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由于本标准中的设计都是基于上述每种极限状态下管道强度，因此属于极限状态设计方法。

4.1.2内压和外压设计

4.1.2.1内压设计

管道系统中任意点处的管道部件在设计和选取时，宜能够承受建造安装及操作工况下管道内外压 间的最大压差。 注：本章中使用压差的设计方法仅适用于管子或其他圆柱形壳结构，可能不适用于阀门或类似部件。 对于需要更多详细分析以评估内压和外压组合效应的部件，不在本标准范围内。 出油管道的最大压差可能由关井压力引起。这种情况的产生，通常是由没有关闭采油树、管汇或 井下安全阀上的阀门而直接关闭生产设施的阀门导致的。该状态也可能是由上述阀门泄漏或管道堵塞 所致。除非安装了过压保护设备或系统（参照SY/T10033）给排水图纸，否则设计中宜考虑关井压力工况。

4.1.2.2外压设讯

所有海底管道系统上的外压是海底管道设计中的一个重要考虑因素。从管道因承受严重弯曲 压力组合而发生屈曲的情况可以看出外部压力的重要性

设计宜考虑施加到管道上的动荷载及其产生的应力。动荷载可包括撞击引起的应力、海流该 激振动以及其他水动力荷载、地震活动、地层运动和其他自然现象。在建造安装期施加的荷载

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致管道产生弯曲、压缩和拉应力。这些应力和其他应力组合后会导致管道失效

4.1.6连接部件的相对运动

设计宜考虑部件的相对运动以及管道支撑结构相对于管道的运动带来的影响。 钢悬链线立管（SCR）的设计应满足API2RD的要求。设计宜包括悬链线立管允许运动幅值、避 免与悬挂于结构上的其他立管和锚链发生干涉。SCR的着泥点在其服役寿命期内可能每时每刻都在不 断改变位置，如果可以充分满足应变极限和疲劳寿命的要求，则该情况是可接受的。SCR着泥点运动 范围内不能存在任何杂物。

4.1.7.1外腐蚀裕量

4.1.7.2内腐蚀裕量

应对管道采取足够的保护措 管道内部腐蚀。宜考虑选取合适的管材、内涂层、注人缓蚀剂 或者以上几种方法的结合。选定的管道壁厚可能需要包含腐蚀裕量。腐蚀裕量的确定方法不在本标准 范围内。 宜定期评估缓蚀系统的有效性以保证系统按照预期运行。宜在最初的缓蚀系统中包含在役监测设备

本节给出了控制管道系统最大操作压力（MOP）和最大偶然压力的设计系数，以及这 别之间的关系（见图2）。

4.2.2最大操作压力（MOP）

4.2.2.1最大操作压力（MOP）极限

最大操作压力（MOP）不宜超过下列任何一项： a）任何部件的设计压力，部件包括管子、阀门和附属件 b）8.2规定的所施加静水试验压力的80%。

4.2.2.2偶然超压

偶然超压包含管道受到水击压力、非预期的关井压力或者是任何临时的突发情况。偶然 超过静水试验压力的90%。偶然超压可暂时超过最大操作压力，但是通常的关井压力不宜超 作压力 (MOP)。

4.2.3管道部件的压力等级

阀门、法兰以及其他的部件，其压力等级宜高于或等于对管道、出油管道的要求。

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注，参见9.2.2中的初级、次级超压保护装置设置。

在设计中，压力应解释为作用在管道内外壁的压差。 注：在一些规范中，最大操作压力（MOP）指的是最大内部地层压力。然而在这些规范之中，仍会允许考虑外 部压力，其中某些定义，例如静水试验压力就和本标准中的定义有所区别。参见C.2注。

