输气管道工程设计规范
1 总则 2 术语 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量。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》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定：
1 应清除机械杂质； 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3 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/m； 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、用户需求、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 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448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。 33.2工艺设计 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 输气站的数量及站间距； 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、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，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。再正常输气条件下，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 当输气管道起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、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。
3.3 工艺设计与分析
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Δh≤200m且不考虑高差影响时，应按下式计算：
0.5(P12P22)d5qv1051ZTL式中：qv——气体（P0=0.101325MPa，T=293K）的流量（m/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）； 3 （3.3.2—1）
——水力摩阻系数； ——气体的相对密度； Z——气体的压缩因子； 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： P12P22(1h)d5 qv1051 （3.3.2—2） nZTL1(hh)Li1i2Lii10.5 式中：——系数（m）； -12g （3.3.2—3） ZRaT
h——输气管道计算段的终点对计算段起点的标高差（m）；
高差≤200m时划作一个计算分管段。
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
hi——各计算分管段终点的标高（m）； hi1——各计算分管段起点的标高（m）； Li——各计算分管的长度（m）；
g——重力加速度，取9.81m/s2；
Ra——空气的气体常数，在标准状况下（P0=0.103125MPa，T=293K）,
32
Ra=287.1m/（s.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。
1 式中：K——钢管内壁绝对粗糙度（m）；
2.01lg(K2.51) （3.3.2—4）
3.71dRed——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： txt0(t1t0)eax （3.3.3—1）
225.256106KD （3.3.3—2） qvcp 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/(m2K) 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/(kgK) 2 当考虑节流效应时，应按下式计算： txt0(t1t0)eax 式中：j——焦耳-汤姆逊效应系数（℃/MPa）； Px——x长度管段的压降（MPa）。
jPx(1eax) （3.3.3—3） ax3.3.4 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压气站的数量、增压比、压缩机计算功率和动力燃烧消耗，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 输气管道的安全泄压
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 输气管线相邻线路截断阀（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发空管线的法兰接口，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，并应符合下列要求： 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）
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%； 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防空条件时，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》GB50183的有关规定。
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 输气管线通过的地方，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。 表4.2.3 强度设计系数
地区等级 一级一类地区 一级二类地区 二级地区 三级地区 强度设计系数 0.8 0.72 0.6 0.5
四级地区 注：一级一类地区的线路管道可采用0.8或0.72强度设计系数
地区等级 管段或管道 一 一类 二类 二 强度设计系数 有套管穿越 三、四级公路的管道 无套管穿越 三、四级公路的管道 穿越一、二级公路，高速公路，铁路的管道 输气站内管道及截断阀室内管道 0.72 0.6 0.6 0.5 0.72 06 0.6 0.5 0.6 0.5 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 三 0.4 四 0.4 0.4 0.4 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。 表4.3.2 最小覆土厚度（m） 土壤类 地区等级 旱地 一级 二级 三级 四级 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。
岩石类 水田 0.8 0.8 0.8 0.8 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.8 0.8 0.8 注：1 对需平整的地段应按平整后的标高计算。 4.3.3 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以内管沟最陡边坡坡度值
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） 硬塑的粉土 中密的碎石类土 （充填物为黏性土） 1：0.75 1:1.00 1:1.25 1:0.67 1:0.50 1:0.75 1:0.67 1:1.00 1:0.75 硬塑的粉质黏土、黏1:0.33 土 老黄土 1:0.10 1:0.50 1:0.75 1:0.25 — 1:0 1:0.33 — 1:0 软土（经井点降水） 1:1.00 硬质岩 2 对软土地区，开挖深度不应超过4m。 1:0 注：1 静载荷系指堆土或料堆等，动载荷系指有机械挖土、吊管机和推土机等动力机械作业。 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： 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—— 表4.3.4 沟底加宽裕量（m） 沟下焊条电弧焊沟上焊接 接 沟下土质管沟 弯条件因沟素 中有水 沟中爆破冷弯中有中破无水 管沟 管处无管管沟 水 水 沟 管沟 管沟 岩石头、沟沟爆接处连头处石动焊弯管及土质管沟 岩半自接弯头、沟下焊 沟深3m0.7 0.5 以内 沟深0.9 0.7 3m～5m 注：1 当采用机械开挖管沟，计算的沟底宽度小于挖斗宽度时，沟底宽度应按挖斗宽度计算。 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。
0.9 1.5 1.0 0.8 0.9 1.6 2.0 1.1 1.5 1.2 1.0 1.1 1.6 2.0 2 当管沟需要加支撑，在决定低宽时，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，堤高位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。 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。
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；
电压等级（kV） ≤220 铁塔或电杆接地 5.0 330 6.0 电压等级（kV） 500 7.5 1000 双回单回路（逆路 相序） 18 16 项目 3～10 35～66 110 220 330 500 750 最小垂直距离 最开阔3.0 最高杆4.0 最高杆4.0 最高杆5.0 最高杆6.0 最高杆7.5 最高杆9.5 最高杆最高杆（塔） 小水平距离 地区 路径受限地区 （塔）高 （塔）高 （塔）高 （塔）高 （塔）高 （塔）高 （塔）高 2.0 4.0 4.0 5.0 6.0 7.5 9.5 高 13 注：表中最小水平距离为边导线至管道任何部分的水平距离。
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； 公称直径DN（mm） ≤300 350 400 450 500 550≤DN≤1000 ≥1050 注：表中的D为钢管外径（mm）。 最小曲率半径R（mm） 18D 21D 24D 27D 30D 40D 50D 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）。 °。
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。
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
