СНиПРК30501干线管道设计规范哈萨克斯坦标准概要.docx

1、30501干线管道设计规范哈萨克斯坦标准概要 建筑学、城市建设和建筑施工领域的国家规范 建筑规范和规程 干线管道 3.05-01-2010 正式版 阿拉木图 2011年1. 适用范围 4 2. 参考规范 5 3. 术语和定义 7 4. 图例和缩语 9 5. 工程设计规范 12 5.1 总则 12 5.2 干线管道的分类和等级 12 5.3 对管道线路的基本要求 15 5.4 对管道的结构要求 22 5.5 管道的地下敷设 25 5.6 天然和人工障碍穿跨越管道工程 29 5.7 管道的架空敷设 34 5.8 管道的强度及稳定性计算 36 5.9 管道的防腐 47 5.10 液化烃管道设计 53

2、 5.11材料与制品 57 6施工规程和完成工程的质量检查 65 6.1 总则 65 6.2 预备工程 66 6.3 土方工程 68 6.4 焊接工程 69 6.5 管材和连接件的运输 76 6.6干线管道的绝缘层防腐 78 6.7 管道的管沟下管 78 6.8 天然和人工障碍穿跨越工程的施工 79 6.9 特殊自然条件下的管道施工 84 6.10 电化学保护设备的设置 88 7管道腔体清洗和管道试验 90 7.1 总则 90 7.2 管道腔体清洗 91 7.3 管道试验 92 8环境保护 96 9. 管道工艺通信线路 98 附件A 102生效日期 2011年5月1日1.适用范围1.1 本标准

3、适用于新设计的、扩建和改建的干线管道及其支线管道，管道的公称直径不超过1400毫米（含），输送介质时的表压范围为1.2兆帕至10兆帕（含）（单独敷设和在技术管廊中敷设），用来输送：) 原油、成品油（其中包括稳定的凝析油和稳定的汽油）、天然气、石油气和人造烃气，从开采地（开采场地）、生产厂或贮存地点输送到需要地（油库、转运站、灌装站、配气站、工业与农业企业、港口）；) 液化烃气(3 和d及其混合物)、不稳定汽油和凝析油、石油气以及其它液化烃气，在温度为摄氏零上40度，其饱和蒸汽的气压不超过1.6兆帕的条件下，从开采地（开采场地）、生产厂（从输油首站）输送到需要地； ) 商品，在压缩机站、输油站、

4、地下储气库、增压站、配气站和计量站范围内的输送；) 压缩机站、地下储气库、增压站、配气站、计量站及减压站所用脉冲气、燃料气和起动气的输送；干线管道包括：- 管道（从准备长输商品的开采场出口起），包括支线和平行副线、截断阀、天然和人工障碍穿跨越工程，输油站、压缩机站、计量站和减压站的接入枢纽、清管站、冷凝液收集装置和甲醇加注装置；- 管道的电化学防腐装置、工艺通信线路与设施、遥控机械设备；- 管道的输电线路、供电设备、截断阀及电化学保护装置的遥控装置；- 消防设备，管道的防蚀与保护设施；- 凝析油储存与脱气的容器、用于收集紧急情况下排放的原油、成品油、凝析油和液化烃气的土坑；- 运行管道的线路建

5、筑物；- 输气管道沿线的永久性道路、直升机起落场及其驶入道、输气管道所在位置的识别标志和信号标志。- 输油首站、中间站、灌注泵站、贮罐库、压缩机站和配气站；- 地下储气站；- 原油和成品油预热站；- 指示牌和警示标志。1.2 本规范规定了干线管道线路工程的设计标准、建筑安装工程的施工和验收规程。本规范不适用于城市、居民点、海域和生产场地内的管道设计，也不适用于输送对金属管道有侵蚀作用的或冷却至零下 40 的气体、原油、成品油和液化烃气的管道设计。对于输送稳定凝析油和稳定汽油的管道来说，其设计必须符合本规范对输油管道的要求。温度+20 时其饱和蒸汽的压力不足0.2兆帕（绝对压力）的烃气及其混合物

