《GB 50251-2015 输气管道工程设计规范.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《GB 50251-2015 输气管道工程设计规范.docx（322页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。
1、中华人民共和国国家标准输气管道工程设计规范Codefordesignofgastransmissionpipelineengineering50251-2015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：2015年10月1日中国计划出版社2015北京中华人民共和国国家标准输气管道工程设计规范GB50251-2015中国计划出版社出版网址：地址：北京市西城区木樨地北里甲11号国宏大厦C座3层邮政编码：100038电话：（OK）63906433（发行部）新华书店北京发行所发行北京市科星印刷有限责任公司印刷85OnlmXlI68rn1/326.25印张158千字
2、2015年8月第1版2015年8月第1次印刷统一书号：1580242704定价：38.00元版权所有侵权必究侵权举报电话：（OlO）63905404如有印装侦量问题，请寄本社出版部调换中华人民共和国住房和城乡建设部公告第734号住房城乡建设部关于发布国家标准输气管道工程设计规范的公告现批准输气管道工程设计规范为国家标准，编号为GB502512015,自2015年10月1日起实施。其中，第3.2.9、3.4.3、3.4.4、4.2.4、6.3.4、7.2.1(4)、7.2.2(6)条(款)为强制性条文，必须严格执行。原国家标准输气管道工程设计规范GB502512003同时废止。本规范由我部标准定
3、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2月2日-XJL-A刖百根据住房城乡建设部关于印发（2011年工程建设标准规范制订、修订计划的通知（建标（2011）17号）的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结近年输气管道工程建设实践经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见，开展多项专题研究的基础上，修订本规范。本规范共分11章和10个附录，内容包括：总则、术语、输气工艺、线路、管道和管道附件的结构设计、输气站、地下储气库地面设施、仪表与自动控制、通信、辅助生产设施以及焊接与检验、清管与试压、于燥与置换等。本次修订的主要内容如下：1.将原规范“监控
4、与系统调度”拆分为“仪表与自动控制”和“通信”两章编写。2 .取消原规范中“节能、环保、劳动安全卫生”一章，将其内容补充到相关章节中。3 .在“线路”章和“输气站”章中分别增加防腐与保温节，在“辅助生产设施”章中增加“供热”节。4 .增加了一级一类地区采用0.8强度设计系数的相关规定和并行管道设计规定。5 .补充修订了输气站及阀室放空设计规定、线路截断阀（室）间距调增规定及阀室选址规定，试压、焊接检验与置换要求。6 .增加了附录J“输气站及阀室爆炸危险区域划分推荐做法”、附“埋地管道水压强度试验推荐做法”。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。本规范由住房城乡建设部负责管理和对
5、强制性条文的解释，1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）o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：中国石油天然气管道局天津设计院主要起草人：洪贵宇汤晓勇郭佳春孙在蓉李强郭成华孟凡彬向波钟小木唐胜安何丽梅张永红赵淑珍吴克信雒定明张平李巧陈凤牟建陈杰陈静傅贺平刘科慧卫晓刘玉峰卿太钢主要审查人：叶学礼苗承武章申
6、远任启瑞梅三强刘海春胡颖张文伟史航李爽吴勇张邕生孙立刚吴洪松王冰怀董旭刘嵬辉卜祥军李国海隋永莉宋飞李献军吴昌汉马珂朱峰刘志田王庆红张箭啸李延金王小林目次1 总则2 术语3输气工艺(5)1.1 1一般规定(5)1.2 工艺设计(5)1.3 工艺计算与分析(6)1.4 输气管道的安全泄放(9)4线路(4.1 线路选择(12)4.2 地区等级划分及设计系数确定(13)4.3 管道敷设(14)4.4 并行管道敷设(21)4.5 线路截断阀(室)的设置(22)4.6 线路管道防腐与保温(23)4.8 管道标识(25)5管道和管道附件的结构设计(26)5. 1管道强度和稳定性计算(26)5.2 材料(28
7、)5.3 管道附件(29)6输气站(32)6. 1输气站设置(32)6.3压缩机组的布置及厂房设计(33)6.5 压缩机组的选型及配置(36)6.6 压缩机组的安全保护(37)6. 7站内管线(37)6.8站内管道及设备的防腐与保温(38)7地下储气库地面设施(39)7. 1一般规定(39)7.2 地面工艺(39)7.3 设备选择(40)8仪表与自动控制(41)8. 1一般规定(41)8.2 调度控制中心(41)8.3 站场控制系统及远程终端装置(42)8 .4输气管道监控(43)9 通信(45)10辅助生产设施(46)1.1 1供配电(46)1.2 给水排水及消防(49)1.3 采暖通风和空