4.2.3.2没有明确等级的部件

没有按照标准规格 B31.8的说明进行使用。非金属 物、填充物、密封圈以及热圈宜 不境相兼容的材料制成，

4.2.3.3具有不同最大操作压力管道的分段

在不同最大操作压力下作业的管道，在分段处宜安装隔离阀（或其他相关的部件），隔离阀的最 大操作压力等级宜与压力较高者一致。较低最大操作压力的分段在与平台相连处宜采用高压关断装置 进行保护，或者，如果分段止于岸上，宜采用卸压系统进行保护，使其免于超压。只有在阀门通信的 可靠性和启动动力得到充分保证的情况下，压力分段点处的阀门才可以采用自动或遥控操作。 对于上部结构有压力分段的管道，需要设置一个穴余关断系统，其中包括两个相互独立的隔离 阀，每个隔离阀宜有独立的压力关断控制开关，

4.3.1内压（破裂）设计

静水试验压力、管道设计压力以及偶然超压，都同时考虑了内外压力对管道的作用，这些压力不 应超过由下列公式所确定的数值（见图2）：

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f—一内部（破裂）压力设计系数，适用于所有管道；对于平管取0.90，对于立管取0.75； f 焊缝接头系数，适用于纵向焊缝或螺旋焊缝，参照ASMEB31.4或ASMEB31.8，只有系 数数值为1.0的材料才是可接受的； J一 温度折减系数，由ASMEB31.8确定【当温度低于121℃（250°F）时，该系数取1.0]； P一—偶然超压（内部压力减去外部压力），N/mm（psi）； P——管子规定最小破裂压力，N/mm（psi）； P。—管道设计压力，N/mm（psi）； P—静水试验压力（内部压力减去外部压力），N/mm（psi)。 规定最小破裂压力（P）由下列公式中的任意一个所确定：

P= 0.45(S +U) In O

4.3.1.2轴向荷载设计

由静态主要轴向荷载引起的有效张力（见4.6.2）不应超过下列数值：

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式中： A—管子横截面积，mm（in）； 4,—管子内横截面积，mm（in）； A。 管子外横截面积，mm（in）； 管子内压，N/mm（psi）； 外部静水压力，N/mm（psi）； T一—管子轴向（材料）张力，N（Ib）； Ter—管子有效张力，N（Ib）； T,—管子屈服张力，N（lb）； 0——管壁轴向应力，N/mm（psi)。 “有效”张力这一术语的物理意义与管道和其他结构物（如水下结构物、锚固点、铺管船悬挂段 等）之间的相互作用相关。作用在边界处的力总是表现为有效张力。对于管道的坐底部分，有效张力 随加载条件而变化。典型的，当管道刚安装到海床上时，有效张力就等于水平方向的残余铺管张力。 对于被完全约束的单根管道（例如远离端部的情况），有效张力为：

4.3.1.3组合荷载设计

4.3.1.4轴向压缩荷载与内压联合作用下的轴向压溃/破裂

轴向压缩荷载与内部压力荷载联合作用会导致材料应力超过管道的届服强度，有可能会由于 局部应变集中导致管道轴向压溃/破裂。深水J型或者S型铺设（见4.4.1）的双层管（PIP）

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由于内管和外管结构上并非连续连接在一起，上述联合作用的风险更为显著。在上述双层管结构的铺 管方法中，内管在铺设过程中可能没有支撑，不受拉力。所有的铺管张力荷载均由外管承担。内管必 须在海床着泥点处承受自身重力，会在此处产生一个总的压应力。因此，随着双层管逐步铺设到海床 上，内管上的受压荷载由内外管间的接触摩擦承担。铺管完成时，几乎整条内管上会有一个永久的压 应力，约等于水深×内管单位长度的重量/内管横截面积。在水深大于1500m的深水中，这个应力 能达到轴向屈服应力的25%~50%。 加上高温操作产生的轴向应力，最终的轴向应力可能会超过管道的屈服强度，在内管的薄弱部分 可能会积累过量的应变（应变集中），当管壁应变超过材料极限时，则会导致轴向压溃/破裂。更多 细节，参考OTC1806317]

4.3.2外部压力（压溃）设计

在建造安装和操作中，海洋油气管道会遇到外部压力超过内部压力的情况。静水压头引起的内外 压差会造成管道压溃。管道的设计需要有足够的强度以防止压溃，这其中需要综合考虑物理特性的变 化、椭圆度、弯曲应力和外部荷载等因素。组合应用公式（9）至公式（17）来进行管道的所有外压 设计计算。

