输油管道设计规范

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目录　第一章　总则　第二章　火灾危险性分类　第三章　区域布置　第四章　油气厂、站、库内部平面布置　第五章　油气厂、站、库防火设计　第六章　油气田内部集输管道　第七章　消防设施　附录一　名词解释　附录二　防火间距起算点的规定　附录三　生产的火灾危险性分类举例　附录四　油气田和管道常用储存物品的火灾危险性分类举例　附录五　增加管道壁厚的计算公式

第一章　总则　第　１．０．１　条　为了在油气田及管道工程设计中贯彻“预防为主，防消结合”的方针，统计要求，防止和减少　火灾损失，保障生产建设和公民生命财产的安全，制订本规范。　第　１．０．２　条　本规范适用于新建、　扩建和改建的油气田和管道工程的油气生产、储运的设计。　不适用于地下和半地下油气厂、站、库工程和海洋石油工程。　第　１．０．３　条　油气田及管道工程的防火设计，　必须遵守国家的有关方针政策，结合实际，正确处理生产　和安全的关系。积极采用先进的防火和灭火技术，做到保障安全生产，经济实用。　第　ｌ．０．４　条　油气田及管道工程设计除执行本规范外，尚应符合国家现行的有关标准、规范的规定。　第二章　火灾危险性分类

第　２．０．１　条　生产的火灾危险性应按表　２．０．１　分为五类。　生产的火灾危险性分类　表　２．０．１

注：①本表采用现行国家标准《建筑设计防火规范》规定的部分内容。　②生产的火灾危险性分类举例见附录三。　第　２．０．２　条　油气生产厂房内或防火分区内有不同性质的生产时，　其分类应按火灾危险性较大的部分确　定，当火灾危险性较大的部分占本层或本防火分区面积的比例小于　５％，且发生事故时不足以蔓延到其他　部位，　或采取防火措施能防止火灾蔓延时，可按火灾危险性较小的部分确定。　第　２．０．３　条　储存物品的火灾危险性分类应按现行国家标准《建筑设计防火规范》分为五类，油气田和　管道常用储存物品的火灾危险性分类及举例按附录四执行。　第三章　区域布置　第　３．０．１　条　区域总平面布置应根据油气厂、站、库、　相邻企业和设施的火灾危险性，地形与风向等因　素，进行综合经济比较，合理确定。　第　３．０．２　条　油气厂、站、　库宜布置在城镇和居民区的全年最小频率风向的上风侧。在山区、丘陵地区，　宜避开在窝风地段建厂、站、库。　第　３．０．３　条　油气厂、站、库的等级划分，　根据储存原油和液化石油气、天然气凝液的储罐总容量，应　按表　３．０．３　的规定执行，并应符合下列规定：　油气站、库分级表　３．０．３

一、当油气厂、站、库内同时布置有原油和液化石油气、天然气凝液两类以上储罐时，应分别计算储罐的　总容量，并应按其中等级较高者确定；　二、生产规模大于或等于　１００×１０＾４ｍ＾３／ｄ　的天然气处理厂和压气站，当储罐容量小于三级厂、站的储存　总容量时，仍应走为三级厂、站；　三、生产规模小于　１００×１０＾４ｍ＾３／ｄ，大于或等于　５０×１０＾４ｍ＾３／ｄ　的天然气处理厂．压气站，储罐容量　小于四级厂、站的储存总容量时，仍应定为四级厂、站；　四、生产规模小于　５０×１０＾４ｍ＾３／ｄ　的天然气处理厂、压气站从及任何生产规模的集气、输气工程的其他站　仍应为五级站。

第　３．０．４　条　甲、乙类油气厂、站、库外部区域布置防火间距，应按表　３．０．４　的规定执行。　甲、乙类油气厂、站、库外部区域布置防火间距（ｍ）表　３．　０．　４

注：　①防火间距的起算点应按本规范附录二执行，但油气厂、站、库与相邻厂矿企业一栏的防火间距系指　厂、站、库内的甲、乙类储罐外壁与区域相关设施的防火间距；丙类设备、容器、厂房与区域相关设施的　防火间距可按本表减少　２５％。　②表中　３５ｋｖ　及以上独立变电所，系指　３５ｋＶ　及以上变电所单台变压器容量在　１００００ｋｖＡ　及以上的变电所，　小于　１００００ｋｖＡ　的　３５ｋｖ　变电所防火间距可按本表减少　２５％。　③当火炬按本表防火间距布置有困难时，　其有效防火间距应经计算确定。　放空管按表中火炬间距减少　５０％。　④３５ｋｖ　及以上的架空线路。防火间距除应满足　１．５　倍杆塔高度要求外，且应不小于　３０ｍ。　第　３．０．５　条　油气井与周围建（构）筑物、设施的防火间距应按表　３．０．５　的规定执行，自喷油井应在　厂、站、库围墙以外。　油气井与周围建（构）筑物、设施的防火间距（ｍ）表　３．０．５

注：当气井关井压力超过　２５ＭＦａ　时，与　１００　人以上的居民区、村镇、公共福利设施和相邻厂矿企业的防　火间距，应按本表现定的数值增加　５０％。　第　３．０．６　条

　为钻井和采输服务的机修厂、管子站、供应站、运输站　仓库等辅助生产厂、站，应按相邻　企业确定防火间距。　第　３．　０．７　条　通往一、二级油气厂、站、库的外部道路路面宽度不应小于　５．５ｍ，三、四、五级油气厂。　站、库外部道路路面宽度不应小于　３．５ｍ。　第　３．　０．　８　条　火炬及可燃气体放空管宜位于厂、站、　库生产区最小频率风向的上风侧；并宜布置在油气厂、　站、库外的地势较高处。火炬和放空管与厂、站的间距：火炬由计算确定；放空管放空量等于或小于　１．２×１０＾４ｍ＾３／ｈ　时，不应小于　１０ｍ：放空量　１．２×１０＾４－４×１０＾４ｍ＾３／ｈ　时，不应小于　４０ｍ。　第四章　油气厂、站、库内部平面布置　第一节　一般规定　第　４．１．１　条　油气厂、站、库内部平面布置应根据其火灾危险性等级、工艺特点、功能要求等因素进行　综合经济比较，合理确定。

