输气管道设计规范.docx

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输气管道设计规范

1总则

1．0．1为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。

1．0.2本规范适用于陆上输气管道工程设计。

1．0．3输气管道工程设计应遵照下列原则：

1保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系；2采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果；3优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。

1．0．4输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。

2术语

2．O．1管输气体pipelinegas通过管道输送的天然气和煤气。

2．O．2输气管道工程gastransmissionpipelineproject用管道输送天然气和煤气的工程。

一般包括输气管道、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。

2．O．3输气站gastransmissionstation输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。

2．O．4输气首站gastransmissioninitialstation输气管道的起点站。

一般具有分离，调压、计量、清管等功能。

2．O．5输气末站gastransmissionterminalstation输气管道的终点站。

一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。

2．O．6气体接收站gasreceivingstation在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。

2．O．7气体分输站gasdistributingstation在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。

2．O．8压气站compressorstation在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。

2．0．9地下储气库undergroundgasstorage利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。

包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。

2．O．10注气站gasinjectionstation将天然气注入地下储气库而设置的站。

2．O．11采气站gaswithdrawstation将天然气从地下储气库采出而设置的站。

2．O．12管道附件pipeauxiliahes指管件、法兰、阀门、清管器收发筒、汇管、组合件、绝缘法兰或绝缘接头等管道专用承压部件。

2．O．13管件pipefitting指弯头、弯管、三通、异径接头和管封头。

2．O．14输气干线gastransmissiontrunkline由输气首站到输气末站间的主运行管线。

2．0．15输气支线gastransmissionbranchline向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。

2．O．16弹性敷设pipelayingelasticbending管道在外力或自重作用下产生弹性弯曲变形，利用这种变形，改变管道走向或适应高程变化的管道敷设方式。

2．O．17清管系统piggingsystem为清除管内凝聚物和沉积物，隔离、置换或进行管道在线检测的全套设备。

其中包括清管器、清管器收发筒、清管器指示器及清管器示踪仪等。

2．O．18设计压力designpressure在相应的设计温度下，用以确定管道计算壁厚及其他元件尺寸的压力值，该压力为管道的内部压力时称设计内压力，为外部压力时称设计外压力。

2．O．19设计温度designtemperature管道在正常工作过程中，在相应设计压力下，管壁或元件金属可能达到的最高或最低温度。

2．O．20管输气体温度pipelinegastemperature气体在管道内输送时的流动温度。

2．O．21操作压力operatingpressure在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。

2．O．22最大操作压力maximumoperatingpressure（MOP）在正常操作条件下，管线系统中的最大实际操作压力。

2．0.23最大允许操作压力maximumallowableoperatingpressure（MAOP）管线系统遵循本规范的规定，所能连续操作的最大压力，等于或小于设计压力。

2．O．24泄压放空系统reliefandblow―downsystem对超压泄放、紧急放空及开工、停工或检修时排放出的可燃气体进行收集和处理的设施。

泄压放空系统由泄压设备（放空阀、减压阀、安全阀），收集管线、放空管和处理设备（如分离罐、火炬）或其中一部分设备组成。

2．0．25水露点waterdewpoint气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。

2．O．26烃露点hydrocarbondewpoint气体在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。

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算，设计年工作天数应按350d计算。

3．1．2进入输气管道的气体必须清除机械杂质；水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃；烃露点应低于最低环境温度；气体中硫化氢含量不应大于20mg／m3。

3.1．3输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需要、管材质量及地区安全等因素经技术经济比较后确定。

3．1．4当输气管道及其附件已按国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY／T0036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。

有条件时宜采用管道内壁涂层。

3．2工艺设计

3．2．1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量及用户的特点和要求，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主要内容：

1输气总工艺流程。

2输气站的工艺参数和流程。

3输气站的数量和站间距。

4输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。

3．2．1管道输气应合理利用气源压力。

当采用增压输送时，应合理选择压气站的站压比和站间距。

当采用离心式压缩机增压输送时，站压比宜为1．2～1．5，站间距不宜小于190km。

3．2．4压气站特性和管道特性应协调，在正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。

压缩机组的数量、选型、联接方式，应在经济运行范围内，并满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。

3．2．5具有配气功能分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。

3．2．6输气管道首站和气体接收站的进气管线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输气站应设置越站旁通。

