然气安全管理15篇

第1篇 天然气重点要害部位安全管理措施

一、目的

1、为了贯彻集团公司“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针,落实各级管理干部的安全责任,强化要害(重点)部位的安全监督管理,特制定本规定。

2、本规定中的“重点要害部位”是指公司的燃气设施,主要包括城市门站、工业门站及输配系统的燃气设施(调压站、阀门井、调压箱柜)等重点部位。

二、三级监督管理

1、重点要害部位的三级管理,是指燃气公司的各级领导对公司重点要害部位进行分解监督管理,即公司总经理负责监督管理公司的所有燃气设施,副总各自负责监督管理场站、输配系统或燃气用户的燃气设施,各管理部门领导负责监督管理场站、输配系统或燃气用户中的一块或一类燃气设施,在原有的职能和业务管理的基础上,实现对重点要害设施的交叉监督管理。

2、各级领导均应明确各自的重点要害部位的“监督管理范围”,担负对“监督管理范围”内燃气设施的检查和安全监督责任。具体方法有:

2.1、指导“监督管理范围”内燃气设施的管理人员,操作人员的安全操作行为;

2.2、检查公司规定的各项安全规章制度在“监督管理范围”内的执行情况;

2.3、检查“监督管理范围”内存在的问题与隐患,并追踪整改效果;

2.4、监督事故“四不放过”原则的实施情况;

2.5、帮助协调解决“监督管理范围”内影响安全生产的突出问题。

三、工作要求

燃气公司总经理、副总和各管理部门负责人,每月须到各自的“监督管理范围”蹲点工作一个工作日(可相互错开),工作形式可为组织参加班组安全教育培训活动,与员工面对面沟通,掌握员工思想动态,对“监督管理范围”的燃气设施进行安全检查,协调督促整改事故隐患等,具体工作的内容要在班组安全活动记录中体现,以备核查。

第2篇 广州市天然气置换安全管理工作实践

1前言

天然气作为清洁、安全、高效的优质能源，近年来发展迅速，全国大部分城市已陆续完成了天然气转换。广东作为能源缺乏的地区率先引进了澳大利亚的液化天然气，并于2006年成功投产，广州市的天然气置换也从2006年8月拉开了序幕，至2009年11月顺利结束，共完成了81.7万户的气源置换工作。由于天然气置换是一项复杂、面广的系统工程，要顺利完成气源转换，必须重视安全管理，安全工作成为总体置换方案的重要组成部分。现对广州市天然气置换过程中的安全管理工作进行分析总结，希望能给燃气同行在安全管理工作方面提供参考。

2广州市燃气管网情况

2.1中压管网

广州市煤气公司原供应的燃气为人工煤气(油制气)，热值约27.2mj/m3，中压燃气管网的设计压力为0.4mpa，运行压力为0.15mpa。市内现有中压管道材质绝大部分为无缝钢管，近几年来，已大量推广采用聚乙烯塑料管(pe管)，此外，还有少量的球墨铸铁管。由于广州市管道燃气在设计初期就考虑到接收天然气的可能，因此，管道设计一直按照天然气的运行参数进行设计，管道的设计压力和流量能够满足天然气运行的需要。所以，现有中压管网及调压设施完全可以安全接收天然气，不需进行更换。

2.2低压管网

现有人工煤气(油制气)在出厂前进行了脱水处理，冬季时燃气中的含水量一般在4.0g/nm3以下，基本上属于一种干气，水蒸汽含量方面与天然气比较接近。而楼栋立管和户内管多为无缝钢管和镀锌钢管，采用生胶带密封，因此，天然气转换后，气源变化对低压管道不会造成太大影响，基本不存在漏气的危险，无需进行改造。

2.3调压设备

广州市目前均采用“户前调压、低压进户”的调压方式(工业户除外)，不设户内调压器。主要调压设备为楼栋调压箱，有少量调压柜、调压井和调压站。调压箱进口压力设计为0.03mpa～0.4mpa，目前的运行压力为0.10mpa～0.16mpa，调压设备出口压力2400pa～3000pa，与天然气燃具所需压力匹配。能够适应天然气要求，不需更换。

2.4用户情况

置换前工商、公福用户共4400多户，居民在册户81.7万户，居民用户数量在广州燃气管网中占据的比例高达99%。

居民用户煤气表多为2.5m3表，户内管道一般为镀锌管，天然气转换后，虽然用户的用气量将有所减少，但现有煤气表仍然可以满足天然气计量要求，可以继续使用，不必因为计量表量程的原因而考虑更换煤气表。所有的燃烧器具都必须进行更换或改造后才可使用天然气。

3前期准备

3.1管网资料普查

为安全顺利开展天然气置换工作，管网资料准确齐全是首要任务，由于一些历史原因，造成管网资料不全，如在划分区域时发生管网错误，在置换时必将造成错改或漏改的安全事故。为提高管理水平及为置换做好准备，早在多年前就已经着手准备建立gis地理信息系统，将所有竣工资料矢量化输入计算机系统，同时安排各分公司对中低压管网进行普查、核对、修改，对难以核实的部分采用管线探测、停气试验等多种措施进行核实完善，至2005年已基本达到应用要求，在建立动态更新的管理制度基础上，确保管网数据的及时和完整性。

3.2用户安检和资料普查

用户资料的准确齐全同样也是安全置换的重要内容，因涉及燃具的改造问题，必须查清每户燃具的具体情况，例如燃具品牌、型号、安装位置、使用年限、存在隐患、是否符合改造条件等等，同时摸清因某些原因造成管理遗漏的用户(如私用气等)，建立调压设备与用户之间的对应关系，用户细分为设备管辖户、在册户、封表户、开户状态等。天然气置换也正是大力推进安全用气、消除安全隐患的大好契机，在进行客户燃具资料普查的同时，对客户家中存在的一些安全隐患及时发出告知。尤其是一些将烟道式热水器安装在浴室内的(包括在规范执行前安装的、用户私自安装的，因房屋结构改变等因素造成的)，必须按要求整改后，才可改造、通气。

为更好地管理大量的用户普查资料，公司专门开发建立了天然气置换系统，将所有普查资料录入该系统，提供查询、修改、打印改造工作单、打印置换通知单、改造后销单、品牌统计、改造量统计、未改造户统计等功能，大大提高了天然气置换的管理水平，为天然气置换打下了坚实的基础。

3.3制定天然气置换工作手册

数据是置换的基础，制度是置换安全的保障。在2006年起，在《广州市天然气置换实施方案》的基础上，经过对国内其它城市天然气置换工作的考察学习和交流，我公司对总体方案进行了细化，制定了《天然气置换工作手册》，介绍了天然气置换组织机构及职责划分，各类人员、单位、部门开展工作必须遵守的各类流程、方案，天然气置换工作的总体安排，确定了燃具改造单位，制定了应急处置预案和燃具改造安全技术要求，置换人员行为规范。还给出了天然气置换常识、业务常识问答示例，以及各种单据、通知和证件等的样本和使用方法。

在置换前，公司对所有涉及置换工作的员工和燃具改造厂家人员均进行了培训和考核，对考核合格的改造人员发放改造上岗证。在置换过程中，根据实际情况变化不断调整完善置换流程和要求等，并及时对参加置换的人员进行宣贯培训，做到了解、掌握相关的置换知识、技能和工作要求，从而确保天然气置换工作有条不紊地展开，对置换安全顺利进行起到了重要作用。

4管网置换

4.1置换片区控制阀门的测试

广州市原油制气管网运行压力为0.15mpa，置换后的天然气管网压力为0.2mpa，为确保不发生阀门内漏串气的安全事故，在置换前两个月，根据置换分区计划进行一次控制阀门的关闭性能测试，发现问题(内漏、开关失灵等情况)时采取相应措施处理，及时进行停气更换、维修、加肓板或临时断管等，对重要阀门短期无法更换的，可考虑调整片区划分。在关闭性能测试时，相关管网分公司同时再次核查停气范围楼栋是否正确，以避免置换时错改或漏改。

阀门关闭性能测试的具体方法如下：

(1) 时间安排在晚上22：00后。因广州工业用户很少，商业公福用户也基本停业，此时只有部分民用户在用气。

(2) 在某个便于操作的阀门前后安装旁通管和球阀(可以提前安装)，关闭该置换片区的控制阀门后，停止燃气输入该片区，但该部分用户继续使用原管网内的煤气，使片区内煤气压力自然下降。

(3) 利用调压设备中压表观测压力下降情况，低于0.05mpa时，打开旁通阀输入燃气，以保证用户可以继续使用而不断气，如果用户用气很少，压力不下降，则需要利用放散管进行燃气排放，利用旁通阀控制燃气压力在0.05mpa左右。

(4) 至凌晨后，用户已基本停止使用，可以基本忽略不计，此时完全关闭旁通阀，存选定的调压器前观测中压压力变化情况。

(5) 观测半小时后(视片区管网大小而不同)，如果压力保持不变或略有下降，则可以判断控制阀门关闭性能良好。如果片区内压力上升，则观测每个控制阀门后压力表(之前安装好)的变化情况，结合平时对阀门维修保养、操作、阀门类型、听声音等做初步判断，再利用热值分析仪器作进一步检测，一般可以准确判断属于哪个阀门内漏。

该方法具有保持用户不停气、燃气排放量少，操作安全等优点。

4.2管网置换操作

广州市天然气置换的前几个片区，中低压管网置换采用了燃烧排放的方法，即在凌晨4：00左右关闭控制阀门，把片区内的中压的多个管网末端排放燃烧，在压力下降到接近零时，再打开阀门输入天然气，在管网末端继续排放燃烧，利用仪器检测末端的甲烷含量，在达：到90%以上为合格，在早上6：00左右再由管网分公司进行低压管网置换。该方法的优点是排放置换完全，有利于燃具改造和调试，但燃气排放量大，置换有停气和恢复供气过程，尽管之前有张贴停气通知，但不排除用户在这期间正在使用燃具的可能，容易出现恢复供气后漏气的情况，存在较大的安全隐患。其次工作量大，时间长，需投入大量人力物力，对公司日常运作造成了较大影响。

根据广州气源的实际情况，进行了以下比较分析：

由于我公司气源生产采用的是多种气源并存的供气模式，供应的混合煤气含有低热值油制气、高热值炼厂气、lpg、air、lng等气源，是一种集人工煤气、液化石油气、天然气于一体的混合管道煤气。按比例关系，将其归于人工煤气类。

就目前的广州油制气与澳洲天然气做比较，见表1。

表1

燃气种类	甲烷含量(%)	低热值(mj/nm3)	华自数(mj/nm3)	燃烧势
广州油制气	43～53	25.987	33.300	40.22
澳洲天然气	88.77	40.224	56.004	41.85

上一页12下一页由此可见，从气体的特性看，广州油制气是较接近于天然气的一种人工煤气。根据上述气源的特点，公司尝试采用直接输入天然气，低压管网不再进行排空转换的置换方案。具体操作方案如下：

(1) 对未改造的灶具和热水器直接使用天然气进行测试和安全评估。灶具直接燃烧天然气时绝大部分均可正常点燃，火焰偏大，通过调节灶具开关后可临时使用，安全性较高。热水器燃烧时火焰大，一氧化碳会超标，安全隐患较大，长期使用会损坏水箱，但广州地区在早上使用热水器的用户很少，而且时间短(两个小时内)。

(2) 为实施不停气置换的方案及保障安全，在宣传单上告知市民，严禁使用未经改造的热水器，公司还采取了提前一天派人上门在用户热水器显眼处张贴禁用封条的措施(灶具不张贴)，告知用户从次日早上7：o0起禁止使用热水器，对无人户则在门上张贴安全告示。

(3) 置换当天凌晨4：00左右(根据各片区管网容量不同选择不同的时间，大管网则提前到前一晚上关闭阀门)，由管线分公司关闭片区内的控制阀门，待用户使用管网内的人工煤气，并监控片区内管网压力，保证压力不低于0.03mpa(调压设备最低启动压力)，至早上6：00点左右打开天然气阀门输入天然气，利用0.2mpa的天然气和0.03mpa的人工燃气混合，可以使管网内甲烷浓度达到60%～80%，加上部分用户可能继续使用灶具，管网内剩余的人工煤气可以很快燃烧干净，通过在楼栋引入管检测天然气浓度，一般在8：00时左右可以达到置换要求。

(4) 管网置换完成后，燃具改造人员开始上门进行燃具改造，要求燃具改造人员在改造前利用灶具进行户内燃烧排放。每次置换完成后，由于管网压力升高，除由分公司组织人员对地下管网设施进行巡检外，公司还委托了燃具检测服务中心定期对控制阀门前后气体进行取样，再利用色谱分析仪进行气体检测分析，以检查阀门是否内漏，以及时发现问题和采取相应措施，防止发生安全事故。

从此后3年多的实践中证明这种不排放置换的方法是成功的，只是在转换日早上需告知用户由于管网内尚有少量油制气，起初燃烧效果会受到影响，市民普遍可以接受。该置换方法大大减少了燃气排放量，减少了人力物力，节约成本，做到天然气置换期问不停气，提高了安全性。该方法也存在难以准确控制每个片区天然气按时到达标准浓度，个别片区管网比较庞大且用户较少时，则需要合理选择排放点进行辅助燃烧排放。

5燃具改造

5.1民用户的安全保障措施

在广州市的天然气置换过程中，最主要和繁重的工作任务就是及时完成居民用户的燃具改造或更新，并确保安全。具体安全保障措施包括：

(1) 宣传通知。天然气置换工程的宣传工作对置换工作具有相当重要的作用，这在全国同行中都已取得共识，但因各地情况不同，在具体操作上也有所差异。广州市天然气置换对安全方面的宣传措施主要有：在置换前的资料普查中，对存在安全隐患的用户发出整改通知单限期整改，包括管道和燃具方面；置换前1个月在各小区、楼栋张贴置换通知及特别提醒，提请用户参照告示自查隐患并及时整改；在置换前派发到每户家中的《天然气置换居民客户手册》和置换通知单进行宣传，明确告知用户需配合的事项，明确燃具的判废标准，禁止使用未经改造或更新的燃具，通过宣传鼓励用户淘汰旧燃具，更新燃具给予补贴；在置换前一天上门张贴燃具禁用封条，在无人户的门上张贴安全警告通知；主动向媒体发布信息，开展大规模、多方位的新闻媒体宣传攻势，引导用户支持配合置换改造工作；积极协调政府相关部门、街道居委、物业小区等单位支持配合。

(2) 燃具改造单位的管理。燃具改造涉及千家万户，改造人员的技能、素质和改造质量的好坏对用户安全也关系重大。广州市天然气置换中的燃具改造主要采取各品牌燃具由各自厂家(或其指定的安装维修单位)进行改造的方案，实践证明由各自厂家进行改造的燃具质量较好，后期的售后服务也没有扯皮的现象。在置换前期，通过对各品牌在广州市场的占有率的调查，选取了市场占有率较大的17个厂家参与燃具改造工作。公司本着安全第一、保证质量、对用户负责的原则，与各厂家签订了改造管理协议，制定了严格的考核细则，在改造工作实施前编制所改造燃具产品的《天然气置换燃具改造技术指南》和本单位的《天然气置换燃具改造管理规定》、《燃气燃烧器具改造安全技术规程》等，并对本单位参与燃具改造人员进行上述技术指南的培训，所有改造人员再经公司组织的有关流程、要求、技术、安全和服务等内容培训和考试合格后才能上岗。

(3) 严格执行国家有关法规。在燃具改造过程中，严格执行国家有关法规，对以下燃具强制更新不予改造：超过国家规定(gb17905—2004)使用年限的燃具、没有熄火保护装置的嵌入式燃气灶、直排式热水器及有下列现象之一的热水器：燃烧工况严重恶化，烟气中一氧化碳严重超标，燃烧室、热交换器严重烧损和火焰外露，外观严重变形或零配件严重锈蚀无法打开，安装在卧室、暗室、通风不良的半地下室等有安全隐患场所的，没有原生产厂商标识、铭牌或无法判断使用年限的，使用场所不符合安全使用条件且未能在置换前实施整改的或配件已停止生产的燃具不予改造。安装在浴室内的烟道式、非密闭式强排热水器和其它存在安全隐患的燃具，客户需要签收《普查结果告知单》和《隐患整改通知书》，并按照要求进行整改，否则也不予置换和改造。公司通过本次天然气置换，有效消除了因历史原因造成的大量安全隐患，保障了用户的使用安全。

(4) 改造质量抽查。为保证燃具改造质量，公司委托了广州市燃具检测服务中心对每片区的燃具改造进行了现场抽检，每个置换片区家用燃具的抽检比例不少于5%，由检测人员现场随机抽样检测，检测人员将检测不合格的燃气具或有某项非强制性项目不合格的燃气具立即通知厂家整改，厂家整改完成后检测人员对不合格燃气具重新检测直到合格为止。公用建筑、工业用户燃具检测比例为100%。在现场抽查中，主要的指标有气密性、火焰传递、燃烧稳定性、热流量、点火性能、铭牌及保修卡等，经过按考核标准进行严格考核后，综合合格率从约75%提高到了85%至90%，合格率有了明显的提高。

5.2工商公福用户的安全保障措施

根据广州市《关于实施天然气置换工作的通告》中的方案，非居民用户的燃具由用户委托相关企业按国家有关标准自费改造或更新。我公司在天然气置换工作中，对该类用户的燃具改造工作进行了密切的配合协助，在前期安检普查及置换前两个月均明确告知用户在置换后“燃具未经改造，严禁使用”的安全常识，并以书面形式(工商、公福客户天然气置换告知书)告知使用单位，要求燃具改造结束后，必须经过检测部门检测，公司再行通气点火。

公司安排专人密切跟踪使用单位联系改造单位的进展情况，并为未能找到原厂家的用户联系施工单位，确保在置换前落实好燃具改造工作。为加强对工商公福户的燃具改造管理工作，采取了以下工作措施：

(1) 发放《工商、公福客户天然气置换告知书》，并要求用户签收。

(2) 对用户联系确认的改造单位进行登记。

(3) 置换完成后，管网分公司对非民用户燃具的改造及更新情况进行跟踪回访，回访率必须达到100%，并做好回访登记。

(4) 管网分公司需配合检测部门做好置换后燃具检测工作。对检测不合格的燃具发隐患整改通知书，督促用户按要求及时整改，消除安全隐患。

(5) 积极与政府部门协调，寻求在非民用户燃具监管方面的政策支持。

6置换后续跟踪管理

在天然气置换过程中，由于各种因素会造成置换当天有少部分用户的燃具不能及时完成改造或更新，如置换当天用户不在家(含长期无人户)、改造人员不能按时完成改造、私用气户、未普查户等等，统称为“无改造更新记录用户”。这部分用户的燃具不能及时改造，对用户的用气安全造成重大威胁，特别是安装不规范的热水器，可能会因一氧化碳超标及排气不畅造成中毒、热水器水箱烧裂等事故，特别是转入冬季后极易引发安全事故，所以，置换后的未改造户跟踪仍然是一项重要的安全保障工作。广州市在2009年11月刚整体完成置换时就存在15万多“无改造更新记录用户”(含用户已更新但未登记)，为消除安全隐患，公司采取了以下安全保障措施：

(1) 各营业部安排安检人员及利用抄表人员上门进行安检，对无人户张贴“温馨提示”和“安全警告通知”。

(2) 在交费单上反映未改造户的信息并提醒用户联系改造。

(3) 利用客户服务人员对无改造更新记录用户进行电话同访。

(4) 利用媒体进行宣传，提醒用户不得使用未经改造的燃具。

(5) 将未改造户清单派发给小区物业管理处，请求协助通知用户。

(6) 每半年、一年对未改造户寄发挂号信函。

经过半年多的全方位跟踪核查，及时安排改造人员进行上门改造，已经将“无改造更新记录用户”数量减少到两万多户，其中大部分为长期无人户(空置户)。为保障用气安全，公司仍然不断利用各种手段进行安检核查，尽最大可能减少安全隐患。

7结束语

天然气置换是一项庞大复杂的系统工程，广州市天然气置换实施过程中制定了完善的置换方案，建立了健全的置换组织体系，编制了天然气置换工作手册，明确了置换工作流程，强化质量和安全管理，在实施过程中不断总结、修改和完善，大胆创新，使天然气置换工作得以顺利完成，确保实现零事故的安全目标，同时根据置换安全管理工作的实践，对进一步提高安全管理和用户服务管理提供了宝贵经验。

第3篇 天然气储配供应站安全管理措施

一、压缩天然气储配(供应)站

城镇燃气输配系统中,随燃气性质(如天然气、矿井气、人工煤气等)、供气压力不同,需建成具有不同功能的站、场,如靠近气源的首站及分布于城区的罐站。

可以划分为接受气源来气、储存燃气、调节控制供气压力三种基本功能,凡具备储存燃气功能的站场,皆可称为储配站。

城市天然气是逐月、逐日、逐时都在变化,但天然气供应量不可能按用户的用气量而随时改变,因此为了保证用户需求,不间断供气,必须解决气源和用气的平衡问题。

建造储气设施是解决城市用气波动的基本措施。

在建造储配站时,首先在工程可行性研究阶段,就要抓住设计方案的技术经济比较,确定供气和储气的方案与储罐的容积和数量,使有限的资金得到合理利用以取得最大投资效益。

城镇居民、商业和工业企业燃气用户是依靠中、低压管网系统供气的,以cng作气源的燃气供应系统,必须在该管网系统的起点建立相当于城镇燃气储配站(或门站)的设施,对由母站来的气瓶转运车的cng进行卸车、降压和储存,并按燃气用户的要求输气,可以把城镇中、低压管网系统起点处的cng卸车、降压、储存工艺设施统称为城镇cng供应站。

cng供应站包括以下几个系统:

①卸车系统;

②调压换热系统;

③流量计量系统;

④加臭系统;

⑤控制系统;

⑥加热系统;

⑦调峰储气系统(根据需要设置)。

其作业流程框图如图5-1所示。

1. 设计原则

储气站站址的选择要科学合理,其与周围建筑物、构筑物的防火间距必须满足现行的国家标准《建筑设计防火规范》(gbj

16)的有关规定,并远离居民稠密区、大型公共建筑、重要物资仓库以及通信和交通枢纽等重要设施。

储气站站址应具有适宜的地形、工程地质、供电和给排水等条件。

储气站建设应尽量少占农田,节约用地并应注意与城市总体景观的协调。

站内的消防设施、防火间距和消防车道应按现行的国家标准执行。

储气站宜设置测定天然气组成、密度、热值、湿度和各项有害杂质的仪器仪表,周围宜设置围栅和罐区排水设施。

天然气储存的储罐设计应根据输配系统所需储气总容量和气体混配要求确定。

储气站的储气方式及储罐的形式应根据天然气进站压力、供气规模、输配管网压力和各种储罐及其相关设备等因素,经技术经济比较后确定。

确定储罐单体或单组容积时,应考虑储罐检修期间供气系统的调度平衡。

低压储气罐宜分别设有天然气进、出气管,各管应设水封阀和闸阀。

天然气进出管的设计应能适应气罐地基沉降引起的变形。

水封阀的有效高度应取设计工作压力(mmh2o)加500mm。

低压储气罐应设有指示器,显示气体储量及可调节的高低限位声、光报警装置。

湿式储气罐的水封高度应通过计算得到,内侧应设有溢水口,水封应设有上水管和防冻设施。

干式储气罐密封系统必须能够可靠连续地运行。

高压储气罐宜分别设置天然气进、出管(不需起混气作用的高压罐进出口管可合为一条),应设置安全阀、压力表。

在罐顶和罐底各设一个人孔,在底部应设排水管,在顶部应设放散管。

储气罐应设有防雷接地设施,其接地电阻应小于10q。

储气罐高度超过当地有关规定时,应设高度障碍标志。

2. 设计规模

储气站的主要作用是储存一定量的天然气,在发生意外,如检修管道系统或用气高峰时进行调配用。

因此要根据城镇天然气最大输供气量和全城区最大日用气量来确定储气规模,从设计的技术经济方案比较上作出最佳选择。

现举南方某中等城市为例。

据该市用气分析,城市用气日调峰量为全城区最大日用气量的50%。

其量在2022年为24__104m3/d,到2022年为33.6__104m3/d,2022年以后逐步扩大到6

9.6__104m3/d。

因此决定储气方式采用公称容积10000m3、储气压力

1.6mpa的高压球罐,分别于2022年、2022年、2022年建成2个、1个和2个,共计5个高压球罐储存天然气。

由于季节调峰量和事故调峰量甚大,估计以上储气设施仍不能满足要求,为安全可靠起见,在设计中可考虑建设一定规模的液化石油气空混调峰站,以满足高峰用气要求。

3. 储存方式和功能

储存城市天然气的形式有低压储存、高压储存、输气管线储存、地下储存、液化储存等。

目前国内常用低压储存和高压储存两种形式。

低压储存是用湿式储存罐和干式储存罐进行储存,工作压力一般为数千帕。

工作压力波动不大,通常只用于气源压力比较低的供气系统。

低压储气罐中湿式与干式比较见表5-5.

