1總則1. 0. 1為在輸油管道工程設計中貫徹執行國家現行的有關方針政策，保證設計質量，提高設計水平，以使工程達到技術先進、經濟合理、安全可靠及運行、管理、維護方便，制定本規范。1.0.2本規范適用于陸上新建、擴建或改建的輸送原油、成品油、液態液化石油氣管道工程的設計。1. 0. 3輸油管道工程設計應在管道建設、營運經驗和吸取國內外先進科技成果的基礎上合理選擇設計參數，優化設計。1. 0. 4輸油管道工程設計除應符合本規范外，尚應符合國家現行的有關強制性標準的規定。2術語2. 0. 1輸油管道工程oil pipeline project 用管道輸送原油、成品油及液態液化石油氣的建設工程。一般包括輸油管線、輸油站及輔助設施等。2.0.2管道系統pipeline system 各類型輸油站、管線及輸送烴類液體有關設施的統稱。2.0.3輸油站oil transport station 輸油管道工程中各類工藝站場的統稱。2.0. 4首站initial station 輸油管道的起點站。2. 0. 5末站terminal 輸油管道的終點站。2. 4. 6中間站intermediate station 在輸油首站、末站之間設有各類站場的統稱。2. 0. 7中間熱泵站intermediate heating and pumping station 在輸油首站、末站之間設有加熱、加壓設施的輸油站。2. 0. 8中間泵站intermediate pumping station 在輸油首站、末站之間只設有加壓設施的輸油站。2.0.9中間加熱站intermediate heating station 在輸油首站、末站之間只設有加熱設施的輸油站。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置的站。2. 0. 12減壓站pressure reducing station 由于位差形成的管內壓力大于管道設計壓力或由于動壓過大，超過下一站的允許進口壓力而設置減壓裝置的站。2. 0.13彈性彎曲elastic bending 管道在外力或自重作用下產生的彈性限度范圍內的彎曲變形。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turnatrer point 輸油管道線路上可能導致后面管段內不滿流(slack f low)的某高點。2.0.16一站控制系統，ration control system 對全站工藝設備及輔助設施實行自動控制的系統。2. 0. 17管件pipe fittings 彎頭、彎管、三通、異徑接頭和管封頭等管道上各種異形連接件的統稱。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、清管器收發筒等管道專用部件的統稱。2. 0. 19最大許用操作壓力maximum allowable operating pressure(MADP) 管道內的油品處于穩態(非瞬態)時的最大允許操作壓力。其值應等于站間的位差、摩阻損失以及所需進站剩余壓力之和。2. 0. 20 U管道設計內壓力pipeline internal design pressure 在相應的設計溫度下，管道或管段的設計內壓力不應小于管道在操作過程中管內流體可能產生的最大內壓力。2. 0. 21線路截斷閥line block valve 為防止管道事故擴大、減少環境污染與管內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 原油經加工生產的商品油。在石油儲運范疇內，多指C5及C5以上輕質油至重質油的油品。2. 0. 25公稱管壁厚度pipe nominal wall thickness 鋼管標準中所列出的管壁厚度。2. 0. 26鋼管的結構外徑structural outside diameter of steel pipe 鋼管外防腐層、隔熱層、保護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與原有線路相平行的管段。3輸油管道系統輸送工藝3. 1一般規定3.1.1輸油管道工程設計計算輸油量時，年工作天數應按354d計算。3. 1. 2應按設計委托書或設計合同規定的輸量(年輸量、月輸量、日輸量)作為設計輸量。設計最小輸量應符合經濟及安全輸送條件。3. 1. 3輸油管道設計宜采用密閉輸送工藝。若采用其他輸送工藝，應進行技術經濟論證，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，應進行技術經濟論證。3.1.5輸油管道系統輸送工藝方案應依據設計內壓力、管道管型及鋼種等級、管徑、壁厚、輸送方式、輸油站數、順序輸送油品批次等，以多個組合方案進行比選，確定最佳輸油工藝方案。