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1、ICS7110020CCSG86标准T/CSPSTC1032022氢气管道工程设计规范Engineeringspecificationfordesignofhydrogentransmissionpipeline2023-03-01 实施2022-12-22发布中国科技产业化促进会发布中国标准出版社出版目次前言In引言IV1范围12规范性引用文件13术语和定义24基本要求35输氢工艺35.1通则35.2 工艺设计45.3 工艺计算与分析45.4 输氢管道安全泄放66线路工程76.1 线路选择76.2 地区等级划分和设计系数确定86.3 管道敷设96.4 线路截断阀（室）的设置116.5 穿（跨
2、）缸程126.6 菅道标识136.7 水工保护136.8 高后果区识别147管道和管道附件的结构设计141.1 管壁厚度141.2 线路管材选用151.3 线路管强度及稳定性校核151.4 站内管道强度计算178输氢站178. 1站场选址178.1 站场工艺188.2 站内管线188.3 管道应力分析198.4 延性材料228.5 总平面布置229防腐腐蚀控制与保温239.1线路管道239. 2站内管道和金属设施2310. 仪表与自动控制231.1 1通则231.2 2压力监控231.3 3火灾及可燃气体检测241.4 4仪表设置2411 电力2412 通信2513辅助生产设施2513.1 供
3、暖通风与空气调节2513.2 给排水和消防用水2614焊接与检验检测、清管、测径与试压、干燥与置换2614.1 焊接与检验检测2614.2 清管、测径与试压2714.3 干燥与置换28附录A（规范性）由内压和温差共同作用下的弯头组合应力计算29附录B（资料性）敷管条件的设计参数30附录C（资料性）氢气的冲蚀速度31附录D（规范性）氢气站爆炸危险区域的等级范围划分33参考文献36本文件按照GB/T1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国石油天然气管道工程有限公司提出。本文件
4、由中国科技产业化促进会归口O本文件起草单位：中国石油天然气管道工程有限公司、中国石油管道局工程有限公司第三工程分公司、国家石油天然气管网集团有限公司建设项目管理分公司、宝山钢铁股份有限公司、中国石油工程建设有限公司西南分公司、华油钢管有限公司、东方电气集团东方锅炉股份有限公司、中石化中原石油工程设计有限公司、中国石化工程建设有限公司、茂名瑞派石化工程有限公司、中海油石化工程有限公司、中国五环工程有限公司、新疆化工设计研究院有限责任公司、宝鸡石油钢管有限责任公司、中石化广州工程有限公司、中煤科工重庆工程技术有限公司、宝武清洁能源武汉有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司、中海油（天津）
5、管道工程技术有限公司、陕西省燃气设计院有限公司、天津钢管制造有限公司、厚普清洁能源集团工程技术有限公司、安瑞科（廊坊）能源装备集成有限公司、中能建氢能源有限公司、中国石油工程建设有限公司华北分公司、中石油华东设计院有限公司、北京石油化工工程有限公司、中煤科工重庆设计研究院（集团）有限公司、嘉兴市燃气集团股份有限公司、湖南百利工程科技股份有限公司、中冀石化工程设计股份有限公司、北京市燃气集团有限责任公司、江苏八方安全设备有限公司、长春燃气热力设计研究院有限责任公司、江苏贝尔机械有限公司、上海能源建设工程设计研究有限公司、中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司、浙江省白马湖实验室有限公司、深训
6、市燃气集团股份有限公司、武汉市天然气有限公司、浙江蓝能氢能科技股份有限公司、中国市政工程东北设计研究总院有限公司、山东辰旺环保工程有限公司、上海清隧工程科技有限公司、中国石油大学（华东）、中国石油天然气股份有限公司云南文山销售分公司、中石化河南油建工程有限公司、中国石油管道局工程有限公司第四分公司、洛阳炼化有限责任公司、中海油研究总院有限责任公司、通奥检测集团股份有限公司、山东国创燃料电池技术创新中心有限公司、深地科学与工程云龙湖实验室、创新联盟认证中心有限公司、标准联合咨询中心股份公司。本文件主要起草人：李国辉、王学军、赵立前、方杰、李洪涛、察晓峰、李安、李玉忠、雷同、李天雷、李沙江、曾凡伟
