输气管道工程站场设计规定

.CDP油 气 储 运 项 目 设 计 规 定 CDP-G-GP-OP-013-2010/B 输气管道工程站场设计规定 General regulations for oil transportation pipeline project station2010-XX-XX发布 2010-XX-XX实施中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司 发布.目次前 言I1范围12规范性引用文件13术语和定义14总则24.1输气管道站场工程分类24.2输气管道站场工程建设水平34.3输气管道站场工程设计原则35站场工艺45.1输气管道站场功能分区45.2各区设计规定45.3站场设计一般规定85.4设备材料选型105.5工艺安装要求135.6 非标设备146自动控制156.1设计原则156.2设计内容156.3 检测仪表的设计规定176.4 输气站场的控制系统设计规定196.5 控制室设计规定226.6 仪表供电、接地及防浪涌保护设计226.7 仪表测量管路与电气连接236.8 仪表电缆敷设23.前 言为了加强油气管道设计过程管理，规范输气管道站场工艺和自动化控制的设计内容，统一陆上输气管道站场主要设计技术要求，确保设计成果的质量，提高设计效率，特编制本规定。本规定是油气储运项目设计规定（CDP）设计指南类文件。本规定是在总结国内已建和在建管道站场工艺及自动化控制设计情况的基础上，充分调研和听取了中石油所属主要输气管道相关单位及有关专家的建议，编制而成。本规定分为6章，第1章 范围，第2章 规范性引用文件，第3章 术语和定义，第4章 总则，第5章 站场工艺，第6章 仪表与自动控制。本规定在执行过程中，希望各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，并请将意见和有关资料提供给编制单位，以便修订时参考。本规定由中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司提出并归口管理。本规定起草单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司。本规定主要起草人： 审 查 专 家 组： 本规定由中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司负责解释。联系人：傅贺平联系电话：028-86014419电子邮箱：fuhepingcpe- 本文件在执行过程中，如有任何意见和建议，请反馈至：中国石油天然气管道工程有限公司北京石油咨询中心（地址：北京市宣武区广安门内大街甲311号院中国石油管道大厦9层 邮政编码100053）联 系 人：陈怡静联系电话：010-69217707电子邮箱：chenyijing.输气管道工程站场设计规定1 范围本规定适用于陆上新建输气管道工程站场工艺及仪表与自动控制设计。改扩建输气管道工程站场工艺及仪表与自动控制设计可参照执行。站场的设计除符合本规定外尚应符合国家现行的有关法规、规范的规定。本规定作为输气管道站场工艺及仪表与自动控制设计的规范性文件。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 50251输气管道工程设计规范GB50183石油天然气工程设计防火规范GB17820天然气GB150钢制压力容器GB 50029压缩空气站设计规范GB/T 18603天然气计量系统技术要求GB12348锅炉大气污染物排放标准GB50041锅炉房设计规范SY/T10043泄压和减压系统指南SY/T5262火筒式加热炉规范TSG R0004固定式压力容器安全技术监察规程JB/T4730.14730.6-2005承压设备无损检测SY0031石油工业用加热炉安全规程CDP-M-GP-PR-002输气管道工程输气站场工艺流程设计图集CDP-G-GP-OP-006输气管道工程线路阀室设计规定CDP-G-GP-IS-001输气管道计量导则CDP-G-GP-IS-003输气管道计量系统设计规定94D101-535kV 及以下电缆敷设建标114-2009输气管道工程项目建设标准3 术语和定义下列术语和定义适用于本规定。3.1天然气管道工程natural gas transmission pipeline project用管道输送天然气的工程。一般包括输气管道、输气站场、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。3.2 输气站gas transmission station输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气压气站、输气首站、输气末站及输气分输站、输气清管站等输气其它中间站。3.3 压气站 compressor station在输气管道沿线，用压缩机对管输天然气增压而设置的站场。3.4 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。3.5 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。3.6 输气分输站gas distributing station 在输气管道沿线，为分输天然气至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。