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压力管道设计审批培训(29期) 输油和输气管道--吴老师


全国压力管道设计审批人员培训教材 输油和输气管道

中国市政工程华北设计研究总院 2011年7月

输油和输气管道
1 输油、输气管道设计主要标准、规范 2 管道线路设计 3 管道敷设 4 管道强度及稳定性计算

5 管材和管道附件的选用
6 管道穿越工程 7 安全与放空

8

油、气管道施工

1 输油、输气管道设计主要标准、规范

(1) 《输气管道工程设计规范》 GB50251-2003;

(2) 《输油管道工程设计规范》 GB50253-2006;
(3) 《石油、天然气工程设计防火规范》GB50183-2004; (4) 《石油、天然气工业输送钢管交货技术条件》GB9711.1.2.3-1999;

(5) 《油气输送管道穿越工程设计规范》 GB50423-2007;
(6) 《油气输送管道跨越工程设计规范》 GB50459-2009; (7) 《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB50470-2008 ;

(8) 《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447-2008。

2 管道线路设计

2.1 输油、输气管道线路工程选线原则
(1)根据任务要求应经过线路的起、终点及油、气体接收、分输点。

(2)线路走向应根据沿线地形地貌、地质条件、环境条件确定;
(3)线路应避开军事设施、机场、车站、码头、国家级自然保护区、 国家重点文物保护区等。

(4)线路走向应根据沿线的水、电、讯、交通情况及居住区、城市规
划要求,选择方便施工和运行的方案。 (5)符合相关规范要求。

2.2 输气管道设计的安全原则
输气管道的安全是通过严格控制管道及其构 件的强度和严密性,并贯穿到设计、设备材料选 用、施工、生产、维护到更新改造的全过程。用 控制管道的强度来保证管线系统的安全,从而对 周围构筑物提供安全保证。输气管道根据周围公 共活动的增加而降低管道应力水平,即增加管道 壁厚。

3.2.3 输气管道线路设计的地区等级划分
输气管道沿线地区等级的划法是根据通过地区沿线居民户数 和建筑物的密集程度划分四个等级,其划分方法是沿管道中心线 两侧各200m范围内,任意划分长度为2km并能包括最大聚居住户数 的若干地段,在划定的管段区域内计算供人居住独立建筑物(户) 数目。定为该地区域居民密度指数,以此确定地区等级及对应的 强度设计系数(F)见下图:

200m

四级区 居民楼

二级区

200m

80m 2000m

120m

强度设计系数(F)表

地区等级 一级地区 二级地区

居民密度指数 户数在15户或以下区段 户数在15户以上,100户以下的区段

强度设计系数F 0.72 0.6

三级地区 四级地区

户数在100户以上区段包括工业、商业区、发展区等 系指四层及以上楼层,交通频繁地下设施多等区段

0.5 0.4

2.4 埋地输油管道同建、构筑物的最小间距
输油管道除按《输油管道工程设计规范》进行强度设计和选择管材 外,还应与周围建构筑物保持一定距离,符合下列规定: (1)与城镇居民点或独立的人群密集房屋的距离,不宜小于15m; (2)与飞机场、海(河)港码头、大中型水库和水工建、构筑物, 工厂的距离不宜小于20m; (3)与高速公路、一、二级公路平行敷设时,管道中心距公路用地 范围边界的距离不宜小于10m,三级及以下公路不宜小于5m ; (4)与铁路平行敷设时,管道应敷设在距离铁路用地范围边线3m以外; (5)同军工厂、军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护单位的 最小距离应同有关部门协商解决。

2.5 管道外壁防腐绝缘层的设计要求
油气管道外壁防腐蚀主要是采取外壁防腐绝缘层加阴极保护联合

防腐措施。外壁防腐绝缘层防腐蚀原理是将防腐材料均匀致密地涂敷
在经除锈的金属管表面上,高电阻的涂层将管道金属与腐蚀介质隔离, 切断金属电化学腐蚀电池的通路,从而阻止管道金属腐蚀。埋地或水

下管道外壁防腐绝缘层基本性能要求:
(1)有效的电绝缘性;绝缘层的绝缘电阻率一般不应小于10000Ω.m2; (2)有较强的机械强度(粘结性、抗冲击性、耐磨性、耐弯曲性等);

(3)良好的抗老化和化学稳定性;
(4)有良好的抗阴极剥离性能; (5)防腐层破损后易于修补;

2.6 管道阴极保护设计原理及阴极保护方法
(1)阴极保护原理 给金属通以阴极电流,使金属表面阴极极化,抑制表面 上阳极区金属的电子释放,从根本上防止了金属的腐蚀。

