强制性规定设计规范.docx

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强制性规定设计规范

输油管道工程设计规范

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。

3.4.3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，末站进储罐前的压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸气压力高0.5MPa。

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、国家重点文物保护单位和国家级自然保护区。

当输油管道受条件限制必须通过时。

应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。

4.1.4输油管道应避开滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等不良工程地质区、矿产资源区、严重危及管道安全的地震区。

当受条件限制必须通过时，应采取防护措施并选择合适位置，缩小通过距离。

4.2.4当输油管道采用冷弯管或热煨弯管（头）改变平面走向或高程时，应符合本规范第5.4节的规定。

不得采用虾米腰弯头或褶皱弯头。

管子的对接偏差不得大于3°。

4.2.13地上敷设的输油管道。

应符合下列规定：

1应采取补偿管道纵向变形的措施。

2输油管道跨越人行通道、公路、铁路和电气化铁路时，其净空高度应按有关规范执行。

3地上管道沿山坡敷设时，应采取防止管道下滑的措施。

4对于需要保温的管道应考虑保温措施。

4.4.1输油管道沿线应安装截断阀，阀门的间距不应超过32km，人烟稀少地区可加大间距。

埋地输油管道沿线在穿跨越大型河流、湖泊、水库和人口密集地区的管道两端或根据地形条件认为需要。

均应设置线路截断阀。

输送液态液化石油气管道线路截断阀的最大间距应符合表4.4.1的规定。

液态液化石油气管道截断阀之间应设置放散阀。

其放散管管口高度应比附近建、构筑物高出2m以上。

需防止管内油品倒流的部位应安装能通清管器的止回阀。

表4.4.1液态液化石油气管道线路截断阀间距

地区等级

线路截断阀最大间距（km）

一

32

二

24

三

16

四

8

注：

地区等级的划分详见附录E。

4.6.1输油管道沿线应设置里程桩、转角桩、阴极保护测试桩和警示牌等永久性标志。

4.6.4输油管道穿跨越人工或天然障碍物时，应在穿跨越处两侧及地下建（构）筑物附近设立标志。

通航河流上的穿跨越工程．必须设置警示牌。

4.6.5当输油管道采用地上敷设时。

应在行人较多和易遭车辆碰撞的地方，设置标志并采取保护措施。

标志应采用具有发光功能的涂料涂刷。

5.1.2输油管道设计压力应符合下列规定：

1任何一处管道及管道附件的设计内压力不应小于该处的最高稳态操作压力，且不应小于管内流体处于静止状态下该处的静水压力。

当设置反输流程时，输油管道任何一处的设计内压力，不应小于该处正、反输送条件下的最高稳态操作压力的较高者。

2输送流体的管道及管道附件，应能承受作用在其上的外压与内压之间最大压差。

5.4.5管道附件设计应符合下列规定：

5管道附件不得采用铸铁件。

6.1.1站场选址应符合下列规定：

3应贯彻节约用地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率；贯彻保护环境和水土保持等相关法律法规。

4站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。

6.1.2站场布局应符合下列规定：

4各类站场站址位置、站场与四周相邻的居民点、工矿企业等的防火间距，应符合现行国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183）的规定。

6.1.3液态液化石油气管道站场的站址选定应符合下列规定：

1符合城市总体规划的要求，且应远离城市居住区、村镇、学校、工业区和影剧院、体育馆等人员集中的地区；

2应选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧。

且应是地势平坦、开阔、不易积存液化石油气的地段。

同时避开雷区：

3液态液化石油气管道站场内严禁设置地下和半地下建、构筑物（地下储罐和消防水泵除外）。

地下管沟必须填充干砂；储罐与站外周围建、构筑物的防火间距，应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》（GB50028）的规定。