4.3.2.2外部压力所致压溃

..................

f一一压溃系数： 对于无缝管或电阻焊管，取0.7； 对于冷扩管，例如双面埋弧焊管，取0.6。 冷扩管热处理到至少233℃（450°F）并维持几分钟，可以使压缩屈服强度得到部分恢复， 在某些情况下，能利用这一特性。如果热处理的温度和持续时间控制得当，可在为管道涂 敷熔结环氧涂层的过程中实现这一热处理。在这种情况下，压溃系数从0.6可增加到不超 过0.7。这一设计系数的增加宜通过试验进行验证。 P。—管子压溃压力，N/mm（psi）。 可用下列公式估算压溃压力：

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4.3.2.3由弯曲和外压组合作用引起的屈曲

弯曲应变和外压荷载的组合宜满足下式

E+PP≤ g(g) f.P.

+PP≤g(6) f.P

f一弯曲和外压联合作用下的压溃系数。 f.建议值:f=f/g (o)。 安装工况下，可考虑采用更高压溃系数，可达到1.0。无论。如何取值，都需要满足公式（9）的 玉溃条件。 注：本标准中采用压溃系数。的目的是保持DNV设计规范、本标准和API2RD（参考OTC13013）的一致性。 为了避免属曲，对弯曲应变作如下限制

式中 一钢管外径； d——卷简或定位器直径。

d pipe + drec

dpipe d pipe + drel

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而安装最大弯曲应变最终按下式计算

式中： SAF一应变放大系数（≥1.0)。 例如，对卷管铺设的保温出油管道，如果接头涂层的刚度小于管道保温层刚度，则接头处弯曲 应变会比&om大。同样地，若相邻管段的壁厚和屈服强度不匹配也会导致接头处应变显著放大。通 常情况下，需要进行更细致的分析，以确定一个适当的SAF值。宜避免卷管铺设管道的壁厚发生 突然变化。 安全系数f，和f,宜由设计者通过恰当考虑可能发生在安装弯曲应变ε，和在位弯曲应变,上的增 量幅值来确定。建议安全系数f，和f,取2.0。对于安装弯曲应变，在非正常工况下会显著增大的情 况，安全系数，可能会大于2.0；相反，对于弯曲应变定义明确的情况，安全系数f可能会小于2.0。

4.3.2.4扩展屈曲

过度弯曲或其他原因所导致的届曲可能会扩展（即沿管道“传播”）。海上油气管道可能会因为管 道的直径一壁厚比太高，从而在海水静水压力作用下引起扩展屈曲而导致失效。对于海底管道而言， 静水压力是导致届曲扩展的力，因此，评估屈曲扩展压力会有帮助。如果扩展屈曲是可能的，那就意 味着宜在设计中考虑防止屈曲发生，或者阻止其扩展。 止屈器可在以下条件下使用：

一屈曲扩展设计系数，取值0.80。 止届器的设计在InternationalJournalofMechanicalSciencesl4I与OTC10711[6|的文章中有描述。 止屈器是作为管道的一个组成部分连接或者焊接到海底管道上的设备，沿着管道相隔适当间距布置， 能够将压溃破坏限定在相邻止届器之间。止屈器间隔的恰当选择依赖于许多参数，如项目中备用管道 采购数量、安装方法、止屈器的成本以及安装止届器的管道焊接成本。

每底管道的设计宜考虑铺设过程中产生的力及其导致的应力和应变以及海洋环境产生的长期应 变。在许多情况下，如卷管安装，这些应变可能会限制最小屈服强度（SMYS）的选择以及管 厚。当动态荷载是考虑因素时，则需要进行管道和立管的疲劳分析

