输油管道壁厚计算和校核
原油输送管道工艺计算及校核计算方法的研究
原油输送管道工艺计算及校核计算方法的研究【摘要】本文介绍了原油输送管道在设计过程中工艺计算的具体方法，以及校核计算的具体步骤。
【关键词】原油管道工艺计算校核计算柴塘管线工程全长437km，年设计最大输量为600万吨，最小输量为354万吨。
管线沿程地形起伏较大，最大高差为422m，经校核全线无翻越点；在较大输量时可热力越站，较小输量时可压力越站。
1 最优管径的选择在设计输量下，若选用较大的管径，可以降低输送时的压头损失，减少泵站数，从而减少泵站的建设费用，降低了输油的动力消耗，但同时也增加了管路的建设费用[1]。
本设计中根据国内热油输送管道的实际经验，热油管道的经济流速在1.5-2.0m/s范围内，在此基础上选择1.8m/s的流速进行初步的管径计算，然后对附近管径系列进行计算，分别算出不同系列的费用现值，根据费用现值的大小选择出最优管径。
最终选定了外径φ457，壁厚6.4mm的管径。
2 工艺计算说明2.1 概述对于易凝、高粘、高含蜡油品的管道输送，如果直接在环境温度下输送，则油品粘度大，阻力大，管道沿途摩阻损失大，导致了管道压降大，动力费用高，运行不经济，且在冬季极易凝管，发生事故。
所以为了安全输送，在油品进入管道前必须采用降凝降粘措施。
目前，国内外很多采用加入降凝剂或给油品加热的方法，使油品的粘度降低。
本设计采用加热的方法，提高油品温度以降低其粘度，减少摩阻损失，降低管输压力，使输油总能耗小于不加热输送，并使管内最低油温维持在凝点以上，确保安全输送。
2.2 确定加热站及泵站2.2.1？热力计算埋地不保温管道的散热传递过程由三部分组成的，即油流至管壁的放热，沥青防腐层的热传导和管外壁至周围土壤的传热，由于本设计中所输介质的要求不高，而且管径和输量较大，油流到管壁的温降比较小，流态为紊流，故油流到管内壁的对流换热和管壁自身的热传导可以忽略不计。
而总的传热系数主要取决于管外壁至土壤的放热系数。
计算中周围介质的温度取最冷月土壤的平均温度，以首、末站平均温度作为油品的物性计算温度。
压力管道各种壁厚计算及校核
2.8 0.103 0.026
1.5 0.004
<
2.28667E-07
2.8 0.108 0.283
1.5 0.040
<
5.48753E-08
2.8 0.103 0.035
1.5 0.004
<
0.03D 0.030 0.014 0.014 0.021 0.012
结果 校核合格 校核合格 校核合格 不合格 校核合格
0.3 1
192000 MPa
1.1E-05 ℃－1 50 oC
15 oC 0.3 1.95 cm
1.63 cm 104.8 MPa 100.2 MPa
GB50316 GB50316
373.5
当量应力 校核 管外径mm
1016 711 457 273.1 219.1
壁厚mm 19.5 9.5 5.6 6.4 5.6
<
261 校核合格
单位管长截面惯 土壤变形
竖向载
性距（m4/m） 模量N/m2 基床系数 荷
变形滞后 水平方向变
系数
形量
I
Es
K
W
Z
Dx
4.46615E-07
2.8 0.103 0.026
1.5 0.005
<
2.98259E-08
2.8 0.103 0.026
1.5 0.006
<
5.48753E-08
σL=μ σh＋Eα (t1-t2)
σ h=Pd/ (2dn)
σe=σ h-σL < 0.9σs
W=rt.hc.g. 10-6 MPa
rt－土壤 密度 kg/m3(170 0~1800 kg/m3)
油气输送管道穿越管段计算要点
油气输送管道穿越管段计算要点1.1.1穿越段钢管的壁厚应按下式计算确定，钢管外径与壁厚之比不应大于100。
2[]PDδσ（3.2.1）式中：δ——钢管计算壁厚（mm ）；P ——输送介质设计内压力（MPa ）； D ——钢管外径（mm ）；[]σ——输送钢管许用应力（MPa ）。
1.1.2 钢管的许用应力应按下式计算。
Φ []s σF t σ＝ （3.2.2）式中：[]σ——输送油气钢管的许用应力（MPa ）；s σ——钢管的规定最小屈服强度（MPa ）； Φ——钢管焊缝系数，符合本标准3.1.6条要求标准的钢管，Φ取1.0； t ——温度折减系数，当设计温度小于120℃时，t 值取1.0；F ——强度设计系数，按表3.2.2取值。
表3.2.2强度设计系数注：1 穿越渡槽、桥梁、古迹可视其重要性参照水域穿越选取设计系数；2 输气管道地区等级划分应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定。
1.1.3穿越管段计算的作用应包括永久作用、可变作用和偶然作用，并应按下列规定计算： 1永久作用应包括输送介质内压力、管道及其结构自重、输送介质自重、管周土压力、静液压力、浮力、强制弹性变形产生的变形应力；2可变作用应包括动水压力、车辆荷载、温度作用、检修荷载、试压充水压力、试压充水荷载、清管荷载、施工荷载；3 偶然作用，包括地震作用及其他可能发生的偶然作用。
1.1.4穿越管段应根据穿越管道上可能发生的工作状况，按主要组合、附加组合、特殊组合进行运营、施工阶段不同设计工况的作用组合，取其最不利工况组合进行设计。
主要组合应为运营阶段永久作用与可能发生的可变作用的组合；附加组合应为施工阶段永久作用与可能发生的可变作用的组合；特殊组合应为运营阶段永久作用与偶然作用及可能发生的可变作用的组合。
1.1.5 穿越管段应根据设计选用壁厚和管材等级，核算强度、刚度及稳定性。