6.1.4站场址选定应避开下列场所：

1避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段。

2在山区。

应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避开窝风地段。

3在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经过的沟谷。

防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定。

4应避开洪水、潮水或涌浪威胁的地带。

6.3.10减压站的设置应符合下列规定：

1由于位差形成的管道内压力大于管道设计压力时或动压过大、超过下一站的允许进口压力时．在管道下坡段可设置减压站。

2减压站上游最高点处压力设定值应能保证管输油品通过最高点时不出现液柱分离现象。

3减压阀下游应配置截断阀，其性能应是严密、无泄漏的。

应能保证在管道停输时完全隔断静压。

4所选用的正常运行常开的减压阀应能在事故状态下自动关闭；热备用的常闭减压阀应能在需工作时自动开启，并在事故状态下自动关闭。

5减压阀组进口端应设置过滤器，过滤网孔径尺寸应根据减压阀结构来确定。

6对于输送易凝、高粘原油，应对每路减压阀组的阀体及管路进行伴热与保温，每路减压阀组应设置单独的电伴热回路。

7进减压站内的管线上．应设两组（一用一备）超压保护泄放阀。

6.3.12输油管道用阀门的选择应符合下列规定：

4输油管道不得使用铸铁阀门。

6.5.1液化石油气储罐设计应符合下列规定：

4液化石油气储罐的设计压力应符合国家现行《压力容器安全技术监察规程》的规定。

6液化石油气储罐上的附件应按工艺要求设置。

储罐上的附件选用、安装、使用要求。

应符合国家现行《压力容器安全技术监察规程》的规定。

7液化石油气储罐下部应设置排污双阀．在寒冷地区应设防冻设施。

8液化石油气储罐上必须设置安全阀。

安全阀入口前不宜装设切断阀，如需要设置时，应使阀门保持常开状态并加铅封。

与储罐相接的管线上严禁安装铸铁阀。

9容积为100m3或100m3以上储罐应设置2个或2个以上安全阀。

6.5.4铁路装卸设施应符合下列规定：

1必须使用液化石油气专用槽车，槽车的承压能力必须高于所承运的液化石油气在最高温度下的饱和蒸气压。

2所使用的槽车必须符合国家《压力容器安全技术监察规程》和现行国家标准《液化气体铁道罐车技术条件》（GB10478）的规定。

4槽车装卸鹤管应各设有气相和液相接头，若采用胶管法兰鹤管，其许用压力至少为系统最高压力的4倍。

6.5.6泵送设备除应按本规范第6.3.6条选用外，尚应符合下列规定：

1泵的安装高度应保证不使其发生气蚀，并采取防振动措施。

2泵的外壳应为铸钢，其机械密封应是无泄漏型的。

3入口管段上应设置操作阀、过滤器及放散阀，并引至安全放空地点。

4泵出口管段上应设置止回阀、操作阀和液相安全回流阀。

5输送液态液化石油气泵的扬程应为起、终点储罐内极端最高温度时的饱和蒸气压换算成的液柱差、泵站间管道总摩阻损失及高程差之和，并留有按本规范第3.4.3条规定的压力换算成液柱的裕量。

6.5.9减压站的设置应符合本规范第6.3.10条的规定。

6.5.11液态液化石油气管道用阀门应符合下列规定：

1阀门及附件的配置应按液化石油气系统设计压力提高一级。

2地上液态液化石油气管道分段阀之间的管段上应设置管道安全阀。

3液态液化石油气管道上应设置液化气专用阀门。

6.7.1输油站场的电力负荷分级应符合下列规定：

1首站、末站、减压站和压力、热力不可逾越的中间（热）泵站应为一级负荷；其他各类输油站应为二级负荷。

2独立阴极保护站应为三级负荷。

3输油站场及远控线路截断阀室的自动化控制系统、通信系统、翰油站的紧急切断阀及事故照明应为一级负荷中特别重要的负荷。

6.7.2一级负荷输油站应由两个独立电源供电；当条件受限制时，可由当地公共电网同一变电站不同母线段分别引出两个回路供电，但作为上级电源的变电站应具备至少两个电源进线和至少两台主变压器。

输油站每一个电源（回路）的容量应满足输油站的全部计算负荷，两路架空供电线路不应同杆架设。

6.7.4对输油站中自动化控制系统、通信系统及事故照明等特别重要的负荷应采用不间断电源（UPS）供电。

蓄电池的后备时间不应少于2h。

6.8.1站场水源的选择应符合下列规定：

3生活用水水源的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》（GB5749）的规定；生产和消防用水的水质标准，应满足生产和消防工艺要求。

6.8.2站场及油码头的污水排放应符合下列规定：

1含油污水应与生活污水和雨水分流排放。

2生活污水经化粪池消化处理后，可就近排入城镇污水系统，或经当地主管部门同意，排至适当地点；当就近没有城镇污水系统，可根据污水量、水质情况、环保部门要求，合理确定排放方案，达标后方可排放。

