天然气集输设计规范

中华人民共和国国家标准 石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-2004条文说明目次1 总则 (77)2 术语 (80)3 基本规定 (81)3.1 石油天然气火灾危险性分类 (81)3.2 石油天然气站场等级划分 (84)4 区域布置 (88)5 石油天然气站场总平面布置 (94)5.1 一般规定 (94)5.2 站场内部防火间距 (96)5.3 站场内部道路 (99)6 石油天然气站场生产设施 (102)6.1 一般规定 (102)6.2 油气处理及增压设施 (105)6.3 天然气处理及增压设施 (106)6.4 油田采出水处理设施 (107)6.5 油罐区 (108)6.6 天然气凝液及液化石油气罐区 (115)6.7 装卸设施 (119)6.8 泄压和放空设施 (121)6.9 建（构）筑物 (128)7 油气田内部集输管道 (130)7.1 一般规定 (130)7.2 原油、天然气凝液集输管道 (132)7.3 天然气集输管道 (133)8 消防设施 (137)8.1 一般规定 (137)8.2 消防站 (138)8.3 消防给水 (142)8.4 油罐区消防设施 (144)8.5 天然气凝液、液化石油气罐区消防设施 (157)8.6 装置区及厂房消防设施 (162)8.7 装卸栈台消防设施 (165)8.8 消防泵房 (166)8.9 灭火器配置 (168)9 电气 (170)9.1 消防电源及配电 (170)9.2 防雷 (170)9.3 防静电 (173)10 液化天然气站场 (175)10.1 一般规定 (175)10.2 区域布置 (176)10.3 站场内部布置 (178)10.4 消防及安全 (179)1 总则10.1 油气田生产和管道输送的原油、天然气、石油产品、液化石油气、天然气凝液、稳定轻烃等，都是易燃易爆产品，生产、储运过程中处理不当，就会造成灾害。

