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4.《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）

含尘粒径可限为5um以下。目前，各压缩机厂家的压缩机对入口 气质条件要求不尽相同，因此设计时需要与压缩机厂家沟通，以便 对进入压缩机前的关然气采取适当的过滤分离措施，以保证压缩 机的长期可靠运行。 6.4.3气体经压气站升压是靠消耗动力达到的，气体在管道和设 备中流动压损大则耗能多，如压力损失规定过小，管径会加大。因 此，应有一个经济合理的限值，本条条文说明列出下述国外资料供 参考： （1）美国《怎样选择合适的输气管线用离心式压缩机》一文介 绍，压缩机站进出口管线压力降各为5psi（34.53kPa），该压降已 包括该管段上设备的压降。 （2）日本千代田公司确定经济管径的压缩机进口管压降为 0.069kg/cm²×100m，压缩机出口管压降为11.5kg/cm²×100m （四川《卧龙河净化工厂进工程技术资料》）。 （3）埃索标准（三）规定，按经济要求确定管径的压缩机人口管 压降为0.1磅/平方英寸×100英尺（0.689kPa×100m），压缩机 出口管压降为0.2磅/平方英寸×100英尺（1.379kPa×100m）。 （4）《德国城市煤气配气手册》规定，按压缩机进出管总压损 （包括该管段上装的设备）不大于1巴（100kPa）选管径。 （5）《全苏干线管道工艺设计标准》第一部分“天然气管道”规 定，压气站站内管道的压力损失不超过表6的数值。

含尘粒径可限为5um以下。目前，各压缩机厂家的压缩机对入口 气质条件要求不尽相同，因此设计时需要与压缩机厂家沟通，以便 对进入压缩机前的天然气采取适当的过滤分离措施，以保证压缩 机的长期可靠运行。

6.4.3气体经压气站升压是靠消耗动力达到的，气体在管道和

表6气体在压气站站内管道的压力损失（MPa）

6.4.4管道外防腐层特性、管道敷设环境（如植被、永冻土等）对管 道的温度都有不同的要求。降低输送气体温度可以提高输送效率， 国外压气站设计中通过技术经济对比确定出站温度，也有只对防喘 振循环气体进行冷却SL／T 800-2020 河湖生态系统保护与修复工程技术导则（清晰无水印，附条文说明），而对外输气体不进行冷却的例子。目前，国 内压气站设计中通常经技术经济对比确定压缩机站的出口温度。

6.4.9离心式压缩机的润滑油系统除了在压缩机组正常运行过 程中要求持续提供润滑油外，在机组启动过程和停机后一定时间 为、故障紧急停机过程中，均需要持续给机组供润滑油以保护机 组，润滑油供油系统应安全可靠。目前，离心式压缩机组的润滑油 供油系统一般由主润滑油泵、辅助润滑油泵、紧急润滑油泵或高位 油箱构成，主润滑油泵常为交流电机驱动泵或由原动机带动的泵， 辅助润滑油泵为交流电机驱动泵，紧急润滑油泵为直流电机驱动 泵或高位油箱，其具体选择应根据压缩机和原动机制造厂家的标 维设备、压气站的供电供气条件以及用户的要求确定。 6.4.11本条对冷却系统设计作出规定。， 1气体冷却的常用方式有空冷和水冷等形式。目前较多采 用空冷，可减少或取消循环水系统，从而简化冷却设施，特别是在 给排水不方便的地区尤为合理。 6.4.13当采用气马达启动时，根据ASMEB31.8一2012的要 求，应在每台发动机附近的启动用空气管线上装设止回阀，以防气 体从发动机倒流进空气管道系统，在主空气管线上紧邻空气罐或

6.4.9离心式压缩机的润滑油系统除了在压缩机组正常运行过

程中要求持续提供润滑油外，在机组启动过程和停机后一定时间 内、故障紧急停机过程中，均需要持续给机组供润滑油以保护机 组，润滑油供油系统应安全可靠。目前，离心式压缩机组的润滑油 供油系统一般由主润滑油泵、辅助润滑油泵、紧急润滑油泵或高位 油箱构成，主润滑油泵常为交流电机驱动泵或由原动机带动的泵， 辅助润滑油泵为交流电机驱动泵，紧急润滑油泵为直流电机驱动 泵或高位油箱，其具体选择应根据压缩机和原动机制造厂家的标 准设备，压气站的供电供气条件以及用户的要求确定。

