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中华人民共和国国家标准
输气管道工程设计规范
Code for design of gas transmission pipeline engineering
GB 50251-2015
主编部门：中国石油天然气集团公司
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
施行日期：2015年10月1日
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
第734号
住房城乡建设部关于发布国家标准《输气管道工程设计规范》的公告
本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
2015年2月2日
前言
根据住房城乡建设部《关于印发<2011年工程建设标准规范制订、修订计划>的通知》(建标[2011]17号)的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结近年输气管道工程建设实践经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见，开展多项专题研究的基础上，修订本规范。本规范共分11章和10个附录，内容包括：总则、术语、输气工艺、线路、管道和管道附件的结构设计、输气站、地下储气库地面设施、仪表与自动控制、通信、辅助生产设施以及焊接与检验、清管与试压、干燥与置换等。
本次修订的主要内容如下：
1．将原规范“监控与系统调度”拆分为“仪表与自动控制”和“通信”两章编写。
2．取消原规范中“节能、环保、劳动安全卫生”一章，将其内容补充到相关章节中。
3．在“线路”章和“输气站”章中分别增加防腐与保温节，在“辅助生产设施”章中增加“供热”节。
4．增加了一级一类地区采用0．8强度设计系数的相关规定和并行管道设计规定。
5．补充修订了输气站及阀室放空设计规定、线路截断阀(室)间距调增规定及阀室选址规定，试压、焊接检验与置换要求。
6．增加了附录J“输气站及阀室爆炸危险区域划分推荐做法”、附录K“埋地管道水压强度试验推荐做法”。
本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。
本规范由住房城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由石油工程建设专业标准化委员会负责日常管理，由中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见和建议，请寄送中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司(地址：四川省成都市高新区升华路6号CPE大厦，邮政编码：610041)。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：
主编单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司
参编单位：中国石油天然气管道局天津设计院
主要起草人：谌贵宇 汤晓勇 郭佳春 孙在蓉 李强 郭成华 孟凡彬 向波 钟小木 唐胜安 何丽梅 张永红 赵淑珍 吴克信 雒定明 张平 李巧 陈凤 牟建 陈杰 陈静 刘科慧 卫晓 刘玉峰 卿太钢 傅贺平
主要审查人：叶学礼 苗承武 章申远 任启瑞 梅三强 刘海春 胡颖 张文伟 史航 李爽 吴勇 张邕生 孙立刚 吴洪松 王冰怀 董旭 刘嵬辉 卜祥军 李国海 隋永莉 宋飞 李献军 吴昌汉 马珂 朱峰 刘志田 王庆红 张箭啸 李延金 王小林
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，制定本规范。
1．0．2 本规范适用于陆上新建、扩建和改建输气管道工程设计。
1．0．3 输气管道工程设计应符合下列规定：
1 应保护环境、节约能源、节约用地，并应处理好与铁路、公路、输电线路、河流、城乡规划等的相互关系；
2 应积极采用新技术、新工艺、新设备及新材料；
3 应优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数；
4 扩建项目应合理地利用原有设施和条件；
5 分期建设项目应进行总体设计，并制定分期实施计划。
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标准的规定。
2 术语
2．0．1 管道气体 pipeline gas
通过管道输送的天然气、煤层气和煤制天然气。
2．0．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project
用管道输送天然气、煤层气和煤制天然气的工程。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。
2．0．3 输气站 gas transmission station
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。
2．0．4 输气首站 gas transmission initial station
输气管道的起点站。一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
2．0．5 输气末站 gas transmission terminal station
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。
2．0．6 气体接收站 gas receiving station
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。
2．0．7 气体分输站 gas distributing station
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。
2．0．8 压气站 compressor station
在输气管道沿线，用压缩机对管道气体增压而设置的站。
2．0．9 地下储气库 underground gas storage
利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造、气井及地面设施。地质构造类型包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。
2．0．10 注气站 gas injection station
将天然气注入地下储气库而设置的站。
2．0．11 采气站 gas withdraw station
将天然气从地下储气库采出而设置的站。
2．0．12 管道附件 pipe auxiliaries
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。
2．0．13 管件 pipe fitting
弯头、弯管、三通、异径接头和管封头。
2．0．14 弹性敷设 pipe laying with elastic bending
利用管道在外力或自重作用下产生弹性弯曲变形，改变管道走向或适应高程变化的管道敷设方式。
2．0．15 清管系统 pigging system
为清除管线内凝聚物和沉积物，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。
2．0．16 设计压力 design pressure(DP)
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为设计内压力，为外部压力时称为设计外压力。
2．0．17 设计温度 design temperature
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。
2．0．18 管输气体温度 pipeline gas temperature
气体在管道内输送时的流动温度。
2．0．19 操作压力 operating pressure(OP)
在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。
2．0．20 最大操作压力 maximum operating pressure(MOP)
在正常操作条件下，管线系统中的最大实际操作压力。
2．0．21 最大允许操作压力 maximum allowable operating pressure(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。
2．0．22 泄压放空系统 relief and blow-down system
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、收集管线、放空管和处理设备或其中一部分设备组成。
2．0．23 水露点 water dew point
气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。
2．0．24 烃露点 hydrocarbon dew point
气体在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。
2．0．25 冷弯弯管 cold bends
用模具将管子在不加热状态下弯制成需要角度的弯管。
2．0．26 热煨弯管 hot bends
管子加热后，在弯制机具上弯曲成需要角度的弯管。
2．0．27 并行管道 parallel pipelines
以一定间距(小于或等于50m)相邻敷设的两条或多条管道。
2．0．28 线路截断阀(室) block valve station
油气输送管道线路截断阀及其配套设施的总称，也称为阀室。
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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。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。
3．1．2 进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB 17820中二类气的指标，并应符合下列规定：
1 应清除机械杂质；
2 水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃；
3 烃露点应低于最低环境温度；
4 气体中硫化氢含量不应大于20mg／m³；
5 二氧化碳含量不应大于3％。
3．1．3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需要、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。
3．1．4 当输气管道及其附件已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448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，清管设施宜与输气站合并建设。
3．1．6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。
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、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，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。
3．2．3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送压力、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济比选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。
3．2．4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。在正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。
3．2．5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。
3．2．6 当输气管道气源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上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 输气站宜设置越站旁通。
3．2．9 进、出输气站的输气管道必须设置截断阀。并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
3．3 工艺计算与分析
3．3．1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料：
1 管道气体的组成；
2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围；
3 气源的压力、温度及其变化范围；