(2)阴极保护方法有以下两种:
1)强制电流阴极保护 利用外部直流电源,取得阴极极化电流,以防止金属遭受

腐蚀的方法称强制电流阴极保护或外加电流阴极保护。此时被
保护的金属接在直流电源的负极上,而电源的正极则接辅助阳极。 强制电流阴极保护为目前油气管道阴极保护的主要形式。 该保护系统主要包括供电电源,辅助阳极(阳极地床),参比 电极、电绝缘装置,检测系统等。

2)牺牲阳极保护

牺牲阳极保护实质上是应用了不同金属间电极电位差的电化
学原理来实现阴极保护。当钢铁管道与电位更负的金属电气连接 ,并且两者处于同一电解质溶液中(如土壤、海水)则电位更负

的金属作为阳极在腐蚀过程中向管道提供阴极保护电流,实现管
道的阴极保护。 常用的牺牲阳极有镁和镁合金、锌及锌合金以及铝合金三大

类。

2.7 输油、气管道线路截断阀的设置
线路截断阀位置应选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方

(1)输气管道线路截断阀可采用自动或手动阀门,并能通过清管器或检测
仪器。截断阀最大间距应符合下列规定: 1)以一级地区为主的管段不宜大于32km;

2)以二级地区为主的管段不宜大于24km;
3)以三级地区为主的管段不宜大于16km; 4)以四级地区不为主的管段宜大于8km。

上述规定的阀门间距可以稍作调整,使阀门安装在更容易接近的地方。
(2)输油管沿线阀门间距不应超过32km,穿越大型河流、人口密集区等管 道两端应设置截断阀。

2.8 输油、气管道标志设置如何规定
(1)输油、气管道沿线应设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌

等永久性标志。
(2)里程桩应沿气流前进方向左侧从管道起点至终点,每公里 连续设置。阴极保护测试桩可同里程桩结合设置。 (3)埋地管道与公路、铁路、河流和地下构筑物的交叉两侧应 设置标志桩(牌)。 (4)对易于遭到车辆碰撞和人畜破坏的管段,应设置警示牌, 并应采取保护措施。

3 管道敷设

3.1 输油、输气管道敷设要求如何规定
(1)输油、输气管道应采用埋地方式敷设,特殊地段也可采 用土堤、地面等形式敷设。
油管>1m 气管>2D且≮0.5m 气管>0.6m 油管>1.0m

30cm 覆土厚 可回填土、砂、小 于10cm碎石 细土 30cm

细土 沟底宽B

20cm

2)埋地输油、气管道覆土层在不能满足覆土厚度要求或外荷载过大、外 部作业可能危及管道之处,均应采取保护措施。输油输气管道覆土层最 小厚度应符合下列规定。 (1)输气管道最小覆土厚度表(m)
地区等级 一级地区 二级地区 三级地区 四级地区 土壤类 旱地 0.6 0.6 0.8 0.8 水田 0.8 0.8 0.8 0.8 岩石 0.5 0.5 0.5 0.5

(2)埋地输油管道覆土厚度不应小于0.8m。
(3)岩石、砾石区油、气管道覆土层厚度不应小于0.5m且沟底应比土 壤管沟挖深0.2m,用细土垫平。

(4)对需平整的地段应按平整后的标高计算。
(5)覆土厚度应从管顶算起。

3.2 沼泽水网(含水田)地区管道敷设措施

当沟埋施工的管道覆土层厚度不足以克服管子
浮力时,应进行抗浮力计算并应采用稳管措施。

3.3 输油管道锚固墩设置
(1)当输油管道的设计温度同安装温度之差较大时,宜在管 道出土端、弯头、管径改变处以及管道同清管器收发装置连接 处根据计算设置锚固设施。 (2)当油,气管道翻越高差较大的长陡坡时,应根据计算, 在稳定的位置设置固定墩。 (3)当输油,气管道采用锚固墩(件)锚固时,管道同锚固 墩(件)之间应有良好的电绝缘。

3.4 油气管道并行敷设的要求
1、一般土方地区管道间距不宜小于6m;石方地区不宜小于20m 2、并行管道需设置管墩时,管墩应错开布置净距不小于20m 3、并行管道标志桩、警示牌应分列 4、后建并行管道时,对在役管道应进行人工开挖探测,探测 标识点间距不应大于50m 5、新建并行管道,在役管道应位于新建管道管沟开挖泥土堆 放的一侧。

3.5 埋地输油、输气管道与其它管道、电缆
交叉敷设要求
埋地输油、输气管道与其它管道、通信电缆交叉敷设时其间距 应符合国家现行标准《钢质管道外防腐控制规范》GB/T21447的有 关规定。

(1)被保护管道与其它地下管道交叉时,二者间的净垂直距离
不应小于0.3m。当小于0.3m时,两者之间必须设有坚固的绝缘隔离 物,确保交叉两管不接触。同时两管道在交叉点两侧各延伸10m以 上的管段上应做特加强及防腐层。 (2)管道与电缆交叉时,相互间的净垂直距离不应小于0.5m。同 时在交叉点两侧各延伸10m以上的管段和电缆上应做特加强及防腐层。

3.6 埋地管道与架空输电线路平行敷设最小距 离要求:
电力等级(KV)
地 形 最高杆(塔)高

≤3

6-10

35-66 110-220

330

500

开阔地区

路经受限地区(m)

1.5

2.0

4.0

5.0

6.0

7.5

注:表中距离为边导线至管道任何部分水平距离.

