城镇燃气输配系统及庭院户内工程相关知识培训.docx
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城镇燃气输配系统及庭院户内工程相关知识培训
城镇燃气输配系统及庭院户内工程相关知识培训
第1章城市天然气输配系统总论
1.1城市输配系统压力级制的确定
1.2天然气供气方式总述
1.3各类供气方式流程简介
第2章输配系统场站组成简介
2.1门站
2.2高中压调压站
2.3LNG气化站
2.4加气站
第3章中、低压输配系统
3.1中压管网布置原则
3.2管网布置时应符合的要求
3.3聚乙烯燃气管道工程技术规程（CJJ63-2008）
3.4中、低压燃气管网工程施工技术及要求
第4章燃气的应用
4.1室内燃气管道
4.2居民生活用气
4.3商业用气
第5章燃气的计量
5.1燃气计量
5.2商业用户计量设备的选择
第1章天然气输配系统总论
1.1城市输配系统压力级别的确定
城市天然气输配系统的目的是安全、可靠地为城市供应清洁能源——天然气。
现代化的城市天然气输配系统是复杂的能源综合设施，主要由不同压力的燃气管网、天然气门站、储配站、调压计量站、区域调压器或楼栋调压器等设施以及监控、调度、维护、管理等软硬件系统组成。
依据《城镇天然气设计规范》（GB50028-2006）的规定，根据安全、技术以及设备质量等级的不同要求，我国把城市天然气系统压力分级如下：
表1-1城镇天然气设计压力（表压）分级
名称
压力（MPa）
高压天然气管道
A
2.5＜P≤4.0
B
1.6＜P≤2.5
次高压天然气管道
A
0.8＜P≤1.6
B
0.4＜P≤0.8
中压天然气管道
A
0.2＜P≤0.4
B
0.01≤P≤0.2
低压天然气管道
P＜0.01
城镇天然气设计压力的确定应根据已建成系统情况、城市规模、气源情况等各种因素综合考虑，一般情况下，大型城市输配系统应在满足安全的基础上尽可能提高管网设计压力，以减小输配管网管径，节约投资。
城镇燃气管网系统根据所采用的管网压力级制不同可分为：
1.一级系统：
仅由低压或中压一级压力级别的管网输配系统。
2.两级系统：
由低压和中压B或低压和中压A两级组成的管网输配系统。
3.三级系统：
由低压、中压和次高压或高压三级组成的管网输配系统。
4.多级系统：
由低压、中压、次高压和高压组成的管网输配系统。
根据天然气工程发展实际情况，一般情况规模比较集中的城市可使用高压、中、低压三级制，规模较小的城镇或乡村使用中压-低压两级制。
本手册主要针对规模较小的城镇进行压力机制的分析。
●门站中压出口压力：
0.2~0.4MPa；
●中压管道压力：
0.2~0.4MPa；
●管网末端、调压器（箱、柜）进口压力：
＞0.15MPa；
●居民用户调压器（箱、柜）出口压力：
2.8KPa；
●居民用户灶前压力：
2.0KPa；
●商业用户设备前压力：
根据设备要求设定。
1.2天然气供气方式总述
传统城市输配系统是指从接收上游气源的门站开始,至用户用具为止的整个系统。
一般包含门站、输配管网、庭院户内、用户等。
随着远离长输管道的中小城市和乡镇开始气化，除了传统的管输方式气化以外，还有大量非管输气化方式，非管输气化方式又包含LNG气化站气化、CNG减压站气化。
以下为各类气化方式所对应的主要输配系统相关特点见下表：
表1-2气化方式及相关特性一览表
序号
气化方式
门站
主要功能
主要输配系统组成
气源
适用类型
压力级制
1
管输门站气化
过滤、调压、计量、加臭
门站、高压次高压管道、高中压调压站、中压输配系统、庭院户内、用户
上游长输高压管线
城市
高、中、低压三级
2
LNG气化站气化
储存、气化、调压、计量
LNG气化站、中压输配系统、庭院户内、用户
LNG工厂或接收码头
