电力安全生产管理规程-燃气轮机的运行与检修-燃气系统运行

关键词： 燃气管 城市 运行 燃气

电力安全生产管理规程-燃气轮机的运行与检修-燃气系统运行（精选6篇）

篇1：电力安全生产管理规程-燃气轮机的运行与检修-燃气系统运行

燃气系统运行

1燃气输送管道应在系统试运，各项技术指标全部合格后，方可按生产工艺要求正式投运。燃气系统在燃气运行期间应处在正压状态，以避免空气进入系统。3 对燃气系统应定期查漏，发现异常应立即汇报处理。应制订燃气安全技术操作规程和巡检制度。内容包括：系统工艺流程及技术指标，操作程序卡，定期维护和试验，异常情况处理措施，防冻、防堵、防凝安全要求，巡检和紧急疏散路线等。

5对燃气系统排残液、排水装置应定期排放，排放的残液应专门统一收集处理。运行现场应配置防静电工作服、鞋、防爆工器具、正压式空气呼吸器、便携式可燃气体检测仪、防爆照明灯、安全隔离警戒带或隔离栏等，建立专门台账并定期检查校验。

7应定期对燃气管道进行巡线检查，及时处理输气管道沿线的异常情况。对输气管线巡线检查应包括如下内容：

一、检查燃气管线及附属设备是否存在泄漏；覆土是否完好，有无塌陷现象。

二、检查是否有移动、拆除、损坏管道设施及相关安全标志的行为。

三、检查在管道中心线两侧各5m 范围内是否存在取土、挖塘、修渠等违章建筑施工，以及排放腐蚀性物质、种植深根植物的行为。

四、管道中心线两侧或者管道设施场区外50m 范围内，禁止爆破作业和修筑大型建筑物、构筑物工程。

五、禁止在埋地管道设施上方巡查便道上行驶机动车辆，或者在地面管道设施、架空管道设施上行走。

六、每年汛期前后，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。

七、检查是否有危害管道设施安全的其他行为。发现燃气存在泄漏时，应停止附近的非防爆型设备或电气开关的操作，停止可能产生火花的作业；应用可燃气体检测仪或肥皂水检查泄漏点，禁止明火查漏；启用防爆型应急通风设施和装备，防止可燃气体积聚；根据燃气渗漏程度确定警戒区，并设立警示标志。如遇大量高压气体泄漏，应立即隔离气源，消除着火源，同时安排周围人员迅速撤离疏散至安全区域。

篇2：电力安全生产管理规程-燃气轮机的运行与检修-燃气系统运行

措施和技术措施 燃气轮机设备及燃气系统上检修、消缺以及试验等工作，应执行热力机械工作票制度。下列工作必须填用热力机械工作票：

1）进入启动或运行中的燃气轮机间或阀组间进行查漏等工作；

2）进入燃气门站、调压站和前置模块进行日常巡查查漏； 3）进行排烟参数检测或试验等工作。4）本单位明确办理工作票的其它范围。

2在燃气轮机设备及燃气系统上工作，除执行热力机械保证安全的技术措施外，还应采取如下措施：

2.1 使用燃气排气发散管装置，在停用、检修或故障处理中，迅速向大气排空压力。

2.2 可燃气体设备及系统防静电接地装置完整可靠，并符合有关技术规范要求，防止因静电积聚产生火花。

2.3 现场安装的固定式危险气体（可燃气体）探测器和人员配备便携式的危险气体（可燃气体）测试仪应完好准确，为设备及环境是否处于安全状态提供可信依据。

2.4 工作人员应配置并使用符合国家安全技术规范要求的手工和电动工器具、各类电测仪表及防静电服装、防静电鞋个人劳动防护用品等，确保检修作业和运行操作符合安全规范。3 可燃气体严重泄漏时，一般处置规定：

3.1 抢修人员及警戒人员应佩戴明显识别的标志，到达作业现场后，应根据燃气泄漏程度确定警戒区，在警戒区内严禁明火，应实行交通管制，严禁无关人员入内。

3.2 抢修人员到达作业现场后，对中毒和烧伤人员应及时救护。3.3作业现场经测定泄漏的燃气与空气混合气体达到以下浓度时，应划为污染区：

1）燃气在空气中的浓度达到或超过爆炸下限的20%； 2）混合气体中一氧化碳浓度大于0.05%。3.4 在污染区作业时，应遵守下列一般规定：

1）除抢修人员、消防人员、救护人员以外，其他人员未经许可严禁进入污染区；

2）进入污染区的操作人员应按规定着装，作业时须有人监护，严禁单独作业；

3.5 污染区内严禁使用非防爆型的机电设备及仪器、仪表； 3.6 污染区内作业时，应进行强制通风，清除聚积燃气，严禁产生火花。

3.7 进入污染区作业人员，应遵守下列一般规定：

1）严禁穿带钉的鞋和化纤服装进入污染区； 2）不得使用塑料管、橡胶管和胶板等高绝缘材料。

篇3：电力安全生产管理规程-燃气轮机的运行与检修-燃气系统运行

1 燃气管线运行的风险分析

天然气管线作为城市建设的基础支持之一, 具有涉及范围广、涉及人员多、发生事故破坏性大等特性。因此在燃气管线铺设和运用的过程中, 对于其风险防范、事故处理都有严格的规章制度。天然气属于高危险性易燃易爆品, 一旦遭到破坏除停气经济损失外, 从管道泄漏出大量的天然气, 在短时间内大量泄漏并聚集的可爆炸气体团遇到气体高速喷射摩擦导致的火花, 将导致爆炸并伴随着冲击波。

2 燃气企业加强燃气管线安全运行管理的分析

2.1 钢制管道管的安全性分析

正常情况下, 如果管线防腐层良好, 并且管线没有支管, 检测过程施加一次检测电流信号后, 可以测试20~30km的距离。但对于不同城市的燃气管线, 由于防腐层不同程度的自然老化、防腐层的人为破坏以及在建设施工时存在的防腐层质量问题, 导致了测试电流信号流失而衰减。地下燃气管线防腐设计, 必须考虑土壤电阻率。对高、中压输气管宜沿燃气管线途经地段选点测定其土壤电阻率。应根据土壤的腐蚀性、管线的重要程度及所经地段的地质、环境条件确定其防腐等级。

2.2 PE管道安全性分析

PE管道作为常用的一种燃气管道, 其具有一定的抗压性、抗腐蚀性。在进行燃气管线铺设运用的过程中, 多用于地下铺设的线段。PE管线在无质量问题时, 一般情况如无外力破坏, 其发生安全事故的几率较小, 安全性能较高。

3 燃气管道安全运行方案

3.1 重视全面检验

全面检验是保证燃气管网系统安全运行的重要环节。因此, 作好全面检验的方案十分重要。

1) 针对燃气管网系统的燃气管线压力级别及站、场性质确定全面检查方案。

2) 设计、制作与施工安装的情况是确定运行燃气管线全面检验的重要依据, 凡燃气管网系统设计、制作与施工安装过程中存在的问题, 应作为全面检验的重点。

3) 燃气输配系统的运行状况是燃气管网系统的设计、制作、施工安装质量的综合体现。设计、制作与施工安装中的问题在运行中逐步暴露出来, 因此, 系统运行状况是制定燃气管网系统全面检验方案的重要依据。

4) 在制定燃气管网系统全面检验方案时, 应严格遵循质量技术监督部门颁发的有关在用压力管线检验规程的要求。

5) 在制定全面检验方案时应在易出现安全事故的问题与地点重点检查。重点检查内容包括工艺流程关键部位、设备与管线连接处、应力集中的管段与管件、管线接口连接与焊缝处、应力交变频繁多的设备与管段、土壤腐蚀严重的管段、在设计、制作与施工中存在缺陷处、管线、管件材质有缺陷处、管线运行中暴露出现的遗留问题、进行处理过的裂纹及其他可疑部位等。

6) 全面检验中发现的问题, 能及时处理的可现场立即解决, 凡不能立即处理的问题, 应在全面检验结论报告中提出方案。

3.2 制定完善的巡检制度

为了保证燃气管线的安全运行, 燃气企业应该制定完善的巡检制度。安排专职人员对燃气管线进行巡视检查, 以此保证燃气管线的安全运行。在巡检的过程中一旦发现燃气管线出现故障问题, 也能进行快速的处理。保证了周边用气民众的生活安全, 同时也降低了企业的损失。

