安全设施设计专篇(天然气管线)

XX公司年产X吨天然气管道工程安全设施
设计专篇
建设单位：XX公司
建设单位法定代表人：XX
建设项目单位：XX公司
建设项目单位主要负责人：XX
建设项目单位联系人：XX
建设项目单位联系电话：0XXX-XXXXX
（建设项目单位公章）
2011年12月12日
XX公司年产X吨XX天然气管道工程安全
设施设计专篇
设计单位：XX公司
设计单位联系人：XXX
设计单位联系电话：XXXX
（设计单位公章）
2011年12月12日
安全设施设计人员组成
专业名称编制校对审核审定工艺周涛王贾生杨电光王增继签名
资质证书号列表
目录
1.建设项目概况 (1)
1.1建设项目内部基本情况 (1)
1.2建设项目所在的地理位置、用地面积和生产规模 (2)
1.3建设项目主要工程内容 (3)
1.4建设项目的外部条件 (9)
2.建设项目涉及的危险、有害因素分析 (12)
2.1主要危险有害因素描述 (12)
2.2研究课题结论性意见 (14)
2.3补充风险分析 (16)
3.采用的安全设施和措施 (16)
3.1线路走向选择 (16)
3.2安全风险状况分析 (18)
4.事故预防及应急救援措施 (18)
4.1事故预防 (18)
4.2事故的应急救援措施 (19)
5.安全管理机构设置及人员配备 (21)
6.安全设施资金投入 (22)
7.主要结论和建议 (23)
7.1 主要结论 (23)
7.2 建议 (24)
8.附件 (24)
1.建设项目概况
1.1建设项目内部基本情况
1.1.1建设项目概况
1.1.1.1项目名称
XX公司年产X吨XX项目天然气管道工程。

1.1.1.2 建设规模
本项目设计天然气输量为5000×104Nm3/a，设计压力为2.5MPa，运行压力为1.8 MPa -2.1MPa。

1.1.1.3 项目建设地点
本项目建在XX市XX县工业区内。

1.1.1.4 项目性质
本项目为新建危险化学品生产项目的辅助生产项目。

1.1.1.5 建设单位
XX公司
1.1.1.6 主要建设内容及涉及范围
本项目为XX公司生产XX提供原料气。

管线由XX门站东侧出站管线接出，向北敷设定向钻穿越XX大街转向东，定向钻穿越东外环路后沿XX 大街北侧和S463省道北侧向东敷设，中间定向钻穿越XX河（河面汛期最大宽度39m，为4级河流）、经3路，接至XX公司内用气点，管线全长为1895m。

起始端切断阀门利用XX分输站的切断阀，末端利用XX装置的进口切断阀。

1.1.1.7 项目总投资
本化工厂项目（包括天然气外线管道）总投资约3000万元，其中：固定资产投资额3558万元，流动资金700万元。

1.1.2建设项目设计上采用的主要技术、工艺
本项目采用20号钢制无缝管道输送天然气，钢管质量满足《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008的质量要求。

目前，国内大型长输管道均采用钢制管道输送的形式，城市市域内的次高压、中压管道也大部分采用钢制管道输送的方式。

1.2建设项目所在的地理位置、用地面积和生产规模
1.2.1地理位置与周边环境
XX公司天然气管线沿S463敷设，周围两侧多是农田。

按照《输气管道工程设计规范》GB50251-2003中的规定，管线经过地区划为三级地区，同时结合《城镇燃气设计规范》GB50028-2006中表6.4.12，该管线距离周围建筑为保证在15米以上。

1.2.2用地面积
该项目施工开挖管沟临时占地15亩。

1.2.3输送规模
设计天然气输量为5000×104Nm3/a。

1.2.4天然气性质
该工程气源来源于XX门站，上游为XX线来气，XX线北连陕京二线，南通西气东输管道。

长庆气田外输天然气组份具体数据见下表：
天然气平均分子量：16.769；
天然气的密度：0.699kg/m3；
低热值：33.83MJ/m3；
天然气水露点：－13℃；
烃露点：－36℃。

西气东输管道天然气组份具体数据见下表：
低热值：33.812MJ/m3；
高热值：37.505MJ/m3；
密度：0.6982kg/m3；
相对密度：0.5796。

1.3建设项目主要工程内容
1.3.1 线路工程
1.3.1.1 管道敷设的技术方案
管道敷设设计必须满足《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）的要求。

