輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范.doc

1總則1. 0. 1為在輸油管道工程設(shè)計(jì)中貫徹執(zhí)行國家現(xiàn)行的有關(guān)方針政策，保證設(shè)計(jì)質(zhì)量，提高設(shè)計(jì)水平，以使工程達(dá)到技術(shù)先進(jìn)、經(jīng)濟(jì)合理、安全可靠及運(yùn)行、管理、維護(hù)方便，制定本規(guī)范。1.0.2本規(guī)范適用于陸上新建、擴(kuò)建或改建的輸送原油、成品油、液態(tài)液化石油氣管道工程的設(shè)計(jì)。1. 0. 3輸油管道工程設(shè)計(jì)應(yīng)在管道建設(shè)、營運(yùn)經(jīng)驗(yàn)和吸取國內(nèi)外先進(jìn)科技成果的基礎(chǔ)上合理選擇設(shè)計(jì)參數(shù)，優(yōu)化設(shè)計(jì)。1. 0. 4輸油管道工程設(shè)計(jì)除應(yīng)符合本規(guī)范外，尚應(yīng)符合國家現(xiàn)行的有關(guān)強(qiáng)制性標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。2術(shù)語2. 0. 1輸油管道工程oil pipeline project 用管道輸送原油、成品油及液態(tài)液化石油氣的建設(shè)工程。一般包括輸油管線、輸油站及輔助設(shè)施等。2.0.2管道系統(tǒng)pipeline system 各類型輸油站、管線及輸送烴類液體有關(guān)設(shè)施的統(tǒng)稱。2.0.3輸油站oil transport station 輸油管道工程中各類工藝站場(chǎng)的統(tǒng)稱。2.0. 4首站initial station 輸油管道的起點(diǎn)站。2. 0. 5末站terminal 輸油管道的終點(diǎn)站。2. 4. 6中間站intermediate station 在輸油首站、末站之間設(shè)有各類站場(chǎng)的統(tǒng)稱。2. 0. 7中間熱泵站intermediate heating and pumping station 在輸油首站、末站之間設(shè)有加熱、加壓設(shè)施的輸油站。2. 0. 8中間泵站intermediate pumping station 在輸油首站、末站之間只設(shè)有加壓設(shè)施的輸油站。2.0.9中間加熱站intermediate heating station 在輸油首站、末站之間只設(shè)有加熱設(shè)施的輸油站。2. 0. 10輸人站input station 向管道輸入油品的站。2. 0. 11分輸站off-take station 在輸油管道沿線，為分輸油品至用戶而設(shè)置的站。2. 0. 12減壓站pressure reducing station 由于位差形成的管內(nèi)壓力大于管道設(shè)計(jì)壓力或由于動(dòng)壓過大，超過下一站的允許進(jìn)口壓力而設(shè)置減壓裝置的站。2. 0.13彈性彎曲elastic bending 管道在外力或自重作用下產(chǎn)生的彈性限度范圍內(nèi)的彎曲變形。2.0.14順序輸送hatch transportation 多種油品用同一管道依次輸送的方式。2. 0.15翻越點(diǎn)turnatrer point 輸油管道線路上可能導(dǎo)致后面管段內(nèi)不滿流(slack f low)的某高點(diǎn)。2.0.16一站控制系統(tǒng)，ration control system 對(duì)全站工藝設(shè)備及輔助設(shè)施實(shí)行自動(dòng)控制的系統(tǒng)。2. 0. 17管件pipe fittings 彎頭、彎管、三通、異徑接頭和管封頭等管道上各種異形連接件的統(tǒng)稱。2. 0. 18管道附件pipe accessories 管件、法蘭、閥門及其組合件，絕緣法蘭、絕緣接頭、清管器收發(fā)筒等管道專用部件的統(tǒng)稱。2. 0. 19最大許用操作壓力maximum allowable operating pressure(MADP) 管道內(nèi)的油品處于穩(wěn)態(tài)(非瞬態(tài))時(shí)的最大允許操作壓力。其值應(yīng)等于站間的位差、摩阻損失以及所需進(jìn)站剩余壓力之和。2. 0. 20 U管道設(shè)計(jì)內(nèi)壓力pipeline internal design pressure 在相應(yīng)的設(shè)計(jì)溫度下，管道或管段的設(shè)計(jì)內(nèi)壓力不應(yīng)小于管道在操作過程中管內(nèi)流體可能產(chǎn)生的最大內(nèi)壓力。2. 0. 21線路截?cái)嚅yline block valve 為防止管道事故擴(kuò)大、減少環(huán)境污染與管內(nèi)油品損失及維修方便在管道沿線安裝的閥門。2. 0. 22冷彎管cold bends 用模具(或夾具)不加熱將管子彎制成需要角度的彎管。2. 0. 23熱垠彎管hot bends 管子加熱后，在夾具上彎曲成需要角度的彎管，其曲率半徑一般不小于5倍管子外直徑。2. 0. 24成品油products 原油經(jīng)加工生產(chǎn)的商品油。在石油儲(chǔ)運(yùn)范疇內(nèi)，多指C5及C5以上輕質(zhì)油至重質(zhì)油的油品。2. 0. 25公稱管壁厚度pipe nominal wall thickness 鋼管標(biāo)準(zhǔn)中所列出的管壁厚度。2. 0. 26鋼管的結(jié)構(gòu)外徑structural outside diameter of steel pipe 鋼管外防腐層、隔熱層、保護(hù)層組合后形成的外徑。2.0. 27副管looped pipeline為增加管道輸量，在輸油站間的瓶頸段敷設(shè)與原有線路相平行的管段。3輸油管道系統(tǒng)輸送工藝3. 1一般規(guī)定3.1.1輸油管道工程設(shè)計(jì)計(jì)算輸油量時(shí)，年工作天數(shù)應(yīng)按354d計(jì)算。3. 1. 2應(yīng)按設(shè)計(jì)委托書或設(shè)計(jì)合同規(guī)定的輸量(年輸量、月輸量、日輸量)作為設(shè)計(jì)輸量。設(shè)計(jì)最小輸量應(yīng)符合經(jīng)濟(jì)及安全輸送條件。3. 1. 3輸油管道設(shè)計(jì)宜采用密閉輸送工藝。若采用其他輸送工藝，應(yīng)進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)論證，并說明其可行性。3. 1. 4管輸多種油品，宜采用順序輸送工藝。若采用專管專用輸送工藝，應(yīng)進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)論證。