第　４．　１．　２　条　油气厂、站、库的内部平面布置应符合下列规定：　一、有油气散发的场所，宜布置在有明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧；　二、甲、乙类液体储罐宜布置在地势较低处。当布置在地势较高处时，应采取防止液体流散的措施。　第　４．１．３　条　油气厂、站、库内的锅炉房、３５ｋＶ　及以上变（配）电所、有明火或散发火花的加热炉和水　套炉宜布置在油气生产区场地边缘部位。油气生产阀组，不应设在加热炉烧火间内。　第　４．１．４　条　汽车运输原油、天然气凝液、　液化石油气和硫磺的装车场及硫磺仓库，应布置在油气厂、　站、库区的边缘部位，并宜设单独的出入口。　第　４．１．５　条　厂、站、库内原油、天然气、　液化石油气和天然气凝液的管道，宜在地面以上敷设。　第　４．１．６　条　１０ｋＶ　及以下架空电力线路，　与爆炸危险场所的水平距离不应小于杆塔高度的　１．５　倍，并　严禁跨越爆炸危险场所。　第　４．１．７　条　油气厂、站、库的围墙（栏），应采用非燃烧材料。　道路与围墙（栏）的间距不应小于　１．５ｍ；一、二级油气厂、站、　库内甲类和乙类设备、容器及生产建　（构）筑物至围墙（栏）的间距，不应小于　５ｍ。　第　４．１．８　条　甲、乙、丙类液体储罐防火堤（或防护墙内，　严禁绿化和耕种，防火堤或防护墙与消防车　道之间不应种植树木。　第　４．１．９　条　一、二、三、四级油气厂、站、库的甲、乙类液体厂房及油气密闭工艺设备距主要道路不　应小于　１０ｍ，距次要道路不应小于　５ｍ。　第　４．１．１０　条　在公路型单车道路面（不包括路肩）外　１ｍ　宽的范围内，不宜布置电杆及消火栓。　第二节　厂、站、库内部道路　第　４．２．１　条　一、二、三、Ｄ　级油气厂、站、库，至少应有两个通向外部公路的出入口。　第　４．２．２　条　油气厂、站、库内消防车道布置应符合下列要求：　一、一、二、三级油气厂、站、库储罐区宜设环形消防车道。四、五级油气厂、站、库或受地形等条件限　制的一、二、三级油气厂、站、库，可设有回车场的尽头式消防车道，回车场的面积不宜小于　１５ｍ×１５ｍ：　二、储罐区消防车道与防火堤坡脚线之间的距离，不应小于　３ｍ：　三、铁路装卸区应设消防车道，消防车道应与油气厂、站、库内道路构成环形道，或设有回车场的尽头式　道路；

四、消防车道的净空高度不应小于　４．５ｍ；一、二、三级油气厂、站、库的道路转弯半径不应小于　１２ｍ，　道路纵向坡度不宜大于　８％；　五、消防车道与油气厂、站、库内铁路平面相交时，交叉点应在铁路机车停车限界之外；　六、储罐中心至不同周边的两条消防车道的距离不应大于　１２０ｍ。　第三节　建（构）筑物　第　４．３．１　条　甲、　乙类生产和储存物品的建（构）筑物耐火等级不宜低于二级；丙类生产和储存物品的　建（构）筑物耐火等级不宜低于三级。当甲、乙类火灾危险性的厂房采用轻型钢结构时，应符合下列要求：　一、建筑构件必须采用非燃烧材料；　二、除天然气压缩机厂房外，宜为单层建筑；　三、与其他厂房的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》中的三级耐火等级的建筑确定。　第　４．３．２　条　有爆炸危险的甲、乙类厂房宜为敞开式或半敞开式建筑，当采用封闭式的厂房时，应有良　好的通风设施。甲、乙类厂房泄压面积、泄压设施应按现行国家标准《建筑设计防火规范》的有关规定执　行。　第　４．３．３　条　当在一栋建筑物内布置不同火灾危险性类别的房间时，其隔墙应采用非燃烧材料的实体墙。　天然气压缩机房或油泵房宜布置在建筑物的一端。　第　４．３．４　条　变、配电所不应与有爆炸危险的甲、乙类厂房毗邻布置。但供上述甲、乙类生产专用的　１０ｋＶ　及以下的变、配电间，当采用无门窗洞口防火墙隔开时，可毗邻布置。当必须在防火墙上开窗时，应设非　燃烧材料的密封固定窗。　变压器与配电间之间应设防火墙。　第　４．３．５　条　生产区的安全疏散应符合下列要求：　一、建筑物的门应向外开启，面积大于　１００ｍ＾２　的甲、乙类生产厂房出入口不得少于两个；　二、甲

、乙类工艺设备平台、操作平台，宜设两个通向地面的梯子。长度小于　８ｍ　的甲类工艺设备平台和　长度小于　１５ｍ　的乙类工艺设备平台，　可设一个梯子。　相邻的平台和框架可根据疏散要求，设走桥连通。　第　４．３．６　条　立式圆筒油品加热炉和液化石油气、　天然气凝液球罐的钢立柱，宜设保护后，其耐火极限　不应小于　２ｈ。　第　４．３．７　条　火车、汽车装卸油栈台、操作平台均应采用非燃烧材料。

第五章　油气厂、站、库防火设计　第一节　一般规定　第　５．１．１　条　集中控制室当设置非防爆仪表及电气设备时，　应符合下列要求；　一、应在爆炸危险区范围以外设置，室内地坪宜比室外地坪高　０．６ｍ：　二、含有甲、乙类液体、可燃气体的仪表引线不得直接引人室内。　第　５．１．２　条　仪表控制间当设置非防爆仪表及电气设备时，　应符合下列要求：　一、在使用或生产液化石油气和天然气凝液的场所的仪表控制间，室内地坪宜室外地坪高　０．　６ｍ：　二、可燃气体和含有甲、乙类液体的仪表引线不宜直接引人仪表控制间内；　三、当与甲，乙类生产厂房毗邻时，应采取无门窗洞口防火墙隔开；当必须在防火墙上开窗时、应设非燃　烧材料的密封固定窗。　第　５．ｌ．３　条　液化石油气厂房、　可燃气体压缩机厂房和建筑面积大于或等于　１５０ｍ＾２　的甲类火灾危险性　厂房内，应设可燃气体浓度检漏报警装置。　第　５．ｌ．４　条　甲、乙类液体储罐、容器、工艺设备和甲、　乙类地面管适当需要保温时，应采用非燃烧材　料；低温保冷可采用泡沫塑料。但其保护层外壳应采用非燃烧材料。　第　５．１．５　条　当使用有凝液析出的天然气作燃料时、　其管线上应设置气液分离器。加热炉炉膛内宜设“常　明灯”，其气源可从燃料气调节阀前的管道上引向炉膛。　第　５．１．６　条　加热炉或锅炉燃料油的供油系统应符合下列要求：　一、燃料油泵和被加热的油气进、出口阀不应布置在烧火间内；当燃料油泵房与烧火间毗邻布置时，应设　防火墙；　二、当燃料油储罐总容量不大于　２０ｍ＾３　时，与加热炉的防火间距不应小于　８ｍ；燃料油罐与燃料油泵的间　距不限。　加热炉的烧火口或防爆门不应直接朝向燃料油储罐。　第　５．１．７　条　输送甲、乙类液体的泵、　可燃气体压缩机不得与空气压缩机同室布置。且空气管道不得与　可燃气体、甲、乙类液体管道固定相联。　第　５．１．８　条　甲、乙类液体常压储罐、容器通向大气的开口处应设阻火器。

第　５．１．９　条　油气厂、站、库内，当使用内燃机驱动泵和天然气压缩机时，应符合下列要求：　一、内燃机排气管应有隔热层；其出口处应设防火罩。当排气管穿过屋顶时，其管口应高出屋顶　２ｍ；当穿　过侧墙时，排气方向应避开散发油气或有爆炸危险的场所；　二、内燃机的燃料油储罐宜露天设置；内燃机供油管线不应架空引至内燃机油箱；在靠近燃料油储罐出口　和内燃机油箱进口处应分别设切断阀。　第　５．１．１０　条　含油污水应排入含油污水管道或工业下水道，其连接处应设水封井，并应采取防冻措施。　第　５．１．１１　条　机械采油井场当采用非防爆启动器时，距井口的水平距离不得小于　５ｍ。　第　５．１．１２　条　甲、乙类厂房、工艺设备、装卸油栈台、储罐和管线等的防雷、防爆和防静电措施，应符　合国家现行有关标准的规定。　第二节　厂、站、库内部防火间距　第　５．２．１　条　一、二、三、四级油气厂、站、库内部的防火间距应符合表　５．２．１　的要求。　一、二、三、四级油气厂、站、库内部的防火间距

