输油管道工程设计规范方案

1、 1 总则1. 0. 1为贯彻落实国家现行输油管道工程设计相关政策和政策，保证设计质量，提高设计水平，使工程技术先进、经济合理、安全可靠、操作方便，管理和维护，制定本规范。1.0.2本规范适用于陆上输送原油、成品油和液态液化石油气的新建、扩建或改建管道的设计。1. 0. 3输油管道工程设计应根据管道建设、运行经验，吸收国内外先进科技成果，合理选择设计参数，优化设计。1. 0. 4输油管道工程设计除符合本规范外，还应符合现行国家强制性标准。2 项2. 0. 1输油管道工程原油、成品油、液态液化石油气管道输送建设项目。一总则包括输油管道、油站及附属设施。2.0.2管道系统输送烃类液体的各类油站、管

2、道及相关设施的总称。2.0.3石油运输站石油管道工程中各种工艺站的总称。2.0. 4第一站 初始站输油管道的起点。2. 0. 5终端终端输油管道终端站。2. 4. 6中间站石油运输的首站和末站之间的各个站都有通用名称。2. 0. 7中间供热泵站首站与末站之间设有供暖增压设施的油站。2. 0. 8中间泵站首站和末站之间只有增压设施的油站。2.0.9中间供热站首站和末站之间只有供暖设施的油站。2. 0. 10输入站将石油送入管道的加油站。2. 0. 11收货站输油管道沿线设有油站，向用户配送油品。2. 0. 12减压站因水头差形成的管道内压力大于管道设计压力或动压过大超过下一站内容进口压力而安装减

3、压装置的站。2. 0.13弹性弯曲管道在外力或自重作用下在弹性限度内的弯曲变形。2.0.14顺序运输舱口运输多种油品在同一管道中依次输送。2. 0.15转弯点输油管线上的一个高点，可能会在管线的后面部分造成滞流。2.0.16一站式控制系统，口粮控制系统实现全站工艺设备及辅助设施自动控制的系统。2. 0. 17管件弯头、弯头、三通、异径管、管头等管道上各种异形连接件的总称。2. 0. 18管道配件管件、法兰、阀门及其组件、绝缘法兰、绝缘接头、清管器接收器和接收器以及其他管道专用部件的总称。2. 0. 19最大内容工作压力 (MADP)管道内油液处于稳态（非瞬态）时的最大内容工作压力。其值应等于站

4、间差、摩擦损失和进站所需残余压力之和。2. 0. 20上游管道内部设计压力在相应的设计温度下，管道或管段的设计内压不应小于管道运行过程中流体可能产生的最大内压。2. 0. 21管路截止阀为防止管道事故扩大，减少环境污染和管道油损，便于维修，沿管道安装阀门。2. 0. 22冷弯使用模具（或夹具）在不加热的情况下将管子弯曲到所需的角度。2. 0. 23热弯管材加热后，在夹具上将其弯成所需角度的弯头，其曲率半径总则不小于管材外径的5倍。2. 0. 24精炼油产品原油加工生产的商品油。在石油储运领域，多指从轻油到C 5及以上重油的油品。2. 0. 25管道公称壁厚钢管标准中列出的壁厚。2. 0. 26

5、钢管结构外径钢管外防腐层、隔热层和保护层组合而成的外径。2.0. 27副管环管为了增加管道通过量，在输油站之间的瓶颈段铺设一条与原线路平行的管道段。3、输油管道系统输送技术3.1 总则规定3.1.1输油管道工程设计计算输油量时，年工作日应按354d计算。3. 1. 2以设计委托书或设计合同中规定的输电量（年输电量、月输电量、日输电量）为设计输电量。设计的最小输送量应满足经济、安全的输送条件。3. 1. 3输油管道设计宜采用密闭输送工艺。采用其他输送工艺的，应进行技术经济论证并说明可行性。3. 1. 4对于各种油品的管道输送，宜采用顺序输送工艺。采用专用输送工艺的，应进行技术经济论证。3.1.5

6、输油管道系统的输送工艺方案应根据设计内压、管型及钢级、管径、壁厚、输送方式、油站数量、成品油批次等多种组合方案进行比较选择。依次输送等，确定最佳的输油工艺方案。3.1.6管道原油质量应符合现行国家标准矿石开采原油技术条件（SY 7513）； ”（GB 11174）；其他管道运输成品油质量应当符合现行国家产品标准。3.1.7输油管道系统输送过程总流程图应标明首站、中间站和末站输油量、进出站压力、油温等主要工艺参数.并注明线路截流阀、大型交叉口、站距、里程、标高（注明是否有交叉点）。3.1.8输油管道系统的输送过程设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析。3.2 原油管道系统输送过程3.

7、 2. 1应根据拟输送原油的理化性质和流变性质，通过优化选型来选择最优的输送方式。原油总则理化性质的测定项目应符合本规范附录A的规定；原油流变学的测定项目应符合本规范附录B的规定。3.2.2加热输送的埋地原油管道应优化加热温度；管道是否需要保温，应进行管道保温与不保温的技术经济比较，确定合理的方案。3.2.3当牛顿流体在管道中输送时，沿途的摩擦损失应按下式计算：( 3. 2. 3-1 )( 3. 2. 3-2 )式中h沿管道的水力摩擦损失（m）；液压摩擦系数，按本规范附录C计算；L管道的计算长度（m）；D输油管道内径（m），V管道内流体的平均流速（m/s）；g重力加速度（9.8lm/s）；平均

8、输油温度下的体积流量（m 3 /s）供油的平均温度应按下式计算：( 3.2.3-3)式中计算管道段输油平均温度（）；t 1 计算管段的起始油温（）；t 2 计算管段的末端油温 (C)。注：对于未加热的输油管道，采用管道埋深最深的最冷月地表平均温度计算管道段输油平均温度。3. 2. 4幂律流体在管道中输送时，其沿途摩擦损失按本规范附录D的规定计算。3.2.5沿埋地输油管道的温降应按下式计算：( 3.2.5-1)( 3.2.5-2)( 3.2.5-3)式中 t o 埋地管道中心最冷月平均地温（）；计算的管段长度（m）；i流量为qm时的水力梯度（to/m）；C原油在输油平均温度下的比热容J/(kg)

