油气集输设计规范Word下载.docx
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K4――长径比。
当P≤1.8MPa时，，K4取3.0；
当1.8MPa<
P≤3.5MPa时，，K4取4.0;
当P>
3.5MPa时，，K4取5.0；
（3）站内计量分离器和生产分离器的数量按下列原则确定；
a每井必须设1台计量分离器且兼作生产分离器之用。
b周期性计量的气井，计量分离器的数量应根据周期计量的气井数、气井产量、计量周期和每次计量的持续时间确定。
生产分离器的数量应根据气井产量及分离器通过的能力确定。
（4）天然气的分离器宜设在集气站内。
如有下列情况之一时，宜设置在井场。
a需要在井口进行多级节流降压的气井；
b产液量大的气井；
c距集气站较远的气井。
7）天然气加热：
（1）单台水套炉的热负荷宜等于或小于1000KW。
（2）当站场总热符合大于3000KW时，可采用锅炉供热。
（3）水套炉供热水温宜低于当地水沸点5～10℃。
8）天然气增压
下类情况宜选往复式压缩机：
（1）气源不稳定或气量较小的低压天然气增压。
（2）高压注气和高压气举。
（3）要求压比较大的天然气增压。
室内和半露天安装的固定式压缩机，宜按下列要求配备起重设备：
（1）最大部件起重量大于或等于10t时，宜配置电动防爆桥式起重机。
（2）最大部件起重量小于10t；
而大于或等于3t，宜设手动梁式其中设备。
安装的压缩机台数为1、2台时，可配置手动起重机。
（3）最大部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备，在厂房内应留有移动式吊车或三角架回转起吊场地。
压缩机管道安装设计要求：
（1）压缩机进口应设压力高、低限报警或低压越限停机装置。
（2）压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀。
安全阀的定压值为定额压力的1.05～1.1倍。
（3）压缩机进出口之间应设循环回路，压缩机站内应设站内循环回路。
（4）离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统。
（5）应采取防振、防脉动及温差补偿措施。
9）安全泄放
（1）气井井口应安装井口高低压紧急关断阀。
（2）进出集气站的天然气管道上应设截断阀。
截断阀应具有手动功能，并应设置在操作方便及在事故发生时能迅速切断起源的地方。
（3）有以下情况之一者，可看成是1台容器，可在危险空间（容器和管道上）设置1个或1组安全阀。
但是在计算容器的泄放量时，应把容器间的连接管道的容积包括在内。
a和压力源相连接的、本身不产生压力的压力容器，其设计压力达到了压力源的设计压力时；
b多台压力容器的设计压力相同或稍有差异，容器间采用足够大的管道相连，且中间无阀门隔断时。
（4）安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的实际压力，定压值（PO）应根据操作压力（P）确定，并应符合下列要求。
当P≤1.8MPa时，PO＝P+0.18MPa；
当1.8<
P≤7.5MPa时，PO＝1.1P；
7.5MPa时，PO＝1.05P
（5）站内需要检修一组（套）设备，应设和其他组（套）设备隔开的截断阀和检修放空阀。
放空阀口径一般不大于50mm。
10）含硫气田的防腐和防护
（1）含硫气田采气、集气管道输送含有水、H2S和（或）CO2的酸性天然气时，管道内壁及相应的系统设施必须采取防腐措施。
（2）酸性天然气采气、集气管道和设备的选材，应符合国家现行标准《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》SY/T0599的规定。
（3）集输含硫酸性天然气的采气、集气管道和集气站宜避开人口稠密区。
管道走向及集气站位置应根据地区人口密度、自然条件及工程安全、环境评价意见综合确定。
（4）集输含硫的酸性天然气线路截断阀的设置，应根据管道内硫化氢的含硫剂周边人口密度确定。
线路截断阀应配置感测压降速率控制的自动关闭装置。
（5）集输含硫的酸性天然气的井场、集气站，应按国家现行标准《含硫油气田硫化氢监测和人身安全防护规程》SY/T6277的有关规定设置硫化氢泄漏检测仪。
4、油气集输管道
1）基本要求
（1）油气集输管道沿线任意点的流体温度计算公式：
tx=to+（t1-to）e
tx―――管道沿线任意点的流体温度（℃）
to―――管外环境温度（埋地管道取管中心深度地温）（℃）
t1―――管道计算段起点的流体温度（℃）
