王峰 杰瑞

【摘要】清管設施是海洋石油及陸地油田長輸管道系統(tǒng)的常用清管設備，其所處位置往往是不同規(guī)范的分界處，以至于該設備的主體結構——清管器收發(fā)筒的設計表述各不相同，甚至有所矛盾，本文通過分析各規(guī)范的做法以及所用計算理論，結合示例計算分析，給出了該類裝置設計的推薦做法。

【關鍵詞】清管器收發(fā)筒 管道 壓力容器 壁厚計算

1 引言

在海洋石油及陸地石油生產的長輸管道系統(tǒng)中，清管設施是用于清管作業(yè)必不可少的設備，位于長輸管道或者海管的兩端，主要用于長輸管道清管器的發(fā)送和接收。在海洋石油生產中，清管設施安裝在石油生產平臺、FPSO或者陸地終端上，而在陸地油田的長輸管道系統(tǒng)中，該設備一般安裝在場站內。

清管設施的主體結構是清管器收發(fā)筒，其它部分包括管道、閥門、儀表、底座等附屬設施。長期以來陸上有關清管設施的設計沒有詳細的設計規(guī)范作指導，而海洋石油行業(yè)同樣沒有明確的相關規(guī)定。而不同清管設施的設計差異主要表現(xiàn)在清管器收發(fā)筒的設計和制造上，目前，國內外清管設施的收發(fā)筒設計標準主要有兩類：一類是壓力管道設計規(guī)范，如ASME B31.3^[1]、GB 50316^[2]等，另一類是壓力容器設計標準GB 150^[3]、ASME BPVC VIII^[4]，下面就清管設施的使用功能，對各種規(guī)范的設計理論進行分析，以便明確清管設施的設計方法。

2 清管器收發(fā)筒的結構

清管器收發(fā)筒的筒體結構通常包含四部分：入口段、過渡段、增大段和快開盲板（見圖1）。

入口段的內徑要求與外輸管道的內徑等同；增大段的內徑通常比外輸管道內徑大2～4英寸，以便清管器的順利裝入和取出，增大段的長度一般根據清管器的尺寸來確定；過渡段用于連接入口段和增大段。其它與收發(fā)筒相連接的接口和管道附件通常采用標準壓力等級的三通和管座來完成，也可以采用開孔加補強的方式完成。

3 清管器收發(fā)筒的設計分析

3.1 我國規(guī)范中的規(guī)定

在我國陸上油田中，無論輸油管道規(guī)范 GB 50253^[5]還是輸氣管道規(guī)范GB 50251^[6]均將清管設施定義為管道附件，而在工業(yè)管道規(guī)范GB 50316和GB/T 20801^[7]中則沒有任何有關清管設施的說明。

輸油管道規(guī)范GB 50253中并沒有對收發(fā)筒的設計做出明確的規(guī)定，但由于清管設施通常布置在站內，因而根據GB 50253中有關站內設施的規(guī)定，管線材料的許用應力按照ASME B31.3選取，容器材料的許用應力按照GB 150選取，這也就間接地表明，站內系統(tǒng)的設計須按照ASME B31.3和GB 150進行。同時，GB 50253中明確要求，清管設施與管道一同進行強度試驗，試驗的壓力為設計壓力的1.5倍，這也與管道設計規(guī)范是一致的，而對于壓力容器而言，強度試驗壓力通常為設計壓力的1.25倍。因而按照壓力容器設計的清管器收發(fā)筒在試壓過程中會產生環(huán)向應力超過0.9倍屈服強度的現(xiàn)象，從這一方面而言，采用壓力管道規(guī)范設計清管器收發(fā)筒與長輸管道規(guī)范保持了更好的一致性。

而在輸氣管道規(guī)范GB 50251中則明確規(guī)定收發(fā)筒及快開盲板的設計應滿足清管設備設計技術規(guī)定SY/T 0533和快速開關盲板SY/T 0556的規(guī)定，因而清管器收發(fā)筒應按GB 150設計和制造，但是對于SY/T 0533，2002年國家經貿委就已經下文廢止使用，至今沒有新的規(guī)范對清管設施設計做出規(guī)定。但由于清管設施設置在站內，GB 50251中對于站內管線水壓試驗的壓力要求為1.5倍設計壓力，盡管規(guī)范中沒有明確提出管線與清管設施一同進行水壓試驗，但從其功能及GB 50253的做法來分析，清管設施的強度試驗應與管道一同進行，這就會導致按壓力容器規(guī)范設計的清管設施在試壓過程中同樣會產生環(huán)向應力超過0.9倍屈服強度的現(xiàn)象。