3.1.6管輸原油質量應符合國家現行標準出礦原油技術條件(SY 7513的規定；管輸液態液化石油氣的質量應符合現行國家標準油氣田液化石油氣(GB 9052.1)或液化石油氣(GB 11174)的規定；管輸其他成品油質量應符合國家現行產品標準。3.1.7輸油管道系統輸送工藝總流程圖應標注首站、中間站、末站的輸油量，進出站壓力及油溫等主要工藝參數。并注明線路截斷閥、大型穿跨越、各站間距及里程、高程(注明是否有翻越點)。3.1.8輸油管道系統輸送工藝設計應包括水力和熱力計算，并進行穩態和瞬態水力分析，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原油管道系統輸送工藝3. 2. 1應根據被輸送原油的物理化學性質及其流變性，通過優化比選，選擇最佳輸送方式。原油一般物理化學性質測定項目，應符合本規范附錄A的規定；原油流變性測定項目，應符合本規范附錄B的規定。3.2.2加熱輸送的埋地原油管道，應優選加熱溫度；管道是否需保溫，應進行管道保溫與不保溫的技術經濟比較，確定合理方案。3.2.3管道內輸送牛頓流體時，沿程摩阻損失應按下式計算: (3. 2. 3-1) (3. 2. 3-2)式中 h管道內沿程水力摩阻損失(m) ； 水力摩阻系數，應按本規范附錄C計算； L管道計算長度(m) ； D輸油管道的內直徑(m) , V流體在管道內的平均流速(m/s) ； g重力加速度(9.8lm/s ) ； 輸油平均溫度下的體積流量(m3 /s) 輸油平均溫度，應按下式計算: (3.2.3-3)式中計算管段的輸油平均溫度()； t1計算管段的起點油溫()； t2計算管段的終點油溫()。 注:對不加熱翰送的輸油管道，計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當管道內輸送冪律流體時，其沿程摩阻損失應按本規范附錄D的規定計算。3.2.5埋地輸油管道的沿線溫降應按下式計算: (3.2.5-1) (3.2.5-2) (3.2.5-3)式中 to埋地管道中心處最冷月份平均地溫()； 管段計算長度(m)； i流量為qm時的水力坡降(to/m) ； C輸油平均溫度下原油的比熱容J/(kg)； K總傳熱系數W/(m2)； D管道的外直徑(m)； qm油品質量流量(kg/s) 。3. 3成品油管道系統輸送工藝3.3. 1應按設計委托書或設計合同規定的成品油輸量、品種與各品種的比例以及分輸、輸人數量，進行成品油管道系統輸送工藝設計。3. 3. 2輸送多品種成品油時，宜采用單管順序輸送。油品批量輸送的排列順序，應將油品性質相近的緊鄰排列。3. 3. 3應在紊流狀態下進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按本規范式(3. 2. 3-1)計算。對于高流速的成品油還需進行溫升計算和冷卻計算。3. 3. 4在順序輸送高粘度成品油(如重油)時宜使用隔離裝置。3. 3. 5成品油順序輸送管道，在輸油站間不宜設置副管。3. 3. 6多品種成品油順序輸送管道，應采用連續輸送方式；當采用間歇輸送時，應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算: ReRelj:C=11.75(dL)0.5Re-0.1 （3.3.7-1） ReRelj:C=18385(dL)0.5Re-0.9 (3. 3.7-2) Relj=10000 (3. 3.7-3)式中C混油段長度(m)； Re雷諾數； Relj 臨界雷諾數； e自然對數的底，e=2.7183. 3. 8采用旁接油罐輸送工藝，當多種油品順序輸送混油界面通過泵站時，應切換成泵到泵輸送工藝。3.3.9 應根據油罐區的建設和營運費用與混油貶值造成的費用損失兩個方面進行綜合比較后，確定最佳循環次數。3. 4液態液化石油氣(LPG )管道系統輸送工藝3. 4. 1應按設計委托書或設計合同規定的液態液化石油氣輸量、組分與各組分的比例，進行液態液化石油氣管道系統輸送工藝設計。3. 4. 2輸送液態液化石油氣管道的沿程摩阻損失，應按本規范式(3. 2. 3-1)計算，并將計算結果乘以1. 1 -1. 2的流態阻力增加系數。當管道內流速較高時，還應進行溫升計算和冷卻計算。3.4.3液態液化石油氣在管道中輸送時.沿線任何一點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站壓力應比同溫度下液化石油氣的飽和蒸氣壓力高1 MPa，末站進儲雄前的壓力應比同溫度下液化石油氣的飽和蒸氣壓力高0. 5MPaQ3.4.4液態液化石油氣在管道內的平均流速，應經技術經濟比較后確定，但要注意因管內摩阻升溫而需另行冷卻的能耗，可取0. 