3含油污水（一般系指油罐脱水、油罐清洗水、油轮压舱水等）应进行处理，并宜采用小型装置化处理设备。

处理深度应符合现行国家标准《污水综合排放标准》（GB8978）的规定。

4雨水（未被油晶污染的地面雨水）宜采用地面组织排水的方式排放；油罐区的雨水排水管道穿越防火堤处，在堤内宜设置水封井，在堤外应设置能识别启闭状态的截流装置。

6.9.5进入管道式通风电动机的空气质量标准，应按电机制造厂家的技术要求确定；当无法取得此类资料时，应符合下列规定：

1空气温度应为0～40℃。

2空气相对湿度应低于90％。

3空气含尘量应不大于5mg/m3，严禁导电灰尘进入电动机。

4空气中所含具有爆炸危险气体的浓度必须低于其爆炸下限的50％。

6.9.7可能积聚容重大于空气、并具有爆炸危险气体的建（构）筑物，应设置机械排风设施。

其排风口的位置应能有效排除室内地坪最低处积聚的可燃或有害气体，排风量应根据各类建筑物要求的换气次数或根据生成气体的性质和数量经计算确定。

6.10.4爆炸危险场所内安装的电动仪表，其防爆型式应按表6.10.4确定。

表6.10.4防爆结构电动仪表选择

分区

0区

1区

2区

防爆型式

本质安全型ia

本质安全型ia、ib，隔爆型d

本质安全型ia、ib，隔爆型d

注：

分区应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058）的规定。

6.10.6站控制窒的设计应符合下列规定：

4室内不得有任何油、气管道穿过。

可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入站控室内。

6.10.7输油站应设紧急停车系统。

其应具有如下功能：

1能就地和（或）远程进行操作。

2能切断所有生产电源或动力。

3在事故状态下能使该站停运并与管道线路迅速隔离。

9.1.8焊接质量的检验应符合下列规定：

1焊缝应采用无损检测进行检验，首选射线探伤和超声波探伤。

在检验或试验之前，应清除渣皮和飞溅物，并进行外观检验合格。

2采用射线探伤检验时，应对焊工当天所焊不少于15％的焊缝全周长进行射线探伤检验；对通过输油站场、居民区、工矿企业区和穿跨越大中型水域、一二级公路、高速公路、铁路、隧道的管道环焊缝。

以及所有的碰死口焊缝。

应进行100％射线探伤检验。

3采用超声波探伤时，应对焊工当天所焊焊缝的全部进行检查。

并对其中5％环焊缝的全周长用射线探伤复查。

设计可根据工程需要适当提高射线探伤的比例。

但对通过输油站、居民区、工矿企业和穿跨越大中型水域、一二级公路、高速公路、铁路、隧道的管道环焊缝，以及所有的碰死口焊缝，应进行l00％射线探伤检验。

9.2.1输油管道必须进行强度试压和严密性试验。

但在试压前应先设临时清管设施进行清管，并不应使用站内设施。

9.2.2穿跨越大中型河流、国家铁路、一二级公路和高速公路的管段，应符合国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》（SY／T0015．1、SY／T0015．2）的规定，应单独试压，合格后再同相邻管段连接。

9.2.5用于更换现有管道或改线的管段，在同原有管道连接前应单独试压，试验压力不应小于原管道的试验压力。

同原管道连接的焊缝，应采用射线探伤进行100％的检查。

9.2.6试压介质应采用水。

在人烟稀少、寒冷、严重缺水地区，可酌情采用气体作为试压介质，但管材必须满足止裂要求。

试压必须采取防爆安全措施。

9.2.7输油干线的一般地段．强度试验压力不得小于设计内压力的1.25倍；大中型穿跨越及管道通过人口稠密区和输油站，强度试验压力不得小于设计内压力的l．5倍；持续稳压时问不得小于4h；当无泄漏时，可降到严密性试验压力，其值不得小于设计内压力，持续稳压时间不得小于4h。

当因温度变化或其他因素影响试压的准确性时，应延长稳压时间。

采用气体为试压介质时，其强度试验压力为设计内压力的1．1倍，严密性试验压力等于设计内压力。

当采用强度试验压力时，管线任一点的试验压力与静水压力之和所产生的环向应力不应大于钢管的最低屈服强度90％。

10.0.1输油管道系统的设计、材料、设备选择及技术条件等，应符合公众健康、安全与环境保护的要求。

10.0.2输油管道系统的强度设计，应符合本规范第5．2．1条和附录E、附录G、附录H的要求。

10.0.3输油管道工程的劳动安全卫生设计，必须严格遵循中华人民共和国国家经济贸易委员会《石油天然气管道安全监督与管理规定》、中华人民共和国劳动部《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》（SY／T6276）等相关规定。

