输油管道设计规范总则Word下载.docx

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2.0.16一站控制系统，rationcontrolsystem对全站工艺设备及辅助设施实行自动控制的系统。

2.0.17管件pipefittings弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。

2.0.18管道附件pipeaccessories管件、法兰、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒等管道专用部件的统称。

2.0.19最大许用操作压力maximumallowableoperatingpressure（MADP）管道内的油品处于稳态（非瞬态）时的最大允许操作压力。

其值应等于站间的位差、摩阻损失以及所需进站剩余压力之和。

2.0.20U管道设计内压力pipelineinternaldesignpressure在相应的设计温度下，管道或管段的设计内压力不应小于管道在操作过程中管内流体可能产生的最大内压力。

2.0.21线路截断阀lineblockvalve为防止管道事故扩大、减少环境污染与管内油品损失及维修方便在管道沿线安装的阀门。

2.0.22冷弯管coldbends用模具（或夹具）不加热将管子弯制成需要角度的弯管。

2.0.23热垠弯管hotbends管子加热后，在夹具上弯曲成需要角度的弯管，其曲率半径一般不小于5倍管子外直径。

2.0.24成品油products原油经加工生产的商品油。

在石油储运范畴内，多指C5及C5以上轻质油至重质油的油品。

2.0.25公称管壁厚度pipenominalwallthickness钢管标准中所列出的管壁厚度。

2.0.26钢管的结构外径structuraloutsidediameterofsteelpipe钢管外防腐层、隔热层、保护层组合后形成的外径。

2.0.27副管loopedpipeline为增加管道输量，在输油站间的瓶颈段敷设与原有线路相平行的管段。

3输油管道系统输送工艺

3.1一般规定

3.1.1输油管道工程设计计算输油量时，年工作天数应按354d计算。

3.1.2应按设计委托书或设计合同规定的输量（年输量、月输量、日输量）作为设计输量。

设计最小输量应符合经济及安全输送条件。

3.1.3输油管道设计宜采用密闭输送工艺。

若采用其他输送工艺，应进行技术经济论证，并说明其可行性。

3.1.4管输多种油品，宜采用顺序输送工艺。

若采用专管专用输送工艺，应进行技术经济论证。

3.1.5输油管道系统输送工艺方案应依据设计内压力、管道管型及钢种等级、管径、壁厚、输送方式、输油站数、顺序输送油品批次等，以多个组合方案进行比选，确定最佳输油工艺方案。

3.1.6管输原油质量应符合国家现行标准《出矿原油技术条件》7513的规定；

（SY管输液态液化石油气的质量应符合现行国家标准《油气田液化石油气》（GB9052.1）或《液化石油气》（GB11174）的规定；

管输其他成品油质量应符合国家现行产品标准。

3.1.7输油管道系统输送工艺总流程图应标注首站、中间站、末站的输油量，进出站压力及油温等主要工艺参数。

并注明线路截断阀、大型穿跨越、各站间距及里程、高程（注明是否有翻越点）。

3.1.8输油管道系统输送工艺设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输油管道在密闭输送中瞬变流动过程的控制方法。

3.2原油管道系统输送工艺

3.2.1应根据被输送原油的物理化学性质及其流变性，通过优化比选，选择最佳输送方式。

原油一般物理化学性质测定项目，应符合本规范附录A的规定；

原油流变性测定项目，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，应优选加热温度；

管道是否需保温，应进行管道保温与不保温的技术经济比较，确定合理方案。

3.2.3管道内输送牛顿流体时，沿程摩阻损失应按下式计算:

h=λLV2?

d2g（3.2.3-1）V=4qVπd2（3.2.3-2）式中h—管道内沿程水力摩阻损失（m）；

λ—水力摩阻系数，应按本规范附录C计算；

L—管道计算长度（m）；

D—输油管道的内直径（m）,V—流体在管道内的平均流速（m/s）；

g—重力加速度（9.8lm/s}）；

qV—输油平均温度下的体积流量（m3/s）输油平均温度，应按下式计算:

