标准规范下载简介

GB50349-2015 气田集输设计规范.pdf

人人体，甲醇对人中毒剂量为5mL～10mL，致死剂量为30mL。 因为甲醇可能会污染地下水，回注的污水中甲醇含量限制在小于 0.1%（w）。而乙二醇无毒，不存在危害人身安全和污染环境的问 题。从操作安全性和环保方面看，注乙二醇优于注甲醇。一般来 说，为满足环保及职业卫生要求，含甲醇污水应进行甲醇的再生回 收处理。

4.6.1低压气由或气由开采后期天然气出井压力过低时可采用

4.6.1低压气由或气由开采后期天然气出井压力过低时可采用

4.6.1低压气由或气由开采后期天然 米片 压缩机增压外输。 气田增压站通常是在开始时要求压比小，随着时间的推移，要 求压比越来越大。因此，气田天然气增压所需要的压缩机的特点 是：①易于调节排量；②易于改变压比。气由低压气增压输送时， 般情况下采用往复式压缩机

4.6.2用于气田集气系统低压气增压的压缩机JTS 195-3-2019 内河电子航道图技术规范，其原动机采用燃

气发动机，以天然气为燃料，可就地取用，经济合理。燃气发动机 本身的特点也有利于压缩机调节流量变动功率的操作。当电源可 靠、电价低、电费少，输电线路短、不需要大量的输变电投资，有国 家电源和供电网时，可采用电动机

压比压缩机也难以满足要求，因此推荐采用整体组装机组以利于 机组的更换。气田集气系统所用的压缩机通常是中、小型，且以小

型为主。中小型机组的整装设计是比较容易实现的。 整体组装压缩机一般为小型机组，机组更换安装时，将机组底 盘就位后，只需进行压缩机进口管道的连接、燃料气引入管道的连 接以及仪表压力引线的连接等。整体组装压缩机冷却系统一般为 间接空冷，冷水密闭循环。较小的机组系为自动循环。较大的机 组则由机组自带的气动泵使冷却水循环。机组安装时，同外部的 管道连接部位很少，安装比较简易，安装所花费的时间较短；更换 机组时，因停工所减少的气量可由其他机组或其他气源通过调节 加以解决。故对整体组装压缩机组不需要设置备用设备，但易设 离线备用机组。

4.6.4气田集气系统向外输气通常有高负荷和低负荷的要求，

要满足这种要求，一是从单机组本身的功率变动范围上考；二是 从机组数量设置上考虑。前者能满足小幅度的变化，后者才能满 足大幅度的变化。因此一座压气站往往为适应负荷量的变化而需 设置调节机组。当其中一台大容量压缩机组检修时，其他机组最 大排量能满足最低供气要求时，这种情况下就不另设置备用机组： 否则应设置备用机组。

4.6.5天然气进入压缩机前应根据机组要求除去气中液、固杂

质。分离器的规格应根据工艺计算确定。分离器设置自动排液、 液位控制及高液位报警等防止凝液和机械杂质进人气罐，这是必 要的安全设施。

4.6.9为了压缩机检修操作方便，封闭式和半露天式厂房均应设

置起重吊车。对于采用单层厂房操作平台布置的小型机组，最大 部件重量不足3t者，可设置移动式吊车或汽车吊。移动式吊车的 负荷可根据压缩机和动力机的最大部件重量来决定。如果部件重 量小于1t，也可采用三角架配挂手拉葫芦来解决检修部件的起吊 可题。10t以上可采用电动桥式吊车，10t以下以手动吊车为宜， 电动吊车可减轻检修劳动强度，但是动作较快，不易做到微调控 制，故10t以内应优先选用手动梁式吊车，对于10t以上的大型桥

式吊车，可在挂钩上再配一环链手拉葫芦。

4.6.10压缩机工艺气系统设计要

第1款、第4款这两款规定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）制造厂配套提供，在订货时应按本 规范对压缩机组提出技术要求。 第2款：压缩机出口至第一截断阀之间管道上，装设安全阀和 放空阀作为事故紧急放空及设备检修时机组放空之用。为防止超 压使压缩机能及时泄压，泄放量应等于或大于压缩机的额定排放量。 第3款：压缩机各级之间的调节回路管道和始末两级之间的 闭路循环管道的设置，是为了机组排量的调节、机组开停工操作及 机组切换操作之用。

