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评价报告 184页

***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评价报告目　录前言11　总则21.1安全预评价目的21.2安全预评价依据21.2.1主要的国家法律、法规、规章及相关规范性文件21.2.2主要技术标准及规范31.2.3其它资料41.3安全预评价范围41.4预评价工作原则41.5安全预评价程序52　项目概况72.1建设单位简介72.2建设项目概况72.2.1工程概况82.2.2主要工程量92.2.3气源概况、供气现状及必要性102.3建设项目位置及地质情况122.3.1地理位置122.3.2工程地质122.3.3水文情况132.3.4地震情况132.3.5交通条件142.3.6不良地质现象14第183页\n2.3.7气象条件142.4输气工艺简介162.4.1输气系统总工艺流程162.4.2管道输气能力162.4.3天然气的组分和物性参数172.5输气管道172.5.1输气管线走向172.5.2线路阀室192.5.3管道敷设202.5.4管道附属构筑物222.5.5管道的焊接与焊口检查232.5.6管道清管、试压、干燥、置换242.6管道穿越工程242.6.1河流穿越242.6.2公路穿越252.6.3铁路的穿越252.7输气站场252.7.1概述252.7.2站址位置252.7.3站场工艺262.7.4主要工艺设备282.8防腐工程292.9自动控制302.10公用工程332.10.1给排水332.10.2供配电342.10.3爆炸危险区域划分362.10.4防雷防静电接地372.10.5供暖382.10.6消防382.11总图412.11.1站址412.11.2总平面布置412.11.3建筑部分41第183页\n2.11.4建、构筑物抗震422.12管理及定员422.12.1组织管理机构422.12.2劳动定员423　危险有害因素辨识443.1主要危险因素分析443.2站场工艺危险有害因素辨识493.3设备与设施危险有害因素辨识503.3.1管子、管件危险有害因素513.3.2阀门、法兰、垫片及紧固件危险有害因素513.3.3电气设施危险有害因素523.3.4防雷、防静电设施危险有害因素533.3.5安全附件危险有害因素533.3.6首站、门站危险有害因素543.4长输管道危险、有害因素分析553.4.1管道腐蚀因素分析553.4.2设计不合理的危害分析553.4.3施工缺陷的危害分析553.4.4材料及设备缺陷的危害分析563.4.5第三方破坏的危害分析563.4.6冰堵的危害分析583.4.7应力开裂爆炸危险因素分析583.4.8道路穿越危险性分析623.5装置检修、拆除在施工过程中的危险、有害因素分析623.6人力与安全管理危险有害因素辨识633.6.1违章作业633.6.2安全管理不规范643.6.3定期检验困难653.7环境危险有害因素辨识663.7.1地质灾害663.7.2气候灾害673.8职业有害因素辨识683.8.1毒物危害683.8.2噪声危害69第183页\n3.8.3高、低温危害693.8.4其他职业危害693.9重大危险源辨识693.10工程各场所危险因素汇总704　评价单元划分和评价方法选择714.1评价单元划分714.1.1划分评价单元的目的714.1.2评价单元划分的原则714.1.3工程评价单元划分724.2评价方法选择725　定性、定量评价745.1预先危险性分析（PHA）745.1.1分析方法简介745.1.2预先危险性分析过程及结果755.1.3预先危险性分析结论795.2安全检查表805.2.1评价方法介绍805.2.2安全检查表检查与分析815.2.3长输管道安全检查815.2.4评价小结845.3灾害评估845.3.1“蒸气云”灾害评估过程845.3.2灾害评估结论865.4事故树分析875.4.1事故树分析简介875.4.2天然气管道火灾爆炸事故树分析875.4.3天然气管道火灾爆炸事故树分析结论895.5典型事故案例分析905.5.1国内部分地区输气管道事故统计与原因分析905.5.2其它类型事故案例分析975.5.3事故案例分析结论996　安全对策措施1026.1初步设计中提到的对策措施102第183页\n6.2补充的安全对策措施1026.2.1补充的安全对策措施1026.2.2施工过程的对策措施1046.2.3安全管理对策措施1056.2.4事故应急预案的制定1077　安全评价结论111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――天第183页\n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；第183页\n3）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日起施行第183页\n7）《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）《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》（国家经济贸易委员会第17号令）9)《石油、天然气管道保护条例》（中华人民共和国国务院令，2001年第313号）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1)《输气管道工程设计规范》（GB50251—2003）2)《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）3)《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183—2004）4)《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-1999）5)《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）6)《原油天然气工程建设站（厂）总图设计规范》（SYJ48-91）7)《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）8)《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）9)《电气设备安全设计导则》（GB4064-83）10)《建筑灭火器配置设计规范》（50140－2005）11)《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）12)《钢制管道及储罐腐蚀控制设计规范》（SY0007-1999）第183页\n1)《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2000）2)《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）3)《工业企业照明设计标准》（GB50034-92）4)《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50233-2004）5)《工业企业噪声控制规范》（GBJ87-85）6)《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79及1983-1989、1996年修改新增部分）7)《石油化工企业厂区总平面布置设计规范》（SH3053-93）8)《石油化工企业卫生防护距离》（SH3093）9)《石油化工企业可燃气体和有毒检测报警设计规范》（SH/T3063-2001）10)《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》（SY/T0413-2002）11)《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范（穿越工程）》（SY/T0015.1—98）12)《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007）13)《输油(气)埋地钢制管道抗震设计规范》(SY／T0450--97)14)《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T9002-2006）15)《重大危险源辨识》（GB18218-2000）16)《城镇燃气输配工程施工及验收规范》（CJJ33-2005）；17)《聚乙烯燃气管道工程技术规程》（CJJ63－95）；第183页\n1)《安全评价通则》（AQ8001-2007）2)《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。第183页\n2）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；第183页\n6）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。第183页\n2　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。第183页\n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）***市门站第183页\n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：1）***首站――***门站输气管线；2）线路分输及截断阀室5坐；3）***首站1座；4）***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。第183页\n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Φ219×6　L245NB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。1）***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。第183页\n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输气管线规格Φ219×6L245NBkm151.0第183页\n管道长度Φ219×7L245NBkm40.0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m22220第183页\n2.2.3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***第183页\n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。第183页\n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:第183页\n1）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。第183页\n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。第183页\n2）***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。**第183页\n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。第183页\n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。第183页\n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第183页\n**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第183页\n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0.82第183页\n2.5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第183页\n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第183页\n(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)线路阀室的布置第183页\n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）管道敷设原则第183页\n（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第183页\n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。第183页\n（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l第183页\nOm。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。第183页\n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；第183页\n（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℃。第183页\n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。第183页\n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。第183页\n2)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。第183页\n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***第183页\n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①　PN6.3MPa　DN200清管球发送装置1套；②　PN6.3MPa　　DN200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）工艺流程第183页\n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①　PN6.3MPaDN200清管球接收装置1套；②　PN6.3MPaDN800过滤分离器2台；③　PN6.3MPaDN400高压汇管1台；④　PN1.6MPaDN400低压汇管1台；⑤　PN6.3MPaDN150高级阀式孔板节流装置2套；⑥　DN150H=20m放空火炬1套；⑦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:第183页\na、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；第183页\nb、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自动控制第183页\n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系统第183页\n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）自控供电系统第183页\n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系统第183页\n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）放空电子点火系统第183页\n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。第183页\n2.10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。第183页\n(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、***第183页\n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。第183页\n（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。第183页\n2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。