×××天然气利用工程(二期)安全验收评价报告

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1、市天然气利用工程（二期）安全验收评价报告 安全技术咨询有限责任公司APJ-(国)-二一三年月市天然气利用工程（二期）安全验收评价报告法 定 代 表 人：技 术 负 责 人：评价项目负责人：二一三年月此表仅用于市天然气利用工程（二期）安全验收评价报告前 言为了认真贯彻执行“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，根据中华人民共和国安全生产法、关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知（国家发展和改革委员会，国家安全生产监督管理局，发改投资20031346号）等有关规定，受燃气有限公司的委托，安全技术咨询有限责任公司于2011年11月承接了“市天然气利用工程（二期）安全验收评价”任务，并签订了合同

2、。安全验收评价是在建设项目竣工、试生产运行正常后，通过对建设项目的设施、设备、装置实际运行状况及管理状况的安全评价，查找该建设项目投产后存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全对策措施及建议，确保安全生产。本安全评价报告是根据安全验收评价导则编写的。武汉绿通安全技术咨询有限责任公司评价人员在广泛收集资料，实地调查现场的基础上，对大冶市天然气利用工程（二期）存在的主要危险、有害因素及相关作业场所进行了分析，列出了建设项目所涉及的危险、有害因素；对总体布局、主体生产系统、公用辅助设施、易燃易爆场所、特种设备和安全管理等进行了安全评价，得出了安全评价结论，提出了合理可行的安全措施及建议。

3、在评价调研和报告编写过程中，得到了燃气有限公司的大力协助和支持，在此表示诚挚感谢！目 录前 言4第一章 概述11.1 安全验收评价目的11.2 安全验收评价依据11.3 安全验收评价范围41.4 安全验收评价程序5第二章 建设项目概况62.1 建设单位简介62.2 建设项目基本情况72.3 地理位置和自然条件82.4 天然气气源92.5 高压管道线路工程92.6 陈贵门站工程142.7 公辅工程212.8 主要技术经济指标252.9 已采取的安全措施25第三章 主要危险、有害因素辨识与分析273.1 辨识与分析主要危险有害因素的依据、过程273.2 主要危险物质及特性283.3 主要危险、有害

4、因素分析303.4 危险、有害因素分布393.5 重大危险源辨识39第四章 评价单元划分及评价方法选择414.1 评价单元划分414.2 评价方法选择42第五章 符合性评价475.1 总体布局安全评价475.2 主体系统安全评价515.3 公用辅助设施安全评价605.4 易燃易爆场所安全评价645.5 特种设备及强制检测设备设施监督检验情况评价655.6 安全生产管理评价68 第六章 固有危险程度及事故后果模拟分析766.1固有危险程度分析766.2 高压天然气管道泄漏引起火灾爆炸的影响范围估计82第七章 安全对策措施及建议867.1 安全预评价和项目初步设计中提出的安全对策措施的落实情况86

5、7.2 存在的问题及整改情况867.3 补充的安全对策措施及建议877.4 设备安全管理建议887.5 安全管理建议91第八章 安全验收评价结论94附件1 平面布置图及工艺流程图附件2 安全管理资料（包括相关批复文件、资质、检测检验资料等，详见附件2目录）附件3 现场照片附件4 专家评审意见及修改说明第一章 概述1.1 安全验收评价目的安全验收评价在建设项目竣工、试生产运行正常后进行，是安全生产“三同时”的重要环节，此次安全验收评价的目的是：1）贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，保障建设项目的安全设施与主体工程同时设计、同时施工和同时投入使用。2）通过对建设项目的生产工艺过程

6、、工艺设备、物料、作业环境、公用工程及辅助设施、自然条件、地理位置等方面进行调查、分析、评价，识别其生产过程中存在的危险、有害因素的种类、分布及危险、危害程度。3）通过对建设项目试生产过程中的设施、设备、装置实际运行状况、安全管理状况，以及系统上的配套安全设施状况，进行分析评价，查找存在的问题，并提出合理可行的安全对策措施，以提升该工程的本质安全化水平，满足安全生产要求。4）为相关安全生产监督管理部门对该工程的监督管理和安全验收提供依据。1.2 安全验收评价依据1.2.1 法律、法规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）；2）中华人民共和国消防法（国家主席令2008第6号

7、）； 3）中华人民共和国职业病防治法（国家主席令2001第60号令）；4）中华人民共和国石油天然气管道保护法（国家主席令2010第30号令）；5）城镇燃气管理条例（国务院2010令第583号）；6）特种设备安全监察条例（国务院 2009 令第549号）；7国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知（国发201023号）；8）关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知（国家发展和改革委员会 国家安全生产监督管理局，发改投资20031346号）；9）特种作业人员安全技术培训考核管理规定（国家安全生产监督管理总局2010第30号令）；10）特种设备作业人员监督管理办法（国家质量监督检验检疫总局令第

8、70号）；11）生产安全事故应急预案管理办法（国家安全生产监督管理总局令第17号）；12）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200456号）；13）危险化学品重大危险源监督管理暂行规定（国家安全生产监督管理总局令第40号）；14）职业病危害因素分类目录（2002）（卫法监发200263号）；15）湖北省安全生产条例（湖北省人民代表大会常务委员会公告第五十六号）。1.2.2 技术标准及规定1）安全评价通则（AQ8001-2007）；2）安全验收评价导则（AQ8003-2007）；3）城镇燃气设计规范（GB 50028-2006）；4）石油天然气工程设计防火规范（GB 5018

