油气合建站项目可行性分析报告(可编辑)

1、油气合建站项目可行性分析报告 目录1 总论41.1 设计依据41.2 建设规模、范围41.2.1 建设规模41.2.2 设计范围41.3 设计原则41.4 设计基本参数51.5 设计主要遵循的规程、规范52 工程地质及自然地理概况62.1 工程地质条件62.2 气象63 站场工艺63.1 工艺流程描述63.1.1 加气工艺流程63.1.2 加油工艺流程63.2 工艺计算及设备选型73.2.1 管道输气能力计算73.2.2 管道强度计算73.2.3 分离器的工艺计算83.2.4 天然气脱水系统的计算(选用分子筛脱水)103.2.5 缓冲罐的工艺计算174 总图及土建184.1 站址选择184.2

2、 总平面布置194.2.1 加油站的布置191站房位置的确定195 控制和计量设备仪表225.1 概述225.2 控制及计量设备、仪表225.3 设备选型236 可燃气体检测报警系统236.1 概述236.2 设备选型237 消防238 环境保护248.1 污染物排放分析248.1.1 污染物:248.1.2 噪声:248.2 环境保护措施248.2.1 污染物排放防治248.2.2 噪声防治258.2.3 固体污染物防治259 水土保持259.1 编制原则和方针259.2 防治措施2510 职业安全卫生2610.1 编制原则2610.2 职业危害因素2610.3 防护措施2610.3.1 防

3、爆2610.3.2 噪声防治2710.3.3 防 火2710.4 建立职业安全卫生管理体系2811 节 能2811.1 能耗分析2811.2 节能措施2811.2.1 充分利用气源自身能量输送2811.2.2 减少事故发生后的天然气损失2912 站场施工技术要求2912.1 总则2912.2 阀门及管材2912.2.1 设备、阀门2912.2.2 管材3012.2.3 管件、法兰、零配件3012.2.4 焊材3012.3 管道外壁防腐3012.4 管道组装3112.5 管道焊接3212.6 焊缝检验3212.7 清管试压3212.8 管线下沟及回填3312.9 竣工验收33总论设计依据 储运2

4、009级油气储运工程设计题目任务书 CYGCSJ-CNG-MY号档案提供的地形图图纸建设规模、范围建设规模CNG站天然气处理能力104Nm3/d储油能力:90#汽油15m3、93#汽油15m3、97#汽油15m3 、0#柴油15m3 设计范围油气合建站加油加气站工艺设计;与油气合建站内配套的管道防腐、防雷、防静电接地和设备基础。设计原则根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50 156-2012中有关规定,结合绵阳狮子山油气合建站所在地地貌、环境、交通等具体情况,本工程设计主要遵循以下原则:以经济效益为中心,以工程质量为重点,以安全、可靠、实用、经济为总体原则;采用成熟、先进的技术和设备、合理的

5、工艺流程;工程设计应严格执行国家、行业的有关标准、规范和规程;建设项目的“三废”排放必须符合国家规定的标准;环境保护措施必须与主体工程“三同时”。设计基本参数CNG站天然气处理能力:1×104Nm3/d;储油能力:90#汽油15m3 、93#汽油15m3、97#汽油15m3 、0#柴油15m3 加气站的天然气气质参数:组分CH4C2H6C3H8i-C4H10n-C4H10CO2N2+HeH2S总硫组成98.700.620.0050.0050.0040.530.10712mg/m318mg/m3进站压力:0.3-0.6 MPa 、温度:21。根据题中给出的天然气气质参数,查相关规范知,

6、天然气不用脱硫,需要脱水,需要调压分离设计主要遵循的规程、规范 本工程遵循以下标准规范: 石油天然气制图标准2003年版 汽车加油加气站设计与施工规范GB50 156-2012 天然气GB17820-1999 车用压缩天然气GB18047-2000 石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004; 石油天然气工程总图设计规范SY/T0036-2000; 油气田地面管线和设备涂色规定SYJ0043-96; 水土保持综合治理技术规范GB/T16453.116453.5-96; 油田防静电接地设计规定SY/T0060-92; 油气田及管道仪表控制系统设计规范SY/T0090-96; 石油工业动火

7、作业安全规程SP/T5858-2004; 污水综合排放标准GB8978-1996; 钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准SY/T0414-98;工程地质及自然地理概况工程地质条件 绵阳市位于四川盆地西北部,涪江中上游地带。地理坐标为:东经103°45105°43,北纬30°4233°03。东邻广元市的青川县、剑阁县和南充市的南部县、西充县;南接遂宁市的射洪县、大英县;西界德阳市的罗江县、中江县、绵竹县;西北与阿坝藏族羌族自治州和甘肃省的文县接壤。气象 绵阳市狮子山地处中国东部季风区的四川盆地亚热带湿润季风气候区。冬半年受偏北气流控制,气候干冷少雨;夏半年受

