我国天然气输送管道介绍

一、已建成管道介绍

（一）西气东输一线工程

西气东输一线工程与2002年7月正式开工，2004年10月1日全线建成投产。西气东输工程是“十五”期间国家安排建设的特大型基础设施，总投资预计超过1400亿元，其主要任务是将新疆塔里木盆地的天然气送往豫皖江浙沪地区，沿线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海、浙江十个省市区。线路全长约4200公里，投资规模1400多亿元，该管道直径 1016毫米，设计压力为10兆帕，年设计输量120

亿立方米，最终输气能力 200 亿立方米。

（二）西气东输二线工程

西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，

途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、湖北、湖南、江西、广西、广东、浙江、江苏和上海等14个省市区，干线全长

4859千米，加上若干条支线，管道总长度（主干线和八条支干线）超过9102公里。西气东输二线配套建设 3座地下储气库，其中一座为湖北云应盐穴储气库，另两座分别为河南平顶山、南昌麻丘水层储气库。工程设计输气能力 300亿立方米/年，总投资约1420 亿元，西段于2009年12

月31日16时建成投产。

（三）川气东送工程

2007年4月9日，国务院正式核准川气东送工程。根据核准方案，艰涩四川普光到上海的川气东送管道，管道全场1702公里，

总投资约为627亿元人民币。川气东送包括条主干线、1条支干

线和3条支线，其中，主干线从四川普光-上海，全长1647千米，

途径重庆市、湖北省、安徽省、浙江省、江苏省。此外，支干线从湖北省宜昌市，到河南濮阳市；三条支线中一条其余四川省天生分输站，至于达州末站；一条起于重庆市的梁平县，止于重庆市的长寿区；一条起于安徽

省宣城，止于江苏南京。

（四）陕京一二线工程

陕京一线工程1996年5月开始建设，全长910公里，横跨陕西、山西、河北及京津地区，是中国当时路上输送距离最长、途径地区地理条件最为复杂、自动化程度最高的天然气输送管道，被称为陕京一线。途径榆林、石家庄、安平、济南、淄博、北京、唐山、秦皇岛、沧州。起点为陕西靖边，终点为北京石景山的衙门口。2005年，全

长935公里的陕京管道第二条大动脉一一陕京二线也正式投产，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935.4 公里，设计年输气量120亿立方米。

（五）陕京三线

西起陕西榆林首站，东至北京良乡分输站，全长约896公里，

管道管径1016毫米，设计压力10兆帕，设计年输量150亿立方米/ 年，2010年12月31日，陕京三线天然气管道全线贯通。

（六）涩宁兰输气管线工程

从青海省柴达木盆地的涩北气田到西宁、兰州的天然气长输管道工程，是国家实施西部大开发的重点工程。涩宁兰输气管道西起青海柴达木盆地涩北1号气田，经青海省西宁到达兰州，全长 953公里，管道设计年输气量为20亿立方米。沿线经过青海、甘肃两省14个县市。管线在青海境内占868公里，管径660毫米，全程共建设9座厂站，中间建设清管站4座，分输站3座，线路截断阀36座。这些建筑工程大部分都在青海境内。

（七）忠武输气管线工程

忠武天然气长输管道工程，是中国石油开发西部、占领长江中游能

源市场的重点工程。忠武输气管道工程包括重庆忠县至湖北武汉干线，以及荆州至襄樊、潜江至湘潭、武汉至黄石三条支线，管道总长度1347公里，是湖北湖南两省境内为 ------------ 条输送天然气的管道，该

线路的运输能力达到了 19亿立方米，设计年输量30亿立方米。

（八）淮武输气管线工程

淮武线是西气东输管线与忠武线的联络线，也是两湖地区的保供线，北起西气东输淮阳分输站，途径河南省、湖北省，南至忠武线武汉西计量站，并通过忠武线为湖南供气，管道全长475公里，管径

610毫米，设计压力6.3Mpa,设计年输气量15亿立方米，总投资15.66 亿元。

（九）冀宁联络线工程

冀宁线是连接西气东输主干线与陕京二线的联络线工程，全长 1494公里，工程南起西气东输干线青山分输站，途经江苏、山东、河北三省的12个市、县，最后到达河北省安平县，肩负着向河北、山东、江苏等地区的供气任务，年输气能力90亿立方米。作为连接

全国天然气管网的“西气东输”冀宁联络线是一条纵贯华北、华东，途经河北、山东、江苏三省，联通环渤海和长江三角洲两大经济圈的能源大动脉，是国家干线输气管道。工程的建成投产将使我国两条重要的输气管道一一“西气东输”管道和陕京输气管道连接在一起，确保了两条管道的用气互补和安全。

（十）中国一中亚天然气管道工程

中国一中亚天然气管道建设过程历时一年半，该管道分AB双线敷设，单线长1833公里，A线于2009年12月初试运投产。2010年已实现双线建成通气。

中亚天然气管道将与西气东输二线相连，构成一条横贯东西的中国天然气“主动脉”；按照规划，每年来自土库曼斯坦等国的天然气将有

300亿立方米，途中惠及中西部、长三角、珠三角共 14个省市，南端最终送达香港。

该管道起于阿姆河右岸的土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，经乌

兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口进入中国霍尔果斯。管道全场约一万公里，其中土库曼斯坦境内长188公里，乌兹别克斯坦境内长530公里，哈萨克斯坦境内长1300公里，其余约8000公里位于中国境内。

二、在建管道介绍

（一）中缅油气管道工程

中缅天然气管道在缅甸境内段长 793公里，中缅原油管道在缅甸境内段长771公里，并在缅甸西海岸皎漂配套建设原油码头。两条管道均起于缅甸皎漂市，从云南瑞丽进入我国。原油管道设计能力为2200万吨/年，天然气管道年输气能力为 120亿立方米/年。

（二）中哈天然气管道工程

中哈天然气管道一二期项目，是中亚天然气管道的重要组成部分。中亚天然气管道起始于土库曼斯坦一乌兹别克斯坦边境，经乌兹

别克斯坦、哈萨克斯坦到达中国的霍尔果斯，与2007年8月开始建设。

中哈天然气一期工程为中亚天然气管道过境哈萨克斯坦的管道，途经为乌哈边境至中国的霍尔果斯，全长约1300公里，与中国西气

东输二线相连，单线已于2009年12月竣工投产。二期为哈萨克斯坦境内管道，将于2012年完成，从哈萨克斯坦西部别伊涅乌至中哈天然气管道一期的奇姆肯特4号气站，管道长度约1400公里，设计年输能力将达到300亿立方米。