1.1.6穿越管段的应力计算应符合下列规定：1 内压产生的环向应力应按下式计算：σℎ=Pd 2δ（3.2.6-1）2 内压产生的轴向应力应分别按式（3.2.6-2）与式（3.2.6-3）计算： 1）当管段轴向变形受约束时，：h ap μσσ= （3.2.6-2）2）当管段轴向变形不受约束时：h ap σσ5.0= （3.2.6-3）3 温度变化产生的轴向应力应按下式计算：)(21t t E s at -=ασ （3.2.6-4）4 弹性敷设产生的弯曲应力应按下式计算：RDE s be 2±=σ （3.2.6-5）5 轴向荷载产生的轴向应力应按下式计算：ANax =σ （3.2.6-6） 6 隧道内管段架空敷设时，荷载作用下产生的应力计算应符合下列规定： 1）弯矩产生的弯曲应力应按下式计算：WMbm ±=σ （3.2.6-7） 2）挠度产生的轴向应力应按下式计算：2244f L Df E s af +=σ （3.2.6-8）3）剪力产生的最大剪应力应按下式计算：（3.2.6-9）AV2=τ式中：σh ——管段内压或外压产生的环向应力（MPa ）；σap ——管段内压产生的轴向应力（MPa ）； σat ——温度变化产生的轴向应力（MPa ）； σbe ——弹性敷设产生的弯曲应力（MPa ）； σbm ——弯矩产生的弯曲应力（MPa ）； σaf ——挠度产生的轴向应力（MPa ）； σax ——轴力产生的轴向应力（MPa ）； τ ——剪力产生的最大剪应力（MPa ）； P ——穿越管段所受的内压或外压（MPa ）； d ——钢管内径（mm ）；——钢管外径（mm ）；δ ——钢管壁厚（mm ）；E s ——钢材的弹性模量，取2.1×105（MPa ）； μ ——钢材的泊桑比，取0.3；α ——钢材的线膨胀系数，取1.2×10-5[m/（m·℃）]； t 1 ——管道安装闭合时的环境温度（℃）； t 2 ——穿越管段输送介质温度（℃）； R ——管段弹性敷设曲率半径（mm ）； N ——外荷载产生的轴力（N ）； A ——钢管的截面面积（mm 2）；M ——架空管段荷载作用下产生的弯矩（N·mm ）； W ——钢管的净截面抵抗拒（mm 3）f ——架空管段荷载作用下产生的最大挠度（mm ）； L ——架空管段跨度（mm ）；V ——架空管段荷载作用下产生的剪力（N ）。
管线壁厚计算公式及其步骤
计算管道壁厚步骤如下：
公式：Tsd=Ts+C
Ts=PD0/2([δ]t*Ej+PY)
C=C1+C2
公式中；Ts——直管计算厚度（mm）
P——设计压力（MPa）
D0——管子外径（mm）
[δ]t——在设计温度下材料的许用应力（MPa）
查《化工工艺设计手册》第二十七章表27-29：常用钢材许用应力值。
Ej——焊接头系数
查《化工工艺设计手册》第二十七章表27-30：焊缝系数值。
无缝钢管常取Ej=1。
C——厚度附加量之和
C1——厚度减薄附加量，包括加工开槽和螺纹深度及材料厚度负偏差（mm）
C2——腐蚀或磨蚀附加量（mm）（一般取1.5mm）
Y——修正系数
查《化工工艺设计手册》第二十七章表29-9：修正系数值。
有时为简便起见，通常当Tsd＞6mm时，C≈0.18 Tsd；当Tsd≤6mm 时，C=1mm。
(石油天然气管道行业)管径计算壁厚计算方式过程小秘籍
一、项目设计阶段划分1.项目前期咨询阶段：规划、方案、可行性研究报告、项目申请报告等。
2.项目设计阶段（国内）：1）石油系统：初步设计、施工图2）石化化工系统：基础设计、详细设计3.项目设计阶段（国外）：概念设计（concept design）、FEED（front end engineering design）、EPC4.区别1）方案编制规定：国家或部门无具体的编制规定。
2）可研性研究报告编制规定：（1）油气田地面工程：中石油内部规定，油田地面可行性研究报告+气田地面可行性研究报告。
（2）长输管道工程：中石油内部规定，输气管道工程可行性研究报告+输油管道工程可行性研究报告。
（3）城镇燃气：《市政公用工程设计文件编制深度规定（2013年版）》3）项目申请报告编制规定：发改投资〔2017〕684号4）初步设计/基础设计阶段（1）油气田地面工程：GB/T50691-2011油气田地面工程建设项目设计文件编制标准；（2）长输管道工程：GB 50644-2011 油气管道工程建设项目设计文件编制标准（3）城镇燃气：《市政公用工程设计文件编制深度规定（2013年版）》（4）正规装置、石化、化工系统：GB 50933-2013 石油化工装置设计文件编制标准5）施工图/详细设计阶段GB 50933-2013 石油化工装置设计文件编制标准二、管道、阀门、法兰、罐、机泵等讲管道：大小、材料、制造标准、制造形式、外径及壁厚标准。
1.管道大小计算：1）油管道：《油田油气集输设计规范》GB50350-2015 输油泵进口流速不宜大于1.0m/s，输油泵出口流速0.8-2.0m/s。
2）输气管道：《油气管道运行规范》GB/T 35068-2018：---进站处至分离器上游之间工艺管道内的气体流速不宜大于15m/s，不应大于20m/s；---分离器下游至出站处之间工艺管道内的气体流速不宜大于20m/s；----调压后压力小于2.5MPa的，调压设施下游工艺管道内的气体流速不应大于25m/s。
油气输送管道弯头和弯管壁厚选用与计算
3.1 直管段壁厚
根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）
5.1.2 第 1 条[5]的规定，输油管道直管段的管道壁厚按
（10）式计算：
式中
δ=
PD 2σs φFt
；
（10）
δ—直管段钢管计算壁厚，mm；
P—设计压力，MPa；
D —钢管外直径，mm；
σs—钢管的最小屈服强度，MPa；
（1）根 据《油 气 输 送 管 道 穿 越 工 程 设 计 规 范》
（GB50423-2013）3.2.2[2]规定，穿越段许用应力按（2）
式计算，设计系数符合表 1。
此 外 ，《油 气 输 送 管 道 穿 越 工 程 设 计 规 范》
（GB50423-2013）7.1.2 规定在穿越公路、铁路的套管
或涵洞内，输送管道不应设置水平或竖向弯管；
表 1 穿越段设计系数
穿越管段类型