注：⑴电脱水器当未采取防电火花措施时，应按有明火的密闭工艺设备确定间距；当采取防电火花措施时？　则应按甲、乙类密闭工艺设备确定间距。　⑵缓冲罐与泵、零位罐与泵、除油池与污油提升泵、塔与塔底泵、压缩机与其直接相关的附属设备的防火　间距可不受本表限制。　⑶污油泵房与敞口容器、除油地、消防泵房、其他厂房的防火间距不应小于　１０ｍ。　⑷天然气灌装设施的防火间距，当利用油气生产分离器的压力灌装时。按汽车装卸鹤管确定；当采用加压　灌装时，按液化石油气灌装站确定。

　⑸表中分数，分子系指甲类可燃气体，分母系指甲类液体。　⑹有明火的密闭工艺设备系指在同一密闭容器内可完成加热与分离、缓冲、沉降、脱水等一个或几个过程　的设备和工艺过程中的加热炉。当采取有效防火措施时，可与油气密闭工艺设备要求相同。　⑺敞口容器和除油池系指含油污水处理过程中的隔油池、除油罐，含油污水回收池和其他敞口容器。　⑻全厂性重要设施系指集中控制室、　消防泵房、　３５ｋＶ　及以上的变电所、　中心化验室、　总机室和厂部办公室。

⑼液化石油气灌装站系指进行液化石油气灌瓶、加压及其有关的附属生产设施；灌装站内部防火间距应按　本规范表　５．４．７　执行；　灌装站防火间距起算点，按灌装的设备、容器、建（构）筑物外缘算起。　⑽辅助性生产厂房系指维修间、化验间、车

间办公室、工具间、供注水泵房、排涝泵房、深井泵房、仪表　控制间等使用非防爆电气设备的厂房。　⑾厂房之间的防火间距应符合现行的《建筑设计防火规范》的规定。　第　５．２．２　条　油气厂、站内的甲、乙类工艺装置、　联合工艺装置的防火间距，应符合下列规定：　一、装置与其外部的防火间距应按本规范表　５．２．１　中甲、　乙类厂房和密闭工艺设备的规定执行；　二、装置间的防火间距应符合表　５．２．２－１　的规定。　装置间的防火间距（ｍ）表　５．２．２－１

注：表中数字为装置间相邻面工艺设备或建（构）筑物的净距。　三、装置内部的设备、建（构）筑物间的防火间距，应符合表　５．２．２－２　的规定；　装置内部的防火间距（ｍ）表　５．２．２－２

注：①表中数据为甲类装置内部防火间距，对乙类装置其防火间距可按本表规定减少　２５％。　②正压燃烧炉的防火间距按密闭工艺设备对待。　③表中中间储罐的总容量：液化石油气、在压力下储存的天然气凝液储罐应小于或等于　４０ｍ＾３，甲、乙类　液体储罐应小于或等于　１００ｍ＾３。　四、当装置内的各工艺部分不能同时停工检修时，各工艺部分的油气设备之间的间距不应小于　７ｍ。　第　５．２．３　条　五级油、气站场平面布置防火间距应符合表　５．２．３　的要求五级油、气站场防火间距（ｍ）

注：　①油罐与装车鹤管之间的防火间距，　当采用自流装车时不受本表限制，　当采用压力装车时不应小于　１５ｍ。　②水套炉与分离器组成的合一设备、三甘醇火焰加热再生釜、溶液脱硫的直接火焰加热重沸器等带有直接　火焰加热的设备，应按水套炉性质确定防火间距。

③克劳斯硫磺回收工艺的燃烧炉、再热炉、在线燃烧器等正压燃烧炉，其防火间距可按露大油气密闭设备　确定　④３５ｋＶ　及以上的变配电所应按本规范表　５．２．５　的规定执行。　第　５．　４　条　天然气密闭隔氧水罐和天然气放空管排放口与明火或散发火花地点的防火间距不应小于　Ｚ５ｍ，　２．　与非防爆厂房之间的防火间距不应小于　１２ｍ。　第三节　储存设施　第　５．３．１　条　甲类、乙类液体储罐组内储罐的布置，应符合下列要求；　一、固定顶储罐组总容量不应大于　１２００００ｍ＾３：　二、浮顶储罐组总容量不应大于　２０００００ｍ＾３：　三、储罐组内储罐的布置不应超过两排，且储罐个数不应超过　１２　个。当单罐容量大于　５００００ｍ＾３　时，应　单排布置。　第　５．３．２　条　甲、乙类液体常压储罐之间的防火间距不应小于表　５．３．２　的要求。　甲、乙类液体常压储罐之间的防火间距表

注：①表中口为相邻储罐中较大储罐的直径，当计算出的防火间距大于　２０ｍ　时，可按　２０ｍ　确定。　②单罐容量小于或等于　２００ｍ＾３　且总容量不大于　１６００ｍ＾３　时，　储罐防火间距可根据生产操作要求确定。　第　５．３．３　条　甲、乙类液体储罐组的四周应设防火堤，　当储罐组的总容量大于　２００００ｍ＾３，且储罐多于　两个时，防火堤内储罐之间应设隔堤，其高度应比防火堤低　０．２ｍ。　第　５．３．４　条　甲、乙类液体储罐组防火堤的设置应符合下列规定：　一、防火堤应是闭合的；　二、防火堤应为土堤。土源有困难时，可用砖石、钢筋混凝土等非燃烧材料，但内侧宜培土；　三、防火堤实际高度应比计算高度高出　０．２ｍ，防火堤高度宜为　１．０－２．０ｍ；　四、防火堤及隔堤应能承受所容纳液体的设计静液柱压力；　五、管线穿过防火堤处应用非燃烧材料填实密封；

六、应在防火堤不同周边上设置不少于两处的人行台阶；　七、防火堤内侧基脚线至储罐的净距，不应小于储罐高度的一半：　八、设在防火堤下部的雨水排出口，应设置可启闭的截流设施。　第　５．３．５　条　相邻储罐组防火堤外侧基脚线之间的净距，不应小于　７ｍ。　第　５．３．６　条　容量小于或等于　２００ｍ＾３，且单独布置的污油罐可不设防火堤。　第　５．３．７　条　防火堤内的有效容量的确定，应符合下列要求：　一、对固定顶储罐组，不应小于储罐组内一个最大储罐的有效容量；　二、对浮顶储罐组，不应小于储罐组内一个最大储罐有效容量的一半；　三、当固定顶储罐与浮顶储罐布置在同一油罐组内时，防火堤内的有效容量应取上两款规定的较大值。　第　５．３．８　条　储罐的进油管管口应接至储罐底部。　第　５．３．９　条　液化石油气、天然气凝液储罐不得与甲、　乙类液体储罐同组布置，其防火间距应按现行国　家标准《建筑设计防火规范》的有关液化石油气罐的规定执行。液化石油气罐可与压力储存的稳定轻烃储　罐同组布置，其防火间距不应小于其中较大罐直径。　第　５．３．１０　条　液化石油气储罐或天然气凝液储罐的防护墙内应设置可燃气体浓度报警装置。　第　５．３．１１　条　液化石油

