1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便，制定本规范。
1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。
1. 0. 3输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数，优化设计。
1. 0. 4输油管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。
2术语
2. 0. 1输油管道工程oil pipeline project
用管道输送原油、成品油及液态液化石油气的建设工程。一 般包括输油管线、输油站及辅助设施等。 2.0.2管道系统pipeline system
各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。 2.0.3输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 2.0. 4首站initial station 输油管道的起点站。 2. 0. 5末站terminal 输油管道的终点站。
2. 4. 6中间站intermediate station
在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。
2. 0. 7中间热泵站intermediate heating and pumping station 在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。 2. 0. 8中间泵站intermediate pumping station
在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。 2.0.9中间加热站intermediate heating station 在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。 2. 0. 10输人站input station 向管道输入油品的站。 2. 0. 11分输站off-take station
在输油管道沿线，为分输油品至用户而设置的站。 2. 0. 12减压站pressure reducing station
由于位差形成的管内压力大于管道设计压力或由于动压过大，超过下一站的允许进口压力而设置减压装置的站。 2. 0.13弹性弯曲elastic bending
管道在外力或自重作用下产生的弹性限度范围内的弯曲变形。 2.0.14顺序输送hatch transportation 多种油品用同一管道依次输送的方式。 2. 0.15翻越点turnatrer point
输油管道线路上可能导致后面管段内不满流(slack f low)的某高点。 2.0.16一站控制系统，ration control system 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pipe fittings
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pipe accessories
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maximum allowable operating pressure(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. 20 U管道设计内压力pipeline internal design pressure
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line block valve
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cold bends
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hot bends
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pipe nominal wall thickness 钢管标准中所列出的管壁厚度。
2. 0. 26钢管的结构外径structural outside diameter of steel pipe 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looped pipeline
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》(SY 7513的规定；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》(GB 9052.1)或《液化石油气》(GB 11174)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:
LV2h (3. 2. 3-1)
d2gV4qV (3. 2. 3-2) 2d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:
12 tavt1t2 (3.2.3-3)
33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:
t1t0beal (3.2.5-1)
t2t0bbaig (3.2.5-2) CaKD (3.2.5-3) qmC
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） Re＜Relj:C=18385(dL)0.5Re-0.9e2.18d (3. 3.7-2) Relj=10000e2.72d (3. 3.7-3) 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=2.718
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。
0.50.53.3.9 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1 MPa，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. 5MPaQ
3.4.4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。 注: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》(GB 50061)及国家现行标准《110 ^- 500kV架空送电线路设计技术规程》(DL/T 5092)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》(SY 0007)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. 5mo 3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 （4.2.6）
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 沟底加宽裕量b值（m）
条件因素 沟上焊接 沟下手工电弧焊接 土质管沟 土质管沟 岩石 热煨岩石 弯管、沟中 沟中 爆破 沟中 沟中 爆破 冷管管处有水 无水 管沟 有水 无水 管沟 管沟 0.7 0.9 0.5 0.7 0.9 1.1 1.5 1.5 1.0 1.2 0.8 1.0 0.9 1.1 沟下 半自动焊接处管沟 1.6 1.6 沟下焊接弯管及碰口处管沟 2.0 2.0 沟深3mb以内 值 沟深3～5m 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 坡顶有静荷载 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 1：0.33 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 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3 mm)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/T 0017)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/T 0015 )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/T 0036 )和《埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范》(SY/T 0019)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部位应安装能通清管器的止回阀。
表4.4.1 液态液化石油气管道线路截断阀间距 地区等级 一 二 三
线路截断阀最大间距(km） 32 24 16 四 注:地区等级的划分详见附录E。
8 4.4.2 截断阀应设置在不受地质灾害及洪水影响、交通便利、检修方便的位置，并应设保护设施。
4. 4. 3选用的截断阀应能通过清管器和管道内检测仪。
4. 5 管道的锚固
4. 5. 1当输油管道的设计温度同安装温度之差较大时，宜在管道出土端、弯头、管径改变处以及管道和清管器收发装置连接处，根据计算设置锚固设施，或采取其他能够保证管道稳定的措施。
4. 5. 2当管道翻越高差较大的长陡坡时，应考虑管道的稳定性。
4. 5. 3当输油管道采取锚固墩(件)锚固时，管道和锚固墩(件)之间应有良好的电绝缘。
4. 6 管道标志
4. 6. 1 输油管道沿线应设t里程桩、转角桩、阴极保护测试桩和，示牌等永久性标志。
4. 6.2 里程桩应设置在油流方向的左侧，沿管道从起点至终点，每隔I km设置1个，不得间断。阴极保护测试桩可同里程桩结合设置。
4.5.3在管道改变方向处应设置水平转兔桩。转兔桩应设置在管道中心线的转角处左侧。
4.6.4 输油管道穿跨越人工或天然障碍物时，应在穿跨越处两侧及地下建(构)筑物附近设立标志。通航河流上的穿跨越工程.必须设置警示牌。
4.6.5当翰油管道采用地上敷设时，应在行人较多和易道车辆碰撞的地方，设置标志并采取保护措施。标志应采用具有发光功能的涂料涂刷。
5 输油管道、管道附件和支承件的结构设计
5. 1 荷载和作用力
5.1.1输油管道、管道附件和支承件，应根据敷设形式、所处环境和运行条件，按下
列可能同时出现的永久荷载、可变荷载和偶然荷载的组合进行设计: 1永久荷载:
1)输送油品的内压力；
2)钢管及其附件、绝缘层、隔热层、结构附件的自重； 3)输送油品的重量； 4)横向和竖向的土压力； 5)静水压力和水浮力；
6)温度作用以及静止流体由于受热膨胀而增加的压力； 7)由于连接构件相对位移而产生的作用力。 2可变荷载:
1)试运行时的水重量； 2)附在管道上的冰雪荷载；
3)由于内部高落差或风、波浪、水流等外部因素产生的冲击力； 4)车辆及行人荷载； 5)清管荷载； 6)检修荷载；
7)施工过程中的各种作用力。 3偶然荷载:
l)位于地震动峰值加速度等于或大于0.1～0. 15g(基本烈度七度)地区的管
道，由于地震引起的断层位移、砂土液化、山体滑坡等施加在管道上的作用力；
2)由于振动和共振所引起的应力; 3)冻土或膨胀土中的膨胀压力; 4)沙漠中沙丘移动的影响; 5)地基沉降附加在管道上的荷载。 5. 1. 2 输油管道设计压力应符合下列规定:
1 任何一处管道及管道附件的设计内压力不应小于该处的最高稳态操作压力，
且不应小于管内流体处于静止状态下该处的静水压力。当设置反输流程时，输油管道任何一处的设计内压力，不应小于该处正、反输送条件下的最高稳态操作压力的较高者。
2 输送流体的管道及管道附件，应能承受作用在其上的外压与内压之间最大压
差。
