SY／T 7629-2021  乙烷输送管道工程技术规范

3.0.1乙烷管道输送过程应保持相态稳定。乙烷相态特性与相 图见本规范附录B。 3.0.2进人线路管道的乙烷温度应高于0℃。 3.0.3输送工艺的设计应包括水力和热力计算，并应进行稳态 和动态分析。液态乙烷输送时，应进行瞬态分析，对瞬态可能 产生的危害采取控制措施。 3.0.4气态乙烷输送管道的水力、热力计算应符合现行国家标 准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定；液态乙烷 输送管道的水力、热力计算应符合现行国家标准《输油管道工 程设计规范》GB50253中液化石油气管道的有关规定。 3.0.5管道的设计压力应根据输送相态、水力计算和管道沿线 地形起伏条件综合确定。管道设计压力不 不应低于最大操作压力 的1.1倍或最大操作压力加0.5MPa， 取两者较大值。管道的最 低设计温度应根据乙烷输送工况可能的最低温度和管道所处的 环境温度综合确定。 3.0.6液态乙烷输送时，沿线操作压力应高于输送温度下乙烷 的饱和蒸气压，中间泵站的进站压力宜比进站温度下乙烷的饱 和蒸气压高1MPa，末站进站的压力宜比进站温度下乙烷的饱和 蒸气压高0.5MPa。 3.0.7液态乙烷输送时，管道系统任一点因管道水击和其他因 素造成的瞬间最大压力值不应超过管道设计压力的1.1倍。 3.0.8液态乙烷在管道内的流速宜为0.8m/s～1.4m/s，最大流 速不应超过3m/s。 3.0.9站场宜在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置线路管 道放空阀

3.0.10液态乙烷输送管道阀室的放空阀后宜预留乙烷回收接口。 3.0.11管道系统中存在超压可能的管道、设备和容器应设置 安全阀或其他压力控制设施，超压泄放的乙烷应采取措施安全 排放。 3.0.12 乙烷输送管道放空立管设计应符合下列规定： 1站场应设置放空立管。 2线路截断阀室宜设置放空立管。 3放空立管应设置点火设施。 4 放空立管的设计高度及热辐射范围应通过计算确定。 3.0.13 液态乙烷需要泄放时，应采取防止液态乙烷直接排人大 气的措施。 3.0.147 乙烷泄放时，管道的操作温度不应低于管材最低允许使 田泪座

4.1.1管道线路总体走向的选择应根据乙烷的资源和用户地理 位置，结合管道沿线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感 区的现状与规划，以及沿线地形、地貌、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。 4.1.2管道线路应避开滑坡、崩塌、泥石流、塌陷、洪水严重 侵蚀等地质灾害地段，宜避开矿山采空区、活动断层。当受到 条件限制必须通过上述区域时，应选择其危害程度较小的位置 通过，并应采取相应的防护措施。 4.1.3管道线路宜避开城乡规划区，当路由受限时，应征得当 地主管部门的同意，并应采取安全保护措施。 4.1.4管道线路不应通过饮用水源一级保护区、飞机场、铁路 及汽车客运站、海（河）港码头、 军事禁区、国家重点文物保 护范围、自然保护区的核心区。 4.1.5乙烷管道不应在公路或铁路的隧道内及桥梁上敷设。 4.1.6埋地管道线路与建（构）筑物及设施外缘的间距应符合 下列规定： 1气态乙烷线路管道中心线与建（构）筑物外缘的间距不 宜小于15m混凝土标准规范范本，最小间距不应小于5m。 2液态乙烷线路管道中心线与建（构）筑物外缘的间距应 符合表4.1.6的规定。 3管道线路与公路、铁路并行时，管道线路应在公路、铁 路用地范围边线3m以外。如受制于地形或其他条件限制不满足 本款要求时，应征得管理部门的同意。

表4.1.6液态乙烷线路管道与建（构）筑物的间距表

4管道线路与民用炸药库的最小水平距离应根据现行国家 标准《输气管道工程设计规范》GB50251计算确定。 4.1.7水域穿越管段与公路桥梁、铁路桥梁、港口、码头、水 下隧道等水下建构筑的间距应符合现行国家标准《油气输送管 道穿越工程设计规范》GB50423的有关规定。 4.1.8埋地线路管道与已建管道并行间距应符合现行行业标准 《油气输送管道并行敷设技术规范》SY/T7365的有关规定。

