输油管道工程设计导则(中石油) 131页

受控QHSE管理体系作业文件输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07控制号：2008-04-19发布2008-05-01实施中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部PMO，NaturalGas&PipelineCompany，PetroChina\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第1页共146页1目的1.1为使输油管道工程建设与国际接轨，达到技术先进成熟、经济合理、安全可靠、健康环保、功能实用、节能高效、管理方便，编制本导则。1.2本导则是中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）长输管道工程建设项目管理标准的组成部分之一，适用于指导股份公司投资或控股的陆上原油、成品油输送管道工程设计，包括配套的原油、成品油分输或注入支线。输油管道改扩建工程设计可以参考使用。1.3输油管道工程业主应按国家发展和改革委员会令第19号《企业投资项目核准暂行办法》向国家核准机关申报投资项目。当项目核准后，业主应遵循1996年6月3日国务院批准的《国家重点建设项目管理办法》，按GB/T50326《建设工程项目管理规范》对管道工程建设全过程进行规范化管理。1.4输油管道工程设计应符合国家现行的有关法规、规范的规定。2范围本导则用于确定各专业开展设计所必需的设计要求、设计参数、文件、技术规定、规范和标准，确定各专业的设计内容，不作为设计单位内部专业设置和专业划分的依据。3术语3.1输油管道工程oilpipelineproject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、管道穿(跨)越及辅助生产设施等。3.2管道系统pipelinesystem各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。3.3输油站oiltransportstation输油管道工程中各类站场的统称。3.4输入站inputstation向管道输入油品的站3.5分输站off-takestaion在输油管道沿线为分输油品至用户而设置的站。3.6减压站pressurereducingstation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站压力而设置减压装置的站。3.7顺序输送batchtransportation多种油品用同一管道一次输送的方式。3.8翻越点criticalpoint中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第2页共146页输油管道线路上可能导致后面管段内不满流（slackflow）或柱塞流（columnflow）的某高点。3.9管件pipefittings弯头、弯管、三通、异径接头和管封头、清管器收发送筒等管道上各种异形连接件的统称。3.10管道附件pipeaccessories管件、法兰、阀门及其组合件，绝缘接头、锚固法兰等管道专用部件的统称。3.11最大允许操作压力maximumallowableoperatingpressure(MAOP)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。3.12设计内压力internaldesignpressure在管道构件的压力设计中用于设计或分析的内压力。3.13管道穿越工程pipelinecrossingengineering输送管道从人工或天然障碍下部通过的建设工程。3.14管道跨越工程pipelineaerialcrossingengineering输送管道从人工或天然障碍物上部架空通过的建设工程。3.15弹性敷设pipelayingwithelasticbendingwww.bzfxw.com管道在外力或自重作用下产生弹性弯曲变形，利用这种变形，改变管道走向或适应高程变化的管道敷设方式。3.16冷弯管coldbends用模具（或夹具）不加热将管子弯制成的弯管。3.17线路截断阀lineblockvalve为防止管道事故扩大、减少环境污染与管内油品或天然气损失及维修方便在管道沿线安装的阀门。3.18信息information与输油管道工程有关的所有语言、文字、符号、图纸、多媒体等资料的总称。3.19光缆干线传输系统OpticFiberCableTrunkTransmissonSystem用于传输各种通信业务包括自动化数据、话音、图像、MIS等。3.20VSAT卫星通信系统VSAT(verysamllapertureterminal)SatelliteCommunication通过空间通信卫星和地球站之间的信号传输，实现各地球站之间的业务通信。3.21其它术语与输油管道有关的其它术语见SYJ4039-89《石油工程建设基本术语》。4职责中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第3页共146页工程技术处负责归口管理输油管道工程设计。5管理内容5.1基本要求a）输油管道工程建设水平1）应根据工程规模、作用、政治背景、安全性，结合管理的需要等综合确定管道的建设水平。同一时期建设的相似规模的输油管道应具有相同的建设水平。2）当新建管道与已建管道系统有关联时，新建管道的自动化水平应考虑与原系统的匹配性。b）输油管道工程设计原则1）应符合国家、当地政府的法律、法规要求；符合国家、中国石油天然气集团公司行业规范与标准的要求；符合股份公司输油管道工程建设标准的要求。2）安全是输油管道设计应考虑的核心要素，同时重视环境保护、节约能源、节约土地，做好资源的回收利用，最大可能地减少对不可再生资源的占用。以人为本，重视公共安全和人员健康管理。处理好管道和输油站与沿线生态保护区、文物保护区、军事管制区、城市规划、铁路、公路、河流、高压输电线路、周边已建相邻企业或建构筑物等的相互关系。3）采用先进、成熟、适用的技术和节能设备，努力吸收国内外新的科技创新成果。www.bzfxw.com4）选择最优的设计方案，减少建设投资，提高管道运行的经济效益。5）本着安全可靠、经济合理的原则，除特殊要求的设备（如大型燃气轮机、电动机等原动机组、大型主泵机组、变频设备）和材料（特殊板材、焊材）外，通用机械设备、材料应立足国内供应。6）通用材料应尽量合并规格和型号。c）遵循的标准、规范和技术规定输油管道工程设计宜只采用一套标准，其它标准可参考使用。当设计中参考使用了其它标准，设计文件中应说明引用的标准名称及引用的条文编号。1）主要遵循的法规—中华人民共和国合同法（1999.3.15）—中华人民共和国城市规划法（1989.12.26）—中华人民共和国安全生产法（2002.11.01）—企业投资项目核准暂行办法(国家发展和改革委2004.9.15)；—政府核准的投资项目目录(2004年本)；—石油天然气管道保护条例（中华人民共和国国务院令第313号）；—中华人民共和国土地管理法（第二次修正）（2004.8.28）；—中华人民共和国环境保护法（1989.12.26）；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第4页共146页—中华人民共和国环境影响评价法（2002.10.28）；—建设项目环境保护管理条例（1998.11.18）；—建设工程安全生产管理条例（2004.2.01）；—建设工程质量管理条例（2000.1.30）；—中华人民共和国消防法（1998.4.29）—中华人民共和国建筑法（1999.3.01）—中华人民共和国防洪法（1998.1.01）—中华人民共和国防震减灾法（1998.3.01）—中华人民共和国环境噪声污染防治法（1997.03.01）；—中华人民共和国固体废物污染环境防治法（1996.04.01）；—中华人民共和国水污染防治法（1996.5.15）；—中华人民共和国节约能源法（2005.3.01）；—中华人民共和国水土保持法（1991.6.29）；—中华人民共和国水土保持实施条例（1993.8.01）；—中华人民共和国农业法（2003.3.01）；—中华人民共和国森林法（修正）（1998.4.29）；—中华人民共和国矿产资源法（1997.7.01）www.bzfxw.com；—中华人民共和国野生动物保护法（2004.8.28）；—中华人民共和国水法（2002.10.01）；—中华人民共和国草原法（2003.3.01）；—中华人民共和国文物保护法（2002.10.28）；—石油和天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定(87)油字第505号，铁基(1987)780号）；—关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定(交通部(78)交公路字第698号，石油部(78)油管道字452号)；—中华人民共和国公路管理条例(1987.10.13)；—电力设施保护条例(1998.1.7)；—电力设施保护条例实施细则（1999.3.18）；2）主要遵循的设计规范、标准设计承包商应在设计基础资料中列出适合于工程设计需要的标准、规范和技术规定清单。除合同特殊要求外，所列标准、规范和技术规定版本应是合同签订日之前发布的最新版。—遵循的国内标准、规范中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第5页共146页表1遵循的国内标准、规范1输油管道工程设计规范GB502532石油库设计规范GB500743石油天然气工程初步设计内容规范管道工程SY/T0082.24工业设备及管道绝热工程设计规范GB502645输油（气）钢质管道抗震设计规范SY/T40506原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范穿越工程SY/T0015.1/15.27工业金属管道设计规范GB503168油气长输管道工程施工及验收规范GB503699石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范SY040210石油天然气管道穿越工程施工及验收规范SY/T407911石油天然气管道跨越工程施工及验收规范SY/047012埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/Txxxx13钢质管道外腐蚀控制规范www.bzfxw.comGB/Txxxx14钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范SY000715长输管道阴极保护工程施工及验收规范SY400616输油（气）管道岩土工程勘察规范SY/T005317长距离输油输气管道测量规范SY/T005518石油天然气工业输送钢管交货技术条件GB9711.1～319石油天然气钢质管道无损检测SY/T410920工业企业调度电话和会议电话工程设计规范CECS36:9121国内卫星通信小型地球站（VSAT）通信系统工程设计规范YD/T502822SDH长途光缆传输系统工程设计规范YD/T509523长途通信光缆线路工程设计规范YD510224通信局(站)防雷与接地工程设计规范YD5098输油（气）管道同沟敷设光缆（硅芯管）设计、施工及验收25SY/T4108规范2635～110kV变电所设计规范GB50059273～110kV高压配电装置设计规范GB50060中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第6页共146页表1（续）遵循的国内标准、规范28供配电系统设计规范GB500522910kV及以下变电所设计规范GB5005330低压配电设计规范GB5005431通用用电设备配电设计规范GB5005532建筑物防雷设计规范GB5005733电力设施抗震设计规范GB5026034爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范GB5005835室外给水排水和燃气热力工程抗震设计规范GB5003236工业循环冷却水处理设计规范GB5005037工业用水软化除盐设计规范GBJ10938锅炉房设计规范GB5004139锅炉大气污染物排放标准GB1327140石油工业用加热炉安全规范www.bzfxw.comSY003141常压热水锅炉通用技术条件JB/T798542有机热载体炉GB／T1741043管式加热炉设计规范SY/T053844钢制压力容器（2002年局部修订）GB15045油气管道钢制对焊无缝管件设计规程SY/T051846石油化工立式圆筒形钢制焊接储灌设计规范SH304647钢制焊接常压容器JB/T473548立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范GB5034149油气分离器规范SY/T051550常压钢制焊接储罐及管道渗透检测技术标准SY/T044351常压钢制焊接储罐及管道磁粉检测技术标准SY/T044452石油天然气工程设计防火规范GB5018353石油化工企业设计防火规范GB500154建筑设计防火规范GBJ1655工业企业总平面设计规范GB50187中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第7页共146页表1（续）遵循的国内标准、规范56石油天然气工程总图设计规范SY/T004857储罐区防火堤设计规范GB5035158原油及天然气工程建设用地指标59工矿企业生活区建设用地指标60公路工程设计规范JTGB0161公路路线设计规范JTJ01162公路路基设计规范JTGD3063厂矿道路设计规范GBJ22—遵循的国外标准、规范表2遵循的国外标准、规范1ProcessPiping工艺管线ASMEB31.3TransportationsystemsforLiquidHydrocarbonsandOther2ASMEB31.4Liquids液态烃和其它液体管道输送系统3管线钢管规范APISPEC5L4管线及相关设备焊接标准www.bzfxw.comAPISTD11045钢质管道穿越铁路和公路APIRP1102ITU(InternationalTelecommunicationsUnion)国际电信联盟标6准化组织G.系列建议,H系列建议,M系列等相关建议IEC（InternationalElectricalCommission）国际电工委员会相7关电子产品标准IEEE(InstituteofElectricalandElectronicsEngineering)8电气与电子工程师学会，相关电气、电子设备元器件定义、测试标准9美国腐蚀工程师协会标准系列NACERP016910德国防腐标准系列DIN3067611英国防腐标准系列BS7361Part112国际防腐标准系列ISO15589-113管法兰和法兰管件ASMEB16.514工厂制造的锻轧制对焊管配件ASMEB16.915大直径钢制管法兰ASMEB16.4716钢制焊接油罐API65017高性能锻轧焊接管件技术条件MSS-SP-7518钢制焊接油罐BS265419钢制焊接油罐结构JIS850120锅炉和压力容器第八篇第一部分和第二部分ASMEVIII中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第8页共146页21……—遵循的技术经济标准、规定国家发展与改革委员会颁布的《建设项目经济评价方法与参数》中国石油天然气股份有限公司颁布的《中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价方法与参数》中国石油天然气股份有限公司《石油建设工程项目可行性研究投资估算编制规定》；中国石油天然气股份有限公司《石油建设工程概（预）算编制办法》、中国石油天然气股份有限公司《石油建设引进工程概算编制办法》3）计量单位及符号在设计基础资料中应说明系统计量单位，除合同特殊要求外，系统计量单位应采用法定计量单位，或采用国际单位制（SI），如：—温度°C—压力Paabs—质量kg—长度m—相对密度Spec.Gravity@T,°C/15°C(1)www.bzfxw.com—绝对密度kg/m3@15°C—质量流量kg/s—功率kWd）管道系统特征识别设计承包商应根据可研报告推荐的系统方案对管道系统特征进行定义，如分别对管道线路工程、送电线路工程、站场工程、自动化系统与通信系统工程，以及上述工程的子系统进行分类，并赋予特殊的识别代码，便于相关设计活动和设计文件的检索、控制与管理。管道系统特征识别码的编制应符合股份公司的相关要求。e）管道设计基础资料1）需业主提供的基础资料开展输油管道工程设计前业主至少应提供下列资料，但不限于：—设计任务书或设计委托书。当业主不能提供时，设计承包商可以替业主起草设计委托书，在征得业主书面确认后作为开展设计得的依据。—设计合同业主与设计承包商签订的设计合同中至少应包括技术要求部分和工期要求。技术要求中至少应包括：中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第9页共146页管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量的要求；管输油品物性、流变性研究报告；管道设计输量、输量递增计划；成品油管道沿线油品注入和分输量要求。—管网规划，与拟建管道有关的已建的管道系统状况。—业主对工程管理的要求。—经济评价与概算资料可行性研究阶段资金来源及贷款方式；工程建设期及分年度投资比例；类似工程投资及施工情况；初步设计阶段已发生的前期工程费用；已订进口设备合同价及到岸港口；业主编制的设备、材料参考价格手册及相关规定；专向评估费用；建设单位企业文化建设标准。www.bzfxw.com2）现场需要收集的外部接口资料—自然状况资料管道沿线行政区划及地方志，沿线城市、村镇发展规划。地级以上城市宜收集50年内的发展规划；地级以下城市宜收集30年的内规划；村镇宜收集20年的发展规划。管道沿线地形、地貌；植被分布情况；沿线资源情况，包括矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布；沿线重要设施的分布，包括军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等分布和发展计划；沿线附近已建管线和构筑物的情况。沿线重大项目的建设与规划；基本气象资料；根据工程规模和建设水平的要求，资料宜为近10、20、30年和50年的统计数据。包括：全年平均气温、最冷月平均气温、极端最高温度、极端最低温度；管道埋深处最高、最低、和最冷月平均地温；标准冻土深度和最大冻土深度；降雨量（当地采用的降雨量计算公式，年和逐月的平均、最大、最小降雨量、最大强度降雨量、连续降雨最多的天数）、降雪量（初雪日、终雪日、连续降雪时间、最大积雪深度）、蒸发量，年平均日照、雷电日、沙尘暴天数，冰凌、冰雹强度；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第10页共146页相对湿度；海拔高度；当地平均大气压；近年各月最大风速及各月风向、频率或全年的和夏季的风向频率玫瑰图、最大风速和风压值、静风出现的日期和持续时间、风暴和风沙出现的时间和状况。沿线人文资料；沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定；沿线工程地质及水文地质资料；沿线沿线地质、地貌区域划分图，地质构造的成因及年代；沿线地震烈度划分、大型活动断裂带分布图；沿线土壤含水率、电阻率及土壤腐蚀性；地表水：江、河、湖的位置及最高、最低和平均水位，最高洪水位（洪水频率按有关设计规范）洪水起始时间及持续时间。结冰的初、终日期，水质分析资料，水利工程的现状及规划；地下水：地下水位、水温、水质、单井出水量；穿跨越河流的河床地质及水文资料（正常、洪水和枯水期的河流水位、水深、水面宽度、流速、河床最大冲刷深度、河流冻结期、开化期）。—沿线依托条件www.bzfxw.com现有设施情况原油、成品油铁路运输现状、装卸场地，装车能力，作业时间；码头装卸能力，停泊油轮的最大吨位、泊位数、靠泊能力，船型，主要尺寸，设备性能。沿线炼油厂的加工能力、产品方案及改扩建计划；沿线油库的容量、周转能力、配套设施及改扩建计划；可利用的水、电、蒸汽、燃气辅助系统。交通现状况沿线交通图，沿线铁路、公路、码头、机场运输能力和发展规划。超限设备运输特殊措施费。公路：邻近公路与站场的距离、高差，公路等级、路面宽度、路面结构。铁路：最近车站名称、距离、高程（与站场的高差）。供电状况沿线电网分布电力网络近、远期规划、地理接线图；可利用作为电源的上级变电所(发电厂)现状及主接线图；电网系统最大、最小运行方式下的短路阻抗(或短路容量)，以及近、远期发展规划；电压等级、电压质量；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第11页共146页上级变电所保护方式；电力主管部门对相关输油站、阀室用电方案的建议和要求电力部门对大电机的起动意见；电力部门对通信调度的要求；上级变电所出线间隔、出线位置；对进出线间隔的管理与分工要求；上级变电所相位；外电线路路由条件、敷设要求；电源线路进站的方位及与站场的距离；电价及收费办法；计量要求及表计装设要求。沿线通信条件管道沿线现有的通信公网和专网分布、规模、覆盖范围、容量、方向和路由、局站布置、维护系统及通信质量；站场接入公网和有线电视方式；管道沿线通信网的规划，通信主管部门对本管线通信方案的建议和要求，需要相互协调的项目或事项。站场所在地市政工程依托条件进出站道路与接口条件；城市供热管网分布与供热能力，热源的方位、距离、连接坐标、管径、压力；www.bzfxw.com城镇给水管网：站场要与之连接的城镇给水管网的连接坐标、管径、水压、供水量及其供水条件。城市燃气管网分布与供气能力；城镇排水管网分布，允许污水排放量、排放接入口坐标、管径等。当地消防依托力量与协作的可能性情况；所在地已有的防洪设施及对防洪的要求；当地对环境保护的要求废气、污水及固体废物排、放标准；水体保护要求；噪声现状及当地防护要求；绿化要求。物资集散地建筑材料供应情况；施工机具、设备维修能力。—相关图纸根据管线不同情况分别收集1：1000000～1：50000地形图和遥感图；沿线城镇规划图；区域位置地形图（1:5000或1:10000）；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第12页共146页建设用地地形图（1:500或1:1000或1:2000）。—经济资料工程所在地区的建筑、安装工程计价定额及费用定额；当地工程造价信息；价格指数和有关人工、材料、机械台班及辅材调整系数；永久性征地及临时用地补偿标准；民房拆迁费标准；经济作物赔偿费标准；经济林木赔偿费标准；恢复植被费标准；水土流失补偿费标准；路产补偿及占用费标准；穿越铁路赔偿费标准；防洪及河道管理费标准；防风固沙费标准；城市建设配套费标准；建设项目水资源论证费标准；高可靠性供电费标准；水土保持设施补偿费标准；工业与民用水、电、气、油价格等；其它地方性行政收费项目及收费标准。3）由工艺专业提供的基础资料—油品资源与市场资料国家和股份公司所做的原油、成品油近期与远期规划、产品分配流向及市场情况；原油资源：油田的可采储量、逐年产能评价资料原油资源调配规划；成品油资源：炼油厂原油加工能力和成品油产收率现状；炼油厂近期与远景发展规划，原油来源方式；主要产品数量、储存运输、调节方式，供应、交接地点；生产装置检修周期，储油能力；成品油目标市场消费现状，需求预测数据；国民经济发展水平指标（如GDP增长率）、能源化工产业发展规划。—管道系统相关资料管输油品理化性质：密度，凝固点，粘温曲线，可燃性比热值，初剪力，含蜡量，含胶量，含水量，蒸汽压；蜡熔点，油品初馏点，比热，导热系数，燃烧值，油品馏份组成，热处理特性，流变性等评价资料。管道系统结构（管道长度、站场位置、沿线里程、高程），管道埋深；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第13页共146页输送工艺系统参数，如输送能力（起输量、设计输量）；管线分期扩建规模预计划；各阶段用户分输量；各输量下进出站温度和压力等；保温材料的导热系数；总传热系数或土壤种类及导热系数；管道系统流程框图；各站场工艺流程图；阀室工艺流程图；输油工艺系统对配套设施建设水平要求；管道系统水平要求，行政组织编制、生产组织与调度管理系统、安全系统要求。f）开展输油管道工程设计应具备的条件输油管道工程设计承包商应依据设计委托书或合同要求开展设计工作。1）可行性研究阶段应具备的条件和应完成的评估—可行性研究阶段应具备的条件可行性研究报告编制委托书或委托合同；预可研设计或方案设计（如果已完成了该设计时）；资金来源或融资渠道。—可行性研究阶段应完成的评估报告业主应委托具有相关资质的评估机构完成下列专项评估报告编制与报批：环境影响评价报告；水土保持方案预评价报告；地质灾害危险性预评价报告；地震安全性预评价报告；管道沿线主要断裂活动性评价报告；职业病危害预评价；安全预评价报告；矿产压覆评价报告；防洪评价报告。业主应将以上评估报告及批复或审查结论提供给可行性研究设计承包商，以用于指导可行性研究报告的编制。在评估过程中，可行性研究设计承包商应按业主要求进行配合并参加审查会。2）可行性研究阶段应取得的相关协议或意向设计承包商应配合业主取得以下意向协议或相关批复文件，当业主有委托时也可由设计单位完成。—线路路由批复中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第14页共146页当地政府部门及相关路由管理部门对管道路由和外电送电线路路由的批复文件。在可行性研究阶段应取得县级政府部门的路由批复意见及通过障碍物的初步意见。管道穿越公路、铁路、大中型河流的通道批复；管道穿越文物区的通过协议；管道通过自然保护区的协议；管道通过湿地、水源地、极旱荒漠区等生态保护区的通过协议。—用地意向协议管道沿线临时用地意向协议；输油站、阀室、阴极保护站及其它管道附属设施选址及永久用地审批意见。—其它协议或意向输油站、阀室、阴极保护站及其它管道配套设施供电、供水、供气意向；在工程项目初步设计阶段，业主应提供重要交叉跨越的相关协议书；与市政污水排放系统的接口意向。3）可行性研究阶段应完成的其它工作—可行性研究报告的报批可行性研究设计承包商应按设计委托书或合同书要求完成可行性研究报告的编制，并应配合业主完成可行性研究报告的审批。—项目申请报告的编制可行项研究报告审批后，按国家发展和改革委员会第19号令《企业投资项目核准暂行办法》的规定，可行性研究设计承包商应完成项目申请报告的编制。—项目申请报告的报批可行性研究设计承包商应协助业主完成项目申请报告的申报和审批。向项目核准机关报送项目申报申请报告时，需根据国家法律法规的规定附送以下文件：城市规划行政主管部门出具的城市规划意见；国土资源行政主管部门出具的项目用地预审意见；环境保护行政主管部门出具的环境影响评价文件的审批意见；根据有关法律法规应提交的其它文件。4）开展初步设计应具备的条件—应具备的相关文件初步设计开工前业主应向设计承包商提供如下文件（但不限于）；当开工时业主不能完全提供下列文件时，应与设计承包商协商提交文件的计划。设计委托书或设计合同；项目核准批复文件；可行性研究报告及其批复文件；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第15页共146页各专项评价报告及批复文件（见3.6.1.2）；地方政府批准的管道路由、外电送电线路路由、站场选址与用地及其它批复文件；与相关企业签署的各种协议文件（见3.6.2.1～3）；线路、站场测量、地质勘查报告；河流、公路、铁路、隧道等穿跨越点的测量、地质初勘报告（如果由除设计承包商之外的第三方承包）；管道穿跨越大型河流的防洪评价报告；专项课题研究报告及评审结论；由业主委托第三方完成的单项工程设计文件及概算。上述资料，除设计委托书外或设计合同外，其余批文、报告及评审结论，业主应提供给设计承包商，用于指导初步设计，并在设计中落实。5）开展施工图设计应具备的条件—设计委托书或设计合同；—初步设计文件及其批复文件；—安全专篇及批复文件；—防火专篇及批复文件；—职业卫生专篇及批复文件；—环境保护专篇及批复文件；—输油站、站场阀室及它配套设施征地审批文件；—线路、站场测量和地质详勘报告（如果由除设计承包商之外的第三方承包）；—设备厂商提供的详细设计资料（含业主订货部分）；—业主委托第三方完成的单项工程设计文件。上述资料，除设计委托书外，其余资料、评审结论或批复文件，业主应提供给设计，以便指导设计，并在设计中落实。如果是EPC项目，EPC承包商按EPC合同进行详细设计。g）输油管道工程初步设计文件应达到的深度1）初步设计—设计承包商在初步设计中应对批准的可行性研究报告中的技术方案进行校验。当工程范围或技术方案与批准的可研方案有重大变更时，应进行技术经济论证，必要时提请业主应重新进行可研论证和申报。—工程建设的规模和水平应严格控制在可研批准的建设规模和水平范围内，并应符合《输油管道建设标准》的要求。—初步设计文件的内容深度至少应符合《石油天然气工程初步设计内容规范管道工程》SY/T0082.2的规定。还应满足：为业主编制项目管理文件、EPC招标文件和EPC合同文件（如果是EPC运作项目）中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第16页共146页提供依据；指导承包商（或EPC承包商）开展详细设计或施工图设计；确定管道路由的中线坐标和土地（线路阀室、三桩和站场）征用范围；指导业主（或EPC承包商）编制项目实施计划和资金使用计划；指导业主（或EPC承包商）开展征地、长周期与关键设备和材料的询价、采办活动；指导业主（或EPC承包商）开展施工准备活动；指导业主（或EPC承包商）开展操作手册、培训材料的编制和人员培训活动；指导业主（或EPC承包商）开展投产试运方案编制和投产准备活动；为业主（或EPC承包商）编制和完善事故预警机制和突发事件处置程序提供参考。