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oilpipelineproject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)pipelinesystem各類型輸油站、管線及輸送燒類液體

有關(guān)設(shè)施的統(tǒng)稱。

2.0.3輸油站oiltransportstation輸油管道工程中各類工藝站場的統(tǒng)

稱。

2.0.4首站initialstation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intermediatestation在輸油首站、末站之間設(shè)有各類

站場的統(tǒng)稱。

2.0.7中間熱泵站intermediateheatingandpumpingstation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intermediatepumpingstation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intermediateheatingstation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inputstation向管道輸入油品的站。

2.0.11分輸站off-takestation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pressurereducingstation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elasticbending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hatchtransportation多種油品用同一管道依次輸

送的方式。

2.0.15翻越點(diǎn)tumatrerpoint輸油管道線路上可能導(dǎo)致后面管段內(nèi)

不滿流(slackflow)的某高點(diǎn)。

2.0.16一站控制系統(tǒng)，rationcontrolsystem對全站工藝設(shè)備及輔助

設(shè)施實(shí)行自動控制的系統(tǒng)。

2.0.17管件pipefittings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pipeaccessories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maximumallowableoperating

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。

2.0.20U管道設(shè)計(jì)內(nèi)壓力pipelineinternaldesignpressure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ylineblockvalve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coldbends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hotbends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pipenominalwallthickness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structuraloutsidediameterofsteelpipe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loopedpipeline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)一，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、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》（GB9052.1）或《液化石油氣》（GB11174）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=MV2?

d2g(3.2.3-1)V=4qVnd2(3.2.3-2)式中h—管道內(nèi)沿程水力摩阻損

失(m)；入一水力摩阻系數(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)輸油平均溫度，應(yīng)按下式計(jì)算:12tav=tl+t233(323-3)

式中tav—計(jì)算管段的輸油平均溫度(℃)；乜一計(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)輸送幕律流體時(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:tl?t

0?b=ealt2?t0?bb=igCa(3.2.5-1)(3.2.5-2)(3.2.5-3)a=KnDqmC式

中t。一埋地管道中心處最冷月份平均地溫(C)；i—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U/(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)o

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、輸入數(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: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=10000e2.72

d式中C—混油段長度(m)；Re—雷諾數(shù)；Relj—臨界雷諾數(shù)；e—

自然對數(shù)的底，e=2.7180.5(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)計(jì)算，并將計(jì)算結(jié)果乘以的流態(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1MPa,末站進(jìn)儲

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0.8?L

4m/s,但最大不應(yīng)超過3m/s

04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、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)一，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15mo

2原油、C5及C5以上成品油管道與飛機(jī)場、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

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

75mo

注：1本條規(guī)定的距離，對于城鎮(zhèn)居民點(diǎn)，由邊緣建筑物的外墻算起;

對于單獨(dú)的工廠、機(jī)場，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Im。或路塹坡頂截水溝、坡頂（若未設(shè)截水溝時(shí)）外邊緣以外Im。

2當(dāng)情況特殊或受地形及其他條件限制時(shí)一，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1?3款規(guī)定的距

離，但不宜小于（三級及以下公路不宜小于）對處于地形特

8m5mo

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)一，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》（GB50061）及國

家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)U10A-500kV架空送電線路設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》（DL/T5092）

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10mo

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)管道及儲罐腐蝕控制工程

設(shè)計(jì)規(guī)范》（SY0007）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)一，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，直管段長度不應(yīng)小于鋼管的外徑，且不應(yīng)

小于

4.5mo3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

的覆土層厚度不應(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）；DO-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值溝深3m以內(nèi)溝深3~5m0.70.9溝

中無水0.50.7爆破管溝0.91.1溝底加寬裕量b值（m）熱煨

彎管、溝中冷管管處有水管溝1.51.51.01.2溝下手工電弧焊

接土質(zhì)管溝巖石溝中無水0.81.0爆破管溝0.9L1溝下半自

動焊接處管溝1.61.6溝下焊接彎管及碰口處管溝2.02.0

（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)一，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)一，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1：0.50

