油罐的检修安全措施

篇2：乙炔发生器防爆技术措施

乙炔发生器是利用电石和水相互作用而制取乙炔的设备。

⑴乙炔燃烧爆炸的危险性

乙炔属不饱和的碳氢化合物,化学性质非常活泼,容易发生加成、聚合、取代等各种反应。在常温常压下是一种高热值的易燃易爆气体。影响乙炔燃烧爆炸的因素有:

①压力和温度。乙炔的自燃点为335℃,容易受热自燃。200-300℃时,乙炔分子开始发生放热的聚合反应。当温度高于500℃时,乙炔会发生爆炸性分解。若该分解在密闭容器中进行,会因温度的升高,压力的增加而发生爆炸。温度和压力脓乙炔的聚合作用和爆炸分解的影响见下图。

②氧化剂。乙炔与空气混合形成爆炸性混合气体,爆炸极限为2.2—81%,自燃点为305℃;与氧气混合其爆炸极限为2.8—93%,自燃点为300℃;与氟气混合在日光照射下或加热就会爆炸。乙炔还能与氟、溴等化合,发生燃烧爆炸。

③杂质。乙炔中常含有磷化氢、硫代氢等有害杂质。磷化氢的自燃点较低,45—60℃时就会发生自燃、引爆乙炔与空气混合气体。

④触媒剂。氧化铁、氧化铜、氧化铝等触媒剂,能将乙炔的分子吸附在自己多孔的表面上,使乙炔浓度增加,促进乙炔分子的聚和反应和爆炸分解。

⑤容器容积。容器题小,越不易发生爆炸;反之,爆炸危险性也就越大。

此外,由于乙炔的点火能量小(0.019mJ),等金属接触后会形成爆炸性混合物等。

⑵电石燃烧爆炸危险性

电石是碳化钙的俗称,它本身不具有燃爆性质,其燃烧爆炸的危险性主要表现在:

①遇水燃烧爆炸。电石与火接触立即分解,产生乙炔并放出大量热

量,该热量即可引起乙炔着火爆炸。

②电石火花。电石中一般含有硅铁杂质,在碰撞或摩擦时,能产生火花,成为乙炔的引爆源;电石中含有的磷化钙杂质,与水作用生成磷化氢气体,该气体自然点较低,易引起发生器中爆炸性混合物爆炸。

③电石粒度。电石的粒度越小,与水作用的分解速度越快,瞬时释放的热量也就越多,容易造成局部过热而产生危险,见下表。

⑶乙炔发生aS防爆技术措施

①阻火措施。

当火焰的燃烧速度大于乙炔和氧气混合的气流速度时,气焊(割)火焰就会沿焊(割)炬烧向胶管燃烧,发生危险。为此,应安装阻火装置,常用的是回火防止器,防止火焰窜入贮气罐和主罐或防止火焰在管道中蔓延。回火防止器按压力分为低压式(<0.07MPA=和中压式(0.07—0.15MPa)两种;按结构分为开口式和闭合式两种;按阻火介质分为水封式和干式两种。

②泄压措施。泄压是当发生器的压力升高超过一定限值时,或是爆炸而产生压力时,能及时泄放压力,从而防止发生器的破裂。常用的泄压装置有安全阀、泄爆片。

A安全阀。亦称泄压阀,其作用是保证乙炔发生器的压力超过安全规定的压力(0.215MPa)时能自动开启,泄放部分气体;当压力降至安全范围时又自动关闭,以保证发生器不超压破坏。为保证安全阀的灵敏可靠,应定期作排气试验,以防排气管、阀体等被粘结堵塞。此外,应经常检查安全阀是否有漏气或不停地排气等现象,并应及时检修。

B泄爆片。用于发生器的泄爆片材料有铝箔片和橡胶片等。相比之下,铝箔片较为理想。泄爆片应具有中够的强度,以承受工作压力(一般在0.15MPa以下):良好的耐热、耐腐蚀性;同时应具有脆性;易于破裂;厚度应尽可能薄。对于容积大于300L的罐体,泄爆面积的选用应通过爆破试验来确定。泄爆片应用规定的材料、规格,不能随意更换。

③监控措施。

监控的作用是为了控制乙炔的压力、水和乙炔的温度及水量等。对于固定式乙炔发生器,必须监控以上所有的参数;对于容量较小的移动式发生器可不必进行温度监控。

A压力监控。中压乙炔发生器必须装设压力表,以直接显示罐体内部的乙炔压力值。为使压力表保持灵敏准确,在使用过程中应注意维护和检修。压力表应保持清洁,如表盘玻璃破碎或刻度模糊.则应停止使用。压力表的连接管要定期吹洗,以防堵塞。要经常检查指针转动后是否正常退回零位。压力表必须定期检验,超过有效期限的压力表应停止作用。

