长距离输气管道工程
(西气东输二线)
施工方案
目录
1 编制依据
2施工技术准备
2.1 技术准备
2.2 施工准备
3主要施工方法
3.1 施工工艺流程
3.2防腐钢管运输
3.3布管
3.4管道组装焊接及检验
3.5防腐补口、补伤
3.6管沟开挖
3.7管道下沟与管沟回填
3.8阴极保护
3.9清管与试压
4施工部署
5劳动力、工机具及设备计划5.1 劳动力配备计划
5.2 工机具及设备配置计划
6施工进度计划
6.1 总工期
6.2 工期保证措施
7质量目标、质量保证措施
7.1 质量目标
7.2质量保证体系
7.3质量保证措施
8安全与HSE管理
8.1 安全目标
8.2HSE管理
8.3现场安全文明施工
9冬季施工措施
9.1 工程概况
9.2 组织机构
9.3 施工方法及保证措施
9.4 质量管理措施
9.5 HSE管理措施
9.6 主要材料、机具需求量计划9.7 主要劳动力需求量计划
9.8 施工现场平面图
长距离输气管道施工方案
1、编制依据
1.1、西气东输二线管道工程招标文件与承包合同
1.2、西气东输二线管道工程线路施工图纸
1.3、西气东输二线管道工程线路施工技术要求
1.4、国家及行业现行施工规范、企业标准
1.5、《西气东输二线管道工程线路施工技术规范》（Q/SY GJX
0109-2008）
1.6、《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》
（SY/T6276-1997）
1.7、《西气东输二线管道线路焊接技术规范》（Q/SY GJX
0110-2007）
1.8、《西气东输阴极保护工程及验收规范》
1.9、《西气东输二线工程跨越工程技术规范》（Q/SY GJX
0115-2007）
1.10、《西气东输二线工程穿越工程技术规范》（Q/SY GJX
0114-2007）
1.11、《西气东输二线工程无损检测规范》（Q/SY GJX 0112-2007）1.12、《西气东输二线管道工程管道防腐层补口、补伤技术规范》
（Q/SY GJX 0113-2007）
2、施工技术准备
2.1、技术准备：
2.1.1、认真收集与该工程有关的各种技术资料，包括技术规范、标准、
新材料使用，新工艺操作规程和特殊的技术规定等。
2.1.2、做好图纸的自审和会审，尽量在施工前发现问题和差错。必须及时处理，通过熟悉、掌握图纸内容，做到准确按图纸施工。
2.1.3、设计交底：由监理方组织，业主、监理、设计和施工单位参加，内容主要为工程概况，设计目的，回答施工单位的疑问等。
2.1.4、做好施工材料计划。
2.1.5、交桩：做好交桩记录，交桩包括中线转角桩，固定桩，以及必要的水准点，三角等。
2.2施工准备
2.2.1施工工机具、设备的准备：对各种工机具和设备在进场前应进行检查，确认合格方可进入现场。
2.2.2、施工材料准备：按照工程技术人员提供的材料计划，落实甲供主材到货情况进行核对验收，并组织进场，对自供材料要按施工进度要求分期分批采购进场。
2.2.3、测量放线、扫线。
（1）测量放线
1）依据线路正射影象图、线路施工图、设计控制桩、水准标志桩进行测量放线。采用GPS定位，全站仪或经纬仪测量。对于丢失的控制桩、水准标桩，根据交接桩记录或中线成果表等评定资料进行补桩。施工开始前，施工承包商必须依据管线设计施工图、测量成果表，复查设计桩的位置和高程，对有异议的桩位及时与设计人员联系记性补桩。
2）管线测量应测定出线路轴线和施工作业带边界线，每100米设置
一个百米桩，地势起伏较高的地段要适当加密标桩。在线路轴线上还应根据设计图纸要求设置纵向变坡桩、曲线加密桩、标志桩。按特殊要求标注外，各桩均注明里程、地面高程、管底高程和挖深。
3）当纵向转角大于2°，应设置纵向变坡桩，并注明坡点位置、角度、曲率半径、切线长度、外矢矩。
（2）扫线
1）在清扫施工现场前，应通过监理单位会通地方政府有关部门对施工作业带内地上、地下各种建筑（构）筑物个植（作）物，树木等应进行清点、造册。施工作业宽度原则上不得超出征地的宽度，特殊地段需增宽要经过业主批准。
2）在施工作业范围内，对于影响施工机具通行或施工作业的石块、杂草、树木、构筑物等用推土机清理干净，沟、坎、坑、洼予以平整。对于作业带内的电力、水利设施和古迹要加以保护。
3）清理和平整施工作业带时，要保护线路控制桩，如有损坏立即补桩恢复。
4）施工作业带通过不允许截流的沟渠，应铺设足够流量的过水管后再回填土或搭设管桥、架桥、浮桥等方法连通施工作业带。
5）清理和平整施工作业带时，要先将原线路标志桩平移至管线作业带边界处，施工时注意保护线路标志桩，如果损坏要立即补桩恢复，以便施工过程中能及时对管线进行监测。
6）水网地区的河流、沟渠、水塘等星罗棋布，不宜采取饶路而行的施工方法，因此，根据不同情况可采用将水塘抽干，清淤，凉晒的方法开拓施工作业带。
7）水网地区扫线时对原有的沟渠要加涵管保证原有水道畅通。
3、主要施工方法
3.1、施工工艺流程：
施工准备→测量放线→施工现场清理和修筑→打通施工便道→材料寻访和钢管运输→布管组对、焊接→管道防腐补口、补伤→管沟开挖→管道下沟敷设→管沟回填→清管、试压→线路截断阀安装→附属工程
3.2、防腐钢管运输
3.2.1、钢管验收应符合《输气管道线路工程施工及验收规范》、《埋地钢管防腐技术要求》中有关条款要求，并在指定的防腐厂进行钢管防腐。
3.2.2、防腐管装运前，由承包商驻厂代表逐根检查验收防腐管的数量和防腐层质量及管口的几何尺寸，做好详细的检查记录。经检验合格的防腐管由监理和业主在交接单上签字确认，验收不合格的防腐管不得装运。
3.2.3、防腐管装卸时应使用专用吊具轻吊轻放，吊运时不得产生造成管体或管端局部凹痕或圆的冲击载荷。在吊装过程中，防腐管与吊绳的夹角不宜小于30°，以免产生过大横向拉力破坏管口。
3.2.4、拖车与驾驶室之间设置推挡板，立柱齐全，与管子接触面应有厚度不小于10mm的橡胶板。
3.2.5、管车底部装有运管专用支架，支架与管子接触面垫橡胶板，橡胶板厚度为15mm,宽度为100mm，拉管子时，每根管子上包敷3条宽度为100mm，厚度为20mm的橡胶圈。
3.2.6、装管高度按Q/SY XQ8—2003标准执行，装管高度不宜超过2层，在山区道路运管时，装管高度不宜超过2m，管子伸出车后的长度不超过2 m。装管后采用管套橡胶管或其他软质套的捆绑绳捆绑，捆绑不少于2处，捆绑绳与管子接触处加橡胶板或其他软材料衬垫；或用尼龙带、绳捆扎。热煨弯头采用有专用支架的运输车。
3.2.7、当专用的运管车辆不能到达作业带时，可在道路末端设集散地，利用乡间土路二次倒运。采用改制的单车背管或轮式拖拉机改制的炮车拖管。当上述乡间土路也无法接近作业带，且土壤的承载能力较低时，可在路末端设集散地，由湿地牵引车牵引宽脚爬犁或船形爬犁进行二次倒运，将钢管运至作业带。
3.2.8、防腐管在现场选择地势平坦的场地堆放，不平坦的场地用推土机过人工平整，在场地的平面内平行放置四排枕木并铺垫胶皮，防腐管放在枕木土与地面隔离。堆管场设置排水沟，汽车道路进行硬化处理。靠近村镇、路口堆放时，设置安全警示牌。现场堆管间距离不超过500m。
3.2.9、防腐管的最大堆放层数不超过2层，运到工地上的防腐管应堆放在施工作业带地面平坦且地势较高处，并均匀分布管垛，每垛防腐管数量不超过30根，在施工现场露天时间不超过3个月。防腐管不能直接与地面接触，在堆管厂过临时堆管厂，各管堆底部用纺织袋或枕木做支承，一般用袋装土码筑四排陇。
3.2.10、管垛支承以管垛的中部为基准，均匀对称地配置，以便使载荷分布均匀，管端距端支承的距离为1.2cm-1.8cm。用枕木作为支承的管垛两侧应设置木楔，以防滚管。
3.2.11、防腐管的运输根据防腐厂距施工现场的运输条件来选择运输方式，一般采用拉管车、拖拉机或几种形式想结合的方法。在部分地段路上运输比较困难而有水运条件时，还考虑部分船运。采用船运时，要在装卸位置（临时码头）对地基适当处理，一般采用铺垫道木或钢板方式进行加固。对于施工现场沿作业带部分则采取湿地推土机牵引拖管爬犁车运管。
3.2.12、防腐管装车前，应核对管子的防腐等级、壁厚，不宜将不同防腐等级、壁厚的管子混装。
3.3布管
