气田地面工程项目规范

《气田地面工程项目规范》(征求意见稿)总则为保障人民生命财产安全、人身健康、工程质量安全、生态环境安全、公众权益和公共利益，促进能源资源节约利用、满足国家经济建设和社会发展，依据有关法律法规制定本规范。天然气气田地面工程的规划、建设、运行和弃置应遵守本规范。本规范是气田地面工程的规划、建设、运行管理和弃置等过程技术和管理的基本要求。本规范的内容不适用于战争、自然灾害等不可抗逆条件下对气田集输工程的要求。执行本规范并不能代替工程项目全生命周期过程中的工程质量安全监管。气田地面工程的规划、建设、运行，除应遵守本规范外，尚应符合有关法律法规、国家现行有关工程项目规范和通用规范的规定。

基本规定气田地面工程规划建设应遵循安全环保、节约用地、经济合理的原则。气田地面系统总体布局应结合自然条件和地方规划，根据气藏构造形态、生产井分布、天然气处理要求及产品流向等情况，并统筹给排水、消防、电源、通信及道路条件后确定。气田地面工程的建设规模应根据气田开发预测指标确定。气田地面工程建设土地使用应符合国家土地管理的有关规定。位于受洪水、潮水或内涝威胁地带的气田天然气处理厂、集输站场应采取防洪、排涝措施。气田地面工程产品指标应符合合同约定或国家相关标准的要求。气田地面工程采用的工艺、材料和设备应满足安全、节能与环保要求。输送可燃、爆炸危险性及毒性介质的管道不应穿越与其无关的建筑物。气田地面工程建设和生产过程中产生的废水、废气、废渣、噪声排放应遵守国家有关环境保护管理的规定。气田地面工程工艺管道与设备的设计压力应根据操作工况下的最高操作压力确定。钢质设备、管道及管道附件的材质应根据使用压力、温度和介质的理化性质等因素选择，应具有良好的韧性和可焊性。钢质设备及管道应具有腐蚀控制措施。含硫化氢酸性天然气腐蚀环境下的金属材料应具有抗硫化应力开裂和抗应力腐蚀开裂的性能。气田地面工程应设置仪表与自动控制系统。通信系统应满足气田地面工程生产运行管理对通信业务的需求。焊接工艺规程应根据焊接工艺评定进行编制，管道焊接应执行焊接工艺规程。气田地面工程厂、站及线路管道应进行强度试验和严密性试验。强度试验合格后方可进行严密性试验。气田地面工程项目投产试运应编制投产试运方案和应急预案。气田地面工程厂、站及集输管道投产前，应使用氮气或惰性气体置换。气田地面工程竣工验收合格后方可正式交付使用。运行管理单位应建立生产监控与调度指挥系统。运行管理单位应建立健全操作与维护规程。运行管理单位应开展风险评价，对重大危险源进行登记，并制定相应安全对策措施。运行管理单位应制定厂、站及管道的检修方案。含硫化氢天然气输送管道、设备打开时，应采取防止硫化亚铁自燃的措施。下列场所应设置安全警示标识：1具有易燃易爆、有毒有害、高处坠落、触电、机械伤害和灼烫危险的区域或设备、设施；2人员逃生路线；3生产设施的施工、运行维护、抢修场所。特种作业（动火作业、动土作业、进入受限空间作业、高处作业、吊装、临时用电、管线打开）应实行作业许可管理制度。长期停运的设备和集输管道应采取保护措施，重新投运前应进行合于使用评价。弃置的厂、站和管道应制定弃置方案。气田天然气处理厂、集输站场临近江河、海岸、湖泊布置时，应采取措施防止泄漏的可燃、有毒液体流入水域。

天然气站场一般规定石油天然气站场等级划分应按生产规模和（或）油品、液化石油气、天然气凝液储罐总容量确定。气田站场选址应避开下列场所：1泥石流、流沙、滑坡、溶洞直接危害的地段。2饮用水源一级保护区。3国家级自然保护区的核心区。4居住区、村镇、重要公共建筑、相邻厂矿企业。气田天然气站场站内设施之间、站内设施与站外设施之间的间距应符合现行国家标准有关防火、防爆、防毒、噪声控制的有关规定。设置高架火炬时，应符合下列规定：火炬的高度应经辐射热的计算确定；应有点火和防止回火的设施；距火炬筒30m范围内严禁可燃气体放空。与本企业生产无关的工艺管道及架空电力、通信线路不应位于气田天然气站场的围墙之内。散发较空气重的可燃气体、可燃蒸气的甲、乙类厂房和有粉尘、纤维爆炸危险的乙类厂房，应符合下列规定:1应采用不发火花的地面。采用绝缘材料作整体面层时，应采取防静电措施。2散发可燃粉尘、纤维的厂房，其内表面应平整、光滑，并易于清扫。3厂房内不宜设置地沟，确需设置时，其盖板应严密，地沟应采取防止可燃气体、可燃蒸气和粉尘、纤维在地沟积聚的有效措施，且应在与相邻厂房连通处采用防火材料密封。有爆炸危险的厂房、仓库或厂房、仓库内有爆炸危险的部位应设置泄压设施。站场工艺设施天然气站场的工艺设计应满足石油天然气生产过程对站场的功能要求，并应设计事故流程。进出站场的天然气管道应设截断阀。存在超压可能的管道或设备，应采取压力控制或安全泄放措施。气田天然气处理厂的工艺方法及总工艺流程应根据原料气条件和产品指标确定，满足环保节能的要求。含硫气田站场应配备防毒设施。克劳斯硫黄回收装置的主燃烧炉、再热炉及尾气处理装置的还原气发生炉等设备，不应设置防爆门。液硫储罐应采用钢质立式储罐。地上立式油罐组、卧式油罐组、高架油罐及液硫储罐应设防火堤。防火堤应采用不燃烧材料建造，且应密实、闭合，严禁在防火堤上留洞。引入放空系统的含硫化氢酸性天然气应燃烧后排放。配套工程设施天然气处理厂应采用计算机控制系统对主要工艺装置、辅助生产装置和公用工程的生产过程进行集中监控。可能积聚可燃气体及有毒气体的生产及储运设施区域内，其浓度可能达到报警设定值时，应设置可燃气体及有毒气体探测报警系统。可燃气体及有毒气体检测报警信号应发送至操作人员常驻的控制室、操作室或值班室进行报警。有人值守站场，检测器应自带报警器或设置就地区域声光警报器。气田天然气站场的出入口、站内消防道路应满足消防车通行的要求。各类建（构）筑物应满足生产运行的使用功能以及防火、防爆、噪声控制和抗震要求。硫黄成型包装厂房（包括成型机厂房、包装线厂房）装袋口排风应经除尘方可排入大气，通风设备的选用应与爆炸性粉尘介质环境相适应。