3.1.5輸油管道系統(tǒng)輸送工藝方案應(yīng)依據(jù)設(shè)計(jì)內(nèi)壓力、管道管型及鋼種等級(jí)、管徑、壁厚、輸送方式、輸油站數(shù)、順序輸送油品批次等，以多個(gè)組合方案進(jìn)行比選，確定最佳輸油工藝方案。3.1.6管輸原油質(zhì)量應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)出礦原油技術(shù)條件(SY 7513的規(guī)定；管輸液態(tài)液化石油氣的質(zhì)量應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)油氣田液化石油氣(GB 9052.1)或液化石油氣(GB 11174)的規(guī)定；管輸其他成品油質(zhì)量應(yīng)符合國家現(xiàn)行產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)。3.1.7輸油管道系統(tǒng)輸送工藝總流程圖應(yīng)標(biāo)注首站、中間站、末站的輸油量，進(jìn)出站壓力及油溫等主要工藝參數(shù)。并注明線路截?cái)嚅y、大型穿跨越、各站間距及里程、高程(注明是否有翻越點(diǎn))。3.1.8輸油管道系統(tǒng)輸送工藝設(shè)計(jì)應(yīng)包括水力和熱力計(jì)算，并進(jìn)行穩(wěn)態(tài)和瞬態(tài)水力分析，提出輸油管道在密閉輸送中瞬變流動(dòng)過程的控制方法。3. 2原油管道系統(tǒng)輸送工藝3. 2. 1應(yīng)根據(jù)被輸送原油的物理化學(xué)性質(zhì)及其流變性，通過優(yōu)化比選，選擇最佳輸送方式。原油一般物理化學(xué)性質(zhì)測(cè)定項(xiàng)目，應(yīng)符合本規(guī)范附錄A的規(guī)定；原油流變性測(cè)定項(xiàng)目，應(yīng)符合本規(guī)范附錄B的規(guī)定。3.2.2加熱輸送的埋地原油管道，應(yīng)優(yōu)選加熱溫度；管道是否需保溫，應(yīng)進(jìn)行管道保溫與不保溫的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，確定合理方案。3.2.3管道內(nèi)輸送牛頓流體時(shí)，沿程摩阻損失應(yīng)按下式計(jì)算: (3. 2. 3-1) (3. 2. 3-2)式中 h管道內(nèi)沿程水力摩阻損失(m) ； 水力摩阻系數(shù)，應(yīng)按本規(guī)范附錄C計(jì)算； L管道計(jì)算長(zhǎng)度(m) ； D輸油管道的內(nèi)直徑(m) , V流體在管道內(nèi)的平均流速(m/s) ； g重力加速度(9.8lm/s ) ； 輸油平均溫度下的體積流量(m3 /s) 輸油平均溫度，應(yīng)按下式計(jì)算: (3.2.3-3)式中計(jì)算管段的輸油平均溫度()； t1計(jì)算管段的起點(diǎn)油溫()； t2計(jì)算管段的終點(diǎn)油溫()。 注:對(duì)不加熱翰送的輸油管道，計(jì)算管段的輸油平均溫度取管中心埋深處最冷月份的平均地溫。3. 2. 4當(dāng)管道內(nèi)輸送冪律流體時(shí)，其沿程摩阻損失應(yīng)按本規(guī)范附錄D的規(guī)定計(jì)算。3.2.5埋地輸油管道的沿線溫降應(yīng)按下式計(jì)算: (3.2.5-1) (3.2.5-2) (3.2.5-3)式中 to埋地管道中心處最冷月份平均地溫()； 管段計(jì)算長(zhǎng)度(m)； i流量為qm時(shí)的水力坡降(to/m) ； C輸油平均溫度下原油的比熱容J/(kg)； K總傳熱系數(shù)W/(m2)； D管道的外直徑(m)； qm油品質(zhì)量流量(kg/s) 。3. 3成品油管道系統(tǒng)輸送工藝3.3. 1應(yīng)按設(shè)計(jì)委托書或設(shè)計(jì)合同規(guī)定的成品油輸量、品種與各品種的比例以及分輸、輸人數(shù)量，進(jìn)行成品油管道系統(tǒng)輸送工藝設(shè)計(jì)。3. 3. 2輸送多品種成品油時(shí)，宜采用單管順序輸送。油品批量輸送的排列順序，應(yīng)將油品性質(zhì)相近的緊鄰排列。3. 3. 3應(yīng)在紊流狀態(tài)下進(jìn)行多品種成品油的順序輸送，成品油順序輸送管道的沿程摩阻損失應(yīng)按本規(guī)范式(3. 2. 3-1)計(jì)算。對(duì)于高流速的成品油還需進(jìn)行溫升計(jì)算和冷卻計(jì)算。3. 3. 4在順序輸送高粘度成品油(如重油)時(shí)宜使用隔離裝置。3. 3. 5成品油順序輸送管道，在輸油站間不宜設(shè)置副管。3. 3. 6多品種成品油順序輸送管道，應(yīng)采用連續(xù)輸送方式；當(dāng)采用間歇輸送時(shí)，應(yīng)采取措施以減少混油量。3. 3. 7油品順序輸送混油段長(zhǎng)度可按下式計(jì)算: ReRelj:C=11.75(dL)0.5Re-0.1 （3.3.7-1） ReRelj:C=18385(dL)0.5Re-0.9 (3. 3.7-2) Relj=10000 (3. 3.7-3)式中C混油段長(zhǎng)度(m)； Re雷諾數(shù)； Relj 臨界雷諾數(shù)； e自然對(duì)數(shù)的底，e=2.7183. 3. 8采用旁接油罐輸送工藝，當(dāng)多種油品順序輸送混油界面通過泵站時(shí)，應(yīng)切換成泵到泵輸送工藝。3.3.9 應(yīng)根據(jù)油罐區(qū)的建設(shè)和營運(yùn)費(fèi)用與混油貶值造成的費(fèi)用損失兩個(gè)方面進(jìn)行綜合比較后，確定最佳循環(huán)次數(shù)。3. 4液態(tài)液化石油氣(LPG )管道系統(tǒng)輸送工藝3. 4. 1應(yīng)按設(shè)計(jì)委托書或設(shè)計(jì)合同規(guī)定的液態(tài)液化石油氣輸量、組分與各組分的比例，進(jìn)行液態(tài)液化石油氣管道系統(tǒng)輸送工藝設(shè)計(jì)。3. 4. 2輸送液態(tài)液化石油氣管道的沿程摩阻損失，應(yīng)按本規(guī)范式(3. 2. 3-1)計(jì)算，并將計(jì)算結(jié)果乘以1. 1 -1. 2的流態(tài)阻力增加系數(shù)。當(dāng)管道內(nèi)流速較高時(shí)，還應(yīng)進(jìn)行溫升計(jì)算和冷卻計(jì)算。3.4.3液態(tài)液化石油氣在管道中輸送時(shí).沿線任何一點(diǎn)的壓力都必須高于輸送溫度下液化石油氣的飽和蒸氣壓。沿線各中間泵站的進(jìn)站壓力應(yīng)比同溫度下液化石油氣的飽和蒸氣壓力高1 MPa，末站進(jìn)儲(chǔ)雄前的壓力應(yīng)比同溫度下液化石油氣的飽和蒸氣壓力高0. 