10.0.4劳动安全卫生设计的内容，针对不同工程的特点，至少应包括下列几项：

1确定建设项目（工程）主要危险、有害因素和职业危害。

2对自然环境、工程建设和生产运行中的危险、有害因素及职业危害进行定性和定量分析，找出危害产生的根源及其可能危害的程度。

10.0.5输油管道工程建设应贯彻《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国固体物污染环境防治法》和《中华人民共和国噪声污染防治法》，应符合现行国家、地方和石油行业有关环境保护的规定；输油管道工程的环境保护设计，应符合《建设项目环境保护管理办法的规定》、《建设项目环境保护设计规定》。

10.0.6输油管道工程线路及站场选址。

应避开居民生活区、水源保护区、自然保护区、风景游览区、名胜古迹和地下文物遗址等。

对于建设中造成的土壤、植被等原始地形、地貌的破坏，应采取措施尽量予以恢复。

10.0.7输油站排出的各种废气、废水及废渣（液），应遵照国家和地方环境保护的现行有关标准进行无公害处理，达标后排放。

10.0.8输油站的噪声防治。

应符合现行国家标准《城市区域环境噪声标准》（GB3096）和《工业企业厂界噪声标准》（GB12348）的规定。

11.0.1输油管道工程设计，必须遵循《中华人民共和国节约能源法》及国家其他现行相关标准及规定。

11.0.2设计应采用节能设备，严禁使用国家明令淘汰的高能耗设备。

根据环境条件，宜利用太阳能、风能及水能。

E.0.1地区等级

液态液化石油气（LPG）管道通过的地区等级划分及强度设计系数应符合表E.0.1-1的规定。

地区等级划分为沿管道中心线两侧各200m任意划分成长度为2km的范围内，按划定地段内的户数划分为四个等级，在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。