3.7 埋地管道与交流电接地体的最小距离(m):

电力等级(KV)

10

35

110

220

330

500

接地形式 临时接地 铁塔或电杆接地 0.5 1.0 1.0 3.0 3.0 5.0 5.0 5.0 6 6 7.5 7.5

注:1、在采取隔离、屏蔽、接地等防护措施后上二表规定距离可适当减 小但最小水平距离应大于0.5m。

2、埋地管道与直埋敷设的电缆平行敷设最小距离为1m,交叉0.5m。

3.8 输油、输气管道弯头、弯管的选用要求
(1)弯头的曲率半径应大于或等于外直径的4倍, 并应满足清管器或检测仪器能顺利通过的要求。 (2)现场冷弯弯管的最小曲率半径应符合下表的

规定。
公称直径DN(mm) ≤300 350 400 450 ≥500 最小曲率半径Rmin 18D 21D 24D 27D 30D

(3)弯管和弯头的任何部位不得有裂纹和其他机械 损伤,其两端的椭圆度应小于或等于2.0%;其 他部位的椭圆度不应大于2.5%。

(4)弯头和弯管不得使用皱褶弯和虾米弯。管子对
接偏差不得大于3°。 (5)弯管上的环向焊缝应进行X射线检查。

3.9 输油、输气管道弹性敷设要求
(1)弹性敷设管道与相邻的反向弹性弯曲管道之间及弹性

弯曲管段和人工弯管之间,应采用直管段连 接;直管
段长度不应小于管子外径值,且不应小于500mm。 (2)弹性敷设管道的曲率半径应满足管子强度要求,且不得

小于钢管外直径的1000倍。垂直面上弹性敷设管道的曲
率半径尚应大于管子在自重作用下产生的挠度曲线的曲 率半径。

4 管道的强度及稳定性计算

4.1 输油、输气管道的强度计算
(1)埋地管道强度设计应根据管段所处地区等级以及所承受可

变荷载和永久荷载而定。当埋地管道设计地震动峰值加速度
等于或大于0.2g(穿越工程等于或大于0.1g)时,应进行地 震振动抗拉伸和抗压缩校核。

(2)埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力,应小
于管子的最小屈服强度的90%。管道附件的设计强度不应小 于相连直管段的设计强度。

4.2 输气管道直管段壁厚计算
输气管道直管段壁厚按下式计算:

PD δ ? 2 s Ft σφ
式中:δ ——钢管计算壁厚,cm; P——设计压力,MPa; D——钢管外径,cm;

σ s——钢管的最小屈服强度,MPa;
F——强度设计系数; φ——焊缝系数; t——温度折减系数。当温度小于120℃时,t值取1.0。

3.4.3 输油管道直管段的钢管壁厚计算
(1)输油管道钢管许用应力应按下式计算:

[σ ] K φ σ s ? ··
式中: [σ] ——钢管的许用应力,MPa ;

K——设计系数,一般地段取0.72;
输油站内的设计系数K按下表选取; φ——焊缝系数; σs——钢管的最小屈服强度,MPa。

输油站内设计系数K的选取表
管线钢号 设计系数K L245 0.56 L290 0.48 L360 0.43 L415 0.42

(2)输油管道直管段的钢管壁厚计算:

δc
式中:

PD PD ? ? [σ ] 2? s ? k ? ? 2

δc——直管段钢管的计算壁厚,mm; P——设计压力,MPa; D——钢管外径,cm; [σ] ——钢管的许用应力,MPa。 输油站间的输油管道可按设计内压力分段设计管道的管壁厚度

。(分段计算时,根据输气工艺要求考虑反输压力)

4.4 输油、输气管道钢度和稳定性要求
管道的钢度应满足运输、施工和生产运行的要求。钢

管的外直径与壁厚的比值不应大于140。
最小管壁厚度表(mm)
钢管公称直径 100、150 最小壁厚 2.5 钢管公称直径 600、650、700 最小壁厚 6.5

