输气管道建设工程可行性研究报告 109页

'输气管道建设工程第1章总论1.1编制依据1)国家有关燃气、石油天然气相关专业标准、规范、规定；2）2010年8月华北油田公司关于《34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程可行性研究报告》的委托。1.2项目背景及建设目的1.2.1项目背景“陕京二线”输气管道工程的建设是2004年西部大开发十大重点工程之一。管道主要输送长庆油田的天然气，西起陕西省靖边县，途径陕西省、山西省和河北省，东至北京市大兴区采育镇，全长935.4公里，该管线于2005年7月20日正式进气。2006年11月，“陕京二线”任丘分输天然气站申请开口成功，任丘西部门站正式投入使用，为任丘市提供了天然气保证。根据任丘市燃气总体发展要求，为了使任丘市“陕京三线”配套的任丘北部门站工程在技术上、经济上合理可行，充分发挥其社会效益，受华北油田公司委托，河北华宁工程勘察设计有限公司进行编制《34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程》可行性研究报告。1.2.2建设必要性1）为了满足任丘市市政府要求双回路、双气源安全稳定供气以及任丘市宏观经济发展的要求；106 2）为保障华北石化1000万吨天然气制氢工程的原料供应；3）进一步保证华港燃气集团有限公司对工业、民用天然气供应的持续与稳定。1.2.2研究范围本输气管道工程所涉及的内容包括：线路路由、管道敷设、用管、管道防腐、阴极保护等内容及经济评估。1.3编制原则1)严格执行国家、行业的有关法规、政策、标准和规范；2）根据任丘市天然气供应现状与发展规划，从实际出发，远近期结合。3)线路走向布局合理，避开城镇规划区及不良地质地段，注重管道本质安全，防止第三方破坏，确保管道安全平稳运行；4)选用先进、成熟、可靠的工艺技术，方案既要做到安全、稳定、可靠，又要经济合理，以减少投资及拆迁补偿费用；5)注重消防、环保、节能、安全生产和劳动卫生；1.4遵循的主要标准规范《输气管道工程设计规范》GB50251-2003《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423-2007《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》（试行）（（78）交公路字698号，（78）油化管道字452号）《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《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2006《油气输送管道穿越工程施工规范》GB50424-2007106 《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB50470-2008《管道下向焊工艺规程》SYJ4071-1991《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005《钢质管道焊接及验收》SY/T4103-2006《管道地面标识管理规范》Q/SYGD0190-2008《管道干线标记设置技术规定》SY/T6064-1994《长距离输油输气管道测量规范》SY0055-1993《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447-2008《埋地钢质管道阴极保护参数测量方法》GB/T21246-2007《埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范》SY/T0019-97《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T23257-2009《辐射交联聚乙烯热收缩带（套）》SY/T4054-2003《中华人民共和国石油天然气管道保护法》中华人民共和国主席令(第三十号)《中华人民共和国环境保护法》（全国人大常委会1989）《工业“三废”排放试行标准》GBJ4-73；《声环境质量标准》GB3096-2008《建设项目环境保护条例》（国务院253号令）《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（原劳动部令第3号令）1.5总体技术水平1）输气管道依靠陕京二线提供的压力作为动力，利用首末两端的压差进行天然气密闭输送；106 2）采用三层结构挤压聚乙烯加强级防腐和牺牲阳极保护相结合的方式进行防腐。1.6主要研究结论1.6.1资源概况“陕京二线”增输工程于2008年11月开工建设，2009年11月建成，扩建了榆林压气站，新建了兴县、阳曲、石家庄3座压气站，陕京二线逐步达到年输气120×108m³的设计规模。正在建设中的“陕京三线”工程，是国家重点工程，该长输管线起于陕西榆林，与“陕京二线”并行，该工程以输送塔里木盆地天然气为主，同时可输送新增引进的部分中亚天然气，设计年输气量150×108m³。本工程气源为陕京二线34号阀室，供气压力为7.6MPa，该气源符合《天然气》GB17820中一类气的标准，并且充足可靠，能够保证任丘市近、远期工程用气。任丘市城区天然气消费市场已落实，需求旺盛，是比较理想的目标市场。1.6.2市场概况1）华港燃气集团有限公司所拥有的任丘北部门站、任丘西部门站、河间门站都需要从陕京二线34#阀室下载天然气，总年用气量约为11.2×108Nm3，34#阀室站内无法满足工艺安装要求，所以，华港燃气集团有限公司新建分输站1座，直接连接34#阀室。2）任丘市天然气供应得到了快速发展，截止到2010年，任丘市铺设约100km的城市燃气管网，城市燃气的用户达到8.6万户，年商业用气8000×104Nm3，基本实现了城市燃气的全覆盖，初步具备了年供气33000×104Nm3106 的能力，随着国家对节能减排方面所采取的相关措施和任丘市城市规划的逐一实施，工业用气量在逐年迅猛的提高。根据任丘市未来用气量的预测，2010年-2020年任丘市区域用气量预测见表1.6-1：表1.6-1任丘市用气规模预测表年限年用气量（108Nm3/a）年平均日用气量（104Nm3/d）计算月平均日用气量（104Nm3/d）计算月平均小时用气量（104Nm3/h）不可中断日用气量（104Nm3/d）20101.2033.3338.333.513.2020111.5643.3349.404.323.6020121.7247.6753.864.494.0320131.8952.4359.254.694.5220142.0857.6864.604.845.0620152.2863.4471.065.035.6620162.5169.7977.475.166.3420172.7676.7785.215.507.1120183.0484.4492.895.817.9620193.3492.89102.186.398.9120203.68102.18112.407.029.98由于2007年1月投入使用的任丘市西部门站最大能够达到年供气量3.3×108Nm3/a，目前中国石油华北石化分公司作为任丘市最大的工业用户，2010年用气量约为1.1×108Nm3106 /a，其气源通过任丘市西部门站经城市中压管道供应，增加了中压管网的供气压力，影响居民生活用气的稳定，同时可靠性较低，随着中国石油华北石化分公司规划扩建生产线，预计其2013年最大年用气量将达到2.0×108Nm3/a，以及任丘市CNG车运天然气约为1.0×108Nm3/a，这就造成任丘市西部门站无法正常满足城市用气，因此华北油田公司新建了任丘市北部门站输气量为2.1×108Nm3/a，以保证对任丘市供气的可靠性及稳定性。本次管道工程即为任丘市市北部门站的气源管线。1.6.3工程概况1）分输站主要工艺为：天然气在站内调压、计量后外输至下游门站。工程配套的辅助专业有：建筑结构、仪表自动化、给排水及消防、供配电、暖通、通信、防腐、总图、机制等专业。2）输气线路管道起点位于任丘市青塔乡境内的陕京二线34号阀室；终点位于任丘市八里屯村的任丘市北部门站；长度约为9.1km左右；管道埋地敷设，埋深为管顶距地面1.5m；防腐采用三层结构挤压聚乙烯加强级防腐和牺牲阳极保护相结合的防腐方式。管线穿越106国道1次。3）线路用管管道是做为任丘市北部门站的气源线使用。管道具体规格见表1.6-2106 表1.6-2管道设计参数表设计规模(108Nm3/a)设计压力（MPa）管径（mm）壁厚（mm）管型钢种等级2.16.3219.15.6直缝焊接钢管L290MB2.16.32736.3直缝焊接钢管L290MB2.16.3323.97.1直缝焊接钢管L290MB通过计算外径D219.1管线基本可以满足输送要求，但考虑到管线将来增容的可能，所以线路用管参数推荐用管见表1.6-3表1.6-3管道设计参数表设计规模(108Nm3/a)设计压力（MPa）管径（mm）壁厚（mm）管型钢种等级2.16.32736.3直缝焊接钢管L290MB根据沿线人文状况，按照《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）的有关规定，沿管道中心线两侧各200m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划分为四个等级。管道全线地区等级属于二类地区，管道穿越公路处顶管（加套管）穿越方式进行穿越；河渠、机耕路采用大开挖穿越方式进行穿越；当采用大开挖方式穿越时，需对河渠两侧岸坡进行砌石防护。1.6.4主要工程量106 1）线路及其配套工程主要工程量表1.6-4主要工程量表序号项目单位数量备注1线路1.1直缝焊接钢管、D273×6.3mm、L290MBkm9.11.2三层结构挤压聚乙烯加强级防腐㎡93651.3穿越公路及河渠处151.5水工保护处71.6施工辅路㎞9.2宽6m2分输站座12.1阀门个80DN≥1002.2超声波流量计橇块套6带过滤器2.3调压器橇块套6每套3个2.4放空立管具12.5汇气管具73仪表自控3.1PLC站控系统套12）技术经济指标表1.6-5主要技术经济指标表序号项目单位数量备注一规模1设计规模108m3/a11320×104m3/d2设计压力MPa6.3二水、电、气消耗1水t/a1050106 2电104kw.h/a28.53三总占地面积1永久性占地亩8.6其中：分输站占地8.45亩2临时性占地亩164站外管线按12m宽临时占地考虑四建筑面积m2386.4五钢材t六定员人15七工程总投资万元9810.461工程费万元6410.092其他费用万元2709.33备费用万元539.34建设期贷款利息万元151.781.6.6研究结论1）本项目的研究完全符合国家相关标准规范的有关规定；2）本项目的气源是安全可靠的，完全能够满足下游各门站对天然气的需求；3）通过对管道气源、供气规模的分析，本项目技术方案是合理可行的。第2章自然条件及社会条件2.1地理位置任丘市位于河北省中部，地处京津冀经济圈，属环京津、环渤海经济开放带，是国务院确定的对外开放市。市区北距北京151km，西南距石家庄201km，东南距沧州114km，东北距天津135km，西距保定66km。市境东与廊坊市文安、大城两县相连，南与河间市毗邻，西与保定市高阳县接壤，西北与安新县隔白洋淀相望，北与雄县相接。全市总面积1012平方公里，东西横距42.5106 km，南北纵距41km。总人口为81.9万人，其中任丘市68.2万人，华北油田13.7万人。2.2自然条件2.2.1气候条件任丘市属于东部季风区暖温带半湿润气候，属冀中平原暖温半干旱复种亚区。大陆性气候显著。大陆度为65.2，干燥度1.33。四季分明，光照充足，夏暑冬寒，温差较大。任丘市地域气象资料见表2.1-1。表2.1-1任丘市地域气象资料表地区任丘单位数量气温年平均℃12.1月平均最高℃32.1月平均最低℃-10极端最高℃42.7极端最低℃-23.8采暖总天数123.4盛行风向SSW平均风速全年m/s3.0最大m/s4.0年均降水量mm558.8最大冻土深度cm67.0极端地面温度最高℃65.6最低℃-27.9年均气压mba1015.6年均日照时数2704.1年均蒸发量mm%2145.7相对湿度63地震基本烈度度7（0.15g）2.2.2水文地质106 任丘市土壤田质为河流冲积物和沉积物。耕层质地多变，土体层次分明。全市土壤分为潮土和沼泽土两大类型。沼泽土占总耕地的0.09%，其余为潮土。在潮土中，褐化潮土约占0.03%，典型潮土约占74%，盐化潮土约占23.5%，沼泽化潮土约占0.25%。任丘市水资源主要为地表水和地下水。据多年平均量综合计算，全市水资源为1.438×108m³。其中地表水约0.5×108m³，地下水约0.938×108m³。地表水资源主要靠白洋淀蓄水，占全市地表水资源的80%。2.2.3地震根据《中国地震动参数区划分图》GB18306的划分，任丘市地震烈度为7度，地震加速度值为0.15g。2.3社会条件2.3.1行政区域划分：任丘市共辖6个乡（议论堡、青塔、北辛庄、七间房、北汉、于村）、9镇（出岸、石门桥、鄚州、梁召、吕公堡、长丰、苟各庄、辛中驿、麻家坞）、2个省级经济技术开发区。(任丘经济开发区和雁翎经济开发区即牛村开发区),共辖413个行政村。2.3.2经济产业：任丘综合实力不断提升。2007年，全市生产总值完成406.7亿元，固定资产投资70.1亿元，全部财政收入35.3亿元，农民人均纯收入5231元，城镇居民人均可支配收入12303元。农业结构日趋合理，农业产业化经营率达到46%，形成了“鸡、鸭、鱼、菜”四个主导产业，培育了60个产业化龙头企业，有12106 个农产品被评为国家或省名优产品。项目建设进一步加强，新上投资1000万元以上的项目160个，超亿元的14个，是近年来项目最多、投资规模最大的一年。民营经济实力不断壮大，形成了石化、铝型材、摩托车、石油钻采设备制造、电气机械及器材制造等特色主导产业，民营企业总数1.8万多家，通过ISO9000系列质量认证的企业103家，3C认证企业52家，QS认证企业33家，冠名“河北”以上名称企业148家。目前，任丘已成为中国铝型材产业基地和中国三轮摩托车产业基地。第三产业发展较快，全市有各类规模市场49个，年成交额超亿元的10个；各类宾馆、饭店2389家，其中五星级宾馆1个、四星级宾馆2个、三星级宾馆1个、二星级宾馆2个；商业批发零售网点达1.7万摊，餐饮网点2290个以上；全年社会消费品零售总额完成61.6亿元；大小金融、保险机构184家；全部金融机构年末存款余额202.5亿元，其中城乡居民储蓄余额134.1亿元。任丘先后被国家命名为全国平原绿化先进市、“两基”教育先进市、幼儿教育先进市、文化先进市、体育先进市、残疾人工作先进市、广播电视先进市、爱心献功臣先进市。任丘的综合实力从“九五”起一直位居河北“十强”和全国百强县市。2006年，综合实力列全国百强县市第71位。2008年，县域经济基本竞争力列全国百强县市第42位。2.3.3交通状况任丘交通十分便利。京九铁路自东北向西南纵穿全境，全长35.5km，沿途涉及8个乡镇28个行政村，在市区东侧建有车站，现有51趟列车停站。年客流量约85万人次，运货量约65万吨。市境内公路总长1100km，居全省之冠。其中106国道南北纵贯市境41km，津保公路南线东西横穿市境40km，两路在市区交叉通过。