致管道出现损坏。
天然气本身就是一种易燃易爆品，一旦发生管道失效事故就会对人体和环境造成一定的危害性，虽然管道公司已经做出相关的维护措施，但是还是有一些意外因素出现，造成天然气管道失效。
另外，因为天然气管道比较长，每段所发生的风险都不会相同，所以就需要指定一种天然气管道进行风险分析，在进行风险分析之前一定要收集各种对天然气管道的影响因素。
1 风险分析风险评价技术最早开始于美国，随着该技术的不断发展和研究逐渐运用到化学工业和天然气管道输送等方面。
每个行业对于风险评价技术的运用都不会相同，所以对天然气长输管道定量风险评价技术应该借鉴其他行业的相关数据，来制定适合自己的风险评价技术。
在天然气管道运行的过程中往往会出现管道失效的情况，之所以出现管道失效主要分为三种情况其中包含：穿孔、泄漏、断裂等方面。
通过对国外的天然气管道失效数据可以发现在天然气事故中：断裂占1%-8%，穿孔占15%-35%，泄漏占40%-80%。
其中发现造成这些管道失效的原因就是由于管道受到基础下沉而发生的弯曲变形，因此，需要分析管道弯曲变形的原因，并提出改进措施可以有效提高管道的使用寿命。
解析LNG_L-CNG两种撬装加气站设计中的注意事项
工程技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald36DOI：10.16660/ki.1674-098X.2018.22.036解析LNG/L-CNG两种撬装加气站设计中的注意事项王云(新地能源工程技术有限公司 河北石家庄 050000)摘 要：在国民经济的不断发展下，汽车的数量越来越多，从近年来城市交通拥挤的情况就可以看出。
而汽车的运行需要能源的支持，在传统汽车燃料可利用率越来越低的情况下，天然气逐渐受到了人们的广泛重视与应用，并取得了显著的效果，为了满足更多人群对于天然气的使用需求，加气站的数量也随之增加。
而天然气具有易燃的特点，为了保障加气站的安全，需要相关人员精心的设计。
笔者主要针对LNG与L-CNG两种撬装加气站的特点及设计中需要注意的事项进行论述。
关键词：LNG L-CNG 撬装加气站 设计 注意事项中图分类号：U473.8 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2018)08(a)-0036-02在以往的汽车燃料燃烧中，利用的煤炭及石油能源等，属于一次性能源，将石油能源应用在汽车运行与消耗中，排出的尾气具有有毒物质，会威胁到人们的身体健康，造成大气污染等情况，而LNG与L-CNG属于天然气，其在使用的过程中，排放出的废物与其他能源消耗排放出的废弃物相比，具有节约能源、降低大气污染程度等特点，是一种新型环保的材质，有效的弥补了传统能源消耗带来的各种不足，缓解了我国能源危机问题，符合我国提出的可持续发展与生态平衡的理念。
1 LNG/L-CNG加气站概述1.1 LNG加气站该类加气站的运行需要一定数量设备的支持，而不同设备因使用的区域不同被划分为站内与站外设备。
LNG储罐等因在加气站内部区域使用被分为站内设备，而槽车因主要功能是运输被划分为站外设备。
储罐顾名思义就是对LNG进行储存的，潜液泵撬主要由潜液泵、增压气化器以及EAG汽化器等设备组成，LNG的卸车和加注都是在潜液泵的作用下完成的，在整个过程中，需要使用增加气化对压强进行调节，EAG气化器的功能是利用高温原理，降低放散气体的密度，对加强安全防护具有重要作用。
LCNG加气站常见问题汇总PPT课件
②泵池液相进口阀或者储罐液相出口阀未打开，此阀门基本为气动控制阀门。检 查阀门异常原因，基本为气缸漏气、气缸内出现冰碴或仪表风压力不足；
③潜液泵和加气机预冷温度设定超过当前LNG存液温度，根据实际情况进行修订；
⑧键盘显示屏显示各种英文数字组合故障代 码，根据厂家提供的使用说明检查判断问题 并联系厂家进行相应维修；
⑨加气机电源主板、显示板、核心处理器、 显示屏等故障联系厂家，在厂家指导下进行 维修操作；