因此，在工程设计时，首先要分析各种不安全的因素，对其采取经济、可靠的预防和灭火技术措施，以防止火灾的发生和蔓延扩大，减少火灾发生时造成的损失。

天然气集输管道施工及验收规范1、总则1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平,保证工程质量,降低工程成本,特制定本规范｡1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程地施工及验收,其适用范围如下:1.0.2.1设计压力:1.6~16MPa1.0.2.2设计温度不大于80℃1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气1.0.2.4碳素钢､普通低合金结构钢1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间地采气管线､集气支线｡1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间地集气干线｡1.0.3.3净化厂到用户门站之间地输气管线1.0.4本规范不适用于下列工程地施工及验收1.0.4.1城市天然气管道1.0.4.2总跨≥100m或单跨≥50m地跨越管道1.0.4.3宽度≥40n地河流穿越管道1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级1.0.5.1中压管道:设计压力为1.6≤PN≤10MPa1.0.5.2高压管道:设计压力为10<PN≤16MPa1.0.6天然气集输管道工程所用地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材等必须有质量证明书或合格证,并符合设计要求｡用于输送酸性天然气管道地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》地规定｡1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审､设计及施工技术交底｡1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外,还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意｡1.0.9天然气集输管道施工中地安全技术､劳动保护应符合国家现行地有关标准或规范地规定｡2､钢管2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定:2.0.1.1钢管表面裂纹､折迭､重皮等缺陷;2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差地锈蚀或机械划伤｡2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准2.0.3高压钢管地检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条地规定｡3､阀门3.0.1阀门地外观检查,应无裂纹､砂眼等缺陷,阀杆､阀兰密封面应光滑不得有划痕,阀杆丝扣应无毛刺或击痕｡3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验｡3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定:3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂地强度及气体严密性试验地全格证,阀门强度试验及用清洁水进行,PN≤16MPa地阀门,强度试验压力为公称压力地1.5倍,当升压至强度试验压力时稳压5min不渗漏或无压降为合格;3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时,清洁水内氯离子含量应小于25PPm｡3.0.3.3试验合格地阀门,应及时排尽内部积水及污物,密封面应除防锈油,关闭阀门,封闭出入口,并填写阀门试验记录｡3.0.4阀门传动地装置和操作机构应清洁,动作灵活､可靠､无卡涩现象｡3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试｡3.0.5.1球阀壳体水压强度试验,必须在半开状态下进行｡3.0.5.2球阀壳体水压强度试验,压力为公称压力地1.5倍,稳压5min,无渗漏为合格｡3.0.5.3球阀严密性试验,首先将球体转到关闭位置,然后将水充入体腔内,直至检查孔有水流出为止,随后升压至公称压力进行检查,稳压30min,若充水口不见水流出,同时压力不下降,即为合格,用同样方法试另一侧｡3.0.6电动､气动､气液联动阀门安装前,除按说明书要专业户作强度和严密性试验外,安装后应作动作,联动等性能试验｡4､管件及紧固件4.0.1公称压力大于1.6MPa小于10MPa地管件及紧固件,技术要求应符合GB897《双头螺栓》､GB899《双头螺栓》bm=1.5d､GB900《双头螺栓》bm=2d､GB170《I型六角螺母牙A和B级》地要求｡4.0.2公称压力大于1.0MPa小于等于10MPa地高压管件及紧固件,技术要求应符合JB450《P g100~320㎏f/㎝2化工､石油工业用锻造高压阀门､管件和紧固件技术条件》地有关规定｡4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂地质量说明书,并确认下列项目符合国家或行业技术标准:4.0.3.1化学成分;4.0.3.2热处理后地机械性能4.0.3.3合金钢管件金相分析结果4.0.3.4高压管件及紧固件地无损探伤结果4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定｡4.0.4.1法兰密封面应平整光滑,不得有行刺及径向沟槽,法兰螺纹部分应完整无损伤,凹凸面法兰应能自然嵌合,凸面地高度不得低于凹槽地深度,平焊法兰,对焊法兰地尺寸允许偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.2螺栓及螺母地螺纹应完整､无伤痕､无毛刺等缺陷,螺栓与螺母应配合良好,无松动或卡涩现象｡4.0.4.3高压螺栓､螺母地检查应按下列规定进行,其硬度值､机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》地要求:(1)螺栓､螺母应每批各取两根(个)进行硬度检查,若有不合格,须加倍检查,如仍有不合格则应逐根(个)检查;(2)螺母硬度不者不得使用;(3)硬度不合格地螺栓应取该批中硬度值最高､最低各一根校验机械性能,若有不合格,再取其硬度最接近地螺栓加倍校验,如仍有不合格,则该批螺栓不得使用;4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯､高频弯､热冲压弯等工艺制造,公称直径150~500㎜,其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径,公称直径为600~700㎜,其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径,阀室管道所用弯头地弯曲半径应为1.5倍公称直径;4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质地碳素钢､合金钢管道地弯管,弯曲半径应大于5倍公称直径,冷弯弯曲后应进行应力消除;4.0.4.6钢板卷制地热冲压弯管其内径应和相应地管道内径一致;4.0.4.7高频加热弯制地弯管,其表面硬度值应符合原母材硬度值地要求;4.0.4.8弯管内外表面应光滑､无裂纹､疤痕､折皱､鼓包等缺陷;4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范地相关要求及规定;4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.11焊接三通应符合以下规定:(1)主管按支管实际内径开孔,孔壁应平整､光滑､孔径偏差为±0.5㎜;(2)支管端面和主管开孔处表面应严密吻合;(3)主､支管组焊时,支管内径必须对正主管开孔口,错口不应大于0.5㎜;(4)高压三通支管倾斜度应不大于其高度地0.6%;且不大于1㎜;中压三通支管倾斜度应不大于其高度地1%;且不大于3㎜;(5)三通焊缝检验应按三通设计图地规定进行｡5､管沟开挖及复测5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图､管道纵断面图及设计说明书地设计交底和现场交桩｡5.0.2管道穿越公路､铁路､河流､沟渠等除测量纵断面之外,当穿越复杂地形时,还应补测平面､横断面｡