设计标准
SEST 0304-2002
实施日期2002年3月26日中国石化工程建设公司
厂外（或厂际）输油管道
设计规定
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目 次
1 总则
1.1 目的
1.2 范围
1.3 引用标准
2 设计规定
2.1一般要求
2.2工艺设计
2.3 线路设计
2.4 泵站设计
1 总则
1.1 目的
为规范厂外（或厂际）输油管道的设计，提高设计水平，确保设计质量，特编制本标准。
1.2 范围
1.2.1 本标准规定了厂外（或厂际）输油管道的工艺设计、线路设计和泵站设计等要求。
1.2.2 本标准适用于石油化工厂至中转油库、商业油库、储备油库或用户的新建和扩建成品油（如液化石油气、汽油、柴油、煤油和燃料油等）输送管道的线路设计和输油首站、中间泵站、加热站、分配输油站的工程设计。也适用于中转油库、油田首站、长输管道末站或中间站至石油化工厂的新建和扩建原油管道及泵站的工程设计。
1.3 引用标准
使用本标准时，应使用下列标准最新版本。
GB 5749 《生活饮用水卫生标准》
GB/T 8163 《输送流体用无缝钢管》
GB 50034 《工业企业照明设计规范》
GB 50041 《锅炉房设计规范》
GB 50052 《工业与民用供电系统设计规范》
GB 50058 《爆炸与火灾危险环境电力装置设计规范》
GB 50160 《石油化工企业设计防火规范》
GB 50253 《输油管道工程设计规范》
GBJ 13 《室外给水设计规范》
GBJ 16 《建筑设计防火规范》
GBJ 19 《采暖通风与空气调节设计规范》
GBJ 22 《厂矿道路设计规范》
GBJ 74 《石油库设计规范》
SH 0164 《石油产品包装、储运及交货验收规则》
SH 3005 《石油化工自动化仪表选型设计规范》
SH 3008 《石油化工厂区绿化设计规范》
SEST 0301 《钢质管道跨距选用规定》
SGST 0011 《厂外（或厂际）输油管道工艺计算—水力计算》
SGST 0012 《厂外（或厂际）输油管道工艺计算—热力计算》
2 设计规定
2.1 一般要求
2.1.1 输油管道的设计应符合GB 50253的规定。
2.1.2 输油管道的穿跨越设计和防腐蚀设计应分别执行中国石油天然气总公司的有关标准。
2.1.3 输油管道的输油能力应严格按设计任务书的要求，不得擅自予留发展余地。对任务书要求予留发展时，应通过技术经济分析，合理地确定管道直径、泵站和加热站布置，以适应近期和远期的运行要求。
2.1.4 连续输送管道的年运行天数按350 d计算，间断输送的管道按实际操作天数
计算。
2.2 工艺设计
2.2.1 输油管道水力、热力计算
输油管道的水力、热力计算应执行公司标准SGST 0011和SGST 0012的规定。
2.2.2 输油量的确定原则
2.2.2.1 对于加热输送（如原油、重油）管道宜采用连续输送，其输送量按平均输量
计算。
2.2.2.2 对于间断输送管道按其输送期间内应完成输送量的平均输量计算。
2.2.2.3 对于季节性输量波动较大的管道，应按高峰输量确定管径，但须采取措施，
使其在低输量运行时亦经济合理。
2.2.3 输油计算温度的确定原则
2.2.
3.1 常温输送管道（如液化石油气、石脑油、汽油、轻柴油等）的介质温度取管道埋深处土壤年平均温度（埋地管道）或最冷月的最低日平均气温（架空管道）。
2.2.
3.2 加热输送管道的起点温度和终点温度，应根据输送介质的性质和2.2.4的有关规定通过技术经济论证确定。起点温度不应高于介质的初馏点，终点温度不应低于介质的凝固点以上5 ℃。
2.2.4 输油温度的确定原则
2.2.4.1 输油温度不得高于防腐绝缘层或保温材料长期运行所能承受的最高温度。2.2.4.1.1 对于无隔热层的管道用一般沥青作绝缘材料，不应高于80 ℃，但采用塑化沥青，管道温度可以高于80 ℃。
2.2.4.1.2 采用聚乙烯塑料夹克做绝缘层的最高输油温度宜不高于80 ℃。
2.2.4.1.3 采用聚氨酯硬质泡沫塑料保温的最高输油温度宜不高于90 ℃。
2.2.4.2 进入常压储罐的油品温度至少应低于油品初馏点5 ℃。
2.2.4.3 无补偿埋地敷设嵌固段输油最高温度下的管道应力不得高于管材强度的允
许值。
2.2.5 工艺计算中环境条件参数的确定原则
2.2.5.1 埋地管道的环境温度取管中心埋深处的土壤最低月平均温度。做经济分析时
取年平均温度。
2.2.5.2 架空管道的环境温度取最冷月的最低日平均大气温度。做经济分析时取年平均大气温度。
2.2.5.3 风速取最冷月的日平均最大风速；做经济分析时取年平均风速。
2.2.6 管道保温及保温材料的确定原则
2.2.6.1 加热输送管道应通过技术经济论证来确定其是否保温及保温厚度。
2.2.6.2 对于输送介质温度高于50 ℃的加热输送管道宜采用保温。
2.2.6.3 输送介质凝固点高于所处环境温度的架空管道必须保温（不论埋地部分是否保温）。
2.2.6.4 埋地管道保温材料性能应符合下列要求：
a) 导热系数不应大于0.058 w/（m?k）；
b) 吸水率不应高于0.25 kg/m2；
c) 抗压强度不小于0.15 MPa；
d) 有较高的绝缘性能，电阻值不低于10000 Ω?m2；
e) 物理化学性能稳定，对金属无腐蚀作用，与管道的附着力强；
f) 长期使用所能承受的温度不低于介质最高温度。
2.2.7 压降计算及余压大小的确定原则
2.2.7.1 输油管道线路上的弯头、阀门、三通等管件（2.2.7.2中所指设备除外）的局部阻力可以按其实际数量逐项计算，也可按其管段实长的百分数作为局部阻力的当量长度计算。
2.2.7.1.1 平原地区管段局部阻力当量长度取管段实长的1 %；
2.2.7.1.2 山区管段局部阻力当量长度取管段实长的2 %。
2.2.7.2 介质通过调节阀、仪表、加热炉、换热器等压力降较大的设备时，应以其实际压降加入总压降中。
2.2.7.3 输送介质进入储罐的计算余压应不小于储罐的最高液位。
2.2.7.4 “泵到泵”密闭输送流程的进泵余压应不小于5米液柱（不包括输送条件下介质的饱和蒸气压）。
2.2.7.5 当线路出现翻越点时，该处的计算余压应不小于10米液柱。翻越点之后的位能应充分利用，以防止产生气阻和水击。
2.2.8 输油工艺的确定原则
2.2.8.1 应优先采用“泵到泵”密闭输送流程。其要求应符合2.4.3的规定。
2.2.8.2 对于可连续也可间断输送的管道，应通过技术经济论证确定其输送方式。2.2.8.3 同一线路输送多种石油产品时，可采用单管顺序输送，也可多管分别输送。
其确定原则如下：
a) 经论证技术经济合理；
b) 应符合SH 0164的要求。
2.2.9 确定单管顺序输送多种石油产品的原则
2.2.9.1 采用“泵到泵”密闭输送流程。
2.2.9.2 流程设计力求简化，支线及死油段尽量减少。
2.2.9.3 管道末端进站前设置混油段检测仪表。
2.2.9.4 与输送油品馏程相近的油品安排在前后输送。
2.2.9.5 首末站各种油品储罐容量的确定除应符合2.4.5的规定外，尚应满足各种油品至少一个输送周期的储量。
2.2.9.6 各种油品输送周期应根据油品的原始质量、输送量、混合油品的数量及处理方法、油罐储量等综合因素进行技术经济分析确定。
2.2.10 强度计算中设计压力和设计温度的确定原则
2.2.10.1 设计压力应取正常操作时管道在该处可能达到的最高压力。
2.2.10.2 设计温度按下述规定取值：
a) 不保温管道，输送介质温度低于或等于40 ℃时取介质温度；
b) 不保温管道，输送介质温度高于40 ℃时取介质温度的90 %；
c) 保温管道取介质温度。
2.3 线路设计
2.3.1 线路选择的原则
2.3.1.1 管道走向应力求顺直，以缩短线路长度。
2.3.1.2 在走向基本合理的条件下，线路应尽量沿着公路和其他交通方便的地段敷设。
2.3.1.3 应尽量减少管道同天然或人工障碍的交叉。线路选择应同穿跨越大、中型河
流位置的选择结合起来。
2.3.1.4 线路选择要考虑沿线电力、水源、建筑材料等条件。
2.3.1.5 线路走向要同农田、水利工程的规划和环境保护的要求相配合。
2.3.1.6 线路选择应考虑所经地区城镇和工矿企业的规划和发展。并尽量避免通过该
地区。
2.3.1.7 管道不宜敷设在城市水源区、飞机场、火车站、海（河）港码头等区域，以及滑坡、塌方、沉陷、泥石流、重盐碱、沼泽、七度以上地震断裂带等不良地质区域内。
2.3.1.8 电站、变电站、电气化铁路及其他产生杂散电流区域内不宜敷设管道。
