气田集输设计规范(征求意见稿)

中华人民共和国国家标准

气田集输设计规范(征求意见稿)

Code for design of gas gathering and transportation system

GB XXXXX-2014

主编部门：中国石油天然气集团公司
批准部门：中华人民共和国建设部
实施日期：2014年XX月XX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，认真总结多年气田集输工程设计经验和生产管理经验，在吸收近年来全国各气田集输工程技术科研成果，参考国内、国外相关标准，并广泛征求意见的基础上，制定本规范。
本规范修订后共分10章和10个附录，主要技术内容包括：总则，术语，基本规定，集输工艺、处理工艺、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。
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工作，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，邮政编码：610041)。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人员和主要审查人员：
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
主要起草人员：
主要审查人员：

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，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和滩海陆采气田集输工程设计。

1.0.3 气田集输工程设计除符合本规范外，尚应符合国家现行的有关标准的规定。

2 术语

2.0.1 气田集输 gas gathering and transportation
在气田内，将气井采出的天然气汇集、处理和输送的全过程。

2.0.2 滩海陆采气田 shallow water coastal gas filed
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 gas condensate field
井产物在地层中高温高压条件下呈单一气相状态，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 原料气 raw natural gas
从生产井采出未经处理的天然气。

2.0.5 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。

2.0.6 酸性天然气 sour gas
含有水和硫化氢的天然气，当气体总压大于或等于0.45MPa(绝)，气体中的硫化氢分压大于或等于0.00035MPa(绝)时，称为酸性天然气。

2.0.7 天然气凝液 natural gas liquid(NGL)
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。

2.0.8 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以C3、C4为主要成分的烃类混和物。

2.0.9 稳定凝析油 stabilized gas condensate，stabilized condensate oil
从未稳定凝析油中提取的、以戊烷及更重的烃类为主要成分的油品。经处理后，在最高储存温度下的饱和蒸气压的设计值不超过当地大气压0.7倍的凝析油。

2.0.10 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。

2.0.11 井产物 well effluent well production，well stream
从生产井产出的液态、气态、固态的烃和非烃混合物。

2.0.12 气田水 gas field 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。

2.0.13 天然气水合物 gas hadrate
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。

2.0.14 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。

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

2.0.16 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。

2.0.17 最大允许操作压力 maximum allowable operating pressure(MAOP)
管道系统遵循规范的规定，所能连续操作的最大压力，等于或小于设计压力。

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

2.0.19 井场 well site
气、油、水井生产设施的场所。

2.0.20 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。

2.0.21 增压站 compressor station
用压缩机对天然气增压的站。

2.0.22 线路截断阀室 pipeline block valve station
天然气输送管道线路截断阀及其配套设施的总称。

2.0.23 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。

2.0.24 天然气处理厂 gas processing plant，natural gas treating plant.
对天然气进行脱硫(脱碳)、脱水、凝液回收、硫磺回收、尾气处理、酸气处理或其中一部分的工厂。

2.0.25 采气管道flowline
自井口装置节流阀至一级油气分离器的管道。

2.0.26 集气管道 gathering line
气田内部自一级油气分离器至天然气处理厂/净化厂之间的气管道。

2.0.27 天然气净化 natural gas purification
脱除天然气中的硫(碳)、杂质或控制其水、烃露点，使其符合产品标准或管输要求的工艺过程。

2.0.28 天然气脱水 natural gas dehydration
采用吸附、吸收或制冷方法，脱除天然气中的水蒸汽，使其水露点符合规定的过程。

2.0.29 常温分离 normal temperature separation
天然气在水合物形成温度以上进行气液分离的过程。

2.0.30 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。

2.0.31 湿气输送 wet gas transportation
没有经过脱水处理的天然气输送的工艺。

2.0.32 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。

2.0.33 气液混输 gas-liquid mixed flow
利用天然气的压力，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。

2.0.34 气液分输 single phase flow
先将天然气在井场或集气站进行分离，分离后的气体、液体分别采用不同管道进行输送的方式。

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、清管器收发筒、清管指示器及清管器跟踪器等。

2.0.36 橇装设备 skid-mounted equipment
在工厂将一台或多台设备以及管线系统、仪表控制系统、电气系统等集合在一个共同的底座上，单独具有某一项或多项功能的组合装置。

2.0.37 监控与数据采集系统 supervisory control and data acquisition system(SCADA)
以多个远程终端监控单元通过有线或无线网络连接起来，具有远程监测控制功能的分布式计算机控制系统。

2.0.38 分散控制系统 distributed control systems(DCS)
控制功能分散、操作显示集中、采用分级结构的计算机控制系统，也成为分布式控制系统，或集散控制系统。

2.0.39 可编程序控制器 programmable logic controller(PLC)
是一种数字运算操作的电子系统，专为在工业环境下应用而设计。它采用了可编程序的存储器，用于在其内部存储执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作指令，并通过数字或模拟式的输入和输出操作，控制各种类型的机械或生产过程。

2.0.40 远程终端单元 remote terminal unit(RTU)
针对通信距离较长和工业现场恶劣环境而设计的具有模块化结构的特殊的计算机控制系统，它将末端检测仪表和执行机构与远程主控制系统连接起来，具有数据采集、控制和通信功能，它能接收主控制系统的操作指令，控制末端的执行机构动作。

2.0.41 基本过程控制系统 basic process control system(BPCS)
响应过程测量以及其他相关设备、相关仪表、控制系统或操作员的输入信号，按过程控制规律、算法、方式，产生输出信号实现过程控制及其相关设备运行的系统。

2.0.42 安全仪表系统 safety instrumented system(SIS)
实现一个或多个安全仪表功能的仪表系统。

2.0.43 安全完整性等级 safety integrity level(SIL)
安全功能的等级。安全完整性等级由低到高为SIL1～SIL4。

2.0.44 火灾及气体检测系统 fire&gas detection and protection system(FGS)
用于监控火灾和可燃气体、有毒气体泄漏并具备报警和消防、保护功能的安全控制系统。

2.0.45 安全泄放装置 Safty relief device
在非火灾或火灾事故情况下，安全泄放装置由进口静压力作用开启，泄放流体，以防止系统内压力超过预定的安全值。安全泄放装置包括安全阀及爆破片装置。

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，保证气田开发建设取得好的整体经济效益。

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、产品流向及自然条件等情况，并统筹考虑气田水处理、给排水及消防、供配电、通信、道路等公用工程，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、地面自然条件等具体情况，通过技术经济对比确定，并符合下列原则：
1 工艺流程宜密闭，降低油气损耗。
2 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 合理利用气井流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，降低集输能耗。
4 合理利用热能，做好设备和管道保温，减少热耗。
5 简化工艺流程，选用高效节能设备。
6 科学预测腐蚀状况，优化选择系统材料及配套的防腐方案。

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20年以上的开发指标预测资料确定。相关设施在按所确定规模统筹考虑的基础上，可根据具体情况分阶段配置。

3.0.6 实施滚动勘探开发的气田，地面建设应做到建设周期短、投资回报快。工程分期和设备配置应对近期和远期相互衔接， 其早期生产系统应先建设简易设施再酌情完善配套。

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、线路等的设计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、地下水等天然资源，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 实施滚动开发的低渗透气田集输工程设计，应优化简化工艺流程，宜采用标准化、橇装设备。

3.0.10 积极采用国内外成熟适用的新工艺、新技术、新设备、新材料，做到技术配套，提高经济效益。

3.0.11 气田集输工程设计应符合公众健康、安全、环境保护与节能的要求。

4 集输工艺

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，以提髙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原则：
1 在气田开发井网布置的基础上，结合地形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 当气区各气田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按330d计算。采气管道的设计能力应按气井的产量和输送压力确定。集气管道的设计能力应按其所辖采气管道采气量的总和乘以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 集气管网布置形式可根据集气工艺、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三种方式：
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。

4.1.8 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。

4.1.9 天然气流量按标准参比条件(温度293.15K，压力101.325kPa)下的体积计量。

4.1.10 集输含硫的酸性天然气的采气、集气管道和集气站宜避开人口稠密区。管道走向及集气站位置应根据地区人口密度、自然条件及工程安全、环境评价意见综合确定。高含硫气田设计，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。

4.1.11 凝析气田设计，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。

4 集输工艺

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，以提髙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原则：
1 在气田开发井网布置的基础上，结合地形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 当气区各气田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按330d计算。采气管道的设计能力应按气井的产量和输送压力确定。集气管道的设计能力应按其所辖采气管道采气量的总和乘以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 集气管网布置形式可根据集气工艺、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三种方式：
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。

4.1.8 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。

4.1.9 天然气流量按标准参比条件(温度293.15K，压力101.325kPa)下的体积计量。

4.1.10 集输含硫的酸性天然气的采气、集气管道和集气站宜避开人口稠密区。管道走向及集气站位置应根据地区人口密度、自然条件及工程安全、环境评价意见综合确定。高含硫气田设计，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。