5. 1. 3 输油管道的设计温度，当加热输送时应为被输送流体的最高温度;当不加热
输送时，应根据环境条件确定流体的最高或最低设计温度。
5. 1. 4 输油管道的设计应作水击分析，并应根据分析结果设置相应的控制和保护设
备。在正常操作条件下，由于水击和其他因素造成的瞬间最大压力值，在管道系统中的任何一点都不得超过输油管道设计内压力的l.1倍。
5. 2 许用应力
5. 2.1 输油管道直管段的许用应力应符合下列规定:
1 许用应力应按下式计算:
[σ]=KΦσs （5.2.1） 式中 [σ]—许用应力（MPa）；
K—设计系数，输送C5及C5以上的液体管道除穿跨越管段按国家现行标准《原
油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》（SY/T 0015）的规定取值外。输油站外一般地段取0.72；输送液态液化石油气（LPG)管道设计系数取值，见本规范附录E；
σs—钢管的最低屈服强度，应按表5. 2.1的规定取值; Φ—焊缝系数。
表5.2.1 钢管的最低屈服强度和焊缝系数
钢管标准名称 钢号或钢级 最低屈服强度σs（MPa） 295（S>16mm为285） 325（S>16mm为315） 245（S>16mm为235） 175(172) 210(207) 245(241) 290(289) 320(317) 360(358) 焊缝 系数 1.0 1.0 备注 S为钢管的工《输送流体用无缝钢管》 Q295 Q345 GB/T 8163-1999 20 L175(A25) L210(A) L245(B) 《石油天然气工业输 L290(X42) 送钢管交货技术条件 L320(X46) 第1部分:A级钢管》 L360(X52)
GB/T 9711.1-1997 《石油天然气工业输 送钢管交货技术条件 第2部分:B级钢管》 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) 245～440* 290～440* 360～510* 415～565* 450～570* 485～605* 555～675* 1.0 程壁厚 B级管的质量和试验要求高于A级管 注：1 NB为无缝钢管和焊接钢管用钢,QB为无缝钢管用钢，MB为焊接铜管用钢。
2 括号内的钢级及屈服强度为API 5L标准的数值。
3 带*数值为0.5%总伸长下的应力值，在此值范围内.由用户在合同书中提出具体要求。
5.2.4管道及管件由永久荷载、可变荷载所产生的轴向应力之和，不应超过钢管的最低屈服强度的80%，但不得将地震作用和风荷载同时计人。
5. 3 材料
5.3.1输油管道所采用的钢管、管道附件的材质选择，应根据设计压力、温度和所输液体的物理化学性质等因素，经技术经济比较后确定。采用的钢管和钢材应具有良好的韧性和可焊性。
5.3.2输油管道工程所用的钢管，宜采用油气输送钢管。钢管应符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分:A级钢管》（GB/T 9711.1)或《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分:B级钢管》（GB/T 9711.2)的规定;站内管道采用油气输送钢管有困难时，也可采用现行国家标准《输送流体用无缝钢管》( GB/T
8163)。
5.3.3管道附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，应对钢管和管道附件材料提出韧性要求。 5.3.5对于液态液化石油气管道，既应考虑低温下的脆性断裂，也要考虑运行温度下的塑性断裂问题。
5.3.6钢制锻造法兰及其他锻件，应符合国家现行标准《压力容器用碳素钢和低合金钢锻件》CJs 472s)的规定。对于形状复杂的特殊管道附件，可采用铸钢制作。
5.4 输油管道管壁厚度计算及管道附件的结构设计
5.4.l输油管道直管段的钢管管壁厚度应按下式计算:
PD (5.4.1) 2[]式中 δ—直管段钢管计算壁厚(mm)； P—设计内压力(MPa)； D—钢管外直径(mm)；
[σ]—钢管许用应力(MPa)，应按本规范第5.2.1条的规定采用。 5.4.2输油站间的输油管道可按设计内压力，分段设计管道的管壁厚度。 5.4.3钢制管件应符合下列规定:
1现场冷弯弯管的最小弯管半径应按表5.4.3的规定取值。
表5.4.3现场冷弯弯管的最小弯管半径〔mm)
公称管径 ≤300 350 400 450 ≥500 最小弯管半径R 18D 21D 24D 27D 30D 备注 D为管外径。冷弯弯管不必增加壁厚，但弯管两端宜有2m左右的直管段 2用为了达到规定的最低屈服强度而进行过冷加工(控轧、冷扩)的母管制作的热煨弯管，其许用应力应按本规范第5.2.1条第4款的规定取值。 3钢制管件的选用应符合本规范附录G的规定；管件与直管段不等壁厚的焊接
应符合本规范附录F的规定。
5.4.4 当管道及管件的壁厚极限偏差符合国家现行标准的规定时，不应再增加管壁的裕量。
5.4.5管道附件设计应符合下列规定:
1管道附件应按设计压力、最高设计温度和最低环境温度选择和设计。 2输油站内管道与管道之间或管道与设备之间，当操作压力不同时，应按最高的操作压力选择和设计管道附件。
3管道附件的非金属镶装件、填料、密封件，应选择耐油、耐温的材料。 4管道附件不宜采用螺旋焊缝钢管制作。 5管道附件不得采用铸铁件。
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》（GB 150)的规定。无折边异径接头的半锥角应小于或等于150，异径接头的材质宜与所连接钢管的材质相同或相近。
5.4.7钢制平封头或凸封头的设计，应符合现行国家标准《钢制压力容器)))(GB 150)的规定。
5.4.8绝缘法兰的设计，应符合国家现行标准《绝缘法兰设计技术规定》(SY/T 0516 )。公称压力大于5 MPa、直径大于300mm的输油管道，宜采用绝缘接头。 5.4.9管道和管道附件的开孔补强应符合下列规定:
1 在主管上直接开孔焊接支管:当支管外径小于0.5倍主管外径时，可采用补强圈
进行局部补强，也可增加主管和支管管壁厚度进行整体补强。支管和补强圈的材料，宜与主管材料相同或相近。
2当相邻两支管中心线的间距小于两支管开孔直径之和，但大于或等于两支管开孔直径之和的2/3时，应进行联合补强或加大主管管壁厚度。当进行联合补强时，支管两中心线之间的补强面积不得小于两开孔所需总补强面积的1/2。当相邻两支管中心线的间距小于两支管开孔直径之和的2/3时，不得开孔。
3 当支管直径小于或等于50mm时，可不补强。
4 当支管外径等于或大于1/2倍主管外径时，应采用三通或采用全包型补强。 5 三通开孔和支管开孔均宜采用等面积补强(图5.4.9)。
图5.4.9 等面积补强 注：图中双点划线框内为可提供补强的范围， D—支管内径(mm) ;
δb—按本规范式(5.4.1)计算的支管管壁厚度(mm)； δB—支管的公称管壁厚度(mm)；
δh—按本规范式(5.4.1)计算的主管管壁厚度(mm)； M—补强圈厚度(mm)；
L—应取2.5δH或2.5δB+M之较小者; δH—主管的公称管壁厚度(mm)；
AR—需要的补强面积AR=dδh;补强面积AR≤A1+A2+A3； A1—主管补强面积A1=(δH-δh)d；
A2—支管补强面积A2=2(δB-δb) L(对于拔制三通L=0.7dB)； A3—补强圈、焊缝等所占补强面积(对于拔制三通A3=0)。 6开孔边缘距主管焊缝宜大于主管管壁厚的5倍。
5.4.10 法兰的选择，应符合现行国家标准《钢制管法兰类型》(GB/ T 8112 )、《大直径碳钢管法兰》(GB/T 13402)的规定。
5.4.11当输油管道采用弯头或弯管时，其所能承受的温度和内压力，应不低于相邻
直管段所承受的温度和内压力。
5.4.12冷弯管的任何部位不得出现褶皱、裂纹及其他机械损伤，弯管两端的椭圆度不得大于2}，其他部位不得大于}.50ao
5.4.13地面管道的管架、钢管支承件和锚固件的设计，应符合下列规定: 1被支承的钢管不应产生过大的局部应力、轴向和侧向摩擦力。
2管道运行时可能发生振动处，可采用支柱或防震装置，但不得影响管道的胀缩。
3钢管上的支承件，可采用不与钢管焊接成一体的部件，如管夹或“U”形管卡。
4当设计的管道是在其许用应力或接近其许用应力的情况下运行时，焊接在钢管上的连接件应是一个环抱整个钢管的单独的圆筒形加强件。加强件与钢管的焊接应采用连续焊。
5.5 管道的强度校核
5.5.1输油管道应计算由设计内压力、外部载荷和热胀冷缩所产生的应力，并应使其小于管道、管道附件和与管道相连接的设备的安全承受能力。
5.5.2穿越管段的强度验算，应符合国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范—穿越工程》 ( SY/T 0015.1-98)第4.5.2条和第4.5.3条的规定。 5.5.3埋地输油管道的直管段和轴向变形受限制的地上管段的轴向应力应按下式计算:
aEa(t1t2)h （5.5.3-1） hPd （5.5.3-1） 2式中a—由于内压和温度变化产生的轴向应力，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，可取2.05×105 MPa；
a—钢材的线膨胀系数，可取1.2×l0-5m/(m·℃)；
t1—管道安装闭合时的大气温度(℃)； t2—管道内被输送介质的温度(℃)；
μ—泊桑比，宜取0.3;
h—由内压产生的环向应力(MPa) ; P—管道的设计内压力(MPa ); d—管道的内直径(m); δ—管道的公称壁厚(m)。
按内压计算的环向应力应小于或等于许用应力[σ]，许用应力[σ]应符合本规范第5.2.1条的规定。
5.5.4埋地管道的弹性敷设管段和轴向受约束的地上架空管道，在轴向应力中均应计入轴向弯曲产生的应力。
5.5.5对于受约束的管道应按最大剪应力破坏理论计算当量应力，当氏为压应力(负值)时，应满足下述条件:
e=h－a≤0.9s (5.5.5) 式中 e—当量应力(MPa )；
s—钢管的最低屈服强度(MPa)。
5.5.6对于轴向不受约束的地面管道和埋地管道出土端未设固定墩的管段，热胀当量应力应按下式计算，其取值不应大于钢管的许用应力[σ]。
t=b242≤[σ] (5.5.6-1)
b(iiMi)2(i0M0)2/Z (5.5.6-2)
τ=
Mt (5.5.6-3) 2Z式中t—最大运行温差下热胀当量应力(MPa)； b—最大运行温差下热胀合成弯曲应力(MPa ；
Mi—构件平面内的弯曲力矩。对于三通，总管和支管部分的力矩应分别考虑
(MN·m);
ii—构件平面内弯曲时的应力增强系数，其取值应符合本规范附录H的规定; M0—构件平面外的弯矩(MN·m);
i0—构件平面外弯曲时的应力增强系数，其取值应符合本规范附录H的规定;
τ—扭应力(MPa ); Mt—扭矩(MN·m); Z—钢管截面系数(m3)。
5.5.7计算地面管道的热应力时，管道的全补偿值应包括热伸长值、管道端点的附加位移及有效预拉伸。预拉伸的有效系数取0.5。
5.6管道的刚度和稳定
5.6.1管道的刚度应满足运输、施工和运行时的要求。钢管的外直径与壁厚的比值不应大于140。
5.6.2对穿越公路的无套管管段、穿越用的套管及埋深较大管段，均应按无内压状态验算在外力作用下管子的变形，其水平直径方向的变形量不得大于管子外径的300。变形量应按本规范附录J的规定计算确定。
5.6.3对加热输送的埋地管道，应验算其轴向稳定，并应符合下列表达式的要求:
N≤
Na （5.6.3-1） n N=[aE(t2-t1)+（0.5-μ）σh]A （5.6.3-2） 式中 N—由温差和内压力产生的轴向压缩力(MN)；
n—安全系数，对于公称直径大于500mm的钢管宜取n=1.33;公称直径小
于或等于500mm的钢管宜取n=1.11；
Ncr—管道开始失稳时的临界轴向力，应按本规范附录K的规定计算确定
(MN)；
A—钢管横截面积(m2)。
注;按式(5.6.3-2）计算时，如果计算结果N为正值，表示N为轴向压缩力，需按式（5.6.3-1)验算轴向稳定问题。如N为负值，则表示N为轴向拉力，则不必验算轴向稳定问题。
5.6.4 地面管道的轴向稳定，应符合国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范—跨越工程》(SY/T 0015.2 )的规定。