—设计承包商应向业主提交的文件按现行的《工程勘查设计收费标准》（2002年，国家发改委、建设部）签订的设计合同条件下，设计承包商提交的初步设计成果包括：说明书；设备和材料汇总表；需引进的技术、装备和材料清单；图纸；设计专篇（环保、防火、安全专篇）；工程概算。—合同要求提交的文件当业主需要下列成果文件时，应在签订设计合同中约定，并追加相应的费用和设计工期。计算报告（系统稳态水力/热力计算报告，动态水利分析报告，主要设备、材料选型计算报告等）主要设备、材料技术规格书、数据单；操作原理和控制原理；项目实施计划。2）详细设计或施工图设计批准的详细设计或施工图设计可用于：—业主（或EPC项目（分）部）编制和调整施工计划；—用于业主办理相关的政府验收审批（如消防、安全、环保等）文件；—用于EPC项目进行设备和材料的采办；—指导施工队伍进行施工安装；—用于业主（或EPC承包商）开展人员培训活动；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第17页共146页—设计承包商应按合同要求向业主提交：说明书；各专业单体施工图；各专业单体设备和材料表；确认后的主要设备、材料技术规格书、数据单。—如果是EPC合同项目，设计承包商宜完成：计算报告（投产水力/热力计算报告，动态水力分析报告等）；操作原理和控制原理；工程预算；工程竣工图。当工程项目按EPC模式实施时，EPC承包商应按合同要求提交相关文件。h）提示1）可研阶段应注意的事项—输油管道工程的设计寿命建议按25年考虑，请股份公司研究确定。—当设计承包商在收集油品资源与市场方面资料有困难时，业主有义务协助设计承包商开展工作。—设计所采用的原油、成品油资源数据应经过股份公司所属油田公司、炼厂的统计和规划部门确认，并经过股份公司规划计划部批准和发布的真实可靠的数据。—设计所采用的目标市场主要能源消费、国民经济发展水平指标（如GDP增长率）、能源化工产业发展规划等数据宜来自于当地政府统计局、发展改革委（计委）、经贸委(经委)。—对于原油、成品油市场消费的历史数据还应来自于股份公司所属地区销售公司的统计部门。—可行性研究阶段业主应委托具有勘查资质的EPC承包商对管道穿跨越的大中型河流、拟建输油站油—罐区容量大于等于10×104m3的选址等进行选线勘查。必要时应进行：工程场地地震安全性评价；工程建设用地地质灾害危险性评估报告。—对于大型和特大型输油管道工程，业主宜另行委托有相应资质的单位完成可靠性分析评价和风险评估报告。—对于工程中拟用的前瞻性技术还应列入专项科研课题，并委托具有相应资质和能力的科研机构进行研究或实验。—根据《企业投资项目核准暂行办法》，部分地区（如珠三角、长三角地区）的地方政府要求在管道工程可研设计阶段必须按行政区划分别向地方规划部门上报“管道线中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第18页共146页路路由及站址用地范围图”，由规划和土地管理部门审批。—在工程项目前期、可行性研究阶段，业主需要与供电企业对站场、阀室供电的可能性、用电容量和供电条件等达成意向性协议。供电意向书应包括供电变电站名称、电压等级。设计承包商应向业主提供各用电点位置、电力用途、负荷性质、用电设备情况、应急电源、用电规划等资料。2）初步设计开始前应注意的事项—在初步设计阶段应对可研阶段取得的管道路由和外电送电线路路由批复再次确认并取得站场用地的初步意见。—在初步设计开始前，应对管道穿跨越（含隧道）位置、活动断裂带及特殊不良地质地段的位置进行确认定位，并委托专业公司进行初勘和中线测量，确保初勘和中线测量成果的准确性。—设计承包商应配合业主完成场地征地意向审批。—防洪评价开展的要求及时机依据《河道管理范围内建设项目管理的有关规定》（水政[1992]7号），对于河道管理范围内大、中型及对防洪有较大影响的小型建设项目应进行防洪评价，编制防洪评价报告。根据水利部门的防洪评价编制导则，要求防洪防洪评价报告应在建设项目建议书或预可行性研究报告审查批准后、可行性研究报告审查批准前由建设单位委托具有相应资质的编制单位进行编制。但由于管道工程的特殊性，防洪评价应在可研批复后，由业主根据河道管理部门的意见，委托有相应资质的单位进行防洪评价；初步勘察完成后应及时向防洪评价编制单位提供勘察报告，并将最终经评审批复的防洪评价内容纳入初步设计文件中，并据此进行设计方案的编制。—防洪评价在设计文件中的应用设计应根据防洪评价的要求确定管道在河床下的最小埋深及地貌恢复、构筑物的设置等；对于通过大堤下的大开挖穿越，应按要求对大堤进行恢复；对于通过大堤下的定向钻、顶管穿越，应按要求与大堤保持适宜的距离或采取防渗、防塌措施。设计应根据防洪评价的要求确定管道跨越河流的构筑物与大堤、防洪抢险通道等的安全间距。初步设计完成后，应配合业主取得河道、航道等地方主管部门对设计方案的批复以及防洪评价报告及对防洪评价报告的批复。—供电方案批复文件在工程项目初步设计阶段，地方电力部门的行业规定因输油管道站场的供电电压等级不同而有不同的供电批复手续。站场供电电压在10kV及以下时，业主应向供电部门提出用电申请，并取得供电中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第19页共146页部门对站场供电方案的批复文件。站场供电电压在35kV及以上时，为了接入系统，业主宜向有资质的电力部门设计单位进行站场供电可行性方案委托设计。该设计文件连同用电申请由业主交供电部门审批，业主应取得该供电方案的审批文件。工程项目就供电范围、容量、计量方式、电费计算、供电设施建设、产权划分、运行维护的协作(包括高压电气设备检修和试验)、调度通讯、违约责任等事项签订具体供电协议协议。供电批复文件应包含下列内容：供电变电站的名称、电压等级、出线间隔、出线位置；变电所的最大、最小短路参数；出线的保护方式和定值、时限；对大型电机的起动意见以及谐波管理的意见；对通讯、调度的要求以及管理分工意见等；计量要求及电费收取办法，包括计算方法、奖罚规定、地区电价等。供电变电所出线走廊意见及送电线路采用的电线规格、架设方式等；出线间隔造价及相关配套改造项目的投资。3）施工图设计开始前应注意的事项—在施工图阶段设计承包商还应配合业主取得：镇（乡）政府部门对管道路由和外电送电线路路由批复文件；线路阀室用地批复文件；公路穿越批复文件；铁路穿越批复文件。—如果条件具备，设计承包商应安排线路阀室施工图设计与线路施工图设计同时进行，以解决施工中阀室和线路管线的接口衔接和各方的协调工作。4）提交设计成果应注意的事项—当同一EPC承包商承担同一工程的可研设计和初步设计，且工程设计方案和工程量变化较大时，初步设计说明书中应包括与可研报告对应的主要工程量变化分析。工程概算说明书中应包括与可研对应的主要投资变化分析。—主要设备、材料技术规格书、数据单应在初步设计审查完成后，按合同要求的时间内提交。—在初步设计过程中设计承包商应根据可研报告首先完成管道系统的优化校核和系统的总体配置方案，并得到业主的批准，以便于尽快开展后续技术方案设计活动，如P&ID，主要设备的配置、供配电、自动化系统和通信系统及公用工程的设计。—对新建的输油管道工程宜进行第三方安全评估。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第20页共146页5.2输油工艺与油库工艺5.2.1输油管道工艺计算a）输油管道系统输送工艺方案应对可能的不同管径、站场数量、设计压力、输送方式等组合方案进行分析计算，以便进行多方案的技术经济比较。b）初步设计应对可研推荐的最高设计出站压力和站场设备压力等级进行验证，管道的设计压力应通过技术、经济比较后确定，根据管道工作温度环境，对于新建输油管道最高设计压力不宜大于15MPa。c）工艺计算需采用经过充分验证的计算软件，并说明所用软件在管道工程上进行过分析的实例。d）稳态计算稳态计算结果是进行工艺方案比选与优化的基础，至少应包含进出站压力、泵扬程、泵功率，是输油泵的选型依据。稳态计算的内容应包括：1）不同管径不同压力方案计算；2）各输量台阶和不同季节地温计算；3）管道适应性计算分析，应包括：—管道最大输量计算；—管道最小输量计算；—易凝原油管道最小反输量计算。e）动态计算分析1）水击计算分析水击计算分析是根据密闭管道输送的特点，选取对管道安全可能造成危害的工况进行模拟计算。根据计算结果设置泄压保护措施，制定水击控制与保护方案，编制操作原理。水击计算分析内容应包括：—各泵站事故停泵工况；—减压阀突然关闭工况；—末站进站阀突然关闭工况；—各分输（泵）站分输阀打开及关闭工况；—线路截断阀事故关断工况；—各种事故停输后再启动工况；—通信事故中断工况。2）顺序输送模拟分析计算对于顺序输送管道，应进行顺序输送模拟分析计算，以确定沿线各用户不同油品的分输流量和分输时间，并验证整个管道系统是否存在局部超压。f）热力计算分析中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第21页共146页1）成品油热力计算—输送汽油时应考虑在最高地温下，通过输油泵、减压阀等设施各站进站温度不宜太高。—输送柴油时应考虑在最低地温下沿线各站最低进站温度不能低于柴油的凝点。2）原油热力计算保证各站进站温度不低于油品凝点，计算各工况下各站进出站温度及所需热负荷，为加热炉和换热器的选择提供依据。g）成品油混油量计算1）混油量计算可采用奥斯汀（AUSTIN）和柏尔弗莱（PALFLREY）混油计算经验公式，并考虑大落差地形、混油界面通过输油泵以及油品顺序等因素对混油的影响。2）掺混计算应以保证油品质量为前提，掺混量必须控制在质量潜力允许的指标范围内，汽油中掺柴油宜控制汽油的终馏点（干点），柴油中掺汽油宜控制柴油的闪点，两种汽油互掺应控制辛烷值。h）站内设备选型计算站内设备选型计算主要包括：泵、加热炉、换热器、罐、过滤器、消气器、调压阀、流量计、安全阀、泄压阀等设备的选型计算。列出主要技术参数，为技术规格书和数据单的编制做准备。i）输油站内工艺计算输油站内工艺计算主要包括：站内管线管径与壁厚计算、站内压降计算、泵的汽蚀余量计算、保温伴热计算等。5.2.2输油工艺方案输油管道系统应采用密闭输油方式，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。在推荐方案的基础上，通过稳态计算得到各节点工艺参数，并对管道的适应性进行分析，提出管道的最大可能安全输量和最小安全输量。通过动态模拟计算确定泄压阀具体参数并提出安全运行保护方案。a）输油方式1）原油输油方式有加热输送、加轻油稀释输送、加剂输送、加剂热处理输送以及不同油品的顺序输送等，具体工程需要通过技术经济比较，选择最佳输送方式。2）加热输送的埋地原油管道，应优选加热温度，管道是否需要保温，应进行管道保温与不保温的技术经济比较确定。3）成品油管道一般为常温顺序输送。b）输油主泵配置1）输油泵的型式中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第22页共146页—输油主泵应首选离心泵，输油泵与机组特性与管道特性曲线交汇点处的排量应与管道的设计输量一致。—输送高粘度原油时，离心泵效率降低，应与往复泵或螺杆泵进行必选。—全线宜选用同类型的输油泵。2）输油泵的运行方式当输油量变化很大，或翻越高山，泵的扬程主要用于克服静压时，输油主泵宜采用并联方式，当输油主泵主要用于克服管道摩阻损失，且输量变化小时，宜采用串联方式。3）输油泵的驱动方式输油泵的驱动方式在电力充足且电价便宜地区应首先采用电动机，在无电或缺电地区，须经技术经济论证后确定动力机型（柴油机、燃气发动机或建输电线路选用电动机）。4）输油泵的调节方式应根据稳态水力计算结果和动态分析结果，以及对系统控制的要求，对离心泵机组的调速与调节阀调节方案进行优化配置；需要调速时，经过技术经济比较后，可选用调速装置或变频电机。c）顺序输送批次和罐容的优化1）油品顺序输送次序应根据所输油品的物性相接近程度来安排，输油批次和罐容的优化应考虑以下因素：—输油批次；—首、末站罐容；—分输油库罐容；—油罐占地；—混油处理费用；—油品降级的经济损失。2）输油批次和罐容优化时，应根据不同批次分别计算确定首、末站罐容和分输油库罐容，并根据输送顺序计算混油量以及管道混油处理的各项费用，按费用现值最低原则，最终确定管道的最优批次和罐容配置。对于有高品质要求的成品油输送（如航煤等）管道还应考虑特殊辅助系统的投资和运营管理费用。3）对于不同品质的原油顺序输送管道还应考虑下游炼厂对不同原油的接纳处理能力对管道运行的影响因素。d）系统控制1）控制系统的任务是保证管道安全、可靠、平稳、经济地运行，系统控制方案的确定基于大量的模拟计算，原油管道应采用压力控制。成品油管道干线多采用压力控制，分输宜采用流量控制，压力控制可通过减压阀、调速泵、压力调节阀实现，流量控制可通过调速泵、流量调节阀控制。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第23页共146页2）由于故障或事故原因而进行的系统联锁保护控制，应进行安全分级，条件允许的宜报警并人工确认。3）安全分级原则应根据运行的安全性和可操作性进行专题研究。e）水击保护1）水击分析宜以管道不超压，不负压为原则，对各种事故工况进行模拟计算。根据分析结果预先制定管道保护方案，对自控和通信系统提出要求，通过控制系统对管道实行自动保护。2）水击保护宜采用超前保护、泄压保护及紧急停车保护三种措施，其动作先后顺序依次宜为：超前保护、泄压保护及紧急停车保护。3）泄压罐应尽量利用站内储罐设施，避免设置独立的泄压罐。f）减压系统设计1）在大落差地形条件下宜合理设置减压站控制管道内动压和静压。2）在管道运行时宜通过减压阀控制减压站的背压，使减压站前的高点为正压，保证管道达到满流，并防止油品汽化。3）在管道停运或事故停泵时减压阀应全关闭，截断静压，避免静压过大造成管道破坏。g）界面跟踪与混油处理1）界面的跟踪除了采用质量平衡检测方法外，对于油品密度差别较大的油品，宜采用密度测量法。对于油品密度相近的油品，可以利用光学界面检测油品界面。对于高硫和低硫油顺序输送，可以通过测定混油界面的含硫量确定油品界面，也可采用取样化验的方法。油品取样宜采用在线连续取样。2）混油切割油品切割必须以保证油品质量为前提。成品油通常是将到达末点的99%～1%的混油切出做为混油。原油的切割若两种原油性质相近，则在两种原油比例为50：50的界面切割。若含硫原油与低硫原油顺序输送，则切割点的选择需满足含硫条件的约束，一般应将混油尽量切入高硫油罐。此外，切割点的选择还要考虑油价的因素，轻质油油价高于重质油。3）成品油混油处理在不影响油品品质的条件下，成品油处理优先采用回掺法处理，当无法完全参混处理时，可设置常压分馏装置对混油进行处理。h）清管设施设置1）清管站应尽量与工艺站场合建，清管间距不应大于200km。对长度在20km以内的支线宜采用清管阀进行清管作业。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第24页共146页2）清管作业队伍宜配置具有升降功能的清管器小推车。3）公称直径大于等于250的输油管道清管器收发送筒旁宜设置用于发送和接收清管器的起吊和传送设施。i）远控阀室设置远控阀室的设置应满足运行的需求，一般设在：1）主要河流和给水水库穿越工程的上游；2）特殊地质灾害、活动地震断裂带附近；3）通达性较差，人员难以到达地区。5.2.3油库工艺a）库容确定和罐容分配1）油库容量的确定主要取决于油库的年周转量，同时与油库的类别及任务、油品来源的难易程度、油品供应范围、供需变化规律、进出油品的运输条件等因素有关。对商业油库可采用周转系数法或储存天数法来确定库容。2）一种油品的储罐个数一般不少于2个，当一种油品有几种牌号时，每种牌号宜选用2～3个。一种油品的储油罐应尽量选用同一结构型式的、同一规格的储罐。单罐的容量应能满足一次进油量或一次出油量（取较大者）的要求。b）油品输送系统1）油库中油品输送系统主要包括连接储罐、装卸设施的各种油品管道、泵、阀门、流量计、过滤器等。2）制定合理而灵活的工艺流程；在保证各种物料及产品的质量和生产操作要求的前提下，力求简化，减少油料周转以降低损耗，还应充分利用地形，实现装置3）自抽进料或自流输送。4）用经济管径或控制流量及压力等计算公式和强度计算公式，确定合理的输油管管径和壁厚。油品的流速一般取1～3m/s。5）根据油品性质和工艺条件，选用合适的泵、阀等设备；6）制定合理有效的保温伴热方案；7）设置管道清扫及泄压保护设施。c）装卸油设施1）铁路装卸设施—装卸油品的车位数（鹤管数）应是按油品年周转量经计算并圆整求得的该种油品日到库油罐车数，并应征得铁路部门的认可后确定。当计算出的油品日到库油罐车数多于或等于铁路允许运进油库的一批罐车数时，应以一批到库的油罐车数为应设置的鹤位数。反之，应调查分析并与铁路部门协商后确定鹤位数。—日装卸车在8列及以上时装车栈桥宜整列双侧布置鹤管；来油为一列车的栈桥中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第25页共146页尽可能选用双侧栈桥。车位少于或等于12个时，一般设单股作业线。—轻质油应采用上装上卸方式，如汽油、煤油、轻柴油等；重质油应采用上装下卸方式，如：原油、润滑油、重油等。鹤管内油品的流速不应大于4.5m/s。2）水运装卸设施—码头上的装卸油品设施应与预计使用的船型及其运输能力相适应。每种油品的输油管管径应根据油轮的装载量和要求的装卸时间、油船上的卸油泵量、合理的流速来计算确定。—装卸管线的设计应特别注意管线的排气、吹扫、置换、循环、保温、伴热和泄压设施；输油臂的存油可吹扫入船舱，也可用泵打入汇管，或自流排入放空罐内；对于易凝原油装卸管线，应采用伴热或定期循环置换。—码头上输油管线与油轮的连接一般采用输油臂或橡胶软管，优先采用输油臂。3）汽车装卸设施—采用通道式装车栈台，宜采用单柱双侧装车台，两侧可同时装车，装车台最小高度3m。—轻质油、重质油、润滑油等由于物性相差较大，宜分别设置装车栈台。当每种油品装车量较小时，1个车位可设置多个装油鹤管。当油品介质性质相近，混油不会影响油品质量时，几种油品可共用1个鹤管。—油品装车鹤管流量不宜小于30m3/h，但流速不得大于4.5m/s。5.2.4提示国内外各条管线对远控（RTU）阀室的设置没有统一的标准，国内各建设和使用单位对此意见也不一致，所以，目前很大程度上取决于业主对投资的控制和对自控程度的要求，建议今后从管道系统安全性方面做进一步研究，根据事故发生的可能性、发生事故的危害程度及所处位置的重要性综合分析，在保证安全的前提下合理确定远控阀室的数量和位置。5.3线路工程设计5.3.1线路选线的主要原则和手段a）原则线路选线除应考虑输油管道设计规范中所列原则外，还应执行下列原则：1）应按照国家发改委《企业投资项目核准暂行办法》的要求，与管道沿线各有关部门结合，配合建设单位办理项目核准所需的城市规划行政主管部门出具的城市规划意见，国土资源行政主管部门出具的项目用地预审意见，环境保护行政主管部门出具的环境影响评价文件的审批意见和根据有关法律法规应提交的其它文件，并完成与此相关的基础工作；—线路选线应执行国家有关法律法规，尽量做到保护环境，努力创建和谐管道；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第26页共146页—线路选线应按照有关法规法律要求，与沿线国土资源、规划、水利、铁路、公路、电力、矿产、林业、环保、文物、草原行政、渔业、航道等有关部门接洽，听取意见；—线路宏观走向方案比较时，应与工艺站场布置相结合，并考虑运营费进行技术经济综合比选；—除与县市级规划部门结合外，还应对沿线乡镇规划进行调查了解。业主单位代表应提前介入了解情况，加大线路确定的力度，得到各地方规划部门和有关部门的书面认可，与各乡镇签定管道走向协议，使线路选择落在实处；—应注意管道沿线高压线、高速公路、铁路、通信电缆等线形构筑物之间的距离要求，遵守相关部门的法规；—应调查沿线已建和拟建的交直流干扰源，避绕电气化铁路、有轨电车、采矿区等直流干扰程度严重区；—管道应避免与高压线近距离并行，当确因现场地形地物限制而无法绕避时，应及时到高压线管理部门了解接地分布情况，并协商处理措施；—应充分了解管线周围地区的环境状况，如：矿藏、森林、草原、水产和野生动物、野生植物、农作物等情况；自然保护区、风景游览区、名胜古迹、温泉、疗养区以及重要政治、文化、军事设施情况；现有工矿企业分布情况；生活居住区分布情况等，选线时应避开管线不宜通过的地区；—选线应不同地区分别对待：在平原地区选线，，应避绕城镇规划区、工矿区、水网地带；避绕开发区、滞洪区、高经济作物区。无法避绕时，应尽量缩短管道在这些区域内的通过距离；在水网地区应避开水库、鱼塘等水域，选择地下水位低、交通条件好的地带通过；在山区地带，线路应视地形、地质情况，管道应尽量选择在稳定的缓坡地带、灾害地质较少的地段，避免通过滑坡、泥石流、陡坡、陡坎等易造成管道失稳的地带；管道应选择较宽阔、纵坡较小的沟谷地带通过，并采取防护措施，防止突发性洪水对管道产生危害；当山高坡陡、河谷狭窄、曲折不便管线通过时，宜采取隧道或定向钻穿越山体方案，对山脚削坡方案应慎重对待，避免塌方。当山坡岩层稳定性好、植被易于恢复时，可横坡敷设。管道选线时宜尽量利用现有道路，以方便管道施工和维护；大口径管道在复杂山区地段宜采用隧道敷设方案；在河谷地段，线路优先选择的顺序为：河谷的二阶台地或二阶台地以上的区域；沿河谷不易受冲刷或冲刷较轻的一岸敷设；当河谷走向与管道总体走向相近，河谷狭窄、岸坡陡峻时，管道可沿山坡台地或沿路敷设；线路遇到山嘴或较大的河湾时，为缩短线路长度，宜采用翻越或隧道取直方案；当河谷走向与管道总体走向相近、河道为季节性小型河流时，可将管道直接布置在河床一侧或中间；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第27页共146页在戈壁、沙漠地区，管道宜避开山前洪积扇，减少管道通过植被茂盛区域的长度；戈壁地段在线路同公路、铁路平行时，应考虑相互间排洪和水工保护设施间的影响；沙漠地区应避开沙丘活动较为强烈的地段，选择地形起伏较小、沙层覆盖较薄、风蚀作用影响小的丘间谷地通过；黄土地区选线应优先在梁、峁上通过，也可在黄土沟谷里通过，应避免在黄土山腰上通过，并避开沟头和冲沟发育区段；冻土地区选线应遵守下列原则：线路尽量沿靠公路，减少对冻土环境的破坏；线路宜选在平缓、向阳的坡地；线路尽量选在土体含水量较低，相对干旱、地下水埋藏较深的地区通过；尽量选择在卵砾石、碎石土等粒径较大土层中通过，并尽量避免在粘土、细砂等粒径较小的土层中通过；应选择在弱冻涨和弱融沉区通过；避开冻涨性和融沉性频繁变化的区域；对于季节性冻土区，线路选择应尽量避开季节冻结深度大的区域；对于多年岛壮冻土，线路选择应避开；线路选择应依据冻土勘察成果进行不断调整和优化。选线应充分考虑国家、当地法律、法规的要求，可利用荒地的，不占用耕地；可利用劣地的，不占用好地，应尽量减少破坏植被；应考虑与并行管道的位置关系，减少相互影响；应沿靠公路，方便施工；应少建伴行道路，减少草原、戈壁段施工对植被的破坏；应充分了解拟建管线附近已建管线的设计、运营情况，吸取经验教训；应避绕工业厂区，宁可多拆迁民房，便于协调；宜减少通过行政区划的数量；宜减少通过地震高烈度区的长度；通过大型活动断裂带时，宜选择活动断裂带的端部通过；应减少临时占地和永久占地；直径大等于1016mm的大口径管道选线应减少转角和起伏，在场地不开阔的地方，宜不用小于3度的转角。2）选线方式—线路初选可研阶段可根据管线规模，选用25万或更大比例尺地形图，初步设计阶段可采用在1:50000（复杂地段1:10000）地形图上作业，并利用遥感图进行线路优选，然后根据优选的线路方案进行现场踏勘。对地形复杂地段可采用较大比例尺的遥感图或航测图中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第28页共146页作为补充手段。—线路路由设计优化应利用遥感与航测资料，结合调研资料与各地各部门规划要求，优化可研报告中确定的路由；应根据各项评估报告，从安全要求考虑优化线路路由；应根据业主的市场开发规划调整线路路由；应根据站库（包括油库、分输站、汇入站）局部修改线路路由；应根据公路、铁路、河流等管理部门要求，局部修改线路路由；应根据自然保护区、生态保护区等管理部门要求，局部修改线路路由；应根据设计过程中发现的问题，局部修改线路路由。—线路走向描述内容线路走向方案在word文档里应有线路走向示意草图，标出各方案位置关系，线路长度、管径、设计压力；线路走向示意图应标明并行已建管线的位置关系，站场、阀室、大型穿跨越的位置，需特殊处理的活动断裂带，线路长度、管径、设计压力，沿线地质、地貌；线路走向描述中，应描述沿线所依靠的公路长度、并行管线的长度、所经由的重要控制点（如：分输点、大型河流穿越等）、难点段情况等；线路比选中，应体现出与已建管道并行的优、缺点，并考虑并行管线的特殊工程量（如：通行困难段的措施工程等）；线路实长是地形图上量测得水平长度乘以适当的长度系数而得。长度系数的选取应根据实际地形起伏情况而定。5.3.2设计系数选取输油管道进入城镇距离房屋建筑小于等于5m或沿公共走廊带敷设时，设计系数宜取0.6。5.3.3线路用管材a）管型选择原则对于输油管道，DN400及以下小口径管道宜选用直缝电阻焊钢管或螺旋缝埋弧焊钢管，DN400以上管道宜选用螺旋缝埋弧焊钢管，大型穿跨越等特殊地区可选用直缝埋弧焊管。热煨弯管宜选用无缝钢管或直缝钢管。b）管材钢级选择原则1）应从强度、刚度、稳定性、安全性、抗腐蚀性、经济性及市场供求情况选择钢管材质等级与壁厚；2）管材等级选择应有比较适宜的三种以上等级钢管的选择，给出计算壁厚和选取壁厚及管材重量，并做技术经济比较；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第29页共146页3）X70钢级以下（包括X70）管材等级的比选应按照经济性第一的原则进行。对管径大于DN1000以上的大口径、高压力（10MPa以上）钢管，宜将X80管材等级纳入比选范围，但应考虑国产能力和焊材选用、施工单位焊接能力等因素；4）管子的壁厚应按GB50253的规定进行计算，然后将壁厚圆整至标准壁厚。但是，当管道较长、管径较大、钢材耗量较大时，可直接采用计算壁厚，以节省钢材耗量；5）管材等级选择时，若计算壁厚圆整后，壁厚规格相同，则应尽量选择低强度等级的钢管。还应考虑同一条管线管道规格相近时的选材一致性问题；6）小口径管选取壁厚应圆整到大于5mm的规格壁厚。7）若采用厚壁管，应按厚壁管的焊接工艺要求，提出适合的管道坡口要求；8）钢管定货应根据施工图完成的情况分批进行，避免由于初设线路长度与施工图偏差较大而导致钢管定货量的不足或偏多；9）采用直缝焊钢管或无缝钢管制作热煨弯管时，钢管的壁厚选取应考虑弯管制作过程中的壁厚减薄量；10）可能发生地面沉陷的地段，可考虑采用大变形钢管。5.3.4线路阀室设计a）阀室位置的确定1）阀室位置应选在沿靠公路，地势高（应考虑50年一遇洪水淹没范围）、周围较开阔处，并考虑安全距离的要求；2）阀室应避免建在不良地质区，如湿陷性黄土区或湿陷量大的黄土地区、高地震烈度区等土体不稳定区；3）是否设置RTU阀室，应考虑发生事故的可能性、危害程度、所在位置的重要性、交通是否便利等因素来确定；4）RTU阀室应考虑用电、通信的方便。RTU阀室的现场定位宜有关专业人员一同现场落实；5）一般情况下，阀室间距可在输油管道设计规范规定的间距下做小范围调整，调整范围不宜超过8km。；在戈壁、沙漠等人烟稀少地区，阀室间距可适当放大，但应事先进行风险性评估，综合考虑放空量、交通条件、抢修到达时间等因素。b）阀室设计基本要求1）在说明书中，应有站场、线路阀室的间距、连续里程、阀室用途（如：岸边阀室）的表示，并应注明兼作阀室的站场；2）输油管道应根据需要在主要河流和水库穿越工程的管线上游侧设自立式（如气液连动）截断阀，在下游侧设截断阀或止回阀。还应根据地形特点增设截断阀或止回阀；3）阀室应设在管线水平段，该水平段的埋深应按阀门定货时确定的管线埋深设计，以符合已经定货的阀门加长杆的要求。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第30页共146页4）沙漠地区阀室应考虑风沙掩埋的可能性，宜建成架空阀室。c）阀室放空系统设计阀室放空系统设计应由工艺专业考虑。5.3.5小型河流、沟渠穿越设计a）小型沟渠穿越设计前应与当地水利部门接洽，了解沟渠的设计规划情况；b）鱼塘、人工渠道穿越处管道埋深应考虑清淤的深度；c）穿越沟渠应考虑沟底的宽度，确保整个沟底宽度范围内的管道埋深足够；d）静水水域、沼泽、湿地、鱼塘穿越及地下水位高的地段应考虑适当的控制管道上浮的稳管措施；e）连片的鱼塘或水域可考虑采用定向钻穿越；f）采用复壁管直跨的沟渠，设计应考虑沟渠的行洪高度以及岸坡的稳定性；g）应酌情采用护岸、护底或压重块稳管措施。5.3.6道路穿越设计a）铁路1）铁路穿越宜采用顶砼套管或涵洞穿越方式；2）砼套管的内径应考虑方便施工的要求，内径不宜小于1.5m；3）顶管穿越设计应采用顶管专用混凝土套管。b）公路1）等级公路穿越应在初设阶段与公路部门接洽，提出以开挖不带套管穿越、开挖带套管穿越、钻孔带钢套管穿越和顶砼套管穿越为推荐先后次序的穿越方式，取得公路部门的同意和意见；2）不带套管开挖穿越公路和带钢套管穿越公路的管道，应根据相关规范校核强度是否满足要求；3）在经济发达、人口稠密地区的低等级公路穿越中，宜采用顶管穿越方式。5.3.7管道敷设a）一般线路段敷设1）在设计勘察时应对地下障碍物进行核查；2）站场初步设计总图完成后应及时提交给线路设计单位，线路设计单位应结合站场布置的位置，局部调整线路走向，使线路合理地进、出站场；3）管道敷设方式一般情况下应采用埋地敷设。埋地敷设不合适时，应视管线当地自然、人文环境，选取适宜的敷设方式；4）线路转弯对于中小管径（直径813mm及以下）应优先采用弹性敷设，其次选用冷弯管，场地受限可采用热煨弯管或热煨弯管与冷弯管的组合形式，尽量减少热煨弯管数量（尽量减少热煨弯管角度台阶级数，便于制作和采购）；大口径管（直径大于813mm）中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第31页共146页应根据场地情况确定转弯方式。