前言
输气管道工程项目建设标准
建标115-2009
主编部门：中国石油天然气股份有限公司
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
中华人民共和国国家发展和改革委员会
施行日期：2009年5月1日
住房和城乡建设部、国家发展和改革委员会关于批准发布《输油管道工程项目建设标准》和《输气管道工程项目建设标准》的通知
建标[2009]11号
国务院有关部门，各省、自治区、直辖市、计划单列市建设厅(委、局)、发展和改革委员会，新疆生产建设兵团建设局、发展和改革委员会：
根据建设部《关于印发<二〇〇三年工程项目建设标准、投资估算指标、建设项目评价方法与参数编制项目计划>的通知》(建标函[2004]43号)的要求，由中国石油天然气股份有限公司负责编制的《输油管道工程项目建设标准》和《输气管道工程项目建设标准》，经有关部门会审，现批准发布，自2009年5月1日起施行。原《原油长输管道工程建设标准》同时废止。
本建设标准的管理由住房和城乡建设部、国家发展和改革委员会负责，具体解释工作由中国石油天然气股份有限公司负责。
中华人民共和国住房和城乡建设部
中华人民共和国国家发展和改革委员会
二〇〇九年一月十四日
前 言
《输气管道工程项目建设标准》是根据建设部“关于印发《二〇〇三年工程项目建设标准、投资估算指标、建设项目评价方法与参数编制项目计划》的通知”(建标函[2004]43号)的要求，由中国石油天然气股份有限公司负责主编，具体由中国石油规划总院和中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司共同编制的。
在编制过程中，编制组紧密结合我国输气管道建设的实际情况，积极借鉴国外有关建设情况，适应当前和今后一个时期的需要。遵循艰苦奋斗、勤俭建国的方针，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。经广泛征求有关部门、单位及专家的意见，多次召开讨论座谈会，最后由中国石油天然气股份有限公司组织召开审查会议，会同有关部门审查定稿。
本建设标准共分十三章：总则、项目构成、建设规模、线路工程、工艺及自控、配套工程、建筑与建设用地、劳动组织、地下储气库地面设施、节能、环境保护、安全和职业卫生、技术经济。
本建设标准在实施过程中，请各单位注意总结经验，积累资料，如发现需要修改和补充之处，请将意见和有关资料寄中国石油规划总院(地址：北京市海淀区志新西路3号，邮编：100083)，以便今后修订时参考。
主编单位：中国石油规划总院
参编单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司
主要起草人：寇忠 沈珏新 王莉 刘海峰 巴玺立 张庆 熊运实 张凤翔 周锡河 付定华 惠熙祥 李自林 严明 王小林(以上中国石油规划总院)章申远 张炯 章磊 向波 谌贵宇 汤晓勇 吴克信 牟健(以上中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司)
第一章总则
第一章 总则
第一条 为适应经济建设发展的需要，提高输气管道工程项目决策和建设的管理水平，合理确定建设规模，推动技术进步，提高投资效益，制定本建设标准。
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第一条 到目前为止，我国已建成输气管道长度超过2×104km。特别是西气东输管道的建成和投产，标志着我国输气管道建设达到了新的水平。预测表明：今后相当一段时间内，我国的输气管道还将处于快速发展期。
本建设标准是根据建设部“关于印发《二〇〇三年工程项目建设标准、投资估算指标、建设项目评价方法与参数编制项目计划》的通知”(建标函[2004]43号)的要求，在总结我国输气管道建设和生产管理经验的基础上制定的，目的是加强对工程建设项目前期工作的宏观控制，以便使项目决策科学化、建设管理规范化、投资效益最大化。
第二条 本建设标准是输气管道工程项目投资的重要制度和评估、审批、核准输气管道工程项目的重要依据，也是有关部门审查该类工程项目初步设计和监督检查整个建设过程的尺度。
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第二条 本条明确了本建设标准为审批、审查、核准输气管道工程项目可行性研究报告的依据，也可用于初步设计审查和监督检查整个项目建设的全过程。
第三条 本建设标准适用于陆上输送介质为符合管输标准的商品气，敷设于城区和厂区以外的天然气输送管道建设工程。输气管道改、扩建工程可参照执行。符合管输标准的煤层气、煤制气输送管道工程可参照本建设标准执行。本建设标准不适用于液化天然气管道。
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第三条 本条规定了标准的适用范围。输气管道包括干线、支干线及支线，作为以保安和调配为主要功能的联络线工程可参照本标准执行，海底输气管道不在本标准的适用范围之内。管输气质标准见《输气管道工程设计规范》GB 50251第3．1．2条，要求管输过程不析出液态烃和游离水。
第四条 输气管道工程建设必须贯彻安全生产、节约集约用地、节能降耗、生态保护、环境保护等国家及地方政府有关政策、法规和强制性标准。
第五条 输气管道工程的建设应正确处理近期和远期、技术与经济、经济效益与社会效益的关系，结合国情，积极采用先进适用的技术和装备。