6 输油站
6.1站场选址和总平面布置
6.1.1站场选址应符合下列规定:
1必须根据有效的设计委托书或合同，按照国家对工程建设的有关规定，并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和路由的需要，满足工艺设计的要求;应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定;应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。
3应贯彻节约用地的基本国策.合理利用土地.不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率;贯彻保护环境和水土保持等相关法律法规。
4站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地展断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。
5选定站场址时，应保证站场有足够的生产、安全及施工操作的场地面积，并适当留有发展余地。
6应会同建设方和地方政府有关职能部门的代表，共同现场踏勘，多方案比较，合理确定具体位置和范围，形成文件，纳入设计依据。 6.1.2站场布局应符合下列规定:
1输油管道工程首站站址的选定，宜与油田的集巾处理站、矿场的原油库、港口、铁路转运油库、炼厂的成品油库联合进行，其位置应满足油品外运的要求。 2输油管道工程末站站场址的选定，宜与石化企业的原油库、铁路转运油库、港口油库、成品油的商业油库或其他油品用户的储油设施联合进行，或认真协调，满足来油方位和路由及计量方面的要求。
3中间站场址的位置在满足线路走向、站场工艺要求并符合防火间距规定的前提下，宜靠近村镇、居民点。
4各类站场站址位置、站场与四周相邻的居民点、工矿企业等的防火间距.应符合现行国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》（GB 50153)的规定。
5管道工程的控制中心、管理公司、维修抢修单位及职工的生活基地应与站址同时选址，并应设在城镇交通方便且与线路走向协调、社会依托条件好的地方。 6线路截断阀室、与输油站分开独立设置的阴极保护站、通信中继站等的位置选定，应满足其设计功能要求。
6.1.3液态液化石油气管道站场的站址选定应符合下列规定:
1符合城市总体规划的要求，且应远离城市居住区、村镇、学校、工业区和影剧院、体育馆等人员集中的地区;
2应选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧，且应是地势平坦、开阔、不易积存液化石油气的地段，同时避开雷区;
3液态液化石油气管道站场内严禁设置地下和半地下建、构筑物(地下储罐和消防水泵除外)。地下管沟必须填充干砂;储罐与站外周围建、构筑物的防火间距，应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》（GB 50028)的规定。 6.1.4 站场址选定应避开下列场所:
1避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段。
2在山区，应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避开窝风地段。
3在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经过的沟谷.防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定。
4应避开洪水、潮水或涌浪威胁的地带。
6.1.5输油站场不允许选址的区域应符合国家现行标准《石油天然气工程总图设计规范》(SY/T 0048)的规定。
6.1.6各类站场及基地的总平面布置应符合下列规定:
1总平面布置设计的防火间距及防火措施，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总平面布置设计中的防爆要求，应符合国家现行标准《石油设施电气装置场所分类》（SY/T 0025)的规定。
3站场及基地内总平面布置要求和竖向设计，应符合国家现行标准《石油天然气工程总图设计规范》(SY/T 0048)的规定。
6.2站场工艺流程
6.2.1输油首站的工艺流程应具有收油、储存、正输、清管、站内循环的功能，必要时还应具有反输和交接计量的功能。
6.2.2 中间(热)泵站工艺流程应具有正输、压力(热力)越站、全越站、收发清管器或清管器越站的功能。必要时还应具有反输的功能。
6.2.3中间加热站的工艺流程应具有正输、全越站的功能，必要时还应具有反输的功能。
6.2.4分输站工艺流程除应具有中间站的功能外，尚应具有油品调压、计量的功能。必要时还应具有收油、储存、发油的功能。 6.2.5 输入站工艺流程应具有与首站同等的功能。
6.2.6 末站的工艺流程应具有接收上站来油、储存或不进罐经计量后去用户、接收清管器、站内循环的功能，必要时还应具有反输的功能。
6.3原油管道站场工艺设备
6.3.1 油罐形式、容量、数量应符合下列规定: 1 首站、末站、分输站、输人站应选用浮顶金属油罐。
2 输油首站、输人站、分输站、末站储油罐总容量应按下式计算：
VGk (6.3.1) 350式中 V—输油首站、输入站、分输站、末站原油储罐总容量(m3)； G—输油首站、输人站、分输站、末站原油年总运转量(t)； —储存温度下原油密度(t/m3)； —油罐装量系数，宜取0.9； k—原油储备天数(d)。
3首站、输人站、分输站、末站原油罐，每站不至少于3座。 6.3.2 输油站油品储备天数应符合下列规定: 1输油首站、输人站:
1)油源来自油田、管道时，其储备天数宜为3～5d; 2)油源来自铁路卸油站场时，其储备天数宜为4～5d; 3)油源来自内河运输时，其储备天数宜为3～4d; 4)油源来自近海运输时，其储备天数宜为5～7d;
5)油源来自远洋运输时，其储备天数按委托设计合同确定; 油罐总容量应大于油轮一次卸油量。 2分输站、末站:
1)通过铁路发送油品给用户时，油品储备天数宜为4～5d; 2)通过内河发送给用户时，油品储备天数宜为3～4d;
3)通过近海发送给用户时，油品储备天数宜为5～7d;
4)通过远洋油轮运送给用户时，油品储备天数按委托设计合同确定;油罐总容
量应大于油轮一次装油量;
5)末站为向用户供油的管道转输站时，油品储备天数宜为3d。 3中间(热)泵站:
1)当采用旁接油罐输油工艺时，其旁接油罐容量宜按2h的最大管输量计算; 2)当采用密闭输送工艺时，应设水击泄放罐，其泄放罐容量由瞬态水力分析后
确定。
6.3.3应根据油罐所储原油的物理化学性质和环境条件，通过技术经济比较后，确定油罐加热和保温方式。
6.3.4铁路装卸设施应符合下列规定:
1日装卸油罐车在8列及8列以上时，装卸栈桥宜整列双侧布置装卸油鹤管。 2鹤管的结构应满足各类型油罐车对位要求，鹤管数量应满足在一列车不脱钩的条件下一次到站最多的油罐车数;根据合同要求，装卸油罐车为同一标准型号时，设计鹤管间距宜为12m，栈桥两端部距最近一鹤管的距离不宜小于3m，或根据合同规定的油罐车型确定鹤管间距。
3铁路日装卸车列数应按下式计算:
n=
mk （6.3.4）
350V式中 n—日装卸车列数； m—年装卸油量(t)；
k—铁路来车不均匀系数，按统计资料采用，当无统计资料时宜取1.2； —油罐车装量系数，宜取0.9； V—一列油罐车的公称容量(m)； —装卸温度下油品的密度(t/m3)。 6.3.5 码头装卸设施应符合下列规定:
1油品码头应尽量布置在非油类码头常年风向或强流向的下侧，安全距离应符合表6.3.5-1的规定。
表6.3.5-1油品码头与其他货种码头的安全距离
3
油品类型 甲(闪点＜28℃) 乙（28℃≤闪点＜60℃) 丙( 60℃≤闪点≤120℃) 安全距离（m） 150 150 注:1安全距离系指油品码头相邻其他货种码头所停靠设计船泊首尾间的净距。 2 当受条件限制布置有困难时，可减小安全距离，但应采取必要的安全措施。 2 油品码头相邻两泊位的船舶间距，不应小于表6.3.5-2的规定。
表6.3.5-2油品码头相邻两泊位的般舶间距
设计船长（m） 间距(m) ＜110 25 110～150 35 151～182 40 183～235 50 ＞235 55 注:1间距系指油品码头相邻两泊位所停靠设计船舶首尾间的净距。 2当突堤和栈桥码头两侧靠船时，可不受上述船舶间距的限制。 3 两泊位以上的码头，应分泊位设置流量计量设施。 4 油品码头泊位年通过能力可按下式计算:
PtTGtd （6.3.5）
tZtftp式中 Pt—一个泊位的年通过能力（t）；
td—昼夜小时数，取24h；
T—年日历天数，取365d； G—设计船型的实际载货量(t)；
—泊位利用率。一般根据同类油轮泊位营运资料确定，如无资料，可取0.5～0.6；
tZ—装卸一艘设计船型所需的时间(h)，可根据同类泊位的营运资料和油船装卸设备
容量综合考虑。如无资料可采用表6.3.5-3和表6.3.5-4中的数值；
tf—船舶的装卸辅助作业、技术作业时间以及船舶靠离泊时间之和(h)。船舶的装卸
辅助作业、技术作业时间指在泊位上不能同装卸作业同时进行的各项作业时间。当无统计资料时，部分单项作业时间可采用表6.3.5-5中的数值船舶靠离泊时间与航道、锚地、泊位前水域及港作方式等条件有关，可取1～2h; tP—油船排压舱水时间(h)，可根据同类油船泊位的营运资料分析。
表6.3.5-3 卸油港泊位卸油船时效率和净卸油时间
油船泊位 10000 20000 30000 50000 80000 100000 150000 200000 ≥250000 吨级DWT(t) 卸油船时 600～1190～1400～2100～2800～3500～5500 6300 ≥7300 效率(t/h) 800 1360 1600 2400 3200 4000 净卸船 24～18 27～27 30～26 36～32 36～31 36～31 32 37 ≥40 时间(h)
表6.3.5-4 装油港泊位净装油时间
油船泊位 吨级DWT(t) 10000 20000 30000 50000 80000 10 10 10 100000 150000 15 200000 ≥250000 20 ≥20 净装油时间10 (h)
13～15 13～15 表6.3.5-4部分单项作业时间
项目 时间（h） 靠泊时间 0.5～1.00 离泊时间 0.50～0.75 开工准备 结束 公估 联检 0.75～1.00 0.75～1.00 1.50～2.00 1.00～2.00 5 港区输油管线的热伸长，当利用自然补偿不能满足要求时，应设置补偿器，补偿器应按有关规定设置固定支座，陆域管线应采用方形补偿器;引堤、栈桥上的管线宜采用波纹管补偿器、套筒伸缩节或其他形式的补偿器。 6 输油工艺设施在码头上的布置应符合下列规定:
1)输油臂宜布置在操作平台的中部。输油臂的口径、台数和布置等可按表6. 3. 5-6的规定;
表6.3.5-6 油船泊位输油衡及布置参数
油船泊位 吨级DWT (t) 10000 20000 30000 50000 80000 100000
输油臂口径 输油臂台数 输油臂中心输油臂间输油臂驱动（mm） （台） 与操作平台距（m） 方式 边缘距离（m） DN200 2～3 1.5 2.0～2.5 手动 手动或液压DN200～250 3 2.0 2.0～2.5 驱动 手动或液压DN250 3 2.0 2.5～3.0 驱动 DN300 3～4 2.0～2.5 3.0～3.5 液压驱动 DN300 4 2.0～2.5 3.0～3.5 液压驱动 DN300或4 2.0～2.5 3.5 液压驱动 DN400 150000 200000 ≥250000 DN400 DN400 DN400 4 4 4～5 2.5 2.5 2.5 3.5 3.5 3.5 液压驱动 液压驱动 液压驱动 注:对卸油港，输油臂台数可按表列数字减少1台。 2)输油臂与阀室或其他建筑物之间应有足够距离; 3)两侧靠船的码头，输油管线布置在码头中部;
4)码头应设扫线、消防和通信等设施。大吨位码头应设登船梯;
5)输油管道和输油臂等应按有关规定设置防雷和接地装置。输油臂应设绝缘
法兰，码头上应设供油船使用的接地装置。
