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- 2022-12-03 10:57:03 发布
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75k=1.16.3.8加热设备的选择应符合下列规定:1宜采用管式加热炉提高输送油品的温度。加热炉的设置不宜少于2台,不设备用炉。69\n2加热设备热负荷应按下式计算:(6.3.8)式中—加热设备热负荷(W);—进人加热设备的油品流量(kg/s)—加热设备进出口平均温度下油品的比热容[J/(kg·℃)];—加热设备出口油品温度(℃);—加热设备进口油品温度(℃)。6.3.9用于原油降凝、降粘、减阻的国产添加剂储存量宜为1~2个月的用量,进口添加剂储存量宜为3~6个月的用量。6.3.10减压站的设置应符合下列规定:1由于位差形成的管道内压力大于管道设计压力时或动压过大、超过下一站的允许进口压力时,在管道下坡段可设置减压站。2减压站上游最高点处压力设定值应能保证管输油品通过最高点时不出现液柱分离现象。3减压阀下游应配置截断阀,其性能应是严密、无泄漏的,应能保证在管道停输时完全隔断静压。4所选用的正常运行常开的减压阀应能在事故状态下自动关闭;热备用的常闭减压阀应能在需工作时自动开启,并在事故状态下自动关闭。5减压阀组进口端应设置过滤器,过滤网孔径尺寸应根据减压阀结构来确定。6对于输送易凝、高粘原油,应对每路减压阀组的阀体及管路进行伴热与保温,每路减压阀组应设置单独的电伴热回路。7进减压站内的管线上,应设两组(一用一备)超压保护泄放阀。6.3.11清管设施的设置应符合下列规定:1输油管道应设置清管设施。2清管器出站端的线路上、清管器进站前及进清管器接收筒前各点均设置清管器通过指示器。3当输油管道直径大于DN500mm以上,且清管器总重超过45kg时,宜配备提升设施。69\n4根据所选用一次清管作业中使用多个清管器(包括检测器)的长度,应留有足够的清管器收发操作场地。5.3.1Z输油管道用阀门的选择应符合下列规定:1安装于通清管器管道上的阀门应选择直通型(阀门通道直径与管道内径同径);不通清管器的阀门可用缩径型。2阀门应密封可靠、启闭灵活、使用寿命长。在防火区内关键部位使用的阀门,应具有耐火性能。3当采用焊接阀门时,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。6.3.13油品交接计量应符合下列规定:1应按合同要求设置计量设施的原则进行油品交接计量系统的设计。2油品交接计量系统的工艺流程应包括油量计量、计量仪表检验系统及污油系统。油品交接计量系统中,应设置商用油量交接,按规定定期检定和供需双方认可的加铅封的计量专用计算机。3油品流量计的选择应符合下列规定:1)用于油品交接计量的流量计的准确度不应低于0.2级;2)流量计的台数按下式计算:+(6.3.13-1)—需要计量的最大油量(m3/h);—单台流量计最大额定流量(m3/h);0.75—系数,与qvm相乘得最佳使用流量;—连续计量时的备用流量计台数(台);正常运转台数大于4台时S取2;正常运转台数等于或小于4台时S取1;3)流量计的设计台数,应经技术经济比较后确定;4)用于商业交接的流量计,应设备用流量计,不得设置旁通管及阀;5)当油品交接计量以质量作为核算单位时,宜选用质量流量计。4流量计辅助设备的选择应符合下列规定:69\n1)消气器的容积应按下式计算:(6.3.13-2)式中一消气器的容积(m3);—通过消气器的最大流量(m3/s);—油品在消气器中停留的时间(s),宜取9~20s。2)根据流量计产品说明书的要求,配置相应的过滤器。过滤器应安装在流量计人口前。过滤器进出口处应设置压力表。5流量计标定系统应符合下列规定:1)流量计应按《中华人民共和国计量法》及相应的流量计的检定规程要求定期进行强制性检定;2)用于商业交接的流量计系统,应设置在线校验装置;3)流量计校验可采用质量法、容积法加密度计、体积管法加密度计,也可采用标准流量计校验;4)采用质量流量计时,只要有条件应首先采用质量法检定质量流量计。6流量计及辅助系统的排污和管路安装应符合下列规定:1)流量计及辅助系统的污油应排至零位罐或油池,并经过滤、脱水、计量后重新用泵输回至流量计的出口管线内,未经计量的输回到流量计的进口管线内;2)在液体进人流量计前的管线上或流经的设备均不允许有任何开口、支线、取样点等泄流处;3)污油排放系统的设计应符合有关安全、环保规定;4)流量计出口侧管路上,应安装具有截止和检漏的双功能阀门或严密性好的无泄漏阀门。6.4成品油管道站场工艺设备6.4.1油罐形式、容量、数量应符合下列规定:1储存汽油、溶剂油等油品应选用浮顶罐或内浮顶罐;储存航空汽油、喷气燃料油应选用内浮顶罐;储存灯用煤油可选用内浮顶罐或固定顶罐;其他油品(如柴油、重油等)可选用固定顶油罐。2顺序输送油品的管道首站、输人站、分输站、末站储罐容积应按下式计算:69\n(6.4.1)式中V—每批次、每种油品或每种牌号油品所需的储罐容积(m3);m—每种油品或每种牌号油品的年输送量(t);—储存温度下每种油品或每种牌号油品的密度(t/m3);ε—油罐的装量系数。容积小于1000m3的固定顶罐(含内浮顶)宜取0.85;容积等于或大于1000m3,的固定顶罐(含内浮顶)、浮顶罐宜取0.9;N—循环次数(次)。注:末站为水运卸船码头,还需要考虑一次卸船量,取较大值。末站为水运装船码头,还摇要考虑一次装般量,取较大值。3首站、输人站、分输站、末站每种油品或每种牌号油品应设置2座以上储罐。中间泵站水击泄放罐容量由瞬态水力分析后确定。6.4.2根据油罐所储油品性质和环境条件,经过技术经济比较后确定油罐加热或冷却、保温或绝热方式。6.4.3成品油管道铁路装卸设施应符合下列规定:1成品油铁路日装卸车辆数应按下式计算:(6.4.3)式中n—日装卸车辆数(辆/d)G—年装卸车油量(t/a);k—铁路运输不均衡系数,宜取1.2;τ—年操作天数(d/a),宜取350d;—装卸车温度下油品密度(t/m3);V—油罐车平均容积(m3/辆),宜取55m3/辆;ε—油罐车装量系数,宜取0.9。2成品油铁路卸车鹤管应采用小鹤管上卸;装车应根据装油量,经计算分析比较确定采用大鹤管还是小鹤管。69\n3装卸油栈桥日作业批数,不宜大于4批次。4装卸油栈桥采用双侧布置还是单侧布置,应根据鹤位数来确定。5铁路油品装卸线与油品装卸栈桥边缘的距离,自轨面算起3m及以下范围内不应小于2m,3m以上不应小于1.85m。6.4.4应按本规范第6.3.5条的规定设置成品油水运码头装卸设施。6.4.5应按本规范第6.3.6条的规定选择泵送设备。6.4.6应按本规范第6.3.7条的规定选择输油主泵驱动装置。6.4.7应按本规范第6.3.10条的规定设置减压站。6.4.8应按本规范第6.3.11条的规定设置清管设施。