海上固定平台橇装式压力容器设计要点

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海上固定平台橇装式压力容器设计要点

刘家员，吴旭维，刘羽，胡明胜
(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300452)

从压力容器所处的海洋环境、海上设施的设计理念、橇装设计标准和规范、设计资质和取证要求等方面出发，介绍了海上固定平台橇装式压力容器相对于陆地压力容器的不同特点和橇装设计的一些注意事项。重点阐述了海上压力容器设计过程中3S风速和基本风压之间的换算方法、压力容器局部载荷计算的适用标准以及不同设计体系下压力容器安全阀泄放量计算原则，并对整个设计过程中遇到的其他一系列问题提出了解决办法，对今后海上橇装式容器设计具有指导性的作用。

压力容器； 海上固定平台； 橇装式系统； 设计

海上平台压力容器所处海洋环境恶劣，不仅经受风浪的袭击、地震的危害、海水及海洋性大气的盐雾腐蚀，而且各工艺、公用、控制系统等布置在同一狭小空间内，大多处于易燃、易爆的危险环境中，对电气产品有防爆要求。同时，重要设施应满足可靠性、冗余性、可回收性的3R要求，因此海上平台容器比陆地容器具有更高的安全裕量和设计寿命。根据原国家经贸委2000年发布的《海上固定平台安全规则》[1]，要求海上固定平台容器设计和制造单位取得行政许可，容器还需取得国家质检总局核准的检验检测机构颁发的《监督检验证书》和安监总局核准的检验检测机构颁发的《海上固定设施产品检验证书》[2]。2014年，《特种设备安全法》开始施行，首次明确了适用于海上压力容器，并由安监总局下属的海油安办(监管一司)进行管辖和实施。

海上平台的压力容器本体及其附属设施，包括管线、阀门、仪表、电缆等布置在一个公共底座上，形成一个独立的、具有特定功能的模块，称之为橇装式压力容器系统，其设计主体为容器设计。文中介绍了海上固定平台橇装式压力容器相对于陆地压力容器的不同特点和橇装设计中的注意事项，其余通用部分的设计与GB 150.1～150.4—2011《压力容器》[3]等标准一致。

1 海上平台压力容器设计

1.1 设计资质

海上固定平台压力容器一般按GB 150—2011或ASME Ⅷ-1—2017《压力容器建造规则》[4]进行规则设计，也可按JB 4732—1995(2005年确认)《钢制压力容器——分析设计标准》[5]或ASME Ⅷ-2—2017《压力容器建造另一规则》[6]进行分析设计。但无论采用哪种设计方法，只要用于中国国内包括所属领海内的压力容器，都必须取得国内压力容器设计资质或质检总局认可的其他标准设计资质。

1.2 设计压力和温度确定[7]

海上压力容器的设计裕量比陆地压力容器的大，对于装有超压泄放装置的正压容器，当操作压力不大于3.5 MPa时，设计压力取操作压力加0.35 MPa；当操作压力大于3.5 MPa时，设计压力取操作压力/0.9。对于装有真空泄放装置的负压容器，当绝对操作压力小于0.035 MPa(A)时，设计压力取-0.1 MPa(G)；当绝对操作压力大于等于0.035 MPa(A)且小于0.1 MPa(A)时，设计压力按以下公式计算：

p1=min[1.25(0.1-pa),0.1]

(1)

p2=0.1-min(pa-0.01,0.05)

(2)

p=-max(p1,p2)

(3)

式中，p1为按GB 150—2011取值的设计压力，p2为按Q/HS 3042—2014《海上生产设施设计压力和设计温度确定的推荐作法》[7]取值的设计压力，p为设计压力，MPa(G)；pa为绝对操作压力，MPa(A)。

对于容器最高设计温度，取操作温度加30 ℃，但不得低于50 ℃。对于容器最低设计温度，通常取最低操作温度减5 ℃、泄压产生的最低温度减5 ℃和历年月平均气温的最低值此三者的最小值。