200
250 300

3.5
4.0 4.5

750、800、850、900
950、1000 1050、1100、1150、1200

6.5
8.0 9.0

350、400、450
500、550

5.0
6.0

1300、1400
1500、1600

11.5
13.0

4.5 弯头和弯管的管壁厚计算
弯头和弯管的管壁厚度按下式计算

δ b ?δ m
4R ? D m? 4R ? 2D
式中: δb——弯头或弯管的管壁计算厚度,mm; δ——弯头或弯管所连接的直管段壁计算厚度,mm;

m——弯头或弯管的管壁厚度增大系数;
R——弯头或弯管的曲率半径,mm; D——弯头或弯管的外直径,mm。

5 管材和管道附件的选用

5.1输气(油)管道钢管、管道附件的选用要求
(1)输油、气管道所用钢管、管道附件应根据使用压力、温度、 介质特性、使用地区等因素,经技术经济比较后确定。采用的钢 管和钢材,应具有良好的韧性和可焊性。 (2)输气管道选用国产钢管,应符合现行国家标准《石油天然气 工业输送钢管交货技术条件》GB/T9711、《高压锅炉用无缝钢管 》GB/T5310、《化肥设备用高压无缝钢管》GB6479的有关规定。 (3)输气管道所采用钢管和管道附件应对材料提出韧性要求。 (4)输油管道当施工温度低于-20℃时应对钢管和管道附件材 料提出韧性要求。

5.2

管道附件选用要求

(1)管道附件应采用镇静钢,严禁使用铸铁件。
(2)管件的制作应符合国家现行标准《钢板制对焊管件》 GB/T13402、《钢制对焊无缝管件》GB12459、《钢制对焊管

件》SY/T0510、《油气输送钢制弯管》SY/T5257的规定。
(3)清管器收发筒、汇管、组合件的制作参照执行现行国家标准 《钢制压力容器》GB150的规定。

(4)当管道附件与管道采用焊接连接时,两者材质应相同或相近。
(5)弯管不应采用螺旋焊接钢管制作。 (6)钢制锻造法兰及其他锻件应符合现行国家标准“压力容器用碳 素钢和低合金钢锻件”JB4726的规定。

5.3 钢管表面的有害缺陷的处理如何要求
(1)钢管在运输、安装或修理中造成壁厚减薄时,管壁上任一点的 厚度不应小于计算确定钢管壁厚的90%。 (2)凿痕、槽痕应打磨光滑;对被电弧烧痕所造成的“冶金学上的

刻痕”应打磨掉。打磨后的管壁厚度小于计算壁厚的90%时应
将管子受损部分整段切除,严禁嵌补。 (3)在纵向或环向焊缝处影响钢管曲率的凹痕深度,当钢管公称直

径小于或等于300mm时,不应大于6mm;当钢管公称直径大于
300mm时,不应大于钢管公称直径的2%。当凹痕深度不符合要 求时,应将管子受损部分整段切除,严禁嵌补或将凹痕敲臌。

5.4 输油、输气管道用三通设计有何要求

直接在主管上开孔与支管连接或自制三通,其开孔

消弱部分可按等面积补强,当支管的公称直径小于或等
于50mm时,可不补强。当支管外径大于或等于1/2主管内 径时,宜采用标准三通件或焊接三通件。

6 管道穿越工程

6.1 输油、输气管道通过人工或天然障碍物的 敷设设计要求
输油、气管道通过水域、冲沟、铁路、公路等设计, 应遵守国家现行标准《油气输送管道穿越工程设计规范》 GB50423的规定。

6.2 穿越水域工程的等级划分
穿越水域工程等级表
工程等级 大型 中型 小型 多年平均水位水面宽度 ≥200 ≥100~<200 ≥100~<200 ≥40~<100 <40

单位:m
相应水深度 不计水深 ≥5 <5 不计水深 不计水深

穿越水域的水文特征

注 (1)当采用沟埋穿越施工期间最大流速大于2m/s,中、小型工程 等级可提高一级。 (2)有特殊要求工程,可提高工程等级。

6.3 管段穿越河流位置的选择
(1)穿越位置应符合线路总走向。对于大、中型穿越工程线路局部走向应按所选穿越 位置调整。

(2)大、中型穿越工程的方案与位置,应根据水文、地质、地形、水土保持、环境、
气象、交通、施工及管理条件进行技术经济论证确定。选择在: 1)河道或冲沟顺直、水流平缓地段; 2)断面基本对称、两岸有足够施工场地的地段;

3)岩土构成比较单一、岸坡稳定的地段。
(3)穿越位置不宜选在地震活动断层上,不宜将穿越管段埋在地震时易发生土壤液化 的地层内。 (4)穿越位置不宜选在河道经常疏浚深、岸蚀严重或浸滩冲淤变化强烈地段。

(5)水库地区宜避开库区与尾水区。若在水库下游穿越,应选在水坝下游集中冲刷影
响区之外。位于水库下游的穿越工程,必须取得水库泄洪时的局部冲刷与清水冲 刷资料。 (6)水域穿越位置应选在岸坡稳定地段 ,否则两岸应做护坡、丁字坝等调治工程,