第183页\n5）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爆炸危险区域划分根据《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(GB50058一92}各站内有爆炸危险气体释放源且通风不良的沟坑内划为1区，其余大部份危险区域划为2区。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。第183页\n站内露天布置的钢质储罐、塔、容器等工艺设备，当顶板厚度小于4mm时，应设独立避雷针防直击雷，并应有独立的接地装置，且与被保护物之间的距离不得少于3m。当设备顶板厚度大于或等于4mm时，可不设避雷针，但必须设防雷接地，接地点不少于2处，避雷针与防雷接地的工频冲击接地电阻不应大于10Ω。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。第183页\n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。***第183页\n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)))(GB50156一2002第183页\n2006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第183页\n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:第183页\n①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具第183页\n2.11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。第183页\n2）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，内墙面为白色乳胶漆或瓷砖墙面。地面做法:根据房间功能要求分别作地板砖地面、防静电地板地面、水泥砂浆地面等。4）地基及基拙本工程原则上尽量采用天然地基，在天然地基不能满足的情况下按具体情况采用桩基或其它人工地基。一般砌体房屋基拙采用墙下混凝土条形基拙，设备基拙采用钢筋混凝土现浇基拙。2.11.4建、构筑物抗震1）***输气首站位于新和县境内，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(第183页\ng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）***门站位于***市，工区的抗震设防烈度为VIll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。本工程抗震设计做到当建筑遭遇小震时，不影响正常使用。中震(设防烈度)时，结构不至于严重破坏，可以修复。在强震下结构不应发生倒塌或发生危及生命的严重破坏。2.12管理及定员2.12.1组织管理机构本项目的业主单位是******天然气有限责任公司，由其负责本项目的组织实施、建设和投产后的经营管理。2.12.2劳动定员天然气输送工程是一个包括生产与服务联系的复杂的系统工程，为搞好输配调度、保证安全运行、稳定供气，须建立一个使天然气输配、供应及输配气设施维护管理能密切配合，指挥灵敏有效的组织机构，实行现代化科学管理，并合理配备各类人员和设施，以确保系统安全、可靠运行，在保证社会效益和环境效益的前提下取得较好的经济效益。在新建站场内配置生产管理人员各2人，人员编制见下表:表2-12-1　站场人员编制表第183页\n序号岗位设置人员备注1站长1输气首站2操作工43站长1***门站4操作工24第183页\n3　危险有害因素辨识3.1主要危险因素分析评价组根据装置运行情况，***长输管线运输的物料为天然气，具有火灾爆炸危险性，且具有低毒性。由于***气田天然气中含有硫化氢，因此在运行中，如气体处理出现故障时，会出现硫化氢，造成硫化氢的中毒。长输管线在清管时用氮气置换，氮气泄漏，或人员进入置换容器的空间，易造成人员窒息事故。依据《危险化学品品名表》（GB12268-2005）、《危险化学品名录》（2002版）、《剧毒化学品目录》（2002版）对该项目所涉及的物质进行判定：序号品名危险化学品类别危险货物编号1天然气第2.1类易燃气体210072硫化氢第2.1类易燃气体210063氮气第2.2类不燃气体22005第183页\n天然气含有大量危险物质　—　甲烷，甲烷具有易燃特性，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。本节对天然气、硫化氢和氮气的理化性质及其形态、危险性和应急处理方法分析如下表3-1-1、3-1-2、3-1-3。表3-1-1天然气（甲烷）理化特性表标识中文名甲烷;沼气英文名Methanel;Marshgas分子式CH4 相对分子质量16成份组成外观与性状无色无臭气体 主要用途：用作燃料和用于炭黑、氢、乙炔、甲醛等的制造。危险性概述侵入途径吸入、食入、经皮吸收。健康危害甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速共济失调，若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。燃爆危险本品易燃，具窒息性。危险性类别第2.1类易燃气体急救措施皮肤接触若有冻伤，就医治疗。吸入迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。消防措施危险特性易燃,与空气混合能形成爆炸性混合物,遇热源和明火有燃烧爆炸的危险.与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。第183页\n有害燃烧产物一氧化碳、二氧化碳灭火方法切断气源。若不能切断气源。则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳，干粉。泄漏应急处理应急行动迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。漏气容器要妥善自理修复、检验后再用。操作处置与储存操作处置注意事项密闭操作，全面通风。操作人员必须经过专门培训，严格遵守操作规程。远离火种、热源，工作场所严禁吸烟。使用防爆型的通风系统和设备。防止气体泄漏到工作场所空气中。避免与氧化剂接触。在传送过程中，钢瓶和容器必须接地和跨接，防止产生静电。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。配备相应品种和数量的消防器材及泄漏应急处理设备。储存注意事项储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。库温不宜超过30℃。应与氧化剂等分开存放，切忌混储。采用防爆照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备。最高允许浓度中国：MAC（mg/m3）未制定标准第183页\n接触控制和个体防护前苏联：MAC（mg/m3）300工程控制生产过程密闭，全面通风。呼吸系统防护一般不需要特殊防护，但建议特殊情况下，佩戴自吸过滤式防毒面具（半面罩）。眼睛防护一般不需要特殊防护，高浓度接触时可戴化学安全防护眼镜。身体防护穿防静电工作服。手防护戴一般作业防护手套。其他防护工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。理化性质熔点（℃）-182.5闪点(℃)-188沸点（℃）-161.5燃烧性易燃相对密度(水=1)0.42（-164）相对密度(空气=1)0.55引燃温度(℃)538最小点火能（MJ）0.28燃烧热(kj/mol)889.5饱和蒸汽压(kPa)53.32（-168.8℃）临界温度(℃)-82.6临界压力(MPa)4.59爆炸下限(V%)5.3爆炸上限(V%)15辛醇/水分配系数的对数值无资料建规火险分级甲溶解性微溶于水,溶于醇、乙醚。稳定性和反应活性稳定性稳定禁忌物强氧化剂、氟、氯。聚合危害不聚合包装标志易燃气体生态毒性无资料第183页\n生态学资料生物降解性无资料非生物降解性无资料其他有害作用该物质对环境可能有害，对鱼类和水体要给予特别注意。还应特别注意对地表水、土壤、大气和饮用水的污染。废弃处置废弃物性质无资料废弃处置方法处置前应参阅国家和地方有关法规，建议用焚烧法处置。废弃注意事项无资料运输信息包装类别Ⅱ类包装危险货物编号21007CAS号UN编号1971包装标志易燃气体包装方法钢质气瓶。运输注意事项采用钢瓶运输时必须戴好钢瓶上的安全帽。钢瓶一般平放，并应将瓶口朝同一方向，不可交叉；高度不得超过车辆的防护栏板，并用三角木垫卡牢，防止滚动。运输时运输车辆应配备相应品种和数量的消防器材。装运该物品的车辆排气管必须配备阻火装置，禁止使用易产生火花的机械设备和工具装卸。严禁与氧化剂、卤素等混装混运。夏季应早晚运输，防止日光曝晒。中途停留时应远离火种、热源。公路运输时要按规定路线行驶，勿在居民区和人口稠密区停留。铁路运输时要禁止溜放。第183页\n表3-1-2　　硫化氢理化特性表标识中文名硫化氢英文名hydrogensulfide分子式H2S相对分子质量34外观与性状无色、有恶臭的气体。主要用途：用于化学分析如鉴定金属离子。危险性概述侵入途径吸入、食入、经皮吸收健康危害本品是强烈的神经毒物，对粘膜有强烈刺激作用。急性中毒：短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、眼痛、眼内异物感、畏光、视物模糊、流涕、咽喉部灼热感、咳嗽、胸闷、头痛、头晕、乏力、意识模糊等。部分患者可有心肌损害。重者可出现脑水肿、肺水肿。极高浓度(1000mg/m3以上)时可在数秒钟内突然昏迷，呼吸和心跳骤停，发生闪电型死亡。高浓度接触眼结膜发生水肿和角膜溃疡。长期低浓度接触，引起神经衰弱综合征和植物神经功能紊乱。燃爆危险本品易燃，具强刺激性。危险性类别第2.1类易燃气体第183页\n急救措施眼睛接触立即提起眼睑，用大量流动清水或生理盐水彻底冲洗至少15分钟。就医。吸入迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。消防措施危险特性易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与浓硝酸、发烟硝酸或其它强氧化剂剧烈反应，发生爆炸。气体比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇火源会着火回燃。燃烧产物氧化硫灭火方法消防人员必须穿全身防火防毒服，在上风向灭火。切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、抗溶性泡沫、干粉。第183页\n泄漏应急处理应急行动迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并立即进行隔离，小泄漏时隔离150m，大泄漏时隔离300m，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。从上风处进入现场。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将残余气或漏出气用排风机送至水洗塔或与塔相连的通风橱内。或使其通过三氯化铁水溶液，管路装止回装置以防溶液吸回。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。接触控制和个体防护最高允许浓度中国MAC(mg/m3): 10前苏联MAC(mg/m3): 10检测方法硝酸银比色法工程控制严加密闭，提供充分的局部排风和全面通风。提供安全淋浴和洗眼设备。呼吸系统防护在硫化氢浓度较高或浓度不清的环境中作业，均应采用正压式空气呼吸器。眼睛防护戴化学安全防护眼镜。身体防护穿防静电工作服。手防护戴防化学品手套。第183页\n其他防护工作现场禁止吸烟、进食和饮水。工作完毕，淋浴更衣。及时换洗工作服。作业人员应学会自救互救。进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。理化性质Ph值: 熔点(℃): -85.5相对密度(水=1): 无资料沸点(℃): -60.4相对密度(空气=1): 1.19饱和蒸气压(kPa): 2026.5(25.5℃)燃烧热(KJ/mol): 无资料临界温度(℃): 100.4临界压力(MPa): 9.01辛醇/水分配系数: 无资料闪点(℃): 无意义引燃温度(℃): 260爆炸下限[％(V/V)]: 4.0爆炸上限[％(V/V)]: 46.0最小点火能(MJ): 0.077最大爆炸压力(MPa): 0.490溶解性溶于水、乙醇。稳定性稳定第183页\n稳定性和反应活性禁忌物强氧化剂、碱类。聚合危害不聚合毒理学资料急性毒性LD50：无资料LC50：618mg/m3(大鼠吸入)亚急性与慢性毒性家兔吸入0.01mg/L，2小时/天，3个月，引起中枢神经系统的机能改变，气管、支气管粘膜刺激症状，大脑皮层出现病理改变。小鼠长期接触低浓度硫化氢，有小气道损害。生态学资料生态毒性其他有害作用该物质对环境有危害，应注意对空气和水体的污染。废弃处置方法用焚烧法处置。焚烧炉排出的硫氧化物通过洗涤器除去。第183页\n操作处置注意事项严加密闭，提供充分的局部排风和全面通风。操作人员必须经过专门培训，严格遵守操作规程。建议操作人员佩戴过滤式防毒面具（半面罩），戴化学安全防护眼镜，穿防静电工作服，戴防化学品手套。远离火种、热源，工作场所严禁吸烟。使用防爆型的通风系统和设备。防止气体泄漏到工作场所空气中。避免与氧化剂、碱类接触。在传送过程中，钢瓶和容器必须接地和跨接，防止产生静电。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。配备相应品种和数量的消防器材及泄漏应急处理设备。表3-1-3　氮气理化特性表标识中文名氮；氮气英文名nitrogen分子式N2 相对分子质量28.01化学类别非金属单质成份组成主要成分高纯氮≥99.9999%；工业级　一级≥99.5%　二级≥98.5%外观与性状无色无臭气体主要用途：用于合成氨，制硝酸，用作物质保护剂、冷冻剂。第183页\n健康危害空气中含氮气量过高，使吸入氧气分压下降，引起缺氧窒息。吸入氮气浓度不太高时，患者最初感胸闷、气短、疲软无力；继而有烦燥不安、极度兴奋、乱跑、叫喊、精神恍惚、步态不稳，称之为“旦酩酊”，可进入昏睡或昏迷状态。吸入高浓度，患者可出现昏迷、呼吸心跳停止而死亡。潜水员深潜时，可发生氮的麻醉作用；若从高压环境过快转入常压环境，体内会形成氮气气泡，压迫神经、血管造成微血管阻塞，发生“减压病”。燃爆危险本品不燃危险性类别第2.2类不燃气体。急救措施呼吸系统防护一般不需要特殊防护。当作业场所空气中氧气浓度低于18%时，必须佩戴空气呼吸器、氧气呼吸器或长管面具。眼睛防护一般不需要特殊防护。其它防护避免高浓度吸入。进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。吸入迅速脱离现场至空气新鲜处。注意保持呼吸道通畅，如呼吸困难时给输氧。呼吸停止时，立即进行人工呼吸和胸外心脏按压术。就医。第183页\n灭火方法本品不燃。用雾状水保持火场中容器冷却。 泄漏应急处理应急行动迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿一般防护服。切工作服。尽可能切断泄漏源，合理通风，迅速扩散。漏气容器要妥善处理，修复检验后再用。操作处置与储存操作处置注意事项密闭操作。提供良好的自然通风条件。操作人员必须经过专门培训，严格遵守操作规程。防止气体泄漏到工作场所空气中。搬动时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。配备泄漏应急处理设备。储存注意事项储存于阴凉、通风仓间内。远离火种、热源。远离火种、热源。库温不宜超过30℃。储区应备有泄漏应急处理设备。理化性质熔点（℃）-209.8闪点(℃)无意义沸点（℃）燃烧性不燃相对密度(水=1)0．81(-196℃)相对密度(空气=1)0．97引燃温度(℃)无意义饱和蒸汽压(Kpa)1026．42(-173℃)临界温度(℃)-147临界压力(MPa)3．4第183页\n运输信息包装类别Ⅲ危险货物编号22005CAS号7727-37-9 UN编号1066包装标志不燃气体包装方法钢制气瓶运输注意事项采用钢瓶运输时，必须戴好钢瓶上的安全帽。钢瓶一般平放，并将瓶口朝同一方向，不可交叉；高度不得超过车辆的防护栏板，并用三角木垫卡牢，防止滚动。严禁与易燃物或可燃物等混装混运。夏季应早晚运输，防止日光曝晒。铁路运输时要禁止溜放。