前言
中华人民共和国国家标准
输气管道工程设计规范
Code for design of gas transmission pipeline engineering
GB 50251-2015
主编部门：中国石油天然气集团公司
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
施行日期：2015年10月1日
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
第734号
住房城乡建设部关于发布国家标准《输气管道工程设计规范》的公告
现批准《输气管道工程设计规范》为国家标准，编号为GB 50251-2015，自2015年10月1日起实施。其中，第3.2.9、3.4.3、3.4.4、4.2.4、6.3.4、7.2.1(4)、7.2.2(6)条(款)为强制性条文，必须严格执行。原国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251-2003同时废止。
本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
2015年2月2日
前言
根据住房城乡建设部《关于印发<2011年工程建设标准规范制订、修订计划>的通知》(建标[2011]17号)的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结近年输气管道工程建设实践经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见，开展多项专题研究的基础上，修订本规范。
本规范共分11章和10个附录，内容包括：总则、术语、输气工艺、线路、管道和管道附件的结构设计、输气站、地下储气库地面设施、仪表与自动控制、通信、辅助生产设施以及焊接与检验、清管与试压、干燥与置换等。
本次修订的主要内容如下：
1.将原规范“监控与系统调度”拆分为“仪表与自动控制”和“通信”两章编写。
2.取消原规范中“节能、环保、劳动安全卫生”一章，将其内容补充到相关章节中。
3.在“线路”章和“输气站”章中分别增加防腐与保温节，在“辅助生产设施”章中增加“供热”节。
4.增加了一级一类地区采用0.8强度设计系数的相关规定和并行管道设计规定。
5.补充修订了输气站及阀室放空设计规定、线路截断阀(室)间距调增规定及阀室选址规定，试压、焊接检验与置换要求。
6.增加了附录J“输气站及阀室爆炸危险区域划分推荐做法”、附录K“埋地管道水压强度试验推荐做法”。
本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。
本规范由住房城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由石油工程建设专业标准化委员会负责日常管理，由中国石油集团工程设计有限责任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和建议，请寄送中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司(地址：四川省成都市高新区升华路6号CPE大厦，邮政编码：610041)。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：
主编单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司
参编单位：中国石油天然气管道局天津设计院
主要起草人：谌贵宇 汤晓勇 郭佳春 孙在蓉 李强 郭成华 孟凡彬 向波 钟小木 唐胜安 何丽梅 张永红 赵淑珍 吴克信 雒定明 张平 李巧 陈凤 牟建 陈杰 陈静 刘科慧 卫晓 刘玉峰 卿太钢 傅贺平
主要审查人：叶学礼 苗承武 章申远 任启瑞 梅三强 刘海春 胡颖 张文伟 史航 李爽 吴勇 张邕生 孙立刚 吴洪松 王冰怀 董旭 刘嵬辉 卜祥军 李国海 隋永莉 宋飞 李献军 吴昌汉 马珂 朱峰 刘志田 王庆红 张箭啸 李延金 王小林
1总则
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，制定本规范。
1.0.2 本规范适用于陆上新建、扩建和改建输气管道工程设计。
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1.0.2 本规范适用范围是从上游气源(厂、站)的外输管道接口到城镇燃气门站或直供用户之间的陆上新建、扩建和改建输气管道工程设计。气源(厂、站)指油气田天然气处理厂(站)、煤制天然气(Synthetic natural gas，SNG)工厂、煤层气处理厂、输气管道的分输站或分输阀室、LNG汽化后的外输气管道接口、地下储气库采出天然气经处理合格后的外输天然气接口等。输气管道的气源可分为四类：第一类是从地下采出(如油气田、煤层气、非常规油气田、地下储气库)的经气体处理厂(站)处理后的天然气；第二类是用原煤经气化工艺合成的天然气；第三类是从输气管道分输的天然气，它是其下游输气管道的气源；第四类是LNG汽化后作为输气管道的气源。以上四类气源中，第一类和第二类可能存在工厂(站)生产运行工况波动，造成外输天然气质量不稳定的情况，因此输气管道接收这些气源时，注意加强气体质量的监测，防止不合格的天然气进入输气管道，以便有效控制管道内的腐蚀。
