天然气安全技术6篇

第1篇 地下室天然气供应的安全技术措施

随着城市建设的进一步发展，城市土地资源日趋紧张，利用地下空间作为生产经营、办公、商场、娱乐等场所也越来越普遍，在地下室安装、使用天然气也成为一些工程建设必要的配套项目[1、2]。经过近10年的建设，绍兴市已从昔日庭院楼台式的古镇发展成为高楼大厦鳞次栉比的现代化城市。本文结合绍兴市近年来地下室燃气管道工程的实例，探讨地下室天然气管道在设计、安装以及天然气的供应和使用方面所采取的安全措施。

1 工程简介

绍兴咸亨大酒店位于市区解放南路钱王祠前，酒店分娱乐城和主楼2座独立的建筑物，主楼为地下1层地上13层，娱乐城为地上4层。锅炉房是娱乐城的附楼，为地下1层，安装了wms4-10燃油热水锅炉2台，用于酒店的热水供应。现将燃油锅炉改为燃气锅炉，燃气锅炉对燃气的要求为：燃气供气压力为5～8kpa，总供气量为690m3/h。因此，燃气管道供气压力级制为低压，燃气调压装置设置在地上单独的调压箱内，外设铁围栏保护。该工程已于2007年11月投入运行。

2 安全措施

① 对地下室的要求

根据gb 50028-2006《城镇燃气设计规范》的规定，安装天然气管道的地下室的净高不宜小于2.2m，要求使用天然气的房间应与电话间、配电间、修理间、储藏室、卧室、休息室等用非燃烧体实体墙隔开。绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房的净高为5.50m，地下室内还有值班室，锅炉房与值班室采用砖砌混凝土实体墙隔开，符合规范的要求；设计要求锅炉房的固定照明设备选用防爆型。gb 50041-2008《锅炉房设计规范》中规定，“当锅炉房和其他建筑物相连或设置在其内部时，严禁设置在人员密集场所和重要部门的上一层、下一层、贴邻位置以及主要通道、疏散口的两旁，并应设置在首层或地下室一层靠建筑物外墙部位。”gb 50016-2006《建筑设计防火规范》中规定，“燃油或燃气锅炉、油浸电力变压器、充有可燃油的高压电容器和多油开关等用房受条件限制必须布置在民用建筑内时，不应布置在人员密集场所的上一层、下一层或贴邻，并且燃油和燃气锅炉房、变压器室应设置在首层或地下一层靠外墙部位……”gb 50028-2006《城镇燃气设计规范》中规定，“燃气锅炉房和燃气直燃机不应设置在人员密集场所的上一层、下一层或贴邻的房间内及主要疏散口的两旁。”绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房为娱乐城的附楼，锅炉房设置符合规范。

② 选用优质的燃气管材和设备

根据gb 50028-2006《城镇燃气设计规范》的规定，室内燃气管道的管材一般可选用钢管、铜管、不锈钢管和铝塑复合管，在地下室安装天然气管道常选用钢号为10号、20号的无缝钢管，无缝钢管管材质量应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》(gb/t 8163-1999)的规定，其管件应符合《钢制对焊无缝管件》(gb 12459-2005)的规定。绍兴成亨大酒店地下室锅炉房燃气管道选用ф219×7无缝钢管。燃气阀门、锅炉燃烧器等燃气设备、附件，应选用通过质量认证的产品，燃烧器应具有多种安全保护及自动控制功能，杜绝用气设备泄漏。

③ 燃气管道的焊接质量

地下室内安装燃气管道的焊接质量是燃气管道安装质量的重要控制点，它是确保地下室能否安全使用天然气的关键环节之一。绍兴咸亨大酒店地下室燃气管道从地下室的屋顶(与地面相平)垂直引入，燃气管道沿墙架空敷设至用气点。根据gb 50028-2006《城镇燃气设计规范》和gb 50041-2008(锅炉房设计规范》的规定，地下室燃气管道(除阀门、仪表等部件外)采用氩弧焊打底的焊接连接或法兰连接，钢管道的固定焊缝应进行100%的射线探伤检验，活动焊口应进行10%的射线探伤检验，燃气管道的焊缝质量不得低于现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》gb 50236-98的ⅲ级要求。

④ 独立的通风系统

gb 50041-2008《锅炉房设计规范》规定，“设在其他建筑物内的燃油、燃气锅炉房的锅炉间，应设置独立的送排风系统，其通风装置应防爆……”以及“锅炉房设置在地下或地下室时，其换气次数每小时不应少于12次。”gb 50028-2006《城镇燃气设计规范》规定，“燃气锅炉房设置在地下室时，应设置独立的机械送排风系统；通风量应满足下列要求：正常工作时，换气次数不应小于6次/h；事故通风时，换气次数不应小于12次/h；不工作时换气次数不应小于3次/h”。gb 50016-2006《建筑设计防火规范》规定，“燃气锅炉房应选用防爆型的事故排风机。当设置机械通风设施时，该机械通风设施应设置导除静电的接地装置，通风量应符合下列规定：燃气锅炉房的正常通风量按换气次数不小于6次/h确定；事故通风量按换气次数不小于12次/h确定。”绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房原为燃油锅炉，现改为燃气锅炉，因此原有的通风系统已符合规范要求，在设计时要求将排风机改为防爆型的事故排风机。