3.3.1、布管时管子的吊装（运）使用专用吊具，吊管钢丝绳或吊带的强度满足吊装使用的安全要求；吊钩与管口接触面与管口曲率相同，宽度不小于60mm；爬犁运管时管子与爬犁之间应用软质材料隔开。
3.3.2、用宽脚或船型爬犁拖运管子时，爬犁两侧装护栏，且将管子与爬犁捆牢，以防上、下坡串管。运管中不得使管子地面拖拉摩擦，卸管时，不得使用滚、撬、拖拉管子的方法。
3.3.3、履带吊或吊管机吊管时，宜单根吊运。在吊管和放置过程中，应轻起轻放，防止碰伤钢管防腐层和管口，吊管机吊管行走时，要有专人牵引管，避免碰撞起重设备及周围物体。
3.3.4、遇有水渠、道路、堤坝等建（构）筑筑物时，应将管子按所需长堆放在位置宽阔的一侧，以便于预制后就位。
3.3.5、在布管前，应选配管口，确保相临两管口周长误差不大于5mm。布管人员逐根测量钢管的实际长度、管口周长，并进行管口的匹配和
记录，用记号笔逐根在防腐管中间的防腐层进行现场编号。在每根钢管长度方向上划出平分线，以利与平稳吊装。
3.3.6、布管过程中做好记录，不同壁厚、材质、不同防腐等级分界点与设计图纸要求不超过2mm。布管后进行复查，经现场监理确认后方可进行下道工序施工。
3.3.7、采用沟上组对焊接前，管子与管子之间首尾相连，管内清理、洗口、管子打磨需要加工坡口的钢管，应在堆管场内完成，并采用胶带进行保护。
3.4管道组装焊接及检验：
3.4.1、焊接材料的保管和使用
1）焊接材料的储存和烘干应按照生产厂家产品说明书的要求执行。在保管和搬运时，应避免损害填充金属及其包装，包装开启后，应保护其不致变质，药皮焊条应避免受潮。
2）焊接材料的保管和发放应有专人负责，并填写好焊接材料的发放记录。每天应按照用量领取焊材。凡有损坏或变质迹象的焊接材料不应用于焊接。剩余的焊条头和焊丝段不应随意丢弃，应有专人负责回收，集中处理。
3）保护气体应存放在容器中，并远离高温环境，其他气体不应混入容器中。若保护气体质量有问题，则不应使用。二氧化碳气体纯度不应低于99.5%，使用前应预热干燥。当瓶内气体压力低于0.98Mpa时，应停止使用。氩气纯度不低于99.96%。混合气体的成分的比例应按焊接工艺规程的有关规定执行。
3.4.2、坡口加工及管口组对、焊接
（1）坡口加工及管口组对按照《西气东输二线管道线路焊接技术规范》Q/SY GTX 0110-2007。
（2）管道切割宜采用机械方法（坡口机）对焊接破口进行加工。连头和碰死口时可采用等离子或冷切割方法进行，但应将坡口修磨均匀、光滑。
（3）切割面应平整，不得有裂纹，坡口于管子中心线垂直，其垂直度偏差应小于1.6mm，毛刺、凹凸、缩口、熔渣、氧化铁等均应清除干净。
（4）关口组对前应将管端内外两侧25mm范围内应采用机械法清理至显现金属光泽，由管工对管口坡口质量进行检查和验收，并办理工序交接手续。
（5）相焊的不同壁厚管子壁厚差均小于3mm，坡口形式与等壁厚管相焊一致，不需做特殊处理。
（6）两相邻环向焊缝的最小距离（即最短的短节）应不大于一倍的钢管直径。
（7）管口组对的错边量，均匀分布在整个圆周上。根焊焊道焊接后，禁止校正管子接口的错变量，严禁采用直接锤击的方法强行组对管口。
（8）使用内对口器时，在根焊完成后撤离对口器，使用气动内对口器时，空压机供气压力流量要满足对口器的要求；所完成的根焊分多段，且均匀分布，组对吊装设备在根焊完成后方可撤离。
（9）管口组队完毕，由管工依据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》(SY-0401-98),组对要求进行检查，合格后方可施焊。
（10）焊接环境要求
在下列任一种自然环境下，若无有效的防护措施，不应施焊：
a)雨雪天气；
b)大气相对湿度大于90%；
c)自然环境温度低于5℃；
d)低擎型焊条电弧焊，风速大于5m/s；
e)纤维素型焊条手工电弧焊，风速大于8m/s；
f)自保护药芯焊丝半自动焊，风速大于8m/s；
g)熔化极气保护电弧焊，风速大于2m/s。
（11）预热采用环形火焰加热器。预热时，保证在预热范围内温度均匀。预热温度采用测温笔或表面温度计的距管口50mm处测量。（12）焊接地线应靠近焊接区，宜用卡具将地线与被焊管牢固接触，不应产生电弧灼伤母材。
（13）焊道的起弧或收弧处相互错开30mm以上。焊接起弧在坡口内进行，焊接前每个引弧和接头必需修磨。在前一焊层全部完成后，开始下一焊层的焊接。
（14）焊接时，应防止管内空气流速过快。
（15）根焊完成后，用角向磨光机修磨、清理根焊外表面熔渣、飞溅物、缺陷及焊缝凸高。磨不损坏管外表面的坡口形状。在“焊接工艺规程”范围内，热焊道的焊接遵照薄层快速原则。
（16）焊丝每次引弧前，将端部去除约10mm。引弧时焊丝伸长量为19mm-25mm。各焊道应连续焊接，并使焊道层间温度达到规定要求，焊间完成后，必须将接头表面的飞溅物、熔渣清除干净。对当日不能
完成的焊道每日收工前，每个焊口要完成整个焊道的50%以上，焊接施工中，应按规定认真填写“焊接工艺记录”。
1）对当日不能焊接完成的焊口必须完成50%钢管壁厚并不少于三层焊道，未焊完的接头应用干燥、防水、隔热的材料覆盖好。次日焊接前，预热到焊接工艺规程要求的温度。
2）对当天没有用完的焊丝，收工前从送丝机中取出或连同送丝机一起放入施工现场装有除湿机的库房内，进行除湿处理。
3）第二天到施工现场后，立即拆除管口上缠绕的胶带，打磨清根后用环型加热器对留口加热，加热温度要求与管口组对的温度相同。加热质量必须经过现场监理工程师的认可。
（17）焊缝返修
1）所有带裂纹的焊口应从管道是切除。
2）根焊道、填充焊道及盖面焊道中出现的非裂纹性缺陷可直接返修。3）同一焊缝位置只可返修一次。若返修不合格，该焊口应从管线上切除。
4）每处返修长度应大于50mm。相邻两返修处的距离小于50mm时，按一处缺陷进行返修。
5）应使用动力角向砂轮机去除缺陷，返修焊接前应仔细检查焊道以证实缺陷完全清除。
6）返修焊接应采用评定合格的焊接工艺规程。返修焊接分为全壁厚返修和非全壁厚返修两种。全壁厚返修时应按焊接工艺规程的预热温度和宽度要求对整个焊口进行预热，非全壁后返修可对返修部位及其上下各100mm范围内的焊道进行局部预热。
3.4.3、焊接检验
（1）焊接完成后首先由承包商自己进行焊道外观检查应符合Q/SY GTX0110-2007第8.3条要求合格后，现场监理检（复）查确认合格，然后提出无损检测。外观检查包括以下内容：
1）焊缝及其附近表面上不得有裂纹、为融合、气孔、夹渣、引弧痕迹、有害的焊瘤、凹坑不平。
2）焊缝外观成型均匀一致，不得有焊渣、飞溅。
3）焊缝表面不应低于母材表面，焊缝余高不应大于2.0mm，当焊缝余高超高时，应进行打磨，打磨时不应伤及母材，并应与母材圆滑过渡。
4）焊缝错边量不应大于钢管壁厚的1/8，且小于3mm。
5）焊缝宽度比外表面坡口宽度每侧增加0.5mm-2mm。
6）咬边深度不超过0.5mm。咬边深度小于0.3mm的任何长度均为合格。咬边深度在0.3-0.5mm之间，单个长度不超过30mm，累计长度不大于焊缝圆周全长的15%。
（2）、无损检测
1）焊口的探伤方式及确定如下：
当采用半自动焊或手工焊时，所有管道环向焊缝均采用100%X射线检测，X射线检测按《西气东输二线管道工程无损检测规范》Q/SY GJX 0112-2007
2）当对所有环向焊口均进行100%射线照相探伤时，凡能够使用爬行器的均使用爬行器。
3.5、防腐补口、补伤
3.5.1、本工程线路补口采用辐射胶联聚乙烯热收缩带。现场防腐补口按照《西气东输二线管道工程管道防腐层补口、补伤技术规范》Q/SY GJX 0113-2007
3.5.2、施工前对操作人员进行培训，考试合格后持证上岗。操作人员按设计和规范要求对补口、补伤材料进行检验、验收及保管。
3.5.3、采用喷砂除锈方法对管口露铁表面进行除锈，并达到规范要求。
3.5.4、按生产厂家使用说明的管子表面预热温度进行检测，用远红外测温仪测量管顶、管侧、管底四点温度，若达不到要求的温度，进行二次加热。加热时由两人同时对称进行，加热要均匀，温度达到要求后进行热缩套的安装。
3.5.5、安装热缩套时，先将套内外防晒、防沙保护层掉，调整收缩套两端搭接长度，合其均匀焊接，然后安装固定片。