6.3.6 输油站泵送设备的选择应符合下列规定:
1应根据所输油品性质，合理选择泵型。当在输送温度下油品的粘度在100mPa ·s以下，输油主泵宜选用离心泵。输油泵站的泵机组工作特性曲线与管路特性曲线交汇点处的排量，应与管道的设计输量一致。输油主泵根据使用条件可采用并联或串联运 行。一般情况下，泵机组至少设置2台，但不宜多于4台，其中1台备用。 2输油泵轴功率应按下式计算:
PqvH （6.3.6） 102式中 P—输油泵轴功率(kW) ; qv—输送温度下泵的排量(m3/s) ; —输送温度下介质的密度(kg/m3 ) H—输油泵排量为qv时的扬程(m) ; —输送温度下泵排量为qv时的输油效率。
泵样本上给出的η、qv、H是以输水为基础的数据。泵用于输油时，应根据输油温度下的油品粘度，对泵的η、qv、H值进行修正。 6. 3. 7 输油主泵驱动装置的选择应符合下列规定:
1电力充足地区应采用电动机;无电或缺电地区宜采用内燃
2经技术经济比较后，需要调速时，可选择调速装置或可调速的驱动装置。 3驱动泵的电动机功率应按下式计算:
Nk
Pe （6.3.7）
式中 N—输油泵配电机额定功率(kW) ;
P—输油泵轴功率(kW) ηe—传动系数，取值如下:
直接传动 ηe =1.0;
齿轮传动 ηe =0.9～0.97; 液力藕合器 ηe =0.97～0.98; k—电动机额定功率安全系数，取值如下: 3 1宜采用管式加热炉提高输送油品的温度。加热炉的设置不宜少于2台，不设备用炉。 2加热设备热负荷应按下式计算: QqmCt1t2 （6.3.8） 式中 Q—加热设备热负荷(W) ; qm—进人加热设备的油品流量(kg/s) C—加热设备进出口平均温度下油品的比热容[J/(kg·℃)]; t1—加热设备出口油品温度(℃); t2—加热设备进口油品温度(℃)。 6. 3. 9用于原油降凝、降粘、减阻的国产添加剂储存量宜为1～2个月的用量，进口添加剂储存量宜为3～6个月的用量。 6. 3. 10减压站的设置应符合下列规定: 1由于位差形成的管道内压力大于管道设计压力时或动压过大、超过下一站的允许进口压力时，在管道下坡段可设置减压站。 2减压站上游最高点处压力设定值应能保证管输油品通过最高点时不出现液柱分离现象。 3减压阀下游应配置截断阀，其性能应是严密、无泄漏的，应能保证在管道停输 时完全隔断静压。 4所选用的正常运行常开的减压阀应能在事故状态下自动关闭;热备用的常闭减压阀应能在需工作时自动开启，并在事故状态下自动关闭。 5减压阀组进口端应设置过滤器，过滤网孔径尺寸应根据减压阀结构来确定。 6对于输送易凝、高粘原油，应对每路减压阀组的阀体及管路进行伴热与保温，每路减压阀组应设置单独的电伴热回路。 7进减压站内的管线上，应设两组(一用一备)超压保护泄放阀。 6. 3. 11清管设施的设置应符合下列规定: 1输油管道应设置清管设施。 2清管器出站端的线路上、清管器进站前及进清管器接收筒前各点均设置清管器通过指示器。 3当输油管道直径大于DN500mm以上，且清管器总重超过45kg时，宜配备提升设施。 4根据所选用一次清管作业中使用多个清管器(包括检测器)的长度，应留有足够的清管器收发操作场地。 5. 3. 1 Z输油管道用阀门的选择应符合下列规定: 1安装于通清管器管道上的阀门应选择直通型(阀门通道直径与管道内径同径);不通清管器的阀门可用缩径型。 2阀门应密封可靠、启闭灵活、使用寿命长。在防火区内关键部位使用的阀门，应具有耐火性能。 3当采用焊接阀门时，阀体材料的焊接性能应与所连接的钢管的焊接性能相适应。 4输油管道不得使用铸铁阀门。 6. 3. 13油品交接计量应符合下列规定: 1应按合同要求设置计量设施的原则进行油品交接计量系统的设计。 2油品交接计量系统的工艺流程应包括油量计量、计量仪表检验系统及污油系统。油品交接计量系统中，应设置商用油量交接，按规定定期检定和供需双方认可的加铅封的计量专用计算机。 3油品流量计的选择应符合下列规定: 1)用于油品交接计量的流量计的准确度不应低于0.2级; 2)流量计的台数按下式计算: nqvp+S （6.3.13-1） 0.75qvm3 qvp—需要计量的最大油量(m/h); qvm—单台流量计最大额定流量(m/h); 0.75—系数，与qvm相乘得最佳使用流量; S—连续计量时的备用流量计台数(台);正常运转台数大于4台时S取2;正常运转台数等于或小于4台时S取1; 3)流量计的设计台数，应经技术经济比较后确定; 4)用于商业交接的流量计，应设备用流量计，不得设置旁通管及阀; 5)当油品交接计量以质量作为核算单位时，宜选用质量流量计。 4流量计辅助设备的选择应符合下列规定: 1)消气器的容积应按下式计算: Vqvt (6. 3. 13-2) 式中 V一消气器的容积(m); qv—通过消气器的最大流量(m/s) ; t—油品在消气器中停留的时间(s)，宜取9～20s。 2)根据流量计产品说明书的要求，配置相应的过滤器。过滤器应安装在流量计人口前。过滤器进出口处应设置压力表。 5流量计标定系统应符合下列规定: 1)流量计应按《中华人民共和国计量法》及相应的流量计的检定规程要求定期进行强制性检定; 2)用于商业交接的流量计系统，应设置在线校验装置; 3)流量计校验可采用质量法、容积法加密度计、体积管法加密度计，也可采用标准流量计校验; 4)采用质量流量计时，只要有条件应首先采用质量法检定质量流量计。 6流量计及辅助系统的排污和管路安装应符合下列规定: 1)流量计及辅助系统的污油应排至零位罐或油池，并经过滤、脱水、计量后重 3 3 3 新用泵输回至流量计的出口管线内，未经计量的输回到流量计的进口管线内; 2)在液体进人流量计前的管线上或流经的设备均不允许有任何开口、支线、取样点等泄流处; 3)污油排放系统的设计应符合有关安全、环保规定; 4)流量计出口侧管路上，应安装具有截止和检漏的双功能阀门或严密性好的无泄漏阀门。 6.4成品油管道站场工艺设备 6. 4. 1油罐形式、容量、数量应符合下列规定: 1储存汽油、溶剂油等油品应选用浮顶罐或内浮顶罐;储存航空汽油、喷气燃料油应选用内浮顶罐;储存灯用煤油可选用内浮顶罐或固定顶罐;其他油品(如柴油、重油等)可选用固定顶油罐。 2顺序输送油品的管道首站、输人站、分输站、末站储罐容积应按下式计算: Vm （6.4.1） N3 式中 V—每批次、每种油品或每种牌号油品所需的储罐容积(m); m—每种油品或每种牌号油品的年输送量(t); —储存温度下每种油品或每种牌号油品的密度(t/ m); ε—油罐的装量系数。容积小于1000 m的固定顶罐(含内浮顶)宜取0.85;容积等于或大于1000 m，的固定顶罐(含内浮顶)、浮顶罐宜取0.9; N—循环次数(次)。 注:末站为水运卸船码头，还需要考虑一次卸船量，取较大值。末站为水运装船码头，还摇要考虑一次装般量，取较大值。 3首站、输人站、分输站、末站每种油品或每种牌号油品应设置2座以上储罐。中间泵站水击泄放罐容量由瞬态水力分析后确定。 6.4.2根据油罐所储油品性质和环境条件，经过技术经济比较后确定油罐加热或冷却、保温或绝热方式。 6. 4. 3成品油管道铁路装卸设施应符合下列规定: 1成品油铁路日装卸车辆数应按下式计算: 3 3 3 nGk （6.4.3） V式中 n—日装卸车辆数(辆/d) G—年装卸车油量(t/a) ; k—铁路运输不均衡系数，宜取1.2 ; τ—年操作天数(d/a)，宜取350d; —装卸车温度下油品密度(t/ m); V—油罐车平均容积(m/辆)，宜取55 m/辆; ε—油罐车装量系数，宜取0.9。 2成品油铁路卸车鹤管应采用小鹤管上卸;装车应根据装油 量，经计算分析比较确定采用大鹤管还是小鹤管。 3装卸油栈桥日作业批数，不宜大于4批次。 4装卸油栈桥采用双侧布置还是单侧布置，应根据鹤位数来确定。 5铁路油品装卸线与油品装卸栈桥边缘的距离，自轨面算起3m及以下范围内不应小于2m, 3m以上不应小于1.85m。 6. 4. 4应按本规范第6.3.5条的规定设置成品油水运码头装卸设施。 6. 4. 5应按本规范第6.3.6条的规定选择泵送设备。 6. 4. 6应按本规范第6. 3. 7条的规定选择输油主泵驱动装置。 6. 4. 7应按本规范第6. 3. 10条的规定设置减压站。 6. 4. 8应按本规范第6. 3. 11条的规定设置清管设施。 6. 4. 9成品油管道阀门的选择应符合下列规定: 1成品油管道阀门的选择应符合本规范第6. 3. 12条的规定。 2安装在用于切换油品品种的阀门应为快速开启、关闭的阀门，其开启、关闭的时间不宜超过10s。 6. 4. 10油品交接计量应符合本规范第6. 3. 13条的规定。 6. 5液态液化石油气管道站场工艺设备 6. 5. 1液化石油气储罐设计应符合下列规定: 1在常温下，应选用卧式或球形金属储罐。 2管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气储罐总容量应按下式计算: 3 3 3 Vmk （6.5.1-1） 3503 式中 V—管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气储罐总容量(m); m—管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气年总运转量(t) ; P—储罐内最高工作温度时液化石油气的密度(t/ m); ε—最高操作温度下储罐装量系数，宜取0. 9 ; k—液化石油气的储备天数(d)。 3储罐座数应按下式确定: nV （6.5.1-2） V13 式中 n—储罐座数，首站、输人站、分输站、末站储罐，每站不宜小于3座; V—液化石油气总储存量(m); V1—球罐或卧罐单座的容积(m)。 4液化石油气储罐的设计压力应符合国家现行《压力容器安全技术监察规程》的规定。 5中间泵站水击泄放罐容量应由水击分析确定。 6液化石油气储罐上的附件应按工艺要求设置。储罐上的附件选用、安装、使用要求，应符合国家现行《压力容器安全技术监察规程》的规定。 7液化石油气储罐下部应设置排污双阀，在寒冷地区应设防冻设施。 8液化石油气储罐上必须设置安全阀。安全阀入口前不宜装设切断阀，如需要设置时，应使阀门保持常开状态并加铅封。与储罐相接的管线上严禁安装铸铁阀。 9容积为100 m或100 m以上储罐应设置2个或2个以上安全阀。 6. 5. 2首站、输人站、分输站、末站液化石油气的储备天数应符合本规范第6.3.2条的规定。 6. 5. 3应根据储罐所储液化石油气组分和环境条件，经技术经济比较后确定冷却与绝热方式。 6. 5. 4铁路装卸设施应符合下列规定: 1必须使用液化石油气专用槽车，摘车的承压能力必须高于所承运的液化石油气在最高温度下的饱和蒸气压。 3 3 33 2所使用的槽车必须符合国家《压力容器安全技术监察规程》和现行国家标准《液化气体铁道罐车技术条件》(GB 10478)的规定。 3铁路装卸设施尚应符合本规范第5. 4. 3条的规定。 4槽车装卸鹤管应各设有气相和液相接头，若采用胶管法兰鹤管，其许用压力至少为系统最高压力的4倍。 6. 5. 5码头装卸设施应符合下列规定: 1必须使用液化石油气专用船只。 2码头装卸设施尚应符合本规范第6. 3. 5条的规定。 6. 5. 6泵送设备除应按本规范第6. 3. 6条选用外，尚应符合下列规定： 1泵的安装高度应保证不使其发生气蚀，并采取防振动措施。 2泵的外壳应为铸钢.其机械密封应是无泄漏型的。 3入口管段上应设里操作阀、过滤器及放散阀，并引至安全放空地点。 4泵出口管段上应设置止回阀、操作阀和液相安全回流阀。 5输送液态液化石油气泵的扬程应为起、终点储罐内极端最高温度时的饱和蒸气压换算成的液柱差、泵站间管道总摩阻损失及高程差之和.并留有按本规范第3. 4. 3条规定的压力换算成液柱的裕量。 6.5.7主泵驱动装置的选择应符合本规范第6. 3. 7条的规定。 6.5.8压缩机组及附件的设置应符合下列规定: 1液态液化石油气站内宜设置压缩机，对储罐及装卸设备中的气相液化石油气增压。 2压缩机进出口管线上应设置阀门。 3压缩机进出口管之间应设置旁通管及旁通阀。 4压缩机进口管线上应设置过滤器。 5压缩机出口管线上应设置止回阀和安全阀。 6当站内无压缩机系统时，罐区内各储罐的气相空间之间、槽车与储罐气体空间应用平衡管连通。 6. 5. 9减压站的设孟应符合本规范第6. 3. l0条的规定。 6. 5. 10清管设施的设置应符合本规范第6. 3. 11条的规定。 6. 5. 