1气体冷却的常用方式有空冷和水冷等形式。自前较多采 用空冷，可减少或取消循环水系统，从而简化冷却设施，特别是在 给排水不方便的地区尤为合理。

6.5压缩机组的选型及配置

有很重要的意义。目前可供选用的机组主要有离心式和往复式两 种类型，其主要优缺点如下： (1）离心式： 主要优点：排量大宜流量较均衡（无脉动现象），机身较轻，结 构较简单。 主要缺点：易产生端振，单级压比较低。 （2）往复式： 主要优点：效率较高，单级压比较高，适应进气压力变化范围 较大，无喘振现象。 主要缺点：机身较笨重，结构较复杂，振动较大，流量不均衡 （有脉动现象）。 综上所述，输气量较大、压力变化不大的输气干线宣选用离心 武压缩机。在特殊情况下，如输气干线首站（气源压力可能有较大 的变化）、储气库（要求压比较高）、中途有气体输人的站场（如干线 中途有气田输入气体的站场，其进气压力可能受气由供气压力的 影响），压力变化较大，或输气量较小时，也可选用往复式活塞压缩 机。

机。 6.5.4随着电子技术的发展以及供电条件的改善，大功率变频电 机驱动离心式压缩机组在西气东输、陕京管道系统等长输天然气 管道上已有了较多的成功实例。由于电机驱动在投资、效率、环 保、运行维护、使用寿命等方面具有优势，因此，在供电条件好、综 合费用节省的情况下，压气站在驱动设备的选择中考虑使用变频 调速电机是合适的。 6.5.5本条参考英国及欧洲标准《天然气供气系统一压缩机站功 能要求》SBEN12583及国内压气站设计经验制定。燃气轮机和 燃气发动机的现场实际输出功率与高程和环境温度密切相关，站 址确定后，高程是一定的，环境温度却随季节而不同。燃气轮机和

机驱动离心式压缩机组在西气东输、陕京管道系统等长输天然气 管道上已有了较多的成功实例。由于电机驱动在投资、效率、环 保、运行维护、使用寿命等方面具有优势，因此，在供电条件好、综 合费用节省的情况下，压气站在驱动设备的选择中考虑使用变频 调速电机是合适的

能要求》SBEN12583及国内压气站设计经验制定。燃气轮机和 燃气发动机的现场实际输出功率与高程和环境温度密切相关，站 址确定后，高程是一定的，环境温度却随季节而不同。燃气轮机和 燃气发动机在不同季节不同环境温度下的出力差异较天，为了使 驱动设备的实际输出功率与压缩机所需要的功率租匹配，应合理

确定驱动设备的设计环境温度。般情况下燃气轮机的现场出力 是按当地最高月平均气温确定的。

6.6压缩机组的安全保护

6.6.2压缩机组的安全保护装置应由压缩机组（指压缩机、原动 机及两机的辅机）制造配套提供，在订货时需提出压缩机组的技 术要求。

6.6.3本条参考英国及欧洲标推《天然气供气系统一压缩机站功 能要求》SBEN12583制定。

6.7.2为防止管道内壁腐蚀对管内输送介质的污染，从而可能对 仪表和压缩机组造成损坏，特提出本条要求。 6.7.4离心式压缩机组的正常运转对机组的安装和对中要求很 严格。离心式压缩机进出口配管对压缩机连接法兰所产生的应力 应小于压缩机的允许值，防止因安装应力超过允许值而使压缩机 不能正常运转基至造成损坏。压缩机的受力允许值在API617中 已作规定，但在订货中用户也可根据其需要提出特殊要求。 6.7.6管线敷设在管沟内，易因泄漏而使管沟内积聚可燃气体影 安全，故本条规定站内管线不宜采用管沟敷设。若因安装原因 站内局部管段确需敷设在管沟内时，需采取防止天然气积聚的措 施，如在管沟内充砂、通风、设置可燃气体报警等措施。其次，管沟 积水可能会影响管道的稳定性，因此还要考虑防止地下水浸入管 沟的措施，必要时采取管道稳固和排水措施。

6.8站内管道及设备的防腐与保温

6.8.2站内理地管道与线路管道不同，由于存在较为密集、交错， 与接地网连通的原因，用于防腐层地面检漏的PCM等检测手段 不适用，使得破损点香找定位和补伤修复有困难：又由于管径变化

多，弯头、三通等异形件多，难以全部采用工厂预制的防腐层，需现 场进行防腐；另外，除土壤浓差电化学腐蚀外，不同材质管道、金属 构筑物相连，也需考虑电偶腐蚀风险因素。因此，防腐层等级宜采 用该材料相对应的标准所规定的最高等级，以尽可能保证防腐层 的完整性控制腐蚀。