3.3 定期进行维护保养工作

燃气管线的安全运行, 除工程初期的严格验收等事项外, 后期的维护保养工作也是重要的环节。燃气管线一旦测试完毕投入运行, 就必须保障燃气管线的安全性。为了保证燃气管线的安全运行, 燃气企业必须指派专业人员, 对燃气管线定期进行维护和保养。以此保证燃气管线的安全运行, 也延长燃气管线的使用年限。

3.4 制定紧急事件处理预案

燃气管线在日常的运行中, 一些情况下紧急事件的发生难以避免, 如:燃气管线的突然泄漏、因地下工程导致的管线损坏等情况。此类情况都可能造成较大的经济损失, 甚至是人员伤亡。因此燃气企业针对此类事件, 必须有良好的紧急事件处理预案。在发生此类问题时如何快速进行燃气的恢复、如何协同其他部门疏散周边群众。制定严格的紧急事件处理预案, 能够保证将事件的影响最小化, 也能降低燃气企业的损失。

3.5 第三方破坏处理对策

燃气管线在工程结束时, 虽会对外设立一定的安全警示牌, 但是日常的运行中还是会出现一些意外事故。例如出现第三方破坏的问题, 因为燃气企业没有执法权, 所以遇到此类问题时, 首先需进行的是管线的修复恢复燃气使用, 与此同时协同相关主管部门进行现成的认定, 并按照实际产生的费用, 以及定性结果进行相关的处理。

4 结束语

燃气管线对于人们的生产生活影响重大, 燃气企业如何加强燃气管线的安全运行管理, 笔者进行分析之后提出了以下的思路:重视全面检验、制定完善的巡检制度、制定紧急事件处理预案、第三方破坏处理对策。以此加强燃气管线的安全运行管理, 延长燃气管道的使用年限, 降低燃气企业的经济损失。

摘要：城市燃气埋地管线因遭受很多内在因素和外在因素的破坏, 其设计寿命严重地受到威胁。内在因素, 如管线本身的擦痕、划痕、压痕等机械损伤, 管线轧制过程中的质量问题;外在因素, 如地下管线受到腐蚀、人为破坏、管线运行管理不善等, 管线使用寿命和剩余使用寿命问题越来越受到重视。对燃气企业如何加强燃气管线安全运行管理进行阐述。

关键词：燃气企业,燃气管线,安全运行

参考文献

篇4：电力安全生产管理规程-燃气轮机的运行与检修-燃气系统运行

【关键词】城市燃气；生产运行；管理；策略

一、前言

随着燃气的普及，城市燃气在近年来也得到了一定的发展，由于燃气用户的不断增加，城市燃气的运行管理的重要性也就突显出来，只有搞好城市燃气的生产运行才能更好的保障城市居民生活。燃气的安全问题是非常重要的问题，燃气企业一定要将生产运行的安全放在首要位置，确保在生产运行的过程中不出现安全事故，从而提高人民的生活质量。

二、当前城市燃气生产运行管理所存在的问题

1.管理模式老套

我国的城市燃气已经有了几十年的发展，但这当中仍然存在些许问题有待解决，与发达国家相比，发展水平也有着一定的差距。一些燃气企业在管理模式上一直采用传统的模式，主要表现在以经验为主，而对理论指导和企业管理实践有所忽略，对全过程、全方位的参与系统管理等都没有引起一定的重视，同时又缺少科学技术的支持。

2.没有完善的法律法规

我国的城市化进程越来越快，城市建成工程数量也不断的上升，同时也出现了由于野蛮施工而造成的燃气管道和设施等遭受破坏的现象，但目前我国现有的法律法规并没有针对这一现象做出专门保护规定。此外，由于缺乏完善的法律规定遇到问题的时候只能本着“有法律依据的时候按照法律解决，没有就按照法规，没有法规只能按照经验解决”这样的原则来对问题采取措施，这也说明了我国的城市燃气需要建立起完善的法律法规。

3.管理机制不健全

在当今社会中，一起企业常常为了应对激烈的市场竞争，将经济效益作为企业管理中的重点因素，而把实践和精力全部放在了市场的开发和经济利益上，对燃气生产运行管理有所忽略。有些企业也在尝试对认识和工资等制度上进行改革，但由于缺乏健全的管理机制，企业的生产运行也无法作为系统工程来进行，这个现象说明了我国的燃气生产运行管理的确需要尽快的建立起健全的管理机制，以保障企业能在市场竞争中不被淘汰。

三、城市燃气生产运行管理的探讨及思考

1.采用科学的管理模式

目前我国的信息技术已经发展到了一定的高度，信息技术在燃气行业的应用也比较广泛，一些相关程序也逐渐被引入到燃气企业当中。城市的燃气企业一般来说都担负着几十万的用户燃气供给，因此需要在管理上格外的重视，建立完善的监督管理制度，并将现代技术手段充分的利用起来。有了信息系统的加入和支持，燃气企业就能够更好的进行运行管理，以此来提高企业的生产调度效率，为企业的发展做出贡献。

2.建立起完善的管理体制

城市燃气运行管理模式是燃气市场形成的前提条件。它不仅是建立体系的关键依据，也是企业经营管理的决定因素。怎样建立起市场导向的竞争机制，形成现代化的企业管理模式成为了城市燃气企业的重点目标之一，也是要完成的重要任务之一。

3.加强立法建设

建立起合理的城市燃气管理制度，有利于城市燃气的安全管理。目前已经有了一部分的地区设立起了城市燃气管理处，以此来作为城市燃气的行政管理部门，但虽然建立了管理处，可是由于受到人员和管理权限等限制，使得在实施行政管理过程中常常出现力度和深度不够的情况。因此，政府应加强对城市燃气管理的重视，建立起城市燃气管理的行政部门，并适当的扩大管理权限，以此来保障城市燃气的安全性和稳定性。此外，应加大执法的力度，以此保障城市燃气的安全。首先要加强执法人员的素质和技术，执法的设备也要足够先进；执法手段需要强硬，适当加大对惩罚的力度；此外燃气的执法应与其他相关部门有所联系，这样才能更好的保障执法力度；在执法中一定要取得人民群众的支持，让群众尽可能的掌握更多的安全知识，将人民的力量最大化发挥出来。

4.建立相关监督体系

就目前来看，我国政府对燃气企业的实践监管中仍然有着盲目管理的现象，尤其在对国有资产监管方面，存在着责权不明确的现象，这些问题需要相关部门来进一步的进行解决。政府在对燃气行业的管理中，必须摒弃传统的管理观念，严格按照政企分明，产权分明和责权分明的原则来制定现代的管理制度，使我国的燃气行业能够在市场中始终保持平稳的运行和发展。

四、结语

随着近年来我国城市化进程的加快，人民的生活水平也得到了不断的提升，而燃气更是走进了千家万户，成为了居民生活中不可缺少的一部分。城市燃气行业在日益壮大的同时，也暴露出了在运行和安全上的一些问题，这些问题关系着人民群众的正常生活，同时也关系着人民的生命财产安全。燃气企业及相关部门应积极的完善法律法规，建立健全科学合理有效的管理制度，这样才能更好的保障我国城市燃气行业的发展和壮大。

参考文献：

[1]陈立.城市燃气技术现状及发展趋势[J].煤气与热力，2012，04（12）：13-16.

[2]周淑慧，李广，李伟.我国城市燃气市场发展态势[J].煤气与热力，2010，12（08）：19-21.

