SYT 0305-2021 滩海管道系统技术规范-PDF解密

中华人民共和国石油天然气行业标准Technicalspecificationofpipelinesystemfo2021—11-16发布2022—02—16实施I前言 12规范性引用文件 13术语和定义 2 34.1通则 34.2流体分类 34.3位置分类 34.4安全等级 44.5可靠性分析 4 55.1通则 55.2路由选择 55.3路由勘察 66环境与荷载 76.1通则 76.2功能荷载 76.3环境荷载 96.4建造荷载 6.5干涉荷载 6.6偶然荷载 6.7设计荷载效应 7极限状态准则 7.1通则 7.2压力试验原理及准则 7.3设计方式 7.4极限状态 207.5特殊考虑 29 328.1在位状态下的管道系统 8.3安装状态下的管道系统 33Ⅱ8.4管道的安全设置 9管线管 349.2材料 9.3碳锰钢管线管 9.4尺寸、重量和长度 409.5补充要求 439.6其他金属材料 10.1通则 4510.2通用材料 4611管道防腐和配重层 47 47 12.1通则 12.4进场管线管检验 5413.1通则 13.2管道路由控制 5513.4管道安全系统的安装、调试 14最终检查和完工试验 58 14.3交工技术文件 附录A(资料性)波浪冲击 附录B(资料性)膨胀分析 66本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》给出的规则起草。本文件代替SY/T0305—2012《滩——增加“安全等级划分”一章(见第4章);——重新编写“环境与荷载”章节内容(见第6章，2012年版的第5章);——增加“极限状态准则”一章(见第7章)——将“设计”更改为“管道系统设计原则”(见第8章，2012年版的第6章),删除“一般规定”(2012年版的6.1),删除“管道附件”(2012年版的6.4),相关内容合并到“管道部件、设备和结构零部件”章(见第10章);——修改“管道系统设计原则”章中“安装状态下的管道系统”和“管道的安全设置”内容(见8.3和8.4,2012年版的6.3和6.6)——修改“管道部件、设备和结构零部件”中设计要求包括的规范(见10.1.1,2012年版的8.1.1),“材料特性”中温度对材料特性影响的内容(见10.3.4,2012年版的8.3.4);——修改“管道防腐”和“配重层”内容(见11.1和11.2,2012年版的9.1和9.2);——删除“管段陆上建造组装”中“进场管子质量要求”内容(2012年版的10.2);——修改“管段陆上建造组装”中“焊接工艺评定”和“焊接和检验”内容(见12.5.3和12.5.5,2012年版的10.3.3和12.3.5);——修改“管道滩海安装”中屈曲检测器直径的要求和焊缝无损探伤检验的要求(见13.3.4和13.3.6,2012年版的11.3.6和11.3.8)——删除了“风荷载”(见2012年版的附录A);——删除了“流体动力系数CD、CM、CL取值”(见2012年版的附录B);——删除了“群桩干扰系数K,和遮帘系数K₂取值”(见2012年版的附录C);——删除了“海流引起的旋涡分离现象”(见2012年版的附录D);——删除了“屈曲计算”(见2012年版的附录F);——删除了“压力试验报告”(见2012年版的附录G); 本文件起草单位：中石化石油工程设计有限公司、中石化胜利油建工程有限公司、中国海洋大本文件主要起草人：陈同彦、王雷、冯春健、刘锦昆、张千昌、张先锋、贾永刚、李昕、张克1滩海管道系统技术规范本文件适用于滩海区域输送石油、天然气或水的钢质管道系统的设计和施工，输送其他介质的滩2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适GB/T8923.1涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第1部分：未涂覆过的钢材GB/T9711—2017石油天然气工业管线输送系统用钢管GB/T21447钢质管道外腐蚀控制规范涂装前钢材表面处理规范石油天然气金属管道焊接工艺评定天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的金属材料技术规范滩海环境条件与荷载技术规范滩海石油工程外防腐技术规范滩海石油工程保温技术规范ISO13588焊缝无损检测超声波检测自动相控阵技术应用(Non-destructivetestingofwelds—Ultrasonictesting—UseofautomatedphasedaraytechnologISO15156-1/NACEMR0175石油和天然气工业含H₂S的石油和天然气生产环境中适用的材料第1篇：抗裂材料选用的一般原则(Petroleumandnaturalgasindustries—MaterialsforuseH₂S-containingenvironmentsinoilandgasproductionf2cracking-resistantmatISO21809-5石油和天然气工业管道输送系统中使用的埋地或水下管道的外部涂层第5pipelinesusedinpipelinetransportationsDNVCN30.6海洋结构物的结构可靠度分析(Structuralreliabilityanalysisofmarinestructures)DNVGL-RP-F204立管疲劳(Riserfatigue)3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。潮上带、潮间带和极浅海的总称。滩海范围内连接平台与平台或其他滩海设施间的管道，潮上带、潮间带和极浅海与岸连接的管道滩海管道系统pipelinesystemforbeach-shallow位于滩海用来输送石油、天然气或水的钢质管道工程设施所有组成部分的总称。连接滩海管道与平台或其他水上设施的管段。能够吸收滩海管道膨胀或收缩的管段。能够保持输送介质温度，且结构为两层钢管的管道。设计压力designpressure3本文件滩海管道系统结构设计采用荷载和抗力系数设计方式(LRFD)。荷载和抗力因子根据不同表1流体分类类别AB常温常压下易燃的和(或)有毒的液体，如石油产品和甲C常温常压下非易燃的、无毒的气体，如氮气、二氧化碳、D无毒的、单相的天然气E易燃的和(或)有毒流体，在常温常压下是气体，以气体和(或)液体输送，如氢气、天然气(不包括D类的)、乙烷、乙烯、液化石油气(如丙烷、丁烷)、天然作业经验进行操作运行时，可按危险性类别C进行设计，否则宜按类别E进行设计。输送二氧化碳管道的位置分类定义见表2。定义1沿管道无人类经常活动的区域(包括预期)2分析确定；如果没有进行风险分析，上述区城周围水平距离44.4.1管道应根据潜在的破坏后果按照不同安全等级进行设计。安全等级根据管道所处的阶段和位置确定，安全等级定义见表3。