3.5.6、加热时，先进行轴向接缝及固定片加热，火焰轴向摆动，并挤出空气。然后由两人对焊快速摆动火焰，逐渐向端部移动，加热收缩过程中，用滚轮不断排挤套内空气，至排挤干净为止，以免产生气泡，所有接缝处都有粘胶均匀溢出。加热火焰不能对准一点长时间加温，以免聚乙烯基层发生碳化现象。
热收缩套补口施工结束后，按设计和规范要求进行外观、厚度、粘接力、针孔漏点检查，按修补工艺进行修补。
定向钻穿越段管道补口采用“定向钻穿越专用辐射联聚乙烯热收缩带”，每套产品由加强及配套的底漆、底漆刷组成。
3.6、管沟开挖
3.6.1、管沟开挖利用挖掘机进行，管沟开挖前，要认真核对图纸，确
定各段开挖深度和管下构筑物情况，以便及时采取保护措施，并对所有地下构筑物处都用红旗做出明显标示。
3.6.2、管沟开挖沿测量放线出的管沟中心线进行，边坡视现场土质和水位而定，见表3-1和3-2。相对于地质条件极差地段，采取打钢板桩或井点降水措施后开挖管沟。
表3-1 尝试在5m以内管沟最小边坡坡比
表3-2 沟底加宽裕量K值（m）
3.6.3、地下水位高的地段，管沟开挖时，一般采用明沟降水方式开挖，即在管沟内间隔10m-30m设积水坑，用泵将水排出沟外。
3.6.4、穿越地下设施时，设施两侧3m范围内，应采用人工开挖，与其穿越间距应符合设计要求。对于重要设施，管沟开挖前应征得管理
单位同意，并应在其监督下开挖。管沟开挖完毕后，开挖单位应根据设计要求进行自检。自检合格后向管道安装单位和监理单位提交验收申请报告，监理和管道安装单位收到申请报告后组织检查验收，并填写管沟开挖施工验收记录，验收合格后办理交接手续。
3.6.5、管道与电力通信电缆交叉时，其垂直净距离不小于0.5m；管道与其它管道交叉时，管道除保证设计埋深外，保证两管道之间净距离不小于0.3m。
3.6.6、在管沟开挖之前，要将管沟上宽度内的耕植土与生土进行剥离，耕植土的厚度按照10mm计算，剥离后再进行管沟的开挖，剥离时用一台台掘机挖土，另一台将耕植土倒入作业理家边缘位置单独堆放。
3.7、管道下沟与管沟回填
3.7.1、管道下沟与管沟回填按照〈西气东输二线管道工程线路施工技术规范〉Q/SY GJX 0109-2008的有关条款进行。
3.7.2、管段下沟前应进行管沟检查，清除沟中的块石、塌入的泥土、积水、冰雪。管沟深度要达到设计要求，管道穿越季节性河流的穿越段埋深必须符合设计要求。
3.7.3、管段下沟时必须使用专用吊具，应采用3台及以上吊管机同时进行，平稳地吊入沟底，严禁损伤管道外防腐层，严禁猛扭管子或合管子绷紧南昌发生弯折或永久性弯曲；严禁使用推土机等非起重工具，严禁直接使用钢丝绳。吊管间距如下：
3.7.4、管段下沟后应沟底相吻合，管道应紧贴沟底，若有悬空部分必
须填实。在不受外力的情况下妥善就位。
3.7.5、管段下沟前要用高压电火花检漏仪检测管道外防腐层有无破损，并及时对破损进行修补。
3.7.6、由于管道外防腐涂层易损，石方或戈壁段管沟回填时，管道周围覆土超过300mm，覆土最大粒径为≤10mm后可回填原状土。但石头最大粒径不得超过250mm。
3.7.7、管道下沟后应在10天内尽快回填。回填前，如有积水，应将水排除，并立即回填。地下水位较记时，沟内积水无法排出时，可用砂袋将管线压沉在沟底后回填。
3.7.8、管道下沟后进行防腐检漏，如有损伤应及时修补，检查完毕立即回填，回填时应防止管道的防腐层被砸伤。回填土的沟顶部分都必须高出原地面0.3m-0.5m，呈弧形，并做好排水，严防地表水在沟附近汇集。管沟回填宜选择在大气温度5-20℃进行。
3.7.9、本工程如果与其它管道同沟敷设，管道施工应与其它管道施工协同进行，做好相互的工序衔接，在一般地段，其它管道下沟须在输气管道下沟及部分回填后进行。
3.8、阴极保护
3.8.1、线路阴极保护工程应符合〈长输管线阴极保护工程施工及验收规范〉
3.8.2、阴极保护线路部分施工包括临时阴极保护安装，牺牲阳极安装、测试桩安装和电缆与管道连接等。
3.8.3、临时阴极保护安装：
（1）在土壤电阻率小于20Ω.m的强腐蚀地段埋置带状锌阳极5m，
以进行临时阴极保护。
（2）锌阳极必须通过测试桩与管道连接，并在强制电流系统投产主调试之际断开锌阳极。
3.8.4、牺牲阳极安装、在阴极保护投产调试期间，应对定向钻穿越段两侧进行保护电位测量，如发现穿越段电位达不到阴极保护准则，则应通过测试桩安装牺牲阳极以进行辅助保护。
3.8.5、测试桩应经检验合格后方可安装舱门应起闭灵活密封良好。
3.8.6、电缆与管道连接
（1）电缆与管道的连接采用铜焊连接，焊点至少离焊缝100mm。焊点应牢固，测试线的布放应有余量，回填时应注意保护。（2）铜焊过程
首先，在焊接前应将管道绝缘层除去，用铜焊专用除锈工具或
刮刀将焊点处打磨出金属光泽。第二，将电缆与铜焊专用铜接
线鼻压接在一起。第三，焊枪安装铜焊插脚及金属陶瓷下。第
四，用焊枪将专用铜接线鼻压在管道表面实施焊接。第五，焊
接完毕后将焊点处过高的部分用锤子打掉，并以铜焊点不被打
掉为合格。
电缆与管道连接点处的补伤执行《西气东输二线管道工程管道防腐层补口、补伤技术规范》Q/SY GJX 0113-2007的相关规定。施工应注意：先把补伤处清理干净，并把搭接宽度范围内的层打毛，加热管体表面至60-100℃，然后填充密封胶，用刮刀将熔化的密封面清理干净。3.8.7、阴极保护投入运行前应做好自然电位测试。
3.9、清管与试压
3.9.1、清管与试压应按照〈西气东输二线管道工程线路施工技术规范〉Q/SY GJX 0109-2008的有关条款进行。
3.9.2、在分段试压前必须进行分段清管，分段清管应确保将管道内的污物清除干净，清管次数不少于两次。
3.9.3、由于本管道设计操作压力较高，为了确保试压安全，管线要求采用无腐蚀性水进行试压。分段试压管段长度不宜超过35Km，试压管段在高差较大的地区，试压管段长度的最低标高处管道的环向应力应低于管材屈服强度的90%且不高于管材出厂前的压力，最低标高处的压力应规定的试验压力。
3.9.4、管道沿线的试压段划分由各标段的施工单位根据地形、管道沿线的地区等级划分、水域等条件而综合确定，其分段结果及试压方案必须报业主批准。在无水地区的试压方案确定中，要考虑水源接力方式，水源的接力应与相邻的施工标段协调。
3.9.5、除具体设计有要求外，本工穿越公路、铁路、大中型河流的管段应单独进行清管和试压。具体要求如下：
（1）管道穿越铁路、带套管穿越的公路（二级及二级以上公路）应单独试压。
（2）管道开挖穿越的公路的管段试压与在管段一并进行。
（3）对于枯水期流量较大或施工方案确定需要在管道组装后拖管过河就位的中型河流（穿越水面长度大于40m）穿越段，应单独
试压，试验压力与所用管子相应的地区等级而确定的试验压力
一致。
3.9.6、分段试压合格后，连接各管段的碰口焊缝只需进行100%射线
一、天然气概况 1、天然气定义：从地下开采出来的可以燃烧的气体 2、天然气来源：气田气，油田气。 3、天然气组成：60%～90%为甲烷和乙烷，10%～40%的丙，丁，戊烷及重烃，在工标状态下只有甲、乙、丙、丁烷为气态，其余都为液态。 二、输气管道概况 1、输气管道分类：矿场集气管道，干线输气管道，城市配气管网 2、世界著名大型输气管道:前苏联乌连戈依——中央输气管道，全系统由6条输气干线组成，最著名的属亚马尔输气管道。该管道在苏联境内长4451km，建设了41座压缩机站和2座冷却站，经西西伯利亚地区穿越水域
945km，穿越河流700余处。 3、中沧线是中国第一次采用燃气轮机驱动离心压缩机输送油田伴生气的输气管线。 4、西气东输管线包括：青海涩北至甘肃兰州（2000年开工，02年竣工投产），重庆忠县至武汉（2000年开工），塔里木至上海（02年7开工，全长400多千米，管径1016mm，操作压力10MPa） 5、中国未来十年管网总体布局：两纵，两横，四枢纽(在北京，上海，信阳和武汉设立调度中心或分调度中心)，五气库（在北京，上海，大庆，山东，和南阳建立地下储气库） 6、管道防腐技术：从简单的人工除锈刷漆发展到外涂层与阴极保护和牺牲阳极相结合的联合保护。自1964年开始使用阴极保护到今天，所有的输气管道上都建有阴极保护站，单站保护长度可达50～80km. 输气管道的主要工艺设备包括压缩机组，阀门，计量设备和调压设备。 三、天然气的性质 1、天然气的分类 （1）按矿藏特点分：纯气藏天然气（在天然气开发过程中，不论何阶段流体在地层中均成气体，采出地面后可能有部分液体析出），凝析气藏天然气（矿藏流体在地层原始状态呈气态，但开采到一定阶段，随地层压力减小有部分烃类在地层中呈液态析出），油田伴生天然气（与原油共存，开采时与原油同时被采出，经油气分离得到的天然气） （2）按烃类组分关系分：干气（地层中呈气态，开采出后在管线设备中也不会有液态烃析出），湿气（地层中呈气态，在一般地面设备的温度、压力