⑤ 紧急切断和报警系统

为预防天然气泄漏事故的发生，最有效的方法之一就是在地下室加装燃气泄漏报警系统和紧急切断阀。燃气泄漏报警系统由燃气探测器和气体报警控制器组成，燃气探测器安装在燃气可能泄漏的场所，控制器安装在非防爆区--值班室内。凡是地下室内燃气管道经过的地方均设置燃气泄漏检测探头，检测探头的保护半径为3～5m，检测探头安装高度一般在天花板下0.3m左右，并高于所有可能的泄漏点，但不得设在燃气设备上方。燃气紧急切断阀是燃气管道工程的安全配套装置，设置在向地下室供气的室外燃气管道上，紧急切断阀为常开型，切断阀前安装手动快速切断阀，当燃气泄漏检测探头检测到燃气泄漏时，燃气紧急切断阀自动关闭，切断天然气的供给，防止燃气爆炸事故的发生。燃气紧急切断阀与燃气泄漏报警系统及送排风系统连锁，燃气泄漏报警系统报警线、故障信号线、燃气紧急切断阀信号线都引入值班室集中管理。燃气泄漏报警系统、燃气紧急切断阀和送排风系统连锁组成一个安全报警系统，在室内燃气含量达到爆炸下限的20%时报警器报警，室内燃气含量达到爆炸下限的40%时自动关闭紧急切断阀，切断气源，同时送排风系统工作。绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房选用可燃气体报警器的控制器的型号为jb-tj-at210f，检测天然气的探头的型号为at0501b/ch4，检测一氧化碳的探头的型号为at0501b/c0。室内架空敷设的燃气管道长度为13m，锅炉房设置了锅炉2台，2台锅炉之间的距离为5m，根据检测探头的保护半径，在沿墙架空敷设的管道上方布置天然气检测探头1个，在2台锅炉之间布置天然气检测探头1个，建议在2台锅炉之间设置一氧化碳检测探头1个。

⑥ 燃气管道放散管设置

在地下室的燃气管道的末端以及各用气设备的阀门前设置放散管。绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房放散管选用ф32×3的无缝钢管。利用放散管可以在燃气管道检修后、燃气设备首次使用时、长期停用后投入运行前，用惰性气体或天然气吹扫管道中的残余气体，以确保锅炉点火的安全。天然气放散管应引出地面，放散管管口设置在地面上安全处，出口符合环保和安全的要求。

⑦ 泄压面的设置

绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房长为13m，宽为9m，高为5.5m，体积为643.5m3，占地面积为117m2，布置了2台锅炉。gb 50041-2008《锅炉房设计规范》对锅炉房的火灾危险性分类中规定“锅炉间应属于丁类生产厂房”，“锅炉房应有相当于锅炉间占地面积的10%的泄压面积。”绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房已设有1.25m×1.25m的通向地面的沿墙铁楼梯人员出口，设有3.3m×6.0m的设备吊装口，还有1.5m×2.0m的出入口，这些都直接通向地面，作为地下室的泄压口，泄压面积共约25m2，大于锅炉间占地面积的10%，符合规范规定。

gb 50041-2008《锅炉房设计规范》中规定，作为泄压设施的轻质屋面板和轻质墙体的单位面积质量不宜超过120kg/m2，泄压处应避开人员集中的场所和主要交通要道。绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房泄压口选择在背街且靠近燃气供气管道和锅炉一侧墙体的上方开洞设置，在洞口上方部位的装饰上采用爆炸时易破碎的透光有机玻璃轻质材料，泄压口垂直朝上设置，一旦发生爆炸，产生的能量能泄放至室外地面空间之上。

⑧ 燃气供应单位的日常运行管理

绍兴市燃气产业集团公司下属绍兴市燃气有限公司有一套完整的燃气管道安全运行管理体系，在天然气管道投入正常运行后，派工作责任心强的技术人员定期巡查管道设施，对阀门、燃气设备与燃气管道连接部位的密封件进行定期更换，及时排除安全隐患，发现问题及时解决。制定科学可靠的工作绩效评定方法，建立科学的工作绩效考评体系，使严格的管理制度真正得到实施。

⑨ 燃气使用单位的安全操作管理

通常燃气使用单位会在燃气设备安装前派专职操作人员到燃气公司、燃气设备制造厂家及报警系统制造厂家进行相应的上岗培训。燃气使用单位制定严格的安全操作规程，加强防火安全管理，严格执行地下室动火的审批程序，采取防静电防火措施。

第2篇 天然气管道专项安全技术交底

工程名称

唐家沱组团c、n标准分区基础设施建设ppp项目

交底部位

d610燃气管施工区域

工程编号

（渝北）安监管油气责改【2015】008号指令书专项安全技术交底

日期

交底内容：

（一）d610燃气管影响范围内施工要求;

1、根据甲方提供的管线走向图，结合现场实地勘察，放出红线范围内d610燃气管中心线，并插上黄旗标示。

2、燃气管中心线两边200m，范围内禁止爆破作业。若需爆破，需经过安委会评估，视评估结果确定爆破方式，在未出评估结果以前，此区域内严禁爆破。

3、燃气管中心线两边50m内需保持原地貌不变、严禁清表等作业，同时将该范围线放出并插上红旗标示。在燃气管200m范围内机械作业时，应派专人指挥机械作业，严禁超越50m线。

4、施工队需派人配合输气处做好燃气管桩加密工作，按每10-15m一根桩进行加密。

5、严禁施工机械跨越d610燃气管。

（二）土石方爆破施工技术要求：

1、爆破施工单位应按资质允许的作业范围、等级承担石方爆破工程。爆破作业人员应取得有关部门颁发的相应类别和作业范围、级别的安全作业证，持证上岗。爆破企业、作业人员及其承担的重要工程均应投购保险。

2、从事爆破施工的企业、单位，应设有爆破工作领导人、爆破工程技术人员、爆破班长、安全员、爆破员；应持有县级以上（含县级）公安机关颁发的《爆炸物品使用许可证》；设立爆破器材库的，还应设有爆破器材库主任、保管员、押运员，并持有公安机关签发的《爆炸物品安全储存许可证》。

3、a级、b级、c级、d级爆破工程作业，应有持同类证书的爆破工程技术人员负责现场工作；一般岩土爆破工程也应有爆破工程技术人员在现场指导施工。a级、b级、c级和对安全影响较大的d级爆破工程都必须编制爆破专项方案，事先应对爆破方案进行安全评估。安全评估的内容包括：