6.4.9成品油管道阀门的选择应符合下列规定:1成品油管道阀门的选择应符合本规范第6.3.12条的规定。2安装在用于切换油品品种的阀门应为快速开启、关闭的阀门,其开启、关闭的时间不宜超过10s。6.4.10油品交接计量应符合本规范第6.3.13条的规定。6.5液态液化石油气管道站场工艺设备6.5.1液化石油气储罐设计应符合下列规定:1在常温下,应选用卧式或球形金属储罐。2管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气储罐总容量应按下式计算:(6.5.1-1)式中V—管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气储罐总容量(m3);m—管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气年总运转量(t);P—储罐内最高工作温度时液化石油气的密度(t/m3);ε—最高操作温度下储罐装量系数,宜取0.9;k—液化石油气的储备天数(d)。3储罐座数应按下式确定:(6.5.1-2)式中n—储罐座数,首站、输人站、分输站、末站储罐,每站不宜小于3座;69\nV—液化石油气总储存量(m3);V1—球罐或卧罐单座的容积(m3)。4液化石油气储罐的设计压力应符合国家现行《压力容器安全技术监察规程》的规定。5中间泵站水击泄放罐容量应由水击分析确定。6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《压力容器安全技术监察规程》的规定。7液化石油气储罐下部应设置排污双阀,在寒冷地区应设防冻设施。8液化石油气储罐上必须设置安全阀。安全阀入口前不宜装设切断阀,如需要设置时,应使阀门保持常开状态并加铅封。与储罐相接的管线上严禁安装铸铁阀。9容积为100m3或100m3以上储罐应设置2个或2个以上安全阀。6.5.2首站、输人站、分输站、末站液化石油气的储备天数应符合本规范第6.3.2条的规定。6.5.3应根据储罐所储液化石油气组分和环境条件,经技术经济比较后确定冷却与绝热方式。6.5.4铁路装卸设施应符合下列规定:1必须使用液化石油气专用槽车,摘车的承压能力必须高于所承运的液化石油气在最高温度下的饱和蒸气压。2所使用的槽车必须符合国家《压力容器安全技术监察规程》和现行国家标准《液化气体铁道罐车技术条件》(GB10478)的规定。3铁路装卸设施尚应符合本规范第5.4.3条的规定。4槽车装卸鹤管应各设有气相和液相接头,若采用胶管法兰鹤管,其许用压力至少为系统最高压力的4倍。6.5.5码头装卸设施应符合下列规定:1必须使用液化石油气专用船只。2码头装卸设施尚应符合本规范第6.3.5条的规定。6.5.6泵送设备除应按本规范第6.3.6条选用外,尚应符合下列规定:1泵的安装高度应保证不使其发生气蚀,并采取防振动措施。69\n2泵的外壳应为铸钢.其机械密封应是无泄漏型的。3入口管段上应设里操作阀、过滤器及放散阀,并引至安全放空地点。4泵出口管段上应设置止回阀、操作阀和液相安全回流阀。5输送液态液化石油气泵的扬程应为起、终点储罐内极端最高温度时的饱和蒸气压换算成的液柱差、泵站间管道总摩阻损失及高程差之和.并留有按本规范第3.4.3条规定的压力换算成液柱的裕量。6.5.7主泵驱动装置的选择应符合本规范第6.3.7条的规定。6.5.8压缩机组及附件的设置应符合下列规定:1液态液化石油气站内宜设置压缩机,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滤器。5压缩机出口管线上应设置止回阀和安全阀。6当站内无压缩机系统时,罐区内各储罐的气相空间之间、槽车与储罐气体空间应用平衡管连通。6.5.9减压站的设孟应符合本规范第6.3.l0条的规定。6.5.10清管设施的设置应符合本规范第6.3.11条的规定。6.5.11液态液化石油气管道用阀门应符合下列规定:1阀门及附件的配置应按液化石油气系统设计压力提高一级。2地上液态液化石油气管道分段阀之间的管段上应设里管道安全阀。3液态液化石油气管道上应设置液化气专用阀门。4应按本规范第6.3.12条的规定选择阀门。6.5.12液态液化石油气的交接计量应符合下列规定:1测量液态液化石油气流量,可用涡轮流量计、容积式流量计或质量流量计。1)用容积式流量计测量液态液化石油气流量,应符合现行国家标准《液态烃体积测量容积式流量计计量系统》(GB/T17288)的规定。流量计应进行实液检定;2)用涡轮流量计计量时,应符合现行国家标准《液态烃体积测量涡轮流量计计量系统》(GB/T17289)的规定。流量计应进行实液检定。69\n2应按本规范第6.3.13条的规定设置液态液化石油气的交接计量设备。6.6站内管道及设备的腐蚀控制与保温6.6.1站内埋地管道的外防腐层应为特加强级防腐。6.6.2储罐罐底板外壁应采用阴极保护。6.6.3设计选用的涂料必须符合国家现行标准。6.6.4保温管道的钢管外壁及钢制设备外壁均应先进行防腐后,再进行管道及设备的保温,保温层外还应设防水层。6.6.5凡储罐外壁、顶及罐内存在气体空间的部位,罐底及罐内部附件和距罐底2m以下部位,也均应进行防腐;储罐内壁需要使用防腐涂料时应使用防静电防腐涂料,涂料本体电阻率应低于108Ω·m(面电阻率低于109Ω·m);进出储罐的轻质油品管道必须接近罐底安装。6.6.6浮顶油罐顶部壁板以下2m的内壁及浮船船舱的内外壁均应作防腐设计。6.7站场供配电6.7.1输油站场的电力负荷分级应符合下列规定:1首站、末站、减压站和压力、热力不可逾越的中间(热)泵站应为一级负荷;其他各类输油站应为二级负荷。2独立阴极保护站应为三级负荷。3输油站场及远控线路截断阀室的自动化控制系统、通信系统、输油站的紧急切断阀及事故照明应为一级负荷中特别重要的负荷。6.7.2一级负荷输油站应由两个独立电源供电;当条件受限制时,可由当地公共电网同一变电站不同母线段分别引出两个回路供电,但作为上级电源的变电站应具备至少两个电源进线和至少两台主变压器。输油站每一个电源(回路)的容量应满足输油站的全部计算负荷,两路架空供电线路不应同杆架设。6.7.3二级负荷输油站宜由两回线路供电,两回线路可同杆架设;在负荷较小或地区供电条件困难时,可由一回6kV及以上专用架空线路或电缆线路供电,但应设事故保安电源。事故保安电源的容量应能满足输油站保安负荷用电,宜采用自动化燃油发电机组。6.7.4对翰油站中自动化控制系统、通信系统及事故照明等特别重要的负荷应采用不间断电源(UPS)供电,蓄电池的后备时间不应少于2h。69\n6.7.5在无电或缺电地区,输油站内的输油主泵宜由内燃机直接拖动,站内低压负荷供电应采用燃油发电机组,发电机组的选择应符合下列规定:1发电机组运行总容量应按全站低压计算负荷的1.25~1.30倍选择,并应满足大容量低压电动机的启动条件;备用机组容量可按运行机组容量的50%~100%选择。