GB 50251-2015  输气管道工程设计规范(完整正版、清晰无水印)

2.0.2输气管道工程

用管道输送天然气 的上程。一般包 输气管道、输气站、管道穿 设施等工程内容

输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首 输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等。

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。

灰铸铁标准gasreceivingstation

gas receiving statior

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。

gas distributingstation

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。

ompressorstation

underground gas storage

利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造、气井及地 面设施。地质构造类型包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。

将天然气注入地下储气库而设置的

将天然气丛地下储气库采出而设置的

gasinjectionstation

gaswithdrawstation

pipe auxiliaries

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. 0. 13 管件

pipe fitting

弯头、弯管、三通、异径接头和管封头。

pipe laying with elastic bending

利用管道在外力或自重作用下产生弹性弯曲变形，改变管道 走向或适应高程变化的管道敷设方式。

2. 0. 15 清管系统

pigging system

为清除管线内凝聚物和沉积物，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。

designpressure(DP)

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为设计内压力，为外部 压力时称为设计外压力。

design temperature

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

2.0.18管输气体温度

气体在管道内输送时的流动温度

2. 0. 19 操作压力

operating pressure(OP

在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力

2.0.21最大允许操作压力

21最大充允许操作压力 maximumallowableoperating sure(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 于设计压力。

pressure(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。

2.0.22泄压放空系统

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、收集管线、 放空管和处理设备或其中一部分设备组成。

2. 0. 23水露点

2. 0. 25冷弯弯管

2.0.28线路截断阀（室）

waterdewpoint

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。当采用年输气量时，设计年工作天数应 按350d计算。

3.1.1输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同

3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然

1应清除机械杂质： 2水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3烃露点应低于最低环境温度； 4气体中硫化氢含量不应大于20mg/m； 5二氧化碳含量不应大于3%。 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 量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4当输气管道及其附件已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀 控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》 GB/T21448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，清管设施宜与输气站合并建设。

3.1.5输气管道应设清管设施，清管设施宜与输气站合并建设

3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点 和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，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。

3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特

B. 2. 2工艺设计应确定下列内容

结合输量、管径、输送压力、供电及运行管理因素，进行多方案技术 经济比选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定 站间距。

3.2.4压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和

运行工况变化的要求。在正常输气条件下，压缩机组应在高效区 内工作。

3.2.5具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设

3.2.6当输气管道气源来自油气由天然气处理厂、地下储气库、

3.2.7输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。

国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关夫

3.3.1输气管道工艺设计至少应具备下列资料：

1 管道气体的组成； 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围； 3 气源的压力、温度及其变化范围； 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理设处地温。 3.3.2转 输气管道水力计算应符合下列规定： 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：

3.2输气管道水力计算应符合下

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：

式中：qv 气体（P。=0.101325MPa，T=293K）的流量（m/d）； P,一输气管道计算段的起点压力(绝）(MPa)； P2一一输气管道计算段的终点压力（绝)(MPa)； d一一输气管道内径（cm）； 入水力摩阻系数； Z一气体的压缩因子； △一一气体的相对密度； T一一输气管道内气体的平均温度(K) L一输气管道计算段的长度（km） 2当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式 计算：

一重力加速度，g=9.81m/s；

=293K).R.=287.1m3/(s.K)。

3水力摩阻系数宜按下式计算，当输气管道工艺计算采用手 算时，宜采用附录A中的公式。

K 2.51 Reva

3.3.3输气管道沿线任意点的温度计算应符合下列规定： 1当不考虑节流效应时，应按下列公式计算：

3.3.3输气管道沿线任意点的温度计算应符合下列规定

当不考虑节流效应时，应按下列公式计算：

代中：tx—一输气管道沿线任意点的气体温度（℃）； to一一输气管道埋设处的土壤温度(℃）； t一输气管道计算段起点的气体温度(℃）； e——自然对数底数，宜按2.718取值； 3 输气管道计算段起点至沿线任意点的长度（km）； K一一输气管道中气体到土壤的总传热系数［W/(m· K)J; D车 输气管道外直径（m）； 输气管道中气体（P。=0.101325MPa，T=293K）的流 量(m /d); Cp—气体的定压比热[J/(kg·K)]。 2当考虑节流效应时，应按下式计算：