­1)、施工单位和作业人员的资质是否符合规定；

2)、爆破方案所依据资料的完整性和可靠性；

3)、爆破方法和参数的合理性和可行性；

4)、起爆网路的准爆性；

5)、存在的有害效应及可能影响的范围；

6)、保证环境安全措施的可靠性；

7)、对可能发生事故的预防对策和抢救措施是否适当。

4、爆破作业环境有下列问题时，不应进行爆破作业：

1)、边坡不稳定，有滑坡、崩塌危险；

2）、爆破可能危及建（构）筑物、公共设施或人员的安全而无有效防护措施；

3)、洞室、炮孔温度异常；

4)、作业通道不安全或堵塞；

5)、恶劣天气条件下（包括：雷电、暴雨、能见度不超过100米的大雾天气、风力超过六级等）

5、装药工作必须遵守下列规定：

1)、装药前应对硐室、药壶和炮孔进行清理和验收；

2）、严格控制装药量且爆破装药量应根据实测资料校核修正，经爆破工作领导人批准；

3)、使用木质炮棍装药；

4)、装起爆药包、起爆药柱和炸药时，严禁投掷或冲击；

5)、爆破区域内严禁烟火；

6、堵塞工作必须遵守下列规定：

1)、装药后必须保证填塞质量，硐室、深孔或浅眼爆破禁止使用无堵塞爆破（扩壶爆破除外）；

2）、禁止使用石块和易燃材料填塞炮孔；

3)、填塞要十分小心，不得破坏起爆线路；

4)、禁止用力捣固直接接触药包的填塞材料或用填塞材料冲击起爆药包；

5)、禁止在炮孔装入起爆药包后直接用木楔填塞。

7、禁止拔出或硬拉起爆药中的导火索、导爆管或电雷管脚线。

8、爆破警戒时，应确保指挥部、起爆站和各警戒点之间有良好的通讯联络。

9、爆破后应检查有无盲炮及其他险情，若有应及时上报并处理，同时在现场设立危险警示标志。盲炮处理应由有经验的爆破技术人员或爆破工执行，并遵循《爆破安全规程》操作。每次处理盲炮必须由处理者填写登记卡片。

10、爆破器材安全管理

1)、爆破器材的采购、运输、储存、检验和销毁应遵守《中华人民共和国民用爆炸物品管理条例》和《爆破安全规程》的有关规定。

2）、爆破器材运送到现场后作业点严禁吸烟、作业人员不应携带烟火和发火物品。

3)、人工搬运爆破器材时应轻拿轻放，不应同时运送炸药和雷管；一人一次运送的爆破器材数量不超过：雷管，5000发；拆箱（袋）搬运炸药，20千克；背运原包装炸药，一箱（袋）；挑运原包装炸药，二箱（袋）。

4)、在现场分发雷管时，应认真检查雷管的段别编号

11、使用导爆管爆破的方法和注意事项

1）、要根据炮孔数量、排列形式和位置，领取不同段数的导爆管进行分段爆破。

2）、导爆管联接。每3-5个导爆管联为一组，每组不得超过5个。

3）、导爆管联接方法，可采用并串联或串并联相结合的联接方法。

4）、导爆管的联接应采用联接块或用胶布将每根导爆管紧紧地和起爆雷管捆扎在一起的方法。

5）、导爆管联结不应打死弯，联接角度亦为10°-15°。

12、电力起爆注意事项

1）、距爆区边界50米范围内不应有电缆通过或存留电器设备。放主线时，不应通过电缆线，若必须通过时，要用木板或绝缘物品垫好。爆破施工前应对杂散电流进行测试，对高压电、射频电等进行调查，存在危险立即采取预防和排除措施。

2）、联线时各接头要擦净。每孔都应进行导通试验，应使用专用导通器和爆破电桥，仪器仪表应每月检查一次。电阻应符合设计要求。接头要结牢，缠绕圈数不应少于6圈，并用胶布包好。

3）、电爆网路不应使用裸露导线，不得利用铁轨、钢管、钢丝做爆破线路，爆破网路应与大地绝缘，电爆网路与电源之间应设置中间开关。

4）、线路联接后，不应有其它人员进入爆区。

13、爆破后检查和盲、残炮的处理方法及注意事项

1）、爆破后须在有15—30分钟的加强通风时间。待炮烟排除后，方准进入工作面进行检查，严禁一个人单独进入。

2）、进入工作面首先应将照明灯装好，然后检查顶板和两帮的安全情况，并处理好顶、帮的浮石。

3）、发现盲、残炮可采用重新装起爆药包或离开一定距离打平行炮孔装药爆破处理。在往外掏盲、残炮眼的填塞物时，只允许用水或竹制工具。打平行孔距盲、残炮孔最小距离应小于0.3米。

14、爆破现场的其他要求

1）、应设置专职安全员对爆破区域进行监督检查，及时清退场内无关人员。

2）、爆破人员应统一着装，听从指挥。

3）、剩余爆破材料应在当班及时交回炸药库，不得遗失、自存或移交下拼。

（三）土石方爆破施工安全事项：

1、爆破工必须经公安部门考试合格，持有《爆破员作业证》方可上岗作业。作业前必须佩戴好安全帽，穿好工作服、工作鞋等劳动防护用品，严禁穿铁钉鞋和易产生静电的化纤衣服作业。爆破工必须持爆破证，才能去火药库领取爆破材料，领取时要认真检查爆破材料的质量和数量。

2、爆破作业必须严格遵守国家标准gb6722－2014《爆破安全规程》等规定。

3、爆破物品应使用专用的火药车搬运，起爆材料应专人背送。禁止炸药与起爆材料同车装运，装卸爆破材料时，要轻拿轻放，不准摔打碰撞。

4、爆破作业前，班组长应组织爆破工认真学习、讨论爆破计划方案与安全措施，做好作业分工布置工作。

5、爆破作业必须严格按《爆破设计说明书》的要求进行作业，作业过程中，一切行动必须听从爆破班长和工程技术员的指挥，并接受安全员的监督。如实际情况发生变化，或存在严重威协安全作业的情况，应报告有关领导作处理，或由技术员作修改爆破方案后，再进行作业。