7.1.2地下的储气库一般作为大中城市的季节、日调峰或应急调 峰手段，应对城市的不同种类的燃气用户进行调查，确定不同用户 的工作系数，计算所需调峰气量，地下储气库用于事故应急调峰 时，建设方应提供干线事故时所需的事故应急用气量。 7.1.3地下储气库靠近负荷中心或长输管线可以减少管线的建 设费用，降低管线上的压降，国外一般不超过150km。 7：1.4国外的集气站及注气站一般合一建设，以减少共用系统投 资。 7：1.6集注站的主要噪声源为注气压缩机组，一般压缩机组的噪 音均超过100dB，对周围声环境影响较大。

7.2. 1本条对注气工艺作出规负

7.2.1本条对注气工艺作出规定。 1由于天然气管线在运输、施工过程中不可避免地会造成在 管线内存在粉尘颗粒等异物，在清管过程中，不能完全清扫干净， 天然气中的粉尘是影响压缩机运行周期的重要因素，根据往复式 压缩机特性以及目前国产过滤器制造水平，压缩机人口天然气含 尘应小于1ppm(粒径应小于2um）。大多数压缩机为有油润滑， 为分离出级间天然气携带的润滑油和保护压缩机，各级入口应设 置分液设备。 2经调研，国外注气压缩机出口净化后1000m天然气中润 滑油含量为0.4g～0.5g，我国大张坨地下储气库天然气最终含油 量小于5ppm，板876地下储气库注入地层的天然气含油量小于

1ppm，此数值应根据地下储气库的地质类型由地质研究部门提 出。 3对每口单井的注气量进行计量，是为了便于地质监测，进 行数值模拟研究以及加深地质认识。 4本款为强制性条文。由宇注气管线压力较高，一般在 10MPa以上，为安全起见，出站切断阀门应具有高、低压自动关闭 功能。

3对每口单并的注气量进行计量，是为了便于地质监测，进 行数值模拟研究以及加深地质认识。 4本款为强制性条文。由于注气管线压力较高，一般在 10MPa以上，为安全起见，出站切断阀门应具有高、低压自动关闭 功能。 7.2.2本条对采气工艺作出规定。 1在地下储气库的运行过程中，监测地下储气库中的含水量 是十分重要的，采出气中的水以及轻烃应单独进行计量和监测。 3根据地质运行方案、采出气组成和压力确定采用节流制 冷、冷剂制冷或膨胀制冷工艺。 4在采用节流工艺控制水、烃露点的装置中，调压节流装置 是最主要的设备，宜设置备用，储气库调峰外输压力波动较大，应 考虑控制调节阀噪声问题。 5在注采并与集注站距离较近的情况下，宜采用注采合一设 计方式，可降低工程投资。 6本款为强制性条文。切断阀门应具有高、低压自动关闭功 能。

.2.2本条对采气工艺作出规定

.3.1本条对压缩机的选择作出规

峰，该储气库工作气量为46bcf，起点气为7.5bcf，日处理量为 690MMscfd，是美国最大的储气库之一。蓝湖一18A压缩机站有 3·台Dresser一Rand6000hp整体式气驱注气压缩机。6个并列的 压缩机气缸单级操作时，出口压力为1400psig，当串联使用时，每 级3个气缸，出口压力可达到4200psig。机组的主要功能是注气， 当采气井生产压力降低，净化后的天然气不能进人地区配气管网 时，可将天然气加压外输。站内机组在气库运行周期中，可单机操 作也可并联或串联运行。 注气压缩机在采气阶段也可运行，可使采气阶段井口压力尽 量低，扩大地下储气库的工作压力区间，增大地下储气库的调峰气 量，提高注气压缩机使用率。