2.3.1.9 管道不应敷设在军事工业企业、国家重点文物保护单位、旅游风景区等区域内。
2.3.1.10 如管道必须在2.3.1.6至2.3.1.9所列地区通过时，应尽量缩短通过距离，除在设计中须采取安全措施，并进行论证外，还须取得国家有关部门批准。
2.3.1.11 管道与外部建（构）筑物之间的最小距离应符合GB 50253中的有关规定。
2.3.1.12 输油管道与其它各种用途的埋地管道平行敷设时，其间距不宜小于10 m，同时管道对地正向干扰电位应不大于20 mV。联合电法保护的埋地管道可同沟敷设，其间距不受上述限制，但两管道之间的净距应不小于0.5 m。
2.3.1.13 地面架空敷设时，两管道净距（有保温层时为保温层外壁）应不小于
100 mm。
2.3.2 管道敷设方式的确定原则
2.3.2.1 敷设方式应根据水文、地质和地形等条件按技术可能、经济合理、保证安全
的原则确定。一般情况下应优先选择地下埋设方式。
2.3.2.2 沼泽、高地下水位和重盐碱地区，经技术经济比较可采用土堤埋设。在农田
耕作区不宜采用土堤埋设。
2.3.2.3 坚硬岩石、杂散电流严重区域可采用地上架空敷设。
2.3.2.4 埋地或土堤敷设通过地下建筑物及其它障碍物时，允许将局部管段敷设在地
上。
2.3.2.5 管道通过居民区、农田耕作区不宜采用地上架空敷设。
2.3.3 管道地下埋设的原则
2.3.3.1 埋地管道的埋深应符合下列原则：
a) 应考虑农田耕作深度、农田及水利规划的要求；
b) 管道必须埋在稳定层内；
c) 对于加热输送管道，必须满足确保管道轴向稳定的最小复土厚度要求。
2.3.3.2 在满足2.3.3.1的前提下，介质输送温度低于或等于70 ℃时，管顶复土厚
度可取0.8 m～1.2 m；对于介质输送温度高于70 ℃，低于100 ℃时，管顶复土厚
度可取1.2 m～1.5 m。介质温度为下限或管道在平坦地段敷设时，埋深取下限；介质
温度为上限或管道成凸形上拱地段敷设时取上限。
2.3.3.3 管道埋深宜不小于0.8 m。由于条件所限不能满足此要求时，在无车辆外载
的空旷地区允许降到0.6 m，但要确保管道的轴向稳定和安全。
2.3.3.4 管道与地下电缆及其它管道交叉的净距应不小于300 mm。
2.3.3.5 当管道通过陡坡或洼地时，要采取措施防止管沟回填土被水冲刷流失。根据
地形和水文地质条件处理地面排水。
2.3.3.6 在管道的一侧分布有发育冲沟或不稳定的陡坎，可能危及管道的安全时，应
采取防护措施。
2.3.3.7 管道应按下列要求设置标志：
a) 从管道的起点到终点，在管道的中心线上每隔一公里设置连续里程桩。里
程桩底面和管顶的距离不得小于0.3 m。阴极保护测试（检查）桩可同里程桩结合设置；
b) 管道水平转角桩设于管道中心线的转折点。转角桩上应注明里程、管道水
平转角、曲线半径、外矢距、切线长；
c) 管道同人工或天然障碍交叉处的两侧、隐蔽的附属建筑物附近应设置标志
桩。标志桩上应注明里程、穿越长度、管身结构和埋深等。
2.3.4 管道土堤埋设的原则
2.3.4.1 土堤宜采用梯形断面。其断面尺寸应根据地形、水文地质、土壤类别及性质
以及输油管道的稳定要求确定。
2.3.4.2 单根管道土堤敷设的最小顶宽应不小于1.0 m；多根管道平行敷设的土堤最
小顶宽应为管道总轴线宽度加1.0 m。管道周围径向复土厚度应符合2.3.3.1 a)的要求。
但不应小于0.8 m。
2.3.4.3 土堤边坡坡度应根据自然条件，岩层或土壤的种类及其结构和土堤高度来确定。
2.3.4.3.1 对粘性土土堤，堤高在2.0 m以下，边坡坡度采用1∶0.75～1∶1；堤高在2.0 m～5 m时，采用1∶1.25～1∶1.5；堤高超过5 m时，边坡采用1∶1.75。当采用加固措施时不在此限。
2.3.4.3.2 土堤受水淹没部分的边坡坡度采用1：2，并视水流及土质情况采取加固措施。
2.3.4.3.3 对砂性土土堤的边缘适当放缓，并采取加固措施。
2.3.4.4 土堤阻挡水流排泄时，应设置泄水孔或涵洞等构筑物。泄水能力按25年一遇的洪水流量设计。
2.3.4.5 对过水土堤应考虑水流对土堤的影响并采取保护措施。
2.3.4.6 修建在软弱地基上地土堤，应对填土后的基础沉降和管道的强度、稳定性进行验算，必要时应采取相应措施，保证管线安全。
2.3.4.7 土堤敷设管道只设里程桩，不设其它标志桩。
2.3.5 管道地上架空敷设的设计原则
2.3.5.1 管道跨度执行院工程设计标准SEST 0301的有关规定。
2.3.5.2 管道架空敷设高度应符合表2.3.5.2的规定。
表2.3.5.2 管道架空敷设最小净空高度表
管道通过地域情况最小净空高度，m
荒地，无通道要求0.4
农田耕作区 2.2
大车道 4.5
一般通车路，次要道路 5.0
一级二级公路和主要干道 5.5
铁路（轨顶起算） 5.5
管道跨越道路时，在管道上用红色醒目大字标注限高数字。
2.3.5.3 管道跨越道路、铁路时，两侧管道（包括墩架）最突出部分距铁路中心线应不小于3.0 m，距公路路面边缘应不小于1.5 m。
2.3.5.4 管道跨越道路、铁路的交角宜为90°，应不小于60°。
2.3.5.5 管道架空长度超过200 m，并有绝缘法兰与埋地管道绝缘时，架空部分应设静电接地。
2.3.5.6 管道架空敷设应考虑热补偿。
2.3.6 管道弹性敷设的设计原则
2.3.6.1 弹性敷设只适用于地下或土堤埋设。
2.3.6.2 管道走向发生变化，出现水平转角或管道敷设坡度发生变化出现竖向转角，
只要条件允许，应优先采用弹性敷设。
2.3.6.3 管道平面及竖向同时发生转角时，不宜采用弹性敷设，以避免水平和竖向曲
线重叠组成空间曲线。
2.3.6.4 在两个相邻反向曲线之间，应采用直线段连接过渡。
2.3.6.5 弹性敷设的曲线半径应大于根据强度条件和在自重作用下的变形条件计算求得的曲线半径。管道在平面上的弹性曲线半径还应满足安装要求，即满足式（2.3.6.5）的要求。
r≥1000DN （2.3.6.5）
式中：
r——管道弹性弯曲半径，m；
DN——管道公称直径，m。
2.3.7 管道非弹性敷设的设计原则
2.3.7.1 由于条件所限不宜采用弹性敷设的地方，可采用非弹性敷设。
2.3.7.2 管道不宜采用斜口连接。如必须采用斜口时，其转角不应大于3°，否则应验
算应力。相邻两斜口的距离，同向时不得小于10 m，异向时不得小于20 m。
2.3.7.3 弯头连接应符合下列规定：
a) 弯头与相邻直管应等强度；
b) 钢制冲压弯头的曲率半径应不小于 2.5DN，煨制弯头曲率半径应不小于4DN；
c) 不得采用虾米腰焊接弯头。
2.3.7.4 冷弯弯管的曲率半径不应小于40DN。
2.3.8 输油管道线路结构设计的原则
2.3.8.1 管段之间应采用焊接连接，只有有特殊要求（如绝缘法兰、旁路留短管等）时，才允许采用法兰连接。不推荐螺纹连接。禁止采用承插填料连接。
2.3.8.2 管道上的三通和弯头等管路附件应与干道管材等强度。应优先选用等强度三通。如采用支管开口焊接三通时，须通过强度计算确定其是否需要补强、补强面积和补强方式。
2.3.8.3 线路上的阀门应按下列要求设置。
2.3.8.3.1 须设切断阀的地点：
a) 大型或特大型穿越工程的两侧；
b) 国家一级公路干线的架空跨越两侧；
c) 由于管道破裂可能造成人民生命财产较大危害区域的两侧界区上；
d) 有支管分输的管道在支管处；
e) 在流量调节要求的干道和支管上。
2.3.8.3.2 线路上的切断阀必须是铸钢闸阀或铸钢直通式球阀。禁止使用铸铁阀和截止阀。
2.3.8.3.3 线路上的阀门应设置阀门井或阀门室。阀门井或阀门室内净空的大小应满足操作、维修的要求，并应考虑安全措施。
2.3.8.4 管道通过清管器和隔离塞对线路结构设计的要求。
2.3.8.4.1 线路上的阀门必须采用同径闸阀或同径球阀，禁止使用缩径阀。
2.3.8.4.2 线路弯头曲率半径应不小于2.5DN。
2.3.8.4.3 线路焊接三通支管不得突出干管内壁，并应设置挡条。
2.3.8.4.4 通过清管器或隔离塞的管道宜采用同内径管。如不可避免时，相邻两管内径之差不得大于3 mm，并应将小内径管，加工内坡口，使连接处内径相同。
2.3.8.5 输油干管上设高点排气或低点放空，施工试压的排放口，工序完成后应予以
割除封焊。
2.3.9 管道强度和稳定计算的内容和方法
2.3.9.1 管道壁厚计算
2.3.9.1.1 直管的壁厚S应等于或大于式（2.3.9.1.1-1）的计算值。