6、炸药、雷管不准同车运输或与其它物品混装、搬运过程中不得扔、砸、撞，应轻拿轻放。

7、药包加工、装药作业中，严禁携带火柴、打火机等引火物品，严禁在作业场所吸烟。

8、装药和充填应用木质炮棍；深孔爆破出现药包堵塞时，在未装入雷管、起爆药柱等敏感爆破器材前，应采用铜或木制长杆处理；装起爆药柱时严禁投掷或冲击。

9、禁止使用石块（块度大于30mm）和易燃材料填塞炮孔；填塞要十分小心，不得破坏起爆线路；禁止捣固直接接触药包的填塞材料或用填塞材料冲击起爆药柱。

10、禁止拔出或硬拉起爆药柱的导火索或导爆管。

11、深孔爆破，每个炮孔应使用两只毫秒雷管组成复式网路，在进行爆破网路联接时，应防止塑料导爆管拉细、拉断、变形和打死结。

12、当装药、充填、联线等全部工作完成后，必须由爆破班长和爆破技术员进行技术检查后，确认无误，方准发出信号进行起爆。

13、当装药、联线、检查工作全部完成后，发出预告信号（竖红旗、鸣口哨），警戒人员按各自地点、范围进行警戒，其余人员进人避炮棚内；现场各种施工设备应撤离危险区。

发出预告信号后，燥破范围内禁止闲杂人员进人。

14、警戒人员全部按指定地点就位后，检查警戒危险区内确认无人后，才可发出起爆信号（竖绿旗）。

15、爆破作业应按要求，严格遵守起爆时间。

16、起爆5分钟后，由两名爆破工作进人爆破现场进行检查，确认无拒爆、盲炮现象，即发出解除警戒信号（撤掉绿旗），警戒人员撤回；如发生或怀疑拒爆，必须经过15分钟后方准进入现场检查。拒、盲炮区应插上红旗警示，并报告有关领导组织人员进行处理。

技术负责人：交底人：

接交人：

第3篇 天然气生产及处理安全技术

从油气田中开采出的天然气，其成分主要是以甲烷为主的碳氢化合物的混合物(油田伴生气的甲烷含量一般占80％～90％，气田气的甲烷含量一般占90％以上)，还含有少量的co2、h2、n2、h2o等组分，有些气田采出的天然气还含有h2s和有机硫(硫醚、硫醇)等组分。当天然气从地层流人气井井底，沿井筒流至地面时，常常带有地层水、泥沙、岩屑等杂质，有些气田还产轻质凝析油。因此，天然气在生产过程中必须经过一系列处理。天然气生产及处理一般包括以下工艺内容：注入缓蚀剂、降压、加热、分离、计量、调压、增压等。对于含硫气田，采出的天然气要进行脱硫、脱水处理。经过处理的天然气达到管输标准，才能输入管网供厂矿和城镇居民使用。

1．注入缓蚀剂。对于含硫气井，为了抑制和减缓硫化氢气体对井内油管套管的腐蚀，要定期向井内加注一定量的缓蚀剂。缓蚀剂流经井内油管和套管时，附着在钢管的内壁、外壁上，形成一层保护膜，将h2s、co2等腐蚀性气体与钢管隔开，起到防腐作用。

2．降压。高压天然气必须经过降压处理，达到设备和管道允许的压力才能流人设备和管道中。通常所用的降压装置为角式节流阀。

3．加热。高压天然气在降压过程中会产生“节流效应”，膨胀吸热，温度降低。当温度下降到一定程度，甲烷与天然气中的水分结合，就会生成一种类似冰雪一样的白色结晶物质，通常人们把它叫做水合物。水合物堆积在采气设备和管道中，会引起堵塞，压力上升，气井生产出现异常，严重时，将造成设备或管道憋压爆破。为了防治水合物的生成，一般可以采用水套加热炉提高天然气温度或向天然气中加入甲醇、乙二醇等防冻剂，破坏水合物生成的条件，以保证生产正常进行。

4．分离。经过加热后的天然气流人分离器，除去油水和固体杂质，油放人储油罐储存待运，水和固体杂质排人污水池进行处理，地层水回注入废井中。

5．计量。为了了解气井的产能和储量，对分离后的油气水要分别进行计量。目前，国内外用得最多的天然气计量装置是标准孔板节流装置。

6．调压。天然气经过调压装置调压达到管网或用户所需要的压力后输出。

7．增压。油气田开发后期，天然气压力衰竭或钻探获得的浅层低压气，其压力低于管网输气压力时，可以利用增压压缩机开采，以提高油气田天然气的采收率。

8．脱硫脱水。为了保护采气设备管道免受h2s的腐蚀，确保供给厂矿和城镇的天然气h2s含量达到国家规定的标准，对含硫天然气必须进行脱硫脱水处理。脱硫方法分干法、湿法两类。低含硫气采用干法处理，高含硫气采用湿法处理。

职业危害 天然气生产及处理中常见的危害有爆炸、火灾、中毒三类。产生的原因主要是腐蚀、超压、泄漏、违反操作规程等。如果天然气中h2s超过一定的浓度，且在有水的环境中，就会对设备和管道产生严重腐蚀。h2s溶于水形成弱酸，对金属造成电化学失重腐蚀、氢脆和硫化物应力腐蚀开裂，严重时会引起管线和设备爆炸。h2s是一种无色、剧毒、酸性气体。低浓度的h2s气体有臭鸡蛋味，其相对密度为1．176，较空气重，与空气混合浓度达4．3％～46％时形成一种易爆炸混合物，h2s燃烧时呈蓝色火焰，产生有毒的so2。