由表5-5可知,低压储气采用干式储气罐是比较合适的。

表5—6列出了天然气储气罐中高压、低压储气罐的比较。

从表5-6两者比较可知,一般采用高压储气罐较为经济合理。

在国外,利用高压球罐储存天然气已较为普遍,很多国家已经建成各种规格的大型高压球罐。

随着我国石油、天然气工业的发展,天然气作为城市燃气气源已日渐增多,天然气在城市燃气中所占比例也逐渐增大,因此,高压球罐也必将成为我国各城市天然气储存的主要设施。

由于球罐的制造、安装的水平不断提高,目前球罐的容积也在逐渐增大。

如北京在1986年建成4台5000m3的高压天然气球罐,20世纪90年代以来,重庆、成都、北京、天津等城市又相继建成3300m3、5000m3、10000m3高压储气球罐。

表5-

5 低压储气罐中湿式与干式比较

项目

低压湿式螺旋罐

曼型干式罐

罐内压力

随储气罐塔节的增减而改变,燃气压力是波动的

储气压力稳定

罐内湿度

罐内湿度大,出口燃气含水分高

储气气体干燥

保温蒸汽用量

寒冷地区冬季保温,除水槽加保护墙外,所有水封部位加引射器喷射蒸汽保温,蒸汽用量大

无

使用寿命

一般为30年,由于水槽底部细菌繁殖,使水中硫酸盐生化还原成h2s,易使罐体内壁腐蚀

一般为50年,由于内壁表面经常保持一层厚0.5mm的油膜,保护钢板不受到腐蚀

抗震性能

由于水槽各部塔节为浮动结构,在发生强地震和强风时易造成塔体倾斜,产生导轮错动、脱丝、卡阻等现象

活塞不受强风和冰雪影响

基础

水槽内水量大,在软土地基上建罐应进行基础处理,但罐体允许有较大的沉降量

自重轻,地基处理简单

罐体耗钢量

低

高(为湿式罐的

1.35~

1.5倍)

罐体造价

低

高(为湿式罐的

1.5~2.0倍)

安装精度要求

低

高

表5-

6 天然气储气罐中高压、低压储气罐的比较

项目

低压储气罐

高压储气罐

项目

低压储气罐

高压储气罐

储气压力

低

高

运行费用

高(消耗电及油)

低

供气压力

需加压耗电

无需加压耗电

单位占地面积

大

小

储气质量

另有油污夹带

无油污夹带

单位耗钢量

大

小

储罐构造

复杂

简单

单位投资

高

低

施工要求

较严格

严格

施工周期

7~8个月

8~9个月

维修费用

高(密封油)

低

二、液化天然气储配(供应)站

液化天然气(lng)比其他燃料清洁,燃烧时温室气体排放量低,是公认的未来世界普遍采用的燃料。

以前,如果说将天然气液化,远距离运输作为燃料使用,是很困难的。

但今天,液化天然气已成为世界工业的重要组成部分,是令人瞩目的新兴工业之一。

液化天然气是将天然气低温冷却液化,液化后体积约为常态下体积的1/600,便于运输。

多年来,lng在世界上已经大量地应用,如发电、民用燃气、汽车或火车的燃料等。

在城市里布有天然气的输配管线,数以千计的lng罐车在美国的高速公路上运输,没有发生过重大的事故。

以lng或cng作燃料的汽车,虽然发生一些碰撞事故,但lng燃料系统没有发生重大的损坏,没有引起lng的泄漏和火灾。

当然,lng的温度很低,极易气化,会引发一些低温液化石油气体带来的安全问题。

无论是设计还是操作,都应该像对待所有的易燃介质那样小心。

了解和掌握天然气不同相态的物理特性及其燃烧特性,可有助于天然气的安全使用。

(一) 液化天然气的有关安全特性

1. 基本物理状态

液化天然气是以甲烷为主的液态混合物,常压下的沸点温度约为-162℃,密度大约为424kg/m3. lng是非常冷的液体,在泄漏或溢出的地方,会产生明显的白色蒸气云。

白色蒸气云的形成,是空气中的水蒸气被溢出的lng冷却所致。

当lng转变为气体时,其密度为

1.5kg/m3,气体温度上升到-107℃时,气体密度与空气的密度相当。

意味着lng气化后,温度高于-107℃时,气体的密度比空气小,容易在空气中扩散。

液态天然气的容积大约是气体的1/625. 天然气无毒、无味、无色,漏泄到空气中不易发觉,因此,通常在天然气管网系统中,有意地加入一种难闻的气味,即加臭处理,以便气体泄漏时易于察觉。

2. 燃烧特性

燃烧范围是指可燃气体与空气形成混合物,能够产生燃烧或爆炸的浓度范围。

通常用燃烧下限和燃烧上限来界定其燃烧范围,只有当燃料在空气中的比例在燃烧范围之内,混合气体才可能产生燃烧。

对于天然气,在空气中达到燃烧的比例范围比较窄,其燃烧范围大约在体积分数的5%~15%之间,即体积分数低于5%和高于15%都不会燃烧。

由于不同产地的天然气组分会有所差别,燃烧范围的值也会略有差别。

lng的燃烧下限明显高于其他燃料,柴油在空气中的含量只需要达到体积分数0.6%,点火就会燃烧。

在-162℃的低温条件下,其燃烧范围为体积分数的6%~13%。

燃烧速度是火焰在空气-燃料的混合物中的传递速度。

燃烧速度也称为点燃速度或火焰速度。

天然气的燃烧速度相对比较慢,其最高燃烧速度只有0.3m/s。

随着天然气在空气中的比例增加,燃烧速度亦增加。

所以在敞开的环境条件下,lng和蒸气一般不会因燃烧引起爆炸。

天然气燃烧产生的黑烟很少,导致热辐射也少。

碳氢化合物的燃烧极限比甲烷的低。

如果lng中碳氢化合物的含量增加,将使lng的燃烧范围的下限降低。

自动着火温度是可燃气体混合物,在达到某一温度后,能够自动点燃着火的最低温度。

自动着火温度并不是一个固定值,它和空气与燃料的混合浓度和混合气体的压力有关。

在大气压条件下,纯甲烷的平均自动着火温度为650℃。

如果混合气体的温度高于自动着火点,则在很短的时间后,气体将会自动点燃。

如果温度比着火点高得多,气体将立即点燃。

lng的自动着火温度随着组分的变化而变化,例如,若lng中碳氢化合物的重组分比例增加,则自动着火温度降低。

除了受热点火外,天然气也能被火花点燃。

如衣服上的静电,也能产生足够的能量点燃天然气。

因此,工作人员不能穿化纤布(尼龙、腈纶等)类的衣服操作天然气,化纤布比天然纤维更容易产生静电。

3. 低温特性

lng既有可燃的特性,又有低温的特性。

低温液体的处理和操作并不是一门新的技术。

在许多标准中,低温设备的操作有比较明确的要求。

对于安全的考虑,主要是在低温条件下,一些材料会变脆、易碎。

使设备产生损坏,引起lng的泄漏。

如今低温液氮和液氧的应用更为普遍。

lng的温度还没有液氮和液氧的温度低。

从低温介质安全操作的角度,与液氮和液氧的安全考虑基本是一致的,主要是防止低温条件下材料的脆性断裂和冷收缩对设备引起的危害。

操作时主要是防止低温流体对人体的低温灼伤。

天然气的低温特性对人体生理上的影响很大。

曾经有过报道,人员暴露在甲烷的体积分数为9%的气氛中没有什么不良反应。

如果吸入含量更高的气体,会引起前额和眼部有压迫感,但只要恢复呼吸新鲜空气,就可消除这种不适的感觉。

如果持续地暴露在这样的气氛环境下,会引起意识模糊和窒息。

甲烷是一种普通的窒息物质。

lng与外露的皮肤持续接触,会引起严重的低温灼伤和组织损坏。

天然气在空气中的体积分数大于40%时,如果吸入过量的天然气会引起缺氧窒息。

如果吸入的是冷气体,对健康是有害的。

若是短时间内吸进冷气体,会使呼吸不舒畅,而长时间的呼吸冷气体,将会造成严重的疾病。

虽然lng蒸气是无毒的,如果吸进纯的lng蒸气,会迅速失去知觉,几分钟后死亡。

当大气中的氧含量逐渐减少时,工作人员有可能警觉不到,慢慢地窒息,待到发觉时已经很晚了。

缓慢窒息的过程分成4个阶段阶段,见表5-7.

表5-

7 缓慢窒息的过程

阶段

氧气的体积分数/%

第一阶段

14~21

脉搏增加,肌肉跳动影响呼吸

第二阶段

10~14

判断失误,迅速疲劳,对疼痛失去知觉恶心,

第三阶段

6~10

呕吐,虚脱,造成永久性脑部伤害

第四阶段

<6

呼吸停止,死亡

当空气中氧气的体积分数低于10%,天然气的体积分数高于50%,对人体会产生永久性伤害。

在这种情况下,工作人员不能进入lng蒸气区域。

天然气的主要组分是甲烷,其临界温度为190.58k(-82.57℃),故在常温下,无法仅靠加压将其液化,需要采用液化工艺,将天然气最终在温度为112k、压力为0.1mpa左右的条件下将其液化。

其密度为标准状态下甲烷的600多倍,体积能量密度为汽油的72%,十分有利于输送和储存。

但是,由于lng本身具有易燃、易爆的危险性,又具有低温储存的特点,因此,lng站在建设布局、设备安装、操作管理等安全方面提出了很高的要求。

(二) lng供气站的工艺流程

lng供气站的工艺大致分为两种:一种是蒸发气体(bog)再液化工艺;

另一种是bog直接压缩工艺。

两种工艺并无本质上的区别,仅在蒸发气体的处理上有所不同。

图5-2是采用bog再液化工艺的lng供气站的工艺流程。

在lng供气站,lng运输船(或槽车)抵达码头后,经卸料臂将lng输送到储罐储存。

来自储罐的lng由泵升压后送入气化器,lng受热气化后输送到下游用户管网。

lng在储存中,由于储罐不可避免的漏热,部分lng会从液相蒸发出来,这部分蒸发气体即bog。

采用再液化工艺时,bog先通过压缩机加压到1mpa左右,然后与lng低压泵送来的压力为1mpa的lng过冷液体换热并重新液化为lng。

若采用bog直接压缩工艺,则由压缩机压缩到用户所需压力后直接进入外输管网。

bog直接压缩工艺需要将气体直接升压至管网压力,需要消耗大量压缩功;

而lng再液化工艺是将液体用泵升压,由于液体体积要小得多,且液体的压缩性很小,因此液体升压过程的能耗比bog直接升压过程可节约50%左右。

为了防止lng在卸船(车)过程中造成lng船舱(车厢)形成负—压,一部分bog需要返回lng船(车)以平衡压力。

(三) lng供气站的主要设备

lng供气站的设备主要有储罐、汽化器、泵和压缩机等。

1. lng储罐

液化天然气储罐主要有金属储罐和钢筋混凝土储罐两大类。

根据防漏设施不同又可分为以下四种形式。

(1) 单容积式储罐此类储罐在金属罐外有一比罐高低得多的混凝土围堰,围堰内容积与储罐容积相等。

该形式储罐造价最低,但安全性稍差,占地较大。

(2) 双容积式储罐此类储罐在金属罐外有一与储罐简体等高的无顶混凝土外罐,即使金属罐内lng泄漏也不至于扩大泄漏面积,只能少量向上空蒸发,安全性比前者好。

(3) 全容积式储罐此类储罐在金属罐外有一带顶的全封闭混凝土外罐,金属罐泄漏的lng只能在混凝土外罐内而不至于外泄,在上述两种地j三式储罐中安全性最高,造价也最高,在欧美国家应用较多。

(4) 地下式储罐与以上三种类型不同的是此类储罐完全建在地面以下,金属罐外是深达百米左右的混凝土连续地中壁。

地下储罐主要集中在日本,抗地震性好,适宜建在海滩回填区上,占地少,多个储罐可紧密布置,对站周围环境要求较低,安全性最高。

但这种储罐投资大(约比单容积储罐高出一倍),且建设周期长。

2. 液化天然气汽化器

lng气化器按其热源的不同,可分为以下三种类型:

(1) 加热汽化器汽化装置的热量来源于燃料燃烧、电力、锅炉或内燃机废热。

加热汽化器有整体加热汽化器和远程加热汽化器两种类型。

整体加热汽化器采用热源整体加热法使低温液体汽化,最典型的即是浸没式燃烧汽化器。

远程加热气化器中的主要热源与实际汽化交换器分开,并采用某种流体(如水、水蒸气、异戊烷、甘油)作为中间传热介质;

由中间介质与lng换热,使lng汽化。

(2) 环境汽化器汽化的热量来自自然环境的热源,如大气、海水、地热水。

当然,自然环境的热量如果不是直接使lng汽化,而是通过加热一种中间介质,再由中间介质使lng汽化的话,则这就是一种远程加热汽化器,而不是环境汽化器。

如果自然热源与实际的汽化器是分开的并使用了可控制的传热介质,则应认为这种汽化器是远程加热汽化器,应符合加热汽化器的规定。

(3) 工艺汽化器汽化的热量来源于另外的热动力过程或化学过程,或有效利用液化天然气的制冷过程。

实际上,在各种lng冷能利用的综合流程中,如发电、化工、空分等流程,将需要排出热量的过程与lng的吸热汽化过程结合起来,可以节约用于lng汽化的能量,同时使各工艺过程的能量利用效率得到提高。

3. 泵和压缩机

液化天然气汽化站中使用的泵和压缩机,应满足下列要求:

① 泵和压缩机应当使用在可能遇到的度和压力条件下都能正常工作的材料来制造;

② 阀门的安装应使每一台泵或压缩机都能单独维修。

在泵或离心式压缩机因操作需要并列安装的场合,每一个出口管线上应配一个止回阀;

③ 泵和压缩机应当在出口管线上装备一个减压装置来限制压力,使之低于机壳和下游管道、设备的设计最大安全工作压力;

④ 每一台泵应当装备有足够能力的安全放散,用以防止泵壳在冷却时产生最大流量期间超压;

⑤ 低温泵的地基和油池的设计和施工中,应防止冷冻膨胀;

⑥ 用于输送温度低于-29℃的液体泵,应配备预冷装置,确保泵不被损坏或造成临时或永久失效;

⑦ 处理可燃气体的压缩设备,应在各个气体可能泄漏的点设排气道,使气体能排出到建筑物外部可供安全排放的地方。

(四) 测量仪表

1. 液位测量

lng储罐应当设置两套独立的液位测量装置。

在选择测量装置时应考虑密度的变化。

这些液位计应在不影响储罐正常运行时可以更换。

另外,储罐还应当设置一个高液位报警器。

报警器应使操作人员有充足的时间停止进料,使液位不致超过最大允许装料高度,并应安装在控制装料人员能够听到报警声的地方。

即使使用高液位进料切断装置,也不能用它来代替报警器。

2. 压力测量

每个lng储罐都应当安装一个压力表。

此压力表应连接到储罐的最高预期液位上方的位置。

3. 真空表

真空夹套设备应当装备仪表或接头,用以检测夹层空间内的绝对压力。

4. 温度检测

当lng储罐投入使用时,应在储罐内配置温度检测装置,用来帮助控制温度,或作为检查和校正液位计的手段。

汽化器应当安装温度指示器来检测液化天然气、蒸发气体以及加热介质流体的进口和出口温度,保证传热效率。

在低温设备和容器的支座基础可能会受到冻结、大地冻胀等不利影响的场合,应当安装温度检测系统。

5. 检测仪表的紧急切断

在可能范围内,液化、储存和汽化设备的仪表在出现电力或仪表气动故障时,应使系统处于失效保护状态,直到操作人员采取适当措施来重新启动或维护该系统。

(五) 有关安全检测设备

在有可燃气体、火焰、烟、高温、低温等潜在危险存在的地方,安装一些必要的探测器,对危险状况进行预报,可以使工作人员能及时采取紧急处理措施。

lng工厂中通常用以下几种检测器:甲烷气体检测器,火焰检测器,高、低温检测器,烟火检测器。

除了低温检测器外,其他几种检测器都是必备的设备。

每一个检测器都要与自动停机系统相连,在发现危险时能自动起作用。

1. 可燃气体检测器(cgd)

防火控制系统必须对lng的泄漏进行监测。

可以通过观察、检测仪器或两者综合使用。

白天lng发生溢出,可以通过产生的蒸气云团看见。

然而,在晚上及照明不好的情况下就不容易看清楚。

如果仅仅依靠人工观察来检测泄漏,显然是不够的。

对于比较大的lng装置,应当安装可燃气体检测装置,对系统进行连续的监测。

在最有可能发生泄漏的位置安装传感器。

当检测系统探测到空气中可燃气体的含量达到最低可燃范围下限(hl)的10%~20%时,将向控制室发出警报。

控制室的人员确定应对措施并发出控制命令。

在一些关键的地方,当含量达到燃烧下限(ul)的20%时,会自动切断整个系统。

考虑到lng装置有限的人员配备和可燃气体的存在,有必要设置实时的监测系统,连续地进行监控,消除人为的疏忽和大意的可能性。

对于比较小的装置,由于系统相对简单,产生泄漏的可能性较小,因此没有必要安装过多的自动报警系统。

经验证明,工作人员的误操作,经常引起这些系统误报警,发出一些不必要的警报。

应正确分析警报器及传感器的安装位置和可燃气体源的位置,并对报警系统进行有效的定期保养。

每一个可燃气体检测系统发出的警报,控制室或操作台的工作人员都要能听得到和看得见,除此之外,气体泄漏的区域也应能听到警报声。

气体检测系统安装后要进行测试,并符合有关的要求。

有lng设备或管道等设施的建筑都应安装可燃气体检测系统,当可燃气体在空气中的含量达到一定的程度就能发出警报。

可燃气体传感器的灵敏度要有合适的等级。

安装区域和相关的检测器灵敏度等级分类,如下所述。

(1) 没有可燃气体设备的区域主要是办公区,这些区域的检测器应当非常灵敏,当检测到气体后发出警报。

(2) 可能含有被检测气体的区域这里的传感器在较低含量下(最低可燃极限的10%~20%)发出警报。

这种区域主要是在一般操作时,可能含有天然气。

(3) 很有可能含有被检测气体的区域在这些区域中,当气体达到危险程度(最低可燃极限的20%)时发出警报。

该工作区可能有自动切断系统,因此在检测到可燃性气体后有两种选择:每隔30s发出一声报警,并切断整个设备运行;

或者只是发出警报,警告工作人员。

这些区域主要是安装压缩机和气体涡轮机的厂区、lng车补给燃料处和汽车发动机等部位。

2. 火焰检测器

火焰检测器有紫外线(uv)火焰检测器和红外线(ir)火焰检测器,检测热辐射产生的热量。

火焰产生的辐射能通过紫外线和红外线探测器的波长信号来检测。

当辐射达到一定的程度后,会发出警报。

应该注意的是某些光源可能导致误报警,如焊接产生的电弧光和太阳光的反射等,也能产生紫外线或红外线。

3. 高温检测器

高温检测器对固定温度和温度上升的速率都很灵敏。

检测器对温度上升速度的检测,可以避免由于温度波动产生的误警报。

高温检测器中有一个可熔化的钢丝,在高温下熔化(如82℃)。

熔化后可以触发警报、使设备 、或者启动消防系统。

这些检测器直接安装在有着火危险的区域或设备上。

危险性高的设备不仅安装高温检测器,有时还需安装燃气气体检测器。

4. 低温检测器

低温检测器在lng或冷蒸气泄漏时发出警报。

这些检测器的传感器主要是热电偶或热电阻。

随着温度的变化,其电特性也会变化,因此可以间接的测量温度。

低温检测器装在lng设备的底部,以及产生溢流后,可能聚集液体和蒸汽的低部位置。

5. 烟火检测器

烟火检测器主要是用来检测烟雾和火焰。

lng蒸气燃烧时产生的烟很少。

因此,这些检测器主要用来检测电气设备和仪器是否着火。

这些设备着火时会产生烟。

除了高温检测器外,采用烟火检测器是因为少量的烟火,有可能产生不了足够的热量来触发高温检测器。

主要用于防止火焰延伸到lng设备。

烟火检测器通常安装在控制室的电气设备和其他有可能产生烟火的设备上面。

6. 缺氧检测设备

可采用多通道的气体检测系统,对不同区域是否缺氧进行检测。

气体检测器使用一个内置式的取样泵,抽取来自不同区域的气体样品,通过气体成分分析,指示是否缺氧及缺氧的程度。

检测系统应具有同时指示可燃气体含量和缺氧状况的功能。

(六) 主要设施的安全要求

在考虑lng装置的基础设施时,应充分考虑装置对附近交通、周边环境可能产生的影响。

从设备的角度,应防止lng从系统中泄漏或溢出,同时还必须考虑意外情况下万一发生lng泄漏或溢出时,配套相应的防范措施,如在lng储罐周围设置围堰或蓄液区。

即使发生lng的泄漏或溢出的事故,可燃液体可被限制在蓄液区内,不会四处流淌。

围堰区的作用除了控制可燃液体四处流淌以外,如果发生火灾,还能阻止火焰蔓延到周边地区。

可以将事故产生的危害降低到最小。

围堰或蓄液区的最小容积,可按照有关的标准规定进行设计。

1. lng站的安全距离

lng储罐之间需要有适当的通道,便于设备的安装、检查和维护,按照美国消防协会nfpa-59a的标准。

储罐之间的最小间距不应小于相邻储罐直径之和的1/4,且不应小于

1.5m。

容量在0.5m3以上的液化天然气储罐不应放置在建筑物内。

液化天然气气化站的液化天然气储罐、集中放散装置的天然气放散总管与站外建、构筑物的防火间距不应小于表5-8的规定。

液化天然气汽化站的液化天然气储罐、集中放散装置的天然气放散总管与站内建、构筑物的防火间距不应小于表5-9的规定。

2. 汽化器等工艺设备的安装距离

汽化器等工艺设备距离控制室、办公室、车间和场地边界也需要离开一定的距离。

用于管道输送的液化天然气装卸码头,离附近的桥梁至少30m以上。

液化天然气装卸用的连接装置,距工艺区、储罐、控制大楼、办公室、车间和其他重要的装置至少在15m以上。

用于处理液化天然气的建筑物和围墙,应采用轻质的、不可燃的非承重墙。

有lng流体的工作间、控制室或车间之间墙体至少有2层,而且能承受

4.8kpa的静压,墙体上不能有门和其他连通的通道,墙体还需要有足够的防火能力。

有lng流体的建筑物内,应当具有良好的通风,防止可燃气体或蒸气聚集而产生爆燃。

表5-

8 液化天然气气化站的液化天然气储罐、天然气放散总管与站外建构筑物的防火间距 单位:m

项目

储罐总容积/m3

集中放散

≤10

>10~≤30

>30~≤50

>50~≤200

>200~≤500

>500~≤1000

>1000~≤2022

装置的天然气放散总管

居住区、村镇和影剧院、体育馆、学校等重要公共建筑(最外侧建、构筑物外墙)3.03.5

45

50

70

90

110

45工业企业(最外侧建、构筑物外墙)2225273.03.5

40

5020

明火、散发火花地点和室外变、配电站3.03.5

45

50

55

60

703.0

民用建筑,甲、乙类液体储罐,甲、乙类生产厂房,甲、乙类物品仓库,稻草等易燃材料堆场273.2

40

45

50

55

6525丙类液体储罐,可燃气体储罐,丙、丁类生产厂房,丙、丁类物品仓库25273.23.5

40

45

5520

铁路(中心线)

国家线

40

50

60

70

80

40

企业专用线253.03.53.0

公路、道路(路边)