石油天然气站场应根据工艺需求、中断供电造成的后果和安全环保的影响确定用电负荷等级。石油天然气站场应进行爆炸危险区域分区，在爆炸危险区域的所有设施应采取防止爆炸措施。石油天然气站场应采取综合防雷措施。爆炸危险介质的非金属储罐应采取防直击雷措施。石油天然气站场应设置消防设施。石油天然气站场工程工艺装置区的消防用水量应根据设计规模、火灾危险性类别、火灾延续时间及固定式消防设施的设置情况等因素综合计算确定。当工业废水可能产生污染、引起火灾或爆炸时，在管道系统的下列部位应设置水封井：1甲、乙类生产装置区围堰的排水出口处；2建筑物、构筑物的排水出口处；3隔油池入口处；4排水干管上每隔适当距离处；5污水管道通过油气站场围墙处。甲、乙类火灾危险性厂房（仓库）内严禁采用明火和燃气红外线辐射供暖，严禁采用非防爆暖通设备。可能含可燃易爆、有毒有害气体、蒸气和粉尘的封闭的建（构）筑物应设置通风设施；采用机械通风时，排风设备必须防爆。

集输管道一般规定气田集输管道设计应当划分地区等级。集输管道应根据所处地区等级及所承受永久荷载、可变荷载和偶然荷载进行强度设计和强度校核。埋地管道应当进行当量应力及径向稳定性校核。受约束埋地直管段的轴向应力与径向应力组合的当量应力，应小于钢管标准规定的最小屈服强度的90％。天然气凝液输送管道沿线的操作压力应高于输送温度下天然气凝液的饱和蒸气压。采用干气输送的酸性气体集输管道，投运前应进行干燥。管道组成件严禁使用铸铁件、螺旋焊缝钢管。对不符合安全使用的管道，应及时更新、改造、修复或者弃置。管道线路新建气田集输管道的路由选择应避开军事禁区、飞机场、铁路及汽车客运站、海（河）港码头、国家重点文物保护范围、自然保护区的核心区等区域。新建含硫化氢酸性天然气集输管道的路由应根据地区人口密度、自然条件及工程安全、环境评价综合分析确定。天然气中硫化氢含量大于或等于5%（体积分数）的新建集输管道不应通过四级地区。位于设计地震动峰值加速度大于或等于0.2g的管道线路，应进行抗拉伸和抗压缩验算。穿跨越管道经过地震动峰值加速度大于0.40g的区域或穿越断裂带时，应开展专题设计。并行敷设的管道，其净距应满足施工、维抢修和运行管理的需求。天然气集输管道敷设不应对弯头/弯管进行切割；输送含硫酸性天然气的集输管道不应采用冷弯弯管。管道下沟前，管沟底部应平整且不应有损伤管道防腐层的砾石、块石等坚硬物。管道下沟后，管顶以上300mm内的范围应采用细土回填。管道连头口的焊缝不应强力组对；未经试压的管道连头口焊缝，应进行100%超声波和100%射线检测。管道附属设施线路截断阀（阀室）应根据管道沿线地区等级划分设置。含硫酸性天然气集输管道，阀室间距还应根据硫化氢允许潜在释放量设置。管道沿线应设置永久性标识。含硫酸性天然气集输管道及通过人口密集地区、易受第三方损坏的埋地管道，应在管道顶上方连续埋设警示带。

起草说明一、起草过程根据国务院《深化标准化工作改革方案》（国发[2015]13号）要求，2016年中国工程建设标准化协会（石油天然气协会）下达了《国家工程建设强制性标准体系（石油工程部分）》编制工作汇稿会纪要的通知（中建标协油字〔2016〕4号），并在此基础上，全面启动了构建强制性标准体系、研编工程规范工作。规范起草组自2017年11月提交了本标准修订申请，并报住建部标准定额司。在住房城乡建设部标准定额司引发的《工程建设规范研编工作指南》（建标标函〔2018〕31号）指导下，2018年5月24日石油工程建设专业标准化委员设计分标委主持召开了《气田地面工程项目规范》研编启动会，确定了研编工作的主要内容、研编大纲确定了编写组成员单位、各编制单位任务分工及研编进度安排。规范起草组通过梳理气田地面集输工程项目规范相关的标准条文，并多次召开研编工作研讨会，并于2018年11月完成第一次汇稿，并进行了会议讨论审查。2019年4月进行了中评估审查，并根据中评估审查意见进行修改完善后5月提交草案征求意见稿。2019年8月收到来自社会各界共48条意见，其中对32条意见进行了采纳，16条未采纳意见进行了回复，经征求意见并调整修改后形成草案验收稿（共63条）。2019年12月提交工作验收。2020.06在验收审查后进一步修改完善，形成本征求意见稿（共79条）。（二）编排结构说明1、气田地面工程是由气田内部集输、集输管道、天然气处理厂和辅助生产设施构成。本规范在编写时共分为4章，包括总则、基本规定、天然气站场、集输管道。其中，站场配套工程设施纳入到天然气站场，管道附属设施纳入到集输管道。2、对于天然气站场和集输管道共性内容的规定纳入“第2章基本规定”中。（三）其他说明1、本规范的建筑、结构、供电、采暖、通风、给排水、消防等辅助生产设施，在工程建设领域中具有通用性，其建设应符合工程建设通用规范的规定，本规范不作重复规定。2、本规范线路管道中涉及的穿越和跨越管道，在油气管道建设领域具有通用性，其建设应符合《管道穿越和跨越通用规范》的规定，本规范不作重复规定。3、本规范涉及的腐蚀控制和隔热，在石油天然气工业建设领域具有通用性，其建设应符合《石油天然气设备与管道腐蚀控制和隔热通用规范》的规定，本规范不作重复规定。4、本规范涉及的勘察与测量，应符合通用规范的要求，本规范不作重复规定。二、起草单位、起草人员和审查人员1.主要起草单位：中国石油工程建设有限公司西南分公司中国石油天然气股份有限公司规划总院中国石化工程建设有限公司中石化石油工程设计有限公司大庆油田工程有限公司西安长庆科技工程有限责任公司中油(新疆)石油工程有限公司设计分公司中国石油工程项目管理公司天津设计院四川石油天然气建设工程有限责任公司中油辽河工程有限公司中石化中原石油工程设计有限公司石油天然气长庆工程质量监督站中国石油西南油气田公司2.主要起草人员：3.主要审查人员：三、术语和符号（一）术语1石油天然气站场oilandgasfacilities具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井场的统称，简称油气站场或站场。