（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1：0.331：0.101：1.001：01：0.501：0.25-1：01：

0.671：0.33-1：01：0.671：0.751：0.671：0.751：1.001：1.001：

1.251：1.00坡頂有靜荷載1：1.25坡頂有動荷載1：1.50注:1靜

荷載系指堆土或料堆等；動荷載系指有機(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)一，必須先用細(xì)土或砂（最大

粒徑不得超過3mm）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，采取防止地面徑流、滲

水侵蝕和土體滑動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

1.0mo

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

粘性土堤，堤IWJ小于2.0m時(shí)，土堤邊坡坡度可米用1：0.75~1：

1;：堤高為2~5m時(shí)，可采用1：1.25—1：1.5。

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)一，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/T0017）（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/T0015）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/T0036)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/T0019)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?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。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)等級一二三線

路截?cái)嚅y最大間距（km）322416四注:地區(qū)等級的劃分詳見附錄E。

84.4.2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)一，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)一，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Ikm設(shè)置1個(gè)，不得間斷。陰極保護(hù)測試樁可同里程樁結(jié)合設(shè)

直。

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：

I）位于地震動峰值加速度等于或大于0.1?0.15g（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1.1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:[o]=K①os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；os—鋼管的最低

屈服強(qiáng)度，應(yīng)按表5.2.1的規(guī)定取值；①一焊縫系數(shù)。(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/T8163-1999鋼號或鋼級Q295Q34520L175(A25)

L210(A)L245(B)L290(X42)L320(X46)L360(X52)最低屈服強(qiáng)度os

(MPa)295(S>16mm為285)325(S>16mm為315)245(S>16mm

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級鋼管》1.0S為鋼管的工GB/T9711.1-1997《石油天然氣工業(yè)

輸送鋼管交貨技術(shù)條件第2部分:B級鋼管》GB/T9711.2-1999

L390(X56)L415(X60)L450(X65)L485(X70)L555(X80)L245NBL245MB

L290NBL290MBL360NBL360QBL360MBL415NBL415QBL415MB

L450NBL450MBL485QBL485MBL555QBL555MB390(386)415(413)

450(448)485(482)555(551)245?440*290?440*360?510*程壁厚

415?565*LO450?570*485?605*555?675*B級管的質(zhì)量和試

驗(yàn)要求高于A級管注：123NB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。括號內(nèi)的鋼級及屈服強(qiáng)度

為API5L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級鋼管》(GB/T9711.1)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級鋼管》(GB/T9711.2)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)O

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-20C時(shí)，應(yīng)對鋼管和管道附件材

料提出韌性要求。

5.3.5對于液態(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》CJs472s)的規(guī)定。對于形狀復(fù)雜的特殊管道

附件，可采用鑄鋼制作。

5.45.4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)

5.4.1輸油管道直管段的鋼管管壁厚度應(yīng)按下式計(jì)算巧=PD2［°］(541)

式中6一直管段鋼管計(jì)算壁厚(mm)；P—設(shè)計(jì)內(nèi)壓力(MPa)；D—鋼

管外直徑(mm)；［。］一鋼管許用應(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)場冷彎彎管的最小彎管半徑(表5.4.3現(xiàn)場冷彎彎管的最

小彎管半徑［mm)公稱管徑<300350400450>500最小彎管半徑R

18D21D24D27D30DD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)一，

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)一，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》

(GB150)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)))(GB150)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/T0516)。公稱壓力大于5MPa、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初時(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)面積的也。當(dāng)相鄰兩支管中心線的間距小于兩支

管開孔直徑之和的本時(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V2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)o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);bb—按本規(guī)范式(5.4.1)計(jì)算的支管管壁厚度(mm)；SB一支

