清管器收发筒设计规范分析

【摘要】清管设施是海洋石油及陆地油田长输管道系统的常用清管设备，其所处位置往往是不同规范的分界处，以至于该设备的主体结构――清管器收发筒的设计表述各不相同，甚至有所矛盾，本文通过分析各规范的做法以及所用计算理论，结合示例计算分析，给出了该类装置设计的推荐做法。

【关键词】清管器收发筒 管道 压力容器 壁厚计算

1 引言

在海洋石油及陆地石油生产的长输管道系统中，清管设施是用于清管作业必不可少的设备，位于长输管道或者海管的两端，主要用于长输管道清管器的发送和接收。在海洋石油生产中，清管设施安装在石油生产平台、FPSO或者陆地终端上，而在陆地油田的长输管道系统中，该设备一般安装在场站内。

清管设施的主体结构是清管器收发筒，其它部分包括管道、阀门、仪表、底座等附属设施。长期以来陆上有关清管设施的设计没有详细的设计规范作指导，而海洋石油行业同样没有明确的相关规定。而不同清管设施的设计差异主要表现在清管器收发筒的设计和制造上，目前，国内外清管设施的收发筒设计标准主要有两类：一类是压力管道设计规范，如ASME B31.3[1]、GB 50316[2]等，另一类是压力容器设计标准GB 150[3]、ASME BPVC VIII[4]，下面就清管设施的使用功能，对各种规范的设计理论进行分析，以便明确清管设施的设计方法。

2 清管器收发筒的结构

清管器收发筒的筒体结构通常包含四部分：入口段、过渡段、增大段和快开盲板（见图1）。

入口段的内径要求与外输管道的内径等同；增大段的内径通常比外输管道内径大2～4英寸，以便清管器的顺利装入和取出，增大段的长度一般根据清管器的尺寸来确定；过渡段用于连接入口段和增大段。其它与收发筒相连接的接口和管道附件通常采用标准压力等级的三通和管座来完成，也可以采用开孔加补强的方式完成。

3 清管器收发筒的设计分析

3.1 我国规范中的规定

在我国陆上油田中，无论输油管道规范 GB 50253[5]还是输气管道规范GB 50251[6]均将清管设施定义为管道附件，而在工业管道规范GB 50316和GB/T 20801[7]中则没有任何有关清管设施的说明。

输油管道规范GB 50253中并没有对收发筒的设计做出明确的规定，但由于清管设施通常布置在站内，因而根据GB 50253中有关站内设施的规定，管线材料的许用应力按照ASME B31.3选取，容器材料的许用应力按照GB 150选取，这也就间接地表明，站内系统的设计须按照ASME B31.3和GB 150进行。同时，GB 50253中明确要求，清管设施与管道一同进行强度试验，试验的压力为设计压力的1.5倍，这也与管道设计规范是一致的，而对于压力容器而言，强度试验压力通常为设计压力的1.25倍。因而按照压力容器设计的清管器收发筒在试压过程中会产生环向应力超过0.9倍屈服强度的现象，从这一方面而言，采用压力管道规范设计清管器收发筒与长输管道规范保持了更好的一致性。

而在输气管道规范GB 50251中则明确规定收发筒及快开盲板的设计应满足清管设备设计技术规定SY/T 0533和快速开关盲板SY/T 0556的规定，因而清管器收发筒应按GB 150设计和制造，但是对于SY/T 0533，2002年国家经贸委就已经下文废止使用，至今没有新的规范对清管设施设计做出规定。但由于清管设施设置在站内，GB 50251中对于站内管线水压试验的压力要求为1.5倍设计压力，尽管规范中没有明确提出管线与清管设施一同进行水压试验，但从其功能及GB 50253的做法来分析，清管设施的强度试验应与管道一同进行，这就会导致按压力容器规范设计的清管设施在试压过程中同样会产生环向应力超过0.9倍屈服强度的现象。

我国目前陆地长输管道的设计中，清管设施的主筒体一般按照GB 150进行设计，对于清管设施的设计和制造也按照特种设备安全技术规范的要求执行。

3.2 美标规范中的规定

在美标规范中，涉及到清管设施（scraper trap）的规范主要是油气长输管道规范，包括ASME B31.4[8]和ASME B31.8[9]。这些规范中，既规定了陆上油气输送管线的相关要求，也对海上油气输送管线的设计和制造等进行了规定。对于陆上清管设施的规定，快开盲板（quick opening closure）需要按照ASMEVIII Div 1的要求设置安全连锁装置，其它部分如阀门、管道、管件等均按照相应长输管道规范中的要求进行设计。对于快开盲板的端盖，如果采用标准的焊接管帽（weld cap），只需按照ASME B16.9和MSS SP75设计和选用，对于其它结构，如球形、锥形、平面等端盖形式，需要按照ASME BPVC SECTION VIII Div 1进行强度设计，但材料的许用应力仍然需按照长输管道规范选取。

但美标规范对于海上清管设施的设计并没有明确的规定。按照国际上通行做法，海洋石油生产平台上的管道一般采用ASME B31.3进行设计，海管及海管立管通常采用ASME B31.8、B31.4、ISO 13623[10]等规范进行设计。海管立管是平台管道与海管的过渡段，该过渡部分的界定在ASME B31规范中均没有明确规定，而是要求根据实际情况进行确定。仅在API 14E[11]中给出了推荐的界面，即海管立管与平台管线之间靠近立管的最后一个截断阀作为平台管线与海管立管的分界点。在海洋石油油田处理设施的实际生产中，无论国外还是国内，通常按照API 14E的推荐，清管设施的设计按照ASME B31.3执行，如图1中所示。

从目前国外清管器收发筒的使用实践来看[12]，其设计和制造既有按照ASME B31.4和B31.8规范执行的，也有按照工厂管道规范ASME B31.3和压力容器规范ASME BPVC执行的，但是一些用于长输管道中的高屈服强度的材料在ASME B31.3和ASME BPVC中并没有出现。

从以上分析可以得出，清管器收发筒既有采用管道规范也有采用压力容器规范进行设计的，下面将以一个算例为基础对各种规范的计算结果进行对比分析。

5 结论

综合以上分析，结合当前的实际使用情况，以及作者自身工程实践过程中遇到的做法，得到如下结论及建议：

（1）从计算理论上来看，无论采用压力容器还是管道规范设计清管器收发筒都是可靠的，但快开盲板安全联锁装置的设计和制造需要按照压力容器规范执行。

（2）基于清管器收发筒的结构，在筒径不大，可以采用管材和标准系列的管件情况下，采用管道规范进行设计，不仅可以保持与长输管道规范的一致性，而且在设计、计算、制造、检验等方面可大大降低工作量，甚至可以取消压力容器中必备的安全泄放装置，节约成本。

（3）对于海洋石油领域清管设施的设计，推荐采用工业管道设计规范。主要原因如下：一方面，海上清管器收发筒尺寸通常较小，可以直接采用无缝管和标准管件；另一方面，清管器与生产设施直接相连，其所承受的载荷工况与生产设施较为接近，与立管和海底管道的载荷状态差异较大。而且，目前在海洋石油设计中，清管设施的设计基本均采用工艺管道规范ASME B31.3进行设计。

（4）对于我国陆地油气田清管器收发筒设施的设计，由于收发筒主要设置在站内，按照管道设计规范进行设计是可行的，而且鉴于采用管道规范设计制造较按容器规范设计制造更为经济，推荐采用管道规范进行设计制造。

（5）上述章节的壁厚计算仅是按照内压设计计算的壁厚，实际工况下还要考虑其它外部载荷如热应力、轴向力矩、风、地震等，需要在完成设备和管线布置之后进行具体的应力分析，以便校核各部分强度，并根据应力校核的结果确定最终的筒体厚度和补强要求。

参考文献

[1] ASME B31.3，Process Piping，2008

[2] GB 50316-2000（2008年版），工业金属管道设计规范，2008

[3] GB 150-2011，压力容器，2012

[4] ASME BPVC VIII-2010

[5] GB 50253-2003，输油管道工程设计规范，2003

[6] GB 50251-2003，输气管道工程设计规范，2003

[7] GB/T 20801-2006，压力管道规范 工业管道，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] 唐永进.压力管道应力分析（第二版），2010