气或天然气凝液储罐应设安全阀、温度计、压力计、液位计、高液位报警器。　第　５．３．１２　条　液化石油气或天然气凝液储罐容积大于或等于　５０ｍ＾３　时？其液相出口管线上宜设远程操纵　阀和自动关闭阀，液相进口管道宜设单向阀。罐底宜预留给水管道接头。　第　５．３．１３　条　液化石油气、天然气凝液储罐液相进、出口阀的所有密封垫应选用螺旋型金属缠绕垫片或　金属包石棉垫片。　第　５．３．１４　条　液体石油气、天然气凝液储罐当采用冷却喷淋水时，应与消防冷却水系统相结合设置。　第　５．３．１５　条　液体硫磺储罐四周应设闭合的防护墙，墙高应为　１ｍ，应用非燃烧材料建造。墙内容积不　应小于一个最大的液硫储罐的容量；墙内侧至罐的净距不应小于　２ｍ。　第　５．３．１６　条　液体硫磺储罐与硫磺成型厂房之间应设有消防通道。　第　５．３．１７　条　固体硫磺仓库的设计应符合下列要求：　一、宜为单层建筑；

二、每座仓库的总面积不应超过　２０００ｍ＾２，且仓库内应设防火隔墙，防火隔墙间的面积不应超过　５００ｍ＾２：　三、仓库可与硫磺成型厂房毗邻布置，但必须设置防火墙。　第四节　装卸设施　第　５．４．１　条　装油管道应设方便操作的紧急切断阀，　阀与火车装卸油栈台的间距不应小灌装站内储罐与　有关设施的间距于　１０ｍ。　第　５．４．２　条　在火车装卸油栈台的一侧应设与站台平行的消防车道，站台与消防车道间距不应大于　８０ｍ，　且不应小于　１５ｍ。　第　５．４．３　条　火车装卸油栈台段铁路应采用非燃烧材料的轨枕。　第　５．４．４　条　火车装卸油栈台至站、库内其他铁路、道路的间距，应符合下列要求：　一、至其他铁路线不应小于　２０ｍ：　二、至主要道路不应小于　ｌ５ｍ：　三、至次要道路不应小于　１０ｍ。　第　５．４．５　条　零位油罐不应采用敞口容器；　受油口与油罐之间不应采用明沟（槽）连接；零位油罐排气　孔与卸油鹤管的距离不应小于　１０ｍ。　第　５．４．６　条　汽车装卸油鹤管与其装卸油泵房的防火间距不应小于　８ｍ；　与液化石油气、天然气生产厂　房及密闭工艺设备的防火间距不应小于　２５ｍ　：与其他甲、乙类生产厂房及密闭工艺设备的防火间距不应　小于　１５ｍ　：与丙类厂房及密闭工艺设备的防火间距不应小于　１０ｍ。　第　５．４．７　条　液化石油气灌装站内储罐与有关设施的间距，不应小于表　５．４．７　的规定。　灌装站内储罐与有关设施的间距（ｍ）表　５．４．７

注：液化石油气油罐与其泵房的防火间距不应小于　１５ｍ，　露天及半露天设置的泵不受此限制。　第　５．４．８　液化石油气厂房与其所属的配电间、　仪表控制间的防火间距不宜小于　１５ｍ。若毗邻布置时，　应采取无门窗洞口防火墙隔开；　当必须在防火墙上开窗时，应设非燃烧材料的密封固定窗。　第　５．４．９　液化石油气罐装站的罐装间和瓶库，应符合下列规定：　一、灌装间和瓶库宜为敞开式或半敞开式建筑物；当为封闭式建筑物时，应采取通风措施；

二、灌瓶间、倒瓶间、泵房的地沟不应与其他房间相通；其通风管道应单独设置；　三、灌瓶间的地面应铺设防止碰撞引起火花的面层；　四、装有气的气瓶不得露天存放；　五、气瓶库的液化石油气瓶总容量不宜超过　１０ｍ＾３；　六、残液必须密闭回收。　第　５．４．１０　条　液化石油气、天然气凝液储罐和汽车装卸台，宜布置在油气厂、站、库的边缘部位。灌瓶　咀与装卸台距离不应小于　１０ｍ。　第　５．４．１１　条　液化石油气灌装站应设高度不低于　２ｍ　的、用非燃烧材料建造的实体围墙，下部应设通风　口。　第五节　放空和火炬　第　５．５．１　条　进出厂、站的天然气总管应设紧急切断阀；当厂、　站内有两套及以上的天然气处理装置时，　每套装置的天然气进出口管上均应设置紧急切断阀；在紧急切断阀之前，均应设置越站旁路或设安全阀和　放空阀。　紧急切断阀应设在操作方便的地方。　第　５．５．２　条　放空管必须保持畅通，并应符合下列要求：　一、高压、低压放空管宜分别设置，并应直接与火炬或放空总管连通；　二、高压、低压放空管同时接入一个放空总管时，应使不同压力的放空点能同时安全排放。　第　５．５．３　条　火炬设置应符合下列要求：　一、火炬筒中心至油气厂、站内各部位的安全距离，应经过计算确定；　二、进入火炬的可燃气体应先经凝液分离罐处理，分出气体中直径大于　３００μｍ　的液滴；　三、分离器分出的凝液应回收或引人焚烧坑焚烧；　四、火炬应有可靠的点火设施。　第　５．５．４　条　安全阀泄放的小量可燃气体可排入大气。泄放管宜垂直向上，管口高出设备的最高平台，　且不应小于　２ｍ，并应高出所在地面　５ｍ。

厂房内的安全阀其泄放管应引出厂房外，管口应高出厂房　２ｍ　以上。　安全阀泄放系统应采取防止冰冻、防堵塞的措施。　第　５．５．５　条　液化石油气、天然气凝液储

罐上应设安全阀，容量大于　１００ｍ　的储罐宜设置两个安全阀，　每个安全阀均应承担全部泄放能力。　第　５．５．６　条　安全阀人口管上可装设与安全阀进口直径相同的阀，但不应采取截止阀；并应采取使其经　常保持处于全开状态的措施。　第　５．５．７　条　甲、乙类液体排放应符合下列要求：　一、当排放时可能释放出大量气体或蒸气时，应引入分离设备，分出的气体引入气体放空系统，液体引入　有关储罐或污油系统。不得直接排入大气；　二、设备或容器内残存的甲、乙类液体，不得排入边沟或下水道，可集中排放有关储罐或污油系统。　第　５．５．８　条　对有硫化铁可能引起排放气体自燃的排污口应设喷水冷却设施。　第　５．５．９　条　原油管道清管器收发筒的污油排放，应符合下列要求：　一、清管器收发筒应设清扫系统和污油接受系统；　二、污油池的污油应引入污油系统。　第　５．５．１０　条　天然气管道清管器收发筒的排污，应符合下列要求：　一、当排放物中不含甲、乙类液体时，排污管应引出厂、站外，并避开道路；在管口正前方　５０ｍ　沿中心线　两侧各　１２ｍ　内不得有建（构）筑物。　二、当排放物中含有甲、乙类液体时，应引入分离设备，分出并回收凝液，并应在安全位置设置凝液焚烧　坑；对分出的气体应排放至安全地点。　第六章　油气田内部集输管道　第　６．０．１　条　油气田内部的埋地原油集输管道与建（构）筑物的防火间距，应符合表　６．１－ｌ　的规定；埋　地天然气集输管道与建（构）筑物的防火间距，　应符合表　６．０．１－２　的规定。　埋地原油集输管道与建（构）筑物的防火间距（ｍ）　表　６．０．１－１

注：①原油与油田气混输管道应按原油管线执行。　②当受线路走向或特殊条件的限制、防火间距无法满足时，原油管道可埋设在矿区公路路肩下。当管道压　力在　１．６ＭＰａ　以上时，应采取保护措施。

③管道局部管段与不同人数的居民区、村镇及

１

(完整版)输油管道工程设计规范2003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。 2.0.14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。 2.0.16一站控制系统，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