管的公稱管壁厚度(mm)；bh—按本規(guī)范式(541)計(jì)算的主管管壁厚

度(mm)；M一補(bǔ)強(qiáng)圈厚度(mm)；L—應(yīng)取2.55H或2.56B+M之較

小者;5H—主管的公稱管壁厚度(mm)；AR—需要的補(bǔ)強(qiáng)面積AR=dbh;

補(bǔ)強(qiáng)面積ARWA1+A2+A3；A1-主管補(bǔ)強(qiáng)面積Al=(6H-6h)d；A2一支

管補(bǔ)強(qiáng)面積A2=2(bB-bb)L(對于拔制三通L=0.7d6B)；A3—補(bǔ)強(qiáng)圈、

焊縫等所占補(bǔ)強(qiáng)面積(對于拔制三通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/T13402)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}.50a。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)范一穿越

工程》(SY/T0015.1-98)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

a=Ea(tl?t2)+?ahah=Pd26(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2.05x105

MPa；a—鋼材的線膨脹系數(shù)，可取1.2xl0-5m/(m-℃)；tl一管道安裝

閉合時(shí)的大氣溫度(℃);t2一管道內(nèi)被輸送介質(zhì)的溫度(C)；一泊

桑比，宜取0.3;oh—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);b—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⑹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:oe=。h—。aWO.90s式中oe—

當(dāng)量應(yīng)力(MPa)；(555)0s-鋼管的最低屈服強(qiáng)度(MPa)。5.5.6對于

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[o]°ot=。

b2+4T2<[o](5.5.6-1)(5.5.G-2)(5.5.6-3)ob=(iiMi)2+(iOM0)2/

Zr=Mt2Z式中ot—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；Mi—構(gòu)件平面內(nèi)的彎曲力矩。

對于三通，總管和支管部分的力矩應(yīng)分別考慮(MN-m);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(MN?m);iO—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;1一扭應(yīng)力(MPa);Mt—扭矩

(MN-m);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)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140o5.6.2對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300o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:NWNan(5.6.3-1)(5.632)

N=[aE(t2-tl)+(0.5-n)oh]A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=l.ll；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(5.632)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(563-1)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)范一跨越工程》(SY/T0015.2)

的規(guī)定。6輸油站6.1站場選址和總平面布置6.L1站場選址應(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站場址應(yīng)選定在地勢平

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

活社會依托均較方便的地方。5選定站場址時(shí)一，應(yīng)保證站場有足夠

的生產(chǎn)、安全及施工操作的場地面積，并適當(dāng)留有發(fā)展余地。6應(yīng)

會同建設(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中間站場址的

位置在滿足線路走向、站場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各類站場站址位置、站場與四周相鄰的居

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》（GB50153）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)劃的要求，且應(yīng)

遠(yuǎn)離城市居住區(qū)、村鎮(zhèn)、學(xué)校、工業(yè)區(qū)和影劇院、體育館等人員集

中的地區(qū)；2應(yīng)選擇在所在地區(qū)全年最小頻率風(fēng)向的上風(fēng)側(cè)，且應(yīng)是

地勢平坦、開闊、不易積存液化石油氣的地段，同時(shí)避開雷區(qū);3液

態(tài)液化石油氣管道站場內(nèi)嚴(yán)禁設(shè)置地下和半地下建、構(gòu)筑物（地下儲

罐和消防水泵除外）。地下管溝必須填充干砂;儲罐與站外周圍建、構(gòu)

筑物的防火間距，應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)《城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范》（GB

50028）的規(guī)定。6.1,4站場址選定應(yīng)避開下列場所：1避開低洼易積

水和江河的干涸滯洪區(qū)以及有內(nèi)澇威脅的地段。2在山區(qū)，應(yīng)避開

山洪及泥石流對站場造成威脅的地段，應(yīng)避開窩風(fēng)地段。3在山地、

丘陵地區(qū)采用開山填溝營造人工場地時(shí)，應(yīng)避開山洪流經(jīng)過的溝谷.