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第五条 本条规定的先进技术和装备应是在确保管道运行安全可靠的前提下，满足适用性和易操作性的先进技术和装备，不可片面追求“先进性”。
第六条 输气管道工程建设除应符合本建设标准外，尚应符合国家现行有关经济参数、标准和指标及定额的规定。
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第六条 在编制、评估、审批输气管道工程项目可行性研究报告以及在整个工程项目建设过程中，应首先执行本建设标准，对其进行监督与控制。对本建设标准未作规定的内容，应符合国家现行的其他有关标准和定额、指标，保证输气管道工程项目在整个建设过程中有章可循。
第二章项目构成
第二章 项目构成
第七条 输气管道工程项目应由线路工程、站场工程、配套工程、生产管理设施等构成。
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第七条 当管内储气不能满足用户季调峰需求时，地下储气库成为输气管道系统必建调峰设施。但地下储气库工程与管道工程并不是一一对应。对于具体的输气管道工程，是否包括储气库部分，需根据具体情况确定。
第八条 线路工程可包括管道敷设、穿(跨)越工程、防腐蚀控制工程、水土保持工程、伴行道路、线路截断阀室和其他附属建(构)筑物等。
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第八条 附属建(构)筑物包括为保证管道安全而设置的抗震、水工保护等设施。
第九条 站场工程宜包括输气首站、气体接收站、中间压气站、气体分输站、输气末站和清管站，包括下列工程内容：
一、输气首站和气体接收站通常由气质分析、分离、调压、计量、清管设施、压缩机组、站内管网以及仪表控制、供热(空调)、供配电、给排水、消防、通信、污水处理、阴极保护、放空及建(构)筑物等设施构成。
输气首站和气体接收站应建在天然气处理厂、净化厂或液化天然气(LNG)气化厂附近，检测计量设施共用，信息共享，避免功能重复。
二、中间压气站由分离、清管、压缩机组、站内管网以及仪表控制、供热(空调)、供配电、给排水、消防、通信、污水处理、阴极保护、放空及建(构)筑物等设施构成。
三、气体分输站和输气末站由分离、计量、调压、清管、分输以及仪表控制、供热(空调)、供配电、给排水、消防、通信、污水处理、阴极保护、放空及建(构)筑物等设施构成。
四、清管站由清管和气体分离、阴极保护、放空等设施构成。清管站应尽量考虑与中间压缩机站或分输站合建。
以上设施可根据输气工艺要求设置，特殊工程内容应单独论证确定。
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第九条 在输气站场围墙以内的所有工程均属站场工程。
输气首站一般与天然气处理厂或液化天然气接收终端相连，有条件合建时尽量合建。中间压气站、清管站、气体分输站、气体接收站统称输气中间站。末站位置一般位于城市门站附近和大工业用户所在地，配有高精度的计量仪表，进行气体的交接。有的气体分输站也承担气体的交接任务。目前我国的交接计量仍为容积计量，今后将采用与国际接轨的热值计量方式。
第十条 地下储气库需单独论证和确定工程内容。
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第十条 调峰设施除各种类型的地下储气库以外，还包括地上储罐、高压管束、LNG设施等。由于调峰能力的限制，一般采用地下储气库作为输气管道工程的调峰设施。由于地下储气库投资巨大，且有时与数条输气干管相连解决多个城市的调峰问题，故本标准提出储气库工程一般需单独论证，单独做经济评价。但输气管道工程可行性研究报告中应考虑储气库的调峰气量和储气成本。
第十一条 配套工程包括供配电、通信、给排水、消防、建筑、交通运输、环境保护、管道维抢修等设施。配套工程宜依托地方条件和现有设施，统筹解决，经论证没有结合条件时，可单独设置。
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第十一条 站场外的专用输电线路、供水管线和连接站场的专用道路等在本标准中列入配套工程。
第十二条 生产管理设施包括办公楼、值班室、会议室、倒班宿舍、食堂、车库及配套设施，应集中设置。
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第十二条 考虑到站场远离城镇的情况，本标准规定站场可设倒班宿舍、食堂等设施；当社会依托条件具备时，也可不设。
第三章建设规模
第三章 建设规模
第十三条 根据气源情况和目标市场用气需求，在符合国家天然气利用政策的条件下，综合分析后确定管道的建设规模。
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第十三条 输气管道工程的设计输量受资源和市场两个条件的制约，应在充分调研的基础上经论证确定。
气田资源状况主要指气田探明储量、探明可采储量、剩余可采储量等。气田的勘探开发方案或部署应作为确定输气规模的主要依据之一。其他气源指液化天然气(LNG)、进口天然气、其他管道来气等。
市场调研以近期(5年以内)和中期(5～10年)的需求为主，远期(10～20年)需求为辅。从缩短输量增长期、提高管道建设的经济效益考虑，一般以10年左右的用气需求预测量作为设计输量的确定依据之一。缩短输量增长期的关键在于相关的用气项目特别是耗气量大的工业项目应尽量争取与管道工程同时建设，同时投产。