1．爆炸。输气设备(仪表)和管道长期处于受压状态，这些设备和管道都有额定的工作压力，其生产运行压力必须低于额定工作压力。当出现以下几种情况时，很可能会产生爆炸：

(1)操作人员违反操作规程造成设备或管道超压运行；

(2)设备或管道因腐蚀减薄；

(3)设备或管道发生泄漏，漏出的天然气与空气混合至一定比例并与明火接触时；

(4)用空气压缩机实施气井排液时，空气与天然气混合在高温高压下流动；

2．火灾。引起天然气火灾的主要原因有：

(1)设备和管道由于制造缺陷、腐蚀磨损、年久老化等泄漏天然气，遇明火点燃；

(2)放喷天然气被雷击点燃；

(3)维修设备和管道时违反操作规程引燃；

3．中毒。最常见的是h2s和co引起的中毒，但h2s的毒性较co大5～6倍。

造成硫化氢中毒的主要原因有：

(1)当含硫天然气排放或大量泄漏在空气中时，人、畜不慎呼吸后中毒，严重时会造成死亡；

(2)当天然气作燃料用于烧饭、取暖、淋浴时，若燃烧不完全或通风不良，会引起人中毒或窒息，严重时也会造成死亡。

预防措施 防爆、防火、防中毒具体措施如下：

1．防爆。

(1)天然气生产及处理用的设备管道材质和安装应符合设计要求；

(2)设备和管道启用之前必须按照试压规程进行试压并合格；

(3)严格遵守操作规程；

(4)保持设备和管道上的安全阀良好；

(5)严禁超压运行；

(6)做好设备和管道的内外壁防腐；

(7)消除泄漏，保持生产场所通风良好；

(8)严禁用空气作为气井排液的气源。

2．防火灾。

(1)消除天然气泄漏；

(2)对容易泄漏的设备和管道定期检查，消除隐患；

(3)维修采气设备(压力容器、油罐)要动火或人要进入设备内检修时，必须用惰性气体置换天然气并彻底清洗，取样分析合格后再进行。为防止与容器相连的阀门内漏，应用盲板隔离开；

(4)天然气生产及处理场所应严禁烟火；

(5)采用防爆型电器；

(6)采用避雷装置避免雷击引起火灾。

3．防中毒。

防h2s中毒的主要措施是：

(1)加强设备和管道的维护保养，防止含硫气泄漏；

(2)配备h2s检测仪器并保持良好状态；

(3)含硫气放空应烧掉，含硫气田水回注废井；

(4)在含硫气超标的场所进行设备检修时应戴防毒面具，且至少两人在场，一人操作，一人观察，以免万一发生中毒好抢救。

防co中毒的措施。随着厂矿、城镇居民天然气用户的迅速增加，防co中毒的问题越来越显得重要，防co中毒的具体措施是：

(1)普及天然气安全使用知识，做到所有用户家喻户晓，人人皆知；

(2)燃具的选用，所用燃具必须是国家有关职能部门认证的符合安全要求的产品；

(3)制定严格的燃具安全使用和管理的规定；

(4)长时间连续使用燃具的地方要加强通风，以降低co的浓度，严禁将燃具安装在不通风的地方使用；

(5)对于安装在室内的天然气动力机组，除必须保持良好的通风外，还应将燃烧尾气引出室外，并定期检查排气管，查看是否破损，以防止co废气泄漏于室内。

第4篇 石油天然气油气储运安全技术

一、管道线路

1.管道线路的布置及水工保护

输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路合理走向。输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查．及时处理输油气管道沿线的异常情况。

埋地输油气管道与地面建(构)筑物的最小间距应符合gb 50251和gb 50253规定。

埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合gb 50061和gb 50253规定；与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20 m．因条件限制无法满足要求时，应对管道采取相应的防霄保护措施，且防雷保护措施不应影响管道的阴级保护效果和管道的维修；与高压输电线交叉敷设时，距输电线20 m范围内不应设置阀室及可能发生油气泄露的装置。

埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施；交叉时，二者净空间距应不小于0．5 m。且后建工程应从先建工程下方穿过。

埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施，且应保持两管道间有足够的维修、抢修间距；交叉时，二者净空间距应不小于o．5 m，且后建工程应从先建工程下方穿过。

输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩。里程桩宜设置在管道的整数里程处，每公里一个．且与阴极保护测试桩合用。输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。

根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用；定期对管道水工保护设施进行检查，发现问题应及时采取相应措施。

2. 线路截断阀

输油、气管道应设置线路截断阀，天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。定期对截断阀进行巡检。有条件的管道宜设数据远传、控制及报警功能。天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。

3.管道穿跨越

输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件，及两岸的村镇、交通等现状，并考虑到管道的总体走向、日后管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置。考虑到输油气管道的安全性，管道通过河流、公路、铁路时宜采用穿越方式。

输油气管道跨越河流的防洪安全要求，应根据跨越工程的等级、规模及当地的水文气象资料等，合理选择设计洪水频率。位于水库下游20 km范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20 km范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。输油气管道穿跨越河流、公路、铁路的钢管、结构、材料应符合国家现行的原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的有关规定。管道跨越河流的钢管、塔架、构件、缆索应选择耐大气环境腐蚀、耐紫外线、耐气候老化的材料做好防腐。管道管理单位应根据防腐材料老化情况．制定跨越河流管道的维修计划和措施。管道穿越河流时与桥梁、码头应有足够的间距。穿越河流管段的埋深应在冲刷层以下，并留有充足的安全余量。采用挖沟埋设的管道，应根据工程等级与冲刷情况的要求确定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重块、石笼在施工时．应对防腐层有可拄的保护措施。每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段，对穿跨越河流臂段采用石笼保护时，石笼不应直接压在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。

管道穿公路、铁路的位置，应避开公路或铁路站场、有职守道口、隧道．并应在管道穿公路、铁路的位置设立警示标志。输油气管道穿越公路、铁路应尽量垂直交叉．因条件限制无法垂直交叉时，最小夹角不小于30°，并避开岩石和低洼地带。

输油气管道穿跨越河流上游如有水库，管道管理企业应与水利、水库单位取得联系，了解洪水情况．采取防洪措施。水利、水库单位应将泄洪计划至少提前两天告知管道管理企业，且应避免大量泄洪冲毁管道。

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。

四、管道监控与通信

1．管道的监控

输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续检测和记录；复杂的油气管道应设置计算机监控与数据采集（scada）系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。scada系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。

2．通信

用于调控中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。

3辅助系统

scada系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。在室内重要电子设备总电源的输入侧、室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线和重要或贵重测量仪表信号线的输入侧应加装电源防护器。

五、管道清管

管道清管应制定科学合理的清管周期，对于首次清管或较长时间没有清管的管道，清管前应制定清管方案。对于结蜡严重的原油管道，应在清管前适当提高管道运行温度和输量，从管道的末站端开始逐段清管。