8、气调节(50)1.4 供热(51)11焊接与检验、清管与试压、干燥与置换(53)ILl焊接与检验(53)11.2 清管、测径与试压(56)附录A输气管道工艺计算(60)附录B受约束的埋地直管段轴向应力计算和当量应力校核(62)附录C受内压和温差共同作用下的弯头组合应力计算(63)2附录D敷管条件的设计参数(65)附录E管道附件由膨胀引起的综合应力计算(66)附录F三通和开孔补强的结构与计算(69)附录G压缩机轴功率计算(72)附录H管端焊接接头坡口型式(73)附录J输气站及阀室爆炸危险区域划分推荐做法(76)附录K埋地管道水压强度试验推荐做法(85)本规范用词说明(87)引用标准名录(88)附
9、：条文说明(91)Contents1 Generalprovisions(1)2 Terms(2)3 GaStransportationtechnology(5)1.1 1Generalrequirements(5)1.2 Processdesign(5)1.3 Processcalculationandanalysis(6)1.4 Safetyreliefofgaspipeline(9)4 Pipelineroute(12)4.1 1Routeselection(12)4.2 1.ocationclassificationanddeterminationofdesignfactors(13)
10、4.3 Pipelinelaying(14)4.4 Parallelpipelines(21)4.5 Settingofpipelineblockvalve(22)4.6 CorrosioncontrolandheatPreSerVatiOnofpipeline(23)4.7 7Hydraulicprotectionofpipeline(24)4.8 Pipelincmarking(25)5 Structuraldesignofpipelineandfittings(26)5.1 Calculationofpipelinestrengthandstability(26)5.3 Pipeauxi
11、liaries(29)6 GaStransportationstation(32)6.1 Settingofgastransportationstation(32)6.2 Stationprocess(32)46.3 Arrangementandplanthousedesignofcompressorunit(33)6.4 Processandauxiliarysystemofmpressorstation(34)6.5 SelectionandCOnfiguratialofcompressorunit(36)6.6 Safetyprotectionofcompressorunit(37)6.
12、7 Pipinginstation(37)6.8 CorrosioncontrolandheatPreSerVatiOnofinstationpipingandequipment(38)7 Surfacefacilityofundergroundgasstorage(39)7.1 Generalrequirements(39)7.2 Surfaceprocess(39)7.3 Selectionofequipment(40)8 Instrumentationandautomaticcontrol(41)8.1 Generalprovisions(41)8.2 Controlcenter(41)
13、8.3 Stationcontrolsystemandremoteterminalunit(42)8.4 MonitOrandntrolofgaspipeline(43)9 Communication(45)10 Auxiliaryproductionfacility(46)10.1 Powersupplyanddistribution(46)10.2 Watersupplyanddrainageandfirefighting(49)10.3 HVAC(50)10.4 Heating(51)11 Weldingandinspection,piggingandpressuretesting,dr
14、yingandreplacement(53)11.1 Weldingandinspection(53)11.2 Pigging,calipermeasuringandpressuretesting(56)11.3 3Dryingandreplacement(58)AppendixACalculationofgaspipelineprocess(60)5Appendix B Axialstresscalculationandequivalentstresscheckofconstrainedbuiiedstraightpipelinesection(62)Appendix C Calculati
15、onofcombinedstressofelbowsunderthecombinedactionofinternalpressureandtemperature(63)Appendix D Designparametersofpipelinelayingcondition(65)Appendix E Calculationofcomprehensivestressresultedfrompipelinefittingexpansion(66)Appendix F Structureandcalculationofteeandopeningreinforcement(69)Appendix G