5MPaQ3.4.4液態(tài)液化石油氣在管道內(nèi)的平均流速，應(yīng)經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后確定，但要注意因管內(nèi)摩阻升溫而需另行冷卻的能耗，可取0. 81. 4m/s，但最大不應(yīng)超過3m/s。4 線路4. 1 線路選擇4.1.1輸油管道線路的選擇，應(yīng)根據(jù)該工程建設(shè)的目的和市場(chǎng)需要，結(jié)合沿線城市、工礦企業(yè)、交通、電力、水利等建設(shè)的現(xiàn)狀與規(guī)劃，以及沿途地區(qū)的地形、地貌、地質(zhì)、水文、氣象、地震等自然條件，在營運(yùn)安全和施工便利的前提下，通過綜合分析和技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，確定線路總走向。4.1.2中間站和大、中型穿跨越工程位置應(yīng)符合線路總走向，但根據(jù)其具體條件必須偏離總走向時(shí)，局部線路的走向可做調(diào)整。4.1.3 輸油管道不得通過城市水源區(qū)、工廠、飛機(jī)場(chǎng)、火車站、海(河)港碼頭、軍事設(shè)施、國家孟點(diǎn)文物保護(hù)單位和國家級(jí)自然保護(hù)區(qū)。當(dāng)輸油管道受條件限制必須通過時(shí)，應(yīng)采取必要的保護(hù)措施并經(jīng)國家有關(guān)部門批準(zhǔn)。4.1.4輸油管道應(yīng)避開滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等不良工程地質(zhì)區(qū)、礦產(chǎn)資源區(qū)、嚴(yán)孟危及管道安全的地展區(qū)。當(dāng)受條件限制必須通過時(shí)，應(yīng)采取防護(hù)措施并選擇合適位t，縮小通過距離。4.1.5埋地輸油管道同地面建(構(gòu))筑物的最小間距應(yīng)符合下列規(guī)定:1原油、C5及C5以上成品油管道與城鎮(zhèn)居民點(diǎn)或獨(dú)立的人群密集的房屋的距離，不宜小于15m。2 原油、C5及C5以上成品油管道與飛機(jī)場(chǎng)、海(河)港碼頭、大中型水庫和水工建(構(gòu))筑物、工廠的距離不宜小于20m。3 原油、液化石油氣、C5、C5以上成品油管道與高速公路、一二級(jí)公路平行敷設(shè)時(shí)，其管道中心距公路用地范圍邊界不宜小于10m，三級(jí)及以下公路不宜小于 5m。4原油、C5及C5以上成品油管道與鐵路平行敷設(shè)時(shí)，管道應(yīng)敷設(shè)在距離鐵路用地范圍邊線3m以外。5液態(tài)液化石油氣管道與鐵路平行敷設(shè)時(shí)，管道中心線與國家鐵路干線、支線(單線)中心線之間的距離分別不應(yīng)小于25m6原油、C5及C5以上成品油管道同軍工廠、軍事設(shè)施、易燃易爆倉庫、國家重點(diǎn)文物保護(hù)單位的最小距離，應(yīng)同有關(guān)部門協(xié)商解決。但液態(tài)液化石油氣管道與上述設(shè)施的距離不得小于200m。 7 液態(tài)液化石油氣管道與城鎮(zhèn)居民點(diǎn)、公共建筑的距離不應(yīng)小于75m。注:1本條規(guī)定的距離，對(duì)于城鎮(zhèn)居民點(diǎn)，由邊緣建筑物的外墻算起；對(duì)于單獨(dú)的工廠、機(jī)場(chǎng)，碼頭、港口、倉庫等，應(yīng)由劃定的區(qū)域邊界線算起。公路用地范圍，公路路堤側(cè)坡腳加護(hù)道和排水溝外邊緣以外lm?；蚵穳q坡頂截水溝、坡頂(若未設(shè)截水溝時(shí))外邊緣以外lm。 2當(dāng)情況特殊或受地形及其他條件限制時(shí)，在采取有效措施保證相鄰建(構(gòu))筑物和管道安全后，允許縮小4.1.5條中13款規(guī)定的距離，但不宜小于8m(三級(jí)及以下公路不宜小于5m)。對(duì)處于地形特殊困難地段與公路平行的局部管段，在采取加強(qiáng)保護(hù)措施后，可埋設(shè)在公路路肩邊線以外的公路用地范圍以內(nèi)。4.1.6 敷設(shè)在地面的輸油管道同建(構(gòu))筑物的最小距離，應(yīng)按本規(guī)范第4.1.5條所規(guī)定的距離增加1倍。4.1.7 當(dāng)埋地輸油管道與架空輸電線路平行敷設(shè)時(shí)，其距離應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)66KV及以下架空電力線路設(shè)計(jì)規(guī)范(GB 50061)及國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)110 - 500kV架空送電線路設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程(DL/T 5092)的規(guī)定。埋地液態(tài)液化石油氣管道，其距離不應(yīng)小于上述標(biāo)準(zhǔn)中的規(guī)定外，且不應(yīng)小于10m。4.1.8埋地輸油管道與埋地通信電纜及其他用途的埋地管道平行敷設(shè)的最小距離，應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)鋼質(zhì)管道及儲(chǔ)罐腐蝕控制工程設(shè)計(jì)規(guī)范(SY 0007)的規(guī)定。4. 1. 9 埋地輸油管道同其他用途的管道同溝敷設(shè)，并采用聯(lián)合陰極保護(hù)的管道之間的距離，應(yīng)根據(jù)施工和維修的需要確定，其最小凈距不應(yīng)小于0.5m。4.1.10 管道與光纜同溝敷設(shè)時(shí)，其最小凈距(指兩斷面垂直投影的凈距)不應(yīng)小于0.3m。4.2 管道敷設(shè)4. 2. 1 輸油管道應(yīng)采用地下埋設(shè)方式。當(dāng)受自然條件限制時(shí)，局部地段可采用土堤埋設(shè)或地上敷設(shè)。4. 2. 2 當(dāng)輸油管道需改變平面走向適應(yīng)地形變化時(shí)，可采用彈性彎曲、冷彎管、熱煨彎頭。在平面轉(zhuǎn)角較小或地形起伏不大的情況下，首先應(yīng)采用彈性彎曲。采用熱煨彎管時(shí)，其曲率半徑不宜小于5倍管子外直徑，且應(yīng)滿足清管器或檢測(cè)器順利通過的要求。冷彎管的最小曲率半徑應(yīng)符合本規(guī)范表5. 4. 3的規(guī)定。4.2.3 當(dāng)輸油管道采用彈性彎曲時(shí)，其曲率半徑應(yīng)符合下列規(guī)定: 1彈性彎曲的曲率半徑，不宜小于鋼管外直徑的1000倍，并應(yīng)滿足管道強(qiáng)度的要求。 豎向下凹的彈性彎曲管段，尚應(yīng)滿足管道自重作用下的變形條件。 2在相鄰的反向彈性彎曲管段之間及彈性彎曲管段與人工彎管之間，應(yīng)采用直管段連接，直管段長(zhǎng)度不應(yīng)小于鋼管的外徑，且不應(yīng)小于4. 