11液态液化石油气管道用阀门应符合下列规定: 1阀门及附件的配置应按液化石油气系统设计压力提高一级。 2地上液态液化石油气管道分段阀之间的管段上应设里管道安全阀。 3液态液化石油气管道上应设置液化气专用阀门。 4应按本规范第6. 3. 12条的规定选择阀门。 6. 5. 12液态液化石油气的交接计量应符合下列规定: 1测量液态液化石油气流量，可用涡轮流量计、容积式流量计或质量流量计。 1)用容积式流量计测量液态液化石油气流量，应符合现行国家标准《液态烃体积测量容积式流量计计量系统》(GB/T 17288)的规定。流量计应进行实液检定; 2)用涡轮流量计计量时，应符合现行国家标准《液态烃体积测量涡轮流量计计量系统》(GB/T 17289)的规定。流量计应进行实液检定。 2应按本规范第6. 3. 13条的规定设置液态液化石油气的交接计量设备。 6.6站内管道及设备的腐蚀控制与保温 6. 6. 1站内埋地管道的外防腐层应为特加强级防腐。 6. 6. 2储罐罐底板外壁应采用阴极保护。 6. 6. 3设计选用的涂料必须符合国家现行标准。 6. 6. 4保温管道的钢管外壁及钢制设备外壁均应先进行防腐后，再进行管道及设备的保温，保温层外还应设防水层。 6. 6. 5凡储罐外壁、顶及罐内存在气体空间的部位，罐底及罐内部附件和距罐底2m以下部位，也均应进行防腐;储罐内壁需要使用防腐涂料时应使用防静电防腐涂料，涂料本体电阻率应低于10Ω·m(面电阻率低于10Ω·m );进出储罐的轻质油品管道必须接近罐底安装。 6. 6. 6浮顶油罐顶部壁板以下2m的内壁及浮船船舱的内外壁均应作防腐设计。 6. 7站场供配电 6. 7. 1输油站场的电力负荷分级应符合下列规定: 1首站、末站、减压站和压力、热力不可逾越的中间(热)泵站应为一级负荷;其他各类输油站应为二级负荷。 2独立阴极保护站应为三级负荷。 3输油站场及远控线路截断阀室的自动化控制系统、通信系统、输油站的紧急切断阀及事故照明应为一级负荷中特别重要的负荷。 6. 7. 2一级负荷输油站应由两个独立电源供电;当条件受限制时，可由当地公 8 9 共电网同一变电站不同母线段分别引出两个回路供电，但作为上级电源的变电站应具备至少两个电源进线和至少两台主变压器。输油站每一个电源(回路)的容量应满足输油站的全部计算负荷，两路架空供电线路不应同杆架设。 6. 7. 3二级负荷输油站宜由两回线路供电，两回线路可同杆架设;在负荷较小或地区供电条件困难时，可由一回6kV及以上专用架空线路或电缆线路供电，但应设事故保安电源。事故保安电源的容量应能满足输油站保安负荷用电，宜采用自动化燃油发电机组。 6. 7. 4对翰油站中自动化控制系统、通信系统及事故照明等特别重要的负荷应采用不间断电源（UPS)供电，蓄电池的后备时间不应少于2h。 6. 7. 5在无电或缺电地区，输油站内的输油主泵宜由内燃机直接拖动，站内低压负荷供电应采用燃油发电机组，发电机组的选择应符合下列规定: 1发电机组运行总容量应按全站低压计算负荷的1.25～1. 30倍选择，并应满足大容量低压电动机的启动条件;备用机组容量可按运行机组容量的50%～100%选择。 2发电机组的台数应为两台及以上，同一输油站宜选择同型号、同容量的机组;应根据机组的检修周期、是否设值班人员及机组运行台数，合理确定备用机组台数。 3发电机组应满足并联运行，并具有自动一手动并车功能。 4输油站低压系统不设无功功率补偿装置。 6. 7. 6在无电或电源不可靠地区，输油管道线路无人值守的自动截断阀室、通信中继站、遥测阴极保护站等小容量负荷供电，宜选择太阳能发电、风能发电、小型燃油发电等自备电源装置，并应根据负荷容量、气象、地理环境、燃料供应等条件合理选择。 6. 7. 7变(配)电所的供电电压应符合下列规定: 1变(配)电所的供电电压应根据用电容量、供电距离、当地公共电网现状等因素合理确定，一般宜为6(10) ～110Kv。 2当输油泵、消防泵电动机额定电压为6kV时，变(配)电所的一级配电电压应为6kV;当电动机额定电压为lOkV时，则一级配电电压应为10kV。低压配电电压应采用380/22OV。 6. 7. 8变(配)电所的主接线和变压器选择应符合下列规定: 1单电源进线和单台变压器的变电所，可采用线路一变压器组的单元接线;其主变压器的容量宜按全站计算负荷的1. 25～1. 33倍选择，且应满足输油主泵电动机的启动条件。 2当有两路电源进线时，主变压器应为两台。变电所一次侧宜采用桥形接线，其二次侧宜采用单母线分段接线。主变压器每台容量宜按全站计算负荷的95%～100%选择。当一台主变压器断开时，另一台主变压器应能保证全站一、二类负荷的供电，并应满足输油主泵电动机的启动条件。 3配电变压器的台数及容量选择宜按主变压器选择原则进行。 6. 7. 9变(配)电所的无功补偿应符合下列规定: 1输油泵配6(10)kV异步电动机宜采用单机无功补偿方式。 2低压配电侧宜采用集中无功自动补偿方式。 3当工艺条件适当时，可采用高压同步电动机驱动输油泵。 6. 7. 10 35 ～110kV变电所和6～10 kV配电所，宜采用变电站微机综合自动化系统，实现对变配电系统的微机保护、数据采集与监控，并应同时备有一套手动操作系统。 6. 7. 11变电所的电力调度通信应符合下列规定: 1应设置输油管道内部电力调度通信，应由管道通信网统一考虑装设。 2应设置与地方供电部门地调中心间的外部电力调度通信，宜以电力载波或音频电缆、光缆作为主通信方式，同时还应设置与当地市话网联通的市话通信作为备用通信方式。 3无人值班变电所，除在变电所装设电调电话外，同时还应在站控制室装设并机电调电话。 6. 7. 12输油站场爆炸危险区域的划分及电气装置的选择，应符合国家现行标准《石油设施电气装置场所分类》（SY 0025)和现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》( GB 50058 )的规定。 6. 7. 13输油站场的变配电所、工艺装置等建(构)筑物的防雷、防静电设计，应符合现行国家标准《工业与民用电力装置的过电压保护设计规范》(GBJ 64)《石油库设计规范》(GB 50074)和《建筑物防雷设计规范》(GB 50057)的规定。 6. 7. 14输油站的工业控制计算机、通信、控制系统等电子信息系统设备的防雷击电磁脉冲设计应符合下列规定: 1信息系统设备所在建筑物，应按第三类防雷建筑物进行防直击雷设计。 2应将进人建筑物和进人信息设备安装房间的所有金属导电物(如电力线、通信线、数据线、控制电缆等的金属屏蔽层和金属管道等)，在各防雷区界面处应做等电位连接，并宜采取屏蔽措施。 3在全站低压配电母线上和UP5电源进线侧，应分别安装电涌保护器。 4当数据线、控制电缆、通信线等采用屏蔽电缆时，其屏蔽层应做等电位连接。 5在一个建筑物内，防雷接地、电气设备接地和信息系统设备接地宜采用共用接地系统，其接地电阻值不应大于1Ω。 6. 7. 15站场内用电设备负荷等级的划分应符合表6. 7. 15的规定。 表6. 7.15站场内用电设备的负荷等级 建（构）筑物、装置名称 泵房 主泵、给油泵、装车（装船）泵 加热炉区 直接加热炉或间接加热炉及其配套用电设施 消防泵放 冷却水泵、泡沫混合液泵或消防水泵 锅炉房 给水泵、补水泵、风机、火嘴、水处理设备 阀室 电动阀 1 可越站的中间泵站降级为2级 管道控制中心 SCADA系统、数据信号传输设备 站控制室 通信站 供水设施（深水井、加压泵房、净化设施） 污水处理场 计量间 油罐区 阴极保护间 管道电伴热 用电设备 负荷 等级 1 备注 可压力越站的中间泵站降级为2级 1 可热力越站的中间热站降级为2级 1 2 1 工业控制计算机系统 通信设备 整个设施 1 1 2 整个设施 整个设施 整个设施 恒电位仪 整个设施 3 1 2 3 2 生产辅助设施（维修车库、材料和设备仓库、化验室等） 生活辅助设施（值班宿舍、食堂等） 整个设施 3 整个设施 3 6. 8站场供、排水及消防 6. 8. 1互站场水源的选择应符合下列规定: 1水源应根据站场规模、用水要求、水源条件和水文地质资料等因素综合分析确定，并宜就近选择。 2生产、生活及消防用水宜采用同一水源。当油罐区、液化石油气罐区、生产区和生活区分散布置，或有其他特殊情况时，经技术经济比较后可分别设置水源。 3生活用水水源的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》(GB 5749)的规定;生产和消防用水的水质标准，应满足生产和消防工艺要求。 6. 8. 2站场及油码头的污水排放应符合下列规定: 1含油污水应与生活污水和雨水分流排放。 2生活污水经化粪池消化处理后。可就近排入城镇污水系统，或经当地主管部门同意，排至适当地点;当就近没有城镇污水系统，可根据污水量、水质情况、环保部门要求，合理确定排放方案，达标后方可排放。 3含油污水(一般系指油罐脱水、油罐清洗水、油轮压舱水等)应进行处理，并宜采用小型装置化处理设备。处理深度应符合现行国家标准《污水综合排放标准》( GB 8978 )的规定。 4雨水(未被油品污染的地面雨水)宜采用地面组织排水的方式排放;油罐区的雨水排水管道穿越防火堤处，在堤内宜设置水封井，在堤外应设置能识别启闭状态的截流装置。 6. 8. 3站场及油码头的消防设计应符合下列规定: 1原油、成品油储罐区的消防设计，应符合现行国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》(GB 50183 ) ,《低倍数泡沫灭火系统设计规范》(GB 50151)和《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》(GB 50196)的规定。 2液化石油气储罐区的消防设计，应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》 ( GB 50028 )和《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160)等的规定。 3装卸原油、成品油码头的消防设计，应符合现行国家标准《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160),《固定消防炮灭火系统设计规范》(GB 50338和国家现行标准《装卸油品码头防火设计规范》(JTJ 237)的规定。 4站场及油码头的建筑消防设计，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》 (GBJ 16) 《建筑灭火器配置设计规范》(GBJ 140)的规定。 6.9供热通风及空气调节 6. 9. 1输油站内各建筑物的采暖通风和空气调节设计，应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》(GBJ 19)和国家现行标准《石油化工采暖通风与空气调节设计规定》(SH 3004)的规定。 6.9.2输油站各类房间的冬季采暖室内计算温度，应符合表6.9.2的规定。 表6. 9. 2各类房间冬季采暖室内计算温度 序号 房间名称 室内温度（℃） 1 输油泵房的电机间、深井泵房、污水提升泵房、汽车 5 库(不设检修坑)、低压配电间(无人值班) 2 3 消防车库(不设检修坑)、消防泵房 8 汽车库(内设检修坑)、消防车库(内设检修坑)、输油 14 泵房、阀组间、蓄电池室、柴油发电机间 4 计量间、维修间、低压配电间(有人值班)、盟洗室、 16 厕所 5 站控制室、办公室、化验室、值班室、休息室、食堂、 18 控制室 6 淋浴室、更衣室 25 注:加热炉烧火间、高压开关室、电容器室等不采暖。 6. 9. 3化验室的通风宜采用局部排风。当采用全面换气时，其通风换气次数宜为5次/h。 6. 9. 4驱动输油泵的电动机，其通风方式应按电动机使用安装要求决定。当采用管道通风时，应尽量利用电动机本身风扇产生的剩余风压;当电动机本身产生的剩余风 压小于风道阻力而无法满足通风量要求时，应采用机械通风。 6. 9. 5进入管道式通风电动机的空气质量标准，应按电机制造厂家的技术要求确定;当无法取得此类资料时，应符合下列规定: 1空气温度应为0～40℃。 2空气相对湿度应低于90 % 。 3空气含尘量应不大于5mg/m,严禁导电灰尘进入电动机。 4空气中所含具有爆炸危险气体的浓度必须低于其爆炸下限的50%。 6. 9. 6输油泵房、计量间、阀组间等可能产生或积聚可燃气体的房间，宜设置机械通风设施，其通风换气次数宜为10次/h。 