9、；K总传热系数W/(m 2 )；D管道外径（m）；q m油质量流量（kg/s）。3.3 成品油管道系统输送过程3.3. 1成品油管道系统的输送工艺设计，应按照设计委托书或设计委托书规定的成品油输送量、品种和各品种的比例、输送输送人数等进行。设计合同。3. 3. 2输送多种成品油时，宜采用单管顺序输送。油品分批运输的顺序，应排在性质相近的旁边。3. 3. 3多品种成品油顺序输送应在湍流状态下进行，成品油顺序输送管道沿线摩擦损失按3. 2. 3本规范公式（-1）计算。对于大流量的成品油，还需要进行温升计算和冷却计算。3. 3. 4顺序输送重油等高粘度精炼油时，应使用隔离装置。3. 3. 5对于成品

10、油的顺序输送管道，不宜在输油站之间设置辅助管道。3. 3. 6多品种成品油的顺序输送管道宜采用连续输送；采用间断运输时，应采取措施减少混油量。3. 3. 7油品顺序输送中混合油段的长度可按下式计算：ReRe lj : C=11.75(dL) 0.5 Re -0.1 ( 3.3.7-1)ReRe lj :C=18385(dL) 0.5 Re -0.9 ( 3. 3.7-2)Re lj =10000 ( 3. 3.7-3)式中，C混合油段长度（m）；Re雷诺数；Re lj 临界雷诺数；e自然对数的底，e=2.7183. 3. 8采用旁通油箱输送工艺。当多种油品的混合油界面依次通过泵站输送时，应切换

11、到泵对泵输送过程。3.3.9最佳循环次数应在综合比较油库的建设和运营成本以及混合油折旧造成的成本损失后确定。3.4 液化石油气（LPG）管道系统输送过程3. 4. 1液态液化石油气管道系统输送工艺设计，应当按照设计委托书或设计合同中规定的液态液化石油气输送量和各组成部分及各组成部分的比例进行。3. 4. 2输送液态液化石油气的管道沿途摩擦损失按本规范公式（3.2.3-1）计算，计算结果乘以流阻增加系数1.1-1.2 .当管道内流速较高时，还应进行温升计算和降温计算。3.4.3液化石油气在管道中输送时，沿线任一点的压力必须高于液化石油气在输送温度下的饱和蒸气压。沿线各中间泵站进水压力应比同温LP

12、G饱和蒸气压高1MPa，入库前末站压力应比同温LPG饱和蒸气压高0.5MPa液化石油气在相同的温度。3.4.4管道中液态液化石油气的平均流量应经过技术经济比较后确定，但应注意因管道内摩擦阻力增加而需要单独冷却的能耗4m。 3m/秒。4行4. 1 线路选择4.1.1输油管道线路的选择应根据项目建设目的和市场需求，结合城市、工矿企业、交通、电力、水利等建设现状和规划. 沿线，以及地形、地貌、地质、水文、气象等地震等自然条件，在运营安全、施工方便的前提下，通过综合分析和技术经济比较，确定大方向的线。4.1.2中间站和大中型交叉工程的位置应符合线路的大方向，但当必须根据其具体情况偏离大方向时，可调整局

13、部线路的方向。4.1.3输油管道不得经过城市水源区、工厂、机场、火车站、海（河）港码头、军事设施、国家孟甸文物保护单位和国家级自然保护区。输油管道因限制必须通过时，应当采取必要的保护措施，并经国家有关部门批准。4.1.4输油管道应避开滑坡、塌方、塌陷、泥石流等不利工程地质区、矿产资源区和危及管道安全的展览区。因条件需要通过时，应采取防护措施，选择适当的位置t，减少通过距离。4.1.5埋地输油管道与地面建筑物（构筑物）的最小距离应符合下列要求：原油、C5及以上成品油管道与城市居民点或人流密集的独立住宅的距离不宜小于0 15m.2 原油、C 5和C 5成品油管道与机场、海（河）港码头、大中型水库、

14、水工构筑物（构筑物）、工厂之间的距离不小于20m.3 原油、液化石油气、C5 、 C5及以上成品油管道与高速公路、一、二级公路平行敷设时，管道中心与道路用地边界的距离不应大于比10m三等及以下的道路要小5m。4 原油、C 5和C 5及以上成品油管道与铁路平行敷设时，应在铁路用地界线以外敷设3m。5 液化石油气管道与铁路平行敷设时，管道中心线与国铁干线、支线（单线）中心线的距离不应小于25m6 原油、C 5和C 5成品油管道与军工厂、军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护单位的最小距离应与有关部门协商确定。但液化石油气管道与上述设施的距离不得小于该距离200m。7 液化石油气管道与城市居民点和

15、公共建筑的距离不应小于此距离75m。注：1 本条规定的距离，对于城市住区，应从边缘建筑物的外墙计算；个别工厂、机场、码头、港口、仓库等，从划定的区域界线开始计算。公路用地范围，超出路堤边坡坡脚外缘和排水沟外缘的lm。或在堑坡顶和坡顶（如不设拦截沟）处超过截水沟外缘lm。2 当情况特殊或受地形等条件限制时，在采取有效措施保证相邻建筑物（构筑物）和管道安全后，内容缩小4.1.5本条第 1 款至第 3 款规定的距离，但不小于8m（3级及以下高速公路不小于5m）。对于地形特别困难的与公路平行的局部管段，采取加强保护措施后，可在公路肩线以外的公路用地范围内进行埋设。4.1.6铺设在地面上的输油管道与建筑