5mo 3輸油管道平面和豎向同時(shí)發(fā)生轉(zhuǎn)角時(shí)，不宜采用彈性彎曲。4. 2. 4當(dāng)輸油管道采用冷彎管或熱煨彎管(頭)改變平面走向或高程時(shí).應(yīng)符合本規(guī)范第5. 4節(jié)的規(guī)定。 不得采用蝦米腰彎頭或褶皺彎頭。管子的對(duì)接偏差不得大于3。4. 2. 5 埋地管道的埋設(shè)深度，應(yīng)根據(jù)管道所經(jīng)地段的農(nóng)田耕作深度、凍土深度、地形和地質(zhì)條件、地下水深度、地面車輛所施加的荷載及管道穩(wěn)定性的要求等因素，經(jīng)綜合分析后確定。一般情況下管頂?shù)母餐翆雍穸炔粦?yīng)小于0.8m。 在巖石地區(qū)或特殊地段，可減少管頂.覆土厚度，但應(yīng)滿足管道穩(wěn)定性的要求，并應(yīng)考慮油品性質(zhì)的要求和外力對(duì)管道的影響。4.2.6 管溝溝底寬度應(yīng)根據(jù)管溝深度、鋼管的結(jié)構(gòu)外徑及采取的施工措施確定，并應(yīng)符合下列規(guī)定:1當(dāng)管溝深度小于5m時(shí)，溝底寬度應(yīng)按下式計(jì)算：B=D0+b （4.2.6）式中 B溝底寬度（m）； D0鋼管的結(jié)構(gòu)外徑（m）； b溝底加寬裕量（m），應(yīng)按表4.2.6的規(guī)定取值。表4.2.6 溝底加寬裕量b值（m）條件因素溝上焊接溝下手工電弧焊接溝下半自動(dòng)焊接處管溝溝下焊接彎管及碰口處管溝土質(zhì)管溝巖石爆破管溝熱煨彎管、冷管管處管溝土質(zhì)管溝巖石爆破管溝溝中有水溝中無水溝中有水溝中無水b值溝深3m以內(nèi)0.70.50.91.51.00.80.91.62.0溝深35m0.90.71.11.51.21.01.11.62.02當(dāng)管溝深度大于或等于5m時(shí)，應(yīng)根據(jù)土壤類別及物理力學(xué)性質(zhì)確定管溝溝底寬度。3當(dāng)管溝開挖需要加強(qiáng)支撐時(shí)，管溝溝底寬度應(yīng)考慮支撐結(jié)構(gòu)所占用的寬度。4用機(jī)械開挖管溝時(shí)，管溝溝底寬度應(yīng)根據(jù)挖土機(jī)械切削尺寸確定，但不得小于按本規(guī)范式(4. 2. 6 )計(jì)算的寬度。5管溝溝底必須平整，管子應(yīng)緊貼溝底。4.2.7管溝邊坡坡度應(yīng)根據(jù)試挖或土壤的內(nèi)摩擦角、粘聚力、濕度、密度等物理力學(xué)性質(zhì)確定。當(dāng)缺少土壤物理力學(xué)性質(zhì)資料、地質(zhì)條件良好、土壤質(zhì)地均勻、地下水位低于管溝底面標(biāo)高、挖深在5m以內(nèi)時(shí)，不加支撐的管溝邊坡的最陡坡度宜符合表4. 2. 7的規(guī)定。表4. 2. 7 溝深小于5m時(shí)的管溝邊坡最陡坡度土壤類別邊坡坡度(高：寬)坡頂無荷載坡頂有靜荷載坡頂有動(dòng)荷載中密的砂土1：1.001：1.251：1.50中密的碎石類土(充填物為砂土)1：0.751：1.001：1.25硬塑性的輕亞粘土1：0.671：0.751：1.00中密的碎石類土(充填物為粘性土)1：0.501：0.671：0.75硬塑性的亞粘土、粘土1：0.331：0.501：0.67老黃土1：0.101：0.251：0.33軟土(經(jīng)井點(diǎn)降水后)1：1.00硬質(zhì)巖1：01：01：0注:1靜荷載系指堆土或料堆等；動(dòng)荷載系指有機(jī)械挖土、吊管機(jī)和推土機(jī)作業(yè)。 2輕亞粘土現(xiàn)稱為粉土，亞粘土現(xiàn)稱為粉質(zhì)粘土。4. 2. 8管溝回填土作業(yè)應(yīng)符合下列規(guī)定:1 巖石、礫石、凍土區(qū)的管溝，應(yīng)在溝底先鋪設(shè)0.2m厚的細(xì)土和細(xì)砂墊層且平整后方可用吊帶吊管下溝。2回填巖石、礫石、凍土區(qū)的管溝時(shí)，必須先用細(xì)土或砂(最大粒徑不得超過3 mm)回填至管頂以上0. 3m后，方可用原狀土回填，但回填土的巖石和碎石塊最大粒徑不得超過0.25m。3管溝回填應(yīng)留有沉降裕量，應(yīng)高出地面0.3m。4輸油管道出土端、彎管(頭)兩側(cè)非嵌固段及固定墩處，回填土?xí)r應(yīng)分層夯實(shí)，分層厚度不大于0. 3m。4. 2.9 管溝回填后應(yīng)恢復(fù)原地貌，并保護(hù)耕植層，防止水土流失和積水。4. 2. 10 當(dāng)埋地輸油管道通過地面坡度大于18寫的地段時(shí)，應(yīng)視土壤情況和坡長(zhǎng)以及管道在坡上敷設(shè)的方向，采取防止地面徑流、滲水侵蝕和土體滑動(dòng)影響管道安全的措施。4. 2. 11 當(dāng)輸油管道穿跨越?jīng)_溝，或管道一側(cè)鄰近發(fā)育中的沖溝或陡坎時(shí)，應(yīng)對(duì)沖溝的邊坡、溝底和陡坎采取加固措施。4.2.12 當(dāng)輸油管道采取土堤埋設(shè)時(shí)，土堤設(shè)計(jì)應(yīng)符合下列規(guī)定: 1輸油管道在土堤中的徑向覆土厚度不應(yīng)小于1. 0m；土堤頂寬不應(yīng)小于1.0m。 2土堤邊坡坡度應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)刈匀粭l件、填土類別和土堤高度確定。對(duì)粘性土堤，堤高小于2. 0m時(shí)，土堤邊坡坡度可采用1：0.751：1；:堤高為25m時(shí)，可采用1：1. 251：1. 5 。 3土堤受水浸淹部分的邊坡應(yīng)采用1：2的坡度，并應(yīng)根據(jù)水流情況采取保護(hù)措施。 4在沼澤和低洼地區(qū)，土堤的堤肩高度應(yīng)根據(jù)常水位、波浪高度和地基強(qiáng)度確定。 5當(dāng)土堤阻擋水流排泄時(shí)，應(yīng)設(shè)置泄水孔或涵洞等構(gòu)筑物；泄水能力應(yīng)滿足重現(xiàn)期為25年一遇的洪水流量。 6軟弱地基上的土堤，應(yīng)防止填土后基礎(chǔ)的沉陷。 7土堤用土，應(yīng)滿足填方的強(qiáng)度和穩(wěn)定性的要求。4. 2. 13地上敷設(shè)的輸油管道，應(yīng)符合下列規(guī)定: 1應(yīng)采取補(bǔ)償管道縱向變形的措施。 2輸油管道跨越人行通道、公路、鐵路和電氣化鐵路時(shí)，其凈空高度應(yīng)按有關(guān)規(guī)范執(zhí)行。 3地上管道沿山坡敷設(shè)時(shí)，應(yīng)采取防止管道下滑的措施。 4對(duì)于需要保溫的管道應(yīng)考慮保溫措施。4.2.14當(dāng)埋地輸油管道同其他埋地管道或金屬構(gòu)筑物交叉時(shí)，其垂直凈距不應(yīng)小于0.3m；管道與電力、通信電纜交叉時(shí)，其垂直凈距不應(yīng)小于0. 5m，并應(yīng)在交叉點(diǎn)處輸油管道兩側(cè)各10m以上。