e―――自然对数底数，宜按2.718取值。
α——按照8.3.5-1公式（下一页）计算。
x―――管道计算段起点至沿线任意点的长度。
用于原油集输管道计算时单位为“m”,用于集气管道计算时单位为“km”。
（2）油气集输管道的设计压力应按最高操作压力选取。
（3）油气集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算：
δ＝
＋C
δ―――钢管计算壁厚（mm）；
P―――设计压力（MPa）；
D―――管道外径（mm）；
―――钢管最低屈服强度（MPa）；
F―――设计系数，取值要求见下述：
¢
―――钢管焊缝系数。
当选用无缝钢管时，¢
取＝1.0。
当选用钢管符合现行国家标准《》石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB/T9711的规定时，按该标准执行。
t―――温度折减系数，当温度小于120℃时，t取1.0。
C―――管道腐蚀裕量，取值要求见下述：
a油气集输管道处于野外地区时，设计系数F取0.72；
处于居住区、站场内部或穿跨越铁路、公路、小河渠时，设计系数取0.60；
小河渠指多年平均水位水面宽度小于20m的河渠。
b油气集输管道的腐蚀裕量C，对于轻微腐蚀环境不应大于1mm，对于较严重腐蚀环境应根据实际情况确定。
钢管壁厚应按计算壁厚向上圆整至标准壁厚选取。
5、天然气集输管道
1）采气管道设计能力应按气井的产量和输送压力确定。
集气管道的设计能力应按其所辖采气管道设计能力总和的1.2倍确定。
2）采气管道长度不宜大于5km,并应考虑地形高差的影响。
3）油田集气管道水力计算采用的气量，对未经净化处理的湿气应设计为输气量的1.2～1.4倍，对净化处理后的干气为设计输气量的1.1～1.2倍。
4）集气管线流量计算
（1）当管道沿线的相对高差Δh≤200m时，采用下式计算：
（8.3.4－1）
＝5033.11
―――管道计算流量（m3/d）；
d―――管道内径（cm）；
P1―――管道起点压力（绝）（MPa）；
P2―――管道终点压力（绝）（Mpa）；
Δ―――气体的相对密度（对空气）；
Z―――气体在计算管段平均压力和平均温度辖的压缩因子；
T―――气体的平均热力学温度（K）；
L―――管道计算长度（km）。
（2）当管道沿线的相对高差Δh>
200m，采用：
（8.3.4－2）
0.5
式中
——－管道计算的终点对计算段起点的标高差（m）；
a―――系数（m-1）,a=
;
其中g为重力加速度；
Ra为空气的气体常数，在标准状况下为287.1m2/（S2.K）
n―――管道沿线计算管段数，计算管段是沿管道走向，从起始点开始，当其相对高差
≤200m时划作一个计算管段。
hi―――各计算管段终点的标高（m）;
hi-1――各计算管段起点的标高（m）;
Li―――各计算管段长度。
其它符号意义和上式相同。
（3）集气管道沿线任意点的温度应按下列情况确定：
a当无节流效应时，按本规范式（8.1.2）计算。
a按
a=
（8.3.5-1）
K―――管道中气体到土壤的总传热系数（W/（M2·
℃））
D―――管道外径（m）;
――气体流量（m3/d）
Δ――气体相对密度
――气体的定压比热容（J/Kg·
℃）
b当有节流效应时，应按下式计算：
－
J―――焦耳－汤姆逊效益系数（℃/MPa）
Δ
――x长度管段的压降（MPa）。
（4）埋地采气管道和集气管道总传热系数按下列原则确定：
a应对有关数据进行实测后计算确定。
b无条件取得实测数据时，可按经验确定。
沥青绝缘管道的总传热系数可参照本规范附录G选用。
（5）直管段壁厚按本规范式8.1.4计算。
其中：
设计系数F根据现行标准《输气管道工程设计规范》中的有关规定取值，当管道输送含有硫化氢、二氧化碳等酸性介质时，根据腐蚀程度及采取的防腐措施确定，其余情况下不计腐蚀裕量附加值。
（6）弯头和弯管的壁厚应按下类公式计算：
=δ×
m
m=
――弯头或弯管的计算壁厚（mm）;
δ―――弯头或弯管所连接的同材质的计算壁厚（mm）；
m―――弯头或弯管壁厚增大系数；
R―――弯头或弯管的曲率半径（mm）,为弯头或弯管外直径的倍数；
D―――弯头或弯管的外径。
（7）直接在主管上开孔和支管焊接或焊制三通，其开孔削弱部分的补强可按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定进行设计和计算。
用于酸性介质或设计压力P≥6.3MPa或设计温度低于0℃的三通，不宜采用支管和主管焊接的焊制三通。
（8）异径接头的结构尺寸、计算和制造，应符合现行国家标准《钢制压力容器》GB150的有关规定。
