天然气输气管道工程环境风险评价
天然气输气管道工程环
境风险评价
Revised by Chen Zhen in 2021
天然气输气管道工程环境风险分析
环境风险评价是环境影响评价领域中的一个重要组成部分，伴随着人们对环境危险及其灾害的认识日益增强和环境影响评价工作的深入开展，人们已经逐渐从正常事件转移到对偶然事件发生可能性的环境影响进行风险研究。
本项目主要环境风险来自天然气的泄漏、火灾、爆炸以及在运输途中的交通意外风险可能带来的环境影响。本次评价按照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169－2004）和《关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（环发[2005]152号）的要求，对本项目可能发生的事故进行风险识别，同时针对最大可信风险事故对环境造成的影响进行分析、预测及评价，以此提出事故应急处理计划和应急预案，以减少或控制本项目的事故发生频率，减轻事故风险对环境的危害。
环境风险识别
6.1.1物质风险性识别
6.1.1.1天然气成分分析
本项目为天然气输送工程，原料天然气由中国石油化工股份有限公司山东实华天然气公司提供，中石化目前供应山东的天然气资源来自鄂尔多斯盆地，资源供应能力设计产能为80×108m3/a，管网输送能力为50×108m3/a，现在每年能够向山东提供天然气资源
20×108m3/a。根据建设单位提供的资料，本工程原料天然气主要指标分别见表6-1。
表6-1 原料天然气组成表
低位热值： MJ/Nm3
高位热值： MJ/Nm3
本项目接收和输送的天然气为干气，气质情况符合国家GB17820-1999《天然气》 标准Ⅱ级气质，气质参数见表6-2。
表6-2 Ⅱ级气质参数表
6.1.1.2危险物质识别
由表9-1可知，天然气主要成分为甲烷，此外还含有微量乙烷、丙烷、氮气和二氧化碳；此外混合制冷剂由N 2、
C 1-C 5等组成的混合物（由于可研阶段尚不能确定其混合制冷剂各物质组分比，故本次评价不对其进行分析）；天然气发生火宅事故不完全燃烧产生CO 。本项目涉及的甲烷、CO 、混合制冷剂（乙烯、丙烷、异戊烷）的理化性质及危险特性如下： 1. 甲烷
甲烷理化性质及危险特性见表6-3。
表6-3 甲烷主要性质一览表
2. CO
一氧化碳理化性质及危险特性见表6-4。
表6-4 一氧化碳主要性质一览表
3. 乙烯
乙烯理化性质及危险特性见表6-5。
表6-5 乙烯主要性质一览表
4. 丙烷
丙烷理化性质及危险特性见表6-6。
表6-6 丙烷主要性质一览表
5. 异戊烷
异戊烷理化性质及危险特性见表6-7。
表6-7 异戊烷主要性质一览表
6.1.1.3天然气毒理性分析
侵入途径：吸入
天然气主要成份是甲烷，甲烷对人基本无毒，只有在极高浓度时成为单纯性窒息剂。甲烷浓度增加能置换空气而致缺氧。87%的浓度使小鼠窒息，90%使致呼吸停止。80%甲烷
和20%氧的混合气体可引起人头痛。当空气中甲烷达25%～30%时，人出现窒息前症状，头晕、呼吸增快、脉速、乏力、注意力不集中、共济失调、精细动作障碍，甚至窒息。
6.1.2工艺过程危险因素分析
6.1.2.1站场工艺过程危险因素分析
莱州市第二气源管道天然气供气工程天然气输送系统主要由输气管道和各类站场组成，站场又可分为：末站、输配气站及配气站等。
莱州市第二气源管道天然气供气工程将设置10座站场。站内主要设备包括：过滤分离器、计量装置、清管器收发装置、放空系统等；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。引发这些事故的主要因素有：
1. 站场设备
由于本工程的工艺操作压力最高达4MPa，且变化很大，因此存在由于过压、疲劳等引起的与压力容器有关的事故；设备选型不当、过滤分离器的质量直接关系到管道运行的安全，要特别注意其对本工程的适用情况。
2. 仪表
该工艺的控制关键是压力自动监控系统。系统误差过大，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，采用放空方式。一旦系统出现故障，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。
6.2.1.2长输管道工艺过程危险因素分析
莱州市第二气源管道天然气供气工程管道以埋地敷设方式进行输送，埋深～，具有隐蔽、单一和野外性的特点；输送压力达4MPa。根据长输管道易发事故不同的特点，可将造成事故的危险因素分成以下几类：
1.管道腐蚀穿孔
一般管道具有防腐层，使管材得到保护。但是，由于防腐质量差、管道施工时造成防腐层机械损伤、土壤中含水、盐、碱及地下杂散电流等因素都会造成管道腐蚀，严重的可造成管道穿孔，引发事故。
2. 管道材料缺陷或焊口缺陷隐患
这类事故多数是因焊缝或管道母材中的缺陷在带压输送中引起管道破裂。据四川输气管道事故统计，约38%的事故是由于焊缝、母材缺陷引起的。
另外，管道的施工温度与输气温度之间存在一定的温度差，造成管道沿其轴向产生热应力，这一热应力因约束力变小从而产生热变形，弯头内弧向里凹，形成折皱，外弧曲率变大，管壁因拉伸变薄，也会形成破裂。
3. 第三方破坏
第三方破坏包括意外重大的机械损伤、操作失误及人为破坏等可能，近年来，我国此类事故有快速上升的趋势。特别是山东地区人口稠密，经济不是很发达，第三方破坏现象较突出。
4. 自然灾害
地震、洪水、塌陷、雷击等自然灾害都可能对管道造成破坏，引发事故。
5. 设备事故
输气设备、设施等性能不好、质量不高也可以引发事故。
天然气管道事故统计与事故原因分析
本节统计分析了国内外输气管道事故次数和原因，针对本工程所处环境重点论述了第三者人为破坏的严重性，并提出了结论和建议以供参考。
6.2.1国外输气管道事故统计与分析
6.2.1.1前苏联输气管道事故统计与分析
前苏联是世界天然气管道建设大国，已建成的输气管道有13×104Km。表6-8是前苏联1981年到1990年间发生的输气管道事故统计结果。
表6-8 1981年～1990年前苏联输气管道事故原因分析
从上表看出，各种事故原因的比例排序为：腐蚀%(其中外腐蚀%，内腐蚀%)，外部干扰%，材料缺陷%，焊接缺陷%，施工缺陷%，违反操作规程、设备缺陷和其它原因所占比例较低，分别为%、%和%。
6.2.1.2欧洲输气管道事故统计与分析
欧洲输气管道事故数据组织(EGIG)统计了1970年～1992年共22年间该组织范围的输气管道事故，结果列于表6-9。
表6-9 1970年-1992年欧洲输气管道事故统计
从表中结果可知，欧洲输气管道事故主要原因是由第三方引起的外部干扰，约占事故总数的52%；其次是施工和材料缺陷，所占比例为%；第三是腐蚀，占总数的%，地基移动、误操作和其它原因分居第4～6位，所占比例约在5%左右。
6.2.1.3 美国输气管道事故统计与分析
美国目前大约有42×104Km的天然气输送管道，是世界上建设输气管道最多也是最长距离的国家。美国能源部曾对1970年～1984年间运行的天然气管道事故进行统计分析，结果见表6-10。