12tav=t1+t233（3.2.3-3）式中tav—计算管段的输油平均温度（℃）；

t1—计算管段的起点油温（℃）；

t2—计算管段的终点油温（℃）。

注:

对不加热翰送的输油管道，计算管段的输油平均温度取管中心埋深处最冷月份的平均地温。

3.2.4当管道内输送幂律流体时，其沿程摩阻损失应按本规范附录D的规定计算。

3.2.5埋地输油管道的沿线温降应按下式计算:

t1?

t0?

b=ealt2?

t0?

bb=igCa（3.2.5-1）（3.2.5-2）（3.2.5-3）a=KπDqmC式中to—埋地管道中心处最冷月份平均地温（℃）；

ι—管段计算长度（m）；

i—流量为qm时的水力坡降（to/m）；

C—输油平均温度下原油的比热容[J/（kg·

℃）]；

K—总传热系数[W/（m2·

D—管道的外直径（m）；

qm—油品质量流量（kg/s）。

3.3成品油管道系统输送工艺

3.3.1应按设计委托书或设计合同规定的成品油输量、品种与各品种的比例以及分输、输人数量，进行成品油管道系统输送工艺设计。

3.3.2输送多品种成品油时，宜采用单管顺序输送。

油品批量输送的排列顺序，应将油品性质相近的紧邻排列。

3.3.3应在紊流状态下进行多品种成品油的顺序输送，成品油顺序输送管道的沿程摩阻损失应按本规范式（3.2.3-1）计算。

对于高流速的成品油还需进行温升计算和冷却计算。

3.3.4在顺序输送高粘度成品油（如重油）时宜使用隔离装置。

3.3.5成品油顺序输送管道，在输油站间不宜设置副管。

3.3.6多品种成品油顺序输送管道，应采用连续输送方式；

当采用间歇输送时，应采取措施以减少混油量。

3.3.7油品顺序输送混油段长度可按下式计算:

Re>

Relj:

C=11.75（dL）0.5Re-0.1

（3.3.7-1）0.5Re＜Relj:

C=18385（dL）0.5Re-0.9e2.18dRelj=10000e2.72d式中C—混油段长度（m）；

Re—雷诺数；

Relj—临界雷诺数；

e—自然对数的底，e=2.7180.5（3.3.7-2）（3.3.7-3）

3.3.8采用旁接油罐输送工艺，当多种油品顺序输送混油界面通过泵站时，应切换成泵到泵输送工艺。

3.3.9应根据油罐区的建设和营运费用与混油贬值造成的费用损失两个方面进行综合比较后，确定最佳循环次数。

3.4液态液化石油气（LPG）管道系统输送工艺

3.4.1应按设计委托书或设计合同规定的液态液化石油气输量、组分与各组分的比例，进行液态液化石油气管道系统输送工艺设计。

3.4.2输送液态液化石油气管道的沿程摩阻损失，应按本规范式

（3.2.3-1）计算，并将计算结果乘以1.1^-1.2的流态阻力增加系数。

当管道内流速较高时，还应进行温升计算和冷却计算。

3.4.3液态液化石油气在管道中输送时.沿线任何一点的压力都必须高于输送温度下液化石油气的饱和蒸气压。

沿线各中间泵站的进站压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸气压力高1MPa，末站进储雄前的压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸气压力高0.5MPaQ3.4.4液态液化石油气在管道内的平均流速，应经技术经济比较后确定，但要注意因管内摩阻升温而需另行冷却的能耗，可取0.8～1.4m/s，但最大不应超过3m/s

。

4线路

4.1线路选择

4.1.1输油管道线路的选择，应根据该工程建设的目的和市场需要，结合沿线城市、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，在营运安全和施工便利的前提下，通过综合分析和技术经济比较，确定线路总走向