篇5：电力安全生产管理规程-燃气轮机的运行与检修-燃气系统运行

Standard for the operation safety assessment of gas system

GB ***

主编部门：中华人民共和国建设部 批准部门：中华人民共和国建设部

施行日期：***

***出版社 ****年 北

京

中华人民共和国建设部

公

告 第***号

建设部关于发布国家标准 《燃气系统运行安全评价标准》的公告

现批准《燃气系统运行安全评价标准》为国家标准，编号为GB*****，自****年*月*日起实施。

本标准由建设部标准定额研究所组织***出版社出版发行。

前

言

本标准是根据“关于印发《二○○八年工程建设国家标准制订、修订计划（第一批）》的通知”（建标［2008］102号）的要求，由中国城市燃气协会会同相关单位共同编制。

在编制过程中，编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，通过反复讨论、修改和完善，最后经审查定稿。

本标准主要内容包括：1.安全评价的一般要求和程序；2.燃气场站；3.燃气输配管网；4.数据采集与控制系统；5.燃气用户；6.燃气安全管理。

本标准由建设部负责管理，由***负责具体技术内容的解释。在执行过程中，请各单位结合实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议寄***（地址：***，邮政编码：******），以供修订时参考。

本标准主编单位、参编单位和主要起草人： 主编单位：中国城市燃气协会 参编单位：*** 主要起草人员：***

目

次

前

言..........................................................................................................................3 目

次..........................................................................................................................1 1 总

则.....................................................................................................................2 2 术

语.....................................................................................................................3 3 基本规定...................................................................................................................6

3.1评价对象..........................................................................................................6 3.2评价内容、程序和格式..................................................................................6 3.3 安全评价方法.................................................................................................6 本规范用词说明.........................................................................错误！未定义书签。总

则

1.0.1为贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，加强对燃气系统安全运行的监督管理，科学地评价燃气系统安全运行的技术条件和管理水平，实现燃气系统运行安全现状评价工作的规范化和制度化，促进燃气系统安全运行管理水平的提高，制定本标准。

1.0.2本规范适用面向城镇、乡村，用于生活、商业、工业企业生产、交通运输、采暖通风和空调等领域，且已正式投产运行的燃气系统的现状安全评价。本规范不适用于燃气的生产、开采和门站以前的长距离输气管道工程。1.0.3燃气供应企业在生产经营活动期间，应定期开展安全评价工作。对在评价过程中发现的事故隐患应立即整改或制定治理方案限期整改。当燃气系统发生较大生产安全事故时，必须立即对发生事故的燃气系统进行安全评价。

1.0.4从事燃气供应的企业可以根据本标准由具有国家规定的相关专业技术资格的专业工程技术人员或安全工程技术人员组成评价组，对本企业安全生产状况进行安全评价，为企业安全生产工作提供依据。当燃气供应企业不具备安全评价条件时，可委托具备国家规定的资质条件的第三方安全生产中介服务机构承担。1.0.5法定或涉及行政许可的安全评价工作必须由具备国家规定的资质条件，且无利害关系的第三方安全生产中介服务机构承担。第三方安全生产中介服务机构应依据本标准的规定，客观、公正地进行安全评价工作，出具安全评价报告，并对报告结论负责。

1.0.6对燃气系统进行安全现状评价时，除应执行本标准的规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定。术

语

2.1燃气

从城镇、乡村的地区性气源点，通过输配系统供给人们生活、商业、工业企业生产、交通运输、采暖通风和空调等各类用户公用性质的，且符合燃气质量要求的可燃气体。城镇燃气一般包括天然气、液化石油气和人工煤气，还包括二甲醚、轻烃等一些新兴替代能源。2.2安全评价

是以实现系统安全为目的，应用安全系统工程原理和方法，对系统中存在的危险有害因素进行辨识与分析，判断系统发生事故和职业危害的可能性及其严重程度，从而为制定防范措施和管理决策提供科学依据。2.3重大危险源

长期地或临时地生产、加工、搬运、使用或贮存危险物质，且危险物质的数量等于或超过临界量的单元。2.4评价单元

评价单元就是在危险、有害因素分析的基础上，根据评价目标和评价方法的需要，将系统分成的有限、确定范围进行评价的单元。2.5定性安全评价

定性安全评价是借助于对事物的经验、知识、观察及对发展变化规律的了解，科学地进行分析、判断的一类方法。运用这类方法可以找出系统中存在的危险、有害因素，进一步根据这些因素从技术上、管理上、教育上提出对策措施，加以控制，达到系统安全的目的。2.6定量安全评价

定量安全评价是根据统计数据、检测数据、同类和类似系统的数据资料，按有关标准，应用科学的方法构造数学模型进行定量化评价的一类方法。2.7安全检查表分析法

安全检查表分析是将一系列有关安全方面的分析项目以表格方式列出，然 3

后对照评价对象的实际情况进行检查。通过安全检查表可以发现存在的安全隐患，并根据隐患的严重程度，给出评价对象的安全状况等级。2.8安全管理

企业单位为预防和减少生产安全事故，保障从业人员生命和财产安全，以国家的法律、法规和技术标准为依据，采取各种手段，对企业生产的安全状况，实施有效制约的一切活动。2.9现场评价

对评价对象的现场设施、设备的设置、状态、运行和维护以及对现场人员的操作和管理进行的安全评价。2.10管理评价

对评价对象所属企业的安全管理体系、人员、制度、规程、教育培训等方面进行的安全评价。2.11门站

接收天然气长输管道来气，并根据需要进行净化、调压、计量、加臭后，向城市或乡村燃气输配管网或储配站输送商品燃气。2.12储配站

接收由气源或门站供应的燃气，并根据需要进行净化、储存、加压、调压、计量、加臭后，向城市或乡村燃气输配管网输送商品燃气，通常门站和储配站建设在一起，可以节约投资、节省占地，便于运行管理。2.13压缩天然气加气母站

专为车载储气瓶充装压缩天然气的压缩天然气加气站。2.14压缩天然气减压站

由车载储气瓶作为气源，通过减压装置，向局域管网中输送天然气的场站。2.15压缩天然气汽车加气站

由车载储气瓶或天然气管道作为气源，为社会交通车辆进行加气作业的压缩天然气加气站。

2.16液化石油气储配站

将管道或槽车运输来的液化石油气，进行装卸、储存、气化、混气、灌瓶、调压、计量和加臭，并送人城镇和乡村燃气输配系统功能的场站。2.17液化石油气瓶组气化站

采用瓶装液化石油气为气源，经自然或强制气化方式将液态液化石油气转换为气态液化石油气后，通过输配管网向用户供气的场站。2.18液化石油气瓶装供应站

经营和储存液化石油气气瓶的场所。2.19液化天然气储配站

将液化天然气槽车或槽船运输来的液化天然气或将管道输送来的天然气部分液化作为调峰备用的液化天然气，进行装卸、储存、气化、灌瓶、调压、计量和加臭，并送人城镇和乡村燃气输配系统功能的场站。2.20液化天然气瓶组气化站

采用瓶装液化天然气为气源，经自然或强制气化方式将液态天然气转换为气态天然气后，通过输配管网向用户供气的场站。基本规定

3.1评价对象

3.1.1评价对象的确定应遵循相对独立、相对完整的原则，以整个城镇燃气系统或其中的若干子系统为对象进行安全评价。

3.1.2对范围较大的系统进行安全评价时，若其中的子系统已单独进行安全评价，且安全评价结论处于有效期内时，子系统的安全评价得分可以直接引用，作为整个系统安全评价结论的依据。

3.2评价内容、程序和格式

3.2.1城镇燃气系统安全评价报告的内容应包括项目基本情况、危险有害因素的辨识与分析、评价单元的划分、定性和定量评价、安全对策措施和建议、安全评价结论、附件七个主要部分。

3.2.2城镇燃气系统安全评价的程序应遵循前期准备、现场检查、整改复查、编制安全评价报告四个主要程序。

3.2.3安全评价报告格式应符合现行国家标准《安全评价通则》（AQ8001）的规定。

3.3 安全评价方法

3.3.1对城镇燃气系统的现状安全评价宜采用定性安全评价方法和定量安全评价方法相结合的评价方法体系。定性安全评价方法应以安全检查表法为主，其他安全评价方法为辅。

3.3.2采用安全检查表评价时，应分别采用评价对象现场评价表和安全管理检查表进行评价打分，评价对象的总得分应按下式计算：

评价对象总得分=评价对象现场评价表得分×0.6+安全管理检查表得分×0.4 评价对象现场评价表得分和安全管理检查表得分均应换算成以100分为满分时的实际得分。当评价对象拥有多个子系统时，子系统的总得分仍按上式计算。评 6

价对象的总得分应按下式计算：

SSipii1n式中： S——评价对象现场评价总得分；

Si——评价对象的子系统总得分； Pi——评价对象的子系统所占的权重； n——评价对象的所有子系统数。

评价对象的子系统所占的权重应根据各评价对象自身的特点综合确定。3.3.3安全检查表每一项的实得分不应采用负值，扣减分数总和不得超过该项应得分值。

3.3.4评价项目有缺项或特有项目时，应根据实际情况对检查表进行删减或增项，应有而没有的项目不得做缺项处理。燃气输配场站评价

4.1 一般规定

4.1.1 本章适用于城镇和乡村燃气输配场站的现状安全评价，包括门站、储配站、调压站和调压装置。当上述场站与其他燃气场站混合设置时，尚应符合本标准其他章节相关内容要求。

