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)

(a CEYP= SA

CEBP = 2S, In D V3 D.

SY/T 73922017

式中： 一计算破裂系数； Pacual——实测破裂压力，N/mm²(psi)； —管子平均实测极限抗拉强度，N/mm²（psi）

GB／T 51335-2018 声屏障结构技术标准(Yactual + U actual ) In

图A.1延性破裂失效试样

SY/T 73922017

A.5最小破裂压力确定

最小破裂压力按照如下公式计算：

k值按照破裂试验数据进行确定：

A.2脆性破裂失效试机

P, = k(S +U)in[ 岁

0.875kavg = min 3 0.9kmin 0.45

按照如上方法计算的最小破裂压力应在设计中使用。 注：破裂试验可重复性高。因此，只需要很少的试样即可确定破裂压力。基于破裂试验数据的大量对比，预计计 算的k值将全部明显超过0.45。基于平均k值和最小k值做出上述限制，以考虑不能通过力学试验较好定义 其强度的材料。

SY/T 73922017

A.5最小破裂压力确定

A.2脆性破裂失效试机

SY/T73922017

公式（4）和公式（5）适用于评估5.1.2所列管子的最小破裂压力。公式（4）和公式（5）中的 系数（参见4.3.1）（分别为0.45和0.90）包含了对规格书要求的考虑，例如最小壁厚和力学试验频 率。力学性能和尺寸控制的改善能够提高管子破裂性能。本附录要求致力于允许用户通过提高制造控 制水平来提高最小破裂压力。 最小破裂压力的推荐最大值

P = 0.50(s + U) in

P, = 0.50 (S + U) n DID

= 1.00 (S + U

公式（4）和公式（5）中的系数可从0.45和0.9分别提高到0.50和1.00。 为了证明破裂压力的提高是合理的，应在材料规格书中做补充要求，推荐的补充要求如下： a）规定的最小破裂压力，达到公式（B.1）或公式（B.2）定义的最大值。 b）每个试样上进行全长度螺旋超声波检测，包括最少10%重叠面积的超声波壁厚测量。 c）最小壁厚大于或等于公称壁厚的90%。 d）力学性能，包括屈服强度和极限强度，应按照ASQZ1.9可接受的质量水平=0.10%进行试验。 e）此处描述的破裂试验。

破裂试验的目的是确保符合强度与尺度属性的管道能提供充分的证据表明管道也可以满足规定最小 破裂压力的要求。破裂试验应至少进行1批，随机选择，每批均应进行严格的检验。应根据ASQZ1.9进 行接受准则的符合性试验，可接受质量水平=0.10%。对于随机选择的批次，如果力学性能试验不符 合接受标准，即拒绝该批次且随机再选择一个批次进行破裂和力学性能试验。如果破裂压力不能满足 接受标准而力学性能试验满足接受标准，则拒绝该批次，需要对所有批次进行破裂试验。 每个试验批次的管段应尽可能地出自同一炉钢、同一热处理批次、等级、直径和壁厚，且在相同 的条件下和基本同一时间制造，

破裂试样应取自与力学性能试验的试样相邻的地方

（相应的力学性能试验中获得。 破裂试样的长度应大于6倍管道直径，不包括端部的封堵构件。应使用带有压力端口的焊接或机

SY/T73922017

械端帽。应记录试样的长度。 应使用超声波测量装置测量试样的壁厚。应在试样长度中间位置的四分方位点上沿着周长进行测 量，记录管子在每个横截面的壁厚最小值和沿管周以90°为间隔的4个壁厚值，

破裂试验应按照A.4描述的方法执行。实测破裂压力（Pactual）需要按照ASQZ1.9的要求进行符 合性校核。其最小值即规定的最小破裂压力。 如果有任何破裂试样的失效模式并不是典型的延性破裂，则该管子不适宜使用本标准提供的极限 状态设计方法。 对于满足此附录要求的管子，应使用规定的最小破裂压力代替公式（4）或公式（5）中计算的压力

SY/T73922017

附录C （资料性附录） 内压（破裂）设计和壁厚算例

为阐述如何依据4.3.1的内容进行极限状态设计，分别对双层管（PIP）和单层管这两种不同的保 温出油管道结构进行内压（破裂）设计和壁厚计算。这两条管道其中一条为钢质出油管道；另一条为 钢质悬链线立管（SCR），在深水端连接井口，另外一端连接浮式张力腿平台（TLP），见表C.1。为 了避免混淆并方便与以前版本的API1111进行对比，本算例中只使用英制单位。 出于计算的目的，对原油和气体介质这两种不同的产品进行举例说明，输人数据总结如下： 水下井口处水深=4000ft 平台处水深=3000ft 水下井口关井压力P.=10000psi 气井的介质相对密度=0.30 油井的介质相对密度=0.80 内腐蚀裕量=0mm