表3安全等级分类安全等级定义低中破坏后对人类伤害风险低，对环境污染影响小或有大的经济和政治影响高破坏后对人类有伤害风险，对环境污染显著或有非常大的经济和政治影响4.4.2安全等级宜按表4确定。根据管道破坏的条件和严重性，安全等级也可按其他等级进行分类。当管道的破坏后果可能比一般情况更加严重时，应根据总体安全性需要，选择高一级的安全等级。表4安全等级的一般划分阶段1212临时3,6低低低低低中中直到预调试前的施工阶段(临时阶段)一般为低安全等级。对于调试后的临时阶段的安全等级，应对失效后果作具体分析后确定。可采用高于低安全等级的级人口密度达到或者大于250人/km²的区域的近岸段及陆上段，安全等级应采用非常高等级或者更特殊的安全等4.5.1下述条件下，可使用公认的结构可靠性分析方法(SRA)代替LRFD法：——分析方法遵守DNVCN30.6。——该方法已证明能够给本文件指明的类似情况提供足够的安全性。4.5.2名义目标失效概率水平，即一年周期内发生一次失效的概率应根据表5中的失效类别和安全等级确定。安全等级低中高10-⁵~10-⁵10-⁶~10-⁷10-⁷~10-85安全等级低中高注：极限状态分类见7.4.1.1。²承压(壁厚设计)的失效概率一般要低于表中给出的总体ULS准则一至两个量级。6运行期最后一年或检查之前所采用的检查原理可有效控制失效概率。每条管道由10到10~³)。5路由规划5.1通则滩海管道系统(以下简称管道系统)路由规划中的路由走向应根据工程建设目的，并至少结合该系统所处以下条件综合比选后确定。a)自然环境条件，主要指风、波浪、海流、潮汐、冰情、地震与海啸、环境温度(海床、海水、大气温度)、海生物、滩海水质及底质、滩海底部地形地质及土壤特性(含腐蚀性、导电率)、海床沉积及其活动等。b)海洋开发活动，主要有路由区的渔业活动、矿产资源开发、交通运输、各种管道和电缆的分布、军事特别区、海洋自然保护区、旅游区、倾废区的分布等。c)区域性规划，主要指所处位置及其附近海域的综合利用规划、工程设施规划和滩海油(气)田总体开发与油(气)田内部各类设施与装置的规划等。5.2.1滩海管道(以下简称管道)线路位置宜选择在地形平坦且稳定的区域，力求平直，对已选定的线路位置应设置适当标记，并按5.3的规定进行路由勘察。5.2.2管道路由应结合船舶运输、渔业活动、海产养殖、海上建筑物、不稳定海床、不稳定流、地震活动、障碍物、废物废军需品等堆放区、矿业活动、考古场地、军事禁区、环保活动、管道登陆点状况、现有管道、电缆或其他设施等对管道系统的影响确定。路由选择应避开船舶抛锚区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、浅层气、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲淤区。当不可避免时应采取防护措施，并应选择合适穿越位置，缩短通过距离。5.2.3新设计管道距原有管道及其他海洋结构物或海上设施与装置的距离应符合下列规定。a)管道与海底障碍物、危险物的距离应根据障碍物的影响范围、对管道建设和后期维护作业的影响、采取的防护措施等因素确定，开阔海域一般不宜小于500m。距原有管道或电缆水平距离应根据铺设期作业、后期维护作业等需求及区域海域使用要求等情况确定，一般不宜小于b)管道路由穿越锚地附近时，管道轴线距离锚地最近边缘距离不宜小于500m。当不能满足上述要求时，应与相关管理部门协商确定，并按8.1.8要求进行管道防护。6c)管道路由与桥梁、隧道并行时，其轴线距离桥梁、隧道最近边缘距离不宜小于100m;采用定向钻施工方式时，距离桥梁墩台冲刷坑外边缘不宜小于10m,且不应影响桥墩台安全，距离水下隧道的净距不宜小于30m。当不能满足上述要求时，应与相关管理部门协商确定。d)处于滩海油(气)田内部的管道与原有管道及其他海工结构物或滩海石油设施之间的水平距离，应保证管道在铺设、安装时不危及原有海工结构物或滩海石油设施的安全，也不妨碍预e)处于电流干扰区的管道路由布置应符合GB/T21447的有关要求。5.2.6同沟(槽)敷设的管道之间应留有足够的空间，以便管道敷设及后期维修。5.3.2.1沿线地形勘测方法和要求应符合GB/T17502的有关规定。5.3.2.2路由勘测走廊带在轴线两侧的宽度和精度应满足管道正常施工和在位状态下安全的需要，并考虑管道轴线有可能调整的余地。一般在轴线两侧的宽度宜取250m,精度宜采用1:5000~1:2000,对于平台或其他滩海设施附近、障碍物分布区、海底地形显著变化区等一些需详细勘测区域，宜采用1:500～1:200水深地形。5.3.2.3查明路由沿线海底障碍物可与路由沿线地不稳定边坡、潮沟及河流入海口、冲刷和淤积等特殊海床地形及其变化内试验等方法取得，还可从地质调查、海底地形测量、潜水触摸、生物调查和化学分析等方法取得必5.3.3.2应对开挖和(或)埋设作业的难易程度、土壤滑塌或液化的可能性、冲刷或淤积的可能性等研究，可能包括：——增加物探勘察；——泥火山或凹坑活动；——浅层气可能引起的地质灾害；7——地震灾害；——地震断层位移；——土壤边坡失效的可能性；——风暴作用下海床土液化；6环境与荷载——运输；——安装；——充水；——系统压力试验；6.1.3作用于管道上的荷载可分为：功能荷载(包括安装状态和在位状态)、环境荷载、干涉荷载及含盐量、含氧量、pH值、电阻率、海流及海生物活动等对管道系统腐蚀控制和保护系统的含量：a)硫化氢和其他硫化物；b)二氧化碳；——重力；——由安装船舶产生的反作用(例如：张紧器、托管架/支撑滚轮等);——外部静水压力：8 ——运行期间最大和最小设计温度(100年重现值);按公式(1)至公式(3)计算：P=B+pcoat*g·(hu-h) (1)P=R+p*g·(h-h) (2) he——参考点的高程(向上为正),单位为米(m);h——局部压力点的高程(向上为正),单位为米(m);9式(4)]:a)单位长度上水平波浪力的计算同公式(4);b)单位长度上升力左可由公式(5)确定：DNVGL-RP-C205确定。b)由于冰融化后，冰块移动时产生的撞击力；c)由于冰的膨胀产生的作用力；6.3.5.3在风和流的作用下，大面积冰原挤压立管所产生的冰荷载F可由公式(8)计算：F=mlfoDh………(8)式中：F——作用于立管上的冰力，单位为千牛(kN);I—嵌入系数；o₄——冰的无侧限压缩强度，单位为千帕(kPa);h——冰的厚度，单位为米(m)。嵌入系数和接触系数的乘积由下面的经验公式(9)确定I:f=3.57p1/D:……公式(9)中h和D的单位为厘米(cm)。6.3.6.2应分析埋地管道由管道长度方向上地震波相位差、波形变化引起的过大轴向和弯曲应力及6.3.7.2对同一管道系统的不同构件或管段(管道、立管)及其所处不同状态(运输、拖曳、铺设、吊装、连接、埋设、试压、检测)应采用实际可能同时出现的最不利荷载组合。在组合时，当水深影6.3.7.3对采用相关重现期的最不利的荷载效应组合，当不同的荷载分量(例如风、浪、流或冰)之间的相互关系未知时，可使用表6中的特征环境荷载组合。