输油气管道管材等级选择 摘要在长距离输送油气管道工程中，钢管费用占工程设备材料的50％以上，因此合理地选用钢管的材质等级十分重要。分析设计输送压力、韧性要求、刚度和稳定性、腐蚀及经济性等因素对选用钢管材质等级的影响，拟建了管材等级选择模式，给出了不同输送压力下的管材等级选用表，举例分析了满足设计强度要求的壁厚选择，简要介绍了国内外的管型应用情况。 主题词管道管类选择输送压力 在80年代初期以前，我国长距离输送管道大多数使用非管道钢的钢管材料（简称管材），如Q225（原 A3）、16Mn及20号钢等。随着我国输油管道技术水平的提高，大部分管道使用了符合美国API标准或ISO 标准材质要求的钢管，这些钢管既有国外引进的，也有国产的，但使用等级均在×65以下。而国外输送管道工程则由80年代前使用×70级钢管发展到90年代使用×80 级钢管，并有向使用更高级管材（如×100）方展的趋势。 一、选用管材等级的影响因素 1、设计输送压力 埋地钢管在服役时由于受设计输送压力（内力）P的作用，在管壁上产生环向应力（σh）及轴向应力（σa），一般要求这些应力小于或等于管材允许使用应力。允许使用应力是依据管材等级，即钢管屈服极限（σs）来乘以设计系数（F）、焊缝系数（Φ）、温度系数（t）而定。管道壁厚是依据强度要求而确定的δ＝PD/2ΦFσs t或δ＝PD/2ΦFσs （1） 式中P——设计输送压力； δ——钢管选用壁厚； D——钢管外径； Φ——焊缝系数，选用目前国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》（GB/T 9711.1～ 9711.3）的钢管，取1.0； F——设计技术，依GB 50251-94《输气管道工程设计规范》及GB 50253-94《输油管道工程设计规范》的规定选取； t——温度系数，当输送温度小于120℃时，取1.0。 由于（1）可以看出，在同一压力与直径下选用管材等级（用钢管屈服强度表示σs）越高，管子壁厚越小，管道工程总的管材用量将减少。 2、韧性要求 随着输送应力的提高及环境因素的影响，国内外多次发生管道断裂事故，因而从60年代以来对管材的韧性要求越来越高。根据文献【1】提出的要求，特别是对输送油气的管道，不允许有脆性断裂。按照文献【2】总结的国外对管材塑性断裂止裂的要求，冲击功CVN值是随着应力σh增加而增加，也随管径D增 大而增大。而CVN值同管材的化学组分、轧制方法与过程、微晶结构与细度等因素有关，过去提高管材 强度是靠提高碳（C）的含量实现的，这反而降低了CVN值，现在的微合金钢将碳（C）级硫（S）降到 很低含量，而增加锰（Mn）含量，如API标准中×80级管材允许碳（C）最大含量为0.18％，而锰（Mn）的最大含量增至1.8％。因此，现在的高强度等级管材也可以满足高韧性要求，如加拿大要求×80级管材 在-5℃时，母材CVN值为180J、焊缝的CVN值为36J，这有利于发展高压、大管径输送油气的需要。同 等级管材应适当增加选用壁厚，降低σh值，则CVN值也可以适当降低。 3、刚度与稳定的要求 钢管在运输、储藏、服役过程中，应有一定的刚度及变形稳定性的要求，这在GB 50251与GB 50253中均反映管材壁厚要求。虽然在一定的压力P与管径D条件下，选用高强度等级管材可以减薄壁厚，减少管材总用量，但太薄的壁厚有可能满足不了此要求。在GB 50253-94第5.6.1条中要求D／δ≤140，在 GB 50251-94第5.1.3条中，依照D的大小要求60≤D／δ≤140。两标准均规定管子在无内压状态时受外力作用管子水平径向变形量不得大于3％D。 在建立管材等级选用模式时，取式（2）可满足两个国家标准要求：60≤D／δ≤140 （2）
一、基础资料 1 需业主提供的基础资料 开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料，但不限于： 1.1 设计任务书或设计委托书； 1.2 资源与市场数据。 1.3 技术要求，至少应包括： 1）管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求； 2）管输气体的来源及物性； 3）管道的任务输量、最小输量、最大输量； 4）管道沿线天然气的分输或注入要求； 5）管道用户用气特点及不均匀系数； 6）上游供气方不同年份供气量及供气压力； 7）不同年份用户用气量及用气压力需求； 8）工期要求。 1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。 1.5 业主对工程管理的要求。 1.6 经济评价与概算资料 1）资金来源及贷款方式； 2）工程建设期及分年度投资比例； 3）类似工程投资及施工情况。 2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 1 管道沿线行政区划及地方志，沿线城市、乡镇发展规划。 2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况； 3 管道沿线资源情况，包括：矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等； 4 管道沿线重要设施分布，包括：军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划； 5 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况； 6 管道沿线重大项目的建设与规划； 7 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求，气象资料宜为近10、20、30 年和50 年的统计数据。包括：全年平均气温、最冷月平均气温、极端最高温度、极端最低温度；管道埋深处最高、最低、和最冷月平均地温，标准冻土深度和最大冻土深度；降雨量（当地采用的降雨量计算公式，年和逐月的平均、最大、最小降雨量、最大强度降雨量、连续降雨最多的天数）、降雪量（初雪日、终雪日、连续降雪时间、最大积雪深度）、蒸发量，年平均日照、雷电日、沙尘暴天数，冰凌、冰雹强度；相对湿度；海拔高度；当地平均大气压；近年各月最大风速及各月风向、频率或全年的和夏季的风向频率玫瑰图、最大风速和风压值、静风出现的日期和持续时间、风暴和风沙出现的时间和状况。 8 沿线人文资料； 9 沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定；
长距离输气管道工程概述 一、输气管道的分类及特点 1．输气管道的分类 输气管道分矿场输气管道、干线输气管道及城市输气管道。常称为内部集输管线、长距离输气管线和城市输配管网。天然气从气井中开采出来后，通过矿场集输——净化脱硫——长输管道输送到城市输配管网，供给用户。 矿场输气管道：输送未经处理的原料气。输送距离短、管径小、压力变化大。 干线输气管道：把经脱硫净化处理的天然气送到城市。输送距离长，管径大（400mm以上），压力高（4.0MPa以上），为天然气远距离输送的主要工具。 城市输气管道：为天然气的分配管网，它遍布整个城市和近郊，一般总是呈环形布置，且按压力严格区分。 2．输气管道的特点 长距离输气管道与压缩机站组成一个复杂的动力系统，由于其输送的气量大，常采用大口径、高压力的输送系统。其主要特点为： ⑴长输管道是天然气长距离连续运输系统，不需要常规的运输工具和设备，也不需要大量的建筑和占用大量的土地，可用自身运输的物质消耗克服其摩擦阻力就能迅速将天然气运到目的地，是最有效、最大规模的运输系统。 ⑵长输管道属于一个庞大而复杂系统的中间环节，必须协调好上下游间的关系，这使其设计及操作管理更为复杂。 ⑶长输管道输送量庞大，涉及国计民生及千家万户，必须充分保证能安全、连续、可靠地供气。 ⑷由于采气生产的均衡性和用户用气的波动性，要求管道有一定的储气能力，以适应用气量的变化。 ⑸长输管道投产初期可充分利用地层压力进行输送，根据气田压力的变化逐步建增压站，可节约投资和经营费用。 ⑹长输管道要求有与之配套的附属设施，尤其是通信和自控系统。 ⑺现代管道运输在国民经济中的地位日趋重要，利用冶金、机械制造、自动控制和施工安装等综合技术来提高运输效率已成为管输工艺研究的核心。