高速、ⅰ、ⅱ级城市快速2025

15其他

1520

10

架空电力线(中心线)

1.5倍杆高

1.5倍杆高,但35kv以上架空电力线不应小于40m2.0倍杆高

架空通信线(中心线)

ⅰ、ⅱ级

1.5倍杆高3.0

40

1.5倍杆高

其他

1.5倍杆高

注:1. 居住区、村镇系指1000人或300户以上者,以下者按本表民用建筑执行。

2. 与本表规定以外的其他建、构筑物的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》gb 50016执行。

3. 间距的计算应以储罐的最外侧为准。

表5-

9 液化天然气气化站的液化天然气储罐、天然气放散总管与站内建、构筑物的防火间距 单位:m

项目

储罐总容积/m3

集中放散装置的天然气放散总管

≤10

>10~≤30

>30~≤50

>50~≤200

>200~≤500

>500~≤1000

>1000~≤2022明火、散发火花地点3.03.5

45

50

55

60

703.0

办公、生活建筑

1820253.03.5

40

5025变配电室、仪表间、值班室、汽车槽车库、汽车衡及其计量室、空压机室

汽车槽车装卸台柱(装卸口)、钢瓶罐装台

15

182022253.025汽车库、机修间、燃气热水炉间253.03.5

4025天然气(气态)储罐202426283.03.13.220

液化石油气全压力式储罐24283.23.43.63.8

4025消防泵房、消防水池取水口3.0

40

5020

站内道路(路边)

主要

10

152次要

510

围墙

1520252集中放散装置的天然气放散总管25

—

注:1. 自然蒸发的储罐(bog罐)与液化天然气储罐的间距按工艺要求确足。

2. 与本表规定以外的其他建、构筑物的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》gb 50016执行。

3. 间距的计算应以储罐的最外侧为准。

3. lng储罐的防震

在设计lng储罐及其管路系统时,应该考虑它的地震负荷(抗震性)。

对所选的地址要进行详细的调查,以获得有关的地震特性和地质信息,如地震活动性、地质条件、预期的频率和最大振幅等重要信息。

按照《锅炉和压力容器规范》设计和制造的lng储罐,支承系统应根据垂直方向和水平方向的加速度来设计。

(七) lng储存中的安全问题

液化天然气在储存期间,无论隔热效果如何好,总要产生一定数量的蒸发气体。

储罐容纳这些气体的数量是有限的,当储罐内的工作压力达到允许最大值时,蒸发的气体继续增加,会使储罐内的压力上升。

lng储罐的压力控制对安全储存有非常重要意义,涉及到lng的安全充注数量,压力控制与保护系统和储存的稳定性等诸多因素。

液化天然气储存安全技术主要有以下几方面。

(1) 储罐材料材料的物理特性应适应在低温条件下工作,如材料在低温工作状态下的抗拉和抗压等机械强度、低温冲击韧性和热膨胀系数等。

(2) lng充注储罐的充注管路设计应考虑在顶部和底部均能充灌,这样能防止lng产生分层,或消除已经产生的分层现象。

(3) 储罐的地基应能经受得起与lng直接接触的低温,在意外情况下万一lng产生漏泄或溢出,lng与地基直接接触,地基应不会损坏。

(4) 储罐的隔热隔热材料必须是不可燃的,并有足够的牢度,能承受消防水的冲击力。

当火蔓延到容器外壳时,隔热层不应出现熔化或沉降,隔热效果不应迅速下降。

(5) 安全保护系统储罐的安全保护系统必须可靠,能实现对储罐液位、压力的控制和报警,必要时应该有多级保护。

1. lng储罐的充注条件

对于任何需要充注lng或其他可燃介质的储罐(或管路),如果储罐(或管路)中是空气,不能直接输入lng,需要对储罐(或管路)进行惰化处理,避免形成天然气与空气的混合物。

如储罐(包括管路系统)在首次充注lng之前和lng储罐在需要进行内部检修时,修理人员进去作业之前,也不能直接将空气充入充满天然气气氛的储罐内,而是在停止使用以后,先向储罐内充入惰化气体,然后再充入空气。

操作人员方能进入储罐内进行检修。

惰化的目的是要用惰性气体将储罐内和管路系统内的空气或天然气置换出来,然后才能充注可燃介质。

储罐在首次充注lng之前,必须经过惰化处理,惰化处理是将惰性气体置换储罐内的空气,使罐内的气体中的含氧量达到安全的要求。

用于惰化的惰性气体,可以是氮气、二氧化碳等。

通常可以用液态氮或液态二氧化碳汽化来产生惰性气体。

lng槽船上则设置惰性气体发生装置。

通常采用变压吸附、氨气裂解和燃油燃烧分离等方法制取惰性气体。

充注lng之前,还有必要用lng蒸气将储罐中的惰化气体置换出来。

具体方法是用气化器将lng汽化并加热至常温状态,然后送入储罐,将储罐中的惰性气体置换出来,使储罐中不存在其他气体。

置换工作完成之后,方可进入冷却降温和lng的加注过程。

为了使置换效果更好,置换时需要考虑惰性气体密度与储罐内空气或可燃气体的密度,以确定正确的送气部位。

lng充注数量主要通过储罐内的液位来控制。

在lng储罐中设置了液位指示装置,是观测储罐内部液位的“眼睛”,对储罐的安全至关重要。

液化天然气储罐应当装备有两套独立的液位测量装置。

在选择测量装置时,应考虑密度变化对液位的影响。

液位计的更换应在不影响储罐正常运行的情况下进行。

以保证随时可以对储罐内的液位进行检测。

除了液位测量装置以外,储罐还应装备高液位报警器,使操作人员有充足的时间停止充注,不至于使液位超过允许的最大液位高度。

报警器应安装在操作人员能够听到的地方。

nfpa-59a规定:对于容量比较小的储罐(265m3以下),允许装备一个液位测试阀门来代替高液位报警器,通过人工手动的方法来控制,当液位达到液位测试阀门时,手动切断进料。

2. lng储罐的压力控制

lng储罐的内部压力控制是最重要的防护措施之一,必须控制在允许的压力范围之内。

罐内压力过高或过低(出现负压),对储罐都是潜在的危险。

影响储罐压力的因素很多,诸如热量进入引起液体的蒸发、充注期间液体的快速闪蒸、大气压下降或错误操作,都可能引起罐内压力上升。

另外,如果以非常快的速度从储罐向外排液或抽气,有可能使罐内形成负压。

lng储罐内压力的形成主要是液态天然气受热引起蒸发所致,过多的蒸发气体(bog)会使储罐内的压力上升。

必须有可靠的压力控制装置和保护装置来保障储罐的安全。

使罐内的压力在允许范围之内。

在正常操作时,压力控制装置将储罐内过多的蒸发气体输送到供气管网、再液化系统或燃料供应系统。

但在蒸发气体骤增或外部无法消耗这些蒸发气体的意外情况下,压力安全保护装置应能自动开启,将蒸发气体送到火炬燃烧或放空。

因此,lng储罐的安全保护装置必须具备足够的排放能力。

此外,有些储罐还应安装有真空安全装置。

真空安全装置能感受储罐内的压力和当地的大气压,能够判断罐内是否出现真空。

如果出现真空,安全装置应能及时地向储罐内部补充lng蒸气。

安全保护装置(安全阀)不仅用于lng储罐的防护,在lng系统中,lng管路、lng泵、气化器等所有有可能产生超压的地方,都应该安装足够的安全阀。

安全阀的排放能力应满足设计条件下的排放要求。

为了维修或其他目的,在安全阀和储罐之间安装有截止阀,将lng储罐和压力安全阀、真空安全阀等隔开。

但截止阀必须处在全开位置,并有锁定装置和铅封。

只有在安全阀需要检修时,截止阀才能 ,而且必须由有资格的专管人员操作。

3. 间歇泉和水锤现象

如果储罐底部有很长的而且充满lng的竖直管路,由于管内流体受热,管内的蒸发气体可能会定期地产生lng突然喷发。

产生这种突然喷发的原因,是由于管路蒸发的气体不能及时地上升到液面,温度不断升高,气体的密度减小,当气体产生浮力足以克服lng液柱高度产生的压力时,气体会突然喷发。

气体上升时,将管路中的液体也推到储罐内,由于这部分气体温度比较高,上升时与液体进行热交换,液体大量的闪蒸。

使储罐内的压力迅速升高。

如果竖直管路的底'部又是比较长的水平管路,这种现象更为严重。

在管内液体被推到储罐的过程中,管内部分空间被排空,储罐中的液体迅速补充到管内,又重新开始气泡的积聚,过一段时间以后,再次形成喷发。

这种间歇式的喷发,称之为间歇泉现象。

储罐内的压力骤然上升,有可能导致全阀的开启。

因此,储罐底部竖直管路比较长时,有可能出现间歇泉。

上面提及的系统被周期性的减压和增压,则该处形成液体不断地排空和充注。

管路中产生的甲烷蒸气被重新注入的液体冷凝。

形成水锤现象,产生很大的瞬间高压。

这种高压有可能造成管路中的垫圈和阀门损坏。

(八) 管路和阀件的安全要求

管道系统的材料应不仅能够承受正常运行温度,还应能承受可能遇到的紧急状况时的极限温度。

管道系统应有良好的绝热或其他措施,防止管道在极端温度下出现的损坏。

在紧急情况下,若管路暴露在燃烧的环境中,应将其与火焰隔离并截断管内流体流动。

对于储罐的输液管线、冷箱等部件,损坏后有可能释放出大量的可燃流体,应该有防火材料保护。

管路接头处一般不采用铝、铜和铜合金等材料。

管道系统不允许使用f形接管、螺旋焊接结构和对接焊的焊接结构。

铸铁类的管道也不允许使用。

与容器连接的管路,如果口径大于25mm,并有液体经过的接头处,应当装备至少一个能自动 的阀门,或能远程控制的快速截止阀。

lng管道支架对安全也有非常重要的影响。

它们可能遭遇明火或接触到溢出的低温液体时,应当有足够的承受能力,或有相应的保护措施来避免其不受火灾或溢出的低温液体的破坏。

用于lng或低温流体管路的管架,在设计时应注意避免产生过高的热量传导,引起结冰或支架材料的脆裂。

管径小于等于50mm的管路,可以采用螺纹、焊接或法兰等密封结构。

而50mm以上的lng管路,接头不能使用压紧式法兰或螺纹连接的密封结构,可采用焊接的法兰接头。

工作温度低于-30℃的管路,其支撑结构应尽量减少传热,避免结冰。

在低温下工作的波纹形膨胀节内部应有绝热措施,避免在波纹上形成冰。

(九) 装卸作业

进行lng装卸作业时,应有具有资格认证的操作人员始终参与操作。

操作说明书不仅应标明正常的操作方法,也应标明紧急状态的应急措施。

进行lng输送时,装卸区域应杜绝一切火源,如焊接、火焰,以及一般性的电气设备运行。

装卸区还应有“禁止吸烟”的警示牌。

进行lng输送作业时,应先对储罐内的液位进行检查。

所有的阀门也应检查和调整,开始时启动应缓慢。

如果压力或温度有异常,应立即停止操作,直到查明原因并予以纠正。

在输送操作过程中,应密切关注压力和温度的变化情况。

lng输送管道应安装液体和气体的排放接头,使输送管在卸开连接之前,排空内部的残液,排放口应连通到比较安全的地方。

在lng输送作业期间,整个系统不得进行重大的维修。

槽车在进行装卸作业时,周围禁止车辆通行。

输液管连接到槽车之前,汽车应用垫块垫稳并刹车。

并按要求设立警示牌或警示灯。

槽车发动机。

发动机只能在槽车输送管路断开以后,并且在所有排出的蒸气都彻底散开后才能启动。

把lng装到一个不是专门用于lng运输的车辆之前,应对储罐内的含氧量进行测定。

当lng专用槽车内的压力出现负压时,也需要测试含氧量,防止空气被吸入到系统内。

如果氧的体积分数超过2%时,应对储罐进行置换,直到氧的体积分数低于2%后,才能用来运输lng。

用于输送lng的软管应能承受可能遇到的温度和压力,其承压能力至少是工作压力的5倍以上。

当设计的工作温度低于-51℃时,应用金属软管或旋转接头。

装卸用的管路应有足够的支撑装置,非绝热型软管上需要考虑到输送lng时形成的冰所产生的载荷。

对输送管应定期检查是否存在损坏或缺陷,一般至少每年检查一次,检查压力为最大工作压力。

(十) 消防和防护

为了将可燃介质泄漏造成的危害降到最低。

应设置有消防安全设备,以及泄漏和溢出的控制装置,同时还包括工厂安全保障的基本措施。

所有的lng设施均应配备消防设备。

防护的范围需要对实际情况进行分析和评估,评估包括下列内容,如下所述。

① 可燃介质的泄漏检测及控制所需要的设备类型、数量和位置。

② 非工艺性火险情和电气产生的火灾所需要的检测和控制设备类型、数量和位置。

③ 保护设备和建筑免受火灾影响的必要方法的消防用水系统。

④ 灭火及其他火势控制设施。

⑤ 紧急 系统(esd)中的设备和工作过程口。

⑥ 紧急 系统必要的传感器的类型和位置。

⑦ 紧急情况下厂区人员的职责,以及外部接应人员应采取的应急措施。

⑧ 执行紧急责任人员所需的保护装置和特别训练。

不管火灾是否发生,都应准备详细的事故处理措施,防止潜在的隐患发展成为事故。

这些措施包括(但不限于)以下内容:

a. 设备的 或隔离措施,确保切断可燃流体的流失或尽可能减少流失;

b. 消防设施的使用;

c.急救;

d. 工作人员的职责。

操作控制室中应常备故障处理手册。

故障处理手册应根据设备或工序的改变而不断更新内容。

所有的工作人员应针对他们在故障处理手册中分工的职责进行培训。

负责使用消防设备或其他应急设备的人员,应经过培训,并至少每年训练一次。

通常由可燃气体引发的火灾(包括lng引起的火灾),应在燃料源切断后才能扑灭。

控制区内禁止吸烟和非工艺性火源。

焊接、切割及类似的操作只能在特别批准的时间和地点进行。

有潜在火源的车辆或其他运输工具禁止进入围堰区,与装有lng或可燃液体的储罐和设备的距离至少在15m以上。

除非经过特别批准,并有全程保护监视的地区或用在特殊目的的装卸货物的地区。

对于那些可能发生的可燃气体积集和lng泄漏而引发火灾的地区,应进行监控。

监控内容主要有低温和可燃气体。

能进行连续监控的低温传感器或可燃气体监测系统,应能在作业场所或经常有操作人员的地方发出警报。

当监控的气体的含量超过其燃烧下限的25%时监测系统应启动一个可听见或可视的报警信号。

同时应有完备的消防用的水系统,提供足够的水来保护暴露的设备,冷却储罐的表面、管道和阀件,并控制火焰向未着火的地方蔓延。

lng设施内和槽车上的关键位置,应有便携式或轮式灭火器,应能扑灭气体发生的火灾。

如果使用机动或移动式灭火器,则不得将它们用于其他目的。

进入场区的机动车辆最少应配备一个便携式干粉灭火器,其容量不低于9kg。

以下设施应有外层防护栏、围墙等。

这些设施包括:

① lng储罐;

② 可燃制冷剂储罐;

③ 可燃液体储罐;

④ 其他危险物的存放区域;

⑤ 室外的工艺设备区域;

⑥ 有工艺设备或控制设备的建筑;

⑦ 沿岸的装卸设施。

(十一) 紧急 系统

每个lng设备都应装上一个紧急 系统(esd),可进行lng来源的隔离或切断操作,并 一些设备。

紧急 系统(esd)系统可控制lng的连续释放产生的危害,如果设备的 会引起另外的危险或导致重要部件的损坏,这些设备或辅助设备的 可不包括系统中。

如果储存lng的储罐没有保护措施,当它暴露在火灾中时,可能会受到金属过热的影响并造成灾难性的损坏,应有紧急泄放系统减压。

esd系统本身也应有失效保护装置,使紧急情况时失控的可能性降到最小。

没有失效保护的esd系统,距离所要控制的设备在15m之内。

安装在不可能被火焰直接燃烧到的地方,即使被火焰包围,至少应能安全运行10min以上系统的启动可以是手动、自动的或两者兼有紧急 系统本身应有良好的保护系统,避免在紧急状态下不起作用。

(十二) 人员安全与救护

工作人员应进行定期的培训,使他们了解lng的特性及lng暴露在外能产生的危害和影响,防护用品的作用和正确的使用方法。

紧急情况下需要进入对健康有害的大气中时,工作人员除了应具备必需的防护衣外,还应装备头盔、面罩、手套和靴子,应配备完备的呼吸用具。

由于工艺设备中的lng及其蒸气都没有味道,凭嗅觉检测不到它们的存在时,需要安装有合适的可燃气体指示器。

(十三) 安全操作规程

1. lng卸车安全操作规程

(1) 检查lng槽车证件。

(2) 按指定位置停好液化天然气槽车,对液化天然气槽车压力、液位进行检查,安装好固定车墩。

(3) 连接好静电连接线,连接好卸车软管。

(4) 确定接收液化天然气的储罐,确认槽车出口和接收液化天然气的储罐进液紧急切断阀呈正常开启状态。

(5) 用槽车lng气相对软管连接部位进行吹扫至合格。

(6) 槽车升压至0.4~0.6mpa,开启槽车出口液相阀门、相应管线上的阀门和接收液化天然气的储罐进液阀门,开始卸车。

(7) 卸车过程中,操作人员要一直在现场,检查连接部位的泄漏情况,观察槽车和储罐的压力液位,确保安全。

(8) 观察槽车液位计,确认槽车无液体时, 槽车及储罐的相应阀门。

检查槽车压力,若超压时通过bog回收卸压至安全压力。

(9) 当软管无压时卸下,并拆下静电连接线。

(10) 卸车完成时,检查接收液化天然气的储罐的压力、液位情况,并做好相关记录。

(11) 下列情况不得从事卸车作业:

a. 天气;

b. 有明火或发生火灾;

c. 发生泄漏;

d. 天然气储罐压力异常;

e. 不允许卸车的情况。

2. lng装车安全操作规程

(1) 检查lng槽车证件。

(2) 按指定位置停好液化天然气槽车,对液化天然气槽车压力、液位进行检查,安装好固定车墩。

(3) 连接好静电连接线,连接好装车软管(气相、液相)。

(4) 确定装车的液化天然气的储罐,确认该液化天然气储罐出液紧急切断阀呈正常开启状态。

(5) 检查lng槽车的压力和要装车的液化天然气储罐的压力、液位,通过用增压器对要装车的液化天然气储罐增压成对lng槽车卸压的方法,使要装车的液化天然气储罐的压力大于lng槽车的压力。

(6) 用lng储罐气相预冷至槽车的管道,气体通过bog储罐回收。

(7) 预冷完毕后,打开储罐液阀门、槽车入口液相阀门及相应管线上的阀门,开始装车。

(8) 装车过程中,操作人员要一直在现场,检查连接部位的泄漏情况,观察槽车和储罐的压力液位,确保安全。

(9) 观察槽车液位计至规定液位时, 槽车及储罐的相应阀门,余气通过bog储罐回收。

(10) 确认软管无压时卸下,并拆下静电连接线。

(11) 装车完成时,检查装车的液化天然气储罐的压力、液位情况,并做好相关记录。

(12) 下列情况不得从事装车作业:

a. 雷雨天气;

b. 附近有明火或发生火灾;

c. 站内发生泄漏;

d. 液化天然气储罐压力异常;

e. 其他不允许装车的情况。

3. 气化输气操作规程

(1) 确认管道上安全阀根部阀处于开启状态。

(2) 根据大气温度选择送气方式。

a. 大气温度高于10℃时选择“夏季运行”方式,用空浴式汽化器汽化输气,并确认空浴式气化器前后阀门处于开启状态。

b. 大气温度在-10℃~10℃之间时选择“冬季运行”方式,空浴式气化器与水浴式气化器并用,并确认空浴式气化器与水浴式气化器前后阀门处于开启状态。

c. 大气温度低于-10℃时选择“严冬运行”方式,只用水浴式气化器汽化输气,并确认水浴式气化器前后阀门处于开启状态。

(3) 由卸车运行工选择出液罐,打开储罐出液阀和出液管紧急切断阀,向气化器输气。

(4) lng经气化器汽化后,向管网供气。

(5) 当储罐内储存压力较低不能满足用气要求时,应启动增压器增压。

此时应根据实际情况选择用哪一组增压器。

先将储罐增压阀打开,再将增压器前后阀门打开给储罐增压。

(6) 运行过程中注意管道及气化器是否正常工作,当有异常情况时应立即处理。

4. 燃气锅炉运行操作规程

(1) 首先向锅炉内注水至上限水位,检查各接口处是否渗漏。

当确定无渗漏时方可启动锅炉。

(2) 锅炉的启动:接好电源插头,接通控制系统电源,锅炉控制器电源指示灯亮,风机开始吹扫。

按下启动开关,控制器上指示灯亮;

打开燃气阀门约1min,锅炉自动点火启动;

燃烧正常时,控制器上工作指示灯亮,锅炉进入正常运行状态。

(3) 点火过程是自动的,点火时间为3s,若点燃则正常指示灯亮,点火指示灯灭后,可以听到锅炉正常运行的声音,风机停止吹扫;

若未点燃,风就会自动继续吹扫约1min,重复点火过程;

若重复三次点火未点燃,应停止点火,检查排除故障后再启动。

(4) 点火以前,必须确定锅炉内水位处于上限,严禁低水位和边加水边启动。

(5) 系统进入正常运行,要不断观察锅炉液位变化,低水位要补水到正常水位。

如果水位下降太快,应检查是否有漏水的地方,水位要始终控制在正常水位。

(6) 先 燃气阀门,待风机吹扫1min后 电源开关。

5. 泵(稳压泵)安全操作规程

(1) 安全检查

a. 消防水泵外观检查是否异常(盘根、阀门、管线是否漏水,地脚螺栓是否紧固,压力表是否正常)。

b. 机械或手转动泵轴是否转动灵活,泵轴转动灵活方可开启。

c. 储水罐根部出水阀、泵前、泵后水阀应全部开启(回流阀视情况暂且 )。

d. 电源是否正常。

(2) 安全检查无异常情况下方可开启消防泵。

(3) 发现下列情况之一,应立即停车检查修理。

a. 大量漏水,盘根部位发热。

b. 运转声音不正常(压力是否过高)。

c. 电动机温生过高,电流增大,电压升降超过额定值±50%。

d. 运转中发现机械零件松动或其他故障。

(4) 在运转过程中严禁将各种工具、物品放置泵体上,严禁擦拭或跨越泵体。

(5) 水罐防冻保养,需定期给水罐打循环。

将水罐根部回流阀开启,泵后回流阀开启,回流阀后出水阀 。

6. 维护保养规程

(1) 天然气运行工应熟悉储罐的结构、原理,严格按作业指导书进行液化天然气作业。

(2) 液化天然气运行工应熟悉储罐的 的性能、原理,掌握其一一对应关系。

(3) 液化天然气储罐外筒为外压真空容器,严禁在负压下进行焊接作业。

(4) 经常检查储罐外简体,观察有无结水结霜现象。

发现有结水结霜时,要及时与制造厂联系,查明原因立即处理。

(5) 经常检查储罐的连接管道、阀门等,观察有无结霜现象。

发现问题及时维修。

(6) 经常检查储罐的压力表、压力变送器、液位计、液位变送器,看指示是否正常。

(7) 经常检查连接阀门的密封性能及开关动作,保证工作正常。

(8) 按规定定期对安全阀、天然气报警器、压力表、压力变送器、液位计、液位变送器进行效验,保证工作正常。

(9) 定期对储罐外简体进行防腐和对储罐的压力表、液位计进行外观清洁维护。

(10) 定期对储罐的压力、液位控制仪器的控制三通阀等易锈蚀部位进行除锈防腐。

(11) 每半年对储罐的真空度进行检测,掌握储罐的工作情况。

7. 罐及附属设施维护保养规程

(1) 运行工应熟悉储罐的结构、工作原理,严格按作业指导书进行操作。

(2) 运行工应熟悉储罐连接管道走向和管道工艺流程,掌握其配套设施的正确使用方法和与储罐的对应关系。

(3) 每日检查bog储罐及连接管道的运行情况,发现问题及时处理。

(4) 每日检查bog储罐的安全 ,如压力表的运行情况,观察压力表显示是否正常。

(5) 每日检查阀门及连接法兰的密封性能,保证无泄漏,发现漏气及时处理。

(6) 规定每年对bog储罐的压力表及安全阀校验一次,保证其工作正常。

(7) 规定至少每6年对储罐全面检验一次,保证运行正常。

(8) 每年对储罐及爬梯平台进行防腐,保证漆面光滑。

(9) 按规定对储罐的连接管道、阀门、法兰、螺栓等进行防腐,保证管道表面漆无脱落、阀门无卡涩、法兰和螺栓无锈蚀。

8. 锅炉维护保养规程

(1) 应经常对锅炉的天然气管路和配管接头及供水管路系统、用电系统进行检查,如发现漏气、漏水、漏电现象应及时处理;

