輸油管道設(shè)計(jì)規(guī)范總則

1、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

2、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 pumpi

3、ng 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

4、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 fitt

5、ings 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)

6、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y line 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

7、 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)

8、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 7513 的規(guī)定； (SY 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

9、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

10、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:h=L V2 ? d 2g (3. 2. 3-1) V = 4qV d 2 (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 ) ； qV 輸油平均溫度下的體積流量(m3 /s) 輸油平均溫

11、度，應(yīng)按下式計(jì)算:1 2 t av = t1 + t 2 3 3 (3.2.3-3)式中 t av 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:t1 ? t 0 ? b = e al t 2 ? t0 ? b b= ig Ca (3.2.5-1) (3.2.5-2) (3.2.5-3) a= KD qmC式中to埋地管道中心

12、處最冷月份平均地溫()；管段計(jì)算長度(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

13、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度可按下式計(jì)算: ReRelj:C=11.75(dL)0.5Re-0.1 （3.3.7-1）0.5 ReRelj:C=18385(dL)0.5Re-0.9 e 2.18d Relj=10000 e 2.72 d 式中 C混油段長度(m)； Re雷

14、諾數(shù)； Relj 臨界雷諾數(shù)； e自然對(duì)數(shù)的底，e=2.718 0.5 (3. 3.7-2) (3. 3.7-3) 3. 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)

15、 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. 5MPaQ 3.4.4 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

16、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)

17、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

18、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 25m 6 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)，

19、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

20、.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

21、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

22、 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

23、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 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 溝上焊接 土質(zhì)管溝 巖石 溝中 有水 b 值 溝

24、深 3m 以內(nèi) 溝深 3 5m 0.7 0.9 溝中 無水 0.5 0.7 爆破 管溝 0.9 1.1 溝底加寬裕量 b 值（m） 熱煨 彎管、 溝中 冷管 管處 有水 管溝 1.5 1.5 1.0 1.2 溝下手工電弧焊接 土質(zhì)管溝 巖石 溝中 無水 0.8 1.0 爆破 管溝 0.9 1.1 溝下 半自 動(dòng)焊 接處 管溝 1.6 1.6 溝下 焊接 彎管 及碰 口處 管溝 2.0 2.0 （4.2.6） 條件因素2 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)，

25、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 邊坡坡度(高：寬) 土壤類別 坡頂無荷載 中密的砂土 中密的碎石類土 1：0.75 (充填物為砂土) 硬塑性的輕亞粘土 中密的碎石類土 1：0.

26、50 (充填物為粘性土) 硬塑性的亞粘土、粘土 老黃土 軟土(經(jīng)井點(diǎn)降水后) 硬質(zhì)巖 1：0.33 1：0.10 1：1.00 1：0 1：0.50 1：0.25 1：0 1：0.67 1：0.33 1：0 1：0.67 1：0.75 1：0.67 1：0.75 1：1.00 1：1.00 1：1.25 1：1.00 坡頂有靜荷載 1：1.25 坡頂有動(dòng)荷載 1：1.50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

27、 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)視土壤情況和坡長以 及管道在坡上敷設(shè)的方向，采取防止

28、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

29、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

30、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

31、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

32、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y 4. 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 斷閥的最大間距應(yīng)符合表 4. 4. 1 的規(guī)定。液態(tài)液化石

33、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。 液態(tài)液化石油氣管道線路截?cái)嚅y 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) 一 二 三 線路截?cái)嚅y最大間距(km） 32 24 16四 注:地區(qū)等級(jí)的劃分詳見附錄 E。8 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

34、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。 4.6.3 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

35、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

36、； 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

37、)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

38、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 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)。

39、（5.2.1） 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 輸送流體用無縫鋼管 GB/T 8163-1999 鋼號(hào)或鋼級(jí) Q295 Q345 20 L175(A25) L210(A) L245(B) L290(X42) L320(X46) L360(X52) 最低屈服強(qiáng)度s（MPa） 295（S16mm 為 285） 325（S16mm 為 315） 245（S16mm 為 235） 175(172) 210(207) 245(241) 290(289) 320(317) 360(358) 焊縫 系數(shù) 1.0 備注 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