等温输油管道

作业内容： 拟建一条长690公里，年输量为600万吨的轻质油管线。已知原始资料： ①管路埋深1.5米处的月平均地温： ②油品密度ρ20=867.5kg/m3 ③油品的粘温特性： ④可选用的离心泵型号规格：(P24) 或按照最新的泵机组样本进行选择(网上搜索或图书馆查阅相关手册)。 ⑤首站进口压头取ΔH1=45m，站内摩阻取15m。 ⑥管材选用见P64和附录一、附录二。 ⑦线路高程： 设计要求：（提示：先采用手算，步骤熟悉后再采用电算。作业本中要体现手算过程。）1）合理选择泵型号和泵站的组合方式，并查有关资料作所选型号的泵在输此油品时特性数据的换算； 2）选取合适的管径，计算壁厚并取整，然后计算管道的承压能力和对应的允许最大出站压头； 3）取管道的当量绝对粗糙度e=0.03mm，计算所需的泵站数； 4）将计算的泵站数取大化整，然后提出三项经济可行的措施使输量保持不变，并对每种措施作相应的计算（双号学生选作）。 5）将计算的泵站数取小化整，分别计算所需副管的长度（管径与主管相同）、大一个等级的变径管长度、大两个等级的变径管长度，并进行管材耗量的比较（单号学生选作） 6）校核:夏季高温时和冬季低温时各站的进、出站压力,并调整站址； 7）设副管敷设在首站出口位置，求第一站间动水压头Hx的表达式，并检查全线动水压头和静水压头； 8）求管道系统的最大和最小输量及相应的电机的总输出功率。 计算分析过程：

1. 计算年平均地温 C t t t t o cp 5.1312/)6.85.133.188.201.218.194.179.143.109.553.6(12 /)...(01202010=+++++++++++=+++=故有 平均地温t=13.5℃ 2．计算油品密度 根据20℃时油品密度按下式换算成计算温度下的密度。 式中 t ρ、20ρ——温度为t ℃及20℃时油品密度，3/m Kg ； ε——温度系数，ε=1.825-0.00131520ρ，)/(3C m Kg O ? 已知油品密度：ρ20 =867.5kg/m 3 即ε=1.825-0.001315×867.5=0.6842375 3．计算年平均温度下油品的粘度。 根据油品粘温特性表求出粘温特性方程 )(00t t u t e --=νν 及)ln(11 01t t t t u νν-= 得u=0.0368186 4．换算流量G-Q 根据年输量任务为600万吨求流量： 5.初定流速,计算管径。 初定流速为1.5m/s,则m 43934.05819.182/1.0.0188D =?= 6．根据管道规格，选出与D 0 相近的三种管径d 1 、d 2 、d 3 。 选用L360螺旋焊缝钢管，规格为：d 1=457mm; d 2=508mm; d 3=559mm 7. 按任务输量和初定工作压力选泵，确定工作泵的台数以及组合情况。

2011版输油管道设计与管理习题

《输油管道设计与管理》习题 一、等温输油管道工艺计算习题 1、某φ355.6×6的长输管道按“密闭输油”方式输送汽油，输量为310万吨/年，年工作日按350天计算。管壁粗糙度e ＝0.1mm ，计算温度为15℃。油品的物性参数：υ15＝0.82×10-6 m 2/s ，ρ20＝746.2 kg/m 3。密度按以下公式换算： ρt ＝ρ20-ξ(t -20) kg/m 3 ξ＝1.825-0.00l315ρ20 kg/m 3℃ 试做： (1)判断管内流态. (2)选择《输油管道工程设计规范》中相应的公式计算水力摩阻系数，如果有一个以上的计算公式，需比较计算结果的相对差值。 2、某φ323.9×6的等温输油管道，全线设有两座泵站，管道全长150km ，管线纵断面数据见下表，计算该管道输量可达多少? 己知：全线为水力光滑区，站内阻力忽略不计，翻越点或终点的动水压力按20m 油柱计算。 油品计算粘度6 6.410ν-=?m 2/s 首站进站压力201=S H 米油柱 首站和中间站两台同型号的离心泵并联工作，每台泵的特性方程为： 1.755902165H Q =- 米 （Q ：m 3/s ，H ：m ） 二、加热输送管道工艺计算习题 某长距离输油管道长280km ，采用φ273.1×6钢管，管道中心埋深1.4m ，沿线全年最低月平均 地温2℃，最低月平均气温-10℃。管壁粗糙度e ＝0.1mm 。土壤导热系数0.96W/m ℃，防腐层导热系数0.15 W/m ℃，聚氨脂泡沫导热系数0.05 W/m ℃，防水层导热系数0.17 W/m ℃。 1、计算管道埋地保温与不保温时的总传热系数【埋地不保温管道防腐绝缘层厚度3mm ，保温管道的结构：钢管外为环氧粉末防腐层（由于厚度很小，热阻可忽略不计），防腐层外是聚氨酯泡沫塑料保温层，保温层外是防水层。40mm 厚的保温层，3mm 厚的防水层，忽略管内壁对流换热热阻及钢管热阻】。 2、计算架空保温管道的总传热系数（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/m 2℃）。 3、若输量为200万吨/年，输送ρ20为870kg/m 3的原油，设计出站油温60℃、进站温油35℃，原油品比热2.1kJ/kg ℃，粘温方程 υ＝37.338×10 -6e -0.041t m 2/s ，计算上述管道埋地保温时所需的

输油管道工程健康安全与环境HSE设计规范

输油管道工程健康安全与环境HSE设计规范 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/T 6276）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。 3提出相应的、切实可行而且经济合理的劳动安全卫生

对策和防护措施。 4列出劳动安全卫生设施和费用。 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

输油管道工程线路设计规范

输油管道工程线路设计规范 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、严孟危及管道安全的地展区。当受条件限制必须通过时，应采取防护措施并选择合适位t，缩

小通过距离。 4.1.5埋地输油管道同地面建(构)筑物的最小间距应符合下列规定: 1原油、C5及C5以上成品油管道与城镇居民点或独立的人群密集的房屋的距离，不宜小于15m。 2 原油、C5及C5以上成品油管道与飞机场、海(河)港码头、大中型水库和水工建(构)筑物、工厂的距离不宜小于20m。 3 原油、液化石油气、C5、C5以上成品油管道与高速公路、一二级公路平行敷设时，其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10m，三级及以下公路不宜小于 5m。 4原油、C5及C5以上成品油管道与铁路平行敷设时，管道应敷设在距离铁路用地范围边线3m以外。 5液态液化石油气管道与铁路平行敷设时，管道中心线与国家铁路干线、支线(单线)中心线之间的距离分别不应小于25m 6原油、C5及C5以上成品油管道同军工厂、军事设施、易