（三）西气东输三线工程

西气东输三线（西段）即将开工建设，管道西起新疆霍尔果斯，东达末站福建省福州，与西气东输二线一样，西气东输三线的气源来自中亚，

管道首战西起新疆霍尔果斯，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、湖南、广东等10个省、自治区，设计年输气能力 300 亿立方米。中国石油规划总院油气管道研究所表示，到2015年，中国天然气管道规划总厂将接近10万公里，以满足日益增长的天然气需求。目前中国天然气管道总长约为 3.5万公里。

三、拟建管道介绍

（一）陕京四线工程

陕京四线输气工程其余内蒙古乌苏里格天然气首站，途径陕西、内蒙古、山西、河北、北京、天津6省市，干线全长约950公里，管径1016毫米，设计压力10兆帕，设计输量150亿立方米/年。工程实施后，将更好的保障北京市及环渤海地区天然气安全稳定供应。

（二）中俄输气管道工程（西气东输四线）

中俄天然气价格谈判一直处于胶着状态，双方因为价格分歧巨大，每次会晤都未有实质性推动。

城镇天然气管道完整性管理系统平台建设

城镇天然气管道完整性管理系统平台建设 摘要近年来，因城市天然气管道管理不善造成天然气泄漏的事故时有发生，这些事故给人民群众的生命财产造成巨大的损失，也给社会的公共安全与稳定带来了极大地负面影响。本文提出了城镇天然气管道完整性管理系统平台的建设，以供参考。 关键词天然气管道；管理平台；安全；平台特性；平台功能 1 天然气管道安全运行存在的问题 1.1 对管道安全运行保护认识不足 天然气作为一种优质清洁能源，为当地经济发展、促进社会和谐稳定起着举足轻重的作用。要使天然气平稳输送到千家万户，管道安全运行是基础。当前，天然气管道设施保护带内个别单位和村民为一时之利、一人之益而忽视管道保护的行为时常发生，大量出现违章建筑物和违章施工。安全运行存在认识不足的表现如下：①管道所在地居民缺乏保护管道的意识；②施工建设单位落实管道保护措施不力；③管道属地政府职能部门监督检查沿线保护工作存在薄弱环节；④市民没有从根本上认识保护天然气管道的重要性，还没有完全意识到做好管道保护需要全社会的共同努力和相互配合。 1.2 违章建筑占压管道的现象有增无减 天然气管道投运后，管道运营企业要投入资金专项整治管道占压等隐患。有的人见赔偿有利可图，便在管道保护带外进行无规划围地圈占，然后在5m以外搭建临时设施并逐步延伸到5m范围内，其规模逐步扩大形成违章建筑带或区域经济带，等待管道运营企业的赔偿或向管道企业索赔，并指责管道运营企业妨碍当地经济发展和开发建设。这是明知管道建设在先，仍然要违章施工，借此达到索赔目的。近年来类似现象尤显突出，容易导致天然气管道安全事故，甚至引发火灾，产生爆炸，造成生命财产损失。 1.3 管道企业制止违章行为的力度和手段有限 近年来，管道运营企业不断完善和持续改进管道保护管理制度，采取了沿线管道保护知识宣传，设置和加密安装管道安全标志，安排专人巡检，对施工工地进行24小时严防死守，成立抢险队伍随时应对管道突发事件，落实管道保护专业人员驻附近场站值守等措施，效果明显。但由于管道运营企业人员不具备执法手段和处罚权力，根本不能及时有效地杜绝危害管道安全运行的行为，个别施工单位和村民公开对抗管道工作人员，更有甚者，在巡检人员巡过时段和巡检间隔期间，擅自勘钻、放炮、移动或破坏管道标志，强行违章施工并抗拒管道运营企业员工的安全告知和制止行为，屡屡出现发生危及管道安全的重大险情[1]。

天然气输送管道站场检查标准

天然气输送管道站场

目录 18.1组织机构与职责 (157) 18.2制度与资料……………………………………………………… 157 18.3 HSE活动……………………………………………………… 159 18.4设施 (160) 18.5设备 (166) 18.6生产作业………………………………………………………… 167 18.7检维修作业……………………………………………………… 170

天然气输送管道站场 18.1 组织机构与职责 18.1.1 组织机构 天然气输送管道站场应成立HSE管理小组，站长任组长，分管安全副站长任副组长，成员包括大班人员、各运行班班长、仪表工、技师、技术人员等。 18.1.2 职责 HSE管理小组负责安全、环保、职业卫生、消防、应急等工作，具体职责如下： a) 学习并贯彻落实国家和中国石化有关安全、环保、职业卫生、消防、应急等方面的法律、法规、标准、规范和制度； b) 制定年度HSE工作计划、HSE管理目标和应急预案； c) 落实各岗位HSE职责； d) 定期召开HSE管理小组会议，检查HSE工作计划完成情况；对发现HSE管理工作中存在的重大问题，应及时研究处理； e) 检查HSE管理制度、HSE作业指导书和各项技术措施的落实情况，发现违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的现象应及时纠正； f) 定期组织HSE检查，并做好记录；对发现的问题和隐患进行整改，不能整改的及时上报； g) 组织对新入厂和转岗员工进行站级HSE教育；对员工进行经常性的HSE意识、知识和技能培训，开展岗位技术练兵和应急演练； h) 负责对直接作业环节作业许可证的申请或审批，组织落实好各项防范措施； i) 发生事故时，应按应急预案要求及时报告和处置； j) 组织HSE考核，表彰奖励对HSE工作做出贡献的员工； k) 建立健全干部值班制度，做到24小时干部带班。 18.1.3 要求 18.1.3.1 站长是HSE管理的第一责任人，对本单位HSE管理全面负责，并与上级签订年度HSE管理责任状。 18.1.3.2 全体员工应与站长签订年度HSE责任状。 18.1.3.3 关键装置、要害（重点）部位应实行干部联系（承包）制

天然气输送管道项目

合同编号：LZ-SG2015001 水富至昭通天然气输送管道项目 建设工程施工合同 工程名称：水富至昭通天然气输送管道项目 管道施工 甲方： 乙方： 签约地点：云南·水富 签定日期：2015年4月13日 建设工程施工合同

