长输基础设施建设及长输生态环境改善工程-天然气长输管道工程安全预评价

9事故应急预案指导劳动安全卫生预评价报告花～格输油管道改扩建工程***市长输基础设施建设及长输生态环境改善工程――天然气长输管道工程安全预评价PAGE4第113页*****安全评价有限公司电话：0991－4291657传真：0991－4550858前言*****燃气工程设计研究院成都分院于2008年9月完成了“***天然气长输管道工程”项目的初步设计，并已由****自治区发展和改革委员会批复拟建。根据《非煤矿矿山企业安全生产许可证实施办法》（国家安全生产监督管理局、国家煤矿安全监察局令第9号）、国家安全生产监督管理局[2001]39《关于进一步加强建设项目（工程）劳动安全卫生预评价工作的通知》以及*****自治区安全生产监督管理局[2002]22号《建设项目（工程）劳动安全卫生预评价实施细则》中的有关规定，******天然气有限责任公司于2009年1月委托我公司对“***市长输基础设施建设及长输生态环境改善工程――天然气长输管道工程”进行安全预评价。我公司接受委托后，于2009年1月组建项目组，编制预评价工作计划，进行资料准备及专业分工，并与工程设计、管理及技术人员进行了多次交流沟通。对拟建工程的***市长输基础设施建设及长输生态环境改善工程――天然气长输管道工程进行了现场堪察，包括同类工程资料的调查分析和有关安全、技术资料的收集。项目组依据国家有关标准规范和对相关工程的调研情况，对本工程的工艺、设备、平面布置及建筑、自然环境等方面做了深入的分析，确定了相应的评价单元及评价方法，对工程危险、危害因素的辨识与分析，在此基础上，依据《陆上石油和天然气开采业安全评价导则》安监管技装字〔2003〕115号和《安全评价通则》（AQ8001-2007）的规定，作出了工程安全方面的定性定量评价，提出了相应的安全对策措施，经讨论、修改、综合整理，形成本工程安全预评价报告送审稿。***市长输基础设施建设及长输生态环境改善工程――天然气长输管道工程安全预评价报告的调研和编制过程得到了******天然气有限责任公司、***地区安全生产监督管理部门等单位的支持和帮助，在此表示衷心的感谢！1总则1.1安全预评价目的1）预测和分析***市长输基础设施建设及长输生态环境改善工程――天然气长输管道工程建设期和运行期存在的或潜在的主要危险、有害因素，以及其产生危险、危害后果的主要条件；2）运用安全系统工程的方法，定性或定量分析和预测本工程运行过程中的危险、有害因素，评价其发生危险的可能性、危险性和可接受的程度；3）在分析项目方案设计拟采取的安全对策措施是否满足需要的基础上，提出消除、预防、减弱或隔离危险、有害因素的对策与措施，实现工程的本质安全化；4）通过上述工作，论证改造工程在安全方面的可行性，给出安全预评价结论。保障劳动者的安全与健康，为本工程安全管理的系统化、标准化和科学化提供依据和条件，为安全生产综合管理部门实施监察、管理提供依据。1.2安全预评价依据1.2.1主要的国家法律、法规、规章及相关规范性文件1）《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令第70号）2002年11月1日起施行2）《中华人民共和国职业病防治法》（中华人民共和国主席令第60号）2002年5月1日起施行3）《中华人民共和国消防法》（中华人民共和国主席令第4号）1998年9月1日起施行4）《非煤矿矿山企业安全生产许可证实施办法》（国家安全生产监督管理局、国家煤矿安全监察局令第9号）5）《石油工业建设项目安全预评价报告编制导则》6）《关于进一步加强建设项目（工程）劳动安全卫生预评价的通知》（安监管办字[2001]39号文件）2001年5月24日起施行7）《陆上石油和天然气开采业安全评价导则》安监管技装字［2003］115号8）9)10）《非煤矿山建设项目安全设施设计审查与竣工验收办法》国家安全生产监督管理总局（18号）令1.2.2主要技术标准及规范《输气管道工程设计规范》（GB50251—2003）《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183—2004）《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-1999）《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）《原油天然气工程建设站（厂）总图设计规范》（SYJ48-91）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）《电气设备安全设计导则》（GB4064-83）《建筑灭火器配置设计规范》（50140－2005）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）《钢制管道及储罐腐蚀控制设计规范》（SY0007-1999）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2000）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）《工业企业照明设计标准》（GB50034-92）《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50233-2004）《工业企业噪声控制规范》（GBJ87-85）《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79及1983-1989、1996年修改新增部分）《石油化工企业厂区总平面布置设计规范》（SH3053-93）《石油化工企业卫生防护距离》（SH3093）《石油化工企业可燃气体和有毒检测报警设计规范》（SH/T3063-2001）《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》（SY/T0413-2002）《《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007）《输油(气)埋地钢制管道抗震设计规范》(SY／T0450--97)《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T9002-2006）《重大危险源辨识》（GB18218-2000）《城镇燃气输配工程施工及验收规范》（CJJ33-2005）；《聚乙烯燃气管道工程技术规程》（CJJ63－95）；《安全评价通则》（AQ8001-2007）《安全预评价导则》（AQ8002-2007）1.2.3其它资料1）*****天然气有限责任公司与*****安全评价有限公司签订的安全预评价合同2）《*****气长输管道工程》初步设计3)*****天然气有限责任公司提供的其它资料1.3安全预评价范围本次安全预评价范围是******天然气有限责任公司拟建的***天然气长输管道工程工程中的***首站、***门站、长输管道及相关配套设施。长输管线工程项目中的CNG加气母站不在本评价范围内，单独评价。1.4预评价工作原则1）严格执行国家及地方颁布的有关安全方面的方针、政策、法规和标准，保证预评价内容符合国家政策、法规的要求，保证预评价结论的公正性。2）按照科学的方法、程序，采用可靠、先进、适用的评价技术，针对本工程的实际情况和特征，从实际的经济、技术条件出发，对工程进行分析和评价，最大程度地保证评价结论的正确性和对策措施的合理性、可行性及可靠性。3）力求做到实事求是、客观公正的开展评价工作。1.5安全预评价程序根据该新建项目的实际情况，按照《安全评价通则》和《陆上石油和天然气开采业安全评价导则》的要求，本次安全预评价的程序分为准备阶段；危险、有害因素识别与分析；确定安全预评价单元；选择安全预评价方法；定性、定量评价；安全对策措施及建议；安全预评价结论；编制安全预评价报告等八个过程。