当设计使用年限不大于20年时，极端环境主荷载分量的重现期可根据设计使用年限的2～3倍确定，但不应小于50年。6.3.7.4天气受限或持续时间小于6个月的工况荷载条件可按临时条件考虑，超过6个月小于1年的6.3.7.5对于小于72h的临时条件，采取工程限制措施后，设计荷载条件可取作业期预定持续时间的3倍，且不应少于3个月。风冰临时条件11111111应特别关注由地震引起的潜在波浪和海流。——管线管的运输荷载；——管线管的搬运；——静态和动态的安装荷载；——登岸处拖拉、对接、挖沟等；——压力试验；——调试，如由于真空干燥增加压力差；所产生的力。当可能性小于一百年一次时，可考虑为偶然极限状态，按7.4.10进行校核，否则应采用6.4.4由几何公差、极端公差引起的建造荷载可采用组合公差的平均值±3个标准偏差。6.5.1干涉荷载指由第三方活动作用在管道系统产生的荷载。典型的干涉荷载包概率小于10-²时，此种荷载应作为偶然荷载，见6.6。a)拖网撞击：即来自拖网板或梁初始的撞击，撞击可能b)拖越：常指拖网从管上拉过。荷载由拖网绳、拖网板或拖网架在管道上滑动时引起。通常该c)勾住：即拖网板滞留在管道下面且呈极端情况，此时，作用在管道上的力与拖缆的破断强度6.5.5至少应根据以下因素确定冲击能量：——拖网渔具的质量和速度；管道涂层和管道壁厚凹陷试验应根据冲击能量的大小确定相关试验参数。绑扎管应能抵抗拖网6.6偶然荷载a)极端波浪和海流作用；b)船舶冲击或其他飘浮物(碰撞、搁浅、下沉);d)偶然性超压；e)海床泥土滑移；f)爆炸；g)火灾和热流；h)湿式屈曲引起的偶然性充水；i)操作失灵；j)锚的拖拉。6.7.2.4100年重现期的最不利荷载效应由极端功能、极端环境、极端干涉或偶然荷载效应控制，宜采用表7的特征荷载效应。6.7.3.2设计荷载以公式(10)的形式表示：100年b1年相应的不应用相应的“100年d相应的不应用相应的“相应的不应用相应的相应的相应的不应用相应的相应的相应的注：特征荷载定义：n年——在n年内最可能的最大值；UB——上限；BE——最佳估内部压力等于局部偶然压力，同时与其他功能荷载预期的d定义见6.3.7——循环功能荷载作用(启动和关停，应代表压力和温度循环);——随机环境荷载(如波浪和海流谱，应采用用于疲劳损伤的保守压力和温度);具体形式表示为公式(11)至公式(13):Ma=M·YF-Yc+Mg·Pa+Mh·Ye+M₄·Ya·Ye (11)Ea=Eg·Yp'Yc+Ee·Ye+Er'Yh'Yc+Ea'Ya'Yc (12) 作片SLS与ULS系统校核t如果功能荷载效应降低了荷载组合效应，则γ应取1/1.1。表9条件荷载效应因子(γ),单位为平方米(m²);,单位为平方米(mf)。,单位为平方米(m²);,单位为平方米(mf)。式中H是有效(残余)铺设张力。有效残余铺设张力可通过比较铺设后调查数据与有限元分析6.7.4.8在线弹性应力范围内被完全约束的管道有效轴向力为[公式(17)]:S=H-△p·A·(1-2v)-As·E·a·△T (17)H——有效(残余)铺设张力，单位为牛顿(N);7.1通则A≥Qg压力(对安全等级中和高)的1.15倍(假定试验介质密度高于ay倍的运营阶段介质密度)。抗力Ra[公式(19)]。下标i表示不同的荷载类型。7.3.2.1设计抗力Ra按公式(20)计算：R——特征抗力；f——特征材料强度，见公式(21)和公式(22);t——特征壁厚，见表14;6——加载前管道的椭圆度；7.3.2.2管道的椭圆度按公式(31)取值。不考虑小于0.5%的椭圆度的情况，椭圆度超过3%应按照7.3.2.3材料抗力因子γ在表10中定义。7.3.2.4根据可能的失效后果，管道的安全等级见4.4。安全等级抗力因子反映安全水平，取值见表11。对于位移控制极限状态，不同安全等级相应的应变抗力因子取值见7.4.6.7、7.4.6.8和表17。安全等级低中高承压能力0对于系统压力试验，材料强度因子αu应等于1.00。无论是否满足9.5.5中补充要求U,材0对位置分类为1的管道，可取安全等级为“中”的抗力因子(1.138)。在其不连续处(例如现场节点)可能会增大管道的应力或应变时，计算时应采用涂层增强后的有效抗7.3.3.2极限状态准则中使用的特征材料强度值ξ和6按公式(21)和公式(22)计算： f=(SMYS-f,mep)·au (22) 表12材料强度因子αu因子对于系统压力试验，au因子应取1.00。表13最大制造因子Qm管件无缝管UO&TRB&ERW&HFW管7.3.4.1本设计准则采用两个不同的特征壁厚(x和)。当失效可能发生在截面最薄弱处时，使用厚度h;当失效可能发生在极端荷载作用下的平均壁厚位置处时，使用厚度s,见表14。4tbt段减去腐蚀量。用于考虑腐蚀的工况。安全等级、位于2区的管道最小公称管壁厚度为12mm。对直径小于219mm(8in),最小壁厚可以更——焊接几何形状(如高/低);——焊接材料特性；——焊接附着物(如阳极)。7.3.5.2应变集中分析时应对以下情况的影响进行分析：——安装期间由于节点涂层的涂敷施加的高温导致现场节点处屈服应力的——实际材料屈服应力的变化和管节点之间应变硬化及焊缝金属的材料特性离散性；——管节点间横截面面积(实际直径或者壁厚)的变化；7.4.1.1针对所有相关阶段和第6章所列工况，在设计时应对所有相关极限状态(失效模式)进行分7.4.1.2管道极限状态的校核分为不同的工况。工况和极限状态的对应关系可参见表15。断裂屈曲扩展凹坑√√√√√√√√√√√√√√√√√√自由悬跨√√√拖网/第三方活动√√√√√√整体屈曲√√√√通常作为一种简单使用，以避免校核每种相关的极限状7.4.2.1承压应满足公式(23)和公式(24)给出的准则： (23) (24)am——工厂压力试验因子，见表16;表16压力试验因子低中高公式(24)由5代替t,当使用公7.4.2.2承压抗力a(t)由公式(25)公式(24)由5代替t,当使用公式(34)时由t替代t。 (25) (26)——系统压溃(仅外压);——扩展屈曲(仅外压);式中：Bm——可能承受的最小内部压力，对铺设后管道通常取值为零。7.4.4.2对外压的特征抗力(p)(压溃)应按公式(28)至公式(31)计算，式中t应由设计准则中 (28) (29) (31)式中：Pa(t)——弹性压溃压力；B(t)——塑性压溃压力；6——椭圆度，不小于0.5%,包括在建造阶段产生的椭圆度，但不包括由外部水压力或者弯矩所aam——制造因子，见表13;除非发生局部弯曲，否则不会开始扩展屈曲。管道承受的外压应不超过公式(32)给出扩展屈曲准则：扩展压力p按公式(33)计算：公式(33)中，15<D/t<45。7.4.6.1不同的荷载条件：——荷载控制条件(LC条件);——位移控制条件(DC条件)。M——设计弯矩；S(t)=f·π·(D-t)·tS(t)=f·π·(D-t)·t (35)M₀(t)=f·(D-t)²·t (36) (38) S、M,——管道的塑性能力，定义见公式(35)至公式(39);公式(34)的适用条件为：15≤Dt≤45,R>R,|Sa/S<0.4。