油气输送管道穿越工程设计要求规范(GB50423_2015)

油气输送管道穿越工程设计要求规范(GB50423_2015)
油气输送管道穿越工程设计要求规范(GB50423_2015)

油气输送管道穿越工程设计规范(GB50423-2007)

3.1 基础资料

3.1.1 穿越工程设计前,应取得所输介质物性资料及输送工艺参数。其要求应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253和《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定执行。

3.1.2 穿越工程设计前,应根据有关部门对管道工程的环境影响评估报告、灾害性地质评估报告、地震安全评估报告及其他涉及工程的有关法律法规,合理地选定穿越位置。穿越有防洪要求的重要河段,应根据水务部门的防洪评价报告,选定穿越位置及穿越方案。

3.1.3 选定穿越位置后,应按照国家现行标准《长距离输油输气管道测量规范》SY/T 0055和《油气田及管道岩土工程勘察规范》SY/T 00 53,根据设计阶段的要求,取得下列测量和工程地质所需资料:

1 工程测量资料,包括1:200~1:2000,平面地形图(大、中型工程)与断面图;

2 工程地质报告,包括1:200~1:2000地质剖面图、柱状图、岩土力学指标、地震、水文地质及工程地质的结论意见。

3.1.4 应根据下列钻孔布置要求获取地质资料:

1 挖沟埋设穿越管段,应布置在穿越中线上。

2 水平定向钻、顶管或隧道敷设穿越管段,应交叉布置在穿越中线两侧各距15~50m处。在岩性变化多时,局部钻孔密度孔距可布置为20~30m。

3.1.5 根据现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306,位于地震动峰值加速度a≥0.19地区的大中型穿越工程,应查清下列四种情况,并取得量化指标:

1 有无断层及断层活动性质、一次性最大可能错动量。

2 地震时两岸或水床是否会出现开裂或错动。

3 地震时是否会发生基土液化。

4 地震时是否会引起两岸滑坡或深层滑动。

3.1.6 穿越管段应有防腐控制的设计资料。

3.2 材料

3.2.1 穿越工程用于输送油气的钢管,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/T 97 11.1或《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/T 9711.2的规定,并应根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用应力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。对于管径小于DN300,设计压力小于6.4MPa的输油钢管或设计压力小于

4.0MP a的输气钢管,可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/

T 8163、《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479及《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310有关技术条件要求的钢管。

3.2.2 穿越工程所用的建筑材料,均应符合国家现行有关标准。

3.2.3 结构工程所用钢材应符合国家现行有关标准的规定,其许用拉应力和许用压应力不应超过其最低屈服强度的60%,许用剪应力不应超过其最低屈服强度的45%,支承应力(端面承压)不应超过其最低屈服强度的90%。

3.2.4 符合本规范第3.2.1条的钢管,其许用应力应按下式计算。

输油 [σ]=FΦσ

(3.2.4-1)

s

(3.2.4-2)

输气 [σ]=FΦtσ

s

式中 [σ]——输送油气钢管许用应力(MPa);

σ

——钢管规定屈服强度(MPa);

s

Φ——钢管焊缝系数,符合本规范第3.2.1规定的钢管,Φ取1. 0;

t——温度折减系数,当温度小于120℃时,t值取1.0;

F——强度设计系数,按表3.2.4取值。

表 3.2.4 强度设计系数

注:1 穿越渡槽、桥梁司视其重要性按水域芽越取用设计系数。

2 输气管道地区等级划分应符合现行国家标准《输气

管道工程设计规范》GB 50251的规定。

3.2.5 穿越管段的钢管壁厚应按下式计算,且选用钢管的径厚比不应大于100。

式中δ——钢管计算壁厚(mm);

P——输送介质设计内压力(MPa);

D

——钢管外直径(mm);

s

[σ]——输送钢管许用应力(MPa)。

若管段未采取防腐蚀控制措施,钢管壁厚应考虑腐蚀裕量,按使用年限与腐蚀速率计算。

3.3 水域穿越

3.3.1 水域穿越工程设计应符合《中华人民共和国水法》、《中华人民共和国防洪法》和《中华人民共和国水土保持法》等相关法律法规的规定。

3.3.2 水域穿越工程应通过水文部门或调研(试验)获得设计所必需的水文资料;其上游建有对工程有影响的水库时,应取得通过水库防洪调度后的设防洪水及水库下游对工程所在位置的冲刷资料。

3.3.3 选择的穿越位置应符合线路总走向。对于大、中型穿越工程,线路局部走向应按所选穿越位置调整。

3.3.4 水域穿越工程应按表3.3.4划分工程等级。并应采用与工程等级相应的设计洪水频率。

桥梁上游300m范围内的穿越工程,设计洪水频率不应低于该桥梁的设计洪水频率。

表 3.3.4 水域穿越工程等级与设计洪水频率

注:1 对于季节性河流或无资料的河流,水面宽度可按河槽宽度选取(不含滩地)。

2 对于游荡性河流。水面宽度可按深泓线摆动范围选

取;若无资料,可按两岸大堤间宽度选取。

3 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。

4 有特殊要求的工程,可提高工程等级;有特殊要求

的大型工程可称为特殊的大型工程。设计洪水频率不变。

3.3.5 水域穿越管段可采用挖沟埋设、水平定向钻敷设、隧道敷设等形式。大、中型穿越工程宜作方案比选。

3.3.6 水域穿越长度和埋深应符合下列要求:

1 两岸设有防洪堤坝,穿越的入出土点及堤下埋深应满足国家有关规定。

2 在河中设有高出一般冲刷线的稳管工程,应考虑洪水的局部冲刷;穿越管段应埋设在一般冲刷加局部冲刷深度以下的安全深度。

3 工程建在水库泄洪影响范围内,穿越管段埋深应考虑泄洪时的局部冲刷及经常泄水的清水冲刷。

3.3.7 水域穿越管段与桥梁间的最小距离应根据穿越形式确定,并应符合下列要求:

1 采用开挖管沟埋设时,管段距离特大、大、中型桥不应小于100m;管段距离小桥不应小于50m。若采用爆破成沟时,应计算确定安全距离。

2 采用水平定向钻机敷设时,穿越管段距离桥梁墩台冲刷坑边缘外不宜小于10m,并不应影响桥梁墩台安全。

3 采用隧道穿越时,隧道的埋深及边缘至墩台的距离不应影响桥梁墩台安全。

3.3.8 水域穿越管段与港口、码头、水下建筑物或引水建筑物等之间的距离不宜小于200m。

3.3.9 采用水平定向钻或隧道穿越河流堤坝时,应根据不同的地质条件采取措施控制堤坝和地面的沉陷,防止穿越管道处发生管涌,不得危及堤坝的安全。水平定向钻入出土点距大堤坡脚宜大于50m。

3.3.10 水域穿越的输油气管段,不应敷设在水下的铁路隧道和公路隧道内。

3.3.11 穿越通行船舶的水域,管段的埋深应防止船锚或疏浚机具对管段的损伤。两岸应按现行国家标准《内河交通安全标志》GB 13851的规定设置标志。

3.3.12 生活水源保护地、水域大型穿越工程,输油管道两岸应设置截断阀室。截断阀室应设置在交通方便、不被设计洪水淹没处。穿越生活水源保护地,应按相关标准要求作保护设计。输气管道在穿越处不因事故造成次生灾害或水体污染,可不设截断阀室。

3.3.13 水域穿越位置应选在岸坡稳定地段。若需在岸坡不稳定地段穿越,则两岸应做护坡、丁坝等调治工程,保证岸坡稳定。

3.3.14 水域穿越位置不宜选在地震活动断裂带的断层上。

3.3.15 水域穿越宜与水域正交通过。若需斜交时,交角不宜小于6 0°。

3.3.16 采用挖沟埋设的穿越管段,不宜在常水位浸淹部位设置固定墩和弯管;弯管和固定墩宜设在常水位水边线50m以外。确需要在常水位范围内设弯管和固定墩时,则必须将其埋设在洪水冲刷线下稳定层中。

3.3.17 地震时易发生土壤液化的穿越地段,不宜将穿越管段沟埋在液化层内。确需埋入液化层中,应采取换土或桩柱稳管措施,不应采用压重块稳管。

3.3.18 穿越沼泽地区,应根据不同的沼泽类别采用支架法、换土法、砂桩加固法、填石法、预压法或筑堤法等敷设穿越管段。

3.4 山地、冲沟穿越

3.4.1 山地隧道设计应根据《中华人民共和国环境保护法》与《中华人民共和国水土保持法》的规定处理弃物、弃碴。

3.4.2 在山地采用隧道形式穿越应满足输送工艺要求。

3.4.3 管道需要穿越泥石流沟时,应选择在泥石流稳定的堆积区内埋设,且埋在堆积区原地层下不小于1.Om。完工后必须恢复地貌。

3.4.4 选择冲沟(含黄土冲沟)穿越位置时,不应选在因施工而诱发滑坡的地段。

3.4.5 穿越湿陷性黄土冲沟,应做沟顶的截、排、导水工程,沟坡的防护稳定工程,沟底的稳管工程。导水沟宜将水导入天然泄水沟中。

3.4.6 因黄土冲沟深陡,施工扫线破坏原地貌时,穿越冲沟管段的设计应考虑施工扫线时形成的新纵断面。施工回填后,应根据水土保持部门要求恢复地貌,做水土保持工程。

3.4.7 管道不宜从土层未固结稳定的淤土坝穿越,当必须穿越时,应对土层厚度、固结程度等地质条件作勘察评价,并采取安全保障措施。

3.5 铁路(公路)穿越

3.5.1 管道穿越铁路(公路)应符合国家有关规定。

3.5.2 管道穿越铁路(公路)应符合铁路或公路规划的要求。

3.5.3 管道穿越铁路(公路)应保持铁路或公路排水沟的通畅。穿越处应设置标志桩。

3.5.4 管道穿越铁路(公路)应避开高填方区、路堑、路两侧为同坡向的陡坡地段。

3.5.5 在穿越铁路(公路)的管段上,不应设置水平或竖向曲线及弯管。

3.5.6 穿越铁路或二级及二级以上公路时,应采用在套管或涵洞之内敷设穿越管段。穿越三级及三级以下公路时,管段可采用挖沟直接埋设。当套管或涵洞内充填细土将穿越管段埋入时,可不设排气管及两端的严密封堵。当套管或涵洞内穿越输气管段是裸露时,应设排气管且两端严密封堵。

3.5.7 采用有套管的穿越管段,对管道阴极保护形成屏蔽作用时,可采用带状或镯式牺牲阳极保护。

3.5.8 新建铁路(公路)与已建管道交叉时,应设置涵洞保护管道,洞内宜回填细土,可不另设排气管。

3.5.9 采用无套管的穿越管段,距管顶以上500mm处应设置警示带。

3.5.10 采用无套管明挖沟埋穿越管段,回填土必须压实或夯实,防止沉降危害管道。路面恢复应按公路管理部门要求,达到国家现行标准《公路工程质量检验评定标准》JTJF 80/1的要求。

3.6 隧道穿越位置的选择

3.6.1 隧道位置的选择应符合下列要求:

1 隧道穿越位置应符合管道线路总走向,线路局部走向可根据穿越点位置进行调整。

2 隧道位置应选择在稳定的地层中,不应穿越工程地质、水文地质极为复杂的地质地段。当必须通过时,应采取工程措施。

3 地质条件复杂的隧道,平面位置的选择应在地质测绘和综合地质勘探的基础上确定隧道走向,并应根据合理工期,对施工方案、施工方法进行方案比选。

4 对可能穿越的垭口,拟定不同的越岭高程及其相应的展线方案,应通过区域工程地质调查、测绘,结合线路条件以及施工、使用条件等进行全面技术经济比选确定。

5 隧道位置的选定应考虑洞口地形、地质条件、相关工程和环境要求的影响;