4.1.11 凝析气田设计，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。

4.2 集气流程

4.2.1 气田集气工程宜采用气液混输工艺，减少污水和废水的排放，简化矿场预处理流程。

4.2.2 凝析气集输宜采用常温混输工艺流程。

4.2.3 低压低产气田宜采用井下节流、井间串接的集输流程。

4.2.4 含H₂S气田或含CO₂气田宜采用湿气集输、加注缓蚀剂流程。

4.2.5 对于长距离输送、H₂S及CO₂腐蚀严重的酸性气田，集气管道可采用干气输送方式。

4.2.6 气液混输的集气系统应充分分析段塞流的影响，合理设置段塞流捕集装置。

4.2.7 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。如有下列情况之一时，分离器宜设置在井场：
1 井口进行多级节流降压的气井。
2 距集气站较远的气井。
3 产液量大的气井。

4.3.2 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确定。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。应通过相态平衡工艺模拟计算和技术经济分析后，确定采用常温分离、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。重力分离器形式的选择宜符合下列要求：
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 重力分离器的设计、制造应符合现行行业标准《油气分离器规范》SY/T 0515的有关规定。

4.3.5 立式重力分离器的直径可按下式计算：

(4.3.5)

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(按本规范式4.3.7-1计算)(m/s)；
K₁——立式分离器修正系数，一般取K₁＝0.8。

4.3.6 卧式重力分离器的直径可按下式计算：

(4.3.6)

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 ，K4取5.0。
式中其它符号意义与式4.3.5中相同。

4.3.7 液滴在分离器中的沉降速度可按下列式计算：

(4.3.7-1)

(4.3.7-2)

用式4.3.7-2计算f·(Re²)，再查本规范附录B得出f值。
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；
μ_G——气体在操作条件下的粘度(Pa·s)。

4.3.8 分离器丝网捕雾器所需面积可按下式计算：

S＝Q/ν (4.3.8-1)

式中：
Q——气体处理量(m³/s)；
ν——气体通过丝网的设计速度(m/s)；
气体通过丝网捕雾器的设计速度ν，宜取气体通过丝网最大允许速度的0.5～0.8倍。气体通过丝网最大允许速度可按下式计算：

(4.3.8-2)

式中：
ν_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可按表4.3.8选取；
ρ_L——液体的密度(kg/m³)；
ρ_G——气体在操作条件下的密度(kg/m³)；

表4.3.8 桑得斯-布朗系数K_SB取值

4.3.9 站内计量分离器和生产分离器的数量按下列原则确定：
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。

4.3.10 分离器排出的天然气凝液应密闭回收，并应送往天然气凝液回收工厂集中处理。

4.3.11 分离器排出的污水应密闭收集，集中处理，并应符合本规范第5.4—5.6节的规定。

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，以满足生产动态分析的需要。

4.4.2 气井产出的水和天然气凝液的计量宜采用容积式流量计或容器计量。

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，其计量周期应根据计量的路数决定，宜为5～10d，每次计量的持续时间不少于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 天然气输量计量可分为以下三级：
1 一级计量用于气田外输气的贸易交接计量；
2 二级计量用于气田内部集气过程的生产计量；
3 三级计量用于气田内部生活计量。

4.4.6 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可根据天然气的输量范围不低于表4.4.6的规定，二级计量系统的最大允许误差应在±5.0％以内，三级计量系统的最大允许误差应在±7.0％以内。

表4.4.6 一级计量系统的准确度等级

4.4.7 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4.4.7中的A级确定。天然气二、三级计量系统配套仪表的准确度，可分别参照表4.4.7中B级和C级确定。

表4.4.7 计量系统配套仪表准确度

注：当供气双方用能量流量交接时需要配套的项目。

4.4.8 气井产量计量采用标准孔板节流装置时，设计、安装和流量计算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，流量计算可按现行国家标准《用标准孔板流量计测量天然气流量》GB/T 21446的规定进行。

4.4.9 当采用气体超声流量计测量天然气流量时，设计、安装和流量计算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。

4.4.10 站场分输出站天然气应计量。站内的生产用气和生活用气应分别计量，宜采用孔板流量计或旋进旋涡流量计。

4.4.11 对于含液量较小的气井，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 水合物的防止

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，可采用天然气脱水、加热、保温或向天然气中加入抑制剂等措施。

4.5.2 采用加热法防止水合物时，应符合下列要求：
1 单台热负荷小于1750kW时，可采用常压水套炉，可不设备用加热炉；
2 当站场总热负荷大于3000kW时，宜采用锅炉或者导热油炉供热；
3 水套炉供热水温宜低于当地水沸点5℃～10℃，补给水悬浮物的含量不应超过20mg/L，井场真空加热炉补水硬度不应超过0.6mmol/L。
4 加热炉燃料气中H₂S含量不应高于350mg/m³。

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

4.5.4 采用抑制剂防止水合物时，可采用甲醇、乙二醇。储存量应按使用量、供货及运输情况确定。

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要求：
1 甘醇富液再生宜采用常压工艺。乙二醇的再生温度范围为110℃～120℃。
2 甘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 甘醇富液再生装置应设有PH值调节剂的添加设施。循环甘醇的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 甘醇循环系统应设低位罐回收设备排出的甘醇。

4.5.6 当甲醇用量较大时，宜进行回收再生循环使用。

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、进气温度和进气量有一定的波动范围。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 气源比较稳定，且气量较大时，宜选用适合油气田应用的离心式压缩机。
3 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。在电力系统可靠的情况下，宜采用电动机驱动；在无电或电力不足的地方，往复式压缩机可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，余热宜加以利用

4.6.3 压缩机组宜选用橇装型式。

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髙限停机装置。压缩机有油润滑时，应在后冷凝冷却器后设置润滑油分离器。

4.6.6 压缩机应结合环保要求进行露天布置、半露天布置或室内布置。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，且满足操作及检修要求。

4.6.7 厂房的高度取决于压缩机机组本身的高度和起重设备的高度，并应保证起吊物最低点距固定部件留有0.5m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，宜按下列要求配备起重设备：
1 最大部件起重量大于或等于10t时，宜配置电动防爆桥式起重机。
2 最大部件起重量小于10t，而大于或等于3t，宜设手动梁式起重设备。安装的压缩机台数为1、2台时，可配置手动起重机。
3 最大部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备，在厂房内应留有移动式吊车或三角架回转起吊场地。

4.6.10 压缩机管道安装设计，应符合下列要求：
1 压缩机进口应设压力高、低限报警及低压越限停机装置。
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，压缩机站应设站内循环回路。
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，宜优先采用空冷。当采用水冷却时，宜优先采用循环水或循环不冻液冷却，也可根据具体情况采用开式水冷却。

4.7 安全截断与泄放

4.7.1 气井井口应安装井口高低压紧急截断阀。

4.7.2 进出集气站的天然气管道上应设截断阀。截断阀应具有手动功能，并应设置在操作方便及在事故发生时能迅速切断气源的地方。

4.7.3 单井集气站进站管道可设止回阀，不设截断阀。集气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 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，应把容器间的连接管道包括在内。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。

4.7.5 容器安全阀在火灾情况下对容器进行超压保护，泄放量的计算可按照现行国家标准《压力容器》GB 150.1进行。

4.7.6 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。

4.7.7 对于操作压力1.7MPa以上的大型设备在火灾情况下的紧急放空，应该在15分钟内将设备的操作压力降至容器设计压力的50％以下；为减少容器泄漏所带来的后果，通常将压力降至0.69MPa。

4.7.8 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。

4.7.9 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。

4.7.10 安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力，定压值(P₀)应根据最高操作压力(P)确定，并应符合下列要求：

当P≤1.8MPa时，P₀＝P＋0.18MPa；
当P＞1.8MPa时，P₀＝1.05～1.1P₀

4.7.11 安全阀泄放管直径应按下列要求计算：
1 单个安全阀阀后的泄放管直径，应按背压不大于该阀设定压力的10％确定，但不应小于安全阀的出口直径；
2 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的设定压力的10％确定。

4.7.12 集输站场湿天然气宜选用全启式封闭弹簧安全阀。

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

4.7.14 放空阀后管道内气体流速，不应大于下式计算的气体声速。

υ_c＝91.20(KT/M)^0.5(4.7.14-1)
K＝C_P/C_V(4.7.14-2)

式中：
υ_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。

4.7.15 集输站场放空火炬的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的规定。

4.7.16 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。

5 处理工艺

5.1 天然气净化

5.1.1 天然气脱水的工艺方法，应根据气田开发方案、气田集输系统、天然气的压力、组成、气源状况、地区条件、脱水深度进行技术经济比较后确定。

5.1.2 天然气的脱水深度应按下列要求确定：
1 管输天然气的水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃。
2 对天然气凝液回收装置，水露点应比最低制冷温度至少低5℃。

5.1.3 天然气脱水装置脱出的污水应收集后集中处理，并符合本规范第5.5节的规定。

5.1.4 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。

5.1.5 天然气中H₂S、CO₂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。

5.1.6 商品天然气的烃露点应满足现行国家标准《天然气》GB 17820的要求。

5 处理工艺

5.1 天然气净化

5.1.1 天然气脱水的工艺方法，应根据气田开发方案、气田集输系统、天然气的压力、组成、气源状况、地区条件、脱水深度进行技术经济比较后确定。

5.1.2 天然气的脱水深度应按下列要求确定：
1 管输天然气的水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃。
2 对天然气凝液回收装置，水露点应比最低制冷温度至少低5℃。