甲方：有限公司 乙方：程有限公司 甲方与乙方按照《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》等法律、法规的有关规定，并结合本工程的实际情况，本着平等互利的原则，经双方友好协商，签订本合同。 第一章工程项目 一、工程概况： 1、工程名称：水富-昭通天然气输送管道工程 2、业主单位：云南中成输 3、设计单位：四川宏达石油天然气工程有限公司 4、监理单位：成都万图 5、检测单位： 二、承包范围： 1、乙方承包的范围包括：凉风凹至普洱阀室D355.6*6.3管线约24Km、普洱阀室至蛤蟆溪阀室D355.6*6.3管线约29Km，共计约53Km|（乙方可延续施工200公里）。 2、建设内容：施工图范围内经甲方确认的土建、安装、附属工程等（不包括分输阀室与场站）, 包括但不限于以下内容：对施工图的消化及建议、现场对线路的优化建议、现场对施工图的核对

（桩及工程量）、赔付和协调(含地貌恢复,县一级协调由甲方负责)、接桩、测量、放线（管沟、作业带的放线，并根据地形及转弯加设加密桩及百米桩）、提交合格测量成果表、移桩、扫线、土石方挖沟、现场材料及管材转运装卸、布管、坡口处理、组对焊接（含本段所有焊口）、补口、补伤、电火花检测、管段下沟、管道清扫、管道试压、土石方回填、阴极保护、检测桩安装调试、里程桩、转角桩、警示桩、警示牌安装、工地清理、水工保护、参与PCM 检测及实施漏点整改、参与试运行等。 3、甲方有权根据合同执行情况，调整乙方承包的范围。 第二章甲乙双方相关权利和责任 一、本工程甲方委托成都万图工程监理有限公司实施工程监理，甲方授权其负责现场全权管理。 二、总监理工程师职责。对工程进度、质量、安全、物资等按合同进行监督管理，协助解决发包人与承包人在施工过程中产生的争端和索赔问题，对工程质量进行监管，对工程上使用的材料进行验收，协助甲方代表核实工程量并在支付凭证上签字，独立公正有效的对工程施工实施全面监理。 一、开工前在甲方配合下乙方完成交接桩、复测放线、作业带以内农民临时用地及堆管场临时用地的赔付工作。乙方进驻本工程现场后，应立即对施工周围道路、管线等情况进行现场踏勘搜集相关资料，形成文字记录，进行现场拍照、摄像留底。若乙方未及时

天然气管道智能巡检系统、燃气管道及设施巡更系统

GPS定位巡检管理系统 ——燃气管道巡检行业应用 燃气公司管线和附属设施的巡检工作其管理目标是有效消除可能的隐患或损失，进而降低成本、提高工作绩效的高效管理。石家庄智创软件开发公司研发的GPS定位巡检管理系统是经过不断探索、创新、实践形成的一套具有燃气行业特色的新型的管网安全运行管理方式。 一、GPS定位巡检管理系统解决燃气行业问题： 1.无法随时掌握巡检员执勤的到位情况，因而无法有效地保证巡检工作人员按计划要求， 按时按周期对所有的管线及附属设施展开巡察，使巡检工作的质量得不到保证，管线状态和设施运行数据的真实性得不到保证。 2.无法及时掌握隐患情况并跟踪管理，很多的重大事故都因为隐患得不到及时解决或解 决不彻底而造成的，主管部门也缺乏有效跟踪复查隐患处理的平台，导致巡检发现管线设施的隐患和第三方施工的监护无法有效跟踪管理。 3.无法及时了解施工现场管网及设施的分布情况，随着城市快速发展，多数燃气公司都 已经建立了GIS管网分布系统或CAD管网图，但仍然会发生由施工造成的重大安全事故，是因为管网图资没有被有效的利用，如巡检人员能通过手持终端及时掌握施工现场的管网及设施的分布将极大减少悲剧的发生。 4.无法真实掌握危及管线和附属设施安全运行的状况及可靠的记录存档，目前大多用户 还在使用手写报告记录的方式记录巡检信息，保存不便，如录入电脑存档，又存在数据丢失，录入错误的问题，耗工费时且无法体现真实情况（如：施工工地现场情况）。5.无法进行数字化分析管理，辅助决策无从实施，对发现的隐患及设备故障无法进行有 效的分类统计分析，管线和附属设施的运行状况、运行参数等历史数据无法有效地被利用，查询不易，对隐患类型、设备缺陷的分析，乃至具季节性、阶段性的工作重点安排与设备的选型，无法进行有效到位的安排。 6.无法掌握抢修车辆分布，就近调度，有事故或抢险任务时，抢修应急反应速度无法考 核，抢修抢险过程以纸张手写记录，记录信息不全面，手写随意性大，无法真实反应状况，无法掌握事故处理细节，产出有效的检讨与跟踪分析，提高各项应急处理效能。

石油及天然气工业管道输送系统

《石油天然气工业管道输送系统管道延寿推荐做法》 （征求意见稿）编制说明 一、计划来源 本标准根据《关于下达2012年第一批国家标准制修订计划的通知》（国标委综合[2012]50）要求制定，计划号为20120416-T-469，由中国石油天然气股份有限公司管道分公司负责起草，GE Oil & Gas PII Pipeline Solutions 和中国科学院金属研究所参与起草。 二、制定本国家标准的目的、意义 随着我国管道业核心标准GB/T 24259-2009《石油天然气工业管道输送系统》在2009年的制定和发布，我国管道业标准首次实现了与国际标准的接轨和同步，这必将直接促进管道业其它各相关标准的国际化进程。众所周知，GB/T 24259-2009《石油天然气工业管道输送系统》修改采用ISO 13623:2000《石油天然气工业管道输送系统》，实际是直接采用ISO/DIS 13623:2008。ISO/DIS 13623:2008是国家标准GB/T 24259-2009制定前获得的最新的ISO 13623版本，与正式发布的版本ISO 13623:2009不存在技术层面的差异，反映了国际管道业最新的技术水平和理念，引导着世界管道技术发展的潮流，也是ISO系列管道标准中的核心标准，ISO以其为核心，构建了一个完整的管道标准体系，这从ISO 13623:2009的规范性引用文件中可以清楚看出。 近年来，国内外老龄管道大量增加，很多超过了管道的设计寿命，这些管道可否继续使用，还能使用多少年，是国内外管道运营公司面临的难题。同时，近期国内外石油石化行业由于设备、管道老化造成的事故频发，给管道设置一个合理的寿命势在必行。此外，对管道延寿进行评估还可以作为新建管线的项目依据，为管道运营公司废弃旧管道、新建新管线提供决策技术支持。通过管道延寿推荐做法标准的制定，将解决老龄管道运营面临的瓶颈问题，极大提升国内管道运营公司的完整性管理水平。因此建议对ISO 12747采标，制定我国管道行业的管道延寿推荐性做法的国家标准。