16、物（构筑物）的最短距离应按本规范第4.1.5条规定的距离加倍。4.1.7埋地输油管道与架空输电线路平行敷设时，距离应符合现行国家标准66KV及以下架空电力线路设计规范（GB 50061）和现行国家标准输电线路设计技术规范。 110-500kV架空输电线路”（DL/T 5092）。对于埋地液体液化石油气管道，距离不应小于上述标准规定的距离，且不得小于该距离10m。4.1.8埋地输油管道和埋地通讯电缆及其他用途埋地管线平行敷设的最小距离，应符合现行国家标准钢管及储罐腐蚀控制工程设计规范（SY 0007）。4. 1. 9埋地输油管道与铺设在同一沟内并采用联合阴极保护的其他用途管道之间的距离，应根据施

17、工和维护的需要确定，其最小净距不应小于 0.5 米0.5m。4.1.10管道与光缆在同一沟内敷设时，最小净距（指两段垂直投影的净距）不应小于0.3m.4.2 管道铺设4. 2. 1输油管道应埋在地下。当受自然条件限制时，可将局部段埋入土堤或铺设在地面上。4. 2. 2当输油管道需要改变平面方向以适应地形变化时，可采用弹性弯曲、冷弯、热煨弯头。在平面拐角较小或地形起伏较小的情况下，应先采用弹性弯曲。使用热煨弯头时，其曲率半径不应小于管道外径的5倍，并应满足清管器或检测器通畅的要求。冷弯管的最小曲率半径应符合5. 4. 3本规范表的规定。4.2.3输油管道采用弹性弯曲时，其曲率半径应满足下列要求：

18、1 弹性弯曲的曲率半径应不小于钢管外径的1000倍，并应满足管材强度要求。垂直凹形弹性弯曲管段在管道自重作用下仍应满足变形条件。2、相邻的反向弹性弯管段之间以及弹性弯管段与人工弯管之间应采用直管段连接，直管段长度不应小于钢管外径，不应小于4.5mo3 当输油管道的平面和垂直角度同时出现时，不宜采用弹性弯曲。4. 2. 4输油管道采用冷弯或热焯弯头（头）改变平面方向或标高时，应符合本规范第5.4节的规定。不内容虾腰弯或打褶弯。管子对接偏差不应大于3。4. 2. 5埋地管道埋深应根据耕地耕作深度、冻土深度、地形地质条件、地下水深度、地面车辆荷载及施工现场等因素综合分析确定。管道通过的断面对管道稳定

19、性的要求。 .总则情况下，管道顶部的覆盖土层厚度不应小于此厚度0.8m。在多石地区或特殊路段，可减少管顶及覆土厚度，但应满足管道稳定性要求，并应考虑油性要求和外力对管道的影响.4.2.6沟底宽度应根据沟深、钢管结构外径及所采取的施工措施确定，并应符合下列要求：1 当沟槽深度小于该深度时，5m沟槽底部的宽度应按下式计算：B=D 0 +b ( 4.2.6)式中 B 为槽底宽度（m）；D 0钢管的结构外径（m）；b槽底加宽余量（m），4.2.6按表中规定取值。工作台4.2.6槽底加宽余量b值（m）条件因素焊接在凹槽上沟槽下手工电弧焊沟下半自动焊管沟槽下焊接弯头和连接处管槽土管沟岩石爆破管沟热煨弯头、

20、冷管管槽土管沟岩石爆破管沟在沟里有水在沟里无水在沟里有水在沟里无水b值沟内3m0.70.50.91.51.00.80.91.62.0槽深3-5m0.90.71.11.51.21.01.11.62.02 当沟槽深度大于或等于5m时，沟槽底部的宽度应根据土壤类型和物理力学性质确定。3 沟渠开挖需要加强支护时，沟底宽度应考虑支护结构所占的宽度。4 机械开挖管沟时，沟底宽度应根据开挖机的开挖尺寸确定，但不得小于4. 2. 6按本规范公式（ ）计算的宽度。5、管沟底一定要平整，管子要紧贴沟底。4.2.7管沟坡度应根据试挖的物理力学性能或土壤的内摩擦角、内聚力、湿度和密度等因素确定。在缺乏土壤物理力学性质

21、数据、地质条件良好、土壤质地均匀、地下水位低于管沟底标高、开挖深度5m在无支护最陡坡度范围内时管沟应符合4. 2. 7表中要求。沟深小于5m管沟的坡度4. 2. 7土壤类型坡度 坡度 (H:W)斜坡顶部无负载斜坡顶部有静载荷坡顶动载荷中密砂1:1.001:1.251:1.50中密砾石土（填满沙子）1:0.751:1.001:1.25硬塑轻壤土1:0.671:0.751:1.00中密砾石土（填充粘土）1:0.501:0.671:0.75硬塑壤土、粘土1:0.331:0.501:0.67老黄土1:0.101：0.251:0.33软土（井点脱水后）1:1.00硬石1:01:01:0注：1 静载荷指土

22、壤或堆料等；动态荷载是指机械开挖、铺管机和推土机作业。2 轻质壤土现在称为淤泥，壤土现在称为粉质粘土。4. 2. 8管沟回填应符合下列要求：1 岩石、砾石和冻土区的管沟，0.2m沟底应铺一层厚厚的细土和细沙，并在用吊索放低沟前找平。2 在岩石、砾石和冻土区回填管沟时，必须3 mm在回填原状土前回填细土或沙子（最大粒径不得超过管顶以上0.0%） 。3m不得超过石料的最大粒径0.25m。3 管沟回填应有沉降余量，沉降余量应高于地面0.3m。4、输油管道出土端、弯头（头）两侧非预埋段及固定墩，回填土应分层压实，层厚不大于0.0 3m.4. 2.9管沟回填后应恢复原地貌，并保护耕层，防止水土流失和积水