4.6.11压缩机各级出口冷却可提高管输效率和减小对防腐层的

空冷同水冷对比，具有减少消耗和环境污染，降低能耗以及厂 址不受水源限制等优点。特别是在山区，水源和电源缺少，故推荐 优先选用空冷。

4.7.1并口是唯一的压力来源。当采气管道的压力高于或低于 所给定的上限或下限压力值时，安全截断阀自动关闭，也就是关闭 了气井。 采气管道超过高限压力的情况，一般是采气管道中水合物堵 塞或集气站意外事故突然关闭采气管道进站截断阀引起的。采气 管道出现超低压的情况，一般是采气管道因事故破裂引起的。 气井井口装设高低压安全截断阀的目的：一是当采气管道出 现超高压或超低压的情况时，高低压安全截断阀自动关并以防止 爆炸、火灾以及中毒等事故发生；二是当下游脱水站、净化厂发生 故障时，为了避免或减少天然气的放空，通过站内自控联锁系统关 断高低压安全截断阀

4.7.2气田站场灭火最重要的措施是迅速截断气源，为此在进出 站的天然气管道上设置截断阀是确保截断气源的唯一措施。截断 阀应设置在安全可靠和方便操作的地方，当天然气站发生火灾或 泄漏事故时，操作人员能迅速靠近、及时关闭阀门截断气源。紧急 截断阀应设置自动及远程控制系统，以便事故时迅速关闭阀门。 现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183通过站 场分级，对不同等级的站场进出站截断阀的设置也进行了规定

阀应设置在安全可靠和方便操作的地方，当天然气站发生火灾或 泄漏事故时，操作人员能迅速靠近、及时关闭阀门截断气源。紧急 截断阀应设置自动及远程控制系统，以便事故时迅速关闭阀门。 现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183通过站 场分级，对不同等级的站场进出站截断阀的设置也进行了规定。 4.7.8工艺系统可燃物质泄漏发生火灾时，降低工艺系统操作压 力可更迅速地控制火情。金属材料由于火灾原因温度升高，即使 工艺系统压力未达到最大允许蓄积压力时，也可能会造成应力破 损，因此应降低容器应力。降压速率与容器材料的金属性能、壁 厚、最初的壁温以及热输人量有关。本条规定的降压速率是根据 《卸压和减压系统指南》SY/T10043一2002的第3.19.11条制 订的

力可更迅速地控制火情。金属材料由于火灾原因温度升高，即使 工艺系统压力未达到最大允许蓄积压力时，也可能会造成应力破 损，因此应降低容器应力。降压速率与容器材料的金属性能、壁 厚、最初的壁温以及热输入量有关。本条规定的降压速率是根据 《卸压和减压系统指南》SY/T10043一2002的第3.19.11条制 订的。

4.7.10本条是参照《压力管道规范工业管道第6部分：安

生：7东乐的安求 订的。对于最大操作压力在7.5MPa以上的工况，原则上，定压值 （P。）推荐1.1倍最大操作压力（P）；如果1.1倍P定压会造成显 著的成本增加，则可选择大于或等于1.05倍P定压；结合安全阀 的选型，对于弹簧式安全阀，P。一般应大于或等于1.1倍P，先导 式安全阀P。一般应大于或等于1.05倍P。

2008版）中第7.1.5条的要求制订的

5.2.5“乙烷收率宜为50%～85%”的规定与《天然气凝液回收 设计规范》SY/T0077一2008的要求致；近年来由于石油产品 价格的提高，凝液回收装置效益较好，已设计和正在运行的大、中、 小型轻烃回收装置的丙烷收率一般为70%～85%，采用吸收塔工 艺的装置丙烷收率高达95%以上，因此将丙烷收率修改为“丙烷 收率宜为70%90%”

5.2.7对于轻烃回收装置，由气体而引起的火灾，扑救或灭火的 最重要、最基本的措施是截断气源。为此，在装置进气总管上设置 紧急关断阀，是确保在事故发生时能迅速截断气源的重要措施 为确保原料气系统的安全和超压泄放，在装置的进气总管上的紧 各或放空阀和安全阀