表E.0.1-1地区等级及强度设计系数

地区等级

说明

强度设计系数K

一级地区

户数在15户或以下的区段

0.72

二级地区

户数在15户以上、100户以下的区段

0.6

三级地区

户数在100户或以上的区段包括市郊、商业区、工业区、不够四级的人口稠密区

0.5

四级地区

系指地面四层及四层以上楼房普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段

0.4

穿越铁路、公路和人群聚集场所的管段以及液态液化石油气（LPG）管道站内管段的强度设计系数应符合表E.0.1-2的规定。

表E.0.1-2穿越铁路、公路及LPG站内的管段强度设计系数

管道及管段

设计系数KD

一级地区

二级地区

三级地区

四级地区

有套管穿越

、

级公路的管段

0.72

0.6

0.5

0.4

无套管穿越

、

级公路的管段

0.6

0.5

0.5

0.4

有套管穿越

、

级公路、高速公路、铁路的管段

0.6

0.6

0.5

0.4

LPG站内管道及其上下游各200m管段、人群聚集场所的管段

0.4

0.4

0.4

0.4

输气管道工程设计规范

3.2.8输气站应设置越站旁通。

进、出站管线必须设置截断阀。

截断阀的位置应与工艺装置区保持一定距离，确保在紧急情况下便于接近和操作。

截断阀应当具备手动操作的功能。

3.4.1输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。

3.4.3输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。

安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。

3.4.4安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力。

安全阀的定压（P0）应根据管道最大允许操作压力（P）确定，并应符合下列要求：

1当P≤1.8MPa时，P0=P+0.18MPa；

2当1.8MPa

3当P>7.5MPa时，P0=1.05P。

3.4.6放空气体应经放空竖管排入大气，并应符合环境保护和安全防火要求。

4.2.3输气管道的强度设计系数应符合表4.2.3的规定。

表4.2.3强度设计系数

地区等级

强度设计系数F

一级地区

0.72

二级地区

0.6

三级地区

0.5

四级地区

0.4

4.2.4穿越铁路、公路和人群聚集场所的管段以及输气站内管道的强度设计系数，应符合表4.2.4的规定。

表4.2.4穿越铁路、公路及输气站内管道的强度设计系数

管道及管段

地区等级

一

二

三

四

强度设计系数F

有套管穿越

、四级公路的管段

0.72

0.6

0.5

0.4

无套管穿越三、四级公路的管段

0.6

0.5

0.5

0.4

有套管穿越一、二级公路、高速公路、铁路的管道

0.6

0.6

0.5

0.4

输气站内管道及其上、下游各200m管道，截断阀室管道及其上、下游各50m管道（其距离从输气站和阀室边界线起算）

0.5

0.5

0.5

0.4

人群聚集场所的管道

0.5

0.5

0.5

0.4

4.6.1输气管道沿线应设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性标志。

5.1.2输气管道强度计算应符合下列规定：

1直管段管壁厚度应按下式计算（计算所得的管壁厚度应向上圆整至钢管的壁厚δn）：

（5.1.2）

式中δ——钢管计算壁厚Icm）；

P——设计压力（MPa）；

D——钢管外径（cm）；

σs——钢管的最小屈服强度（MPa）；

F——强度设计系数，按表4.2.3和表4.2.4选取；

ϕ——焊缝系数；

t——温度折减系数。

当温度小于l20℃时，t值取1.0。

6.4.4压缩机房的每一操作层及其高出地面3m以上的操作平台（不包括单独的发动机平台），应至少有两个安全出口及通向地面的梯子。

操作平台上的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25m。

安全出口和通往安全地带的通道，必须畅通无阻。

7.2.1注气工艺：

4注气管线应设置高、低压安全截断阀。

7.2.2采气工艺：

6采气管线应设置商、低压安全截断阀

油气集输设计规范

4.2.5抽油机曲柄应设安全防护栏杆。

4.3.9离心泵在泵出口管段上必须安装止回阀。

容积泵必须设计旁路回流阀调节流量。

泵体上不带安全阀的容积泵。

在靠近泵的出口管段上必须安装安全阀。

4.4.7管式加热炉的工艺管道安装设计应符合以下要求

2应设炉管事故紧急放空和吹扫管道；

4.4.11加热炉自动燃气燃烧装置防爆等级的确定．应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定。

对输出功率大于l200kW的自动燃气燃烧装置。

应具备漏气检测功能。

5.5.2烃蒸气回收系统设计时，油罐必须有合格的试压验收资料。

并配有呼吸阀、液压安全阀（或液封）及自动补气阀。

6.6.1气井井口应安装井口高低压紧急关断阀。

6.6.2进出集气站的天然气管道上应设截断阀，截断阀应具有手动功能，并应设置在操作方便及在事故发生时能迅速切断气源的地方。

6.6.5安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力。

定压值（P0）应根据操作压力（P）确定，并应符合下列要求：

当P≤1.8MPa时，P0=P+0.18MPa；

当1.8MPa

当P>7.5MPa时，P0=1.05P。

6.7.1含硫气田采气、集气管道输送含有水、H2S和（或）CO2的酸性天然气时，管道内壁及相应的系统设施必须采取防腐措施。

6.7.5集输含硫的酸性天然气的井场、集气站，应按国家现行标准《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》SY/T6277的有关规定设置硫化氢泄漏检测仪。

7.2.5天然气凝液回收装置的进气总管应设有自动紧急关断阀。

紧急关断阀前应设置越装置旁路或放空阀和安全阀。

7.3.13天然气凝液、油气田液化石油气和稳定轻烃罐区的安全防火要求，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。

8.4.6凡在生产中有可能形成封闭液体的管段。

应设置管道安全阀。

10.1.7仪表及计算机控制系统控制室的设计宜符合下列规定：

3可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。

10.2.1油气集输站场仪表选型应安全可靠、经济合理，品种规格力求统一。

一般可按下列要求确定：

4爆炸和火灾危险区域内安装的电动仪表、电动执行机构等电气设备的防爆类型。

应根据现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定。

按照场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别确定。

11.2.2油气集输站场邻近江河、湖泊、海岸布置时。

应采取防止泄漏的可燃液体流入水域的措施。

11.5.9站场内建（构）筑物的防爆分区，应符合国家现行标准《石油设施电气装置场所分类》SY0025的要求。

各类站场爆炸危险区域内的电气设计及设备选择。

应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的规定。

11.5.10站场内建筑物的防雷分类及防雷措施．应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的规定。

工艺装置内露天布置的罐和容器等的防雷、防静电设计．应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。

11.6.6生活饮用水的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB5749的规定。

11.6.13废水排入外部系统应满足外部系统的接收要求。

直接外排污水水质应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB8978的有关规定。

11.6.15消防设施的设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》G