B水位控制。可以采用水位计或水位龙头指示水位。应按水位计的标志或水龙头指示的水位要求,给发生器各罐体加水。水位计的指示刻度应保持清晰易见,水位龙头不应被锈蚀。

C温度监控。采用酒精温度计测量乙炔气温和发生器电解分解区域水温的温度,禁止使用水银温度计。温度计的玻璃护管应经常擦洗,使温度计的刻度清晰。

④乙炔发生器的布局。

A移动式发生器禁止安置在锻工、铸工和热处理等热加工车间和正在运行的锅炉房内。

B固定式发生器应布置在单独的房间,在室外安置时,应有专用棚子。

C乙炔发生器与明火、散发火花地点、高压电源线及其他热源的水平距离应保持在10m以上,不准安放在剧烈震动的工作平台和设备上。

⑤乙炔使用前的准备工作。

A检查发生器的安全装置是否齐全,工作性能是否正常。

B按规定的装水量灌水。

C应根据各类发生器要求的定量装电石,不得装得过满。

D冬季作用发生器如发现结冻,只能用热水或蒸气解冻,严禁用明火或烧红铁烘烤,更不能使用铁器等易产生火花的物体敲击。

⑥乙炔发生器的使用。

A发生器启动前要检查回火防止器的水位,待一切正常,才可打开送水阀给电石送水。

B送水后应检查压力表、安全阀及各处接头等处是否正常。

C起动后若出现压力表读数上升过快,或有气体从安全阀逸出,或压力表指针仍停在零位等现象,应立即停气。待排除故障后,方可重新启动。

⑦工作过程的防爆。

A在供气使用前应捧放发生器内存留的乙炔与空气混合物。

B在进行中应随时检查发生器的各个部位,一旦发现漏气、水位不符或安全装置失灵等问题,应及时采取措施。

C运行过程中清除电石渣的工作,必须在电石安全分解后进行。

D发生器内水温超过80℃时,应灌注冷水或暂时停止工作,采取冷却措施使之降温。

E不可随便打开发生器和放水,以防电石过热引起的着火和爆炸。

篇3：石油天然气油气储运安全技术措施

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GB50251和GB50253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GB50061和GB50253规定;与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20m.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20m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10m;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0.5m。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10m;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.5m,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20km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20km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GB50057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4mm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GB50183和GB50251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3m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25m,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GB50183和GB50251的规定;气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150m2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GB50140;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GB50057;工艺装置内露天布置的塔、容器等,当顶板厚度等于或大于4mm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10Ω,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GB50251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-0.85v(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30cm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。

篇4：乙炔气瓶爆炸原因措施

溶解乙炔具有纯度高、适用范围广、安全性高、操作简单、送气稳定性好等特点。因此,气焊(割)除了用乙炔发生器制取外,也可采用专门工厂制造的用乙炔瓶盛装的溶解乙炔。乙炔瓶采用焊接气瓶,其设计压力为2.94MPa,水压试验压力为5.88MPa。

①乙炔瓶爆炸原因。除与氧气瓶基本相同外,还有:气瓶内许多填料下沉,形成净空气;由于乙炔瓶横卧放置,或大量使用时丙酮随之流出;乙炔瓶阀漏气等。

②乙炔气瓶防爆技术措施。

除与氧气瓶防爆技术措施相同外,还应符合以下要求:

A、使用乙炔时,必须配用合格的乙炔专用减压器和回火防止器。

B、瓶体表面温度不得超过40℃。

C、乙炔瓶存放和使用时只能直立,不能横躺卧放。

D、开启乙炔瓶的瓶阀时,不要超过1.5圈,一般情况下只开启3/4圈。

E、乙炔从瓶内输出的压力不得超过0.15MPa。瓶内乙炔气严禁用尽,必须留有不低于表13-2规定的剩余压力。

篇5：化工企业污水处理系统安全措施

化工企业生产过程中要消耗大量工业用水,需排放或净化处理的污水量很大,污水中经常混杂有易燃易爆或有毒的物质,在污水处理系统中,安全事故时有发生,并且污水管网遍及厂区,一旦着火,易蔓延成灾。污水处理系统是化工企业安全管理工作不可忽视的重点部位。

1化工企业污水处理系统火灾爆炸危险性分析

1.1形成爆炸性气体混合物

?化工企业的生产废水或其他排水难以避免地含有易燃液体或可溶性的可燃气体。在一定条件下,这些易燃液体或气体因汽化在水道系统和净化设施内与空气形成爆炸性混合物。

?(1)如果生产设备系统的密闭性损坏或违反操作规程造成溢料时,泄漏的易燃、易爆液体或气体常易混入污水而进入下水道系统。

?(2)高温污水和蒸汽排入下水道,造成污水系统温度升高,可燃液体蒸发,形成爆炸性混合物。某公司合成橡胶厂的厂外排水管道爆炸,11个下水井盖飞起,事故原因是排水中带有可燃液体,遇食堂排出的热水,油气加速挥发,遇明火引起爆炸。