该计算流程根据给定的是水下井口的关井压力还是上部立管（水面上）的关井压力而分为两种情 况。对于所有依据本标准进行的内压设计，宜确保用压差（P，一P。）而不是仅使用P，其中，管道内 部和外部的静水压力均沿海底管道和立管随水深而变化。在下面的计算程序中，最大水深假定为水下 井口的水深，最浅水深假定为平台或立管处水深。即使沿出油管道和立管的最深和最浅水深的位置与 假定不同，将通过近似的方法对标高变化引起的压力增加或减少进行考虑。 注：一些标准将MOP与最大地层压力相关联。虽然这些标准也有对外部压力的考虑，但是其中如所需水压试验 压力的定义，与本标准的定义有所不同。特别地，在这些标准中，会要求内部试验压力超过最大地层压力 定的系数。下面将对方法的不同做简单介绍。 假定最大地层压力（MSP）等于井口关井压力（本算例中P=10000psi)。对于本算例，水下井口需要的最

SY/T 73922017

作为算例，H，H，P，y和SG值如下： H, = 4000 ft ; H, = 3000ft ; P,= 10000 psi ; y=海水密度，64b/ft3；

作为算例，H，H，P，Y和SG值如下： H, = 4000 ft ; H, = 3000 ft ; P,= 10000 psi ; y=海水密度，64Ib/ft3；

表C.2和表C.3为计算的外部压力，依照第3步和第4步计算的关井压差和水压试验压力。 第5步：计算立管和出油管道的壁厚。 用公式（1）中的P.替换公式（4）或公式（5）中的P，可以确定给定管道等级的径厚比。 已知径厚比D/t及管径就能算出管道壁厚。本算例将公式（5）改写如下： D/t= 1 + 0.90 (S + U) / P, =1+0.810（S+U)/P.（用于出油管道） =1+0.675（S+U)/P,（用于立管） 按照第5步计算出的本算例管道壁厚见表C.2和表C.3。

C.4限定立管段为距离水面设施300ft水平范围内

3.1.6规定，距离水面设施水平距离300ft内的管段内压宜按立管设计，该范围外的管段宜按海底 管道设计。本例中，假定在距水面设施水平距离300ft处，立管在水深方向延伸了距离水面1000ft。 因此，对于此段距离水面设施水平距离300ft、水深1000ft的管道在内压设计时采用立管设计系数。 而在此范围外的管道施加海底管道设计系数。这段立管与海底管道的区别为立管需要考虑第三方破坏 和落物等额外安全保障要求。表C.4和表C.5给出了使用该准则的计算结果，计算程序同C.2和C.3。

C.5改善机械性能和尺寸控制以提高破裂压力

3.1中注3所示，改善机械性能和尺寸控制能提高管道的破裂性能。可根据附录B的要求提

SY/T 73922017

高规定的最小破裂压力。假定本算例中考虑的海底管道满足该准则的要求，表C.6、表C.7、表C.8 和表C.9给出了按照C.2至C.4所描述的计算流程以及公式（B.2）进行计算得到的结果。表C.6和表 C.7所示结果中立管和海底管道的设计系数的使用与表C.2和表C.3计算使用的系数相似。表C.8和 表C.9中在距水平设施300ft水平距离范围内采用立管设计系数。这与C.4描述的情况及表C.4和表 C.5计算使用的系数相似

将按照表C.2至表C.5中所描述的计算方法得到的出油管道和立管的壁厚与用传统方法计算得到 的壁厚进行比较，以进一步阐述极限状态法在内压设计中的应用。参见表C.10，将表C.2至表C.9中 的结果与按照30CodeofFederalRegulations250的设计作法计算的结果进行比较，包含输气或输送原 油生产状态的双层管和单层管。表C.10中对4种不同的极限状态与传统设计方法进行了比较，这4 种工况是： a）出油管道和立管的极限状态设计（表C.2和表C.3）。 b）距水面设施水平距离300ft范围内的立管极限状态设计（表C.4和表C.5）。 c）符合附件B的要求，管材机械性能和尺寸控制得到改善后的极限状态设计（表C.6和表C.7）。 d）距离水面设施水平距离300ft范围内的立管极限状态设计，且符合附录B的要求，管材机械 性能和尺寸控制得到了改善（表C.8和表C.9）。 表C.10中的结果比较显示，对于本附录的示例，使用本标准进行的极限状态设计可能节省4.4% 21.2%的管材。