2气田集输gasgatheringandtransportation在气田内，将气井采出的井产物汇集、处理和输送的全过程。采出的井产物包括气、水及其伴生物。3天然气凝液naturalgasliquids(NGL)从天然气中回收的且未经稳定处理的液体烃类混合物的总称，一般包括乙烷、液化石油气和稳定轻烃成分，也称为混合轻烃。4含硫酸性天然气sourgas硫化氢分压大于或等于0.0003MPa（绝）的含有水和硫化氢的天然气。5设施facilities为进行某项工作或满足某种需要而建立起来的系统、设备、建筑等。如：生产设施、辅助生产设施、附属设施等。6线路截断阀（室）pipelineblockvalve在油气输送管道沿线设置的用于将管道分段的阀门，及其配套设施的总称，也称为阀室。7放空系统reliefandblow-downsystem对超压泄放、紧急放空及开工、停工或检修时排放出的可燃气体进行收集和处置的设施。放空系统由泄压设备（放空阀、减压阀、安全阀）、收集管道和处置设备（如放空气体分离罐、放空火炬）或其中一部分设备组成。8放空火炬flarestack为把容器、管道等设施中的可燃气体，用燃烧的方法快速处置排放的可燃气体的设施；放空火炬包括竖管及竖管上的气体点火及燃烧装置。9设计压力designpressure在相应设计温度下，用以确定容器或管道计算壁厚及其元件尺寸的压力值。该压力为容器或管道的内部压力时，称设计内压力；为外部压力时，称设计外压力。10最高操作压力maximumoperatingpressure（MOP）在正常操作条件下，管道系统中最高实际操作压力。11管道附件pipeaccessory弯头、弯管、三通、异径接头等管道连接件和法兰、阀门及其组合件、绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒等管道专用部件的统称。四、条文说明为便于政府有关部门和建设、设计、施工、科研、运营等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，规范起草组按照条款顺序编制了本规范的条文说明，但本条文说明不具备与规范正文同等的法律效应，仅供使用者为理解和把握规范规定参考。

总则气田地面工程建设质量和安全运行关系到人身安全和公共安全，在建设和运行过程中，为保障人身健康和生命财产安全、国家安全、生态环境安全、满足社会经济管理基本要求，强化政府有关部门监管执法的“技术底线”，依据国家相关法律、法规，制定本规范。本规范适用于井口之后至净化厂的地面工程部分，不涉及净化之后的净化气外输管道工程。本规范是气田地面工程的规划、建设、运行管理和弃置等过程技术和管理的基本要求。规范执行的顺序为国家法律法规、项目规范、通用标准规范、行业规范，本规范是气田地面工程项目执行过程中的技术底线。本条款的自然灾害应指无法预见性自然灾害事件，无法从现场条件或历史记录中获得的灾害性信息。气田地面集输项目应在对现场条件进行调研，对自然条件差、存在地震、洪水、滑坡可能性区域应避免或采取适当的防范措施。本规范是全社会必须遵守的强制性（技术）规定，在项目具体实施过程中，应执行现行的国家、行业有关工程项目安全、健康、环保、安保和社会表现的法律、法规、标准及国家强制通用规范。

基本规定本条是工程建设的基本要求。本条参考《气田集输设计规范》GB50349-2015第3.0.3条。为达到项目实施的技术可行性、经济性及安全性，气田集输系统总体布局应考虑输送目的地及自然条件做到尽量顺直，通过科学的计算分析搭建集输管网和站场布局，满足总体工艺流程的需求。气田水处理、给排水及消防、供配电、通信、道路等均是满足主体工艺的实施而配套的，气田开发建设应其配套设施的可靠性、便利性及经济性，不能因为辅助系统配套而拖累主体工艺，或选择的主体工艺造成辅助设施成本居高。参考《气田集输设计规范》GB50349-2015第3.0.5、4.1.3制定。气田地面工程建设规模是以开发方案提供的开发指标预测资料为基础进行确定的。气田地面工程建设应切实做到合理利用和节约使用土地，并应根据《土地利用法》、《环境保护法》等国家法律和法规，气田地面工程用地应贯彻节约集约用地的原则，优先选用荒地、劣地，应做好近远期规划，并与城镇发展规划用地相协调，同时要符合国家土地管理的规定。气田天然气处理厂、集输站场被水淹没后，可能引起电力线路短路，天然气泄漏，从而引起火灾爆炸事故。参照《天然气净化厂设计规范》GB/T51248-2017第3.0.10条制定。本条对天然气产品指标提出基本要求。本条是对气田地面工程项目总体工艺、设备材料选择的要求，选择的工艺、设备材料应满足安全生产、高效节能及环境保护要求。参照《工业企业总平面设计规范》GB50187-2012第8.1.7条制定。具有可燃性、爆炸危险性及有毒性介质的管道一旦发生泄漏极易引发事故，且有二次危害的可能。被穿越的设施如无必要的紧急防护措施，可能造成更加严重的后果。对于无臭无味的气体管道尤为重要。气田地面工程建设和生产过程中产生的污水、废气、废渣、噪声需按国家法律法规及有关标准规范的要求进行处理，达标标准后排放。综合《气田集输设计规范》GB50349-2015第4.7.12条和GB/T20801.3-2006中4.1.1条修改制定。此条规定了集输系统设计压力和最高操作压力之间的最低强制性要求。集输系统的设计压力应先通过系统压力计算后确定，并且能够涵盖各种操作工况下的需求，设计压力应在最高操作压力的基础上留有裕量。设计压力确定之后，再设置安全阀的设定压力，以保护设备及管道系统。参考《石油天然气管道安全规程》SY6186-2007第5.1条，“管道所采用的钢管和管道附件的材质选择应根据使用压力、温度和介质的物理性质等因素，经技术经济论证确定，所选的钢管和钢材应具有良好的韧性和可焊性。”