路径: 主页 > GB > 第48页 > GB 50251-2015 | 标准编号 | GB 50251-2015 (GB50251-2015) | | 中文名称 | 输气管道工程设计规范 | | 英文名称 | Code for design of gas transmission pipeline engineering | | 行业 | 国家标准 | | 中标分类 | P47 | | 国际标准分类 | 91.140.40 | | 字数估计 | 199,131 | | 发布日期 | 2015-02-02 | | 实施日期 | 2015-10-01 | | 旧标准 (被替代) | GB 50251-2003 | | 引用标准 | GB 50016; GB 50019; GB 50029; GB 50034; GB 50040; GB 50041; GB 50050; GB 50052; GB 50057; GB 50058; GB/T 50102; GB 50116; GB 50140; GB 50183; GB 50264; GB 50369; GB 50423; GB 50459; GB 50470; GB/T 50538; GB 50540; GB 50582; GB/T 50698; GB/T 50818; GB 50991; GBZ 1; GB 150.1; GB 150. | | 标准依据 | 住房和城乡建设部公告第734号 | | 发布机构 | 中华人民共和国住房和城乡建设部;中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 | | 范围 | 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。本规范适用于陆上新建、扩建和改建输气管道工程设计。 | GB 50251-2015: 输气管道工程设计规范
GB 50251-2015 英文名称: Code for design of gas transmission pipeline engineering
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。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。
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。
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。
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。
3.3.5 稳态和动态模拟的计算软件应经工程实践验证。3.4 输气管道的安全泄放
3.4.1 输气站宜在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。
3.4.2 输气管道相邻线路截断阀(室)之间的管段上应设置放空阀，并应结合建设环境可设置放空立管或预留引接放空管线的法兰接口。放空阀直径与放空管直径应相等。
3.4.3 存在超压的管道、设备和容器，必须设置安全阀或压力控制设施。
3.4.4 安全阀的定压应经系统分析后确定，并应符合下列规定：
1 压力容器的安全阀定压应小于或等于受压容器的设计压力。
2 管道的安全阀定压(P0)应根据工艺管道最大允许操作压力(P)确定，并应符合下列规定：
1)当P≤1.8MPa时。管道的安全阀定压(P0)应按下式计算：
2)当1.8MPa＜P≤7.5MPa时，管道的安全阀定压(P0)应按下式计算：
3)当P＞7.5MPa时，管道的安全阀定压(P0)应按下式计算：
4)采用0.8强度设计系数的管道设置的安全阀，定压不应大于1.04P。
3.4.5 安全阀泄放管直径计算应符合下列规定：
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安全阀泄放支管截面积之和。
3.4.6 放空的气体应安全排入大气。
3.4.7 输气站放空设计应符合下列规定：
1 输气站应设放空立管，需要时还可设放散管；
2 输气站天然气宜经放空立管集中排放，也可分区排放，高、低压放空管线应分别设置，不同排放压力的天然气放空管线汇入同一排放系统时，应确保不同压力的放空点能同时畅通排放；
3 当输气站设置紧急放空系统时，设计应满足在15min内将站内设备及管道内压力从最初的压力降到设计压力的50％；