81. 4m/s，但最大不應超過3m/s。4 線路4. 1 線路選擇4.1.1輸油管道線路的選擇，應根據該工程建設的目的和市場需要，結合沿線城市、工礦企業、交通、電力、水利等建設的現狀與規劃，以及沿途地區的地形、地貌、地質、水文、氣象、地震等自然條件，在營運安全和施工便利的前提下，通過綜合分析和技術經濟比較，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符合線路總走向，但根據其具體條件必須偏離總走向時，局部線路的走向可做調整。4.1.3 輸油管道不得通過城市水源區、工廠、飛機場、火車站、海(河)港碼頭、軍事設施、國家孟點文物保護單位和國家級自然保護區。當輸油管道受條件限制必須通過時，應采取必要的保護措施并經國家有關部門批準。4.1.4輸油管道應避開滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等不良工程地質區、礦產資源區、嚴孟危及管道安全的地展區。當受條件限制必須通過時，應采取防護措施并選擇合適位t，縮小通過距離。4.1.5埋地輸油管道同地面建(構)筑物的最小間距應符合下列規定:1原油、C5及C5以上成品油管道與城鎮居民點或獨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場、海(河)港碼頭、大中型水庫和水工建(構)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時，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時，管道應敷設在距離鐵路用地范圍邊線3m以外。5液態液化石油氣管道與鐵路平行敷設時，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小于25m6原油、C5及C5以上成品油管道同軍工廠、軍事設施、易燃易爆倉庫、國家重點文物保護單位的最小距離，應同有關部門協商解決。但液態液化石油氣管道與上述設施的距離不得小于200m。 7 液態液化石油氣管道與城鎮居民點、公共建筑的距離不應小于75m。注:1本條規定的距離，對于城鎮居民點，由邊緣建筑物的外墻算起；對于單獨的工廠、機場，碼頭、港口、倉庫等，應由劃定的區域邊界線算起。公路用地范圍，公路路堤側坡腳加護道和排水溝外邊緣以外lm。或路塹坡頂截水溝、坡頂(若未設截水溝時)外邊緣以外lm。 2當情況特殊或受地形及其他條件限制時，在采取有效措施保證相鄰建(構)筑物和管道安全后，允許縮小4.1.5條中13款規定的距離，但不宜小于8m(三級及以下公路不宜小于5m)。對處于地形特殊困難地段與公路平行的局部管段，在采取加強保護措施后，可埋設在公路路肩邊線以外的公路用地范圍以內。4.1.6 敷設在地面的輸油管道同建(構)筑物的最小距離，應按本規范第4.1.5條所規定的距離增加1倍。4.1.7 當埋地輸油管道與架空輸電線路平行敷設時，其距離應符合現行國家標準66KV及以下架空電力線路設計規范(GB 50061)及國家現行標準110 - 500kV架空送電線路設計技術規程(DL/T 5092)的規定。埋地液態液化石油氣管道，其距離不應小于上述標準中的規定外，且不應小于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的最小距離，應符合國家現行標準鋼質管道及儲罐腐蝕控制工程設計規范(SY 0007)的規定。4. 1. 9 埋地輸油管道同其他用途的管道同溝敷設，并采用聯合陰極保護的管道之間的距離，應根據施工和維修的需要確定，其最小凈距不應小于0.5m。4.1.10 管道與光纜同溝敷設時，其最小凈距(指兩斷面垂直投影的凈距)不應小于0.3m。4.2 管道敷設4. 2. 1 輸油管道應采用地下埋設方式。當受自然條件限制時，局部地段可采用土堤埋設或地上敷設。4. 2. 2 當輸油管道需改變平面走向適應地形變化時，可采用彈性彎曲、冷彎管、熱煨彎頭。在平面轉角較小或地形起伏不大的情況下，首先應采用彈性彎曲。采用熱煨彎管時，其曲率半徑不宜小于5倍管子外直徑，且應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符合本規范表5. 4. 3的規定。4.2.3 當輸油管道采用彈性彎曲時，其曲率半徑應符合下列規定: 1彈性彎曲的曲率半徑，不宜小于鋼管外直徑的1000倍，并應滿足管道強度的要求。 豎向下凹的彈性彎曲管段，尚應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，應采用直管段連接，直管段長度不應小于鋼管的外徑，且不應小于4. 