对钢制材料的选择上也应满足相应条件，同时该条件还包括经济技术论证后确定。钢质设备及管道易遭受腐蚀，一旦腐蚀穿孔，会造成油气泄漏，不仅污染环境，还可能引发事故。为保障安全生产，延长设备及管道使用寿命，钢质设备及管道应采取防腐蚀控制措施。结合处理及输送介质特性，可采用选用抗腐蚀材料、增加管道壁厚、涂防腐层、阴极保护等腐蚀控制措施。参考《石油天然气安全规程》AQ2012-2007第4.5.5条、《气田集输设计规范》GB50349-2015第7.5.2条。应力开裂是脆性开裂因其发生突然且无法预测发生时间，风险较高，含硫化氢环境的材料的较大风险是应力开裂，材料的抗开裂的是设计的基本要求，因此确定含硫化氢环境材料选择原则是有必要的。此条根据《气田集输设计规范》GB50349-2015第9.1.1、9.1.2、9.1.3条进行编制。气田地面工程设置仪表及自动控制系统，是确保气田安全、有效运行的基本保证。仪表及自动控制系统应具备工艺变量和设备运行状态的数据采集、控制、报警和安全联锁功能。气田地面工程的自动化水平应根据气田地面工程规模、操作管理模式及水平、自然条件以及投资等因素综合分析确定。规模较大的气田宜采用监控和数据采集（SCADA）系统。目前国内各大油气田公司对气田的监控及调度管理模式不尽相同，各自根据自己的生产管理需求，逐步形成了符合自身要求的气田监控及调度管理模式。例如：1中石油西南油气田分公司一般按照“井场-集气站/脱水站-作业区区域监控中心-矿区监控中心-油气田公司调度管理中心”的模式对气田进行监控及调度管理。2中石油长庆油气田分公司与西南油气田分公司类似，只是矿区这一级通常为采气厂，其气田监控管理模式通常为：“井场-集气站/脱水站-作业区区域监控中心-采气厂监控中心-油田公司调度管理中心”。3中石油塔里木油气田分公司通常以气田的天然气处理厂作为作业区监控中心，处理厂除自身建设独立的基本过程控制系统（BPCS）及安全仪表系统（SIS）等系统外，处理厂中央控制室还设置气田SCADA系统对该气田进行监控管理，通常按照“井场-集气站/脱水站-天然气处理厂-油田公司”的模式对气田进行监控及调度管理。此条根据《气田集输设计规范》GB50349-2015第11.1.1条和《天然气净化厂设计规范》GB/T51248-2017第8.4.1条、第8.4.3条内容，气田地面工程设置通信系统，是气田生产调度、行政管理的基本功能要求。通信系统为满足气田各生产管理部门生产调度、行政管理需求，可设置生产调度(行政管理)电话、工业电视、周界安防、会议电视、数据及图像传输专用通道、巡线及应急通信。根据《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011第5.0.10条，工程产品施焊前，应根据焊接工艺评定编制焊接工艺规程，焊工焊接应执行焊接工艺规程和热处理要求。施工规范对此条是基本要求，因此作为强条。依据《石油天然气管道工程全自动超声波检测技术规范》GB50819-2013第13.1.1条，《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009第9.3.1条制定。GB50540-2009第9.3.5条规定站内工艺管道以水为介质的强度试验，试验压力应为设计压力的1.5倍；以空气为介质的强度试验，试验压力应为设计压力的1.15倍。工艺管道严密试验压力与设计压力相同。埋地管道应在下沟回填后进行进行强度和严密性试验；架空管道应在管道支吊安装完毕并检验合格后进行强度和严密性试验。依据《陆上油气田油气集输安全规程》SY6320-2016第3.4.1、3.4.2条、《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T6137-2017第8.1节、SY6186-2007石油天然气管道安全规程第7.2.1、7.2.2条等对气田工程项目投产试运的综合要求。投产试运是检验工艺系统及配套系统功能、性能、质量、安全等重要环节，是正式投入运行前的一个高风险阶段；要求编制投产试运方案和应急预案，是对该阶段要检验的事项、控制的风险、人力物力的组织、外部环境条件管控等进行系统性安排，确保安全完成工程项目各项检验考核工作。投产试运前应进行投产条件检查确认。参照《输气管道工程设计规范》GB50251-2015第11.3.2条制定。置换可采用氮气或其它惰性气体。本条是气田地面工程建设完工交接基本程序要求。条是气田采气集输处理综合管控要求的关键环节进行规定。气田地面工程是连接气井、处理厂的中间环节，气质气量综合监控与调度是采气、集输、处理、外输整个系统按设计参数范围安全运行和综合平衡的基本手段、基本要求。生产监控与调度指挥系统主要是对生产系统重要工艺参数及重要设备状态实施连续监测和记录，定期检测气井气质，并做好运行工况分析与气质气量调度，及时发现并处置生产异常情况，确保生产工艺系统运行安全受控，确保气井、集输处理及外输系统运行综合平衡，确保生产组织与应急调度指挥有序。依据《石油天然气工业管道输送系统》GB/T24259-2009中13操作维护及报废目标与基本要求、《天然气管道运行规范》SY/T5922-2012第7.3节站场管理、《企业安全生产标准化基本规范》GB/T33000-2016第设备设施运行和5.2.3操作规程综合规定。气田集输系统的日常操作主要有开关井、产量调节、流程倒换、装置设备开停车、放空排污、化学药剂加注等，是确保系统平稳运行的基本操作环节；日常维护主要有阀门、机泵、压缩机、脱水装置、自控系统、电力通讯等设备设施清洁、润滑、紧固、调整、防腐等，是确保设备设施功能性能的必不可少的环节。要求建立健全操作维护规程确保操作、维护工作得到正确实施，确保设备设施功能性能得到有效维持并始终处于安全可靠的运行状态。本条是落实风险管控与隐患排查治理管理的要求。