[]S PD P C =++2s （2.3.9.1.1-1） ［σ］=0.72σs Φ （2.3.9.1.1-2）式中：
S ——管道计算壁厚，cm ；
P ——管道工作压力，MPa ；
D ——管道外径，cm ；
［σ］——管材使用温度下的许用应力，MPa ；
σs ——管材的最小屈服极限，MPa ；
0.72——安全系数；
Φ——焊缝系数；符合GB 8163产品标准的无缝钢管，Φ一般取1.0。焊接钢管
应根据焊接方法、焊接接头型式及检验要求等来确定；
C ——设计裕量，cm ；见2.3.9.1.6。
式（2.3.9.1.1-1）的计算值应向上圆整至公称壁厚。
2.3.9.1.2 弯管壁厚计算
采用热煨、机械冷弯弯管（R ＞4DN ）的壁厚计算与2.3.9.1.1直管壁厚计算相同，弯管内部的加工残余应力，在计算中不予考虑。
2.3.9.1.3 弯头壁厚计算
弯头（1.5DN []S PD P m C =++2s （2.3.9.1.3-1） m R D R D = --422() （2.3.9.1.3-2）式中： m ——弯头应力增强系数； R ——弯头管中心线曲率半径，cm ； 其它符号意义同前。2.3.9.1.4 壁厚计算中的工作压力可根据沿线压降情况分级计算。两站间管段的壁厚级数不应超过三级。相邻两级管道壁厚差不得大于2 mm 。 2.3.9.1.5 管道壁厚不应小于管径的1/140，同时应不小于4 mm 。 2.3.9.1.6 设计裕量C 为腐蚀裕量和安全裕量之和： a) 腐蚀裕量视介质的腐蚀程度而定； b) 若管道必须通过2.3.1.6至2.3.1.9所列地区，或不符合2.3.1.11和2.3.1.12的规定，采取加厚管壁的方法保证安全要求时，其安全裕量的取值视出事故后可能造成的后果严重程度而定。但壁厚裕量应不大于强度计算值的40 %。否则须采取其它安全措施。 2.3.9.2 各种载荷下的应力计算 2.3.9.2.1 内压环向应力按式（2.3.9.2.1）计算。 s h Pd S =2 （2.3.9.2.1）式中： σh ——内压环向应力，MPa ； d ——管道内径，cm ； 其它符号意义同前。 2.3.9.2.2 外压环向应力 当管径小于或等于1 m 时，如果壁厚符合2.3.9.1.1和2.3.9.1.5的规定，埋地管道由土压产生的环向应力可不进行计算和校核。但穿越铁路、公路未加套管的管道和管道直径大于1 m 的埋地管道，应计算外部载荷产生的环向应力。 2.3.9.2.3 埋地管道约束嵌固段的轴向应力按式（2.3.9.2.3）计算。 s m a z Pd S E T T =+-212() （2.3.9.2.3）式中： σZ ——埋地管道约束嵌固段的轴向应力，MPa ； α——钢材线膨胀系数，m /（m ?℃）； E ——钢材弹性模数，MPa ； μ——泊桑比，μ一般取0.3； T 1——安装温度，℃； T 2——材料工作温度，℃。2.3.9.2.4 非完全约束埋地管段（过渡段）的轴向应力按式（2.3.9.2.4-1）计算。 Zf X Z S kfl S Pd s s ++= 4 （2.3.9.2.4-1） K H H t g ?+-é?êù?ú1245220g g q () （2.3.9.2.4-2）式中： σZ ——非完全约束埋地管段过渡段的轴向应力，MPa ； K ——作用在管子表面的平均土压强，MPa ； γ——土壤容重，kg /cm 3； H ——管道中心埋深，cm ； θ——土壤内摩擦角（度）；由土壤性质确定。亚粘土θ一般取30o ； f ——土壤与管道表面绝缘层的摩擦系数。亚粘土与管道沥青绝缘层之间的摩 擦系数f 一般取0.4，亚粘土取f 不大于0.3； lx ——管道出土点距计算点的距离，cm ； σzf ——设备或补偿器等外部或内部反力作用在X 点管道上的应力，MPa 。 注： ① 式（2.3.9.2.3）、（2.3.9.2.4-1）为代数和，以管道受拉为正，受压为负。 ② 式（2.3.9.2.4-1）中的摩擦力S kfl X 和反力σzf ，当T 1＜T 2时两值为负，T 1＞T 2时两值为正。 2.3.9.2.5 非约束管道的轴向应力应包括内压引起的轴向应力，重量和其它持续载荷引起的轴向拉伸压力、热变形或热位移产生的轴向拉伸或压缩应力，轴向弯曲和扭转应力等的总和。 2.3.9.3 当管道外径与壁厚之比大于140时，应验算钢管的径向稳定，并考虑管子初始椭圆度的影响。 2.3.9.4 管道的三通和开孔补强应按有关规定选用其结构形式和计算方法。 2.3.10 确定应力许用值的原则 2.3.10.1 总环向应力不大于2.3.9.1.1条中规定的许用应力［σ］。 2.3.10.2 各种剪切应力的许用值应不大于管材最小屈服强度σs 的45 %。 2.3.10.3 各种约束结构和支撑结构材料的许用值应不大于材料最小屈服强度σs 的60 %。 2.3.10.4 折算应力（当量应力）按最大剪应力理论计算，其值应不大于材料最小屈 服强度0.9倍，见式（2.3.10.4） 。 Z h s s -≤0.9бs （2.3.10.4）式中： σh ——环向应力，MPa ； σz ——轴向应力，MPa 。 2.3.11 偶然载荷计算应力极限值的确定原则 2.3.11.1 因水击和异常操作情况而引起的瞬时压力上升值，如果不超过管道系统和设备设计压应力的10%，在强度设计中可不予考虑。 2.3.11.2 由偶然发生的风载或地震产生的应力加上式（2.3.9.2.3）和2.3.9.2.4所述各种轴向应力之和不得超过管材最小屈服强度的80 %。风载和地震不应考虑同时发生。 2.3.12 埋地管道的热补偿和强制固定 2.3.12.1 埋地管道嵌固段的折算应力强度符合2.3.10.4要求时，一般不设置补偿器。 2.3.12.2 采用弯头改变方向，或管道出土处，为保护管道和设备安全，可设置G 型、Z 型或P 型补偿器，也可设置固定墩。 2.3.12.3 补偿器的补偿量按式（2.3.12.3-1）计算。 l T T l )(2 112-=D a （2.3.12.3-1） DKf F T T E l p a ′-=)(12 （2.3.12.3-2） 式中： △l ——补偿量，cm ； l ——埋地管道自由端过渡段长度，cm ； F ——管子横载面积，cm 2； 其它符号意义同前。 2.3.12.4 补偿器设在地下时，应设置在管沟内。 2.3.12.5 管道对固定墩的推力按式（2.3.12.5）计算。 F F T T E P Z X ′--=s a )(12 （2.3.12.5）式中： P x ——管道对固定墩的推力，kg ； 其它符号意义同前。 2.3.12.6 在管道或设备强度许可的情况下，允许固定墩发生适量位移（通过强度计算确定），以减少固定墩推力。 2.4 泵站设计 2.4.1 站址选择的原则 2.4.1.1 输油泵站的位置及其自然条件应满足建站和总平面布置的要求。 2.4.1.2 站址选择应与当地的工农业发展规划相结合，首、末站应与有关的石油化工厂、中转油库、商业油库或铁路中转站等的建设相结合。 2.4.1.3 能充分利用当地条件，使泵站的辅助设施尽量简化。 2.4.1.4 中间泵站、加热站或分输站的设置应符合下列原则： a) 符合输油管道的走向； b) 满足输油管道工艺及热力计算的要求。 2.4.1.5 站址应具有良好的工程地质条件，不得建在有土崩、断层、滑坡、沼泽、流砂及泥石流的地区和地下矿藏开采后有可能塌陷的地区。 2.4.1.6 站址靠近江河、湖泊或水库时，站场场地的最低设计标高应高于五十年一遇的最高洪水位0.5 m 。 2.4.1.7 位于山区的站址应避免山洪威胁，选择地势比较平坦的地段。站址不应选择 在当水坝发生意外事故时有受水冲毁或淹没危险的地区。 2.4.1.8 泵站应尽量靠近现有的公路、铁路，或位于交通方便的地区。 2.4.1.9 站址应具备满足生产，消防，生活所需水源和电源的条件，且具备排水的条 件。 2.4.1.10 泵站与飞机场的距离应符合各级机场对净空的要求。泵站应按照有关规定 避开大型水库、铁路枢纽、军事设施以及文物及风景游览区等重要地方。 2.4.1.11 泵站与周围居住区，企业，交通线等的安全距离应符合GBJ 74的有关规定。 2.4.1.12 地震地区，湿陷性黄土地区以及其他特殊地区的泵站应按有关规范或规定 执行。 2.4.2 平面布置原则 2.4.2.1 泵站布置应根据批准的设计计划任务书，不得随意预留扩建用地。 2.4.2.2 泵站内建、构筑物之间的防火间距和油罐区的布置，油罐间距，防火堤的设 置等应遵守GB 50160和GBJ 74的有关规定。 