4.1.2 燃气输配场站安全评价包括现场评价和管理评价。本章仅规定现场评价标准，管理评价标准见本标准第12章。

4.1.3燃气输配场站的评价单元一般划分为周边环境、总平面布置、道路交通、输气设施、储气设施、调压装置、压力管道与压力设备、仪表及控制系统、消防及安全设施、供配电设施、运行与维护十一个单元。在实际评价中，可根据评价对象的实际情况进一步细分评价单元。

4.1.4燃气输配场站内设有气体净化或压缩装置时，可参考本标准第6.2节相关内容进行评价。

4.2 门站和储配站

4.2.1门站和储配站周边环境应符合下列要求： 所处的位置应符合现状城乡规划要求； 2 周边的现有道路交通条件良好； 所处的位置应减小对周边环境产生的危害性； 场站内的危险设施与现有站外建、构筑物的防火间距应符合安全要求； 5 周边应有良好的消防和救护条件。4.2.2门站和储配站总平面布置应符合下列要求： 总平面功能分区应明确； 四周应设有安全隔离围墙，围墙无破损； 场站内的危险设施与现有站内建构筑物之间的防火间距应符合安全要求； 4 储配站储气罐区的布置和防火间距应符合安全要求； 集中放散管的高度应符合相关要求，以利于天然气的快速扩散。4.2.3门站和储配站内道路交通应符合下列要求： 场站出入口设置应符合便于通行和紧急事故时人员疏散的要求； 2 场站内场地、道路应能满足消防救援的需要； 场站生产区应有严格的车辆管理制度，防止无关车辆进入。4.2.4门站和储配站输气设施运行应符合下列要求： 进站气质应符合相关标准要求； 进站天然气管道上应设有可靠的切断装置和超压保护装置； 3 门站和储配站内应对燃气进行加臭，加臭系统应运行良好； 4 门站和储配站内管道应与站外管道保持绝缘。

4.2.5门站和储配站内调压装置的运行应符合本标准第4.3.2条第1、3、4、5、8、9款的规定。

4.2.6储配站内的储气设施运行应符合下列要求： 储气罐罐体应完好无损，无漏气现象； 低压湿式储气柜水位应符合要求，无漏水现象，寒冷地区有防冻措施； 3 低压稀油密封干式储气柜油质、油位、水位、密封、活塞、放散等应符合要求； 气柜导轮和导轨的运动应正常； 气柜升降幅度和升降速度应在允许范围内； 6 高压储气罐应设有安全阀、放散管和排污管； 储罐附属的升降机、电梯等特种设备应运行良好，并定期检测； 8 储罐基础的下沉应在安全范围内。

4.2.7燃气输配管道、压力设备及附件应符合下列要求： 管道外表应完好无腐蚀，有清楚的管道标识； 2 场站内的压力管道应定期检验，保证完好可用； 3 管道所有连接部位应密封良好，无燃气泄漏； 压力表应有清楚的最高工作压力标记，并定期检定，保证完好准确； 5 安全阀应定期校验，保证起跳压力准确无误；安全阀还应具有安全排放天然气的功能； 流量计应定期校验，保证计量准确无误； 7 阀门应定期维护，无泄漏和启闭故障； 8 压力容器应定期检验，保证完好可用。

4.2.8燃气输配场站的仪表和控制系统应符合下列要求： 场站的运行管理宜采用计算机集中控制装置； 场站内的现场显示仪表应完整，现场显示数值应符合工艺操作要求； 3 控制室内应有与安全相关的参数的显示、记录、累加、超限报警及联锁功能，当系统不具备自动记录和累加功能时，必须建立并保留参数和操作情况的人工记录。

4.2.9燃气输配场站消防及安全设施应符合下列要求： 场站内的建构筑物均应符合耐火要求； 具有爆炸危险的封闭建筑应有良好的通风条件； 3 出入口应设有防火安全警示标志； 4 储配站内应设有完好的消防供水系统； 5 场站内应配备充足、完好的灭火器材； 场站内具有火灾爆炸危险场所内的所有电气设备必须具有良好的防爆性能； 可能积聚天然气的部位，应设有完好的可燃气体检测报警装置； 8 建构筑物与设备和管道应有必要的防雷措施，防雷设施应定期检验，保证完好有效； 设备、管道应有必要的防静电设施，防静电设施应定期检验，保证完好有效； 应配备必要的应急救援器材，工作人员应熟悉各种应急器材的使用。

4.2.10燃气输配场站供配电设施运行应符合下列要求： 消防、控制、应急照明等重要设施供电系统应达到二级负荷； 2 配电房应能防止洪涝时水的侵入； 3 配电设施应设有完善的安全警示标志； 4 配电房门窗洞口应有效封闭，防止小动物侵入； 配电房内应设有完好的应急照明装置，控制系统、消防设施和应急照明设施等应有可靠的供电保证； 电缆沟上应有完好无损的盖板，电缆不得裸露。4.2.11燃气输配场站运行与维护应符合下列要求： 建立健全主要设备和岗位的安全操作规程，并严格执行； 2 主要工艺装置应建立定时巡检制度，并保留有巡检记录； 3 建立健全各设备和岗位的运行和操作记录； 4 现场操作人员应正确使用劳动防护用品； 5 各类设备应进行日常维护，并保留维护记录； 6 各类设备应定期进行检修，保证运行良好； 各类设备铭牌和标志应清楚，防腐涂漆应符合相关规范要求； 8 建立、健全每台设备、管道及相关附件的技术档案资料； 9 夜间作业应有良好的照明设施； 室外裸露的供水管和排水管应具有良好的防冻保温措施。

4.3调压站与调压装置

4.3.1 调压站与调压装置的布置应符合下列要求： 周围应设有保护装置； 安装调压装置的位置不应影响周边其他设施的运行； 调压站或调压装置与其他建、构筑物的防火间距应符合安全要求； 4 调压装置之间的间距应满足检修维护要求； 周边应有良好的消防条件； 噪声应符合相关标准，不应对周边产生不良影响； 7 调压房、箱、柜内温度应能满足输送燃气的要求。4.3.2 调压装置运行应符合下列要求： 调压装置应安装稳固； 调压站室外进、出口管道上应设有可靠的切断装置； 调压装置前应设有过滤装置，能够有效保护调压器、流量计等设备； 4 调压装置应设有超压自动切断装置，切断装置应工作正常； 5 应设有安全放散装置； 调压站内的管道和设备应与站外管道保持绝缘。7 调压装置的运行压力应符合调压装置的安装类型； 8 调压装置应外观良好； 调压装置应运行正常，调压精度符合相关技术要求。

4.3.3调压装置的管道、压力设备及附件应符合本标准第4.2.7条第1-7款的要求。4.3.4调压站与调压装置的仪表和控制系统应符合下列要求： 调压装置的控制系统宜作为整个燃气输配系统的一个远端站； 调压装置的现场显示仪表应完整，现场显示数值应符合工艺操作要求； 3 控制系统中应有与安全相关的参数的显示、记录、累加、超限报警及联锁功能，当系统不具备自动记录和累加功能时，必须建立并保留参数和操作情况的人工记录。

4.3.5调压站与调压装置消防及安全设施应符合下列要求： 调压房的房屋结构应符合安全要求； 2 调压房、箱、柜应有良好的通风条件； 调压站出入口或调压箱、柜上应设有防火安全警示标志； 4 调压站内应配备充足、完好的灭火器材； 调压房内的所有电气设备必须具有良好的防爆性能； 调压房内应设有完好的可燃气体检测报警装置； 调压房应有必要的防雷、防静电措施，防雷设施应定期检验，保证完好有效。

4.3.6调压站与调压装置运行与维护应符合下列要求。应建立定时巡检制度，并保留有巡检和运行参数记录； 2 调压装置应进行日常维护和检修，并保留维护检修记录； 3 调压装置铭牌和标志应清楚，防腐涂漆应符合相关规范要求；4 建立、健全每台调压装置及相关附件的技术档案资料； 5 调压室、箱、柜内应保持清洁。燃气管道评价