城市燃气管网监测、燃气管网实时监控系统

城市燃气管网监测、燃气管网实时监控系统
系统概述： 燃气系统是城市基础设施的重要组成部分，对社会环境和现代化城市建设起着举足轻 重的作用。为了保证然气输配管网的安全运行和稳定供气，提高现代化的供气管理水平， 城市燃气管网监测（燃气管网实时监控系统）应运而生。 系统组成： 城市燃气管网监测由四个部分组成。 监测中心：主要硬件：防火墙、服务器、计算机、交换机、打印机等。 主要软件：操作系统软件、数据库软件、燃气管网无线监控系统软件。 通信网络：移动 GPRS 网络，INTERNET 公网（需绑定固定 IP）。 抄表终端：燃气管网监控设备（GPRS RTU）DATA-6216/6218。 计量设备：压力变送器，燃气流量计，温度变送器，可燃气体检测仪等。 系统拓扑图：
财务结算系统
BS 服务器
值班员计算机
交换机
防火墙 INTERNET 公网 公司领导或上级管理
GPRS 网络
燃气管网监控设备 DATA-6126
燃气管网监控设备 DATA-6128
燃气管道压力、温度、流量、 可燃气体变送器。
燃气管道压力、温度、流量、 可燃气体变送器。
PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 https://www.sodocs.net/doc/1a8700153.html,

主要功能： ◆ 采集燃气管道压力、温度、流量、气体泄漏及电池电压等数据。 ◆ 将采集数据主动上报到监控中心；支持定时上报和监测数据超限上报。 ◆ 支持电池供电方式，无需外部供电功能。 ◆ 支持对各种类型仪表对接功能（串口信号、4-20mA 信号、脉冲信号）。 ◆ 支持历史数据查询功能，报表生成功能，自动生成各种报表。 ◆ 支持测点数量 65535 个。 ◆ 易维护性，系统操作简便，抄表终端支持远程维护管理。 ◆ 采用 GPRS/CDMA、短消息无线通信方式。 ◆ 现场可存储、显示、查询压力、流量等数据及工作参数。存储数据≥1 万条。 ◆ 数据存储间隔、数据上报间隔可以设置。 ◆ 电池寿命根据上报频率确定，可达到 1-3 年。 ◆ 为现场压力变送器提供直流电源：5V、12V、24V。 ◆ 支持远程升级设备程序、设定参数。
燃气管网无线监控系统软件：
PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 https://www.sodocs.net/doc/1a8700153.html,

我国天然气输送管道介绍

一、已建成管道介绍 （一）西气东输一线工程 西气东输一线工程与2002年7月正式开工，2004年10月1日全线建成投产。西气东输工程是“十五”期间国家安排建设的特大型基础设施，总投资预计超过1400亿元，其主要任务是将新疆塔里木盆地的天然气送往豫皖江浙沪地区，沿线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海、浙江十个省市区。线路全长约4200公里，投资规模1400多亿元，该管道直径 1016毫米，设计压力为10兆帕，年设计输量120 亿立方米，最终输气能力 200 亿立方米。 （二）西气东输二线工程 西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海， 途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、湖北、湖南、江西、广西、广东、浙江、江苏和上海等14个省市区，干线全长 4859千米，加上若干条支线，管道总长度（主干线和八条支干线）超过9102公里。西气东输二线配套建设 3座地下储气库，其中一座为湖北云应盐穴储气库，另两座分别为河南平顶山、南昌麻丘水层储气库。工程设计输气能力 300亿立方米/年，总投资约1420 亿元，西段于2009年12 月31日16时建成投产。 （三）川气东送工程 2007年4月9日，国务院正式核准川气东送工程。根据核准方案，艰涩四川普光到上海的川气东送管道，管道全场1702公里， 总投资约为627亿元人民币。川气东送包括条主干线、1条支干 线和3条支线，其中，主干线从四川普光-上海，全长1647千米， 途径重庆市、湖北省、安徽省、浙江省、江苏省。此外，支干线从湖北省宜昌市，到河南濮阳市；三条支线中一条其余四川省天生分输站，至于达州末站；一条起于重庆市的梁平县，止于重庆市的长寿区；一条起于安徽

天然气长输管道的知识

关于天然气长输管道知识普及 随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要，近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸，管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此，对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。 一、线路工程 输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程，一般包括输气线路、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。 线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线；输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。 线路截断阀室属于线路工程的一部分，主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等，功能是在极端工况或线路检修时，对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同，进行不同间距设置。 阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。 二、工艺站场 输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 输气站是输气管道系统的重要组成部分，主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出

的气体具有所需的压力和流量；过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质，避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道进行自动控制的依据；清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污，提高管道输送效率，减少摩阻损失和管道内壁腐蚀，延长管道使用寿命；增压的目的是为天然气提供一定的压能；而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。 1、首站 首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。 2、末站 末站就是输气管道的终点站。气体通过末站，供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。 3、清管站 清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。 4、压气站 压气站是在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 5、分输站

GB50369-2006油气长输管道工程施工及验收规范

中华人民共和国建设部公告 第407号 建设部关于发布国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》的公告 现批准《油气长输管道工程施工及验收规范》为国家标准，编号为：GB 50369—2006，自2006年5月1日起实施。其中，第4.1.1、4.2.1、10.1.4、1O.3.2、10.3.3(2、3、4)、 10.3.4、14.1.1、14.1.2、14.2.2条(款)为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。 中华人民共和国建设部 前言 本规范是根据建设部建标[2002]85号《关于印发“二00一年至二O0二年度工程建设国家标准制订、修订计划”的通知》文件的要求，由中国石油天然气集团公司组织中国石油天然气管道局编制完成的。 本规范共分19章和3个附录，主要内容包括：总则，术语，施工准备，材料、管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料、防腐管的运输及保管，管沟开挖，布管及现场坡口加工，管口组对、焊接及验收，管道防腐和保温工程，管道下沟及回填，管道穿(跨)越工程及同沟敷设，管道清管、测径及试压，输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境，工程交工验收等方面的规定。 在本规范的制定过程中，规范编制组总结了多年油气管道施工的经验，借鉴了国内已有国家标准及行业标准和国外发达工业国家的相关标准，并以各种方式广泛征求了国内有关单位、专家的意见，反复修改，最后经审查定稿。 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国石油天然气管道局负责具体技术内容解释。本规范在执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议寄交中国石油天然气管道局质量安全环保部(地址：河北省廊坊市广阳道，邮编：065000)，以便今后修订时参考。 本规范主编单位、参编单位和主要起草人： 主编单位：中国石油天然气管道局 参编单位：中国石油集团工程技术研究院 主要起草人：魏国昌陈兵剑郑玉刚王炜续理 高泽涛马骅苏士峰陈连山钱明亮 胡孝江姚士洪葛业武李建军隋永莉 田永山杨燕徐梅李林田宝州 1 总则