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 输气管道水力计算应符合下列规定：
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：
式中：qv——气体(P0＝0．101325MPa，T＝293K)的流量(m³／d)；
P1——输气管道计算段的起点压力(绝)(MPa)；
P2——输气管道计算段的终点压力(绝)(MPa)；
d——输气管道内径(cm)；
λ——水力摩阻系数；
Z——气体的压缩因子；
△——气体的相对密度；
T——输气管道内气体的平均温度(K)；
L——输气管道计算段的长度(km)。
2 当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式计算：
式中：α——系数(m-1)；
△h——输气管道计算段的终点对计算段起点的标高差(m)；
n——输气管道沿线计算的分管段数。计算分管段的划分是沿输气管道走向，从起点开始，当其中相对高差≤200m时划作一个计算分管段；
hi——各计算分管段终点的标高(m)；
hi-1——各计算分管段起点的标高(m)；
Li——各计算分管道的长度(km)；
g——重力加速度，g=9．81m／s²；
Ra——空气的气体常数，在标准状况下(P0＝0．101325MPa，T＝293K)，Ra＝287．1m³／(s²·K)。
3 水力摩阻系数宜按下式计算，当输气管道工艺计算采用手算时，宜采用附录A中的公式。
式中：K——钢管内壁绝对粗糙度(m)；
d——管道内径(m)；
Re——雷诺数。
3．3．3 输气管道沿线任意点的温度计算应符合下列规定：
1 当不考虑节流效应时，应按下列公式计算：
式中：tx——输气管道沿线任意点的气体温度(℃)；
t0——输气管道埋设处的土壤温度(℃)；
t1——输气管道计算段起点的气体温度(℃)；
e——自然对数底数，宜按2．718取值；
x——输气管道计算段起点至沿线任意点的长度(km)；
K——输气管道中气体到土壤的总传热系数[W／(㎡·K)]；
D——输气管道外直径(m)；
qv——输气管道中气体(P0＝0．101325MPa，T＝293K)的流量(m³／d)；
cP——气体的定压比热[J／(kg·K)]。
2 当考虑节流效应时，应按下式计算：
式中：j——焦耳-汤姆逊效应系数(℃／MPa)；
△Px——x长度管段的压降(MPa)。
3．3．4 根据工程的实际需求，宜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件应经工程实践验证。
3．4 输气管道的安全泄放
3．4．1 输气站宜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 输气管道相邻线路截断阀(室)之间的管段上应设置放空阀，并应结合建设环境可设置放空立管或预留引接放空管线的法兰接口。放空阀直径与放空管直径应相等。
3．4．3 存在超压的管道、设备和容器，必须设置安全阀或压力控制设施。
3．4．4 安全阀的定压应经系统分析后确定，并应符合下列规定：
1 压力容器的安全阀定压应小于或等于受压容器的设计压力。
2 管道的安全阀定压(P0)应根据工艺管道最大允许操作压力(P)确定，并应符合下列规定：
1)当P≤1．8MPa时。管道的安全阀定压(P0)应按下式计算：
P0＝P＋0.18MPa (3.4.4-1)
2)当1．8MPa＜P≤7．5MPa时，管道的安全阀定压(P0)应按下式计算：
P0＝1.1P (3.4.4-2)
3)当P＞7．5MPa时，管道的安全阀定压(P0)应按下式计算：
P0＝1.05P (3.4.4-3)
4)采用0．8强度设计系数的管道设置的安全阀，定压不应大于1．04P。
3．4．5 安全阀泄放管直径计算应符合下列规定：
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，且不应小于安全阀的出口管径；
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10％确定，且泄放管截面积不应小于安全阀泄放支管截面积之和。
3．4．6 放空的气体应安全排入大气。
3．4．7 输气站放空设计应符合下列规定：
1 输气站应设放空立管，需要时还可设放散管；
2 输气站天然气宜经放空立管集中排放，也可分区排放，高、低压放空管线应分别设置，不同排放压力的天然气放空管线汇入同一排放系统时，应确保不同压力的放空点能同时畅通排放；
3 当输气站设置紧急放空系统时，设计应满足在15min内将站内设备及管道内压力从最初的压力降到设计压力的50％；
4 从放空阀门排气口至放空设施的接入点之间的放空管线，用管的规格不应缩径。
3．4．8 阀室放空设计应符合下列规定：
1 阀室宜设置放空立管，室内安装的截断阀的放散管应引至室外；
2 不设放空立管的阀室应设放空阀或预留引接放空管线的法兰接口；
3 阀室周围环境不具备天然气放空条件时，可不设放空立管，该阀室上下游管段内的天然气应由相邻的阀室或相邻输气站放空。
3．4．9 放空立管和放散管的设计应符合下列规定：
1 放空立管直径应满足设计最大放空量的要求；
2 放空立管和放散管的顶端不应装设弯管；
3 放空立管和放散管应有稳管加固措施；
4 放空立管底部宜有排除积水的措施；
5 放空立管和放散管设置的位置应能方便运行操作和维护；
6 放空立管和放散管防火设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
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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 线路走向应根据工程建设目的和气源、市场分布，结合沿线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感区的现状与规划，以及沿途地区的地形、地质、水文、气象、地震等自然条件，通过综合分析和多方案技术经济比较，确定线路总体走向；
2 线路宜避开环境敏感区，当路由受限需要通过环境敏感区时，应征得其主管部门同意并采取保护措施；
3 大中型穿(跨)越工程和压气站位置的选择，应符合线路总体走向。局部线路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 线路应避开军事禁区、飞机场、铁路及汽车客运站、海(河)港码头等区域；
5 除为管道工程专门修建的隧道、桥梁外，不应在铁路或公路的隧道内及桥梁上敷设输气管道。输气管道从铁路或公路桥下交叉通过时，不应改变桥梁下的水文条件；
6 与公路并行的管道路由宜在公路用地界3m以外，与铁路并行的管道路由宜在铁路用地界3m以外，如地形受限或其他条件限制的局部地段不满足要求时，应征得道路管理部门的同意；
7 线路宜避开城乡规划区，当受条件限制，需要在城乡规划区通过时，应征得城乡规划主管部门的同意，并采取安全保护措施；
8 石方地段的管线路由爆破挖沟时，应避免对公众及周围设施的安全造成影响；
9 线路宜避开高压直流换流站接地极、变电站等强干扰区域；
10 埋地管道与建(构)筑物的间距应满足施工和运行管理需求，且管道中心线与建(构)筑物的最小距离不应小于5m。
4．1．2 输气管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严重侵蚀等地质灾害地段，宜避开矿山采空区及全新世活动断层。当受到条件限制必须通过上述区域时，应选择危害程度较小的位置通过，并采取相应的防护措施。
4．2 地区等级划分及设计系数确定
4．2．1 输气管线通过的地区，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，并应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 沿管线中心线两侧各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应划分为四个等级。在乡村人口聚集的村庄、大院及住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。地区等级应按下列原则划分：
1)一级一类地区：不经常有人活动及无永久性人员居住的区段；
2)一级二类地区：户数在15户或以下的区段；
3)二级地区：户数在15户以上100户以下的区段；
4)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、规划发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；
5)四级地区：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不应小于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。
表4．2．3 强度设计系数
地区等级 | 强度设计系数F |
一级一类地区 | 0.8 |
一级二类地区 | 0.72 |
二级地区 | 0.6 |
三级地区 | 0.5 |
四级地区 | 0.4 |
4．2．4 穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系数。应符合表4．2．4的规定。
表4．2．4 穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系数
管段或管道 | 地区等级 | ||||
一 | 二 | 三 | 四 | ||
一类 | 二类 | ||||
强度设计系数 | |||||
有套管穿越三、四级公路的管道 | 0.72 | 0.72 | 0.6 | 0.5 | 0.4 |
无套管穿越三、四级公路的管道 | 0.6 | 0.6 | 0.5 | 0.5 | 0.4 |
穿越一、二级公路，高速公路，铁路的管道 | 0.6 | 0.6 | 0.6 | 0.5 | 0.4 |
输气站内管道及截断阀室内管道 | 0.5 | 0.5 | 0.5 | 0.5 | 0.4 |
4．3 管道敷设
4．3．1 输气管道应采用埋地方式敷设，特殊地段可采用土堤或地面形式敷设。
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，应采取保护措施。
表4．3．2 最小覆土厚度(m)
地区等级 | 土壤类 | 岩石类 | |
早地 | 水田 | ||
一级 | 0.6 | 0.8 | 0.5 |
二级 | 0.8 | 0.8 | 0.5 |
三级 | 0.8 | 0.8 | 0.5 |
四级 | 0.8 | 0.8 | 0.5 |
2 覆土层厚度应从管顶算起。
3 季节性冻土区宜埋设在最大冰冻线以下。
4 旱地和水田轮种的地区或现有旱地规划需要改为水田的地区应按水田确定埋深。
5 穿越鱼塘或沟渠的管线，应埋设在清淤层以下不小于1．0m。
4．3．3 管沟边坡坡度应根据土壤类别、物理力学性质(如黏聚力、内摩擦角、湿度、容重等)、边坡顶部附近载荷情况和管沟开挖深度综合确定。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，其边坡坡度值可按表4．3．3确定。深度超过5m的管沟，应根据实际情况可采取将边坡放缓、加筑平台或加设支撑。
表4．3．3 深度在5m以内管沟最陡边垃坡度值
土壤类别 | 最陡边坡坡度值(高宽比) | ||
坡顶无载荷 | 坡顶有静载荷 | 坡顶有动载荷 | |
中密的砂土 | 1：1.00 | 1：1.25 | 1：1.50 |
中密的碎石类土(充填物为砂土) | 1：0.75 | 1：1.00 | 1：1.25 |
硬塑的粉土 | 1：0.67 | 1：0.75 | 1：1.00 |
中密的碎石类土(充填物为黏性土) | 1：0.50 | 1：0.67 | 1：0.75 |
硬塑的粉质黏土、黏土 | 1：0.33 | 1：0.50 | 1：0.67 |
老黄土 | 1：0.10 | 1：0.25 | 1：0.33 |
软土(经井点降水) | 1：1.00 | — | — |
硬质岩 | 1：0 | 1：0 | 1：0 |
2 对软土地区，开挖深度不应超过4m。
3 冻土地区，应根据冻土可能的变化趋势及土壤特性经现场试挖确定边坡坡度值。
4．3．4 管沟宽度应符合下列规定：
1 管沟深度小于或等于5m时，沟底宽度应按下式计算：
B＝Do＋K (4.3.4)
式中：B——沟底宽度(m)；
Do——钢管的结构外径(m)，包括防腐及保温层的厚度，两条或两条以上的管道同沟敷设时，Do应取各管道结构外径之和加上相邻管道之间的净距之和；
K——沟底加宽裕量(m)，宜按表4．3．4取值。
表4．3．4 沟底加宽裕量(m)
条件因素 | 沟上焊接 | 沟下焊条电弧焊接 | 沟下半自动 焊接处管沟 | 沟下焊接弯头、 弯管及连头处管沟 | |||||
土质管沟 | 岩石爆破 管沟 | 弯头、 冷弯管处管沟 | 土质管沟 | 岩石爆破管沟 | |||||
沟中有水 | 沟中无水 | 沟中有水 | 沟中无水 | ||||||
沟深3m以内 | 0.7 | 0.5 | 0.9 | 1.5 | 1.0 | 0.8 | 0.9 | 1.6 | 2.0 |
沟深3m~5m | 0.9 | 0.7 | 1.1 | 1.5 | 1.2 | 1.0 | 1.1 | 1.6 | 2.0 |
2 沟下焊接弯头、弯管、碰口及半自动焊接处的管沟加宽范围宜为工作点两边各1m。