表6-10 1970年～1984年美国输气管道事故统计
从表中可知，在1970年～1984年的14年里，美国天然气管道(长输和集输管道)共发生了5872次事故，年平均事故率为419次。外力是造成美国天然气管道事故的首要原因，共发生了3144次，占事故总数的%；其次是材料缺陷，共发生了1319次，占%；腐蚀是第三位的因素，共导致了972次事故，事故率是%。
6.2.2国内输气管道事故统计和分析
6.2.2.1四川输气管道事故统计和事故原因分析
川渝地区是我国重要的天然气工业基地，表6-11是1969年～1990年四川天然气管道事故统计结果。
表6-11 1969年～1990年四川天然气管道事故统计
在1969年～1990年的21年间，四川输气管道共发生155次事故，其中腐蚀引发的有67次，占事故总数的%，是导致事故的首要原因；施工和材料缺陷事故共有60次，占总数的%，仅次于腐蚀因素而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%，位居第三。造成输气管道事故的主要原因分别是腐蚀、施工和材料缺陷及不良环境影响。这一统计结果与国外统计结果有类似的地方，同样表明腐蚀及施工和材料缺陷是影响管道安全运行的主要因素。
6.2.2.2国内90年代输气管道事故分析
进入90年代，随着陕甘宁气田的勘探开发，我国在西部地区建设了以陕京线、靖西线和靖银线为代表的标志着我国90年代输气管道建设技术水平的三条管道。其中1997年建成的陕京线是目前国内陆上长度、规模、投资最大的天然气长输管道工程。以上三条管道从1997年投产以来，共发生了2次事故，均由洪水引发并发生在地质灾害比较多的黄土高原地区，统计结果见表6-12。
表6-12 90年代我国主要输气干线事故率*
*：表中运行年限统计到2000年11月
6.2.3第三者破坏对管道安全运行的危害
第三方破坏是指人为偷油盗气造成的管道损伤以及管道沿线修筑道路、建筑施工、农民耕地等活动引起的管道损伤。值得注意的是，进入90年代以后，随着我国经济飞速发展，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，在管道上人为打孔盗油盗气的情况急剧上升，严重危害管道安全，并造成巨大的财产损失，已引起了人们的高度重视。
6.2.3.1中油股份管道第三方破坏数据统计与分析
表6-13是中国石油天然气股份有限公司质量安全环保部提供的有关管道第三方破坏(主要指打孔盗油)的情况统计。
表6-13 近几年管道打孔盗油(气)情况统计表
从表中看出，第三方破坏相当严重，损伤次数呈逐年急速上升趋势。
6.2.3.2中—安输气管道第三方破坏情况
中—安输气管道首起中原油田第二气体处理厂配气站北侧，途经濮阳市、安阳市所属4县、15个乡、112个自然村，至安阳市西郊东风乡置度村南第一配气站，管道全长，投产至今共发生偷气事件2次。
10.2.3.3中—开输气管道第三方破坏情况
中—开输气管道输送中原油田天然气至开封，管道全长120Km，1996年至今共发生偷气事件10次。
6.2.3.4中沧输气管道第三方破坏情况
中沧线自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6-14。
表6-14 中沧输气管道打孔盗气情况统计
6.2.3.5近几年盗油、盗气案件的特点分析
（1）由人个作案发展为团伙作案，并有明确分工，踏点、放哨、打孔、盗油、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）盗油分子活动范围明显扩大：从河南濮阳一带扩大到华北的邯郸、黄骅、大港、靖海，东北大庆和西北长庆油田、马惠宁线。作案分子有些具备专业知识，内外勾结，不易防范；
（3）有些地方打击不力、执法不严，对这些破坏和盗窃国家财产的犯罪分子只按一般偷盗案处理，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）打孔盗油、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。本工程所处地区在山东省南部，经济发达，人口密集，管道沿京珠高速和107国道敷设，并跨越数条公路和铁路，面对第三者破坏愈演愈烈的情况，如何保证本工程不受或少受人为破坏显得非常重要。
6.2.4结论和建议
通过对国内外输气管道事故进行统计和事故原因分析，提出如下几点结论和建议供参考。
（1）国外不同地区和国家输气管道事故原因在事故总数中所占比例不同，排序不同，但前三项不外乎为外部干扰、腐蚀及材料失效和施工缺陷；在欧美等国管道事故中，
外力影响占第一位，其次是施工和材料缺陷，第三是腐蚀；前苏联天然气管道的主要原因是腐蚀、外部干扰、材料缺陷；
（2）我国输气管道的事故原因和前苏联有相似的地方，事故原因以腐蚀为主，施工和材料缺陷及不良环境的影响居后。但是我国近年来对管道的人为破坏事故增长势头非常迅猛。因此在本工程的设计、建设和运营中，应采取各种技术、措施，防止或削减这些事故因素。
（3）本工程的建设应借鉴先进经验，从设计和施工的各个环节入手，对防腐、管材以及施工技术等方面都要制定严格的规章制度并切实落实，从各个方面保证工程的安全性；同时在运行后要建立完整的事故报告制度，为管道建设和今后运营打下坚实的基础。
（4）2001年8月2日国务院第313号令颁发了《石油天然气管道保护条例》，对1989年的条例进行了修改和完善。这对保石油天然气管道安全将起到积极作用，是效地打击和扼制第三者破坏的有效依据。鉴于本工程处在山东人口集中地区，而且经济不很发达，管道部门更要加大力度进行《石油天然气管道保护条例》的宣传，强化“保护管道安全就是保护沿线群众自身安全”的教育，并密切与地方有关部门共同协调保护管道，以法律来约束管道保护中的违规行为，做到有法可依，有法必依，严惩罪犯，确保管道安全运行。
工程故障树分析
6.3.1故障树分析简介
故障树分析(Fail Tree Analysis，FTA)是一种演绎推理方法，这种方法把可能发生的事故与导致它发生的层层原因之间的逻辑关系用一种称为故障树(FT)的树形图表示出来，这种图就构成了一个“模型”。然后对这种模型进行定性和定量分析，从而可以把事故与原因之间的关系，直观明显的表示出来，并且可以找出事故的主要原因和计算事故发生的概率。其结果可为确定安全对策提供依据，达到预测和预防事故的目的。
6.3.1.1故障树的定性分析
（1）最小割集
故障树的基本事件中，若其中某一部分事件发生时，顶上事件就会发生，则这部分
燃气管道安装规范
