中华人民共和国国家标准输气管道工程设计规范GB 50251-2003 3
1 总 则
1．0．2 本规范适用范围是从气源外输总站到用户门站间的陆上输气管道工程设计。
1．O．3 本条说明如下：
1 本规范的编制充分考虑了国家有关部委制定的工业建设方针和技术经济政策，如保护环境、节约能源、节约建设用地以及《关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定》、《降低石油地面工程造价的具体规定》，《对地震区基本建设前期工作及土建工程暂行规定》、《石油天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》、《关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定》等，同时也要求输气管道工程设计执行国家有关的政令、法规并关注这些政令、法规的变化，以便使本规范与国家有关的技术政策相适应。
2 本规范要求输气管道工程设计不断采用国内外先进技术，吸收新的科技成果，但要符合国情，注重实效。
3 对报部级审批的大型工程项目，一般应做优化设计，确定其最优工艺参数。由企业审批的工程项目，应视工程具体情况而定。如油气田滚动开发往往不具备做优化设计的条件。
1．0．4 本规范只编写了输气管道工程的主体工程部分，而防腐工程、穿跨越工程、环境保护工程等有关工程设计，应按有关的国家和行业标准规定执行。
2 术 语
本章所列术浯，其定义及范围，仅适用于本规范。
3 输气工艺
3．1 一般规定
3．1．1 输气管道的输气量受到气源供气波动、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必须有一定的裕量。故本规范规定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，故本条补充了日输气量作为输气管道的设计输送能力指标。
3．1．2 本规范规定的管输气体质量标准，主要考虑了输送工艺、输管输安全、管道腐蚀及一般用户对气质的使用要求。管输气体己成为一种重要的能源和商品，第十五届世界煤气会议AI天然气集气和调节分会的报告中指出：供气单位提供的天然气必须符合一定质量标准，一般来说不需再行加工即可保证顺利输送、分配及一般用户的用气要求。对影响天然气顺利输送、分配和使用的杂质有：硫化氢、水、烃冷凝物及固体杂质等。
水露点；输气管道中的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。根据四川石油设计院、四川石油局输气处关于《低浓度硫化氢对钢材腐蚀的研究》结果表明；"……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。"管输气体脱水后还能提高管输效率。管输气体水露点，世界多数国家是按不同手节提出在最大可能操作压力下气体的露点温度值(见表1)。考虑到我国幅员辽阔，气候差异较大，对气体水露点要求因地而异，故本规范只规定了气体水露点温度与最低输气温度的最小差值。
烃露点：脱除管输气体中液态烃的主要目的是提高管输效率、保障输气安全。世界多数国家对烃露点要求按水露点方法做出规定(见表1)。本规范根据我国具体情况规定了气体的烃露点。
硫化氢含量；一般说，当脱除管输气体中的游离水后，就没有腐蚀发生。但考虑到我国输气管道不是单纯把气体从起点输送到终点，沿线有大量民用与工业用户。因此，为确保用户的安全和环境卫生，对脱水后的管输气体硫化氢含量规定应符合二类天然气含量标准(即硫化氢含量小于20mg／ m3，符合民用气标准)，以满足多数用户要求。同时集中脱硫也较为经济。
本规范对管输气体中最高含尘量未作具体规定，因为尚无合适的检验气体中杂质含量的仪表。对固体杂质脱除只提出原则要求。
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。对于以气井井口压力为动力的管道，应充分利用地层能量，尽可能提高管道起输压力。对用压缩机增压输气的管道应通过优化设计，选择最优的工艺参数：压力、管径、压比。管输压力的确定还应考虑目前我国制管水平、施工质量和管道通过地区安全等因素。
3．1．4 输气管道应做好防腐设计，以保证输气管道的使用寿命，避免事故发生。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子内壁金属的腐蚀)。根据国内外实践经验制定的国家现行的《钢质管道及储罐防腐蚀控制工程设计规范》SY 0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY／T 0036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防腐应按该两部规范的有关规定执行。
凡符合本规范第3．1．2条规定的气体，一般不会对管子内壁金属产生腐蚀。当输送不符合上述规定的气体时，应采取其他有效的措施。如：降低气体的水露点、注入缓蚀剂或内部涂层等措施，防止管子的内壁腐蚀发生。由于工程造价、金属耗量等经济原因，输气管道一般不允许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，确定管壁厚度则可不考虑腐蚀裕量。
3．1．5 输气管道设置清管设施，一方面为进行必要的清管，另一方面为正常生产时的管道检测。管子内壁粗糙及管内存有污物是目前管输效率较低的主要原因。鉴于目前国内制管、管道施工及生产管理状况有时达不到预期效果，为了清除施工中管道内存留的污物及生产中的凝析液体，因此，本规范提出对输气管道系统的清管要求。