5.3.5本条参考了特种设备安全技术规范《固定压力容器安全技

术监察规程》TSGR0004一2009中的第3.9.3条，常温储存液化 气压力容器的设计压力应当以规定温度下的工作压力为基础确 定。该标准第3.9.3条中给出了3种情况常温储存混合液化石油 气压力容器规定温度下的工作压力。通常情况下，50℃时丙烷的 饱和蒸汽压为1.61MPa，储罐的设计压力通常取1.05倍～1.1倍 的系数，储罐的设计压力取1.77MPa。

5.3.6规定天然气凝液及其产品进人储罐的温度，主要是为了避

5.3.7～5.3.9条文内容与《石油天然气工程设计防火规范》GB

大于或等于100m的储罐设置2个或2个以上安全阀，是为 了增加储罐的安全系数，要求每个安全阀都具备独立完成储罐事 故状态下最大放空量的能力

脱水系统，另设一个脱水容器或称自动切水器，将储罐内底部的水 先放至自动切水器内，自动切水器根据天然气凝液及液化石油气 与水的密度差，将天然气凝液及液化石油气由自动切水器顶部返 回储罐内，水由自动切水器底部排出。是否采用二次切水设施，应 根据产品质量情况确定

积水，在寒冷地区冬季，如果防冻措施不当，储罐液相进出管道的 第一道阀门有可能因结冰而被冻裂，发生液化烃泄漏事故；也可能 由于其他原因，造成储罐液相进出管道的第一道阀门破裂。本条 规定旨在发生液化烃泄漏事故时，通过储罐液相进出管道向储罐 内注水，使从破裂的阀门泄漏出的液体是水而不是液化烃，以便 抢修。

温度升高引起超压而采取的安全措施。《液化石油气储

6356一2010也有液体泄放阀的相关要求。

5.4.1液体装卸臂是一种安全可靠的成套装车连接设施，由旋转 接头、内臂、外臂、平衡器、控制系统等部件组成，使用寿命大于25 年，且易于接拆，减少连接时间。采用软管连接接拆困难，因此建 议选用液体装卸臂。

5.4.2关于蒸气压高于大气压的液态烃类的装车流速，国内外的

装车鹤管的连接管道中介质安全流速仍需按不超过3m/s 设计。

经验控制装车量和液位，易出现冒罐和超装等现象，为了避免此

5.4.5装车泵设回流线的目的，是在泵排量与装车量差别较大 时，避免装车流速过大，产生过高的静电电位而引起火灾事故，同 时避免憋泵。

6.1.4一般情况下，气田水管道宜采用埋地敷设，施工简便快 捷，完工后占地少、美观且能隔热防冻。但当管道位于沼泽、季节 性积水地区、沙漠和戈壁荒原地区以及山地丘陵和黄土高原沟 地区等特殊地段时，根据具体情况也可采用埋地、管堤、地面敷设 或架空敷设的方式。 管线穿越公路的保护套管一般距路面不应小于0.7m，套管两端 伸出路基坡脚不应小于2m，管线与公路之间的夹角不宜小于60°

性积水地区、沙漠和戈壁荒原地区以及山地丘陵和黄土高原沟 地区等特殊地段时，根据具体情况也可采用理地、管堤、地面敷设 或架空敷设的方式。 管线穿越公路的保护套管一般距路面不应小于0.7m，套管两端 伸出路基坡脚不应小于2m，管线与公路之间的夹角不宜小于60°。 6.1.5长距离输水管道由于开（关）泵、开（关）阀和运行中的流量 调节引起流速变化产生水锤，危害大，往往是爆管的主要因素。气 田水泄漏时往往造成严重的环境污染，因此应进行水锤分析计算， 研究消减水锤的方法，并对管路系统采取水锤的综合防护措施 应根据管道的纵向布置、管径、设计水量、功能要求等，进行管路系 统水锤综合防护设计。一方面应控制管道内压力波动的峰值小于 管道的试验压力，另一方面应防止管道隆起处和水压较低处的水 柱被拉断而产生断流弥合水锤。 6.1.7结垢会堵塞气田水输送管道，降低输水效率；输水管道和

6.1.5长距离输水管道由于开（关）泵、开（关）阀和运行中的

调节引起流速变化产生水锤，危害大，往往是爆管的主要因素。气 田水泄漏时往往造成严重的环境污染，因此应进行水锤分析计算， 研究消减水锤的方法，并对管路系统采取水锤的综合防护措施 应根据管道的纵向布置、管径、设计水量、功能要求等，进行管路系 统水锤综合防护设计。一方面应控制管道内压力波动的峰值小于 管道的试验压力，另一方面应防止管道隆起处和水压较低处的水 柱被拉断而产生断流弥合水锤