塑性弯矩能力修正中，定义见公式(41)至公式(43): P——特征压溃压力，公式(27)基于厚度式(40)。 (45) (46)Ea——设计压应变，见公式(12);DIt表17应变抗力因子(y)安全等级低中高 D·DEF≤1.0 (49)安全等级低中高36RP-F204中给出。当采用SY/T7056进行疲劳计算时，由于其所有疲劳损伤可能是由涡激振动引起7.4.8.12在项目初始阶段应确定表18中设计疲劳寿命的不同阶段的划分，在寿命期内应基于最高安全等级。可按安装、铺设后和运行分别为10%、10%和80%划分，但需要依赖于不同阶段疲劳能力的需求。对于在运行期对疲劳抗力需求有限的位于海床上的管道(如无自由悬跨或埋设管道),安装、铺设后和运行的划分可以为80%、10%和10%。7.4.8.13疲劳强度分析的推荐作法在SY/T10049中给出。环境条件和荷载的推荐作法在DNVGL-总名义应变累计塑性应变作为可选项，环焊缝的允许缺陷尺寸可按SY/T100应按SY/T10037—2018附录A或注：应变水平应参考NDT后的。7.4.9.2高压下输送气体或气液混合物的管道系统，应满足如下条件，以具有足够的控制塑性断裂抗力：——足够的DWTT剪切断口面积，——降低应力水平——使用机械止裂器；设计解决方案应由基于相关经验和(或)适合试验的计算来证实。当管道的设计环向拉伸应力低于f的40%时，可不需应用止裂特性的要求。液态输送CO₂的管道考虑控制塑性断裂评估。补充要求(9.5.2)的材料可认为有足够的抗力来控制塑性断裂的扩展。对于小于10m水深和陆地要求的夏比V型缺口冲击吸收能应特殊考虑。7.4.9.4对于双相不锈钢、13Cr马氏体不锈钢或其他对HISC敏感诱发HISC。双相不锈钢设计的推荐作法在DNVGL-RP-F112中给出。7.4.10.1可通过直接计算荷载对结构施加的效应或者间接地按结构允许偶然荷载设计来进行抗偶然载的整体名义失效概率公式为(50):式中：Rp——损伤事件i的失效概率；b——损伤事件i一年内的概率；7.4.10.5如果运用非线性和动力有限元方法分析，则应保证所用模型和程序充分考虑系统性能和局部失效模式(应变率、局部屈曲、节点超载和节点断裂等)。7.4.10.6可按表20进行偶然荷载的简化设计校核。简化设计校核应在上述总和的基础上进行评估，以证明整体破坏概率与第4章中的目标值一致。发生的概率R²中安全等级高安全等级偶然荷载可认为和环境荷载相似，可采用与ULS设计校核类似的方法评估7.4.11.1管道系统不应发生过度椭圆化。由弯曲和点荷载产生的残余扁平率加上制管时产生的不圆度不能超过3%,定义见公式(51):——在弯矩抗力中已包括了相应折减；——满足了几何约束，例如清管要求；——已经考虑了椭圆化产生的附加循环应力；7.4.12.1应对由循环荷载导致直径的增加或椭圆度(棘轮效应)而引起的累积塑性变形进行分析。7.4.12.2下列情况下，应对管道在启动或关断中可能发生的累积纵向应变(管道行走)进行分析：——受拉力影响的管道(如连接到SCR)。H——永久塑性凹坑深度；n——使用因子，在表21中给出，荷载效应因子表21冲击的使用因子(η)010⁴~1——荷载持续时间与历史效应(例如安装过程中的竖向支撑反力和水平运动);——钢管单位重量的变化(如空管，注水与操作工况);——循环荷载效应(包括由钢管直接作用和水动力荷载作用)。估计值与土壤抗力最大与最小值的关系应作为确定最恶劣工况的剪切强度的影响因素之一，并考虑所7.5.1.7对于涉及或者允许有大位移的极限状态(如横向牵引、膨胀弯的管道膨胀，整体屈曲或在海底允许的位移等),土壤所受的荷载将远远超过其破坏荷载，并涉及大的非线性、土壤的重塑、土壤7.5.1.8对于埋设(挖沟或/与砾石覆盖)且易于受整体屈曲影响的管道，应分析其上拔抗力与可能模拟管道与土壤的相互作用。无论是以理论还是经验为基础的方法都有局限性，予以充分认识。从需要解决的问题向计算模型的简化过程中，要谨慎使用未经文献证明方法有效的推7.5.3.1除了允许的横向或垂向移动、热膨胀及安装后有限的沉降量，在管道安装后的整个寿命期内，其位置不应发生移动(包括腐蚀或侵蚀引起的金属损失)。至少应根据以下因素确定管道允许的移动值：——管道的局部屈曲、疲劳与断裂——支撑的几何限制；7.5.3.3除非有文件证明管道的负浮力要求可降低，否则管道的相对密度应满足公式(53),以避免式中：Y——重量安全因子，取1.1;7.5.3.4对于埋设管道，应校核其下沉或漂浮的可能性。下沉校核时宜采用管道中的最如管道充水工况，而上浮校核宜采用管道的最小介质密度，如管道空管直T型三通和阀门应做专门分析。如果土壤将发生或可能发生液化，应采取处理措施，或者证明下沉于低剪切强度的土，可以考虑土压力对管道的影响。对于黏性土，可采用公式(54)至公式(56)(参见OTC2277)进行校核：其中： y——土壤的饱和容重，由公式(55)计算；w——土壤含水量，用百分数(%)表示；7.5.3.9在邻近平台/结构物(例如立管连接点)和管道改变方向处(例如在分支管处)应允许管道——海床运动移动引起管道的局部屈曲与压溃等；——间接影响(如从属结构物运动所引起的);——砾石支撑的失效；8.1.1管道和立管应满足第7章的极限8.1.2当滩海管道采用水平定向钻方式穿越时，除应满足本文件的要求外，还应遵守SY/T6968的b)埋入海底，在考虑路由区域冲淤趋势的基础上，管道埋深应保证整个管道运行期内管顶埋深不小于干涉荷载和偶然荷载(如拖网干涉、抛锚、船舶冲击和落物等)防护和防止热隆起屈曲要求的深度，且不宜小于1.5m;c)砂石等回填覆盖；8.1.8海底管道穿越锚地附近，若其轴线无法满足距离锚地最小边缘500m的要求，应按与锚地等级8.1.10若管道在运行过程中出现海底冲刷而产生悬空或立管支撑失效时，应分析因海流及波浪诱发8.1.11若管道在运行过程中出现裸露或埋深过浅，应根据路由区船舶活动、管道稳定等方面的要求的规定。保温管道可采用由钢质内管、保温层和钢质外管组成的双层管结构，也可采用不设钢质外管位状态下保温层不被破坏，且与其他材料同时使用时不存在相容性问题。隔热求并经综合技术经济比较后确定。隔热层材料应具有导热系数小、吸水率低热性能好、不易燃烧和具有自熄性、对管道无腐蚀作用的性能。保护热层厚度。由于不同心度造成一侧保温层局部厚度减薄应不超过设计厚度的1/5。必要时可在内外管8.2.4双层管结构的强度和稳定性计算时，除应选择各自在安装状态和在位状态下受到的各种荷载外，还应计入内外管之间热膨胀的相互作用。在需要进行轴向位移刚性约束的位置，双层管结构的内7章的极限设计准则。a)拖曳法铺管的管段下水、拖航、沉放与就位；b)底拖、离底拖；c)铺管船开始铺管作业；e)弃管与回收作业；f)立管吊装；h)管道交叉；i)管道穿越航道、地形低洼地带；j)埋管：k)回填与覆盖；1)其他所有可能导致管道变形的作业。8.4.2滩海管道应根据安全分析情况装设压力安全装置(压力传感器和安全阀)、流动安全装置(单向阀)和关断装置(紧急切断阀)。