6 对需设置辅助坑道和使用通风设施的隧道,应考虑其设置条件和要求。

3.6.2 隧道洞口位置应符合下列要求:

1 隧道洞口位置应根据地形、地质、水文条件,同时结合环境保护、洞外有关工程及施工条件、使用要求,通过综合分析比较确定。

2 隧道应早进洞,晚出洞;隧道洞口宜选择在坡面稳定、地质条件较好、无不良地质现象处,并考虑施工出碴条件,少占农田。

3 隧道进出口应高于山沟设计泄洪水位。在泥石流处应防止泥石流堵塞隧道进出口。

4 竖井位置宜选择在50m范围内无永久性架空线路,30m范围内无永久性建(构)筑物且不因竖井施工而影响周围建(构)筑物基础稳定的地方。

5.1 敷设要求

5.1.1 采用水平定向钻穿越时,宜选择在较为稳定的地层内,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。

,且不应5.1.2 采用弹性敷设时,穿越管段曲率半径不宜小于1500D

s

小于1200D

s

5.1.3水平定向钻敷设穿越管段的入土角宜为8°~18°,出土角宜为4°~12°,应根据穿越长度、管段埋深和弹性敷设条件确定。

5.1.4 穿越管段的埋深除应根据地质条件与冲刷深度确定外,还应在水床中钻孔护壁泥浆压力下,不出现泥浆外冒。最小埋深应大于设计洪水冲刷线以下6m。

5.1.5 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。

5.1.6 在水平定向钻穿越的管段上,不应有任何附件焊接于管体上。若需设止水环时,可在回拖完成后按要求的结构型式设置止水环。5.1.7 不宜将整个穿越管段用水平定向钻敷设于卵石层中,若仅穿越两岸有一定厚度的卵石层时,宜采取套管、固结、开挖等措施实现水平定向钻敷设管段。

5.1.8 采用管段充水的回拖方法时,应采取措施,防止回拖至入土端上抬时,管内出现真空,造成钢管屈曲失稳。

5.1.9 水平定向钻穿越宜采用环保泥浆或对泥浆进行处理,防止泥浆污染环境。

5.2 管段计算

5.2.1 水下穿越管段采用水平定向钻敷设达到本规范第5.1.4条要求时,可不核算管段的水下稳定。

5.2.2 管段承受的荷载与组合宜按本规范第4.3节的规定,根据实际可能发生的条件选取。

5.2.3 钢管壁厚应进行强度核算。强度要求应按本规范式(4.4.2-5)、(4.4.2-6)和式(4.4.3)核算。

5.2.4 穿越管段回拖时,最大回拖力应按下式计算值的1.5~3.O倍选取。

管段不充水回拖时:

式中F——穿越管段回拖力(kN);

L——穿越管段长度(m);

f——摩擦系数,一般取0.1~O.3;

D——穿越管段的管身外径(m);

D

——穿越管段的钢管外径(m);

s

d

——穿越管段的钢管内径(m);

s

γ

-——泥浆密度,一般为1.15~1.2;

1

——钢材密度,78kN/m3;

γ

s

K——粘滞系数,一般取0.01~0.03。

5.2.5 穿越管段在扩孔回拖时,应核算空管在泥浆压力下的径向屈曲失稳。按下列公式进行核算:

——泥浆压力,可按1.5倍泥浆静压力或回托施工时的实际动式中P

s

压力选取(MPa);

σ

——钢管屈服强度(MPa);

s

F

——穿越管段设计系数,按0.6选取;

d

P

——穿越管段所能承受的极限外压力(MPa);

yp

P

——钢管弹性变形临界压力(MPa);cr

——钢管弹性模量,2.1×105(MPa);E

s

δ——钢管壁厚(mm);

D

——钢管外径(mm);

s

μ——泊桑比,0.3;

f

——钢管椭圆度(%);

输气管道工程设计条件

一、基础资料 1 需业主提供的基础资料 开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料,但不限于: 1.1 设计任务书或设计委托书; 1.2 资源与市场数据。 1.3 技术要求,至少应包括: 1)管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求; 2)管输气体的来源及物性; 3)管道的任务输量、最小输量、最大输量; 4)管道沿线天然气的分输或注入要求; 5)管道用户用气特点及不均匀系数; 6)上游供气方不同年份供气量及供气压力; 7)不同年份用户用气量及用气压力需求; 8)工期要求。 1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。 1.5 业主对工程管理的要求。 1.6 经济评价与概算资料 1)资金来源及贷款方式; 2)工程建设期及分年度投资比例; 3)类似工程投资及施工情况。 2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 1 管道沿线行政区划及地方志,沿线城市、乡镇发展规划。 2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况; 3 管道沿线资源情况,包括:矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等; 4 管道沿线重要设施分布,包括:军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划; 5 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况; 6 管道沿线重大项目的建设与规划; 7 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求,气象资料宜为近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;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。 8 沿线人文资料; 9 沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定;

输气管道设计规范 GB50251-2003

1 总则 1.0.1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策,统一技术要求,做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量,制订本规范。 1.0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1.0.3 输气管道工程设计应遵照下列原则: 1 保护环境、节约能源、节约土地,处理好与铁路、公路、河流等的相互关系; 2 采用先进技术,努力吸收国内外新的科技成果; 3 优化设计方案,确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1.0.4 输气管道工程设计除应符合本规范外,尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2.O.1 管输气体 pipeline gas 通过管道输送的天然气和煤气。 2.O.2 输气管道工程 gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2.O.3 输气站 gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称.一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。

