基于管道應力分析的原油輸送管路布置優(yōu)化

郭揚立 齊 亮 朱培鑫

（大連船舶重工集團設計研究院 大連 116021）

0 引 言

超大型油輪用海上浮式系泊和原油輸送裝置具有適應性強、作業(yè)水深范圍廣、作業(yè)靈活、建造成本小、操作費率低等諸多優(yōu)點，是我國戰(zhàn)略石油儲備庫建設的重要技術保障。我國目前雖有上百個煉油廠，但很多區(qū)域卻不適合建設原油碼頭。本裝置的建設使用，可以為超大型油輪提供系泊服務并使其作為裝、卸油平臺，具有成本低、見效快的優(yōu)點，擁有良好的經濟性，可取代修建深水原油碼頭。超大型油輪用海上浮式系泊和原油輸送裝置（參見下頁圖1），將在我國的原油接卸中具有重要的現實和經濟意義。

圖1 海上浮式系泊和原油輸送裝置基本組成

由圖1可見，原油輸送系統(tǒng)是超大型油輪用海上浮式系泊和原油輸送裝置核心部件之一，整個原油輸送系統(tǒng)包括浮筒式單點管道系統(tǒng)、漂浮軟管、水下管匯和水下立管等。浮筒式單點處的管道和水下管匯處的管道強度是影響原油輸送系統(tǒng)壽命的主要因素。因此，需對管道系統(tǒng)的強度進行分析，以確保管路系統(tǒng)的設計以及管道的布置滿足超大型油輪用海上浮式系泊和原油輸送裝置的使用壽命。

原油輸送裝置的布置環(huán)境特殊，浮筒位置管道系統(tǒng)布置在露天區(qū)域，水下管匯布置在100 m深的海底，所受荷載非常復雜。本文基于原油輸送管道系統(tǒng)載荷的研究分析，采用CAESAR II軟件，模擬各載荷及約束，對整個管道進行強度分析并結合分析結果優(yōu)化管道的布置。

1 設計常用標準及規(guī)范

原油輸送系統(tǒng)設計浮筒位置管道材料選用API5L Gr B, 壁厚根據ASME B31.3[1]計算確定。水下管匯管道材料選用API5L X52，壁厚根據ASME B31.4[2]計算確定，并根據中國船級社的《海底管道結構分析指南》[3]或美國石油協(xié)會的《API RP 1111》[4]對海底管匯承壓/壓潰控制條件下的水下管匯管道強度進行校核。因管道系統(tǒng)校核標準不一致，本文將分別對浮筒處管道和水下管匯處的管道進行應力分析。在CAESAR II軟件中，對這2個位置處管道分別建模并模擬其載荷和布置條件限制，根據ASME B31.3的相關要求校核浮筒位置處管道系統(tǒng)強度，根據ASME B31.4的相關要求校核水下管匯管道強度。

2 管道強度校核

根據ASME B31.3和ASME B31.4要求，在校核管道強度時，需校核管道的一次應力和二次應力。管道的一次應力是由壓力、重力與其他外力荷載的作用所產生的應力，是平衡外力荷載所需的應力，隨外荷載的增加而增加，由管道的重量W、壓力P和外載荷F（持續(xù)的外載荷或偶然載荷）產生。二次應力是由管道變形受到約束而產生的應力，它由管道熱脹、冷縮、端點位移等位移荷載的作用而引起，需根據系統(tǒng)工作狀況建立一次應力和二次應力分析工況。

2.1 浮筒位置管道系統(tǒng)管應力分析

2.1.1 載荷分析

浮筒位置管道所受的外載荷主要有與立管相連產生的載荷、與漂浮軟管相連產生的載荷以及環(huán)境載荷，輸油管路所受的環(huán)境載荷為風載荷和日曬載荷（環(huán)境載荷與自身系統(tǒng)設計無關，由浮筒所在位置環(huán)境造成）。

（1）浮筒處管道外載荷

原油自水下管匯通過立管輸送至浮筒上的原油輸送管道，立管對浮筒處底部管道載荷見圖2。浮筒處外輸管道通過漂浮軟管將原油輸送至裝載平臺，漂浮軟管對浮筒處外輸管道載荷見圖3。

圖2 立管對浮筒處底部管道載荷

圖3 漂浮軟管對浮筒處外輸管道載荷

（2）環(huán)境載荷

本項目輸油管路布置在懸鏈錨腿系泊（catenary anchor leg mooring, CALM）系統(tǒng)，通過對超大型油輪用海上浮式系泊與原油輸送裝置環(huán)境條件的分析，輸油管路所受的環(huán)境載荷主要為風載荷。風載荷與風壓所作用的受風截面有關，同時風壓和高度也成正比關系。具體公式見式（1）：

