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天然气站场范文

来源：开心麻花

作者：开心麻花

2025-09-19

天然气站场范文（精选10篇）

天然气站场第1篇

1. 消防水量的计算

在对消防用水量进行计算的时候, 需要按照规章制度进行, 在对火灾延续时间、固定喷水装置的洪水量、消防水枪所使用的水量等参数进行计算的时候, 计算参数基本是一样的。不相同的就是对消防给水的储存罐容量大小不相同。所以, 在对天然气站场消防给水设计的过程中, 不管按照那个规章制度进行设计, 固定喷淋装置的供水强度、消防水枪使用水量计算的结果是相同的。《石油天然气工程设计防火规范》另外规定, 在进行消防水量设计的过程中, 除了要满足上述条件, 还需要增加200m3/h的消防水量, 这是使用了NFPA59A的相关规定。所以, 在城市液化天然气站场消防给水设计的过程中, 当储存罐的总容量小于1000m3时, 就不会考虑到的消防水余量, 但是当储存罐的总容量大于1000m3时, 就需要增加对消防储存罐剩余水量的考虑。

在进行这些项目的时候需要加强对以下方面的注意:在设计的过程中, 如果发现用地紧张的情况, 在进行低温储存罐设置的时候, 需要设计成紧凑型, 立式罐以及卧式储存罐在布置上存在着非常大的区别。本文主要以采用150m3的低温储存罐为例, 立式储存罐的外部直径为3.73米, 罐高为22.7米, 卧式储存罐的外部直径为3.70米, 储存罐的长度为23米。如果相近的两个储存罐之间的净距离为5.6米 (是储存罐直径的1.5倍) , 立式储存罐就不需要对灭火的储存罐水量进行计算, 但是卧式的储存罐就必须加强对这方面因素的考虑, 保证两个储存罐之间的距离大于13.40米 (储存罐的直径加罐身长度的一半) , 只有这样才不需要考虑与着火储存罐相近的储存罐冷却水的使用量。

2. 消防给水设计

2.1 水源种类及选择

国内天然气工程的给水水源主要包含地下水源、地表水源、城市自来水等等, 地下水源主要是采用在地壳岩石裂缝或者是土壤空隙, 水质良好、水温相对稳定、水资源分布较为广泛等特点, 只需要对这些水源进行简单的处理, 就可以使用在液化天然气消防给水工程之中;部分地区可能会含有大量的氯化物、硫酸盐等, 这就需要进行复杂的处理。在对水资源进行选择的过程中, 良好的水资源在工程建设的过程中具有一定的可行性, 并且也会决定液化天然气消防给水工程的建设。磨刀不误砍柴工, 认真勘察所在区域的水文地质情况, 找到最为适合发展的水源, 如此, 就会给施工单位带来巨大的经济和环境效益。对于水源进行合理的选择, 需要坚持一定的科学原则, 充分了解其所在位置的各种情况, 其中, 最为主要的是了解当地的水质、水量及其可靠性、输送距离、工程投资、处理成本、运行管理难易程度等。对于那些在工程方案中拟定需要开采的地下和地表水源问题, 需要以当地规格等级较高的单位进行相应编制, 上报水利监管部门, 经过层层审查、核对, 对报告进行科学设计。

2.2 消防给水系统设置条件

消防技术装置在设计的时候必须要满足相关的条件, 不符合建筑工程要求的不能进行消防设计。在进行消防给水系统设计的时候, 需要满足以下几点要求: (1) 就我国目前的情况看, 在大型或者是人口密集的城市, 在进行建筑工程施工的过程中, 必须保证消防给水工程的同步进行。 (2) 消防给水设计需要满足相关的法律法规。当建筑工程达到一定的高度时, 该建筑就必须设置消防给水系统, 这样可以有效地降低消防水泵与消防车或者是相对密集的建筑群。近些年来, 随着我经济的快速发展, 建筑设计也变得越来越丰富, 建筑材料大多是易燃易爆的。所以, 在设计的过程中, 应该根据建筑物的类型进行消防给水设计, 从而有效地保证居住人员的人身安全。需要加强注意的是, 在对建筑工程内部的消防供水进行设计的时候, 需要根据建筑物的不同要求进行设计, 防止出现以偏概全, 这样会给消防给水系统带来一定的影响, 不利于消防工作的实施。

2.3 消防管网的布置

在对天然气消防管网进行布置的时候需要使用闭合环状的线路, 进行管材选择的时候, 应该选择钢制的管材, 然后还需要设置上室外消防火栓或者是固定式的消防水泡。在液化天然气上设置水喷雾装置, 这样有利于对储存罐进行冷却, 在室外消防栓旁边设置上水带箱, 在水带箱内设置上2盘直径为65㎜、长度为20米的带快速接1:3的水带, 以及VI直径为65㎜x19㎜的水枪、一把消防火栓的钥匙, 水带箱距消防火栓的距离为2米。

2.4 采用调压型消火栓

相信行业内人士都知道, 我们平时所用到的消火栓, 置于室外的压力大约在0.4MPa左右, 但是, 在这期间对临时高压消防系统进行给水的时候, 压力就会达到1.1MPa, 而我们的消防工作这能承受的最大压力仅为0.35MPa, 这种情况就导致压力增大, 不容易进行操作。以GB50160—2008《石油化工企业设计防火规范》第8.11.2条第5款中的规定为参照标准, 当消火栓的出水压力多于0.5MPa的时候, 此时, 就需要合理安装降压设备, 通常从以下方面进行减压操作:第一, 首先进行集体处理, 紧接着, 一个运用普通消火栓, 另一个采用调压法。后者因为承受了来自多方面的压力作用, 因此, 将水压较大的动态系统, 变成水带的形式, 以此达到减小压力的作用, 更为容易进行有效操作。

总之, 在进行液化天然气站消防给水设计的过程中, 经常会出现各种各样的问题, 这就需要设计人员在设计得过程中, 不仅需要清楚的掌握各种消防规章制度, 还需要了解设计消防系统的目的。只有这样, 才能够不死搬规章制度的内容, 能够活学活用。所以, 规章制度也不是完美的, 它也存在各种各样的缺陷。在进行消防给水设计的时候, 随着科学技术的快速发展, 新技术的应用, 经济水平的快速增长等等, 都会促进消防给水系统的更新与发展。

摘要：在各种资源中, 天然气是一种非常优质、高效的能源以及化工材料, 随着社会经济的快速发展, 天然气的使用越来越广泛。我国天然气资源较为丰富, 主要分布在我国中西部盆地。进入21世纪之后, 我国加大了对天然气开采的力度, 很多天然气都在夹紧进行建设 (比如西气东输工程) , 加快了天然气资源的开采以及利用, 这对于我国经济的发展以及能源的结构有着非常重要的作用。消防给水工程在天然气工程建设的过程中非常重要, 在进行工程设计以及天然气运行管理的过程中, 都有着非常重要的作用。

关键词：天然气站场,消防给水,设计

参考文献

[1]吕玉洁.试论消防给水设计的若干问题[J].科技创新与应用, 2016, 17:281.

石油天然气站场安全管理分析论文第2篇

石油天然气站场的安全管理首要关注的是人员安全管理，将生产责任落实到个人，负责生产第一线的人员更要牢固树立安全意识和责任意识，确保生产工作安全有序开展。要搞好安全工作，必须建立安全生产责任制，从以往生产经验来看，安全生产责任制的落实情况与安全管理状况休戚相关，这就需要从人员的安全培训着手，深入贯彻落实安全生产责任制，在安全生产责任条例的约束下落实各项管理工作，避免安全事故发生。在安全培训方面必须确保人员无论是思想意识还是实际操作都能够秉承安全生产规范，提高人员的岗位责任感和使命感，明确员工所肩负的社会责任。此外，员工自身的素质也是安全生产的关键所在，安全管理关系到石油天然气站场的长远发展，因此必须重视提高培训对象的层次性以及培训内容的针对性，用专业素质切实保障站场安全管理工作，始终将安全置于首位。

2.2重视设备安全管理

石油天然气站场安全管理工作并非仅局限于管理模式上，紧抓设备生产安全也至关重要。一旦设备出现问题，就有可能导致原油和天然气泄漏，轻者是资源浪费，严重的还会引发严重的`火灾甚至是爆炸事故，后果不堪设想。因此，生产过程必须紧密观察设备是否处于安全运行状态之中，加强对设备的管理和维护。为了确保设备的规范操作和有效管理，需要建立维护检修记录、安全设施适用范围等涉及安全的所有资料，确保安全管理工作有据可依。

2.3构建安全管理的环境

HSE管理体系是现阶段在国际石油天然气领域通用的一种管理体系，吸收了丰富的管理经验并最终形成的这一体系其核心内容在于三个方面，即领导承诺、预防和全体职工的参与，是现代市场环境下石油天然气企业标准而有序运行的全面反映。基于石油天然气站场的发展，HSE管理体系获得了较好的管理效率和管理效果，成为了集安全、健康于一体的现代化管理模式，与我国倡导的可持续发展战略相得益彰。从我国的发展实际出发，需要在安全管理模式和体系建设上加强创新，在关注石油天然气生产安全的同时也能够更好地与国际接轨，推动我国社会主义现代化建设取得更好的成效。

3结束语

综上所述，石油天然气是我国经济发展的重要支柱，在国民经济中石油天然气行业占据着核心地位，可见它对我国社会主义建设及社会经济发展的重要价值。从石油天然气站场的长久稳定运行角度来看，必须加强对石油天然气站场安全管理工作的全面研究，落实各项安全管理政策，确保石油天然气行业的可持续发展。对于安全生产管理人员而言，除了要尽快解决存在的问题外，还需对各类安全事故全面防范，将安全管理的要义落到实处。资源对于国家发展的意义不容置喙，而当前我国资源节约型社会的构建也是重要的发展战略规划之一，需要在行动上确保人与自然和谐相处。为了顺应时代发展趋势，加强石油天然气站场的安全管理工作可谓是必然之举措。

参考文献

[1]熊猛进，朱亮，周林武.石油天然气站场安全管理工作探讨[J].科学管理，，(7)：200-201.

[2]解智堂.石油天然气站场安全管理工作探讨[J].石油化工设备，，(11)：56-57.

[3]杨德水.石油天然气站场安全管理工作探析[J].化工管理，(22)：55.