4 从放空阀门排气口至放空设施的接入点之间的放空管线，用管的规格不应缩径。
3.4.8 阀室放空设计应符合下列规定：
1 阀室宜设置放空立管，室内安装的截断阀的放散管应引至室外；
2 不设放空立管的阀室应设放空阀或预留引接放空管线的法兰接口；
3 阀室周围环境不具备天然气放空条件时，可不设放空立管，该阀室上下游管段内的天然气应由相邻的阀室或相邻输气站放空。
3.4.9 放空立管和放散管的设计应符合下列规定：
1 放空立管直径应满足设计最大放空量的要求；
2 放空立管和放散管的顶端不应装设弯管；
3 放空立管和放散管应有稳管加固措施；
4 放空立管底部宜有排除积水的措施；
5 放空立管和放散管设置的位置应能方便运行操作和维护；
6 放空立管和放散管防火设计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。4 线 路
4.1 线路选择
4.1.1 线路的选择应符合下列要求：
1 线路走向应根据工程建设目的和气源、市场分布，结合沿线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感区的现状与规划，以及沿途地区的地形、地质、水文、气象、地震等自然条件，通过综合分析和多方案技术经济比较，确定线路总体走向；
2 线路宜避开环境敏感区，当路由受限需要通过环境敏感区时，应征得其主管部门同意并采取保护措施；
3 大中型穿(跨)越工程和压气站位置的选择，应符合线路总体走向。局部线路走向应根据大中型穿(跨)越工程和压气站的位置进行调整；
4 线路应避开军事禁区、飞机场、铁路及汽车客运站、海(河)港码头等区域；
5 除为管道工程专门修建的隧道、桥梁外，不应在铁路或公路的隧道内及桥梁上敷设输气管道。输气管道从铁路或公路桥下交叉通过时，不应改变桥梁下的水文条件；
6 与公路并行的管道路由宜在公路用地界3m以外，与铁路并行的管道路由宜在铁路用地界3m以外，如地形受限或其他条件限制的局部地段不满足要求时，应征得道路管理部门的同意；
7 线路宜避开城乡规划区，当受条件限制，需要在城乡规划区通过时，应征得城乡规划主管部门的同意，并采取安全保护措施；
8 石方地段的管线路由爆破挖沟时，应避免对公众及周围设施的安全造成影响；
9 线路宜避开高压直流换流站接地极、变电站等强干扰区域；
10 埋地管道与建(构)筑物的间距应满足施工和运行管理需求，且管道中心线与建(构)筑物的最小距离不应小于5m。
4.1.2 输气管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严重侵蚀等地质灾害地段，宜避开矿山采空区及全新世活动断层。当受到条件限制必须通过上述区域时，应选择危害程度较小的位置通过，并采取相应的防护措施。
4.2 地区等级划分及设计系数确定
4.2.1 输气管线通过的地区，应按沿线居民户数和(或)建筑物的密集程度，划分为四个地区等级，并应依据地区等级做出相应的管道设计。
4.2.2 地区等级划分应符合下列规定：
1 沿管线中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数应划分为四个等级。在乡村人口聚集的村庄、大院及住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。地区等级应按下列原则划分：
1)一级一类地区：不经常有人活动及无永久性人员居住的区段；
2)一级二类地区：户数在15户或以下的区段；
3)二级地区：户数在15户以上100户以下的区段；
4)三级地区：户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、规划发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；
5)四级地区：四层及四层以上楼房(不计地下室层数)普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段。
2 当划分地区等级边界线时，边界线距最近一幢建筑物外边缘不应小于200m。
3 在一、二级地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方，应按三级地区选取设计系数。
4 当一个地区的发展规划足以改变该地区的现有等级时，应按发展规划划分地区等级。
4.2.3 输气管道的强度设计系数应符合表4.2.3的规定。