9、3-2004）；5）输气管道工程设计规范（GB 50251-2003）；6）建筑设计防火规范（GB50016-2006）；7）油气输送管道线路工程抗震技术规范（GB 50470-2008）；8）油气输送管道穿越工程设计规范（GB 50423-2007）；9）城镇燃气埋地钢制管道腐蚀控制技术规程（CJJ95-2003）；10）钢制管道及储罐腐蚀控制工程设计规范（SY0007-1999）；11）室外给水排水和燃气热力工程抗震设计规范（GB 50032-2003）；12）建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）；13）建筑工程抗震设防分类标准（GB 50223-2008）；14）工业金属管道工

10、程施工及验收规范（GB 50235-97）；15）建筑物防雷设计规范（GB50057 -1994，2000年版）；16）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；17）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）；18）供配电系统设计规范（GB50052-2009）；19）企业职工伤亡事故分类（GB6441-1986）；20）危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）；21）工业管道的基本识别色.识别符号和安全标识（GB7231-2003）；22）安全标志及其使用导则（GB2894-2008）；23）安全色（GB2893-2008）；24）化工企业静电接地装置

11、设计规范（HGJ28-90）；25）石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH50493-2009）；26）工作场所有害因素职业接触限值(物理因素)（GBZ2.2-2007）；27）其它相关技术标准。1.2.3 建设项目相关资料1）项目运行资料，包括：安全管理制度（作业文件）及安全生产责任制；安全操作规程目录；应急预案及演练记录；防雷装置检测报告；消防设施、器材配置表；安全附件台账及检测报告；等等；2）市天然气利用二期工程初步设计，市政工程中南设计研究总院，2009年6月；3）市天然气利用工程（二期）安全预评价报告，安全有限公司，2010年8月；4）项目备案证。1.2.4 其他文件安全评

12、价技术服务合同：市天然气利用工程（二期）安全验收评价。1.3 安全验收评价范围根据与燃气有限公司签定的技术服务合同，本次评价的范围包括：1）阀室至门站的高压天然气管道（全长约4.8km）；2）门站（包括工艺装置区和工艺装置区，省天然气公司的工艺装置区不在本次评价范围内）；3）项目配套的供配电、防雷防静电、消防等公辅工程。1.4 安全验收评价程序安全验收评价程序为：前期准备；辨识与分析危险、有害因素；划分评价单元；选择评价方法；定性、定量评价；提出安全对策措施建议；做出安全验收评价结论；编制安全验收评价报告等。图1-1 安全验收评价程序图前期准备辨识与分析危险、有害因素提出安全对策措施建议做出安

13、全验收评价结论定性、定量评价选择评价方法划分评价单元编制安全验收评价报告第二章 建设项目概况2.1 建设单位简介燃气有限公司是燃气有限公司的全资子公司，成立于20年月，位于市大道号，主要从事城区天然气的开发利用项目投资经营。市天然气利用工程于20年月正式投入运营，供气规模亿立方米，气化城区人口万人，同时供居民、商业、公福和工业用气。燃气有限公司的母公司燃气有限公司是“燃气（集团）有限公司”下属的区域燃气经营公司。燃气（集团）有限公司是大型直属企业“集团”下属集团公司。公司主要从事天然气管网的投资、建设与燃气经营。主要经营：燃气（包括天然气、液化石油气、煤气）；汽车加气；燃气工程的设计、施工；燃

14、气设备、器具的生产、销售和维修；燃气产品的开发利用。2.2 陈贵门站简介燃气有限公司门站位于镇西南，西北邻省道，西南与镇厂毗邻，站场占地面积m2（折合约亩）。站场由川气东送输气站、燃气公司门站和省天然气公司接收站合建组成。门站主要分为工艺装置区、放空区、生产辅助区和调度中心大楼，主要功能为接收川气东送输气站和省天然气公司输气管道来气，经分别计量、汇气、加热、一级调压、加臭后，一路输往市次高压管网，另一路经站内计量、二级调压后供站内用气并输往镇区中压管网。门站具备超压紧急切断、事故放空、数据采集与监控等功能。2.3 建设项目基本情况1）建设性质及规模（1）阀室至门站天然气管道阀室至门站天然气输送

15、管道西起中石化川气东送阀室，向东平行于川气东送主管道辐射，终点为门站。管道敷设地区等级主要为二级地区。全线管道全长约km，采用直缝双面埋弧焊钢管（UOE），钢级为L415M（X60M）。工程总用钢量为t。全线管道采用埋地敷设，共需穿越小面积水（鱼）塘次；小型沟渠次；乡村公路次。（2）门站门站位于镇厂东侧，省道路南侧，具有分输、接收和向供气区域分配气量的多重功能。门站天然气输送管道接收川气东送来气，向市及省“线”供气。2）参建单位建设单位：燃气有限公司预评价单位：安全有限公司（甲级）设计单位（资质）：市政工程设计研究总院（甲级，证书编号为工咨） 施工单位（资质）：市第一建筑工程有限公司（房屋建筑

16、工程施工总承包贰级）、石化集团石油管理局油田建设工程公司（石油工程施工总承包壹级）监理单位：监理监理部 3）项目建设情况燃气有限公司市天然气利用工程（二期）于20年月日取得省企业投资项目备案证，并进行了可行性研究；20年月进行安全预评价，20年月至20年月完成施工图设计，20年月管线开工建设，门站于20年月开始动工建设，全部工程于20年月竣工。4）试运行情况项目于20年月通气试运行，运行期间各类设备运行正常，无安全事故发生。2.4 地理位置和自然条件位于东南部，长江中游南岸，地处、城市带之间和“”腹地，地跨东经，北纬。西北与为邻，东北与、隔江相对，西南与市、毗邻，东南与接壤。距省会仅公里，由省