1.3 材料选择

选择海上压力容器、管线等材料时主要考虑内部介质腐蚀和外部环境腐蚀。内部腐蚀性介质一般包括含盐、水、硫化氢、二氧化碳的原油或天然气，海水及压缩空气等，外部环境主要是潮湿的含盐大气。因此，当硫化氢的含量超过一定值时，根据NACE MR0175—2015《石油和天然气工业 油气开采中用于含H2S环境的材料》[8]选择合适的抗硫化物应力开裂(SSC)或氢致开裂(HIC)材料，并在施工中采用标准推荐的焊后热处理等措施。当介质为海水时，通常选用抗点蚀当量更高的双相钢、钛或铜镍合金材料。当介质为其他腐蚀介质且主要为均匀腐蚀，点蚀和晶间腐蚀不明显时，优先采用316L类不锈钢或不锈钢复合碳钢板。若在不锈钢复合钢板制造过程中需要通过热处理来恢复其力学性能，应综合考虑腐蚀风险和强度风险，通常选择保证基材性能进行热处理，并在升温和降温过程中快速避开奥氏体敏化温度区间，以保证复合材料的性能。除内部介质外，还应考虑海上盐雾环境，禁止使用304和铝制等材料，奥氏体不锈钢的外部保温材料应根据相关标准进行相应的应力腐蚀试验、pH值测量和盐含量测量等，以免奥氏体不锈钢外表面产生严重的层下腐蚀。

1.4 基本风压换算[9-11]

GB 50009—2012《建筑结构荷载规范》[12]未统计国内海域风压值，而设计海上平台时采用重现期为100 a、时距为3 s的风速，因此当采用GB 150—2011进行高耸压力容器设计时，不能直接套用该风速，而应换算成我国标准重现期为50 a、时距为10 min的平均风速，否则压力容器设计将十分保守。目前，国内外应用最广泛的时距风速换算可参考ASCE/SEI 7-10《建筑物和其他结构最小设计荷载》[9]中图C26.5-1，从图中查出v600和v3，其比值约为0.7，考虑到地理位置的差异和一定的安全系数，可适当提高此值到0.75。对于普通设计者，由于缺少相关统计数据而无法进行重现期换算时，根据GB 50009—2012中我国近海岸140多个地区50 a与100 a重现期的风压比值多在0.85～0.9，并参考其他相关文献，推荐换算系数η取上述风压比值的上限0.9进行简易换算，从而得到风速转换公式(4)，然后根据式(5)计算出风压值，最终的基本风压取距海上平台最近海岸地区的风压值和式(5)计算的风压值两者的大值。

v600=0.75ηv3

(4)

q600=6.25×10-4v6002

(5)

q0=max(q600,q′)

(6)

式中，v600为重现期50 a、10 min的平均风速，v3为重现期50 a、3 s的风速，m/s；q600为重现期50 a、10 min的平均风压，q′为海上平台距离大陆最近海岸的基本风压，q0为基本风压，kPa；η为不同重现期风速与50 a重现期风速的换算系数。

1.5 局部载荷计算[13，14]

外部管线受到温度等因素影响，将会通过接管接口处(通常为法兰面)作用6个方向的力和力矩，并在容器壁和接管根部区域产生额外的局部应力，见图1。如果容器设计不周或接管外载过大，在内压的共同作用下会产生过高的局部应力，造成容器破坏。因此从海上容器高可靠性要求出发，所有技术规格书都要求对该局部应力进行分析和控制。

图1 容器接管外载

目前国内主要采用HG/T 20582—2011《钢制化工容器强度计算规定》[15]中基于国内外应用最广泛的美国焊接委员会WRC 107公报和WRC297公报得出的公式进行局部应力计算。一般情况下，吊耳、支座等实心结构件对容器壁作用产生的局部应力计算采用WRC107，本体接管对容器壁作用产生的局部应力计算采用WRC297，但该方法通常只适用于小开孔率，且适用范围很窄，主要是因为接管与容器的壁厚比限制范围以及接管在容器壁上的位置范围均较窄。2013年容标委发布的指导性技术文件CSCBPV-TD001《内压与支管外载作用下圆柱壳开孔应力分析方法》进一步拓宽了原以WRC297进行圆柱壳接管局部应力求解的适用范围，提高了计算精度。以上方法都有一定的适用范围，当超出适用范围时，可采用有限元分析方法进行局部应力计算，但此方法费时、费力，对设计者的水平要求较高。欧盟标准BS EN 13445—2014《非燃烧压力容器》[16]在局部应力求解方面提供了一种新的方法，并且具有更宽的适用范围，但其用于对壳体的评定偏于安全，对接管的评定偏于冒进，且目前尚未被海洋平台容器技术规格书所采纳，设计者在使用此方法时需要多加考虑。

