1 总 则

• 1.0.1 为在输油管道工程设计中贯彻国家的有关法律、法规

• 1.0.2 本规范适用于陆上新建、扩建和改建的输送原油、成

• 1.0.3 输油管道工程与上下游相关企业及设施的界面划分应

• 1.0.4 输油管道工程设计应在管道建设、运营经验和吸收国

• 1.0.5 输油管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家

2 术 语

• 2.0.1 输油管道工程 oil transportati

• 2.0.2 管道系统 oil pipeline syste

• 2.0.3 输油站 oil transportation

• 2.0.4 首站 initial station     

• 2.0.5 末站 terminal     输油管道的终点

• 2.0.6 中间站 intermediate statio

• 2.0.7 中间热泵站 intermediate heat

• 2.0.8 中间泵站 intermediate pumpi

• 2.0.9 中间加热站 intermediate heat

• 2.0.10 注入站 injection station

• 2.0.11 分输站 distributing stati

• 2.0.12 减压站 pressure-reducing

• 2.0.13 线路截断阀 pipeline block v

• 2.0.14 原油 crude oil     石油采出后

• 2.0.15 成品油 products     原油经加工

• 2.0.16 液化石油气 liquefied petrol

• 2.0.17 顺序输送 batch transportat

• 2.0.18 操作压力 operating pressur

• 2.0.19 操作温度 operating tempera

• 2.0.20 最高稳态操作压力 maximum stead

• 2.0.21 管道设计内压力 pipeline inter

• 2.0.22 水击压力 surge pressure   

• 2.0.23 静压力 hydrostatic pressu

• 2.0.24 弹性弯曲 elastic bending  

• 2.0.25 管件 pipe fittings     弯

• 2.0.26 管道附件 pipe accessories

• 2.0.27 冷弯管 cold bends     用模具

• 2.0.28 热煨弯管 hot bends     管子加

• 2.0.29 公称管壁厚度 pipe nominal wa

• 2.0.30 并行管道 parallel pipeline

3 输油工艺

• 3.1 一般规定

  • 3.1.1 输油管道工程设计计算输油量时，年工作天数应按3

  • 3.1.2 管道设计输量应根据设计委托书或设计合同规定的输

  • 3.1.3 输油管道宜采用密闭输送工艺。采用其他输送工艺时

  • 3.1.4 管输多种油品时宜采用顺序输送工艺。采用专管专用

  • 3.1.5 输送工艺方案应根据管道的设计内压力、管径、输送

  • 3.1.6 输送工艺设计计算应包括水力和热力计算，并进行稳

• 3.2 原油管道输送工艺

  • 3.2.1 原油一般物理性质测定项目应符合本规范附录B的规

  • 3.2.2 输送方式应根据输送原油的物理性质及其流变性，通

  • 3.2.3 加热输送的原油管道应符合下列规定：     1

  • 3.2.4 管道顺序输送多种原油时，应符合本规范第3.3节

  • 3.2.5 原油管道根据输送原油的物性及输送要求，可设反输

  • 3.2.6 管道内输送原油为牛顿流体时，其沿程摩阻损失应按

  • 3.2.7 输油平均温度应按下式计算：     式中：ta

  • 3.2.8 当管道内输送原油为幂律流体时，其沿程摩阻损失应

  • 3.2.9 加热输送的输油管道的沿线温降应按下列公式计算：

• 3.3 成品油管道输送工艺