40、1.0 S 為鋼 管的工GB/T 9711.1-1997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 9711.2-1999 L390(X56) L415(X60) L450(X65) L485(X70) L555(X80) L245NB L245MB L290NB L290MB L360NB L360QB L360MB L415NB L415QB L415MB L450NB L450MB L485QB L485MB L555QB L555MB 390(386) 415(413) 450(448) 485(482) 555(551) 245440* 290440*

41、360510*程壁厚415565* 1.0 450570* 485605* 555675* B 級(jí)管 的質(zhì)量 和試驗(yàn) 要求高 于 A 級(jí) 管 注：1 2 3 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。 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。 帶*數(shù)值為 0.5%總伸長下的應(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

42、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

43、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 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:=PD 2 (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

44、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。 5.4.3 現(xiàn)場(chǎng)冷彎彎管的最小彎管半徑 表 5.4.3 現(xiàn)場(chǎng)冷彎彎管的最小彎管半徑mm) 公稱管徑 300 350 400 450 500 最小彎管半徑 R 18D 21D 24D 27D 30D D 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 備注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

45、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

46、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

47、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(

48、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 d B )； 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/

49、 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.50ao 5.4.13 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

50、 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: a = E

51、a(t1 ? t 2 ) + ? hh = Pd 2（5.5.3-1） （5.5.3-1） 式中 a 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；a 鋼材的線膨脹系數(shù)，可取 1.2l0-5m/(m)；t1 管道安裝閉合時(shí)的大氣溫度()； t 2 管道內(nèi)被輸送介質(zhì)的溫度()；泊桑比，宜取 0.3; h 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。

52、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: e = h a 0.9 s式中 e 當(dāng)量應(yīng)力(MPa )；(5.5.5) s 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。 t = b2 + 4 2 (5.5.6-1) (5.5.6-2) (5.5.6-3) b = (ii M i ) 2 + (i0 M 0 ) 2

53、/ Z=Mt 2Z式中 t 最大運(yùn)行溫差下熱脹當(dāng)量應(yīng)力(MPa)； b 最大運(yùn)行溫差下熱脹合成彎曲應(yīng)力(MPa ；M i 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)

54、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 Na n（5.6.3-1） （5.6.3-2）N=aE(t2-t1)+（0.5-）hA 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

55、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

56、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

57、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)滿足油品外運(yùn)的要求。 2 輸油管道工程末站站場(chǎng)址的選定，宜與石化企業(yè)的原油庫、鐵路轉(zhuǎn)運(yùn)油庫、港 口油庫、成品油的商業(yè)油庫或其他油品用戶的儲(chǔ)油設(shè)施聯(lián)合進(jìn)行，或認(rèn)真協(xié)調(diào)，滿足 來油方位和路由及計(jì)量方面的要求。 3 中間站場(chǎng)址的位置在滿足線路走向、站場(chǎng)工藝要求并符合防火間距規(guī)定的前提 下，宜靠近村鎮(zhèn)、居民點(diǎn)。 4 各類站場(chǎng)站址位置、站場(chǎng)與四周相鄰的居民點(diǎn)、工礦企業(yè)等的防火間距.應(yīng)符 合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)原油和天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范 （GB 50153)的規(guī)定。 5 管道工程的控制中心、管理公司、維修搶修單位及職工的生活基地應(yīng)與站址同 時(shí)選址，并應(yīng)設(shè)在城鎮(zhèn)交通方便且與線路走向協(xié)調(diào)、社會(huì)依托條件好的地方。 6 線路截?cái)嚅y室、與輸油站分開獨(dú)立設(shè)置的陰極保護(hù)站、通信中繼站等的位置選 定，應(yīng)滿足其設(shè)計(jì)功能要求。 6.1.3 液態(tài)液化石油氣管道站場(chǎng)的站址選定應(yīng)符合下列規(guī)定:1 符合城市總體規(guī)劃的