5）管沟回填土宜分层夯填，管沟隆起（沉降裕量）不应大于30cm，应恢复原地貌，不影响耕作、交通、排水和环境美观；6）管线经过城镇、陡崖下等管道易受外力损坏处，管沟上方宜设置钢筋砼盖板保护，并在盖板上方再设警示带；7）管沟多余土应按水土保持评价报告要求，择地集中堆放，并种植物、草种，使其稳定。应与当地相关部门结合，把弃土用于需要的地方；8）管线不应敷设在填筑的路基或路面上，以免影响运输，引起道路损坏；9）在通视情况较差地区定线时，桩间距不宜超过2km，避免出现中间障碍物。5.3.8特殊地段线路设计特殊地段的管道设计，除了应选好线路以外，水工保护是管道安全的重要措施之一。保土措施与排水措施并举是水工保护的核心。保土措施如常用的挡土墙、截水墙、护岸、护坡、植物措施等。排水措施如阻水墙、排水沟、导水沟、丁字坝等。a）山区段1）管道埋地敷设时，线位选择应选在地形完整、地质情况稳定的山脊，且管线没有回头弯；2）应对顺坡爬坡、沿等高线敷设或采用隧道敷设等几种过山方式，进行充分比较后确定；3）爬陡坡管线不宜深埋，超过设计规范规定的一般埋深时，为确保坡体的稳定性，可采用上覆钢筋混凝土瓦的方式达到要求的埋深；4）对于岩体稳定性好的山体，可采用横坡敷设，利用劈山的石头修筑坡下侧挡土墙，并垫起施工作业带，自然形成管沟，可节省工程造价；5）应注意地貌的恢复，尤其是地坎田坎的恢复，应尽量采用植物措施；6）应做好崾岘两侧坡面的截、排水的处理，应尽量采取植物保护措施；7）为提高边坡的稳定性，可采取削方分阶降坡的形式，同时宜采取植物护坡或砌石护坡，平台及坡顶位置采取排水导水措施。8）地形、地貌复杂段，如山前坡积裙、沟、谷等石、土短距离间隔段，应考虑石质土和碎石土管沟深度超挖和回填细土的需要。b）活动断裂带1）管道通过活动断裂带应按照管道抗震规范的方法进行变形校核；2）宜适当加大壁厚；3）可选用应变能力强的钢管穿越断裂带；4）通过断裂带及其过渡带时，应避免使用弯管等管件；若有转弯，可采取弹性敷设等能适应管道变形的方式。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第32页共146页5）在断裂带两侧过渡区，管沟尺寸应适当放大，并采用松散材料回填；c）湿陷性黄土管道穿越黄土冲沟时，应结合当地水土保持部门的要求进行防护设计。主要措施有：1）管沟回填土应分层夯填，达到不小于0.8的夯实度；2）过高陡边坡时，可根据地形、地质情况，宜采用打斜井的方式，保持冲沟边坡的稳定性；3）为防止冲沟两侧坍塌危及管道安全，可在设计时进行削坡并作护坡工程或挡土墙工程；4）通过冲沟底时，可利用冲沟地势，在管道穿越的上下游设置若干道地下防冲墙，防止冲沟下切，保护管道安全；5）应注意区域地形，采取适当排水措施，防止形成汇水沟；6）对大口径管道可采用腰岘方式敷设。d）河谷地带沿河谷地段敷设管道时应进行必要的冲刷分析计算，管道应埋设在设计冲刷线以下，并采用适当的防护措施。e）采空区1）应先调研采空区的所属单位、采空范围、深度、矿产走向、分布范围、发展规划、保安煤柱分布等情况，尽量避绕采空区和私人小煤窑，选择已稳定的采空区通过；2）若管道绕行采空区困难，应进行专题研究；3）管道通过方式同通过活动断裂带。f）软土区1）应对软土的稳定性做出判断，特别是对饱和砂土或粉土的软土进行地震液化判断；2）应采用弹性敷设，少用弯管；3）通过软土地区，可采用换土、改良土壤等措施，使管线埋设在稳定的土壤环境中。也可采用稳管措施，如砼连续覆盖、织物法稳管等。g）水网地带1）宜采用大比例尺遥感图选线，合理避绕水塘；2）对于连片水网，宜采用定向钻穿越；3）水网地区水渠及鱼塘穿越时应考虑清淤要求，加大管道埋深，宜采用土工布袋护坡。h）滑坡地区线路应避开大型滑坡；对避不开的小型滑坡，可采取坡脚设挡土墙，坡体上打抗滑桩的措施；也可削坡减重，用削坡土压覆坡脚。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第33页共146页i）沿道路敷设1）管线沿道路敷设时，应符合相关规范和法规的要求，尽量走公路用地范围外，当在一些特殊困难地段确实别无选择时，可与公路管理部门协商，征得其同意，将管道放在非主行车道的公路用地范围内；2）在公路绿化带内的管线宜深埋；人行道和公路下管线应适当加大壁厚，并敷设砼盖板和警示带保护管线。j）沿电力线路敷设1）线路应保持与高压线等级相适应的安全距离，并避开铁塔接地级。架空电力线路保护区为：导线边线向外侧水平延伸并垂直于地面所形成的两平行面内的区域，在一般地区各级电压导线的边线延伸距离如下：安全距离为：1—10kv5m，35—110kv10m，154—330kv15m，500kv20m。电力电缆线路保护区为：地下电缆为电缆线路地面标桩两侧各0．75m所形成的两平行线内的区域。2）难以避开高压线时，应在设计文件里写明排流、屏蔽等安全措施。k）沙漠、戈壁地区敷设方式与要求；1）沙漠管道应先修路，后敷管；2）沙漠管道应选在沙丘间谷地通过；尽量沿靠沙漠公路；3）对于高度小的沙丘，宜采用推平沙丘，“以高垫底”的做法，管线埋设在稳定地层下；4）管线两侧应进行防风固沙；5）沙漠公路穿越宜采用大开挖穿越；6）沙漠地区应依据风力侵蚀模数及沙丘推进速度等相关参数，采取适当的防沙治沙措施；7）在沟（河）道较深处推荐采用石笼等柔性结构防护措施；8）戈壁临近山前倾斜的冲沟管道应深埋，宜设置地下防冲墙，防止水力下切；9）戈壁段管道应敷设在与其并行或伴行公路的下游一侧，利用公路做保护；10）戈壁段管道的回填土应分层夯实，与自然地面齐平；11）戈壁段应考虑石质土和碎石土管沟深度超挖和回填细土的需要。l）冻土地区敷设方式与要求1）在多年冻土上埋设管道时，应按保持地基冻结状态、逐渐融化状态和预先融化状态的一种状态进行设计。2）保持地基冻结状态的设计，可采取筑管堤、架空、改良土壤埋地、热棒等敷设方式；3）地基逐渐融化状态的设计，可根据弱融沉或融沉性冻土，分别按正常埋深或选择低压缩性土为持力层，而不考虑采取融沉措施。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第34页共146页4）地基预先融化状态的设计，可采用粗颗粒土置换细颗粒土或预压夯实以及加辅助排水设施的措施；冻土层全部融化后，应按季节冻土地基进行设计；5）季节性冻土深度较浅时，管道可敷设在冻土深度以下；冻结深度大时，应考虑季节性冻土是封闭系统还是开放系统。对于封闭系统，管道可埋设在季节性冻结深度的2/3以下而不采取防冻措施，但应考虑输送油品的物理性质和输送工艺，综合确定埋深；对于开放系统，若管道拟埋设在季节冻结深度以上时，应考虑采取减小或消除冻胀力的措施，如改良土壤、排水、保温隔热、消除土与管道的相互作用等。5.3.9管件及管道附件设计线路专业上管道管件只有热煨弯管（俗称。即感应加热弯制弯管）（曲率半径R≥5D）。.热煨弯管的制作一般应采用无缝钢管或直缝钢管，.其壁厚和制作要求应按《油气输送用钢质弯管》〔SY/T5257〕执行。5.3.10线路水工保护设计a）水工保护设置原则1）应保证管道的安全运行；2）应先判断水害的破坏机理，然后确定水保方案；3）应结合当地的具体情况，吸纳当地水土保持和水利部门的经验做法；4）应树立“三步走”的设计理念:管道施工前根据管道走向，对有可能影响管道敷设的地段进行先期水保设计及施工；管道主体施工的同时，配合施工进度进行水工保护设计及施工；施工完毕后，根据施工后的地形地貌进行补充水工保护设计及施工；5）水工保护措施的设置应与水土保持相结合，既要考虑保土措施，又要考虑排水导水措施；6）水工保护措施应做到“三多三少”：即多用间接防护，少用直接防护；多用柔性结构，少用钢性结构；多用生态措施，少用工程措施；7）水工保护措施应尽量采用植物类防护方式，并充分利用土工布的特点设计水工保护方案。b）水工保护措施详见本文5.8节和6.6.7节。5.3.11管道焊接、检验a）管道焊接方式应选用适合管道沿线地形、管径、壁厚并焊接效率高的成熟的焊接方式；b）管道环向焊缝无损检验质量要求应遵守《油气长输管道工程施工及验收规范》〔GB50369〕的10.3.2～10.3.4、10.3.6的规定。对于重要工程，可采取100%射线照相和100%超声波检测，对于全自动焊接管道宜采用100%全自动超声波探伤，一般工程也可酌情采用100%手动超声波探伤，并辅以不少于5%全焊缝的X射线照像检查；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第35页共146页c）焊材选择应在焊接工艺评定后进行，焊缝强度应高于母材强度。成熟管材等级的焊材选择应借鉴以往经验；d）超声波探伤和X射线探伤检验标准应执行《石油天然气钢质管道无损检测》〔SY/T4109〕；5.3.12管道清管、试压a）管道清管次数应以无杂物、铁屑、沙土排出为原则，并不应少于2次；b）在地形起伏较大地区（高差大于30m），应考虑按高差进行试压分段。对于大高差段，最大试验压力可按低点的管道最大环向应力不超过管厂的最大水压试验压力引起的管道环向应力来确定；试验压力所依据的最大操作压力应根据管道的水力坡降线确定。c）排水次数应无明水排出；5.3.13线路附属工程a）线路固定墩设置1）加热输送的管道应核算热弯管的热胀应力，确定需设置固定墩的转角范围；应力求结合安装时环境温度和线路转角处理方式，避免设置固定墩；2）长坡段管线应核算其应力，确定是否需设固定墩；3）固定墩宜采用法兰锚止推件；法兰锚的防腐应采用耐磨型防腐材料。b）三桩及警示牌设计1）三桩、警示牌及阴极保护测试桩应尽量合并设置，宜以阴保桩代三桩，少占土地和影响环境美观；2）各类标桩的材料、形状和体积应能防盗，使标桩难以盗窃或没有其它使用价值；3）三桩、警示牌及阴极保护测试桩的刷漆应醒目、耐候性好；4）弹性敷设放曲线的转角桩点应设转角桩，曲线中点应设曲线中点桩。5）各种桩的设置位置应在施工图或有关说明中明示。c）施工作业带施工作业带应以少占良田、好地为原则。在一般地带，施工作业带应考虑机械化施工所需的宽度；在人口稠密区等特殊地带，可考虑沟下组焊等占地宽度窄的施工方式。表3中施工作业带宽度可供设计、施工参考。表3施工作业带宽度参考表序号管径D(mm)一般地区（m）人口稠密区等特殊地带（m）山区（m）1D≤20012108～122200＜D≤50016113500＜D≤70018124700＜D≤8002013中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第36页共146页5800＜D≤90022146900＜D≤1000241571000＜D≤110026165.3.14伴行道路a）伴行道路性质1）管道伴行道路是为输油气管道服务的专用道路，对管道施工以及平时的管道维护和事故期的抢修起着重要作用，为道路沿线的场站、阀室提供便利的交通条件；2）荷载等级按建设单位使用要求确定。b）伴行道路的选线原则1）伴行道路的走向应根据输油管道维护管理的需要结合地形、地貌、工程地质、水文地质、环境保护等因素综合考虑.2）伴行道路应尽量靠近输油管道，走向宜与管道并行。3）伴行道路应与输油管道建设时的施工便道相结合，在施工作业带和施工便道可利用的情况下，伴行道路应尽量在施工便道的基础上修建；4）伴行道路的环境保护应与修建管道的环境保护综合考虑；5）伴行道路的水工保护，排水系统应与管道的水工保护和排水系统综合考虑；c）伴行道路设计1）伴行道路等级管道伴行道路宜采用单车道四级道路或非等级道路，如建设单位对道路有特殊使用要求，应根据实际情况确定道路等级和荷载要求；2）伴行道路设计伴行道路的设计是管道项目设计的一部分，其内容和要求应满足管道项目各设计阶段的需要。3）伴行道路设计应包括道路平面设计、道路纵断面设计、道路横断面设计、路基及边坡防护设计、路面结构设计。4）伴行道路应列出的主要工程量—土石方量及运距；—路面工程量；—边坡防护量；—拆迁用地量。5.3.15主要工程量表a）主要工程量表应有基本统一的格式和算法；b）永久征地、临时征地范围应与建设单位、沿线地方协商确定；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第37页共146页c）措施工程量、临时占地应酌情考虑；d）环保、水土保持、文物保护等费用应体现在工程量表中。5.3.16提示a）不同设计阶段，线路走向描述侧重点深度不同，长度系数也有不同要求。b）大变形钢管需特殊制造，应单独提出制造要求，并采用应变设计方法。应变设计方法正在进行课题研究。c）管沟沉降余量在水土评价报告（尤其西部地区）有要求时，应按照其要求设计。d）《输油管道工程设计规范》GB50253-2003第9.2.7条的勘误规定：严密性稳压时间为不得小于24h，应按照此勘误规定执行。5.4穿跨越工程设计5.4.1方案比选大中型穿跨越方式应通过自然条件、使用环境和技术经济等方面进行比选，正常情况下应优先采用穿越方式。5.4.2大中型穿跨越工程等级与设防标准a）大中型穿跨越等级划分水域穿越工程应按照表4划分工程等级，并选取与设计洪水频率相应的设计洪水。桥梁上游300m范围内的穿越工程，设计洪水不应低于该桥的设计洪水。跨越工程应按照表5划分工程等级，并选取与设计洪水频率相应的设计洪水。表4水域穿越工程等级与设计洪水穿越水域的水文特征工程等级设计洪水频率多年平均水位的水面宽度（m）相应水深（m）≥200不计水深大型1％（百年一遇）≥100～＜200≥5≥100～＜200＜5中型2％（五十年一遇）≥40～＜100不计水深小型＜40不计水深5％（二十年一遇）注：1.若采用裸管敷设或管沟埋设穿越，当施工期流速大于2m/s时，中小型工程等级可提高一级。2.有特殊要求的工程，可提高工程等级；有特殊要求的大型工程可称特殊的大型工程，设计洪水不变。表5跨越工程等级与设计洪水穿越水域的水文特征工程等级设计洪水频率总跨长度（m）主跨长度（m）大型≥300≥1501％（百年一遇）中型≥100～＜300≥50～＜1502％（五十年一遇）小型＜100＜505％（二十年一遇）中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第38页共146页b）大中型穿跨越设防标准大中型穿跨越应按照表6洪水设防标准设防，按表7进行抗震设防。表6洪水设防标准工程等级大型穿跨越工程中型穿跨越工程设防标准1%2%表7抗震设防标准工程类型穿越工程跨越工程设防标准≥0.10g≥0.05g5.4.3中型穿跨越位置选择大中型穿跨越位置选择应符合线路总体走向，根据自然环境与人文环境可作局部调整。a）河流穿跨越位置的选择1）大开挖管沟敷管穿越—选择在河势稳定顺直的地段或两岸有河工节点固床工程地段（如大堤、丁坝等调治构筑物）；—选择在地震时不发生砂土液化的地段；—选择在水库尾水末端以上的上游段或水库泄洪冲刷影响严重区以下的下游段；—选择在不影响水务工程（如码头、桥梁、水利工程等）实施作业的河段；特别要注意水务部门的发展规划要求与防洪要求；—选择在能满足施工场地要求的地段；—不宜选择在地震活动断裂带上穿过；—不宜选择在河流汇合口或冲沟泄洪顶冲的河段；—不宜选择在河道采砂的河段，除非采取相应禁采措施；—不宜选择在生活水源区，除非有加强环保措施并取得相关部门批准。2）定向钻敷管穿越—选择在河道两岸不发生旁蚀或扩展的河段及有河工节点形成河势稳定的河段；—选择在不影响水务工程实施的河段应注意大堤下埋深满足防洪要求；—选择在能满足施工场地要求的地段；—不宜选择在地震活动断裂带上穿过；—不宜选择在河床卵石层厚度过大，影响定向钻实施的地段；—不宜选择在底层自稳定性差，易造成塌陷的地段。3）隧道敷管穿越—选择在河岸稳定或经调治工程稳定河岸的河段；—若在水库区穿越，应选择在库岸再造影响小的地段；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第39页共146页—不宜选择在水下有溶洞、暗河的地段；—不宜选择在地震活动断裂带内穿越；—不宜选择在水务工程下方穿越。4）顶管敷管穿越顶管穿越位置选择要求同隧道敷管穿越的要求一样，并且不宜选择穿越软硬岩相变化复杂地段。5）跨越—选择在河道顺直、河岸较稳定或经调治工程稳定河岸的河段；—选择在水库下游泄洪影响范围以下的河段；—跨越水库区应选择在库岸再造影响小的地段；—选择在不影响水务工程实施作业的河段；特别要注意水务部门的发展规划要求与防洪要求；—选择在能满足施工场地要求的河段；—不宜选择在生活水源区，除非有加强环保的措施并取得相关部门的批准。b）山区穿跨越位置的选择1）穿跨越冲沟位置的选择—穿越泥石流冲沟应选择在沟尾稳定堆积区；—跨越泥石流冲沟应选择在泥石流沟中部泥流通过区，且沟中不宜设墩，沟两侧山坡稳定；—穿越黄土冲沟宜选择在两侧坡基本稳定的区段，或采取防护措施可达到稳定的区段；—跨越黄土冲沟不宜选择在沟头发育切割地段；—冲沟穿跨越选择在不影响水土保持工程实施作业地段，特别注意与水土保持部门的规划结合。2）穿越山体位置的选择—采用隧道穿越山体应选择在稳定地层中，没有溶洞、暗河、采空区或放射性危险的地区；—隧道洞口位置选在坡面稳定、出碴堆碴场地满足环保与水土保持要求、施工场地满足要求的地段；且洞口应在山洪水位以上；—采取定向钻穿越山体应选在入出土点高差小，并有足够施工场地的地段；—定向钻穿越轴线及两侧各15m范围内不应有溶洞、暗河、采空区。c）特殊地段穿跨越位置的选择1）保护区穿越—选择在保护区边缘通过；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第40页共146页—选择在对保护区影响小的地段通过；—选择在能满足保护区规划要求、不造成环境损害的地段通过。2）河塘路相连地段穿越—选择在能满足施工场地要求的地段穿越；—选择在穿越距离较短的地段穿越；—选择在不影响河塘路规划发展的地段穿越；—选择在适合定向钻或顶管的地质条件，并且不造成环境损害的地段穿越。5.4.4穿越工程设计a）水域大开挖沟埋敷设穿越设计在确定采用沟埋敷设穿越管段，并收齐相关设计资料后，初设与施工图阶段的设计应进行以下内容设计：1）埋设要求—选择挖沟埋设穿越水域的位置，除结合线路走向外，应考虑岸坡较稳定、水流冲淤变化不严重、不影响水务部门工程规划、无活动地震断裂带及施工条件较好的地段。—挖沟埋设穿越管段的埋深，应符合《油气管道穿越工程设计规范》GBXXXXX（2007年定））的规定。当深泓线反复摆动时，穿越管段应埋在河床下同一设计深度。—采用围堰及排水（或降水）措施的管沟尺寸可在确保沟边坡稳定条件下按《输气管道工程设计规范》（GB50251）或《输油管道工程设计规范》（GB50253）的规定选用；否则应放缓边坡。—当在特殊情况水下沟埋敷设穿越管段达不到6.6.1.1中2）条要求，或者不能确定冲刷范围和冲刷深度时，穿越管段应按6.6.1.1中2）条裸管敷设核算其抗漂浮与抗位移的稳定性。—当水下穿越管段满足不了稳定性要求时，可采用压重或其它稳管措施。稳管压重块或桩等的间距除满足管段稳定要求外，埋深达不到6.6.1.1中2）条要求的管段，还应核算其自振频率不与水流涡激振动频率发生共振。—岩石管沟挖深应在6.6.1.1中2）条设计埋深要求上再超挖20cm；管段入沟前，沟底应先填20cm厚的砂类土或细土垫层。—穿越腐蚀性强的水域，除管段自身防腐满足要求外，稳管措施所用材料应有抗腐蚀的性能。2）水下管段稳定核算—水下穿越管段敷设后，不应在设计洪水冲刷或无冲刷情况下发生管段漂浮和移位。—达不到6.6.1.1中2）条埋深要求的（或裸管敷设的）水下穿越管段应按水下穿越管段抗漂浮、抗移位按《油气输送管道穿越工程设计规范》规范中规定的计算方法中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第41页共146页执行。3）荷载与组合—水下穿越管段应考虑承受下列荷载，保证管段的强度、刚度、稳定满足安全要求。永久荷载：输送介质的内压力；管段自重（包括管身结构自重、加重层重、保温层重）；输送介质重；管周土压力；静水压力；动水压力（裸露时）；温度变化产生的温度应力；强制弹性变形产生的变形应力（如弹性敷设）。可变荷载：试运行或试压时的水重与压力；清管荷载；施工拖管或吊管荷载。偶然作用：位于设计地震动峰值加速度大于或等于0.1g地区，地震土压力、基土液化等作用；有活动断层的断层位移作用。—穿越管段结构计算时，应根据敷设形式、所处环境、运行条件及可能发生的工作状况进行荷载组合。主要组合：永久荷载。附加组合：永久荷载与可能发生的可变荷载之和。特殊组合：永久荷载与偶然作用荷载之和。—穿越管段的钢管许用应力，应符合《油（气）输送管道穿越工程设计规范》中的相关规定。4）管段计算—穿越管段应根据设计选用壁厚和管材等级，核算强度、刚度及稳定性；若不满足要求时，应增加钢管壁厚或提高管材等级。—核算穿越管段的强度应分别计算轴向应力、环向应力和弯曲应力，根据荷载组合算出的各单项应力之和均应小于或等于相应的钢管许用应力。—各项应力的计算应按《油（气）输送管道穿越工程设计规范》规范中规定的计算方法执行。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第42页共146页—当计算得出穿越管段承受轴向压应力时，应按《油（气）输送管道穿越工程设计规范》规范中规定的计算方法执行。b）定向钻穿越设计在确定采用定向钻敷设穿越管段，并收齐相关资料后，初设与施工图阶段的设计应进行以下内容设计：1）埋设要求—在穿越水域、路塘、山体、公路、铁路和古长城城墙等障碍物，采用定向钻敷设穿越管段时，穿越两侧应有足够布设钻机、泥浆池、材料堆放和管道组焊的场地。—采用弹性敷设时，穿越管段曲率半径不宜小于1500Ds；若竖向弹性敷设曲率半径小于式（6.4-1）的计算值，注意弹性抗力对穿越管段回拖的影响，可能增大管身与孔壁上部的摩擦，应加强防腐层的防护。（6.4-1）R─曲率半径，m；α─管段弹性敷转角（º）；Ds─为钢管外径，m。—定向钻敷设穿越管段的出、入土角应根据穿越长度、地质条件、弹性敷设条件、场地情况以及施工机具能力确定。—穿越管段的埋深除应根据地质条件与冲刷深度外，还应在水床中钻孔护壁泥浆压力下，不出现泥浆外冒并污染环境。最小埋深应大于水床最低处以下6m。—穿越管段两端地面，应根据地基土层的稳定性和密实性采取措施防止塌陷。—在定向钻穿越的管段上，不得有任何附件焊接于管体上。若水务部门要求设止水环时，可在回拖完成后按要求的结构型式设止水环。—在难于成孔的流砂、淤泥或高强度且变化复杂的基岩层中，不宜采用定向钻敷设穿越管段。穿越两岸有一定厚度的卵石层时，可采取措施（如用套管、固结、开挖等）实现定向钻敷设管段；但不宜将整个穿越管段用定向钻敷设于卵石层中。2）管段计算管段强度及稳定性计算应符合应符合《油气输送管道穿越工程设计规范》中的相关规定。c）顶管穿越设计1）埋设要求—套管顶埋深不应小于套管外径的1.5～2倍；如水下顶管，宜埋在设计洪水冲刷线下2倍管外径深度。—套管可采用混凝土或钢套管；混凝土套管按JC/T640标准选用，钢套管按《钢质管道穿越铁路和公路推荐做法》SY/T0325（APIRP1102）选用。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第43页共146页2）荷载—可按表8进行分类。在决定荷载的数值时，应考虑施工和使用年限内发生的变化，根据现行国家规定标准《建筑结构荷载规范》（GB50009）及相关规范规定的可能出现的最不利情况确定不同荷载组合时的组合系数。表8荷载分类表荷载分类荷载名称结构自重围岩压力（可参照《公路隧道设计规范》JTGD70）土压力结构上部或破坏棱体范围的设施及建筑物压力水压力及浮力永久荷载预加应力混凝土收缩及徐变影响地基下沉影响输送介质的内压力管段自重（包括管身结构自重、加重层重、保温层重）输送介质重地面活载引起的土压力可变荷载施工荷载温度变化的影响试运行时的水重与压力落石冲击力偶然荷载地震影响沉船、抛锚或河道疏浚产生的撞击力等灾害性荷载注：(1).设计中要求考虑的其它荷载，可根据其性质分别列入上述三类荷载中；(2).表中所列荷载本节未加说明者，可按国家有关规范或根据实际情况确定。—荷载应根据隧道所处的工程地质和水文地质条件、埋置深度、结构形式及其工作条件、施工方法、相邻隧道间距等因素，结合已有的经验、测试和研究资料，按照有关公式计算或依据工程类比确定。—作用在地下结构上的水压力，可根据施工阶段和长期使用过程中地下水位的变化，区分不同的围岩条件，按静水压力计算或把水作为土的一部分计入土压力。—穿越公路、铁路的荷载作用可执行现行的铁路、公路桥涵设计规范中采用的荷载。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第44页共146页3）顶进涵洞设计—顶进涵洞除应按表8要求的荷载组合计算外，还应检算顶力作用，并以此作为设计后背和顶进设施的依据，设计时还应满足顶进过程中承受上部活荷载时的安全要求。—若洞身较长，为了施工的安全和方便，宜分段顶进。分段顶进的结构，其分段端部应预留支顶位置，并要求裂缝宜严密不漏水。—跨度较大的结构其挖土平台应设中柱或支架以增加刚度。—顶进结构应按最大顶力进行下列检算：顶进部位局部压应力；中柱及侧墙根部剪应力；顶进就位地基承载力。—顶进结构的顶部竖向土压力应按土柱重计算。—顶进结构的主体结构前端应设钢刃角，安设钢刃角的边墙端线与水平线夹角应视土质情况，不宜大于60°，刃脚挑出部分按施工荷载设计。—顶进结构端部周边宜加设钢倒角。d）隧道穿越设计1）钻爆法隧道设计—荷载作用在隧道结构上的荷载，可按表9进行分类。在决定荷载的数值时，应考虑施工和使用年限内发生的变化，根据现行国家规定标准《建筑结构荷载规范》（GB50009）及相关规范规定的可能出现的最不利情况确定不同荷载组合时的组合系数。表9荷载分类表荷载分类荷载名称结构自重围岩压力（可参照《公路隧道设计规范》JTGD70）土压力结构上部或破坏棱体范围的设施及建筑物压力水压力及浮力永久荷载预加应力混凝土收缩及徐变影响地基下沉影响输送介质的内压力管段自重（包括管身结构自重、加重层重、保温层重）中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第45页共146页输送介质重地面活载地面活载引起的土压力可变荷载施工荷载温度变化的影响试运行时的水重与压力落石冲击力偶然荷载地震影响沉船、抛锚或河道疏浚产生的撞击力等灾害性荷载注：1.设计中要求考虑的其它荷载，可根据其性质分别列入上述三类荷载中；2.表中所列荷载本节未加说明者，可按国家有关规范或根据实际情况确定。荷载应根据隧道所处的工程地质和水文地质条件、埋置深度、结构形式及其工作条件、施工方法、相邻隧道间距等因素，结合已有的经验、测试和研究资料，按照有关公式计算或依据工程类比确定。作用在地下结构上的水压力，可根据施工阶段和长期使用过程中地下水位的变化，区分不同的围岩条件，按静水压力计算或把水作为土的一部分计入土压力。作用于山岭隧道衬砌上的偏压力，应根据地形、地质条件以及外侧围岩的覆土厚度确定。—隧道应根据围岩条件进行衬砌支护。在Ⅰ～Ⅱ级围岩的短隧道中，可采用喷锚衬砌。Ⅲ～Ⅵ级围岩宜优先采用复合式衬砌。—钻爆法施工的结构衬砌设计结构的断面型式和衬砌形式，应根据围岩条件、使用要求、埋置深度并结合施工方法，从受力、围岩稳定和环境保护等方面综合考虑，合理确定。隧道大断面尺寸宜采用曲墙式衬砌，小断面尺寸宜采用直墙式衬砌，Ⅳ级围岩的衬砌应采用钢筋混凝土结构。Ⅲ～Ⅵ级围岩中宜设置仰拱。因地形或地质构造等引起有明显偏压的地段，应采用偏压衬砌；Ⅳ级以上围岩的偏压衬砌宜采用钢筋混凝土结构。喷锚衬砌和复合式衬砌的初期支护应按主要承载结构计算。其设计参数可采用工程类比确定，施工中通过监控量测进行修正。浅埋、大跨度、围岩或环境条件复杂、形式特殊的结构，应通过理论计算进行验算。钻爆法施工的结构，在预设计和施工阶段，应对初期支护的稳定性进行评判。复合式衬砌中的二次衬砌，应根据其施工时间、施工后荷载的变化情况、工程地质和水文地质条件、埋深和耐久性要求等因素进行设计；隧道洞口衬砌应加强，加强长度应根据地质、地形条件确定；当洞口段围岩级别中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第46页共146页已经考虑浅埋受地表影响修正时，可按降低后的围岩级别设计衬砌，不需另行加强；围岩较差地段的衬砌应向围岩较好地段延伸，延伸长度宜为5～10m；偏压衬砌段应延伸至一般衬砌段内5m以上；硬软地层分界处及对衬砌受力有不良影响处，应设置变形缝。—辅助坑道隧道辅助坑道（横洞、平行导坑、斜井、竖井等）的选择，应根据隧道长度、施工期限、地形、地质、水文等条件，结合施工和使用期间通风、排水、防灾救援及弃碴等的需要，通过技术经济比较确定。辅助坑道的断面尺寸应根据用途、运输要求、地质条件、支护类型等因素确定。2）盾构法隧道设计—线形布置平面线形盾构隧道的平面线形最好选择直线和大曲率半径的平面线形。埋设要求盾构掘进施工对上部所需的覆土层的厚度，应根据建筑物、地下管线、水文地质条件、盾构形式以及施工方法等因素决定。确有技术依据时，允许在局部地段适当减少。盾构法施工的平行隧道间的净距，应根据工程地质条件、埋置深度、盾构类型等因素确定。当因功能需要或其它原因距离较近时，应在设计和施工中采取必要的措施。坡度隧道的坡度首先应满足其功能要求，同时也应从施工方面考虑。一般情况选择0.2%～0.5%为宜。—盾构工法的选择应根据勘察资料，通过详细的技术、经济比较，选择合适的盾构工法。—衬砌设计设计条件；荷载；同6.6.4.1中1的内容。环片的结构设计应力校核；构造计算。—环片制作装配式衬砌宜采用接头具有一定刚度的柔性结构，应限制荷载作用下变形和接头张开量，满足其受力和防水要求。隧道的计算结构简图应根据地层情况、衬砌构造特点及施工工艺等确定，宜考虑中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第47页共146页衬砌与围岩共同作用及装配式衬砌接头的影响。在软土地层中，采用通缝拼装的衬砌结构可取单环按自由变形的弹性匀质圆环、弹性铰圆环进行分析计算；采用错缝拼装的衬砌结构宜考虑环间剪力传递的影响。