防止回填土石方塌方、流失，確保站場地基的穩(wěn)定。4應(yīng)避開洪水、

潮水或涌浪威脅的地帶。6.1.5輸油站場不允許選址的區(qū)域應(yīng)符合國

家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《石油天然氣工程總圖設(shè)計(jì)規(guī)范》（SY/T0048）的規(guī)定。

6.1.6各類站場及基地的總平面布置應(yīng)符合下列規(guī)定：1總平面布置

設(shè)計(jì)的防火間距及防火措施，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》tGI350183）的規(guī)定。2總平面布置設(shè)計(jì)中的防爆

要求，應(yīng)符合國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《石油設(shè)施電氣裝置場所分類》（SY/T

0025）的規(guī)定。3站場及基地內(nèi)總平面布置要求和豎向設(shè)計(jì)，應(yīng)符合

國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《石油天然氣工程總圖設(shè)計(jì)規(guī)范》（SY/T0048）的規(guī)定。

6.2站場工藝流程6.2.1輸油首站的工藝流程應(yīng)具有收油、儲存、正

輸、清管、站內(nèi)循環(huán)的功能，必要時(shí)還應(yīng)具有反輸和交接計(jì)量的功

能。6.2.2中間（熱）泵站工藝流程應(yīng)具有正輸、壓力（熱力）越站、全

越站、收發(fā)清管器或清管器越站的功能。必要時(shí)還應(yīng)具有反輸?shù)墓?/p>

能。6.2.3中間加熱站的工藝流程應(yīng)具有正輸、全越站的功能，必要

時(shí)還應(yīng)具有反輸?shù)墓δ堋?24分輸站工藝流程除應(yīng)具有中間站的功

能外，尚應(yīng)具有油品調(diào)壓、計(jì)量的功能。必要時(shí)還應(yīng)具有收油、儲

存、發(fā)油的功能。6.2.5輸入站工藝流程應(yīng)具有與首站同等的功能。

6.2,6末站的工藝流程應(yīng)具有接收上站來油、儲存或不進(jìn)罐經(jīng)計(jì)量后

去用戶、接收清管器、站內(nèi)循環(huán)的功能，必要時(shí)還應(yīng)具有反輸?shù)墓?/p>

能。6.3原油管道站場工藝設(shè)備6.3.1油罐形式、容量、數(shù)量應(yīng)符合

下列規(guī)定：1首站、末站、分輸站、輸入站應(yīng)選用浮頂金屬油罐。2輸

油首站、輸人站、分輸站、末站儲油罐總?cè)萘繎?yīng)按下式計(jì)算：V=式

中Gk350pe（6.3.1）V-輸油首站、輸入站、分輸站、末站原油儲罐

總?cè)萘浚╩3）；G—輸油首站、輸人站、分輸站、末站原油年總運(yùn)轉(zhuǎn)量

（t）；p—儲存溫度下原油密度（t/m3）；E—油罐裝量系數(shù)，宜取0.9；k—

原油儲備天數(shù)（d）。3首站、輸人站、分輸站、末站原油罐，每站不

至少于3座。6.3.2輸油站油品儲備天數(shù)應(yīng)符合下列規(guī)定:1輸油首

站、輸人站：1）油源來自油田、管道時(shí)，其儲備天數(shù)宜為3?5d;2）油

源來自鐵路卸油站場時(shí).，其儲備天數(shù)宜為4?5d;3）油源來自內(nèi)河運(yùn)

輸時(shí)，其儲備天數(shù)宜為3?4d;4）油源來自近海運(yùn)輸時(shí)，其儲備天數(shù)