8、偏南气流控制,气候炎热、多雨、潮湿。由于市境内地势北高南低,高差悬殊大,地貌由山地向丘陵过渡,形成了较为独特的气候特点。站场工艺工艺流程描述加气工艺流程 本站为CNG加气标准站,采用CNG加气标准工艺。 本站气源来自城市燃气管网,由于气质优良,含硫量在CNG气质标准之内,故不需采用脱硫工艺。低压(0.30.6MPa)天然气首先经过过滤分离器进行过滤分离,进一步过滤其中的水分和杂质,随后通过计量装置进行计量,计量后的气体进入分子筛干燥器进行深度脱水后,经过缓冲罐进入压缩机进行压缩增压至25MPa,达到CNG压力强度,经顺序控制盘分别送往储气井和加气机,进行储存和加气工作。加油工艺流程 本站供应9

9、0#,93#,97#汽油和0#柴油四种油品,油品来源于附近油库,油罐车在油库加油后送至本站。本站进行加油部分工艺的油气回收,即二次油气回收工艺。 各油罐油品均泵送至加油机进行加油。加油机在加油时产生的油气通过密闭方式送至90#油罐, 97#油罐由于小呼吸产生的油气经油气排放装置送往90#汽油罐,后经油罐车送至油库进行三次油气回收处理。工艺计算及设备选型管道输气能力计算 按油气集输设计规范(GB50350-2005),集气管道输气能力按下式计算: (3.1) 式中:qv?气体流量(m3/d)(P00.101325MPa,T293K); P1?管道计算的起点压力(绝?MPa); P2?管道计算的终

10、点压力(绝?MPa); d?管道内直径(cm); Z?气体在计算管段内平均压力下的压缩系数; ?气体的相对密度(与空气比); T?气体的平均温度(K); L?输气管道计算段长度(Km)。 经计算,本设计分别采用DN25DN100多种规格的钢制管道,输气能力可满足输气量104m3/d的生产要求。管道强度计算 按油气集输设计规范(GB50350-2005),集气管道壁厚按下式计算: ?输气管壁厚,mm; P?输气管设计压力,取4.0MPa; D?输气管外径,mm; S?钢管的最小屈服强度,取245MPa; F?强度设计系数;?焊缝系数,对于无缝钢管,1.00, 双面埋弧焊,0.85,单面埋弧焊,0

11、.80?管子强度的温度减弱系数,当气体温度在123下时,1;C-管线腐蚀裕量;对净化气 C0mm;微腐蚀C1mm;中等腐蚀C2mm;强腐蚀C3mm。 集气管道壁厚计算成果见表: 表3.2-1 集气管道壁厚计算成果表管 径设计系数腐蚀余量mm计算壁厚mm选用壁厚mm1080.612.85.0890.612.54.5760.612.24.0570.611.93.5370.611.23.0 壁厚计算结果:节流阀以后管线采用108×5、89×4、57×3.5 、37×3.0 的20#无缝钢管,所用管材应符合输送流体用无缝钢管(GB/T8163-1999)标准,三

12、通、弯头按钢制对焊管件(GB12459-2005)标准执行。井口至节流阀前管线采用符合套管和油管(SY/T6194-2003)标准的API油管J55(27/8”),弯头采用PN16.0MPa油管弯头。分离器的工艺计算 本设计采用立式分离器,设计计算方法如下: 颗粒(液滴)沉降速度 (3.2) 式中 水力阻力系数,而: ?颗粒(液滴)沉降速度,; 和?分别为操作条件下颗粒和介质的密度,; ?操作条件下介质的粘度,或; ; ?颗粒(液滴)直径,。 当颗粒直径不大于,且时,n1,a24,则方程(3.2)变为下列形式: 3.3 由理想气体状态方程 有 3.4 由以上几个公式得出分离器直径和高度计算 气

13、体计算速度: (3.5) 式中 V ?气体计算速度,; ?颗粒(液滴)沉降速度,; ?系数,取。 则有 气体在操作条件下的流量: 3.6 分离器直径D可用下式计算: (3.6) 式中 Q ?气体在操作条件下的流量,; V ?气体计算速度,。分离器进口管、出口管的计算 分离器进口管和出口管的直径和可用下式计算: (3.7) (3.8) 式中 Q ?气体在操作条件下的流量,; 、?分别为气体的进口和出口速度,。天然气脱水系统的计算(选用分子筛脱水)吸附计算参考天然气集输教材吸附器直径的计算分子筛脱水工艺参数:吸附周期:8小时分子筛有效吸附容量:取10kgH2o/100kg分子筛原料气在25MPa、