5.1.3 天然气脱水装置脱出的污水应收集后集中处理，并符合本规范第5.5节的规定。

5.1.4 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。

5.1.5 天然气中H₂S、CO₂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。

5.1.6 商品天然气的烃露点应满足现行国家标准《天然气》GB 17820的要求。

5.2 天然气凝液回收

5.2.1 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。

5.2.2 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，允许波动范围取60％～120％，装置年累计设计开工时数按8000h计算。

5.2.3 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％。

5.2.4 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。

5.2.5 天然气凝液回收装置的进料总管应设有自动紧急关断阀。紧急关断阀前应设置越装置旁路或放空阀和安全阀。

5.2.6 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。

5.2.7 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的规定。
2 稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB 9053的规定。
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。

5.2.8 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。

5.2.9 天然气凝液回收装置产生的污水应收集后集中处理，并符合本规范5.5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 生产作业罐的储存天数为1d.
2 外销产品储罐的储存天数：
1)管道输送，3d；
2)罐车拉运(包括瓶装液化石油气)，100km以内，3d～5d；100km以外，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要求：
1 球型罐或卧式罐宜取0.9。
2 内浮顶罐容积等于或大于1000m³时，宜取0.9；
3 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要求：
1 液化石油气储罐的设计压力应根据液化石油气的饱和蒸汽压确定。液化石油气在50℃的饱和蒸汽压值加上0.18Mpa若大于1.77MPa时，应取实际值；若小于等于1.77MPa，储罐设计压力应取1.77MPa。
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应超过40℃，2号稳定轻烃进入储罐的温度不应超过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 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 气田水转输

5.4.1 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。

5.4.2 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。

5.4.3 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。

5.4.4 气田水输送管道宜采用埋地敷设。金属管道穿越三级以上公路、非金属管道穿越四级以上公路时，应设保护套管。

5.4.5 长距离气田水输送管道应进行必要的水锤分析计算，根据分析计算结果设置安全防护措施。

5.4.6 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。

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

5.4.8 气田水输送管道宜采用非金属管。当采用钢管时，管道的设计壁厚应根据输送压力、介质的腐蚀性计算确定。

5.4.9 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的要求。

5.5 气田水处理

5.5.1 气田内各站场产生的气田水宜进行集中处理，处理合格的气田水可回注地层或排放。

5.5.2 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确定，宜符合下列要求：
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。

5.5.3 含硫气田水处理应采用密闭收集、密闭处理工艺，对气田水宜进行脱气处理，脱出的硫化氢气体应安全处置。

5.5.4 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。含硫气田水储罐以正压形式进行气封密闭储存时，宜采用净化天然气。

5.5.5 含硫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措施。

5.5.6 当原料气含有液态烃时，容器及设备排出的含油污水宜经除油处理后排入检修污水系统。

5.6 气田水回注

5.6.1 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。

5.6.2 回注井的选择应符合现行行业标准《气田水回注方法》SY/T 6596的要求。

5.6.3 回注井口的设计应满足注水、洗井、取样、测试及井下作业的操作要求。寒冷地区的回注井口应有防冻措施。

5.6.4 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。

5.6.5 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。

5.6.6 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。

5.6.7 回注泵应设置备用泵。

5.6.8 回注泵进水管道上应设置过滤器。

5.6.9 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要求执行。

5.6.10 回注管道的设计压力应按回注泵额定排出压力的1.05～1.10倍计算确定。

5.6.11 金属回注管道的设计宜按现行国家标准《油田注水工程设计规范》GB 50391的要求执行。

5.6.12 回注水水质有腐蚀性时，应进行管道腐蚀监测，并采取相应的防腐措施。

6 集输管道

6.1 一般规定

6.1.1 集输管道选线应符合下列要求：
1 应尽量取直，尽量不破坏沿线已有的各种建、构筑物，尽量少占耕地,并应满足工程安全、环境影响评价报告要求。
2 宜与其他管道、道路、供配电线路、通信线路组成走廊带。
3 同类性质且埋设深度接近的管道宜同沟敷设。
4 管道之间、管道与埋地电缆、管道与架空供电线路平行敷设时，间距除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。
6 高含硫化氢集输管道不应通过四级地区。

6.1.3 集输管道的设计压力应根据最大操作压力分析确定。

6.1.4 集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算：

(6.1.4)

式中：
δ——钢管计算壁厚(mm)；
Р——设计压力(MPa)；
D——管道外径(mm)；
σ₃——钢管最低屈服强度(MPa)；
F——设计系数，取值见本规范第6.2.6条和第6.3.10条；
φ——钢管焊缝系数。当选用无缝钢管时，取φ＝1.0。当选用钢管符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB/T 9711的规定时，φ按该标准取值；
t——温度折减系数，当温度小于120℃时，t取值1.0；
C——管道腐蚀裕量，取值见本规范第6.2.6条和第6.3.5条。
钢管壁厚应按计算壁厚向上圆整至标准壁厚选取。

6.1.5 管道强度计算应符合下列要求：
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。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的相关规定，对管道在地震作用下的强度进行校核。
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。

6.1.6 管道外径与壁厚之比不应大于140。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％。

6.1.7 气田集输管道、天然气凝液管道宜设清管设施。

6.1.8 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。

6 集输管道

6.1 一般规定

6.1.1 集输管道选线应符合下列要求：
1 应尽量取直，尽量不破坏沿线已有的各种建、构筑物，尽量少占耕地,并应满足工程安全、环境影响评价报告要求。
2 宜与其他管道、道路、供配电线路、通信线路组成走廊带。
3 同类性质且埋设深度接近的管道宜同沟敷设。
4 管道之间、管道与埋地电缆、管道与架空供电线路平行敷设时，间距除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。
6 高含硫化氢集输管道不应通过四级地区。

6.1.3 集输管道的设计压力应根据最大操作压力分析确定。

6.1.4 集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算：

(6.1.4)

式中：
δ——钢管计算壁厚(mm)；
Р——设计压力(MPa)；
D——管道外径(mm)；
σ₃——钢管最低屈服强度(MPa)；
F——设计系数，取值见本规范第6.2.6条和第6.3.10条；
φ——钢管焊缝系数。当选用无缝钢管时，取φ＝1.0。当选用钢管符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB/T 9711的规定时，φ按该标准取值；
t——温度折减系数，当温度小于120℃时，t取值1.0；
C——管道腐蚀裕量，取值见本规范第6.2.6条和第6.3.5条。
钢管壁厚应按计算壁厚向上圆整至标准壁厚选取。

6.1.5 管道强度计算应符合下列要求：
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。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的相关规定，对管道在地震作用下的强度进行校核。
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。

6.1.6 管道外径与壁厚之比不应大于140。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％。

6.1.7 气田集输管道、天然气凝液管道宜设清管设施。

6.1.8 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。

6.2 天然气集输管道

6.2.1 天然气集输管道流量应按下列公式计算：
1 当管道沿线的相对高差△h≤200m时：

(6.2.1-1)

式中：
q_v——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：

(6.2.1-2)

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),其中g为重力加速度，g＝9.81m/s²；
R_a为空气的气体常数，在标准状况下；
n——管道沿线计算管段数，计算管段是沿管道走向，从起点开始，当其相对高差△h《200m时划作一个计算管段；
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。
式中其他符号的意义与式(6.2.1-1)相同。

6.2.2 天然气集输管道沿线任意点的温度应按下列公式计算：
1 当无节流效应时：

(6.2.2-1)

(6.2.2-2)

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(℃)；
e——自然对数底数，按2.718取值；
x——管道计算段起点至沿线任意点的长度(km)；
K——管道中气体到土壤的总传热系数
D——管道外径(m)；
q_v——气体流量(m³/d)；
△——气体的相对密度；
c_p——气体的定压比热容。
2 当有节流效应时：

(6.2.2-3)

式中：
J——焦耳-汤姆逊效应系数(℃/MPa)；
△P_x——x长度管段的压降(MPa)。
式中其他符号的意义与式(6.2.2-2)相同。

6.2.3 埋地天然气集输管道总传热系数应符合下列要求：
1 宜对有关数据进行实测后计算确定。
2 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和多层结构挤压聚乙烯的导热系数可按本规范附录D选用。

6.2.4 气液混输管线水力计算，当所输液体呈牛顿流体时，可采用本规范附录C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的可行的其他方法。

6.2.5 当天然气中液体含量小于40cm³/m³时，可采用威莫斯公式加修正计算法，按下式计算：

(6.2.5-1)

(6.2.5-2)

式中：
Q——管线计算流量(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)。
q₁——气体中液体含量(cm³/m³)；
——管线中气体平均流速(m/s)。