天然气站场第3篇

【关键词】天然气站场；设备管理；安全管理；解决方案

引言：随着经济的发展和工业化社会的到来，天然气能源已经成为了国家建设和人们生活中不可缺少的组成部分。天然气站场是天然气输配系统中的关键环节，在运行过程中存在着大量的危险物质，如果出现设备故障、操作失误或者管道腐蚀等导致天然气泄漏，就会给人民生命财产带来严重的安全隐患。设备安全是天然气站场安全的前提，讨论天然气站场设备管理和安全管理具有非常重要的现实意义。

一、天然气站场运行中存在的问题

天然气管道输送的介质中往往存在腐蚀性介质，容易与管道发生反应腐蚀管道，此外，天然气管道在使用中由于塑性、断裂、应力腐蚀、疲劳、人为因素以及自然因素等作用会发生失效，对燃气管道造成产生损坏，导致安全事故的发生；天然气站场设备众多，容易出现管道泄漏、法兰泄漏、阀门泄漏以及螺丝泄漏等问题，一旦出现问题，会影响天然气站场的正常运行，甚至发生爆炸事故；天然气站场有压缩膨胀机等大型设备，这些大型设备结构复杂、零件繁多，而且在工作中承受高转速和高压，极易发生机械故障，给天然气站场正常运行带来安全隐患；天然气站场放空系统是安全设施的重要组成部分，一旦放空系统出现问题，就会导致输气管道和处理装置不能稳定运行，从而引发安全事故；天然气站场的防静电设备和防雷击设备也是安全工作的重要内容，此外还要注意电器故障引发的安全问题。

二、天然气站场设备管理措施

1、加强设备的日常管理制度建设

天然气站场的设备主要有管线、分离器、计量器、阀门以及计算机自动控制装置等，而且天然气站场设备涉及高危性和特殊性，所以必须加强天然气站场的设备管理。要开展设备管理工作就要有法可依，要加强设备日常管理制度建设，把设备的购买、使用、维护以及调试等工作都囊括到管理制度中来，根据实际情况不断完善设备管理制度，使天然气站场设备管理工作科学合理地开展。此外，工作人员要严格执行天然气站场设备管理制度，确保设备安全稳定的运行。

2、注重设备检测维修和技术改造

设备长时间运行难免会出现问题，这就需要工作人员及时对天然气站场设备进行检测维修。检测维修是提高设备耐用性、可靠性以及保持设备性能的重要手段，这也是一项系统全面的工作。天然气站场设备会随着科学技术的进步而逐渐落后，不能满足社会经济发展的要求，这就需要对设备进行技术改造，技术改造是提升设备运行效率、降低设备能耗、调整生产工艺以及扩大生产力的重要手段。设备的技术改造工作要严格按照相关规定进行，采用先进成熟的技术，使设备操作更加先进，保障设备安全、高效的稳定运行。

3、加强设备信息资料管理制度建设

设备的档案资料是设备制造、使用、管理以及维修的重要依据，对提升设备操作水平、保障设备运行状态以及设备技术改造有着重要的意义。所以，必须加强天然气站场设备信息档案资料管理工作，要明确部门责任人，严格执行相关制度，做好设备的日常运行记录和检测维修记录等工作，把设备的档案资料按照规定进行分类整理，并做好资料加工分析工作、归档审定工作以及资料使用管理工作，为设备的安全稳定运行提供保障。

4、实施设备管理考核制度

要根据实际情况制定系统化和规范化的设备管理考核制度，对设备管理主要负责人、安全管理员以及操作人员等实施设备管理考核工作，提高工作人员的设备管理经验和管理意识，确保设备的安全稳定运行。天然气站场设备管理技术指标主要有设备经济费用指标、设备利用指标以及设备维修保养指标等，要根据不同的设备系统采取不同的考核体系，考核工作要与奖惩机制相联系，这样才能激发工作人员工作热情，达到设备管理考核的目的。

三、天然气站场安全管理措施

1、重视人员的安全管理工作

首先要加强对工作人员的安全教育，定期组织员工进行安全培训，通过安全知识讲解、观看安全影片以及事故实例分析等方法使员工充分认识到天然气站场安全工作的重要性，提高工作人员的使命感和社会责任感。其次还要根据实际情况制定安全生产责任制度，并按照規定严格执行，责任落实到每个员工身上，提高员工的安全工作意识，促进安全管理工作的顺利进行。最后，除了对员工的安全教育还要加强对员工的专业技能培训，很多事故的发生都是由于员工操作不当造成的，所以必须加以重视。要建立完整的员工培训机制，针对不同岗位的员工制定不同的培训计划，通过技能培训提高员工的安全意识和专业技能。此外，还要建立各种职业资格认证系统和员工持证上岗制度，督促员工不断提高自身能力。

2、加强设备安全管理

天然气站场设备安全管理工作非常重要，如果设备出现故障发生天然气泄漏事故，不仅仅是资源的浪费，更给人民生命财产安全带来巨大的威胁，所以，要不断加强设备安全管理工作，确保天然气站场设备安全运行。首先要加强设备的日常检查工作，要严格按照相关规定对设备的每一个环节进行检查，查看设备安全防护是否良好、设备零件有无损坏、电气线路是否老化、应急设施是否正常工作以及设备是否正常运行等，发现问题及时上报解决，确保设备安全稳定运行。其次，要做好设备安全管理资料记录工作，对设备的工作情况、使用情况、维修情况以及日常检查情况进行记录，为设备安全运行提供保障。

3、加强对燃气管道的日常巡检工作

燃气管道由于用来输送天然气，一旦出现问题就会产生不可预见的后果，有效的方法就是加强对燃气管道的日常巡检工作。通过对燃气管道的日常巡检，可以发现高压管道存在的问题，及时将安全隐患扼杀在摇篮中。对于施工作业对管道造成的破坏，要及时和施工单位进行沟通，共同制定整改方案，确保燃气管道的安全。对于管道自身损坏和人为因素，巡检发现异常后要及时上报进行维护，防止燃气泄露。总之，要采取各种措施加强对燃气管道的日常巡检工作，确保天然气管道的安全运行。

结语

石油天然气行业是我国的经济支柱产业，对我国经济发展和社会主义建设具有非常重要的意义。因此，天然气站场的设备管理工作和安全管理工作是非常重要的，站场工作人员要本着负责的态度，加强天然气设备的检查和维护工作，运用先进的管理经验，做好设备管理和安全管理工作，切实保障天然气站场的安全运行，防止重大安全事故的发生。

参考文献

[1]张泽文.天然气站场的作业安全管理[J].北京石油管理干部学院学报，2010.

[2]韦彩和，安巧玲.浅议石油企业安全管理与安全文化[J].安全，2011.

[3]严彰颖，张辽，杨宝杰等.浅谈安全生产全过程管控[J].电力安全技术，2011.

[4]韦彩和，安巧玲.浅议石油企业安全管理与安全文化[J].安全，2011，（11）.

浅谈石油天然气站场道路分布第4篇

1 站内道路布置主要要求

在进行站内道路布置时主要考虑以下因素: (1) 需要对站内的交通流 (货流、人流) 进行分析, 以明确交通流的流向, 依据此对站内道路进行布置才是科学可行的。道路布置应满足货流与人流运输的要求, 保证货流运输顺利的前提下要能够将人流也更加安全便捷。 (2) 与总平面布置相协调, 并考虑消防、安全等要求。站内道路要满足日常生产中各生产设施对交通的需求, 并且, 道路布置应能使消防车直接通向站内各主要设施;同时, 应避免由于道路布置不合理从而使易燃、易爆品的运输穿过与其无关的站内其他功能区。 (3) 道路布置要与站场竖向布置相协调, 以利于减少工程量及场地雨水迅速排出。

2 站内道路布置形式

站内道路布置形式分为:尽端式、环状式、混合式三种。

2.1尽端式道路尽头设回车场, 这种布置形式的优点是:站内道路的长度较短, 对场地坡度适应性较强;缺点是:站内道路纵横向运输联系不便, 运输灵活性较差。适用于运输量较小, 用地面积较小或受地形条件限制的油气站场。

2.2 环形式道路布置, 是指道路围绕着装置区、罐区、建筑物等设施组成纵横贯通的道路网。

这种布置形式的优点是:站内各设施联系较为方便, 有利于货物运输、工程管线敷设、消防车辆通行, 有利于站场功能分区, 便于货流、人流的组织;缺点是:站内道路的长度较长, 占地面积较多, 对场地地形条件要求较为严格, 不适用于山地地段及地形高差较大的地段。

2.3 混合式道路布置, 是指在站场内同时采用环状式和尽端式两种道路布置形式。

由于这种布置形式同时兼有尽端式和环状式的优点, 既满足了生产运输要求, 人流、货流畅通, 又能够很好的结合交通运输需要、建设场地条件及总平面布置情况进行站场内道路布置, 节约用地和减少土石方工程量, 是较为灵活的布置形式, 因此, 在油气站场中应用很广泛。工艺装置区较大油气站场, 大、中型油气站场采用混合式布置, 如:油气处理厂、联合站、油库等[3]。

3 站内道路的分类

站场内道路根据重要程度、货流、人流量等一般分为主干道、次干道、支道、引道和人行道。主干道为全厂性的主要道路, 一般为主要出入口、生产区、储罐区道路。次干道连接厂区次要出入口的道路, 或辅助生产设施、仓库之间的道路。支道为厂区内车流和行人流量较少的道路及消防道路。引道为各建筑物、设施、仓库等出入口与主、次干道或支道相连接的道路。

4 站内道路横断面型式

站内道路横断面型式分为城市型和公路型。

4.1 城市型道路设路缘石, 路边设有人行道, 根据路缘石是否高出路面, 又分为立缘石和平缘石。

一般站内道路采用城市型立缘石道路, 以方便场地排雨水, 有利于车行道发挥运输功能和行车安全, 且有利于站场美观, 但造价较高。一般在站内车流较多、建 (构) 筑物密集且人流较多路段、采用暗管排水路段采用城市型立缘石道路;在车流较多的路段, 为方便车辆出入, 可采用城市型平缘石道路。

4.2 公路型道路, 不设路缘石, 优点:

施工较方便, 造价低;缺点:当人流较多时, 人车合流影响道路功能的发挥和行车安全。当站场雨水采用散排或采用明沟排水时采用公路型道路。

5 站内道路竖向设计

道路竖向设计是建立在竖向布置基础上, 道路竖向设计目的是确定合理的道路纵坡坡度, 设计基本思路是首先确定各个变坡点的设计高程, 进行各段道路的试坡, 然后进行局部调整, 从而达到各段道路及整体优化。竖向设计原则主要有以下几个:

(1) 便于场地的顺畅排除雨水。若站场采用城市型立缘石道路, 则应考虑道路标高低于周边场地, 一般道路低于周边场地12.0cm~20.0cm., 便于收集周边场地雨水;若站场道路采用公路型或城市型平缘石, 则应考虑道路的设置不阻挡站场的排雨水, 道路的横坡的坡度、坡向尽可能与站场竖向坡度、坡向一致, 以利于站场排雨水。

(2) 为满足站内运输车辆及消防车的爬坡要求, 站内道路纵向坡度不宜大于8%。竖向采用台阶式布置的站场, 在台阶处, 道路的坡度较大, 在雨雪天气较多的地区, 路面应采用防滑措施;当道路高出附近地面2.5m以上, 且在距离道路边缘15.0m范围内有工艺装置或可燃气体、可燃液体储罐时, 应在该段道路的边缘设护墩、矮墙等防护设施。

6结语

道路是整个站场内外交通的枢纽, 是站场内外各项功能联系的纽带, 是整个站场的骨架, 因此, 在油气站场总图布置时, 应对道路布置进行分析研究, 在此基础上进行优化, 以使道路在日常生产中能更好、更大的发挥其作用。

参考文献

[1]杨国辉.总图设计中道路布置优化研究[J].城市建筑, 2014 (8) :348.

