油氣管道線路工程方案設(shè)計實例

油氣管道線路工程方案設(shè)計實例摘要：本文以埕海油氣集輸系統(tǒng)工程為例，從線路用管、管道壁厚設(shè)計、管道強度和穩(wěn)定性校核幾個方面介紹了油氣管道線路工程設(shè)計思路。關(guān)鍵詞：線路工程設(shè)計壁厚強度穩(wěn)定性1、工程概況大港埕海油田埕港輸油輸氣管線起點為埕海1-1人工島，輸油管線終點為大港油田公司原油儲運庫，輸氣管線終點為大港輸氣首站。管道全線包括5座站場、1座截斷閥室和2座收發(fā)球筒區(qū)，其中輸油管線站場分別為：埕海1-1人工島、莊一聯(lián)合站、埕海聯(lián)合站和大港油田公司原油儲運庫，全長約48.4km；輸氣管線站場分別為：埕海1-1人工島、埕海聯(lián)合站和大港輸氣首站，全長約51.7km。2、線路用管用于輸送流體的鋼管主要有無縫鋼管、直縫埋弧焊鋼管、直縫電阻焊鋼管以及螺旋縫埋弧焊鋼管等。以下為幾種鋼管的優(yōu)缺點對比：2.1螺旋縫埋弧焊鋼管螺旋縫埋弧焊鋼管具有受力條件好，止裂能力強，剛度大，價格便宜等優(yōu)點，但因其焊縫較長，出現(xiàn)缺陷的概率要高于直縫管；在制作過程中，焊縫呈一條空間螺旋線，焊縫質(zhì)量不如直縫管容易控制；國內(nèi)外螺旋縫鋼管一般均不擴徑，從而在管材內(nèi)部存在殘余應(yīng)力，使得鋼管在使用時，易產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕。我國目前能夠生產(chǎn)2191420、壁厚4mm17.5mm之間的系列螺旋縫埋弧焊鋼管。2.2直縫埋弧焊鋼管直縫埋弧焊鋼管因其焊縫長度短，出現(xiàn)質(zhì)量問題的概率小。直縫埋弧焊鋼管中的UOE鋼管成型過程和焊接過程分開進行，從而使焊縫質(zhì)量可靠性強，焊后鋼管通常要進行擴徑，這就基本消除了管材內(nèi)部的殘余應(yīng)力，提高了鋼管的強度和韌性指標，此外鋼管幾何尺寸嚴格穩(wěn)定，切割后易組裝，彎制成彎管時，焊縫放在彎曲中性面上，焊縫受力小，便于加工彎頭、彎管，而且防腐層質(zhì)量容易保證，價格要明顯高于螺旋縫鋼管。2.3無縫鋼管無縫鋼管是通過冷拔（軋）或熱扎制成的不帶焊縫的鋼管，冷拔（軋）管管徑為5200，壁厚為0.2514mm。熱軋管管徑為32630，壁厚為2.575mm。管道工程中，管徑超過57的管道常選用熱軋無縫鋼管,無縫鋼管與螺旋縫鋼管和直縫電阻焊鋼管比較，具有橢圓度大、壁厚偏差大、生產(chǎn)成本高和單根管長度短等不利點。優(yōu)點是內(nèi)壁光滑、承壓高，外防腐層質(zhì)量易于保證。2.4直縫電阻焊鋼管直縫電阻焊鋼管是通過電阻焊接或電感應(yīng)焊接形成的鋼管，焊縫一般較窄，余高小，較螺旋縫鋼管焊縫處防腐層減薄量小。在小口徑管線上應(yīng)用比較廣泛，具有焊縫平滑，外形尺寸精度高、防腐層質(zhì)量容易保證等優(yōu)點。缺點是因焊接的特殊性，易產(chǎn)生未焊透等缺陷。對于大直徑的石油長輸管道，常用直縫埋弧焊鋼管和螺旋縫埋弧焊鋼管。無縫鋼管和直縫電阻焊鋼管生產(chǎn)的直徑比較小，一般用于公稱直徑小于500mm的管道。對于本工程輸氣管道設(shè)計壓力為2.5MPa和4.0MPa，管徑為Φ323.9mm、Φ406.4mm和Φ508mm，輸油管線設(shè)計壓力為4.0MPa，工藝管線管徑為Φ273.1mm和Φ323.9mm，保護管管徑為Φ406.4mm和Φ457mm，國產(chǎn)直縫電阻焊鋼管和螺旋縫埋弧焊鋼管在技術(shù)及制管質(zhì)量上均能滿足要求，且二者價格相差無幾，鑒于本工程工期要求，推薦輸油輸氣管線均采用直縫電阻焊鋼管。3、管線壁厚計算3.1輸油管線壁厚（1）埕海1-1島進海路末端至埕海聯(lián)合站輸油管線管線管徑為φ323.9，根據(jù)計算可知該段管線最大總壓力損失為256m，因此設(shè)計壓力定為4.0MPa，由于管線沿線多途經(jīng)鹽池、蝦池、泄洪區(qū)以及河流等沿海地區(qū)，自然條件十分復雜，因此管線設(shè)計系數(shù)選取0.6，并根據(jù)《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》(GB50253-2003)壁厚計算公式計算可得該管徑的理論壁厚為3.72mm，考慮管線途經(jīng)沿海地區(qū)土壤腐蝕性比較強，因此管線腐蝕余量按3mm考慮，管線計算壁厚為6.72，因此選擇φ323.9x7.1滿足設(shè)計要求。