5mo 3輸油管道平面和豎向同時發生轉角時，不宜采用彈性彎曲。4. 2. 4當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.應符合本規范第5. 4節的規定。 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 埋地管道的埋設深度，應根據管道所經地段的農田耕作深度、凍土深度、地形和地質條件、地下水深度、地面車輛所施加的荷載及管道穩定性的要求等因素，經綜合分析后確定。一般情況下管頂的覆土層厚度不應小于0.8m。 在巖石地區或特殊地段，可減少管頂.覆土厚度，但應滿足管道穩定性的要求，并應考慮油品性質的要求和外力對管道的影響。4.2.6 管溝溝底寬度應根據管溝深度、鋼管的結構外徑及采取的施工措施確定，并應符合下列規定:1當管溝深度小于5m時，溝底寬度應按下式計算：B=D0+b （4.2.6）式中 B溝底寬度（m）； D0鋼管的結構外徑（m）； b溝底加寬裕量（m），應按表4.2.6的規定取值。表4.2.6 溝底加寬裕量b值（m）條件因素溝上焊接溝下手工電弧焊接溝下半自動焊接處管溝溝下焊接彎管及碰口處管溝土質管溝巖石爆破管溝熱煨彎管、冷管管處管溝土質管溝巖石爆破管溝溝中有水溝中無水溝中有水溝中無水b值溝深3m以內0.70.50.91.51.00.80.91.62.0溝深35m0.90.71.11.51.21.01.11.62.02當管溝深度大于或等于5m時，應根據土壤類別及物理力學性質確定管溝溝底寬度。3當管溝開挖需要加強支撐時，管溝溝底寬度應考慮支撐結構所占用的寬度。4用機械開挖管溝時，管溝溝底寬度應根據挖土機械切削尺寸確定，但不得小于按本規范式(4. 2. 6 )計算的寬度。5管溝溝底必須平整，管子應緊貼溝底。4.2.7管溝邊坡坡度應根據試挖或土壤的內摩擦角、粘聚力、濕度、密度等物理力學性質確定。當缺少土壤物理力學性質資料、地質條件良好、土壤質地均勻、地下水位低于管溝底面標高、挖深在5m以內時，不加支撐的管溝邊坡的最陡坡度宜符合表4. 2. 7的規定。表4. 2. 7 溝深小于5m時的管溝邊坡最陡坡度土壤類別邊坡坡度(高：寬)坡頂無荷載坡頂有靜荷載坡頂有動荷載中密的砂土1：1.001：1.251：1.50中密的碎石類土(充填物為砂土)1：0.751：1.001：1.25硬塑性的輕亞粘土1：0.671：0.751：1.00中密的碎石類土(充填物為粘性土)1：0.501：0.671：0.75硬塑性的亞粘土、粘土1：0.331：0.501：0.67老黃土1：0.101：0.251：0.33軟土(經井點降水后)1：1.00硬質巖1：01：01：0注:1靜荷載系指堆土或料堆等；動荷載系指有機械挖土、吊管機和推土機作業。 2輕亞粘土現稱為粉土，亞粘土現稱為粉質粘土。4. 2. 8管溝回填土作業應符合下列規定:1 巖石、礫石、凍土區的管溝，應在溝底先鋪設0.2m厚的細土和細砂墊層且平整后方可用吊帶吊管下溝。2回填巖石、礫石、凍土區的管溝時，必須先用細土或砂(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管溝回填應留有沉降裕量，應高出地面0.3m。4輸油管道出土端、彎管(頭)兩側非嵌固段及固定墩處，回填土時應分層夯實，分層厚度不大于0. 3m。4. 2.9 管溝回填后應恢復原地貌，并保護耕植層，防止水土流失和積水。4. 2. 10 當埋地輸油管道通過地面坡度大于18寫的地段時，應視土壤情況和坡長以及管道在坡上敷設的方向，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 當輸油管道穿跨越沖溝，或管道一側鄰近發育中的沖溝或陡坎時，應對沖溝的邊坡、溝底和陡坎采取加固措施。4.2.12 當輸油管道采取土堤埋設時，土堤設計應符合下列規定: 1輸油管道在土堤中的徑向覆土厚度不應小于1. 0m；土堤頂寬不應小于1.0m。 2土堤邊坡坡度應根據當地自然條件、填土類別和土堤高度確定。對粘性土堤，堤高小于2. 0m時，土堤邊坡坡度可采用1：0.751：1；:堤高為25m時，可采用1：1. 251：1. 5 。 3土堤受水浸淹部分的邊坡應采用1：2的坡度，并應根據水流情況采取保護措施。 4在沼澤和低洼地區，土堤的堤肩高度應根據常水位、波浪高度和地基強度確定。 5當土堤阻擋水流排泄時，應設置泄水孔或涵洞等構筑物；泄水能力應滿足重現期為25年一遇的洪水流量。 6軟弱地基上的土堤，應防止填土后基礎的沉陷。 7土堤用土，應滿足填方的強度和穩定性的要求。4. 2. 13地上敷設的輸油管道，應符合下列規定: 1應采取補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，其凈空高度應按有關規范執行。 