4.2.1管道线路通过的地[ 线居民户数和（或）建 筑物的密集程度，划分为四个 地区等级，： 地区等级划分应符合 下列规定： 1沿管道线路中心线两侧各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 户数划分为四个等级。在乡村人口聚集的村庄、大院、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 按表4.2.1 划分。 2当划分地区等级边界线时，边界线距最近一栋建筑物外 边缘不应小于200m。 3当一、二级地区内存在有学校、医院等特定场所时，距 持定场所至少200m范围内的管段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

表 4.2.1 地区等级划分表

4.2.2线路管道的强度设计系数应符合表4.2.2

2.3穿越管道强度设计系

穿越渡植、桥梁、古迹可视其重要性按水城穿越取用设计系数

4.2.4跨越管道的强度设计系数应符合表4

跨越管道的强度设计系数应符合表4.2.4的规定

表4.2.4跨越管道强度设计系数

4.3管道敷设 4.3.1线路管道应采用埋地方式敷设。受自然条件限制时，局 部地段可采用土堤埋设或地面敷设，地面敷设的线路管段应结 合输送工艺采取绝热和防护措施。 4.3.2埋地线路管道的覆土厚度应根据管道所经地段的农田耕 作深度、冻土深度、土地利用、地形和地质条件、地下水埋深、 车辆所施加的载荷及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后 确定。埋地管道最小覆土厚度应符合表 4.3.2 的规定。

表4.3.2埋地管道最小覆土厚度表

注：1对需平整管道理设场地的地段应按平整后的地面标高计算。 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层以下

4.3.3铁路、公路、河流水域等管道埋地最小覆土层厚度应符 合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423

中的有关规定。 4.3.4埋地管道管沟的几何尺寸、开挖、验收、管道下沟及管 勾回填要求，应符合现行国家标准《油气长输管道工程施工及 验收规范》GB 50369的有关规定。 4.3.5埋地管道同其他埋地管道交叉，垂直净距不应小于0.3m； 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以上的管段防腐层应无缺陷。 4.3.6与架空输电线路交叉时，线路管道应埋地敷设。 4.3.7埋地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： 1在开阔地区，埋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）高度。 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4.3.7的规定。在采取故障屏 蔽、接地、隔离等防护措施后，表4.3.7规定的距离可适当减小。

表4.3.7埋地管道与交流接地体的最小距离

4.3.8埋地线路管道上方应连续埋设警示带。 4.3.9地面敷设的乙烷线路管道与架空输电线路并行的距离不 应小于最高杆（塔）高度。 4.3.10管道不应从高速公路、一级公路、二级公路和铁路的上 方跨越通过。 4.3.11当需要采用锚固墩（件）时，应通过计算合理选取锚固 位置和型式，管道与锚固墩（件）之间应具有良好的电绝缘。 4.3.12线路管道应采取外防腐层加阴极保护的联合防护措施。 管道的外腐蚀控制应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规 范》GB/T21447的有关规定，管道阴极保护应符合现行国家标

准《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的有关规定。 4.3.13处于交、直流干扰区域内的管道，管道防护措施应符 合现行国家标准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB/T 50698和《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB50991的 有关规定。

4.4 管道截断阀室设置

4.4管道截断阀室设置

4.4.1乙烷输送线路管道应设置线路截断阀室，管道沿线相邻 截断阀室之间的间距应符合下列规定： 1 以一级一类地区为主的管段不应大于32km。 2以一级二类地区、二级地区为主的管段不应大于24km。 3以三级地区为主的管段不应大于16km。 4以四级地区为主的管段不应大于8km。 5当一级地区或二级地区存在特定场所时，截断阀室间距 不应大于16km。 4.4.2液态乙烷输送线路管道在河流大中型穿越、大型跨越两 端管道应设置线路裁断阀室 4.4.3线路截断阀室应选择在交通方便、地形开阔、地势相对 较高的地方，防洪设防标准不应低于重现期25年一遇。线路截 断阀室选址受限时，应符合下列规定： 1与电力、通信线路杆（塔）的间距不应小于杆（塔）的 高度再加3m。 2距铁路用地界外不应小于3m。 3距公路用地界外不应小于3m。 4与建筑物的水平距离不应小于30m。 4.4.4线路截断阀应具备远程控制功能并具有手动操作功能， 气态乙烷输送管道线路截断阀还应具备自动切断功能。 4.4.5线路截断阀应采用全焊接球阀，球阀应能通过清管器和 内检测器。阀室内与线路管道连通的第一个阀门应采用焊接连 接端的阀门