2 当管沟需要加支撑，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 岩石及砾石区的管沟，沟底比土壤区管沟超挖不应小于0．2m，并用细土或砂将超挖部分压实垫平后方可下管。管沟回填时，应先用细土回填至管顶以上0．3m，方可用原开挖土回填并压实。管沟回填土在不影响土地复耕或水土保持的情况下宜高出地面0．3m。
4．3．6 农耕区及其他植被区的管沟开挖，应将表层耕(腐)质土和下层土分别堆放，管沟回填时应将耕(腐)质土回填到表层。
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或回填细土流失的措施。
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浮力时，应采取稳管措施。有积水的管沟，宜排净水后回填，否则应采取防止回填作业造成管道位移的措施。
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0．8m，土堤顶部宽度不应小于管道直径的两倍且不得小于1．0m；
2 土堤的边坡坡度值应根据土壤类别和土堤的高度确定，管底以下黏性土土堤，压实系数宜为0．94～0．97，堤高小于2m时，边坡坡度值宜为1：1～1：1．25，堤高为2m～5m时，边坡坡度值宜为1：1．25～1：1．5，土堤受水浸淹没部分的边坡宜采用1：2的边坡坡度值；
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。泄水能力应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；
7 软弱地基上的土堤应采取防止填土后基础沉陷的措施。
4．3．10 输气管道通过人工或天然障碍物时，应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的有关规定。
4．3．11 埋地输气管道与其他埋地管道、电力电缆、通信光(电)缆交叉的间距应符合下列规定：
1 输气管道与其他管道交叉时，垂直净距不应小于0．3m，当小于0．3m时，两管间交叉处应设置坚固的绝缘隔离物，交叉点两侧各延伸10m以上的管段，应确保管道防腐层无缺陷；
2 输气管道与电力电缆、通信光(电)缆交叉时，垂直净距不应小于0．5m，交叉点两侧各延伸10m以上的管段，应确保管道防腐层无缺陷。
4．3．12 埋地输气管道与高压交流输电线路杆(塔)和接地体之间的距离宜符合下列规定：
1 在开阔地区，埋地管道与高压交流输电线路杆(塔)基脚间的最小距离不宜小于杆(塔)高；
2 在路由受限地区，埋地管道与交流输电系统的各种接地装置之间的最小水平距离不宜小于表4．3．12的规定。在采取故障屏蔽、接地、隔离等防护措施后，表4．3．12规定的距离可适当减小。
表4．3．12 埋地管道与交流接地体的最小距离(m)
电压等级（kV） | ≤220 | 330 | 500 |
铁塔或电杆接地 | 5.0 | 6.0 | 7.5 |
4．3．13 地面敷设的输气管道与架空交流输电线路的距离应符合表4．3．13的规定。
表4．3．13 地面管道与架空输电线路最小距离(m)
项目 | 电压等级(kV) | |||||||||
3~10 | 35~66 | 110 | 220 | 330 | 500 | 750 | 1000 | |||
单回路 | 双回路 (逆相序) | |||||||||
最小垂直距离 | 3.0 | 4.0 | 4.0 | 5.0 | 6.0 | 7.5 | 9.5 | 18 | 16 | |
最小水平距离 | 开阔地区 | 最高杆 (塔)高 | 最高杆 (塔)高 | 最高杆 (塔)高 | 最高杆 (塔)高 | 最高杆 (塔)高 | 最高杆 (塔)高 | 最高杆 (塔)高 | 最高杆(塔)高 | |
路径受限地区 | 2.0 | 4.0 | 4.0 | 5.0 | 6.0 | 7.5 | 9.5 | 13 | ||
4．3．14 弯管应符合下列规定：
1 线路用热煨弯管的曲率半径不应小于管子外径的5倍，并应满足清管器或检测仪器能顺利通过的要求；
2 热煨弯管的任何部位不得有裂纹和其他机械损伤，其两端部100mm长直管段范围内的圆度不应大于连接管圆度的规定值，其他部位的圆度不应大于2．5％；
3 不应采用有环向焊缝的钢管制作热煨弯管；
4 冷弯弯管的最小曲率半径应符合表4．3．14的规定。
表4．3．14 冷弯弯管最小曲率半径
公称直径DN(mm) | 最小曲率半径R(mm) |
≤300 | 18D |
350 | 21D |
400 | 24D |
450 | 27D |
500 | 30D |
550≤DN≤1000 | 40D |
≥1050 | 50D |
4．3．15 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管之间及弹性弯管和人工弯管之间，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，且不应小于钢管外径的1000倍，垂直面上弹性敷设管道的曲率半径还应大于管在自重作用下产生的挠度曲线的曲率半径，曲率半径应按下式计算：
式中：R——管道弹性弯曲曲率半径(m)；
α——管道的转角(°)；
D——钢管外径(cm)。
4．3．16 弯管不得使用褶皱弯或虾米弯弯管代替。管子对接偏差不应大于3°。
4．3．17 管道通过较大的陡坡地段以及受温度变化影响，应校核管道的稳定性，并宜根据计算结果确定设置锚固或采取其他管道稳定的措施。当采用锚固墩时，管道与锚固墩之间应有良好的电绝缘。
4．3．18 埋地输气管道与民用炸药储存仓库的最小水平距离应符合下列规定：
1 埋地输气管道与民用炸药储存仓库的最小水平距离应按下式计算：
式中：R——管道与民用炸药储存仓库的最小水平距离(m)；
e——常数，取2．718；
Q——炸药库容量(kg)，1000kg≤Q≤10000kg。
2 当炸药库与管道之间存在下列情况之一时，按本规范式(4．3．18)计算的水平距离值可折减15％～20％：
1)炸药库地面标高大于管道的管顶标高；
2)炸药库与管道间存在深度大于管沟深度的沟渠；
3)炸药库与管道间存在宽度大于50m且高度大于10m的山体。
3 无论现状炸药库的库存药量有多少，本规范式(4．3．18)中的炸药库容量Q应按政府部门批准的建库规模取值。库存药量不足1000kg应按1000kg取值计算。
4．4 并行管道敷设
4．4．1 并行敷设的管道，应统筹规划、合理布局及共用公用设施，先建管道应为后建管道的建设和运行管理创造条件。
4．4．2 不受地形、地物或规划限制地段的并行管道，最小净距不应小于6m。
4．4．3 受地形、地物或规划限制地段的并行管道，采取安全措施后净距可小于6m，同期建设时可同沟敷设，同沟敷设的并行管道，间距应满足施工及维护需求且最小净距不应小于0．5m。
4．4．4 穿越段的并行管道，应根据建设时机和影响因素综合分析确定间距。共用隧道、跨越管桥及涵洞设施的并行管道，净距不应小于0．5m。
4．4．5 石方地段不同期建设的并行管道，后建管道采用爆破开挖管沟时，并行净距宜大于20m且应控制爆破参数。
4．4．6 穿越全新世活动断层的并行管道不宜同沟敷设。
4．5 线路截断阀(室)的设置
4．5．1 输气管道应设置线路截断阀(室)，管道沿线相邻截断阀之间的间距应符合下列规定：
1 以一级地区为主的管段不宜大于32km；
2 以二级地区为主的管段不宜大于24km；
3 以三级地区为主的管段不宜大于16km；
4 以四级地区为主的管段不宜大于8km；
5 本条第1款至第4款规定的线路截断阀间距，如因地物、土地征用、工程地质或水文地质造成选址受限的可作调增，一、二、三、四级地区调增分别不应超过4km、3km、2km、1km。
4．5．2 线路截断阀(室)应选择在交通方便、地形开阔、地势相对较高的地方，防洪设防标准不应低于重现期25年一遇。线路截断阀(室)选址受限时，应符合下列规定：
1 与电力、通信线路杆(塔)的间距不应小于杆(塔)的高度再加3m；
2 距铁路用地界外不应小于3m；
3 距公路用地界外不应小于3m；
4 与建筑物的水平距离不应小于12m。
4．5．3 线路截断阀及与输气管线连通的第一个其他阀门应采用焊接连接阀门。截断阀可采用自动或手动阀门，并应能通过清管器或检测仪器，采用自动阀时，应同时具有手动操作功能。
4．5．4 截断阀可安装在地面上或埋地。截断阀及其辅助工艺管道应采取稳固措施。截断阀及其配套设施宜采用围栏或围墙进行保护。
4．6 线路管道防腐与保温
4．6．1 输气管道应采取外防腐层加阴极保护的联合防护措施，管道的防腐蚀设计应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447的有关规定。
4．6．2 管道外防腐层类型、等级的选择应根据地形与地质条件、管道所处环境的腐蚀性、地理位置、输送介质温度、杂散电流、经济性等综合因素确定。管道外防腐层的性能及施工技术要求应符合国家现行相关标准的规定。
4．6．3 管道阴极保护设计应根据工程规模、土壤环境、管道防腐层质量等因素，经济合理地选用保护方式，并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。
4．6．4 阴极保护管道应与非保护构筑物电绝缘。在绝缘接头或绝缘法兰的连接设施上应设置防高压电涌冲击的保护设施。
4．6．5 在交、直流干扰源影响区域内的管道，应按现行国家标准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB／T 50698和《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB 50991的规定，采取有效的减缓干扰的防护措施。
4．6．6 阴极保护管道应设置阴极保护参数测试设施，宜设置阴极保护参数监测装置。
4．6．7 非同沟敷设的并行管道宜分别实施阴极保护，阳极地床方式和位置的选择应能避免相互之间的干扰。同沟敷设且阴极保护站合建的管段可采用联合保护。
4．6．8 地面以上敷设的管道如需保温时，应采用防腐层进行防腐，保温层材料和保护层材料的性能应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264的有关规定。
4．7 线路水工保护
4．7．1 管道水工保护设计应依据当地气象、水文、地形及地质等条件，结合当地施工材料及经验做法，采取植物措施和工程措施相结合的综合防治措施。
4．7．2 管道通过土(石)坎、田坎、陡坡、河流、冲沟、崾岘、沟渠、不稳定边坡地段时，应因地制宜地采取保护管道和防止水土流失的水工保护措施。
4．7．3 管道通过易受水流冲刷的河(沟)岸时，应采取护岸措施。护岸设计应符合下列规定：
1 应符合防洪及河道、水利管理的有关法规；
2 应保证水流顺畅，不得冲、淘穿越管段及河床岸坡；
3 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、浆砌石或干砌块石护岸、混凝土或钢筋混凝土护岸措施；
4 护岸宽度应根据实际水文地质条件确定，且不应小于施工扰动岸坡的宽度。护岸顶高出设计洪水位(含浪高和壅水高)不应小于0．5m。护岸不应减少或改变河道的过水断面。
4．7．4 河流、沟渠穿越地段的水工保护设计应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423的有关规定。
4．7．5 山地敷设埋地管道的水工保护设计应符合下列规定：
1 管道顺坡埋地敷设时，应依据管道纵坡坡度、回填土特性和管沟地质条件，在管沟内设置截水墙，截水墙的间距宜为10m～20m；
2 管道横坡向埋地敷设时，管沟附近坡面应保持稳定，水工保护设计应根据地形、地质条件综合布置坡面截、排水系统和支挡防护措施；
3 应依据边坡坡度在坡脚处设置护坡或挡土墙防护措施；
4 宜根据边坡雨水汇流流量在坡面设置截、排水沟。排水沟应充分利用原始坡面沟道，出水口设置位置不应对管道、耕地或邻近建(构)筑物形成冲刷。
4．7．6 管道通过土(石)坎、田坎段时，可采取浆砌石堡坎、干砌石堡坎、加筋土堡坎或袋装土堡坎结构形式进行防护，堡坎宽度不应小于施工作业带扰动宽度。
4．8 管道标识
4．8．1 管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩、交叉桩和警示牌等永久性标识。
4．8．2 管径相同且并行净距小于6m的埋地管道，以及管径相同共用隧道、涵洞或共用管桥跨越的管道，应有可明显区分识别的标识。
4．8．3 通过人口密集区、易受第三方损坏地段的埋地管道应加密设置标识桩和警示牌，并应在管顶上方连续埋设警示带。
4．8．4 平面改变方向一次转角大于5°时，应设置转角桩。平面上弹性敷设的管道，应在弹性敷设段设置加密标识桩。
4．8．5 地面敷设的管段应设警示牌并采取保护措施。
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5 管道和管道附件的结构设计
5．1 管道强度和稳定性计算
5．1．1 管道强度计算应符合下列规定：
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永久荷载、可变荷载和偶然荷载而定，通过地震动峰值加速度大于或等于0．05g至小于或等于0．4g地区内的管道，应按现行国家标准《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470的有关规定进行强度设计和校核；
2 埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力，应小于钢管标准规定的最小屈服强度的90％，管道附件的设计强度不应小于相连管道直管段的设计强度；