特别注意每次启动前观察液位计水位不得低于规定水位。

(2) 定期进行排污,排污周期约为半年。

(3) 每月定期检查火花塞,及时清扫表面积碳。

(4) 定期对锅炉进行除垢,除垢周期约为一年。

(5) 循环水泵应经常注润滑油,使润滑油保持1/3液位。

(6) 循环水泵的电磁阀电源是同时连接在两台泵上的,不论哪台泵运行,另外一台泵电动机绕组始终带电。

检修时要注意,必须切断电源再检修。

(7) 冬季运行前、后对锅炉系统进行全面检修,确保锅炉系统正常运行;

夏季对锅炉系统进行全面试车运行一次,确保锅炉系统处于完好状态。

9. 泵及附属设施维护保养规程

(1) 注意水泵的轴承温度,水泵轴承温升不应超过外界温度的10℃,但最高温度不应大于70℃。

(2) 水泵换油时间,第一次在工作80h后进行,以后每工作2400h或检查水泵时换油。

(3) 填料室内正常漏水程度每分钟约10~20滴为宜。

(4) 每月检查弹性联轴器,注意电动机轴承温升。

(5) 每月检查水泵各部件的锈蚀、润滑情况,发现问题及时除锈、注油。

(6) 每半年(春、秋季)启动消防水泵一次,运行半小时,开启消火栓、消防水炮、lng喷淋系统进行全面消防用水系统检查,确保消防用水系统完好有效。

10. 保养规程

运行维护保养人员应熟悉加臭机各部件的性能、结构工作原理,加臭工艺流程。

(1) 日常维护保养

① 应检查系统各阀门的开关是否正确,输入采样信号是否正确。

② 每班至少检查一次工艺管线的泄漏情况及输出情况。

③ 每班至少一次检查储罐的药剂储量是否足够,计量罐内除臭剂不得少于液面计的20格标处,否则应补加除臭剂。

④ 每班至少一次检查输出泵的油位、膜片及排气情况,发现异常及时处理。

⑤ 每班对系统清洁擦拭一次。

(2) 定期维护保养

① 每次更换药剂时,应对药剂排污一次,同时对储罐清洗一次。

② 每半年将过滤器拆开清洗一次。

③ 液压油每两年更换一次。

④ 设备大修及移位时,应排污一次。

⑤ 每半年进行一次泵的输出标定。

⑥ 每月应检查膜片是否损坏。

⑦ 每年应清洗检查单向阀。

⑧ 每年检查油罐磨损情况。

⑨ 每年检查电缆绝缘情况,测试其绝缘电阻。

⑩ 每三年对设备进行一次大修,更换易损件及密封件。

11. 罐区安全管理制度

(1) 操作人员和非本厂人员进入罐区必须严格执行《安全防火制度》。

(2) 储罐、管道的安全 (安全阀、压力表、液位计)完好可用,并已经检验合格。

(3) 储罐不得超量储存,液位应控制在20%~90%(体积百分数)之间。

(4) 管道或储罐进行放空操作不得就地放散,必须经放空管引至高空放散。

(5) 储罐最高工作压力不得超过0.5mpa。

当储罐压力上升至0.45mpa时,要打开储罐上的手动放空阀门将lng气体放散至bog储罐,再输入供气管网。

(6) 严禁敲打或用火烤管道的冻结部位,也不得用水喷射这些部位。

(7) 储罐外筒为外压真空容器,严禁在负压条件下在外筒上施焊。

(8) 液相管道两阀门不得存有液体,当存有液体(液化天然气)时要在 两阀门同时对该管段进行放散,防止管道超压运行。

(9) 储罐排液完毕,要保证罐内至少留有0.1mpa(表压)余压,1300mm高度余液,保证储罐正压运行。

(10) 储罐区消防设施(储罐喷淋水系统、储罐干粉灭火器系统、集液池高倍泡沫覆盖系统、高倍泡沫灭火系统、简易灭火器材等)要保证完好可用。

12. 调压站调压箱(及用户调压箱)操作规程

(1) 操作人员按规定要求着装上岗。

(2) 通气前操作人员应详细检查站内阀门、仪表等是否处在正常状态。

(3) 通气时要缓慢打开进口阀门,以免阀门开启过快,气体流速大,损坏设备。

(4) 用手柄旋转切断阀方头,将少量气体进入后级,使切断阀缓慢地开启。

(5) 观察后级压力表,一切正常时打开出口阀门供气。

(6) 认真做好调压站地流量、压力、温度记录。

13. 压站调压箱(及用户调压箱)维护保养规程

(1) 每日检查调压器出口压力是否满足工作要求,如有不正常预兆,就要立即检查维护。

(2) 每月检查调压器 压力,如 压力过高或漏气,应检查调压器主阀及指挥器皮膜是否老化或破损、弹簧是否失去应有强度或清洗调压器阀口。

(3) 每月检查调压器上切断阀的切断压力,如切断压力过低或漏气,应检查切断阀皮膜是否老化或破损、弹簧是否失去应有强度或折断,应检查是否需清洗切断阀阀口;

如切断压力过高,则应重新调整切断阀。

(4) 每年检查安全放散阀放散情况及放散压力。

如安全放散阀放散压力过低或漏气,应检查安全放散阀皮膜是否老化或破损、弹簧是否失去应有强度或折断及清洗切断阀阀口;

如放散压力过高,则应重新调整安全放散阀。

(5) 每年更换调压器及切断阀、安全放散阀皮膜。

(6) 每半年打开过滤器上排污阀排放污物。

(7) 每半年清洗过滤器滤芯。

(8) 每日检查设备外壁的油漆涂层,若剥落严重应予以除锈补漆。

14. 查制度

(1) 巡检时间:岗位人员按本岗位巡检路线每小时到站内现场设备运行巡回检查一次(每日到站外管线设施巡回检查一次),特殊情况(如气候异常、压力不稳等)应加密巡检次数,投产期每半小时巡回检查一次。

(2) 巡检内容:各设备运行参数是否在正常范围;

各安全 、仪表是否灵敏可靠;

设备、管线有无跑、冒、滴、漏现象;

备用设备按运行设备检查;

现场有无其他异常。

(3) 巡检方法:应按巡回检查路线逐点检查,携带检漏设备和抹布,并做到四到(看到、听到、摸到、闻到)。

(4) 巡回检查过程一旦发现异常情况应及时处理,对生产影响较大而处理不了地及时向首站或抢险队汇报。

(5) 巡回检查后,将巡回检查及事故处理情况详细填写在《生产班组值班记录》上。

15. 维护保养制度

(1) 严格遵守本岗位安全操作规程,做到“四懂三会”:懂性能、懂原理、懂结构、懂用途,会使用、会保养、会排除故障。

(2) 设备管理实行定人、定岗、定机“三定”制度,设备操作者需经考核合格后持证上岗。

(3) 严格按操作规程操作设备,严禁超负荷使用设备,认真进行设备例行保养,使设备保持良好的技术状态,并认真填写设备运行保养记录。

(4) 压力容器和防爆设备,应严格按照国家有关法律法规进行使用,并按规定进行校验。

第4篇 天然气集团公司消防安全管理办法

第一章 总 则

第一条 为了预防火灾事故或减少火灾事故危害,保护职工家属人身、财产安全,依据《中华人民共和国消防法》(以下简称《消防法》)和《中国石油天然气集团公司安全生产管理规定》,制定本办法。

第二条 各企、事业单位必须按照《消防法》的规定,贯彻“预防为主,防消结合”的方针,建立、健全组织领导机构,落实防火安全责任制。

第三条 消防安全工作的任务:贯彻消防安全工作方针,研究和分析生产经营活动中消防安全的特点和规律;教育广大职工牢固树立“安全第一”的思想,作好日常消防工作;发现和解决消防安全存在的问题,检查整改火险隐患;编制灭火预案,组织消防演习;加强消防队伍的业务建设,提高灭火作战能力;运用法律、行政、经济等手段,调动职工群众的消防安全工作积极性,确保企业生产、生活和公共场所的安全,保障安全生产整体目标的实现。

第四条 本办法适用于集团公司所属各企、事业单位。

第二章 组 织 管 理

第五条 各企、事业单位应明确一名副职领导分管消防安全工作,对安全生产第一责任人负责,抓好本单位的日常消防安全工作。

第六条 各企、事业单位应当履行下列消防安全职责:

1.制定消防安全制度、消防安全操作规程。

2.确定本单位和所属各部门、岗位的消防安全责任人,并在各级安全生产责任制中明确防火安全责任。

3.针对本单位的特点对职工进行消防安全宣传教育。

4.组织防火检查,及时消除火灾隐患。

5.建立义务消防队,定期组织训练。

6.按照国家有关规定配置消防设施和器材、设置消防安全标志,并定期组织检验、维修,确保消防设施和器材完好、有效。

7.保障疏散通道、安全出口的畅通,并设置符合国家规定的消防安全疏散标志。

8.企、事业单位领导要定期分析本单位消防安全情况,研究解决实际问题。

第七条 各企业消防安全工作由企业公安保卫部门或安全部门归口管理。其主要职责是:

1.组织贯彻《消防法》,制定消防安全制度。

2.掌握企业主要生产过程的火灾特点,经常深入现场监督检查火源、火险及灭火设施的管理,督促落实火灾隐患的整改,确保消防设施完备、消防道路畅通。

3.组织建立、健全企业义务消防队,有计划地对全体职工进行防火、灭火、气防知识的宣传教育和培训。

4.参加新建、改建、扩建及技措工程有关防火措施、消防设计的“三同时”审查和验收。

5.负责编制企业专用消防器材的配置和采购计划,负责消防器材的维护保养和修理。

6.制定关键生产装置和要害生产部位消防灭火预案,每年至少演练两次。

7.抓好防火防爆区内固定动火点的现场监护工作,会同有关部门审查防火防爆区内固定动火点的动火措施,并按规定到现场进行监护、检查和指导。

8.组织消防安全检查,对消防隐患提出治理方案和整改计划。

9.参加火灾事故的调查、处理工作,并统计火灾事故,分别报企业安全生产委员会办公室和政府消防主管部门。

10.负责建立和健全企业防火档案。

第八条 依据《消防法》规定应建立专职消防队伍的企业,必须建立专职消防队伍。并应参照《企业事业单位专职消防队组织条例》、《公安消防部队执勤条令》(试行)和《公安消防部队执勤训练大纲》(试行)的要求,实行专业化管理,配备相应的专业技术人员。消防队主要职责是:

1.承担本单位的火灾扑救工作。

2.对本单位义务消防队伍进行技术指导训练。

3.保证消防车辆装备随时处于完好状态。

4.抓好专职消防队伍的业务建设,提高战训能力。

5.制定消防安全重点单位灭火预案,定期组织演练。

第九条 各企、事业单位应当建立由职工组成的义务消防队,其主要职责是:

1.学习宣传消防法规,定期参加消防训练,参加实地消防演习。

2.协助本单位落实消防安全制度,进行经常性的防火检查。

3.教育义务消防队员熟悉本岗位的火灾危险性,明确危险点和控制点,维护本单位消防设施和消防器材,熟练掌握灭火器材的使用方法。

4.扑救初起火灾,协助专职消防队扑救火灾。

第十条 集团公司按区域设立消防联防组织,指定组长单位。区域联防组织主要职责是:

1.建立救急指挥系统,编制救急预案。

2.接到联防成员单位求援信号后,应及时派出增援力量。

3.定期组织区域联防模拟演习,熟悉本区域内消防情况。

4.定期组织区域内消防安全专项检查,开展消防安全活动。

第三章 火 灾 预 防

第十一条 各企、事业单位应当将包括消防安全布局、消防站、消防供水、消防通信、消防通道、消防装备等内容的消防规划纳入本单位总体规划,落实消防经费,做到专款专用。消防设施、消防装备不足或者不适应实际需要的,应当增建、改建、配置或者进行技术改造。

第十二条 生产、储存和装卸易燃、易爆危险物品的装置、罐区、栈台、码头、仓库和泵房、充装站、供应站、调压站等应当设置在合理的位置,符合防火防爆要求,安放明显的安全标志。防雷、防静电装置应定期进行检测。

第十三条 按照国家工程建筑消防技术标准需要进行消防设计的建筑和装饰工程,设计单位应当按照国家工程建筑消防技术标准进行设计,建设单位的消防部门应参加审查,并按规定将工程消防设计图纸及有关资料报送公安消防机构审核。未经审核或审核不合格的,建设单位不得施工。

第十四条 建设工程施工现场的消防安全由施工单位负责。开工前必须向公安消防管理部门申报,取得公安消防管理部门核发的消防安全许可证后方可施工。

工程消防设施应当按照防火设计进行施工,不得随意变更,消防管理部门对消防设施的施工实施监督检查和竣工验收。

第十五条 各企、事业单位应当结合集团公司关于关键生产装置及要害生产部位安全管理的规定,将发生火灾可能性较大以及一旦发生火灾可能造成人员重大伤亡或者财产重大损失的部位,确定为本单位的消防安全重点部位。

有消防安全重点部位的单位除应当履行第六条规定的职责外,还应当履行下列消防安全职责:

1.建立防火档案,设置防火标志,确定火灾危险源(点),实行严格管理。

2.结合岗位职责,实行防火巡检,做好巡检记录。

3.定期对职工进行消防安全培训。

4.制定灭火和应急、疏散预案,定期组织消防演练。

第十六条 生产、储存、运输、销售或者使用易燃、易爆危险品的单位和个人,必须执行国家、集团公司和企业有关消防安全的规定。

生产易燃、易爆危险品的单位,在产品说明书中,应注明产品的燃点、闪点、爆炸极限等数据和防火防爆注意事项。对独立包装的易燃、易爆危险品,应当贴附危险品标签。

生产、储存易燃、易爆危险物品的场所要实行封闭式管理。禁止携带火种和无关人员、车辆入内。储存、运输易燃、易爆危险物品的保管员、押运员、装卸员,必须持有公安消防部门核发的证件。

第十七条 禁止在有火灾、爆炸危险的场所使用明火。因特殊情况需要明大火作业的,必须严格执行工业动火管理规定,办理审批手续,作业人员应当遵守安全规定,并采取相应的消防安全措施。

进行电焊、气焊等具有火灾危险的作业人员和自动消防系统的操作人员,必须持证上岗,并严格遵守安全操作规程。

第十八条 任何单位、个人不得损坏或者擅自使用、拆除、停用消防设施、器材,不得埋压、圈占消火栓,不得占用防火间距,不得堵塞消防通道,禁止使用未经检验机构检验的消防产品。

修建道路以及停水、停电、截断通信线路等有可能影响消防灭火救援时,必须事先通知本单位消防队,经办理有关审批手续后方可进行。

第十九条 加强对公共娱乐场所的管理。公共娱乐场所的装修、装饰、电器安装、紧急照明、紧急疏散以及消防设施的设置和管理,必须严格执行公安部颁布的《公共娱乐场所消防安全管理规定》。不符合消防技术规范和标准要求或管理混乱的,坚决停业整改。

第二十条 高层建筑、地下工程的消防安全,主要靠完善防火设施和自身灭火设施,提高自防自救能力。多用户的高层、地下建筑公用消防设施的维护管理和电器安装等,统一由建筑物的业主负责。

第二十一条 消防部门要制定消防安全检查制度,做到检查时间、内容和组织领导“三落实”。对查出的火险隐患,要逐项登记,凡是单位能够整改的,要定责任人、定措施,限期整改。凡单位难以解决的重大隐患,必须采取临时措施,保证安全,并督促其报请上级主管部门解决。重大火险隐患,要建立立案和消案制度,发火险隐患整改通知书,向上级主管领导报告,并抄报上级主管部门。火险大,随时可能发生火灾的或抗拒严重火险隐患整改的,可责令其停产整改,对责任人依照有关规定,据情节给予处理。

第四章 消防培训教育

第二十二条 认真开展经常性的消防宣传活动。各企、事业单位要把消防安全纳入宣传计划,新闻、电视等宣传部门有进行消防安全宣传教育的义务。

第二十三条 各企、事业单位要结合自身实际,拟定职工消防培训教育规划和计划,消防、安全、教育、劳资、人事等部门应当将消防知识纳入培训教育内容。

第二十四条 消防设备操作人员必须经过消防专项培训,学习掌握相应的操作技能,经考试合格后方能上岗。

第二十五条 对新入厂及转岗职工和进入生产区的各类人员进行安全教育时,必须有相应的消防安全知识内容。

第五章 消防设施与装备

第二十六条 各企、事业单位的消防基础设施建设,必须与企、事业单位建设相配套,做到统一规划,同步发展。

第二十七条 各企、事业单位消防基础设施建设和装备、器材,应满足国家及有关行业消防法规、标准规范以及科技进步的要求。要积极采用和推广成熟的消防新技术、新产品。加强对现有消防设施的管理,确保各种消防设备、设施、装置完整好用。

第二十八条 各企、事业单位应从实际出发,按规定配置必要的破拆、照明、举高等特种消防车和重型消防车。通讯、灭火、防护、训练器材和检测仪器等,要满足战备和防、灭火的需要。

第二十九条 为确保消防资金的投入,消防支出要列入年度预算。教育、科研、技术改造、新产品开发、设备更新和基本建设等专项费用中,都应将消防方面的费用列入计划。

第六章 灭 火 救 援

第三十条 各企、事业单位职工家属发现火灾时,都应当立即报警。任何人不得阻拦报警。严禁谎报火警。

发生火灾的单位必须立即组织力量控制和扑救火灾。

专职消防队接到报警后,必须立即赶赴现场,救助遇险人员,排除险情,扑灭火灾。

第三十一条 企业在组织和指挥火灾现场扑救时,应及时设立临时救火指挥部,由生产单位负责人或其上级负责人任总指挥。消防总指挥员有权根据扑灭火灾的需要,决定下列事项:

1.使用各种水源。

2.截断电源、可燃气体和液体的输送,限制用火用电。

3.划定警戒区,实行局部交通管制。

4.利用临近建筑物和有关设施。

5.为防止火灾蔓延,拆除或破损毗邻火场的建筑物、构筑物。

6.调动企、事业单位内供水、供电、医疗救护、交通运输等有关单位救助协助灭火。

7.向公安消防部门和集团公司区域消防联防单位请求增援。

第三十二条 对因参加扑救火灾负伤、致残或者死亡的人员,按照国家有关规定给予医疗、抚恤。

第三十三条 起火单位应当保护现场,接受事故调查,如实提供火灾事实的情况。消防管理部门应按要求组织事故调查。

第七章 附 则

第三十四条 各企、事业单位可根据《消防法》和本办法,制定本单位消防安全管理实施细则。

第三十五条 本办法自印发之日起执行。以前规定与本办法不一致的,按本办法执行。

第三十六条 本办法由集团公司质量安全与环保部负责解释。

第5篇 天然气场站的安全管理规范

摘要:天然气是用途越来越广泛的一种高效优质情节的能源,需求不断增加。

天然气是指通过生物化学作用和地质变质作用,在怒同的地质条件下生成、运移,并于一定的压力储集在地质中的可燃气体。

天燃气是由有机物质生成的,这些有机物质是海洋和湖泊中的动、植物的遗体,在特定的环境中经物理和生物化学作用而形成的分散的碳氢化合物。

因为天然气具有可燃的性质,在达到他燃烧的条件是能发生燃烧,甚至能发生爆炸、中毒,以及二次事故,具有一定的危险性。

所以在使用、运输天然气的过程中应注意安全,及安全操作规程。

关键词:可燃性、爆炸、流程、

天燃气的的性质:天然气主要是ch4(甲烷),无色、无味、无毒且无腐蚀性,也包括一定量的乙烷、丙烷和重质碳氢化合物,还有少量的氮气、氧气、二氧化碳和硫化物。

点燃生成h2o(水)。

天然气具有易燃性、发热量高 、爆炸性 、天然气中含有少量的硫化氢气体,具有难闻的臭皮蛋气味,并且硫化氢气体还是一种强烈的神经毒物。

天燃气的用途:商业 ——天然气广泛用于民用及商业燃气灶具、热水器、采暖及制冷,也可用于造纸、冶金、采石、陶瓷、玻璃等行业,还可用于废料焚烧及干燥脱水处理。

发电——以天然气燃料的燃气轮机电厂的废物排放量大大低于燃煤与燃油电厂,而且发电效率高,建设成本低,建设速度快;

另外,燃气轮机启停速度快,调峰能力强,耗水量少,占地省。

化工原料——以天然气为原料的化工生产装置投资省、能耗低、占地少、人员少、环保性好、运营成本低。

燃料——天然气汽车的废气排放量大大低于汽油、柴油发动机汽车,不积碳,不磨损,运营费用低,是一种环保型汽车。

天燃气的操作流程:

天然气由高压管道输送到门站总进口阀门,进入汇管1,再经三路(两开一备)过滤、计量;

计量后,通过两路并联调压系统(一开一备)将压力由6.0mpa调到4.0mpa的高压后,经过加溴装置进入地下输气管道,分别向lng加气站和cng加气母站供气。

lng流程是采用两组空温式气化器组,相互切换使用,当一组使用时间过长,气化器结霜严重,导致气化器气化效率降低,出口温度达不到要求,人工(或自动或定时)切换到另一组使用,本组进行自然化霜。

在夏季,经空温式气化器气化后天然气温度可达15℃左右,可以直接进管网;

在冬季或雨季,由于环境温度或湿度的影响,气化器气化效率大大降低,气化后天然气温度达不到要求时,经ng加热器加热,达到允许温度,再进管网。

如:

天燃气的设备:地上金属储罐、金属/混凝土储罐、lng储罐可分为地下储罐三类,地上lng储罐又分为金属子母储罐和金属单罐两种。

考虑到lng储罐的运输、制造和国内的实际情况,对中小城市一般选择50米3和100米3的卧式或立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐,储罐的设计总容量一般按2-3天高峰月平均日用气量计算确定,对气源的要求是不少于2个供气点。

如果只有一个供气点,则储罐总储量还要考虑气源厂检修时能保证正常供气。

100米3的立式储罐最高工作压力目前有0.5mpa和0.8mpa两种,最低工作温度为-196℃。

单台水容积100米3,内罐直径3000mm,内胆材料0cr18ni9;

外罐直径3500mm,材质16mnr。

夹层充填珠光砂并抽真空;

罐高约17米。

内罐为内压容器,外罐为外压容器。

气化器的气化能力按高峰小时用气量的

1.3~

1.5倍确定,配置两组,相互切换使用。

加热器的加热能力按高峰小时用气量的

1.3~

1.5倍确定,配置两台,相互切换使用。

天燃气的安全使用规程:

1、严禁在天然气配气站内或使用天然气的场所堆放易燃物品或吸烟。

不准在天然气窑炉内休息或凉 衣物。

2、严禁利用天然气管道作电焊接地线。

严禁用铁器敲击管道与阀体,以免引起火花。

3、凡需使用天然气的单位或个人,必须对天然气的特性有所了解。

4、凡需使用天然气的单位,必须事先向设备动力部门提出书面申请,经同意后方准使用。

5、使用天然气的场所应备有足够数量的消防器材。

6、天然气配气站值班人员必须严格执行岗位责任制和交接班制度,认真作好值班记录,工作期间不得擅离职守。

7、天然气加热炉、退火炉、锅炉等必须特别注意下列要求:

(1)在燃烧过程中经常观察炉内燃烧情况及天然气压力变化。

随时注意调整空气与天然气的比例,以保证燃烧正常。

(2)引入使用点的天然气母管上的总头闭阀应装设在安全和便于操作的地点,且应无泄漏,经常保持完好,有油水分离器或排水管时,应每班进行排污;