[2]王雯雯, 严建锋, 钱国梁.谈长输管道中输油站场的总图设计[J].山西建筑, 2013, 39 (3) :24-25.

天然气站场第5篇

—城镇燃气输配工程施工及验收规范

张美

摘要随着社会的进步和人类文明的发展，城市燃气管道已经成为人们生活必不可少的设施之一。天然气成为城市燃气的主要气源，形成了全国乃至跨国的供气网络。燃气管道的设计和施工很重要。我们在工作的过程中必须结合管道的运行情况，施工现场条件等多方面的因素综合考虑。既要有预见性又要符合现实情况，在满足各家各户要求的前提下使我们的设计更为合理和人性化。本文对城市燃气管道设计施工中的规范进行了分析。

关键词

城镇燃气

管道施工

安全

Abstract Along with social progress and development of human civilization, city gas pipeline has become one of the facilities of the people life.Natural gas has become the main source of city gas, the formation of a national and multinational supply network.Design and construction of gas pipeline is very important.We must combine the running situation of the pipeline in the work process, comprehensive consideration of the construction site conditions and so on.Have the foresight to accord with the reality, to meet the families meet the precondition of enable us to design more reasonable and humane.This paper has carried on the analysis to the design and construction of city gas pipeline in the specification.Key word Town gas Pipeline construction Safety 安全经验分享

1.1 基本情况

2008年4月23日，四川销售公司泸州公司小市加油站进行计量及安全检查时，发现93＃汽油地埋油罐出现渗漏，泸州公司接报告后，及时将渗漏油罐的剩余油品转出，停止该油罐作业。

4月30日，经四川销售公司批复，同意进行渗漏油罐隐患整改，即更换油罐。同时整改项目增加建隔油池、完善罐区附属设备、改造输油管线、更换配电柜、改造供配电线路、改造加油站营业室外防雨棚六项检维修项目。

6月12日泸州公司组织施工招标，确定四川省科锐盟钢结构工程有限公司负责工艺、电气线路安装项目，泸州市纳溪区第三建筑安装工程公司负责土建项目，两家施工单位分别签订了《工程施工合同》和《工程服务安全生产合同》。

6月21日，加油站停止营业，开始进行施工。

9月24日，负责土建项目三建司又委托泸州市建兴钢结构公司安装加油站营业室外防雨棚，当日完工，经检查未达到质量要求，三建司要求建兴公司返工整改，10月7日下午，建兴公司派出2名施工人员又对防雨棚重新进行加固整改。

1.2 事故经过

2008年10月7日14时10分左右，汪永才、曾敬兴开始在加油站站房一角用电钻打孔，泸州公司现场安全管理人员（小市加油站经理）陈英发现后，问其干什么，是否办理了《临时用电作业票》和《高处作业票》，得知未办理两票后，当即责令停止施工作业。此后，汪永才离开了加油站，曾敬兴离开了作业点，陈英确认他们停止了作业准备并离开了作业地点后，到加油站前面去找三建司现场管理人员对此事进行交涉，并向加油站管理科科长向剑涛电话汇报，此过程中，曾敬兴又私自回到作业点，擅自在站房一角打孔安装膨胀螺丝后，又走到站房另一端爬上操作台不慎触电。

14时35分，陈英听到其他人员呼叫，立即与施工方现场管理人员从加油站前面赶到出事地点，发现曾敬兴已经吊在施工作业用的操作平台上，随即关闭电源、拨打急救电话，将曾敬兴送往医院，经抢救无效，于15时死亡。

1.3 原因分析

①直接原因

施工人员不听阻止，违章蛮干实施防雨棚架加固作业，是导致事故发生的直接原因。施工人员曾敬兴使用电钻钻孔时，不慎将埋墙电源线绝缘层打破，并用金属膨胀螺丝固定防雨棚架，通过膨胀螺丝将电源线与棚架联通，导致整个棚架带电，此时，因曾敬兴穿的鞋绝缘，人体与地面未形成通电回路，才未发生触电。之后，曾敬兴又到站房另一端爬上操作台，当一只手接触防雨棚架，另一只手又接触到站房防雷网接地线时，形成通电回路，致使触电事故发生。②间接原因

施工人员曾敬兴不清楚站房外墙体内敷设有电源线，是导致事故发生的主要间接原因。事发当天，三建司委托建兴公司对站房雨棚进行加固时，未告知施工人员站房墙体内敷设有电源线，施工人员在不清楚墙体内敷设有电源线的情况下，又未办理《临时用电作业票》和《高处作业票》，且在泸州公司现场管理人员阻止后，又私自在站房外墙面钻孔，损坏了埋墙电源线绝缘层，使雨棚架带电，埋下了此次事故发生的隐患。

1.4 从中应吸取的教训

目前，我公司对加油站隐患整改和技术改造项目已全面铺开，施工安全问题也随之而来，从以上事故分析，我认为我们要做好以下几项工作：

一是按照“谁主管，谁负责”的安全管理原则和“直线、属地安全管理”的要求，针对施工安全管理，进一步明确施工过程中的安全管理责任。投资建设管理处为施工的责任部门，对全公司施工安全负责，派生的项目部具体负责本施工、检维修项目的安全管理；安全质量环保监察处为施工安全的监管部门，对施工、检维修项目的安全进行监督管理；施工、检维修项目所在单位为施工现场安全管理的责任单位，主管领导和分管领导对辖区内施工安全负责；油库负责人对油库施工、检维修项目施工现场安全负责；加油站现场经理对加油站施工、检维修项目施工现场安全负责。

二是严格落实施工过程中的HSE管理，在签定《施工工程合同》的同时，必须签定《施工安全合同》，明确甲乙双方的安全责任，两个合同不能相互代替。施工前制定了施工现场安全检查表。

三是在施工作业现场实施全面的风险管理。所有施工作业前都必须进行风险评价，根据风险制定HSE作业计划书，施工单位必须按照HSE作业计划书进行施工作业。

四是严格执行许可证制度，凡在油库、加油站动火、高空作业、动土、进入有限空间作业等，必须办理作业票。

五是加强施工现场的隐蔽线路、管路监理和监管。每一项施工项目、检维修项目和隐患整改项目，完工时必须完整地移交线路图、管路等档案资料；在动土、动墙作业前必须对照线路图进行作业。

六是加强施工现场的安全监管理。所有施工、检维修项目，投资建设管理处要抽调或委派人员实行现场不间断地巡查监管；同时安全质量环保监察处、施工检维修项目所在单位的安全总监和分管领导对施工现场的安全管理进行巡回督查、对危险作业进行现场检查指导。我国城市用气现状

众所周知，城市燃气是现代化城市能源建设中的一个重要组成部分，也是必不可少的能源基础设施。大型供气企业按照需用量和所需压力将燃气输送和分配到城市各类用户。城市各类用户的用气是不均匀的，随月、日、时而变化。通常冬季比夏季用气多，节假日比平日用气多，每日制备早、午、晚三餐时用气量多。生产用气受生产工艺要求和工作班制等的影响而波动。建筑物采暖用气量和季节有关并受采暖期间气温变化的影响。将各类用户的小时用气量叠加，即可得出全市小时最大用气量。城市燃气输配系统的各种设施，应能满足各类用户的小时最大用气量，并能适应其波动情况。我国城市燃气事业，经过50多年的努力，已经有了长足的发展。六十年代初，四川、东北、华北等地区先后开始部分供应天然气，随着石油工业的飞速发展，大中城市开始以液化石油气和开发重油制气为气源。七十年代由于液化石油气和天然气受资源和政策的限制仅略有发展，较多的还是建设以煤和石油产品为原料的煤气厂。八十年代，国内液化石油气的供应量逐步增加并做为优质民用燃料进入千家万户。九十年代，由于改革开放之后大量进口国外的液化石油气和国内天然气的开发利用使中国城市燃气事业进入了飞速发展的时期。

进入21世纪以后，中国的城市燃气事业依然是煤制气、液化石油气和天然气等多种气源并存。截止2000年底，全国665个城市人工煤气供应量为152亿m3，天然气年供应量为82亿m3，液化石油气供应量为850.7万吨，城市居民用气普及率达到84.1%，用气人1.76亿，其中有人工煤气约占23%，天然气约占13%，液化石油气约占63%。中国在由计划经济向市场经济的转变及加入世贸组织的过程中，能源价格将逐步向国际价格靠拢，同时也发生了各种能源、资源的相互替代关系。尤其是近十年来，液化石油气的大量进口和对燃气事业的发展起到了显著的推动作用。而煤制气则因其成本高、污染环境等原因导致了与国际上相同的衰落情况。天然气作为保护大气环境的最理想的燃料在得到快速发展的同时也为人们带来了全新的观念。

城市燃气由气源、输配和应用三部分组成，在天然气到来之前，燃气包括以煤或油为原料制取的人工煤气、液化石油气、天然气和矿井瓦斯等，服务对象主要是居民生活、商业和少量的工业用户。在天然气到采之后，天然气的供应系统则由天然气的开采与生产(上游)，长输管线(中游)和城镇供配气系统(下游)组成。为了保证天然气供、配气统的经济性和安全可靠性，供气量需有一定的经济规模，并应配置地下储气和其它调峰设施；服务对象则主要为工业和少量的居民生活和商业用气。在我国的北方采暖地区，则可发展天然气的采暖用户，但必须要有完善的季节调峰设施。天然气到来之后的城市供配气系统由于供气对象的变化与天然气到来之前有本质的区别，只有当工业用户达到一定的规模后，城镇的供配气系统才能有一定的经济性，气价也就成为项目成败的关键，因此，研究各种能源的替代关系就十分重要。天然气来到之后，不论上游、中游和下游都面临着降低成本、扩大用气范围和与先进国家技术接轨这三个问题。天然气采到之后，我国的城市燃气将发生质飞跃，在完成向城市清洁能源战略转移中大大向前迈进一步，对改善城市大气污染和生态环境起到良好的作用，技术上也将和国际逐步接轨。

