关于超高压调压站与建、构筑物水平距离的探讨

北京市于1997年引进陕甘宁天然气，2000 2001采暖季已达到高峰日供气870万立方米的水平。在工程实施中于北京市公路一环(即五环路)敷设了设计压力2.5MPa、管径DN700的超高压管线，随后建设了多座超高压调压站。超高压管线、 调压站设计压力为2.5MPa,己超出《城镇燃气设计规范》GB50028—93(以下简称燃规) 第5.1.5条高压A级规定的不大于1.6MPa的范围。依据“燃规”5.1.6条规定，应采用现行《输气管道工程设计规范》GB50251—94(以下简称输规)执行。“输规”以油、气田至城镇或工业企业的长输管线为主要对象，而其中涉及到的场站也以油、气田场、站建设为主，不适应城镇燃气输配系统中的场、站建设。

超高压调压站该按何种水平间距进行布置?有的同志认为超高压比较高压A级压力提高，危险性也提高了，建议按2.5MPa和1.6MPa之比放大间距，即调压站距建筑物、构筑物15.625米；距重要公共建筑物46.875米；距铁路、电车轨道23.438米。先不考虑按比例放大间距是否科学，放大间距能够确保安全吗?根据“输规”介绍，我国某管线压力2．0MPa、管径φ720，爆炸时距管道150～200米的农舍因明火引爆起火。国外相关报道也说明事故影响范围在100米以外。简单的放大5—20米间距并不能保障周围建、构筑物及人员财产的安全。

“输规”在条文说明中阐明在输气管道建设安全保证的两种指导思想(一种是控制管道自身的安全性，一种是控制安全距离)中，采用了控制管道自身的安全性作为设计原则，认为提高管道自身安全性与控制安全距离保证安全相比更积极、合理。同时此设计原则在当今许多工业发达国家已广泛采用。目前我国也逐步由经验管理向科学管理、依法管理过渡，安全管理将逐步建立风险预测机制，由风险预测到建立风险对策，对事故的预处理科学化，防患于未然。据了解，新的国家规范编制时也逐步向这个方向变化。

因此，我们认为在现阶段尚无明确的超高压调压站距周围建、构筑物水平净距的明确规定以前，采用自身安全性原则指导设计工作是目前解决问题的积极并且有效的方法之一。

根据自身安全性的设计原则，在超高压调压站设计时我们依据“输规”，按4.2.3条规定的地区等级划分和相应的强度设计系数，认为所有超高压调压站在北京市内均处于四级地区，强度设计系数取0.4；按5.1条进行管道强度计算。依据强度计算结果，并按工作压力比设计压力高一档(4.0Mh)校核计算，确定站内管道壁厚。

设计中焊接要求高于“输规”要求，所有焊口100％射线探伤，保证焊接质量。试压等其它要求按照“输规”有关条文执行。另外，还采取了以下技术措施：

1．调压站工艺流程中过去常规的做法是设单台调压器调压。现采用监控和工作调压器串联方式，在工作调压器异常时自动启动监控调压器，保证调压器后压在控制范围内，确保供
气安全。

2．过去调压站内三通、封头、汇气管做法为现场开口和焊堵板。依据“输规”，在超高压调压站中三通、压力封头等管件采用工厂整体预制，可在工厂内采用水压试验等手段检测成品质量，提高安全可靠性，避免受现场施工条件、检验等条件限制造成的薄弱环节。

3．随着国内外设备产品工艺水平的整体提高，燃气行业中应用的设备性能提高很快。调压站内设备采用了按照国际通行的生产、管理方法生产的性能可靠的设备，如阀门采用

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