管道采用沟埋敷设，转弯采用弹性敷设、现场冷弯、热煨弯管三种形式来满足管道变向安装要求。

在满足最小埋深要求的前提下，管道纵向曲线尽可能少设弯头、弯管（尽管部分地段挖深会增加）。

1.3.1.2 管道敷设的技术要求
管线设计埋深1.4m(管底)。

管线施工作业带宽度为6-10m，根据现场具体情况及地面附着物情况不同确定。

当采用定向钻穿越河流、公路时，定向钻穿越的入土角应选为9º～12º，出土角应选为4º～8º，曲率半径：为满足定向钻穿越施工、减少穿
越工程量，定向钻穿越弹性敷设段曲率半径入土段、出土段应满足400m。

定向钻穿越应选用“定向钻穿越专用三层热收缩带”补口。

管道穿越河流时，应按设计规范的要求将管顶埋设至河床稳定层以下至少0.5m，且应根据具体河段的工程地质条件进行护岸和稳管。

本工程中当管道水平转角或竖向转角小6.5，优先采用弹性敷设；管道竖向弹性敷设曲率半径应满足：管道的曲率半径应大于管子在自重作用下产生的挠度曲线的曲率半径，同时应大于1000D。

弹性敷设不得使用在管道平面和竖向同时发生变向处。

本工程中管道方向（水平、竖直或叠加角）转角大于6.5°，小于28°时，采用冷弯弯管改变管道方向；冷弯弯管曲率半径为R≥40DN；平面转角在地形条件许可且经济的情况下，在施工中可以考虑采用多个冷弯管连接改变线路走向。

弹性敷设管段与其相邻的弹性敷设管段（包括水平方向和竖向方向弹性敷设）之间及弹性敷设管段和冷弯管或热煨弯管之间应有不小于管子外直径长的直管段，每根现场冷弯管的弯曲段两侧应至少有各2m长的直管段。

冷弯管使用直缝管且壁厚与所在线路段的用管相同。

本工程中管道方向（水平、竖直或叠加角）转角大于28°时，采用热煨弯管改变管道方向。

热煨弯管曲率半径为R=6D。

冷弯管与热煨弯管间需保持至少2.5m的直管段；两热煨弯管间需保持至少2倍管径的直管段。

1.3.2 管道焊接
1.3.
2.1 焊接方式
本工程输气管道焊接工艺采用混合型手工下向焊工艺，手工电弧焊打底，手工下向焊盖面。

对死口和修补焊采用手工下向焊工艺，经焊接工艺评定合格的其它焊接方式也可以采用。

1.3.
2.2 焊接材料
根据相关规范要求，并结合本工程所选用管道的性能、施工条件及焊接工艺，焊条推荐采用符合AWS标准的进口焊条，采用满足AWS A5.1《碳钢用手工电弧焊焊条》的E6010纤维素焊条。

焊条应具有产品合格证、质量证明书和产品说明书。

1.3.
2.3 焊接
管道焊接前，应进行焊接工艺试验和焊接工艺评定，制定焊接及缺陷修补的焊接工艺规程。

焊接工艺评定按《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452-2002执行。

焊接工艺报告完成必须交有关部门进行审查，批准后方可按其工艺方法施工。

1) 施工单位根据管材、焊条及供应商提供的现场焊接工艺技术要求进行焊接性能试验，根据经评定合格并审查批准的焊接工艺评定报告编制焊接工艺说明书；
2）管道焊工必须经考试合格后方可参加焊接，对焊接工艺说明书所规定的内容，必须严格遵循；
3）焊接设备的性能应满足焊接工艺要求，并具有良好的工作状态和安全性能，适于野外作业。

4）焊条应具有出厂合格证明书，并在使用前按说明书的要求进行保存。

在使用过程中保持干燥，电焊条的药皮应无脱落和显著裂纹。

5）在下列任何一种环境中，如未采取有效防护措施不得进行焊接：
a、雨天或雪天；
b、大气相对湿度超过90%；药皮焊条手工焊时，风速超过8m/s；药芯焊丝自保护焊时，风速超过11 m/s；
c、环境温度低于焊接规程中规定的温度。