6. 9. 7可能积聚容重大于空气、并具有爆炸危险气体的建(构)筑物，应设置机械排风设施。其排风口的位置应能有效排除室内地坪最低处积聚的可燃或有害气体，排风量应根据各类建筑物要求的换气次数或根据生成气体的性质和数量经计算确定。 6. 9. 8输油站内一些环境条件要求较高的房间，当采用常规的采暖通风设施不能满足设备、仪器仪表或工作人员对室内温度、湿度的要求时，可按实际需要设置空气调节装置。 6. 9. 9当设置较大型集中式空调系统时，应考虑选用风冷式冷却系统。当采用水冷式冷却系统时，应采用循环水式水冷却系统，不得采用直流式水冷却系统(特殊情况除外)。对于小型的和分散的需空调房间，在满足使用要求的原则下，宜选用能效比高的热泵(冷暖)型分体式空调器;对于寒冷地区，可选用电热型分体式空调器。 6. 9. 10输油站内的锅炉房及热力管网设计，应符合现行国家标准《锅炉房设计规范》(GB 50041)的规定。 6. 9. 11通信机务站的采暖通风及空气调节设计，应符合国家现行标准《电信专用房屋设计规范》(YD 5003)的规定。 6. 9. 12建筑物的采暖通风与空气调节设计应考虑以下节能措施: 1房屋设计中外窗的保温性能，应符合现行国家标准《建筑外窗保温性能分级及其检测方法》( GB/T 8484 )的规定。其保温性能等级，严寒地区不应低于Ⅱ级，寒冷地区不应低于Ⅲ级，其他地区不宜低于Ⅳ级;外窗的气密性，应符合现行国家标准《建筑外窗空气渗透性能分级及其检测方法》(GB/T 7107)的规定，其气密性等级不应低于Ⅱ级。 2围护结构的外墙、屋顶、地面的热工性能以及热力管网的保温，应符合现行国 3 家标准《采暖通风与空气调节设计规范》( GBJ 19)和国家现行标准《民用建筑节能设计标准》(采暖居住建筑部分)(JGJ 26)的规定。 3内燃机排热系统的余热，宜尽量回收和利用。 4晴天日数多、日照时间长的地区，宜优先采用太阳能做热源。 6. 10仪表及控制系统 6. 10. 1输油站的控制水平与控制方式，应根据输油工艺、操作和监控系统的要求以及输油站的具体情况确定。 6. 10. 2输油工艺过程及确保安全生产的重要参数，应进行连续监测或记录。 6. 10. 3仪表选型应符合下列规定; 1应选用安全、可靠、技术先进的标准系列产品，并应考虑性 能价格比。品种规格不宜过多，并力求统一。 2检测和调节控制仪表宜采用电动仪表。 3当检测仪表需要输出统一信号时，应采用变送器;需要输出接点信号时，宜采用开关量仪表。 4直接与介质接触的仪表，应符合介质的工作压力、温度和防腐蚀的要求。 5现场应安装供运行人员巡回检查和就地操作的就地显示仪表。 6. 10. 4爆炸危险场所内安装的电动仪表，其防爆型式应按表6. 10. 4确定。 表6. 10. 4防爆结构电动仪表选择 分区 防爆型式 0区 1区 2区 本质安全型ia 本质安全型ia 、ib, 本质安全型ia 、ib, 隔爆型d 隔爆型d 注:分区应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装卫设计规范》(GB 50058)的规定。 6. 10. 5输油站内应设站控制室，安装必要的站控仪表设备和通信设备。 6. 10. 6站控制室的设计应符合下列规定: 1站控制室应设置照明、隔热、防尘、防振和防噪音的设施。必要时，应设置空调设施。 2站控制室周围不得有对室内电子仪表产生大于400A/m的持续电磁干扰。 3站控制室内宜设置火灾自动报警与消防装置。 4室内不得有任何油、气管道穿过。可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严 禁引入站控室内。 6. 10. 7输油站应设紧急停车系统，其应具有如下功能: 1能就地和(或)远程进行操作。 2能切断所有生产电源或动力。 3在事故状态下能使该站停运并与管道线路迅速隔离。 6. 10. 8输油站的安全保护应根据管道全线及输油站的控制水平和操作要求设计，在联锁动作前设置征兆预报警信号。其安全保护应符合下列规定: 1中间泵站和末站的进站管道，宜设置就地控制的压力超限泄放阀。其泄压动作的压力设定值应能调节。 2输油泵站进泵压力超低限信号和输油首站、中间泵站的出站压力超高限信号应与输油主泵机组停运联锁。 3水击泄压罐的液位超高限信号应能自动启动该罐液位控制泵。 4输油主泵机组轴承温度、电动机定子温度、柴油机及燃气轮机转速、泵和原动机轴承振动量的超高限等信号，应与输油主泵机组停运联锁。 5加热炉火焰熄灭应与燃油紧急切断装置联锁。 6直接加热炉燃油流量超低限信号，应与加热炉停运联锁。 6. 10. 9压力调节方式宜采用节流调节或转速调节，并由站控制系统实施。其设计应符合下列规定: 1压力调节系统不宜与检测或其他调节系统合用压力变送器。 2出站压力调节阀宜选择电动液压式或气动液压调节球阀，其流量特性应选择等百分比或近似等百分比。 3密闭输送时，进泵(或进站)压力和出站压力必须加以控制。 6. 10. 10站控制系统对工艺设备的监控应符合下列规定: 1正常运行工况下，对输油温度、压力进行监视、调节。在输油首站，应对进管道的输油量进行监视。 2异常工况下的报警和紧急事故的处理。 3有条件时，可对工艺设备进行远程控制。 6. 10. 11顺序输送多种油品时，对混油段应进行监控。 6. l0. 12输油站内火灾与可燃气体检测、报警装置的设置，应符合现行国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》（GB 50183)的规定。 6. 10. 13仪表系统的供电设计除应符合本规范第6. 7节的规定外，还应符合下列规定: 1交流电源应与动力、照明用电分开。必要时，可设稳压装置。 2电源容量应按仪表系统用电量总和的1. 2～1. 5倍计算。 3仪表系统用的事故电源，应采用不间断电源设备。 6. 10. 14仪表系统的接地应包括保护接地和工作接地。接地电阻值应符合下列规定: 1仪表系统的保护接地电阻值应小于4Ω。 2仪表系统的工作接地电阻值，应根据仪表制造厂家的要求确定。当无明确要求时，可采用其保护接地电阻值。 7管道监控系统 7.1一般规定 7.1.1输油管道应设置监视、控制和调度管理系统。 7.1.2输油管道的自动化水平应根据工艺要求、操作水平、自然条件以及投资情况确定。监控与数据采集(SCADA)系统可用作管道的监控与调度管理。 7.1.3输油管道的监控与数据采集系统应包括控制中心的主计算机系统、远控站的站控制系统、数据传输及网络系统。 7.1.4输油管道计算机监控与数据采集系统宜采用分散型控制系统。控制方式宜采用控制中心控制、站控制室控制和设备就地控制。 7.2控制中心及主计算机系统 7. 2. 1.控制中心宜具有下列主要的监控功能: 1监视各站及工艺设备的运行状态。 2采集和处理主要工艺变量数据，实时进行显示、报警、存储、记录、打印。 3通过站控制系统进行远程控制、调节。 4水击控制。 5管道的泄漏检测与定位。 6远控线路截断阀状态监控。 7全线紧急停运。 8数据分析及运行管理决策指导。 7. 2. 2顺序输送多种油品时，控制中心主计算机系统宜配置批量输送的调度计划、 预测、界面跟踪、油品切换、管道储量等实时模拟软件。必要时，可配置模拟培训软件。 7. 2. 3控制中心的设计，应满足运行操作条件的要求，除应符合现行国家标准《电子计算机场地通用规范》（GB/T 2887）和《计算站场地安全要求》（GB/T 9361 )的规定外，尚应满足计算机设备的安装要求。 7. 2. 4主计算机系统应采用双机热备用运行方式，系统中应设置故障自动切换装置。 7. 3站控制系统 7. 3. 1站控制系统应具有下列功能: 1接受和执行控制中心的控制命令，进行控制和调整设定值，并能独立工作。 2过程变量的巡回检测和数据处理。 3向控制中心报告经选择的数据和报警信息。 4提供站运行状态、工艺流程、动态数据的画面或图像显示，报警、存储、记录、打印。 5压力或流量的控制、调节。 6故障自诊断，并把信息传输至控制中心。 7输油泵机组及主要工艺设备的顺序控制。 8对顺序输送多种油品管道的分输站、输人站、末站油品切换及混油量应进行控制。 7. 3. 2站控制室的设计应满足运行操作条件的要求，其设计应符合国家现行标准《工业控制计算机系统安装环境条件》（JB/T 9269)的规定。 7. 3. 3站控计算机系统应采取保证安全可靠的冗余技术措施。重要的站应采用双机热备用运行方式;系统中应设置故障自动切换装置。 7.3.4模拟量输入、输出精确度应符合下列规定: 1模/数(A/D)转换器的转换精确度不应低于检测仪表的精确度，宜为士0.1%～士0.01% (相当于二进制的10～13位)。 2数/模(D/A)转换器的转换精确度，其电压信号输出宜为士0.1%～士0.01%;电流信号输出宜为士0.5%～士0.2%。 8通信 8. 0. 1输油管道通信方式，可根据管道建设所经地区电信网的现状和管道管理营运 对通信的业务需求量确定。 8. 0. 2输油管道的通信传输方式如选用光纤通信，其光缆可与输油管道同沟敷设。 8. 0. 3通信站的位置根据生产需求，宜设在管道各级生产部门、工艺站场及其他沿管道的站点。 8. 0. 4管道通信系统的通信业务功能应根据输油工艺、站控制系统与SCADA系统数据传输和生产管理运行等需要，可设调度电话、站间电话、会议电话、会议电视、行政电话、巡线和应急通信、传真、数据及图像通信等。调度电话总机宜采用辐射式的设备;会议电话不宜设专用电路，可由行政电话电路兼用;站间电话电路不得连接其他电话;图像通信可以是静态或动态图像。 8. 0. 5输油管道管理部门应设自动电话交换机。当输油站电话机数量较少时，可不设电话交换机，宜采用远端用户电话方式。自动电话交换机应兼有调度电话机功能。 8. 0. 6管道巡线、维修和事故抢修部门，宜设无线通信设施。 8. 0. 7通信站主干电缆容量应按电话交换机容量的120%确定;不安装电话交换机的站场，进站电缆(或用户线)容量应按实装用户数量的140%～160%确定。 8. 0. 8当通信站采用内嫩机发电机组做备用电源时，其台数应按表8. 0. 8的规定配置。 8. 0. 9输油管道管理部门和输油站的电话业务应接人当地公共电话交换网。 表8.0.9备用发电机组（台) 内 燃 机 发 电 机 组 通 信 站 数 类 别 电 源 负 荷 等 级 一级 二级 三级 输油管道管理部门 输油站 独立通信站 0 0 0 1 1 1 2 — 2 8. 0. 10对于输油管道管理部门与SCADA系统的主计算机系统与站控制系统的数据传输设计，应根据通信传输设备的情况，考虑对质量、可靠性、时延等因素的要求，经技术经济比较后确定，并应考虑发展的需求，留有备用接口。 8. 0. 11数据传输系统设计应符合下列规定: 1数据信号速率应根据数据传输量及水击控制要求确定，但不宜小于4800bps。 2传输方式应选择半双工或全双工、同步或异步、串行传输。 3传输误码率应小于10。 8. 0. 12应设置备用通信信道传输方式。备用信道传输方式宜根据已有通信信道的类型及可靠性做出其他方式的选择。 -6 9输油管道的焊接、焊接检验与试压 9. 1.焊接与检验 9.1. 1设计文件中必须标明焊件和焊接材料的型号、规格、焊缝及接头型式。对焊接方法、焊前预热、焊后热处理及焊接检验等均应提出明确要求。 9. 1. 2根据设计文件提出的钢管和管件的材料等级、焊接材料、焊接方法和焊接工艺等，管道焊接前施工单位应在工程开工前进行焊接工艺试验，提出焊接工艺评定报告。现场组焊的锅炉及压力容器等部分的焊接工艺评定应符合国家现行标准《钢制压力容器焊接工艺评定》（JB 4708 )的规定;输油管道线路部分应符合现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》（GB 50236)的规定。 9. 1. 3焊接材料应根据被焊件的工作条件、机械性能、化学成分、接头型式等因素综合考虑，宜选用抗裂纹能力强、脱渣性好的材料。对焊缝有冲击韧性要求时，应选用低温冲击韧性好的材料。 9. 1. 4焊接材料应符合现行国家标准《碳钢焊条》（GB/T 5117) , 《低合金钢焊条》（GB/T 5118) , 《熔化焊用钢丝》（GB/T 14957）,《气体保护焊用钢丝》（GB/T 14958)的规定。 当选用未列人标准的焊接材料时，必须经焊接工艺试验并经评定合格后方可使用。 9. 1. 