3.2站场工艺危险有害因素辨识本工程主要设置首站、门站和清管站，引发站场事故的主要危险、有害因素表现为：站内管道破裂、站场设备故障和站场的设备泄漏等。1)站场设备由于本工程的工艺操作压力较高，且有日不均、月不均和年不均的变化，因此存在由于压力波动、疲劳等引起的与压力容器相关的事故。2)仪表第183页\n站场的现场仪表是系统实现PLC系统控制的关键。其中温度、压力、计量、火灾检测与报警系统、可燃气体检测与报警系统等与仪表的性能、使用及维护密切相关。当仪表故障或测量误差过大，会造成误判断泄漏而切断管道输送，造成不必要的经济损失；当发生较小的泄漏时，如不能及时发现，将会造成大的泄漏事故。3)公用工程系统如果出现停电时间过长或通讯系统故障，有可能对设备及管道运行带来危害。4)工艺废气排放清管作业由于采用带压引球清管操作，会有少量输送介质采用火炬燃烧放空的方式排出，排放量每次约几十立方米。当管道发生事故需要事故排放时，排放气量在0.648×104m3～2.594×104m3，采用火炬放空方式。一旦火炬系统出现故障，就要将管道中气体直排进大气，当这些气体与空气混合达到爆炸浓度极限时，存在爆炸危险。当管道运行压力超过设定值时，会有泄压排放，采用直接压力保护阀泄压方式，气体直接排入大气环境，也有发生爆炸的可能性。5)工艺操作操作人员由于自身技术水平不高或责任心不强，导致误操作或违章操作，也可能引发事故。如：清管器作业时，收球筒防松锲块松动、松脱，压力气流推动；人员违章站位，正对盲板。盲板飞出造成现场人员伤亡。第183页\n3.3设备与设施危险有害因素辨识本工程管道系统是由长输管道、管件、阀门、法兰、垫片、紧固件等管道元件、控制仪器仪表及安全附件等组成的。系统中材料质量、机械设备、电气设施、仪器仪表性能的好坏，直接关系到系统运行的可靠性和安全性。据不完全统计，设备设施故障已成为长输管道运行的主要危险有害因素之一。3.3.1管子、管件危险有害因素目前，天然气长输管道管线选用L245NB无缝钢管，在运行过程中受压力、热应力等载荷作用，加上管道内部介质和外部土壤的压力，将造成应力、疲劳等失效，造成局部泄露。管件基本都采用整体成型工艺制造。在冷、热成型过程中，如果成型工艺存在问题，不仅影响管件材料力学性能，而且可能在组对位置或材料薄弱处产生开裂或裂纹等缺陷，并使管件椭圆度、直径及壁厚公差、角度等尺寸不能满足标准要求。另外，弯头等管件受介质冲刷、热胀冷缩产生变形而可能产生安全隐患。另外，在运行过程中，管线内、外部严重腐蚀；流体温度或气温突然变化，管线受到急剧膨胀或收缩；管线受外力或液压、沉重物体的压轧、打击等，都将造成安全事故。3.3.2阀门、法兰、垫片及紧固件危险有害因素长输管道站场设置有大量的阀门，这些阀门基本都是采用法兰、垫片、紧固件连接。国内阀门、法兰、垫片、紧固件制造厂家较多，由于近几年才开始实行制造许可，管理相对滞后，制造质量参差不齐，其主要的危险有害因素有：第183页\n（1）材料、压力等级选用或使用错误；（2）制造尺寸、精度等不能满足实际要求；（3）阀门密封失效，即不能有效地截断管路介质或阀门本身上(或下)密封失效；（4）电气自动控制等阀门的控制系统失灵，手动操作阀门的阀杆锈死或操作困难；（5）管道布置不合理，造成附加应力或出现振动；（6）设计时未充分考虑到管道的振动的影响及对其应力分析存在错误；（7）使用过程中阀门误动作、阀门限位开关失灵、阀板卡死、顶断阀门架、顶裂阀体等，未按要求进行检验、更换等。3.3.3电气设施危险有害因素电气火灾事故的原因包括电器设备缺陷或导线过载、电器设备安装或使用不当等，从而造成温度升高至危险温度，引起设备本身或周围物体燃烧、爆炸。在各输气站场等易燃、爆炸危险环境中，设置有电控阀门、仪器仪表、照明装置及连接电气设施的供电、控制线路等。这些设施、连接一旦发生火灾或故障，将引起安全事故。（1）危险区域分级不准确危险区域分级不准确可能造成危险区域防爆电气设施等级确定错误，以至于所选用的电气设施安全防爆性能不能满足实际工况要求，造成安全事故。（2）电气防爆性能第183页\n电气设施在制造过程中，所用材料或安装工艺出现偏差，造成防爆性能或等级达不到产品标准要求；所用电气设施虽然都具有所要求的防爆性能，但系统连接完成以后，可能整体防爆性能不能满足工况要求；在实际运行过程中，对已具防爆性能的电气设备、线路、电机、照明设备进行改装、维护或修理，随后又未经防爆性能检测就投入使用，可能造成不防爆，引发事故。（3）电气设施事故运行、操作过程中，主要电气设备发生短路、漏电、接地，或过负荷等故障时，将产生电弧、电火花、高热，造成安全事故。（4）电气线路事故电气线路短路、过载及接触电阻过大都会导致电火花及电弧的产生，从而引发火灾事故。主要原因有：电气线路敷设时，导线接头不牢固，接触不良，致使局部接触电阻过大，引起发热，并随着发热时间的延长，温度升高，甚至使导线接头发生熔化，引起导线中绝缘材料中的可燃物质燃烧，同时引燃周围的可燃物质；当导线中流过的电流超过额定电流值时，导线温度就会升高，甚至超过允许温度值，这样加速导线绝缘材料的老化，直至损坏，从而造成短路产生火花或电弧；电气线路因意外情况导致两相相碰而发生短路，由于短路电流非常大，产生瞬间放电，不仅烧毁绝缘材料，而且引燃周围可燃物质。3.3.4防雷、防静电设施危险有害因素门站管道系统的防雷、防静电设施有可能存在质量问题或管理不善，从而造成安全事故。其主要危险有害因素有：（1）系统所设置的防雷、防静电装置的位置、连接方法不正确，造成防雷、防静电效果达不到设计要求；第183页\n（2）避雷装置发生故障或消除静电装置失灵；（3）防雷、防静电装置采用非良导体材料制造，或年久失修接触不良，造成接地电阻过大，难以起到消除雷电或静电作用；3.3.5安全附件危险有害因素站场、管道、设备上设置有安全阀等安全附件和相应的控制仪器仪表，以确保系统安全。如果安全附件发生故障，不仅不能对系统起到保护作用，而且有可能直接造成安全事故。（1）安全阀a.安全阀弹簧质量差，在使用一段时间后老化、性能降低甚至断裂；b.安全阀密封面堆焊硬质合金未达设计要求，在起跳几次以后，密封面损坏，从而无法达到密封要求；c.安全阀开启压力调整过高，使安全阀起不到保护作用，或者开启压力调整过低，使安全阀经常开启，导致介质经常泄漏或造成事故；d.安全阀回座压力调整过低，或回座失效，使开启后的安全阀不能正常回座，导致大量的介质外泄；e.安全阀的排放能力不够，使超压的管道、设备不能及时泄压；f.安全阀的阀芯与阀座接触面不严密，阀芯与阀座接触面有污物，阀杆偏斜，造成安全阀漏气；g.安全阀开启不灵活，影响正常排气。其主要原因是阀芯与阀座粘住不分离或锈蚀严重。（2）其他安全附件第183页\n除上述安全阀以外，当温度测量仪表、压力表、紧急切断装置等安全附件存在制造质量问题或出现故障失效时，也将给系统安全运行带来隐患。（3）控制仪器仪表长输管道系统除上述使用的安全附件外，还有用于温度、压力、流量等的控制仪器仪表及系统运行管理的控制系统硬件和软件等。这些仪器仪表及控制系统对整个系统的控制、运行和管理，起着十分重要的作用，如果设备选型不当、制造质量存在问题或系统控制用软件不适合工艺要求，则系统参数如温度、压力、流量等，无法实现有效控制，有可能造成超压、超温、泄漏等安全事故，甚至火灾、爆炸事故，例如压力表指针不动、不回零、跳动严重时，有可能出现超压情况。3.3.6首站、门站危险有害因素首站和门站的所有调压设备均为天然气装置，在使用过程中装置上附件多，各连接处易泄漏造成火灾、爆炸事故。其放散管在事故过程中起放散排险作用，其位置布置应按《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183—2004）的要求进行布置，否则将可能造成重大恶性事故。3.4长输管道危险、有害因素分析长输管线工程以埋地敷设方式进行输送，具有隐蔽、单一和野外性的特点；根据长输管道易发事故的特点，可将造成事故的危险、有害因素分成以下几类：第183页\n3.4.1管道腐蚀因素分析1）埋地钢质管道都具有防腐层，使管道在埋地敷设时得到保护。但是，由于实际工作中防腐质量不能完全保证，或者管道受所处环境的土壤、杂散电流等因素的影响，会造成管道电化学腐蚀、应力腐蚀和杂散电流腐蚀等，同时管道施工时可能造成防腐层机械损伤以及地质灾害因素造成防腐层破坏，可能造成管道腐蚀，引发事故。2）管道长期埋入地下，防腐保护破损时，管线因腐蚀严重可发生破损或断裂，致使天然气泄露。以上因素的综合作用，会对建设工程的集输管线产生一定程度的腐蚀破坏作用，如果检查、检修不及时，可能导致天然气的泄漏，引发火灾、爆炸事故。3.4.2设计不合理的危害分析设计质量的好坏对工程质量有直接的影响，管道强度设计计算时，对管道的受力载荷分析不当，管材、壁厚的选用不恰当，例如集输管道是根据管道所经地区的分级或管道穿跨越公路等级、河流大小等情况，确定强度设计系数。如果管道沿线勘查不清楚，有可能出现地区分级不准确，，造成强度设计系数选取不恰当，若这种失误导致管道壁厚计算值偏低，将不能满足实际工况的安全。若管道应力分析，强度、刚度及稳定性校核失误，会造成管道变形、弯曲甚至断裂。第183页\n3.4.3施工缺陷的危害分析1）焊接是管道施工中最重要的一道工序，管道的焊缝处会产生各种缺陷，较为常见的有裂纹、夹渣、未熔透、未熔合、焊瘤、气孔和咬边等，埋地管道一旦建成，投产，一般情况下都是连续运行。因此管道中若存在焊接缺陷，不但难以发现，而且难以修复，会给管道的安全运行构成威胁。2）防腐层补口，补伤的质量问题，是一个较难控制的问题，因为用于施工的钢管，除两端留有一定的长度外，其余部分在防腐厂都已经涂敷了防腐层，钢管在现场焊接连接以后，未防腐焊接部位需要补口。在施工过程中，由于各种原因造成钢管内、外表面的防腐层损坏，特别是外表面涂层的损坏，在损坏处要进行补伤。补口、补伤质量不良会影响管道的抗腐蚀性，从而引起管道的腐蚀。3）若管沟开挖深度或穿越深度不够，或管沟基础不实，当回填压实，特别是采用机械压实时，将造成管道向下弯曲变形：地下水位较高而管沟内未及时排水就敷设管道，会使管道悬空，如果夯实不严，极易造成管道拱起变形。4）管道在敷设过程中，需要穿越公路、河沟等其他设施，对于穿越段管道，由于敷设完以后难以检修，因此施工质量的优劣对充分保证穿越管道的质量显得尤为重要。5）由于施工人员的资质、能力缺陷，造成工程质量没有达到设计要求，导致工程存在事故隐患；第183页\n6）不熟悉地质条件。可能造成管线下沉断裂。施工过程中不熟悉交叉穿越管线电缆情况可能损坏第三方管线设施。7）施工过程中无监护，操作人员违章，有可能被过往车辆撞伤，发生交通事故。8）长输管道，承受外载过大，若埋入地下的管道距地表面太浅，承受来往车辆重载的压轧使管道受损，或回填压力过大，致使管道破裂。3.4.4材料及设备缺陷的危害分析对天然气管道管材的基本要求是：强度高、韧性好，可焊性好，专用的油气管道钢材可以满足这些条件，若管材的焊缝质量不合格，会留下安全隐患，特别是螺旋管的焊缝较长，且容易有应力集中现象，因而出现焊缝缺陷的几率较直缝管高。即使是直缝管，也需严格检查，才能保证管材的质量。3.4.5第三方破坏的危害分析根据管道事故不完全统计，社会危险危害因素（人为外力破坏）已成为长输管道泄漏、火灾、爆炸事故的主要原因之一。（1）无意破坏第183页\n就国内目前的情况，由于购买管廊所有权属手续复杂，所需资金较多，为了降低企业运营成本，一般管道运营企业只购买长输管道管廊使用权，而未购买管廊土地所有权。而长输管道线长、面广、点多，所经行政区域范围大，因此造成对其管理的难度增大。在其经过经济发达地区或城镇范围内，由于建(构)筑物的施工、道路和桥梁等基础设施的建设、各种地下管线的敷设都是各自为政、没有统一规划，涉及的管理部门众多，难于协调，所以在施工的同时，经常出现有损长输管道的现象。对于穿越河流、铁路、公路的管道，当航道、铁路、公路分别进行清淤、维护施工作业时，如果未充分考虑管线的安全，很有可能对其造成破坏。由于只有管廊使用权，因此管道附近甚至管道上都存在生产现象或取土情况，这势必危及管线的安全，特别是管道附近大型建(构)筑物施工、爆破作业将带来管道地基沉降，引起管道悬空，这样既破坏管道埋深恒压状态，又引起管道弯曲、变形甚至断裂。由于国内对压力管道的管理滞后，没有达到有序管理的水平。有一些单位和个人受经济利益的驱使，常常忽视安全生产和管理，在管道附近空地甚至管道上修建公路、房屋、建(构)筑物等设施、或进行开挖沟渠、挖砂、生产、打井等作业，造成严重占压埋地管道现象。这种占压现象，既构成了对管道基础的破坏，引起基础下沉，又增加了管道的负荷、破坏了管道的恒压状态，造成管道弯曲变形甚至损坏。另外，管线所经之地，除了人类活动的地区外，还经许多的山林、田野等地区。在这些地区，一般都有自然生长的树木、灌木等植物。当这些根深植物在管道附近甚至管道上生长时，由于地点偏僻不便巡线，造成漏巡，并且管道一般敷设深度在1.2m左右，有时甚至更浅，树根很容易达到管道处。因此，深根植物的根系将缠绕、挤压、损坏管道的防腐覆盖层，造成管道防腐失效。（2）有意破坏第183页\n长输管道输送的介质为天然气，具有较高的经济价值，盗取可以获得一定的经济利益。不法分子为了获取经济利益，而不惜冒着生命危险破坏国家财产，进行盗气活动。加上国内相关的法律、法规不很完善，造成管道运营企业管理乏力；管道所经行政区域多，牵涉的管理部门多及地方保护主义等因素，使管理难度加大；管道运营企业管理职能不到位，管理措施不适合；特别是管道企业没有权力限制人身自由的权利，要有效地打击开孔盗气，就必须与警方积极沟通、合作，取得当地政府、当地公安部门的支持。如果企业沟通不及时、公安部门打击不严厉，将使这种有意破坏经常发生，给国家、企业带来了巨大的经济损失。长输管道有意破坏表现为盗、扒管道防腐层、仪器仪表、阀门或附属设施，在管道上开孔盗气，或者人为蓄意破坏管线设施等。3.4.6冰堵的危害分析由于埋深不够、气候寒冷、天然气含水等原因造成管道冻堵，是严重影响管道安全运营的一个隐患。对本工程来说处于地形复杂、气候寒冷地区，更是不可忽视。3.4.7应力开裂爆炸危险因素分析1）物理应力开裂爆炸分析天然气输气管道设计压力为6.3MPa，属于中压范畴(1.6MPa～16MPa)，操作压力较高，管道存在较高的应力开裂危险。应力作用破裂是指金属管道在固定拉应力和特定介质的共同作用下引起的破裂。这种破坏形式往往是脆性断裂，而且往往没有预兆，对管道具有很大的危害性和破坏性。第183页\n引发应力破裂的原因主要包括以下三个方面的原因：（1）环境因素①土壤类型、地形、土壤电导率、CO2及水含量等。②温度、湿度③管道防腐层粘结性粘结性差的防腐层易产生中性pH值土壤应力腐蚀破裂。④阴极保护程度防腐层剥离区可产生阴极保护屏蔽区，易产生应力腐蚀破裂。（2）材料因素①钢材微观结构的影响与管材制造方法(如焊接方法)、管材种类及成分、管材杂质含量(大于200μm～250μm的非金属杂质的存在会加速裂纹的形成)、钢材强度及钢材塑性变形特点有关。②管道表面条件管道表面条件对裂纹的产生起重要作用，如抛光表面很少产生裂纹。（3）拉应力主要包括制造应力、工作应力、操作应力、循环负荷、拉伸速率、次级负载等。环境因素、材料因素、拉应力，其单方面或三方面都能导致产生近中性pH值应力腐蚀破裂。近中性pH值土壤管道应力腐蚀破坏的特征见表3.2-1。第183页\n表3.2-1管道应力腐蚀破坏特征因素地区温度与电解质关系电化学电势裂纹的路径和形状特征65%发生在压气站和下游第一阀之间，12%发生在第一和第二阀之间，5%发生在第二和第三阀之间，3%发生在第三阀下游。应力腐蚀破裂与特定的地面条件有关。与管道温度无明显关系，在较冷气候带明显多发。中性pH值的稀碳酸盐溶液，其值在5.5～7.5之间。腐蚀电势，阴极保护不能达到的地点穿透颗粒(横过钢颗粒)，宽裂纹带边壁有明显腐蚀。2）硫化物应力腐蚀破坏当钢管与H2S水溶液或与含H2S的湿天然气相接触时，发生电化学腐蚀，产生氢原子，它在钢材中扩散，遇到裂缝、空隙、晶格层间错断、夹杂或其它钢材缺陷时，便聚集结合成为氢分子。氢分子的体积是原子的20倍，这就造成极大的压力，使钢材鼓泡和变脆；当钢材塑性好、强度低时，钢材表面出现泡迹，当钢材强度大、硬度高时则因塑性变形小而产生氢脆裂纹。钢管在组装及输气中产生拉应力作用，又促使钢材破坏。1)硫化物应力腐蚀的因素硫化物应力腐蚀是由多种因素造成的，首先是水和硫化氢气体的存在造成一个酸性环境。为了避免发生这种情况，管道在输气中应保持较低的露点并尽量使进入管道的天然气中硫化氢含量降低。硫化物应力腐蚀还与金属化学组成、强度、热处理性能及金相显微组织、酸性介质的pH、腐蚀环境温度、金属与酸性接触时间及总拉伸应力等均有关系。2)硫化物应力腐蚀破坏的特点第183页\n(1)它是一种低应力破坏；(2)钢材强度大、硬度高容易发生破坏。碳钢和低合金钢的洛氏硬度低于22，而金相组织为索氏体、珠光体，则受硫化物应力腐蚀破坏影响小。相反，硬度高、内应力大、金相组织为马氏体的金属对硫化物应力腐蚀特别敏感；(3)呈脆性破坏，断口平齐、无塑性变形。对于强度较高的钢材，在金相显微镜下可以观察到裂纹往往沿晶开裂，而且裂纹方向一般总与拉应力方向相垂直，断口表面有黑色硫化铁产物；(4)硫化物应力腐蚀破坏时间可能很短，且爆破无预兆；(5)爆裂口往往出现在钢材应力集中或有缺陷的部位，如钢材的机械伤痕、腐蚀孔洞、补焊处及热影响区、冷加工处，这些地方是产生破裂的最危险区。