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第1篇天然气加气站安全管理措施 第2篇天然气重点要害部位安全管理措施 第3篇探索lng液化天然气加气站的消防安全对策——消防管理措施5 第4篇天然气门站安全管理措施 第5篇天然气工艺安全管理措施 第6篇天然气储配供应站安全管理措施 第7篇天然气管道消防安全管理措施
第1篇 天然气管道消防安全管理措施
根据天然气的火灾爆炸性质及管道安装分散的特点,安全管理存在较大的难度,在执行消防安全技术规范的基础上,要加强消防安全管理。
1、定期安全巡查。由专职安全巡线员分片包干,日巡周检,每次将巡查结果认真填写检查记录,发现异常情况及时向上级汇报。
2、巡查内容及范围。对主管网、庭院管网,巡线人员可利用可燃气体浓度检测报警器,沿燃气管道走向,检测燃气管道临近的下水道、沟槽,检测阀门井有无可燃气体泄漏并判断是否存在漏点。
3、安全巡查的方法:望、闻、问、切。
望:即通过目测对燃气管线进行观察;
闻:即通过可燃气体浓度检测报警器逐点检测;
问:即走访管道旁住户,询问周围平时有无天然气加臭气味或其他异常情况;
切:即根据巡查疑点、认真分析排查。
4、提高运营巡线人员的安全素质。巡线人员的安全素质是做好消防安全管理工作的基本保证。在消防安全管理方面,人是主导因素,所以要加强对巡线人员的安全教育。通过定期组织安全规范学习、岗位技能培训、考核上岗等一系列措施,为安全管理工作的规范、有序开展奠定坚实的基础。
5、建立安全档案,做好抢、排险准备,每月对所有管线进行普查,详细记录管网安全状况,周围建筑特点,力求安全管理系统化、规范化,安排抢修、抢险专车,向用户公布24小时服务电话,确保抢险、排除的快速反应能力。
总之,管道天然气从前期规划、选址、设计到后期安全管理,每一环节都要严格遵守消防安全规定,以确保广大用户的生命和财产安全。
第2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3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4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5篇 天然气工艺安全管理措施
天然气处理过程在很多方面具有与化工、石化行业等生产过程相同的特点。近几十年来,随着经济发展和科技进步,给这些行业带来了巨大变化,其规模不断扩大,生产过程大量采用新的工艺、技术和设备、材料,随之而来的是产品品种更多且储存量更大、应用的工艺技术更复杂、操作条件更苛刻、工艺系统危害更多等,而愈来愈复杂的工艺系统又对安全提出了更高的要求。因此,为防止灾难性的工艺安全事故发生,确保工艺系统的设计、生产满足有关安全要求,就有必要建立和贯彻有效的工艺安全管理系统。
1. 工艺安全
(1) 工艺安全是一门独立的学科,其基本出发点之一是预防工艺物料(或能量)泄漏。虽然天然气处理过程发生的各类事故通常表现为火灾、爆炸和有毒物质暴漏等形式,但都可归咎为物料的泄漏或能量的释放(也可视为一种泄漏形式)。
工艺系统一旦出现泄漏,就可能导致灾难性的工艺安全事故。这种物料泄漏或能量释放可能发生在正在运行的工艺装置、原料或产品储罐、输送管道或槽车以及船舶等。
在天然气处理过程中,泄漏出来的天然气或凝液气化后形成蒸气云,其体积增大并蔓延,接触到火源后就会引发火灾或爆炸。火焰烘烤临近设备、管线,又可导致它们破裂;爆炸也可造成周围设备、管线破裂。这样,就会出现更多的泄漏,形成更大范围的火灾或更多的爆炸,即
泄漏→蒸气云→火源→火灾或爆炸→更多泄漏→更多火灾或爆炸
反之,如果工艺物料按照正常工况(温度、压力、流量等)在设备、管线内运行,整个工艺系统就处在安全状态。