输气管道课程设计 姓名：李轩昂 班级：油储1541 学号：201521054114 指导教师：任世杰
目录 前言------------------------------------------------------------------------------------------------- 4第一章设计概述---------------------------------------------------------------------------------- 5 1.1设计原则--------------------------------------------------------------------------------- 5 1.2 管道设计依据和规范----------------------------------------------------------------- 5 1.3长输气管道设计原始资料------------------------------------------------------------ 6 1.3.1天然气管道的设计输量 ------------------------------------------------------- 6 1.3.2气源特性 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.3气源处理 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.4管道设计参数 ------------------------------------------------------------------- 7 1.3.5基本经济参数 ------------------------------------------------------------------- 7第2章管道工艺计算---------------------------------------------------------------------------- 9 2.1天然气物性参数计算------------------------------------------------------------------ 9 2.1.1天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度------------------------- 9 2.1.2天然气压缩因子的计算 ------------------------------------------------------- 9 2.1.3天然气粘度计算 -------------------------------------------------------------- 10 2.1.4定压摩尔比热 ----------------------------------------------------------------- 10 2.2输气管道水力计算------------------------------------------------------------------- 11 2.2.1雷诺数的计算 ----------------------------------------------------------------- 11 2.2.2管道内压力的推算 ----------------------------------------------------------- 12 2.2.3管道壁厚推算 ----------------------------------------------------------------- 12 2.3输气管道热力计算------------------------------------------------------------------- 12 2.3.1总传热系数 -------------------------------------------------------------------- 12 2.3.2天然气的平均地温 ----------------------------------------------------------- 13 2.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算----------- 13 2.4管道工艺计算结果------------------------------------------------------------------- 14 2.4.1首站到分输站1 --------------------------------------------------------------- 14 2.4.2分输站1到分输站2 --------------------------------------------------------- 14 2.4.3分输点2到末点 -------------------------------------------------------------- 15
内部编号：AN-QP-HT465 版本/ 修改状态：01 / 00 When Carrying Out Various Production T asks, We Should Constantly Improve Product Quality, Ensure Safe Production, Conduct Economic Accounting At The Same Time, And Win More Business Opportunities By Reducing Product Cost, So As T o Realize The Overall Management Of Safe Production. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 长距离输油(气)管道的安全运行通用范 本
长距离输油(气)管道的安全运行通用范 本 使用指引：本安全管理文件可用于贯彻执行各项生产任务时，不断提高产品质量，保证安全生产，同时进行经济核算，通过降低产品成本来赢得更多商业机会，最终实现对安全生产工作全面管理。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 管道生产有其自身的特点：管道线路长、站库多，运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。 1．生产运行安全。调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度
天然气输气管道设计 1 管道材质及壁厚选择 壁厚 F D P S H H σδ2= H P —设计压力，MPa ； H D —管道的外径，mm ； S σ—所选钢材的最小屈服强度，MPa ； F —根据地区等级确定的设计系数； 2 管道轴向应力及稳定性验算 h l t t E μσασ+-=)(21 σ σ2Pd h = l σ—管道轴向应力，MPa ； E —钢材的弹性模量，为51006.2?MPa ； α—钢材的线性膨胀系数，取5102.1-?MPa ； 1t —管线安装温度，C 0； 2t —管线工作温度，C 0； μ—泊松比，取0.3；