此外，CO2的存在能促进H2S的腐蚀作用，因为由于腐蚀而产生的硫化铁在正常的pH值下是不溶解的，并且形成保护金属薄膜，而当CO2出现时，pH值降低，使硫化氢更易溶解而不能形成薄膜，金属表面易于腐蚀。3）CO2腐蚀失效C02为弱酸性气体，它溶于水后形成H2CO3，对金属有一定的腐蚀性，它主要来源于天然气、空气、碳化物受热后分解的产物。因此对C02的腐蚀失效应该加以重视。C02的腐蚀与西北分公司天然气主干输气管道输送的压力、温度、湿气等有关，随着系统压力的增加，而导致腐蚀的速度加快。目前因C02腐蚀引发的各类严重事故在国内外已呈上升趋势。（1）CO2腐蚀的危害形态CO2腐蚀的危害形态有以下几种：①不均匀的全面腐蚀与点蚀CO2第183页\n引起的腐蚀常常是一种类似溃疡状的不均匀全面腐蚀，严重时可能呈蜂窝状，在金属表面形成许多大小、形状不同的蚀坑、沟槽等。几乎所有的合金在CO2环境中都可以发生点蚀，其点蚀坑周边锐利、界面清晰，可在较短的时间内完全穿透管壁。②环状侵蚀这种腐蚀多发生在距管端几英寸的环状内壁，呈均匀腐蚀和严重点蚀。主要原因是管子在镦粗过程中，镦粗的热处理端和其它部分具有不同的晶粒结构，而在过渡区对CO2腐蚀敏感。③冲蚀管子截面变化部位和收缩节流部位的介质流速增高，CO2腐蚀加剧，如果气流速度增加3.7倍时，则其腐蚀速度增加5倍。④应力腐蚀破裂在碱性介质中，CO2及碳酸盐可造成碳钢的应力腐蚀破裂。氧的存在会加剧这种破裂发生的可能。（2）CO2腐蚀的影响因素①材料因素合金元素对材料的耐CO2腐蚀性能影响很大。有实验证明，Cr、Co能提高材料的耐CO2腐蚀性能；C、Cu使材料的耐CO2腐蚀性能下降；Mo的影响不大；Ni含量小于5%时有害，含量大于5%时，可显著提高材料的耐蚀性能。②CO2的分压及水的组成CO2的分压对腐蚀速度影响最大，分压越大，溶入介质中的CO2越多，溶液的pH下降，金属的腐蚀速度越大。某些溶解物质对水具有缓冲作用，可阻止pH值降低，进而减少CO2的腐蚀。③***天然气输气管道工程输送介质天然气（干气）H2S浓度小于20mg/m3，根据《天然气》(GB17820-1999)的要求，CO2的浓度≤3.0(V/V)，如果CO2的浓度超过该标准，将加激CO2对输气管道的腐蚀。④温度的影响温度是影响CO2腐蚀的重要因素，根据实验和生产实践可把第183页\nCO2的腐蚀分成三个温度区：低温区(小于60℃)，均匀腐蚀，其腐蚀速度受CO2的扩散速度而生成H2CO3速度的控制，当温度升高时，CO2的腐蚀速度急剧增加；中温区(100℃左右)，CO2的腐蚀速度最大，而且产生点蚀，在钢铁表面生成一层疏松的腐蚀产物膜，腐蚀速度由穿过此膜的物质交换速度决定；当温度超过100℃后腐蚀速度急剧下降；高温区(>150℃)，此时在钢铁表面生成一层致密均匀的FeCO3保护膜，类似不锈钢处于钝态，腐蚀速度处于最低水平并保持平衡，其腐蚀速度受穿过保护膜的物质交换速度控制。但随着材料中Cr含量的提高，温度的这种效应逐渐减弱，并表现出很好的耐蚀性。⑤介质的pH值与流速的影响当介质的pH值升高时，CO2的腐蚀性减弱；当介质的流速增高时，CO2的腐蚀速度加剧。3.4.8道路穿越危险性分析本输气管道穿越公路约38处。由于多处穿越道路，在防护措施不当的前提下，可能由于道路上重型车辆等的碾压，导致输气管道的破裂，最终导致天然气泄漏，造成安全事故。在项目建设中应充分考虑对穿越点的防护，宜采用钢套管对穿越管道进行防护（套管与管道之间设置聚乙烯绝缘支撑），可有效避免道路上方运行车辆对管道的破坏，因此，一般情况下穿越道路的管道不存在危险性，但必须确保保护套管的强度，施工过程中必须确保施工质量，聚乙烯绝缘支撑必须严格落实。3.5装置检修、拆除在施工过程中的危险、有害因素分析1）火灾爆炸第183页\n在管线拆除施工过程中，如果管线吹扫或置换不彻底，动火前未对管线进行检测，线内易燃易爆气浓度超标，造成火灾爆炸事故。施工过程中，周边有其它易燃易爆设备，如果安全距离不够，施工前未打隔离带造成火灾爆炸事故。2）灼烫焊接和切割过程中，防护用品穿戴不齐，造成操作人员灼烫。3）机械伤害电机、泵等机器的转动部位的安全防护装置不完善或操作人员的违章作业，可能发生机械伤害。4）触电如果电器设备接地设施失效或电器设备线路绝缘损坏、线路短路，或者没有按规定设置漏电保护器以及防爆场所电器设备、线路、照明不符合要求，可能发生触电事故。5)起重伤害在安装、检修和安装中起吊设备中发生的挤压、坠落、物体打击及触电，在操作过程中未按操作规程操作，指挥不当或设备发生意外，操作人员高处坠落，吊包坠落等发生事故。7)物体打击在施工过程中打击人体造成人身伤亡事故。8）中毒、窒息施工过程中的有害气体泄漏，人员接触后，存在中毒、窒息的可能，进入装置区内进行作业，空气中的氧含量低，造成人员窒息。第183页\n9）其它在工作中扭伤、摔伤等。10)有限空间作业塔、罐、炉、容器内作业如除垢、焊接等，易燃、有毒有害气体。作业人员违反有限空间作业安全管理制度或防护不当，易造成缺氧窒息、中毒等事故的发生。3.6人力与安全管理危险有害因素辨识3.6.1违章作业违章作业包括违章指挥、违章操作、操作错误等，已成为长输管道主要危险有害因素之一，违章作业在长输管道的主要表现为以下几点。（1）违章动火在系统运行或停运期间，对系统设备、设施或危险作业场所进行动火作业时，管理人员为了赶工期，在系统达不到动火条件下，指挥作业人员动火，或作业人员无视有关动火原则，擅自动火，结果造成重大安全事故。（2）违章用电操作系统电力供应、设备及仪器仪表运行控制、照明等都大量采用各种控制开关、按钮及线路。如果任意布线，使用防爆性能等级不符合要求的电缆线、电气设施，随意按动或按错控制开关、按钮，将造成停电、系统停运、憋压、管道及设备损坏、电气起火等，并引发一系列安全事故。（3）违章开关阀门第183页\n系统所用阀门有电控制阀门，也有手动操纵阀门。为满足工艺要求或系统紧急停车要求，阀门开关应按一定要求进行，一旦开错阀门、或不按顺序开关、或开关方向逆反，将造成系统憋压等安全事故。特别是系统在切换流程时，必须遵循先开后关的原则。（4）检修、抢修操作违章检修、抢修时，如果安全条件不具备、安全措施不落实、作业方法不恰当，例如管道、设备内的介质未充分置换、管道连通处未设置盲板、违章动火、消防安全措施不具备、采用不许使用的作业工具等，都有可能产生安全事故。3.6.2安全管理不规范安全管理包括安全管理机构、相关管理制度、安全培训教育、安全检查及隐患治理、安全技术措施及计划、应急救援预案等内容，其好坏直接关系到系统的安全运行。（1）安全管理制度第183页\n长输管道输送的油、气都是易燃、易爆危险介质，因此，运营企业应根据国家有关法律、法规要求，建立健全安全管理机构，配备专职安全生产管理人员，制定符合企业实际情况的安全管理制度、岗位职责、操作规程和应急救援预案，确保安全管理体系运行的有效性。但是，企业在运营过程中，其管理组织机构、安全技术措施及计划不一定适合企业实际情况、先进工艺和经济发展的要求。其次，企业中各种安全管理制度落实不完善、不到位，缺乏成套的巡线、检测、查漏制度和机制；安全培训教育未完全按规定要求开展，例如新员工未进行岗位、人厂培训，转岗、复工人员未进行培训，新技术、新工艺应用前未充分进行培训，特种作业人员未取得资格证书等；安全检查不经常、不规范，发现问题未及时进行分析、总结、整改，隐患治理不及时等；特别是在运营过程中，不严格按照管理要求，违章操作、违章指挥等。因此，系统运行存在各种安全隐患。（2）安全管理资料为了最大限度的发挥管线的输气能力，尽可能延长管线的使用期限，减小输耗，安全可靠地供气，管线管理人员必须十分清楚管线走向，管道埋深，管线规格及管道腐蚀情况，并熟悉管线经过地带的地形、地物、地貌，密切监视有无滑坡、熔岩塌陷、洪水冲刷、河流改道等情况，以便预先采取措施，防止管线断裂和破坏。长输管道运行期间，可能由于运营企业管理方面的原因，造成管道原始资料遗失，致使新上任的管理、巡线人员无法了解管线的具体情况，造成运营管理的盲目性。（3）安全管理法规的宣传和执行单位和个人对其认识不深，宣传教育未跟上，宣传力度不够大、不够深、不够广，使沿线群众不知道油、气管道的危险性或认识不足，造成对管线保护不力。（4）企业自身安全意识第183页\n有的管道运营企业从建设开始至今，除进行日常的检验维护外，多年一直未进行过定期检验(内部检验)；有的企业在思想上存在重使用轻管理的弊病，对检验、检修与生产间的矛盾难以兼顾，不能按时进行检验、维修。因此，造成管道内腐蚀、管线堵塞，输气能力下降，并使系统带隐患工作。（5）劳保用品的的正确使用单位和个人对其认识不深，宣传教育未跟上，在工作岗位不正确穿戴劳动保护用品、在危险岗位穿脱衣服，产生静电火花，发生火灾爆炸事故。3.6.3定期检验困难国内压力管道的安全管理和监督工作起步很晚，过去没有强制要求进行定期检验。即使是管理相对较好的企业，一般仍局限于日常巡检与维护，仅部分管线开始了全面检验。长输管道定期检验困难的原因主要有以下几点。a.检验困难长输管道一般都埋地敷设，具有面广、线长、点多、隐蔽性强的特点。因此检验人员难以进人管道内部进行直接检验，而主要靠间接的手段检验。b.检验法规、标准不完善国内刚刚颁布了《在用工业管道定期检验规程》，但长输管道定期检验规程尚未颁布。各部门、各行业只能根据实际情况，对长输管道实行检验。在检验方法选择、检验内容确定、安全等级评定等方面，尚未形成共识。第183页\nc.检验设备、手段相对落后对于长输管道防腐层的检验国内采取重点分析重点检验的办法，即哪里最容易产生腐蚀破坏，就对哪一段实施检验，其他各段一般采取抽查的方式进行。早期的检验方法主要是采用定点开挖，随着检验技术的发展，逐步实现了地面自动检测和开挖相结合，即当地面检测发现可疑时，进行开挖验证、修复。d.安全状况评定难度大长输管道无论是埋地敷设还是沿地、架空敷设，其结构特殊、受力方式复杂、应力分析困难、安全状况评定难度大。e.检验人员缺乏经验目前，国内不仅长输管道检验标准、规范缺乏，而且专业检验队伍少，检验人员素质不高、实际检验经验不多，因此，对检验结果的分析、判断、评定有可能造成错误。3.7环境危险有害因素辨识3.7.1地质灾害***地区属地震高烈度区，7度区出现的地质灾害有地裂缝、塌陷、边坡崩塌等。1）地震对长输管道、输送站场造成的危害；（1）造成电力、通讯系统中断、毁坏；（2）永久性土地变形，如地表断裂、土壤液化、塌方等，引起管线断裂或严重变形，构（建）筑物倒塌；第183页\n（3）地震波对长输管道产生拉伸作用，但由此动力激发的惯性效应较小，不至于造成按规范标准建设的长输管道的破坏，但是有可能使那些遭受腐蚀或焊接质量较差的薄弱管段破坏；（4）地震产生的电磁场变化，干扰控制仪器、仪表正常工作。2）滑坡、坍塌对长输管道、站场造成的危害（1）损坏电力、通信系统，引起电力、通信中断，以至于管道系统无法正常工作；（2）形成的岩石或泥石流挤压管道，造成管道出现拉伸、弯曲、扭曲等变形甚至断裂；（3）引发的洪水冲刷管道会导致管道悬空，使管道在热应力和重力的作用下产生拱起或下垂等变形；（4）造成管道地基沉降，进而引起管道变形或断裂；（5）毁坏输送站、计量设备、阀门及管道等设备和建构筑物。3）地面沉降对长输管道、站场造成的危害（1）导致管道下部悬空或产生相应变形，严重时发生断裂；（2）地面输送站场、管道及建筑物损坏，设备与管道连接处变形或断裂；4）土地沙化、水土流失对长输管道造成的危害（1）裸露管道防腐覆盖保护层易于老化，缩短管道的使用寿命；（2）破坏管道埋深1.2～1.4m埋深的恒压作用，使管道在热应力的作用下产生拱起或下垂等弯曲变形，甚至产生破坏。第183页\n3.7.2气候灾害（1）雷电长输管道系统中，存在建构筑物或设备设施，如果这些设备设施的防雷设施未设置、设置不合理，或防雷设施损坏未及时进行修复，将造成直接雷击破坏。另外，对于电气设施，如果接地不良、布线错误，各供电线路、电源线、信号线、通信线、馈线未安装相应的避雷器或未采取屏蔽措施，将有可能遭受感应雷击，造成电力、电气系统损害。（2）低温低温使长输管道输送介质中的气体发生相变，引发管路堵塞事故。此外，由于热胀冷缩的作用，随着环境温度的降低，有可能导致较大的热应力。3.8职业有害因素辨识长输管道一般输送天然气等易燃、易爆危险介质，其本身具有一定的毒性，接触或吸入会引起窒息或中毒。在输送过程中存在运转机械设备，产生噪声造成噪声危害。在夏季、冬季露天作业及低温工况操作，存在高温、低温危害因素。这些职业有害因素对作业人员构成健康危害。3.8.1毒物危害本工程的毒性危害主要来自站场天然气泄漏和排放所引起的职业伤害——中毒。第183页\n1)天然气天然气为烃类混合物质，是无色、无臭气体，属低等毒性物质。天然气主要成分为甲烷。空气中甲烷浓度过高能使人窒息，当空气中甲烷达到25%～30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、精细动作故障等，甚至窒息、昏迷。长期接触天然气可出现神经衰弱综合症。2)硫化氢气体天然气中含有一定量的H2S气体，H2S为中等毒性物质，具有臭鸡蛋气味，是强烈的神经性毒物，对人体粘膜有强烈的刺激性作用，其毒性是CO的5倍～6倍。高浓度时可直接抑制神经中枢，引起迅速窒息而死亡；当浓度为70mg/m3～150mg/m3时，可引起眼结膜炎、鼻炎、气管炎；长期接触低浓度的硫化氢，可引起神经衰弱症及植物神经紊乱等。车间空气中硫化氢最高允许浓度及分级见表3-3-1。表3-3-1毒物浓度及危害分级名称车间空气中最高允许浓度(mg/m3)职业危害程度分级H2S10Ⅱ(高度危害)3）氮气第183页\n管线试压、清管结束后采用干燥压缩空气吹扫。吹扫后立即用氮气对管道进行置换，在操作过程中氮气泄漏后，易造成人员窒息事故发生。3.8.2噪声危害在长输管道系统产生噪声的主要场所为各站场的调压设备。噪声不仅干扰人们的正常工作和休息，而且危害人体健康，因此，必须引起充分的重视。3.8.3高、低温危害管道巡线、检修、采样、测温等作业都属露天作业，应考虑高、低气温环境对健康的影响。在管线所经区域，冬季气温较低，一般在－20～－30℃左右，最低温度可达－34℃，如果在检修、巡线过程中防护措施不当，将造成低温危害。3.8.4其他职业危害作业人员在操作过程中可能遭受机械伤害。生活车辆进出站场时，若管理不善、控制不严，容易发生车辆伤人事故。另外，管理、操作人员及巡线人员也可能因交通事故造成车辆伤人事故。3.9重大危险源辨识本项目中管道输送介质为天然气，属2.1类易燃易爆气体，根据《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字［2004］56号）规定，对压力管道应按照重大危险源第183页\n进行辨识结果见表5-9。表3-9压力管道重大危险源辨识表序号构成重大危险源的压力管道判断条件实际情况是否构成1输送有毒、可燃、易爆气体，且设计压力大于1.6MPa的管道；设计压力：6.3MPa，是由以上辨识分析过程可知：该天然气长输管道为重大危险源。业主应严格遵照国家安全生产监督管理局安监管协调字[2004]56号《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》和（安监总协调字[2005]62号）《关于认真做好重大危险源监督管理工作的通知》中的有关规定，在施工过程中严格按重大危险源管理要求进行管理。3.10工程各场所危险因素汇总综合以上分析，生产场所的危害因素汇总于表3-10。表3-10　各生产场所危害因素汇总表序号场所火灾类别爆炸分区主要危害因素1***输气首站甲2火灾爆炸、窒息、机械伤害、噪声2门站甲2火灾爆炸、窒息、机械伤害、噪声第183页\n3清管站甲2火灾爆炸、窒息、机械伤害、噪声4输气干线的阀室阀井甲1火灾爆炸、窒息、机械伤害5输气干线甲1火灾爆炸、窒息在非正常状态下管线发生泄漏能产生火灾爆炸危险。4　评价单元划分和评价方法选择4.1评价单元划分第183页\n评价单元是指工程的一个独立组成部分。一般情况下，生产装置都可划分为几个完成不同任务、独立的生产单元。每个生产单元又可划分为几个功能不同、相对独立的工艺单元。评价时只对那些从预防损失角度来看对工艺有影响的工艺单元，这些工艺单元称为评价单元。4.1.1划分评价单元的目的评价单元划分的目的是将系统划分为不同类型的评价单元进行评价，这样不仅可以简化评价工作、减少评价工作量、避免遗漏，而且由于能够得出每个评价单元危险性的比较概念，避免以最危险单元的危险来表征整个系统的危险、夸大整个系统的危险性，从而提高评价的准确性。通过评价单元的划分，可以抓住主要矛盾，对其不同的危险特性进行评价，有针对性地采取安全措施。4.1.2评价单元划分的原则在评价工作中进行评价单元划分时应坚持以下一些原则：（1）坚持易于危害因素识别的原则:危害因素的识别是进行工程安全性评价的基础，而对不同的单元，其危害特性会有不同的表现，所以评价单元的划分对能否全面、深入地进行危害因素识别有直接影响；（2）应以功能相对独立和布置相对独立的基础划分评价单元；（3）在评价单元划分中应参照单元以下主要参数：a、潜在化学能；b、工艺单元危险物质的数量；c、资金密度；第183页\nd、操作压力和操作参数；e、导致火灾、爆炸事故的案例资料；f、对装置操作起关键作用。