Ⅲ、Ⅳ级公路有套管穿越 Ⅲ、Ⅳ级公路无套管穿越 Ⅰ、Ⅱ级公路、高速公路、铁路有套管或涵洞穿越 长、中长山岭隧道、多管敷设的短山岭隧道 水域小型穿越、短山岭隧道
水域大、中型穿越 冲沟穿越
输气管道地区等级
一
二
三
四
0.72
0.60
关键词 油气输送管道 弯管弯头 壁厚计算 SCH
1 引言
在设计油气输送管道的过程中,弯头、弯管壁厚 选用和设计处于和管道同等重要的地位。弯管包括 冷弯弯管和热煨弯管，主要用于长输管线中；弯头包 括短半径弯头（R=1D）和长半径弯头（R=1.5D）,主要 用于油气站场中。在总结输油、输气及穿跨越工程设 计规范和管件规范的基础上，梳理出了输油和输气管 道的 3 种不同路段的弯头、弯管壁厚的计算方法，并 总结出弯头 SCH 的选用步骤。
海底输油管道保温层经济厚度计算
1. 前言埋地输油管道是油田的主要设施之一，对埋地集输管道进行保温，可减少管道散热损失，有利于安全输送。
目前国外采用的管道保温结构基本形式为，钢管—防腐层—保温层—防水保护层。
保温层与保护层之间用粘结剂连接，这样不但构成了管道的“三防体系”，而且使钢管的防腐层、保温层、保护层牢固地合为一体，大大提高了管道的防腐保温效果。
在世界范围内，采用环氧树脂防腐层+聚氨酯泡沫保温层+聚乙烯夹克防水层的保温结构形式，已成为埋地集输管道保温技术的发展趋势[1]。
热油管道保温后，由于热阻增大，管道热损失减小，使得油流沿程温降减小，但却增加了保温材料及保温层施工等费用的一次性投资，因此，保温结构各层材料确定后，关键就是确定保温层厚度，使得年总工作费用最低。
以年总工作费用为优化目标，建立了海底输油管道保温层厚度优化设计数学模型。
通过一个算例，进行了海底输油管道保温层厚度优化设计，并根据优化结果计算了管道沿程温度分布。
2. 数学模型的建立和参数取用分析2.1 数学模型的建立管道保温的主要目的是减少热媒在输送过程中的热损失、节约燃料及保证介质的出口温度。
保温效果的关键是保温材料的选择及保温层厚度的计算。
保温层太薄，则热损失严重，反之则保温工程投资太大。
因此，根据系统对保温结构的要求，合理确定保温层厚度是节约能源、保证生产的关键。
保温层厚度计算一般有以下几种方法：1经济保温层厚度法；2.最大允许热损失法；3.最大允许温降法；4.控制管道表面温度法等。
根据不同的要求和目的，选用不同的计算方法。
为了减少保温层的散热损失，提高保温层的经济性，在保温工程中，一般都采用经济厚度[2~5]来计算保温层厚度。
热油管道保温投资的总费用应包括保温层费用、必要的辅助材料（防腐层、防水层、保护层和防潮层）费用及施工费用。
保温层厚度计算以年耗费用最小为原则，即用于保温结构总投资的年折算额和管道年热损失费用总和为最小，并考虑投资的偿还年限，优化设计的目标函数及约束条件如下。
浅谈原油长输管道管材及壁厚选择
浅谈原油长输管道管材及壁厚选择（2.广东中化石油化工设计有限公司，广东广州 510700）摘要：对于原油埋地长输管道系统，管线系统的安全运行至关重要。
在管道设计时需要对不同管材类型进行比较，结合管道运行工况选择合理的壁厚等级，并进行相应的强度及稳定性校核。
关键词：长输管道；管材；壁厚引言管道是长距离输送管道系统设计的重要组成部分，输油管道多采用地下敷设的方式。
随着油品输送距离和输量增加，管道输送压力不断增高，管线设计时，根据管道工艺设计条件并结合技术经济比较，选择合理的管材及管道壁厚尤为重要。
1钢管类型国内外油气管道工程所使用的钢管主要有：直缝埋弧焊钢管（LSAW）、螺旋缝埋弧焊钢管（SSAW）、直缝高频电阻焊钢管（ERW）和无缝钢管（SML）。
无缝钢管（SML）是用钢锭或实心管坯经穿孔和轧制等程序制成，管子无焊缝，性能优异，但是价格比较贵，一般在小口径管道工程中使用。
直缝埋弧焊钢管（LSAW）是将钢板在模具或成型机中压（卷）成管坯，采用UOE、JCOE或HME方式并扩径程序制成。
其焊缝的韧性、塑性、均匀性和致密性较好。
制管价格较贵，管材价格高。
螺旋缝埋弧焊钢管（SSAW）焊缝熔敷填充金属，焊缝比较长，相对于直缝钢管更易出现缺陷，防腐质量不易控制。
管材价格相对于无缝钢管便宜。
直缝高频电阻焊钢管（ERW）是由带钢经预弯、连续成型、焊接、热处理、定径等工序后成型。
ERW钢管外观质量缺陷较少，生产成本比无缝钢管（SML）低很多。
目前，国产ERW钢管质量已有很大提高，应用范围不断扩大，广泛应用在长输管道线路工程。
近些年我国制管业及冶金业随着管道工程的建设，已经迅速发展起来，钢管质量有了很大的保证，国内钢管厂家对各种管型的生产能力一般为：螺旋缝埋弧焊钢管≥ DN200；直缝埋弧焊钢管≥ DN400；直缝高频电阻焊钢管（ERW）DN125～DN600；无缝钢管≤DN300，（直径＞ DN300 的钢管生产厂家少且价格高）。
管线壁厚计算
一、核算管道壁厚：根据《输气管道工程设计规范》GB50251-94第5.1.2.11、DN300的管线δ=PD/(2σsφFt)(5.1.2)式中δ------钢管计算壁厚（cm）；P ------设计压力（MPa）； P=7.5MPaD -----钢管外径（cm）； D=32.385cmσs-----钢管的最小屈服强度（MPa）；F ------强度设计系数，按表4.2.3和表4.2.4选取φ------焊缝系数；φ=1t ------温度折减系数。
当温度小于120℃时， t 值取1.0。
t =1选用API B,σs=240MPa,(《天然气长输管道工程设计》P203，表3-7-8)管线按一级地区考虑：F=0.72δ=PD/(2σsφFt)=0.70279948cm取δn=7.1mm2、DN200的管线δ=PD/(2σsφFt)(5.1.2)式中δ------钢管计算壁厚（cm）；P ------设计压力（MPa）； P=7.5MPaD -----钢管外径（cm）； D=219.1cmσs-----钢管的最小屈服强度（MPa）；F ------强度设计系数，按表4.2.3和表4.2.4选取φ------焊缝系数；φ=1t ------温度折减系数。