17、第二大城市代管。全市总面积平方公里，辖个乡、个镇、个街道办事处、个国有农场。属亚热带温润气候区。极端最低温度-10.0，极端最高气温40.1，历年平均气温17.2，年平均降雨量1507.3mm，年平均相对湿度77%，最大积雪深度27cm，最大冻土深度6cm，全年主导风向为夏E、冬N。年均雷暴日为50天。地震基本力度为6度。2.5 天然气气源 该工程天然气输送管道接自川气东送管线设在市港的分输阀室，经约km的管道输送后到达门站，对来气进行计量、调压后给目标市场用户供气。燃气有限公司与化工股份有限公司天然气分公司签订了天然气销售和购买意向书。1）天然气组分：表2-1 天然气组分组分CH4C2H6C

18、3H8CO2H2ON2mol%97.0580.1521850.0101132.029090.003580.705685组分H2COSCH3SHC2H5SH合计mol%0.0254670.0025590.0004920.000037100%H2S：6mg/m3；2）高热值：40.4MJ/m3，低热值：36.44MJ/m3；3）密度：0.73kg/m3（0，1atm）；4）运动粘度：14.2110-6m2/s；5）华白指数：51. MJ/m3（12351kcal/m3，0，1atm）；6）燃烧势：38.88；7）气体常数：487J/kgK；8）烃露点：-40；9）水露点：-10；10）供气压力：9

19、.5MPa。2.6 高压管道线路工程1）线路走向 该工程高压管道线路走向为：管道起点为川气东送管线阀室，终点为与镇水厂毗邻的门站，在满足与川气东送主管道安全净距要求的前提下，管道平行于川气东送管道自东向西敷设。管道从川气东送设于港的新屋阀室出发后，向西偏北敷设约600m后，转向西偏南敷设1700m，经过镇村村南侧，管道继续沿川气东送管道向西偏北敷设约500m后，转向西直至设于315省道东侧、毗邻水厂东北侧的门站。管道全长约km。沿线穿越三级及三级以下公路次，水、鱼塘次，小型河渠次，无其它大中型的穿跨越。管线所经地段大部分为稻田，较平坦，局部为丘陵和小山，起伏不大。2）管道敷设（1）敷设方式该工

20、程管道采用埋地敷设。管道除了满足敷设在冻土层以下外，一般地段管顶埋深12m，石方段管道管顶覆土深度不小于0.8m，石方段管沟比一般地段管沟超挖0.2m，卵石段管沟比一般地段超挖0.1m（用于管沟底垫细土，保护防腐层），管顶以上0.3m以下的管沟用细土回填。管道转角采用弹性敷设，当弹性敷设难以实现时，采用R=40D的冷弯弯管或R=6D的热煨弯头。 （2）特殊地段管道敷设本工程管道基本在平原和丘陵地区敷设。当管道不得不在以下特殊地段敷设，敷设时采取了以下敷设措施：石方段石方段开挖管沟时采用啄木鸟开凿。在土石方地段敷设管道时，为保护管道防腐层，在管底以下20cm至管顶以上30cm范围内采用细土回填。

21、软土等不良土质管道通过小范围软土、液化砂土等不良地质区时，采用了以下措施：l 采用非液化砂土全程回填夯实或沿管线等距离加配重方法。l 对于严重液化等级的区域，采用抗浮桩（预制桩、灌注桩等）与管道相连接，或采用沿管线配重方法。l 在液化区段内，不设置三通、旁通或阀门等部件。（3）与高压输电线并行本工程管道局部标段与输电线路交叉或平行敷设，为避免管道与输电线发生干扰，管道线路远离输电线路。当燃气管道不得已与输电线路交叉或平行时，满足了下表的间距要求。同时，对于平行或交叉管段采取了相应的保护措施，如提高绝缘防腐等级、加强阴极保护、增加管道腐蚀裕量、采取排流措施和施工时进行隔离保护等措施。表2-2 地

22、下燃气管道与交流电力线接地体的净距（m）电压等级（kV）1035110220临时接地0.5135铁塔或电杆接地体13510电站或变电所接地体5101530（4）地下水位较高段地下水位较高、存在流沙或淤泥地段，设置了配重块，防止水位上升，管道上浮。（5）小型河流经过小型河流的管道埋到冲刷深度以下，并及时做好水工保护，确保管道安全。3）管道抗震本工程管道沿线抗震设防烈度为6度，设计基本地震动峰值加速度为0.05g，并采取了如下抗震措施：l 当管道按规范计算的应变值大于规范规定的轴向允许应变值时，选用大应变钢管，经对口焊接试验，采用满足变形要求的组焊管段。l 现场对接焊口通过100%射线检验，并达到

23、国家现行标准石油天然气钢质管道无损检测SY/T4109规定的级。l 需抗震设防的埋地管段采用宽沟浅敷设；回填土采用疏松无粘性的土料。l 需抗震设防的埋地管段，采用弹性敷设，且曲率半径不小于1000D。当需设置热煨弯管时，其曲率半径不小于6D。当需设置冷弯管时，其曲率半径不小于30D。l 管道穿越截水墙或水工保护构筑物基础时，穿管处管道周边预留不小于25mm的空隙，并采用柔性减振材料填充。l 根据工程地质情况和地震安全性评价结果，采取必要的专项抗震措施。4）管道穿越本工程管道沿线穿越个小面积水（鱼）塘，小型沟渠次，乡村公路次。（1）小型河流、冲沟及水塘等水域穿（跨）越方式 本工程管道水域穿越采用