3.7输气清管站 gas pigging station在输气管道沿线，为接收或发送清管器（球）的输气站场。一般具有清管、分离的功能。4 总则4.1 输气管道站场工程分类4.1.1 输气首站通常具有分离、过滤、气质分析、计量、调压、清管器发送或天然气增压等功能。工艺流程应满足正输计量、增压外输、清管发送、站内自用气和越站的需要。4.1.2 输气末站通常具有清管器接收、分离、计量、调压及分输等功能。工艺流程应满足分输计量、调压、清管器接收和站内自用气的需要，必要时还应满足支线清管器发送的需要。4.1.3 输气中间站通常具有过滤分离、天然气加压，有的还具有清管、计量等功能。工艺流程应满足增压外输、站内自用气和越站的需要，必要时还应满足清管器接收、发送以及清管器转发的需要。4.1.4 清管站通常具有清管器接收、发送及天然气除尘分离等功能。工艺流程应满足输送、清管器接收、清管器发送和越站的需要。4.1.5 分输站和分输清管站通常具有过滤、计量、调压或清管功能。工艺流程应满足正输、分输计量、调压、站内自用气和越站的需要，必要时还应满足清管器接收、发送以及天然气加热的需要。4.2 输气管道站场工程建设水平4.2.1 输气管道干线站场工程建设水平a) 应根据工程规模、作用、建设背景、安全性，结合管理的需要等综合因素确定管道的建设水平。同一时期建设的相似规模的输气管道应具有相同的建设水平。b) 当新建管道与已建管道系统有关联时，管道的自动化水平应统筹考虑。4.2.2 输气管道支线站场工程建设水平a) 与用户交接的支线管道，站场工程建设水平宜与干线保持一致。b) 集团公司、股份公司内部直供用户支线站场工程应简化建设水平。4.3 输气管道站场工程设计原则4.3.1 一般规定a) 输气管道工程设计应符合国家和当地政府的法律、法规要求；符合国家、中国石油天然气行业规范与标准的要求；符合中国石油天然气股份有限公司输气管道工程建设标准的要求。b) 输气站设计应遵循“安全第一，环保优先，质量至上，以人为本，经济适用”的方针，在满足功能和安全的前提下，严格执行我国资源能源节约、生态环境保护的各项法规和政策。c) 输气站设计应结合国情采用可靠的新技术、新工艺、新设备。d) 输气站设计应采用高效节能设备，本着安全可靠、经济合理的原则，通用机械设备、材料应立足国内供应，通用材料应尽量合并规格和型号。e) 输气站设计应简化管理体制，在满足运行安全的前提下，尽可能减少现场操作管理人员，降低运行管理费用，提高运行管理水平。f) 输气站辅助生产设施尽可能依托原有站场、邻近城镇和工矿企业以减少投资，降低运行成本。4.3.2 输气管道干线站场工程设计原则a) 对于集团公司其他专业公司所属企业应在交接点上游设置交接计量；b) 对于股份公司管道分公司所属不同企业应在交接点上游设置交接计量；c) 对于股份公司管道分公司所属同一企业不设计量。4.3.3 输气管道支线站场工程设计原则a) 与地方交接的支线管道，应设置末站。b) 集团公司、股份公司内部直供用户支线，支线沿线有阀室或分输用户的，宜设置计量站；支线沿线无阀室和分输用户的，在上游干线分输站设调压计量设施，不再设置末站。c) 对于股份公司管道分公司所属企业交接，尽量简化设计，支线管道不宜再设置末站。d) 对于集团公司其他专业公司所属企业交接计量，建议执行以下原则：1) 对于支线沿线未设置阀室的，宜在上游分输站交接计量；需要二级调压、加热的管道，设置无人值守末站，采用定期巡检的管理方式；2) 对于支线设置阀室的管道，考虑到阀室放空对交接的影响，宜在管道末站设交接计量，末站可采用无人值守，定期巡检管理方式；e) 对于与集团公司外部企业之间交接的末站，按照双方销售协议约定的方式和地点交接计量。5 站场工艺5.1 输气管道站场功能分区输气管道站场按其功能主要分为：a) 进出站阀组区b) 清管区c) 过滤分离区d) 压缩机区e) 计量区f) 调压区g) 自用气区h) 压缩空气区i) 加热区j) 排污区k) 放空区5.2 各区设计规定5.2.1进出站阀组区5.2.1.1具备功能a) 进出站ESD截断b) 事故工况下越站c) 干线放空必要时还应具有反输的功能。5.2.1.2设计规定a) 宜单独设置进出站ESD截断阀。b) 应考虑一定的注氮口。5.2.2 清管区5.2.2.1 具备功能a) 清管器接收或发送b) 进出站压力、温度测定c) 进出站ESD放空必要时还应具有反输清管的功能。5.2.2.2 设计规定a) 进站应设置压力高限、低限报警。b) 进、出口应分别设置至少1套站场ESD放空装置，并且该装置应与进、出口ESD截断装置进行联锁控制。c) ESD放空设计参照泄压和减压系统指南SY/T10043执行。d) 干线管径DN500mm以上，且清管器总重超过45kg时，宜配备提升设施。5.2.3 过滤分离区5.2.3.1具备功能a) 天然气分离、除尘b) 分离除尘设备检维修放空、排污5.2.3.2设计规定a) 压力损失应小于0.15MPa。b) 应考虑设置一定的注氮口。5.2.4 压缩机区5.2.4.1具备功能a) 天然气增压b) 超压泄放c) 机组ESD放空d) 增压后天然气冷却（需要时）e) 压缩机组检维修放空5.2.4.2 设计规定a) 一般规定1) 各压缩机组进出口管线上应设截断阀和加载阀，该阀门应纳入机组控制系统，并接受ESD系统控制。2) 每一台压缩机组可根据业主要求考虑设置天然气流量计量装置，以便机组生产维护。