一般情况下，工艺单元各类参数的数值越大，其评价必要性越大。某些区域或关键部位的关键设备一旦遭到破坏，就可能导致停产数日，即使极小的火灾、爆炸，也可能因停产而造成重大损失。因此，关键设备的确定成为选择工艺单元的重要考虑因素。在危险有害因素分析的基础上，为便于评价工作的进行，抓住主要矛盾，对不同危险特性进行评价，有针对性地采取安全措施。所以必须按工程布置的相对独立性、工艺的差异性、各独立部分危险物质的潜在化学能、资金密度、操作压力、温度等工艺参数及可类比的事故案例等因素，将工程划分为不同的评价单元。4.1.3工程评价单元划分按本工程实际布局和危险危害因素，将整个工程划分为如下评价单元，详见表4-1表4-1工程评价单元划分表序号评价单元名称子单元1***首站清管球发送装置、高级阀式孔板节流装置、调压器、放空火炬2***输气首站～***线路阀室、管道第183页\n门站的输气管线3清管站清管球发送装置、清管球接收装置4***门站清管球接收装置、过滤分离器、高压汇管、低压汇管、高级阀式孔板节流装置、放空火炬4.2评价方法选择本次评价拟首先采用适当的定性分析评价方法，对天然气长输系统过程中存在的危险、危害因素进行全面的识别、分析；在此基础上，采用半定量、定量等评价方法，评价工程重点单元的危险、危害程度，分析重大事故发生的原因，寻求预防事故发生的途径；最后收集类比工程火灾爆炸事故案例，针对性提出安全卫生建议对策措施，汇总评价结论。本次评价选择的分析、评价方法如下：1）预先危险性分析法（PHA）采用该方法对生产过程中各评价单元可能存在的各种危险有害因素进行预先性辨识、分析和定性评价，筛选出重点危险单元。2）易燃、易爆重大危险源评价法（北京理工大学“蒸汽云”灾害模型）选取天然气长输管道较大的单元，进行“蒸汽云”爆炸事故模拟定量计算评价，估算事故状态下人员伤亡和财产损失的范围以及破坏的严重程度。3）事故树分析法（FTA）第183页\n采用该方法对天然气管道火灾爆炸事故和首站火灾爆炸事故做出深入、全面分析，找出事故发生的原因以及预防事故发生的途径。5）事故案例分析法收集、分析天然气长输、处理等过程的典型事故案例，从中吸取经验教训，为工程建设和投产运行后的安全管理工作提供参考依据。5　定性、定量评价5.1预先危险性分析（PHA）5.1.1分析方法简介预先危险性分析法（PHA）第183页\n内容包括两方面，一是参照过去同类产品或系统发生事故的经验教训，查明装置、设备是否会出现同样的问题，识别与系统有关的一切主要危害；鉴别产生危害的原因；假设危害确实出现，估计将会产生的后果和影响；找出消除或控制危险的可能方法；提出采取并完成纠正措施的责任者。另一方面是将已经识别的风险危害按危害后果和发生概率分级，进而得出风险事件的危险评价指数，危险评价指数的高低表明了风险危害的相对危险程度。危险性预分析的内容汇总在预分析表格中。1）预先危险性分析中的定性危险估算定性危险估算可以根据设备危险大小和重要程度，以便根据轻重缓急采取安全措施。定性危险估算最常用的危险评价指数法，它是将决定事件危险程度的两种因素：即危害严重性和危害可能性，按其特点相对划分为等级，形成一种危险评价矩阵，并赋以一定的加权值定性衡量危险大小。（1）危害后果分级：将事故后果的严重程度相对定性分级，如表5-1-1。表5-1-1事故后果的严重程度分级等级等级说明危害后果Ⅰ灾难性的人员死亡或系统报废Ⅱ严重的人员严重受伤、严重职业病或系统严重损坏Ⅲ轻度的人员轻度受伤、轻度职业病或系统轻度损坏Ⅳ轻微的人员受伤或系统损坏轻于Ⅲ级第183页\n（2）危害概率分级：将事故发生的可能性相对定性分级，如表5-1-2。表5-1-2事故发生的可能性分级等级等级说明单个项目具体发生状况总体发生状况Ａ频繁频繁发生连续发生Ｂ很可能在寿命期内会出现若干次频繁发生Ｃ有时在寿命期内可能有时发生发生若干次Ｄ极少在寿命期内不易发生，但有可能发生不易发生，但有理由可预期发生Ｅ不可能很不容易发生，可以认为不会发生不易发生，但有可能发生（3）危险指数矩阵：如表5-1-3。表5-1-3危险指数矩阵　严重性等级可能性等级Ⅰ（灾难性的）Ⅱ（严重的）Ⅲ（轻度的）Ⅳ（轻微的）Ａ（频繁）１２７１３Ｂ（很可能）２５９１６Ｃ（有时）４６１１１８Ｄ（极少）８１０１４１９Ｅ（不可能）１２１５１７２０2）危险性预分析结果第183页\n在对工程进行危险性预分析后，通过对预分析的结果汇总，可以按危害后果登记、危害概率登记或危险指数等进行排序，并可列出符合指定条件的风险事件。一般说来，危险指数为1~5的风险事件为不可接受事件。预分析结果可以定性的表明装置的危险程度，找出重要危险事件，以便下一步进行深入的定量评价，保证在安全工作中依照其轻重缓急，做到有的放矢。5.1.2预先危险性分析过程及结果运用“预先危险性分析法”，对***天然气长输管道工程各评价单元中的重点子单元在运行中可能存在的各种危险有害因素作出详尽的辨识、分析和初步定性评价。分析过程及分析结果见表5-2。表5-2***天然气长输管道工程预先危险性分析表单元危险因素触发原因后果危险等级概率分级危险指数消减措施输气管道管道腐蚀（1）防腐材料不合格；（2）防腐前未除锈；管道腐蚀ⅡC6第183页\n（3）防腐层强度未达到规范要求；（4）防腐层厚度未达到规范要求；（5）防腐层有漏点未进行处理；（6）进入管道的气体未清除机械杂质，气体中的H2S含量高。（1）各种防腐材料，包括底漆、底胶、补口和补伤材料，使用前均按有关技术标准或设计要求做包覆或涂敷的抽查实验，不合格不得使用；（2）在管道防腐前应进行管道除锈；（3）按规范进行防腐层施工。管线破裂（1）输气管道的强度设计不满足运行工况变化的要求；（2）焊接质量不合格；（3）管道材质质量不合格；天然气泄漏ⅠC4（1）应对工程所用材料、管道附件的合格证、质量证明书以及材质证明书进行检查，当对其质量（或性能）有怀疑时应进行复验；第183页\n（4）管道附件材质质量不合格；（5）未做压力实验；（（6）超压破裂；（7）人为破坏；（8）燃气管道穿越公路时未加套管。（2）应按制管标准检查钢管的外径、壁后厚、椭圆度等钢管尺寸偏差；（3）严格管道施工质量；（4）按规范要求进行压力实验；（5）坚持巡线，发现打孔输气现象及时上报处理；（6）加强对沿线居民和用户的宣传教育。阀门损坏（1）阀门质量不合格；（2）安装前未做压力实验；（3）焊接质量不合格。天然气泄漏ⅠC4（1）严把进货质量；（2）严格施工质量；（3）按规范要求进行压力实验；严禁误操作。1、管沟基础不实容易断裂ⅡC6(1)规范设计(2)加强施工监理第183页\n管道拱起变形2、施工存在质量问题***首站调压装置损坏（1）设备本体质量不合格；（2）设备安装质量不合格；（3）用附件材质不合格；天然气泄漏ⅠC4（1）严把进货质量；（2）严格施工质量；（3）按规范要求进行压力实验；严禁误操作。清管发球装置质量差（1）设备本体质量不合格；（2）设备安装质量不合格；（3）用附件材质不合格；（4）盲板设计不合理。天然气泄漏ⅠC4（1）严把进货质量；（2）严格施工质量；（1）设备本体质量不合格；（2）设备安装质量不合格；天然气泄漏ⅠC4（1）严把进货质量；（2）严格施工质量；第183页\n放空点火系统损坏（3）用附件材质不合格；（3）按规范要求进行压力实验；严禁误操作。中毒（1）天然气泄漏；（2）未设加臭装置；（3）加臭装置失效；（4）加臭剂为不合格产品。人员伤害ⅡD10（1）严格按照规范进行施工；（2）按设计要求设置加臭装置；（3）使用合格的加臭剂。现场仪表指示不准1）仪表选型不对；2）仪表受腐蚀、振动失灵；3）仪表未经校验使用或过期使用。火灾爆炸、设备毁坏。ⅠC41）严格按操作规程进行操作；2）加强对仪表的检查，对过期仪表停止使用。1）设施不合格，系统出现故障；ⅠC4第183页\n自控系统失灵2）试车期间试验调校不当；3）人员误操作。火灾爆炸、设备毁坏。1）加强对仪表的检查，对过期仪表停止使用。2）严格按操作操作。明火火灾1）设备等处堆放易燃物；2）违章使用轻质油等擦洗设备、衣物、工具及地面设备房吸烟、动火。引发火灾甚至爆炸，造成人员伤亡，设备毁坏。ⅠD81）经常进行检查，发现易燃物立即清除，严守操作规程不违章；2）制定严格的规章制度。电气火灾触电1）照明线路短路、接头接触不良；2）照明灯具防爆功能失效；3人员触电，引发火灾爆炸，造成人员伤亡。ⅠD81）精心施工，严把材质、焊装检验关，保证安装合格；2）采取可靠的静电接地施，保证电器仪表系统操作可靠、正常。第183页\n）电器、仪表控制系统的接地不可靠，短路；4）违章操作电器。***门站天然气泄漏（1）设备本体质量不合格；（2）设备安装质量不合格；（3）管道用附件材质不合格；（4）管线施工质量不合格；（5）管道腐蚀穿孔；（6）人为破坏。火灾爆炸ⅠC4（1）严把进货质量；（2）严格施工质量；（3）按规范要求进行压力实验；严禁误操作。中毒（1）天然气泄漏；（2）未设加臭装置；（3）加臭装置失效；（4）加臭剂为不合格产品。人员伤害ⅡD10（1）严格按照规范进行施工；（2）按设计要求设置加臭装置；（3）使用合格的加臭剂。第183页\n现场仪表指示不准1）仪表选型不对；2）仪表受腐蚀、振动失灵；3）仪表未经校验使用或过期使用。火灾爆炸、设备毁坏。ⅠC41）严格按操作规程进行操作；2）加强对仪表的检查，对过期仪表停止使用。自控系统失灵1）设施不合格，系统出现故障；2）试车期间试验调校不当；3）人员误操作。火灾爆炸、设备毁坏。ⅠC41）加强对仪表的检查，对过期仪表停止使用。2）严格按操作操作。明火火灾1）设备等处堆放易燃物；2）违章使用轻质油等擦洗设备、衣物、工具及地面设备房吸烟、动火。引发火灾甚至爆炸，造成人员伤ⅠD81）经常进行检查，发现易燃物立即清除，严守操作规程不违章；2）制定严格的规章制度。第183页\n亡，设备毁坏。电气火灾触电1）照明线路短路、接头接触不良；2）照明灯具防爆功能失效；3）电器、仪表控制系统的接地不可靠，短路；4）违章操作电器。人员触电，引发火灾爆炸，造成人员伤亡。ⅠD81）精心施工，严把材质、焊装检验关，保证安装合格；2）采取可靠的静电接地施，保证电器仪表系统操作可靠、正常。过滤分离器损坏1）附属管阀及其密封因操作、安装等原因损坏；2引发火灾、爆炸ⅠC41）精心施工，严把材质、焊装检验关，保证安装合格；第183页\n）器体因焊缝缺陷、应力集中或受水汽、硫等腐蚀穿孔、损坏；3）管阀保温不当，冻裂。2）采取可靠的保温防冻、防腐蚀措施；3）严守操作规程，保证天然气压力正常。高低压汇管失效（1）设备本体质量不合格；（2）设备安装质量不合格；（3）管道用附件材质不合格；（4）管线施工质量不合格；（5）管道腐蚀穿孔；（6）人为破坏。火灾爆炸ⅠC4（1）严把进货质量；（2）严格施工质量；（3）按规范要求进行压力实验；严禁误操作。噪声危害1）部件转动产生较强噪声；2）消声器失效，或机组出现故障；3）人员未采取个人防护措施。影响健康ⅢC111）精心施工，严格依据规范要求验收，保证压缩机安装合格，消音器正常；第183页\n2）严格要求操作现场人员戴耳塞、耳罩。5.1.3预先危险性分析结论分析、归纳上表中各评价单元的预先危险性分析结果，得出如下分析结论：1）主要危险危害因素表中3个评价单元中的14个重点子单元的多项风险因素中，有5项因素的危险指数值为4，是本改造工程的主要危险、危害因素。具体有：（1）长输管线爆裂天然气泄漏，引发火灾爆炸；（2）阀门损坏造成天然气泄漏，引发火灾爆炸；（3）高压装置、清管发球装置、放空点火装置出现故障，未及时处理，造成天然气泄漏火灾爆炸；（4）现场仪表出现故障、自控系统失灵，造成压力系统爆炸，引发火灾爆炸；（5）过滤分离器损坏，高低压汇管出现故障工艺设备安装不合理等原因，未及时处理，造成天然气泄漏，引发火灾爆炸；第183页\n这些危险因素的主要触发原因有：管线、设备、附属管阀、密封等材质有缺陷，存在焊缝缺陷、应力集中；因腐蚀、安装、检修和操作不当等造成损坏；违章动用明火和在有限空间作业等。因此，保证各种天然气处理设备及容器的材质、制造、安装和检修质量，并保证规范操作，严格遵守各项安全制度，是保证工程建成后安全运行的关键。2）一般危险危害因素工程各单元其余的各项风险因素，危险指数值在6～14范围内，其危险程度或危险发生的可能性相对较小，具体分以下2类：（1）触电、噪声等一般性的常见职业危害因素以及设备、设施故障等危害因素。（2）危险度较低的，或者危险度高而发生概率小的容器和管阀泄漏、雷电、静点、电气火灾和触电等危险因素。应该注意到，在一定条件下，工程的有些一般危险危害因素也可能引起重大火灾、爆炸、设备损坏、人身伤害等事故。在特殊条件下，一般危险危害因素的影响和后果还可能蔓延扩大。因此，对上表中所有风险因素都应具体分析，控制各类可能发生的事故，严格从源头抓起。5.2安全检查表5.2.1评价方法介绍安全检查表是实施安全检查、发现潜在危险隐患的重要工具，是一种定性的评价方法。由于其种类多、适用面广，并可根据用途与要求，编制出适宜的安全检查表，是应用极为广泛的一种安全评价方法。安全检查表编制程序可概括为：1）明确检查对象，确定检查表的类型。2）收集有关信息资料。第183页\n3）明确所要遵循的有关安全标准、规定。4）分析事故案例，汇总应注意的事项。5）剖析检查对象并细分，即“将大化小”。6）依据以上信息，确定检查内容及编制格式，编制安全检查表。在编制安全检查表时，应注意以下几点：（1）检查内容应全面、系统、完整、无重大遗漏，以保证查明所有可能导致工伤或事故的不安全状态和行为。（2）确定的检查内容应有根据、原由。（3）应根据检查要求，选择适宜的安全检查表类型。5.2.2安全检查表检查与分析因为本项目属于新建项目，安全管理依托******天然气有限责任公司原有的安全管理体系，所以本次评价组利用检查表主要对***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现有安全管理保障体系、安全管理制度进行了检查，检查的目是确认新建项目建成投产后安全保障基础是否可靠。检查结果见表5-2-1安全现状管理检查表。表5-2-1安全现状管理检查表检查标准内容第183页\n序号检查内容检查依据检查方法及结果符合性评价1安全生产责任制生产经营单位必须建立、健全安全生产责任制度。安全生产法第4条2安全组织危险物品的生产、经营、储存单位，应当设置安全生产管理机构或者配备专职安全生产管理人员。安全生产法第19条3安全教育生产经营单位从业人员未经安全生产教育和培训合格，不得上岗作业。安全生产法第21条4重大危险源生产经营单位对重人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，告知从业人员和相关人员在紧急情况下应当采取的应急措施。安全生产法第33条第183页\n5应急救援危险物品的生产、经营、储存单位应当建立应急救援组织：配备必要的应急救援器材、设备。安全生产法第69条5.2.3长输管道安全检查本次检查评价主要依据《中华人民共和国安全生产法》、《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)和《输气管道工程设计规范》（GB50251—2003）相关标准和规范，编制了安全检查表。对照本工程初步设计内容和在拟建场地踏勘、调研的情况，对长输管道系统装置的区域布置、平面布置、消防和供配电和电气、防雷、防静电接地保护等初步设计方案进行检查。检查评价结果见表5-2-2长输管道工程设计方案安全检查表。表5-2-2长输管道工程设计方案安全检查表序号检查内容及要求检查依据检查情况检查结果1区域布置第183页\n1.1输气站的设置应符合线路走向和输气工艺设计的要求，各类输气站宜联合建设GB502516.1.11.2输气站位置选择应符合下列要求：1)地势平缓、开阔。2)供电、给水排水、生活及交通方便。3)应避开山洪、滑坡等不良工程地质地段及其他不宜设站的地方。4)与附近工业、企业、仓库、铁路车站及其他公用设施的安全距离应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。GB502516.1.2第183页\n1.3输气站内平面布置、防火安全、场内道路交通及与外界公路的连接应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183、《建筑设计防火规范》GB50016、《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048R　的有关规定。GB502516.1.31.4公路和地区架空电力线路，严禁穿越生产区。区域排洪沟不宜通过厂区。GB500743.1.61.5石油天然气站场与相邻厂矿企业的石油天然气站场毗邻建设时，其防火间距可按本规范表5.2.1、表5.2.3的规定执行。GB501834.0.5第183页\n1.6线路的选择应符合下列要求：1）线路走向应根据地形、工程地质、沿线主要进气、供气点地理位置以及交通运输、动力等条件，经多方案对比后确定。2）线路宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基本建设设施3）大中型河流穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应符合线路总走向。