(3)打开室内门窗及窑门,再开通风机对窑炉进行吹除,5~10分钟,待余气排除干净后,方准点火;

(4)点火前应先检查各种闸(阀)门,管道等是否有漏气、漏风等现象,鼓气设备等是否运转正常,烟道抽力是否符合开炉标准,操作区内是否有明火等;

8、点火时必须严格遵守“先点火,后开气,再调压”的操作顺序,严禁违章操作:

(1)点火用天然气干管应预先检验两个 阀是否灵敏、可靠;

(2)点火操作顺序:

1)微微开启空气阀;2)用点火棒靠近气源出口;3.)缓慢打开天然气阀,待烧嘴点燃后移去火源;

4)调整天然气与空气的比例,待燃烧正常(视烧嘴燃烧不见火苗为原则),然后 炉门,并打开炉门冷却水阀。

(3)停火操作顺序:

1) 窑炉上天然气总阀及分阀;2)停止鼓风机运转;3.)打开天然气放散阀1~2分钟;

4) 烟道门。

第6篇 天然气门站安全管理措施

一、门站

在城镇燃气系统中,城市天然气门站是长距离输气干线的终点站,亦称配气站。天然气门站是天然气输配系统的重要组成部分,是城镇、工业区输配管网的气源点,其任务是接收长输管线输送来的燃气,在站内进行净化、调压、计量、气质检测和加臭后,送入城市输配管网或直接送入大型工商业用户。设计和建设好天然气门站是一个城市能否安全高效做好天然气输配的关键一步。门站作为长输管道的末站,将清管器的接收装置与门站相结合,布置紧凑,有利于集中管理。但如果长输管道到城镇的边上,由长输管道部门在城镇边上又设有调压计量站时,则清管器的接收装置就应设在长输管道部门的调压站里,可不设城镇门站。

1. 设计原则

(1) 天然气门站站址选择要求在安全防火的允许范围内,应尽可能靠近城市居民点,并位于常年主导风向的下风向。站址应尽量避开不良地质及地形低洼处,应有足够的面积,并为扩建留有必要的余地。所选站址交通应方便,水电来源充足,有利于排水及污水处理。

① 门站与周围建筑物的防火间距,必须符合现行国家标准《建筑设计防火规范》。

② 门站站址应具有适宜的地形、工程地质、供电、给排水和通讯等条件。

③ 门站站址应靠近城镇用气负荷中心地区。

(2) 天然气门站工艺设计及计量仪表要求

① 进出站管道上应设置燃气流量指示及累计仪表,压力的指示及自动记录仪表,

② 站内应设置调压装置,调压装置前应设分离器和过滤器;

③ 进出站管道上应设置阀门;

④ 站内设备与仪表维修时,应能够保证连续供气;

⑤ 站内管道上应设安全保护及安全放散装置,放散管应引至站外,放散管管口高

⑥ 站内设备、仪表、管道等安装的水平间距和标高均应便于观察、操作和维修。

(3) 天然气门站的防火要求门站内的生产用房应符合现行的国家标准《建筑设计防火规范》(gbj 16)的“甲类生产厂房”设计规定,其建筑耐火等级不应低于“二级”。消防设施和器材的配备也应符合《建筑设计防火规范》(gbj 16)的规定。门站所设仪表控制室应设置可燃气体浓度检测监控仪表安全报警系统。门站建筑物室内电气防爆等级应符合现行的国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(gb 50058)的“1”区设计规定,站区内防雷等级应符合现行国家标准《建筑防雷设计规范》(gbj 57)的“第二类”设计规定和要求。

2. 设计规模

天然气门站设计规模在目前应采取一次设计分步实施的方案,即根据所规划城市天然气需求预测和购气进度确定最终所达到的购供气规模进行一次设计,然后在此基础上做好分年度实施计划,每一阶段实施方案在第一次设计中,从设计计算到施工要求都要进行详细规划。

3. 门站工艺流程

由输气干线来的天然气首先进入分离器除尘,然后进入汇气管,经过两组以上的调压器后至汇气管,再经孔板计量后,送入城市管网。配气站设一条越站旁通管,以备站内发生故障检修时,长输管线直接向城市管网供气。

来自高压输气总管,压力大于等于1.6mpa的天然气通过电动球阀进入门站。通过清管球接收装置,经过滤计量后分为两部分,一部分经稳压到1.6mpa后进入储气站的10000m3高压球罐作为日调峰用;另一部分则经减压到0.4mpa(表压),加臭(臭味温度2级)后进入城区中压输气管网。为方便检修,门站设旁通管,天然气在节流阀调节

门站装备设计压力2.5mpa,购气压力大于等于1.6mpa,出站压力0.4mpa(表压)。

当非正常情况下,来气压力大于2.4mpa,购气压力大于2.5mpa时,门站前的高压输气管上安全阀自动开启,进站阀自动关闭,待工况正常后各设备再行恢复工作。

门站内还将对整个输配系统设置监(调)控以及数据采集系统,维修、检修等设施和装备也设置其内。

4. 门站内储气罐与站内建、构筑物的防火间距

按照《城镇燃气设计规范》(gb 50028—2006),门站内储气罐与站内建构筑物的防火间距应符合表5-3的规定。

表5-3 门站内储气罐与站内建、构筑物的防火间距单位:m

储罐总容积/m3

≤1000

>1000~≤10000

>10000~≤50000

>50000~≤200000

>200000

明火、散发火化地点

20

25

30

35

40

调压室、压缩机室、计量室

10

12

15

20

25

控制室、变配电室、汽车库等辅助建筑

12

15

20

25

30

机修间、燃气锅炉房等

15

20

25

30

35

办公、生活建筑

18

20

25

30

35

消防泵房、消防水池取水口

20

站内道路(路边)

10

围墙

15

18

二、调压站

1. 设计原则

调压装置的设计,应符合下列要求。

① 宜设置在地上单独的建筑物内或地上单独的箱内,调压箱进口压力不应大于0.4mpa。

② 当受地上条件限制时,并且调压装置进口压力不大于0.4mpa时,可设置在地下单独的建筑物内。

③ 当自然条件和周围环境许可时,可设置在露天,但应设置围墙。

④ 调压站与其他建筑物、构筑物的水平净距应符合表5-4的规定。

表5-4 调压站(含调压柜)与其他建筑物、构筑物的水平净距单位:m

设置形式

调压装置入口燃气压力级制

建筑物外墙面

重要公共建筑、一类高层民用建筑

铁路(中心线)

城镇道路

公共电力变配电柜

地上单独建筑

高压(a)

18.0

30.0

25.0

5.0

6.0

高压(b)

13.0

25.0

20.0

4.0

6.0

次高压(a)

9.0

18.0

15.0

3.0

4.0

次高压(b)

6.0

12.0

10.0

3.0

4.0

中压(a)

6.0

12.0

10.0

2.0

4.0

中压(b)

6.0

12.0

10.0

2.0

4.0

调压柜

次高压(a)

7.0

14.0

12.0

2.0

4.0

次高压(b)

4.0

8.0

8.0

2.0

4.0

中压(a)

4.0

8.0

8.0

1.0

4.0

中压(b)

4.0

8.0

8.0

1.0

4.0

地下单独建筑

中压(a)

3.0

6.0

6.0

—

3.0

中压(b)

3.0

6.0

6.0

—

3.0

地下调压箱

中压(a)

3.0

6.0

6.0

—

3.0

中压(b)

3.0

6.0

6.0

—

3.0

⑤ 调压箱的设置位置应符合以下要求。落地式调压箱的箱底距地坪高度宜为30cm,可嵌入外墙壁或置于庭院的台上。悬挂式调压箱箱底距地坪的高度宜为1.2~1.8cm,可安装在用气建筑物的外墙壁上或悬挂于专用的支架上。调压箱到建筑物的门、窗或其他通向室内的孔槽的水平净距应不小于1m,且不得安装在建筑物门窗及平台的上、下方墙上。安装调压箱的墙体应为永久性的,位置应能满足调压器安全装置的安装要求,应能使调压箱不被碰撞,不影响观瞻并能在开箱作业时不影响交通。

⑥ 设置调压器场所的环境温度应符合下列要求。

当输送干燃气时,无采暖的调压器的环境温度应能保证调压器的活动部件正常工作。当输送湿燃气时,无防冻措施的调压器的环境温度应大于0℃。

⑦ 调压器应能满足进气天然气的最大、最小压力要求,其压力差应根据调压器前天然气管道的最低设计压力与调压器后天然气管道的设计压力之差值确定。

⑧ 调压器的计算流量应按照该调压器所承担的管网小时最大的输送量的1.2倍确定。

2. 调压站工艺设计要求

调压站工艺设计应符合下列要求。

① 低压管网不成环的区域调压站和连续生产使用的用户调压装置宜设置备用调压器,其他情况下调压器可不设备用调压装置。调压器的天然气进出口管道之间应设旁通管,用户调压箱可不设旁通管。

② 高压天然气调压站室外进、出口管道上必须设置阀门,中压调压站室外进出口管道上宜设置阀门,当通向调压站支管阀门距调压站小于100m时,室外支管阀门与调压站进口阀门可合为一个。

③ 在调压器天然气入口处宜安装过滤及清除杂质装置,在出口处宜设置防止天然气出口压力过高的安全保护装置,居民用调压箱中的调压器安全保护装置宜选用人工复位型。

④ 各种安全放散装置的放散压力应为工作压力的1.3倍,放散管管口应高出调压站屋檐1.5m以上。落地式调压箱的安全放散管管口距地面的高度不应小于4m,设置在建筑物墙上的调压箱的安全放散管管口应高出建筑物屋檐1m以上。

⑤ 调压站内调压器及过滤器前后均应设置指示式压力表。调压器前宜设置自动记录式仪表,调压器后应设置自动记录式压力仪表。

⑥ 调压站内调压器水平安装高度应便于维护检修,两台以上调压器平行布置时,相邻调压器外缘净距应大于1m,调压器与墙面之间的净距和室内主要通道的宽度均应大于0.8m。

⑦ 调压站建筑物耐火等级应符合现行的国家标准《建筑设计防火规范》(gbj 16)的不应低于“二级”的设计规定。消防设施和器材的配备也应符合《建筑设计防火规范》(gbj 16)的规定。调压器与毗邻的房间之间应用厚度大于24cm的实体隔墙隔开,隔墙内不得设有烟道和通风设备。调压器室内地坪应采用不会产生火花的材料铺设。调压器应有泄压措施,门窗应向外开启,窗应设防护栏和防护网,当门采用木质结构时则应包敷铁皮或以其他防火材料涂覆。

设于空旷地带的调压站及采用高架遥测天线的调压站应单独设置避雷装置,其接地电阻值应小于10ω。当调压站内外天然气管道为绝缘连接时,调压器及其附属设备必须接地,接地电阻应小于100ω。

⑧ 地下式调压站的建筑物室内净高不应低于2m,宜采用混凝土整体浇筑,需采取防水和防寒措施。调压器室顶盖应采用混凝土整体浇筑的结构形式。

三、输气站及其调控

输气站的设置应符合输气线路走向和输气工艺设计要求,其位置应选择在地势平缓、开阔、供电、给排水、交通及生活方便的地方。应避开山洪、滑坡等不良工程地质地段,与附近工业、企业、仓库、火车站及其他公用设施的安全距离应符合国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》的有关规定。输气站应设有生产操作和设备检修的作业通道及行车通道,并应有车行道与外界公路相通。

输气站内调压、计量工艺设计应符合输气工艺设计要求,并要满足开停工和检修需要。调压装置应设置在气源来气压力不稳定且需控制进站压力管线上,分输气及配气管线上以及需要对气体流量进行控制和调节的计量装置之前的管段上。

气体计量装置应设置在输气干线的进气管线上,分输气及配气管线上以及站场自耗气管线上。

压气站工艺设计应根据输气系统工艺要求,满足气体的除尘、分液、增压、冷却、越站、试运作业和压缩机组的启动、停机、正常操作及安全保护要求。压气站内的总压降不宜大于1ookpa。当压气站出站气体的温度高于60℃时,应设置冷却器。

输气管线应设置测量、监视、控制设施,对复杂的管道工程宜设置监控与数据采集系统。仪表选型及控制系统选择应根据输气管道特点、规模及发展规划要求,经多种方案对比论证确定,选型宜统一。

控制系统设计应尽量减少管输气体的压力损失,输气站内控制执行机构宜采用气动。在允许的条件下,可使用管输气体作为气动系统气源。

有发生爆炸危险的场所,仪表系统设计应符合防爆要求。仪表及控制设备宜采用双回路供电,对有特殊要求的场合应配置不间断供电电源。

输气管道监控与数据采集系统应符合以下规定:

① 宜提高纳入系统调度的可控输气量比例;

② 实时响应性能好,具有完善的优先级中断处理功能;

③ 人机对话灵活,操作、维护方便;

④ 数据通讯能力强,并应便于系统扩展、联网。

监控与数据采集系统应设控制中心(调度中心),控制中心应设置在调度管理、通讯联络、系统维修方便的地方。中心控制室设计应符合国家现行标准《计算机站场地的技术要求》的有关规定。

主计算机系统应采用双机热备用系统。调度管理系统的主要功能应包括:

① 按照预定的时间对每一个被控站进行周期扫描,对被控站主要运行参数和状态进行实时显示、报警、打印和记录;

② 向被控站发送远程控制指令或调节指令;

③ 数据处理、分析及运行决策指导。

中心控制室的主计算机系统应配备操作系统软件、监控与数据采集系统软件及管道系统应用软件。当设置监控与数据采集系统时,应设置气质在线连续自动分析仪表或气质指标越限报警,压力监控应对进出压气站气体压力进行监控。压力调节宜优先采取自动式调节方式,对连续供气管线宜采用双回路或多回路的压力调节系统,应对压气站的出站气体温度进行监控。气体流量监控应在气体装置上显示气体流量的瞬时和累积值。

第7篇 石油天然气钻井开发储运防火防爆安全生产管理规定

本标准规定了石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产的基本要求。

本标准适用于陆上石油与天然气钻井、开发、储运生产作业。浅海石油与天然气的钻井

储运生产作业亦可参照执行。

下列标准所包含的条文、通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时,所有版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

gnl6-勺1 建筑设计防火规范

gbj 74-书4 石油库设计规范

gbjl40-音0 建筑灭火器配置设计规范

gb 50058-书2 咫炸和火灾危险环境电力装置设计规范

gb 50151吨2 低倍数泡沫灭火系统设计规范

gb 50183-粤3 原油和天然气工程设计防火规范

syjl3吨6 原油长输管道工艺及输油站设计规范

syj 25书7 油气田爆炸危险场所分区

syj 31吨8 石油工业用加热炉安全规定

sy 0075却3 油罐区防火堤设计规范

syj 400l-力o 长辅管道线路工程施工及验收规范

sy 5053.1-粤2 地面防喷器及控制装置

sy 50532-9l 地面防喷器及控制装置

3钻井

3.1 设计

开钻前应有经过审批的钻井没计。

3.1.1 以地质部门提供的地层孔隙压力和破裂压力梯度为依据进行设计。

3.1.2 地质设计户,应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料,并特别注明含硫化氢地层深度和估计含量,有漏失可能的井,要储备一定量的堵漏材料。

3.1.3 井控装置和完井井口的工作压力,应以全井最高地层孔隙压力为准。

3.1.4 探井和高压油、气、水井应根据本地区的实际情况.明确规定加重钻井液和加重材料的储备量,其数量不少于一次压井的需要量。

3.1.5 对井场周围2km以内的居民住宅、学校、厂-矿等的火源进行勘查.在发生井喷失控及有硫化氢气体溢出时.应立即通知上述单位、人员熄灭火种,必要时要迅速撤离危险区。

3.2 井场及钻井设施

3.2,1 井口距民房100m以外。井场边缘距铁路、高压线及其它永久性设施不应少于50m。

3.2.2 井场布局要考虑风频、风向。井架大门方向,尽量朝南或朝东。在井场明显处,应设置安全防火标志。

3.2.3 在草原、苇塘、林区钻井时,井场周围应有防火隔离墙或隔离带。

3.2.4 钻台及机、泵房应无油污。钻台上下及井口周围禁止堆放易燃、易爆物品及其它杂物

3.2.5 柴油机排气管应有阻火装置,排气管出口不应指向油罐区。

3.2.6 井场电路宜采用ycw防泊橡套电缆。按钻机型号选用的橡套电缆规格见表1。

表1 钻机型号和选用的橡套电缆规格

钻 机 型 号

电 缆 规 格、 mm9

主 要 电 路

分 支 电 路

ycw2×25-3×50十1×16

ycvv2×2.5-3×25十1_10

ycw2×2.5-3×16十1×6

ycw3×25十1×10

ycw2×2.5-3×10十1_ 6

3.2.7 钻井液循环罐及振动筛应焊接电缆桥架和电细穿线钢管。

3.2.8 1-6号钻井液循环罐及振动筛的每一个罐体两端配备防爆接插件分线盒连接应配备防爆接插件。

7 天然气加压、处理及储存

7.1 加压

7.1.1 天然气压缩机房的建造应符合防火、防爆要求。

厂房结构宜为敞开式或半敞开式,如为封闭式则应满足有关规范的换气次数。

如采用机械通风方式满足换气次数要求时所采用的通风换气设备应按gbjl6规定。

封闭式厂房要有符合防爆要求的泄压面积。泄压面积与厂房体积之比值。应按gbjl6规定。

压缩机房的电气照明及布线,应按gb 50058和syj 25规定。

7.1.2 根据天然气压缩机所配套购动力机的类型。采取相应的防止和消除火花的措施。

7.1.2.1 可采用防爆型电动机驱动。如采用燃气发动机或燃气轮机驱动,应将原动机的排气管出口引至室外安全地带或在出口处采取消除火花的措施。

7.1.2.2 压缩机和动力机间的传动设施采用三角皮带或联轴器、不应使用平皮带。

7.1.3 非防爆的自控仪表箱、配电箱、应设在天然气压缩机房外,否则应设置正压通风设施。

7.1.4 天然气压缩机及其连接的管汇应接地,接地电阻不大于10欧姆。低压吸入管应有防止进入空气的措施,高压排出管线应设单向阀。防止天然气倒流。

7.1.5 天然气压缩系统中设置的安全阀,应做到规格符合要求,调试准确,启闭灵敏,定期校验。

7.1.6 在压缩机系统中应设安全联锁装置、以确保安全启动。在故障情况下能及时停车。

7.1.7 可燃气体压缩机房内应设置可燃气体泄漏报警装置。压缩机正常运转期间,禁止在机房内用火。

7.1.8 液化石油气充装的防火、防爆要求按sy 5985规定。

7.2天然气处理

7.2.1 油、气处理厂、站的建设应按gbj16有关设计的技术要求执行。

7.1.2 天然气处理、轻烃回收的生产装置区域、应建立严格的防火制度,设置醒目的防火标志。

7.2.3 天然气处理的各类装置(塔、炉、容器、管汇等)都应保持良好的工作状态。各类压力容器的使用都应按照《压力容器安全技术监察规程》和《压力容器使用登记管理规则》规定,建立定期的检验检测制度和齐全完整的技术档案资料。

7.2.4 设置在天然气处理装置(塔及容器)上的安全阀,应符合设计技术要求,定期校验。安全阀用于排放含油天然气(湿气)或高温油气时,应接入放空系统。低压或小流量排放干气时,排放口应高出操作平台(或地坪)2m以上。禁止朝向15m以内有明火或散发火花的地点。安装在室内的安全阀排放管应引至室外安全地点。

7.2.5 天然气处理、轻烃回收装置区的加热炉要建立使用、维修的安全管理制度和安全操作规程。

加热炉上的安全阀、压力表、温度计、液位计、防爆门、防风门应按设计要求安装齐全,工作性能良好。

加热炉燃料系统的压力-般不超过0.5mpa(绝对压力);炉头烧嘴前在满足所需压力前提下一般不超过0.2mpa(绝对压力)并且应有稳压、调压设备。

含水燃料气进炉前应有气、水分离设施,及时排放污水。

火嘴熄火后、再次点火前必须切断气源,用蒸汽吹扫或强制通风排气。吹扫时间不少于5min。

加热炉盘管发生泄漏时,应立即切断气源、放空泄压、紧急处理事故:

燃料气进炉前管线应装阻火器,每季度检查一次。

7.2.6 天然气装置区的事故紧急放空管线要直接与火炬连通。

7.2.7 火炬应设置可靠的点火设施和防止火雨措施,放空时应点火燃烧。

7.2.8.天然气处理及轻烃回收厂、站的含油污水排放密闭输送至污水处理厂(站),污水井每半年清理-次。

7.2.9 天然气处理及轻烃回收厂、站生产区的防爆要求,应按gb 50183执行。

7.2.10 天然气处理及轻烃回收场所的电气设备应按jbj6的规定执行。

7.2.11 天然气轻烃回收油罐,应符合《压力容器安全技术监察规程》

7.2.12 雷雨天气应停止装、卸轻烃液化气的作业。

7.2.13 轻烃回收罐区应按gbj 74规定,设置防火堤及罐体防雷防静电接地装置,接地电阻不大于10欧姆。

7.2.14 天然气处理装置在投产前或大修后均应进行试压、试运及气体置换。用于置换的气体宜为惰性气体,置换完毕,须取样分析。含氧量不大于2%为合格。

7.2.15 己投入运行的天然气处理装置加需动火补焊、应先行放空,再经蒸汽吹扫、清洗、通风换气、取样分析,可燃气体浓度应低于其爆炸下限25%。对需动火设备、管道凡与可燃气体连通的进、出口法兰应加钢制绝缘盲板隔离,厚度不小于6mm。

7.2.16 气温低于0℃地区,应对气、水分离容器、设备、管汇等采取防冻措施,排除冻结、堵塞故障时严禁用明火烘烤。

7.3 储存

7.3.1 天然气储罐(柜)安装要求:

7.3.1.1 气柜应装有容量上、下限的标志。上限高度为气柜设计容积高度的85%,下限高度为设计容积高度的15%。经常检查气柜导轮系统、避免导轮卡死,防止气柜超压,气拒应有应急放空装置。

7.3.1.2 天然气压力储罐(球罐、卧式罐)应装有紧急放空、安全泄压设施及压力液位显示仪表。

7.3.1.3 天然气储罐、气柜应有良好的防雷、防静电接地装置。接地电阻不大于10欧姆。

7.3.2 天然气储罐(柜)检修动火时。应经放空、蒸汽吹扫、清洗、强制通风、取样分析,经检验气体中可燃介质浓度应低于其爆炸下限的25%为合格。凡与外界可燃气体连通的进、出口法兰应加钢制绝缘钢板隔离,厚度不小于6mm。

7.3.3 加强气柜的使用与维护,水槽内要保持正常水位,冬季要有保温防冻措施。固定式储罐,夏季应有喷淋水或遮阳设施。

7.3.4 储罐区应有醒目的“禁止烟火”的标志。

7.3.5 可燃气体储气罐(柜)或罐区与建筑物、培场购防火间距,应按gbj16执行。

8 原油长输与储存

8.1 输油站.输油管道防火、肪展基本要求

8.1.i 愉油站、 油袖管道的工程建设设计、 引进新技术、 新设备、 新工艺以及竣工验收按

gb 5()183.gbj 16、syjl3,gn 74规定。电气设备应按6b 50058规定。

8.1.2 愉油站的生产区、办公区.生活区内外开。生产区应设置“严禁烟火”标志。机动车辆进人生产区、排气管应戴阻火器。

9.1.3 在愉油站生产区从事生产、检修、施工和抢修则职工、应穿戴队静电队护服、不带铁:

大鞋和使用防爆工具。

8.1.4 输油站生产区内不应使用汽油、种质沏、本类涪剂等擦地板、 灶台和衣物。

8.1.5 输抽站生产区域内府做到九洲污. 无杂冰、 元思燃县爆物。站内的股备、管网应做5

训、不漏气、不漏水、不漏电.不涡火。

8.』人 输洲泵房、阀组间、扑用间.储他睹区冗族汀

第8篇 液化气和压缩天然气站安全管理规定

第一章一般规定

第一条新建、改建、扩建的液化石油气（lpg）和压缩天然气（cng）加气站，应符合国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》（gb50156）的要求。

