4.1.10管道与通信光缆同沟敷设时，其最小净距（指两断面垂直 投影的净距）不应小于0.3m

4.2.1输油管道应采用地下埋设方式。当受自然条件限制时，层

4.2.2当输油管道需改变平面走向或为适应地形变化改变纵向 坡度时，可采用弹性弯曲、冷弯管和热煨弯管，不得采用虾米腰弯 头或褶皱弯头，并应符合下列规定： 1在平面转角较小或地形起伏不大的情况下，应优先采用弹 性弯曲敷设，并应符合下列规定： 1)弹性敷设管道的曲率半径应满足锅管强度要求，且不宜 小于钢管外直径的1000倍。竖向下凹的弹性弯曲管段， 其曲率半径尚应大于管道在自重条件下产生的挑度曲线 的曲率半径，其曲率半径应按下式计算：

表4.2.2冷弯管的量小弯管半径（mm

注：D为管外径水利技术论文，弯管两端定有2m左右的直管段

注：D为管外径，弯管两端定有2m左右的直管段

4.2.3理地管道的埋设深度，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、地面车辆所施加的载 荷及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。管顶的覆土 层厚度不宜小于0.8m

4.2.4管沟沟底宽度应根据管道外径、同沟管道数量、开控方式

组装焊接工艺及工程地质等因素确定，并应符合下列规定： 1当深度在5m以内时，沟底宽度应按下式确定，

【4. 2. 4]】

式中：B沟底宽度（m）； D。—钢管的结构外径（m)，多管同沟数设时D。取各管道结 构外径之和加上管道净间距之和； 6——沟底加宽裕量（m），应按表4.2.4的规定取值。 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择时，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，但不应小于按本规范公式（4.2.4)计算的宽度。 5管沟沟底应平整，管子应紧贴沟底。

表4.2.4沟底加宽裕量b(m)4.2.6管沟回填土作业应符合下列规定：沟上焊接沟下手工电强焊接1岩石、卵砾石、冻土段管沟，应在沟底先铺设细土或砂垫沟下率沟下烊土质管构层，压实后的厚度不宜小于0.2m。条件因索岩石热煨弯土质管沟岩石自动接弯管沟中爆破焊接及碰口2回填岩石、砾石、冻土段的管沟时，应先用细土或砂回填至沟中管、冷弯沟中沟中爆皱有水无水管沟管处管沟有水无水管沟处沟处处管沟管顶以上0.3m后，方可用原状土回填，回填土中的岩石和碎石块沟深3m最大粒径不应超过250mm。以内0.70. 50. 91. 51. 00. 80. 91. 62. 03管顶和管底用的细土或砂的最大粒径应根据外防腐涂层b值沟深的类型确定；对于三层结构聚乙烯、三层结构聚丙烯和双层环氧粉3m~5m0. 90.71. 11. 51. 21. 01. 11. 62. 0末外防腐涂层，最大粒径不宜超过20mm，且应保证良好的颗粒级配；对于其他涂层，最大粒径不宜超过10mm。4.2.5管沟边坡坡度应根据试挖或土壤的内摩擦角、黏聚力、湿度、密度等物理力学性质确定。4一般地段的管沟回填，应留有沉降余量，回填土宜高出地面0.3m以上。对于回填后可能遭受地表汇水冲剧或浸泡的管沟，回当缺少土壤物理力学性质资料、地质条件良好、土壤质地均、地下水位低于管沟底面标高且不加支撑时，沟深小于5m的管填土应压实，压实系数不宜小于0.85，并应满足水土保持的要求沟边坡最陡坡度不宜大于表4.2.5的规定；沟深大于或等于5m5输油管道出土端、进出站（阀室)和固定墩前后段，回填土的管沟应分台阶开挖，台阶宽度不宜小于2m。时应分层夯实，分层厚度不应大于0.3m，实系数不宜小于0.9。表4.2.5沟深小于5m时的管沟边坡最陡坡度单侧夯实段长度应根据计算确定。4.2.7管沟回填后，应恢复原地貌，并保护耕植层，防止水土流失边坡坡度(高：宽)土壤类别和积水。披顶无荷载披顶有静荷载坡项有动荷载4.2.8当输油管道一侧邻近冲沟或陡坎时，应对冲沟的边坡、沟中密的砂土1 1 1. 001 : 1. 251 : 1. 50底和陡坎采取加固措施。中密的碎石类土（充填物为砂土）1 1 0, 751 I 1. 001 : 1. 254.2.9当输油管道采取土堤埋设时，土堤设计应符合下列规定：硬塑性的粉土1 1 0. 671 : 0. 751 : 1. 001输油管道在土堤中的径向覆土厚度不应小于1.0m；土堤中密的碎石类土顶宽应大于管道直径两倍且不得小于1.0m。(充填物为黏性土）1 : 0, 501 + 0. 671 0. 752土堤边坡坡度应根据当地自然条件、填土类别和土堤高度硬暨性的粉质黏土、黏土1 # 0, 331 1 0. 501 : 0. 67确定。对黏性土土堤，堤高小于2.0m时，土堤边坡坡度可采用老黄土1 + 0. 101：0.75~1：1；堤高为2m~5m时，可采用1:1.25~1:1.5。1 : 0. 251 : 0. 33软土(经井点降水后)1 : 1. 003土堤受水浸滤部分的边坡应采用1：2的坡度，并应根据硬质岩1 : 01 : 0. 1水流情况采取保护措施。1 0. 2注：静荐载系指堆土或料堆等；动荐载系指有机械挖土、吊管机和推土机作业。4在沼泽和低洼地区，土堤的堤肩高度应根据常水位、波浪 14 ·15 .