23、。4. 2. 10埋地输油管道通过地坡大于18的断面时，应根据土壤条件和管道长度，采取措施防止地表径流、渗水冲刷、土壤滑坡等影响管道安全。坡度，以及管道铺设在坡度上的方向。4. 2. 11输油管道穿越沟壑，或管道一侧靠近发育沟壑或陡脊时，应对沟壑的坡面、沟底、陡脊采取加固措施。4.2.12输油管道埋设土堤时，土堤的设计应符合下列要求：1 土堤内输油管道径向覆盖厚度不应小于1.0 0m；土路堤顶部宽度不得1.0m小于2 土堤坡度应根据当地自然条件、填土类型和土堤高度确定。对于粘性土路堤，0m当路堤高度小于2.0时，土路堤的坡度可以为1：0.751：1；5m当路堤高度为2时，可采用1：1.251：

24、1.5。3、土堤淹水部分坡度宜采用1：2坡度，并根据水流采取防护措施。4 在沼泽和低洼地区，土路堤的肩高应根据正常水位、波高和地基强度确定。5 土堤挡水时，应设置排水管或涵洞等构筑物；泄洪能力应满足25年一回的洪水流量。6 软弱地基上的土路堤应防止填土后地基沉降。7 土路堤所用土应满足填方强度和稳定性的要求。4. 2. 13铺设在地面上的输油管道，应当符合下列要求：1 应采取措施补偿管道的纵向变形。2 输油管道穿越人行道、公路、铁路和电气化铁路时，净空高度应按有关规范执行。3 地上管线沿山坡敷设时，应采取措施防止管线滑落。4 需要保温的管道，应考虑保温措施。4.2.14与其他埋地管道或金属结构

25、相交时，其垂直净距不应0.3m小于5m道路两侧10m。管段和电缆覆盖有相应的最高绝缘等级的防腐涂层。4.2.15当输油管道通过杂散电流干扰区时，现行国家标准钢管与储罐腐蚀控制工程设计规范（SY0007）和埋地钢管直流排水防护技术标准（SY/ T 0017) 采取保护措施。4. 2.16输油管道同径段的管壁厚度类型不宜过多。4.2.17输油管道穿越工程的设计应符合现行国家标准原油和天然气输送管道穿越设计规范（SY/T 0015）。液体液化的穿跨管段设计系数石油天然气管道按本规范附录E的规定选择。4.3 管道外部腐蚀控制和保温4. 3. 1输油管道防腐设计应符合现行国家标准钢管及储罐腐蚀控制工程设

26、计规范（SY0007）、埋地钢管强制电流阴极保护设计规范（SY /T 0036）和钢管及储罐腐蚀控制工程设计规范（SY0007）埋地钢管牺牲阳极阴极保护设计规范（SY/T 0019）。4. 3. 2输油管道保温层的结构应由防腐层、隔热层和保护层组成。保温层的厚度应根据工艺要求，经综合技术经济比较后确定。4. 3. 3保温层材料应具有导热系数低、吸水率低、有一定的机械强度、耐热性好、不燃、自熄、对管道无腐蚀等性能。4. 3. 4保护层材料应具有足够的机械强度和韧性、稳定的化学性能、抗老化、防水和电绝缘性能。4. 3. 5管道敷设采用套管时，输油管道与套管之间应采用绝缘支撑。外壳端部应采用防水、绝

27、缘、耐用的材料密封。绝缘支架之间的距离取决于管径的大小，总则不应小于此2m。4. 4线截断阀4. 4. 1沿输油管道应安装截止阀，阀门间距不宜超过32km，在人烟稀少的地区可加大间距。沿埋地输油管道，在跨越大江大湖、水库和人口稠密地区的管道两端，或根据地形条件认为必要时，应安装三通截止阀。输送液态液化石油气的管道截止阀的最大间距应符合4. 4. 1表中的要求。液化石油气管道的截止阀之间应安装扩压阀，扩压管的喷嘴高度应高于附近建筑物和构筑物的高度2m。在需要防止油在管道内倒流的部位应安装能通过清管器的止回阀。表4.4.1液液化石油气管线截止阀间距区域层面管路截止阀之间的最大距离（km）一32二2

28、4三16四8注：地区等级划分见附录E。4.4.2截止阀应设置在没有地质灾害、洪水灾害的地方，便于运输和维修，并有保护设施。4. 4. 3选择的截止阀应能通过清管器和管内检测器。4.5 管道的锚固4. 5. 1当输油管道设计温度与安装温度相差较大时，宜在管道未接地端、弯头、管径变化处按计算设置锚固设施，以及管道与清管器之间的连接。管道稳定措施。4. 5. 2当管道攀登高差较大的长陡坡时，应考虑管道的稳定性。4. 5. 3输油管道采用锚墩（件）锚固时，管道与锚墩（件）之间应有良好的电气绝缘。4.6 管道标记4. 6. 1输油管道沿线应设置里程桩、角桩、阴极保护试验桩和标志等永久性标志。4. 6.2

29、里程桩应设置在油流方向左侧，沿管道从起点到终点，每隔1公里设置一个，不得间断。阴极保护试验桩可与里程桩结合设置。4.5.3水平旋转桩应安装在管道改变方向的地方。转弯桩应设置在管道中心线拐角的左侧。4.6.4输油管道穿越人为或自然障碍物时，应在道口两侧及地下建筑物（构筑物）附近设置标志。在通航河流上穿越工程，必须设置警示标志。4.6.5输油管道在地面铺设时，应在行人和车辆与道路相撞的地方设置标志并采取防护措施。标志应涂上夜光漆。5 输油管道、管道附件和支架的结构设计5.1 载荷和力5.1.1输油管道、管道附件和支架，应根据敷设形式、环境和运行条件，按下列可能同时发生的永久载荷、可变载荷和偶然载荷