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：
式中：δ——钢管计算壁厚(mm)；
P——设计压力(MPa)；
D——钢管外径(mm)；
σs——钢管标准规定的最小屈服强度(MPa)；
φ——焊缝系数；
F——强度设计系数，应按本规范表4．2．3和表4．2．4选取；
t——温度折减系数，当温度小于120℃时，t值应取1．0。
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进行计算。
3 当温度变化较大时，应进行热胀应力计算。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进行计算。
5 常用钢管的屈服强度应符合表5．1．2的规定。
表5．1．2 常用钢管届服强度要求(MPa)
钢管钢级 | 无缝和焊接钢管管体 | 钢管钢级 | 无缝和焊接钢管管体 | ||
屈服强度Rt0.5 | 屈服强度Rt0.5 | ||||
最小 | 最大 | 最小 | 最大 | ||
L245 | 245 | 450 | L450 | 450 | 600 |
L290 | 290 | 495 | L485 | 485 | 635 |
L320 | 320 | 525 | L555 | 555 | 705 |
L360 | 360 | 530 | L625 | 625 | 775 |
L390 | 390 | 545 | L690 | 690 | 840 |
L415 | 415 | 565 | L830 | 830 | 1050 |
2 L690、L830适用于RP0.2(0．2％非比例伸长)。
5．1．3 输气管道的最小管壁厚度不应小于4．5mm，钢管外径与壁厚之比不应大于100。
5．1．4 输气管道径向稳定校核应按下列公式进行计算。当管道埋设较深或外荷载较大时，应按无内压状态校核稳定性。
式中：△x——钢管水平方向最大变形量(m)；
D——钢管外径(m)；
Z——钢管变形滞后系数，宜取1．5；
K——基床系数，宜按本规范附录D的规定选取；
W——作用在单位管长上的总竖向荷载(N／m)；
Dm——钢管平均直径(m)；
E——钢材弹性模量(N／㎡)；
I——单位管长截面惯性矩(m4／m)；
Es——土壤变形模量(N／㎡)，Es值应采用现场实测数，当无实测资料时，可按本规范附录D的规定选取；
W1——单位管长上的竖向永久荷载(N／m)；
W2——地面可变荷载传递到管道上的荷载(N／m)；
δn——钢管公称壁厚(m)。
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1h(焊接除外)，该钢管允许承受的最高压力，不应超过按本规范式(5．1．2)计算值的75％。
5．2 材料
5．2．1 输气管道所用钢管及管道附件的选材，应根据操作压力、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 输气管道选用的钢管应符合现行国家标准《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB／T 9711中的PSL2级、《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310、《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479及《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163的有关规定。
5．2．3 输气管道所采用的钢管和管道附件，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 钢级不明的材料不应用于管道及其管道附件制作。铸铁和铸钢不应用于制造管件。
5．2．5 钢管应在工厂逐根进行静水压试验，管体或焊缝不得渗漏，管壁应无明显的鼓胀。一级一类地区采用0．8设计系数的钢管，工厂静水压试验压力产生的环向应力不应小于管材标准规定的最小屈服强度的95％。其他设计系数使用的钢管，工厂静水压试验压力产生的环向应力不宜小于管材标准规定的最小屈服强度的90％。
5．2．6 处于寒冷地区地面安装的承压元件、法兰及紧固件等材料的力学性能应满足设计最低温度的使用要求。
5．2．7 钢管表面的凿痕、槽痕、刻痕和凹痕等有害缺陷处理应符合下列规定：
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本规范式(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，并圆滑过渡，打磨后的管壁厚度小于本规范第5．2．7 条第1款的规定时，应将管子受损部分整段切除，不得嵌补；
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，应将管受损部分整段切除，不得嵌补或将凹痕敲臌。
5．2．8 放空管线、管件和放空立管的材料宜按低温低应力工况校核。
5．3 管道附件
5．3．1 管道附件应符合下列规定：
1 管件的制作应符合国家现行标准《钢板制对焊管件》GB／T 13401、《钢制对焊无缝管件》GB／T 12459、《钢制对焊管件规范》SY／T 0510及《油气输送用钢制感应加热弯管》SY／T 5257的有关规定，钢制管法兰、法兰盖、法兰紧固件及法兰用垫片应符合现行国家标准GB 9112～GB 9131系列标准的有关规定；
2 快开盲板的设计制作应符合现行行业标准《快速开关盲板技术规范》SY／T 0556的有关规定。
5．3．2 管道附件与没有轴向约束的直管连接时，应按本规范附录E规定的方法进行承受热膨胀的强度校核。
5．3．3 弯管的管壁厚度应按下列公式计算：
式中：δb——弯管的管壁计算厚度(mm)；
δ——与弯管所连接的同材质直管段管壁计算厚度(mm)；
m——弯管的管壁厚度增大系数；
R——弯管的曲率半径(mm)；
D——弯管的外直径(mm)。
5．3．4 主管上不宜直接开孔焊接支管。当直接在主管上开孔与支管连接或自制三通时，开孔削弱部分可按等面积补强，结构和计算方法应符合本规范附录F的规定。当支管外径大于或等于1／2主管内径时，应采用标准三通件。
5．3．5 异径接头可采用带折边或不带折边的两种结构形式，强度设计应符合现行国家标准《压力容器》GB 150．1～GB 150．4的有关规定。
5．3．6 管封头应采用长短轴比值为2的标准型椭圆形封头，结构、尺寸和强度应符合现行国家标准《压力容器》GB 150．1～GB 150．4的有关规定。
5．3．7 管法兰的选用应符合国家现行相关标准的规定。法兰的密封垫片和紧固件应与法兰配套选用。绝缘接头和绝缘法兰的设计、制造及检验应符合现行行业标准《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY／T 0516的有关规定。
5．3．8 在防爆区内使用的阀门，应具有耐火性能。防爆区采用的设备应具有相应的防爆等级，输气站及阀室的爆炸危险区域划分应符合本规范第10．1．7条和附录J的规定。
5．3．9 需要通过清管器和检测仪器的阀门，应选用全通径阀门。
5．3．10 与工艺管道连接的设备、管道附件和压力容器应满足管道系统1．5倍设计压力的强度试验要求。
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6 输气站
6．1 输气站设置
6．1．1 输气站的设置应符合目标市场、线路走向和输气工艺设计的要求，各类输气站宜联合建设。
6．1．2 输气站位置选择应符合下列规定：
1 应满足地形平缓、地势相对较高及近远期扩建需求；
2 应满足供电、给水、排水、生活及交通方便的需求；
3 应避开山洪、滑坡、地面沉降、风蚀沙埋等不良工程地质地段及其他不宜设站的地方；
4 压气站的位置选择宜远离噪声敏感区；
5 区域布置的防火距离应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
6．1．3 输气站内平面布置、防火安全、场内道路交通与外界公路的连接应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048的有关规定。
6．2 站场工艺
6．2．1 输气站设计输气能力应与管道系统设计输气能力匹配。
6．2．2 输气站应根据设备运行对气体中固液含量的要求，分析确定分离过滤设备的设置。
6．2．3 调压及计量设计应符合下列规定：
1 应满足输气工艺、生产运行及检修需要；
2 在需控制压力及需要对气体流量进行控制和调节的管段上应设置调压设施，调压应注意节流温降的影响；
3 具有贸易交接、设备运行流量分配和自耗气的工艺管路上应设置计量设施；
4 计量流程的设计及设备的选择应满足流量变化的要求。
6．2．4 清管设施设计应符合下列规定：
1 清管设施宜与输气站合并建设，当输气站站间距超过清管器可靠运行距离时，应单独设置清管站；
2 清管工艺应采用不停气密闭清管工艺流程，进出站的管段上宜设置清管器通过指示器；
3 清管器收、发筒的结构尺寸应能满足通过清管器或智能检测器的要求；
4 清管作业清除的污物应进行收集处理，不得随意排放。
6．2．5 输气站放空设计应符合本规范第3．4．7条的要求。
6．2．6 输气站生产的污液宜集中收集，应根据污物源的点位、数量、物性参数等设计排污管道系统，排污管道的终端应设排污池或排污罐。
6．3 压缩机组的布置及厂房设计
6．3．1 压缩机组应根据工作环境及对机组的要求，布置在露天或厂房内。在严寒地区、噪声控制地区或风沙地区宜采用全封闭式厂房，其他地区宜采用敞开式或半敞开式厂房。
6．3．2 厂房内压缩机及其辅助设备的布置，应根据机型、机组功率、外型尺寸、检修方式、运输等因素按单层或双层布置，并应符合下列规定：
1 两台压缩机组的突出部分间距及压缩机组与墙的间距，应能满足操作、检修的场地和通道要求；
2 压缩机组的布置应便于管线和设备安装；
3 压缩机基础的布置和设计应符合现行国家标准《动力机器基础设计规范》GB 50040的有关规定，并应采取相应的减振、隔振措施。
6．3．3 压气站内建(构)筑物的防火、防爆和噪声控制应按国家现行相关标准的有关规定进行设计。
6．3．4 压缩机房的每一操作层及其高出地面3m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少设置两个安全出口及通向地面的梯子。操作平台上的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25m。安全出口和通往安全地带的通道，必须畅通无阻。压缩机房设置的平开门应朝外开。
6．3．5 压缩机房的建筑平面、空间布置应满足工艺流程、设备布置、设备安装和维修的要求。
6．3．6 压缩机厂房的防火设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
6．3．7 压缩机房内，应根据压缩机检修的需要配置供检修用的固定起重设备。当压缩机组布置在露天、敞开式厂房内或机组自带起吊设备时，可不设固定起重设备，但应设置移动式起重设备的吊装场地和行驶通道。
6．4 压气站工艺及辅助系统
6．4．1 压气站工艺流程设计应根据输气系统工艺要求，满足气体的除尘、分液、增压、冷却、越站、试运作业和机组的启动、停机、正常操作及安全保护等要求。
6．4．2 压气站宜设置分离过滤设备，处理后的天然气应符合压缩机组对固液含量的要求。
6．4．3 压气站内的总压降不宜大于0．25MPa。
6．4．4 当压缩机出口气体温度高于下游设施、管道以及管道敷设环境允许的最高操作温度或为提高气体输送效率时，应设置冷却器。
6．4．5 每一台离心式压缩机组宜设天然气流量计量设施。
6．4．6 压缩机组能耗宜采用单机计量。
6．4．7 压缩机组进、出口管线上应设截断阀，截断阀宜布置在压缩机厂房外，其控制应纳入机组控制系统。
6．4．8 压缩机采用燃机驱动时，燃机的燃料气供给系统设计应符合下列规定：
1 燃料气的气质、压力、流量应满足燃机的运行要求；
2 燃料气管线应从压缩机进口截断阀上游的总管上接出，应设置调压设施和对单台机组的计量设施；
3 燃料气管线在进入压缩机厂房前及每台燃机前应装设截断阀；
4 燃料气安全放空宜在核算放空背压后接入站场相同压力等级的放空系统；
5 燃料气中可能出现凝液时，宜在燃料气系统加装气-液聚结器或其他能去除凝液的设施。
6．4．9 离心式压缩机的润滑油系统的动力应由主润滑油泵、辅助润滑油泵和紧急润滑油泵或高位油箱构成。辅助油泵的出油管应设单向阀。
6．4．10 采用注油润滑的往复式压缩机各级出口均应设气-液分离设备。
6．4．11 冷却系统设计应符合下列规定：
1 气体冷却应根据压气站所处地理位置、气象、水源、排水、供配电等情况比较确定，可采用空冷、水冷或其他冷却方式，气体通过冷却器的压力损失不宜大于0．07MPa；
2 往复式压缩机和燃气发动机气缸壁冷却水宜采用密闭循环冷却；
3 冷却系统的布置应注意与相邻散热设施的关系，应避免相互干扰。
6．4．12 压缩空气系统设计应符合下列规定：
1 压缩空气系统的设计应符合现行国家标准《压缩空气站设计规范》GB 50029的有关规定；
2 压缩空气系统所提供的压缩空气应满足离心式压缩机、电机正压通风，站内仪表用风及其他设施对气量、气质、压力的要求；
3 空气储罐容量应满足15min干气密封、仪表用风等的气量要求；
4 空气罐或罐组出口处宜设置止回阀。