1）前期准备阶段包括明确被评价对象和范围，进行现场调查和收集国内外相关法律法规、技术标准及建设项目的资料等；2）危险、有害因素识别与分析是根据建设项目周边环境、生产工艺流程或场所的特点，识别和分析其潜在的危险、有害因素；3）选择评价方法是根据被评价对象的特点，选择科学、合理、适用的定性、定量评价方法；4）确定安全预评价单元是在危险、有害因素识别和分析的基础上，根据评价的需要，将建设项目分成若干个评价单元；5）定性、定量评价是根据选择的评价方法，对危险、有害因素导致事故发生的可能性和严重程度进行定性、定量评价，以确定事故可能发生的部位、频次、严重程度的等级及相关结果，为制定安全对策措施提供科学依据；6）安全对策措施及建议是根据定性、定量评价结果，提出消除或减弱危险、有害因素的技术和管理措施及建议；7）最后形成安全预评价结论；8）编制安全预评价报告。2项目概况2.1建设单位简介******天然气有限责任公司是经***地区工商行政管理局批准，于2006年2月21日正式成立，注册资金一千万元。******天然气有限责任公司是***市唯一的一家经营天然气的专业公司。2006年12月15日******天然气有限责任公司与***市人民政府签定《长输管道燃气特许经营协议》，全面承担***天然气综合利用工程的建设，输配、应用、管理、工程规划、设计、安装及天然气技术开发等任务。公司现有员工***人，其中高级工程师*名，工程师*名，其他技术员**余名，目前公司下设有综合部、工程部、客户服务部、财务部、运行部、安全监察部、加气站等7个部门。

公司正逐步完善治理结构，引进先进的管理经验、技术和人才，不断提高企业的核心竞争力，力争把公司做大、做强、做优，使其成为供气稳定、安全可靠、服务一流、管理科学的新型长输燃气企业。2.2建设项目概况项目名称：***市长输基础设施建设及长输生态环境改善工程――天然气长输管道工程；建设单位：******天然气有限责任公司；项目性质：新建；输气规模：长输管道输气能力：80×104m3/d（输气量：28000×104m3/a）***首站和***门站的处理能力：80×104m3/d。压力级别：1）***输气首站站场调压阀前的设计压力8.OMPa，调压阀后的设计压力为6.3MPa，自耗气系统的设计压力为1.6MPa。2）***首站一***市门站输气管线及线路阀室输气管线及线路阀室设计压力为6.3MPa。3）清管站清管站内设备及工艺管线的设计压力为6.3MPa。4）***市门站进站工作压力为0.8MPa，当投产初期输气量远小于设计输气规模(80×104m3/d)，***门站的进气压力将远大于0.8MPa，故门站的设计压力定为6.3MPa，自耗气系统的设计压力为1.6MPa。建设项目主要包括：***首站――***门站输气管线；线路分输及截断阀室5坐；***首站1座；***门站扩建1座；5）与主体工程相关配套的土建、防腐、电气、公用工程等辅助工程。2.2.1工程概况1）输气管道系统本工程输气管道系统由***输气首站～***门站输气管线，***输气首站、清管站、***门站。由***油气处理厂来的天然气，进入输气首站经计量、调压至6.3MPa后，进入输气管道，在输至***门站经过滤、分离后，一路调压至0.32MPa去中压燃气管线供长输用气，一路去CNG加气母站增压，增压后的天然气向周边县市供应压缩天然气。2）***气田首站主要设置天然气接收、调压、计量、清管器发送，安全放空等工艺装置。总图设计在满足工艺流程的基础上，严格按防火、防爆进行平面布置。站内建筑体现安全、适用、经济的原则，按永久性建筑物设计。站内自控采用站控计算机系统，电源、水源、供暖由***处理厂提供。按《建筑灭火器配置设计规范》要求，配置一定数量的灭火设备，以便及时扑救初始零星火灾。3）输气管线输气管线起于***输气首站，终于***门站。管线采用Φ219×6L245NB无缝钢管埋地敷设，长度约为155km，设计压力为6.3MPa，设计输送能力为80×104m3/d，管线防腐采用（二）三层PE普通级外防腐涂层，特殊地段采用三层PE加强级外防腐涂层，外加强制电流阴极保护（阴极保护站设在输气首站和***门站），管线总共设置截断阀室4座，分输阀室1座，其中，****附近的截断阀室和分输阀室合并设置。输气管线穿越灌溉渠15次，光缆穿越4次。***市门站扩建和CNG加气母站（充装站）对原有的***门站进行扩建，此次***门站扩建考虑和CNG加气站合建，合建站主要设置清管器接收、过滤、分离、计量、调压、输配、增压CNG加气（拖车加气）、安全放空等工艺装置。总图设计在满足工艺流程的基础上，严格按防火、防爆进行平面地，布置。站内建筑体现安全、适用、经济的原则，按永久性建筑物设计。站内自控采用站控计算机系统，电源由地方电网提供，水源由市政供水管网提供。按《建筑灭火器配置设计规范》要求，配置一定数量的灭火设备，以便及时扑救初始零星火灾。2.2.2主要工程量本工程主要工程量见表2-2-1。表2-2-1主要工程量项目单位工程量备注站场新建站场座3首站、清管站、CNG充装站站场扩建座1***市门站建筑面积m21763.1征地面积m213790约20.69亩，含道路用地场地挖方m25500输气管道管线规格长度Φ219×6L245NBkm151.0Φ219×7L245NBkm40.0特殊地段，GB/T9711.2一1999穿越河流穿越m/处2200/47钢套管保护穿越公路m/处470/40穿机耕道m/处215/20**铁路穿越m/处150/1利用过水涵洞穿越光缆穿越次树木赔偿棵800果林赔偿棵800管道防腐强制电流阴极保护设施套2含阴保站2座、阳极地床等三层PE外防腐m237200二层PE外防腐m269550测试桩个89绝缘接头个14土石方开挖土方开挖m297800石方开挖m74600阀室新建阀室及放空区座5征地m222202.2.3气源概况、供气现状及必要性1）气源概况在经济和社会高速发展的今天，能源建设对我国经济的发展起着重要作用，天然气作为一种清洁能源，越来越受到重视和青睐。***市位于*****西南部，***盆地的西北边缘。***地区境内拥有丰富的天然气资源，已探明的天然气地质储量6400×108m3，分别占塔里木盆地已探明的天然气地质储量93%。西气东输的“一大五中”六个气田中***地区就占有“一大四中”五个气田，即克拉2气田、牙哈凝析油气田、***凝析油气田、玉东凝析油气田及羊塔克凝析油气田。其中***凝析油气田群包括***、羊塔克、玉东2三个凝析油气田，合计探明天然气地质储量656.28×l08m3,设计生产天然气25×l08m3/a，***气田距***市约为150km，可为***市及周边县市提供气源。2）***市天然气供气现状***市居民从1988年开始以液化石油气作为生活燃气，截止到2005年底，全市共有液化气用户7.0万户，用气人口21万人，城区气化率达到了84.6%，液化石油气年供应量为6500T，居民生活用气占总量的80%，餐饮业用量占总量的17%，工业用液化石油气主要用于气焊时的焊接、切割和果品包装的制作上，工业用气约占总用量的3%。2007年8月***市实施了***天然气综合利用工程，采用CNG拖车从***气田充装天然气，运输至***门站进入长输中压管网供长输居民生活用气和汽车CNG加气。受***气田压缩机处理规模的限制，CNG拖车最大输送能力为6×104Nm3/d，目前***市在限量用气情况下用气量约为3×104Nm3/d，冬季高峰用气量约为8～10×104Nm3/d，预计到2020年仅***市年用气量将可能达到16117.69×104Nm3/a(44.0×104m3/d)合计***市辐射的周边县市用气量，***地区用气量将可能达到22260×104Nm3/a（61.0×104m3/d)。3）工程实施的必要性长输天然气气化作为长输基拙建设的一个重要组成部分，对于改善人居环境和提高大气质量，推动长输现代化进程具有重要的意义。由于天然气供气能力的不足，***市长输供气发展缓慢及工业用气还未普及，在一定程度上使大气污染呈日益加剧的现象。