表4.2.3 强度设计系数
注：一级一类地区的线路管道可采用0.8或0.72强度设计系数。
4.2.4 穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系数。应符合表4.2.4的规定。
表4.2.4 穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系数
4.3 管道敷设
4.3.1 输气管道应采用埋地方式敷设，特殊地段可采用土堤或地面形式敷设。
4.3.2 埋地管道覆土层最小厚度应符合表4.3.2的规定。在不能满足要求的覆土厚度或外荷载过大、外部作业可能危及管道之处，应采取保护措施。
表4.3.2 最小覆土厚度(m)
注：1 对需平整的地段应按平整后的标高计算。
2 覆土层厚度应从管顶算起。
3 季节性冻土区宜埋设在最大冰冻线以下。
4 旱地和水田轮种的地区或现有旱地规划需要改为水田的地区应按水田确定埋深。
5 穿越鱼塘或沟渠的管线，应埋设在清淤层以下不小于1.0m。
4.3.3 管沟边坡坡度应根据土壤类别、物理力学性质(如黏聚力、内摩擦角、湿度、容重等)、边坡顶部附近载荷情况和管沟开挖深度综合确定。当无上述土壤的物理性质资料时，对土壤构造均匀、无地下水、水文地质条件良好、深度不大于5m且不加支撑的管沟，其边坡坡度值可按表4.3.3确定。深度超过5m的管沟，应根据实际情况可采取将边坡放缓、加筑平台或加设支撑。
表4.3.3 深度在5m以内管沟最陡边垃坡度值
注：1 静载荷系指堆土或料堆等，动载荷系指有机械挖土、吊管机和推土机等动力机械作业。
2 对软土地区，开挖深度不应超过4m。
3 冻土地区，应根据冻土可能的变化趋势及土壤特性经现场试挖确定边坡坡度值。
4.3.4 管沟宽度应符合下列规定：
1 管沟深度小于或等于5m时，沟底宽度应按下式计算：
式中：B——沟底宽度(m)；
Do——钢管的结构外径(m)，包括防腐及保温层的厚度，两条或两条以上的管道同沟敷设时，Do应取各管道结构外径之和加上相邻管道之间的净距之和；
K——沟底加宽裕量(m)，宜按表4.3.4取值。
表4.3.4 沟底加宽裕量(m)
注：1 当采用机械开挖管沟，计算的沟底宽度小于挖斗宽度时，沟底宽度应按挖斗宽度计算。
2 沟下焊接弯头、弯管、碰口及半自动焊接处的管沟加宽范围宜为工作点两边各1m。
2 当管沟需要加支撑，在决定底宽时，应计入支撑结构的厚度。
3 当管沟深度大于5m时，应根据土壤类别及物理力学性质确定沟底宽度。
4.3.5 岩石及砾石区的管沟，沟底比土壤区管沟超挖不应小于0.2m，并用细土或砂将超挖部分压实垫平后方可下管。管沟回填时，应先用细土回填至管顶以上0.3m，方可用原开挖土回填并压实。管沟回填土在不影响土地复耕或水土保持的情况下宜高出地面0.3m。
4.3.6 农耕区及其他植被区的管沟开挖，应将表层耕(腐)质土和下层土分别堆放，管沟回填时应将耕(腐)质土回填到表层。
4.3.7 当管沟纵坡较大时，应根据土壤性质，采取防止回填土下滑或回填细土流失的措施。
4.3.8 在沼泽、水网(含水田)地区的管道，当覆土层不足以克服管浮力时，应采取稳管措施。有积水的管沟，宜排净水后回填，否则应采取防止回填作业造成管道位移的措施。
4.3.9 当输气管道采用土堤埋设时，土堤高度和顶部宽度应根据地形、工程地质、水文地质、土壤类别及性质确定，并应符合下列规定：
1 管道在土堤中的覆土厚度不应小于0.8m，土堤顶部宽度不应小于管道直径的两倍且不得小于1.0m；
2 土堤的边坡坡度值应根据土壤类别和土堤的高度确定，管底以下黏性土土堤，压实系数宜为0.94～0.97，堤高小于2m时，边坡坡度值宜为1：1～1：1.25，堤高为2m～5m时，边坡坡度值宜为1：1.25～1：1.5，土堤受水浸淹没部分的边坡宜采用1：2的边坡坡度值；
3 位于斜坡上的土堤应进行稳定性计算。当自然地面坡度大于20％时，应采取防止填土沿坡面滑动的措施；
4 当土堤阻碍地表水或地下水泄流时，应设置泄水设施。泄水能力应根据地形和汇水量按防洪标准重现期为25年一遇的洪水量设计，并应采取防止水流对土堤冲刷的措施；
5 土堤的回填土，其透水性能宜相近；
6 沿土堤基底表面的植被应清除干净；
7 软弱地基上的土堤应采取防止填土后基础沉陷的措施。
4.3.10 输气管道通过人工或天然障碍物时，应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的有关规定。
4.3.11 埋地输气管道与其他埋地管道、电力电缆、通信光(电)缆交叉的间距应符合下列规定：