2.4.2.3 泵站内的建、构筑物在符合生产操作和安全防火要求下宜合并建造。 2.4.2.4 油罐区宜根据地形条件布置在比泵房较高的地区。 2.4.2.5 需分期建设的泵站，前后期工程要统一规划，尽量避免后期工程施工时对已 投产部分的影响。 2.4.2.6 泵站的出入口应不少于两个，且在不同方向设置。 2.4.2.7 泵站的变、配电所及户外开关场应布置在边缘进线方便的位置，并尽可能位 于供电负荷中心。户外开关场应设置高度不低于2 m的独立围墙。 2.4.2.8 锅炉房应布置在油罐区主导风向的上风向或侧风向一侧，并尽可能靠近供热 负荷中心。 2.4.2.9 消防车库应位于出车方便的地方。消防泵房宜靠近油罐区布置。 2.4.2.10 站内道路设计除应符合GBJ 22的规定外，在油罐区应按照有关规定设置消 防道路。 2.4.2.11 泵站周围应设置高度不低于2.2 m的非燃烧材料的实体围墙。山区泵站周 围建实体围墙有困难时，可建刺丝网围墙。 2.4.2.12 泵站的住宅区如位于泵站附近时，住宅区应布置在最小频率风向的下风侧。 2.4.2.13 泵站的行政管理区设围墙（栅）与生产区隔开。 2.4.2.14 泵站应根据所在地区的具体条件进行绿化。绿化应符合SH 3008的要求。 2.4.3 流程设计原则 2.4. 3.1 泵站流程必须满足正常输油生产的需要，还应考虑管道起动、停输、事故处 理和检修的要求。需要进行分输的地方应设分输站。 2.4. 3.2 宜采用密闭输送流程。 2.4. 3.3 在满足生产要求前提下力求简化，减少周转。要充分利用地形实现自流输送或改善泵的吸入条件。 2.4. 3.5 在输送过程中不串油，不污染，并尽量减少死油段。 2.4. 3.5 分期投产的泵站，流程既要考虑分期投产的衔接,又要满足分期投产的要求。 2.4. 3.6 设备和管道的专用与互用，应符合SH 0164的要求。 2.4. 3.7 输送管径应按经济管径计算确定。 2.4. 3.8 轻质成品油管道不应设反输流程；易凝加热输送管道是否设反输系统应根据工艺操作条件而定。 2.4. 3.9 原油和其他易沉积的重质油品管道以及对杂质和水分含量要求严格的产品管道宜设置清管设施。 2.4. 3.10 中间站宜采用“从泵到泵”流程并应符合下列要求： a) 各站间泵的扬程和流量应互相匹配； b) 各站均应选用离心泵； c) 应有流量（或压力）调节手段，保证各泵站的泵入口维持正压。 2.4.4 泵与原动机的选用原则 2.4.4.1 输油泵的选用原则 2.4.4.1.1 输油泵的排量、扬程、功率应根据输油管道的工艺计算经技术经济比较后确定。 2.4.4.1.2 应选用高效率的离心泵。 2.4.4.1.3 每种油品输油泵的台数不应过多，一般以一至三台为宜。 2.4.4.1.4 在正常操作条件下，泵应在高效区工作。 2.4.4.1.5 连续输送的泵，每种油品应设一台备用泵。 2.4.4.2 输油泵原动机的选用原则 2.4.4.2.1 在石油化工厂或中转油库附近的泵站应选用电动机作为输油泵的原动机。 2.4.4.2.2 中间泵站（或分输站）在有现成电源可利用时，应选用电动机作为输油泵的原动机；在无电源地区，可选用内燃机或燃气轮机作为输油泵的原动机。 2.4.5 确定泵站储罐容量的原则 2.4.5.1 管道首末站属于中转油库时，其储罐容量由中转油库统一考虑。如为单独设置时，其储罐容量应为三天日平均输油量。每种油品的储罐数量不宜少于三座。 2.4.5.2 管道首、末站属于石油化工厂油罐区或商品油库时，其储罐容量由石油化工厂油罐区或商品油库统一考虑。如为单独设置时，一般油品的储罐容量应为三天日平均输油量；液化石油气储罐的容量应为两天日平均输油量，但每种油品的储罐数量不宜少于三座。 2.4.5.3 中间泵站当采用旁接油罐流程时，其储罐容量应为四至六小时平均输油量。 2.4.6 泵站管道敷设的原则 2.4.6.1 泵站内的工艺管道应采用管墩或管架敷设。 2.4.6.2 采用电法保护的输油管道进出站应设置绝缘法兰。 2.4.7 给排水和污水处理设计原则 2.4.7.1 输油泵站应就近采用地下水、地表水或由城镇自来水作为水源。生产和生活用水水源应合并建设。在油罐区、生产作业区和生活区等布置分散时，经技术经济比较后，也可分别单独设置水源。 2.4.7.2 生活饮用水的水质必须符合GB 5749的规定。 2.4.7.3 泵站水源的供水能力应根据下列各项原则确定 2.4.7. 3.1 建筑物和油罐区的消防用水量应按GB 50160和GBJ 16的有关规定确定。 2.4.7. 3.2 泵站内各生产单元工作人员的生活用水量及泵站住宅区生活用水量应按国家现行的GBJ 13的有关规定确定。 2.4.7. 3.3 泵站内其他用水，如输油泵、柴油机冷却用水等，应按具体情况确定。 2.4.7.4 泵站的给水压力应按GB 50160和GBJ 13的有关规定确定。 2.4.7.5 泵站内未被油品污染的地面雨水与含油污水要分流排放。未被油品污染的地 面雨水可采用明渠排放。含油污水不得采用明渠排放。 2.4.7.6 含油污水必须处理至符合国家现行的排放标准要求后才可排放。 2.4.7.7 油罐区雨水排水管穿越防火堤处应设置能在堤外操纵的封闭装置。 2.4.7.8 当输油站附属于中转油库、石油化工厂或商业油库时，站内的给排水和污水 处理设施应与中转油库，石油化工厂或商业油库统一考虑。 2.4.8 电气及通讯设施设计原则 2.4.8.1 输油泵站的供电负荷等级应按GB 50052的规定。不能中断输油作业的输油泵站供电负荷等级应为二级。 2.4.8.2 泵站供电应尽量采用外电源。当采用外电源确有困难或不经济时，可采用自 备电源。 2.4.8.3 不能中断输油的泵站的供电应有两个电源。在不具备两个电源供电的地区， 可用柴油发电机组作为备用电源。 2.4.8.4 站内照明设计应符合GB 50034的规定。 2.4.8.5 站内油罐防雷和防静电接地应符合GBJ 74的有关规定。 2.4.8.6 站内的爆炸和火灾危险场所的动力、照明和通讯等电气装置设计，应符合GB 50058的有关规定。 2.4.8.7 油罐区对外部邻接的边界应设警卫照明。警卫照明宜由岗亭或警卫值班室控 制。 2.4.8.8 输油泵站之间、泵站与石油化工厂之间、泵站与中转油库以及泵站与商业油 库之间应设有方便的通讯设施。 2.4.8.9 泵站附属于石油化工厂、中转油库或商业油库时，其供电与通讯设施可由石 油化工厂、中转油库或商业油库统一规划管理。 2.4.9 供热和采暖通风设计原则 2.4.9.1 油品加热输送采用蒸汽加热或加热炉加热应根据泵站所处地区具体条件作技术经济比较后确定。 2.4.9.2 当泵站附属于中转油库、石油化工厂或商业油库时，其供热设施应与中转油库、石油化工厂或商业油库统一规划。 2.4.9.3 泵站锅炉房设计应遵守GB 50041的有关规定。 2.4.9.4 泵站的生产和辅助生产建筑物的采暖通风和空气调节的设计应符合现行国家标准GBJ 19的有关规定。泵站住宅和生活福利设施的采暖，应遵守建站地区的建设标准。 2.4.9.5 集中采暖系统的热媒宜采用热水，并充分利用生产余热。 2.4.9.6 对驱动输油泵的非防爆电动机要有通风措施。 2.4.9.6.1 当采用管道式通风时，应尽量利用电动机本身所产生的风压。当风道阻力大于该风压时，应采用机械通风。 2.4.9.6.2 进入电动机的空气，应符合下列要求（电动机生产厂有特殊要求者除外）： a) 空气温度宜在0 ℃～40 ℃之间； b) 空气相对湿度应低于90 %； c) 空气含尘量不宜超过5 mg/m3，不允许有导电的灰尘； d) 空气中不应有爆炸危险的气体。 2.4.9.7 泵站的生产和辅助生产房间应采用自然通风进行全面换气。当自然通风不能满足要求时，可采用机械通风。 2.4.9.8 输送易燃油品的泵房除采用自然通风外，还应设置排风机组进行定期排风， 其换气次数不应少于十次/时，计算换气量时层高按4 m计。输送易燃油品的地上泵房，当外墙上下部设有百叶窗、花格墙等常开孔口时，可不设置排风机组。 2.4.9.9 爆炸危险场所用的通风机械和活动件应采用防爆型。 2.4.10 仪表设计原则 2.4.10.1 仪表设计应满足工艺系统的要求，合理选择测量参数和控制方案，并正确选用仪表。 2.4.10.2 在有火灾爆炸危险的场合，宜选用防爆型仪表或采取相应的防爆措施。 2.4.10.3 在同一工程中仪表选型、品种规格不宜过多。 2.4.10.4 在首、末站和分输站应设立完备的计量设施，对瞬时量和累计量均应有测 1总则 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 《输油管道设计与管理》习题 一、等温输油管道工艺计算习题 1、某φ355.6×6的长输管道按“密闭输油”方式输送汽油，输量为310万吨/年，年工作日按350天计算。