6) 焊前应将焊缝两侧各100mm范围内的水膜去除，坡口处及附近不得有任何油污、锈迹。

7) 焊道层间间隔时间及温度应符合审定的焊接工艺规程的要求。

8) 两相邻层间焊道的起点位置应错开20～30mm，焊接引弧应在坡口内进行，严禁在管壁上引弧。

9) 每个焊口焊完后，应在气流方向上方距焊口100mm左右处标出焊工代号，并做好记录。

1.3.
2.4 焊接检验
焊接接头检验严格按照《现场设备、工业管道工程焊接施工及验收规范》GB 50236-98、《承压设备无损检测》JB4730等规定执行。

1）焊缝在强度试验和严密性试验之前均须作外观检查和无损探伤检查，并在外观检查合格后方可进行无损探伤检查。

2）从事无损检测的人员必须持有国家有关部门颁发的并与其工作相适应的资格证书。

3）本段管道射线检测及超声波检测合格级别为II级。

4）无损探伤的数量按以下要求执行：
所有焊缝均应100%的进行射线检查，然后用超声波对每个焊工当天完成的全部焊缝中任意选取不少于20%的焊缝进行复验，且不得少于一个焊口。

不能进行超声波或射线探伤的部位焊缝，应进行渗透或磁粉探伤，无缺陷为合格。

5）管道穿越河流及穿越公路的的管道焊缝，弯管与直管段焊缝以及未经试压的管道碰死口焊缝，均应进行100%超声波检测和100%射线检测。

6）超声波和X射线照相检查的焊口应是焊口的整个圆周。

7）对不合格的焊缝应进行质量分析和修补。

确定处理措施并及时进行修补。

同一部位只能修补一次，否则应将焊缝切除,返修后按原标准检测。

8）严格按照里程长度将所有环焊缝、弯头、三通的位置记录准确无误，作为投产后检测的原始数据资料。

1.3.3 防腐及阴极保护
1.3.3.1 管道外防腐层
目前国内外在管道中常用的防腐材料有环氧粉末（FBE）和三层PE 外防腐层。

三层PE防腐涂层和熔结环氧防腐涂层都有优异的防腐性能，但三层PE的物理机械性能却远优于FBE，从以往工程的使用情况来看，国产三层PE实际抗冲击强度大于24J；粘结力（剥离强度）在23±2℃的实测值大于300N/cm，50℃时大于150N/cm；压痕硬度实测值小于0.1mm，因而在施工中的长途运输、一般人为破坏、施工操作、石方区的施工中的涂层损伤少、修补量很小，能满足不同地形、土壤状况下施工与运行的要求，方便现场施工，对本工程具有良好的适用性。

对FBE而言，FBE防腐管的预制要求较为苛刻，在涂敷参数稍有变化下易造成固化度及孔隙率不合要求；在堆放中受早晚的气温变化也会产生针孔；实际冲击功随壁厚的增加而降低，容易加重在堆放、长途运输、布管、下沟及回填等施工各环节中的损伤程度，就现在的人文条件而言，现场的人为损伤也是不能忽视的因素。

因而，FBE从涂敷预制到施工均需格外细致，现场补伤量很大，增加现场施工费用，给施工带来极大不便。

根据目前国内外许多已建或在建管道防腐层的实际施工及运行经验，特别是三层PE防腐涂层在西气东输工程及陕京线工程中的使用情况，从防腐涂层预制、施工到管道投入运行，三层PE防腐层都展现出了其优异的性能。

鉴于本工程具有对使用寿命、安全可靠性要求高的特点；考虑到三层PE外防腐层具有的显著的性能优异性以及对本工程的适应性，本管道外防腐层选用三层PE外防腐层。

对三层PE防腐层具体要求：
1）防腐层厚度：普通级涂层总厚度≥2.2mm，加强级涂层总厚度≥
2.9mm；
2）管端涂层预留头长度为：15010mm；
3）防腐层抗冲击强度≥23.5J。

