基于API650与GB50341储罐设计标准的几点对比
刘贵，吴家祥
（中国石油工程建设有限公司北京设计分公司， 北京 100085）
[摘  要] 立式圆筒形钢制焊接储罐的设计标准有GB50341、API650等，一般前者用于国内项目，后者用于国际项目。目前，在执行国际项目时，由于对一些标准条款的理解不同以及执行国内项目的习惯作法的延续，会形成不同的设计，在某些方面会造成尺寸加档，经济性不高但安全性并未增加。本文对搭焊接头搭接长度、环形罐底板宽度、设计液位、名义厚度与腐蚀厚度、开孔间距、内压举升力判据等易混点进行了辨析，给出了执行API650时的恰当选择，以便在不影响储罐安全性的情况下大大提高储罐的经济性，对今后的设计工作提供参考。[关键词] API650；GB50341；大型储罐；标准对比
作者简介：刘贵（1984—），男，湖北荆门人，硕士，工程师。
主要从事油气田地面设备研究设计等工作。
立式圆筒形钢制焊接储罐国内项目的设计标准一般为GB50341[1]，国际项目则采用API650[2]。这两个标准比较类似，但在一些细节上有区别，当前已有不少文献对其从不同方面进行了对比[3-7]
。但国内设计人员在参与国际项目、执行API650进行大罐设计时，仍有可能将两个标准相混淆，特别是采用更严的国标要求或者综合了国标、美标之后提出更严的要求。虽然本意可能是为了提高安全性，但这样不严格遵守执行标准而参照其它相近标准拔高要求的作法，会显著降低设计的经济性，而得到的所谓某一点的更高安全性并不一定可以提高大罐整体安全性，甚至有害。有鉴于此，本文以API650 (12th Ed Addenda 3 2018)与GB50341-2014一些易混点进行了对比，针对国际项目采用API650时应采取的合理选择提出建议。1 标准条款比较1.1 搭焊接头搭接长度
API650第5.1.3.5条对搭焊接头搭接长度的规定为：“搭接长度至少为接头中较薄板厚的五倍；但是双面搭焊接头搭接长度无需超过50mm ；单面搭焊接头搭接长度无需超过25mm ”。在GB50341中第5.2.4条表述为：“采用搭接时，中幅板之间的搭接宽度宜为5倍板厚，且实际搭接宽度不应小于25mm ；中幅板宜搭接在环形罐底板的上面，实际搭接宽度不应小于60mm ”。即以单面搭焊来说，美标最大搭接长度25mm ，而国标最小是25mm 。一般情况下大罐板厚最少为5mm ，所以在国际项目上执行API650时，单面搭接长度直接
规定为25mm 而不是5倍板厚是可行的。1.2 罐壁内表面至边缘板距离及设计液位
GB50341中第5.1.3条表述为：“罐壁内表面至边缘板与中幅板之间的连接焊缝的最小径向距离不应小于下式的计算值，且不应小于600mm 。
式中：L m -罐壁内表面至环形罐底板与中幅板连接焊缝的最小径向距离；t b -罐底环形罐底板的名义厚度（不包括腐蚀裕量）；H w -设计液位高度”。
api设计这条与旧版的API650 (12th Ed 2013)第5.5.2条非常相似。但旧版API650的tb 指厚度，根据5.5.3条可知，水压试验时当指名义厚度，生产工况时当指不包括腐蚀裕量的腐蚀厚度；H 指最高设计液位，根据5.6.3.2条“从所计算的那层罐壁底部到含有包边角钢的罐壁顶部（若有）；到限制储罐充装高度的溢流口的下沿，或到买方规定的由内浮顶限制或因地震波作用控制的其他液面高度”可知，最高设计液位指“广义的全罐壁高”，只用于水压试验，并非工艺给定的工艺操作额定液位；而GB50341的设计液位高度Hw 是工艺液位，与其6.3.2条的“计算液位高度”是不一样的。因此可知，GB50341公式计算的是生产工况时罐底边缘板的径向距离。
