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中华人民共和国国家标准

气田集输设计规范

Code for design of gas gathering and transportation system in gas field
GB 50349-2015

主编部门：中国石油天然气集团公司
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
施行日期：2016年8月1日

中华人民共和国住房和城乡建设部公告
第988号

住房城乡建设部关于发布国家标准《气田集输设计规范》的公告

    现批准《气田集输设计规范》为国家标准，编号为GB 50349-2015，自2016年8月1日起实施。其中，第4．7．1、4．7．2、4．7．12、9．1．6、10．2．2条为强制性条文，必须严格执行。
    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。

中华人民共和国住房和城乡建设部
2015年12月3日

前言

    根据住房和城乡建设部《关于印发<2012年工程建设标准规范制订、修订计划>的通知》(建标[2012]5号)的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结多年的气田集输工程设计经验，吸收近年来全国各气田集输工程技术研究成果和生产管理经验，参考国内、国外相关标准，并在广泛征求意见的基础上，制订本规范。
    本规范是由《油气集输设计规范》GB 50350-2005拆分为《油田油气集输设计规范》和《气田集输设计规范》而制订的，本规范只针对气田集输的内容进行编制。
    本规范共分11章和11个附录，主要内容包括：总则、术语、基本规定、集气工艺、处理工艺、气田水转输与处理、集输管道、防腐与绝热、仪表与自动控制、站场总图、公用工程及配套设施等。
    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。
    本规范由住房和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。执行过程中如有意见和建议，请寄送中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司(地址：四川省成都市高新区升华路6号CPE大厦，邮政编码：610041)。
    本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：
    主编单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司
    参编单位：大庆油田工程有限公司
              中油辽河工程有限公司
              西安长庆科技工程有限责任公司
    主要起草人：汤晓勇 边云燕 余洋 马艳琳 肖秋涛 何蓉云 毛敏 罗张东 李天雷 刘海禄 黄永忠 杨成贵 唐林 雷莹 薛文奇 杨成刚 陈雨晖 李延春 刘文伟 刘子兵 李桂杰 李爽 高海明 吴知谦
    主要审查人：章申远 张效羽 杨莉娜 邹应勇 范永昭 李静 陈雪松 葛劲风 石少敏 于林 李延金 赵莉 许治寿 王小林

1 总 则

1．0．1 为在气田集输工程设计中贯彻执行国家现行的有关法规和方针政策，统一技术要求，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠、节能环保，运行、管理及维护方便，制定本规范。

1．0．2 本规范适用于陆上气田、滩海陆采气田和海上气田陆岸终端集输工程设计。

1．0．3 气田集输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 气田集输 gas gathering and transportation
    在气田内，将气井采出的井产物汇集、处理和输送的全过程。

2．0．2 滩海陆采气田 shallow water coastal gas field
    距岸较近、有路堤与岸边相连，并采用陆地气田开发方式的滩海气田。

2．0．3 凝析气田 condensate gas field
    井产物在地层中高温高压条件下呈单—气相状态，当压力下降到露点线以下时，会出现反凝析现象，这种类型的气田称为凝析气田。

2．0．4 低渗透气田 low-permeability gas field
    依据储层物性划分，储层有效渗透率为0．1mD～5mD的气田。

2．0．5 井产物 well stream
    从生产井产出的液态、气态、固态的烃和非烃混合物。

2．0．6 原料气 raw natural gas
    从生产井采出未经处理的天然气。

2．0．7 含硫酸性天然气 sour gas
    硫化氢分压大于或等于0．0003MPa(绝)的含有水和硫化氢的天然气。

2．0．8 天然气水合物 gas hydrates
    在一定的温度和压力下，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、二氧化碳等和水形成的冰雪状晶体，也称可燃冰。

2．0．9 气田水 produced water
    气田中分离出来的地层水及相应天然气厂、站、库排出的生产污水。

2．0．10 天然气凝液 natural gas liquid
    从天然气中回收的且未经稳定处理的液态烃类混合物的总称。一般包括乙烷、液化石油气和稳定轻烃成分，也称为混合轻烃。

2．0．11 净化天然气 purified natural gas
    经脱除硫化氢、二氧化碳、水分、液烃或其他有害杂质后符合产品标准的天然气。

2．0．12 液化石油气 liquefied petroleum gas(LPG)
    在常温常压下为气态，经压缩或冷却后为液态的C3、C4及其混和物。

2．0．13 稳定轻烃 natural gasoline
    从天然气凝液中提取的，以戊烷及更重的烃类为主要成分的液态石油产品，其终沸点不高于190℃，在规定的蒸气压下，允许含有少量丁烷，也称天然汽油。

2．0．14 站场 station
    各种功能站的总称，包括其占有的场地、设施等。

2．0．15 井场 well site
    气、油、水井生产设施的场所。

2．0．16 集气站 gas gathering station
    对气田产天然气进行收集、调压、分离、计量等作业的站。

2．0．17 增压站 compressor station
    用压缩机对天然气增压的站。

2．0．18 气田污水处理站 gas field sewage treatment station
    对气田污水进行收集和净化(或综合利用)的站场。

2．0．19 气田水转输站 gas water transfer station
    气田水输送系统中，把气田水集中在一起进行转运的站场。

2．0．20 采气管道 flow line
    自井口装置节流阀至一级气液分离器的天然气输送管道。

2．0．21 集气管道 gathering line
    气田内部自一级气液分离器至天然气处理厂／净化厂之间的天然气输送管道。

2．0．22 线路截断阀(室) pipeline block valve
    在天然气输送管道沿线设置的用于将管道分段的阀门及其配套设施的总称。

2．0．23 设计压力 design pressure
    在相应设计温度下，用以确定容器或管道计算壁厚及其元件尺寸的压力值。该压力为容器或管道的内部压力时，称设计内压力；为外部压力时，称设计外压力。

2．0．24 操作压力 operating pressure
    在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。

2．0．25 最大操作压力 maximum operating pressure(MOP)
    在正常操作条件下，管道系统中最大实际操作压力。

2．0．26 井下节流 downhole choke
    将节流气嘴安装于井下油管内，实现井筒内节流降压的一种工艺措施。

2．0．27 常温分离 ambient temperature separation
    天然气在水合物形成温度以上进行气液分离的过程。

2．0．28 低温分离 low temperature separation
    天然气在水合物形成温度以下进行气液分离的过程。

2．0．29 湿气输送 wet gas transportation
    没有经过脱水处理的含有游离水的天然气输送工艺。

2．0．30 干气输送 dry gas transportation
    指经过脱水处理后，在整个输送过程中天然气温度始终保持在水露点之上状态的输送工艺。

2．0．31 气液混输 gas-liquid mixed flow
    将天然气及所携带的油、水等液体在同一管道中输送的方式。

2．0．32 气液分输 single phase flow
    天然气分离后产生的气体、液体分别采用不同管道进行输送的方式。

2．0．33 天然气处理 gas processing plant，natural gas treatment
    对天然气进行脱硫、脱二氧化碳、产品分馏、硫磺回收、尾气处理、烃水露点控制、凝液回收、凝析油稳定的工艺过程。

2．0．34 天然气脱水 natural gas dehydration
    采用吸附、吸收或制冷等方法，脱除天然气中的水蒸气，使其水露点符合规定的过程。

2．0．35 清管设施 pigging facility
    为清除管内凝聚物和沉积物或进行在线检测的全套设备。其中包括清管器、清管器收发装置、清管指示器及清管器跟踪器等。

2．0．36 段塞流捕集器 slug catcher
    用于捕集多相流管道流出的液塞，为来液量波动提供缓冲容积，并为下游处理设备提供稳定的气体和液体流量的气液分离设备。

2．0．37 橇装设备 skid-mounted equipment
    在工厂将设备、管线、控制仪表及电气系统等集合在一个共同的底座上的装置。

2．0．38 紧急截断系统 emergency shutdown system
    在不可恢复事故发生前能够迅速安全有效地关闭全厂(站)或独立单元的一种系统。

2．0．39 紧急放空系统 emergency blowdown system
    在不可恢复事故发生前能够安全有效地将全厂(站)或独立单元的可燃气体迅速泄放的系统。

2．0．40 管道组成件 pipe assembly
    弯头、弯管、三通、异径接头等管道连接件和法兰、阀门及其组合件、绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒、汇管等管道专用部件的统称。

3 基本规定

3．0．1 气田集输工程设计应按照批准的气田开发方案和设计委托书或设计合同规定的内容、范围和要求进行。

3．0．2 气田集输工程设计应与气藏工程、钻井工程、采气工程紧密结合，根据气田开发分阶段的具体要求，统一论证，综合优化，总体规划，分期实施。

3．0．3 气田集输工程总体布局应根据气藏构造形态、生产井分布、天然气处理要求、产品流向及自然条件等情况，并应统筹考虑气田水处理、给排水及消防、供配电、通信、道路等工程，经技术经济对比确定。各种管道、电力线、通信线等宜与道路平行敷设，形成线路走廊带。

3．0．4 工艺流程应根据气藏工程和采气工程方案、油气物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等因素，通过技术经济对比确定，并应符合下列规定：
    1 应采用密闭工艺流程；
    2 应充分收集与利用气井产出物，生产符合产品标准的天然气、液化石油气、稳定轻烃等产品；
    3 应合理利用气井流体的压力能，优化设计集输半径；
    4 应合理利用热能，做好设备和管道保温；
    5 应优化工艺流程，选用高效节能设备；
    6 应分析预测腐蚀状况，优化选择系统材料及配套的防腐方案；
    7 应采取合理措施，防止形成天然气水合物。

3．0．5 气田集输工程分期建设的规模应根据开发方案提供的20年以上的开发指标预测资料确定。

3．0．6 实施滚动勘探开发的气田，工程分期和设备配置应对近期和远期相互衔接，应简化工艺流程，宜采用橇装设备。

3．0．7 沙漠、戈壁地区气田集输工程设计应适合沙漠、戈壁地区恶劣的环境条件。站场、线路应采取有效的防沙措施。应充分利用沙漠地区的太阳能、风力等天然资源，并进行综合规划、有效利用。

3．0．8 滩海陆采气田的开发建设应充分依托陆上气田现有设施，应简化滩海陆采平台的生产及配套设施。

3．0．9 天然气中硫化氢含量大于或等于5％(体积分数)的气田集输工程设计还应符合现行行业标准《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY／T 0612的有关规定。

3．0．10 凝析气田集输工程设计还应符合现行行业标准《凝析气田地面工程设计规范》SY／T 0605的有关规定。

3．0．11 商品天然气应符合现行国家标准《天然气》GB 17820中的分类及其技术指标要求。

3．0．12 天然气流量应按标准参比条件(温度293．15K，压力101．325kPa)下的体积计量。

3．0．13 气田集输工程设计应符合安全、职业健康、环境保护与节能的要求。

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4 集气工艺

4．1 一般规定

4．1．1 气田集输总工艺流程应根据天然气气质、气井产量、压力、温度和气田构造形态、驱动类型、井网布置、开采年限、逐年产量、产品方案及自然条件等因素，以提高气田开发的整体经济效益为目标，综合分析确定。

4．1．2 气田站场布局应符合下列规定：
    1 在气田开发井网布置的基础上，结合地形及气田生产可依托条件统一规划布置各类站场，站场位置应符合集输工程总流程和产品流向的要求，并应方便生产管理；
    2 当气区内天然气含硫量差别较大，需要采取不同净化工艺时，可建分散的净化站，宜与井场或集气站合建。

4．1．3 集输系统的建设规模应根据气田开发方案和设计委托书或设计合同规定的年最大集气量确定。每口气井年生产天数应按330d计算。采气管道的设计能力应根据气井的最大日产量确定。集气管道的设计能力应按其所辖采气管道日采气量的总和乘以1．2的系数确定。

4．1．4 集气管网的压力应根据气田压力、压力递减速度、天然气处理工艺和商品气外输首站压力的要求综合平衡确定。

4．1．5 集气管网布置形式应根据集气工艺、气田构造形态、井位部署、厂站位置、产品流向及地形条件确定，可采用枝状管网、辐射-枝状组合管网或辐射-环形组合的管网形式。同一气区或同一气田内，宜设一套管网。当天然气气质和压力差别较大，设一套管网不经济时，可分设管网。

4．1．6 当气井井口压力降低，天然气不能进入原有集气管网时，气田低压气的集输可采取下列方式：
    1 改造原有系统，降低集输过程压力损失；
    2 新建低压气集输系统；
    3 将低压气增压后进入气田集气管网外输。

4．1．7 在增压开采阶段，对于井口压力、衰减幅度、衰减时间基本相同时，宜采用集中增压方式。对于井口压力、衰减幅度、衰减时间相差较大时，宜采用分散增压方式。

4．2 集气流程

4．2．1 气田集气宜采用多井集气、湿气输送、集中处理的工艺流程。

4．2．2 凝析气集输宜采用气液混输工艺流程。

4．2．3 低渗透气田宜采用井下节流、井间串接、湿气增压的集输工艺流程。

4．2．4 含硫化氢气田或含二氧化碳气田宜采用湿气加注缓蚀剂的集输流程，对硫化氢或二氧化碳腐蚀严重的酸性气田，集气管道也可采用干气输送方式或采用耐蚀合金管材的湿气输送方式。