6.2.6 集输管道采用钢管时，直管段壁厚应按本规范式(6.1.4)计算。其中：
1 设计系数F根据现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251中的有关规定取值。当管道输送含H₂S等酸性天然气时，F按照现行行业标准《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 管道腐蚀裕量C，当管道输送含有水、H₂S、CO₂、CL^-等腐蚀介质时，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。

6.2.7 集输管道采用耐蚀合金复合钢管时，外基管壁厚应按本规范式(6.1.4)计算，不计腐蚀余量；内衬管壁厚根据输送介质腐蚀程度及管径规格确定。

6.3 天然气凝液输送管道

6.3.1 天然气凝液在管道中输送时，沿线任何一点的压力都必须高于输送温度下天然气凝液的饱和蒸汽压。沿线各中间泵站的进站压力应比同温度下天然气凝液的饱和蒸汽压力高1MPa，末站进储罐前的压力应比同温度下天然气凝液的饱和蒸汽压力高0.5MPa。

6.3.2 天然气凝液管道的设计应作水击分析，并应根据分析结果设置相应的控制和保护措施。

6.3.3 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处于静止状态下该处静水压力。管道系统起点的最大操作压力，可按下式计算：

(6.3.3)

式中：
P——管道的设计压力(MPa)；
h——所需泵的扬程(MPa)，可取泵的计算扬程(h_j)的1.05～1.10倍；
P_b——始端储罐最高工作温度下的天然气凝液的饱和蒸汽压力(MPa)。

6.3.4 天然气凝液输送泵的计算扬程可按下式计算：

(6.3.4)

式中：
h_j——泵的计算扬程，液柱(m)；
△P_z——管道总阻力损失，液柱(m)，可取管道摩阻损失(h)的1.05～1.10倍；
P_y——管道终点余压，可取50～70m液柱；
△h——管道终、起点高程差引起的附加压力，液柱(m)。

6.3.5 天然气凝液管道的摩阻损失可按下式计算：

(6.3.5)

式中：
h——管道沿程摩阻，(液柱)(m)；
L——管道长度(m)；
d——管道内径(m)；
ν——管内液体流速(m/s)，，其中qV为天然气凝液的体积流量(m³/s)；
g——重力加速度，g＝9.81m/s²；
λ——水力阻力系数，可按表6.3.5确定。

表6.3.5 水力阻力系数λ计算公式

注：当2000＜R_e＜3000时，为过渡区，可按紊流水力光滑区计算。

式中：R_e——雷诺数；
ν——液体的运动粘度(对含水油为乳化液粘度)(m²/s)；
c——管道相对粗糙度，；其中e为管道内壁的绝对粗糙度(m)；按管材、制管方法、清管措施、腐蚀、结垢等情况确定，天然气凝液管道可取e＝0.1×10^-3～0.15×10^-3m。
式中其它符号意义与式6.3.5中相同。

6.3.6 天然气凝液输送管道的管径按下式计算：

(6.3.6)

式中：d——管道内径(mm)；
q_v——操作条下的体积流量(m³/h)；
v——管道内液体的平均流速(m/s)，按本规范第6.3.7条确定。

6.3.7 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0.8～1.4m/s，最大不应超过3.0m/s。

6.3.8 天然气凝液管道的沿程温降可按本规范式(6.2.2.1)计算。其中t₁为管道起点温度，t_x为管道终点温度，X＝L(管道全长，单位为“m”)。系数a按下列公式计算：

(6.3.8)

K——总传热系数
D——管道外径(m)；
q_m——天然气凝液的质量流量(kg/s)；
C——天然气凝液的比热容。

6.3.9 埋地凝析油管道总传热系数应按下列原则确定：
1 应尽量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 在不能获得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照附录D选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按照附录E选用，其设计应符合国家现行标准《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》SY/T 0415的规定。

6.3.10 天然气凝液管道直管段壁厚应按本规范第6.1.4条的规定计算，并应符合下列规定。
1 设计系数F应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》 GB50253中的液态液化石油气(LPG)的管道强度设计系数的规定选取。
2 对于轻微腐蚀环境，腐蚀裕量C不应大于1mm；对于较严重腐蚀环境，腐蚀裕量C应根据实际情况确定。

6.3.11 稳定凝析油、稳定轻烃和液态液化石油气管道直管段壁厚和管道系统设计应满足现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253的相关规定。

6.3.12 凡在生产中有可能形成封闭液体的管段，应设置安全阀。

6.3.13 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。

6.4 管道敷设及线路附属物

6.4.1 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髙原墚峁交错地区等特殊地段的集输管道，应通过经济对比确定敷设方式。

6.4.2 埋地管道的敷设深度，应根据沿线地形、地面荷载情况、保温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。

6.4.3 天然气集输管道敷设不应采用切割弯头。高含硫化氢集输管道不应采用冷弯弯管。

6.4.4 天然气集输管道穿、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。

6.4.5 集输管道线路截断阀的设置管道的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。

6.4.6 输送含硫化氢天然气管道线路截断阀的设置还应根据管道内硫化氢含量及周围人口密度确定，设置间距可按照现行行业标准《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY/T 0612的有关规定执行。线路截断阀并应配置感应压降速率控制的自动关断装置。

6.4.7 集输管道通过四级地区，宜在管顶上方0.5m处设置标识带。

6.5 管道材料

6.5.1 天然气集输管道选用的碳钢钢管，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、《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。

6.5.2 含H₂S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，碳钢和不锈钢管道焊缝、热影响区及母材硬度均不能超过250HV10。

6.5.3 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。

6.5.4 不含H₂S、高含CO₂、高含Cl^-、、高温等苛刻腐蚀环境下管道材料可选择碳钢、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。

6.6 管道组件

6.6.1 管道组件的材质选择，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。

6.6.2 管道组件应选用镇静钢，集输站场上的管道组件用材还应采用炉外精炼工艺。

6.6.3 在北方寒冷地区，地面上的管道组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管道组件的设计温度，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。

6.6.4 含硫环境下管道组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的规定。

6.6.5 高含CO₂、高含Cl^-、等苛刻环境下的设备和管道组件材料宜选用碳钢(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。

6.6.6 管道组件严禁使用铸铁件、螺旋焊缝钢管，宜采用锻钢、钢板、无缝钢管或直缝焊接钢管，质量应分别符合国家现行标准《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、现行国家标准《压力容器用钢板》GB 713、《化肥设备用高压无缝钢管》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中的有关规定。

6.6.7 管道组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中的有关规定。

6.6.8 当管道组件与管道采用焊接连接时，两者材质的化学成份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。

6.6.9 管件宜进行热处理，热处理的方法可采用消除应力、正火、正火加回火、淬火加回火。

6.6.10 用于酸性介质的管道组件，在材质选用、结构设计和腐蚀裕量选取、热处理等方面均应考虑酸性介质的腐蚀因素。用于酸性介质的碳钢和低合金钢管道组件，应进行消除应力热处理和硬度检查。

6.6.11 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的规定。

6.6.12 弯头和弯管的壁厚应按下列公式计算：

δb＝δ×m (6.7.12-1)
(6.7.12-2)

式中：
δb——弯头或弯管的计算壁厚(mm)；
δ——弯头或弯管所连接直管的计算壁厚(mm)；
m——弯头或弯管壁厚增大系数；
R——弯头或弯管的曲率半径(mm)，为弯头或弯管外直径的倍数；
D——弯头或弯管的外径(mm)。
双金属复合弯头和弯管的强度设计中不计入复层材料的强度，基层壁厚按上述公式计算。

6.6.13 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可按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251中的有关规定进行设计和计算。用于酸性介质或设计压力P》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。

6.6.14 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的有关规定。

6.6.15 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的有关规定。

6.6.16 清管器收发筒和气田用汇管应按其各受压元件等强度的原则进行选材和计算，应由具有与其设计压力相应的压力容器制造资格的工厂制造。

6.6.17 清管三通应在支管与主管交界位置设置挡条或采用其它结构，挡条长度方向与主管轴线方向一致。

6.6.18 管法兰的选用宜符合国家现行标准《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG 20592～20635的规定，法兰密封面形式、垫片和紧固件应与所选用的管法兰相匹配。

6.6.19 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至少应包含以下项目：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。绝缘法兰的设计应符合现行行业标准《绝缘接头与绝缘法兰设计技术规定》SY/T 0516的规定。

6.6.20 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或有关标准的规定。在防火区内关键部位使用的阀门，应具有耐火性能。需要通过清管器的阀门，应选用全通径阀门。

6.6.21 管道组件不要求在制造厂试压，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。

7 防腐与绝热

7.1 内腐蚀控制

7.1.1 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。

7.1.2 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。

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

7.1.4 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。

7.1.5 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。

7.1.6 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。

7.1.7 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设计规范》SY/T 0612的有关规定。

7 防腐与绝热

7.1 内腐蚀控制

7.1.1 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。

7.1.2 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。

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

7.1.4 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。

7.1.5 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。

7.1.6 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。

7.1.7 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设计规范》SY/T 0612的有关规定。

7.2 外腐蚀控制

7.2.1 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、阴极保护或二者联合的防护措施。

7.2.2 外防腐层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定》HG/T 20679的有关规定。