式中：CS為形狀系數；Ch為高度系數；V為風速，m/s。

2.1.2 CAESAR II中建立分析模型

CAESARⅡ軟件是由美國 COADE 公司研制開發(fā)的專業(yè)管道應力分析軟件。該軟件采用梁單元描述整個管道系統(tǒng)，以定義節(jié)點號來確定梁單元的邊界；通過定義管道的原始載荷，并根據管道的實際操作工況對原始載荷進行組合及工況編輯；再根據ASME B31 系列等國際標準進行應力校核。

2.1.3 布置方案及應力分析

單點系泊轉臺上的可利用空間非常有限，管路布置非常困難，為節(jié)省布置空間，先提出如圖4所示布置方案。

圖4 原始布置模型

根據初步分析結果，由于系統(tǒng)經受常年暴曬，其環(huán)境載荷對管路系統(tǒng)的影響較大。工作熱載荷的影響會使系統(tǒng)發(fā)生熱脹冷縮，產生一定的二次應力，致使與轉筒相連的管道發(fā)生一定的軸向位移。原始布置方案應變圖參見圖5。

圖5 原始布置方案應變圖

圖中：Node表示節(jié)點號；dx、dy和dz表示在x、y和z方向的變形量；rx、ry和rz表示繞x、y和z軸的扭轉變形量。由此圖可以看出，為保護轉筒而設置的橡膠膨脹鼓1和膨脹鼓2不僅要吸收軸向位移，其徑向也會發(fā)生位移，特別是膨脹鼓1。根據圖2的管道布置，A管路沿軸向的膨脹位移無法被吸收，只能通過管路傳遞到膨脹鼓1，使膨脹鼓1的徑向有較大的偏移，并產生較大的位移載荷，膨脹鼓1長時間工作會產生疲勞破壞。根據計算，建議如下方案：

（1）方案1——選用可以同時吸收軸向位移和徑向位移的膨脹鼓；

（2）方案2——改變管路布置，通過合理的管路布置吸收位移變形。

方案1：滿足要求的膨脹鼓成本較高，且無法保證其使用壽命；方案2：受限于單點系泊轉臺上可利用空間。因此結合現有布置，提出如下頁圖6所示的布置方案。輸油管路從轉筒兩出口出來后對稱布置，并在管道軸線方向設置吸收熱的膨脹彎；為保護出口處的橡膠膨脹鼓盡可能減少受到徑向載荷，在合適位置設置支撐（如圖6中的支撐1和支撐2），使管路A和B中產生的軸向熱位移盡量被膨脹彎吸收。改進布置應變圖見圖7。

圖6 改進布置模型

圖7 改進布置應變圖

2.1.4 原始方案和改進方案比較

由圖5和圖7可見，原始方案和改進方案的管道應力計算均能滿足ASME B31.3要求。原始方案的優(yōu)點是布置緊湊，因為在浮筒有限的空間里，需盡可能減少管道布置占用的空間。但根據應力分析結果，原始方案可能會導致膨脹鼓起不了保護轉筒接口的作用，并造成膨脹鼓的疲勞破壞。改進方案因在兩支管上設置吸收熱脹冷縮的膨脹彎，故能有效吸收因熱膨脹引起的位移量，從而保證膨脹鼓的正常功能和使用壽命，且無需更換高要求膨脹鼓，節(jié)約成本。不過，由于設置了膨脹彎，因此會占用浮筒上的部分空間。

2.2 水下管匯系統(tǒng)管應力分析

管道應力分析目前已得到廣泛應用。對于水下管匯部分，楊成鵬等[5]認為軟管載荷和海管載荷是水下管匯受力狀態(tài)的主要影響因素。但實際上，水下管匯因其所受環(huán)境載荷復雜，研究者大多采用理論計算公式校核其強度。本文基于海底管道結構分析指南， 對水下管匯受載情況進行分析，理論校核其強度后，再用CAESAR II軟件對水下管匯所受載荷，邊界條件進行模擬，對管道應力進行分析。

2.2.1 載荷分析

（1）外載荷

水下管匯與上部的單點由立管連接，安裝在100 m水深處。工作時，其不僅受立管的拖拽載荷，還受到100 m靜水壓帶來的載荷以及自身的浮力，并可能面臨海洋生物附著物所帶來的影響。本文水下管匯的海洋生物附著厚度取20 mm。

（2）環(huán)境載荷

環(huán)境載荷是周圍環(huán)境作用于管道系統(tǒng)上的載荷, 不屬于功能載荷或偶然載荷，實際上屬于隨機載荷, 原則上以概率統(tǒng)計方法進行計算。對于有可能同時發(fā)生的各種不同環(huán)境現象,按照適當的組合將其作用效果進行疊加。