图1  罐底边缘板示意图
比较新版的API650(12th Ed Addenda 3 2018)第5.5.2条：“环形罐底板的径向宽度应确保在罐壁内侧至罐底其余部分搭接接头之间提供至少600 mm 的宽度......按下式计算时，环形罐底板需要有更大的径向宽度：
式中：L 是从罐壁内侧至罐底其余部分的环形罐底板的径向宽度；F y 是环形罐底板在环境温度下最小屈服强度；t b 是环形罐底板名义厚度（见5.5.3）；H 是最高设计液位（见5.6.3.2）；G 是储液的设计比重”。
由该式可知，老版的环形罐底板径向宽度计算公式是在Fy≈250MPa 时的简化公式，也就是常用A36、Q235时的计算，新版API650已考虑了边缘板采用更高强度的材料的情况，如A516 Gr.70、Q345R 。而且，新版API650已明确计算的是水压试验时罐底边缘板的径向距离（tb 已明确是名义厚度）。所以罐底边缘板的径向距离可以计算水压试验工况和生产工况两种径向距离，取其大值，这也是很多大罐计算中需要考虑的两种情况，当然，也可以直接按标准只计算其中的一种——即API650的水压试验工况，或GB50341的生产工况。
其实，由矩形薄板纯弯模型最大应力公式：
可得：
式中：q -薄板单位载荷，由液压引起，q=ρgH=γGH 。
可见，当：
边缘板与罐壁内表面连接点处已经屈服，更长的边缘板不再影响此连接点。即如果边缘板太窄，边缘板还能承载，不能物尽其用，但如果太
宽，理论上讲也是没有太多意义的。
在《球罐和大型储罐》[8]中提供了某15万方外浮顶原油储罐的有限元分析结果，罐底边缘板上表面和下面表受力情况见图2，可以明显看到受力在距外边缘600mm
时受力已经很平稳。
图2  某15万方原油储罐环形边缘板上下表面
应力分析
由上述分析可知，罐壁内表面至边缘板距离的“600mm
要求”是为了保障应力平稳，公式
计算的距离是
为
图3  GB50341与API650环形罐底板厚度选择表
了环形边缘板的物尽其用，故600mm 要到搭接焊缝，但公式计算可以到罐底边缘板的边缘，也就是说，公式计算的长度中可以包含搭接宽度，这也是新版API650特别定义了L 的原因；公式计算时采用全罐壁高，则应用名义板厚（水压试验工况）；采用工艺液位，则应用腐蚀板厚（生产工况）。
1.3 环形罐底板厚
环形罐底板厚在GB50341的表5.1.2和API650的表5.1中有规定。一般而言，在较低应力下，美标环形罐底板板厚要求会比国标薄，这在GB50341的标准释义中有是解释的。这里要说的是，一般设计人员会综合考虑国标和美标要求来选择环形罐底板板厚。为了避免在遇到奇数板时无原则的加档，如果符合API6
50，可以不加档。比如一台30000方储罐，底圈罐壁板用Q345R ，名义厚度22mm ，按GB50341应选择环形罐底板厚11mm ，再加上2mm 腐蚀裕量，需13mm ，这时就得选用14mm 的环形罐底板，但实际计算底圈罐壁应力小于210MPa ，按API650选择7mm 板+2mm 腐蚀裕量，只需要9mm 的环形罐底板即可，在这种情况下，在国际项目执行API650时，就没有必要非得选14mm 不可，是可以选择12mm 的环形罐底
板的。
1.4 人孔、清扫孔与接管壁厚
API650人孔尺寸表5.3，5.4及清扫孔尺寸表5.10的厚度需要加上腐蚀裕量（可参见其5.7.5.2/5.7.7.7条），这与GB50341对应的表