7、、醐峰、熊全能、何琐、马力、许克良、王金意、毕宗岳、金晶、李艳、董碧军、李怀恩、叶盛、付现桥、姜万军、徐松强、赧晓、吴广增、田利、莫崇伟、杨胜会、曹育军、舒远、肖熊木、曾军民、胡琐、霹、李想、E殳鹏飞、李明、毕欣欣、李培、李京光、夏明、李政、朱良局、李玉星、吴跃庆、陈自振、高胜寒、杨志强、李安、崔德春、宋汉成、潘凤文、钟桂香、察金洋、张佳、张志强、沈显超、黄卫锋、陈俊文、李建一、欧阳鳏、董飞、徐善丹、余杰、范菊艳、李福清、付泽k荆铁亚、张锦刚、张传旭、张哲平、伍嬉、高丽君、顾栋、杜廷召、徐兴文、赵志、刘减、田红梅、王琴、赵东星、张涛、周彩红、丸闲）利、孟季减、袁连忠、吴柳凤、王露、张峡、李瑞伶
8、、丘平、董永强、陈雪、刘大为、周凌、翔辰华、周振华、冯冶、刘翠伟、吕振忠、马志军、雷耀彩、侯宇、嫁、赵强、陈燕、傅枯、WJf圭、穗宁、陈化的、周媚、时乔伟、孙志明、白丽萍、陈宏伟、熊伟、郭富强、王军、叶城、张蕾、党富华、文端、高管中、于广欣、付立武、代J哗、张黎明、吴梦南、王江涛、李长阁、郑坚杰、黄殍花、卢蝠。氢气输送管道是长距离氢能输送最为高效的方式之一但相较于成熟的天然气管网体系氢气管道工程建设量相对较少为保证氢气管道工程设计质量规范氢气管道工程设计建设工作保证氧气管道工程设计质量落实国家现行的有关方针政策统一技术要求在结合现行国内外氢气管道工程建设实践的基础上广泛征求意见对氢气管道工程设
9、计施工验收维护管理等方面进行了深入对标与研究并参考了国内外先进技术和经验制定本文件本文件主要对氢气管道工程的输氢工艺线路工程管道和管道附件的结构设计输氢站防腐腐蚀控制与保温仪表与自动控制电力通信辅助生产设施焊接与检验检测清管测径与试压干燥与置换做出规定为氢气管道工程建设提供最优化方案促进氢能的开发与利用IV氢气管道工程设计规范1范围本文件给出了氢气管道工程的基本要求，规定了输氢工艺、线路工程、管道和管道附件的结构设计、输氢站、防腐腐螃制与保温、仪表与自动控制、电力、通信、辅助生产设施、焊接与检验检测、清管、测径与试压、干燥与置换的要求。本文件适用于陆上新建、改建、氢含量大于10%（按体积计）的
10、输氢管道。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB4962氢气使用安全技术规程GB/T5117非合金钢及细晶粒钢焊条GB5749生活饮用水卫生标准GB/T8110熔化极气体保护电弧焊用非合金钢及细晶粒钢实心焊丝GB/T9711石油天然气工业管线输送系统用钢管GB/T10045非合金钢及细晶粒钢药芯焊丝GB/T21447钢质管道外腐蚀控制规范GB/T21448埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T24499氢气、氢能与氢能系统术语GB/
11、T31032钢质管道焊接及验收GB32167油气输送管道完整性管理规范GB/T32533高强钢焊条GB/T36233高强钢药芯焊丝GB/T39280鸽极惰性气体保护电弧焊用非合金钢及细晶粒钢实心焊丝GB50016建筑设计防火规范GB50019工业建筑供暖通风与空气调节设计规范GB50034建筑照明设计标准GB/T50050工业循环冷却水处理设计规范GB50052供配电系统设计规范GB50057建筑物防雷设计规范GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范GB5006166kV及以下架空电力线路设计规范GB50073洁净厂房设计规范GB/T50102工业循环水冷却设计规范GB50116火灾自动报警
12、系统设计规范GB50140建筑灭火器配置设计规范GB50177氧气站设计规范GB50183GB50201GB50251石油天然气工程设计防火规范防洪标准输气管道工程设计规范GB50264GB50423工业设备及管道绝热工程设计规范油气输送管道穿越工程设计规范GB/T50459油气输送管道跨越工程设计标准GB/T50470油气输送管道线路工程抗震技术规范GB/T50493石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计标准GB50516加氢站技术规范GB/T50538埋地钢质管道防腐保温层技术标准GB5054511OkV75OkV架空输电线路设计规范GB50582室外作业场地照明设计标准GB506651O