城镇燃气管道验收规范-1 1 总则 1.0.1 为了统一城镇燃气室内工程施工及验收标准，提高城镇燃气室内工程的施工质量，确保安全供气，制定本规范。 1.0.2 本规范适用于新建、扩建、改建的城镇居民住宅、商业建筑、燃气锅炉房（不含锅炉本体）、实验室、使用城镇燃气的工业企业（不含燃气设备）等用户室内燃气管道和燃气设备的施工及验收。 本规范不适用于：燃气发电厂、燃气制气厂、燃气储配厂、燃气调压站、燃气 加气站、液化石油气储存、灌瓶、气化、混气等厂站内的燃气管道的施工及验收。 1.0.3 承担城镇燃气室内工程及与燃气工程配套的报警系统、防爆电匀系统、自动控制系统的施工单位必须具有国家相关行政管理部门批准或由其认可的资质和证书。从事施工的操作人员应经过培训，并持证上岗；焊接人员应持有上岗资格证。 1.0.4 城镇燃气室内工程施工应按已审定的设计文件实施；当需要修改设计或材料代用时，应经原设计单位同意。 1.0.5 室内燃气管道所用的管材、管件、设备应符合国家现行标准的规定，并应有出厂合格证；燃具应采用符合国家现行标准并经国家主管部门认可的检测机构检测合格的产品。 1.0.6 室内燃气工程验收合格后，接通燃气应由燃气供应单位负责。 1.0.7 检验合格的燃气管道和设备超过六个月未通气使用时，应由当地燃气供应单位进行复验，复验合格后，方可通气使用。 1.0.8 城镇燃气室内工程的施工及验收除应符合本规范的规定外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 室内燃气管道安装 2.1 一般规定 2.1.1 用户室内燃气管道的最高压力和用气设备的燃气燃烧器采用的额定压力应 符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028 的规定。 2.1.2 室内燃气管道采用的管道、管件、管道附件、阀门及其他材料应符合设计文件的规定，并应按国家现行标准在安装前进行检验，不合格者不得使用。 2.1.3 室内燃气管道安装前应对管道、管件、管道附件及阀门等内部进行清扫，保证其内部清洁。 2.1.4 室内燃气管道安装前的上建工程，应能满足管道施工安装的要求。 2.2 燃气管道安装 2.2.1 燃气管道安装应按设计施工图进行管道的预制和安装。 2.2.2 燃气管道使用的管道、管件及管道附件当设计文件无明确规定时，管径小于
燃气管道施工安装流程
燃气工程施工流程 1、申请安装： 申请使用安装煤气的用户，必须由用户自己或开发商委托燃气公司设计施工，并提供设计所需基础资料： a.提供工程项目设计范围内的修测地形图1份及地下管线普查图。 b.总平面图、建筑平面图、厨房大样图和楼梯剖面 图以及它们的CAD拷盘。 c.公福及工业用户需另外提交设计施工委托书，写明用气要求：气源、压力、用气量（负荷）、用气地点等。 2.现场勘察： 用户备齐上述资料后三个工作日之内，设计施工人员了解现场（用户提供了解现场的条件），与用户所在开发小区项目技术人员根据所提供小区土建施工图，协调外管、庭院管和户内管施工事宜，讨论施工方案。 3.签订安装协议： 根据所了解情况，由公司开发办与用户或开发商签订煤气安装施工协议。 4.施工安排： 签订协议后，三个工作日之内，开发办下达开发安装
任务给工程技术科，由工程技术科根据开发规模及其它情况安排下属施工队施工。 5.施工阶段： a.工程技术科安排施工队后，将所开发小区的情况告知施工队，并到现场给施工队讲解施工方案，进行技术交底。 b.施工队接到安装施工协议后，填写开工报告，报相关部门审核后，申请开工。 c.申请开工后，施工队根据开发规模填写材料计划单，经相关部门核实后，方可领用材料。 d. 材料领用后，进行施工准备（包括管道、管件设备的检测及施工所用的设备） e.施工过程中，要严格按技术规范施工、安装，保证工程质量。 f.分项工程施工完后，核算工程量在管沟未回填之前由施工队联系工程技术科进行确认。同时检查管道施工各项规范要求（包括管道坡度、焊口外观质量、补口补伤质量、凝水缸的安装等） g. 分项工程施工完后，施工队必须绘制施工管网平面图。 h.安装工艺流程及施工时段： 楼房主体封顶后---进入户内定线打眼---楼房室内抹完灰后进行燃气户内立管安装---楼房拆脚手架后---进行测量定位
天然气管道施工总结
应县-张家口天然气输气管道工程第二期工程二标段 施工总结 单位名称： 时间：2010年11月20日
1、概述 工程概况 应县-张家口天然气输气管道工程，管线起点为西气东输陕京一线应县加压站，途经山西朔州市、大同县、阳原县、宣化县，终点为张家口市东山产业集聚区园区内，管道线路全长283km,管径,管线材质采用L415螺旋缝双面埋弧焊钢管，输气规模为12亿立方米/年。工程竣工后，引入天然气张家口市将以天然气代替煤炭，改善张家口市的能源结构，对加快张家口市的清洁工业发展，改善张家口市空气环境质量和北京上游的环境质量具有重大的意义，为张家口市提升城市形象，提高人民生活质量，促进经济发展和构建和谐社会起到积极的推动作用。 本标段从1#阀室到2#阀室，沿线地貌单元为山前冲洪积平原，地形平坦开阔，局部地段有波状起伏。管线沿线主要耕地、林地和烟碱地。主要种植玉米、高粱、土豆、西瓜等；林地主要为柏树和杨树，局部经过少量行树；线路所经地区位于山西省朔州市应县、怀仁县及大同市大同县。位于中纬度偏北地区的大陆内部，大陆性强，是半干旱大陆性季风气候。主要特征是：低温干燥、冬长夏短、风沙大、降水少而集中、干旱、风灾、冰雹、霜冻、洪涝等灾害性天气时有发生，地貌以冲洪积平原为主，岩土主要为冲洪积粉土及卵砾石。 施工概况 工程开工日期为2010年2月28日，竣工日期为2010年11月17日，已完成合同规定的全部内容。本工程施工主要以机械为主，
人工为辅，从扫线、布管到管沟开挖、下管、回填全部采用挖掘机作业，配合人工；焊接采用大型移动电站，直管段对口全部使用内对口器，机械化程度较高。 施工组织及分工和主要实物工程量 针对本工程的情况，成立了“应县-张家口天然气输气管道工程项目经理部”，全面负责本工程的组织、指挥及协调、管理、监督工作，并选派具有丰富施工经验的管道安装队伍承担此项工程的施工。建立健全质量保证管理体系、HSE管理体系、工程施工管理体系等管理网络，严格按设计图纸、技术标准和施工验收规范精心组织施工，并在施工全过程中，使用工程项目管理软件进行工程管理，实施关键线路控制，保质、安全、按期的完成施工任务。 根据我公司以往管道工程施工经验及本工程管线的现场情况，本工程所经地段，地形较平坦地区，采用沟上组焊流水作业。结合本工程工作量和工期要求，除了2个焊接机组、1个连头机组和1个土建机组外，另成立了测量小组、协调小组、安保小组、运输机组、弯管机组、试压机组各1个，共同完成了本工程的施工任务。
天然气管道环境影响评价报告(优秀环评)