2发电机组的台数应为两台及以上,同一输油站宜选择同型号、同容量的机组;应根据机组的检修周期、是否设值班人员及机组运行台数,合理确定备用机组台数。3发电机组应满足并联运行,并具有自动一手动并车功能。4输油站低压系统不设无功功率补偿装置。6.7.6在无电或电源不可靠地区,输油管道线路无人值守的自动截断阀室、通信中继站、遥测阴极保护站等小容量负荷供电,宜选择太阳能发电、风能发电、小型燃油发电等自备电源装置,并应根据负荷容量、气象、地理环境、燃料供应等条件合理选择。6.7.7变(配)电所的供电电压应符合下列规定:1变(配)电所的供电电压应根据用电容量、供电距离、当地公共电网现状等因素合理确定,一般宜为6(10)~110Kv。2当输油泵、消防泵电动机额定电压为6kV时,变(配)电所的一级配电电压应为6kV;当电动机额定电压为lOkV时,则一级配电电压应为10kV。低压配电电压应采用380/22OV。6.7.8变(配)电所的主接线和变压器选择应符合下列规定:1单电源进线和单台变压器的变电所,可采用线路一变压器组的单元接线;其主变压器的容量宜按全站计算负荷的1.25~1.33倍选择,且应满足输油主泵电动机的启动条件。2当有两路电源进线时,主变压器应为两台。变电所一次侧宜采用桥形接线,其二次侧宜采用单母线分段接线。主变压器每台容量宜按全站计算负荷的95%~100%选择。当一台主变压器断开时,另一台主变压器应能保证全站一、二类负荷的供电,并应满足输油主泵电动机的启动条件。3配电变压器的台数及容量选择宜按主变压器选择原则进行。6.7.9变(配)电所的无功补偿应符合下列规定:1输油泵配6(10)kV异步电动机宜采用单机无功补偿方式。2低压配电侧宜采用集中无功自动补偿方式。3当工艺条件适当时,可采用高压同步电动机驱动输油泵。6.7.1035~110kV变电所和6~10kV配电所,宜采用变电站微机综合自动化系统,实现对变配电系统的微机保护、数据采集与监控,并应同时备有一套手动操作系统。69\n6.7.11变电所的电力调度通信应符合下列规定:1应设置输油管道内部电力调度通信,应由管道通信网统一考虑装设。2应设置与地方供电部门地调中心间的外部电力调度通信,宜以电力载波或音频电缆、光缆作为主通信方式,同时还应设置与当地市话网联通的市话通信作为备用通信方式。3无人值班变电所,除在变电所装设电调电话外,同时还应在站控制室装设并机电调电话。6.7.12输油站场爆炸危险区域的划分及电气装置的选择,应符合国家现行标准《石油设施电气装置场所分类》(SY0025)和现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(GB50058)的规定。6.7.13输油站场的变配电所、工艺装置等建(构)筑物的防雷、防静电设计,应符合现行国家标准《工业与民用电力装置的过电压保护设计规范》(GBJ64)《石油库设计规范》(GB50074)和《建筑物防雷设计规范》(GB50057)的规定。6.7.14输油站的工业控制计算机、通信、控制系统等电子信息系统设备的防雷击电磁脉冲设计应符合下列规定:1信息系统设备所在建筑物,应按第三类防雷建筑物进行防直击雷设计。2应将进人建筑物和进人信息设备安装房间的所有金属导电物(如电力线、通信线、数据线、控制电缆等的金属屏蔽层和金属管道等),在各防雷区界面处应做等电位连接,并宜采取屏蔽措施。3在全站低压配电母线上和UP5电源进线侧,应分别安装电涌保护器。4当数据线、控制电缆、通信线等采用屏蔽电缆时,其屏蔽层应做等电位连接。5在一个建筑物内,防雷接地、电气设备接地和信息系统设备接地宜采用共用接地系统,其接地电阻值不应大于1Ω。6.7.15站场内用电设备负荷等级的划分应符合表6.7.15的规定。表6.7.15站场内用电设备的负荷等级建(构)筑物、装置名称用电设备负荷等级备注泵房主泵、给油泵、装车(装船)泵1可压力越站的中间泵站降级为2级69\n加热炉区直接加热炉或间接加热炉及其配套用电设施1可热力越站的中间热站降级为2级消防泵放冷却水泵、泡沫混合液泵或消防水泵1锅炉房给水泵、补水泵、风机、火嘴、水处理设备2阀室电动阀1可越站的中间泵站降级为2级管道控制中心SCADA系统、数据信号传输设备1站控制室工业控制计算机系统1通信站通信设备1供水设施(深水井、加压泵房、净化设施)整个设施2污水处理场整个设施3计量间整个设施1油罐区整个设施2阴极保护间恒电位仪3管道电伴热整个设施2生产辅助设施(维修车库、材料和设备仓库、化验室等)整个设施3生活辅助设施(值班宿舍、食堂等)整个设施36.8站场供、排水及消防6.8.1互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资料等因素综合分析确定,并宜就近选择。69\n2生产、生活及消防用水宜采用同一水源。当油罐区、液化石油气罐区、生产区和生活区分散布置,或有其他特殊情况时,经技术经济比较后可分别设置水源。3生活用水水源的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》(GB5749)的规定;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生活污水经化粪池消化处理后。可就近排入城镇污水系统,或经当地主管部门同意,排至适当地点;当就近没有城镇污水系统,可根据污水量、水质情况、环保部门要求,合理确定排放方案,达标后方可排放。3含油污水(一般系指油罐脱水、油罐清洗水、油轮压舱水等)应进行处理,并宜采用小型装置化处理设备。处理深度应符合现行国家标准《污水综合排放标准》(GB8978)的规定。4雨水(未被油品污染的地面雨水)宜采用地面组织排水的方式排放;油罐区的雨水排水管道穿越防火堤处,在堤内宜设置水封井,在堤外应设置能识别启闭状态的截流装置。6.8.3站场及油码头的消防设计应符合下列规定:1原油、成品油储罐区的消防设计,应符合现行国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》(GB50183),《低倍数泡沫灭火系统设计规范》(GB50151)和《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》(GB50196)的规定。2液化石油气储罐区的消防设计,应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》(GB50028)和《石油化工企业设计防火规范》(GB50160)等的规定。3装卸原油、成品油码头的消防设计,应符合现行国家标准《石油化工企业设计防火规范》(GB50160),《固定消防炮灭火系统设计规范》(GB50338和国家现行标准《装卸油品码头防火设计规范》(JTJ237)的规定。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》(GBJ16)《建筑灭火器配置设计规范》(GBJ140)的规定。