市长途汽车站现有发往京津等地的省际班车17条路线106 另有。发往北京、天津、石家庄、廊坊、沧州、和保定的班车。公路交通十分发达。第3章气源及市场分析3.1气源概况陕京二线输气管道西起陕西省靖边县，途经陕西省、内蒙古自治区、山西省、河北省，东达北京市大兴区采育镇。管线经过毛乌素沙漠东南边缘、晋陕黄土高原、吕梁山、太行山脉和华北平原，全线总长935.4km，管径1016mm，设计压力10MPa，设计年输气量120×108m³/a。陕京三线输气管道工程，西起陕西省长庆榆林首站，东至河北省永清县永清分输站。管线全长820km，管径1016mm，设计压力10MPa，设计年输气量150×108m³/a；目前陕京三线的阀室与陕京二线阀室已经连通，统一通过陕京二线分输站给各地区输送天然气。3.2市场分析3.2.1目标市场的选择2005年的2月天然气引入华北油田矿区开始，任丘市开始用上了管输天然气，到2006年11月，“陕京二线”任丘分输站建成，到2007年1月，任丘西部门站正式投入使用，任丘市发展城市燃气市场第一次有了可靠的气源保证。任丘市天然气供应得到了快速发展，截止到2009年，任丘市铺设形成了约有100km的城市燃气管网，城市燃气的用户达到8.6万户，年商业用气8000×104Nm3，基本实现了城市燃气的全覆盖，初步具备了年供气3.3×108Nm3的能力。任丘市天然气用气量现状见下表：106 表3.2-1任丘市2008年用气量区域年用气量（108Nm3/a）年平均日用气量(108Nm3/d)计算月平均用气量(108Nm3/d)高峰小时用气量(108Nm3/h)任丘0.6116.9520.331.99表3.2-2任丘市2009年用气量区域年用气量（108Nm3/a）年平均日用气量（108Nm3/d）计算月平均用气量(108Nm3/d)高峰小时用气量（108Nm3/h）任丘0.8222.7827.332.623.3.2天然气规模预测：2010年-2020年任丘市区域用气量预测见表3.2-3：表3.2-3任丘市用气规模预测表年限年用气量（108Nm3/a）年平均日用气量（104Nm3/d）计算月平均日用气量（104Nm3/d）计算月平均小时用气量（104Nm3/h）不可中断日用气量（104Nm3/d）20101.2033.3338.333.513.2020111.5643.3349.404.323.6020121.7247.6753.864.494.0320131.8952.4359.254.694.5220142.0857.6864.604.845.0620152.2863.4471.065.035.6620162.5169.7977.475.166.3420172.7676.7785.215.507.11106 20183.0484.4492.895.817.9620193.3492.89102.186.398.9120203.68102.18112.407.029.98第4章管道线路工程4.1线路走向方案管道起点位于任丘市青塔乡境内的陕京二线34号阀室；管道终点位于任丘市八里屯村的任丘市北部门站；方案一：管线自34号阀室起沿着东北走向的陕京二线东侧平行敷设穿过任青公路（南侧有水渠）之后，从2处鱼塘之间通过，穿过1处灌溉渠、1条砖路后到达任丘市新西环路，穿过任丘市新西环后，通过1片树林到达任雁公路后，穿越赵店西公路后从路东侧采油井场的西侧通过，到达赵店东公路东侧后，转向正东方向，在穿过邓河公路（路东侧有污水）之后一直到达106国道，在国道东侧的八里屯和北五里铺村之间沿着任丘市的规划路（穿过2条水渠）敷设，敷设到任丘市北部门站的正南方，在转向任丘市北部门站，穿过1条沥青路之后到达任丘市北部门站，管道全长约为9.1km；管道采用埋地敷设，全线穿越小型河渠7次，小型公路7次，106国道1次，管道全线均是平原耕地地段，地势平稳。管道采用三层结构挤压聚乙烯加强级防腐和牺牲阳极防腐相结合的防腐方式进行管道的外防腐。106 方案二：管线自34号阀室起先向西穿过陕京三线后，沿着东北走向的陕京三线西侧穿过任青公路（南侧有水渠）之后，穿过1处灌溉渠、1条砖路后到达任丘市新西环路，穿过任丘市新西环后，通过1片树林到达任雁公路后，到达赵店东公路东侧，转向正东方向，穿过陕京二线、三线后在穿过邓河公路（路东侧有污水）之后一直到达106国道，在国道东侧的八里屯和北五里铺村之间沿着任丘市的规划路（穿过2条水渠）敷设，敷设到任丘市北部门站的正南方，在转向任丘市北部门站，穿过1条沥青路之后到达任丘市北部门站，管道全长约为9.8km；管道采用埋地敷设，全线穿越小型河渠6次，小型公路7次，106国道1次，穿越陕京二线1次，陕京三线2次管道全线均是平原耕地地段，地势平稳，管道采用三层结构挤压聚乙烯加强级防腐和牺牲阳极防腐相结合的防腐方式进行管道的外防腐。方案比选：方案一中部分管道通过路线附近有鱼塘、民房、井场等增加管线施工和协调征地的难度；方案二中管线穿越陕京二线1次，陕京三线2次，其协调报批周期无法预估，同时施工难度较大，项目工期无法保证。综上所述，二个方案路由长度相差不大，而方案二的施工难度及复杂程度要远高于方案一，所以本次项目推荐方案一。本工程线路具体走向图详见附图1。4.2设计参数1）设计规模106 华港燃气公司的34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程的管道设计输量为60×104Nm³/d，即为2.1×108Nm³/a。2）设计压力管道运行压力为4.0MPa，设计压力为6.3MPa；3）压力系统起点压力4.2MPa，终点压力3.6MPa。3）其他基础数据管道埋深处月平均最低地温：-10℃；管道设计输送天数:350天。4.3线路用管本工程管道输送介质为天然气，设计压力为6.3MPa，所需管径为D273mm。从安全性和经济性考虑，管线直管段用管采用直缝缝埋弧焊钢管，冷弯弯管、热煨弯管用管采用直缝埋弧焊钢管。4.3.1管径壁厚计算根据本工程输气干线的管径和设计压力，采用过高强度的管材不但价格高，而且壁厚的有效利用率低，选用强度过低的管材，则需要增大管道的壁厚。为合理选择管材等级，根据管道所在地区等级，对管道不同钢级的钢管壁厚和钢材用量进行计算，综合考虑工程造价、供货周期、供货方便程度等因素，推荐采用国内生产技术成熟、产量稳定的L290钢级钢管。按照《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003），管道壁厚计算公式为：d=PD/(2ssjFt)106 式中：d－钢管计算壁厚，mm；P－设计内压力，MPa；D－钢管外径，mm；ss－钢管的最小屈服强度，MPa；j－钢管焊缝系数，按《输气管道工程设计规范》选取1；F－设计系数，按二级地区为0.6；t－钢管的温度折减系数，取1.0。4.3.2弯头强度计算δb=δ×m式中：δb－弯头或弯管的管壁计算厚度，mm；δ－弯头或弯管所连接的直管段管壁计算厚度，mm；m－弯头或弯管的管壁厚度增大系数；R－弯头或弯管的曲率半径，mm；D－弯头或弯管外直径，mm。经对线路用管、热煨弯头用管进行强度计算，为确保管道运行更加安全，提高管材壁厚等级，同时为减少钢管壁厚等级过多，生产麻烦，考虑到管材采购和施工方便，不同地区等级的线路用管及对应热煨弯头的选用结果见表4.3-1。表4.3-1线路直管段及热煨弯头用管表地区等级二级地区106 DN250壁厚直管段（mm）计算壁厚4.9选择壁厚6.3热煨弯头（mm）计算壁厚5.1选择壁厚7.14.3.3管道强度及稳定性校核（1）当量应力校核对于埋地管道必须进行当量应力校核。校核条件为：受约束热胀直管段，按最大剪切应力强度理论计算的当量应力必须满足下式要求：式中：σe－当量应力，MPa；σh－管内压引起的环向应力，σh＝Pd/(2δ)，MPa；其中：P－管道设计内压力，MPa；d－管子内径，mm；δ－管子壁厚，mm；σL－内压和温度引起的轴向应力，，MPa；其中：μ－泊桑比，μ＝0.3；E－钢材弹性模量，E＝2.05×105MPa;α－钢材线膨胀系数，α＝1.2×10-5m/m℃；t1－管道下沟回填时温度，℃；t2－管道的工作温度，℃；σs－管子规定的最小屈服强度，MPa。对使用温度较高的最不利条件进行强度校核：106 取：t1=-10℃（管道施工最低温度）t2=30℃（最高运行温度）经计算：对于材质L290MB，管道直径D273mm，运行压力4.0MPa，最小壁厚6.3mm的管道，σe=159.1MPa<0.9σs=261MPa。因此，本工程经过不同地区等级所采用的钢管均能满足强度要求。（2）稳定性校核根据国外的研究结果，一般认为只有当管子直径与厚度比D/δ>140时，才会在管子正常运输、铺设、埋管情况下出现圆截面失稳。根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）第5.1.3的规定，DN250输气管道的最小公称壁厚分别为6.30mm。经过计算，本工程线路用管的直径与厚度之比分别为43.3，远小于140，因此，钢管不会出现圆截面失稳问题。（3）径向稳定验算验算公式：其中：Δx—钢管水平方向最大变形量(m)；Dm—钢管平均直径(m)，0.273m；W—作用在单位管长上的总竖向载荷(N/m)；g—土壤容重（MN/m3），取0.017；106 D—钢管外径（m）；H—管顶回填土高度（m）；Z—钢管变形滞后系数，取1.5；K—基床系数，按规范取0.103；E—钢材弹性模量(N/m2)，2.06×1011N/m2；I—单位管长截面惯性矩（δ3n/12），m4/m；δn—钢管公称壁厚(m)，0.0063m；Es—土壤变形模量(N/m2)，取2.8×106N/m2。经验算，在管道设计埋深及外载荷情况下，Δx=6.03×10-3<0.03D＝8.0×10-3，所以本工程管线用管均满足径向稳定要求。（4）抗震校核根据中华人民共和国石油天然气行业标准《油气输送管道线路工程抗震技术规范》（GB50470-2008）的规定，应对位于地震动峰值加速度大于或等于0.2g的一般段管道和地震动峰值加速度大于或等于0.10g的大中型穿越段进行抗震校核。本工程管线所经区域的设计地震动峰值加速度值为0.15g，无大中型穿越，所以不会对管道造成破坏，无需校核。4.4线路截断阀室根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003），为了在管道发生事故时减少天然气的泄漏量、减轻管道事故可能造成的次生灾害，便于管道的维护抢修，应在沿线每隔一定距离和特殊地段设置线路截断阀室。其最大间距值符合下列要求：106 以一级地区为主的管段不宜大于32km；以二级地区为主的管段不大于24km；以三级地区为主的管段不大于16km；以四级地区为主的管段不大于8km。本次管道工程全长约为9.1km，全线属于二级地区，所以不设截断阀室，只在管道进入北部门站后设截断阀，管线发生故障时，通过34号阀室下载口和北部门站站内截断阀控制管线放空。4.5管道穿跨越1）河渠小型穿越本工程全线无河流大、中型穿越，输气管道穿越灌溉河渠共7处。其中：输气管线穿越有水河渠2次。当穿越水渠采用大开挖方式穿越时，回填后需对河流两侧岸坡进行防护，必要时要在管道上方增加稳管措施。2）公路穿越本工程共穿越村镇公路、国道共8次，需顶管穿越公路约5次。各段线路等级公路穿越情况详见表4.1-2。高速公路、国道、省道的穿越应按《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）和《油气输送管道穿越工程设计规范》（GB50423-2007）中相关规定执行，采用加保护套管的方式穿越。对于县级及其以下等级的沥青、水泥公路采用顶管方式穿越，土路、砂石路及碎石路采用开挖加钢套管方式穿越。套管长度应伸出路堤坡脚护、路边沟外边缘不小于2m，套管顶至公路顶面路面以下不小于1.2m，至公路边沟底面以下不小于1.0m，且埋深应大于该地区最大冻土层深度。具体见表4.5-1。106 表4.5-1等级公路穿越情况统计表穿越公路名称穿越次数（次）套管长度（m）穿越方式备注任青公路120定向钻路边有水渠新西环130顶管任雁公路125顶管20m内有平房赵店西公路115顶管赵店东公路110顶管邓河公路130定向钻路边有水106国道180定向钻八里屯公路110顶管4.6管道敷设管道所经区域为麦田，地势平坦。采用机械开挖沟上组焊。按照《输气管道工程设计规范》GB50251-2003的要求，结合本工程线路沿途地形地貌、工程地质、水文及气象等自然条件，管道全线采用沟埋敷设的方式。本段线路沿线最大冻土深度为0.67m，但考虑本段线路沿线地区距离市区较近，人类活动频繁，并根据工程特点，为确保管道安全运行，不受外力破坏，管道最小埋设深度（管顶距地面）要求：不小于1.2m（有套管时，以套管顶部计）。4.6.1管沟开挖与回填1）管沟开挖管沟开挖前，应进行移桩。转角桩按转角的角平分线方向移动，其余轴线桩应平移至堆土一侧施工作业带边界线内不大于200mm处。对于移桩困难的地段可采用增加引导桩、参照物标记等方法来确定原位置。106 有地下障碍物时，障碍物两侧各5m范围内，应采用人工开挖。对于重要设施，开挖前应征得其管理方的同意，并应在其监督下开挖管沟。对不同的土质，在开挖时应考虑施工机械的侧压、震动、管沟暴露时间等因素。深度在5m以内（不加支撑）的一般地段，管沟最陡边坡的坡度和管沟沟底加宽裕量应分别符合表4.1-3的规定。深度在5m以内的管沟沟底宽度应按下式确定。B=D+K式中：B—沟底宽度，单位为m；D—钢管的结构外径，单位为m；K—沟底加宽裕量，单位为m；按表4.6-1取值。表4.6-1沟底加宽裕量K值表（单位：m）条件因素沟上焊接沟下手工电弧焊接岩石爆破管沟沟下焊接弯管及碰口处管沟土质管沟热煨、冷弯处管沟土质管沟沟中有水沟中无水沟中有水沟中无水K值沟深3m0.70.51.51.00.80.92.0沟深3～5m0.90.71.51.21.01.12.0依据表4.6-1的规定，平原段管沟沟底宽度为1.0m。本线路管沟开挖一般按沟上机械开挖考虑。线路沿线土壤类别多为粘性土，粉土和砂土，根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003），建议管沟边坡坡度为1：0.67。管沟开挖时，应将挖出的土方堆放在与施工便道相反的一侧，距沟边不小于1m。在耕作区开挖管沟时，表层耕作土应靠作业带边界线堆放，下层土应靠近管沟堆放。对于地势平坦、土质松软且能连续施工的地段，应尽量采用轮斗挖掘机，除此之外则用单斗挖掘机。有地下设施时宜人工开挖管沟。106 施工机械在纵坡上挖沟，必须根据坡度的大小、土壤的类别、性质及状态计算施工机械的稳定性，并采取相应的措施，确保安全操作。2）管沟回填管沟回填应留有沉降余量，应高出地面0.3m；管道出土端、弯管（头）两侧非嵌固段及固定墩处，回填土时应分层夯实，分层厚度不大于0.3m。线路地下天然气管道的正上方0.5m处应敷设天然气管道警示带。管沟回填后应及时恢复原地貌，并保护耕植层，防止水土流失和积水。3）施工作业带施工作业带占地宽度应根据现场具体情况，综合考虑管道覆盖土层厚度、土壤的可松性系数、土壤的休止角、沟底加宽裕量等条件确定。本工程管道施工作业带一般按12m宽计。施工前应组织对施工作业带内地上、地下各种建（构）筑物和植（作）物、林木等进行清点造册。施工作业带清理应在放线并办理好征（占）地手续后进行。