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。

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9.1 管材及管道附件

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。

9.2 管道的连接

9.2.1 站内液化石油气管道与管道之间宜采用焊接连接，管道与储罐、其他容器、设备及阀门可采用法兰或螺纹连接。当每对法兰或螺纹接头间电阻值大于0.03Ω时，应采用金属导体跨接。
9.2.2 焊接应符合现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB 50236的有关规定。

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9.2 管道的连接

9.2.1 本条要求液化石油气管道宜采用焊接连接，以减少泄漏。管道与储罐、设备及阀门的安装，选用法兰连接形式，主要是便于安装和拆卸。连接处的密封材料应符合使用介质的要求，不得任意代替。为使管道静电接地，管道的法兰或螺纹应用导电良好的导线进行连接。

9.3 储罐及其他容器

9.3.1 液化石油气储罐、其他容器及附件材料的选用和设计应符合国家现行标准《压力容器》GB 150.1～GB 150.4、《钢制球形储罐》GB 12337和压力容器有关安全技术规定。
9.3.2 液化石油气储罐、其他容器的设计压力和设计温度应符合压力容器有关安全技术规定。
9.3.3 液化石油气储罐最大设计允许充装质量应符合压力容器有关安全技术规定。
9.3.4 液化石油气储罐第一道管法兰、垫片和紧固件的设计应符合现行行业标准《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG／T 20592-HG／T 20635，并应采用带颈对焊法兰、带内环和对中环型的金属缠绕垫片和专用级高强度全螺纹螺柱与Ⅱ型六角螺母的组合。
9.3.5 液化石油气储罐接管安全阀件的配置应符合下列规定：
    1 应设置安全阀和检修用的放散管；
    2 液相进口管应设置止回阀；
    3 储罐液相出口管和气相管应设置紧急切断阀；
    4 储罐所有管道接口应设置两道手动阀门；排污口两道阀间应采用短管连接，并应采取防冻措施。
9.3.6 全压力式液化石油气储罐底部宜加装注胶装置或加装高压注水连接装置，罐区应备有高压注水设施，注水管道应与独立的消防水泵相连接。消防水泵的出口压力应大于储罐的最高工作压力。正常情况下，注水口的控制阀门应保持关闭状态。
9.3.7 液化石油气储罐安全阀的设置应符合下列规定：
    1 应选用弹簧封闭全启式安全阀，且整定压力不应大于储罐设计压力。安全阀的最小泄放面积计算应符合国家现行标准《压力容器》GB 150.1～GB 150.4的有关规定。
    2 容积大于或等于100m³的储罐应设置2个或2个以上安全阀。
    3 安全阀应设置放散管，其管径不应小于安全阀的出口管径。
    4 地上储罐安全阀放散管管口应高出储罐操作平台2.0m以上，且应高出地面5.0m以上；地下储罐安全阀放散管管口应高出地面2.5m以上。
    5 安全阀与储罐之间应设置阀门。
    6 当储罐设置2个或2个以上安全阀时，其中1个安全阀的整定压力应按本条第1款的规定执行，其余安全阀的整定压力可适当提高，但不得超过储罐设计压力的1.05倍。
    7 安全阀的整定压力应符合现行国家标准《压力容器》GB 150.1～GB 150.4的有关规定。
9.3.8 液化石油气储罐检修用放散管的管口高度应符合本规范第9.3.7条第4款的规定。
9.3.9 液化石油气气液分离器、缓冲罐和气化器应设置弹簧封闭式安全阀。安全阀应设置放散管。当上述容器露天设置时，放散管管口高度应符合本规范第9.3.7条第4款的规定。当室内设置时，放散管管口应高出屋面2.0m以上。