输油管道工程施工方案及方法

输油管道工程施工方案及方法 1.主要施工工序 设计交桩→施工测量放线→修筑施工便道→施工作业带清理→运管与存放→布管→管道组对→焊口预热→焊接→防腐补口→管沟开挖→细土垫层回填→下沟→回填→三桩埋设→干线阀室清管、试压→地貌恢复、水土保护。 2.运管与存放 2.1.临时堆管场地选定应与主体施工单位及其他配合单位协商，避免占压其他单位的施工区域。 2.2.临时堆管场地由施工单位根据现场地形选定，施工作业带不包含堆管场地。地形特别狭窄和困难地段由于场地限制可适当增加堆管场的间距。 2.3.堆管场地内应修筑运管车辆与吊车进出场的道路，场地上方应无架空电力线。 2.4.运输防腐管时，防腐管与车架或立柱之间、防腐管之间、防腐管与捆扎绳之间垫橡胶板或类似的软材料，捆扎绳外应套橡胶管或其它软质管套。 2.5.装车、卸车时应使用不损坏管口的专用吊钩，绝对不允许直接使用钢丝绳、叉车等，防止对管口保护套圈的破坏，吊钩宽度应大于60mm，深度应大于60mm，与管子接触面做成与管子相同的弧度。在装卸车时要注意管子之间不能相互碰撞或划伤。 2.6.采用拖拉机运管或人工送防腐管时，用橡胶板或草袋子包敷成品管，防止损伤防腐管。 2.7.防腐管装车前，应认真核对管子的防腐等级、壁厚，将不同防腐等级、壁厚的管子分车运输。 2.8.按工程进度，编排不同防腐等级、壁厚管材的运输计划，保证施工顺利进行。 2.9.堆放管子的场地根据现场地形，尽量设置在非耕作区且方便施工的地点； 2.10.堆放管子的场地要平整、压实；无大块石，地面不得积水，地面保持1%～2%的坡度，并设有排水沟； 2.11.管子不允许与地面接触，最下层管子下面铺垫枕木或装满谷糠或干草的麻袋，保证管子与地面的最小距离为0.3m。垫枕木时，枕木上要有厚度不小于5mm的橡胶衬垫层，每层管子之间垫放软垫； 2.12.任何形式的支撑物与管子的接触宽度不应少于0.2m；

《输油管道设计与管理》要点

《输油管道设计与管理》 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。 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：是指在转速一定的情况下，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。 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。 19、顺序输送：在一条管道内，按照一定批量和次序，连续地输送不同种类油品的输送方法。 20、压力越站：指油流不经过输油泵流程。 21、热力越站：指油流不经过加热炉的流程。 25．混油长度：混油段所占管道的长度。 26．起始接触面：前后两种（或A、B）油品开始接触且垂直于管轴的平面。 27、动水压力：油流沿管道流动过程中各点的剩余压力。 二、填空题 1、由于在层流状态时，两种油品在管道内交替所形成的混油量比紊流时大得多，因而顺序输送管道运行时，一般应控制在紊流状态下运行。

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/

输油管道施工组织设计

炼油管道工程施工组织设计 一、编制说明 1、编制说明 此投标书是我们针对油库技改工程安装工程编制的技术标，详细介绍了我公司承建同类项目的业绩、油库技改工程的工程概况、主要施工方案、施工部署和技术、质量、安全管理等内容，施工主要管理程序、施工总体部署及施工总体计划，施工机具设备平衡计划，施工劳动力平衡计划。按省商业厅90—108文批示，在某村油库建设三座5000M3储油罐，并对油库泵房和管路进行扩建改造。 按照业主招标文件的要求，安装工程主要包括以下内容： 金属油罐现场制安 机泵设备安装 建筑物施工 工业管道施工 电气工程施工（不包括室内变配电部分） 仪表工程施工（业主要求提供技术方案） 2、编制依据 ①油库技改工程建设工程施工招标文件 ②油库技改工程建设工程施工招标文件补充说明 ③油库技改工程建设工程初步设计文件 ④国家、行业现行施工验收规范和质量检验评定标准 ⑤公司质量保证手册及质量体系文件 ⑥公司承建类似工程的施工技术经验 ⑦相关工程验收规范： 《土方与爆破工程施工及验收规范》（GBJ201-83） 《地基与基础工程施工及验收规范》（GBJ206-83） 《混凝土结构工程施工及验收规范》（GB50204-92）《屋面工程技术规范》（GB50207-94）

《组合钢模板技术规范》（GBJ214-89） 《建筑安装工程质量检验评定统一标准》（GBJ300-88） 《建筑工程质量检验评定标准》（GBJ301-88） 《砌体工程施工及验收规范》（GB50203-98） 《地下防水工程施工及验收规范》（GBJ208-83） 《装饰工程施工及验收规范》（JGJ73-91） 《建筑地面工程施工及验收规范》（GB50209-95） 《水泥砼路面施工及验收规范》（GBJ97-87） 《采暖与卫生工程施工及验收规范》(GBJ242—82) 《建筑排水硬聚氯乙烯管道工程技术规范》(CJJ/T29—98) 《建筑给水铝塑复合管道工程技术规程》(CECS105:2000) 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》(GB50169—92) 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》(GB50168—92) 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150—91) 《建筑电气安装工程质量检验评定标准》(GBJ303—88)。 二、组织机构及管理模式 为了满足技改工程施工的需要，公司将迅速组建公司某村炼油管道项目经理部，实行公司直接领导下的项目经理负责制。采用动态管理、目标控制、节点考核的管理方法组织施工，实施ISO9002质量保证模式，创建优质工程。 经理部根据人员精、层次少、调度灵的原则建立高效率的指挥控制系统和精干协调的职能管理体制（公司项目经理部组织机构图见下页），实施工程进度、质量、成本的有效控制。所设六个职能部门的职责范围如下： 1、行政部：负责党、政、工、团及内外关系协调，文秘、公关、宣传、保卫、后勤、保健、打印复印、小车班等业务。 2、施工部：负责计划、统计、施工调度、安全管理、现场文明施工以及施工机具调配等业务。

某输油管道工程施工方案

某输油管道工程施工方案

一、工程概况 根据XX成品油管道进行点对点送油的需求，需在密闭输送管线350-P-60501-A2B-N与进泄放罐的泄压管线200-P-60505-A2B-N之间增加热膨胀泄压DN80管线。 两条管线均为新建管线，由于密闭输送管线350-P-60501-A2B-N的阀门HV1161左侧、阀门MOV1205右侧、泄压管线200-P-60505-A2B-N的1号阀门左侧管线已通油，为确保管线的安全和有序施工，特编制本施工方案。 二、施工组织机构 项目经理：XXX 现场负责人：XXX HSE监督官：XXX 技术员：XXX 质检员：XXX 材料员：XXX 火焊工：1人电焊工：2人管工2人起重工：1人 电工：1人普工：10人 三、施工进度保证 1、施工工期：1天 2、确保工期措施 1）配备强有力的项目管理班子，选择技术素质好、责任心强的施工班组施工。 2）提前做好一切施工准备工作，安排好施工设备及施工机具。 四、施工技术措施 1、施工前准备； 1）施工前与设计及油库管理部门结合，确定新建管线的工艺流程、位置、用途等。 2）施工人员、设备、机具、材料按时进场。 3）各种出入证件办理到位，一般作业、动火证、用电证等证件办理到位。 4）施工前进行安全、技术交底。 5）施工区域设立警戒线，动火点设置8Kg灭火器4个，设专人进行监护。 6）施工前确认管道内进行清理干净，两端阀门关闭。在得到相关部门确认，方可以连头施工。 2、管线现场施工方案 1）管线动火连头准备 详见动火连头示意图 A 将350-P-60501-A2B-N管线两端的阀门HV-1161、HV-1162、MOV1205在靠近动火点侧的法兰断开，在断开端加石棉板进行隔离，在200-P-60505-A2B-N管线的1号阀门（DN200）法兰处断开，采用石棉板进行隔离。由于MOV1205为电动阀，为防止在施工作业时自动开启，在断开前需将此阀门调至手动。（阀门法兰断开位置见附图所示） B 在动火点附近打接地桩，并连接现场接地线。将L45的角铁打入地面以下800mm处，用6