设备表面结垢，会造成垢下腐蚀，甚至穿孔，造成管道泄漏，危害环 境。目前有多种防垢措施，如：控制水的流动状态、管线形状及其 他环境等条件；去除水中成垢物质；避免不相溶的水混合；加除垢 剂控制等。因此，工程中应根据输送介质、温度、输送距离情况，经 经济对比设置气田水输送的防垢设施，并满足低耗、环保要求

6.1.8长距离气田水管道一般宜采用非金属管（见现行行业标准

合高压输送管》SY/T6716的规定）或普通钢管。

6.2.1气田内各站场分布零散，产生的气田水若就地处理则费 用较高，因此气田水宜集中处理，以降低投资，也便于维护管理。 部分气田若有条件，如：气田水量不大、靠近有生化处理装置的厂、 站、生活污水处理量较大等，可将其预处理后与生活污水合并进行 深度处理，

6.2.2不同气田的气田水情况差异往往较大，气田水日产水量

主要污染物的成分、含量有时相差悬殊，气由不同开采期的水质也 有一定变化。而各气田所处地理位置不同，最终处置要求也不同 （如蒸发、回注、回用、外排等处置方式）。因此应结合上述情况，综 合确定气田水的处理规模、工艺流程。

6.2.4在含硫气田采出水中,氧是造成腐蚀的一个重要因素。采

出水中氧的存在加速了硫化物的腐蚀作用。根据四川气田的多年 运行经验，气田采出的含硫污水宜首先进行脱气，脱除污水中的硫 化氢以降低含硫污水的腐蚀性；未经脱气处理的含硫污水应采用 密闭系统储存和输送，使含硫污水与外界的氧隔绝。 含硫气田水处理要求采用密闭处理、先进行脱气处理的目的： 是为了降低硫化氢含量，以保证在后续处理、输送及回注过程中的 安全。酸性气田水中含有大量氯化物、硫化氢、二氧化碳、悬浮物 和有机物等污染物，宜先进行脱硫和脱气处理后，再排人污水处理 装置。污水进入生物处理构筑物或活性碳吸附塔时，对硫化物都 有一定的要求。例如：某引进厂污水处理采用的活性碳吸附工艺： 要求装置进水的硫化氢含量不大于5mg/L，活性碳吸附塔进水的 硫化氢含量不大于1mg/L~5mg/L；某天然气厂污水处理采用生 物接触氧化法，要求装置进水的硫化氢含量不大于50mg/L，生物 接触氧化塔进水的硫化氢含量不大于15mg/L。因此，含硫气田 水进入污水处理装置前应预先脱气（除硫）

含硫气田水进行脱气处理时宜采取以下工艺措施： （1）低压/常压闪蒸。 （2）净化天然气气提/蒸汽气提。 含硫气由水脱气过程中脱出的硫化氢气体应采取以下处置途径： （1）厂站内设有还原吸收法尾气处理装置时，气田水中脱除的 疏化氢应送至尾气处理装置进行集中处置。 （2）增压后进人采（集）气管道，与原料天然气一并送人天然气 处理厂、站的脱硫装置统一处理。 （3）通过火炬或焚烧炉，燃烧后排入大气。燃烧后的二氧化硫 排放量及排放浓度应满足《大气污染物综合排放标准》GB16297 的相关规定。 6.2.5·含硫气田水储罐以正压形式进行气封密闭储存，是为防止

疏化氢溢出而产生安全隐患。含硫气田水储罐检修时应首先采用 净化天然气置换，再采用氮气置换，以满足检修要求，置换排出的 含硫化氢天然气应进入放空火炬系统燃烧后排放，

6.3.3当气田水回注缺乏回注井资料时，宜根据气田所在区域地

管道系统、堵塞或影响水泵正常工作。其设置要求如下： （1)吸水管管径小于或等于DN80时，宜采用Y型过滤器；管 径大于DN80且小于DN400时，宜采用T型过滤器；管径大于或 等于DN400时，宜选用篮式过滤器。 （2）气田水所含杂质多时，宜选用篮式过滤器。 （3）过滤器滤网无特殊要求时，应选用不锈钢丝网。 （4）过滤精度应根据回注泵的结构形式和输送要求确定，一般 宜采用30目滤网。