当温度小于120℃时， t 值取1.0。
t =1选用API B,σs=240MPa,(《天然气长输管道工程设计》P203，表3-7-8)管线按一级地区考虑：F=0.72δ=PD/(2σsφFt)= 4.75477431cm取δn=4.8mm3、DN150的管线δ=PD/(2σsφFt)(5.1.2)式中δ------钢管计算壁厚（cm）；P ------设计压力（MPa）； P=7.5MPaD -----钢管外径（cm）； D=168.3cmσs-----钢管的最小屈服强度（MPa）；F ------强度设计系数，按表4.2.3和表4.2.4选取φ------焊缝系数；φ=1t ------温度折减系数。
管路厚度设计及校核
2、管道厚度的确定以及校核三种管道的材料均为304不锈钢,即0Cr18Ni9。
304钢的一般条件下物理性质为：抗拉强度σb (MPa)≥520,条件屈服强度σ0.2 (MPa)≥205,伸长率δ5 (%)≥40,断面收缩率ψ(%)≥60。
2.1.直管壁厚计算根据公式：t s=PD o2（σt∗E j+PY）可变形为t s=Pd2（σt∗E j+PY−P）式中，t s—直管计算厚度（mm）；P—设计压力（MPa）；D—管子外径（mm）；σt—在设计温度下材料的许用应力（MPa）；E j—焊接接头系数；Y —计算系数.查阅资料可以得到，300K时，σt=137MPa,E j=1，Y=0.4，管道内径为6mm，最大压力为15MPa，代入上式可得t s=0.352mm.t s/D=t s/(d+2t s)=0.052<1/6根据《工业金属管道设计规范》（GB50316-2000）6.2中规定，当直管计算厚度ts小于管子外径Do的1/6时，承受内压直管的设计厚度不应小于上式计算的值。
设计厚度tsd应按下式计算：t sd=t s+CC=C1+C2式中，C—厚度附加量之和（mm）；C1—厚度减薄附加量（mm）；C2—腐蚀或腐蚀附加量（mm）.C1厚度减薄附加量（mm），取钢管允许厚度负偏差。
根据《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T14976-2002）规定：热轧（挤、扩）钢管壁厚＜15mm时，普通级允许厚度负偏差（12.5%δ）高级允许厚度负偏差（12.5%δ）；热轧（挤、扩）钢管壁厚≥15mm时，普通级允许厚度负偏差（15%δ）高级允许厚度负偏差（12.5%δ）；冷拔（轧）钢管壁厚≤3mm时，普通级允许厚度负偏差（14%δ）高级允许厚度负偏差（10%δ）；冷拔（轧）钢管壁厚＞3mm时，普通级允许厚度负偏差（10%δ）高级允许厚度负偏差（10%δ）。
根据《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）规定：热轧（挤压、扩）钢管外径≤102mm时，允许厚度负偏差（12.5%δ或0.40中较大值）；热轧（挤压）钢管外径＞102mm时，当壁厚和外径的比值≤0.05时，允许厚度负偏差（15%δ或0.40中较大值）；＞0.05～0.10时，允许厚度负偏差（12.5%δ或0.40中较大值）；＞0.10时，允许厚度负偏差（10%δ）；冷拔（轧）钢管壁厚≤3mm时，允许厚度负偏差（10%δ或0.15中较大值）；冷拔（轧）钢管壁厚＞3mm时，允许厚度负偏差（10%δ）。
导热油锅炉输油管道壁厚检测方案
氰胺分公司双氰胺车间导热油锅炉输油管道壁厚检测方案编制：审核：批准：2011年8月28日导热油锅炉输油管道壁厚检测方案双氰胺车间使用的YGL-1400-11型号导热油锅炉，2007年9月安装使用，近年来锅检所只进行过锅炉外检，未发现故障，锅炉内置受热油管和输油管一直未进行检测，按照公司要求，特制的此检修方案：一、检测前的准备1、停炉步骤：按照导热油锅炉操作规程要求进行停炉。
(1)关闭引风机；(2)将炉膛内的火源全部放灭；(3)缓慢打开冷油置换阀门，把膨胀槽的冷油经过炉内自流至储油槽内。
（4）循环油泵继续运转保证油温缓慢降低，待油温降至40℃以下并且保证炉温降至不会使炉内导热油温度回升时，油泵方可停止运行。
2、停炉时间：计划于2011年8月29日夜班开始停炉，严格按照导热油锅炉操作规程要求进行。
二、检测要求：（1）待各项准备工作完成后，由操作工进行检测，检测过程中由监护；（2）焊缝厚度检测不少于5处；（3）炉体检测分为上中下三部分进行，每部分的检测不少于5处。
（4）做好相关记录，绘制检测点示意图。
三、检测作业危险因素及环境影响因素评价1、灼烫2、物体打击3、意外坠落三、危险因素及环境影响因素预防、控制措施(1)召开安全技术交底会，办理相关作业票据；(2)作业人员劳保穿戴齐全；(3)系统拉闸断电，悬挂警示牌；(4)搭建检测平台，脚手架安全可靠，高空作业人员佩戴安全带，按要求先检查后使用；（5）作业现场设专人监护，监护人不得随意离开现场；（6）严禁交叉作业；（7）设备内要强制通风。
四、检测项目：1、管道检测：输油管道壁厚、焊缝厚度；2、导热油锅炉内置受热管检测：壁厚、焊缝厚度。
五、恢复生产的工作安排：恢复生产开炉工作流程：严格按照导热油锅炉操作规程要求进行。
（1）开启齿轮油泵，将系统导热油补足，将高位槽（膨胀槽），应保持高液位（2/3液位以上）；（2）低位槽（储油罐）保持低液位，但不能低于其容积的1/3；（3）点火，开启引风机；缓慢升温，升温幅度为每小时50℃；（4）开启循环油泵进行预热循环后，检查所有阀门、管道、以及用热设备连接部分有无泄漏现象，发现异常现象，立即停泵处理；如无异常现象，系统投入正常运行，直至满足生产需要，温度范围（210℃－220℃）；双氰胺车间2011年8月28日双氰胺车间导热油锅炉输油管道壁厚检测确认表。
原油长输管道初步设计设计计算