根据管道输送介质不同，控制清管器在管道中合理的运行速度，并做好相应的清管器跟踪工作。发送清管器前，应检查本站及下站的清管器通过指示器。清管器在管道内运行时，应保持运行参数稳定，及时分析清管器的运行情况，对异常情况应采取相应措施。无特殊情况，不宜在清管器运行中途停输。进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作。从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考虑风向。

六、管道检测

应按照国家有关规定对管道进行检测，根据检测结果和管道运行安全状况以及有关标准规范规定，确定管道检测周期。实施管道内检测的管道，收发球筒的尺寸在满足相应技术规范的基础上．还应满足内检测器安全运行的技术要求。管道及其三通、弯头、阀门、运行参数等应符合有关技术规范并满足内检测器的通过要求。

发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径。检测器应携带定位跟踪装置。检测器发送前应调试运转正常，投运期间应进行跟踪和设标。由于条件限制，无法实施内检测的管道，应采用其他方法进行管道的检测。应结合管道检测结果，对管道使用年限、压力等级、泄漏历史、阴极保护、涂层状况、输送介质、环境因素的影响等进行综合评价，确定管道修理方法和合理的工艺运行参数。对存在缺陷的部位应采取相应措施。

七、管道维抢修

根据管道分布，合理配备专职维抢修队伍，并定期进行技术培训。对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。

管道维抢修现场应采取保护措施，划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区内。在管道上实施焊接前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。

用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应挺前进行模拟试验。进行管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。

管道维抢修作业坑应保证施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。

管道维抢修结束后，应及时对施工现场进行清理，使之符合环境保护要求。及时整理竣工资料并归档。

八、海底管道

1.海底管道路由选择

管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线；避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲搬区；尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道；避开将来有可能的航道开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。

对于海上油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油(气)管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。

新铺设的管道应尽量避免与原有海底管道或电缆交叉。在不可避免的情况下，新铺设的管道与原有海底管道、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30 cm以上的净距；管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。

登陆点位置要选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段；同时要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。

2．海底管线的铺设

海底管道铺设前应编制海底管道安装程序、编制海底管道计算分析报告、确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制把臂架气密试验方案；张紧器和a，r绞车的系统要经过调试。

管道铺设作业时要按照托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。

3．海底管道的监测、检测和评估

应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。通过检测与监控来保证管道系统运行的安全运行的安全性与可靠性。一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。

第5篇 石油天然气储运安全技术

一、管道线路

1.管道线路的布置及水工保护

输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路合理走向。输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查．及时处理输油气管道沿线的异常情况。

埋地输油气管道与地面建(构)筑物的最小间距应符合gb 50251和gb 50253规定。

埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合gb 50061和gb 50253规定；与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20 m．因条件限制无法满足要求时，应对管道采取相应的防霄保护措施，且防雷保护措施不应影响管道的阴级保护效果和管道的维修；与高压输电线交叉敷设时，距输电线20 m范围内不应设置阀室及可能发生油气泄露的装置。

埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施；交叉时，二者净空间距应不小于0．5 m。且后建工程应从先建工程下方穿过。

埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施，且应保持两管道间有足够的维修、抢修间距；交叉时，二者净空间距应不小于o．5 m，且后建工程应从先建工程下方穿过。

输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩。里程桩宜设置在管道的整数里程处，每公里一个．且与阴极保护测试桩合用。输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。

根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用；定期对管道水工保护设施进行检查，发现问题应及时采取相应措施。

2. 线路截断阀

输油、气管道应设置线路截断阀，天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。定期对截断阀进行巡检。有条件的管道宜设数据远传、控制及报警功能。天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。

3.管道穿跨越

输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件，及两岸的村镇、交通等现状，并考虑到管道的总体走向、日后管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置。考虑到输油气管道的安全性，管道通过河流、公路、铁路时宜采用穿越方式。

输油气管道跨越河流的防洪安全要求，应根据跨越工程的等级、规模及当地的水文气象资料等，合理选择设计洪水频率。位于水库下游20 km范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20 km范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。输油气管道穿跨越河流、公路、铁路的钢管、结构、材料应符合国家现行的原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的有关规定。管道跨越河流的钢管、塔架、构件、缆索应选择耐大气环境腐蚀、耐紫外线、耐气候老化的材料做好防腐。管道管理单位应根据防腐材料老化情况．制定跨越河流管道的维修计划和措施。管道穿越河流时与桥梁、码头应有足够的间距。穿越河流管段的埋深应在冲刷层以下，并留有充足的安全余量。采用挖沟埋设的管道，应根据工程等级与冲刷情况的要求确定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重块、石笼在施工时．应对防腐层有可拄的保护措施。每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段，对穿跨越河流臂段采用石笼保护时，石笼不应直接压在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。

管道穿公路、铁路的位置，应避开公路或铁路站场、有职守道口、隧道．并应在管道穿公路、铁路的位置设立警示标志。输油气管道穿越公路、铁路应尽量垂直交叉．因条件限制无法垂直交叉时，最小夹角不小于30°，并避开岩石和低洼地带。

输油气管道穿跨越河流上游如有水库，管道管理企业应与水利、水库单位取得联系，了解洪水情况．采取防洪措施。水利、水库单位应将泄洪计划至少提前两天告知管道管理企业，且应避免大量泄洪冲毁管道。

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。

四、管道监控与通信

1．管道的监控

输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续检测和记录；复杂的油气管道应设置计算机监控与数据采集（scada）系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。scada系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。

2．通信

用于调控中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。

3辅助系统

scada系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。在室内重要电子设备总电源的输入侧、室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线和重要或贵重测量仪表信号线的输入侧应加装电源防护器。

五、管道清管

管道清管应制定科学合理的清管周期，对于首次清管或较长时间没有清管的管道，清管前应制定清管方案。对于结蜡严重的原油管道，应在清管前适当提高管道运行温度和输量，从管道的末站端开始逐段清管。

根据管道输送介质不同，控制清管器在管道中合理的运行速度，并做好相应的清管器跟踪工作。发送清管器前，应检查本站及下站的清管器通过指示器。清管器在管道内运行时，应保持运行参数稳定，及时分析清管器的运行情况，对异常情况应采取相应措施。无特殊情况，不宜在清管器运行中途停输。进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作。从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考虑风向。