宜為5?7d;5）油源來自遠(yuǎn)洋運(yùn)輸時(shí)，其儲備天數(shù)按委托設(shè)計(jì)合同確

定；油罐總?cè)萘繎?yīng)大于油輪一次卸油量。2分輸站、末站：1）通過鐵

路發(fā)送油品給用戶時(shí)一，油品儲備天數(shù)宜為4?5d;2）通過內(nèi)河發(fā)送給

用戶時(shí)，油品儲備天數(shù)宜為3?4d;3）通過近海發(fā)送給用戶時(shí)一，油品儲

備天數(shù)宜為5?7d;4）通過遠(yuǎn)洋油輪運(yùn)送給用戶時(shí)，油品儲備天數(shù)按

委托設(shè)計(jì)合同確定;油罐總?cè)萘繎?yīng)大于油輪一次裝油量；5）末站為向

用戶供油的管道轉(zhuǎn)輸站時(shí)，油品儲備天數(shù)宜為3do3中間（熱）泵站:

1）當(dāng)采用旁接油罐輸油工藝時(shí)，其旁接油罐容量宜按2h的最大管輸

量計(jì)算；2）當(dāng)采用密閉輸送工藝時(shí)，應(yīng)設(shè)水擊泄放罐，其泄放罐容量

由瞬態(tài)水力分析后確定。6.3.3應(yīng)根據(jù)油罐所儲原油的物理化學(xué)性

質(zhì)和環(huán)境條件，通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后，確定油罐加熱和保溫方式。

6.3.4鐵路裝卸設(shè)施應(yīng)符合下列規(guī)定：1日裝卸油罐車在8列及8

列以上時(shí)，裝卸棧橋宜整列雙側(cè)布置裝卸油鶴管。2鶴管的結(jié)構(gòu)應(yīng)

滿足各類型油罐車對位要求，鶴管數(shù)量應(yīng)滿足在一列車不脫鉤的條

件下一次到站最多的油罐車數(shù);根據(jù)合同要求，裝卸油罐車為同一標(biāo)

準(zhǔn)型號時(shí)，設(shè)計(jì)鶴管間距宜為12m,棧橋兩端部距最近一鶴管的距

離不宜小于3m,或根據(jù)合同規(guī)定的油罐車型確定鶴管間距。3鐵

路日裝卸車列數(shù)應(yīng)按下式計(jì)算:n=式中mk3508Vp（6.3.4）n—日裝

卸車列數(shù)；m—年裝卸油量（t）；k-鐵路來車不均勻系數(shù)，按統(tǒng)計(jì)資

料采用，當(dāng)無統(tǒng)計(jì)資料時(shí)宜取1.2；e—油罐車裝量系數(shù)，宜取0.9；

V——列油罐車的公稱容量（m3）；p一裝卸溫度下油品的密度（t/m3）。

6.3.5碼頭裝卸設(shè)施應(yīng)符合下列規(guī)定：1油品碼頭應(yīng)盡量布置在非油

類碼頭常年風(fēng)向或強(qiáng)流向的下側(cè)，安全距離應(yīng)符合表6.3.5-1的規(guī)