当前，有多项技术经济问题在天然气—来到这际必须得到妥善的解决：城市燃气行业多年来的全面亏损问题。亏损的主要原因是劳动生产率低下，这要靠深化改革和管理体制的转变来逐步解决。家庭用热耗气量增长缓慢。近十年来，虽然家用燃气热水器发展迅速，家用燃气已不限于炊事，但人均耗量增长缓慢。家用电器的迅速发展，已成为城市燃气民用户的主要竞争对象。为此，应积极发展除民用户以外的其它用气户，如工业、采暖、制冷、燃气汽车等。但和民用耗气相同，也必须考虑与其它替代能源的比价关系，而不是简单的靠提价来解决，如工业用户，必须考虑产品的利润和成本的关系，在用气范围扩大后，不能再靠政府补贴维持行业的发展。管理体制应有根本性的变化。在天然气来到之前，城市燃气通常以城市为独立经营单位，集气源、输配和应用为一体。在天然气到来之后，城市燃气属于整个天然气系统的下游部分，它与上、中游之间有密切的联系，经营方式通过合同等法律程序进行，上、中、下游之间属于商业关系，且应以下游的用户要求为主体。上、中游对下游有“照付不议”的要求。而下游对上、中供气的质量、压力和检测仪表等也有要求，偏离合同规定，应给以赔偿。季节调峰所需的地下气库不可能在每个城市兴建，应按用气区域进行规划建设，下游城市之间又必然会产生经营调度上的联系和管理体制上的变更。日调峰应由长输管线的储气量解决，其不足部分再由城市才艮据地下气库和长输管线储气的运行情况选择经济、合理的调峰方式，以保证整个天然气供气系统的优化，达到最经济的目的，把整个上、中、下游当作一个系统工程来考虑，不管上、中、下游如何分工，所有确保供气安全的设施建设费用均应打入成本，作为制定气价的依据。如气价高于用户利用其它替代能源的成本，则项目就不可行。

城市在天然气到来之后，将面临更多的问题。首先应有各类用户全年的综合用气特性图，无用气特性图，则供气方无法按计划供气(允许有一定偏差)，一切未使用的燃气均应按“照付不议”的原则付款。城市的用气范围扩大后，制定用气特性图就异常复杂，如采暖负荷，与室外空气温度的变化有关；工业用户，则与产品的销售量有关，其次，天然气系统为高压气源，城市的供配气系统应充分利用燃气的压力减少投资。对已有人工气供配气管网的城市，还存在燃气的转换问题，包括管道的更新、改造和换管等需要一大笔投资，且有一个逐步的过程，不能一下子全部解决。此外也必须计算这笔费用对燃气成本的影响。其三，我国目前用气人口中，液化石油气占用户数的60%以上，液化石油气供应机动灵活，勿需管道设施就能满足家庭用户的用气要求，如新建的城市天然气管网仅仅是替代民用液化石油气用户，则其经济性就值得研究。其四，城市燃气在以民用为主的时期，常以保本+税金+利润三部分构成，但执行过程中从未落到实处，使燃气行业长期处于亏损状态。在扩大供气范围的工业为主后，应按投资比例获得与上、中游相应的利润，这也是企业改革的目的。由于气价必须考虑与其它替代能源的关系(如民用与电价、工业与油介的关系等)，定价因素十分复杂，因此，必须以新的概念采全面考虑城市建设中的问题，并借鉴国外的经验。燃气场站

3.1一般规定

3.1.1 燃气场站施工前必须作出详尽的施工方案，并经有关部门审查通过后方可进行施工。3.1.2 燃气场站的消防、电气、采暖与卫生、通风与空气调节等配套工程的施工与验收应符合国家有关标准的要求。

3.1.3 燃气场站使用的压力容器必须符合国家有关规定，产品应有齐全的质量证明文件和产品监督检验证书（或安全性能检验证书）方可进行安装。

3.1.4 压力容器的安装应符合国家有关规定。安全阀检测仪表应按有关规定单独进行检定。阀门等设备、附件压力级别应符合设计要求。

3.1.5 站内各种设备、仪器、仪表的安装及验收应按产品说明书和有关规定进行。3.1.6 站内工艺管道施工及验收应按国家现行标准《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》执行，并应符合本规范第10章的规定。

3.1.7 设备基础的施工及验收应符合现行国家标准《混凝土工程施工质量验收规范》规定。3.1.8 储气设备的安装应按国家现行标准《球形储罐施工及验收规范》GB50094、《金属焊接结构湿气式气柜施工及验收规范》执行。

3.1.9 机械设备的安装及验收应按现行国家标准《机械设备安装工程施工及验收通用规范》执行。3.1.10 压缩机、风机、泵及起重设备的安装应按现行国家标准《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》及《起重设备安装工程施工及及验收规范》执行。

3.2储配站

3.2.1 储配站内的各种运转设备在安装前应进行润滑保养及检验。3.2.2 储配站各种设备及仪器仪表，应经单独检验合格后再安装。

3.3 调压设施

3.3.1 调压器、安全阀、过滤器、计量、检测仪表及其它设备，安装前应进行检查。3.3.2 调压站内所有非标准设备应按设计要求制造和检验，除设计另有规定外，应按制造厂说明书进行安装与调试。

3.3.3 调压站内管道安装应符合下列要求：

1.焊缝、法兰与螺纹等接口，均不得嵌入墙壁或基础中。管道穿墙或穿基础时，应设置在套管内。焊缝与套管一端的距离不应小于100 mm。

2.干燃气的站内管道应横平竖直；湿燃气的进出口管道应分别坡向室外，仪器仪表接管应坡向干管。

3.调压器的进出口箭头指示方向应与燃气流动方向一致。

4.调压器前后的直管段长度应按设计及制造厂技术要求施工。

2.3.4 调压器、安全阀、过滤器、仪表等设备的安装应在进出口管道吹扫、试压合格后进行，并应牢固平正，严禁强力连接。

3.4液化石油气气化站、混气站

3.4.1 设备及管道安装应符合下列要求：

1.贮罐和气化器等大型设备安装前，应对其混凝土基础的质量进行验收，合格后方可进行。

2.室内管道安装应在室内墙面喷浆和打混凝土地面以前进行。

3.与贮罐连接的第一对法兰、垫片和紧固件应符合有关规定。其余法兰垫片可采用高压耐油橡胶石棉垫密封。

4.管道及管道与设备之间的连接应采用焊接或法兰连接。焊接宜采用氩弧焊打底，分层施焊；焊接、法兰连接应符合本规范的规定。

5.管道安装时，坡度及方向应符合设计要求。6.管道及设备的焊接质量应符合下列要求：

1）所有焊缝应进行外观检查；管道对接焊缝内部质量应采用射线照相探伤，抽检个数为对接焊缝总数的25％，并应符合国家现行标准《压力容器无损检测》中的Ⅱ级质量要求；

2）管道与设备、阀门、仪表等连接的角焊缝应进行磁粉或液体渗透检验，抽检个数应为角焊缝总数的50％,并应符合国家现行标准《压力容器无损检测》中的Ⅱ级质量要求。3.4.2 试验及验收应符合下列要求： 1.贮罐的水压试验压力应为设计压力的1.25倍，安全阀、液位计不应参与试压。试验时压力缓慢上升，达到规定压力后保持半小时，无泄漏、无可见变形无异常声响为合格。

2.贮罐水压试验合格后，装上安全阀、液位计进行严密性试验。城市燃气管网安全运行存在的问题

对地下管网缺乏规范管理，增加了不安全因素近年来，随着城市规模的不断扩大和旧城区的改造，给燃气管道敷设带来了便利条件，给发展燃气管道用户提供了新的机遇。与此同时，由于城市管理的条块分割，对地下管线缺乏规范管理，少数建设单位不按规范施工，有些市民安全意识薄弱都给城市燃气管网运行增加了不少安全隐患。局部地区严重威胁着城市燃气管道的安全运行。

违章建筑严重影响了城市燃气管网及设施的安全运行城市燃气管网和设施上的违章建筑是埋设在城市中的严重安全隐患，少数居民乱搭乱建，有的占压在燃气管线上，有的将燃气调压设施封闭在违章建筑内，燃气抢修维修人员无法进行正常的维护保养工作，只要燃气管网及设施被损坏漏气，极有可能造成严重的燃气安全事故。造成燃气管网和设施上违章建筑的原因是多方面的，有历史的原因：如相关的城市管理法规不健全，过去城区地下管线施工没有完全纳入建设规划监管的范围，导致地下管线资料不全；有经济利益驱动的原因，有的单位为了小集体的利益，在未办理规划手续的情况下，擅自在燃气管道上及调压设施旁乱搭门面房，也有的单位和个人为扩大占地面积，私自在调压箱安全距离的空地内搭建扩建各种违章建筑。有的违章建筑内住人，有的违章建筑内开饭店、开茶楼，有的违章建筑内做厨房，一旦燃气管道被损坏，造成燃气大量泄漏，其后果难以预料。

道路和建筑施工损坏燃气管道，造成燃气泄漏安全事故随着城市建设步伐的加快，城市道路及旧城改造建筑施工频繁，再加上城区通信电缆、电力电网地改造给燃气管线安全运行带来了很大的安全隐患，燃气管线及设施被施工挖断及损伤的现象时常发生，屡见不鲜，少数施工单位不按规范施工，破坏了燃气管线隐瞒不报，也不通知燃气企业维修，仍将被损坏的燃气管线掩埋地下，给燃气管线运行留下了安全事故隐患。今年常德华油燃气公司管辖区域1—9月份由于道路施工等外界因素损坏燃气管线先后10余起，造成居民用户不能正常用气，商业用户不能正常经营，所幸没有造成人员伤亡事故。

燃气管道安装工程质量监管不到位，给燃气管线运行留下了安全隐患在燃气管道安装施工过程中，由于监理公司现场工程质量监理工程师、建设单位施工现场管理人员及施工单位现场质监员对燃气管线安装施工质量管理不到位，有的沟槽深度达不到要求，有的钢管在埋设过程中，将没有做好防腐处理的钢管，或将已被损伤防腐层的钢管直接埋设地下，使被损坏防腐层的钢管直接与土壤接触，加上南方土壤潮湿，从而加快了燃气管线的腐蚀，使原来可以使用20年到25年的管线只能用10年，甚至更短的时间，会因管线锈蚀穿孔而漏气，给燃气管线安全运行埋下了安全事故基因。