3) 压缩机的进气管道和排气管道尺寸应不小于压缩机进气管口和排气管口尺寸。4) 对多台并联高压压缩机组，压缩机组进出气管道宜设双阀控制，两阀之间加放空管，以满足检修要求。5) 压缩机工艺系统应设置检修前后置换气体的接口。6) 空冷器宜采用与单台机组一一对应设置的原则，天然气通过空冷器的压力降应0.05MPa。b) 离心式压缩机区1) 离心式压缩机要求介质中不得有大的液滴。2) 压缩机的防喘振控制系统应由压缩机厂家提供。阀门的通过量为100机组流量，应按此复核厂家提供的尺寸。3) 燃气轮机含高温烟气的排放介质不得接入污油罐。c) 往复式压缩机区1) 在机组进、排气压力差别较大情况下，各级压缩之间高、低压放空应分开，以免串气。2) 往复式压缩机活塞杆填料的泄漏气不应在厂房内排放，排放系统宜单台机组独立设置且不与其它排放系统相互干扰。3) 往复式压缩机出口应设置超压泄放安全阀。5.2.5 计量区5.2.5.1 具备功能a) 天然气计量b) 天然气计量校准、比对c) 天然气计量管路检维修放空5.2.5.2 设计规定a) 应根据用户用气特点进行计量装置的设置，并考虑供气初期小流量时的计量。b) 相关设计应参考CDP-G-GP-IS-001、CDP-G-GP-IS-003执行。5.2.6 调压区5.2.6.1 具备功能a) 天然气调压b) 天然气超压泄放c) 天然气调压管路检维修放空d) 调压下游ESD放空5.2.6.2 设计规定a) 分输压力的确定，设计应与业主结合，合理确定分输站与下游用户交接点的压力。宜确定交气压力的变化范围，在干线能提供分输压力的条件下尽可能减少分输站场加热配套设备或减少加热设备的热负荷，降低投资和运行费用。b) 应根据用户用气特点进行调压装置的设置，并考虑供气初期小流量时的调压。5.2.7 分输用户区5.2.7.1 具备功能a) 分输出站b) 分输干线放空c) 分输清管发送5.2.7.2 设计规定当分输支线需要清管时，分输出站应考虑清管功能。5.2.8 自用气区5.2.8.1 具备功能a) 站内生活用气供气b) 放空传火供气c) 站内燃气发电机供气d) 压缩机燃机驱动供气e) 站内锅炉供气f) 站内加热炉供气g) 低压放空及超压泄放5.2.8.2 设计规定a) 自用气区中站内生活用气出口压力宜设为0.20.4MPa。b) 压缩机燃机驱动供气应满足燃气轮机（或燃气发动机）对气质、压力和流量的要求。c) 压缩机用启动气和燃料气管线应设置限流和超压保护设施。燃料气管线应设置停机或故障时自动截断气源及排空设施。d) 对前后压力降较大、温度较低的管道，应考虑电加热措施。5.2.9 压缩空气区5.2.9.1 具备功能a) 空气增压、干燥；b) 增压后压缩空气储存。5.2.9.2 设计规定a) 压缩空气系统的设计应符合GB50025的要求。b) 机组配置时应考虑站场单台天然气压缩机运行和全部压缩机运行的工况，合理配置空气压缩机组。c) 空气压缩机组应设置备用。d) 电驱压气站电机的吹扫用风启动量和运行量差异通常为3倍，可考虑采用变频空压机。e) 压缩空气系统多采用微油螺杆式压缩机加无热再生干燥器。对业主有要求减轻维护工作量的项目，可采用无油变频螺杆式压缩机。f) 空气储罐容量应能满足15分钟干气密封、仪表用风和自洁式空气过滤器反吹的气量要求。空气储罐应考虑有内涂层。5.2.10 加热区5.2.10.1 具备功能a) 天然气加热b) 检修放空5.2.10.2 设计规定应根据介质加热温度及加热介质流量进行加热炉设计。可选用水套加热炉、真空加热炉、电加热器等。5.2.11 排污区5.2.11.1 具备功能站内排污收集、储存。5.2.11.2 设计规定根据管道内实际输送介质情况，选择排污池或排污罐。5.2.12 放空区5.2.12.1 具备功能a) 干线及站场集中放空b) 放空点火5.2.12.2设计规定a) 放空立管的设计应按照GB50183中相关条款执行。b) 站内放空均应进行点火，有人值守站场应选择电点火方式，无人值守站场应选择手动点火方式。c) 放空管线设置阻火器时，应配套设置爆破片，并应将爆破片是否破裂的信号引至站控室。d) 站场放空系统宜按放空压力等级进行设置。5.3站场设计一般规定5.3.1各类站场功能区组成根据输气站场功能分区，各类输气站场一般应包括以下各功能区：5.3.1.1输气首站a) 进出站阀组区b) 清管区c) 过滤分离区d) 压缩机区e) 计量区f) 自用气区g) 压缩空气区h) 排污区i) 放空区其中第d、g项针对带增压功能首站设置。5.3.1.2输气末站a) 进出站阀组区b) 清管区c) 过滤分离区d) 计量区e) 调压区f) 分输用户区g) 自用气区h) 加热区i) 排污区j) 放空区加热区的设置应根据分输调压后的天然气温度确定。5.3.1.3压气站a) 进出站阀组区b) 清管区c) 过滤分离区d) 压缩机区e) 自用气区f) 压缩空气区g) 排污区h) 放空区5.3.1.4分输站a) 进出站阀组区b) 过滤分离区c) 计量区d) 调压区e) 分输用户区f) 自用气区g) 加热区h) 排污区i) 放空区加热区的设置应根据分输调压后的天然气温度确定。5.3.1.5清管站a) 进出站阀组区b) 清管区c) 过滤分离区d) 排污区e) 放空区5.3.1.6分输清管站a) 进出站阀组区b) 清管区c) 过滤分离区d) 计量区e) 调压区f) 分输用户区g) 自用气区h) 加热区i) 排污区j) 放空区加热区的设置应根据分输调压后的天然气温度确定。