6、，也应归类为稳定的凝析油和汽油。输送温度+20 时饱和蒸汽压力大于0.2兆帕的液态烃 液态烃气、不稳定汽油、不稳定凝析油以及其它液态烃气 时，其管道设计应符合本规范第5.10节的要求。建筑物的设计，包括压缩机站、输油站、配气站、地下储气库和增压站场地内的工程管线，应当符合正式批准的有关相应建筑物设计标准的要求，并考虑本规范的要求。 2参考规范本规范参考了以下标准： （略）使用本规范时最好核对一下，看参考标准在哈萨克斯坦共和国境内是否还有效。 如果援引文件被替代（修改），则使用本标准时应以替代（修改）的文件为准。 如果援引文件被取消，而没有替代文件，则援引的条款中不涉及该援引的部分仍然适用。3.

7、 术语和定义下面为本标准中使用的术语及其相应的定义：3.1 深井阳极地床： 设置于深度大于10米的井内的阳极地床。3.2 阳极地床； 保证保护电流流入土壤中的装置。3.3 加长阳极地床： 长度超过5米的阳极地床。3.4 管道的压重： 在管道上设置一种装置，以保证管道在线路含水地段一直处于设计位置。3.5 联合保护装置： 对两条及两条以上具有不同电气参数的地下管线进行联合保护时采用的调节保护电流大小和方向的装置。3.6 杂散电流： 大地中存在的不在指定回路流动的、由于其他（对于电化学保护设施的电流而言）直流或交流电压电源的工作（电气化运输工具、电焊设备、其他设施的电化学保护装置等）而产生的电流。

8、3.7 管沟边缘： 管沟两壁与地面相交的线。3.8 架空（梁式、悬索）跨越管道： 跨越人工或天然障碍而敷设的地上管段。3.9 保护区长度： 有电化学保护电位保证的管道长度。3.10 排流线： 将直流电源的负极接头与管道连接（阴极排流线）和将正极接头与阳极地床连接（阳极排流线）的输电线路。3.11 管道埋深： 从管子顶部到地面的距离；如有压重，为压重结构顶部到地面的距离。3.12 截断阀； 安装在管道、独立管段及支线上的等径阀门和闸阀。3.13 保护区： 有保护电位保证的管段。3.14 保护接地： 用于保证用电安全的接地。3.15 保护电位： 可以达到一定保护水平的金属电位，其原理是随着腐蚀电位

9、值向比自然电位更负的方向的偏移，金属溶解速度随之减慢。3.16 长度和时间的保护性： 时间上持续而不间断的、贯通管道全部长度（整个表面）的阴极极化，其在管道上的极化电位值（绝对值）不小于最低电位值和不大于最高电位值。3.17 土油坑： 墙壁和底部置有隔离层，保证排入原油安全的地坑。3.18 绝缘接头： 嵌入两管段之间的、切断管道电气连续性的插入件。3.19 强度试验： 管内静压试验，旨在确认管道结构的完整性。3.20 试验压力： 投产前的强度试验时，管道某点在要求的持续时间内所承受的最大压力。3.21 管道（管段）等级： 管道（管段）的评定规格，正是该规格规定着管道的强度和试验压力值。3.22

10、 阴极保护： 通过改变裸露管段电位使其向比该管道自然腐蚀电位更负的方向偏移的方法，抑制腐蚀过程的速度。3.23 阴保站： 旨在用外部电流对管道进行阴极极化的一整套设施和设备的总和。3.24 阴极引线： 焊接在管道金属壁上并引向地面的电缆。3.25 阴极变流器： 旨在将网内的交变电压变换为极化被保护设施所用的可调直流电压的电气机件。3.26 金属腐蚀： 金属和合金受外部环境的化学或电化学作用而损坏，腐蚀时金属转入氧化状态或丧失其固有的性能。3.27 补偿器： 旨在承受温度位移的专门结构或带有给定弯曲的管段。3.28 金属腐蚀： 金属和合金受外部环境的化学或电化学作用而损坏，腐蚀时金属转入氧化状态