态和动态模拟的计算软件应经工

3.4输气管道的安全泄放

3.4.1输气站宜在进站截断阀上游和出站截断阀下游设 放空设施。

3.4.2输气管道相邻线路截断阀（室之间的管段上应设

3.4.3存在超压的管道、设备和容器，必须设置安全阀或压力控

3.4.4安全阀的定压应经系统分析后确定,并应符合下列规定：

1压力容器的安全阀定压应小于或等于受压容器的设计压 力。 2管道的安全阀定压（P。）应根据工艺管道最大充许操作压 力（P）确定，并应符合下列规定： 1）当P<1.8MPa时，管道的安全阀定压（P。）应按下式计 算：

P.=P+0.18MPa

2）当1.8MPa

4)采用0.8强度设计系数的管道设置的安全阀，定压不应 大于 1. 04P。

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，且不应小于安全阀的出口管径； 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10%确 定，且泄放管截面积不应小于安全阀泄放支管截面积之和，

3.4.6放空的气体应安全排人大气。

1输气站应设放空立管，需要时还可设放散管； 2输气站天然气宜经放空立管集中排放，也可分区排放， 高、低压放空管线应分别设置，不同排放压力的天然气放空管线 汇入同一排放系统时，应确保不同压力的放空点能同时畅通排 放； 3当输气站设置紧急放空系统时，设计应满足在15min内 将站内设备及管道内压力从最初的压力降到设计压力的50%； 4从放空阀门排气口至放空设施的接人点之间的放空管线， 用管的规格不应缩径

3.4.8阀室放空设计应符合下列规定：

1 阀室宜设置放空立管，室内安装的截断阀的放散管应引至 室外； 2不设放空立管的阀室应设放空阀或预留引接放空管线的 法兰接口； 3阀室周围环境不具备天然气放空条件时，可不设放空立 管，该阀室上下游管段内的天然气应由相邻的阀室或相邻输气站 放空。

3.4.9 放空立管和放散管的设计应符合下列规定： 1 放空立管直径应满足设计最大放空量的要求； 2 放空立管和放散管的顶端不应装设弯管； 3 放空立管和放散管应有稳管加固措施； 4 放空立管底部宜有排除积水的措施； 放空立管和放散管设置的位置应能方便运行操作和维护； 放空立管和放散管防火设计应符合现行国家标准《石油关 然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。

.4.9 放空立管和放散管的设计应符合下列规定： 1 放空立管直径应满足设计最大放空量的要求； 2 放空立管和放散管的顶端不应装设弯管； 放空立管和放散管应有稳管加固措施； 4 放空立管底部宜有排除积水的措施； 放空立管和放散管设置的位置应能方便运行操作和维护； 放空立管和放散管防火设计应符合现行国家标准《石油关 然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。

4.1.1线路的选择应符合下列要

4.1.1线路的选择应符合下列要求： 1线路走向应根据丁程建设目的和气源、市场分布，结合沿 线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感区的现状与规划，以及沿 途地区的地形、地质、水文、气象、地震等自然条件，通过综合分析 和多方案技术经济比较，确定线路总体走向； 2线路宜避开环境敏感区，当路由受限需要通过环境敏感区 时，应征得其主管部门同意并采取保护措施； 3大中型穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应符合线路总 体走向。局部线路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线路应避开军事禁区、飞机场、铁路及汽车客运站、海（河） 港码头等区域； 5除为管道工程专门修建的隧道、桥梁外，不应在铁路或公 路的隧道内及桥梁上敷设输气管道。输气管道从铁路或公路桥下 交叉通过时，不应改变桥梁下的水文条件； 6与公路并行的管道路由宜在公路用地界3m以外，与铁路 并行的管道路由宜在铁路用地界3m以外，如地形受限或其他条 件限制的局部地段不满足要求时，应征得道路管理部门的同意； 7线路宜避开城乡规划区，当受条件限制，需要在城乡规划区 通过时，应征得城乡规划主管部门的同意，并采取安全保护措施； 8石方地段的管线路由爆破挖沟时，应避免对公众及周围设 施的安全造成影响； 9线路宜避开高压直流换流站接地极、变电站等强王扰区域：