装配式衬砌的构造应满足下列要求：隧道衬砌宜采用块与块、环与环间用螺栓连接的环片；衬砌环宽可采用800～1500mm，可能情况下宜选用较大的宽度。曲线地段应采用适量的不等宽的楔形环，其环面锥度由隧道的直径、楔形块间距及隧道曲线半径确定。楔形块间距及环面斜度的选用要考虑盾构施工在曲线段缓和转向的要求，环面斜度可采用1：100～1：300；衬砌厚度应根据隧道直径、埋深、工程地质及水文地质条件，使用阶段及施工阶段的荷载情况等确定，宜为隧道外轮廓直径的0.05～0.06倍；衬砌环的分块，应根据环片制作、运输、盾构设备、施工方法和受力要求确定。衬砌制作和拼装必须达到有关规范的要求。e）隧道断面几何尺寸确定隧道净断面高度和宽度如图6.6.5（隧道断面也可以为圆形等形状，这里以直墙原弧拱形断面为例）。1HHB2B1d2Hi%B隧道建筑界限B1-管道距墙壁的净空距离；B2-检修通道或人行道宽度；H-隧道高度；i%-隧道底板横向坡度。隧道几何尺寸的选择应根据隧道施工方法和隧道内管道的直径、数量、布置方式、安装方法以及检修等因素确定。1）管道距墙壁的净空距离应满足管道安装、焊接的需要，B1要求不小于0.35m；2）当设置检修通道或人行道时，B2要求不小于1.0m；3）隧道的高度应考虑管道安装的空间和人员行走的要求，并根据隧道围岩地质条件，H不小于2.0m。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第48页共146页4）隧道底板设计的横向坡度应根据隧道内排水要求，i%要求不小于2%。f）隧道内管道安装设计1）平巷隧道内管道安装可采用地上填土埋设或连续支座架空敷设等方式；斜井内管道安装宜采用连续支座架空敷设；竖井段管道安装宜采用支架式敷设。2）管道采用埋地敷设时，应根据输送介质的不同分别按照规范（GB50251）4.3条或（GB50251）4.2中相关要求执行。3）管道在隧道内的布置应充分考虑管道在隧道内的施工空间、检修及人员行走等要求。4）对隧道内的管道段应根据管道输送介质、隧道两端洞口高差及隧道洞口段温差的影响，进行稳定性验算。若隧道内采用充水护管，应对管段进行抗漂浮核算，并采取稳管措施。5）当采用连续支座架空敷设时，管段支承点宜做成滚动或弹性支座。管道对接焊缝不宜设置在支座的位置处。支承点间距应满足管段的强度与稳定要求。6）隧道内管道安装的所有钢构件其表面均应采用耐环境腐蚀的防腐层。构件设计中应避免难于检查、清刷的死角和凹槽。7）当管道采取锚固墩（件）锚固时，管道和锚固墩（件）之间应有良好的电绝缘。8）管道安装完毕，最后应进行一次防腐检漏工作。g）水工保护设计1）开挖穿越河流—受水流淘刷或冲蚀威胁的穿越管段，可修筑导流堤或丁坝等调治构筑物满足水流顺畅、不产生集中冲刷。—穿越段岸坡原有护岸时，应恢复护岸；岸坡为非粘性土时，应根据土质、河流水文等情况，选择适宜的护岸方式；—穿越河流冲刷深度不详或有疑义，管道埋深又不能确保管道安全时，应采取适当的稳管措施；—穿越管段处的防护工程布设，应会同当地水务部门，根据《中华人民共和国水法》、《中华人民共和国水土保持法》和《中华人民共和国防洪法》确定。—防护工程采用的建筑材料，应符合相关材料标准的规定；填筑材料应因地制宜就地取材。不宜采用重粘土、粉砂、淤泥、盐渍土或有机质土壤填筑。填筑物应分层夯实或压实，达到水务部门要求。—防护工程的设计洪水宜与穿越工程设计洪水相同，护岸顶高出设计洪水位（包括浪高和壅水）不得小于0.5m。若堤岸顶低于设计洪水位，护岸宜至堤顶。—防护工程基础基底埋深要求在水床面下1～2m，同时也应满足设计冲刷线下1.0m和冰冻线下0.3m的要求。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第49页共146页—护坡（岸）顺水流方向长度，应根据实地水流形态和岸坡地质条件，结合《中华人民共和国河道管理条例》的规定报河道主管部门同意后确定；并不应小于5m。—浆砌或干砌片石（混凝土或钢筋混凝土板）护坡面下，应有10～20cm厚的级配良好的砂砾石垫层；坡脚下应设浆砌片石或混凝土基础。若为干砌片石，垫层应分层级配，确保起反滤层作用。必要时可补充防护砌体尺寸计算。2）定向钻穿越—当采用定向钻穿越防洪大堤时，应结合防洪报告，考虑采取防管涌措施，如采取钻孔回注泥浆等；—定向钻穿越产生的泥浆应进行回收处理；—定向钻穿越的地质钻孔应用粘性土等密实材料封堵严实；—6.4.7.3隧道洞口防护设计—隧道、明洞的洞口应设置截水沟和排水沟，其洪水频率应按1/50设计；—多雨地区，宜采取措施防止洞口仰坡范围内地表水下渗和冲刷；—当出洞方向路堑为上坡时，宜将洞外侧沟做成与隧道坡度相反，且不小于2‰的坡度。—隧道穿越应注意弃渣场的选择，加设挡墙等防冲刷措施，并进行坡顶复耕。h）穿越工程量1）穿越工程量可分为两大部分：穿越土建部分和管道安装部分。2）穿越土建部分工程量主要包括：围堰（大开挖穿越水域）、土石方、洞口、洞门、洞身、竖井、斜井、弃碴、征占地、施工便道等；3）管道安装部分工程量主要包括：管道组焊、管件安装、管道防腐与补口、管道焊接与检验、管道试压与干燥、管道支座墩、管道固定墩等。5.4.5跨越工程设计a）管桥结构型式选择与跨度布置1）管桥结构型式选择管桥的结构型式是多种多样的，其常用的结构型式可分为以下几种：—直管梁式管桥，是将输送管道本身作为梁体支承于墩架上的一种最简单的跨越型式。此类管桥多用于小型河流、沟渠跨越。若跨过较大的障碍物时，可采用多跨连续梁型式，但经济性不好。—桁架式管桥，管道不参与结构受力。一般多用于中型河流和宽浅的、冲刷较小的大型河流跨越。由于桁架的侧向稳定性较好，更适宜于山区常年风速较大的河流跨越。—悬索管桥，可充分发挥钢索受拉强度高的材料性能，是大型河流跨越最常采用的型式之一。对于这种柔性桥面，要特别注意风振及清管扫线时的舞动，在设计时应考虑抗风或其它抗振措施，如设置抗风索、消振索、消能弹簧索等。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第50页共146页—斜拉索管桥，具有特殊的抗风振性能，不需设抗风索。但当跨度较大时，塔也相当高（一般至少为跨度L的1/4），高空作业多，施工难度大，造价也较高。因此，斜拉索管桥的跨度不宜过大。目前此种型式管桥在大中型跨越工程中采用也较多。—斜拉索与悬索组合管桥是将斜拉索结构与悬索结构相结合而成的一种组合式管桥，充分发挥了两种结构各自的优点，适用于主跨跨度很大的大型跨越工程。2）管桥结构跨度布置跨越结构布置的首要任务是如何确定合理的跨度。根据跨越两岸的地形地貌、水文气象特征等自然条件，结合工程地质及水文地质条件，跨度选取要综合考虑以下几项因素：—对于通航河流首先要满足通航所需的最小跨度要求。—与水务管理部门协调，满足防洪、泄洪及疏浚整治规划要求。—对于河床冲刷严重，河床下有流沙、液化土层、断层、溶洞等不良地质地区，河中不宜打桥墩，则需一跨过河。—对于深沟、陡谷需修建深墩、高墩时，其技术要求高，施工难度大，经济性较差，通常也选择一跨过河。—每一种结构型式都有其经济跨度，因此，在选择结构型式时，要通过经济性比较确定结构的最佳跨度。b）跨越结构工况核算1）跨越结构承受的荷载跨越结构上的设计荷载至少应包括以下几种：—永久荷载：管道及保温自重、桥体结构自重等；—可变荷载：风荷载、雪荷载、裹冰荷载、施工荷载、充水荷载、检修荷载、清管荷载、地震作用及温度应力等；—偶然荷载：地震荷载、横向撞击荷载等。2）工况核算跨越结构计算时应按不同阶段进行荷载效应组合，即使用阶段、试压阶段、清管扫线阶段、施工阶段，按最不利组合工况进行设计。—使用阶段组合：永久荷载+检修荷载、雪荷载、裹冰荷载三者中较大值+风荷载；永久荷载+地震作用+0.2风荷载。—试压阶段组合：永久荷载+充水荷载+0.5风荷载。—清管扫线阶段组合：永久荷载+清管荷载+0.5风荷载。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第51页共146页—施工阶段组合：永久荷载+施工荷载+风荷载。—偶然组合：永久荷载+偶然荷载。c）施工技术要求1）施工放线—开工前，施工单位应对各主要控制点选择适宜的地点设立护桩，以保证在施工过程中，可随时对墩台等构筑物的各点准确定位和施工。—依照勘察单位的测量成果,将设计确定的管桥轴线和管桥各构筑物的控制点坐标和高程准确定位．其水平距离测量精度为1/10000，高程测量精度为20L1/2（mm）。（L为两测点间的距离，以km计）2）基础施工—基坑开挖完成后，设计、建设、监理各方代表应到现场进行验槽，对基底的地质情况、承载力、平面尺寸、标高、有关实验资料、施工纪录等进行验证，确认合格后，方可进行基础浇筑。—锚固墩中预埋件、锚固螺栓位置的准确度，将直接影响管桥各部分的受力状态，故施工时应准确定位、安装牢固，确保预埋件、锚固螺栓的施工质量，尽量减少完工后的调整工作。—基础完成后复核相对坐标位置及标高，反馈给设计部门，调整相关构件的尺寸。—基础施工完毕后，应及时回填。回填时应分层夯实，按《建筑地基基础设计规范》GB50007的相关规定，压实系数应达到0.90～0.93。3）工程构件下料对于悬吊式结构，塔架基础、锚固墩及塔架吊装施工完毕后，必须进行工程复测，并将复测结果提交设计单位。设计根据复测结果，将修正后的下料尺寸提交施工单位，据此下料。d）工程量跨越结构工程量可分为两大部分：管桥结构和管道安装。管桥结构部分工程量主要包括：塔基础、锚固墩、塔架、桥面结构、索系结构及其连接件等；管道安装部分工程量主要包括：管道组焊、管件安装、管道防腐和保温、管道焊接与检验、管道试压、管道固定墩、土石方、征占地、施工便道等。5.4.6提示应根据定向钻穿越的特点，校核管道在回拖过程中的径向稳定性。5.5站场工艺输油站场内的工艺设计与油库内的工艺设计存在许多相同之处，尤其是输油管道的中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第52页共146页首末站，往往同时具有输油首站和油库的功能，本节内容除特别说明外，同时适用于输油站场和油库。5.5.1输油站功能与规模输油站功能应适应各类站场实际运行要求，首、末站尽量依托上、下游油库已有设施，避免重复建设，站场的处理能力要考虑增输的可能。5.5.2输油站工艺流程a）工艺流程1）各站场工艺流程应根据输油工艺和站场功能需要设置，做到安全可靠、操作维护简便；2）成品油管道应根据市场分布，适当设置分输预留接口；3）成品油管道站场应视功能需求，考虑混油系统分馏流程；4）站内管线需要设置高点放空和低点排污；放空和排污宜设为密闭排放系统。5）易凝原油管道应考虑反输流程；6）流量计下游的出口管线上应设调节阀；多台泵并联使用时，各泵出口宜设回流调节流程；7）油罐总数少于4座的罐区宜为单管流程；8）过滤器宜设压力平衡旁通管线或反冲洗接口；9）站场工艺流程的设置应考虑投产的需要，可根据管道试运投产方案对各输油站场的工艺流程进行适当补充，预留管道投产所需系统的接口。5.5.3主要设备选择所需的设备和材料应立足国内供货为主以降工程造价，提高管道经济效益。当国内设备和材料受到技术水平限制时，可适当考虑国外产品。a）泵机组1）输油主泵机组—泵的结构形式宜为水平中开式，构造简单，拆卸维修方便；—流量、压力平稳，工作时振动小，无故障连续运行时间不应少3年；—串联泵的泵壳、进出口、机械密封的承压能力应满足串联时最后一台泵的出口承压能力；—并联泵的进口及机械密封的承压能力，要能满足密封输油的要求；—输油泵应有较宽的高效区范围，泵的正常工作点处于最佳效率区，额定工作点的效率不应低于85%。2）循环泵、装车泵、装船泵、给油泵选用低扬程、高效率的离心泵，要求泵具有一定的吸入能力。给油泵应和输油主泵相匹配，保证长期持续可靠运转。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第53页共146页3）污油泵选用立式液下泵，以保证将污油池或罐中的油抽出。4）燃料油泵流量小，供油压力要求稳定，一般选用齿轮泵。5）管道泵罐区一般选用管道泵，可直接露天安装于管道上，占地面积小，安装操作方便。b）储罐对于挥发性较小的柴油选用钢制拱顶罐，挥发性较大的汽油选用钢制内浮顶罐。大型原油储罐选用钢制浮顶油罐，泄压罐选用钢制拱顶罐，根据油品性质和环境条件设计原油罐的保温和加热盘管等维温和保温设施。c）加热炉加热炉的选择需要根据运行工况、管理要求和技术经济比较结果综合确定。采用直接炉时，需要有防偏流、断流、结焦的自控保护系统，对流管应选用耐低温腐蚀材料。d）换热器为便于检修和清洗，输油站宜选用一端管板能够自由伸缩的浮头式换热器，原油走壳程。e）装卸油鹤管1）火车装卸油鹤管—火车装车均为上装，直径为DN100。—轻质成品油卸车采用上部装卸鹤管，直径为DN100，每个鹤管宜配一套液下泵。罐底扫舱宜采用滑片泵。—原油、重质油（燃料油、渣油及重质润滑油）卸车选用下卸鹤管，鹤管直径应为DN100。鹤管与罐车下卸口的连接为活接头，与汇管的连接为法兰。2）船用输油臂船用输油臂口径约DN100～DN600，口径的选择需根据泊位能力、船型大小进行选择。船用输油臂应配带蒸汽回收系统、安全梯、绝缘法兰、超限声光报警系统、真空短路器、排空系统、吹扫系统、手动快速接头、液动快速接头、液动紧急脱离接头、可调支腿、限位系统、电加热系统、控制柜等辅助设备。3）汽车装车鹤管轻油汽车发油台上每个鹤位均设置上装液下浸没式发油鹤管，设备选型应保证密封性能好、转动灵活、省力。鹤管口径有DN50、DN80、DN100，一般车型多选DN80。根据需要可以配带电加热或蒸汽加热系统。鹤管上加设电磁阀和防溢触点开关，实现微机定量发油和信息管理。4）加油枪中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第54页共146页轻油汽车发油台上不同油品根据需要，设置一定数量移动式加油枪，用于桶装作业，设备选型应安装简单、操作灵活、轻便、无泄漏，规格一般为DN50。f）清管器收发送筒1）清管器接收和发送筒除满足正常输送情况下的清管作业外，还应考虑利用智能清管器对管道的腐蚀及管道壁厚进行检测。2）清管器收发筒的筒体直径宜比主管直径大1～2等级。3）发送筒长度不宜小于筒径的3～4倍，且应满足发送该管径最长清管器或检测器的要求。4）接收筒宜同时接收连续发送的两个或更多清管器，其长度不小于筒径的4～6倍。且应满足接收该管径最长清管器或检测器的要求。5）接收筒上宜设两个排污口，排污口应焊接挡条以阻止大块物体进入。6）管道直径DN≥300的收发送筒应配备发送、接收清管器的起吊设施和具有升降功能的小推车。7）所用快开盲板，应开闭灵活、方便，密封可靠无泄漏，且具有确保安全的自动联锁装置。g）主要阀门与管道干线连接的阀门宜采用焊接连接端阀门。1）球阀管道干线所有参与ESD控制系统的（全通径）阀门宜选用电（气）液联动球阀，与油品切换和收发清管器作业有关的阀门宜选用电动球阀。2）平板闸阀油罐罐前阀门宜采用轻型平板闸阀或蝶阀，输油泵出口阀宜选用抗冲刷型硬密封并具有调节功能的阀门。3）泄压阀应根据油品的性质选择不同型式的泄压阀。成品油输送宜选用先导式泄压阀，原油粘度较高宜采用氮气式泄压阀，泄压阀通过能力应根据水击分析结果确定。5.5.4工艺管线设计a）站内钢管与管件1）站内管道所用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/T9711.1）、《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/T9711.2）、《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163）。2）站内钢管规格品种尽量合并，管件材质应与钢管匹配，管线开口应按规范进行补强，典型的管道开口连接方式参见表7.4-1管线分支表。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第55页共146页3）若支管与干线管道连接，当支管直径超过主管直径的30％时，应采用清管三通。b）管线敷设1）站内的管线以地上低墩敷设为主，埋地或管沟敷设为辅。管道埋地敷设时其埋设深度应在土壤冰冻线以下，且覆土厚度（路面至管顶）不应小于0.8m。2）地上敷设的热油管线和不保温的成品油管线，应安装热补偿器、安全阀、泄压阀等。管线在改变标高或走向时，应避免管线形成聚集气体的气袋或液体的死角，不可避免时，应安装高点排气、低点放空。3）罐区管网和经常操作的进出罐阀门宜布置在防火堤外。4）穿建筑物的埋地管线，应采用防水穿墙套管。5）穿越站内道路的管线埋深应计算校核后确定是否加套管。套管不宜采用钢套管。6）有蒸汽锅炉或有蒸汽可以利用的原油管道输油站，应在输油泵进出口、清管器收发送阀组区、过滤器区的管线上设置蒸汽吹扫口。c）管线热补偿站内地面敷设的长管线和热管线应考虑管线补偿，管线补偿应优先采用自然补偿，如采用L形、Z形补偿，当自然补偿不能满足要求时，再考虑采用补偿器，如π型补偿器或波纹补偿器。储罐前第一个阀后应安装金属软管或波纹管补偿器。d）阀室安装1）阀室段管线应水平敷设，管线的埋深应与阀门订货时确定的加长杆长度相符合；2）线路截断阀原则上宜室外埋地敷设。远控阀室的通信、仪表和电气设备可采取室内安装，房屋建筑宜采用轻钢结构。5.5.5投产试运措施说明投产试运的水力控制要求，相关措施工程，如注水、排水、含有污水处理的临时措施及设备等。5.5.6主要工程量表主要工程量表中应给出主要工艺设备（设施）的规格、数量。5.5.7提示a）初步设计后期，输油站、阀室站址及总平面布置确定后，应由站场工艺专业完成“站外管线连接图”。并根据线路专业提供的该站所在桩号、桩前后各500m内管道的平面布置图、管道埋深，在站场围墙附近与站外管线预留接口连接。b）由于站场、线路设计与施工进度不一致，在站场初步设计方案未确定时，线路可能已经开始施工，因此“站外管线连接图”完成后应立即与线路、总图专业和线路施工单位确认，如有必要，需要修改该段线路施工图，或调整总平面布置图或微调站址。c）业主应注意线路管道施工单位与站场管道施工单位的接口协调。d）受社会环境的影响，阀室的设计要考虑防人为破坏、防盗等问题，目前阀室普遍中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第56页共146页设计为砖混结构，并围有实体围墙，同时带来阀室防水、防潮、通风、保暖、可燃气体检测等问题，使阀室的设计偏于复杂。7.4.4中提出的阀室设计在国外应用广泛，建议今后加强管道相关知识与安全保护知识的宣传，简化阀室设计。具体实施需要征得业主同意。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第57页共146页表10管线分支表英寸3/4111/223468101214161820222426283032343638403/4T1RTT11/2RTRTT2SSRTT3SSSRTT4SSSRTRTT主6SSSWRTRTT8SSSWWRTRTT10SSSWWRTRTRTT12SSSWWWRTRTRTT14SSSWWWRTRTRTRTT16SSSWWWRTRTRTRTRTT18SSSWWWWRTRTRTRTRTT20SSSWWWWRTRTRTRTRTRTT中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第58页共146页表10（续）管线分支表22SSSWWWWWRTRTRTRTRTRTT管24SSSWWWWWRTRTRTRTRTRTRTT26SSSWWWWWWRTRTRTRTRTRTRTT28SSSWWWWWWRTRTRTRTRTRTRTRTT30SSSWWWWWRTRTRTRTRTRTRTRTRTRTT32SSSWWWWWWWRTRTRTRTRTRTRTRTRTT34SSSWWWWWWWWRTRTRTRTRTRTRTRTRTT36SSSWWWWWWWWRTRTRTRTRTRTRTRTRTRTT38SSSWWWWWWWWWRTRTRTRTRTRTRTRTRTRTT40SSSWWWWWWWWWRTRTRTRTRTRTRTRTRTRTRTT说明：T-StraightTee等径三通W-Weldolet对焊凸台RT-ReducingTee异径三通S-SockoletorThreadolet承插焊凸台或螺纹连接件若支管与干线管道连接，当支管直径超过主管直径的30％时，采用清管三通；当支管直径小于主管直径的30％时，按照上表执行。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第59页共146页5.6仪表与自动控制5.6.1自动化控制系统a）自控系统设计自控系统的主要设计准则包括功能性、可用性、可维护性、可扩展性、安全性等兼顾上述各项设计准则，设计技术先进成熟、性价比高、功能适当的自控系统。1）功能性根据设计委托和相关专业的需求设计系统的功能方案。自控系统的功能应从实际应用的角度出发，避免功能过剩，同时应兼顾系统安全性、可靠性、先进性、经济性等因素。2）可用性系统的可用性（可利用率）是衡量系统有效、可靠运行能力的指标。其最主要依据是系统中硬件和软件的可靠性。3）可维护性可维护性是保证系统可用性的重要参数。应采取各种措施以尽量减少系统中的硬件和软件的故障率和维修时间，如合理的系统和功能设计、为系统配备诊断工具、定期测试和维护、更新、准备必要的备件等。4）系统的响应时间确定自控系统的响应时间是系统设计的一个主要任务。响应时间的长短应满足控制和操作的需求。5）系统的性能以满足需求为原则设计自控系统性能。6）系统的扩展性系统的扩展性是在满足系统允许停机时间和在系统基本功能不变的前提下，在系统中增加或升级相关的硬件或软件，使系统输入或输出点、处理能力和功能满足更高的需求。7）安全性系统的安全性主要包括操作安全和信息安全。b）管道系统操作原理和环境条件在设计说明中，应以文字、列表的方式叙述沿线各站基本情况：1）环境条件环境温度、平均湿度、平均年降雨量、风速、冻土层厚度、地震烈度和海拔高度等。介绍管道沿线的人文社会环境及依托。2）管道的基本构成首站、中间站、中间泵站、分输站、输入站、末站和阀室等所处的位置。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第60页共146页3）管道系统操作原理根据管道工艺系统的基本情况介绍管道系统的操作原理，运行方式。4）管道控制系统操作方式一般情况下建设的管道应是三级控制，即控制中心、站控制、就地。c）控制中心的计算机控制系统1）控制中心的计算机控制系统，应具备以下功能（不限于此）：—监视各站及远控阀室工艺设备的运行状态；—输油工艺过程控制；—采集和处理主要工艺变量数据，实时进行显示、报警、存储、记录和打印；—水击控制；—远控线路截断阀的监控和高、低点的监视；—管道的泄漏检测和定位；—全线的紧急停输；—数据分析及运行管理决策指导；—计算机控制系统的故障诊断和远程维护；—网络管理；—监视工艺站场、阀室和站控制室控制中心火灾、可燃气体和安全状况；—监视各站场变电和配电系统和阀室电源的状态；—在线培训、测试和维护的能力；—使用开放的系统技术支持其它平台的工作，应能与泄漏检测、批量跟踪等系统实现数据共享和数据处理。2）控制中心的计算机控制系统软硬件选择的基本要求—计算机控制系统硬件选择的基本要求（不限于此）：计算机控制系统的平均故障间隔时间（MTBF）和平均修复时间（MTTR）应满足工艺要求。系统应具有确保可靠性的必要手段及措施，如冗余、容错、故障自诊断、隔离等。应选用开放式体系结构，硬件模块化、通用性强。可根据需要在不中断工艺操作的情况下方便地对系统进行扩展。选用的系统易取得技术和备品备件的支持，避免出现多品种、多机型的情况。根据系统的可靠性和实际需要确定系统的某些插卡能够在线带电插拔、更换。计算机控制系统的硬件配置在满足安全、可靠、环境条件的前提下，应考虑系统的经济性，根据系统的可靠性和实际需要确定冗余配置。控制中心和各站场控制系统应保持时钟同步。控制中心计算机控制系统的结构宜是客户机/服务器（C/S）结构。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第61页共146页—计算机控制系统软件选择的基本要求操作系统要求应符合国际标准和工业标准的通用性强的实时多任务操作系统。应具有开放性、可靠性和灵活性，支持多种计算机硬件设备，支持众多应用软件，网络功能强，同时支持中文和西文的语言环境和在线帮助。SCADA软件要求（不限于此）全开放式设计；模块化结构设计；支持客户机/服务器结构；支持冗余服务器和网络；支持离线组态和在线组态；提供一个直观的、对用户友好的操作界面；具有图形编辑功能；具有丰富的图形库；保证安全访问；历史数据库优先采用标准数据库，如ORACLE、SYBASE数据库等；数据库管理；报警和事件管理；报告生成及管理，可完成随机、定时、按要求的条件触发等生成打印中文报表/报告；可根据需要编制中文操作员在线帮助；通信管理；支持多种标准编程语言，如C++、FORTRAN、PASCAL、BASIC等；支持中文环境，可调用标准简体中文字库用于显示、打印；在操作模式下，可调用的外部或内部程序；支持世界大多数知名PLC和RTU的通信协议。3）控制中心计算机控制系统硬件构成控制中心宜配置服务器、操作员工作站、工程师工作站、投影仪用计算机、外部存贮设备（如磁盘阵列）、网络设备和打印机。4）控制中心计算机控制系统的网络构成控制中心计算机控制系统的结构宜是客户机/服务器（C/S）结构，设置的操作员工作站和其它用户作为其一个接点。用广域网将各站控制系统和阀室的RTU连接起来。有如下要求：—应保证数据流的保密性、完整性和可用性。—通信介质主要有电话线路、光缆、VSAT、微波和无线电等。传输的速率适合控中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第62页共146页制中心采集数据的间隔时间的要求。—通信介质应保障传输的数据正确性，误码率要低于10-6。—控制中心通过巡检的方式对现场的PLC、RTU、流量计算机和其它的智能仪表进行扫描。—控制中心与各站场之间数据通信一般应采用点对点的方式。—通信扫描时间间隔应满足水击控制、泄漏检测和运行管理的需要。—远程广域网一般的情况下宜采用TCP/IP通信协议。—非授权的工作站不应接入SCADA系统，在网络设备上未投入使用的网络接口应进行“非使能”设置。同时必须周期地检查未投入使用的网络接口。—远程访问的人机界面或者操作员工作站必须有逻辑上的安全保护。—在网络层和应用层之间应设置防火墙，保证主系统的工作。—对网络应有监视，监视网络系统的正常运行和非正常的通信量。—控制中心局域网（LAN）应采用开放式、可靠性高的Ethernet网，组成自动切换的冗余网络。其速率最低宜为100Mbps，且易于升级；网上所有设备，均可交互访问，支持TCP/IP协议；网络媒介宜采用5类以上双绞线或光纤。—网络接口应有30%的富余量。网络设备应有口令保护及口令保护规则和完整的认证程序，对组态的所有修改应有改变痕迹记录和改变的计划。5）操作系统和软件软件至少应包括：—服务器操作系统可选UNIX、WINDOWS；—操作员工作站和工程师工作站操作系统宜采用WINDOWS；—网络管理软件；—SCADA系统组态软件。6）信息的安全—网络通信协议应具有保密性，控制中心与站之间通信应加密。—计算机控制系统应设安全等级，一般情况下应设三级即工程师级、调度员级、操作员级。—与外部系统接口应设防火墙和WEB服务器。—控制中心计算机控制系统的服务器、局域网（LAN）和电源等应冗余配置；应至少独立设置两台操作员工作站。7）工程设计方和SCADA承包商的工作界面—设计方提供的技术文件应包括以下内容通用仪表技术规格书（XX-IN-SPE-XX）；SCADA系统技术规格书（XX-IN-SPE-XX）中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第63页共146页P&ID；I/O表（中标后提供）；操作原理（中标后提供）；逻辑图（中标后提供）。第三方设备或系统的通信协议（中标后由第三方设备供货商提供）。—SCADA承包商根据相关技术文件宜完成以下工作提供与本项目SCADA系统有关的全部硬件和软件（包括模拟仿真系统）；系统设计；系统集成及制造、编程组态、工厂组装测试（FAT）；装箱发运、现场安装与调试（SAT）；培训、投产技术支持；合同内的项目管理、售后服务。d）站控制系统1）站控制系统应具备以下功能（但不限于）：—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；—过程变量的巡回检测和数据处理；—向控制中心报告经选择的数据和报警信息；—提供站的运行状态、工艺流程、动态数据的画面或图形显示，报警、存储、记录和打印；—压力或流量的控制；—故障自诊断，并把信息传输至控制中心；—泵及主要工艺设备的顺序控制；—对顺序输送多种油品管道的分输站、输入站、末站油品切换及混油量进行控制；—监视各站场变电和配电系统的状态；—监视工艺站场和站控制室火灾、可燃气体和安全状况。2）站控制系统操作方式站控制系统宜设为自动远控、自动就地控制、就地控制三级控制。3）站控制系统硬件和软件要求（不限于）：—站控制系统硬件要求过程单元处理器、I/O网络、LAN等应按热备冗余设计。过程单元所选用的的模板应是带电可插拔型模板，且每块模板都应有自诊断功能。过程单元处理器应能接受、处理其它站拷贝来的子程序；处理器的版本升级应采用FLASH方式，而不用更换处理器。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第64页共146页过程单元系统应能够满足所需的热备冗余配置要求。对硬件的地址分配设置、I/O的量化等应采用组态的方式完成。—站控制系统软件要求过程控制单元操作系统软件应采用运行稳定、先进版本的标准中文Windows。2）过程控制单元编程软件应具有多种编程语言，功能强、使用灵活方便、界面友好。该软件应在标准中文Windows平台上运行。根据具体功能需求，由系统供货商负责编制的执行程序。MMI组态软件应能为有关人员提供各种信息，接受操作命令。该软件应在标准中文Windows平台上运行。—网络连接要求站场过程控制单元的处理器与各远程单元之间宜采用标准工业型局域网。