6.9供热通风及空气调节6.9.1输油站内各建筑物的采暖通风和空气调节设计,应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》(GBJ69\n19)和国家现行标准《石油化工采暖通风与空气调节设计规定》(SH3004)的规定。6.9.2输油站各类房间的冬季采暖室内计算温度,应符合表6.9.2的规定。表6.9.2各类房间冬季采暖室内计算温度序号房间名称室内温度(℃)1输油泵房的电机间、深井泵房、污水提升泵房、汽车库(不设检修坑)、低压配电间(无人值班)52消防车库(不设检修坑)、消防泵房83汽车库(内设检修坑)、消防车库(内设检修坑)、输油泵房、阀组间、蓄电池室、柴油发电机间144计量间、维修间、低压配电间(有人值班)、盟洗室、厕所165站控制室、办公室、化验室、值班室、休息室、食堂、控制室186淋浴室、更衣室25注:加热炉烧火间、高压开关室、电容器室等不采暖。6.9.3化验室的通风宜采用局部排风。当采用全面换气时,其通风换气次数宜为5次/h。6.9.4驱动输油泵的电动机,其通风方式应按电动机使用安装要求决定。当采用管道通风时,应尽量利用电动机本身风扇产生的剩余风压;当电动机本身产生的剩余风压小于风道阻力而无法满足通风量要求时,应采用机械通风。6.9.5进入管道式通风电动机的空气质量标准,应按电机制造厂家的技术要求确定;当无法取得此类资料时,应符合下列规定:1空气温度应为0~40℃。2空气相对湿度应低于90%。3空气含尘量应不大于5mg/m3,严禁导电灰尘进入电动机。4空气中所含具有爆炸危险气体的浓度必须低于其爆炸下限的50%。6.9.6输油泵房、计量间、阀组间等可能产生或积聚可燃气体的房间,宜设置机械通风设施,其通风换气次数宜为10次/h。69\n6.9.7可能积聚容重大于空气、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最低处积聚的可燃或有害气体,排风量应根据各类建筑物要求的换气次数或根据生成气体的性质和数量经计算确定。6.9.8输油站内一些环境条件要求较高的房间,当采用常规的采暖通风设施不能满足设备、仪器仪表或工作人员对室内温度、湿度的要求时,可按实际需要设置空气调节装置。6.9.9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却系统,不得采用直流式水冷却系统(特殊情况除外)。对于小型的和分散的需空调房间,在满足使用要求的原则下,宜选用能效比高的热泵(冷暖)型分体式空调器;对于寒冷地区,可选用电热型分体式空调器。6.9.10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)的规定。6.9.11通信机务站的采暖通风及空气调节设计,应符合国家现行标准《电信专用房屋设计规范》(YD5003)的规定。6.9.12建筑物的采暖通风与空气调节设计应考虑以下节能措施:1房屋设计中外窗的保温性能,应符合现行国家标准《建筑外窗保温性能分级及其检测方法》(GB/T8484)的规定。其保温性能等级,严寒地区不应低于Ⅱ级,寒冷地区不应低于Ⅲ级,其他地区不宜低于Ⅳ级;外窗的气密性,应符合现行国家标准《建筑外窗空气渗透性能分级及其检测方法》(GB/T7107)的规定,其气密性等级不应低于Ⅱ级。2围护结构的外墙、屋顶、地面的热工性能以及热力管网的保温,应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》(GBJ19)和国家现行标准《民用建筑节能设计标准》(采暖居住建筑部分)(JGJ26)的规定。3内燃机排热系统的余热,宜尽量回收和利用。4晴天日数多、日照时间长的地区,宜优先采用太阳能做热源。6.10仪表及控制系统6.10.1输油站的控制水平与控制方式,应根据输油工艺、操作和监控系统的要求以及输油站的具体情况确定。6.10.2输油工艺过程及确保安全生产的重要参数,应进行连续监测或记录。69\n6.10.3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,并应考虑性能价格比。品种规格不宜过多,并力求统一。2检测和调节控制仪表宜采用电动仪表。3当检测仪表需要输出统一信号时,应采用变送器;需要输出接点信号时,宜采用开关量仪表。4直接与介质接触的仪表,应符合介质的工作压力、温度和防腐蚀的要求。5现场应安装供运行人员巡回检查和就地操作的就地显示仪表。6.10.4爆炸危险场所内安装的电动仪表,其防爆型式应按表6.10.4确定。表6.10.4防爆结构电动仪表选择分区0区1区2区防爆型式本质安全型ia本质安全型ia、ib,隔爆型d本质安全型ia、ib,隔爆型d注:分区应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装卫设计规范》(GB50058)的规定。6.10.5输油站内应设站控制室,安装必要的站控仪表设备和通信设备。6.10.6站控制室的设计应符合下列规定:1站控制室应设置照明、隔热、防尘、防振和防噪音的设施。必要时,应设置空调设施。2站控制室周围不得有对室内电子仪表产生大于400A/m的持续电磁干扰。3站控制室内宜设置火灾自动报警与消防装置。4室内不得有任何油、气管道穿过。可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入站控室内。6.10.7输油站应设紧急停车系统,其应具有如下功能:1能就地和(或)远程进行操作。2能切断所有生产电源或动力。3在事故状态下能使该站停运并与管道线路迅速隔离。6.10.8输油站的安全保护应根据管道全线及输油站的控制水平和操作要求设计,在联锁动作前设置征兆预报警信号。其安全保护应符合下列规定:69\n1中间泵站和末站的进站管道,宜设置就地控制的压力超限泄放阀。其泄压动作的压力设定值应能调节。2输油泵站进泵压力超低限信号和输油首站、中间泵站的出站压力超高限信号应与输油主泵机组停运联锁。3水击泄压罐的液位超高限信号应能自动启动该罐液位控制泵。4输油主泵机组轴承温度、电动机定子温度、柴油机及燃气轮机转速、泵和原动机轴承振动量的超高限等信号,应与输油主泵机组停运联锁。5加热炉火焰熄灭应与燃油紧急切断装置联锁。6直接加热炉燃油流量超低限信号,应与加热炉停运联锁。6.10.9压力调节方式宜采用节流调节或转速调节,并由站控制系统实施。其设计应符合下列规定:1压力调节系统不宜与检测或其他调节系统合用压力变送器。2出站压力调节阀宜选择电动液压式或气动液压调节球阀,其流量特性应选择等百分比或近似等百分比。3密闭输送时,进泵(或进站)压力和出站压力必须加以控制。6.10.10站控制系统对工艺设备的监控应符合下列规定:1正常运行工况下,对输油温度、压力进行监视、调节。在输油首站,应对进管道的输油量进行监视。