30、的组合进行设计：1 永久负载：1）输送油的内压；2）钢管及其附件、保温层、保温层和结构附件的自重；3) 运输油的重量；4) 横向和竖向土压力；5）静水压力和水浮力；6) 温度的影响以及由于热膨胀引起的静态流体压力增加；7) 连接件相对位移所产生的力。2 可变载荷：1）试运行时的水重；2）管道上附着的冰雪荷载；3）内部高落差或风、浪、流等外部因素造成的冲击力；4) 车辆和行人载荷；5) 清管负荷；6) 检修负荷；7）施工过程中的各种力量。3 意外载荷：l) 位于地震动峰值加速度等于或大于0.10.0 15g（基本烈度7度）地区的管道，由于地震引起的断层位移、砂土液化、滑坡等作用在管道上的力， E

31、Tc、;2）振动和共振引起的应力；3）冻土或膨胀土中的膨胀压力；4）沙漠中沙丘运动的影响；5) 基础沉降给管道增加的荷载。5. 1. 2输油管道的设计压力应符合下列要求：1 任何管道及管道附件的设计内压不应低于该部位的最大稳态工作压力，且不应低于管道内流体处于静止状态时该部位的静水压力.当设定反向传动过程时，输油管道任何部分的设计内压不应小于正反向传动工况下最高稳态工作压力中的较高者。2 输送流体的管道及管道附件应能承受作用于其上的外压与内压的最大压差。5. 1. 3输油管道的设计温度应为被输送流体在加热输送时的最高温度；不加热输送时，流体的最高或最低设计温度应根据环境条件确定。5. 1. 4

32、输油管道设计应进行水锤分析，并根据分析结果设置相应的控制和保护设备。在正常运行条件下，由于水锤等因素造成的瞬时最大压力值不得超过管道系统中任一点输油管道设计压力的1.1倍。5.2 许用应力5. 2.1输油管道直段的许用应力应符合下列要求：1 许用应力应按下式计算：=Ks ( 5.2.1)式中许用应力（MPa）；K设计系数，但输送C 5及以上的液体管道应按现行国家标准原油和天然气输送管道穿通工程设计规范（SY/T 0015）通过截面）。油站外的总则截面取0.72；输送液态液化石油气（LPG）管道的设计系数值，见本规范附录E；s钢管的最小屈服强度，5. 2.1按表中规定取值；焊接系数。钢管最小屈服

33、强度和焊接系数表5.2.1钢管标准名称钢级或钢级最小屈服强度s (MPa)焊接系数评论流体输送用无缝钢管GB/T 8163-1999Q295295 (S 16mm285)1.0S为钢管的工程壁厚Q345325 (S 16mm315)20245 (S 16mm235)“石油和天然气工业运输钢管交货技术条件第 1 部分：A 级钢管GB/T 9711.1-1997L175(A25)175 (172)1.0L210(A)210(207)大号245 (B)245 (241)L290(X42)290(289)L320(X46)320(317)L360(X52)360(358)L390(X56)390(38

34、6)L415(X60)415(413)L450(X65)450(448)L485(X70)485 (482)L555(X80)555(551)“石油和天然气工业运输钢管交货技术条件第 2 部分：B 级钢管GB / T 9711.2-1999L245NBL245MB245440*1.0B级管材的质量和试验要求高于A级管材L290NBL290MB290440*L360NBL360QBL360MB360510*L415NBL415QBL415MB415565*L450NBL450MB450570*L485QBL485MB485605*L555QBL555MB555675*注：1NB为无缝钢管和焊接钢

35、管用钢，QB为无缝钢管用钢，MB为焊接铜管用钢。2 括号中的钢种和屈服强度是5LAPI 标准中的值。3 带*值是0.5%总伸长率下的应力值，在此值范围内。具体要求由用户在合同中提出。5.2.4管道和管件的永久荷载和变荷载产生的轴向应力之和不应超过钢管最小屈服强度的80%，但地震作用和风荷载不得同时计算时间。5.3 材料5.3.1输油管道所用钢管及管道附件的选材应根据设计压力、温度、被输送液体的物理化学性质等因素进行技术经济比较后确定。所用钢管和钢材应具有良好的韧性和焊接性。5.3.2输油管道工程所用钢管应为油气输送钢管。钢管应符合现行国家标准石油天然气工业钢管交货技术条件第1部分：A级钢管（G

36、B/T 9711.1）或石油天然气钢管交货技术条件工业第2部分：B级钢管（GB/T 9711.2）；当站内管道难以使用油气输送钢管时，也可采用现行国家标准流体输送用无缝钢管（GB/T 8163）。5.3.3管件和钢管材料应采用镇静钢。5.3.4当施工环境温度低于或等于-20时，应对钢管及管件的材料提出韧性要求。5.3.5对于液化石油气管道，既要考虑低温脆性断裂，又要考虑工作温度下的塑性断裂。5.3.6钢锻法兰及其他锻件应符合现行国家标准压力容器用碳钢和低合金钢锻件（CJs 472s）。对于形状复杂的特殊管道附件，可以使用铸钢。5.4 输油管道壁厚计算及管道附件结构设计5.4.1 输油管道直段钢

37、管壁厚按下列公式计算：( 5.4.1)式中，直管段钢管计算壁厚（mm）；P设计内压（MPa）；D钢管外径（mm）；钢管的许用应力（MPa），5.2.1按本规范第1条的规定采用。5.4.2对于输油站之间的输油管道，管道壁厚可根据设计内压分段设计。5.4.3钢管管件应符合下列要求：1 现场冷弯管的最小弯曲半径5.4.3按表中规定取值。现场冷弯管最小弯曲半径mm )5.4.3公称管径最小弯曲半径 R评论30018DD是管的外径。冷弯弯头的壁厚不必增加，但弯头两端应有左右直管段。2m35021D40024D45027D50030D2 为达到规定的最低屈服强度，母管经过过冷（控轧、冷扩）制成的热煨弯头的