4.1.2中间站和大、中型穿跨越工程位置应符合线路总走向，但根据其具体条件必须偏离总走向时，局部线路的走向可做调整。

4.1.3输油管道不得通过城市水源区、工厂、飞机场、火车站、海（河）港码头、军事设施、国家孟点文物保护单位和国家级自然保护区。

当输油管道受条件限制必须通过时，应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、崩塌、沉陷、泥石流等不良工程地质区、矿产资源区、严孟危及管道安全的地展区。

当受条件限制必须通过时，应采取防护措施并选择合适位t，缩小通过距离。

4.1.5埋地输油管道同地面建（构）筑物的最小间距应符合下列规定:

1原油、C5及C5以上成品油管道与城镇居民点或独立的人群密集的房屋的距离，不宜小于15m。

2原油、C5及C5以上成品油管道与飞机场、海（河）港码头、大中型水库和水工建（构）筑物、工厂的距离不宜小于20m。

3原油、液化石油气、C5、C5以上成品油管道与高速公路、一二级公路平行敷设时，其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10m，三级及以下公路不宜小于5m。

4原油、C5及C5以上成品油管道与铁路平行敷设时，管道应敷设在距离铁路用地范围边线3m以外。

5液态液化石油气管道与铁路平行敷设时，管道中心线与国家铁路干线、支线（单线）中心线之间的距离分别不应小于25m

6原油、C5及C5以上成品油管道同军工厂、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，应同有关部门协商解决。

但液态液化石油气管道与上述设施的距离不得小于200m。

7液态液化石油气管道与城镇居民点、公共建筑的距离不应小于75m。

1本条规定的距离，对于城镇居民点，由边缘建筑物的外墙算起；

对于单独的工厂、机场，码头、港口、仓库等，应由划定的区域边界线算起。

公路用地范围，公路路堤侧坡脚加护道和排水沟外边缘以外lm。

或路堑坡顶截水沟、坡顶（若未设截水沟时）外边缘以外lm。

2当情况特殊或受地形及其他条件限制时，在采取有效措施保证相邻建（构）筑物和管道安全后，允许缩小4.1.5条中1～3款规定的距离，但不宜小于8m（三级及以下公路不宜小于5m）。

对处于地形特殊困难地段与公路平行的局部管段，在采取加强保护措施后，可埋设在公路路肩边线以外的公路用地范围以内。

4.1.6敷设在地面的输油管道同建（构）筑物的最小距离，应按本规范第4.1.5条所规定的距离增加1倍。

4.1.7当埋地输油管道与架空输电线路平行敷设时，其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》（GB50061）及国家现行标准《110^-500kV架空送电线路设计技术规程》（DL/T5092）的规定。

埋地液态液化石油气管道，其距离不应小于上述标准中的规定外，且不应小于10m。

4.1.8埋地输油管道与埋地通信电缆及其他用途的埋地管道平行敷设的最小距离，应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》（SY0007）的规定。

4.1.9埋地输油管道同其他用途的管道同沟敷设，并采用联合阴极保护的管道之间的距离，应根据施工和维修的需要确定，其最小净距不应小于0.5m。

4.1.10管道与光缆同沟敷设时，其最小净距（指两断面垂直投影的净距）不应小于0.3m。

4.2管道敷设

4.2.1输油管道应采用地下埋设方式。

当受自然条件限制时，局部地段可采用土堤埋设或地上敷设。

4.2.2当输油管道需改变平面走向适应地形变化时，可采用弹性弯曲、冷弯管、热煨弯头。

在平面转角较小或地形起伏不大的情况下，首先应采用弹性弯曲。

采用热煨弯管时，其曲率半径不宜小于5倍管子外直径，且应满足清管器或检测器顺利通过的要求。

冷弯管的最小曲率半径应符合本规范表5.4.3的规定。

4.2.3当输油管道采用弹性弯曲时，其曲率半径应符合下列规定:

1弹性弯曲的曲率半径，不宜小于钢管外直径的1000倍，并应满足管道强度的要求。

竖向下凹的弹性弯曲管段，尚应满足管道自重作用下的变形条件。

2在相邻的反向弹性弯曲管段之间及弹性弯曲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的外径，且不应小于