1概述 1.1项目背景 新沂市位于徐州、淮安、连云港、临沂、宿迁五市中心位置，区域位置优越，是苏鲁接壤地区新兴的交通枢纽，是徐连经济带重要的物资集散地和流通中心及商贸流通中心，是沿东陇海线产业带上的重要节点城市和工业城市。改革开放以来，新沂市的经济得到快速发展，城市人口和规模不断扩大。面积1586多平方公里，2006年末全市总人口达99.06万。 目前，新沂市城市能源结构以煤、电、液化石油气为主，清洁能源（天然气）所占比例很低。能源消费结构制约着经济高速增长及生态环境的改善，与城市可持续发展的要求不相适应。随着经济的持续发展、城市人口的不断增加以及工业化程度的不断深入，新沂市生态环境与传统的以燃煤为主的燃料结构之间的矛盾日益突出。为了提高城市居民的生活质量，减少环境污染，改善城市环境状况，实现可持续发展战略，新沂市急需建设管道天然气。 西气东输连云港支线天然气管道已于2006年到达新沂，并在249省道上为新沂市预留了DN150的高压预留口，为新沂市采用西气东输气源提供了便利条件。截至目前，新沂市部分主城区已敷设天然气中压管道。根据目前已敷设的管道，并结合新沂近年发展用户情况及道路建设情况，近期规划拟向主城区、经济技术开发区和无锡—新沂工业园开发区的部分用户供气。 根据新沂市天然气利用工程规划，管道在经市府路和大桥路向无锡—新沂工业园开发区布置时，需穿越沭河。 为开发新沂市城市天然气利用，受新沂城市中燃城市燃气发展有限公司的委托，河北省石油化工规划设计院承担了新沂市天然气工程（近期）
的初步设计工作，初步设计工作于2005年8月完成。2008年1月，重庆市川东燃气工程设计研究院编制了《新沂市天然气利用工程沭河燃气管道定向钻穿越》施工图。 根据《中华人民共和国防洪法》的要求，建设跨河、穿河、穿堤、临河的桥梁、码头、道路、渡口、管道、缆线、取水、排水等工程设施，应当符合防洪标准、岸线规划、航运要求和其他技术要求，不得危害堤防安全，影响河势稳定、妨碍行洪畅通；其可行性研究报告按照国家规定的基本建设程序报请批准前，其工程建设方案应当经有关水行政主管部门根据前述防洪要求审查同意；在洪泛区、蓄滞洪区内建设非防洪建设项目，应当就洪水对建设项目可能产生的影响和建设项目对防洪可能产生的影响作出评价，编制洪水影响评价报告，提出防御措施。建设项目可行性研究报告按照国家规定的基本建设程序报请批准时，应当附具有关水行政主管部门审查批准的防洪评价报告。 2008年3月，受新沂中燃城市燃气发展有限公司委托，中水淮河工程有限责任公司承担了新沂天然气中压管道穿越沭河工程的防洪评价工作。 2008年4月，水利部淮河水利委员会委托沂沭泗管理局在徐州主持召开了《新沂市天然气中压管道穿越沭河工程防洪评价报告》专家评审会，会后根据审查意见（附后）进行了修改，形成本报告。 新沂天然气管道穿越沭河工程位置示意图见附图一。 1.2评价依据 1.2.1法律法规 1、《中华人民共和国水法》（2002年8月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第29次会议通过）； 2、《中华人民共和国防洪法》（1997年8月29日第八届全国人民代表大会常务委员会第二十七次会议通过）； 3、《中华人民共和国河道管理条例》（1988年6月10日国务院令发布）。
天然气管道施工方案43521
淮安市西安路南延工程穿越西气东输天然气（武墩—金湖线）管道保护工程施工方案 施工单位：淮安市市政建设工程有限公司 西安路南延工程项目部
淮安市西安路南延工程穿越西气东输天然气 （武墩—金湖线）管道保护工程施工方案 一、编制依据： （一）《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401-98; (二) 《天然气集输管道施工及验收规范》SY0466-97; （三）《石油天然气钢质管道无损检查》SY4109/T-2005; （四）《石油天然气管道穿越施工及验收规范》SY/T4079-95; （五）《淮安市西安路南延、通甫路南延（园区段）工程施工图设计》; （六）《城镇道路工程施工与质量验收规范》（CJJ1-2008）； （七）《给水排水工程构筑物结构设计规范》（GB 50069-2002)。 （八）《中国石油西气东输第三方施工管理作业指导书》 （九）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》 二、工程概况： 本段工程位于淮安清浦区以及正在建设的江苏淮安工业园区境内，规划的西安路南延（宁连一级公路-通海大道段）为南北向的一条城市主干道，道路规划红线宽度40m，路线全长9.502km。本标段工程实施桩号为K0+000-K4+120。 现场地势总体上较为平坦，交通便利。施工现场内考虑新建施工便道。 三、具体部位及工程设计情况
西安路南延一标段工程穿越天然气管道一次。 (一)、道路与天然气管道交叉，交叉位置桩号为K1+000,交叉角度为：1530，设计采用钢筋砼盖板涵保护管道穿越，盖板涵净空2.6*5m。 （二）、雨水管道与天然气管道交叉位置桩号为K1+000，交叉角度为1530，穿越设计采用大开挖或拖拉管施工。经实地勘察，你采用开挖施工安管的方法。 四、施工工期及安排 待施工方案审批后，开工，计划工期30日历天。 五、施工组织机构： 为确保天然气管道安全，淮安市市政建设工程有限公司高度重视，专门成立了相应的组织机构，负责西安路南延工程天然气管道安全保护管理工作，同时要求相关施工单位成立组织机构，确保天然气管道安全万无一失。 组长：孙家胜 副组长：赵见飞、缪伟国、董金虎 成员：周士军、朱国军、王志刚 六、质量目标： 达到国家和建设部现行的工程质量验收标准，单位工程一次验收合格率达百分之百。 七、施工方案 施工前，必须与天然气公司进行沟通，利用探管仪确定天然气管
中国石油天然气集团公司建设项目环境保护管理办法
中国石油天然气集团公司建设项目环境保护管理办法
关于印发《中国石油天然气集团公司建设项目环境保护管理办法》的通 知 中油安〔〕7号 各企事业单位： 《中国石油天然气集团公司建设项目环境保护管理办法》已经集团公司常务会议审议经过，现印发给你们，请依照执行。 附件：中国石油天然气集团公司建设项目环境保护管理办法 中国石油天然气集团公司 二〇一一年一月七日 中国石油天然气集团公司建设项目 环境保护管理办法 第一章总则 第一条为加强和规范中国石油天然气集团公司（以下简称集团公司）建设项目环境保护管理，依据《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》，制定本办法。 3
第二条本办法适用于集团公司及其全资子公司、直属企事业单位（以下统称所属企业）建设项目的环境保护管理。 集团公司及所属企业的控（参）股子公司建设项目的环境保护管理，参照本办法执行。 第三条本办法所称建设项目包括国家审批项目和省级及以下审批项目。国家审批项目是指由国务院环境保护行政主管部门负责审批环境影响评价文件的建设项目，省级及以下审批项目是指由省级及以下环境保护行政主管部门负责审批环境影响评价文件的建设项目。 本办法所称建设项目环境保护管理包括立项环境影响评价、设计和施工建设环境保护、试生产环境保护和竣工环境保护等全过程管理。 第四条集团公司建设项目环境保护实行统一管理、分级负责体制。 第五条集团公司建设项目环境保护应当遵循“环保优先、统筹协调、综合决策”的原则，环境保护与项目建设应当同步规划、同步实施、同步监督，从源头防止污染和保护生态。 第二章管理机构和职责 第六条集团公司安全环保部是集团公司建设项目环境保护归口管理部门，主要履行以下职责： 4
燃气管道施工质量要求
燃气管道施工质量要求 Document serial number【UU89WT-UU98YT-UU8CB-UUUT-UUT108】