定。6.3.5表6.3.5-1油品碼頭與其他貨種碼頭的安全距離油品類型

甲（閃點(diǎn)＜28℃）乙（28℃W閃點(diǎn)＜60℃）丙（60℃W閃點(diǎn)K20℃）安全距

離（m）150150注:1安全距離系指油品碼頭相鄰其他貨種碼頭所停

靠設(shè)計(jì)船泊首尾間的凈距。2當(dāng)受條件限制布置有困難時(shí)，可減小

安全距離，但應(yīng)采取必要的安全措施。2油品碼頭相鄰兩泊位的船

舶間距，不應(yīng)小于表G.3.5-2的規(guī)定。表63.5-2油品碼頭相鄰兩

泊位的般舶間距設(shè)計(jì)船長（m）間距（m）＜11025110~15035

151~18240183—23550>23555注:1間距系指油品碼頭相鄰兩泊

位所?？吭O(shè)計(jì)船舶首尾間的凈距。2當(dāng)突堤和棧橋碼頭兩側(cè)靠船時(shí),

可不受上述船舶間距的限制。3兩泊位以上的碼頭，應(yīng)分泊位設(shè)置

流量計(jì)量設(shè)施。4油品碼頭泊位年通過能力可按下式計(jì)算:Pt=TGtd

ptZ+tf+tp(6.3.5)式中Pt—一個(gè)泊位的年通過能力(t)；td

一晝夜小時(shí)數(shù)，取24h；T—年日歷天數(shù)，取365d；G—設(shè)計(jì)船型的

實(shí)際載貨量(t);p—泊位利用率。一般根據(jù)同類油輪泊位營運(yùn)資料確

定，如無資料，可取0.5?0.6；tZ一裝卸一艘設(shè)計(jì)船型所需的時(shí)間(h),

可根據(jù)同類泊位的營運(yùn)資料和油船裝卸設(shè)備容量綜合考慮。如無資

料可采用表635-3和表G.3.5-4中的數(shù)值；tf一船舶的裝卸輔助作

業(yè)、技術(shù)作業(yè)時(shí)間以及船舶靠離泊時(shí)間之和(h)。船舶的裝卸輔助作

業(yè)、技術(shù)作業(yè)時(shí)間指在泊位上不能同裝卸作業(yè)同時(shí)進(jìn)行的各項(xiàng)作業(yè)時(shí)

間。當(dāng)無統(tǒng)計(jì)資料時(shí)，部分單項(xiàng)作業(yè)時(shí)間可采用表G.3.5-5中的數(shù)

值船舶靠離泊時(shí)間與航道、錨地、泊位前水域及港作方式等條件有

關(guān)，可取1?2h;tP—油船排壓艙水時(shí)間(h),可根據(jù)同類油船泊位的

營運(yùn)資料分析。6.3.5表635-3卸油港泊位卸油船時(shí)效率和凈卸油時(shí)

間油船泊位噸級DWT(t)卸油船時(shí)效率(t/h)凈卸船時(shí)間(h)

10000600?80020000300005000080000100000150000200000

>250000550032630037>7300>401190?1400?2100—2800?

3500?1360160024003200400024—1827?2730?2636?32

36?3136?316.3.5表63.5-4裝油港泊位凈裝油時(shí)間油船泊位噸

級DWT⑴100002000010300001050000108000013—15100000

13~151500001520000020>250000>20凈裝油時(shí)間10（h）表

6.3.5-4部分單項(xiàng)作業(yè)時(shí)間6.3.5項(xiàng)目時(shí)間（h）靠泊時(shí)間0.5?1.00

離泊時(shí)間0.50?0.75開工準(zhǔn)備0.75?1.00結(jié)束0.75~1.00公估

1.50~2.00聯(lián)檢1.00?2.005港區(qū)輸油管線的熱伸長，當(dāng)利用自然

補(bǔ)償不能滿足要求時(shí)，應(yīng)設(shè)置補(bǔ)償器，補(bǔ)償器應(yīng)按有關(guān)規(guī)定設(shè)置固

定支座，陸域管線應(yīng)采用方形補(bǔ)償器;引堤、棧橋上的管線宜采用波

紋管補(bǔ)償器、套筒伸縮節(jié)或其他形式的補(bǔ)償器。6輸油工藝設(shè)施在

碼頭上的布置應(yīng)符合下列規(guī)定：1）輸油臂宜布置在操作平臺的中部。

輸油臂的口徑、臺數(shù)和布置等可按表6.3.5-6的規(guī)定；表6.3.5-6

油船泊位輸油衡及布置參數(shù)油船泊位噸級DWT（t）1000020000

300005000080000100000輸油臂口徑（mm）DN200DN200-250

DN250DN300DN300DN300或DN400輸油臂臺數(shù)（臺）2-333

3?444輸油臂中心輸油臂間與操作平臺距（m）邊緣距離

（m）1.52.0-2.52.02.02.0?2.52.0-2.52.0-2.52.0-2.52.5~3.0

3.0-3.53.0-3.53.5輸油臂驅(qū)動方式手動手動或液壓驅(qū)動手

動或液壓驅(qū)動液壓驅(qū)動液壓驅(qū)動液壓驅(qū)動150000200000

>250000DN400DN400DN400444?52.52.52.5