  • 3.3.1 成品油管道输送工艺应根据成品油输量、品种及各品

  • 3.3.2 成品油管道最大输送流量应根据输送方式、年输送批

  • 3.3.3 成品油顺序输送管道的设计年循环批次数应经技术经

  • 3.3.4 在管道系统分析的基础上，可选择在管道系统适当的

  • 3.3.5 输送多品种成品油时，宜采用连续顺序输送方式；当

  • 3.3.6 当顺序输送多品种成品油管道采用旁接油罐输送工艺

  • 3.3.7 成品油顺序输送管道沿程摩阻损失应按本规范公式(

  • 3.3.8 油品批量输送的排列顺序，宜将油品性质相近的邻近

  • 3.3.9 成品油顺序输送管道的输油站间不应设置副管。

  • 3.3.10 站间线路起伏较大的成品油顺序输送管道，宜采取

  • 3.3.11 成品油顺序输送管道混油段长度可按下列公式计算

  • 3.3.12 成品油顺序输送管道应设混油下载及处理设施。

• 3.4 液化石油气(LPG)管道输送工艺

  • 3.4.1 液化石油气管道输送工艺应按液化石油气输量、组分

  • 3.4.2 液化石油气管道应进行水力计算和热力计算。

  • 3.4.3 液化石油气管道的沿程摩阻损失应按本规范公式(3

  • 3.4.4 液化石油气在管道中输送时，沿线任何一点的压力应

  • 3.4.5 液化石油气在管道内的平均流速，应经技术经济比较

4 线 路

• 4.1 线路选择

  • 4.1.1 管道线路的选择，应根据工程建设的目的和资源、市

  • 4.1.2 中间站场和大、中型穿跨越工程位置选择应符合线路

  • 4.1.3 管道不应通过饮用水水源一级保护区、飞机场、火车

  • 4.1.4 输油管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严

  • 4.1.5 管道线路与已建管道路由走向大致相同时，宜利用已

  • 4.1.6 埋地输油管道同地面建(构)筑物的最小间距应符合

  • 4.1.7 管道与架空输电线路平行敷设时，其距离应符合现行

  • 4.1.8 输油管道与已建管道并行敷设时，土方地区管道间距

  • 4.1.9 同期建设的输油管道，宜采用同沟方式敷设；同期建

  • 4.1.10 管道与通信光缆同沟敷设时，其最小净距(指两断

• 4.2 管道敷设

  • 4.2.1 输油管道应采用地下埋设方式。当受自然条件限制时

  • 4.2.2 当输油管道需改变平面走向或为适应地形变化改变纵

  • 4.2.3 埋地管道的埋设深度，应根据管道所经地段的农田耕

  • 4.2.4 管沟沟底宽度应根据管道外径、同沟管道数量、开挖

  • 4.2.5 管沟边坡坡度应根据试挖或土壤的内摩擦角、黏聚力

  • 4.2.6 管沟回填土作业应符合下列规定： 1 岩石、卵砾

  • 4.2.7 管沟回填后，应恢复原地貌，并保护耕植层，防止水

  • 4.2.8 当输油管道一侧邻近冲沟或陡坎时，应对冲沟的边坡

  • 4.2.9 当输油管道采取土堤埋设时，土堤设计应符合下列规

  • 4.2.10 地上敷设的输油管道应采取措施补偿管道轴向变形。

  • 4.2.11 当埋地输油管道同其他埋地管道或金属构筑物交叉

  • 4.2.12 输油管道通过人工或天然障碍物(水域、冲沟、铁

• 4.3 管道的外腐蚀控制和保温

  • 4.3.1 输油管道应采取防腐层与阴极保护联合腐蚀控制措施

  • 4.3.2 埋地管道外防腐层的性能、等级及外防护层的选用，

  • 4.3.3 地上管道防腐层的技术性能应能满足现场环境要求。

  • 4.3.4 采用强制电流保护方式时，应避免或抑制对邻近金属

  • 4.3.5 采用牺牲阳极方式保护时，应考虑地质条件的限定影

  • 4.3.6 在交、直流干扰源影响区域内的管道，应按照国家现

  • 4.3.7 相临并行的任一管道受到干扰影响时，不宜采取联合

  • 4.3.8 埋地输油管道的保温层应符合现行国家标准《埋地钢

  • 4.3.9 保温层应采用导热系数小的闭孔材料，保温材料应具