六、管道检测

应按照国家有关规定对管道进行检测，根据检测结果和管道运行安全状况以及有关标准规范规定，确定管道检测周期。实施管道内检测的管道，收发球筒的尺寸在满足相应技术规范的基础上．还应满足内检测器安全运行的技术要求。管道及其三通、弯头、阀门、运行参数等应符合有关技术规范并满足内检测器的通过要求。

发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径。检测器应携带定位跟踪装置。检测器发送前应调试运转正常，投运期间应进行跟踪和设标。由于条件限制，无法实施内检测的管道，应采用其他方法进行管道的检测。应结合管道检测结果，对管道使用年限、压力等级、泄漏历史、阴极保护、涂层状况、输送介质、环境因素的影响等进行综合评价，确定管道修理方法和合理的工艺运行参数。对存在缺陷的部位应采取相应措施。

七、管道维抢修

根据管道分布，合理配备专职维抢修队伍，并定期进行技术培训。对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。

管道维抢修现场应采取保护措施，划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区内。在管道上实施焊接前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。

用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应挺前进行模拟试验。进行管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。

管道维抢修作业坑应保证施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。

管道维抢修结束后，应及时对施工现场进行清理，使之符合环境保护要求。及时整理竣工资料并归档。

八、海底管道

1.海底管道路由选择

管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线；避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲搬区；尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道；避开将来有可能的航道开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。

对于海上油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油(气)管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。

新铺设的管道应尽量避免与原有海底管道或电缆交叉。在不可避免的情况下，新铺设的管道与原有海底管道、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30 cm以上的净距；管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。

登陆点位置要选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段；同时要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。

2．海底管线的铺设

海底管道铺设前应编制海底管道安装程序、编制海底管道计算分析报告、确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制把臂架气密试验方案；张紧器和a，r绞车的系统要经过调试。

管道铺设作业时要按照托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。

3．海底管道的监测、检测和评估

应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。通过检测与监控来保证管道系统运行的安全运行的安全性与可靠性。一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。

第6篇 天然气管道专项-安全技术交底

工程名称

唐家沱组团c、n标准分区基础设施建设ppp项目

交底部位

d610燃气管施工区域

工程编号

(渝北)安监管油气责改【2022】008号指令书专项安全技术交底

日期

交底内容:

(一)d610燃气管影响范围内施工要求;

1、根据甲方提供的管线走向图,结合现场实地勘察,放出红线范围内d610燃气管中心线,并插上黄旗标示。

2、燃气管中心线两边200m,范围内禁止爆破作业。若需爆破,需经过安委会评估,视评估结果确定爆破方式,在未出评估结果以前,此区域内严禁爆破。

3、燃气管中心线两边50m内需保持原地貌不变、严禁清表等作业,同时将该范围线放出并插上红旗标示。在燃气管200m范围内机械作业时,应派专人指挥机械作业,严禁超越50m线。

4、施工队需派人配合输气处做好燃气管桩加密工作,按每10-15m一根桩进行加密。

5、严禁施工机械跨越d610燃气管。

(二)土石方爆破施工技术要求:

1、爆破施工单位应按资质允许的作业范围、等级承担石方爆破工程。爆破作业人员应取得有关部门颁发的相应类别和作业范围、级别的安全作业证,持证上岗。爆破企业、作业人员及其承担的重要工程均应投购保险。

2、从事爆破施工的企业、单位,应设有爆破工作领导人、爆破工程技术人员、爆破班长、安全员、爆破员;应持有县级以上(含县级)公安机关颁发的《爆炸物品使用许可证》;设立爆破器材库的,还应设有爆破器材库主任、保管员、押运员,并持有公安机关签发的《爆炸物品安全储存许可证》。

3、a级、b级、c级、d级爆破工程作业,应有持同类证书的爆破工程技术人员负责现场工作;一般岩土爆破工程也应有爆破工程技术人员在现场指导施工。a级、b级、c级和对安全影响较大的d级爆破工程都必须编制爆破专项方案,事先应对爆破方案进行安全评估。安全评估的内容包括:

­1)、施工单位和作业人员的资质是否符合规定;

2)、爆破方案所依据资料的完整性和可靠性;

3)、爆破方法和参数的合理性和可行性;

4)、起爆网路的准爆性;

5)、存在的有害效应及可能影响的范围;

6)、保证环境安全措施的可靠性;

7)、对可能发生事故的预防对策和抢救措施是否适当。

4、爆破作业环境有下列问题时,不应进行爆破作业:

1)、边坡不稳定,有滑坡、崩塌危险;

2)、爆破可能危及建(构)筑物、公共设施或人员的安全而无有效防护措施;

3)、洞室、炮孔温度异常;

4)、作业通道不安全或堵塞;

5)、恶劣天气条件下(包括:雷电、暴雨、能见度不超过100米的大雾天气、风力超过六级等)

5、装药工作必须遵守下列规定:

1)、装药前应对硐室、药壶和炮孔进行清理和验收;

2)、严格控制装药量且爆破装药量应根据实测资料校核修正,经爆破工作领导人批准;

3)、使用木质炮棍装药;

4)、装起爆药包、起爆药柱和炸药时,严禁投掷或冲击;

5)、爆破区域内严禁烟火;

6、堵塞工作必须遵守下列规定:

1)、装药后必须保证填塞质量,硐室、深孔或浅眼爆破禁止使用无堵塞爆破(扩壶爆破除外);

2)、禁止使用石块和易燃材料填塞炮孔;

3)、填塞要十分小心,不得破坏起爆线路;

4)、禁止用力捣固直接接触药包的填塞材料或用填塞材料冲击起爆药包;

5)、禁止在炮孔装入起爆药包后直接用木楔填塞。

7、禁止拔出或硬拉起爆药中的导火索、导爆管或电雷管脚线。

8、爆破警戒时,应确保指挥部、起爆站和各警戒点之间有良好的通讯联络。

9、爆破后应检查有无盲炮及其他险情,若有应及时上报并处理,同时在现场设立危险警示标志。盲炮处理应由有经验的爆破技术人员或爆破工执行,并遵循《爆破安全规程》操作。每次处理盲炮必须由处理者填写登记卡片。

