7.3　天然气凝液和液化石油气输送管道

7.3.1　液化石油气、20℃时饱和蒸气压力大于或等于0.1MPa的天然气凝液采用管道输送时，沿线任何一点的压力应高于输送温度下液化石油气、天然气凝液的饱和蒸气压。沿线各中间泵站的进站压力应比同温度下液化石油气、天然气凝液的饱和蒸气压力高1MPa，末站进储罐前的压力应比同温度下液化石油气、天然气凝液的饱和蒸气压力高0.5MPa。

7.3.2　液化石油气、天然气凝液管道的设计应作水锤分析，并应根据分析结果设置相应的控制和保护措施。

7.3.3　液化石油气、天然气凝液管道任何一处的设计内压力不应小于该处的最高稳定操作压力，且不应小于管内流体的静水压力。输送液化石油气、天然气凝液管道的设计压力应根据管道系统最高工作压力确定，可按下式计算：

式中：P——管道的设计压力（MPa）；

h——泵扬程（MPa），可取泵的计算扬程（hj）的1.05倍～1.10倍；

Pb——始端储罐最高工作温度下的液化石油气或天然气凝液的饱和蒸气压力（MPa）。

7.3.4　液化石油气、天然气凝液输送泵的计算扬程可按下式计算：

式中：hj——泵的计算扬程（MPa）；

ΔPz——管道总阻力损失（MPa），可取管道摩阻损失（h）的1.10倍～1.20倍；

Py——管道终点余压，可取0.5MPa；

Δh——管道终、起点高程差引起的附加压力（MPa）。

7.3.5　液化石油气、天然气凝液管道的摩阻损失可按下列公式计算：

式中：h——管道沿程摩阻（液柱）（m）；

L——管道长度（m）；

d——管道内直径（m）；

v——管内液体流速（m／s）；

g——重力加速度，g=9.81m／s2；

qv——管道内液体的体积流量（m3／s）；

λ——水力阻力系数，可按表7.3.5确定。

式中：Re——雷诺数；

υ——管内液体的运动黏度（对含水油为乳化液黏度）（m2／s）；

ε——管道相对粗糙度，ε=；其中，e为管道内壁的绝对（当量）粗糙度，直缝钢管e可取0.054×10-3　m；无缝钢管e可取0.06×10-3　m；螺旋缝钢管直径DN250～DN350时，e可取0.125×10-3　m，直径DN400及以上时，e可取0.10×10-3　m。

7.3.6　液化石油气、天然气凝液管道内的平均流速应经技术经济比较后确定，可取0.8m／s～1.4m／s，最大不应超过3.0m／s。

7.3.7　液化石油气、天然气凝液管道的沿程温降可按本规范式（7.1.4）计算。系数a应按下式计算：

式中：K——总传热系数［W／（m2·℃）］；

D——管道外径（m）；

qm——液化石油气、天然气凝液的质量流量（kg／s）；

C——液化石油气、天然气凝液的比热容　［J／（kg·℃）］。

7.3.8　埋地天然气凝液、液化石油气管道总传热系数应符合下列规定：

1　宜通过实测有关数据经计算确定或按相似条件下的运行经验确定；

2　无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按本规范附录E选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按本规范附录F选用，其设计应符合现行国家标准《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB／T 50538的有关规定。

7.3.9　液化石油气、天然气凝液管道直管段壁厚应按本规范第7.1.3条的规定计算，并应符合下列规定：

1　稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0.1MPa的天然气凝液管道设计系数F除穿跨越管段应按现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423、《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的规定取值外，处于野外地区时应取0.72；站内和人口稠密地区应取0.6；

2　液化石油气、20℃时饱和蒸气压力大于或等于0.1MPa的天然气凝液管道的设计系数F应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253中的液态液化石油气管道确定。