4.5.1管道线路沿线应开展高后果区识别，识别方法应符合现 行国家标准《油气输送管道完整性管理规范》GB32167的有关 规定。 4.5.2乙烷输送管道高后果区管段识别和分级应符合表4.5.2的 规定。

4.4.6需防止液态乙烷倒流的部位应设置止回阀。止回阀应能 通过清管器和内检测器，止回阀与线路管道应采用焊接连接。 4.4.7线路截断阀宜埋地，阀室工艺管道设施宜露天布置。线 路截断阀及管道设施应采取防沉降措施。线路阀室应采用围栏 或围墙进行保护，并设置地面标识。 4.4.8液态乙烷输送管道阀室宜设置乙烷回收接口。

4.5 高后果区识别

表4.5.2乙烷输送管道高后果区管段识别表

4.5.3当管道及周边环境发生变化，应及时对管道沿线高后果 区进行识别更新。 4.5.4根据高后果区分级应采取加密设置地面标识、泄漏监测、 管道安全预警、视频监视、增加巡检频次等管道保护措施

4.5.3当管道及周边环境发生变化，应及时对管道沿线高后果 区进行识别更新。 4.5.4根据高后果区分级应采取加密设置地面标识、泄漏监测 管道安全预警、视频监视、增加巡检频次等管道保护措施

5.1.1站场等级划分应符合下列规定

1气态乙烷管道站场等级划分，应符合现行国家标准《石油 天然气工程设计防火规范》GB50183中天然气站场的有关规定。 2液态乙烷管道站场等级划分，应符合现行国家标准《石 油天然气工程设计防火规范》GB50183中液化石油气站场的有 关规定。

5.1.2站场选址应符合下列规定

1应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》 SY/T0048的有关规定。 2应符合管道线路总体走向，并满足工艺设计的要求。 3应符合国家土地政策， 合理使用土地，充分利用荒地、 劣地，不占或少占耕地， 4宜位于城镇、居住区全年最小频率风向的上风侧，并避 开窝风地段。 5宜选择地势平缓，地表建（构）筑物少的地块。站址可 用地面积应满足总平面布置要求，并宜便于扩建， 6宜具有良好的工程及水文地质条件，应避开山洪、泥石 流、滑坡、地面沉降、风蚀沙埋、全新活动断层等不良地质地 段及其他不宜设站的地方。 7宜选择交通、供电、给排水等依托较方便的地方。 5.1.3站场与周围设施的防火间距应符合现行国家标准《石油 天然气工程设计防火规范》GB50183中液化石油气站场区域布 置防火间距的有关规定。

5.1.4站场与上下游石油化工企业毗邻时，站内设施与相邻石 油化工企业相关设施的防火间距，应按照现行国家标准《石油 天然气工程设计防火规范》GB50183和相关规范中企业内部设 施之间防火间距要求的较大者确定。

5.2.1站场总平面布置应充分利用地形，结合气象和地质条件， 合理分区，紧凑布置，节约用地。 5.2.2站场应设围墙或围栏，并应设置应急门。应急门宜布置 在站场全年最小频率风向的下风侧，通往站外地势较高处。 5.2.3站场总图设计应避免乙烷集聚。 5.2.4变、配电站及监控设备用房不应与乙烷泵房合建。 5.2.5站场总平面布置的防火间距应符合现行国家标准《石油 天然气工程设计防火规范》GB50183中液化石油气站场防火间 距的有关规定。 5.2.6站场总平面及竖向布置应符合现行行业标准《石油天然 气工程总图设计规范》SY/T 0048 的有关规定。 5.3 站场工艺及设备 5.3.1站场工艺应满足站场类型、输送工艺、运行条件及运行 管理的需求。 5.3.2进、出站场的乙烷输送管道应设置紧急截断阀。当紧急 截断阀采用气液联动执行机构时，动力气源宜采用氮气。 5.3.3站内工艺管道系统中的压力容器，设计压力不应小于工 艺管道设计压力，并应能满足工艺管道设计压力1.5倍的强度试 验要求。 5.3.4站内与进出站线路管道连接或连通的第一个阀门应采用 全焊接阀门。 5.3.5站内清管设施设计应符合下列要求：