其天然气利用率低、工业污染严重是制约***长输发展的主要瓶颈。目前***市的液化石油气经营网点繁多而且成分复杂，加上激烈的市场竟争，使得液化气的供应存在诸多的安全隐患。长输天然气的全面气化，既可以消除液化气供应的安全隐患，又可以缓解愈演愈烈的市场竟争，同时优质清洁的天然气能源的使用，不仅可以使城区的大气环境得到改善，而且还会使居民的生活更加方便、安全、生活质量得到提高，经济上得到更大的实惠。为了长输天然气的全面气化和长输的发展，需建设***市长输天然气管道解决供气能力不足的问题。建设天然气长输管道工程，可合理利用***境内得天独厚的天然气资源，保护环境，促进全市经济更快更好地向前发展。2.3建设项目位置及地质情况2.3.1地理位置***市位于***西南部，塔里木盆地的西北边缘，天山西段南麓，***河与台兰河冲积平原上。地理坐标为东经79039＇～820O1＇，北纬39031＇～41027＇，北靠温宿县，南部***县，西与**、**两县相毗部，东与**、**两县接壤，东南部伸入塔克拉玛干沙漠与和田地区的**、**两县交界。***市是**的重要长输之一。其市区距自治区首府乌鲁木齐1000km，东距南疆门户长输库尔勒530km，西南距自治区重要长输史喀什5OOkm，往北可越过天山抵达伊犁。***市南北长213km，东西宽199km，全市总面积18639.9km2,2005年底市辖总总人口数为56万人，其中市区人口26万人。包括汉、维吾尔、回等30个民族，其中汉族占54.87%，维吾尔族占43.7%，回族占0.98%。***市位于南疆经济带，处在***地区的中部，具有较强的经济辐射力。***国道、南疆铁路通过市境。2.3.2工程地质工程区域位于新和、温宿县、***市内，其工程地质分述如下:1）新和县**县大地构造属于塔里木地台的南天山海西宁褶皱带与库车拗陷中部，沙稚一尉犁台隆的北部，因接受了巨厚的中、新生代陆湖相、河流相的沉积物，受喜马拉稚山构造运动之影响，使其褶皱伴随断裂，陆续形成了山前第三纪却勒塔格褶皱带及新和平缓褶皱带。县境因第四系沉积物填充，形成平缓的纵向倾抖洼地，成因类型有冲积、洪积、风积等。沉积物主要来自北部山地的天山南麓碎屑物质.由于交互沉积，组成了复杂的第四系地质构造，可分为三个地层单元:一是全新统冲积层，主要分布于县城东北部，渭干河西侧洼地;二是全新统冲洪积，主要分布于县城北部广大地区，其冲积物一般为各种粒度的砂砾石，洪积物则以粘土为主;三是全新统风积层，主要分布于县城西部及南部边缘地区，洼地以外的上第三系上新统以及第系始新统一上第三系上新统地区，都逐渐进入山区。2）***、***市**县北部位于天山地槽褶皱带中，属南天山冒地槽褶皱带的哈里克套复背斜的西段。地层从先寒武系到第四系都有出露，地质构造复杂，汗腾格里山复背斜，出露比较完整。南部以塔里木北缘深断裂为界与塔里木地台毗连。工区因台兰河与哈拉玉尔衷河冲积，填充第四系沉积物，形成平缓的纵向倾抖的山前冲洪积扇，成因类型有冲积、洪积、风积等。沉积物主要来自北部山地的天山南麓碎屑物质。由于交互沉积，组成了复杂的第四系地质构造。2.3.3水文情况1）***县管位位于新和县范围内，在天山山脉南麓山前倾抖平原，沿线河流发育，源于天山为由北向南走向，多数为季节性内流河流，冬季断流，夏季发水。穿越段河流均干涸，河流对拟建工程的影响不大。2）***县管位位于***大洪积扇中部，沿线主要有台兰河与哈拉玉尔衷河两条河流发育，多数为季节性河流，冬季断流，夏季发水。河流在冬季要发生冻结。穿越的河流为哈拉玉尔衷河，冬季冻结冰面宽度70m一200m，冰厚度约为0.3m。该区域河流均为发散型河流，河流纵向稳定，横向不稳定，冲刷深度不深，河流对拟建工程的影响不大。2.3.4地震情况1）**县，据国家地震局1990年编制的《中国地震烈度区划图》，工区地震基本烈度VII度。又据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)，工区的抗震设防烈度为Ⅶ度，设计基本地震加速度值为O.15g(g为重力加速度)，地震特征周期为0.35s工程区域地带处于对抗震有利地段，地壳基本稳定，适宜工程实施。2）***县、***市，据国家地震局1990年编制的《中国地震烈度区划图》，工区地震基本烈度Ⅶ一Ⅷ度。又据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)，工区的抗震设防烈度为Ⅷ度，设计基本地震加速度值为0.20g(g为重力加速度)，地震特征周期为0.35s。工程区域地带处于对抗震有利地段，地壳基本稳定，适宜工程实施。2.3.5交通条件工程区域位于***国道附近，施工区域均通公路，整体交通条件较好。2.3.6不良地质现象工程区域历史上没有破坏性震害记录，工程地质条件较好，适合工程建设。2.3.7气象条件工程区域主要位于**、**县地域范围内，两县气候条件存在差异性，两县的气象特征分述如下:1.***县***县远离海洋，地处亚欧大陆深处，西有帕米尔高原，北有天山横卧，东为平原，南有塔克拉马干大沙漠。**县属于大陆性温暖带干旱气候，空气干燥，蒸发量大，降水量少，光照充足，晴天多，热量资源丰富，无霜期长，夏季干热，冬季干冷，昼夜温差大.春季天气多变，影响升温，秋季冷空气频繁入侵，降温较决。年平均气温为10.5℃，年际变动在9.8℃～11.3℃之间。年最热为7月，平均气温24.8℃，历年极端最高气温40.1℃(1975年7月13日)，年最冷为1月，平均气温－8.3℃，历年极端最低气温－26.8℃。历年平均日照时数2894.6h，日照百分率达65，太阳辐射强度144.6kca1/cm2。平均无霜日201天，最长216天，最短155天。历年平均风速1.9m/s(1～2级)，但在春夏季8级风较多，最大风速29m/s(1979年4月10日)，大风风向多为东北风，全年盛行东北风，其中春、秋较多偏东风，冬、夏季多为东北风.历年降水量平均为63.7mm，年际变化大，四季差异明显，降水主要在夏季6～8月，占全年降水量的53%。年均蒸发量1992.7mm。土壤封冻一般在11月下旬到次年3月上旬，约100多天。冻土深度:历年最大冻土深度为780mm。全县历年平均地面温度13℃，比平均气温高2.5℃。历年极端最高地面温度68.9℃，最低－26.1℃。最高为7月，平均31.9℃，最低为1月，平均－8.4℃。地中温度随土壤深度而变，夏季是土壤吸热期，温度随土壤深度增加而逐渐降低。冬季是土壤放热期，温度随土壤深度增加而上升。春、秋两季过渡期，温度变化不大。历年平均降雪7mm，降雪日数6天，历年最大积雪深100mm。2）**县**县属大陆性温暖带干旱气候，空气干燥，蒸发量大，降水量少，光照充足，晴天多，热量资源丰富，无霜期长，夏季干热，冬季干冷，昼夜温差大。春季天气多变，影响升温，秋季冷空气频繁入侵，降温较快。平原地区气候干燥，云量少，日照时数多。年总辐射量为135～140kca1/cm2。太阳总辐射两的月季分布和温度分布接近一致，一年四季均可以利用太阳能。平原地区平均气温为8.4℃～10.1℃。7月最热，月平均气温22.4℃～24.1℃；1月最冷，月平均气温－9.2℃～一11.5℃。**县境无重霜冻初日为3月27日，终日为10月25日。无霜期中部为211.7天，东部为202.3天，西部为185.3天，全县无霜期185天。平原地区作物积极生长期内，一般无重霜冻危害。最大冻土深度420～970mm。地中温度:地中SOmm深处年平均温度10.5～13.2℃。输气参数按此温度考虑。冻土深度:最大冻土深度420～970mm，管道埋深按此参数考虑。南部平原降水少，年平均降水量65.4～78.7mm，雨日以7、8两月最多。平均地区年平均雷阵雨占全年降水量80%以上，连阴雨较少，最长持续6天。四季降水量，春季占1721%，夏季占5558%，秋季占15%，冬季占9～11%。降雨年际变化大。多雨年份，南部平原降雨两达100mm以上；少雨年份，平原地区少雨3Omm，山区少于70mm。