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资料系列：管道
输气管道工程设计规范 GB50251-2015
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。
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。
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。
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。
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。
2 术语
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。
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。
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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。
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％。
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。
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。
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。
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 输气站的数量和站间距；
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。
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。
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。
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。