高操作压力均小于管道的最高允许操作压力，或者输入源已安装有安全阀或两个紧急切断阀(其中一个可以为井上安全阀或井下安全阀),则在输出管道上可不再设置安全阀或紧急切断阀。输出管道应设置单向阀，如果输出管道上所有输入源都安装有单向阀，并且其位置能使管道所有有效管段均避免回流，则该输出管道可不安装单向阀。8.4.4输入管道应设置压力传感器和紧急切断阀。如果输入管道上游平台的压力传感器能够对其进行保护，则可不设置压力传感器，但应设置压力检测装置。输入管道应设置单向阀。8.4.5双向管道两端都应设置压力传感器和紧急切断阀。双向管道上不应安装单向阀。8.4.6压力传感器的安装位置应位于平台所有输入源的下游及输出管道上单向阀和紧急切断阀的上游。紧急切断阀的安装位置宜使暴露在平台上的管道部分尽量减少。8.4.7对路由处于强冲刷或者其他不稳定海床的滩海管道，具备施工条件时，可考虑布设滩海管道实时安全监测措施，如光纤在位监测、地质灾害原位监测系统等，提高滩海管道的运行安全。9管线管9.1通则9.1.1本章规定的技术要求适用于碳钢、碳锰钢、细晶粒处理钢和规定最小屈服强度小于或等于555MPa的低合金钢材质的管线管及焊接材料。9.1.2管线管制造过程中工厂压力试验应遵守SY/T10037—2018中10.5相关要求。9.1.3管线管制造过程中的无损检验应遵守SY/T10037—2018中10.6相关要求。9.1.4根据本文件制造的碳锰钢管线管同时应符合GB/T9711—2017附录J用于海上服役条件的PSL2管道的要求和SY/T10037—2018中的相关要求。9.2.1材料的选择9.2.1.1应根据以下因素选择管线管材料：管道系统的输送介质、荷载、温度和管道系统在安装、运行及维护期间可能的破坏方式。选择材料时，对管道系统所有部件的材料要求应保证协调一致。下列材料特性应作为材料选择的要素：——材料制造工艺和供货状态；——母材和焊缝金属的化学匹配性；——可焊性，还包括现场情况、偶然情况及高压焊接；——力学性能；——拉伸特性；——断裂韧性；——抗疲劳特性； 抗腐蚀性和化学匹配性：——完整性。9.2.1.2对以下工作条件下的管线管的管材应满足9.5中相应的补充要求：——H₂S服役条件(也即酸性服役条件);——止裂特性方面的要求；——塑性变形管；——增强使用。9.2.1.3对于未处理或半处理的油井流体、处理的海水和生产注入水引起的腐蚀，碳锰钢抗蚀能力有9.2.1.4在输送流体中含有水、氧和氯化物(例如注水)的情况下，双相不锈钢和奥氏体不锈钢都可性的详尽要求。材料的物理特性及焊接性能应与管道系统的应用环境及运行要求一致，并应预留一定a)所采用的制造工艺的要求；b)为证实材料性能而要求的试验类型和范围；c)相应的接受标准、要求的证明文件、记录和证书的类型及范围；d)对制造程序技术规格书的要求；9.2.3.1材料应经发证检验部门认可，新材料、新产品应经有关部门鉴定，并经发证检验部门认可。每批材料应附有出厂质量证明书，并且都应标有制造厂、等级、熔炼炉罐号、尺寸和用途等项目内容a)无缝钢管(SML):采用热成型方法制成的无焊接管子。热成型之后，可进行定尺或冷加工处b)高频焊管(HFW):由钢带加工成型，不使用填充金属，有一纵向焊缝，由频率不小于70kHzc)埋弧焊钢管(SAWL或SAWH):由钢带或钢板加工成型，有一用埋弧工艺形成的纵向9.3.1.2碳锰钢管应按9.3.1.1给出的工艺，采用表22给出的初始材料、相应的成型方法和最后的热9.3.2.1开始生产前，制造商应准备制9.3.2.2MPS应阐明影响产品质量和可靠性的所有因素。应详细列出所有从原材料接收控制到成品发运的主要制造步骤(包括所有试验和检查点)。应包括执行所有单独生产步骤的参考程序。管线管类型正火成型无N热成型正火或QT⁶热成型和冷定型高频焊管正火轧制钢带冷成型N热机械轧制钢带MN热轧制或正火轧制钢带冷成型N可形成正火状态的控制Q冷成型和热机械成型无NM已正火或正火轧制的板冷成型除非由于冷成型程度的要求，否则无要求N热机械轧制板或钢带MQ已轧制的，QT°已正火或正火轧制的板或钢带正火成型无N冷成型NQ回火表示为Q,热机械轧制表示为M。9.3.3.1对于每一公称管径，在全面生产前，应在生产第一天，或进行单独的制造程序评定试验(MPQT),对MPS进行评定。对于SMYS小于485MPa、不用于H₂S服役条件的碳锰钢，若能保持根据项目的重要程度，推荐对所有项目要仔细评估是否宜在生产开始前进行MPQT。在一个项目和相同项目中，即使制造间断了几周，也没有必要进行重复评定9.3.3.4如果碳锰钢在热处理后冷成型超过5%应变，则评定试验应进行时效试验。试验应在没有任何校直或附加变形的实际管材上进行。在时效条件下的夏比冲击吸收能量应满足表23要求。9.3.3.5可要求额外的MPS评定(如可焊性试验，废铁制钢跟踪元素分析)作为MPS评定的一部表23锰钢管线管，夏比V型缺口冲击试验温度T与Tm(最小设计温度)的函数关系公称壁厚℃T根据实际情况而定9.3.3.6MPQT仅对评定中所采用的制钢、轧制、制造/预制设备有效。9.3.3.7除了以上规定的要求，下列制造工艺的改变(如适用)将要求MPS(必要变量)的重新评定。——制钢工艺的任何改变；——超过轧制方法、加速冷却和/或QT工艺允许偏差的改变； 公称壁厚超过+5%～-10%范围的改变——碳锰钢铸桶分析超出±0.02%C,±0.03CE和/或±0.02P范围；——制管工艺的任何改变；——焊接热输入超过±15%范围——焊丝类型、厚度和构型的任何改变(包括焊丝数量);——焊剂的任何改变；——保护气的任何改变；——公称厚度的任何改变；——焊接热系数的改变；——Q=电流(单位：安培)×电压(单位：伏特)/(移动速度×厚度)±5%;——增加或减少一个阻抗器；商可接受重新试验。当熔合线夏比V型冲击(CVN)试验失败(参考局部脆性区域)时，可允许在宣告MPQT失败前从上述CVN失败的MPQ管材上再取2组试样(在相应壁厚的同样位置)进行重新试验。9.3.4.1表24中给出的化学组分适用于交货条件为N或Q(根据表22,为正火或淬火和回火)公称壁厚t不大于25mm的管道。9.3.4.2表25中给出的化学组分适用于交货条件为M(根据表22,为热机械成型或轧制)公称壁厚t不大于35mm的管道。9.3.4.4对于碳含量不大于0.12%(产品分析)的管线管，碳当量应采用表24和表25中给出的Pm公式确定。如果硼的熔炼分析小于0.0005%,则产品分析中没有必要考虑硼，Pm计算中硼含量可认%碳当量(最大)CPSV(根据表22正火)e@Bf(根据表22淬火和回火)BBB最大指定C含量每减少0.01%,可允许Mn含量在规定最大值上提高0.05%,但不能提高超过0.20%。Al总量≤0.060%,N≤0.012%,AlN≥2:1《不适用于钛镇静钢或钛处理钢)。铌和钒含量之和宜不超过0.06%。铌含量、钒含量和钛含量之和应不超过0.15%。BCu≤0.35%,Ni≤0.30%,Cr≤0.h对于SMLS管，将表列值增加0.03%,最大至0.25%。