1.0.3 输气管道工程设计应符合下列规定：
1 应保护环境、节约能源、节约用地，并应处理好与铁路、公路、输电线路、河流、城乡规划等的相互关系；
2 应积极采用新技术、新工艺、新设备及新材料；
3 应优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数；
4 扩建项目应合理地利用原有设施和条件；
5 分期建设项目应进行总体设计，并制定分期实施计划。
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1.0.3 本条说明如下：
1 本规范充分考虑了输气管道建设与保护环境、节约能源、节约用地，处理好与铁路、公路、输电线路、河流、城乡规划等的相互关系。同时，也要求输气管道工程设计执行国家法律、法规及规章的要求，本规范的使用人员要密切关注国家相关法律法规的更新变化，以确保管道建设的合规性。
2 本规范要求输气管道工程设计不断采用国内外新技术、新工艺、新设备、新材料，吸收新的科技成果，以推动我国管道建设技术水平的进一步提升，但要符合国情，注重实效。
3 对大中型输气管道工程项目，一般都要进行优化设计，以此确定最优的工艺参数。对小型输气管道项目，如改扩建、管道长度短、站场工艺流程简单等项目往往不具备做优化设计的条件。
4 扩建项目要处理好利用与扩建的关系，合理、充分地利用原有设施，以利于节省投资和方便运行管理。同时，扩建项目应做好安全措施，如收集原有埋地管道位置的资料，动火点、连头点的选择与安全，扩建施工场地与原设备区的隔离等。
5 分期建设的项目需要进行综合分析，进行总体规划和设计，制定分期实施计划。总体规划和设计应为后期工程的设计和建设留有余地和创造条件，确保前期工程设计和建设成果在后期仍能充分利用，将后期工程的建造对前期建设成果的影响降至最低。
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标准的规定。
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1.0.4 本规范只编写了输气管道的主体工程部分，而防腐工程、穿跨越工程、环境保护工程、水土保持工程、供电及输电线路工程(输气站外部供电的输电线路)等有关设计，应按国家和行业相关标准执行。本规范在条文和条文说明中引述的法律法规及其他标准规范，请使用人员密切关注其更新变化。
2术语
2 术 语
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本章所列术语，其定义及范围仅适用于本规范。本规范将原术语进行了局部修改，由原26个术语增加为28个。删除了原规范中的“输气干线”和“输气支线”，增加的术语包括：冷弯弯管、热煨弯管、并行管道和线路截断阀(室)。本规范涉及的放空立管和放散管术语执行现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
2.0.1 管道气体 pipeline gas
通过管道输送的天然气、煤层气和煤制天然气。
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2.0.1 本规范2003版“管输气体”定义为“通过管道输送的天然气和煤气”。本次修订过程中经会议讨论将原“管输气体”修改为“管道气体”，同时局部修改了定义内容。
根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》(2010年6月25日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十五次会议通过)第三条规定：“本法所称石油包括原油和成品油，所称天然气包括天然气、煤层气和煤制气”。
关于“煤气”。现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006第2.0.2条规定，人工煤气指“以固体、液体或气体(包括煤、重油、轻油、液体石油气、天然气等)为原料经转化制得的，且符合现行国家标准《人工煤气》GB／T 13612质量要求的可燃气体。人工煤气又简称为煤气”。现行国家标准《人工煤气》GB／T 13612中规定“本标准适用于以煤或油(轻油、重油)液化石油气、天然气等为原料转化制取的可燃气体，经城镇燃气管网输送至用户，作为居民生活、工业企业生产的燃料”。从以上两个标准来看，人工煤气制气原料种类多，且主要作为居民生活、工业企业生产的燃料，因此“煤气或人工煤气”属城镇燃气的范畴。
煤制天然气指以煤炭为原料经转化制得的且符合现行国家标准《天然气》GB 17820质量要求的可燃气体(Synthetic natural gas，简称SNG)。
综合以上因素，根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，本次修订增加了“煤层气”，并将“煤制气”明确规定为“煤制天然气”，取消原规范本条定义中包括的“煤气”，最终将“管道气体”修改定义为“通过管道输送的天然气、煤层气和煤制天然气”。
2.0.2 输气管道工程 gas transmission pipeline project
用管道输送天然气、煤层气和煤制天然气的工程。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。