重大危险源是指长期或临时生产、加工、搬运、使用或储存危险物质，且危险物质的数量等于或超过临界量的单元。重大危险源的辨识应按《重大危险源辨识》GB18218-2018进行。对系统中存在的重大危险源，进行风险分析和评价。主要包括：1辨识各类危险因素和原因，分析计算已辨识危险事件发生的概率；2分析、评价危险事件的后果；3评价结果与安全目标进行比较，以确定是否需要采取安全对策措施。参照《石油天然气管道安全规程》SY6186-2007第8.6条、《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T6137-2017第5.4.3条、《油气管道运行规范GB/T35068-2018》第7.1.7条综合制定。日常巡护和检查是确保系统安全平稳生产的主要手段，主要内容是通过巡护检查及时发现处理在线监控系统发现不了的泄漏等异常情况，及时发现处理滑坡沉降第三方施工等威胁危及系统安全运行的因素。管道、站场及设备设施检修是气田集输系统在运营期间经常实施的风险作业，是解决设备性能恢复、消除管道本质缺陷、避免自然灾害威胁改线等问题的必做工作。管道、站场与工艺设备检修要涉及天然气放空、氮气或其他惰性气体置换、焊接动火、作业环节气体检测等复杂工序和安全管控要求，需要制定方案进行系统性安排组织和管控风险。一般检修的设备与管段应进行物理隔离、能量隔离，并采取放空、置换等措施后，方可实施打开作业；检修完毕后，应组织现场验收和投产安全条件确认。集输管道和站场应开展定期检测检验如下：1压力容器应于投用满三年时进行首次全面检验，下次的全面检验周期，由检验机构根据压力容器的安全状况等级确定；压力容器的年度检验每年至少一次，检验完成后应填写年度(在线)检验报告，做出检验结论。2采气、集气管道的年度检验每年至少一次，检验完成后应填写年度(在线)检验报告，做出检验结论。输送硫化氢平均含量大于或等于5%(体积分数)的天然气(湿气)的集输管道应每三年进行一次全面检验；集输管道停用一年及以上后再次启用时，应进行全面检验及评价。3在役钢质管道应制定内腐蚀、外损伤检测计划并实施检测。对于管体缺陷应进行评估，根据评估结果确定修复措施并及时修复。对《天然气管道运行规范》SY/T5922-2012第7.7.9进行部分修改采纳。集输、处理含H2S天然气的管道及设备在检维修过程中需特别注意防止硫化铁自燃引发天然气燃烧或着火爆炸事故。即使是H2S含量微弱的天然气管道，系统中仍可能有硫化铁存在，干燥状态的硫化铁粉末具有良好的可移动性，清管收球筒应设置注水或惰性气体注入设施。设置警示标识是为了提醒作业人员注意安全，同时避免非作业人员进入危险场所。动火作业、进入受限空间作业、高处作业均属于特种作业。特种作业和特种作业人员应持证上岗。作业单位应办理作业审批手续，并有相关责任人签名确认。作业时审批手续应齐全、安全措施应全部落实、作业环境应符合安全要求。作业前，作业单位和生产单位应对作业现场和作业过程中可能存在的危险、有害因素进行辨识，制定相应的安全措施。生产单位应做好安全措施，作业单位对作业现场及作业涉及的设备、设施、工器具等进行检查，进入作业现场的人员应遵守本工种安全技术操作规程，并按规定着装及正确佩戴相应的个体防护用品。参照《输气管道工程设计规范》GB50251-2015第11.3.2，封存期间应持续保持管内干燥，防止内腐蚀。停运或建成后不立即投入使用的管道，应对管道进行干燥；管道系统干燥结束后，应向工艺管道系统内注入干空气或氮气封存，封存期间管道系统内气体的水露点应当比当地大气可能的最低温度低5℃。而重新投运前的管道及设备进行的合于使用评价在《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21-2016第8.9节和《压力管道定期检验规则长输（油气）管道》TSGD7003-2010中有明确要求第。本条依据《油气管道运行规范》GB/T35068-2018第8.6条封存与处置和《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T6137-2017第7条废弃处置进行综合制定。参照《化工企业总图运输设计规范》GB50489-2009第4.4.2条制定。采取措施防止泄漏的可燃、有毒液体流入水域，避免造成火灾事故和对水体的污染。

天然气站场一般规定参照《石油天然气工程设计防火规范》GB50183第3.2.1条、《石油天然气工程设计防火规范》GB50183第3.2.2条和3.2.3条制定。本条规定了石油天然气站场等级的原则。部分石油天然气站场，仅生产和储存油品或天然气、液化石油气其中的一种物质；部分石油天然气站场，同时生产和储存原油、天然气、天然气凝液、液化石油气、稳定轻烃等多种物质。但是这些生产和储存设施一般是处在不同的区段，相互保持较大的距离，可以避免火灾情况下不同种类的装置、不同罐区之间的相互干扰。生产和储存不同物质的设施分别计算规模和储罐总容量，并按其中等级较高者确定天然气处理厂等级是切实可行的。对气田天然气处理厂、集输站场的选址，本条提出3款要求，分别说明如下：1气田站场处于崩塌、滑坡、泥石流、流沙、溶洞等直接危害的地段时，可能直接威胁人民的生命财产安全。2根据《建设项目环境保护管理办法》、《中华人民共和国水法》,的有关规定，规定气田天然气处理厂、集输站场应避开饮用水源一级保护区。3根据《建设项目环境保护管理办法》、《风景名胜区建设管理规定》的有关规定，规定气田天然气处理厂、集输站场应避开国家级自然保护区的核心区。4根据现行国家有关标准的规定，气田站场应与居住区、散居房屋、村镇、重要公共建筑、相邻厂矿企业保持必要的安全间距。站内设施之间、站内设施与站外设施之间留有足够的防火、防爆、防毒、噪声控制间距，是人民生命财产安全的重要保障。参照《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2015（报批稿）第6.9.7条制定。