第二条加气站经营单位应按照《危险化学品安全管理条例》（国务院令第344号）的要求，申请办理经营许可证后，方可经营。

第二章 安全管理

第三条安全组织。

1、加气站应成立以站长为负责人、安全员和有关人员参加的安全小组，负责加气站的日常安全管理工作。加气站每班应设安全员，负责监督检查安全措施的落实，纠正违章行为；

2、加气站应按《消防安全管理规定》要求制定“灭火预案、防火档案、教育方案”，建立义务消防组织，定期开展消防演练；

3、加气站应与毗邻单位建立联防组织，定期开展联防演习活动。

第四条 安全教育

1、加气站站长应经安全培训合格后，持证上岗。所有职工（包括转岗工、劳务工、代培人员等）上岗前应经三级安全教育，合格后方可持证上岗；

2、安全教育的内容和学时安排应按照集团公司《安全教育管理规定》的有关规定执行。定期开展安全活动和考评；

3、在加气站内进行检修施工作业前，加气站主管部门应确认施工单位资质，并与其签订安全合同，明确安全责任，落实安全措施，对施工人员进行安全教育。

第五条安全措施

1、加气站内应设置《加气站安全管理十大禁令》标志牌，禁令内容是：

（1）严禁在站内吸烟；

（2）严禁在站内进行车辆检修等易产生火花的作业；

（3）严禁机动车辆在站内不熄火加气；

（4）严禁在站内穿脱、拍打能产生静电的服装；

（5）严禁在站内使用手提电话机、寻呼机及非防爆电器；

（6）严禁在站内就地排放易燃、易爆物料及化学危险品；

（7）严禁在站内用汽油、易挥发溶剂擦洗设备、衣物、工具及地面等；

（8）严禁行人、自行车在站内穿行；

（9）严禁非本岗位操作人员操作加气机作业；

（10）严禁驾驶员远离加气车辆。

2、加气站内应设置明显的安全警语、警示；

3、加油加气合建站应在站内以明显的颜色划出引导加气车辆进出站和停靠台的标志线；

4、遇有高强闪电、雷雨天气时，应停止卸气、加气作业。

第六条 加气站用火应按《用火作业安全管理规定》的有关规定执行。

第七条 电气管理

1、用电管理

（1）在爆炸危险区内使用的电气设备防爆等级应符合现行国家标准gb50058《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》的要求；

（2）电气设备、线路应完好无损，电气连接应紧密牢固，无腐蚀，符合防爆要求；

（3）对加气机内部的电气密封应每月检查1次，如发现密封不良应立即修复或更换；

（4）加气站的安全用电应符合有关规定，加气站防爆区域内不应随意装接临时电气线路。临时用电按《临时用电安全管理规定》执行；

（5）加气站营业室、休息间等场所禁止使用电炉、电暖气等易引起火灾的电器。

2、防雷、防静电规定

（1）防雷、防静电接地装置的连接线、跨接线、接地装置电阻每年至少在雷雨季节前检测1次并做好记录；

（2）定期检查加气机、高压胶管及卸气场地的静电连接线，保持完好有效；

（3）加气站的防静电工作应符合《易燃、可燃液体防静电安全规定》的要求。

第八条 安全检查

1、加气站的安全检查应坚持自查和上级监督检查相结合的原则，分级落实。

（1）安全员应进行日常安全监督检查；

（2）加气站每周组织1次安全检查；

（3）加气站主管部门每月和遇重大节日应对加气站进行安全检查。

2、检查主要内容包括：安全生产责任制落实情况；作业现场安全制度执行情况；设备安全状况；消防器材的完好情况以及事故隐患整改等情况等。

3、检查中发现的问题和隐患，加气站能解决的应立即组织整改；加气站无力解决的应书面向上级报告，在整改未完成前应采取有效的防范措施。

第九条消防管理

1、站长是防火第一责任人，每个员工都是义务消防队员，应做到'四懂四会'，即：懂火灾危险性，懂预防措施，懂扑救方法，懂疏散方法；会报警，会使用灭火器材，会扑救初期火灾，会组织人员逃生。每半年组织1次演练；

2、加气站应制定灭火方案，编制图表说明，其主要内容：

（1） 应急组织和指挥系统；

（2） 地理位置，油罐数量、容积，加气机位置、数量，输气管线走向；

（3） 建筑物的结构形式、耐火等级、面积、高度、内部设施及相互间的距离；

（4） 人员的配备、分工，警卫力量的布置，物资抢救、人员疏散措施及相应的操作程序；

（5） 各种消防器材的数量、摆放位置、应急补充措施；

（6） 对外联络及外援力量的部署、指挥等。

3、加气站消防器材的配置和管理。

（1） 加气站应按国家标准gb50156的要求，设置灭火器材；

（2） 消防器材应由专人管理，定期检查，经常养护，定期换药，并有检查、保养和更换记录。

第十条 事故管理按《事故管理规定》执行。

第9篇 天然气事业部承包商安全管理办法

第一章总则

第一条为防止发生承包商hse事故,迅速提高承包商hse管理水平,促进事业部安全文化建设整体快速推进,特制定本细则。

第二条本细则所称承包商是指通过合同形式在事业部范围承担工程施工、劳务服务、技术服务的单位,包括通过合同形式承担上述工作的塔里木油田内部单位。

第三条本细则适用于天然气事业部各类承包商。

第二章承包商分类

第四条为便于管理,根据塔里木油田《承包商安全管理标准》,将承包商分为以下几个类别。

表1:承包商分类表

类序

类别

主要工作

第一类

工程技术类

修井、酸化、压裂、射孔、下油管、测井、试井、地面计量、液控维护、采气树维护、毛细管维护、清蜡等

第二类

设备检维修类

装置检维修、工艺流程改造、检测等

第三类

操作运行类

处理站、注气站、电站、转运站、采气队、试采队值班运行,

抢维修、机泵维护、自动化维护等

第四类

油建建设类

试采等生产装置建设、土石方工程、房屋建设、室内外装修等

第五类

运输服务类

原油拉运、污水拉运、特车服务、客运服务等

第六类

物资供应类

供应消防产品、锅炉压力容器、防爆电器、检测仪器、安全防护器具、劳动保护用品、危险化学品等

第七类

其它

勘察、设计、监理、技术咨询、科研服务、生活服务等

第三章各类承包商hse管理

第五条各类承包商发生hse事故,按照油田公司相关规定追究事故责任。

第六条第一类承包商hse管理按以下程序进行:

⑴招选:新进入承包商(包括在事业部范围歇业一年以上的承包商)由事业部业务主管部门(通常为井下作业部、采气工程部、气藏工程部)牵头,安全环保科、计划经营科参加,按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件3,进行承包商综合能力量化评估,得分80分(含)以上为合格;一直在事业部服务的承包商年度安全表现考核80分(含)以上为合格;由计划经营科每年3月份以前将安全评估合格的单位提交事业部领导审定;计划经营科负责按规定与通过审定的单位签订年度服务合同,包括hse合同。

⑵hse工作计划:由承包商根据年度工作预测,分区块编制hse计划书,报事业部业务主管部门、安全环保科、事业部相关领导审查、审批。

⑶下达工作任务:由事业部业务主管部门根据生产任务,按照hse业绩同等优先的原则选派承包商。工作任务必须以书面形式下达,同时下达书面hse风险提示说明,并按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件1签订《hse要求传达确认书》。

⑷现场hse管理:承包商负责将hse计划书中的管理要求和防护措施落实到现场工作中,符合塔里木油田《承包商安全管理标准》附件9的各项要求。事业部业务主管部门、安全环保科、作业区属地主管按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件9进行监督检查。

⑸日常hse表现考核:每一个项目进行一次hse表现考核。修井及为修井服务的承包商由井下作业部负责考核,其余项目由作业区属地主管进行考核。考核按塔里木油田《承包商安全管理标准》附件9进行。考核结果一式五份,作业区站队、事业部业务主管部门、计划经营科安全环保科、承包商各留存一份。

⑹年度hse表现考核:承包商年度安全表现由事业部业务主管部门负责、安全环保科参与,日常hse表现结果占70%、承包商内部hse管理占30%,最终为承包商评定一个年度hse业绩分值。

第七条第二类承包商hse管理按以下程序进行:

⑴招选:由事业部业务主管部门负责,安全科、计划经营科参与,按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件4,进行承包商综合能力量化评估,得分80分(含)以上为合格;由计划经营科将合格单位提交事业部领导讨论确定(需要招标确定的承包商,按第四类承包商进行管理)。由计划经营科按照规定与讨论确定的单位签订合同,包括hse合同。

⑵hse工作计划:由承包商根据具体工作任务编制hse计划书,报事业部业务主管部门、安全环保科、事业部相关领导审查、审批。

⑶现场hse管理:承包商负责将hse计划书中的管理要求和防护措施落实到现场工作中,符合塔里木油田《承包商安全管理标准》附件10的各项要求。事业部业务主管部门、安全环保科、作业区属地主管按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件10进行监督检查。

⑷hse表现考核:每一个项目进行一次hse表现考核。由作业区属地主管进行考核。考核按塔里木油田《承包商安全管理标准》附件10进行。考核结果一式五份,作业区、事业部业务主管部门、计划经营科、安全环保科、承包商各留存一份。

第八条第三类承包商hse管理按以下程序进行:

⑴招选:由事业部业务主管部门(通常为地面工程部)负责,安全科、计划经营科参与,按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件5,进行承包商综合能力量化评估,得分80分(含)以上为合格;由计划经营科将合格单位提交事业部领导讨论确定(需要招标确定的承包商,按第四类承包商进行管理)。由计划经营科按照规定与讨论确定的单位签订合同,包括hse合同。

⑵承包商内部hse管理:有感领导得到充分体现,承包商领导由承诺、员工有监督;应建立hse激励机制并严格兑现,至少将工资总额的10%用做hse考核奖惩;hse激励制度和实施情况报送作业区备案。

⑶现场hse管理:承包商负责按照甲方安全管理要求组织开展hse工作,达到塔里木油田《承包商安全管理标准》附件11的各项要求。作业区属地主管、安全环保科负责按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件11进行监督检查。

⑷hse表现考核:每月进行一次安全表现考核。由作业区属地主管进行考核。考核按完塔里木油田《承包商安全管理标准》附件11进行。考核结果一式五份,作业区、计划经营科、机关业务主管部门、安全环保科、承包商各留存一份。

第九条第四类承包商hse管理按以下程序进行:

⑴招选:新进入承包商(包括在事业部范围歇业一年以上的承包商)由事业部业务主管部门(通常为生产办、地面部、设备科、安全科)牵头,计划经营科、安全环保科参加,按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件6,进行承包商综合能力量化评估,得分80分(含)以上为合格;一直在事业部服务的承包商年度hse表现考核80分(含)以上为合格;由计划经营科每年3月份以前将安全评估合格的单位提交事业部领导审定;计划经营科负责在审定范围内招标选择承包商(特殊情况下,需要在审定范围以外招选承包商,由事业部业务主管部门、安全环保科、计划经营科进行承包商综合能力量化评估,由计划经营科将评估合格者报事业部主管领导审批);承包商在投标书中应明确列出hse费用及保障承诺;计划经营科负责按规定与中标单位签订合同,包括hse合同。

⑵hse工作计划:由承包商根据具体工作任务编制hse计划书,报事业部业务主管部门、安全环保科、事业部相关领导审查、审批。

⑶现场hse管理:承包商负责将hse计划书中的管理要求和防护措施落实到现场工作中,符合塔里木油田《承包商安全管理标准》附件12的各项要求。事业部业务主管部门或项目组、安全环保科、作业区属地主管按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件12进行监督检查。

⑷日常hse表现考核:每一个项目进行一次hse表现考核。试采建设工程由生产办负责考核,成立有项目组的建设工程由项目组负责考核,其余项目由作业区属地主管进行考核。考核按塔里木油田《承包商安全管理标准》附件12进行。考核结果一式四份,考核负责单位(部门)、计划经营科、安全环保科、承包商各留存一份。

⑸年度hse表现考核:承包商年度hse表现由事业部业务主管部门负责、安全环保科参与,日常hse表现结果占70%、承包商内部hse管理占30%,最终为承包商评定一个年度hse业绩分值。

第十条第五类承包商hse管理按以下程序进行:

⑴招选:由事业部生产办公室负责,安全环保科、计划经营科参与,按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件7进行承包商综合能力量化评估,得分80分(含)以上为合格;由计划经营科将合格单位提交事业部领导讨论确定(需要招标确定的承包商,按第四类承包商进行管理);计划经营科负责与通过审定的单位签订年度服务合同,包括hse合同。

⑵承包商内部hse管理:承包商应建立hse激励机制并严格兑现。

⑶现场hse管理:承包商负责按塔里木油田《承包商安全管理标准》附件13的各项要求组织开展hse工作。生产办公室、安全环保科、作业区属地主管按照塔里木油田《承包商安全管理标准》附件13进行监督检查。

⑷hse表现考核:每季度进行一次hse表现考核。由事业部生产办公室或作业区属地主管进行考核。考核按塔里木油田《承包商安全管理标准》附件13进行。考核结果一式四份,考核负责单位(部门)、计划经营科、安全环保科、承包商各留存一份。

第十一条第六类承包商hse管理的责任主体为采办事业部,天然气事业部只负责供应商现场服务的hse管理,现场服务期间承包商必须遵守属地安全管理的各项要求。发生违章行为,事业部物资办公室负责向采办事业部及油田相关部门通报情况,并提出处理建议。

第十二条第七类承包商中,从事勘察、设计、监理、技术咨询、科研服务的承包商,hse管理原则上按第二类承包商要求;从事生活服务的承包商,hse管理原则上按第三类承包商要求。

第十三条各类承包商hse考核结果的运用:第一类、第二类、第三类、第四类、第七类承包商,日常hse表现考核结果作为合同结算的依据之一,85分(含)以上按100%结算合同款,60(含)-75分按90%结算合同款,75分(含)-85分按95%结算合同款,60分以下按70%结算合同款。

第四类承包商一年内连续2次hse考核得分超过90分(含),事业部在同类项目免招标一次,直接与该承包商独家议标;一年内连续2次hse考核得分低于80分,取消一次投标资格。

第一类、第二类、第三类、第四类、第七类承包商,年度hse表现考核结果作为签订年度服务合同、安排工作量的依据之一,年度hse表现考核80分(不含)以下的承包商停签年度服务合同一年,第四类承包商停止一年在事业部投标资格;事业部业务主管部门安排工作任务应遵循hse业绩同等优先的原则,承包商年度工作量应与上一年hse业绩大致对应。

第五类承包商一年内连续2次hse考核得分超过90分(含)或低于80分,事业部书面向质量安全环保处、企管与法规处、财务处等相关部门汇报,提请相关部门进行表彰或处理。

第十四条hse合同应针对项目明确具体的考核奖惩内容,各类承包商在本细则中对应的考核内容、考核结果运用都应明确签订在hse合同中。hse合同内容由事业部业务主管部门负责,安全环保科、计划经营科审查把关。

第五章各类承包商现场hse要求及目视化管理

第十五条各类承包商应当严格按照油田公司hse体系要求和相关标准组织开展hse工作,保证油田公司各项hse规定得到有效落实。

第十六条为加强现场hse管理,便于监督、检查和考核,将各类承

包商现场hse要求及目视化管理明确如下。

类序

类别

现场hse要求及目视化管理

第一类

工程技术类

修井队按油田公司关于钻、试、修井相关标准执行。为修井服务的承包商由修井队进行入场hse培训,有培训记录,双方签字,员工佩带黄色入厂许可证;劳保着装执行钻、试、修井标准,安全帽为黄色;上岗证佩戴在胸前,特种作业操作证现场可查证;hse计划书配发到现场,计划书中的hse风险控制措施落实到位。其他工程技术服务承包商由作业区属地主管进行入场hse培训,有培训记录,双方签字,员工佩带黄色入厂许可证;劳保着装执行油气处理场站标准,安全帽为黄色;上岗证佩戴在胸前,特种作业操作证现场可查证;hse计划书配发到现场,计划书中的hse风险控制措施落实到位。

第二类

设备检维修类

由作业区属地主管进行入场hse培训,有培训记录,双方签字,员工佩带黄色入厂许可证;劳保着装执行油气处理场站标准,安全帽为黄色;上岗证佩戴在胸前,特种作业操作证现场可查证;设备工具按《工用具入厂及定期安全检查表》进行检查,并粘贴标签;hse计划书配发到现场,计划书中的hse风险控制措施落实到位;需要时按标准实施隔离。

第三类

操作运行类

按甲方人员一个标准要求,安全帽为黄色。

第四类

油建建设类

在已投产装置区进行改扩建的承包商按设备检维修类承包商要求。承担未投产的油建工程和土建工程的承包商,由项目主管部门或作业区属地主管进行入场hse培训,有培训记录,双方签字;统一着装(工衣、工裤、工鞋),工鞋应具有防砸功能,禁止穿布鞋、胶鞋,安全帽为黄色;特种作业操作证现场可查证。

第五类

运输服务类

驾驶证、行车证、特种作业操作证随车携带;进入油气场所戴防火罩;按指定位置停放;吊装等特种作业按相关安全标准执行。

第六类

物资供应类

现场服务时由项目主管部门或作业区属地主管进行入场hse教育,进入油气场站穿属地提供的工衣、工鞋。

第七类

其它

勘察、设计、监理、技术咨询、科研服务的承包商按物资供应类承包商现场服务的标准要求;生活服务类承包商要求统一着装,各种证件现场统一管理。

第六章事业部内部管理及考核

第十七条安全环保科负责统计管理承包商hse业绩考核结果,定期向计划经营科、财务资产科书面递送承包商hse业绩考核结果。

第十八条计划经营科是招选承包商和合同结算的责任部门,应保证所有备选承包商和邀标单位均符合相应的招选条件,保证承包商hse表现考核结果严格按本细则要求体现在合同结算中。

第十九条;事业部业务主管部门安排工作任务应遵循hse业绩同等优先的原则,承包商年度工作量应与上一年hse业绩大致对应。

第二十条事业部hse委员会会议设承包商hse管理专题,安全科通报承包商hse业绩考核情况、计划经营科通报承包商资格变化情况、财务资产科通报结算情况、业务主管部门通报承包商工作量安排情况。

第二十一条事业部业务主管部门及相关职能部门对职责范围内的承包商安全管理负责,部门负责人述职应包括承包商安全管理情况。承包商安全管理情况纳入业绩考核。

第七章附则

第二十二条本细则由安全环保科、计划经营科负责解释。

第二十三条本细则自二oo九年五月一日开始试行。

第10篇 中国石油天然气集团公司消防安全管理办法

第一章  总    则

第一条  为了预防火灾事故或减少火灾事故危害，保护职工家属人身、财产安全，依据《中华人民共和国消防法》（以下简称《消防法》）和《中国石油天然气集团公司安全生产管理规定》，制定本办法。

第二条  各企、事业单位必须按照《消防法》的规定，贯彻“预防为主，防消结合”的方针，建立、健全组织领导机构，落实防火安全责任制。

第三条  消防安全工作的任务：贯彻消防安全工作方针，研究和分析生产经营活动中消防安全的特点和规律；教育广大职工牢固树立“安全第一”的思想，作好日常消防工作；发现和解决消防安全存在的问题，检查整改火险隐患；编制灭火预案，组织消防演习；加强消防队伍的业务建设，提高灭火作战能力；运用法律、行政、经济等手段，调动职工群众的消防安全工作积极性，确保企业生产、生活和公共场所的安全，保障安全生产整体目标的实现。

第四条  本办法适用于集团公司所属各企、事业单位。

第二章  组 织 管 理

第五条  各企、事业单位应明确一名副职领导分管消防安全工作，对安全生产第一责任人负责，抓好本单位的日常消防安全工作。

第六条  各企、事业单位应当履行下列消防安全职责：

1.制定消防安全制度、消防安全操作规程。

2.确定本单位和所属各部门、岗位的消防安全责任人，并在各级安全生产责任制中明确防火安全责任。

3.针对本单位的特点对职工进行消防安全宣传教育。

4.组织防火检查，及时消除火灾隐患。

5.建立义务消防队，定期组织训练。

6.按照国家有关规定配置消防设施和器材、设置消防安全标志，并定期组织检验、维修，确保消防设施和器材完好、有效。

7.保障疏散通道、安全出口的畅通，并设置符合国家规定的消防安全疏散标志。

8.企、事业单位领导要定期分析本单位消防安全情况，研究解决实际问题。

第七条  各企业消防安全工作由企业公安保卫部门或安全部门归口管理。其主要职责是：

1.组织贯彻《消防法》，制定消防安全制度。

2.掌握企业主要生产过程的火灾特点，经常深入现场监督检查火源、火险及灭火设施的管理，督促落实火灾隐患的整改，确保消防设施完备、消防道路畅通。

3.组织建立、健全企业义务消防队，有计划地对全体职工进行防火、灭火、气防知识的宣传教育和培训。

4.参加新建、改建、扩建及技措工程有关防火措施、消防设计的“三同时”审查和验收。

5.负责编制企业专用消防器材的配置和采购计划，负责消防器材的维护保养和修理。

6.制定关键生产装置和要害生产部位消防灭火预案，每年至少演练两次。

7.抓好防火防爆区内固定动火点的现场监护工作，会同有关部门审查防火防爆区内固定动火点的动火措施，并按规定到现场进行监护、检查和指导。

8.组织消防安全检查，对消防隐患提出治理方案和整改计划。

9.参加火灾事故的调查、处理工作，并统计火灾事故，分别报企业安全生产委员会办公室和政府消防主管部门。

10.负责建立和健全企业防火档案。

第八条  依据《消防法》规定应建立专职消防队伍的企业，必须建立专职消防队伍。并应参照《企业事业单位专职消防队组织条例》、《公安消防部队执勤条令》（试行）和《公安消防部队执勤训练大纲》（试行）的要求，实行专业化管理，配备相应的专业技术人员。消防队主要职责是：

1.承担本单位的火灾扑救工作。

2.对本单位义务消防队伍进行技术指导训练。

3.保证消防车辆装备随时处于完好状态。

4.抓好专职消防队伍的业务建设，提高战训能力。

5.制定消防安全重点单位灭火预案，定期组织演练。

第九条  各企、事业单位应当建立由职工组成的义务消防队，其主要职责是：

1.学习宣传消防法规，定期参加消防训练，参加实地消防演习。

2.协助本单位落实消防安全制度，进行经常性的防火检查。

3.教育义务消防队员熟悉本岗位的火灾危险性，明确危险点和控制点，维护本单位消防设施和消防器材，熟练掌握灭火器材的使用方法。

4.扑救初起火灾，协助专职消防队扑救火灾。

第十条  集团公司按区域设立消防联防组织，指定组长单位。区域联防组织主要职责是：

1.建立救急指挥系统，编制救急预案。

2.接到联防成员单位求援信号后，应及时派出增援力量。

3.定期组织区域联防模拟演习，熟悉本区域内消防情况。

4.定期组织区域内消防安全专项检查，开展消防安全活动。

第三章  火 灾 预 防

第十一条  各企、事业单位应当将包括消防安全布局、消防站、消防供水、消防通信、消防通道、消防装备等内容的消防规划纳入本单位总体规划，落实消防经费，做到专款专用。消防设施、消防装备不足或者不适应实际需要的，应当增建、改建、配置或者进行技术改造。

第十二条  生产、储存和装卸易燃、易爆危险物品的装置、罐区、栈台、码头、仓库和泵房、充装站、供应站、调压站等应当设置在合理的位置，符合防火防爆要求，安放明显的安全标志。防雷、防静电装置应定期进行检测。

第十三条  按照国家工程建筑消防技术标准需要进行消防设计的建筑和装饰工程，设计单位应当按照国家工程建筑消防技术标准进行设计，建设单位的消防部门应参加审查，并按规定将工程消防设计图纸及有关资料报送公安消防机构审核。未经审核或审核不合格的，建设单位不得施工。

第十四条  建设工程施工现场的消防安全由施工单位负责。开工前必须向公安消防管理部门申报，取得公安消防管理部门核发的消防安全许可证后方可施工。

工程消防设施应当按照防火设计进行施工，不得随意变更，消防管理部门对消防设施的施工实施监督检查和竣工验收。

第11篇 集气站、集输管线运营的管道天然气安全管理办法

1  范围

为规范集气站、集输管线运营的管道天然气施工作业现场，有效杜绝天然气安全事故的发生，制定本办法。

本办法明确了天然气气体的理化特性、健康危害、安全技术措施及应急关键措施等相关管理内容。

本办法适用于公司机关及各集气站、集输管线作业现场。

2  术语和简略语

2.1  天然气：主要成分是甲烷，还含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。

2.2  爆炸极限：可燃物质(可燃气体、蒸气和粉尘)与空气(或氧气 )必须在一定的浓度范围内均匀混合，形成预混气，遇着火源才会发生爆炸，这个浓度范围称为爆炸极限，或爆炸浓度极限。天然气的爆炸极限是5%-15%。