管壁粗糙度e ＝0.1mm ，计算温度为15℃。油品的物性参数：υ15＝0.82×10-6 m 2/s ，ρ20＝746.2 kg/m 3。密度按以下公式换算： ρt ＝ρ20-ξ(t -20) kg/m 3 ξ＝1.825-0.00l315ρ20 kg/m 3℃ 试做： (1)判断管内流态. (2)选择《输油管道工程设计规范》中相应的公式计算水力摩阻系数，如果有一个以上的计算公式，需比较计算结果的相对差值。 2、某φ323.9×6的等温输油管道，全线设有两座泵站，管道全长150km ，管线纵断面数据见下表，计算该管道输量可达多少? 己知：全线为水力光滑区，站内阻力忽略不计，翻越点或终点的动水压力按20m 油柱计算。 油品计算粘度6 6.410ν-=?m 2/s 首站进站压力201=S H 米油柱 首站和中间站两台同型号的离心泵并联工作，每台泵的特性方程为： 1.755902165H Q =- 米 （Q ：m 3/s ，H ：m ） 二、加热输送管道工艺计算习题 某长距离输油管道长280km ，采用φ273.1×6钢管，管道中心埋深1.4m ，沿线全年最低月平均 地温2℃，最低月平均气温-10℃。管壁粗糙度e ＝0.1mm 。土壤导热系数0.96W/m ℃，防腐层导热系数0.15 W/m ℃，聚氨脂泡沫导热系数0.05 W/m ℃，防水层导热系数0.17 W/m ℃。 1、计算管道埋地保温与不保温时的总传热系数【埋地不保温管道防腐绝缘层厚度3mm ，保温管道的结构：钢管外为环氧粉末防腐层（由于厚度很小，热阻可忽略不计），防腐层外是聚氨酯泡沫塑料保温层，保温层外是防水层。40mm 厚的保温层，3mm 厚的防水层，忽略管内壁对流换热热阻及钢管热阻】。 2、计算架空保温管道的总传热系数（冬季计算风速5m/s ，管外壁至大气的幅射放热系数可取为αar ＝3.5W/m 2℃）。 3、若输量为200万吨/年，输送ρ20为870kg/m 3的原油，设计出站油温60℃、进站温油35℃，原油品比热2.1kJ/kg ℃，粘温方程 υ＝37.338×10 -6e -0.041t m 2/s ，计算上述管道埋地保温时所需的 输油管道工程健康安全与环境HSE设计规范 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 输油管道设计与管理 一、名词解释（本大题╳╳分，每小题╳╳分） 1可行性研究：是一种分析、评价各种建设方案和生产经营决策的一种科学方法。2等温输送：管道输送原油过程中，如果不人为地向原油增加热量，提高原油的温度，而是使原油输送过程中基本保持接近管道周围土壤的温度，这种输送方式称为等温输送。 4、线路纵断面图：在直角坐标上表示管道长度与沿线高程变化的图形称为线路纵断面图。 5、管路工作特性：是指管长、管内径和粘度等一定时，管路能量损失H与流量Q 之间的关系。 6、泵站工作特性：是指在转速一定的情况下，泵站提供的扬程H和排量Q之间的相互关系。 7、工作点：管路特性曲线与泵站特性曲线的交点，称为工作点。 8、水力坡降：管道单位长度上的水力摩阻损失，叫做水力坡降。 10、翻越点：在地形起伏变化较大的管道线路上，从线路上某一凸起高点，管道中的原油如果能按设计量自流到达管道的终点，这个凸起高点就是管道的翻越点。 11、计算长度：从管道起点到翻越点的线路长度叫做计算长度。 12、总传热系数K：指油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。 13、析蜡点：蜡晶开始析出的温度，称为析蜡点。 14、反常点：牛顿流体转变为非牛顿流体的温度，称为反常点。 15、结蜡：是指在管道内壁上逐渐沉积了某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。 19、顺序输送：在一条管道内，按照一定批量和次序，连续地输送不同种类油品的输送方法。 20、压力越站：指油流不经过输油泵流程。 21、热力越站：指油流不经过加热炉的流程。 25．混油长度：混油段所占管道的长度。 26．起始接触面：前后两种（或A、B）油品开始接触且垂直于管轴的平面。 27、动水压力：油流沿管道流动过程中各点的剩余压力。 二、填空题 1、由于在层流状态时，两种油品在管道内交替所形成的混油量比紊流时大得多，因而顺序输送管道运行时，一般应控制在紊流状态下运行。 2、采用顺序输送时，在层流流态下，管道截面上流速分布的不均匀时造成混油的主要原因。 3、石油运输包括水运、公路、铁路、管道等几种方式。 4、输油管道由输油站和线路两部分组成。 5、原油管道勘察工作一般按踏堪、初步勘察与详细勘察三个阶段进行。 6、在纵断面图上，其横坐标表示管道的实际长度，纵坐标为线路的海拔高程。 9、管路特性曲线反映了当管长L，管内径D和粘度μ一定，Q 与Hz 的关系。 10、若管路的管径D增加，特性曲线变得较为平缓，并且下移；管长、粘度增加，特性曲线变陡，并且上升。 11、线路上有没有翻越点，除了与地形起伏有关，还取决于水力坡降的大小，水力坡降愈小，愈易出现翻越点。 12、泵站总的特性曲线都是站内各泵的特性曲线叠加起来的，方法是：并联时，把相同扬程下的流量相加；串联时，把相同流量下的扬程相加。 14、加热站加热原油所用设备有加热炉和换热器两类。 15、泵站-管道系统的工作点是指在压力供需平衡条件下，管道流量与泵站进、出站压力等参数之间的关系。 16、有多个泵站的长输管道，中间站C停运后的工况变化具体情况是：在C以前各站的进出站压力均上升，在C以后各站的进出站压力均下降，且距C站愈远，变化幅度愈小。 输油管道工程线路设计规范 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 输油管道工程施工方案及方法 1.主要施工工序 设计交桩→施工测量放线→修筑施工便道→施工作业带清理→运管与存放→布管→管道组对→焊口预热→焊接→防腐补口→管沟开挖→细土垫层回填→下沟→回填→三桩埋设→干线阀室清管、试压→地貌恢复、水土保护。 2.运管与存放 2.1.临时堆管场地选定应与主体施工单位及其他配合单位协商，避免占压其他单位的施工区域。 2.2.临时堆管场地由施工单位根据现场地形选定，施工作业带不包含堆管场地。地形特别狭窄和困难地段由于场地限制可适当增加堆管场的间距。 2.3.堆管场地内应修筑运管车辆与吊车进出场的道路，场地上方应无架空电力线。 2.4.运输防腐管时，防腐管与车架或立柱之间、防腐管之间、防腐管与捆扎绳之间垫橡胶板或类似的软材料，捆扎绳外应套橡胶管或其它软质管套。 2.5.装车、卸车时应使用不损坏管口的专用吊钩，绝对不允许直接使用钢丝绳、叉车等，防止对管口保护套圈的破坏，吊钩宽度应大于60mm，深度应大于60mm，与管子接触面做成与管子相同的弧度。在装卸车时要注意管子之间不能相互碰撞或划伤。 2.6.采用拖拉机运管或人工送防腐管时，用橡胶板或草袋子包敷成品管，防止损伤防腐管。 2.7.防腐管装车前，应认真核对管子的防腐等级、壁厚，将不同防腐等级、壁厚的管子分车运输。 2.8.按工程进度，编排不同防腐等级、壁厚管材的运输计划，保证施工顺利进行。 2.9.堆放管子的场地根据现场地形，尽量设置在非耕作区且方便施工的地点； 2.10.堆放管子的场地要平整、压实；无大块石，地面不得积水，地面保持1%～2%的坡度，并设有排水沟； 2.11.管子不允许与地面接触，最下层管子下面铺垫枕木或装满谷糠或干草的麻袋，保证管子与地面的最小距离为0.3m。垫枕木时，枕木上要有厚度不小于5mm的橡胶衬垫层，每层管子之间垫放软垫； 2.12.任何形式的支撑物与管子的接触宽度不应少于0.2m； 重庆科技学院 《管道输送工艺》 课程设计报告 学院:石油与天然气工程学院专业班级:油气储运专业08 学生姓名:马达学号: 2008254745 设计地点（单位）重庆科技学院K栋 设计题目：某热油管道工艺设计 完成日期： 2010 年 12 月 30 日 指导教师评语: ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ______________ 成绩（五级记分制）: 指导教师（签字）: 摘要 我国原油大部分都属于高粘高凝固点原油，在原油管道输送过程中一般都采取加热输送，目的是为了使管道中的原油具有流动性同时减少原油输送过程中的摩阻损失。