9.1 管材及管道附件

9.1.1 液化石油气供应站内工艺管道的设计应符合压力管道有关安全技术要求和现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316的有关规定。
9.1.2 液化石油气管道的设计应符合下列规定：
    1 应采用无缝钢管，并应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163的有关规定，或采用符合不低于上述标准相关技术要求的国家现行标准的有关规定的无缝钢管；
    2 钢管和管道附件材料应满足设计压力、设计温度及介质特性、使用寿命、环境条件的要求，并应符合压力管道有关安全技术要求及国家现行标准的有关规定；
    3 液态液化石油气管道材料的选择应考虑低温下的脆性断裂和运行温度下的塑性断裂；
    4 当施工环境温度低于或等于﹣20℃时，应对钢管和管道附件材料提出韧性要求；
    5 不得采用电阻焊钢管、螺旋焊缝钢管制作管件；
    6 当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材质应相同或相近；
    7 锻件应符合现行行业标准《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB／T 47008和《低温承压设备用低合金钢锻件》NB／T 47009的有关规定。
9.1.3 液态液化石油气管道和站内液化石油气储罐、其他容器、设备、管道配置的阀门及附件的公称压力(等级)应高于输送系统的设计压力。
9.1.4 液化石油气储罐、其他容器、设备和管道不得采用灰口铸铁阀门及附件，严寒和寒冷地区应采用钢质阀门及附件。
9.1.5 液化石油气供应站内钢质液化石油气管道直管段壁厚计算应符合下列规定：
    1 当直管段计算壁厚δ0小于D0／6时，直管段壁厚设计应按下列公式计算：

 式中：δ——钢管设计壁厚(mm)；
          δ0——钢管计算壁厚(mm)；
          P——设计压力(MPa)；
          D0——钢管外径(mm)；
          [δ]t——在设计温度下材料的许用应力(MPa)；
          Ej——焊接接头系数，按现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316的有关规定选取；
          C——厚度附加量之和(mm)；
          C1——厚度减薄附加量，包括加工、开槽和螺纹深度及材料厚度负偏差(mm)；
          C2——腐蚀或磨蚀附加量(mm)；
          Y——系数，一般取Y＝0.4。
    2 当直管段计算壁厚δ0大于或等于D0／6时，或设计压力P与在设计温度下材料的许用应力[δ]t和焊接接头系数Ej乘积之比P／([δ]tEj)大于0.385时，直管段设计壁厚应按断裂理论、疲劳和热应力等因素综合考虑。
9.1.6 输送液态液化石油气管道直管段计算壁厚应按下列公式计算：

 式中：δ0——钢管计算壁厚(mm)；
          P——设计压力(MPa)；
          D0——钢管外径(mm)；
          σs——钢管的最低屈服强度(MPa)；
          Φ——焊缝系数，当采用符合本规范第9.1.2条规定的钢管标准时取1.0；
          F——管道强度设计系数，按本规范表4.1.4和表4.1.5选取。
9.1.7 采用经冷加工后又经加热处理的钢管，当加热温度高于320℃(焊接除外)或采用经冷加工或热处理的钢管煨弯成弯管时，计算钢管或弯管壁厚时，屈服强度应取该管材最低屈服强度(σs)的75％。
9.1.8 液态液化石油气管道的强度校核、管道的刚度和稳定校核及管道附件结构设计应符合现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253的有关规定。
9.1.9 液化石油气汽车槽车装卸应采用万向充装管道系统。
 

条文说明

9.1.3 液态液化石油气管道工作压力较高，危险性较大，故本条规定管道上配置的阀门和附件的公称压力(等级)应按其设计压力提高一级，留有一定安全裕量。
    站内液化石油气储罐、容器、设备和管道上配置的阀门和附件的公称压力(等级)应高于其设计压力是参照现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004和现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316的有关规定，并根据液化石油气行业多年的工程实践经验确定的。
9.1.5 液化石油气厂站内直管段的壁厚计算公式与《压力管道安全技术监察规程-工业管道》TSGD 0001和现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316、《压力管道规范工业管道》GB／T 20801中的壁厚计算公式是一致的。
    1 关于腐蚀裕量C2(mm)的选取。
    按照《钢制化工容器设计基础规定》，除工艺专业或工程设计文件中另有规定外，容器(包括容器筒体、封头和接管元件)的腐蚀裕量可按以下规定确定。
        1)介质为压缩空气、水蒸气或水的碳钢或低合金钢制容器的腐蚀裕量不小于1.0mm。
        2)除1)以外的其他情况，一般可分别按炼油设备和石油化工设备选取，具体详见表7、表8。
    根据液化石油气的特点，设计时腐蚀速率可根据工程具体条件，同时参考石油化工设备对应的轻微腐蚀程度进行选取，腐蚀裕量C2＝腐蚀速率×设计寿命。
        3)腐蚀裕量如果超过6mm，应采用更耐腐蚀的材料。

表7 炼油设备的腐蚀裕量

表8 石油化工设备的腐蚀裕量

        4)腐蚀裕量也可根据工程设计实践或查取有关腐蚀手册确定。
    2 下列情况一般不考虑腐蚀裕量：
        1)管道材料为不锈钢，介质对不锈钢元件无腐蚀作用时；
        2)有可靠的耐腐蚀衬里的管道。
9.1.6 输送液态液化石油气直管段的计算壁厚公式与《输气和配气管线系统》ASMEB31.8和现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251和《输油管道工程设计规范》GB 50253等规范中的壁厚计算式是一致的。该公式是采用弹性失效准则，以最大剪应力理论推导得出的壁厚计算公式。因城镇燃气温度范围对管材强度没有影响，故不考虑温度折减系数。在确定管道公称壁厚时，一般不必考虑壁厚附加量。对于钢管标准允许的壁厚负公差，在确定强度设计系数时给予了适当考虑并加了裕量；对于腐蚀裕量，因本规范中对外防腐设计提出了要求，因此对外壁腐蚀裕量不必考虑，对于内壁腐蚀裕量可视介质含水分多少和燃气质量酌情考虑。
9.1.7 经冷加工的管子又经热处理加热到一定温度后，将丧失其应变强化性能，按国内外有关规范和资料，其屈服强度降低约25％，因此在进行该类管道壁厚计算或允许最高压力计算时应予以考虑。条文中冷加工是指为使管子符合标准规定的最低屈服强度而采取的冷加工(如冷扩径等)，即指利用了冷加工过程所提高强度的情况。管子揻弯的加热温度一般为800℃～1000℃，对于热处理状态管子，热弯过程会使其强度有不同程度的损失，根据ASME B31.8及一些热弯管机械性能数据，强度降低比率按25％考虑。
9.1.9 本条规定是根据国务院安委会办公室《关于进一步加强危险化学品安全生产工作的指导意见》(安委会[2008]26号)要求制定的。