国家发展改革委2007年9月发布了《天然气利用政策》，综合考虑天然气利用的社会效益、环保效益和经济效益等各方面因素，根据不同用户的用气特点，将天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类四类。用气需求预测应符合国家政策。
目标市场用气需求依据文件为供气协议、用气意向书、用气项目的项目建议书、天然气市场需求报告等(如可能，包括供需双方签订的照付不议合同)。目标市场用气需求要有经供需双方协商确定的门站最低供气压力和流量。
第十四条 输气管道的输气能力应根据气源条件、管线使用寿命期内用户需求、全国及地区管网规划、地区供气安全等因素，经多方案的技术经济比较后确定。
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第十四条 为节约工程造价，参考国外的做法，按实际情况和经济比选来确定输气能力(包括管径和设计压力)。
第十五条 小时调峰气量和日调峰气量由用气方解决，季调峰气量可由地下储气库或其他调峰方式解决。
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第十五条 天然气用气市场，一个突出的特点是用气的不均衡性。市场用气的波动和管道供气的均衡是不可调和的，却又是息息相关的。调峰是供气方及用气方共同面对的问题，应两方面共同协商解决。根据供用气特点，确定合理的调峰责任，以最经济合理的方式保证供气安全可靠，保证整个供用气系统协调运行，而不应仅由供气方承担调峰责任。例如，美国联邦能源委员会636号令明确规定配气公司和用气大户都必须建立自己的储气设施。在解决城镇逐日逐小时用气不均匀性问题时，首选依靠城市输配系统的储气与调峰能力，由用气方调度解决。
第十六条 输气管道设计年工作天数应按350d计算。管道输气能力应按日输气能力计算。
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第十六条 输气管道的输气量受到气源供气波动、用户负荷变化、季节温差及管道维修等因素的影响，不可能全年满负荷运行。为保证输气管道的年输送任务，要求输气管道的日输气能力必须有一定的裕量。
本条规定依据现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251制定。
值得注意的是，已知管道年输气规模，计算日输气量的参数依各国规范不同而不同。
俄罗斯《全苏干线管道工艺设计标准》(OHTII-51-1-85)的公式为：
Qd＝Qa/(365×k)
k＝k1×k2×k3
式中 Qd——日输气量；
Qa——年输气量；
k——管道通过能力利用系数；
k1——用气高峰期间对用户供气保证程度系数，一般取0．95；
k2——极值温度系数，一般取0．98；
k3——管道可靠性系数，该值大小与输气管道的长度、管径和输气机组采用的驱动类型有关，需查表，取值范围为0．94～0．99。
俄罗斯规范规定的通过系数不仅考虑了对管道和设备可能出现故障的补偿，还考虑了高峰用气和极端大气温度的影响。通过能力利用系数的最终取值范围在0．87～0．92之间。
美国《气体输送和配气管道系统》ASME B31．8对设计工作天数未作规定，大多数美国公司取设计工作天数为329d，相当于k＝0．9，即设计日输气量要有约10％的富裕调峰能力。也就是说，在管道设计年输气规模一样的情况下，依我国规范计算的日输量小于俄国规范和美国习惯做法得出的日输气量。输气管道因其对安全性和稳定供气要求高，取设计工作天数应考虑用气量的合理波动，留有余地。
第四章线路工程
第四章 线路工程
第十七条 输气管道线路应根据资源地与主要市场用户的分布，结合管道沿线相关评估报告、城市规划以及沿途地区的人文、交通、地理、自然等条件，经过综合分析和技术经济对比，优化线路走向方案。
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第十七条 输气管道的线路走向除满足管输任务要求(如进气点、分输点、场站位置)外，还应考虑避开不良工程地质区段、选择好大型河流穿(跨)越点，结合沿途人口密集区分布、工业建设、交通及水、电、信状况等因素，力求方案最佳，避免单一追求线路最短。
第十八条 输气管道经过不良工程地质区、地震动峰值加速度大于等于0.05g的地震区应进行地质灾害调查、评价。
埋地管道穿越活动断裂带或经过地震动峰值加速度大于等于0.2g的地区，应采取设防措施。管道穿越处地震动峰值加速度大于等于0.1g、管道跨越处地震动峰值加速度大于等于0.05g时，应采取设防措施。
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第十八条 不良工程地质地段系指滑坡、崩塌、岩堆、泥石流、沼泽、软土、冲沟、傍河段等地段。在多年的实践中，对影响管道安全、整治困难且工程投资增大的各种特殊地段，一般是绕避。但经工程处理后，能确保岩、土体的稳定，且工程投资有显著节省时，则可选择适当的部位通过。
第十九条 在符合输气管道线路总走向的条件下，输气管道穿(跨)越铁路、公路、河流等穿(跨)越点位置应优化确定。管道穿(跨)越方案，应做技术经济比较。在技术可行的情况下，宜采用穿越方式。
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第十九条 输气管道的穿(跨)越位置应符合线路总走向，对于大、中型穿(跨)越工程，线路局部走向应按所选穿(跨)越位置调整。大、中型穿(跨)越工程的方案与位置，应根据水文、地质、地形、水土保持、环境、气象、交通、施工及管理条件进行技术经济论证确定。