2.3  窒息性气体：使空气中氧的浓度下降，危害人体呼吸的气体。

3  职责

质量安全环保处是本办法的归口管理部门，负责文件的制修订工作。两级安全、工程技术主管部门负责本办法执行情况的监督检查。

4  管理内容

4.1 理化性质

天然气中的最主要的成分是甲烷（化学分子式ch4），并含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。无硫化氢时天然气为无色、无臭、易燃、易爆气体，常温、常压下，甲烷的密度相当于空气的55%（甲烷密度/空气密度=0.55），极易挥发，易燃易爆，爆炸极限为5%-15%。当天然气不完全燃烧时产生一氧化碳。

4.2 危害

4.2.1 侵入途径：吸入。

4.2.2 健康危害：甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达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、共济失调。若不及时远离，可致窒息死亡。皮肤接触液化的甲烷，可致冻伤。

4.2.3 当空气中天然气浓度达到5%～15%时，遇明火（包括金属撞击、电器启动产生的电火花），会发生爆炸着火。

4.3  安全技术措施

4.3.1对于有或可能出现天然气的场所，现场所有施工作业人员都应该接受天然气气体防护的培训。

4.3.2来访者和其他非定期作业人员在进入天然气生产作业场所前，应接受天然气气体安全防护教育，主体作业单位应与服务单位签订相关方告知书。

4.3.3集气站应在醒目地方悬挂防毒、防火、防爆等安全警示标志和防护用品存放标识。

4.3.4 禁止在集气站和天然气管道运营场所使用明火。确需动火时，办理动火作业许可审批手续。动火作业具体执行bt.18.3《工业动火监控管理办法》。

4.3.5 人员进入集气站前必须穿戴好齐全有效的防静电劳动保护用品，并且完全释放人体静电，且要求任何人员不得在集气站内穿脱劳保。

4.3.6 外来人员进入集气站要执行门禁管理，并由站值班人员进行安全教育和检查外来人员是否具有入站条件。

4.3.7五级天然气站场值班休息室距甲、乙类工艺设备、容器、厂房不应小于22.5m；当值班休息室朝向甲、乙类工艺设备、容器、厂房的墙壁为耐火等级不低于二级的防火墙时，防火间距可减少，但不应小于15m，并方便人员在紧急情况下安全疏散。

4.3.8 天然气井场、集气站及天然气放空作业点50m内严禁烟火和接打手机。

4.3.9 任何车辆不得进入井场和集气站内。因生产需要进入天然气生产现场时，车辆必须安装防火帽。

4.3.10 集气站和天然气管道运营场所至少配备以下安全检测设备和安全防护设备设施：

a)集气站应在醒目地方悬挂防毒、防火、防爆等安全警示标志和防护用品存放标识；

b)集气站进站管汇区、分离器区、自用气区、污水罐区、外输区、压缩机、发电机房、食堂操作间、壁挂炉间应安装固定式可燃气体报警仪；每个集气站配备便携式可燃气体报警仪、氧气报警仪、硫化氢报警仪各两台；所有气体报警仪每年检测一次且合格，否则更换；集气站内制高点设风向标2个；

第12篇 天然气用户接入安全管理规定

第一章 总则

第一条 编制依据:《某某公司天然气系统运行管理办法(试行)》

第二条为了进一步规范某某公司(以下简称分公司)对天然气用户接入安全管理,确保供、用气安全,特制定本规定。

第三条 本规定遵循以下原则:

(一)贯彻执行国家、自治区和股份公司的各项方针、政策、制度、法规。

(二)坚持“安全第一、预防为主”的安全方针,坚持“谁主管、谁负责”的原则。

(三)天然气用户接入安全管理执行审批制度。

第四条 本规定适用于分公司二级单位自用气及所有天然气用户。

第五条自用气及天然气用户应制定本单位天然气安全管理制度,落实相应的hse管理措施,确保供、用气安全。

第二章安全管理职责

第六条 生产运行处安全管理职责:

(一)负责审批各用户用气申请;

(二)负责特殊情况下停供气指令的下达。

第七条 质量安全环保处安全管理职责:

负责组织制订、修订天然气用户安全管理的相关规定,并监督实施。

第八条 油田特种工程管理中心安全管理职责:

(一)负责用户接气施工过程的监督检查,施工过程执行油田用气相关安装规范和标准,并在完工后进行现场验收。在供气前对用气方安全条件进行确认,填写《供气安全条件确认书》。

(二)在签订天然气供用协议的同时,与天然气用户签订hse协议书,明确hse责任。

第九条 油气运销部安全管理职责:

(一)负责对用户的接气施工过程进行监督检查,施工过程执行油田用气相关安装规范和标准,并在完工后进行现场验收。在供气前对用气方的安全条件进行确认,填写《供气安全条件确认书》;

(二)在签订天然气供用协议的同时,与天然气用户签订hse协议书,明确hse责任;

(三)负责对外销用户天然气计量器具把关和确认。

第十条采油(气)厂安全管理职责。

(一)用气接入时,报生产运行处审批;

(二)负责自用气安全管理。

第十一条天然气用户职责:

(一)是天然气用气设备设施的安全责任主体,负责用气设施的建设和安全管理。

(二)接受供气管理单位对天然气接入的监督检查和安全条件确认,对存在的问题及时整改。

第三章 安全要求

第十二条 用户接入前,向分公司生产运行处申请,按照审批意见,到相关单位办理相关手续。

第十三条 用户在接入端应安装紧急切断阀,用于紧急情况或用户检维修时与供气管网的切断。

第十四条 用户用气设施达到要求后,到管道管理单位办理《某某公司天然气用户安全条件确认书》。由管道管理单位对用户接入供气管网的安全条件进行确认。安全条件不合格的,由用户整改。

第十五条 审核通过后,由管道管理单位为用户供气。

第十六条 严禁未经分公司生产运行处审批,私自接用气。

第四章附则

第十七条 本办法自印发之日起实施。

第十八条 本办法由质量安全环保处负责解释。

第十九条 附件:《某某公司天然气用户安全条件确认书》

:

第13篇 钻井作业过程天然气一氧化碳气体安全管理办法

1 范围

为规范含天然气、一氧化碳钻井施工作业现场,有效杜绝天然气、一氧化碳伤人事故的发生,制定本办法。

本办法明确了天然气、一氧化碳气体的理化特性、健康危害、安全技术措施及应急关键措施等相关管理内容。

本办法适用于公司机关及各钻井队、侧钻队。

2 术语和缩略语

本办法没有采用其它标准规定的术语。

3 职责

质量安全环保处是本办法的归口管理部门,负责文件的制修订工作。两级安全、工程技术主管部门负责本办法执行情况的监督检查。

4 管理内容

4.1 理化性质

4.1.1 天然气中主要的成分是甲烷(化学分子式ch4),并含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。天然气中不含硫化氢时,为无色、无臭、易燃、易爆气体。常温、常压下,天然气的相对密度为0.62,约比空气轻一半,极易挥发,易燃易爆。爆炸极限为5%~15%。

4.1.2 一氧化碳为无色、无臭、有毒气体。相对密度0.967,正常空气中的含量仅为0.04ppm,爆炸极限为12.5%~74%。在水中的溶解度极低。

4.2 危害

4.2.1 当空气中天然气浓度达到5%~15%时,遇明火(包括金属撞击、电器启动产生的电火花),会发生爆炸着火;

4.2.2 当空气中一氧化碳浓度达到12.5%~74%时,遇明火(包括金属撞击、电器启动产生的电火花),会发生爆炸着火;

4.2.3 吸入一定浓度的一氧化碳对人体的影响:

a) 轻度中毒:患者可出现头痛、头晕、失眠、视物模糊、耳鸣、恶心、呕吐、全身乏力、心动过速、短暂昏厥。血中碳氧血红蛋白含量达10%-20%;

b) 中度中毒:除上述症状加重外,口唇、指甲、皮肤粘膜出现樱桃红色,多汗,血压先升高后降低,心率加速,心律失常,烦躁,一时性感觉和运动分离(即尚有思维,但不能行动)。症状继续加重,可出现嗜睡、昏迷。血中碳氧血红蛋白约在30%-40%。经及时抢救,可较快清醒,一般无并发症和后遗症;

c) 重度中毒:患者迅速进入昏迷状态。初期四肢肌张力增加,或有阵发性强直性痉挛;晚期肌张力显著降低,患者面色苍白或青紫,血压下降,瞳孔散大,最后因呼吸麻痹而死亡。经抢救存活者可有严重合并症及后遗症;

d) 中、重度中毒病人有神经衰弱、震颤麻痹、偏瘫、偏盲、失语、吞咽困难、智力障碍、中毒性精神病或去大脑强直。部分患者可发生继发性脑病;

e) 空气中的一氧化碳浓度达到50ppm时,健康成年人可以承受8小时; 达到200ppm时,健康成年人2-3小时后,轻微头痛、乏力;达到400ppm时,健康成年人1-2小时内前额痛,3小时后威胁生命; 到800ppm时,健康成年人45分钟内,眼花、恶心、痉挛,2小时内失去知觉,2-3小时内死亡;达到1600ppm时,健康成年人20分钟内头痛、眼花、恶心,1小时内死亡;达到3200ppm时,健康成年人5-10分钟内头痛、眼花、恶心,25-30分钟内死亡; 达到6400ppm时,健康成年人1-2分钟内头痛、眼花、恶心,10-15分钟死亡; 达到12800ppm时,健康成年人1-3分钟内死亡。

4.3 安全技术措施

4.3.1 对于设计中有或可能出现天然气、一氧化碳井的所有施工作业人员都应该接受天然气、一氧化碳气体防护知识的培训。

4.3.2 测、录、固、定等相关方人员在进入生产施工作业场所前,应接受天然气、一氧化碳气体安全防护教育,主体作业单位应与服务单位签订相关方告知书。

4.3.3 现场禁止使用明火。确需动火时,办理动火作业许可审批。动火作业具体执行bt.18.3《动火作业监控管理办法》。

4.3.4 探井、评价井、气井、欠平衡井及设计提示含天然气或一氧化碳气体的井,施工队伍应按照所在油田公司井控实施细则配备安全检测设备和防护设施,或至少配备以下安全检测设备和防护设施:

a)便携式复合气体监测报警仪3台,钻台操作人员、坐岗人员、生活区管理员各持1台;

b)含天然气井配备连续工作时间不少于半小时的正压式空气呼吸器5套,含一氧化碳井当班生产班组应每人配备1套连续工作时间不少于半小时的正压式空气呼吸器。

c)钻台上下、振动筛等易排出或聚集有毒有害气体的位置应安装排气量不小于10000m3/h的防爆鼓风机,鼓风机设置方向不能朝向

人员聚集场所;

d)测、录、固、定等配合作业的相关方单位应至少配备2台便携式复合气体监测报警仪,作业人员应每人配备一套连续工作时间不少于半小时的正压式空气呼吸器;

e)固定式和便携式复合气体监测报警仪应按要求定期进行校验。在超过满量程浓度的环境使用后或屏幕显示错误时,应重新校验,确保在有效期内使用;

f)正压式空气呼吸器附件完好,安装至备用状态,气瓶压力值28~30mpa,报警哨在4~6mpa报警;

g)正压式空气呼吸器应存放在方便、干净卫生且能快速取用的地方,不能上锁,至少每月检查一次,检查记录至少保留12个月;

h)充气泵放置在上风安全位置,确保启动时取用安全区域的空气。

4.3.5 井场及钻井设备的布置要求:

a)井场应选择在较空旷的位置,尽量在前后或左右方向能让盛行风畅通;

b)井场大小应满足:20及以下钻机:80m×80m;30钻机:90m×90m;40钻机:100m×100m;50钻机:105m×105m;70及以上钻机:110m×110m;

c)井场综合录井房、地质值班房、钻井液化验房、工程值班房等应摆放在井场季节风的上风方向,距井口不小于30m。锅炉房应置于距井口不小于50m的上风方向;

d)生活区应设置在距井场300m以外的位置;

e)正压防爆房进气管线应取用安全区域的空气;

f)在钻台、振动筛、坐岗房等处设风向标,在天车、紧急集合点、放喷口等处设彩旗作为风向标;

g)根据当时的风向和当地的环境,在井场分别设置两个紧急集合点,且位置合理,便于逃生;

h)辅助设备和机动车辆应尽量远离井口,进入井场的施工车辆应安装防火帽,非生产用车严禁进入井场,所有施工作业人员不得在发动着的车上睡觉;

i)井场自动点火装置用液化石油气钢瓶,放置于距井口30m以外的防爆区域,固定牢靠,应搭设防晒遮阳设施。需要放喷或经过液气分离器脱气手动点火时,由现场第一负责人指定专人佩戴正压式空气呼吸器,站在上风向距火口距离不少于10m的位置点火。点火时,应先点火,后通气;

j)点火装置处由专人坐岗,观察点火情况,确保点火装置保持燃烧状态。

4.3.6 设备配套及物资储备要求:

a)施工前应配备真空除气器、液气分离器、点火装置等设备;

b)打开油气层后,真空除气器视情况使用排气,排气管线引出15m以外点燃。

4.4 应急关键措施

4.4.1 一般生产井作业过程中一旦发现空气中天然气浓度达到临界报警值时,立即上报;现场作业人员应穿戴正压式空气呼吸器实施关井,所有人员撤至安全区域,并按上述探井、评价井、气井的设备设施配备要求配备相关设备。

4.4.2 作业过程中一旦发现空气中一氧化碳浓度达到临界报警值时,立即上报,现场作业人员穿戴正压式空气呼吸器实施关井,所有人员撤至安全区域,等待上级措施。

4.4.3 一旦发现人员中毒,施救人员立即穿戴正压式空气呼吸器将中毒者移至空气新鲜或空气流通的地方;如中毒者呼吸和心跳均停止时,应将其平放,实施心肺复苏进行抢救;拨打当地急救电话或立即把中毒者送往附近医院进行抢救。

第14篇 天然气加气站安全管理措施

一、天然气加气站概述

根据站区现场或附近是否有管线天然气,天然气加气站分为常规站、母站和子站。

常规站建在有天然气管线通过的地方,从天然气管线直接取气,天然气经过脱硫、脱水等工艺,进入压缩机进行压缩,然后进入储气瓶组储存或通过加气机给车辆加气。

通常常规站加气量在600~1000m3/h之间。

母站建在临近天然气管线的地方,从天然气管线直接取气,经过脱硫、脱水等工艺,进入压缩机压缩,然后进入储气瓶组储存或通过加气机给子站车或车辆加气。

通常母站加气量2500~4000m3/h之间。

子站建在加气站周围没有天然气管线的地方,通过子站转运车将从母站运来的天然气给天然气汽车加气,一般还需配置小型增压器和地面瓶组。

为提高转运车的取气率,用增压器将转运车内的低压气体升压后,转存在地面瓶组内或直接给天然气汽车加气。

子母站方式适合在城市人口密集、天然气管线布局不普遍的地方。

《汽车用燃气加气站技术规范》(cjj 84—2022)规定,根据加气站储气装置容积vn的大小,天然气加气站可分为一级站、二级站、三级站,如表6-5所示.

表6-

5 天然气加气站分级

级别

储气装置总容积/m3

级别

储气装置总容积/m3水容积

标准状态下体积

水容积

标准状态下体积

一级站

123.000n≤4000

三级站

v≤6

vn≤1500

二级站

6

1500n≤3000

根据加气所需时间,加气站分为快充站和慢充站。

慢充站主要由充气阀、压力表、软管和连接器组成,只配有少量甚至没有高压存储容器。

慢充站通常在晚上对车辆加气,压缩机将天然气压缩后送入通往每辆汽车的分配管中,再经加气机进入汽车燃料罐,燃料罐加满后自动停止加气。

这种配置很经济,而且具有很高的可靠性。

加气时间随压缩机排量、加气汽车数量及燃料罐的容量不同而变化。

快充站是加气速度很快的加气站,由于车载燃料罐容积大小不等,加气时间通常为3~10min。

为实现快速加气,站区一般都配有高压容器预先存储气体,弥补压缩机排量不足的影响,储气容器通常采用高、中、低三组asme瓶组,即阶式(casecade)储气瓶组。

公共加气站多属于这种类型。

二、加气站选址

加气站的建设目前有两个标准可参照执行,一是行业标准《汽车用燃气加气站技术规范》(cjj 84—2022),一是国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》(gb 50156—2022)。

这两个规范各有侧重,是建设加气站的主要标准。

加气站选址时应符合城市规划、防火要求和环境保护,并应选在交通便利的地方。

一般加气站宜设置在工厂和居民区全年最大风向频率的下风侧,并选择在通风良好的地点。

加气站的储罐与周围建筑物、构筑物、道路等的安全距离应符合有关的国家规范和标准。

在规划城市加气站网络时,必须与当地燃气汽车的发展、燃气供应等规划相适应。

此外,还需考虑加气站与整个网络间的关系,如加气站的间距;

若是油气合一站,还要考虑与原加油站网络合理匹配等。

它的规划布点应遵循下列基本原则。

1. 尽量避开重要公共建筑、居民区、工业区

重要公共建筑和涉及国计民生的其他重要建、构筑物主要是指省级和省级以上的机关办公楼、电子计算中心、通讯中心、文物古迹以及体育馆、影剧院、大型商场、宾馆、车站、机场大楼等;

居住区涉及民用建筑和明火;

工业区涉及危险物料的储存和使用。

加气站属易燃易爆场所,一旦引发事故,将会造成很大损失。

2. 综合利用土地

在城市中心及边缘区域建加气站,土地资源十分宝贵,合理利用土地是城市建设节约用地的一个基本准则。

加气站占地面积较少(一般二级站用地规模在2022m2左右),布置灵活,同等规模的地块做为其他用途往往难度较大,而用作建加气站却十分适宜。

因此,加气站选择要因地制宜,可以选择由河流、绿地、公路、高架等大型交通设施等切割形成的边角地带,亦可充分利用废弃地仓库、工厂用地等。

3. 交通流量大

车辆通过频率过低,加气站将难以生存。

因此市中心区域、过境交通道路边、高速公路路边等地段是加气站布点的最佳选择,大型公共汽车停车库(场)、专业运输公司也可就近设置专用加气站。

根据经验,如果加气站进出口布置是由一个方向道路进站,而由不同方向的道路出站,站内交通线路组织最为顺畅,占地面积最为经济(大约可节约30%的占地面积),亦可吸引两个不同交通流向的交通车辆,同时该地域一般视野开阔,具有无形的广告效应,因此城市道路交叉口地带往往成为加气站首选的站址。

但是处于城市道路交叉口的地段地价较高,运营成本会上升,进出站的地方往往会加剧城市交通的拥堵,而且城市公共汽车站点为方便换乘,一般也设置在交叉口附近,加气站的进出口处理不好,就会影响乘客候车,所以建站标准中规定不宜将站址选在城市干道的交叉路口附近。

4. 合理确定最优服务半径

城市加气站的规划布点要总体均衡分布,必须考虑服务半径问题。

根据一般人的心理习惯,人们总是选择就近加气,没有特殊原因不会特地去选择某一个地方加气,因此任一加气站的主要客户总是某一特定道路上的交通车辆。

如果同一区域内加气站布置过密,服务半径交叉,将不利于加气站的销售经营,造成重复建设。

服务半径过大,就会形成若干地方的盲点。

当然服务半径不是一个固定的数字,应综合考虑交通频率、交通量、交通流向等因素,不同的区域要分别对待经综合考虑后再加以确定。

加气站与加油站都是为汽车加注燃料的场所,在站址的选择上,应满足与加油站相同的要避开土质疏松地区及泄洪道等,以免增加工程造价,加大施工难度及施工时间。

加气站与加油站加注的介质不同,设计时执行的标准也不同,在选址时除应注意上述要求外,还应注意以下三点。

(1) 加气站应有可靠的水源,最好靠近城市消防水加气站是一个独立的整体,除需满足饮用、洗手、擦地等少量生活用水外,还应油间断的生产用水。

《汽车用燃气加气站技术规范》(cjj 84—2022)中规定,对地上罐应设固定喷淋装置,喷淋时喷淋水要求覆盖全罐。

加气站必须设消火拴,地上罐与消火栓的距离为30~50m,消火栓与地下罐的距离为20~45m。

二级站消防用水量不应小于15l/s,三级站消防用水量不应小于10l/s,因此必须有水量充足的可靠水源。

若离城市消防水源近,可用城市消防水作为加气站的消防水,大大减少投资,加快建设速度;

若离城市消防水较远或供水压力不能满足要求,应设消防水池和消防水泵。

(2) 应有可靠的电力资源加气站分为储存区和经营区两部分。

储存区需要用电的设备有卸车泵、充装泵、加气机、消防泵等。

经营区的照明设备、电器仪表(如可燃气体报警器)等都需要有不间断的电源保证,以便加气站能够正常经营,同时保证消防系统能随时投入使用。

(3) 应避免在地下有建筑物的地方建站为了防止窝气,形成火灾、爆炸隐患,加气站内不能有人防或其他地下通道,也不得有井、巷、坑、穴等。

对设置的水沟、水井、管沟必须密封以防窝气、聚集,引起火灾。

三、压缩天然气加压站

压缩天然气(cng)加压站也称加气母站,cng通常是指压缩到20~25mpa的高压天然气,cng约为标准状态下同质量天然气体积的1/250~1/300。

加气母站的任务是使充装气瓶转运车或售给cng汽车的cng达到汽车用cng的技术指标,并且不得超压过量充装;

保证气瓶转运车或cng汽车的压力容器在该城镇地理区域极端环境温度下安全运行,即该压力容器工作压力始终在允许的最高工作压力(最高温度补偿后)以下。

由压缩机组将天然气管线中的天然气压力由0.6~0.8mpa或0.8~1.0mpa压缩到2

6.6mpa。

车载气瓶或子站车的天然气压力为20.7mpa。

一般规定该压力容器充满

加气母站一般以充装气瓶转运车为主,以售气为辅;

或者只充装气瓶转运车而不向cng汽车售气。

1. cng加气母站的工艺流程

加气母站主要由以下几个系统组成:

① 调压计量系统;

② 净化和干燥系统;

③ 压缩系统;

④ 储气系统;

⑤ 控制系统(自动保护、停机及顺序充气等);

⑥ cng售气系统。

图6-1加气站流程示意简图。

(1) 调压计量调压计量系统由进气控制阀、滤清器、调压阀、流量计和安全阀组成。

从天然气管道来的天然气通过进气控制阀、滤清器后进入调压阀,将天然气压力调至天然气压缩机需要的进气压力,然后进入压缩机加压。

(2) 净化和干燥由于cng从高压气瓶到发动机的过程中要经过几次减压,减压过程中会出现局部低温,因而对于作为汽车燃料的天然气需要比管道天然气更严格的气质标准,以避免天然气的高压、低温或腐蚀造成水和烃类的凝结聚集,使材料失效或管道堵塞而影响正常工作。

这就要求对进入加气站的天然气在压缩前和压缩后进行净化和干燥处理,即脱硫、脱烃和脱水。

(3) 压缩压缩系统包括:进气缓冲罐、压缩机主机、润滑系统、冷却系统等。

缓冲罐可减轻进气压力波动给机组带来的振动,避免对机组零部件造成损害;

润滑和冷却的目的是为了保障天然气在最终排气压力(25mpa)下正常运行和温度不超过设计要求。

(4) 储气加气站的储气容器一般采用储气瓶组。

储气瓶宜按运行压力分高、中、低三级设置,各级瓶组应自成系统,由顺序控制盘进行充气和售气的自动控制。

低压系统先将cng汽车内置气瓶压力升至1ompa,中压系统再将其继续升至13mpa,高压系统最终将其升高至cng汽车储气瓶最高工作压力20mpa。

(5) 控制控制系统包括电源控制、压缩机运行控制、储气控制和售气控制。

(6) 售气售气系统由售气机和其气路系统组成。

当向气瓶转运车(或)cng汽车上的气瓶充气时,来自加气站储气瓶组的高压天然气流经加气柱(或售气机)的质量流量计,流量计传感器产生的脉冲信号,经变送器(检测器)传送给电子装置(微电脑装置),再由电脑识别传送来的脉冲信号进行计量、计价和显示。