5.3.2站场设计一般规定a) 分期建设的站场，应考虑新、老管道连接时的安全措施。b) 对站内的分输、配气功能，设计应与业主共同确定设置预留头数量及预留场地，站场征地及布置应考虑可能新增用户的供气需要，在站场设计上做到近远期相结合。c) 压气站若设置越站旁通，宜在旁通管路上增加止回阀，也可在旁通阀两边设置压力监控仪表，防止旁通阀在大压差下开启。d) 站内放空及排污管线宜设置双阀。5.3.3压缩机组合建联运设计规定a) 压缩机组合建联运前应经过详细的工艺系统分析，确认已建机组是否能满足新的工况要求，如不满足，可从改变工艺参数和对已建机组进行改造两方面采取措施。b) 压缩机组合建联运前需对站场工艺流程的过滤分离系统、空冷器系统、压缩空气系统、自用气系统等多方面进行复核，确认是否满足新的要求、确定具体的改造方案。c) 对于机组数量不多、对输气作业影响较小的中间压气站，宜采用相同机组。d) 采用电驱/燃驱合建站方案时，需要合理配置压缩机组数量，以保证供配电系统处于经济运行状态。e) 对于设置电驱机组的压气站，若外部电网条件允许，电源系统考虑并联运行，以提高供电可靠性和系统短路参数。f) 复线管道压气站合建时宜并联运行。5.4设备材料选型5.4.1压缩机组配置5.4.1.1 压缩机选型a) 中、小气量，不确定性较多的管道压气站，宜选用往复式压缩机；b) 对输气量大、工况相对确定的管道压气站，宜采用离心式压缩机；c) 应尽量选择噪音小的设备。d) 离心式压缩机压比宜为1.41.6。e) 压缩机的流量范围应能适应管道初始工况条件。5.4.1.2 驱动设备选型a) 对无电或供电条件一般地区应采用燃气轮机（或燃气发动机）驱动的方案，对有电且供电可靠性高的地区经技术经济比较为优可考虑采用电机驱动的方案。b) 对8MW以上功率的电驱压缩机组，由于电机和变频器散热量较大，宜采用水冷方式进行冷却。5.4.1.3机组备用方式a) 压气站备用方案有功率备用和机组备用两种方式。b) 机组备用的压气站的运行可靠性高，且有利于延长设备的大修周期，但一次性投资较高。c) 功率备用的压气站一次性投资较机组备用少，上游压气站停运后依赖下游34座压气站提高压比运行，逐步恢复运行压力，适用压气站数量多的管道工程。d) 备用方式应经技术经济对比后确定。5.4.1.4辅助系统a) 工艺后空冷器1) 空冷器出口温度宜设置为高于环境温度1020。2) 压气站出站温度宜控制在5060。b) 启动系统1) 采用天然气启动系统的管道上应设置双阀，中间设放空阀及放空管。2) 启动天然气放空不应在厂房内排放，排放系统宜组独立设置且不与其它排放系统相互干扰，启动气放空应接入站场低压放空系统或单独设置放空管排放至大气中。c) 机组燃料气系统1) 燃料气管线上应装设调压和对单台机组的计量设备，应设置超压保护设施。燃料气橇上通常带有加热器。2) 燃料气管线在进入压缩机厂房前及每台压缩机组前应设截断阀，单台机组的燃料气管线上应设置停机或故障时的自动切断气源及放空设施（压缩机组内部自动切断及放空设施由压缩机组配套完成），由站控系统和ESD系统控制。3) 燃料气安全放空应与其它放空独立设置。4) 气质可能出现短期不合格时，可考虑在燃料气系统加装聚结器，以防燃烧器喷嘴结焦。d) 机组润滑油系统1) 润滑油站的管路应采用不锈钢。若冷却器在室外，应考虑连接管路的伴热保温。与冷却器相连的润滑油管路应考虑1坡度。2) 冷却器放空接口通常与润滑油箱上接口相连，保证机组停运时冷却器内润滑油全部流入油箱中。润滑油放空分离器下游应设置阻火器。5.4.2分离除尘设备选型5.4.2.1一般规定a) 分输站、压气站均应设置过滤分离器，在有清管功能的站场可选用旋风分离器。b) 过滤分离器应设备用，旋风分离器不设备用；c) 同时具有清管和增压（或分输）功能的站场可选用组合式分离器。d) 天然气接收站、首站宜设置带集液功能的过滤分离器。5.4.2.2分离除尘设备设计a) 组合式分离器、过滤分离器粉尘过滤效率为1m不低于99%，液滴过滤效率为1m不低于98%。b) 旋风分离器过滤效率为10m固体颗粒在工况点不低于99%。c) 快开盲板应满足开闭灵活、轻便，密封可靠无泄漏。5.4.3加热设备选型5.4.3.1一般要求a) 站场天然气的加热，应满足热负荷及工艺要求，加热方式可通过技术经济对比确定。b) 当总加热负荷不大于100kW时，可选择电加热方式。c) 当站场供电不可靠时，一般选用负压燃烧的常压水套加热炉，且单台常压水套加热炉的热负荷宜小于或等于1000kW。d) 当站场供电可靠时，可选用正压燃烧带燃烧机的真空加热炉。e) 当站场总热负荷大于3000kW时，可采用锅炉供热。f) 常压水套加热炉、真空加热炉的补给水悬浮物的含量不得超过20mg/L。5.4.3.2加热炉单体设计a) 站场加热炉单体设计SY/T5262、SY0031、GB12348的相关规定。b) 应根据被加热的气质组分选择加热炉盘管的材质。c) 加热炉的热效率应满足国家现行节能规范的要求，且不低于85%。d) 常压水套加热炉的炉水温度应低于当地水沸点510。e) 常压水套加热炉应有自动电点火、熄火保护、负荷调节功能。f) 采用全自动燃烧机的真空加热炉采应具有程序启动、自动点火、火焰监测、熄火保护、负荷调节、自动气风比调节等控制及安全保护功能，从而实现安全运行。5.4.3.3加热炉配套系统a) 站场加热炉燃料宜采用天然气，有条件的应采用干气。b) 燃料气系统的设计符合现行国家标准GB50041的规定。