平原地区降雪少，年降雪日数8.79.1天，11月7日为最早初日，4月20日为最晚终日。70年12月5日，县城日最大降雪量为9.6mm。地面积雪量少，年平均积雪日数为27.127.5天，最多为72天。最少为2天。年最大积雪深度9～13cm。平原地区年蒸发量为910.5mm～965.3mm，为年均降水量的11.6～14.8倍。7月蒸发量最大，为158.1～167.Smm；12月最小，为2.2～4.3mm。风速:年均风速不大，北部山区略大于南部平原。年平均风速，南部平原为1.6m/s～1.8m/s。瞬间最大风速北部山区小于南部平原区。平原区最大风速达40m/s。平原农业地区4～8月是大风季节，平均风速一般为1.8m/s～2.6m/s。管道沿线的主要气象要素见下表2-3-1。表2-3-1沿线各县主要气象资料综合统计表地区名气温(℃)风速(m/s)年平均降水量（mm）平均极高极低最大多年平均主导风向**县10.540.129-26.82.91.9东北63.7**县9.240.9-33.2401.7东北72.12.4输气工艺简介2.4.1输气系统总工艺流程由***油气处理厂来的天然气(进站压力为6.9～7.7MPa)，在输气首站经计量、调压至6.2MPa，后进入输气首站一***门站的输气管道，经输气管道输至***门站(进站压力为0.8MPa)，天然气在门站经过滤、分离后，一路计量、调压至0.32MPa去长输中压管网，另一路计量、调压后去CNG加气母站增压，增压至25MPa的压缩天然气供应周边县市用气。2.4.2管道输气能力***首站至***市门站输气管线的管道输气能力见表2-4-1。表2-4-1管道输气能力计算表序号管道规格管道内径起至压力（mm）终点压力（MPa）管线长度（km）日输气量（104m3/d）1DN1501476.30.915535.022DN2002076.30.915583.263DN2502596.30.9155146.79从上表可知，当输气管线起点压力为6.2MPa，终点压力为0.8MPa，在输送距离155km范围内，DN200输气管道的输气量可达83.26×104m3/d，满足设计输气规模80×104m3/d的要求。输气管线选用DN200的管道可满足管输要求，同时也比较经济。2.4.3天然气的组分和物性参数根据*****市***天然气有限责任公司提供的相关资料，***气田来的气体参数和组分如下：表2-4-2天然气田组份表组份mol(%)组份mol(%)CH489.28nC40.26C2H67.3nC50.16C3H81.88iC50.50iC40.21N20.41表2-4-3天然气其它参数表H2S（mglm3）0.11高位发热量（MJ/m3）38.04水露点（℃）－19.2烃露点（℃）－19.2临界压力（MPa）4.60临界温度（K）208.21相对密度0.63密度0.822.5输气管道2.5.1输气管线走向1）线路走向概述***首站一***市门站输气管线:管线起于***气田拟建的输气首站(**县***乡)，出站后往西偏南方向沿***国道南侧埋地敷设，到达****后向西敷设，在十一道班附近沿南疆铁路南面敷设。在十二道班利用过水涵穿越南疆铁路，到****后往西偏北方向敷设，到达****后拐向西偏南方向敷设，沿***国道南侧敷设。在****衷穿越*****，继续沿***国道南侧敷设，在**镇南侧穿越台南河干渠，管线继续沿佳木镇南侧敷设，敷设的管道止于***门站，管线全长约155km。管线经过的绝大多数地段属冲洪积平原与山前倾抖平原，低山区仅仅分布于哈拉玉尔衷山。基本特征是地形起伏不大，地貌类型较为简单，相对高差较小，交通条件好，施工、管理均较方便。2）线路概况统计（1）沿线行政区划长度统计见下表:表2-5-1管线行政区长度划分统计表序号行政区划起点终点长度(km)1***县***输气首站***道班71.02***县***道班**坡84.03***市**坡***门站14.0合计155（2）沿线地表植被统计见下表:表2-5-2沿线地表植被统计表序号植被长度(km)1旱地10.52棉花14.93树林18.94经济林1.205路面0.456河流2.27灌木78.858荒地8.59其他19.5合计155(3)沿线地貌区划长度统计见下表:表2-5-3沿线地貌区划长度统计表序号地貌区划长度(km)1山前倾抖平原98.62低山2.43冲积平原54合计155（4）地区等级划分根据地区等级的划分标准依据《输气管道工程设计规范》（GB50251－2003）的有关规定，并结合本工程实际情况，确定本工程管道沿线地区等级如下:表2-5-4沿线地区等级划分及管道长度统计表起止点县、地名地区等级管道实长(km)***首站一******县一级地区101.0****一***门站**县二级地区54.0合计155.002.5.2线路阀室1)线路阀室的布置根据线路长度和地区类别,本工程设4座线路截断阀室已能满足要求。穿越工程和线路分输的要求，结合管道沿线在****设阀井1个，具体位置见下表:表2-5-5阀室布置表起点地点地区等级连接里程(km)输气首站***一级27**道班***班一级28**道班***占一级27******一级25******镇二级242)阀室功能本工程输气管线共设置截断阀室4座，截断阀室的主要功能是当管线发生重大泄漏时，关闭阀室主球阀以截断气源，在必要时还可以通过阀室的放空阀泄放管道内的天然气。同时便于管道维修，减少事故损失和可能造成的次生灾害。同时，***、冲积平原开发区设置分输阀室，可方便今后向农垦五团和冲积平原开发区供气。2.5.3管道敷设1）管道敷设原则（1）输气管道原则上采用沟埋敷设，以弹性敷设，面和竖向上的变化。为确保管道安全，不受外力破坏，热垠弯头来适应管道在平管道应有足够的埋设深度。（2）管道经过陡坡、陡岩、抖坡等地段时，应尽量顺坡埋设，并应砌筑堡坎和排水沟，防止回填土被冲刷和山洪等对管道的破坏。（3）管道穿越高速公路、水泥公路时采用外加套管进行保护。2）管道敷设方式本管线全部采用沟埋敷设方式。根据地形、地物、地质等条件，可采用弹性弯曲和工厂预制热垠弯头两种形式，来满足管道在平面和竖面上的变向要求。3）管道埋深、管沟及回填为确保管道安全生产和平稳输气，管道埋深应位于冰冻线以下，管道最小埋设深度(管顶至地面)要求见下表:表2-5-6管道埋深最小覆土厚度(m)地区等级土壤类岩石类旱地戈壁一二级1.21.20.5管沟沟底开挖宽度根据施工方法及土壤类别和物理力学性质确定。管沟回填应先用细土回填至管顶以上0.3m，才允许用土、砂或粒径小于100mm的碎石回填并压实，管沟回填土应高出周围地面0.3m。4）特殊地段处理（1）软土及液化土地段在施工过程中，如开挖地段遇软土或液化土，应进行换土处理。（2）高陡抖坡在管道上、下山段，通过高陡抖坡时，首先采取局部降坡和管道锚固措施，做好护坡堡坎、排水等设施，以保证管道安全。（3）管道通过林区、果园时要尽量减小施工作业带宽度，减少对环境的破坏，尽量降低砍伐数量;管道施工结束后，除输气管道中心两则5m范围内不允许种植深根植物外，其余被破坏的植被应立即恢复，以保护管道安全、保护环境。当管道通过林区施工时，开工前应编制施工安全预案，制定安全防火措施，确保林区内的施工安全。林区施工过程中严禁在树林内吸烟，引弧，举火。管沟成型组焊前，应清除管沟附近的树枝、树叶等易燃物。施工材料中的易燃、易爆物质，应放置于空旷的场地并远离焊接区，并设专人看守。焊接过程中采取钢板、石棉板阻隔电弧、电火花喷溅区，防止电弧和火花进入林区。各施工台班配备一定数量的移动灭火器，用以扑灭可能的火灾。（4）管线通过建筑密集，人口较多的地段，为保证管道自身安全性，适当增加管壁厚，焊缝进行100%射线照相检验，相应地提高管道防腐等级，适当加大埋深，防止外力破坏。（5）穿越公路、河流时采取提高管道防腐等级，增大管道壁厚，焊缝进行100%射线照相检验等保护措施。（6）穿越季节性河流采用混凝土锚固墩稳管，不能确定冲刷线的季节性河流和冲沟，其管顶的最小埋深不得小于3m。（7）穿越等级公路、沥青路面公路外加钢套管。