4.4.2管道和立管的安装

#常的铺设方法如下： 传统铺设，也称为S型铺设，其中管道在铺管船上接近水平位置，在水平张力和托管架（ 供支撑以限制弯曲）组合作用下进行铺设，

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b）垂直（或接近垂直）铺设，也称J型铺设，其中管道是通过铺管船上的升降塔，利用轴向张 力进行铺设（具备托管架或不具备），可保证在海面处不会出现上弯点。 c）卷管铺设，其中管道是位于较远的位置，并缠绕到铺管船上的大半径卷筒中，然后利用轴向 张力抽出（具备托管架或不具备），通过铺管船的反向弯曲使管道矫直。 d）拖管铺设，通过拖拉把管道从较远的组装位置运到安装地点，可以在水面上拖管、控制在水 下某一深度拖管或者在海底拖管。

4.4.3水动力稳定性

海底管道会承受波浪和流的作用力。平置于海床上的管道会产生升力和拖更力。对于不平整海床 二管道悬空段，由于漩涡脱落会导致振动产生。宜依次假定以下工况进行这些力的评估： a）管道是空的（安装工况）。 b）管道内充满介质（操作工况），或者。 c）管道内充满海水。 波流引起海底水体流动从而在海底管道上产生升力和拖电力，如果没有一个约束力来抵消，则会 导致管道上产生超应变、海底管道反复侧向运动引起的疲劳破坏或者对其他管道、结构物或底部物体 造成损害。通常情况下，约束力取决于海床上管道的重量。通常通过管道壁厚、涂层厚度和密度或者 宗合二者来控制管道重量。若海底条件和水深允许，管道锚固或者加配重块都是可选的有效方案。将 管道完全或者部分埋入海床之下，也是改善稳定性的选择。 AGA的2级或3级分析可用于海底管道的坐底稳定性评估。 特殊地理环境受制于自然现象，可能会使铺设其中的海底管道受到非常规荷载。海底管道的设计 宜考虑这类力对其稳定性和安全性的影响。 自然现象及其对海底管道的影响列举如下： a）地震可能使一些海底沉积物发生液化。其结果是，管道可能会趋于下沉或上浮，这取决于管道 相对于液化后海床土的相对密度。由于地震后断层海床抬升，地震还可能导致管道发生悬跨。 b）飓风、龙卷风和台风可能会导致海流作用力增高、产生大的周期性波浪力，两者共同作用或 者单独作用都会导致某些海底沉积物发生液化或得到削弱。其结果是，管道可能趋于下沉、 上浮或侧向移动。 c）海底发生整体运动（如泥石流或海底沉陷）可能使管道受到巨大的侧向力。其结果是，由于 运动的沉积物被有效液化，使得管道趋于下沉、上浮或侧向移动。 d）沉积物移动或由底层海流和/或波浪运动导致敏感土壤发生冲刷，则会导致全埋或半埋管道 裸露，丧失土壤约束或增加自由悬跨。 在管道非埋设的水深至水深200m，宜对这些区域的恶劣底层海流和潜在土壤不稳定性进行评估， 从而确定管道设计是否需要采取额外措施，例如增加配重层重量、增加管道壁厚等。 对某确定的海底管道和地理位置而言，有时不可能对这些自然现象的影响进行量化评估。此时宜 考虑修改设计，在潜在的海底运动区域周围重新进行管道路由设计，即便原设计方案对其他要素而言 都是最优的。在极少见的情况下，可能配重或挖沟埋设并不是适用的解决方案（例如在固体岩石表面 或海流速度极高的浅水区域），错固或增加管重可能成为可行的附加或可选方案。

宜对海底管道无支撑悬跨的长度加以控制，以防管道出现过大的荷载或变形！

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4.4.4.2 重量、压力和温度对悬跨的限制

4.4.4.3游涡脱落对悬跨长度的限制

波浪和海流引起的海水横向流动会使得海底管道悬跨上产生一种通常称之为“漩涡脱落”的现 象。由于脱落漩涡交替改变管道上下压力，因而会导致管道产生振动。当悬跨的固有频率接近漩涡脱 落的频率时，则管道上可能会发生大幅振动。 涡激振动（VIV）的详细评估方法不在本标准范围内，涡激振动（VIV）分析的详细指导说明在 SY/T7056—2016中有阐述。 在预见有悬跨的地方，可以采用更严格的环焊缝接受标准，来提高悬跨管段的抗疲劳性能。可以 在铺管中或铺管后，在确认跨越位置安装涡激振动抑制装置，如螺旋列板或直板。对安装在带熔结环 氧（FBE）涂层的管道上的列板，在设计时，列板材料宜采用“阴极保护（CP）一多孔”设计，以防 上阴极保护屏蔽效应。其他方法，例如水力喷射管端使其沉人土壤，从而减小悬跨长度，以及在不连 续点上施加管道支撑以减少受影响的长度，也是降低涡激振动对悬跨影响的有效方法。