水下管匯設計水深100 m，主要承受波浪和流載荷。取波浪和流同向，36個方向，浪向間隔10°；參考中國船級社的《海底管道系統(tǒng)規(guī)范》[6]和水下管匯環(huán)境載荷研究[7]，波浪采用AIRY波理論。本項目流剖面沿著水深采用線性流，如下頁圖8所示。下頁表1和表2分別是作業(yè)和自存工況的波浪參數和流速參數。

表1 波浪參數

圖8 流剖面模型

如圖8所示，根據中國船級社的《海底管道系統(tǒng)規(guī)范》選取慣性力系數和抬升力系數，并界定所受波浪以及流載荷節(jié)點范圍；按照項目提供的環(huán)境載荷，詳細模擬波浪以及流載荷各參數。本文選取4種波浪載荷，項目環(huán)境載荷表中會提供各類數據極值，選用百年一遇的浪載荷以及流載荷作為偶然載荷加載，一年一遇的浪載荷以及流載荷作為持續(xù)載荷加載。

2.2.2 水下管匯強度理論分析

水下管匯管道以直徑為508 mm（20 in）管子為例，按ASME B31.4計算并選取管道壁厚為17.5 mm，《海底管道結構分析指南》提供了海底管道系統(tǒng)在位可能失效模式的驗收準則。按照分析指南中有關強度分析的計算方法和分析流程，核算海底管道強度如表3和下頁表4所示。

表3 承壓控制校核結果

表4 系統(tǒng)壓潰校核結果

根據校核結果，管路系統(tǒng)初步選定的管道厚度滿足規(guī)范要求，即管道強度滿足要求。

2.2.3 水下管匯應力分析

用CAESAR II軟件對水下管匯進行應力分析，該軟件提供了浪載荷和流載荷模擬方法，將2.2.1節(jié)中的環(huán)境載荷分別取百年一遇的自存工況作為極限載荷，進行管道應力分析。水下管匯結構以及支撐位置如圖9所示，在CAESAR II軟件中建立模型，并添加約束和施加載荷。

圖9 水下管匯應力分析模型建立

整個水下管匯架在可以沿軸向移動的海洋結構物上，其支撐的設置主要考慮管支架因自重、外載荷和環(huán)境載荷而帶來的主要影響；至于因溫度引起的二次位移，則由于海洋結構物可以軸向移動一定的位移，在管支架設置中不作為重點考慮。

如前文所述，在校核管道應力時，需校核管道的一次應力和二次應力，因此在建立項目分析工況時，應根據一次應力和二次應力產生的基本原因分別建立相應工況；同時，為了校核海洋結構的強度，需提取管支撐的載荷，建立因系統(tǒng)載荷（自重、系統(tǒng)內壓、設計溫度等）、外載荷以及環(huán)境載荷等影響下的操作工況。下頁圖10為水下管匯應力云圖。

圖10 水下管匯應力云圖

可見，在系統(tǒng)載荷、外載荷以及環(huán)境載荷的作用下，管路的布置和管支架的設置合理。應力和應變結果表明：管路系統(tǒng)的強度滿足規(guī)范ASME B31.4中“管道最大應力值不可超過基本許用應力值”這一要求；同時，立管連接處的彎頭因受立管拽拉，彎頭處產生的一次應力比較大，約為管道許用應力的59.6%。為改善彎頭處的管應力集中現象，彎頭處的管支架不建議直接焊接在彎頭上，而應在彎頭前處的直管段處設置焊接型管支架，圖9所示支撐1和支撐2建議遠離彎頭方向設置。彎頭處管道產生的一次應力值降低，為管道應力許用值的38.3%，如圖10所示。

2.2.3 水下管匯強度校核結果

影響海底管道強度的因素很多，按照《海底管道結構分析指南》的驗收準則對海底管匯強度分析時，僅能校核各種極限狀態(tài)下管道壁厚的選取能否滿足要求，而管道應力分析通過對各載荷的模擬，可精確找出影響管道強度的因素，并根據分析結果調整水下管匯布置。

3 結 語

本文通過對超大型油輪用海上浮式系泊和原油輸送裝置浮筒位置處管道以及水下管匯管道分別進行強度分析，詳細分析了2處管道所受載荷情況，通過建立應力分析模型找出了影響管道布置的主要因素；重點對浮筒位置處的管道布置以及管道支撐進行分析，根據計算結果提出優(yōu)化和改進方案，實現在有限布置空間里通過管道布置有效改善管道應力。此外，對于水下管匯部分的管道，則根據其布置的特殊性，首次采用理論校核和軟件分析相結合的方法校核其強度，并根據軟件分析結果找出管道薄弱環(huán)節(jié)，提出預防措施。

文中所述水下管匯強度校核方法，可為其他海洋工程項目水下管道強度校核提供參考。