6．4．13 燃气轮机的启动宜采用电液马达启动、交流电机启动或气马达启动。当采用气马达启动时，驱动气马达的气体气质及气体参数应符合设备制造厂的要求，应在每台发动机附近的启动用空气管线上设置止回阀。
6．4．14 以燃气为动力的压缩机组应设置空气进气过滤系统，过滤后的气质应符合设备制造厂的要求。
6．4．15 以燃气为动力的压缩机组的废气排放口应高于新鲜空气进气系统的进气口，宜位于进气口当地最小风频上风向，废气排放口与新鲜空气进气口应保持足够的距离，避免废气重新吸入进气口。
6．5 压缩机组的选型及配置
6．5．1 压缩机组的选型和台数，应根据压气站的总流量、总压比、出站压力、气质等参数，结合机组备用方式，进行技术经济比较后确定。
6．5．2 压气站宜选用离心式压缩机。在站压比较高、输量较小时，可选用往复式压缩机。
6．5．3 同一压气站内的压缩机组宜采用同一机型。
6．5．4 压缩机的原动机选型应结合当地能源供给情况及环境条件，进行技术经济比较后确定。离心式压缩机宜采用燃气轮机、变频调速电机或机械调速电机，往复式压缩机宜采用燃气发动机或电机。
6．5．5 驱动设备所需的功率应与压缩机相匹配。驱动设备的现场功率应有适当裕量，应能满足不同季节环境温度、不同海拔高度条件下的工况需求，且应能克服由于运行年限增长等原因可能引起的功率下降。压缩机的轴功率可按本规范附录G进行计算。
6．6 压缩机组的安全保护
6．6．1 往复式压缩机出口与第一个截断阀之间应装设安全阀和放空阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的最大排量。
6．6．2 每台压缩机组应设置安全保护装置，并应符合下列规定：
1 压缩机气体进口应设置压力高限、低限报警和低限越限停机装置；
2 压缩机气体出口应设置压力高限报警和高限越限停机装置；
3 压缩机的原动机(除电动机外)应设置转速高限报警和超限停机装置；
4 启动气和燃料气管线应设置限流及超压保护设施。燃料气管线应设置停机或故障时的自动切断气源及排空设施；
5 压缩机组润滑油系统应有报警和停机装置；
6 压缩机组应设置振动监控装置及振动高限报警、超限自动停机装置；
7 压缩机组应设置轴承温度及燃气轮机透平进口气体温度监控装置，温度高限报警、超限自动停机装置；
8 离心式压缩机应设置喘振检测及控制设施；
9 压缩机组的冷却系统应设置振动检测及超限自动停车装置；
10 压缩机组应设轴位移检测、报警及超限自动停机装置；
11 压缩机的干气密封系统应有泄放超限报警装置。
6．6．3 事故紧急停机时，压缩机进、出口阀应自动关闭，防喘振阀应自动开启，压缩机及其配管应自动泄压。
6．7 站内管线
6．7．1 站内所有工艺管道均应采用钢管及钢质管件。钢管材料应符合本规范第5．2节的有关规定。
6．7．2 机组的仪表、控制、取样、润滑油，离心式压缩机用密封气、燃料气、压缩空气等系统的阀门、管道及管件等宜采用不锈钢材质。
6．7．3 钢管强度计算应符合本规范第5．1．2条的规定，设计系数的选择应符合本规范表4．2．4的规定。
6．7．4 站内管线安装设计应采取减小振动和热应力的措施。压缩机进、出口配管对压缩机连接法兰所产生的应力应小于压缩机技术条件的允许值。
6．7．5 管线的连接方式除因安装需要采用螺纹、卡套或法兰连接外，均应采用焊接。
6．7．6 输气站内管线应采用地上或埋地敷设，不宜采用管沟敷设。当采用管沟敷设时，应采取防止天然气泄漏积聚的措施。
6．7．7 管道穿越车行道路和围墙基础时，宜采取保护措施。
6．7．8 从站内分离设备至压缩机入口的管段宜进行内壁清洗。
6．7．9 与分离器、清管收发筒、压缩机组等设备相连的地面和埋地管道应采取防止管道沉降或位移的措施。
6．8 站内管道及设备的防腐与保温
6．8．1 站场地面以上的钢质管道和金属设施应采用防腐层进行防腐蚀防护。
6．8．2 站场埋地钢质管道的防腐层宜采用加强级或特加强级，可采取外防腐层加阴极保护的联合防护措施。
6．8．3 因工艺或材料低温性能原因需要保温的管道和设备，应进行保温。
6．8．4 保温管道及设备应采用防腐层进行防腐。埋地管道的保温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。地上钢质管道及设备的保温设计应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264的有关规定。
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7 地下储气库地面设施
7．1 一般规定
7．1．1 地下储气库地面设施设计范围应包括采、注气井井口至输气干线之间的工艺及相关辅助设施。
7．1．2 地下储气库地面设施的设计处理能力应根据地质结构的储、供气能力，按设计委托书或合同规定的季节调峰气量、日调峰气量或应急调峰气量确定。
7．1．3 地下储气库宜靠近负荷中心。
7．1．4 注气站、采气站宜合一建设，注气站、采气站宜靠近注采井场。
7．1．5 注入气应满足地下储气库地面设备及地质构造对气质的要求。采出的外输气应满足本规范第3．1．2条对气质的要求。
7．1．6 集注站宜远离噪声敏感区，注气压缩机宜采取噪声控制措施。
7．1．7 地下储气库地面站场防火间距应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
7．1．8 其他要求应符合现行行业标准《地下储气库设计规范》SY／T 6848的有关规定。
7．2 地面工艺
7．2．1 注气工艺应符合下列规定：
1 压缩机的进气管线上应设置过滤分离设备，处理后天然气应符合压缩机组对固液含量的要求；
2 根据储气库地质条件要求，对注入的天然气应采取除油措施；
3 每口单井的注气量应进行计量；
4 注气管线应设置安全截断阀。
7．2．2 采气工艺应符合下列规定：
1 采气系统应有可靠的气液分离设备，采出气应有计量和气质分析设施；
2 采出气应采取防止水合物形成的措施；
3 应根据地下储气库的不同类型，经过技术经济比较，确定采出天然气的脱水、脱烃、脱酸工艺流程；
4 采用节流方式控制水、烃露点的工艺装置，宜配置双套调压节流装置，调压装置宜采用降噪措施；
5 采气工艺应充分利用地层压力能，采、注气管线宜合一使用，采气、注气系统间应采取可靠的截断措施；
6 采气管线应设置安全截断阀。
7．2．3 地下储气库辅助系统应适应注采井、观察井的操作及监测要求。
7．3 设备选择
7．3．1 压缩机的选择应符合下列规定：
1 注气压缩机的选型、配置及工艺应符合本规范第6章的要求，注气压缩机不宜设置备用；
2 地下储气库注气压缩机宜选择往复式压缩机，压缩机各级出口宜在冷却器前设置润滑油分离器，当注气量较大时，可选用离心式压缩机；
3 注气压缩机的选型宜兼顾注气和采气；
4 当地供电系统可靠，供电量充裕时，注气压缩机宜选择电驱。
7．3．2 冷却器宜符合下列规定：
1 宜选择空冷器；
2 空冷器宜设置振动报警、关机装置。
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8 仪表与自动控制
8．1 一般规定
8．1．1 输气管道应设置测量、控制、监视仪表及控制系统。
8．1．2 输气管道应根据规模、环境条件及管理需求确定自动控制水平，宜设置监控与数据采集(SCADA)系统。
8．1．3 监控与数据采集(SCADA)系统宜包括调度控制中心的计算机系统、管道各站场的控制系统、远程终端装置(RTU)以及数据通信系统。系统应为开放型网络结构，具有通用性、兼容性和可扩展性。
8．1．4 仪表及控制系统的选型，应根据输气管道特点、规模、发展规划、安全生产要求，经方案对比论证确定，选型宜全线统一。
8．2 调度控制中心
8．2．1 输气管道调度控制中心应设置在调度管理、通信联络、系统维修、交通方便的地方。
8．2．2 调度控制中心计算机系统应配备操作系统软件、监控与数据采集(SCADA)系统软件。调度控制中心宜具备下列功能：
1 采集和监控输气管道各站场的主要工艺变量和设备运行状况；
2 工艺流程的动态显示、工艺变量和设备运行状态报警显示、管理及事件的查询；
3 数据的采集、归档、管理以及趋势图显示，生产统计报表的生成和打印；
4 数据通信信道监视及管理、主备信道的自动切换。
8．2．3 调度控制中心的计算机系统应配置服务器、操作员工作站、工程师工作站、外部存储设备、网络设备和打印机。服务器、网络设备等宜冗余配置。
8．2．4 调度控制中心的计算机系统应采取相应的措施确保数据安全。
8．3 站场控制系统及远程终端装置
8．3．1 输气站宜设置站场控制系统。站场控制系统宜具备下列功能：
1 采集和监控主要工艺变量和设备运行状态；
2 站场安全联锁保护；
3 工艺流程的动态显示、工艺变量和设备运行状态报警显示、管理及事件的查询；
4 数据的采集、归档、管理以及趋势图显示，生产统计报表的生成和打印；
5 向调度控制中心发送实时数据，执行调度控制中心发送的指令。
8．3．2 输气站安全仪表系统的安全完整性等级宜根据站场安全仪表功能回路的辨识分析确定。
8．3．3 输气站紧急联锁应具备下列功能：
1 紧急截断阀关闭；
2 紧急放空阀打开；
3 压气站压缩机机组停机并放空；
4 切断除消防系统和应急电源以外的供电电源。
8．3．4 设置远程终端装置(RTU)的清管站、阀室宜具备下列功能：
1 采集温度、压力和线路截断阀状态参数；
2 向调度控制中心发送实时数据；
3 执行调度控制中心发送的指令。
8．4 输气管道监控
8．4．1 流量计量应符合下列规定：
1 计量系统的设计应符合现行国家标准《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603的有关规定；
2 输气管道贸易交接计量系统应设置备用计量管路；
3 输气管道贸易交接计量系统配置宜根据天然气能量计量的需求确定。
8．4．2 压力控制应符合下列规定：
1 输气站压力控制系统的设计应保证输气管道安全、平稳、连续地向下游用户供气，维持管道下游压力在工艺所需的范围之内，确保管道下游不超过允许的压力；
2 供气量超限可能导致管输系统失调的部位，压力控制系统应具有限流功能；
3 压力控制系统可设置备用管路。
8．4．3 当压力控制系统出现故障会危及下游供气设施安全时，应设置可靠的压力安全装置。压力安全装置的设计应符合下列规定：
1 当上游最大操作压力大于下游最大操作压力时，气体调压系统应设置单个的(第一级)压力安全设备。
2 当上游最大操作压力大于下游最大操作压力1．6MPa以上，以及上游最大操作压力大于下游管道和设备强度试验压力时，单个的(第一级)压力安全设备还应同时加上第二个安全设备。此时可选择下列措施之一：
1)每一回路串联安装2台安全截断设备，安全截断设备应具备快速关闭能力并提供可靠截断密封；
2)每一回路安装1台安全截断设备和1台附加的压力调节控制设备；
3)每一回路安装1台安全截断设备和1台最大流量安全泄放设备。
8．4．4 压缩机组控制应符合下列规定：
1 压缩机组控制系统宜独立设置，应由以微处理机为基础的工业控制器、仪表系统及附属设备组成，应完成对所属压缩机组及其辅助系统的监视、控制和保护任务；
2 压缩机组控制系统应通过标准数据接口与站场控制系统进行数据通信。
8．4．5 火灾及可燃气体报警系统设计应符合下列规定：
1 易积聚可燃气体的封闭区域内应对可燃气体泄漏进行检测；
2 压缩机厂房宜设置火焰探测报警系统；
3 输气站内的建筑物火灾自动报警系统的设计应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116的有关规定。
9 通信
9．0．1 输气管道通信方式，应根据输气管道管理营运对通信的要求以及行业的通信网络规划确定。
9．0．2 光缆与输气管道同沟敷设时，应符合现行行业标准《输油(气)管道同沟敷设光缆(硅芯管)设计及施工规范》SY／T 4108的有关规定。光纤容量应预留适当的富裕量以备今后业务发展的需要。
9．0．3 通信站的位置应根据生产要求，宜设置在管道各级生产管理部门、沿线工艺站场及其他沿管道的站点。
9．0．4 线路阀室应依据输气工艺、监控和数据采集(SCADA)系统的控制要求选择适当的通信方式。
9．0．5 管道通信系统的通信业务应根据输气工艺、监控和数据采集(SCADA)系统数据传输和生产管理运行等需要设置。
9．0．6 输气管道通信宜在调度控中心设自动电话交换系统，电话交换系统应具有调度功能。站场电话业务宜接入当地公共电话网。
9．0．7 监控和数据采集(SCADA)系统数据传输当设置备用传输通道时，宜采用与主用传输通道不同的通信路由。
9．0．8 输气管道巡回检查、管道事故抢修和维修的部门，可配备满足使用条件的移动通信设备。
9．0．9 站场值班室应设火警电话，火警电话宜为公网直拨电话或消防部门专用火警系统电话。
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10 辅助生产设施
10．1 供配电
10．1．1 输气站及阀室的供电电源应从所在供电营业区的电力系统取得。当无法取得外部电源，或经技术经济分析后取得电源不合理时，宜设置自备电源。
10．1．2 供电电压应根据输气站及阀室所在地区供电条件、用电负荷电压及负荷等级、送电距离等因素，经技术经济对比后确定。
10．1．3 输气站及阀室应根据输气管道的重要性、运行需求和供电可靠性，确定主要设备的用电负荷等级，并应符合下列规定：
1 输气站的用电负荷等级不宜低于重要电力用户的二级负荷，当中断供电将影响输气管道运行或造成重大经济损失时，应为重要电力用户的一级负荷；
2 调度控制中心用电负荷等级宜为一级负荷，阀室用电负荷等级不宜低于三级负荷；
3 输气站及阀室用电单元的负荷等级宜符合表10．1．3的规定。
表10．1．3 输气站及阀室用电单元的负荷等级