38、许用应力，应符合5.2.1本规范第4条的规定。3 钢管管件的选用应符合本规范附录G的规定；壁厚不等的管件和直管段的焊接，应符合本规范附录F的规定。5.4.4当管材和管件的壁厚极限偏差符合现行国家标准的规定时，不应增加管壁的余量。5.4.5管道附件的设计应符合下列要求：1 管道附件应根据设计压力、最高设计温度和最低环境温度进行选择和设计。2 油站内管线与管线之间或管线与设备之间的工作压力不同时，应按最高工作压力选择和设计管线附件。3 管道附件的非金属嵌件、填料和密封件应采用耐油耐温材料。4 管附件不宜采用螺旋焊钢管。5、管件不得使用铸铁。5.4.6钢制异径接头的设计应符合现行国家标准钢制压力容器

39、（GB 150）。无法兰异径接头的半锥角应小于或等于150，异径接头的材质应与连接钢管的材质相同或相近。5.4.7钢制平头或凸头的设计应符合现行国家标准钢制压力容器)(GB 150)。5.4.8绝缘法兰的设计应符合现行国家标准绝缘法兰设计技术规程（SY/T 0516）。公称压力大于5MPa、管径大于5MPa的输油管道，300mm应采用绝缘接头。5.4.9管材及管件的开口钢筋应符合下列要求：1 在主管上直接开焊支管：当支管外径小于主管外径的0.5倍时，可用加强圈进行局部加强，或按主干壁厚可增加管道和支管进行整体加固。支管和加强圈的材料应与主管的材料相同或相近。2 当相邻两根管子的中心线距离小于两

40、根管子开口直径之和，但大于或等于两根管子开口直径之和的2/3时，应进行接头加固或增加主管壁的厚度。进行接头加固时，支管两条中心线之间的加固面积不应小于两个开口所需总加固面积的1/2。当相邻两根管子的中心线距离小于两根管子开口直径之和的2/3时，不得开孔。3 当支管直径小于或等于50mm时，可不加筋。4 当支管外径等于或大于主管外径1/2倍时，宜采用三通或全包加强筋。5 三通开孔与支管开孔应采用等面积钢筋（图5.4.9）。等5.4.9面积加固注：图中双点划线框为可提供加固的范围。D支管内径（mm）； b 按本规范公式（ ）计算的支管壁厚5.4.1（mm）；B支管的公称壁厚（mm）； h 按本规范

41、公式（ ）计算的主管壁厚（mm）；5.4.1M加强圈厚度（mm）；L应取2.5H或2.5B + M中的较小者； H主管的公称管壁厚度（mm）；A R 所需配筋面积 A R =d h ；加固面积ARA 1 + A 2 +A 3 ；A 1 主管加固面积A 1 =( H - h )d；A 2 - 支管加强面积A 2 =2( B - b ) L （用于拉拔三通L=0.7 ）；A 3 - 由加强环、焊缝等占据的加强区域（对于拉伸三通，A 3 =0）。6 开孔边缘到主管焊缝的距离应大于主管壁厚的5倍。5.4.10法兰的选用应符合现行国家标准钢管法兰的型式（GB/T 8112）和大口径碳素钢管法兰（GB/T

42、 13402）。5.4.11输油管道采用弯头或弯头时，其所能承受的温度和内压不得低于相邻直管段的温度和内压。5.4.12冷弯管任何部位不得出现皱纹、裂纹等机械损伤，弯头两端椭圆度不得大于2，其他部位不得大于.50ao5.4.13地面管道管架、钢管支架、锚具的设计应符合下列要求：1 支撑钢管不应产生过大的局部应力、轴向和横向摩擦。2 管道运行过程中可能发生振动的地方，可采用立柱或减振装置，但不应影响管道的伸缩。3 钢管上的支撑件可以是不焊入钢管的零件，如管夹或“U”形管夹。4 当管道设计成在其许用应力或接近其许用应力下运行时，与钢管焊接的连接件应为环绕整个钢管的单个圆柱形加强件。钢筋与钢管的焊接

43、应采用连续焊接。5.5 管道强度校核5.5.1应计算输油管道的设计内压、外载荷和热胀冷缩所产生的应力，并应小于管道、管道附件和与管道相连的设备的安全承载能力。5.5.2穿越管段强度校核应符合现行国家标准原油天然气输送管道穿越工程设计规范穿越工程（SY/T 0015.1-98)。5.5.3埋地输油管道直管段和轴向变形有限的地上管段的轴向应力计算如下：( 5.5.3-1)( 5.5.3-1)式中内压和温度变化引起的轴向应力，负值为轴向压应力，正值为轴向拉应力（MPa）；E钢材的弹性模量，优选为2.0510 5 MPa；钢的线膨胀系数，可取1.2l0 -5m/(m)；管道安装和关闭时的大气温度（）；

44、管道内被输送介质的温度（）；泊松比，优选为0.3；- 内压产生的环向应力（MPa）；P管道设计内压（MPa）；d管道内径（m）；管道的标称壁厚（m）。按内压计算的环向应力应小于或等于许用应力，许用应力应符合5.2.1本规范第1条的规定。5.5.4对于埋地管道和轴向约束的地上架空管道的弹性敷设管段，轴向弯曲引起的应力应包括在轴向应力中。5.5.5对于受约束的管道，应按最大剪应力破坏理论计算等效应力，当为压应力（负值）时，应满足下列条件：= - 0.9 ( 5.5.5)式中等效应力（MPa）；- 钢管的最小屈服强度（MPa）。5.5.6对于轴向无约束的地面管道和埋地管道开挖端无固定墩的管段，其热膨

45、胀等效应力应按下式计算，其值不应大于许用应力的钢管。= ( 5.5.6-1 )( 5.5.6-2)=( 5.5.6-3)温差下的热膨胀等效应力（MPa）；- 最大工作温差下的热膨胀复合弯曲应力（MPa； 构件平面中的弯矩。对于三通，应分别考虑主管和支管的弯矩（MNm）；i i构件在平面内弯曲时的应力增强系数，其值应符合本规范附录H的规定；M 0 构件平面外的弯矩（MN m）；i 0 构件弯曲出平面时的应力增强系数，其值应符合本规范附录H的规定；扭转应力（MPa）；M t扭矩（MNm）；Z钢管的截面系数（m 3 ）。5.5.7在计算地管热应力时，管子的全补偿值应包括热伸长值、管端附加位移和有效预