4.5mo3输油管道平面和竖向同时发生转角时，不宜采用弹性弯曲。

4.2.4当输油管道采用冷弯管或热煨弯管（头）改变平面走向或高程时.应符合本规范第5.4节的规定。

不得采用虾米腰弯头或褶皱弯头。

管子的对接偏差不得大于3°

4.2.5埋地管道的埋设深度，应根据管道所经地段的农田耕作深度、冻土深度、地形和地质条件、地下水深度、地面车辆所施加的荷载及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。

一般情况下管顶的覆土层厚度不应小于0.8m。

在岩石地区或特殊地段，可减少管顶.覆土厚度，但应满足管道稳定性的要求，并应考虑油品性质的要求和外力对管道的影响。

4.2.6管沟沟底宽度应根据管沟深度、钢管的结构外径及采取的施工措施确定，并应符合下列规定:

1当管沟深度小于5m时，沟底宽度应按下式计算：

B=D0+b式中B—沟底宽度（m）；

D0—钢管的结构外径（m）；

b—沟底加宽裕量（m），应按表4.2.6的规定取值。

表4.2.6沟上焊接土质管沟岩石沟中有水b值沟深3m以内沟深3～5m0.70.9沟中无水0.50.7爆破管沟0.91.1沟底加宽裕量b值（m）热煨弯管、沟中冷管管处有水管沟1.51.51.01.2沟下手工电弧焊接土质管沟岩石沟中无水0.81.0爆破管沟0.91.1沟下半自动焊接处管沟1.61.6沟下焊接弯管及碰口处管沟2.02.0（4.2.6）条件因素

2当管沟深度大于或等于5m时，应根据土壤类别及物理力学性质确定管沟沟底宽度。

3当管沟开挖需要加强支撑时，管沟沟底宽度应考虑支撑结构所占用的宽度。

4用机械开挖管沟时，管沟沟底宽度应根据挖土机械切削尺寸确定，但不得小于按本规范式（4.2.6）计算的宽度。

5管沟沟底必须平整，管子应紧贴沟底。

4.2.7管沟边坡坡度应根据试挖或土壤的内摩擦角、粘聚力、湿度、密度等物理力学性质确定。

当缺少土壤物理力学性质资料、地质条件良好、土壤质地均匀、地下水位低于管沟底面标高、挖深在5m以内时，不加支撑的管沟边坡的最陡坡度宜符合表

4.2.7的规定。

表4.2.7沟深小于5m时的管沟边坡最陡坡度边坡坡度（高：

宽）土壤类别坡顶无荷载中密的砂土中密的碎石类土1：

0.75（充填物为砂土）硬塑性的轻亚粘土中密的碎石类土1：

0.50（充填物为粘性土）硬塑性的亚粘土、粘土老黄土软土（经井点降水后）硬质岩1：

0.331：

0.101：

1.001：

01：

0.501：

0.25—1：

0.671：

0.33—1：

0.751：

1.251：

1.00坡顶有静荷载1：

1.25坡顶有动荷载1：

1.50注:

1静荷载系指堆土或料堆等；

动荷载系指有机械挖土、吊管机和推土机作业。

2轻亚粘土现称为粉土，亚粘土现称为粉质粘土。

4.2.8管沟回填土作业应符合下列规定:

1岩石、砾石、冻土区的管沟，应在沟底先铺设0.2m厚的细土和细砂垫层且平整后方可用吊带吊管下沟。

2回填岩石、砾石、冻土区的管沟时，必须先用细土或砂（最大粒径不得超过3mm）回填至管顶以上0.3m后，方可用原状土回填，但回填土的岩石和碎石块最大粒径不得超过0.25m。