一、LNG加气机常见故障及排除方法
2、LNG加气机日常常见故障及排除方法
3）加气机时间异常（华气厚普）
由于加气机电源关闭，停用时间长，重新开启加气机后，界面会显示加气机时 间异常，并且无法加气，处理此问题方法如下：
注：同厂家不同型号的加气机程序也存在不同，对于加气机日常出现的问题 有故障代码显示的必须根据厂家提供的使用说明书进行操作，必要时联系厂 家确认操作。
一、LNG加气机常见故障及排除方法
2、LNG加气机日常常见故障及排除方法 4）加气机日常维护保养注意问题
①保持本装置的清洁，对各部件上聚集的灰尘、污垢等应及时清除； ②定期（建议每个月）使用检漏仪器检查液化天然气管路及本装置管路系 统，如有泄漏，应立即请专业人员维修； ③用户对本装置的真空软管、加液枪应注意保护、定期检查，如有损坏， 应及时请专业人员维修或更换； ④电脑控制系统及各防爆电气部件严禁私自拆卸；
③正常加注过程中显示抽空报警，系统恢复后能继 续加注无异常报警。此类情况一般出现在车载钢瓶 快要加满时且压力升高到1Mpa以上、泵后压力超高 限时出现，若频繁出现联系厂家调试站控系统，一 般是站控系统程序存在问题；
天然气管道基础下沉造成弯曲变形的风险分析
智库时代 ·233·智库论坛一、管道概况该压力管道级别划分为GC1级，于2007年6月开工建设，2008年1月7日完成竣工验收，投入使用至今。
设计及安装竣工验收等相关技术资料齐全，主管道规格φ426×10，分支管规格为φ219×8，设计压力4.0MPa，设计温度20℃。
管道起始于某长输管道调压末站，沿厂界围墙外埋地敷设，经升压站和雨水提升泵等区域后，在燃气机组侧面于管廊处出土，之后沿管廊架空敷设60多米左右，终于1#、3#燃机φ219×8支管出土端绝缘法兰，全长约850米。
管系采用20号无缝钢管，埋地管线采用挤出聚乙烯三层结构加强级外防腐（三层PE），阴保护采用镁合金牺牲阳极阴极保护。
二、管道变形情况管道应力分析需要提供管道变形准确的数据，检验中使用了水平仪和经纬仪对管道的弯曲变形进行测量，以管廊南侧第一个导向支架为基点（下沉位移为零）开始，往NG00主管出土端弯头焊缝方向每隔0.5米进行变形量测量，测量结果见下图：图1架空段弯曲部位变形图如上图所示，架空直管段弯曲变形最大部位为出土端弯头焊缝处，其与管廊第一个导向支架（基点或零位点）之间约17米管段受到了地基下沉的影响，其与管道垂直位移零位点（第一个导向支架）之间垂直位移达到-169mm，按《在用工业管道定期检验规程》的要求，发现严重的变形应进行应力分析。
三、管系建模及应力分析CAESAR II 是目前应用最普遍的管道应力分析软件，对于石油化工类管道通常采用美国机械工程师协会和美国国家标准协会制定的 ASME B31.3标准，埋地管的应力校核条件根据输送介质是气体参照规范 ASME B31.8《Gas Transportation and Distribution Piping Systems》，对于埋地管道的架空敷设部分，ASME B31.8等同于ASME B31.3标准。
因此， 本次应力分析选用ASME B31.8作为校核准则。
移动式(橇装式)LNGLCNGCNG汽车加气站介绍
青岛汇森能源设备有限公司移动式(橇装式）LNG/LCNG/CNG汽车加气站介绍一．概述1．天然气燃料的优点以天然气代替汽油和柴油作为汽车燃料,可降低尾气污染物的排放，是解决城市大气污染的有效措施.压缩天然气（CNG）汽车在我国已有迅速发展。
LNG汽车技术在20世纪80年代,美国、加拿大、德国和法国等国开始研究，90年代初技术已趋成熟，并开始推广。
天然气（NG)是一种清洁、高效、优质能源,在世界各国得到广泛的利用。
液化天然气（LNG）是将天然气在—162℃常压下转成液态，其液化后的体积为常压下气态的1/600～625，小于压缩天然气(CNG）的体积；而CNG是将常温常压下的天然气压缩到20～25MPa后的高压天然气，其体积为常温常压下气态的1/200～250,是LNG体积的2。
5～3。
