输气管道设计规范GB50251.docx

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输气管道设计规范GB50251

输气管道设计规范--GB50251-2022

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