09年注册安全工程师考试复习指导7

　　石油天然气油气储运技术

　　二、输油气站场

　　1.一般规定

　　输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知。对进人输油气站的外来人员应进行安全注意事项及逃生路线等应急知识的教育培训。石油天然气站场总平面布置.应根据其生产工艺特点、火灾危险性等级功能要求，结合地形、风向等条件。经技术经济比较确定。石油天然气站场内的锅炉房、 35kv及以上的变(配)电所、加热炉、水套炉等有明火或散发火花的地点，宜布置在站场或油气生产区边缘。石油天然气站场总平面布置应符合下列规定：

　　(1)可能散发可燃气体的场所和设施，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。

　　(2)甲、乙类液体储罐，宜布置在站场地势较低处，当受条件限制或有特殊工艺要求时，可布置在地势较高处，但应采取有效的防止液体流散的措施。

　　(3)当站场采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄漏可燃液体漫流的措施。

　　(4)天然气凝液，甲、乙类油品储罐组，不宜紧靠排洪沟布置。

　　2输油站

　　(1)输油站的选址。应满足管道工程线路走向的需要，满足工艺设计的要求;应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定;应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。

　　应贯彻节约用地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率，贯彻保护环境和水士保持等相关法律法规。

　　站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。

　　站场选址应避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段;在山区，应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避开窝风地段;在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经的沟谷，防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定;应避开洪水、湖水或浪涌威胁的地带。

　　(2)输油站场的消防。石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质，存储方式、储存温度及所在区域消防站布局及外部协作条件等综合因索确定。油罐区应有完备的消防系统或消防设备;罐区场地夜间应进行照明，照明应符合安全技术标准和消防标准。应按要求配备可燃气体检测仪和消防器材;站场消防设施应定期进行试运行和维护。

　　(3)输油站的防雷、防静电。站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应接GB 50057的有关规定执行;装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测;工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。

　　(4)输油站场工艺设备安全要求。工艺管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验，管线设备、阀件应严密无泄漏;设备运行不应超温、超压、超速、超负荷运行，主要设备应有安全保护装置;输油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数;定期对原油加热炉炉体、炉管进行检测，间接加热炉还应定期检测热媒性能，加热炉应有相应措施，减少对环境造成污染的装置与措施;储油罐的安装、位置和间距应该符合设计标准;对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应按相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验;管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求;应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态，并进行评价;臂网和钢质设备应采取防腐保护措施;根据运行压力对管道和设备配置安全泄放装置，并定期进行校验;定期测试压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄放阀设定参数;定期对自动化仪表进行检测和校验3输气站

　　(1)输气站的选址。输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段;站的区域布置、总平面布置应符合GB 50183和GB 50251的规定，并满足输送工艺的要求。

　　(2)输气站场设备。进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀;压缩机房的每一操作层及其高出地面3 m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口及通向地面的梯子，操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于 25 m，安全出口和通往安全地带的通道，应畅通无阻;工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验;输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程;含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水;站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设;清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。

　　(3)输气站场的消防。天然气压缩机厂房的设置应符合GB 50183和GB 50251的规定;气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150 m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置;站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合GB 50140;站内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。

　　(4)输气站场的防雷、防静电。输气站场内建(构)筑物的防雷分类及防雷措施符合GB 50057;工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地;可燃气体、天然气凝液的钢罐应设防雷接地;防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10 Ω,仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30Ω;对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电的设备和管道，均应采取防静电措施;每组专设的防静电接地装置的接地电阻不宜大于100Ω。

　　(5)泄压保护设施。对存在超压可能的承压设备和容器，应设置安全阀;安全阀、调压阀、ESD系统等安全保护设施及报警装置应完好使用，并应定期进行检测和调试;安全阀的定压应小于或等于承压管道、设备、容器的设计压力;压缩机组的安全保护应符合GB 50251的有关规定。三、防腐绝缘与阴极保护

　　埋地输油气管道应设计有符合现行国家标准的防腐绝缘与阴极保护措施。

　　在输油气臂道选择路由时，应避开有地下杂散电流干扰大的区域。电气化铁路与输油气管道平行时，应保持一定距离。管道因地下杂散电流干扰阴级保护时，应采取排流措施。输油气管道全线阴级保护电位应达到或低于-0.85 v(相对Cu/CuS04电极)，但最低电位不超过-1.50v。管道的管理单位应定期检测管道防腐绝缘与阴级保护情况。及时修补损坏的防腐层，调整阴级保护参数在最佳状态。管道阴级保护电位达不到规定要求的，经检测确认防腐层发生老化时，应及时安排防腐层大修。

　　输油气站的进出站两端管道，应采取防雷击感应电流的措施，保护站内设备和作业人员安全。防雷击接地措施不应影响管道阴级保护效果。埋地输油管道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外有良好的防水层。裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层。带保温层的，应有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端与埋地管道之间要采取绝缘措施。对输油气站内的油罐、埋地管道，应实施区域性阴级保护，且外表面涂刷颜色和标记应符合相应的标准规定。

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