?(3)在气体吸收和解吸过程中,如果吸收有可燃气体或含易燃液体(吸收剂)的污水排入下水道,当温度升高时,这些可燃气体会解吸出来,易燃液体会汽化逸出。某氯碱厂在吸收氯化氢的过程中,由于吸收塔液体出口处的液封层厚度不够,易爆气体与盐酸一起进入酸水的下水道系统,在该系统中,解吸出的气体与空气形成易爆混合物,而发生了爆炸。洗涤、冲刷的污水,往往含有多种火灾危险性物质。这类污水也是下水道系统中形成蒸气(或气体)与空气的爆炸性混合物的来源。

1.2混触反应生成危险物质

?排入下水道的各种物质互相作用,可能产生其他易燃、易爆产物。例如,从工艺设备排出的洗涤液和冲洗地面的污水中往往含有化学活性较高,性质相互抵触的物质,当它们在下水道中混合后,会形成爆炸性物质,甚至自燃性物质,这些物质常积聚在井壁和管壁上成为干料而构成潜在危险。硫化碱废液同酸性污水流入下水道,会产生硫化氢易燃气体。某厂过氧化氢和丙酮同时排入下水道,而生成丙酮过氧化物,以致在下水道中发生丙酮过氧化物爆炸事件。含亚硝酸铵、硝酸铵等盐类的冲洗污水排入下水道后,也潜伏有很大的爆炸危险,因为结晶亚硝酸铵的化学性质极不稳定。

1.3引起火灾的蔓延扩大

?污水管道贯通整个企业区,发生的火灾或爆炸往往会沿着污水处理系统传播,导致连锁式的破坏。20**年10月30日17时42分,安徽省滁州市某加油站在卸油时,汽油从量油孔大量外溢,渗入站内下水道,流入市政下水管道,油蒸气与空气形成爆炸性混合气体,遇火源引起持续5h连环爆炸,并燃起大火。此起彼伏的爆炸延续到当日23时才完全停止,而大火至次日凌晨4时才被完全扑灭。1985年6月27日,重庆市一下水道发生爆炸,爆炸范围波及106m2,大片住宅成为废墟,事故中有26人丧生,几百人受伤,重伤91人,如此严重的引火源

?在污水处理系统中常见的引火源有:清理和检修时的机械撞击和摩擦火花;在下水道水井、澄清池设施附近进行焊接作业时产生的火花;燃着的烟头;车辆排气管的火星等。

2污水处理系统的安全措施

2.1安全合理设置污水管道

?(1)全厂性下水道不得从生产装置、罐组、居住区等内部穿越。

?(2)易燃和可燃液体罐组内的下水道(包括雨水管或涵首)穿越防火堤时,应在防火堤外设置封闭设施。

?(3)车间内的污水下水道应采用管道和封闭的明沟。敞开的明沟只允许接受用净水冲洗地面、设备和管道所产生的污水。

?(4)室外下水道管线应该是封闭的,采用暗管或覆土厚度不小于200mm的暗沟。其有在露天场地为排走雨水和洗涤用水,才允许明沟设置。

?(5)下水管道不应沿道路敷设在路肩上下。

?(6)生活下水道不应与其他下水道接通。对于生活污水和化学污水合在一起净化的工厂,允许通过泵站将生活污水传送到化学污水下水道中,但要设置防止易燃易爆气体进入泵站的装置。

2.2防止形成爆炸性气体混合物

?从洗涤、萃取、吸收、解吸蒸发等工艺设备中排出的废水,不应直接与下水道系统连接,应在排入下水道之前除去易燃液体和气体。为此,应在车间中设置局部脱气和蒸出系统,井设置全厂性污水脱气设施。

?与排水点管道中的污水混合后,温度超过40℃的水不得直接排入生产污水管道,防止污水升温逸出可燃蒸气。

?在工艺设备至下水道的排水管线上,应安装液封和设备停车检修时装盲扳的法兰。

?含油污水的下水道系统,应设置集中或分散的隔油池及相应的污油回收设施。隔油池实际上是一个沉降池,利用油和水的密度不同,使水沉降到池的下部排出,油浮在水面上定期排除,可燃气体及气体挥发物悬浮在上部空间飘散可强制排除。隔油池的保护高度不应小于400mm,防止隔油池超负荷运行时污油外溢,导致发生火灾或造成环境污染。隔油池应设非燃烧材料的盖板,并应设蒸汽灭火设施。