现场冷弯是可接受的，只要其弯曲半径在表1所列限值范围内，同时弯管满足4.3.2的 曲准则。

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表1现场冷弯管的最小半径

静态主要轴向荷载（例如，悬链线立管的顶部张力）宜被限制在管子屈服拉力的60%以内。位 移控制工况不受此限制，例如J形管的弯曲、悬链线立管的弯曲以及约束荷载，但其应变宜在允许的 范围内。具体设计准则可参照API2RD，ASMEB31.4和ASMEB31.8。

内部压力和主要轴向荷载的组合荷载对功能荷载来说宜限制在90%以内，对极端荷载来说宜限 制在96%以内，对水压试验荷载来说宜限制在96%以内【见公式（8）]。

见8.2.4对水压试验荷载的限制。

见8.2.4对水压试验荷载的限制。

4.7阀门、支撑部件和配管

4.7.1阀门、配件、连接器和接头

如果相邻管道、阀门或配件的壁厚是不相等的，输液和输气管道在管接头的焊接宜分别遵循 ASMEB31.4和ASMEB31.8的要求。公称尺寸（NPS）≥4in的工厂制造的弯管和弯头，应从距起弧 点弧长50.8mm（2in）以外横向截取管段，用于改变方向。 在阀门、管件和接头的密封设计中宜考虑外部压力。对深水管道而言，外部压力可能会超过管道 内部工作压力。密封设计还需要考虑可能产生内部运行压力频繁变化的工作条件，该条件下，同时伴 有外部高水压，会导致密封机制上压力频繁转向。 凡清管装置通过的地方，所有阀门应为全通径设计。 宜考虑介质流向改变处的磨蚀效应

管道的支撑、支架和锚固设计对于输液管道宜遵循ASMEB31.4的规定进行，对输气管道宜遵循A 1.8的规定进行。特别地，所有可能与浮式船体有接触的立管都需要进行立管防护的设计和安装。 暴露在海上交通潜在影响区域的立管宜安装立管保护。立管保护设计宜针对一定船舶大小和 度提供冲击保护。立管保护设计还宜考虑冲击荷载传递到平台结构的影响。在一些情况下，如

钢筋标准规范范本SY/T73922017

管处于平台结构构件内部时，平台结构本身也可作为立管保护

4.7.3支撑和约束设计

支撑和约束的设计宜采用SY/T10030的最新版本。

辅助油气和仪表配管的内部包含管道介质，其设计和建造对输液管道而言，宜与ASMEB

海底管道的路由选择宜根据有关图表、地图及其他相关信息资料以及4.8.2中所述的区域危害调 查的数据进行全面分析。在任何可能的情况下，所选择的路由宜避开锚地、既有的水下物体如沉船和 桩、活动断层、露出地面的岩层、化学合成物聚集区、滑坡地区。路由的选择宜考虑安装的可操作 性，并宜尽量减少安装应力。管道的路由宜以合适的比例显示。

4.8.2初步环境、水深和水文地理调查

为了对海底管道的路由进行较好的选择，宜进行现场危害调查，以判断潜在的危险安全标准，如沉船、打 桩、井、地质和人造结构、潜在的滑坡和其他管道。宜明确底部地形和地质特征以及土壤特性。宜得 到该区域的正常和风暴环境下的风、浪、流及海洋活动数据。当区域内的土壤特性是设计因素之一， 而在之前的操作或研究中并未充分界定底部土壤特性，则宜现场取样。请参考相应的监管机构对危害 调查的最低要求。