5.1一般规定

5.1.1本章适用于工作压力不大于4.0 MPa（表压）的钢质燃气管道和聚乙烯燃气管道的现状安全评价。

铸铁燃气管道的现状安全评价，可参考钢质燃气管道相关内容执行。

5.1.2燃气管道安全评价包括现场评价和管理评价。本章仅规定现场评价标准，管理评价标准见本标准第12章。

5.1.3具有不同地区等级、不同运行压力、不同介质、不同材质、不同使用时间的管段应分别进行评价，然后根据实际情况分配各管段权重后得出综合评价结论。

同一管段在不同区域存在较大差异时，也可根据实际情况划分管段分别进行评价。

5.1.4燃气管道的评价单元宜划分为管道本体、管道附件、防止第三方破坏、防腐蚀、运行与维护五个单元。在实际评价中，可根据评价对象的实际情况进一步细分评价单元。

5.1.5以往二年内的检测报告，数据可以酌情采用。

5.1.6 燃气输配管网上附属的调压装置可参考本标准第4.3节相关内容进行评价。

5.2钢质管道

5.2.1管道本体运行应符合下列要求： 埋地燃气管道与周边建、构筑物和其他管线的间距应符合要求； 2 埋地燃气管道的埋深应符合安全要求； 3 地上燃气管道应有良好的保护设施。管道穿越处应定期检查管道和套管的密封性能； 随桥梁敷设或采用管桥跨越河流的管道应采取必要的安全防护措施。5.2.2管道附件应齐全完好，其运行应符合下列要求： 埋地燃气管道上的阀门、检测管、排水管等附件应设置护罩或护井，地下井室应定期检查维护； 阀门应定期检查维护； 3 凝水缸应定期排水和检查； 4 波纹管应定期检查严密性。

5.2.3管道应满足下列防止第三方破坏的要求： 埋地燃气管道沿线地区等级评价； 埋地燃气管道上不得有建筑物和大型构筑物占压； 3 埋地燃气管道安全保护范围内不得有可能侵害管道的行为； 4 高压管道不应穿越可能造成重大事故和影响的区域； 5 埋地燃气管道附近土层稳定性评价； 埋地燃气管道周围的土层不应存在对管道有损坏影响的物体； 7 埋地燃气管道沿线应敷设警示带，并保证完好无损； 8 埋地管道沿线路面标志应完整清晰； 9 燃气企业应对管道沿线进行全方位施工监护； 10 燃气企业应对管道沿线公众进行安全教育和宣传； 11 燃气企业应对管道沿线进行定期巡查。5.2.4管道运行时应满足下列防腐蚀的要求： 燃气的腐蚀性评价； 燃气质量应符合相关标准的要求； 当存在内腐蚀影响时，应采取相应的内部防护措施； 4 暴露在空气中的管道应有良好的外表面防护措施； 5 存在暴露在空气中的管道时的大气腐蚀评价； 6 埋地钢质管道附近土壤腐蚀性评价； 7 埋地钢质管道应有良好的防腐层进行外保护； 压力较高、直径较大或重要的埋地钢质管道应有良好的阴极保护措施； 埋地钢质管道应避免直流干扰腐蚀和交流电击腐蚀，当无法避免时必须有良好的排流措施； 管道的剩余壁厚应能满足继续安全运行的要求。5.2.5管道运行与维护应符合下列要求： 管道的使用年限不得超过设计使用年限； 2 操作压力达到最大允许工作压力可能性评价； 3 最大允许工作压力应在设计压力允许范围内； 同一管网输送不同种类、不同压力燃气时应保证相互之间无干扰； 5 建立健全管网运行的安全管理制度和操作规程，并严格执行； 燃气设施的停气、降压、放散、通气、动火、动土、受限空间作业等生产作业应建立分级审批制度，作业方案经批准后方可实施； 应按照管道设计压力级制、所属地区、腐蚀程度、安全隐患、周边环境等因素进行分级运行检查； 管道运行应无泄漏现象； 运行人员应配备必要的运行检测仪器和劳动防护用品，并能正确使用； 10 燃气企业应具备相应的管网事故抢修能力。

5.3聚乙烯燃气管道

5.3.1聚乙烯管道本体运行除应符合本标准第5.2.1条第1、2、4款的要求外，还应符合下列要求： 聚乙烯管道严禁在地上明设； 聚乙烯管道引入建筑或调压箱时应有良好的保护措施。

5.3.2聚乙烯管道附件应齐全完好，其运行应符合本标准第5.2.2条的要求。5.3.3聚乙烯管道防止第三方破坏时除应符合本标准第5.2.3条第1、2、3、5、6、7、8、9、10、11款的要求外，还应符合下列要求： 聚乙烯管道周围的土壤温度不应对管道产生破坏； 聚乙烯管道上应设置示踪线，并保证电连续性。

5.3.4聚乙烯管道运行与维护除应符合本标准第5.2.5条的要求外，还应符合下列要求：

聚乙烯管道的材质应适合现行输送介质和运行压力的要求。压缩天然气场站评价

6.1 一般规定

6.1.1 本章适用于工作压力不大于25.0 MPa（表压）的压缩天然气场站的现状安全评价，包括压缩天然气加气母站、压缩天然气减压站和压缩天然气汽车加气站。当压缩天然气场站与其他燃气场站混合设置时，尚应符合本标准其他章节相关内容要求。

6.1.2 压缩天然气场站安全评价包括现场评价和管理评价。本章仅规定现场评价标准，管理评价标准见本标准第12章。

6.1.3压缩天然气场站的评价单元一般划分为周边环境、总平面布置、道路交通、气体净化装置、气体压缩装置、气瓶车卸气、气瓶车（或汽车）加气、储气装置（瓶组）、调压装置、压力管道与压力设备、仪表与控制系统、消防及安全设施、供热装置、供配电设施、运行与维护十五个单元。在实际评价中，可根据评价对象的实际情况进一步细分评价单元。

6.1.4压缩天然气气瓶车和社会加气车辆的安全评价不适用本规范。

6.2 压缩天然气母站

6.2.1 压缩天然气加气母站的周边环境应符合下列要求： 所处的位置应符合现状城市规划要求； 2 周边的现有道路交通条件良好； 所处的位置应减小对周边环境产生的危害性； 场站内的危险设施与现有站外建、构筑物的防火间距应符合安全要求； 5 周边应有良好的消防和救护条件； 噪声应符合相关标准，不应对周边产生不良影响。6.2.2压缩天然气加气母站的总平面布置应符合下列要求： 总平面功能分区应明确； 四周应设有安全隔离围墙，围墙无破损； 场站内的危险设施与现有站内建构筑物之间的防火间距应符合安全要求； 4 集中放散管的高度应符合相关要求，以利于天然气的快速扩散。6.2.3压缩天然气加气母站站内的道路交通应符合下列要求： 场站出入口设置应有利于车辆进出的安全； 2 场站进口处应设有明显的安全警示标志； 场站内场地、道路应能满足车辆回转和消防救援的需要； 4 场站内的停车场地、道路应平整； 5 场站内停车场和道路无沥青质路面； 路面上应有清楚的交通标线，架空建构筑物应设有清楚的限高标志； 7 场站内重要设施应处于不易被车辆撞击的位置或采取防撞措施； 8 场站生产区应有严格的车辆管理制度，防止无关车辆进入。6.2.4压缩天然气加气母站的气体净化装置运行应符合下列要求： 进站气质应符合相关标准要求； 进站天然气管道上应设有可靠的切断装置和超压保护装置； 3 天然气脱硫、脱水后的硫化氢含量和水含量应符合相关标准； 4 天然气脱硫、脱水装置所处的位置应能避免天然气的积聚； 5 净化后的天然气气体含尘量应符合压缩机安全运行的要求； 脱硫、脱水装置的运行应平稳，工作参数正常，无异响、泄漏等现象； 7 气水分离器应定期排污，废脱硫剂、硫应可靠收集，并按危险废物处理程序处理。

6.2.5压缩天然气母站的气体压缩装置运行应符合下列要求： 压缩机的运行应平稳，无异响、过热、泄漏及异常振动现象； 2 压缩机应设有备用机组，保证供气可靠性； 3 压缩机工作参数正常，出口不得超压； 采用水冷的压缩机冷却水供水压力、温度和水质应符合压缩机安全运行要求； 压缩机的布置应能满足检修维护和安全运行的要求； 6 压缩机应具有紧急切断气源的功能； 7 压缩机应具有防止邻机干扰的措施； 压缩机轴承、安全阀、压缩机卸载等应具有安全放散装置； 9 压缩机停车后应卸载，并可靠排气； 压缩机冷凝液和废油水应可靠收集，并按危险废物处理程序处理； 11 压缩机处于室内时，应有避免管道振动对建筑物的破坏措施。6.2.6对气瓶车加气的运行管理应符合下列要求： 场站内应设置气瓶车固定车位，气瓶车不得随意停放； 2 气瓶车的停放应稳固，加气过程中严禁移动车辆； 建立气瓶车安全管理档案，严禁给无合格证或有故障气瓶车加气； 4 气瓶车加气前和加气后必须按照操作规程的要求进行安全检查并保留相应的记录； 加气柱应设有静电接地装置，加气前气瓶车必须可靠接地； 6 站内气瓶车内天然气总量不应超过设计要求； 7 充装压力应控制在安全范围内； 加气软管应完好无损，软管上应设有防止意外拉断的保护措施。6.2.7压缩天然气管道、压力设备及附件应符合下列要求： 管道外表应完好无腐蚀，有清楚的管道标识； 2 场站内的压力管道应定期检验，保证完好可用； 3 管道所有连接部位应密封良好，无燃气泄漏； 压力表应有清楚的最高工作压力标记，并定期检定，保证完好准确； 5 安全阀应定期校验，保证起跳压力准确无误；安全阀还应具有安全排放天然气的功能； 流量计应定期校验，保证计量准确无误； 7 阀门应定期维护，无泄漏和启闭故障； 压力容器应定期检验，保证完好可用。