施工作业带清理、平整应遵循保护农田及配套设施，减少或防止产生水土流失的原则。清理和平整施工作业带时，应注意保护线路控制桩，如有损坏应立即补桩恢复。施工作业带范围内，对于影响施工机具通行或施工作业的石块、杂草、树木、构筑物等应适当清理，沟、坎应予平整，有积水的地势低洼地段应排水填平。施工完毕之后，要注意施工作业带的复耕工作，使土地回到有用状态。106 4.6.2转角处理当管道水平转角或竖向转角较小时，优先采用弹性敷设，弹性敷设曲率半径大于1000D；弹性敷设无法满足时优先采用冷弯弯管，曲率半径为Rc=50D；冷弯管无法满足时采用热煨弯管，热煨弯管曲率半径为Rh=6D。弹性敷设管道的曲率半径应满足管子强度要求，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，其曲率半径按下式计算：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（°）。管道平面和竖向同时发生转角时，不宜采用弹性敷设。热煨弯管两端各带不小于0.5m长直管段。4.6.3管线与其它埋地管道及电(光)缆交叉的处理1）当管线与其它各种地下管道交叉时，输气管线走其他管线的下方，并保证净距不小于0.3m；当小于0.3m时两管间设置坚固的绝缘隔离物。2）当管线与埋地电力、通讯电缆交叉时，输气管线走其它管线的下方，并保证净距不小于0.5m，当小于0.5m时，采取绝缘隔离保护措施，保护好电力、通信电缆。当管线与其它管线、电缆、或其它各种地下管道平行敷设时，其间距为10m。当根据现场情况确实无法满足10m间距要求时，采取绝缘隔离保护措施。106 4.6.4沿线文物保护措施本管道为防范在施工期间对未探明的古迹造成损失，在施工中应遵循以下措施：1)在施工过程中，如新发现地下埋藏有文物，应立即停工，保护好现场，并快速报告当地文物管理部门。2)若管道穿越区的文物需要发掘，发掘工作应由省文物行政管理部门在调查或勘探工作的基础上提出发掘计划，报国家文物行政管理部门批准。发掘工作完成后，方可施工。建设单位应采取措施进行保护，防止哄抢事件发生，造成文物流失。3)对施工中无法避开而必须迁移或拆除的，其方案按照该文物保护单位级别，征求同级人民政府和上级文物行政管理部门同意。4.7管道焊接及检验4.7.1管道焊接方式本工程管道推荐采用以氩弧焊为主，手工下向焊为辅的焊接方式。推荐采用沟上对接组焊方式。4.7.2焊接技术要求管道焊接及验收按照《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2006）进行。施工单位应在工程开工前进行焊接工艺试验，提出焊接工艺评定报告。当环境条件不能满足焊接工艺评定所规定的条件时，必须按要求采取措施后才能进行焊接。4.7.3焊接材料选择管线焊口焊接材料的选用及焊前预热，应符合现行《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2006）的规定。106 焊接方法采用氩电联焊，氩弧焊打底，填充和盖面采用低氢钠型E8018焊条。手工焊条的性能应符合AWSA5.1《低碳钢焊条》、AWSA5.5《低合金钢焊条》的要求，药芯焊丝应符合AWSA5.29《低合金钢用药芯焊丝》的要求。焊条（丝）应有产品合格证和同批量的质量证书、产品说明书。4.7.4焊接中的检查和环向焊口外观检查从根焊开始的每一遍焊接，焊工及监理人员都要注意检查焊道的情况，看是否有异常情况，如气孔、裂纹、夹渣等。一道完整的焊口焊完之后，对外观质量做全面检查。当外观检查合格后，方可进行下一步探伤检验。2.7.5焊口的探伤方式及比例确定管道焊接应符合《油气长输管道工程施工及验收规范》(GB50369-2006)、《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）的要求。所有环向焊缝均应进行100%射线探伤检验，穿越河渠、道路地段管道进行100%超声波检查，100%射线探伤检验。射线检查应符合《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》GB3323-2005执行，Ⅱ级为合格；超声波检应达到《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》GB11345-1989执行，中的Ⅰ级为合格。4.8管道清管、试压4.8.1一般要求管道的清管与试压按照《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2006）进行。本工程采用中性洁净水作试压介质。管道试压的起止位置，宜设在管道两端106 。管道清管及试压前，应对该段进行安全检查，弯管等各连头点全部连通并经质量检查合格且已埋设。清管、试压应使用椭圆封头，材质应与管道材质相当，壁厚满足实验压力要求。水压试验供水水源应洁净、无腐蚀性。清管排放口不得设在人口居住稠密区、公共设施集中区。清管排放应符合环保要求。试压设备和试压管线50m范围内在升压过程中为试压禁区，严禁非试压人员进入。严密性实验时可巡检。试压禁区要设专人把守。试压中如有泄漏，应泄压后修补。修补合格后应重新试压。4.8.2管道清管输气管线试压前采用清管器进行清管，并不应少于2次。清管扫线应设临时清管收发设施和放空口。放空口应设置在地势开阔的安全地带放空口应锚固并有可靠的接地装置。清管过程中，开口端不再排出杂物为清管合格，停止清管。清管合格后，按规定做好记录，业主或监理签字确认合格。4.8.3管道试压管道试压应在管沟回填后立即进行，试压前应对所有机具、设备、管件等进行检查和校验，合格后方准使用。根据《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2006）中的规定，试验压力为设计压力的1.25倍，即7.875MPa；持续稳压时间不得小于4h；当无泄漏时，可降到严密性试验压力，严密性试验压力为6.3MPa；持续稳压时间不得小于24h；当因温度变化或其它因素影响试压的准确性时，应延长稳压时间。106 允许压降值为1％试验压力，且不大于0.1MPa为合格严密性试验合格后，用压缩空气推动泡沫清管器进行排水吹扫，以连续两个管线泡沫球增重均不超过0.375kg视为合格。在环境温度低于5℃时，水压试验应采取防冻措施，试压完成后应立即对被试管段进行清管，并将试压设备及阀门内的水排尽。4.9线路附属设施管道每公里要设置一个里程桩。在管线转角处要设置转角桩。全线设置警示带。与地下构筑物交叉处，行政区分界处，穿越大、中型河流两岸，穿越公路、铁路两侧，要设置标志桩和警示牌，以便于今后的维修和管理。线路标志包括线路转角桩、标志桩和警示牌，其设置按《管道地面标识管理规范》Q/SYGD0190-2008执行。每处水平转角（线路控制桩）设转角桩一个；管道每公里设一个里程桩（与阴极保护测试桩合用）；凡与地下构筑物交叉处等均设置标志桩。管道靠近人口集中居住区、工业建设地段等需加强管道安全保护的地方设警示牌。第5章防腐及阴极保护5.1防腐1）根据生产实践经验，输气管道采用防腐层和阴极保护联合保护的方式是最有效的防腐蚀措施。本设计推荐埋地管道采用管线防腐层加阴极保护（采用牺牲阳极保护）的保护方案。106 （1）管道外防腐层的特性要求按照《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2009）的要求，长输埋地管道外防腐层一般应具备：有良好的绝缘性，有良好的稳定性；有较好的阴极剥离强度，使防腐层在有效期内与管体保持紧密粘结；有足够的机械强度；与管道有良好的粘结性；抗植物根系穿透；涂料来源广泛，质量可靠，价格低廉；能机械化连续生产，满足工程建设需要；易于现场补口、补伤；外观光滑平整与土壤摩擦系数小，可减少外部阻力。（2）管道外防腐层的选用原则合理选择管道涂层，其评价标准应包括：原材料、涂敷工艺、管道施工及运输、工作寿命、费用等项内容。首先，必须保证所选的涂层应具有预期的功能，即必须保证管道在所要求的寿命期内不能因为腐蚀而中断管道的正常运行；同时必须满足管道施工、运行的要求，并尽可能降低工程成本。（3）主要防腐涂层的介绍及性能对比目前国内长输管线常用的管道防腐层主要有环氧粉末、三层PE。环氧粉末使用温度范围宽、耐土壤应力好、耐化学介质浸泡、硬度高、摩擦系数小，不产生阴极保护屏蔽，是一种性能优良的外防腐涂层，但由于是薄涂层，其耐冲击性能有限，管线从防腐预制厂到施工现场距离长，长途运输、堆放、布管、下沟及回填等施工各环节中防腐层易损伤；同时现场的人为损伤也是不能忽视的因素。因而，单层熔结环氧从涂敷预制到施工均需格外细致，现场补伤量很大，对管线施工环境和施工技术要求高。106 三层PE结构防腐层具有抗冲击性好、水汽渗透率低、绝缘电阻率高等优良性能，是一种比较完善的长输管道外防腐涂层。此涂层是目前我国长输管道工程上首选的涂层。两种防腐层在国内都得到了广泛的应用，材料均国产化，且国内均具备多个生产厂家，虽然价格方面三层PE较环氧粉末高，但综合性能更优。下面将两种涂层的特点作简单评述，见表5.1-1.表5.1－1管道常用防腐涂层性能综合比较项目聚乙烯复合结构熔结环氧粉末结构三层厚涂单层薄膜材料环氧粉末+共聚物+聚乙烯环氧树脂粉末涂敷工艺静电喷涂+挤出或缠绕静电喷涂国外应用约20年约35年国内应用>10年约20年适用温度-15～70℃-30～110℃除锈要求Sa2.5Sa2.5涂层厚度1.8～3.7mm0.3～0.5mm环境污染很小很小补口工艺热收缩套（带）喷涂或热收缩套（带）主要优点综合性能优异,既有FBE的强粘结,良好的耐阴极剥离和防腐性能，又有PE良好的机械性能,抗透湿性和绝缘性粘结力强,使用温度范围宽,涂敷管可冷弯,具有极好的耐土壤应力和耐阴极剥离性能缺点涂敷工艺较复杂易被尖锐物冲击破坏,对吸水敏感,涂装过程要求十分严格,耐光老化性能差适用地区各类环境,特别适用于对涂层机械性能,耐土壤应力及阻水屏障性能要求较高的苛刻环境,如碎石土壤,石方段,土壤含水量高,生物活动频繁,植物根系发达地区大部分土壤环境,特别适用粘质土壤（4）本工程推荐使用的防腐层106 本工程沿线地形、地貌主要为平原，管道附近人文活动频繁，推荐本工程管道全部采用聚乙烯三层复合结构防腐。防腐等级推荐为：管线的穿越段相邻比较近，而且附近有高压电力线，所以管道外防腐采用三层结构挤压聚乙烯加强级防腐。（5）本工程为34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程，管道管径为D273mm，采用L290MB螺旋缝焊接钢管，设计压力6.3MPa，常温输送，全长约9.1km。管线防腐层采用三层结构挤压聚乙烯加强级防腐。聚乙烯加强级防腐层预制严格执行《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2009）的要求。防腐层在工厂预制，管端预留长度为100～110mm，管道除锈等级达到《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T8923规定的Sa2.5级。弯管外防腐采用高固体分环氧树脂涂料（湿膜厚度120µm）+辐射交联聚乙烯热收缩带（胶带厚度≥2.3mm，带宽100mm，搭接宽度为50％～55％）。补口采用辐射交联三层结构热收缩带防腐，补伤采用高固体分环氧树脂涂料进行修补。5.2阴极保护由于管道起点是陕京二线阀室，无法安装阴极保护设备，而终点位于任丘市北部门站也没有安装位置，因此管线采取牺牲阳极阴极保护。牺牲阳极选用镁合金牺牲阳极。镁合金牺牲阳极具有开路电位高，发生电量大，环境适应性好，使用寿命长等优点。也无须外加设备，维护工作量小。106 5.3主要工程量表防腐工程主要工程量见表5.3-1。表5.3-1防腐及阴极保护主要工程量名称单位数量备注D273钢管环氧粉末加强级防腐管补口个910高固体分环氧树脂涂料+辐射交联聚乙烯热收缩带补口电位（电流）测试桩φ200×20×2500支10为防盗，采用混凝土测试桩镁合金牺牲阳极22.86kg支63组，每组2支镁合金牺牲阳极4.0kg支8过路套管用，高压电线下用便携式阴极保护电位只能测量仪AMP-1台2维护用第6章分输站6.1设计原则主要遵循以下原则：1）满足分输系统工艺设计的要求，实现天然气接收、分输功能的需要；2）社会依托条件好，供电、给排水、通信、生活及交通便利；3）与附近厂矿企业及其它公用设施的安全距离应符合国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004；4）站场有足够的生产操作和设备检修用的作业通道及行车通道，有车行道与外界公路相通；5）节约用地，尽量减小土方工程量、降低工程投资和管理费用。106 6.2站场工艺6.2.1分输站概述由于陕京二线34#阀室目前只剩余一个预留口，并且其站内现已无法满足下载口的工艺安装要求，所以在34#阀室东侧约100m处任丘市青塔乡境内农田中新建1座分输站，将华港燃气集团有限公司的北部门站、西部门站、任河管线的下载口均移到分数站内。分输站平面及工艺流程详见附图。6.2.2分输站工艺㈠设计参数进站压力：7.6MPa；出站压力：4.2MPa；设计压力：10MPa；设计气量320×104Nm3/d。㈡站场功能（1）接收上游管线天然气；（2）对进站天然气进行、调压、过滤、计量；（3）向下游门站分输天然气；（4）进、出分输站天然气紧急截断和放空；（5）事故状态及维修时的天然气截断放空。㈢工艺流程说明自陕京二线天然气输气管道输送的天然气以7.6MPa进入分输站，首先经总汇气管分配，分别进入北部门站分输橇、西部门站分输橇、任河线分输橇以及预留口，每座分输橇（预留除外）均先经2套调压装置橇块（开1备1）进行调压，然后进入2套超声波流量计106 橇块（开1备1）进行计量，计量后天然气以4.2MPa出站，输至下游用户门站。在计量前汇气管可单接一路气进自用气调压箱，经计量、调压后满足站内采暖和生活用气需求。在进、出分输站总管道上设置有电动紧急切断阀，当分输站内或下游用户发生重大事故时，迅速关断紧急切断阀，将站内设备与上、下游隔断。汇气管、过滤器等设备排出的含油污水，集中排放至排污池，定期拉运至安全地点处理。同时，在管线和设备上设置有安全泄放系统，管线及站场超压放空气引至站外放空立管。工艺流程图详见DWG-0001气01。6.3设备及阀门的选用本工程设备及阀门的设计压力为10MPa和6.3MPa。6.3.1计量、调压系统为实现本工程与下游门站供气的交接计量，设置交接计量仪表超声波流量计。本工程调压装置主要包括压力检测系统、压力调节系统、压力安全保护系统及相关的监视报警系统。调压装置将保证维持系统下游压力在工艺所需的范围之内，确保系统下游压力不超过允许的压力，还可完成限制系统下游的流量不超过设定值的功能。本工程每座分输橇设两路调压、计量系统，一开一备。6.3.2阀门1）紧急切断阀为便于维修，以及发生事故，尽可能减少损失和防止事故扩大，在分输106 站的进、出站管线上设置紧急截断阀，紧急截断阀采用钢球阀，配置电动执行设备。当站场发生事故及检修时，可关闭进、出站紧急截断阀，保证站场的安全。2）球阀根据输气管道的特点，工艺管线上的阀门均采用钢制球阀，其特点是密封性能好，操作灵便。具有远控要求的阀门采用电动球阀。电动球阀操作维修简便，开闭时间短。3）节流截止放空阀节流截止放空阀具有密封可靠、耐冲刷、使用寿命长、操作轻便等特点。该阀门采用双质（硬质及软质）密封，节流面与密封面分开结构，使阀门的密封性和使用寿命大大提高。