13、oOkV架空输电线路设计规范GB/T50698埋地钢质管道交流干扰防护技术标准GB50736民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB/T50818石油天然气管道工程全自动超声波检测技术规范GB50991埋地钢质管道直流干扰防护技术标准GB/T51241管道外防腐补口技术规范GB51309消防应急照明和疏散指示系统技术标准DL/T437高压直流接地极技术导则GA1166石油天然气管道系统治安风险等级和安全防范要求GA1551.6石油石化系统治安反恐防范要求第6部分:石油天然气管道企业SY/T0086阴极保护管道的电绝缘标准SY/T0087.6钢质管道及储罐腐蚀评价标准第6部分:埋地钢质管道交流干扰
14、腐蚀评价SY/T4108SY/T4109SY/T4127SY/T5257SY/T6064SY/T6964SY/T7036SY/T7365SY/T7473油气输送管道同沟敷设光缆（硅芯管）设计及施工规范石油天然气钢质管道无损检测钢质管道冷弯管制作及验收规范油气输送用钢制感应加热弯管油气管道线路标识设置技术规范石油天然气站场阴极保护技术规范石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范油气输送管道并行敷设技术规范油气输送管道通信系统设计规范3术语和定义GB/T24499界定的以及下列术语和定义适用于本文件氢气管道工程hydrogentransmissionpipelineproject产地、储存地和用户
15、间的用钢质管道输送氢气的工程。注：一般包括输氢管道、线路、输氢站、穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容.3.2输氢站hydrogentransmissionstation氢气管道工程中各类工艺站场的总称注：一般包括输氢首站、分输站、压气站、输氢末站。3.3输氢首站hydrogentransmissioninitialstation输氢管道的起点站。注：一般具有分离、调压、计量、清管等功能。3.4分输站distributingstation在输氧管道沿线，为分输氧气至用户而设置的站。注：一股具有分离、计量、调压、清管等功能。3.5压气站compressorstation在输氢管道沿线，用压缩机对氢
16、气增压而设置的站.3.6输氢末站hydrogentransmissionterminalstation输氢管道的终点站。注：一股具有分离、调压、计量、清管等功能。3.7氢脆hydrogenembrittlement氢进入金属材料后，局部氢浓度达到饱和时，引起金属塑性下降、诱发裂纹或产生滞后断裂的现象。4基本要求1.1 氢气管道工程应保护环境、节约能源、节约用地，处理好与铁路、公路、输电线路、其他管道、河流、城乡规划等的相互关系。1.2 应优化设计方案，确定经济合理的输氢工艺及最佳的工艺参数。4. 3氢气管道工程分期建设项目应进行总体设计，并制定分期实施计划。5输氢工艺5. 1通则5.1.1输氢
17、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标准状态下输气量计算。当采用年输气量时，设计年工作天数应按35Od计算。5.1.2进入输氢管道的气体应明确氢气纯度及其他物质的含量：a）应清除机械杂质；b）气体中硫化氢含量不应大于20mgm3;c）二氧化碳含量不应大于3%。5.1.3输氧管道的管径与设计压力应根据输量、气源条件、用户需要、管材质量及管道途经的地区环境，经技术经济比较后确定。5.1.4输氧管道应设清管设施，清管设施宜与输氧站合并建设。35.2工艺设计5.2.1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，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
18、.2.2工艺设计应确定下列内容：a）系统工艺流程；b）输氢站的工艺参数和流程；c）输氢管道的管径、设计压力、设计温度及压气站的站压比；d）管道系统的操作和控制原则。5.2.3 工艺设计应充分利用气源压力。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。5.2.4 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。5.2.5 输氢首站、分输站应设置气质监测设施。5.2.6 分输站宜设置限量、限压设施。5.3工艺计算与分析5 .3.1输氧管