1 输气管道与其他管道交叉时，垂直净距不应小于0.3m，当小于0.3m时，两管间交叉处应设置坚固的绝缘隔离物，交叉点两侧各延伸10m以上的管段，应确保管道防腐层无缺陷；
2 输气管道与电力电缆、通信光(电)缆交叉时，垂直净距不应小于0.5m，交叉点两侧各延伸10m以上的管段，应确保管道防腐层无缺陷。
4.3.12 埋地输气管道与高压交流输电线路杆(塔)和接地体之间的距离宜符合下列规定：
1 在开阔地区，埋地管道与高压交流输电线路杆(塔)基脚间的最小距离不宜小于杆(塔)高；
2 在路由受限地区，埋地管道与交流输电系统的各种接地装置之间的最小水平距离不宜小于表4.3.12的规定。在采取故障屏蔽、接地、隔离等防护措施后，表4.3.12规定的距离可适当减小。
表4.3.12 埋地管道与交流接地体的最小距离(m)
4.3.13 地面敷设的输气管道与架空交流输电线路的距离应符合表4.3.13的规定。
表4.3.13 地面管道与架空输电线路最小距离(m)
注：表中最小水平距离为边导线至管道任何部分的水平距离。
4.3.14 弯管应符合下列规定：
1 线路用热煨弯管的曲率半径不应小于管子外径的5倍，并应满足清管器或检测仪器能顺利通过的要求；
2 热煨弯管的任何部位不得有裂纹和其他机械损伤，其两端部100mm长直管段范围内的圆度不应大于连接管圆度的规定值，其他部位的圆度不应大于2.5％；
3 不应采用有环向焊缝的钢管制作热煨弯管；
4 冷弯弯管的最小曲率半径应符合表4.3.14的规定。
表4.3.14 冷弯弯管最小曲率半径
注：表中的D为钢管外径(mm)。
4.3.15 输气管道采用弹性敷设时应符合下列规定：
1 弹性敷设管道与相邻的反向弹性弯管之间及弹性弯管和人工弯管之间，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，且不应小于钢管外径的1000倍，垂直面上弹性敷设管道的曲率半径还应大于管在自重作用下产生的挠度曲线的曲率半径，曲率半径应按下式计算：
式中：R——管道弹性弯曲曲率半径(m)；
α——管道的转角(°)；
D——钢管外径(cm)。
4.3.16 弯管不得使用褶皱弯或虾米弯弯管代替。管子对接偏差不应大于3°。
4.3.17 管道通过较大的陡坡地段以及受温度变化影响，应校核管道的稳定性，并宜根据计算结果确定设置锚固或采取其他管道稳定的措施。当采用锚固墩时，管道与锚固墩之间应有良好的电绝缘。
4.3.18 埋地输气管道与民用炸药储存仓库的最小水平距离应符合下列规定：
1 埋地输气管道与民用炸药储存仓库的最小水平距离应按下式计算：
式中：R——管道与民用炸药储存仓库的最小水平距离(m)；
e——常数，取2.718；
Q——炸药库容量(kg)，1000kg≤Q≤10000kg。
2 当炸药库与管道之间存在下列情况之一时，按本规范式(4.3.18)计算的水平距离值可折减15％～20％：
1)炸药库地面标高大于管道的管顶标高；
2)炸药库与管道间存在深度大于管沟深度的沟渠；
3)炸药库与管道间存在宽度大于50m且高度大于10m的山体。
3 无论现状炸药库的库存药量有多少，本规范式(4.3.18)中的炸药库容量Q应按政府部门批准的建库规模取值。库存药量不足1000kg应按1000kg取值计算。4.4 并行管道敷设
4.4.1 并行敷设的管道，应统筹规划、合理布局及共用公用设施，先建管道应为后建管道的建设和运行管理创造条件。
4.4.2 不受地形、地物或规划限制地段的并行管道，最小净距不应小于6m。
4.4.3 受地形、地物或规划限制地段的并行管道，采取安全措施后净距可小于6m，同期建设时可同沟敷设，同沟敷设的并行管道，间距应满足施工及维护需求且最小净距不应小于0.5m。
4.4.4 穿越段的并行管道，应根据建设时机和影响因素综合分析确定间距。共用隧道、跨越管桥及涵洞设施的并行管道，净距不应小于0.5m。
4.4.5 石方地段不同期建设的并行管道，后建管道采用爆破开挖管沟时，并行净距宜大于20m且应控制爆破参数。
4.4.6 穿越全新世活动断层的并行管道不宜同沟敷设。
4.5 线路截断阀(室)的设置
4.5.1 输气管道应设置线路截断阀(室)，管道沿线相邻截断阀之间的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 以四级地区为主的管段不宜大于8km；
5 本条第1款至第4款规定的线路截断阀间距，如因地物、土地征用、工程地质或水文地质造成选址受限的可作调增，一、二、三、四级地区调增分别不应超过4km、3km、2km、1km。