24、定向钻穿越和水下沟埋或顶管敷设方法。小型河流穿越管顶埋深不小于最大冲刷线下0.5m，若冲刷数据不详，管顶埋深不小于水床底面以下1.0m，并根据具体情况设配重块。（2）公路穿越本工程管道带套管穿越公路时，套管顶的埋深1.2m，套管伸出公路边沟外2m。无套管穿越公路时，管顶的埋深1.2m，并在距管顶以上500mm处应设置警示带。本工程管道均为乡村公路，采用大开挖方式穿越。（3）其它穿越埋地电缆光缆：管道与其它埋地电缆光缆交叉时，相互间的净距不小于0.5m。其它埋地管道：本输气管道与其它埋气管道交叉时，一律从其下方穿过，相互间净距不小于0.3m，中间用坚固的橡胶板隔开。5）管道防腐该工程管道的防腐采

25、用外防腐涂层与阴极保护相结合的联合保护方式。外防腐涂层全线选用三层PE结构加强级防腐。冷弯网管直接采用带三层PE结构外防腐层的直管弯管；热煨弯管外防腐采用环氧树脂底漆加辐射交联聚乙烯热收缩带加强级防腐；线路管道环焊缝处补口采用带环氧底漆的三层结构辐射交联聚乙烯热收缩套（带）。管道采用牺牲阳极的阴极保护方式。6）线路附属设施（1）线路截断阀室本工程管道全长仅为4.8km，不需设置截断阀室。（2）管道标志桩（测试桩）、警示牌及特殊安全保护设施本工程管道沿线设置了如下保护设施：l 里程桩：每公里设一个，一般与阴极保护桩合用。l 转角桩：管道水平改变方向的位置设置转角桩。转角桩上标明管道里程，转角角度

26、。l 穿越标志桩：管道穿越河流，公路，设置穿越标志桩，穿越标志桩上标明管道名称、穿越类型、线路里程，穿越长度。l 交叉标志桩：与地下管道、点（光）缆和其它地下构筑物交叉的位置设置交叉标志桩。交叉标志桩上注明线路里程、交叉物的名称、与交叉物的关系。l 结构标志桩：管道外防护层或管道壁厚发生变化时，设置结构标志桩：桩上标明线路里程，并注明在桩前和桩后管道外防护层的材料或管道壁厚。l 设施标志桩：当管道上有特殊设施（如：固定墩）时设置设施桩。桩上表明管道的里程、设施的名称及规格。l 阴保测试桩：包括电流测试桩和电压测试桩，尽量将线路里程桩、转角桩与测试桩合一，若不能与测试桩合一时，里程桩、转角桩不需

27、做测试门。l 警示牌：对于车流量较大的公路和容易被人破坏的地方，在附近设置警示牌。2.7 门站工程门站天然气输送管道接收川气东送来气，向市及省“线”供气。门站按2020年规模进行设计，即中石化分输计量橇为6.0108m3/a，计量橇为2.0108m3/a。1）站场工艺（1）建设规模分输计量橇规模：9.42104m3/h；计量橇接收规模：3.2104m3/h。（2）工艺参数进站压力：6.59.5MPa；出站压力：0.41.6MPa；地区等级为三级，强度系数0.5。（3）功能中石化分输计量橇l 接收川气东送新屋阀室来气。l 进站超压报警。l 发生事故时，进出站天然气紧急截断。l 进站天然气全组分（

28、或热值）、水露点和H2S在线检测。l 进站天然气过滤、分离、计量和调压。l 向调压计量装置和省天然气公司工艺装置区供气。l 预留标定车接管。l 事故状态和维修时的天然气放空和排污。调压计量装置l 接收中石化计量调压装置来气。l 进工艺装置区超压报警。l 发生事故时，进出工艺装置区天然气紧急截断。l 天然气计量和调压。l 向本公司下游用户供气。l 事故状态和维修时的天然气放空和排污。l 向供应的天然气加臭。l 站内自用气供给。（4）工艺流程中石化计量调压装置工艺流程：川气东送分输阀室来气经进站截断阀进入工艺装置区，通过汇管1后通过旋风分离器和过滤分离器二级过滤后，进入汇管2，汇管2之前预留换热接

29、口，汇管2后分三路分输（其中一路为预留路），一路出口设电动阀后进入汇管3，分三路（1用1备1预留）采用“30结构”计量、调压至6.0MPa出站对湖北省天然气公司工艺装置区供气；汇管2后的另一路出口设电动阀后进入汇管5，分三路（1用1备1预留）采用“30结构”计量、调压至4.0MPa出站对大冶华润调压计量装置供气。流量控制单元进口设电动球阀，经汇管后再分三路（1用1备1预留），先后经流量计、流量调节阀控制流量后进入汇管。对省天然气公司“线”方向和方向供气管线均设截断阀。装置区内流量计均设有流量计标定车接口。调压计量装置工艺流程：门站橇装设备共有两路气源进口，一路为中调压计量站来气，接收川气东送天

30、然气；另一路为省天然气公司接收站工艺橇装来气，远期接收线来气。接收中石化川气东送供气后先校核计量后进入2#汇管，之后进入换热设备预热，再经过调压至1.6MPa进入汇管5#。汇管5#后分5个支路，其中3路为一用一备一预留，经过计量调压至中压0.4MPa后进入汇管6#，后一路出站进入陈贵中压管网，供气规模7104m3/a，1104m3/h；汇管5#另外一路为预留用户接口，还有一路为次高压管道出口，供气规模为1.3108m3/a，2.2104m3/h，在出站前通过等径三通分为两路出口。汇管5#上设有加臭装置接口。接收省公司供气后，校核计量后直接进入汇管2#。热交换器所需热水由设在站内辅助生产用房的天