第二十条 输气管道应采用地下埋设方式。当受自然条件限制时，局部管段可采用土堤埋设或地上敷设。
第二十一条 埋地输气管道的外壁应采用防腐绝缘层加阴极保护的联合防护方案。防腐绝缘层的材料和结构应根据管道沿线地区土壤腐蚀性、地区环境条件、管线敷设方式、阴极保护措施以及施工条件等因素，进行专门的技术经济方案比较后确定。
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第二十一条 埋地管道应有良好的防腐绝缘层。选用防腐绝缘层的种类和结构，应根据土壤的腐蚀性、环境和阴极保护措施等因素确定。防腐绝缘层的等级是依据土壤腐蚀性分级确定，但不能作为唯一的依据。
场、站内的埋地管道一般距离较短，且弯头、阀门等管件较多，经常是选用光管现场焊接后再进行防腐绝缘层手工施工。由于各种条件所限，质量不易保证，选用加强级防腐目的是尽量减少露铁点，使腐蚀的危害性降至最低限度。另外，在穿越铁路、公路、江河湖泊处为保证管道的安全同样应采用加强级或特加强级防腐绝缘层。我国近年来建设的西气东输、陕京二线等管道对于穿越铁路、公路、大型河流多采用此防腐绝缘层方式。
埋地管道外防腐绝缘层与阴极保护联合使用已被国内外大量实践所证实，是一种科学的腐蚀控制措施，因为阴极保护可以弥补防腐绝缘层的局部缺欠，从而可有效地控制腐蚀的发生。防腐绝缘层和阴极保护两者之间也存在着相互依赖的关系，防腐绝缘层的质量和等级越高，则所需保护电流越小，反之亦然。因此在设计腐蚀控制时，应通过综合技术经济比较后，确定合适的防腐绝缘层种类和结构，以便能较好地与所用阴极保护相匹配。
第二十二条 输气管道内涂层，应经技术经济比较后确定。
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第二十二条 目前通常将管道内涂层列入管道防腐统一计算工程量，简称“内防腐”。涂敷管道内涂层主要是为了降低管内壁粗糙度、提高输量，但同时也增加了建设投资，是否加内涂层需经技术经济论证后确定。
第二十三条 输气管道沿线应设置能通过清管器或检测仪器的自动或手动截断阀。在水域大型穿(跨)越和人烟稠密地区及地震设防区段，应增设线路截断阀。线路截断阀安装间距应符合《输气管道工程设计规范》GB 50251的要求，位置选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。
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第二十三条 在输气管道上间隔一定距离应设置截断阀，其主要目的是便于维修以及当管道发生破损时，尽可能减少损失和防止事故扩大。《输气管道工程设计规范》GB 50251规定在一级地区为主的管段截断阀间距不大于32km，二级地区不大于24km，三级地区不大于16km，四级地区不大于8km。
第二十四条 输气管道的强度与稳定性设计应根据管段所处地区等级和所承受的可变载荷、永久载荷而定。
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第二十四条 埋地管道强度与稳定性设计应考虑：
一、输气管道强度设计除考虑管线所承受的正常内压、外部载荷外，对通过地震区的管线还必须校核地震时所承受的外加应力。
二、我国输气管道壁厚计算采用第三强度理论计算公式。输气管道强度计算采用屈服极限计算法，该计算法稳妥、可靠、公式简便。
三、输气管道通过的地区，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，并依据地区等级做出相应的管道设计。地区等级划分详见《输气管道工程设计规范》GB 50251。
第二十五条 输气管道应选用钢管和钢管件，其制造应符合国家现行标准。当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材质应相同或相近。
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第二十五条 国内输气管道工程使用的各类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/T 9711、《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163、《高压锅炉用无缝钢管》GB/T 5310、《化肥设备用高压无缝钢管》GB/T 6479的有关规定。
输气管道干线用管建议按《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第二部分：B级钢管》GB/T 9711．2标准选用。《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163为非等效采用《清水污水用管》ISO 559，
不适用于长距离输气管道干线，只在特殊条件下用于站内管线。对于境外工程，因为各国的条件和技术要求不同，双方协商采用共同认可的标准。设计中如选用国外的钢管，则使用的国际标准多为API标准，即《管线钢管规范》API Spec 5L。
设计中在选择管径和考虑变径输送时，应特别注意输送要求、检测要求和清管通球要求。