10埋地管道与建（构）筑物的间距应满足施工和运行管理需 求，且管道中心线与建（构）筑物的最小距离不应小于5m。 4.1.2输气管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严重侵蚀 等地质灾害地段，宜避开矿山采空区及全新世活动断层。当受到 条件限制必须通过上述区域时，应选择危害程度较小的位置通过 并采取相应的防护措施，

4.2地区等级划分及设计系数确

4.2.1输气管线通过的地区，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，并应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

1沿管线中心线两侧各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应 划分为四个等级。在乡村人口聚集的村庄、大院及住宅楼，应以每 一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。地区等级应按下列原 则划分： 1）一级一类地区：不经常有人活动及无永久性人员居住的 区段； 2）一级二类地区：户数在15户或以下的区段； 3）二级地区：户数在15户以上100户以下的区段； 4）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、工业区、规划发展区以及不够四级地区条件 的人口稠密区； 5）四级地区：四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍 集中、交通频繁、地下设施多的区段。 2当划分地区等级边界线时，边界线距最近一幢建筑物外边 缘不应小于200m。 3在一、二级地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群

聚集的地方，应按三级地区选取设计系数。 4当一个地区的发展规划足以改变该地区的现有等级时，应 按发展规划划分地区等级。

4.2.3输气管道的强度设计系数应符合表4.2.3的规定。

4.2.3输气管道的强度设计系数应符合表4.2.3的规负

注：一级一类地区的线路管道可采用0.8或0.72强度设计系数。 4.2.4穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系 数,应符合表4.2.4的规定。

4.2.4穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计

表4.2.4穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系数

能满足要求的覆土厚度或外荷载过大、外部作业可能危及管道之 处，应采取保护措施。

表4.3.2最小覆土厚度（m）

注：1对需平整的地段应按平整后的标高计算。 2覆土层厚度应从管顶算起。 3季节性冻土区宜埋设在最大冰冻线以下。 4旱地和水田轮种的地区或现有旱地规划需要改为水田的地区应按水田确 定理深。 5穿越鱼塘或沟渠的管线，应埋设在清淤层以下不小于1.0m

注：1对需平整的地段应按平整后的标高计算。 2覆土层厚度应从管顶算起。 3季节性冻土区宜埋设在最大冰冻线以下。 4旱地和水田轮种的地区或现有旱地规划需要改为水田的地区应按水田确 定理深。 5穿越鱼塘或沟渠的管线，应埋设在清淤层以下不小于1.0m

4.3.3管沟边坡坡度应根据土壤类别、物理力学性质（如黏聚力、

内摩擦角、湿度、容重等）、边坡顶部附近载荷情况和管沟开挖深度 综合确定。当无上述土壤的物理性质资料时，对土壤构造均匀、无 地下水、水文地质条件良好、深度不大于5m且不加支撑的管沟， 其边坡坡度值可按表4.3.3确定。深度超过5m的管沟，应根据 实际情况可采取将边坡放缓、加筑平台或加设支撑，

4.3.3深度在5m以内管沟最陡边坡坡

注：1静载荷系指堆土或料堆等，动载荷系指有机械挖土、吊管机和推土机等动 力机械作业

注：1静载荷系指堆土或料堆等，动载荷系指有机械挖王、吊管机和推王机等动 力机械作业。 2对软土地区，开挖深度不应超过4m。 3 冻土地区，应根据冻土可能的变化趋势及土壤特性经现场试挖确定边坡坡 度值。

工业标准4.3.4管沟宽度应符合下列规定：

管沟深度小于或等于5m时，沟底宽度应按下式计算

式中：B一一沟底宽度（m）； D。一一钢管的结构外径（m），包括防腐及保温层的厚度，两条 或两条以上的管道同沟敷设时，D。应取各管道结构外 径之和加上相邻管道之间的净距之和； K一沟底加宽裕量（m），宜按表4.3.4取值