5焊接接头设计应符合下列规定: 1焊缝坡口型式和尺寸的设计，应能保证焊接接头质量、填充金属少、焊件变形小、能顺利通过清管器和管道内检测仪等。 2对接焊缝接头可采用V形或其他合适形状的坡口。两个具有相等壁厚的管端，对接接头坡口尺寸应符合国家现行标准《输油输气管道线路工程施工及验收规范》（SY 0401)的规定。两个壁厚不等的管端接头型式，宜符合本规范附录F的规定，或采用 长度不小于管子半径的预制过渡短管;过渡短管接头设计宜符合本规范附录F的规定。 3角焊缝尺寸宜用等腰直角三角形的最大腰长表示。 9.1.6焊件的预热应根据材料性能、焊件厚度、焊接条件、气候和使用条件确定。当需要预热时，应符合下列规定: 1当焊接两种具有不同预热要求的材料时，应以预热温度要求较高的材料为准。 2预热时应使材料受热均匀，在施焊过程中其温度降应符合焊接工艺的规定，并应防止预热温度和层间温度过高。 9. 1.7焊缝残余应力的消除应根据结构尺寸、用途、工作条件、材料性能确定。当需要消除焊缝残余应力时，应符合下列规定: 1对壁厚超过32mm的焊缝，均应消除应力。当焊件为碳钢时，壁厚为32～38mm，且焊缝所用最低预热温度为95℃时，可不消除应力。 2当焊接接头所连接的两个部分厚度不同而材质相同时，其焊缝残余应力的消除应根据较厚者确定;对于支管与汇管的连接或平焊法兰与钢管的连接，其应力的消除应分别根据汇管或钢管的壁厚确定。 3不同材质之间的焊缝，当其中的一种材料要求消除应力时，该焊缝应进行应力消除。 9. 1. 8焊接质量的检验应符合下列规定: 1焊缝应采用无损检测进行检验，首选射线探伤和超声波探伤。在检验或试验之前。应清除渣皮和飞溅物，并进行外观检验合格。 2采用射线探伤检验时，应对焊工当天所焊不少于15%的焊缝全周长进行射线探伤检验;对通过输油站场、居民区、工矿企业区和穿跨越大中型水域、一二级公路、高速公路、铁路、隧道的管道环焊缝，以及所有的碰死口焊缝，应进行100%射线探伤检验。 3采用超声波探伤时，应对焊工当天所焊焊缝的全部进行检查，并对其中5%环焊缝的全周长用射线探伤复查。设计可根据工程需要适当提高射线探伤的比例。但对通过输油站、居民区、工矿企业和穿跨越大中型水域、一二级公路、高速公路、铁路、 隧道的管道环焊缝，以及所有的碰死口焊缝，应进行100%射线探伤检验。 4射线探伤检验和合格等级，应符合现行国家标准《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》(GB 3323-87)的规定，Ⅱ级为合格;超声波探伤检验合格等级，应符合现行国家标准《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》( GB 11345-89)的规定，检验等级为B级，质量评定等级I级为合格。 9. 1. 9液态液化石油气管道的焊接与检验，应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范})(GB 50251)的规定。 9. 2试压 9. 2. 1输油管道必须进行强度试压和严密性试验.但在试压前应先设临时清管设施进行清管，并不应使用站内设施。 9. 2. 2穿跨越大中型河流、国家铁路、一二级公路和高速公路的管段，应符合国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》( SY/T 0015.1、SY/T 0015. 2 )的规定，应单独试压.合格后再同相邻管段连接。 9. 2. 3清管器收发装置应同线路一同试压。 9. 2. 4壁厚不同的管段应分别试压。 9. 2. 5用于更换现有管道或改线的管段，在同原有管道连接前应单独试压，试验压力不应小于原管道的试验压力。同原管道连接的焊缝，应采用射线探伤进行100%的检查。 9. 2. 6试压介质应采用水。在人烟稀少、寒冷、严重缺水地区，可酌情采用气体作为试压介质，但管材必须满足止裂要求。试压时必须采取防爆安全措施。 9. 2. 7输油干线的一般地段，强度试验压力不得小于设计内压力的1.25倍;大中型穿跨越及管道通过人口稠密区和输油站，强度试验压力不得小于设计内压力的1.5倍;持续稳压时间不得小于4h;当无泄漏时，可降到严密性试验压力，其值不得小于设计内压力。持续稳压时间不得小于4h。当因温度变化或其他因素影响试压的准确性时，应延长稳压时间。采用气体为试压介质时，其强度试验压力为设计内压力的1.1倍，严密性试验压力等于设计内压力。 当采用强度试验压力时，管线任一点的试验压力与静水压力之和所产生的环向应力不应大于钢管的最低屈服强度90%。 9. 2. 8分段试压合格的管段相互连接的碰死口焊缝，必须按本规范第9. 1. 8条的规定采用射线探伤进行扮100%的检查，全线接通后可不再进行试压。 9. 2. 9液态液化石油气管道的试压应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》（GB 50251)的规定。 10健康、安全与环境(HSE) 10. 0. 1输油管道系统的设计、材料、设备选择及技术条件等，应符合公众健康、安全与环境保护的要求。 10. 0. 2输油管道系统的强度设计，应符合本规范第5. 2. 1条和附录E,附录G、附录H的要求。 10. 0. 3输油管道工程的劳动安全卫生设计，必须严格遵循中华人民共和国国家经济贸易委员会《石油天然气管道安全监督与管理规定》、中华人民共和国劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》（SY/T 6276）等相关规定。 10. 0. 4劳动安全卫生设计的内容，针对不同工程的特点，至少应包括下列几项: 1确定建设项目(工程)主要危险、有害因素和职业危害。 2对自然环境、工程建设和生产运行中的危险、有害因素及职业危害进行定性和定量分析，找出危害产生的根源及其可能危害的程度。 3提出相应的、切实可行而且经济合理的劳动安全卫生对策和防护措施。 4列出劳动安全卫生设施和费用。 10. 0. 5输油管道工程建设应贯彻《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国固体物污染环境防治法》和《中华人民共和国噪声污染防治法》，应符合现行国家、地方和石油行业有关环境保护的规定;输油管道工程的环境保护设计，应符合《建设项目环境保护管理办法的规定》、《建设项目环境保护设计规定》。 10. 0. 6输油管道工程线路及站场选址，应避开居民生活区、水源保护区、自然保护区、风景游览区、名胜古迹和地下文物遗址等。对于建设中造成的土壤、植被等原始地形、地貌的破坏，应采取措施尽量予以恢复。 10. 0. 7输油站排出的各种废气、废水及废渣(液)，应遵照国家和地方环境保护的现行有关标准进行无公害处理，达标后排放。 10. 0. 8输油站的噪声防治，应符合现行国家标准《城市区域环境噪声标准》（GB 3096）和《工业企业厂界噪声标准》（GB 12348）的规定。 11节能 11. 0. 1输油管道工程设计，必须遵循《中华人民共和国节约能源法》及国家其他现行相关标准及规定。 11. 0. 2设计应采用节能设备，严禁使用国家明令淘汰的高能耗设备。根据环境条件，宜利用太阳能、风能及水能。 11. 0. 3节能方案及其措施，必须重视投资效果。投资回收年限和贷款偿还年限，均应符合国家相关政策。 11. 0. 4应尽量采用储存损耗低的储油设备;采用大型内燃机设备时，应综合考虑余热利用。 11. 0. 5管道输送系统应充分利用上站余压，选用耗能最小的输油方式。 11. 0. 6工程设计中应进行综合能耗分析。 附录A原油一般物理化学性质测定项目 表A原油一般物理化学性质测定项目 序号 1 2 3 4 5 6 7 测定项目 相对密度d204 傾点、凝点（℃） 初馏点（℃） 闪点（闭口）（℃） 蒸汽压（kPa） 含蜡量（%） 沥青质（%） 序号 8 9 10 11 12 13 测定项目 胶质（%） 含硫量（%） 含盐量（mg/L） 粘度(mPa·s) 含水率（%） 比热容[J/(kg·℃)]（温度间隔为2℃） 注: 1用作内燃机燃料的原油，应化验残炭和微量金属钠、钾、钙、铅、钒的含量。 2石蜡基原油粘度、倾点及凝点按本规范附录B表B测定;其他原油应在倾点、凝点和初馏点之间，每间隔5℃测定不同温度点的粘度。 附录B原油流变性测定项目 表B 原油流变性测定项目 序号 1 2 3 4 5 6 7 测定项目 析蜡点（℃） 反常点（℃） 粘度(mPa·s) 流变指数 要 求 在反常点和初馏点之间测定，温度间隔为5℃ 反常点和倾点、凝点之间测定，温度间隔为n稠度系数(Pa·s) 2℃，对含蜡原油应按不同热处理温度侧定倾点、表观粘度(mPa·s) 屈服值(Pa) 凝点;对于输送加剂原油还应检验剪切影响 附录C水力摩阻系数久计算 C. 0. 1水力摩阻系数a应按表c中的雷诺数Re划分流态范围选择相应公式计算。 表C雷诺数Re划分范围及水力摩阻系数又计算 流态 层流 紊流水力 光滑区 划分范围 =f(Re, =12e) dRe<2000 3000 4qv dv3 式中 q—输油平均温度下的体积流量(m/s); v—输油平均温度下的运动粘度(m/s); 3 d—输油管道的内直径(m)。 2当2000 螺旋缝钢管DN250～DN350:e取0.125mm; DN400以上:e取0.lOmm。 附录D幂律流体管段沿程摩阻计算 D. 0. 1幂律流体管段沿程摩阻应按表D中的雷诺数R君划分流态范围，选择相应公式计算。 表D幂律流体管段沿程摩阻hτ计算 雷诺数 dnV2nKm6n2n()8n流态 层流 划分范围 沿程摩阻hτ（m液柱） hτ=4KmL32qvn3n1n(3)() dd4n备注 ReMRRe≤2000 紊流 Re>2000 qv2hτ=0.0826λτ5L dDodge-Metznen114.00.4r半经20.75lg(ReMRf)1.2nn验公式 fλτ=4f 注: h—幂律流体管段的沿程水力摩阻，液柱（m); ReMR—幂律流体管段流动的雷诺数; n—幂律流体的流变指数; Km—幂律流体的稠度系数（Pa·s) n —输油平均温度下的幂律流体密度f kg/m) ; λτ—幕律流体管段的水力摩阻系数; 3 V—幂律流体管段管内的流速（m/s); f—范宁( Fanning)摩阻系数。 附录E 液态液化石油气(LPG) 管道强度设计系数 E. 0. l地区等级 液态液化石油气(LPG)管道通过的地区等级划分及强度设计系数应符合表E. 0. 1-1的规定。 地区等级划分为沿管道中心线两侧各200m任意划分成长度为2km的范围内，按划定地段内的户数划分为四个等级，在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。 表E. 0. 1-1地区等级及强度设计系数 地区等级 一级地区 二级地区 三级地区 说明 户数在15户或以下的区段 户数在15户以上、100户以下的区段 户数在100户或以上的区段包括市郊、商业区、工业区、不够四级的人口稠区 四级地区 系指地面四层及四层以上楼房普追集中、交通频繁、地下设施多的区段 穿越铁路、公路和人群聚集场所的管段以及液态液化石油气（LPG）管道站内管段的强度设计系数应符合表E. 0. 1-2的规定。 表E. 0. 1-2穿越铁路、公路及LPG站内的管段强度设计系数 管道及管段 一级地区 有套管穿越Ⅲ、Ⅳ级公路的管段 无套管穿越Ⅲ、Ⅳ级公路的管段 强度设计系数K 0.72 0.6 0.5 0.4 设计系数KD 二级地区 0.6 0.5 三级地区 四级地区 0.5 0.5 0．4 0．4 0.72 0.6 续表E. 0. 1-2 管道及管段 一级地区 有套管穿越Ⅰ、Ⅱ级公路、高速公路、铁路的管段 LPG站内管道及其上下游各 200m管段、人群康集场所的管段 0.4 0.4 0.4 0.4 0.6 设计系数KD 二级地区 0.6 三级地区 四级地区 0.5 0.4 附录F两个壁厚不等管端的对焊接头 F. 1一般规定 F.1.1当对焊的两个管端壁厚不等和(或)材料的最低屈服强度不等时，坡口应按图F的形式设计。 图F两个壁厚不等管端的对焊接头形式 注: 1当相接材料等强度不等厚度时，用图中①不限定最小值; 2图中②设计用最大厚度δ2不应大于1. 5δ1，且应使δ2σs2≥δ1σs1(σs1为薄壁端材料屈服强度，σs2为厚壁端材料屈服强度)。 F. 1. 2相接钢管接头设计区以外的壁厚，应符合本规范的设计要求。 F. 1. 