7.1.11线路工程费用及钢材耗量在线路工程中占有较大比 例，因此线路走向应进行方案比选，择优选定。 2，3在气田中有条件的地方，集输管道与其他类别工程组成 走廊或同沟敷设，可减少施工费用和方便管理。 5集输管道线路宜避开不良工程地质地段。在多年的实践 中，对影响管道安全、整治困难且工程投资较大的各种特殊地段， 一般是绕避。但经工程处理后，能确保稳定，且工程投资有显著节 省时，则应选择适当的部位通过

7.1.11线路工程费用及钢材耗量在线路工程中占有较大比 例，因此线路走向应进行方案比选，择优选定。 2，3在气田中有条件的地方，集输管道与其他类别工程组成 走廊或同沟敷设，可减少施工费用和方便管理。 5集输管道线路宜避开不良工程地质地段。在多年的实践 中，对影响管道安全、整治困难且工程投资较大的各种特殊地段， 一般是绕避。但经工程处理后，能确保稳定，且工程投资有显著节 省时，则应选择适当的部位通过。 7.1.3集输管道管子的理论壁厚计算是采用最大剪应力理论（第 三强度理论），该理论认为材料的失效破坏取决于最大剪应力，它 能较好地符合塑性材料破坏的情况，比较充分地利用管子的承载 能力，更符合实际。自前多数国家都采用最大剪应力计算理论推 导管子壁厚计算公式。 7.1.4集输管道沿线温降计算采用的是舒霍夫公式。 7.1.52管壁厚度是按第三强度理论计算，强度计算公式仅考 虑管子环向应力，当输送介质温差较大时，管道应力将会增高而且 是压应力。因此尚应按双向应力状态时组合当量应力进行校核 以保证管道运行安全。 7.1.7常温分离后的天然气，随输送过程中管道内的压力和温度 降低，水和凝析油将析出，在管道的低洼处积聚，从而增加管道阻 力，降低输气能力。特别是有水合物产生时，固体水合物将逐渐积 聚烤寒管道因此集气管道宜设置清管设施以减少管道阻力及

7.1.3集输管道管子的理论壁厚计算是采用最大剪应力理论（第

三强度理论），该理论认为材料的失效破坏取决于最大剪应力，它 能较好地符合塑性材料破坏的情况，比较充分地利用管子的承载 能力，更符合实际。目前多数国家都采用最大剪应力计算理论推 导管子壁厚计算公式。

7.1.52管壁厚度是按第三强度理论计算，强度计算公式仅考

虑管子环向应力，当输送介质温差较大时，管道应力将会增高而且 是压应力。因此尚应按双向应力状态时组合当量应力进行校核， 以保证管道运行安全。 7.1.7常温分离后的天然气，随输送过程中管道内的压力和温度 降低，水和凝析油将析出，在管道的低洼处积聚，从而增加管道阻 力，降低输气能力。特别是有水合物产生时，固体水合物将逐渐积 聚堵塞管道，因此集气管道宜设置清管设施以减少管道阻力及 腐蚀

积存于管线中的硫化铁粉末清管时进入清管接收装置，遇大 气时易自燃，成为火源，故应在清管接收装置设污水冷却设施。

度减至0.02mm/a～0.07mm/a。中国石油集团工程设计有限责 王公司西南分公司推荐，根据输送介质中酸性介质浓度及采取的 防腐措施，管道腐蚀裕量取1mm6mm。 7.2.6耐腐蚀合金层厚度应不低于2.5mm，若更薄的耐蚀合金 层已有成功应用，可根据应用经验，对不同管径的复合管耐腐蚀合 金层选用合适的厚度。