4．2．5 对于井产物含液量大、管道沿线高差大的采集气系统，宜采用气液分输方式。

4．3 气液分离

4．3．1 天然气的分离器宜设在集气站内。气井产液量大、距集气站较远时，分离器宜设置在井场。

4．3．2 天然气凝液分离工艺应根据天然气凝液含量、天然气压力和产品方案等因素综合分析确定，可采用常温分离、常温多级分离或低温分离工艺。

4．3．3 气液分离宜采用重力分离器。重力分离器形式宜符合下列规定：
    1 液量较少，要求液体在分离器内的停留时间较短时，宜选用立式重力分离器；
    2 液量较多，要求液体在分离器内的停留时间较长时，宜选用卧式重力分离器；
    3 气、油、水同时存在，并需分别进行分离时，宜选用三相卧式分离器。

4．3．4 站内计量分离器和生产分离器的数量应符合下列规定：
    1 连续计量的气井，每井应设1台计量分离器且兼作生产分离器之用；
    2 周期性计量的气井，计量分离器的数量应根据周期计量的气井数、气井产量、计量周期和每次计量的持续时间确定。生产分离器的数量应根据气井产量及分离器通过的能力确定。

4．3．5 重力分离器的设计应符合现行行业标准《油气分离器规范》SY／T 0515的有关规定。

4．3．6 立式重力分离器的直径可按下式计算：

式中：D——分离器内径(m)；
          q_v——标准参比条件下气体流量(m³／h)；
          T——操作温度(K)；
          Z——气体压缩因子；
          P——操作压力(绝)(MPa)；
          W_o——液滴沉降速度(m／s)，按本规范公式(4．3．8-1)计算；
          K₁——立式分离器修正系数，宜取K1＝0．8。

4．3．7 卧式重力分离器的直径可按下式计算：

式中：K₂——气体空间占有的空间面积分率，按本规范附录A取值；
          K₃——气体空间占有的高度分率，按本规范附录A取值；
          K₄——长径比。当操作压力P(绝压)≤1．8MPa时，K₄取3．0；1．8MPa＜P≤3．5MPa时，K₄取4．0；P＞3．5MPa时，K₄取5．0。

4．3．8 液滴在分离器中的沉降速度可按下列公式计算：

式中：W_o——液滴在分离器中的沉降速度(m／s)；
          g——重力加速度，g＝9．81m／s²；
          d_L——液滴直径，取60×10^-6m～100×10^-6m；
          ρ_L——液体的密度(kg／m³)；
          ρ_G——气体在操作条件下的密度(kg／m³)；
          f——阻力系数，按本规范公式(4．3．8-2)计算f·(Re²)，再查本规范附录B得出f值；
          μ_G——气体在操作条件下的黏度(Pa·s)。

4．3．9 分离器内通过丝网捕雾器的设计速度宜取丝网最大允许速度的75％。气体通过丝网最大允许速度可按下式计算：

式中：v_max——气体通过丝网最大允许速度(m／s)；
          K_SB——桑得斯-布朗(Souders-Brown)系数，K_SB可按现行行业标准《丝网除沫器》HG／T 21618选取。

4．3．10 湿气输送的集气系统应分析各种操作工况下段塞流的影响，并应采取措施控制或捕集段塞流。管道终端设有段塞流捕集器时，段塞流捕集器形式应根据工艺流程、储液体积和场地面积等因素综合分析确定，可采用容积式、多管式和环管存储式三种形式。在压力高、液塞体积大的场合宜采用多管式段塞流捕集器。

4．4 气井产量及天然气输量计量

4．4．1 井产物经分离器分离后的天然气、水及天然气凝液应分别计量。

4．4．2 气井产出的水和天然气凝液的计量准确度应根据生产需求确定，允许偏差应为±10％。

4．4．3 属于下列情况之一的气井，宜采用连续计量：
    1 产气量在气田总产量中起重要作用的气井；
    2 对气田的某一气藏有代表性的气井；
    3 气藏边水、底水活跃的气井；
    4 产量不稳定的气井。

4．4．4 采用周期性轮换计量的气井，其计量周期应根据井场井口数量和计量的路数决定，宜为5d～10d，每次计量的持续时间不应少于24h。轮换计量器具的配置应能覆盖每路气井的流量范围。

4．4．5 站内的生产用气和生活用气应分别计量。

4．4．6 天然气输量计量可划分为一、二、三级，并应符合下列规定：
    1 一级计量应用于气田外输气的贸易交接计量；
    2 二级计量应用于气田内部集气过程的生产计量；
    3 三级计量应用于气田内部生产和生活计量。

4．4．7 天然气输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定：一级计量系统准确度根据天然气的输量范围不应低于表4．4．7的规定，二级计量系统的允许偏差应为±5．0％，三级计量系统的允许偏差应为±7．0％。

表4．4．7 一级计量系统的准确度等级

4．4．8 天然气一级计量系统的流量计及配套仪表应按现行国家标准《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603的规定配置，配套仪表的准确度应按表4．4．8确定。天然气二级计量系统配套仪表的准确度可按表4．4．8中B级确定，天然气三级计量系统配套仪表的准确度可按表4．4．8中C级确定。

表4．4．8 计量系统配套仪表准确度

注：当使用超声流量计并计划开展使用中检验时，温度测量不确定度应优于0．3℃。

4．4．9 天然气计量系统采用标准孔板节流装置时，其设计应符合现行国家标准《用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量 第2部分：孔板》GB／T 2624．2的有关规定。对干气的计量，尚应按现行国家标准《用标准孔板流量计测量天然气流量》GB／T 21446的规定进行。

4．4．10 采用气体超声流量计测量天然气流量时，其设计应符合现行国家标准《用气体超声流量计测量天然气流量》GB／T 18604的规定。

4．4．11 含液量较小的气井，在满足开发生产动态分析要求的前提下，可采用不分离计量方式，宜选用孔板流量计用于计量。

4．5 水合物防止

4．5．1 天然气集输温度应高于水合物形成温度3℃以上。天然气水合物的防止，可采用天然气加热、保温、向天然气中加入抑制剂或脱水等措施。

4．5．2 采用燃气加热法防止天然气水合物时，应符合下列规定：
    1 宜采用真空加热炉或常压水套炉，可不设备用加热炉；
    2 水套加热炉热水温度宜低于当地水沸点5℃～10℃，补给水悬浮物的含量不应超过20mg／L；真空加热炉补给水硬度不应超过0．6mmol／L；
    3 燃气加热炉燃料气中硫化氢含量不应高于现行国家标准《天然气》GB 17820三类气质要求。

4．5．3 当天然气的加热负荷小于100kW或无燃料气时，宜采用电加热器或者电加热炉加热天然气。

4．5．4 采用抑制剂防止天然气水合物时，可采用乙二醇、甲醇。储存量应按使用量、供货周期及运输情况确定。

4．5．5 采用乙二醇时宜进行回收再循环使用。再生循环系统应符合下列规定：
    1 乙二醇富液再生宜采用常压工艺，乙二醇的再生温度范围应为110℃～120℃；
    2 乙二醇富液再生采取间歇操作时，应设2个缓冲罐，每个罐的有效容量不应少于间歇时间内富液的进料量；
    3 乙二醇富液再生装置应设有pH值调节剂的添加设施；循环乙二醇的pH值应保持在7．3～8．5的范围，pH值调节剂宜采用一乙醇胺；
    4 乙二醇循环系统应设低位罐回收设备排出的乙二醇。

4．5．6 采用甲醇时，含甲醇污水的处置应满足环保及职业卫生要求，必要时应进行回收循环使用。甲醇富液再生宜采用蒸汽汽提、塔顶气灼烧的工艺。

4．5．7 对于低渗透气田，水合物的防止宜采用井下节流措施或低压运行方式。

4．6 天然气增压

4．6．1 天然气增压的压缩机应能适应气体组成、进气压力、进气温度和进气量的波动范围。在满足工艺条件下，压缩机选型宜符合下列要求：
    1 下述情况宜选用往复式压缩机：
        1)气流不稳定或气量较小的天然气增压；
        2)高压注气和高压气举；
        3)要求压比较大的天然气增压。
    2 当气源比较稳定，且气量较大时，宜选用离心式压缩机。
    3 当气量较小、进气压力比较平稳时，可选用螺杆式压缩机。当气质较贫时，可选用喷油螺杆式压缩机。

4．6．2 压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机。电力系统可靠时，宜采用电动机驱动；在无电或电力不足的地方，往复式压缩机宜采用燃气发动机驱动，离心式压缩机宜采用分轴燃气轮机驱动，余热宜利用。

4．6．3 压缩机组宜选用橇装形式。

4．6．4 多台机组并联时，备用机组的设置应结合峰值运行时间、设备检修周期及投资的经济性，综合分析确定。

4．6．5 进出压缩机的天然气应满足压缩机本身及下游系统对气质条件的要求，应清除机械杂质和凝液。压缩机入口分离器应设液位高限报警及超高限停机装置。对有油润滑的压缩机，当下游设施对工艺气中润滑油含量有限制时，应在出口设置润滑油分离设施。

4．6．6 压缩机宜露天布置或半露天布置。在寒冷、多风沙区域或厂区噪声受限制时，压缩机可布置在封闭式厂房内。当采用室内布置时，厂房应根据压缩机机型、外形尺寸、设备检修方式等进行布置，且应满足操作及检修要求。

4．6．7 厂房的高度应根据压缩机机组本身的高度和起重设备的高度确定，并应保证起吊物最低点距固定部件留有0．5m的间距。

4．6．8 室内布置的活动式整装机组不宜设固定的起吊设备，应留有机组进出通道。

4．6．9 室内和半露天安装的固定式压缩机，起重设备配备宜符合下列规定：
    1 当最大检修部件起重量大于或等于10t时，宜配置电动防爆桥式或梁式起重设备；
    2 当最大检修部件起重量小于10t，而大于或等于3t时，宜设手动梁式起重设备；
    3 当最大检修部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备。

4．6．10 压缩机工艺气系统设计应符合下列规定：
    1 压缩机进口应设压力高、低限报警及越限停机装置；
    2 压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀；
    3 压缩机进出口之间应设循环回路；
    4 离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统；
    5 应采取防振、防脉动及温差补偿措施。

4．6．11 压缩后的天然气需要冷却时，宜采用空冷。

4．7 安全截断与泄放

4．7．1 气井井口应设置井口高低压紧急截断阀。

4．7．2 进、出站场的天然气管道上应设置截断阀，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的规定。

4．7．3 集输站场宜在进站截断阀之前和出站截断阀之后设置线路管道泄压放空设施。

4．7．4 集输站场应设置放空立管，需要时还可设放散管，放空的气体应安全排入大气。含硫酸性天然气放空宜引入火炬系统燃烧后排放。

4．7．5 单台容器可在危险空间(容器和管道上)设置1个或1组泄放装置。在计算泄放装置的泄放量时，应包括容器间的连接管道。下列情况可视为单台容器：
    1 与压力源相连接、本身不产生压力的容器，且该容器的设计压力达到压力源的压力；
    2 多台压力容器的设计压力相同，且中间无阀门隔断时。

4．7．6 火灾情况下对容器进行超压保护的安全阀，其泄放量可按现行国家标准《压力容器》GB 150．1～GB 150．4的有关规定进行计算。

4．7．7 集输站场放空系统处理能力应通过对紧急放空、安全泄放及检修放空综合分析确定。

4．7．8 对于站场工艺系统在火灾情况下的紧急放空，降压速率宜按照15分钟内将系统压力降至0．69MPa或设计压力的50％(二者取较小值)确定。

4．7．9 存在超压的管道、设备或容器，应设置安全泄放装置或压力控制设施。

4．7．10 除无法安装安全泄放装置且控制仪表或联锁装置的可靠性不低于安全泄放装置的情形外，自动控制仪表或联锁装置不应代替安全泄放装置作为系统的超压保护措施。

4．7．11 安全泄放装置应靠近压力源，应能够防止系统或其中的任一部分发生超压事故。

4．7．12 安全阀的定压应小于或等于受压管道、设备和容器的设计压力，定压值(P₀)应根据最大操作压力(P)确定，并应符合下列规定：

4．7．13 安全阀进、出口管道直径应按下列要求计算：
    1 安全阀与压力管道之间的连接管和管件的通孔，其截面积不应小于安全阀的进口截面积；安全阀入口管道的压降应小于安全阀定压的3％；
    2 单个安全阀阀后的泄放管直径，应按背压不大于该阀定压的10％确定，但不应小于安全阀的出口直径；
    3 连接多个安全阀的泄放管直径，应按可能同时动作的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定压的10％确定。

4．7．14 集输站场湿天然气宜选用全启式封闭弹簧安全阀。

4．7．15 站内需要检修一组(套)设备时，应设与其他组(套)设备隔开的截断阀和检修放空阀。

4．7．16 放空阀后管道内气体流速不应大于按下列公式计算的气体声速：

式中：v_c——气体的声速或临界流速(m／s)；
          K——气体的绝热指数；
          C_P、C_V——定压热容、定容热容[J／(g·K)]；
          T——气体温度(K)；
          M——气体分子量。

4．7．17 集输站场放空系统的设计应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和《卸压和减压系统指南》SY／T 10043的有关规定。