长沙新建燃气管道项目策划方案

长沙新建燃气管道项目 策划方案 投资分析/实施方案

报告说明— 发改委最早在2010年就提出了“管网独立”的设想。2014年2月，国家能源局公布《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》为我国油气市场发展带来新机遇，特别是为新兴油气企业创造宽松条件，也加速了油气管网设施分离工作的进程，油气管网或从此进入第三方准入时代。 该燃气管道项目计划总投资20467.78万元，其中：固定资产投资15028.66万元，占项目总投资的73.43%；流动资金5439.12万元，占项目总投资的26.57%。 达产年营业收入42685.00万元，总成本费用33102.03万元，税金及附加361.14万元，利润总额9582.97万元，利税总额11265.90万元，税后净利润7187.23万元，达产年纳税总额4078.67万元；达产年投资利润率46.82%，投资利税率55.04%，投资回报率35.11%，全部投资回收期 4.35年，提供就业职位864个。 内地城市燃气项目总数已达131个，遍布23个省、自治区和直辖市;全年总售气量约171亿4千万立方米，较上年度增长10.3%，燃气客户则增加至约2,310万户，增长11%。城市燃气是由几种气体组成的混合气体，其中含有可燃气体和不可燃气体。

目录 第一章项目概述 第二章项目建设单位基本情况第三章投资背景及必要性分析第四章市场分析 第五章建设规划 第六章选址评价 第七章土建工程说明 第八章工艺先进性 第九章清洁生产和环境保护第十章项目职业安全管理规划第十一章项目风险性分析 第十二章项目节能可行性分析第十三章实施安排方案 第十四章投资方案 第十五章项目经济效益 第十六章综合结论 第十七章项目招投标方案

天然气长输管道工程投资控制难点与对策(正式版)

文件编号：TP-AR-L6591 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编订：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 天然气长输管道工程投资控制难点与对策(正式 版)

天然气长输管道工程投资控制难点 与对策(正式版) 使用注意：该安全管理资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 天然气长输管道工程由于具有线路长、地区跨度 大，施工临时与永久性征租地涉及面广，自然地形、 地质、地貌差异性大，单项工程多，工程专业多，安 装工艺独特，管道安全性要求高，对沿线环境改变影 响较大等特点，致使工程投资巨大且管理控制工作难 度大，项目投资“概算超估算、预算超概算、结算超 预算”的现象相当普遍。 天然气长输管道工程由于具有线路长、地区跨度 大，施工临时与永久性征租地涉及面广，自然地形、 地质、地貌差异性大，单项工程多，工程专业多，安

装工艺独特，管道安全性要求高，对沿线环境改变影响较大等特点，致使工程投资巨大且管理控制工作难度大，项目投资“概算超估算、预算超概算、结算超预算”的现象相当普遍。因此，针对其特点与难点，探讨加强天然气长输管道工程投资管理与控制的对策具有重要的现实意义。 一、投资管理的特点与难点 1.线路长，施工方式差异性大。天然气长输管道一般长数百至上千公里，有的长达数千公里，地区跨度大。自然地形、地质、地貌差异性大，穿越各种建筑物、构筑物较多。施工方法不尽相同而且对投资概算的形成有着直接的、重大的影响。 2.参建单位多，施工协调难度大，投资控制水平差异大。天然气长输管道工程单项工程多，专业系统性强，专业化要求高，工期要求紧，因此需要选择多

天然气管道项目可行性方案

天然气管道项目 可行性方案 规划设计/投资分析/产业运营

摘要说明— 2019-2025年干线管道投资规模超万亿。根据“十三五”及“十四五”规划，仅考虑天然气管道，我国在2019-2020年和2021-2025年需要分别有2.8万千米和5.9万千米的建设计划，按干线管道投资1323万元/千米计算，预计两个阶段我国将分别实现新增干线管道建设投资3704亿元和7806亿元，合计11510亿元。 该天然气管道项目计划总投资17012.83万元，其中：固定资产投资14665.13万元，占项目总投资的86.20%；流动资金2347.70万元，占项目总投资的13.80%。 达产年营业收入22612.00万元，总成本费用17006.05万元，税金及附加311.91万元，利润总额5605.95万元，利税总额6691.09万元，税后净利润4204.46万元，达产年纳税总额2486.63万元；达产年投资利润率32.95%，投资利税率39.33%，投资回报率24.71%，全部投资回收期5.55年，提供就业职位341个。 报告内容：概况、建设背景及必要性、市场分析预测、产品及建设方案、项目选址规划、土建方案说明、工艺先进性、环保和清洁生产说明、项目职业保护、建设风险评估分析、节能评估、实施安排方案、项目投资可行性分析、经济收益分析、综合评价结论等。

规划设计/投资分析/产业运营

天然气管道项目可行性方案目录 第一章概况 第二章建设背景及必要性 第三章产品及建设方案 第四章项目选址规划 第五章土建方案说明 第六章工艺先进性 第七章环保和清洁生产说明第八章项目职业保护 第九章建设风险评估分析 第十章节能评估 第十一章实施安排方案 第十二章项目投资可行性分析第十三章经济收益分析 第十四章招标方案 第十五章综合评价结论