（8）穿越灌溉渠渠底采用分层夯实回填措施，岸坡按原貌恢复。（9）管道通过石方区时，管沟应超挖200mm，然后用细土填实超挖部分，回填先用细土回填夯实至管顶，再以混凝土浇筑回填保护管道。（10）管线与已建各种埋地管道和光缆交又时，应从其下方穿过且垂直净距不得小于0.3m。在与光缆交又时，应从其下方穿过且垂直净距不得小于O.5m。两者间必须设置坚固的隔离物。（11）与架空高压线不得大段平行，如不能避免时，管道与高压线的水平距离按《石油天然气工程设计防火规范》表7.1.5“埋地集输管道与架空输电线路安全距离”的要求执行。与铁塔、电杆、电站或变电所接地体的距离按《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》表6.2.3的规定执行。（12）与其他管道或埋地电缆平行时，其间距不得小于lOm。当间距小于lOm时，平行段管段及其两端各延伸lOm的管段需采用加强绝缘防腐层。2.5.4管道附属构筑物1）防护工程（1）为保证管道安全，防止水土流失、垮塌造成管道裸露以至破坏，管道通过陡坡、陡坎、抖坡地段时，应先清除危土并视具体情况设置护坡、堡坎和排水沟，以防回填土被冲刷。（2）管道穿越河流，根据岸坡、河床、穿越方式的具体情况采取有效的护岸、护坡措施，管线施工完毕后，立即恢复原地貌。2）管道标志桩（1）为便于日后管理、巡线和管道抢修时迅速找到管道的埋设位置，在管道的所有水平转角处均设置管道线路标志桩。（2）线路标志桩有里程桩、转角桩、交又标志和警示牌等。里程桩、水平转角、标志桩桩可结合使用，三桩合一。里程桩应沿气流前进方向左侧设置，当平面转角桩距离超过5OOm时，应加设里程桩。对易于遭到破坏的管段设置警告牌，并采取保护措施。2.5.5管道的焊接与焊口检查1）管道焊接方式本工程管线焊接一般采用沟上焊接，管道焊接前严禁强力组对。管道焊接前应按《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452一2002)进行焊接工艺评定。焊条、焊丝按照焊接工艺评定选用;焊接采用氢弧焊打底，手工焊填充、盖面：具体应根据焊接工艺评定后进行选择。2）环向焊缝的检查输气管线的管道环向焊缝先进行100%超声波探伤检查，超声波探伤检查合格后，对接焊缝按一、二级地区分别进行5%.10%的X射线探伤复查。穿越段、人口密集区通过段等特殊地段的管线进行100%的射线探伤检查和超声波探伤检查。由于超声波探伤自身的局限性不能进行探伤的对接焊缝，由超声波探伤改为射线探伤，合格级别不变。无损检测按《石油天然气钢质管道无损检测)>(SY/T4109一2005)标准执行，超声波探伤达到(SY/T4109-2005)第23条中的且级为合格。X射线检验应达到(SY/T4109一2005)第14条中的II级标准。3）管道连头本工程由于穿越、分段试压等造成的相邻管段必须的连头、碰死口情况，组焊时应按如下要求进行：（1）连头处应尽量避免开弯管和地形条件不良之处；（2）连头处作业面应平整、清洁、无积水，沟底比设计深度加深500一800mm；（3）管道转角连头时，应根据管沟开挖测量成果表中该处的实际转角角度，计算出切线长和弧长，并进行实地复测，以确保下料的准确性；（4）下料时应考虑热胀冷缩量，连头组装焊接应尽快完成;连头时不得强行组对焊接；（5）连头采用外对口器时，应按“焊接工艺规程”的要求装却对口器;当相邻两管段连接(碰死口)焊接时，应将施焊时的环境温度选择在20℃左右，以减少温差应力。2.5.6管道清管、试压、干燥、置换清管：输气管线采用清管器(球)进行清管并不少于两次。清管扫线应设置清管器，(球)临时收、发设施和放空口，不得使用站内设施。清管时的最大压力不得超过管线的设计压力。试压：本工程输气管道位于一、二级地区，且人烟稀少，水源缺乏，故采用空气作为强度及严密性试验试压介质。试压应编制试压方案。一级地区的输气管道强度试验压力应达到1.1倍设计压力，二级地区的输气管道强度试验压力应达到1.25倍设计压力。管道强度试压合格后方可进行严密性试压，严密性试压的介质采用空气，试验压力为设计压力。干燥：管线试压、清管结束后用干燥压缩空气吹扫。干燥压缩空气吹扫时，在管道末端配置水露点分析仪，干燥后排出气体水露点应连续4h比管道输送条件下最低环境温度至少低5℃。置换：试压、吹扫、干燥完毕后，立即用氮气对管道进行置换，将管线中的空气置换为氮气，以保证安全。注氮置换合格后，管道两端加盲板密封以防氮气泄漏。2.6管道穿越工程2.6.1河流穿越根据穿越河段的水文地质和工程地质条件，大开挖穿越方案采用围堰引流大开挖成沟方式，两岸管沟采取人工开挖成沟方式。将穿越管道置于河床内3m以下、且进入稳定层的深度不小于1.0m，或埋入基岩不小于O.5m。稳管方式采用混凝土锚固墩，避免管线受水流冲刷。穿越段管道敷设完毕后应对两岸岸坡施工开挖松动部分进行护坡、护岸，护坡宽度大于松动过的土壤宽度，同时要求施工时与原岸坡街接好，护岸地基应置于稳定的地基上，在其上采用浆砌块石护岸，确保岸坡恢复后的稳定性。2.6.2公路穿越输气管道穿越常有重车出入的县级水泥公路采用大开挖加钢套管保护穿越。穿越乡村泥结石公路采用大开挖直埋穿越。钢套管管顶埋深>1.2m，套管伸出公路边沟处2m。输气管道直埋穿越公路时，管顶的埋深≥1.2m。穿越管道的管材符合《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管》GB/T9711.2-1999的要求。本工程穿越乡镇公路时，严格遵照“(78)交公路交698号，(78)石化管道字452号，《关于处理石油管道天然气管道与公路相互关系的若干规定》”进行。2.6.3铁路的穿越本工程输气管道在十二道班利用过水涵洞穿越南疆铁路，穿越管段采用钢套管保护，且在穿越管段两端设置截断阀井，发生泄漏事故时便于截断气源。管道穿越南疆铁路需征得铁路主管部门的同意和符合铁路规划部门的要求。南疆铁路规划将建复线，铁路穿越段管段不得小于150m(现铁路中心线两侧各75m)。穿越管道的管材应符合《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分:B级钢管》GB/T9711.2-1999的要求。管道穿越铁路应保持铁路过水涵的通畅，穿越处设置标志桩。2.7输气站场2.7.1概述本工程输气站场包括***输气首站、清管站、***门站扩建。2.7.2站址位置1)***输气首站位于尤勒滚库勒***国道南侧，距***国道约为200m,距***油气处理厂400m。站址地势平坦、开阔，交通方便，供电、供水、供暖均可依托***油气处理厂。2)清管站在******国道南侧，距***国道约为300m。站址地势平坦、开阔，交通方便，周围无工业、企业及其他公用设施。3)***门站位于***市长输道路乌喀路东面，距乌喀路约为180m。站场地势平坦，交通方便，本次工程扩建向站场西侧乌喀路方向扩建30m，充分利用预留场地用于站场扩建，节约工程投资。2.7.3站场工艺1）***输气首站（1）设计参数进站压力:6.9一7.7MPa；出站压力:6.2MPa；设计压力:调压器前8.OMPa，调压器后6.3MPa，放空阀、排污阀后3.2MPa,自耗气系统1.6MPa；输气量:80×104m3/d。（2）站场功能接收***油气处理厂来气、计算机计量、调压、清管球发送、超压切断、超压报警、超压安全放空、进出站天然气截断。（3）工艺流程从***油气处理厂来的天然气由进站阀组(进站压力为6.9～7.7MPa)进入站内，经计量后，调压至6.2MPa由出站阀组输往***输气首站一***门站输气管线。站内设清管球发送装置可以定期或不定期发送清管球，对输气管道内的杂质及液态水进行清理。天然气计量采用流量计算机控制系统。站内天然气管路中设置安全阀、放空阀，避免超压发生事故。管路系统发生超压时可自动或手动放空，并对排放的天然气通过放空火炬燃烧，满足环保要求。