放空管线采用双阀结构，节流截止放空阀下游设置球阀，以保证密封性，便于维修与更换。4）阀套式排污阀排污阀也采用硬软双质密封面，并采用阀座浮动连接，设有平衡孔可调节软密封面变形量，保证了密封的可靠性，具有耐冲蚀、排污性能好、使用寿命长等优点。5）止回阀止回阀选用无冲击、压降小、流通能力大、密封性能好的轴流式止回阀。6）安全阀安全阀有弹簧式和先导式两种类型，先导式安全阀与弹簧式安全阀相比，改粗弹簧直接感应压力为压力传感器（先导器）感测压力，大大提高了压力感测的灵敏度。同时克服了传统弹簧式安全阀动作后阀芯不易复位，关闭不严的问题。本工程站内气体超高压泄放选用动作灵敏，泄放能力大的先导式安全阀。106 6.3.3放空管分输站新建1具DN250，h=25m的放空立管。站内工艺装置在事故状态和检修时天然气集中排放。6.3.4绝缘接头绝缘接头安装于管线上，由于其结构上的特点，得以将相连接于其两端的管道可以在导电上断开，即不导电，从而防止阴极保护电流的流失和对其它系统的不良影响。6.4非标设备6.4.1概述非标设备设计内容有汇气管、放空立管、清管三通。本次设计不得用于其它工程项目。6.4.2设计范围设计范围为非标设备的主体及部分附件，截止到设备接管的第一片法兰，包括对非标设备进行选材及设计，并提出制造、检验及验收的要求。不包括土建基础、消防设施、防雷接地、防腐保温、仪表安装等设计内容，详见相关专业内容。6.4.3设计原则1）严格执行国家和行业最新版本的法规、标准、规范和规程,确保所设计的非标设备符合国家及行业的各项现行规定。2）严格按照工艺及甲方所提供的各有关参数进行设计，满足工艺过程的需要。设计应充分考虑站场的生产操作特点，与生产、管理和维修相适应。3）在设计中积极采用经实践考验的新结构、新技术和新材料，力求做到技术先进、经济合理、操作方便、运行平稳、安全可靠。106 4）设计制造立足国内，并消化吸收国外先进技术。5）根据设备的工作压力、工作温度、介质特性等工艺条件以及材料的机械性能、耐腐蚀性能、制造工艺性能，结合市场材料供货状况进行合理的材料及设备防腐涂层的选择，确保使用安全、经济合理。6）根据设备的工作状况及其重要程度，确定设备的设计使用寿命按10～15年考虑。6.4.4遵循的标准规范《钢制压力容器》GB150-1998《钢制卧式容器》JB/T4731-2005；《化肥设备用高压无缝钢管》GB6479-2000；《钢制压力容器焊接规程》JB/T4709-2000；《承压设备无损检测》JB/T4730-2005；《气焊、焊条电弧焊、气体保护焊和高能束焊的推荐坡口》GB/T985.1-2008；《埋弧焊的推荐坡口》GB/T985.2-2008；《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T20592～20635-2009；《锅炉和压力容器用钢板》GB713-2008；《钢制卧式容器》JB/T4731-2005；《压力容器涂敷与运输包装》JB/T4711-2003。6.4.5主要设备设计方案本工程主要非标设备有汇气管、放空立管和清管三通。（1）放空立管放空立管应能承受放空背压的影响。具有高可靠性、高安全性，要求防爆、防风、防雨、防寒、防雷、抗干扰106 能力强；能承受地震、风载等各种载荷；应满足安全、环保及健康的要求；噪音小；运行维护简单、使用寿命长。（2）汇气管按照我国标准GB50251《输气管道设计规范》的规定，汇气管属于压力管道管辖范围，为管道附件，不属于压力容器，因此设计应遵循压力管道的有关标准规范。其设计压力与管道的设计压力一致，这种规定与国际上其它国家如美国标准ASMEB31.8的规定是一致的。汇气管的筒体壁厚计算和开孔补强计算，GB50251《输气管道设计规范》中均有明确规定，其制造、检验及验收应按GB150《钢制压力容器》的有关规定进行，同时汇气管应由具有压力容器制造资格的工厂制造。管道附件和管件的水压试验与工艺系统的试压压力相同。汇管在筒体上开口的结构有两种型式，一类是传统的焊接结构，另一类是开口模压拔制结构。焊接结构即汇管上的开口接管采用无缝钢管或锻制加厚接管与筒体焊接，其特点是制造工艺比较成熟、简单，适用于压力比较低的汇管。拔制结构即对筒体上开口位置以加热方式用模具在压力下拔出一个开口接管，接管与筒体是一个整体，其过渡区是圆弧过渡形式。对于高压汇管，开口模压拔制结构不论在外观上，结构受力上和焊接接头缺陷的避免上均优于开口焊接结构。对于拔制工艺，主管壁厚不仅要满足高压下的强度要求，还要为支管提供所有材质并满足开孔补强，因此，拔制工艺主管的筒体壁厚相对较厚。另外，受拔制水平的影响，开口接管的拔制高度不会太高。汇气管结构型式采用焊接结构还是拔制结构取决于以下几点：1）设计压力，从以上分析对比中可以看出，拔制汇管从性能上优于焊接结构106 汇管，但同时主管壁厚较厚，当主管长度较大时，相对于焊接结构必将更多地消耗大量钢材，增加成本；另外拔制工艺相对复杂，制造费用高于焊接结构，这也不利于成本的控制。2）开口大小，当支管直径相对于主管直径较大时，如在DN400的主管开DN300的孔，此时的管口条件超出了所有计算方法的适用范围，无法采用等面积补强法或者压力面积补强法对开孔进行补强。对于此类大开口情况，自然不能采用开口焊接支管的型式，而只能选择拔制结构；3）生产能力及运输要求，从以上分析对比中可以看出，焊接结构制造工艺比较成熟、简单，具有生产能力的制造厂很多，使用比较普遍。而拔制结构汇管正好与之相反，目前，国内还有许多制造厂不具备拔制汇管的生产能力。因此，当工程所在省市周边没有具备拔制汇管生产能力的制造厂时，应尽量考虑采用焊接结构汇管，否则将会增加运输困难和相关费用，尤其是工程量较大时，更应考虑运输问题。本工程的最高设计压力为10MPa，焊接结构汇管完全能满足功能要求，并能确保设备安全可靠；工程所有汇管开口均在开孔补强的适用范围内，完全能够采用焊接结构汇管；另外，该工程位于华北平原，在确保设备安全可靠的前提下，从减小投资、保证生产能力以及降低运输费用等多方面考虑均可采用焊接结构汇管。综上，本工程中所有汇管采用开口焊接结构。（3）清管三通本工程中所有清管三通均采用拔制或挤压结构，三通的主管长度均应大于有效补强宽度的两倍，支管的高度均应大于过渡圆弧的半径，并满足最小补强高度的要求。6.4.6主要工程量106 本工程非标设备主要工程量见下表。表6.4-1非标设备一览表序号设备名称数量规格尺寸设计条件主体材料温度℃压力MPa1汇气管110MPaDN450×280006010Q345R2汇气管310MPaDN350×48006010Q345R3汇气管36.3MPaDN350×4800606.3Q345R4放空立管1DN250h=2500060常压205清管三通96.3MPaDN250×250606.316Mn6.5工艺部分主要工程量主要工程量见表6.5－1。表6.5－1主要工程量表序号名称及规格单位数量备注一设备1放空立管DN500/DN250h=25m具12流量计橇块套64调压装置橇块（每套3个调压器）套65自用气调压箱台1二阀门1电动球阀PN10MPaDN200个62电动球阀PN6.3MPaDN250个63电动球阀（焊接）PN10MPaDN200个14手动球阀（焊接）PN6.3MPaDN250个25手动球阀（焊接）PN6.3MPaDN200个16手动球阀PN10MPaDN200个67手动球阀PN6.3MPaDN250个158手动球阀PN10MPaDN80个49手动球阀PN6.3MPaDN80个610手动球阀PN10MPaDN50个7106 11手动球阀PN6.3MPaDN50个1012手动球阀PN6.3MPaDN25个1213节流截止放空阀PN10MPaDN200个114节流截止放空阀PN10MPaDN80个115节流截止放空阀PN6.3MPaDN200个316节流截止放空阀PN6.3MPaDN80个617节流截止放空阀PN6.3MPaDN25个1218阀套式排污阀PN10MPaDN50个419阀套式排污阀PN6.3MPaDN50个320止回阀PN6.3MPaDN200个321止回阀PN6.3MPaDN80个322安全阀PN10MPaDN80个423安全阀PN6.3MPaDN80个624管道发球阀PN6.3MPaDN250个1清管用三管件设备1绝缘接头PN10MPaDN200个12绝缘接头PN6.3MPaDN250个13汇气管PN10MPaDN450L=28m具14汇气管PN10MPaDN350L=4.8m具35汇气管PN6.3MPaDN350L=4.8m具36清管三通PN6.3MPaDN250×250×250个96.6站场内防腐6.6.1站场内埋地管道防腐1）性能要求站场内埋地管道的防腐层除具有一般防腐层所应当具有的性能外，还应当具有以下几个显著特点：（1）能适应现场的施工环境（如温度、湿度等）；（2）易于现场涂覆作业，质量易于控制；（3）对环境的污染小。106 2）埋地管道防腐层方案比选站场内埋地管道较为复杂，一般工程实践中均采用现场涂敷的工艺。目前工艺站场内埋地管道常用的外防腐层主要包括：高固体分环氧涂料和聚烯烃冷缠胶带，两种防腐层优缺点比较见表6.6-1。表6.6-1站场内埋地管道防腐层方案比选表项目优点缺点高固体分环氧涂料防腐层1.防腐性能好；2.具有良好的耐阴极剥离性能；3.现场施工方便。1.抗冲击性能差，易在管道下沟回填过程中破坏防腐层；2.吸水率较高；3.耐土壤应力差。聚烯烃冷缠胶带防腐层1.施工方便；2.机械强度相对较高，抗冲击性能优异；3.成本低。1.综合防腐性能一般；2.耐土壤应力性能一般。3）本工程推荐的站场内埋地管道防腐层本工程推荐使用高固体分环氧涂料和增强纤维聚丙烯胶带做为站场内埋地管道的外防腐层（管道露出地面200±10mm范围外表面与埋地管道做相同防腐），即在管道表面先涂覆高固体分环氧涂料，再包覆一层增强纤维聚丙烯胶带。增强纤维聚丙烯胶带的基材为独特的改性聚丙烯编织纤维布，采用丁基橡胶改性沥青做防腐胶层。其基材是纤维结构可有效地抵抗由于土壤应力而产生的蠕变破坏，还具有抗冲击、耐老化、耐拉伸、粘结强度高等特性，与高固体分环氧涂料结合使用，可有效利用高固体分环氧涂料的防腐性能，同时利用冷缠胶带可提高涂层体系的综合机械性能。106 因此埋地管道采用高固体分环氧涂料（3～4道，干膜厚300μm）+丁基橡胶改性沥青底漆（厚30～40μm）+增强纤维聚丙烯胶带（胶带厚1.1mm，搭接宽度50％～55％）的防腐形式。埋地阀门、三通等异形件采用矿脂带配套底漆（厚30～40μm）＋矿脂带（厚1.4mm）一层（搭接宽度不小于胶带宽度的50%～55%）的防腐形式。6.6.2地上管道及地上附属设施的防腐层地上管道外防腐层选用抗紫外线、耐候性能优异，价格适中的丙烯酸聚氨酯防腐蚀涂料。涂层系统结构见表6.6-2。除锈质量达到Sa2.5级。表6.6-2地上管道外防腐涂层结构涂料名称最小干膜厚度（μm）道数无气喷涂刷涂底层环氧富锌底漆(普通钢表面)7012蚀刻底漆(镀锌钢表面)1012中间层环氧云铁中间漆10012面层丙烯酸聚氨酯漆8022注：出地面管道地上200±10mm范围内采用增强纤维聚丙烯胶带。6.7自动控制及仪表6.7.1设计内容：1）天然气进出站就地温度指示及自用气调压前就地压力指示。2）天然气进出站远程压力指示报警及温度指示。3）天然气进站压力超高远程紧急切断及天然气出站压力超高紧急切断。4）天然气出站流量计量限流及天然气计量需要的温度、压力补偿。106 5）天然气出站压力调节与流量调节。（采用电控、自力式相结合的方式，加自力式切断阀。电控阀为主调节阀，自力式为监控调节阀。）6）装置区的天然气泄漏检测指示报警。7）站场自用气调压加流量计量（调压箱，就地压力指示，流量就地累积、指示）。6.7.2设计原则：1）严格执行国家和地方有关工程建设的各项方针、政策、规范和规定。2）提高生产和管理自动化水平，改善工作条件，保证安全生产和文明生产，便于操作和维护，减轻劳动强度。3）充分利用现有设施，优化设计，尽可能利用原有设备,减少投资。6.7.3仪表选型和控制方案6.7.3.1仪表选型：·现场压力指示采用压力表，温度指示采用温度计。远传压力采用智能压力变送器，温度采用一体化温度变送器。·进出站紧急关断阀配电动执行机构，在现场采用手动控制的方式和在控制室远程控制的方式。电源供电：380VACUPS电源，断电保护时间2小时。·调节阀采用电控（主控）阀加自力式（监控）阀，自用气调压采用自力式阀。·出站流量计量采用气体超声流量计（成套设备），自用气流量计量采用就地涡轮流量计。·可燃气体泄漏检测指示报警采用催化燃烧式探测器加报警器。6.7.3.2控制方案106 ·为保证上、下游管道及输气站场的安全，当进出站压力不在所设定压力范围内，进出站紧急关断阀将通过站控制系统输出紧急关断命令，实施关阀。·为保证下游管道及输气站场的安全，当出站压力不在所设定压力范围内，调节阀前的自力式切断阀阀将自动切断气源。并输出接点信号给站控制系统。·为保证向下游不间断供气，本设计的调节系统由一个自力式切断阀，一个自力式监控阀和一个电控调节阀组成，实现监控调压和在下游管道压力过低的情况下，实现流量调节功能，保证向下游不间断供气。6.7.4施工要求及相关说明：1）仪表施工应严格按照GB50093-2003《自动化仪表工程施工及验收规范》执行。2）爆炸危险场所的施工应严格按照有关防爆规范执行。3）本设计站内仪表信号电缆全部采用铠装电缆通过直埋或穿管方式敷设至控制室。仪表电缆穿过防爆挠性软管连接时应使仪表接口完全密封，所有保护管开口处用密封胶泥封死。进出控制室的电缆敷设完毕后须用沙土将进出洞口封严。4）仪表信号电缆敷设时，尽量远离工艺管线和电力电缆。与其平行时相距1.0m，交叉时相距0.5m，穿越道路时穿钢管保护并根据需要可做升高或降低处理。106 5）仪表信号电缆经穿墙保护管敷设至控制室沿活动地板下，敷设至控制柜的接线端子处并固定，剥去保护层，将仪表信号电缆屏蔽层缠绕后连接到工作接地端子上，仪表信号电缆备用芯线在机柜内接至接线端子，再与电涌保护器接地系统相连（1Ω），控制室内的仪表接地均接到电专业的等电位接地系统。6）现场所有电气仪表设备均应接地，如：变送器、电动阀等，所有接地线应以最短的距离进行敷设，尽量减少长度。7）现场电动阀的动力电缆、供电由电专业完成。8）仪表及控制系统接线须按其产品说明书要求接线。9）控制系统由系统集成商负责整个站控制系统的内部安装、调试、编程组态以及投产工作。与现场仪表相连接的电涌保护器由站控系统集成商负责统一安装在系统机柜中，并做好电涌保护器的接地。流量计算机需要采用的电涌保护器由供货商负责安装在流量计算机的机柜中，并完成内部接线工作。10）站控系统集成商应负责整个站控制系统的硬件集成、软件组态、接线、安装、调试以及投产等工作。并负责与现场仪表的信号连接、通讯、编程及现场的低电压供电，以保证系统的完整和顺利投产。11）计量、调节装置集成商应负责各自的仪表集成、接线、安装、调试，并配合站控系统集成商做好联合调试，以保证系统的完整和顺利投产。6.8供配电6.8.1概述本工程电气专业设计内容主要为站内低压配电设计。站外电源系统至变压器低压侧以上，由业主委托当地电力部门设计,本次设计不考虑外电源系统及投资。站内电气部分设计内容包括：应急发电、变配电系统设计，各生产、生活用房动力、照明配电及场区动力、照明配电，工艺装置防雷、防静电接地。106 1）负荷概况及等级划分本工程用电负荷主要为电动阀、仪表、通信、空调和照明等，其中站内紧急切断电动阀、仪表及通信用电负荷为二级。