2.O.4 输气首站 gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离,调压、计量、清管等功能。 2.O.5 输气末站 gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2.O.6 气体接收站 gas receiving station 在输气管道沿线,为接收输气支线来气而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2.O.7 气体分输站 gas distributing station 在输气管道沿线,为分输气体至用户而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2.O.8 压气站 compressor station 在输气管道沿线,用压缩机对管输气体增压而设置的站。 2.0.9 地下储气库 underground gas storage 利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。 2.O.10 注气站 gas injection station 将天然气注入地下储气库而设置的站。 2.O.11 采气站 gas withdraw station 将天然气从地下储气库采出而设置的站。 2.O.12 管道附件 pipe auxiliahes 指管件、法兰、阀门、清管器收发筒、汇管、组合件、绝缘法兰或绝缘接头等管道专用承压部件。

输气管道课程设计

输气管道课程设计 姓名:李轩昂 班级:油储1541 学号:201521054114 指导教师:任世杰

目录 前言------------------------------------------------------------------------------------------------- 4第一章设计概述---------------------------------------------------------------------------------- 5 1.1设计原则--------------------------------------------------------------------------------- 5 1.2 管道设计依据和规范----------------------------------------------------------------- 5 1.3长输气管道设计原始资料------------------------------------------------------------ 6 1.3.1天然气管道的设计输量 ------------------------------------------------------- 6 1.3.2气源特性 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.3气源处理 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.4管道设计参数 ------------------------------------------------------------------- 7 1.3.5基本经济参数 ------------------------------------------------------------------- 7第2章管道工艺计算---------------------------------------------------------------------------- 9 2.1天然气物性参数计算------------------------------------------------------------------ 9 2.1.1天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度------------------------- 9 2.1.2天然气压缩因子的计算 ------------------------------------------------------- 9 2.1.3天然气粘度计算 -------------------------------------------------------------- 10 2.1.4定压摩尔比热 ----------------------------------------------------------------- 10 2.2输气管道水力计算------------------------------------------------------------------- 11 2.2.1雷诺数的计算 ----------------------------------------------------------------- 11 2.2.2管道内压力的推算 ----------------------------------------------------------- 12 2.2.3管道壁厚推算 ----------------------------------------------------------------- 12 2.3输气管道热力计算------------------------------------------------------------------- 12 2.3.1总传热系数 -------------------------------------------------------------------- 12 2.3.2天然气的平均地温 ----------------------------------------------------------- 13 2.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算----------- 13 2.4管道工艺计算结果------------------------------------------------------------------- 14 2.4.1首站到分输站1 --------------------------------------------------------------- 14 2.4.2分输站1到分输站2 --------------------------------------------------------- 14 2.4.3分输点2到末点 -------------------------------------------------------------- 15

输气管道工程设计规范,gb50251-2015

输气管道工程设计规 范,gb50251-2015 篇一:输气管道设计规范GB50251-2003 1 总则 1.0.1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策,统一技术要求,做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量,制订本规范。 1.0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1.0.3 输气管道工程设计应遵照下列原则: 1 保护环境、节约能源、节约土地,处理好与铁路、公路、河流等的相互关系; 2 采用先进技术,努力吸收国内外新的科技成果; 3 优化设计方案,确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1.0.4 输气管道工程设计除应符合本规范外,尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2.O.1 管输气体pipeline gas

通过管道输送的天然气和煤气。 2.O.2 输气管道工程gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2.O.3 输气站gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称.一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 2.O.4 输气首站gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离,调压、计量、清管等功能。 2.O.5 输气末站gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2.O.6 气体接收站gas receiving station 在输气管道沿线,为接收输气支线来气而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2.O.7 气体分输站gas distributing station 在输气管道沿线,为分输气体至用户而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2.O.8 压气站compressor station 在输气管道沿线,用压缩机对管输气体增压而设置的站。

输油管道工程设计规范版

1总则 1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策,保证设计质量,提高设计水平,以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便,制定本规范。 1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。 1. 0. 3输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数,优化设计。 1. 0. 4输油管道工程设计除应符合本规范外,尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。 2术语 2. 0. 1输油管道工程oil pipeline project 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、输油站及辅助设施等。 2.0.2管道系统pipeline system 各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。 2.0.3输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 2.0. 4首站initial station 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intermediate station 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intermediate heating and pumping station 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intermediate pumping station 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intermediate heating station 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input station 向管道输入油品的站。 2. 0. 11分输站off-take station 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pressure reducing station 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elastic bending 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。 顺序输送hatch transportation 多种油品用同一管道依次输送的方式。 2. 0.15翻越点turnatrer point 输油管道线路上可能导致后面管段内不满流(slack f low)的某高点。 一站控制系统,ration control system 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pipe fittings 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pipe accessories 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maximum allowable operating pressure(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. 20 U管道设计内压力pipeline internal design pressure 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line block valve 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

输气管道工程设计规范

输气管道工程设计规范 GB 50251-2003 ) 1、适用范围:本规范适用于陆上输气管道工程设计。 2、输气工艺: 1)输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计算,设 计年工作天数应按350d 计算(350d 是为冬夏平衡,同时最大输气量应以标态计算。)。 2)进入输气管道的气体必须除去机械杂质,且至少符合n级天然气标准(GB17820)。 3)当输气管道及其附件已按照国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》 SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036的要求采取了防腐措施时, 不应再增加管壁的腐蚀裕量。 4)工艺设计应确定的参数有:输气总工艺流程;输气站的工艺参数和流程;输气站的数量和站间距;输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 5)管道输气应合理利用气源压力。当采用增压输送时,应合理选择压气站的站压比和 站间距。当采用离心式压缩机增压输送时,站压比宜为~,站间距不宜小于100km。 6)具有配气功能的分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。 7)输气管道首站和气体接收站的进气管线应设置气质监测设施。 8)输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 10)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与接近和操作。截断阀应当具备手动操作的功能。 11)输气管道工艺设计应具被以下资料:管输气体的组成;气源数量、位置、供气量及可调范围;气源压力及可调范围,压力递减速度及上限压力延续时间;沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求,当要求利用管道储气调峰时,应具备用户的用气特性曲线和数据;沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 12)输气管道的水力计算见本标准6?9页以及简化标准的附录。 13 )输气管道安全泄放 ( 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。 (2)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)安全阀的定压(P o)应根据管道最大允许操作压力(P)确定,并应符合下列要求: a 当P W时,P o= P+; b 当v P W时,P o=; c 当P>时,P o=。 (4)安全阀泄放管直径应按照下列要求计算:

输气管道工程设计条件-精品

【关键字】方案、建议、意见、情况、道路、条件、文件、质量、增长、计划、运行、地方、系统、持续、配合、保持、发展、建设、研究、特点、位置、安全、网络、力量、基础、需要、环境、工程、项目、资源、能力、需求、方式、渠道、办法、标准、规模、结构、水平、任务、速度、分析、保护、规划、开展、管理、维护、调整、分工、方向、改革、协调、实施、规范 一、基础资料 1 需业主提供的基础资料 开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料,但不限于: 1.1 设计任务书或设计委托书; 1.2 资源与市场数据。 1.3 技术要求,至少应包括: 1)管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求; 2)管输气体的来源及物性; 3)管道的任务输量、最小输量、最大输量; 4)管道沿线天然气的分输或注入要求; 5)管道用户用气特点及不均匀系数; 6)上游供气方不同年份供气量及供气压力; 7)不同年份用户用气量及用气压力需求; 8)工期要求。 1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。 1.5 业主对工程管理的要求。 1.6 经济评价与概算资料 1)资金来源及贷款方式; 2)工程建设期及分年度投资比例; 3)类似工程投资及施工情况。 2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 1 管道沿线行政区划及地方志,沿线城市、乡镇发展规划。 2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况; 3 管道沿线资源情况,包括:矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等; 4 管道沿线重要设施分布,包括:军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划; 5 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况; 6 管道沿线重大项目的建设与规划; 7 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求,气象资料宜为近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;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

GB50369-2006油气长输管道工程施工及验收规范

中华人民共和国建设部公告 第407号 建设部关于发布国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》的公告 现批准《油气长输管道工程施工及验收规范》为国家标准,编号为:GB 50369—2006,自2006年5月1日起实施。其中,第4.1.1、4.2.1、10.1.4、1O.3.2、10.3.3(2、3、4)、 10.3.4、14.1.1、14.1.2、14.2.2条(款)为强制性条文,必须严格执行。 本规范由建设部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。 中华人民共和国建设部 前言 本规范是根据建设部建标[2002]85号《关于印发“二00一年至二O0二年度工程建设国家标准制订、修订计划”的通知》文件的要求,由中国石油天然气集团公司组织中国石油天然气管道局编制完成的。 本规范共分19章和3个附录,主要内容包括:总则,术语,施工准备,材料、管道附件验收,交接桩及测量放线,施工作业带清理及施工便道修筑,材料、防腐管的运输及保管,管沟开挖,布管及现场坡口加工,管口组对、焊接及验收,管道防腐和保温工程,管道下沟及回填,管道穿(跨)越工程及同沟敷设,管道清管、测径及试压,输气管道干燥,管道连头,管道附属工程,健康、安全与环境,工程交工验收等方面的规定。 在本规范的制定过程中,规范编制组总结了多年油气管道施工的经验,借鉴了国内已有国家标准及行业标准和国外发达工业国家的相关标准,并以各种方式广泛征求了国内有关单位、专家的意见,反复修改,最后经审查定稿。 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文,必须严格执行。 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释,由中国石油天然气管道局负责具体技术内容解释。本规范在执行过程中,请各单位结合工程实践,认真总结经验,如发现需要修改或补充之处,请将意见和建议寄交中国石油天然气管道局质量安全环保部(地址:河北省廊坊市广阳道,邮编:065000),以便今后修订时参考。 本规范主编单位、参编单位和主要起草人: 主编单位:中国石油天然气管道局 参编单位:中国石油集团工程技术研究院 主要起草人:魏国昌陈兵剑郑玉刚王炜续理 高泽涛马骅苏士峰陈连山钱明亮 胡孝江姚士洪葛业武李建军隋永莉 田永山杨燕徐梅李林田宝州 1 总则

油气输送管道穿越工程设计要求规范(GB50423-2015)

油气输送管道穿越工程设计规范(GB50423-2007) 3.1 基础资料 3.1.1 穿越工程设计前,应取得所输介质物性资料及输送工艺参数。其要求应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253和《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定执行。 3.1.2 穿越工程设计前,应根据有关部门对管道工程的环境影响评估报告、灾害性地质评估报告、地震安全评估报告及其他涉及工程的有关法律法规,合理地选定穿越位置。穿越有防洪要求的重要河段,应根据水务部门的防洪评价报告,选定穿越位置及穿越方案。 3.1.3 选定穿越位置后,应按照国家现行标准《长距离输油输气管道测量规范》SY/T 0055和《油气田及管道岩土工程勘察规范》SY/T 00 53,根据设计阶段的要求,取得下列测量和工程地质所需资料: 1 工程测量资料,包括1:200~1:2000,平面地形图(大、中型工程)与断面图; 2 工程地质报告,包括1:200~1:2000地质剖面图、柱状图、岩土力学指标、地震、水文地质及工程地质的结论意见。 3.1.4 应根据下列钻孔布置要求获取地质资料: 1 挖沟埋设穿越管段,应布置在穿越中线上。 2 水平定向钻、顶管或隧道敷设穿越管段,应交叉布置在穿越中线两侧各距15~50m处。在岩性变化多时,局部钻孔密度孔距可布置为20~30m。 3.1.5 根据现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306,位于地震动峰值加速度a≥0.19地区的大中型穿越工程,应查清下列四种情况,并取得量化指标: 1 有无断层及断层活动性质、一次性最大可能错动量。 2 地震时两岸或水床是否会出现开裂或错动。 3 地震时是否会发生基土液化。 4 地震时是否会引起两岸滑坡或深层滑动。 3.1.6 穿越管段应有防腐控制的设计资料。 3.2 材料 3.2.1 穿越工程用于输送油气的钢管,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/T 97 11.1或《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/T 9711.2的规定,并应根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用应力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。对于管径小于DN300,设计压力小于6.4MPa的输油钢管或设计压力小于 4.0MP a的输气钢管,可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/