日C.1水下出油管道和立管示意图

SY/T 73922017

表C.2双层管、原油/气生产管道和立管

表C.3单层管、原油/气生产管道和立管

SY/T 73922017

表C.4双层管、原油/气生产管道和立管距水面设施水平距离300ft范围内的立管

原油/气生产管道和立管距水面设施水平距离

SY/T73922017

表C.6双层管、原油/气生产管道和立管机械性能和尺寸控制的改善提高的破裂压力

油/气生产管道和立管机械性能和尺寸控制的

SY/T 73922017

表C.8双层管、油/气生产管道和立管 距水面设施水平距离300ft范围内的立管 机械性能和尺寸控制的改善提高的破裂压力

表C.9单层管、原油/气生产管道和立管 距水面设施水平距离300ft范围内的立管 机械性能和尺寸控制的改善提高的破裂压力

SY/T 73922017

表 C.10结果的比较

SY/T 73922017

图C.1）。为了避免混淆并方便与以前版本的API1111进行对比，本算例中只使用英制单位。 管道1：8in×12in双层出油管道和钢悬链线立管 出油管道：8.625in×0.875in，API5LX70，无缝管，极限抗拉强度=80ksi 套管：12.75in×0.562in，API5LX60，无缝管，极限抗拉强度=75ksi 钢悬链线立管：8.625in×1.000in，API5LX65，无缝管，极限抗拉强度=77ksi 套管：12.75in×0.562in，API5LX60，无缝管，极限抗拉强度=75ksi 管道2：8in出油管道和钢悬链线立管 出油管道：8.625in×0.875in，APl5LX70，无缝管，极限抗拉强度=80ksi 钢悬链线立管：8.625in×1.000in，API5LX65，无缝管，极限抗拉强度=77ksi 出油管道最大水深：4000ft（1778psi） 钢悬链线立管最大水深：3000ft（1333psi） 水下井口关井压力：10000psi 介质最大相对密度：0.80（以油为主） 介质最小相对密度：0.30（以气为主） 杨氏模量E：29×10°psi 管子椭圆度：0.5%

D.2由外压引起的压溃（4.3.2.2)

必须要满足公式（D.1）

表D.3表明管道的所有设计工况均满足4.3.2.2的外压压溃抗力要求。

SY/T73922017

表D.3抗外压压溃计算结果

2.4由弯曲和外压组合作用引起的屈曲（4.3.2.3

必须满足公式（13）、公式（14）和公式（15）的要求。根据管道壁厚信息是否已知，可以用不 同的技术方法求解不等式。如下示例的求解方法是管子规格已知的情形。在该情形下，有必要阐明公 式（14）和公式（15）满足极限状态，通过将公式（13）从一个不等式改为一个等式得到公式（D.2） 来确定屈曲弯曲应变

SY/T 73922017

求解公式（D.2）得到曲极限弯曲应变ε：

GTCC-089-2018 列车尾部安全防护装置-铁路专用产品质量监督抽查检验实施细则(）=(1+20%)"=(1+20×0.005)"=0.9091（对于所有工况） 5, = (d/2D)

如下是关于如何定义关键荷载状态和安全系数的实例： f, = 3.33 对于安装工况，安全系数取3.33可以允许在达到临界屈曲弯曲应变之前，弯曲应变有较大增加 该安全系数宜基于动力定位铺管过程中铺管船的定位稳定性以及主观可接受风险的程度来选择。特殊 情况下，可采用更低的安全系数，例如铺管设备限制、经济成本约束或其他因素。 ,= 0.0015 或 0.15% 最大安装弯曲应变一般由安装分析、承包商设备限制和业主规格书确定。本标准选用的应变值 0.15%已经在大量的管道项目使用过。 f, = 2.0 对于操作工况，2.0的安全系数允许在达到临界屈曲弯曲应变之前，弯曲应变有显著增加。与安 装工况相比，该安全系数有所降低，因为最大预期弯曲应变的定义在已知的边界条件下具有更高的精 度。在许多情况下，能证明操作或在位弯曲应变由于支撑的几何形状而具有自限性。 8,=0.0015或0.15% 一般根据在位管道结构分析和业主规格书确定最大操作弯曲应变。本标准选用的应变值0.15%是 管道项目中普遍使用的值。

表D.4屈曲极限弯曲应变

SY/T 73922017

GB／T 12085.1-2022 光学和光子学 环境试验方法 第1部分：术语、试验范围.pdf管道的所有工况满足4.3.2.3关于弯曲和外压组合

表D.5弯曲和外压组合抗屈曲能力

SY/T 73922017