  • 4.3.10 保温层外部宜有保护层，保护层材料应具有足够的

• 4.4 线路截断阀

  • 4.4.1 输油管道沿线应设置线路截断阀。

  • 4.4.2 原油、成品油管道线路截断阀的间距不宜超过32k

  • 4.4.3 输送液化石油气管道线路截断阀的最大间距应符合表

  • 4.4.4 埋地输油管道沿线在河流大型穿跨越及饮用水水源保

  • 4.4.5 截断阀应设置在交通便利、地形开阔、地势较高、检

  • 4.4.6 线路截断阀应能通过清管器和管道内检测仪。

• 4.5 管道的锚固

  • 4.5.1 当管道的设计温度同安装温度存在温差时，在管道出

  • 4.5.2 当管道翻越高差较大的长陡坡时，应校核管道的稳定

  • 4.5.3 当管道采取锚固墩(件)锚固时，管道同锚固墩(件

• 4.6 管道标志

  • 4.6.1 管道沿线应设置里程桩、标志桩、转角桩、阴极保护

  • 4.6.2 里程桩应沿管道从起点至终点，每隔1km至少设置

  • 4.6.3 在管道平面改变方向时应设置水平转角桩。转角桩宜

  • 4.6.4 管道穿跨越人工或天然障碍物时，应在穿跨越处两侧

  • 4.6.5 当管道采用地上敷设时，应在行人较多和易遭车辆碰

  • 4.6.6 埋地管道通过人口密集区、有工程建设活动可能和易

• 4.7 管道水工保护

  • 4.7.1 管道通过以下地段时应设置水工保护设施：    

  • 4.7.2 管道的水工保护设计应依据当地气候、水文、地形、

  • 4.7.3 河流、沟渠穿越地段的水工保护设计应符合现行国家

  • 4.7.4 顺坡敷设地段水工保护设计应符合下列规定：   

  • 4.7.5 横坡敷设地段管沟和作业带切坡面应保持稳定，水工

  • 4.7.6 管道通过田坎、地坎段时，可采取浆砌石堡坎、干砌

  • 4.7.7 管道通过不稳定边坡或危岩地段时，应根据不稳定边

5 管道、管道附件和支承件设计

• 5.1 载荷和作用力

  • 5.1.1 输油管道、管道附件和支承件，应根据管道敷设形式

  • 5.1.2 输油管道设计压力应符合下列规定：     1

  • 5.1.3 输油管道的设计温度，当加热输送时应为被输送流体

  • 5.1.4 管道水击和其他因素造成的瞬间最大压力值，在管道

• 5.2 许用应力

  • 5.2.1 输油管道直管段的许用应力应符合下列规定：   

  • 5.2.2 管道结构支承件和约束件所用钢材的许用拉应力和压

  • 5.2.3 管道及管件强度验算的应力限用值应符合下列规定：

  • 5.2.4 管道及管件由于永久载荷、可变载荷所产生的轴向应

• 5.3 材 料

  • 5.3.1 输油管道所采用的钢管、管道附件的材质选择应根据

  • 5.3.2 输油管道线路用钢管应采用管线钢，钢管应符合现行

  • 5.3.3 管道附件和其他钢管材料应采用镇静钢。

  • 5.3.4 当钢管储存、运输、施工的环境温度或运行温度低于

  • 5.3.5 液化石油气管道及管道附件，应考虑低温下的脆性断

  • 5.3.6 钢制锻造法兰及其他锻件，应符合国家现行标准《承

• 5.4 输油管道管壁厚度计算及管道附件的结构设计

  • 5.4.1 输油管道直管段的钢管管壁厚度应按下式计算：  

  • 5.4.2 弯管的壁厚应按下列公式计算：     式中：δ

  • 5.4.3 弯管的母管壁厚应按下式计算：     式中：δ

  • 5.4.4 输油站间的管道可按设计内压力分段设计管道的管壁

  • 5.4.5 钢制管件应符合下列规定：     1 冷弯管、

  • 5.4.6 当管道及管件的壁厚极限偏差符合现行国家标准的规

  • 5.4.7 管道附件设计应符合下列规定：     1 管道

  • 5.4.8 钢制异径接头的设计应符合现行国家标准《压力容器

  • 5.4.9 钢制平封头或凸封头的设计应符合现行国家标准《压

  • 5.4.10 绝缘接头、绝缘法兰的设计应符合现行行业标准《

  • 5.4.11 管道和管道附件的开孔补强应符合下列规定：  