11、或丧失其固有的性能。3.29 干线管道线路部分： 通过泵站（输送站）、压气站、配气站、计量站和储罐站、转运油库和交接站相互之间密封连接的管子，输送烃原料（或其加工产品）的一整套设备（设施）。3.30 平行副线： 与主管道平行敷设并与主管道连接以提高干线管道的通过能力的管道。3.31 干线管道： 统一的、不可分割的生产-工艺综合体，由地下、水下、地上、架空管道和其他设施组成，旨在保证将按工艺规程要求准备好的产品安全地从接受点运送到用户交货点，转输到其他管道、其他运输工具和（或）储存。3.32 微型隧道： 用于敷设管道且人员和机械设备不能进去操作的隧道。3.33 额定直径： 近似等于管道的内径，以

12、毫米表示，其值符合于正式规定的一系列数值中最近的那个值。3.34 周围环境： 自然环境、自然的和自然-人造的以及纯人造的客体褚组成要素之总和。3.35 干线管道保护区： 管道沿线和管道工艺设施周围为保证其安全运行所必须的区域，在该区域内，2010年6月24日颁发的291-IV法令矿产资源及矿产资源开发利用法规定有特别的土地使用条件。3.36 环境影响评估： 一种业务类型，其工作就是调查、分析和考虑计划实施的经济活动和其他活动可能对周围环境造成的直接、间接和其他后果，从而对该项活动可以或不可以实施作出决定。3.37 干线管道穿跨越天然障碍： 穿跨越河流、沟渠、冲沟、沼泽地带的管段。3.38 干线

13、管道穿跨越人工障碍： 穿跨越公路或铁路，或水库，或沟渠和位于其保护区内的管道。3.39 管道的水下穿越： 穿越平水期水面宽度为30米及以上（输气管道）或10米以上（输油管道）的河流或水体，埋深在1.5米以上的管段。3.40 管道的地下穿越： 穿越人工或天然障碍的地下管段。3.41 保护层： 将管道外表面或内表面与外部或内部环境隔离开来的结构。3.42 极化电位： 不含电阻分量（在土壤和绝缘层中的压降）的电位。3.43 障碍： 天然障碍 河流、水库、沟渠、湖泊、池塘、溪流、支流和沼泽、冲沟、坳沟; 人工障碍 铁路和公路、输电线路、各种与之交叉的各种管道、管线。3.44 气密性检验： 保证没有产品

14、从管道内泄漏出来的管内静压试验。3.45 牺牲阳极： 用具有比被保护管道更负电位的材料或合金制成的电极（实践中钢质管道的防腐通常采用镁基合金，少数采用铝基或锌基合金）。3.46 牺牲阳极保护： 借助牺牲阳极对管道的防腐保护。3.47 工作压力： 管道上某点在设计为该管道规定的所有固定工作状态下的最大剩余压力。3.48 备用线路： 与干线管道平行敷设、在干线管道损坏的情况下才接通的管道。3.49 土地复耕： 旨在恢复被破坏土地的生产效能和国民经济价值以及改善环境条件的一整套工作。3.50 压力波平滑系统： 旨在减小中间输送站入口处瞬变过程中的压力提升速度的一整套设备和设施。3.51 连接件： 管

15、道元件，用以改变管道轴线及其支线的方向，改变管道的直径、壁厚和密封情况（弯管、三通、大小头、转接环、端盖（堵头）。3.52 接地电阻： 接地电极（一个或多个）的电阻，包括电流在土壤内流动的电阻和电极-土壤界面的接触电阻。3.53 管道走廊： 平行敷设的干线管道系统。3.54 弹性弯曲： 不用弯管而改变管道轴线的方向（在垂直平面或水平平面）。3.55 壁厚： 额定壁厚 国标、技术规范和管道标准指称的壁厚; 计算壁厚 通过强度计算而确定的壁厚；最小壁厚 额定壁厚减去公差后的壁厚。3.56 隧道： 用于敷设管道及伴行管线，并能保证人员和机械设备进去操作的颇有规模的地下设施。3.57 排流点： 电化学

16、保护过程中电流从管道排出的位置。3.58 管沟： 凹槽型的临时地上设施，用于管道的埋地敷设。3.59 管道线路： 管道轴线的位置，在现地，通过其水平投影和垂直投影确定。3.60 排流保护装置； 由排流器和排流线组成、保证将电流从管道排入地下或排到杂散电流源的一整套装置。3.61 牺牲阳极保护装置； 由几个平行工作的牺牲阳极组成的保护装置。4.符号和缩语规范规程使用以下符号和缩语： - 自动配气站 - 工艺过程自动控制系统ATP- 活动构造断层:- 高压线- 高水位- 配气站增压站- 检测点- 压气站- 哈萨克斯坦共和国石油天然气部- 计算最大地震- 哈萨克斯坦共和国通信信息部- 硫酸铜参比电极