保证岸坡稳定。

6.4 管线穿越河流设计
(1)大型穿越工程应按百年一遇洪水设计,中型穿

越工程应按五十年,小型穿越工程应按二十年。
(2)穿越管段应垂直于水流轴向;如要斜交时,交 角不宜小于60°。

(3)在通航河流上的穿越管段埋深,应防止被船锚或
疏航机具损坏。穿越工程的各项措施不得影响航 道通行,并应征得航道主管部门的同意。 (4)穿越管段与桥梁间距应满足下列要求规定:

穿越管线


穿越管距桥小于<300m按 桥设计洪水位设计 管线距大中桥≥100m 管线距小桥≥50m 穿越管道距港口等 不小于200m

穿越管线

港口码头 水下建筑

1)采用开挖管沟埋设时应满足下表规定,若采用爆破成沟应 经计算增大安全距离: 穿越管段与桥梁间距离(m)
桥梁等级 间距要求 大、桥中 ≥100 小桥 ≥50

2)采用水平定向钻敷设时穿越管段距桥梁墩台冲刷坑边缘外不 宜小于10m并不影响墩台安全。 3)采用隧道穿越时,隧道的埋深及边缘至墩台距离不影响墩台

安全。
(5)穿越管段与港口、码头、水下建筑物之间的距离不得小200m 桥梁上游300m范围内的穿越工程不低于该桥的设计洪水频率标准

6.5 穿越河流管子的强度及稳定性计算
水下穿越输送管先用内压计算壁厚,再用所承受的荷载和作
用力进行强度校核。管子壁厚计算公式:

式中:

δ ——钢管计算壁厚,cm;

P——设计压力,MPa;
DH——钢管外径,cm; σs——钢管的最小屈服强度,MPa;

F——强度设计系数,按下表取值;
Φ ——焊缝系数; t ——温度减弱系数,温度小于120℃时t=1。

强度计算系数表

穿越管段规模 小型冲沟、水域穿 越 大中型水域穿越

输气管道地区等级

输油管道

一 0.72
0.6

二 0.6
0.5

三 0.5
0.4

四 0.4
0.4

0.72
0.6

穿越管段选用的钢管径厚比不应大于100

6.6 穿越河流,水下管段稳定计算

(1)水下穿越管段不得产生漂浮和移位。如有可能发生漂浮

和移位时,必须采用稳管措施。
(2)裸露敷设的管段应按下列公式进行抗漂浮和抗移位计算。

W ? K ?Fs ? Fdy ?
Fdx W ?K ? Fs ? Fdy f

(抗漂浮校核) (抗位移校核) (管段动水上举力) (管段动水推力)

Fdy ? C y ? w D? 2 / ?2 g ?

Fdx ? C x? w D? / ?2 g ?
2

Fs ? ?rm D / 4
2

(浮力系数取0.6)-(静水浮力)

式中

W——单位长度管段的总重力
(包括管身结构自重、保护层重、加重层重,不含管内介质重)N/m; Fs——单位长度管段静水浮力,N/m;

Fdy——单位长度管段动水上举力,N/m;
Cy——浮力系数,取0.6; Fdx——单位长度管段动水推力,N/m;

Cx——推力系数,取1.2;
D——管身结构的外径,m; γw ——所穿水域水的重度,N/m3;

ν ——管段处设计洪水水流速度,m/s;
K——稳定安全系数,大、中型工程取1.3,小型工程取1.2; f——管段与河床的滑动摩擦系数,按下表选取;

g ——重力加速度,取9.8m/s2,若是裸露弹性敷设时,还应计
算弹性抗力。

滑动摩檫系数(f)表
钢管与管基相对状态 钢管沿软泥或淤泥滑动 钢管沿细纱或沙砾层滑动 钢管沿致密的岩石滑动 钢管沿卵石面或碎石面滑动 滑动摩擦系数 0.32 0.38~0.42 0.45 0.50

(3)穿越管段沟埋敷设,应按下式进行抗漂浮核算。 W≥KFS 式中: K——稳定安全系数,对大、中型工程取 1.2,小型工程取1.2; (4)采取定向钻敷设或顶管敷设穿越管段,可不进行 抗漂浮核算。

(5)采用隧道敷设穿越管段,不进行水下稳定计算。

6.7 穿越河流的管道敷设
(1)根据水文、地质条件,穿越管段可采用挖沟埋设、定向钻、顶管、 隧道敷设等方法。有条件的地段,也可采用裸露敷设。 (2)水域大型穿越工程,输油管道两岸应设置截断阀,输气管道可不

设截断阀。
(3)采用沟埋穿越管段: 1)穿越管段在常水位浸淹部位不宜设置弯头和固定墩;弯头和 固定墩宜设在常水位水边线50m以外。确需在常水位范围内设 弯头或固定墩时则必须将其埋设在洪水冲刷线以下稳定层中。 2)采用沟埋穿越管段, 挖深应根据工程等级与冲刷情况按下表 规定确定。