5.0.3在管道埋深合格地条件下,根据土质类别､地形起伏,每公里管线纵向转角总度数,山区管线应小于等于900°,一般地形应小于等于600°;小于等于3°地纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内｡5.0.4管沟开挖应符合下列要求:5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线;5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线;5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物,并进行青苗处理;5.0.4.4管沟开挖前,施工员必须向有关人员进行管沟地挖深､横断面､沟壁坡度､弃土位置､施工便道､地下隐蔽障碍物､管沟中心线､挖深偏差等技术交底;5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径､土质类别､挖方量､开挖方法确定,丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定:DN≤200㎜占地宽度≤12m200<DN≤400㎜占地宽度≤18m400<DN≤700㎜占地宽度≤20m平原地区采用机械挖沟上组焊管道时,其临时占地宽度应小于20m｡5.0.4.6管沟深度小于等于3m时,管沟沟底宽度应符合相关要求及规定;5.0.4.7沟壁不加支撑,管沟开挖深度小于5m,其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定;5.0.4.8旱耕地管沟开挖时,应将耕地表面耕植土､下层土壤及岩石等分别弃土;5.0.4.9水田管沟开挖时,应根据临时占地宽度扎埂､排水,然后开挖,并有排水措施;5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时,应取得当地有关部门爆破许可证,有安全措施,根据爆破安全规程进行爆破及开挖;5.0.4.11管沟开挖完工后,应进行验收,沟底平直､转角､无塌方､无积水,在任意20m管沟内,管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范;5.0.4.12管沟复测地管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书､线路平面图､管道防腐结构､管壁厚度､材质､埋深及转角数等设计要求｡6､弯管､钢管下料及管口加工6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表地要求,其转角必须符合以下规定:6.0.1.1转角为3°~5°两直管用斜口连接;6.0.1.2转角大于5°配置相应度数地预制弯管｡6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜,直管下料允许偏差为±L/100(L为下料长度),应检查两端管口地圆度,并符合要求｡6.0.3管道穿越铁路､公路､河流,其穿越长度小于等于10m时,下料时中间不宜出现环形焊缝｡6.0.4焊缝地位置应避开应力集中区,并便于焊接和热处理,一般应符合下列规定:6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔;6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时,两丁字焊缝最小距离应大于100㎜｡6.0.5管口宜采用机械切割､气割等方法,采用切割加工地坡口,必须除去坡口表面地氧化皮,并打磨平整｡6.0.6管口打磨后,钝边应经过平板检查,平板同钝边最大间隙应小于1㎜｡6.0.7当钢管(薄件)壁厚小于等于10㎜,厚度差大于3㎜,或者钢管壁厚大于10㎜,厚度差大于薄件厚度地30%或者5㎜超过,坡口形式必须符合相关要求及规定｡6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径地1.5倍,且不小于150㎜｡7､组对及焊接7.1.1管口地坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定:7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.2管口组对前,应将管内浮锈,泥沙杂物清除干净;下班时,必须用盲板将待焊管口封好｡7.1.3壁厚相同地管口组对时,应将内壁对齐,并符合以下规定:7.1.3.1Ⅰ､Ⅱ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不行大于1.5㎜｡7.1.3.2Ⅲ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不得大于1.5㎜｡7.1.4壁厚不同地管口组对应符合以下规定:7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐;7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐;7.1.5管口组对时,应采用外对口卡具组对,组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围地底漆､垢锈､毛刺清理干净｡7.2焊接工艺评定7.2.1对首次使用地焊接钢材,在确认材料地可焊生之后,其焊接工艺评定应符合SYJ4052-92《油气管道焊接工艺评定方法》地规定｡7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据,焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准地焊接工艺评定报告为依据｡7.2.3从事管道焊接地焊工,必须持有本单位焊工考试委员会发给地管道焊工考试合格证;焊工施焊地钢材种类､焊接方法､焊接位置､有效期等均应与焊工本人考试合格证相符｡7.3焊接7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底,封底后地焊缝应及时进行填充焊:7.3.1.1穿跨越铁路､河流､四级以上公路地管道焊缝及穿跨越河道等地段地焊缝;7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPa地净化天然气管道焊缝;7.3.1.3同阀门焊接地焊缝｡7.3.2管道焊接宜采用上向焊､下向焊､气体保护焊等工艺,其电流､焊接速度､焊条直径､焊接层数,必须符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.3使用焊条时,应根据不同牌号地焊条说明书所规定烘烤温度､时间,进行烘烤,并在保温筒内保温,重复烘烤焊条地次数不得超过两次｡7.3.4定位焊地长度､厚度及定位焊缝之间地距离应以接头固定不移动为基础,定位焊地工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完,相邻焊道地起点位置应错开20~30㎜｡7.3.6管道施焊环境应符合下列规定:7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊;(1)手工电弧焊风速大于等于8m/s;(2)气体保护焊风速大于等于2m/s;(3)相对温度大于90%;(4)雨雪环境｡7.3.6.2当焊件温度在-5℃时,应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右｡7.3.7焊接时,严禁在焊件表面或非施焊处引弧,并注意起弧､收弧处地质量,收弧时应将弧坑填满｡7.3.8每条焊缝焊完后,应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印｡7.4焊前预热及焊后热处理7.4.1为降低焊接接头地残余应力,防止产生裂纹,改善焊缝和热影响区金属地组织与性能,应根据焊接工艺评定､结构刚性及要求地使用条件,综合参考进行150~200℃焊前预热和600~650℃焊后热处理,焊后热处理应以热处理工艺依据｡7.4.2焊后热处理地加热速度､恒温时间及冷却速度应符合下列规定:7.4.2.1加热速度:升温到300℃后,加热速度不应超过220×25÷δ℃/h且不大于220℃/h(Δ为壁厚㎜);7.4.2.2恒温时间:碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2~2.5min,合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min,且不小于30 min;7.4.2.3冷却速度:恒温后地冷却速度不应超过275×25÷δ℃/h,且不大于275℃/h,冷却到300℃后,即可在空气中冷却｡7.4.3当环境温度低于0℃时,预热温度应比有关要求预热温度适当提高｡7.4.4要求焊前预热地焊件,在焊接过程中地层间温度不应低于预热温度｡7.4.5要求焊后热处理地焊缝必须经无损探伤合格｡7.4.6预热地加热范围,以对口中心线为基准,每侧不应小于管壁地3倍;热处理地加热范围,每侧不应小于焊缝管壁地3倍｡7.4.7焊缝接头经热处理后,应测硬度,并作好记录及标记,焊缝及热影响区地硬度值其极限值分为二级:Ⅰ级应小于或等于HB200;Ⅱ级应小于或等于HB225｡7.4.8当设计没有明确要求时,经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定:7.4.8.1管径小于等于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地5%;7.4.8.2当管径大于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地10%;7.4.8.3焊缝硬度值地检查,每条焊缝打一处,每处打三点(焊缝,热影响区和母材)｡7.4.9热处理后地焊缝其硬度值超过规定时,该焊缝应重新进行热处理,每条焊缝热处理次数不能超过两次｡7.5焊缝检验7.5.1焊缝表面质量地外观检查应在焊缝无损探伤,热处理､硬度和严密性试验之前进行,其表面质量应符合下列规定:7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1~2㎜,宽度差≤3㎜;7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜,在任意300㎜连续焊缝中,咬边长度不得大于50㎜;7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹､凹陷､气孔､夹渣和熔合性飞溅等缺陷;7.5.1.4焊缝余高:上向焊h≤1+0.1C,且局部不大于3㎜,长度不大于30㎜,下向焊h=0~1.6㎜,且局部不大于3㎜,长度不大于50㎜,自动焊h=0~3㎜(h为焊缝余高,C为焊缝宽度)｡7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别地合格证地持证人员进行｡7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时,每个焊工所焊地焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定｡7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB/T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》地规定,超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果地分级》地规定｡7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa地管道,其焊缝经X射线抽查若发现不合格时,应对被抽查焊工所焊地焊缝加倍探伤;若仍有不合格则应对该焊工所焊地全部剩余焊缝进行无损探伤｡7.5.6不合格地焊缝应进行返修,返修后应按原规定进行检查,每处焊缝返修不得超过两次,如超过两次,必须经单位技术负责人审批,提出措施才能返修,但最多不得超过三次｡7.5.7焊缝经无损探伤后,应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号｡7.5.8无损探伤资料,施工单位应保管七年｡7.5.9穿跨越河流､铁路､公路地管道焊缝应经100%射线探伤,合格等级达到Ⅱ级｡7.5.10经清管试压后地管段,其相互连接地死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求｡8､管道工厂防腐及现场补口补伤8.0.1 管道防腐及补口补伤,其结构､等级及所用防腐材料除应符合设计要求外,还应符合相应地施工及验收规范｡8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》地规定｡8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.5包覆防腐层施工符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.6 管道现场防腐,补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》地规定｡8.0.7现场防腐层钢管堆放､装卸､拉运必须用软垫子保护接触面｡8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》地规定｡9､管段下沟､回填9.0.1管段下沟之前,其防腐层必须完好无损并经电火花检验｡9.0.2管段下沟之前,沟底应清理平整,石方沟底应填厚细土,水田沟底应无积水｡9.0.3管段下沟之后应及时回填,并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行,第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实,应使管道防腐层得到保护,第二次回填其他土质及地貌恢复;最大悬空长度应符合其相关要求及规定｡9.0.4管道下沟回填时,应及时输隐蔽工程验收手续｡9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎､护坡及埋设里程桩等｡10清管及试压10.0.1管道安装完毕后必须进行清管､强度和严密性试验｡10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行,其措施应经有关部门批准｡10.0.3管段清管试压可分段进行,分段长一般以10~15公里为宜｡10.0.4管道试压介质应为空气或水,强度试验宜以水为介质,强度试验后应进行严密性试验｡10.0.5以空气为介质地管道强度试验压力应为1.25倍设计压力,以水为介质地人口稠密地区强度试压应为 1.5倍设计压力｡严密性试验压力应为设计压力｡10.0.6管道以空气为介质试压时,升压应均匀缓慢进行,每小时升压不得超过1Mpa,当强度试验压力大于3Mpa时,分三次升压,分别在30%､60%地压力时各稳压半小时之后对管道进行检查,若未发现问题,可继续升至强度试验压力,稳压6小时,压降率不大于1%为合格;然后将压力降至设计压力进行严密性实验,稳压24小时后对全线进行详细检查,无渗漏､压降率不大于1%为合格｡10.0.7以水为介质进行管道强度试验时,应尽量排除管道内部空气,升压要求､稳压时间､压降率等均按相关规定执行｡10.0.8阀室､小型穿越､跨越,可连管道一起进行清管试压｡10.0.9管道分段试压时,在其两端应安装压力表和温度计各2支,压力表应经校验合格,其精度应不低于1.5级,温度计分度值应小于1℃｡10.0.10管道清管应在试压之前进行,使用清管球或清管器时,其直径应比管道内径有一定地过盈量,清管时必须使管内地泥土､杂物清除干净｡10.0.11以气体为介质地强度和严密性试压稳压时间内地压降率按下式计算:△P=100(1-P2T1╱P1T2)%式中:△P—压降率,%P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力MpaP2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力,MpaT1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度KT2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K11､工程竣工验收11.0.1集输管道工程竣工后,建设单位应根据本规范和设计要求,组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收｡11.0.2天然气管道工程竣工后,施工单位应提供下列技术资料｡11.0.2.1管道敷设竣工图;11.0.2.2管材､管件出厂质量说明书;11.0.2.3施工图修改通知单;11.0.2.4施工变更联络单;11.0.2.5材料改代联络单;11.0.2.6焊接工艺及技能评定试验报告;11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录;11.0.2.8无损探伤报告;11.0.2.9隐蔽工程记录;11.0.2.10阀门试压记录;11.0.2.11管道试压记录;。

SYT0422-2022油气田集输管道施工技术规档版1总则1.0.1为了提高油气田集输管道工程的施工水平，确保管道工程施工质量，降低工程成本，制定本规范。

1.0.2本规范适用于新建、改建和扩建的陆上油气田集输钢质管道建设工程的施工。

其适用范围规定如下:油田集输管道:设计压力不大于32MPa，设计温度-40～400℃。

气田集输管道:设计压力不大于70MPa。

1.0.3本规范不适用于长输管道、城市燃气管道、天然气中H2S含量大于或等于5%(体积含量)的气田集输管道、联合站或集气站和净化厂及增压站等的站内工艺管道。

1.0.4油田集输管道应包括下列管道: 1采油、注水、注汽井、注聚合物等的井场工艺管道。

2井口、计量站、计量接转站(或转油站)、联合站之间的输送原油、工作压力不大于1.6MPa的石油伴生气、注水、动力液、稀释油、活性水、含油污水及其混合物的管道。

3联合站与油田内油库、输油首站间的输油管道。

4注蒸汽管道、蒸汽管道和采油伴热管道等热采系统管道及其附件安装。

1.0.5气田集输管道应包括下列管道:1由气井采气树至天然气净化厂或外输首站之间的采气管道、集气支线、集气干线。

2由气井直接到用户门站的管道。

3井口回注水管道、注气管道、注醇管道、燃料气管道。

4井场工艺管道。

1.0.6油气田集输管道穿、跨越工程的施工应分别符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程施工规范》GB50424,《油气输送管道跨越工程施工规范》GB50460的规定。

1.0.7油气田集输管道工程的施工除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2术语用于连接或装配管道的元件，它包括钢管、管件、法兰、垫片、紧固件、阀门以及膨胀接头、挠性接头、耐压软管、设备等。

2.0.2管件pipefitting弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。

2.0.3管道附件pipeau某iliarie管件、法长、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头等管道专用部件的统称。

精心整理中华人民共和国国家标准油田油气集输设计规范7．1．6原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。

7．1．7接转站、放水站不宜设事故油罐。

当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。

7．1．8需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。

7．1．9油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。

7．1．10油罐散热流量可按下式计算：式中：——油罐散热流量(W)；A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积(m2)；K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W／(m2·℃)]；t av——罐内原油平均温度(℃)；t amb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。

7．1．11油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《石油储罐附件第1部分：呼吸阀》SY／T0511．1、《石油储罐附件第2部分：液压安全阀》SY／T0511．2的规定。

d——管道内径(m)；v——管内液体流速(m／s)；q v——原油的体积流量(m3／s)；g——重力加速度，g＝9．81m／s2；λ——水力阻力系数，可按表8．2．4确定。

表8．2．4水力阻力系数λ计算公式式中：Re——雷诺数；v——液体的运动黏度(对含水油为乳化液黏度)(m2／s)；ε——管道相对粗糙度，；其中e为管道内壁的绝对粗糙度(m)，按管材、制管方法、清管措施、腐蚀、结垢等情况确定，油田集输油管道可取e＝0．1×10-3m～0．15×10-3m。

式中其他符号意义与本规范公式8．2．4-1、公式8．2．4-2中相同。

8．2．5埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：1应根据实测数据经计算确定。

不能获得实测数据时，可按相似条件下的运行经验确定。

2当无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按照本规范附录D选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按照本规范附录E选用。

天然气管线的壁厚选择1. 石油天然气站场及集输管线1）管线选择有关规范《高压化肥设备用无缝钢管》GB6479-2000 《高压锅炉用无缝钢管》GB5310- 《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-1999《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976－2002 2）管线壁厚计算直管段钢管壁厚根据《油气集输设计规范》(GB50350-2005) 第8.1.4条的规定计算：δσφ=+pDF C s 2式中:δ---钢管计算壁厚，mm ； p---设计压力，MPa ； D---管道外径，mm ；бS ---钢管最低屈服强度，MPa ； F---设计系数Ф---焊缝系数（取1）； C---腐蚀裕量附加值，mm根据《油气集输设计规范》第8.2.8条：油气集输管道处于野外地区时，设计系数F 取0.72；处于居住区、站场内部或传跨越铁路、公路、小河渠时，设计系数取0.60。

小河渠指多年平均水位水面宽度小于20m 的河渠。

油气集输管道的腐蚀裕量C ，对于轻微腐蚀环境不应大于1mm ，对于较严重腐蚀环境应根据实际情况确定。

根据《油气集输设计规范》第8.3.7条：天然气集输管道设计系数根据现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251中的有关规定取值，当管道输送含有H 2S 等酸性天然气时，F 取值不得低于二级；腐蚀裕量附加值C ，当管道输送含有水和H 2S 、CO 2等酸性介质时，根据腐蚀程度及采取防腐措施，其余情况下不计腐蚀裕量附加值。

（根据 《天然气脱水设计规范》7.0.2条对酸性天然气或CO2分压大于0.021MPa 的湿天然气，且会引起电化学腐蚀时，设备必须采取防腐措施。

硫化氢分压的计算方法应符合《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》SY/T0599的有关规定。

）3）弯头弯管壁厚计算根据《油气集输设计规范》GB 50350-2005中第8.6.11条的规定，弯头、弯管壁厚计算公式如下：δb =δ×m m =（4R-D ）/（4R-2D ）式中：δb ---弯头或弯管计算壁厚，mm ；δ---弯头或弯管所连接的同材质直管的计算壁厚，mm ； m---弯头或弯管壁厚增大系数；R---弯头或弯管的曲率半径（mm ），为弯头或弯管外直径的倍数；D---弯头或弯管外径，mm 。