8.1.2运行复杂及重要的输气管道通常真有大口径、高压、站场 多、输送工艺复杂、线路长等特点，应设置SCADA系统。中国目 前具有代表性的输气管道有西气东输管道（一线、二线、三线）、陕 京输气管道（一线、二线、三线）、中卫一贵阳输气管道、中缅管道 等，均采用了计算机监控与数据采集（SCADA）系统进行调度、管 理和监控。中石油已于2007年在北京建成全国管网的国家级调 度控制中心，河北廊坊建设了备用控制中心。 根据安全及管控需求，国内外在输气管道中采用SCADA系 统已经属于成熟技术。考虑规范的通用性，小型管道、支线管道需 结合项目的情况决定其控制水平，因此本次修订采用“宜”。 8.1.3本条参照现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系 统设计规范》GB/T50823规范性附录B.1.2编制。运行复杂及 重要的输气管道SCADA系统宜单独设置调度控制中心，小型输 气管道、支线输气管道，其调度控制中心可由其中一站场控制系统 通过完善功能来承担。 8.1.4仪表及控制系统的选型设计应执行现行国家标准《油气 田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T50823和《油气 田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T50892的有关规 定。通常在设计前期主要针对输气管道关键设备如流量计量仪 表、压力控制设备、在线分析仪器、站场控制系统等进行。考虑到 国标的通用性及管道建设可能存在的阶段性，本次修订采用“宜全 线统一”。

8.1.2运行复杂及重要的输气管道通常具有大口径、高压、站场 多、输送工艺复杂、线路长等特点，应设置SCADA系统。中国目 前具有代表性的输气管道有西气东输管道（一线、二线、三线）、隧 京输气管道（一线、二线、三线）、中卫一贵阳输气管道、中缅管道 等，均采用了计算机监控与数据采集（SCADA）系统进行调度、管 理和监控。中石油已于2007年在北京建成全国管网的国家级调 度控制中心，河北廊坊建设了备用控制中心。 根据安全及管控需求，国内外在输气管道中采用SCADA系 统已经属于成熟技术。考虑规范的通用性，小型管道、支线管道需 结合项目的情况决定其控制水平，因此本次修订采用“宜”。

统设计规范》GB/T50823规范性附录B.1.2编制。运行复杂及 重要的输气管道SCADA系统宜单独设置调度控制中心，小型输 气管道、支线输气管道，其调度控制中心可由其中一站场控制系统 通过完善功能来承担，

田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T50823和《油气 田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T50892的有关规 定。通常在设计前期主要针对输气管道关键设备如流量计量仪 表、压力控制设备、在线分析仪器、站场控制系统等进行。考虑到 国标的通用性及管道建设可能存在的阶段性，本次修订采用“宜全 线统一”。

2.2运行复杂及重要的输气管道，其调度控制中心还宜根据管

8.2.2运行复杂及重要的输气管道，其调度控制中心还宜根据管

理、运行需求进行输气管道泄漏检测及定位，清管器跟踪，天然气 的输量调整、预测和计划，组分追踪，模拟仿真及培训等管道系统 应用软件配置，这些功能的实现宜逐步实施。

8.3站场控制系统及远程终端装置

.3.2本条参照现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系

8.3.2本条参照现行国家标准《油气田及管道工程计算机控

8.3.4小型站场及阀室应用RTU较多，增加该条款规定了设

普通阀室是只设置线路截断阀及相关工艺设施、不设置蓝视 和控制设备（RTU）的阀室，其线路截断阀采用手动或气液联动执 行机构驱动。 蓝视阀室采用远程蓝视集成系统或RTU对阀室的压力和线 路截断阀的阀位进行采集并远传，不对线路截断阀进行远程控制， 其线路截断阀仍采用手动或气液联动执行机构驱动。 监控阀室设置有RTU，是进行数据监视、控制的阀室。阀 室内线路截断阀的阀位信号、管道温度或压力信号等可上传， 并可通过SCADA系统实现远程控制，即可实现远程关闭线路 截断阀。 设置有RTU的清管站和阀室的设计需符合现行国家标准 《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T50823规范 性附录B. 4的有关规定

测系统进行组合，就构成了压力/流量自动选择性调节系统。正常 工况下，该系统为压力调节系统，以维持下游压力在允许的范围 内。当供气流量超过设定值时，根据运行管理需要，站场控制系统 将自动切换为流量调节系统，以达到限制局部供气量的目的。当 实际供气流量低于限制值时，系统能自动切换至压力控制方式，

表7MOP、TOP与MIP的关系表

注：TOP一压力调节装置可控制的临时操作压力（Temporaryoperatingpressure）； TOPd一气体调压系统下游压力调节装置可控制的临时操作压力（Downstream temporary operating pressure),

