一、设计依据

1)xxxx燃气有限公司提供的平面图。

二、设计施工及验收所遵循的主要规范

1.《城镇燃气设计规范》GB50028-2006；

2.《输气管道工程设计规范》GB50251-2003；

3.《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T 23257-2009；

4.《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ95-2003 ；

5.《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414-2007；

6.《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB/T 9711-2011；

7.《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448-2008；

8.《金属熔化焊焊接接头射线照相》（GB/T3323-2005）；

9.《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2006；

10.《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ33-2005；

11.《城镇燃气技术规范》GB50494-2009；

12.中华煤气国内合资公司地下管网及有关设施之设计、施工及维修指引。

三、设计范围

3.1.本工程为天然气高压线工程。起点位于xxxx与xxxx十字交叉口处，接已设计预留管道(X=602721.206,Y=488324.821）桩号（0+0.000）处，终点位于xxx大道东侧xxx石角调压站处(X=600071.055,Y=488137.701)，接后期高中压调压站。主管管线全长2940米。

3.2.工程名称：xxxxxx管道工程。

3.3.设计内容包括设计说明、材料表、燃气管道索引图、燃气管道平面布置图。

3.4.输送介质

 本工程输送介质为天然气

3.5.本工程设计压力1.6MPa；工作压力0.8～1.6MPa；管径DN300，属次高压A级燃气管道。

四、工程概况

4.1.本工程为清xxxxxx（K0+000~K2+940）处次高压燃气管道工程。

4.2.本工程输气管线敷设地点虽不是市区，但附近工作居住、生产、生活人员较多，依据《城镇燃气设计规范》GB50028-2006的规定，管道地区等级按四级地区考虑，全线路设计强度系数F取0.3。

4.3.本段工程管线管道规格为L290NB D323.9x8螺旋焊缝钢管，D323.9x10螺旋焊缝钢管。

五、地质，及水文概况

清远抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，水文地址概况：该路段地处丘陵部位，地表水体较少。年平均降水量为1638毫米。

六、线路用管材及管件

6.1.根据《城镇燃气设计规范》GB50028-2006，直管段壁厚计算公式如下：

δ=

   式中：

   δ--钢管计算壁厚（cm）；

   P--设计压力（MPa）；

   D--钢管外径（cm）；

   F--强度设计系数；

   ∅--焊缝系数；

   σ--钢管的最小屈服强度（MPa）；

弯管段壁厚计算公式如下：

δ=

式中：

δ--钢管计算壁厚（mm）；

δ--弯管计算壁厚（mm）；

D--钢管外径（mm）；

R--弯管弯曲半径（mm）；

按《石油天然气工业管线输送系统用钢管》 GB/T 9711-2011 选用L290钢级管材计算，F取0.3， ∅=1，P=1.6MPa，D=323.9mm，计算结果δ＝2.98mm，据《城镇燃气设计规范》GB50028-2006表6.3.2 规定钢制燃气管道最小壁厚如下：DN300时，min＝4.8mm，考虑管道预留腐蚀余量及管道壁厚存在一定偏差，故壁厚选择δ＝8mm。

6.2.强度校核：按最低屈服强度290MPa进行强度校核

1.受约束埋地直管段强度校核:判定条件σ=σ-σ＜0.9σ，施工与运行温度接近

σ=Pd/2  δ=30.790MPa  σ=μσ+Eα(t-t)=19.077MPa。

σ＝ 24.312-17.560=6.752MPa＜261MPa

6.2.2试验压力下的强度校核：σe＜0.9σs

       σe＝PD/2   δn＝1.6X323.9/2X10＝25.912MPa＜261MPa

6.3.根据天然气气质条件及其它参数，本工程主管线选用钢管选强度较高的L290NB D323.9x8螺旋焊缝钢管，制管标准执行《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T 9711-2011标准，热煨弯头及冷弯弯头由厂家预制，材质为L290NB无缝钢管。

6.4.燃气管道弹性敷设管道的曲率半径应满足钢管强度要求，且不得小于钢管外径的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，其曲率半径应按下式计算：

R≥3600

   式中  R-管道弹性弯曲曲率半径（m）

         D-管道的外径（cm）

         α-管道的转角（°）

弹性敷设管道与相邻的反向弹性弯曲管段之间及弹性弯曲管段与人工弯管之间，应采用直管段连接;直管段长度不应小于管子外直径，且不应小于500mm。弹性敷设管段外观检查应无褶皱、裂纹、机械损伤，弯管椭圆度不大于2.0%。