进、出站管线必须设置截断阀。

截断阀的位置应与工艺装置区保持一定距离，确保在紧急情况下便于接近和操作。

截断阀应当具备手动操作的功能。

3．3工艺计算与分析

3．3．1输气管道工艺设计应具备下列资料：

1管输气体的组成。

2气源的数量、位置、供气量及其可调范围。

3气源的压力及其可调范围，压力递减速度及上限压力延续时间。

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输气管道应按下列公式进行水力计算：

1当输气管道纵断面的相对高差△h≤200m且不考虑高差影响时，应按下式计算：

2当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下式计算：

3水力摩阻系数宜按下式计算：

3．3．3输气管道沿线任意点的温度应按下列公式计算：

3．3．4根据工程的实际需求，可对输气管道系统进行稳态和动态模拟计算，确定在不同工况条件下压气站的数量、增压比、压缩机计算功率和动力燃料消耗，管道系统各节点流量、压力、温度和管道的储气量等。

根据系统分析需要，可按小时或天确定计算时间段。

3．3．5稳态和动态模拟的计算软什应经工程实践验证。

3．4输气管道的安全泄放

3．4．1输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。

3．4．2输气干线截断阀上下游均应设置放空管。

放空管应能迅速放空两截断阀之间管段内的气体。

放空阀直径与放空管直径应相等。

3．4．3输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。

安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。

3．4．4安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力。

安全阀的定压（Po）应根据管道最大允许操作压力（P）确定，并应符合下列要求：

3．4．5安全阀泄放管直径应按下列要求计算；1单个安全阀的泄放管直径，应按背压不大于该阀泄放压力的10％确定，但不应小于安全阀的出口直径；2连接多个安全阀的泄放管直径，应按所有安全阀同时泄放时产生的背压不大于其中任何一个安全阀的泄放压力的lo％确定，且泄放管截面积不应小于各安全阀泄放支管截面积之和。

3．4．6放空气体应经放空竖管排入大气，并应符合环境保护和安全防火要求。

3．4．7输气干线放空竖管应设置在不致发生火灾危险和危害居民健康的地方。

其高度应比附近建（构）筑物高出2m以上，且总高度不应小于10m。

3．4．8输气站放空竖管应设在围墙外，与站场及其他建（构）筑物的距离应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的规定。

