GB 50253-2014  输油管道工程设计规范(完整正版、清晰无水印)

2. 0. 6 中间站

intermediatestation

电镀标准injection station

distributing stati

为降低管道由于位差过大形成过高的管道内压力而设置减压 设施的输油站。

2.0.13线路截断阀

在管道沿线设置的用于将管道分段的阀门

pipelineblockval

石油采出后的液相部分。

2.0.16液化石油气

以内烷、丁烷为主要成分的液态石油产品，一般有商品丙烷 丁烷和商品丙烷、丁烷混合物

2. 0. 17顺序输送

pressure(MSOP)

在设计温度范围内，管道系统设计计算或分析所用的内

surge pressure

在管道中，由于液流速度突然改变而引起管道内的压力变化 现象称水击，该压力的幅值称水击压力。

hydrostaticpressure

管道内流体处于静止状态下，因重力而垂直作用在管道及管 道附件内壁上的压力。

管道在外力或自重作用下产生的弹性限度范围内的弯变 形。

pipe fittings

弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等各种管道异形连接件 的统称。

2. 0.26管道附作

pipe accessories

管件、阀门及其组合件、法兰、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. 27 冷弯管

cold bends

parallel pipelines

以一定间距相邻敷设的管道！

3.1.1输油管道工程设计计算输油量时，年工作天数应按350天 计算。

计算。 3.1.2管道设计输量应根据设计委托书或设计合同规定的输量 确定，设计最小输量应符合安全经济及输送条件。 3.1.3输油管道宜采用密闭输送工艺。采用其他输送工艺时，应 进行技术经济论证，并说明其可行性及必要性。 3.1.4管输多种油品时宜采用顺序输送工艺。采用专管专用输 送工艺时，应进行技术经济论证。 3.1.5输送工艺方案应根据管道的设计内压力、管径、输送方式、 输油站数量、顺序输送油品批次等，以多个组合方案进行比选确 定。

3.2原油管道输送工艺

3.2.1原油一般物理性质测定项目应符合本规范附录B的规 定；原油流变性测定项目应符合本规范附录C的规定。 3.2.2输送方式应根据输送原油的物理性质及其流变性，通过优 化确定。原油输送方式应符合下列规定： 1输送原油的凝点高于管道管顶埋深处地温时，宜采用加热 或对原油进行改性处理后输送，并应符合下列规定： 1采用加热输送时，管道沿线各点原油的输送温度宜高于 原油凝点3℃~5℃；

2)采用改性处理输送时，应对改性后原油进行管道输送剪 切失效和时效性模拟实验分析。 2输送高黏低凝原油时，可采取加热降黏或加剂降黏措施， 并应进行加剂剪切失效实验分析。 3.2.3加热输送的原油管道应符合下列规定： 1加热温度应从安全输送和节约能源的角度优选确定。 2采用不保温或保温输送方案时，应进行技术经济论证。宜 选择加保温层方案，并确定保温层结构和厚度。 3加热站和泵站的设置应综合管道的热力条件和水力条件 优化确定。 3.2.4管道顺序输送多种原油时，应符合本规范第3.3节、第 6.4节中有关成品油顺序输送工艺的相关规定，并应根据不同原 油的物理性质及其流变性确定输送方案。 3.2.5原油管道根据输送原油的物性及输送要求，可设反输工 艺。 3.2.6管道内输送原油为牛顿流体时，其沿程摩阻损失应按下列

2)采用改性处理输送时，应对改性后原油进行管道输送剪 切失效和时效性模拟实验分析。 2输送高黏低凝原油时，可采取加热降黏或加剂降黏措施， 并应进行加剂剪切失效实验分析，

1加热温度应从安全输送和节约能源的角度优选确定。 2采用不保温或保温输送方案时，应进行技术经济论证。宜 选择加保温层方案，并确定保温层结构和厚度。 3加热站和泵站的设置应综合管道的热力条件和水力条件 优化确定。

3.2.4管道顺序输送多种原油时，应符合本规范第3.3节、第

3.2.5原油管道根据输送原油的物性及输送要求，可设反输

3.2.6管道内输送原油为牛顿流体时，其沿程摩阻损失应按下列 公式计算：

式中：tav一 计算管段的输油平均温度（℃），常温输送的输油管 道，计算管段的输油平均温度取管中心埋深处的地 温； t一一计算管段的起点油温（℃）； t2一一计算管段的终点油温（℃）。 3.2.8当管道内输送原油为幂律流体时，其沿程摩阻损失应按本 规范附录E的规定计算。