46、紧力。预拉伸的有效系数取为0.5。5.6 管道的刚度和稳定性5.6.1管道的刚度应满足运输、施工和运营的要求。钢管外径与壁厚之比不应大于140。5.6.2穿越公路的裸管段、穿越用的套管和埋深较大的管段，应按无内压状态校核计算管道在外力作用下的变形量。水平直径方向的变形量不应大于管子的外径。 300、变形量按本规范附录J的规定计算确定。5.6.3供暖和输送的埋地管道，应验算轴向稳定性，并应满足下列表达式的要求：N ( 5.6.3-1)N=aE(t 2 -t 1 )+(0.5-) h A ( 5.6.3-2)式中 N 为由温差和内压产生的轴向压缩力（MN）；n安全系数，对于公称直径大于或等于 的钢

47、管应取n=1.33 500mm； n=1.11 对公称直径小于或等于 的钢管应取；500mmN cr 管道失稳开始时的临界轴向力，按本规范附录K的规定计算确定（MN）；钢管横截面积（m 2 ）。注：按公式（ 5.6.3-2）计算时，若计算结果N为正值，表示N为轴向压缩力，轴向稳定性问题需按公式（5.6.3-1）校核）。如果 N 为负值，则表示 N 为轴向拉力，无需检查轴向稳定性问题。5.6.4地面管道的轴向稳定性应符合现行国家标准原油天然气输送管道穿越工程设计规范穿越工程（SY/T 0015.2）的规定。6 加油站6.1 选址和总体布局6.1.1选址应符合以下要求：1、场地必须根据有效的设计委

48、托书或合同，按照国家有关工程建设的有关规定，结合当地城乡建设规划进行选址。2、应满足管道工程线路走向、走线的需要，满足工艺设计要求；符合国家现行的安全消防、环境保护、工业卫生等法律法规；应满足住宅小区、工矿企业、铁路、公路等相关要求。3、贯彻节约土地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田和耕地，努力提高土地利用率；贯彻落实环境保护、水土保持等相关法律法规。4、站址应选在平坦开阔的地势上，避开人工填土和地层断裂带，具有良好的地形地貌、工程和水文地质条件，交通、供电、供水、排水和社会便利。员工的生活。依靠更方便的地方。5 选择站址时，应确保站场有足够的场地用于生产、安全和施工作业，并预留适当的发

49、展空间。6、会同施工方代表和当地政府相关职能部门进行联合现场勘察，对比多个方案，合理确定具体位置和范围，形成文件，纳入设计依据。6.1.2车站布置应符合下列要求：1输油管道工程首站选址应与集油处理站、矿山原油库、港口、铁路转运油库、炼油厂成品油库联合进行.要求。2 输油管道工程终端选址应与石油化工企业用油单位的原油库、铁路转运油库、港口油库、成品油商业油库或其他储油设施联合进行。 ，或仔细协调以满足进油位置和路由和计量要求。3 中间站场址的选址应在满足线路走向、车站工艺要求、符合防火分隔规定的前提下，靠近村、镇、居民区。4 各站场的位置、站场与周边居民区、工矿企业等的防火距离应符合现行国家标准

50、原油和天然气工程设计防火规范 (GB 50153)。5、管道工程控制中心、管理公司、检修抢修单位和职工生活基地应与站址同时设置，并应设在城市交通便利、协调的地方具有线路方向，以及良好的社会支持条件。6、与油站分开设置的线路截止阀室、阴极保护站和通讯中继站的位置应满足设计功能要求。6.1.3液化石油气管道站的选址应当符合下列要求：1 符合城市总体规划要求，应远离城市居民区、村镇、学校、工业区和剧院、体育馆等人员集中区域；2、应选择区域内最低频率风向的迎风面，区域应平坦、开阔、不易积聚液化石油气，同时避开雷区；3 液化石油气管道站严禁使用地下和半地下建筑物和构筑物（地下储罐和消防泵除外）。地下管沟

51、必须填满干沙；储罐与站外周边建筑物、构筑物的防火间距应符合现行国家标准城市燃气设计规范（GB 50028）。6.1.4车站选址应避开以下场所：1避开容易积水和河流的低洼地区、旱涝滞留区、内涝威胁地区。2山区应避开山洪、泥石流对台站构成威胁的区域，避开有筑巢风的区域。3 在山区和丘陵地区，利用丘陵填沟建设人工场地时，应避开山洪流经的山谷。防止土石方回填塌陷流失，保证站地基础的稳定性。4 避开受洪水、潮汐或海浪威胁的地区。6.1.5不内容设置加油站的区域应符合现行国家标准石油天然气工程总图设计规范（SY/T 0048）。6.1.6各站、基地的总体布置应符合下列要求：1 总图设计的防火间距和防火措施

52、应符合现行国家标准原油和天然气工程设计防火规范（tGI3 50183）的规定。2 总图设计中的防爆要求应符合现行国家标准石油设施电气装置分类（SY/T 0025）的规定。3 站、基地的总体布置要求和竖向设计应符合现行国家标准石油天然气工程总图设计规范（SY/T 0048）。6.2 工位工艺流程6.2.1第一油中转站的工艺流程应具有油品的收集、储存、正常运输、清管、在站内循环的功能，必要时还应具有逆向运输和交接计量功能。6.2.2中间（热）泵站的工艺流程应具有正传、压力（热）过站、满过站、收发清管器或清管器过站功能。必要时还应具有防丢功能。6.2.3中间供热站的工艺流程应具有正向传输和全立交功能