原油长输管道初步设计设计计算绪论原油的运输作为能源利用技术的重要一环，越来越受到重视，而其中管道运输与铁路、水路、公路、航空相比，因其输送距离长、建设速度快、占地少、管径大、输量高、能耗低、不污染环境、受地理及气象条件影响小等优点，而得到快速发展，已成为世界主要的原油输送方法[1]。
原油按其油品性质来分，可以将原油分为轻质原油和高粘易凝原油，后者还可以分为含蜡量较高的含蜡原油和含胶质、沥青质较高高粘重质原油（即稠油）[2]。
轻质原油的输送较为容易，一般常规输送工艺就能满足要求。
含蜡原油的的凝点较高，管输过程中易出现析蜡、凝管、堵塞等事故，严重影响管输的能力和效率。
而高粘重质原油的粘度非常高（通常是几百甚至是几万厘波[3]），因此管路的压降就相当大，这就大大增加了原始基建投资和运行费用。
现在原油管输工艺的种类很多，应用较多、技术比较成熟的传统管输工艺有火焰加热器的加热输工艺、热处理输送工艺、加剂（包括降凝剂、减阻剂、乳化剂）输送工艺[4~13]、稀释输送工艺[14]。
另有相对来说应用较少、有待进一步研究开发的现代工艺，有保温结合伴热输送工艺、太阳能加热等特殊加热工艺[15]、低粘液环输送工艺、微波降粘输送工艺[16]、水悬浮输送工艺、气饱和输送工艺、磁处理输送工艺[17]、改质输送工艺[18]、管道内涂输送工艺[19]等。
由于我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，因此我国多数管道仍采用加热输送。
无论从输油成本以及设备投资方面都比常温输送高出很多，并且我国大部分输油管道都建在70年代，为了保证安全运行和提高企业经济效益，旧管输工艺的改进和新建管道先进技术研究开发是当前管输工作的重点。
我国从事管道科研人员近年来在这方面取得了较大进展。
我国输油工艺技术发展方向[20]：(1) 适应国内油田发展的特点，解决东部管道低输量运行，西部管道常温输送，海洋管道间歇输送和成品油顺序输送问题。
坚持输油工艺的新型化和多样化。
油气长输管道壁厚计算及选用
油气长输管道壁厚计算及选用唐治国;王文江;李龙;耿德江【摘要】在油气长输管道设计中,管道的壁厚设计计算和选取直接影响到管道输送安全和工程投资.针对油气长输管道壁厚计算因输送介质不同、输送温度不同、输送压力不同及处于不同地段而产生的差异,归纳总结出油气长输管道普通线路段、穿跨越段和站场部分管道壁厚计算方法,也总结出了在管道壁厚的选取中需要注意的问题及应用的规范.【期刊名称】《管道技术与设备》【年(卷),期】2011(000)006【总页数】2页(P52-53)【关键词】油气;管道;壁厚【作者】唐治国;王文江;李龙;耿德江【作者单位】新疆石油勘察设计研究院(有限公司),新疆克拉玛依834000;新疆石油勘察设计研究院(有限公司),新疆克拉玛依834000;新疆石油勘察设计研究院(有限公司),新疆克拉玛依834000;新疆石油勘察设计研究院(有限公司),新疆克拉玛依834000【正文语种】中文【中图分类】TE832根据《输油管道工程设计规范》(GB50253-2003) 5．2．1和5．4．1，许用应力[σ]=Kφσs(K为输油管道设计系数；φ为焊缝系数，一般取1.0；σs为钢管的最低屈服强度，MPa)。
输油管道壁厚计算公式为式中：δ为管道计算壁厚，mm；p为设计压力，MPa；D为钢管外径，mm. 1．1 普通线路段原油管道和成品油管道危险程度远小于输气管道，因此，原油管道和成品油管道一般不规定沿线地区等级划分，只规定管道同建(构)筑物的最小间距。
《输油管道工程设计规范》(GB50253-2003)规定，K在输油站外一般地段取0.72，输送液态液化石油气(LPG)管道在事故状态下其爆炸危险性不亚于输气管道，设计系数取值应按输气管道数据选取。
1．2 穿跨越段考虑到环境保护和穿跨越人工或天然障碍物事故抢修的困难，穿跨越段采取了降低强度设计的办法即提高管道壁厚来提高管道强度的安全裕量。
《油气输送管道穿越工程设计规范》(GB50423-2007)3．2．4和3．2．5给出的公式可以归结起来和GB50253一致，设计系数的取值见表3．2．4。
压力管道各种壁厚计算及校核
压力管道各种壁厚计算及校核压力管道的壁厚计算及校核是保证管道安全运行的关键步骤。
下面将从常用的几种壁厚计算方法、壁厚校核和相关注意事项进行详细的介绍。
压力管道壁厚计算方法主要有以下几种：1.按ASMEB31.3标准：根据中美标准，管道壁厚计算主要考虑到管道内外的压力和温度，以及材料的强度和安全系数等因素。
通过该标准计算得出的壁厚满足安全要求。
2.按GB150标准：根据国际标准，计算方法与ASMEB31.3相似，但是考虑到了国内的实际情况，适用于我国的压力容器和管道设计。
3.按API570标准：该标准主要适用于石油化工设备相关规定。
按照该标准进行计算时，需要考虑到管道的条件、管道的强度和材料的选择等因素。
在进行压力管道壁厚计算时，需要注意以下几个方面：1.材料的选择：选择合适的材料对于管道的壁厚计算至关重要。
常见的材料有碳钢、不锈钢、合金钢等。
根据具体情况，选择材料的抗拉强度、屈服强度以及安全系数。
2.温度的影响：管道在不同的温度下，材料的力学性能和物理性能会有所不同。
因此，在计算管道壁厚时，需要考虑到管道所处的温度环境，以及材料的耐热性能等因素。
3.压力的变化：管道中的压力是壁厚计算的主要依据之一、需要考虑到管道内外的压力差、压力的变化以及压力的作用方向等因素。
压力管道壁厚校核主要是通过对计算得到的壁厚结果进行检验和验证，确认管道的安全性。
校核的一般步骤包括：1.校核计算公式：根据计算的壁厚公式，核对所使用的公式是否正确。
2.校核计算数据：核对所使用的壁厚计算所需的各项数据是否准确无误，如管道内外压力、温度、材料的物理力学性能数据等。
3.校核计算结果：将计算得到的壁厚结果与标准要求进行对比，确认是否满足标准要求。