的管段和電纜采用相應(yīng)的最高絕緣等級(jí)防腐層。4.2.15 當(dāng)輸油管道通過雜散電流干擾區(qū)時(shí)，應(yīng)按國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)鋼質(zhì)管道及儲(chǔ)罐腐蝕控制工程設(shè)計(jì)規(guī)范（SY0007 )和埋地鋼質(zhì)管道直流排流保護(hù)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 0017)的規(guī)定采取防護(hù)措施。4. 2.16 輸油線路同直徑段的管道壁厚種類不宜過多。4.2.17 輸油管道穿跨越工程設(shè)計(jì)，應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)原油和天然氣輸送管道穿跨越設(shè)計(jì)規(guī)范)（SY/T 0015 )的規(guī)定。液態(tài)液化石油氣管道的穿跨越管段的設(shè)計(jì)系數(shù)按本規(guī)范附錄E的規(guī)定選取。4. 3 管道的外腐蝕控制和保溫4. 3. 1輸油管道的防腐蝕設(shè)計(jì)，應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)鋼質(zhì)管道及儲(chǔ)罐腐蝕控制工程設(shè)計(jì)規(guī)范（SY0007 )、埋地鋼質(zhì)管道強(qiáng)制電流陰極保護(hù)設(shè)計(jì)規(guī)范（SY/T 0036 )和埋地鋼質(zhì)管道犧牲陽極陰極保護(hù)設(shè)計(jì)規(guī)范(SY/T 0019)的規(guī)定。4. 3. 2輸油管道保溫層的結(jié)構(gòu)應(yīng)由防腐層、隔熱層和保護(hù)層組成。隔熱層的厚度應(yīng)根據(jù)工藝要求并經(jīng)綜合技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后確定。4. 3. 3隔熱層材料應(yīng)具有導(dǎo)熱系數(shù)小、吸水率低、具有一定機(jī)械強(qiáng)度、耐熱性能好、不易燃燒和具有自熄性、對(duì)管道無腐蝕作用的性能。4. 3. 4保護(hù)層材料應(yīng)具有足夠的機(jī)械強(qiáng)度和韌性、化學(xué)性能穩(wěn)定、耐老化、防水和電絕緣的性能。4. 3. 5管道敷設(shè)采用套管時(shí)，輸油管與套管之間應(yīng)采用絕緣支撐。套管端部應(yīng)采用防水、絕緣、耐用的材料密封。絕緣支撐間距根據(jù)管徑大小而定，一般不宜小于2m。4. 4 線路截?cái)嚅y4. 4. 1輸油管道沿線應(yīng)安裝截?cái)嚅y，閥門的間距不應(yīng)超過32km，人煙稀少地區(qū)可加大間距。埋地輸油管道沿線在穿跨越大型河流、湖泊、水庫和人口密集地區(qū)的管道兩端或根據(jù)地形條件認(rèn)為需要，均應(yīng)設(shè)t線路截?cái)嚅y。輸送液態(tài)液化石油氣管道線路截?cái)嚅y的最大間距應(yīng)符合表4. 4. 1的規(guī)定。液態(tài)液化石油氣管道截?cái)嚅y之間應(yīng)設(shè)置散閥，其放散管管口高度應(yīng)比附近建、構(gòu)筑物高出2m以上。需防止管內(nèi)油品倒流的部位應(yīng)安裝能通清管器的止回閥。表4.4.1 液態(tài)液化石油氣管道線路截?cái)嚅y間距地區(qū)等級(jí)線路截?cái)嚅y最大間距(km）一32二24三16四8 注:地區(qū)等級(jí)的劃分詳見附錄E。4.4.2 截?cái)嚅y應(yīng)設(shè)置在不受地質(zhì)災(zāi)害及洪水影響、交通便利、檢修方便的位置，并應(yīng)設(shè)保護(hù)設(shè)施。4. 4. 3選用的截?cái)嚅y應(yīng)能通過清管器和管道內(nèi)檢測(cè)儀。4. 5 管道的錨固4. 5. 1當(dāng)輸油管道的設(shè)計(jì)溫度同安裝溫度之差較大時(shí)，宜在管道出土端、彎頭、管徑改變處以及管道和清管器收發(fā)裝置連接處，根據(jù)計(jì)算設(shè)置錨固設(shè)施，或采取其他能夠保證管道穩(wěn)定的措施。4. 5. 2當(dāng)管道翻越高差較大的長(zhǎng)陡坡時(shí)，應(yīng)考慮管道的穩(wěn)定性。4. 5. 3當(dāng)輸油管道采取錨固墩(件)錨固時(shí)，管道和錨固墩(件)之間應(yīng)有良好的電絕緣。4. 6 管道標(biāo)志4. 6. 1 輸油管道沿線應(yīng)設(shè)t里程樁、轉(zhuǎn)角樁、陰極保護(hù)測(cè)試樁和，示牌等永久性標(biāo)志。4. 6.2 里程樁應(yīng)設(shè)置在油流方向的左側(cè)，沿管道從起點(diǎn)至終點(diǎn)，每隔I km設(shè)置1個(gè)，不得間斷。陰極保護(hù)測(cè)試樁可同里程樁結(jié)合設(shè)置。4.5.3在管道改變方向處應(yīng)設(shè)置水平轉(zhuǎn)兔樁。轉(zhuǎn)兔樁應(yīng)設(shè)置在管道中心線的轉(zhuǎn)角處左側(cè)。4.6.4 輸油管道穿跨越人工或天然障礙物時(shí)，應(yīng)在穿跨越處兩側(cè)及地下建(構(gòu))筑物附近設(shè)立標(biāo)志。通航河流上的穿跨越工程.必須設(shè)置警示牌。4.6.5當(dāng)翰油管道采用地上敷設(shè)時(shí)，應(yīng)在行人較多和易道車輛碰撞的地方，設(shè)置標(biāo)志并采取保護(hù)措施。標(biāo)志應(yīng)采用具有發(fā)光功能的涂料涂刷。5 輸油管道、管道附件和支承件的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)5. 1 荷載和作用力5.1.1輸油管道、管道附件和支承件，應(yīng)根據(jù)敷設(shè)形式、所處環(huán)境和運(yùn)行條件，按下列可能同時(shí)出現(xiàn)的永久荷載、可變荷載和偶然荷載的組合進(jìn)行設(shè)計(jì): 1永久荷載: 1)輸送油品的內(nèi)壓力； 2)鋼管及其附件、絕緣層、隔熱層、結(jié)構(gòu)附件的自重； 3)輸送油品的重量； 4)橫向和豎向的土壓力； 5)靜水壓力和水浮力； 6)溫度作用以及靜止流體由于受熱膨脹而增加的壓力； 7)由于連接構(gòu)件相對(duì)位移而產(chǎn)生的作用力。 2可變荷載: 1)試運(yùn)行時(shí)的水重量； 2)附在管道上的冰雪荷載； 3)由于內(nèi)部高落差或風(fēng)、波浪、水流等外部因素產(chǎn)生的沖擊力； 4)車輛及行人荷載； 5)清管荷載； 6)檢修荷載； 7)施工過程中的各種作用力。 3偶然荷載: l)位于地震動(dòng)峰值加速度等于或大于0.10. 