3地上管道沿山坡敷設時，應采取防止管道下滑的措施。 4對于需要保溫的管道應考慮保溫措施。4.2.14當埋地輸油管道同其他埋地管道或金屬構筑物交叉時，其垂直凈距不應小于0.3m；管道與電力、通信電纜交叉時，其垂直凈距不應小于0. 5m，并應在交叉點處輸油管道兩側各10m以上。的管段和電纜采用相應的最高絕緣等級防腐層。4.2.15 當輸油管道通過雜散電流干擾區時，應按國家現行標準鋼質管道及儲罐腐蝕控制工程設計規范（SY0007 )和埋地鋼質管道直流排流保護技術標準（SY/T 0017)的規定采取防護措施。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計，應符合國家現行標準原油和天然氣輸送管道穿跨越設計規范)（SY/T 0015 )的規定。液態液化石油氣管道的穿跨越管段的設計系數按本規范附錄E的規定選取。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計，應符合國家現行標準鋼質管道及儲罐腐蝕控制工程設計規范（SY0007 )、埋地鋼質管道強制電流陰極保護設計規范（SY/T 0036 )和埋地鋼質管道犧牲陽極陰極保護設計規范(SY/T 0019)的規定。4. 3. 2輸油管道保溫層的結構應由防腐層、隔熱層和保護層組成。隔熱層的厚度應根據工藝要求并經綜合技術經濟比較后確定。4. 3. 3隔熱層材料應具有導熱系數小、吸水率低、具有一定機械強度、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保護層材料應具有足夠的機械強度和韌性、化學性能穩定、耐老化、防水和電絕緣的性能。4. 3. 5管道敷設采用套管時，輸油管與套管之間應采用絕緣支撐。套管端部應采用防水、絕緣、耐用的材料密封。絕緣支撐間距根據管徑大小而定，一般不宜小于2m。4. 4 線路截斷閥4. 4. 1輸油管道沿線應安裝截斷閥，閥門的間距不應超過32km，人煙稀少地區可加大間距。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的管道兩端或根據地形條件認為需要，均應設t線路截斷閥。輸送液態液化石油氣管道線路截斷閥的最大間距應符合表4. 4. 1的規定。液態液化石油氣管道截斷閥之間應設置散閥，其放散管管口高度應比附近建、構筑物高出2m以上。需防止管內油品倒流的部位應安裝能通清管器的止回閥。表4.4.1 液態液化石油氣管道線路截斷閥間距地區等級線路截斷閥最大間距(km）一32二24三16四8 注:地區等級的劃分詳見附錄E。4.4.2 截斷閥應設置在不受地質災害及洪水影響、交通便利、檢修方便的位置，并應設保護設施。4. 4. 3選用的截斷閥應能通過清管器和管道內檢測儀。4. 5 管道的錨固4. 5. 1當輸油管道的設計溫度同安裝溫度之差較大時，宜在管道出土端、彎頭、管徑改變處以及管道和清管器收發裝置連接處，根據計算設置錨固設施，或采取其他能夠保證管道穩定的措施。4. 5. 2當管道翻越高差較大的長陡坡時，應考慮管道的穩定性。4. 5. 3當輸油管道采取錨固墩(件)錨固時，管道和錨固墩(件)之間應有良好的電絕緣。4. 6 管道標志4. 6. 1 輸油管道沿線應設t里程樁、轉角樁、陰極保護測試樁和，示牌等永久性標志。4. 6.2 里程樁應設置在油流方向的左側，沿管道從起點至終點，每隔I km設置1個，不得間斷。陰極保護測試樁可同里程樁結合設置。4.5.3在管道改變方向處應設置水平轉兔樁。轉兔樁應設置在管道中心線的轉角處左側。4.6.4 輸油管道穿跨越人工或天然障礙物時，應在穿跨越處兩側及地下建(構)筑物附近設立標志。通航河流上的穿跨越工程.必須設置警示牌。4.6.5當翰油管道采用地上敷設時，應在行人較多和易道車輛碰撞的地方，設置標志并采取保護措施。標志應采用具有發光功能的涂料涂刷。5 輸油管道、管道附件和支承件的結構設計5. 1 荷載和作用力5.1.1輸油管道、管道附件和支承件，應根據敷設形式、所處環境和運行條件，按下列可能同時出現的永久荷載、可變荷載和偶然荷載的組合進行設計: 1永久荷載: 1)輸送油品的內壓力； 2)鋼管及其附件、絕緣層、隔熱層、結構附件的自重； 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)由于連接構件相對位移而產生的作用力。 2可變荷載: 1)試運行時的水重量； 2)附在管道上的冰雪荷載； 3)由于內部高落差或風、波浪、水流等外部因素產生的沖擊力； 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)位于地震動峰值加速度等于或大于0.10. 