14、21校正后的饱和含水量查图得,按全部脱去考虑, 需水量: 操作周期8小时,总共脱水:气体分子质量M16*98.70%+30*0.62%+44*0.005%+58*0.005%+58*0.004%+44*0.53%+32*0.107%+32*0.029%16.26由得出当原料气在25MPa、21时:视对比压力视对比温度 查图得天然气的压缩系数Z0.84则操作条件下气体量:气体质量流量G 气体密度操作条件下气体体积流量V 吸附器直径:取决于适宜的空塔流速,适宜的直径比。实践证明采用雷督克斯的半经验公式得到一个空塔流速,然后用转效点积核式可行的,半经验公式如下: (3.9) 式中 G?允许的气体质量

15、流速,; C?系速,气体自上向下流动,取0.250.32;自下向上流动,取0.167; ?分子筛的堆密度,kg/; ?气体在操作条件下的密度,kg/; ?分子筛的平均直径(球形)或当量直径(条形),m。 已知,C取0.29。用式(3.9)计算: 空塔流速吸附塔的截面积: ,根据标准系列,D取0.3m,则F为 吸附器高径比计算 分子筛有效吸附容量取10kg(水)/100kg(分子筛)。 吸附器需装分子筛 其体积为: 床层高: 高径比:吸附器安全阀的计算安全阀的泄放量 安全阀的泄放量应根据具体工艺过程来确定。本设计安全阀的泄放量均认为单位时间内流过设备的气体质量流量,即: 安全阀的泄放压力(定压)

16、 安全阀开始起跳时的进口压力称为安全阀的泄放压力或定压。它应等于或小于受压设备或管道的设计压力。可按下面的方法确定: 当1.8MPa 0.18MPa (3.10) 当1.8MPa7.5MPa 1.1P (3.11) 当P7.5MPa 1.05 3.12) 式中 P ?被保护设备或管道操作绝对压力,MPa; ?安全阀泄放绝对压力,MPa。 操作压力P25MPa,则: 聚积压力 安全阀开至最大并达到最大泄放量时的进口压力与泄放压力之间的差值称为聚积压力,用表示。对于安装在无火压力容器上的安全阀: 最高泄放压力 安全阀达到最大泄放量能力时的进口压力,称为最高泄放压力。在工艺流程中,最高泄放压力可按下

17、式确定: 3.13 式中 ?安全阀最高泄放压力,MPa; ?安全阀泄放绝对压力,MPa; ?安全阀聚积压力,MPa。背压(出口压力) 安全阀开启前泄压总管的压力与安全阀开启后介质流动所产生的流动阻力之和。背压一般应小于气体的临界流动压力值。气体临界压缩比可按下式计算: 3.14 式中 ?气体临界压缩比; k ?气体绝热指数,可取1.21.4。 代入数据得: 安全阀通道截面积 安全阀通道截面积按下式计算: 3.15 式中 A ?安全阀通道截面积,; G ?安全阀的最大泄放量,kg/h; ?安全阀达到最大泄放量时的进口绝对压力,MPa; K ?流量系数,一般取0.90-0.97,取K0.91; M

18、 ?气体摩尔分子量,kg/kmol; ?安全阀进口处绝对温度,K; Z ?气体压缩系数; C ?气体特性系数,按下式计算: 3.16 其中,k是气体绝热指数。 3.17 式中 ?第i组分的气体摩尔分数; ?第i组分的气体绝热指数。 , 则代入1.9式得 安全阀直径: 根据油气田常用阀门手册选用A42Y-40型弹簧封闭全启式安全阀,公称通径DN4,公称压力4.0MPa。再生计算 1再生热负荷计算 用贫干气加热,M16.26,进吸附塔温度260,分子筛床层吸附终了后温度45,再生加热气出吸附器温度200,床层再生温度是。预先计算在230时,分子筛比热,钢材比热,瓷球比热。吸附器筒体是压力容器,预先

19、估计其包括器内附属设备的质量约重1320kg,床层上下各铺150mm瓷球,瓷球堆密度,共重约46.86kg。 再生加热所需的热量为Q,则: (3.18) 式中Q?加热分子筛的热量,kJ Q?加热吸附器本身(钢材)的热量,kJ Q?脱附吸附水的热量,kJ Q?加热铺垫的瓷球的热量,kJ 算出Q后,加10%的热损失,设吸附后床层温度是,热再生气进出口平均温度为,则: (3.19) (3.20) (3.21) (3.22) 式中、分别是分子筛的质量,吸附器筒体及附件等钢材的质量、吸附水的质量和铺垫的瓷球的质量。4186.8是水的脱附热,、分别为上述各种物质的定压比热。需加上10%的热损失,则是201