7.2.3 不保温集气干线应采用阴极保护，不保温采气管线和其它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。

7.2.4 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。

7.2.5 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，同时应满足下列规定：
1 输送介质温度大于60℃的管道，保护电位应比-0.95V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。

7.2.6 电干扰区域内的管道防护设计应符合国家现行标准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB/T 50698、《埋地钢质管道直流排流保护技术标准》SY/T 0017的有关规定。

7.2.7 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。

7.2.8 气田集输系统外腐蚀控制设计尚应满足现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447的规定。

7.3 绝热

7.3.1 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隔热技术规范》SH 3010的规定。

7.3.2 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。

7.3.3 甲、乙类油品储罐、容器、工艺设备和甲、乙类地面管道当需要保温时，应采用非燃烧保温材料；低温保冷可采用泡沫塑料，但其保护层外壳应采用不燃烧材料。

7.3.4 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的规定。

7.3.5 绝热材料及制品的燃烧性能等级应符合下列要求：
1 被绝热设备或管道表面温度大于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 8624-2006 A2级材料。
2 被绝热设备或管道表面温度小于等于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 8624-2006 C级材料，当选择B和C级材料时，氧指数应不小于30％。
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 8624-2006 A2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 8624-2006 C级材料，当选择B和C级材料时，氧指数应不小于30％。

7.3.6 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 8624-2006 A2级的材料。

8 仪表与自动控制

8.1 一般规定

8.1.1 站场自控设计应满足工艺过程操作安全、稳定、经济运行的需要，积极采用国内外先进成熟技术，做到因地制宜、经济合理、实用可靠。

8.1.2 站场应设置检测及控制设施。采用仪表控制系统或计算机控制系统，应根据工艺流程的复杂程度、控制的难易、生产管理水平、操作维护能力、自然环境和社会条件确定。仪表及控制系统宜按下列要求设计：
1 井场、集气站宜采用远程终端装置(RTU)或小型可编程控制器(PLC)。脱水站、天然气处理厂等站场宜采用可编程控制器(PLC)或中小规模的分散控制系统(DCS)。
2 根据对井场、集气站及处理厂的风险评估确定安全完整性等级(SIL)。SIL 2级及以上宜采用独立的安全仪表系统。
3 对于低产气田，应简化自控设施，井场、集气站采用的橇装工艺装置宜集成RTU控制系统。
4 需要实现自动控制的气田，应充分利用丛式井、高压集气等生产方式或工艺，尽可能简化井场自控设施。

8.1.3 仪表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的规定。

8.1.4 计算机控制系统的设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T 50823的规定。

8.1.5 安全仪表系统的设计应符合现行国家标准《石油化工安全仪表系统设计规范》GB/T 50770的规定。

8.1.6 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的规定。

8.1.7 仪表及计算机控制系统应设置保护接地和工作接地，接地电阻值应符合下列规定：
1 保护接地电阻值宜小于4Ω。当采用联合接地时，接地电阻值应按被保护设备要求的最小值确定。
2 工作接地电阻应根据仪表制造厂家的要求确定。当无明确要求时，可采用保护接地的电阻值。

8.1.8 多雷击区或强雷击区的自控设备应采取防雷措施，仪表电源防雷设计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。

8.1.9 仪表及计算机控制系统控制室的设计宜符合下列规定：
1 控制室应设置在方便生产管理和便于操作的地方，并远离强磁场、噪声源及振动设备。
2 控制室应设置防尘、照明及通信设施。必要时，应设置空调设施。
3 可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。
4 控制室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。

8.1.10 仪表保温和伴热应符合下列要求：
1 在环境温度条件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，应保温和伴热；对工艺介质是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隔热设计规范》SH 3126的有关规定。

8.1.11 仪表配管、配线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的规定。粘稠介质的测量管道应采取相应措施，防止测量的滞后和失真。

8.1.12 滩海陆采气田站场仪表与自动控制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的规定。

8 仪表与自动控制

8.1 一般规定

8.1.1 站场自控设计应满足工艺过程操作安全、稳定、经济运行的需要，积极采用国内外先进成熟技术，做到因地制宜、经济合理、实用可靠。

8.1.2 站场应设置检测及控制设施。采用仪表控制系统或计算机控制系统，应根据工艺流程的复杂程度、控制的难易、生产管理水平、操作维护能力、自然环境和社会条件确定。仪表及控制系统宜按下列要求设计：
1 井场、集气站宜采用远程终端装置(RTU)或小型可编程控制器(PLC)。脱水站、天然气处理厂等站场宜采用可编程控制器(PLC)或中小规模的分散控制系统(DCS)。
2 根据对井场、集气站及处理厂的风险评估确定安全完整性等级(SIL)。SIL 2级及以上宜采用独立的安全仪表系统。
3 对于低产气田，应简化自控设施，井场、集气站采用的橇装工艺装置宜集成RTU控制系统。
4 需要实现自动控制的气田，应充分利用丛式井、高压集气等生产方式或工艺，尽可能简化井场自控设施。

8.1.3 仪表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的规定。

8.1.4 计算机控制系统的设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T 50823的规定。

8.1.5 安全仪表系统的设计应符合现行国家标准《石油化工安全仪表系统设计规范》GB/T 50770的规定。

8.1.6 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的规定。

8.1.7 仪表及计算机控制系统应设置保护接地和工作接地，接地电阻值应符合下列规定：
1 保护接地电阻值宜小于4Ω。当采用联合接地时，接地电阻值应按被保护设备要求的最小值确定。
2 工作接地电阻应根据仪表制造厂家的要求确定。当无明确要求时，可采用保护接地的电阻值。

8.1.8 多雷击区或强雷击区的自控设备应采取防雷措施，仪表电源防雷设计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。

8.1.9 仪表及计算机控制系统控制室的设计宜符合下列规定：
1 控制室应设置在方便生产管理和便于操作的地方，并远离强磁场、噪声源及振动设备。
2 控制室应设置防尘、照明及通信设施。必要时，应设置空调设施。
3 可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。
4 控制室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。

8.1.10 仪表保温和伴热应符合下列要求：
1 在环境温度条件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，应保温和伴热；对工艺介质是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隔热设计规范》SH 3126的有关规定。

8.1.11 仪表配管、配线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的规定。粘稠介质的测量管道应采取相应措施，防止测量的滞后和失真。

8.1.12 滩海陆采气田站场仪表与自动控制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的规定。

8.2 仪表选型及主要控制

8.2.1 站场仪表选型应安全可靠、经济合理，品种规格力求统一。一般可按下列要求确定：
1 检测及控制室仪表宜采用电动仪表。
2 执行机构的选型(气动或电动)应根据生产装置的规模、控制阀的数量，综合可靠性和经济性来确定。安全仪表系统的执行机构应选择故障安全型设备。
3 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。对粘稠、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。
4 爆炸和火灾危险区内安装的电动仪表、电动执行机构等电气设备的防爆类型应根据国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定，按照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。
5 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；滩海陆采气田站场的检测仪表应防腐、防潮。

8.3 计算机控制系统

8.3.1 气田监控及调度管理系统的技术水平应根据工程规模、工艺复杂程度、操作管理水平、自然条件以及投资情况等因素确定，宜按照“井场/站场—作业区监控中心—采气厂(矿区)—油气田公司”生产调度管理的架构建设。

8.3.2 计算机控制系统的类型应根据站场的工艺特点、测控功能、规模及发展规划等因素，经技术经济对比确定。一般情况，可按下列要求确定：
1 对于陆上和滩海规模较大的新建气田宜采用监控与数据采集(SCADA)系统。
2 规模较大、相对集中的生产装置宜采用DCS或PLC系统。
3 对操作独立性强的橇装装置，宜采用RTU或小型PLC控制。RTU、PLC与站场控制系统宜进行数据通信。

8.3.3 计算机控制系统的选型应满足下列要求：
1 选用的控制系统应是集成化、标准化的过程控制和生产管理系统，其硬件、软件配置及功能要求应与站场或工艺装置的规模和控制要求相适应。
2 选用的控制系统应具有开放性和较强的数据通信能力及扩充联网能力，并配有标准化的通用操作系统。
3 选用的控制系统的硬件、软件应具有模块化结构及良好的扩展性能。
4 控制系统的平均故障间隔时间(MTBF)和平均修复时间(MTTR)应满足控制系统可靠性及可用性的要求。
5 各类控制点、检测点的备用点数宜为实际设计点数的10％～30％，机柜槽位宜留有10％～30％的备用空间。
6 对安全性和可靠性要求很高的生产单元，控制系统相关部件宜为冗余配置。
7 一般站场宜设1台操作员站(兼工程师站)，规模较大的集气站、脱水站等站场宜设置2台操作员站。
8 大型站场的计算机控制系统宜由功能相对独立且互相联系的基本过程控制系统(BPCS)、安全仪表系统(SIS)、火灾及气体检测系统(FGS)组成。
9 大型站场的BPCS系统宜按下列要求设置：
1) 系统宜由服务器、工程师站、操作员站、过程控制单元及网络设备等组成。
2) 服务器的CPU使用率除系统或程序启动外不应大于40％。
3) 控制器符合不应大于70％。
4) 通信网络的负荷不应超过60％。
5) 工程师站宜独立设置，当系统I/O点较少时可与操作员站共用。
10 SIS系统设置应符合下列规定：
1) 应根据确定的安全完整性等级进行SIS系统配置。
2) SIS系统应设计为故障安全型。
3) SIL2级、SIL3级SIS系统的控制器应独立设置。
4) SIS系统的控制器、I/O模板、电源及内部通讯网络应具有相应等级的SIL认证。