15g(基本烈度七度)地區的管道，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 輸油管道設計壓力應符合下列規定: 1 任何一處管道及管道附件的設計內壓力不應小于該處的最高穩態操作壓力，且不應小于管內流體處于靜止狀態下該處的靜水壓力。當設置反輸流程時，輸油管道任何一處的設計內壓力，不應小于該處正、反輸送條件下的最高穩態操作壓力的較高者。 2 輸送流體的管道及管道附件，應能承受作用在其上的外壓與內壓之間最大壓差。5. 1. 3 輸油管道的設計溫度，當加熱輸送時應為被輸送流體的最高溫度;當不加熱輸送時，應根據環境條件確定流體的最高或最低設計溫度。5. 1. 4 輸油管道的設計應作水擊分析，并應根據分析結果設置相應的控制和保護設備。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，在管道系統中的任何一點都不得超過輸油管道設計內壓力的l.1倍。5. 2 許用應力5. 2.1 輸油管道直管段的許用應力應符合下列規定: 1 許用應力應按下式計算: =Ks （5.2.1）式中 許用應力（MPa）； K設計系數，輸送C5及C5以上的液體管道除穿跨越管段按國家現行標準原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設計規范（SY/T 0015）的規定取值外。輸油站外一般地段取0.72；輸送液態液化石油氣（LPG)管道設計系數取值，見本規范附錄E；s鋼管的最低屈服強度，應按表5. 2.1的規定取值;焊縫系數。表5.2.1 鋼管的最低屈服強度和焊縫系數鋼管標準名稱鋼號或鋼級最低屈服強度s（MPa）焊縫系數備注輸送流體用無縫鋼管GB/T 8163-1999Q295295（S16mm為285）1.0S為鋼管的工程壁厚Q345325（S16mm為315）20245（S16mm為235）石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件第1部分:A級鋼管GB/T 9711.1-1997L175(A25)175(172)1.0L210(A)210(207)L245(B)245(241)L290(X42)290(289)L320(X46)320(317)L360(X52)360(358)L390(X56)390(386)L415(X60)415(413)L450(X65)450(448)L485(X70)485(482)L555(X80)555(551)石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件第2部分:B級鋼管GB/T 9711.2-1999L245NBL245MB245440*1.0B級管的質量和試驗要求高于A級管L290NBL290MB290440*L360NBL360QBL360MB360510*L415NBL415QBL415MB415565*L450NBL450MB450570*L485QBL485MB485605*L555QBL555MB555675*注：1 NB為無縫鋼管和焊接鋼管用鋼,QB為無縫鋼管用鋼，MB為焊接銅管用鋼。2 括號內的鋼級及屈服強度為API 5L標準的數值。3 帶*數值為0.5%總伸長下的應力值，在此值范圍內.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、可變荷載所產生的軸向應力之和，不應超過鋼管的最低屈服強度的80%，但不得將地震作用和風荷載同時計人。5. 3 材料5.3.1輸油管道所采用的鋼管、管道附件的材質選擇，應根據設計壓力、溫度和所輸液體的物理化學性質等因素，經技術經濟比較后確定。采用的鋼管和鋼材應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。鋼管應符合現行國家標準石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件第1部分:A級鋼管（GB/T 9711.1)或石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件第2部分:B級鋼管（GB/T 9711.2)的規定;站內管道采用油氣輸送鋼管有困難時，也可采用現行國家標準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采用鎮靜鋼。5.3.4 當施工環境溫度低于或等于-20時，應對鋼管和管道附件材料提出韌性要求。5.3.5對于液態液化石油氣管道，既應考慮低溫下的脆性斷裂，也要考慮運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，應符合國家現行標準壓力容器用碳素鋼和低合金鋼鍛件CJs 472s)的規定。