管器可靠运行距离时，应单独设置清管站。 2进出站的管段上宜设置清管器通过指示器。 3清管器收、发筒的结构尺寸应能满足清管器或内检测器 的作业要求。 4清管作业清除的污物应进行收集处理，不得随意排放。 5.3.6气态乙烷输送站场首站应设置组分分析仪和水露点检测仪。 5.3.7液态乙烷输送站场首站应设置乙烷取样口。 5.3.8泵站设计应符合下列规定： 泵站设置应根据工艺分析确定。 2 泵站应设置压力越站和全越站流程。 3宜选用专用泵。 4泵机组宜设置备用泵。 5泵入口管段上应设置操作阀、过滤器、吹扫接口、放散 阀及放散管，放散管应引至放空系统。 6泵出口管段上应设置止回阀、操作阀和超压保护设施。 7乙烷泵房应采用地上式。 5.4 站场管道 5.4.1站内工艺管道应采用钢管及钢制管件并满足设计温度要求。 5.4.2站内工艺管道宜采用地面敷设，工艺管道连接应采用焊 接，工艺管道与压力容器、设备及阀门宜采用法兰连接。 5.4.3站内工艺管道法兰应采用带颈对焊法兰 5.4.4工艺管道不应直接开孔焊接支管。 5.4.5站内地面工艺管道应根据环境条件和工艺需求采取合理 的绝热措施。 5.4.6站内工艺管道强度设计系数应符合表5.4.6的规定。

表5.4.6站内工艺管道强度设计系数

5.4.7站内地面敷设的碳钢、低合金管道及设备外表面，保温 层下的不锈钢外表面应采用防腐层保护：站内埋地钢质管道应 采用外防腐层，可采取外防腐层加阴极保护的联合防护措施， 外防腐层等级应为加强级或特加强级。防腐层技术要求应符合 现行行业标准《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》 SY/T7036的有关规定，站场阴极保护应符合现行行业标准 《石油天然气站场阴极保护技术规范》SY/T6964的有关规定。 5.4.8对工艺需要保温的管道及设备，保温技术要求应符合现 行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264的 有关规定，

6.1.1乙烷管道输送系统的管材及管道附件应采用钢质材料。 6.1.2钢管及管道附件的选材，应根据设计压力、设计温度、 介质特性、使用地区环境等因素，经技术经济比较后确定。 6.1.3钢管及管道附件选用的材料应具有良好的机械性能和焊 接性能，并应根据流体的性质、操作工况及环境条件对材料提 出强度指标和韧性指标。

6.3管道强度和稳定性

6.3.1管道强度设计应根据管道所处地区等级及所承受可变荷 载和永久荷载确定。管道强度计算和稳定性校核应按本规范附 录C进行计算。 6.3.2穿跨越管段强度和稳定性校核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 越工程设计标准》GB/T 50459 的有关规定。

6.3.3管道抗震设计应符合现行国家标准《油气输送管道线路 工程抗震技术规范》GB/T50470的有关规定。 6.3.4隧道进出口管道、跨越管道、进出站管段、站内与泵和 压力容器连接的管道，应进行专项管道应力校核。

6.4.1管道附件采用的钢板、钢管和锻件应具有良好的韧性和 加工、焊接性能。 6.4.2管道附件应选用镇静钢，站场管道附件用材宜采用炉外 精炼工艺。 6.4.3管道附件宜使用锻钢、钢板、无缝钢管或直缝埋弧焊钢 管制作，不应使用铸件和螺旋焊缝钢管制作。 6.4.4当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材料的化学成 分和力学性能应相同或相近，并应进行焊接工艺评定。