15g(基本烈度七度)地區(qū)的管道，由于地震引起的斷層位移、砂土液化、山體滑坡等施加在管道上的作用力； 2)由于振動(dòng)和共振所引起的應(yīng)力; 3)凍土或膨脹土中的膨脹壓力; 4)沙漠中沙丘移動(dòng)的影響; 5)地基沉降附加在管道上的荷載。5. 1. 2 輸油管道設(shè)計(jì)壓力應(yīng)符合下列規(guī)定: 1 任何一處管道及管道附件的設(shè)計(jì)內(nèi)壓力不應(yīng)小于該處的最高穩(wěn)態(tài)操作壓力，且不應(yīng)小于管內(nèi)流體處于靜止?fàn)顟B(tài)下該處的靜水壓力。當(dāng)設(shè)置反輸流程時(shí)，輸油管道任何一處的設(shè)計(jì)內(nèi)壓力，不應(yīng)小于該處正、反輸送條件下的最高穩(wěn)態(tài)操作壓力的較高者。 2 輸送流體的管道及管道附件，應(yīng)能承受作用在其上的外壓與內(nèi)壓之間最大壓差。5. 1. 3 輸油管道的設(shè)計(jì)溫度，當(dāng)加熱輸送時(shí)應(yīng)為被輸送流體的最高溫度;當(dāng)不加熱輸送時(shí)，應(yīng)根據(jù)環(huán)境條件確定流體的最高或最低設(shè)計(jì)溫度。5. 1. 4 輸油管道的設(shè)計(jì)應(yīng)作水擊分析，并應(yīng)根據(jù)分析結(jié)果設(shè)置相應(yīng)的控制和保護(hù)設(shè)備。在正常操作條件下，由于水擊和其他因素造成的瞬間最大壓力值，在管道系統(tǒng)中的任何一點(diǎn)都不得超過輸油管道設(shè)計(jì)內(nèi)壓力的l.1倍。5. 2 許用應(yīng)力5. 2.1 輸油管道直管段的許用應(yīng)力應(yīng)符合下列規(guī)定: 1 許用應(yīng)力應(yīng)按下式計(jì)算: =Ks （5.2.1）式中 許用應(yīng)力（MPa）； K設(shè)計(jì)系數(shù)，輸送C5及C5以上的液體管道除穿跨越管段按國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設(shè)計(jì)規(guī)范（SY/T 0015）的規(guī)定取值外。輸油站外一般地段取0.72；輸送液態(tài)液化石油氣（LPG)管道設(shè)計(jì)系數(shù)取值，見本規(guī)范附錄E；s鋼管的最低屈服強(qiáng)度，應(yīng)按表5. 2.1的規(guī)定取值;焊縫系數(shù)。表5.2.1 鋼管的最低屈服強(qiáng)度和焊縫系數(shù)鋼管標(biāo)準(zhǔn)名稱鋼號(hào)或鋼級(jí)最低屈服強(qiáng)度s（MPa）焊縫系數(shù)備注輸送流體用無縫鋼管GB/T 8163-1999Q295295（S16mm為285）1.0S為鋼管的工程壁厚Q345325（S16mm為315）20245（S16mm為235）石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件第1部分:A級(jí)鋼管GB/T 9711.1-1997L175(A25)175(172)1.0L210(A)210(207)L245(B)245(241)L290(X42)290(289)L320(X46)320(317)L360(X52)360(358)L390(X56)390(386)L415(X60)415(413)L450(X65)450(448)L485(X70)485(482)L555(X80)555(551)石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件第2部分:B級(jí)鋼管GB/T 9711.2-1999L245NBL245MB245440*1.0B級(jí)管的質(zhì)量和試驗(yàn)要求高于A級(jí)管L290NBL290MB290440*L360NBL360QBL360MB360510*L415NBL415QBL415MB415565*L450NBL450MB450570*L485QBL485MB485605*L555QBL555MB555675*注：1 NB為無縫鋼管和焊接鋼管用鋼,QB為無縫鋼管用鋼，MB為焊接銅管用鋼。2 括號(hào)內(nèi)的鋼級(jí)及屈服強(qiáng)度為API 5L標(biāo)準(zhǔn)的數(shù)值。3 帶*數(shù)值為0.5%總伸長(zhǎng)下的應(yīng)力值，在此值范圍內(nèi).由用戶在合同書中提出具體要求。5.2.4管道及管件由永久荷載、可變荷載所產(chǎn)生的軸向應(yīng)力之和，不應(yīng)超過鋼管的最低屈服強(qiáng)度的80%，但不得將地震作用和風(fēng)荷載同時(shí)計(jì)人。5. 3 材料5.3.1輸油管道所采用的鋼管、管道附件的材質(zhì)選擇，應(yīng)根據(jù)設(shè)計(jì)壓力、溫度和所輸液體的物理化學(xué)性質(zhì)等因素，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后確定。采用的鋼管和鋼材應(yīng)具有良好的韌性和可焊性。5.3.2輸油管道工程所用的鋼管，宜采用油氣輸送鋼管。鋼管應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件第1部分:A級(jí)鋼管（GB/T 9711.1)或石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件第2部分:B級(jí)鋼管（GB/T 9711.2)的規(guī)定;站內(nèi)管道采用油氣輸送鋼管有困難時(shí)，也可采用現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)輸送流體用無縫鋼管( GB/T 8163)。5.3.3管道附件和鋼管材料應(yīng)采用鎮(zhèn)靜鋼。5.3.4 當(dāng)施工環(huán)境溫度低于或等于-20時(shí)，應(yīng)對(duì)鋼管和管道附件材料提出韌性要求。5.3.5對(duì)于液態(tài)液化石油氣管道，既應(yīng)考慮低溫下的脆性斷裂，也要考慮運(yùn)行溫度下的塑性斷裂問題。5.3.6鋼制鍛造法蘭及其他鍛件，應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)壓力容器用碳素鋼和低合金鋼鍛件CJs 472s)的規(guī)定。對(duì)于形狀復(fù)雜的特殊管道附件，可采用鑄鋼制作。5.4 輸油管道管壁厚度計(jì)算及管道附件的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)5.4.l輸油管道直管段的鋼管管壁厚度應(yīng)按下式計(jì)算: (5.4.1)式中 直管段鋼管計(jì)算壁厚(mm)； P設(shè)計(jì)內(nèi)壓力(MPa)； D鋼管外直徑(mm)； 鋼管許用應(yīng)力(MPa)，應(yīng)按本規(guī)范第5.2.1條的規(guī)定采用。