局部走向应根据大、中型穿（跨）越工程和有压气站的位置进行调整。4）线路必须避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护区5）线路应避开城镇规划区、飞机场、铁路车站、或公路的隧道、桥梁、铁路编组站、大型客运站和变电所。6）除管道专用公路的隧道、桥梁外，线路严禁通过铁路或公路的隧道、桥梁、铁路编组站、大型客运站和变电所。GB502514.1.1第183页\n2平面布置2.1石油天然气站场总平面布置，应根据其生产工艺特点、火灾危险性等级、功能要求，结合地形、风向等条件，经技术经济比较确定。GB501835.1.12.2石油天然气站场总平面布置应符合下列规定：1）可能散发可燃气体的场所和设施，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。2）甲、乙类液体储罐，宜布置在站场地势较低处。当受条件限制或有特殊工艺要求时，可布置在地势较高处，但应采取有效的防止液体流散的措施。3）当站场采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄漏可燃液体漫流的措施。GB501835.1.2第183页\n3消防3.1石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质、存储方式、储存容量、储存温度、火灾危险性及所在区域消防站布局、消防站装备情况及外部协作条件等综合因素确定。GB501838.1.13.2油气田消防站应根据区域规划设置，并应结合油气站场火灾危险性大小、邻近的消防协作条件和所处地理环境划分责任区。一、二、三级油气站场集中地区应设置等级不低于二级的消防站。GB501838.2.14电气、防雷、防静电接地保护4.1站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应按现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定执行。GB501839.2.1第183页\n4.2对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电危险的设备和管道，均应采取防静电措施。GB501839.3.15.2.4评价小结运用安全检查表对安全管理5个主要方面及现有安全管理制度进行了认真的检查，检查结果：本装置有健全的安全领导组织机构，并有完善的安全管理制度，从上到下形成了安全管理网络，安全保障基础可靠。事故应急预案符合作业区实际，油气系统改造项目投产的同时应补充制定新的事故应急预案。在管理制度上应重点增加施工地过程中安全管理规定和作业要求，并与施工单位签定安全管理协议。本次初设方案安全检查，总计对装置的区域布置、平面布置、消防和供配电和电气、防雷、防静电接地保护的12项相关内容进行检查，符合要求。5.3灾害评估根据工程单元划分原则，结合集输管道自身的工艺特点，本章采用蒸气云灾害评估对天然气输气管线蒸气云爆炸损伤进行模拟计算，采用故障树对天然气长输管道失效故障树和站场火灾爆炸故障树进行分析。第183页\n5.3.1“蒸气云”灾害评估过程以长输天然气首站和天然气输气管道工程管线上任意一处设备、管路或阀门破裂、天然气以装置最大设计设计处理量为80万方/天，设计压力6.3MPa，天然气连续泄漏10min形成的“蒸汽云”为评估对象，采用以上灾害模型评估方法进行数学公式计算。计算结果如表5-3-1。表5-3-1***天然气输气管道蒸气云爆炸损伤模拟计算结果表评价单元集输气管道蒸气云当量系数4%爆炸总能量　E（MJ）754044.5可燃物质燃烧热ΔHe（kJ/kg）45129蒸汽云中可燃物质数量Wf（kg）22600环境大气压力P0（Pa）101325死亡区半径R1（m）165.3重伤区半径R2（m）244.2轻伤区半径R3（m）413.7财产损失半径R4（m）528.4爆炸火球半径　　　　　R5（m）159.6爆炸破坏半径　　　　　R6（m）608.4直接财产损失　　　　（万元）8772.7间接财产损失　　　　（万元）1431总财产损失　　　　　（万元）10203.7第183页\n火球持续时间　　　　（s）37.1冲击波最大超压　　　（kpa）4.1目标热辐射通量　　　（kw/m2）6.7死亡人数　　　　　　（人）43重伤人数　　　　　（人）51轻伤人数　　　　　（人）176蒸汽云爆炸空间分布图　图1　　天然气输气管道蒸汽云爆炸空间分布图第183页\n5.3.2灾害评估结论选用“蒸气云”爆炸模型对天然气输气管道工程主流程管线上任意一处设备、管路或阀门破裂、天然气连续泄漏10min形成的“蒸汽云”为评估对象，计算了爆炸范围内的各种伤亡半径。所形成的“蒸汽云”爆炸死亡半径为165.3m，重伤半径为244.2m，轻伤半径为413.7m。死亡人数43人，重伤人数51人，轻伤人数176人。此类天然气爆炸事故如若发生在首站内，势必造成首站内设备设施受到严重破坏，造成集气站内死亡半径内的人员死亡。如若发生在输气管线上。势必造成泄漏地点发生严重火灾事故，虽然管线穿越地段人烟稀少，无森林草场。但是此类事故造成的损失是严重的，是绝对不允许发生的。所以防止工程设备管线泄漏成为程安全工作的重点。要求业主在生产过程中加强管线巡查、保证管线输送天然气符合输送要求，定期对管线腐蚀、壁厚情况进行检测，编制该工程“蒸汽云”爆炸事故应急预案。安装长输管线泄漏检测仪器，保证紧急切断和放散装置的完好。5.4事故树分析5.4.1事故树分析简介事故树分析（FTA）又称故障树分析，是第183页\n将特定事故和各层原因（危险因素）之间用逻辑门符号连接起来，得到形象、简洁的逻辑树图形。事故树分析从特定事故或故障开始，层层分析其发生原因，一直分析到不能再分解为止；分析步骤包括确定分析对象系统和要分析的各对象事件（顶上事件）；确定系统事故发生概率、事故损失的安全目标值；调查原因事件；编制事故树；定性、定量分析等。事故树分析中可运用布尔代数法则求出事故树最小割集、最小径集，进行基本事件结构重要度分析，展示事故或故障发生的原因和条件，找出事故或故障发生的原因以及预防事故发生的途径。5.4.2天然气管道火灾爆炸事故树分析1）事故原因分析天然气管道火灾爆炸事故原因分析表见表5-4-1：表5-4-1　天然气管道火灾爆炸事故原因分析列表序号事件名称事件类型1天然气管道火灾爆炸顶上事件2火源中间事件3天然气浓度达到爆炸极限中间事件4明火中间事件5人体静电火花中间事件6天然气泄漏中间事件7抢险施工时撞击火花中间事件8雷电火花基本事件9人体与化纤物摩擦基本事件第183页\n10人体与导体接触基本事件11吸烟基本事件12动火基本事件13车辆火花基本事件14处置不及时基本事件15人员穿铁钉鞋作业基本事件16使用非防爆工具基本事件17材质缺陷基本事件18加工缺陷基本事件19地震破坏基本事件20洪水破坏基本事件21腐蚀穿孔泄漏基本事件22人为破坏基本事件23焊缝泄漏基本事件2）事故树图天然气管道火灾爆炸事故树图见图5-4-1第183页\n图5-4-1天然气管道火灾爆炸事故树图3）事故树分析与计算根据事故树图，利用布尔代数运算法则计算结果如下：（1）最小割集计算天然气管道发生火灾爆炸事故的最小割集有49个（略）。（2）最小径集计算最小径集4个，也就是说，天然气管道不发生火灾爆炸的可能性有4种：P1=｛（吸烟），（动火），（车辆火花），（人体与化纤物与摩擦），（雷电火花），（人员穿铁钉鞋作业），（使用非防爆工具）｝；第183页\nP2=｛（吸烟），（动火），（车辆火花），（人体与导体接触），（雷电火花），（人员穿铁钉鞋作业），（使用非防爆工具）｝；P3=｛（材质缺陷），（加工缺陷），（腐蚀穿孔泄漏），（洪水损坏），（人为破坏），（焊缝泄漏），（地震破坏）｝；P4=｛（处置不及时）｝。（3）基本事件的结构重要度基本事件按其结构重要度从大到小排列为：I（处置不及时）＞I（吸烟）=I（动火）=I（车辆火花）=I（雷电火花）=I（人员穿铁钉鞋作业）=I（使用非防爆工具）>I（人体与化纤物摩擦）=I（人体与导体接触）＝I（材质缺陷）＝I（加工缺陷）＝I（腐蚀穿孔泄漏）＝I（洪水损坏）＝I（人为破坏）＝I（焊缝泄漏）＝I（地震破坏）5.4.3天然气管道火灾爆炸事故树分析结论从该事故树最小径集计算和基本事件结构重要度排序可知：基本事件“处置不及时”结构重要度最大，是导致天然气管道火灾爆炸事故最重要的条件，因此加强天然气管道巡检是防止天然气管道发生火灾爆炸最直接、有效的手段；其次是“吸烟”、“动火”、“车辆火花”、“雷电火花”、“人员穿铁钉鞋作业”、“使用非防爆工具”等不同类型的火源条件，必须严格控制防范；再次是“人体与化纤物摩擦”和“人体与导体接触”等产生人体静电火花的基本事件，必须严格要求现场人员按规定穿戴防静电劳保服，有效消除人体静电。第183页\n另外，加强天然气管道工程施工全过程的安全与技术监督管理，加强地区抗洪与防震设施和措施，也是防止天然气管道火灾爆炸事故发生的重要方面。5.5典型事故案例分析由于管道所输天然气本身属易燃、易爆物质，采用的加压输送工艺又加剧了发生火灾、爆炸的危险。管输天然气中含有的硫化氢、二氧化碳、游离水、粉尘等杂质，管道敷设的土壤腐蚀环境、地质、气象和水文条件，管材材质缺陷，人为破坏及操作失误等因素，在一定条件下都会对管道本身产生危害，甚至酿成灾害。如1989年6月4日，前苏联1985年建成的一条输气管道发生泄漏，当时正好两列火车对开进入泄漏区，火车摩擦产生电火花引燃泄漏的可燃气体发生爆炸，造成600多人死亡，烧毁数百公顷森林。对国内天然气管道，特别是四川等省的输气管道事故进行统计，分析其引发事故的原因，得出可以借鉴的经验教训，对即将建设的西北分公司天然气主干输气管道工程从设计、施工到运营各个环节提供有益的指导。5.5.1国内部分地区输气管道事故统计与原因分析1）四川地区输气管道事故案例分析川渝地区是我国重要的天然气工业基地，目前已建成输气管道约5890km。第183页\n1969年～1990年的22年间，四川输气管道共发生155次事故，统计数据见表5.2-1。从表中可以看出，腐蚀是导致事故的首要原因，共发生67次，占事故总数的43.22%；施工和材料缺陷事故共有60次，占事故总数的38.71%，列于事故原因的第二位；由不良环境影响而导致的事故有22次，占到事故总数的14.20%，位居第三。(1)内腐蚀输送含硫天然气管道的内腐蚀类型，主要有电化学失重腐蚀，硫化物应力腐蚀开裂等形式。电化学失重腐蚀：天然气中含有硫化氢、同时存在冷凝水的条件下，会发生电化学反应，硫化氢电离后形成硫离子，与钢管内表面发生电子传递使金属离子解析形成针蚀、斑点、坑蚀，造成管道的局部减薄，甚至穿孔。如1968年投产的威成线，1971年和1972年两次发生严重的硫化铁坑蚀，引起管道爆破，烧死4人，烧伤26人，造成了巨大的经济损失。表5-5-11969年～1990年四川天然气管道事故统计事故原因事故次数所占比例(%)腐蚀其中：内腐蚀(46)(29.67)外腐蚀(21)(13.55)施工和材料缺陷6038.71其中：施工质量(41)(26.45)制管质量(19)(12.26)不良环境影响2214.20人为破坏及其它原因63.87合计155100第183页\n硫化物应力腐蚀：是与电化学腐蚀同时产生的拉应力腐蚀破坏，它多见于高强度钢、高内应力的设备、管道。当钢管与硫化氢水溶液或与含硫化氢的湿天然气相接触时，发生电化学腐蚀，产生氢原子，它在钢材中扩散，总是向着应力集中区扩散聚集使材料开裂。此类腐蚀发生的时间短，无预兆，开裂的钢表面常不见一般腐蚀，断口为脆性型。据资料报道，在四川输气管道的运行中，硫化物应力腐蚀造成的危害最大，它对管道内壁造成的腐蚀比起外腐蚀来要严重得多。据西南油气田分公司输气管理处事故登记卡记载，截止到1993年底，输气管理处管辖的输气干线共发生78次硫化氢应力腐蚀事故，其中川东输气干线仅1979年到1987年8年间就有12次硫化物应力腐蚀爆管事故，经济损失在700万元以上。这是由于四川天然气中硫化氢含量偏高(大多数在200mg/m3，最高可达400mg/m3～500mg/m3)，如果气质净化不合格，再加上管道含水及管道压力大起大落，便具备了发生硫化物应力腐蚀的条件，增加了管道破裂事故的可能性。表6-1-2是富含硫化氢时管道失效原因统计结果，从中可以看出，硫化物应力腐蚀是最主要的失效形式，占到总数的50%左右。表5-5-2富含硫化氢的管道失效原因统计失效原因失效比例(%)3年4年5年6年硫化物应力腐蚀50.850.050.352.1第183页\n焊接缺陷21.311.324.018.3制作与装配缺陷9.07.01.58.1操作失误1.710.63.01.4其它14.217.116.214.1近些年来，四川新建的天然气管道开始对管输气体的有害成份进行控制，如1989年建成的四川北干环输气管道，已经设置了硫化氢、水露点及全组份分析的在线监测系统，保证了管输天然气的气质要求。但由于历史的原因，仍有一部分老的输气管道气质不符合要求，同时也没有在线监测装置，含硫、含水超标情况时有发生，导致管道发生硫化物应力腐蚀。如60年代建设的巴渝线Φ426×7螺旋管，运行不到10年即开始发现腐蚀穿孔，以后日趋严重，该线已于1991年全线更换。1994年4月，威五线(威远—五通桥输气管道)六井至东兴段进东兴站前分水器底部减薄漏气，现场可见包内充满了硫化铁粉末。1996年1月佛两线输气管道(1979建成)发生泄漏，约10分钟后，泄漏的气体被汽车点火装置引爆，烧毁2台汽车，3人受伤，直接经济损失70余万元，对事故样品的分析认为这起事故是由硫化物应力腐蚀而导致的，管输的天然气中硫化氢的含量达250mg/m3、发生事故的管段严重积水，都为发生硫化物应力腐蚀提供了条件。(2)外腐蚀第183页\n管道外腐蚀与管道所采用的防腐材料性能及防腐施工质量好坏有直接的关系。70年代到80年代，四川天然气管道一般多采用石油沥青防腐和阴极保护相结合的防腐技术，管道的外腐蚀得到了基本控制，这一时期因外腐蚀造成了21次事故，占事故总数的13.55%。但因沥青防腐层强度较低，管子在运输、堆放和焊接中损伤较多，现场补口工作量较大，无论哪个环节质量控制不严格，都可能留下事故隐患。造成防腐质量差的原因主要有：——防腐层施工质量差,管段的沥青防腐层没有包敷工业膜，或沥青防腐层涂敷不均；——管道穿过的地段土壤性质差别大，易形成氧浓差电池，使部分管段出现局部腐蚀；——防腐层补口不合格，严重影响了防腐质量；——防腐材料的耐老化性较差；——阴极保护率达不到100%。阴极保护不合格的原因有：——石油沥青涂层剥离后进水，老化后使绝缘电阻降低，致使管道阴极保护效果下降；——有的阴极保护没有做到与管道同步投产；——有时还发生阴极保护措施的人为破坏及停电等情况。2)施工和材料缺陷四川天然气管道22年间由于施工和材料缺陷原因，共发生事故60次，占总数的38.71%第183页\n，是导致事故的第二位因素。其中，因施工质量差41次；因制管质量缺陷19次。这主要是由于管质、管焊、管道操作维护不良等造成的，同时也反映出当时国内管道施工质量不高、制管技术较落后。我国由于生产螺旋缝钢管的生产历史较长，输送天然气几乎全部采用螺旋缝钢管。螺旋焊钢管有其自身的优点，但它的焊缝长度具有应力集中现象，因而焊缝缺陷引发的事故比直缝钢管概率高。如螺旋焊缝钢管制管时，由于剪边及成形压造成的刻伤处残余应力集中；焊接时造成螺旋焊缝的内焊扁焊或未焊透等缺陷处应力集中；在含硫化氢的腐蚀性介质中形成局部阳极。在输气的低频脉动应力作用下，局部腐蚀逐渐扩展成裂纹，输气运行中，在较低的压力下即可产生爆管，沿焊缝将管道撕裂。沪威输气管道，管材为16Mn，螺旋缝埋弧焊管直径为630×7(8)mm，从1970年12月至1995年1月共发生14次管道破裂事故，其中6次破裂源于螺旋焊缝补焊热影响区的马氏体组织，其余8次破裂源于距螺旋焊缝10～45mm的管材压痕(制管缺陷)处氢损伤。我国管口焊接质量水平低，电弧烧穿、气孔、夹渣和未焊透发生率高，是引发事故的又一重要因素。60年代我国仅能生产螺旋缝钢管，质量低下，曾因螺旋缝焊接质量不过关而多次发生管道爆破事故。最严重的是纳大线在总长27.6km的输气管道上，投产后半年时间内就发生了11次爆管，2次严重渗漏，主要原因均为螺旋缝质量不过关，内焊缝焊偏和未焊透，以及气孔、夹渣等缺陷。近些年来管口焊接质量虽有提高，但如果质检不严、焊工技术水平较低或质量意识差，也难以保证焊接质量。即使是直缝钢管，如果焊缝检测不合格，也会留下事故隐患。如第183页\n1996年1月7日付纳线(付家庙—纳溪输气管道，1978年建成投产)某段发生爆管，一对手工焊缝发生破裂，开裂长度为800mm。对管材性能的检验表明，断裂原因为严重的焊接缺陷所致，焊前坡口两侧油、锈、脏物未清除干净，这些具有缺口效应的缺陷，在外力作用下，引起了严重的应力集中，导致管道脆裂。施工不良还表现在以下方面：管道除锈、去污、防腐和现场补口等工序未按施工要求去做；现场涂敷作业管理不严，使防腐层与管体粘结不良，管子下沟动作粗鲁以及回填作业草率，使泥土、岩石冲击防腐层，造成防腐层破坏；阴极保护没有与管道埋地同时进行；还有管子搬运时大手大脚，不仔细，管子产生疲劳裂纹。