七、管道防腐

7.1.本段管道防腐设计根据 《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ95-2003进行设计，采用了防腐层辅以阴极保护的腐蚀控制系统；所有管段都选用了挤塑聚乙烯三层加强级外防腐；补口采用三层结构辐射交联聚乙烯热收缩套。 绝缘法兰、法兰、三通处采用双组分无溶剂型液体环氧加增强型聚乙烯胶粘带。以上防腐层涂覆后质量的检验应符合国家现行标准《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T23257—2009、《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414-2007。

7.2.防腐管现场质量检验应符合下列规定：外观不得出现气泡、破损、裂纹、剥离 缺陷；采用相关的测厚仪测厚度，在测量截面圆周上按上下左右4个点测量，以最薄点为准；采用剥离法在测量截面圆周上取1点进行测量粘结力；采用电火花检测仪进行检漏，检漏电压按下式计算：

      式中   T-防腐层平均厚度（mm）            U-检漏电压（V）

防腐管不宜长期露天存放；移动过程中应使用专用衬垫及吊带，严禁使用裸钢丝绳。防腐管施工时管沟底应无块石，下沟前必须对防腐层进行外观检查，并使用电火花检漏仪进行检漏；下沟时必须采取措施保护防腐层不受伤；下沟后应对防腐层外观再次进行检查，发现缺陷应及时修复。

7.3.防腐管回填前必须对防腐层完整性进行检查。目前常用音频信号检漏仪按国家现行标准检查防腐受损情况，一旦受损，对防腐层应立即采取修复措施。防腐管的修复和补口应使用与原防腐层相容的材料，且不得低于原防腐层的性能，其施工、验收应符合国家现行标准有关规定。

7.4.防腐管施工完毕后，应有检测验收记录、现场施工补口补伤记录、隐蔽工程记录。

7.5.本段线路管道在绝缘接头之间的阴极保护方式采用牺牲阳极，详见阴极保护施工图。

八、施工技术要求

8.1.施工单位应对工程所用的材料、管道附件、设备出厂合格证、质量证明书、材质证明书进行检查，当对其质量（或性能）有怀疑时应进行复验,不合格者不得使用。应按《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB/T9711-2011检查钢管的外径、壁厚、椭圆度等偏差。本工程所用的弯管、三通应符合 《钢制弯管》SY/T 5257-2004、《钢制对焊管件》 SY/T0510-2010，并应有产品合格证、材质及加工证明书，其厚度应达到设计要求。

8.2.线路截断阀门安装前应进行外观检查：壳体应无沙眼、无裂纹，附属设备应齐全完好，埋地阀门的防腐层电火花检漏应无漏点；启闭应灵活。

8.3.各种防腐材料（底漆、底胶、补口补伤材料）使用前均应按有关技术标准或设计要求进行包覆或涂敷的抽检试验，不合格时，应按取样数目加倍抽检试验，如仍不合格，则不得投入使用。

8.4.本工程所用的焊接材料必须有质量证明书和清晰、牢固的标志。

8.5.管道敷设：本段管线采用埋地敷设方式，管道埋设管顶最小覆土厚度不小于1.5米。当无管位须走浅雨水渠下面过时，雨水渠下加水泥套管。当本管道与其他管道交叉时，垂直净距不应小于0.3米。当小于0.3米时，两管间应设置坚固的绝缘隔离物，管道在交叉点两侧各延伸10米以上的管段，应采用相应的最高绝缘等级；管道与电力、通信电缆交叉时，其垂直净距不应小于0.5米，交叉点两侧各延伸10米以上的管段，应采用相应的最高绝缘等级。

8.6.管道焊接与检验：在工程焊接前应制定详细的焊接作业指导书，并据此对被焊材料、焊接方法、焊接工艺等进行焊接工艺评定，并根据焊接工艺评定结果编制焊接工艺规程。

8.7.焊工应具有相应的资格证书.焊工资格考试应符合《钢质管道焊接及验收》SY/T4103-2006的有关规定。

8.8.施工单位应制定并严格执行焊接材料验收、复验、保管、烘干、发放和回收制度。

8.9.本工程所有焊口均采用氩弧焊打底,J507(E5015)《碳钢焊条》GB/T5117-1995焊条进行填充和盖面;此焊条应符合JB/T4747.1-4747.6-2007《承压设备焊接材料技术条件》;焊接方式采用下向焊。