用户私自改装燃气管线，给燃气管线安全运行及用气安全造成隐蔽的危害随着城市经济的不断发展，城镇居民居住条件得到了很大改善，生活质量得到了普遍提高，城市大部分居民对房屋装修的要求也越来越讲究，按照燃气管线《GB50028城镇燃气设计规范》要求，应采用明装，不宜采用暗装，穿越卫生间不应有接头，外加装套管，但少数居民用户为了装修外表美观，私自改装户内燃气管线，将燃气管线密封在装饰墙内，有的甚至隐蔽在整体橱柜内，没有良好的通风条件，也没有安装燃气泄漏报警装置，给燃气管线安全运行和用户的用气安全造成长期隐蔽的危害。一旦燃气泄漏，将产生难以估量的后果。城市管网的安全运行对策

燃气的安全管理不仅是防止易燃、易爆气体漏泄所造成的事故，更重要的是应保证整个供、配气系统能不间断的供气，因此，在城市燃气项目实施的不同阶段，安全管理也有不同的内容。在工程的前期，必须结合当地的情况做好论证工作。在天然气的供应系统中，尤其对供气质量和“照付不议”的合同要求要做好论证工作，避免因燃气质量的波动和用气量测算不准所造成的供气不安全或经济上的损失。在工程的实施阶段，尤其要落实好各种调峰措施、确保设备质量以及施工和验收标准的贯彻。在投产、运行阶段，因燃气的易燃、易爆特性，必须在运行环节上有健全的安全保障体系。安全体系包含主动的和被动的两个部分。主动的措施立足于防止不安全因素的发生：被动的措施则立足于一旦发生事故，其影响面应控制在最小的范围之内。因此，安全管理体系应包括工程的质量管理和长期的运行管理两部分。工程质量管理应包括：建立鼓励创新和公平竞争的设计招、投标制度。

建立严格的设计审核和监理制度。对施工队伍的资质、施工人员的考级和上岗要有严格的审批和监督制度。

改变行政干预过多，造成层层分包，通过偷工减料谋取利润的倾向。

坚决打击贪污、行贿、受贿、工程款挪用和浪费的腐败行为。

重视设计规范和各种法规、法令的建设等。

长期的运行管理是安全管理体系中极易疏忽而又十分重要的部分，应包括：建立各级的安全责任制。对玩忽职守、发生事故的部门和责任人要依法追究责任(包括设计和施工中的责任)。加强对燃气管道的定期巡检，防止占压管道的违章建筑，防止附近施工项目对燃气管道的破坏(包括施工吊车等压裂管道)。加强职工的安全教育、健全规章制度和事故抢修预案。

加强对用户正确使用燃器具的安全宣传。

5经常对职能部门进行处理各类事故的培训。提高群众预报事故的意识(如草、木生长的异常状态等)等。

上述只是燃气安全管理中的一部分，面临我国天然气大发展和“入世”后的形势，从宏观角度，建立城市燃气安全体系是十分必要的，由于安全体系涉及的面十分广泛，在市场经济条件下，安全体系就是安全法律体系，因此，我们认为在燃气安全立法方面应实现跨越式发展，建议政府和人大就“燃气产业法”立法、规范我国各部门的职责，据此，再制定各部门的安全技术和安全管理法规。结束语

城市燃气管道的安全运行是一个庞大而复杂的系统工程，对城市燃气管道安全运行的管理，需要用法律的、行政的、经济的等多种方法和手段。这既要依靠市政府及其职能部门的高度重视，又要依靠全社会方方面面的关心和支持，最重要的是要依靠公司的领导和员工，本着对社会、企业、对自己高度负责的精神，兢兢业业地做好各项工作，确保城市燃气管道安全运行。因此我们要掌握城镇燃气输配工程施工及验收规范的内容，确保燃气管道的安全运行。

参考文献

[1]于洋．城市燃气管道设计若干问题的探讨[J]．煤气与热力，2007，（11）．

[2]冯青岩，刘建民．施工旁站在燃气管道运行管理的应用[J]．煤气与热力，2005，（10）．

[3]王蓉;城镇超高压天然气管道设计探讨[J];福建建设科技;2011年01期

天然气站场安全现状与管理对策分析第6篇

1 天然气站场目前的安全情况

(1) 存在事故隐患和缺乏安全配套措施①事故隐患多。天然气站存在很多安全隐患:a.天然气站输送过程中由于酸性介质的作用, 容易腐蚀地下输送管道设备, 从而造成泄漏事故;b.天然气站复杂的结构包含了大量设备的交叉使用, 容易造成泄漏;c.天然气站拥有大量的机械动力设备, 在对其进行维修的过程中容易造成机械伤害事故。②缺乏各种安全配套措施。随着天然气企业的快速发展, 我国兴建了大量的天然气站, 但是相应的安全配套设施建设却没有跟上, 导致站场在运行过程中出现了很多隐患, 例如:对站场的配件没有统一的标准;站场工艺缺乏规范;缺乏符合标准的电力设施;缺乏完善的消防系统。

(2) 安全管理机制不完善天然气站场不仅在处理各类安全事故上存在纰漏, 而且还缺乏一个完善的安全管理机制。①现阶段, 大多数天然气站安全管理机制不健全, 或是不能有效地落实。②站场安全规划不完善。在前期建设过程中, 承办单位并没有充分考虑天然气站的特殊性质, 缺乏对未来长远的规划, 所以, 导致后来的扩建和改造时破坏了原站场的安全保障条件, 给站场的后期运行带来了不利影响。

(3) 站场缺少安全生产专业培训有些天然气站不重视培训教育工作, 没有进行员工上岗培训, 这在一定程度上造成了事故的发生。

2 天然气站场安全管理对策

(1) 建立科学的HSE管理体系, 弥补安全管理机制的不足①HSE管理体系作为国际石油行业和石油天然气行业的主要管理手段, 能够对天然气站场各个部分进行高效的管理, 适合我国天然气站场目前发展的现状, 为此要全面建立HSE管理体系。②实行安全标准化。通过实行安全标准化, 使天然气站各运行环节符合有关安全生产法律法规和标准规范的要求, 人、机、物、环处于良好的生产状态, 并持续改进, 不断加强企业安全生产规范化建设。③建立激励机制。励机制可以对日常工作起到促进的作用。对天然气站而言, 奖惩机制是安全管理机制的主要组成部分。通过奖优, 可以树立优秀样板, 使人学有榜样, 通过罚劣, 可以起到警示教育的作用, 调动一切积极因素, 克服消极因素, 能够更好的保障天然气站的安全运行。

(2) 对设备进行规划管理, 以保工艺的安全运行①规范设备管理制度。由于天然气站中的设备复杂, 发生事故的机率较大, 因此建立专门的管理机制十分必要。同时, 在设备进行安装、维修、改造等环节, 要严格依照管理制度操作, 从根本上预防安全隐患问题的发生。②对设备进行更好的管理。第一, 要检查天然气站的安全防护装置是否有效运行;第二:检查设备是否正常运行, 安全措施是否有效;第三, 检查对危险品的储藏是否符合标准;第四, 检查天然气站场周边是否出现新的影响因素;第五, 检查新进材料、新工艺以及新设备的安全系数。③对设备的使用进行严格登记。设备进行维修、改造时, 必须严格登记在案, 符合安全标准之后才能投入使用。同时, 要不断强化设备的档案管理制度, 确保从源头上预防事故的发生。

(3) 提高职工专业化水平, 保证操作过程安全运行在实际施工中, 工作人员是否正常操作会直接影响天然气站的安全运行。因此, 一定要规范工作人员的安全操作行为, 保证生产的顺利运行。①实行责任制, 层层签订责任书。责任制的安全落实能够更好的保证相关人员的安全, 同时在责任心的驱使下人们也能更好的完成安全生产工作。天然气站的每一名员工都要签订安全生产责任书, 促使员工更好的规范自身行为, 进一步降低各项事故发生的概率。②强化培训教育, 员工持证上岗。目前, 针对我国天然气站普遍存在的员工素质低、责任意识淡薄等现象, 要加强对员工培训教育的力度, 对天然气站员工进行岗前培训, 做到每一名员工必须持证上岗, 从根源上杜绝不安全行为, 避免事故的发生。

参考文献

[1]周杨波.天然气站场安全现状及管理对策分析[J].化工管理, 2015, 30:101-102.

天然气站场第7篇

关键词：天然气,泄漏,应急处置,问题探讨

天然气作为一种清洁优质能源,在改善能源结构,推动低碳经济发展过程中有着举足轻重的作用。根据国家能源局发布的《天然气发展“十二五”规划》,“十二五”期间我国管道建设总长度将超过4万公里。到2015年,城市和县城天然气用气人口数量将达到2. 5亿,约占总人口的18% ,这势必对天然气生产提出更高的需求。然而,天然气具有易燃易爆、有毒等危险特性,一旦发生泄漏,处置不当,极易引发火灾爆炸、中毒窒息等恶性事故,造成重大人身伤亡和财产损失。因此,正确处置天然气泄漏是防止事故扩大的关键。

1 天然气危险特性[1]

天然气属无色气体,不溶于水,主要成分是甲烷。天然气气体密度0. 7 ~ 0. 75 g /L,较空气轻。爆炸极限5% ~ 15% ,自燃温度482 ~ 632℃ ,属易燃气体,其危险性较强。当混有硫化氢时,有强烈的刺鼻臭味,并伴随硫化氢浓度的提高,表现出很强的毒性,其危害更大。

1. 1 天然气

1. 1. 1 易燃、易爆性

根据《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183—2004) 标准,天然气属甲B类火灾危险性物质(液化天然气属甲A类火灾危险物质),其闪点很低,在空气中只要很小的点火能量就会引燃,且燃烧速率很快,是火灾危险性很大的物质。天然气爆炸下限较低,遇明火、高热极易发生爆炸。

天然气的燃烧与爆炸是同一个序列的化学过程,但在反应强度上爆炸比燃烧更为剧烈。天然气的爆炸是在一瞬间(数千分之一秒) 产生高压、高温(2 000 ~ 3 000℃)的燃烧过程,爆炸波速可达3 000 m/s,具有很大破坏力。

1. 1. 2 易扩散性

一般来讲,天然气( 干气) 的密度比空气小,泄漏后易扩散,不易造成可燃气体积聚。但重组分比例较高的天然气(湿气)泄漏后,其中的重组分很可能在低洼处积聚,形成爆炸性混合气体。另外,当大量的天然气泄漏时,若遇适合的天气(如无风或雾天),也可造成天然气聚集,有形成爆炸气云的危险。

1. 1. 3 中毒与窒息

天然气的毒性因其组成不同而异,若天然气的主要成分是甲烷,仅起窒息作用,当空气中的甲烷含量达到25% ~ 30% 时,将使人出现缺氧症状,可以引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加快等。若不及时脱离现场,可窒息死亡。