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土堤用土的透水性能宜接近原状土，且应满足填方的强度 和稳定性的要求。 4.2.10地上敷设的输油管道应采取措施补偿管道轴向变形。 4.2.11当埋地输油管道同其他理地管道或金属构筑物交叉时， 其垂直净距不应小于0.3m，两条管道的交叉角不宜小于30°；管 道与电力、通信电缆交叉时，其垂直净距不应小于0.5m。 4.2.12输油管道通过人工或天然障碍物（水域、冲沟、铁路、公路 等）时，应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》 GB50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB50459的有关 规定。液化石油气管道穿越铁路、公路管段的设计系数应按本规 范附录F的规定选取。

4.3管道的外腐蚀控制和保温

4.3.1输油管道应采取防腐层与阴极保护联合腐蚀控制措施。 输油管道的防腐蚀设计应符合现行国家标准《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的有关规定。 4.3.2埋地管道外防腐层的性能、等级及外防护层的选用，应根 据地质、环境条件需求确定。 4.3.3地上管道防廣层的技术性能应能满足现场环境要求。 4.3.4采用强制电流保护方式时，应避免或抑制对邻近金属构筑 物的干扰影响

4.3.5采用牺性阳极方式保护时，应考虑地质条件的限定影响。

4.3.5采用牺性阳极方式保护时，应考虑地质条件的限定影响。 4.3.6在交、直流于扰源影响区域内的管道，应按照国家现行标 准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB/T50698和《埋地

钢质管道直流排流保护技术标准》SY/T0017的相关规定，采取 有效的排流保护或防护措施。 4.3.7相临并行的任一管道受到干扰影响时，不宜采取联合阴极 保护措施。需要进行联合保护的，应在并行段两端受干扰的管道 上采取绝缘隔离措施。

4.4.1输油管道沿线应设置线路截断阀。 4.4.2原油、成品油管道线路截断阀的间距不宜超过32km，人 烟稀少地区可适当加大向距。 4.4.3输送液化石油气管道线路截断阀的最大间距应符合表 4.4.3的规定。

表4.4.3液化石油气管道线路粒断阀的量+闻品

注：地区等级的划分见融录F

4.4.4理地输油管道沿线在河流大型穿跨越及饮用水水源保护 区两端应设置线路截断阀。在人口密集区管段或根据地形条件认 为需要截断处，宜设置线路截断阅，需防止油品倒流的部位

装能通过清管器的止回阅

4.4.5截断阀应设置在交通便利、地形开阔、地势较高、检修方 便，且不易受地质灾害及洪水影响的地方。 4.4.6线路截断阀应能通过清管器和管道内检测仪

4.4.5截断阀应设置在交通便利、地形开阔、地势较高、检修方

4.5.1当管道的设计温度同安装温度存在温差时，在管道出入土 端、热煨弯管、管径改变处以及管道同清管器收发设施连接处，宜 根据计算设置错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，应校核管道的稳定性。 4.5.3当管道采取锚固墩（件)锚固时，管道同锚固墩（件)之间应 有良好的电绝缘。

4.6.1管道沿线应设置里程桩、标志桩、转角桩、阴极保护测试桩 和警示牌等永久性标志，管道标志的标识、制作和安装应符合现行 行业标准《管道干线标记设置技术规范》SY/T6064的有关规定。 4.6.2里程桩应沿管道从起点至终点，每隔1km至少设置1个， 阴极保护测试桩可同里程桩合并设置。 4.6.3在管道平面改变方向时应设置水平转角桩。转角桩宜设 置在折转管道中心线上方。 4.6.4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)筑物附近设置标志桩。通航河流上的穿跨越工程，应在 最高通航水位和常水位两岸岸边明显位置设置警示牌。 4.6.5当管道采用地上敷设时，应在行人较多和易遭车辆碰撞的 地方，设置标志并采取保护措施。标志应采用具有反光功能的涂 料涂刷。

程建设活动可能和易遭受

4.7.1 管道通过以下地段时应设置水工保护设施 采用开挖方式穿越河流、沟渠段； 2 顺坡敷设和沿横坡敷设段； 3 通过田坎、地坎段； 4 通过不稳定边坡和危岩段。 4.7.24 管道的水工保护设计应依据当地气候、水文、地形、地质条 件及施工材料分布情况，采取工程措施和植物措施相结合的综合 防治措施。

4.7.1管道通过以下地段时应设置水工保护设施

4.7.3河流、沟渠穿感地段的水工保护设计应符合现行国家标准

1应依据管道纵坡坡度和管沟地质条件，设置管沟沟内截水 墙，截水墙的间距宜为10m20m 2应依据边坡坡度，在坡角处设置护坡或挡土墙防护措施； 3宜依据边坡坡顶汇流流量，在坡顶设置地表截、排水沟， 截水沟距坡顶边缘不宜小于5m，排水沟应利用原始坡面沟道，出 水口设置位置不应对管道、耕地或临近建（构）筑物形成冲刷。 4.7.5横坡敷设地段管沟和作业带切坡面应保持稳定，水工保护 设计应根据地形、地质条件，综合布置坡面截、排水系统和支挡防 护措施。

4.7.6管道通过田坎、地坎段时，可采取浆砌石堡坎、干砌石堡

5管道、管道附件和支承件设计

，1输油管道、管道附件和支承件，应根据管道敷设形式、所处 意和运行条件，按下列可能同时出现的永久载荷、可变载荷和偶 我荷的组合后进行设计： 1永久载荷： 1)输送油品的内压力； 2)钢管及其附件、防腐层、保温层、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)管道介质静压力和水浮力； 6)温度作用载荷以及静止流体由于受热膨胀而增加的压 力； 7)连接构件相对位移而产生的作用力。 2．可变载荷： 1)试压或试运行时的水重量； 2)附在管道上的冰雪载荷； 3)内部高落差或风、波浪、水流等外部因素产生的冲击力； 4)车辆及行人载荷； 5）清管载荷； 6)检修载荷； 7)施工过程中的各种作用力。 3·偶然载荷： 1)位于地震动峰值加速度大于或等于0.1g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)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载荷