7.1 仪表与自动控制

7.1.1仪表与自动控制系统应满足生产安全运行及操作管理的 需要，并具有站场、阀室工艺变量及设备运行状态的数据采集、 监控功能。 7.1.2仪表与自动控制系统设计应符合现行国家标准《油气田 及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T50892和《油气田及 管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T50823的有关规定。 7.1.3火灾自动报警系统的设计应符合现行国家标准《火灾自 动报警系统设计规范》GB50116的有关规定。 7.1.4可燃气体检测报警系统的设计应符合现行行业标准《石 油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》SY/T6503的 有关规定。 7.1.5站场安全仪表系统的安全完整性等级宜根据站场安全仪 表功能回路的辨识分析确定。 7.1.6气态乙烷流量计量宜采用质量流量计、超声流量计或涡 轮流量计，液态乙烷流量计量宜采用质量流量计。 7.1.7液态乙烷输送管道线路宜设置管道泄漏检测系统

7.2.1通信系统及数据传输方式、功能、性能应满足生产管理需 求，并应与数据采集与监控（SCADA）系统的控制要求相匹配。 7.2.2通信传输系统应以光纤通信为主，当设置备用传输通道 时，宜采用与主用传输通道不同的传输介质或传输路由。生产 数据传输系统宜单独组网，并应与其他网络安全隔离。

7.2.3光缆与乙烷输送管道同沟敷设时，应符合现行行业标准 《油气输送管道同沟敷设光缆（硅芯管）设计及施工规范》SY/T 4108 的有关规定。

7.3.1站场和阀室的供电电源宜就近接人。当无法接人外部电 原或经技术经济分析后接入电源不合理时，宜设置自备电源。 7.3.2站场和阀室应根据乙烷管道的重要性及运行需求，确定 主要设备的用电负荷等级，并宜符合下列规定： 1站场用电负荷等级不宜低于重要电力用户中的二级负荷。 2清管站和阀室用电负荷等级宜为三级负荷。 7.3.3供电要求应符合下列规定： 1重要电力用户的供电电源配置应符合现行国家标准 《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB/T 29328的有关规定。 2消防设备的供电应符合现行国家标准《石油天然气工程 设计防火规范》GB50183的有关规定。 3站内重要负荷应配置应急电源。 控制、仪表和通信等重 要负荷应采用不间断电源供电，后备时间不宜小于2h。 7.3.4站场变电站功率因数应符合下列规定： 135kV及以上电压等级的变电站，在变压器最大负荷时， 其一次侧功率因数不宜小于0.95。 2变压器容量为100kV·A及以上的10kV变电站功率因 数不宜小于0.95。 3变电站配置的无功补偿设备应根据负荷变化自动控制功 率因数。 7.3.5站场及阀室爆炸危险区域划分宜按本规范附录D的有 关规定执行。电气设备应符合现行国家标准《爆炸性环境》 GB3836（所有部分）的有关规定。电力装置的设计应符合现

源或经技术经济分析后接入电源不合理时，宜设置自备电源。 7.3.2站场和阀室应根据乙烷管道的重要性及运行需求，确定 主要设备的用电负荷等级，并宜符合下列规定： 1站场用电负荷等级不宜低于重要电力用户中的二级负荷。 2清管站和阀室用电负荷等级宜为三级负荷。 7.3.3供电要求应符合下列规定： 1重要电力用户的供电电源配置应符合现行国家标准 《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB/T 29328的有关规定。 2消防设备的供电应符合现行国家标准《石油天然气工程 设计防火规范》GB50183的有关规定。 3站内重要负荷应配置应急电源。 控制、仪表和通信等重 要负荷应采用不间断电源供电，后备时间不宜小于2h。 7.3.4站场变电站功率因数应符合下列规定： 135kV及以上电压等级的变电站，在变压器最大负荷时，

关规定。 7.3.6站场和阀室应进行雷电防护、防静电及接地设计，设计 应符合下列规定： 1雷电防护设计应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规 范》GB50057和《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY/T 6885的有关规定。 2防静电设计应符合国家现行标准《石油天然气工程防火 设计规范》GB50183和《油气田防静电接地设计规范》SY/T 0060的有关规定。 3雷电防护和防静电的接地设计宜与站场的保护接地、工 作接地共用接地系统，接地电阻应按照电气设备的工作接地要 求确定。当共用接地系统的接地电阻无法满足要求时，应按照 现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定， 采取完善的均压及隔离措施