h σ—管线的环向应力，MPa ； P —管道内压，MPa ； d —钢管内径，cm ； σ—钢管的公称壁厚，cm ； 应力满足如下条件： s l h σσσ9.0<- 敷设： 弯头的曲率半径大于等于4倍管外直径，并应满足清管器或检测仪器能顺利通过管道要求。 试压。
工艺说明，，， 1物理和热力性质（平均分子量，相对密度，平均密度，热值） 2压缩因子相关方程式。（Gopal 的相关方程式） 3定压摩尔比热（根据干线输气管道实用工艺计算方法） 4焦—汤系数（根据干线输气管道实用工艺计算方法） 二，水力计算 1雷诺数Re 2水力摩阻系数λ 三，输气管道内径 δ2-=H B D D
强度设计系数 地区等级 强度系数 一级地区 0.72 二级地区 0.6 三级地区 0.5 四级地区 0.4 2压力 （1）压缩机入口压力εH B P P = =设计压力/压比 （2）起点压力 211P P P P H δδ--= 1P δ—压缩机与干线输气管之间连接管线的压力损失，输气工作压力 为7.5~10MPa 时，1P δ≈0.05~0.07MPa 2P δ—天然气冷却系统的压力损失，按照“标准”取0.0588MPa （3）终点压力 32P P P B δ+= B P —压缩机入口压力；
1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体 pipeline gas 通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站 gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。
2．O．4 输气首站 gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station 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。 2．O．6 气体接收站 gas receiving station 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。 2．O．7 气体分输站 gas distributing station 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。 2．O．8 压气站 compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 2．0．9 地下储气库 underground gas storage 利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。 2．O．10 注气站 gas injection station 将天然气注入地下储气库而设置的站。 2．O．11 采气站 gas withdraw station 将天然气从地下储气库采出而设置的站。 2．O．12 管道附件 pipe auxiliahes 指管件、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。
精心整理长距离输送管道场站典型输油工艺流程 一、工艺流程的设计原则及要求 （1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。 （2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。 （3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。 （4 （5 术规范》 1 （1 （2 必要时（3 （4 对罐区管网管材量较大。也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。 （5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。 （6）输油泵根据需要可采用串联、并联或串并结合的运行方式，由于输油泵运行方式的不同，管线的连接流程也不相同。 （7）当原油采用热处理输送时，为节约能源，热处理后的原油应采用急冷方式与冷油进行换热，再输油泵前设置冷、热油换热器。当采用加剂输送时，降凝剂应在油品加热前注入，减阻剂应在输油主泵后注入。
精心整理 （8）管道出站应设高压泄压阀，泄压阀可接入油罐，也可直接接到油罐出口管线（给油泵入口管线）。 （9）对于顺序输送的管道首站，应设油品切换阀组，其阀门应为快速开启、关闭的阀门，开关的时间不宜超过10s。 2．输油首站工艺流程应具有的功能 （1）接收来油进罐； （2）油品切换； （3）加热/增压外输； （4 （5 （6 3 其 3-1-2 3-1-4 3-1-6 3-1-8
精心整理
压气站以压力能的形式给天然气提供输送动力的作业站。 分类 按压气站在管道沿线的位置分为起点压气站、中间压气站和终点充气站。起点压气站位于气田集气中心或处理厂附近，为天然气提供压力能，并有气体净化、气体混合、压力调节、气体计量、清管器发送等作业。中间压气站位于运输管道沿线上，主要是给在输送中消耗了压力能的天然气增压。终点充气站位于储气库内，主要是将输来的天然气加压后送入地下储气库。 设备 压气机组合而成的压气机组是压气站的主要设备。长输管道采用的压气机有往复式和离心式两种。前者具有压缩比（出口与进口的压力之比）高及可通过气缸顶部的余隙容积来改变排量的特点，适用于起点压气站和终点充气站。离心式压气机压缩比低，排量大，可在固定排量和可变压力下运行，适用于中间压气站。两种压气机均可用并联、串联或串联和并联兼用方式运行。需要高压缩比，小排量时多用串联；需要低压缩比，大排量时多用并联；压力和输量有较大变化时，可用串联和并联兼用方式运行。功率不同的压气机可以搭配设置，便于调节输量。往复式和离心式两种压气机也可在同一站上并联使用。 压气机的选择，除满足输量和压缩比要求，并有较宽的调节范围外，还要求具有可靠性高、耐久性好，并便于调速和易于自控等。在满足操作要求和运行可靠的前提下，尽量减少机组台数；功率为1000～5000马力的机组，有3～5台压气机，并有1台备用，大功率机组一般没有备用机。压气机用的原动机有燃气发动机、电动机和燃气轮机等多种（见管道动力机械）。
流程 压气站的流程由输气工艺、机组控制和辅助系统等三部分组成。输气工艺部分除净化、计量、增压等主要过程外，还包括越站旁通、清管器接收及发送、安全放空与紧急截断管道等。机组控制部分有启动、超压保护、防喘振循环管路等。辅助系统部分包括供给燃料气、自动控制、冷却、润滑等系统。图1 为中间压气站工艺流程图。此站配置有三台燃气轮机驱动的离心式压气机，其中机组2为备用，机组1、3可并联，当需要作串联使用时，则可由机组2与机组3或与机组1串联运行。并联流程是来自干线上一站的天然气，先在气体除尘区除去固体颗粒，再经机组3、1增压，经冷却后输往下一站；串联运行时，来自上站天然气先经除尘区除尘，再经机组3增压，增压后的天然气输至冷却区冷却，然后进入机组2再次增压，再冷却后进入干线输往下站。如果天然气不需要增压直接输往下站时，则可关闭除尘区前的进口阀，打开越站旁通管路，让天然气越站通过。 功能 压气站应具有启停原动机、开关阀门和报警等基本控制功能；并有防止喘振、消除噪声和防止天然气排出温度过高的设施。喘振是离心式压气机在气流速度过低时所发生的压力波动和机组振动，并产生很强噪声的现象，如在发生喘振时管道继续运行将会导致压气机过热和损坏。因此需在机组上安装喘振抑制阀和循环管路，以便在工况接近喘振边界时开启喘振抑制阀，让气体循环，防止喘振发生。气体压缩和减压都会造成很强的噪声，为了降低噪声，可在压气机出口管路上装设消声器，将汇管埋入地下，在管路上包覆隔声和吸声材料等，采用多级调压，控制气体通过站内管道的流速（小于30米/秒），可降低减压引起的噪声。压