0倍。
因同容积LNG储罐装载天然气是CNG 的2。
5倍，大型LNG货车一次加气可连续行驶l000～1300 km,非常适合长距离运输。
公交车使用CNG和使用LNG的汽车的燃料系统各项指标的对比表如下：公交车分别使用汽油、压缩天然气和液化天然气时的主要数据表如下：2．L-CNG汽车加气站技术由于CNG具有体积较小、储存效率较高和运输较方便等优势；既可以将其作为民用、工业和城市燃气调峰，也可作为汽车燃料，即CNG汽车。
目前，我国CNG汽车在四川成都、重庆、郑州、北京、开封、济南等许多城市得到了迅猛发展,全国天然气汽车的拥有量已超10万辆。
但是对天然气气源和天然气管网的依赖性较强，必须建天然气管道或在有天然气管网的地点才能建CNG加气站等相应的基础设施。
LCNG汽车加气站是将低压（0～0.8MPa)、低温(—162℃～145℃）的LNG转变成常温、高压(20～25MPa）天然气的汽车加气站。
其主要设备包括：LNG储罐（钢瓶)、LNG低温高压泵、高压汽化器、CNG储气库(井、瓶组）、顺序控制盘、售气机、自控系统等。
该工艺是利用LNG低温高压泵将LNG增压到25.0MPa来完成低压变高压的过程。
LNG加气站和L-CNG加气站能源损耗原因分析
LNG加气站和L-CNG加气站能源损耗原因分析易平【摘要】对LNG加气站、L-CNG加气站中的能源损耗原因进行总结和分析.【期刊名称】《煤气与热力》【年(卷),期】2015(035)012【总页数】3页(P67-69)【关键词】LNG加气站;L-CNG加气站;能源损耗;LNG储罐;LNG槽车【作者】易平【作者单位】成都华气厚普机电设备股份有限公司,四川成都610100【正文语种】中文【中图分类】U473.81 概述LNG 加气站和L－CNG 加气站数量近几年迅猛增长，但LNG 汽车由于发动机、燃气供气系统、钢瓶、安全设施存在一些问题和动力不足、经济性不好、节省燃油达不到30%等诸多因素需要提高和改进，因此导致LNG 汽车应用推广速度受到影响，致使加气站建好后日加气量少、设备运行困难、维护成本增加、排放量增加。
据统计，全国已投运的加气站中50%以上的LNG 和L－CNG 加气站日加气量小于等于3 t/d。
在加气站运营过程中，存在多种原因导致能源损耗，从而影响加气站的经济效益。
本文对能源损耗的原因进行总结和分析。
2 能源损耗的原因分析2.1 设备设计、安装问题在设计中，由于储罐与泵池之间的进液和回气管路布置不合理，导致管路弯头太多、管路太长、安装出现U 形弯，致使泵池在运行过程中回气不畅，使泵池中BOG压力高于储罐内气体压力，影响储罐液体顺利流入泵池。
设备运行时，会因潜液泵瞬时将泵池底部液体抽走而泵池进液不畅，导致潜液泵空载而报警停机。
此种设计、安装问题只能根据现场情况制定整改方案，通过整改管路才能从根本上解决问题。
在没有整改的情况下，为了确保设备正常运行和正常加气，加气站操作人员需要人为排放泵池中的气体来降低泵池压力，使储罐与泵池产生压差有利于LNG 顺利流入泵池，从而实现正常的启泵。
这是以增加加气站的能源损耗为代价换来的暂时正常加气。
因此，加气站加气间隔时间越长，排放时间就会越长，排放次数就会越多，加气站的损耗就会越大。
CNG加气站的输差分析及控制措施探讨 褚春久
CNG加气站的输差分析及控制措施探讨褚春久发表时间：2020-12-08T10:39:17.403Z 来源：《基层建设》2020年第23期作者：褚春久[导读] 摘要：天然气的输差主要指的就是天然气在输送的过程当中其相对应的量值所产生出的差值。
华油天然气股份有限公司四川成都 610000摘要：天然气的输差主要指的就是天然气在输送的过程当中其相对应的量值所产生出的差值。
燃气的输差不仅会受到相关的设备、测量、环境、仪器仪表的型号以及管线段的影响，同时还极易因气体的温度和压力的改变等因素而产生浮动。
尽管现阶段检测技术的逐步完善与管理的水平的不断提高减小了误差的变化量，但仍无法彻底消误差。