《输油管道设计与管理》

《输油管道设计与管理》

- 、2 _m Q1 IQ 2L L _x(1 八) h e,输量为Q/2时各泵站的扬程均为hd, 常有倍增泵站、铺设副管和变径管,如果要求提高的输送能力大于22-倍,则可以采用既倍增泵 站又铺设副管的综合方法,试证明此时所需要的副管长度为x =上(1 _盒)。(其中:?? = Q l, Q i f )。 i 证明:倍增泵站并铺副管前的能量平衡式为: N(H c -h m H fQ"L (1) 倍增泵站并铺副管后的能量平衡式为: 2N(H C -h m) = fQ;』L -x(1 - ?)](2) 联立解(1 )和(2 )得 Q 1 一Q x= ±(1-侖) 3、某等温输油管道,地形平坦沿线高程均相等,三个泵站等间距布置,每站二台相同型号的离 心泵并联工作,输量为Q;现由于油田来油量减少,输量降为Q/2,问可对运行的泵组合及泵站 出口阀进行哪些调节?哪种方案最好?说明理由(已知管线流态均为水力光滑区,忽约 H s1,H t, h m)。 解:设:管线长为L,输量为Q时各泵站的扬程均为输量为Q 时的能量平衡方程为: 2-m H“+3(h e—h m) = fLQ +H t 输量为Q/2时的能量平衡方程为:

H s1 + 3(hd 比较①和②可得: 2- m )+H t 、2— m ) =0.2973

所以,按题意可知只需一个泵站的一台泵即可完成 Q/2的输量。当然,还可采取把泵站出口关 小节流、调节泵机组速度、换用离心泵的叶轮直径等措施。但以全线能耗费用最低为基本原则考 虑,前者为最优。 4、在管道建设中,常为某种目的而铺设副管或变径管来降低摩阻,在流态相同(如水力光滑 区)的情况下, 试分析降低相同水力摩阻时,采用铺设副管还是变径管在经济上更为合理?(设 铺设副管与变径管的长度均为 解:因为在水力光滑区,且 据题意有I 0=0.298 I , 钢材耗量分别为:副管为 变径管为 可见铺设变径管可节约钢材 L f ;副管的管径与干线管径相同,即 d=d f ;变径管直径为d 。) 1 75 d= d f , i f = o i = i /2 . = 0.298 1 4 75 即 Q =(d/d 0). =0.298,解得 d 0=1.29 d 2 n d S L f p 1.29 n d S L f p 35.5%,所以铺设变径管比铺设副管在经济上更为合理。 四、计算题 1、某埋地原油管道等温输送管线, 任务输量2500X 104t/a ,管内径D=0.703m;年平均地温T o =19 C 6 2 (0=82.2 X 10- m/s );油温 20C 时的密度为874Kg/m 3 ;钢管绝对粗糙度 e 取0.1mm 全线 长176Km 求全线的沿程摩阻损失 h 。 解:(1)、计算输送温度下的流量 油品19C 时的密度为::爲=『20-二(T 0-20) '=1.825 -0.001315 鳥0 =1.825 -0.01315 874 = 0.6757 Kg/m 3C 「19=874.68 Kg/m 3C G 103 体积流量:Q 19 0.9452 m/s 气异 8400^3600 (2)、计算雷诺数 4Q 19 R e ——'■-20826 ■D1 ^19 (3)、 用列宾宗公式计算沿程摩阻 3、某管线 J0D 1 J0 吧论。。 e 0.1 10 ■ 3000 R e 70300 故流态为水力光滑区,即 m=0.25 人叮叽=0.0246 O.945, 75 (82 ;25 10 冷 °25 17600^ 1992m D ; 0.7034 D ° =325mm ,站间距32Km ,总传热系数 K=1.8W/m 2 .C ,输量G=98Kg/S,出站温度

天然气输气管线工程设计方案

天然气输气管线工程设计方案 一、工程名称:天然气输气管线工程 二、工程地点:。 三、工程容: 本工程为至天然气输气管线工程,管线规格是φ57×3.5的20#无缝钢管(GB/T8163-2008),输送距离约为7000m. 管线沿途主要以埋地敷设为主。 四、工期要求: 整个工程在30天完成。 五、施工依据及验收规: 1、《凉水至护山天然气输气管线工程施工设计图》; 2、《输气管道工程设计规》GB50251-2003; 3、《城镇燃气设计规》GB50028-2006; 4、《油气长输管道工程施工及验收规》 GB 50369-2003; 5、《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008; 6、《城镇燃气输配工程施工及验收规》CJJ33-2005; 7、《钢质管道外腐蚀控制规》 GB/T21447-2008; 8、《现场设备、工业管道焊接施工及验收规》GB50236-1998; 9、《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005; 10、《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》 SY/T0413-2002; 11、《油气输送用钢制弯管》 SY/T5257-2004