天然气管线最新项目的经济性分析模式

s 天然气管线项目的经济性分析 本文节选自2000年4月亚太能源研究中心（APERC）研究报告《东北亚天然气管线的发展》。本文论述了东北亚天然气管线项目的经济性、天然气价格和税收。由于天然气输送成本受诸多因素影响，本文采用了一种简单模式。即通过假设一些变量，如管线距离、天然气流量、贷款利率、负债率、管道直径、税率等，对输送费确定时的投资回报率或投资回报率确定时的输送费进行了测算。由于对管线项目的商业特性和模式论述过于简单，没有考虑项目的具体细节，包括薪资、通行权、各种税收、项目融资方式等，因此本文对管线项目经济可行性的分析有限。对其商业层面的项目评价也超出了本文的范围。 一、天然气输送的简单模式 亚太经合组织（APEC）地区的天然气开发项目正日益受到关注。根据APERC的能源供需前景预测，尽管受1997年金融危机的影响，但APEC地区能源供不应求的现象将越来越严重。1995－2010年，APEC一次能源需求总量预计增加41％，而一次能源产量预计仅增加31％。为了填补这一差距，整个地区在进一步进行勘探的同时，势必要考虑从其它地区进口能源。 天然气将成为东北亚地区增长最快的一次能源，而目前LNG是该地区交易的唯一方式。随着俄罗斯远东和东西伯利亚天然气资源的开发，天然气管线项目将成为LNG理想的替代方式。 然而，这些项目自身就面临许多风险，例如巨额资金需求、极大投资风险、项目投资至运营的周期极长、政治和经济的不稳定等等。本文论述了影响项目经济可行性的众多因素，重点是管道经济学。 由于东北亚地区潜在的项目还没有具体的项目结构，本文采用的模式需要众多假设来替代一些风险因素带来的不稳定性。这一模式的特点是假定输送费随着距离、利率、管道直径和税率的增加而增加，随着天然气流量、贴现率和负债率的增加而减少。 财务状况和输送成本 由于天然气项目开发初期具有资金密集型的特点，项目参与各方的财务成本和财务结构将对天然气项目的经济生存力具有很大影响。财务状况对输送成本的影响巨大。财务状况越好，单位输送成本就越低。因此，为了采用一种经济高效的方式来进行天然气项目开发，必须采用一种先进的财务管理方法使财务风险最小化。 通常天然气开发项目有多个参与方，因而，必须注意到影响财务状况的体制因素。例如管道天然气项目。在这些项目开始实施前，必须有一个针对所有参与方的投资保护条约，包括生产方、输送方、进口方和其它投资方。同时，一个公平合理的天然气交易需要有稳定的税收体系和合理的纠纷解决途径。 图1 负债率和输送成本

天然气输送管道安全管理规程QSYGD0062

天然气输送管道安全管理规程 Q／SY GD0062－2001 l 范围 本标准规定了天然气长距离输送管道工艺站场、干线、阀室及其放空、排污、清管等过程中的安全管理要求。 本标准适用于大然气输送管道的安全管理。 2 引用标准 2.1 SY 5225一1994 石油天然气钻井、开发、储运防灾、防爆安全管理规定 2.2 SYJ 43-89 油气田地面管线和设备涂色规定 2.3 SY 7514－88 天然气 2.4 质技监局锅发[1999]154号压力容器安全技术监察规程 3 输气站安全菅理要求 3.1 一般要求 3.1.1 站场入口处应有醒目的进站安全规定，生产区与非生产区之间应设置明显的分界标志。 3.1.2 外来人员因工作需进入工艺场区，必须经站领导批准，留下火种，登记入站。 3.1.3 非生产所需的机动车辆不准进入工艺站场，生产作业车辆进入站内必须配戴防火帽，按规定的路线、指定的地点行驶和停放，变在规定时间内离开。 3.1.4 按《石油天然气钻井、开发储运防火防爆安全管理规定》标准配备消防器材和设施，并按国家有关部门最新的要求进行灭火器材品类的淘汰和更换，消防器材和消防设施必须保证完好，消防道路必须保持畅通，禁止占用消防通道或在道路上堆放物品。 3.1.5 生产区应平整、整洁，无易燃物堆积。 3.2 工艺站场 3.2.l 工艺站场的各种设备应实行挂牌管理。管网设备及其附属设施应处于壳好状态，无跑、冒、滴、漏现象。管道及设备的着色应符合有关标准规定，管道表面应有气体流向标志。 3.2.2 工艺站场安装一定数量的固定式可燃气体报警器，且一年至少检验一次. 3.2.3 站内安装的安全阀、压力表、温度计等仪器仪装应符合设计和生产要求，并按相应的规定年限进行校验. 3.2.4 工艺站场安装的各种设备、仪器仪表，生产作业所使用的工器具必须符合防火防爆要求． 3.2.5 工艺站场的工艺管网、设备、自动控制仪表及控制盘（柜〕须安装防感应雷避雷器和防静电接地设施，工艺站区及建筑物应安装防直击雷避雷设施，接地电阻位应小于10Ω。管道、设备等的法兰间应设跨接铜线。 3.2.6 工艺场区严禁拉设临时电气线路，严禁擅自拆接各种装置仪表，严禁擅自外接气源。 3.2.7 未经上级调度指令，站场工艺流程不得擅自改变. 3.2.8 工艺站场高于1．5m的作业点应设置操作平台,并设两通向的梯子，斜度小60度，并有扶手、拦杆。3.3 装置及其他 3.3.1 工艺站场区已报废或停用的工艺装置、设备应予拆除，不能拆除的必须与在用的工艺管线加盲板隔离。 3.3.2 站内天然气储罐、分离器和阀门等输气设备在冬季运行前应采取防冻措施。 3.3.3 工艺站场的电缆沟盖板应封严，并有排水措施。 3.3.4 天燃气的脱水、脱油操作，应严格执行操作规程，经脱水、脱油后的天然气应达到SY 7514的标准 规定。 3.3.5 工艺站场进行的改、扩建、维修以及更换孔板等作业时，应严格遵守“先卸压、后作业＂的操作程序，

天然气管道系统安全保护通用范本

内部编号：AN-QP-HT710 版本/ 修改状态：01 / 00 When Carrying Out Various Production T asks, We Should Constantly Improve Product Quality, Ensure Safe Production, Conduct Economic Accounting At The Same Time, And Win More Business Opportunities By Reducing Product Cost, So As T o Realize The Overall Management Of Safe Production. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 天然气管道系统安全保护通用范本

天然气管道系统安全保护通用范本 使用指引：本安全管理文件可用于贯彻执行各项生产任务时，不断提高产品质量，保证安全生产，同时进行经济核算，通过降低产品成本来赢得更多商业机会，最终实现对安全生产工作全面管理。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 1. 系统保护 (1) 管道保护系统 管道保护系统需进行分级设置，并确定优先顺序。例如，部分单体设备应单独采取本地保护措施，以保护其自身系统；通过站控系统和安全系统来对整个场站设施进行保护；按照管道系绑保护原则，通过SCADA系统对整个管道系统进行保护。SCADA系统监控整个系统的异常情况或威胁系统完整性的情况，如果控制中心操作员没有采取任何措施，SCADA系统可自动采取保护措施确保整个管道系统的安全。