关键词：CNG加气站；输差分析；控制措施一、GNG加气站分类CNG加气站的分类CNG力口气站按其获取原料天然气的途径和供应对象主要分为：CNG常规加气站、CNG加气母站和CNG加气子站。
CNG就是在加压站内将天然气加压至20～25MPa。
CNG常规加气站的气源采用城镇管道天然气，将城镇管道敷设至加气站，经计量、调压后，由压缩机增压至25.0MPa，存儲在站内固定储气设施内，进站天然气的计量以进站管道流量计计量为准。
CNG加气母站气源采用高压、次高压燃气管道天然气，将高压、次高压燃气管道敷设至加气母站，经计量、调压、脱硫、脱水等工序，保证气质符合车用气的标准后，经压缩机增压至后，通过加气柱给车载储气瓶组拖车充装CNG。
另外，可在加气母站周边建设加气子站，依托母站压缩机提供CNG，在加气子站内设置优先顺序控制盘、固定储气设施、加气机，为天然气汽车充装CNG。
加气母站负责为加气子站提供气源，是生产、销售为一体的综合场所，由于站内存在过滤、脱水、增压等气体预处理操作，动设备多，转运槽车工作压力高（20MPa），司机等人员进出站频繁，易出现设备管理、进出站管理、人员管理等方面的薄弱环节。
CNG加气子站气源由母站供应，通过车载储气瓶组从加气母站配送，兼作站内低压储气设施，经卸气柱计量、压缩机增压至25.0MPa 后，存储在固定储气设施内。
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L-CNG加气站低温高压管道的弯曲变形分析及补偿方法罗开洪;廖江南【摘要】以某L-CNG加气站为例,在液化天然气(LNG)转换为车用压缩天然气(CNG)的过程中,由于压力和温差的急剧变化,造成加气站低温高压管道弯曲变形的问题,分析了弯曲变形的原因,对管道的材质和规格、承受压力、安装方式及长度进行了核查验算,对收缩补偿量和收缩应力进行了计算,介绍了补偿方式、选用原则及安装方法.指出对较长的低温高压管道,特别是两设备之间的连接管道,一定不能做成刚性连接的直管,配管时应考虑管系要有足够的柔性,充分利用其自身的膨胀,当无法自然补偿时,推荐使用Π型补偿器,介绍了该型补偿器的制作使用方法.【期刊名称】《石油库与加油站》【年(卷),期】2017(026)005【总页数】5页(P9-13)【关键词】L-CNG加气站;低温高压管道;弯曲变形分析;补偿;方法【作者】罗开洪;廖江南【作者单位】成都华气厚普机电设备股份有限公司四川成都611730;成都华气厚普机电设备股份有限公司四川成都611730【正文语种】中文液化天然气(LNG)沸点为-162℃，设计温度为-196℃，是在液化工厂常压下将天然气冷却到-162℃形成的，液气态体积比为1∶600，便于输送及储存。
需要使用压缩天然气时，通过设备和管道将LNG气化转换为常温压缩状态的CNG后，能直接使用。
LNG输送管道常见的设计为06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管，一般在常温条件下安装。
根据热胀冷缩的原理，LNG转换为CNG在不锈钢管道内工作温度为-196～40℃(如在夏季安装)下进行，在温差和压力的骤变下，会产生较大的冷收缩量和应力，如果设计和安装不合理，输送LNG的管道极易脆化，发生弯曲、变形、脆裂和拉断等，造成天然气泄漏。
本文通过实例分析低温高压下管道变形的原因，并介绍几种对弯曲变形的补偿方法。
1 实例介绍以“阆中市康美大道中国石化加油加气一站(新建)”的项目安装为例，站内设施在加气部分有1台60 m3 LNG地上卧式储罐，1台LNG单泵撬供2台单枪LNG加气机使用，1台L-CNG柱塞泵撬(双泵)供3台双枪CNG加气机使用；在CNG部分有：1台组合式汽化器、2台高压空温式气化器、1台程序控制盘、1台高压EAG加热器、1台水容积为3.99 m3的储气瓶组，构成了LNG/L-CNG复合式加气站。
LNG的加注工艺流程：液化天然气由LNG槽车运至LNG加注站，用低温泵将LNG槽车中的液态天然气卸入LNG储罐中。