20、733KJ设再生加热时间3小时,每小时加热量是: 672442)再生气量计算 设是再生加热结束时的气体出口温度,为再生气进吸附器的温度, 再生气温降为:3.23 每千克再生气放出热量(kJ): (3.24) 总共需再生气量: (3.25) 冷却气量计算 冷却吸附塔需移去的热量: (3.26) 其中 床层温度由240降到45,45为冷却气进口温度。 吸附器由加热的平均温度冷却到 平均温度: (3.27) 冷却气平均比热在137.5时是2.9kj/kg.,冷却气温差92.5 总共需冷却气量 (3.28) 3. 气体通过床层的压力降计算 GPSA工程手册(1987版)推荐用公式计算。计算式如下: (

21、3.29) 式中 ?压降,kPa L ?床层高度,m ?气体粘度, ?气体流速,m/min ?气体操作状态下的密度,kg/ B、C取值见下表: 参数(B、C)取值表分子筛BC3.2mm直径球形4.1550.001353.2mm圆柱条形5.3570.001881.6mm直径球形11.2780.002071.6mm圆柱条形17.6600.00319 B取4.155,C取0.00135, 已知L55.38m,由有关图表可知此状态下, 则4.转效点(Break point)计算 其数学表达式为: (3.30) 式中?到达转效点时间,h?选用的分子筛有效吸附容量,%?整个床层长度,m 吸附传质区长度()

22、计算 (3.31) 式中?吸附传质区长度,m; A?系数,分子筛A 0.6,硅胶A 1,活性氧化铝A 0.8; q ?床层截面积的水负荷,; ?空塔线速,m/min; ?进吸附器气体相对湿度,%。 另一种是用GPSA工程数据手册(1987版)计算; (3.32) 式中?吸附传质区长度,m; ?空塔流速,m/min; Z3.4对于直径3.2mm的分子筛;Z1.7对于直径1.6mm的分子筛 5.分子筛吸附塔的壁厚计算 根据压力容器手册,选用合金钢,合金钢的最大许用应力。设计压力取,则操作压力 吸附塔的壁厚计算公式如下: (3.33)式中 ?吸附塔的壁厚,mm; ?气体的操作压力,MPa; ?吸附塔

23、管外径,mm ,; ?合金钢的最大许用应力,MPa; ?焊缝系数,无缝钢管取0.9,焊接钢管取0.8,取0.8; ?钢板负偏差,取0.8mm; ?吸附塔腐蚀裕量,取1mm。 则缓冲罐的工艺计算缓冲罐的作用是减弱压缩机排气的周期性气流脉动,同时稳定压缩天然气管道中的压力。本设计取缓冲罐操作压力2.5MPa,温度25,按能维持5min进气量来确定。1.缓冲罐容积计算 将P2.5MPa,T273+25298K,代入式,得: 视对比压力 视对比温度 根据、值查图得:Z 0.95 气体体积流量: 质量流量 容积 : 2.缓冲罐壁厚计算 缓冲罐壁选用16MnR低合金钢,低合金钢的最大许用应力。 缓冲罐的壁

24、厚计算公式如下: (3.34) 式中 ?缓冲罐的壁厚,mm; ?气体的操作压力,MPa; ?缓冲罐管外径,mm;?低合金钢的最大许用应力,MPa; ?焊缝系数,无缝钢管取0.9,焊接钢管取0.8; ?钢板负偏差,取0.8mm; ?缓冲罐腐蚀裕量,取1mm。 则 总图及土建站址选择 该站地势平坦,地质条件较好,交通方便,车流量大,适宜建站。总平面布置 站内设有综合楼,加油站棚,加气站棚,开票室和仪控室等。加油站的布置站房位置的确定 站房主要有营业室、润滑油零售间、接待室、站长室、值班室、配电室、储藏间、卫生间等组成。这些房间是否全建在一起,是否可以合并,完全视具体情况而定。不少加油站把卫生间分开

25、设置,有的把营业室、接待室、站长室合三为一。一级加油站, 站房一般为1 50m2左右, 二级加油站站房为1 0m2左右, 三级视情况而定。土地紧张时, 可考虑把站房建成两层, 一楼用于营业, 二楼用于值班、住宿。 参考汽车加油加气站设计与施工规范 加油站的进、出口,应分开设置; 加油站进、出口道路的坡度,不应大于6%; 当油泵房、消防器材间与站房合建时,应单独设门,且应向外开启; 加油站站房室内地坪的标高,应高出室外汽车加油场地地坪的标高0.2m; 加油岛及汽车家有场地宜设罩棚,罩棚的有效高度不应小于4.5m,专供小轿车使用的罩棚高度不应小于3.6m。汽车加油站内的各建筑物、构筑物之间的防火距