燃料气中H2S含量不应高于现行国家标准GB17820中对于三类气质的要求。c) 具备供电条件的站场，加热炉应配备熄火时自动切断燃料供给的熄火保护控制系统。d) 安装加热炉的场所应按国家现行相关规范设置可燃气体检测报警装置。e) 加热炉的运行参数应传送至控制室。f) 全自动真空加热炉能接受控制室的远程紧急停运信号，实现远程紧急停炉。5.4.4 主要阀门选型 5.4.4.1 球阀a) 清管收发筒上，用于清管器（球）通过的阀门应选用全通径球阀，焊接连接端，阀门宜采用电动执行机构驱动，地面安装。b) 进出站的ESD 阀宜选用球阀。公称直径DN <500mm，宜采用气动执行机构；口径DN500mm，宜采用气液联动动执行机构。c) 站场主流程需要进行切换的阀门宜配备电动执行机构。d) 与干线连接的阀门宜选用全焊接结构、焊接端连接的阀门。5.4.4.2 平板闸阀a) 站场小口径（DN250mm）普通截断阀可采用平板闸阀。b) 有积液的管道宜采用有导流孔的平板闸阀。5.4.4.3安全泄压阀公称直径DN50mm 的且天然气水露点低于最低日平均气温的地方安全阀宜采用先导式安全阀；其余的安全阀应采用弹簧直接作用式安全阀。5.4.4.4 止回阀a) 要求介质单向流动的管道上需设置止回阀。b) 站内宜选用轴流式止回阀。5.4.4.5 放空、排污阀放空管线上阀门设置截止节流放空阀（或旋塞阀），排污管线上阀门设置阀套式排污阀。5.4.4.6 执行机构a) 进出站ESD阀DN500mm宜采用气液联动执行机构，DN500mm宜采用气动执行机构。b) 站内DN350mm阀门及需要控制的阀门宜采用电动执行机构。5.4.5主要材料选型5.4.5.1钢管的选用a) 输气站场进出站与干线连接的用于通球的管线执行标准及管线材质应与线路工程选用一致。b) 输气站场工艺管线（除进出站与干线连接的用于通球的管线外）应执行标准GB/T9711.13。c) 压缩机密封气管线、润滑油管线、压缩空气管线应采用0Cr18Ni9（304）不锈钢管。d) 管材应能适应最恶劣工况条件。5.4.5.2管件的选用a) 应根据采用的钢管外径系列选用与其相适应的管件系列。b) 所选管件的材料和壁厚应尽量与钢管相当，壁厚相差不宜过大。当管件与直管壁厚错边较大以致不能直接焊接时，可适当提高管件的屈服强度以降低其壁厚。5.4.5.3法兰的选用a) 法兰的压力、温度等级、材料应符合管道的要求。b) 与设备、阀门配对的法兰应符合配对法兰密封面的要求。c) 法兰材质的选择应满足最高、最低设计温度和最高工作压力条件的要求。5.5工艺安装要求5.5.1 工艺设备安装要求a) 顶开设备应设置操作平台。b) 管道应进行应力分析，以适应温度变化、振动的要求。5.5.2阀门的安装a) 泄压管线应从输气管线水平或上部引出，不得从底部或侧下方引出。b) 压缩机出口防喘振阀应靠近压缩机出口管线安装，以减少出口管容，可降低机组停机后的平衡余压。c) 压缩机组为厂房内安装时，机组进出口截断阀门宜安装于室外。d) 气液联动执行机构引压管的安装参见CDP-G-GP-OP-006-2009/B输气管道工程线路阀室设计规定。e) 带电动、气动、气液联动执行机构的阀门宜水平安装。f) 埋地气液联动阀门的加长杆顶部法兰宜高出地面700mm900mm。5.5.3管线的安装要求a) 站内平衡气管线安装宜在主管线侧面开口。b) 站内干线及其余大口径埋地管道宜设置管墩。c) 压缩机进出口管线安装时应保证管系在热应力的条件下，有足够的变形。能满足压缩机管口要求的力和力矩。d) 压气站出站管道应考虑温度应力对管道和设备的影响。5.6 非标设备5.6.1选材非标设备的材质应根据设计参数和介质的性质确定，并应符合GB150和压力容器安全技术监察规程的要求。a) 当设计温度小于200、设计压力为低压、介质为非酸性介质时，可选用Q235-B、Q235-C、Q245R、20、20（管材）；b) 当设计压力为中高压时，可选用Q245R、Q345R、20、20、20、20G（管材）、16Mn（管材）；5.6.2设计a) 当工作温度小于等于20时，设计温度取最低介质温度或最低工作温度减5；b) 当工作温度大于20、小于等于15时，设计温度取工作温度减5（但不得小于等于20）；c) 当工作温度大于15、小于等于350时，设计温度取工作温度加20。d) 当介质为非酸性介质时，腐蚀裕量取2mm。e) 设备应能满足站场整体试压的要求。5.6.3制造与检验a) 无损检测无损检测应符合钢制压力容器GB150、固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004规定。无损检测应按JB/T4730.14730.6-2005承压设备无损检测的规定进行。1) 射线检测全部检测（100检测）为级合格；局部检测（20检测）为级合格。2) 超声检测全部检测（100检测）为级合格；局部检测（20检测）为级合格。3) 表面检测表面检测（磁粉检测或渗透检测）的检测比例为100，合格级别为级。b) 热处理应按GB150和TSG R0004规定执行。c) 压力试验1) 试验压力要与管道一同进行试压的管件和设备，其试验压力取1.5倍管道工作压力；其它设备的试验压力按GB150的规定选取。2) 试验方法应优先采用液压试验。试验方法应符合GB150和TSG R0004的规定。