4．7．18 泄放装置出口管道应分析介质放空降压产生骤冷对材料低温脆裂的影响。

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5 处理工艺

5．1 天然气净化

5．1．1 天然气脱水工艺应根据气田开发方案、集输压力、气质组成、气源状况、地区条件、脱水深度经技术经济比较后确定。

5．1．2 商品天然气的水露点、烃露点应符合现行国家标准《天然气》GB 17820的有关规定。

5．1．3 天然气脱水装置的设计应符合现行行业标准《天然气脱水设计规范》SY／T 0076的有关规定。

5．1．4 天然气脱水装置脱出的污水应收集后集中处理，并应符合本规范第6．2节的规定。

5．1．5 天然气中硫化氢、二氧化碳及总硫的含量不符合现行国家标准《天然气》GB 17820的要求时，应按现行行业标准《天然气净化厂设计规范》SY／T 0011的规定进行处理。

5．2 天然气凝液回收

5．2．1 当天然气组成中丙烷及更重的烃类组分较多时，宜进行天然气凝液的回收。

5．2．2 天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、组成、压力、产品规格及收率等因素，经技术经济比较后确定。

5．2．3 天然气凝液回收装置宜集中设置。天然气凝液回收装置的设计能力应与所辖油气田或区块的产气量相适应，允许波动范围应取60％～120％，装置年累计设计开工时数应按8000h计算。

5．2．4 采用低温分离的天然气凝液回收装置，天然气水露点应至少比最低制冷温度低5℃。

5．2．5 天然气凝液回收装置的收率应通过技术经济分析确定。以回收乙烷及更重烃类为主的装置，乙烷收率宜为50％～85％。以回收丙烷及更重烃类为主的装置，丙烷收率宜为70％～90％。

5．2．6 装置的原料气组成应具有足够的代表性和适当的波动范围，并应根据天然气冬、夏季组成变化的差异，结合天然气开发过程中的原料气组成变化趋势，确定合适的上限和下限。

5．2．7 天然气凝液回收装置的进料总管应设有紧急截断阀。紧急截断阀前应设置越装置旁路或放空阀和安全阀。

5．2．8 经凝液回收后的净化天然气应符合现行国家标准《天然气》GB 17820的规定，进入输气管道的天然气尚应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定。

5．2．9 天然气凝液及其产品应符合下列规定：
    1 液化石油气应符合现行国家标准《液化石油气》GB 11174的有关规定；
    2 稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB 9053的有关规定；
    3 天然气凝液及其他产品的技术要求应符合设计委托书或设计合同的要求。

5．2．10 天然气凝液回收装置的设计应符合现行行业标准《天然气凝液回收设计规范》SY／T 0077的有关规定。

5．2．11 天然气凝液回收装置产生的污水应收集后集中处理，并应符合本规范第6．2节中的规定。

5．3 天然气凝液储存

5．3．1 天然气凝液及其产品应密闭储存。天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃的储罐应选用钢制压力球型罐或卧式罐；2号稳定轻烃常压储存时，应选用钢制浮顶罐或金属制浮舱式内浮顶罐。当采用氮封时，可采用固定顶钢罐。

5．3．2 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃的生产作业罐和储罐的容积应根据运输方式和距离，按设计产品产量计算，储存天数宜符合下列要求：
    1 生产作业罐宜为1d；
    2 管道输送的外销产品储罐宜为3d；
    3 公路运输的外销产品储罐(包括瓶装液化石油气)，运输距离小于或等于100km时宜为3d～5d，运输距离大于100km时宜为5d～7d。

5．3．3 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃储罐的装量系数宜符合下列规定：
    1 球型罐或卧式罐宜取0．9；
    2 当内浮顶罐容积等于或大于1000m³时，宜取0．9；
    3 当内浮顶罐容积小于1000m³时，宜取0．85。

5．3．4 天然气凝液及其产品的储罐不宜少于2个。

5．3．5 天然气凝液及其产品的储罐设计压力应符合下列规定：
    1 液化石油气储罐规定温度下的工作压力应按现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的相关规定确定；
    2 对于天然气凝液和稳定轻烃储罐，应按不低于50℃的饱和蒸汽压确定。对于天然气凝液储罐，可按保冷后达到的最高工作温度下的实际饱和蒸汽压确定。当无实际组分数据时，可采用计算组成数据计算饱和蒸汽压。分析组分波动的影响，应采用出现的最轻计算组分计算饱和蒸汽压。

5．3．6 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃进入储罐的温度不宜超过40℃，2号稳定轻烃进入储罐的温度不宜超过38℃。

5．3．7 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃储罐应设液位、温度和压力检测，以及高液位报警装置。单罐容积大于或等于50m³的储罐，其液相出口管道上宜设置远程操纵的自动关断阀，液相进口管道应设止回阀。

5．3．8 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃储罐应设安全阀。单罐容积大于或等于100m³的储罐应设置2个或2个以上安全阀，每个安全阀的泄放量应按全量放空计算。

5．3．9 天然气凝液、液化石油气储罐进出口阀门和管件压力等级应大于或等于2．5MPa，阀门应选用液化气专用钢阀门。稳定轻烃储罐进出口阀门和管件压力等级应大于或等于1．6MPa，阀门应选用钢阀门。

5．3．10 2号稳定轻烃储罐附件和仪表的设置应符合现行行业标准《石油化工储运系统罐区设计规范》SH／T 3007的有关规定。

5．3．11 天然气凝液及液化石油气储罐宜采用有防冻措施的二次脱水系统，污水应收集后集中处理。

5．3．12 全压力式储罐应采取防止液化烃泄漏的注水措施。

5．3．13 凡在生产中有可能形成封闭液体的管段应设置安全阀。

5．3．14 天然气凝液管道在装有安全阀、放空阀的地方应采取防振措施。

5．3．15 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃罐区的安全防火要求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。

5．4 天然气凝液装卸

5．4．1 天然气凝液及其产品的装卸鹤管应符合下列规定：
    1 应选用液体装卸臂，装卸臂的设计应符合现行行业标准《液体装卸臂工程技术要求》HG／T 21608的规定；
    2 汽车槽车装卸鹤管可选用配立柱的汽车槽车底部装卸臂，装卸臂与装车管道连接接口中心高度距汽车装卸区地面不应小于0．45m；
    3 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃应采用密闭装车，密闭装车鹤管的气相管道应与储罐的气相管道连接。

5．4．2 天然气凝液及其产品汽车装卸鹤管数量可按下列公式计算：

式中：N——装卸所需鹤管台数(台)；
          m——装卸物料量(t／a)；
          K——运输不均匀系数，按统计资料采用，当无统计资料时，宜取K＝1．4；
          T——工作天数，宜取330d／a；
          t——汽车槽车作业时间，宜取8h／d～12h／d；
          ρ——装卸车时液体介质的密度(t／m³)；
          F——每台装卸鹤管灌装能力(m³／h)；
          D——装卸鹤管内径(m)；
          v——装车流速(m／s)，不应大于4．5m／s。

5．4．3 天然气凝液及其产品装车台的鹤位处宜设定量装车系统，也可设超装报警或联锁关断。

5．4．4 天然气凝液及其产品的汽车装卸鹤管宜配置拉断阀，拉断阀应在装卸鹤管进行作业超出规定的范围时，自动紧急断开，且不应损坏鹤管、槽车及其他装卸设施。

5．4．5 天然气凝液及其产品的装车泵出口汇管应设有至储罐的回流管线。

5．4．6 天然气凝液及其产品铁路装车设施的设计应符合现行行业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107的有关规定。

5．4．7 天然气凝液及其产品装卸设施设计尚应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183中的有关规定。

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6 气田水转输与处理

6．1 气田水转输

6．1．1 气田水输送方式应根据气田水量、水质、区域地质条件、气候条件综合分析后确定，宜采取管道输送或罐车拉运方式。

6．1．2 气田水输送管道、气田水转输站、气田水罐车输送路线宜避开人口稠密区。

6．1．3 气田水输送管道线路走向应符合气田(区块)总体规划的要求，与气、电、水、路协调确定。

6．1．4 气田水输送管道宜采用埋地敷设。金属管道穿越三级及以上公路、非金属管道穿越公路时，应设保护套管。

6．1．5 长距离气田水输送管道应进行水锤分析计算，并应根据分析计算结果设置安全防护措施。

6．1．6 气田水转输站宜与天然气集输站场合建。气田水转输泵宜设备用泵。

6．1．7 气田水输送应根据输送介质、温度、距离等情况，按现行行业标准《油田水结垢趋势预测》SY／T 0600的方法进行结垢趋势预测，并应采取防垢措施；在进入管道输送前，应清除机械杂质。

6．1．8 气田水输送管道宜采用非金属管。当采用钢管时，管道的材质及设计壁厚应根据输送压力、介质的腐蚀性计算确定。

6．1．9 罐车拉运时，气田水罐车应符合现行国家标准《道路运输液体危险货物罐式车辆》GB 18564的有关规定。

6．2 气田水处理

6．2．1 气田内各站场产生的气田水宜集中处理。

6．2．2 处理后的气田水有条件时应回注，回注水质应符合所选回注井的注入水水质指标要求。具有经济效益时，采出水宜进行综合利用。当无回注条件或综合利用价值时，处理后的污水可蒸发或排放，直接外排时应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978及环评批复文件的有关规定。

6．2．3 气田水处理工艺应根据气田水水量、水质情况，结合最终处置要求综合分析确定，宜符合下列规定：
    1 回注处置时，宜采用沉淀、过滤的流程；
    2 蒸发处置时，宜采用沉降、除油、过滤的流程；
    3 外排处置时，宜采用脱盐、气浮、生化、沉淀、过滤、消毒的流程。

6．2．4 含硫化氢气田水应采用密闭收集、密闭处理工艺，对气田水宜脱气处理，脱出的硫化氢气体应安全处置。

6．2．5 多座气田水储罐共用一条气封气干管调压时，每座罐的支管上应设截断阀和阻火器。含硫化氢气田水储罐以正压形式气封密闭储存时，宜采用净化天然气。

6．2．6 含硫化氢气田水尾气管道设置应符合下列规定：
    1 与火炬或焚烧炉相连接的尾气管道应设阻火装置；
    2 尾气管道应采用耐腐蚀材质，或采取有效的防腐蚀措施；
    3 尾气管道应在低点设置排除积液的设施。

6．2．7 当原料气含有液态烃时，容器及设备排出的含油污水在进入后续污水处理环节前应进行除油处理。

6．3 气田水回注

6．3．1 气田水回注站的位置应满足气田总体规划的要求，站址宜靠近回注井。

6．3．2 回注井选择应符合现行行业标准《气田水回注方法》SY／T 6596的有关规定。井口设计应满足注水、洗井、取样、测试及井下作业的操作要求。寒冷地区的井口应采取防冻措施。

6．3．3 气田水回注水质指标、注水压力和回注水量应根据回注井的井下地质条件，通过试注确定。

6．3．4 回注泵选型应符合高效节能、长周期平稳运转的要求，宜采用往复式或离心式注水泵。回注泵应设置备用泵。

6．3．5 回注泵的额定排出压力应根据回注井口注水压力、回注管线水头损失和回注井口与回注泵之间的地形高差计算确定。

6．3．6 回注泵进水管道上应设置过滤器。

6．3．7 回注泵房内泵组布置、管路安装、安全泄压设施、起重设备、防噪措施的设计宜按现行国家标准《油田注水工程设计规范》GB 50391的有关规定执行。

6．3．8 回注管道的设计压力应按回注泵额定排出压力的1．05倍～1．10倍确定。金属回注管道设计宜按现行国家标准《油田注水工程设计规范》GB 50391的有关规定执行。

6．3．9 回注水水质有腐蚀性时，应对金属管道进行腐蚀监测，并应采取相应的防腐措施。

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7 集输管道

7．1 一般规定

7．1．1 集输管道选线应符合下列规定：
    1 宜取直，不得破坏沿线建、构筑物，少占耕地，并应满足工程安全、环境影响评价报告要求；
    2 宜与其他气田生产管道、道路、供配电线路、通信线路组成走廊带；
    3 埋设深度接近的管道宜同沟敷设；
    4 管道之间、埋地管道与埋地电缆及架空供电线路平行敷设时，间距除应满足施工与维修要求外，还应符合现行国家标准《钢制管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447的有关规定；
    5 宜避开低洼积水地带、局部盐碱带及其他腐蚀性强的地带和工程地质不良地段。

7．1．2 集输管道的设计压力应根据最大操作压力分析确定。

7．1．3 集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算，钢管壁厚应按计算壁厚向上圆整至标准壁厚选取。

式中：δ——钢管计算壁厚(mm)；
          P——设计压力(MPa)；
          D——管道外径(mm)；
          σ_s——钢管最低屈服强度(MPa)；
          F——设计系数，取值应符合本规范第7．2．5条和第7．3．9条的规定；
          Φ——钢管焊缝系数。当选用无缝钢管时，Φ取值1．0。当选用钢管符合现行国家标准《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711的规定时，Φ取值1．0；
          t——温度折减系数。对于碳钢及低合金管道材料，当设计温度小于120℃时，t取值1．0；对于耐蚀合金管道材料，应根据材料强度随温度升高的折减情况确定；
          C——管道腐蚀裕量，取值符合本规范第7．2．5条的规定。