4）站控制系统和其它智能设备的通信站控制系统和其它智能设备之间宜采用标准的总线或者串行接口。5）采集和控制信号的类型采集和控制的信号一般宜为以下几类：输入信号：RTD,Pt100；4～20mADC；数字量；串行接口：如RS-485，RS-232等。输出信号：4～20mADC；数字量；串行接口：如RS-485，RS-232等。6）机柜的基本要求通常I/O机架与处理器机架不应安装在同一面机柜内。需要时，应设与现场仪表、设备连接的接线端子柜。e）RTU阀室1）RTU的功能阀室RTU至少应具备如下功能：—采集阀室所在位置管内油品的温度、压力参数；采集地温、阴极保护参数等；—监视线路截断阀的状态；—控制线路截断的关；—监视阀室电源状态。2）RTU操作方式一般情况下由调度控制中心操作控制。RTU应具有如下操作方式：中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第65页共146页—自动远控所有的阀室操作控制由调度控制中心操作控制,具体由RTU执行完成。—自动就地控制在调试阶段，所有的RTU操作控制由工程师或维护人员通过便携式计算机操作控制，具体由RTU执行完成。调度控制中心对RTU的自动控制进行监视。—就地控制所有RTU控制的单体设备可以进行就地操作。调度控制中心对RTU进行监视。3）RTU硬件和软件要求—RTU采用网络口或RS232C通信口与调度控制中心通信，通信协议采用TCP/IP或DNP3，采用一点对多点的轮询通信方式。—RTU不但应满足所需监控功能外，还应适应安装现场的环境条件。—RTU的硬件结构应是模块化的，具有扩展性。RTU的处理器至少应是32bit的CPU，在外电源失效时存储器中的程序、数据不应丢失。—RTU应具有远方和就地编制、修改、测试程序的功能。具有故障自诊断并发出报警的能力。—RTU的输入和输出信号应采用接线端子与现场仪表或设备连接。—RTU应带有与计算机连接的接口，使操作人员可在现场通过笔记本计算机读写RTU中的相关数据。4）RTU和其它智能设备的通信RTU和其它智能设备之间宜采用标准的总线或者串行接口。f）应用软件应用软件的应用范围和功能应根据管道系统的运行和管理需要确定；应用软件可根据具体情况分期配置。1）应用软件的功能—进行输油管道的批量计划、批量跟踪、运行优化；—泄漏检测和定位；—运行管理。2）应用软件的结构—应用软件应由核心软件和各种功能模块组成。用户可根据需求购买功能模块加载到该软件中。—应用软件的基本循环时间应采用软件从SCADA系统的实时数据库中采集实时过程数据的固定周期。—管道的模型应根据管道的实际情况组态形成。3）应用软件功能模块中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第66页共146页应用软件应具有如下功能模块（不限于此）—基础实时模型；—泄漏检测及定位；—批量输送计划；—批量输送跟踪；—混油量计算；—管道效率；—过程预测；—模拟培训。4）数据处理—数据预处理采用预处理算法对SCADA系统数据库中提供的数据进行处理时应考虑数据的实际值和时间标签。预处理算法应考虑数据的变化率，时间及精确度补偿系数。—数据评估宜采用数据的评估算法对于不正确的数据和不能使用的数据进行替换。—数据质量处理模拟仿真系统由SCADA系统数据库中获取的数据非100％合格时，宜增加泄漏报警的门槛值。在增加门槛值的同时应给操作人员泄漏检测的灵敏度降低的提示。5）数据处理—数据预处理采用预处理算法对SCADA系统数据库中提供的数据进行处理时应考虑数据的实际值和时间标签。预处理算法应考虑数据的变化率，时间及精确度补偿系数。—数据评估宜采用数据的评估算法对于不正确的数据和不能使用的数据进行替换。—数据质量处理模拟仿真系统由SCADA系统数据库中获取的数据非100％合格时，宜增加泄漏报警的门槛值。在增加门槛值的同时应给操作人员泄漏检测的灵敏度降低的提示。6）应用软件功能模块应用软件应具有如下功能模块（不限于此）—基础实时模型；—泄漏检测及定位；—批量输送计划；—批量输送跟踪；—混油量计算；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第67页共146页—管道效率；—过程预测；—模拟培训。g）安全仪表系统设计1）安全仪表系统（SIS）主要用于紧急停车系统。2）根据安全等级，确定安全仪表系统的功能和方案。3）根据工艺安全功能说明或因果图、工艺管道和仪表控制流程图〔P&ID〕、HAZOP分析报告（合同约定时），确定安全仪表系统逻辑功能。编制安全仪表系统规格书和绘制安全仪表系统硬件配置图。4）安全仪表系统应独立于过程控制系统，独立完成安全保护功能。安全仪表系统的传感器、最终执行元件亦应单独设置.5）安全仪表系统应按故障安全型设计。h）火灾及可燃气体检测报警系统设置1）火灾自动检测报警系统要求—根据相关规范和实际需求设计火灾自动检测报警系统。—火灾自动检测报警系统宜为相对独立的仪表系统。—火灾自动检测报警仪表必须经国家指定机构及授权检验单位的计量器具制造认证、防爆性能认证和消防认证。—火灾自动检测报警系统的设计方案应征得所在地消防主管部门的认可。—火灾自动检测报警系统检侧报警，应为一级报警或二级报警。常规的检测报警，宜为一级报警。当需要采取连锁保护系统时，应为二级报警，同时输出接点信号供联锁保护系统使用。2）火灾自动检测报警系统设计—控制中心火灾自动检测报警系统设计；—站控制室火灾自动检测报警系统设计；—现场火灾自动检测报警系统设计；—远控截断阀室火灾自动检测报警系统设计。3）可燃气体检测报警器设置—在罐区、工艺装置区、泵区设置可燃气体检测器，在控制室设置报警器并将信号传送至计算机控制系统。—在大型储罐上应设火焰探测器和感温电缆，在泵区应设火焰探测器，在控制室设置报警器并将信号传送至计算机控制系统。—具体设置应按相关规定执行。i）控制中心和站控制室设计中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第68页共146页1）控制中心和站控制室设置和要求控制室中心的设置应根据计算机控制系统的规模而定。一般宜设置：操作控制室、机柜间、工程师办公室等。站控制室一般宜设置：操作控制室、机柜间等。2）控制中心和控制室平面布置—房间的位置应符合下列要求：操作控制室、机柜间和工程师室应相邻布置，操作控制室、机柜间之间宜用墙隔开。操作控制室、机柜间不宜与空调机室相邻，不可避免时应采取减振和隔音措施。—操作控制室、机柜间面积的确定应按下列规定：按设备布置的实际需要确定操作控制室的宽度，设备外缘距墙边净空不小于1.2m。操作控制室的进深不宜小于6m。机柜间内成排机柜间距不应小于1.5m，设备外缘距墙不宜小于1.5m。机柜间的面积应按设备数量、尺寸及维修的需要确定。控制室的面积一般情况下宜参照下表11进行。表11输油管道工程站控制室面积及要求温度变序站控制室面积温度温度变化活动站场类型化率（℃湿度（％）2号（不含UPS间）（m）（℃）率（％/h）地板/h）操作间：40<61首站10518～28<540～70机柜间：65不得结露有操作间：40<62中间泵站9018～28<540～70有机柜间：50不得结露操作间：35<5<63分输站7518～2840～70有机柜间：40不得结露操作间：40<5<64末站10518～2840～70有机柜间：65不得结露5清管站RTU间：20不得结露无6阀室RTU间：16不得结露无中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第69页共146页3）RTU间设置和要求RTU间一般宜于阀室阴保系统、通讯系统、电源系统（太阳能电源）布置在一起，与其它系统综合考虑RTU间的面积。4）供配电一般情况下仪表系统应采用UPS供电。电源的供电后备时间，控制中心应不少于2h；站控制室应不少于1h。UPS间宜布置在一楼。5）接地系统在设备无有特殊要求的情况下采用联合接地，接地电阻为4Ω；若有特殊要求的情况下采用单独接地，接地电阻为4Ω。5.6.2检测和控制仪表a）一般规定—满足自动控制系统自动、连续地监视和控制管道的运行，保证人身、环境、管道、设备的安全的要求。—满足生产过程的需求和功能性要求，保证连续、平稳、高效地输油。—贸易计量仪表的选型，应在技术先进和经济合理的前提下，尽可能地选用性能稳定、精确度较高的计量仪表系统。—重要设备的仪表监测系统、安全系统等宜配置与计算机监控系统并行的仪表系统。—配置的远控现场仪表应满足接受和发送控制系统信号的要求。b）检测控制仪表的设置根据管道输油工艺，确定在各站工艺过程中设置的检测和控制仪表。c）检测仪表选型1）取源部件温度仪表取源部件宜采用外保护套管。套管与工艺管线、设备之间应采用焊接。其它仪表取源部件一般宜采用取压阀和仪表阀。取压阀与工艺管线应采用焊接方式。2）温度检测仪表—精确度等级要求：用于计量的参数测量用温度计：应优于0.2级；其它参数测量用温度计：应采用1.0级或1.5级。—远传温度检测仪表：宜采用一体化温度变送器或者热电阻、热电偶；热电阻的接线宜采用三线制。用于计量的热电阻接线宜采用四线制。3）压力检测仪表中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第70页共146页—就地压力表的选用应符合以下规定：压力表精确度等级要求用于计量的参数测量用压力表：应优于0.4级；用于过程检测的压力表：应选用1.6级或2.5级对于原油，应选用膜片压力表或隔膜压力表。—压力变送器的选择应符合下列要求：对于原油介质的压力测量，应选用法兰式或带远传装置的智能型变送器；与介质直接接触的材质，必须根据介质的特性选择或采取必要的隔离措施。4）流量检测仪表—流量计的精度应符合下列要求：原油和成品油管道使用的流量计准确度等级应优于表8.2-1中的规定值；表12原油和成品油计量仪表准确度等级选择表计量等级仪表准确度等级备注一级计量0.2外输原油的贸易交接计量二级计量0.5内部生产计量—原油流量仪表可选用：椭圆齿轮流量计；腰轮流量计；刮板流量计；双转子流量计；涡轮流量计；质量流量计。—成品油流量仪表可选用：腰轮流量计；刮板流量计；双转子流量计；涡轮流量计：质量流量计。5）液位检测仪表—雷达液位计一般情况下可选用雷达液位计作为原油储罐液位检测仪表。可以根据需要选择不同精度的雷达液位计。—伺服液位计中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第71页共146页一般情况下可选用伺服液位计作为原油储罐、成品油储罐液位检测仪表。可以根据需要选择不同精度的伺服液位计。—静压式液位计可用于消防水罐、泄压罐、燃料油罐。—浮子式可用于原油储罐、成品油储罐、消防水罐、泄压罐、燃料油罐。—液位开关可采用音差式液位开关、浮子（球）式液位开关、超声波式液位开关。6）过程分析仪表—在线含水分析仪可用于原油和成品油管道用于油品含水率的分析。—在线密度计原油和成品油管道可采用振动管式密度计检测油品的密度。—光学界面检测计可用于成品油批输混油界面检测。7）控制阀和执行机构用于成品油、原油管道的控制阀主要采用以下结构：—球阀、轴流式、迷宫式、碟阀。—碟阀一般情况下用在计量系统的流量调节。—减压系统不应采用球阀结构的控制阀。—采用的执行机构一般有：电液联动执行机构、电动执行机构和气动执行机构。8）取样系统根据以下标准进行设计。这些标准包括：—SY5317-88《原油管线自动取样法》—API8.2MPMSchapter8-SamplingSection2---standardpracticeforautomaticsamplingofliquidpetroleumandpetroleumproducts（第8章取样第2部分---石油液体和石油产品的自动取样标准）—ISO3171Petroleumliquids—Automaticpipelinesampling（石油液体—管线自动取样系统）取样系统包括混合器、过滤器、取样器、取样泵、取样控制器、样品容器，以及其它的配套设施。9）仪表盘箱柜及操作台—盘箱柜的要求：盘和柜的材质一般应为金属。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第72页共146页—尺寸不宜大于800×1000×2100(宽×深×高),其中包括下部的底座高100mm。底座上应有固定仪表盘在支架上的螺栓孔。顶部应有用于运输吊装的吊耳。—颜色:应按照国际色标选择（如上部颜色灰色RAL7032,底座颜色为深灰色RAL7022）。盘和柜内外均应喷油漆。—开门的方式：机柜宜为前后开门，门上应带锁。对于后开门，宽度大于800mm，应为两扇门。门后应有一个粘贴到门上的资料袋。—由外部进入仪表盘/PLC柜的信号、电源电缆应经过接线端子。防雷保护器、继电器和安全栅等均不能作为进出接线端子使用。—排气扇应带有过滤器，为顶装式或者在后开门上安装。—照明灯，照度不低于300lx，应在关门时灯闭，开门时灯开。d）现场检测控制仪表信号传输系统1）由现场引入和引出控制系统的传输电线电缆，一般应满足如下要求：—保证信号不受电磁辐射和静电干扰以及衰减；—检测及控制回路对线路阻抗的要求；—施工过程对电线电缆强度的要求；—传输电线电缆所处爆炸性危险环境的类别要求；本质安全回路用控制电缆分布电容、电感必须满足本质安全回路的要求；—在高温、低温场所或者高海拔、寒冷地区，应考虑电线电缆适用的温度范围；—在火灾危险场所，宜选用阻燃电缆；—满足制造厂对传输电线电缆的特殊要求。2）不同信号传输电缆的选择—模拟电流信号、模拟电压信号、低阻抗传感器信号：对于两芯应选择多股铜芯、对绞合屏蔽的软控制电缆；对于多芯的应选择多股铜芯、对绞合分屏蔽和总屏蔽的软控制电缆。—数字信号：对于两芯应选择多股铜心、对绞合屏蔽的软控制电缆；对于多芯的应选择多股铜芯、对绞合总屏蔽的软控制电缆。—数据通信：应选择多股铜芯屏蔽、对绞合总屏蔽的数据通信电缆。—脉冲量信号：在输出脉冲量信号的流量计同时需要供电时，供电的电源线和脉冲量信号线不应混用一根电缆。3）主要技术规格—线芯截面积应大于或者等于1.0mm2；—耐压等级应大于或者等于300/500VAC；—绞合电缆对每米至少绞合20次；—耐热等级不低于70℃，护套的材质应满足环境的要求；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第73页共146页—屏蔽层铜线或者镀锡铜线编织屏蔽、铝塑复合带绕包屏蔽或者铜塑复合带绕包屏蔽；—多对线的电缆应有编号或者颜色标示。e）贸易交接计量系统1）一般规定—贸易交接流量计的精确度应优于0.2%；—流量计应有远传信号和现场瞬时流量和累计流量指示器；—远传信号的信号分辨率应能满足标定流量计精确度的要求；—流量计应能满足介质粘度、温度、压力和所处位置环境的要求。2）计量系统设计—在流量计上游靠近流量计处设置消气器、过滤器；；—在计量支路上应设置单向阀；—在计量支路高点应设置放空阀；—在计量支路低点应设置排污阀；—在计量支路应安装检定用的连接管路、阀门；—流量计的安装不应承受过分的应力和振动；—在计量支路应提供释放计量管线超压的措施。—采用并联方式安装流量计组，确保连续计量和在线实液标定；—在计量支路应提供具有双隔断排放或能检泄漏功能的阀门；—应在流量计进/出口处管段安装温度、压力仪表；—当有调压措施时，应保证流量计下游足够的压力，不使液体产生汽化；—在新流量计投入使用前，应采用短管替换流量计运行；在安装流量计前，尽可能在最大设计流量下进行管线的最初清洗；—计量支路应设置伴热系统（需要时）；—计量系统应采取防静电措施。3）计量标定系统设计对流量计的标定可选择小型体积管、单向体积管和双向体积管。对于体积管的检定可以用水标法、称量法和标准流量计法。4）计量系统详细技术要求，见相关的《计量系统设计导则》。f）仪表防爆/防护系统设计1）检测和控制仪表防爆/防护室内输油设备区域防护等级不应低于IP55，在室外不应低于IP65。2）对检测和控制仪表的安装和信号传输过程防爆/防护的要求中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第74页共146页—对于仪表的安装考虑接地；信号、电源线接口应做防爆处理如采用隔兰或者隔离密封接头。—电缆的选择应考虑是否需要防火、屏蔽和铠装要求。—在卫星和邮电公网的连接处、供电系统的连接处、与其它系统的通信接口、站场内的模拟量及开关式仪表的开关量、ESD系统的所有I/O点，设置浪涌保护器。—线路截断阀室和高点的所有I/O点的接口处应设置浪涌保护器。g）仪表引压管道、线路设计1）仪表引压管路、线路设计原则—仪表引压管路、线路的工程设计，应做到仪表测量准确、信号传递可靠、减少滞后、安全经济实用、线路整齐美观，并便于施工和维修。—对于火灾及爆炸危险场所、腐蚀、高温、潮湿、振动等环境，在设计仪表引压管路、线路时，应采取相应的防护措施。2）各种引压管路、取样管路、气动仪表的供气管路的设计要求—取压点和取样点的选择应能正确取得需测量的信号；—引压管路上应设取压阀和仪表阀；—引压管路及附件应满足管道的压力等级；—引压管路、管件和阀门的材质宜选用不锈钢；—气动仪表的供气管路、管件和阀门应采用不锈钢管、；—取样管路、管件和阀门应采用不锈钢管。3）电线、电缆的敷设要求—站场控制电缆主路由的敷设方式应优先采用电缆沟或直埋敷设方式。其它区域的电缆敷设应根据具体情况选择适当的敷设方式。—在水位较高的站场应采用桥架敷设方式。h）校验和维护维修仪表根据工程使用仪表的具体情况，管道适合维修的场所设置校验和维护维修仪表。5.6.3提示a）机柜应和通信机柜的外形尺寸、颜色等统一。b）安全等级由管道的安全评估确定。5.7通信5.7.1管道通信方式选择输油管道工程的通信方式可采用光纤通信、VSAT卫星通信、租用通信公网电路和数字微波通信，应根据中国石油通信网络总体规划（以下简称总体规划）及工程实际需求，对不同通信方式进行技术经济比较后选择适合工程需求的通信方式。a）主用通信中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第75页共146页1）光纤通信根据总体规划，结合输油管道路由情况和工程需求，对于连接各大炼化企业之间、油气田之间、各大油气田至北京的油气通信专网干线管道以及各油田重要骨干（干线）输油管道，宜优先选择光纤通信作为输气管道的主用通信方式。光通信系统应采用MSTP设备为主要传输平台，系统容量应根据总体规划及具体工程需求确定，并适当考虑今后通信业务发展需求，特大型、大型工程系统容量不宜小于STM-16（2.5G），但不超过STM-64（10G）；中型工程系统容量不宜大于STM-4（622M）；小型工程系统容量不宜大于STM-1（155M）。光通信网络应采用二层结构的方式组网，主要站场采用高速MSTP设备构成干线传输链路，其余阀室采用低速MSTP设备（如STM-1）串联，并就近接入干线节点设备中，构成分段环网。2）卫星通信对于非通信专网干线路由、沿线地形地貌较复杂和建设工期紧的输油管道，可选择卫星通信作为输气管道的主用通信方式，并应利用中石油目前的管道卫星系统主站设施，纳入到现有的卫星系统中（优先考虑纳入西气东输VSAT卫星通信网络）。卫星通信技术体制宜采用TDM/TDMA和全网TDMA方式，网络结构宜采用星状。3）租用通信公网电路对于通信公网覆盖较好、通信业务需求较少的输油管道，可采用租用通信公网电路作为输油管道的主用通信方式。4）数字微波通信对于能与有通信需求的工艺站场阀室合建，无需单独建微波站的管道也可采用微波通信方式作为输气管道的主用通信方式。新建管道不宜采用数字微波通信方式。b）备用通信输油管道工程备用通信主要为SCADA数据和话音传输提供备用信道，主要采用租用通信公网电路方式和卫星通信方式。1）对于公网覆盖较好的输油管道工程，SCADA数据传输备用通信应根据工程需求和公网运营商提供服务情况，采用包括拨号电路、DDN、帧中继、CDMA/GPRS和SDH迂回电路等方式，话音备用通信可采用公网电话。2）对于通信公网无法接入或引接费用高的输油管道工程，备用通信可采用卫星通信方式，并应利用中石油目前的管道卫星系统主站设施，纳入到现有的卫星系统中。3）主用通信方式采用光通信的输油管道工程，宜在首、末站或中间站采用公网电路或卫星通信构成通信环路，提高通信系统的可靠性。c）主用通信方式采用卫星通信的输油管道工程，备用通信方式宜采用租用公网DDN、帧中继或数字电路。5.7.2站场通信系统设计中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第76页共146页a）数据通信1）SCADA数据通信根据SCADA数据传输流向要求，SCADA数据电路在各输气管道宜采用点到点的方式传输。主用通信采用MSTP光通信方式，传向中国石油北京调控中心和廊坊备用调控中心的电路应采用电路汇聚的方式。2）其它数据通信其它数据如MIS、统计报表等数据传输宜通过建立企业办公广域或局域网解决。b）话音通信话音通信包括调度和行政话音通信。1）输油管道工程的话音通信，应根据需求优先考虑利用调控中心或管理处现有的调度或程控交换设备。2）特大型、大型工程调度交换机和程控机应单独设置，中型以下工程宜采用调度和程控交换功能合一交换机。3）各管理机关和有人站场，应根据需求设置交换机远端模块、小型用户交换机、集团电话机或话音网关设备，并接入石油专网和通信公网。此外，应根据站场需求及地方消防等部门的要求，安装一定数量的公网直拨电话，同时提供备用话音通信。4）根据站场需求，在办公室、控制室、宿舍等部门和地点设置一定数量电话分机，并根据用户性质和工作需要，设置为不同的呼叫等级或业务服务等级。c）安全防范安全防范包括视频安防监控\工业电视监控、周界防范、出入口控制、电子巡更等，输油管道工程应根据站场功能、站场重要性及有关安防部门的要求，设置完善的安全防范系统。视频安防监控\工业电视监控宜设置场级监控和中心级监视，监视范围应包括工艺装置区、油罐区、站场出入口以及围墙等关键区域，并应与火灾自动报警系统和周界防范系统联动。在防爆区域内设置的摄像头前端、探测器等设备应选用防爆产品。d）扩音广播及紧急警报（PA/GA）根据需求，输油管道泵站可设置扩音广播及紧急警报系统，扩音广播及紧急警报系统主要由控制主机、麦克、警灯、警号（喇叭）及话站构成，除满足紧急状况时的广播功能外，还应提供现场操作人员与站控室通信联系。在防爆区域内设置的话站应采用防爆产品。e）会议电视根据业主需求，输油管道工程在管理处、泵站可设置会议电视系统，会议电视除能满足日常会议的需求外，还应具备远程培训和教育的功能。f）综合布线与网络中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第77页共146页根据需求，在输油管道各有人值守工艺站场设置综合布线系统，既可组建企业办公网络，满足办公自动化需要，也可满足值守人员网上学习培训，提高业务素质的需要。1）调控中心或管理处宜配置相关服务器、交换机、路由器和软件组建企业办公网络，实现资源与信息共享、网络办公和办公自动化，并通过租用外网电路实现与Internet的互联；各有人值守工艺站场宜配备相关数据设备和软件，组建站场局域网，并通过主用通信电路连接调控中心或管理机关，构成广域办公网络。2）对于建筑面积较小的站场或功能需求单一的建筑，如门卫、维修间，宜采用传统布线（配线）方式。g）有线电视/卫星电视输油管道工程有人值守站场应就近接入当地有线电视用户网络，不具备接入条件的可采用设置小型卫星电视接收设备接收卫星电视节目。站场用户较多时，可设置小型前端混合分配网络，站场用户较少时，用户宜直接从卫星接收机接入。h）通信电源根据通信设备的供电要求，站场内可设置-48伏直流供电系统或（和）220伏交流不间断电源供电系统。阀室等无人职守站根据现场条件配置相应的供电系统。电池容量的配置应满足通信系统不间断供电的需求。通信系统接地系统宜采用联合接地方式。5.7.3巡线移动和抢险应急通信a）管道巡线移动和抢险应急通信，应根据管道沿线移动通信网覆盖情况，选择包括移动台（站）、电信公网电路、移动卫星通信终端（如全球星手机）、移动通信手机、防爆对讲机等通信手段。b）站场巡检移动通信宜采用防爆对讲机。5.7.4通信光缆线路a）光缆与输油管道同沟敷设时，应结合沿线地形、地貌条件，采用直埋敷设或硅芯管气吹敷设方式。管道沿线地理条件较好、施工条件较好的地段（如地形地貌较平坦、起伏较小的平原、戈壁、沙漠、浅丘和黄土地段），宜采用直埋敷设方式；地质恶劣、地形复杂、施工难度大、光缆易损坏的地段（如水网、山区等），宜采用敷设硅芯管气吹敷设的方式。b）光缆应结合敷设方式选择直埋或管道光缆，特殊地段如穿跨越、爬坡地段，可根据需要采用加强光缆，站内光缆宜选择阻燃光缆；光缆程式和芯数应根据总体规划和工程需求确定。c）光缆穿跨越应结合管道穿跨越方式确定，并尽量利用管道穿跨越结构，同时应充分考虑输油管道和光缆的安全性，特别是今后无法二次进行施工的穿越，光缆应采取有效的保护方式以及考虑必要的备用光缆。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第78页共146页d）光缆线路标志桩平均设置距离为250m，同时应结合和利用输油管道标志桩。5.7.5通信系统联网要求a）新建输油管道主用通信系统的选择应有利于全国输气管道通信的联网整合，以实现管道的通信系统与全国油气管道通信专网联网。b）新建输油管道通信系统应能够与现有网络互连互通，应保持统一的技术体制。5.7.6提示a）采用光缆（硅芯管）同沟敷设，应在设计中充分考虑施工协调难度，为管道及光缆（硅芯管）的施工提供便利。b）中国石油管道通信网即将形成以北京、廊坊为主备调控中心，以西气东输、陕京二线、冀宁联络线光通信线路为传输主干线的光通信网络，以及以西气东输VSAT卫星通信网为基础的VSAT卫星通信网络。5.8防腐与保温5.8.1干线钢质管道防腐可用于管道外防腐层的有：沥青类防腐层（包括石油沥青、环氧煤沥青）、煤焦油瓷漆类防腐层、环氧粉末（包括双层环氧）类防腐层、聚乙烯（包括二层、三层聚乙烯）类防腐层，还有聚乙烯粘胶带（冷缠带）、液态双环氧涂料等。5.8.2防腐设计a）防腐涂层1）防腐层选择应考虑的因素—基础资料（沿线地质、交通、植被、气候、地下水位、土壤电阻率、输送介质温度、施工环境温度、湿度情况）；—各种涂层性能特点、适用条件和适用范围；—涂层的造价比较；—涂层是否方便生产（同种规格涂层的定货量和涂层的生产能力问题）；—相容的补口方式是否方便；—同一条管线涂层的一致性；—阴极保护站是否增加，最后进行涂层比较、推荐，避免涂层选择千篇一律。2）防腐层应具备的性能—所选涂层应是经过实践检验，确实性能可靠，方便施工的涂层；—补口材料与主体涂层应相容性好，优先选用主体涂层基材、厚度都一致，并方便施工的涂层；—定向钻穿越应采用耐磨性能好的专用涂层，补口材料亦应是定向钻专用材料，并经过实践检验；—试验证明其性能可靠；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第79页共146页—在同一条管线上，涂层种类、规格都不宜超过2种（不包括大型穿跨越用涂层）。同种规格的涂层应有较长的连续分布，以方便施工为原则。3）防腐层选择参考—山区及石方地段的成品油和常温输送原油的管道防腐，宜选用三层聚乙烯涂层或双环氧涂层；平原、沙漠地区宜选用单层环氧粉末防腐；—干燥地区的短距离管道宜选用无溶剂液态环氧涂层；—热煨弯管防腐应采用接近母材涂层的防腐材料和防腐结构。三层聚乙烯涂层宜选用单层环氧粉末防腐外缠PE冷缠带保护层的结构，或无溶剂液态环氧涂层外缠PE冷缠带。选用单层环氧粉末防腐线路用管的，宜采用单层环氧粉末防腐热煨弯管；—三层聚乙烯涂层宜选用三层结构热收缩套/片补口；单层环氧粉末防腐补口宜选用无溶剂液态环氧涂层。定向钻穿越补口宜选用定向钻穿越专用热收缩套或耐磨性好的定向钻穿越专用涂层；—购买防腐材料应提出相应的技术要求，技术要求应满足使用的需要。b）阴极保护阴极保护设计在严格执行有关现行标准和规范技术要求的同时，还应着重考虑以下因素。1）阴极保护设计需要具备的资料—应考虑的环境条件包括：地理条件、气象条件、人文条件等。—应考虑的外部构筑物的影响包括：结构的形态、敷设方式、保护方法以及与被保护物体的相互关系。—应考虑的输送介质参数包括：输送介质特性、介质温度、工作压力等。—应考虑的杂散电流的干扰影响因素包括：相互位置、干扰源的性质基本参数、干扰区域及强度分布等。—对处于干扰区域内的埋地管道的干扰判别测试中，自然电位的变化宜参考极化探头和常规参比电极在同一点处的电位差值，确定电位梯度偏移量的大小。2）阴极保护方法的选择埋地管道的保护方式有强制电流保护和牺牲阳极保护，具体采用的方式应根据管道参数、防腐层结构、地质和环境条件结合保护方法的特性及适用条件选取。3）保护方案的技术要求—应根据管道防腐层的性质、管道参数、工作寿命以及地理条件等因素参照有关规范，并结合工程实践经验确定最小保护电流密度，或者根据实际的馈电试验结果确定。—最大保护电位的限定应依据采用管材在等同（或相近）试验条件下的测试数据确定，或者参照有关规范要求结合工程特点选定，新修订的现行规范相关数值为-1.2伏。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第80页共146页—对于区域性阴极保护，应根据管道的管径、防腐层类型、敷设方式、地质条件以及管道彼此的分布情况，电气接地材料类型和分布、合理选择保护方式，并应协调好保护电流的分配及电位的均衡。区域性阴极保护设施的设置也应考虑到以后运行管理的方便。—储罐外底板保护中，应协调好电力接地形式与阴极保护的技术关系，接地极应当选用锌金属材料，接地网宜采用单罐独立设置形式，条件受限制时应选择同一罐组独立接地形式。—阴极保护系统应具有良好的绝缘措施，除了定点设置必要的绝缘装置外，还应确保管托、管架、支墩以及阀门、旁通及附属设施的绝缘要求。—对于保护范围内非焊接连接的阀门、旁通阀、弯头管件等，应采用跨接电缆连接。—同沟敷设、联合保护管道均压线的设置间隔，应根据管道管径、尤其是防腐层的性质经测算确定，对于绝缘性能较好的聚乙烯类防腐层管道，均压线设置间隔应当通过计算确定，宜结合测试桩的设置情况，至少每公里设置一处。