19、道工艺设计至少应具备下列资料：a）气源的气质条件；b）气源的位置、供气量及其可变化范围；c）气源的压力、温度及其变化范围；d）沿线自然环境条件和管道埋设处地温范围；e）沿线用户压力需求、用气量及其变化范围。6 .3.2输氢管道水力计算遵守下列规定ca）当管道纵断面的相对高差A八三200m且不考虑高差影响时，应按式（1）计算。式中：Q,一管道流量（p-0101325Mpa,7293K）（标准条件），单位为立方米每天（m3d）；Pl管道计算段的起点压力（绝对压力），单位为兆帕（MPa）；P2一管道计算段的终点压力（绝对压力），单位为兆帕（MPa）；d一管道内径，单位为厘米（Cm）；一水力摩阻系数；
20、Z一气体的压缩因子；一气体的相对密度；7；一管道内气体的平均温度，单位为开尔文（K）；L管道计算段的长度，单位为千米（km）。b）当考虑管道纵断面的相对高差影响时，应按式（2）计算。（睇一座（HaAh）1-41051AZAT（jli+1,（hi+h）Li（ILI2ga-ZRaTfi式中：0一管道流量（LO101325MPa,-293K）（标准条件），单位为立方米每天（m3d）；Pl一管道计算段的起点压力（绝对压力），单位为兆帕（MPa）;P2一管道计算段的终点压力（绝对压力），单位为兆帕（MPa）；d一系数按式（3）计算,单位为每米（m-1）；力一管道计算段的终点对计算段的起点的标高差，单位为
21、米（m）;d一管道内径，单位为厘米（cm）;一水力摩阻系数；Z一气体的压缩因子；A气体的相对密度；K一管道内气体的平均温度，单位为开尔文（K）；1.管道计算段的长度，单位为千米（km）;n一管道沿线计算的分管段数，计算分管段的划分是沿线输氢管道走向，从起点开始，当其中相对高差小于或等于20Om时划作一个计算分管段；hi一各计算分管段终点的标高，单位为米（m）;j一各计算分管段起点的标高，单位为米（m）;1.i各计算分管段的长度,单位为千米（km）;g一重力加速度，g9.81mS2；凡一空气的气体常数（p0.101325MPa,-293K）标准条件），&一287.1n（S2.K）。c）水力摩阻系
22、数宜按式（4）计算。ZL一一237+）（4）式中：一水力摩阻系数；kc管道内壁绝对粗糙度，单位为米（m）;d一管道内径，单位为米（m）;Ae-雷诺数。d）管道沿线任意点的气体温度计算公式，见式（5）。/一左十（&一外eF-jAL（Ia）（5）al式中：t一管道沿线任意点的气体温度，单位为摄氏度（节）；t0一管道埋设处的土壤温度，单位为摄氏度（节）；&一管道计算段起点的气体温度，单位为摄氏度（节）；e-自然对数底数，宜按e2.718取值；a一系数，按式（6）计算；Z一管道计算段起点至沿线任意点的长度，单位为千米（km）;J一焦耳-汤姆逊效应系数，单位为摄氏度每兆帕（节/Mpa）；AQLZ长度管段
23、的压降，单位为兆帕（MPa）。225.256X106dPzZ.、a（6）q、cp式中：kti一管道气体到土壤的总传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度w（m?.节）；5D一管道外径，单位为米（m）；5一管道流量（P-0.101325Mpa,J293K）（标准条件）,单位为立方米每天（m3d）；一气体的相对密度；Cp一气体的定压比热，单位为焦耳每千克摄氏度J（kg.节）。5.3.3稳态和动态模拟的计算软件应为经工程实践验证的可靠软件。5.4输氢管道安全泄放1.1.1 1进、出输氢站的输氢管道应设置截断阀，并应能在事故状况下易于接近且便于操作。输氢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.1
24、.1.2 输氢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。1.1.3 氢气宜通过泄放系统直接排放到大气中，也可通过火炬燃烧放空。不应将氧气系统内的氧气排放在建筑物内部。1.1.4 输氧站放空设计遵守下列规定。a）输氢站应设放空立管。b）输氢站氢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，不同排放压力的氢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安全排放.c）当输氧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%d