输气管道内壁涂层效益是明显的，不但可以防腐蚀，而且可以大大提高管输效率，据有关资料报道可提高管输效率约5％～8％或更大一些。但因目前国内管道内壁涂层应用还不十分广泛，故本规范只规定宜采用。
3．2 工艺设计
3．2．1 本条增加了系统优化设计的要求。系统优化设计是将影响工艺方案的各种设计参数、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，近年国内大型输气管道工程设计已广泛应用。
3．2．2 制定方案首先是选择输气工艺，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。对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、确定站距、进行技术经济比较的过程。本条所列工艺设计应包括的主要内容为输气管道工艺设计不可缺少的四个方面的内容。
3．2．3 本条所指的气源是气田气或高压煤气等。充分利用气源压力是提高输气压力增加输气量的方法之一，也是一项节能措施，并有显著的经济效果。只要管道本身的制造、安装工艺能够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，输气压力应尽量提高。
输气管道是否采取增压输送，取决于输气管道长度、输气量、管径大小的选择等各方面的条件进行综合分析和方案比较后确定。压气站的站距，取决于压气站的站压比选择。压气站的站数取决于输气管道的长度。本条所规定的站压比和站距值是当确定采用增压输气工艺并已确定采用离心压缩机时，对于站压比的选择和站距的确定所提供推荐性的数值范围。由于制管技术不断提高，新的制管材料继续开发，制管成本可能下降，压缩机的压比和功率以及制造技术均有可能提高，今后压气站的站距设计可能随着提高，因此条文中对站距未限制其上限值。
3．2．4 本条规定压缩机选型应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、并联组合操作变更或越站输气时，其机组特性也能同管道特性相适应，并要求动力机也应在合理功效范围内工作。
3．2．5 输气干线各分输站，配气站和末站的压力，是由管道输气工艺设计所确定的。上述各站的输气压力和输气量应控制在允许范围内，否则将使管道系统输气失去平衡，故干线上的各分输站和配气站对具分输量或配气量及其输压均需进行控制和限制。
3．2．6 为了保证进入管道的气体质量符合第3．1．2条的规定要求，应对进入输气干线的气体进行检测。
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，则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 压气站设干线越站旁通阀的目的是为了在必要时进行越站操作。越站操作的情况有三种：①压气站本身发生意外事故；②压气站压缩机和动力机需要定期检修；③干线输气工况发生变化(即干线输气量降低)。
清管站干线越站旁通管路是正常运行管路。输气站的进、出站管线装设截断阀，其目的为：①站内设备检修需要停运；②输气管道发生事故或辖气站本身发生事故引起的停运。由于输气站或干线、支线停运，则需与输气管道截断，故应装进出站截断阀。截断阀的安装位置要求是参照美国《输气和配气管道系统》ASME B31．8和美国《联邦管道安全法》49CFRl92规定的。
3．3 工艺计算与分析
3．3．1 设计和计算所需的主要基础资料和数据，应由管道建设单位根据工程建设条件和任务提出。条文中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，都是应具备的资料，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 输气管道工艺计算采用输气管基本公式，是考虑到现代管道设计中计算技术的发展，有条件进行复杂和更精确的计算。该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所表达：
再将上列方程经计算和简化，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，任意二点的相对高差小于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左右。为了说明公式(1)的使用条什，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，任意二点的相对高差大于200m时对输量有影响，故应按下面式(2)计算。
将长度为L的输气管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所组成。设各管段的长度为L1、L2、L3…Ln，压力为PH、P1、P2、P3…PK，高程为hH、h1、h2…hk。如设起点的高程为hH＝0，则各直线管段的高差为△h1＝h1一hH，△h2＝h2-h1，△h3＝h3一h2，……而△h＝hk一hH，通过上列基本方程进行运算和简化后则可得下列公式：
上列(1)和(2)式中各参数符号的计量单位除说明者外，见表2。
天然气在标准状态下，假设ρG＝o．7kg／m3，lOOm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，所造成输气量误差较大，则不能忽略。例如压力7．5MPa、压缩因子为O．87时，ρG＝60．3kg／m3，高差为1000m时，即相对于o．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，就必须在输气管水力计算中考虑高差对地形的影响。