6自动控制6.1设计原则a) 严格遵守国家的法律法规，执行国家及行业现行版本或国际上公认的现行版本的标准及规范；b) 满足生产安全及环境保护的要求；c) 采用高可靠性、高稳定性和可维护性的、先进适宜的自动化系统，仪表与自动控制系统将自动、连续地监视和控制管道的运行，保证人身、管道、设备安全；d) 采用的设备、系统及材料应是技术先进、适宜、性能价格比高，能满足所处环境和工艺条件，在工业应用中被证明是成熟的产品；e) 全线各工艺站场、监控阀室达到由调度控制中心控制、操作和管理的水平。监控阀室按无人值守控制方式设计，使管道以最低的运行成本、最优的工况正常运行。6.2设计内容输气管道工程仪表检测和控制系统设计包括：监控和数据采集（SCADA）系统和所有工艺站场及线路截断阀室的自动控制设计。6.2.1 输气首站主要设置以下检测与控制方案：a) 进、出站管线处应设置压力、温度就地及远传检测仪表；b) 根据需要在天然气进站管线处设置硫化氢、水露点、烃露点以及全组分色谱分析仪；c) 过滤分离器进出管段处应设置就地压力表和压力（差压）变送器，对过滤分离器前后差压进行检测和高限报警；分离器液位就地和远传测量和指示；d) 对进站天然气应设置流量计量，计量系统应设置备用计量管线；e) 对站内自用气的过滤、加热、调压和计量一般采用自用气橇的方式完成，包括燃驱压缩机组的燃料气处理；f) 站内电动阀（包括ESD阀、电液联动阀）应具有就地、远程控制功能，接受标准信号制的命令：开阀命令、关阀命令、ESD命令；采集的阀位信号应包括：开到位、关到位、就地/远控状态、正在动作、综合故障；g) 清管球发送装置应设置压力就地检测仪表；出站（三通后）管线处应设置清管器通过指示检测仪表；h) 站内应设置火灾或紧急事故时的自动泄压放空阀；i) 在站内工艺装置区旁，应设置手动报警按钮，用于巡检人员在现场发现火灾或紧急事故时的报警；j) 压缩机房内应设置可燃气体和火灾检测仪表，信号送至控制室内的可燃气体报警系统或火气系统；气驱压缩机组的火灾检测仪表和气体灭火装置由压缩机组自身成套配置，检测、报警信号送至站控系统报警。6.2.2输气末站主要设置以下检测和控制方案：a) 进、出站管线处应设置压力、温度就地及远传检测仪表；b) 过滤分离器进出管段处应设置就地压力表和压力（差压）变送器，对过滤分离器前后差压进行检测和高限报警；分离器液位就地和远传测量和指示；c) 对出站贸易交接天然气应设置流量计量，计量系统应设置备用计量管线；d) 对出站天然气应设置压力调节，并设置紧急截断装置，调压系统应采用一用一备方式或多用一备方式；e) 对站内自用气的过滤、加热、调压和计量一般采用自用气橇完成；f) 站内电动阀（包括ESD阀、电液联动阀）应具有就地、远程控制功能，接受标准信号制的命令：开阀命令、关阀命令、ESD命令；采集的阀位信号应包括：开到位、关到位、就地/远控状态、正在动作、综合故障； g) 清管器接收装置上应设置压力就地检测仪表，以及清管器通过指示仪表；h) 站内应设置火灾或紧急事故时的自动泄压放空阀；i) 在站内工艺装置区旁，应设置手动报警按钮，用于巡检人员在现场发现火灾或紧急事故时的报警。6.2.3压气站主要设置以下检测和控制方案：a) 进、出站管线处应设置压力、温度就地及远传检测仪表；b) 过滤分离器进出管段处应设置就地压力表和压力（差压）变送器，对过滤分离器前后差压进行检测和高限报警；分离器液位就地和远传测量和指示；c) 对站内自用气的过滤、加热、调压和计量一般采用自用气橇的方式完成，包括燃驱压缩机组的燃料气计量和调压等处理；d) 压缩机房内应设置可燃气体和火灾检测仪表，信号送至控制室内的可燃气体报警系统或火气系统；气驱压缩机组的火灾检测仪表和气体灭火装置由压缩机组自身成套配置，检测、报警信号送至站控系统报警。e) 压缩机出口天然气应设置就地和远传温度检测；f) 站内电动阀（包括ESD阀、电液联动阀）应具有就地、远程控制功能，接受标准信号制的命令：开阀命令、关阀命令、ESD命令；采集的阀位信号应包括：开到位、关到位、就地/远控状态、正在动作、综合故障； g) 清管器接收或发送装置应设置压力就地检测仪表，以及清管器通过指示仪表；h) 站内应设置火灾或紧急事故时的自动泄压放空阀；i) 在站内压缩机房和工艺装置区旁，应设置手动报警按钮，用于巡检人员在现场发现火灾或紧急事故时的报警。6.2.4 分输站主要设置以下检测和控制方案：a) 进、出站管线处应设置压力、温度就地及远传检测仪表；b) 过滤分离器进出管段处应设置就地压力表和压力（差压）变送器，对过滤分离器前后差压进行检测和高限报警；分离器液位就地和远传测量和指示；c) 对出站贸易交接天然气应设置流量计量，计量系统应设置备用计量管线；d) 对出站天然气应设置压力调节，并设置紧急截断装置，调压系统应采用一用一备方式或多用一备方式；e) 对站内自用气的过滤、加热、调压和计量一般采用自用气橇完成；f) 站内电动阀（包括ESD阀、电液联动阀）应具有就地、远程控制功能，接受标准信号制的命令：开阀命令、关阀命令、ESD命令；采集的阀位信号应包括：开到位、关到位、就地/远控状态、正在动作、综合故障； g) 清管器收发装置应设置压力就地检测仪表，以及清管器通过指示仪表；h) 站内应设置火灾或紧急事故时的自动泄压放空阀；i) 在站内工艺装置区旁，应设置手动报警按钮，用于巡检人员在现场发现火灾或紧急事故时的报警。