1.3.3.2 补口材料的选用
管道现场补口是对管道外防腐层的完善，补口质量的好坏直接影响整条管线的使用寿命，是质量控制的重要环节。

因此补口应采用性能可靠、现场环境条件适应性强、施工操作方便和技术经济性好的材料。

对于三层PE涂层，补口材料要有一定的厚度，以保证涂层性能的相近性。

从应用经验上，设计选用三层结构辐射交联聚乙烯热收缩套（带）作为三层PE涂层的补口材料。

在定向钻穿越段，应采用定向钻专用热收套（带）补口，以保证在回拖过程中的安全。

1.3.3.3 阴极保护
阴极保护作为防腐层保护的一种补充手段必不可少。

对于燃气管道，采用强制电流与牺牲阳极相比，后者较为经济。

因此，本管道工程阴极保护采取牺牲阳极阴极保护方式。

根据本工程管道防腐层的结构和绝缘特性，结合当地实际情况等因素，经计算全线每0.5km设置1个阳极包，每1km设置1个测试桩。

阳极包使用寿命为20年。

1.3.4 管道试压
1.3.4.1 强度试验
强度试验介质为洁净水，试验压力为3.75MPa。

试验时压力应逐步缓升，首先升至试压压力的50%，应进行初检，如无泄漏、异常，继续升压至试验压力，然后稳压1小时后，观察压力表不小于30分钟，无压降为合格。

水压试验合格后，应及时将管道中的水抽净，并进行吹扫。

1.3.4.2 严密性试验
严密性试验介质为压缩空气，试验压力为 2.875MPa。

试验时压力应
逐步缓升，升至30%和60%的试验压力时，应分别停止升压，稳压30分钟，并检查系统有无异常，如无异常情况继续升压。

升至试压压力后，待温度压力稳定后开始记录。

严密性试验持续24小时，每一小时记录不应小于1次，当修正压力降小于133Pa为合格。

修正压力降按下式确定：
式中△P'－修正压力降(Pa)；
H1、H2－试验开始时和结束时的压力计读数(Pa)；
B1、B2－试验开始时和结束时气压计的读数(Pa)；
t1、t2－试验开始时和结束时的管内介质温度(℃)。

1.4建设项目的外部条件
1.4.1建设项目所在地的自然条件
1）管道经过地区自然、气象条件
气温：
年平均气温 12.1℃
最低年平均气温 8.1℃
极端最高气温 41.8℃
极端最低气温 -21.5℃
湿度：
年平均相对湿度 67%
最大月平均相对湿度 83%
最小月平均相对湿度 59%
降水：
年平均降水量 77.5mm
最大年降水量 1197.5mm
最小年降水量 247.1mm
最大积雪深度 21cm
气压：
年平均气压 1015.7毫巴
年最高气压 1047.9毫巴
年最低气压 988.1毫巴
最热日气压 1003.8毫巴
2）工程地质
本工程场地地貌单元属XX县——县境地势西高东低，地面下400米均为第四纪冲积类岩层，面层5-10米为亚粘土。

境内地层从元古界、古生界、中生界到新生界均有分布，但分布范围、厚度和岩性差别较大。

新生界由第三系和第四系构成。

第三系为距今7000万年至200万年时期，在岩石基底地形上堆积的河湖相沉积物。

岩性为灰紫色、紫红色、棕红色、兰灰色、深灰色及斑杂色巨厚层泥岩，夹灰绿色、暗灰色、灰紫色、灰黄色薄层砂岩组成的沉积岩。

岩石致密坚硬，半固结状，具水平层理。

有钙化层及胶结砂，普遍有铁锰结核及鲜红色高价铁浸染斑点，局部有混粒结构。

粘土成份为高岭石――蒙脱石为主的混合粘土。

第四系为距今200万年以来陆相松散堆积物及海陆交相沉积物，由下更新统、中更新统、上更新统、全新统构成。

1）下更新统（Q1）：埋藏在地面下350m深处，厚度100m左右。

岩性为
棕红色、黄棕色、夹灰绿色厚层粘土与灰绿色、锈黄色粉、细砂层组成的潮相沉积物，或以潮相为主的湖积冲积层。

地层下铁锰结核普遍，岩性致密。

2）中更新统（Q2）：埋藏在地面下150m深处，厚度200m左右。

岩性为黄棕色、灰绿色及灰绿色砂质粘土与细中砂组成的河湖相沉积物。

3）上更新统（Q3）：埋藏在地面下35m深处，厚度100m左右。

岩性为灰黄色、灰色、灰绿色及少量浅棕黄色砂质粘土，粘质砂土和粉砂、细砂组成浅湖相沉积物与冲积湖积物。

沉积层中钙质聚集成块状或成结核。

4）全新统（Q4）：为地面至地面下35m深层，岩性为浅灰色、灰黄色、黄褐色和灰褐色砂质粘土，夹透镜状粉砂层以及薄层粉砂，细砂河流相沉积，局部有夹薄层淤泥质层和泥炭层。