3管沟回填应留有沉降裕量，应高出地面0.3m。

4输油管道出土端、弯管（头）两侧非嵌固段及固定墩处，回填土时应分层夯实，分层厚度不大于0.3m。

4.2.9管沟回填后应恢复原地貌，并保护耕植层，防止水土流失和积水。

4.2.10当埋地输油管道通过地面坡度大于18写的地段时，应视土壤情况和坡长以及管道在坡上敷设的方向，采取防止地面径流、渗水侵蚀和土体滑动影响管道安全的措施。

4.2.11当输油管道穿跨越冲沟，或管道一侧邻近发育中的冲沟或陡坎时，应对冲沟的边坡、沟底和陡坎采取加固措施。

4.2.12当输油管道采取土堤埋设时，土堤设计应符合下列规定:

1输油管道在土堤中的径向覆土厚度不应小于1.0m；

土堤顶宽不应小于1.0m。

2土堤边坡坡度应根据当地自然条件、填土类别和土堤高度确定。

对粘性土堤，堤高小于2.0m时，土堤边坡坡度可采用1：

0.75～1：

1；

:

堤高为2～5m时，可采用1：

1.25～1：

1.5。

3土堤受水浸淹部分的边坡应采用1：

2的坡度，并应根据水流情况采取保护措施。

4在沼泽和低洼地区，土堤的堤肩高度应根据常水位、波浪高度和地基强度确定。

5当土堤阻挡水流排泄时，应设置泄水孔或涵洞等构筑物；

泄水能力应满足重现期为25年一遇的洪水流量。

6软弱地基上的土堤，应防止填土后基础的沉陷。

7土堤用土，应满足填方的强度和稳定性的要求。

4.2.13地上敷设的输油管道，应符合下列规定:

1应采取补偿管道纵向变形的措施。

2输油管道跨越人行通道、公路、铁路和电气化铁路时，其净空高度应按有关规范执行。

3地上管道沿山坡敷设时，应采取防止管道下滑的措施。

4对于需要保温的管道应考虑保温措施。

4.2.14当埋地输油管道同其他埋地管道或金属构筑物交叉时，其垂直净距不应小于0.3m；

管道与电力、通信电缆交叉时，其垂直净距不应小于0.5m，并应在交叉点处输油管道两侧各10m以上。

的管段和电缆采用相应的最高绝缘等级防腐层。

4.2.15当输油管道通过杂散电流干扰区时，应按国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007）和（《埋地钢质管道直流排流保护技术标准》SY/T0017）（的规定采取防护措施。

4.2.16输油线路同直径段的管道壁厚种类不宜过多。

4.2.17输油管道穿跨越工程设计，应符合国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越设计规范）（SY/T0015）的规定。

液态液化石油气管道的穿跨越管段的设计系数按本规范附录E的规定选取。

4.3管道的外腐蚀控制和保温

4.3.1输油管道的防腐蚀设计，应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》（SY0007）、《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》（SY/T0036）和《埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范》（SY/T0019）的规定。

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。

隔热层的厚度应根据工艺要求并经综合技术经济比较后确定。

4.3.3隔热层材料应具有导热系数小、吸水率低、具有一定机械强度、耐热性能好、不易燃烧和具有自熄性、对管道无腐蚀作用的性能。

4.3.4保护层材料应具有足够的机械强度和韧性、化学性能稳定、耐老化、防水和电绝缘的性能。

4.3.5管道敷设采用套管时，输油管与套管之间应采用绝缘支撑。

套管端部应采用防水、绝缘、耐用的材料密封。

绝缘支撑间距根据管径大小而定，一般不宜小于2m。

4.4线路截断阀

4.4.1输油管道沿线应安装截断阀，阀门的间距不应超过32km，人烟稀少地区可加大间距。

埋地输油管道沿线在穿跨越大型河流、湖泊、水库和人口密集地区的管道两端或根据地形条件认为需要，均应设t线路截断阀。

输送液态液化石油气管道线路截断阀的最大间距应符合表

4.4.1的规定。

液态液化石油气管道截断阀之间应设置散阀，其放散管管口高度应比附近建、构筑物高出2m以上。

需防止管内油品倒流的