1.6 支座设计

一般情况下，海上固定平台容器中立式容器和塔式容器都采用裙座支撑，卧式容器采用鞍座支撑，极少数小型设备，比如立式滤器等采用腿式支撑。高耸的结构受外载时通常可简化为平面梁结构作平面振动，一般包括剪切振动、弯曲振动和扭转振动。对于矮粗结构的立式容器而言，主要以剪切振动为主；对于细高的塔式容器而言，主要以弯曲振动为主。两者都可以参考NB/T 47041—2014《塔式容器》[17]及其附录E进行裙座设计和校核，然而在计算时一般需同时考虑容器主管线接管载荷对容器的叠加。对南海海域固定平台上的压力容器，由于洋流和风载较大，推荐考虑平台水平和垂直加速度与地震载荷的叠加。与陆地容器另一不同点在于，立式容器或塔式容器裙座与海上固定平台连接方式一般为焊接而非螺栓连接，因此需校核裙座筒节与基础环、基础环与平台甲板之间连接焊缝的强度。对于卧式容器鞍座，也需要考虑以上风载、地震载荷、接管外载荷、平台水平和垂直加速度对鞍座的影响，可以按照NB/T 47042—2014《卧式容器》[18]进行鞍座设计。与立式容器不同，对卧式容器，由于轴向安装和使用时受温差和接管外载等影响，需要考虑其轴向伸缩，鞍座与基础之间仍然与陆地容器一致，采用螺栓连接。

1.7 安全阀泄放量计算

目前，国内外海洋平台工艺系统采用美标设计，而国内海上平台的容器绝大部分采用国标设计。这种“系统美标、容器国标”的现状，容易造成国内外标准混用，甚至错用等情况。对于国标设计的压力容器安全阀泄放量，GB 150.1—2011附录B提供了确切的计算方法，而容器外部的管线等采用ASME B31.3—2016《工艺管道》[19]设计，其安全阀泄放量采用API 520—2014《炼油厂压力释放装置的尺寸、选择与安装》[20]等方法计算，因此当容器和外部管线等设施作为一个整体组成一个系统时，安全阀泄放量的计算方法往往容易选错。

GB 150—2011和API 520—2014在安全阀的泄放量计算公式及适用条件上有所不同，比如某相同的设备在火灾工况下的泄放量，按GB 150—2011计算出来的泄放量要比按API 520—2014计算出来的大，如果用美标计算出的泄放量选择安全阀来保护国标设计容器，就会出现安全隐患[21]。因此，当容器采用GB 150—2011设计时，单独保护容器的安全阀泄放量也按GB 150—2011计算，保护系统安全阀泄放量计算公式为：

(7)

2 橇装设计

2.1 设计资质

橇装设计的主体为容器，通常按GB 150—2011设计，而少量的橇内压力管道按ASME B31.3—2016设计。特种设备安全监察局于2012-05明确了橇装式压力容器的设计单位只需取得压力容器设计资质，而不强制要求取得压力管道设计资质。

2.2 设计重点

典型的橇装式压力容器见图2。

图2 典型橇装式压力容器

在橇装式压力容器中，橇内附属设施以更好地完善系统功能、保障系统安全为首要目的。相对陆地橇装式系统，海洋平台上的橇装式系统设计需严格控制其几何尺寸和重量，并提供精确的重心用于平台重控分析，在特殊情况下甚至以牺牲操作的便利性来限制尺寸，否则会造成平台成本大幅增加。在有限的海洋平台橇装式系统空间内应合理布置操作维修空间，避免与逃生通道或其他结构等发生干涉。设计时，各种仪表、阀门、管线布置紧凑，常需在容器上焊接支架等对外部管线或仪表进行支撑，布置支撑时需考虑不对容器产生过大的外载。当容器设计过程中接管外载过大时，可以考虑在外部管线增加支撑施加约束，从而减少对容器强度的影响。