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9.3 储罐及其他容器

9.3.2 液化石油气储罐、其他容器的设计压力和设计温度应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。
9.3.3 液化石油气储罐最大设计允许充装质量应符合压力容器安全技术规程《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。
9.3.4 根据《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004-2009第3.17(2)：“盛装液化石油气、毒性程度为极度和高度危害介质以及强渗透性的中度毒性危害介质的压力容器，其管法兰应当参照现行行业标准《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG 20592～20635系列标准的规定，至少应用高颈对焊法兰、带加强环的金属缠绕垫片和专用级高强度螺栓组合”的规定，制定本条款。
9.3.5 本条对液化石油气储罐接管上安全阀件的配置做了具体规定，以保证储罐安全运行。
9.3.6 在液化石油气储罐底部加装注胶装置或高压注水装置是为了储罐和第一道阀门(含第一道阀门)之间发生泄漏时能及时注胶封堵或加注高压水阻止液化石油气液相的泄出，从底部注水是有效控制液化石油气外泄的有效方法。
9.3.7 本条规定了液化石油气储罐安全阀的设置要求。
    1 安全阀的结构形式应选用弹簧封闭全启式。选用封闭式，可防止气体向周围低空排放。选用全启式，其排放量较大。安全阀的开启压力应取储罐最高工作温度下的饱和蒸气压力和机泵附加压力之和，乃是储罐运行时的最高工作压力。安全阀的开启压力不应高于储罐设计压力是根据《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的规定确定的。同时，规定安全阀的最小排气截面积的计算亦应符合该规程的规定，以便于设计人员执行。
    2 容积为100m³和100m³以上的储罐容积较大，故规定设置2个或2个以上安全阀。
    3 为保证安全阀放散时气流畅通，规定其放散管管径不应小于安全阀的出口直径。
    4 地上储罐放散管管口应高出操作平台2.0m和地面5.0m以上，地下储罐应高出地面2.5m以上，是为了防止气体放散时操作人员受到伤害。
    5 美国标准NFPA58规定液化石油气储罐与安全阀之间不允许安装阀门，《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004规定不宜设置阀门，但考虑目前国产安全阀开启后回座有时不能保证全关闭，且规定安全阀每年至少进行一次校验，故本款规定储罐与安全阀之间应设置阀门。储罐运行期间该阀门应全开，且应采用铅封或锁定(或拆除手柄)。

9.4 管道和储罐的防腐

9.4.1 钢质液化石油气管道和液化石油气储罐应进行外防腐。防腐设计应符合国家现行标准《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ 95、《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447和《钢质储罐腐蚀控制标准》SY／T 6784的有关规定。
9.4.2 埋地敷设的液化石油气管道的外防腐设计应根据土壤的腐蚀性、管道的重要程度及所经地段的地质、环境条件等确定。
9.4.3 输送液态液化石油气埋地敷设的钢质管道应同时采用外防腐层与阴极保护联合防护，并应符合国家现行标准的有关规定。
9.4.4 地下液化石油气储罐外壁除采用防腐层保护外，尚应采用牺牲阳极或强制电流阴极保护。地下液化石油气储罐牺牲阳极阴极保护设计应符合现行国家标准《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448的有关规定。

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9.4 管道和储罐的防腐

9.4.1 本条明确规定了对钢质液化石油气管道的外壁和储罐的外表面应进行覆盖层或外防腐涂层的防腐保护，具体防腐设计应符合国家现行标准《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ 95、《钢质储罐腐蚀控制标准》SY／T 6784和《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447的有关规定。
9.4.2 关于土壤的腐蚀性，我国还没有统一的方法和标准来划分。目前国内外对土壤的研究和统计指出，土壤电阻率、透气性、湿度、酸度、盐分、氧化还原电位等都是影响土壤腐蚀性的因素，而这些因素又是相互联系和互相影响的，但又很难找出它们之间直接的、定量的相关性。所以，目前许多国家包括我国也基本上采用土壤电阻率来对土壤的腐蚀性进行分级，表9列出的分级标准可供参考。

表9 土壤腐蚀等级划分参考表

注：中国数据摘自国家现行标准《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ 95、《钢质储罐腐蚀控制标准》SY／T 6784和《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447的相关数据。
土壤电阻率和土壤的地质、有机质含量、含水量、含盐量等有密切关系，它是表示土壤导电能力大小的重要指标。测定土壤电阻率从而确定土壤腐蚀性等级，为选择防腐蚀涂层的种类和结构提供了依据。
9.4.3 埋地液化石油气管道的外防腐涂层一般采用绝缘层防腐，但防腐层难免由于某种原因造成局部损坏，对于防腐层已被损坏的管道，防止电化学腐蚀则显得更为重要。美国、日本等国都明确规定了埋地钢质管道采用绝缘防腐涂层的同时应采用阴极保护，也规定了石油、天然气长输管道采用绝缘防腐涂层同时采用阴极保护。实践证明，采取这一措施都取得了较好的防护效果，阴极保护法已被推广使用。其设计应符合国家现行标准《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ 95和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448的有关规定。
9.4.4 地下液化石油气储罐通常面积较大，区域性保护也可以采用强制电流方式，具有更换和维护简单的优点，牺牲阳极保护需要阳极与罐体外壁进行焊接，其施工较为困难。两种方法各有优点和缺点，可以根据具体项目情况选择。为了保证储罐阴极保护效果，要做好地上管道与地下储罐的电绝缘。

9 管材及管道附件、储罐及其他容器和防腐
9.1 管材及管道附件
 9.2 管道的连接
 9.3 储罐及其他容器
 9.4 管道和储罐的防腐