25、）从放空阀门排气口至放空设施的接入点之间的放空管线，用管的规格不应缩径.1.1.5 放空立管设置应遵守下列规定：a）可能存在点火源的区域内不应形成爆炸性气体混合物；b）放空立管设置的位置应能方便操作和维护；c）放空时形成的噪声应符合国家现行相关标准的规定；d）放空立管直径应满足设计最大放空量的要求；e）放空立管防火设计应遵守GB50183.GB50516的规定；f）可燃气体放空立管口应保持向上，顶端不应加装向下的弯管；g）应设有防止雨雪侵入、水气凝集、冻结和外来异物堵塞的措施；h）放空立管应有稳管加固措施；i）放空立管底部应有排除积水的措施。5.4. 6放空立管应高出Iom范围内的平台或建筑物
26、顶2m以上，并应高出所在地面5m;Iom以外的平台或建筑物顶不应进入放空立管管口水平斜上45。的范围之内o5.4.7 阀室放空设计遵守下列规定：a）阀室周围环境不具备氢气放空条件时，可不设放空立管，该阀室上下游管段内的氢气应由相邻的阀室或相邻输氢站放空；b）阀室应具备外接氮气吹扫的功能。5.4.8 氢气放空管道应采用无缝钢管，不应采用铸铁管道。放空立管出口处应采用不锈钢。5.4.9 放空立管的防雷防静电应符合GB50057的相关规定。当放空立管壁厚大于4mm时可不装设接闪器，但应有可靠的接地，接地电阻不应大于105.4. 10火炬设置遵守下列规定：a）火炬的高度，与输氧站内建（构）筑物防火间距
27、应经辐射热计算确定；b）火炬应有点火设施，应有防止回火的措施，宜采用水封罐注入氮气吹扫的措施；c）距火炬筒30m范围内，可燃气体不应放空。5.4. 11安全阀的定压应经系统分析后确定，并应符合下列规定oa）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Ob）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，并符合下列规定：1 ）当p三1.8Mpa时，管道的安全阀定压（Po）应按式（7）计算：PDp,十0.18MPa（7）2 ）当1.8Mpa7.5Mpa时，管道的安全阀定压（p0）应按式（9）计算：po105p,（9）5.4. 12安全阀泄放管直径应按下列要求计算：a）单个
28、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萱径；b）连接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。5.4.13存在超压可能的管道、设备和容器，应设置安全阀或压力控制设施；安全阀排放的气体应接入同级等压的放空管道。6线路工程6.1线路选择6.1.1线路选线应遵守GB50251的相关规定，并应满足项目相关专项评价报告中的要求。6.1.2线路选线应与输氢工艺、穿（跨）越工程和站场选址结合O大中型穿（跨）越工程选址应服从线路总体走向，线路局部走向应按大
29、中型穿（跨）越工程选址连接线路O6.1.3线路宜平缓、顺直，减少与天然和人工障碍物交叉。6.1.4根据沿线的地形、地物、地质条件、沿线城镇、村庄、工矿区和地面设施的分布及规划情况，推荐线路走向方案。当受条件限制不进行线路比选时，应说明原因。6.1.5线路宜避开工矿企业区、生活居住区、城乡规划区，当无法避开城乡规划区时，应选取发展规划对管道影响最小的廊带通过，采取相应安全措施，并取得当地规划部门的同意。管道中心线与已有或规划建（构）筑物最小距离不应小于5m。6.1.6线路不应通过自然保护区的核心区和缓冲区，宜避开实验区o当受地形限制通过时，应征得主管部门同意且获得环境影响评价批复。6.1.7线路
30、不应通过饮用水水源一级保护区。宜避开饮用水地表水源和饮用水地下水源二级保护区和准保护区，当受地形限制必须通过时，应征得主管部门同意且获得环境影响评价批复。6.1.8线路应避开风景名胜区和地质公园核心区，宜避开风景名胜区和地质公园非核心区，当受地形限制必须通过时，应征得主管部门同意且获得环境影响评价批复。6.1.9线路应避开国家重点文物保护区，宜避开其他文物保护区，当受地形限制必须通过时，应征得主管部门同意且获得文物影响评价批复O6.1.10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。6.1.11线路应避开滑坡、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