大断裂呈北――南走向。

该断裂为基底断裂，西侧上升，东侧下降。

自古生代以来控制两侧的地质变化。

是X县隆起和拗陷的分界线。

地层多断裂带是地壳活动不稳定的表现，致使县内多地震。

1.4.2建设项目周边24小时内生产经营活动和居民生活的情况
拟建项目位于XX县城东工业区S463省道，四周生产经营单位分布情况如下：
建设项目周边生产经营单位分布情况
2.建设项目涉及的危险、有害因素分析
2.1主要危险有害因素描述
本工程输送介质是天然气，其属于危险化学品，天然气组分以甲烷为主（本工程天然气甲烷含量为94.629%），还有少量的二氧化碳、、氮气和微量的氦、氖、氩等稀有气体，密度为0.74266kg/Nm3，临界压力为4.735MPa，临界温度为195K。

天然气具有易燃、易爆的性质，按《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-92）中对火灾危险性的分类原则，属于火灾危险性甲类物质。

因此，本工程火灾危险类别为甲类，火灾、爆炸是本工程生产中的主要危险因素。

工程主要物料的危险性如下。

2.1.1 天然气易燃、易爆性
天然气属甲类易燃、易爆气体，其火灾、爆炸特性参数如下表：
天然气组成以烃类中的甲烷、乙烷、丙烷和丁烷为主，同时还含有在常温下呈气态的非烃类组分，如、二氧化碳、氮气等。

天然气的化学组成随着气田所在地区的生气条件、地质年代、油气开采方式、油气分离方式，以及分离时的压力、温度条件的不同有所不同。

天然气中含有大量的低分子烷烃混合物，属甲类易燃、易爆气体，其与空气混合形成爆炸性混合物，遇明火极易燃烧爆炸。

其密度比空气小，如果出现泄漏则能无限制地扩散，易与空气形成爆炸性混合物，而且能顺风飘动，形成着火爆炸和蔓延扩散的重要条件，遇明火燃烧；天然气中各主要组分火
灾、爆炸特性参数列于表2.1.2。

表2.1-2 天然气中主要组分火灾、爆炸特性参数表
由上表可以看出，天然气各主要组分的燃点、闪点都很低，爆炸范围也很宽。

如有泄漏，即会散布于空气中，空气中含有较多的氧气，一旦有明火接触，则会出现燃烧或爆炸。

同时，天然气的热膨胀性很强，如果储存容器、管道遭受暴晒或靠近高温热源，天然气受热膨胀造成容器内压增大而膨胀，若材质不良、耐压强度不够会引起超压泄漏等事故。

2.1.2 天然气的毒性
天然气为烃类混合物质，是无色、无臭气体，属低等毒性物质。

天然气主要成分为甲烷。

空气中甲烷浓度过高能使人窒息，当空气中甲烷达到25%～30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速，甚至窒息、昏迷。