6.2.5 清管站主要设置以下检测和控制方案：a) 进、出站管线处应设置压力、温度就地及远传检测仪表；b) 过滤分离器进出管段处应设置就地压力表和压力（差压）变送器，对过滤分离器前后差压进行检测和高限报警；分离器液位就地和远传测量和指示；c) 对站内自用气的过滤、加热、调压和计量一般采用自用气橇完成；d) 站内电动阀（包括ESD阀、电液联动阀）应具有就地、远程控制功能，接受标准信号制的命令：开阀命令、关阀命令、ESD命令；采集的阀位信号应包括：开到位、关到位、就地/远控状态、正在动作、综合故障； e) 清管器收发装置应设置压力就地检测仪表，以及清管器通过指示仪表；f) 站内应设置火灾或紧急事故时的自动泄压放空阀；g) 在站内工艺装置区旁，应设置手动报警按钮，用于巡检人员在现场发现火灾或紧急事故时的报警。6.3 检测仪表的设计规定6.3.1 温度检测仪表a) 就地指示温度检测仪表宜采用双金属温度计，双金属温度计的准确度为1.0级；压气站的双金属温度计应采用耐震型；。b) 远传温度仪表宜采用一体化温度变送器（检测元件为Pt100的铂热电阻）。温度变送器的输出信号为4mA20mADC（HART通信协议），24VDC，二线制；c) 双金属温度计、一体化温度变送器宜采用整体型外保护套管；d) 温度检测仪表安装在站场进出口截断阀内的工艺管道上，宜采用法兰连接形式。6.3.2 压力（差压）检测仪表a) 就地指示压力检测仪表应采用压力表，远传压力仪表应采用智能压力变送器。压力表的测量准确度不应低于1.6级，压力变送器的测量准确度不宜低于±0.1%；b) 压气站及调压系统的就地指示压力表应采用耐震型；c) 站场进出口截断阀外安装的压力表，其一次取源阀宜采用整体焊接式截止阀，并串联第二只仪表截止阀；d) 站场进出口截断阀内安装的压力表，可采用单只截止阀，宜采用法兰连接形式。6.3.3 液位检测仪表站场内过滤分离器的就地液位检测宜采用磁翻板液位计，远传液位测量宜采用磁致伸缩液位变送器。6.3.4 流量检测仪表a) 站内自用气的计量宜采用涡轮流量计、涡街流量计或旋进旋涡流量计，燃驱压缩机组的燃料气计量宜采用涡轮流量计或差压式流量计；b) 贸易交接计量仪表的内容详见6.4.5流量计量系统设计。6.3.5 过程分析仪表a) 天然气管道的气源入口应设置天然气在线分析系统，包括气相色谱分析仪、H2S 分析仪、天然气水露点分析仪，用于监测天然气的进气质量。含烃量较高的气源入口还应设置在线烃露点分析仪；b) 天然气在线分析系统的数据应上传站控系统和调度管理/控制中心，并通过组份跟踪传送至各站场参与天然气流量计算；c) 为保证分析仪表的使用效果和寿命，分析仪表宜安装在分析小屋内；d) 分析仪表的取样管线应采用不锈钢材质，管径宜选用8或10，壁厚满足压力等级要求。快速回路的返回管线及排放管线管径可适当放大，并且还应符合分析仪制造厂的要求；e) 分析仪表取样管线、测量点至现场仪表的测量管线应尽量短，长度不宜大于15m。6.3.6 安全检测仪表a) 控制室等室内火灾探测器宜采用感烟探测器。根据工程实际情况，对于需要早期发现火灾的特殊场所如仪表机柜、控制室活动地板下及电缆沟，可以选择高灵敏度的吸气式感烟火灾探测器；b) 天然气管道站场燃气发电机房、锅炉房和密闭天然气压缩机厂房等可能因可燃气体泄漏并聚集，产生爆炸危险的密闭房间应设置可燃气体检测器。压缩机房设置火焰探测器；站场应配置一定数量的便携式可燃气体检测仪，供现场巡检使用。c) 可燃气体探测器宜采用催化燃烧、红外等检测原理。火焰探测器宜采用多频红外或红紫外复合检测原理。6.3.7 其他仪表a) 收球筒安装的清管器通过指示器可采用插入式和非接触式，干线管道宜采用非接触式；b) 天然气的调压控制宜采用自力式调压阀或电动调节阀；压力超高截断应采用自力式截断阀；c) 非SIS系统控制的远控阀门宜采用电动执行机构。SIS系统控制的紧急截断/放空阀门宜采用气动执行机构或气液联动执行机构。6.4 输气站场的控制系统设计规定输气站场的控制系统，包括与控制中心的监控与数据采集系统有关的内容（SCADASupervisory Control And Data Acquisition）、站控系统（SCSStation Control System）、安全仪表系统（SISSafety Instrumentation System）或称为紧急联锁系统（ESDEmergency Shutdown）、可燃气体泄漏检测报警及火灾自动报警系统（FGFire Gas Detecting and Alarming System），以及流量计量系统和压力控制系统等。6.4.1 控制中心扩容按照油气管道调控中心工程初步设计编制规定（CDP-F-PC-OP-004-2010/B）中有关要求内容进行编制。其内容主要包括通信方式、接口、数据交换、扩容和组态等内容；6.4.2 站控制系统设计a) 站控系统主要由计算机网络系统、过程控制单元、操作员工作站、数据通信接口和系统软件等构成。过程控制单元宜采用可靠性高，适应现场环境的控制器，如可编程序逻辑控制器（PLCProgrammable Logic Controller）或RTU。作为人机接口的操作员工作站通常采用工业型微型计算机。b) 过程控制单元主要由处理器（CPU）、I/O系统、网络通信系统、电源、安装附件等构成。对于每个相对独立的设备（如压缩机组）、SIS系统等应采用一个控制子系统。c) 站控系统的功能是独立完成站场的数据采集和控制，将有关信息传送至调度管理/控制中心并接受其下达的命令。