31、空区和活动断层，当受地形限制必须通过上述区域时，应选择灾害程度相对较小的区域通过，并采取必要的安全措施。6.1.12管道与架空输电线路平行敷设时，其距离应符合GB50061.GB50545及GB50665的规定。管道与干扰源接地体的距离应符合GB/T50698的规定。埋地管道与埋地电力电缆平行敷设的最小距离，应符合GB/T21447的规定。埋地管道与交流输电系统接地体的距离，以及与架空交流输电线路的距离应符合GB50251的规定。管道与高压直流接地极址的距离应符合DL/T437的规定。6.1.13管道与公路并行敷设时，间距应符合GB50251的规定，且宜敷设在公路建筑控制区范围外，建筑控制区范
32、围可参考公路安全保护条例规定。如受制于地形或其他条件限制不满足本条要求时，应征得公路管理部门的同意。6.1.14管道与铁路并行敷设时，间距应符合GB50251的规定，且宜敷设在铁路安全保护区范围外，铁路安全保护区范围可参考铁路安全管理条例规定，并符合油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定o如受制于地形或其他条件限制不满足本条要求时，应征得铁路管理部门的同意。6.1.15管道与其他已建管道并行敷设时，间距应符合SY/T7365的规定，如受制于地形或其他条件限制不满足本条要求时，应征得管道管理部门的同意。6.1.16线路宜避开多年生经济作物区、重要林业区。6.1.17线路选线应结合现有道路条件，
33、以方便管道施工和维护管理。管道与山区伴行路并行敷设时，管道应设置在伴行路靠山体侧O6.2 地区等级划分和设计系数确定6.2.1 2.1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，并依据地区等级做出相应的管道设计。6.2.2 地区等级划分应遵守下列规定。a）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：1 ）一级地区：户数在15户或以下的区段；2 ）二级地区：户数在15户以上100户以下的区段；3）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
34、四级地区条件的人口稠密区；4 ）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。b）在乡村人口聚集的村庄、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。c）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200mod）在一级、二级、三级地区内的学校、医院、幼儿园、养老院、监狱，以及其他人群聚集的公共场所（在一年之内至少有50天聚集20人或更多的人的区域，例如集贸市场、寺庙、运动场、广场、娱乐休闲地、剧院、露营地等）等区域，应按四级地区选取设计系数。e）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.6.2.3
35、 管道的强度设计系数应符合表1的要求。表1管道的强度设计系数管段或管道地区等级二三四强度设计系数一般线路段0.50.50.50.4穿越公路、铁路0.50.50.50.4山岭隧道、河流冲沟等水域穿越0.50.50.50.4表1管道的强度设计系数（续）管段或管道地区等级二三四强度设计系数水域小型穿越及乙类小型跨越0.50.50.50.4甲类跨越工程、乙类大中型跨越、山岭隧道穿越及水域大中型穿越0.40.40.40.4一级、二级和三级地区内存在6.2.2d）规定的人群聚集区段附近0.40.40.40.4站内、阀室内管道0.40.40.40.46.3 管道敷设6.3. 1输氢管道宜采用埋地敷设。6.3