城镇及乡村
中、低压一级
3
CNG减压站气化
减压、调压、计量
CNG减压站、中压输配系统、庭院户内、用户
母站
城镇及乡村
中、低压一级
1.3各类供气方式流程简介
1.3.1管输天然气
天然气从油气田经长输管道高压输送至城市门站，经过调压、计量、加臭后输送至城市管网，最终由城市管网分配至各类用户。
这种方式对于有长输管道经过或距离较近的城市是最理想的供气方式。
管输供应流程框图如下：
图1-1管输供应流程框图
1.3.2非管输天然气
1.3.2.1CNG（压缩天然气）
CNG母站将天然气经净化处理后压缩成20～25MPa高压状态，由CNG托车运至减压站，通过多级换热减压、计量、加臭后进入城市管网，最终分配至各类用户。
CNG供气方式的生产设备投资成本较小，运行费用较低。
这种特性，能较灵活地在靠近用气城市的周围选择CNG生产地，尤其是对储量较小的零散气井的利用，经济优势更为突出。
若距天然气源较远，无条件建设长输管线输送天然气或建设长输管线投资很高的城镇，或对有管道天然气的城市供应但离市区较远的居民小区，同样也是较经济的供气方式。
可利用相邻城镇建好的天然气压缩站，通过CNG槽车运输储运到城镇天然气减压站，经过二级换热器预热和二级调压器减压到0.1—0.4MPa，进入流量计，最后输入管网。
CNG供气方式流程框图如下：
图1-2CNG供气方式流程框图
1.3.2.2LNG（液化天然气）
在远离长输管道和CNG母站的城市，通过低温槽车将LNG运至城镇LNG气化储配站，经气化器气化为常温天然气，经过调压、计量、加臭后进入城市管网。
LNG生产、运输、储存、气化工艺成熟，技术安全可靠。
由于LNG气液比约为600，储存及运输效率高，最大优点是运输费用相对便宜，兼有调峰功能，缺点是液化成本较高。
这种方式供应灵活，是对长输管道输气的有益补充。
LNG供气方式流程框图如下：
图1-3LNG供气方式流程框图
第2章输配系统场站组成简介
2.1门站
一般情况下，门站接收上游高压管线来气，并经过过滤、调压、计量、加臭等工艺将天然气输送至城镇输配管网中。
一般门站还可与母站、储配站、标准加气站合建。
图2-1门站工艺流程框图
2.2高中压调压站
高中压调压站在天然气输配系统中起着十分重要的作用，接收高（次高）压输气管道来气，经过滤、调压、计量，安全、稳定、可靠地向中压输配管网或专用工业用户供气。
高中压调压站进站设计压力与高压管道设计压力相同，出站压力根据各企业或区域用户的需求设定，具体待建设时设定，工艺流程如下：
图2-2高中压调压站工艺流程框图
2.3LNG气化站
LNG气化站采用LNG储罐进行储存，通过LNG槽车经公路运至LNG气化站，在卸车台通过专用卸车增压器对槽车增压，利用压差将LNG送至低温LNG储罐。
储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.35～0.5MPa（以下压力如未加说明，均为表压），增压后的低温LNG进入气化加热器，转化为气态NG并升高温度，温度为0~20℃，压力为0.4~0.7MPa，气化后的天然气送入调压计量区调压计量、加臭后进入中压燃气管网。
气化站（含汽车加气部分）设计方案图如下所示：
图2-3LNG气化站（含汽车加气部分）工艺流程框图
2.4加气站
加气站一般建设在高速公路、国道、省道以及城市道路附近，为来往的天然气汽车加气。
目前天然气加气站主要分为三大类：
管道加气站、CNG加气站、LNG加注站。
加气站主要建站方式（含合建方式）如下：
图2-3加气站主要建站方式框图
第3章中压输配系统
3.1中压管网布置原则
城镇燃气输配系统的设计，应符合城镇燃气总体规划，城市燃气总体规划要符合城镇总体规划的要求。
在可行性研究的基础上，做到远、近期结合，以近期为主，并经技术经济比较后确定合理的方案。