燃气管道施工质量要求1、遵循的标准和规范 《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ33-2005。 《城镇燃气设计规范》GB50028-2006。 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-98。 《钢制对焊无缝管件》GB/T 12459-2005。 《钢管焊缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》GB/T 12605-90。 《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分析》GB11345-89。 《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163-1999。 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T0413-2002。 《辐射交联聚乙烯热收缩带（套）》SY/T4054-2003。 《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414-98。 《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T 8923-88。 《燃气用埋地聚乙稀管材》 《燃气用埋地聚乙稀管件》 《聚乙稀燃气管道工程技求规程》CJJ63-95 2、施工队伍应具备的条件 进行城镇燃气输配工程施工的单位，必须具有与工程规模相适应的施工资质；进行城镇燃气输配工程监理的单位，必须具有相应的监理资质。工程项目必须取得建设行政主管部门批准的施工许可文件后方可开工。 承担燃气钢质管道、设备焊接的人员，必须具有锅炉压力容器压力管道特种设备操作人员资格证（焊接）焊工合格证书，且在证书的有效期及合格范围内从事
焊接工作。间断焊接时间超过6个月，再次上岗前应重新考试；承担其它材质燃气管道安装的人员，必须经过专门培训，并经考试合格，间断安装时间超过6个月，再次上岗前应重新考试和技术评定。当使用的安装设备发生变化时，应针对该设备操作要求进行专门培训。 3、管材及管件 中压、低压燃气管道宜采用聚乙烯管，机械接口球墨铸铁管、钢管、钢骨架聚 乙烯复合管，应符合相关标准。高压、次高压应采用钢管、选用的钢管应符合现行国家标准《三石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GB/,《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/,《输送流体用无缝钢管》GB/T8163。对城镇燃气工程管材的选用根椐工程的技术要求，使用场合和市场供货情况以及价格等问题综合考虑对埋地燃气管道、中低压管道选用的管材主要用以下两种：有符合GB/T8163的输送流体用无缝钢管，符合的埋地用 聚乙烯管材。最好不要用其它管道，质量很难保障，以籍田城区燃气管道为例，设计选用无缝钢管，而施工改用镀锌钢管，造成了严重后果。 管件选用的材料、管件壁厚、介质等特性、使用温度及施工环境温差等因素考虑，对城区管道的管件按《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005可以满足要求，PE管用管件应符合《燃气用埋地聚乙烯管件》。 管材、管件、管道附件及其他材料应具有产品质量证明书、出厂合格证、说明书，在使用前应核对其规格、材质、型号。 4、土方工程 施工单位应会同建设等有关单位，核对管道路由、相关地下管道以及构筑物的资料，必要时局部开挖核实。
港华燃气管道施工工艺
燃气管道施工工艺 编制： 审核： 批准： 江苏华洲工业设备安装有限公司 2015年5月
燃气管道施工工艺目录 1. 沟槽开挖 ....................................................................................................... - 3 - 2. 基底处理及验收 ........................................................................................... - 4 - 3. 沟槽回填 ....................................................................................................... - 4 - 4. 管道安装 ....................................................................................................... - 5 - 5. 阀门安装方案 (14) 6. 煤气表安装方案 (15) 7. 燃气管道检查和无损探伤方案 (16) 8. 管道防腐绝缘施工方案 (16) 9. 管道试验及吹扫方案 (17) 10. 示踪线敷设 (19)
1.沟槽开挖 管道沟槽应按设计所定平面位置和标高开挖。人工开挖且无地下水时，槽底预留值宜为0.05～0.10m; 机械开挖或有地下水时，槽底预留值不应小于0.15m。管沟沟底宽度宜符合下列要求： 钢管（单管沟边组装）可按下式计算：a=D+0.3 钢管（双管同沟组装）可按下式计算：a=1D+2D+s+c 式中：a ------沟底宽度(m) D------管外径(m) 1D-----第一条管外径(m) 2D-----第二条管外径(m) s--------两管之间的设计净距(m) c--------工作宽度(m) (当在沟底组装时，c为0.6; 当在沟边组装时，c为0.3)。 梯形槽（如下图所示）上口宽度可按下列公式确定： 梯行槽横断面 b＝a十2nh 式中：b-------沟槽上口宽度(m) ； a-------沟槽底宽度（按上表确定）（m）； n-------沟槽边坡率（边坡的水平、垂直投影的比值）； h-------沟槽深度（m）。 在无地下水的天然湿度土壤中开挖沟槽时，如沟深不超过下列规定，沟壁可不设边坡。 (1)填实的砂土和砾石土1m； (2)亚砂土和亚粘土1.25m； (3)粘土1.5m； (4)特别密实的土2m。 土壤具有天然湿度、构造均匀、无地下水、水文地质条件良好、挖深小于5m且不加支撑的沟槽，其边坡坡度可按下表确定。
天然气管道施工总结资料
辛置阀室改造工程辛置分输站施工 施工总结 编制： 审核： 大庆建筑安装集团有限责任公司 2014年7月22日