d) 站控系统的主要功能包括：1) 采集和处理站场工艺变量数据；2) 监视站场的可燃气体、火灾报警和安全状况；3) 监视站场的配电系统状态；4) 工艺流程的动态显示；5) 报警显示、管理及事件的查询、打印；6) 实时数据和历史数据的采集、归档、管理以及趋势图显示；7) 生产统计报表的生成和打印；8) 压力/流量控制；9) 逻辑控制；10) 联锁保护；11) 执行调度管理/控制中心发送的指令，向调度管理/控制中心发送实时数据；12) 数据通信管理等。e) 为保证系统的可靠性，站控过程控制单元的处理器、电源模板、I/O网络、站控局域网等通常按热备冗余设计；f) 站控系统的容量宜具有100%可扩展性；g) 站控系统与调度管理/控制中心系统的数据通信方式包括光纤、卫星、DDN、数传电台、GPRS和PSTN等，通信协议一般采用Modbus TCP/IP或IEC60870-5-104等。站控系统与通信系统的接口通常采用串口RS-232/485或以太网接口RJ-45。h) 涉及与第三方系统或智能设备进行通信（不同协议转换），宜设置智能通信控制器（ICC）。6.4.3 安全仪表系统设计6.4.3.1一般规定a) 安全仪表系统是用仪表实现安全功能的自控系统。在输气生产过程出现危险情况时，它能够按预定的处理方案，对可能危及到人身、环境、设备安全的情况迅速、准确地做出响应, 保证输油生产过程处于安全状态，避免或减少其造成的危害。b) 根据对站场的工艺过程危险性及可操作性分析以及对人员、过程、设备及环境的保护要求等确定站场的安全完整性等级。应当确定站场的各ESD功能的安全完整性等级。站场安全仪表系统的安全完整性等级应不低于最高SIL等级的ESD功能的安全完整性等级。通常压气站、分输站（含首站及末站）按SIL2级考虑。c) 安全仪表系统主要由检测仪表、控制器和执行元件三部分组成。安全仪表系统的控制器及相关硬件、软件应是经安全完整性等级认证，达到SIL2/SIL3安全完整性等级的高可靠性故障安全型系统。安全仪表系统与站控系统之间的联锁控制信号应采用硬接线。d) 安全仪表系统的检测仪表：现场压力、温度、火灾、可燃气体浓度等传感器，其设置与过程控制系统的仪表分开。e) 安全仪表系统的控制器：采用独立的控制单元，符合IEC61508要求，具有相应安全等级认证的设备。f) 安全仪表系统的执行元件：执行必要的动作，使工艺过程处于安全状态的设备，如ESD阀门、安全截断阀等设备。安全仪表系统的所有电驱动设备均应由UPS供电。g) 安全仪表系统功能包括：1) 紧急停车（ESD）；2) 超压保护；3) 安全联锁保护。6.4.3.2站场ESD安全仪表系统完成站场的紧急停车，同时接受调度控制中心下达的ESD命令。ESD 系统命令优先于任何操作方式。a) 压气站ESD1) 压气站ESD触发后，安全仪表系统将发出闭锁信号，使压气站压缩机组、站场ESD 阀门在未接到人工复位的命令前不能再次启动。2) 根据危险程度的不同，安全仪表系统功能分为三级：(1) 第一级：由站控或调度控制中心触发站场ESD紧急停车，压缩机组ESD保护停车，关闭进出站阀，自动放空站内天然气并截断电源（消防系统电源除外）。第二级：触发所有运行的压缩机组ESD保护停车，关闭压缩机组进出口截断阀，自动放空机组及其管路内天然气。(2) 第三级：单套运行的压缩机组自身运行异常、越限，执行机组ESD单独停车。(3) 分输站ESD.站场或调度控制中心的操作人员根据危险程度大小确定是否触发ESD 程序。ESD程序一旦触发（ESD手动按钮动作或ESD命令发出），其结果是截断站场与管道进出口的连接，并打开站场放空阀门。b) 超压保护当站场出站去下游用户的压力控制系统下游的压力超高时，安全仪表系统自动联锁关闭压力控制系统中的安全截断阀。出站压力的联锁宜采用三选二方式。c) 安全联锁保护安全联锁保护程序主要包括：1) 压缩机组入口设置压力变送器，超低报警自动触发机组单独停机或机组停机程序。2) 压气站出站设置压力变送器，压力超高报警自动触发机组单独停机或机组停机程序。3) 压气站出站设置温度变送器，温度超高报警自动触发机组单独停机或机组停机程序。4) 站场排污罐入口压力超高，截断排污管入口阀门保护。6.4.4 火灾及可燃气体检测系统设计a) 火灾及可燃气体检测系统（FG）包括室内火灾自动报警系统，以及现场可燃气体、火灾检测与报警系统两部分内容；b) 室内火灾自动报警系统用于天然气管道站场建筑设施内的火灾检测与报警；现场可燃气体、火灾检测与报警系统用于天然气管道站场工艺装置区可燃气体可能泄漏情况的检测与报警，以及工艺装置区内火灾的探测与报警；c) 站场的控制室、机柜间、变电所、低压配电间、通信机房等处宜设置点型感温、感烟探测器以及吸入式烟雾探测器，且在有人值守的房间设置报警盘以及相应的声光报警装置；报警信号宜上传至站控系统；d) 发电机房、压缩机房内根据需要设置可燃气体探测器和火焰探测器，报警信号传至控制室的报警系统，报警系统结构的选择应根据可燃气体和火灾检测点数量、系统投资进行综合考虑；e) 在工艺装置区、压缩机房以及主要建筑物进出口应设置火灾报警按钮，以及声光报警装置。6.4.5 流量计量系统设计a) 天然气管道贸易交接计量系统的设计应符合GB/T 18603的规定。流量计宜采用气体超声流量计、气体涡轮流量计和高级阀式孔板节流装置；b) 计量系统应设置备用计量管路；c) 计量系统回路间宜设置流量比对管路，流量计宜采用定期送计量标定中心的离线标定方式，特殊情况下可设置现场标定管路；d) 计量橇的设置及成橇方式应根据工程的投资和进度等要求确定，通常情况下采用国内橇装供货。