第二章施工方案 一、施工准备: 1、由项目责任人员与建设方以及设计方一道进行技术交底和现场踏勘,共同核对有关资料。 2、由项目责任人员及有关技术人员一道进行施工图的会审,并编制有关工艺及方案。 3、由项目责任人员对施工人员进行技术方案交底,发放施工资料,进行安全、技术培训。 4、根据现场施工需要,列出进场设备、仪器清单。技安员对进场设备和仪器进行检查,确保其完好性、安全性及有效性。经常进行设备保养和检修,使其始终处于良好的运行状态,满足施工要求。 5、加强钢管、阀门等原材料的供应管理,保证在各项工作需要时准时提供。 6、材料存放 6.1钢管、管道附件、防腐材料及其它设备材料应按产品说明书的要求妥善保管,存放过程中应注意检查,以防锈蚀、变形、老化或性能下降。 6.2焊材等材料应存放在库房中,其中焊条应存放在通风干燥的库房,焊条长期存放时的相对湿度不宜超过60%。钢管、管件、沥青等材料或设备可以分类露天存放,存放场地应平整、无石块,地面无积水。存放场地应保持1%~2%的坡度,并设有排水沟。易燃、易爆物品的库房应配备消防器材。 6.3防腐管应同向分层码垛堆放,堆放高度不宜超过3m,且应保证管子不失稳变形、不损坏防腐层。 7、原材料的检验、验收 7.1对施工用所有的材料进行验收,检查材料的外观或包装、合格证、

输气管道工程设计规范2015

输气管道工程设计规范 1 总则 2 术语 3 输气工艺 3.1一般规定 3.1.1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计量。当采用年输气量时,设计年工作天数应按350d计算。 3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标,并应符合下列规定: 1 应清除机械杂质; 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃; 3 露点应低于最低环境温度; 4 气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3; 5 二氧化碳含量不应大于3%。 3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需求、管材质量及管道附近的安全因素,经技术经济比较后确定。 3.1.4 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的要求采取了防腐措施时,不应再增加管壁的腐蚀裕量。 3.1.5 输气管道应设清管设施,清管设施与输气站合并建设。 3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时,应经技术经济比较确定。 3.2工艺设计 3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系,对管道进行系统优化设计,经综合分析和技术经济对比后确定。 3.2.2 工艺设计应确定下列内容: 1 输气总工艺流程; 2 输气站的工艺参数和流程; 3 输气站的数量及站间距; 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。

3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时,应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素,进行多方案技术经济必选,按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。 3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配,并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。再正常输气条件下,压缩机组应在高效区内工作。 3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。 3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时,输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。 3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 3.2.8 输气站宜设置越站旁通。 3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀,并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。 3.3 工艺设计与分析 3.3.1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料: 1 管道气体的组成; 2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围; 3 气源的压力、温度及其变化范围; 4 沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。当要求利用管道储气调峰时,应具备用户的用气特性曲线和数据; 5 沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 3.3.2 输气管道水力计算应符合下列规定: 1 当输气管道纵断面的相对高差Δh ≤200m 且不考虑高差影响时,应按下式计算: 5.052221)(1051???????-=TL Z d P P q v λ (3.3.2—1) 式中:v q ——气体(P 0=0.101325MPa ,T=293K )的流量(m 3/d ); P 1——输气管道计算段的起点压力(绝)(MPa ); P 2——输气管道计算段的终点压力(绝)(MPa ); d ——输气管道内径(cm ); λ——水力摩阻系数; Z ——气体的压缩因子; ?——气体的相对密度; T ——输气管道内气体的平均温度(K ); L ——输气管道计算段的长度(km )。 2 当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时,应按下列公式计算: 5 .01152221)(21)1(1051??? ?????????????????++??+-=∑=-n i i i i v L h h L TL Z d h P P q αλα (3.3.2—2)

输油管道设计与管理复习重点

西安石油大学《输油管道设计与管理》期末复习要点 一、名词解释(本大题╳╳分,每小题╳╳分) 1可行性研究:是一种分析、评价各种建设方案和生产经营决策的一种科学方法。 2等温输送:管道输送原油过程中,如果不人为地向原油增加热量,提高原油的温度,而是使原油输送过程中基本保持接近管道周围土壤的温度,这种输送方式称为等温输送。 3原油凝固点:它是在规定的试验条件下,当原油在试管中被冷却到某一温度,将试管倾斜45℃,经一分钟后,液面未见有位置移动,此种现象即称为凝固,产生此现象的最高温度称为原油凝固点。 4、线路纵断面图:在直角坐标上表示管道长度与沿线高程变化的图形称为线路纵断面图。 5、管路工作特性:是指管长、管内径和粘度等一定时,管路能量损失H与流量Q之间的关系。 6、泵站工作特性:是指泵站提供的扬程H和排量Q之间的相互关系。 7、工作点:管路特性曲线与泵站特性曲线的交点,称为工作点。 8、水力坡降:管道单位长度上的水力摩阻损失,叫做水力坡降。 9、水力坡降线:就斜率为水力坡降数值的直线。 10、翻越点:在地形起伏变化较大的管道线路上,从线路上某一凸起高点,管道中的原油如果能按设计量自流到达管道的终点,这个凸起高点就是管道的翻越点。 11、计算长度:从管道起点到翻越点的线路长度叫做计算长度。 12、总传热系数K:指油流与周围介质温差为1℃时,单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。 13、析蜡点:蜡晶开始析出的温度,称为析蜡点。 14、反常点:牛顿流体转变为非牛顿流体的温度,称为反常点。 15、结蜡:是指在管道内壁上逐渐沉积了某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。 16、失流点:含蜡原油形成网络结构,出现屈服值的温度。 17、含蜡原油的热处理:是将原油加热到一定温度,使原油中的石蜡、胶质和沥青质溶解,分散在原由中,再以一定的温降速率和方式冷却,以改变析出的蜡晶形态和强度,改善原油的低温流动性。 18、热处理输送:利用原油热处理实现含蜡原油的常温输送或延长输送距离。