天然气管道安装工程主要工程项目施工方案

天然气管道安装工程主要工程项目施工方案总体施工方法：在施工过程中，我们将采取平行流水作业，主体交叉施工的方法组织施工；施工程序为：施工准备→测量放线→管沟开挖→PE管拉运→布管→组装→焊接→套管制安→下沟→对接热熔→夯填→标桩埋设→吹扫打压→地貌恢复→竣工验收。 第一节、现场准备 做好施工前的各项施工准备工作，是保证工程质量和进度的必要前提和条件，也是保证施工进度和工程质量的关键工作和关键环节，可为施工过程管理创造有利条件。根据本工程具体情况，采用我公司多年来成功的项目管理经验，对本工程实施公司、项目部二级管理，建立以项目经理为首的管理层以及以项目经理为第一责任人的质量、进度保证体系，

第二节、进场计划及保证措施 1、现场三通一平已具备开工条件。 2、我公司技术力量雄厚，施工经验丰富，流动资金充足，机具设备齐全，项目部管理人员经验丰富，在多年的施工中，均得到建设单位及主管部门的好评。 3、一旦我公司进入施工现场，将迅速投入人员、机具设备，立刻组织施工，并有信心确保工程优良。 4、针对本工程的特殊要求及施工现场管线布置的实际情况，因而对每段施工必须详细制定施工方案，全力投入人员、机具设备、以最快的施工进度、优良的工程质量、在确保安全的前提下，尽快投入使用。 第三节、技术准备 一、图纸的自审与会审 1、接到施工图后，由公司技术管理部门组织项目施工技术、预算等相关人员认真学习图纸和施工验收规范、操作规

程，使上述人员领会施工图纸的设计意图，熟悉和理解建筑、结构、设备安装等分部分项工程之间的相互配合关系，明确施工过程中的有关规定，做到施工管理人员在施工过程中理解设计内容、思路清晰、心中有数。 2、在熟悉图纸设计意图和理解设计内容的基础上，找出存在的问题，结合施工条件、特点，由建设单位负责组织设计单位、监理单位、施工单位进行设计交底和图纸会审。通过会审解决存在的问题，共同商讨影响施工进度和质量的措施，扫清技术障碍，建立必要的和相关的质量记录，为施工过程管理和技术管理创造条件。 二、编制施工组织总设计及技术交底工作 1、在图纸会审与设计单位交底、答疑的基础上，由项目工程师组织项目相关专业技术人员编制可行性施工组织设计。编制完成后报送建设单位、监理单位及公司主管部门审批确定后，再由项目经理牵头，项目工程师负责组织全体项目管理人员认真学习方案，为实现“质量目标及质量计划”打好基础。 2、严格按照施工组织设计方案指导施工，对新技术、新工艺的实施及特殊部位的施工，编制相应的专项施工方案或分项工程施工作业设计。 3、本着谁施工谁负责质量的原则，各分管工程负责人，

天然气输送管道

天然气输送管道 1调整站间距(增加输气量):在主管线上增设副管 2天然气水合物:也称水化物.它是由碳氢化合物和水组成的一种复杂的,但又不稳定的白色结晶体,一般用M*nH2O表示。M-水合物中的气体分子，n-水分子数 3干线输气管道的工况调节措施：①改变压缩机转速②压气站出口节流③压气站进口节流调节④进口导叶角度调节⑤回流调节 4输气站（功能）：调压、净化、计量、清管、增压和冷却等。 5调压（目的）：保证输入、输出的气体具有所需的压力和流量 6净化（目的）：脱除天然气中固体杂质，以免增大输气阻力，磨损仪表设备，污染环境，毒害人体。 7计量（目的）：气体销售、业务交接的一部分，也是对整个管道系统进行自动控制的依据。 8清管（目的）：通过发送清管器以清除管内积液和污物或检测管道的损伤。 9增压（目的）：为天然气提供一定的压能 10冷却（目的）：将增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送要求。 11首站（功能）：调压、计量、除尘、发送清管器、气体组分分析，气体水露点和烃露点检测等。 12中间站（功能）：进行气体增压、冷却以及收发清管器。 13末站（功能）：调压、除尘、计量、清管器接收等功能 14首中末站（功能）（流程切换、自动检测与控制安全保护、污油储

存与阴极保护等功能 15输气站位置的确定：①各区及设备平面布置应满足工艺流程要求，尽量缩短管道长度，避免倒流，减少交叉。②分区布置，把功能相同的设备尽量布置在一个装置区。③输气站与周围环境以及各设备间在遵照有关规定，保证所要求的防火间距的前提下，布置应紧凑，同时也要保证消防、起重和运输车辆通行的道路和检修场地。④对于有压缩机的输气站，厂房内的压缩机一般成单排布置，若机组数量较多时，也可采用双排布置，以避免厂房过长而使巡回检查操作不便。⑤输气站除了有生产区外。还应设置维修间和行政办公室，它们通常单独或与仪表控制室合并在同一建筑物内。并应与压缩机房保持一定的距离，以减少噪声干扰。 16工艺流程图：为了直观表示气体在站内的具体流向，便于设计、操作和管理，需要将流动过程绘制成图形。主要反映了站的功能和介质流向，要求图形清晰易懂。 17压缩机的分类（工作原理）：容积型、动力型（速度型或透平型）和热力型。 18容积型压缩机（分类）：往复式压缩机和旋转式压缩机 19动力型压缩机（分类）：离心式压缩机和轴流式压缩机 20驱动设备：在干线输气管道上，用来驱动输气压缩机的原动机有燃气轮机、燃气发动机和少量电动机。 21输气压缩机的选型：①应考虑管道和压缩的工艺要求、经济条件等，确定压缩机组类型、型号和规格②要求压缩机操作灵活，可调节范围宽③应根据生产特点和现场条件等具体要求，考虑压缩机的使用