1、概述 1.1工程概况 1、工程名称：山西天然气有限公司辛置阀室改造工程辛置分输站 施工； 2、施工地点：霍州市南杜壁村； 3 、项目周围的自然条件:项目施工于辛置分输站内，与地方及其 他人员交集较少； 4 、施工场所交通便利，人员和施工机具方可方便到达施工现场； 本次辛置分输站施工内容包括：站场工艺设备、阀门及管件的安装，设备基础施工，管线防腐保温施工，综合值班室及生产用房施工、室外配套工程施工、站场的电气设备安装、动力电缆敷设，室内的网线接线、电话线及闭路电视线路接线以及工艺区照明，单机调试，防雷接地等。 1.2施工概况 工程开工日期为2013 年12 月1 日，竣工日期为2014 年7 月22 日，已完成合同规定的全部内容。本工程施工主要以机械为主，人工为辅，从扫线、布管到管沟开挖、下管、回填全部采用挖掘机作业，配合人工；焊接采用大型移动电站，直管段对口全部使用内对口器，机械化程度较高。 1.3施工组织及分工和主要实物工程量 针对本工程的情况，成立了“辛置阀室改造工程项目经理部” 全面负责本工程的组织、指挥及协调、管理、监督工作，并选派具有 丰富施工经验的管道安装队伍承担此项工程的施工。建立健全质量保证管理体系、HSE t 理体系、工程施工管理体系等管理网络，严格按设计图纸、技术标准和施工验收规范精心组织施工，并在施工全过程中，使用工程项目管理软件进行工程管理，实施关键线路控制，保质、安全、按期的完成施工任务。
根据我公司以往管道工程施工经验及本工程管线的现场情况， 本工程所经地段，地形较平坦地区，采用沟上组焊流水作业。结合本工程工作量和工期要求，除了2个焊接机组、1个连头机组和1个土 建机组外，另成立了测量小组、协调小组、安保小组、运输机组、弯管机组、试压机组各1个，共同完成了本工程的施工任务。 项目组织机构图
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
天然气环境影响评价
7、环境风险评价 (1)物料的危险性分析 天然气的理化性质和危险特性见表19。 表19 天然气特性一览表
(2)火灾爆炸危险 天然气属易燃、易爆体，如果在储存、输送过程发生跑、冒、滴、漏，卸气过程中如果静电接地不好或管线、接头等有渗漏，加气过程加气设备及管线出现故障或加气过程操作不当等引起泄漏；蒸发出来的天然气在一定的浓度范围内，能够与空气形成爆炸性混合物，遇明火、静电及高温或与氧化剂接触等易引起燃烧或爆炸；同时其蒸汽比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃，也会造成火灾爆炸事故。 (3)生产过程风险识别 根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）中规定，天然气属于所列的构成重大危险源的危险化学品，规定临界量为50t。 该项目所用CNG通过CNG拖车运至加气站，车载气瓶水容积为18m3，项目设储气瓶组总水容积为6m3，则该项目储存CNG总水容积为24m3（储气瓶与CNG 拖车长管气瓶压力均为25MPa，天然气在1标准大气压、0℃时密度按0.7174kg/m3计算），天然气储量为4.3t。 辨识结果列于表20。 表20 重大风险源辨别 根据表20，该项目天然气存储量未超过临界量，属非重大危险源。该项目工艺过程风险因素识别见表21。 表21 工艺过程风险因素识别表
(4)事故易发部位及危险点辨识 加气岛(加气场地及加气机)： 加气岛为各种机动车辆加气的场所。由于汽车尾气带火星、加气过满溢出、加气机漏气、加气机防爆电气故障等原因，容易引发火灾爆炸事故。 站房(包括营业室、值班室等)： 如有天然气窜入站房，遇到明火，值班人员烧水、热饭和随意吸烟、乱扔烟头余烬等，会招致火灾或爆炸。 气罐及管道： 在加气站的各类事故中，气罐和管道发生的事故占很大比例。如地下管沟未填实，使天然气窜入，遇明火爆炸；气罐注气过量溢出；卸气时气外逸遇明火引爆；气罐、卸气接管等处接地不良，通气管遇雷击或静电闪火引燃引爆。 装卸气作业： 加气车不熄火，送气车静电没有消散，气罐车卸气连通软管导静电性能差；雷雨天往气罐卸气或往汽车车箱加气速度过快，加气操作失误；密闭卸气接口处漏气；对明火源管理不严等，都会导致火灾、爆炸或设备损坏或人身伤亡事故。 防雷装置： 加气站已经安装规定的防雷装置，避免雷雨天容易造成设备损坏，如果产生电火花，就容易引起火灾。 (5)环境风险防范措施 加气站属易燃易爆场所，如果在设计和安装存在缺陷，设备质量不过关，生
天然气燃气管道施工组织设计
九、施工组织设计 目录 第一章施工组织设计 第一节编制讲明 第二节工程总讲明 第三节工程总体目标 第四节施工总部署原则 第五节施工工期部署 第六节技术预备 第七节施工用水预备 第八节临时用电预备 第九节地上、地下管线及其他地下地上设施的爱护加固措施第十节各分部分项工程施工安排 第二章施工平面图布置和临时设施布置示意图 第三章材料供应安排打算及保证措施 第四章关键施工技术、工艺、重点、难点分析和解决方案第一节土建施工技术措施 第二节管道安装施工技术措施 第五章质量安全保证措施
第六章施工工期进度打算和保证措施及违约责任承诺 第七章提高工程质量、保证工期、降低造价的合理化建议 第八章本工程拟采纳的新工艺、新材料、新设备使用情况 第九章施工现场采纳环保、消防、降噪声、文明施工技术措施 1、环境爱护施工技术措施 2、消防施工技术措施 3、降噪音施工技术措施 4、文明施工技术措施 第十章冬雨季施工措施 附表一拟投入本工程的要紧施工设备表 附表二拟配备本工程的试验和检测仪器设备表 附表三劳动力打算表 附表四打算开、竣工日期和施工进度网络图 附表五施工总平面图 附表六临时用地表
第一章施工组织设计 第一节编制讲明 一、编制依据 （一）本工程招标文件； （二）国家现行施工规范和标准及省、市现行有关法律、法规等文件，按最新版本实施； （三）山西省燃气规划研究院有限责任公司提供的道路管线综合图、纵断图； （四）本工程要紧采纳的技术规范、规程 《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）； 《城镇燃气输配工程施工及验收规范》（CJJ33-2005）； 《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》（GB50236-2011）； 《工业金属管道工程施工规范》（GB50235-2010）； 《现场设备、工业管道焊接工程施工质量验收规范》（GB50683-2011）； 《工业金属管道工程施工质量及验收规范》（GB50184-2011）； 二、编制原则 (一)按照“全面规划、突出重点、均衡施工、适当提早”的原则，科学组织、合理安排施工工期和进度。
石油天然气管道工程竣工验收细则