（9）管封头宜采用椭圆形或平封头，其结构尺寸、计算和制造，应符合现行国家标准《钢制压力容器》GB150的有关规定。
（10）清管三通应在支管和主管交界位置设置挡条或采用其他结构，挡条长度方向和主管轴线方向一致。
（11）管法兰的选用应符合国家现行标准HG20592～HG20635的规定，法兰密封面形式、垫片和紧固件应和所选用的管法兰相匹配。
（12）站场和线路的管道绝缘宜选用绝缘接头或绝缘法兰。
绝缘接头的检测项目至少应包含以下项目：
水压压力循环（疲劳）试验、水压加弯矩试验、绝缘电阻试验、电绝缘强度试验。
绝缘法兰的设计应符合国家现行标准《绝缘法兰设计技术规定》SY/T0516的规定。
6、天然气输量计量
1）天然气输量计量可分为三级：
一级计量——油气田外输气的贸易交接计量；
二级计量——油气田内部集气过程的生产计量；
三级计量——油气内部生活计量。
2）天然气输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定：
一级计量系统准确度可根据天然气的输量范围不低于表9.5.2的规定，二级计量系统的最大允许误差应在±
5.0％以内，三级计量系统的最大允许误差应在±
7.0％以内。
一级计量系统的准确度等级
标准参比条件下的体积输量qnv（m3/h）
qnv≥500
5000≤qnv＜50000
qnv≥5000
准确度等级
C级（3.0）
B级（2.0）
A级（1.0）
3）天然气一级计量系统的流量计及配套仪表，应按现行国家标准《天然气计量系统技术要求》GB/T18603的规定配置，配套仪表的准确度应按下表确定。
天然气二、三级计量系统配套仪表的准确度，可分别参照下表中B级和C级确定。
计量系统配套仪表准确度
参数测量
温度
0.5℃
1℃
压力
0.2%
0.5%
1.0%
密度
0.25%
0.75%
压缩因子
发热量（注）
工作条件下的体积流量
1.5%
4）天然气计量系统选用标准孔板节流装置时，其设计、安装和流量计算应符合《流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体计量》GB/T2624的有关规定，对干气计量，流量计算可按《天然气流量的标准孔板计量方法》SY/T6143进行。
5）当采用气体超声流量计测量天然气流量时，其设计、安装和流量计算应符合《用气体超声流量计测量天然气流量》GB/T18604
6）站内生产生活用气应分别计量。
7、仪表及计算计控制系统
1）仪表的供气设计，应符合《石油化工仪表供气设计规范》SH3020的规定。
2）仪表及计算机控制系统的供电设计，应符合《石油化工仪表供电设计规范》。
有特殊要求的仪表、阀门及计算机控制系统的主要设备应配置不间断电源（UPS）。
不间断电源装置的容量按负荷的1.2～1.5倍确定。
后备时间宜为30min（按UPS的额定负荷计算）。
3）仪表及计算机控制系统应设置保护接地和工作接地，接地电阻值应符合下列规定：
（1）保护接地电阻值宜小于4Ω。
当采用联合接地时，接地电阻应按被保护设备要求的最小值确定。
（2）工作接地电阻应根据仪表的技术要求确定。
当无明确要求时，可采用保护接地的电阻值。
4）多雷击地区或强雷击地区的自控设备应采取防雷措施，仪表电源防雷设计应符合《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定。
4）可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。
5）仪表及管道的保温和伴热设计，应符合《石油化工仪表及管道伴热和隔热设计规范》SH3126。
6）仪表配管、配线设计，应符合《石油化工仪表管道线路设计规范》SH/T3019的规定。
7）仪表选型及主要控制内容：
爆炸和火灾危险区域内安装的电动仪表、电动执行机构等电气设备的防爆类型，应根据现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定，按照场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别确定。
8）可燃气体检测报警装置的设置，应符合《可燃气体检测报警器适用规范》SY6503的规定。
有毒气体检测报警装置，应符合《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3063的规定。
9）油气集输站场需要设置工业电视监视系统时，其应符合《工业电视系统工程设计规范》GBJ115的规定。