4.5.2 线路截断阀(室)应选择在交通方便、地形开阔、地势相对较高的地方，防洪设防标准不应低于重现期25年一遇。线路截断阀(室)选址受限时，应符合下列规定：
1 与电力、通信线路杆(塔)的间距不应小于杆(塔)的高度再加3m；
2 距铁路用地界外不应小于3m；
3 距公路用地界外不应小于3m；
4 与建筑物的水平距离不应小于12m。
4.5.3 线路截断阀及与输气管线连通的第一个其他阀门应采用焊接连接阀门。截断阀可采用自动或手动阀门，并应能通过清管器或检测仪器，采用自动阀时，应同时具有手动操作功能。
4.5.4 截断阀可安装在地面上或埋地。截断阀及其辅助工艺管道应采取稳固措施。截断阀及其配套设施宜采用围栏或围墙进行保护。
4.6 线路管道防腐与保温
4.6.1 输气管道应采取外防腐层加阴极保护的联合防护措施，管道的防腐蚀设计应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447的有关规定。
4.6.2 管道外防腐层类型、等级的选择应根据地形与地质条件、管道所处环境的腐蚀性、地理位置、输送介质温度、杂散电流、经济性等综合因素确定。管道外防腐层的性能及施工技术要求应符合国家现行相关标准的规定。
4.6.3 管道阴极保护设计应根据工程规模、土壤环境、管道防腐层质量等因素，经济合理地选用保护方式，并应符合现行国家标准《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448的有关规定。
4.6.4 阴极保护管道应与非保护构筑物电绝缘。在绝缘接头或绝缘法兰的连接设施上应设置防高压电涌冲击的保护设施。
4.6.5 在交、直流干扰源影响区域内的管道，应按现行国家标准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB／T 50698和《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB 50991的规定，采取有效的减缓干扰的防护措施。
4.6.6 阴极保护管道应设置阴极保护参数测试设施，宜设置阴极保护参数监测装置。
4.6.7 非同沟敷设的并行管道宜分别实施阴极保护，阳极地床方式和位置的选择应能避免相互之间的干扰。同沟敷设且阴极保护站合建的管段可采用联合保护。
4.6.8 地面以上敷设的管道如需保温时，应采用防腐层进行防腐，保温层材料和保护层材料的性能应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264的有关规定。
4.7 线路水工保护
4.7.1 管道水工保护设计应依据当地气象、水文、地形及地质等条件，结合当地施工材料及经验做法，采取植物措施和工程措施相结合的综合防治措施。
4.7.2 管道通过土(石)坎、田坎、陡坡、河流、冲沟、崾岘、沟渠、不稳定边坡地段时，应因地制宜地采取保护管道和防止水土流失的水工保护措施。
4.7.3 管道通过易受水流冲刷的河(沟)岸时，应采取护岸措施。护岸设计应符合下列规定：
1 应符合防洪及河道、水利管理的有关法规；
2 应保证水流顺畅，不得冲、淘穿越管段及河床岸坡；
3 应因地制宜、就地取材，根据水流及冲刷程度，采用抛石护岸、石笼护岸、浆砌石或干砌块石护岸、混凝土或钢筋混凝土护岸措施；
4 护岸宽度应根据实际水文地质条件确定，且不应小于施工扰动岸坡的宽度。护岸顶高出设计洪水位(含浪高和壅水高)不应小于0.5m。护岸不应减少或改变河道的过水断面。
4.7.4 河流、沟渠穿越地段的水工保护设计应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423的有关规定。
4.7.5 山地敷设埋地管道的水工保护设计应符合下列规定：
1 管道顺坡埋地敷设时，应依据管道纵坡坡度、回填土特性和管沟地质条件，在管沟内设置截水墙，截水墙的间距宜为10m～20m；
2 管道横坡向埋地敷设时，管沟附近坡面应保持稳定，水工保护设计应根据地形、地质条件综合布置坡面截、排水系统和支挡防护措施；
3 应依据边坡坡度在坡脚处设置护坡或挡土墙防护措施；
4 宜根据边坡雨水汇流流量在坡面设置截、排水沟。排水沟应充分利用原始坡面沟道，出水口设置位置不应对管道、耕地或邻近建(构)筑物形成冲刷。
4.7.6 管道通过土(石)坎、田坎段时，可采取浆砌石堡坎、干砌石堡坎、加筋土堡坎或袋装土堡坎结构形式进行防护，堡坎宽度不应小于施工作业带扰动宽度。