当有车辆前来加气时，通过低温泵和加气机将LNG送入受气车辆的车载LNG气瓶中。
L-CNG加气工艺流程：先将低温(-162～-137℃)、低压(0.3～0.7 MPa)的LNG转变成常温、高压(22～25MPa)的天然气，然后将压缩天然气(CNG)通过加气机给汽车加气。
见图1所示L-CNG工艺流程简图。
图1 L-CNG工艺流程简图在L-CNG工艺流程中，L-CNG柱塞泵前的LNG低温低压管道是进行了保温处理的低温低压管道，而泵后连接到高压空温式气化器的L-CNG低温高压管道由两根φ25 mm×4 mm不锈钢管道安装完成，为直管安装连接方式。
LNG经这两根管道输送到高压气化器后气化转换为CNG。
见图2箭头所指的管道和流向，中间为EAG放散管道。
图2 L-CNG低温高压管道注：箭头所指左为管1，右为管2。
该管道工作温差为-162～+40℃，工作压力为25 MPa，根据LNG的特性，遇常温会急剧气化，形成高压CNG(压力根据柱塞泵而定，一般为25 MPa)。
在该站施工完成后的预冷调试阶段，管道产生了弯曲变形。
图3为变形后的管道。
弯曲变形的管道已不能[1]使用。
对其在管道材质、规格、安装方式等各种因素进行了检查分析。
图3 变形的低温高压管道(管1已经变形弯曲，管2未预冷)2 原因分析2.1 核查验算管道材质和规格加气站所用管道是06Cr19Ni10材质的φ25 mm×4 mm不锈钢管，材质符合安装标准规范和设计文件。
对管道规格的验算如下。
根据公式(1)验算管道壁厚。
(1)式中：P——设计压力，27.5MPa；[σ]t ——设计温度下材料的(基本)许用应力，MPa；D0 ——管外径名义值，mm；ts ——计算厚度，mm；Y——修正系数；取0.4[2]；Ej ——焊接接头系数；按不锈钢对焊方式，取0.8[3]。
注意：对于06Cr19Ni10这样的高合金钢，其许用应力应取表1中的最小值表1 06Cr19Ni10材料的许用应力许用应力(MPa)σbσsσtbσtDσtn31.51.51.51.5表中：σb——材料标准中抗拉强度下的限值，MPa；σs——材料标准常温屈服点，MPa；材料在设计温度下的屈服点，MPa；材料在设计温度下经10×104h断裂的持久强度的平均值，MPa；材料在设计温度下经10×104h蠕变率为1%的蠕变极限，MPa。
根据查表，[σ]t取设计温度下的许用应力137 MPa[1-2，4]考虑壁厚附加量后的计算：(2)式中：t1——考虑内压和制造负偏差的管壁厚，mm；a——以壁厚百分数允许的负偏差，碳钢取0.15，低合金钢取0.125，不锈钢取DN10以下0.15，以上0.2。
经计算，外径为φ25 mm的壁厚为3.56 mm，小于安装管道公称壁厚偏差允许范围±12.5%，故该管道的使用壁厚符合要求。
2.2 管道承受压力校核验算管道承受压力载荷产生的应力，属于一次薄膜应力。
该应力超过某一限度，将使管道变形直至破坏，管道安装应进行材料压力校验计算，如式(3)。
(3)式中：Ps——管道承受压力，MPa；[σ]t——设计温度下材料的(基本)许用应力，MPa；D2——管道内径，mm；t——管道壁厚，mm；Y——修正系数；取0.4；Ej ——焊接接头系数；按不锈钢对焊方式，取0.8。
经计算，该管道所能承受的压力大于设计压力和试验压力，满足使用要求。
2.3 核查管道安装方式及长度该低温高压管道单根安装长度为35 m，使用高压锻件弯头6个，每根管道采用15个滑动支架进行固定，采用直管安装方式，见图4所示。
图4 管道轴测图注：图中尺寸数据的单位为mm。
由于L-CNG柱塞泵到气化撬单根管道安装距离偏长，根据经验法，在更换弯曲的管道，减少固定支架的数量，调整支架位置(考虑管道的冷收缩)后，再进行管道预冷，管道再次出现弯曲变形，图5是在更换管道和调整支架后产生的二次弯曲变形。
为此低温高压管道产生弯曲变形还需要合理设置收缩补偿。
图5 低温高压管道二次变形3 补偿计算3.1 收缩补偿量案例中的LNG管道安装完毕，调试预冷时，由于管道温度变化较大，管道产生收缩应力，导致管道弯曲变形，其间产生的冷收缩量，用式(4)计算。