（4）主要设备①PN7.OMPaDN200清管球发送装置1套；②PN10.OMPaDN150高级阀式孔板节流装置1套；③PN10.OMPaDN100调压器1台(带安全载断)；④DN150H=20m放空火炬1套；⑤工业计算机1套。2）清管站（1）设计参数设计压力：放空阀、排污阀前6.3MPa，放空阀、排污阀后3.2MPa；输气量：80×104m3/d；（2）站场功能进出站天然气截断、清管球发送、清管球接收、天然气安全放空。（3）工艺流程从***输气首站来的天然气由进站阀组，进入站内，由出站阀组输往下游***门站。站内设清管球接收装置和发送装置可以定期或不定期进行清管，可提高管输效率。管线发生事故时，可通过站内进出站阀组截断气源，为便于事故处理，设手动放空阀可对输气管道内的天然气进行放空。站内清管排放的污水由排污管线排至污水池储存，由罐车拉走集中处理。（4）主要设备①PN6.3MPaDN200清管球发送装置1套；②PN6.3MPaDN200清管球接收装置1套。3）***门站的扩建（1）设计参数进站压力:0.8MPa；出站压力:去CNG加气母站0.8MPa；出站压力:去中压长输管网0.32MPa；设计压力:调压阀前6.3MPa，调压阀后1.6MPa；出站气量:去CNG加气母站20×104m3/d；出站气量:去长输中压燃气管网25×104m3/d。（2）站场功能接收上游输气管线来气、清管球接收、进出站天然气截断、过滤分离、计算机计量、超压报警、超压安全放空。（3）工艺流程从输气管线来的天然气由进站阀组进入站内(进站压力为0.8MPa)，经过滤分离器进行过滤、分离后，进入汇管，经计量、调压后的天然气，一路调压至0.8MPa去CNG加气母站，一路调压至0.32MPa去低压汇管，然后进入中压长输管网。站内设备设置安全阀、放空阀，系统发生超压时可自动或手动放空，避免发生事故。站内清管排放的污水由排污管线排至污水池储存，由罐车拉走集中处理。（4）主要设备①PN6.3MPaDN200清管球接收装置1套；②PN6.3MPaDN800过滤分离器2台；③PN6.3MPaDN400高压汇管1台；④PN1.6MPaDN400低压汇管1台；⑤PN6.3MPaDN150高级阀式孔板节流装置2套；⑥DN150H=20m放空火炬1套；工业计算机1套。2.7.4主要工艺设备1)过滤分离器过滤分离器是依靠过滤元件的过滤作用将固体或液体分离出来，属于精细分离设备，具有过滤效率高，去除粒径小等优点，需定时更换滤芯。其主要技术要求有:a、在设计温度和设计压力下满足规定的强度要求，使用安全可靠，检查、维修方便。b、设备应去除掉输送气体中夹带的固体颗粒、粉尘和液滴，要求其过滤效率(绝对过滤精度)为:粉尘:1μm99%,3μm及3μm以下99.1%,5μm及5μm以下99.9%；液滴:1μm98%,3μm及3μm以下98.6%,5μm及5μm以下99.0%。c、要求滤芯经久耐用、具有较大的过滤面积和容污能力，正常操作条件下更换周期不得低于12个月；d、要求过滤元件正常操作的压降为0.002～0.020MPa，过滤器前后压差达到0.03MPa时，仍应保证过滤精度；f、为便于操作和更换滤芯，过滤分离器一般应为带有快开盲板的卧式结构。g、所带快开盲板应开闭灵活、方便，密封可靠无泄漏，且带有安全联锁保护装置。2）清管球发送、接收装置清管器收、发装置主要用于发送和接收用于清管的清管器或清管球。a、清管器收发装置的筒体直径应比干管直径大100mm左右，以便清～管器的放入和取出；b、发送装置长度不小于筒体直径的3一4倍，以满足发送最长清管器或检测器需要；c、接收装置需要容纳清管污物，其长度不小于筒体直径的4一6倍。接收筒上设两个排污口，排污口焊接挡条以阻止大块物体进入；d、应配备发送、接收清管器时所需的配套起吊设施。3)阀门常操作的主要截断阀门选用操作方便灵活、密封性能好、结构紧凑、关闭严密、质量可靠的平板闸阀；放空、排污阀采用密封性能好、使用寿命长、噪音小、耐冲刷的节流截止放空阀和阀套式排污阀；安全阀选用流通能力大、反应迅速、开启关闭可靠，起跳回座精度高、严密不易泄漏的先导式安全泄压阀。2.8防腐工程按照《钢质管道外腐蚀控制规范》(GB/T21447一2008)的规定:“长输管道和油气田外输管道必须采用阴极保护；油气田内的油气集输干线管道应采用阴极保护；其它管道和储罐宜采用阴极保护”。故本工程输气管线采用良好的外防腐层加阴极保护的联合防腐措施，达到控制土壤腐蚀的目的。其中外防腐层是主要防腐手段，阴极保护为辅助手段。2.9自动控制随着天然气输气工艺朝着自动化和信息化的发展趋势，要求天然气输气与生产管理有机结合起来，以实现经济上的合理控制。目前，输气站场的自控系统已经有较高的稳定性和可靠性，使输气生产中的计量、进出站压力报警和阀门控制达到并符合目前的生产技术要求。本工程各站场均能实现以站控为主的管理模式，采用先进的自动控制和通信系统，可对站场流量等进行自动监测。1）***首站自控系统主要功能和信号处理（1）计量系统本站天然气流量考核计量采用一套高级孔板节流计量装置，计量所需的压力、差压、温度信号从孔板节流阀处取出，经压力、差压、温度变送器转换成标准的4～20mA信号通过信号防浪涌保护、隔离处理器处理后送入RTU数据采集AI卡对应端子。RTU将各类信号统一送入站控计算机，由计算机按照符合《用标准孔板流量计测量天然气流量》(GB/T21446-2008)标准的计量软件，配合计算机系统软件、上位机软件、组态软件等自动完成数据显示、存储、参数设置、打印等日常数据操作。站内自耗气采用智能气体涡轮流量计现场显示，数据不进入计算机流量计量系统。（2）SCS系统本站站控SCS系统主要由计算机、RTU、现场变送器和电动执行机构、声光报警器和一体化交直流不间断电源系统组成。完成对出站压力较低(站外管线可能泄漏等)时，RTU将该信号采集并送入计算机，计算机按照内部程序执行数据处理(含数据传送)、声光报警、输出驱动(RTUDO端)电动球阀自动截断出站气路。（3）压力检测系统①现场直读式压力表选用Y150型弹簧管压力表，精度1.6级，压力等级：PN0.4一PN10.OMPa。②对现场进出站压力采用压力变送器完成压力检测和数据远传至站内RTU。压力变送器采用一体化防爆型带现场显示的压力变送器，精度0.1级，压力等级：PNO.14一PN10.OMPa。（4）温度检测系统配套流量计量现场数据需要远传的温度检测采用一体化防爆型带现场显示的温度变送器，精度A级，测量范围：0～1000C。压力等级：PN10.OMPa。（5）可燃气体检测报警系统为了及时检测天然气发生泄漏，即时报警提前防范，配套2台(一备一用)便携式可燃气体检测仪，供站场工作人员日常巡检和设备维修。（6）放空电子点火系统设置一套放空火炬配套电子点火系统，采用人工手动控制方式。后备点火方式采用人工现场点火。（7）自控供电系统为了保障自控系统供电的稳定性，采用一体化在线式交直流不间断供电系统，该系统设置输入电源滤波、稳压，通过输出端各类电源防浪涌保护器为计算机、RTU、电动球阀、现场各类变送器等自控系统设备和仪表提供稳定的AC220V/380V.DC24V供电电源。（8）配套系统电动切断球阀和电动调节阀具有就地手轮操作、就地电控操作和(预留)远控操作三种操作方式；2）***门站自控系统主要功能和信号处理（1）计量系统本站天然气流量考核计量采用两套高级孔板节流计量装置，计量所需的压力、差压、温度信号从孔板节流阀处取出，经压力、差压、温度变送器转换成标准的4～20mA信号通过信号防浪涌保护、隔离处理器处理后送入RTU数据采集AI卡对应端子。RTU将各类信号统一送入站控计算机，由计算机按照符合《用标准孔板流量计测量天然气流量》(GB/T21446-2008)标准的计量软件，配合计算机系统软件、上位机软件、组态软件等自动完成数据显示、存储、参数设置、打印等日常数据操作。站内自耗气采用智能气体涡轮流量计现场显示，数据不进入计算机流量计量系统。（2）SCS系统本站站控SCS系统主要由计算机、RTU、现场变送器和电动执行机构、声光报警器和一体化交直流不间断电源系统组成。