2）供电要求根据《供配电系统设计规范》（GB50052）的规定，本工程设置应急备用电源。场站仪表及通信等不能间断供电的用电负荷，采用UPS装置作为供电电源，应急供电时间不小于2h。6.8.2供电方案主供电源引自附近市政线路。由于电源不是专用线，目前供电可靠性不高，检修或故障停电时间可能较长，UPS电源装置供电时间有限，备用时间一般为2h，长时间停电情况下，UPS不能满足对计量仪表等持续性负荷及紧急切断电动阀的供电要求。考虑经济性及实用性本工程采用柴油发电机组作为应急备用电源。站内变压器室及低压配电室分两处设置。UPS电源柜设置在控制室内。发电机采用手动起动,发电机电源进线断路器与低压配电柜电源进线断路器之间设置连锁,防止同时合闸。在低压侧设置电能计量装置。6.8.3配电及防雷接地1）配电站内采用放射式配电系统，配电级数不多于两级。主要用电设备由配电室直接供电。2）照明106 场区照明采用投光灯，人工直接控制。所有灯杆采用热镀锌钢制杆。非爆炸危险环境房间照明采用铝型材节能荧光灯，照明配线采用聚氯乙烯绝缘型导线穿热镀锌钢管暗敷设。仪表间、低压配电室、值班室等重要场所设置应急照明，时间不少于30min。所有照明光源均采用绿色节能型。高光强气体放电灯光源功率因数补偿到0.9以上。工艺装置区照度不低于75lx，场区道路照度不低于10lx，仪表主控室照度不低于300lx，一般生产辅助用房照度不低于100lx，低压配电室照度不低于200lx，变压器室照度不低于100lx，值班室照度不低于100lx。3）防雷与接地接地采用TN-S系统。场区设置公用接地网，作为防雷、防静电、电气、仪表等公用接地装置，接地电阻不大于1W。电源系统设置避雷器，防止雷电波侵入，弱电系统配电采取电涌保护器等防感应雷措施。所有进出户金属管道、电气设备外露可导电部分、建筑物金属门窗等均做等电位联结并接地。放空管、投光灯单独设置接地装置，且与场区接地网保持一定距离，接地电阻不大于10Ω。6.8.4设备选型与安装1）设备选型发电机采用移动式国产柴油发电机组。低压柜采用GCS型抽屉式配电柜。爆炸危险场所电缆采用阻燃型交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套电力电缆。2）设备安装低压配电柜均采用户内落地安装。发电机采用户内安装并设置机械通风。场区电缆采用直埋地方式敷设，埋深0.8m，进出户及过路穿热镀锌水煤气钢管保护。室内动力电缆穿热镀锌钢管埋地敷设，埋深0.2m。106 6.8.5主要工程量表6.8-1主要工程量表序号工程名称工程内容单位数量备注1低压配电柜座1抽屉式配电柜GCS面12发电机组安装柴油发电机30kW台13UPS装置安装10kVA/120min套14照明配电箱安装PZ30台15低压电缆敷设ZR-YJV22-0.6/15x16m200ZR-YJV22-0.6/13x4m800YJV-0.6/15x35m80YJV22-0.6/15x10m120YJV-0.6/14x2.5m40ZR-YJV-0.6/14x2.5m200YJV-0.6/13x4m60YJV-0.6/13x6m60KYJV-0.6/14X1.5m30ZR-YJV22-0.6/15x6m120ZR-YJV22-0.6/15x4m120YJV22-0.6/12x6m120YJV22-0.6/15x4m100YJV-0.6/15x95m300YJV-0.6/15x10m40YJV22-0.6/14x6m606.9通信系统分输站通信系统采用移动电话和市政通信系统。6.10总图6.10.1概述106 站场总图设计主要包括站场选址、总平面设计、竖向设计、安全设计、土石方计算、道路围墙及大门设计、绿化。6.10.2站场选址6.10.2.1选址原则1）根据管线压力、距离、用户位置等综合因素确定站场的区域位置。2）根据地形地势、外部交通运输条件、社会依托条件确定站场具体位置。3）满足《石油天然气工程总图设计规范》GB50183-2004关于选址的有关规定。4）站场尽可能选在周围可供排放雨水的沟渠、水塘或其它排雨水设施的地方。5）具有满足建设的外部条件。6）靠近管道线路，满足工艺要求。7）满足站址所在地的城镇规划及土地利用要求。8）尽可能不跨村界。9）不宜进入市区。6.10.2.2站场设置分输站位于任丘市青塔乡境内，陕京二线34#阀室东侧农田内。6.10.3站场总图设计6.10.3.1总平面设计原则1）了解规划要求，使总体布置与规划相适应。2）满足生产要求，工艺流程合理。3）充分利用地形地势及地质条件，合理布置总平面。4）充分利用当地主导方向和朝向，减少环境污染。106 5）满足各建筑物的防火、防爆、防震、防噪声要求。6）适应内外运输，线路短捷顺直。7）重视节约用地、布置紧凑合理。8）远近期建设关系全面统一考虑。6.10.3.2竖向布置原则1）竖向设计与站场生产工艺流程相适应，建（构）筑物及场区标高符合安全生产、运输、管理的要求，并为施工创造良好的条件。2）竖向设计与道路设计相结合，在方便生产、运输、装卸、存储的同时，处理好站场地面的雨水排出。3）设计应力求减少站场内外土石方工程量，力求填挖平衡，调运短捷。4）依据当地的防洪要求合理确定场地的设计标高，确保生产的正常运行。6.10.3.3竖向布置方式选择站场竖向布置方式根据各站场所在地的地形地势确定，自然坡度不大于1％的场地，宜采用平坡式；自然坡度大于1％小于2％宽度小于500m的场地，宜采用平坡式；自然坡度大于2％的场地，宜采用阶梯式。6.10.3.4道路及场地设计1）在满足规范要求的前提下，尽量减少道路占地，以节省土地。2）人行道、巡检道和工艺设备区场地采用方格砖铺砌。3）站场道路转弯半径不小于12m。4）站场消防道路宽4m。5）站内道路为城市型道路，站外道路为公路型道路。106 6.10.3.5绿化1）绿化原则（1）根据站场所在地的气候特点，选择适合本地的树种或草种进行绿化。（2）工艺生产区不做绿化，但道路外侧可种植低矮的非油性植物。（3）办公生活区周围进行绿化，以观赏性高大乔木和草坪为主。（4）站场绿化系数不小于15%。2）绿化形式站场绿化以草坪为主，办公生活区附近可少许种植树木。6.10.4防洪根据《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048-2000第5.1.7条规定，输送油气管道的各类站场防洪标准按50年一遇洪水频率设防。分输站位于华北平原产粮区和人口聚集区内所以不考虑防洪措施。6.10.5安全设计安全设计考虑的主要因素：1）各设施之间的防火间距满足规范要求。2）综合值班室的控制室、宿舍尽量远离工艺设备区，当出现事故时，以减小对人员和设备的伤害。3）供热间、厨房及发电机房等产生明火的场所，尽量远离工艺设备区，降低火灾隐患。4）办公生活区前面设置活动场地，方便人员疏散及车辆通行。5）本工程站场内雨水排放多采用地上排雨水沟，减小地面渗透水，减小地基变形，提高设备运行的安全性、稳定性。6.10.6分输站总图设计106 1）周边环境概况分输站站址目前为麦田，北侧为乡镇公路，西侧为陕京二线34#阀室，南侧和东侧为麦田。站场等级为五级站场。2）总平面设计分输站占地5544㎡，放空区布置在东南侧，位于全年最小频率风向的上风侧，与站场相隔50m。站场主入口位于西北侧，站内道路宽为4m。办公区位于北部，临近主入口，方便对外出入。办公区前方为铺装场地，满足站场工作人员活动、停车等日常生活的需求。3）竖向设计分输站所在地区为平原地貌，站址位于一个平整的麦田内无高差。竖向布置方式采用单面平坡式，坡度0.3%。站外路两侧需设置绿化护坡，站外路与公路相接处埋设水泥管道，使两侧雨水连通。4）雨水排放站外路西侧有原土路的排水沟，与站内排水沟相连，雨水经收集后统一排至围墙外排水沟。5）围墙和大门站场大门采用6.5m宽大门。站场四周设置2.2m宽砖围墙。工艺装置区和阀组区以铁艺围墙与其他区域分隔。6.11建筑与结构6.11.1设计遵循的原则1）满足国家及行业现行规范、标准、政策、法规的规定要求：《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）；《钢结构设计规范》（GB50017-2003）；《砌体结构设计规范》（GB50003-2001）；《混凝土结构设计规范》（GB50010-2002）；106 《建筑抗震设计规范》（2008年版）（GB50011-2001）；《建筑结构荷载规范》（2006年版）（GB50009-2001）；《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；《油气田和管道工程建筑设计规范》（SY/T0021-2008）；《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）；《混凝土多孔砖砌体结构技术规程》（DB13(J)/T46-2004）；《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008）；《石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准》（GB50453-2008）《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）；《构筑物抗震设计规范》（GB50191-93）；《动力机器基础设计规范》（GB50040-96）；《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）；本工程所在当地的建筑节能规定及文件。2）设计参数：本工程荷载均依照《建筑结构荷载规范》（2006年版）GB50009-2001取值。任丘市抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，第一组；季节性冻土最大冻深为0.67m。6.11.2设计范围本初设范围为分输站站内建（构）筑物。1）建筑物新建建筑物：办公生活用房。2）构筑物新建构筑物：排污池、电动伸缩门库、围墙、铁艺围墙、铁艺围栏、钢大门、设备基础等。106 6.11.3防火、防腐、节能设计：1）防火设计为满足耐火等级要求，建（构）筑物主体均采用非燃烧材料，其耐火等级及建筑物安全出口、疏散距离均符合《建筑设计防火规范》、《石油天然气工程设计防火规范》和《钢结构防火涂料应用技术规范》等规范的有关要求；有内装修要求的建筑物，装修材料的燃烧性能等级均按《建筑内部装修设计防火规范》中的相关规定执行；砌体建筑物的耐火等级达到二级要求。2）防腐设计钢结构制作前钢材应除锈，除锈等级达到St3级，除锈完成后，应在6小时内涂第一道底漆，底漆充分干燥后方可次层涂装，但连接接触面、现场焊缝两侧50mm范围内，应待安装完毕后补漆。钢构件除锈后，刷防锈底漆及防锈醇酸瓷面漆，厚度为220µm。3）节能设计按《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）及当地节能标准、要求，本工程建设地点属寒冷地区，综合用房、门卫进行建筑节能设计。经计算得出建筑体型系数；根据体型系数，屋面、外墙、外窗需要满足传热系数限值；屋面、外墙、外露的梁、柱等设相应厚度的聚苯板保温材料，聚苯板密度不小于22kg/m3。6.11.4建筑与结构设计1）建筑设计本工程建筑物屋面均为现浇钢筋混凝土板屋面，上设彩色复合夹芯板坡屋面；保温层采用聚苯乙烯泡沫塑料板；屋面排水采用自由排水；平屋面106 防水层采用SBS改性沥青卷材防水做法，防水等级按III级设计，保温层采用聚苯板。内墙采用混合砂浆墙面刷白色涂料，外墙采用外贴聚苯板保温层+抗裂砂浆+外墙涂料；发电机房、配电间、变压器室、工具间地面为混凝土地面，控制室房间地面为普通地砖地面，上铺300mm高抗静电地板，其余房间地面均为地砖地面；控制室、会议室、办公室顶棚采用轻钢龙骨方板吊顶，其它建筑物房间顶棚均抹灰刷白色耐擦洗涂料；窗采用密封、保温性能良好的塑钢中空玻璃窗；外门采用塑钢门或防盗门，内门采用成品木门，个别有特殊需要的房间内门可设防盗门，窗设防盗网。本工程建筑物耐火等级为二级，设计使用年限为50年。站内建筑物火灾危险性类别如下：变压器室、配电间、发电机房的火灾危险性类别为丙类；其余房间火灾危险性类别均为丁类。2）结构设计（1）设计内容：本工程建筑物结构形式：综合用房为砌体结构，外墙厚370mm，内墙厚240mm。本工程建筑物利用天然地基，建筑物基础采用素混凝土条形基础或钢筋混凝土独立基础，基础设计等级为丙级，基础埋深为室外地坪下0.9m；屋面梁、板采用钢筋混凝土现浇。彩色复合夹芯板坡屋面采用轻钢结构形式。（2）抗震设计：建筑物抗震设防类别为丙类；围墙、电动伸缩门库抗震设防类别为丁类。6.11.5构筑物设计：106 排污池、阀池均采用钢筋混凝土现浇；围墙采用砌体结构，围墙顶设置钢筋混凝土压顶；电动伸缩门库采用砌体结构，电动伸缩大门采用成品外购；设备基础及管墩采用素混凝土基础或钢筋混凝土独立基础。6.11.6工程建（构）筑物一览表表6.11-1分输站建（构）筑物一览表序号建（构）筑物名称建筑面积(m2)结构型式耐火等级备注1生产办公用房(1栋)386.4砌体二级高3.9m3排污池(1座)4m×4m×1m（长×宽×深）钢筋砼砼16m34围墙长330m砌体高2.2m5铁艺围墙长68m高1.5m7电动伸缩门库9.8砌体高2.0m8电动伸缩门(1樘)门宽6.5m高1.5m9钢小门(2樘)门宽4.5m双扇10钢小门(1樘)门宽1.5m双扇11设备基础及管墩砼300m312阀池(1座)6m×6m×2m（长×宽×深）钢筋砼砼共25m36.12给排水及消防6.12.1设计内容本次设计内容包括分输站的给水、排水及消防。6.12.2给水106 给水部分主要是站场工作人员生活用水、浇洒及绿化用水等。其中生活用水包括饮用水、食堂用水、淋浴及卫生器具用水。1）水量及水质站内用水量见表6.12-1。表6.12-1站内用水量统计表序号项目最大用水量(m3/d)用水状况备注1生活用水1.2间歇用水200L/d·人2绿化冲洗用水1.5间断用水2.0L/m2·次，3不可预见水量0.3日用水量的10%合计3.0水质指标要求符合《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006。2）水源由于分输站附近无可靠供水管网，故场区供水水源采用自打水源井取水。3）给水方式给水方式采用气压供水的方式。水源井潜水泵与气压供水罐压力联锁，使其在设定的压力范围内（0.1～0.3MPa）低压启泵，高压停泵，靠气压罐的压力供至各用水点。由于没有准确水质资料，设计暂按复合饮用水标准考虑，若实际检测不合格再上水处理装置。其流程如下：站内水源井→气压供水装置→各用水点站内饮用水采用自备饮水机供给，淋浴用热水采用电热水器加热。4）主要设备选型（1）气压供水罐选用气压供水罐。具体参数如下：106 罐体直径1.2m，压力0.6MPa，最大容积为2.0m³，可调节容积为1.50m³，调节压力0.1～0.3MPa。5）管材选用及敷设方式站内给水管材采用聚丙烯（PP-R）给水管，热熔连接，其标准符合GB/T18742-2002。供水间的供水管线采用焊接钢管，其标准符合GB/T3091-2008。管线以埋地敷设为主。6.12.3排水本站排水主要是生活污水及雨水。生活污水包括卫生器具排水。雨水由总图专业考虑。1）排水量及水质站内排放的生活污水量约为1m³/d。