输气管道工程设计规范 1 总则 2 术语 3 输气工艺 3.1一般规定 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量。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。 3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定： 1 应清除机械杂质； 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3 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/m3； 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、用户需求、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 当输气管道及其附近已按现行国家标准《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，清管设施与输气站合并建设。 3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。 3.2工艺设计 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。 3.2.2 工艺设计应确定下列内容： 1 输气总工艺流程； 2 输气站的工艺参数和流程； 3 输气站的数量及站间距； 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。
3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，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。再正常输气条件下，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、限压设施。 3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。 3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 3.2.8 输气站宜设置越站旁通。 3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并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。 3.3 工艺设计与分析 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； 2 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埋设处地温。 3.3.2 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Δh ≤200m 且不考虑高差影响时，应按下式计算： 5.052221)(1051???????-=TL Z d P P q v λ （3.3.2—1） 式中：v q ——气体（P 0=0.101325MPa ，T=293K ）的流量（m 3/d ）； P 1——输气管道计算段的起点压力（绝）（MPa ）； P 2——输气管道计算段的终点压力（绝）（MPa ）； d ——输气管道内径（cm ）； λ——水力摩阻系数； Z ——气体的压缩因子； ?——气体的相对密度； T ——输气管道内气体的平均温度（K ）； L ——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： 5 .01152221)(21)1(1051??? ?????????????????++??+-=∑=-n i i i i v L h h L TL Z d h P P q αλα （3.3.2—2）
输气管道工程设计规 范,gb50251-2015 篇一：输气管道设计规范GB50251-2003 1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体pipeline gas
通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 2．O．4 输气首站gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站gas transmission terminal station 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。 2．O．6 气体接收站gas receiving station 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。 2．O．7 气体分输站gas distributing station 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。 2．O．8 压气站compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。
安全管理编号：YTO-FS-PD255 长距离输油(气)管道的安全运行通用版 In The Production, The Safety And Health Of Workers, The Production And Labor Process And The Various Measures T aken And All Activities Engaged In The Management, So That The Normal Production Activities. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
长距离输油(气)管道的安全运行通用 版 使用提示：本安全管理文件可用于在生产中，对保障劳动者的安全健康和生产、劳动过程的正常进行而采取的各种措施和从事的一切活动实施管理，包含对生产、财物、环境的保护，最终使生产活动正常进行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 管道生产有其自身的特点：管道线路长、站库多，运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。 1．生产运行安全。调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度人员将运行工况分析、处理，下达调整或改变运行工况命令。若管理的是成品油顺序输送管道，还要进行品种批量和界面的跟踪。为了安全生产，要求各级调度人员熟悉站库设备流程，掌握运行状态，有丰富的经验和对故障敏感的判别和处理能力。要求全线操作人员掌握现代化设备的操作、维护、保养和事故处理能力。 早先建成的输油管道是旁接油罐的方式。现代化的长