31、然气热水炉生产，经热水泵循环供应。站内另设有一套用于生产及职工生活用气的自用气系统，经分离后的天然气由汇-2引出，经加热、两级调压至0.3MPa，计量后送去站内生产、生活用气。2）主要工艺设备（1）分离设备该工程接自川气东送阀室，门站具有接收和计量调压等多重功能。天然气分离一级选用高效型旋风除尘器，二级除尘选用过滤分离器。设备选用见表2-3。表2-3 陈贵门站过滤装置一览表序号过滤器类型接管直径压力（MPa）温度（）精度通过能力（m3/h）数量1旋风分离DN20010.0-20-6050um7780022过滤分离DN20010.0-20-605um778002（2）阀门站内主要截断阀门采用电动

32、球阀；排污阀、放空阀采用节流截止阀；一般截断阀门采用球阀。安全阀采用先导式安全阀。（3）清管器收、发装置由于本工程距离较短，未设置清管装置。运行中检测输气管道的腐蚀等情况时，采用临时清管设施。（4）记录仪表中石化工艺装置的计量部分主要是对下游公司（公司和省天然气公司）供气的贸易计量。工艺装置的计量由三部分组成，对来气流量的校核计量、对下游用户供气的贸易计量和站内自用气计量。中石化计量装置选用与川气东送工程相一致的超声波流量计，精度为0.5级。校核用计量仪表的类型和精度与上游计量装置相同，即接收中石化来气的计量装置选用超声波流量计，精度为0.5级；接省天然气公司来气的计量装置选用与上游相同的涡轮

33、流量计；对下游用户的计量均选用涡轮流量计；站内自用气流量小、用气量波动大，选用计量精度1.0级、量程比大的罗茨流量计。进、出站计量均选用流量计算机进行温度、压力修正。进站设置气相色谱仪、水露点分析仪和H2S分析仪对来气进行在线分析。站内自用气计量选用体积修正仪对温度、压力进行修正。门站流量计设置情况见表2-4。表2-4 陈贵门站流量计设置一览表序号工艺装置名称类型公称直径压力（MPa）温度（）量程比工况流量（m3/h）数量1中石化计量调压装置超声波DN10010.0-20601:404515002超声波DN15010.0-20601:404518002涡轮DN5010.0-20601:2050

34、100022调压计量装置超声波DN2006.3-20601:404518002涡轮DN806.3-20601:205010001涡轮DN1506.3-20601:205010002涡轮DN2006.3-20601:205010002（5）调压设备该工程中石化计量调压装置来气压力约为6.59.5MPa，下游公司所需压力分别为1.6 MPa和6.0 MPa。调压结构采用串联监控并联备用（近期1用1备，远期2用1备）的方式，确保不间断可靠供气。单路采用紧急切断阀监控调压器工作调压器的方式。调压计量装置来气压力为4.0MPa，需调压至1.6 MPa和0 .4MPa给下游用户供气，橇块选用二级调压。一级

35、调压结构采用串联监控并联备用（近期1用1备，远期2用1备）的方式；二级调压结构采用自力式调压。该工程调压器均采用间接作用式调压器。（6）换热设备该工程采用天然气热水炉加热交换器组成的换热系统在调压设备前对天然气进行加热。自用气调压前采用电加热器加热。（7）加臭装置加臭采用橇装全自动加臭装置，最大加臭量为1.0kg/h。天然气经过流量表计量后，将总流量信号传送至加臭系统，加臭系统根据流量信号自动控制加臭量，然后进入城市中压输配管网。加臭剂采用四氢噻吩，加臭量为20mg/m3。（8）安全泄放系统为保护站内管线及设备的安全，在进、出站管线上各设置一套安全阀；当来气压力、天然气出站压力超过设定值时，天

36、然气自动放空。在进站和出站管线上、调压器前设置有手动放空阀，可以将进站前、出站后管段内以及调压器前的天然气放空，放空管线汇集至放空汇管接至站外放空火炬。（9）排污系统对生产区设备的排污采用集中收集的方式，选用2.5m3的排污池接纳设备的排污。3）站场用管及管道防腐压力为10MPa时，DN350及以上管道采用高频直缝电阻焊钢管，管道材质为L415M（X60）；DN300及以下管道采用无缝钢管，材质L415M（X60）。压力为6.3MPa时，DN350及及以上管道采用高频直缝电阻焊钢管，管道材质为L390（X56）；DN300及以下管道采用无缝钢管，材质16Mn；压力为2.5MPa时，DN350及

37、及以上管道采用螺旋缝埋弧焊钢管，管道材质为L290（X42）；DN300及以下管道采用无缝钢管，材质L290（X42）。站内埋地管道采用加强级三层PE结构外防腐层，补口采用带环氧底漆的三层结构辐射交联聚乙烯热收缩套（带）；站场内露空管道及设备采用环氧富锌底漆、环氧云铁江心岛漆和氟碳防腐涂料面漆防腐。管道采用牺牲阳极的阴极保护方式。4）总图布置陈贵门站总平面布置图见报告附件。门站总征地面积为15334.1m2，围墙内占地面积12987.4 m2。门站主要分为工艺装置区、生产辅助区和放空区。生产辅助区包括一栋管理调度中心和一栋生产辅助用房。管理调度中心主要是营业大厅、仪表控制间、配电间及站场值班人