4.8 管道标识
4.8.1 管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩、交叉桩和警示牌等永久性标识。
4.8.2 管径相同且并行净距小于6m的埋地管道，以及管径相同共用隧道、涵洞或共用管桥跨越的管道，应有可明显区分识别的标识。
4.8.3 通过人口密集区、易受第三方损坏地段的埋地管道应加密设置标识桩和警示牌，并应在管顶上方连续埋设警示带。
4.8.4 平面改变方向一次转角大于5°时，应设置转角桩。平面上弹性敷设的管道，应在弹性敷设段设置加密标识桩。
4.8.5 地面敷设的管段应设警示牌并采取保护措施。
5 管道和管道附件的结构设计
5.1 管道强度和稳定性计算
5.1.1 管道强度计算应符合下列规定：
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永久荷载、可变荷载和偶然荷载而定，通过地震动峰值加速度大于或等于0.05g至小于或等于0.4g地区内的管道，应按现行国家标准《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470的有关规定进行强度设计和校核；
2 埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力，应小于钢管标准规定的最小屈服强度的90％，管道附件的设计强度不应小于相连管道直管段的设计强度；
3 输气管道采用的钢管符合本规范第5.2.2条规定时，焊缝系数值应取1.0。
5.1.2 输气管道强度计算应符合下列规定：
1 直管段管壁厚度应按下式计算：
式中：δ——钢管计算壁厚(mm)；
P——设计压力(MPa)；
D——钢管外径(mm)；
σs——钢管标准规定的最小屈服强度(MPa)；
φ——焊缝系数；
F——强度设计系数，应按本规范表4.2.3和表4.2.4选取；
t——温度折减系数，当温度小于120℃时，t值应取1.0。
2 受约束的埋地直管段轴向应力计算和当量应力校核，应按本规范附录B进行计算。
3 当温度变化较大时，应进行热胀应力计算。必要时应采取限制热胀位移的措施。
4 受内压和温差共同作用下弯头的组合应力，应按本规范附录C进行计算。
5 常用钢管的屈服强度应符合表5.1.2的规定。
表5.1.2 常用钢管届服强度要求(MPa)
注：1 Rt0.5表示屈服强度(0.5％总伸长率)。
2 L690、L830适用于RP0.2(0.2％非比例伸长)。
5.1.3 输气管道的最小管壁厚度不应小于4.5mm，钢管外径与壁厚之比不应大于100。
5.1.4 输气管道径向稳定校核应按下列公式进行计算。当管道埋设较深或外荷载较大时，应按无内压状态校核稳定性。
式中：△x——钢管水平方向最大变形量(m)；
D——钢管外径(m)；
Z——钢管变形滞后系数，宜取1.5；
K——基床系数，宜按本规范附录D的规定选取；
W——作用在单位管长上的总竖向荷载(N／m)；
Dm——钢管平均直径(m)；
E——钢材弹性模量(N／m2)；
I——单位管长截面惯性矩(m4／m)；
Es——土壤变形模量(N／m2)，Es值应采用现场实测数，当无实测资料时，可按本规范附录D的规定选取；
W1——单位管长上的竖向永久荷载(N／m)；
W2——地面可变荷载传递到管道上的荷载(N／m)；
δn——钢管公称壁厚(m)。
5.1.5 曾采用冷加工使其符合规定的最小屈服强度的钢管，以后又将其不限时间加热到高于480℃或高于320℃超过1h(焊接除外)，该钢管允许承受的最高压力，不应超过按本规范式(5.1.2)计算值的75％。
5.2 材 料
5.2.1 输气管道所用钢管及管道附件的选材，应根据操作压力、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焊接性能。
5.2.2 输气管道选用的钢管应符合现行国家标准《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB／T 9711中的PSL2级、《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310、《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479及《输送流体用无缝钢管......
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