我国输气管道用管的管径及壁厚系列遵循的国家标准为《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB/T 9711，该标准等效采用国际标准ISO 3183，其管径尺寸与公称直径对照见附表1。
附表1 外径与公称直径对照表
注：DN为管道公制公称直径；NPS为英制公称直径。
管道建设中有意识地采用常用管径、避开非常用管径，将会降低施工和维抢修机具研发及购置成本，提高设备的使用率及管道建设和维抢修效率，进一步提高管网建设的总体经济效益。
编者对全世界800余条油气管道的管径进行了统计分析，现将世界各国常用的管径系列列于附表2。
附表2 国外管道常用管径系列表
注：括弧内管径为较常用管径。
根据以上情况和我国目前已建待建管道现状，考虑建设、施工和管理的方便，给出推荐管径意见(附表3)。
附表3 推荐的管径选用系列
注：对于带括弧的管径，在与相邻管径经济评价参数相近时，优先选相邻管径。
第二十六条 输气管道所用钢管、管道附件的材质选择，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。
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第二十六条 材质对管道壁厚影响很大。材质不同，其性能、特性各异，适应管道敷设条件也不同，因此材质的选择应综合考虑管径、壁厚、钢管生产能力和质量水平。钢管的韧性要求取决于钢管的使用环境，处于低温状况下(包括安装焊接、运行)的管道，应对钢管提出冲击韧性指标。可焊性是用以保证焊接质量的相对特性，应以管道材质的碳当量来评价钢管的可焊性。
输气管道输送的介质是易燃、易爆气体，输气管道在运行时，管道中积聚了大量的弹性压缩能，一旦发生破裂，材料的裂纹扩展速度极快，且不易止裂。因此要求钢管和构件采用的钢材具有良好的抗脆性破坏能力和良好的焊接性能，以保证管道安全。
第二十七条 输气管道刚度应满足运输、施工和运行的要求，管外径与壁厚之比应小于140，穿越地段钢管的外径与壁厚之比不应大于100。应优先选择标准壁厚。
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第二十七条 输气管道的最小壁厚验证，一般认为D/δ＞140时，才会在正常的运输、敷设、埋管情况下出现圆截面的失稳；D/δ值不大于140时，在正常情况下，不会出现刚度问题。
第二十八条 施工便道和巡线维修道路应利用现有交通设施。确需修建伴行路时，宜参照四级公路的建设标准。
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第二十八条 为满足输气管道生产管理及维修、抢修所需道路的修建，应以节约土地、节省投资为原则，充分利用地方已建的道路。
输气站外部和内部道路应满足建设、生产和设备维护、检修要求。对大口径管道输气站要满足压缩机、压力容器、阀门、管子等设备、材料的运输。对小口径管道输气站，设备不大、汽车交通量较小时，外部道路宜按四级公路建设。
第五章工艺及自控
第一节工艺
第五章 工艺及自控
第一节 工 艺
第二十九条 输气管道工艺设计应确定的主要内容有：设计规模，输气总工艺流程，设计压力，输气站的工艺流程和参数，输气站的位置和数量，输气管道的管径、管材及压气站的工艺参数等。
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第二十九条 输气管道的工艺设计根据具体情况有时还需包括动态分析的内容，如管道末段储气、事故工况分析等。
第三十条 输气管道工艺设计应满足管输任务要求、调度灵活、操作方便、输气效率高且运行安全可靠。
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第三十条 输气管道的流程力求达到：
一、输气效率高：在相同的距离L、起终点压力P1、P2和相同管径d的条件下，输气管道应尽量提高管道输气量。
二、满足运行需要的各种调度功能，如气体接收、输配、正反输等。
三、确保供气压力和气量的平稳、可靠及用气安全。
第三十一条 管道输气应合理利用气源压力，当采用压缩机增压输送时应合理选择压气站的站压比和站间距。
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第三十一条 充分利用气源压力提高输气压力是增加输气量的方法之一，只要管道本身的制造、安装工艺能够达到并符合技术经济优化条件，而气源的压力也能较长时间保证，输气压力应尽量提高。
输气管道是否采用增压输送，应对输气管道长度、输气量、管径大小的选择等各方面条件进行综合分析和方案比较后确定。压气站的站距，取决于压气站的站压比。压气站的站数取决于站压比和输气管道的长度。
第三十二条 输气管道首站和气体接收站应设置气质连续检测设施。
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第三十二条 为了及时、有效掌握进入管道气质组成变化，确保进入输气管道气质符合管输要求，对需连续监视的地方进行连续自动分析，一旦发现异常，立即报警或采取措施。
第三十三条 压气站内压缩机(组)性能曲线和管道特性曲线应协调。在正常输气条件下，压缩机(组)应在设备性能曲线高效区内工作。压缩机组的数量、类型及连接方式，应在经济运行范围内，并满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。