7．1．4 集输管道沿线任意点的流体温度应按下式计算：

式中：t_x——管道沿线任意点的流体温度(℃)；
          t₀——管外环境温度(℃)，埋地管道取管中心深度地温；
          t₁——管道计算段起点的流体温度(℃)；
          a——系数，按本规范式(7．2．2-1)、式(7．3．6)计算；
          e——自然对数底数，取值为2．718；
          x——管道计算段起点至沿线任意点的长度，用于天然气凝液及液化石油气输送管道计算时单位为“m”，用于集气管道计算时单位为“km”。

7．1．5 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，以及所承受的可变荷载和永久荷载而定；当管道通过地震动峰值加速度大于或等于0．05g至小于或等于0．40g的地区时，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的规定进行抗震设计；
    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道的最小屈服强度的90％。管道组件的设计强度不应小于相连直管段的设计强度。

7．1．6 管道稳定性校核应符合下列规定：
    1 管道外径与壁厚之比不应大于100；
    2 当管道埋设较深或外荷载较大时，应按无内压状态校核其稳定性。水平直径方向的变形量不得大于管子外径的3％，变形量应按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定计算。

7．1．7 气田集输管道、天然气凝液管道宜设清管设施，含硫酸性天然气的接收装置应设置注水口。

7．1．8 含硫酸性天然气集输管道的走向应根据地区人口密度、自然条件及工程安全、环境评价综合分析确定。硫化氢含量小于5％(体积分数)的天然气集输管道不宜通过四级地区，若确需通过时，管道的强度设计系数F取值应为0．3。硫化氢含量大于或等于5％(体积分数)的天然气集输管道不应通过四级地区，并应符合现行行业标准《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY／T 0612及《高含硫化氢气田集输管道安全规程》SY 6780的有关规定。

7．1．9 集输管道穿、跨越铁路、公路、河流等工程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、《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的有关规定。

7．1．10 集输管道设计尚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。

7．2 天然气集输管道

7．2．1 天然气集输管道流量计算应符合下列规定：
    1 当管道沿线的相对高差△h≤200m时，应按下式计算：

式中：q——管道计算流量(m³／d)；
          d——管道内径(cm)；
          P₁——管道起点压力(绝)(MPa)；
          P₂——管道终点压力(绝)(MPa)；
          △——气体的相对密度(对空气)；
          Z——气体在计算管段平均压力和平均温度下的压缩因子；
          T——气体的平均热力学温度(K)；
          L——管道计算长度(km)。

    2 当管道沿线的相对高差△h＞200m时，应按下列公式计算：

式中：△h——管道计算的终点对计算段起点的标高差(m)；
          a——系数(m^-1)；
          n——管道沿线计算管段数，沿管道走向从起点开始，当其相对高差△h≤200m时作一个计算管段；
          h_i——各计算管段终点的标高(m)；
          h_i-1——各计算管段起点的标高(m)；
          L_i——各计算管段长度；
          g——重力加速度，g取9．81m／s²；
          R_α——空气的气体常数，在标准状况下R_α取287．1㎡／(s²·K)。

7．2．2 天然气集输管道沿线任意点的温度确定应符合下列规定：
    1 当无节流效应时，按本规范公式(7．1．4)计算，系数a应按下式计算：

式中：K——管道中气体到土壤的总传热系数[W／(㎡·℃)]；
          D——管道外径(m)；
          q_v——气体流量(m³／d)；
          △——气体的相对密度；
          cp——气体的定压比热容[J／(kg·℃)]。

    2 当有节流效应时，应按下式计算：

式中：J——焦耳-汤姆逊效应系数(℃／MPa)；
          △P_x——x长度管段的压降(MPa)。

7．2．3 埋地天然气集输管道总传热系数宜对有关数据进行实测后计算确定。无条件取得实测数据时，可按经验确定。埋地沥青绝缘天然气集输管道的总传热系数可按本规范附录C选用。

7．2．4 气液混输管道水力计算，当所输液体呈牛顿流体时，可采用本规范附录D所列杜克勒Ⅱ法和贝格斯-布里尔法，也可采用经生产实践证明可行的其他方法。

7．2．5 集输管道采用钢管时，直管段壁厚应按本规范公式(7．1．3)计算，并应符合下列规定：
    1 设计系数F应按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251中的有关规定取值。输送含硫酸性天然气的管道的设计系数F应按现行行业标准《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY／T 0612的有关规定取值。
    2 当管道输送含有水、硫化氢、二氧化碳、氯根离子等腐蚀介质时，管道腐蚀裕量C可根据腐蚀程度及采取的防腐措施确定，其余情况可不计腐蚀裕量。

7．2．6 当集输管道采用耐蚀合金复合钢管时，基体钢材管壁厚应按本规范第7．2．5条的规定及本规范公式(7．1．3)计算，不应计腐蚀余量；耐腐蚀合金层壁厚应根据制管工艺、管径规格确定。

7．3 天然气凝液和液化石油气输送管道

7．3．1 液化石油气、20℃时饱和蒸气压力大于或等于0．1MPa的天然气凝液采用管道输送时，沿线任何一点的压力应高于输送温度下液化石油气、天然气凝液的饱和蒸气压。沿线各中间泵站的进站压力应比同温度下液化石油气、天然气凝液的饱和蒸气压力高1MPa，末站进储罐前的压力应比同温度下液化石油气、天然气凝液的饱和蒸气压力高0．5MPa。

7．3．2 液化石油气、天然气凝液管道的设计应作水锤分析，并应根据分析结果设置相应的控制和保护措施。

7．3．3 液化石油气、天然气凝液管道任何一处的设计内压力不应小于该处的最高稳定操作压力，且不应小于管内流体的静水压力。输送液化石油气、天然气凝液管道的设计压力应根据管道系统最高工作压力确定，可按下式计算：

式中：P——管道的设计压力(MPa)；
          h——泵扬程(MPa)，可取泵的计算扬程(hj)的1．05倍～1．10倍；
          P_b——始端储罐最高工作温度下的液化石油气或天然气凝液的饱和蒸气压力(MPa)。

7．3．4 液化石油气、天然气凝液输送泵的计算扬程可按下式计算：

式中：h_j——泵的计算扬程(MPa)；
          △P_z——管道总阻力损失(MPa)，可取管道摩阻损失(h)的1．10倍～1．20倍；
          P_y——管道终点余压，可取0．5MPa；
          △h——管道终、起点高程差引起的附加压力(MPa)。

7．3．5 液化石油气、天然气凝液管道的摩阻损失可按下列公式计算：

式中：h——管道沿程摩阻(液柱)(m)；
          L——管道长度(m)；
          d——管道内直径(m)；
          v——管内液体流速(m／s)；
          g——重力加速度，g＝9．81m／s²；
          q_v——管道内液体的体积流量(m³／s)；
          λ——水力阻力系数，可按表7．3．5确定。

表7．3．5 水力阻力系数λ计算公式

7．3．6 液化石油气、天然气凝液管道内的平均流速应经技术经济比较后确定，可取0．8m／s～1．4m／s，最大不应超过3．0m／s。

7．3．7 液化石油气、天然气凝液管道的沿程温降可按本规范式(7．1．4)计算。系数a应按下式计算：

式中：K——总传热系数[W／(㎡·℃)]；
          D——管道外径(m)；
          q_m——液化石油气、天然气凝液的质量流量(kg／s)；
          C——液化石油气、天然气凝液的比热容 [J／(kg·℃)]。

7．3．8 埋地天然气凝液、液化石油气管道总传热系数应符合下列规定：
    1 宜通过实测有关数据经计算确定或按相似条件下的运行经验确定；
    2 无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按本规范附录E选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按本规范附录F选用，其设计应符合现行国家标准《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB／T 50538的有关规定。

7．3．9 液化石油气、天然气凝液管道直管段壁厚应按本规范第7．1．3条的规定计算，并应符合下列规定：
    1 稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0．1MPa的天然气凝液管道设计系数F除穿跨越管段应按现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423、《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的规定取值外，处于野外地区时应取0．72；站内和人口稠密地区应取0．6；
    2 液化石油气、20℃时饱和蒸气压力大于或等于0．1MPa的天然气凝液管道的设计系数F应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253中的液态液化石油气管道确定。

7．4 管道敷设及线路附属物

7．4．1 集输管道宜埋地敷设。位于低洼地、沼泽、季节性积水地区、沙漠和戈壁荒原地区以及山地丘陵和黄土高原墚峁交错地区等特殊地段的集输管道敷设方式，应通过经济对比确定，也可采用管堤、地面敷设或架空敷设。

7．4．2 埋地管道的敷设深度应根据沿线地形、地面荷载、热力条件及稳定性要求综合分析确定，宜在最大冻土层以下；最小覆土层厚度应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定；输送含硫酸性天然气的埋地集输管道最小覆土层厚度不宜小于1．0m。

7．4．3 天然气集输管道敷设不应采用切割弯头。对输送含硫酸性天然气的集输管道不应采用冷弯弯管。

7．4．4 设计压力大于或等于2．5MPa的天然气集输管道应设线路截断阀，线路截断阀的设置应按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定执行。输送含硫酸性天然气的集输管道应设线路截断阀，其间距设置应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定，并应满足现行行业标准《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY／T 0612的有关要求，且线路截断阀应配置自动关闭装置。

7．4．5 液化石油气、20℃饱和蒸气压力大于或等于0．1MPa的天然气凝液管道线路截断阀的设置应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253中的液态液化石油气管道确定；稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0．1MPa的天然气凝液管道线路截断阀的设置应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253中的输油管道确定。

7．4．6 集输管道线路锚固及线路标志应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251、《输油管道工程设计规范》GB 50253的有关规定。

7．4．7 含硫酸性天然气集输管道及通过人口密集地区、易受第三方损坏地段的集输管道，应在管顶上方0．5m处连续设置警示带。

7．5 管道材料

7．5．1 天然气集输管道采用碳钢和低合金钢管时，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、《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310、《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479的有关规定；耐蚀合金管道应符合现行行业标准《耐腐蚀合金管线钢管》SY／T 6601的有关规定；耐蚀合金复合管应符合现行行业标准《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》SY／T 6623的有关规定。当管径小于DN300、设计压力小于4．0MPa时，非含硫酸性天然气集输管道可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163的钢管。

7．5．2 含硫化氢腐蚀环境下管道材料应符合国家现行标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料》GB／T 20972及《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》SY／T 0599的有关规定，碳钢、低合金钢和不锈钢管道焊缝、热影响区及母材硬度均不应超过250HV10。

7．5．3 耐蚀合金复合管应在工厂进行化学成分、结合强度、抗腐蚀性能等检验。

7．5．4 高含二氧化碳、高含氯根离子、高温等苛刻腐蚀环境下管道材料可选择碳钢、低合金钢、耐蚀合金复合管或耐蚀合金纯材。根据腐蚀环境的苛刻程度，耐蚀合金可选择奥氏体不锈钢316L、双相不锈钢、N08825材料。

7．5．5 耐蚀合金复合钢管应选择合理焊材及焊接方式，焊接接头的耐蚀性能不应低于耐蚀合金层，力学性能不应低于碳钢层。

7．6 管道组成件

7．6．1 管道组成件的材质选择应经技术经济比较后确定。采用的钢板、钢管和锻件应具有良好的韧性和焊接性能。

7．6．2 管道组成件应选用镇静钢，集输站场上的管道组成件用材还应采用炉外精炼工艺。

7．6．3 在北方寒冷地区，地面上的管道组成件应分析环境低温的影响。无保温设施且内部介质不流动的带压管道组成件的设计温度，可按现行行业标准《钢制化工容器设计基础规定》HG／T 20580确定。

7．6．4 含硫环境下管道组成件的选材应符合国家现行标准《石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料》GB／T 20972及《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》SY／T 0599的有关规定。

7．6．5 高含二氧化碳、高含氯根离子等苛刻环境下的管道组成件材料宜选用碳钢(有缓蚀剂保护的情况下)、耐蚀合金、耐蚀合金复合板、复合管或堆焊耐蚀合金。

7．6．6 管道组成件严禁使用铸铁件、螺旋焊缝钢管，宜采用锻钢、钢板、无缝钢管或直缝焊接钢管，质量应符合国家现行标准《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB／T 47008、《低温承压设备用低合金钢锻件》NB／T 47009、《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件》NB／T 47010、《锅炉和压力容器用钢板》GB 713、《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479、《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB／T 9711、《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310的有关规定。

7．6．7 管道组成件所用钢管母管的表面缺陷及运输、施工中损伤的处理应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定。

7．6．8 当管道组成件与管道采用焊接连接时，两者材质的化学成分和力学性能应相同或相近，并应按规定进行焊接工艺评定，根据焊接工艺规程进行焊接。

7．6．9 管件宜进行热处理，可采用消除应力、正火、正火加回火、淬火加回火等方法。

7．6．10 用于酸性介质的管道组成件，在材质选用、结构设计和腐蚀裕量选取、热处理等方面应分析酸性介质腐蚀因素的影响。用于酸性介质的碳钢和低合金钢管道组成件应进行消除应力热处理和硬度检查。