（3）气体调压系统与流量检测系统进行组合，构成了压力/流 量自动选择性调节系统。正常情况下，该系统为压力调节系统，以 维持下游压力在允许的范围内。当供气流量超过设定值时，根据 运行管理需要，SCADA站场控制系统将自动切换为流量调节系 统，以达到限制局部供气量的目的。当实际供气流量低于限制值 时，系统能自动切换至压力控制方式。 西气东输气体调压系统的设备选择及操作为：压力调节阀采 用电动调节阀，监控调压阀采用自力式调压器，安全切断阀采用自 力式高、低压安全切断阀。 压力调节系统工作调压阀的执行机构采用电动执行机构是为 了管道调度控制中心能方便、可靠地通过站场控制系统远程对调 压阀的设定值进行操作，同时也能对压力/流量自动选择性调节系 统相关参数进行远程操作。 监控调压阀是压力安全系统中的第一级安全设备，其作用是当 工作调压阀出现故障时，既能保证系统下游不超压，又维持下游的 正常供气。正常情况下，监控调压阀因设定值较高而处于全开位 置，当工作调压阀出现故障造成下游超压时，串联的监控调压阀将

自动投入进行调压。监控调压阀采用自力式调压器，从动力到调节 可路均与工作调压回路不同，从而提高了系统的有效性和可靠性。 安全切断阀是压力安全系统中的第二级安全设备，安装在监 控调压的上游。正常时，该阀动作的设定值高于工作调压阀和 监控调压阀的设定值而处于全开状态。当测量值大于安全切断阀 的设定值时及时切断供气管路并发出报警信号，以保证下游设施 的安全。安全切断阀关闭后，应人工在现场确认关闭原因后才能 将其开启。安全切断阀为自力式并独立设置，以保证在任何情况 下避免调压阀与安全切断阀之间的相互影响。 对于设有气体调压系统的站场，无论何种原因起工作调压 阅不能正常工作时，监控调压阀将自动投入运行。当监控调压阀 的使用也不能降低下游压力时，安全切断阀将自动工作。无论 一个压力安全设备动作，都表明该气体调压系统已处于非正常运 行状态。因此，上述任一情况发生都将发出报警信息，以使站场控 制系统按照预定的程序自动切换至备用供气管线，同时提醒操作 人员到现场进行设备检查，以保证整个站场以及下游管线和设备 的安全运行。 电动调压阀、自力式调压阀将输出4mA～20mA的阀位反馈 信号至站场控制系统，以便SCADA系统实时监控气体调压系统 的运行情况。此外，电动调压阀还将输出故障接点信号，自力式安 全切断阀输出全开、全关阀位接点信号作为报警系统的输入信息 和备用回路的自动切换输入信号。 8.4.5布置有工艺设施的输气站封闭区域主要指压气站压缩机 厂房内和室内管道截断阀室。国内设计中，压缩机厂房内均设置 了可燃气体探测器和火焰探洲器，具备蓝视与监控功能的室内管

8.4.5布置有工艺设施的输气站封闭区域主要指压气站压缩机

厂房内和室内管道截断阀室。国内设计中，压缩机厂房内均设置 了可燃气体探测器和火焰探测器，具备监视与监控功能的室内管 道截断阀室内也设置了可燃气体探测器。露天或式布置的工艺 设施区可燃气体探测器和火焰探测器的设计应符合现行国家标推 《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493和 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。

9.0.1输气管道通信方式不仅要满足输气管道管理对通信业务 的种类和数量的要求，也要符合企业管道建设通信网络规划的要 求，这样既能满足管道建设需要，又能避免重复建设，从而节省投 资。传输方式可以是光纤通信网、卫星通信网、租用公共通信网和 其他自建通信网。

9.0.2利用输气管道的管沟与管道同沟敷设光缆或高密度聚乙

烯硅芯管已在国内外广泛采用，经实践证明该方式既能满足管道 自身通信业务的需求，又节省配套通信工程投资。光缆可采用直 埋敷设或布放在高密度聚乙烯硅芯内敷设的方式。

际需要和多年来生产维护运行的经验提出来的。管道通信业务种 类通常有生产调度和行政管理话音通信，SCADA数据传输通信、 企业数据网络通信、工业电视通信系统、会议电视通信系统、扩音 对讲通信系统、安防系统（如入侵自动报警系统、门禁系统等）、巡 线和应急通信等。

9.0.7SCADA系统数据传输备用传输通道的设置是为了保证

输气管道的正常安全运行管理，提高SCADA系统数据传输的可 靠性。采用不同的通信路由是为了提高通信网络的可靠性。 9.0.8为了输气管道的线路巡回检查、事故的抢修、日常的维护 和投产或扩建时的通信联络方便，可配备满足使用条件的移动式 通信设备，如防爆对讲机等，以便作业人员能及时与邻近的输气站 或上级单位沟通联系。