5.1.2输油管道设计压力应符合下列规定

1管道系统任何一处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压力。 当设置反输流程时，管道任何一处的设计内压力不应小于该处正， 反输送条件下最高稳态操作压力的较高值，且不应小于该处正、反 输送条件下静压力的较高值。 2管道及管道附件应能承受作用在其上的外压、内压、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最高或最低设计温 度。 5.1.4管道水击和其他因素造成的瞬间最大压力值，在管道系统 中的任何一点都不应超过管道设计内压力的1.1倍。

5.2.1输油管道直管段的许用应力应符合下列规定：

5.2.1输油管道直管段的许用应力应符合下列规定 1线路段管道的许用应力应按下式计算

Lo]=K· p· d

式中：[]一许用应力(MPa); K——设计系数，输送原油、成品油管道除穿跨越管段应按 现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》 GB50423、《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的规定取值外，输油站外一般地段应取0.72， 城镇中心区、市郊居住区、商业区、工业区、规划区等

人口稠密地区应取0.6；输油站内与清管器收发筒 相连接的干线管道应取0.6；输送液化石油气 (LPG)管道设计系数应按本规范附录F的规定取 值； 取值； 一焊缝系数。

表5.2.1辅油管道常用钢管钢级的最低屈服 强度、最低抗拉强度和焊缝系数

[o], = 0. 6]

5.2.2管道结构支承件和约束件所用钢材的许用拉应力和压应

5.2.2管道结构支承件和约束件所用钢材的许用拉应力和压应 力不应超过其最低届服强度的60%；许用剪应力不应超过其最低 屈服强度的45%；支承应力（端面承压）不应超过其最低屈服强度 的90%。

5.2.3管道及管件强度验算的应力限用值应符合下列规定：

1根据设计内压力计算出的应力值不应超过钢管的许用应 力； 2对于输送加热油品的管道，当管道轴向受约束时，其当量 应力不得超过钢管最低届服强度的90%；当管道轴向不受约束 时，热胀当量应力不得超过钢管的许用应力； 3架空结构构件的强度验算应符合现行国家标准《油气输送 管道跨越工程设计规范》GB50459的有关规定，

5.2.4管道及管件由于永久载荷、可变载荷所产生的轴向应力之

5.2.4 管道及管件由于水人教何、可变载荷所产生的轴同应力之 和，不应超过钢管的最低届服强度的80%，但不应将地震作用和 风载荷同时计入，

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、温度和所输介质的物理性质，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输油管道线路用钢管应采用管线钢，钢管应符合现行国家 标准《石油天然气工业管线输送系统用锅管》GB/T9711的有 关规定；输油站内的工艺管道应优先采用管线钢，也可采用符合现 行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T8163规定的钢管。 5.3.3管道附件和其他钢管材料应采用镇静钢。 5.3.4当钢管储存、运输、施工的环境温度或运行温度低于0℃ 时，应对钢管和管道附件材料提出韧性要求， 5.3.5液化石油气管道及管道附件，应考虑低温下的脆性断裂和 运行温度下的塑性止裂性能。 5.3.6钢制锻造法兰及其他锻件，应符合国家现行标准《承压设 备用碳素钢和合金钢锻件》NB/T47008、《低温承压设备用碳素钢 和合金钢锻件》NB/T47009和《承压设备用不锈钢和耐热钢锻

5.4输油管道管壁厚度计算及管道附件的结构设计

5.4.1输油管道直管段的钢管管壁愿度应按下式计算

5.4.1输油管道直管段的钢管管壁厚度应按下式计算，

5.4.2弯管的壁厚应按下列公式计算，

5.4.3弯管的母管壁厚应按下式计算：

时，在无其他特殊要求情况下，可不再增加管壁的裕量。 5.4.7管道附件设计应符合下列规定： 1管道附件应按设计内压力、设计温度和最低环境温度选择 和设计，并应按本规范第5.1.2条第2款规定进行核算； 2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。

5.4.8钢制异径接头的设计应符合现行国家标准《压力容器》 GB150的有关规定。无折边异径接头的半锥角应小于或等于 15°，异径接头的材质宜与所连接钢管的材质相同或相近。 5.4.9锅制平封头或凸封头的设计应符合现行国家标准《压力容 器》GB150的有关规定。 5.4.10绝缘接头、绝缘法兰的设计应符合现行行业标准《绝缘接 头与绝缘法兰技术规范》SY/T0516的有关规定。公称压力大于 市MPa，直径大于300mm的输油管道宜采用绝缘接头

5.4.4输油站间的管道可按设计内

1冷弯管、热爆弯管宜采用与直管段相同的钢级材料制作； 2制作冷弯管的钢管管型宜与两侧连接的直管段相同，热煨 弯管不宜采用螺旋焊缝钢管制作； 3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。 4钢制管件的制造、检验、试验、标志和验收应符合国家现行 标准《钢制对焊无缝管件》GB12459、《优质钢制对焊管件规范》 SY/T0609、《钢制对焊管件规范》SY/T0510和《油气输送用钢制 感应加热弯管》SY/T5257的有关规定。管件与直管段不等壁厚 的焊接应符合本规范附录G的规定。 5.4.6当管道及管件的壁厚极限偏差符合现行国家标准的规定

5.4.6当管道及管件的壁厚极限

5.4.11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当开孔直径小于或等于50mm时，可不补强。 4当支管外径大于或等于0.5倍主管外径时，应采用三通或 采用全包型补强。 5三通和主管开孔宜采用等面积补强，等面积补强的有效范 围见图5.4.11，等面积补强按照下列公式核计算，