  • 5.4.12 当输油管道采用弯头或弯管时，其所能承受的温度

  • 5.4.13 冷弯管的任何部位不得出现明显褶皱、裂纹及其他

  • 5.4.14 地面管道的管架、支承件和锚固件的设计应符合下

• 5.5 管道的强度校核

  • 5.5.1 输油管道应计算由设计内压力、外部载荷和温度变化

  • 5.5.2 穿越管段的强度验算应符合现行国家标准《油气输送

  • 5.5.3 埋地输油管道的直管段和轴向变形受限制的地上管段

  • 5.5.4 埋地管道的弹性敷设管段和轴向受约束的地上架空管

  • 5.5.5 对于受约束管道应按最大剪应力破坏理论计算当量应

  • 5.5.6 对于轴向不受约束的架空敷设管段、埋地管道出土端

  • 5.5.7 计算地面管道的热应力时，管道的全补偿值应包括热

• 5.6 管道的刚度和稳定

  • 5.6.1 管道的刚度应满足钢管运输、管道施工和运行时的要

  • 5.6.2 穿越公路的无套管管段、穿越用的套管，以及埋深较

  • 5.6.3 加热输送的埋地管道应验算其轴向稳定性，并应符合

  • 5.6.4 地上管道的轴向稳定应符合现行国家标准《油气输送

6 输 油 站

• 6.1 站场选址和总平面布置

  • 6.1.1 站场选址应符合下列规定：     1 站场选址

  • 6.1.2 各类站场的总平面布置应符合下列规定：     

• 6.2 站场工艺流程

  • 6.2.1 输油首站工艺流程宜具有收油、储存、增压正输(加

  • 6.2.2 中间(热)泵站工艺流程应符合下列规定：    

  • 6.2.3 清管站工艺流程应具有接收和发送清管器的功能。

  • 6.2.4 减压站工艺流程应具有减压、接收和发送清管器的功

  • 6.2.5 分输站工艺流程宜具有油品分输、调节及计量功能。

  • 6.2.6 注入站工艺流程宜具有收油、调节、计量、注入的功

  • 6.2.7 末站工艺流程宜具有收油、储存或不进罐直接计量后

  • 6.2.8 采用反输工艺的输油管道各站场还应具有反输功能。

  • 6.2.9 设有压力泄放系统的各类站场，应具有油品泄压进罐

• 6.3 原油管道站场工艺及设备

  • 6.3.1 原油储罐宜选用浮顶油罐。

  • 6.3.2 输油站储罐设置应满足管道安全运行的需求，储罐设

  • 6.3.3 站场泄压罐设置及容量应根据瞬态水力分析确定，泄

  • 6.3.4 输油站油品储备天数宜符合下列规定：     1

  • 6.3.5 油罐的加热和保温方式应根据储存原油的物理性质和

  • 6.3.6 铁路装卸设施应符合现行行业标准《石油化工液体物

  • 6.3.7 码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总体设计规

  • 6.3.8 输油泵的选择应符合下列规定：     1 输油

  • 6.3.9 输油主泵驱动装置的选择应符合下列规定：    

  • 6.3.10 加热设备的选择应符合下列规定：     1

  • 6.3.11 减压站内减压系统的设置应符合下列规定：   

  • 6.3.12 清管设施的设置应符合下列规定：     1

  • 6.3.13 输油管道用阀门的选择应符合下列规定：    

  • 6.3.14 油品交接计量的设置应符合下列规定：     

• 6.4 成品油管道站场工艺及设备

  • 6.4.1 储存汽油、石脑油、煤油、溶剂油、航空煤油、喷气

  • 6.4.2 顺序输送管道首站、注入站的储罐容量应满足批次输

  • 6.4.3 成品油管道的首站、注入站和末站宜与沿线炼厂或油

  • 6.4.4 顺序输送成品油管道站场泄压罐设置及容量应根据瞬

  • 6.4.5 有混油切割的站场应在进站管道上设置混油界面检测

  • 6.4.6 需下载混油的站场宜设置混油罐，顺序输送成品油管

  • 6.4.7 成品油管道铁路装卸设施应符合现行行业标准《石油

  • 6.4.8 成品油管道码头装卸设施应符合现行行业标准《海港

  • 6.4.9 汽油、石脑油等轻质油品装车总量大于20万吨／年