3当相接钢管的最低屈服强度不等时，焊缝金属所具有的机械性能，至少应与强度较高的钢管的机械性能相同。 F. 1. 4两个壁厚不等的管端之间的过渡，可采用锥面或图F所示的焊接方法，或采用长度不小于钢管半径的预制过渡短管连接。 F. 1. 5斜表面的焊缝边缘，应避免出现尖锐的切口或刻槽。 F. 1. 6连接两个壁厚不等而最低屈服强度相等的钢管，均应按照以上规定，但对锥面的最小角度可不做限制。 F. 1. 7对焊后热处理的要求，应采用有效焊缝高度δ2值确定。 F. 2内径不等的两根钢管的对焊接头 F. 2. 1当两根相接钢管的公称壁厚相差不大于2. 5 rnrn时，可不做特殊处理，但应焊透焊牢[图F(a)]。 F. 2. 2当内壁偏差大于2. 5 mm且不能进人管内施焊时，应将较厚管端的内侧切成锥面[图F(b)]。锥面角度不应大于30°，也不应小于14°。 F. 2. 3对于环向应力大于最低屈服强度20%以上的钢管，当内壁偏差大于2. 5mm，但不超过较薄钢管壁厚的1/2，且能进人管内进行焊接时，可采用锥形焊缝巨[图F(c)]。较厚钢管上的坡口钝边高度，应等于管壁厚的内偏差加上对接钢管上的坡口钝边高度。 F. 2. 4当内壁偏差大于较薄钢管壁厚的1/2，且能进人管内焊接时，可将较厚的那个管端的内侧切成锥面[图F(b)];或可采用一个组合式锥形焊缝过渡[即以相当于较薄钢管壁厚的1/2采用锥形焊缝，并从该点起，将剩余部分切成锥面，[图F(d)]。 F. 3外径不等的两根钢管的对焊接头 F. 3. 1当外壁偏差不超过较薄钢管壁厚的1/2时，可采用焊接完成过渡[图F(e) ]，但焊缝表面的上升角不得大于30°，且两个对接的坡口边也应正确熔焊。 F. 3. 2当外壁偏差超过较薄钢管壁厚的1/2时，应将该超出部分切成锥面巨[图F （f）]。 F. 4内径及外径均不等的两根钢管的对焊接头 F. 4. 1当内外径都有偏差时，应综合采用图F(a) ～(f)的方式进行接头设计[图F(g)]，并应使坡口准确就位。 附录G管件选用 G. 0. 1管件的压力等级和相焊接输油管道的压力等级应相同。 G. 0. 2管件应按能耐现场水压试验压力设计，水压试验压力按下式计算: Ps2s （G.0.2） D式中 Ps—试验压力(MPa) ; s—输油管道管材标准所列最小屈服强度(MPa) ; δ—输油管道管材标准所列公称壁厚(mm) ; D—输油管道管子外径(mm) 。 G. 0. 3管件结构的壁厚应按国家规定的管件标准应力数学分析方法设计确定，或者按设计的图样制造一个样品管件进行爆破试验。样品管件两端应焊有长度等于2倍外径的直管段，用水试压。实际试压，爆破压力应至少等于按下式计算的爆破压力: Pp2B （G.0.3） D式中 Pp—计算的爆破试验压力(MPa) ; B—管件材料试样拉伸试验实际强度极限(MPa ) ; δ—管子公称壁厚(mm); D—规定的管子外径(mm)。 如果样品管件实际爆破压力大于或等于(≥PP)计算爆破压力，或者样品能耐得住1.05×PP而不爆破为合格。 G. 0. 4材料的力学性质要求见表G. 0. 4 。 表G. 0. 4材料的力学性质要求 钢级 L245 最低屈服强度σS(MPa) 245 最低抗拉强度(MPa) 415 最小伸长率（%） 21 L290 L320 L360 L390 L415 L450 L485 L555 290 320 360 390 415 450 485 555 415 435 460 490 520 535 570 625 21 20 19 18 17 17 16 15 G. 0. 5钢制管件尺寸、公差、技术要求、检验、标志和包装，应符合现行国家标准《钢制对焊无缝管件》(GB/T 12459)、《钢板制对焊管件》(GB/T 13401)和国家现行标准《钢制弯管》(SY/T 5257)的规定。 附录H挠性系数和应力增强系数 H. 0. 1.构件平面内和构件平面外的应力增强系数可按表H采用。 表H挠性系数和应力增强系数 名称 挠性应力增强系数 系数k ii 弯头或弯管 1.65 h0.9 2/3h特征系数h 示意图 i0 0.75 2/3hRr2 拨制三通 1 0.75i0+0.25 0.9 2/3h4.4 r 带补强圈1 一的焊接支管 0.75i0+0.25 0.9 2/3h1(M)5/22 3/2r 无补强圈1 的焊制三通 0.75i0+0.25 0.9 2/3h r 特征系数h 注: 1表H中，i1为构件平面内;i0为构件平面外。 2对于管件，表H中的挠性系数k和应力增强系数i，适用于任意平面内的弯曲， 但其值均不应小于1.0;对于扭转则这些系数等于1.0[这两个系数适用于弯头、弯管的整个有效弧长上(图中以粗黑线表示)和三通的交接口上]。 3表H中，R—焊接弯头和弯管的弯曲半径(mm) ; r—所接钢管的平均半径(mm) ; δ—公称壁厚(mm)。对于弯头、弯管，为其本身的壁厚;对于拔制三通、焊制兰通或焊接支管，为所接钢管的壁厚。但当焊制三通主管壁厚大于所接钢管的壁厚，且加厚部分伸出支管外壁的长度大于支管外径1倍时，指主管壁厚; M—补强圈的厚度(mm)。 H. 0. 2当补强圈的壁厚(M)大于公称壁厚(δ)1. 5倍时，特征系数(h)应等于4.05 71。 rPr3R3H. 0. 3在大口径薄壁弯头和弯管中，挠性系数k，应除以1十6()()。对 ECrr应力增强系数i应除以1+3.25()52RP。 ()3rEC2Ec—管材冷态弹性模量(MPa); P—表压(MPa)。 附录J钢管径向变形的计算 J. 0. 1钢管在外荷载作用下的径向变形，可按下式计算: JKWr3 （J.0.1-1） EI0.06Er3I3121 （J.0.1-2） 式中 △X—钢管水平径向的最大变形(m) ; J—钢管变形滞后系数，应取1. 5; K—钢管基座系数，取值应符合表J.0.1的规定; W—单位管长上的总垂直荷载，包括管顶垂直土荷载和地面车辆传到钢管上的荷载(MN/m); r—钢管的平均半径(m) ; E—管材的弹性模量(MPa) ; I—单位长度管壁截面的惯性矩( m /m) ; δ—钢管公称壁厚(m); E—回填土的变形模量(MPa)，取值应符合表J. 0. 1的规定。 表J. 0. 1 标准铺管条件的设计参数 铺管条件 管道数设在未扰动的土上，回填土松散 4 E(MPa) 基础包角 基座系数K 1.0 30° 45° 0.108 0.105 管道敷设在未扰动的土上，管道中线以下的土2.0 轻轻压实 管道敷设在厚度最少为l0cm的松土垫层内，2.8 管顶以下回填土轻轻压实 管道数设在砂卵石或碎石垫层内，垫层顶面应3.5 在管底以上1/8管径处，但至少为l0cm，管顶以下回填土夯实，夯实密度约为80℅(标准葡氏密度) 管道中线以下安放在压实的团粒材料内，夯实4.8 管顶以下回填的团拉材料，夯实密度约为90℅(标准葡氏密度〕 60° 0.103 90° 0.096 150° 0.085 J. 0. 2埋设在管沟内的管道单位长度上的垂直土荷载按下式计算: WeDH （J.0.2-1） 式中 We—单位管长上的垂直土荷载(MN/m) ; —土壤容重(MN/m); D—钢管外直径(m); H—管顶回填土高度(m); J. 0. 3埋设在土堤内的管道单位管长的垂直土荷载为管顶上土壤单位棱柱体的重量。 3 附录K埋地输油管道开始失稳的临界轴向力 和计算弯曲半径 K. 1临界轴向力 K. 1. 1埋地直线管段开始失稳时的临界轴向力，可按下式计算: Ncr2KeDEI （K.1.1-1） Ke1200.12EnejD1e2h0/D （K.1.1-2） 式中 Ncr—管道开始失稳时的临界轴向力(MN) ; Ke—土壤的法向阻力系数(MPa/m) ; I—钢管横截面惯性矩(m); E—回填土的变形模量(MPa); ne—回填土变形模量降低系数，根据土壤中含水量的多少和土壤结构破坏程度取0.3～0.1; 0—土壤的泊桑系数，砂土取0.2～0. 25，坚硬的和半坚硬的粘土、粉质粘土(亚粘土)取0.25～0.30，塑性的取0. 30～0. 35，流性的取0.35～0.45 ; j—管道的单位长度(j=1m); h0—地面(或土堤顶)至管道中心的距离(m)。 K.1.2对于埋地向上凸起的弯曲管段开始失稳时的临界轴向力，可按下式计算: Ncr0.375QuR0 （K.1.1-2） Quq0n0q1 （K.1.2-2） 4 q1Dh00.39Dh02tg0.70.7ch0 （K.1.2-3） cos0.7式中 Qu—管道向上位移时的极限阻力(MN/m];当管道有压重物或锚栓锚固时，应计人压重物的重力或锚栓的拉脱力，在水淹地区应计入浮力作用; R0—管道的计算弯曲半径(m) ; q0—单位长度钢管重力和管内、油品重力(MN/m) ; n0—土壤临界支承能力的折减系数，取0.8～1.0; q1—管道向上位移时土的临界支承能力(MN/m) ; —回填土的内摩擦角(°); c—回填土的粘聚力(MN/m )。 K. 1. 3对于敷设在土堤内水平弯曲的管道，失稳时的临界轴向力可按下式计算: Ncr0.212QhR0 （K.1.3-1） Qhqfn0q2 （K.1.3-2） qfq0tg （K.1.3-3） 2 Dh1b1b2h1cbD （K.1.3-4） q2tgD224222cq2h0Dtg245tg45 （K.1.3-5） 2h02式中 Qh—管道横向位移时的极限阻力(MN/m) ; qf—单位长度上的管道摩擦力(MN/m) ; q2—管道横向位移时土的临界支承能力(MN/m) ; h1—土堤顶至管底的距离(m) ; b1—土堤顶宽(m) ; b2—土堤底宽(m) 。 注:管道横向位移时土的临界支承能力按式(K. 1. 3-4)和(K. 1. 3-5)计算，取两者中的较小值。 K. 2管道弯曲轴线的计算弯曲半径 K. 2. 1当埋地输油管道按弹性弯曲敷设时，弹性弯曲的弯曲半径大于钢管的外直径的1000倍，且曲线的弦长大于或等于管道失稳波长时，管道的计算弯曲半径取管道弹性弯曲的实际弯曲半径。 K. 2. 2当管道曲线的弦长小于失稳波长，且满足式(K. 2. 2-1)时，计算弯曲半径按式(K. 2. 2-2 )计算。 LLLcr (K. 2. 2-1) 222L2crcos R02 (K. 2. 2-2) 2Lcrsin2R1cos22265EIL2cr80EICpQuR01122QuR093.5EI80EICpQhR01122QhR0 (K. 2. 2-3) L2cr (K. 2. 2-4) Cpq1/h1 (K. 2. 2-5) 式中 L—与弯曲管段两侧连接的每一直管段的长度(m) ; L0—弯曲管段的弦长(m) ; Lcr—管道的失稳波长(m);当管道向上凸起(拱起)时的弯曲管段按式(K.2.2-3)计算;在土堤内水平弯曲管段按式(K.2.2-4)计算; R0—管道的计算弯曲半径(m) ; R—管道轴线的弯曲半径(m) ; —管道的转角(°); Cp—土的卸载系数; h1—地面(或土堤顶)至管底的距离(m)。 K．2. 3当设计管段由两个冷弯管组成，且弯管之间的直线管段满足式(K．2. 3-1)时，计算弯曲半径按式(K．2. 3-2)计算。 R1sin12R2sin22LLcr （K．2. 3-1） R02L2cr2Lcrtg122LR1tg1R2tg2sin21tg12cos2122222 （K．2. 3-2） 式中R1、R2—弯管的弯曲半径(m) ; 1、2—为两个弯管的转角(°); L—两个弯管之间的直管段长度(m)。 K．2. 4设计管段内为一弯曲半径不大于钢管外直径5倍的弯头时，其弯曲半径按下式计算: R0 2Lcr2tg2 （K．2. 4） 本规范用词说明 1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下: 1)表示很严格，非这样做不可的用词: 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。 2)表示严格，在正常情况下均应这样做的用词: 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。 3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词: 正面词采用“宜’，，反面词采用“不宜”; 表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。 2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容