1. 1. 4 热膨胀性

天然气的体积会随着温度的升高而膨胀,当设备、管道靠近高温热源时,可导致设备、管道内压增大,引发容器破裂,造成天然气泄漏[1]。

1. 2 含硫天然气

顾名思义,所有含有固体硫、硫化氢或其它硫化物的天然气都称为含硫天然气。当天然气含有硫化氢时,由于硫化氢的有毒特性,使含硫天然气不仅具有普通天然气的危险特征,同时表现出硫化氢的有毒性,其毒性依其含量不同而异,所引起的中毒表现也有所不同。《含硫油(气) 田硫化氢监测与人身安全防护规程》(SY/T 6277 2005) 附录A列出了空气中各种浓度的硫化氢对人体的危害情况。见表1。

2 天然气泄漏及应急处置安全风险分析

2. 1 天然气泄漏扩散规律

天然气泄漏后,管道或设备中的天然气在气体压力的作用下呈近似椎体状向大气环境喷射。由于与周围大气之间存在速度差,将吸卷周围大气并不断移动,逐渐向周围发展形成自由紊动的混合层,速度不断降低,并随着时间的延迟,扩散范围不断扩大。

天然气泄漏扩散主要受天然气密度、压力、泄漏孔径、泄漏时间、泄漏位置以及其地理环境、大气环境等因素的影响。稳定的大气不利于天然气的扩散,其扩散范围较小,停留时间较长。反之,不稳定大气有利于气体的混合稀释,扩散范围较大,留置时间较短。

风速大小决定了大气稀释作用的强弱以及天然气扩散距离的远近。实验显示,当天然气管道直径660 mm,管内压力4. 5 MPa,泄漏孔径比为0. 1,风速等于1 m / s,3 m / s,5 m / s时,连续性泄漏源下风向的爆炸下限浓度最大扩散距离分别为75. 25 m,65. 75 m,50. 92 m。当泄漏孔径比d / D = 0. 5,相对应风速下风向的爆炸下限浓度最大扩散距离分别为132. 54 m,115. 79 m,89. 63 m。表明在同等泄漏条件下,风速越大,天然气爆炸下限浓度最大扩散距离越短,危害面积越小; 而同等风速下,泄漏点孔径越大,危害范围越大。

地面的地形地物既会改变泄漏天然气的扩散速度,又会改变天然气扩散方向,从而表现出泄漏危害影响的复杂性。设备、管道、建构筑物等会加大地表大气的湍流程度,从而增加空气的稀释作用,但同时也可能提高局部窝风地带环境中的天然气浓度[2]。

2. 2 天然气泄漏事故危害分析

天然气着火必须具备两个条件: 一是环境中的可燃气体浓度达到或超过天然气的爆炸下限;二是环境中存在达到或超过天然气最小点火能量的点火源。

油气站场有禁火要求,天然气泄漏之初一般不会被点燃。泄漏的天然气会在风的作用下,不断地被稀释、扩散,如不及时控制泄漏,其危险性将逐渐增大。对于含硫天然气而言,当天然气中的硫化氢浓度超过8% (120 000 mg /m3)时,即便天然气在大气中的浓度低于爆炸下限的25%(固定式可燃气体报警器的报警浓度),也将引起呼吸道麻痹,有生命危险。

若天然气在泄漏之初短时间内被点燃,泄漏出的天然气将在泄漏点形成稳定的喷射火焰。若火焰区域或附近有人员停留或存在设备设施及其它可燃物,将会造成人身伤害、物体损坏或损毁,甚至引发更大的次生灾害。如果在扩散过程中延迟点燃,泄漏的天然气可与空气混合形成爆炸气云,若该气云的可燃气体浓度达到爆炸极限,遇点火源就会发生燃爆,爆炸冲击波将对周边人员、设备设施及建构筑物造成重大危害。

2. 3 油气站场天然气泄漏应急处置中的安全风险

一般来讲,天然气泄漏应急处置内容包括以下几点:

1) 消除火种,切断气源;

2) 保护火场设备,降低事故损失;

3) 扑灭火灾,抢险补漏。

应该说,上述活动基本可以满足天然气泄漏应急处置的要求,但同时面临以下风险:

1) 消除火种,切断气源,是预防火灾、避免人身伤亡和财产损失的关键。但由于油气站场中非防爆区域还存在诸多明火设备( 如: 加热炉、焚烧炉等) 或可散发电火花的设施(如: 控制室、消防泵房等),而这些设施在应急状态下却不能关闭,若天然气扩散到这些区域,将带来爆炸气云燃爆的风险。高含硫天然气还可导致人员中毒。

2) 保护火场设备,可降低事故损失,防止设备由于温度、压力升高而导致物理爆炸。但在油气站场,由于现场设备情况较为复杂,如: 设备内部介质、保温状况、设备材质不同等,若处置不当,有可能引发被保护设备迅速破裂,进而导致事故扩大。

3) 火灾扑灭后,火灾现场温度很高, 而管道、设备中的余气将会继续泄漏,存在复燃或爆炸气云燃爆风险,抢险人员往往通过喷水降温、驱散爆炸气体的方法来消减。但也可能由此造成泄漏源内部形成负压,外部空气进入,引发设备、管道爆炸。

3 油气站场天然气泄漏应急处置

应急处置,重在预防。油气站场天然气泄漏应急处置不仅需要完善的处置程序和强大的处置能力,更需完善的应急响应机制和系统自身保障能力。

3. 1 应急处置要点

油气站场特别是天然气净化装置,现场设备、管道及建构筑物较多,一旦发生天然气泄漏,极有可能引发火灾爆炸,酿成重大人身伤亡和财产损失。因此,预防火灾爆炸是油气站场天然气泄漏应急处置的关键。

3. 1. 1 切断气源

切断气源应从两个方面考虑: 一是关闭泄漏源的进出口阀门,切断泄漏气体供给,从而达到缩小气体扩散范围,降低泄漏环境可燃气体浓度的目的。二是打开系统放空,降低泄漏源的气体容量和内部压力,同时为封堵泄漏点创造条件。当受火焰威胁,难以接近控制阀门时,可在落实堵漏措施及防复燃措施的前提下,先灭火后关阀。

关阀断气时,应充分考虑阀门关闭后是否会造成系统超温超压而发生爆炸事故。

3. 1. 2 控制点火源

控制点火源应重点考虑三个方面: 一是及时关停危险区域内的加热炉、焚烧炉等明火设备,关闭进风口。二是用消防水喷射泄漏点,防止天然气流与空气摩擦导致静电打火; 关闭不能断电的控制室门窗,禁止使用、开关用电设备,防止电气接触打火。三是严格杜绝抢险作业过程中的电火花和机械火花。

3. 1. 3 火灾扑救

干粉灭火剂是一种同时具有物理灭火和化学灭火功能的高效灭火剂,可有效扑救天然气初期火灾。一旦发生天然气着火,现场人员可使用干粉灭火剂迅速扑灭初起火灾。与此同时,为防止设备、管道所泄漏余气发生复燃,抢险人员应使用消防水枪对泄漏点及大火烘烤部位进行喷水降温,同时利用高压细水雾驱散天然气,降低泄漏环境温度和可燃气体浓度,防止爆炸气云爆燃。

3. 1. 4 抢险补漏

抢险补漏是天然气泄漏应急处置中的临时措施,不同于正常的设备维修,其目的是消除或减缓天然气泄漏,降低危险区域爆炸气体浓度。抢险补漏不求质量,只求速度和安全。抢险补漏宜采用机械方法,并严格执行操作规程。作业过程中,抢险人员应利用高压细水雾及时吹散泄漏的天然气,防止形成爆炸气云。若事故现场已完全达到安全作业条件,应按照正常的设备维修开展作业活动。

3. 1. 5 保护火场设备设施

由于油气站场管道、设备较多,一旦发生天然气着火,极易引发二次事故。现场应急处置人员应及时关闭泄漏点周边特别是火焰喷射方向的管道、设备,打开放空系统,降低系统压力。气相设备应保持微正压,液相或气液两相设备,则应排空液相,保持气相微正压。同时,抢险人员迅速增加消防水枪,对被大火烘烤和灼烧的设备、管道以及建构筑物进行冷却降温,防止设备、管道物理爆炸和建构筑物坍塌。冷却降温过程中要避免对设备特别是经过热处理的设备上的角焊缝、连接件直接喷射降温,以防设备高温遇冷后产生局部尺寸变化,形成应力集中,导致设备破裂,进而引发事故扩大。当发现设备钢材表面呈红色时,此时钢材温度已达600℃以上,其钢材屈服极限仅为常温下的1 /3,抢险人员应迅速撤离至安全地带。

3. 1. 6 严防设备形成负压

当抢险人员对泄漏源或其周边易燃易爆设备进行喷水降温时,应仔细观察泄漏源余气喷射状况及周边设备、管道本体或各联结点的泄漏情况,当泄漏源或被保护设备内部压力已接近大气压力时,若泄漏源或被保护设备温度依然很高,应在继续实施降温的同时,适当补充气体介质,以防系统内部形成负压,导致空气进入,引发系统爆炸。

3. 1. 7 安全防护

抢险人员必须正确穿着防静电服和防静电鞋,使用防爆设备和工具。严禁在危险区域穿脱外衣。进入天然气扩散区域的抢险人员,必须正确使用正压空气呼吸器,以防中毒窒息。严禁任何人员在无防护措施和保护措施的情况下进入危险区域,从事危险作业活动。

3. 2 提升系统自身保障能力

提升系统自身保障能力可提高油气站场的自救能力,更是现场应急处置的基础。

1) 完善气体泄漏监测系统。油气站场应按国家及行业标准设置可燃气体和有毒气体检测器,加强日常检查与维护保养,定期开展检验,并按照《计量器具检验周期确定原则和方法》 ( JJF1139) 及时调整检定周期, 确保检测仪器运行可靠。

2) 提升油气站场系统自救与防护能力。油气站场防火设计应严格执行国家及行业有关消防设计标准,并在此基础上,适当增设蒸汽吹扫灭火系统、氮气置换系统,配备干粉炮和高压细水雾灭火装置。在平面布置方面,以广泛应用DCS,SCADA、RTU等控制系统为基础,将消防泵房、中心控制室远离潜在的天然气泄漏危险区域,所有近地控制系统采用防爆设计,消除泄漏危险区域内的点火源。在工艺设计上,重要容器、关键工艺设备在设置安全阀的基础上,适当增设手动、电动或手、电两用紧急放空阀,确保紧急状态下应急放空。关键部位联结件尽量采用螺纹连接,关键部位金属法兰尽量使用金属垫片,降低高温状态下的泄漏风险,提升系统本质安全水平。

4 结语

关于天然气站场建构筑物布局的探讨第8篇

1 站场类型简介

1.1 输气站

输气站是长输管道工程中各类工艺站场的总称, 主要功能是接收天然气、给天然气增压、分输、配气、储气调峰、发送和接收清管器等。按它们在输气管道中所处的位置分为:输气首站、输气末站和中间站三大类型及附属站场。按站场自身的功能可分为:压气站、分输站、清管站、清管分输站、配气站等。