4.确定安全系数：管道设计时需要考虑到一定的安全系数，校核过程中需要确认所使用的安全系数是否合理。
需要注意的是，压力管道壁厚计算和校核必须严格按照相关标准进行，确保计算结果的准确性和管道的安全性。
陆上与海底油气长输管道壁厚确定及校核
陆上与海底油气长输管道壁厚确定及校核青树勇;蔡峰峰【摘要】For long distance oil and gas pipeline project, the determination of wall thickness affects both the safety of pipeline structure and investment of the project, it is very important for determing the wall thickness reasonably.In this paper, through citing the common standard in designing onshore and offshore oil and gas pipeline, thickness calculation method of onshore and offshore oil and gas pipeline was introduced, meanwhile wall thickness was checked and calculated and standard wall thickness was selected, thus providing the reference for designers who design the onshore pipeline to select wall thickness when designing offshore oil and gas pipeline.%对于油气长输管道工程,管道壁厚的选择影响管道结构安全,还直接影响工程总投资,因此合理地确定壁厚很重要.文中通过引用陆上及海底管道设计中常用的规范,介绍了陆上及海底油气管道的壁厚计算方法,同时介绍了通过强度校核来校核计算壁厚并选择标准壁厚.为从事陆上长输管道设计的人员在进行海底管道设计时选择壁厚提供参考.【期刊名称】《管道技术与设备》【年(卷),期】2017(000)001【总页数】3页(P58-60)【关键词】管道计算壁厚;管道选取壁厚;强度校核;油气长输管道【作者】青树勇;蔡峰峰【作者单位】中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司,北京 100085;中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司,北京 100085【正文语种】中文【中图分类】TE8长输管道工程设计的一项重要内容,就是在确定管道管径之后,进行管道壁厚的计算并选择合适壁厚。
史上最全油气集输壁厚与管径
重庆科技学院课程设计报告院（系）:_石油与天然气工程学院_ 专业班级:油气储运10-1 学生姓名:李冶学号: 2010442699 设计地点（单位）_____________K-801_ __ ________ __设计题目:_ 常温集气站的工艺设计—站内管径与壁厚设计（不同范围）______完成日期： 2013 年 6 月27 日指导教师评语: ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________ _成绩（五级记分制）:______ __________指导教师（签字）:________ ________目录1设定参数设计．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．41.1天然气相对分子质量．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．41.2空气相对分子质量．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．41.3相对密度．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．42第一段管道的设计（第一次节流降压前）．．．．．．．．．．．．．．．．．．．52．1压缩因子的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．52.1.1井号1、2、3、4、5、6天然气的压缩因子 Z．．．．．．．．52.2流量的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．82.3密度的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．92.4流速的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．102.5管径的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．102.6壁厚的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．113第二段管道的设计（第二次节流降压前）．．．．．．．．．．．．．．．．．．133.1第二段管道设计．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．133.1.1压缩因子的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．133.1.2流量的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．