26、离(m)如下表:站内站外设施之间防火距离对照表序号设施名称规范要求m1加油、加气机与站房5.002加油、加气机与变配电间6.003油罐与油罐0.504油罐与站房4.005油罐与变配电间5.006油罐与站区围墙3.00站棚位置的确定站棚, 不仅用于保证加油岛设备及加油人员免受日晒雨淋, 而且成为很多加油站的特征性建筑物。主要应满足加油岛及加油作业需要, 其次才是考虑选型美观。 加油岛及站棚尺寸可按如下方法确定: 一般车辆宽度不超过2.5m , 单车通道宽度以3.5m 为宜车两边留0.5m 宽活动空间 , 双车通道以7.5 m 为宜, 加油机距站房5m ; 同一加油岛上加油机之间距离可在610 m

27、 范围内选择; 站棚下面高度一般可按4.5m 建, 站棚下挂的灯、显示屏、指示牌等, 应避开行车道上空, 挂于加油岛上空; 站棚挑檐长一般3 3.5m 。储气方式确定 本题规定为储气瓶储气 参考规范: 加气站宜选用同一种规格型号的大容积储气瓶。当选用小容积储气瓶时,每组储气瓶的总容积不宜大于4m3,且瓶数不宜大于60个; 加气站内的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; 小容积储气瓶应固定在独立支架上,且宜卧式存放。卧式瓶组限宽为一个储气瓶的长度,限高1.6m,现场5.5m。同组储气瓶之间净距不应小于0.03m,储气瓶组间距不应小于1.5m。油罐位置的确定 加油站油罐位置

28、的设置,应符合下列规定: (1) 加油站的汽油、柴油储罐应直埋成地下式,严禁设在建筑物内或地下室内。建在郊区的加油站,当油罐直埋有困难时可设在地上; (2)当油罐埋设在地下水位以下时,应采取防止油罐上浮的措施;(3)当油罐在行车道下面埋设时,应采取保护盖板等措施、人孔操作井宜设在行车道以外。其它附属设备的布置洗车场洗车间场用于洗车服务, 也应考虑车辆进出, 防止影响加油作业及车辆通行。道路及围墙 设计时考虑了对加油工艺的要求,站棚靠公路一侧为敞开式布置,站场出入口车道充分满足车辆出入的需要。加油加气站围墙分为实体围墙和非实体围墙,围墙总高约为2.2米,实体围墙采用机制砖砌筑,非实体围墙采用铁艺

29、护栏和机制砖砌筑的墙垛、墙裙形式。绿化 ?加油加气站应在满足业务要求的前提下,尽可能地进行绿化。一般加油加气站绿化面积应达到占地面积地20%以上,城市中心应达到30%以上。 加油加气站绿化应不影响加油加气站业务和设备检修等工作。加油加气站营业房背面、侧面可种乔木。在加油加气站的出入口临公路一侧不宜种植高、中灌木,以免影响司机的视线,妨碍车辆的通行。可种植低于0.4m的灌木或草坪。加油加气站内树木种植与地下构筑物和地下管线应有一定的距离。必须注意,整个站内不得种植油性植物。其他考虑现实及发展需要,有条件的加油站可建小旅馆、电话亭、小饭店, 但距油罐区、加油岛的距离需参考独立锅炉房的距离设置, 不

30、可马虎。控制和计量设备仪表概述 为了保证加油加气的可靠性和准确性,确保安全平稳生产,根据工程实际情况,本工程生产控制主要以站控为主。控制及计量设备、仪表 计量设备、仪表按就地检测、指示、记录设置,通过双波纹管差压计记录的差压和压力计算流量。在各控制点就地安装压力检测仪,以指示工艺操作中的开启、关闭、限压等工作。设备选型 新建站内工艺装置区计量装置采用选用简易阀式孔板节流装置LJKF50-40型DN50及双波纹管差压计 CWD-430 型。 压力调节选用调节阀自动控制。 站内所有仪表选用防爆型。可燃气体检测报警系统概述 可燃气体检测报警系统主要由可燃气体检测器和可燃气体报警器主机构成。可燃气体检

31、测器安装在现场,当现场气体泄漏到报警下限浓度时,可燃气体报警器主机发出声光报警信号。 可燃气体检测器分别安装在进口装置区、分离器区、计量区等。设备选型 可燃气体检测器选用智能型可燃气体检测器JQ-BM-AEC2231; 可燃气体报警器主机选用全总线智能可燃气体检测报警控制器JB-TB-AEC2201壁挂式。消防 天然气和成品油均为甲类火灾危险性易燃、易爆气体,必须严格注意安全。为保障安全生产,本工程消防作如下考虑: (1)建筑设计防火规范GBJ16-87(1997年版)有关规定执行,确保建筑物与工艺设施间的间距合符规范。 (2)站内生产区严禁烟火,按照爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50