完成对站内压力较低(站内管线可能泄漏等)时，RTU将该信号采集并送入计算机，计算机按照内部程序执行数据处理(含数据传送)、声光报警、输出驱动(RTUDO端)电动球阀自动截断进、站气路。（3）压力检测系统①现场直读式压力表选用Y150型弹簧管压力表，精度1.6级，压力等级:PN0.4一PN2.SMPa。②对现场进出站压力采用压力变送器完成压力检测和数据远传至站内RTU。压力变送器采用一体化防爆型带现场显示的压力变送器，精度0.1级，压力等级:PNO.14一PN4.OMPa。（4）温度检测系统配套流量计量现场数据需要远传的温度检测采用一体化防爆型带现场显示的温度变送器，精度A级，测量范围:0一1000C。压力等级:PN4.OMPa。（5）液位检测及排污系统分离器采用配套液位计完成液位检测，并现场显示。现场分离器排污采用手动排污。（6）可燃气体检测报警系统为了及时检测天然气发生泄漏，即时报警提前防范，配套2台(一备一用)便携式可燃气体检测仪，供站场工作人员日常巡检和设备维修。（7）放空电子点火系统设置一套放空火炬配套电子点火系统，采用人工手动控制方式。后备点火方式采用人工现场点火。（8）自控供电系统为了保障自控系统供电的稳定性，采用一体化在线式交直流不间断供电系统，该系统设置输入电源滤波、稳压，通过输出端各类电源防浪涌保护器为计算机、RTU、电动球阀、现场各类变送器等自控系统设备和仪表提供稳定的AC220V/380V.DC24V供电电源。（9）自动加药装置为了便于及时发现天然气泄漏，为迅速查找泄漏点，采用一体化燃气自动加臭系统，该系统主要由现场加臭装置、工控机控制系统组成，能实现根据输气管线的输气流量自动调节加臭量的自控追踪功能。现场采用AV380V供电，加臭装置工控机系统由自控系统电源统一供电。现场电气设备均配套同等防爆等级的防爆设备。（10）配套系统电动切断球阀和电动调节阀具有就地手轮操作、就地电控操作和(预留)远控操作三种操作方式。2.10公用工程2.10.1给排水1）给水（1）***首站新建***首站位于***气田旁，距***首站仅200m左右。***气田内部有较完善的供水管网，其水质及水量均能得到保证，故本站站内用水依托***气田内供水，考虑就近从***气田供水管网上开口接管，管线规格为DN50,在***首站围墙旁设置水表井1座，计量后进入站内，供站内各用水点使用。（2）清管站本工程清管站为无人值守站，站内不设置生活用水设施及生产用水设备，故本站内不考虑供水。（3）***门站及CNG加气母站本工程***门站为在原门站基拙上进行扩建，CNG加气母站与门站合建。原门站已建有完善的给排水系统，站内给水利用***城区市政供水，在***城区市政供水管网上开口接管，引至站内后设置了水表井。***城区市政供水的水质和水量均能得到保证，故本站考虑从原门站水表井后供水管线上就近开口接管，供站内各用水点使用。管线规格为DN50。2)排水本工程各站场产生的污水包括生活污水和生产污、废水，由于各污水性质不同，采取清污分流措施进行分别处理。(1)生产污水本工程输送的介质为经脱硫、脱水处理的净化天然气，在输配、分离过程中，输气管道和设备内还可能产生少量的气田水。该气田水中含有大量的Ca2十、Mg2十、C1一等离子，不能直接外排。故各站产生的生产污水均排入站内污水罐内，定期由罐车拉走，集中处理。(2)生产废水站场的生产废水主要为设备检修污水以及装置区场地冲洗废水。正常生产期间，装置区场地冲洗废水只含泥沙类机械杂质，可直接排至站外，进入市政雨水排水系统。(3)生活污水站内员工生活污水先排入站内化粪池处理，经化粪池处理后就近排入站外市政排水沟。排水采用埋地用硬聚氛乙烯管。2.10.2供配电本工程电气设计范围包括***天然气长输管道工程***输气首站、***门站低压配电系统，站场动力、照明配电，站内装置的防雷、防静电接地等设计。1）负荷等级《输气管道工程设计规范》(GB50251-2003)和《供配电系统设计规范》(GB50050-95)要求，***首站、***门站(门站扩建和CNG加气母站)电力负荷等级按三级供考虑。（1）首站负荷按需要系数法计算，所有设备有功功率为14.86kW，无功功率为11.145kW，视在功率18.575kW。（2）门站负荷按需要系数法计算，所有设备有功功率为1294.24kW，无功功率为970.68kW，视在功率1617.8kW。2）供电（1）***首站380V低压电源由场站外引入，通过埋地电缆敷设到阴保配电间动力配电拒内，配电拒供电系统采用TN-S接地型式。（2）***门站(门站扩建和CNG加气母站)***门站原有设施的供配电系统保持不变;门站扩建和新建CNG加气母站负荷集中、功率较大，宜引入lOkV高压电源自建独立的供配电系统，采取高压计量方式。3）配电（1）***首站配电与阴极保护共用一间房，阴保配电间内设GCS配电屏一面，作为站内供电设备的总控制和总计量，对站内动力、照明、自控、阴极保护、信息系统等电力负荷实行放射式供电。站房值班室内设照明配电箱一面，UPJZ一台。照明配电箱对室内外照明、暖通等负荷实施供配电;UPJZ输出用于对阴保设备、仪器仪表、信息系统等不允许断电的设备供电。（2）***门站(门站扩建和CNG加气母站)由于站内压缩机组单台设备功率较大，355kW/台的压缩机组每两台还配套了一台SSkW的脱水装置，所以4台机组、两台脱水装置设备主功率达到1530kW。而压缩机的投运，是根据加气量确定，并非都需要4台压缩机组同时运行，考虑到大功率电机和大容量变压器空载等无功损耗，在满足功能要求的前提下，设置2台1000kVA变压器，每台变压器各为两台压缩机组和一台脱水装置供电，当两台压缩机组投运能满足生产时，只投入一台变压器，当需要增加投运时，再投运另一台变压器，这样有一定的调节作用，可避免大马拉小车现象，同时也起到节能降耗的作用。站内紧靠变压器设配电房一座，由于变压器容量较大，采用母排明敷方式与配电房内的配电装置连接;配电方式采用放射式。1号变压器设配电屏3面，其中总屏一面，作为总控制和总电压、电流的显示用;馈电屏一面，分别为两台压缩机组和一台脱水装置启控拒配电;配电屏一面，作为站内其他公用设施的配电。2号变压器设配电屏2面，其中总屏、馈电屏各一面，功能与1号变压器同。为提高功率因数，1号、2号变压器各设置无功功率自动补偿屏一面。站场仪表系统为特别重要负荷，对电源质量要求较高，采用在线式UPS不间断电源供电。2台SSkW脱水装置和4台355kW压缩机组的启动及控制系统由厂家成套提供，安装在值班综合房的机控室内，电源采用电缆从馈电屏引来;其余小型动力负荷均采用接触器配套热继电器保护的启动方式。站内压缩机房设置防爆配电箱一面，用做房内轴流风机、照明系统等的配电，水泵房设置配电箱一面，用做房内循环水泵、照明系统以及冷却塔水泵的配电，电源均采用电缆从配电屏直埋引来。站内办公综合房合一、二楼各设置照明配电箱一面，用做办公综合用房照明系统的配电，电源从配电屏采用电缆直埋引来。站内值班综合房值班室设置照明配电箱一面，照明配电箱用做值班综合房、加气柱棚、门卫室照明系统和室外照明以及加气柱的配电，电源从配电屏采用电缆直埋引来;值班综合房仪控室设置UPS配电箱一面，UPS配电箱用作场站自控系统、可燃气体检测报警系统、阴保设备、放空火炬电子点火系统、电动球阀等的配电，电源从UPS引来，UPS电源从配电屏采用电缆直埋引来。4）照明系统站场防爆区域的照明采用相应防爆等级的灯具照明，非防爆区域的照明采用普通灯具照明。（1）室外工艺区照明采用7m高一杆双灯式防爆灯具照明，道路回车场区域采用S.Sm高一杆单灯式普通灯具照明。（2）室内休息室、控制室、配电室均采用双管荧光灯具照明;服务间、厨房与厕所采用防水防尘灯照明;走廊采用一套天棚灯照明。5）电缆电线敷设配电房一机控室一压缩机房的电缆根数多，截面积大，采用电缆沟敷设，其余电缆采用铜芯铭装电缆直埋的敷设，埋深不小于lm;穿越车行道和混凝土地面时加镀锌钢管保护，埋深不小于lm;室内电线均穿PVC管墙内暗敷设。