10.1.1输气管道的用电点包含了输气站、阀室和阴极保护站 等，从电网取得电源有利于降低投资和用电管理。对于除压气 站外的输气站、阀室等站场而言，其连续运行的动力用电设备不 多，用电负荷较小，站场所在地区常常因为电网基础较差，有可 能发生无法取得电源或者外接电源方案实施困难、费用投资高 等问题，因此本条允许经过技术经济比较有明显优势时，可以采 用自备电源的方案。自备电源通常利用管输气作为动力燃料： 当取得其他燃料（如汽油或柴油）较为经济时，也可作为发电燃 料。 10.1.2供电电压是指供电网络输电线路提供的电源电压：以及 输气站及阀室用电设备使用的电压。通常分为交流110kV、 35kV、10kV、380V，以及直流24V。设计时需要结合用电设备的 运行需求，以及供电条件、送电距离等因素综合分析，确定经济合 理的电压等级。在压缩机的驱动方案选择中，供电电压的选择是 影响电驱系统费用的主要因素之一，因此供电电压等级需要综合 分析后确定。 10.1.3本条对输气站及阀室用电负荷等级作出规定。 1本款的主要依据是现行国家标准《重要电力用户供电电

10.1.3本条对输气站及阀室用电负荷等级作出规定

1本款的主要依据是现行国家标准《重要电力用户供电电 源及自备应急电源配置技术规范》GB/Z29328中的有关规定。 输气站及阀室的供电中断通常不会发生人员伤亡或重大设备损 环，但是会影响管道用户供气和企业生产作业，尤其是重要的输 气干线，是地区或企业的重要能源供给，联系着重要的工业生产 和城市生活，应慎重考虑各用电点的负荷等级。目前，国内供气

管网已经实现多气源及干线联网的格局，单个输气站中断作业 对管网供气影响力减弱，由外部电源导致输气作业停止的可能 性很低，因此，除了与上游处理设施密切联系的首站外，没有必 要将所有输气站定义为重要电力用卢的一级负荷。 同时，本款对本规范2003版中电驱压气站宜为一级负荷的内 容进行修订，主要是考虑电驱压气站虽然对供电可靠性要求较高： 其与燃驱压缩机辅助用电系统的负荷等级应该是一致的，供电可 靠性应结合管线失效性分析确定，通常情况下定义为重要电力用 户二级负荷是合理的、可行的，但个别压气站符合条件时仍然应定 义为一级负荷。 2根据现行国家标准《重要电力用户供电电源及自备应急 电源配置技术规范》GB/Z29328附录内容，阀室不属于重要电 力用户，其用电负荷容量较小，主要是保证数据传输或远程控 制，本款依据现行国家标准《供配电系统设计规范》GB50052规 定阀室可以为三级负荷。排流站在目前的输气管道中存在多种 不确定因素，因而暂未列入条款，可参照阴极保护的用电负荷等 级确定。 3考虑到重要电力用户中不同性质的用电设备对电源可靠 性要求不尽相同，设计时并不需要按照相同的负荷等级供电，本款 对输气站及阀室的典型用电设施进行分类，负荷等级的定义与现 行国家标准《供配电系统设计规范》GB50052一致，以方便设计过 程中的用电负荷统计及电源容量配置。 表10.1.3给出输气管道常见用电设备的负荷等级规定，主要 针对长输管道的通用情况，个别管道输气站及阀室，对用电需求可 靠性、电源中断影响没有安全、环保及较大经济损失等问题时，不 需要将生产用电设备定义为二级负荷；阀室配置RTU设备时，其 用电负荷均为重要负荷。 10.1.4·本条对供电要求作出规定。 3本款规定的应急电源可以是发电机组、不间断交/直流电

10.1.8本条对雷电防护作出规

10.1.8本条对雷电防护作出规定，

10.2给水排水及消防

10.2给水排水及消防

10.2.1本条对输气站水源作出规定。

（1）当供水水源采用自建地下水时，宜根据相关水资源论证进 行设计。 （2）生产、生活及消防用水宜采用同一水源。 （3）对于电驱压气站等对供水可靠性要求较高的输气站场，当 采用打井取水时，宜根据具体情况设置备用水源并。 10.2.2对于输水管线和水源取水能力，如果输气站已设有安全 水池，且安全水池文能保证有足够的消防用水量不作他用，则可不 将消防水量计入总水量中。消防用水及补水时间按现行国家标准 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183经计算确定。绿化和 浇酒道路用水及未预见水量按现行行业标《油气厂、站、库给水 排水设计规范》SY/T0089确定。 10.2.3对生产用水量较大的输气站，当供水系统得不到切实保