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第三十三条 压缩机选型应满足输气工艺设计参数和运行工况变化两个条件。也就是在输气工艺流程规定的范围内要求压缩机在串、并联组合操作变更或越站输气时，其机组特性也能同管道特性相适应，并要求原动机也应在合理功效范围内工作。
第三十四条 输气管道压气站宜采用离心式压缩机。在站压比较高、输量较小时，可选用往复式压缩机。
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第三十四条 压气站是输气干线系统的一个重要组成部分，压气站投资在输气管道总投资中的比例和压缩机组占压气站总投资比例及压气站的年经营费用在输气管道总的年经营费用中所占比例都是较大的。因此，选择经济合理、耐久可靠的压缩机组，对降低投资和输气成本有很重要的意义。
目前可供选用的压缩机组主要有离心式和往复式两种类型，其主要优缺点如下：
一、离心式：
主要优点：排量大且流量较均衡(无脉动现象)，机身较轻，结构简单。
主要缺点：易产生喘振，单级压比较低。
二、往复式：
主要优点：机械效率较高，单级压比较高，适应进气压力变化范围较大的工况，无喘振现象。
主要缺点：机身较笨重，结构较复杂，振动较大，流量不均衡(有脉动现象)。
综上所述，对输气量大、压力变化不大的输气干线宜选用离心式压缩机。在特殊情况下，如输气干线首站、中途有气体输入的站(如干线中途有气田输入气体的站，其进气压力可能受气田供气压力的影响)，压力变化较大，或输气量较小时，也可选用往复式压缩机。
第三十五条 压缩机的原动机选型，应结合当地电源供给情况及环境条件，进行技术经济比较后确定。在当地供电条件许可的情况下，宜优先采用电机驱动。离心式压缩机宜采用变频调速电机或燃气轮机，往复式压缩机宜采用燃气发动机驱动。
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第三十五条 随着供电条件的改善，由于电机驱动在投资、效率、环保、运行维护、使用寿命等方面所具有的优势，大功率变频电机驱动离心式压缩机组在长距离输气管道上的应用已有了较多的成功实例，而且呈上升趋势。因此，在供电条件可靠、综合费用省的情况下，压气站的驱动设备宜选用变频调速电机。
第三十六条 压缩机备用可采用机组备用、功率备用或主机库存备用。备用方式应根据工程具体情况确定。
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第三十六条 压气站压缩机组备用方式有：功率备用、机组在线备用及主机库存备用等。备用方式应根据工程运行要求、允许停机时间、外部条件及经济性比较后确定。
第三十七条 输气站应在管线进出站位置加装截断阀，进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。放空气体应经放空管排入大气并应符合环保和安全防火要求。
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第三十七条 进出输气站截断阀前后设置泄压放空设施主要目的是：
一、靠近输气站方便输气管段检修放空。
二、防止超压气流进入输气站或输气站下游的管道。放空气体应按规范规定直接排入大气或通过火炬排放。
'>《输气管道工程项目建设标准[附条文说明]》建标115-2009 第十二章安全和职业卫生
第十二章 安全和职业卫生
第九十条 输气管道工程建设项目必须严格遵循《中华人民共和国安全生产法》、《石油天然气管道保护条例》(中华人民共和国国务院令第313号)等国家有关法律、法规和行业现行安全和职业卫生相关标准及规定，确保天然气管道在设计、施工和生产运行等环节中的安全。
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第九十条 新建、改扩建输气管道及站场建设，必须严格遵循《中华人民共和国安全生产法》、《石油天然气管道保护条例》(中华人民共和国国务院令第313号)、《原油天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》[(87)油建字第505号、铁基(1978)780号]、《关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定》[交通部(78)交公路字698号、石油部(78)油化管道字452号]及国家和行业其他现行安全相关标准、规范，确保输油管道在设计、施工和生产运行等环节中的安全。
在职业卫生方面应遵循《中华人民共和国劳动法》、《中华人民共和国职业病防治法》及国家和行业现行相关标准、规范。
第九十一条 应进行地震、水土保持、地质灾害、安全评价等评估工作。输气管道的线路走向，应充分考虑上述工作提出的主要结论和减灾对策建议。
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第九十一条 输气管道建设在可行性研究阶段，由具有评价资质的单位按照规范的要求，编制“建设工程地震安全性评价报告”、“水土保持评价报告”、“地质灾害评价报告”、“安全预评价报告”，上述报告是管道工程项目设计的重要依据。
第九十二条 输气管道建设在初步设计阶段，应充分考虑天然气管道建设工程安全预评价报告中提出的主要结论和安全对策措施及建议。根据管道输送和站场及其配套工程中介质(天然气)的危险有害因素、管道沿线自然及社会环境的危险有害因素及管道施工期及运行期的危险有害因素，按总图和建(构)筑物、工艺设备以及施工期和运行期等方面的要求，分类列出安全和职业卫生防护措施。