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大于24km； 3 以三级地区为主的管段不大于16km； 4 以四级地区为主的管段不大于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做调增，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。截断阀及其附属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 输气管道应采取外径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、经济型等综合因素确定。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/T21448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》GB50991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》GB50264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，且不应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、沟渠穿越地段的水土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土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，水土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构造，出水口设置位置不应对管道、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 管道标志 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志。 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5o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。
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》GB50470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。 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：——钢管计算壁厚（mm）；
P——设计压力（MPa）； D——钢管外径（mm）； s——钢管标准规定的最小屈服强度（MPa）； ——焊缝系数； F—— 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。 表5.1.2 常用钢管屈服强度要求（MPa） 无缝和焊接钢管管体 钢管钢级 屈服强度Rt0.5 最小 L245 L290 L320 L360 L390 L415 245 290 320 360 390 415 最大 450 495 525 530 545 565 L450 L485 L555 L625 L690 L830 钢管钢级 无缝和焊接钢管管体 屈服强度Rt0.5 最小 450 485 555 625 690 830 最大 600 635 705 775 840 1050 注：1 Rt0.5表示屈服强度（0.5%总伸长率）。 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，应按无压状态校核稳定性。
x0.03D （5.1.4—1）
3ZKWDm （5.1.4—2） x38EI0.061EsDmWW1W2 （5.1.4—3） In3/12 （5.1.4—4）
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/m2）； I——单位管长截面惯性矩（m4/m）； Es——土壤变形模量（N/m2），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）； n——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 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/T9711中的PSL2级、《高压锅炉用无缝钢管》GB/T5310、《高压化肥设备用无缝钢管》GB6479及《输送流体用无缝钢管》GB/T8163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：
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”
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/T13401、《钢制对焊无缝管件》GB/T12459、《钢制对焊管件规范》SY/T0510及《油气输送用钢制感应加热弯管》SY/T5257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GB9112～GB9131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/T0556。
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：
bm （5.3.3—1）
m式中：b——弯管的管壁计算厚度（mm）；
4RD （5.3.3—2）
4R2D——与弯管所连接的同材质直管段管壁计算厚度（mm）； R——弯管的曲率半径（mm）； D——弯管的外直径（mm）。 m——弯管的管壁厚度增大系数；
5.3.4 主管上不宜直接开孔焊接只管。当直接在主管上开孔与支管连接或自制三通时，开孔消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》GB150.1～GB150.4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》GB150.1～GB150.4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
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。 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要求：
1 应满足地势平缓、地势相对较高及近远期扩建需要； 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它不宜设站的地方； 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》GB50183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》GB50183和《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048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计计量设施； 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 清管设施应符合下列规定：
1清管设施宜与输气站合建，当输气站站间距超过清管器可靠运行距离时，应单独设置清关站； 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清管作业清出的污物应进行收集处理，不得随意排放。 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。 布置，并应符合下列要求： 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》GB50040的有关规定，并采取相应的减振、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》GB50183的有关规定。 6.3.7 压缩机房内，应视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。
6.3.2 厂房内压缩机及其辅助设备的布置，应根据机型、机组功率、外形尺寸、检修方式、运输等因素按单层或双层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防空系统；
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。
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。 冷却系统应符合下列要求：
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，避免相互干扰。 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； 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。
6.5 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 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；
9 压缩机组应设轴位移检测、报警及超限自动停机装置； 10 压缩机的干气密封系统应有泄放超限报警装置； 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。
6.7.4 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。 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、采气站宜靠近注采进场。
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算； 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 应根据地下储气库类型的不同类型，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 采气管线应设置高、低压安全截断阀。