36、.2 埋地管道覆土层最小厚度应符合表2的要求。在不能满足要求的覆土厚度或外载荷过大、外部作业可能危及管道之处,应采取保护措施0管道在冻土地区敷设时,管道宜埋设在冻土层以下.表2管道埋深位置埋深m农田耕作区1.2工业区、商业区和规划发展区1.5荒地、草地、岩石1.0林地1.2沟、渠、塘2.5路边沟1.06.3.3 管沟边坡坡度应根据土壤类别、物理力学性质（如笳聚力、内摩擦角、湿度、表观密度等）、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力学性质资料时,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3确定。深度超过5m的管沟,应根
37、据实际情况采取将边坡放缓、加筑平台或加设支撑的措施。冻土地区,可根据冻土变化趋势及土壤特性经现场试挖确定边坡坡度值O表3深度在5m以内管沟最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载荷坡顶有动载荷中密的砂土1:1.001:1.251:1.50中密的碎石类土（充填物为砂土）1:0.乃1:1.001:1.25硬塑的粉土1:0.671:0.751:1.00表3深度在5m以内管沟最陡边坡坡度值（续）土壤类别最陡边坡坡度值（高宽比）坡顶无载荷坡顶有静载荷坡顶有动载荷中密的碎石类土（充填物为猫性土）1:0.501:0.671:0.75硬塑的粉质猫土、猫土1:0.331:0.501:0
38、.67老黄土1:0.101:0.251:0.33软土（经井点降水）1:1.00硬质岩1:01:01:06.3.4 管沟宽度应符合下列规定。a）管沟深度小于或等于5m时，沟底宽度应按式（10）计算。S=Do+K9（10）式中：B沟底宽度，单位为米（m）;。一钢管的结构外径，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，应取各管道结构外径之和加上相邻管道之间的净距之和，单位为米（m）;Kg一沟底加宽裕量，单位为米（m）,宜按表4取值。表4沟底加宽裕量单位为米条件因素沟上焊接沟下焊条电弧焊接沟下半自动焊、组合焊、自动焊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冷弯管处管沟土
39、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Kg沟深3m以内0.70.50.91.51.00.80.91.62.0沟深3m5m0.90.71.11.51.21.01.11,2.0当采用机械开挖管沟，计算的沟底宽度小于挖斗宽度时，沟底宽度应按挖斗宽底计算.沟下焊接弯头、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Imb）当管沟需要加支撑，在决定底宽时，应计入支撑结构的厚度。c）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6.3.5 岩石及存在较大卵（砾）石地段的管沟，其管沟深度应比土壤区管沟深度不小于0.3m,先对管沟进行整平，清除孤石或石块并用细土或砂将超挖部
40、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0.3m,方可用原开挖土回填并压实。细土的最大粒径不应大于20mm。同时，管沟回填土应不影响土地复耕O6.3.6 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。6.3.7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流失的措施。106.3.8 在沼泽、水网（含水田）地区的管道，当覆土层不足以克服管子浮力时，应采取稳管措施。有积水的管沟，宜排净水后回填，否则应采取防止回填作业造成管道位移的措施。6.3.9 对于管道易受外力损坏处，宜设置钢筋混凝土盖板保护，并设警示
41、带。6.3. 10管径较小的管道变向时宜优先采用弹性敷设，无法弹性敷设的地段，可选用冷弯弯管或热偎弯管。6.4. 11采用弹性敷设时应遵守下列规定：a）弹性敷设管道与相邻的反向弹性弯管之间及弹性弯管和人工弯管之间，应采用直管段连接，直管段长度不应小于管子外径值，且不应小于SOOmm;b）弹性敷设管道的曲率半径应满足管子强度要求，且不应小于钢管外直径的IooO倍，垂直面上弹性敷设管道的曲率半径还应大于管子在自重作用下产生的挠度曲线的曲率半径，曲率半径/1-0,R3600I（11）式中：月一管道弹性弯曲曲率半径，单位为米（m）;九一管道的转角，单位为度（。）；。一管道外径，单位为厘米（Cm）。6.