8.3.4 计算机控制系统应具有下列功能：
1 数据采集和处理功能。
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。

9 站场总图

9.1 站场址选择

9.1.1 站场址应根据已批准的气田开发总体规划、所在地区的城镇规划、交通规划以及集输管道的走向确定。

9.1.2 站场址选择应合理使用土地，符合国家土地管理政策。站场址的面积应满足总平面布置的需要，尽量利用荒地、劣地，少占或不占耕地。

9.1.3 站场址宜选择地势较平坦，地表构筑物少的地块。为满足气田滚动开发要求，站场址应便于扩建发展。

9.1.4 站场址应考虑交通运输、水源、电源、公用设施和生活基地等依托条件。改扩建工程应尽量在既有站场内或其附近实施，以充分利用原有公用设施。

9.1.5 沙漠地区站场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，天然气处理厂的厂址在技术经济合理的条件下宜选在沙漠边缘或沙漠之外。

9.1.6 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。

9.1.7 站场址宜位于地势较高处。

9.1.8 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、《建筑设计防火规范》GB 50016、《工业企业噪声控制设计规范》GB J87、《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348和《工业企业设计卫生标准》GBZ 1等的有关规定。

9.1.9 站场址的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。含硫化氢天然气集输站场址选择，还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》AQ2018、《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。

9 站场总图

9.1 站场址选择

9.1.1 站场址应根据已批准的气田开发总体规划、所在地区的城镇规划、交通规划以及集输管道的走向确定。

9.1.2 站场址选择应合理使用土地，符合国家土地管理政策。站场址的面积应满足总平面布置的需要，尽量利用荒地、劣地，少占或不占耕地。

9.1.3 站场址宜选择地势较平坦，地表构筑物少的地块。为满足气田滚动开发要求，站场址应便于扩建发展。

9.1.4 站场址应考虑交通运输、水源、电源、公用设施和生活基地等依托条件。改扩建工程应尽量在既有站场内或其附近实施，以充分利用原有公用设施。

9.1.5 沙漠地区站场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，天然气处理厂的厂址在技术经济合理的条件下宜选在沙漠边缘或沙漠之外。

9.1.6 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。

9.1.7 站场址宜位于地势较高处。

9.1.8 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、《建筑设计防火规范》GB 50016、《工业企业噪声控制设计规范》GB J87、《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348和《工业企业设计卫生标准》GBZ 1等的有关规定。

9.1.9 站场址的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。含硫化氢天然气集输站场址选择，还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》AQ2018、《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。

9.2 站场防洪及排涝

9.2.1 站场的防洪排涝设计应与气田防洪排涝相结合。站场建在受洪水威胁的地段时，应采取防洪措施。在条件允许且技术经济合理的情况下，在区域防洪设计的基础上应适当提高站场场地标高，也可只提高主要设备和建筑物地面标高。

9.2.2 站场邻近江河、海岸、湖泊布置时，应采取防止可燃、有毒、有害液体流入水域的措施。

9.2.3 站场的防洪设计标准应符合表9.2.3的规定。

表9.2.3 气田集输站场的防洪设计标准

9.2.4 防洪设计的洪水流量及相应的设计洪水水位应按当地水文站的实测资料，由表9.2.3 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。设计洪水水位应包括壅水和风浪袭击高度。

9.2.5 站场场地的防洪设计标高应比按防洪设计标准计算的设计洪水水位高0.5m。在淤积严重地区，还应计入淤积高度。

9.2.6 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。

9.2.7 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的规定。

9.3 站场总平面及竖向布置

9.3.1 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的有关规定，并满足现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016和《工业企业总平面设计规范》GB 50187的有关要求。

9.3.2 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，对近期和远期进行衔接，统一规划，分期实施。

9.3.3 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。

9.3.4 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。

9.3.5 井场总平面布置应便于修井作业。

9.3.6 站场内变电站宜位于站场边缘，变配电室宜靠近负荷中心。

9.3.7 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。

9.3.8 装卸区应布置在站场的边缘，独立成区，并宜设单独的出入口。(新增)

9.3.9 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因素合理确定。

9.3.10 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(大于或等于35kV)应设高度不低于1.5m的围栏。

9.3.11 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。

9.3.12 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》GB50183的有关规定。消防路以及消防车必经之路，其交叉口或弯道的路面內缘转弯半径不得小于12m。

9.3.13 汽车装卸场地宜采用水泥混凝土场地，场地坡度宜为0.5％～1.0％。场地结构应满足运油车辆的要求，装卸场地应有照明设施，站外应设停车场。

9.3.14 高含硫化氢站场的倒班宿舍应布置在站场外。

9.3.15 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。

9.3.16 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。

9.3.17 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，应符合下列要求：
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不宜小于1％。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2.5m范围，排水坡度不宜小于2％。
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。

9.4 站场管线综合布置

9.4.1 管道综合布置应与总平面及竖向布置相结合。管道的敷设力求短捷，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。

9.4.2 管道敷设方式应根据场区情况、输送介质特性和维护管理的需要确定。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积聚及防止含可燃液体的污水进入沟内。

9.4.3 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F的要求。

9.4.4 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2.2m，管墩敷设的管道管底距地面不应小于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。

9.4.5 架空管道跨越道路、铁路时，净空高度应符合下列要求：
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2.2m。

9.4.6 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G确定。

9.4.7 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，垂直净距应符合下列要求：
1 距35kV以下的直埋电力电缆不应小于0.5m；
2 距直埋通信电缆不应小于0.5m；
3 距穿管通信电缆不应小于0.25m。

9.4.8 蒸汽、热(回)水及其它热管道均应设置热补偿，管道热补偿应与管网布置相结合。当需要设置补偿器时，形式可根据管道工作压力、空间位置大小等具体情况确定。站内热管道的固定支座应设置在下列部位：
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。(修订，GB 50350 11.4.8)。

9.4.9 管道综合设计除符合本规范外，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、《工业企业总平面设计规范》GB 50187的有关规定。

10 公用工程及配套设施

10.1 通信

10.1.1 气田通信系统可设生产调度、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。应根据气田的实际需要，选择和设置相应的系统。

10.1.2 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。

10.1.3 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。

10.1.4 气田集输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具体通信需求情况确定适宜的备用通信方式。

10.1.5 气田集输管道巡检和维抢修部门，宜优先选用无线对讲机。(新增)

10.1.6 安装于爆炸危险区内的电话、广播、工业电视监视设备及用于爆炸危险区内的无线电对讲机、移动通信设备必须符合该危险区的防爆要求。

10.1.7 气田内通信系统设计应符合下列要求：
1 通信管道设计应符合现行行业标准《通信管道与通道工程设计规范》YD 5007的有关规定。
2 通信电源设计应符合现行行业标准《通信电源设备安装设计规范》YD 5040的规定，需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定》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、《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116的规定。

10.1.8 通信线路穿越站场及与其它建筑物的安全距离应符合附录J和附录K的要求。

10.1.9 低渗透气田的气井通信方式宜采用无线通信方式，当无线通信方式不能满足要求时，也可采用光纤等有线通信方式。

10 公用工程及配套设施

10.1 通信

10.1.1 气田通信系统可设生产调度、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。应根据气田的实际需要，选择和设置相应的系统。

10.1.2 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。

10.1.3 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。

10.1.4 气田集输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具体通信需求情况确定适宜的备用通信方式。

10.1.5 气田集输管道巡检和维抢修部门，宜优先选用无线对讲机。(新增)

10.1.6 安装于爆炸危险区内的电话、广播、工业电视监视设备及用于爆炸危险区内的无线电对讲机、移动通信设备必须符合该危险区的防爆要求。

10.1.7 气田内通信系统设计应符合下列要求：
1 通信管道设计应符合现行行业标准《通信管道与通道工程设计规范》YD 5007的有关规定。
2 通信电源设计应符合现行行业标准《通信电源设备安装设计规范》YD 5040的规定，需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定》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、《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116的规定。