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第九十二条 输气管道建设初步设计前，由具有评价资质的评价单位按照《安全预评价导则》AQ 8002-2007的要求，编制“输气管道工程项目安全预评价报告”，该报告是管道建设初步设计的重要依据。
天然气作为管道输送和站场中的介质，其组分及主要物性，各地区不尽相同。介质危害因素主要是易燃性、易爆性，天然气的爆炸范围较宽，爆炸危险性较大；易扩散性，天然气的密度小，泄漏后不易存留在低洼处，有较好的扩散性。
输气管道工程项目的危险有害因素有：
职业卫生危险有害因素，主要包括：毒物(烃类、硫化氢、化学药剂、固体废物)和噪声(主要噪声源有：压缩机、泵、减压装置、冷却系统和发电机等设备产生的机械噪声，以及因超压放空产生的空气动力噪声)。其他危险有害因素主要包括：物体打击、机械伤害、电气伤害、高低温危害、交通事故等。
自然环境的危险有害因素，主要包括：地震、洪水、泥石流、土地滑塌、湿陷地带、沙漠及盐碱地、煤矿采空区、水网、雷击等；气象因素对施工和运行的影响，主要包括：温度、湿度和风沙；社会环境的危险有害因素，主要包括：传染病、地方病和第三方破坏。
工程施工期的危险有害因素，主要包括：施工过程中的危险有害因素(管沟开挖、管道敷设、站场设备安装、交通运输、管道穿跨越、噪声等)和由施工质量缺陷产生的潜在危险有害因素(施工人员的资质、能力，工程质量，材料，设备缺陷，施工操作，设备选用不合理等)。
工程运行期的危险有害因素，主要包括：管道因素、站场因素、储气库因素、管道穿(跨)越段因素等。
安全防护措施包括：
总图和建(构)筑物的安全防护措施应包括：线路选择、建筑与结构物等方面；工艺设备的安全防护措施应包括：管道壁厚、管道防腐、阴极保护、自动控制、通讯保障、供电系统、给排水及消防等方面；施工期的安全防护措施应包括：安全管理措施、职业防护措施、卫生管理措施、地质灾害防护措施等方面；运行期的安全防护措施应包括：防火、防爆措施，防毒措施，防噪声措施，抗自然灾害措施等方面。
第九十三条 输气管道应根据主要事故类型，建立事故应急预案。
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第九十三条 事故应急预案，又称现场应急计划，是发生事故时应急救援工作的重要组成部分。为防止事故发生，发生事故后有效控制事故、最大限度减少事故造成的损失，按照输气管道工程事故分类(可分为管道事故、站场事故和储气库事故)，提出事故应急预案。事故应急预案主要有；
一、火灾事故应急预案。
二、重大泄漏事故应急预案。
三、自然灾害抢险应急预案。
第九十四条 对改、扩建输气管道线路及站场工程，在已有安全和职业卫生、消防现状的基础上，分类列出安全和职业卫生防护措施。
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第九十四条 建设单位应设立安全和职业卫生机构，以保障管道的安全运行。工程施工期，应聘请安全专业监理机构负责工程施工的安全和职业卫生与管道施工质量监理。工程运行期间，按照HSE管理体系的要求设立安全和职业卫生管理机构，实行领导负责制，制定明确的安全、职业卫生管理目标和措施。
对于改、扩建的输气管道及站场工程中的安全、职业卫生、消防措施，应依托建设单位已有的安全、职业卫生、消防设施。应说明建设单位安全和职业卫生、消防保障体系及能为改、扩建项目提供的依托情况和安全管理现状(安全管理部门及其机构设置，有关的安全管理规章制度等)，对尚需增加措施的，则另作说明。
第九十五条 应列出安全和职业卫生专项投资估算，并计算其占总投资的比例。
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第九十五条 安全和职业卫生专项投资分为固定投资和按年分摊的年度预算投资。固定投资指用于安全和职业卫生方面建设的一次性专项投资(主要包括：施工中的临时安全防护设施费用，特殊地段管道的防护费用，管道防腐及阴极保护站费用，清管系统，站场消防设施，站场卫生设施，安全和职业卫生检测仪器，医疗设施，劳动保护防护用品，休息室、通风设施、培训设备等费用)；年度预算投资是年度使用的安全和职业卫生费[主要包括：泄漏检测费，管道腐蚀检测费，设备维修、维护费，控制系统检测、通讯通道维护费，安全防护设施、用具更新费，定期的低值易耗劳保用品购置费，消防器材定期更换、急救药品更换与补充费，必要的上岗培训费(包括对新职工和换岗职工进行上岗前的岗位培训费，组织职工进行防火、防毒演习和救护常识的训练费)，检测仪器更新、维护等费用]。
第十三章技术经济
第一节投资估算
第十三章 技术经济
第一节 投资估算
第九十六条 输气管道工程项目总投资由建设投资、建设期贷款利息和流动资金组成。
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第九十六条 输气管道工程建设投资包括固定资产、无形资产、递延资产和预备费。其中，固定资产投资由设备购置费、建筑工程费、安装工程费、工程建设其他费用等组成。
第九十七条 输气管道工程的投资比例，主体工程的建设投资应占输气管道工程项目建设投资的70％～80％。
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第九十七条 本条所指主体工程包括：线路工程、站场工程、大中型穿(跨)越工程。通信工程、道路工程、储气库工程、水土保持工程、生产管理及生活福利设施等基地建设工程不应列入主体工程。如果通信工程、道路工程、储气库工程、水土保持工程、生产管理及生活福利设施等基地建设工程单项工程量过大，总投资20％～30％的资金数额不足以满足要求时，这些项目应单独立项论证。