城市燃气管网GIS系统

城市燃气管网GIS系统 城市燃气GIS系统解决方案 （成都方位导向科技开发有限公司） 公司自主研发，利用GIS技术，FLEX富客户表现技术，空间数据库，采用B/S 开发，java 跨平台部署，实现城市燃气高压管线、低压管线、阀们、外业工程车辆的调度安排、作业管理、应急指挥等纳入到信息化的管理当中。一方面，通过本系统的事务处理的能力对阀门，管线报警预警并同时进行工程车辆出警调度管理，另一方面，通过本系统的智能化处理技术，将管线采集作业情况实现智能化采集入库。提高管线采集作业管理。 系统总体架构 系统总体架构是以面向对象（OOP）的设计为基础，以面向服务（SOA）的设计为应用扩展，系统主要采用Browser - Server（B/S）表现形式。 系统服务端是基于J2EE技术标准规范下进行开发的，有着良好的安全性、扩展性以及跨平台的适应能力，GIS服务平台采用本公司自己的一套解决方案MAPHAOSERVER进行应用开发，MAPHAOSER企业级GIS平台跨平台部署，支持发布WMS\WFS地图服务，支持shp\tab\dwg\dgn\等目前国内外GIS各种矢量数据以及光栅图的发布；支持缓冲区分析、叠加分析、路径分析、网络分析等各种空间分析算法；支持浏览器端直接绘制点、线、面矢量数据入库。数据库选用PostgreSQL。

系统维护管理端应用环境 服务端:可在windows或者linux的服务器上部署系统，维护简单。客户端:终端用户只需要浏览器即可访问，支持各种主流浏览器。系统主界 面 系统功能简介 1.阀门管理 ①.能查询到所有的阀门列表，并以表格形式展示。

②.能根据阀门的各种参数模糊查询阀门。 ③.查询到的阀门，点击定位后，能在地图上定位该阀门。 ④.在表格中能删除选定阀门。 ⑤.在表格中能修改选定阀门。 ⑥.可以直接在地图上绘制点并输入阀门其他参数添加阀门。

天然气管道输送危险有害因素辨识与分析(精)word版本

天然气管道一般采用埋地敷设的方式,部分地段靠近居民住宅区,输送的物质属于易燃、易爆、有毒介质,运行过程中因设计、制造、安装、管理、人为第三方损害、自然等因素会造成压力管道变形、破裂、泄露并导致发生火灾、爆炸或中毒事故,造成人员伤亡、财产损失。另外,检查维修时如操作不当或违章作业而存在高处坠落和物体打击的危险。主要危险危害因素如下: 1、工艺过程危险危害因素分析 天然气输送管线距离较长、输送压力较高、介质量大,且输送介质具有易燃、易爆危险性。在运行管理过程中,可能存在设计不合理、施工质量问题,或因腐蚀、疲劳等因素,容易造成管线、阀门、仪器仪表等设备设施及连接部位泄漏而引起火灾、爆炸事故。此外,由于气候原因会出现管道冻裂、腐蚀或应力腐蚀等。 1.1设计不合理 管道设计是确保工程安全的第一步,也是十分重要的一步。设计不合理主要有以下影响因素: (1工艺流程不合理; (2系统工艺计算不准确; (3管道强度计算不准确; (4管道、站场的位置选址不合理; (5材料选择、设备选型不合理; (6防腐设计不合理; (7管线布置、柔性考虑不周; (8结构设计不合理;

(9防雷防静电设计缺陷等。 1.2施工质量问题 (1管道施工队伍水平低、质量失控; (2强力组装; (3焊接缺陷; (4补口、补伤质量问题; (5管沟、管架质量问题; (6穿、跨越质量问题; (7检验控制问题; (8没有严格按施工标准设计; (9施工质量管理体系不健全。 1.3腐蚀失效 腐蚀有可能大面积减薄管道壁厚,导致过度变形或工作压力下爆破,也有可能导致管道穿孔,引发漏气事故。地上管线由于气候原因可能引起管道保护层破坏,造成管道点化学腐蚀、化学腐蚀、应力腐蚀等。 1.4疲劳失效 疲劳失效是管道设备等设施在交变应力作用下发生的破坏现象,输送管道如果经常开停车或变负荷,系统流动不稳定,跨越铁路、公路受到振动,引起管道内介质在管道内部产生压力波弹性振动,从而引起交变应力,交变应力导致管道、设备等设施疲劳失效。

石油天然气管线验收提纲

附件3 陆上石油天然气长输管道建设项目 安全验收评价报告编写提纲 、八、- 前言 简述建设项目基本情况、项目背景、安全验收评价项目委托方及评价要求、安全验收评价工作过程等。 1. 总则 1.1 评价目的 结合建设项目的特点，简述编制安全验收评价报告的目的。 1.2 评价依据 1.2.1 法律、法规及规章列出建设项目安全验收评价应遵循的安全生产法律、行政法规、部门规章、以及地方性法规、规章和规范性文件，宜按法律-法规-规章顺序排列，并标注发布机构、文号和施行日期。包括但不限于： 《中华人民共和国安全生产法》； 《中华人民共和国消防法》； 《中华人民共和国水土保持法》； 《中华人民共和国防洪法》；《中华人民共和国石油天然气管道保护法》；《中华人民共和国突发事件应对法》； 《中华人民共和国防震减灾法》；《安全生产许可证条例》；《特种设备安全监察条例》；《公路安全保护条例》；《铁路运输安

全保护条例》；《电力设施保护条例》 《建设工程消防监督管理规定》；《生产经营单位安全培训规定》； 《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》；《防雷减灾管理办 法》； 《非煤矿矿山建设项目安全设施设计审查与竣工验收办法》； 《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》；《生产事故应急预案管理办法》；《安全生产培训管理办法》；《关于开展重大 危险源监督管理工作的指导意见》；《关于陆上石油天然气建设项目安 全设施设计审查与竣工验收有关事项的通知》。 1.2.2 标准规范列出建设项目安全验收评价应遵循的主要标准规范，名称后应标注标准号和年号，宜按国家标准- 行业标准-国外标 准- 企业标准的顺序排列，并按照专业进行排序。注意引用标准规范的适用范围，其中国外标准和企业标准仅作为参考标准，如需引用，必须说 明原因及具体引用条款，且内容不得 与国家标准、行业标准冲突。包括但不限于： 输气管道工程设计规范》(GB 50251 )；输油管道工程设计规范》 (GB 50253 )；石油天然气工程设计防火规范》(GB 50183 )；建 筑设计防火规范》( GB 50016 )；工业企业总平面设计规范》( GB 50187 )；油气输送管道穿越工程设计规范》 (GB 50423 )；油 气输送管道跨越工程设计规范》 (GB 50459 )；火灾自动报警系 统设计规范》(GB 50116 )；供配电系统设计规范》(GB 50052 )； 建筑物防雷设计规范》(GB 50057 )；建筑地基基础设计规范》(GB 50007 )；爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 ( GB