7.3 设备选择 7.3.1 压缩机的选择应符合下列要求： 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； 2 地下储气库注气压缩机应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。 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，应根据输气管道的特点、规模、发展规划、安全生产要求，经方案对比论证确定，选型宜全线同一。 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置操作系统软件、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 数据通信信通监视及管理、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。 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台安全截断阀设备和1台附加的压力调节控制设备； 3）每一回路安装1台安全截断阀设备和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注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：
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
1 易积聚可燃气体的封闭区域应对可燃气体泄漏进行监测； 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/T4108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。 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地区电力系统取得，当无法取得外部电源或经技术经济分析后取得外部电源不合理时，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、用电负荷电压计负荷等级、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； 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（紧急截断阀及防空使重要负荷 用）、配套控制系统 电动机驱动系统、机组配套设施、通风系统 消防系统 锅炉房 消防水泵、稳压设备、配套控制系统 燃烧器、给说泵、补水泵、风机、水处理设备 二级 重要负荷 二级 控制室 计算机控制系统、变电所综合自动化系统、通信重要负荷 系统、应急照明 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、重要负荷 事故照明、安防系统、压缩机区电动阀 正常照明、电伴热、空气压缩系统 阴极保护 恒电位仪、电位传送器 二级 三级 重要负荷 二级 变电所及发控制保护系统、发电机启动设备、应急照明 电房 变配电及发电设施的正常照明、通风系统 生产辅助设生产用房正常照明、通风、空调、防冻、安防系二级 施 统 维修设备、库房、化验、车库等 生活设施 阀室 值班宿舍、厨房、采暖季通风 紧急截断阀、自动控制系统、通信系统 变配电及发电设施的正常照明、通风系统 三级 三级 重要负荷 三级 注：1 表中各单元负荷等级定义应符合现行国家标准《供配电系统设计规范》GB50052的有关规定，重要负荷是指输气站内直接与安全、输气作业及计量有关的用电负荷，中断供电时会对人身、设备和运行造成损害的用电设施需要保证一定时间的供电连续性。 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》GB50183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》GB50034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》GB50058的有关规定，电气设备应符合现行国家标准《爆炸性环境》GB3836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》GB50057和《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY/T6885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水量。未预见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》GB5749的有关规定； 2 循环冷却水系统的水质和处置应符合现行国家标准《工业循环冷却水处理设计规范》GB50050和《工业循环水冷却设计规范》GB/T50102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。 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》GB8978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、撬装化。
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》GB50183、《建筑设计防火规范》GB50016和《建筑灭火器配置设计规范》GB50140的有关规定。
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》GB50019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：
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。
10.3.2 输气站生产和辅助生产建筑物冬季从爱暖室内计算温度（℃） 名称 温度 计量仪表室、控制室、值班室、化验18～20 室 各类泵房、通风机房 机、电、仪表修理间 车库（不带检修坑） 车库（带检修坑） 5～10 16～18 5 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。 10.3.5 输气站内其他可能突发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》GB50041的有关规定。
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/T4103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/T0452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/T5117、《热强钢焊条》GB/T5118、《气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝》GB/T8110、《埋弧焊用碳钢焊丝和焊剂》GB/T5293、《熔化焊用钢丝》GB/T14957、《低合金钢药芯焊丝》GB/T17493以及《碳钢药芯焊丝》GB/T10045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 焊接之间对接焊时，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 管线连接头口的焊缝宜预留在地形较好的直管段上，不应强力组队。 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 焊接质量的检验与试验应符合下列规定： l 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，宜选择射线和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％超声波检验，并应进行10％射线照相复查；
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，射线复查应符合国家现行
标准《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369的有关规定。
3 线路管道应采用手工超声波对焊缝进行无损检测时，应采用射线照相相对所选取的焊缝全周长进行复检，复检数量应对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项复验规定的比例要求时，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/T50818的有关规定。
6 用破环性实验检验的焊接接头，取样、试验项目和方法、焊接质量要求应按现行行业标准《钢质管道焊接及试验》SY/T4103和《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452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《油气长输管道施工及验收规范》GB50369和《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540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》GB50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB50459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 清管扫线应设置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 输气管道必须分段进行强度试验和；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—体积图法进行检测；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GB50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB0459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 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） 位于一级二类地区、二级地区的管段可采用气体或水作试验介质； 3）位于三级、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。
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 最大操作压力不超所试压的是新管子，三级地区 四级地区 过现场最大试验压并且焊缝系数为1.0 力的80% ＜50%σs ＜40%σs 注：表中σs为钢管标准规定的最小屈服强度（MPa）。
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12%。 11.3.2 管道气体置换应古河下列规定： 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，置换管段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。
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