32、08-92,站场照明及配电设施采用防爆产品。 (3)按照建筑灭火器配置设计规范GBJ50140-2005,在站内配置一定数量的灭火器材,放置在取用比较方便的地方,并定期对消防器材进行检查、更换。 (4)站内配置可燃气体检漏仪,对可能发生的漏失随时进行监测。 (5)各建筑与集输工艺流程的边界之间保证有足够的防火安全距离。 消防主要工程量见下表:表8-1 消防工程主要工程量表序号设备材料名称规格及性能单位数量备注1 手提式干粉灭火器 MFZ8只22 手提式干粉灭火器 MFZ4只23 推车式干粉灭火器 MTZ35只14 CO2灭火器 MF4只1环境保护 本设计严格遵循环境保护标准、规范,贯彻“三同时

33、” 的原则,环境保护工程与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。污染物排放分析污染物: 加气站的天然气基本组份为甲烷,含少量硫化氢和二氧化碳。 管道发生破裂时产生的天然气泄漏;阀门和可拆性管道连接部位因不完全密封而造成少量气体泄漏。 站内管道和设备检修时,有少量的天然气放空。 站内维修检查时清洗设备产生的检修污水。噪声: 站场节流调压部位、气体分离时均会产生噪声。环境保护措施污染物排放防治 在站场管道强度设计、管材、设备材质选取、钢管制造、检测、出厂质量要求、焊接工艺制定、焊后质量检查及管道、站场施工安装要求等各个方面指定具体的标准,制定严格的技术要求。 本站场采用密闭输送流程和密封性能好的设

34、备,正常生产中不会有天然气泄漏。 严格管理,减少生产中发生超压的可能性。 在管道外壁做防腐绝缘层,管道焊接完毕埋设前实行严格的补口、补伤措施,电绝缘检验合格方能回填,防止管道外壁腐蚀造成事故。 制定严格的天然气安全生产集输工艺规程,严禁超压运行。 井站配置便携式可燃气体检测仪,及时检测天然气的泄漏。噪声防治 对站场设备采取必要的消噪措施,选用低噪声设备,保证气体在亚临界状态以下流动,产生的噪声较小。固体污染物防治 新建工艺区管道设备完工后清理管道中的污物多为泥砂、水、铁锈、石块和管道施工作业过程中的人为遗留物,其特点是对环境污染小,不必作专门处理。水土保持编制原则和方针 根据“谁开发、谁保护,

35、谁造成水土流失谁负责”的原则,坚持“预防为主、全面规划、综合防治、因地制宜、加强管理、注重效益”的方针。防治措施 1)站场管道埋地敷设,施工后恢复场地地貌和植被。 2)本区地形较平,开挖时将开挖土集中堆放,不易冲刷。 3)站内生活设施较少,仅有部分雨水场地排放。排水采用有组织排水系统,以减少对土壤的侵蚀。 4)站场管道埋设后,恢复地型原貌,作好绿化设计和实施工作。职业安全卫生编制原则 为保障职工生命安全,安全平稳生产,维护国家财产安全是本工程建设的一项重要内容,安全和工业卫生防护至关重要,设计施工和运行管理中必须做到: 严格执行国家有关安全卫生的标准、规定和规范。 遵循以预防为主、防治结合的原

36、则。 以人为本,贯彻石油化工企业“健康、安全、环保(HSE)”要求。 采取必要的措施,减少危害发生的可能性。职业危害因素 本工程为天然气采输站场系统,天然气为易燃易爆物品,防火防爆的措施就是设法消除燃烧爆炸三要素中的任一要素,生产过程中有以下职业危害因素: 井站在生产过程中如严重超压运行可能发生爆管、引起天然气燃烧,会危及站场职工及附近居民的安全。 站场装置运行中的噪声对职工会造成危害,在噪声大的环境中长期工作会导致听力损害。 站场维修、放空作业时,排出的气体、粉尘会对人体产生危害。 职工在生产和维修期间可能发生的事故性危害,如触电、烟雾或天然气导致窒息,以及有害或有刺激性气体的危害等。 天然

37、气为易燃易爆物,管道和设备存在爆破、泄漏和引起火灾的可能。防护措施防爆 为了防止天然气爆炸及燃烧而危害职工和附近居民的安全,设计中将其作为首要的防范问题,在站场设计中采取了相应的措施,以确保安全。 站场采用安全可靠、不易泄漏、低噪声的工艺设备。 对设备、材料质量和施工安装质量严格把关,使人为的不安全因素降到最低。全部管材选用符合输送流体用无缝钢管(GB/T8163-1999)标准、加工性能好的20号无缝钢管。施焊焊工必须是合格的持证焊工;施工人员应严格按照有关规范作业,确保工程质量。 为使工艺流程避免超压的可能,压力控制设安全阀限压,超压时能及时自动放空,有效地预防超压事故的发生。 操作人员培