對于形狀復雜的特殊管道附件，可采用鑄鋼制作。5.4 輸油管道管壁厚度計算及管道附件的結構設計5.4.l輸油管道直管段的鋼管管壁厚度應按下式計算: (5.4.1)式中 直管段鋼管計算壁厚(mm)； P設計內壓力(MPa)； D鋼管外直徑(mm)； 鋼管許用應力(MPa)，應按本規范第5.2.1條的規定采用。5.4.2輸油站間的輸油管道可按設計內壓力，分段設計管道的管壁厚度。5.4.3鋼制管件應符合下列規定:1現場冷彎彎管的最小彎管半徑應按表5.4.3的規定取值。表5.4.3現場冷彎彎管的最小彎管半徑mm)公稱管徑最小彎管半徑R備注30018DD為管外徑。冷彎彎管不必增加壁厚，但彎管兩端宜有2m左右的直管段35021D40024D45027D50030D 2用為了達到規定的最低屈服強度而進行過冷加工(控軋、冷擴)的母管制作的熱煨彎管，其許用應力應按本規范第5.2.1條第4款的規定取值。 3鋼制管件的選用應符合本規范附錄G的規定；管件與直管段不等壁厚的焊接應符合本規范附錄F的規定。5.4.4 當管道及管件的壁厚極限偏差符合國家現行標準的規定時，不應再增加管壁的裕量。5.4.5管道附件設計應符合下列規定: 1管道附件應按設計壓力、最高設計溫度和最低環境溫度選擇和設計。 2輸油站內管道與管道之間或管道與設備之間，當操作壓力不同時，應按最高的操作壓力選擇和設計管道附件。 3管道附件的非金屬鑲裝件、填料、密封件，應選擇耐油、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鋼制異徑接頭的設計，應符合現行國家標準鋼制壓力容器（GB 150)的規定。無折邊異徑接頭的半錐角應小于或等于150，異徑接頭的材質宜與所連接鋼管的材質相同或相近。5.4.7鋼制平封頭或凸封頭的設計，應符合現行國家標準鋼制壓力容器)(GB 150)的規定。5.4.8絕緣法蘭的設計，應符合國家現行標準絕緣法蘭設計技術規定(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強應符合下列規定: 1 在主管上直接開孔焊接支管:當支管外徑小于0.5倍主管外徑時，可采用補強圈進行局部補強，也可增加主管和支管管壁厚度進行整體補強。支管和補強圈的材料，宜與主管材料相同或相近。 2當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，應進行聯合補強或加大主管管壁厚度。當進行聯合補強時，支管兩中心線之間的補強面積不得小于兩開孔所需總補強面積的1/2。當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，不得開孔。3 當支管直徑小于或等于50mm時，可不補強。4 當支管外徑等于或大于1/2倍主管外徑時，應采用三通或采用全包型補強。5 三通開孔和支管開孔均宜采用等面積補強(圖5.4.9)。 圖5.4.9 等面積補強 注：圖中雙點劃線框內為可提供補強的范圍， D支管內徑(mm) ; b按本規范式(5.4.1)計算的支管管壁厚度(mm)； B支管的公稱管壁厚度(mm)； h按本規范式(5.4.1)計算的主管管壁厚度(mm)； M補強圈厚度(mm)； L應取2.5H或2.5B+M之較小者; H主管的公稱管壁厚度(mm)； AR需要的補強面積AR=dh;補強面積ARA1+A2+A3； A1主管補強面積A1=(H-h)d； A2支管補強面積A2=2(B-b) L(對于拔制三通L=0.7)； A3補強圈、焊縫等所占補強面積(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，應符合現行國家標準鋼制管法蘭類型(GB/ T 8112 )、大直徑碳鋼管法蘭(GB/T 13402)的規定。5.4.11當輸油管道采用彎頭或彎管時，其所能承受的溫度和內壓力，應不低于相鄰直管段所承受的溫度和內壓力。5.4.12冷彎管的任何部位不得出現褶皺、裂紋及其他機械損傷，彎管兩端的橢圓度不得大于2，其他部位不得大于.50ao5.4.13地面管道的管架、鋼管支承件和錨固件的設計，應符合下列規定: 1被支承的鋼管不應產生過大的局部應力、軸向和側向摩擦力。 2管道運行時可能發生振動處，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當設計的管道是在其許用應力或接近其許用應力的情況下運行時，焊接在鋼管上的連接件應是一個環抱整個鋼管的單獨的圓筒形加強件。加強件與鋼管的焊接應采用連續焊。5.5 管道的強度校核5.5.1輸油管道應計算由設計內壓力、外部載荷和熱脹冷縮所產生的應力，并應使其小于管道、管道附件和與管道相連接的設備的安全承受能力。