A, +A, +A,≥A

武中：A需要的补强面积（mm）； A1一一主管补强面积(mm")； A支管补强面积（mm）; A—补强圈、焊缝等所占补强面积（mm），对于拔制三通 A, =O; d—支管内径(mm); —按公式(5.4.1)计算的主管管壁厚度(mm)； 8n—主管的公称管壁厚度（mm）； %——按公式(5.4.1)计算的支管管壁厚度(mm)； 8g一一支管的公称管壁厚度（mm）； L—取2.58或2.58g十M之较小值（mm），对于拨制三 通L=0.7d· 8R。 M——补强圈厚度（mm）；

图5.4.11等面积补强的有效范围

生，国中双点划线握内为可提供补强的范围，

6开孔边缘距主管焊缝宜大于主管管壁厚的5倍。 5.4.12当输油管道采用弯头或弯管时，其所能承受的温度和内 压力，应不低于相邻直管段所承受的温度和内压力。 5.4.13冷弯管的任何部位不得出现明显褶皱、裂纹及其他机 械损伤，弯管两端的圆度不得大于2%，其他部位不得大于 2.5%。 5.4.14地面管道的管架、支承件和锚固件的设计应符合下列规 定： 1被支承的钢管不应产生过大的局部应力、轴向和侧向摩擦 力； 2管道运行时可能发生振动处，可采用支柱或防振装置，但 不应改变设计的管道约束形式； 3钢管上的支承件，可采用不与钢管焊接成一体的部件的管 来或“U”形管卡； 4当设计的管道是在其许用应力或接近其许用应力的情况 下运行时，焊接在钢管上的连接件应是一个环抱整个钢管的单独 的圆筒形加强件。加强件与钢管的焊接应采用连续焊，

5.5.1输油管道应计算由设计内压力、外部裁荷和温度变化所产 生的应力，并应使其小于管道、管道附件及所连接设备的安全承受 能力。 5.5.2穿越管段的强度验算应符合现行国家标准《油气输送管道 穿越工程设计规范》GB50423的有关规定。 5.5.3埋地输油管道的直管段和轴向变形受限制的地上管段的 轴向应力应按下列公式计算：

5.5.6对于轴间不受约束的架空敷设管段、埋地管道出土端未设 固定墩的管段，热膨胀当量应力应按下列公式计算，且计算值不应 大于钢管的许用应力[

o,=V+4≤[] Z M, 22

(5. 5. 62)

式中：6一 一弹性敷设产生的弯曲应力，负值为轴向压应力，正值 为轴向拉应力（MPa）； D一钢管外直径(m); R一弹性数设曲率半径（m)

5.5.5对于受约束管道应按最大剪应力破坏理论计算当量应力

当.为压应力（负值）时，应满足下式要求：

式中：o。 一当量应力（MPa）； Os——钢管的最低届服强度(MPa)。 : 30

5.6管道的刚度和稳定

5.6.1管道的刚度应满足钢管运输、管道施工和运行时的要求。 钢管的外直径与壁厚的比值不宜大于100。 5.6.2穿越公路的无套管管段、穿越用的套管，以及埋深较大的 管段，均应按无内压状态验算在外力作用下的变形，其水平方向宜 31

径的变形量不应大于钢管外径的3%。变形量应按本规范附录 的规定计算确定。 5.6.3加热输送的埋地管道应验算其轴向稳定性，并应符合下列 规定：

径的变形量不应大于钢管外径的3%。变形量应按本规范附录J 的规定计算确定

N=[αE()+(0. 5—μ)A (5. 6. 3

6.1站场选址和总平面布置

6.1站场选址和总平面布置

6.1.1站场选址应符合下列规定

6.1.1站场选址应符合下列规定： 1站场选址应合理利用土地，并应结合当地城乡建设规划。 2站址宜选定在地势平缓、开阔、具有较好的工程、气象、水 文、地质条件，且交通、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较 方便的地方；应保持与附近城镇居民点、工矿企业、铁路、公路等的 安全间距要求。 3站场位置选定应结合管道线路走向，满足工艺设计的要 求；站场内应有足够的生产及施工操作场地；并行敷设管道的站场 宜合建。 4站址宜远高海、江、河、湖泊。当确需邻近建设时，应采取 防止事故状态下事故液对周边水体污染的相应防护措施。 5站场位置选定应避开下列场所： 1)存在崩塌、活动断层、滑坡、沼泽、流沙、泥石流、矿山采空 区等不良地质的地段。 2)蓄（滞）洪区及有内涝威胁的地段： 3)易受洪水及泥石流影响的地段，窝风地段； 4)在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开 山洪流经过的沟谷； 5)水源保护区、自然保护区、风景名胜区和地下文物遗址。 6首、末站站址的选定宜与上下游企业联合选址，并应使管 道的进出线方便。 7各类站场的站址选择应符合现行行业标准《石油天然气工 程总图设计规范》SY/T0048中的相关规定：独立建设或与炼

式中：N。——管道开始失稳时的临界轴向力（MN)，应按本规范 附录K的规定计算确定； n—安全系数，公称直径大于500mm的钢管宜取1.33； 公称直径小于或等于500mm的钢管宜取1.11。 3当N为负值时，表示N为轴向拉力，可不验算轴向稳定 性。 5.6.4地上管道的轴向稳定应符合现行国家标准《油气输送管道 跨越工程设计规范》GB50459的有关规定。

厂、油库、油品码头等石油化工企业毗邻建设的输油站场，与相邻 的居民点、企业的安全间距应符合现行国家标准《石油天然气工程 设计防火规范》GB50183的相关规定。 8站场与油田的集中处理站、炼厂、油库等石油化工企业 合并建设时，各设施与相邻石油化工企业相关设施的安全间 距，应按照现行国家标准《石油关然气工程设计防火规范》 GB50183和相关规范中企业内部各设施之间安全间距要求的 较大者确定。