穿越水域管顶埋深表 (m)
类别 大型 中型 小型 备注

有冲刷或疏浚水域,应在设计洪水 ≥1.0 冲刷或规划疏浚线下

≥0.8

≥0.5 注意船锚或疏浚机具不得 损伤防腐层

无冲刷或疏浚水域,应在水床底面 ≥1.5 以下

≥1.3

≥1.0

河床为基岩时,嵌入基岩深度 (在设计洪水时不被冲刷)

≥0.8

≥0.6

≥0.5

用混凝土覆盖封顶, 防止淘刷

3)穿越管段的沟埋敷设,如采用自然回淤或勘察资料不能

确定冲刷范围和冲刷长度时,应进行上浮或位移核算。
可采用压石笼、加重块、复壁管灌浆或打桩等稳管措施。 4)岩石管沟的挖深应增加20cm;管沟入沟前应先填20cm厚的

砂类土或细土垫层。
(4)定向钻穿越: 1)对粘土、亚粘土、砂质河床,宜采用定向钻敷设;对岩石

、流沙、卵砾石河床,不宜采用定向钻敷设。一岸应有钻
机与泥浆池、蓄水池场地,另一岸应有管线组装场地。 2)采用定向钻敷设,应根据钻机的性能选择入土角宜为8°~ 18°和出土角宜为4°~ 12°。埋深应大于设计洪水冲 刷线以下6m。穿越管段最小曲率半径宜大于1500D,且不应 小于1200D。

(5)防护工程:

1)受水流淘刷或冲蚀威胁的穿越管段应修筑护坡工程;
2)河岸:防护工程设计洪水频率宜与穿越设计洪水频率相同,护岸 顶高出设计洪水位0.5m,基底埋深在水床下1~2m,同时应满足低

于设计冲刷线下1m。
3)护坡顺水流方向长度不应小于5m。

6.8 管道穿越铁路、公路的设计要求
(1)管道穿越铁路、公路应符合铁路或公路规划和国家有关规定

(2)管道穿越铁路、公路应避开石方区、高填方区、路堑、道路两侧为坡
向的陡坡地段。 (3)在穿越铁路、公路的管段上,不应设置弯头和产生水平或竖向曲线。

(4)管道穿越铁路或II级以上高等级公路时,应设置保护套管。钢质套管
内径应比输送管外径大100~300mm,混凝土套管内 径不宜 小于1m。 套管与输送管之间应设绝缘支撑,保持良好的绝缘性能。套管两端使

用耐久的绝缘材料密封,套管端部伸出路基坡脚外路边沟外边缘不小于2m
(5)采用钻孔穿越管道或套管时,其钻孔孔洞直径不应超过输送管道或套管 直径50mm。

(6)穿越铁路管段或套管顶距路肩下1.7m,距自然地面或边沟底 1.0m;穿越公路管段或套管距路面下1.2m,距边沟底1.0m。

(7)管线与被穿铁路(公路)的夹角宜为90°不宜小于30 °。
(8)铁路(公路)高架桥交叉时,采取防护措施后交叉角可小于 30°管道防护长度在用地范围3m外。 (9)油气管道不宜利用现有铁路(公路)涵洞穿越。

6.9 穿越铁路、公路的管道强度及稳定性计算
(1)穿越I、II及高速公路、铁路(有套管)、III、IV级公路(无
套管)的油气管道设计系数比油气管道线路设计系数提高一级。 (2)穿越管道依据内压计算管子壁厚、外压进行强度和稳定性校核。 (3)钢套管或者无套管穿越管段,应按无内压状态验算在外力作用 下管子径向变形,其水平直径方向的变形量不得超过管子外直 径的3%。 (4)无套管穿越管段应进行强度、疲劳、变形、稳定性计算。 (5)无套管穿越管线距管顶以上50cm处应加警示带。

7

安全与放空

7.1 输气管道安全泄放及安全阀定压设置
(1)输气管道安全泄放规定:
1)输气站应在进站截断阀之前和出站截断阀之后设置泄压放空设施。 2)输气干线截断阀上下游均应设置放空管。放空管应能迅速放空两 截断阀之间管段内的气体。放空阀直径与放空管直径应相等。 3)输气站存在超压可能的受压设备和容器应设置安全阀。安全泄放 的气体可引入同级压力的放空管线。 (2)安全阀的定压设置规定 安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力。安全阀的 定压(P0)应根据管道最大操作压力(P)确定,并应符合下列要求: 1) 当P≤1.8MPa时,P0=P+0.18MPa; 2) 当1.8MPa<P≤7.5MPa时,P0=1.1P; 3) 当P>7.5MPa时,P0=1.05P。