  • 6.4.10 输油泵流量选择宜兼顾管道近、远期输量变化要求

  • 6.4.11 输油泵驱动装置应按本规范第6.3.9条的规定

  • 6.4.12 减压站的设置应符合本规范第6.3.11条的规

  • 6.4.13 清管设施设置应符合本规范第6.3.12条的规

  • 6.4.14 成品油管道阀门的选择应符合下列规定：    

  • 6.4.15 油品交接计量应符合本规范第6.3.14条的规

• 6.5 液化石油气管道站场工艺及设备

  • 6.5.1 液化石油气储罐设计应符合下列规定：     1

  • 6.5.2 首站、注入站、分输站、末站液化石油气的储备天数

  • 6.5.3 储罐的冷却与绝热方式应根据所储液化石油气组分和

  • 6.5.4 液化石油气铁路装卸设施应符合现行行业标准《石油

  • 6.5.5 码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总体设计规

  • 6.5.6 泵送设备除应按本规范第6.3.8条选用外，还应

  • 6.5.7 主泵驱动装置的选择除应符合本规范第6.3.9条

  • 6.5.8 压缩机组及附件的设置应符合下列规定：     

  • 6.5.9 减压站的设置应符合本规范第6.3.11条的规定。

  • 6.5.10 清管设施的设置应符合本规范第6.3.12条的

  • 6.5.11 液化石油气管道用阀门应符合下列规定：    

  • 6.5.12 液化石油气的交接计量应符合本规范第6.3.1

• 6.6 站内管道及设备的防腐与保温

  • 6.6.1 站内地面钢质管道和金属设施应采用防腐层进行腐蚀

  • 6.6.2 站内地下钢质管道的防腐层应为加强级或特加强级，

  • 6.6.3 地面储罐的防腐设计应符合现行国家标准《钢质石油

  • 6.6.4 保温管道的钢管外壁及钢制设备外壁均应进行防腐，

• 6.7 站场供配电

  • 6.7.1 输油站的电力负荷分级应根据输油管道工艺系统的运

  • 6.7.2 一级负荷输油站场应有双重电源供电；当条件受限制

  • 6.7.3 二级负荷输油站场宜有两回线路供电，两回线路可同

  • 6.7.4 输油站场中站控制系统、通信系统、紧急截断阀应采

  • 6.7.5 在无电或缺电地区，站内低压负荷可采用燃油发电机

  • 6.7.6 在无电或电源不可靠地区，输油管道线路监控阀室、

  • 6.7.7 变(配)电所的供电电压应符合下列规定：    

  • 6.7.8 变(配)电所的主接线和变压器选择应符合下列规定

  • 6.7.9 变(配)电所的无功补偿应符合下列规定：    

  • 6.7.10 6kV～110kV变电所应采用变电站综合自动

  • 6.7.11 变电所的电力调度通信应符合下列规定：    

  • 6.7.12 输油管道输油站场和阀室危险区域的划分应符合现

  • 6.7.13 输油站场和阀室的防雷、防雷击电磁脉冲、防静电

  • 6.7.14 输油站场的接地设计应符合下列规定：     

  • 6.7.15 输油站场内用电设备负荷等级的划分应符合表6.

• 6.8 站场供、排水及消防

  • 6.8.1 站场水源的选择应符合下列规定：     1 水

  • 6.8.2 站场及油码头的污水排放应符合下列规定：    

  • 6.8.3 站场及油码头的消防设计应符合下列规定：    

• 6.9 供热、通风及空气调节

  • 6.9.1 输油站的采暖宜优先利用城镇或临近单位的热源。当

  • 6.9.2 输油站内各建筑物的采暖通风和空气调节设计应符合

  • 6.9.3 输油站各类房间的冬季采暖室内计算温度，应符合表

  • 6.9.4 化验室的通风宜采用局部排风；当采用全面换气时，

  • 6.9.5 驱动输油泵的电动机，其通风方式应按电动机安装使

  • 6.9.6 输油泵房、计量间、阀组间等放散可燃气体的工作场

  • 6.9.7 积聚容重大于空气、并具有爆炸危险气体的建(构)