3)不良环境影响管道工程的局部管段所处的恶劣自然环境影响引起的管道事故，主要指山体滑坡、崩塌及管道穿越江河段受洪水冲刷等因素造成的事故。在所统计的年份中，四川天然气管道共发生这类事故22次，所占比例是14.20%，排在第三位。洪水的冲刷引起河床变化是促使管道发生事故的主要原因，早期建设的管道穿越江河工程，多采用裸露敷设或浅埋敷设方式，最易遭受洪水的外力破坏，一旦稳管作用失效，水下管道出现悬空，没有及时发现或没有采取加固措施，就容易导致事故。如四川中青输气管道的涪江穿越段，1978年因洪水猛烈而被冲断；峡渝线长江穿越于1974年和1985年江底管道两次被冲断。第183页\n自然环境的改变或人为活动引起条件变化，导致山体滑动和崩塌，也会危及到管道安全，如1998年8月20日，付安线马门溪至小南坝公路下雨造成山体滑坡，造成约40m公路下沉，致使敷设在公路水沟、路肩下的天然气管道严重位移，经测量管道沉降段长达41m，纵向下沉最大约2m，向江边水平位移约1m，严重危及管道安全。不良环境影响造成的管道事故次数比较高，与四川盆地特殊的自然环境条件有关。该地区多深谷大川，地质土壤较松散脆弱，岩体易风化破碎，汛期多大雨、暴雨、地形雨，很容易引发山体滑坡、崩塌及泥石流等灾害，对管道形成较大的危害。据最新资料统计，仅重庆市到2000年就累积发生了地质灾害3.3万余处，其中滑坡4381处，崩塌610处，泥石流93处，地面塌陷73处，造成的损失也是触目惊心的，发生在2001年5月1日的重庆武隆县山体滑坡一次就夺走了76人的生命。4)第三方破坏1969年到1990年第三方破坏引起的事故在四川统计数字不高，仅占事故总数的3.87%，但由于这类事故具有突发性、不易防范，而且容易酿成更大的灾害，因此不容忽视。近年来川渝地区屡屡发生的第三方破坏事故，具有一定特点，集中表现在以下几方面：(1)城市建设中缺乏对输气管道进行保护第183页\n1998年某开发区建设在平整土地时，损坏南干线，造成管道停输3天；某市开发区将中青线约9km圈在开发区内，部分建筑甚至压在管道上，对管道安全威胁极大；在管道两侧开山平地、建房修路，修加油站的事件也有发生，如江油市太华加油站的储油罐距中青线不足20m，重庆江津市有两座加油站紧靠丹西线建设；据统计，在四川输气干线的保护区范围内，各种永久性的违章建(构)筑物已达1200多处。(2)公路建设危及管道安全近年来，随着交通建设的发展，在公路新建和扩建中，一些地方不征求输气管道部门的意见，对输气管道未采取任何保护措施，就将输气管道压在公路下或紧靠管道修建公路，不断酿成事故。如1998年7月29日，威五线东兴-三江段由于内江至乐山公路进行改建，使用大型机械施工，输气管道两处被穿破出现漏气，造成管道停输，经济损失12万元；江油市在修筑公路时将中青线压管6m多；成都市公路扩建时，对公路和威青线、威成线交叉处没有按设计要求进行保护，此段管道未经保护被压在公路下，构成重大事故隐患。(3)河流挖砂取石危及管道安全管道穿越河流附近的河床上，挖砂取石现象屡禁不止，致使水下穿越管道上的砂卵石覆盖层逐年减薄，部分天然气穿越处由于挖砂取石已造成管道悬空裸露，防腐层被破坏。如德阳绵远河穿越，因挖砂取石造成穿越段悬空；成德线广汉鸭子河穿越，同样原因致使管道在1990年8月被洪水冲断，停输近7个月；第183页\n1996年2月7日，佛纳线发生泄漏事故，这是由于管道周围为采石场，管道被砸了一个大槽坑，出现局部缺陷，引起应力集中发生爆管。综上所述，地方建设危及输气管道安全的现象屡屡发生，特别是部分地段公路改(扩)建，城镇开发区建设及农村建房造屋、农民挖砂取石导致江河穿越管道裸露悬空等危及输气管道安全的事件不断，严重威胁到输气管道的安全运行，如果不能严格贯彻管道保护条例，管理维护工作再跟不上去，人类活动引起的管道事故将会上升。需要特别注意的是，进入90年代以后，我国经济飞速发展，地方保护主义及社会环境的变化造成管道侵权事件频频发生，表现在管道上打孔盗气及在管道沿线修建违章建筑的情况急剧上升，对管道的安全运行造成极大危害。以中沧输气管道为例，自1998年发生第一次打孔盗气案件以来，截止到2000年11月，已发生了打孔盗气事件14次，参见表5-5-3。表5-5-3中沧输气管道打孔盗气情况统计序号桩号(km+m)地点盗气点情况盗气持续时间(a)111+200莘县古云乡珍珠岩厂作为燃料气0.5211+380莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气0.5311+500莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气0.5411+650莘县古云乡同智营村玻璃丝棉厂作为燃料气0.5511+660莘县古云乡西池村0.5第183页\n泡花碱厂作为燃料气611+770莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气0.5711+790莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气0.5811+890莘县古云乡曹庄村珍珠岩厂作为燃料气0.5911+920莘县古云乡曹庄村熔块厂作为燃料气0.51013+180莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气0.51114+150莘县古云乡义和诚公司玻璃丝棉厂作为燃料气1.01214+200莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气1.013280+300吴桥县北董村装有阀门未盗成14303东光县装有阀门未盗成通过对近年盗气案件进行分析，具有以下特点：(1)由人个作案发展为团伙作案，一般均在5人以上，并有明确分工，踏点、放哨、打孔、盗气、销赃一条龙，配有先进的交通和通讯工具，个别甚至配有枪支；(2)破坏分子活动范围明显扩大；作案分子中有不法分子和职工互相勾结，具备专业知识，不易防范；破坏的程度加大：盗气频率上升；(3)有的地方打击不力和执法不严，对这些破坏和盗窃国家财产的犯罪分子按一般偷盗案处理，重者几年，轻者几天，有些犯罪分子已被反复抓获，拘留几天放出后，又继续作案；(4)打孔盗气已严重影响到了管道的安全生产，造成了重大的经济损失，管理人员在事故抢修时部分地段老百姓对抢修人员的工作不配合，有的还横加阻拦，索要费用。第183页\n同时，近年来在管道沿线不符合国家有关法律法规以及国家或行业有关设计、安全规范，未经地方部门或管道企业同意而在管道上方或在管道带内兴建的违章建筑也在增加，对管道的安全运行造成很大危害。以四川达卧线为例，1996年调查中发现，在147km的管道上，存在着60处违章建筑，特别严重的有9处，违章建筑有的是厂房、油库，有的是住宅楼和学校，它们直接压在5.0MPa的管道上，严重影响了管道的安全运行和沿线民众的生命财产安全。面对第三者破坏愈演愈烈的情况，如何保证输气工程不受或少受人为破坏就显得非常重要。5)事故率统计根据对四川石油管理局某输气处所辖12条输气管道(总长1414.8km)事故率的资料汇总，从投产到1994年7月，管道(运行长度为24.433×103(km·a))上共发生了105次事故，事故率是4.3×10-3次/(km·a)，这一统计结果比国外事故率的平均水平0.49×10-3次/(km·a)要高。第183页\n分析其原因，与我国当时的管道设计、施工水平都有关系。这些管道大都建设于60年代中后期到80年代，当时国内管材和制管水平和质量水平比较低，与国外相比差距较大；站场设备仪表也比较简陋，输送气的含硫量比较高，早期的管道也没有阴极保护，采用的防腐材料性能水平比较低，自动化操作水平也比较落后，手工操作还比较多；管道施工安装质量特别是焊接质量不高，所有这些因素都导致事故发生率较高。5.5.2其它类型事故案例分析1)冰堵造成的事故输气管道内形成的水化物易积聚发生冰堵，是严重影响天然气管道安全运营的一个隐患。尤其对处于地形复杂、气候寒冷地区的管道，更是不可忽视。陕京输气管道曾于1999年1月发生了冰堵，就是由于在施工和管道试压期间，大量游离水侵入并遗留在低洼处未被清出所致。1999年1月4日零时，陕京输气管道调度人员通过管道自动监控系统，发现灵丘段输送压力为3.28MPa，杜村段输送压力为2.67MPa，灵丘至杜村段管道输送压差为0.61MPa，超出了此段管道正常状态下的压差，即0.25MPa。经调查，管道不正常压差与通讯传输及设备误动作无关。通过观察，发现压差继续增大，其中红泉村、云彩岭、巨羊沱三个阀室的压力分别为2.6MPa、3.5MPa、3.5MPa，表明在红泉村至云彩岭段管道已发生局部水化物冰堵。这表明随着管道监控自动化程度的提高，管道运营中各项参数的变化显得更直观，提高了判断管道运营事故的能力。第183页\n输气管道内水化物主要是通过内因和外因相互作用形成的。内因是指天然气中存在相当部分的游离水，这是天然气形成水化物的决定因素。外因是指压力和温度。压力越高、温度越低，天然气越容易形成水化物。另外，由于高速流动、搅动、高压脉动等因素的影响，在管道弯头、孔板、粗糙的管壁等特定位置，天然气也易形成水化物。水化物一旦形成后，就会减少管道的流通面积，产生节流，加速水合物进一步形成，严重影响管道的安全运行。管道输送的天然气是经过处理的干气，在压力为4.5MPa、温度为-13℃时，天然气标准饱和含水量在0.052g/m3以下，仅在温度低于-20℃时，才达到实际饱和含水量，因而在管道运行中天然气不易析出游离水。输气管道内游离水的含量与管道所处的地形、地貌及清管次数密切相关。2)投产初期在长输管道建设中，由于施工环境、人员素质等原因，投产初期常发生管内存在大量杂质等问题。尽管经过清管，但从管道投产初期的运行情况来看，管道内仍有杂质残存。在大排量输气时，这些杂质经过管道进入分离设备、仪表、阀门，严重地影响了管道正常生产。陕京一线就曾发生过分离器排污弯头刺坏以及压缩机进口过滤器堵塞的情况。其它例如：鄯乌线末站冬季分离器和调压阀引压管发生冰堵和粉尘堵塞；长宁线末站经常发生粉尘堵塞，并有刺坏分离器排污阀和排污弯头的情况。根据相关调查分类，投产初期管内残余杂质、来源和危害下表5-5-4所示。表5-5-4投产初期管内杂质来源及其危害一览第183页\n序号管内残余杂质来源危害1细砂粒沙漠施工时进入管内，在其它地带施工时较少进入管道。堵塞或刺坏阀门、仪表和管道2泥土平原泥土地带施工时进入管内。堵塞阀门、仪表和管道3焊渣管道焊接时进入管内，尤其是在吹扫质量不高的管道内遗存较多。堵塞或刺坏阀门、仪表和管道4水主要是用水试压时遗留在管内，其次是天然气内含水。形成水化物或结冰，堵塞阀门、仪表和管道5轻质油来自油田气体处理装置不利于用户生产，放出时易燃、易爆6硫化氢和硫化铁来自油田气体处理装置腐蚀管道、仪表和阀门，硫化铁易自燃7灰分来自油田气体处理装置堵塞阀门、仪表和管道5.5.3事故案例分析结论1)国内外输气管道事故统计与原因分析中，腐蚀原因都占有较大比例。管道防腐层是防止埋地管道腐蚀的一道屏障，其质量的好坏直接影响着管道保护电位，管道保护电位达不到要求的管段就会产生腐蚀。为此，对管段防腐层不同的管段采取不同的措施，加强管道防腐层质量的维护和保养，是必要且可行的。2)成立管道事故报警中心；建立有关管道管理制度，如巡线工巡线责任制等。发生重大隐患及时上报，及时依法进行交涉，力争得到公正、完善的解决，避免重大恶性事故发生。3)第183页\n对输气管道内的水化物采取预防为主、处理为辅的方法，以减少天然气中的水含量，提高天然气的质量。定期对输气管道段进行清管，管道一旦形成水化物，应尽快降压和升温，以破坏水化物的形成过程，并定期向管内加注醇类物质，确保管道的安全运行。(1)预防输气管道水化物形成的措施有：——减少施工和试压中遗留的水。在管道吹扫和测压后，应增加清管次数。在投产后，应进行水露点测试，对重点地段进行重点清管。——对新投运的管道，应定期加入抑制剂，如甲醇、乙二醇等，特别是在冬季和特殊地段。——在管道的设计和施工阶段应尽量避免过多地使用弯管，以降低管道的曲率，减少局部摩阻。——生产运行过程中，尤其是在冬季大输量、高压力运行时，必须定期监测管道沿线的水露点。(2)天然气管道中的水化物是逐渐形成的，不会在瞬间堵塞全部管道。若管道某点发生水化物堵塞，该点两端的压差就会变大，随着时间的延长，压差将继续增大。根据水化物的形成条件，应采取以下步骤处理已经形成的水化物:——第183页\n在最短的时间内降低相关管道段的运行压力。根据季节、压差点的位置(上下游位置、地形地貌等)和管道运行压力，判断是否发生水化物堵塞。如果发生，则要关闭堵塞点的前一个RTU阀室，并观察压力的变化。同时，派人到现场监护，下游各站应解除GOV阀的自动截断功能。——确定可能形成水化物的地点。现场人员可通过查看阀门的状态、各小段管道的压力和检查非远传干线阀，判断是否形成水化物。如能判断出形成水化物的最小区间，则可确定可能形成水化物的地点。——现场分析。对已关阀的下游各站间管道段是否存在异常压差进行分析。——加热。在管道有异常压差的管段上方加热，通过辐射和传导加热管道，提高地表温度场。——注醇。在压差异常点上游阀室向管道内注入甲醇或乙二醇。——放空。若上述方法无法解堵，可考虑关闭堵塞点的前一个阀室，放空管道。4)加强输气管道投产初期的运行安全管理。(1)为避免投产初期的管道被天然气中的砂粒、灰分、泥土、焊渣堵塞或刺坏阀门和仪表，可采取以下解决方法：——加强施工监督，尽量避免砂粒、泥土等杂质进入管道。——在管道施工或清管时，增加管道的吹扫与清管次数，以降低管内砂粒、泥土等杂质的残存量。——第183页\n完善汇管的排污方案。定期对汇管进行排污，并定期对计量、调压、排污等设备进行保养维护。建议采用离线、湿法排污，即采用排污池注水。这样可以消除排污设备损坏、硫化铁自燃和粉尘产生静电等隐患。(2)若投产初期管道内天然气中的水和轻质油堵塞管道、仪表和阀门，可采取以下方法处理：——加强施工监督，把用水试压的管道吹净；投产前增加通球、清管次数，并尽可能将水排放干净。——投产初期严格控制气体质量。(3)对操作人员进行技术培训，完善管理制度和操作规程，以杜绝各种事故的发生。第183页\n6　安全对策措施本次预评价根据工程主要危险、有害因素分析和预评价结果，结合工程的工艺特征以及现有管道实际运行中的生产经验与事故教训，以有关标准、规范为依据，按照经济合理与可操作的原则，在对初步设计中提出的对策与措施进行论证的基础上，有针对性地提出安全方面的补充对策与措施。第183页\n6.1初步设计中提到的对策措施（1）在设计中严格执行国家及行业规程，规范；（2）在日常生产中，应制订切实可行的安全操作规程，对工作人员加强教育，强化安全意识，加强管线巡检工作，发现事故及时汇报和处理；（3）管线采取弹性敷设，增强抗震能力；（4）站区配置灭火器，站区按防火规范布置，保持安全距离；（5）管线沿途需穿越多条公路，当路面荷载大于管线的设计承受压力时，管线就会因为受力过大发生弯曲变形，甚至断裂，从而造成天然气的泄露，并可能引发火灾、爆炸事故。因此设计、建设中应特别考虑管线通过公路时的承压受力及保护问题。6.2补充的安全对策措施工程的初步设计对总体方案和各单元工程，均从设计、施工、管理、运行方面，全面详实地提出了安全对策措施，可以有效保证人员健康、系统平稳运行。而从严谨、稳妥角度考虑，还应补充如下安全措施。6.2.1补充的安全对策措施1）工艺及设备（1）采用密闭系统，使易燃、易爆危险物料——第183页\n天然气置于密闭的设备和管道系统中，各个连接处采用可靠的密封措施，以防其泄漏。（2）集中放散装置宜设置在站内全年最小频风向的上风侧，且与站外构筑物的防火间距符合规范要求；2）输气管道（1）输气站应在进站截断阀上游和出站截断间下游设置泄压放空设施。（2）输气干线截断阀上下游均应设置放空管。放字管应能迅速放空两截断阀之间管段内的气体。放空阀直径与放空管直径应相等。（3）输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。（4）穿越公路的燃气管道，应加钢管或钢筋混凝土套管，套管端部距堤坡脚外不小于2m，套管两端与燃气管的间隙应采用柔性的防腐防水材料密封，其一端应设检漏管；（5）埋地管道应选用经监理单位监制的管材，并由生产单位出具合格证明。（6）管道埋地敷设时，其管顶距地面的埋深不应小于最大冻土深度。3）建筑及施工（1）门站防爆范围内应采用不发火地面；（2）管道施工严格执行停检点制度，如焊接、防腐、电火花测漏、关键质量控制点，必须停工检验监督。第183页\n（3）建筑防火等级不低于二级；抗震级别应为8度，门窗应外开，窗外设防护栏（网）；与其它房间毗连时，应用厚度≥240mm的实体墙分隔；建筑物内部装修采用非燃烧材料，门窗玻璃为无丝玻璃。4）消防（1）加强火源的控制。在易发生火灾、爆炸部位禁止动火，若生产急需必须对现场处理，达到动火条件，办理动火手续方可动火。（2）做到可燃气体报警仪灵敏好用，定期校验，一旦发生泄漏，能够及时准确报警，避免事故的发生。（3）火灾扑救依托当地消防部门，应在设计消防审查、竣工消防验收等环节主动与消防部门沟通，以增进了解，便于紧急扑救时熟悉现场情况。