输油管道设计与管理

《输油管道设计与管理》书面作业 作业题目 1.某长输管线按“从泵到泵”方式输送柴油,输量为50万吨/年,管材为φ159×6,管壁粗糙度e=0.1mm。管线的最高工作压力64×105Pa,沿线年平均地温t0=12℃,最低月平均地温t0=3℃,年工作日按350天计算。 泵站选用65y-50×12型离心泵,允许进口压力为0-40m油住,每个泵站的站内损失按20m油柱计算。首站进站压力取20m油柱。 泵特性: ρt=ρ20-ξ(t-20) kg/m3 ξ=1.825-0.00l315ρ20kg/m3℃ 按平均地温试作以下计算: (1) 按米勒和伯拉休斯公式计算输送柴油的水力摩阻系数,并比较计箕结果的相对差值。 (2) 若改输汽油,按列宾宗公式和伊萨也夫公式计算水力摩阻系数,比较计算结果的相对差值。 (3) 输送柴油的工艺计算: ①用最小二乘法求泵特性方程,比较计算与实测值的相对误差。 ②确定泵站泵机组的运行方式及台数(不计备用泵)。 ③按列宾宗公式计算水力坡降,求所需泵站数并化整。 ④用解析法求工作点。 ⑤在管线纵断面图上布置泵站。 ⑥根据站址计算全线各站进、出站压力,检查全线动静水压力。 ⑦计算冬季地温3℃时,输送柴油的工作点及各站的进、出站压力,并与年平均地温时的进、

出站压力比较。 ⑧从起点到翻越点,计算平均站间距L f/n、起点至各站的平均站间距L j/j,据此定性分析油品粘度变化时各站进站压力的变化趋势。对比⑥、⑦的计算结果是否符合这个规律,若不符合,请说明原因。 2.管路热力计算 某管路长286km,采用φ426×8钢管,埋深1.4m,沿线冬季月平均地温2℃,月平均气温-10℃。管壁粗糙度e=0.1mm。 (1) 计算管路保温与不保温的总热阻及总传热系数(埋地不保温管线沥青防腐绝缘层厚度7mm,埋地保温管线用聚氨脂泡沫塑料,厚40mm,外面有沥青防水层,厚7mm,忽略α1及钢管热阻)。 (2) 若管线架空铺设,试计算不保温及有40mm厚的聚氨脂泡沫塑料保温层时,管线的总热阻及总传热系数。 冬季计算风速5m/s,管外壁至大气的幅射放热系数可取为αar=3.5W/m2℃。 (3) 若输量为500万吨/年,输送密度为870kg/m3的粘油,设计最高输油温度60℃,最低35℃,计算上述管路埋地无保温及埋地保温时所需的加热站数、站间长度。油品比热C=2.1kJ/kg℃。 (4) 管路埋地无保温铺设,计算冬季条件下,间站允许的最小输量。允许最高、最低输油温度为70℃、30℃。 (5) 若上述管路的输量降至240万吨/年,可以在设计及运行中采取什么措施实现正常安全输油? 有关参数如下: 土壤导热系数(w/m℃) 0.96 沥青导热系数(w/m℃) 0.15 聚氨脂泡沫导热系数(w/m℃) 0.05 3.分别按理论公式及平均温度计算法计算某热油管路的站间摩阻。 管线φ325×7,站间距32km,总传热系数K=1.8w/m2℃,输量98kg/s,出站油温65℃,沿线地温t0=3℃。所输油品物性如下: ρcp=852kg/m3,C=2.0kJ/kg℃ υTR=5.3×10-6m2/s,u=0.036(粘温指数) 4.热油管路设计方案 已知条件: (1) 管线总传热系数K=2.1w/m2℃,管线埋深处最低月平均地温t0=1℃,螺纹焊接钢管φ325×7,工作压力46×105Pa,沥青绝缘层厚度为7mm。 (2) 管输原油的物性参数如下: ρ20=840kg/m3 C=2.1kJ/kg℃ 粘温方程lnυ=3.62-0.041t (cs) (3) 任务输量为300万吨/年 (4) (5) 可供选择的加热炉、泵的性能

长输天然气管道工程施工设计方案(技术标)

施工组织设计 中油通威工程建设 池晓杰

第一章工程概况 1.1工程名称 长庆油田输气管道二标段管道支线工程; 1.2工程概况 长庆油输气管道第二标段支线长24KM,管线设计压力为10MPA,工期为120天,主材由建设单位供给,钢管为D528MM螺旋防腐钢管,工程设计要求管道埋设深度为2000MM(除特殊地段),弯头三通共四处,分别为:三通与已竣工的主干线连接,支线8KM处120°弯头一个,14KM处120°弯头一个,20KM处向南90°弯头一个,末端接头至气站墙预留管端口海拔高度608M,末端高度656M; 管道从环县五台镇庄村水塔北侧50M处自东向西走向,管道铺设为丘陵黄土坡地带,8KM处普坚石400M,靠第一个弯200M处有一排洪沟,深5M,宽20M,管线16KM处跨越庄河一处,流向从北向南,河道宽度50M,河水流量每秒1M,河道属鹅卵石粗地段,极易塌方,设计要求管道埋深较平地设计加深1M,管道靠村耕地200M长度(见示意图一) 1.3主要工程量 (1) 测量放线; (2) 扫线布管; (3) 管线组对焊接; (4) 管沟开挖回填; (5) 防腐补口、补伤; (6) 管线试压测径; (7)跨越排洪沟1处 (8) 跨越河流1处, 注:增加工作量另计 1.4工程地点 环县王台镇庄村 1.5工程性质 新建 1.6建设单位 中油通威工程建设 1.7工程期限 计划开工日期为2014年8月1日,计划机械及焊接完成日期为2014年12月15日,具备投产日期计划为:2014年12月20日; 第二章编制依据 设计文件资料、施工现场踏勘资料、有关定额文件、国家现行的法令、法规、地区行业颁布发的安全、消防、环保、文物等管理规定;

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