10.3.2、表10.3.3、表10.5.1是一致的。但API650接管尺寸表5.6的厚度是名义厚度，已经含了腐蚀裕量，这与GB50341对应的表10.4.1是不一样的。在未注意到这种区别的情况下，在国际项目执行API650时，对所有查表出来的数，都加腐蚀裕量，会导致有些接管壁厚非常厚。比如一台腐蚀裕量为3mm 的水罐，其8寸开孔查表需要12.7mm ，如果加上3mm 腐蚀裕量，那就需要15.7mm ，而8"Sch100壁厚15.09mm ，8"Sch120壁厚18.26mm ，有人就选择8"Sch120，这显然不太合
理。
图4  API650表5.3，表5.6
1.5 开孔距离
API650第5.7.2.9条为：“如果两个或两个以上的开孔距离很近，使得开孔的标准加强板角焊缝外缘（趾部）之间的距离小于较大角焊缝尺寸的8倍，且小于150mm （6in.），则应按以下方法处理并加强”，而GB50341第10.2.4.1条为：“两开孔至少1个有补强板时，其最近角焊缝边缘之间的距离不应小于较大焊脚尺寸的8倍，且不应小于150mm ”。两者一比较就可以看出差别：美标是8倍+150mm 同时满足就应该（联合补强），换言之，就是说8倍或150mm 只满足一条时，是不需要联合补强的，正常就行；而国标是不需要联合补强的条件是8倍+150mm 同时满足。美标是逻辑“与”，国标说明反之情况时如果要完全对应，应使用逻辑“或”，但国标仍然在反之情况时使
用了逻辑“与”，这导致国标要求提高了。国标要求提高，这当然有国标的道理，在执行国标时，应当严格按照国标要求进行，但在国际项目执行API650时，应针对具体情况具体分析，而不能直接套用国标提高了的要求。比如进出大罐到管廊的联排管线，为了减少管廊尺寸，一般要求管线靠得越近越好，而为了保障开孔间距，又希望管线离得越远越好，这种情况下，就需要具体分析。例如，两开孔的焊缝外缘间距100mm ，焊角高12mm ，则其间距是小于150mm 的，但其大于8倍焊角，所以按API650来说，这种情况是允许的，而按GB50341来讲，则是不允许的。
1.6 中间抗风圈[9-11]
GB50341第6.4.3条罐壁筒体许用临界压力公
式为：
对于存在内压（设计真空负压）的固定顶油罐设计外压为：
而基本风压：
可以按国标公式推导出国标方式的最大不加强高度公式为：
当不考虑设计真空负压q ，也不考虑风压高度变化系数μz ，空气密度ρ=1.25kg/m 3时，国标最大不加强高度：
这与API650第5.9.7条最大不加强高度公式是一致的，只是系数略大，但国标是考虑了设计真空负压及风压高度变化系数的，所以两公式可以基本认为是等效的（API650在注2中叙述了参数的来源，表明在进一步研究时是需要考虑风压系数、结构外形等情况的）：
但GB50341同时规定了外浮顶罐的设计许用外压是其它罐的1.5倍：
P 0=3.375μz  ω0=1.5*2.25μz  ω0
所以在计算外浮顶罐时，GB50341的结果要比API650保守得多（1.5倍的差距，很容易出现API650只要1道中间抗风圈就行、但GB50341需要2道的情况）。所以对于外浮顶罐来说，这一点上一定要执行哪个标准就严格采用哪个标准的算法（根据BS EN1993-1-6的分析可知，敞口罐的许用值约为闭口罐的0.6倍，所以在不考虑制造以及其它因素的情况下，仅在此处GB50341当比API650更符合实际情况）。1.7 内压举升力判据[12-15]
对内压举升力导致的可能锚固要求，API650第F.1.3条要求为：“当储罐的内压超过罐壁、罐顶以及其上的所有附件的名义重量时，此时的设计要求见F.8”。这与GB50341第A.1.3条是一致的：“当设计压力产生的举升力大于罐壁、罐顶及其所支撑构件的总重量，且小于或等于18kPa 时，应进行锚固，设计应符合本规范第A.6节的规定”。但问题出在：(a)国标很多地方下都是去腐蚀裕量的，所以很多人想当然地认为这个“总重量”要去掉腐蚀裕量；(b)在API650表5.21中内压举升力公式上明确了“W1是罐顶板加罐壁板