7.2 安全阀泄放管直径计算要求

(1)单个安全阀的泄放管直径,应按背压不大于该阀泄放 压力的10%确定,且不应小于安全阀的出口管径; (2)连接多个安全阀的泄放管直径,应按所有安全阀同时 泄放时产生的背压不大于其中任何一个安全阀的泄放 压力的10%确定,且泄放管截面积不应小于各支管截 面积之和。

7.3 放空管的设置要求
(1)放空气体应经放空竖管排入大气,并应符合环 境保护和安全防火要求。 (2)输气干线放空竖管应设置在不致发生火灾危险 和危害居民健康的地方。 (3)输气站放空竖管应设在围墙外,与站场及其它 建(构)筑物的距离应符合国家标准《石油和 天然气工程设计防火规范》GB50183-2004的规定 。

(4)连续放空的放空竖管口应高出20m范围内建(构)筑物 顶2m以上。间歇放空的放空竖管口应高出10m范围内建 (构)筑物2m以上。放空管应高出所在地面5m。 (5)放空竖管的设置应符合下列规定: 1)放空竖管直径应满足最大的放空量要求;

2)严禁在放空竖管顶端装设弯管;
3)放空竖管底部弯管和相连接的水平放空引出管必须 埋地弯管前的水平埋设直管段必须进行锚固;

4)放空竖管应有稳管加固措施。

8 油、气管道施工

8.1 输气管道焊缝质量检验规定
(1)当管道环向应力大于或等于20%屈服强度时,其焊接接头应采用无损探 伤法进行检验,或将完工的焊接接头割下后做破坏性试验。

(2)焊接接头无损探伤检验应符合下列规定:
1)所有焊接接头应进行全周长100%无损探伤检验。射线照相和超声波 探伤是首选无损探伤的检验方法。焊缝表面缺陷可进行磁粉或液体渗漏 检验。 2)当采用超声波探伤仪对焊缝进行无损探伤检验时,应采用射线照相 对所选取的焊缝全周长进行复验,其复验数量为每个焊工或流水作业焊 工组当天完成的全部焊缝中任意选取不小于下列数目的焊缝进行:

一级地区取缝的5%;
二级地区取缝的10%; 三级地区取缝的15%; 四级地区取缝的20%。

3)输气站内管道和穿跨越水域、公路、铁路的管道焊缝, 弯头与直管段焊缝以及未经试压的管道碰口焊缝,均应进行 100%射线照相检验。

(3)当射线照相复验时,如每天的焊口数量达不到上述复验比例
要求时,可以以每公里为一个检验段,并按规定的比例进行 复验。 (4)用手工超声波探伤检验的焊缝,其质量的验收标准应按现行 国家标准《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》 GB11345执行,I级为合格。 (5)用射线照相检验的焊缝,其质量的验收标准应按现行国家标

准《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》GB3323执行,
II级为合格。

(6)用破坏性试验检验的焊接接头,其取样、试验项目和方法、

焊接质量要求应按现行国家标准 《现场设备、工业管道焊
接工程施工及验收规范》GB50236的规定执行。 (7)管道焊前、焊接过程中间、焊后检查、焊接缺陷的清除和返

修、焊接工程交工检验记录、竣工验收要求等。应按现行国
家标准 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》 GB50236的规定执行。

8.2 输气管道清管扫线规定
(1)输气管道试压前应采用清管器进行清管,并不应 少于两次。

(2)清管扫线应设临时清管器收发设施和放空口,并
不应使用站内设施。

8.3 输气管道试压规定
(1)输气管道必须分段进行强度试验和整体严密性试验。 (2)经试压合格的管段间相互连接的焊缝经射线照相检验 合格,可不再进行试压。 (3)输气站和穿(跨)越大中型河流、铁路、二级以上公里、 高速公里的管段,应单独进行试压。

8.4 输气管道强度和严密性试验规定
(1)强度试验压力应符合下列要求: 1)一级地区内的管段不应小于设计压力的1.1倍; 2)二级地区内的管段不应小于设计压力的1.25倍 ;

3)三级地区内的管段不应小于设计压力的1.4倍;
4)四级地区内的管段和输气站内的工艺管道不应 小于设计压力的1.5倍。

(2)强度试验介质应符合下列要求:

1)位于一、二级地区的管段可采用气体或水作试验介质;
2)位于三、四级地区的管段及输气站内的工艺管道应采用 水作试验介质; 3)当具备下表全部各项条件时,三、四级地区的管段及 输气站内的工艺管道可采用空气试压。
三、四级地区的管段及输气站内的工艺管道空气试压条件表 试压时最大环向应力 三级地区 <50%σs 四级地区 <40σs 最大操作压力不超过现场最 大试验压力的80% 所试验的是新管子,并 且焊缝系数为1.0