长期接触天然气可出现神经衰弱综合症。

2.1.3 固体废物
本工程清管时会产生固体废物。

这些固体废物主要来自介质中的悬浮固体沉淀，以及管道因摩擦、锈蚀而产生的渣粉，其毒性虽较低，但不宜直接处置，应收集储存，定期清运到统一地点，进行集中处理。

2.1.4 噪声危害
本工程的主要噪声源为气体放空以及气体涡流等。

人体长期接触强噪声
后，听觉器官首先受害，主要表现为听力下降。

噪声引起的听力损伤主要与噪声的强度和接触时间有关，听力损伤的发展过程起先是生理反应，而后出现病理改变。

生理性听力下降的特点为脱离噪声环境一段时间后即可恢复，而病理性的听力下降则恢复不完全或完全不能恢复。

2.2研究课题结论性意见
2.2.1 管道系统潜在的危险因素
（1）设计缺陷。

如管道材质与壁厚的选用、计算等不符合标准要求。

（2）加工、施工缺陷。

如管道在运输、装卸、加工、敷设等时，由于技术或经验不足，加之施工质量监督不力，造成管道损伤等。

（3）管道材料质量缺陷，在压力下造成开裂或爆管事故。

管道热胀冷缩也会引起强度失效而破裂。

（4）腐蚀因素。

包括由于气体质量不符合管输气体标准及清管效果差等造成的内腐蚀、水土腐蚀高加之阴极保护与防腐涂层失效等造成的外腐蚀。

管道由于腐蚀造成穿孔，由于焊接缺陷，焊缝出现裂纹，引起管道开裂。

（5）自然因素。

包括洪水、地震及地质方面（如滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等）灾害。

2.2.2自然环境的风险分析
（1）地震灾害
本工程所处地域内地震烈度为7度，因此，存在着地震造成管道破损的危害。

地震对管道造成的危害有：
1）造成电力、通信系统中断、毁坏；
2）永久性土地变形，如地表断裂、土壤液化、塌方等引起管线断裂或
严重变形。

（2）地面沉降危害
1）导致管道下部悬空或产生相应变形，严重时发生断裂；
2）水土流失。

管道沿线季节性洪水较多，存在管道顶覆土被冲刷而造成管道裸露被破坏的危害。

2.2.3社会环境风险分析
管道敷设线路基本在农田内部敷设，因此有可能对管道的安全运行形成一定的负面影响。

这种影响可以从第三方破坏，杂散电流的影响方面进行分析。

（1）第三方破坏
第三方破坏主要指管道沿线修筑道路、建设施工、农民耕地和人为偷气等活动引起的管道损伤。

它可归纳为无意破坏和有意破坏两类。

1）无意破坏
在管道沿线进行地面及地下施工作业时，如建造水库、水坝、修路、疏浚河流等，常可能与埋地输气管道发生交叉或近距离并行，如果施工过程缺乏及时有效的沟通，有可能在施工时造成管道无意破坏。

2）有意破坏
燃气管道有意破坏表现为盗、扒管道防腐层或附属设施，在管道上开孔、盗气，或者人为破坏管线设施等。

不法分子在输气管道上打孔盗窃，造成的后果如下：
a.管道安全受到威胁，其金属本体及防护系统遭到严重破坏，使管道寿命大大缩短。

b.天然气大量外泄，火灾爆炸事故随时可能发生。

（2）杂散电流的影响
管道接近交流电源输送线路存在着一定风险。

这些用电设备的接地故障及输气管道的感应过程,都会损坏管道的防腐层,从而对管道安全构成威胁。

如果保护管道的相应措施不当，输电线路产生的杂散电流对输气管道防腐层则可能产生破坏作用。

2.3补充风险分析
2.3.1 设备、设施缺陷
如强度不够、刚度不够、稳定性差、密封不良、等也容易引发事故。

2.3.2施工质量问题
由于施工单位承建管道历史不同，对规范的理解不同，人员技术水平、施工设备、管理水平不同、施工质量也不同。

如果管道建设单位技术水平较低，管理又混乱，没有建设经验，或者施工单位违章施工，违规分包，不按设计图纸要求施工，都会对施工质量造成严重问题。

3.采用的安全设施和措施
本设计认真参考《安全与评价报告》中提出的安全隐患及防范措施，在线路工程设计方面采取切实可行的安全措施，设计中严格依照规范安全设计要求，做到安全、合理。

3.1线路走向选择
3.1.1选线原则
（1）线路走向根据地形、工程地质以及交通运输等条件，进行多方案实地踏勘、分析比选后确定。

（2）线路走向符合业主提出的需要，线路局部走向根据穿跨（越）工程位置作局部调整。

（3）线路顺直、平缓，尽量减少与天然和人工障碍物的交叉，并充分利用现有公路，方便运输，利于施工，以减少施工的费用。

（4）线路宜避开多年经济作物区域和重要的农田基本建设设施、民宅、坟墓，以及鱼塘和养殖塘等。

当受限制时，选择合适的位置缩短通过距离，采取工程措施通过, 如果不能避开，采用绕开或者让管线靠边敷设通过，减少不必要的赔偿；
（5）线路穿越河流，避开弯曲的河段和码头，应选择河段平直、河面较窄的河段穿越；线路穿越公路应考虑公路的等级，穿越高等级的公路，应避开在公路的立交桥下及其附近穿越；
（6）管线应按相关规范规定满足与地面建（构）筑物最小间距要求；确有困难时，必须采取工程措施，保证在不满足最小间距要求时管道是足够安全的，并应获得相关部门批复文件后，确定线位。

3.1.2管道壁厚选择
根据《输气管道工程设计规范》GB50251-2003，管道壁厚按下式计算：
Ft PD
s ϕσδ2=
式中 δ—钢管计算壁厚（cm ）; P —设计压力（MPa ）; —钢管外径（cm ）；
s σ—钢管最小屈服强度（MPa ）; F —设计系数；。