生活污水主要来源为卫生器具排水，为间断排水，主要污染物为有机物。2）排水方式生活污水主要来自综合用房，排至化粪池，沉淀后的污水用车拉到附近的污水处理厂处理，沉淀物由人工清掏送拉垃圾场填埋。3）管材选用及敷设方式排水管除卫生洁具自带成套管件外，均采用硬聚氯乙烯（PVC-U）排水管，管材与管件连接采用专用胶粘接。其标准室内部分应符合GB/T5836-2006；室外部分应符合GB/T20221-2006。管线以埋地敷设为主。4）主要工程量站内给排水系统主要工程量见表6.12-2。表6.12-2主要工程量表序号名称规格及型号单位数量1水源井口12水源井潜水泵qv=5m³/h、P=11Kw台1106 （暂定）、扬程根据完井后动水位深度确定3气压供水罐φ12000.6MPa具14焊接钢管D48.3×3.6m1005PP-R管Dn50~Dn20PN1.0MPam2506PVC-U管Dn50~Dn200m1007钢筋混凝土矩形水表井2750m×1300m座18钢筋混凝土化粪池20m³座19阀门井800m×800m座210排水检查井φ700座56.12.4消防1）设计原则消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的方针，立足于自救。严格按照防火设计规范的要求，对于可能发生的各种火灾情况，采取相应的防范措施，防止和减少火灾发生，最大程度的保障安全生产，将火灾造成的影响减少到最低程度，将火灾扑灭于初期。2）外部依托条件距本站约8km处有任丘市华北油田消防队。本站发生火灾，消防队员可以在30min内到达现场，因此，可以做为本站的外部依托力量。3）消防对象本站主要消防对象为站内建（构）筑物、工艺装置区。4）消防方式根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）要求，五级站可不设消防给水设施。因此，本站不考虑消防给水。站内消防灭火按需要配置建筑灭火器。106 5）消防设施的设置站内装置区配置手提式和推车式磷酸铵盐干粉灭火器，建筑物内配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器。6）主要工程量消防系统主要工程量见表6.12-3。表6.12-3主要设备工程量表序号名称规格及型号单位数量1推车式磷酸铵盐干粉灭火器MFT/ABC20个82手提式磷酸铵盐干粉灭火器MF/ABC2-8个203手提式二氧化碳灭火器MT7个44灭火器箱个126.13采暖通风6.13.1、设计范围分输站内建筑物的采暖、通风、空调系统的设计。6.13.2、设计原则1）遵守国家规范、法律和法规；2）满足工艺及生产对环境的要求，提供较为舒适的工作、生活环境；3）设计方案和设计选型以可靠性、先进性、实用性为主要原则；4）合理采用新技术、新材料，使设计方案安全可靠、技术先进、经济合理、节能环保。6.13.3、设计内容房间类型冬季采暖室内计算干球温度℃夏季空调室内计算干球温度℃通风备注办公、会议、宿舍、门卫1826分体空调器控制室2222分体空调器106 餐厅1826分体空调器卫生间、厨房、供水间14电暖器宿舍1826分体空调器发电机房15次/h防爆风机6.13.4采暖、空调设计采用冷暖分体式空调器进行夏季空气调节和冬季采暖；6.13.5通风设计选用轴流风机进行通风换气，有防爆要求的，选用防爆型。所有防爆风机的开启与可燃气体报警器联动，事故风机在室外设手动开关；轴流风机视安装位置及气流方向，选配弯头或自垂百叶及金属防虫网。6.13.6主要工程量序号设备材料名称及规格单位数量1防爆轴流通风机BDQ35-11NO.2.8风量：954m3/h台12柜式空调器KFRd-50LW/F台43柜式空调器KFRd-60LW/F台14分体壁挂空调器KFRd-36GW/F台65电暖气电功率：2000W/220V台26电暖气电功率：1500W/220V台2106 第7章节能7.1主要消耗指标本工程主要能耗为水、电、气消耗。用水主要为站场职工生活和清洁、绿化用水。用电设备包括电动阀、UPS电源以及站场照明及机泵用电。气的消耗主要为食堂生活用气。7.2节能措施针对分输站能耗种类和主要能耗环节，根据国家和企业合理用能标准和分输站节能设计及运行相关标准规范，本工程主要采取以下节能措施：1）减少工艺管道的天然气损失为了减少设备、管道内天然气的损失，减小因天然气泄漏、燃烧而产生的次生灾害，进、出站管道均设置了电动紧急截断阀。在分输站检修期间，可通过关断紧急截断阀，并将站内天然气降至最少的放空量，可大大减少检修时的天然气放空损失。2）能量消耗的优化措施（1）设备选型注重选用密闭性能好，使用寿命长，能耗低的阀门和设备，避免和减少由于阀门等设备密封不严造成的天然气损耗。（2）简化流程，减少压降损失。站内设备运行采用数据采集集中监控，借助先进的管理软件和计算机系统，使设备及管道系统化运行，简化工艺流程，减少运行中的能量损耗。（3）合理确定供配电线路导线和电缆的截面，降低线路电能损耗。106 第8章环境保护8.1环境保护执行标准1）《中华人民共和国环境保护法》1989.12.21；2）《建设项目环境保护设计规定》（87）国环字002号；3）《建设项目环境保护管理办法》（87）国环字003号；4）《建设项目环境保护管理条例》（1998年国务院第253号令）。8.2影响环境的危害分析本工程中影响环境的主要危害因素有空气污染、废水、固体废物、噪声等。8.2.1空气污染站场工艺系统出现故障或法兰密封不好时，会有部分天然气泄露，主要污染物为烃类可燃气体。8.2.2废水废水主要为雨水、生活污水及管道试压后排放的工程废水。8.2.3固体废物固体废弃物主要来自工程施工和生产运行期间产生的固体废弃物。在施工过程中，固体废物主要来源于站场建设施工、管道设施等废弃的废弃物料（如焊条、防腐材料等），以及工人日常生活丢弃的生活垃圾等。运行期间的固体废物主要是站场产生的生活垃圾。8.2.4噪声106 噪声的主要污染源来自两方面。一方面来自管道工程建设施工期间的施工机械噪声污染，其次来自站场生产运行期间节流设备及管线气流的噪声污染。在施工作业过程中，使用施工机械和焊接发电等设备，还有运输车辆运送材料等，由于这些施工机械、设备、车辆的使用，以及人员的活动会产生噪声，会对周边居民的生活产生一定的影响，但这种影响是暂时的，施工结束后即行消失。在生产运行过程中，噪声源主要包括：站内的调压装置、机泵、放空系统等，这些装置在节流或流速改变时将产生空气动力噪声，声源噪声值均在85dB以下。8.3环境保护措施8.3.1大气污染防治措施1）采用密闭工艺，设备管线间设置截断阀，从而最大限度地减少天然气工艺过程中的排放量。2）采用质量安全可靠的设备、仪表自控系统等，保证生产正常进行，装置平稳操作，减少安全阀的起跳，减少天然气的泄漏，在正常情况下无需天然气排放。3）向大气排放的污染物达到《大气污染物综合排放标准》GB16297中的二级标准。8.3.2废水污染防治措施废水主要为雨水、生活污水及管道中的含油污水，以及管道试压后排放的工程废水。设计中设置有排污池和化粪池对生产、生活污水集中拉运处理。雨水靠平面竖向布置自流排至站外。8.3.3固体废物治理措施106 1）对设备检修、清扫排出的氧化物、污泥、施工废料及生活垃圾等，选择适宜地点，进行集中填埋处理。2）站内配置的移动式磷酸铵盐干粉灭火器，一般4年更换一次干粉，由供货商回收利用。3）施工过程中产生的固体废弃物和弃土弃石，与地方协调，选择适当地点填埋或堆放。8.3.4噪声污染防治措施1）在施工作业过程中的施工机械、车辆的使用以及人员的活动会产生噪声，影响将是暂时的，施工结束后即行消失。2）在生产运行过程中，声源噪声值均在85dB以下，不会影响站场周围居民正常生活。3）尽量减少操作人员在噪声源的停留时间。设备采用巡检的方式，由操作人员定期对装置进行检查，尽量减少人员与噪声的接触时间，为操作人员配置耳机等防护设施，对噪声较大的设备设置消音设施。4）对于放空阀、放空管及放空管线等，控制气体流速，合理选择经济管径，尽量降低噪音。8.3.5施工期防污染措施合理选择施工工艺方案，做好施工组织设计，科学安排施工工序，合理安排工程施工进度。工程施工时，选取低噪声施工机械和运输工具，避免夜间高噪声施工。对于高噪声设备，对施工人员配备防护用品加以防护。8.3.6运行期管理措施106 1）加强管理，健全各种规章制度，严格要求，使各部门的管理人员和操作人员保持高度的责任心，尽量减少污染事故发生的人为因素。2）建设单位制订应急抢险预案，明确相关单位、人员的责任，一旦发生事故，快速处理，防止可燃气体的蔓延扩散，使污染范围减少到最低限度。8.3.7事故防治措施在分输站发生火灾事故时，关闭气源截断阀，打开紧急放空阀，对站场装置及设备进行泄压，以保证在火灾事故下，爆炸危害降低到最低程度。8.4环境保护管理机构工程施工中，建立和实施施工作业队伍的HSE管理体系，工程建设单位应将施工计划表呈报环境管理部门，以便对工程建设全过程进行监督和检查。实行施工作业环境监理制度，以确保施工作业对生态环境造成的破坏降低到最低限度。工程建设结束后，会同当地环保主管部门共同参与检查验收。运行期间，对事故隐患进行监护。对污染事故隐患进行监护，掌握事故隐患的发展状态，积极采取有效措施，防止事故发生。对事故隐患本着治理与监护并重的原则进行处理。8.5环境监测建立监测与环保岗位，负责站场内环保规章制度的落实及污染治理措施的实施。监测项目有废水、废气及噪声。106 8.6环境影响分析8.6.1大气本工程工艺过程采用密闭输送，对周围环境影响很小。采取各种环保措施减少天然气的无组织散发，降低了工程建设对环境的影响。8.6.2废水本工程建成后，废水、污水量很少，且设计中均做到集中排放处理，不会对附近水体造成污染。8.6.3噪声设计中选用低噪声设备，使厂界噪声达到《工业企业厂界噪声标准》GB2348的规定。8.6.4固体废弃物建筑及生活垃圾依托当地有关部门进行集中处理，不会对外部环境造成影响。8.6.5结论根据以上分析，该项目在建设和运行中采取各种有效保护措施后，不会对周围环境造成危害。第9章劳动安全卫生9.1劳动安全执行标准本工程严格遵守国家和地方的有关规定，确保职业安全卫生符合有关规定和要求。设计遵循的主要标准、规范如下：1）《中华人民共和国安全生产法》；2）《石油天然气管道安全监督与管理规定》国家经贸委；3）《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》劳动部；4）《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T6276；106 5）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004；6）《供配电系统设计规范》GB50052-95；7）《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002；8）国家及当地政府颁布的其它相关法规、标准。9.2劳动安全卫生危害因素分析本工程所处理的原料及产品均为天然气，属易燃易爆介质。因此，本工程设计处理过程均在密闭环境下进行，正常情况下不会出现泄漏现象，但如果出现意外事故则可能泄露天然气，一旦发生火灾或爆炸事故，可能造成很大危害。1）生产过程中易燃、易爆物质本工程工艺装置区为甲类火灾危险装置，原料气和产品均为天然气，属可燃易燃性气体，其火灾危险性类别为甲类。因此，火灾和爆炸是本装置生产中的主要危险因素。2）火灾爆炸：输气管道或调压、限流设备，以及由于管线腐蚀穿孔或阀门失效等原因可能造成天然气泄漏，遇明火可能发生火灾爆炸事故。3）物体打击：站场由于超压等原因可能造成阀门等飞出，如果人员在附近可能造成物体打击事故。4）腐蚀穿孔：地下输气管道由于土壤的影响，外壁受到腐蚀，另外还有管道的内腐蚀，可能使管道发生泄漏事故；由于天然气泄漏、聚集，在遇到明火时都有可能发生爆炸。5）设备运行噪声，对操作人员造成听力及身体损害。6）违反操作规章制度引起的事故。7）自然灾害事故。8）第三方人为破坏因素。106 9.3劳动安全卫生措施9.3.1工艺安全措施1）工程选用高质量、高可靠性的装置、设备等产品。2）工程选用质量可靠的管件、器材，以保证工艺管道安全生产。3）本工程所有输气管道及设备均进行外防腐处理，保证设备及管道的安全运行。4）确保管线、阀门等设备严密不漏，对易泄漏可燃物的设备、管道设专人管理，定期检查维护。5）对需要进行不停气切割焊接管道，施工时严格挑选施工队伍，制定严密的施工技术方案，建立质量保证体系，确保施工质量。6）施工安装（1）严格挑选施工队伍，建立质量保证体系，确保工程施工质量。（2）工艺管道施工连头时，降低已有管线运行压力。动火时，采取可靠的安全保障措施和消防设施，确保施工安全。（3）从事管道焊接以及无损检测的检测人员，必须持证上岗。（4）选择有相应资质的监理单位，对施工质量进行监督、检查。（5）施工完毕后，由工程建设主管部门会同具有相应检验资质的单位，根据有关规定，对管道的施工质量进行检验验收。（6）连头或检修动火操作，应严格遵守相关的动火安全规程。焊工必须严格组织培训，考试合格并持证上岗。（7）动火操作应进行天然气放空、置换等措施，工程投产前应进行氮气置换。（8）动火施工单位，应根据动火规范编制完整可靠的《动火连头施工方案》，供业主、设计、监理和相关单位审查和批复。（9）动火施工作业，应有相应的安全预案措施和方案；106 7）站场运行管理（1）提高自动化水平。（2）部分设备采用隔爆系统。（3）设置截断阀和放空系统。（4）站场设置完备的消防设施。（5）加强全员教育和培训，增强安全意识。（6）建立健全各类安全管理规章制度，制定各种作业的安全技术操作规程，建立健全各级人员安全生产责任制。（7）对第三方人为破坏，则依托当地公安部门处理。9.3.2电气防范措施1）防爆区电器设备、器材的选型、设计安装及维护均应符合《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92和《漏电保护器安装和运行》GB13955-92的规定。2）分输设备、阀门、管网等均做防雷、防静电接地。3）爆炸危险环境的电气产品选用隔爆型产品。9.3.3自控仪表安防措施本工程仪表设备在选型时，考虑了安装地点的火灾、爆炸危险性。9.3.4卫生安全措施按照安全生产要求，为岗位职工配备防静电服、安全帽及防爆手电筒等防护用品。106 第10章消防10.1工程的火灾危险性分析本工程为任丘市境内的天然气管道工程，工艺介质天然气为易燃、易爆物质，在静电、明火、雷电、电气火花等火灾诱因隐患存在的条件下，具有相应的火灾危险。10.1.1火灾分类本工程的火灾危险性主要以天然气为主，火灾分类主要以气体火灾为主。但在任何一种火灾中，往往不是单一火灾，同时伴随其它种类的火灾，如固体火灾、电气火灾等。10.1.2主要火灾爆炸危险物品本工程输送的产品主要为净化天然气。净化天然气主要成分为甲烷，甲烷含量为95.973％，故本工程的主要火灾爆炸危险物品为天然气。天然气为无色气体，不溶于水，比空气轻（相对密度为0.5925），为易然物质，属甲类火灾，具有如下特性：燃烧爆炸性：天然气中的主要成分甲烷与空气按一定比例混合能形成爆炸性混合物，在空气中爆炸浓度极限约为5.3％～14％，火灾危险性分类为甲类，处于爆炸浓度范围内的天然气与空气的混合物，遇点火源都能发生燃烧或爆炸，爆炸浓度下限低，爆炸浓度极限宽，具有极大的危险性；受热膨胀性：天然气受热后体积将会膨胀，如果在密闭容器中体积不变，气体压力将会增大，温度越高，体积膨胀越大，在密闭容器中压力越大。