5）电气（1）由天然气的易燃易爆特性决定各站点工艺区均为火灾爆炸危险场所（室外为2区，封闭室内为1区），所用电气设备均应防爆，并不低于所在环境的爆炸级组别；其电气接地应采用TN—S系统，接地电阻R≤4Ω；（2）为使电气设备选用与管理有所依循，设计应补充火灾爆炸危险区域划分图；（3）站点内部配电应采用铜芯阻燃电缆，并不得与输气管线同沟敷设。第183页\n（4）照明设计严格按照《工业企业照明设计标准》（GB50034-92）执行，其设备选型、照度标准值应根据室内和室外、爆炸场所和非爆炸场所的不同要求来确定。（5）在人体有可能接触的带电体周围采用屏护装置或设置安全距离，并在带电体附近设置防触电警示标志。6）防雷防静电（1）站点调压计量区为1区火灾爆炸危险环境，应按1类防雷要求设置避雷带，其四周引下接地线间距应≤18m；露天布置的调压设备应设避雷针；（2）埋地管线均有阴极保护，站内管线经绝缘法兰隔离后应可靠接地；站内工艺设备亦应可靠接地；法兰连接螺栓少于5个时，亦应用不少于6mm的软铜线可靠跨接；（3）输配管线沿线所有的阀门、阀门井的放散管均需做防雷接地。7）运行监控及数据采集系统（1）运行监控及数据采集系统的主站机房应设可靠性较高的不间断电源和后备电源；（2）工艺现场的数据采集设备必须符合所在环境的防爆防护要求；不防爆设备集中的现场仪表间应布置在火灾爆炸危险区域以外；第183页\n6.2.2施工过程的对策措施（1）工程的设计、施工、安装、监理应选用有资质的单位，并由监理和质检单位出具工程质量评估报告；（2）设备采购应选择具有国家规定资质的生产厂，特别是压力容器、压力管道的生产厂家，应严格审查其生产资质，挑选生产质量好、信誉好、售后服务有保障的厂家，以保证质量优良，安全可靠；（3）施工中应协调督促各施工单位完善施工组织，落实各项安全措施，保证施工安全；（4）依据工程设计和各设备的作用说明书，编制详尽具体的操作规程；（5）安全阀、各种自控仪表，应定期进行校检，接地电阻应定期检测，建立档案；（6）依据《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T9002-2006）编制事故应急救援预案，应包括以下内容：总则、生产经营单位的危险性分析、组织机构及职责、预防与预警、应急响应、信息发布、后期处置、保障措施、培训与演练、奖惩；（7）工程竣工须报消防部门验收，并出具风雷、防静电接地检测报告及消防验收意见书；第183页\n（8）工程竣工试运行后，应选择最大可能的危害状况（如冬季采暖等）进行职业卫生检测，以明确各工作场所对职工健康的影响；（9）运行方和施工方必须签订安全协议并现场交底，指明危险部位划清作业界限，明确双方的安全责任，并彻底清扫管线设备后交给施工方；（10）运行方应为施工方进入现场作业人员进行安全培训，讲清安全要求，如使用工机具的性能要求及限制、人员的着装、行为（不吸烟、不用火、不用手机、不乱动现场设备）等；（11）双方确定意外事项的处理办法及联系方式。15）在施工过程中要防止洪水的危害，要注意气象信息，对施工区域要有排洪沟，防止洪水的危害。6.2.3安全管理对策措施1）职业卫生安全管理（1）本工程中的毒性物质主要是天然气。天然气本身为无明显毒性的物质，在生产中只需注意避免长时间接触其蒸气，即能有效防止中毒事故的发生。另外，在实际生产过程中应避免操作人员与气体的长期接触，具体体现在：①正常生产时所有物料均在密闭容器和管道中使用，不与操作人员接触。②门站等设置可燃气体报警仪，监测可燃气体浓度。③门站因有气体挥发，采用可燃气体报警与机械通风装置联锁通风，使室内空气中天然气的浓度不至于达到影响操作人员身体健康的程度。第183页\n（2）由于天然气在高浓度下可引起接触性皮炎、吸入性肺炎等病症，因此建议在高浓度环境中接触它们时，应穿上防腐工作服、戴上橡胶手套，并在工作后注意个人清洁卫生。（3）对接触有毒有害物质的作业人员必须进行就业前体检和定期健康检查，严禁职业禁忌人员上岗。对女职工上岗应按照《女职工禁忌劳动范围》和《女职工劳动保护规定》（国务院[1998]第9号）的有关规定执行。（4）现场人员穿防静电工作服，且禁止在易燃易爆场所穿脱。禁止在防静电工作服上附加或佩带任何金属物件，在现场设置消除静电的触摸装置。2）运行安全管理对策措施（1）建立健全的HSE管理机构，明确主要人员的职责。按国家有关规定，设置专门的安全卫生管理机构，配备专职安全卫生人员，进行必要的安全卫生教育和安全卫生监察，配备必要的检测仪器和设备。（2）制定各种作业的安全技术操作规程。规程应包括紧急停车及异常处理等内容。严格工艺管理，强化操作纪律和劳动纪律。（3）站点的站长、安全员及从业人员均应经政府安监部门培训、考核，持证上岗；（4）设立安全门卫制度，对所有迸出站场的机动车辆，加强安全检查。（5）对特殊有害场所设置安全防护标志。（6）在设置气体消防的场所配备一定数量的氧气呼吸器。第183页\n（7）按国家规定，为现场作业人员配备必要的个体劳动防护用品。（8）严格遵守动火规程，动火作业中严格执行三级动火审批制度，作好动火作业前的准备、作业过程中的监护和作业后的清理工作，并由有相应资质的监理单位对施工质量进行监督检查。（9）对人为破坏，依托当地公安部门处理。（10）加强施工环节管理，保证建设中各个环节都符合相关要求。（11）加强岗位操作管理，严格执行操作规程和工艺指标，严禁误操作，防止超温、超压。（12）严把检修质量关，按期对容器、管线进行检验，防止因腐蚀发生泄漏，加强对安全附件的管理，定期进行校验，达到完备好用。（13）本工程的天然气存贮未构成重大危险源,但建成后应向政府安监部门进行重大危险源申报，并认真落实安全责任人和各项监控措施。3）安全“三同时”过程控制对策措施在完成本项目安全预评价工作后，建设单位应根据《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令（18号）的要求，进行如下程序：（1）在项目建设前由具有相应资质的设计单位进行《建设项目安全设施设计》并经安全生产监督管理部门进行审查同意，未经审查同意的，不得施工（详见附件表十一）。第183页\n（2）《建设项目安全设施设计》应按陆上石油天然气建设项目安全设施设计专篇编写指导书（长输管道部分）编制。（3）建设项目的安全设施也必须同建设项目一样，由具有相应资质的建设单位进行施工。（4）建设项目的安全设施也必须同建设项目同时施工，同时验收，同时投入使用。并且其建设项目的安全设施和安全条件也必须经安全生产监督管理部门进行验收，未经验收合格的，不得投入生产和使用。（5）投入使用的生产项目负责人、安全管理人员及特种作业人员必须经具有相应资质的安全培训机构进行培训，考试合格后取得安监部门颁发的资格证书后，方可上岗作业。（6）建设项目竣工后，应由具有相应资质的评价机构编制《安全验收评价报告》，并经安监部门进行评审合格后，方可向安全管理部门申请安全生产许可证。4）运行安全过程中劳动定员对策措施本项目初步设计中编制劳动定员定额，管理人员配备符合国家劳动保护条例的要求。为此在此进行补充（1）根据工程建设性质和天然气生产运行特点，结合市场情况，确定本项目的组织管理和运营都由新和海特燃气有限公司承担。（2）建立HSE管理体系，确保安全、环保、健康指标的落实。（3）站场实行4班3倒，由有经验的职工中自行调配。第183页\n6.2.4事故应急预案的制定应急预案的制定应遵循国家安全生产监督管理局发布的《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》的要求进行编写。本报告提出以下事故应急救援预案的编制框架，供业主管理部门在编制应急预案时参考。表6-2-1事故应急预案编制框架序号预案要素主要内容1单位基本情况单位的地址、经济性质、从业人数、隶属关系、主要产品、产量等内容，周边区域的单位、社区、重要基础设施、道路等情况。危险化学品运输单位运输车辆情况及主要的运输产品、运量、运地、行车路线等内容。2危险目标及其危险特性、对周围的影响依据本单位装置、设施安全评价报告、重大危险源辨识结果、健康安全环境管理体系文件等确定危险目标，分析危险目标的危险特性和对周围的影响。3危险目标周围可利用的安全、消防、个体防护的设备、器材及其分布依据本单位平面布置图、消防设施配置图、周边区域道路交通示意图和疏散线路、交通管制示意图等确定。4应急救援组织机构、组成人员和职责划分（1）组织机构名单；（2）主要负责人、现场指挥人及有关管理人员职责；第183页\n5报警、通讯联络方式（1）24小时有效的报警装置；（2）24小时有效的内部、外部通讯联络手段；（3）值班联系电话、组织应急救援有关人员联系电话、危险化学品生产单位应急咨询服务电话。6事故发生后应采取的处理措施根据事故的类型制定出相应的措施和救援方案。7人员紧急疏散、撤离（1）事故现场人员清点，撤离的方式、方法；（2）非事故现场人员紧急疏散的方式、方法；8危险区的隔离依据可能发生的危险化学品事故类别、危害程度级别，确定以下内容：（1）危险区的设定；（2）事故现场隔离区的划定方式、方法；（3）事故现场隔离方法;（4）事故现场周边区域的道路隔离或交通疏导办法。9检测、抢险、救援及控制措施依据有关国家标准和现有资源的评估结果，确定以下内容：⑴检测的方式、方法及检测人员防护、监护措施；⑵第183页\n抢险、救援方式、方法及人员的防护、监护措施；⑶现场实时监测及异常情况下抢险人员的撤离条件、方法；⑷应急救援队伍的调度；⑸控制事故扩大的措施；⑹事故可能扩大后的应急措施。10受伤人员现场救护、救治与医院救治⑴接触人群检伤分类方案及执行人员；⑵依据检伤结果对患者进行分类现场紧急抢救方案；⑶接触者医学观察方案；⑷患者转运及转运中的救治方案；⑸患者治疗方案；⑹入院前和医院救治机构确定及处置方案；⑺信息、药物、器材储备信息。11现场保护与现场洗消明确事故现场的保护措施；明确事故现场洗消工作的负责人和专业队伍；12应急救援保障内部保障依据现有资源的评估结果，确定以下内容：⑴确定应急队伍，包括抢修、现场救护、医疗、治安、消防、交通管理、通讯、供应、运输、后勤等人员；第183页\n⑵消防设施配置图、工艺流程图、现场平面布置图和周围地区图、气象资料、危险化学品安全技术说明书、互救信息等存放地点、保管人；⑶应急通信系统；⑷应急电源、照明；⑸应急救援装备、物资、药品等；⑹危险化学品运输车辆的安全、消防设备、器材及人员防护装备；⑺保障制度目录①责任制；②值班制度；③培训制度；④危险化学品运输单位检查运输车辆实际运行制度（包括行驶时间、路线，停车地点等内容）；⑤应急救援装备、物资、药品等检查、维护制度（包括危险化学品运输车辆的安全、消防设备、器材及人员防护装备检查、维护）；⑥第183页\n安全运输卡制度（安全运输卡包括运输的危险化学品性质、危害性、应急措施、注意事项及本单位、生产厂家、托运方应急联系电话等内容。每种危险化学品一张卡片；每次运输前，运输单位向驾驶员、押运员告之安全运输卡上有关内容，并将安全卡交驾驶员、押运员各一份）；⑦演练制度。外部救援⑴消费依托单位；⑵互助单位；⑶应急救援信息咨询；⑷专家信息。13预案分级响应条件确定事故级别后制定分级响应程序14事故应急救援终止程序事故解除后通知相关单位、人员15应急培训计划（1）应急救援人员培训；（2）员工应急响应培训；（3）社区或周边人员应急响应知识的宣传。16演练计划（1）演练准备；（2）演练范围预次数；（3）演练组织。17附件⑴组织机构名单；⑵值班联系电话；⑶组织应急救援有关人员联系电话；⑷危险化学品生产单位应急咨询服务电话；⑸外部救援单位联系电话；⑹第183页\n政府有关部门联系电话；⑺本单位平面布置图；⑻消防设施配置图；⑼周边区域道路交通示意图和疏散路线、交通管制示意图；⑽周边区域的单位、社区、重要基础设施分布图及有关联系方式，供水、供电单位的联系方式；第183页\n7　安全评价结论1）《***天然气长输管道工程》由****燃气工程设计研究院***分院设计。2）本评价报告对该项目存在的各种危险、有害因素进行了辩识和分析，结论如下：（1）本站工程物料有天然气、天然气含有硫化氢，这2种物料均为甲类火灾危险物质，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火极易燃烧爆炸，其中硫化氢是高毒物质，可导致中毒窒息。（2）报告对改造工程进行了重大危险源辨识，该天然气长输管道已构成了重大危险源，业主应按有关规定，建立重大危险源管理档案、台帐，加强动态监督和管理，确保安全。（3）各评价单元及其自然环境条件中，存在着火灾、中毒窒息、物理爆炸、触电、机械伤害、噪声危害及雷暴、地震、高温和寒冷气候影响等多种危险危害因素。3）报告采用预先危险性分析法，对各重点评价单元分析结论如下：表中3个评价单元中的16个重点子单元的多项风险因素中，有5项因素的危险指数值为4，是本改造工程的主要危险、危害因素，这些因素可能引起火灾、爆炸，造成重大人员伤亡、设施建筑毁坏等严重后果，是本工程的主要危险。第183页\n其余的因素为行业常见的一般危险因素，其危险指数值在6～14范围内，相对风险程度较小。4）运用安全检查表对安全管理5个主要方面及现有安全管理制度进行了认真的检查，检查结果：本装置有健全的安全领导组织机构，并有完善的安全管理制度，从上到下形成了安全管理网络，安全保障基础可靠。事故应急预案符合作业区实际，油气系统改造项目投产的同时应补充制定新的事故应急预案。在管理制度上应重点增加施工地过程中安全管理规定和作业要求，并与施工单位签定安全管理协议。本次初设方案安全检查，总计对装置的区域布置、平面布置、消防和供配电和电气、防雷、防静电接地保护的12项相关内容进行检查，符合要求。5）评价报告采用“蒸气云”灾害评估结论是：选用“蒸气云”爆炸模型对天然气输气管道工程主流程首站或管线上任意一处设备、管路或阀门破裂、天然气以装置设计处理量80×104m3/d连续泄漏10min形成的“蒸汽云”为评估对象，计算了爆炸范围内的各种伤亡半径。所形成的“蒸汽云”爆炸死亡半径为34m，重伤半径为55m，轻伤半径为95m，财产损失半径为74m，建筑物破坏半径47m。此类天然气爆炸事故如若发生在首站内，势必造成首站内设备设施受到严重破坏，造成集气站内死亡半径内的人员死亡。如若发生在输气管线上。势必造成泄漏地点发生严重火灾事故，虽然管线穿越地段人烟稀少，无森林草场。但是此类事故造成的损失是严重的，是绝对不允许发生的。6）评价报告采用事故树分析法，对改造工程可能发生的第183页\n天然气管道火灾爆炸和首站火灾爆炸等重点危险事故进行了事故树分析，得出以下评价结论：(1)从”天然气管道火灾爆炸事故”事故树的分析，最小径集计算和基本事件结构重要度排序可知：基本事件“处置不及时”结构重要度最大，是导致天然气管道火灾爆炸事故最重要的条件，因此加强天然气管道巡检是防止天然气管道发生火灾爆炸最直接、有效的手段；其次是“吸烟”、“动火”、“车辆火花”、“雷电火花”、“人员穿铁钉鞋作业”、“使用非防爆工具”等不同类型的火源条件，必须严格控制防范；再次是“人体与化纤物摩擦”和“人体与导体接触”等产生人体静电火花的基本事件，必须严格要求现场人员按规定穿戴防静电劳保服，有效消除人体静电。另外，加强天然气管道工程施工全过程的安全与技术监督管理，加强地区抗洪与防震设施和措施，也是防止天然气管道火灾爆炸事故发生的重要方面。(2)通过“门站天然气火灾、爆炸事故”故障树的分析，管线的泄漏主要由施工的质量缺陷和外在的环境因素共同作用造成的，这说明管线的危险程度主要取决管线的外在条件，同时，根据“门站天然气火灾、爆炸事故”第183页\n故障树定性分析中求得的7个最小径集及其基本事件结构重要度的计算结果可以看出：导致输气管道泄漏的原因事件单一，关联条件少，因此发生的可能性也较大。所以，保证管线的设计、施工质量并在管线生产运行中切实做好管线的安全管理工作对于管线的平稳安全运行至关重要。7）评价报告列举的四川地区输气管道和其它类型事故案例表明，天然气输气管道在长输系统过程中存在着发生泄漏、聚集，引发火灾爆炸事故的一定风险，其后果可能造成重大人身伤亡和财产损坏等严重后果。本工程应从中吸取教训，加强对员工的遵章守规和安全教育，加强设备、设施的检查和维护，做到安全、规范操作和检修施工，及时发现、有效消除各类不安全因素，杜绝类似事故的发生。综上所述，本次预评价辨识了拟改造工程各种危险有害物料，识别了各种危险、有害因素，确定了可能发生的危险、有害事故的类型、特点、严重程度以及应采取的防护措施。预评价项目组认为：******天然气有限责任公司安全管理机构健全，SHE管理体系完善，安全管理基础牢靠，消防安全设施齐全，消防依托良好，拥有熟通化工技术的安全管理与技术人员，并与具备比较丰富维修保养经验的专业队伍密切合作，给本工程的建设和投运提供了良好的基础条件。通过总结本次预评价工作的成果以及较充分的行业调研，对工程初步设计进行了分析研究，并到拟建工程场址现场踏勘。项目组从项目的总平面布置、工艺流程、设备设施、装置等方面提出了安全技术对策措施，从工程安全管理机构和事故应急救援预案等方面提出了安全管理对策措施，从工程施工、消防、电气和建设工程监理等方面提出了其他安全对策措施。第183页\n报告提出的补充建议措施可作为工程安全设施设计和竣工运行后制订安全管理措施的重要依据。第183页\n