5.5.2穿越管段的強度驗算，應符合國家現行標準原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設計規范穿越工程 ( SY/T 0015.1-98)第4.5.2條和第4.5.3條的規定。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力應按下式計算: （5.5.3-1） （5.5.3-1）式中由于內壓和溫度變化產生的軸向應力，負值為軸向壓應力，正值為軸向拉應力(MPa)； E鋼材的彈性模量，可取2.05105 MPa；鋼材的線膨脹系數，可取1.2l0-5m/(m)；管道安裝閉合時的大氣溫度()；管道內被輸送介質的溫度()；泊桑比，宜取0.3;由內壓產生的環向應力(MPa) ;P管道的設計內壓力(MPa );d管道的內直徑(m);管道的公稱壁厚(m)。按內壓計算的環向應力應小于或等于許用應力，許用應力應符合本規范第5.2.1條的規定。5.5.4埋地管道的彈性敷設管段和軸向受約束的地上架空管道，在軸向應力中均應計入軸向彎曲產生的應力。5.5.5對于受約束的管道應按最大剪應力破壞理論計算當量應力，當氏為壓應力(負值)時，應滿足下述條件: =0.9 (5.5.5)式中 當量應力(MPa )； 鋼管的最低屈服強度(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固定墩的管段，熱脹當量應力應按下式計算，其取值不應大于鋼管的許用應力。= (5.5.6-1) (5.5.6-2)= (5.5.6-3)式中最大運行溫差下熱脹當量應力(MPa)； 最大運行溫差下熱脹合成彎曲應力(MPa ；構件平面內的彎曲力矩。對于三通，總管和支管部分的力矩應分別考慮(MNm);ii構件平面內彎曲時的應力增強系數，其取值應符合本規范附錄H的規定;M0構件平面外的彎矩(MNm);i0構件平面外彎曲時的應力增強系數，其取值應符合本規范附錄H的規定;扭應力(MPa );Mt扭矩(MNm);Z鋼管截面系數(m3)。5.5.7計算地面管道的熱應力時，管道的全補償值應包括熱伸長值、管道端點的附加位移及有效預拉伸。預拉伸的有效系數取0.5。5.6管道的剛度和穩定5.6.1管道的剛度應滿足運輸、施工和運行時的要求。鋼管的外直徑與壁厚的比值不應大于140。5.6.2對穿越公路的無套管管段、穿越用的套管及埋深較大管段，均應按無內壓狀態驗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。變形量應按本規范附錄J的規定計算確定。5.6.3對加熱輸送的埋地管道，應驗算其軸向穩定，并應符合下列表達式的要求: N （5.6.3-1） N=aE(t2-t1)+（0.5-）hA （5.6.3-2）式中 N由溫差和內壓力產生的軸向壓縮力(MN)； n安全系數，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=1.11； Ncr管道開始失穩時的臨界軸向力，應按本規范附錄K的規定計算確定(MN)；A 鋼管橫截面積(m2)。注;按式(5.6.3-2）計算時，如果計算結果N為正值，表示N為軸向壓縮力，需按式（5.6.3-1)驗算軸向穩定問題。如N為負值，則表示N為軸向拉力，則不必驗算軸向穩定問題。5.6.4 地面管道的軸向穩定，應符合國家現行標準原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設計規范跨越工程(SY/T 0015.2 )的規定。6 輸油站6.1站場選址和總平面布置6.1.1站場選址應符合下列規定: 1必須根據有效的設計委托書或合同，按照國家對工程建設的有關規定，并結合當地城鄉建設規劃進行選址。 2應滿足管道工程線路走向和路由的需要，滿足工藝設計的要求;應符合國家現行的安全防火、環境保護、工業衛生等法律法規的規定;應滿足居民點、工礦企業、鐵路、公路等的相關要求。 3應貫徹節約用地的基本國策.合理利用土地.不占或少占良田、耕地，努力擴大土地利用率;貫徹保護環境和水土保持等相關法律法規。 4站場址應選定在地勢平緩、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，應保證站場有足夠的生產、安全及施工操作的場地面積，并適當留有發展余地。 6應會同建設方和地方政府有關職能部門的代表，共同現場踏勘，多方案比較，合理確定具體位置和范圍，形成文件，納入設計依據。6.1.2站場布局應符合下列規定: 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、鐵路轉運油庫、煉廠的成品油庫聯合進行，其位置應滿足