当各参数单位予以给定时，可得C值，见表2。
将3．3．2-l和3．3．2-2式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：
输气效率系数E等于输气管道的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量。美国-般取E＝O．9～O．96。
E值大小主要与管道运行年限、管内清洁程度、管径大小、管壁粗糙情况等原因有关。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，大口径管道相对的粗糙度较小，故E值较小口径管道为高。
我国制管技术及安装焊接水平，以及气体的气质控制及输送工艺等与世界先进水平尚有差距，运行条件与计算条件也不尽相符。本规范推荐当输气管道公称直径DN300一DN800时，E值为O．8～0．9；大于DN800时，E值为0．91-O．94。
3．3．4 由于输气管道工程规模扩大，系统复杂性提高，供气范围增加，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，必须模拟各种不稳定工况，对系统进行动态计算，计算出管道系统在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 目前计算软件较多．在使用前应经工程实践验证，以保证计算结果的可靠性。
3．4 输气管道的安全泄放
3．4．1 本条是参考美国国家标准《输气和配气管线系统》ASMEB31．8(以下简称ASME B31．8)第845．1条的规定。该条规定"凡干线、总管、配气系统、用户量气表和相接设施、压缩机站、管式气柜、用管子和管件制成的容器以及所有专用设备，若所接的压缩机或气源，在其压力控制失灵或其他原因，可能使上述设施中的压力超过其最大允许操作压力者，应装设适当的泄压或限压装置"。
3．4．2 本条是参考美国国家标准ASME B31．8第846．2l条(C)款的规定。该款规定"输气干线上应安装排放阀，以便位于主阀门之间的每段管线均能放空。为使管线放空而配置的连接管尺寸和能力，应能在紧急情况下使管段尽快放空"。
3．4．3 设计压力通常是根据工艺条件需要的最高操作压力所决定的。受压设备和容器由于误操作、压力控制装置发生故障或火灾事故等原因，上述设备、容器内压可能超过设计压力。为了防止超压现象发生，一般均应在承压设备和容器上或其连接管线上装没安全泄压装置。
如果经分析不存在超压可能，则可不设置。如全线为同一设计压力，又无压气站的输气管道，除了在气源进气的站场设置安全阀外，其余站场可不设置。当一个站场存在不同设计压力的管道及设备，为防止调压设备失效而引起低压系统超压，应在低压系统上游按不同设计压力分别设置安全阀。
输气站内，对泄压放空气体一般不采取就地排放，均引入同等压力的放空管线并送到输气站以外的放空竖管去放空。这种泄压放空方式对保护环境和防火安全均有好处。
3．4．4 美国联邦强制性法规《联邦管道安全法》第192天然气部分第169条和美国《输气配气管道系统》ASMF．B31．8第843．441条对压气站的限压要求规定："保证压气站管线和设备的最大允许操作压力不得超过10％"。
英国及欧洲标准《天然气供气系统--输配气调压站功能要求》SB ENl2186-2000对压力控制的要求如下表(表3)：
国际标准《石油天然气工业--管道输送系统》ISO 13623：2000(E)第6．3．2．2条规定："允许瞬变条件下偶然压力超过最大允许操作压力，但这种压力发生的次数和持续的时间要有限，而且不得超过最大允许操作压力的10％"。
管道系统投产前都经过至少1．1倍设计压力的强度试验，本规范安全阀的定压要求是安全的，也是与国际标准相一致的。
3．4．5 输气站内的安全泄放气体和放空气体一般均用管线引到站外放空竖管放空，或在竖管顶部燃烧后排入大气。对于排气引出管口径大小的确定，通常是以安全阀泄放压力的10％作为背压进行计算。
3．4．7 放空竖管高度是参照《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183制定的。
3．4．8 本条是根据《石油大然气工程设计防火规范》GB 50183制定的。
3. 4．9 本条对设置放空竖管所作的规定主要是从安全角度考虑。放管竖管直径大小同泄放气量有关。泄放气引出管管径大小应根据安全阀的泄放量和背压综合考虑确定。故本条规定放空竖管直径大于最大的放空引出管直径。
放空竖管顶端严禁装没弯管，原因是顶端向大气排出的气体产生的反向推力将对竖管底部产生巨大的弯矩，有造成放空竖管倾倒的可能，此种事故在生产现场多次发生过，故在本条文中特予以强调。
气体放空时对竖管底部产生较大的且不均匀的反座力，在现场曾引发放空竖管振裂事故。为了防止这种反座力所引起的振动，故对竖管与水平管间的弯管部分和靠近弯管的-段水平管应进行锚固。
4 线 路
4．1 线路选择
4．1．1 本条文是根据我国输气管道建设经验对线路选择提出的基本要求。
1 线路工程的费用和钢材耗量分别约为全部工程的60％和85％(川汉输气管道工程初步设计的统计)，因此，线路走向必须进行多方案调查、分析、比选，择优而定。
线路选择应考虑沿线主要进、供气点的地理位置，经济合理地处理好干线与支线之间的关系。
管道施工的难易取决于地形、工程地质条件及沿线交通状况，这些都是线路选择的重要因素。
2 本款是根据我国耕地少、人口多这一特点而提出的，体现了以农业为基础的方针。
3 线路、压气站和大中型河流穿跨越位置的选择，应在经济合理和安全的前提下，处理好三者之间的关系。