证时，如水源取水的供电等级偏低、单条输水管线供水等，一般需 设安全水池（罐），保证一旦供水系统发生事故时，能有足够的水量 维持正常生产和火灾扑救。

10.2.6本条对输气站污水处置作出规定。

（1）当用作站内回用水时，其水质宜符合现行国家标准《城市 污水再生利用城市杂用水水质》GB/T18920的有关规定。 （2）当采用罐车外运时，其水质宜符合污水处理厂（站）等污水 接受单位的进水控制指标的相关规定。同时，还宜在站内设置污 水储存池（罐），有效储存容积宜按10天～15天生活污水量计算 确定。 ， （3）当接入城镇排水管道时，其水质宜符合《污水排人城镇下 水道水质标准》CJ343的有关规定。 （4）当外排室沟渠或关然水体时，其水质宜符合现行国家标准 《污水综合排放标准》GB8978和地方有关部门的有关规定

10.3采暖通风和空气调节

10.3采暖通风和空气调节

10.3.1现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》 GB50019一2003的第1.0.2条中明确规定：本规范适用于新建、 扩铲建和改建的民用和工业建筑的采暖、通风与空气调节设计。现 行国家标推《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019目前正在 修订中并拟更名为《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》，提 示本规范的使用者笑注GB50019修订后的变化。 10.3.2本条对室内采暖计算温度作出规定。 1规范中表10.3.2的值是根据现行国家标推《工业企业设 计卫生标准》GBZ1规定的原则，并参照现行国家标准《油气集输 设计规范》GB50350等相关规范确定的。 2有特殊要求的建筑物主要是指设有测量、控制及调节 系统的仪器、仪表的建筑物和其他有特殊要求的建筑物如计算

10.3.2本条对室内采暖计算温度作出规定。 1规范中表10.3.2的值是根据现行国家标推《工业企业设 计卫生标准》GBZ1规定的原则，并参照现行国家标准《油气集输 设计规范》GB50350等相关规范确定的。 2有特殊要求的建筑物主要是指设有测量、控制及调节 系统的仪器、仪表的建筑物和其他有特殊要求的建筑物如计算 机室等。

10.3.2本条对室内采暖计算温度作出规定。

3其他建筑物主要指行政、办公、医务等建筑物。 10.3.3本条对生产和辅助生产建筑物的通风设计作出规定。 1对生产有害物质或气体的工艺过程应尽量密闭，是工业生 产和环境保护设计的基本原则。当不可能完全做到时，应采取局 部通风或全面通风措施，以确保建筑物内的空气质量达到卫生和 安全的要求。输气管道各类站场中有害物质或气体的爆炸下限和 允许浓度见表8。

表8有害物质或气体的爆炸下限和允许浓度

在确定建筑物的换气次数时，有害物质浓度应达到卫生标准 的规定值。而对卫生标准未作规定的易爆气体如甲烷、乙烧等，则 应控制在安全浓度以下。 现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019对 建筑物内易爆气体的充许浓度无明确规定。苏联建筑法规《采暖 通风与空调设计规范》CHИIIⅡ一33一75第4.101条规定：对于 排除含有爆炸危险性物质的局部排风系统以及含有上述物质的全 面排风系统，其风量是以保证爆炸危险性的气体和蒸汽的浓度不 超过爆炸下限的5%。 本规范认为，在确定含有爆炸危险气体的建筑物的通风量时， 应当规定爆炸性气体的充许浓度作为计算依据，而这个浓度的规 定原则应该是既要保证生产安全，又不过多地增加通风设备的建

10.4.3根据生产、生活、采暖、通风、锅炉房自耗及管网损耗的热 量，计算出系统的最大耗热量，作为确定锅炉房规模大小之用，称 为最大计算热负荷。本条的供热负荷计算公式中，热网损失耗热 约占总负荷的5%～10%，再考感部分锅炉房自耗，K一般取 1.05～1.2；油气田内部采暖一般是连续供给的，即K，=1.0；集 气、压气站的通风负荷是连续的，即K，=0.9～1.0