10）控制系统的平均故障间隔时间（MTBF）和平均修复时间（MTTR）应满足工艺系统要求。
11）计算机控制系统各类控制点、检测点的备用点数宜为实际设计点数的10％～15％，机柜槽位宜留有不少于10％的备用空间。
12）站场计算机控制系统设计，应符合《油气田及管道计算机控制系统设计规范》SY/T0091的规定。
8、站场总图及公用工程
1）站场选址应符合《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048的规定。
2）站场防洪及排涝
（1）油气集输站场邻近江河、湖泊、海岸布置时，应采取防止泄漏的可燃液体流入水域的措施。
油气集输站场的防洪设计标准
站场名称
防洪标准［重现期（a）］
集中处理站、原油稳定站、原油脱水站、矿场油库、天然气凝液回收工厂、注气站
25～50
分井计量站、接转站、放水站、集气站、配气站、增压站
10～25
采油井、采气井、注气井
5～10
（2）站场是否设置围墙，应根据所在地区周围环境和规模大小确定。
当设置围墙时，应采用非燃烧材料建造，围墙高度不宜低于2.2m，场区内变配电站（大于或等于35KV）应设高度为1.5m的围栏。
1）油田油气集输各类站场的电力负荷等级划分：
一级负荷：
集中处理站、矿场油库（管输）、轻烃储库等；
二级负荷：
矿场油库（铁路外运）、原油稳定站、接转站、放水站、原油脱水站、增压集气站、注气站、机械采油井排等。
三级负荷：
自喷油井、边缘孤立的机械采油井、分井计量站等。
增压站设计能力大于或等于50×
104m3/d时，压缩机的原动机为电动机，或当原动机采用燃起发动机，机组的润滑油和冷却设备及仪表用电由外电源供电时，电力负荷为二级。
转为净化厂供气的集气总站或增压站、自动控制中心、通信中心、消防站，其用电负荷等级应和净化厂电力负荷等级一致。
2）供电要求：
（1）一级负荷：
应采用两个电源供电。
有条件时两个电源宜引自不同变电所或发电厂，当电源以双回路架空供电时，不应同杆架设。
对一级负荷中特别重要的负荷，如自控系统、通信系统、应急照明等负荷，除由两个电源供电外，还应增设应急电源，并严禁其他负荷接入应急供电系统。
（2）二级负荷：
宜采用两回路供电，确有困难，在工艺上设有停电安全措施或有备用电源时，可用同一回路专用架空线路或专用电缆供电。
（3）三级负荷：
采用单回路、单变压器供电。
（4）油气田配电线路优选10kV，对于远距离且分散的地区也可采用35kV线路。
3）站场变压器选择：
（1）有两个电源时，宜选用两台变压器，单台容量应能满足全部一级负荷和二级负荷用电。
（2）仅有一个电源时，宜选用一台变压器，变压器容量应能满足全部结算负荷。
（3）单台变压器容量不宜大于1250Kv.A.
（4）确定变压器容量时，尚应校验启动及自启动容量。
（机泵启动负荷大）
4）低压配电系统应简单可靠，同一电压等级配电级数不宜多于三级。
站场内应采用放射式树干式相结合的配电系统：
a一级负荷应采用放射式配电；
b二级负荷宜采用放射式配电，当负荷容量较小时，也可采用树干式。
c三级负荷可采用树干式配电。
5）站场内建筑物的防爆分区，应符合国家现行标准《石油设施电气装置场所分类》SY0025的要求。
各类站场爆炸危险区域内的电气设计及设备选择，应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的规定。
6）站场内建筑物的防雷分类及防雷措施，应符合国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的规定。
工艺装置内露天布置的罐和容器等的防雷、防静电设计，应符合国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定
7）集气工程中钢质放空竖管管顶可以不装接闪器，但放空竖管底部（包括金属固定绳）应做接地，接地电阻≤10Ω。
8）站内燃料气H2S含量不应高于现行国家标准《天然气》GB17820中三类气质的要求
站场道路
10、站场道路
1）站场道路宜划分为：
a主干道―一、二、三、四级油气站场进出站路级站内主要道路
b次干道――一、二、三、四级油气站场各单元之间的道路及五级油气站场（不含分井计量站）的进站路和站内主要道路。
c支道――厂房、车间出入口的道路
d人行道站场内道路的路面宽度
道路级别
一、二、三、四级油气站场（不含接转站）
接转站，五级油气站场（不含分井计量站）
主干道
4，6，7，8
---
次干道
4，6，7
4,3,5
支道
4，
人行道
1，1.5
1,
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