38、训合格上岗,按操作规程操作,防止异常情况及误操作造成危害。 按照石油化工企业“HSE”要求,站内凡进行有原油、天然气外泄的工作,如维修、放空、施工修井作业等工作时,应有严格正确的防火、防爆、防中毒措施;指定安全值班负责人负责安全工作;设立安全警戒岗,不准无关人员靠近危险场所。采取安全、正确的操作措施。 站场总体布置按设计规范进行,保证各区的安全距离。 站场采取防雷防静电措施,安装避雷带,对工艺装置、管道作好接地,以避免可能泄漏的天然气遇雷击或静电火花而起火、爆炸。 站内所有压力容器均应符合压力容器的设计、制造、安全管理规定。 场站内配置便携式可燃气体检测仪,以及时发现有可能出现的可燃气体外泄。

39、噪声防治 本工程噪声主要来自站内,如天然气分离、节流等。噪声可能对职工的建康造成危害。为防止噪声污染,设计中采取如下措施: 选用低噪声设备,分离器设计中注意了控制分离器进出气流速度。生产中也可通过调节阀门的开度来控制进出分离器的天然气流速。 减少或限制工作人员在高分贝噪声下的工作、停留的时间,对经常在噪声环境中工作的人员定期体检,加强医疗保护。防 火 工艺防火 工艺设计采用安全可靠的设备材料,严格的施工质量要求,确保工程质量;工艺区动火应按安全管理程序申报,制定严格正确的维修防火措施,配备相应的消防设施如消防砂及消防铲等,有专、兼职消防监督人员在现场监护。 天然气火灾的防止 对职工进行安全防火

40、教育培训,使职工能掌握正确的防火、灭火知识技能,设立安全防火监督岗,执行以防为主,防治结合的消防方针。建立职业安全卫生管理体系 管道投产运行后,应负责搞好职业安全卫生工作,建立专门机构和严格的管理制度,保障员工在生产中的安全和健康。 设立由领导负责的职业安全卫生管理体系,负责搞好员工安全卫生教育和定期检查、考核工作,保障员工在生产中的安全与健康。 建立严格的操作规程和制度,常对员工进行安全和健康防护教育。 提供良好的生活和工作环境,建立完善的劳动保护制度,定期对员工进行体检,防止职业病发生。 为事故抢修配备适当的防护设备和急救人员。节 能能耗分析 本工程主要能耗项目有: 生产过程中水、油、气的

41、消耗; 事故和检修时天然气放空损失; 设备、接头等密封不严造成的泄漏。节能措施充分利用气源自身能量输送 天然气输送工艺上采用合理的管径,完全利用气源自身压力能进行输送,不消耗其它能源,合理利用气源压力能。 选用密封性能好、流动阻力小,性能优良的工艺设备,设备尽量与工艺要求匹配,减少设备的漏损和管道的堵塞。减少事故发生后的天然气损失 提高操作水平,加强事故分析和处理能力,防止人为的误操作。在事故状态下,采用紧急关井、切断气源等安全可靠的操作措施减少天然气的外泄量。站场施工技术要求总则 参加本工程施工的企业必须具有相应施工资质。 施工单位应按设计图纸和本要求进行施工,施工中还应执行国家现行有关规范

42、的规定。编制施工安全技术措施或组织设计送生产单位审批。 施工单位应按照预先制定的施工程序进行施工,每道工序应严格按规定自检合格后,才能交下道工序验收,不合格则必须返工,验收合格后才能进行下道工序的作业。 站场施工及验收执行如下标准: 石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范SY0402-2000; 油气田地面管线和设备涂色规定(SY0043-96); 钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准SY/T0414-98; 石油天然气钢质管道无损检测(SY/T4109-2005); 工业金属道管道工程施工及验收规范(GB50235-1998) 现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范(GB50236-199

43、8); 天然气集输管道输工及验收规范(SY0466-1997)。 本工程施工中应制定安全预案,配备专用灭火器、空气呼吸器和可燃气体检测仪,需经相关部门批准后才能在站场动火。在开始对旧管道、设备拆除前,应确认设备管道内已完全排净天然气,施工现场无可燃物,所有切断阀门均已关闭后方可拆卸动火。施工及生产中如发生着火事故,现场工作人员应沉着冷静,使用配备的灭火器材及时扑灭初起的火灾。阀门及管材设备、阀门 均必须使用符合国家设计、制造规范的产品,产品必须经检验合格,有产品合格证和质量证明书。管材 采用20号钢无缝钢管,管材必须符合输送流体用无缝钢管(GB/T8163-1999)标准,钢管外径和壁厚尺寸允