(3)用水作为试压介质时,每段自然高差保证最低点管道环 向应力不大于0.9。水质为无腐蚀性洁净水。试压宜在环境 温度5℃以上进行,否则应采取防冻措施。注水宜连续,排

除管线内的气体。水试压合格后,必须将管段内积水清扫
干净。 (4)试验的稳压时间不应小于4h。 (5)严密性试验应在强度试验合格后进行;用气体作为试验介 质时,其试验压力应为设计压力并以稳压24h不泄漏为合格

8.5 输气管道干燥要求
(1)输气管道试压、清管结束后宜进行干燥。管道干燥可采用干空
气、真空法、干燥剂干燥法,站场管道干燥宜用氮气干燥法。 (2)管道干燥可采用上述一种或几种相结合的方法。干燥方法应因 地制宜、技术可行、经济合理、方便操作、对环境的影响最小。 (3)干燥验收: 1)当采用干燥气体吹扫时,可在管道末端配置水露点分析仪, 干燥后排出气体水露点应连续4h比管道输送条件下最低环境温度 至少低50C、变化幅度不大于30C为合格;

2)当采用真空法时,选用的真空表精度不小于1级,干燥后

管道内气体水露点应连续4h低于-20 ℃ ,相当于100Pa(绝)
气压为合格; 3)当采用甘醇类吸湿剂时,干燥后管道末端排出甘醇含水量

的质量百分比应小于20%为合格。
(4)管道干燥结束后,如果没有立即投入运行,宜充入干燥氮 气,保持内压大于0.2~0.15MPa(绝)的干燥状态下的密

封,防止外界湿气重新进入管道,否则应重新进行干燥。

8.6 输油管道焊缝质量检验规定
(1)焊缝应采用无损检测进行检验,在检验或试验之前, 应清除 渣皮和飞溅物,并进行外观检验合格。 (2)采用射线探伤检验时,应对焊工当天所焊不少于15%

的焊缝全周长进行射线探伤检验;对通过输油站场、
居民区、工矿企业区和穿跨越大、中型水域、一、二 级公里、高速公里、铁路、隧道的管道环焊缝以及所 有的碰死焊缝,应进行100%射线探伤检验。

(3) 采用超声波探伤时,应对焊工当天所焊焊缝的全部进行检查, 并对其中5%环焊缝的全周长用射线探伤复查。对通过输油站 场、居民区、工矿企业区和穿跨越大、中型水域、一、二级公 里、高速公里、铁路、隧道的管道环焊缝以及所有的碰死焊缝 应进行100%射线探伤检验。 (4)射线探伤检验和合格等级,应符合现行国家标准《钢熔化焊对接 接头射线照相和质量分级》GB3323-87的规定,Ⅱ级为合格;超 声波探伤检验和合格等级,应符合现行国家标准《钢焊缝焊手工

超声波探伤方法和探伤结果分级》GB11345-89的规定,检验等级
为B级,质量评定等级Ⅰ级为合格;

8.7 输油管道试压有何要求
(1)输油管道必须进行强度试压和严密性试验,但在试压前 应先设临时清管设施进行清管,并不应使用站内设施。 (2)穿跨越大、中型河流、国家铁路、一、二级公路和高速 公路的管段,应符合国家现行标准《油气输送管道穿越 工程设计规范》GB50423的规定,应单独试压,合格后

再同相邻管段连接。
(3)清管器收发装置应同线路一同试压。 (4)壁厚不同的管段应分别试压。

(5)用于更换现有管道或改线的管段,在和原有管道连接前应

单独试压,试验压力不应小于原管道的试验压力。同原有管道
连接的焊缝,应采用射线探伤进行100%的检查。 (6)试压介质应采用水。在人烟稀少、寒冷、严重缺水地区,

可酌情采用气体作为试压介质,但管材必须满足止裂要求。试
压时必须采取防爆安全措施。

(7)输油干线采用水做试验介质时强度试验压力不应小于设计内压力 的1.25倍;大中型穿跨越及管道通过人口稠密区和输油站,强度 试验压力不应小于设计内压力的1.5倍;持续稳定时间不得小于4h; 当无泄漏时,可降到严密性试验压力,其值不得小于设计内压力的 1.1倍;持续稳定时间不得小于4h。当因温度变化或其它因素影响试 压的准确性时,应延长稳压时间,当沿管道中心线两侧各200m范围内 任意划分长度为2km的地段居民 户在10户以下区段及荒地、沙漠、 山区、草原、耕地等严重缺水地区时,采用气体为试压介质,其强 度试验压力为设计内压力的1.1倍, 严密性试验压力等于设计内 压力。当采用强度试验压力时,管道任一点的试验压力与静水压力 之和所产生的环向应力不应大于钢材的最低屈服强度90%。 (8)分段试压合格的管段相互连接的碰死扣焊缝,必须按规范规定采用 射线探伤进行100%的检查。全线接通后可不再进行试压。

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