于气化。在输送过程中，管道某点的压力如果低于相应温度下的 天然气凝液饱和蒸气压，会产生气态轻烃充填管道一部分有效截 面，致使管道的通过能力降低，压降增大，甚至破坏输送。考虑到 管内输送的轻烃成分可能变化，因而饱和压力也随之变化，同时运 行中液体的最高温度也会变化（变化原因是多方面的，气温和操作 条件等变化也会引起这种变化）。为此，选择外输轻烃泵的扬程 时，应留有一定的裕量，使轻烃有一定的终点进罐余压。《城镇燃 气设计规范》GB50028一2006规定进罐余压为0.2MPa～ 0.3MPa。《输油管道工程设计规范》GB502532014规定末站进 储罐前的压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸汽压高0.5MPa。 考虑到混合轻烃的蒸汽压比液化石油气高，危险性也比液化石油 气大，此值按照《输油管道工程设计规范》GB50253一2014的规定 取值为0.5MPa。 7.3.5管内壁绝对粗糙度取值是参照《输油管道工程设计规范》 GB502532014附录C确定的。 7.3.6天然气凝液和液化石油气的电阻率高，流速大会产生静电 危害。管径越大，控制流速应越小。有关天然气凝液流速的规定 是参照《城镇燃气设计规范》GB50028一2006得出的。 7.3.9本条规定与《石油天然气工程设计防火规范》GB50183 2004关于原油、天然气凝液集输管道的规定是相对应的，将稳定 轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0.1MPa的天然气凝液管道视作 原油管道，按原油集输管道确定设计系数；对液化石油气管道、 20℃时饱和蒸气压力大于或等于0.1MPa的天然气凝液管道，按 《输油管道设计规范》GB50253一2014中的液态液化石油气管道 确定强度设计系数

7.4管道敷设及线路附属物

7.4.1管道的敷设形式应根据管道沿线的自然条件确定。在一 般情况下，埋地敷设较其他敷设方式经济安全，少占耕地，不影响

交通和农业耕作，维护管理方便，故应优先采用。在不良地质条件 地区或其他特殊自然条件下，采用地下埋设投资和工程量大或对 管道安全和寿命有影响时，才考虑其他敷设方式。在荒原戈壁区、 山地丘陵区和黄土高原璨交错区，目前实际上存在管道沿地表 敷设的情况，

7.5.2硬度是引起含硫化氢腐蚀环境材料开裂的重要诱因，本条 强调了其重要性。

料的适用范围可根据工程应用经验，结合不同氯离子含量和温度 选择上述耐蚀材料，并考虑其经济性

7.6.1本条规定了气田集输管道用钢管、管道组件材质选用的原

7.6.1本条规定了气田集输管道用钢管、管道组件材质选用的原 则，是气田集输工程的建设、设计、施工、供应各方均应遵守的 7.6.2本条参照《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG

能下J忧人 7.6.3在我国的压力容器和压力管道规范中，以一20℃为低温设 备的分界点。北方冬季低于一20℃的情况很普遍，有的地方气温 甚至低于一40℃。在这样的低温下，无保温且内部介质不流通的 地面上的带压管道组成件，其金属璧温将低于一20℃。如果设计 时未考虑低温影响，碳钢和低合金钢的管道组成件可能在冬季发 生低温脆断，引起安全事故。如果完全按环境低温考虑，管道组成 件用材会提高到低温钢材料，将会提高投资成本。有的业主单位 不愿提高投资，冬季出现憋压的情况时，采取放空的办法，保证管 线处于无压状态。管线既已无压，当然不需考虑环境低温的影响， 7.6.4、7.6.5条文规定了三种腐蚀环境下的选材原则。我国的 天然气开发中，经常出现比较苛刻的腐蚀环境，比如四川气田的高 含硫化氢、塔里木油田高含二氧化碳、高含氯离子区块。在这样的 腐蚀环境下，可选用耐蚀合金。如高氯离子条件下可根据氯离子 浓度选用316L、双相不锈钢（不含硫化氢的工况）和镍基合金。高 含二氧化碳因碳钢的腐蚀速率过大，可选不锈钢材料。 7.6.6管道组成件包括弯管、管件（三通、清管三通、弯头、异径接 头、管封头）、法兰、阀门、绝缘法兰/绝缘接头、汇管、清管器收发 篮一仙工十

头、管封头）、法兰、阀门、绝缘法兰/绝缘接头、汇管、清管器收发 简、快开盲板等，它们均是受压部件/元件，均属压力管道范畴，其 受力状态复杂，出现不安全事故的危害甚大，因此对用于管道组件 的材料必须加以明确规定，严格执行相关的材料标准。 由于铸铁件属脆性材料，组织疏松，强度低，因此严禁使用；螺 旋焊缝钢管由于其焊缝的形式特殊，不适用于汇管或清管器收发 筒上的开孔焊接，弯管和管件因需将钢管加热或多次加热成型，且 一般情况下气田集输管道的介质腐蚀较严重，鉴于螺旋焊缝钢管 的残余拉应力较大，焊缝较长，存在缺陷的概率较大，为了保证安 全，该种钢管严禁用于气田集输工程管道组成件的制作