38、员办公和值班室等；辅助用房主要有加热用锅炉房、发电机房、直燃机房、机修抢险以及备品备件库等用房；放空区主要为站场工艺放空用火炬。站区道路采用城市型道路横断面，水泥砼路面。站区铺砌场地采用混凝土方格砖铺砌。站场及放空区均设置有2.2m高的实体围墙。围墙为砖混结构，进出站设置有DM6.0m的电动推拉大门，方便办公车辆及抢维修车辆进入。放空气设置有DM1.8m的大门1樘。2.8 公辅工程2.8.1 后方工程该工程后方工程主要包括管理调度中心、抢险维修中心。管理调度中心和抢险维修中心合建于一处，均设在门站内。2.8.2 供配电1）电源该工程电源由附近10kV公用线路引来，外线长度约为2公里，另外设有1

39、台75kW的柴油发电机组做为备用电源。2）负荷等级及用电负荷该工程自控、仪表系统用电采用二级负荷，其他用电为三级负荷。全站用电负荷约为100kVA，其中二级负荷约为50kVA。3）供配电系统该工程采用户外箱式变配电站（125kVA）的低压室做为全站配电主要设施。箱式变配电站内10kV侧进线柜回路真空负荷开关，10kV馈线柜采用负荷开关熔断器组进行保护；低压进线总开关设有过载长延时，短路速断保护，低压用电设备及馈线电缆设有短路及过载保护。低压配电系统采用三相四线制，采用放射式配电方式，低压配电系统层次不超过2级。4）爆炸危险区域划分及用电设备选择该工程橇装工艺装置区4.5m半径及垂直高度7.5m

40、范围内为2区爆炸危险场所。天然气爆炸性级别为IIA，组别为T1，因此爆炸危险场所内用电设备均选用EX：dIIBT4型，室外各用电设备防护等级为IP65。5）防雷、防静电及接地该工程各建筑物均属第二类防雷建筑物。所有建构筑物顶部设有避雷带，经避雷带、引下线与接地极相连。各用电设备外壳及金属管道、金属门窗均与就近接地系统（或等电位连接箱）可靠连接，接地电阻不大于1欧，接地系统采用TN-S系统。高压配电装置电源入口端内均设有相应的避雷器，低压线路进入配电箱时加装有避雷器。综合楼等主要建筑物内采用等电位连接。全场各接地体均用扁钢连接，形成了全站等电位。2.8.3 自动控制及仪表1）自控水平通过各站场的

41、现场仪表及站控系统对生产运行状况进行测量、数据采集、监测和控制，实现高精度的交接计量和可靠安全的调压，为企业提供稳定的天然气。通过组态软件和数据库软件，对工艺过程中的数据进行存储、记录，完成信息、事件处理和汇总，同时根据实时数据、历史数据、工作经验数据库积累，做出负荷预测、预报和趋势分析，辅助制定合理的运行方案。2）控制方式由现场仪表、站控系统组成一个二级监测、控制管理的自动控制系统。第一级：场站工艺数据的测量（现场仪表）。第二级：实现站控系统控制室内的集中监控（站控系统）。站控系统以PLC为硬件核心，配以相应软件直接采集各生产现场监测点的各类工艺参数及设备运行状态等信号，根据生产运行状况对各

42、类设备进行控制、调节。另设置了一套ESD系统，对发生事故时的安全停车、安全放空进行单独控制。3）仪表供电及防雷接地控制系统及现场仪表负荷均为二级负荷。各现场仪表均由控制系统控制柜内的专用直流24V电源模块或交流220V电源端子板供电。仪控系统采用TN-S的接地方式，接地电阻小于1欧。4）通信为便于与外界通信和调度通信，综合楼办公室、综合楼控制室和门房值班室共设置6路直拨外线电话，综合楼内设综合布线系统。设置有工业电视监控系统，主要对场站进出口处、橇装工艺装置区等进行视频监控。为方便与上游场站的数据通信，综合楼控制室设置1套光端交换机，将上游场站需要的数据转换为光信号后，经6千米的光缆（光缆与输

43、气管线同沟敷设）传送至上游场站控制室。2.8.4 给排水陈贵门站内用水主要为日常生产、生活用水、绿化用水、道路及回车场地浇洒用水。1）给水水源站内给水由市政给水系统提供。由站外市政给水管道就近引入给水管，给水引入管径dn110。同时，为满足消防用水需求，引入了两路进水管道。2）排水系统该工程排水系统对象为站区污水和雨水。主要产生的污废水有工艺装置冲洗时排出的污水和站内人员产生的生活污水。（1）污水系统门站内的生活污水由管道收集后，经化粪池处理，排放至站外市政污水管网。（2）雨水系统站内雨水沿站内东侧围墙设置的雨水明沟排出。明沟末端连接雨水管，管径为DN400，管道连接采用热熔连接。2.8.6

44、供热和暖通1）锅炉房热水系统热水系统热源为常压燃气锅炉，设置在生产辅助用房的锅炉房内。锅炉额定出水温度为90，额定功率0.35MW，热水由管道送至燃气橇装设备的换热器，与天然气热交换以加热天然气。2）调度中心空调系统调度中心空调采用中央空调系统，空调系统的冷热源为设置在生产辅助用房内的直燃机。夏季制冷冷负荷为0.31MW，冬季采暖热负荷0.22MW。冷热水通过无缝钢管由直燃机送至调度中心，室外管道架空敷设并保温。冷却塔和膨胀水箱设在调度中心顶楼。2.8.7 消防该工程的介质为高压天然气，火灾危险性类别为甲类。站内消防用水由市政给水管网供给，设置有2个SS100/65-1.0室外消火栓，并根据规