售气机气路系统负责完成对售气过程的顺序控制和售气结束后自动 电磁阀。

2. 加气母站的主要设备

(1) 天然气压缩机压缩机是cng加气站的关键设备,加气站的压缩机与一般压缩机相比,其排气量小,但压缩比高。

压缩机性能好坏直接影响加气站的稳定运行。

目前,国内外压缩机生产厂家均有定型产品,如何选型,需综合比较并根据用户的要求进行选择。

(2) 储气装置目前,站内高压储气方式主要有三种:小储气瓶组、大容积储气瓶、地下储气井。

小储气瓶组是指用储气瓶(60l或80l)用管线串联成组储气,其特点是投资少,每立方水容积投资(包括连接管线)约2万元,且利于储气瓶容积按高、中、低压1:2:3的比例分组;

缺点是接口多,安装复杂,占地大,压力容器年检时很麻烦。

大容积储气瓶储气的特点是安装方便,接口少,即泄露点少,工艺管线简单,占地较储气瓶组小,压力容器年检较储气瓶组简单。

但其投资较高(每立方水容积投资国内约

4.5万元,国外约为

1.2万美元)。

地下储气井是利用钻井套管制作的深100m左右的地下储气装置。

其优点是占地小,地上连接管线简单。

缺点是施工较困难,投资大(每立方水容积投资约

6.5万元)。

(3) 加气岛及加气柱加气岛、加气柱是给气瓶转运车及cng汽车上的气瓶充气的场所。

一般设在采用非燃烧材料筑成的罩棚内,罩棚有效高度不应小于

4.5m,罩棚与加气柱的水平距离不小于2.0m;

加气岛略高出车位地坪0.15~0.2m,其宽度不小于

1.2m,其端部与罩棚支柱净距不应小于0.6m。

加气柱设施应根据地区环境、温度条件建设,应设有截止阀、泄压阀、拉断阀、加气软管、加气嘴(枪)和计量表(压力一温度补偿式流量计),其进气管道上应设止回阀。

拉断阀在外力作用下分开后,两端应自行密封。

加气柱充装cng的额定压力为20mpa,计量准确度不应小于1.0级,最小计量分度值为0.1kg。

(4) 气瓶转运车 cng子站的气瓶转运车的气瓶组,与加压、加气站内储气装置的气瓶组一样有几种形式,但管束式大气瓶转运车用得较多。

气瓶转运车一般由框架管束储气瓶组、运输半挂拖车底盘和牵引车三部分组成,实际上其本身就是cng子站的气源。

常用管束气瓶组有7管、8管和13管等几种组合。

(5) 压缩机入口过滤器压缩机入口过滤器下部采用椭圆形封头,上部采用快开盲板便于滤芯更换。

支座为腿式支座。

容器类别为ⅰ类。

压缩机入口过滤器内装设过滤元件,过滤元件具有除尘效率高、阻力小、过滤比表面积大、耐腐蚀等优点,能有效滤除天然气中的粉尘、液滴,对粒径大于1~3μm的液滴其捕集率可达99%,对粒径大于5μm的液滴其捕集率可达9

9.9%,保证了工艺要求。

为便于拆卸、更换滤管减轻劳动强度在过滤器上部采用快开盲板结构。

其几何尺寸一般为dn300m、h2950m(立式)。

(6) 管线连接系统站内压缩后的天然气管线具有压力高、管径小的特点,因此对该管线采用卡套连接的方式。

国外生产卡套的厂家较多,在中国用得较多的是美国几家公司的产品,其外径在ф10~ф22之间。

国内也有厂家生产,例如乐山长江仪表厂,但国内卡套在外径较大(一般大于14mm)时,密封性较差。

压缩后的天然气管线设计压力为30mpa。

(7) 控制系统加气母站的控制系统对于其正常运行非常重要,一个自动化程度高、功能完善的控制系统可以极大提高加气站的工作效率,保证加气站的安全、可靠运转。

加气母站的控制系统主要有电源控制、压缩机运行控制、储气系统的优先控制、售气控制。

压缩机运行控制及售气机的售气控制一般分别由压缩机及售气机厂家配套供应,国外压缩机控制系统一般包括储气系统的优先充气控制,也有的不包括,而通过顺序程控盘来实现;

国内压缩机控制系统无储气系统的优先充气控制,其储气系统的优先充气控制均通过顺序程控盘来实现。

(8) 各类仪表在满足工艺要求的前提下,应使仪表品种统一,减少备品备件品种,为仪表的维护提供方便。

所有仪表均为隔爆型,防护等级不低于ip65.

① 温度仪表温度检测可选用结构简单、维护量小、无漂移的隔爆型号钼电阻(pt100),精度a级,所有铂电阻配安装套管。

② 压力仪表压力检测全部选用智能压力变送器。

③ 流量仪表天然气出加气母站和进加气母站流量检测可选用涡街流量计,并进行温、压补偿,加气枪入口流量检测选用高压涡街流量计并进行温、压补偿。

④ 紧急切断阀考虑到进站气的露点比较低,可以用天然气作气源,因此进站紧急切断阀可选用气动球阀。

⑤ 可燃气体浓度检测与报警对可能出现可燃气体的压缩机组、加气区、储罐区进行监测,选用可燃气体报警器对可燃气体进行检测,浓度超标时进行报警,提示操作人员及时处理。

⑥ 火灾探测与报警车库内设感温、感烟探测器,信号传到火灾联动控制器。

3. 加气母站的安全管理与防护

① 安全间距方面

a. 储气瓶组、放散管管口和加气柱与站外建、构筑物的防火间距。

b. 站内设施之间的防火间距。

压缩天然气加气站与天然气储配站合建时,站内的天然气储罐与气瓶车固定车位的防火间距不应小于表6-6的规定。

表6-

6 天然气储罐与气瓶车固定车位的防火间距 单位:m

储罐总容积/m3

≤50000

>50000

气瓶车固定车位最大储气容积/m3

≤10000

>10000~≤30000

12.0

15.0

15.020.0

注:1. 气瓶车固定车位最大储气容积(m3)为固定车位储气的各气瓶车总几何容积(m3)与其最高储v气压力(绝对压力102kpa)乘积之和,并除以压缩因子。

2. 天然气储罐与气瓶车固定车位的防火间距,除符合本表规定外,还不应小于较大罐直径。

压缩天然气加气站与天然气储配站的合建站,当天然气储罐区设置检修用集中放散装置时,集中放散装置的放散管与站外、内建、构筑物的防火间距不应小于表6-

7、表6-8的规定。

集中放散装置的放散管与气瓶车固定车位的防火间距不应小于20m。

气瓶车固定车位与站外建、构筑物的防火间距,不应小于表6-9的规定。

气瓶车固定车位与站内建、构筑物的防火间距不应小于表6-10的规定。

② 为了在偶发事故时能及时切断气源,避免次生灾害产生,应在进站天然气管道上设置手动快速切断阀,一般设于阀井内,若母站从城镇高、中压输配管道上取气时,还应在紧急切断阀后再设安全阀,并选用全启封闭弹簧式,其开启压力为站外输配系统允许最高压力的0.9倍。

③ 站内每个储气瓶均应设安全阀、截止阀及紧急放散管。

各瓶组应设压力表(压力传感器)和超压报警器。

④ 站内压缩机前的缓冲罐和各级出口均应设置安全阀。

表6-

7 集中放散装置的放散管与站外建、构筑物的防火间距

项目

防火间距/m

明火或散发火花地点3.0

民用建筑25甲、乙类液体储罐、易燃材料堆场25室外变配电站3.0

甲、乙类物品库房,甲、乙类生产厂房25其他厂房20

铁路(中心线)

40

公路、道路(路边)

高速、ⅰ、ⅱ级、城市快速路

15其他

10

架空电力线(中心线)

>380v2.0倍杆高

≤380v

1.5倍杆高

架空通信线(中心线)

国家ⅰ、ⅱ级

1.5倍杆高

其他

1.5倍杆高

表6-

8 集中放散装置的放散管与站内建、构筑物的防火间距

项目

防火间距/m

项目

防火间距/m

明火或散发火花地点3.0

控制室、配电间、汽车库、机修间和其他辅助建筑25办公生活建筑25

燃气锅炉房25可燃气体储气罐20

消防泵房、消防水池取水口20

室外变配电站3.0

站内道路(路边)2调压间、压缩机间、计量间及工艺装置区20

站区围墙2表6-

9 气瓶车固定车位与站外建、构筑物的防火间距 单位:m

项目

气瓶车固定车位最大储气容积/m3>4500~≤10000

>10000~≤30000

明火、散发火花的地点,室外变、配电站25.03.0.0

重要公共建筑

50.0

60.0

民用建筑25.03.0.0

甲、乙、丙类液体储罐,易燃材料堆放,甲类物品库房25.03.0.0

其他建筑

耐火等级

一、二级

15.020.0

三级20.025.0

四级25.03.0.0

铁路(中心线)

40.0

公路、道路(路边)

高速,ⅰ、ⅱ级、城市快递20.0

其他

15.0

架空电力线路(中心线)

1.5倍杆高

架空通信线路(中心线)

ⅰ、ⅱ级20.0

其他

1.5倍杆高

注:气瓶车在固定车位储气总几何容积不大于18m3,且最大储气容积不大于4500m3时,应符合现行国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》gb 50156的规定。

表6-10 气瓶车固定车位与站内建、构筑物的防火间距 单位:m

名称

气瓶车固定车位最大储气容积/m3>4500~≤10000

>10000~≤30000

明火或散发火花的地点25.03.0.0

压缩机室、调压室、计量室

10.0

12.0

变、配电室、仪表室、燃气热水炉室、值班室、门卫

15.020.0

办公生活建筑20.025.0

消防水泵房、消防水池取水口20.0

站内道路(路边)

主要

10.0

次要

5.0

围墙

6.0

10.0

注:1. 变、配电室、仪表室、燃气热水炉室、值班室、门卫等用房的建筑耐火等级不应低于现行国家标准《建筑设计防火规范》gb 50016中“二级”规定。

2. 露天的燃气工艺装置与气瓶车固定车位的间距可按工艺要求确定。

3. 气瓶车固定车位储气总几何容积不大于18m3,且最大储气容积不大于4500m3时,应符合现行国家标准《汽车加油气站设计与施工规范》gb 50156的规定。

⑤ 站内的泄压装置应具备足够的泄压能力。

泄放气体应符合下列规定:

a. 泄放量较小的气体(如仪表泄气)可排入大气;

设有放散管时,放散管宜垂直向上,管口高出设备平台不应小于2m,且应高出所在地面5m;

b. 泄放量大于2m3,泄放次数平均每小时2~3次以上的操作排放,应设专用回收罐;

c. 泄放量大于500m3的高压气体,如储气瓶组放气、火灾或紧急检修设备时排放系统内气体等,应通过放散管迅速排放。

⑥ 天然气放散管宜按不同压力级别系统分别设置放散管。

放散管应设置在室外安全区域内,宜高于建筑2m,高出所在地面5m,与封闭或半敞开建筑物门窗的水平间距不应小于2.5m,安全阀放散管口应设防雨罩。

并应符合表6-11的规定,与站内设施之间的防火间距符合表6-12的要求。

⑦ 站内的设备及管道,凡经增压、输送、储存需显示压力的地方;

均应设压力测点,各压力表量程范围为2倍工作压力,准确度不应低于

1.5级,并设有拆卸压力表用安全泄压孔。

⑧ 站内调压箱、压缩机组、变配电间、储气装置和加气岛等危险场所应设置天然气检漏报警探头。

检漏警报装置的安装与使用应符合现行国标《爆炸性环境用电气设备》gb 3836的相关规定并集中设置,并与本站供电系统(不包括消防泵)连锁和配置不间断电源。

⑨ 加气母站根据工艺参数的检测和控制调节自动化程度不同,应明示全流程设备、仪表、动力的配置外,还要标出

一、二次仪表、遥控调节、参数记录或累计、报警与连锁装置的设置点及其功能。

⑩ 加气母站供电负荷等级为三级,流程上的信息系统应设置应急电源。

供电电源宜采用6/1okv外接电源,供电系统宜设单独的计量装置;

低压配电装置允许设在加压加气站的站房内,其配电装置所在的房门、窗口均应与生产工艺操作装置保持大于6m的净距;

站内各操作间和营业室均应设置事故照明,其连续照明时间不少于20min;

站内爆炸危险区域以外的照明,可选用非防爆型灯具,但罩棚下的灯具应选防护等级不低于ip44级的节能型灯具。

表6-11 储气瓶组、放散管管口和加气柱与站外建、构筑物的防火间距单位:m

项目

名称

储气瓶组、脱水装置

放散管管口

加气柱、压缩机

重要公共建筑物

100

100

100

明火或散发火花地点3.02520

民用建筑物保护类别

一类保护物3.02520

二类保护物2020

14三类保护物

18

15

12站外甲、乙类物品生产厂房及库房和甲、乙类液体储罐2525

18其他类物品生产厂房库房和丙类液体储罐以及容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐

18

18

13室外变配电站2525

18铁路3.03.022城市道路

快速路、主干路

12

10

6次干路、支路

10

8

5架空通信线

国家

一、二级

1.5倍杆高

1.5倍杆高

不应跨越加气站

一般

1.0倍杆高

1.0倍杆高

架空电力线

(电压>380v)

1.5倍杆高

1.5倍杆高

不应跨越加气站

(电压≤380v)

1.5倍杆高

1.0倍杆高

注:1. 明火或散发火花地点和甲、乙类液体的定义应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》的规定。

2. 重要公共建筑物及其他民用建筑物保护类别划分应符合现行国家标准《汽车加油加气站设计及施工规范》(gb 50516—2022)的规定。

3. 加压站的撬装设备与站外建、构筑物的防火距离,应按本表相应设备的防火距离确定。

4. 压缩天然气工艺设备与郊区公路的防火距离按照城市道路确定;

高速、ⅰ、ⅱ级公路按照城市快速路、主干路确定,ⅲ、ⅳ级公路按照城市次干路、支路确定。

表6-12 站内设施之间的防火间距 单位:m

设施名称

储气瓶组

压缩机间

调压间

脱硫干燥装置

加气柱(机)

站房

其他建、构筑物

燃油、

气热水炉

变配电间

道路

站区围墙

储气瓶组

1.53.

3.5

6

510

14

6

43.压缩机间

—

4

54

510

12

622调压间

—

56

510

12

622脱硫干燥装置

—

55

10

12

623.加气柱(机)

—

58

12

6

—

—

站房

—

6

—

—

—

—

其他建、构筑物

—

5—

—

—

燃油、气热水炉

5—

—

变配电间

—

—

—

道路

—

—

站区围墙

—

注:1. 压缩天然气加压站内压缩机间、调压器、变配电间与储气装置的距离不能满足上表的规定时,可采用防火墙,其防火间距不限。

2. 其他建筑物、构筑物系指根据需要设置的汽车洗车房、加润滑油间、零售油品间、小商品便利店等。

3. 其中“—”表示无防火间距要求。

4. 压缩天然气站的撬装设备与站内其他设施的防火距离应按本表相应设备的防火间距要求。

四、压缩天然气加气子站

(一) 加气子站基本流程

加气子站系统流程是将cng转运车上的气经接气柱接受后,在子站配置的plc自控系指令下,经调压阀到洗涤罐,再经压缩机升压后,经分配阀到地面瓶组,再通过分配阀加气机给车辆加气。

压缩机在整个流程中完成将转运车上的气体升压的任务。

加气子站是cng供应系统中仅供cng汽车加气(售气)的站,可根据城镇管理和道路规划要求进行布点。

在经营内容和形式上可以只供cng,称为cng加气站,或者在城镇原有的加油(汽、柴油)站的基础上扩建cng加气系统称为油气合建站,或者新建既能加油又能加气的油气合建站。

加气子站与加压母站不同之处在于其气源压力很高(气瓶转运车额定压力为20mpa),也不需要对天然气再进行预处理。

对负荷不均匀的快充加气系统,除了可配置容量和级数较少的多级压缩机外,在加气作业快速、精确、安全和高效方面有很高的要求。

图6-2为某加气子站工艺流程简图。

按上述流程,首先必须将站内卸气柱的卡套软管快速接头与气瓶转运车的卸气主控阀接好。

经优先/顺序控制盘选择启动顺序控制阀,在压缩机、储气装置和加气机之间形成以下四种流程。

(1) 气瓶转运车—加气机(计量)—充车载气瓶。

(2) 气瓶转运车—压缩机—加气机(计量)—充车载气瓶。

(3) 储气装置—加气机(计量)—充车载气瓶。

(4) 气瓶转运车+压缩机—储气装置。

控制盘通过一系列气动阀或电动阀不断地切换,控制着储气装置瓶组的取气顺序和压缩机的自动启闭。

随着cng汽车车载气瓶一辆接一辆地取气,站上储气装置中被利用的某瓶组的压力就不断下降,直至两者压力平衡时则按高效充气顺序原则把车载气瓶切换到更高一级的瓶组来取气,依次逐级阶式启充转移储气装置中各瓶组的气体。

当加气负荷很大时,可以启动压缩机直接向车载气瓶补气。

这样以低、中、高压瓶组顺序取气优先级和压缩机补气为最后优先级的系统流程,可以提高气瓶利用率和最大限度地减少压缩机频繁启动。

加油和压缩天然气合建站的等级划分见表6-13.

表6-13 加油和压缩天然气合建站的等级划分

级别

油品储罐容积/m3

压缩天然气储气设施总容积/m3总容积

单罐容积

一级

60~100

≤50

≤12一细

≤60

≤30

注:柴油罐答积司折半计人入油罐总答积。

为有利于节约城市用地、有利于经营管理,也有利于燃气汽车的发展,规范中允许汽车加油站和加气站合建。

不同级别的加气站与加油站合建时,应分别按其等级划分规定来确定各自的级别,执行相关的国家标准。

压缩天然气(cng)的储气设施主要是起缓冲作用的,储气设施容量大,使用经济,操作也方便。

但为了控制加气站的风险度,避免过大的投资,规定在城市建成区的加气站储气设施总容积不能超过16m3,油气合建站的储气总容积则不能超过12m3.

(二) 天然气汽车加气过程

(1) 将接地把钳牢固地夹在转运车尾部接地卡板上。

(2) 打开转运车尾部阀箱内的刹车装置,将加气软管对准转运车上加气口插上,检查是否接牢。

(3) 缓慢打开转运车上加气口的主阀门。

(4) 缓慢打开转运车上的各个瓶组阀门。

(5) 打开接气柱上的球阀,加气开始。

(6) 注意车上压力表、温度表(不可超过60℃)的读数。

(7) 加气完毕后,记录加气情况。

(8) 转运车上的各个瓶组阀门。

(9) 转运车上加气口的主阀门。

(10) 打开接气柱上的进气阀,打开接气柱上的放空阀,直至压力表读数为0。

(11) 接气柱上的放空阀,拔下快装接头。

(12) 将接地把钳从转运车尾部接地卡板上撤去。

(13) 待汽车司机签字后,发出转运车离开指令。

(三) 转运车在子站卸气过程

转运车司机将车就位后,摇起拖车支撑臂,断开牵引头与拖车的连线(制动、指示灯等),而后驾驶牵引车头离开。

加气工必须在加气机停机、地面瓶组充满、压缩机停止运转后,方能更换转运车,转运车部气过程如下。

(1) 将接地把钳牢固地夹在转运车尾部接地卡板上。

(2) 打开转运车尾部阀箱内的刹车装置,将加气软管对准转运车上加气口插上,检查是否接牢。

(3) 打开转运车上加气口的主阀门。

(4) 缓慢打开转运车上的各个瓶组阀门。

(5) 过约1min后,打开接气柱上的主阀门。

(6) 卸气、加气开始。

(7) 等压力低至4~5mpa时,停止向加气机加气,待压缩机停机后, 转运车上的各个瓶组阀门。

(8) 转运车上加气口的主阀门。

第15篇 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定

本标准规定了石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产的基本要求。

本标准适用于陆上石油与天然气钻井、开发、储运生产作业。浅海石油与天然气的钻井

储运生产作业亦可参照执行。

下列标准所包含的条文、通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所有版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

gnl6-勺1  建筑设计防火规范

gbj 74-书4  石油库设计规范

gbjl40-音0  建筑灭火器配置设计规范

gb 50058-书2  咫炸和火灾危险环境电力装置设计规范

gb 50151吨2  低倍数泡沫灭火系统设计规范

gb 50183-粤3  原油和天然气工程设计防火规范

syjl3吨6  原油长输管道工艺及输油站设计规范

syj 25书7  油气田爆炸危险场所分区

syj 31吨8  石油工业用加热炉安全规定

sy 0075却3  油罐区防火堤设计规范

syj 400l-力o  长辅管道线路工程施工及验收规范

sy 5053.1-粤2  地面防喷器及控制装置

sy 50532-9l  地面防喷器及控制装置

3钻井

3.1  设计

开钻前应有经过审批的钻井没计。

3.1.1  以地质部门提供的地层孔隙压力和破裂压力梯度为依据进行设计。

3.1.2  地质设计户，应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，并特别注明含硫化氢地层深度和估计含量，有漏失可能的井，要储备一定量的堵漏材料。

3.1.3  井控装置和完井井口的工作压力，应以全井最高地层孔隙压力为准。

3.1.4  探井和高压油、气、水井应根据本地区的实际情况.明确规定加重钻井液和加重材料的储备量，其数量不少于一次压井的需要量。

3.1.5  对井场周围2km以内的居民住宅、学校、厂-矿等的火源进行勘查.在发生井喷失控及有硫化氢气体溢出时.应立即通知上述单位、人员熄灭火种，必要时要迅速撤离危险区。

3.2  井场及钻井设施

3.2，1  井口距民房100m以外。井场边缘距铁路、高压线及其它永久性设施不应少于50m。

3.2.2  井场布局要考虑风频、风向。井架大门方向，尽量朝南或朝东。在井场明显处，应设置安全防火标志。

3.2.3  在草原、苇塘、林区钻井时，井场周围应有防火隔离墙或隔离带。

3.2.4  钻台及机、泵房应无油污。钻台上下及井口周围禁止堆放易燃、易爆物品及其它杂物

3.2.5  柴油机排气管应有阻火装置，排气管出口不应指向油罐区。

3.2.6  井场电路宜采用ycw防泊橡套电缆。按钻机型号选用的橡套电缆规格见表1。

表1  钻机型号和选用的橡套电缆规格

钻  机  型  号

电    缆    规    格、  mm9

主  要  电  路

分  支  电  路

ycw2×25-3×50十1×16

ycvv2×2.5-3×25十1_10

ycw2×2.5-3×16十1×6

ycw3×25十1×10

ycw2×2.5-3×10十1_ 6

3.2.7  钻井液循环罐及振动筛应焊接电缆桥架和电细穿线钢管。

3.2.8  1-6号钻井液循环罐及振动筛的每一个罐体两端配备防爆接插件分线盒连接应配备防爆接插件。

7  天然气加压、处理及储存

7.1  加压

7.1.1  天然气压缩机房的建造应符合防火、防爆要求。

厂房结构宜为敞开式或半敞开式，如为封闭式则应满足有关规范的换气次数。

如采用机械通风方式满足换气次数要求时所采用的通风换气设备应按gbjl6规定。

封闭式厂房要有符合防爆要求的泄压面积。泄压面积与厂房体积之比值。应按gbjl6规定。

压缩机房的电气照明及布线，应按gb 50058和syj 25规定。

7.1.2  根据天然气压缩机所配套购动力机的类型。采取相应的防止和消除火花的措施。

7.1.2.1  可采用防爆型电动机驱动。如采用燃气发动机或燃气轮机驱动，应将原动机的排气管出口引至室外安全地带或在出口处采取消除火花的措施。

7.1.2.2  压缩机和动力机间的传动设施采用三角皮带或联轴器、不应使用平皮带。

7.1.3  非防爆的自控仪表箱、配电箱、应设在天然气压缩机房外，否则应设置正压通风设施。

7.1.4  天然气压缩机及其连接的管汇应接地，接地电阻不大于10欧姆。低压吸入管应有防止进入空气的措施，高压排出管线应设单向阀。防止天然气倒流。