—阴极保护系统测试桩应根据工程需要设置；电位、电流测试桩应当结合线路里程桩设置，大型河流穿越管段两端宜设置电流测试桩，一般穿越管段可在一端宜设电位桩，其它需要加桩的地方应根据实际需要设置；所有各功能增设测试桩与整公里处电位或电流测试桩相近时（不超过100米），整公里处电位或电流测试桩应由增设测试桩所取代（但应据实标明管线里程）。4）强制电流阴极保护—强制电流保护系统应包括，电源供应、防腐设备、辅助阳极地床、参比电极、连接电缆、检测设施等。—阴极保护站的设置应根据保护范围计算结果，结合工艺站场或线路阀室设置情况，电力供应条件，地质条件限制等因素，经综合分析、优化后进行确定。—设备电源应首选交流市电供电类型，在没有市电的区段，可选用太阳能光电转换系统、风力发电系统、TEG、CCVT燃气发电系统、染油发电机、蓄电池等。—临时保护的实施应根据工程实际情况确定，拟定的临时保护设施应当与线路工程同时进行，并应通过测试桩与管道相连接。—辅助阳极应敷设在冻土层以下，阳极电缆接头应严格防腐绝缘，阳极的碳粉填料其碳含量、颗粒度应符合标准要求。—参比电极安装前，电极本体应至少经清水24小时浸泡，并应定期对长效参比电极的工作参数进行必标定。—绝缘装置保护器的类型应根据工程地理条件选用，对于土壤电阻率较高的干燥区域宜选用锌接地电池形式的保护器，土壤电阻率较低的水网地区宜选用氧化锌避雷器中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第81页共146页形式；采用锌接地电池形式的绝缘保护器时，应注意与阴极保护通电点保持一定的安装距离。—储罐外底板保护方式应当根据储罐罐容及现场地质条件选择，对于储罐小于5000方或旧储罐，宜采用罐周边布设阳极形式进行保护，对于10000方以上的新建储罐（包括换底罐）应采用罐基础中布设柔性阳极或金属氧化物网状阳极形式进行保护。5）牺牲阳极保护—牺牲阳极保护应由牺牲阳极组、检测桩、连接电缆等构成，为了便于数据测试，宜配置长效参比电极。—牺牲阳极的敷设深度及安装方式应符合设计要求，安装中应保证阳极在填料的中间，并应将填料充分浸湿后才能回填。—牺牲阳极工作寿命计算中，平均工作电流量除了需要考虑保护管段需要的电流外，还应考虑牺牲阳极自腐蚀消耗的电流量。—原油储罐沉积污水区（底版及向上1.5米段周板），宜采用活化铝阳极保护，当储罐采用导静电涂料防腐时，应协调好导静电防腐和牺牲阳极保护的关系，一般安装的牺牲阳极同样能起到导出静电的作用。6）检测设施—阴极保护检测桩应包括：电位桩、电流桩、套管检测桩、穿越管段检测桩、牺牲阳极检测桩、绝缘装置检测桩、管道交叉检测桩，跨接管段检测桩等。检测桩的安装要求稳固、保证检测操作安全、便于数据测试，同时桩体应有一定的强度、检测门具有一定防护措施，防止认为意外的损坏。—阴极保护的监测设施应包括：阴极保护站设备数据传输以及选定点保护电位数据传输等—阴保站设备传输数据有“输出电压”、“输出电流”、“给定电位”，“通断测试状态”、“A/B机工作状态”等，定点电位变送器传输数据有“管/地电位”等。7）排流保护—排流保护设计应根据干扰源的运行参数（供电形式和等级、馈电方式、运行电流强度、运行频率、变/配电所位置），与被干扰体的相互位置关系（交叉，平行、平行段长度、平行间距），地理环境条件（土壤电阻率），被干扰体的影响范围，干扰性质类型以及受干扰强度分布等调研和测试结果，有针对性地采取排流保护措施。—应根据实际需要在适当位置安装排流保护检测桩，并应根据测试结果对排流器的工作参数进行调节，必要时，应根据需要对排流保护设施的分布及数量做出调整或增补。8）防腐保护系统的管理及维护中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第82页共146页管理、维护的工作内容应包括：设备维护及保养、保护设施完好性检查、阴极保护设备及设施工作参数的定期检测等。9）相关设计图纸阴极保护设计图纸至少应包括：典型设计通用图、常规设计典型图、招标采办部件结构图以及设备材料安装图等。5.8.3站内设备与管道防腐保温凡有可能被冻或凝油的设备和管线均应设伴热和保温，起到防冻、防凝作用。站内管道、设备、钢结构防腐分埋地和地上部分，应根据现场气候条件和土壤腐蚀性进行选择，选择原则是效果好、经济、利于现场施工。对站内设备、管线、钢结构的防腐与保温设计承包商应编制相应的防腐与保温设计、施工技术要求。工艺、给排水消防、热工和暖通专业的设备、管线及钢结构防腐应遵循该技术要求。a）管线防腐输油站、油库内埋地管线均应采用特加强级防腐，管线外防腐涂层的选择主要考虑以下特性：1）有良好的绝缘性；2）具有一定的耐阴极剥离强度的能力；3）有足够的机械强度；4）有良好的稳定性；5）涂敷工艺方便现场施工，涂层破损易于修补；6）地上管线防腐层应有良好的耐候性，埋地管线应有良好的耐土壤腐蚀性能。b）管线保温及伴热以下情况下需要考虑管线的保温与伴热：1）管线或设备内介质温度要求维持稳定；2）输送易凝介质的管线；3）可能因温度低而发生冻堵的管线；4）管线内介质因日晒或外界温度升高而蒸发；5）管线或设备内介质温度高于60℃时，在经常操作和维修的地方，应考虑保温绝热；6）保温材料应选择导热系数低，绝热性能好，容重小，机械强度高，物理化学性能稳定，吸湿率小的材料。5.8.4提示在SY/T0061标准和防腐保温学会，都已经不再将聚乙烯粘胶带（冷缠带）用作干线管道防腐。因此管道干线防腐要慎重。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第83页共146页5.9电气5.9.1送电线路a）架设方式和路径1）送电线路应尽量采用单回路、架空方式敷设。2）送电线路的路径应结合施工、运行、交通和线路长度等因素进行方案比较，做到安全可靠、经济合理。b）与站场的结合1）送电线路与站场变电所的设计界面应划分清楚，紧密结合，确保衔接无误。2）将送电线路的进线方位提交总图专业，以便合理安排站场变电所位置，确保进线顺畅，避免与进出油管线、通信线等交叉。3）送电线路终端杆塔的位置应符合站场变电所架构的要求。4）送电线路的相位应与站场变电所的相位一致。5）采取电缆方式进入站场变电所时，电缆头及电缆等应由站场变电所开列。c）电线1）导线型号应根据电力系统规划设计、计划任务书和工程的技术条件综合确定。架空电力线路的导线可采用钢芯铝绞线。2）地线型号应根据防雷设计和工程技术条件的要求确定。架空电力线路地导线可采用镀锌钢绞线。d）杆塔与基础1）平地和丘陵地带宜采用拉线杆塔和钢筋混凝土电杆。一级负荷站场的双回送电线路应采用单回路杆塔架设。2）一般情况下铁塔宜采用现浇钢筋混凝土基础或混凝土基础。对电杆及拉线宜采用预制装配式基础。e）设计进度1）站场供电方案及其送电线路的申请和批复费时、费事，对确保站场按时投运至关重要，因此在输油管线设计的各个阶段必须足够重视，一抓到底不放松。2）送电线路的设计与施工应赶在站场变电所设计与施工之前。5.9.2供配电a）负荷1）负荷分级输油管道站场的电力负荷分级执行现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB50253。2）负荷计算—正常运行负荷计算中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第84页共146页负荷统计应包括站内正常运行的生产用电及生活辅助用电，应采用需要系数法进行负荷计算，高压输油泵的负荷计算采用轴功率法。油品加热输送的管道在季节性负荷变化较大时，应分别计算冬季和夏季的计算负荷。应根据各站场（泵站、热泵站、分输站、清管站等）用电负荷的实际情况确定需要系数值。接有油罐区的消防负荷计算，应同时计算为减少火灾损失运行的工艺、控制等负荷。正常运行负荷与消防负荷项比较，取其较大者作为本站的选择变压器容量的计算负荷。—保安负荷计算保安负荷包括消防、紧急切断阀、自动化控制系统、通信系统及事故照明等重要负荷。在进行保安负荷计算时，应对各专业提出的重要负荷仔细研究，并尽可能减少重要负荷的容量。—远控截断阀室负荷计算线路截断阀室的计算负荷应按照持续性负荷和短暂性负荷分别计算。短时照明不应计算在内。—总用电量和保安负荷用电量应明确给出各站及各阀室的总用电量（包括有功负荷、无功负荷和视在功率），以及相应各站的保安负荷总用电量。b）供配电方案1）各站供电条件—一级负荷输油站特别重要负荷供电的不间断电源优先采用并联冗余型。—二级负荷输油站重要负荷供电的不间断电源可采用在线式。—远控阀室的供电应按照不间断供电设计，其容量保证自控、通信等主要用电负荷考虑。—保安电源的设置不应在输油站发生意外时影响保安电源的正常运行。其燃料供应在站内主体工艺出现意外故障时，不应受到影响。2）各站供电方案应明确各站电源供电方案的负荷等级、计算容量、用电时间、供电电源位置、电压等级、电源送电线路的选择，包括架空或电缆、导线规格及长度等。自动化截断阀室的供电方案应进行技术经济比较，给出合理方案。c）变配电所中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第85页共146页1）变配电所的设置应分别说明各站所设变电所和配电所的数量、位置、布置形式及容量。—主变电所应靠近输油泵房并设置在场区边缘（非防爆区内），便于送电线路的进出。变电所的位置应结合送电线路方向设置，变电站应尽量设在泵站或罐区的上风侧。—锅炉房、消防泵房、罐区当低压负荷比较大，且供电距离较远时应设置分变电所。分变电所应满足防爆、防水和防火要求。—变、配电所应优先采用设备户内布置。当建设用地紧张或电气布局合理时，优先采用紧凑式布置。—负荷容量小且负荷均为低压负荷时，可以采用箱式变电站。2）变配电所的主接线及运行方式—双电源（双回路）进线的变电站：110kV变电站当作为终端变电站时，优先选用内桥接线；35kV、10kV变电所优先选用单母线分段接线；低压应优先采用单母线分段接线。运行方式优先选用分列运行，互为备用。—单电源进线的变电站：优先采用线路变压器组接线，并应预留将来扩展的余地。自备有保安电源时，保安电源应与外电源设置自动切换装置，切换装置应能自动起动保安电源。3）变配电所的主要设备选择原则—应选择满足正常运行、维护检修方便和事故状态下安全可靠的要求，并考虑管道5～10年远期发展的可能性。—应满足当地环境条件的要求—应力求技术先进经济合理—应与工程的建设标准和自动化水平协调一致—所训设备必须经过型式试验并经国家权威机构正式鉴定合格的产品，且符合相应的国际和国内标准。4）变配电所的无功补偿方式—6～10kV输油泵电机应采用分散式单机补偿装置。消防泵不作无功补偿，补偿后的电机功率因数达到0.95以上。—低压无功补偿采用集中自动补偿的方式，补偿后功率因数达到0.95以上—自发电情况下可不设置无功功率补偿装置。5）变配电所的操作电源—应分别给出各站所设变电所和配电所的操作电源设置原则和容量。—变配电所操作电源优先采用直流电源操作。6）变配电所的保护设置和自动化装置中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第86页共146页—应分别给出各站所设变电所和配电所的保护设置原则和保护配置。各站的自动化和调度通信设置原则及具体设置。—变配电所微机综合自动化装置应具有测量、控制、通信和保护功能。—对于10kV成套开关设备宜分散安装在装置上，35～110kV高压部分应集中组屏。—低压系统和自发电系统可结合站场的自动化水平确定监视控制要求。—变电站微机综合自动化装置应预留与上级电网地调间的通讯接口，上级电网地调对泵站变电所只监视不应控制。—输油泵站控制室设置变电所综合自动化监控终端，并对整个变配电系统（除工艺机泵外）实现“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）。—泵站自动化控制系统（SCS）应实现对泵站变配电系统的监视，并应实现对工艺设备机泵的监控。—站控室SCS系统对输油泵远控操作除通过变电站综合自动化系统通信接口实现外，还应通过硬线方式实现对机泵的远控操作。—变电站微机综合自动化系统应预留不少于20％的通信接口或测控端口，以便于接入相关的信息。—变电站微机自动化综合系统应易于实现扩展。—变电站微机自动化系统的网络结构可以采用分层分布式，也可以采用以太网。7）变配电所的计量设置计量用互感器应满足计量要求，35～110kV电流互感器精度等级为0.2S，电压互感器精度等级为0.2。8）变配电所的短路计算和动热稳定校验—根据供电部门提供的上级变电站出口处系统远期最大、近期最小运行方式的短路参数及各站的电气主接线图，分别给出短路计算结果。并根据设备选型进行动热稳定校验。—短路分析应遵循GB/T15544-1995的规定，采用计算计辅助分析，并提供分析计算报告（包括计算基础数据、设备参数及最大/最小运行方式的计算结果），短路电流计算结果应符合设备选择的要求。—进行设备选择的最大短路电流计算应采用电网的远期最大短路电流数据。9）高压电动机起动计算和校验—根据短路计算结果进行高压电动机的起动计算并校验母线起动电压降和变压器容量，同时确定合理的起动方式。—电动机的起动设备应结构简单易于操作维护。10）高压电动机调速方案—根据工艺要求，选择合理的电机调速运行方案。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第87页共146页—应根据电网短路容量和变频器谐波源进行谐波分析计算，合理选择电压源变频器的脉冲数，使之进入电网的谐波符合国家标准的要求。—调速范围应适合工艺设备的要求，对于调速区间机械共振，应提出解决方案。d）配电1）爆炸危险区域的划分输油管道设施爆炸危险场所区域的划分应根据《石油设施电气装置场所分类》SY0025中有关规定进行。2）配电设备的选择和布置—油罐区防火墙内不宜布置防爆电气设备。—进入爆炸危险区域的电缆不应有接头，需要连接时应采用防爆接线箱。—设备布置应方便操作，并应避开通道。3）照明设计—输油泵站场场区的照明宜采用高杆灯，分输站和阀室的厂区照明应根据现场实际大小确定照明灯具种类。—油罐区宜在油罐区外布置投光灯进行照明，油罐爬梯宜设置局部照明。—户外工艺设备区需要夜间观察、监视和操作的区域，在厂区照明不能满足要求时应设置局部照明，照明的控制应纳入厂区照明。—输油泵房、消防泵房、控制室、变电所、主要值班室等重要场所应设置应急照明、疏散照明，照度标准应满足相关规范要求。—处于航空航线上的高大建筑物应根据规范设置航空障碍灯。4）配电线路的选择和敷设方式—爆炸危险区域应采用铠装铜芯电缆。—直埋配电线路路径应保证和工艺管道的距离要求。—输油站厂区电缆的敷设方式应根据管道输送介质的不同合理选择，避免油气聚集在电缆附近引起事故。—消防设备供电电缆应采用耐火型，火灾爆炸危险场所应选择阻燃型电缆。—进出信息控制设备的控制电缆应采用屏蔽电缆。—铠装电缆进入设备的接线口可以选择电缆防爆密封接头连接和密封，防爆密封接头应适合设备进线口径、螺纹制式和电缆的外径。—采用导线进出线的防爆设备不应选择防爆电缆密封接头，应采用防爆钢管直接连接。5）保安电源的设置—输油站场的保安电源优先选用自起动的柴油发电机组。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第88页共146页—发电机组的布置应考虑减低噪音、防火、减小振动等措施，避免影响运行人员的生活环境。—柴油发电机房应按照丙类厂房进行电气设计。—柴油发电机组应设置储油和卸油设施。—发电机房应设置机组故障状态下的油品收集设施。—发电机房的通风应满足机组满负荷状态下的要求，自然进风应满足机组启动的要求。在浮尘比较大的地区应设置降尘装置。6）电伴热的设置和选择—电伴热应给出按管道要求给出计算。—电伴热带在埋地管线敷设时应预留备用电热带。e）防雷及接地1）防雷—独立避雷针用于保护变电所时，计算方法按照DLT620-1997第5.2款进行。—保护建筑物用的避雷装置，采用滚球法计算，见GB50057-94附录三。—信息设备的防雷应按照《建筑物电子信息系统防雷规范》GB50334执行。2）接地—防雷电气/信息设备的功能性接地、保护性接地以及电磁兼容性接地与建、构筑物防雷接地应采用共用的接地系统，并实施等电位连接措施。—联合接地装置的的接地电阻值应为1欧姆。在高土壤电阻率地区，当使用接地装置的接地电阻达到上述规定值而在技术经济上很不合理时，应根据具体工程实际情况，采用具有均压等电位作用的网式接地装置，或适当提高接地电阻值。—在输油站场的联合接地系统中，接地装置宜采用热镀锌等防腐措施，在腐蚀性较强地区，应适当加大截面。—油罐区的接地系统应单独设置。—防直击雷的避雷针接地宜单独设置，当与主接地系统分不开时，应采取等电位措施，独立避雷针的接地连接点与其它设备的接地连接点在主接地网的地中距离不应小于15m。5.9.3提示a）初步设计应取得当地政府部门批复的送电线路路径红线图。b）应核实通信、自控、阴保等专业提出的用电负荷，合理选择需要系数，避免计算结果偏大。5.10公用工程5.10.1总图运输a）站场类型中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第89页共146页输油管道站场可分为首站、阀室、清管站、热泵站、加热站、分输站、输入站、末站等。b）站场等级站场等级应按一级～五级进行划分，并符合（《石油天然气工程设计防火规范》GB50183第3.2.2条）的要求。c）站场选址要求站场选址应符合规划、安全、环保等政策法规，且应满足线路、工艺等专业的技术要求。除了应收集到相关的地形图、水文、气象、地质等基本资料以外，还应对以下内容进行完善。1）应了解的站址地理位置信息—站场所在地的区域位置，地理位置，所属省、县、乡镇名称；—区域中的城乡建设规划情况；—站场范围内的地物及土地利用情况（建构筑物、绿地、电力线、沟渠、果园、耕地等）；—建设用地的方位、朝向、面积、有无发展余地及建筑红线要求；—周围邻近单位性质及特点。2）现场选址调研的组织与实施—现场选址调研工作宜由总图、给排水、电力、通讯、勘察人员参加。—站址选择应满足地方城市建设和道路规划。最终确定的站址应取得市、县级相关政府部门出具的必要的书面协议；站址不得位于城市已有或可能规划的居民区范围内；站场选址时应落实公路规划情况并签订必要的确认协议。—调查工程地质、水文地质情况。选址不宜选择在低洼、滨河区域；选定的场地应无洪水、泥石流、煤矿采空等不良灾害条件。—每个站场应考虑1～2个基本落实情况的比选方案，供业主审查、批复。—重要站场需由业主组织专家进行站址的现场复核。—在取得地方主管部门站址批复意见时，应有文字描述及附图。—测量委托中应强调对站址区域地下管道等隐蔽构筑物进行探测，必要时，需现场指定测量范围。3）站址确定应遵循的原则—与线路走向紧密结合；—满足项目整体规划要求；—无规划、用地冲突，并已取得地方政府的许可；—具备一定的社会依托和安全保障条件；—土地使用、补偿费用合理；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第90页共146页—配套设施（水、电、讯、路、桥）建设成本合理、维护方便、使用可靠；—无不良地质灾害和自然灾害；—场地相对平整，满足项目建设和远期发展需求。4）选址报告—目的说明站址最终确定后的位置。说明站址确定的依据。指导后续设计工作。—基本要求站场、阀室选址报告及评审宜包括如下内容：站址概况；站址比选及推荐；站址区域位置图；推荐站址的用地、供水、供电、排污、规划许可等协议文件；推荐站址区域的地质、水文，交通、城镇规划、气象等基础资料。说明站址最终确定后的位置时，应包括：行政地域名、区域位置图等内容。占地面积较大的站场或处于行政区域边缘的站场，有可能跨行政区用地，应补充必要的行政区划资料。说明站址确定的依据，以及比选站址时，应包括：外部的水、电、讯、交通依托条件，自然气象条件，周边城镇、居民区分布情况，地形地貌，区域性水文、地质条件等内容。针对后续设计提出指导意见时，应有：最高洪水位，地形地貌，风频风向，外接公路的位置与高程，当地建材供应情况等内容，以及由此存在的设计方案或解决措施。d）区域布置1）站场应结合输油管道的路由、当地的自然条件（气候、水文、地形、地貌、地质等）、相邻企业和设施的特点及火灾危险性合理选择布置地点。2）站场宜布置在城镇和居住区的全年最小风频的上风侧，在山区、丘陵地段宜避开窝风处。3）当管径≤750mm时，可重点考虑布置地点的适宜性，并对站场附近的线位进行局部调整以适应站场的布置地点；4）当管径＞750mm时，可重点考虑干线线位的适宜性，并对站场的布置地点进行调整以适应干线线位。e）总平面布置1）设计原则中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第91页共146页总平面设计应符合如下原则：—符合当地城市规划及邻近企业的安全要求，考虑可能发展的方位及范围；—按照生产与辅助生产的原则进行功能合并，功能分区明确，流程便捷；尽可能的减少站场内的单体数量，结合场地地形条件，节约用地。—充分考虑当地工程地质条件、降低建构筑物基础的处理难度和处理费用；—满足安全生产、消防、检修和运输的要求；—依托现有设施，充分考虑发展的需要；—满足防洪、排水的要求；—绿化美化，减少环境污染。2）布置要求—总图平面布置站场总平面应根据工艺流程、各功能区块的特点及要求、结合地形、风向等自然条件合理布局。可能散发油气的场所和设施，宜布置在人员集中的场所及明火或散发火花地点的全年最小风频的上风侧；清管区宜布置在站场便于管道进出的边沿地带；有分输要求的工艺设备区宜布置在分输方向的一侧；加热区及泵房宜布置在干线出站端、并便于以后的扩建；控制室及综合值班室宜布置在进站道路的一侧；变配电区块宜布置在靠近加热区、泵房的地方，且要方便外电源的引入；辅助区块宜布置在生产区的邻近。储罐区有效容积的计算、防火堤选型及高度的确定应满足GB50351《储罐区防火堤设计规范》要求。当输油管道站场在石油化工厂区内或与石油化工厂区毗邻布置时，其区域安全间距应按GB5001《石油化工企业设计防火规范》执行。一、二、三、四级站场的生活设施（宿舍、厨房、餐厅）宜布置在站外。五级站场的倒班人员宿舍（宿舍、厨房、餐厅）可布置在站内，厨房等明火设施应背离工艺装置区；当有较好的生活依托条件时，生活设施宜设置在站外。当站场与维抢修队和管理站相邻建设时，要用围墙单独隔开，设单独对外通道。其公用工程及生活设施统一设在管理站或维抢修队内。当站场采用周界报警和门禁系统时可不设门卫值班室。预留场地应根据工程总体建设计划和站场分区情况设置，其面积应能保证计划内的扩建需要。—噪声治理中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第92页共146页当站场内存在发生高噪声的设备时，总图布置应采取如下措施：发生高噪声的设备区不宜布置在围墙边缘，或者应设置一定的隔音绿化带等设施；围墙的结构形式应能满足隔音屏的安装；应保证隔音构筑物不影响检修、消防道路的通行。高噪声的设备区至人员集中场所的距离，应进行降噪分析计算。—道路布置站场的道路布置应根据站场等级，以各功能区块为单元，满足消防、运营、巡检、维护、人员疏散等要求，并应根据不同的使用性质选择道路的类型、宽度和结构。站外道路（或连接道路）路面宽度宜为6m，小规模站场站外道路路面宽度可为4m，采用混凝土路面或碎石路面。站外道路跨越水渠跨度较小，过水量不大时，可采用埋设钢筋混凝土涵管的形式通过；当跨度较大、但不超过4.0m，或过水量较大时，可采用设置涵台加盖板的方式。跨度大于4.0m，应进行专门的桥涵设计。连接道路上部的架空线路应满足站内最大尺寸设备的公路运输净高要求。站外道路宜在站场入口处设置停车场。站内道路路面宽度宜为4m、采用混凝土路面、环形布置，小规模站场站内道路可为尽头式道路，但应设置可供回车的场地。站内道路应通至有设备出入要求的建筑物出入口。日常巡检道宜为2m宽、预制混凝土砖铺砌。道路的设置应有利于雨水的疏导与排放，并在适当位置设置路边沟或雨水口（井）。站内车行道路纵坡坡向与场地平整坡向一致。采用车行道排水的站场，其中的车行道在汇水量较大的区段应增加坡度。当站内标高与外部接引道路标高差别较大时，应保证进出站车行道纵坡不大于8%。当站内场地低于外部道路时，进出站车行道在大门处应有阻止外部汇水进站的措施。道路路线应顺直通畅。总平面布置中，应强化站场的安全疏散能力，设置必要的安全出口。位于站场地势较高处；处于工艺装置区全年最大风频风向的上风侧；门外地形可保证或采取必要措施能保证人员的顺利疏散；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第93页共146页与主要出入口应避免在同侧围墙上，并保持必要的间距。f）竖向布置1）防洪设计—站场竖向布置应与总平面布置同时进行，并与站场外围地形标高、道路及防洪排水等条件相协调。—大型、特大型工程站场场地可按50～100年一遇的洪水位高度进行防洪设计。—中、小型工程站场场地可按50年一遇的洪水位高度进行防洪设计。2）竖向布置—自然地形坡度≤3％时，宜采用平坡式竖向布置。—自然地形坡度＞3％且站场宽度＞100m时，宜采用阶梯式竖向布置。—阶梯式竖向布置应满足工艺流程的要求，生产联系紧密的功能区块应布置在同一台阶上；生产区及储罐区宜布置在低台阶，生活办公区宜布置在高台阶。如进站方位的要求，需要将生活办公区位于低台阶，应采取必要的措施防止事故时生产区及储罐区油品向生活区漫延。台阶之间的高差应满足道路连接的要求。g）场地排水站场的排水方式应根据当地的自然条件、结合竖向布置方式、场区环境卫生及绿化美化要求合理选取明沟、暗沟、暗管或地面自然排渗等方式。1）大型、特大型工程站内排水可按20～50年一遇暴雨强度进行设计。2）中、小型工程站场场地排水可按20年一遇暴雨强度进行设计。3）阀室场地排水可按20年一遇暴雨强度进行设计。4）西南、华南地区、长江中下游地区的站场、阀室场地应采用明沟、暗沟、暗管排水。5）站场内可设置积水坑，以便综合利用雨水。6）场地设计排水坡度宜为5‰～2%，困难地段不宜小于3‰，坡度大于2%时应，根据土质的情况采取相应措施，防止雨水对地面的冲刷，防止土壤流失。7）采用明沟、暗沟、暗管等有组织排水方式时，应纳入当地的排水系统，避免对站场周围邻近区域造成冲刷；8）生产区及储罐区宜采用有组织排水，并设置阀井，采用封油截水阀，防止油污对周边环境的污染。9）采用地面自然散排渗透等无组织排水方式时，应避免地面长时间积水。处于山坡地段的站场，在其外围迎水方向应设置截水沟。h）土（石）方工程站场应至少有一侧处于填方地段，且填土高度应比站外相邻侧的自然地面高出0.5m以上。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第94页共146页1）填挖高度≤0.5m时，场地平整范围为围墙轴线外2m；2）填挖高度＞0.5m时，场地平整范围视土壤性质，根据开挖及回填的边坡稳定允许值确定平整范围；3）在开挖和回填地段采用挡墙时，平整范围为挡墙基底外轮廓。4）处于石方地段的站场，应尽量避免挖方，为土石方施工及管网敷设创造便利条件。一般情况下，各站场以土石方内部平衡考虑设计标高，部分地势低洼的站场需外。5）借土方，保证场区地面设计标高高于防洪设计重现期设计水位0.5m。6）土（石）方工程量的计算应根据土壤特性考虑挖方松散系数，在湿地、水网、稻田、淤泥等填方沉降较大的地段，应考虑填方沉降系数。土（石）方量的平衡计算还应考虑建（构）筑物的基槽余土。i）绿化布置站场绿化应以有利于安全生产、不妨碍消防作业为原则。1）绿化植物应根据各功能区块的性质分别确定，且应选择当地成活率高、生命力强的植物品种。2）生产区周围宜种植高度不超过15cm的草皮，不应种植树木，生产区内严禁采用油性易燃的植物。3）站场绿化面积及绿地率应符合当地规划部门的有关规定。j）管线综合1）站内管线（电缆）宜集中布置在道路的两侧，以便于维修、管理，节约管线占地面积。2）对检修次数较多的管线、数量较多且集中的电力电缆和仪表通信电缆宜采用地上墩架敷设或管（电缆）沟敷设，对单一零散的管线宜采用直埋敷设。3）介质相似、互不影响的管线（电缆）应尽量同沟敷设，节约占地及管沟开挖工程量。4）管线电缆的排列顺序应满足SY/T0048《石油天然气总图设计规范》7.1.7条规定。5）管线与建筑物之间的距离应满足SY/T0048《石油天然气总图设计规范》7.2.6条规定。6）平行管线不宜重叠，水平方向最小净距应满足SY/T0048《石油天然气总图设计规范》7.2.7条规定。7）管线之间交叉时应明确各管线的交叉形式和各自标高，最小垂直净距应满足SY/T0048《石油天然气总图设计规范》7.2.9条规定。8）管线之间发生矛盾时应遵循SY/T0048《石油天然气总图设计规范》7.1.8条规定的原则。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第95页共146页9）地下管线的埋深不应小于冻土层的深度且不小于0.5m，穿越围墙等构筑物时应加套管。道路、10）各功能区块与道路之间应留有足够的管线敷设用地。k）阀室总图设计1）阀室选址与调整—阀室的选址在与线路走向结合的基础上，除按照规范及初步设计要求的距离进行布置外，还应该结合阀室建设、与外部道路连接的需要进行合理的调整。阀室位置应在管道建设征地中同步确定。—阀室应按五级站确定区域布置防火间距。—大型、特大型工程阀室场地可按照50年一遇的洪水位高度进行防洪设计。—中、小型工程阀室的场地可按20年一遇的洪水位高度进行防洪设计。2）阀室连接道路的设计阀室选址中应充分考虑与现有道路的连接，在条件许可的情况下，应将阀室勘察范围适当加大，体现出阀室与外部道路的连接关系，便于连接道路的征地。阀室连接道路宽度可采用3.5m，采用碎石面层。3）阀室标高设计阀室场地标高、室内地坪标高应结合管线埋深、工艺设备安装要求、防洪设计等因素统一考虑。l）各类型站场用地1）站场用地指标各类型站场用地面积应符合《输油管道管道工程建设标准》（2006版）的要求；当《输油管道管道工程建设标准》没有明确规定时，可参考《原油及天然气工程建设用地指标》第五章、《工矿企业生活区建设用地指标》第三章的要求。2）站场用地面积计算—用地面积的计算应根据边界构筑物做法和地方政策情况有区别地对待，一般而言，可参考表13。—对因站场建设所造成无法耕种的边角地应纳入站场永久性用地中。—站场总用地面积中应包含不大于10％的代征地面积。