5.4.2輸油站間的輸油管道可按設(shè)計(jì)內(nèi)壓力，分段設(shè)計(jì)管道的管壁厚度。5.4.3鋼制管件應(yīng)符合下列規(guī)定:1現(xiàn)場(chǎng)冷彎彎管的最小彎管半徑應(yīng)按表5.4.3的規(guī)定取值。表5.4.3現(xiàn)場(chǎng)冷彎彎管的最小彎管半徑mm)公稱管徑最小彎管半徑R備注30018DD為管外徑。冷彎彎管不必增加壁厚，但彎管兩端宜有2m左右的直管段35021D40024D45027D50030D 2用為了達(dá)到規(guī)定的最低屈服強(qiáng)度而進(jìn)行過冷加工(控軋、冷擴(kuò))的母管制作的熱煨彎管，其許用應(yīng)力應(yīng)按本規(guī)范第5.2.1條第4款的規(guī)定取值。 3鋼制管件的選用應(yīng)符合本規(guī)范附錄G的規(guī)定；管件與直管段不等壁厚的焊接應(yīng)符合本規(guī)范附錄F的規(guī)定。5.4.4 當(dāng)管道及管件的壁厚極限偏差符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定時(shí)，不應(yīng)再增加管壁的裕量。5.4.5管道附件設(shè)計(jì)應(yīng)符合下列規(guī)定: 1管道附件應(yīng)按設(shè)計(jì)壓力、最高設(shè)計(jì)溫度和最低環(huán)境溫度選擇和設(shè)計(jì)。 2輸油站內(nèi)管道與管道之間或管道與設(shè)備之間，當(dāng)操作壓力不同時(shí)，應(yīng)按最高的操作壓力選擇和設(shè)計(jì)管道附件。 3管道附件的非金屬鑲裝件、填料、密封件，應(yīng)選擇耐油、耐溫的材料。 4管道附件不宜采用螺旋焊縫鋼管制作。 5管道附件不得采用鑄鐵件。5.4.6鋼制異徑接頭的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)鋼制壓力容器（GB 150)的規(guī)定。無折邊異徑接頭的半錐角應(yīng)小于或等于150，異徑接頭的材質(zhì)宜與所連接鋼管的材質(zhì)相同或相近。5.4.7鋼制平封頭或凸封頭的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)鋼制壓力容器)(GB 150)的規(guī)定。5.4.8絕緣法蘭的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)絕緣法蘭設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定(SY/T 0516 )。公稱壓力大于5 MPa、直徑大于300mm的輸油管道，宜采用絕緣接頭。5.4.9管道和管道附件的開孔補(bǔ)強(qiáng)應(yīng)符合下列規(guī)定: 1 在主管上直接開孔焊接支管:當(dāng)支管外徑小于0.5倍主管外徑時(shí)，可采用補(bǔ)強(qiáng)圈進(jìn)行局部補(bǔ)強(qiáng)，也可增加主管和支管管壁厚度進(jìn)行整體補(bǔ)強(qiáng)。支管和補(bǔ)強(qiáng)圈的材料，宜與主管材料相同或相近。 2當(dāng)相鄰兩支管中心線的間距小于兩支管開孔直徑之和，但大于或等于兩支管開孔直徑之和的2/3時(shí)，應(yīng)進(jìn)行聯(lián)合補(bǔ)強(qiáng)或加大主管管壁厚度。當(dāng)進(jìn)行聯(lián)合補(bǔ)強(qiáng)時(shí)，支管兩中心線之間的補(bǔ)強(qiáng)面積不得小于兩開孔所需總補(bǔ)強(qiáng)面積的1/2。當(dāng)相鄰兩支管中心線的間距小于兩支管開孔直徑之和的2/3時(shí)，不得開孔。3 當(dāng)支管直徑小于或等于50mm時(shí)，可不補(bǔ)強(qiáng)。4 當(dāng)支管外徑等于或大于1/2倍主管外徑時(shí)，應(yīng)采用三通或采用全包型補(bǔ)強(qiáng)。5 三通開孔和支管開孔均宜采用等面積補(bǔ)強(qiáng)(圖5.4.9)。 圖5.4.9 等面積補(bǔ)強(qiáng) 注：圖中雙點(diǎn)劃線框內(nèi)為可提供補(bǔ)強(qiáng)的范圍， D支管內(nèi)徑(mm) ; b按本規(guī)范式(5.4.1)計(jì)算的支管管壁厚度(mm)； B支管的公稱管壁厚度(mm)； h按本規(guī)范式(5.4.1)計(jì)算的主管管壁厚度(mm)； M補(bǔ)強(qiáng)圈厚度(mm)； L應(yīng)取2.5H或2.5B+M之較小者; H主管的公稱管壁厚度(mm)； AR需要的補(bǔ)強(qiáng)面積AR=dh;補(bǔ)強(qiáng)面積ARA1+A2+A3； A1主管補(bǔ)強(qiáng)面積A1=(H-h)d； A2支管補(bǔ)強(qiáng)面積A2=2(B-b) L(對(duì)于拔制三通L=0.7)； A3補(bǔ)強(qiáng)圈、焊縫等所占補(bǔ)強(qiáng)面積(對(duì)于拔制三通A3=0)。 6開孔邊緣距主管焊縫宜大于主管管壁厚的5倍。5.4.10 法蘭的選擇，應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)鋼制管法蘭類型(GB/ T 8112 )、大直徑碳鋼管法蘭(GB/T 13402)的規(guī)定。5.4.11當(dāng)輸油管道采用彎頭或彎管時(shí)，其所能承受的溫度和內(nèi)壓力，應(yīng)不低于相鄰直管段所承受的溫度和內(nèi)壓力。5.4.12冷彎管的任何部位不得出現(xiàn)褶皺、裂紋及其他機(jī)械損傷，彎管兩端的橢圓度不得大于2，其他部位不得大于.50ao5.4.13地面管道的管架、鋼管支承件和錨固件的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合下列規(guī)定: 1被支承的鋼管不應(yīng)產(chǎn)生過大的局部應(yīng)力、軸向和側(cè)向摩擦力。 2管道運(yùn)行時(shí)可能發(fā)生振動(dòng)處，可采用支柱或防震裝置，但不得影響管道的脹縮。 3鋼管上的支承件，可采用不與鋼管焊接成一體的部件，如管夾或“U”形管卡。4當(dāng)設(shè)計(jì)的管道是在其許用應(yīng)力或接近其許用應(yīng)力的情況下運(yùn)行時(shí)，焊接在鋼管上的連接件應(yīng)是一個(gè)環(huán)抱整個(gè)鋼管的單獨(dú)的圓筒形加強(qiáng)件。加強(qiáng)件與鋼管的焊接應(yīng)采用連續(xù)焊。5.5 管道的強(qiáng)度校核5.5.1輸油管道應(yīng)計(jì)算由設(shè)計(jì)內(nèi)壓力、外部載荷和熱脹冷縮所產(chǎn)生的應(yīng)力，并應(yīng)使其小于管道、管道附件和與管道相連接的設(shè)備的安全承受能力。