如果受高热或日晒，密闭容器则会因体积膨胀而爆裂，直接造成火灾或次生火灾；106 流动扩散性：天然气比空气轻，比空气轻的气体从容器内逸散到空气中，能无限制地扩散，易与空气形成爆炸性混合物，而且能顺风飘动，天然气容易着火爆炸和蔓延扩展；摩擦带电性：天然气在管道中流动时，或从管口和容器破损处高速喷出时能产生静电荷，其放电火花能引起天然气燃爆。10.1.3主要生产场所及装置的火灾性分析根据《石油设施电气装置场所分类》SY/T0025-95中有关规定进行输气管道设施爆炸危险场所区域的划分。站场工艺装置区外围7.5m以内的范围为1类2区；发电机房避免可燃气体释放源进入，加强通风和可燃气体检测措施。工艺条件方面：高温的工作条件，容易使气体的爆炸极限变宽；可燃物处在自燃点以上或爆炸极限范围内操作；易燃易爆物质极易敏感。人为操作、行政管理、技术业务方面：操作严格、复杂，则易出现误操作；管理不当，出现超负荷、操作失误、应急处理有误等导致火灾爆炸事故。10.1.4火灾特点1）具有燃爆性。2）火焰猛烈，温度高，辐射热强。3）燃烧中易产生爆炸或系统性连续爆炸。4）扑救艰难，技术装备要求高，其根本措施在于切断气源。10.1.5主要预防和灭火措施1）对于火源的控制：主要有明火的控制、摩擦与撞击的控制、高热面及高温表面的控制、电气火花的控制、静电火花的控制等控制措施。106 2）火灾爆炸物质的处理办法。3）工艺参数的安全控制方法。4）防火防爆安全装置的安全检测。5）自动控制与安全保险装置的检查。6）爆炸灾害的预防对策及应急措施。上述各预防措施将在各专业设计中得到充分体现。10.1.6工程各部分的火灾、爆炸危险因素分析1）本工程分输内可能引起火灾、爆炸事故的设施为计量、调压装置区。2）分输站为五级站，火灾属C类严重危险级及A类轻危险级，可不设消防给水设施，站场仅配置移动式灭火器。3）当站场阀门发生密封失败或其它故障造成天然气泄漏时，天然气（主要是甲烷）扩散到空气中与空气混合，达到爆炸极限时，将发生爆炸。4）根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）的规定，计量、调压装置区为甲类火灾危险区。10.2安全管理对策与措施10.2.1综合性对策与措施按国家有关规定，华港燃气集团有限公司设置有专门的安全管理机构，配备专职安全防火人员，配备必要的安全防火教育和安全监察、检测仪器和设备。华港燃气集团有限公司建立健全各级人员安全生产责任制，并切实落到实处。华港燃气集团有限公司建立健全各类安全管理规章制度，并建立安全防火质量保证体系和信息反馈体系。106 华港燃气集团有限公司制定各种作业的安全技术操作规程。规程中除正常操作运行外，还应包括紧急停气及异常情况处理等内容。严格工艺管理，强化操作纪律和劳动组织纪律。华港燃气集团有限公司加强全员教育和培训，增强安全意识，提高安全操作技能和事故应急处理能力。华港燃气集团有限公司建立健全安全检查制度，不断进行安全检查，及时发现和排除隐患，防止事故发生。华港燃气集团有限公司制定特殊危险事故及突发事件的应急处理预案，并进行必要的实践演练，保证突发情况下能够安全操作。10.2.2站场劳动安全及防火管理对策与措施华港燃气集团有限公司建立严格的门卫值班管理制度。华港燃气集团有限公司对工艺设施，定期进行全面的安全防火检查。华港燃气集团有限公司加强用电安全管理，减少或避免触电事故的发生。10.2.3劳动安全防火管理对策与措施成立管道、站场监理机构，在《石油天然气管道保护条例》规定的范围内行使行政执法权，协同公安、司法部门保证对管道、站场及其附属设施安全保护工作进行监督，维护《条例》的权威性、严肃性，保证《条例》的贯彻执行。将各种标志按类编号入档，并应根据环境的变化情况及时增减或变更，以保持标记清晰明确。适当增强检测、维修、保养的资金投入，配备必要的先进检测、维修设备及手段。106 10.2.4安全与防火机构本工程安全与消防由华港燃气集团有限公司统一负责，并设安全消防专职人员。10.2.5工艺安全防范措施1）场区防火措施（1）输气管道和设备均按照密闭输送和强度要求设计，其选型符合国家安全标准，输送操作遵循相关规程；对设备、管线采取正确的维护，以防止发生气体泄漏事故。（2）管道系统的设备均采取跨接及防静电接地措施。（3）站场内设置防火安全标志。（4）站场内禁止使用易产生火花的机械设备和工具。（5）在进行必要人工操作时，工作人员应穿防静电防护服，严禁穿铁钉鞋。（6）禁止将火种、手机等能产生明火、静电的设施带入站场内。（7）本工程所有设备的内外表面均采取必要的防腐层保护，以防止腐蚀泄漏事故的发生。（8）华港燃气集团有限公司制定有应急反应事故预案，明确相关单位及人员的责任，一旦发生事故，能迅速组织处理，从而使危害减少到最低限度。2）极端工况措施极端运行工况指出现不可预计的灾害，例如站场发生火灾、地震，管线爆管等情况时整个设施的破坏。（1）管线事故站场内出现事故时有可能上游管线憋压，此时应尽快排除事故，恢复生产。106 （2）管道爆管当输气管道发生爆管的重大事故时，切断进、出站线路上的截断阀，站场停产停输。此时，应迅速派人抢修，防止环境污染，保证安全，恢复生产。10.3消防安全10.3.1消防安全设计原则分输站内工艺装置及设备的平面布置、防火安全与消防设计严格按照《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004；《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058－92；《建筑设计防火规范》GB50016-2006；《建筑灭火器配置设计规范》GB50140－2005等标准执行。10.3.2消防设计方案本工程的消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防方针，力求既方便实用，又经济合理。扑救天然气火灾的根本措施在于切断气源，本工程的装置在工艺设计时，已充分考虑了气源切断措施的可靠性和灵活性。对可能发生火灾的各类场所、工艺装置区、主要建筑物、仪表及电器设备间等分别配备一定数量的移动式灭火设备，以便及时扑救初始零星火灾。本工程工艺介质为天然气，天然气为易燃、易爆危险物，属甲类火灾危险品。分输站为五级站。消防系统主要保护对象为站场的工艺装置区和站内附属建筑物。站场灭火设施均采用移动式，即根据各场所的火灾类型配置不同型号的灭火器。同时站场可依靠就近消防大队作为外部依托。106 10.3.3建构筑物安全防火建筑物耐火等级不低于二级。各建筑单体按照规范要求划分防火分区、设置防火墙、防火门窗、控制疏散距离等，有效防止火灾蔓延和保证人员疏散。建筑物各部分装修均采用阻燃防火材料，其燃烧性能等级不低于B2级。10.3.4工艺装置及系统的安全分输站工艺装置中设有放空泄压保护系统，事故时通过放空系统的安全泄放保证装置安全，避免事故发生，从而也保护人身财产的安全。分输站工艺装置区等设有可燃气体浓度检测报警等仪表自控系统，通过控制室的计算机，生产中可随时对装置运行情况进行监测控制，防止和避免事故发生。10.4安全消防专用设施10.4.1工程用安全消防专用设施工程用安全消防专用设施包括：工艺站场的可燃气体浓度检测报警装置。工艺站场的防雷及防静电措施，以及职工用防静电工作服和其他防静电用具。工艺站场配备的移动式灭火器如手提式磷酸铵盐干粉灭火器、推车式磷酸铵盐干粉灭火器等。工艺站场的防雷与静电接地系统。106 第11章安全设施设计11.1危险有害因素分析本工程工艺介质为天然气，天然气主要成分为甲烷，另外还含有少量的乙烷、丙烷、丁烷、N2等2，按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）的有关规定，天然气的火灾危险性类别为甲B类。因此，火灾、爆炸是本工程的主要危险有害因素。11.1.1主要物料的危险有害因素本工程中主要危险物质为天然气，其关键组分的物理化学性质见表11.1－1，天然气的特性及火灾爆炸危险类别见表11.1－2。表11.1－1各组分的主要物理化学性质名称分子式燃烧1m3气体所需空量（m3）燃烧1m3气体所需氧气量（m3）自燃点（℃）爆炸极限％（在空气中的体积百分数）热值（kJ/m3）(15.5℃101.325kPa)下限上限高热值低热值甲烷CH49.522.06455.0015.0037613.7233866.00乙烷C2H616.663.55302.9013.0065891.8360265.84丙烷C3H823.805.05102.109.5093778.9686281.83丁烷nC4H1030.946.54901.808.40121519.58112142.94二氧化碳CO2属2类不燃气体表11.1－2天然气的特性名称闪点（℃）自燃点（℃）爆炸极限V％火灾危险类别爆炸危险类别组别级别天然气-190482～6325～14甲BT1ⅡA天然气的有关特性如下：1）易燃性天然气中各组分的爆炸下限均小于10％，其火灾危险性分类属于甲类，属易燃气体。2）易扩散性106 天然气的密度比空气小，泄露后不容易积聚在低洼处，有较好的扩散性。但是当大量的天然气泄露时，若遇适合的天气（如无风），使得大量天然气聚集，有形成爆炸蒸气云的危险。3）易爆性天然气的爆炸下限低，爆炸极限范围比较宽，若泄露到空气中，容易与空气形成爆炸性混合气体，遇火源或高热能，有发生化学爆炸的危险。在生产过程中，若遇高热，温度升高、压力增大，有使容器发生开裂和物理爆炸的危险。4）窒息本工程介质中天然气的主要成分为甲烷，虽然甲烷本身无毒，但空气中甲烷含量过高能使人窒息，当空气中甲烷的含量达到25％～30％时，会使人发生缺氧症状，可以引起窒息、昏迷。5）毒性天然气为烃类混合物，属于低等毒性物质，长期接触可出现神经衰弱综合症。6）压缩性天然气具有极强的压缩性，可造成工艺管道和容器的物理爆炸，并可能造成管道止裂困难，裂口很长的事故。11.1.2主要危险有害物质的分布本工程主要危险有害物质及危险有害因素分布见表11.1－3。表11.1－3主要危险物质及危险有害因素分布表分布区域危险物质站场工艺管线天然气√√主要危险有害因素火灾、爆炸、中毒、窒息、机械伤害、高处坠落、噪声火灾、爆炸、中毒、窒息、车辆伤害106 11.1.3站场危险有害因素分析引发站场事故的主要危险、有害因素表现为站内管道破裂、站场设备故障和设备泄露等。11.1.3.1站场设备由于工程压力较高，因此存在过压、疲劳等引起设备事故的可能。1）过滤器堵塞时，可能会由于憋压而引发泄露或火灾、爆炸事故。2）阀门的法兰等若安装不当、密封不可靠会导致天然气泄露，站场管道、设备腐蚀引发泄露或火灾爆炸事故。由于阀门质量或日常维护失当，当启闭阀门时丝杠顶出，若人员站位不当易造成人员伤害。3）若截断阀存在缺陷，可引发泄露或不能及时切断气源的事故。阀体施焊时的焊渣或其它杂物溅落到阀板上，阀体的密封槽内尚未情节干净而遗有杂物等都有可能导致截断阀内漏。4）油气的存在和电力的产生，使柴油发电机成为火灾爆炸危险源之一。同时由于柴油发电机位于封闭的厂房内，一旦出现油气泄露，通风换气不及时，易发生火灾爆炸事故。机油油位、冷却液液位及电瓶接线是保障发电机在外电源发生事故时及时投入安全运行的重点。11.1.3.2仪表在站场设置PLC106 站控系统，对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁保护。当其有关的检测系统，如压力检测系统、温度检测系统、火灾报警系统、可燃气体检测系统等发生故障，会造成误判断或不动作。产生误判断而切断管道输送，会造成不必要的经济损失；管道泄露，如不能及时发现，将会造成大的泄漏事故，甚至引起火灾爆炸事故。11.1.3.3公用工程公用工程的主要危险存在于电气设备、通讯设备和给排水及消防系统，如果出现变配电或通讯系统故障，可能对设备的运行带来危害。电气设备及线路，若有漏电及破损，且保护装置失效，人触及带电体时，有发生触电危险。如果消防系统出现故障，一旦发生事故，则会造成严重损失。11.1.3.4其它有害因素1）放空设备检修或工程运行中发生事故需要通过放空系统事故排放，如果天然气直排进入大气，当与空气混合达到爆炸浓度极限时，就存在爆炸危险。2）固体废物排放由于腐蚀和积累，天然气工艺输送系统中会有一些固体废物，主要成分是氧化铁和少量的其它氧化物如氧化镁、氧化锰、氧化铝等。其中的细小粉尘可能会堵塞设备或小的出口孔。这些固体废物毒性虽低，但不宜直接处置，应收集储存，定期清运集中处理。3）噪声危害作为备用电源的柴油发电机在运行时噪声比较大，放空系统的噪声也比较大，但它们都是间歇运行，使用频率不高，因此对操作人员听力影响不大。4）工艺操作操作人员由于自身技术水平不高或责任心不强，会导致误操作或违章操作，是事故发生的主要原因之一。106 5）管理缺陷由于管理制度的不健全或没有得到有效的执行实施、操作规程的错误或缺失、违章指挥等原因，都可能会造成事故的发生。本工程还存在操作人员意外伤害的可能，如接触电气设备时可能发生触电事故：灼烫；机械伤害；天然气泄露发生火灾、爆炸或中毒窒息事故。11.1.4工艺管道危险、有害因素分析在正常情况下天然气是在密闭系统中输送的，一旦系统发生故障导致密闭输送的天然气发生泄露，天然气与空气混合形成爆炸性气体，达到爆炸极限或遇点火源就会发生火灾爆炸事故。11.1.4.1管道材料缺陷或焊接缺陷管材缺陷可导致管道强度达不到要求而出现裂缝或断裂现象；施工质量不过关，管道接头焊接质量差或未焊透等原因，造成管道强度不够，不能维持安全运行要求，在管道运行中受到频繁的温度波动、振动等作用引发裂纹从而发生天然气泄露事故。11.1.4.2管道内表面磨损、腐蚀天然气中含有的砂、铁锈等尘粒、机械杂质随气流流动，可以磨损管道造成破坏。本工程天然气中含有一定量的CO2，CO2为弱酸性气体，它溶于水后形成H2CO3，对金属有一定的腐蚀性。若水露点不合格或管内存水产生内腐蚀，腐蚀严重会造成管道破坏。CO2腐蚀与管输压力、温度、湿度等有关，随着输气压力的增加而导致腐蚀速度加快。CO2腐蚀的危害形态主要有不均匀的全面腐蚀与点蚀、冲蚀、应力腐蚀破裂等。106 11.1.4.3应力腐蚀开裂应力腐蚀开裂是指受拉伸应力作用的金属材料在某些特定的介质中，由于腐蚀介质与应力的协同作用而发生的脆性断裂现象。应力腐蚀开裂是埋地管道发生突发性破坏事故的主要危险之一。从腐蚀的类型看，点腐蚀和缝隙腐蚀造成的危害性相对较小，易于控制，而应力腐蚀开裂事故往往是在没有明显预兆的情况下，突然发生管道的灾难性破坏，其后果极其严重。11.1.4.4工艺管道投产输气管道投产时，干燥不彻底，管道内残存清水，会加快管道内腐蚀，管道内的残存物及腐蚀产物加快阀门、设备的磨损，增加了泄露危险。11.1.4.5其他有害因素1）施工作业过程中，实施吊装作业，由于作业人员违章操作等原因产生起重伤害。2）工程施工过程中，在使用机动车辆运送人员或材料时，发生车辆伤害。3）由于天然气泄漏发生火灾、爆炸或中毒窒息事故。4）本工程地处北方，加之调压器调压后会产生汤姆效应，工艺管道内若形成水合物，积聚发生冰堵，从而影响管道安全运营。5）现场施工时若出现施工人员误操作或者在管线母管上安装的法兰短截、阀门、新装管线等出现设备缺陷而造成天然气泄漏，进而被引燃发生火灾、爆炸事故。6）输气埋地管道、高压输电线路并行所产生的杂散电流，不仅对管道保护系统产生影响，并且在施工维修作业过程也会受到影响。