17、- 微型隧道技术- 最大电流保护装置- 定向钻井- 石油加工厂- 输油站- 标准操作条件- 环境影响评估- 高压聚乙烯- 设计地震- 干线输油管道水下穿越- 工程施工设计- 气体减压站- 生产工艺通信- 哈萨克斯坦共和国电气设备安装规程地下储气库无线电中继通信线路- 清管和诊断设备地下储气站- 压力波平滑系统：- 故障恢复工程段- 气体综合处理装置- 气体预处理装置- 超短波- 数字无线电中继通信线路- 电气化铁路- 电化学保护- 地震加速度，/2- 纵向地震波传播速度，/Dm- 管子内径， DH- 管子外径， DH.- 考虑绝缘层和衬里的管子外径， Dc- 定向钻法敷设穿越管道时的钻筒直径D

18、N- 额定直径Eo- 钢的弹性模数， g- 自由落体加速度，/2KCV- 夏氏冲击韧性试验试样KCU- 梅那蕊冲击韧性试验试样k1, k2- 材料可靠性系数K- 弯头刚度折减系数kk.- 管道重要程度可靠性系数- 管道抗漂浮位置稳定性系数k0- 管道用途系数k- 地震分区图适用系数- 管道工作条件系数0- 管道在土壤中的卡紧系数- 弯头纵向应力增加系数NKp - 纵向极限力， - 负载可靠性系数 - 工作压力，Mpa - 额定雪压， /2q - 水对单位长度管道的推力， /qeem - 对1米长管道的额定风压， /q - 1米长管道内的额定气体重量q - 1米长管道结冰的额定载荷, /q -

19、1米长的输油管道输送原油的重量, /R1 - 按极限强度计算的管材金属抗拉（抗压）强度，Ri - 按极限强度额定的管材金属抗拉（抗压）强度，R2 - 按屈服极限计算的管材金属抗拉（抗压）强度，R2H - 按屈服极限额定的管材金属抗拉（抗压）强度，r - 弯头平均半径S - 管道截面的等值纵向轴向受力， TN - 电源中线可靠接地，而电气设备的外露导电部分通过保护零线与可靠接地的电源中线相连接的系统。TN-S - TN系统，其保护零线与工作零线在整个系统的范围内是完全分开的；TN-C-S - TN系统，其保护零线与工作零线的功能合并在从电源开始的系统某一部分的一个导体上。 0 - 土地受震振荡的

20、主周期， - 钢的线性膨胀系数，1/度rr - 水的密度,考虑溶于其中的盐，/3 - 管道计算壁厚， - 管道公称壁厚， - 弯头中心线曲率半径， - 钢的密度，/3 - 所输原油的密度，Kg/m3 - 补偿器的计算纵向应力， - 内压引起的环向应力， - 工作压引起的环向应力， npN - 纵向轴向应力（拉伸时的正应力）， - 额定载荷和作用引起的最大总纵向应力（纤维应力）， - 计算载荷和作用引起的最大总纵向应力（纤维应力）， - 计算载荷和作用引起的最大弯曲应力（不考虑轴向应力）的绝对值， 1，2，3 - 管子双轴应力状态系数5.工程设计规范5.1 总则5.1.1 干线管道（输气管道、原

21、油管道和成品油管道）应敷设于地下（地下敷设）。作为例外情况，允许敷设在地面上的土堤里（地上敷设），或支架上（架空敷设），但在5.7.1条款所列举的情况下，必须经过相应的论证。 在此情况下，设计时应当规定保证管道安全、可靠运行的措施。5.1.2 管道可单独敷设，也可与其它正在使用中的或设计中的干线管道平行敷设在技术管廊中。在个别情况下，经过技术-经济论证并在确保管道可靠运行的条件下，允许在同一技术管廊中同时敷设原油管道（成品油管道）和输气管道。5.1.3 根据2007年12月25日颁发的 5059 25 指令各等级城市和经营项目民防工程技术措施的内容和范围，确定一条技术管廊输送产品的极限允许量（