  • 6.9.8 采用热风采暖、空气调节和机械通风装置的场所，其

  • 6.9.9 采用全面排风消除余热、余湿或其他有害物质时，应

  • 6.9.10 输油站内控制室、机柜间、化验室、变频间可设置

  • 6.9.11 当设置较大型集中式空调系统时，应考虑选用风冷

  • 6.9.12 输油站内的锅炉房及热力管网设计，应符合现行国

  • 6.9.13 通信机房的采暖通风及空气调节设计，应符合现行

  • 6.9.14 建筑物的采暖通风与空气调节设计的节能措施应符

• 6.10 仪表及控制系统

  • 6.10.1 工艺设备、动力设备及其他辅助设备应满足自动控

  • 6.10.2 输油工艺过程平稳运行及确保安全生产的重要参数

  • 6.10.3 仪表选型应符合下列规定：     1 应选用

  • 6.10.4 爆炸危险区域内安装的电动仪表、设备，其防爆结

  • 6.10.5 输油站内宜设站控制室。

  • 6.10.6 进出站控制回路设计应符合下列规定：     

  • 6.10.7 站控制系统的监控内容应符合下列规定：    

  • 6.10.8 仪表及站控制系统的供电设计除应符合本规范第6

  • 6.10.9 仪表系统的接地宜采用共用接地装置，接地连接电

  • 6.10.10 电缆选型及敷设应符合下列规定：     1

7 管道监控系统

• 7.1 一般规定

  • 7.1.1 管道系统的控制水平与控制方式应满足输油工艺过程

  • 7.1.2 输油管道应设置监视、控制和调度管理系统，宜采用

  • 7.1.3 输油管道的监控与数据采集(SCADA)系统应包

  • 7.1.4 输油管道的控制方式宜采用控制中心控制、站控制系

• 7.2 控制中心及计算机系统

  • 7.2.1 控制中心宜具有下列功能：     1 监视各站

  • 7.2.2 顺序输送多种油品时，控制中心配置的软件可具备状

  • 7.2.3 控制中心控制室的设计应满足运行操作条件的要求，

  • 7.2.4 计算机系统应采用双机热备配置，系统应具备故障自

  • 7.2.5 当设置备用控制中心时，主、备控制中心之间应具备

• 7.3 站控制系统

  • 7.3.1 站控制系统宜具有下列功能：     1 接受和

  • 7.3.2 站控制系统配置宜符合下列要求：     1 站

  • 7.3.3 信号类型及模拟量输入、输出精确度应符合下列规定

  • 7.3.4 安全仪表系统设计应符合下列规定：     1

  • 7.3.5 消防控制系统设计应符合下列规定：     1

  • 7.3.6 站控制系统的电涌防护应符合本规范第6.7.13

8 通 信

• 8.0.1 输油管道通信传输方式，可根据通信网现状、通信网

• 8.0.2 输油管道通信传输方式选用光纤通信时，其光缆宜与

• 8.0.3 根据生产需求，通信站点的位置宜设在管道各级生产

• 8.0.4 输油管道管理部门宜设具有自交换功能的电话交换设

• 8.0.5 管道通信业务可根据输油工艺、站控制系统与SCA

• 8.0.6 输油管道应设调度电话系统。调度电话系统可与行政

• 8.0.7 输油管道管理部门和输油站宜引入当地公网电话。

• 8.0.8 输油站消防值班室应设火警电话，火警电话宜为公网

• 8.0.9 输油站变电所应设置可与上级电力部门联系的电力调

• 8.0.10 管道巡线、维修和事故抢修部门宜设无线通信设施。

• 8.0.11 SCADA数据传输信道应符合下列规定：   

• 8.0.12 输油站与调控中心之间的数据通信宜设置备用通信

• 8.0.13 通信机房可与自动化、阴极保护设备共用机房，机

9 管道的焊接、焊接检验与试压

• 9.1 焊接与检验

  • 9.1.1 设计文件应标明输油管道及管道附件母材及焊接材料

  • 9.1.2 施工单位在开工前，应根据设计文件提出的钢管和管

  • 9.1.3 焊接材料应根据被焊件的工作条件、机械性能、化学

  • 9.1.4 焊接材料应符合现行国家标准《非合金钢及细晶粒钢

  • 9.1.5 焊接接头设计应符合下列规定：     1 对接

  • 9.1.6 焊件的预热应根据材料性能、焊件厚度、焊接条件、

  • 9.1.7 焊缝残余应力的消除应根据结构尺寸、用途、工作条

  • 9.1.8 焊接质量的检验应符合下列规定：     1 所