%碳当量，PSVddd表25(续)%PSVP最大指定C含量每减少0.01%,可允许Mn含量在规定最大值上提高0.05%,但不能提高超过0.20A1总量≤0.060%,N≤0.012%e铌含量、钒含量和钛含量之和应不超过0.15%。对于公称壁厚t大于25mm,碳当量可增加0:01。表26碳锰钢管力学性能屈服强度Ros比率的伸长%BM、WM及HAZ的夏比V型缺口吸J最小最小最小平均d1要求的KVL值(纵向试件)应比要求的KVT值高50%。°如在纵向进行试验，则最小拉伸强度比要求值小对于规定外径小于219.1mm管，其屈服强度应不超过495MPa。——对于圆棒试样，直径12.7mm和8.9mm的圆棒试样为130mm²;直径6.4mm的圆棒试样为65mm²。圆整到最临近的10mm²。整到最临近的10mm²。9.4尺寸、重量和长度9.4.1直径和椭圆度应在表27给出的公差内。直径和椭圆度的负公差不适用于通过打磨完全去除的缺陷。9.4.2壁厚应在表28给出的公差内。9.4.3几何偏差、钢管直线度、管端垂直度和重量应在表29给出的公差内。9.4.4管线管最小平均长度宜取12.1m,长度公差见表29。也可综合管线管制造公差控制和有益于铺管施工等因素协商确定。表27直径和椭圆度公差管体管体管端‘±0.5mm或(取大值)±0.5mm或±0.0075D(取大值),但最大为±0.5mm或±0.005D(取大值),包含在直径公差中±0.005D,但最大为对于Dt10.0mm;对协议确定协议确定每个检验批不超过20根管，对于D<168.3mm,每个检验批不超过100根管，但每8h管线管类型+0.10t或+3.7mm(取大值)MR*-0.10t或-3.0mm(取大值)MR*表28(续)管线管类型注：t为规定的公称壁厚。需检验的特征项公差0.005D或2.5mm(取小值)管端垂直度注：L为钢管真实长度。只适用于焊管。——对于不是冷成型的缺口和尖底凿槽的凹陷，在任何方向上的长度应不大于0.5d,且深度不应超过6.4mm,深度是指从凹陷的极值点到管道正常轮廓的延长线之间的距离； ——管端100mm长度范围内凹陷不应大于1mm。9.4.7表面缺陷应满足如下要求：a)钢管表面不应有裂纹、结疤、折叠以及其他深度超过壁厚下偏差的缺陷。管体及焊缝的表面缺陷可以通过局部打磨修复，但要满足以下条件：——壁厚不能减少到小于最小允许值，而最大打磨量不应超过3mm;——单块打磨面积不超过0.10m²; 总打磨面积不应超过单根管总面积的2%,b)钢管不应有扩展到管端或坡口面上的、横向尺寸超过6mm的分层或夹杂。要切除超过6mm分层或夹层的管端，直至没有超过6mm的分层或夹杂为止。c)应研磨去除自每一管端至少100mm范围内的内部焊肉。母材和焊缝金属之间的过渡应是光滑的，剩余焊缝的高度不应超过的相邻管道表面0.5mm。d)应研磨去除自每一管端至少200mm范围内的外部焊肉。母材和焊缝金属之间的过渡应是光滑的，剩余焊缝的高度不应超过的相邻管道表面0.5mm。表30焊缝外观检验和表面方法检验的接受标准3,b外部成型(与制管厂的SAWL不相关)接头预先加工位置以外3mm(SAW焊缝5mm),角焊缝应具型均匀盖面和根部余高(纵向焊缝)t<13mm,最大3.0mm焊缝厚度至tm以下电弧痕(仅针对HFW管道纵向焊缝)外部电弧痕应被修正与钢管表面平齐，无明2017表15)(双面环焊缝)盖面余高(单面焊缝)根部熔透(单面焊缝)(制管厂的双面SAW)选项1)径向最小1.0mm搭接；顶部凹陷根部凹陷在任何点上焊缝厚度都不应低于(纵向焊缝)15mm<t≤25mm,最大0.1tt>20mm,最大2.0mm单面环焊缝根部边缘高/低13mm<t≤20mm,最大0.1tt>20mm,最大2.0mmt>20mm,最大4.0mm(制管厂的双面SAW)焊趾应平行于焊缝纵向轴线，在任意300mm长度范围内最大偏前通知检验人员，并应采取措施以改善焊接)咬边允许长度无表30(续)咬边<4t,最大100mm无限制无限制之后再起弧时接头处理不好，不允许出现在双相不锈钢、耐腐蚀合金钢、内覆/衬里钢焊缝在任何300mm焊缝长度内的累积长度不大于不允许系统缺欠在焊缝的长度方向上均匀分布，即使任烧穿不允许出现在双相不锈钢、耐腐蚀合金钢、内覆/衬里钢焊缝碳锰钢和低合金钢：如果焊缝在任何点处厚度不小于壁厚t,且满足如下条件，则是可接受的：——单个长度/宽度：d4,在任意维度范围内最大4mm;——在任何300mm焊缝长度内的累积长度：d表面检验(MT、PT和ET)(裂纹、电弧烧伤、起收弧弧坑或焊接重启不良、表面气孔除外)显示类型圆形的线形的2222²任意两个缺欠间隔距离小于较小缺陷的主要尺寸时应被视为一个单一的缺欠。与焊缝有任何横切的缺欠都是不允许的。对输送酸性介质的钢管，应根据SY/T10037—2018的10.9.1,采用H₂S服役条件下(S)的附加对于输送的介质纯甲烷含量低于80%,压力低于15MPa,钢管壁厚小于30mm,管径小于1120mm的输气管线管，应根据SY/T10037—2018的10.9.2,采用止裂特征(F)方面的附加补充要对于在单一事件下任何方向上总的名义应变超过1.0%或累计名义塑性应变超过2%,且单一事件的应变小于5%的管线管(包括以碳锰钢管为基管的内覆管和衬里管),根据SY/T10037—2018的10.9.3,采用塑性变形管(P)的附加补充要求和修正。9.5.4.1采用尺寸补充要求(D)时，宜考虑尺寸和公差对后续的预制/安装行为及采用的焊接设备的影响。9.5.4.2对于大口径滩海管道，考虑到降低现场对口难度等因素，宜采用管线管增强的尺寸方面的补充要求(D),补充要求在表31中给出。表31补充要求D,增强公差和/或提高的检验频率管线管类型待检验特征项管径公差除内覆管/衬里管以外的所有管材管端直径见表27±0.10t,最大±3.0mm管端几何偏离(尖点及平点)管端几何偏离(尖点及平点)管端直径管端椭圆度注2:对于本表未给出的公差，应采用表27至表29中对增强使用的钢管，应根据SY/T10037—2018的10.9.5,增加高强使用的(U)方面附加补充要求和修正。在管道系统中，管线管、立管和其他配管构件可以考虑使用其他金属材料。应通过综合调查研究，并与常规钢材对比，认为更具可行性，才可使用此种金属材料(可以参照9.2)。10.1通则10.1.1对管道部件、设备和结构零部件材料特性的要求，以及对其制造、试验和文件证明方面的要求应遵守本章要求。设计方面的要求根据表32所列的规范(除非另经同意，应选用标准的最新版本)结合本章要求进行，下列所有部件ASMEBPVC-VⅡ-2/EN13445/BS管件ASMEB31.4、ASMEB31.8/GB/T29168GB/T29168.3/ISO7005-1或NORSOKL-005/EN1591-1阀门阴极保护绝缘接头10.1.3管道和立管上不应装设任何以管道或立管为支承用以承受其他外力为目的的附件。