1.2 城市门站

城市燃气门站是自长输管线进入城市管网的关键设备, 具有调压、计量、加臭、伴热、分配和远程遥测/遥控等功能的调压设备。城市门站可配备进口流量仪表及流量计算机、也可配备国产优质流量仪表。城市门站可同时具备出口压力超高/低压自动切断及自动放散功能, 可采用远程遥测/遥控方式工作, 可采取保温及拌热措施, 可根据用户要求选用不同的结构形式。

1.3 天然气储配站

天然气储配站一般以CNG或LNG为气源, 作为在管道天然气到达之前的替代气源、调峰气源或补充气源, 因此其供气规模一般较小。

天然气储配站根据实际运行情况与上游分输站和调度室及时沟通联系, 收集供气运行的数据, 为向城区安全平稳供气以及最大限度地发挥门站在用气高峰期的调峰作用打好基础。

1.4 加气站

天然气加气站一般包括CNG加气站和LNG加气站两种。

CNG加气站是常规加气站、加气母站和加气子站的统称。CNG加气站主要为汽车CNG储气瓶、CNG车载储气瓶组进行充装。常规加气站是指从站外天然气管道取气, 经工艺处理并增压后, 通过加气机给汽车CNG储气瓶充装车用的CNG的加气站。加气母站是指从站外天然气管道取气, 经工艺处理并增压后, 通过加气柱给CNG车载储气瓶组充装CNG的加气站。子站是指用车载储气瓶组拖车运进CNG, 通过加气机为汽车CNG储气瓶充装CNG的加气站。

LNG加气站是指为LNG汽车储气瓶充装车用LNG的加气站。主要流程为LNG液化工厂通过LNG槽车运至加气站后, 卸至站内的LNG储罐, 通过低温潜液泵提升至LNG加气机为LNG汽车储气瓶充装。

还有一种特殊的加气站L-CNG加气站, 是指能将LNG转化为CNG汽车储气瓶充装车用CNG的加气站。主要流程为LNG由柱塞泵升压至20Mpa后经高压气化器气化后输至CNG加气机为汽车CNG储气瓶充装。

2 站场选址

站址选择的好坏往往决定着总投资的大小, 最大浮动范围可达50%左右。

2.1 长输管道的站场选址

长输管道的站场选址一般由选线人员确定大致走向后, 进行站场或阀室的选址, 站址间距还应满足工艺的压降要求和地区等级间距的要求。

2.2 城镇燃气中的站场选址

城市门站的选址一般要结合上游管线末站的位置以及城镇用气重点区域的位置进行确定, 天然气储配站一般毗邻城市门站建设。

2.3 加气 (注) 站的站场选址

CNG加气站、LNG加注站一般根据周围交通条件及周围环境确定站场位置, 需要方便周围用气车辆进站加气。

2.4 选址原则

1) 符合城市总体规划要求, 选址严格执行国家相关规范;

2) 避开山洪、滑坡等不良地质及其它不宜设站的地方;

3) 具备良好的供电、供水、排水、通讯等外部条件, 同时交通条件便利;

4) 站址与周围建构筑物的防火间距必须符合现行的国家标准;

5) 尽量少占农田, 利用荒地劣地, 征地费用经济合理;

6) 尽量靠近气源接口, 减少站外管线投资;

7) 站址符合输气管道线路总体走向, 保证输气工艺的合理性及经济性;

8) 站场的交通应有可靠的依托;

9) 站址周边应能提供良好的社会依托条件和安全生产环境。

3 总平面布置

无论是输气站场还是门站、加气站等, 总平面布置图都具有以下共性。我们在此以输气站为例:

(1) 功能分区明确

站场前场布置综合值班室, 有利于紧急情况下住站值班人员及时撤离。站场后场布置工艺设备区。

(2) 紧凑布局, 节约用地

设备之间的距离按照现行国家标准中的防火间距确定。

(3) 模块化设计、区域化布置

输气站场内主要包括工艺装置区和综合值班室两个模块。工艺装置区的大小可根据不同站场的工艺需求进行紧凑布置, 综合值班室可根据人员的多少增减休息室房间的数量, 调整综合值班室的设计尺寸。

(4) 统一布置间距, 避免设计随意性

根据现行国家标准和实际需要, 确定工艺装置区与综合值班室的间距、工艺装置区与围墙、道路的间距等。

对于其他天然气站场, 城市门站中一般有两条以上的出站管线, 需根据出站管线的方向合理布设和规划进出站的管线位置。

LNG气化站一般要求生产区和生活区分别设置出入口。加气站一般布局为从前到后分别是加气罩棚和站房, 根据现场实际情况和规范中的间距要求, 布设相关设备。

4 竖向布置

由于各个输气站场建设地点及所属地形有差异, 无法形成统一的竖向布置标准化设计图, 应根据具体情况确定。输气站场竖向布置有以下原则:

1、竖向布置应坡向填方区一侧;

2、围墙内四周设置排水沟, 坡向填方区一侧;

3、地表雨水采用排水沟有组织收集, 采用泄水管散排方式排出站外。

城镇燃气中的天然气站场一般也需依据以上原则进行竖向布置, 但是在城市中一般有集中的雨水排放管道, 站场进行竖向布置时需考虑站外排雨水管道的标高, 避免产生雨水倒流, 站场内雨水无法排出的情况发生。

5 结语

天然气站场中的建构筑物主要为实现站场功能及工艺流程而设置, 需要围绕站场功能, 布设各建构筑物, 同时需要满足相关标准规范的间距规定, 并方便站场运行管理。

摘要：随着经济的发展, 作为清洁能源的天然气的利用越来越广泛, 天然气站场中建构筑物的布局的重要性也越来越大, 本文从总平面布局的各个方面进行探讨。

天然气站场第9篇

1. 埋地管道泄漏原因分析及对策

1.1 造成埋地管道泄漏的主要原因

1.1.1 管道出现腐蚀和老化的现象

如果埋地管道被腐蚀, 那么管道极易发生泄漏现象。对于腐蚀现象, 诱因很多, 比如, 接地土壤的酸碱性对管线产生腐蚀, 导致管壁出现孔隙;腐蚀介质与静拉伸力的作用, 导致应力断裂;不同的天然气类型, 使得管道内出现多种物质相互作用, 出现不同类型的腐蚀。同时, 管线自身的老化也会造成泄漏。

1.1.2 流体产生的冲刷力加快管道的腐蚀

管道内气体流速超出一定范围, 会产生冲刷力, 损坏管道壁, 最终出现穿孔的情况, 导致泄漏, 这种形式的泄漏比较容易发生在管道的拐弯处。

1.2 如何做好埋地泄漏的防护

1.2.1 对管道进行防腐涂层处理

首先, 可以选用质量上乘的防腐涂层。要结合管道所处的环境、施工特点以及具体的成本支出, 选择质优价廉的高效防腐涂层, 如环氧煤沥青、聚乙烯冷缠带等。其次, 做好表面处理。对于防腐涂层, 要选择合理的表面处理工艺, 充分考虑现场的环境因素, 避免出现失效问题。

1.2.2 对常规阴极保护技术进行不断改进

首先, 以现场条件为前提, 选择合适的阴极保护模式。对于新成立的站场, 采用牺牲阳极系统与柔性阳极系统的形式, 目的是降低对管道的负面影响, 减少干扰, 保证管道电流的均衡性。对于投入使用多年的站场, 要采取深井阳极系统, 这样可以控制挖掘量, 有利于施工的开展。其次, 改造和优化接地系统。改造传统的接地系统, 采用锌合金阳极集中式, 实行电缆与设备的有效连接。

1.2.3 对防冲刷泄漏的避免

首先, 可以加厚管道拐弯处的厚度;其次, 可以对管道进行定期检查, 目的是防止管道内金属粉末对管道冲刷的加剧;再次, 控制好管道内末端的储气量, 避免流速过大对管道磨损的加剧。

2. 法兰泄漏原因分析及对策

2.1 造成法兰泄漏的主要原因

在站场内, 出现法兰泄漏的原因很多, 例如, 在施工过程中, 安装出现质量不过关的情况, 造成螺栓出现松紧不合适的问题, 使得法兰在使用过程中出现泄漏;管道工艺出现不合理, 使得管道出现震动, 造成法兰螺栓出现不稳定, 产生泄漏;管道由于受到外力作用, 出现的变形、密封垫变形等情况, 都会出现法兰泄漏的情况。

2.2 如何做好法兰泄漏的预防

2.2.1 采用降压放空技术

对于可以停输的管道, 一旦出现法兰泄漏, 要迅速关闭阀门, 做好放空置换, 更新垫片, 而后进行固定。

2.2.2 对法兰泄漏进行堵塞

对于不可停输的管道, 一旦出现法兰泄漏, 要进行及时的堵塞。首先要设计合适的密封卡, 进行恰当安装, 而后注入一定量的密封剂, 当其固化后, 就可以发挥密封的功能。

3. 螺纹泄漏原因分析及对策

3.1 螺纹泄漏的主要原因

API锥管螺纹实现站场仪器、仪表的连接。如果螺纹出现空隙, 就会导致密封出现问题。因此, 采用密封胶带进行密封, 但是, 仍然不能完全避免螺纹泄漏现象的发生。

3.2 如何做好螺纹泄漏的预防

为了杜绝螺纹泄漏, 可以采用焊接的形式, 对干线进行连接。也可以选用具有高弹性和密封功能的螺纹。

4. 阀门泄漏原因分析及对策

站场的管道质量与阀门的使用密不可分, 要避免阀门使用过程中的泄漏。阀门的泄漏主要分为外漏和内漏, 一旦检测不及时, 就会造成重大的事故, 因此要重视对阀门泄漏的检测。声发射检测是比较科学的检测方法。

4.1 声发射检测的原理

当天然气管道的阀门出现气体泄漏的时候, 会出现生源地泄漏, 此时可以对声发信号进行噪声的降低处理, 借用声发射的道理, 对信号进行处理, 以此确定泄漏声的范围和特征, 达到对阀门泄漏是否发生以及泄漏程度的检测, 有针对性地采取应对措施。

4.2 声发射检测技术的优势

声发射对阀门泄漏的检测优势为精度高、范围大, 不需要对阀门进行拆卸, 避免对阀门的损坏, 因此, 这种方法十分适合天然气站场阀门泄漏的现场检测。

5. 结语

为了更好地做好管道安全工作, 避免各种泄漏的发生, 要重视对管道安全的宣传, 形成管网建设的安全观念, 同时, 让更多的人参与管网的保护中来。一旦发现任何形式的泄漏, 要及时分析原因, 找准对策, 及时上报。要不断提高相关人员的专业技术水平, 掌握规范, 熟练操作, 保证工艺正确, 避免管道泄漏现象的发生, 降低事故发生率。