表13用地面积计算边界参考表（m）边界构筑物形式站场、放空区站外道路所处地形围墙挡土墙丘陵、山区2.02.02.0平原地区1.02.01.5注：围墙以中心线向外算起；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第96页共146页挡土墙以墙顶围墙中心线向外算起；站外道路以路面或道路边沟外沿算起。m）构筑物形式的选用1）构筑物的结构形式以安全、经济、方便检修和更换为选用标准。2）设备区内应采用级配碎石与混凝土方砖结合的形式。3）道路可采用混凝土或碎石面层；排水沟应以暗沟为主。4）围墙应为实体墙，宜采用砖砌或预制钢筋混凝土板装配，不宜采用透空形式，高度不低于2.2m，墙顶宜采取防翻越措施，如铁丝网。5）对容易污染或不宜渗水的地面，应采用现浇混凝土封闭。6）有人值守的、在城市内或郊区的（有较高的美观要求）、人员出入较频繁的站场主大门可采用不锈钢电动大门；其他站场主大门宜采用镂空铁栅平开大门，其他选用钢板平开门。n）提交成果视工程规模及项目要求，有选择性的提供以下成果：1）区域位置图；2）总平面布置图；3）竖向布置图；4）土方计算图；5）场地排雨水图（或场地细整平图）；6）绿化布置图；7）鸟瞰图；8）管网综合图；9）进站道路图；10）总图构筑物详图。o）项目报建与永久性征地1）项目报建—时机与作业流程站场设计过程中涉及城市规划的实施工作时机及步骤宜按以下进行：中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第97页共146页确定站场设计位置（与线路走向结合）↓与地方充分结合进行站址选择（签定站场相关协议）↓委托进行站址规划及批复（根据需要确定，与线路同步）↓进行站场初步勘察↓完成初步设计—设计承包商应在项目报建过程中提供以下资料或技术支持：应向业主提供达到初步设计深度、经审查通过的总平面布置图；向地方规划、建设管理部门做必要的设计澄清。2）永久性征地—项目报建完成后即进行永久性征地工作，设计承包商应提供按报建要求修改完毕或被确认的总平面布置图（可以是初步设计0版图纸）指导地方土地勘界部门进行现场放线和勘界。勘界成果为站场永久性用地边界的唯一确定资料，由业主存档保存，并向设计承包商提供复印件一份，以便进行后续施工图设计。—当勘界成果或实测面积与设计图纸不符时，以勘界资料为准，设计承包商应在施工图设计阶段做相应调整和修改。p）提示1）选址过程中，应尽量落实场地所属行政区块，必要的，应在地形图测量过程中将各地块落实到户，并在地形图中表示出边界，尽量避免一站跨几村的情况出现。2）选址调研过程中协议的签署与项目报建时间间隔远，宜在选址完毕后由业主单位立即与相关部门进行进一步的书面确认，确保设计依据充分，同时能加快项目报建的进度。3）总图的投资控制应是从用地面积和场地平整工程量的综合控制入手。在土地费用较低的山区，应采用放坡代替造价高昂的挡土墙等护坡形式。4）在站场测量工作前，业主应与地方政府沟通，对选定场地周边道路等是否改造或征用达成协议，并及时通知设计单位进行测量、勘察、设计内容的调整。5）为了保证站场建设与城市规划、建设的协调，报建过程中应彻底落实站址附近的外部规划条件，如道路衔接点、排水口、供水点、防洪排涝要求等内容，以指导完成后续设计工作。6）对具备征地条件的站场、阀室，应尽早开展征地工作。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第98页共146页7）总平面布置宜进行方案比选，但长输管道中站场设计方案选择余地不大，特别是合建站，如站场与维抢修中心合建、与作业区合建等，以及大型站场。8）区域位置图中，除体现站场与周边城镇、厂矿企业、主要公路、河流、变电所的相对关系外，应强调以下内容：—输气管道与站场的相对关系；—外接输电线路与站场的相对关系；—最近的城镇或基地与站场的相对关系；—外部公路与站场的相对关系；—水源地与站场的相对关系；—外部潜在危险源与站场的相对关系。5.10.2建筑、结构a）建构筑物设计原则1）各建筑物在满足生产工艺及管理人员工作生活要求的条件下，设计应做到技术先进、环保节能、安全可靠、适用美观、经济合理。2）合理确定建筑物设计使用年限，一般为50年；耐火等级不应低于二级；需要防爆的房间，合理确定防爆等级；根据建筑物所处的地区采取合理有效的节能措施。3）生产建筑面积和标准根据生产的规模及使用功能确定，生活建筑面积和标准则根据组织机构和各站场定员及有关规定确定，同时满足国家及相关行业规范和标准的要求。4）按照《建筑抗震设防分类标准》（GB50223），管道工程建筑物抗震设防分为乙类和丙类，严格按照《建筑抗震设计规范》（GB50011）的要求进行抗震设计。b）建构筑物主要特征1）建筑物的防火、防爆、抗震、节能及防水、防漏、隔声等要求应按相关国家规范及标准进行设计。2）油泵房、仪表间、控制室、计量间、油泵房、油浸变压器间、发电机房的耐火等级为一级；其他建筑物耐火等级不宜低于二级。3）轻油装置操作间、输油站的油泵房、轻油泵房的防爆等级为甲级；4）计量间、阀组间、原油装置操作间、污油泵房、油浸变压器间、汽车库、消防车库的防爆等级为乙级。5）根据房间用途、方案文件、业主意见并结合当地通用做法确定建筑构造及装修做法。c）主要建筑物建筑设计1）建筑物设置原则—站场内建筑宜设计为单层建筑，不宜超过三层；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第99页共146页—站控室、UPS及阴保间、办公室、会议活动室、宿舍、厨房餐厅、公用卫生间等办公生活用房宜合并布置为综合值班室；发电机房、变配电间、水泵房、消防泵房、锅炉房、计量间、维修间、器材库、气瓶间、车库等生产用房在安全的前提下尽量合并布置成综合设备用房，且不宜与综合值班室合建。原油管道的加热炉间应单独设置。—化验室宜单独设置。—UPS间、阴保间、气瓶间应布置在一层。—管线阀室宜为无人值守的建筑。2）设置标准—办公室及会议室建筑内应设置单间式办公室，并根据人员数量和工作性质设置办公室用途和数量。办公室的室内净高不宜低于2.8m，设空调的办公室可不低于2.6m。走廊的宽度，单面布房时宜为1.5m～1.8m，双面布房时宜为1.8m～2.1m，吊顶后的净高度不应低于2.4m。办公室当定员少于5人时净面积不宜小于20m2，当定员多于5人时按照5m2/人计算，当定员人数多于10人时，宜设置多间办公室，每间办公室净面积不宜大于50m2。小会议室使用面积宜为30m2左右，中会议室使用面积宜为60m2左右；中、小会议室人均使用面积不应小于1.80m2。大会议室应根据站场使用人数等实际情况合理确定使用面积。定员少于10人的站场会议室和活动室合并设置，会议兼活动室考虑到接待来访者和职工活动的需要，面积不宜小于30m2；对定员多于10人的站场，宜设置单独的会议室和供职工活动、娱乐、阅览的专用房间，并配备文化娱乐活动设施，单独的会议室应按照2m2/人计算，但不小于30m2。—倒班宿舍宿舍应有良好朝向，宜按照标准间设置（内设卫生间），每宿舍2人。条件许可时也可按单人间设计，但应核减相应面积。轴线尺寸宜为3.9X7.8m，内部卫生间设三件卫生洁具，尺寸宜为1.8X2.4m。宿舍居住部分净高度不应低于2.6m，卫生间及宿舍内过道设吊顶后的净高度不应低于2.2m。宿舍内应为每人分别设置壁柜或衣柜等储物空间，并应考虑放置写字桌(或电脑桌)、电视柜等家具的面积。宿舍宜设空调、有线电视和电话接入端口，有条件的地区应设置internet网络接入端口。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第100页共146页走廊的净宽度，单面布房时宜为1.5m～1.8m，双面布房时宜为1.8m～2.1m，吊顶后的净高度不应低于2.4m。宿舍应满足采光、通风、保温、隔热、隔声等要求。对定员较多的站场(定员大于10人)，宜设置供职工活动、娱乐、阅览等房间，并配备一些文化娱乐活动设施。公寓化管理的宿舍，应考虑集中设置洗衣间或考虑洗衣机的位置。—餐厅及厨房的设计应满足以下规定餐厅厨房的设计应满足适用、安全、卫生等基本要求。餐厅厨房的净面积可按2.5m2/人～3.5m2/人考虑，且总面积不小于30m2，当定员较多时，宜取下限。餐厅与厨房面积比宜为1:1。餐厅的净高度不应低于2.8m。当餐厅面积大于30m2时，宜设置拖布池、洗手池。厨房内应包括操作台、冰箱、消毒柜等设施及储物空间。—公用卫生间公用卫生间的净高度不应低于2.4m。公用卫生间应设前室，前室内宜设置洗手盆、洗衣机、开水机、拖布池。厕所应有自然采光和不向邻室对流的直接自然通风，条件不许可时，应设机械排风装置。男、女厕所应分别设置，男厕所每40人设大便器一具，每30人设小便器一具，女厕所每20人设大便器一具。—控制及生产用房需根据使用专业提供的设备及技术要求，确定房间的尺寸。根据使用性质的不同采取有效的防火、防爆、抗震、节能及防水、防漏、隔声等措施。—阀室阀室分为普通阀室和RTU阀室。阀室应设置为易于通风防雨的建筑物，屋顶宜采用轻型结构，满足泄爆面积的要求。外窗宜设置通风百叶窗，外门宜为钢防盗门，阀室地面应设置便于检修的不发火地面。RTU阀室建筑物的阀室门窗洞口（包括屋顶通风口）边缘和机柜间的门窗边缘的最小防爆距离满足电气相关要求，并且满足设备工作的温湿度等条件。d）建筑的安全、卫生、节能与环保设计1）严格遵守《建筑设计防火规范》，建筑物的安全疏散及出入口满足规范及生产要求。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第101页共146页2）建筑物根据不同地区抗震等级和抗震设防烈度，按《建筑抗震设计规范》采取相应设防措施保证安全可靠。3）有防爆要求的房间或建筑按其防爆等级进行设计，采取有效的泄压措施。4）针对综合值班室，按照《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）及不同地区的居住建筑节能设计标准的有关规定，采取合理的节能技术措施。5）在合理布置建筑内部使用空间合理性的基础上，尽量减少建筑物的占地面积，节约建筑用地，经济合理的利用土地资源。6）建筑物的构造与装饰应在满足生产和使用要求的前提下做到适用、经济、美观，用材恰当，与建筑风格协调统一。7）规定建筑材料和装修材料要符合相关的环保要求，营造持久的健康环境和优良的空气质量。e）建筑设计图纸要求1）平面图—标明建筑物面积、结构形式、轻体材料、工程做法等主要指标。—标明承重结构的轴线、轴线编号、定位尺寸及总尺寸。—绘制主要结构和建筑构配件，如非承重墙、壁柱、门窗、天窗、楼电梯、中庭、平台、阳台、雨篷、台阶、坡道、散水明沟等。—标示主要建筑设备的位置，如水池、卫生器具等与设备专业有关的设备的位置。—表示建筑平面和空间的防火分区及防火分区的分隔位置和面积。—标明室内外地面设计标高及各层标高。—标明指北针、剖切线及编号。—标明图纸名称及比例。2）立面图—两端轴线及编号。—立面外轮廓及主要结构和建筑构配件的可见部分，如门窗、阳台、雨篷、檐口、屋顶、平台、栏杆、台阶、坡道和主要装饰线脚等。—平剖面未能表示的屋顶、屋顶高耸物、檐口、室外地面等主要标高和高度。—标明图纸名称及比例。3）剖面图—主要内外承重墙、柱的轴线、轴线编号。—主要结构和建筑构配件，如地面、楼面、檐口、屋顶、女儿墙、吊顶、梁柱、内外门窗、天窗、楼电梯、平台、阳台、雨篷、地沟、地坑、台阶、坡道等。—各层楼地面和室外标高，室外地面至檐口或女儿墙顶的总高度，各楼层之间的尺寸及其它必要尺寸。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第102页共146页—标明图纸名称及比例。—对近邻的原有建筑，应绘制其局部的平立剖面图。f）建构筑物结构设计原则1）依据具体工程的初勘报告及《建筑工程抗震设防分类标准》，确定建筑结构的安全等级和设计使用年限，按照《建筑抗震设计规范》进行分析，确定建筑抗震设防烈度和设防类别。2）根据地基复杂程度、建构筑物的规模和功能特征以及由于地基问题可能造成的破坏或影响正常使用程度，划分建构筑物地基基础设计等级。g）地基处理与基础设计对沉降敏感的建构筑应进行地基基础的沉降计算，对混凝土中的钢筋有腐蚀性的建筑应对结构构件进行裂缝宽度计算，并满足规范要求。1）天然地基浅基础设计—建筑物基础根据结构形式可选择条形基础或独立基础。—阀室的建筑基础埋深应与工艺设备基础埋深相协调，应考虑维检修埋地工艺设备开挖室内地面时建筑基础的防护措施。—设备基础应为独立混凝土基础或实体式大块混凝土基础，并设置构造抗裂钢筋。2）盐渍土场地的地基处理与基础设计—建造在盐渍土上的地基基础，应依据盐腐蚀性等级采取相应的防护措施，防止基础材料和其他地下设施被腐蚀。—地基处理浸水预溶宜用于厚度不大或渗透性较好的盐渍土；土层较厚且地下水位较深的盐渍土宜用耐腐蚀性、防水性好的材料对混凝土或砖石砌体表面进行防护处理；桩基础宜用于场地较小而建筑比较重要或只需要对建筑物、构筑物地基进行处理。对成桩方法、浸水后桩承载力等应进行现场研究。—基础设计处理后经检测合格的地基，基础设计参照天然地基浅基础设计技术规定，或预制混凝土桩基础设计的技术规定。基础底面和接触土壤面均应涂刷高分子防腐材料；加宽加厚散水，散水宜适当配筋以加强整体性；建筑周围宜设明沟或暗沟并保持排水通畅，减少地下水的渗透。3）湿陷性黄土的地基处理与基础设计中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第103页共146页—对各类建、构筑物采取的设计措施，应根据场地湿陷类型、地基湿陷等级和地基处理后下部未处理湿陷性黄土层的湿陷起始压力值或剩余湿陷量，结合当地建筑经验和施工条件等综合因素确定。—地基处理建、构筑物地基可以采用换填灰土以提高垫层土的承载力和增强水稳性。强夯宜用于需对整个建筑场地做大面积处理的情况。灰土挤密桩宜用于地下水位以上的场地。桩基础宜用于场地较小而建筑比较重要或只需要对建筑物、构筑物地基进行处理。—基础设计处理后经检测合格的地基，基础设计参照天然地基浅基础设计技术规定，或预制混凝土桩基础设计的技术规定。基础底面和接触土壤面均应涂刷高分子防腐材料；应适当加宽加厚散水。4）膨胀土地基地基处理—地基处理根据土的胀缩等级、地方材料及施工工艺等，可采取换土、砂石垫层、土性改良等方法。可将基础置于地下水变化范围较小的位置（埋深一般宜大于1.8m）。桩基础宜用于建筑比较重要或只需要对建筑物、构筑物地基进行处理。—基础设计同湿陷性黄土的基础设计。5）软土地基的地基处理与基础设计—地基处理对设计取用的持力层以下存在软弱下卧层情况，应对软弱下卧层进行验算，满足设计要求时考虑对主体结构整体性做一定加强，地基可不做处理。水泥粉煤灰碎石桩（CFG桩）：选择承载力相对较高的土层作为桩端持力层，桩距应根据设计要求的复合地基承载力、土性、施工工艺等确定，宜取3～5倍桩距。重要建、构筑物宜采用预制混凝土桩或灌注桩。—基础设计处理后经检测合格的地基，基础设计参照天然地基浅基础设计技术规定，或预制混凝土桩基础与混凝土灌注桩设计的技术规定。h）建筑物主体结构设计中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第104页共146页根据《砌体结构设计规范》《混凝土结构设计规范》《建筑抗震设计规范》合理选择结构形式，设置伸缩缝、沉降缝、抗震缝，必要时应采取加强措施。1）结构形式—管道建筑宜采用钢筋混凝土框架结构，围护墙体为填充砌块。—小型建筑可采用砌体结构，但砌块不应采用黏土烧结砖。—大跨度的维修操作间、库房等建筑可采用钢结构。2）各结构形式设计—砌体结构砖的强度等级宜不低于MU10，砂浆强度等级不低于M5；室内地面以下宜用水泥砂浆；室内地面以上宜用混合砂浆；梁、柱及楼屋面可采用现浇或预制钢筋混凝土形式。—钢筋混凝土框架结构框架结构均应采用全现浇型式；混凝土强度等级宜采用C30或C25，建筑周围宜设明沟或暗沟并保持排水通畅，减少地下水的渗透。钢筋混凝土框架结构制图表示方法宜采用国家标准的平面表示方法。—钢结构宜采用门式钢架轻型钢结构。i）建筑材料1）砌体结构建筑上部结构宜选用MU10页岩砖。2）框架结构混凝土标号宜选用C25或C30。钢筋宜采用（HPB235）级钢筋及（HRB335）级钢筋，E43XX用于焊接HPB235级钢筋，E50XX用于焊接HRB335级钢筋。3）钢结构建筑宜选用Q235-B材质，钢架采用高强螺栓连接，支撑等构件均采用普通螺栓。钢梯钢平台采用成品钢格板。4）基础混凝土应根据环境类别及混凝土耐久性确定，不宜小于C25。地下墙体宜采用不小于M7.5水泥砂浆砌筑强度等级不小于MU10的页岩砖。j）设计提交的成果文件1）说明书；2）建筑平立剖面图纸。k）提示如在寒冷地区应控制建筑体形系数；维护材料采用热性能高的墙体，且在外墙做外墙外保温；屋面设保温隔热层；合理设置窗户的大小，控制单体不同朝向的窗墙比，达中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第105页共146页到自然通风和自然照明采光的要求；所有外窗宜采用平开窗，玻璃采用中空玻璃，增加保温、密闭性能；选用保温性能好的外门。5.10.3给排水与消防a）给水系统1）水源—根据原油站场地理条件、市政依托情况、当地水文资料、水文地质资料等确定该站场采用的水源形式。水源优先采用顺序为：市政水源→地下水源→地表水源。—对无水站场采用就近拉水方式解决站内各项用水。2）水质—工程的用水水质应符合现行的生活饮用水卫生标准。—除市政管网直接供水的水源模式外，其它形式的水源水质应委托当地权威部门作出水质分析报告，以判断该水源应用可能性及应用范围。3）净水处理根据水源水质情况和现行各种用水水质标准，确定净水处理流程，对超出相应水质标准的来水进行达标处理。4）用水量—生活用水量应根据站场定员确定，生活用水定额宜采用200l/人•日。—生产、辅助生产用水量应根据站场生产、辅助生产设施需求（相关专业用水资料）确定。—消防用水补充水量，补水时间根据水源供水能力应不小于96小时。—其它用水量等。5）给水系统—给水系统形式应根据对水质不同需求确定；—生活、生产给水系统和消防系统的露空管线应采用金属管材，防腐与工艺系统一致；—埋地敷设的生活、生产、消防给水管线宜采用非金属管材；—依托市政给水管网的站场水系统应设进站计量设施。b）排水系统1）排水量及水质—生活污水量宜按照生活用水量的80％计；—含油污水应以主体专业委托资料确定；—其它生产污水应以相关专业委托资料确定。2）污水处理—污水处理流程应根据国家或工程当地的污水排放标准确定。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第106页共146页—超标的生活污水宜采用“一体化地埋式生活污水处理装置”；—超标含油污水宜采用模块化橇装含油污水处理装置，各系统宜设在线水质的监测设施。3）站场排水系统—排水系统应根据各排放点排放的污水水质状况确定。—各排水系统管材宜采用中空式缠绕波纹PE管或U－PVC管，冷熔连接，敷土深度不小于0.7m。污水排放方向应表达清楚。—有市政排水管网依托的排水系统，应有允许接入检查井的位置、下游管底标高等说明，并有当地有关部门的受水协议。c）建筑给排水针对与站场共建的大型多功能建筑设施，还应考虑以下内容：1）室内给排水水量;2）室内给水系统;3）给水系统的划分、给水方式、分区供水要求及采取的措施，水箱的容量、设置位置、材质，设备选型，保温、防结露和防腐蚀等措施。4）室内热水系统；5）饮用净水、开水系统；6）室内排水系统：排水系统选择，室外排放条件；7）有毒有害污水应单独进行局部处理，工艺流程根据污水特性确定；8）屋面雨水的排水系统选择及室外排放条件，采用的降雨强度和重现期；9）中水系统：大型公用建筑或较大的生活区宜设中水系统；10）建筑内各给排水系统的管线宜采用非金属管材；除设备间、管道层的管线露空敷设外，其它位置宜暗管敷设。d）消防系统1）罐区消防—油罐类型、容量；—消防系统选择；—冷却水量及泡沫液量计算；—消防流程；—消防设备；—消防管网以及相关消火栓、泡沫栓的布置、消防箱的数量和布置。—移动式灭火器材。2）建筑消防中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第107页共146页根据建筑物的耐火等级、火灾危险性、操作条件、物料性质、建筑物体积等综合考虑确定室内外消防设施：—室外消防管网、消火栓、消防水池以及消防箱的数量和布置；—室内消防系统。各系统（消火栓、自动喷水、水幕、雨淋喷水、水喷雾、泡沫、气体灭火、蒸汽灭火系统）的设计原则和依据，计算标准，系统组成，控制方式，消防水箱的容量、位置、水泵结合器、消防箱的布置以及主要设备选择等。3）消防站根据站场规模、性质、自身消防设施完备情况以及消防依托条件，确定消防站规模，配备人员、设备等。4）消防依托—附近消防站消防车、消防人员配置；—消防车到达时间；—协作意向书。5）消防主要工程量及设备、材料汇总表6）消防主要图纸—消防系统工艺流程图；—其它消防灭火系统工艺流程图及主要工艺设备平面布置图；—主要消防设备平面布置图；—厂区消防管道总平面布置图。5.10.4供热、通风与空调a）供热1）供热站设计容量—供热站设计热负荷供热站的设计总容量宜根据各用户热负荷或热负荷曲线，并计入管道热损失、供热站自用蒸汽量和热量以及可利用的余热等计算确定。—确定供热介质参数、供热方式供热站供热介质的种类和参数，应根据用户需要，并经技术经济比较确定。一般按下列原则考虑：专供采暖的供热站供热介质宜为热水。供回水温度宜采用95/70℃的热水。对既有采暖通风热负荷，又有蒸汽负荷的热用户，应根据经济技术比较确定供热介质。只有生产用汽和生活用热负荷的供热站，宜选用蒸汽锅炉。蒸汽参数根据具体要求确定。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第108页共146页对要求供热介质压力较低而温度较高的生产热用户热，宜选用热媒炉，热媒参数根据具体要求确定。供热站的设计压力应按供热用户中最高工作压力考虑。2）供热系统—供热设备选型供热设备选型应综合考虑下列要求：能满足用户所需要的热介质各类和运行参数（温度、压力）要求；能有效燃烧用户所提供的燃料，且有较高的热效率；锅炉在有效出力范围内调节能好，和选用台数后能适应用户全年热负荷的变化，并有利于安全经济管理。对环境的影响和污染较小。同一供热站宜选用的供热设备型号、容量和燃烧设备相同。若必须选用不同的供热设备时，其种类不应超过两种。—供热设备数量确定锅炉（热媒炉）台数的确定应考虑下列因素：合理选配锅炉、热媒炉台数和单炉容量，保证供热站在设计容量下和全年热负荷低谷期，供热机组均能在良好的工况和效率下运行，并保证当其中最大一台锅炉、热媒炉检修时，其余供热设备能满足连续生产用热所需的最低热负荷和采暖通风、生活用热所需要的最低热负荷。锅炉（热媒炉）台数不宜少于2台，但当选用一台能满足热负荷和检修需要时，也可只设1台。单台炉容量的确定应考虑下列因素；燃煤和燃油炉不宜长期在低于锅炉额定出力50%的负荷下运行。备用锅炉（热媒炉）的设置按下述原则确定：常年需要供热的供热站和减少供热量会造成重大损失和影响的供热站，应设置备用炉。专供冬季采暖的供热站或以采暖热负荷为主的供热站，可不设备用锅炉。在用户热负荷较低期间，一台锅炉（热媒炉）检修，其余锅炉（热媒炉）能满足用户热负荷需求时，可不设备用炉。—燃料供应及燃烧系统燃料选择供热站的燃料宜选用柴油和原油。在富煤区的站（库）的热媒炉、锅炉在技术经济合理的条件下均应采用煤或水媒浆作为燃料，以节约燃油。供热站贮油罐的总容量宜符合下列要求：中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第109页共146页汽车油槽车运输：5～10d锅炉房最大计算耗油量。油管输送：3～5d锅炉房最大计算耗油量。供热站燃油系统当供热站采用轻柴油为燃料时，来油可自流或经卸油泵(油槽车配带)卸至室外贮油罐,然后用输油泵将油输送至日用油箱，再通过管道接至燃烧器内的加压泵，加压泵出口的油一部分通过燃油喷嘴喷入炉膛燃烧，一部分返回日用油箱。当供热站燃用粘度较小的重柴油、原油时，用卸油泵将油卸至室外贮油罐,再用输油泵送入日用油箱。在油罐和油箱内设置蒸汽(或高温水)加热装置和电加热装置。日用油箱和贮油罐内的加热装置均应设置自动调节设施。对于采用高粘油为燃料的燃油系统,应设置轻油点火系统或燃气(管道燃气或液化石油气)点火系统。供热站燃气系统锅炉（热媒炉）使用的气体燃料主要是天然气，但也可使用油田伴生气，液化石油气等其他气体燃料，设计时应获得实际使用气源的详细技术数据。锅炉（热媒炉）使用的气体燃料性能和供气压力应力求稳定。供热站应设置专用的燃气调压设施和供气系统，以保证供热站的安全有效运行。—水处理方式供热站给水、锅水、补给水、循环水的水质应符合国家标准《工业锅炉水质》的规定。锅炉给水、补给水的软化和除氧处理：根据水源水质情况和现行《工业锅炉水质》标准，确定软化、除氧水处理流程，对超出相应水质标准的来水进行达标处理。—供热站锅炉给水系统蒸汽供热站的锅炉一般设置一根给水母管。对常年不间断供汽的供热站，应采用双母管。锅炉给水泵应选用同类型且扬程和流量特性曲线相同或相似的给水泵。给水泵台数的选择，应能适应供热站全年热负荷变化的要求，且不宜少于2台。给水泵应设置备用。—蒸汽、凝水系统有多路蒸气供应时宜设置分汽缸。供热站内运行参数相同的锅炉，蒸气管已采用单母管，对常年不间断供汽的锅炉房可采用分段双母管。蒸汽供热站应尽可能回收凝结水。凝结水系统设计一般应考虑下列原则：中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第110页共146页根据用户凝结水的回流方式（如压力回水、自流回水等），确定供热站内凝结水系统的工艺流程。根据用汽设备的性质和凝结水被污染程度，确定是否应设置加药处理或其他处理装置。凝结水泵不应少于2台，其中有1台备用。季节性运行的供热站，可设置一个凝结水箱，常年不间断运行的供热站应设两个凝结水箱或一个中间带隔板的可分别进行清洗的隔板水箱。—循环水和补给水系统有多个供热点的供热站宜设置分水缸（器）、集水缸（器）。运行参数（压力、温度）相同的热水锅炉和循环水泵可合用一个循环管路系统；运行参数不同的热水锅炉和循环水泵应分别设置循环水管路系统。循环水泵不应少于2台，当1台水泵停止运行时，其余运行水泵的总流量，应能满足最大循环水总流量的要求。并联运行的循环水泵，应选用型号相同、流量特性曲线平缓且相同的水泵。补水泵的台数不宜少于2台，其中1台备用。补给水泵的流量宜为正常水量和事故补给水量的4～5倍，正常补水量因初设没有系统水容量资料，根据有关调查资料可按循环水量的1%估算。热水系统的定压方式，应根据系统规模、供水温度和使用条件等具体情况确定。—供热站烟风系统鼓风机和引风机的选型锅炉用鼓风机和引风机宜单炉配置。应选用高效、节能和低噪声风机，常年运行都能处于高效率范围。风机的风量和风压应根据锅炉的额定出力条件下所需的风量、风压计算，并计适当的余量。对于海拔高于300m的地区应考虑大气压力降低对风机的影响。锅炉的鼓风机和引风机宜采用变频调速。烟道和风道供热站烟道和风道设计应符合下列要求:钢制冷风道可采用2～3mm厚钢板，钢制烟道和热风道可采用3～5mm厚钢板。机械通风时，鼓风机应单炉匹配，吸风口不得布置在聚集可燃气体和有爆炸危险的区域。燃油、燃气锅炉的烟道、烟囱应采用钢制或钢筋混凝土构筑。燃油、燃气锅炉的烟囱宜单炉配置。烟囱烟囱高度应满足以下要求：中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第111页共146页自然通风的锅炉烟囱的高度应满足锅炉的自然通风的要求。机械通风燃煤锅炉，烟囱的高度应满足当地的环保标准及现行的《锅炉大气污染物排放标准》。烟囱出口直径应考虑三种因素：低负荷时烟囱出口流速不能小于2.5～3m/s，以免冷空气倒灌。最高流速不能超过砖、砼、钢烟囱的极限流速。锅炉扩建时应有余地。—供热系统的自控水平供热站的自控水平，应根据炉型和容量大小及工艺要求，在保证安全运行，满足节能和便于维护管理的前提下进行设计。—设计技术经济指标设计技术经济指标一览表，表中应列出主要内容：供热能力（MW）或蒸汽吨位。供热站占地及建筑面积。消耗燃料、水、电、汽的数量及生产每吨蒸汽（或0.7MW热能）消耗指标、占地及建设面积、用人、投资的单位产量指标。—热力管网确定热媒种类及温度、压力参数。根据各单体热负荷，初选管径。根据各单体的总图位置，布置热力管网。管网敷设方式：供暖管网优先考虑直埋敷设；生产用蒸汽管网宜架空或管沟敷设。—防腐及保温防腐保温方案应尽可能与工艺管线、设备防腐保温方案一致。所有非镀锌铁件，均须除锈后刷防锈漆二度，非保温件外表面刷调和色漆二度。热水供回水管，膨胀水箱、储热(冷)水箱、热交换器等的有热损失的设备，材料和部件均需做绝热保温。非闭孔性保温材料外表面应设隔气层和保护层。设备和管道的保温应以《设备及管道保温设计导则》（GB/T8175-87）的计算方法确定保温层厚度。保温材料应采用不燃和难燃材料。b）采暖1）设计参数（如室内外设计温度及湿度等）应符合相关设计规范及主体专业的要求。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第112页共146页2）根据站场采暖热源的情况及采暖规模合理地确定采暖热源，一般应按照热水（蒸汽）－电－燃气的顺序作为采暖热源方式。3）采暖的系统形式及采暖设备选型因采暖热源的不同而异。应以安全、经济、美观作为采暖设计宗旨。—热水热源小系统宜采用单管水平串联，较大系统宜采用上供下回；散热器宜采用铸铁辐射型。对于较大厂房可考虑用暖风机作为辅助采暖设备。—蒸汽采暖宜采用上供下回单管顺序式，散热器宜采用铸铁或钢排管。对于较大厂房可考虑用暖风机作为辅助采暖设备。—电采暖对于无夏季室内空调要求的房间宜采用电暖器；否则应布置分体空调或热泵空调。在爆炸危险范围内的应采用防爆型。—燃气红外线辐射采暖对高大厂房的局部采暖可采用燃气红外线辐射采暖，但应采取相应的防火、防爆和换气通风等安全措施。4）采暖管道宜采用低压流体输送用焊接钢管。管道上阀门宜采用铜制球阀。5）防腐保温方案应尽可能与外网一致。保温管道应除锈后刷防锈漆二遍；非保温管道件应除锈后刷防锈漆二遍再刷调和瓷漆二遍。散热器防腐参照非保温管道。c）空调1）空调采用形式及系统以建筑规模为主，兼顾装修水平。