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對油氣儲運安全技術的探討

類別:加油站安全 發布時間:2017-06-19 瀏覽人次:

    【摘要】 管道輸送石油天然氣,具有高效、低耗、連續輸送和自動化程度高等優勢,成為當前物流的重要形式之一和國民經濟和社會發展不可缺少的“生命線”。但因其具有高能高壓、易燃易爆、有毒有害、連續作業、鏈長面廣、環境復雜等特點,決定了其安全管理的極其重要性。通過對輸油氣戰場和管道線路安全問題的探討,闡述了石油天然氣產品輸送過程中的安全控制技術。



1 輸油氣站場


1.1 一般規定


    石油天然氣站場總平面布置應根據其生產工藝特點、火災危險性等級功能要求,結合地形、風向等條件,經技術、經濟比較確定。石油天然氣站場內的鍋爐房、35k v及以上的變(配)電所、加熱爐、水套爐等有明火或散發火花的地點,宜布置在站場或油氣生產區邊緣。石油天然氣站場總平面布置應符合下列規定:


    (1)可能散發可燃氣體的場所和設施,宜布置在人員集中場所及明火或散發火花地點的全年最小頻率風向的上風側。

    (2)甲、乙類液體儲罐,宜布置在站場地勢較低處,當受條件限制或有特殊工藝要求時,可布置在地勢較高處,但應采取有效的防止液體流散的措施。

    (3)當站場采用階梯式豎向設計時,階梯間應有防止泄漏可燃液體漫流的措施。

    (4)天然氣凝液,甲、乙類油品儲罐組,不宜緊靠排洪溝布置。

對油氣儲運安全技術的探討


1.2 輸油站

    (1)輸油站的選址。應滿足管道工程線路走向的需要,滿足工藝設計的要求;應符合國家現行的安全防火、環境保護、工業衛生等法律法規的規定;應滿足居民點、工礦企業、鐵路、公路等的相關要求。


    應貫徹節約用地的基本國策,合理利用土地,不占或少占良田、耕地,努力擴大土地利用率,貫徹保護環境和水士保持等相關法律法規。


    站場址應選定在地勢平緩、開闊、避開人工填土、地震斷裂帶,具有良好的地形、地貌、工程和水文地質條件并且交通連接便捷、供電、供水、排水及職工生活社會依托均較方便的地方。


    (2)輸油站場的消防。石油天然氣站場消防設施的設置,應根據其規模、油品性質,存儲方式、儲存溫度及所在區域消防站布局及外部協作條件等綜合因索確定。油罐區應有完備的消防系統或消防設備;罐區場地夜間應進行照明,照明應符合安全技術標準和消防標準。應按要求配備可燃氣體檢測儀和消防器材;站場消防設施應定期進行試運行和維護。


    (3)輸油站場工藝設備安全要求。工藝管道與設備投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗,管線設備、閥件應嚴密無泄漏;設備運行不應超溫、超壓、超速、超負荷運行,主要設備應有安全保護裝置;輸油泵機組應有安全自動保護裝置,并明確操作控制參數;定期對原油加熱爐爐體、爐管進行檢測,間接加熱爐還應定期檢測熱媒性能,加熱爐應有相應措施,減少對環境造成污染的裝置與措施;儲油罐的安裝、位置和間距應該符合設計標準;對調節閥、減壓閥、安全閥、高(低)壓泄壓閥等主要閥門應按相應運行和維護規程進行操作和維護,并按規定定期校驗;管道的自動化運行應滿足工藝控制和管道設備的保護要求;定期對自動化儀表進行檢測和校驗。


1.3 輸氣站

    (1)輸氣站的選址。輸氣站應選擇在地勢平緩、開闊,且避開山洪、滑坡、地震斷裂帶等不良工程地質地段;站的區域布置、總平面布置應符合GB 50183和GB 50251的規定,并滿足輸送工藝的要求。


    (2)輸氣站場設備。進、出站端應設置截斷閥,且壓氣站的截斷閥應有自動切斷功能,進站端的截斷閥前應設泄壓放空閥;工藝管道投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗;輸氣站宜設置清管設施,并采用不停輸密閉清管流程;含硫天然氣管道,清管器收筒應設水噴淋裝置,收清管器作業時應先減壓后向收筒注水;站內管道應采用地上或地下敷設,不宜采用管溝敷設;清管作業清除的液體和污物應進行收集處理,不應隨意排放。


    (3)輸氣站場的消防。天然氣壓縮機廠房的設置應符合GB 50183和GB 50251的規定;氣體壓縮機廠房和其他建筑面積大于等于150m2的可能產生可燃氣體的火災危險性廠房內,應設可燃氣體檢測報警裝置;站場內建(構)筑物應配置滅火器,其配置類型和數量符合G B50140;站內不應使用明火作業和取暖,確須明火作業應制定相應事故預案并按規定辦理動火審批手續。


    (4)泄壓保護設施。對存在超壓可能的承壓設備和容器,應設置安全閥;安全閥、調壓閥、E S D系統等安全保護設施及報警裝置應完好使用,并應定期進行檢測和調試;安全閥的定壓應小于或等于承壓管道、設備、容器的設計壓力;壓縮機組的安全保護應符合GB 50251的有關規定。



2 管道線路


2.1 管道線路的布置及水工保護


    輸油氣管道路由的選擇,應結合沿線城市、村鎮、工礦企業、交通、電力、水利等建設的現狀與規劃,以及沿線地區的地形、地貌、地質、水文、氣象、地震等自然條件,并考慮到施工和日后管道管理維護的方便,確定線路合理走向。輸油氣管道不得通過城市水源地、飛機場、軍事設施、車站、碼頭。因條件限制無法避開時,應采取必要的保護措施并經國家有關部門批準。輸油氣管道管理單位應設專人定期對管道進行巡線檢查.及時處理輸油氣管道沿線的異常情況。


2.2 線路截斷閥


    輸油、氣管道應設置線路截斷閥,天然氣管道截斷閥附設的放空管接地應定期檢測。定期對截斷閥進行巡檢。有條件的管道宜設數據遠傳、控制及報警功能。天然氣管道線路截斷閥的取樣引壓管應裝根部截斷閥。


2.3 管道的監控


    輸油氣生產的重要工藝參數及狀態,應連續檢測和記錄;復雜的油氣管道應設置計算機監控與數據采集(S C A D A)系統,對輸油氣工藝過程、輸油氣設備及確保安全生產的壓力、溫度、流量、液位等參數設置聯鎖保護和聲光報警功能。S C A D A系統配置應采用雙機熱備用運行方式,網絡采用冗余配置,且在一方出現故障時應能自動進行切換。重要場站的站控系統應采取安全可靠的冗余配置。


2.4 管道清管


    管道清管應制定科學合理的清管周期,對于首次清管或較長時間沒有清管的管道,清管前應制定清管方案。對于結蠟嚴重的原油管道,應在清管前適當提高管道運行溫度和輸量,從管道的末站端開始逐段清管。根據管道輸送介質不同,控制清管器在管道中合理的運行速度,并做好相應的清管器跟蹤工作。發送清管器前,應檢查本站及下站的清管器通過指示器。清管器在管道內運行時,應保持運行參數穩定,及時分析清管器的運行情況,對異常情況應采取相應措施。無特殊情況,不宜在清管器運行中途停輸。進行收發清管器作業時,操作人員不應正面對盲板進行操作。從收球筒中取出清管器和排除筒內污油、污物、殘液時,應考慮風向。


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