石油、天然气管道工程竣工验收细则 1 范围 本标准规定了管道工程竣工验收准备、验收组织和验收程序，并对竣工资料、竣工验收文件的编制与管理作出了具体要求。本标准适用于按批准的设计文件建成且试运投产成功，符合竣工验收标准的新建及改扩建管道工程。 2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 10609.3-1989《技术用图—复制图折叠办法》 GB 50319-2000《建设工程监理规范》 GB/T 11821-1989 《照片档案管理规范》 GB/T 11822-2000《科学技术档案案卷构成的一般要求》 GB/T 17678.1-1999《CAD电子文件光盘存储归档与档案管理要求》 DA/T 28-2002《国家重大项目文件归档要求与档案整理规范》国家档案局档发字[1997]20号文件《国家档案局关于印发〈城市建设归属与流向暂行办法〉的通知》国家档案局国档发[1992]8号文件《关于印发〈建设项目（工程）档案验收办法〉的通知》 3 术语和定义 3.1 竣工验收是项目（工程）建设的最后一道程序，是工程建设转入正式生产并办理固定资产移交手续的标志。是全面考核项目建设成果，检查项目立项、勘察设计、器材设备、施工质量的重要环节。
3.2 专项验收是指政府行政主管部门对建设项目（工程）环境保护、水土保持、消防、劳动安全卫生、职业安全卫生等方面进行的验收。 3.3竣工资料指从建设项目（工程）的提出、立项、审批、勘察设计、施工、生产准备到建成投产全过程中形成的应归档保存的文件资料以及其他载体的声像资料。 3.4 竣工验收文件是建设项目（工程）建设阶段的总结，是竣工验收的法定文件。包括竣工验收报告书、竣工验收鉴定书、单项总结（勘察设计工作总结、施工工作总结、监理工作总结、质量监督工作总结、生产准备及试运考核总结、物资及设备采办总结（含外事总结）等）三部分内容。 4 竣工验收依据 4.1 已批准的项目建议书； 4.2可行性研究报告及批复文件； 4.3 已批准的工程设计文件； 4.4 项目主管部门有关审批、修改和调整等方面的相关文件； 4.5现行的施工技术及验收规范； 4.6国家及行业竣工验收规范； 4.7 国家及行业质量评定标准；
初探中亚天然气管道监管模式
关区工作研究 第50期 （总第630期） 初探中亚天然气管道监管模式 霍尔果斯海关王泉 一、中亚天然气管道建设项目概况 根据2006年3月中土两国签署的《土库曼斯坦与中华人民共和国关于铺设土库曼斯坦至中国天然气管道的总协议》，2007年3月—4月，由中国石油天然气集团公司承建的中土天然气管道正式启动建设施工，预计整个项目于2010年底完成双线通气目标。 中亚天然气管道项目是我国有史以来规模最大的境外天然气项目，总投资达到150亿美元。起点为土乌边境格达依姆（自阿姆河右岸气田至土库曼斯坦边境约有170公里管线，由土国自行建设，不在中亚天然气管道项目之内），经过乌兹别克斯坦，到达哈乌边境沙依让库杜克，再经过哈萨克斯坦奇姆肯特、阿拉木图，到达中哈边境霍尔果斯，管道全长（以计量站为准）1833km，其中乌兹别克斯坦境内487.3km，哈萨克斯坦境内1304km，我国境内41.7km。计划2009年年底以前双线建成并实现单线通气。
管道从霍尔果斯进入中国境内后，连接国内西气东输二线，干线支线长度约8000公里，整个管线长度近万公里。 中亚天然气管道设计年输量在300亿立方米左右，气源地为土库曼斯坦阿姆河右岸巨型天然气田，土库曼斯坦政府同意国外公司勘探开发本国油气资源，在历史上尚属首次。根据中土天然气购销协议和土库曼斯坦阿姆河右岸天然气产品分成合同，中石油每年（共30年）自采气预计产量为130亿立方米，共同风险开发为170亿立方米，以供应管道输送需要。据中亚天然气管道公司介绍，2010年管道预计通气60亿方，2011年170亿方，2012年达到300亿方。 作为国家的重大能源战略工程，中亚天然气管道项目的建设将对我国实现能源多元化战略，保障我国能源的稳定供给具有极其重要的意义。中亚天然气管道项目的建设将进一步促进我国和土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦等项目沿线国家的务实合作，实现互利双赢、共同发展，也将对缓解我国国内油气短缺、改善能源结构等产生深远影响。 二、目前阿拉山口海关中哈原油管道监管模式运行情况 中哈原油管道作为我国首条跨国运输管线，由于管道运输的特殊性，海关对其监管没有现成的模式和经验可借鉴。为保证通油后海关对管输进口原油的监管，提前制定对管输进口原油监管办法和监管操作规程。 在日常监管工作中主要通过下面的监管模式： （一）采取日常巡查和异常情况监管的方式，对管输进口原油进行实际监管。
天然气管道施工总结
应县- 张家口天然气输气管道工程第二期工程二标段 施工总结 单位名称： 时间：2010年11月20日 1、概述 1.1工程概况应县-张家口天然气输气管道工程，管线起点为西气东输陕京一
线应县加压站，途经山西朔州市、大同县、阳原县、宣化县，终点为张家口市东山产业集聚区园区内，管道线路全长283km,管径 508x7.1(6.4/8.7/10.3)管线材质采用L415螺旋缝双面埋弧焊钢管，输气规模为12 亿立方米/ 年。工程竣工后，引入天然气张家口市将以天然气代替煤炭，改善张家口市的能源结构，对加快张家口市的清洁工业发展，改善张家口市空气环境质量和北京上游的环境质量具有重大的意义，为张家口市提升城市形象，提高人民生活质量，促进经济发展和构建和谐社会起到积极的推动作用。 本标段从1#阀室到2#阀室，沿线地貌单元为山前冲洪积平原，地形平坦开阔，局部地段有波状起伏。管线沿线主要耕地、林地和烟碱地。主要种植玉米、高粱、土豆、西瓜等；林地主要为柏树和杨树，局部经过少量行树；线路所经地区位于山西省朔州市应县、怀仁县及大同市大同县。位于中纬度偏北地区的大陆内部，大陆性强，是半干旱大陆性季风气候。主要特征是：低温干燥、冬长夏短、风沙大、降水少而集中、干旱、风灾、冰雹、霜冻、洪涝等灾害性天气时有发生，地貌以冲洪积平原为主，岩土主要为冲洪积粉土及卵砾石。 1.2 施工概况 工程开工日期为2010年2 月28 日，竣工日期为2010年11 月17 日，已完成合同规定的全部内容。本工程施工主要以机械为主，人工为辅，从扫线、布管到管沟开挖、下管、回填全部采用挖掘机作业，配合人
工；焊接采用大型移动电站，直管段对口全部使用内对口器，机械化程度较高。 1.3施工组织及分工和主要实物工程量针对本工程的情况，成立了“应县-张家口天然气输气管道工程项目经理部”，全面负责本工程的组织、指挥及协调、管理、监督工作，并选派具有丰富施工经验的管道安装队伍承担此项工程的施工。建立健全质量保证管理体系、HSE 管理体系、工程施工管理体系等管理网络，严格按设计图纸、技术标准和施工验收规范精心组织施工，并在施工全过程中，使用工程项目管理软件进行工程管理，实施关键线路控制，保质、安全、按期的完成施工任务。 根据我公司以往管道工程施工经验及本工程管线的现场情况，本工程所经地段，地形较平坦地区，采用沟上组焊流水作业。结合本工程工作量和工期要求，除了2个焊接机组、1个连头机组和1 个土建机组外，另成立了测量小组、协调小组、安保小组、运输机组、弯管机组、试压机组各1 个，共同完成了本工程的施工任务。
天然气生态环境影响评价