16、Calculationofcompressorshaftpower(72)Appendix H Pipeendweldingjointtype(73)Appendix J Recommendedpracticeofclassificationofexplosivedangerousareasingastransportationstationandvalvevault(76)Appendix K Recommendedpracticeofburiedpipelinehydraulicpressurestrengthtest(85)Explanatiofwordinginthiscode(87)
17、1.istofquotedstandards(88)Addition:Explanationofprovisions(91)1.0.1为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制定本规范。1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建和改建输气管道工程设计。1.0.3输气管道工程设计应符合下列规定：1应保护环境、节约能源、节约用地，并应处理好与铁路、公路、输电线路、河流、城乡规划等的相互关系；2应积极采用新技术、新工艺、新设备及新材料；3应优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数；4扩建项目应合理地利用原有设施和条件；5分期
18、建设项目应进行总体设计，并制定分期实施计划。1.0.4输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2.术语2.0.1管道气体pipelinegas通过管道输送的天然气、煤层气和煤制天然气。2.0.2输气管道工程gastransmissionpipelineproject用管道输送天然气、煤层气和煤制天然气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。2.0.3输气站gastransmissionstation输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等。2.0.4输气首站gastrans
19、missioninitialstation输气管道的起点站。一般具有分离、调压、计量、清管等功能。2.0.5输气末站gastransmissionterminalstation输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。2.0.6气体接收站gasreceivingstation在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，-般具有分离、调压、计量、清管等功能。2.0.7气体分输站gasdistributingstation在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。2.0.8压气站compressorstation在输气管道沿线，用压缩机
20、对管道气体增压而设置的站。2.0.9地下储气库u：ndergroundgasstorage利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造、气井及地面设施。地质构造类型包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。22.0.10注气站gasinjectionstation将天然气注入地下储气库而设置的站。2.0.11采气站gaswithdrawstation将天然气从地下储气库采出而设置的站。2.0.12管道附件pipeauxiliaries管件、法兰、阀门、清管器收S简、汇管、组合件、绝缘法兰或e缘接头等管道专用承压部件。2.0.13管件pipefitting弯头、弯管、三通、异径接头和管封头。2.0.1
21、4弹性敷设pipelayingwithelasticbending利用管道在外力或自重作用下产生弹性弯曲变形，改变管道走向或适应高程变化的管道敷设方式。2.0.15清管系统piggingsystem为清除管线内凝聚物和沉积物，隔离、置换或进行管道在线检测的全套设备。其中包括清管器、清管器收发筒、清管器指示器及清管器示踪仪等。2.0.16设计压力designpressure(DP)在相应的设计温度下，用以确定管道计算壁厚及其他元件尺寸的压力值，该压力为管道的内部压力时称为设计内压力，为外部压力时称为设计外压力。2.0.17设计温度designtemperature管道在正常工作过程中，在相应设计
22、压力下，管壁或元件金属可能达到的最高或最低温度。2.0.18管输气体温度pipelinegastemperature气体在管道内输送时的流动温度。2.0.19操作压力OPeratingpressure(OP)在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。2.0.20最大操作压力maximumoperatingpressure(MOP)在正常操作条件下，管线系统中的最大实际操作压力。32.0.21最大允许操作压力maximumallowableoperatingpressure（MAOP）管线系统遵循本规范的规定，所能连续操作的最大压力，等于或小于设计压力。2.0.22泄压放空系统reliefandb