本条是对火距设置的要求。火炬高度与火炬筒中心至站场各部位的距离有密切关系，热辐射计算的目的是保证火炬周围不同区域所受热辐射均在允许范围内。总图SEQ总图\*ARABIC1为了避免气田天然气站场与本企业生产无关的输油、输气管道、架空电力、通信线路之间在生产管理、泄漏和火灾等各方面的相互影响，规定与本企业生产无关的输油、输气管道及架空电力、通信线路不应位于气田天然气站场的站场以内。参考GB50016-2014（2018年）第3.6.6条进行调整。生产过程中，甲、乙类厂房内散发的较空气重的可燃气体、可燃蒸气、可燃粉尘或纤维等可燃物质，会在建筑的下部空间靠近地面或地沟、洼地等处积聚。为防止地面因摩擦打出火花引发爆炸，要避免车间地面、墙面因为凹凸不平积聚粉尘。气田地面工程甲、乙类厂房爆炸风险较高，存在硫化氢等介质泄漏可能，本条将散发较空气重的可燃气体、可燃蒸气的乙类厂房增加了防止在建筑内形成引发爆炸的条件的约束要求。参考GB50016-2014（2018年）第3.6.2条进行调整。等量的同一爆炸介质在密闭的小空间内和在开敞的空间爆炸，爆炸压强差别较大。在密闭的空间内，爆炸破坏力将大很多，因此相对封闭的有爆炸危险性厂房需要考虑设置必要的泄压设施。气田地面工程中硫黄仓库等乙类仓库存在粉尘爆炸风险，本条增加了仓库的泄压设施要求。

站场工艺设施天然气站场工艺应满足站场正常生产要求，还应设计事故流程，以免站场在发生事故时及时得到处理，以免事故扩大或蔓延。参照《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004第6.1.1条，针对油气集输站场的特点进行规定。设置截断阀是便于隔断上下游，便于站场检修或事故情况下的隔断。采纳《气田集输设计规范》GB50349-2015第4.7.9条。参照《天然气净化厂设计规范》GB/T51248-2017第3.0.9条制定。这是确定工艺方法和总工艺流程最基本的原则。条文说明：参照《天然气净化厂设计规范》GB/T51248-2017第3.0.14条制定。防毒设施是指正压式空气呼吸器、便携式硫化氢检测仪等，不含硫天然气处理厂也配置正压式空气呼吸器，以便进入有限空间作业时使用。参照《天然气净化厂设计规范》GB/T51248-2017第6.3.10条制定。以前，国内设计的硫黄回收装置主燃烧炉等采用爆破片防止超压破坏。使用经验证明，爆破片爆破时，设备内的高温有毒气体排入装置区大气，污染了操作环境。参照《天然气净化厂设计规范》GB/T51248-2017第7.1.7条。本条对液硫储罐的材质和类型做出规定。参照《石油天然气工程设计防火规范》GB50183第6.6.7条，《石油天然气工程设计防火规范》GB50183（2020年征求意见稿）第6.6.10条第4款，《储罐区防火堤设计规范》GB50351-2014第3.1.7条，《石油储备库设计规范》GB50737-2011第5.3.1条，《天然气净化厂设计规范》GB/T51248-2017第7.1.8条制定。地上立式油罐、卧式油罐、高架油罐及液硫储罐一旦发生破裂、爆炸事故，油品或液硫会流出储罐以外，如果没有防火堤，油品或液硫就会到处流淌，将事故范围扩大甚至引起次生灾害，所以必须筑堤以限制油品或液硫的流淌，将事故范围控制在较小的范围内及事故后的收集处理。油品储罐发生火灾时，火场温度能达到l000℃以上。防火堤和隔堤只有采用不燃烧材料建造，才能抵抗高温。防火堤的闭合密封要求，是对防火堤的功能提出的最基本要求，必须满足，否则就失去了防火堤的作用。防火堤是防止储罐破裂油品溢出的屏障，也是防止火灾蔓延的重要手段，必须保证其堤身的密实性。参照《气田集输设计规范》GB50349-2015第4.7.4条,《高含硫气田集输设计规范》SY/T0612-2014第4.5.3条制定。鉴于硫化氢气体毒性，此条是为满足安全生产操作要求，避免有毒气体放空扩散后带来人身危害，引入放空系统燃烧后排放可降低对人员的伤害。

配套工程设施1）根据《天然气处理厂设计规范》GB/T51248-2017第9.2.3条内容进行编制。天然气处理厂主要工艺装置、辅助生产装置及公用工程的生产过程，宜在一个中央控制室集中监控，对操作独立性较强，且安排有现场操作值班人员的装置可设置分控制室，根据天然气处理厂总图布置、电缆路由长度等条件，可在现场设置机柜间。2）根据《天然气处理厂设计规范》（GB/T51248-2017）第9.3.1条要求，天然气处理厂是气田内部集输和净化天然气外输的中间环节，天然气处理厂计算机控制系统应能与上下游计算机控制系统有效通信，且应相互兼顾、协调一致，避免或减少事故情况下的天然气截断、放空。3）根据《天然气处理厂设计规范》GB/T51248-2017第9.3.2条要求，天然气处理厂计算机控制系统宜包括基本过程控制系统（BPCS）、安全仪表系统（SIS）等。1）本条款根据《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》SY6503-2016第4.3、4.5条，及《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB/T50493-2019中第3章“基本规定”内容进行编制。生产及储运设施区域内可燃气体及有毒气体泄漏检测与报警是保证气田地面工程生产安全的必要手段，可有效地防止爆炸、火灾及人员中毒事故的发生。2）根据《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB/T50493-2019中第3.0.1条要求，在生产或使用可燃气体及有毒气体的生产设施及储运设施的区域内，泄漏气体中可燃气体浓度可能达到报警设定值时，应设置可燃气体探测器；泄漏气体中有毒气体浓度可能达到报警设定值时，应设置有毒气体探测器；既属于可燃气体又属于有毒气体的单组分气体介质，应设有毒气体探测器；可燃气体与有毒气体同时存在的多组分混合气体，泄漏时可燃气体浓度和有毒气体浓度有可能同时达到报警设定值，应分别设置可燃气体探测器和有毒气体探测器。