106 11.1.5自然灾害和社会危害因素分析本工程地质条件较复杂，地处城镇规划区人类活动频繁，自然灾害类型多种多样。11.1.5.1自然灾害危害因素分析土壤腐蚀是造成管道穿孔、泄漏的最常见也是较为重要的因素，它可导致管道腐蚀穿孔，造成管输介质泄漏，引起其他次生灾害，如火灾爆炸事故。土壤腐蚀主要发生在盐渍土分布区和沼泽洼地分布区，具有隐蔽性和缓慢性的特点，不易发现但危害较大。11.1.5.2社会危害因素分析第三方破坏主要指站外输气管道沿线建设施工、耕作和人为打孔盗气等活动引起的管道损伤，它可归纳为无意破坏和有意破坏两类。11.1.6重大危险源辨识根据《重大危险源辨识》（GB18218-2000）及《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（国家安全监管局安监管协调字〔2004〕56号），对本工程进行重大危险源辨识，详见表11.1－4。表11.1－4压力管道的重大危险源辨识结果表序号构成重大危险源的压力管道的判断条件是否构成重大危险源1输送有毒、可燃、易爆气体，且设计压力大于1.6MPa的管道是106 根据上表的辨识，本工程的工艺管道系统己构成重大危险源。根据《安全生产法》第三十三条的规定；“生产经营单位对重大危险源应当登记建档，进行定期检测、评估、监控，并制定应急预案，告知从业人员的相关人员在紧急情况下应当采取的应急措施。生产经营单位应当按照国家有关规定将本单位重大危险源及有关安全措施、应急措施报有关地方人民政府负责安全生产监督管理的部门和有关部门备案”。因此本工程应当按照《安全生产法》的规定对重大危险源进行登记建档，并针对性提出应急救援处理预案定期演练，并报请有关部门备案。11.2采取的主要防护技术措施11.2.1总体布局安全对策措施1）本工程埋地输气管道同地面建（构）筑物的最小间距符合规范要求，将可能散发可燃气体设施布置在易产生明火或散发火花场所的全年最小频率风向的上风侧；并有足够的安全防火距离；2）本工程站场总平面布置的防火间距符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）和《石油天然气工程总图设计规范》（SY/T0048-2000）相关规定。站内道路宽度及转弯半径能满足消防和运输通行的要求。3）站场位置选择符合下列要求：地势平缓、开阔；供电、给排水、交通方便；与附近企业及其他公用设施的安全距离符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）的相关规定。4）站场总平面布置与工艺流程相适应，做到场区内外物料流向合理，生产管理和维护方便。根据不同生产功能和特点分别相对集中布置，利用道路、场区进行功能分区，形成不同的生产区和辅助生产区。5）站场内道路的布置与竖向设计及管线布置相结合，并与站外道路顺畅方便的连接。11.2.2站场安全对策措施1）本工程进入站场工艺管道的气质满足民用二类气质要求。2）本工程设有PLC站控系统对站场设施进行监控及系统调度。106 3）站场根据所需要实现的功能分区块设计。站场与进出站连接管道上设电动切断阀。进、出站天然气管道截断阀前后均设有泄压放空阀。4）站场设置有完善的可燃气体浓度探测器、火灾报警装置、紧急切断装置及压力监控系统。对于天然气来源设置紧急关闭系统进行隔离和切断操作，同时设有失效保护装置。5）爆炸和火灾危险场所的配电设备的选择严格执行《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92中的规定，所有防爆电气设备的防爆级别不低于dIIBT4。场站仪表及通信等不能间断供电的用电负荷，采用UPS装置作为供电电源。应急供电时间不小于2小时。6）站场内设置防雷与接地系统，在现场重要控制设备和检测仪表等关键部位，均安装电涌保护器，以避免雷电感应的高压窜入，造成设备损坏。接地采用TN-S系统。场区设置公用接地网，作为防雷、防静电、电气、仪表等公用接地装置，接地电阻不大于1W。电源系统设置避雷器，防止雷电波侵入，弱电系统配电采取浪涌保护器等防感应雷措施。所有进出户金属管道、电气设备外露可导电部分、建筑物金属门窗等均做等电位联结并接地。放空管、投光灯单独设置接地装置，接地电阻不大于10Ω。7）站场内采用放射式配电系统，配电级数不多于2级，主要用电设备由配电室直接供电。为保证系统正常运行，减少事故发生，保证通讯和仪表安全特别重要，在配电间内设UPS系统为通讯和仪表供电。柴油发电机采用手动起动机组，工作电源故障后5分钟内发电机可带负荷运行。工作电源正常后系统手动恢复。106 8）场区照明采用投光灯，人工直接控制。所有灯杆采用热镀锌钢制杆。非爆炸危险环境房间照明采用铝型材节能荧光灯，照明配线采用聚氯乙烯绝缘型导线穿硬阻燃钢管暗敷设。仪表间、低压配电室、值班室等重要场所设置应急照明，时间不少于30分钟。所有照明光源均采用绿色节能型。11.3安全管理机构11.3.1安全管理机构设置及人员配备情况本工程由华港燃气集团有限公司负责运营管理。工程投产运行后，由华港燃气集团有限公司通过专门机构保障站场的安全生产和职工在生产中的安全和健康。11.3.2维修、保养、日常检测检验人员站场的一般维修工作由华港燃气集团有限公司维抢修部门统一负责，例如，较小型的易损零部件的更换，简单的电修、仪修设施的维护等。日常检测检验由分输站配备的技术和巡检人员负责，及时发现运行过程出现的各类问题，避免由小事件引发大事故。11.3.3安全教育设施及人员安全教育由安全环保监督部门负责，主要工作内容如下：负责安全、环保、健康的法律法规、标准、公司QSHE体系文件的培训、咨询、指导和解释，并根据单位实际情况编制培训计划，组织员工进行培训。负责站场日常安全、环保、健康的教育和新员工三级安全教育工作，并指导进行安全教育和作业安全指导。定期检查各岗位人员培训效果，根据存在的问题，有针对性的编制培训计划，并组织专项培训。106 将新出台的法律法规、标准及规章制度及时告知相关管理人员，并组织其进行培训。11.4主要结论及建议11.4.1主要结论本工程工艺介质为易燃、易爆的天然气，因此在安全方面不可避免的存在一定风险，在本可研中，对工程危险、有害因素进行了分析，并采取了相应的安全对策与措施。本工程设计完全符合国家及行业的相关法律法规、标准规范。工程在全过程实施HSE管理体系。本工程在施工和运行期间，只要认真落实安全预评价报告和初步设计采取的各项措施，就可使工程的安全风险降至最低限度。因此，从安全角度分析，该工程项目的建设是可行的。11.4.2建议综合上述分析，在工程设计、施工、管理中还应注意以下问题：1）在工程施工、管理过程中，应始终坚持以人为本的思想，把安全工作切实落到实处。2）加强职工安全教育，提高职工技术水平，杜绝人为操作事故的发生。3）加强工程周边民众的教育防范工作，积极宣传安全防范措施，尤其针对等级较高地区的敏感点。4）积极与地方安监部门紧密结合，避免第三方对站场及管线的破坏，保障工程运行安全，并以地方医疗、消防、社会保障系统为依托，建立健全应急保障系统。106 第12章组织机构及定员12.1机构本工程包括1条输气管道，线路长度约为9.1km，以及1座分输站。考虑到天然气管道的特殊性、重要性和复杂性，其组织机构及定员应根据国内外输气管道的成功经验，结合本工程实际情况确定，以确保管道运行安全、可靠、高效。本工程组织机构纳入华港燃气集团有限公司统一管理。12.2定员本工程为了保证运行管理的可靠性，定员原则为：在人员配备上以高素质、低定员为主导思想，坚持人员精简、后备充足、运转灵活的原则。分输站实行四班三倒操作制，并设维护管理人员，负责管线、站场设备的定期巡检和日常维修工作。表12.2-1组织机构定员表序号操作人员管理人员技术人员管道巡护工合计人数82231512.3培训本工程自动化水平较高，因此要求生产运行管理人员具有较高的文化素质和业务水平，除具有精通本专业的能力外，还应熟悉相关专业的运行管理业务。106 为确保管道的安全输气，要求生产运行岗位的人员在上岗前进行岗位培训，即在本工程投产前8个月组织人员进行培训。培训按各个岗位要求分别进行，另外对于重要设备的维护、维修人员，在设备生产期间即到制造商所在地进行培训，并要求参加设备的调试。对于运行管理岗位人员的文化素质，各站站长应具有油气储运或相关燃气专业大专以上的文化程度，工程师（技术员）应具有油气储运或相关燃气专业大专文化程度，操作人员必须达到相关燃气专业中专文化程度。第13章维修与抢修13.1概述为保证本工程的安全运行，必须对工程设施进行例行性、计划性的维修检修保护，在设备运行过程中，人为以及自然灾害造成的突发性事故是很可能出现的。为此，对站场及进站输气管道的维修、抢修等工作是必不可少的，必须配备一定的维修能力，满足正常生产运行的需要。13.2原则1）充分利用华港燃气集团有限公司已建的维护、维修力量。2）充分利用定员编制人员完成日常维护、维修工作。3）充分发动站场当地政府和民众力量，参与工程的维护报警工作，以提高维护质量和降低维护成本。13.3工作内容13.3.1维修与抢修的工作范围维修与抢修的工作范围包括输气管道和分输站，就是要确保本工程的所有设施安全运行。13.3.2维抢修的主要任务及方案106 1）维抢修的主要任务对电气、仪表、通信及其操作控制系统、站场水、电、气、暖等生活设施的日常维护和修理，常用易损零部件的配制、更换。2）维抢修方案本工程依托华港燃气集团有限公司的维抢修队伍，对本工程进行维抢修作业第14章经济影响分析14.1投资估算结果14.1.1投资估算编制范围1）工程费用：方案一：直缝焊接钢管，材质为L290MB，长约9.1km，三层结构结构挤压聚乙烯加强级防腐和牺牲阳极保护。方案二：直缝焊接钢管，材质为L290MB，长约9.8km，三层结构结构挤压聚乙烯加强级防腐和牺牲阳极保护。2）其他费用：分输站场、永久征地、临时占地、其他费用。3）基本预备费。4）建设期贷款利息。14.1.2编制依据《石油建设工程项目可行性研究投资估算编制规定》(2006)中国石油天然气总公司（95）中油基字第79号文中国石油天然气股份公司石油计字[2003]71号文件国家发展计划委员会、建设部计价格[2002]10号文件《石油建设工程投资参考指标》106 《石油建设工程概算指标》工艺技术方案提供的工程量设备价格依据厂家报价或市场询价材料价格依据可研编制时当地的价格其他相关政策、文件及类似项目的统计资料14.1.3投资估算编制说明本项目总投资包括建设工程费、其他费、预备费、流动资金、建设期利息等。（1）临时征地费收费标准暂定为2万元/亩。（2）建设单位管理费（含监理费）建设单位管理费（含监理费）=工程费用*管理费费率2%（3）环评费按(95)中油基字79号文件规定以建安工程费用的1%计取。（4）可行性研究费可行性研究费参照《国家计委关于印发<建设项目工作咨询收费暂行规定>的通知》（计投资[1999]1283号）的规定计取。（5）预备费基本预备费按工程费用和其他费用之和的8%计算。（6）流动资金估算流动资金采用经营成本资金率估算铺底流动资金为全额流动资金的30%，列入建设项目总投资。14.1.4评价依据和基础数据106 10.1.4.1评价依据1）本项目财务评价测算依据《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数（2010）》执行；2）中国石油天然气集团公司颁发的中油计字[2007]455号文件《中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（2010）》；3）甲方提供的基础数据。14.1.4.2基础数据1）运营期为15年，经营型基准收益率为12%。总投资估算详见附表一总投资估算表及附表二建设投资估算表方案一方案二106 14.1.5成本和费用估算根据中国石油天然气集团公司颁发的中油计字[2007]455号文件《中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（2010）》。1）成本费用（1）以管输费作为经营成本。（2）定员按12人。职工工资及福利按105000元/人·年考虑。（3）修理费=固定资产原值（扣除建设期利息）×修理费率。修理费率取固定资产原值（扣除建设期利息）的2.5%。2）折旧、摊销与利息支出（1）折旧采用直线折旧法，折旧年限为14年，残值率为3%；（2）利息支出包括生产经营期长期借款利息、流动资金利息。3）成本和费用估算结果经计算，项目生产期内年平均总成本费用方案一为360万元，方案二为373万元；详见附表三14.1.6营业收入、营业税金及附加估算1）营业税金及附加106 营业税额=营业收入×3%；城市维护建设税=营业税额×7%；教育费附加=营业税额×3%。2）经估算年平均营业收入为793万元；详见附表四14.1.7利润和所得税根据2007年国务院颁布的《中华人民共和国企业所得税暂行条例》的规定，所得税税率25%。税后利润提取10%盈余公积金及公益金。在还款期内，税后利润和折旧、摊销全部用来偿还借款，还清借款后根据企业情况进行分配。经计算年平均利润总额（税后）方案一为407万元，方案二为394万元；详见附表五14.2财务评价1）财务盈利能力分析。财务评价指标详见附表六。本项目方案一财务内部收益率为22.51%，静态投资回收期为6.43年；方案二财务内部收益率为20.5%，静态投资回收期为6.79年。2）清偿能力分析根据中国石油天然气集团公司建设项目经济评价方法与参数（2010），长期负息资金期限为固定期，采用等额偿还本金、利息照付的方式。偿债备付率、利息备付率均大于1.0。满足贷款机构要求，项目具有一定的清偿能力。106 14.3不确定性分析14.3.1敏感性分析由于项目所采用的数据大部分来自预测和估算，存在一定程度的不确定性。在项目的建设和经营过程中，也存在许多不确定性因素，对项目的经济效益都会产生影响。销售量及产品价格的变化对内部收益率最为敏感，其次是可变成本与建设投资的变化对内部收益率的影响相对较小。见附图一14.3.2盈亏平衡分析盈亏平衡点计算公式为：盈亏平衡点(BEP)=年固定成本/（年销售收入─年可变成本─年销售税金及附加）×100%计算结果表明，该项目只要达到生产能力的40.78%或者42.78%（前者为方案一后者为方案二），企业就可保本，盈亏平衡点很低，项目风险很小。14.4财务评价分析结论经过上述测算与分析可知：本工程各财务指标均表示此项目可行，但两方案比较，方案二投资较方案一高，各财务指标投资回收期、盈亏平衡点、内部收益率等均略逊于方案一。故推荐采用方案一。附表一：项目总投资估算表106 方案一方案二附表二建设投资估算表方案一106 方案二106 附表三成本费用估算表方案一106 方案二106 附表四营业收入、营业税金及附加估算表方案一方案二106 附表五利润与利润分配表方案一106 方案二106 34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程可行性研究报告附表六财务指标汇总表方案一河北华宁工程勘察设计有限责任公司第109页共109页 34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程可行性研究报告方案二河北华宁工程勘察设计有限责任公司第109页共109页 34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程可行性研究报告附图一方案一方案二河北华宁工程勘察设计有限责任公司第109页共109页'