2异常工况下的报警和紧急事故的处理。3有条件时,可对工艺设备进行远程控制。6.10.11顺序输送多种油品时,对混油段应进行监控。6.l0.12输油站内火灾与可燃气体检测、报警装置的设置,应符合现行国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》(GB50183)的规定。6.10.13仪表系统的供电设计除应符合本规范第6.7节的规定外,还应符合下列规定:1交流电源应与动力、照明用电分开。必要时,可设稳压装置。2电源容量应按仪表系统用电量总和的1.2~1.5倍计算。3仪表系统用的事故电源,应采用不间断电源设备。6.10.14仪表系统的接地应包括保护接地和工作接地。接地电阻值应符合下列规定:69\n1仪表系统的保护接地电阻值应小于4Ω。2仪表系统的工作接地电阻值,应根据仪表制造厂家的要求确定。当无明确要求时,可采用其保护接地电阻值。7管道监控系统7.1一般规定7.1.1输油管道应设置监视、控制和调度管理系统。7.1.2输油管道的自动化水平应根据工艺要求、操作水平、自然条件以及投资情况确定。监控与数据采集(SCADA)系统可用作管道的监控与调度管理。7.1.3输油管道的监控与数据采集系统应包括控制中心的主计算机系统、远控站的站控制系统、数据传输及网络系统。7.1.4输油管道计算机监控与数据采集系统宜采用分散型控制系统。控制方式宜采用控制中心控制、站控制室控制和设备就地控制。7.2控制中心及主计算机系统7.2.1.控制中心宜具有下列主要的监控功能:1监视各站及工艺设备的运行状态。2采集和处理主要工艺变量数据,实时进行显示、报警、存储、记录、打印。3通过站控制系统进行远程控制、调节。4水击控制。5管道的泄漏检测与定位。6远控线路截断阀状态监控。7全线紧急停运。8数据分析及运行管理决策指导。7.2.2顺序输送多种油品时,控制中心主计算机系统宜配置批量输送的调度计划、预测、界面跟踪、油品切换、管道储量等实时模拟软件。必要时,可配置模拟培训软件。7.2.3控制中心的设计,应满足运行操作条件的要求,除应符合现行国家标准《电子计算机场地通用规范》(GB/T2887)和《计算站场地安全要求》(GB/T9361)的规定外,尚应满足计算机设备的安装要求。7.2.4主计算机系统应采用双机热备用运行方式,系统中应设置故障自动切换装置。69\n7.3站控制系统7.3.1站控制系统应具有下列功能:1接受和执行控制中心的控制命令,进行控制和调整设定值,并能独立工作。2过程变量的巡回检测和数据处理。3向控制中心报告经选择的数据和报警信息。4提供站运行状态、工艺流程、动态数据的画面或图像显示,报警、存储、记录、打印。5压力或流量的控制、调节。6故障自诊断,并把信息传输至控制中心。7输油泵机组及主要工艺设备的顺序控制。8对顺序输送多种油品管道的分输站、输人站、末站油品切换及混油量应进行控制。7.3.2站控制室的设计应满足运行操作条件的要求,其设计应符合国家现行标准《工业控制计算机系统安装环境条件》(JB/T9269)的规定。7.3.3站控计算机系统应采取保证安全可靠的冗余技术措施。重要的站应采用双机热备用运行方式;系统中应设置故障自动切换装置。7.3.4模拟量输入、输出精确度应符合下列规定:1模/数(A/D)转换器的转换精确度不应低于检测仪表的精确度,宜为士0.1%~士0.01%(相当于二进制的10~13位)。2数/模(D/A)转换器的转换精确度,其电压信号输出宜为士0.1%~士0.01%;电流信号输出宜为士0.5%~士0.2%。8通信8.0.1输油管道通信方式,可根据管道建设所经地区电信网的现状和管道管理营运对通信的业务需求量确定。8.0.2输油管道的通信传输方式如选用光纤通信,其光缆可与输油管道同沟敷设。8.0.3通信站的位置根据生产需求,宜设在管道各级生产部门、工艺站场及其他沿管道的站点。8.0.69\n4管道通信系统的通信业务功能应根据输油工艺、站控制系统与SCADA系统数据传输和生产管理运行等需要,可设调度电话、站间电话、会议电话、会议电视、行政电话、巡线和应急通信、传真、数据及图像通信等。调度电话总机宜采用辐射式的设备;会议电话不宜设专用电路,可由行政电话电路兼用;站间电话电路不得连接其他电话;图像通信可以是静态或动态图像。8.0.5输油管道管理部门应设自动电话交换机。当输油站电话机数量较少时,可不设电话交换机,宜采用远端用户电话方式。自动电话交换机应兼有调度电话机功能。8.0.6管道巡线、维修和事故抢修部门,宜设无线通信设施。8.0.7通信站主干电缆容量应按电话交换机容量的120%确定;不安装电话交换机的站场,进站电缆(或用户线)容量应按实装用户数量的140%~160%确定。8.0.8当通信站采用内嫩机发电机组做备用电源时,其台数应按表8.0.8的规定配置。8.0.9输油管道管理部门和输油站的电话业务应接人当地公共电话交换网。表8.0.9备用发电机组(台)电源负荷等级内燃机发电机组数通信站类别一级二级三级输油管道管理部门012输油站01—独立通信站0128.0.10对于输油管道管理部门与SCADA系统的主计算机系统与站控制系统的数据传输设计,应根据通信传输设备的情况,考虑对质量、可靠性、时延等因素的要求,经技术经济比较后确定,并应考虑发展的需求,留有备用接口。8.0.11数据传输系统设计应符合下列规定:1数据信号速率应根据数据传输量及水击控制要求确定,但不宜小于4800bps。2传输方式应选择半双工或全双工、同步或异步、串行传输。69\n3传输误码率应小于10-6。8.0.12应设置备用通信信道传输方式。备用信道传输方式宜根据已有通信信道的类型及可靠性做出其他方式的选择。9输油管道的焊接、焊接检验与试压9.1.焊接与检验9.1.1设计文件中必须标明焊件和焊接材料的型号、规格、焊缝及接头型式。对焊接方法、焊前预热、焊后热处理及焊接检验等均应提出明确要求。9.1.2根据设计文件提出的钢管和管件的材料等级、焊接材料、焊接方法和焊接工艺等,管道焊接前施工单位应在工程开工前进行焊接工艺试验,提出焊接工艺评定报告。现场组焊的锅炉及压力容器等部分的焊接工艺评定应符合国家现行标准《钢制压力容器焊接工艺评定》(JB4708)的规定;输油管道线路部分应符合现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》(GB50236)的规定。9.1.3焊接材料应根据被焊件的工作条件、机械性能、化学成分、接头型式等因素综合考虑,宜选用抗裂纹能力强、脱渣性好的材料。对焊缝有冲击韧性要求时,应选用低温冲击韧性好的材料。9.1.4焊接材料应符合现行国家标准《碳钢焊条》(GB/T5117),《低合金钢焊条》(GB/T5118),《熔化焊用钢丝》(GB/T14957),《气体保护焊用钢丝》(GB/T14958)的规定。当选用未列人标准的焊接材料时,必须经焊接工艺试验并经评定合格后方可使用。