3）《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》SY6503-2016也对何种场所需设置可燃气体检测报警系统有明确的规定。如第4.3条要求位于边远地区且无人值守、功能简单的小型石油天然气站场（除甲A类之外），在有数据通信时，宜设置固定式检测器；无数据通信时，可不设固定式检测器，但应为巡检人员配置便携式检测报警器。又如第4.6条明确了针对同时存在可燃气体和有毒气体的场所，其检测器设置应遵照的规定。4）根据《气田集输设计规范》（GB50349-2015）第9.1.7条及条文说明，空气中H2S浓度达到300mg/m3～400mg/m3时，将引起人的急性中毒；达到525mg/m3～600mg/而时，lh～4h内会有生命危险；达到1.5g/m3～2.25g/而时，数分钟内会致人死亡。故要求含硫酸性天然气的井场、集气站、天然气处理厂等站场应按相应标准设置硫化氢泄漏检测仪。本条款根据《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》SY6503-2016第4.9和4.10条内容、以及《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB/T50493-2019第3.0.3、3.04条内容进行编制。在控制室、操作室或值班室设置可燃气体和有毒气体检测浓度声、光报警，有利于操作人员及时发现并采取措施。有人值守厂、站内，为了提示现场人员，通常在生产现场主要出人口处及高噪声区（噪声超过85dB（A））等部位设置现场区域声光警报器。有人进人巡检操作且可能出现可燃气体或有毒气体积聚的压缩机厂房、泵房、筒（料）仓、分析小屋、分析化验室等相对封闭场所，在其出、入口等醒目位设置声光警报器，其目的也是提醒巡检操作人员进入这些场所时引起注意。根据《建筑设计防火规范》、《石油天然气工程设计防火规范》等国家标准的有关规定制定本条。气田天然气站场规模较大时，应设置两个及以上可供消防车辆进出的出入口，发生火灾时，进出站场的人员和车辆较多，一个出入口可能被堵塞，消防车辆可通过另外一个出入口进出站场，保证及时扑救，减少人民生命财产损失。站内消防道路的宽度、净空高度、回转半径、纵向坡度、与站内设施的间距以及消防车道与站内设施之间视线的通畅程度应保证消防车辆的通行和消防作业的要求，在气田天然气站场发生火灾事故时，确保能够得到及时的消防扑救，减少人民生命财产损失。本条原则性的规定了建（构）筑物的功能和性能要求。具体指标应满足相关通用规范的要求。参照《天然气净化厂设计规范》GB/T51248-2017第13.0.9条。本条是对硫黄成型包装厂房通风的要求。供电系统直接影响厂、站工艺设施的正常运行，非正常断电存在一定的环境污染和安全风险，并给用户带来经济损失。厂、站的供电方案是依据负荷等级确定电源和配电系统结构的，用电负荷等级的确定是项目实施过程中的重要环节，大型天然气处理厂按一级负荷的供电要求进行设计，其中还需要根据工艺特点区别重要负荷、应急负荷、正常负荷和备用负荷等，采取不同的供配电方案。而集输站场按照《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB/T29328-2018属于重要电力用户，由省级政府部门主导确定，供配电方案还需要报政府电力主管部门备案。工程设计中，对于厂、站内的用电设备还需要根据工艺特点区别重要负荷、应急负荷、正常负荷和备用负荷等，采取不同的供配电方案。因此，本条提出厂、站划分负荷等级的原则性规定。石油天然气站场内的爆炸性介质以天然气为主，属于爆炸性气体释放源，天然气工艺过程有的介质还属于爆炸性粉尘释放源，有必要根据爆炸性混合物出现的频繁程度和持续时间划分释放源，结合工艺设计和操作条件，以释放源级别、通风条件、介质组分等因素确定爆炸危险区域。爆炸性气体环境危险区域划分参见《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058-2014第3.2节。防止爆炸的措施有多种,包括：工艺过程中采取措施减少可燃介质的释放和聚集,尽量降低产生爆炸的条件同时出现的可能性,选择适用的设备配线抑制火花、电弧、高温的产生等。雷电防护是工程中的一项重要安全措施，主要从直击雷、闪电感应和闪电电涌入侵方面考虑，通常是以雷电事故的可能性和后果划分雷电防护区和防雷建筑物分类，采取对应的保护措施，如建、构筑物的直击雷防护，配电系统的雷击过电压保护，电子设备的电涌保护，以及等电位、接地系统等，各种措施构成综合防雷系统。综合防雷是一项系统工程，包含了内部防雷系统和外部防雷系统，主要目标是减少雷电对厂站设备、建构筑物及人员的危害，尤其是爆炸危险区域的设施，需要按照较高等级的建构筑设防，以保证雷电放电过程中设备正常运行和人员安全。非金属储罐罐壁不能作为雷电流泄放的通道，因此应设置接闪杆（网）进行雷电防护保证罐体不受雷击。根据气田地面工程的火灾危险性，石油天然气站场内必须设置消防设施。消防设施包括消防给水系统、泡沫灭火系统、气体灭火系统、火灾报警和移动式灭火器材等。应根据天然气行业防火标准、建筑防火标准等规定，结合厂、站的规模、介质性质、存储方式、储存容量、火灾危险性等情况，以及建筑物的类型、面积、高度、体积和耐火等级等条件，综合确定厂、站工程适用的消防设施。根据《石油天然气工程设计防火规范》GB50183（2020年征求意见稿）第8.6.1条制定。生产过程较复杂的厂、站工程中，因其占地面积、着火几率、经济损失等较单一站大，需要一定量的消防用水。