输气管道工程站场设计规定.docx
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输气管道工程站场设计规定
输气管道工程站场设计规定
Generalregulationsforoiltransportationpipelineprojectstation
目次
前言
为了加强油气管道设计过程管理，规范输气管道站场工艺和自动化控制的设计内容，统一陆上输气管道站场主要设计技术要求，确保设计成果的质量，提高设计效率，特编制本规定。
本规定是《油气储运项目设计规定》（CDP）设计指南类文件。
本规定是在总结国内已建和在建管道站场工艺及自动化控制设计情况的基础上，充分调研和听取了中石油所属主要输气管道相关单位及有关专家的建议，编制而成。
本规定分为6章，第1章范围，第2章规范性引用文件，第3章术语和定义，第4章总则，第5章站场工艺，第6章仪表与自动控制。
本规定在执行过程中，希望各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，并请将意见和有关资料提供给编制单位，以便修订时参考。
本规定由中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司提出并归口管理。
本规定起草单位：
中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司。
本规定主要起草人：
审查专家组：
本规定由中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司负责解释。
联系人：
傅贺平
联系电话：
028-********
电子邮箱：
fuheping@cpe-
本文件在执行过程中，如有任何意见和建议，请反馈至：
中国石油天然气管道工程有限公司北京石油咨询中心（地址：
北京市宣武区广安门内大街甲311号院中国石油管道大厦9层邮政编码100053）
联系人：
陈怡静
联系电话：
010-********
电子邮箱：
chenyijing@
输气管道工程站场设计规定
1范围
本规定适用于陆上新建输气管道工程站场工艺及仪表与自动控制设计。
改扩建输气管道工程站场工艺及仪表与自动控制设计可参照执行。
站场的设计除符合本规定外尚应符合国家现行的有关法规、规范的规定。
本规定作为输气管道站场工艺及仪表与自动控制设计的规范性文件。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB50251
输气管道工程设计规范
GB50183
石油天然气工程设计防火规范
GB17820
天然气
GB150
钢制压力容器
GB50029
压缩空气站设计规范
GB/T18603
天然气计量系统技术要求
GB12348
锅炉大气污染物排放标准
GB50041
锅炉房设计规范
SY/T10043
泄压和减压系统指南
SY/T5262
火筒式加热炉规范
TSGR0004
固定式压力容器安全技术监察规程
JB/T4730.1～4730.6-2005
承压设备无损检测
SY0031
石油工业用加热炉安全规程
CDP-M-GP-PR-002
输气管道工程输气站场工艺流程设计图集
CDP-G-GP-OP-006
输气管道工程线路阀室设计规定
CDP-G-GP-IS-001
输气管道计量导则
CDP-G-GP-IS-003
输气管道计量系统设计规定
94D101-5
35kV及以下电缆敷设
建标114-2009
输气管道工程项目建设标准
3术语和定义
下列术语和定义适用于本规定。
3.1
天然气管道工程naturalgastransmissionpipelineproject
用管道输送天然气的工程。
一般包括输气管道、输气站场、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。
3.2
输气站gastransmissionstation
输气管道工程中各类工艺站场的总称。
一般包括输气压气站、输气首站、输气末站及输气分输站、输气清管站等输气其它中间站。
3.3
压气站compressorstation
在输气管道沿线，用压缩机对管输天然气增压而设置的站场。
3.4
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。
3.5
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。
3.6
输气分输站gasdistributingstation
在输气管道沿线，为分输天然气至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
3.7
输气清管站gaspiggingstation
在输气管道沿线，为接收或发送清管器（球）的输气站场。
一般具有清管、分离的功能。
4总则
4.1输气管道站场工程分类
4.1.1输气首站
通常具有分离、过滤、气质分析、计量、调压、清管器发送或天然气增压等功能。
工艺流程应满足正输计量、增压外输、清管发送、站内自用气和越站的需要。
4.1.2输气末站
通常具有清管器接收、分离、计量、调压及分输等功能。
工艺流程应满足分输计量、调压、清管器接收和站内自用气的需要，必要时还应满足支线清管器发送的需要。
4.1.3输气中间站
通常具有过滤分离、天然气加压，有的还具有清管、计量等功能。
工艺流程应满足增压外输、站内自用气和越站的需要，必要时还应满足清管器接收、发送以及清管器转发的需要。
4.1.4清管站
通常具有清管器接收、发送及天然气除尘分离等功能。
工艺流程应满足输送、清管器接收、清管器发送和越站的需要。
4.1.5分输站和分输清管站
通常具有过滤、计量、调压或清管功能。
工艺流程应满足正输、分输计量、调压、站内自用气和越站的需要，必要时还应满足清管器接收、发送以及天然气加热的需要。
4.2输气管道站场工程建设水平
4.2.1输气管道干线站场工程建设水平
a）应根据工程规模、作用、建设背景、安全性，结合管理的需要等综合因素确定管道的建设水平。
同一时期建设的相似规模的输气管道应具有相同的建设水平。
b）当新建管道与已建管道系统有关联时，管道的自动化水平应统筹考虑。
4.2.2输气管道支线站场工程建设水平
a）与用户交接的支线管道，站场工程建设水平宜与干线保持一致。
b）集团公司、股份公司内部直供用户支线站场工程应简化建设水平。
4.3输气管道站场工程设计原则
4.3.1一般规定
a）输气管道工程设计应符合国家和当地政府的法律、法规要求；符合国家、中国石油天然气行业规范与标准的要求；符合中国石油天然气股份有限公司输气管道工程建设标准的要求。
b）输气站设计应遵循“安全第一，环保优先，质量至上，以人为本，经济适用”的方针，在满足功能和安全的前提下，严格执行我国资源能源节约、生态环境保护的各项法规和政策。
c）输气站设计应结合国情采用可靠的新技术、新工艺、新设备。
d）输气站设计应采用高效节能设备，本着安全可靠、经济合理的原则，通用机械设备、材料应立足国内供应，通用材料应尽量合并规格和型号。
e）输气站设计应简化管理体制，在满足运行安全的前提下，尽可能减少现场操作管理人员，降低运行管理费用，提高运行管理水平。
f）输气站辅助生产设施尽可能依托原有站场、邻近城镇和工矿企业以减少投资，降低运行成本。
4.3.2输气管道干线站场工程设计原则
a）对于集团公司其他专业公司所属企业应在交接点上游设置交接计量；
b）对于股份公司管道分公司所属不同企业应在交接点上游设置交接计量；
c）对于股份公司管道分公司所属同一企业不设计量。
4.3.3输气管道支线站场工程设计原则
a）与地方交接的支线管道，应设置末站。
b）集团公司、股份公司内部直供用户支线，支线沿线有阀室或分输用户的，宜设置计量站；支线沿线无阀室和分输用户的，在上游干线分输站设调压计量设施，不再设置末站。
c）对于股份公司管道分公司所属企业交接，尽量简化设计，支线管道不宜再设置末站。
d）对于集团公司其他专业公司所属企业交接计量，建议执行以下原则：
1）对于支线沿线未设置阀室的，宜在上游分输站交接计量；需要二级调压、加热的管道，设置无人值守末站，采用定期巡检的管理方式；
2）对于支线设置阀室的管道，考虑到阀室放空对交接的影响，宜在管道末站设交接计量，末站可采用无人值守，定期巡检管理方式；
e）对于与集团公司外部企业之间交接的末站，按照双方销售协议约定的方式和地点交接计量。
5站场工艺
5.1输气管道站场功能分区
输气管道站场按其功能主要分为：
a）进出站阀组区
b）清管区
c）过滤分离区
d）压缩机区
e）计量区
f）调压区
g）自用气区
h）压缩空气区
i）加热区
j）排污区
k）放空区
5.2各区设计规定
5.2.1进出站阀组区
5.2.1.1具备功能
a）进出站ESD截断
b）事故工况下越站
c）干线放空
必要时还应具有反输的功能。
5.2.1.2设计规定
a）宜单独设置进出站ESD截断阀。
b）应考虑一定的注氮口。
5.2.2清管区
5.2.2.1具备功能
a）清管器接收或发送
b）进出站压力、温度测定
c）进出站ESD放空
必要时还应具有反输清管的功能。
5.2.2.2设计规定
a）进站应设置压力高限、低限报警。
b）进、出口应分别设置至少1套站场ESD放空装置，并且该装置应与进、出口ESD截断装置进行联锁控制。
c）ESD放空设计参照《泄压和减压系统指南》SY/T10043执行。
d）干线管径DN500mm以上，且清管器总重超过45kg时，宜配备提升设施。
5.2.3过滤分离区
5.2.3.1具备功能
a）天然气分离、除尘
b）分离除尘设备检维修放空、排污
5.2.3.2设计规定
a）压力损失应小于0.15MPa。
b）应考虑设置一定的注氮口。
5.2.4压缩机区
5.2.4.1具备功能
a）天然气增压
b）超压泄放
c）机组ESD放空
d）增压后天然气冷却（需要时）
e）压缩机组检维修放空
5.2.4.2设计规定
a）一般规定
1）各压缩机组进出口管线上应设截断阀和加载阀，该阀门应纳入机组控制系统，并接受ESD系统控制。
2）每一台压缩机组可根据业主要求考虑设置天然气流量计量装置，以便机组生产维护。
3）压缩机的进气管道和排气管道尺寸应不小于压缩机进气管口和排气管口尺寸。
4）对多台并联高压压缩机组，压缩机组进出气管道宜设双阀控制，两阀之间加放空管，以满足检修要求。
5）压缩机工艺系统应设置检修前后置换气体的接口。
6）空冷器宜采用与单台机组一一对应设置的原则，天然气通过空冷器的压力降应≤0.05MPa。
b）离心式压缩机区
1）离心式压缩机要求介质中不得有大的液滴。
2）压缩机的防喘振控制系统应由压缩机厂家提供。
阀门的通过量为100％机组流量，应按此复核厂家提供的尺寸。
3）燃气轮机含高温烟气的排放介质不得接入污油罐。
c）往复式压缩机区
1）在机组进、排气压力差别较大情况下，各级压缩之间高、低压放空应分开，以免串气。
2）往复式压缩机活塞杆填料的泄漏气不应在厂房内排放，排放系统宜单台机组独立设置且不与其它排放系统相互干扰。
3）往复式压缩机出口应设置超压泄放安全阀。
5.2.5计量区
5.2.5.1具备功能
a）天然气计量
b）天然气计量校准、比对
c）天然气计量管路检维修放空
5.2.5.2设计规定
a）应根据用户用气特点进行计量装置的设置，并考虑供气初期小流量时的计量。
b）相关设计应参考CDP-G-GP-IS-001、CDP-G-GP-IS-003执行。
5.2.6调压区
5.2.6.1具备功能
a）天然气调压
b）天然气超压泄放
c）天然气调压管路检维修放空
d）调压下游ESD放空
5.2.6.2设计规定
a）分输压力的确定，设计应与业主结合，合理确定分输站与下游用户交接点的压力。
宜确定交气压力的变化范围，在干线能提供分输压力的条件下尽可能减少分输站场加热配套设备或减少加热设备的热负荷，降低投资和运行费用。
b）应根据用户用气特点进行调压装置的设置，并考虑供气初期小流量时的调压。
5.2.7分输用户区
5.2.7.1具备功能
a）分输出站
b）分输干线放空
c）分输清管发送
5.2.7.2设计规定
当分输支线需要清管时，分输出站应考虑清管功能。
5.2.8自用气区
5.2.8.1具备功能
a）站内生活用气供气
b）放空传火供气
c）站内燃气发电机供气
d）压缩机燃机驱动供气
e）站内锅炉供气
f）站内加热炉供气
g）低压放空及超压泄放
5.2.8.2设计规定
a）自用气区中站内生活用气出口压力宜设为0.2~0.4MPa。
b）压缩机燃机驱动供气应满足燃气轮机（或燃气发动机）对气质、压力和流量的要求。
c）压缩机用启动气和燃料气管线应设置限流和超压保护设施。
燃料气管线应设置停机或故障时自动截断气源及排空设施。
d）对前后压力降较大、温度较低的管道，应考虑电加热措施。
5.2.9压缩空气区
5.2.9.1具备功能
a）空气增压、干燥；
b）增压后压缩空气储存。
5.2.9.2设计规定
a）压缩空气系统的设计应符合GB50025的要求。
b）机组配置时应考虑站场单台天然气压缩机运行和全部压缩机运行的工况，合理配置空气压缩机组。
c）空气压缩机组应设置备用。
d）电驱压气站电机的吹扫用风启动量和运行量差异通常为3倍，可考虑采用变频空压机。
e）压缩空气系统多采用微油螺杆式压缩机加无热再生干燥器。
对业主有要求减轻维护工作量的项目，可采用无油变频螺杆式压缩机。
f）空气储罐容量应能满足15分钟干气密封、仪表用风和自洁式空气过滤器反吹的气量要求。
空气储罐应考虑有内涂层。
5.2.10加热区
5.2.10.1具备功能
a）天然气加热
b）检修放空
5.2.10.2设计规定
应根据介质加热温度及加热介质流量进行加热炉设计。
可选用水套加热炉、真空加热炉、电加热器等。
5.2.11排污区
5.2.11.1具备功能
站内排污收集、储存。
5.2.11.2设计规定
根据管道内实际输送介质情况，选择排污池或排污罐。
5.2.12放空区
5.2.12.1具备功能
a）干线及站场集中放空
b）放空点火
5.2.12.2设计规定
a）放空立管的设计应按照GB50183中相关条款执行。
b）站内放空均应进行点火，有人值守站场应选择电点火方式，无人值守站场应选择手动点火方式。
c）放空管线设置阻火器时，应配套设置爆破片，并应将爆破片是否破裂的信号引至站控室。
d）站场放空系统宜按放空压力等级进行设置。
5.3站场设计一般规定
5.3.1各类站场功能区组成
根据输气站场功能分区，各类输气站场一般应包括以下各功能区：
5.3.1.1输气首站
a）进出站阀组区
b）清管区
c）过滤分离区
d）压缩机区
e）计量区
f）自用气区
g）压缩空气区
h）排污区
i）放空区
其中第d、g项针对带增压功能首站设置。
5.3.1.2输气末站
a）进出站阀组区
b）清管区
c）过滤分离区
d）计量区
e）调压区
f）分输用户区
g）自用气区
h）加热区
i）排污区
j）放空区
加热区的设置应根据分输调压后的天然气温度确定。
5.3.1.3压气站
a）进出站阀组区
b）清管区
c）过滤分离区
d）压缩机区
e）自用气区
f）压缩空气区
g）排污区
h）放空区
5.3.1.4分输站
a）进出站阀组区
b）过滤分离区
c）计量区
d）调压区
e）分输用户区
f）自用气区
g）加热区
h）排污区
i）放空区
加热区的设置应根据分输调压后的天然气温度确定。
5.3.1.5清管站
a）进出站阀组区
b）清管区
c）过滤分离区
d）排污区
e）放空区
5.3.1.6分输清管站
a）进出站阀组区
b）清管区
c）过滤分离区
d）计量区
e）调压区
f）分输用户区
g）自用气区
h）加热区
i）排污区
j）放空区
加热区的设置应根据分输调压后的天然气温度确定。
5.3.2站场设计一般规定
a）分期建设的站场，应考虑新、老管道连接时的安全措施。
b）对站内的分输、配气功能，设计应与业主共同确定设置预留头数量及预留场地，站场征地及布置应考虑可能新增用户的供气需要，在站场设计上做到近远期相结合。
c）压气站若设置越站旁通，宜在旁通管路上增加止回阀，也可在旁通阀两边设置压力监控仪表，防止旁通阀在大压差下开启。
d）站内放空及排污管线宜设置双阀。
5.3.3压缩机组合建联运设计规定
a）压缩机组合建联运前应经过详细的工艺系统分析，确认已建机组是否能满足新的工况要求，如不满足，可从改变工艺参数和对已建机组进行改造两方面采取措施。
b）压缩机组合建联运前需对站场工艺流程的过滤分离系统、空冷器系统、压缩空气系统、自用气系统等多方面进行复核，确认是否满足新的要求、确定具体的改造方案。
c）对于机组数量不多、对输气作业影响较小的中间压气站，宜采用相同机组。
d）采用电驱/燃驱合建站方案时，需要合理配置压缩机组数量，以保证供配电系统处于经济运行状态。
e）对于设置电驱机组的压气站，若外部电网条件允许，电源系统考虑并联运行，以提高供电可靠性和系统短路参数。
f）复线管道压气站合建时宜并联运行。
5.4设备材料选型
5.4.1压缩机组配置
5.4.1.1压缩机选型
a）中、小气量，不确定性较多的管道压气站，宜选用往复式压缩机；
b）对输气量大、工况相对确定的管道压气站，宜采用离心式压缩机；
c）应尽量选择噪音小的设备。
d）离心式压缩机压比宜为1.4~1.6。
e）压缩机的流量范围应能适应管道初始工况条件。
5.4.1.2驱动设备选型
a）对无电或供电条件一般地区应采用燃气轮机（或燃气发动机）驱动的方案，对有电且供电可靠性高的地区经技术经济比较为优可考虑采用电机驱动的方案。
b）对8MW以上功率的电驱压缩机组，由于电机和变频器散热量较大，宜采用水冷方式进行冷却。
5.4.1.3机组备用方式
a）压气站备用方案有功率备用和机组备用两种方式。
b）机组备用的压气站的运行可靠性高，且有利于延长设备的大修周期，但一次性投资较高。
c）功率备用的压气站一次性投资较机组备用少，上游压气站停运后依赖下游3~4座压气站提高压比运行，逐步恢复运行压力，适用压气站数量多的管道工程。
d）备用方式应经技术经济对比后确定。
5.4.1.4辅助系统
a）工艺后空冷器
1）空冷器出口温度宜设置为高于环境温度10～20℃。
2）压气站出站温度宜控制在50~60℃。
b）启动系统
1）采用天然气启动系统的管道上应设置双阀，中间设放空阀及放空管。
2）启动天然气放空不应在厂房内排放，排放系统宜组独立设置且不与其它排放系统相互干扰，启动气放空应接入站场低压放空系统或单独设置放空管排放至大气中。
c）机组燃料气系统
1）燃料气管线上应装设调压和对单台机组的计量设备，应设置超压保护设施。
燃料气橇上通常带有加热器。
2）燃料气管线在进入压缩机厂房前及每台压缩机组前应设截断阀，单台机组的燃料气管线上应设置停机或故障时的自动切断气源及放空设施（压缩机组内部自动切断及放空设施由压缩机组配套完成），由站控系统和ESD系统控制。
3）燃料气安全放空应与其它放空独立设置。
4）气质可能出现短期不合格时，可考虑在燃料气系统加装聚结器，以防燃烧器喷嘴结焦。
d）机组润滑油系统
1）润滑油站的管路应采用不锈钢。
若冷却器在室外，应考虑连接管路的伴热保温。
与冷却器相连的润滑油管路应考虑1‰坡度。
2）冷却器放空接口通常与润滑油箱上接口相连，保证机组停运时冷却器内润滑油全部流入油箱中。
润滑油放空分离器下游应设置阻火器。
5.4.2分离除尘设备选型
5.4.2.1一般规定
a）分输站、压气站均应设置过滤分离器，在有清管功能的站场可选用旋风分离器。
b）过滤分离器应设备用，旋风分离器不设备用；
c）同时具有清管和增压（或分输）功能的站场可选用组合式分离器。
d）天然气接收站、首站宜设置带集液功能的过滤分离器。
5.4.2.2分离除尘设备设计
a）组合式分离器、过滤分离器粉尘过滤效率为1μm不低于99%，液滴过滤效率为1μm不低于98%。
b）旋风分离器过滤效率为≥10μm固体颗粒在工况点不低于99%。
c）快开盲板应满足开闭灵活、轻便，密封可靠无泄漏。
5.4.3加热设备选型
5.4.3.1一般要求
a）站场天然气的加热，应满足热负荷及工艺要求，加热方式可通过技术经济对比确定。
b）当总加热负荷不大于100kW时，可选择电加热方式。
c）当站场供电不可靠时，一般选用负压燃烧的常压水套加热炉，且单台常压水套加热炉的热负荷宜小于或等于1000kW。
d）当站场供电可靠时，可选用正压燃烧带燃烧机的真空加热炉。
e）当站场总热负荷大于3000kW时，可采用锅炉供热。
f）常压水套加热炉、真空加热炉的补给水悬浮物的含量不得超过20mg/L。
5.4.3.2加热炉单体设计
a）站场加热炉单体设计SY/T5262、SY0031、GB12348的相关规定。
b）应根据被加热的气质组分选择加热炉盘管的材质。
c）加热炉的热效率应满足国家现行节能规范的要求，且不低于85%。
d）常压水套加热炉的炉水温度应低于当地水沸点5℃~10℃。
e）常压水套加热炉应有自动电点火、熄火保护、负荷调节功能。
f）采用全自动燃烧机的真空加热炉采应具有程序启动、自动点火、火焰监测、熄火保护、负荷调节、自动气风比调节等控制及安全保护功能，从而实现安全运行。
5.4.3.3加热炉配套系统
a）站场加热炉燃料宜采用天然气，有条件的应采用干气。
b）燃料气系统的设计符合现行国家标准GB50041的规定。
燃料气中H2S含量不应高于现行国家标准GB17820中对于三类气质的要求。
c）具备供电条件的站场，加热炉应配备熄火时自动切断燃料供给的熄火保护控制系统。
d）安装加热炉的场所应按国家现行相关规范设置可燃气体检测报警装置。
e）加热炉的运行参数应传送至控制室。
f）全自动真空加热炉能接受控制室的远程紧急停运信号，实现远程紧急停炉。
5.4.4主要阀门选型
5.4.4.1球阀
a）清管收发筒上，用于清管器（球）通过的阀门应选用全通径球阀，焊接连接端，阀门宜采用电动执行机构驱动，地面安装。
b）进出站的ESD阀宜选用球阀。
公称直径DN<500mm，宜采用气动执行机构；口径DN≥500mm，宜采用气液联动动执行机构。
c）站场主流程需要进行切换的阀门宜配备电动执行机构。
d）与干线连接的阀门宜选用全焊接结构、焊接端连接的阀门。
5.4.4.2平板闸阀
a）站场小口径（DN≤250mm）普通截断阀可采用平板闸阀。
b）有积液的管道宜采用有导流孔的平板闸阀。
5.4.4.3安全泄压阀
公称直径DN≥50mm的且天然气水露点低于最低日平均气温的地方安全阀宜采用先导式安全阀；其余的安全阀应采用弹簧直接作用式安全阀。
5.4.4.4止回阀
a）要求介质单向流动的管道上需设置止回阀。
b）站内宜选用轴流式止回阀。
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