45、定，在门站及各建构筑物设置有小型的干粉灭火器和手推式干粉灭火车，设置情况见表2-5。表2-5 门站灭火器配置情况序号配置灭火器区域规格及型号数量（个）1工艺装置区MF/ABC8型手提式干粉灭火器42MFT/ABC50型推车式干粉灭火器23中石化工艺装置区MF/ABC8型手提式干粉灭火器84MFT/ABC50型推车式干粉灭火器45天然气调度中心MF/ABC8型手提式干粉灭火器446天然气调度中心房控制室MT7型二氧化碳手提式灭火器107锅炉房MF/ABC8型手提式干粉灭火器28值班室MT7型二氧化碳手提式灭火器29直燃机房MF/ABC8型手提式干粉灭火器210发电机房MT7型二氧化碳手提式灭火器

46、211箱变MT7型二氧化碳手提式灭火器22.9 主要技术经济指标该工程主要技术经济指标表见表2-6。表2-6 主要技术经济指标表序号项目单位数量备注1供气规模2010年108m3/a0.982015年108m3/a1.82020年108m3/a2.02设计压力输气管道设计压力MPa103定员人304工程总投资万元5670.142.10 已采取的安全措施1）防火本工程各建、构筑物的建筑耐火等级为二级。工艺装置与各建构筑物的安全间距符合要求。站内消防用水由市政给水管网供给，设置有2个SS100/65-1.0室外消火栓，并在门站及各建构筑物设置有小型的干粉灭火器和手推式干粉灭火车。2）防爆天然气进出

47、站管线上设有切断阀门和绝缘接头；进出站管线上各设置1套安全阀，天然气自动放空；在进出站管线、调压器前设有手动放空阀，放空管线汇集至放空汇管接至站外放空火炬。按甲类危险场所和爆炸危险环境2区进行防爆设计，用电设备均选用EX：dIIBT4型，室外各用电设备防护等级为IP65。3）安全供电、供水该工程自控、仪表系统用电采用二级负荷，其他用电为三级负荷。低压进线总开关设有过载长延时，短路速断保护，低压用电设备及馈线电缆设有短路及过载保护。另外设有1台75kW的柴油发电机组做为备用电源。4）防雷防静电所有易燃易爆介质流经的管道设有防静电接地。所有电气设备正常不带电的金属部分均可靠接地，以防漏电或产生静电

48、引起火灾，同时按规范要求设有防雷措施。防雷防静电设施由市防雷中心进行了检测，并出具了合格检测报告。5）安全标志 在门站设置了“严禁烟火”、“禁止吸烟”等相应的警示标志；每个出口处设置了“安全出口”标志。阀室至门站天然气管道沿线设置了里程桩、转角桩、穿越标志桩、交叉标志桩、结构标志桩、设施标志桩、阴保测试桩、警示牌等。 第三章 主要危险、有害因素辨识与分析3.1 辨识与分析主要危险有害因素的依据、过程根据该项目特点，主要采用以下标准作为依据对项目存在的危险、有害因素进行辨识与分析。1）按照危险货物分类和品名编号（GB6944-2005）和危险货物品名表（GB12268-2005）将危险物质分为爆

49、炸品、压缩气体和液化气体、易燃液体、易燃固体、自燃物品和遇湿易燃物品、氧化剂和有机过氧化物、毒害品和感染性物品、腐蚀品7大类，对项目生产过程中涉及的物质及产品进行辨识与分析。2）参照企业职工伤亡事故分类（GB6441-1986），综合考虑起因物、引发事故的诱导性原因、致害物、伤害方式等，将事故分为物体打击、车辆伤害、机械伤害、起重伤害、触电等20类。对项目生产过程中存在的危险按照事故类型进行辨识与分析。3）参照职业病危害因素分类目录（2002）（卫法监发200263号）将危险、有害因素分为粉尘类、放射性物质类、化学物质类、物理因素、生物因素、导致职业性皮肤病的危害因素、导致职业性眼病的危害因素

50、、导致职业性耳鼻喉口腔疾病的危害因素、职业性肿瘤的职业病危害因素、其他职业病危害因素等10类。对项目的作业环境进行职业危害辨识与分析。4）根据危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）规定的危险化学品特性及其临界量，对项目中涉及到的各种物质进行重大危险源的计算与辨识。根据天然气的危险特性及该公司经营过程的特点，该工程的危险、有害因素构成有如下几方面：一是工程涉及的主要介质为危险物质；二是可能发生危险物质泄漏或释放的危险事故，危险物质的泄漏或释放可能造成火灾、爆炸等危害；三是场站可能存在噪声等职业健康损害。3.2 主要危险物质及特性 该工程涉及的危险物质为天然气，主要组分为甲烷（含量约

51、97%），其危险有害特性见表3-1。表3-1 甲烷的理化性质与危险有害特性标识中文名：甲烷；沼气 英文名：Methane；Marsh gas 分子式：CH4 分子量：16.04 CAS号：74-82-8 RTECS号：PA1490000 UN编号：1971；1972低温气体 危险货物编号：21007 IMDG规则页码：2156 理化性质外观与性状：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。 熔点：-182.5 沸点：-161.5 相对密度(水=1)：0.42-164 相对密度(空气=1):0.55 饱和蒸汽压(kPa)：53.32-168.8 溶解性：微溶于水，溶于