根据我国国情和多座天然气处理厂的设计经验、生产运行考核，结合工艺生产规模类型、火灾危险类别及固定式消防设施情况等因素综合考虑，对天然气生产装置区消防用水量计算要求进行了规定。根据《石油天然气工程设计防火规范》GB50183（2020年征求意见稿）中6.5.4条，以及《室外排水设计规范》GB50014-20062016年版规定编写。本条规定了设置水封井的条件。水封井是一旦废水中产生的气体发生爆炸或火灾时，防止通过管道蔓延的重要安全装置。排水管道在各区之间用水封井隔开，确保某区的排水管道发生火灾爆炸事故后，不致串入另一区。参照《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018年版）第9.2.2条“甲、乙类厂房(仓库)内严禁采用明火和电热散热器供暖”；《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015第5.5.2条“燃气红外线辐射供暖严禁用于甲、乙类生产厂房和仓库”；《城镇燃气设计规范》GB50028-2006第6.6.13条第4款“燃气调压站可采用电气采暖系统，采用防爆式电气采暖装置时，电采暖设备的外壳温度不得大于115℃”制定。甲、乙类生产厂房内遇明火发生的火灾，后果十分严重。为吸取教训，规定甲、乙类厂房(仓库)内严禁采用明火设备或燃气红外线辐射供暖。关于是否可以采用电热供暖，《建筑设计防火规范》禁止，《城镇燃气设计规范》允许采用防爆电热供暖，二本规范存在矛盾。根据《爆炸性环境第1部分：设备通用要求》GB3836.1-2010第5.3条，只要防爆电暖设备最高表面温度符合规范规定的最高温度限值（如T5）要求，是完全可以在相应环境下安全运行的。因此本规范对甲、乙类厂房(仓库)是否可以采用防爆电热供暖不做禁止，但严禁采用非防爆暖通设备。参照《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015第6.9.1条“对厂房或仓库空气中含有易燃易爆物质的场所，应根据工艺要求采取通风措施”；《锅炉房设计规范》GB50041-2008第15.3.7条“燃油、燃气锅炉房的锅炉间，应设置独立的送排风系统，其通风装置应防爆”。对厂房或仓库可能形成爆炸性气体环境的区域采取通风措施，可以促使爆炸性气体或粉尘的浓度降低，能有效防止爆炸性气体环境的持久存在。通风形式包括自然通风和机械通风，为防止引起爆炸，排风装置应考虑防爆。

集输管道一般规定集输管道的地区等级划分方法参照长输管道执行，天然气集输管道地区等级划分依据《输气管道工程设计规范》GB50251-2015第4.2.2条规定，但内部集输管道设计系数一般不考虑一级一类地区。液化石油气、20℃时饱和蒸气压力大于或等于O.lMPa的天然气凝液管道，地区等级依据《输油管道工程设计规范》GB50253-2014附录F的规定。地区等级划分是管道的设计、施工及安全规定的重要依据，例如不同地区等级，其管道强度设计系数、管道试压系数均不相同。工程建设应当充分考虑地区规划，当有明确或可预见的发展规划时，应尽可能充分考虑规划后的地区等级。依据《气田集输设计规范》GB50349-2015第7.1.5条制定。本条例属于基本功能条款，规定了集输管道强度设计中应当考虑的基本荷载组成。集输管道所输送的介质较为危险，因此应保证管道本质安全；根据地区等级进行壁厚基本设计，并在充分考虑各类荷载作用的情况下进行强度校核，旨在分析基本设计强度能否保证管道性能，并根据分析结论采取合适的措施予以补充。依据《输气管道工程设计规范》GB50251-2015第5.1.1、5.1.4,和《气田集输设计规范》GB50349-2015第7.1.5条。本条规定了集输管道需要校核的内容，要校核管道受内压、温差及外部荷载作用下的稳定性及安全性。管壁厚度是按第三强度理论计算，强度计算公式仅考虑管子环向应力，当输送介质温差较大时，管道应力将会增高而且是压应力。因此尚应按双向应力状态时组合当量应力进行校核，以保证管道运行安全。依据《气田集输设计规范》GB50349-2015第7.3.1、7.3.2条制定。该条款提出了凝液集输管道压力控制的要求，避免在输送过程中形成多相流。通常，沿线各中间泵站的进站压力应比同温度下液化石油气、天然气凝液的饱和蒸气压力高1MPa，末站进储罐前的压力应比同温度下液化石油气、天然气凝液的饱和蒸气压力高0.5MPa。依据《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY/T0612-2014第9.4.1条。管道干燥是为了防止管道腐蚀、保证投产后天然气的水露点满足输送要求。依据《气田集输设计规范》GB50349-2015第7.6.6条制定。管道组成件包括弯管、管件(三通、清管三通、弯头、异径接头、管封头)、法兰、阀门、绝缘法兰/绝缘接头、汇管、清管器收发筒、快开盲板等，它们均是受压部件/元件，均属压力管道范畴，其受力状态复杂，出现不安全事故的危害甚大。由于铸铁件属脆性材料，组织疏松，强度低，因此严禁使用；螺旋焊缝钢管由于其焊缝的形式特殊，不适用于汇管或清管器收发筒上的开孔焊接，弯管和管件因需将钢管加热或多次加热成型，且一般情况下气田集输管道的介质腐蚀较严重，鉴于螺旋焊缝钢管的残余拉应力较大，焊缝较长，存在缺陷的概率较大，为了保证安全，该种钢管严禁用于气田集输工程管道组成件的制作。依据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》制定。

管道线路依据《气田集输设计规范》GB50349-2015第7.1.1条、《输气管道工程设计规范》GB50251-2015第4.1.1条。1线路走向应根据工程建设目的和气源、市场分布，结合沿线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感区的现