10、爆破器材安全管理

1)、爆破器材的采购、运输、储存、检验和销毁应遵守《中华人民共和国民用爆炸物品管理条例》和《爆破安全规程》的有关规定。

2)、爆破器材运送到现场后作业点严禁吸烟、作业人员不应携带烟火和发火物品。

3)、人工搬运爆破器材时应轻拿轻放,不应同时运送炸药和雷管;一人一次运送的爆破器材数量不超过:雷管,5000发;拆箱(袋)搬运炸药,20千克;背运原包装炸药,一箱(袋);挑运原包装炸药,二箱(袋)。

4)、在现场分发雷管时,应认真检查雷管的段别编号

11、使用导爆管爆破的方法和注意事项

1)、要根据炮孔数量、排列形式和位置,领取不同段数的导爆管进行分段爆破。

2)、导爆管联接。每3-5个导爆管联为一组,每组不得超过5个。

3)、导爆管联接方法,可采用并串联或串并联相结合的联接方法。

4)、导爆管的联接应采用联接块或用胶布将每根导爆管紧紧地和起爆雷管捆扎在一起的方法。

5)、导爆管联结不应打死弯,联接角度亦为10°-15°。

12、电力起爆注意事项

1)、距爆区边界50米范围内不应有电缆通过或存留电器设备。放主线时,不应通过电缆线,若必须通过时,要用木板或绝缘物品垫好。爆破施工前应对杂散电流进行测试,对高压电、射频电等进行调查,存在危险立即采取预防和排除措施。

2)、联线时各接头要擦净。每孔都应进行导通试验,应使用专用导通器和爆破电桥,仪器仪表应每月检查一次。电阻应符合设计要求。接头要结牢,缠绕圈数不应少于6圈,并用胶布包好。

3)、电爆网路不应使用裸露导线,不得利用铁轨、钢管、钢丝做爆破线路,爆破网路应与大地绝缘,电爆网路与电源之间应设置中间开关。

4)、线路联接后,不应有其它人员进入爆区。

13、爆破后检查和盲、残炮的处理方法及注意事项

1)、爆破后须在有15—30分钟的加强通风时间。待炮烟排除后,方准进入工作面进行检查,严禁一个人单独进入。

2)、进入工作面首先应将照明灯装好,然后检查顶板和两帮的安全情况,并处理好顶、帮的浮石。

3)、发现盲、残炮可采用重新装起爆药包或离开一定距离打平行炮孔装药爆破处理。在往外掏盲、残炮眼的填塞物时,只允许用水或竹制工具。打平行孔距盲、残炮孔最小距离应小于0.3米。

14、爆破现场的其他要求

1)、应设置专职安全员对爆破区域进行监督检查,及时清退场内无关人员。

2)、爆破人员应统一着装,听从指挥。

3)、剩余爆破材料应在当班及时交回炸药库,不得遗失、自存或移交下拼。

(三)土石方爆破施工安全事项:

1、爆破工必须经公安部门考试合格,持有《爆破员作业证》方可上岗作业。作业前必须佩戴好安全帽,穿好工作服、工作鞋等劳动防护用品,严禁穿铁钉鞋和易产生静电的化纤衣服作业。爆破工必须持爆破证,才能去火药库领取爆破材料,领取时要认真检查爆破材料的质量和数量。

2、爆破作业必须严格遵守国家标准gb6722-2022《爆破安全规程》等规定。

3、爆破物品应使用专用的火药车搬运,起爆材料应专人背送。禁止炸药与起爆材料同车装运,装卸爆破材料时,要轻拿轻放,不准摔打碰撞。

4、爆破作业前,班组长应组织爆破工认真学习、讨论爆破计划方案与安全措施,做好作业分工布置工作。

5、爆破作业必须严格按《爆破设计说明书》的要求进行作业,作业过程中,一切行动必须听从爆破班长和工程技术员的指挥,并接受安全员的监督。如实际情况发生变化,或存在严重威协安全作业的情况,应报告有关领导作处理,或由技术员作修改爆破方案后,再进行作业。

6、炸药、雷管不准同车运输或与其它物品混装、搬运过程中不得扔、砸、撞,应轻拿轻放。

7、药包加工、装药作业中,严禁携带火柴、打火机等引火物品,严禁在作业场所吸烟。

8、装药和充填应用木质炮棍;深孔爆破出现药包堵塞时,在未装入雷管、起爆药柱等敏感爆破器材前,应采用铜或木制长杆处理;装起爆药柱时严禁投掷或冲击。

9、禁止使用石块(块度大于30mm)和易燃材料填塞炮孔;填塞要十分小心,不得破坏起爆线路;禁止捣固直接接触药包的填塞材料或用填塞材料冲击起爆药柱。

10、禁止拔出或硬拉起爆药柱的导火索或导爆管。

11、深孔爆破,每个炮孔应使用两只毫秒雷管组成复式网路,在进行爆破网路联接时,应防止塑料导爆管拉细、拉断、变形和打死结。

12、当装药、充填、联线等全部工作完成后,必须由爆破班长和爆破技术员进行技术检查后,确认无误,方准发出信号进行起爆。

13、当装药、联线、检查工作全部完成后,发出预告信号(竖红旗、鸣口哨),警戒人员按各自地点、范围进行警戒,其余人员进人避炮棚内;现场各种施工设备应撤离危险区。

发出预告信号后,燥破范围内禁止闲杂人员进人。

14、警戒人员全部按指定地点就位后,检查警戒危险区内确认无人后,才可发出起爆信号(竖绿旗)。

15、爆破作业应按要求,严格遵守起爆时间。

16、起爆5分钟后,由两名爆破工作进人爆破现场进行检查,确认无拒爆、盲炮现象,即发出解除警戒信号(撤掉绿旗),警戒人员撤回;如发生或怀疑拒爆,必须经过15分钟后方准进入现场检查。拒、盲炮区应插上红旗警示,并报告有关领导组织人员进行处理。

技术负责人:交底人:

接交人: