SY／T 7392-2017标准规范下载简介

SY／T 7392-2017 海上油气管道设计、建造、操作和维护(极限状态设计)简介：

SY/T 7392-2017 是中国石油行业标准，全称为“海上油气管道设计、建造、操作和维护规范——极限状态设计”。这个标准主要针对的是海上油气管道的工程设计、建造、运行和维护，确保管道在极限状态下仍能安全、稳定运行。

标准的主要内容包括：

1. 设计原则：明确了设计应遵循的安全、经济、可靠和环保原则，以及极限状态设计的基本概念。

2. 管道系统设计：规定了管道的材料选择、力学分析、防腐设计、保温设计、管道布置等方面的要求。

3. 建造与施工：规范了管道的制造、检验、安装、焊接、防腐施工等过程中的技术要求，保证建造质量。

4. 操作与维护：规定了管道运行的监控、维护、应急处理等操作规程，确保管道长期稳定运行。

5. 极限状态分析：对管道可能遇到的极限状态，如极端环境条件、事故工况等进行分析，以制定相应的预防和应对措施。

6. 风险评估：要求进行全面的风险评估，包括环境风险、操作风险等，以便提前预防和控制风险。

该标准的实施，对于提升海上油气管道的工程设计水平，保障管道的安全运行，防止环境破坏，具有重要的指导意义。同时，也为中国海上的石油天然气开发提供了技术支撑和法规依据。

SY／T 7392-2017 海上油气管道设计、建造、操作和维护(极限状态设计)部分内容预览：

海底管道会承受波浪和流的作用力。平置于海床上的管道会产生升力和拖更力。对于不平整海床 二管道悬空段，由于漩涡脱落会导致振动产生。宜依次假定以下工况进行这些力的评估： a）管道是空的（安装工况）。 b）管道内充满介质（操作工况），或者。 c）管道内充满海水。 波流引起海底水体流动从而在海底管道上产生升力和拖电力，如果没有一个约束力来抵消，则会 导致管道上产生超应变、海底管道反复侧向运动引起的疲劳破坏或者对其他管道、结构物或底部物体 造成损害。通常情况下，约束力取决于海床上管道的重量。通常通过管道壁厚、涂层厚度和密度或者 宗合二者来控制管道重量。若海底条件和水深允许，管道锚固或者加配重块都是可选的有效方案。将 管道完全或者部分埋入海床之下，也是改善稳定性的选择。 AGA的2级或3级分析可用于海底管道的坐底稳定性评估。 特殊地理环境受制于自然现象，可能会使铺设其中的海底管道受到非常规荷载。海底管道的设计 宜考虑这类力对其稳定性和安全性的影响。 自然现象及其对海底管道的影响列举如下： a）地震可能使一些海底沉积物发生液化。其结果是，管道可能会趋于下沉或上浮，这取决于管道 相对于液化后海床土的相对密度。由于地震后断层海床抬升，地震还可能导致管道发生悬跨。 b）飓风、龙卷风和台风可能会导致海流作用力增高、产生大的周期性波浪力，两者共同作用或 者单独作用都会导致某些海底沉积物发生液化或得到削弱。其结果是，管道可能趋于下沉、 上浮或侧向移动。 c）海底发生整体运动（如泥石流或海底沉陷）可能使管道受到巨大的侧向力。其结果是，由于 运动的沉积物被有效液化，使得管道趋于下沉、上浮或侧向移动。 d）沉积物移动或由底层海流和/或波浪运动导致敏感土壤发生冲刷，则会导致全埋或半埋管道 裸露，丧失土壤约束或增加自由悬跨。 在管道非埋设的水深至水深200m，宜对这些区域的恶劣底层海流和潜在土壤不稳定性进行评估， 从而确定管道设计是否需要采取额外措施，例如增加配重层重量、增加管道壁厚等。 对某确定的海底管道和地理位置而言，有时不可能对这些自然现象的影响进行量化评估。此时宜 考虑修改设计，在潜在的海底运动区域周围重新进行管道路由设计，即便原设计方案对其他要素而言 都是最优的。在极少见的情况下，可能配重或挖沟埋设并不是适用的解决方案（例如在固体岩石表面 或海流速度极高的浅水区域），错固或增加管重可能成为可行的附加或可选方案。

宜对海底管道无支撑悬跨的长度加以控制，以防管道出现过大的荷载或变形！

CJ∕T 3014-1993 重力式污泥浓缩池悬挂式中心传动刮泥机SY/T 73922017

4.4.4.2 重量、压力和温度对悬跨的限制

4.4.4.3游涡脱落对悬跨长度的限制

波浪和海流引起的海水横向流动会使得海底管道悬跨上产生一种通常称之为“漩涡脱落”的现 象。由于脱落漩涡交替改变管道上下压力，因而会导致管道产生振动。当悬跨的固有频率接近漩涡脱 落的频率时，则管道上可能会发生大幅振动。 涡激振动（VIV）的详细评估方法不在本标准范围内，涡激振动（VIV）分析的详细指导说明在 SY/T7056—2016中有阐述。 在预见有悬跨的地方，可以采用更严格的环焊缝接受标准，来提高悬跨管段的抗疲劳性能。可以 在铺管中或铺管后，在确认跨越位置安装涡激振动抑制装置，如螺旋列板或直板。对安装在带熔结环 氧（FBE）涂层的管道上的列板，在设计时，列板材料宜采用“阴极保护（CP）一多孔”设计，以防 上阴极保护屏蔽效应。其他方法，例如水力喷射管端使其沉人土壤，从而减小悬跨长度，以及在不连 续点上施加管道支撑以减少受影响的长度，也是降低涡激振动对悬跨影响的有效方法。

现场冷弯是可接受的，只要其弯曲半径在表1所列限值范围内，同时弯管满足4.3.2的 曲准则。

SY/T73922017

表1现场冷弯管的最小半径

静态主要轴向荷载（例如，悬链线立管的顶部张力）宜被限制在管子屈服拉力的60%以内。位 移控制工况不受此限制，例如J形管的弯曲、悬链线立管的弯曲以及约束荷载，但其应变宜在允许的 范围内。具体设计准则可参照API2RD，ASMEB31.4和ASMEB31.8。

内部压力和主要轴向荷载的组合荷载对功能荷载来说宜限制在90%以内，对极端荷载来说宜限 制在96%以内，对水压试验荷载来说宜限制在96%以内【见公式（8）]。

见8.2.4对水压试验荷载的限制。

见8.2.4对水压试验荷载的限制。

4.7阀门、支撑部件和配管

4.7.1阀门、配件、连接器和接头

如果相邻管道、阀门或配件的壁厚是不相等的，输液和输气管道在管接头的焊接宜分别遵循 ASMEB31.4和ASMEB31.8的要求。公称尺寸（NPS）≥4in的工厂制造的弯管和弯头，应从距起弧 点弧长50.8mm（2in）以外横向截取管段，用于改变方向。 在阀门、管件和接头的密封设计中宜考虑外部压力。对深水管道而言，外部压力可能会超过管道 内部工作压力。密封设计还需要考虑可能产生内部运行压力频繁变化的工作条件，该条件下，同时伴 有外部高水压，会导致密封机制上压力频繁转向。 凡清管装置通过的地方，所有阀门应为全通径设计。 宜考虑介质流向改变处的磨蚀效应

管道的支撑、支架和锚固设计对于输液管道宜遵循ASMEB31.4的规定进行，对输气管道宜遵循A 1.8的规定进行。特别地，所有可能与浮式船体有接触的立管都需要进行立管防护的设计和安装。 暴露在海上交通潜在影响区域的立管宜安装立管保护。立管保护设计宜针对一定船舶大小和 度提供冲击保护。立管保护设计还宜考虑冲击荷载传递到平台结构的影响。在一些情况下，如

SY/T73922017

管处于平台结构构件内部时，平台结构本身也可作为立管保护

4.7.3支撑和约束设计

支撑和约束的设计宜采用SY/T10030的最新版本。

辅助油气和仪表配管的内部包含管道介质，其设计和建造对输液管道而言，宜与ASMEB

海底管道的路由选择宜根据有关图表、地图及其他相关信息资料以及4.8.2中所述的区域危害调 查的数据进行全面分析。在任何可能的情况下规范下载，所选择的路由宜避开锚地、既有的水下物体如沉船和 桩、活动断层、露出地面的岩层、化学合成物聚集区、滑坡地区。路由的选择宜考虑安装的可操作 性，并宜尽量减少安装应力。管道的路由宜以合适的比例显示。

