XXXX 压力管道审批培训课件

1、2012全国压力管道设计审批人员培训 输油和输气管道,3 输油和输气管道 3.1 输油、输气管道设计主要标准、规范 3.2 管道线路设计 3.3 管道敷设 3.4 管道强度及稳定性计算 3.5 管材和管道附件的选用 3.6 管道穿越工程 3.7 安全与放空 3.8 油、气管道施工,3.1 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。,3.2 管道线路设计,（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

2、）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。,3.2.1 输油、输气管道线路工程选线原则,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。,3.2.2 输气管道设计的安全原则,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：,3.2.3 输气管道线路设计的地区等级划分,强度设计系数（F）表,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

3、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。,3.2.4 埋地输油管道同建、构筑物的最小间距,3.2.5 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10000.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

4、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；,3.2.6 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。,3.2.7 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

5、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。,3.2.8 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。,3.3 管道敷设,（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。,3.3.1 输油、输气管道敷设要求如何规定,2）埋地输油、气管道覆土

6、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）,（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。,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。,3.3.2 沼泽水网（含水田）地区管道敷设措施,（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。,3.3.3 输油管道锚固墩设置,3.3.4 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20

7、m 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。,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。,3.3.5 埋地输油、输气管道与其它管道、电缆 交叉敷设要求,3.3.6 埋地管道与架空输电线路平行敷设最小距离要求：,注：表中距离为边导线至管道任何部分水平距离,3.3.7 埋地管道与交流电接地体的最小距离（m）：,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

8、敷设的电缆平行敷设最小距离为1m，交叉0.5m。,（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。,3.3.8 输油、输气管道弯头、弯管的选用要求,（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。,（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。,3.3.9 输油、输气管道弹性敷设要求,3.4 管道的强度及稳定性计算,（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

9、（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。,3.4.1 输油、输气管道的强度计算,输气管道直管段壁厚按下式计算：,式中： 钢管计算壁厚，cm； P设计压力，MPa； D钢管外径，cm； s钢管的最小屈服强度，MPa； F强度设计系数； 焊缝系数； t温度折减系数。当温度小于120时，t值取1.0。,3.4.2 输气管道直管段壁厚计算,（）输油管道钢管许用应力应按下式计算： 式中： 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； 焊缝系数； s钢管的最小屈服强度，MPa。,3.4.3 输油管道直管段的钢管壁厚计算,输油站内设计系数K的选取表,式中： c直管段钢管的计算壁厚，mm； P设计压力，MPa； D钢管外径，cm； 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）,（）输油管道直管段的钢管壁厚计算：,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。,3.4.4 输油、输气管道钢度和稳定性要求,最小管壁厚度表（mm),弯头和弯管的管壁厚度按下式计算 式中： b弯头或弯管的管壁计算厚度，mm； 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。,3.4.5 弯头和弯管的管壁厚计算,3.5 管材和管道附件的选用,（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

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