标准规范下载简介
SY／T 7629-2021 乙烷输送管道工程技术规范.pdfEngineering specification for ethane transportation pipeline
华人民共和国石油天然气行业标准
乙烷输送管道工程技术规范
Engineering specification for ethane transportation pipelind SY/T 7629—2021 主*部门：中国石油天然气集团有限公司 批准部门：国家能源局 施行日期 2022 年 2 月16 日
xxx国家粮库新建工程第Ⅱ标段施工组织设计石油工业出版社 2021北京
根据《中华人民共和国标准化法》《能源标准化管理办 法》，国家能源局批准《地热井并身结构设计方法》等326项 能源行业标准（附件1)、《Code for Seismic Design of Hydraulic StructuresofHydropowerProject》等19项能源行业标准外文版 （附件2）、《水电工程水工建筑物抗震设计规范》等3项能源行 业标准修改通知单（附件3） 现予以发布。 附件：1.行业标准目录(节选)
国家能源局 2021 年 11 月16 日
根据国家能源局综合司《关于印发2019年能源领域行业规 范制（修）订计划及英文版翻译出版计划的通知》（国能综通科 技（2019）58号）的要求，本规范*制组经广泛调查研究，认 真总结经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征 求意见的基础上，制定了本规范。 本规范共分9章和4个附录，主要内容包括：总则，基本 规定，输送工艺，线路，站场，管道与管道附件，配套生产设 施，管道焊接、检验、试压与干燥，管道试运行。 本规范由国家能源局负责管理，由石油工业标准化技术委 员会石油工程建设专业标准化委员会负责日常管理，由中国石 油工程建设有限公司西南分公司负责具体技术内容的解释。执 行过程中如有意见或建议，请寄送中国石油工程建设有限公司 西南分公司（地址：四川省成都市高新区升华路6号，*** *：610041)。 本规范主*单位：中国石油工程建设有限公司西南分公司 本规范参*单位：中国石油塔里木油田公司 四川石油天然气建设工程有限责任公司 中石化石油工程设计有限公司 中油（新疆）石油工程有限公司设计分 公司 本规范主要起草人：郭艳林 陈俊文 王棠昱 谌贵宇 赵建彬 胡连锋 段翱 杨成贵 李安坤 江兵 李广斌 杜建莉 曹亮 陈勇彬 赵志勇 杨帆 施辉明 杨其睿 马含悦 李尹建
李佳王玉柱 罗泽松 梁俊奕 蒋喜 吴小君 本规范主要审查人：王冰怀 朱坤锋 杨春成 孙晓春 叶健 卢朝辉 任文涛 马全天 梁‧ 平 岳志波 王小林
1.0.1为在乙烷输送管道工程设计、施工和试运行中贯彻国家 的有关法律、法规，统一技术要求，做到安全可靠、环保节能、 技术先进、经济合理，制定本规范。 1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建和改建的乙烷输送管道工 程的设计、施工和试运行。本规范不适用于乙烷存储系统。 1.0.3乙烷输送管道工程与上下游相关企业及设施界面划分应 符合本规范附录A的规定。 1.0.4乙烷输送管道工程的设计、施工和试运行除应符合本规 范外，尚应符合国家现行有关标准规范的规定。
2.0.1乙烷管道输送可采用气态或液态输送方式，乙烷输送相 态的选择应根据乙烷资源条件、输送距离、输送量、下游用户特 点、管道沿线安全因素，经综合分析和技术经济性比选后确定。 2.0.2乙烷输送管道工程的建设应处埋好与铁路、公路、输电 线路、城乡规划等的相互关系，合理选择设计参数。 2.0.3管道的年设计输送能力应满足设计委托书或设计合同的 规定，设计年工作天数宜为350d。 2.0.4乙烷输送线路管道应根据管径、 长度、输送相态和内检 测需求综合分析确定清管设施的设置，设置清管设施的管道应 满足清管器和内检测器通行的需求。 2.0.5液态乙烷管道停运后，管道内的压力宜高于环境温度下 乙烷饱和蒸气压，但不应高于管道设计压力。 2.0.6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。 2.0.7乙烷输送管道工程的治安风险等级、安全防范等级、安 全防范要求和保障措施应符合现行行业标准《石油天然气管道 系统治安风险等级和安全防范要求》GA1166的有关规定。 2.0.8乙烷输送管道工程的完整性管理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。 2.0.9乙烷输送线路管道沿线应设置单程桩、标志桩、转角 阴极保护测试桩和警示牌等永久性地面标识。线路标识应符合 现行行业标准《油气管道线路标识设置技术规范》SY/T6064 的有关规定。 2.0.10乙输送线路管道的水工保护设计和施工应符合现行行 业标准《油气输送管道线路工程水工保护设计规范》SY/T6793 和《油气输送管道线路工程水工保护施工规范》SY/T4126的
规定。 2.0.11 乙烷输送管道工程的施工和验收除应符合本规范外 尚应符合现行国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》 GB50369和《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（2012 版）GB50540的有关规定。
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*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，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
4.2.1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。
赵庄新村花园1#楼施工组织设计表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现浇独立柱基网架结构厂房施工组织设计，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