一、填空题（60×0.5分：30分） 1.天然气是易燃、易爆物质，在常压下空气中含有 5%-15% 体积浓度的天然气时，遇明火即可燃烧或爆炸。 2.单位体积干天然气中所含水蒸汽的质量称含水量，它与天然气的压力、温度有关。当天然气被水饱和时，其温度也称为露点。 3. 管输天然气最主要的质量指标为：热值、 CO2 、 H2S 和含水量。 4. 沿线地形激烈起伏对输气管输量有影响，当线路纵断面图与通过管路起点水平线所围面积为正时，其输量减小；面积为负时，输量增大。这是由于气体密度沿管长变化所致。 5. 输气管内能否形成水合物主要取决于： (1) 压力和温度； (2) 足够的水分。密度大的天然气易形成水合物。 6. 输气管内产生水合物堵塞事故时，采用降压方法最简便，可迅速使水合物分解，管路畅通。 7. 为离心压气机配管时，常有出、入口相连的回流管路，其目的是避免压气机产生喘振 8. 首站入口压力一定的多压气站输气干线，若某站停运，则停运站号愈小，输量下降愈大。与正常运行相比，停运站上游各站压力均上升，停运站下游各站压力均下降，愈靠近停运站，压力变化幅度大。 9. 为防止未经深度加工天然气输送管道中出现水化物，工业上常用甲醇和乙二醇作为防冻剂。 10. 北美、西欧有关的管道标准已规定，20英寸以上的气管应加内涂层，长距离输气管内壁一般涂敷有机树脂涂层的主要优点有：减小内腐蚀、粗糙度下降。11. 工程上用压缩因子来表示真实气体与理想气体PVT特性之间的差别，该值偏离1愈远，表明气体的PVT性质偏离理想气体性质愈远。 12. 天然气的相对密度是指同一压力和温度下气体密度与干空气密度之比，无量纲。 13. 天然气工业中最常用的脱水方法有三种分别是：低温分离脱水、固体干燥剂吸附脱水和甘醇脱水。 14. 多压气站长距离输气管道中途泄漏气体时，漏点前的输量> 正常输量，进出站压力均< 正常进出站压力；漏点后的输量<正常输量，进出站压力均< 正常进出站压力；离漏点越近，压力变化值越大。 15. 在低压下（小于100atm），气体的粘度随着温度的增大而增大，气体的粘度随着气体分子量的增大而降低。 16. 由于在层流状态时，两种油品在管道内交替所形成的混油量比紊流时大得多，因而顺序输送管道运行时，一般应控制在紊流状态下运行。 17. 采用顺序输送时，在层流流态下，管道截面上流速分布的不均匀时造成混油的主要原因。 18. 石油运输包括水运、公路、铁路、管道等几种方式。输油管道由输油站和线路两部分组成。
输气管道工程设计规范 GB 50251-2003 ） 1、适用范围：本规范适用于陆上输气管道工程设计。 2、输气工艺： 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，设 计年工作天数应按350d 计算（350d 是为冬夏平衡，同时最大输气量应以标态计算。）。 2）进入输气管道的气体必须除去机械杂质，且至少符合n级天然气标准（GB17820）。 3）当输气管道及其附件已按照国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》 SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036的要求采取了防腐措施时， 不应再增加管壁的腐蚀裕量。 4）工艺设计应确定的参数有：输气总工艺流程；输气站的工艺参数和流程；输气站的数量和站间距；输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 5）管道输气应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应合理选择压气站的站压比和 站间距。当采用离心式压缩机增压输送时，站压比宜为~，站间距不宜小于100km。 6）具有配气功能的分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。 7）输气管道首站和气体接收站的进气管线应设置气质监测设施。 8）输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 10）输气站应设置越站旁通。进出站管线必须设置截断阀。截断阀的位置应与工艺装置区保持一定距离，确保在紧急情况下便与接近和操作。截断阀应当具备手动操作的功能。 11）输气管道工艺设计应具被以下资料：管输气体的组成；气源数量、位置、供气量及可调范围；气源压力及可调范围，压力递减速度及上限压力延续时间；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；沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 12）输气管道的水力计算见本标准6?9页以及简化标准的附录。 13 ）输气管道安全泄放 （ 1 ）输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。 （2）输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。 （3）安全阀的定压（P o）应根据管道最大允许操作压力（P）确定，并应符合下列要求： a 当P W时，P o= P+; b 当v P W时，P o=； c 当P＞时，P o=。 （4）安全阀泄放管直径应按照下列要求计算：
Word 格式/完整/可编辑 长距离输油（气）管道的安 全运行 Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. 编订： __________________ 审核： __________________ 单位： _ _________________
文件编号：KG-A0-2446-55 长距离输油（气）管道的安全运行 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 管道生产有其自身的特点:管道线路长、站库多, 运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准 确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。 1.生产运行安全。调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度人员将运行工况分析、处理，下达调整或改变运行工况命令。若管理的是成品油顺序输送管道，还要进行品种批量和界面的跟踪。为了安全生产，要求各级调度人员熟悉站库设备流程，掌握运行状态，有丰富的经验和对故障敏感的判别和处理能力。要求全线操作人员掌握现代化设备的操作、维护、保养和事故处理能力。
输气管道设计过程 1）在确定输气管道计算流量时要考虑年平均输气不均衡性，确定输气管评估性通过能力利用系数H K ： 959.0=??=?πH P H K K K K 2）计算输气管评估性通过能力q : 857.43501017365108 2 =?=??=H K Q q 106m 3/d 8856.3350 106.1336510820=?=??=H K Q q 106m 3 /d 3）设定3个设计压力H P ：5.5，6.0，6.5 a MP ； 4）对每个设计压力H P 设定3个压比ε，一般压力比为1.26—1.5之间，我取压力比为：1.3、1.4、1.5； 5) 设定管径（711㎜）为例，与3个设计压力（H P ）和3个压比（ε）组成9个输气工艺方案；以下各项计算仅以其中的一个方案（H P =6a MP ，ε =1.3）作为示范，其余各方案的计算列入计算成果表（表1-3）。 6）设计管材的钢种等级为X60,其最小屈服强度σs =413 a MP ； 7）计算钢管的壁厚δ（初定地区等级为Ⅲ类，设计系数F=0.5）：
mm F D P s H H 1.113.105 .041327115.62→=???==σδ 8）确定输气管内径： mm D D H B 8.6881.1127112=?-=-=δ 9）根据设计压力H P =6a MP （即压缩机出口压力）和压比ε=1.3，计算压缩机入口压力B P ： a H B MP P P 62.43 .16===ε 10）确定输气管计算段的起点压力（即压气站出站压力）1P ： a H MP P P P P 90.50588.00412.05.6211=--=--=δδ （天然气在压气站出口端的工艺管线和设备中的压力损失定为0.1 a MP ，小于附录Ⅰ中所列的数值0.11a MP ） 11）确定输气管计算段的终点压力（即下一压气站进站压力）2P ： a B MP P P P 70.408.062.42=+=+=δ （天然气在压气站进口端的一级除尘装置和连接管线中的压力损失定为0.08a MP ，小于附录Ⅰ中所列的数值0.10 a MP ） 12）计算输气管计算段的平均压力CP P ：