23、low-downsystem对超压泄放、紧急放空及开工、停工或检修时排放出的可燃气体进行收集和处理的设施。泄压放空系统由泄压设备、收集管线、放空管和处理设备或其中一部分设备组成。2.0.23水露点waterdewpoint气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。2.0.24煌露点hydrocarbondewpoint气体在一定压力下析出第滴液态垃时的温度。2.0.25冷弯弯管coldbends用模具将管子在不加热状态下弯制成需要角度的弯管。2.0.26热煨弯管hotbends管子加热后，在弯制机具上弯曲成需要角度的弯管。2.0.27并行管道parallelpipelines以一定间距（小于或等于
24、50In）相邻敷设的两条或多条管道。2.0.28线路截断阀（室）blockvalvestation油气输送管道线路截断阀及其配套设施的总称，也称为阀室。3输气工艺3.1 一般规定3.1.1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计算。当采用年输气量时，设计年工作天数应按35Od计算。3.1.2 进入输气管道的气体应符合现行国家标准天然气GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定：1应清除机械杂质；2水露点应比输送条件下最低环境温度低5C;3燃露点应低于最低环境温度；4气体中硫化氢含量不应大于20mgm3;5二氧化碳含量不应大于3机3.1.3 输气管道的设计压力应根
25、据气源条件、用户需要、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。3.1.4 当输气管道及其附件已按现行国家标准钢质管道外腐蚀控制规范GB/T21447和埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施宜与输气站合并建设。3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。3.2 工艺设计321工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。5,1.2.2 工艺设计应确定下列内容：
26、1输气总工艺流程：2输气站的工艺参数和流程；3输气站的数量和站间距；4输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。1.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送压力、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济比选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。1.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。在正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。1.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。1.2.6 当输气管道气源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进
27、气管线上应设置气质监测设施。1.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。1.2.8 输气站宜设置越站旁通。1.2.9 进、出输气站的输气管道必须设置截断阀，并应符合现行国家标准石油天然气工程设计防火规范GB50183的有关规定。2 .3工艺计算与分析3 .3.1输气管道工艺设计至少应具备下列资料:1管道气体的组成；2气源的数量、位置、供气量及其可变化范围；3气源的压力、温度及其变化范围；4沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；65沿线自然环境条件和管道埋设处地温。3.3.2输气管道水力计算应符合下列规定：1当输气管道纵断
28、面的相对高差Ah200m且不考虑高差影响时，应按下式计算：=i的E萨27式中：qy气体（PO=O.10135M0斜智力3K）的流量（nWd）;Pi一一输气管道计算段的起点压力（绝）（MPa）;P2一一输气管道计算段的终点压力（绝）（MPa）;d输气管道内径（Cm）;水力摩阻系数；Z一气体的压缩因子；1.输气管道计算段钎赢告m）,2当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式计算：(3.3.2-2)3.2-3)式中：系数（m）;h输气管道计算段的终点对计算段起点的标高差（m）;n输气管道沿线计算的分管段数。计算分管段的划分是沿输气管道走向，从起点开始，当其中相对高差200m时划作一个计算分
29、管段；h;一一各计算分管段终点的标高(m);h;-1各计算分管段起点的标高(m);1.;各计算分管道的长度(km);g重力加速度，g=9.8lms2;Ra-空气的气体常数，在标准状况下(Po=OJOl325MPa,T=293K),Ra=287.lm3(s2K),3水力摩阻系数宜按下式计算，当输气管道工艺计算采用手算时，宜采用附录A中的公式。19a1,(K+151)(3.3.2-4)一2OlIg(“y逅十万J式中：K-钢能壁绝对粗糙概m);d管道内径(m);Re雷诺数。3. 3.3输气管道沿线任意点的温度计算应符合下列规定:当不考虑节流效应时，应按下列公式计算:(3. 3. 3-1)tx=to+
30、(t1-to)e-a225256X10KD(3. 3. 3-2)式中:tx输气管公占线任意电离气体温度();to输气管道埋设处的土壤温度(C);I1输气管道计算段起点的气体温度(C);e-自然对数底数，宜按2.718取值；X一一输气管道计算段起点至沿线任意点的长度(km);K-或簟寓史抑J之里国&传承奇数W(m2D一一输气管道外直径(m);的流qv输气管道中气体(PO=O.101325MPa,T=293K)量(m3d);cp一一气体的定压比热J(kgK)o 3. 3-3)2当考虑节流效应时，应按下式计算:8式中：j焦耳-汤姆逊效应系数(CMPa);PxX长度管段的压降(MPa)。334根据工程
31、的实际需求，宜对输气管道系统进行稳态和动态模拟计算，确定在不同工况条件下压气站的数量、增压比、压缩机计算功率和动力燃料消耗，管道系统各节点流量、压力、温度和管道的储气量等。根据系统分析需要，可按小时或天确定计算时间段。335稳态和动态模拟的计算软件应经工程实践验证。3.4输气管道的安全泄放3.4.1 输气站宜在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。3.4.2 输气管道相邻线路截断阀(室)之间的管段上应设置放空阀，并应结合建设环境可设置放空立管或预留引接放空管线的法兰接口。放空阀直径与放空管直径应相等。3.4.3 存在超压的管道、设备和容器，必须设置安全阀或压力控制设施。3.4.4 安
32、全阀的定压应经系统分析后确定，并应符合下列规定：1压力容器的安全阀定压应小于或等于受压容器的设计压力。2管道的安全阀定压(Po)应根据工艺管道最大允许操作压力(P)确定，并应符合下列规定：1)当P1.8MPa时，管道的安全阀定压(Po)应按下式计(3. 4.4-1)算:P=P+0,18MPa2）当1.8MPa7.5MPa时，管道的安全阀定压（P。）应按下式9R尸U6P(3.4.4-3)4)采用0.8强度设计系数的管道设置的安全阀，定压不应大于1.04P。345安全阀泄放管直径计算应符合下列规定：1单个安全阀的泄放管直径，应按背压不大于该阀泄放压力的10%确定，且不应小于安全阀的出口管径；2连接
33、多个安全阀的泄放管直径，应按所有安全阀同时泄放时产生的背压不大于其中任何一个安全阀的泄放压力的10%确定，且泄放管截面积不应小于安全阀泄放支管截面积之和。3.4.6 放空的气体应安全排入大气。3.4.7 输气站放空设计应符合下列规定：1输气站应设放空立管，需要时还可设放散管：2输气站天然气宜经放空立管集中排放，也可分区排放，高、低压放空管线应分别设置，不同排放压力的天然气放空管线汇入同一排放系统时，应确保不同压力的放空点能同时畅通排放；3当输气站设置紧急放空系统时，设计应满足在15min内将站内设备及管道内压力从最初的压力降到设计压力的50%;4从放空阀门排气口至放空设施的接入点之间的放空管线
34、，用管的规格不应缩径。3.4.8 阀室放空设计应符合下列规定：1阀室宜设置放空立管，室内安装的截断阀的放散管应引至室外；2不设放空立管的阀室应设放空阀或预留引接放空管线的法兰接口；3阀室周围环境不具备天然气放空条件时，可不设放空立管，该阀室上下游管段内的天然气应由相邻的阀室或相邻输气站放空。103.4.9放空立管和放散管的设计应符合下列规定：1放空立管直径应满足设计最大放空量的要求；2放空立管和放散管的顶端不应装设弯管：3放空立管和放散管应有稳管加固措施；4放空立管底部宜有排除积水的措施；5放空立管和放散管设置的位置应能方便运行操作和维护；6放空立管和放散管防火设计应符合现行国家标准石油天然气
35、工程设计防火规范GB50183的有关规定。114.1线路选择4.1.1 线路的选择应符合下列要求：1线路走向应根据工程建设目的和气源、市场分布，结合沿线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感区的现状与规划，以及沿途地区的地形、地质、水文、气象、地震等自然条件，通过综合分析和多方案技术经济比较，确定线路总体走向；2线路宜避开环境敏感区，当路由受限需要通过环境敏感区时，应征得其主管部门同意并采取保护措施；3大中型穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应符合线路总体走向。局部线路走向应根据大中型穿（跨）越工程和压气站的位置进行调整；4线路应避开军事禁区、飞机场、铁路及汽车客运站、海（河）港码头等区域；5除
36、为管道工程专门修建的隧道、桥梁外，不应在铁路或公路的隧道内及桥梁上敷设输气管道。输气管道从铁路或公路桥下交叉通过时，不应改变桥梁下的水文条件；6与公路并行的管道路由宜在公路用地界3m以外，与铁路并行的管道路由宜在铁路用地界3m以外，如地形受限或其他条件限制的局部地段不满足要求时，应征得道路管理部门的同意；7.线路宜避开城乡规划区，当受条件限制，需要在城乡规划区通过时，应征得城乡规划主管部门的同意，并采取安全保护措施；8石方地段的管线路由爆破挖沟时，应避免对公众及周围设施的安全造成影响；9线路宜避开高压直流换流站接地极、变电站等强干扰区域；1210埋地管道与建（构）筑物的间距应满足施工和运行管理
37、需求，且管道中心线与建（构）筑物的最小距离不应小于5m。4.12输气管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严重侵蚀等地质灾害地段，宜避开矿山采空区及全新世活动断层。当受到条件限制必须通过上述区域时，应选择危害程度较小的位置通过，并采取相应的防护措施。4.2地区等级划分及设计系数确定4.2.1 输气管线通过的地区，应按沿线居民户数和（或）建筑物的密集程度，划分为四个地区等级，并应依据地区等级做出相应的管道设计。4.2.2 地区等级划分应符合下列规定：1沿管线中心线两侧各20Om范围内，任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数应划分为四个等级。在乡村人口聚集的村庄
38、、大院及住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。地区等级应按下列原则划分：D一级一类地区：不经常有人活动及无永久性人员居住的区段；2） 一级二类地区：户数在15户或以下的区段；3）二级地区：户数在15户以上100户以下的区段；4）三级地区：户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、规划发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；5）四级地区：四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段。2当划分地区等级边界线时，边界线距最近一幢建筑物外边缘不应小于200m。3在一、二级地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方，应按三级地区选取设计
39、系数。4当一个地区的发展规划足以改变该地区的现有等级时，应按发展规划划分地区等级。4.2.3输气管道的强度设计系数应符合表4.2.3的规定。4.2.3强度设计系数地区等级强度设计系数F一级一类地区0.8一级二类地区0.72二级地区0.6三级地区0.5四级地区0.4注：一级一类地区的线路管道可采用O.臧）.72强度设计系数。4.2.4穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系数，应符合表4.2.4的规定。表4.2.4穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系数管段或管道地区等级二三四一类二类强度设计系数有套管穿越0.720.720.60.50.4三、四级公路的管道无套管穿越三、四级公
40、路的管道0.60.60.50.50.4穿越、二级公路，高速公路，铁路的管道0.60.60.60.50.4输气站内管道及截断阀室内管道0.50.50.50.50.44.3管道敷设4.3.1 输气管道应采用埋地方式敷设，特殊地段可采用土堤或地14面形式敷设。4.3.2 埋地管道覆土层最小厚度应符合表4.3.2的规定。在不能满足要求的覆土厚度或外荷载过大、外部作业可能危及管道之处，应采取保护措施。4.12最NttWSG地区等级土壤类岩石类早地水田一级0.60.80.5二级0.80.80.5三级0.80.80.5四级0.80.80.5注：1对需平整的地段应按平整后的标高计算。2覆上层厚度应从管顶算起。
41、3季节性冻土区宜埋设在最大冰冻线以下。4旱地和水田轮种的地区或现有早地规划需要改为水田的地区应按水田确电歌5穿越鱼塘或沟渠的管线，应埋设在清淤层以下不小于1.0m。4.3.3 管沟边坡坡度应根据土壤类别、物理力学性质（如黏聚力、内摩擦角、湿度、容重等）、边坡顶部附近载荷情况和管沟开挖深度综合确定。当无上述土壤的物理性质资料时，对土壤构造均匀、无地下水、水文地质条件良好、深度不大于5m且不加支撑的管沟，其边坡坡度值可按表4.3.3确定。深度超过5m的管沟，应根据实际情况可采取将边坡放缓、加筑平台或加设支撑。4.3.3深度在5m以内管沟陡边坡坡度值土壤类别最陡边坡坡度值（高宽比）坡顶无载荷坡顶有静
42、载荷坡顶有动栽荷中密的砂土1:1.001:1.251:1.50中密的碎石类土（充填物为砂土）1:0.751:1.001:1.2515续表4.3.3土壤类别最睫边坡坡度值（高宽比）坡顶无载荷坡顶布岸载荷坡顶有动载荷硬塑的粉土1:0.671:0.751:1.00中密的碎石类土（充填物为黏性土）1:0.501:0.671:0.75硬塑的粉质黏土、黏土1:0.331:0.501:0.67老黄土1:0.101:0.251:0.33软士（经井点降水）1:1.00硬质岩1:01:01+0注；1静载荷系指堆土或料堆等，动载荷系指有机械挖土、吊管机和推土机等动力机械作业。2对软士地区，开挖深度不应超过如。3冻土
43、地区，应根据冻土可能的变化趋势及土壤特性经现场试挖确定边坡坡4.3.4 管沟宽度应符合下列规定：1管沟深度小于或等于5m时，沟底宽度应按下式计算：B=DoK（4.3.4）式中：B沟底宽度（m）;De-钢管的结构外径（m）,包括防腐及保温层的厚度，两条或两条以上的管道同沟敷设时，D。应取各管道结构外径之和加上相邻管道之间的净距之和；K沟底加宽裕量(m),宜按表4.3.4取值。4.3.4沟劭11三Gn)条件因素沟上焊接沟下焊条电弧焊接沟下半接处管沟沟下焊接弯头、弯管及连头处管沟土质管沟岩石爆破管沟弯头冷弯管处管沟土质管沟岩石爆破管沟沟中有水沟中无水沟中有水沟中无水沟0.0.0.1.1.0.0.1.
44、2.深3m以内7595O896O16*4.3.42沟下饵接弯头、弯管、碰口及半自动焊接处的管沟加宽范围宜为工作点两边各Inu2当管沟需要加支撑，在决定底宽时，应计人支撑结构的厚度。3当管沟深度大于5m时，应根据土壤类别及物理力学性质确定沟底宽度。4.3.5 岩石及砾石区的管沟，沟底比土壤区管沟超挖不应小于0.2m,并用细土或砂将超挖部分压实垫平后方可下管。管沟回填时，应先用细土回填至管顶以上03m,方可用原开挖土回填并压实。管沟回填土在不影响土地复耕或水土保持的情况下宜高出地面0.3mo4.3.6 农耕区及其他植被区的管沟开挖，应将表层耕（腐）质土和下层土分别堆放，管沟回填时应将耕（腐）质土回填到表层。4.3.7 当管沟纵坡较大时，应根据土壤性质，采取防止回填土下滑或回填细土