6.2.8压缩天然气加气母站的仪表和控制系统应符合下列要求： 场站的运行管理宜采用计算机集中控制装置； 场站内的现场显示仪表应完整，现场显示数值应符合工艺操作要求； 3 控制室内应有与安全相关的参数的显示、记录、累加、超限报警及联锁功能，当系统不具备自动记录和累加功能时，必须建立并保留参数和操作情况的人工记录。

6.2.9压缩天然气加气母站消防及安全设施应符合下列要求： 场站内的建构筑物均应符合耐火要求； 2 具有爆炸危险的封闭建筑应有良好的通风条件； 3 场站周围应设有完好的消防供水系统； 4 场站内应配备充足、完好的灭火器材； 场站内具有火灾爆炸危险场所内的所有电气设备必须具有良好的防爆性能； 可能积聚天然气的部位，应设有完好的可燃气体检测报警装置； 7 建构筑物与设备和管道应有必要的防雷措施，防雷设施应定期检验，保证完好有效； 设备、管道应有必要的防静电设施，防静电设施应定期检验，保证完好有效； 场站内应配备必要的应急救援器材，工作人员应熟悉各种应急器材的使用。

6.2.10压缩天然气加气母站供配电设施运行应符合下列要求： 配电房应能防止洪涝时水的侵入； 2 配电设施应设有完善的安全警示标志； 2 配电房门窗洞口应有效封闭，防止小动物侵入； 配电房内应设有完好的应急照明装置，控制系统、消防设施和应急照明设 21

施等应有可靠的供电保证； 电缆沟上应有完好无损的盖板，电缆不得裸露。6.2.11压缩天然气加气母站运行与维护应符合下列要求： 建立健全主要设备和岗位的安全操作规程，并严格执行； 2 主要工艺装置应建立定时巡检制度，并保留有巡检记录； 3 建立健全各设备和岗位的运行和操作记录； 4 现场操作人员应正确使用劳动防护用品； 5 各类设备应进行日常维护，并保留维护记录； 6 各类设备应定期进行检修，保证运行良好； 各类设备铭牌和标志应清楚，防腐涂漆应符合相关规范要求；8 建立、健全每台设备、管道及相关附件的技术档案资料； 9 夜间作业应有良好的照明设施； 室外裸露的供水管和排水管应具有良好的防冻保温措施。

6.3 压缩天然气减压站

6.3.1 压缩天然气减压站的周边环境应符合本标准第6.2.1条第2、3、4、5款的要求。

6.3.2压缩天然气减压站的总平面布置应符合本标准第6.2.2条第1、2、3款的要求。

6.3.3压缩天然气减压站站内的道路交通应符合本标准第6.2.3条的要求。6.3.4气瓶车卸气运行管理应符合下列要求： 场站内应设置气瓶车固定车位，气瓶车不得随意停放； 2 气瓶车的停放应稳固，卸气过程中严禁移动车辆； 建立气瓶车安全管理档案，严禁无合格证或有故障气瓶车进站卸气； 4 气瓶车卸气前和卸气后必须按照操作规程的要求进行安全检查并保留相应的记录； 卸气柱应设有静电接地装置，卸气前气瓶车必须可靠接地； 6 站内气瓶车内天然气总量不应超过设计要求； 7 气瓶车卸完气后应保留有安全余压，防止空气进入； 8 卸气软管应完好无损，并定期检查更换； 气瓶车卸气端应有阻挡气体泄漏喷出的安全措施。

6.3.5 压缩天然气减压站采用气瓶组供气时，气瓶组的运行应符合下列要求： 气瓶的总储气量应控制在安全范围内； 2 气瓶外观应良好无损，无燃气泄漏现象； 3 气瓶应定期检验，检验合格后方可继续使用； 4 气瓶的运输或委托运输应符合危险品运输安全要求； 5 气瓶的存放应符合安全要求。

6.3.6 压缩天然气减压站调压装置运行应符合下列要求： 调压装置前应设有可靠的切断装置； 调压装置前应设有过滤装置，能够有效保护调压器、流量计等设备；

调压装置应设有超压自动切断装置，切断装置应工作正常； 4 各级调压装置后应设有安全放散装置； 5 调压装置应外观良好，运行正常； 供给用户作为燃料的燃气应加臭，加臭量应符合相关标准。6.3.7 压缩天然气减压站供热装置运行应符合下列要求： 供水管道应设有防止高压天然气窜入的安全泄放装置； 2 供水管道和回水管道应设有良好的隔热保温措施； 热水炉、热水泵的安全保护装置应完好有效，运行应平稳，工作参数正常，无异响、泄漏等现象； 热水泵的转动部件应有良好的保护措施； 应定期对热水水质进行检测，并定期更换，保证水质良好。6.3.8 压缩天然气管道、压力设备及附件应符合本标准第6.2.7条的要求。6.3.9 仪表和控制系统应符合本标准第6.2.8条的要求。

6.3.10 压缩天然气减压站消防及安全设施应符合本标准第6.2.9条的要求。6.3.11 压缩天然气减压站供配电设施运行应符合本标准第6.2.10条的要求。6.3.12 压缩天然气减压站运行与维护应符合本标准第6.2.11条的要求。

6.4 压缩天然气汽车加气站

6.4.1 压缩天然气汽车加气站的周边环境除应符合本标准第6.2.1条第1、2、4、5、6款要求外，还应符合下列要求： 场站规模应与所处的环境相适应； 当压缩天然气加气站与加油站合建时，其储气规模应符合相关要求； 3 汽车加气站内不得设有经营性人员密集场所。

6.4.2压缩天然气汽车加气站的总平面布置应符合本标准第6.2.2条第2、3款的要求。

6.4.3压缩天然气汽车加气站站内的道路交通应符合本标准第6.2.3条第1、2、3、4、5、7款的要求。

6.4.4采用管道供气的压缩天然气汽车加气站的气体净化装置运行应符合本标准第6.2.4条的要求。

6.4.5采用气瓶车供气的压缩天然气加气站的气瓶车卸气运行应符合本标准第6.3.4条的要求。

6.4.6压缩天然气汽车加气站的气体压缩装置运行应符合本标准第6.2.5条的要求。

6.4.7压缩天然气汽车加气站储气装置运行应符合下列要求: 1储气装置应优先按下列顺序选择：地下式储气井，单个大储气瓶，多个小储气瓶组； 采用地上式储气瓶时，其数量、体积和摆放应符合相关安全要求； 3 储气井或储气瓶安全附件应齐全，并完好有效； 4 储气井或储气瓶应定期进行安全排污； 储气井或储气瓶应无损坏、泄漏及严重锈蚀现象。6.4.8汽车加气的运行管理应符合下列要求： 加气车辆应在指定位置加气，停车应制动可靠，加气过程中严禁移动车辆； 2 应加强对加气车辆气瓶质量的监督检查，严禁给无合格证或有故障的气瓶 25

加气； 加气前和加气后必须按照操作规程的要求进行安全检查，并对加气情况进行记录； 加气压力应控制在安全范围内； 加气软管应完好无损，软管上应设有防止意外拉断的保护措施； 6 加气枪应完好无损，工作正常，并具有防止天然气泄漏的功能； 7 加气罩棚的设置应具有防火、防天然气积聚性能，并能对加气机提供良好的保护作用； 加气岛的设置应能防止车辆撞击，有效保护加气机和罩棚； 9 加气机上的安全保护装置应齐全，并定期检查，保证完好有效； 10 加气机的运行应平稳，无异响及燃气泄漏现象。