单元名称 | 用电负荷名称 | 负荷等级 |
压缩机厂房 | 应急润滑油系统、电动阀(紧急截断及放空使用)、配套控制系统 | 重要负荷 |
电动机驱动系统、机组配套设施、通风系统 | 二级 | |
消防系统 | 消防水泵、稳压设备、配套控制系统 | 重要负荷 |
锅炉房 | 燃烧器、给水泵、补水泵、风机、水处理设备 | 二级 |
控制室 | 计算机控制系统、变电所综合自动化系统、通信系统、应急照明 | 重要负荷 |
工作照明、空调设备、安防及通风设施 | 二级 | |
给排水设施 | 供水设备(电驱机组) | 二级 |
污水处理设备、通风系统、供水设备(生活设施) | 三级 | |
工艺设备 | 进出站及放空用电动阀、计量设备、调压设备、事故照明、安防系统、压缩机区电动阀 | 重要负荷 |
正常照明、电伴热、空气压缩系统 | 二级 | |
阴极保护 | 恒电位仪、电位传送器 | 三级 |
变电所及发电房 | 控制保护系统、发电机启动设备、应急照明 | 重要负荷 |
变配电及发电设施的正常照明、通风系统 | 二级 | |
生产辅助设施 | 生产用房正常照明、通风、空调、防冻、安防系统 | 二级 |
维修设备、库房、化验、车库等 | 三级 | |
生活设施 | 值班宿舍、厨房、采暖及通风 | 三级 |
阀室 | 紧急截断阀、自动控制系统、通信系统 | 重要负荷 |
变配电及发电设施的正常照明、通风系统 | 三级 |
2 当输气站定义为重要电力用户的一级负荷时，表中设备的负荷等级应提高一级，重要负荷即为特别重要负荷。
3 输气站内其他没有明确规定用电负荷等级的设备，可根据实际情况确定。
10．1．4 供电要求应符合下列规定：
1 重要电力用户的供电电源配置应按现行国家标准《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB／Z 29328的有关规定执行；
2 消防设备的供电应按现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定执行；
3 输气站因突然停电会造成设备损坏或作业中断时，站内重要负荷应配置应急电源，其中控制、仪表、通信等重要负荷，应采用不间断电源供电，蓄电池后备时间不宜小于1．5h。
10．1．5 输气站内的变电站功率因数应符合下列规定：
1 35kV及以上电压等级的变电站，在变压器最大负荷时，其一次侧功率因数不宜小于0．95；
2 变压器容量为100kV·A及以上的10kV变电站功率因数不宜小于0．95；
3 变电站配置的无功补偿设备应根据负荷变化自动控制功率因数，任何情况下不应向电网倒送无功。
10．1．6 输气站及阀室照明应符合下列规定：
1 室内照明应符合现行国家标准《建筑照明设计标准》GB 50034的有关规定，室外照明应符合现行国家标准《室外作业场地照明设计标准》GB 50582的有关规定；
2 控制室、值班室、发电房及消防等重要场所应设应急照明；
3 人员活动场所应设置安全疏散照明，人员疏散的出口和通道应设置疏散照明。
10．1．7 输气站及阀室的爆炸危险区域划分应符合本规范附录J的规定，电气设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定，电气设备应符合现行国家标准《爆炸性环境》GB 3836系列标准的有关规定。
10．1．8 爆炸危险环境的建(构)筑物不宜以风险作为防雷分类依据，输气站及阀室的雷电防护应符合下列规定：
1 雷电防护应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057和《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY／T 6885的有关规定；
2 金属结构的放空立管及放散管上不应安装接闪杆；
3 雷电防护接地宜与站场的保护接地、工作接地共用接地系统，接地电阻应按照电气设备的工作接地要求确定，当共用接地系统的接地电阻无法满足要求时，应有完善的均压及隔离措施。
10．2 给水排水及消防
10．2．1 输气站的给水水源应根据生产、生活、消防用水量和水质要求，结合当地水源条件及水文地质资料等因素综合比较确定。
10．2．2 输气站总用水量应包括生产用水量、生活用水量、消防用水量(当设有安全水池或罐时，可不计入)、绿化和浇洒道路用水量以及未预见用水量。未预见用水量宜按最高日用水量的15％～25％计算。
10．2．3 安全水池(罐)的设置宜根据输气站的用水量、供水系统的可靠程度确定。当需要设安全水池(罐)时，应符合下列规定：
1 宜利用地形设置安全水池(罐)；
2 安全水池(罐)的容积宜根据生产所需的储备水量和消防用水量确定，生产、生活储备水量宜按8h～24h最高日平均时用水量计算；
3 当安全水池(罐)兼有储存消防用水功能时，应有确保消防储水不作它用的技术措施；
4 寒冷地区的安全水池(罐)宜采取防冻措施。
10．2．4 输气站的给水水质应符合下列规定：
1 生产用水应符合输气生产工艺要求，生活用水应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB 5749的有关规定；
2 循环冷却水系统的水质和处理应符合现行国家标准《工业循环冷却水处理设计规范》GB 50050和《工业循环水冷却设计规范》GB／T 50102的有关规定；
3 当压缩机组等设备自带循环冷却水系统时，冷却水水质应符合设备规定的给水水质要求。
10．2．5 循环冷却水系统根据具体情况可采用敞开式或密闭式循环系统；当采用密闭式循环系统时，闭式循环管路内宜充装软化水或除盐水。
10．2．6 输气站污水处置方案宜按现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978和污水水质污染情况，结合工程实际情况、环境影响评价报告和当地污水处置条件综合确定，污水可采用回用、外运、接入城镇排水管道和外排等多种形式处理。
10．2．7 污水处理设施宜小型化、橇装化。
10．2．8 输气站消防设施的设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183、《建筑设计防火规范》GB 50016和《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的有关规定。
10．3 采暖通风和空气调节
10．3．1 输气站的采暖通风和空气调节设计应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019的有关规定。
10．3．2 各类建筑物的冬季室内采暖计算温度应符合下列规定：
1 生产和辅助生产建筑物应按表10．3．2的规定执行；
2 有特殊要求的建筑物应按需要或国家现行相关标准的规定执行；
3 其他建筑物的冬季室内温度应符合国家现行标准《工业企业设计卫生标准》的有关规定。
表10．3．2 输气站生产和辅助生产建筑物冬季采暖室内计算温度(℃)
名称 | 温度 |
计量仪表室、控制室、值班室、化验室 | 18~20 |
各类泵房、通风机房 | 5~10 |
机、电、仪表修理间 | 16~18 |
车库(不带检修坑) | 5 |
车库(带检修坑) | 14~16 |
10．3．3 输气站内生产和辅助生产建筑物的通风设计应符合下列规定：
1 对散发有害物质或有爆炸危险气体的部位，宜采取局部通风措施，建筑物内的有害物质浓度应符合国家现行标准《工业企业设计卫生标准》GBZ 1的有关规定，并应使气体浓度不高于爆炸下限浓度的20％。
2 对同时散发有害物质、有爆炸危险气体和热量的建筑物，全面通风量应按消除有害物质、气体或余热所需的最大空气量计算。当建筑物内散发的有害物质、气体和热量不能确定时，全面通风的换气次数应符合下列规定：
1)厂房的换气次数宜为8次／h，当房间高度不大于6m时，通风量应按房间实际高度计算，房间高度大于6m时，通风量应按6m高度计算；
2)分析化验室的换气次数宜为6次／h。
10．3．4 散发有爆炸危险气体的压缩机厂房除应按本规范第10．3．3条设计正常换气外，还应另外设置保证每小时不小于房内容积8次换气量的事故排风设施。
10．3．5 输气站内其他可能突然散发大量有害或有爆炸危险气体的建筑物也应设事故通风系统。事故通风量应根据工艺条件和可能发生的事故状态计算确定。事故通风宜由正常使用的通风系统和事故通风系统共同承担，当事故状态难以确定时，通风总量应按每小时不小于房内容积的12次换气量确定。
10．3．6 阀室应采用自然通风。
10．3．7 设有机械排风的房间应设置有效的补风措施。
10．3．8 对于可能有气体积聚的地下、半地下建(构)筑物内，应设置固定的或移动的机械排风设施。
10．3．9 当采用常规采暖通风设施不能满足生产过程、工艺设备或仪表对室内温度、湿度的要求时，可按实际需要设置空气调节、加湿(除湿)装置。
10．4 供热
10．4．1 输气站场天然气的加热应满足热负荷及工艺要求。加热方式应通过技术经济对比确定。
10．4．2 输气站场采用集中供暖时，供热介质宜选用热水，供暖热源宜使用工艺生产过程中产生的余热。
10．4．3 输气站场锅炉的最大负荷应按下式计算：
式中：Qmax——最大计算热负荷(kW)；
K——锅炉房自耗及供热管网热损失系数，取1．05～1．2；
K1——采暖热负荷同时使用系数，取1．0；
K2——通风热负荷同时使用系数，取0．9～1．0；
K3——生产热负荷同时使用系数，取0．5～1．0；
K4——生活热负荷同时使用系数，取0．5～0．7；
Q1、Q2、Q3、Q4——依次为采暖、通风、生产及生活最大热负荷(kW)。
10．4．4 锅炉房设计应符合现行国家标准《锅炉房设计规范》GB 50041的有关规定。
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11 焊接与检验、清管与试压、干燥与置换
11．1 焊接与检验
11．1．1 设计文件应明确输气管道和管道附件的焊接接头形式及焊接检验要求。
11．1．2 在开工前应根据设计文件提出的钢种等级、管道规格、焊接接头形式进行焊接工艺评定，并应根据焊接工艺评定结果编制焊接工艺规程。焊接工艺评定和焊接工艺规程，线路应符合现行行业标准《钢质管道焊接及验收》SY／T 4103的有关规定，站场应符合现行行业标准《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY／T 0452的有关规定。
11．1．3 焊接材料的选用应根据被焊材料的力学性能、化学成分、焊前预热、焊后热处理以及使用条件等因素确定。
11．1．4 焊接材料应符合现行国家标准《非合金钢及细晶粒钢焊条》GB／T 5117、《热强钢焊条》GB／T 5118、《气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝》GB／T 8110、《埋弧焊用碳钢焊丝和焊剂》GB／T 5293、《熔化焊用钢丝》GB／T 14957、《低合金钢药芯焊丝》GB／T 17493以及《碳钢药芯焊丝》GB／T 10045的有关规定。
11．1．5 焊缝的坡口形式和尺寸的设计应能保证焊接质量和满足清管器通过的要求。对接焊缝坡口应根据焊接工艺确定。管端焊接接头形式应符合本规范附录H的规定。
11．1．6 焊管之间对接焊时，制管焊缝应错开且间距不宜小于100mm。输气站内地面安装的有缝管，制管焊缝布置应避开现场开孔的位置。
11．1．7 管线连头口的焊缝宜预留在地形较好的直管段上，不应强力组对。
11．1．8 焊件的预热和焊后热处理应符合下列规定：
1 焊前预热和焊后热处理应根据管道材料的性能、焊件厚度、焊接条件、施工现场气候条件，通过焊接工艺评定确定；
2 当焊接两种具有不同预热要求的材料时，应以预热温度要求较高的材料为准；
3 当焊接接头所连接的两端材质相同而厚度不同时，应力消除应以相接两部分中的较厚者确定；
4 材质不同的焊件之间的焊缝，当其中一种材料要求应力消除时，应进行应力消除，当两种材质均需要应力消除时，应按两者要求较高的应力消除温度为准；
5 焊件预热和焊后热处理应受热均匀，并在施焊和应力消除过程中保持规定的温度，加热带以外的部分应予保温。
11．1．9 焊接质量的检测与试验应符合下列规定：
1 当管道操作环向应力大于或等于标准规定的最小屈服强度的20％时，焊接接头应进行无损检测，或将完工的焊接接头割下后做破坏性试验。
2 焊接接头应在形状尺寸及外观目视检查合格后进行无损检测。焊接接头的无损检测应符合下列规定：
1)所有焊接接头应进行全周长100％无损检测，宜选择射线或超声波无损检测方法，当射线或超声波方法不可行时，可采用磁粉或渗透方法对焊缝表面缺陷进行检测；
2)返修焊缝和未经试压的管道连头口焊缝，应进行100％超声波和100％射线检测；
3)输气站和阀室内工艺管道焊缝、弯头或弯管与直管段焊缝，均应进行100％射线照相检验，放空及排污管道的焊缝应进行100％手工超声波检验，并应进行10％射线照相复查检验；
4)线路管道采用全自动焊接时，宜采用全自动超声波检测仪对全部环焊缝进行检测，射线复查应符合现行国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》GB 50369的有关规定。
3 线路管道当采用手工超声波对焊缝进行无损检测时，应采用射线照相对所选取的焊缝全周长进行复验，复验数量应为每个焊工或流水作业焊工组当天完成的全部焊缝中任意选取不小于下列数目的焊缝进行：
1)一级地区中焊缝的5％；
2)二级地区中焊缝的10％；
3)三级地区中焊缝的15％；
4)四级地区中焊缝的20％；
5)当每天的焊口数量达不到本款第1项、第2项、第3项、第4项复验比例要求时，可以以每千米为一个检验段按本款规定的比例进行复验。