6.1.2各类站场的总平面布置应符合下列规定

1防火间距及防火措施应符合现行国家标准《石油天然气工 程设计防火规范》GB50183的相关规定； 2总平面布置的防爆要求应符合现行行业标准《石油设施电 气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY/T 6671的相关规定； 3站场总平面和竖向布置应符合现行行业标准《石油天然气 工程总图设计规范》SY/T0048的相关规定； 4各类站场内部设施的总平面布置应根据各类设施的火灾 危险性，并结合地形、风向等条件，按功能进行分区布置； 5各类站场内使用性质相近的建(构)筑物，在符合生产使用 和安全防火的要求下，宜合并布置； 6各类站场应结合当地情况，选取合理的雨水排放和收 集方案，避免由于雨水排放造成的水土流失、环境污染等情况 的发生； 7输油站场生产区周围宜设置防止事故状态下事故液漫漆 的导流和收集设施，

6.2.1输油首站工艺流程宜具有收油、储存、增压正输（加热）、发 送清管器，站内循环，计量的功能

2.2中间（热）泵站工艺流程应符合下列规定：

1中间泵站工艺流程宜具有增压正输、压力越站、全越站、接 收和发送清管器或清管器越站的功能； 2中间热泵站工艺流程宣具有增压正输、加热正输、压力越 站、热力越站、全越站、接收和发送清管器或清管器越站的功能； 3中间热站工艺流程宜具有加热正输、热力越站、全越站、接 收和发送清管器或清管器越站的功能； 4设有分输功能的中间（热）泵站工艺流程尚应具有油品分 输、调节及计量功能； ：5设有注入功能的中间（热)泵站工艺流程尚应具有收油、调 节计量注人的功能

收和发送清管器或清管器越站的功能； 2中间热泵站工艺流程宣具有增压正输、加热正输、压力越 站、热力越站、全越站、接收和发送清管器或清管器越站的功能； 3中间热站工艺流程宜具有加热正输、热力越站、全越站、接 收和发送清管器或清管器越站的功能； 4设有分输功能的中间（热）泵站工艺流程尚应具有油品分 输、调节及计量功能： ：5设有注入功能的中间（热）泵站工艺流程尚应具有收油、调 节、计量、注人的功能。 6.2.3清管站工艺流程应具有接收和发送清管器的功能。 6.2.4减压站工艺流程应具有减压、接收和发送清管器的功能 设有分输或加热功能的减压站尚应分别具有分输站、热站的功能， 6.2.5分输站工艺流程宜具有油品分输、调节及计量功能。与清 管站合建的分输站尚应具有接收和发送清管器的功能。 6.2.6注入站工艺流程宜具有收油、调节、计量、注人的功能。与 情管站合建的分辅站尚应具有接收和发送清管器的功能。 6.2.7末站工艺流程宜具有收油、储存或不进罐直接计量后去用 户、站内循环、接收清管器的功能。 6.2.8采用反输工艺的输油管道各站场还应具有反输功能。 6.2.9设有压力泄放系统的各类站场，应具有油品泄压进罐及油 品回注或处理功能。

6.2.3清管站工艺流程应具有接收和发送清管器的功能

6.2.9设有压力泄放系统的各类站场，应具有油品泄压进罐及油 品回注或处理功能

6.3原油管道站场工艺及设备

6.3.1原油储罐宜选用浮顶油罐。 6.3.2输油站储罐设置应满足管道安全运行的需求，储罐设置应 符合下列规定： 1输油首站、注人站及末站设置的储油罐数量每站不

送清管器、站内循环、计量的功能

3座，储油罐总容量不应小于按下式计算的储罐总容量

5)油源来自远洋运输时，其储备关数按委托设计合同确定： 油罐总容量应大于油轮一次卸油量。 2具有储存、转运功能的分输站、末站： 1)通过铁路发送油品给用户时，油品储备天数宜为4天～5 天； 2)通过内河发送给用户时，油品储备天数宜为3天～4天； 3)通过近海发送给用户时，油品的储备天数宜为5天~ 7天； 4)通过远洋油轮运送给用户时，油品储备天数按委托设计 合同确定；油罐总容量应大于油轮一次装油量； 5)末站为向用户供油的管道转输站时，油品储备天数宜为 3天。 3中间（热)泵站采用旁接油罐输油工艺时，其旁接油罐容量 宜按2h的最大管输量计算。 6.3.5.油继的加热和保温方式应根据储存原油的物理性质和环 境条件，通过技术经济比较后确定。原油储存温度宜高于原油凝 点3℃~5℃。 5.3.6铁路装卸设施应符合现行行业标准《石油化工液体物料铁 路装卸车设施设计规范》SH/T3107的相关规定。 .3.7码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总体设计规范》 TS165的相关规定。 .3.8输油泵的选择应符合下列规定： 1输油泵泵型应根据所输油品性质合理选择。当在输送温 下油品的动力黏度在100mPa·s以下时，宜选用离心泵。 2泵机组不应少于2台，但不宜多于5台，并应至少备用1 台。 3输油泵轴功率应按下式计算：

式中：V一管道反输运行时，输油站需要的原油储罐总容量 (m); U—管道反输运行的输油量（m/h）； e—油罐装量系数，宜取0.9 一一原油反输运行天数，

6.3.3站场泄压罐设置及容量应根据瞬态水力分析确定，泄压

6.3.4输油站油品储备天数宜符合下列规定

首站、注入站： 1)油源来自油田、管道时，其储备天数宜为3天～5天； 2)油源来自铁路卸油时，其储备关数宜为4关～5天； 3)油源来自内河运输时，其储备天数宜为3天～4天； 4)油源来自近海运输时，其储备天数宜为5天～7天：