热油管道输送工艺中同样要求满足供需压力平衡，在起伏路段设计管道输油关键因素是泵机组的选择和布置，要在满足热油管道输送压力平衡的条件下尽量使管道输送能力增大。 热油管道工艺设计中要根据具体输送原油的性质、年输量等参数确定加热参数，结合生产实际，由经济流速确定经济管径，设计压力确定所使用管材，加热参数确定热站数。然后计算管道水力情况，按照“热泵合一”原则布置泵站位置，选取泵站型号，并校合各泵进出站压力和沿线的压力分布是否满足要求，并按照实际情况调整泵机组组成。最后计算最小输量，确保热油管道运行过程中流量满足最小流量要求，避免管道低输量运行。 关键词：原油加热输送泵站压力平衡输量 专业课程设计(论文) 题目: 输油管道得加工工艺流程及焊接工艺设计学生姓名: 院(系):材料科学与工程学院 专业班级:焊接 指导教师: 完成时间: 摘要 输油管线主要由输油站与管线两大部分组成、管道得起点就是一个输油站通称首站,油品或原油在首战被收集后,经过计量后,在由首站提供动力向下游管线输送。首站一般布设有储油罐,输油泵与油品计量装置,若所属油品因粘度高需要加热,则亦设有加热装置,输油泵提供动力使得油品可以沿管线向终点或下一级输油站运动,一般情况下,由于距离长,油品在运输过程中能量损失明显,需要多级输油站提供动力,直至将油品输送至终点。终点输油站称为末站,主要负责收集上游管线输送而来得物料,因此多配有储罐与计量系统。 关键词:输油管线、X80钢、半自动焊接技术。 目录 1 综述 (1) 1。1输油管道概况 (1) 1。2输油管道分类 (1) 1。2。1按距离分 (1) 1。2。2按油品分 (1) 1、2、3按材料分 (2) 1。3输油管道常用得焊接方法 (2) 1。3、1手工电弧焊 (2) 1。3。2钨极氩弧焊 (2) 1。3、3半自动焊 (3) 1。3。4全自动焊 (3) 1。4输油管道连接分类与法兰 (4) 1、5焊接材料得选择 (4) 2 工艺说明 (6) 2。1管线材料得选择 (6) 2。2焊接方法得选择 (6) 2、3坡口形式得设计制造及清根方法 (7) 2。4焊缝层数及焊接顺序设计 (8) 2、4。1焊接层数得选择 (8) 2、4。2焊接顺序得设计 (8) 2、5焊后热处理工艺说明 (8) 2。6焊接工艺参数得选择 (8) 2。7焊接质量检测 (8) 3 总结 (10) 4 参考文献 (11) 5 焊接工艺卡 (12) 油气输送管道穿越工程设计规范（GB50423-2007） 3.1 基础资料 3.1.1 穿越工程设计前，应取得所输介质物性资料及输送工艺参数。其要求应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253和《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定执行。 3.1.2 穿越工程设计前，应根据有关部门对管道工程的环境影响评估报告、灾害性地质评估报告、地震安全评估报告及其他涉及工程的有关法律法规，合理地选定穿越位置。穿越有防洪要求的重要河段，应根据水务部门的防洪评价报告，选定穿越位置及穿越方案。 3.1.3 选定穿越位置后，应按照国家现行标准《长距离输油输气管道测量规范》SY/T 0055和《油气田及管道岩土工程勘察规范》SY/T 00 53，根据设计阶段的要求，取得下列测量和工程地质所需资料： 1 工程测量资料，包括1:200～1:2000，平面地形图(大、中型工程)与断面图； 2 工程地质报告，包括1:200～1:2000地质剖面图、柱状图、岩土力学指标、地震、水文地质及工程地质的结论意见。 3.1.4 应根据下列钻孔布置要求获取地质资料： 1 挖沟埋设穿越管段，应布置在穿越中线上。 2 水平定向钻、顶管或隧道敷设穿越管段，应交叉布置在穿越中线两侧各距15～50m处。在岩性变化多时，局部钻孔密度孔距可布置为20～30m。 3.1.5 根据现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306，位于地震动峰值加速度a≥0.19地区的大中型穿越工程，应查清下列四种情况，并取得量化指标： 1 有无断层及断层活动性质、一次性最大可能错动量。 2 地震时两岸或水床是否会出现开裂或错动。 3 地震时是否会发生基土液化。 4 地震时是否会引起两岸滑坡或深层滑动。 3.1.6 穿越管段应有防腐控制的设计资料。 3.2 材料 3.2.1 穿越工程用于输送油气的钢管，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 97 11.1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，并应根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用应力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。对于管径小于DN300，设计压力小于6.4MPa的输油钢管或设计压力小于 4.0MP a的输气钢管，可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/ 炼油管道工程施工组织设计 一、编制说明 1、编制说明 此投标书是我们针对油库技改工程安装工程编制的技术标，详细介绍了我公司承建同类项目的业绩、油库技改工程的工程概况、主要施工方案、施工部署和技术、质量、安全管理等内容，施工主要管理程序、施工总体部署及施工总体计划，施工机具设备平衡计划，施工劳动力平衡计划。按省商业厅90—108文批示，在某村油库建设三座5000M3储油罐，并对油库泵房和管路进行扩建改造。 按照业主招标文件的要求，安装工程主要包括以下内容： 金属油罐现场制安 机泵设备安装 建筑物施工 工业管道施工 电气工程施工（不包括室内变配电部分） 仪表工程施工（业主要求提供技术方案） 2、编制依据 ①油库技改工程建设工程施工招标文件 ②油库技改工程建设工程施工招标文件补充说明 ③油库技改工程建设工程初步设计文件 ④国家、行业现行施工验收规范和质量检验评定标准 ⑤公司质量保证手册及质量体系文件 ⑥公司承建类似工程的施工技术经验 ⑦相关工程验收规范： 《土方与爆破工程施工及验收规范》（GBJ201-83） 《地基与基础工程施工及验收规范》（GBJ206-83） 《混凝土结构工程施工及验收规范》（GB50204-92）《屋面工程技术规范》（GB50207-94） 《组合钢模板技术规范》（GBJ214-89） 《建筑安装工程质量检验评定统一标准》（GBJ300-88） 《建筑工程质量检验评定标准》（GBJ301-88） 《砌体工程施工及验收规范》（GB50203-98） 《地下防水工程施工及验收规范》（GBJ208-83） 《装饰工程施工及验收规范》（JGJ73-91） 《建筑地面工程施工及验收规范》（GB50209-95） 《水泥砼路面施工及验收规范》（GBJ97-87） 《采暖与卫生工程施工及验收规范》(GBJ242—82) 《建筑排水硬聚氯乙烯管道工程技术规范》(CJJ/T29—98) 《建筑给水铝塑复合管道工程技术规程》(CECS105:2000) 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》(GB50169—92) 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》(GB50168—92) 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150—91) 《建筑电气安装工程质量检验评定标准》(GBJ303—88)。 二、组织机构及管理模式 为了满足技改工程施工的需要，公司将迅速组建公司某村炼油管道项目经理部，实行公司直接领导下的项目经理负责制。采用动态管理、目标控制、节点考核的管理方法组织施工，实施ISO9002质量保证模式，创建优质工程。 经理部根据人员精、层次少、调度灵的原则建立高效率的指挥控制系统和精干协调的职能管理体制（公司项目经理部组织机构图见下页），实施工程进度、质量、成本的有效控制。所设六个职能部门的职责范围如下： 1、行政部：负责党、政、工、团及内外关系协调，文秘、公关、宣传、保卫、后勤、保健、打印复印、小车班等业务。 2、施工部：负责计划、统计、施工调度、安全管理、现场文明施工以及施工机具调配等业务。 