4 射线、手工超声波、磁粉和渗透检测，应按现行行业标准《石油天然气钢质管道无损检测》SY／T 4109的有关要求进行检测和等级评定，射线和手工超声波焊缝检测应达到Ⅱ级及以上。
5 全自动超声波检测应符合现行国家标准《石油天然气管道工程全自动超声波检测技术规范》GB／T 50818的有关规定。
6 用破坏性试验检验的焊接接头，取样、试验项目和方法、焊接质量要求应按现行行业标准《钢质管道焊接及验收》SY／T 4103和《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY／T 0452的有关规定执行。
7 焊工资格、管道焊前、焊接过程中间、焊后检查、焊接缺陷的清除和返修、焊接工程交工检验记录、竣工验收要求，应按现行国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》GB 50369和《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB 50540的有关规定执行。
8 输气管道穿(跨)越的焊接质量检验应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的有关规定。
11．2 清管、测径与试压
11．2．1 清管扫线与测径应符合下列规定：
1 输气管道试压前应采用清管器进行清管，且清管次数不应少于两次；
2 清管扫线应设临时清管器收发设施和放空口，不应使用站内设施；
3 管道试压前宜用测径板进行测径。
11．2．2 输气管道试压应符合下列规定：
1 输气管道应进行强度试验和严密性试验，试压管段应按本规范第4．2．2条规定的地区等级并结合地形分段；一级一类地区采用0．8强度设计系数的管道，强度试验应采用压力-体积图法进行监测；埋地管道水压强度试验可按本规范附录K的推荐方法进行；
2 经试压合格的管段间相互连接的焊缝经超声波和射线照相检验合格，可不再进行试压；
3 输气站和阀室应单独进行强度试验，穿(跨)越管段的试压应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的有关规定；
4 参与管道试压的试压头、连接管道、阀门及其组合件等的耐压能力，应能承受管道的最大试验压力，试压头与管道连接的环焊缝应进行100％射线检测，检测应符合本规范第11．1．9条第4款的规定；
5 试压过程中，应采取安全措施，试压介质应安全排放并应符合环境保护要求。
11．2．3 输气管道强度试验应符合下列规定：
1 输气管线强度试验应在回填后进行，试验介质应符合下列规定：
1)位于一级一类地区采用0．8强度设计系数的管段应采用水作试验介质；
2)位于一级二类、二级地区的管段可采用气体或水作试验介质；
3)位于三、四级地区的管段应采用水作试验介质。
2 输气站及阀室的强度试验应采用水作试验介质。
3 当具备表11．2．3全部各项条件时，三、四级地区的线路管段以及输气站和阀室内的工艺管道可采用空气作为强度试验介质。
表11．2．3 三、四级地区的管段及输气站和阀室内的工艺管道空气试压条件
现场最大试验压力产生的环向应力 | 最大操作压力不超过现场 最大试验压力的80% | 所试验的是新管子， 并且焊缝系数为1.0 | |
三级地区 | 四级地区 | ||
＜50%σs | ＜40%σs | ||
4 输气管线强度试验压力应符合下列规定：
1)一、二级地区内的线路管段水压试验压力不应小于设计压力的1．25倍；
2)一级二类地区和二级地区内的线路管段采用空气进行强度试验时，试验压力应为设计压力的1．25倍；
3)三级和四级地区内的管段试验压力不应小于设计压力的1．5倍。
5 输气站和阀室内的工艺管道强度试验压力不应小于设计压力的1．5倍。
6 输气管线用水作为试压介质时，试验段高点的试验压力应符合本条第4款的规定。一级一类地区采用0．8强度设计系数管道的每个试验段，试验压力在低点处产生的环向应力不应大于管材标准规定的最小屈服强度的1．05倍；其他地区等级管线的每个试压段，试验压力在低点处产生的环向应力不应大于管材标准规定的最小屈服强度的95％。水质应为无腐蚀性洁净水。试压宜在环境温度为5℃以上进行，低于5℃时应采取防冻措施。注水宜连续，并应采取措施排除管线内的气体。水试压合格后，应将管段内积水清扫干净。
7 一级一类地区采用0．8强度设计系数的管道，强度试验结束后宜进行管道膨胀变形检测。对膨胀变形量超过1％管道外径的应进行开挖检查；对超过1．5％管道外径的应进行换管，换管长度不应小于1．5倍的管道外径。
8 强度试验的稳压时间不应少于4h。
11．2．4 输气管道严密性试验应符合下列规定：
1 严密性试验应在强度试验合格后进行；
2 线路管道和阀室严密性试验可用水或气体作试验介质，宜与强度试验介质相同；
3 输气站的严密性试验应采用空气或其他不易燃和无毒的气体作试验介质；
4 严密性试验压力应为设计压力，并应以稳压24h不泄漏为合格。
11．3 干燥与置换
11．3．1 管道干燥及验收应符合下列规定：
1 管道的干燥应在试压、清管扫水结束后进行，宜采用站间干燥，可采用吸水性泡沫清管塞多次吸附后，再用干燥气体(压缩空气或氮气等)吹扫、真空蒸发、注入甘醇类吸湿剂清洗等方法或以上方法的组合进行管内干燥，管道末端应用水露点检测仪进行检测；
2 管道干燥方法应减少对环境的不利影响；
3 当采用干燥气体吹扫时，可在管道末端配置水露点分析仪，干燥后排出气体水露点应连续4h比管道输送条件下最低环境温度至少低5℃、变化幅度不大于3℃，注入管道的干燥气体温度不宜低于5℃，且不应大于防腐层的耐受温度；
4 当采用真空法时，选用的真空表精度不应小于1级，干燥后管道内气体水露点应连续4h低于—20℃(相当于绝对压力100Pa)；
5 当采用甘醇类吸湿剂时，干燥后管道末端排出甘醇含水量的质量百分比应小于20％。
11．3．2 管道气体置换应符合下列规定：
1 管道内的气体置换应在干燥结束后或投产前进行，置换过程中的混合气体应集中放空，置换管道末端应用检测仪对气体进行检测；
2 用天然气推动惰性气体作隔离段置换空气时，隔离气段的长度应保证到达置换管线末端天然气与空气不混合，置换管道末端测得的含氧量不应大于2％；
3 用天然气置换管道内惰性气体时，置换管道末端天然气含量不应小于80％；
4 置换过程中管内气体流速度不宜大于5m／s；
5 输气站可结合线路管道一并置换，当输气站单独置换时，应先用惰性气体置换工艺管道及设备内空气，再用天然气置换惰性气体，置换管道末端天然气含量不应小于80％；
6 管道干燥结束后，如果不能立即投入运行，宜用干燥氮气置换管内气体，并应保持内压0．12MPa～0．15MPa(绝)的干燥状态下的密闭封存。
附录A 输气管道工艺计算
A．0．1 当输气管道沿线的相对高差△h≤200m且不考虑高差影响时，气体的流量应按下式计算：
式中：qv——气体(P0＝0．101325MPa，T＝293K)的流量(m³／d)；
E——输气管道的效率系数(当管道公称直径为300mm～800mm时，E为0．8～0．9；当管道公称直径大于800mm时，E为0．91～0．94)；
d——输气管内直径(cm)；
P1、P2——输气管道计算管段起点和终点的压力(绝)(MPa)；
Z——气体的压缩因子；
T——气体的平均温度(K)；
L——输气管道计算段的长度(km)；
△——气体的相对密度。
A．0．2 当考虑输气管道沿线的相对高差影响时，气体的流量应按下式计算：
式中：α——系数(m-1)，
，Ra为空气和气体常数，在标准状况下，Ra＝287．1㎡／(s²·K)；△h——输气管道计算管段的终点对计算段的起点的标高差(m)；
n——输气管道沿线计算管段数，计算管段是沿输气管道走向从起点开始，当相对高差≤200m时划作一个计算管段；
hi、hi-1——各计算管段终点和对该段起点的标高差(m)；
Li——各计算管段长度(km)。
附录B 受约束的埋地直管段轴向应力计算和当量应力校核
B．0．1 由内压和温度引起的轴向应力应按下列公式计算：
式中：σL——管道的轴向应力，拉应力为正，压应力为负(MPa)；
μ——泊桑比，取0．3；
σh——由内压产生的管道环向应力(MPa)；
E——钢材的弹性模量(MPa)；
α——钢材的线膨胀系数(℃-1)；
t1——管道下沟回填时的温度(℃)；
t2——管道的工作温度(℃)；
P——管道设计内压力(MPa)；
d——管子内径(mm)；
δn——管子公称壁厚(mm)。
B．0．2 受约束热胀直管段，应按最大剪应力强度理论计算当量应力，并应满足下式要求：
式中：σe——当量应力(MPa)；
σs——管材标准规定的最小屈服强度(MPa)。
附录C 受内压和温差共同作用下的弯头组合应力计算
C．0．1 当弯头所受的环向应力σh小于许用应力[σ]时，组合应力以σe应按下列公式计算：
式中：σe——由内压和温差共同作用下的弯头组合应力(MPa)；
σh——由内压产生的环向应力(MPa)；
σhmax——由热胀弯矩产生的最大环向应力(MPa)；
σb——材料的强度极限(MPa)；
P——设计内压力(MPa)；
d——弯头内径(m)；
δb——弯头的壁厚(m)；
[σ]——材料的许用应力(MPa)；
F——设计系数，应按本规范表4．2．3和表4．2．4选取；
φ——焊缝系数，当选用符合本规范第5．2．2条规定的钢管时，φ值取1．0；
t——温度折减系数，温度低于120℃时，t取1．0；
σs——材料标准规定的最小屈服强度(MPa)；
βq——环向应力增强系数；
σo——热胀弯矩产生的环向应力(MPa)；
r——弯头截面平均半径(m)；
R——弯头曲率半径(m)；
λ——弯头参数；
M——弯头的热胀弯矩(MN·m)；
Ib——弯头截面的惯性矩(m4)。
附录D 敷管条件的设计参数
表D 敷管条件的设计参数
敷管类型 | 敷管条件 | Es(MN/㎡) | 基床包角(°) | 基床系数K |
1型 | 管道敷设在未扰动的土上，回填土松散 | 1.0 | 30 | 0.108 |
2型 | 管道敷设在未扰动的土上，管中线以下的土轻轻压实 | 2.0 | 45 | 0.105 |
3型 | 管道放设在厚度至少有100mm的松土垫层内，管顶以下的回填土轻轻压实 | 2.8 | 60 | 0.103 |
4型 | 管道放在砂卵石或碎石垫层内，垫层顶面应在管底以上1/8管径处， 但不得小于100mm，管顶以下回填土夯实密度约为80% | 3.8 | 90 | 0.096 |
5型 | 管中线以下放在压实的黏土内，管顶以下回填土夯实，夯实密度约为90% | 4.8 | 150 | 0.085 |
2 基床包角指管基土壤反作用的圆弧角。
3 表中的Es为土壤变形模量。
附录E 管道附件由膨胀引起的综合应力计算
E．0．1 当输气管道系统中的直管段没有轴向约束(如固定支墩或其他锚固件)时，由于热胀作用使管道附件产生弯曲和扭转，其产生的组合应力(不考虑流体内压作用)应按下列公式计算：
式中：σe——组合应力(MPa)；
σs——钢管标准规定的最小屈服强度(MPa)；
σmp——弯曲合应力(MPa)；
σts——扭应力(MPa)；
I——管件弯曲应力增强系数，应按表E．0．1选取或计算；
Mb——总弯曲力矩(N·m)；
W——钢管截面系数(cm³)；
Mt——扭矩(N·m)。
表E．0．1 管件弯曲应力增强系数表
注：对管道附件，应力增强系数I适用于任何平面上的弯曲，其值不应小于1，这两个系数适用于弧形弯头整个弧长及三通交接口处。E．0．2 对于大口径薄壁弯头或弯管，应力增强系数应除以修正系数，修正系数应按下式计算：
式中：α——应力增强系数的修正系数；
P——管道附件承受的内压(MPa)；
E——室温下材料的弹性模量。
E．0．3 当管件计算的组合应力不满足本规范式(E．0．1-1)时，应加大壁厚再校核。
附录F 三通和开孔补强的结构与计算
F．0．1 三通或直接在管道上开孔与支管连接时，其开孔削弱部分可按等面积补强原理进行补强，其补强应按下列公式计算：
式中：A1——在有效补强区内，主管承受内压所需设计壁厚外的多余厚度形成的面积(mm²)；
A2——在有效补强区内，支管承受内压所需最小壁厚外的多余厚度形成的截面积(mm²)；
A3——在有效补强区内，另加的补强元件的面积，包括这个区内的焊缝截面积(mm²)；
A4——主管开孔削弱所需要补强的面积(mm²)。
F．0．2 拔制三通补强(图F．0．2)补强结构的补强计算应满足本规范式(F．0．1-1)的要求，其中的A3应按下式计算：
F．0．3 整体加厚三通(图F．0．3)补强结构可采用主管或支管的壁厚或主、支管壁厚同时加厚补强，补强计算应满足本规范式(F．0．1-1)的要求，其中的A3应是补强区内的焊缝面积。
图F．0．2 拔制三通补强
do—支管外径(mm)；di—支管内径(mm)；Do—主管外径(mm)；Di—主管内径(mm)；H—补强区的高度(mm)；
δ0—翻边处的直管管壁厚度(mm)；δb—与支管连接的直管管壁厚度(mm)；δ′b—支管实际厚度(mm)；δn—与主管连接的直管管壁厚度(mm)；
δ′n—主管的实际厚度(mm)；F—补强区宽度的1／2，等于di(mm)；H0—拔制三通支管接口扳边的高度(mm)；r0—拔制三通扳边接口外形轮廓线部分的曲率半径(mm)
注：图中双点划线范围内为有效补强区。
图F．0．3 整体加厚三通
注：图F．0．3中，除A3外其余符号的含义与图F．0．2相同。
F．0．4 在管道上直接开孔与支管连接的开孔局部补强(图F．0．4)结构，开孔削弱部分的补强计算应满足本规范式(F．0．1-1)的要求，其中的A3应是补强元件提供的补强面积与补强区内的焊缝面积之和，补强的材质和结构还应符合下列规定：
图F．0．4 开孔局部补强
注：图F．0．4中，除A3外其余符号的含义与图F．0．2相同。