7.3.7站场照明应符合下列规定

1室内照明应符合现行国家标准《建筑照明设计标准》 GB50034的有关规定， 室外照明应符合现行国家标准《室外作 业场地照明设计标准》 》GB 50582 的有关规定。 2控制室、值班室、发电房及消防等重要场所应设应急 照明。 3 人员疏散的出口和通道应设置疏散照明。

7.4.1站场给水水源应根据生产、生活、消防用水量和水质要 求，结合当地水源条件及水文地质资料等因素综合比较确定。 7.4.2站场污水处置方案宜按现行国家标准的要求和污水水质 污染情况，结合工程实际情况、环境影响评价报告和当地污水 处置条件综合确定。

7.4.3消防设计应符合下列规定

1站场应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》 GB 50140的有关规定配置移动式灭火器。 2站场可不设消防给水设施。 3阀室应配置灭火器。 7.5供暖通风和空气调节 7.5.1站场供热热源设计应符合现行国家标准《锅炉房设计标 准》GB 50041的有关规定。 7.5.2站场供暖、通风和空气调节设计，应符合现行行业标准 《石油天然气地面建设工程供暖通风与空气调节设计规范》SY/I 7021的有关规定。

8管道焊接、检验、试压与干燥

8管道焊接、检验、试压与干燥

8.1.1管道焊接应符合下列规定

1管道焊接应符合现行国家标准《钢质管道焊接及验收》 GB/T31032的有关规定。 2站场管道焊接工艺评定应符合现行行业标准《承压设备 焊接工艺评定》NB/T47014的有关规定。 3钢管切割宜采用机械冷加工方式 4坡口加工宜采用坡口机。 8.1.2线路无损检测应符合下列规定： 1液态乙烷线路管道所有焊接接头应进行全周长100%射 线和100%超声波无损检测。 2气态乙烷三级地区和四级地区线路管道的所有焊接接头 应进行全周长100%射线和100%超声波无损检测。线路管道 级地区和二级地区的所有焊接接头应进行100%射线检测和20% 超声波检测复验。 3气态乙烷一级地区和二级地区地面敷设的管道，水域、 隧道、二级及以上公路、铁路穿跨越管道，返修、连头、未 试压的管道，变壁厚管道及其他重要地区管道的焊接接头均应 进行100%射线检测和100%超声波检测。 4线路管道焊接接头无损检测应符合现行行业标准《石油 天然气钢质管道无损检测》SY/T4109的有关规定，合格等级 为Ⅱ级。

8.1.3站场和阀室内工艺管道无损检测应符合下列规定：

1工艺管道焊接接头应进行100%射线检测和超声波检测

射线检测合格等级为Ⅱ级。 2对无法进行射线检测或超声波检测的焊接接头，应进行 100%磁粉检测和渗透检测，合格等级为I级。 3工艺管道无损检测应符合现行行业标准《承压设备无损 检测》NB/T 47013 的有关规定。

8.2.1试压应符合下列规定： 1线路强度试验和严密性试验应采用无腐蚀性洁净水作为 试压介质。 2线路管道分段水压试验时的压力值、稳压时间及合格标 准应符合表8.2.1的规定。

8.2.1试压应符合下列规定： 1线路强度试验和严密性试验应采用无腐蚀性洁净水作为 试压介质。 2线路管道分段水压试验时的压力值、稳压时间及合格标 准应符合表8.2.1的规定。

表8.2.1线路水压试验压力值、稳压时问及合格标准

3站场管道强度试验应采用无腐蚀性洁净水作为试压介 质，试验压力应为设计压力的1.5倍，稳压时间应为4h。站场 管道严密性试验应采用空气或其他不易燃和无毒无腐蚀性气体，

试验压力应为设计压力，稳压时间应为24h。 8.2.2乙烷输送管道系统试压及扫水合格后，应进行干燥。线 路管道和阀室内管道宜采用干空气干燥。站内工艺管道宜采用 真空干燥或氮气干燥，不应使用干燥剂干燥。干燥应符合现行 行业标准《天然气管道、液化天然气站（厂）干燥施工技术规 范》SY/T4114的有关规定。干燥后的管道系统应一直保持干 燥状态，直至投产前。