表4.3.4沟底加宽裕量（m）

续表4.3.4沟上焊接沟下焊条电弧焊接沟下焊沟下半土质管沟接弯头、条件弯头、土质管沟自动焊岩石爆岩石爆弯管及因素沟中沟中冷弯管沟中沟中接处破管沟破管沟连头处有水无水处管沟有水无水管沟管沟沟深0. 90.71. 11. 51. 21. 01. 11. 62.03m~5m注：1当采用机械开挖管沟，计算的沟底宽度小于挖斗宽度时，沟底宽度应按挖斗宽度计算。2沟下焊接弯头、弯管、碰口及半自动焊接处的管沟加宽范围宜为工作点两边各1m。2当管沟需要加支撑，在决定底宽时，应计入支撑结构的厚度。3当管沟深度大于5m时，应根据土壤类别及物理力学性质确定沟底宽度。4.3.5岩石及砾石区的管沟，沟底比土壤区管沟超挖不应小于0.2m，并用细土或砂将超挖部分压实垫平后方可下管。管沟回填时，应先用细土回填至管顶以上0.3m，方可用原开挖土回填并压实。管沟回填土在不影响土地复耕或水土保持的情况下宜高出地面0.3m。4.3.6农耕区及其他植被区的管沟开挖，应将表层耕（腐）质土和下层土分别堆放，管沟回填时应将耕（腐）质土回填到表层。4.3.7当管沟纵坡较大时，应根据土壤性质，采取防止回填土下滑或回填细土流失的措施。4.3.8在沼泽、水网（含水田）地区的管道，当覆土层不足以克服管浮力时，应采取稳管措施。有积水的管沟，宜排净水后回填，否则应采取防止回填作业造成管道位移的措施。4.3.9当输气管道采用土堤埋设时，土堤高度和顶部宽度应根据地形、工程地质、水文地质、土壤类别及性质确定，并应符合下列17.

规定： 1管道在土堤中的覆土厚度不应小于0.8m，土堤顶部宽度 不应小于管道直径的两倍且不得小于1.0m； 2土堤的边坡坡度值应根据土壤类别和土堤的高度确定，管 底以下黏性土土堤，压实系数宜为0.94～0.97，堤高小于2m时， 边坡坡度值宜为1：1～1：1.25，堤高为2m～5m时，边坡坡度值 宜为1：1.25～1：1.5，土堤受水浸淹没部分的边坡宜采用1：2 的边坡坡度值； 3位于斜坡上的土堤应进行稳定性计算。当自然地面坡度 大于20%时，应采取防止填土沿坡面滑动的措施； 4当土堤阻碍地表水或地下水泄流时，应设置泄水设施。泄 水能力应根据地形和汇水量按防洪标准重现期为25年一遇的洪 水量设计，并应采取防止水流对土堤冲刷的措施； 5土堤的回填土，其透水性能宜相近； 6沿土堤基底表面的植被应清除干净； 7软弱地基上的土堤应采取防止填土后基础沉陷的措施。 4.3.10输气管道通过人工或天然障碍物时，应符合现行国家标 准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423和《油气输送管道 跨越工程设计规范》GB50459的有关规定。 4.3.11理地输气管道与其他埋地管道、电力电缆、通信光（电）缆 交的间距应符合下列规定： 1输气管道与其他管道交叉时，垂直净距不应小于0.3m，当 小于0.3m时，两管间交叉处应设置坚固的绝缘隔离物，交叉点两 侧各延伸10m以上的管段，应确保管道防腐层无缺陷； 2输气管道与电力电缆、通信光（电）缆交叉时，垂直净距不 应小于0.5m，交叉点两侧各延伸10m以上的管段，应确保管道防 腐层无缺陷。 4.3.12埋地输气管道与高压交流输电线路杆（塔）和接地体之间 的距离宜符合下列规定，

的距离宜符合下列规定

1在开阔地区，理地管道与高压交流输电线路杆（塔）基脚间 的最小距离不宜小于杆（塔）高； 2在路由受限地区，埋地管道与交流输电系统的各种接地装 置之间的最小水平距离不宜小于表4.3.12的规定。在采取故障 屏蔽、接地、隔离等防护措施后电力弱电管理、论文，表4.3.12规定的距离可适当减 小，