GB50253-2003输油管道工程设计规范Word下载.doc

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输油管道的起点站。

2.0.5末站terminal

输油管道的终点站。

2.4.6中间站intermediatestation

在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。

2.0.7中间热泵站intermediateheatingandpumpingstation

在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。

2.0.8中间泵站intermediatepumpingstation

在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。

2.0.9中间加热站intermediateheatingstation

在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。

2.0.10输人站inputstation

向管道输入油品的站。

2.0.11分输站off-takestation

在输油管道沿线，为分输油品至用户而设置的站。

2.0.12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口压力而设置减压装置的站。

2.0.13弹性弯曲elasticbending

管道在外力或自重作用下产生的弹性限度范围内的弯曲变形。

2.0.14顺序输送hatchtransportation

多种油品用同一管道依次输送的方式。

2.0.15翻越点turnatrerpoint

输油管道线路上可能导致后面管段内不满流（slackflow）的某高点。

2.0.16一站控制系统，rationcontrolsystem

对全站工艺设备及辅助设施实行自动控制的系统。

2.0.17管件pipefittings

弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。

2.0.18管道附件pipeaccessories

管件、法兰、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒等管道专用部件的统称。

2.0.19最大许用操作压力maximumallowableoperatingpressure（MADP）

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。

2.0.20U管道设计内压力pipelineinternaldesignpressure

在相应的设计温度下，管道或管段的设计内压力不应小于管道在操作过程中管内流体可能产生的最大内压力。

2.0.21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损失及维修方便在管道沿线安装的阀门。

2.0.22冷弯管coldbends

用模具（或夹具）不加热将管子弯制成需要角度的弯管。

2.0.23热垠弯管hotbends

管子加热后，在夹具上弯曲成需要角度的弯管，其曲率半径一般不小于5倍管子外直径。

2.0.24成品油products

原油经加工生产的商品油。

在石油储运范畴内，多指C5及C5以上轻质油至重质油的油品。

2.0.25公称管壁厚度pipenominalwallthickness

钢管标准中所列出的管壁厚度。

2.0.26钢管的结构外径structuraloutsidediameterofsteelpipe

钢管外防腐层、隔热层、保护层组合后形成的外径。

2.0.27副管loopedpipeline

为增加管道输量，在输油站间的瓶颈段敷设与原有线路相平行的管段。

3输油管道系统输送工艺

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354d计算。

3.1.2应按设计委托书或设计合同规定的输量（年输量、月输量、日输量）作为设计输量。

设计最小输量应符合经济及安全输送条件。

3.1.3输油管道设计宜采用密闭输送工艺。

若采用其他输送工艺，应进行技术经济论证，并说明其可行性。

3.1.4管输多种油品，宜采用顺序输送工艺。

若采用专管专用输送工艺，应进行技术经济论证。

3.1.5输油管道系统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。

3.1.6管输原油质量应符合国家现行标准《出矿原油技术条件》（SY7513的规定；

管输液态液化石油气的质量应符合现行国家标准《油气田液化石油气》（GB9052.1）或《液化石油气》（GB11174）的规定；

管输其他成品油质量应符合国家现行产品标准。

3.1.7输油管道系统输送工艺总流程图应标注首站、中间站、末站的输油量，进出站压力及油温等主要工艺参数。

并注明线路截断阀、大型穿跨越、各站间距及里程、高程（注明是否有翻越点）。

3.1.8输油管道系统输送工艺设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输油管道在密闭输送中瞬变流动过程的控制方法。

3.2原油管道系统输送工艺

3.2.1应根据被输送原油的物理化学性质及其流变性，通过优化比选，选择最佳输送方式。

原油一般物理化学性质测定项目，应符合本规范附录A的规定；

原油流变性测定项目，应符合本规范附录B的规定。

3.2.2加热输送的埋地原油管道，应优选加热温度；

管道是否需保温，应进行管道保温与不保温的技术经济比较，确定合理方案。

3.2.3管道内输送牛顿流体时，沿程摩阻损失应按下式计算:

（3.2.3-1）

（3.2.3-2）

式中h—管道内沿程水力摩阻损失（m）；

λ—水力摩阻系数，应按本规范附录C计算；

L—管道计算长度（m）；

D—输油管道的内直径（m）,

V—流体在管道内的平均流速（m/s）；

g—重力加速度（9.8lm/s}）；

—输油平均温度下的体积流量（m3/s）

输油平均温度，应按下式计算:

（3.2.3-3）

式中—计算管段的输油平均温度（℃）；

t1—计算管段的起点油温（℃）；

t2—计算管段的终点油温（℃）。

注:

对不加热翰送的输油管道，计算管段的输油平均温度取管中心埋深处最冷月份的平均地温。

3.2.4当管道内输送幂律流体时，其沿程摩阻损失应按本规范附录D的规定计算。

3.2.5埋地输油管道的沿线温降应按下式计算:

（3.2.5-1）

（3.2.5-2）

（3.2.5-3）

式中to—埋地管道中心处最冷月份平均地温（℃）；

ι—管段计算长度（m）；

i—流量为qm时的水力坡降（to/m）；

C—输油平均温度下原油的比热容[J/（kg·

℃）]；

K—总传热系数[W/（m2·

D—管道的外直径（m）；

qm—油品质量流量（kg/s）。

3.3成品油管道系统输送工艺

3.3.1应按设计委托书或设计合同规定的成品油输量、品种与各品种的比例以及分输、输人数量，进行成品油管道系统输送工艺设计。

3.3.2输送多品种成品油时，宜采用单管顺序输送。

油品批量输送的排列顺序，应将油品性质相近的紧邻排列。

3.3.3应在紊流状态下进行多品种成品油的顺序输送，成品油顺序输送管道的沿程摩阻损失应按本规范式（3.2.3-1）计算。

对于高流速的成品油还需进行温升计算和冷却计算。

3.3.4在顺序输送高粘度成品油（如重油）时宜使用隔离装置。

3.3.5成品油顺序输送管道，在输油站间不宜设置副管。

3.3.6多品种成品油顺序输送管道，应采用连续输送方式；

当采用间歇输送时，应采取措施以减少混油量。

3.3.7

油品顺序输送混油段长度可按下式计算:

Re>

Relj:

C=11.75（dL）0.5Re-0.1（3.3.7-1）

Re＜Relj:

C=18385（dL）0.5Re-0.9（3.3.7-2）

Relj=10000（3.3.7-3）

式中C—混油段长度（m）；

Re—雷诺数；

Relj—临界雷诺数；

e—自然对数的底，e=2.718

3.3.8采用旁接油罐输送工艺，当多种油品顺序输送混油界面通过泵站时，应切换成泵到泵输送工艺。

3.3.9应根据油罐区的建设和营运费用与混油贬值造成的费用损失两个方面进行综合比较后，确定最佳循环次数。

3.4液态液化石油气（LPG）管道系统输送工艺

3.4.1应按设计委托书或设计合同规定的液态液化石油气输量、组分与各组分的比例，进行液态液化石油气管道系统输送工艺设计。

3.4.2输送液态液化石油气管道的沿程摩阻损失，应按本规范式（3.2.3-1）计算，并将计算结果乘以1.1^-1.2的流态阻力增加系数。

当管道内流速较高时，还应进行温升计算和冷却计算。

3.4.3液态液化石油气在管道中输送时.沿线任何一点的压力都必须高于输送温度下液化石油气的饱和蒸气压。

沿线各中间泵站的进站压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸气压力高1MPa，末站进储雄前的压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸气压力高0.5MPaQ

3.4.4液态液化石油气在管道内的平均流速，应经技术经济比较后确定，但要注意因管内摩阻升温而需另行冷却的能耗，可取0.8～1.4m/s，但最大不应超过3m/s。

4线路

4.1线路选择

4.1.1输油管道线路的选择，应根据该工程建设的目的和市场需要，结合沿线城市、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，在营运安全和施工便利的前提下，通过综合分析和技术经济比较，确定线路总走向。

4.1.2中间站和大、中型穿跨越工程位置应符合线路总走向，但根据其具体条件必须偏离总走向时，局部线路的走向可做调整。

4.1.3输油管道不得通过城市水源区、工厂、飞机场、火车站、海（河）港码头、军事设施、国家孟点