7．6．11 弯管应采用中频电磁感应加热工艺制造，其质量应符合现行行业标准《油气输送用钢制感应加热弯管》SY／T 5257的有关规定。

7．6．12 弯管的管壁厚度应按下列公式计算：

式中：δ_b——弯管的管壁计算壁厚(mm)；
          δ——与弯管所连接的同材质的直管段管壁计算壁厚(mm)；
          m——弯管的管壁厚度增大系数；
          R——弯管的曲率半径(mm)；
          D——弯管的外直径(mm)。

7．6．13 直接在主管上开孔与支管焊接或焊制三通，其开孔削弱部分的补强设计和计算可按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定执行。用于酸性介质或设计压力P大于或等于6．3MPa或设计温度低于0℃的三通，不宜采用支管与主管焊接的焊制三通。

7．6．14 异径接头的结构尺寸、计算和制造应符合现行国家标准《压力容器》GB 150．1～GB 150．4的有关规定。

7．6．15 管封头宜采用椭圆形封头或平封头，其结构尺寸、计算和制造应符合现行国家标准《压力容器》GB 150．1～GB 150．4的有关规定。

7．6．16 清管器收发筒和气田用汇管选材和计算应按其各受压元件的强度确定，应由具有相应压力容器制造资格的工厂制造。

7．6．17 清管三通应在支管与主管交界位置设置挡条或采用其他结构，挡条长度方向与主管轴线方向一致。

7．6．18 管法兰的选用宜符合现行行业标准《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG／T 20592～20635的规定，法兰密封面形式、垫片和紧固件应与管法兰相匹配。

7．6．19 集输管道绝缘宜采用绝缘接头或绝缘法兰。绝缘接头的检测项目应至少包含水压压力循环(疲劳)试验、水压加弯矩试验、绝缘电阻试验、电绝缘强度试验。绝缘接头或绝缘法兰的设计应符合现行行业标准《绝缘接头与绝缘法兰技术规定》SY／T 0516的有关规定。

7．6．20 阀门的选用应符合现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316的有关规定。在防火区内关键部位使用的阀门应具有耐火性能。通过清管器的阀门应选用全通径阀门。

7．6．21 管道组成件不在制造厂试压时，可在现场进行压力试验；压力试验时，不应发生泄漏、破坏和塑性变形。

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8 防腐与绝热

8．1 内腐蚀控制

8．1．1 采气、集气管道输送含有水、硫化氢和(或)二氧化碳的酸性天然气时，管道内壁及相应的系统设施应采取防腐措施。

8．1．2 气田集输系统内防腐设计应对输送介质的腐蚀性进行预测和评价。需要进行内防腐时，可采取脱除腐蚀性介质、增加清管频率、控制流速及温度、注入缓蚀剂、选用抗腐蚀材质或内涂层的措施，腐蚀裕量应根据腐蚀速率和设计寿命综合分析确定。

8．1．3 集气支、干线宜设置清管设施；对有内涂层的管道，不应采取金属或研磨类型的清管器。

8．1．4 碳钢和低合金钢集输管道天然气流速宜为3m／s～8m／s；使用缓蚀剂时，流速上限不应影响缓蚀剂膜的稳定性。

8．1．5 缓蚀剂宜采取连续加注或涂膜处理方式，也可两种方法联合使用。

8．1．6 集输系统内腐蚀极为严重的部位，采用其他腐蚀控制方法难以实现时，宜采用耐蚀合金复合材料、内涂层、非金属材料衬里或直接采用整体耐蚀合金材料。

8．1．7 集输系统应在预期腐蚀较为严重及有代表性的位置设置在线腐蚀监测装置，并应定期取样分析，或周期性对内腐蚀状况进行检测。

8．1．8 气田集输系统内腐蚀防护设计应符合国家现行标准《钢质管道内腐蚀控制规范》GB／T 23258、《高含硫化氢气田集输管道系统内腐蚀控制要求》SY／T 0611及《高含硫化氢气田地面集输系统在线腐蚀监测技术规范》SY／T 6970的有关规定。

8．2 外腐蚀控制

8．2．1 气田集输管道外腐蚀控制设计应综合分析环境、安全和经济因素，采取外防腐层、阴极保护或联合防护措施。

8．2．2 外腐蚀控制设计应符合国家现行标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447、《埋地钢质管道外壁有机防腐层技术规范》SY／T 0061、《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计规范》SH／T 3022和《化工设备、管道外防腐设计规范》HG／T 20679的有关规定。

8．2．3 不保温集气干线应采用阴极保护，不保温采气管线和其他管线宜采用阴极保护。有保温层的管道可实施阴极保护，对实施阴极保护的保温管道，应减少对保温层完整性的破坏。

8．2．4 气田集输管道的阴极保护宜采用强制电流法。当管径小、长度短、电流需要量小、所处介质的电阻率低或不能采用强制电流法时，可采用牺牲阳极法。

8．2．5 气田集输管道的阴极保护设计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的规定，并应符合下列规定：
    1 输送介质温度大于60℃的管道，保护电位应为—0．95V(铜／饱和硫酸铜参比电极)或更负；
    2 输送含导电介质的管道，绝缘接头(法兰)应安装在不易积液的位置；
    3 同一个阴极保护站保护的多条管道，每条管道的保护电位和保护电流宜独立可调。

8．2．6 电干扰区域内的管道防护设计应符合现行国家标准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB／T 50698、《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB／T 50991的有关规定。

8．2．7 气田集输管道的阴极保护系统应具有完整的阴极保护参数检测装置。

8．3 绝热及伴热

8．3．1 气田集输管道应根据工艺要求和敷设环境温度条件采取经济合理的绝热措施。绝热设计应符合国家现行标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264、《设备及管道绝热技术通则》GB／T 4272、《设备及管道绝热设计导则》GB／T 8175、《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB／T 50538、《石油化工设备和管道绝热工程设计规范》SH／T 3010的有关规定。

8．3．2 保温结构应由保温层和保护层组成。保冷结构应由保冷层、防潮层和保护层组成。保温层或保冷层下应设置防腐层。

8．3．3 绝热材料及其制品的主要物理性能和化学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。

8．3．4 绝热材料及制品的燃烧性能等级应符合下列规定：
    1 被绝热设备或管道表面温度大于100℃时，应采用不低于现行国家标准《建筑材料及制品燃烧性能分级》GB 8624中的A级材料；
    2 被绝热设备或管道表面温度小于或等于100℃时，应选择不低于现行国家标准《建筑材料及制品燃烧性能分级》GB 8624中的B1级材料；
    3 甲、乙类油品储罐、容器、工艺设备和甲、乙类地面管道保温应选择不低于现行国家标准《建筑材料及制品燃烧性能分级》GB 8624中的A级材料，低温保冷应选择不低于现行国家标准《建筑材料及制品燃烧性能分级》GB 8624中的B1级材料。

8．3．5 对贮存或输送易燃、易爆物料的设备及管道，以及与其邻近的管道，保护层应采用不低于现行国家标准《建筑材料及制品燃烧性能分级》GB 8624中的A级材料。

8．3．6 管道的伴热设计应根据工艺需求、安全、节能环保等因素综合分析确定，可采取电伴热、热水伴热和蒸汽伴热方式。

8．3．7 如有下列情况之一时，应采取伴热措施：
    1 环境温度过低，管内介质长时间不流动可能导致冻堵的管道；
    2 介质压力下降产生低温可能导致冻堵或管壁剧冷脆裂的管道；
    3 由于热损失不能满足工艺输送要求的管道。

8．3．8 伴热点布置比较集中、操作温度不高或不能采用高温伴热介质，且有可利用的工厂余热时，宜采用热水伴热。有可依附的工厂蒸汽系统时，也可采用蒸汽伴热。

8．3．9 热敏介质管道、窄小空间内管道、外形不规则的设备及管件、需要维持一定温度的管道，宜采用电伴热。

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9 仪表与自动控制

9．1 一般规定

9．1．1 仪表及自动控制设计应满足工艺过程生产需要，确保生产运行安全稳定，并应采用先进适宜的技术，做到因地制宜、经济合理、实用可靠。

9．1．2 气田监控及调度管理系统的架构和技术水平应根据工程规模、工艺复杂程度、操作管理模式及水平、自然条件以及投资等因素综合分析确定。

9．1．3 规模较大的气田宜采用监控和数据采集(SCADA)系统。

9．1．4 仪表及控制系统的设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 50892和《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB／T 50823的有关规定。

9．1．5 可燃气体和有毒气体检测报警装置的设置应符合现行国家标准《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493及现行行业标准《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》SY 6503的有关规定。

9．1．6 可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。

9．1．7 集输含硫酸性天然气的井场、集气站、天然气处理厂等站场，应按现行行业标准《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》SY／T 6277的有关规定设置硫化氢泄漏检测仪。

9．1．8 仪表保温和伴热应符合下列规定：
    1 被测工艺介质在环境温度下不能正常工作的测量管道、分析取样管道、自动化仪表或控制装置，应进行保温和伴热；对工艺介质为热源体或冷源体的仪表检测系统，应进行隔热或保温；
    2 仪表及管道的保温和伴热设计应符合现行行业标准《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH／T 3126的有关规定。

9．1．9 滩海陆采气田集输站场仪表控制系统的设计应符合现行行业标准《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY／T 0310的有关规定。

9．2 仪表选型及检测控制点设置

9．2．1 仪表选型应安全可靠、经济合理，品种规格力求统一，并应符合下列规定：
    1 执行机构的选型应根据生产及安全需要、控制功能要求、远控阀门数量、仪表供电及供风情况，结合可靠性和经济性综合分析确定；
    2 直接与介质接触的仪表应符合介质的工作压力和温度的要求；对黏稠、易堵、有毒、腐蚀性强的测量介质，应选用与介质性质相适应的仪表或采取隔离措施；
    3 爆炸危险环境内安装的电动仪表、电动执行机构等电气设备的防爆类型应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定，并应按场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别确定；
    4 检测仪表的选型应满足环境条件要求或采取相应的防护措施。沙漠气田集输站场的检测仪表应具有适应温差大、防沙、防辐射等性能，或采取必要的防护措施；滩海陆采气田集输站场的检测仪表应防腐、防潮。

9．2．2 集输站场检测、控制点的设置应在满足工艺生产需求和安全要求的前提下，遵循优化、简化的原则，并应符合下列规定：
    1 需要经常监视的工艺参数应设置远传和就地指示；
    2 影响生产正常运行和产品质量，并需要连续控制的重要参数，应设自动调节控制；
    3 超过限值会影响工艺生产正常运行的参数应设置自动报警；
    4 超过限值会引起生产事故的参数应设置自动报警和联锁保护控制；
    5 需要频繁操作的阀门、机泵或设备宜设远程和就地控制。

9．2．3 现场宜设置供操作人员巡回检查和操作的就地显示仪表。

9．3 计算机控制系统

9．3．1 计算机控制系统的类型应根据气田集输系统的工艺特点、检测和控制功能、规模及发展规划等因素确定，并应符合下列规定：
    1 井场、集气站、脱水站的生产过程控制宜采用可编程控制器(PLC)或远程终端装置(RTU)，天然气处理厂宜采用分散控制系统(DCS)；
    2 对操作独立性强的橇装装置，宜采用PLC或RTU控制，PLC、RTU应与站场控制系统进行数据通信。

9．3．2 可燃气体和有毒气体检测点较少的井场、集气站等站场，可燃气体和有毒气体检测报警系统可与生产过程控制系统合并设计，但其输入／输出卡件应独立设置。

9．3．3 计算机控制系统应具有下列功能：
    1 数据采集、处理和存储功能；
    2 手动控制和自动控制功能，能完成预定的控制策略；
    3 实时数据、历史数据、动态流程图、重要数据趋势图等显示功能；
    4 良好的用户界面及中文人机界面；
    5 自动诊断计算机控制系统自身故障和生产过程故障，并发出区别报警的功能；
    6 随机和定时打印报表功能；
    7 离线组态、在线组态和在线修改控制参数。

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10 站场总图

10．1 站址选择

10．1．1 站址应根据已批准的气田开发总体规划、集输管道的走向、所在地的城镇规划、交通规划以及依托条件确定。

10．1．2 站址选择应合理使用土地，应利用荒地、劣地，少占或不占耕地。

10．1．3 站址宜选择地势较平坦，地表构筑物少的地块。站址的面积应满足总平面布置要求，实施滚动开发的气田，站址应便于扩建。

10．1．4 站址选择应综合分析交通运输、水源、电源、公用设施和生活基地等依托条件。改扩建工程宜在既有站场内或其附近实施。

10．1．5 沙漠地区站址应避开风口和流动沙丘地段，并应采取防沙固沙措施。位于沙漠边缘的气田，一级、二级、三级天然气站场的站址在技术经济合理的条件下宜选在沙漠之外。

10．1．6 工艺上相互关联的油、气、水处理设施宜联合建设；生活基地宜靠近生产管理机构或城镇，与站场区之间应有方便的通勤条件。

10．1．7 站址宜位于城镇、居住区全年最小频率风向的上风侧，并不应位于窝风地段。

10．1．8 站场与周围设施的区域布置防火间距、噪声控制和环境保护应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183、《工业企业噪声控制设计规范》GB／T 50087和《工业企业设计卫生标准》GBZ 1的有关规定。