参考文献

天然气站场第10篇

天然气作为一种新型的清洁能源, 通过管网输送对于改善能源结构, 加快城市清洁化发展, 改善空气质量, 提高人民生活水平具有深远意义。由于防火要求［4］, 天然气长输管道工程的管网及站场建设往往选址于偏僻且较为空旷的地带, 加之天然气具有易燃易爆等特性, 雷电对其造成的损害不仅仅可能导致设备损坏, 更为严重的是有可能因雷击引发火灾或爆炸, 甚至造成人身伤亡等重大灾害。

天然气长输管道工程的设计［5］不同于其他结构较为规则的建筑物, 对其开展雷电灾害风险评估相对较为复杂, 影响因素也较多。研究复杂环境下不同结构建 ( 构) 筑物雷电灾害风险评估的方法［6，7］具有重大指导意义, 可为企业提供科学的防雷决策和指导依据。

1 工程概述

1. 1 总体说明

德清-嘉兴天然气长输管道工程, 起点为浙江省湖州德清, 与西气杭湖线德清二号分输阀室相接, 终点为嘉兴市南郊分输站, 与川气杭嘉线相连, 横跨德清县、桐乡市、嘉兴市区三个区域, 建有8 座线路阀室及嘉兴接气站、梧桐站、南郊站3 座站场。输气管道系统示意图如图1 所示。

1. 2 南郊站概况

1. 2. 1 总平面布置

南郊站由工艺区、辅助用房和发配电间三大部分组成。工艺区设有接收站、预留LNG及CNG供应站区、预留加气母站区三部分, 其中接收站位于场区西北部, 预留LNG及CNG供应站区位于场区南部, 预留加气母站区位于场区东北部, 辅助用房和发配电间位于场区东侧。

1. 2. 2 工艺流程

南郊站是嘉兴市川气与西气沟通的枢纽站以及城市调峰站的综合性站场。南郊站接收上游来气, 天然气经过过滤后分三路, 一路经计量后去预留加气母站; 一路经计量、调压后去嘉兴中压管网; 另一路经计量、调压后输送至大桥站, 此外进站管道预留阀门与省分输站高压管线来气相接, 嘉兴中压管网出站管道预留阀门与CNG和LNG站出站管道相接。南郊站工艺流程如图2 所示。

2 雷击环境分析

南郊站位于浙江省嘉兴市城区南郊, 该处地势平坦, 土壤湿润, 土质良好。根据嘉兴市近30 年的雷暴日及闪电资料显示［8］, 三月到九月是全年雷电主要发生期, 占全年雷电数的96% , 七、八月份是雷电高峰期, 占全年雷暴日的51% 。

南郊站除了辅助用房和发配电间两幢低矮建筑外, 工艺区全是裸露的清管器接收筒、清管器发送筒、旋风分离器、卧式高效过滤器等金属设备。另外, 场区围墙外有架空高压输电杆塔及高压输电线缆, 这些都增加了南郊站遭受雷击的概率。

3 南郊站雷击风险评估

3. 1 评估方法

GB / T 21714. 2—2008《雷电防护第2 部分: 风险管理》［9］适用于建筑物和服务设施的雷击风险评估, 利用该技术方法, 通过分析南郊站所在地的雷电活动规律及其灾害特征, 并结合项目使用性质及其特性, 对其可能遭受雷击的概率及雷击产生后果的严重程度进行分析计算, 提出相应的雷电防护措施。

3. 2 雷电损害因果分析

雷电流是根本的损害源, 根据雷击点的位置不同, 即雷击建筑物 ( S1) 、雷击建筑物附近 ( S2) 、雷击服务设施 ( S3) 、雷击服务设施附近 ( S4) , 造成的基本损害类型有生物伤害 ( D1) 、物理损害 ( D2) 、电气和电子系统失效 ( D3) , 不同类型的损害, 无论是单一的或是多种类型的联合, 都会使被保护对象产生不同的损失后果。根据被保护对象的特点、使用性质及其内存物品 ( 系统) 等特性, 雷击可能出现的损失类型有人身伤亡损失 ( L1) 、公众服务损失 ( L2) 、文化遗产损失 ( L3) 、经济损失 ( L4) , 相应的风险有人身伤亡损失风险 ( R1) 、公众服务损失风险 ( R2) 、文化遗产损失风险 ( R3) 、经济损失风险 ( R4) 。不同损害类型产生的损失和风险如图3 所示。

3. 3 评估简化处理

以南郊站工艺区、辅助用房和发配电间三个功能模块为基础, 将站场做一简化处理: 考虑工艺区与辅助用房和发配电间防火等级、使用性质等不同, 且工艺区内设备布置较为密集, 有效截收面积互相重叠。为此, 将工艺区视为一整体单元进行评估, 其高度取值以被保护高度为准, 辅助用房和发配电间单独处理。

3. 4 针对R1评估参数选定

通过查阅资料和现场勘测得评估所需的基本参数如表1 ~ 表4 所示。

3. 4. 1 建 ( 构) 筑物数据及特性

南郊站工艺区内各设备高度0. 5 ~ 3 m不等, 将工艺区简化处理后, 长、宽取值以工艺区边界为准, 高度按被保护高度计算, 即: 长Lb为37. 00 m, 宽Wb为22. 50 m, 高Hb为3. 00 m ( 表1) 。

根据初步设计, 工艺区为第二类防雷构筑物, 故PB= 0. 1 ( 表1) ; 辅助用房和发配电间均为第三类防雷建筑物, 对应PB= 0. 2 ( 表1) 。

3. 4. 2 线路及其相连内部系统数据及特性

南郊站电力电源由市政高压电网埋地引入发配电间, 经带保护外壳干式变压器变压后至工艺区和辅助用房, 线路穿钢管埋地敷设, 但两端未进行接地处理, 因此PLD= 1、KS3= 1 ( 表2) 。

辅助用房和发配电间低压电源线路设置D级SPD进行防护, 故PSPD= 0. 03 ( 表2) , 而工艺区未考虑, 因此PSPD= 1 ( 表2) 。

南郊站通信线路、SCADA控制线路均采用光纤引入, 在光纤转换器前端将金属加强筋和铠装层做可靠接地时, 雷电流对其造成的损失率可忽略不计［10］。

3. 4. 3 区域划分及其特性

对于单个建 ( 构) 筑物而言, 考虑其特性, 定义以下两个区域: Z1 ( 建筑物内) 和Z2 ( 建筑物外) , Lt及Lf值取典型平均值。

由于工艺区内各设备利用金属本体作为防雷引下线, 辅助用房和发配电间均利用钢筋混凝土结构柱内主筋作为防雷引下线, 故此缩减因子为1 ×10－ 2, 另外站场内接地网格可以有效地降低跨步电压引起的危害, 相应缩减因子为1 × 10－ 2, 故PA=10－ 2× 10－ 2= 10－ 4 ( 表3) 。

天然气输气管道及站场所属高压容器释放出的天然气可能带来以下危害: 天然气若立即着火即产生燃烧热辐射, 在危险距离内的人会受到热辐射伤害; 天然气未立即着火可形成爆炸气体云团, 遇火就会发生爆炸, 在危险距离以内, 人会受到冲击波的伤害, 建筑物会受到损坏［11］。但由于天然气属清洁能源, 燃烧后产生少量的水及二氧化碳, 不会对环境造成严重污染, 故工艺区特殊伤害hz取值为20 ( 表4) 。

3. 5 计算及评估结论

确定以上评估参数后, 分别计算工艺区、辅助用房、发配电间及其引入线路 ( 入户金属管道暂不考虑) 的截收面积 ( 表5) 、预计年危险事件次数 ( 表6) 、各区风险分量值 ( 表7) 以及各区R1的风险分量组成 ( 表8) 。

注1:RA为雷击建 (构) 筑物造成的生物伤害, RA=ND/b×PA×ra×Lt;注2:RB为雷击建 (构) 筑物造成的物理损害, RB=ND/b×PB×rp×hz×rf×Lf;注3:RU为雷击电力线路造成的生物伤害, RU= (NL+ND/a) ×PU×ru×Lt;注4:RV为雷击电力线路造成的物理损害, RV= (NL+ND/a) ×PV×hz×rp×rf×Lf;注5:R1为人身伤亡损失总风险, R1=RA+RB+RU+RV。

注6:RD=RA+RB+RC=RA+RB;注7:RI=RM+RU+RV+RW+RZ=RU+RV;注8:RS=RA+RU;注9:RF=RB+RV;注10:RO=RM+RC+RW+RZ=0。

南郊站工艺区、辅助用房和发配电间现有防雷设施满足防护要求的前置条件为R1≤RT= 10－ 5, 否则应提供额外的防护措施。

从评估结果可知: 辅助用房和发配电间人身伤亡损失风险R1< RT, 现有的防雷措施能够起到有效的防护效果, 不必增加额外防雷保护; 工艺区人身伤亡损失风险R1> RT, 必须采取更高等级的防雷措施, 以降低雷击造成的人身伤亡损失风险。

从计算结果不难发现, 工艺区的风险主要是损害成因S1及S3在区域Z2中造成的物理损害RB和RV所引起的。因此, 应采取更高等级的防护措施:

( 1) 完善工艺区防直击雷措施, 使所有装置得到完全的直击雷防护, 工艺区内金属管道、金属设备等所有金属构件进行完善的等电位连接。

( 2) 将电力电缆金属保护管两端进行接地处理, 入户设施上安装比LPSⅠ级性能高效的电涌保护器 ( SPD) 。

这样, PB降为0. 001, PC= PU= PV= 0. 001。

采取上述完善措施后, R1= 9. 969 × 10－ 6≤RT, 低于风险容许值, 是经济合理的, 实现高效防雷的目的。

4 结论

( 1) 雷击风险评估的关键是要选择一个合适的评估方法, 对于结构复杂的评估对象, 需要做一定的简化处理, 使其能够适用于所选用的评估体系。

( 2) 目前, 我国雷击风险评估的技术标准还有待完善和更新。例如, GB /T21714. 2—2008 中, 诸多评估参数取值多以经验为主, 雷击金属管道等设施的损害概率Px, 尚未给出, 雷电流分流作用对评估结果的影响还有待继续研究。

( 3) 通过评估案例可知, 雷电直接击中站场工艺区和雷击相连服务设施产生的危险火花放电而触发火灾或爆炸是导致人身伤亡损失风险值超出风险容许值的主要原因。为此, 应针对性地采取科学、合理、可靠的雷电防护措施, 以达到保护人身安全的目的。