我國目前陸地長輸管道的設計中，清管設施的主筒體一般按照GB 150進行設計，對于清管設施的設計和制造也按照特種設備安全技術規(guī)范的要求執(zhí)行。

3.2 美標規(guī)范中的規(guī)定

在美標規(guī)范中，涉及到清管設施（scraper trap）的規(guī)范主要是油氣長輸管道規(guī)范，包括ASME B31.4^[8]和ASME B31.8^[9]。這些規(guī)范中，既規(guī)定了陸上油氣輸送管線的相關要求，也對海上油氣輸送管線的設計和制造等進行了規(guī)定。對于陸上清管設施的規(guī)定，快開盲板（quick opening closure）需要按照ASMEVIII Div 1的要求設置安全連鎖裝置，其它部分如閥門、管道、管件等均按照相應長輸管道規(guī)范中的要求進行設計。對于快開盲板的端蓋，如果采用標準的焊接管帽（weld cap），只需按照ASME B16.9和MSS SP75設計和選用，對于其它結構，如球形、錐形、平面等端蓋形式，需要按照ASME BPVC SECTION VIII Div 1進行強度設計，但材料的許用應力仍然需按照長輸管道規(guī)范選取。

但美標規(guī)范對于海上清管設施的設計并沒有明確的規(guī)定。按照國際上通行做法，海洋石油生產平臺上的管道一般采用ASME B31.3進行設計，海管及海管立管通常采用ASME B31.8、B31.4、ISO 13623^[10]等規(guī)范進行設計。海管立管是平臺管道與海管的過渡段，該過渡部分的界定在ASME B31規(guī)范中均沒有明確規(guī)定，而是要求根據實際情況進行確定。僅在API 14E^[11]中給出了推薦的界面，即海管立管與平臺管線之間靠近立管的最后一個截斷閥作為平臺管線與海管立管的分界點。在海洋石油油田處理設施的實際生產中，無論國外還是國內，通常按照API 14E的推薦，清管設施的設計按照ASME B31.3執(zhí)行，如圖1中所示。

從目前國外清管器收發(fā)筒的使用實踐來看^[12]，其設計和制造既有按照ASME B31.4和B31.8規(guī)范執(zhí)行的，也有按照工廠管道規(guī)范ASME B31.3和壓力容器規(guī)范ASME BPVC執(zhí)行的，但是一些用于長輸管道中的高屈服強度的材料在ASME B31.3和ASME BPVC中并沒有出現(xiàn)。

從以上分析可以得出，清管器收發(fā)筒既有采用管道規(guī)范也有采用壓力容器規(guī)范進行設計的，下面將以一個算例為基礎對各種規(guī)范的計算結果進行對比分析。

5 結論

綜合以上分析，結合當前的實際使用情況，以及作者自身工程實踐過程中遇到的做法，得到如下結論及建議：

（1）從計算理論上來看，無論采用壓力容器還是管道規(guī)范設計清管器收發(fā)筒都是可靠的，但快開盲板安全聯(lián)鎖裝置的設計和制造需要按照壓力容器規(guī)范執(zhí)行。

（2）基于清管器收發(fā)筒的結構，在筒徑不大，可以采用管材和標準系列的管件情況下，采用管道規(guī)范進行設計，不僅可以保持與長輸管道規(guī)范的一致性，而且在設計、計算、制造、檢驗等方面可大大降低工作量，甚至可以取消壓力容器中必備的安全泄放裝置，節(jié)約成本。

（3）對于海洋石油領域清管設施的設計，推薦采用工業(yè)管道設計規(guī)范。主要原因如下：一方面，海上清管器收發(fā)筒尺寸通常較小，可以直接采用無縫管和標準管件；另一方面，清管器與生產設施直接相連，其所承受的載荷工況與生產設施較為接近，與立管和海底管道的載荷狀態(tài)差異較大。而且，目前在海洋石油設計中，清管設施的設計基本均采用工藝管道規(guī)范ASME B31.3進行設計。

（4）對于我國陸地油氣田清管器收發(fā)筒設施的設計，由于收發(fā)筒主要設置在站內，按照管道設計規(guī)范進行設計是可行的，而且鑒于采用管道規(guī)范設計制造較按容器規(guī)范設計制造更為經濟，推薦采用管道規(guī)范進行設計制造。

（5）上述章節(jié)的壁厚計算僅是按照內壓設計計算的壁厚，實際工況下還要考慮其它外部載荷如熱應力、軸向力矩、風、地震等，需要在完成設備和管線布置之后進行具體的應力分析，以便校核各部分強度，并根據應力校核的結果確定最終的筒體厚度和補強要求。

參考文獻

[1] ASME B31.3，Process Piping，2008

[2] GB 50316-2000（2008年版），工業(yè)金屬管道設計規(guī)范，2008

[3] GB 150-2011，壓力容器，2012

[4] ASME BPVC VIII-2010

[5] GB 50253-2003，輸油管道工程設計規(guī)范，2003

[6] GB 50251-2003，輸氣管道工程設計規(guī)范，2003

[7] GB/T 20801-2006，壓力管道規(guī)范 工業(yè)管道，2007

[8] ASME B31.4，Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids，2006

[9] ASME B31.8，Gas Transmission and Distribution Piping Systems，2010

[10] ISO 13623，Petroleum and natural gas industries —Pipeline transportation systems，2009

[11] API RP 14E，Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems，1991（R2007）

[12] Christian J.Cloyde，P.E.Pig Trap Design and Assessment Considerations.Pipeline&Gas Journal，January 2011

[13] 唐永進.壓力管道應力分析（第二版），2010