P= vpH 102n

艮据输油 用内燃 驱动装 6.3.9) 轮传动 55kw W,k: 5. 3. 10 容门

式中：P一 输油泵轴功率（kW）； v—设计温度下泵的排量（m/s)； ——设计温度下介质的密度（kg/m*）； H—输油泵排量为9v时的扬程(m); ——设计温度下泵排量为时的输油效率。 注：泵样本上给出的小、9v、H是以输水为基确的数据。系用于输抽时，应根据输油 湿度下的油品酷度，对系的v、H避行修正， 6.3.9 输油主泵驱动装置的选择应符合下列规定： 1 电力充足地区应采用电动机，无电或缺电地区宜采用内燃 机； 2 经技术经济比较后，可选择调速装置或可调速的驱动装 置； 3驱动泵的电动机功率应按下式计算：

1安装于通过清管器管道上的阅门应选择全通径型（阀门通 道直径与相连接管道的内径相同）；不通清管器的阀门可选用普通 型或缩径型： 2埋地安装的间门宜采用全焊接闵体结构，并采用焊接连 接； 3当阀门与管道焊接连接时，阀体材料的焊接性能应与所连 接的钢管的焊接性能相适应； 4输油管道不得使用铸铁阀门。 6.3.14油品交接计量的设置应符合下列规定： 1输油管道应在油品交接处设置交接计量系统； 2流量计宜选用容积式、速度式或质量式流量计，准确度不 应低于0.2级； 3计量系统应设置备用计量管路，不应设置旁通管路；计量 管路多于4路时，应设置2路备用； 4流量计下游应设置具有截止和检漏双功能阀门或严密性 好的无泄漏间门； 5流量计出口应保持足够的背压； 6计量系统宜设置在线检定装置及配套设施，检定装置应设 置清洗流程； 7流量计前后的排污设施应分别设置，宜设置密闭流程； 8流量计、体积管可露天安装，水标系统宜室内安装； 9计量处宜设置取样系统和油品物性化验设施； 10计量系统及辅助设备的设置，应满足国家现行标准《原油 动态计量一般原则》GB/T9109.1、《液态动态测量体积计量 流量计检定系统》GB/T17286、《液态烃动态测量体积计量系统的 统计控制》GB/T17287、《液态烃体积测量容积式流量计计量系统 GB/T17288、《液态烃体积测量涡轮流量计计量系统》GB/T17289

6.4成品油管道站场工艺及设备

6.4成品油管道站场工艺及设备

6.4.1储存汽油、石脑油、煤油、溶剂油、航空煤油、喷气燃料油应 选用内浮顶罐；闪点低于45℃的柴油宜选用内浮顶罐，闪点高于 45℃的柴油、重油等可选用固定顶油罐。 6.4.2顺序输送管道首站、注人站的储罐容量应满足批次输送的 罐容要求，储罐设置应符合下列规定： 1输油首站、注入站满足批次组织要求的储罐容量宜按下列 公式计算：

2直接向销售油库供油的分输站或末站可不设置储油

库合并设置或相邻设置，分输计量设施宜与沿线分输油库合并 设置。 6.4.4顺序输送成品油管道站场泄压罐设置及容量应根据瞬芯 水力分析确定，泄压罐宜采用固定项罐。 6.4.5有混油切割的站场应在进站管道上设置混油界面检测设 施。 6.4.6需下载混油的站场宜设置混油罐，顺序输送成品油管道划 场混油罐数量应按照混油切割和处理工艺确定，混油罐总容量不 宜小于2个输送批次混油切割量要求。 6.4.7成品油管道铁路装卸设施应符合现行行业标准《石泽 化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH/T3107的相关 规定。 6.4.8成品油管道码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总付 设计规范》JTS165的相关规定。 6.4.9汽油、石脑油等轻质油品装车总量大于20万吨/年时，宜 设置油气回收设施。 6.4.10输油系流量选整官兼断管道近，远期输量变化要或场

选择应满足所输各种油品的需要，并应按本规范第6.3.8条的式 定选择泵送设备，

6.4.11输油泵驱动装置应按本规范第6.3.9条的规定选择。 6.4.12 减压站的设置应符合本规范第6.3.11条的规定。 6.4.13清管设施设置应符合本规范第6.3.12条的规定。 6.4.14成品油管道阀门的选择应符合下列规定：

6.5液化石油气管道站场工艺及设备

2管道首站、注入站、分输站、未站液化石油气储罐总容量应 按下式计算：

：V一管道首站、注人站、分输站、末站液化石油气储罐总容 量(m); T7 管道首站、注入站、分输站、末站液化石油气年总运转 量(t); 储罐内最高工作温度时液化石油气的密度（t/m"）： ε最高操作温度下储罐装量系数，宜取0.85； 一液化石油气的储备天数。 储罐座数应按下式确定

(6. 5. 12]

式中：一 储罐座数，首站、注人站、分输站、末站储罐，每站不宜 少于3座； V一一液化石油气总储存量（m）； V,一一球罐或卧罐单座的容量（m）。 4液化石油气储罐的设计应符合国家现行标准《固定式压力 容器安全技术监察规程》TSGR0004的相关规定。 5液化石油气储罐上的附件应按工艺要求设置。储罐上的 附件选用、安装、使用要求，应符合国家现行标准《固定式压力容器 安全技术监察规程》TSGR0004的相关规定。 6波化石油气储罐下部应设置排污双阀，在寒冷地区应设防

2顺序输送成品油管道用于油品切换作业的阀门应为快通安全技术监察规程》TSGR0004的相关规定。 开启、关闭、密封性能好的阅门，其开启、关闭的时间不宜超进6液化石油气储罐下部应设置排污双阀，在寒冷地区应设防 10s，并应采取防止管道内漏、串油的措施， 冻设施

6.5.5码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总体设计规范》定 ITS165的相关规定

6.5.6泵送设备除应按本规范第6.3.8条选用外，还应符合下列

1宜选用液化右油气专用泵。泵的安装高度应保证不使其 发生气蚀，并应采取防振动措施。 2选用泵的外壳应为铸钢，应选用无泄漏型机械密封。 3入口管段上应设置操作阅、过滤器、放散阀及放散管，放带 管应引至安全放空地点。 4泵出口管段上应设置止回阅、操作阀和液相安全回流阀。 6.5.7主泵驱动装置的选择除应符合本规范第6.3.9条的规定 外，还应满足水联运工况的要求，