3.2.8当管道内输送原油为幂律流体时，其沿程摩阻损失应按本 规范附录E的规定计算。 竺

3.2.9加热输送的输油管道的沿线温降应按下列公式计算

3.2.9加热输送的输油管道的沿线温降应按下列公式计算

3.3成品油管道输送工艺

列沿线注入量及分输量确定。

3.3.8油品批量输送的排列川 列。顺序输送的油品中含有较高黏度的油品时，可在该油品的首 未段采取适当的隔离措施

3.3.10站间线路起伏较大的成品油顺序输送管道，宜采取措施

Re= 4qy πdy Rer 10000e2. 72do.5

液化石油气（LPG)管道输送工艺

3.4.5液化石油气在管道内的平均流速，应经技术经济比较后确

4 线路4.1线路选择4.1.1管道线路的选择，应根据工程建设的目的和资源、市场分布，结合沿线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感区的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震自然条件，通过综合分析和多方案技术经济比较确定线路总体走向。4.1.2中间站场和大、中型穿跨越工程位置选择应符合线路总体走向；局部线路走向应根据中间站场和大、中型穿跨越位置进行调整。4.1.3管道不应通过饮用水水源一级保护区、飞机场、火车站、海（河）港码头、军事禁区、国家重点文物保护范围、自然保护区的核心区。4.1.4输油管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严重侵蚀等地质灾害地段，宜避开矿山采空区、全新世活动断层。当受到条件限制必须通过上述区域时，应选择其危害程度较小的位置通过，并采取相应的防护措施。4.1.5管道线路与已建管道路由走向大致相同时，宜利用已建管道走廊并行敷设。4.1.6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、成品油管道与城镇居民点或重要公共建筑的距离不应小于5m。2原油、成品油管道临近飞机场、海(河)港码头、大中型水库和水工建（构）筑物敷设时，间距不宜小于20m。3输油管道与铁路并行敷设时，管道应敷设在铁路用地范围10

边线3m以外，且原油、成品油管道距铁路线不应小于25m、液化 石油气管道距铁路线不应小于50m。如受制于地形或其他条件限 制不满足本条要求时，应征得铁路管理部门的同意。 4输油管道与公路并行敷设时，管道应敷设在公路用地范围 边线以外，距用地边线不应小于3m。·如受制于地形或其他条件限 制不满足本条要求时，应征得公路管理部门的同意。 5原油、成品油管道与军工厂、军事设施、炸药库、国家重点 文物保护设施的最小距离应同有关部门协商确定。液化石油气管 道与军工厂、军事设施、炸药库、国家重点文物保护设施的距离不 应小于100m。 6液化石油气管道与城镇居民点、重要公共建筑和一般建 （构）筑物的最小距离应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》 GB50028的有关规定。 注：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；对于单独的学 校、医院、军工厂、机场、码头、港口、仓库等，应由划定的区域边界线算起。

4输油管道与公路并行敷设时，管道应敷设在公路用地范围 边线以外，距用地边线不应小于3m。·如受制于地形或其他条件限 制不满足本条要求时，应征得公路管理部门的同意。 5原油、成品油管道与军工厂、军事设施、炸药库、国家重点 文物保护设施的最小距离应同有关部门协商确定。液化石油气管 道与军工厂、军事设施、炸药库、国家重点文物保护设施的距离不 应小于100m。 6液化石油气管道与城镇居民点、重要公共建筑和一般建 （构）筑物的最小距离应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范） GB50028的有关规定。 注：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；对于单独的学 校、医院、军工厂、机场、码头、港口、仓库等，应由划定的区域边界线算起。 4.1.7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》GB50061及《110kV~ 750kV架空输电线路设计规范》GB50545的有关规定。管道与于扰 源接地体的距离应符合现行国家标准《理地钢质管道交流干扰防护 技术标准》GB/T50698的有关规定。理地输油管道与埋地电力电 缆平行敷设的最小距离，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控 制规范》GB/T21447的有关规定。 4.1.8输油管道与已建管道并行敷设时，土方地区管道间距不宜 小于6m，如受制于地形或其他条件限制不能保持6m间距时，应

4.1.7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》GB50061及《110kV~ 750kV架空输电线路设计规范》GB50545的有关规定。管道与于扰 源接地体的距离应符合现行国家标准《理地钢质管道交流干扰防护 技术标准》GB/T50698的有关规定。理地输油管道与理地电力电 缆平行敷设的最小距离，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控 制规范》GB/T21447的有关规定。 4.1.8输油管道与已建管道并行敷设时，土方地区管道间距不宜 小于6m，如受制于地形或其他条件限制不能保持6m间距时，应 对已建管道采取保护措施。石方地区与已建管道并行间距小于 20m时不宜进行爆破施工。 4.1.9同期建设的输油管道，宜采用同沟方式敷设；同期建设的 油气管道受地形限制时高部地段可采用同沟敏设管道局沟勘

标准《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061及《110kV~ 750kV架空输电线路设计规范》GB50545的有关规定。管道与于扰 源接地体的距离应符合现行国家标准《理地钢质管道交流干扰防护 技术标准》GB/T50698的有关规定。理地输油管道与埋地电力电 缆平行敷设的最小距离，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控 制规范》GB/T21447的有关规定。