?在装置区内的下水系统管道上设置排气竖管,其作用是使下水管网内的可燃气体或蒸气排空,以防止积累形成爆炸性混合气体。排气竖管管径不宜小于100mm,宜安装在车间污水排放处的水井上和管线转弯处,排气管的出口应高出地面2.5m以上,并应高出距排气管3m范围内的操作平台,且上面应安装专用的排气罩,甲、乙类工艺生产区内的排气管末端应装设阻火器,每隔550m应安装1个排气竖管。

2.3杜绝混触可能造成的危险

?应禁止将混合时可能产生和分解出爆炸性物质的各种污水排入下水道。

?清洗设备和车间地面的洗涤水排入下水道的水井和管道后,一定要用净水冲洗,以防形成和积聚易燃易爆物质。

?清洗危险物品设备产生的污水,在排入下水道主管前,要在一些设备内进行初步净化处理,脱除其中的易燃、易爆物质及其他有害物质,中和酸碱,当符合排入要求时才允许排放。

2.4防止燃烧、爆炸沿污水管网蔓延扩展

?污水处理系统设置水封井,可防止燃烧、爆炸沿污水管网蔓延。水封的设置应能满足如下要求:生产的污水排放系统必须设置水封,当2个水封井之间的管道长度超过300m时,管道上应增设水封井,水封的高度不得小于750mn水柱:工艺装置内的塔、炉、泵、换热设备区等围堰的排水口应设水封;容易发生可燃气体、液体泄漏的工艺装置、罐组或其他设施及建(构)筑物、管沟等的排水口应设水封:全厂性的支干管与总干管交汇处的支干管上应设水封;重力流循环回水管道在工艺轻置总出口处应设水封;一幢建筑物用防火墙分隔成多个房间时,每个房间的生产污水管道应有独立排出口,并设封;隔油池的进出水管道应设水封,并要求距隔油池5m以内的水封井,检查井要采用密闭式,甲、乙类工艺生产区内的水封井也要求为密闭式;生产设施内部必须采用明沟排水时,应利用水封井将明沟隔成数段,每段长度不宜超过20m。

?污水处理系统爆炸案例表明,一旦下水道系统发生爆炸,往往造成若干个水封井盖被炸开,因此,可在井内污水管进口处增设溢水槽,从而减弱爆炸波的扩大蔓延。

2.5预防污水处理系统损坏

?为了防止下水道管线、水井、水室等设施受腐蚀破坏,必须用耐污水腐蚀的材料建筑,通常大直径的下水道集管采用内衬各种耐腐蚀层的钢筋混凝土管,中、小直径的管线采用耐酸陶瓷管铺设,建造下水道、水井、水室及其他类似设施,采用耐酸砖、耐酸水泥和耐酸灰泥,建筑物结构则用沥青涂抹,用酸溶液粉刷。处理污水和转送污水的设备如泵、分离器、收集槽、热交换器等,应用合金钢制造,或用衬适当耐腐层的碳钢制造,如衬耐酸板,耐酸砖、铝、聚乙烯、聚氯乙烯塑料等,也可采用防腐涂层或橡胶衬里的碳钢材料。

?为了防止污水带入的沉淀物堵塞下水道、管线和设施,应在污水进入下水道之前采用澄清槽、沉砂槽等局部净化装置,消除悬浮颗粒。同时,为了防止固体颗粒积沉在自流下水道管线的内表面,下水道管线应倾斜敷设,管线的倾斜度根据可以保证将沉积物从管线内带去的最佳速度计算。

?为了防止管道内表面由于污水中各种杂质相互作用形成沉淀附着物,必须严格控制污水组成,或加入某种溶解剂、分散剂等,将杂质除掉或清除附着的沉淀物。

?污水管线要定期清除沉淀物,可采用大量净水冲洗,也可采用专门的可移动装置进行水力清洗的方法,该法是用特别的喷嘴,高速喷水而将沉淀物层冲刷掉。

2.6控制和消除引火源

?在积存有可燃气体或蒸汽的下水道内及其附近,没有消除危险之前不能进行明火作业。距明火、散发火花地点15m半径范围内不应设排气管。污水处理场内的设备、建(构)筑物与火源地点的防火间距,不应小于《石油化工企业设计防火规范》(GB50160—92)的规定。

?如果生产中易燃液体和可燃气体不正常地排入下水道,或排入专用的事故排出液收集槽,必须发出事故警报,停止明火、检修等操作,以免为排出的易燃液体和可燃气体提供点火源。

2.7加强防火安全管理

?污水处理系统属于非生产设施,消防安全管理上极易被忽视,必须将其作为重点火灾危险部位来管理。排污岗位要有严格的安全制度,尤其是停产后再次恢复生产时,必须加强检查,认真操作,防止违章作业、超正常排污而引起事故。