1 补强元件的材质应和主管道材质一致，当补强元件钢材的许用应力低于主管道材料的许用应力时，补强元件面积应按二者许用应力的比值成比例增加；
2 主管上邻近开孔连接支管时，其两相邻支管中心线的距离不得小于两支管直径之和的1．5倍，当相邻两支管中心线的距离小于2倍大于1．5倍两支管直径之和时，应采用联合补强件，且两支管外壁到外壁间的补强面积不得小于主管上开孔所需总补强面积的1／2；
3 开孔应避开主管道的制管焊缝和环焊缝。
附录G 压缩机轴功率计算
G．0．1 离心式压缩机轴功率应按下式计算：
式中：N——压缩机轴功率(kW)；
ω——天然气流量(kg／h)；
η——压缩机效率；
M——气体的质量(kg／kmol)，其值等于气体的相对分子量；
Z——气体平均压缩因子；
T1——压缩机进口气体温度(K)；
K——气体绝热指数，以甲烷为主的天然气K可取1．27～1．31；
ε——压缩比。
G．0．2 往复式压缩机轴功率应按下式计算：
式中：N——压缩机轴功率(kW)；
P1——压缩机进气压力(MPa)；
qv——进气条件下压缩机排量(m³／min)；
Z1、Z2——压缩机进、排气条件下的气体压缩系数。
附录H 管端焊接接头坡口型式
H．0．1 管端壁厚相同的对焊接头坡口型式宜符合图H．0．1的规定。
图H．0．1 管端壁厚相同的对焊接头坡口型式
H．0．2 管端壁厚不同和(或)材料屈服强度不同的对焊接头坡口型式应满足图H．0．2的要求，并应符合下列规定：
1 材料、过渡处理及焊后热处理应符合下列规定：
1)对接管段的最小屈服强度不同时，焊缝金属的力学性能不应小于强度较高的管段；
2)壁厚不等管段的管端之间的过渡，可按图H．0．2所示方法或可采用预制的过渡短节管过渡；
3)采用加工斜坡口时，焊趾部位应圆滑过渡，不应出现咬边或凹槽；
4)最小屈服强度相同的不等壁厚管段对接焊时，对加工斜坡口的最小角度可不作限制；
5)焊后热处理应按有效焊缝高度值确定。
2 对接管段内径不同时，坡口应符合下列规定：
1)当壁厚差不大于2．5mm时应焊透，坡口可按图H．0．2(a)加工且不作特殊加工处理；
2)当壁厚差大于2．5mm且不能进入管内焊接时，应按图H．0．2(b)将较厚侧管端内部加工成斜坡口，斜坡口的加工角度最大不应大于30 °，最小不应小于14°；
3)当壁厚差超过2．5mm，但不超过较薄管段壁厚的1／2，且能进入管内施焊时，可按图H．0．2(c)采用内焊填充完成过渡，较厚管段上的坡口钝边高度应等于管壁厚度的内偏差加上对接管上的坡口的钝边高度；
4)当壁厚差大于较薄管段壁厚的1／2，且能进入管内施焊时，可按图H．0．2(b)将较厚管端的内侧加工成斜坡口，或可按图H．0．2(d)加工成组合型式的斜坡口，即以较薄管钢壁厚的1／2采用锥形焊缝，并从该点起将剩余部分加工成锥面。
3 当相焊接钢管外径不等时，坡口应符合下列规定：
1)当壁厚差不超过较薄钢管壁厚的1／2时，可按图H．0．2(e)加工坡口，焊缝过渡面角度不应大于30 °，且焊趾部位应圆滑过渡；
2)当壁厚差超过较薄钢管壁厚的1／2时，应按图H．0．2(f)将超出部分加工成斜坡口。
4 当相接管段内径及外径均不同时，应综合采用图H．0．2(a)～H．0．2(f)或图H．0．2(g)的方式进行坡口设计。
图H．0．2 管端壁厚不同和(或)材料屈服强度不同的对焊接头坡口型式
注：1 当相接材料等强度不等厚度时，图中①不限定最小值。
2 图中②设计用最大厚度δ2不应大于1．5δ1。
附录J 输气站及阀室爆炸危险区域划分推荐做法
J．0．1 爆炸危险区域划分的表示方法宜符合下列图示的规定：
J．0．2 工艺阀门及设备爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：
图J．0．2-1 通风良好区域的焊接连接阀门
图J．0．2-2 通风良好区域的放空立管或放散管
图J．0．2-3 通风不良区域的放空设备
图J．0．2-4 通风良好区域的工艺阀门
图J．0．2-5 通风不良区域的工艺阀门
图J．0．2-6 通风良好的户外设备
图J．0．2-7 通风良好的封闭区域
图J．0．2-8 通风不良的封闭区域
J．0．3 通风口爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：
图J．0．3-1 1区的通风口
图J．0．3-2 2区的通风口
J．0．4 压力容器、空冷器及水套炉爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：
图J．0．4-1 通风良好区域的压力容器
图J．0．4-2 通风不良区域的压力容器
图J．0．4-3 通风良好区域的后空冷器
图J．0．4-4 通风良好区域的水套炉
J．0．5 气液联动阀爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：
图J．0．5-1 通风良好非封闭区域
图J．0．5-2 通风良好封闭区域
图J．0．5-3 通风不良封闭区域
J．0．6 与爆炸危险区域相邻的建筑物，爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：
图J．0．6-1 封闭墙体的建筑物
图J．0．6-2 与1区相邻、非气密墙体的建筑物
图J．0．6-3 与2区相邻、非气密墙体的建筑物
J．0．7 压缩机组爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：
图J．0．7-1 露天安装
图J．0．7-2 通风良好的厂房
图J．0．7-3 通风良好的厂房(半地下层布置)
图J．0．7-4 通风不良的厂房
图J．0．7-5 通风不良的厂房(半地下层布置)
注：本条的图示中，地面以下的沟槽内存在释放源时，应按图J．0．2-7、图J．0．2-8划分爆炸危险区域。
附录K 埋地管道水压强度试验推荐做法
K．0．1 一级一类地区采用0．8强度设计系数的管道强度试验，应绘制压力-体积关系图(P-V图)监测试验过程。
K．0．2 试压使用的设备及材料应符合下列规定：
1 试验管段的充水设备宜采用离心泵；
2 试验管段的升压注水设备应采用往复泵，泵的流量选择应适当，以便提供合适的升压速度，泵的工作压力应大于管段的最大试验压力；
3 试验使用的试压头、管汇、阀门及管线的承压能力应大于管段的最大试验压力，试压前应对试压系统进行全面检查，确保参与试压的设施处于良好状态。
K．0．3 试验管段的充水应符合下列规定：
1 应在试验管段内的充水起点置入一个或多个隔离球之后充水，以尽可能地排出管线内的空气，隔离球可在试压完成之后取出；
2 充水宜连续进行，并应对充水的体积进行计量，以便判断管内空气排出程度；
3 充水完成后，应进行一段时间的热稳定，使充入水的温度与地层温度相平衡，方可进入试压阶段。
K．0．4 试压应符合下列规定：
1 可将试压段的试验压力升高到不超过最大试验压力的80％，并应稳压一段时间；
2 在稳压时间内，应监视并检查试验管段是否有泄漏，如发现泄漏应泄压并修复；
3 稳压时间完成后，应以均匀的速度升压到试验压力；
4 升压达到试验压力，应稳压一定时间并观察，在此期间，可根据需要向管内适量添加试压介质，以便保持试验压力，之后进入试验压力的稳压阶段并应记录稳压时间。
K．0．5 管道产生屈服所需压力的测定应符合下列规定：
1 试验管段升压期间应绘制P-V图，P-V图的绘制应符合下列规定：
1)宜以升压注入水的体积(V)为横坐标，以压力(P)为纵坐标，用升压注入管线内水的体积与管段压力变化绘制关系图；
2)应在足以准确建立P-V图直线部分的最低压力点开始绘制；
3)数据采集点应足够密集，以便能及时测出P-V图中偏离直线部分的非线性(曲线)的开始位置。
2 试验期间，应密切监视P-V图图形的变化趋势，P-V图中偏离直线后出现非线性(曲线)部分的开始，预示该管段快要接近屈服点，此时应停止升压并检查。
3 试压管段环向应力超过100％管材标准要求的最小屈服强度时，可采用以下方法之一控制最大试验压力：
1)当需要两倍于出现任何偏差前P-V图的直线部分，单位压力增值所需的泵冲程次数才能达到相同的单位压力增值时的压力；
2)压力不超过P-V图直线部分发生偏差后，所需的冲程次数乘以单位冲程容积等于在大气压下测量的管段充满水体积的0．002倍时的压力，该数值为试验段的平均值。
本规范用词说明
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
引用标准名录
《建筑设计防火规范》GB 50016
《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019
《压缩空气站设计规范》GB 50029
《建筑照明设计标准》GB 50034
《动力机器基础设计规范》GB 50040
《锅炉房设计规范》GB 50041
《工业循环冷却水处理设计规范》GB 50050
《供配电系统设计规范》GB 50052
《建筑物防雷设计规范》GB 50057
《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058
《工业循环水冷却设计规范》GB／T 50102
《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116
《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140
《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183
《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264
《油气长输管道工程施工及验收规范》GB 50369
《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
《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470
《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB／T 50538
《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB 50540
《室外作业场地照明设计标准》GB 50582
《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB／T 50698
《石油天然气管道工程全自动超声波检测技术规范》GB／T 50818
《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB 50991
《工业企业设计卫生标准》GBZ 1
《压力容器》GB 150．1～GB 150．4
《非合金钢及细晶粒钢焊条》GB／T 5117
《热强钢焊条》GB／T 5118
《埋弧焊用碳钢焊丝和焊剂》GB／T 5293
《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310
《生活饮用水卫生标准》GB 5749
《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479
《气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝》GB／T 8110
《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163
《污水综合排放标准》GB 8978
《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711
《碳钢药芯焊丝》GB／T 10045
《钢制对焊无缝管件》GB／T 12459
《钢板制对焊管件》GB／T 13401
《熔化焊用钢丝》GB／T 14957
《低合金钢药芯焊丝》GB／T 17493
《天然气》GB 17820
《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603
《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447
《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448
《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB／Z 29328
《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048
《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY／T 0452
《钢制对焊管件规范》SY／T 0510
《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY／T 0516
《快速开关盲板技术规范》SY／T 0556
《钢质管道焊接及验收》SY／T 4103
《输油(气)管道同沟敷设光缆(硅芯管)设计及施工规范》SY／T 4108
《石油天然气钢质管道无损检测》SY／T 4109
《油气输送用钢制感应加热弯管》SY／T 5257
《地下储气库设计规范》SY／T 6848
《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY／T 6885
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