6.4.9压缩天然气管道、压力设备及附件应符合本标准第6.2.7条的要求。6.4.10压缩天然气汽车加气站仪表和控制系统应符合本标准第6.2.8条的要求。6.4.11压缩天然气汽车加气站消防及安全设施应符合本标准第6.2.9条的要求。6.4.12压缩天然气汽车加气站供配电设施运行应符合本标准第6.2.10条的要求。6.4.13压缩天然气汽车加气站运行与维护应符合本标准第6.2.11条的要求。

液化石油气场站评价

7.1 一般规定

7.1.1 本章适用于液化石油气场站的现状安全评价，包括液化石油气储配站、液化石油气瓶组气化站、液化石油气瓶装供应站。

7.1.2 液化石油气场站安全评价包括现场评价和管理评价。本章仅规定现场评价标准，管理评价标准见本标准第12章。

7.1.3液化石油气场站的评价单元一般划分为周边环境、总平面布置、道路交通、液化石油气装卸、液化石油气输送机械、灌瓶作业、气化和混气装置、液化石油气储罐、瓶组间（或瓶库）、压力管道与压力设备、仪表及控制系统、消防及安全设施、供配电设施、运行与维护十四个单元。在实际评价中，可根据评价对象的实际情况进一步细分评价单元。

7.1.4本章适用于液化石油气全压力式储存和操作，不适用于全冷冻式或半冷冻式储存与操作。

7.1.5液化石油气火车槽车以及专用铁路线、汽车槽车和运瓶车辆的安全评价不适用本规范。

7.2 液化石油气储配站

7.2.1 液化石油气储配站的周边环境应符合下列要求： 所处的位置应符合现状城市规划要求； 2 周边的现有道路交通条件良好； 所处的位置应减小对周边环境产生的危害性； 4 周边地势应有利于液化石油气的扩散； 场站内的危险设施与现有站外建、构筑物的防火间距应符合安全要求； 6 周边应有良好的消防和救护条件。

7.2.2液化石油气储配站的总平面布置应符合下列要求： 总平面功能分区应明确；

四周应设有安全隔离围墙，围墙无破损； 场站内的危险设施与现有站内建构筑物之间的防火间距应符合安全要求； 4 场站内不得有易造成液化石油气积聚的空间； 5 场站内的绿化不应影响消防及液化石油气的扩散。7.2.3液化石油气储配站站内的道路交通应符合下列要求： 场站出入口设置应有利于车辆进出的安全； 2 场站进口处应设有明显的安全警示标志； 场站内场地、道路应能满足车辆回转和消防救援的需要； 4 场站内的停车场地、道路应平整； 5 场站内停车场和道路无沥青质路面； 路面上应有清楚的交通标线，架空建构筑物应设有清楚的限高标志； 7 场站内重要设施应处于不易被车辆撞击的位置或采取防撞措施； 8 场站生产区应有严格的车辆管理制度，防止无关车辆进入。7.2.4液化石油气汽车槽车装卸应符合下列要求： 液化石油气气质应符合相关标准要求： 场站内应设置液化石油气汽车槽车固定车位，汽车槽车不得随意停放； 3 槽车的停放应稳固，装卸过程中严禁移动车辆； 建立槽车安全管理档案，严禁给无合格证或有故障槽车装卸； 装卸前和装卸后必须按照操作规程的要求进行安全检查并保留相应的记录； 装卸台应设有静电接地装置，装卸前槽车必须可靠接地； 7 装卸量应控制在安全范围内； 装卸软管应完好无损，并应设有防止意外拉断和减少排放的安全措施。9 槽车装卸完毕后应及时离开，不得在站内长时间逗留； 10 铁路装卸栈桥上的防护设施应完好； 铁路装卸栈桥上的机械吊装设施应能有效固定鹤管。

7.2.5液化石油气输送机械运行应符合下列要求： 压缩机应选用安全性能较高的无油往复式压缩机； 2 压缩机和烃泵应设有备用机组，保证生产可靠性； 3 压缩机的布置应能满足检修维护和安全运行的要求； 4 液化石油气输送机械配套的阀门及附件应完整完好； 压缩机和烃泵的运行应平稳，无异响、过热、泄漏及异常振动现象；6 压缩机和烃泵工作参数正常，出口不得超压； 7 压缩机和烃泵停车后应卸载，并安全排气； 压缩机和烃泵处于室内时，应有避免管道振动对建筑物的破坏措施；9 压缩机转动部件外应设有完好的防护装置； 压缩系统的附属压力容器应设有完整完好的安全附件。7.2.6 液化石油气灌瓶作业应符合下列要求： 灌装应采用自动断杆秤； 灌装前应对钢瓶进行检查，保证钢瓶完好； 3 灌装前应确保钢瓶内无残液； 4 严禁超量灌装； 5 灌装后应进行检漏； 钢瓶应保证灌装后瓶内氧含量符合要求； 7 应尽量减少灌瓶间和瓶库内的实瓶存放量； 8 钢瓶的堆放应符合安全要求； 9 灌装站应设有足量完好的备用气瓶； 10 灌装站应具备气瓶维修和附件更换能力。7.2.7液化石油气气化和混气装置运行应符合下列要求： 气化和混气装置应至少设有2套，保证生产可靠性； 2 气化器和混合器的布置应能满足检修维护和安全运行的要求； 3 气化器和混合器配套的阀门及附件应完整完好；

气化器和混合器的运行应平稳，无异响、过热、泄漏及异常振动现象； 5 应确保液化石油气与空气的混合比在安全范围内； 6 气化和混气系统内的压力容器应设有完整完好的安全附件； 7 气化器和混合器停车后应卸载，并安全排气； 使用水作为热媒时，应定期对水质进行检测，并定期更换，保证水质良好。7.2.8液化石油气储罐运行应符合下列要求： 储罐不应少于2台，以便于处理紧急情况； 储罐组及储罐的布置应能满足检修维护和安全运行的要求； 3 储气罐罐体应完好无损，无漏气现象； 4 储罐配套的阀门及附件应完整完好； 5 储罐应设有完好的防止超压的安全附件； 储罐内液化石油气的放空应符合安全放散的要求； 储罐的排污管应能保证安全排放，寒冷地区应有良好的防冻措施； 8 储罐基础应稳固，沉降应在安全范围内； 9 储罐组钢梯平台应坚固无锈蚀； 10 储罐组防液堤应完整无破损； 埋地钢质储罐应有良好的防腐层并有良好的阴极保护措施。7.2.9液化石油气管道、压力设备及附件应符合下列要求： 管道外表应完好无腐蚀，有清楚的管道标识； 2 场站内的压力管道应定期检验，保证完好可用； 3 管道所有连接部位应密封良好，无燃气泄漏； 4 液态液化石油气管道两阀门间应设有完好的安全阀； 压力表应有清楚的最高工作压力标记，并定期检定，保证完好准确； 6 安全阀应定期校验，保证起跳压力准确无误；安全阀还应具有安全排放液化石油气的功能； 流量计、充装秤应定期校验，保证计量准确无误；

阀门应定期维护，无泄漏和启闭故障； 9 压力容器应定期检验，保证完好可用。

7.2.10液化石油气储配站的仪表和控制系统应符合下列要求： 场站的运行管理宜采用计算机集中控制装置； 场站内的现场显示仪表应完整，现场显示数值应符合工艺操作要求； 3 控制室内应有与安全相关的参数的显示、记录、累加、超限报警及联锁功能，当系统不具备自动记录和累加功能时，必须建立并保留参数和操作情况的人工记录。

7.2.11液化石油气储配站消防及安全设施应符合下列要求： 场站内的建构筑物均应符合耐火要求； 2 具有爆炸危险的封闭建筑应有良好的通风条件； 3 储配站内应设有完好的消防供水系统； 4 场站内应配备充足、完好的灭火器材； 场站内具有火灾爆炸危险场所内的所有电气设备必须具有良好的防爆性能； 可能积聚液化石油气的部位，应设有完好的可燃气体检测报警装置； 7 建构筑物与设备和管道应有必要的防雷措施，防雷设施应定期检验，保证完好有效； 设备、管道应有必要的防静电设施，防静电设施应定期检验，保证完好有效； 场站内应配备必要的应急救援器材，工作人员应熟悉各种应急器材的使用。

7.2.12液化石油气储配站供配电设施运行应符合下列要求： 消防、控制、应急照明等重要设施供电系统应达到二级负荷； 2 配电房应能防止洪涝时水的侵入； 3 配电设施应设有完善的安全警示标志；