53、，必要时还应具有反向传输功能。6.2.4分输站的工艺流程除具有中间站功能外，还应具备油压调节和测量功能。必要时还应具有集油、储油、配油功能。6.2.5输入站工艺流程应具有与第一站相同的功能。6.2.6上站工艺流程应具有上站收油、存入或不入罐计量后送用户、收猪、站内循环等功能，必要时还还应具有反向传输功能。6.3 原油管道站工艺设备6.3.1油罐的形式、容量和数量应符合下列要求：1 首站、末站、次运输站、输入站应采用浮顶金属油罐。2 油品运输首站、运输站、次运输站和末站的储油罐总容量计算如下：( 6.3.1)式中，V输油首站、输入站、分输站、末站原油储罐总容量（ m 3 ） ；G原油年运营总量的

54、首站、运输站、次运输站、末站（t） ；- 储存温度下的原油密度（t/m 3 ）；油箱填充系数，取0.9；k原油储备天数（d）。3 原油罐首站、输入站、次运输站、末站，每站不少于3个。6.3.2油站储油天数应当符合下列要求：一、油运第一站和人运站：1）油源来自油田和管道时，储存天数为35天；2）油源来自铁路卸货站时，贮存天数宜为4-5d；3）油源来自内河运输时，储存天数为3-4天；4）油源来自海上运输时，储存天数为5-7天；5）油源来自远洋运输时，其储备天数按委托设计合同确定；罐的总容量应大于罐车的一次性卸货能力。2点传输站，终站：1）通过铁路向用户致油品时，储油天数为4 5天；2）通过内河发给

55、用户时，储油天数为34天；3）通过近海发给用户时，储油天数为5-7d；4) 远洋油轮向用户运输时，储油天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮的一次性充油容量；5）末站为向用户供油的管道中转站时，储油天数为3d。3 个中间（热）泵站：1）采用旁路油罐运输工艺时，旁路油罐容量应按最大管道输送能力2h计算；2) 采用密闭输送工艺时，应设置水锤泄放罐，泄放罐的容量应经瞬态水力分析后确定。6.3.3根据油罐内储存原油的理化性质和环境条件，应经过技术经济比较后确定油罐的加热保温方式。6.3.4铁路装卸设施应当符合下列要求：当装卸油罐车1号立柱8根以上时，装卸栈桥应布置在整个立柱两侧，用于装卸吊管。2

56、、吊管的结构应满足各类油轮的走线要求，吊管的数量应满足在不脱钩一列的情况下一次到站油罐车的最大数量；根据合同要求，油轮装卸是同一个标准12m栈桥两端与最近的起重机之间的距离不应小于栈桥两端的3m距离，或起重机应根据合同规定的油罐类型确定。3 铁路上每天装卸的列车数量应按下式计算：n = ( 6.3.4)其中n是每天装卸的列车数量；m年装卸油量（t）；k进站列车不均匀系数，根据统计数据，无统计数据时取1.2；油罐车装载系数取0.9；V一列油轮的标称容量（m 3 ）；- 装载和卸载温度下的油密度（t/m 3 ）。6.3.5码头部装卸设施应符合下列要求：1 油码头应尽量布置在非油码头常年风向或强流方

57、向的下侧，安全距离应符合6.3.5表1的要求。表6.3.5-1 油站与其他货运站的安全距离油型安全距离（米）A (闪点 28)150B (28闪点 60)C ( 60闪点 120)150注：1 安全距离是指设计船舶靠泊在油码头与其他货运码头相邻的首尾净距。2 因条件难以布置时，可缩短安全距离，但应采取必要的安全措施。2 油码头相邻两个泊位的船舶间距不应小于6.3.5表2的规定。表6.3.5-2 油码头相邻两个泊位之间的距离设计队长（米）235间距（米）2535405055注：1 间距是指停靠在油码头相邻两个泊位的设计船舶首尾的净距。2 当船舶停泊在码头和栈桥墩两侧时，可不作上述船距限制。3 拥

58、有两个以上泊位的码头，应为每个泊位配备流量测量设施。4 油码头泊位年通过能力可按下式计算：( 6.3.5)其中一个泊位的年通过能力（t）；- 白天和黑夜的小时数，取 24 小时；T一年的历日数，取365d；G设计船型的实际载货能力（t）；- 泊位利用率。总则根据同类油轮泊位的运行数据确定。如果没有数据，可以取0.5-0.6；设计船型的装卸所需时间（h）可根据类似泊位的营运数据和油轮装卸设备的能力综合考虑。如果没有数据6.3.5，可以使用表3和表6.3.5-4中的值；- 装卸辅助作业时间、技术作业时间和船舶靠泊和离泊时间之和（h）。船舶装卸辅助作业和技术作业时间是指在泊位上不能与装卸作业同时进行

59、的各种作业的时间。当没有统计数据时，一些单次操作的时间可以使用6.3.5表5中的值。船舶靠泊和离港时间与航道、锚地、泊位前水域情况及港口作业情况有关，可以为1 2小时；t P油船卸压载水的时间（h），可根据同类油船泊位的运行数据进行分析。表6.3.5-3 油船在卸货港泊位卸货时的效率和净卸货时间油轮泊位吨位 DWT(t)1000020000300005000080000100000150000200000250000卸油轮时效率（吨/小时）6008001190136014001600210024002800320035004000550063007300净卸货时间（小时）24182727302

60、6363236313631323740表6.3.5-4 装货港泊位净载油时间油轮泊位吨位 DWT(t)1000020000300005000080000100000150000200000250000净装油时间（h）1010101013151315152020表6.3.5-4 部分单人工作时间项目靠泊时间出发时间准备开始结束调整联合检查时间（小时）0.51.000.500.750.751.000.751.001.502.001.002.005 当港区输油管道采用自然补偿方式热伸长不能满足要求时，应设置补偿器。补偿器按有关规定设置固定支架，陆上管道采用方形补偿器；应使用波纹管补偿器、套筒膨胀节或