9.1.5焊接接头设计应符合下列规定:1焊缝坡口型式和尺寸的设计,应能保证焊接接头质量、填充金属少、焊件变形小、能顺利通过清管器和管道内检测仪等。2对接焊缝接头可采用V形或其他合适形状的坡口。两个具有相等壁厚的管端,对接接头坡口尺寸应符合国家现行标准《输油输气管道线路工程施工及验收规范》(SY0401)的规定。两个壁厚不等的管端接头型式,宜符合本规范附录F的规定,或采用长度不小于管子半径的预制过渡短管;过渡短管接头设计宜符合本规范附录F的规定。3角焊缝尺寸宜用等腰直角三角形的最大腰长表示。69\n9.1.6焊件的预热应根据材料性能、焊件厚度、焊接条件、气候和使用条件确定。当需要预热时,应符合下列规定:1当焊接两种具有不同预热要求的材料时,应以预热温度要求较高的材料为准。2预热时应使材料受热均匀,在施焊过程中其温度降应符合焊接工艺的规定,并应防止预热温度和层间温度过高。9.1.7焊缝残余应力的消除应根据结构尺寸、用途、工作条件、材料性能确定。当需要消除焊缝残余应力时,应符合下列规定:1对壁厚超过32mm的焊缝,均应消除应力。当焊件为碳钢时,壁厚为32~38mm,且焊缝所用最低预热温度为95℃时,可不消除应力。2当焊接接头所连接的两个部分厚度不同而材质相同时,其焊缝残余应力的消除应根据较厚者确定;对于支管与汇管的连接或平焊法兰与钢管的连接,其应力的消除应分别根据汇管或钢管的壁厚确定。3不同材质之间的焊缝,当其中的一种材料要求消除应力时,该焊缝应进行应力消除。9.1.8焊接质量的检验应符合下列规定:1焊缝应采用无损检测进行检验,首选射线探伤和超声波探伤。在检验或试验之前。应清除渣皮和飞溅物,并进行外观检验合格。2采用射线探伤检验时,应对焊工当天所焊不少于15%的焊缝全周长进行射线探伤检验;对通过输油站场、居民区、工矿企业区和穿跨越大中型水域、一二级公路、高速公路、铁路、隧道的管道环焊缝,以及所有的碰死口焊缝,应进行100%射线探伤检验。3采用超声波探伤时,应对焊工当天所焊焊缝的全部进行检查,并对其中5%环焊缝的全周长用射线探伤复查。设计可根据工程需要适当提高射线探伤的比例。但对通过输油站、居民区、工矿企业和穿跨越大中型水域、一二级公路、高速公路、铁路、隧道的管道环焊缝,以及所有的碰死口焊缝,应进行100%射线探伤检验。4射线探伤检验和合格等级,应符合现行国家标准《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》(GB3323-87)的规定,Ⅱ级为合格;超声波探伤检验合格等级,应符合现行国家标准《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》(GB11345-89)的规定,检验等级为B级,质量评定等级I级为合格。69\n9.1.9液态液化石油气管道的焊接与检验,应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范})(GB50251)的规定。9.2试压9.2.1输油管道必须进行强度试压和严密性试验.但在试压前应先设临时清管设施进行清管,并不应使用站内设施。9.2.2穿跨越大中型河流、国家铁路、一二级公路和高速公路的管段,应符合国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》(SY/T0015.1、SY/T0015.2)的规定,应单独试压.合格后再同相邻管段连接。9.2.3清管器收发装置应同线路一同试压。9.2.4壁厚不同的管段应分别试压。9.2.5用于更换现有管道或改线的管段,在同原有管道连接前应单独试压,试验压力不应小于原管道的试验压力。同原管道连接的焊缝,应采用射线探伤进行100%的检查。9.2.6试压介质应采用水。在人烟稀少、寒冷、严重缺水地区,可酌情采用气体作为试压介质,但管材必须满足止裂要求。试压时必须采取防爆安全措施。9.2.7输油干线的一般地段,强度试验压力不得小于设计内压力的1.25倍;大中型穿跨越及管道通过人口稠密区和输油站,强度试验压力不得小于设计内压力的1.5倍;持续稳压时间不得小于4h;当无泄漏时,可降到严密性试验压力,其值不得小于设计内压力。持续稳压时间不得小于4h。当因温度变化或其他因素影响试压的准确性时,应延长稳压时间。采用气体为试压介质时,其强度试验压力为设计内压力的1.1倍,严密性试验压力等于设计内压力。当采用强度试验压力时,管线任一点的试验压力与静水压力之和所产生的环向应力不应大于钢管的最低屈服强度90%。9.2.8分段试压合格的管段相互连接的碰死口焊缝,必须按本规范第9.1.8条的规定采用射线探伤进行扮100%的检查,全线接通后可不再进行试压。9.2.9液态液化石油气管道的试压应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》(GB50251)的规定。10健康、安全与环境(HSE)10.0.69\n1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/T6276)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《城市区域环境噪声标准》(GB3096)和《工业企业厂界噪声标准》(GB12348)的规定。11节能11.0.1输油管道工程设计,必须遵循《中华人民共和国节约能源法》及国家其他现行相关标准及规定。11.0.69\n2设计应采用节能设备,严禁使用国家明令淘汰的高能耗设备。根据环境条件,宜利用太阳能、风能及水能。11.0.3节能方案及其措施,必须重视投资效果。投资回收年限和贷款偿还年限,均应符合国家相关政策。11.0.4应尽量采用储存损耗低的储油设备;采用大型内燃机设备时,应综合考虑余热利用。11.0.5管道输送系统应充分利用上站余压,选用耗能最小的输油方式。11.0.6工程设计中应进行综合能耗分析。附录A原油一般物理化学性质测定项目表A原油一般物理化学性质测定项目序号测定项目序号测定项目1相对密度d8胶质(%)2傾点、凝点(℃)9含硫量(%)3初馏点(℃)10含盐量(mg/L)4闪点(闭口)(℃)11粘度(mPa·s)5蒸汽压(kPa)12含水率(%)6含蜡量(%)13比热容[J/(kg·℃)](温度间隔为2℃)7沥青质(%)注:1用作内燃机燃料的原油,应化验残炭和微量金属钠、钾、钙、铅、钒的含量。2石蜡基原油粘度、倾点及凝点按本规范附录B表B测定;其他原油应在倾点、凝点和初馏点之间,每间隔5℃测定不同温度点的粘度。附录B原油流变性测定项目表B原油流变性测定项目序号测定项目要求69\n1析蜡点(℃)2反常点(℃)3粘度(mPa·s)在反常点和初馏点之间测定,温度间隔为5℃4流变指数反常点和倾点、凝点之间测定,温度间隔为2℃,对含蜡原油应按不同热处理温度侧定倾点、凝点;对于输送加剂原油还应检验剪切影响5稠度系数(Pa·sn)6表观粘度(mPa·s)7屈服值(Pa)附录C水力摩阻系数久计算C.0.1水力摩阻系数a应按表c中的雷诺数Re划分流态范围选择相应公式计算。