133.1.3密度的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．143.1.4速度的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．143.1.5管径的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．153.1.6管壁厚度的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．153.2第二次节流后计算．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．153.2.1压缩因子的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．153.2.2流量的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．153.2.3汇管管径和管壁的确定．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．154管道的选型一览．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．19 5选材结果．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．195.1一次截流前．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．195.2二次截流前．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．195.3二次截流后．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．196总结．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．20参考文献．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．20常温集气站的工艺设计—站内管径及壁厚设计摘 要：本文根据课程设计任务书，进行某常温集气站的工艺设计中站内管径及壁厚的设计。
输管道直管段的钢管壁厚计算公式
输管道直管段的钢管壁厚计算公式7集输管道7．1一般规定7．1．1集输管道选线应符合下列规定：1宜取直，不得破坏沿线建、构筑物，少占耕地，并应满足工程安全、环境影响评价报告要求；2宜与其他气田生产管道、道路、供配电线路、通信线路组成走廊带；3埋设深度接近的管道宜同沟敷设；4管道之间、埋地管道与埋地电缆及架空供电线路平行敷设时，间距除应满足施工与维修要求外，还应符合现行国家标准《钢制管道外腐蚀控制规范》GB／T21447的有关规定；5宜避开低洼积水地带、局部盐碱带及其他腐蚀性强的地带和工程地质不良地段。
7．1．2集输管道的设计压力应根据最大操作压力分析确定。
7．1．3集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算，钢管壁厚应按计算壁厚向上圆整至标准壁厚选取。
式中：δ——钢管计算壁厚(mm)；P——设计压力(MPa)；D——管道外径(mm)；σs——钢管最低屈服强度(MPa)；F——设计系数，取值应符合本规范第7．2．5条和第7．3．9条的规定；——钢管焊缝系数。
当选用无缝钢管时，取值1．0。
当选用钢管符合现行国家标准《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB／T9711的规定时，取值1．0；t——温度折减系数。
对于碳钢及低合金管道材料，当设计温度小于120℃时，t取值1．0；对于耐蚀合金管道材料，应根据材料强度随温度升高的折减情况确定；C——管道腐蚀裕量，取值符合本规范第7．2．5条的规定。
7．1．4集输管道沿线任意点的流体温度应按下式计算：式中：t x——管道沿线任意点的流体温度(℃)；t0——管外环境温度(℃)，埋地管道取管中心深度地温；t1——管道计算段起点的流体温度(℃)；a——系数，按本规范式(7．2．2-1)、式(7．3．6)计算；e——自然对数底数，取值为2．718；x——管道计算段起点至沿线任意点的长度，用于天然气凝液及液化石油气输送管道计算时单位为“m”，用于集气管道计算时单位为“km”。
7．1．5管道强度计算应符合下列规定：1埋地管道强度设计应根据管段所处地区等级，以及所承受的可变荷载和永久荷载而定；当管道通过地震动峰值加速度大于或等于0．05g至小于或等于0．40g的地区时，应按现行国家标准《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB50470的规定进行抗震设计；2埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力应小于管道的最小屈服强度的90％。
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满足
0.32 1.11 4.95416E-06 0.5
0.62 1.11 6.64364E-06 0.5
0.72 0.9 345 223.6
10 353 7.9
2.05E+05 1.20E-05
0 75 0.3 6.4 353 275.8 不满足 -101.8
529.5 68.3 377.5 不满足
设计系数K 焊缝系数Φ 最低屈服强度σs（MPa） 许用应力[σ]（MPa）
0.72 1
360 259.2
设计内压力P（MPa） 钢管外经D(mm) 计算壁厚δ（mm）
4 406.4
3.1
向 埋钢材弹性模量E(MPa)
变ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ地钢材的线膨胀系数α【m/(m..C)】
轴 向
形 受 限
输 油 管
钢管安装时大气温度t1（.C)） 管内输送介质的温度t2（.C)）
-5 75 0.3 7 141.1 70.6 满足 -175.6
211.7 68.3 246.2 满足
248.1 满足
314.5 不满足
满足
满足
1.5 0.103
0.03 0.06805 1.04167E-08
2.8 6.67E-04
满足
1.5 0.103
0.03 0.06705 2.85833E-08
2.05E+05 1.20E-05
-5 30 0.3 7.1 323 227.5 满足 -17.9
484.5 68.3 245.3 满足
313.7 满足
满足
1.5 0.103
0.03 0.15795 2.98259E-08
2.8 2.69E-03
满足
0.93 1.11 8.78954E-05 0.5
0.25 1
1.6 0.21885055
1.13E+01 满足
每公里耗钢量（t） 每公里钢材成本（万元）
62.53 39.39
55.64 35.05
161.24 101.58
-477.4505579 798.3501422
管道屈服强度 试压系数 试压环向应力 壁厚 管径 试验压力
390 0.9 351 6.4 0.273 16.46
445.9 不满足
满足
1.5 0.103
0.03 0.1733 2.18453E-08
2.8 4.49E-03
满足
1.67 1.11 0.000104629 0.5
0.72 0.9 345 223.6
9 406.4
8.2
2.05E+05 1.20E-05
-5 75 0.3 7.1 406.4 257.6 不满足 -119.5
0.72 1
360 259.2
6.3 660 8.0
2.05E+05 1.20E-05
-5 30 0.3 10 660 207.9 满足 -23.7
990.0 68.3 231.6 满足
300.0 满足
满足
1.5 0.103
0.03 0.325 8.33333E-08
2.8 6.93E-03
满足
2.61 1.33 0.001078158 0.5
1.5 0.103
0.03 0.20005 2.08373E-08
2.8 6.58E-03
满足
温差和内压产生的轴向压力N（MN） 安全系数n 钢管横截面惯性矩I'（m4） 回填土变形模量降低系数ne
0.78 1.11 0.000158414 0.63
0.72 1
360 259.2
10 323 6.2
应 制 道钢管泊桑比μ
力 的 的管道的公称壁厚δ(mm)
计 地 直钢管内径d(mm)
算
上 管
管 段
内压产生的环向应力σh（MPa）
段 和判断是否满足σh<[σ]?
的 轴轴向应力σa（MPa）
管段弹性敷设曲率半径R=1500D
（m）
弯曲应力（MPa）
直管段当量应力σe（MPa）
判断是否满足σe≤0.9σs？
2.05E+05 1.20E-05
0 30 0.3 6.3 393.8 125.0 满足 -36.3
590.7 70.5 161.3 满足
弯曲段当量应力σe（MPa） 判断弯曲段是否满足σe≤0.9σs？
231.8 满足
判断是否满足径向刚度？
满足
钢管变形滞后系数J 钢管基座系数K 单位管长上的总垂直荷载W（MN/ m） 钢管的平均半径r(m) 管壁轴向截面的惯性矩I（m3） 回填土的变形模量E'(MPa) 钢管水平径向的最大变形（m） 径向稳定性校核
6.06E-01 不满足
0.25 1
1.6 0.30157854
3.02E+00 满足
0.25 1
1.6 0.280993241
4.08E+00 满足
16.88 10.63
23.29 14.67
55.03 34.67
70.33 44.31
1388.024413
390 1
390 6.4 0.273 18.29
609.6 68.3 377.1 不满足
445.4 不满足
满足
1.5 0.103
0.03 0.19965 2.98259E-08
2.8 4.94E-03
满足
2.21 1.11 0.000177473 0.5
0.25 1
1.6 0.477061642
5.23E-01 满足
0.25 1
1.6 0.477061642
390 0.9 351 7.1 0.273 18.26
390 0.9 351 5.2 0.219 16.67
管道屈服强度 试压系数 试压环向应力 壁厚 管径 试验压力
390 0.7 273 6.4 0.273 12.80
390 0.8 312 6.4 0.273 14.63
390 0.9 351 7.1 0.273 18.26
长呼任线路强度及稳
土壤的泊桑系数μ0 管道的单位长度j（m） 地面至管道中心的距离h0（m) 土壤的法向阻力系数Ke（MPa/m） 管道失稳时的临界轴向力Ncr（MN） 轴向稳定性校核
0.21 1
1.6 0.347236391
4.28E+00 满足
0.25 1
1.6 0.315293565
2.71E+00 满足
390 1.1 429 6.4 0.273 20.11
390 0.7 273 5.2 0.219 12.96
390 0.8 312 5.2 0.219 14.82
390 0.9 351 5.2 0.219 16.67
390 1
390 5.2 0.219 18.52
390 1.1 429 5.2 0.219 20.37
长呼任线路强度及稳定性校核
0.72 0.9 345 223.6
0.72 0.9 345 223.6
4 141.1
1.3
7 141.1
2.2
2.05E+05 1.20E-05
18 75 0.3 5 141.1 56.4 满足 -123.3
211.7 68.3 179.7 满足
2.05E+05 1.20E-05