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
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:
g V d L h 22
?=λ (3. 2. 3-1) 24d q V V
π= (3. 2. 3-2)
式中 h —管道内沿程水力摩阻损失(m) ；
λ—水力摩阻系数，应按本规范附录C 计算；
L —管道计算长度(m) ；
D —输油管道的内直径(m) ,
V —流体在管道内的平均流速(m/s) ；
g —重力加速度(9.8lm/s} ) ；
V q —输油平均温度下的体积流量(m 3 /s)
输油平均温度，应按下式计算: 213231t t t av += (3.2.3-3)
式中av t —计算管段的输油平均温度(℃)；
t 1—计算管段的起点油温(℃)；
t 2—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:
al e b
t t b
t t =----0201 (3.2.5-1) Ca ig
b = (3.2.5-2)
C
q D
K a m π= (3.2.5-3)
式中 t o —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/(m 2·℃)]；
D —管道的外直径(m)；
q m —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>Re lj :C=11.75(dL)0.5Re -0.1 （3.3.7-1）
Re ＜Re lj :C=18385(dL)0.5Re -0.95.018.2d e (3. 3.7-2)
Re lj =100005
.072.2d e (3. 3.7-3)
式中C —混油段长度(m)；
Re —雷诺数；
Re lj —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。
3.3.9 应根据油罐区的建设和营运费用与混油贬值造成的费用损失两个方面进行综合比较后，确定最佳循环次数。
3. 4液态液化石油气(LPG )管道系统输送工艺
3. 4. 1应按设计委托书或设计合同规定的液态液化石油气输量、组分与各组分的比例，进行液态液化石油气管道系统输送工艺设计。
3. 4. 2输送液态液化石油气管道的沿程摩阻损失，应按本规范式(3. 2. 3-1)计算，并将计算结果乘以1. 1 ^-1. 2的流态阻力增加系数。当管道内流速较高时，还应进行温升计算和冷却计算。
3.4.3液态液化石油气在管道中输送时.沿线任何一点的压力都必须高于输送温度下液化石油气的饱和蒸气压。沿线各中间泵站的进站压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸气压力高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）
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
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
注:地区等级的划分详见附录E。
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:
[ζ]=KΦζs （5.2.1）
式中 [ζ]—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；
ζs—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
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:
][2σδPD
= (5.4.1)
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)；
[ζ]—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)
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)；
A R—需要的补强面积A R=dδh;补强面积A R≤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=0.7
d )；
B 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
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；
石油天然气站内工艺管道工程施工及 验收规范 SY 0402 －2000 1 总则 1．0．1 为了提高石油天然气工艺管道工程施工水平，确保制作安装质量，做到技术先进、经济合理、安全可靠，特制订本规范。 1．0．2 本规范适用于与新建或改（扩）建石油天然气集输工艺相关的站内工艺管道工程。 1．0．3 本规范不适用于：油气田内部脱水装置；炼油厂、天然气净化厂厂内管道；加油站工艺管道；站内泵、加热炉、流量计及其他类似设备本体所属管道；站内的高温导热油管道。 1．0．4 工艺管道施工所涉及的工业健康、安全、环境保护等方面的要求，尚应符合国家、地方政府关于工业健康、安全、环境保护等方面的有关强制性标准的规定。 1．0．5 承担石油天然气站内工艺管道的施工企业必须承担过石油工程建设，取得施工企业相应资质证书；建立质量保证体系，以确保工程安装质量。 1．0．6 工艺管道施工及验收，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 管道组成件的检验 2．1 一般规定 2．1．1 所有管道组成件在使用前应按设计要求核对其规格。材质、型号。
2．1．2 管道组成件必须具有产品质量证明书、出厂合格证、说明书。对质量若有疑问时，必须按供货合同和产品标准进行复检，其性能指标应符合现行国家或行业标准的有关规定。 2．1．3 管道组成件在使用前应进行外观检查，其表面质量应符合设计或制造标准的有关规定。 2．2 管材 2．2．l 有特殊要求的管材，应按设计的要求订货，并按其要求进行检验。 2．3 管件、紧固件 2．3．1 弯头、异径管、三通、法兰、垫片、盲板、补偿器及紧固件等，其尺寸偏差应符合现行国家或行业标准的有关规定。 2．3．2 管件及紧固件使用前应核对其制造厂的质量证明书，并确认下列项目符合国家或行业技术标准的有关规定： l 化学成分。 2 热处理后的机械性能。 3 合金钢管件的金相分析报告。 4管件及紧固件的无损探伤报告。 2. 3. 3高压管件及紧固件技术要求应符合《PN16 0?32. OMPai锻造角式高压阀门、管件、紧固件技术条件》JB450的有关规定。 2．3．4 法兰质量应符合下列要求： 1 法兰密封面应光滑平整，不得有毛刺、划痕、径向沟槽、沙眼及气孔。 2 对焊法兰的尾部坡口处不应有碰伤。 3 螺纹法兰的螺纹应完好无断丝。 4法兰螺栓中心圆直径允许偏差为土0.3mm法兰厚度允许偏差为土1.0mm
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。
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 第 1 页共 19 页 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。
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
中华人民共和国建设部公告 第407号 建设部关于发布国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》的公告 现批准《油气长输管道工程施工及验收规范》为国家标准，编号为：GB 50369—2006，自2006年5月1日起实施。其中，第4.1.1、4.2.1、10.1.4、1O.3.2、10.3.3(2、3、4)、 10.3.4、14.1.1、14.1.2、14.2.2条(款)为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。 中华人民共和国建设部 前言 本规范是根据建设部建标[2002]85号《关于印发“二00一年至二O0二年度工程建设国家标准制订、修订计划”的通知》文件的要求，由中国石油天然气集团公司组织中国石油天然气管道局编制完成的。 本规范共分19章和3个附录，主要内容包括：总则，术语，施工准备，材料、管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料、防腐管的运输及保管，管沟开挖，布管及现场坡口加工，管口组对、焊接及验收，管道防腐和保温工程，管道下沟及回填，管道穿(跨)越工程及同沟敷设，管道清管、测径及试压，输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境，工程交工验收等方面的规定。 在本规范的制定过程中，规范编制组总结了多年油气管道施工的经验，借鉴了国内已有国家标准及行业标准和国外发达工业国家的相关标准，并以各种方式广泛征求了国内有关单位、专家的意见，反复修改，最后经审查定稿。 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国石油天然气管道局负责具体技术内容解释。本规范在执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议寄交中国石油天然气管道局质量安全环保部(地址：河北省廊坊市广阳道，邮编：065000)，以便今后修订时参考。 本规范主编单位、参编单位和主要起草人： 主编单位：中国石油天然气管道局 参编单位：中国石油集团工程技术研究院 主要起草人：魏国昌陈兵剑郑玉刚王炜续理 高泽涛马骅苏士峰陈连山钱明亮 胡孝江姚士洪葛业武李建军隋永莉 田永山杨燕徐梅李林田宝州 1 总则
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
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
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。
目录 1. 工程概况 (1) 2. 编制依据及施工执行的规范标准 (1) 3.施工原则 (1) 4. 施工程序 (4) 5. 施工方法及技术要求 (4) 6. 管道系统试压、清洗 (10) 9. 质量控制措施 (12) 10. HSE及文明施工管理措施 (13) 11. 施工进度安排 (13) 12. 劳动力需要计划安排 (13) 13. 施工机具、手段用料 (14) 14. 附土建施工简图 (15)
1. 工程概况 1.1 本工程是×××××××分公司×××油库与×××炼油厂的输油、采暖，本方案主要针对输油管道。管道材质20#，管道总长度约×××余米，穿越光缆一处，引×××管线一处，具有易燃、易爆特点。 1.2 施工特点： 输油管道介质为可燃、易爆物料，管道系统严密性要求高。采暖暂无施工规范； 主要工程实物量： 2. 编制依据及施工执行的规范标准 2.1 编制依据 1.天津中德工程设计有限公司设计的电子版管道施工图； 2.国家有关工程建设的法律、法规、规章； 2.2 施工执行的标准规范 1 .《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236 2. 《输油管道工程设计规范》GB50253-2003,2006版 3. 《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SYT 0414-2007 4. 《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB8923-88 3.施工原则 3.1 施工步骤： 首先进行打砂防腐，检验合格后进入现场组对施工，首先采用先放线开管沟；然后就地在坑边将管道（即从库区围墙到***炼厂围墙）根据实际地下障碍物情况分段组对焊接、探伤；最后由两台挖沟机相互配合将管道依次吊入垫好细沙的沟中并按图调整好位臵，将固定口焊接、进行100%探伤后，打压、防腐保温然后进行回填；对穿越引松管线、