4 重要的军事设施和易燃易爆仓库是战争攻击的目标，相互安全影响甚大。国家重点文物保护单位，一旦毁坏，对民族文化和祖先遗产将造成无法挽回的损失。因此，规定管道严禁从其划定的安全保护区域通过。
5 管道不应从飞机场、铁路车站、海(河)港码头、铁路、国家自然保护区通过，若必须通过，除征得有关部门同意外，还需要采取相应的安全保护措施。
6 《公路路线设计规定》JTJ 011-84也作了类似的规定："天然气管道不得利用桥梁或隧道通过，特殊情况需经双方协商同意，并采取必要的保护措施"。
4．1．2 不良工程地质地段系指滑坡、崩塌、岩堆、泥石流、沼泽、软土、冲沟、傍河段及地震动峰值加速度≥o．1g的地段。在多年的实践中，对影响管道安全、整治困难且工程投资增大的各种特殊地段，一般是绕避。但经工程处理后，能确保岩、土体的稳定，且工程投资有显著节省时，则可选择适当的部位通过。
1 对规模不大的滑坡，经处理后，一般能确保岩、土体的稳定，且工程投资节省，多年的经验是选择适当部位浅埋或以跨越方式通过。
2 管道通过沼泽、软土地区的处理系参照铁路勘察选线的经验做出的规定。我国沿海地区的软土，如上海、天津等地，其上部通常有一层硬壳，故规定管道在通过上述地段时，除应充分利用上覆硬壳层外，还应选择地形较高、地下水较低及范围较窄的区域通过，以利施工和维护。
3 管道通过泥石流区域时，根据铁路灾害的教训，管道应在泥石流冲击范围以外的地带通过。对绕避有困难的个别地段，经勘察设计论证后，可采用单孔跨越或其他方式通过。
4 管道通过深而窄的冲沟，系指沟床窄小、两岸高差大、岸坡陡(大于25°)的冲沟，其沟形为"v"形，通常采用跨越较经济。浅而宽的冲沟，系指沟床宽广，两岸高差不大且岸坡小于25°的冲沟，宜采用浅埋的方案。
5 海滩由于潮汐作用水位变化较大，沙漠地区由于沙漠的移动等因素，均可能对管道产生浮力和推动力而使管位移损坏，故本规范规定，对上述地区的管道应采取稳管保护措施，以保障管道安全。
6 在强震的地震区内，地震时均会发牛各种不同的形变，如地裂、鼓丘、断裂挤压或拉张破碎、断口、地陷、山崩、滑坡以及砂土液化等震害，本应不允许管道穿越发震断裂带，但我国是多震国家，地质构造体系繁多且复杂，难免不在活动断裂带通过。同时，发震部位及地面形变一般有规定可循，随着地震监测预报水平的提高，防止或减少地震灾害是可以做到的。故本规范规定，当遇上述地区时，应审慎地做出工程判断，选择断层位移较小和较窄的地区通过，并采取可靠的工程措施。
根据《中国地震动参数区划图》GB 18306-2001地震动峰值加速度分区与地震基本烈度对照表，原地震基本烈度七度与地震动峰值加速度分区o．1g相当。
4．2 地区等级划分
4．2．1、4．2．2 我国大型输气管道工程建设始于20世纪50年代。管道的安全保证基本上是沿用前苏联大型管线设计模式，埋地管道与居民点、工矿企业和独立建构筑物之间保持一定的安全距离。后来，根据我国情况制定了《埋地输气干线至各类建构筑物最小安全距离、防火距离》，但在执行过程中，遇到很多矛盾，有些问题，难以解决。20世纪70年代中期参照美国国家标准ASME B31．8，按不同的地区等级采用不同的设计系数，做出相应的管道设计。当时，地区等级不是按居民密度指数来划分，而是以建构筑物的安全防火类别为基础，相应地划分出四类地区等级，设计系数与美国国家标准ASME B31．8的规定一致，经实践，尚属可行。本标准在分析国外标准和总结国内经验的基础上，规定采用控制管道自身的安全性作为输气管道的设计原则。现分述如下：
第一，管道安全保证的两种指导思想。在输气管道建设中的安全保证有两种指导思想：一是控制管道自身的安全性，如美国国家标准ASMEB31．8。它的原则是严格控制管道及其构件的强度和严密性，并贯穿到从管道设计、设备材料选用、施工、生产、维护到更新改造的全过程。用控制管道的强度来确保管线系统的安全，从而对周围建构筑物提供安全保证。目前欧美各国多采用这种设防原则。二是控制安全距离，如前苏联"大型管线"设计标准。它虽对管道系统强度有一定的要求，但主要是控制管道与周围建构筑物的距离，以此对周围建构筑物提供安全保证。
四川地区30多年来输气管道设计、建设的实践表明，由于我国人口众多，地面建筑物稠密，按安全距离进行管道设计建设，不仅选线难度大，而且即使保证了安全距离未必就能保证周围建构筑物和居民的安全。例如，四川付纳输气管线(φ720×8)于1979年11月25日发生爆破，爆破时管道压力为2MPa，距管道150-200m远的农舍因室内余火未尽，引爆着火，烧毁民房8间，烧死牛1只、猪5头。1980年付纳线整改后，重新试压至5MPa时，管子爆破，管沟中400mm×400mm×l000mm条石飞出100余米。又如，1965年4月美国路易斯安纳州发生一起美国有史以来最严重的输气管道爆破事故，当场炸死17人，钢管爆裂8m，炸出一条长8m、宽6m、深3m的大坑，把半吨多重的5块钢板炸到100余米远的地方。
第二，加强管道自身安全是对管道周围建筑物安全的重要保证。对于任何地区的管道仅就承受内压而言，应是安全可靠的。如果存在有可能造成管道损伤的不安全因素，就需采取一定的措施以保证管道的安全。欧美国家输气管道设计采取的主要的安全措施，是随着公共活动的增加而降低管道应力水平，即增加管道壁厚，以强度确保管道自身的安全，从而对管道周围建筑物提供安全保证。这种"公共活动"的定量方法就是确定地区等级，并使管道设计与相应的设计系数相结合。美国OPSR统计资料表明，处在三、四级地区的商业区、工业区、住宅区的管道外力事故是很低的。在这些地区主要采取降低管道应力的方法增加安全度。按不同的地区等级，采用不同的设计系数(F)来保证管道周围建构筑物的安全。显然这种做法比采取安全距离适应性强，线路选择比较灵活，也较经济合理。