表C雷诺数Re划分范围及水力摩阻系数又计算流态划分范围=(,)层流<2000=紊流水力光滑区3000<≤==1.8lg-1.53<105时紊流混合摩擦区<<==-2lg()注:1Re—输油平均温度下管内输送牛顿流体时的雷诺数:=式中—输油平均温度下的体积流量(m3/s);—输油平均温度下的运动粘度(m3/s);—输油管道的内直径(m)。69\n2当2000<<3000时,可按水力光滑区计算;3—由光滑区向混合区过渡的临界雷诺数;4—由混合区向粗糙区过渡的临界雷诺数;5e——管内壁绝对(当量)粗糙度:直缝钢管e取0.054mm;无缝钢管e取0.06mm;螺旋缝钢管DN250~DN350:e取0.125mm;DN400以上:e取0.lOmm。附录D幂律流体管段沿程摩阻计算D.0.1幂律流体管段沿程摩阻应按表D中的雷诺数R君划分流态范围,选择相应公式计算。表D幂律流体管段沿程摩阻hτ计算雷诺数流态划分范围沿程摩阻hτ(m液柱)备注层流≤2000hτ=紊流>2000hτ=0.0826λτλτ=4fDodge-Metzner半经验公式注:—幂律流体管段的沿程水力摩阻,液柱(m);—幂律流体管段流动的雷诺数;—幂律流体的流变指数;—幂律流体的稠度系数(Pa·sn)—输油平均温度下的幂律流体密度fkg/m3);λτ—幕律流体管段的水力摩阻系数;69\n—幂律流体管段管内的流速(m/s);—范宁(Fanning)摩阻系数。附录E液态液化石油气(LPG)管道强度设计系数E.0.l地区等级液态液化石油气(LPG)管道通过的地区等级划分及强度设计系数应符合表E.0.1-1的规定。地区等级划分为沿管道中心线两侧各200m任意划分成长度为2km的范围内,按划定地段内的户数划分为四个等级,在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼,应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。表E.0.1-1地区等级及强度设计系数地区等级说明强度设计系数K一级地区户数在15户或以下的区段0.72二级地区户数在15户以上、100户以下的区段0.6三级地区户数在100户或以上的区段包括市郊、商业区、工业区、不够四级的人口稠区0.5四级地区系指地面四层及四层以上楼房普追集中、交通频繁、地下设施多的区段0.4穿越铁路、公路和人群聚集场所的管段以及液态液化石油气(LPG)管道站内管段的强度设计系数应符合表E.0.1-2的规定。表E.0.1-2穿越铁路、公路及LPG站内的管段强度设计系数管道及管段设计系数KD一级地区二级地区三级地区四级地区有套管穿越Ⅲ、Ⅳ级公路的管段0.720.60.50.4无套管穿越Ⅲ、Ⅳ级公路的管段0.60.50.50.4续表E.0.1-269\n管道及管段设计系数KD一级地区二级地区三级地区四级地区有套管穿越Ⅰ、Ⅱ级公路、高速公路、铁路的管段0.60.60.50.4LPG站内管道及其上下游各200m管段、人群康集场所的管段0.40.40.40.4附录F两个壁厚不等管端的对焊接头F.1一般规定F.1.1当对焊的两个管端壁厚不等和(或)材料的最低屈服强度不等时,坡口应按图F的形式设计。图F两个壁厚不等管端的对焊接头形式注:1当相接材料等强度不等厚度时,用图中①不限定最小值;69\n2图中②设计用最大厚度δ2不应大于1.5δ1,且应使δ2σs2≥δ1σs1(σs1为薄壁端材料屈服强度,σs2为厚壁端材料屈服强度)。F.1.2相接钢管接头设计区以外的壁厚,应符合本规范的设计要求。F.1.3当相接钢管的最低屈服强度不等时,焊缝金属所具有的机械性能,至少应与强度较高的钢管的机械性能相同。F.1.4两个壁厚不等的管端之间的过渡,可采用锥面或图F所示的焊接方法,或采用长度不小于钢管半径的预制过渡短管连接。F.1.5斜表面的焊缝边缘,应避免出现尖锐的切口或刻槽。F.1.6连接两个壁厚不等而最低屈服强度相等的钢管,均应按照以上规定,但对锥面的最小角度可不做限制。F.1.7对焊后热处理的要求,应采用有效焊缝高度δ2值确定。F.2内径不等的两根钢管的对焊接头F.2.1当两根相接钢管的公称壁厚相差不大于2.5rnrn时,可不做特殊处理,但应焊透焊牢[图F(a)]。F.2.2当内壁偏差大于2.5mm且不能进人管内施焊时,应将较厚管端的内侧切成锥面[图F(b)]。锥面角度不应大于30°,也不应小于14°。F.2.3对于环向应力大于最低屈服强度20%以上的钢管,当内壁偏差大于2.5mm,但不超过较薄钢管壁厚的1/2,且能进人管内进行焊接时,可采用锥形焊缝巨[图F(c)]。较厚钢管上的坡口钝边高度,应等于管壁厚的内偏差加上对接钢管上的坡口钝边高度。F.2.4当内壁偏差大于较薄钢管壁厚的1/2,且能进人管内焊接时,可将较厚的那个管端的内侧切成锥面[图F(b)];或可采用一个组合式锥形焊缝过渡[即以相当于较薄钢管壁厚的1/2采用锥形焊缝,并从该点起,将剩余部分切成锥面,[图F(d)]。F.3外径不等的两根钢管的对焊接头F.3.1当外壁偏差不超过较薄钢管壁厚的1/2时,可采用焊接完成过渡[图F(e)],但焊缝表面的上升角不得大于30°,且两个对接的坡口边也应正确熔焊。F.3.2当外壁偏差超过较薄钢管壁厚的1/2时,应将该超出部分切成锥面巨[图F(f)]。69\nF.4内径及外径均不等的两根钢管的对焊接头F.4.1当内外径都有偏差时,应综合采用图F(a)~(f)的方式进行接头设计[图F(g)],并应使坡口准确就位。附录G管件选用G.0.1管件的压力等级和相焊接输油管道的压力等级应相同。G.0.2管件应按能耐现场水压试验压力设计,水压试验压力按下式计算:(G.0.2)式中—试验压力(MPa);—输油管道管材标准所列最小屈服强度(MPa);δ—输油管道管材标准所列公称壁厚(mm);—输油管道管子外径(mm)。G.0.3管件结构的壁厚应按国家规定的管件标准应力数学分析方法设计确定,或者按设计的图样制造一个样品管件进行爆破试验。样品管件两端应焊有长度等于2倍外径的直管段,用水试压。实际试压,爆破压力应至少等于按下式计算的爆破压力:(G.0.3)式中—计算的爆破试验压力(MPa);—管件材料试样拉伸试验实际强度极限(MPa);δ—管子公称壁厚(mm);—规定的管子外径(mm)。如果样品管件实际爆破压力大于或等于(≥PP)计算爆破压力,或者样品能耐得住1.05×PP而不爆破为合格。G.0.4材料的力学性质要求见表G.0.4。表G.0.4材料的力学性质要求钢级最低屈服强度σS(MPa)最低抗拉强度(MPa)最小伸长率(%)L24524541521L2902904152169\nL32032043520L36036046019L39039049018L41541552017L45045053517L48548557016L55555562515G.0.5钢制管件尺寸、公差、技术要求、检验、标志和包装,应符合现行国家标准《钢制对焊无缝管件》(GB/T12459)、《钢板制对焊管件》(GB/T13401)和国家现行标准《钢制弯管》(SY/T5257)的规定。