4.1.8输油管道与已建管道并行敷设时，土方地区管道间距不管

小于6m，如受制于地形或其他条件限制不能保持6m间距时，应 对已建管道采取保护措施。石方地区与已建管道并行间距小于 20m时不宜进行爆破施工。 4.1.9同期建设的输油管道，宜采用同沟方式敷设；同期建设的 油、气管道，受地形限制时局部地段可采用同沟敷设，管道同沟敷 设时其最小净间距不应小王0.5m

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，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钢管强度要求，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挠度曲线 的曲率半径，其曲率半径应按下式计算：

式中：R管道弹性弯曲曲率半径(m); D一一管道的外径(cm); α一管道的转角°）。 2)弹性敷设管道与相邻的反向弹性弯曲管段之间及弹性弯 曲管段与弯管之间，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0.5m。 2当采用热煨弯管时，其曲率半径不宜小于钢管外直径的5 倍，且应满足清管器或检测器顺利通过的要求。 3当采用冷弯管改变平面走向或纵向坡度时，冷弯管应符 合本规范第5.4节的规定，其最小弯管半径应符合表4.2.2的 要求。

表4.2.2冷弯管的最小弯管半径(mm）

D为管外径，弯管两端宜有2m左右的直管段

4.2.3理地管道的理设深度，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。

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：

表4.2.4沟底加宽裕量bm

4.2.5管沟边坡坡度应根据试挖或土壤的内摩擦角、黏

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且不加支撑时，沟深小于5m的管 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5m 的管沟应分台阶开挖，台阶宽度不宜小于2m

表4.2.5沟深小于5m时的管沟边坡最陡坡度

.6管沟回填土作业应符合下列划

1，岩石、卵砾石、冻土段管沟，应在沟底先铺设细土或砂垫 层，压实后的厚度不宜小于0.2m。 2回填岩石、砾石、冻土段的管沟时，应先用细土或砂回填至 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 最大粒径不应超过250mm。 3管顶和管底用的细土或砂的最大粒径应根据外防腐涂层 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 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刷或浸泡的管沟，回 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。 5输油管道出土端、进出站（阀室）和固定墩前后段，回填土 时应分层夯实，分层厚度不应大于0.3m，夯实系数不宜小于0.9。 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 和积水。 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 底和陡坎采取加固措施。 4.2.9当输油管道采取土堤埋设时，土堤设计应符合下列规定： 1输油管道在土堤中的径向覆土厚度不应小于1.0m；土堤 顶宽应大于管道直径两倍且不得小于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。对黏性土土堤，堤高小于2.0m时，土堤边坡坡度可采用 1：0.75～1：1；堤高为2m～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

4.2.9当输油管道采取土堤埋设时，土堤设计应符合下列规定：

1输油管道在土堤中的径向覆土厚度不应小于1.0m；土堤 顶宽应大于管道直径两倍且不得小于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。对黏性土土堤，堤高小于2.0m时，土堤边坡坡度可采用 1：0.75～1：1；堤高为2m～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。

其垂直净距不应小于0.3m，两条管道的交叉角不宜小于30°；

4.2.12输油管道通过人工或天然障碍物（水域、冲沟、铁路、公足

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地上管道防腐层的技术性能应能满足现场环境要求。

4.3.5采用牲阳极方

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

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。

道防腐保温层技术标准》GB/T50538的有关规定

4.3.9保温层应采用导热系数小的闭孔材料，保温材料应具有一 定机械强度，耐热性能好，不易燃烧和具有自熄性，且对管道无腐 蚀作用

4.3.10保温层外部宜有保护层，保护层材料应具有足够的

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间距

4.4.1输油管道沿线应设置线路截断阀。

4.4.3输送液化石油气管道线路截断阀的最大间距应符

表4.4.3液化石油气管道线路截断阀的最大间距

注：地区等级的划分见附录F。

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，宜设置线路截断阀。需防止油品倒流的部位应安

装能通过清管器的止回阀。

4.4.5截断阀应设置在交通便利、地形开阔、地势较高、检修

4.4.6线路截断阀应能通过清管器和管道内检测仪

4.5.1当管道的设计温度同安装温度存在温差时，在管道出入王 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。

4.6.6埋地管道通过人口密集区、有工程建设活动可能和易遭

挖掘等第三方破坏的地段应设置警示牌，并宜在理地管道上方理

4.7.1 管道通过以下地段时应设置水工保护设施： 1 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

4.7.2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。

《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423的有关规定。

1应依据管道纵玻玻度和管沟地质条件，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。

4.7.5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。

坎、加筋土堡坎或袋装土堡坎结构形式进行防护，堡坎宽度不应小 于施工作业带宽度。

下滑力和危岩坠落的冲击力，采取边坡支挡、加天管道埋深或头 覆盖物等措施对管道进行防护

管道、管道附件和支承件设

5.1.1输油管道、管道附件和支承件，应根据管道敷设形式

不境和运行条件，按下列可能同时出现的永久载荷、可变载荷和偶 然载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地区的管道污水处理标准规范范本，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

2输油管道设计压力应符合下列

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量

5.1.4管道水击和其他因素造成的瞬间最大

市政定额、预算，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：

1线路段管道的许用应力应按下式计算：