  • 9.1.9 管道采用全自动焊时，宜采用全自动超声波检测仪对

  • 9.1.10 液化石油气管道的焊接与检验应符合现行国家标准

• 9.2 试 压

  • 9.2.1 输油管道必须进行强度试压和严密性试压。

  • 9.2.2 线路段管道在试压前应设临时清管设施进行清管，不

  • 9.2.3 穿跨越管段试压应符合现行国家标准《油气输送管道

  • 9.2.4 壁厚不同的管段宜分别试压；在不同壁厚相连的管段

  • 9.2.5 用于更换现有管道或改线的管段，在同原有管道连接

  • 9.2.6 输油站内的工艺设备和管线应单独进行试压，不同压

  • 9.2.7 试压介质应采用无腐蚀性的清洁水。

  • 9.2.8 原油、成品油管道和输油站强度试压和严密性试压应

  • 9.2.9 分段试压合格的管段相互连接的碰死口焊缝，应按本

  • 9.2.10 液化石油气管道的试压应符合现行国家标准《输气

附录A 输油管道工程与上下游相关企业及设施的界面划分

• A.0.1 输油管道工程与上下游相关企业及设施的界面划分如

附录B 原油一般物理性质测定项目

• B.0.1 原油一般物理性质测定项目如下表所示。 表B.0

附录C 原油流变性测定项目

• C.0.1 原油流变性测定项目如下表所示。 表C.0.1

附录D 水力摩阻系数Λ计算

• D.0.1 水力摩阻系数λ应按表D.0.1中的雷诺数Re划

• D.0.2 输油平均温度下管内输送牛顿流体时的雷诺数Re应

附录E 幂律流体管段沿程摩阻计算

• E.0.1 幂律流体的雷诺数应按下式计算：     式中：

• E.0.2 当幂律流体的雷诺数ReMR≤2000时，幂律流

• E.0.3 当幂律流体的雷诺数Re MR＞2000时，幂律

附录F 液化石油气(LPG)管道强度设计系数

• F.0.1 液化石油气(LPG)管道通过地区等级划分及强度

• F.0.2 液化石油气(LPG)穿越铁路、公路和人群聚集场

附录G 两个壁厚不等管端的对焊接头

• G.1

  • G.1.1 当对焊的两个管端壁厚不等和(或)材料的最低屈服

  • G.1.2 当相接钢管的最低屈服强度不等时，设计用最大壁厚

  • G.1.3 两个壁厚不等的管端之间的过渡，可采用锥面或本规

  • G.1.4 斜表面的焊缝边缘应避免出现尖锐的切口或刻槽。

  • G.1.5 连接两个壁厚不等而最低屈服强度相等的钢管，均应

  • G.1.6 对焊后热处理的要求，应采用有效焊缝高度δ2值确

• G.2

  • G.2.1 当两根相接钢管的公称壁厚相差不大于2.5mm时

  • G.2.2 当内壁偏差大于2.5mm且不能进入管内施焊时，

  • G.2.3 对于环向应力大于最低屈服强度20％以上的钢管，

  • G.2.4 当内壁偏差大于较薄钢管壁厚的1／2，且能进入管

• G.3

  • G.3.1 当外壁偏差不超过较薄钢管壁厚的1／2时，可采用

  • G.3.2 当外壁偏差超过较薄钢管壁厚的1／2时，应将该超

• G.4

  • G.4.1 当内外径均有偏差时，应采用本规范图G.1.1(

附录H 挠性系数和应力增强系数

• H.0.1 构件平面内、平面外的挠性系数和应力增强系数可按

• H.0.2 当补强圈的厚度M大于1.5δ时，特征系数h应按

• H.0.3 对于大口径薄壁弯头和弯管，挠性系数k和应力增强

附录J 钢管径向变形计算

• J.0.1 钢管在外载荷作用下的径向变形，可按下列公式计算

• J.0.2 埋设在管沟内的管道单位长度上的竖向土荷载应按下

• J.0.3 埋设在土堤内的管道单位管长的竖向土荷载应为管顶

• J.0.4 隧道内管道覆土埋设并在上方通车时，管道应进行径

附录K 埋地输油管道开始失稳时的临界轴向力和弯曲半径计算

• K.1 临界轴向力

  • K.1.1 埋地直管段开始失稳时的临界轴向力可按下列公式计

  • K.1.2 埋地向上凸起的弯曲管段开始失稳时的临界轴向力可

  • K.1.3 铺设在土堤内的水平弯曲管段开始失稳时的临界轴向

• K.2 管道弯曲轴线的计算弯曲半径

  • K.2.1 当埋地输油管道按弹性弯曲铺设时，弹性弯曲的弯曲

  • K.2.2 当管道曲线的弦长小于失稳波长，且满足公式(K.

  • K.2.3 当设计管段由两个冷弯管组成，且弯管之间的直线管

  • K.2.4 当设计管段内为一弯曲半径不大于钢管外直径5倍的