6.5.8压缩机组及附件的设置应符合下列规定

1站场内宜设置压缩机，对储罐及装卸设备中的气相液化石 油气增压； 2 压缩机进、出口管线上应设置阀门： 3 压缩机进、出口管之间应设置旁通管及旁通阀： 4 压缩机进口管线上应设置过渡器

5压缩机出口管线上应设置止回阀和安全阀；

6.6站内管道及设备的防腐与保温

6.6.1·站内地面钢质管道和金属设施应采用防腐层进行腐蚀防 护。 6.6.2站内地下钢质管道的防腐层应为加强级或特加强级，也可 采取外防腐层和阴极保护联合防护方式。 6.6.3地面储罐的防腐设计应符合现行国家标准《钢质石油储罐 防腐蚀工程技术规范》GB/T50393的有关规定。 6.6.4保温管道的钢管外壁及钢制设备外壁均应进行防腐，保温 层外应设防护层。埋地管道及钢制设备的保温设计应符合现行国 家标准《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB/T50538的有关 规定。地面钢质管道和设备的保温设计应符合现行国家标准《工 业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264的有关规定。

6.7.1输油站的电力负荷分级应根据输油管道工艺系统的运行 要求来确定，并应符合下列规定，

设计规范》JTJ237的相关规定； 4站场及油码头的建筑消防设计，应符合现行国家标准《建 筑设计防火规范》GB50016和《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的相关规定。

6.8站场供、排水及消防

6.8站场供、排水及消防

6.8.1站场水源的选择应符合下列规定

1水源应根据站场规模、用水要求、水源条件和水文地质务 件等因素综合分析确定，并宜就近选择， 2生产、生活及消防用水宜采用同一水源。当油罐区、液仆 石油气罐区、生产区和生活区分散布置，或有其他特殊情况时，级 技术经济比较后可分别设置水源。 3生活用水的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标 准》GB5749的相关规定；生产和消防用水的水质标准，应满足生 产和消防工艺要求，

6.8.2站场及油码头的污水排放应符合下列规定

1含油污水应与生活污水和雨水分流排放； 2生活污水应经处理达标后排放； 3含油污水应进行处理，宜采用小型装置化处理设备，处 深度应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB8978的相关 定和当地环保部门的要求； 4雨水宜采用地面有组织排水的方式排放；油罐区的雨水 水管道穿越防火堤处，在堤内宜设置截油装置，在堤外应设置截 装置。

1原润、成品润储耀区的消防设计，应符合现行国家标准 油天然气工程设计防火规范》GB50183和《泡沫灭火系统设计 范》GB50151的相关规定； 2液化石油气储懂区的消防设计，应符合现行国家标准 油天然气工程设计防火规范》GB50183和《建筑设计防火规霜 GB50016的相关规定：

6.9供热、通风及空气调节

6.9.1输油站的采暖宜优先利用城镇或临近单位的热源。当无 依托热源时，可自建锅炉房。 6.9.2输油站内各建筑物的采暖通风和空气调节设计应符合国 家现行标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019和《石油化 工采暖通风与空气调节设计规范》SH/T3004的相关规定。 6.9.3输油站各类房间的冬季采暖室内计算温度，应符合表 6.9.3的规定，

表6.9.3输油站各类房间冬季采暖室内计算温度

6.9.5驱动输油泵的电动机，其通风方式应按电动机安装使用要 求决定。 6.9.6输油泵房、计量间、阀组间等放散可燃气体的工作场所，应 设置事故通风装置，其通风换气次数不宜小于12次/h。 6.9.7积聚容重大于空气、并具有爆炸危险气体的建（构)筑物 应设置机械排风设施。其排风口的位置应能有效排除室内地坪量 低处积聚的可燃或有害气体，其排风量应根据各类建筑物要求的 换气次数或根据产生气体的性质和数量经计算确定。 6.9.8采用热风采暖、空气调节和机械通风装置的场所，其进风 口应设置在室外空气清活区，对有防火防爆要求的通风系统，其 风口应设在不可能有火花溅落的安全地点，排风口应设在室外安 全处。 6.9.9采用全面排风消除余热、余湿或其他有害物质时，应分 别从建筑物内温度最高、含湿量或有害物质浓度最大的区域据

求决定。 6.9.6输油泵房、计量间、阀组间等放散可燃气体的工作场所， 设置事故通风装置，其通风换气次数不宜小于12次/h。 6.9.7积聚容重大于空气、并具有爆炸危险气体的建（构)筑物 应设置机械排风设施。其排风口的位置应能有效排除室内地坪 低处积聚的可燃或有害气体，其排风量应根据各类建筑物要求 换气次数或根据产生气体的性质和数量经计算确定。 6.9.8采用热风采暖、空气调节和机械通风装置的场所，其进 口应设置在室外空气清洁区，对有防火防爆要求的通风系统，其 风口应设在不可能有火花溅落的安全地点，排风口应设在室外 全处。 6.9.9采用全面排风消除余热、余湿或其他有害物质时，应生 别从建筑物内温度最高、含湿量或有害物质浓度最大的区域 风。 6.9.10输油站内控制室、机柜间、化验室、变频间可设置空气 节装置。 6.9.11当设置较大型集中式空调系统时，应考虑选用风冷 冷却系统。当采用水冷式冷却系统时，应采用循环水式水冷 系统。 6.9.12输油站内的锅炉房及热力管网设计，应符合现行国家 准《锅炉房设计规范》GB50041的相关规定。 6.9.13通信机房的采暖通风及空气调节设计，应符合现行行 标准《电信专用房屋设计规范》YD/T5003的相关规定。 6.9.14建筑物的采暖通风与空气调节设计的节能措施应符合 列规定： 1输油站内产生的余热，宜回收利用； 2晴天日数多、日照时间长的地区，宜优先采用太阳能作