输油管道系统输送工艺设计规范 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 某输油管道工程施工方案 一、工程概况 根据XX成品油管道进行点对点送油的需求，需在密闭输送管线350-P-60501-A2B-N与进泄放罐的泄压管线200-P-60505-A2B-N之间增加热膨胀泄压DN80管线。 两条管线均为新建管线，由于密闭输送管线350-P-60501-A2B-N的阀门HV1161左侧、阀门MOV1205右侧、泄压管线200-P-60505-A2B-N的1号阀门左侧管线已通油，为确保管线的安全和有序施工，特编制本施工方案。 二、施工组织机构 项目经理：XXX 现场负责人：XXX HSE监督官：XXX 技术员：XXX 质检员：XXX 材料员：XXX 火焊工：1人电焊工：2人管工2人起重工：1人 电工：1人普工：10人 三、施工进度保证 1、施工工期：1天 2、确保工期措施 1）配备强有力的项目管理班子，选择技术素质好、责任心强的施工班组施工。 2）提前做好一切施工准备工作，安排好施工设备及施工机具。 四、施工技术措施 1、施工前准备； 1）施工前与设计及油库管理部门结合，确定新建管线的工艺流程、位置、用途等。 2）施工人员、设备、机具、材料按时进场。 3）各种出入证件办理到位，一般作业、动火证、用电证等证件办理到位。 4）施工前进行安全、技术交底。 5）施工区域设立警戒线，动火点设置8Kg灭火器4个，设专人进行监护。 6）施工前确认管道内进行清理干净，两端阀门关闭。在得到相关部门确认，方可以连头施工。 2、管线现场施工方案 1）管线动火连头准备 详见动火连头示意图 A 将350-P-60501-A2B-N管线两端的阀门HV-1161、HV-1162、MOV1205在靠近动火点侧的法兰断开，在断开端加石棉板进行隔离，在200-P-60505-A2B-N管线的1号阀门（DN200）法兰处断开，采用石棉板进行隔离。由于MOV1205为电动阀，为防止在施工作业时自动开启，在断开前需将此阀门调至手动。（阀门法兰断开位置见附图所示） B 在动火点附近打接地桩，并连接现场接地线。将L45的角铁打入地面以下800mm处，用6 输油管道工艺设计 管道输送工艺设计 目录 1 总论............................................................................. 错误!未定义书签。 1.1 设计依据及原则................................................ 错误!未定义书签。 1.1.1 设计依据 .................................................. 错误!未定义书签。 1.1.2 设计原则 .................................................. 错误!未定义书签。 1.2 总体技术水平.................................................... 错误!未定义书签。 2 输油工艺..................................................................... 错误!未定义书签。 2.1 主要工艺参数.................................................... 错误!未定义书签。 2.1.1 设计输量 .................................................. 错误!未定义书签。 2.1.2 其它有关基础数据 .................................. 错误!未定义书签。 2.2 主要工艺技术.................................................... 错误!未定义书签。 3 工程概况..................................................................... 错误!未定义书签。 4 设计参数..................................................................... 错误!未定义书签。 4.1 管道设计参数.................................................... 错误!未定义书签。 4.2 原油物性 ........................................................... 错误!未定义书签。 4.3 其它参数 ........................................................... 错误!未定义书签。 5 工艺计算..................................................................... 错误!未定义书签。 5.1 输量换算 ........................................................... 错误!未定义书签。 5.2 管径规格选择.................................................... 错误!未定义书签。 5.2.1 选择管径 .................................................. 错误!未定义书签。 5.2.2 选择管道壁厚 .......................................... 错误!未定义书签。 5.3 热力计算 ........................................................... 错误!未定义书签。 总则 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。 输气管道工程设计规范 1 总则 2 术语 3 输气工艺 3.1一般规定 3.1.1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计量。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。 3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定： 1 应清除机械杂质； 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3 露点应低于最低环境温度； 4 气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3； 5 二氧化碳含量不应大于3%。 3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需求、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。 3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施与输气站合并建设。 3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。 3.2工艺设计 3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。 3.2.2 工艺设计应确定下列内容： 1 输气总工艺流程； 2 输气站的工艺参数和流程； 3 输气站的数量及站间距； 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。 3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。再正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。 3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。 3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。 3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 3.2.8 输气站宜设置越站旁通。 3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。 