3 结语

①海上容器设计压力的取值与GB 150—2011有很大不同，尤其是真空容器设计压力的取值，需兼顾GB 150—2011和Q/HS 3042—2014。②选用海上容器材料时不仅要考虑内部介质的腐蚀，还要考虑外部海洋环境腐蚀，尤其避免使用不具有抗晶间腐蚀和点蚀能力的304不锈钢和铝制等材料。③海上平台容器给定的风载荷通常为重现期100 a、时距为3 s的风速，在缺乏其他数据时，可采用本文给定的公式转换成基本风压进行计算，否则设计过于保守。④优先选择HG/T 20582—2011和CSCBPV-TD001的方法对接管外载引起的容器局部应力进行计算，当超过适用范围时可采取必要的分析设计手段。⑤一般需考虑接管外载对海上容器支座的影响，对于南海海域的平台，推荐考虑平台水平和垂直加速度对支座的影响。⑥计算安全阀泄放量时一定要注意安全阀保护的对象及对象的执行标准，尤其对安全阀单独保护容器的情况，不能采用美标安全阀泄放量保护国标容器，否则会产生容器超压泄放危险。⑦橇装设计过程中，应严格控制整橇尺寸和重量，合理布置操作维修空间，否则会造成平台结构强度或刚度不足，增加平台建造投入。

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(WANG Wen-ruo，FU Xiao-hua，CHEN Xun. Manufacturing Inspection of Pressure Vessels on Offshore Fixed Platforms[J]. Ship & Ocean Engineering，2014，43(3)：195-197.)

[3] GB 150.1～150.4—2011，压力容器[S].

(GB 150.1～150.4—2011，Pressure Vessels[S].)

[4] ASME Ⅷ-1—2017，压力容器建造规则[S].

(ASME Ⅷ-1—2017，Rules for Construction of Pressure Vessels[S].)

[5] JB 4732—1995(2005年确认)，钢制压力容器——分析设计标准[S].

(JB 4732—1995(R2005)，Steel Pressure Vessels——Design by Analysis[S].)

[6] ASME Ⅷ-2—2017，压力容器建造另一规则[S].

(ASME Ⅷ-2—2017，Rules for Construction of Pressure Vessels，Division 2，Alternative Rules [S].)

[7] Q/HS 3042—2014，海上生产设施设计压力和设计温度确定的推荐作法[S].

(Q/HS 3042—2014，Recommended Practice for Determination of Design Pressure and Design Temperature of Offshore Production Facilities[S].)

[8] NACE MR0175—2015，石油和天然气工业 油气开采中用于含H2S环境的材料[S].

(NACE MR0175—2015，Petroleum and Natural Gas Industries—Materials for Use in H2S-containing Environments in Oil and Gas Production[S].)

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(HG/T 20582—2011，Specification of Strength Calculation for Steel Chemical Vessels[S].)

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[17] NB/T 47041—2014，塔式容器[S].

(NB/T 47041—2014，Vertical Vessels Supported by Skirt[S].)

[18] NB/T 47042—2014，卧式容器[S].

(NB/T 47042—2014，Horizontal Vessels on Saddle Support[S].)

[19] ASME B31.3—2016，工艺管道[S].

(ASME B31.3—2016，Process Piping[S].)

[20] API 520—2014，炼油厂压力释放装置的尺寸、选择与安装[S].

(API 520—2014，Sizing，Selection，and Installation of Pressure-relieving Devices[S].)

[21] 白秋云.国标与API标准中安全泄放量计算的比较[J].山东化工，2013，42(3)：80-82.

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KeyDesignPointsofSkidMountedPressureVesselonOffshoreFixedPlatform

LIUJia-yuan，WUXu-wei，LIUYu，HUMing-sheng
(Offshore Oil Engineering Co. Ltd.， Tianjin 300452， China)

The different characteristics and attention matters between the offshore skid mounted pressure vessel and the onshore pressure vessel in inspects of offshore environment，design idea，standards，codes，qualifications and certifications are introduced. The conversion method between 3S wind speed and basic wind pressure during the design process of offshore pressure vessel，the applicable standards of local load calculation of pressure vessel，and the principle of calculating the relief capacity of pressure vessel under different design system are focused on，and some methods are given to solve the other problems in design process，then took guiding effects on future pressure vessel skid design.

pressure vessel； offshore fixed platform； skid mounted system； design

1000-7466(2017)06-0034-05

2017-06-02

刘家员(1976-)，男，天津人，工程师，学士，长期从事海上压力容器设计和制造工作。

TH49； TQ050

A

10.3969/j.issn.1000-7466.2017.06.007

(张编)

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