44、许偏差符合无缝钢管尺寸、外形重量及允许偏差(GB/T17395)规定。钢管的材质证明书项目应齐全。管件、法兰、零配件 管件材质为与管道完全一致的钢材,管件必须是具有产品合格证并符合钢制对焊无缝管件(GB12459-2005)标准要求的产品。无缝三通、弯头在使用前应核对制造厂的质量证明书,弯头、三通等管件外观不得有裂纹、分层、皱折、过烧等缺陷,弯头曲率半径R1.5DN。法兰按管路法兰及垫片JB/T(7479.4)-94(8190)-94标准加工;其他零配件需严格按国家现行标准加工,并经检验合格方可使用。焊材 焊条选用E4316手工电弧焊条,焊丝选用H08Mn2SiA,焊材到货资料应齐全完整,质量

45、符合现行国家标准碳钢焊条(GB5118)、焊接用钢丝等的有关规定。管道外壁防腐站场管道、设备外防腐要求如下: (1)站内埋地管道采用聚乙烯胶粘带防腐,涂前应执行涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级(GB/T8923-1988)、钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准SY/T0414-98标准。 (2)站场内露空金属管道和设备采用聚氨酯类涂料进行涂装,涂层涂装前钢管表面按涂装前钢材表面预处理规范(SY/T 0407-97)执行,涂层颜色执行油气田地面管线和设备涂色规定(SYJ0043-96)标准。 (3)钢管表面预处理后至刷底漆前的时间间隔宜控制在6h之内,钢管表面必须干燥、无尘。待底漆干后再缠绕胶粘带

46、。 (4)在胶粘带缠绕时,如焊缝两侧产生空隙,可采用与底漆及胶粘带相容性较好的填料带或腻子填充焊缝两侧。 (5)缠绕异型管件时,须选用补口带,也可使用性能优于补口带的其它专用胶粘带。缠绕异型管件时的表面预处理和涂底漆要求与管本体相同。 (6)修补时应先清理干净刷上底漆,再使用与本体相同的胶粘带或补口带采用缠绕法修补。宽度应超过损伤边缘50mm以上。管道组装 管道直管段两相邻环焊缝间距不得小于150mm。钢管对接焊缝上及其边缘不得开孔;钢管对接焊缝距管支架不得小于50mm。 所有管件端部应加工焊接坡口,其坡口尺寸与本设计选用管材完全匹配。 管道组装前,设专人对管子进行清扫,管内不得有石块、泥土等

47、杂物。应将管端100mm内、外涂层、泥垢、油污、锈清除干净;管道组装前接口及内外表面25mm范围内应清除干净,并将坡口打磨至见金属光泽。 已焊接的管段下班前加临时盲板封堵管端,以防脏物进入管内。 当两对接管子的管壁厚度差超过3mm时,不得直接对接,采用切割内坡口或加过渡短节的方式连接。 管口椭圆度超标时,应予校圆;外径、壁厚相等的管口组对时,内壁错边量不大于管子壁厚的10%且不得大于1mm,若管端有轻度变形可用专用工具校正,不得用锤直接敲击管壁,校正无效,应将变形部分管段切除。 直管和弯头或直管和直管管口组对时内壁错边量不得超过管壁厚度的10%,且不大于1mm。 为防止焊接出现裂纹及减少应力,

48、不得采用任何方式的强力对口。 若采用气割时,应将切割面的氧化层去除。 在修整消除有害缺陷时,打磨后的管子必须是圆滑过渡的表面,打磨后的实际壁厚不得低于管子公称壁厚的90%,否则必须将受伤部分管子整段切除。 阀门与管道对接时不得用加热管道、加偏垫等方法强力对口、纠偏、消除接口端面的空隙等。 埋地管道交叉时,交叉的垂直净间距不得小于200mm。同沟敷设的平行管道,管间净距不小于300mm。 相关阀门的安装执行阀门的检查与安装规范(SY/T4102-95)。管道焊接 本工程管道焊接采用氩弧焊打底,手工电弧焊接盖面。 凡参加管道焊接的焊工,必须经过焊工考试合格方准许参加正式焊接。参加管道焊缝质量检查的探伤检查人员,必须经过无损检测人员考试规则考试并取得资格证书,方可参加焊缝质量检查。 焊条和焊丝应具有出厂合格证,在使用时按说明书和焊接作业指导书的要求进行烘烤和保存,使用过程中保持干燥,药皮无脱落和显著