2.10.3爆炸危险区域划分2.10.4防雷防静电接地石油天然气站场属于使用、输送或储存易燃易爆物质的火灾危险场所，根据现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000;《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004《输气管道工程设计规范》(GB50251-2003);属二类防雷建筑物。具有2区爆炸环境建、构筑物均应按第二类防雷建筑物的要求设防。第二类防雷建筑物防直击雷的措施，采用装设在建筑物上的避雷带(网)组成的接闪器将雷电流引入地中，引下线冲击接地电阻不应大于10Ω。防直击雷接地宜和防雷电感应、电气设备、信息系统的接地共用同一接地装置，并宜与埋地金属管道相连。当不共用、不相连时，两者间在地中的距离不应小于2m。站内综合用房的防雷，宜利用现浇硅屋面板和构造柱内的钢筋做接闪器和引下线，屋面和构造柱内的钢筋通过绑扎或焊接，连成良好的电气通路，用作引下线的构造柱，距地面O.5m左右的地方，用连接板与构造柱内的主钢筋(圆钢直径或等效直径＞lOmm)焊接外引，采用断接卡与站内接地网相连接，引下线不少于2处，并应沿建筑物四周均匀或对称布置，其间距不应大于18m。放空火炬的钢质放空竖管管顶可不装接闪器，但竖管底部及金属固定绳，应可靠接地，冲击接地电阻＜lOΩ。站内电气装置的接地形式采用TN-C-S系统，接地电阻多≤4Ω。为防止或减小因雷电波侵入时对站内设施的破坏，在变压器高、低压侧装设避雷器作雷电过电压的一级保护;配电屏(箱)进线端安装过电压浪涌保护器进行二级保护。站内组成联合接地网，电气装置、信息系统、监控、自控系统的工作接地、保护接地及防雷防静电接地共用同一接地装置，联合接地体的接地电阻值，按接地系统功能要求的最小值确定。对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电危险的设备和管道，均应采取防静电的措施，在设施的相关部位可靠接地，站内的联合接地体可兼作静电接地。接地装置应围绕建、构筑物敷设成环形接地体，接地极采用低电阻接地模块，连接干线采用一40X4，支线采用一25X4镀锌扁钢，装置顶部距地面深度不小于0.7m。接地极、连接线与被保护物应牢固焊接并做好防腐处理，构成良好的电气通路，地线出地面与被保护物连接处，采用断接卡。防直击雷的人工接地体距建筑物出入口或人行道不应小于3m，当小于3m时，水平接地体的局部埋深不小于lm，或用50～80mm的沥青包裹水平接地体。进出建筑物的所有外来导电物及电气设备的外露可导电部分，在一定的界面上应做等电位连接。2.10.5供暖本工程供暖范围包括***首站和***门站及CNG加气母站新建建构筑物供暖。***首站位于***气田旁，距***首站仅200m左右。***气田内部已建有锅炉等供暖设备和完善的供暖管网，有较稳定的集中热水供给作为热媒，故本工程考虑从***气田供暖管网上就近开口接管，作为***首站的供暖热源。采暖干管及管井内采暖立管采用焊接钢管，户内采暖管道采用PPR采暖管，室内散热器采用DWGC型钢制翅片管散热器。***门站为在原门站基拙上进行扩建，CNG加气母站与门站合建。原门站利用***集中供热作为热源，已建有完善的供暖系统。故本工程***门站与CNG加气母站新建部分建构筑物仍采用***市政集中供热作为热媒，在原门站已建供热干管上开口接管。新建采暖干管及管井内采暖立管采用焊接钢管，户内采暖管道采用PPR采暖管，室内散热器采用DWGC型钢制翅片管散热器。2.10.6消防工程设计中要认真贯彻“预防为主，防消结合”的消防原则，做到方便实用、经济合理。由于本工程拟建门站及CNG加气母站位于市郊，市政消防车可在15分钟内赶到；***首站位于***气田旁，气田内建有较强的消防力量，故本工程各站均考虑在站内按规范配置一定的灭火器材，用于扑灭初起火灾。万一发生较大火灾时，可依托市政消防力量灭火及附近气田消防力量。1）消防方案天然气为甲类火灾危险性易燃、易爆气体，燃点为6500C，在站场没有明火的情况下，不可能超过当地最高气温范围。天然气在空气中的浓度要达到6.517.0%(体积百分比)时才能着火燃烧，由于天然气的相对密度为0.594(空气为1)，比空气轻得多，泄漏到周围环境时很容易扩散进入高空，不容易形成着火浓度。高压气泄漏时气体由高压变为低压要大量吸热，泄漏处形成低压区，也不易着火。根据《汽车加油加气站设计与施工规范)))(GB50156一20022006年版)、《建筑设计防火规范》(GB50016一2006),《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183一2004)的规定，本工程各站场均可不设消防给水系统。（1）移动式灭火设施按照《建筑灭火器配置设计规范》(GB50140一2005)，对站内可能发生火灾的各类场所、工艺装置区、主要建筑物等，根据其火灾危险性、区域大小等实际情况，分别配置一定数量不同类型、不同规格的移动式灭火器材，以便及时扑救初始零星火灾。各站场灭火器材配置情况见下表:表2-10-1***首站灭火器配置表配置场所推车式磷酸按盐干粉灭火器手提式磷酸按盐干粉灭火器手提式CO2灭火器火灾危险等级MFT/ABC20MF/ABC4MT2工艺装置区2台6具严重危险等级综合值班室2具2具中危险级合计2台8具2具表2-10-2清管站灭火器配置表配置场所推车式磷酸按盐干粉灭火器手提式磷酸按盐干粉灭火器手提式CO2灭火器火灾危险等级MFT/ABC20MF/ABC4MT2工艺装置区2台6具一严重危险等级合计2台6具一表2-10-3***门站灭火器配置表配置场所推车式磷酸按盐干粉灭火器手提式磷酸按盐干粉灭火器手提式CO2灭火器火灾危险等级MFT/ABC20MF/ABC4MT2工艺装置区2台6具严重危险等级综合休息室4具中危险级仪表值班房2具2具合计2台12具2具(2)其他安全、消防设施为保障安全，本工程还考虑如下消防措施:①扑灭火灾的最有效措施是截断气源，装置的工艺设计已采取了切断气源的有效措施，事故时能及时截断气源；②必要的场所配置可燃气体报警器，对站场环境进行检测和报警，以防止天然气的泄漏而引起火灾，并在保证及火灾危险场所选用防爆型、隔爆型设备和仪表；③总图布置、建构筑物及道路的设置均严格执行有关规程、规范；④各建构筑物的防火要求、耐火等级严格按有关规程、规范进行设计；⑤装置及建筑采取有效的防雷防静电措施。（3）消防设备各井站主要消防设备统计见下表:表2-10-4主要消防设备统计表站场名称推车式磷酸按盐干粉灭火器手提式磷酸按盐干粉灭火器手提式磷酸按盐干粉灭火器手提式COz灭火器MFT/ABC20MF/ABC4MF/ABC8MT2***首站2台8具2具清管站2台6具***门站4台12具8具2具2.11总图2.11.1站址***输气首站位于尤勒滚库勒***国道南侧，距***国道约为200m，距***油气处理厂400m。清管站在达伍寺亚***国道南侧，距***国道约为300m。***门站位于***市长输道路乌喀路东面，距乌喀路约为180m。本次工程扩建向站场西侧乌喀路方向新增地30m。2.11.2总平面布置1）竖向布置原则站区场地采用平坡式布置，场地设0.5%排水坡度，站场内雨水和场地水主要通过散排至站外。2）绿化本项目***输气首站站内绿化率为30.8%，***门站扩建部分绿化率为32.7%。2.11.3建筑部分1）总图主要构筑物作法总图构筑物考虑使用地方材料并参照当地作法，车行道与回车场采用混凝土整体路面，大门采用钢制大门，围墙采用实体砖围墙。2）建筑设计有效使用年限建(构)筑物按永久性建(构)筑物进行设计，有效使用期限:50年。3）建筑分类及标准本项目建筑分类:值班生产房、值班生活房、设备房等建筑。建筑面积共1763.1m2。建筑房为砖混结构与轻钢混合结构，屋面板采用钢筋混凝土现浇板与轻质屋面板，楼面板采用钢筋混凝土现浇板。建筑物内外装修一般不低于当地的中等装修标准，并按建筑物不同使用功能要求确定装修材料。所有建筑物外墙为米黄色外墙漆与深红色饰线，内