（2）埕海聯(lián)合站至大港油田公司原油儲運庫輸油管線管線管徑為φ323.9，經(jīng)計算可知管線最大總壓力損失為323m，所以設(shè)計壓力定為4.0MPa，由于管線沿線多途經(jīng)鹽池、蝦池、泄洪區(qū)以及河流等沿海地區(qū)，自然條件十分復雜，因此管線設(shè)計系數(shù)選取0.6，并根據(jù)《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》(GB50253-2003)壁厚計算公式計算可得該管徑的理論壁厚為3.72mm，考慮管線途經(jīng)沿海地區(qū)土壤腐蝕性比較強，同時由于埕海4-1平臺原油酸值較高，因此管線腐蝕余量按3mm考慮，管線計算壁厚為6.72，因此選擇φ323.9x7.1滿足設(shè)計要求。3.2輸氣管線壁厚計算按《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范》（GB50251-2003），管道壁厚計算公式為：δ=P·D/（2σSφFt）式中：δ—鋼管計算壁厚（cm）；P—設(shè)計壓力（MPa）；D—鋼管外徑（cm）；σS—鋼管的最小屈服強度（MPa）；F—強度設(shè)計系數(shù)，一級地區(qū)取0.72，二級地區(qū)取0.6，三級地區(qū)取0.5；φ—焊縫系數(shù)，取1.0；t—溫度折減系數(shù)，取1.0。根據(jù)管線工藝參數(shù)計算，設(shè)計壁厚選取7.1mm。4、管道強度和穩(wěn)定性校核4.1管道的強度校核受約束的埋地直管段由內(nèi)壓和溫度引起的軸向應(yīng)力按下式計算：σL=Eα(t1－t2)+μσhσh=Pd/2δn按最大剪應(yīng)力強度理論計算的當量應(yīng)力σE應(yīng)符合下式要求：σE=σh－σL＜0.9σs式中：σL-管道軸向應(yīng)力，拉應(yīng)力為正，壓應(yīng)力為負，MPa；μ-泊桑比，宜取0.3；σh-由內(nèi)壓力產(chǎn)生的管道環(huán)向應(yīng)力，MPa；P-管道設(shè)計內(nèi)壓力，MPa；d-管子內(nèi)徑，cm；δn-管子公稱壁厚，cm；E-鋼材的彈性模量，MPa；取2.06×105MPa；α-鋼材的線膨脹系數(shù)，℃-1；取1.2×10-5℃-1；t1-管道下溝回填時溫度，取10℃；t2-管道的工作溫度，℃；氣管線取20℃，油管線取60℃；σs-管材的最低屈服強度，MPa。4.2管道的剛性根據(jù)國內(nèi)外的研究結(jié)果，一般認為只有當管子直徑與厚度比D/δ>140時，才會在管子正常運輸、鋪設(shè)、埋管情況下出現(xiàn)圓截面失穩(wěn)。經(jīng)過計算，本工程用管的直徑與厚度比遠小于140，因此，鋼管不會出現(xiàn)圓截面失穩(wěn)問題。4.3徑向穩(wěn)定性根據(jù)《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范》(GB50251－2003)要求，對穿越公路的無套管管段、穿越用的套管及埋深較大的管段，均應(yīng)按無內(nèi)壓狀態(tài)驗算在外力作用下管子的變形，驗算公式：Δx≤0.03DΔx=ZKWDm3/(8EI+0.061EsDm3)W=W1+W2I=δn3/12其中：Δx－鋼管水平方向最大變形量，m；D－管子外徑；Dm－管子平均直徑；Z－管子變形滯后系數(shù)，取1.5；K～～基床系數(shù)，取0.108；E－鋼材彈性模量，2.06×1011N/m2；I－單位管壁截面慣性矩，m4/m；δn－鋼管公稱壁厚，0.0071mEs－土壤變形模量，1.0×106N/m2；W－作用在單位管長上的總豎向載荷，N/m；W1－單位管長上豎向永久荷載，N/m；W2－地面可變荷載傳遞到管道上的荷載，N/m；H－管頂回填土高度,1.80m；γsoil－土壤容重,18kN/m3。