其高度应比附近建（构）筑物高出2m以上，且总高度不应小于1Om。

3．4．9放空竖管的设置应符合下列规定：

1放空竖管直径应满足最大的放空量要求。

2严禁在放牢竖管顶端装设弯管。

3放空竖管底部弯管和相连接的水平放空引出管必须埋地；弯管前的水平埋设直管段必须进行锚固。

4放空竖管应有稳管加固措施。

4线路

4．1线路选择

4．1．1线路的选择应符合下列要求；1线路走向应根据地形、工程地质、沿线主要进气、供气点的地理位置以及交通运输、动力等条件，经多方案对比后确定。

2线路宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基本建设设施。

3大中型河流穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应符合线路总走向。

局部走向应根据大、中型穿（跨）越工程和压气站的位置进行调整。

4线路必须避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护区。

5线路应避开城镇规划区、飞机场、铁路车站、海（河）港码头、国家级自然保护区等区域。

当受条件限制管道需要在上述区域内通过时，必须征得主管部门同意，并采取安全保护措施。

6除管道专用公路的隧道、桥梁外，线路严禁通过铁路或公路的隧道、桥梁、铁路编组站、大型客运站和变电所。

4．1．2输气管道宜避开不良工程地质地段。

当避开确有困难时，对下述地段应选择合适的位置和方式通过；1对规模不大的滑坡，经处理后，能保证滑坡体稳定的地段，可选择适当部位以跨越方式或浅埋通过。

管道通过岩堆时，应对其稳定性做出判定，并采取相应措施。

2对沼泽或软土地段应根据其范围、土层厚度、地形、地下水位、取土等条件确定通过的地段。

3管道宜避开泥石流地段，若不能避开时应根据实际地形地质条件选择合理的通过方式。

4对深而窄的冲沟，宜采用跨越通过。

对冲沟浅而宽，沉积物较稳定的地段，宜采用埋设方式通过。

5管道通过海滩、沙漠地段时，应对其稳定性进行推断，并采取相应的稳管防护措施。

6在地震动峰值加速度等于或大于0．1g的地区，管道宜从断层位移较小和较窄的地区通过，并应采取必要的工程措施。

管道不宜敷设在由于发生地震而可能引起滑坡、山崩、地陷、地裂、泥石流以及沙土液化等地段。

4．2地区等级划分

4．2．1输气管道通过的地区，应按沿线居民户数和（或）建筑物的密集程度，划分为四个地区等级，并依据地区等级做出相应的管道设计。

4.2．2地区等级划分应符合下列规定：

1沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数划分为四个等级。

在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。

1）―级地区；户数在15户或以下的区段；2）--级地区：

户数在15户以上、100户以下的区段；3）三级地区；户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区，工业区，发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；4）四级地区：

系指四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段。

2当划分地区等级边界线时，边界线距最近一幢建筑物外边缘应大于或等于200m。

3在一、二级地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方，应按三级地区选取设计系数。

4当一个地区的发展规划，足以改变该地区的现有等级时，应按发展规划划分地区等级。

4．2．3输气管道的强度设计系数应符合表4．2．3的规定。

4．2．4穿越铁路、公路和人群聚集场所的管段以及输气站内管道的强度设计系数，应符合表4．2．4的规定。

4.3管道敷设

4．3．1输气管道应采用埋地方式敷设，特殊地段也可采用土堤、地面等形式敷设。

4．3．2埋地管道覆土层最小厚度应符合表4．3．2的规定。

在不能满足要求的覆土厚度或外荷载过大、外部作业可能危及管道之处，均应采取保护措施。

注：

1对需平整的地段应按平整后的标高计算；2覆土层厚度应从管顶算起。

4．3．3管沟边坡坡度应根据土壤类别和物理力学性质（如粘聚力、内摩擦角、湿度、容重等）确定。

当无上述土壤的物理性质资料时，对土壤构造均匀、无地下水、水文地质条件良好、深度不大于5m且不加支撑的管沟，其边坡可按表4．3．3确定。

深度超过5m的管沟，可将边坡放缓或加筑平台。

4．3．4管沟宽度应符合下列规定：

1管沟沟底宽度应根据管道外径、开挖方式、组装焊接工艺及工程地质等因素确定。

深度在5m以内时，沟底宽度应按下式确定：

注：

1当采用机械开挖管沟时，计算的沟底宽度小于挖斗宽度时，沟底宽度按挖斗宽度计算；2沟下焊接弯头。

弯臂、碰口以及半自动焊接处的管沟加宽范围为工作点两边各1m．

2当管沟需加支撑，在决定底宽时，应计入支撑结构的厚度。

3当管沟深度大于5m时，应根据土壤类别及物理力学性质确定沟底宽度。

4．3．5岩石、砾石区的管沟，沟底应比土壤区管沟深挖0．2m，并用细土或砂将深挖部分垫平后方可下管。

管沟回填时，应先用细土回填至管顶以上O．3m，方可用土、砂或粒径小于lOOmm碎石回填并压实。

管沟回填土应高出地面0．3m。

4．3．6输气管道出土端及弯头两侧，回填时应分层夯实。

4．3．7当管沟纵坡较大时，应根据土壤性质，采取防止回填土下滑措施。

4．3．8在沼泽、水网（含水田）地区的管道，当覆土层不足以克服管子浮力时，应采取稳管措施。

4．3．9当输气管道采用土堤埋设时，土堤高度和顶部宽度，应根据地形、工程地质、水文地质、土壤类别及性质确定，并应符合下列规定：

1管道在土堤中的覆土厚度不应小于0．6m；土堤顶部宽度应大于管道直径两倍且不得小于0．5m。

2土堤的边坡坡度，应根据土壤类别和土堤的高度确定。

管底以下粘性土土堤，压实系数宜为0．94一0．97。

堤高小于2m时，边坡坡度宜采用1：

0．75―1：

l；堤高为2―5m时，宜采用1：

1．25～1：

1．5。

土堤受水浸淹没部分的边坡，宜采用l：

2的坡度。

3位于斜坡上的土堤，应进行稳定性计算。

当自然地面坡度大于20％时，应采取防止填土沿坡面滑动的措施。

4当土堤阻碍地表水或地下水泄流时，应设置泄水设施。

泄水能力根据地形和汇水量按防洪标准重现期为25年一遇的洪水量设计；并应采取防止水流对土堤冲刷的措施。

5土堤的回填土，其透水性能宜相近。

6沿土堤基底表面的植被应清除干净。

4．3．10输气管道通过人工或天然障碍物（水域、冲沟、铁路、公路等）时应遵循国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》SY/T0015的规定。