对于管道10.1.4对于本要求没有提供详细设计程序和接受标准的部件，至少应由下列方法之一，以文件方式 ——验证试验；——试验应力分析；10.2.1.1用于配件和设备的材料的力学性能、化学组分、可焊性和抗腐蚀性应与其所在管道系统部——内外腐蚀；——不同金属之间的电位腐蚀；——腐蚀物质的聚积及化学阻滞作用或阳极保护效率降低的区域； 考虑对包含任何添加剂的输送液体的适应性10.2.2.1应准备一套技术规格书，给出设备和配管用配件所用材料、制造和试验的要求。技术规格书应以本文件及适用于所用配件和设备的公认标准为依据。如果没有可接受规范，技术规格书应详细列出以上要求。10.2.2.2技术要求要反映选择材料的结果，还要包括对材料物理性能的详细要求及特殊要求，以及如何通过对制造工艺的要求，并通过试验和支持文件证实达到这种性能。应指定材料，并通过相应试验，保证和证实现场和偶然条件下，包括高压焊，阳极块的安装和更换等，材料具有令人满意的可焊性。10.2.2.3对材料和焊件规定的物理性能应与管道系统指定的使用环境和操作要求相一致。为了达到所要求的性能，除了表32列出的参考标准外，如果还需要附加要求，这些附加要求及验证所需试验类型及范围应在技术要求中详述。10.2.2.4应说明为证明材料特性而进行的试验类型、范围及相应的接受标准，以及证明文件、记录和证书的范围和类型。应规定因后续制造工作引起的物理性能可能下降的允许范围。10.2.2.5应基于可得到的相同产品及制造商以前的大量使用经验确定是否要求生产前试验和(或)对材料、配件和设备的制造程序规格书及其深度和如何进行确认。应根据输送介质、荷载、温度和选定的材料，确定使用条件下材料的质量认证。如果要求对材料进行质量认证，应指定一个完整的质量认证所需进行的试验和调查范围。10.3.1材料一般要符合国际或国内的技术标准。如果达成协议，并采用合适的制造和焊接要求，并证实材料具有足够的强度、塑性、抗腐蚀能力，从调整材料的化学组分。10.3.2浇铸或锻制C-Mn细晶粒和低合金钢的断面收缩率最小为35%,对于规定的最小屈服强度高于420MPa的厚壁配件，要求具有较高的塑性水平，应要求材料壁厚方向具有良好的韧性。10.3.3考虑到制造和使用条件，可能要求在壁厚方向具有足够的韧性；必要时可要求做厚度方向的10.3.4对碳锰钢和13Cr,设计温度高于50℃时，对22Cr和25Cr,设计温度高于20℃时，材料屈服强度、抗拉强度、杨氏模量、温度膨胀系数等物理特性参数应根据相应设计温度进行选取。10.3.5变径管、三通、管端盖帽、过渡段和特殊连接件等承压附属配件应符合相关的规范要求。材料的化学组分、力学性能、抗腐蚀性能、试件选取位置和9.2.3中列出的其他特性等要符合规范规定。如果材料用于50℃以上的设计温度，最大设计温度下的屈服强度应根据试验确定。10.3.6用于车间预制弯管的材料应评估其受制造方法对力学性能、尺寸和壁厚的影响。弯管应由无环向焊缝的直管弯制，可以用高温、低温或电感应方法进行，不能用斜接或皱接方法。10.3.7制成法兰垫片的材料应具有抵抗输送介质引起的腐蚀的能力(即避免电池腐蚀),其力学性能应适合法兰垫片在工作中所承受的压力和温度。10.3.8用于螺栓组件的材料应遵从SY/T10037—2018。如果高强度螺栓暴露在阴极保护之外或在腐蚀环境中，选择材料时应要求其具有相应的韧性和硬度，以防止脆性破坏。10.3.9阀的内部和密封应适用于各种压力和温度范围的输送介质。应有磨蚀物质(焊渣、砂等)或开启荷载条件下的耐用性要求。10.3.10非直接焊接到承压构件上的构造，如支撑和保护性结构，视作结构零部件。材料选择应根据《浅海固定平台建造与检验规范》(中国船级社，2004)中对结构零部件的要求进行。11.1.1.1管道系统的各部分均应采取适当的防腐措施以防止管道的内外腐蚀。防腐措施包括耐蚀管11.1.1.3飞溅区立管防腐系统设计时应保证其具有良好的抗冰磨损和波浪冲击等性能，应采用厚膜涂层、镀层或喷涂金属层保护，必要时应采用有机或耐蚀合金外包覆材料a)设计寿命、流体或环境的腐蚀性；b)预计的腐蚀损伤；c)其他的腐蚀控制方法；d)腐蚀检测设备的精度、灵敏度、检测周期；e)突发的泄漏危害、安全及可靠性要求；f)操作压力可能的增大或减小等。温度10℃以上时，应增加腐蚀裕量。a)水渗透性、溶解性、附着力等；b)抗物理、化学、生物破坏性能；c)安装与操作运行的机械性能要求；d)与制造安装过程的兼容性，包括现场补口和修复；e)与混凝土配重层(如果使用)的兼容性；f)与阴极保护的兼容性；g)保温要求；h)施工、安装、操作过程HSE要求。11.1.3.2涂层技术规格书性能指标包括最大和最小涂层厚度、密度、附着力、伸长率、冲击性、阴极剥离、柔韧性、热导率、耐磨性、电阻、抗水压、坡口及其他要求。11.1.3.3全浸区管道和立管涂层设计施工可参照GB/T21447、SY/T6930、SY/T10008、SY/T0413、SY/T0315、SY/T0415等相关标准执行。管道采用3PE涂层时，其中环氧粉末涂层的典型膜厚为200mm~400mm,复合涂层总厚度不小于2.5mm。管道采用熔结环氧粉末涂层时，典型膜厚为11.1.4.1应根据立管或平台的设计及主要环境条件区分对立管的保护区域(大气区、飞溅区、全浸区)进行区分。不同的区域采用不同的防腐涂层系统。防腐材料可按照11.1.3.1选择。立管固定件涂层与同区域立管相同。11.1.4.2除满足11.1.3.1要求外，在飞溅区和大气区涂层还应根据以下因素进行设计：a)涂层破损处耐蚀性；b)可修复性；c)与腐蚀检测程序的兼容性；d)与除垢设施和程序(如果应用)的匹配性；e)阻燃性(如果要求)。11.1.4.3在飞溅区可以考虑增加立管的腐蚀裕量以弥补由于涂层破损造成的外腐蚀。11.1.4.4在全浸区，还应具有良好的耐海水海浪冲刷性能。11.1.4.5立管外包覆金属防腐防污材料时，应与阴极保护系统有效地电绝缘。11.1.4.6如果需要且条件许可，在大气、全浸区和飞溅区可米用多层涂层系统和热喷锌铝涂层。11.1.5.1采用重防腐涂层或保温管道，管道补口一般由内防腐层和外包覆层构成，外包覆层的目的是为管道涂层提供一个光滑的过渡，并对内防腐层提供机械保护作用。对于保护管道和立管，外包覆层还应具备适当的绝热性能。11.1.5.2管道补口材料的选择要求应与管道或立管涂层相同。此外，还应满足补口材料在管道安装敷设周期内有足够的时间施工、固化的要求。11.1.5.3立管的补口材料应与立管管体涂层一致。11.1.6.1管道阴极保护宜采用牺牲阳极保护，特殊情况也可在部分管段采用外加电流法。11.1.6.2阴极保护系统应确保管道/海水电位或管道/海泥电位处于-0.80V～-1.1V(Ag/参比电极)范围。11.1.6.3管道系统与其他滩海钢结构连接时应保持阴极保护系统的一致性，除非连接处进行了绝缘。采用牺牲阳极的滩海管道登陆后与采用外加电流保护的陆上管道之间应采用绝缘接头绝缘。11.1.6.4阴极保护的设计、牺牲阳极制造、安装、检验应符合SY/T4091和GB/T35988的有关要求。11.1.6.5阳极安装焊缝及焊接接头应进行100%外观检验(VT),宜采用10%比例的磁粉检测(MT)进行抽检，其质量的验收标准应按表30进行。