8.4 天然气凝液和液化石油气输送管道
8.4.1 输送天然气凝液和液化石油气管道的设计压力，应按管道系统起点的最高工作压力确定，可按下式计算：
式中：P——管道的设计压力(MPa)；
h——所需泵的扬程(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天然气凝液或液化石油气的饱和蒸气压力(MPa)。
8.4.2 天然气凝液和液化石油气输送泵的计算扬程应按下式计算：
式中：hi——泵的计算扬程(MPa)；
△Pz——管道总阻力损失(MPa)，可取管道摩阻损失(△P)的1.1倍～1.2倍；
Py——管道终点余压，可取0.5MPa；
△h——管道终、起点高程差引起的附加压力(MPa)。
8.4.3 天然气凝液和液化石油气管道的摩阻损失应按本规范第8.2.4条中的规定计算，管内壁绝对粗糙度e可取为0.06×10-3m。
8.4.4 天然气凝液和液化石油气管道内的平均流速，应通过技术经济对比后确定，可取0.8m/s～1.4m/s，最大不应超过3.0m/s。
8.4.5 天然气凝液和液化石油气管道直管段壁厚应按本规范公式8.1.4计算。稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0.1MPa的天然气凝液管道的设计系数F，应按本规范第8.2.8条规定选取；液化石油气管道、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。
8.4.2 管道总阻力损失取为管道摩擦阻力损失计算值的1.1倍～1.2倍，是参照《输油管道设计规范》GB 50253-2014制定的。
天然气凝液和液化石油气管道终点压力应比储存温度下天然气凝液和液化石油气的饱和蒸气压高，其作用是保证在管道输送过程中，天然气凝液和液化石油气在管道内不产生气化。天然气凝液和液化石油气是含有少量甲烷或乙烷的液态烃类混合物，易于气化。在输送过程中，管道某点的压力如果低于相应温度下的天然气凝液饱和蒸气压，会产生气态轻烃充填管道一部分有效截面，致使管道的通过能力降低，压降增大，甚至破坏输送。考虑到管内输送的轻烃成分可能变化，因而饱和压力也随之变化，同时运行中液体的最高温度也会变化(变化原因是多方面的，气温和操作条件等变化也会引起这种变化)。为此，选择外输轻烃泵的扬程时，应留有一定的裕量，使轻烃有一定的终点进罐余压。《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006规定进罐余压为0.2MPa～0.3MPa。《输油管道工程设计规范》GB 50253-2014规定末站进储罐前的压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸汽压高0.5MPa。考虑到混合轻烃的蒸汽压比液化石油气高，危险性也比液化石油气大，此值按照《输油管道工程设计规范》GB 50253-2014的规定取值为0.5MPa。
8.4.3 管内壁绝对粗糙度取值是参照《输油管道工程设计规范》GB 50253-2003(2006版)确定的。
8.4.4 天然气凝液和液化石油气的电阻率高，流速大会产生静电危害。管径越大，控制流速应越小。有关天然气凝液流速的规定是参照《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006得出的。
8.4.5 此条规定与《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004关于原油、天然气凝液集输管道的规定是相对应的，将稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0.1MPa的天然气凝液管道视作原油管道，按原油集输管道确定设计系数；对液化石油气管道、20℃时饱和蒸气压力大于或等于0.1MPa的天然气凝液管道，按《输油管道工程设计规范》GB 50253-2003(2006版)中的液态液化石油气管道确定强度设计系数。
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