中华人民共和国国家标准输气管道工程设计规范GB 50251-2003条文说明 3
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。
6 输 气 站
6．1 输气站设置原则
6．1．1 输气站设置，第一是满足输气工艺的要求，第二是符合线路走向的要求。这里所指的线路走向是线路总的走向。由于站址又须符合地理、地质、建筑以及环境和防洪等要求，线路中线位置不一定完全符合这些要求，此时站场位置可以在不影响线路总的走向和管线增长不太大的条件下，在中线两侧选择。为了减少站场数量，减少管理环节，降低建设和管理费用，各种站场在满足输气工艺的前提下，还应考虑结合设置。
6．1．3 输气站特别是压气站因有大部件检修工作，需要进行拆卸、装配、起吊和运输；清管站在清管作业时，因需车辆运送清管器，故在这类站场应设站内车行通道。对于安装有大于或等于DN400直径阀门的站场，因大型阀门拆卸检修或吊运更换，亦需车辆运输，故亦设有站内车行通道。输气站平面布置应符合国家现行标准的规定。
6．2 调压及计量设计
6．2．1 输气站是为实现输气工艺而设置的，故需按输气工艺要求履行其特定的功能。输气站场的站内调压计量工艺设计应同输气工艺相一致，如压力温度、流量以及变工况的要求等。
6．2．2 输气站调压装置的设置规定。为使输气站的操作平稳、计量准确和压缩机安全运行，应对站场进气压力进行控制。为了保持输气干线压力和流量的相对稳定，分输站的输送压力和输送量必须进行控制。为了保证对用户的供气量和供气压力，故在配气站的每一用户管线都必须设置调压装置，对压力和流量进行调节和控制。调压装置不但进行压力调节，同时也对流量进行调节。当采用孔板装置配双波纹管差压流量计时，要求孔板上游压力尽可能稳定，在压力波动较大的场合，需要在孔板流量计直管段前调压。采用智能化电气仪表配流量计算机处理技术，已能适应压力波动较大的场合，无特殊要求时，一般应在流量计计量后调压。确实需要在计量前调压时，计量装置前直管段的设计应符合国家现行标准的规定。
6．2. 3 输气站计量装置的设置规定。每一座输气站对进入该站每一个气源或每一条管线的气体计量是管理和操作上的需要，同时也是实行经济核算的需要。因此，要求装设计量装置。分输站出站气体和配气站出站气体均属于供气或销售的气体，故需设有计量装置对气体进行计量。为了管理和核算的需要，对输气站场的自耗气应设计量装置。
6．3 清管设计
6．3．1 清管设施的间距一般在l00km以上，国外清管设施大都设置在压气站或其他站场内。为节约投资，便于管理，本规范规定清管站设在输气站内。
6．3．2 我国输气管道清管工艺由开式清管发展到不停气密闭清管，除避免气体大量放空外，更有利于环境保护，故本规范规定采用不停气闭式清管工艺。
6．3．3 设置站外清管器通过指示器的目的是为了实现清管作业的半自动化，故是否设置站外清管器，通过指示器和将指示信号传至站内，完全取决于工艺设计所确定的清管操作方式。
6．3．5 在人口密集地区或在工厂内设置清管设施时，当受场地条件的限制，本条中所规定的安全距离无法满足时，可在清管器接收筒轴线后方的适当位置设置挡墙等措施出确保安全。
6. 4 压缩机组的布置及厂房设计原则
6．4．1 压缩机厂房的形式有三种：封闭式、敞开式、半敞开式。
全封闭式；四周有墙和门窗。
半敞开式；四周为半截墙。
敞开式：仅有房屋顶盖。
封闭式厂房建筑一般用于气候寒冷和风沙大的地区，能较好地保护压缩机机组，操作和检修条件好。当采用封闭式厂房时，应采取良好的通风设施；厂房应采用轻质泄压屋盖、外墙、门窗等外围结构，保证足够的泄压面积。泄压面积应布置合理，且应靠近可能的爆炸部位，不应面对人员集中的场所和主要交通道路。
6. 4．4 本条规定是为了保证一旦发生事故时．现场人员能迅速撤离。人员疏散以安全到达安全出口为前提。安全出口包括直接通向室外的出口和安全疏散楼梯间。条文内容是根据我国《建筑设计防火规范》GBJ 16第3．5．3条，并参照美国国家标准ASME B31．8第843．13条规定的。
6．4．6 压缩机厂房内应合理组织空间，除按工艺生产要求布置压缩机机组和管道外，为便于压缩机组的安装和检修，封闭式和半敞开式压缩机厂房应根据压缩机组的检修及安装要求，设置相应吨位的吊车：根据安装检修的需要和结构的特点，合理布置吊装跨以及厂房内的检修用地；在燃气轮机自带起吊设备时，可不另设固定起吊设备：当压缩机组布置在露天、开敞式厂房内时一般均不设置吊车，压缩机的安装与检修均采用汽车吊或履带吊等起吊设备，应留有吊装设备工作的场地。
．5 压气站工艺及辅助系统
．5．1 进入压缩机组的气体，应清除固体杂质和凝液，目的是为了防止损坏压缩机。本规范对含尘量和含尘粒径未提出限值，因为无实践经验数据，且对含尘无可靠的检测手段。据文献介绍：前苏联学者曾在280-11-1型增压器上作过磨损试验研究工作，气体中尘粒(电石、石英)的大小为5～600μm，发现最大的磨损强度发生在粒径为75μm时，随着粒径继续增大，磨损反而稍有减弱。在粒径为lOμm时，磨损几乎减弱到最大值的1／3，粒径在5μm以下时，磨损已小到可忽略。当粒径超过10一20μm而含尘量在1mg／m3以上时，由于叶片的磨损使离心式压缩机不能保证50000-60000h的可靠工作。如以此文献介绍的资料为准，进入压缩机的气体中的含尘粒径可限为5μm。在压气站的进口段清除天然气中的杂质，将气体中的含尘粒径限制在5μm以下，根据管输天然气的气质条件，采用一级或二级分离设备是必须的。《全苏干线管道工艺设计标准》第一部分"天然气管道"申明确规定：通常对天然气进行一级除尘；在平均经过3～5座压气站后的个别压气站上，通常对天然气进行二级除尘。在我国陕一京压气站的建设中，针对管道运行中粉尘较多的实际情况，压气站进口段均设置了二级分离设备。
6．5．2 气体经压气站升压是靠消耗动力来达到的，气体在管道和设备中流动压损过大则耗能量多，如压力损失规定过小，管径会加大。因此，应有一个经济合理的限值，但目前国内建成的长输管道压气站不多，尚无充分的统计资料作为设计依据，本条文数据依据我国陕一京输气管道压气站经验制定，本条文说明列出下述国外资料供参考：
(1)美国"怎样选择合适的输气管线用离心式压缩机"一文介绍，压缩机站进出口管线压力降各为5psi(34．53kPa)，该压降已包括该管段上设备的压降。
(2)日本千代田公司确定经济管径的压缩机进口管压降为0．069kg／cm2×lOOm，压缩机出口管压降为ll 5kg／cm2×lOOm("卧龙河净化工厂引进工程技术资料")。
(3)埃索标准(三)规定，按经济要求确定管径的压缩机入口管压降为O．1磅／平方英寸×100英尺(O．689kPa×lOOm)，压缩机出口管压降为0．2磅／平方英寸×100英尺(1．379kPa×100m)。
(4)《德国城市煤气配气手册》规定，按压缩机进出管总压损(包括该管段上装的设备)不大于1巴(100kPa)选管径。
(5)《全苏干线管道工艺设计标准》第一部分"天然气管道"规定，压气站站内管道的压力损失不能超过表6数值。
6．5．3 本条参考英国及欧洲标准《天然气供气系统-压缩机站功能要求》SBENl2583-2000及国内经验制定。管道外防腐层、管道敷设环境如农作物、永冻土等，对管道的温度都有不同的要求；降低输送气体温度，也可能提高输送效率；国外压气站设计中通过技术经济对比，也有只对防喘振循环气体进行冷却，而对外输气体不进行冷却的例子。故本条文未对压缩机出口温度作硬性定量规定，而由设计人员根据工程条件分析确定。
6．5．6 离心式压缩机组的油系统。
1 随着压缩机设计制造技术的进步，目前离心式压缩机已普遍采用干气密封系统取代传统的油密封系统。
2 除了在压缩机组正常运行过程中要求持续提供润滑油外，在机组启动过程和停机后一定时间内、故障紧急停机过程中，均需要持续给机组供润滑油以保护机组，润滑油供油系统必须安全可靠。日前，离心式压缩机组的润滑油供油系统一般由主润滑油泵、辅助润滑油泵、紧急润滑油泵构成，主润滑油泵常为交流泵或由原动机带动的泵，辅助润滑油泵为交流泵，紧急润滑油泵为直流泵或气动泵，其具体选择应根据压缩机和原动机制造厂家的标准设备、压气站的供电供气条件以及用户的要求来确定。
6．5．8 冷却系统。
1 采用空冷器可减少或取消循环水系统，从而简化冷却设施，特别是给水不方便的地区尤为合理。
6．6 压缩机组的选型及配置
6．6．2 压气站是输气干线系统的一个重要组成部分，压气站投资在输气管道总投资中和压缩机组在站的总投资中，以及压气站的年经营费用在输气管道总的年经营费用中都占有较大比例。因此，选择经济合理、耐久可靠的压缩机组，对降低投资和输气成本有很重要的意义。
目前可供选用的机组主要有离心式和往复式两种类型，其主要优缺点如下：
(1)离心式：
主要优点：排量大且流量较均衡(无脉动现象)，机身较轻，结构较简单。
主要缺点：易产生喘振，单级压比较低。
(2)往复式：
主要优点：效率较高，单级压比较高，适应进气压力变化范围较大，无喘振现象。
主要缺点：机身较笨重，结构较复杂，振动较大，流量不均衡(有脉动现象)。
综上所述，对输气量较大、压力变化不大的输气干线宜选用离心式压缩机。在特殊情况下，如输气干线首站(为气田集气末站，进气压力受气田影响，可能有较大的变化)、中途有气体输入的站(如干线中途有气田输入气体的站，其进气压力可能受气田供气压力的影响），压力变化较大，或输气量较小时，也可选用往复式活塞压缩机。