22、总量），以及技术管廊与技术管廊的彼此间距。5.1.4 不允许在居民区、工农业企业所在地、机场、火车站、海港、河港、码头及其它类似场所的地域内敷设干线管道。5.1.5 为确保干线管道的正常运行条件和防止损毁干线管道及其所属设施，应在其周围设置保护区。保护区面积的大小以及保护区内从事农业生产和其它作业的方法由干线管道保护条例规定。5.1.6 进入管道的被输送产品的温度，应根据管道的产品输送能力以及对管道绝缘层安全、管道强度、稳定性、可靠性等方面的要求确定。输送的产品是否必须冷却及冷却程度由设计决定。5.2 干线管道的分类和等级5.2.1 干线管道按管道工作压力划分为两个等级：I级 - 工作压力2.

23、5兆帕至10.0兆帕 （含）；II级 - 工作压力1.2兆帕至2.5兆帕 （含）；5.2.2 原油管道和成品油管道，按管道直径划分为四个等级： I级 - 公称直径1000毫米至1200毫米（含）；II级 - 同上，500 至1000 （含）；级 同上，300至500 （含）；IV 级 300及以下。5.2.3 管道及其管段分为三个等级，各个等级管道的焊接接头无损检测范围以及试验压力值按照5.11.1.16 和 7.3.4.款的要求确定。5.2.4 除表1所列的管段外，其余所有管道均应归为级。标准中的“干线管道”一词可用“管道”一词替代，有特别说明的除外。表1管段用途管段等级，敷设方式为：输气管

24、道原油管道和成品油管道地下敷设地上敷设架空敷设地下敷设地上敷设架空敷设1. 穿越水障碍：) 通航河流 河床部分和沿岸部分的管段长度不小于每段25米（以平均平水期水位为准），管道公称直径为1000 及以上-I级小于1000-) 不通航河流，平水期河面宽25米及以上 河床部分和沿岸部分的河段长度每段不小于25米（以平均平水期水位为准），管道公称直径为1000 及以上-I-小于1000II-II) 不通航河流，平水期河面宽小于25米 河床部分，灌溉渠和引水渠、山溪（河流）、河滩地，按保证率10%的高水位-) 长度1000米的管段，以保证率10%的高水位边界线为准-2. 穿越沼泽，类型：)-II1II

25、1)II-)IIII3穿越铁路和公路（在站间区间）：) 轨距1520毫米的公用铁路，包括两边各50米的管段，从填土的边坡坡脚或路堑边坡的边缘算起，如有疏水设施，从总边上的疏水设施算起-II) 工业企业的轨距1520毫米的铁路专用线，包括两边各长25米的管段，从填土边坡坡脚或路堑边坡的边缘算起II-) IV 级公路，包括路两边各长25米的管段，从填土边坡坡脚或路基路堑的边缘算起-II) 靠近穿越各等级铁路和穿越、级公路的穿跨越工程、属于表2所列距离范围内的管段II-4 山地管道，敷设方式为：) 托架-) 隧道-5. 沿棉花和水稻种植场的水浇地和灌溉地敷设的管道6跨越急流、冲击锥和盐土地的跨越管段

26、-7. 线路阀阀室（ I级管段除外）-8. 从线路截断阀、管道和支线安装三通连接和水下穿越安装梳形板的地方起250米长的输气管道（I级管段除外）9. 靠近地下储气库、气体净化和干燥装置、从汇管和管道方向算起第一个设施、在表2 第5款所列距离范围之内的管道10. 联接各开采场的汇管IIII-仅适用于DN 700及以上的管道表1续管段用途管段等级，敷设方式为：输气管道原油管道和成品油管道地下敷设地上敷设架空敷设地下敷设地上敷设架空敷设11清管站及与之相邻的100米长的管段II级II级II级IIIIII12. 输气管道线路部分气体减压站区域内的管道I级I级I级-13. 敷设在建筑物里边的及压气站、气体减压站、地下储气库、增压站、配气站、转输泵站、气体计量站区域范围内的管道，包括燃料气和启动气管道I级I级I级II级II级II级14. 输气管道接通枢纽、安全阀之间的管段，压气站、地下储气库、天然气