11.1.6.6管道有混凝土配重层时，宜避免牺牲阳极与钢筋混凝土的电连接。半圆型阳极间的间隙可用沥青马蹄脂或类似的材料填充，溢于阳极外表面上的填充物应被清除干净。11.1.7.1管道内防腐可采用流体处理、耐蚀合金管材、有机涂层或内衬层、化学剂处理等措一或联合应用。11.1.7.3经安全可靠性和成本费用评估确认不适合用碳钢材料时，应采用耐蚀合金管道系统机械性能、安装焊接、内外防腐性(尤其是环境应力开裂)等方面进行耐蚀合金管材的选择。规范要求。a)流体及添加剂的兼容性；b)耐流体磨蚀和抗清管作业机械损伤的能力；d)涂层施工质量可靠性；a)预期的缓蚀率；b)药剂在管道系统中沿纵向及环向中的分散性能；c)与所有管道系统、下游材料，尤其是橡胶及有机涂层的兼容性；d)与其他需要加注药剂的配伍性；f)加注工艺；b)保护电位测量，用于全浸区管道和立管的阴极保护效果的评定；c)输送介质的化学分析，包括含水量及水质、腐蚀性组分、细菌、铁离子、锰离子、e)定点原位壁厚的测量；f)超声波/漏磁智能清管器，用于管道各部位壁厚损失、裂纹缺陷的检测；g)旁路内腐蚀监测/检测。11.2.1本节适用于混凝土配重层。混凝土配重层应能为滩海管道提供足够的负浮力，维持其在位稳11.2.2混凝土配重层应能承受在管道系统铺设、安装作业过程中管道与海床接触所引起的摩擦力和机械磨损，不使其与管体脱开。应防止混凝土配重层因铺设弯曲应力产生严重不规则裂纹而脱落。11.2.3对原材料(水泥、骨料、水、添加剂、钢筋)及涂层性能的基本要求应在采购说明书中说明。应对以下涂层性能进行特别说明：——水下重量或负浮力；——混凝土密度；——抗压强度；——吸水性；——抗冲击性(例如，抗拖网的能力);——抗弯性；——管端预留量。ST/T7398列出了对以上性能的最低要求。对质量控制的工程特殊要求(包括管道跟踪和相关文档)也应该在采购说明书中说明。11.2.4每节管段的混凝土配重层，在防腐层的两端应根据现场补口结构和工艺要求留出足够长的光管端以便焊接和现场补口施工。11.2.5配重层混凝土的密度和相应的厚度应根据管道设计的负浮力要求、施工工艺及铺设便易性确定。当大口径管道单管重量可能影响到铺管施工时，混凝土配重管应根据施工机具的能力选择适当的混凝土密度正误差限制值。11.2.6混凝土材料和涂层涂敷应遵守SY/T7398或ISO21809-5的要求。11.2.7混凝土配重层生产商在正式涂装前，应将检验及试验规程报送业主(购方)审批，所有的检验及试验应按批准的规程进行。检验及试验规程应明确检查方法和频率、试验和校准，以及接受标准。应为检查、试验和校准制订适用的规格说明和程序的参考资料。非常规的涂层材料和产品的处置应予以描述。12管段陆上建造组装12.1通则12.1.1在陆上组装场内对管段进行建造组装，应根据工程规模、工程进度以及施工方法来确定。组装场应配备与质量、进度相适应的设施和装备。12.1.2管线管制造厂应提供符合质量要求的管线管及管件，施工方应具有管道建造的资格和能力，并应提交相应的证明文件。12.1.3进场的管线管、配件和弯管应提交产品合格证、检验证书等证明文件，应至少满足以下要求。a)通过参考产品号、熔炼批号和热处理号、检验证书可追溯到相应的产品。b)证书应包括或参考所有检测、试验和测量的结果，还应包括供货状态和热处理时的温度。c)管线管最终记录文件应包括制造程序规格书认证所作的记录，对管线管出厂进行的化学组分、力学性能和尺寸等项完整的统计记录。12.1.4进场的管线管应进行外观检查和测量，尺寸、外型公差应符合9.4的规定，并应进行有针对性的机械性能试验、化学成份分析或无损检测，合格后方可使用。12.1.5在陆上建造组装的管段，焊缝应经无损检测合格后方可进行防腐涂层补口。12.2.1管道系统的不同部位的防腐涂层，例如：管道涂层、现场接头涂层、支撑件涂层等，其涂敷程序和技术要求文件应包括：a)涂料的处理和加工；b)钢管表面处理；d)质量控制与检验；e)涂层修补；f)现场接口涂层，12.2.3涂装前钢结构表面的预处理应符合SY/T0407的规定，管道表面处理宜采用喷丸除锈或喷砂除锈，除锈质量应达到GB/T8923.1的相应级别。12.2.4为了使涂层与钢基材之间达到最佳机械粘结，喷砂除锈处理应保证足够的锚纹深度，深度要a)防腐涂层技术要求及验收标准b)表面处理资料；c)涂层的涂敷层数及干膜总厚度；12.2.6当管道采用内防腐涂层时，应制订与之相适应的可靠的施工工艺、内补口工艺和内防检测工12.3.1阳极布置应符合设计要求。阳极的安装方式宜避免在管段装卸和安装期间受到机械损伤。阳12.4.1管线管制造厂应保证出厂的管材符合第9章的要求，并按照要求将出厂证明文件交与需方。12.4.2施工方对进场管材按管线管采购技术规范书规定的尺寸、公差验收后，若对管材有疑问，可12.4.4.1管件应有制造厂的质量证明文件(包括相关的试验文件),并应符合本文件第10章的规定。弯曲半径和制造方法等分组，然后对每组管件抽样进行认可试验。12.5.1.1在生产之前，应对生产车间、预制场地的焊接设备及工具进行检验，包括合格评定与焊接12.5.1.2与焊接作业有关的人员都应具备相应的资质证书。资质证书的等级应反映12.5.1.4对于首次施焊的管材，施工前每名施焊焊工要进行焊接试验。若选用的钢管材质无成焊接材料应符合下列规定：a)焊接材料应适合指定的焊接用途。焊缝应具有所要求的机械性能、坚固性和耐腐蚀性能；b)低氢型焊接材料通常用于所有碳锰钢的焊接，如采用防氢脆的专门焊接工艺，则可使用纤维c)低氢型焊接材料应保证每100g焊接金属中可扩散氢含量低于5mL(用甘油法测定)并应经抽查确定；d)熔敷金属的化学成分应与母材相近；e)熔敷金属和焊接接头的力学性能应达到对母材的最低要求，但宜避免过高匹配的焊缝屈服强度和拉伸强度；f)热处理不应降低焊接接头的强度及韧性；g)焊条及焊料应存放在干燥处，防止污染、受潮和生锈；h)储存低氢型焊条时的相对湿度应保持在40%以下，焊接材料的保存温度应符合表33的规定。拆封后准备使用的焊条的焙烘及剩余焊条的重新烘干，焊接材料品种焊接材料保存温度(单位为摄氏度)纤维素型焊条0温度应高于环境温度+5℃;°当已取出焊条供使用时，低氢型焊条应保存在保温的容器中，应a)材料等级、交货状态、化学组分及制造工艺；b)管径与壁厚；d)焊接方法、焊接设备；e)焊条牌号、焊丝规格、强度及焊条复验；f)焊接参数：电流、电压、电流类型、极性及焊接速度等；h)焊道数目及焊道之间的时间间隙；i)预热和层间温度；j)焊后热处理。12.5.3.2焊接工艺评定试验应符合SY/T0452的规定。12.5.3.3试验焊缝所用的设备应该与在铺管船上及其他施工场地所用的焊接设备相同。12.5.3.4焊缝的冷却方式应与铺管船上焊缝采用的冷却方式一致，但无损探伤应在焊接完成后至少12.5.4.1每段管道的总组装长度应根据预制场地、设备、滩海现场装备能力、环境条件等确定。12.5.4.2复壁管结构的套管焊口焊接时，不应损伤内管保温层。内外管环焊缝应最少错开100mm。12.5.4.3带有内防腐层的单壁管结构的焊口焊接时，应采取