9.0.1管道试运行应符合现行国家标准《油气管道运行规范》 GB/T35068的有关规定。 9.0.2管道投产前应采用氮气或惰性气体置换管内空气，应识 别气体注入过程的风险，并应米取风险消除或控制措施；注入 气体的温度不宜低于5℃。 9.0.3置换过程中应检测管道末端内混合气体，连续三次检测 到氧气含量低于2%（体积分数）时，置换合格。 9.0.4置换过程中氮气或惰性气体与空气的混合气体应通过放 空系统放空，放空时应设置隔离区。 9.0.5气态乙烷管道试运行应符合下列规定： 1管道试运行宜按置换、升压、稳压、检漏的步骤实施。 2用乙烷置换管内氮气或惰性气体， 当管道出口气体乙烷 含量达到管道进口气体乙烷含量的95% （摩尔分数）且连续监 测三次乙烷含量达到要求，则认为管道气 体置换合格。 3置换过程中氮气或惰性气体与乙烷气体的混合气体应通 过放空系统点火放空，放空时应设置隔离区。 4置换过程中管道内气体流速不宜大于5m/s。 5置换过程中气态乙烷置换氮气或惰性气体时，应监测管 道内压力。 9.0.6液态乙烷管道试运行应符合下列规定： 1应采用气态乙烷注人管线置换氮气或惰性气体。 2满足置换要求后，将气态乙烷连续注人管线，并升压至 高于环境温度下液态乙烷的饱和蒸气压。 3升压过程应控制升压速率，同时监测管道内压力和温度

附录A乙烷管道工程与上下游相关企业及 设施的界面划分

乙烷管道工程与上下游相关企业及设施的界面划分如图A 所示。

图A乙烷管道工程与上下游相关企业及设施的界面图

附录 B乙烷性质与相图

附录C管道壁厚、应力计算与稳定性校核

式中：D 一弯管的外直径（mm）； R 弯管的曲率半径（mm）： 弯管的壁厚增大系数； d. 弯管内弧侧的计算壁厚 (mm)

O+Ohmax

附录D乙烷站场及阀室爆炸危险区域划分

图D.0.2一3不充分通风的建筑物一一带有阀门、螺纹管件、法兰或类似际 件的，用于输送乙烷的管道，同样也包括取样系统、仪表系统和仪表型泵等

1为使于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度 不同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的用词： 正面词米用“必须”，反面词米采用“严禁”。 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词： 正面词采用“应”， 反面词采用“不应”或“不得”。 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的 用词： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采 用“可”。 2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为 “应符合……·的规定”或 “应按

1为使于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度 不同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的用词： 止面词米用“必须”，反面词米用“严禁”。 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词： 正面词采用“应”， 反面词采用“不应”或“不得”。 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的 用词： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采 用“可”。 2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为 “应符合………·的规定”或 “应按·

《爆炸性环境》GB3836（所有部分） 《高压锅炉用无缝钢管》GB/T5310 《高压化肥设备用无缝钢管》GB/T6479 《石油大然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711 《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447 《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448 《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GBT 29328 《钢质管道焊接及验收》GB/T31032 《油气输送管道完整性管理规范》GB32167 《油气管道运行规范》GB/T35068 《建筑照明设计标准》GB50034 《锅炉房设计标准》GB50041 《建筑物防雷设计规范》GB 50057 《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058 《火灾自动报警系统设计规范》GB50116 《建筑灭火器配置设计规范》GB50140 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183 《输气管道工程设计规范》GB50251 《输油管道工程设计规范》GB50253 《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264 《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369 《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423 《油气输送管道跨越工程设计标准》GB/T50459 《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB/T50470