10．1．9 站址选择应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048的有关规定。含硫酸性天然气井场选址应符合现行行业标准《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》AQ 2018的有关规定，硫化氢含量大于或等于5％(体积分数)的站场选址还应符合现行行业标准《高含硫气田集气站场安全规程》SY／T 6779和《高含硫化氢天然气净化厂公众安全防护距离》SY／T 6781的有关规定。

10．2 站场防洪及排涝

10．2．1 站场受洪水威胁时，应采取防洪措施。站场的防洪排涝设计应与气田防洪排涝相结合。

10．2．2 站场邻近江河、湖泊、海岸布置时，应采取防止可燃、有毒液体流入水域的措施。

10．2．3 气田集输站场的防洪设计标准应符合表10．2．3的规定。

表10．2．3 气田集输站场的防洪设计标准

10．2．4 防洪设计的洪水流量及相应的设计洪水位应按当地水文站的实测资料，并应按本规范表10．2．3规定的防洪设计标准推算。缺乏实测资料时，应深入调查合理确定。设计洪水位应包括壅水和风浪袭击高度。

10．2．5 站场场地的防洪设计标高应比设计洪水位高0．5m。在淤积严重地区，还应计入淤积高度。

10．2．6 靠近山区建站时，应根据实际情况设置截洪沟，截洪沟不宜穿过场区。

10．2．7 站场地表雨水排放设计应符合现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014的有关规定。

10．3 站场总平面及竖向布置

10．3．1 站场总平面及竖向布置应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183、《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048、《建筑设计防火规范》GB 50016和《工业企业总平面设计规范》GB 50187的有关规定。

10．3．2 站场总平面布置应充分利用地形，并结合气象、工程地质、水文地质条件，合理、紧凑布置，节约用地。实施滚动勘探开发的气田应近期和远期统一规划，分期实施。

10．3．3 站场总平面布置应与工艺流程相适应，生产区和辅助生产区应根据不同生产功能和特点分别相对集中布置。

10．3．4 凡散发有害气体和易燃、易爆气体的生产设施，宜布置在人员集中或明火区的全年最小频率风向的上风侧。

10．3．5 井场总平面布置应便于修井作业。

10．3．6 站场内变电站宜布置在站场边缘，变配电室宜靠近负荷中心。

10．3．7 储罐区宜布置在站场边缘，防火堤的布置应符合现行国家标准《储罐区防火堤设计规范》GB 50351的有关规定。

10．3．8 装卸区应布置在站场边缘，独立成区，并宜设单独的出入口。

10．3．9 站场内通道宽度应综合分析生产巡检、防火与安全间距、系统管道和绿化布置等因素合理确定。

10．3．10 站场设置围墙(栏)时，围墙(栏)应采用非燃烧材料建造，高度不宜低于2．2m；场区内变配电站的围栏设置应符合现行国家标准《3～110kV高压配电装置设计规范》GB 50060的有关规定。

10．3．11 设有围墙(栏)的站场应设置主大门、应急门，应急门不宜与主大门处于同一侧围墙(栏)上，应布置在通往站场外地势较高处和站场全年最小频率风向的下风侧。

10．3．12 站场道路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。

10．3．13 汽车装卸场地宜采用现浇混凝土场地，场地坡度宜为0．5％～1．0％。场地结构应满足车辆装卸、运输的要求，装卸场地应有照明设施，站外宜设停车场。

10．3．14 硫化氢含量大于或等于5％(体积分数)的天然气站场的倒班宿舍应布置在站场外，并应符合现行行业标准《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY／T 0612的有关规定。

10．3．15 低渗透气田和沙漠戈壁地区的井场宜充分依托原有钻井场地铺装。

10．3．16 场区内雨水宜采用有组织排水。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，可不设排雨水系统。

10．3．17 站场应合理确定竖向布置方式，控制挖填深度，减少土石方工程量。特殊地质条件的竖向设计应符合下列规定：
    1 自重湿陷性黄土地区应有迅速排除雨水的地面坡度和排水系统，场地排水坡度不应小于0．5％，在建筑物周围6．0m内不宜小于2％；进出站场的管道敷设应采取措施防止站外水进入站场；
    2 岩石地区、软土地区、地下水位高的地区不宜进行深挖方；
    3 盐渍土地区，采用自然排水的场地设计坡度宜大于0．5％，并应符合现行行业标准《盐渍土地区建筑规范》SY／T 0317的有关规定；
    4 膨胀土地区应做好场地排水，在建筑物周围5．0m范围内不得积水，并应符合现行国家标准《膨胀土地区建筑技术规范》GB 50112的有关规定；
    5 冻胀土地区应采取换填法、保温法、排水隔水法等防治措施。

10．4 站场管道综合布置

10．4．1 管道综合布置应与总平面及竖向布置相结合。管道的敷设宜短捷，管道之间、管道与建(构)筑物之间应在平面和竖向上相互协调。管道布置可按走向集中布置成管带，宜平行于道路和建(构)筑物。

10．4．2 管道敷设方式应根据场区情况、输送介质特性和维护管理要求确定。站场内电缆宜架空敷设；当采用电缆沟时，应采取措施防止可燃气体沟内积聚、防止含可燃液体的污水进入沟内。

10．4．3 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距应符合本规范附录G的要求。

10．4．4 站内地上管道的安装应符合下列规定：
    1 架空管道管底距地面不应小于2．5m，管墩敷设的管道管底距地面不宜小于0．3m；
    2 当管带下面有泵或换热器时，管底距地面高度应满足机泵、换热设备安装和检修的要求；
    3 地上管道和设备的涂色应符合现行行业标准《油气田地面管线和设备涂色规范》SY／T 0043的有关规定。

10．4．5 架空管道跨越道路、铁路时，净空高度应符合下列规定：
    1 距主要道路路面从路面中心算起不应低于5m；
    2 距铁路轨顶不应低于5．5m；
    3 距人行道路面不应低于2．5m。

10．4．6 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距宜按本规范附录H确定。

10．4．7 埋地工艺管道互相交叉的垂直净距不宜小于0．15m。管道与电缆交叉时相互间应有保护措施，垂直净距应符合现行国家标准《电力工程电缆设计规范》GB 50217的有关规定。

10．4．8 蒸汽、热(回)水及其他热管道宜利用自然补偿，管道自然补偿宜与管网统一布置。当管道自然补偿不满足时，应设置补偿器，其形式可根据管道工作压力、空间位置等确定。站内热管道应在下列部位设置固定支座：
    1 在罐前的适当部位；
    2 露天安装机泵的进出口管道上；
    3 穿越建筑物外墙时，在建筑物外的适当部位；
    4 两组补偿器的中间部位。

10．4．9 管道综合布置设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行标准《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048和《工业企业总平面设计规范》GB 50187的有关规定。

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11 公用工程及配套设施

11．1 通 信

11．1．1 通信系统应满足气田各生产管理部门对通信业务的需求，可设置生产调度、行政管理电话、工业电视、周界安防、会议电视、数据及图像传输、巡线及应急通信。

11．1．2 自建通信系统方式宜采用光纤通信，也可采用无线通信；租用公网运营商电路方式宜租用专线传输电路。

11．1．3 通信光缆线路敷设方式应根据气田的实际情况选用直埋或架空方式。当采用直埋敷设时，可与天然气管道同沟敷设。架空敷设时，可与电力杆同杆敷设，或自建杆路。

11．1．4 通信系统应满足监控和数据采集系统数据传输的要求，并为信息网络提供传输通道。监控和数据采集系统数据传输宜设置备用通信传输电路，备用通信可采用公网运营商电路，也可根据气田所处的地理位置及通信要求确定适宜的备用通信方式。

11．1．5 集输管道巡检和维抢修部门语音通信宜采用无线对讲机方式。

11．1．6 安装在爆炸危险环境的通信设计应执行现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058，设备选型应符合现行国家标准《爆炸性环境》GB 3836的有关规定。

11．1．7 通信系统设计应符合下列规定：
    1 通信管道设计应符合现行国家标准《通信管道与通道工程设计规范》GB 50373的有关规定；
    2 通信电源设计应符合现行行业标准《通信电源设备安装工程设计规范》YD／T 5040的有关规定，要求交流不间断供电的通信设备应采用UPS电源供电；
    3 通信系统设备接地设计应符合现行国家标准《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB 50343的有关规定；
    4 生产管理办公楼内综合布线、消防广播设计应符合现行国家标准《综合布线系统工程设计规范》GB 50311和《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116的有关规定。

11．1．8 通信线路穿越站场及与其他建(构)筑物的安全距离应符合本规范附录J和附录K的要求。

11．1．9 低渗透气田气井的通信方式宜采用无线通信方式，也可采用光纤等有线通信方式。

11．2 供配电

11．2．1 用电负荷等级应结合工艺设施的生产特点及中断供电所造成的损失和影响程度进行划分。各类站场的用电负荷等级的确定应执行现行国家标准《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB／Z 29328的有关规定，并应符合下列规定：
    1 气田集输的集气站、增压站、污水处理站，以及气田水转输站、气田水回注站宜为二级重要电力用户；高含硫气田的井场宜为二级重要电力用户；其余站场可为三级用电负荷；
    2 处理天然气凝液的站场，当设计能力大于或等于400×10⁴m³／d时，应为一级重要电力用户；当设计能力大于或等于50×10⁴m³／d时，应为二级重要电力用户；
    3 专为净化厂或处理厂供气的集气总站或增压站，气田的监控管理和调度通信中心，其用电负荷等级应与净化厂或处理厂用电负荷等级一致；
    4 消防设备的用电负荷等级及电源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。

11．2．2 各类站场用电设备负荷等级应符合表11．2．2的规定。

表11．2．2 气田集输各类站场用电设备负荷等级

注：1 表中各类设备的用电负荷等级应符合现行国家标准《供配电系统设计规范》GB 50052的有关规定。
        2 与安全有关或操作有要求的电动阀可划分为特别重要负荷。
        3 井场用电为三级负荷时，井口控制系统宜为二级负荷。当电加热用于抑制水合物形成时，应为二级负荷。

11．2．3 供电电源的配置应符合下列规定：
    1 重要电力用户的供电电源配置应符合现行国家标准《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB／Z 29328的有关规定；
    2 供电电源宜从所在地区供电营业区的电网取得，当所在地区电网不能满足要求时，应设置自备电源。自备电源应优先采用柴油发电，经技术经济分析后也可采用其他动力源。

11．2．4 供电电压应根据电源条件、用电负荷的分布情况、输电线路长度及电能消耗等因素综合分析确定，并应符合下列规定：
    1 气田配电线路电压宜采用10kV，对于远距离且分散的地区，也可采用20kV或35kV；
    2 当气田内部采用集中供电或分片集中供电时，宜以负荷相对集中的站场为中心设置主变电站，主变电站宜以35kV、20kV、10kV电压等级供电。

11．2．5 变压器的配置应根据电源情况、负荷性质、用电容量及经济运行方式确定，并应符合下列规定：
    1 有两个电源且主要为一级、二级负荷时，宜选用两台变压器，单台容量应能满足全部一级负荷和二级负荷的用电；当由低压电网或自备发电取得足够容量的低压备用电源时，可装设一台变压器；
    2 仅有一个电源时，宜选用一台变压器，变压器容量应满足全部用电负荷需求，并应结合气田开发方案适当预留容量。

11．2．6 低压配电系统的同一电压等级的配电级数不宜多于三级，并应符合下列规定：
    1 变配电站应靠近负荷中心；
    2 一级负荷应采用放射式配电；二级负荷宜采用放射式配电；当负荷容量较小时，也可采用树干式；三级负荷可采用树干式配电；
    3 无功功率补偿宜集中设置，当配电变压器容量大于或等于100kV·A时，高压侧的功率因数不宜小于0．95；采用气田内部电网供电时，不宜小于0．9。

11．2．7 站场内爆炸危险区域的划分应符合现行行业标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY／T 6671的有关规定。电气设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定，电气设备选型应符合现行国家标准《爆炸性环境》GB 3836的有关规定。

11．2．8 站场内建筑物的防雷分类及雷电防护措施，应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的有关规定。工艺装置内露天布置的塔、罐和容器等的防雷、防静电设计应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY／T 6885的有关规定。

11．2．9 滩海陆采气田供配电设计应符合现行行业标准《滩海油田油气集输设计规范》SY／T 4085的有关规定。

11．3 给排水

11．3．1 气田站场给水、排水系统应充分利用已有设施，统一规划，分期实施。对于不宜分期建设的工程，可一次实施。

11．3．2 给水系统的选择，应根据站场用水对水质、水温、水压和水量的要求，结合当地水文条件及外部给水系统，经技术经济比较后确定。

11．3．3 给水设计供水量应为生产、生活、绿化及其他不可预见用水量之和，且应满足消防的有关规定。无人值守站场可不设给水、排水设施。

11．3．4 外部给水系统供水量不足时，站场内用水宜设置储水罐(箱、池)。当采用站外市政、工矿系统管道供水时，其容量不应小于站场日平均用水量。当采用水罐车供水时，站内储水罐(箱、池)的容量不应小于5m³。