附录H挠性系数和应力增强系数H.0.1.构件平面内和构件平面外的应力增强系数可按表H采用。表H挠性系数和应力增强系数名称挠性系数k应力增强系数特征系数h示意图iii0弯头或弯管拨制三通10.75i0+0.254.469\n带补强圈一的焊接支管10.75i0+0.25无补强圈的焊制三通10.75i0+0.25特征系数h注:1表H中,i1为构件平面内;i0为构件平面外。69\n2对于管件,表H中的挠性系数k和应力增强系数i,适用于任意平面内的弯曲,但其值均不应小于1.0;对于扭转则这些系数等于1.0[这两个系数适用于弯头、弯管的整个有效弧长上(图中以粗黑线表示)和三通的交接口上]。3表H中,—焊接弯头和弯管的弯曲半径(mm);—所接钢管的平均半径(mm);δ—公称壁厚(mm)。对于弯头、弯管,为其本身的壁厚;对于拔制三通、焊制兰通或焊接支管,为所接钢管的壁厚。但当焊制三通主管壁厚大于所接钢管的壁厚,且加厚部分伸出支管外壁的长度大于支管外径1倍时,指主管壁厚;M—补强圈的厚度(mm)。H.0.2当补强圈的壁厚(M)大于公称壁厚(δ)1.5倍时,特征系数(h)应等于4.05。H.0.3在大口径薄壁弯头和弯管中,挠性系数k,应除以1十6。对应力增强系数i应除以1+3.25。—管材冷态弹性模量(MPa);—表压(MPa)。附录J钢管径向变形的计算J.0.1钢管在外荷载作用下的径向变形,可按下式计算:(J.0.1-1)(J.0.1-2)式中△X—钢管水平径向的最大变形(m);J—钢管变形滞后系数,应取1.5;K—钢管基座系数,取值应符合表J.0.1的规定;W—单位管长上的总垂直荷载,包括管顶垂直土荷载和地面车辆传到钢管上的荷载(MN/m);69\nr—钢管的平均半径(m);E—管材的弹性模量(MPa);I—单位长度管壁截面的惯性矩(m4/m);δ—钢管公称壁厚(m);—回填土的变形模量(MPa),取值应符合表J.0.1的规定。表J.0.1标准铺管条件的设计参数铺管条件(MPa)基础包角基座系数K管道数设在未扰动的土上,回填土松散1.030°0.108管道敷设在未扰动的土上,管道中线以下的土轻轻压实2.045°0.105管道敷设在厚度最少为l0cm的松土垫层内,管顶以下回填土轻轻压实2.860°0.103管道数设在砂卵石或碎石垫层内,垫层顶面应在管底以上1/8管径处,但至少为l0cm,管顶以下回填土夯实,夯实密度约为80℅(标准葡氏密度)3.590°0.096管道中线以下安放在压实的团粒材料内,夯实管顶以下回填的团拉材料,夯实密度约为90℅(标准葡氏密度〕4.8150°0.085J.0.2埋设在管沟内的管道单位长度上的垂直土荷载按下式计算:(J.0.2-1)式中—单位管长上的垂直土荷载(MN/m);—土壤容重(MN/m3);D—钢管外直径(m);H—管顶回填土高度(m);J.0.3埋设在土堤内的管道单位管长的垂直土荷载为管顶上土壤单位棱柱体的重量。69\n附录K埋地输油管道开始失稳的临界轴向力和计算弯曲半径K.1临界轴向力K.1.1埋地直线管段开始失稳时的临界轴向力,可按下式计算:(K.1.1-1)(K.1.1-2)式中Ncr—管道开始失稳时的临界轴向力(MN);—土壤的法向阻力系数(MPa/m);—钢管横截面惯性矩(m4);—回填土的变形模量(MPa);—回填土变形模量降低系数,根据土壤中含水量的多少和土壤结构破坏程度取0.3~0.1;—土壤的泊桑系数,砂土取0.2~0.25,坚硬的和半坚硬的粘土、粉质粘土(亚粘土)取0.25~0.30,塑性的取0.30~0.35,流性的取0.35~0.45;—管道的单位长度(j=1m);—地面(或土堤顶)至管道中心的距离(m)。K.1.2对于埋地向上凸起的弯曲管段开始失稳时的临界轴向力,可按下式计算:(K.1.1-2)(K.1.2-2)(K.1.2-3)式中—管道向上位移时的极限阻力(MN/m];当管道有压重物或锚栓锚固时,应计人压重物的重力或锚栓的拉脱力,在水淹地区应计入浮力作用;—管道的计算弯曲半径(m);69\n—单位长度钢管重力和管内、油品重力(MN/m);—土壤临界支承能力的折减系数,取0.8~1.0;—管道向上位移时土的临界支承能力(MN/m);—回填土的内摩擦角(°);—回填土的粘聚力(MN/m2)。K.1.3对于敷设在土堤内水平弯曲的管道,失稳时的临界轴向力可按下式计算:(K.1.3-1)(K.1.3-2)(K.1.3-3)(K.1.3-4)(K.1.3-5)式中—管道横向位移时的极限阻力(MN/m);—单位长度上的管道摩擦力(MN/m);—管道横向位移时土的临界支承能力(MN/m);—土堤顶至管底的距离(m);—土堤顶宽(m);—土堤底宽(m)。注:管道横向位移时土的临界支承能力按式(K.1.3-4)和(K.1.3-5)计算,取两者中的较小值。K.2管道弯曲轴线的计算弯曲半径K.2.69\n1当埋地输油管道按弹性弯曲敷设时,弹性弯曲的弯曲半径大于钢管的外直径的1000倍,且曲线的弦长大于或等于管道失稳波长时,管道的计算弯曲半径取管道弹性弯曲的实际弯曲半径。K.2.2当管道曲线的弦长小于失稳波长,且满足式(K.2.2-1)时,计算弯曲半径按式(K.2.2-2)计算。(K.2.2-1)(K.2.2-2)(K.2.2-3)(K.2.2-4)/(K.2.2-5)式中L—与弯曲管段两侧连接的每一直管段的长度(m);—弯曲管段的弦长(m);—管道的失稳波长(m);当管道向上凸起(拱起)时的弯曲管段按式(K.2.2-3)计算;在土堤内水平弯曲管段按式(K.2.2-4)计算;—管道的计算弯曲半径(m);—管道轴线的弯曲半径(m);—管道的转角(°);—土的卸载系数;—地面(或土堤顶)至管底的距离(m)。K.2.3当设计管段由两个冷弯管组成,且弯管之间的直线管段满足式(K.2.3-1)时,计算弯曲半径按式(K.2.3-2)计算。(K.2.3-1)69\n(K.2.3-2)式中、—弯管的弯曲半径(m);、—为两个弯管的转角(°);L—两个弯管之间的直管段长度(m)。K.2.4设计管段内为一弯曲半径不大于钢管外直径5倍的弯头时,其弯曲半径按下式计算:(K.2.4)本规范用词说明1为便于在执行本规范条文时区别对待,对要求严格程度不同的用词说明如下:1)表示很严格,非这样做不可的用词:正面词采用“必须”,反面词采用“严禁”。2)表示严格,在正常情况下均应这样做的用词:正面词采用“应”,反面词采用“不应”或“不得”。3)表示允许稍有选择,在条件许可时首先应这样做的用词:正面词采用“宜’,,反面词采用“不宜”;表示有选择,在一定条件下可以这样做的用词,采用“可”。2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。69