原油长输管道初步设计计算书53页word

绪论 原油的运输作为能源利用技术的重要一环，越来越受到重视，而其中管道运输与铁路、水路、公路、航空相比，因其输送距离长、建设速度快、占地少、管径大、输量高、能耗低、不污染环境、受地理及气象条件影响小等优点，而得到快速发展，已成为世界主要的原油输送方法[1]。 原油按其油品性质来分，可以将原油分为轻质原油和高粘易凝原油，后者还可以分为含蜡量较高的含蜡原油和含胶质、沥青质较高高粘重质原油（即稠油）[2]。轻质原油的输送较为容易，一般常规输送工艺就能满足要求。含蜡原油的的凝点较高，管输过程中易出现析蜡、凝管、堵塞等事故，严重影响管输的能力和效率。而高粘重质原油的粘度非常高（通常是几百甚至是几万厘波[3]），因此管路的压降就相当大，这就大大增加了原始基建投资和运行费用。 现在原油管输工艺的种类很多，应用较多、技术比较成熟的传统管输工艺有火焰加热器的加热输工艺、热处理输送工艺、加剂（包括降凝剂、减阻剂、乳化剂）输送工艺[4~13]、稀释输送工艺[14]。另有相对来说应用较少、有待进一步研究开发的现代工艺，有保温结合伴热输送工艺、太阳能加热等特殊加热工艺[15]、低粘液环输送工艺、微波降粘输送工艺[16]、水悬浮输送工艺、气饱和输送工艺、磁处理输送工艺[17]、改质输送工艺[18]、管道内涂输送工艺[19]等。 由于我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，因此我国多数管道仍采用加热输送。无论从输油成本以及设备投资方面都比常温输送高出很多，并且我国大部分输油管道都建在70年代，为了保证安全运

行和提高企业经济效益，旧管输工艺的改进和新建管道先进技术研究开发是当前管输工作的重点。我国从事管道科研人员近年来在这方面取得了较大进展。 我国输油工艺技术发展方向[20]： (1) 适应国内油田发展的特点，解决东部管道低输量运行，西部管道常温输送，海洋管道间歇输送和成品油顺序输送问题。坚持输油工艺的新型化和多样化。(2) 采用高效节能设备，管输过程中节能和降低油耗的最有效措施是采用高效的输油泵和加热炉，开展新型高效离心泵和国产高效加热炉的研制是摆在我们面前的一项艰巨任务。(3) 加强原油热处理、降凝剂和减阻剂机理的研究，从根本添加剂对不同原油减阻降凝机理的认识问题。(4) 开展添加剂的研制工作，形成添加剂研究—生产—应用一条龙。(5) 进一步研究降粘裂化输送，水环输送，界面减阻输送，磁处理输送机理和适应范围。针对不同油田原油的特点进行工业性试验，对特定的原油采用特殊的方法输送。

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(精)

输油管道设计与管理题目 1．某等温输油管道800km，管径φ162×6mm，输量220t/h，油品密度852kg/m3，油品计算粘度ν=4.2×10-6m2/s，全线处于水力光滑区，试计算其水力坡降及全程阻力损失。 2．某直径230mm的输油管道，全长600km，已知输量下管道水力坡降i=0.002，输量下各泵站扬程均为H C=313m油柱高，泵站内阻力损失h C=13m油柱高，首站进站压力17m油柱高，末站剩余压力10m油柱高，不计首末站的高度差，试估算所需泵站数。 3. 某φ325×7的热油管线，全长410km,质量流量84kg/s,管道架空处空气温度为4℃，所输油品比热为2100J/kg℃，输油管路总传热系数K=2.3w/㎡℃，如果加热站设计出站油温为58℃，进站油温30℃，摩擦升温忽略不计，试估算全线需加热站数（假设各热站间等距）。 4.某等温输油管道，采用无缝钢管，全长164km，输量210t/h，所输油品密度821kg/m3，计算粘度ν=4.2×10-6m2/s，经济适宜流速为1~1.2m/s，试计算管径并根据附表选取其规格。计算输量下管道沿程摩阻损失(已知流态为水力光滑区)。 5．某离心泵，其特性方程为H=360-530Q1.75，现泵站采用三台该离心泵串联，试推导泵站的特性方程 6.某φ325×7的等温输油管，管路纵断面数据见下表。全线设有两 首站泵站特性方程：H＝370.5-3055Q1.75 中间站泵站特性方程：H＝516.7-4250Q1.75（Q：m3/s） 首站进站压力：Ｈs1＝20米油柱，站内局部阻力忽略不计。

7．某输油管道顺序输送柴油和煤油，管长1250km，管径φ292×6mm，输量180m3/s，已知湍流扩散系数D T=0.86m2/s；如果切割浓度分别是K B1=0.15和K B2=0.78，试计算混油罐的容积？混油段的长度？起始接触面从起点开始，多长时间开始和终止切割混油段？ 8．某φ325×7的热油管道全线有5座热泵站，管道允许的最高、最低输油温度分别为65℃和30℃，管道中心埋深处自然地温为2℃，所输油品比热为2100J/kg℃，平均密度为852kg/m3，平均运动粘度为14.3×10-6m2/s，热泵站间距及管路总传热系数（以钢管外径计）见下表，各站维持进站油温30℃不变运行，摩擦升温忽略 1）min 2）、用平均温度法计算输量为300t/h时第3站间的沿程摩阻损失(已知流态为水力光滑区)。 9．某输油管道顺序输送汽油和煤油，管长850km，管径φ313×6.5mm，输量240m3/s，已知湍流扩散系数D T=0.82m2/s；如果切割浓度为0.25，对称切割，试计算混油罐的容积？混油段的长度？起始接触面从起点起点开始，多长时间开始和终止切割混有段？ 10．某φ325×7的热油管道，输量为300t/h，管道允许的最高、最低输油温度分别为65℃和30℃，管道中心埋深处自然地温为2℃，所输油品比热为2100J/kg℃，平均密度为852kg/m3，平均运动粘度为14.73×10-6m2/s，热泵站间距及管路总传热系数（以钢管外径计）K=2.1w/m2℃，摩擦升温忽略不计。各站维持进站油温30℃

输油管道系统输送工艺设计规范

输油管道系统输送工艺设计规范 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》(SY 7513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》(GB 9052.1)或《液化石油气》(GB 11174)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

输油管道工程设计规范

输油管道工程设计规范 Coca-cola standardization office【ZZ5AB-ZZSYT-ZZ2C-ZZ682T-ZZT18】

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。 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。 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。 输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 . 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

输油管道工程施工方法及技术措施方案

输油管道工程施工方法及技术措施方案 1工艺管道施工方案 1.1施工前的技术准备工作 1) 有完整的焊接工艺评定及工艺规程； 2) 合格焊工登记表及焊工合格证交监理审查认可； 3) 编制质量通病防治手册发放到班组； 4) 编制详细的方案，并向班组进行技术交底。 1.2现场准备 1）主材堆放场地设置； 2）规划管道预制场地； 3）现场布置电焊机棚及焊条二级库，其中焊条二级库须配置烘、烤箱各一只。 1.3施工工艺程序 图纸会审和设计交底→编制材料计划→编制施工方案→技术和安全技术交底→原材料检查验收→除锈防腐→现场实测→管道预制、阀门试压、安全阀调试→标识﹑清洁保护﹑运输→管道安装→系统试验、吹洗→防腐保温→系统调试→交工→竣工验收 1.4 材料验收及检验 1）所有管材、管道附件、阀门必须具有制造厂的合格证明书，内容齐全，且合格证的标准应与设计标准相符，否则应进行必要的机械性能及化学成分的复测。 2）对SHB类管道应按5%的比例进行外径及壁厚测量，其尺寸偏差应符合部颁或合同规定的标准。 3）管子、管件、阀门在使用前应进行外观检查，其表面应符合下列要求：a无裂纹、缩孔、夹渣、折迭、重皮等缺陷。 b无超过壁厚负偏差的锈蚀、凹陷及其他机械损伤。 c 螺纹、密封面良好，精度及光洁度达到设计要求和制造标准。 d有材质标记。