换气次数或根据产生气体的性质和数量经计算确定。 6.9.8采用热风采暖、空气调节和机械通风装置的场所，其进 口应设置在室外空气清洁区，对有防火防爆要求的通风系统，其 风口应设在不可能有火花溅落的安全地点，排风口应设在室外 全处。 6.9.9采用全面排风消除余热、余湿或其他有害物质时，应 别从建筑物内温度最高、含湿量或有害物质浓度最大的区域 风。 6.9.10输油站内控制室、机柜间、化验室、变频间可设置空气 节装置。 6.9.11当设置较大型集中式空调系统时.应者虚造用风冷

6.9.11当设置较大型集中式空调系统时，应考虑选用风冷式 冷却系统。当采用水冷式冷却系统时，应采用循环水式水冷费 系统。 6.9.12输油站内的锅炉房及热力管网设计，应符合现行国家标 准《锅炉房设计规范》GB50041的相关规定。

6.9.13通信机房的采暖通风及空气调节设计，应符合现行行业 标准《电信专用房屋设计规范》YD/T5003的相关规定。

6.10仪表及控制系缩

6.10仪表及控制系缩

10.1工艺设备、动力设备及其他辅助设备应满足自动控制系 的功能要求。 10.2输油工艺过程平稳运行及确保安全生产的重要参数，应 行连续监测或记录。 10.3仪表选型应符合下列规定： 1应选用安全、可靠、技术先进的标准系列产品； 2检测和控制仪表宜采用电动仪表： 3仪表输入、输出信号应采用标准信号： 4直接与介质接触的仪表，应满足管道及设备的设计压力、 度及介质的物性要求； 5现场应安装供运行人员巡回检查和就地作的就抽显示

6.10.4爆炸危险区域内安装的电动仪表、设备，其防爆结构应按 表6.10.4确定，

表6.10.4电动仪表、设备防煜结构选择

旺：分区盟特合现行行业标准（石油设施电气设备安装区域一级、0区、1 区域划分推荐作法》SY/T6671的相关规定， 5.10.5输油站内宜设站控制室。 5.10.6进出站控制回路设计应符合下列规定： 1控制方式宜采用节流调节或泵转速调节； 2调节阀流量特性应选择等百分比或近似等百分比。 6.10.7站控制系统的监控内容应符合下列规定： 应监视、调节正常运行工况下的输油温度、压力；

3 可对站场能耗进行计量； 4 应能完成报警事件和应急工况的处理； 5 应对混油段进行监视； 7管道监控系统 6对需要远程控制的工艺设备、动力设备及其他辅助设备进 行远程控制。 6.10.8仪表及站控制系统的供电设计除应符合本规范第6.7节 7.1一般规定 的规定外，还应符合下列规定： 7.1.1管道系统的控制水平与控制方式应满足输油工艺 置； 7.1.2输油管道应设置监视、控制和调度管理系统，宜采 2站控制系统应采用不间断电源供电。 与数据采集(SCADA）系统。 应大于1Q。 心的计算机系统、输油站站控制系统、远控截断阀的控制系 6.10.10电缆选型及敷设应符合下列规定： 据传输系统。 装电缆； 制和设备就地控制。 2电缆宣采用电缆沟、直理、电缆桥架方式数设，

3可对站场能耗进行计量； 4 应能完成报警事件和应急工况的处理； 5 应对混油段进行监视； 6对需要远程控制的工艺设备、动力设备及其他辅助设备运 行远程控制。 6.10.8仪表及站控制系统的供电设计除应符合本规范第6.7 的规定外接地线标准，还应符合下列规定： 1仪表及站控制系统的交流电源应与动力、照明用电分开 置； 2站控制系统应采用不间断电源供电。 6.10.9仪表系统的接地宜采用共用接地装置，接地连接电阻入 应大于1Q2。 6.10.10电缆选型及敷设应符合下列规定： 1仪表信号电缆宜选用屏蔽电缆，电缆直埋激设时应选用销 装电缆； 2电统宣采用电缆沟、直埋、电缆桥架方式数设。

7.1.1管道系统的控制水平与控制方式应满足输油工艺过程的 安全、操作和运行要求。 7.1.2输油管道应设置监视、控制和调度管理系统，宜采用监控 与数据采集(SCADA)系统。 7.1.3输油管道的监控与数据采集（SCADA)系统应包括控制中 心的计算机系统、输油站站控制系统、远控截断阀的控制系统及数 锯传输系统。 7.1.4输油管道的控制方式宜采用控制中心控制、站控制系统控 制和设备就地控制，

7.2控制中心及计算机系统

7.2控制中心及计算机系统

.7.2.1控制中心宜具有下列功能： 监视各站及工艺设备的运行状态； 2 对监控阀室的监视、控制； 3 实时采集和处理主要工艺变量数据； 4 通过站控制系统进行远程控制； 5 水击控制； 6 管道的泄漏检测与定位； 全线紧急停运； 8 通信信道监测及自动切换； 9 数据分析及运行管理决策指导； 10向管理系统和其他应用系统提供数据。 7.2.2) 顺序输送多种油品时，控制中心配置的款件可且各业太预

测、批次计划、工艺运行优化、界面跟踪、管道存量计算、模拟培训 等功能。 7.2.3控制中心控制室的设计应满足运行操作条件的要求，除应 符合现行国家标准《电子信息系统机房设计规定》GB50174的期 定外，尚应满足计算机设备的安装要求。 7.2.4计算机系统应采用双机热备配置给排水图纸，系统应具备故障自动切 换功能。 7.2.5当设置备用控制中心时，主、备控制中心之间应具备控制 权限切换功能。