3.3 工艺设计与分析 3.3.1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料： 1 管道气体的组成； 2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围； 3 气源的压力、温度及其变化范围； 4 沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据； 5 沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 3.3.2 输气管道水力计算应符合下列规定： 1 当输气管道纵断面的相对高差Δh ≤200m 且不考虑高差影响时，应按下式计算： 5.052221)(1051???????-=TL Z d P P q v λ （3.3.2—1） 式中：v q ——气体（P 0=0.101325MPa ，T=293K ）的流量（m 3/d ）； P 1——输气管道计算段的起点压力（绝）（MPa ）； P 2——输气管道计算段的终点压力（绝）（MPa ）； d ——输气管道内径（cm ）； λ——水力摩阻系数； Z ——气体的压缩因子； ?——气体的相对密度； T ——输气管道内气体的平均温度（K ）； L ——输气管道计算段的长度（km ）。 2 当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式计算： 5 .01152221)(21)1(1051??? ?????????????????++??+-=∑=-n i i i i v L h h L TL Z d h P P q αλα （3.3.2—2） 输油管道工程设计规范 Coca-cola standardization office【ZZ5AB-ZZSYT-ZZ2C-ZZ682T-ZZT18】 1总则 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。 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。 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。 输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 . 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 输油管道工程施工方法及技术措施方案 1工艺管道施工方案 1.1施工前的技术准备工作 1) 有完整的焊接工艺评定及工艺规程； 2) 合格焊工登记表及焊工合格证交监理审查认可； 3) 编制质量通病防治手册发放到班组； 4) 编制详细的方案，并向班组进行技术交底。 1.2现场准备 1）主材堆放场地设置； 2）规划管道预制场地； 3）现场布置电焊机棚及焊条二级库，其中焊条二级库须配置烘、烤箱各一只。 1.3施工工艺程序 图纸会审和设计交底→编制材料计划→编制施工方案→技术和安全技术交底→原材料检查验收→除锈防腐→现场实测→管道预制、阀门试压、安全阀调试→标识﹑清洁保护﹑运输→管道安装→系统试验、吹洗→防腐保温→系统调试→交工→竣工验收 1.4 材料验收及检验 1）所有管材、管道附件、阀门必须具有制造厂的合格证明书，内容齐全，且合格证的标准应与设计标准相符，否则应进行必要的机械性能及化学成分的复测。 2）对SHB类管道应按5%的比例进行外径及壁厚测量，其尺寸偏差应符合部颁或合同规定的标准。 3）管子、管件、阀门在使用前应进行外观检查，其表面应符合下列要求：a无裂纹、缩孔、夹渣、折迭、重皮等缺陷。 b无超过壁厚负偏差的锈蚀、凹陷及其他机械损伤。 c 螺纹、密封面良好，精度及光洁度达到设计要求和制造标准。 d有材质标记。 4）施工人员在管子、管件、阀门使用前应按设计要求核对其规格、材质、型号等。 5）法兰密封面应平整光洁，不得有毛刺及径向沟槽。 6）螺栓及螺母的螺纹应完整，无伤痕、毛刺等缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动现象。 7）石棉橡胶垫片应质地柔韧、无老化变质或分层现象，表面不应有折损、皱纹等缺陷。 8) 阀门检验(为便于操作计划在生产厂家进行) a 阀门安装前，逐个对阀体进行液体压力试验，试验压力为公称压力的1.5倍,停压5分钟无泄露为合格. b 试验合格的阀门，应及时排尽内部积水，并吹干。密封面上应涂防锈漆，关闭阀门，密闭出入口，挂上合格标识牌。 c 对有上密封结构的阀门, 逐个对上密封进行试验,试验压力为公称压力的 1.1倍.试验时关闭上密封面,并松开填料压盖,停压4min,无渗漏为合格。 1.5管道预制 1）按照设计院提供的单线图仔细核对，复核无误后，进行单线图二次设计，二次设计尽量做到每一张图纸为一个预制管段。单线图二次设计的目的是服务于现场的预制安装，明确施工者的责任，便于进行质量检查的追溯。 2）管道下料前，应仔细核对所用管子、管件的规格、材质、等级是否与图纸一致。 3）预制时要考虑到把固定口留在易焊接、易组对的地方，预制的法兰、焊缝及其他连接件应避开支架、梁及管托。 4）管支架、管托架等均在现场制作安装。 5）管子切割：采用氧气乙炔火焰或半自动切割机切割，切口质量符合下列要求： a 切口表面平整，不得有裂纹、重皮、毛刺、凹凸、缩口等。熔渣、氧化铁等应予以清除。 b 切口平面的倾斜偏差不应大于管子直径的1%，且不得超过3mm。 c 所有的管道坡口均采用手提式砂轮磨光机二次加工。 一、施工顺序安排 根据本工程特征及施工进度要求，我们作了精心组织，合理按排，充分利用公司类似工程施工中的宝贵经验，进行流水施工作业，保质保量控制在工期内完成本工程的全部工程量，根据施工安排，从进场开工时间至完工时间总工期为41天。（具体见下页） 具体施工工艺流程 二、施工方案 非开挖施工方法 1、管道设置 以道路环境特点拟定施工管线位置；为避开道路交错及十字路口，特把工作井位置设置在偏道上。管线设置相对低深度的埋设物，及避开多管线，人均流动少的慢车道上及绿化草坪上，停机工作井断面尺寸为2.8*5.0m2，穿管工作井断面尺寸根据电力管线井大小开挖。 2、管线工作井放样 根据工作井及管道布置图上注明的尺寸位置，用经纬仪测出管线位置，再顺管线位置用钢尺定出工作井位置，用白灰线画出工作井的尺寸。 3、工作井开挖 根据灰线尺寸，采用人工开挖放坡系数为1：0.25，在挖土过程中把弃土放到离工作井边缘1m以外堆土，其高度不宜超过2m以上，以防弃土压塌工作井及弃土坠落伤人。并在沟底两侧设立排水边沟和集水井，以便用水泵及时抽干槽内积水，防止槽底被水浸泡。因场地限制沟槽挖出土方无法全部堆放在绿花草坪及人行道上，故有一部份土方需运走，余土堆放不能阻碍交通及减少损坏苗木。 4、钻孔回拉管道施工方法 （1）先导孔施工阶段 先导引的施工是整个工程施工的关键阶段，它决定管线穿越位置的科学与合理性，必须要考虑到D160（HDPE）管材的物理特性及最小弯曲半径。入孔角度不应超过10度，因扩孔直径较大且大曲率半径钻进，可使PE管回拖时阻力减小、弯曲平滑。 为保证导向孔钻进的精确定位，采用进口仪器英国雷迪公司RD386型定位系统。在具体操作时，对钻头定位要进行多点、精确测量，每钻进2m测一次，防止过度纠偏；控制好钻孔轨迹的走向，并使之与设计轨迹相吻合；曲线段的纠斜，要根据钻头面向位置及倾角变化值，运用软件及经验数据，及时计算和预测出纠斜钻孔位置的变化；小角度钻进及水平钻进阶段，可根据倾角变化适当增加测点距离；通过原有地下管线时，测点要精确，当深度和倾角与设计轨迹不符合时，应立即采取相应措施，确保钻孔按预定轨迹出土。 （2）扩孔阶段 导向孔施工完毕后，在下管位置将导向钻头拆下，换上扩孔钻头，分级多次将钻孔扩大到需要的孔径（D160管材）；扩钻时冲洗液采用优质膨润土泥浆，并使用钻液宝（液体Drispac聚合物）添加剂，保证孔壁完整、光滑；适当增加泥浆比重，提高泥浆粘度；同时降低钻杆转速，适当加大拉力，减少对地层的冲蚀；有砖石地段，要采取慢拉多扩的方法，将砖石尖角磨掉以免对PE管有严重的划伤。 （3）拉管施工阶段 扩孔完成以后，将PE管与扩孔钻头通过分动器连接好。为防止管头拉入孔内的过程中有水进入管中，在按装拉管头时应事先把封水堵头(完整版)输油管道工程设计规范2003版
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