5.5.2穿越管段的強(qiáng)度驗(yàn)算，應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設(shè)計(jì)規(guī)范穿越工程 ( SY/T 0015.1-98)第4.5.2條和第4.5.3條的規(guī)定。5.5.3埋地輸油管道的直管段和軸向變形受限制的地上管段的軸向應(yīng)力應(yīng)按下式計(jì)算: （5.5.3-1） （5.5.3-1）式中由于內(nèi)壓和溫度變化產(chǎn)生的軸向應(yīng)力，負(fù)值為軸向壓應(yīng)力，正值為軸向拉應(yīng)力(MPa)； E鋼材的彈性模量，可取2.05105 MPa；鋼材的線膨脹系數(shù)，可取1.2l0-5m/(m)；管道安裝閉合時(shí)的大氣溫度()；管道內(nèi)被輸送介質(zhì)的溫度()；泊桑比，宜取0.3;由內(nèi)壓產(chǎn)生的環(huán)向應(yīng)力(MPa) ;P管道的設(shè)計(jì)內(nèi)壓力(MPa );d管道的內(nèi)直徑(m);管道的公稱壁厚(m)。按內(nèi)壓計(jì)算的環(huán)向應(yīng)力應(yīng)小于或等于許用應(yīng)力，許用應(yīng)力應(yīng)符合本規(guī)范第5.2.1條的規(guī)定。5.5.4埋地管道的彈性敷設(shè)管段和軸向受約束的地上架空管道，在軸向應(yīng)力中均應(yīng)計(jì)入軸向彎曲產(chǎn)生的應(yīng)力。5.5.5對(duì)于受約束的管道應(yīng)按最大剪應(yīng)力破壞理論計(jì)算當(dāng)量應(yīng)力，當(dāng)氏為壓應(yīng)力(負(fù)值)時(shí)，應(yīng)滿足下述條件: =0.9 (5.5.5)式中 當(dāng)量應(yīng)力(MPa )； 鋼管的最低屈服強(qiáng)度(MPa)。5.5.6對(duì)于軸向不受約束的地面管道和埋地管道出土端未設(shè)固定墩的管段，熱脹當(dāng)量應(yīng)力應(yīng)按下式計(jì)算，其取值不應(yīng)大于鋼管的許用應(yīng)力。= (5.5.6-1) (5.5.6-2)= (5.5.6-3)式中最大運(yùn)行溫差下熱脹當(dāng)量應(yīng)力(MPa)； 最大運(yùn)行溫差下熱脹合成彎曲應(yīng)力(MPa ；構(gòu)件平面內(nèi)的彎曲力矩。對(duì)于三通，總管和支管部分的力矩應(yīng)分別考慮(MNm);ii構(gòu)件平面內(nèi)彎曲時(shí)的應(yīng)力增強(qiáng)系數(shù)，其取值應(yīng)符合本規(guī)范附錄H的規(guī)定;M0構(gòu)件平面外的彎矩(MNm);i0構(gòu)件平面外彎曲時(shí)的應(yīng)力增強(qiáng)系數(shù)，其取值應(yīng)符合本規(guī)范附錄H的規(guī)定;扭應(yīng)力(MPa );Mt扭矩(MNm);Z鋼管截面系數(shù)(m3)。5.5.7計(jì)算地面管道的熱應(yīng)力時(shí)，管道的全補(bǔ)償值應(yīng)包括熱伸長(zhǎng)值、管道端點(diǎn)的附加位移及有效預(yù)拉伸。預(yù)拉伸的有效系數(shù)取0.5。5.6管道的剛度和穩(wěn)定5.6.1管道的剛度應(yīng)滿足運(yùn)輸、施工和運(yùn)行時(shí)的要求。鋼管的外直徑與壁厚的比值不應(yīng)大于140。5.6.2對(duì)穿越公路的無套管管段、穿越用的套管及埋深較大管段，均應(yīng)按無內(nèi)壓狀態(tài)驗(yàn)算在外力作用下管子的變形，其水平直徑方向的變形量不得大于管子外徑的300。變形量應(yīng)按本規(guī)范附錄J的規(guī)定計(jì)算確定。5.6.3對(duì)加熱輸送的埋地管道，應(yīng)驗(yàn)算其軸向穩(wěn)定，并應(yīng)符合下列表達(dá)式的要求: N （5.6.3-1） N=aE(t2-t1)+（0.5-）hA （5.6.3-2）式中 N由溫差和內(nèi)壓力產(chǎn)生的軸向壓縮力(MN)； n安全系數(shù)，對(duì)于公稱直徑大于500mm的鋼管宜取n=1.33;公稱直徑小于或等于500mm的鋼管宜取n=1.11； Ncr管道開始失穩(wěn)時(shí)的臨界軸向力，應(yīng)按本規(guī)范附錄K的規(guī)定計(jì)算確定(MN)；A 鋼管橫截面積(m2)。注;按式(5.6.3-2）計(jì)算時(shí)，如果計(jì)算結(jié)果N為正值，表示N為軸向壓縮力，需按式（5.6.3-1)驗(yàn)算軸向穩(wěn)定問題。如N為負(fù)值，則表示N為軸向拉力，則不必驗(yàn)算軸向穩(wěn)定問題。5.6.4 地面管道的軸向穩(wěn)定，應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設(shè)計(jì)規(guī)范跨越工程(SY/T 0015.2 )的規(guī)定。6 輸油站6.1站場(chǎng)選址和總平面布置6.1.1站場(chǎng)選址應(yīng)符合下列規(guī)定: 1必須根據(jù)有效的設(shè)計(jì)委托書或合同，按照國家對(duì)工程建設(shè)的有關(guān)規(guī)定，并結(jié)合當(dāng)?shù)爻青l(xiāng)建設(shè)規(guī)劃進(jìn)行選址。 2應(yīng)滿足管道工程線路走向和路由的需要，滿足工藝設(shè)計(jì)的要求;應(yīng)符合國家現(xiàn)行的安全防火、環(huán)境保護(hù)、工業(yè)衛(wèi)生等法律法規(guī)的規(guī)定;應(yīng)滿足居民點(diǎn)、工礦企業(yè)、鐵路、公路等的相關(guān)要求。 3應(yīng)貫徹節(jié)約用地的基本國策.合理利用土地.不占或少占良田、耕地，努力擴(kuò)大土地利用率;貫徹保護(hù)環(huán)境和水土保持等相關(guān)法律法規(guī)。 4站場(chǎng)址應(yīng)選定在地勢(shì)平緩、開闊、避開人工填土、地展斷裂帶，具有良好的地形、地貌、工程和水文地質(zhì)條件并且交通連接便捷、供電、供水、排水及職工生活社會(huì)依托均較方便的地方。 5選定站場(chǎng)址時(shí)，應(yīng)保證站場(chǎng)有足夠的生產(chǎn)、安全及施工操作的場(chǎng)地面積，并適當(dāng)留有發(fā)展余地。 6應(yīng)會(huì)同建設(shè)方和地方政府有關(guān)職能部門的代表，共同現(xiàn)場(chǎng)踏勘，多方案比較，合理確定具體位置和范圍，形成文件，納入設(shè)計(jì)依據(jù)。6.1.2站場(chǎng)布局應(yīng)符合下列規(guī)定: 1輸油管道工程首站站址的選定，宜與油田的集巾處理站、礦場(chǎng)的原油庫、港口、鐵路轉(zhuǎn)運(yùn)油庫、煉廠的成品油庫聯(lián)合進(jìn)行，其位置應(yīng)滿足