第九十八条 输气管道工程投资估算应按照行业有关工程项目可行性研究投资估算编制规定进行编制和估算，输气管道工程各类费用占投资的比例指标宜符合表2的规定。
表2 输气管道工程占投资比例表
输气管道的工程费用占总投资的61％～86％。
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第九十八条 《石油建设工程项目可行性研究投资估算编制办法》由中国石油天然气股份有限公司石油计字[2006]第945号文件批准执行。输气管道中投资比例以西气东输管道、陕京二线工程，西气东输与陕京二线联络线工程、忠武线、兰州——白银等输气管道为典型工程，分析归纳总结(折现到2006年)。工程费用中的线路工程包括管沟土石方、施工便道、中小型穿(跨)越[不含大型穿(跨)越]、管材费、管道预制防腐、运输、组焊、试压及阴极保护；站场工程包括首末站和中间压气站、分输清管站的工艺设备、管道安装、自控、水、电、通信及建筑工程；配套工程是指除线路工程和站场工程之外的水、电、一般生活设施、管理控制中心及其他工程。
第九十九条 建设期贷款利息应根据建设投资贷款总额、融资方式和分年度投资比例估算，流动资金应根据运营模式确定估算方法后进行估算。
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第九十九条 建设期贷款利息指建设项目中分年度使用银行或其他金融机构的贷款，在建设期内应支付的贷款利息，应根据不同资金来源渠道和筹措方式分别计算。流动资金指在生产经营活动中，处于生产领域或流通领域用于周转使用的资金，一般可采用扩大指标估算法或分项详细估算法进行估算。
第二节经济评价
第二节 经济评价
第一百条 经济评价方法应参照有关行业规定的评价方法与参数执行。
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第一百条 国家发展改革委、建设部2006年颁布的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)是针对一般加工制造业编制的，没有关于输气管道类项目的具体规定。中国石油天然气集团公司在《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)的基础上，针对长距离管道工程项目的特点制定了《中国石油天然气集团公司油气管道建设项目经济评价方法与参数》，并印发了《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》，每年对评价参数进行更新、发布，并规定输气管道项目经济评价方法与参数应参照其执行。本节的编制参考了该文件。目前住房和城乡建设部正组织人员制定《油(气)管道建设项目经济评价方法与参数》。
第一百零一条 输气管道工程项目的财务内部收益率应大于或等于输气管道类项目的财务基准收益率。
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第一百零一条 输气管道工程项目属于基础能源交通领域。输气管道类项目财务基准收益率是输气管道工程项目评价财务内部收益率指标的基准和判据，也是用作计算财务净现值指标的折现率。财务基准收益率反映了输气管道类项目的资金成本，代表了该类项目的投资资金应达到最低财务盈利水平，也代表了该类项目投资资金的边际收益率。项目基准收益率应按国家有关部门统一测算发布的参数确定；如果国家无统一规定，则可参照各石油公司定期测算发布的参数确定。
根据中国石油集团公司石油计字[2007]445号文件印发的《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》(2008年版)的有关规定，管道项目基准收益率为12％。
第一百零二条 输气管道工程项目的投资回收期应小于或等于输气管道类项目的基准投资回收期。
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第一百零二条 基准投资回收期是项目财务评价投资回收期指标的基准判据，在项目财务评价中，要求项目的投资回收期小于或等于输气管道类项目的基准投资回收期，否则，表示项目未满足该类项目投资盈利性和风险性要求。项目基准投资回收期应按有关部门统一测算发布的参数确定或参照各石油公司定期测算发布的参数确定。
第一百零三条 在需要进行国民经济评价时，输气管道工程项目的经济内部收益率应大于或等于社会折现率。
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第一百零三条 社会折现率是用以衡量资金时间价值的重要参数，代表社会资金被占用应获得的最低收益率，并用作计算经济净现值指标的折现率。社会折现率可根据国民经济发展多种因素综合测定，可作为内部收益率的判别标准。输气管道类项目的社会折现率一般应根据国家有关部门统一测算发布的参数确定。
本建设标准用词和用语说明
本建设标准用词和用语说明
1 为便于在执行本建设标准条文时区别对待，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 本建设标准中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。