ΔL=αΔtL(4)式中：ΔL——管道收缩长度，mm；α——管材的线膨胀系数，mm/(mm·℃)；Δt——管道设计温度与安装温度之差，℃，-196～40℃；L——计算管段的长度，m，例中L=35 m。
因采用06Cr19Ni10不锈钢管，故α取14.67×10-6mm/(mm·℃)[1]，管道收缩量计算如下：ΔL=αΔtL =14.67×10-6×(196+40)×35 000=121.2 mm除此之外，补偿量也可按不小于管道长度的0.3 %的方法进行估算。
3.2 收缩应力该管道两端均为固定焊接安装在L-CNG柱塞泵和空温式气化器上，工作时的温差变化导致管道内部产生了极大的收缩应力，该不锈钢管服从虎克定律，收缩应力可按式(1)进行计算：σ=Eε(5)式中：σ——单位冷收缩应力，MPa；ε——管段的相对变形量，ε=ΔL/L；E——与材料有关的比例常数，不锈钢钢材的弹性模数为210×103MPa[1]。
由式(5)可见，管道受冷时所产生的收缩应力，与管材的弹性模量、线膨胀系数、管段的长度及管道运行时温度的变化幅度有关，将式(4)代入式(5)，则收缩应力为：σ=EΔL/L=EαΔt=3.08Δt从上式可知，管道特性和温度差Δt是决定收缩应力的最主要的因素。
利用此式很容易计算出不锈钢管冷收缩受到限制时的收缩应力。
在LNG管道应力计算时，管道的抗拉强度Rm可根据GB 14976—2012《流体输送用不锈钢无缝钢管》中表4，取520 MPa[4]。
例中弯曲钢管的单位收缩应力为：σ=3.08Δt=727.05MPa由此可见，该管道弯曲时产生的应力远大于管道在设计温度下的抗拉强度，管道受冷收缩时，产生了较大的收缩应力。
因此，液化天然气低温管道受冷后产生的收缩必须得到有效补偿，否则该低温高压管道极易产生弯曲变形，对管架和设备造成极大的破坏，对生产运营造成影响。
管道设计中可利用管道自身的弯曲或扭转产生的变位来达到冷缩时的自然补偿，当柔性补偿不能满足要求时，可采用调整支架的型式和位置或改变管道走向来满足要求。
当受条件限制，不能采用柔性补偿时，应根据管道设计参数和类别选用补偿方式。
4 补偿及安装4.1 补偿方式选用原则(1)管道布置上应充分利用管道的转角管段进行自然补偿。
(2)自然补偿不能满足管道伸缩补偿要求时，要选用补偿器进行补偿。
(3)选用补偿器时，应根据敷设条件采用维修工作量小、工作可靠和价格较低的补偿器。
(4)补偿器的位置应使管道布置美观、协调。
4.2 补偿方式的选用管道的补偿方式有自然补偿、波纹管补偿、π形补偿器补偿等。
(1)自然补偿是根据管道具体走向而形成的自然弯曲来补偿其自身的收缩量的一种补偿方式，自然补偿有L形直角弯补偿、Z形折角弯补偿。
L形直角弯补偿时，弯臂轴向变形是通过另一弯臂的横向位移加以吸收的，为保证弯臂能够产生足够的横向位移，产生侧向变形的弯臂不宜过短，考虑单侧吸收变形时，为增加弯头吸收长臂变形的能力，短臂长度应取弹性臂长Le。
Le根据冷收缩量ΔL和管径来确定长度(见图6所示)。
图6 L形直角弯补偿示意图Z形折角弯补偿时，两侧变形管段靠补偿管段进行吸收，补偿管段长度取1.25～2倍的弹性臂长Le(见图7所示)。
图7 Z形折角弯补偿示意图自然补偿的管道臂长一般不应超过25 m ，弯曲应力不应超过80 MPa。
这种补偿方式的有效补偿能力较差，对于冷收缩管道补偿效果不佳，例中的变形管道受条件限制，不能采用这两种自然补偿。
(2)补偿器有普通套筒补偿器、无推力套筒补偿器、波纹管补偿器。
套管式补偿器有铸铁制和钢制两种,通常用在管径大于100 mm，且工作压力小于1.5 MPa(钢制)及1.2 MPa(铸铁制)的管路中。
波纹管补偿是应用最普遍的一种补偿器，利用波纹管的伸缩来补偿管道的伸缩量，常用于常温介质的管道，由于液化天然气是低温介质，对波纹管的材质要求很高，成本较高，更主要的是波纹管补偿器不安全，补偿长度有限，效果也不明显。