11．3．5 给水水质指标应符合工艺要求。当水质指标不能满足要求时，应进行水质处理。

11．3．6 生活饮用水的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB 5749的有关规定。

11．3．7 排水系统排水体制应根据污水性质，结合气田排水体制、污水处理规划，按照有利于综合利用和环境保护的原则确定，可采用分流制或合流制。

11．3．8 污水排入外部系统时，应满足外部系统的接收要求。直接外排污水水质应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978的有关规定。

11．3．9 气田站场给水、排水设计应符合现行行业标准《油气厂、站、库给水排水设计规范》SY／T 0089的有关规定。

11．4 消 防

11．4．1 消防设施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。

11．4．2 五级压气站、采出水处理站可不设消防给水设施。

11．4．3 站场内工艺装置区、建(构)筑物应配置灭火器，配置类型和数量应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的有关规定。

11．4．4 站场内的控制室、机柜间、计算机室、通讯机房宜设置气体型灭火器，生产装置区宜设置干粉型或泡沫型灭火器。

11．4．5 工艺装置区设置的灭火器规格宜按表11．4．5选用。

表11．4．5 灭火器的规格

11．5 供热

11．5．1 站场供热装置应根据站场生产、生活用热要求以及站场公用工程条件确定，站场余热宜利用。

11．5．2 站场供热的最大热负荷应按下式计算：

式中：Q_max——最大计算热负荷(kW或t／h)；
          K——供热站自耗及供热管网热损失系数，可取1．05～1．20；
          K₁——采暖热负荷同时使用系数，取1．0；
          K₂——通风热负荷同时使用系数，取0．9～1．0；
          K₃——生产热负荷同时使用系数，取0．5～1．0；
          K₄——生活热负荷同时使用系数，取0．5～0．7；
          Q₁、Q₂、Q₃、Q₄——依次为采暖、通风、生产及生活最大热负荷(kW或t／h)。

11．5．3 供热介质宜采用热水，在热水供热不能满足要求时可选用蒸汽、导热油或其他供热介质；常压锅炉供热水温宜低于当地大气压水沸点5℃～10℃，且不应高于90℃；锅炉供热的饱和蒸汽压力应根据工艺要求确定，不宜超过0．8MPa(表压)；锅炉补给水的水质应符合现行国家标准《工业锅炉水质》GB／T 1576的有关规定。

11．5．4 供热设备应选用高效节能产品，锅炉、导热油炉的燃料宜采用天然气，天然气燃料系统应符合下列规定：
    1 燃料气中硫化氢含量不应高于350mg／m³；
    2 对存在凝液的燃料气，应设置气液分离器；
    3 当燃料气的压力过高或不稳定，不能适应燃烧器要求时，应设置稳压装置；
    4 在燃料气管道的稳压装置之后不得连接生活或其他用气管道；
    5 在进锅炉房或供热站燃料气主管上应设置紧急截断阀。

11．5．5 锅炉房设计应符合现行国家标准《锅炉房设计规范》GB 50041的有关规定。导热油加热系统设计应符合现行行业标准《导热油加热炉系统规范》SY／T 0524的有关规定。

11．6 暖通空调

11．6．1 站场内建筑物的暖通空调设计应符合现行国家标准《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019的有关规定。

11．6．2 站场内各类房间的采暖室内计算温度宜符合表11．6．2的规定。

表11．6．2 室内采暖计算温度

注：变压器室、高压配电室、电容器室等不采暖，低压配电室(无人值班)当室内温度过低影响电气设备和仪表正常运行时应设置采暖装置，否则可不采暖。

11．6．3 站场内采暖热媒宜采用热水，系统形式宜为同程式。对于机柜间、控制室、通信机房、配电室及其他遇水发生电气短路危险的电气、仪表设备用房和远离集中热源的独立建筑，宜采用电采暖。

11．6．4 站场内建筑物的通风方式及换气次数宜按本规范附录L的规定执行。散发有害气体、蒸汽、粉尘和大量余热的房间，通风方式还应符合下列规定：
    1 宜采用局部排风，并应采用密闭排风设施，当生产不允许密闭时，可采用其他形式的排风罩和吸风口；
    2 当局部排风不能满足要求时，应同时采用全面排风。

11．6．5 化验室通风柜的吸入速度宜为0．4m／s～0．6m／s。

11．6．6 位于严寒地区的建(构)筑物，在同时设有自然通风和机械通风设施时，自然通风设施应具备可关闭的功能。条件允许时，宜设置与机械通风设施联锁的电动启闭装置。

11．6．7 位于沙漠地区的建(构)筑物，通风设施应设有防止沙尘浸入建(构)筑物的措施。

11．6．8 当放散到厂房内的有害气体比空气重，且室内放散的显热不足以形成稳定的上升气流而致使有害气体沉积在下部区域时，宜从下部区域排出总排风量的2／3，上部区域排出总排风量的1／3。

11．6．9 散发易燃易爆等有害气体的厂房，当设置可燃气体检测、报警装置时，可燃气体报警信号应联锁事故通风设备的启动。

11．6．10 可能突然放散大量有害气体或有爆炸危险气体的场所应设置事故通风，事故通风量不应小于12次／h。天然气压缩机厂房的事故通风量应按正常排风再附加不小于8次／h的事故通风量计算。每台(组)事故排风机应分别在室内外便于操作地点设置电器开关。

11．6．11 当采用采暖通风达不到对室内温度、相对湿度等要求时，或条件不允许、不经济时，应设置空气调节。

11．6．12 控制室、机柜间等对温、湿度有要求的房间，宜设置具有温、湿度控制的空调。

11．6．13 与机柜间、控制室、通信机房、配电室及其他遇水发生电气短路危险的电气、仪表设备用房无关的水或蒸汽管道不应从上述房间通过，如果上述房间采用水或蒸汽供暖时，其房间内管道应采用焊接连接，且不得有法兰、螺纹接头、阀门等。

11．6．14 采暖、通风与空调的设置应满足防火、防爆要求，甲、乙类厂房中的空气不应循环使用。

11．7 建筑与结构

11．7．1 建(构)筑物设计应保证结构安全、可靠，还应满足抗震、防火、防爆、防腐蚀、防噪声、环保及节能的要求。

11．7．2 建(构)筑物防火、防爆设计应符合国家现行标准《建筑设计防火规范》GB 50016、《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和《油气田和管道工程建筑设计规范》SY／T 0021的有关规定。

11．7．3 甲、乙类火灾危险性生产厂房的耐火等级不应低于二级，其他生产厂房不宜低于三级。

11．7．4 对有爆炸危险的甲类、乙类厂房计入泄压面积的门窗宜采用单层外开门窗。防爆与非防爆房间之间的窥视窗应采用一层固定、一层平开密闭的防爆窗。

11．7．5 仪表控制室、机柜间、UPS间建(构)筑物耐火等级不应低于二级。仪表控制室、机柜间、UPS间及变配电室、发电机房各功能用房宜组合为一个建筑单体。

11．7．6 中央控制室面向工艺装置区的一面不应开设外门窗。

11．7．7 散发较空气重的可燃气体及可燃蒸气的有爆炸危险的甲类、乙类厂房，地面应采用不发火花的面层。

11．7．8 有围护结构的压缩机房、发电机房及其他有噪声的厂房应采取降噪、隔声措施，应符合现行国家标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348的有关规定。

11．7．9 有爆炸危险的甲类、乙类厂房(仓库)宜独立设置，并宜采用敞开或半敞开式。当采用封闭式结构时，应设置泄压设施。作为泄压设施的轻质屋面板和轻质墙体的单位质量不宜超过60kg／m2。厂房承重结构宜采用钢筋混凝土或钢框架、排架结构。

11．7．10 短期气田开发区块宜根据气田滚动开发情况，采用临时性或可拆装移动的建筑。

11．7．11 当甲类、乙类火灾危险性的厂房(仓库)采用轻型钢结构时，所有的建筑构件应采用非燃烧材料；除天然气压缩机厂房外，宜为单层建筑；厂房之间及与其他厂房(仓库)、民用建筑之间的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定确定。厂房(仓库)的耐火等级与构件的耐火极限应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定确定。工艺装置和系统单元的钢结构耐火保护应满足现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。

11．7．12 室外管墩宜采用混凝土结构，管架及设备平台宜采用钢结构。室内的操作平台及小型管架宜采用钢结构。管墩、管架设计宜符合现行行业标准《石油化工管架设计规范》SH／T 3055的有关规定。

11．7．13 火炬塔架、通信塔架、放空管应符合国家现行标准《高耸结构设计规范》GB 50135、《石油化工企业排气筒和火炬塔架设计规范》SH／T 3029的有关规定。

11．7．14 地下水池、阀池宜采用抗渗钢筋混凝土结构，位于地下水位以上且无较高防渗要求的阀池可采用砖混结构。

11．7．15 动力机器基础设计应符合现行国家标准《动力机器基础设计规范》GB 50040的有关规定。

11．7．16 立式金属储罐基础设计及地基处理应符合国家现行标准《钢制储罐地基基础设计规范》GB 50473、《石油化工钢储罐地基与基础设计规范》SH／T 3068和《石油化工钢储罐地基处理技术规范》SH／T 3083的有关规定。沉降分离罐等对罐底板不均匀沉降要求严格的立式金属储罐宜选用钢筋混凝土板式基础。

11．7．17 卧式容器基础、塔型设备基础、球罐基础设计应分别按现行行业标准《石油化工冷换设备和容器基础设计规范》SH／T 3058、《石油化工塔型设备基础设计规范》SH／T 3030、《石油化工球罐基础设计规范》SH／T 3062的有关规定执行。

11．7．18 基础的防腐设计应符合现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》GB 50046的有关规定。

11．7．19 防火堤结构设计应符合现行国家标准《储罐区防火堤设计规范》GB 50351的有关规定。

11．7．20 建筑物的抗震设防分类应符合现行国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223的有关规定，抗震设计应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011的有关规定。构筑物的抗震设计应符合现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB 50191的有关规定。

11．7．21 滩海陆采气田平台可采用砂石等实体结构平台。平台方位应根据风向、介质流向、流冰方向及安全要求确定。

11．7．22 滩海陆采平台四周防浪墙及边坡护坡的设置应符合现行行业标准《滩海斜坡式砂石人工岛结构设计与施工技术规范》SY／T 4097的有关规定。

11．7．23 滩海陆采平台上的计量站、接转站、配电间、值班间等建筑物宜采用预制装配、车箱式建筑或轻型钢结构，重量及外形尺寸应满足运输及吊装要求。

11．7．24 滩海陆采气田滩涂区域内的管架应采用浅基础钢管架或桩基础管架，电杆基础可采用浅基础。

11．8 道路

11．8．1 气田集输站场道路的设计应满足生产管理、维修维护和消防的通车要求。场站道路应划分为主干道、次干道、支道和人行道四级。

11．8．2 进站路宜采用公路型道路，位于城市道路网规划范围内的进出站道路的设计宜按现行的城市道路设计规范执行，位于公路网规划范围内的进出站道路的设计宜按现行的公路设计规范执行。站内路宜采用城市型道路。

11．8．3 进站道路计算行车速度可为20km／h，受地形限制的局部特殊路段可采用15km／h。

11．8．4 交叉口路面内缘转弯半径宜为9m～12m，一级、二级、三级气田集输站场消防车道转弯半径不得小于15m。四级、五级站场消防车道以及消防车必经之路，其交叉口或弯道的路面内缘转弯半径不得小于12m。站场内道路可不设超高或加宽。

11．8．5 站场内道路纵坡度不宜大于6％，最大纵坡不应大于8％。相邻纵坡差小于或等于2％的站场内道路变坡点及厂房出入口道路可不设竖曲线。

11．8．6 站场内道路的停车视距不应小于15m，会车视距不应小于30m。当采用停车视距时，应采取分道行驶，设立限速标志、反光镜等安全设施。

11．8．7 站场道路的路面宽度宜按表11．8．7选用。

表11．8．7 路面宽度(m)

注：1 主干道用于一级、二级、三级、四级气田集输站场进站道路及站内主要道路。
        2 次干道用于一级、二级、三级、四级气田集输站场内各单元之间的道路及五级气田集输站场的进出站道路和站内主要道路。
        3 支道用于厂房、车间出入口的道路。

11．8．8 公路型进站道路的路肩宽度宜为0．5m、1．0m或1．5m，受地形限制的局部特殊路段可减为0．25m、0．5m或0．75m。

11．8．9 一级、二级、三级、四级气田集输站场道路宜采用高级或次高级路面，其他站场道路可采用次高级或中级路面，消防道路宜采用砂石路面或混凝土路面。滩海陆采站场道路可采用土堤及砂石路堤等结构形式。

11．8．10 长度超过500m的单车道道路应设错车道，任意相邻两个错车道间应能互相通视，其间距不宜大于300m。错车道的有效长度应为20m，错车道路段路基全宽应为6．5m，前后应各设长15m的宽度渐变段。

11．8．11 站场道路设计的其他要求应符合现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22、《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。

附录A 气体空间占有的空间面积分率K2和高度分率K3的关系

表A 气体空间占有的空间面积分率K₂和高度分率K₃的关系

附录B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图

图B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图

附录C 埋地沥青绝缘天然气集输管道总传热系数K选用表

表C 埋地沥青绝缘天然气集输管道总传热系数K [W／(㎡·℃)]