接与检验、清管与试压、干

[1. 1 焊接与检验

11.2清管、测径与试压

11.2.1本条对清管扫线与测径作出规定 3.本次修订增加了测径板测径的要求。测径的目的是检测 管道截面圆度变形程度及通过能力。根据近年工程实践，测径作 业通常与试压前的清管作业同步进行，测径板可采用铝板制作并 安装在清管器上，当测径板通过管道后出现变形，则需采用电子测 经仪等设备对变形位置进行精确测量和定位，然后对变形部位的 管道开挖验证或换管。中国石油所建管道测径采用的测径板厚度 值见表9，测径板直径取管道最小内径的92.5%，经近年的工程实 践证明尚属可行，可供参考采用。

.2.2本条对输气管道试压作出

1一级一类地区采用0.8强度设计系数的管道强度试压，试 验压力产生的环问应力基本接近管材标推规定的最小屈服强度 存在管材屈服的风险，因此需要绘制压力体积图蓝测试验，以防 正管道发生屈服。 5本规范第11.2.3条中充许一级二类和二级地区可采用气 体进行强度试验。特别应注意的是，应慎重决定选择用气体进行 强度试压，因为气体试压失败致管道爆裂比用水试压致管道爆裂 产生的危害要大得多。如果不可避免地需要采用气体进行强度试 验，则需开展风险识别，制订可靠的安全措施，将风险降至最低。

步提高，各方面经验的进一步丰富，进一步提升低点试验压力、减 小试验的数量也是可行的，但最大试验压力产生的环向应力不要 超过1.1倍管材标准规定的最小屈服强度，同时需要采用压力一体 积曲典线图进行监测， 7本规范规定一级一类地区采用0.8强度设计系数的钢管， 工厂水压试验压力产生的环向应力不小于95%标准规定的管材 最小屈服强度（考虑管端荷载和密封压力产生的轴向压缩应力，其 组合应力基本达到了100%管材标推规定的最小屈服强度），并要 求管子工厂水压试验时管壁应无明显的鼓胀，即在工产内就排除 了已膨胀变形的管子出厂。埋地管道水压强度试验时，理论上试 验压力产生的环向应力达到1.125倍管材标准规定的最小屈服强 度时，管材才会发生屈服，而本规范取值为1.05倍，管材不会发生 屈服。西气东输三线西段0.8强度设计系数试验段，在对3.9km 管段强度试验时，选取了8个测试点进行应力测试，测试结果表明 试验压力产生的环向应力为1.05倍管材标准规定的最小屈服强 度并稳压4h，各监测点的等效应力均小于管材标准规定的最小屈 服强度，各检测点位置的材料未进人塑性变形阶段，说明测点处材 料未发生屈服。同时，该段管道在水压强度试验后又对管体进行 了膨胀变形检测，结果表明最大膨胀变形量仅为0.24%D(D指管 子外径），远低于本规范要求的1%D。综上所述T／CCMA0063-2018 盾构机操作、使用规范.pdf，按本规范在一级 一类地区采用0.8强度设计系数的设计管道，水压强度试验引起 的管道有害膨胀变形可能性极小，甚至不会发生（除非材料的最小 屈服强度偏差控制出现了问题）。因此，本款未严格要求进行管道 水压强度试验后的膨胀变形检测，如果要进行水压强度试验后的 管道膨胀变形检测，可以抽查检测或全线检测。 本规范膨胀变形量超过1%D应进行开挖检查，对超过1.5% D的应进行换管，换管长度不应小于1.5D。以上的要求是根据 “输气管道提高强度设计系数工业性应用研究”和西气东输三线西 段0.8强度设计系数试验段工程实践提出的

11.2.4本条对输气管道严密性试验作出规定。

3输气站存在法兰、螺纹、卡套、阀门填料函等多种密封方 式，具有泄漏点多的风险。近年的工程实践表明，采用水做严密性 试验后，投产进气时，容易发生关然气泄漏。用气体作为严密性试 验介质能更容易检测工艺系统的严密性能，并满足生产运行的实 际需要。由于输气站严密性试验前均进行了1.5倍设计压力下的 强度试验，在设计压力下用气体进行严密性试验不存在因强度问 题而带来的安全风险。 4用水进行严密试验时，无压降不泄漏为合格。用气体进行 严密性试验时，在试验压力下用发泡剂重点检查法兰、螺纹、卡套 阀门填料函等处，无气泡为合格，

11.3.2本条对管道气体置换作出规定。 第2、3、4、5款是参照现行行业标准《天然气管道运行规范》 SY/T5922一2012第6.5.节的相关要求编制的。 第6款目的是防止外界湿空气重新进入管道

11.3.2本条对管道气体置换作出规定。

GB／T 9089.1-2021 户外严酷条件下的电气设施 第1部分：术语.pdf11. 3.2本条对管道气体置换作出规定,