8．生态环境影响评价 8.1 生态环境现状调查与评价 8.1.1 土地利用现状调查 8.1.1.1 技术方法与手段 评价区土地利用现状调查图例系统按照全国土地利用分类系统标准，采用2003年中国科学院遥感中心接收的美国陆地卫星TM影像数据；参考有关资料，通过采用GPS定位，建立地面解译标志和线路调查等方法，按1：60000精度解译遥感影像，编绘土地利用现状图，在REDGIS信息系统软件支持下，进行数据采集、编辑、分析、编绘成图。在此基础上，分析评价区土地利用现状。 5.1.1.2 结果分析 （1）一般评价区（管道沿线两侧10km）：该区域为平原，面积为4522.3km2，主要是农田，面积为3470.8km2，占总面积的76.8%；有4个县城和160多个居民点；非农用地占比重相对较大，主要是城镇和交通用地，面积约为664.4km2，占总面积的14.7%；区域内树木零散分布，成片林地较少。 从总体来看，评价区土地利用结构较合理，利用率较高。 （2）重点评价区（管道沿线两侧500m）：该区域土地利用结构比较单一，主要为农田，农作物多是以小麦、玉米为主的粮食作物。 一般评价区土地利用见表8.1-1，图8.1-1。 重点评价区土地利用现状见表5.1-2，图5.1-2。 表8.1-1 一般评价区土地利用现状情况 表8.1-2 重点评价区土地利用现状情况
8.1.2 植被现状调查与评价 评价区的植被属暖温带落叶阔叶林带，以华北植物区系为主。管道沿线所经过的区域均位于山东省的中北部，是山东省生物多样性较为贫乏的地区，植被特征为鲁北滨海平原栽培植被和鲁西北平原栽培植被，多属生态幅度较大的种类，区内现有维管植物289种。 由于经历了人类漫长的经济活动，原始植被发生了很大变化，自然植被很少，现有植被类型多为栽培植被，以农作物为主。本区缺林少树，林木覆盖率极低，基本上没有片林。本区散生的树木常见的多为落叶阔叶树种，多分布于村落周围和田间地头。常见树种有：旱柳、榆、槐、臭椿、白蜡树、桑、白蜡树、加拿大杨。农田植被是该区的主体植被，主要粮食作物为小麦、玉米、大豆、小杂粮等。经济作物有棉花、花生、芝麻、油菜、烟叶、麻类、大蒜、芦笋、牡丹、玫瑰、药材、瓜菜等。林果类主要有桃、杏、苹果、梨、枣、山楂、葡萄的等。属国家重点保护的植物有单叶蔓荆、紫花补血草、野大都、白刺等。 5.1.3 动物资源 管道沿线生物多样性较为贫乏，以田园动物较多，尤以鼠、兔等啮齿类最为常见。管道沿线各类野生动物1500多种，属国家重点保护的兽类有5种；淡水鱼类108种，属国家重点保护的有3种；鸟类260种，属国家一级保护的有7种，二级重点保护的有33种，省级重点保护的有40种。应重点保护的稀有种有小天鹅、赤腹鹰、鹊鹞等31种。 5.1.4 土壤类型 由于受地形、地貌、成土母质、气候、植被等因素的影响，评价区内主要有
天然气西气东输图详解
天然气西气东输图 1.一线工程简介 2004 年 8 月 3 日电 8 月 3 日上午 10 时，随着西气东输管线最后一道焊口的焊接完成，西气东输甘肃管理处处长陈金龙宣布，西气东输管道工程全部焊接完工。 西气东输工程是我国继长江三峡工程之后的又一项世界级特大工程，也是党中央、国务院实施西部大开发战略的重大基础设施建设项目之一。西气东输输气管线西起新疆塔里木轮南油田，东至上海市白鹤镇，这项浩大工程将把我国西部新疆等地的天 然气通过管道输送到东部长江三角洲。 西气东输工程从 2000年3月开始启动，2002年7月4日全线正式开工。这项工程从前期工作到管线施工，创造了中国管道建设史上的多项第一。 西气东输管线全长约4000公里，经新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海等10 个省市自治区，横跨中国大陆东西，是中国最长的天然气输气管道。 西气东输管线管径1016 毫米，计划年输气量120 亿立方米，是中国管径最大的输气管道。 西气东输管道全线共有焊口约35 万道，焊口圆周焊接累计长度达 1100多公里。在施工中，施工单位精心工作，使全线焊口焊
接平均一次合格率达98% ，建成合格率100% 。 西气东输管线要穿越戈壁沙漠、黄土高原，以及吕梁山、太行山、太岳山，并跨越黄河、长江、淮河等江河，施工难度在中国管 道建设史上绝无仅有。 本图为早期的建设示意图，现提供给大家参考！ 2.二线工程简介 记者日前从中国石油集团公司获悉，围绕西气东输主干线，中国石油近年来已先后建成多条支线，实现了塔里木、长庆、川渝和柴 达木四大气区的联网；特别是随着西气东输二线工程的全线开工，以珠江三角洲为目标市场的“北气南送”格局将成为现实，中国由 此形成世界最大的天然气管网。 据了解，举世瞩目的西气东输工程于2000 年 2 月正式启动， 2004 年 12 月 30 日管道全线投入商业运营。这条全长近4000公里的天然气干线，以新疆塔里木油气田为主供气源、以长江三角洲地区为主要目标市场，形成横贯东西的我国能源大动脉。 “西气东输工程贯通后，中国石油按照国家‘十一五’能源规划，提出了‘加快推进东北、西北、西南、海上四大油气战略通 道和国内油气骨干管网建设，构筑多元化的油气供应体系’的目标。”中国石油西气东输管道(销售 )公司总经理黄泽俊说，“近年来，中国石油先后建成了冀宁联络线、淮武联络线，接管了长宁线、兰银线，管道总长度达6722 公里；西段年输气能力达到170 亿立方
天然气施工规范
天燃气管道施工技术要求 1 本技术要求是对所采用规范的补充说明。除本技术要求外，均按《城镇燃气输配工程施工及验收规范》中的有关条款执行。本技术要求必须下发到每个参与施工的施工单位。 2 采用的标准和规范 1）《城镇燃气设计规范》GB50028-93（2002年版）； 2）《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ33-2005）； 3）《建筑设计防火规范》GB16-87(2002年版)； 4）《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； 5）《石油天然气输送管道穿跨越工程施工及验收规范》SY/T4079-95； 6）《埋地用钢骨架聚乙烯复合管燃气管道工程技术规程》CECS 131:2002； 7） 《燃气用埋地聚乙烯（PE）管道系统第1部分：管材GB15558.1-2003；8）《聚乙烯燃气管道工程技术规定》CJJ63-95； 9）《燃气用埋地孔网钢带聚乙烯复合管》CJ/T 182-2003； 10）《燃气用钢骨架聚乙烯塑料复合管件》CJ/T 126-2000； 11）《给排水管道工程施工及验收规范》GB50268； 12）《钢制法兰尺寸》GB/T9113； 13）《关于处理石油管道和天燃气管道与公路相互关系的若干规定》（试行）（78）交公路字698号，（78）油化管道字452号）。 3 施工队伍应具备的条件 3.1 进行城镇燃气输配工程施工的单位，必须具有与工程规模相适应的施工资质。 3.2 承担燃气钢质管道、设备焊接的人员，必须具有锅炉压力容器压力管道特种设备操作人员资格证（焊接）焊工合格证书。 4 施工作业带 为了避免或减少对原有地物、地貌的破坏及对交通的干扰，施工作业带以少占地为原则。特殊地段，其占地宽度可根据管沟深度、工程地质的实际情况和施工方法适当加宽，但必须得到业主的认可。繁华街区段，由于施工作业面较窄，在施工区域内，有碍施工的建筑物、构筑物、道路、沟渠、管线、电杆、树木等，