加作用于罐壁的附件的腐蚀重量”（GB50341表11.2.3类似，但符号说明中W1跟W2的说明写反了，笔误），也就是说W1是不含腐蚀裕量的。有鉴于这两点，在国际项目执行API650时，当计算内压举升力能不能导致锚固要求时，很多人选择用不含腐蚀裕量的重量，更有甚者，还不计算保温隔热层的重量（实际GB50341 F.0.1对DL 固定荷载的说明时，明确了“当有隔热层时，尚应计入隔热层的重力荷载”），这往往会导致不高的内压时内压举升力就已经大于罐壁、罐顶及附件重量，因而仅因内压就需要锚固了。
其实，API650对于名义(nominal)重量和腐蚀(corroded)重量是分得很清楚的，这条确实明确了名义重量；其次，这是一个初步判据，用于判别流程图F.1，整个图对重量的定义是一致的，可以看到第一步判断“内压是否超过罐顶板重量”时，引用了API650开篇1.1.1这一根本定义，这一根本定义上的罐顶板重量，绝对不可能是扣除了腐蚀裕量后的重量。
有人会认为，内压举升力小于罐壁、罐顶及其所有支撑构件的名义重量但大于其腐蚀重量，不考虑F.8的话，20年后大罐内压举升力大于腐蚀
◆参考文献
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收稿日期：2020-12-28；修回日期：2021-04-06
重量了怎么办？首先，20年后大罐不是将所有的腐蚀裕量全部均匀腐蚀掉了；其次，这种情况下意味着内压举升力与腐蚀重量相差不大，上拔力很小，F.8对于基础提出的更高要求：1.5倍设计压力+风载上拔力、1.25倍液压试验压力上拔力，很小的上拔力分别乘以1.5或1.25，总值也不会增加多少，几十米的混凝土环墙，几十吨的重量，不差那一点；再次，内压举升力大于腐蚀重量，大罐也不会“飘”起来，大罐是否需要锚固，除了地震情况外，需要执行API650第5.11条，初步判定倾覆稳定性，该判据使用了名义重量与罐尺寸乘积的力矩（再一次证明F.1.3条所说是名义重量，也说明了仅仅内压举升力大于腐蚀重量不会引起大罐倾覆），判定需要锚固后，才会按5.12条的table5.21来详细计算地脚螺栓的上拔力，也就
是说腐蚀重量W1这时才有用武之地，也说明仅仅适用于该地脚螺栓上拔力计算的W1来解释第F.1.3条是不合适的。2 结论
在进行设计时，执行哪个标准，就按哪个标准来，这个标准没有规定时，可以参考另一个标准，当两个标准有冲突时，千万不能两相冲突取其严，应以执行的标准为准，在仔细分析问题的实质后，在不违反执行标准的情况下，可以灵活处理。在国内项目中执行GB50341，在国际项目中执行API650。执行API650时当严格执行API650及相应体系，不应该较随意地将GB50341的一些要求用在执行API650的国际项目中。
收稿日期：2020-12-25；修回日期：2021-04-06
◆参考文献
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[3] SH/T 3040-2012，石油化工管道伴管及夹套管设计规范[S].
后，进行内管水压试验，再对外管进行组装，外管采用静水试验。4 结语
通过结合实际生产项目，介绍了海洋平台火炬气夹套管的设计方案，并借助技术手段进行可靠性论证，结合建造安装制定了一整套海洋平台火炬气夹套管设计、建造工程解决方案，为后续海洋平台项目火炬鼓风消烟配套的夹套管技术应用提供了借鉴。
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