42、3 .12弯管符合下列规定。a）冷弯管制作应满足SY/T4127的要求。b）冷弯弯管两端的直管段不宜小于2.0mc）弯管应没有屈曲、裂纹或其他机械损伤。d）冷弯弯管的最小曲率半径应不小于40倍的管道外径。e）热偎弯管制作应满足SY/T5257的要求。f）热偎弯管的曲率半径不应小于管子外径的5倍，并应满足清管器或检测仪器能顺利通过的要求。g）不应采用有环向焊缝的钢管制作热偎弯管ch）弯管不应使用福皱弯或虾米弯弯管代替e管子对接偏差不应大于3006.3.13埋地输氧管道与其他埋地管道、电力电缆、通信光（电）缆交叉的间距应符合下列规定。a）管道与其他管道交叉时，垂直净距不应小于O.5m,交叉角度不宜
43、小于30。,当小于O.5m时，两管间交叉处应设置绝缘隔离物；交叉点两侧各延伸IOm以上的管段，应确保管道防腐层无缺陷。b）管道与电力电缆、通信光（电）缆交叉时，垂直净距不应小于O.5m,交叉角度不宜小于30,交叉点两侧各延伸IOm以上的管段，应确保管道防腐层无缺陷。6.3.14管道穿越地区埋地管道、沟渠、公路、铁路时应设置套管保护。6.4 线路截断阀（室）的设置输氢管道应设置线路截断阀（室），管道沿线相邻截断阀之间的间距符合下列规定：a）以一级地区为主的管段不宜大于32km;b）以二级地区为主的管段不宜大于24km;c）以三级地区为主的管段不宜大于16km;d）以四级地区为主的管段不宜大于8k
44、m;11e）a）d）规定的线路截断阀间距，如因地物、土地征用、工程地质或水文地质造成选址受限的可作调增，一级、二级、三级、四级地区调增分别不应超过4km、3km、2km、Ikm6.5 穿（跨）越！程6.5.1 5.1对于大、中型穿越工程位置选择遵守下列规定：a）穿越位置宜选在岸坡稳定地段；b）穿越位置不宜选择在活动断裂带及影响范围内；c）穿越轴线宜与河流正交通过，若遇特殊情况可斜交，斜交时，采用定向钻穿越方式交角不宜小于30,采用其他方式交角不宜小于60。6.5.2 跨越位置选择宜遵守下列规定：a）附近具有施工安装场地及交通运输条件；b）选择在河流较窄、两岸有山嘴或高地、侧向冲刷及侵蚀较小、并
45、有良好稳定地层的地段，当河流有弯道时，宜选择在弯道的上游平直河段；c）选在闸坝上游或其他水工构筑物影响区之外；d）避开冲沟沟头发育地段、活动地震断裂带、滑坡、泥石流、岩溶，以及其他不良地质发育的地段；e）避开河道经常疏涣加深、岸蚀严重或侵滩冲淤变化强烈地段。6.5.3 水域穿越工程应按表5划分工程等级，并应采用与工程等级相应的设计洪水频率。桥梁上游30Om范围内的穿越工程，设计洪水频率不应低于该桥梁的设计洪水频率。表5水域穿越工程等级与设计洪水频率工程等级穿越水域的水文特征设计洪水频率多年平均水位的水面宽度m相应水深m大型200不计水深10051%（100年一遇）中型10020052%（50年一遇）40100不计水深小型40不计水深2%（50年一遇）其他障碍物穿越可视其重要性参照水域穿越确定工程等级6.5.4 5.4对于季节性河流或无资料的河流，水面宽度可按不含滩地