注：表中所列总传热系数以钢管外表面为基准传热面。

附录D 油气混输的压降计算公式

D．0．1 当采用杜克勒Ⅱ法时，油气混输的压降计算应符合下列规定：
    1 油气混输管道的压降可按下式计算：

式中：△_p——油气混输管道压降(MPa)；
          λ_m——混输阻力系数，见式(D．0．1-2)；
          ρ_m——气液混合物的平均密度(kg／m³)，见式(D．0．1-6)；
          v_m——气液混合物平均流速(m／s)，见式(D．0．1-7)；
          L——管道长度(km)；
          d——管道内径(m)。

    2 混输阻力系数可按下列公式计算：

式中：Φ——混输阻力系数与液相阻力系数的比值，可由无滑脱时的含液率R_L查图D．0．1-1确定；
          Re_m——混输雷诺数；
          μ_m——气液混合物的动力黏度(Pa·s)，按式(D．0．1-4)、式(D．0．1-5)计算。

    3 气液混合物的动力黏度可按下列公式计算：

式中：μ_L、μ_g——液相、气相的动力黏度(Pa·s)；

图D．0．1-1 Φ-R_L关系曲线          R_L——体积含液率；
          q_L——液相的体积流量(m³／s)；
          q_m——气液混合物的体积流量(m³／s)。

    4 气液混合物的平均密度可按下式计算：

式中：ρ_L、ρ_g——液相、气相的密度(kg／m³)；
          R_L——体积含液率；
          H_L——截面含液率，即考虑气液相滑脱时的含液率，可根据R_L和Re_m查图D．0．1-2确定。

图D．0．1-2 R_L-H_L关系曲线
    5 气液混合物的平均流速可按下式计算：

式中：q_m——气液混合物的体积流量(m³／s)；
          d——管道内径(m)。

D．0．2 当采用贝格斯-布里尔法时，油气混输的压降计算应符合下列规定：
    1 油气混输管道的压降可按下式计算：

式中：△_p——混输管道压降(Pa)；
          H_L——截面含液率，无因次，其值可按流态(分离流、过渡流、间歇流和分散流)由计算确定，按本条第2款计算；
          g——重力加速度，g＝9．81m／s²；
          θ——管道倾角，度或弧度(流体上坡θ为正，下坡θ为负，水平管θ＝0)；
          λ_m——混输摩阻系数，可根据无滑脱水力摩阻系数λ_O、含液率H_L、无滑脱含液率R_L，经计算确定，按本条第4款计算；
          G_m——气液混合物质量流量(kg／s)；
          v_sg——气相折算流速(m／s)；
         p——管道内介质的平均绝对压力(Pa)。
    式中其他符号意义与本规范式(C．0．1-1)中相同。

    2 截面含液率H_L计算应符合下列规定：
        1)水平管分离流、间歇流、分散流的截面含液率可按下式计算：

式中：H_L(0)——水平管截面含液率；
          R_L——体积含液率；
          F_r——弗劳德准数，按式(D．0．2-11)计算。
    系数a、b、c取决于流型，按表D．0．2-1取值。

表D．0．2-1 a、b、c与流型的关系

        2)水平管过渡流的截面含液率H_L(0)_T可按下列公式计算：

    式中：下标T、S、I分别表示过渡流、分离流和间歇流，L₂、L₃按表D．0．2-3中所列计算式计算。
        3)对于倾斜管截面含液率HL(θ)可按下列公式计算：

式中：H_L(θ)——倾角为θ的管路截面含液率。
          d、e、f、h是与流型有关的系数，见表D．0．2-2。

表D．0．2-2 与流型有关的其他系数

式中：v_s1——液相折算速度(m／s)；
          σ——液相表面张力(N／m)。
    对于θ＝90°的垂直管路：

    3 两相管路流型判别准则应符合表D．0．2-3的规定。

表D．0．2-3 两相管路流型判别准则

    式中：符号意义与式(D．0．1-1)、式(D．0．2-2)中相同。
    4 两相流水力摩阻系数可按下列公式计算：

式中：λ_m——两相流管路的水力摩阻系数；
          λ_o——相同条件下两相均匀混合、相间无滑脱的水力摩阻系数。

    对于水力光滑管，无滑脱时水力摩阻系数λ_o可由穆迪(Moody)图中查得，也可按下列公式计算：

附录E 埋地沥青绝缘液化石油气、天然气凝液管道总传热系数K选用表

表E 埋地沥青绝缘液化石油气、天然气凝液管道总传热系数K[W／(㎡·℃)]

注：表中所列总传热系数以钢管外表面为基准传热面。

附录F 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温天然气凝液管道总传热系数K选用表

表F 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温天然气凝液管道总传热系数K[W／(㎡·℃)]

注：表中所列总传热系数以钢管外表面为基准传热面。

附录G 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距

表G 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距(m)

注：1 表中尺寸均自管架、管墩及管道最突出部分算起。道路为城市型时，自路面外缘算起，为公路型时，自路肩外缘算起。
        2 架空油气管道与立式罐之间的距离，是指立式罐与其圆周切线方向平行的架空油气管道管壁的距离。

附录H 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距

表H 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距(m)

注：1 表中天然气、液化石油气管道(P＞1．6MPa)与建筑物之间的距离，是在管道强度保安全基础上，与站内建筑物之间的维检修、施工间距；当P≤1．6MPa时，应符合现行国家标准《工业企业总平面设计规范》GB 50187的规定。
        2 当管道埋深大于邻近建(构)筑物的基础埋深时，应采用土壤安息角校正本表中所列数值。
        3 表中所列间距应自管壁或防护设施外缘算起。
        4 当有可靠根据或措施时，可减小表中所列数值。
        5 本表不适用于湿陷性黄土地区及膨胀土等特殊地区。

附录J 通信电缆管道和直埋电缆与地下管道或建(构)筑物的最小间距

表J 通信管道、通道、直埋电缆和其他地下管线及建筑物间的最小净距表

注：1 主干排水管后敷设时，其施工沟边与管道间的水平净距不宜小于1．5m。
        2 当管道在排水管下部穿越时，交叉净距不宜小于0．4m，通信管道应作包封处理。包封长度自排水管道两侧各长2m。
        3 在交越处2m范围内，燃气管不应有接合装置和附属设备，如上述情况不能避免时，通信管道应作包封处理。
        4 如电力电缆加保护钢管时，净距可减至0．15m。
        5 直埋光缆采用钢管保护时，与水管、燃气管、输油管交越时的净距可降低为0．15m。
        6 对于杆路、拉线、孤立大树和高耸建筑，还应考虑防雷要求。
        7 穿越埋深与光缆相近的各种地下管线时，光缆宜在管线下方通过。
        8 隔距达不到表中要求时，应采取保护措施。

附录K 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距

表K 通信架空线路与其他设备或建筑物的最小间距

注：1 供电线为被覆线时，光(电)缆也可以在供电线上方交越。
        2 通信线应架设在电力线路的下方位置，应架设在电车滑接线的上方位置。
        3 光(电)缆必须在上方交越时，跨越档两侧电杆及吊线安装应做加强保护装置。
        4 在地域狭窄地段，拟建架空光缆与已有架空线路平行敷设时，若间距不能满足以上要求，可以杆路共享或改用其他方式敷设光缆线路，并满足隔距要求。

附录L 站场内建筑物的通风方式及换气次数

表L 站场内建筑物的通风方式及换气次数

注：1 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等方式。
        2 括号内的换气次数为含硫的数据。
        3 对于同时散发有害气体和余热的建筑物，室内的全面通风量应按消除有害气体或余热中所需的最大空气量计算。当建筑物内散发的有害气体或余热量不能确定时，通风量可按表中的换气次数计算。
        4 本表通风换气次数不包含局部通风。

本规范用词说明

1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
    1)表示很严格，非这样做不可的：
      正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
    2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
      正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
    3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
      正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
    4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。

2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。

引用标准名录

     《建筑抗震设计规范》GB 50011
     《室外排水设计规范》GB 50014
     《建筑设计防火规范》GB 50016
     《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019
     《动力机器基础设计规范》GB 50040
     《锅炉房设计规范》GB 50041
     《工业建筑防腐蚀设计规范》GB 50046
     《供配电系统设规范》GB 50052
     《建筑物防雷设计规范》GB 50057
     《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058

     《3～110kV高压配电装置设计规范》GB 50060
     《工业企业噪声控制设计规范》GB／T 50087
     《膨胀土地区建筑技术规范》GB 50112
     《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116
     《高耸结构设计规范》GB 50135
     《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140
     《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183
     《工业企业总平面设计规范》GB 50187
     《构筑物抗震设计规范》GB 50191
     《电力工程电缆设计规范》GB 50217

     《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223
     《输气管道工程设计规范》GB 50251
     《输油管道工程设计规范》GB 50253
     《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264
     《综合布线系统工程设计规范》GB 50311
     《工业金属管道设计规范》GB 50316
     《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB 50343
     《储罐区防火堤设计规范》GB 50351
     《通信管道与通道工程设计规范》GB 50373
     《油田注水工程设计规范》GB 50391

     《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423
     《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459
     《钢制储罐地基基础设计规范》GB 50473
     《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470
     《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493
     《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB／T 50538
     《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB／T 50698
     《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB／T 50991
     《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB／T 50823
     《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 50892

     《压力容器》GB 150．1～GB 150．4
     《锅炉和压力容器用钢板》GB 713
     《工业锅炉水质》GB／T 1576
     《用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量 第2部分：孔板》GB／T 2624．2
     《爆炸性环境》GB 3836
     《设备及管道绝热技术通则》GB／T 4272
     《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310
     《生活饮用水卫生标准》GB 5749
     《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479
     《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163

     《设备及管道绝热设计导则》GB／T 8175
     《建筑材料及制品燃烧性能分级》GB 8624
     《污水综合排放标准》GB 8978
     《稳定轻烃》GB 9053
     《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711
     《液化石油气》GB 11174
     《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348
     《天然气》GB 17820
     《道路运输液体危险货物罐式车辆》GB 18564
     《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603

     《用气体超声流量计测量天然气流量》GB／T 18604
     《石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料》GB／T 20972
     《用标准孔板流量计测量天然气流量》GB／T 21446
     《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447
     《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448
     《钢质管道内腐蚀控制规范》GB／T 23258
     《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB／Z 29328
     《厂矿道路设计规范》GBJ 22
     《工业企业设计卫生标准》GBZ 1
     《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》AQ 2018

     《钢制化工容器设计基础规定》HG／T 20580
     《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG／T 20592～20635
     《化工设备、管道外防腐设计规范》HG／T 20679
     《液体装卸臂工程技术要求》HG／T 21608
     《丝网除沫器》HG／T 21618
     《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB／T 47008
     《低温承压设备用低合金钢锻件》NB／T 47009
     《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件》NB／T 47010
     《石油化工储运系统罐区设计规范》SH／T 3007
     《石油化工设备和管道绝热工程设计规范》SH／T 3010

     《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计规范》SH／T 3022
     《石油化工企业排气筒和火炬塔架设计规范》SH／T 3029
     《石油化工塔型设备基础设计规范》SH／T 3030
     《石油化工管架设计规范》SH／T 3055
     《石油化工冷换设备和容器基础设计规范》SH／T 3058
     《石油化工球罐基础设计规范》SH／T 3062
     《石油化工钢储罐地基与基础设计规范》SH／T 3068
     《石油化工钢储罐地基处理技术规范》SH／T 3083
     《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107
     《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH／T 3126

     《天然气净化厂设计规范》SY／T 0011
     《油气田和管道工程建筑设计规范》SY／T 0021
     《油气田地面管线和设备涂色规范》SY／T 0043
     《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048
     《埋地钢质管道外壁有机防腐层技术规范》SY／T 0061
     《天然气脱水设计规范》SY／T 0076
     《天然气凝液回收设计规范》SY／T 0077
     《油气厂、站、库给水排水设计规范》SY／T 0089
     《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY／T 0310
     《盐渍土地区建筑规范》SY／T 0317

     《油气分离器规范》SY／T 0515
     《绝缘接头与绝缘法兰技术规定》SY／T 0516
     《导热油加热炉系统规范》SY／T 0524
     《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》SY／T 0599
     《油田水结垢趋势预测》SY／T 0600
     《凝析气田地面工程设计规范》SY／T 0605
     《高含硫化氢气田集输管道系统内腐蚀控制要求》SY／T 0611
     《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY／T 0612
     《滩海油田油气集输设计规范》SY／T 4085
     《滩海斜坡式砂石人工岛结构设计与施工技术规范》SY／T 4097

     《油气输送用钢制感应加热弯管》SY／T 5257
     《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》SY／T 6277
     《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》SY 6503
     《气田水回注方法》SY／T 6596
     《耐腐蚀合金管线钢管》SY／T 6601
     《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》SY／T 6623
     《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY／T 6671
     《高含硫气田集气站场安全规程》SY／T 6779
     《高含硫化氢气田集输管道安全规程》SY 6780
     《高含硫化氢天然气净化厂公众安全防护距离》SY／T 6781

     《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY／T 6885
     《高含硫化氢气田地面集输系统在线腐蚀监测技术规范》SY／T 6970
     《卸压和减压系统指南》SY／T 10043
     《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004
     《通信电源设备安装工程设计规范》YD／T 5040

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