4）施工人员在管子、管件、阀门使用前应按设计要求核对其规格、材质、型号等。 5）法兰密封面应平整光洁，不得有毛刺及径向沟槽。 6）螺栓及螺母的螺纹应完整，无伤痕、毛刺等缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动现象。 7）石棉橡胶垫片应质地柔韧、无老化变质或分层现象，表面不应有折损、皱纹等缺陷。 8) 阀门检验(为便于操作计划在生产厂家进行) a 阀门安装前，逐个对阀体进行液体压力试验，试验压力为公称压力的1.5倍,停压5分钟无泄露为合格. b 试验合格的阀门，应及时排尽内部积水，并吹干。密封面上应涂防锈漆，关闭阀门，密闭出入口，挂上合格标识牌。 c 对有上密封结构的阀门, 逐个对上密封进行试验,试验压力为公称压力的 1.1倍.试验时关闭上密封面,并松开填料压盖,停压4min,无渗漏为合格。 1.5管道预制 1）按照设计院提供的单线图仔细核对，复核无误后，进行单线图二次设计，二次设计尽量做到每一张图纸为一个预制管段。单线图二次设计的目的是服务于现场的预制安装，明确施工者的责任，便于进行质量检查的追溯。 2）管道下料前，应仔细核对所用管子、管件的规格、材质、等级是否与图纸一致。 3）预制时要考虑到把固定口留在易焊接、易组对的地方，预制的法兰、焊缝及其他连接件应避开支架、梁及管托。 4）管支架、管托架等均在现场制作安装。 5）管子切割：采用氧气乙炔火焰或半自动切割机切割，切口质量符合下列要求： a 切口表面平整，不得有裂纹、重皮、毛刺、凹凸、缩口等。熔渣、氧化铁等应予以清除。 b 切口平面的倾斜偏差不应大于管子直径的1%，且不得超过3mm。 c 所有的管道坡口均采用手提式砂轮磨光机二次加工。

等温(顺序)输送输油管道设计计算书

等温（顺序）输送输油管道设计计算书 （一） 管道基础数据 1.设计输量 G 汽=(200+10×31)×104 =510×104 t/a G 煤=400×104 t/a 2.管线长度 L=500+20×31=1120 km 3.油品密度 参考《输油管道设计与管理》P46， 根据任务书已知，20℃时，汽油密度为730㎏/m3, 煤油密度为845㎏/m3, 则t ℃时，各油品的密度为: ρt =ρ 20 －ξ（t －20），ξ=1.825-0.001315ρ 20 3/94.723)2027(730001315.0825.1730m kg =-??--=）（汽ρ 3/00.840)2027(845001315.0825.1845m kg =-??--=）（煤ρ 4.体积流量 27 ρG Q = ， 式中： 设一年中输送汽油需要208天，则输送煤油需要142天， 所以有Q 汽= s /m 392.094 .723243600208101051033 4=????? Q 煤= s /m 388.000 .840243600142101040033 4=????? 5.高差 930m 31300H =?+=? 6.各油品27℃下粘度 根据《石油库设计手册》查粘温曲线，有s /m 10570.026-?=汽ν，s /m 10733.02 6 -?=煤ν （二） 管径、管材及管壁厚的确定 1.管径 总设计输量G=(510+400) 4 10?=9.16 10?t/a 查《输油管道设计与管理》表2-4（P63）知，该长输管道管径D=630㎜。参考《输油管道设计与管理》附录二API 标准钢管部分规格（P489）确定：外径D=660㎜，管厚δ=14.3㎜，内径D=631.4㎜。

电力电缆管线敷设工程施工方案

一、施工顺序安排 根据本工程特征及施工进度要求，我们作了精心组织，合理按排，充分利用公司类似工程施工中的宝贵经验，进行流水施工作业，保质保量控制在工期内完成本工程的全部工程量，根据施工安排，从进场开工时间至完工时间总工期为41天。（具体见下页） 具体施工工艺流程

二、施工方案 非开挖施工方法 1、管道设置 以道路环境特点拟定施工管线位置；为避开道路交错及十字路口，特把工作井位置设置在偏道上。管线设置相对低深度的埋设物，及避开多管线，人均流动少的慢车道上及绿化草坪上，停机工作井断面尺寸为2.8*5.0m2，穿管工作井断面尺寸根据电力管线井大小开挖。 2、管线工作井放样 根据工作井及管道布置图上注明的尺寸位置，用经纬仪测出管线位置，再顺管线位置用钢尺定出工作井位置，用白灰线画出工作井的尺寸。 3、工作井开挖 根据灰线尺寸，采用人工开挖放坡系数为1：0.25，在挖土过程中把弃土放到离工作井边缘1m以外堆土，其高度不宜超过2m以上，以防弃土压塌工作井及弃土坠落伤人。并在沟底两侧设立排水边沟和集水井，以便用水泵及时抽干槽内积水，防止槽底被水浸泡。因场地限制沟槽挖出土方无法全部堆放在绿花草坪及人行道上，故有一部份土方需运走，余土堆放不能阻碍交通及减少损坏苗木。 4、钻孔回拉管道施工方法 （1）先导孔施工阶段

先导引的施工是整个工程施工的关键阶段，它决定管线穿越位置的科学与合理性，必须要考虑到D160（HDPE）管材的物理特性及最小弯曲半径。入孔角度不应超过10度，因扩孔直径较大且大曲率半径钻进，可使PE管回拖时阻力减小、弯曲平滑。 为保证导向孔钻进的精确定位，采用进口仪器英国雷迪公司RD386型定位系统。在具体操作时，对钻头定位要进行多点、精确测量，每钻进2m测一次，防止过度纠偏；控制好钻孔轨迹的走向，并使之与设计轨迹相吻合；曲线段的纠斜，要根据钻头面向位置及倾角变化值，运用软件及经验数据，及时计算和预测出纠斜钻孔位置的变化；小角度钻进及水平钻进阶段，可根据倾角变化适当增加测点距离；通过原有地下管线时，测点要精确，当深度和倾角与设计轨迹不符合时，应立即采取相应措施，确保钻孔按预定轨迹出土。 （2）扩孔阶段 导向孔施工完毕后，在下管位置将导向钻头拆下，换上扩孔钻头，分级多次将钻孔扩大到需要的孔径（D160管材）；扩钻时冲洗液采用优质膨润土泥浆，并使用钻液宝（液体Drispac聚合物）添加剂，保证孔壁完整、光滑；适当增加泥浆比重，提高泥浆粘度；同时降低钻杆转速，适当加大拉力，减少对地层的冲蚀；有砖石地段，要采取慢拉多扩的方法，将砖石尖角磨掉以免对PE管有严重的划伤。 （3）拉管施工阶段 扩孔完成以后，将PE管与扩孔钻头通过分动器连接好。为防止管头拉入孔内的过程中有水进入管中，在按装拉管头时应事先把封水堵头