城镇燃气干管的布置，应根据用户用量及其分布，全面规划，并宜按逐步形成环状管网供气进行设计。
地下燃气管道宜沿城市道路、人行便道敷设，或敷设在绿化地带内，在决定城市中不同压力燃气管道的布线问题时，必须考虑到下列基本情况：
（1）街道其他地下管道的密集程度与布置情况。
（2）街道交通量和路面结构情况，以及运输干线的分布情况。
（3）与该管道相连接的用户数量及用气量情况，该管道是主要管道还是次要管道。
（4）线路上所遇到的障碍物情况。
（5）土壤性质、腐蚀性能和冰冻线深度。
（6）该管道在施工、运行和万一发生故障时，对城市交通和人民生活的影响。
3.2管网布置时应符合的要求：
3.2.1安全间距要求
①地下燃气管道不得从建筑物和大型构筑物（不包括架空的建筑物和大型构筑物）的下面穿越。
②地下燃气管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平和垂直净距，不应小于表3-1和表3-2的规定。
表3-1地下燃气中压、低压管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平净距（m）
项目
地下燃气管道（MPa）
低压
P＜0.01
中压
B
0.01≤P≤0.2
A
0.2≤P≤0.4
建筑物
基础
0.7
1.0
1.5
外墙面（出地面处）
—
—
—
给水管
0.5
0.5
0.5
污水、雨水排水管
1.0
1.2
1.2
电力电缆（含电车电缆）
直埋
0.5
0.5
0.5
在导管内
1.0
1.0
1.0
通信电缆
直埋
0.5
0.5
0.5
在导管内
1.0
1.0
1.0
其他燃气管道
Dn≤300mm
0.4
0.4
0.4
Dn>300mm
0.5
0.5
0.5
热力管
直埋
1.0
1.0
1.0
在管沟内（至外壁）
1.0
1.5
1.5
电杆（塔）
的基础
≤35kV
1.0
1.0
1.0
>35kV
2.0
2.0
2.0
通讯照明电杆（至电杆中心）
1.0
1.0
1.0
铁路路堤坡脚
5.0
5.0
5.0
有轨电车钢轨
2.0
2.0
2.0
街树（至树中心）
0.75
0.75
0.75
表3-2地下燃气管道与构筑物或相邻管道之间垂直净距（m）
项目
地下燃气管道（当有套管时，以套管计）
给水管、排水管或其它燃气管道
0.15
热力管的管沟底（或顶）
0.15
电缆
直埋
0.50
在导管内
0.15
铁路（轨底）
1.20
有轨电车（轨底）
1.00
注：
①如受地形限制无法满足表3-1和表3-2时，经与有关部门协商，采取行之有效的防护措施后，表3-1和表3-2规定的净距，均可适当缩小，但次高压燃气管道距建筑物外墙面不应小于3.0m，中压管道距建筑物基础不应小于0.5m且距建筑物外墙面不应小于1m，低压管道应不影响建（构）筑物和相邻管道基础的稳固性。
其中防护措施:
a.增大管道壁厚，对于PE管可不增加壁厚；b.提高防腐等级；c.减少接口数量；d.加强检验（100%无损探伤）等。
②以上表3-1和表3-2规定除地下燃气管道与热力管的净距不适于聚乙烯燃气管道外，其它规定也均适用于聚乙烯燃气管道。
聚乙烯燃气管道与热力管道的净距应按国家现行标准《聚乙烯燃气管道工程技术规程》CJJ63要求，如下表3-3、表3-4要求执行。
表3-3聚乙烯管道和钢骨架聚乙烯复合管道与热力管道之间的水平净距
项目
地下燃气管道（m）
低压
中压
B
A
热力管
直埋
热水
1.0
1.0
1.0
蒸汽
2.0
2.0
2.0
在管沟内（至外壁）
1.0
1.5
1.5
当直埋蒸汽热力管道保温层外壁温度不大于60℃时，水平净距可减半。
表3-4聚乙烯管道和钢骨架聚乙烯复合管道与热力管道之间的垂直净距
项目
燃气管道（当有套管时，从套管外径计）（m）
热力管
燃气管在直埋管上方
0.5（加套管）
燃气管在直埋管下方
1.0（加套管）
燃气管在管沟上方
0.20（加套管）或0.40
燃气管在管沟下方
0.3（加套管）
3.2.2管道埋设深度的要求
地下燃气管道埋设的最小覆土厚度（路面至管顶）应符合下列要求：
（1）埋设在机动车道下时，不得小于0.9m；
（2）埋设在非机动车车道（含人行道）下时，不得小于0.6m；
（3）埋设在机动车不可能到达的地方时，不得小于0.3m；
（4）埋设在水田下时，不得小于0.8m。
注：
当不能满足上述规定时，应采取有效的安全防护措施。
根据广汇燃气公司埋地中压燃气管道管材使用情况，DN300及以下的管道多采用燃气用聚乙烯（PE）管道。
按照《聚乙烯管道工程技术规程》CJJ63-2008中PE管因其最大允许压力、工作温度的要求，PE管管顶覆土埋深不应小于当地冻土深度。
3.2.3管材选择的要求
中压和低压燃气管道宜采用聚乙烯管、机械接口球墨铸铁管、钢管或钢骨架聚乙烯塑料复合管，并应符合下列要求：
（1）聚乙烯燃气管道应符合现行的国家标准《燃气用埋地聚乙烯管材》GB15558.1和《燃气用埋地聚乙烯管件》GB15558.2的规定；
（2）机械接口球墨铸铁管道应符合现行的国家标准《水及燃气管道用球墨铸铁管、管件和附件》GB/T13295的规定；
（3）钢管采用焊接钢管、镀锌钢管或无缝钢管时，应分别符合现行的国家标准《低压流体输送用焊接钢管》GB/T3091、《输送流体用无缝钢管》GB/T8163的规定；
（4）钢骨架聚乙烯塑料复合管道应符合国家现行标准《燃气用钢骨架聚乙烯塑料复合管》CJ/T125和《燃气用钢骨架聚乙烯塑料复合管件》CJ/T126的规定。
PE管道材质为PE80、PE100两种，壁厚系列为SDR11、SDR17.6。
SDR代表公称直径与公称壁厚的比值。
通常壁厚系列采用SDR11。
3.2.4管道埋设的要求
3.2.4.1地下燃气管道的基础宜为原土层。
凡可能引起管道不均匀沉降的地段，地基应进行处理或采取其他防沉降措施。
（如湿陷性黄土采用超挖换填夯实等）。
3.2.4.2地下燃气管道不得在堆积易燃、易爆材料和具有腐蚀性液体的场地下面穿越，并不宜与其他管道或电缆同沟敷设。
当需要同沟敷设时，必须采取防护措施。
3.2.4.3地下燃气管道从排水管（沟）、热力管沟、隧道及其他各种用途沟槽内穿过时，应将燃气管道敷设于套管内。
套管伸出构筑物外壁不应小于表3-1中燃气管道与该构筑物的水平净距。
套管两端应采用柔性的防腐、防水材料密封。
3.2.4.4燃气管道穿越铁路、高速公路、电车轨道或城镇主要干道时应符合下列要求：
（1）穿越铁路或高速公路的燃气管道，应加套管。
注：
当燃气管道采用定向钻穿越并取得铁路或高速公路部门同意时，可不加套管。
（2）穿越铁路的燃气管道的套管，应符合下列要求：
①套管埋设的深度：
铁路轨底至套管顶不应小于1.20m，并应符合铁路管理部门的要求；
②套管宜采用钢管或钢筋混凝土管；
③套管内径应比燃气管道外径大100mm以上；
④套管两端与燃气管的间隙应采用柔性的防腐、防水材料密封，其一端应装设检漏管；
⑤套管端部距路堤坡脚外的距离不应小于2.0m。
（3）燃气管道穿越电车轨道或城镇主要干道时宜敷设在套管或管沟内；穿越高速公路的燃气管道的套管、穿越电车轨道或城镇主要干道的燃气管道的套管或管沟，应符合下列要求：
①套管内径应比燃气管道外径大100mm以上，套管或管沟两端应密封，在重要地段的套管或管沟端部宜安装检漏管；
②套管或管沟端部距电车道边轨不应小于2.0m；距道路边缘不应小于1.0m。
（4）燃气管道宜垂直穿越铁路、高速公路、电车轨道或城镇主要干道。
3.2.4.5燃气管道通过河流时，可采用穿越河底或采用管桥跨越的形式。
当条件许可时，可利用道路桥梁跨越河流，并应符合下列要求：
（1）随桥梁跨越河流的燃气管道，其管道的输送压力不应大于0.4MPa。
（2）当燃气管道随桥梁敷设或采用管桥跨越河流时，必须采用安全防护措施。
（3）燃气管道随桥梁敷设，宜采取下列安全防护措施：
①敷设于桥梁上的燃气管道应采用加厚的无缝钢管或焊接钢管，尽量减少焊缝，对焊缝进行100%无损探伤；
②跨越通航河流的燃气管道管底标高，应符合通航净空的要求，管架外侧应设置护桩；
③在确定管道位置时，与随桥敷设的其他管道的间距应符合现行国家标准《工业企业煤气安全规程》GB6222支架敷管的有关规定；
④管道应设置必要的补偿和减震措施；
⑤对管道应做较高等级的防腐保护；
对于采用阴极保护的埋地钢管与随桥管道之间应设置绝缘装置；
⑥跨越河流的燃气管道的支座（架）应采用不燃烧材料制作。
3.2.4.6燃气管道穿越河底时，应符合下列要求：
（1）燃气管道宜采用钢管；
（2）燃气管道至河床的覆土厚度，应根据水流冲刷条件及规划河床确定。
对不通航河流不应小于0.5m；对通航的河流不应小于1.0m，还应考虑疏浚和投锚深度；
（3）稳管措施应根据计算确定；
（4）在埋设燃气管道位置的河流两岸上、下游应设立标志。
3.2.4.7穿越或跨越重要河流的燃气管道，在河流两岸均应设置阀门。
3.2.4.8在次高压、中压燃气干管上，应设置分段阀门，并应在阀门两侧设置放散管。
在燃气支管的起点处，应设置阀门。
3.2.4.9地下燃气管道上的检测管、凝水缸的排水管、水封阀和阀门，均应设置护罩或户井。
3.2.4.10室外架空的燃气管道，可沿建筑物外墙或支柱敷设，并应符合下列要求：
（1）中压和低压燃气管道，可沿建筑耐火等级不低与二级的住宅或公共建筑的外墙敷设；
次高压B、中压和低压燃气管道，可沿建筑耐火等级不低于二级的丁、戊类生产厂房的外墙敷设。
（2）沿建筑物外墙的燃气管道距住宅或公共建筑物中不应敷设燃气管道的房间门、窗洞口的净距：
中压管道不应小于0.5m，低压管道不应小于0.3m。
燃气管道距生产厂房建筑物门、窗洞口的净距不限。
（3）架空燃气管道与铁路、道路、其他管线交叉时的垂直净距不应小于表3-5的规定。
表3-5架空燃气管道与铁路、道路、其他管线交叉时的垂直净距
建筑物和管线名称
最小垂直净距（m）
燃气管道下
燃气管道上
铁路轨顶
6.0
—
城市道路路面
5.5
—
厂区道路路面
5.0
—
人行道路路面
2.2
—
架空电力线，电压
3kv以下
—
1.5
3~10kv
—
3.0
35~66kv
—
4.0
其他管道，管径
≤300mm
同管道直径，但不小于0.10
同左
＞300mm
0.30
0.30
注：
1厂区内部的燃气管道，在保证安全的情况下，管底至道路路面的垂直净距可取4.5m；管底至铁路轨顶的垂直净距，可取5.5m。
在车辆和人行道以外的地区，可在从地面到管底高度不小于0.35m的低支柱上敷设燃气管道。
2电气机车铁路除外。
3架空电力线与燃气管道的交叉垂直净距尚应考虑导线的最大垂度。
（4）输送湿燃气的管道应采取排水措施，在寒冷地区还应采取保温措施。
燃气管道坡向凝水缸的坡度不宜小于0.003。
（5）工业企业内燃气管道沿支柱敷设时，尚应符合现行的国家标准《工业企业煤气安全规程》GB6222的规定。
3.3聚乙烯燃气管道工程技术规程
由于广汇液化天然气公司下属各公司的民用燃气市场均集中在中、小城市或乡镇、团场，故输配系统选用中压-低压两级制。
中压管网设计采用中压A级，压力为0.2MPa＜P≤0.4MPa。
鉴于聚乙烯燃气管道具有寿命长、耐腐蚀性好、高韧性和经济性等优点，我公司的埋地中压管网绝大多数均采用的是聚乙烯燃气管道，参数为PE80，SDR11。
符号
DN—公称直径；
MRS—最小要求强度（环向应力）；
PE80—指MRS为8.0MPa的聚乙烯材料。
PE100—指MRS为10.0MPa的聚乙烯材料。
SDR—标准尺寸比，指公称外径与公称壁厚的比值。
3.3.1术语
3.3.1.1聚乙烯管道
由燃气用聚乙烯管材、管件、阀门及附件组成的管道系统。
聚乙烯管材是用聚乙烯混配料通过挤出成型工艺生产的管材；聚乙烯管件是用聚乙烯混配料通过注塑成型等工艺生产的管件。
3.3.1.2钢骨架聚乙烯复合管道
由钢骨架聚乙烯复合管和管件组成。
钢骨架聚乙烯复合管包括：
钢丝网（焊接）骨架聚乙烯复合管、钢丝网（缠绕）骨架聚乙烯复合管、孔网钢带聚乙烯复合管。
钢丝网（焊接）骨架聚乙烯复合管是以聚乙烯混配料为主要原料，经纬线以一定螺旋角焊接成管状的钢丝网为增强骨架，经挤出复合成型工艺生产的管材。
钢丝网（缠绕）骨架聚乙烯复合管是以聚乙烯混配料为主要原料，斜向交叉螺旋式缠绕钢丝为增强层，经挤出复合成型工艺生产的管材。
孔网钢带聚乙烯复合管是以聚乙烯混配料为主要原料，焊接成管状的孔网钢带为增强骨架，经挤出复合成型工艺生产的管材。
3.3.1.3公称直径
为便于应用而规定的管道（管材或管件）的标定直径（名义直径），公称直径接近管道真实内径或外径，一般采用整数，单位为mm。
在本规程中，对于聚乙烯管材，公称直径是指公称外径；对于内径系列的钢丝网（焊接）骨架取乙烯复合管，公称直径是指公称内径；对于外私怨系列的钢丝网（焊接）骨架聚乙烯复合管、钢丝网（缠绕）骨架聚乙烯复合管和孔网钢带聚乙烯复合管，公称直径是指公称外径。
3.3.1.4最大允许工作压力
管道系统中允许连续使用的最大压力。
3.3.1.5压力折减系数
管道在20℃以上工作温度下连续使用时，其工作压力在20℃时工作压力相比的系数。
压力折减系数小于或等于1。
3.3.1.6聚乙烯焊制管件
从聚乙烯管材上切割管段，采用角焊机热熔对接焊制的管件。
3.3.1.7热熔连接
用专用加热工具加热连接部位，使其熔融后，施压连接成一体的连接方式。
热熔连接方式有热熔承连接、热熔对接连接、热熔鞍型连接等。
3.3.1.8电熔连接
采用内埋电阻丝的专用电熔管件，通过专用设备，控制通过内埋于管件中电阻丝的电压、电流及通电时间，使其达到熔接目的的连接方法。
电熔连接方式有电熔承连接、电熔鞍形连接。
3.3.1.9钢塑转换接头
由工厂预制的聚乙烯管道与钢管连接的专用管件。
3.3.1.10示踪线（带）
通过专用设备能探测到管道位置的金属导线。
3.3.1.11警示带
提示地下有城镇燃气管道的标识带。
3.3.1.12拖管法敷设
沿沟槽拖拉管道入位的敷设方法。
3.3.1.13喂管法敷设
在机械开槽同时将管道埋入沟槽的敷设方法。
3.3.1.14插入法敷设
在旧管道内插入PE管道，达到更新旧管目的的敷设方法。
3.3.2材料
3.3.2.1一般规定
3.3.2.1.1聚乙烯管道和钢骨架聚乙烯复合管道系统中管材、管件、阀门及管道附属设备应符合国家现行的有关产品标准的规定。
3.3.2.1.2用户在验收管材、管件时的验收，应按有关标准检查下列项目：
1检验合格证
2检测报告
3使用的聚乙烯原料级别和牌号
4外观
5颜色
6长度
7不圆度
8外径及壁厚
9生产日期
10产品标志
如对物理力学性能存在异议时，应委托第三方进行检验。
3.3.2.1.3管材从生产到使用之间，存放时间不宜超过1年，管件不宜超过2年。
超过上述期限时宜重新抽样，进行性能检验，合格后方可使用。
管材检验项目：
静液压强度（165h/80℃）、热稳定性和断裂伸长率；管件检验项目：
静液压强度（165h/80℃）、对接熔接的拉伸强度或电
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