经过对比，应优先考虑设置分体空调，对于建筑面积在1000平米以上的办公楼及调控中心等宜采用小型中央空调系统，对于寒冷地区以南的建筑物宜考虑空调制热采暖。2）西北地区应注意房间相对湿度的控制，特别是大型通信机房间宜单独设置恒温恒湿空调。d）通风1）首先应考虑自然通风，在自然通风不能满足的情况下宜采用机械通风。2）同时散发有害物质、气体和热量房间，应说明通风要求、通风换气次数，以及正常通风与事故通风操作的关系。3）装于有爆炸危险场所的通风设备应选用防爆型产品。4）对风沙地区机械送、排风系统的室外风口应考虑防沙措施，进风口宜设置过滤器；排风口宜设置自垂百叶。5）事故排风风机应在室内、外便于工作的地点设置开关。6）对高大厂房的通风应进行通风方案的对比后确定。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第113页共146页7）无动力源且有通风要求的独立阀室等建筑物，宜设置自然通风器。8）油品化验室宜采用自然通风和机械通风相结合的方式。5.11机械与维抢修5.11.1机械a）油罐1）油罐设计应首先遵守国家及行业的法规、标准和规定；2）油罐的设计应满足业主和相关专业的要求；3）油罐设计要安全可靠、技术先进、经济合理、使用维护方便；4）应积极采用经过实践验证的新技术、新材料、新结构、新工艺；5）油罐设计应具有节约能源、防止环境污染的措施；6）同一工程油罐的设计风格尽可能一致；7）计算油罐各部位厚度和主要尺寸；8）应绘制油罐简化总图（初步设计阶段）；9）确定油罐的内外防腐方案；10）确定油罐的保温方案（如果需要）；11）编制油罐主要材料表、设备表；12）编制相关技术规格书、数据单。注：本节不包括水罐，水罐可按照《钢制焊接常压容器》进行设计、制造、检验和验收。b）压力容器1）过滤器—对于要求较高的泵（及流量计）的过滤器，过滤面积应取5-10倍的吸入管截面积。—对于输送介质含杂质要求不高的大型离心泵，过滤器的过滤面积可按2-3倍吸入管的截面积计算。—滤网的孔眼根据有关专业要求确定。—过滤器试验压力应与管线试验压力一致。c）管道附件管道附件包括：法兰、锚固法兰、绝缘接头、绝缘法兰、清管器接收筒、清管器发送筒、快开盲板、管件（弯头、弯管、异径管、三通、管帽、凸缘等）。非标准法兰、锚固法兰、绝缘接头、绝缘法兰应进行计算。1）收发球筒—清管器收发筒直径比管道直径大2-4″为宜。—清管器收发筒长度应放入智能清管器为宜。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第114页共146页—清管器收发筒应配放空口，压力表接口、排污口等。—清管器收发筒当筒体直径≥800mm，开孔接管直径≥150mm时应加挡条，挡条中心距不宜＞80mm。2）清管三通—清管三通内径应与管道内径一致。—清管三通宜采用挡条结构。—挡条的中心距不宜大于80mm。—挡条应采用焊接连接，要密封可靠。d）加热炉1）加热炉的设计应遵守国家及行业的法规、规范、标准、规程和规定，确保设计安全可靠。2）应说明加热炉的结构特点3）应对燃烧器和吹灰器加以说明4）应对自动化水平和燃烧系统的安全措施加以说明5）应编制技术经济指标和数据表6）应绘制加热炉结构总图7）编制设备表和主要材料表e）其它非标设备其它非标设备包括：污油箱、污油罐、支吊架、各种常压设备5.11.2管道工程维修、抢修a）管道工程维修、抢修设计应满足管道安全平稳运行和业主的相关要求。b）管道工程的维修、抢修设计应符合《输油输气管道维抢修体系规划方案》的要求。c）管道工程的维修、抢修队的征地面积、建筑面积、岗位和定员、车辆配置、消防设施等设置标准。d）应符合中国石油天然气股份有限公司管道分公司规划计划处组织编写的《油、气管道站场设置标准》。e）管道工程的维修、抢修设计应尽可能依托社会资源，依托沿线城市工矿企业。f）管道维修、抢修队的位置原则上是设置在这条管道长度的中间适当位置（如只设一个管道维修、抢修队时）。g）管道维修、抢修队位置的设置应做二个以上方案，经过比选后，推荐一个最佳方案。h）管道维修、抢修队位置的确定，应满足输油管道在事故状态下，能够在较短的时间内到达事故现场的要求。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第115页共146页i）管道维修抢修队的位置，在满足输油管道安全运行的条件下，尽可能和所在公司设在一处。j）应说明管道长度、管道直径、管道材质、设计压力、沿线地形地貌、气候条件、交通道路、伴行道路、城市厂矿、工业状况等。k）维抢修中心、维抢修队车辆、设备基本配备及人员根据不同地区、不同管道进行配备。l）绘制维抢修中心、维抢修队、总平面图，维修间平面图。m）编制说明书、设备表、材料表。5.12分析化验5.12.1化验室设置原则a）成品油管道1）容积在10000m3以上，接卸铁路油槽车、油轮（驳）、管输的油库要设置油品化验室，油库容积低于10000m3的可根据需要设置化验室。2）当油品来自炼油厂或地区销售公司计量交接后时，首站可不设化验室。当油品来自铁路或轮船内陆运输时，首站宜设化验室。3）成品油管道宜在长期分输量较大的分输站和管道末站设置化验室。末站化验室应结合混油蒸馏处理系统的产品质量检验要求合并设置。4）其它中间分输站可不设化验室。5）化验室宜单独设置，安全间距应符合规范要求。b）原油管道1）当油品来自油田联合站或地区销售公司计量交接后时，首站可不设化验室。当油品来自铁路或轮船内陆运输时，首站宜设化验室。2）原油管道末站应设化验室。3）其它中间分输站可不设化验室。4）化验室宜单独设置，安全间距应符合规范要求。c）化验室职责1）负责油品入库、储存、出库的质量管理和检验，建立油品质量台账并归档。2）对分析化验设备进行保养，保证设备完好。5.12.2化验化验项目a）成品油管道成品油管道化验室宜进行常规项目的化验，包括：1）车用无铅汽油：馏程、密度、辛烷值、机械杂质及铜片腐蚀（低烯烃汽油应化验烯烃含量）、含水等。2）煤油：馏程、闭口闪点、色度。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第116页共146页3）轻柴油：色度、实际胶质、铜片腐蚀、馏程、闪点、冷滤点、机械杂质及水分。4）除上述化验项目外，可根据需要报主管公司批准后调整、选择化验项目。b）原油油管道原油可只做常规分析，但至少应包含以下项目：密度、粘度、胶质、沥青质、硫含量、盐含量、酸值、密度、水含量、机械杂质等。5.12.3化验设备和仪器a）化验设备1）化验设备和仪器的配置应根据化验项目确定，至少应包括：手持式辛烷值测定仪、石油产品馏程分析测定仪、氧化安定测定仪、密度测定仪、色度测定仪、多功能低温测定仪、闪点测定仪、胶质测定仪、水份测定仪、机械杂质测定仪、便携式燃油分析仪等。2）由于进口辛烷值检测仪和便携式燃油分析仪价格异常昂贵，为节省投资，建议按国产辛烷值检测仪配备。如果当地技术监督局、质检部门或其它企业有检测设备和检验资质，可以根据实际情况不配便携式燃油分析仪和辛烷值检测仪，但需要定期到上述部门进行油品分析化验。b）常规仪器常规分析仪器：常规分析仪器如天平、量筒、漏斗、烧杯、容量瓶、锥形瓶、滴定管等低值易耗品，根据需要配。5.12.4化验室的布置管道首末站化验室可按中转性轻油库化验室布置。使用面积参考表14。表14化验室面积参考表2房间面积m化验分析间50～60药品、样品间20贮藏间12氧气瓶间3办公室24总计110～120数据摘自《石油库工艺设计手册》（商业部设计院）。5.12.5化验员配置a）化验员业务条件1）具有中专或相当于中专以上文化程度。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第117页共146页2）熟悉产品质量管理的法律、法规和有关标准。3）能熟练掌握所从事化验项目的操作技能。b）化验员职责1）严格按照标准规定的试验方法进行化验。2）保证化验数据准确，对出具的化验数据负责。3）正确使用化验设备并维护保养，使设备保持完好状态。c）化验员配置每个化验室化验员不宜少于2人。5.12.6其它有关分析化验的其它事项可参考油炼销字〔2001〕41号《中国石油天然气股份有限公司炼油与销售分公司油品质量管理暂行规定》执行。5.13节能5.13.1能耗分析应针对管道系统运行的特点，对管道系统进行能耗分析和统计，包括介质在长输过程中增压站的功率；站场的水、电、气、汽的消耗；线路阀室的能耗；管道系统故障或维修造成的能耗；管道清管造成的能耗等。5.13.2能耗指标说明工程各系统的能耗（油、电、水、气、煤等）指标。5.13.3节能措施a）输油管道节能措施应包括的内容1）合理选择输油泵及其驱动方式；2）合理选用加热炉(高效节能)，按在高效区运行原则确定加热炉台数，提高加热炉节能的自控水平，保持最佳工况，优化运行；3）采用最佳输油温度(加热降阻的热力比选和动力能耗费用的综合比较)；4）采用清管工艺降低管道压力损失；5）通过采用其它的降凝、减阻的输油方式，积极采用常温输送工艺；6）通过加热输送管道是否需要保温的技术经济论证；7）为降低温降损失提出对原油储罐外壁保温措施的要求；8）为确保保温效果，设计中对防水、防腐材料的技术要求；9）合理地选择储罐类型及储罐附件以减少油气损失；10）设燃料气、电力、蒸汽及耗能工质的计量仪表，对用能设备进行监控；11）建筑节能措施；b）其它节能施设计文件中宜列出除上述措施外工程可采取的其它节能技术或措施。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第118页共146页5.14组织机构5.14.1组织机构设置原则a）输油管道的生产组织机构应根据管道规模大小设置公司、管理处、站场等三级或二级管理机构。机构设置和人员编制应按照《原油长输管道工程建设水平规范》编制。b）根据管道企业或社会依托情况设置管道维抢修队；c）通信站应与生产调度控制中心设在一起，由输油(气)公司统一管理；d）生产辅助系统及生活服务系统应尽量依托社会。e）组织机构的组成应包括的内容1）输油(气)公司总部2）输油(气)公司所辖单位3）绘制组织机构图5.14.2人员编制a）应按管道的自动化水平，配置直接生产人员和辅助生产人员的定员，可分别列表说明岗位、定员、文化程度等。b）特大型成输油管道行政和生产人员编制，各单位定员可根据站场功能的需求适当进行调整。5.14.3人员培训a）根据工程的特点，提出需要培训内容，人员要求，培训方式，地点，培训时间。b）应说明培训的目的、专业、人数及培训计划安排。5.14.4车辆配置根据工程的特点、管理机构的设置，提出相关车辆的配置清单。5.15设计专篇根据工程前期的安全预评价、职业病危害和环境评价报告提出的要求进行设计，对在系统方案和结构完成后，由第三方对系统方案进行初步HAZOP评价，根据评估报告修改、完善设计方案。同时，详细设计的承包商应在施工流程和操作原理，开展HAZOP分析，修订详细设计的报告和施工图，确保达到工程QHSE目标。5.15.1防火专篇a）工程概况b）工程范围c）工程的火灾危险性分析1）主要火灾爆炸危险物品、火灾分类；2）主要生产场所及装置的火灾危险性分析；3）火灾特点。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第119页共146页d）相关专业的消防措施1）输油工艺—站场设置及其规模；—油品性质、贮存量；—有发生火灾危险设备的安全设施及发生火灾事故的控制措施。2）总图布置—四邻企业的生产性质、火灾危险性类别、与工程地点的防火间距；—各区域的位置与最小频率风向的关系；—消防道路、入口数量；—储油罐及易爆、可燃物堆场的分组（区）、消防通道、防火间距、消防设施，防火堤、隔离墙分离设施；—建（构）筑物的幢数、层数、最大建筑面积、耐火性能、防火间距、消防设施、疏散场地。3）建筑与结构—各建（构）筑物的结构类型、耐火等级；—各建筑物的装修标准及主要建筑构造；—抗震设防烈度。4）仪表自动化—系统描述；—现场仪表检测和控制系统—主要包括：可燃气体检测与报警系统；火灾检测与报警系统；紧急停车系统；—电源；—防雷接地；—电缆敷设。5）供热、通风与空调6）电气—供电负荷等级、电源数量；—消防事故照明，备用电源；—爆炸危险场所的划分；—防雷、防静电—一般包括：防雷措施、防静电及接地和信息设备的防雷击电磁脉冲设施；—其它安全措施。7）通信—工业电视系统；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第120页共146页—应急通信、广播系统。e）消防设施1）建筑消防根据建筑物的耐火等级、火灾危险性、操作条件、物料性质、建筑物体积等综合考虑确定室内外消防设施：2）罐区消防根据罐区布置、油罐类型、容量等条件选择消防系统并确定消防流程；计算冷却水量及泡沫液量，确定主要设备参数；布置消防平面。3）移动式灭火器材根据规范要求及站场、建筑火灾等级布置移动式消防器材。4）消防站根据站场等级确定要求设置消防站的等级，并配置相应设施。f）消防依托1）附近消防站消防车、消防人员配置；2）消防车到达时间；3）协作意向书。g）主要工程量及设备、材料h）附图1）工艺流程图；2）厂区总平面图；3）消防系统工艺流程图；4）其它消防灭火系统工艺流程图及主要工艺设备平面布置图；5）厂区主要消防设备平面布置图；6）厂区消防管道总平面布置图。i）消防专项概算j）消防管理5.15.2安全专篇a）设计依据应包括的内容1）建设项目可行性研究报告(或方案设计)；2）建设项目设计委托合同书或受委托设计单位资质；3）建设项目安全预评价报告及其审批意见；4）国家、地方政府和行业主管部门的有关法律、法规、标准、规程和规范。b）工程概述应包括的内容1）依据建设项目安全预评价报告(需经专家评审通过)及其审批意见相关内容；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第121页共146页2）简述项目所在建设单位的基本情况；3）管道概况—工程项目的任务及范围；—工程项目的建设规模、性质及投资；—输送工艺的基本参数、工艺方案及工程主要项目组成。4）线路工程应：—说明线路走向及沿线自然环境概况包括地形地貌、气象、工程地质、断裂带构造、地震及水文地质条件等；—说明管道沿线经过区域的人口、经济自然保护区、文物保护区、码头、军事保护区、大型仓库等社会环境；—说明管道的周边环境包括矿区及大型企业等；—说明管道用管、管道敷设和管道穿跨越工程（含大型河流穿跨越、中小型河流穿跨越、冲沟穿跨越、水网地区穿越、公路穿越、铁路穿越、山区隧道、管道与其它建（构）筑物交叉工程、管道与非油田设施）等；—说明管道外防腐与内涂层、阴极保护和截断阀设置等；—说明水工保护。5）工艺站场应包括：—站场地理位置及环境状况；—站场的设置、站场工艺、站场工艺流程图、站场平面布置图；—防火、防爆安全距离。6）简述道路工程(包括伴行公路)的概况；7）简述供电、自控与通信工程概况；8）简述给排水、消防站、消防给水的工程概况和消防器材及其配置；9）说明工程的主要工程量其中应包括站场、管道敷设及穿跨越工程等；10）说明项目机构的设置、人员编制及岗位分配等；11）说明改扩建管道工程的安全、卫生、消防现状；12）说明改扩建管道工程的安全管理现状；13）说明施工队伍的基本要求(包括资质、业绩和能力等)。c）职业危险、危害因素的分析(定量)应包括的内容1）主要物料危险因素分析应包括：—主要物料(原油、成品油、天然气等)危险特性；—主要物料火灾、爆炸特性；—分析原油、成品油、易发挥、易燃、受热沸溢、易带静电等性质，硫化氢的腐蚀性等的危险因素；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第122页共146页2）应说明主要物料(原油、成品油、天然气组分毒性、硫化氢)有害特性及有害因素的分析；3）工艺过程及工程站场危险、有害因素分析应包括：—分析说明输送过程及其它工艺流程的危险有害因素；—分析说明首末站、加压站、加热站、减压站、计量站、清管站等危险及有害因素；—说明公用工程危险及有害因素的分析；—说明穿(跨)越工程危险及有害因素的分析；—说明工程危险场所危险程度的分级及主要危险场所。4）分析物体碰击、静电、机械伤害、电气伤害、高低温危害、交通等危险、有害因素；5）说明洪水、地震、飓风、地质灾害、雷击、静电、人为破坏等灾害和社会被危害的分析。d）初步设计中采取的主要防护技术措施应包括的内容1）总平面布置和建筑应包括：—说明总图运输、建筑与结构、主要工艺设备、装置、管道线路工程(包括管道经过灾害性工程地质段)、输油(气)站场、管道防腐、自控与通信系统、供电系统、给排水及消防系统及其它相关设施所采取的综合措施；—分类列出工程建设项目安全预评价报告中提出的安全对策措施采纳情况；—对工程仍然存在的安全隐患提出补充措施，包括事故预防措施和事故发生时的控制措施；2）事故应急预案框架：应根据具体情况，有针对性地提出应急技术措施，主要包括火灾爆炸事故；重大油气泄漏、跑冒事故；打孔盗油事故及自然灾害抢险。e）安全管理机构应包括的内容1）说明安全管理机构设置及人员配备情况；2）说明维修、保养及日常检测检验人员；3）说明安全教育设施及人员配置；4）说明应急机构的组成。f）专用投资概算应包括的内容1）主要生产环节安全专项防范设施费用；2）检测设备和设施费用；3）安全教育装备和设施费用；4）事故应急措施费用。g）主要结论和建议应包括的内容中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第123页共146页1）包括归纳设计所采取的主要安全措施，明确安全预评价报告中的安全措施是否得到了落实；说明设计是否满足国家法律法规要求。2）提出在安全设施设计上需要改进或增加的内容及进一步消除危险源的措施。h）附图应包括1）工艺原理流程图；2）主要站场的平面布置图；3）线路走向图。5.15.3环境保护专篇a）工程概况1）应包括工程建设地点、建设规模、自然条件、工艺工程、线路工程以及其它公用工程等。2）主要生产单元组织和工艺流程；3）主要原料、燃料的性质，来源及消耗量。b）建设项目所在地区的环境状况1）地理位置；2）沿线地形地貌，自然条件，土壤植被情况、水文、气象以及环境敏感点（居民区、文物古迹、风景区、饮用水源等）；3）生态、土壤、大气、水、噪声、特殊环境（旅游区等）、社会经济等。c）主要污染源和产生的主要污染物1）主要污染物与污染源，管道运营期间主要污染物与污染源；2）产生染源的部位（或设备）、污染物的种类、名称、数量、浓度及排放方式；3）工程排污引起污染的有关因素。4）环境保护设施的简要处理工艺流程图、标明主要参数。d）环境保护工程设施及其简要处理工艺流程、预期效果包括对环境保护工程设施工艺参数和工艺流程的描述以及采取相应环保措施后预计可以达到的环保效益。e）对建设项目引起的生态变化所采取的防范措施说明施工期间和运营期间的环保措施。f）绿化设计说明绿化面积及绿地系数。g）环境管理和环境监测机构说明施工期间和运营期间的环境管理及环境监测机构，并说明管理机构的任务、工作范围及定员。h）环境保护投资中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第124页共146页环境保护投资主要包括：沿线水土保持、站场绿化、污水处理设施、放空设施、消声降噪设施、环境检测等费用。i）存在问题及建议提出在本工程在环保方面未能解决的问题及合理的解决方法。j）表格及图纸1）表格开列环境保护的主要设备、材料。2）图纸—水工保护典型图纸；—生产工艺流程图；—环境保护设施处理工艺流程图。5.16项目实施计划EPC承包商应对工程项目编制实施计划，包括设计、采办、施工、培训、投产试运、移交时间点。项目实施计划分级至少应编制到单项工程，如线路工程、站场工程、阀室工程等。5.16.1经济a）投资估算及经济分析1）投资估算编制—投资估算编制要求投资估算编制应符合国家的有关法律法规，符合中国石油天然气集团公司和股份公司的有关规定。投资估算应按工程所在地当期价格水平编制，结合现场条件，完整地反映工程建设内容的全部投资。—投资估算编制方法线路工程、穿越工程、站场工程投资估算应采用工程量法进行详细估算，部分确实无法提供工程量的项目或单项工程，可采用相关系数法或规模指数法作为补充。采用相关系数法或规模指数法时，应注意拟建工程与已建工程在建设地点、建设时间以及配套性上的差异。—工程费用投资估算设备费的估算可采用编制年近期国家及股份公司有关部门发布的价格信息、中国机电产品市场价格资料、生产厂家报价等渠道的价格进行计算。在有多种价格来源时，应对这些价格的可信度进行充分的分析，选取最可靠、适度的价格水平。管材价格应采用当期生产厂家报价。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第125页共146页安装工程费估算主要根据“投资估算指标”、“概算指标”及“典型工程综合指标”等，采用“工程量法”和“指标法”进行计算。在估算时还应根据现行价格进行适当的换算与调整。建筑工程费估算应采用单位建筑工程投资估算法，即按工程项目所在地建构筑物工程造价水平以综合指标进行估算。—其它费用投资估算工程建设其它费用按中国石油天然气股份有限公司现行规定计算。—预备费按规定计算—建设期贷款利息按建设期每年投资及项目编制时的贷款利率计算—固定资产投资方向调节税按国家规定计算2）经济分析经济分析应按照国家发展与改革委员会颁布的《建设项目经济评价方法与参数》及中国石油天然气股份有限公司颁布的《中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价方法与参数》和《输油管道工程项目可行性研究报告编制规定》所要求的格式与内容，并结合工程实际，合理选择经济评价方法与参数，进行项目的财务评价，包括成本分析、效益分析、盈亏平衡分析、敏感性分析等内容，必要时需进行国民经济评价并得出经济分析结论。5.16.2概算a）概算编制1）概算编制要求应遵循国家及行业的法律、法规，按工程项目所在地和编制年的价格水平编制，完整地反映设计内容，结合施工现场条件，以合理工期预测设备、材料价格等及其影响工程造价的动态因素，准确地确定建设投资。2）概算编制方法长输管道工程初步设计概算应按照中国石油天然气股份有限公司《石油建设工程概（预）算编制办法》、《石油建设引进工程概算编制办法》及一系列相关的配套文件及规定编制。3）采用的定额—长输管道线路工程、大型穿、跨越工程，站场安装工程套用《石油建设安装工程概算指标》及配套的费用定额，不足部分可套用《石油建设安装工程预算定额》，概算中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第126页共146页指标计价材料费、机械费调整系数按中油股份公司工程造价管理中心规定执行；水工保护工程套用工程所在地的建筑、市政工程概（预）算定额及配套的费用定额；—通信线路工程套用邮电部通信建设工程预算定额及配套的费用定额；—伴行公路工程、隧道工程套用交通部公路工程概算定额及配套的费用定额、或市政工程定额及配套的费用定额；—建筑、总图和构筑物采用工程所在地的建筑安装工程概（预）算定额及配套的费用定额；—各项规费、税金、其它各项地方费用等应按照地方政府规定执行；—其它有关规定。4）概算编制包括的内容设计概算文件一般应由封面、签署页、目录、编制说明、总概算表、其它费用计算、单项工程综合概算表、单位工程概算表、引进设备一览表及其它附件组成。—编制说明应包括但不限于以下内容：工程概况：应简述长输管道项目的建设地点、线路长度、管径、钢管材质及类型、大型穿跨越的长度、站场及阀室的类型、数量、通信方式等。项目概算总投资及外汇数量；编制依据：应列出编制设计概算所依据的有关文件如：可行性研究报告及批复、设计合同、协议，审查意见等的名称、文号、发文单位名称；应列出设计概算编制中采用的定额、指标、价格、取费标准等依据，并标明发布的时间；说明专项费用的计算依据等；概算的价格水平：要说明管材的规格及单价，主要设备材料的价格的取定依据，价差调整方法；需列明引进设备材料价格计算的关税率、增值税率、财务费率、外贸手续费率等；需将所采用的各种单位工程取费计算详细列表，包括费用名称、取费基数、费率；投资分析：需将设计概算和批准的可行性研究报告估算投资额进行对比。概算超过可行性研究报告估算的，还应分析超出的原因；其它需要说明的问题。—工程费用线路工程：线路工程应分不同管径并分段分别编制综合概算；每一个综合概算应包括管段防腐、管段运输、管段组装焊接、穿跨越（中小型）、管道试压（干燥）、线路附属工程、无损检测、管材费、管沟土石方部分、防护工程、施工便道、阴极保护、以及该段线路内的阀室等。阀室概算参照站场工程分专业编制概算；中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第127页共146页大型穿跨越工程：大型穿跨越工程应按每一处分别编制综合概算；每一个综合概算应包括管段防腐、管段运输、管道安装、管道试压（干燥）、无损检测、管材费、施工便道、阴极保护、施工措施等；隧道工程：隧道工程应编制综合概算；按每一处分别编制单位工程概算；站场工程：站场工程应按每一座站分别编制综合概算；每一座站场按原（成品）油储罐、工艺、给排水、消防、电气、仪表、通信、阴保、热工、暖通、建筑、总图（构筑物）等分不同专业单位工程概算，同一专业的引进部分与国产部分概算应分别编制一个单位工程概算；调控中心、：调控中心应编制一个综合概算；通信线路工程：通信线路工程编制一个综合概算；伴行公路：应编制一个综合概算；供电工程：应各自分别编制一个综合概算；辅助工程：各辅助工程应分别编制综合概算，按照不同分别编制单位工程概算。—其它费用概算其它费用标准按照中国石油天然气股份有限公司《石油建设工程其它费用规定》、以及其它相关文件规定执行。其它费用概算应包括其它费用的名称、取费基数、费率、金额、计算公式。预备费及应列入概算的费用。建设期贷款利息。固定资产投资方向调节税按国家规定计算。b）概算文件出版初步设计概算应单独成册，并按照以下顺序形成设计概算文件。当概算文件分多册出版时，总概算与所有的综合概算表，以及本节所列附件形成第一册，其它册按照综合概算加单位工程概算成册，每册应有册目录，册装订厚度按有关档案管理规定。1）封面2）签署页3）目录4）说明书5）总概算表6）其它费用概算表7）线路工程综合概算按照管道工程起点到终点的顺序编排各段线路工程综合概算，每一线路综合概算后接排该综合概算中的单位工程概算。8）大型穿跨越工程综合概算中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第128页共146页按照管道工程起点到终点的顺序编排各个大型传跨越工程综合概算，每一大型穿跨越工程综合概算后接排该综合概算中的单位工程概算。9）隧道工程综合概算按照管道工程起点到终点的顺序编排各处隧道工程概算。10）站场工程综合概算按照管道工程起点到终点的顺序编排各个站场工程综合概算，每一站场工程综合概算后接排该综合概算中的单位工程概算。11）调控中心综合概算12）通信工程综合概算13）伴行公路综合概算14）供电工程综合概算15）辅助工程综合概算16）附件引进设备材料一览表、引进设备、材料从属费用计算表、非标设备统计表、概算与可研（上一版概算）分析表，外部评审意见，其它应列的附件。5.16.3提示a）估算应注意的问题1）应按《中国石油天然气股份公司石油建设工程项目可行性研究投资估算编制规定》中规定的深度向经济专业提交设计工程量及主要设备材料价格（询价），委托经济专业询价的应提交询价的设备材料参数。2）应对工程量（如土石方量、弯头数量等）结合类似工程进行初步核实。3）为保证线路工程投资估算的准确性，宜按下面对工程量进行统计整理；4）线路管沟土石方部分：土石方量、土石比、线路构筑物工程量、扫线工程量；5）线路安装部分线路部分应分不同的地形条件、不同的管径、壁厚，参见表15。表15线路工程量提交表弯头弯管焊口数作业带宽长度（km）（个/km）（个/Km）（个/km）（米）地貌管径×管径×……合计壁厚壁厚平原浅丘中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第129页共146页深丘低山小计材质6）对投资较大的成套设备和系统，应按照询价要求将成套设备和系统分解。b）经济分析应注意的问题1）应有工程建设期，管道逐年输量及相应的水电油气的年消耗量，设计定员，管输损耗，以及敏感性分析所需的不同输量下的电、油、气消耗量等数据。2）宜参与主要技术方案的讨论，作好相关专业多方案的技术经济比较，推荐技术经济合理的技术方案。c）概算应注意的问题1）应在专业统一技术规定明确如下问题：—确定编制依据；—计算石油安装工程费用表、土建工程费用表、工程涉及其它行业部门的安装工程费用表，引进设备从属费计算表等；—确定工程资金来源及贷款方式，工程建设期利息计算；—价差调整方法；—设备材料询价内容及要求。2）编制设计概算应详细了解工程可行性研究报告投资估算、投资结构及主要指标内涵。3）经济人员要参与设计方案的讨论，与设计人员密切配合，认真了解设计意图，完整、准确地反映设计内容，确保设计概算编制质量。4）应特别关注涉及环保、安全、消防、职业卫生等专篇的工程量及投资。5）应注意保证各技术专业工程量与概算采用工程量的一致性。6）跨省、自治区、直辖市的工程项目应区分省、区、按标段分别提供概算设计资料。7）设备材料询价应提供设备、材料的名称、型号、压力等级、安装连接方式、材质、单位、数量、重量、容积、价格、运输方式、到货地点等；进口设备应标明到货方式、结算付款方式等。8）设备如需单体调试，应注明。9）设计概算投资应控制在立项批准的估算投资控制的范围内。10）若设计概算投资超批准的可行性研究报告估算投资，应分析超出原因。11）设计概算值超过估算投资控制额的10%时，必须修改初步设计或重新立项审批。中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件标准分享网www.bzfxw.com免费下载\n文件编码：GJX/QHSE/ZY7.02.07输油管道工程设计导则发布版本：A修改码：0页码：第130页共146页12）初步设计概算一经批准，不得任意突破。6相关文件7记录和表单本办法编写部门：工程技术处编写人：李爽审核人：刘华印审批人：陈向新中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部作业文件