4．3.1l当埋地输气管道与其他管道、通信电缆平行敷设时，其间距应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定。

4．3．12埋地输气管道与其他管道、电力、通信电缆的间距应符合下列规定：

1输气管道与其他管道交叉时，其垂直净距不应小于0．3m。

当小于0．3m时，两管间应设置坚固的绝缘隔离物；管道在交叉点两侧各延伸10m以上的管段，应采用相应的最高绝缘等级。

2管道与电力、通信电缆交叉时，其垂直净距不应小于0．5m。

交叉点陶侧各延伸10m以上的管段，应采用相应的最高绝缘等级。

4．3.13用于改变管道走向的弯头、弯管应符合下列要求：

1弯头的曲率半径应大于或等于外直径的4倍，并应满足清管器或检测仪器能顺利通过的要求。

2现场冷弯弯管的最小曲率半径应符合表4．3．13的规定。

3弯管和弯头的任何部位不得有裂纹和其他机械损伤，其两端的椭圆度应小于或等于2．0％；其他部位的椭圆度不应大于2．5％。

4弯管上的环向焊缝应进行x射线检查。

4．3．14输气管道采用弹性敷设时应符合下列规定：

1弹性敷设管道与相邻的反向弹性弯曲管段之间及弹性弯曲管段和人工弯管之间，应采用直管段连接；直管段长度不应小于管子外径值，且不应小于500mm。

2弹性敷设管道的曲率半径应满足管子强度要求，且不得小于钢管外直径的1000倍。

垂直面上弹性敷设管道的曲率半径尚应大于管子在自重作用下产生的挠度曲线的曲率半径，其曲率半径应按下式计算：

4．3．15弯头和弯管不得使用褶皱弯或虾米弯。

管子对接偏差不得大于3°。

4．3．16输气管道防腐蚀设计必须符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY／T0036的有关规定。

4．4截断阀的设置

4.4．1输气管道应设置线路截断阀。

截断阀位置应选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。

截断阀最大间距应符合下列规定：

以一级地区为主的管段不宜大于32km；以二级地区为主的管段不大于24km；以三级地区为主的管段不大于16km；以四级地区为主的管段不大于8km。

上述规定的阀门间距可以稍作调整，使阀门安装在更容易接近的地方。

4．4．2截断阀可采用自动或于动阀门，并应能通过清管器或检测仪器。

4．5线路构筑物

4．5．1管道通过土（石）坎、陡坡、冲沟、崾岘、沟渠等特殊地段时，应根据当地自然条件，因地制宜设置保护管道、防止水土流失的构筑物。

4．5．2埋设管道的边坡或土体不稳定时应设置挡土墙。

挡土墙应设置在稳定地层上。

1挡土墙应设置泄水孔，其间距宜取2―3m，外斜5％，孔眼尺寸不宜小于100mm×l00mm。

墙后应做好滤水层和必要的排水盲沟，当墙后有山坡时，还应在坡下设置截水沟。

墙后填土宜选择透水性较强的填料。

在季节性冻土地区，墙后填土应选用非冻胀性填料（如炉渣，碎石，粗砂等）。

挡土墙应每隔lO～20m设置伸缩缝。

遇有侵蚀性水或严寒地区，挡土墙必须进行防腐、防水处理。

2计算挡土墙土压力时，应按照现行国家标准《建筑地基基础设计规范》GB50007执行。

4．9．3管道通过易受水流冲刷的河（沟）岸时应采取护岸措施。

护岸设计应遵循以下原则：

1护岸工程设计应符合防洪及河务管理的有关法规。

2护岸工程必须保证水流顺畅，不得冲、淘穿越管段及支墩。

3护岸工程应因地制宜、就地取材，根据水流及冲刷程度，采用抛石护岸、石笼护岸、浆砌或干砌块石护岸、混凝土或钢筋混凝土护岸等措施。

4护岸宽度应根据实际水文及地质条件确定，但不得小于5m。

护岸顶高出设计洪水位（含浪高和壅水高）不得小于0．5m。

4．5．4管道通过较大的陡坡地段，以及管道受温度变化的影响，将产生较大下滑力或推力时，宜设置管道锚固墩；1锚固墩一般由混凝土或钢筋混凝土现浇，基础底部埋深不宜小于1．5m；2锚固墩周边的回填土必须分层夯实，干容重不得小于16kN／m3；3管道与锚固墩的接触而应有良好的电绝缘。