第三，强度设计系数(F)。管道安全性的判断是许用应力值，使用条件不同其值亦异。即使在同样条件下，根据各国国情，其值亦有所不同。美国国家标准ASME B31．8按管道使用条件对许用应力值有详细的规定，该标准1992年以前规定的许用应力值在0.4σs~0.72σs之间。其最大许用应力值（0.72σs）与其他用途管道相比，除与《液体输送管线系统》ANSI B31．4规定的许用应力值相等外，均比其他压力管线的许用应力值高。因为输气管线设计采用设计系数o．72时，管道应处在野外和人口稀少的地区，一旦发生事故，对外界的危害程度不大。同时管道外形较工厂管线简单，安全度小些应是合理的。其最小许用应力值(o．4σs)与ANSIB31．3《化工和炼油厂管线》基本一致。采用设计系数O．4时，管道应处在人口稠密和楼房集中交通频繁的地区。由于输气管道聚集了大量的弹性压缩能量，管道一旦发生破坏，对周围环境危害甚大。因此，应降低许用应力值，提高安全度，以确保管道周围建构筑物的安全。此外在该类地区的线路截断阀最大间距为8km，管道发生事故时，气体向外释放量较其他地区少，从而把危害降低到最低跟度。根据国内外的大量实践证明，按不同的地区等级采用不同的设计系数来设计管道是安全可靠的。合理使用管材强度在经济上是合理的。本规范采用的设计系数与美国国家标准ASME B31．8一致，即O。72、0．6、O．5、0．4。
第四，地区等级划分。美国国家标准ASME B31．8按不同的居民(建筑物)密度指数将输气管道沿线划分为四个地区等级。其划分的具体方法是以管道中心两侧各1／8英里(201m)范围内，任意划分成长度为1英里的若干管段，在划定的管段区域内计算供人居住独立建筑物(户)数目，定为该区域的居民(建筑物)密度指数，并以此确定地区等级。法国燃气管线安全规程(1977年版)则划分为三个地区等级。其划分标准是沿管道中心两侧各200m范 围内，按每公顷面积上计算住宅或住人场所的密度指数。各国的地区等级划分标准见表5。
我国幅员辽阔，东西南北的地区特征差别甚大。根据我们多年来的工作实践，按居民(建筑物)密度指数划分四个地区等级，进行相应的管道设计是适宜的。同时，从我国实际情况出发，对居民(建筑物)密度指数的确定做了一些改变。
本规范采用沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分长度为2km的若干管段区域，按划定区域内供人居住的独立建筑物(户)数目(以数目多者为准)确定居民(建筑物)密度指数(见表4)。
我国是世界上人口最多的国家，现有人口超过1l亿。我国人口分布很不均匀，东部人口密度大，沿海地区每平方公里300人以上；西部人口密度小，每平方公里40多人。全国平均每平方公里110人。农村人口约占全国人口的73．8％，全国农村人口平均每平方公里约87人。如果农村以每4人为一户来计算独立建筑物数，则居民(建筑物)密度指数每平方公里约为21．7。若按本规范提出的管段划分区域(0．8平方公里)计算，则指数为17。四川地区农村人口较多，且分散居住，以往输气管道设计系数大都采用o．6，相当于二级地区。若按ANSI B31．8规定的指数，则四川三级地区管道长度增加较多。本规范根据我国实际情况，规定了居民(建筑物)密度(见表4)。
综上所述，用提高输气管道自身的安全度来保证管道周围建构筑物的安全是积极的。与用安全距离来保证管道周围建构筑物的安全相比，前者较为合理，已被当今许多工业发达国家所采用。因此，本规范采用提高管道自身强度安全的原则。
国外20世纪90年代出版的标准中，有把设计系数提高到o．8的例子。加拿大国家标准《石油和天然气管线系统》CSA-Z662-99规定，一级地区在连续长度1．6km，管线两侧200m范围内居民住房小于等于10户，其设计系数可为0．8，同时规定，按照加拿大国家标准《管线钢管》CAN/CSA-Z245．1和美国国家标准《管线钢管》APl 5L之外的标准制造的钢管，其设计压力产生的环向应力不得大于72％最小屈服应力。国际标准《石油天然气工业管道输送系统》ISO 13623：2000(E)规定：在不常有人类活动和永久性住宅地区(如沙漠、冻土地区)，天然气输送管道的环向应力系数可提高到0．83，但该标准壁厚计算公式略有不同。英国及欧洲标准《天然气供气系统--最大操作压力超过16bar的管线的基本要求》SB ENll594-2000中规定最大设计系数≤O. 72。从1992年起，美国《输气和配气管道系统》ASMEB31．8将一级地区分为一级一类和一级二类，一级一类地区设计系数大于o，72、等于或小于o．8，并说明该设计准则是在实际操作应力水平高于B31．8以前推荐使用的应力水平的输气管道运行经验的基础上制定的，规定当设计系数为o．8时，强度试验压力应达到1．25倍设计压力，试验介质为水。美国联邦强制性法规《联邦管道安全法》49 CFR 192天然气部分(1999年版)对一级地区的设计系数并未提高，仍然为0．72。《联邦管道安全法》49 CFRl92是美国联邦法规，《输气和配气管道系统))ASME B31．8是美国国家工业标准，在美国国内，当二者有冲突时，以《联邦管道安全法》为准。
提高设计系数，可减少管道壁厚，节省钢材，经济效益明显。但设计系数提高，管材应力水平提高，相对安全系数降低，若冶金、制管、焊接施工中不能保证质量，会存在较大风险。目前国内一级地区大都使用国产管材，其冶金、制管质量与国际标准尚存在一定差距，在施工和焊接质量检验方面还未完全达到国际水平。此外，我国目前尚无在大于o．72许用应力条件下运行大然气输送管道的实践经验。因此，结合我国实际条件，暂时没有将o．8的设计系数列入本规范。
4．2．3、4．2．4 本规范规定在一、二、三、四级地区，设计系数分别为o．72．o．6、o．5、o．4，这种相互对应的关系，在某些情况下有例外。如在一级地区内的特殊地段--穿(跨)越河流、铁路、公路以及输气站附近的管道，则不能套用相应的地区等级来确定管道的设计系数，为避免混淆，本条文对各种情况作了明确的规定，以便正确选用管道设计系数。
输气管道穿越铁路、公路，国内外有关调研资料认为，设置穿越钢套管对阴极保护起屏蔽作用，投资增加，还可能产生不均匀沉陷等不利因素。前苏联标准《大型管线》CHИП2．05．06～85规定，大型管线穿越铁路和公路应设置钢质保护套管。法国燃料气管线系统安全规程规定，输气管线穿越铁路，公路应设置套管。
对此，各国的认识尚不完全统一。我国铁路、公路部门对穿越管段不加设套管持否定态度。我国《原油和大然气输送管道穿跨越工程设计规范 穿越工程》SY／T 00l5．1第5．1．2条规定，穿越一、二、三级铁路和一、二级以上高等级公路时应设置保护套管。为与现行规范的规定一致并考虑到铁路、公路部门的意见，本条文仍按有套管穿越铁路、高速公路，一、二级公路；穿越三、四级公路可设置套管也可不设套管。
4．3 管道敷设
4. 3. 1 考虑管道的安全，便于维护，不影响交通和耕作等，输气管道应为埋地敷设。埋地敷设困难的特殊地段，经设计论证后，亦可采用地上或土堤敷设等形式。
4．3．2 为保证管道完好，免受外力损伤，不妨碍农业耕作等要求，规范规定的最小覆土层厚度是根据我国输气管道的建设经验并参照美国、前苏联、加拿大、法国等有关规范而提出的。
4．3．3-4．3．6 是参照《输油输气管道线路工程施工验收规定》SY 0401-98要求制定的。
4．3．9 土堤埋设管道，以往的实践经验甚少，主要是参照有关规程规范编写。土堤的砌筑高度与宽度应依据管径大小、埋没深度，结合当地地形、水文地质、工程地质条件及土壤类别与性质来确定。但修筑土堤的高度与宽度，应满足埋深要求，同时也要起到保护管道安全的作用。
1 输气管道在土堤中的覆土厚度的最小值0．6m与顶宽不小于0．5m的要求，是结合管道埋深要求与土堤采用的边坡坡度系数确定的。
2 压实系数是参照填土地基质量控制值的要求确定的。作为管道土堤施工及土堤边坡的稳定要求是必要的，也是可行的。压实系数的定义是土壤的控制干容重γd与最大干容重γmax的比值。
边坡坡度的确定主要是根据一般粘性土的物理力学性质，力求土堤边坡在自然环境中有足够的稳定性。但在这方面的实践经验尚少，有待于日后多积累资料，进行修订。
3 天然地面坡度大于20％的自然坡面，根据铁路路基设计要求，是要进行稳定性计算的。虽然管道土堤设计比铁路基的要求低一些，但同样要求土堤稳定，一旦土堤失稳，可能损坏管道，所以应进行稳定性计算。
5 本款是参照铁路路基筑堤要求制定的。
6 从土堤的稳定性及管道防腐蚀的要求出发，沿土堤基底表面植物应清除干净。
4．3．11、4．3．12 是依据《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007的规定提出的。
4．3．13 目前弯管除冷弯外，还有中频加热推制弯管。降低弯头热胀应力最经济、最有效的措施是加大弯头的曲率半径，对温差较大的埋地管道应尽量采用大曲率半径的弯管。考虑到我国管道工业的具体情况和清管器能顺利通过，预制弯头的曲率半径应大于或等于4D。
国外输气管道基本采用弯管机现场冷弯，最小曲率半径≥18D。在有条件的地方应推广采用现场冷弯方式来实现管道改向。冷弯弯管的最小曲率半径是依据ASME B31．8和中国石油天然气总公司管道局引进的弯管机规格和技术参数提出的。
4．3．14 本条文中的公式(4．3．14)是考虑管道连续敷设，支承条件介于简支梁和两端嵌固的中间状态，挠度系数取3／384推导出来的。
4．4 截断阀的设置
4．4．1 在输气管道上间隔一定距离应设置截断阀，其主要目的是便于维修以及当管道发生破损时，尽可能减少损失和防止事故扩大。前苏联《大型管线》CHИП2．05．06-85是按等间距设置截断阀，其间距不大于30km。此外，尚需在河流两岸、配气站压气站站外增设截断阀。四川地区已敷设的输气管道，截断阀间距为20～30km。欧美有关规范是按地区等级，不等间距设置截断阀，其间距一级地区最长，二、三级地区次之，四级地区最短。本规范是按强度安全原则设计管道，故在不同地区内，按等级不等间距设置截断阀，其间距与ASMEB31．8的规定一致。
4．4．2 当输气管道发生破损事故时，截断阀关闭方式有自动和手动两种。据文献IGU／C-76《管线自动截断阀控制》介绍：对美国20家输气公司作了调查，运行管道长约225000km，其中12家公司的132000km，占总数的60％，赞成并使用管道破损检测仪表和操纵装置来自动关闭截断阀。另外8家公司不采用自动截断阀门，其理由是：易产生误操作，系统压力波动过大，检测系统复杂，这与德国PLE管线公司的观点一致。ASME B31．8对采用自动或手动关闭阀门未作硬性规定。四川输气管道近年来常采用压降速率法自动截断阀门。本规范对此未作强制性规定，工程设计中由设计人员根据其具体情况确定。
4．5 线路构筑物
4．5．1 管道在通过土(石)坎、陡坡、冲沟、崾岘、河沟等特殊地段时应结合环境保护的要求因地制宜地设置保护管道的设施。常用的方法有：石砌护坡．浆砌块石挡土墙．毛石混凝土挡土墙，加筋土挡土墙、钢筋混凝土挡土墙、灰土挡土坎、石砌挡土坎、混凝土挡土坎、条石(灰土、草袋)护壁、截(排)水沟、阻水墙、淤土坝、抗冲层、锚固墩等。
5 管道和管道附件的结构设计
5．1 管道强度和稳定计算
5. 1．1 埋地管道强度设计。
1 输气管道强度计算除考虑管线所承受的正常内压、外部荷载外，对通过地震区的管线还必须考虑地震时所受外加应力。根据石油管道设计院提供的资料，1976年唐山地震对秦京线破坏情况及1990年青海海西地震对花格管线破坏情况表明:地震烈度在七度以下时管道没有损坏。据我国编制的《输油(气)钢质管道抗震设计规范》SY／T 0450的规定及本规范1994年版送审稿审查会及定稿会会议决定：将管道设防的地震烈度确定为七度及七度以上。2002年修订时根据《中国地震动参数区划图》GB 18306-2001修正地震基本烈度概念，并明确输气管道抗震设计遵循《输油(气)钢质管道抗震设计规范》。
2 本规范规定管壁厚度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，必须按双向应力状态对组合当量应力进行校核，以保证管道运行安全。
3 在以往的输气管道强度计算时，由于制管水平、施工焊接等缺乏严格的要求，因此在计算中要考虑一个小于1的焊接系数以确保输气安全，这实际上就增加了管道工程的钢材用量。当前，我国制管技术已有较大的提高，新的钢管标准如《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB／T 9711，是参照美国APl Spec 5L的标准制定的，技术要求基本一致。本规范第十章又根据国外和国内的有关标准规定，提出了严格的施工、焊接、检验要求，以确保管道的安全运行。故本标准规定，不再考虑由于焊接所降低钢材的设计应力，规定在强度计算中焊接系数为l。
5．1．2 输气管道强度计算。
1 输气管道强度计算，前苏联采用极限承载能力，按材料的强度极限计算。美国国家标准ANSI B31．8采用屈服极限计算，并为欧美国家广泛采用。输气管道采用屈服极限计算法是比较稳妥的．
管子壁厚计算，世界各国大都采用第三强度理论，近年来，我国对油气管道的壁厚计算问题进行过广泛的讨沦和学术交流，对采用第三强度理论意见趋于一致。本规范规定，采用ANSIB31．8直管壁计算公式。该公式计算简便，在输气管道设计中已广泛应用。
2、3 当温度变化较大时，埋地受约束直管段应考虑温差而产生的轴向应力，并应对环向应力σh与轴向应力σL组合应力进行校核，对于管道承受内压和热胀应力的验算有不同的选择，ANSIB31．4《输油管线系统》采用第三强度理论，即：
一般说第四强度理论较准确地反映弹塑性材料产生破坏的条件，而按第三强度理论验算一般稍偏安全。为与管于壁厚计算一致，本规范推荐采用第三强度理论验算。
4 本条第四款系采用华东石油学院蔡强康、吕英民教授"埋地热输管线的内力和应力计算"一文提出弯头强度校核方法。该方法是令由于热胀和内压共同引起危险点的计算应力σe，小于材料的屈服极限σs，在满足σh<[σ]条件下，σe＝σh+σmax≤σs。
关于热胀弯矩M值的计算，可按华东石油学院崔孝秉"埋地长输管道水平弯头的升温截荷近似分析"，蔡强康、吕英民"埋地热输管线的内力和应力计算"，机械系力学教研室"埋地热输管线的强度研究"等有关文献进行计算或采用四川石油设计院编制的电算程序计算。
5．1．3 输气管道的最小壁厚。一般认为D／δ>140时，才会在正常的运输、铺设、埋管情况下出现圆截面的失稳，本规范提出的最小管壁厚度(见本规范表5．1．3)，都不超过此范围的高限。
根据国内外研究表明D／δ值不大于140时，在正常情况下，不会出现刚度问题。
按式(5．1．2)确定的管壁厚度δ，还应根据各种载荷条件下予以校核，若不能满足就要增加壁厚，或调整其他参数。在承受内压较小时计算的壁厚可能很小，此时为满足运输、吊装铺管和修理的要求，其最小管壁厚度应符合本规范表5．1．3的规定。
5．1．4 根据本规范专题报告"管子设计值的限制分析研究"(西南石油学院)，钢管的径向稳定推荐采用依阿华(I0WA)公式(见本规范第5．1．4条)计算管子变形。当管道埋设较深或外载荷较大时，应进行管子圆截面失稳性校核。
用依阿华公式计算的△X不应超过管子外径的3％。
5．1．5 无论是根据应变硬化现象还是形变热处理理论及实验，都说明冷加工(作)能提高屈服强度20％～30％，钢种不同有一定差别。
由于形变提高的屈服强度值(电包括其他性能)将随最终回火温度的提高而逐渐消失。一般在300-320℃左右出现一个大的相组织变化；而在480～485℃左右强化的效果将基本消失。因为过高的最终回火温度，或者虽然温度较低(300℃左右)，但过长的保温时间，将使金属晶粒错位结构遭到破坏。
本条指出的两个温度及时间条件下，原来符合规定的最低屈服强度的管于将丧失应变强化性能，即其屈服强度降低20％一30％，本款规定管子允许承受的最高压力不得超过按式(5．1．2)所得值的75％是合理的。
5．2 材 料
5．2．1 设计输气管道时，材料的选择至关重要．选择材料要考虑的因素很多，应进行多方面的、综合性的比较，在满足使用条件的前提下，要特别注意安全可靠性和经济性。
输气管道输送的是易燃、易爆气体，一旦发生事故，后果极其严重。因为输气管道在运行时，管道中积聚了大量的弹性压缩能，一旦发生破裂，材料的裂纹扩展速度极快，且不易止裂，其断裂长度也很大。因此，要求采用的钢管和构件采用的钢材应该具有良好的抗脆性破坏的能力和良好的焊接性能，以保证输气管道的安全。
5．2．2 为保证输气管道用钢管技术先进、安全可靠，本条规定采用按我国《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB／T 9711标准制造的钢管。这部标准是参照美国APl Spec 5L标准制订的，在钢管材料的机械性能、化学成分、钢管的几何尺寸、焊缝要求、水压试验、无损探伤等方面的技术要求都与API Spec 5L标准一致。采用上述钢管标准制造的管子，能够节省管道的钢材耗量和确保运行安全。
为扩大输气管道选用钢管的范围，本规范列入了《输送流体用无缝钢管》GB 8163。考虑到现有管道的输送压力已达到10MPa或10MPa以上，还增加了高压无缝钢管的标准。
5．2．4 冲击韧性反映材料的塑性变形和断裂过程吸收能量的能力，是材料强度和塑性的综合反映，是抗断裂、止裂的主要指标。提出控制韧性指标是预防管道脆性破坏的有效办法。经济合理的韧性要求，与钢种的强度等级、管径，壁厚、焊接方式和使用环境、温度等因素有关，设计者应进行综合分析判断，对所采用输气管道钢管和管道附件的材料，提出控制韧性的测试项目和指标，以确保管道安全。
在低温条件下，金属材料韧性降低脆性增加。因此，设计中要十分注意暴露在地温或气温特别低的地方的管道和各种设施。在这些场合选用材料时，应慎重考虑其低温力学性能。目前，世界上一些国家的规范规定的低温界线为0～一30℃之间，我国的情况把一20℃作为低温界线，等于和低于该温度条件时，对金属材料低温韧性应作要求。对材料抗冲击韧性值的大小要求按《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB／T 9711执行。
5．2．5 钢管表面有害缺陷的处理和检验。
1 钢管在运输、安装或修理造成管壁厚度减薄不应超过10％，即环向应力不应超过10％，该限制值在管壁厚度负公差允许范围之内。
2 钢管在运输、安装或修理十造成的局部损伤，如齿痕、槽痕、刻痕等缺陷，会成为开裂源，是造成管线破坏的重要原因，从断裂的观点，这些缺陷都应加以防止、消除或修补。四川输气干线多次爆破，除焊缝质量问题外，一些开裂源位于划痕和碰伤处就是一个证据。故做出比较严格的规定，以保证管道安全运行。
磨掉"治金学上的划痕"，应先将电弧烧痕磨掉后，再用20％过硫酸胺溶液涂敷到磨光面上，如有黑点应再打磨。
5．3 管道附件
5．3．1 本规范所指的管道附件主要是指弯头、弯管、异径接头、管封头、管法兰、汇管、清管器收发筒以及组合件等。管道附件几何形状各异，使用时产生的应力比较复杂，是输气管道结构中的薄弱环节。因此，应从管道结构的整体出发，对其所用材料、强度、严密性、保持几何形状的能力、制作质量等提出基本要求。
1 为保证锻件材料的质量，必须遵守相应的技术标准。由于铸钢材料组织不够紧密均匀，一般应尽量不用。铸铁材料脆性大，组织疏松，输气管道禁止使用。
2 目前我国正参照工业发达国家的标准，制定我国的各类管道附件标准，已编制了这方面的标准。为保证选用的管道附件的质量，规定选用的管道附件应符合现行的国家、行业标准。
4 焊接是输气管道工程中主要的连接方式。因此，本规范第9章对焊接工艺做出规定。但焊接质量除与焊接工艺有直接关系外，被焊接材质的可焊性是保证焊接质量的首要条件。本规范规定焊接的管子与管件两者的材质性能即化学组分和机械性能应相同和相近，为管道工程良好的焊接质量提供基础保证。
5 用螺旋焊接钢管做弯管，其焊缝不易避开弯管产生的最大环向应力区，如果将其用于产生较大疲劳载荷区的重要场合，显然是不合适的。
5．3．2 管道系统中，当直管段没有轴向约束时，由于流体压力作用和热膨胀作用会使管道附件产生一定的力和力矩，因此，设计时必须对上述的管道附件，按附录E规定的方法进行强度校核。附录E中所列的方法，是参照美国国家标准ASME B31．6中的规定给出的。
5．3．3 弯管和弯头在流体压力作用下，产生的环向应力沿弯管截面的分布是很不均匀的。四川石油设计院与华东石油学院曾根据理论推导并经试验验证，推荐用"环管公式"来计算弯管或弯头各点环向应力。产生的最大环向应力在弯头的内凹点。这个应力比直管产生的环向应力大，其增大的倍数m称为在内压作用下弯管或弯头的应力增大系数，电就是弯管或弯头的壁厚较直管壁厚的增大系数。这个系数是R／D。(弯管或弯头的曲率半径R与其外径D。的比值)的函数，R／D。愈大，m愈小。因此，要尽可能增大曲率半径只，"环管公式"中m＝(4R一D。)／(4R一2D。)。
5．3．4 三通的结构形式、制作方法较多，本条列出的是最常用，最基本的结构。随着国内制造方法的不断更新，本规范允许采用其他可靠结构形式的三通和补强方法。
开孔削弱部分的补强设计计算方法有多种，当前各国有关规范中的开孔补强设计计算方法，主要有等面积法、极限分析法、安全性理论等。本规范附录F规定的方法是参照美国国家标准ASMEB31．8《输气和配气管线系统》的补强型式和用等面积法进行补强计算确定的。
5．3．5 管子和锥形异径接头相接，产生结构的不连续性，必然使连接处产生过大的局部应力。异径接头的锥角愈大，其局部应力也愈大。从流体力学的观点看，锥角愈小流体阻力也愈小，因此希望锥角要小。当半锥角小于15°时，局部应力较小，但现行国家标准《钢制压力容器》GB 150并未将异径接头的半锥角小于或等于15°时的强度计算免除，故当异径接头的半锥角小于或等于15°且壁厚和材质与大直径端连接的钢管相近时，其强度计算仍按《钢制压力容器》GB 150执行。
5．3．6 输气管道用管封头的场合不多，现行国家标准《钢制压力容器》GB 150中规定的结构型式和计算方法，完全可以运用。故本规范推荐按上述标准进行设计和计算。
5．3．8 管汇、清管器收发筒这类由钢管、异径接头、三通(或升孔局部补强)、管封头等构件连接成的组合件，由于结构复杂，焊缝比较集中，为保证结构几何形状尺寸和焊接质量、特殊情况下的热处理能达到技术要求，因此，规定这类组合构件应山具有制造压力容器资格且压力等级相匹配的工厂制作。
5．3．9 在防火区内一些关键部位的阀门在使用软密割结构时应考虑其耐火性能。所谓阀门的耐火性能主要是指软密封材料因火灾破坏以后，该阀门仍然具有相当好的密封性能。关于阀门的耐火性能要求可遵照现行国家标准《通用阀门法兰和对焊连接钢制球阀》GB／T 12237并参照美国APl 6FA《阀门耐火试验规范》的有关要求执行。