4.8.2初步环境、水深和水文地理调查

为了对海底管道的路由进行较好的选择，宜进行现场危害调查，以判断潜在的危险，如沉船、打 桩、井、地质和人造结构、潜在的滑坡和其他管道。宜明确底部地形和地质特征以及土壤特性。宜得 到该区域的正常和风暴环境下的风、浪、流及海洋活动数据。当区域内的土壤特性是设计因素之一， 而在之前的操作或研究中并未充分界定底部土壤特性，则宜现场取样。请参考相应的监管机构对危害 调查的最低要求。

海上液体、气体和多相管道设计中应考虑流动保障。流动保障是指通过设施和恰当的操作程序， 保证在启动、正常操作、关断和紧急操作等可预期的各种流动条件下，包括压力、温度、介质属性和 介质相条件的变化，管道在整个寿命周期内均能保持充足的流量。考虑的因素包括测试评估、介质属 性预测、热传导、压力、流动状态、采用化学品进行流动处理以及清管作业。一些遇到的操作问题或 故障主要包含下列内容，在设计中宜尽量防止发生或减少发生的概率： a）形成的水合物可能堵塞管道。 b）石蜡和/或沥青质沉积在管壁上导致流量受限。 c）多向流如断塞流导致的流量不足或减小。 d）管内液体温度降至冷凝点以下而形成固体胶状形态。 e）脱离的盐或沙子在管道中造成流动受限，并加速腐蚀。 f）流动中产生乳液，不利于处理。 g）液体阻塞。 h）腐蚀/磨蚀。 在寒冷环境中安装的管道系统，其流动保障设计变得越来越重要。在这种环境下需承担更高的 操作风险，需维持温度高于冷凝点、浊点以及水化物形成的温度。为了尽可能降低寒冷深水的不利影 响，在设计中采用双层钢管保温管道系统、真空保温管、电加热的管道和化学添加剂等是目前行业内 在用或研发中的解决方案。

SY/T7392—2017

深水管道通常安装于温度在3℃～5℃（37F～40F）之间的一个海底环境中，管道在首次生产 操作前将冷却到该温度。而一且开始油气生产，管道系统会加热至操作温度约50℃～150℃（120°F～ 300°F）。温度升高会导致钢管产生明显的热膨胀效应。如果没有采取热膨胀的管控措施，管道的自由 末端会大幅移动，而管道的约束段则可能会在非预期的地方发生弹性（欧拉）屈曲。屈曲的形式可以 是埋设管道的隆起屈曲或者非埋设管道的侧向屈曲。 在某些情况下，曾经出现过管道在启动后相对较短的时间内即发生循环热膨胀疲劳损伤，最终导 致管道完全失效。非预期的、隆起或者侧向热膨胀屈曲产生的循环应变幅值可能会超过1%，进而导 致管道部分压溃或高应变低周疲劳破坏以及断裂/破裂失效。 任何保温管道都宜进行热膨胀荷载评估，但是，热膨胀疲劳的考虑并不限于保温油／气生产管 道。注水管道也会出现由于温度和压力导致屈曲最终引起疲劳失效。 热膨胀设计的详细指导性说明不在本极限状态设计的范围之内。设计者可参考SAFEBUCKI9I和 HOTPIPE13I以获取更多信息

依据本标准建造的任何管道系统的永久部件，其所使用的材料和设备在所使用的条件下都宜是合 适的并且是安全的。材料和设备宜符合规格书、标准、本标准的特殊要求、ASMEB31.4输液管道标 准或ASMEB31.8输气管道标准，以保证它们满足使用条件。设计宜考虑温度和其他环境条件对材料 生能的重要性（如材料在最低操作温度下的韧性和延展性等参数所示的）、腐蚀的影响（见第10章）、 用于减轻腐蚀和使用中其他材料退化的措施。本标准充许的最大水压试验压力可导致管内表面附近的 应力超过屈服值。宜对现有的缺陷在这一荷载作用下的潜在扩展予以考虑。 经制造商设计、测试和推荐的并由合成材料制成的部件可考虑使用。而由铸铁、青铜、黄铜或铜 制成的管件、阀门、附属件等不应用于油气管道的主要服务，例如需承受管道操作压力或与输送的气 体或液体直接接触的情况，

只有符合ASMEB31.4和ASMEB31.8的要求JC∕T 1021.4-2007 非金属矿物和岩石化学分析方法 第4部分：滑石矿化学分析方法，并具有1.0的焊接接头系数的钢管是可接受 未列出的材料宜根据相应情况依据ASMEB31.4或ASMEB31.8，以及附录A进行合格认证

根据相应情况，符合API6D或API6A的阀门，是可接受的，宜按照制造商的使用建议来使