4．6标志

4.6．1输气管道沿线应设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性标志。

4．6．2里程桩应沿气流前进方向左侧从管道起点至终点，每公里连续设置。

阴极保护测试桩可同里程桩结合设置。

4．6．3埋地管道与公路，铁路、河流和地下构筑物的交叉处两侧应设置标志桩（牌）。

4．6．4对易于遭到车辆碰撞和人畜破坏的管段，应设置警示牌，并应采取保护措施。

5管道和管道附件的结构设计

5．1管道强度和稳定计算

5．1．1管道强度计算应符合下列原则：

1埋地管道强度设计应根据管段所处地区等级以及所承受可变荷载和永久荷载而定。

当管道通过地震动峰值加速度等于或大于0．1g的地区时，应按国家现行标准《输油（气）钢质管道抗震设计规范》SY／T0450对管道在地震作用下的强度进行校核。

2埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力，应小于管子的最小屈服强度的90％。

管道附件的设计强度不应小于相连直管段的设计强度。

3输气管道采用的钢管符合本规范第5．2．2条规定时，焊缝系数值应取1．0。

5．1．2输气管道强度计算应符合下列规定：

1直管段管壁厚度应按下式计算（计算所得的管壁厚度应向上圆整至钢管的壁厚δ）：

2受约束的埋地直管段轴向应力计算和当量应力校核，应按本规范附录B的公式计算。

3当温度变化较大时，应作热胀应力计算。

必要时应采取限制热胀位移的措施。

4受内压和温差共同作用下弯头的组合应力，应按本规范附录C的公式计算。

5．1．3输气管道的最小管壁厚度应符合表5．1．3的规定。

5．1．4输气管道径向稳定校核应符合下列表达式的要求，当管道埋设较深或外荷载较大时，应按无内压状态校核其稳定性：

5．1．5曾采用冷加工使其符合规定的最小屈服强度的钢管，以后又将其不限时间加热到高于480℃（或高于320℃超过lh（焊接除外），该钢管允许承受的最高压力，不得超过按式（5．1．2）计算值的75％。

5．2材料

5．2．1输气管道所用钢管、管道附件的选择，应根据使用压力、温度、介质特性、使用地区等因素，经技术经济比较后确定。

采用的钢管和钢材，应具有良好的韧性和焊接性能。

5．2．2输气管道凡选用国产钢管，其规格与材料性能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》GB／T9711、《输送流体用无缝钢管》GB／T8163、《高压锅炉用无缝钢管》GB5310、《化肥设备用高压无缝钢管》GB6479的有关规定。

5．2．3输气管道所采用钢管和管道附件应根据强度等级、管径、壁厚、焊接方式及使用环境温度等因素对材料提出韧性要求。

5．2．4钢管表面的凿痕、槽痕、刻痕和凹痕等有害缺陷应按下列要求处理：

1钢管在运输、安装或修理中造成壁厚减薄时，管壁上任一点的厚度不应小于按式（5．1．2）计算确定的钢管壁厚的90％。

2凿痕、槽痕应打磨光滑；对被电弧烧痕所造成的“冶金学上的刻痕”应打磨掉。

打磨后的管壁厚度小于本规范第5．2．4条l款的规定时，应将管子受损部分整段切除，严禁嵌补。

3在纵向或环向焊缝处影响钢管曲率的凹痕均应去除．其他部位的凹痕深度，当钢管公称直径小于或等于300mm时，不应大于6mm；当钢管公称直径大于300mm时，不应大于钢管公称直径的2％。

当凹痕深度不符合要求时，应将管子受损部分整段切除，严禁嵌补或将凹痕敲臌。

5．3管道附件

5．3．1管道附件应符合下列规定：

1管道附件严禁使用铸铁件。

2管件的制作应符合国家现行标准《钢板制对焊管件》GB／T13401、《钢制对焊无缝管件》GB12459、《钢制对焊管件》SY／T0510的规定。

3清管器收发筒、汇管、组合件的制