(2) 工艺安全的目的是在设计、施工、生产和维修中,运用工程知识、原理和经验,消除或减少与工艺过程相关的危害。
此处所谓的“工艺过程相关的危害”,一方面是指工艺介质本身的危害,另一方面是指工艺过程(对该物料的处理、加工和储运等)所赋予的危害。例如,含硫天然气中h2s的毒性属于其本身的危害性;而在压力容器和管线内流动的高压含硫天然气就具有一定的能量,此处的“具有能量”是指含硫天然气在高压的处理过程中所带来的危害性。
因此,工艺安全既关注工艺过程中所涉及的各种物料的理化性质,同时又关注如何处理、加工和储存这些物料。
(3) 工艺安全所指的安全有别于传统的“安全”概念。传统的安全概念主要是指使用各种个人防护用品和建立相应的规章制度来保护作业人员,防止发生人员伤害事故。工艺安全所指的安全则强调采用系统的方法对工艺危害进行辨识,根据建设项目不同阶段(设计、施工和生产)的特点,采用不同方式辨识所存在的危险有害因素和评估它们可能导致的事故频率和后果,并提出对策措施消除危害以避免事故发生,或减轻危害可能造成的事故后果。工艺安全重视以往设计的经验教训,强调严格执行相关的设计标准和规范。
(4) 工艺安全的侧重点是工艺系统或设备、设施本身。职业安全更多的是关注作业人员的行为,而工艺安全除了关注作业人员及周围人员的安全外,则较关注工艺系统或设备、设施本身是否存在技术缺陷或安全隐患,并且重视泄漏事故对工厂设备、设施的损坏和对环境的破坏。
2. 工艺安全管理
(1) 工艺安全管理的主要目的是预防危险有害物料(或能量)的泄漏,特别是防止由于它们泄漏使人员受到伤害。完善的工艺安全管理系统不但可减少甚至避免人员伤害,也可避免事故带来的重大财产损失。此外,还可通过消除或减少工艺系统中存在的安全隐患,提高工艺设备的可靠性,减少不必要的停车,保证产品质量,提高生产效率,降低生产成本以及延长工艺设备使用寿命等。
(2) 工艺安全管理的主要对象是处理、使用、加工、储存危险有害物料的工厂、装置、设备或设施。它强调运用系统的管理手段来辨识、理解、消除和控制工艺系统的危险有害因素,在设计上确保工艺系统具备可以接受的安全性,并使工艺系统在建成后按照设计意图安全运行。
(3) 工艺安全管理关注工艺系统的“变化”。许多工艺系统安全事故都是由于该系统的“变化”所引起的,例如液位偏高、流量过大、机泵故障等。这种“变化”可能是自发的,也可能是外部作用的结果。如果这些“变化”处于设计预期的范围内,就不会发生事故;反之,由于这些“变化”使工艺系统的运行工况超出设计预期的安全范围,就很可能出现操作问题或事故。这些“变化”可能发生在工艺、设备、设施或作业人员等方面,而且在工厂、装置、设备或设施的使用寿命周期中不可避免地会发生,重要的是要将这些“变化”纳入管理中。
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 探索lng液化天然气加气站的消防安全对策——消防管理措施5
（作者 贾奎 李守斌）
（1）消防部门应依据《中华人民共和国消防法》规定，将lng加气站列入消防重点单位，依法实施消防监督管理。
（2）严格贯彻执行《机关、团体、企事业单位消防安全管规定》，强化企业管理机制。lng经营企业具体应做到：一是认真落实企业法人消防安全现８产任制，建立健全各项规章制度，制定岗位操作规程和岗位消防责任制。二是按规定配置足够的消防器材和设施。三是与消防、劳动质检部门高效配合、开展经常性的消防安全检查。四是对存在的火灾隐患做到及时发现，及时整改。五是对lng站内重点部位加强监护检查，杜绝设备带病工作和超负荷运行。六是加强对lng站的管理人员和操作人员的岗位安全培训，经考试合格后方可上岗。七是对lng站制定切实可行的消防事故紧急处理预案。