2.0.3 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。
2.0.4 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。
2.0.5 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。
2.0.6 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。
2.0.7 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。
2.0.8 压气站 compressor station
在输气管道沿线，用压缩机对管道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、气井及地面设施。地质构造类型包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。
2.0.10 注气站 gas injection station
将天然气注入地下储气库而设置的站。
2.0.11 采气站 gas withdraw station
将天然气从地下储气库采出而设置的站。
2.0.12 管道附件 pipe auxiliaries
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。
2.0.13 管件 pipe fitting
弯头、弯管、三通、异径接头和管封头。
2.0.14 弹性敷设 pipe laying with elastic bending
利用管道在外力或自重作用下产生弹性弯曲变形，改变管道走向或适应高程变化的管道敷设方式。
2.0.15 清管系统 pigging system
为清除管线内凝聚物和沉积物，隔离、置换或进行管道在线检测的全套设备。其中包括清管器、清管器收发筒、清管器指示器及清管器示踪仪等。
2.0.16 设计压力 design pressure(DP)
在相应的设计温度下，用以确定管道计算壁厚及其他元件尺寸的压力值，该压力为管道的内部压力时称为设计内压力，为外部压力时称为设计外压力。
2.0.17 设计温度 design temperature
管道在正常工作过程中，在相应设计压力下，管壁或元件金属可能达到的最高或最低温度。
2.0.18 管输气体温度 pipeline gas temperature
气体在管道内输送时的流动温度。
2.0.19 操作压力 operating pressure(OP)
在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。
2.0.20 最大操作压力 maximum operating pressure(MOP)
在正常操作条件下，管线系统中的最大实际操作压力。
2.0.21 最大允许操作压力 maximum allowable operating pressure(MAOP)
管线系统遵循本规范的规定，所能连续操作的最大压力，等于或小于设计压力。
2.0.22 泄压放空系统 relief and blow-down system
对超压泄放、紧急放空及开工、停工或检修时排放出的可燃气体进行收集和处理的设施。泄压放空系统由泄压设备、收集管线、放空管和处理设备或其中一部分设备组成。
2.0.23 水露点 water dew point
气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。
2.0.24 烃露点 hydrocarbon dew point
气体在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。
2.0.25 冷弯弯管 cold bends
用模具将管子在不加热状态下弯制成需要角度的弯管。
2.0.26 热煨弯管 hot bends
管子加热后，在弯制机具上弯曲成需要角度的弯管。
2.0.27 并行管道 parallel pipelines
以一定间距(小于或等于50m)相邻敷设的两条或多条管道。
2.0.28 线路截断阀(室) block valve station
油气输送管道线路截断阀及其配套设施的总称，也称为阀室。
3输气工艺
3.1 一般规定
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算。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。
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3.1.1 输气管道的输气量受气源供气波动、用户负荷变化、季节温差及管道维修等因素的影响，不可能全年满负荷运行。为保证输气管道的年输送任务，要求输气管道的输气能力有一定的裕量。故本规范规定当采用年输气量时，输气管道输气设计能力按每年工作350d计算。
由于有的设计委托书或合同中规定的输气规模为日输气量，在工艺设计中，日输气量更能直接反映出输气管道的输气能力和规模，故本规范将日输气量作为输气管道的设计输送能力指标。
3.1.2 进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB 17820中二类气的指标，并应符合下列规定：
1 应清除机械杂质；
2 水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃；
3 烃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％。
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3.1.2 影响天然气输送和使用的主要因素有硫化氢、水及烃冷凝物和固体杂质等，本条对管道气体质量进行了规定，主要考虑了输送工艺、管输安全、管道腐蚀及一般用户对气质的使用要求。
1 输气管道中的机械杂质(含粉尘)的沉积会影响输气效率，同时输气站内随天然气高速流动的机械杂质对部分设备会产生危害。因此，需根据机械杂质出现的可能性，采取分离或过滤设备清出有害的机械杂质。无论是天然气处理厂、煤制天然气工厂、地下储气库、管道气还是LNG等气源，来自气源的有害机械杂质(固体颗粒)可能性极小。就我国运行中的输气管道清管排出的污物特征来看，输气管道中的机械杂质主要来自管道施工清管不彻底的焊渣、泥沙等。因此，控制有害机械杂质，关键是控制施工清管质量，还可以优化或简化输气站分离器或过滤器设置的数量。
2 输气过程出现游离水是造成管道腐蚀的主要原因，没有水就没有电化学腐蚀或其他形式的腐蚀产生，同时游离水析出也会影响管道的输送效率，因此本款对水露点进行了严格要求。根据四川石油设计院、四川石油管理局输气处《低浓度硫化氢对钢材腐蚀的研究》表明：“……工业天然气经过硅胶脱水后对钢材无腐蚀，腐蚀试样仍保持原来金属光泽，腐蚀率几乎等于零，表明无水条件下钢材的腐蚀是难以产生的”。按本规范设计的输气管道壁厚不考虑腐蚀裕量，也是基于严格控制天然气水露点，防止内腐蚀的产生。考虑到我国幅员辽阔，气候差异较大，对天然气水露点要求也可因地而异。需要说明的是，水露点需根据天然气输送所经的地域、沿线压力变化及环境温度变化进行系统分析，确保输气全过程中管道中任意一点的压力和温度组合工况下无液态水析出。
3 世界多数国家对烃露点要求按水露点方法作出了规定。脱除管道气体中液态烃的主要目的是提高管输效率、保障输气安全。本规范根据我国具体情况规定了气体的烃露点，与现行国家标准《天然气》GB 17820二类气的要求一致。
4、5 硫化氢和二氧化碳在有游离水的情况下会导致管道内壁腐蚀，因此控制水露点非常重要。天然气中的二氧化碳属于不可燃成分，会降低热值。考虑到我国输气管道不是单纯把气体从起点输送到终点，管道沿线也会有大量民用与工业用户，为确保用户的用气安全及保护环境，管道气体硫化氢和二氧化碳含量应符合现行国家标准《天然气》GB 17820二类气的要求，以满足多数用户对气质的要求。
3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需要、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。
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3.1.3 在气源压力、施工技术水平及管材质量都能满足的情况下，高压输气一般比较经济，能充分利用气源压力，可以节省能耗。对用压缩机增压输送的管道，管道能耗和长期运行维护费用是重点考虑的指标，因此需通过多方案优化设计，选择最优的工艺参数，在保证安全的前提下，以经济节能的原则确定输气管道设计压力和站压比。管输压力的确定还要综合考虑管道材质、制管水平、施工质量、下游用户对压力的需求和管道通过地区安全等因素。
3.1.4 当输气管道及其附件已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。
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3.1.4 输气管道需要做好防腐设计，以保证输气管道的使用寿命。管道防腐分为外防腐(即防止土壤、环境等对金属的腐蚀)和内防腐(即防止所输送气体中的有害介质对管内壁的腐蚀)。现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448提出了防止管道外腐蚀的有效办法，故本规范规定输气管道外腐蚀按这两部规范的有关规定执行。
凡符合本规范第3.1.2条规定的管道气体，一般不会对管内壁金属产生腐蚀。当输送不符合上述规定的气体时，需采取其他有效措施，如降低气体的水露点、注入缓蚀剂或内部涂层等措施，防止管内壁腐蚀发生。由于工程造价、金属耗量等经济原因，输气管道一般不采用增加腐蚀裕量的方法来解决管壁内腐蚀问题。故本规范规定，管道采取防腐措施后，确定管壁厚度时可不考虑腐蚀裕量。
3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施宜与输气站合并建设。
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3.1.5 输气管道设置清管设施，一方面是为进行必要的清管，以保持管道高效运行；另一方面是为满足管道内检测的需要，以便于管道的完整性管理。清管设施的设置需结合运行管理的需要，具体情况具体分析，并非所有管道均需设置，如对于长度短，经分析不清管、不内检测也能满足管道长期可靠运行的，可不设清管设施。本条增加了清管设施宜与输气站合并建设，主要是考虑运行管理方便、节约占地、可共用公用设施和节省投资。
本规范未给出清管设施之间的最大间距，主要是该间距与管道内壁情况、清管器密封(皮碗)材料的耐磨性、清管器自备电源可用时间的长短、地形、清管时管内气体流速等因素有关，因此清管设施之间的最大间距需结合各种影响因素综合分析确定，本规范不作具体规定。
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。
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3.1.6 输气管道内壁涂层的主要功能是减阻。内涂可提高管输效率、降低能耗，效益是明显的，同时内涂还具有一定的防腐蚀作用。根据2003年化学工业出版社出版的由胡士信、陈向新主编的《天然气管道减阻内涂技术》介绍，输气管道内壁涂层可提高管输效率4％～8％。输气管道是否采用内涂层，需根据项目的特点、管径、输量等参数经技术经济比选后确定。
3.2 工艺设计
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。
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3.2.1 工艺系统优化是工艺设计的核心。系统优化设计是将影响工艺方案的各种设计参数和条件分别组合，构成多个工艺方案，经工艺计算和系统优化比较，最终确定推荐工艺方案的过程。对大中型输气管道项目，要求进行优化设计，确定最优的工艺参数。对小型输气管道项目，如改扩建、管道长度短、站场工艺流程简单等项目往往不具备做工艺系统优化设计的条件。
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 输气站的数量和站间距；
4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。
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3.2.2 制定方案首先是选择工艺，然后确定工艺参数。通过工艺计算和设备选型、管径初选从而进行技术经济比较，才能最终确定管径和输压。是否需要增压输送，也需在技术经济比较之后才能确定。优化设计就是选择输气工艺、选定管径、确定输压、选定压比、确定站间距、进行技术经济比较的过程。本条规定了输气工艺设计不可缺少的四个方面的内容。
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、输送压力、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济比选，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。
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3.2.3 充分利用气源压力有利于节能，并有显著的经济效果。只要管道设备及材料本身的制造、施工及检验等能达到并符合技术经济优化条件，而气源的压力也能较长时间保证，在保证安全的前提下，输气压力尽量提高是合适的。
输气管道是否采取增压输送，取决于管道长度、输气量、管径大小的选择及用户对供气压力的要求等各方面条件。压气站的站间距取决于站压比的选择。压气站的站数取决于输气管道的长度和站压比。就离心式压缩机技术而言，我国建成的输气管道压气站站压比已达2.5(如中国石油陕京二线输气管道榆林压气站)。本规范强调按经济节能的原则进行比选，合理选择压气站的站压比和确定站间距，因此未给定站压比值。本规范2003版第3.2.3条规定“当采用离心式压缩机增压输送时，站压比宜为1.2～1.5，站间距不宜小于100km”仍可参考使用。
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。在正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。
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3.2.4 压缩机选型要满足输气工艺设计参数和运行工况变化两个条件，也就是在输气工艺流程规定的范围内要求压缩机在串联、并联组合操作或越站输气时，其机组特性也能同管道特性相适应，并要求动力机械也应在合理的效率范围内工作。
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。
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3.2.5 输气干线的各分输站、配气站及末站的压力是由管道输气工艺设计确定的。上述各站的输气压力和输气量要控制在允许范围内，否则将使管道系统输气失去平衡，故管道系统中的分输站和配气站对其分输量或配气量及其输压均需进行控制和限制。
3.2.6 当输气管道气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。
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3.2.6 本条规定的目的是从源头严格监测进入输气管道气体的质量，确保进入管道的气体质量符合第3.1.2条的规定，有利于管道长期可靠运行。气源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂、煤层气处理厂等时，由于以上工厂可能出现运行工况不稳定、气质不达标的情况，因此本条规定接收这些气源时要设置气质监测设施。当气源来自管道气或LNG站的汽化气源时，其气质已符合管道气体质量要求，因此本规范未对接收这些气源作出气质监测的要求。如果因运行管理或能量计量的需要，其他天然气接收站也可设置气质监测设施。
3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。
▼ 展开条文说明
3.2.7 输气管道的壁厚是按输气压力和地区等级确定的。输气压力可能出现两种情况，一是正常输气时所形成的管段压力，二是变工况时的管段压力。当某一压气站因停运而进行越站操作时，停运压气站上游管段压力一般大于正常操作条件时的压力。故本条规定管道系统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。
▼ 展开条文说明
3.2.8 本规范2003版第3.2.8条强条规定输气站应设置越站旁通，但经近十年的工程实践，并非所有输气站都需设置越站旁通。因此本次修订提出输气站宜设置越站旁通。压气站设管道越站旁通的目的是为了在必要时进行越站操作，清管站设管道越站旁通是正常运行流程。对于其他输气站是否设置越站旁通，需根据运行管理的需要和项目特点具体分析确定。
3.2.9 进、出输气站的输气管道必须设置截断阀。并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
▼ 展开条文说明
3.2.9 本条为强制性条文。输气站内天然气大量泄漏或发生火灾事故时，快速切断气源是控制事故扩大最有效的措施。进、出输气站的输气管道上设置截断阀其目的是切断气源。当站内设备检修需要停运，输气站内天然气大量泄漏或发生火灾事故，输气管线发生事故时，则需将输气站与输气管线截断，故进、出输气站的输气管道上设置截断阀是必要的。
现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183对进、出天然气站场的天然气管道设置截断阀有明确规定，设计时应严格执行。
3.3 工艺计算与分析
3.3 工艺计算与分析
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。
▼ 展开条文说明
3.3.1 设计和计算所需的主要基础资料和数据，是由管道建设单位根据工程建设条件和任务提出的。本条所列举的各项资料是输气管道设计和计算必不可少的。不具备这些资料和数据，管道输气工艺设计便无法进行。
在有压气站的输气管道工艺计算中，沿线自然环境条件，如站场海拔高程、大气压、环境温度、沿线土壤传热系数等，都是必备的资料。当要利用管道储气调峰时，动态模拟计算还需要用户的用气特性曲线和数据。
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△h≤200m且不考虑高差影响时，应按下式计算：
式中：qv——气体(P0＝0.101325MPa，T＝293K)的流量(m3／d)；
P1——输气管道计算段的起点压力(绝)(MPa)；
P2——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：
式中：α——系数(m-1)；
△h——输气管道计算段的终点对计算段起点的标高差(m)；
n——输气管道沿线计算的分管段数。计算分管段的划分是沿输气管道走向，从起点开始，当其中相对高差≤200m时划作一个计算分管段；
hi——各计算分管段终点的标高(m)；
hi-1——各计算分管段起点的标高(m)；
Li——各计算分管道的长度(km)；
g——重力加速度，g=9.81m／s2；
Ra——空气的气体常数，在标准状况下(P0＝0.101325MPa，T＝293K)，Ra＝287.1m3／(s2·K)。
3 水力摩阻系数宜按下式计算，当输气管道工艺计算采用手算时，宜采用附录A中的公式。
式中：K——钢管内壁绝对粗糙度(m)；
d——管道内径(m)；
Re——雷诺数。
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3.3.2 输气管道工艺计算采用输气管道基本公式，是考虑到管道设计中计算技术的发展，现阶段已有条件进行复杂和更加精确的计算。
本规范公式系按气体动力学理论并根据气体管路中流体的运动方程、连续性方程和气体状态方程联立解导而得，其结果可由下列基本方程表达：
假定dh＝0作为水平管系，则上述表达式可用下列方程表示：
再将上述方程经计算和简化，即得计算水平管的基本公式如下：
当输气管道沿线地形平坦，任意两点的相对高差小于200m，输气压力不高时，按水平管公式计算误差很小，可忽略不计。此时可采用水平管基本公式(1)计算。但是在输气压力较高时，即使相对高程小于200m，气柱造成的压力也较大，如在6.4MPa压力下，相对密度0.6的天然气200m气柱造成的压力达0.1MPa。为了说明式(1)的使用条件，条文中增加了“不考虑高差影响时”的限制条件。
当输气管道沿线地形起伏，任意两点的相对高差大于200m对输气量有影响时，应按式(2)计算。
将长度为L的输气管道视为由数段高差不同且坡度为均匀向上或向下的若干直管管段组成。设各管的长度为L1、L2、L3……Ln，压力为PH、P1、P2、P3……PK，高程为hH、h1、h2、h3……hK。如设起点高程为hH＝0，则各直线管段的高差为△h1＝h1—hH，△h2＝h2—h1，△h3＝h3—h2……△h＝hK—hH，通过上述基本方程进行运算和简化后则可得下式：
式中：qv——气体的流量(P0＝0.101325MPa，T0＝293K)(m2／d)；
C——计算常数，C＝πT0Ra／4P0，其中，T0＝293K，Ra为空气的气体常数，在标准状态下，Ra＝287.1m2／(S2·K)，P0＝0.101325MPa；
PH、PK——计算管段起点和终点压力(MPa)；
α——系数(m-1)，
，其中，g为重力加速度，取9.81m／s2，Ra为空气的气体常数，在标准状态下，Ra＝287.1m2／(S2·K)；
△h——计算管段起点和终点间高差(m)；
d——管道内径(cm)；
λ——水力摩阻系数；
Z——气体压缩因子；
△——气体相对密度；
T——气体温度(K)；
n——输气管道计算管段内按沿线高差变化所划分的计算段数；
hi、hi-1——各划分管段终点和起点的标高(m)；
Li——各划分段长度(km)。
式(1)和式(2)中各参数符号的计量单位除说明之外，见表1，当各参数单位予以给定时，可得C值，见表1。
式(2)分子中(1＋a△h)一项表示输气管道终点与起点的高差对流量的影响，分母中
一项表示输气管沿线地形(沿线中间点的高程)对流量的影响。
天然气在标准状态下，假设ρG＝0.7kg／m3，100m气柱相当压力为700Pa，可以忽略不计。但在地形起伏、高差大于200m的情况下，造成输气量误差较大，则不能忽略。如压力为7.5MPa、压缩因子为0.87时，ρG＝60.3kg／m3，高差为1000m时即相对于0.603MPa的压力，这样的压力就不能忽略。因此，凡是在输气管线上出现有比管线起点高或低200m的点，就必须在输气管道水力计算中考虑高差对输量的影响。
将式(3.3.2-1)和式(3.3.2-2)按法定符号和法定计量单位进行转换，则得本规范正文中所列的公式。
当输气管道中气体流态为阻力平方区时，根据目前我国冶金、制管、施工及生产管理等状况，工艺计算推荐采用附录A给出的公式(原为Panhandle B式)。
附录A公式中引入一个输气效率系数E，其定义为：
式中：Qφ——气体实际流量(m3／d)；
Q——气体计算流量(m3／d)。
输气效率系数E等于输气管道实际输气量与理论计算输气量之比，表明管道实际运行情况偏离理想计算条件的程度。设计时选取E值应考虑计算条件与管道实际运行条件的差异，以保证运行一段时间后管道实际输气量能满足设计任务输气量。美国一般取E＝0.9～0.96。
E值的大小主要与管道运行年限、管内清洁程度、管径大小、管壁粗糙情况等因素有关。若气质控制严格，管内无固、液杂质聚积，内壁光滑无腐蚀时E值较高。当管壁粗糙度和清洁程度相同时，大口径管道相对粗糙度较小，故E值比小口径管道高。
我国管道施工水平及气体的气质控制与世界先进水平尚有差距，运行条件与设计条件也不尽相符。本规范推荐输气管道公称直径为300mm～800mm时，E值为0.8～0.9，大于800mm时，E值为0.91～0.94。
3.3.3 输气管道沿线任意点的温度计算应符合下列规定：
1 当不考虑节流效应时，应按下列公式计算：
式中：tx——输气管道沿线任意点的气体温度(℃)；
t0——输气管道埋设处的土壤温度(℃)；
t1——输气管道计算段起点的气体温度(℃)；
e——自然对数底数，宜按2.718取值；
x——输气管道计算段起点至沿线任意点的长度(km)；
K——输气管道中气体到土壤的总传热系数[W／(m2·K)]；
D——输气管道外直径(m)；
qv——输气管道中气体(P0＝0.101325MPa，T＝293K)的流量(m3／d)；
cP——气体的定压比热[J／(kg·K)]。
2 当考虑节流效应时，应按下式计算：
式中：j——焦耳-汤姆逊效应系数(℃／MPa)；
△Px——x长度管段的压降(MPa)。
3.3.4 根据工程的实际需求，宜对输气管道系统进行稳态和动态模拟计算，确定在不同工况条件下压气站的数量、增压比、压缩机计算功率和动力燃料消耗，管道系统各节点流量、压力、温度和管道的储气量等。根据系统分析需要，可按小时或天确定计算时间段。
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3.3.4 由于输气管道工程规模扩大，系统复杂性提高，供气范围大，对供气可靠性的要求提高。不稳定工况对安全、平稳供气影响很大，不稳定工况主要来自供用气的不均衡性和管道系统故障，如管线破裂漏气、压缩机组故障停运等。为了分析不稳定工况对供气可靠性的影响，需要模拟各种不稳定工况条件下各节点工艺参数和储气量，以便分析管道的供气和调峰能力、事故自救能力和应采取的对策。
对用气不均衡性的动态计算，应提供一个波动周期内每小时用气量的变化数据(或负荷系数)，一般以一周为一周期。如果是事故工况，主要是计算出管道能维持供气的时间，时间长短随事故地点、事故性质而变化，故条文中对计算周期不作具体规定。
3.3.5 稳态和动态模拟的计算软件应经工程实践验证。
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3.3.5 目前我国输气管道工艺分析主要借助软件计算，由于输气工艺分析计算的软件较多，如有国际知名公司开发的，也有自主开发的软件，因此要求在使用前需经工程实践验证，以保证计算结果的可靠性。
262'>《输气管道工程设计规范[附条文说明]》GB 50251-2015 本规范用词说明
本规范用词说明
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
引用标准名录
引用标准名录
《建筑设计防火规范》GB 50016
《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019
《压缩空气站设计规范》GB 50029
《建筑照明设计标准》GB 50034
《动力机器基础设计规范》GB 50040
《锅炉房设计规范》GB 50041
《工业循环冷却水处理设计规范》GB 50050
《供配电系统设计规范》GB 50052
《建筑物防雷设计规范》GB 50057
《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058
《工业循环水冷却设计规范》GB／T 50102
《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116
《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140
《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183
《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264
《油气长输管道工程施工及验收规范》GB 50369
《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423
《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459
《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470
《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB／T 50538
《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB 50540
《室外作业场地照明设计标准》GB 50582
《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB／T 50698
《石油天然气管道工程全自动超声波检测技术规范》GB／T 50818
《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB 50991
《工业企业设计卫生标准》GBZ 1
《压力容器》GB 150.1～GB 150.4
《非合金钢及细晶粒钢焊条》GB／T 5117
《热强钢焊条》GB／T 5118
《埋弧焊用碳钢焊丝和焊剂》GB／T 5293
《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310
《生活饮用水卫生标准》GB 5749
《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479
《气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝》GB／T 8110
《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163
《污水综合排放标准》GB 8978
《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711
《碳钢药芯焊丝》GB／T 10045
《钢制对焊无缝管件》GB／T 12459
《钢板制对焊管件》GB／T 13401
《熔化焊用钢丝》GB／T 14957
《低合金钢药芯焊丝》GB／T 17493
《天然气》GB 17820
《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603
《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447
《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448
《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB／Z 29328
《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048
《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY／T 0452
《钢制对焊管件规范》SY／T 0510
《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY／T 0516
《快速开关盲板技术规范》SY／T 0556
《钢质管道焊接及验收》SY／T 4103
《输油(气)管道同沟敷设光缆(硅芯管)设计及施工规范》SY／T 4108
《石油天然气钢质管道无损检测》SY／T 4109
《油气输送用钢制感应加热弯管》SY／T 5257
《地下储气库设计规范》SY／T 6848
《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY／T 6885