8.10.焊缝应先进行外观检查，外观检查合格后方可进行无损检测；无损检测首选射线检测和超声波检测。所有焊接接头应进行全周长100%无损检测。焊缝表面缺陷应进行磁粉检测或液体渗透检测。当采用超声波探伤仪对焊缝进行无损探伤检验时，应采用射线照相对每个焊工或流水作业焊工组当天完成的全部焊缝中任意选取不小于15%的焊缝进行全周长复检。管道穿(跨）越水域、公路铁路的焊缝，弯头与直管段焊缝以及未经试压的管道碰口焊缝，均应进行100%超声波检测和射线检测。

8.11.无损检测应符合国家现行标准《金属熔化焊焊接接头射线照相》GB/T3323-2005的规定，射线检测及超声波检测的合格等级应为Ⅱ要求。

8.12.管道焊前、焊接过程中间、焊后检查、焊接缺陷的清除和返修、焊接工程交工检 验记录、竣工验收要求等，应按《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-2011执行。

九、清管与试压

9.1.管道清管、试压及干燥施工前，应编制施工方案，制定可靠的安全措施，并充分考虑施工人员及附近公众与设施安全。清管试压作业应统一指挥，配备必要的交通工具、通信及医疗救护设备。试压及清管应在阀门井彻筑之前，在已安装完毕的球阀之间进行。

9.2.本工程输气管道须分段进行强度试验和整体严密性试验。经试压合格的管段间相互连接的焊缝经射线照相检验合格，不须再进行试压。

9.3.所有管段强度试验介质选用无腐蚀性洁净水，试验压力为2.4MPa,稳压时间不少于4小时，不泄露为合格。试压宜在环境温度5℃以上进行,否则应采取防冻措施。注水宜连续,排除管内的气体。试压合格后，必须将管内积水清扫干净。

9.4.严密性试验在强度试验合格后进行，用空气作为试验介质，试验压力为1.84MPa。升压时的升压速度不宜过快，待压力缓慢上升至30%和60%的试验压力时，应分别停止升压，稳压30min,并检查系统有无异常情况，如无异常情况继续升压。管内压力上升至严密性试验压力后，待温度、压力稳定后开始记录。严密性试验稳压的持续时间为24小时，每小时记录不应小于1次，当修正压力降小于133Pa为合格。修正压力降应按下式确定：

△P′=（H +B ）-（H +B ）

式中  △P′——修正压力降（Pa)；

H 、H ——试验开始和结束时的压力计读数（Pa）；

B 、B ——试验开始和结束时的气压计读数（Pa）；

t 、t ——试验开始和结束时的管内介质温度（℃）。

9.5.强度试验、严密性试验合格后，进行清管。清管不应少于2次；清管扫线应设临时清管器收发设施和放空口。清管器发送筒选用有快开盲板的成品，发球筒用9立米/分钟排量以上的空压机进行加压送球。可在应设在地势较高的地方，50米内不得有居民和建筑物；清管时的最大压力不得超过1.0MPa，超压时应考虑是否有卡死管堵现象。

十、管道干燥

10.1.在试压、清管结束后进行干燥。

10.2.干燥方法可采用吸水性泡沫清管塞反复吸附，干燥气体（压缩空气氮气）吹扫，真空蒸发等方法及其结合。

10.3.干燥验收应符合 《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2006的第15.0.3之规定。

十一、下沟与回填

11.1.管道下沟前应复查管沟深度，清除沟内塌方、石块、积水。

11.2.管道下沟宜使用吊管机，数量不少于2台，吊点间距最大不超过17米，吊具使用专用衬垫及吊带。

11.3.管道应贴地放置到管沟中心位置，距沟中心线偏差应小于250mm。管底最大悬空高度应小于250mm，悬空长度小于15米，否则应尽量填实。

11.4.管道下沟后应尽快回填。

十二、路线标志

   为便于管理，巡线和管道抢修时迅速找到管道埋设位置，在管道沿线设置标志桩。本设计里程桩与阴极保护测试桩合一，埋设位置在气流方向左侧距管壁1.5米，管道在路面下时与地面齐平；其它与露出地面高1.0米，铭牌朝向管道气流前进方向。标志桩做法见通用图。

十三、竣工与验收

13.1.工程完工后，建设单位（施工监理单位）应组织施工单位和设计单位按设计要求和《城镇燃气工程施工及验收规范》CJJ33-2005要求共同进行检查和验收。

13.2.施工单位应按《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2006第19条及《城镇燃气工程施工及验收规范》CJJ33-2005的要求将竣工资料整理成册，交建设单位签字后存档。下载本文