7.6.8对气田集输管道和管道组件的焊接工艺进行评定，并根

评定编制焊接工艺规程，按规程进行现场焊接，是保证焊打

必须程序，在油气输送管道的施工实践中得到了验证。 7.6.9国外通用的管件标准明确规定管件必须进行热处理，考虑 到我国管件材质选用、制造和使用的实际情况，对此未作硬性规 定，推荐对管件采用热处理。

为了保证其使用安全，必须在设计的诸多方面考虑这个因素，为了 消除汇管、清管器收发简、管件中的残余拉应力，消除酸性介质产 生腐蚀的必要条件，因此用于酸性介质的汇管、清管器收发筒、管 件应进行消除应力热处理

7.6.11我国弯管采用中频电磁感应加热工艺制造，已具有先进

7.6.11我国弯管采用中频电磁感应加热工艺制造，已具有先进 的技术装备和成熟的经验，且参照国际标准制定的现行行业标准 《油气输送用钢制弯管》SY/T5257已颁布执行，因此作了本条内 容的规定。

7.6.12弯头和弯管在介质压力的作用下，在其壁上产生的环向

应力，在弯曲段各部位的分布是不均匀的，其最大环向应力位于弯 曲段内弧侧，比同规格直管在同压力下的环向应力大m倍，增大 系数m是R/D的函数，R/D越大，则m越大，该公式经四川石油 设计院与华东石油学院理论推导和试验所验证。 双金属复合弯管的强度设计中不应计入耐蚀合金层材料的强 度，弯管基体层壁厚应按本条所述公式计算

制造三通的技术已很成熟，外观和受力上均比焊制三通要好得多， 因此一般应采用这种工艺制造三通。焊制三通由于支管与主管之 间的焊接结构难以保证三通肩部（过渡区）的质量，且该处焊缝无 损检测较困难，受力状况不好，因此对有腐蚀性的酸性介质，设计 压力大于或等于6.3MPa或设计温度较低的三通不宜采用焊制 三通。

规定，因此采用现行国家标准《压力容器》GB150.1～GB150.4 的规定，即可满足压力管道系统设计的要求，但许用应力应改按压 力管道的相关规范选取

7.6.15管封头的结构尺寸和计算符合现行国家标准《压力容器

7.6.15管封头的结构尺寸和计算符合现行国家标准《压力容

7.6.16清管器收发简和气田用汇管承压组件，有时设计压

当高，可达10MPa或以上，在受压元件的受力分析上与压力容器 的圆筒、锥筒无异，从安全上考虑，对其制造在技术上必须严格要 求，目前压力管道尚无这方面的标准规范可遵循，为保证制造质 量，故提出应由具有与其设计压力相应的压力容器制造资格的工 厂制造。

某大型土方锚杆施工方案7.6.17清管三通设置挡条的作用是防止清管器通过时在支管处

7.6.17清管三通设置挡条的作用是防正清管器通过时在支管处

有杂物或清管器卡住，挡条这种结构较简单、经济，此外还有其他 结构形式，如夹套式清管三通，

经过分析比较湖南省资源环境承载能力和国土空间开发适宜性评价技术指南(试行)（湖南省自然资源厅2019年4月），化工行业管法兰标准能较好地适应气田集输工程 设计和制造的需要，特别是与国外进口阀门、设备配套时使用，因 此规定采用现行行业标准《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T 20592~20635

绝缘法兰的趋势。但由于绝缘法兰已得到广泛使用，且价格较便 宜，因此二者均可选用。所列对绝缘接头检测的项目是保证其绝 缘性能必需的，此外还应做气密性试验、对接焊缝100%无损检 测、100%内外壁涂层缺陷检测、100%涂层干膜厚度检测、100%涂 层黏附力检测、几何尺寸检测等

可按现行国家标准《石油、石化及相关工业用的钢制球阀》GB/ 12237相关要求执行，耐火性能是阀门使用软密封材料时在火灾