《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（2012版）GB50540 《室外作业场地照明设计标准》GB50582 《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB/T50698 《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T50823 《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T50892 《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB50991 《石油天然气管道系统治安风险等级和安全防范要求》GA1166 《承压设备无损检测》NB/T 47013 《承压设备焊接工艺评定》NB/T47014 《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048 《油气田防静电接地设计规范》SY/T0060 《油气输送管道同沟敷设光缆（硅芯管）设计及施工规范》SYT 4108 《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109 《天然气管道、液化天然气站（厂）干燥施工技术规范》SY/T 4114 《油气输送管道线路工程水工保护施 工规范》 SY/T 4126 《油气管道线路标识设置技术规范》SY/T6064 《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》SY/T6503 《油气输送管道线路工程水工保护设计规范》SY/T6793 《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY/T6885 《石油天然气站场阴极保护技术规范》SY/T6964 《石油天然气地面建设工程供暖通风与空气调节设计规范》SYT 7021 《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》SY/T7036 《油气输送管道并行敷设技术规范》SY/T7365

住宅楼标准规范范本中华人民共和国石油天然气行业标

乙烷输送管道工程技术规

SY/T 76292021

《乙烧输送管道工程技术规范》SY/T76292021，经国家 能源局于2021年11月16日以第5号公告批准发布，自2022年 2月16日实施。 本规范制定过程中，编制组进行了广泛的调查研究，认真 总结我国乙烷管道工程建设的实践经验，同时参考现行国家标 准《输气管道工程设计规范》GB50251、《输油管道工程设计 规范》GB50253、《石油天然气工程设计防火规范》GB50183 等国内相关国家标准，并在广泛征求意见的基础上，编制本 规范。 为便于工程技术人员对本规范的正确理解和执行条文规定， 本规范编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对 条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说 明，重点说明条文的多重意义和推荐实施方案。但是，本条文 说明不具备与本规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理 解和把握规范规定的参考

《乙烧输送管道工程技术规范》SY/T76292021，经国家 能源局于2021年11月16日以第5号公告批准发布，自2022年 2月16日实施。 本规范制定过程中，编制组进行了广泛的调查研究，认真 总结我国乙烷管道工程建设的实践经验，同时参考现行国家标 准《输气管道工程设计规范》GB50251、《输油管道工程设计 规范》GB50253、《石油天然气工程设计防火规范》GB50183 等国内相关国家标准，并在广泛征求意见的基础上，编制本 规范。 为便于工程技术人员对本规范的正确理解和执行条文规定， 本规范编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对 条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说 明，重点说明条文的多重意义和推荐实施方案。但是，本条文 说明不具备与本规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理 解和把握规范规定的参考

1 总则1.0.3进人管道输送的乙烷一般来源于乙烷回收工厂或乙烷进口，乙烷的来源方可能是气态也可能是液态，乙烷的用户方可能只接收气态，也可能只接收液态或两者均能接受。因此乙烷来源方和用户方需根据生产和使用情况自建储存设施，本规范乙烷输道管道系统不包括储存设施。

已建的乙烷输送管道采用了气态输送模式。由于乙烷产品临界 温度高于绝大部分埋地管道埋设处地温，不推荐长距离采用超 临界输送工艺。超临界乙烷输送管道，可参考本规范中液态输 送相关要求实施。 2.0.3本条规定的设计年工作天数宜为350d，是参照现行国家 标准《输气管道工程设计规范》GB50251—2015和《输油管道 工程设计规范》GB50253—2014确定的。具体工程项目的设计 年工作天数edi标准，还需根据管道上游乙烷资源和下游乙烷用户设施 年工作天数综合分析确定

2.0.4设置清管设施， 一方面是为进行必要的清管，以保持管 道高效运行；另一方面是为满足管道内检测的需要，以便于管 道的完整性管理。清管设施的设置需结合运行管理的需要，具 体情况具体分析，并非所有管道均需设置，如对于长度短，经 分析不清管、不内检测也能满足管道长期可靠运行的，可不设 清管设施。

是要避免液态乙烷气化，二是要避免液态乙烷受热膨胀超压 寸管线产生安全影响。对于管线长期停运的，需采取安全管理 普施，如对管线中的乙烷进行回收、氮气置换并封存。 2.0.6在常温常压下，纯乙烷呈气态，相对密度1.04，临界温 度32.2℃，临界压力4.87MPa，闪点小于50℃，爆炸下限约 3%。乙烷气体略重于空气，扩散性较差，危险性较大。因此 本条提出乙烷管道站场宜进行危险与可操作性分析和定量风险 评价。