52、乙醇、乙醚。 临界温度()：-82.6 临界压力(MPa)：4.59 最小引燃能量(frO)：0.28 燃烧热(kj/mol)：889.5 燃烧爆炸危险性避免接触的条件： 燃烧性：易燃 建规火险分级：甲 闪点()：-188 自燃温度()：538 爆炸下限(V%)：5.3 爆炸上限(V%)：15 危险特性：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。与氟、氯等能发生剧烈的化学反应。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。易燃性（红色）：4反应活性（黄色）：0 燃烧(分解)产物：一氧化碳、二氧化碳。 稳定性：稳定 聚合危害：不能出现 禁忌物：强氧化剂、氟、氯。 灭火方法：切断气源

53、。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。雾状水、泡沫、二氧化碳。消防器具(包括SCBA)不能提供足够有效的防护。若不小心接触，立即撤离现场，隔离器具，对人员彻底清污。蒸气比空气重，易在低处聚集。封闭区域内的蒸气遇火能爆炸。蒸气能扩散到远处，遇点火源着火，并引起回燃。储存容器及其部件可能向四面八方飞射很远。如果该物质或被污染的流体进入水路，通知有潜在水体污染的下游用户，通知地方卫生、消防官员和污染控制部门。受过特殊培训的人员可以利用喷雾水流冷却周围暴露物，让火自行烧尽。若冷却水流不起作用(排放音量、音调升高，罐体变色或有任何变形的迹象)，立

54、即撤离到安全区域。 包装与储运危险性类别：第2.1类易燃气体 危险货物包装标志：4 包装类别： 储运注意事项：易燃压缩气体。储存于阴凉、通风仓间内。仓温不宜超过30。远离火种、热源。防止阳光直射。应与氧气、压缩空气、卤素(氟、氯、溴)等分开存放。切忌混储混运。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型，开关设在仓外。配备相应品种和数量的消防器材。罐储时要有防火防爆技术措施。露天贮罐夏季要有降温措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。验收时要注意品名，注意验瓶日期，先进仓的先发用。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。ERG指南：115 毒性危害接触限值：中国MAC：未制定标准苏联MAC：300mg

55、m3美国TWA：ACGIH窒息性气体美国STEL：未制定标准 侵入途径：吸入 毒性：单纯的窒息剂，与液体接触引起冻伤。 健康危害：空气中甲烷浓度过高，能使人窒息。当空气中甲烷达2530时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、精细动作障碍等，甚至因缺氧而窒息、昏迷。健康危害（蓝色）：1 急救皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。冻结在皮肤上的衣服，要在解冻后才可脱去。接触液化气体，接触部位用温水浸泡复温。注意患者保暖并且保持安静。确保医务人员了解该物质相关的个体防护知识，注意自身防护。 眼睛接触： 吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。注意保暖，呼吸困难时给输氧。呼吸及心跳停止者立即进行人工

56、呼吸和心脏按压术。就医。 食入： 防护措施工程控制：生产过程密闭，全面通风。 呼吸系统防护：高浓度环境中，佩带供气式呼吸器。高于NIOSH REL浓度或尚未建立REL，任何可检测浓度下：自携式正压全面罩呼吸器、供气式正压全面罩呼吸器辅之以辅助自携式正压呼吸器。逃生：装有机蒸气滤毒盒的空气净化式全面罩呼吸器(防毒面具)、自携式逃生呼吸器。 眼睛防护：一般不需特殊防护，高浓度接触时可戴安全防护眼镜。 防护服：穿工作服。 手防护：一般不需特殊防护，高浓度接触时可戴防护手套。 其他：工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。进入罐或其它高浓度区作业，须有人监护。 泄漏处置：迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并

57、隔离直至气体散尽，切断火源。建议应急处理人员戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服。切断气源，喷雾状水稀释、溶解，抽排(室内)或强力通风(室外)。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。漏气容器不能再用，且要经过技术处理以清除可能剩下的气体。3.3 主要危险、有害因素分析3.3.1 天然气管道危险因素 1）火灾爆炸 （1）强度设计不当 管道强度设计时，对管道强度设计系数选取不当，受力载荷分析不当，强度及稳定性校核失误、使管材、壁厚选用不当，造成管道强度不够，使用过程中变形、破损、断裂，或管道应力疲劳等，导致天然气泄漏，引发火灾、爆炸等事故。

58、（2）管道选材不当 天然气管道要求管材具有强度高，塑性、韧性、可焊性好、抗腐蚀能力强。如果选材不当，可能造成强度不足、管道失稳、易断裂、抗震性差、焊接质量不合格、易受腐蚀等，留下安全隐患，引发天然气泄漏、火灾、爆炸等事故。（3）管道线路选择不当 管道线路走向应根据地形、工程地质、社会环境等条件，经多方案对比后确定。如果管道线路选择不当，如频繁穿越公路、河流等以及不良地质区，靠近人口密集区，敷设在易燃易爆场所下面等，易造成安全隐患，可能加大发生火灾、爆炸事故的影响。（4）管道敷设不当 输气管道采用埋地方式敷设，如果覆土层厚度不足，对外荷载过大、穿越段、不良地质段保护措施不足，如穿越水域段，在敷设深度不足、穿越方式不当、无稳管措施等，可能因水力作用而破坏管道；穿越公路段，在防护措施不当的前提下（如无套管或套管材料、长度等设计不当），可能因路面上重型车辆的碾压，导致管道破裂。管道在易燃易爆