10.1.8 通信线路穿越站场及与其它建筑物的安全距离应符合附录J和附录K的要求。

10.1.9 低渗透气田的气井通信方式宜采用无线通信方式，当无线通信方式不能满足要求时，也可采用光纤等有线通信方式。

10.2 供配电

10.2.1 各类站场的电力负荷分级及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。电力负荷分级同时应结合气田集输工程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。
1 气田集气各类集气站、增压站，当设计能力大于或等于400×10⁴m³/d时，划分为一级重要电力用户。
2 处理天然气凝液的站场，当天然气设计能力大于或等于50×10⁴m³/d时，划分为二级重要电力用户。
3 增压站设计能力大于或等于50×10⁴m³/d时，压缩机的原动机为电动机，或当原动机采用燃气发动机，机组的润滑和冷却设备及仪表用电由外电源供电时，划分为二级重要电力用户。
4 不属于一级、二级重要电力用户者为三级负荷。
5 专为净化厂供气的集气总站或增压站、气田的自动控制中心和通信中心，其用电负荷等级应与净化厂电力负荷分级相一致。
6 消防用电设备负荷等级划分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。

10.2.2 气田集气各类站场用电设备负荷等级应符合表10.2.2的规定。

表10.2.2 气田集气各类站场用电设备负荷等级

注：1.本表适合于设计能力大于等于50×10⁴m³/d的站场。
2.设计能力小于50×10⁴m³/d的站场用电设备负荷等级为三级。

10.2.3 气田集输的供电电源的配置应符合下列要求：
1 一级重要电力用户供电电源配置：当不具备来自两个方向变电站条件，但有较高可靠性需求，可采用专线主供、辐射公网热备运行方式，两路电源可来自同一变电站的不同母线。
2 二级重要电力用户供电电源配置：可采用两路电源互供互备，任一路电源都能带满负荷，且应尽量配置备用电源自动投切装置，两路电源可来自同一变电站的辐射公网。在负荷较小或地区供电条件困难时，可由一回6kV及以上专用架空线路供电。
3 气田供电电源宜从所在地区电网取得，当所在地区电网不能满足要求时,应设置自备电源。自备电源宜优先采用柴油发电。

10.2.4 气田供电电压应根据电源条件、用电负荷的分布情况、输电线路长度综合比较确定。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，主变电站应以35kV、10kV电压等级供电，并应在各用电负荷点设置恰当的变电站。气田配电线路电压宜优先采用10kV，对于远距离且分散的地区，也可采用35kV。

10.2.5 变压器的配置应根据电源情况，负荷性质，用电容量的大小、经济运行方式选择，并符合下列要求：
1 有两个电源且主要为一、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；如由低压侧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计算负荷。
3 单台变压器(低压为0.4kV)的容量不宜大于1600kVA。

10.2.6 低压配电系统的同一电压等级配电级数不宜多于三级，并应符合下列要求：
1 根据负荷的容量和分布，变配电所应靠近负荷中心。
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 无功补偿装置宜就地集中设置，当配电变压器容量大于等于100kVA时，高压侧的功率因数不应小于0.95。

10.2.7 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的规定。各类站场爆炸危险区域内的电气设备应符合现行国家标准《爆炸性气体环境用电气设备》GB 3836的规定。
批注[a1]:经专业技术组内部讨论，考虑SY/T为推荐标准，不宜作为强条；将GB 3836的相关要求做强条处理。
GB 50058正在修订中，争议较大，况且防爆电气设计可遵循标准仅此一本，本次修订就不再出现。

10.2.8 站场内建筑物的防雷分类及防雷措施，应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的规定。工艺装置内露天布置的塔、罐和容器等的防雷、防静电设计，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和现行行业标准《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY/T 6885的有关规定。
批注[a2]:经专业技术组内部讨论，GB 50057针对建筑物，不能涵盖电气部分尤其是变电所的防雷设计，不宜作为强条。SY/T6885 中已有放空管不设接闪器要求，本规范取消该条。

10.2.9 滩海陆采气田供配电应符合现行行业标准《滩海油田油气集输设计规范》SY/T 4085的规定。

10.3 给排水

10.3.1 气田站场给水、排水系统应充分利用已有的系统工程设施，统一规划，分期实施。对于不宜分期建设的工程，可一次实施。

10.3.2 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。

10.3.3 给水设计供水量应为生产、生活、绿化及其它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。

10.3.4 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。

10.3.5 给水水质指标应符合工艺要求或相关标准的规定。当水质指标不能满足要求时，应进行水质处理。

10.3.6 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的规定。

10.3.7 排水系统的选择应根据污水性质，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分流制或合流制。

10.3.8 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。

10.3.9 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的规定。

10.4 消防

10.4.1 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。

10.4.2 气田集输系统设有压缩机组的集气站，当增压规模不大于200×10⁴m³/d时，可不设置固定消防给水设施。

10.4.3 独立的气田水处理站消防按五级站设计。

10.4.4 气田站场内生产装置区、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的规定。

10.4.5 气田站场内的控制室、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。

10.4.6 生产装置区设置的灭火器规格宜按表10.4.6选用。

表10.4.6 灭火器的规格

10.5 供热

10.5.1 站场供热装置应根据站场生产、生活的用热需求以及站场公用工程条件确定，站场余热宜利用。

10.5.2 气田集输站场供热的最大热负荷应按下式计算：

Q_max＝K(K₁Q₁＋K₂Q₂＋K₃Q₃＋K₄Q₄) (10.5.2)

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)。

10.5.3 供热介质宜优先选用热水，在热水供热不能满足要求时可选用蒸汽、导热油或其它供热介质；常压锅炉供热水温宜低于当地大气压水沸点5℃～10℃，且不高于85℃；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 1576的规定。

10.5.4 锅炉应选用高效节能产品。

10.5.5 锅炉、导热油炉的燃料宜采用天然气，天然气燃料系统应满足下列要求：
1 燃料气中H₂S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它用气管道。
5 在进锅炉房或供热站燃料气主管上应设置紧急截断阀。

10.5.6 锅炉房设计应符合现行国家标准《锅炉房设计规范》GB 50041的规定。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的规定。

10.6 暖通空调

10.6.1 站场内建筑物的暖通空调设计应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019的规定。

10.6.2 站场内各类房间的冬季采暖室内计算温度宜符合表10.6.2的规定。

表10.6.2 室内采暖计算温度

注：电机间、变压器室、高压开关室、电容器室等不采暖，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。

10.6.3 站场内采暖热媒宜优先采用热水，系统形式宜为同程式。对于遇水可能发生电气短路危险的电气、仪表设备用房以及远离集中热源的独立建筑，宜采用电采暖。

10.6.4 站场内建筑物的通风方式及换气次数宜按附录H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要求：
1 宜优先采用局部排风；设置局部排风时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。

10.6.5 化验室通风柜的吸入速度宜为0.5～1m/s。

10.6.6 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连锁的电动启闭装置。

10.6.7 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。

10.6.8 当放散到厂房内的有害气体密度比空气重(相对密度大于0.75)，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。

10.6.9 在散发易燃易爆等有害气体的厂房中，若设有机械排风，机械排风设备的启动应与厂房内可燃气体报警信号联锁；当发生火灾时，应能联锁关闭空调设备电源。

10.6.10 站场内的天然气压缩机房﹑天然气凝液泵房、天然气调压间、液化石油气泵房及燃气锅炉房应设事故通风装置。天然气压缩机房、天然气凝液泵房、液化石油气泵房应在正常排风量外，再附加不小于8次/h的事故通风量。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。

10.6.11 当采用通风达不到室内温度、湿度及洁净度等要求时，应设置空气调节；采暖、通风与空调的设置应满足防火、防爆要求。

10.6.12 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。

10.6.13 采暖通风空调水管道不宜穿过遇水可能发生电气短路危险的房间，如必须穿过时，管道应采用焊接连接。

10.6.14 甲、乙类厂房和甲、乙类仓库内严禁采用明火和电热散热器采暖。

10.6.15 甲、乙类厂房中的空气不应循环使用。

10.7 建筑与结构

10.7.1 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。

10.7.2 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、《油气田和管道工程建筑设计规范》SY/T 0021的规定。

10.7.3 甲、乙类火灾危险性生产厂房的耐火极限不应低于二级，其他生产厂房的耐火极限不宜低于三级。

10.7.4 对有爆炸危险的甲、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双层密闭窗，且应采用安全玻璃。

10.7.5 气田集输仪表控制室、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。

10.7.6 集输站场控制室面向工艺装置区的一面不应开设外窗，外门应满足防爆要求。

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

10.7.8 有围护结构的压缩机房、发电机房及其它有噪音的厂房应采取降噪、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及《工作场所有害因素职业接触限值 第2部分：物理因素》GBZ 2.2的要求。

10.7.9 有爆炸危险的甲、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。

10.7.10 根据气田滚动开发情况，对于短期气田开发区块宜采用临时性或可拆装移动的建筑。

10.7.11 当甲、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的要求。

10.7.12 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的规定。

10.7.13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的规定》SH 3029的规定。

10.7.14 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。

10.7.15 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的规定。

10.7.16 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、《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。

10.7.17 卧式容器基础、塔型设备基础、球罐基础设计应分别按照现行行业标准《石油化工冷换设备和容器基础设计规范》SH 3067、《石油化工塔型设备基础设计规范》SH 3030、《石油化工企业球罐基础设计规范》SH 3062的规定。

10.7.18 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的规定。

10.7.19 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。

10.7.20 气田集输工程建筑物的抗震设防分类应符合现行国家标准《建筑抗震设防分类标准》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。气田集输工程构筑物的抗震设计，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。

10.7.21 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、流向、流冰方向及安全要求确定。

10.7.22 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。

10.7.23 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。

10.7.24 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。

10.8 道路

10.8.1 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。场站道路划分为主干道、次干道、支道和人行道四级。

10.8.2 进站路宜采用公路型道路，但位于城市道路网规划范围内的进出站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。

10.8.3 站场内道路计算行车速度宜为15km/h.进站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。

10.8.4 交叉口路面内缘转弯半径一般为9～12m，一、二、三级气田集输站场消防车道转弯半径不得小于15m。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。一般站场内道路可不设超高或加宽。

10.8.5 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。

10.8.6 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。

10.8.7 站场道路的路面宽度可按表10.8.7选用。

表10.8.7 路面宽度(m)

注：1 主干道用于一、二、三、四级气田集输站场进站路及站内主要道路。
2 次干道用于一、二、三、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路和站内主要道路。
3 支道用于厂房、车间出人口的道路。

10.8.8 公路型进站路的路肩宽度宜为0.5m、1.0m或1.5m，受地形限制的困难局部特殊路段可减为0.25m、0.5m或0.75m。

10.8.9 一、二、三、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。

10.8.9 通向井场的道路可采用4m或3.5m宽的土路。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。错车道的有效长度为20m，错车道路段路基全宽6.5m，前后各设长15m的宽度渐变段。

10.8.10 站场道路设计的其他要求应符合行国家现标准《厂矿道路设计规范》GB 50022、《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的规定。

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

表A K₂和K₃的关系

附录B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图

液滴在气体中的阻力系数f

图B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图

附录C 油气在水平管中混输的压降计算公式

C.0.1 采用杜克勒Ⅱ法时，可按下列公式计算(适用于水平管道)。
1 油气混输管道的压降可用下式计算：

(C.0.1-1)

式中：
△_p——油气混输管道压降(MPa)；
λ_m——混输阻力系数，见式C.0.1－2；
ρ_m——气液混合物的平均密度 (kg/m³)，见式C.0.1-6；
υ_m——气液混合物平均流速(m/s)，见式C.0.1-7；
L——管道长度 (km)；
d——管道内径(m)。
2 混输阻力系数可用下列公式计算：

(C.0.1-2)

(C.0.1-3)

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RL查图C.0.1-1确定；
R_em——混输雷诺数；
μ_m——气液混合物的动力粘度(Pa·s)，见式C.0.1-4。
式中其它符号意义与式C.0.1-1中相同。

图C.0.1-1 Ф—R_L关系曲线

3 气液混合物的动力粘度可用下列公式计算：

μ_m＝μ_LR_L＋μ_g(1－R_L) (C.0.1-4)
R_L＝q_L/q_m (C.0.1-5)

式中：
μ_L、μ_g——液相、气相的动力粘度(Pa·s)；
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用下式计算：

(C.0.1-6)

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R_em查图C.0.1-2确定。

图C.0.1-2 R_L—H_L关系曲线

5 气液混合物的平均流速可用下式计算：

(C.0.1-7)

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

C.0.2 采用贝格斯-布里尔法时，可按下列公式计算：
1 油气混输管道的压降可用下式计算：

(C.0.2-1)

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，见本条第2款；
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λ₀、含液率HL、无滑脱含液率R_L，经计算确定，见本条第4款；
G_m——气液混合物质量流量(kg/s)；
υ_sg——气相折算流速(m/s)；
——管道内介质的平均绝对压力(Pa)。
式中其它符号意义与式C.0.1-1中相同。
2 截面含液率H_L可按下列公式计算。
水平管分离流、间歇流、分散流的截面含液率按下式计算：

(C.0.2-2)

式中：
H_L(0)——水平管截面含液率；
R_L——体积含液率，见式C.0.1-5；
Fr——弗劳德准数，见式C.0.2-11；
系数a、b、c取决于流型，见表C.0.2-1。

表C.0.2-1 a、b、c与流型的关系

水平管过渡流的截面含液率H_L(0)_T按下式计算：

H_L(0)_T＝AH_L(0)_s＋BH_L(0)_I(C.0.2-3)

式中，下标T、S、I分别表示过渡流、分离流和间歇流，A、B按下列公式计算：

(C.0.2-4)
B＝1－A (C.0.2-5)

注：L₂、L₃按表C.0.2-3中所列计算式计算。
对于倾斜管截面含液率H_L(θ)可按下式计算：

H_L(θ)＝ψH_L(0) (C.0.2-6)

式中：
H_L(θ)——倾角为θ的管路截面含液率。

(C.0.2-7)

(C.0.2-8)

式中d、e、f、h是与流型有关的系数，见表C.0.2-2。

表C.0.2-2 与流型有关的其它系数

(C.0.2-9)

式中：
υ_sl——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

ψ＝1＋0.3c (C.0.2-10)

3 两相管路流型判别准则见表C.0.2-3。

表C.0.2-3 两相管路流型判别准则

(C.0.2-11)

式中符号意义与式C.0.1-1、C.0.2-2中相同。
4 两相流水力摩阻系数可按下列公式计算：

(C.0.2-12)

式中：
λ_m——两相流管路的水力摩阻系数；
λ₀——相同条件下两相均匀混合、相间无滑脱的水力摩阻系数。

(C.0.2-13)

(C.0.2-14)

当1＜m＜1.2时，

n＝l_n(2.2m-1.2) (C.0.2-15)

对于水力光滑管，无滑脱时水力摩阻系数λ₀可由穆迪(Moody)图中查得，也可由下式计算：

(C.0.2-16)

无滑脱时，其雷诺数Re_o为：

(C.0.2-17)

式中符号意义与式C.0.1-1、C.0.1-5、C.0.1-6中相同。

附录D 埋地沥青绝缘天然气集输管道总传热系数K选用表

表D 埋地沥青绝缘采集气管道总传热系数K[W/(m²·℃)]

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 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距

表F 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G 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距

表G 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距(m)

注：1 表中所列净距应自管壁或防护设施外缘算起。
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表中所列数值。
3 当有可靠根据或措施时，可减小表中所列数值。

附录H 站场内建筑物的通风方式及换气次数

表H 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 计算通风量时，房间高度大于6m时应按6m计算，事故通风应按房间实际高度计算。
3 括号内的换气次数为含硫的数据。
4 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。
5 当采用联合通风方式时，自然通风的换气次数取3～6次/h，机械排风按全部换气次数计算。

附录J 通信电缆管道和直埋电缆与地下管道或建筑物的最小间距

表J 通信电缆管道、直埋电缆与其它地下管道和建筑物的最小间距

注：1 交越处2m之内天然(煤)气管道不得有接口，否则电缆及电缆管道应加包封。
2 电力电缆加有保护套管时净距可减至0.15m。

附录K 通信架空线路与其它设备或建筑物的最小间距

表K 通信架空线路与其它设备或建筑物的最小间距

注：1 两通信线交越时，一级线路应在二级线路上面通过，且交越角不得小于30°，广播线路为三级线路。
2 通信线路与25kV交流电气铁道的馈电线不允许跨越，必要时应采用直埋电缆穿过。

本规范用词说明

1 为了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，非这样做不可的用词：
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用词：
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用词：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。

2 本规范中指明应按其它有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。

引用标准名录

《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》AQ 2018
《工业企业设计卫生标准》GBZ 1
《工作场所有害因素职业接触限值 第2部分：物理因素》GBZ 2.2
《工业企业噪声控制设计规范》GBJ 87
《压力容器》GB 150
《压力容器》GB 150.1
《压力容器用钢板》GB 713
《工业锅炉水质》GB 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
《爆炸性气体环境用电气设备》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
《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 8624-2006
《污水综合排放标准》GB 8978
《稳定轻烃》GB 9053
《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》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
《钢制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
《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
《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019
《厂矿道路设计规范》GB 50022
《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
《建筑物防雷设计规范》GB 50057
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058
《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
《建筑抗震设防分类标准》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
《储罐区防火堤设计规范》GB 50351
《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
《石油化工安全仪表系统设计规范》GB/T 50770
《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
《天然气净化厂设计规范》SY/T 0011
《埋地钢质管道直流排流保护技术标准》SY／T 0017
《油气田和管道工程建筑设计规范》SY/T 0021
《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
《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》SY/T 0415
《油气分离器规范》SY/T 0515
《绝缘接头与绝缘法兰设计技术规定》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
《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
《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隔热技术规范》SH 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的规定》SH 3029
《石油化工塔型设备基础设计规范》SH 3030
《石油化工管架设计规范》SH/T 3055
《石油化工企业球罐基础设计规范》SH 3062
《石油化工冷换设备和容器基础设计规范》SH 3067
《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
《石油化工仪表及管道伴热和隔热设计规范》SH 3126
《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 20592～20635
《化工设备管道外防腐设计规定》HG/T 20679
《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
《通信管道与通道工程设计规范》YD 5007
《通信电源设备安装设计规范》YD 5040