配电房门窗洞口应有效封闭，防止小动物侵入； 配电房内应设有完好的应急照明装置，控制系统、消防设施和应急照明设施等应有可靠的供电保证； 电缆沟上应有完好无损的盖板，电缆不得裸露。7.2.13液化石油气储配站运行与维护应符合下列要求： 建立健全主要设备和岗位的安全操作规程，并严格执行； 2 主要工艺装置应建立定时巡检制度，并保留有巡检记录； 3 建立健全各设备和岗位的运行和操作记录； 4 现场操作人员应正确使用劳动防护用品； 5 各类设备应进行日常维护，并保留维护记录； 6 各类设备应定期进行检修，保证运行良好； 各类设备铭牌和标志应清楚，防腐涂漆应符合相关规范要求； 8 建立、健全每台设备、管道及相关附件的技术档案资料； 9 夜间作业应有良好的照明设施； 室外裸露的供水管和排水管应具有良好的防冻保温措施。

7.3 液化石油气瓶组气化站

7.3.1 液化石油气瓶组气化站的总图布置应符合下列要求： 周边地势应有利于液化石油气的扩散； 站内的危险设施与现有站外建、构筑物的防火间距应符合安全要求；3 四周应设有安全隔离围墙，围墙无破损； 4 周边应有良好的道路交通和消防条件。

7.3.2 液化石油气瓶组间与气化间运行应符合下列要求： 在保证正常供气的前提下，应尽量减少瓶组间的存瓶量； 2 建筑结构应符合防火要求； 3 应有良好的通风条件；

室内温度应符合安全运行的要求； 设备和设施的现场显示仪表应完整，现场显示数值应符合工艺操作要求。7.3.3气化器运行应符合本标准第7.2.7条第1、2、3、4、6、7、8款的要求。7.3.4液化石油气管道、压力设备及附件应符合本标准第7.2.9条的要求。7.3.5液化石油气瓶组气化站的消防及安全设施应符合下列要求。出入口应设有防火安全警示标志； 2 应配备充足、完好的灭火器材； 具有火灾爆炸危险场所内的所有电气设备必须具有良好的防爆性能； 4 可能积聚液化石油气的部位，应设有完好的可燃气体检测报警装置； 5 应有必要的防雷措施，防雷设施应定期检验，保证完好有效； 6 应有必要的防静电设施，防静电设施应定期检验，保证完好有效； 7 应配备必要的应急救援器材，工作人员应熟悉各种应急器材的使用。7.3.6液化石油气瓶组气化站的运行与维护应符合本标准第7.2.13条的要求。

7.4 液化石油气瓶装供应站

7.4.1 液化石油气瓶装供应站的总图布置应符合本标准第7.3.1条第2-4款的要求。

7.4.2 液化石油气瓶装供应站的瓶库应符合下列要求： 建筑结构应符合防火要求； 2 应有良好的通风条件； 室内温度应符合安全运行的要求； 在保证正常供气的前提下，应尽量减少瓶库的存瓶量； 5 钢瓶的堆放应符合安全要求。

7.4.3液化石油气瓶装供应站的消防及安全设施应符合本标准第7.3.5条第1、2、3、4、5、7款的要求：

7.4.4液化石油气储配站运行与维护应符合下列要求：

建立落实供应站的值班制度； 2 建立健全安全操作规程，并严格执行； 3 建立定时巡检制度，并保留有巡检记录； 4 现场操作人员应正确使用劳动防护用品。

液化天然气场站评价

8.1 一般规定

8.1.1 本章适用于液化天然气场站的现状安全评价，包括液化天然气储配站、液化天然气灌瓶站和液化天然气瓶组气化站。当液化天然气场站与其他燃气场站混合设置时，尚应符合本标准其他章节相关内容要求。

8.1.2 液化天然气场站安全评价包括现场评价和管理评价。本章仅规定现场评价标准，管理评价标准见本标准第12章。

8.1.3液化天然气场站的评价单元一般划分为周边环境、总平面布置、道路交通、气体净化装置、制冷装置、液化天然气装卸、气化装置、调压装置、加臭装置、灌瓶作业、液化天然气储罐、气瓶组、压力管道与压力设备、仪表与控制系统、消防及安全设施、供配电设施、供热装置、运行与维护十八个单元。在实际评价中，可根据评价对象的实际情况进一步细分评价单元。

8.1.4 液化天然气槽车和液化天然气槽船的安全评价不适用本规范。

8.2 液化天然气储配站

8.2.1 液化天然气储配站的周边环境应符合下列要求： 所处的位置应符合现状城市规划要求； 2 周边的现有道路交通条件良好； 所处的位置应减小对周边环境产生的危害性； 场站内的危险设施与现有站外建、构筑物的防火间距应符合安全要求； 5 周边应有良好的消防和救护条件。

8.2.2液化天然气储配站的总平面布置应符合下列要求： 总平面功能分区应明确； 四周应设有安全隔离围墙，围墙无破损； 场站内的危险设施与现有站内建构筑物之间的防火间距应符合安全要求； 4 场站内的绿化不应影响消防及冷天然气的扩散。

8.2.3液化天然气储配站内的道路交通应符合下列要求： 场站出入口设置应有利于车辆进出的安全； 场站内场地、道路应能满足车辆回转和消防救援的需要； 3 场站内的停车场地、道路应平整； 4 场站内停车场和道路无沥青质路面； 路面上应有清楚的交通标线，架空建构筑物应设有清楚的限高标志； 6 场站内重要设施应处于不易被车辆撞击的位置或采取防撞措施； 7 场站生产区应有严格的车辆管理制度，防止无关车辆进入。8.2.4调峰型天然气液化站的气体净化装置运行应符合下列要求： 进站天然气管道上应设有可靠的切断装置和超压保护装置； 2 净化后的天然气硫化氢、水、二氧化碳的含量应符合安全要求； 3 气体净化装置的运行应平稳，工作参数正常，无异响、泄漏等现象； 4 净化装置产生的危险废物应可靠收集，并按危险废物处理程序处理。8.2.5调峰型天然气液化站的制冷装置运行除应符合本标准第6.2.5条的要求外，还应符合下列要求： 制冷剂的储存应符合安全要求； 2 制冷车间内应有防止噪声危害的措施； 3 冷箱应有良好的隔热保温和防止冻伤的措施； 4 气液分离设备应设有完整完好的安全附件。8.2.6液化天然气装卸应符合下列要求： 场站内应设置液化天然气汽车槽车固定车位，汽车槽车不得随意停放； 2 槽车的停放应稳固，装卸过程中严禁移动车辆； 建立槽车安全管理档案，严禁给无合格证或有故障槽车装卸； 装卸前和装卸后必须按照操作规程的要求进行安全检查并保留相应的记录； 装卸台应设有静电接地装置，装卸前槽车必须可靠接地；

装卸量应控制在安全范围内； 装卸软管应完好无损，并应设有防止意外拉断和减少排放的安全措施。8 槽车装卸完毕后应及时离开，不得在站内长时间逗留。

8.2.7液化天然气气化器运行应符合下列要求： 1 主要气化装置应至少设有2套，保证生产可靠性； 2 气化器配套的阀门及安全附件应完整完好； 气化器的运行应平稳，无异响、过热、泄漏及异常振动现象； 4 气化器停车后应卸载，并安全放散； 空温式气化器翅片周围应有防止人员接触的安全措施。

8.2.8液化天然气调压、计量装置的运行应符合本规范第4.3.2条第1、2、3、4、5、8、9款的规定。

8.2.9液化天然气加臭装置的运行应符合本规范第4.2.4条第3款的规定。8.2.10液化天然气灌瓶作业应符合本标准第7.2.6条第1、2、4、5、6、7、8、9、10款的要求。

8.2.11液化天然气储罐运行应符合下列要求： 储罐不应少于2台，以便于处理紧急情况； 储罐组及储罐的布置应能满足检修维护和安全运行的要求； 3 储气罐罐体应完好无损，无漏气和异常结冻现象； 4 储罐配套的阀门及附件应完整完好； 5 储罐的自然蒸发应符合安全要求； 6 储罐应有防止涡旋危害的控制措施； 7 储罐应设有完好的防止超压的安全附件； 储罐内液化天然气的放空应符合安全放散的要求； 9 储罐应设有完好的液位计； 储罐基础应稳固，沉降应在安全范围内； 11 储罐区应有有效的防止液体溢出的措施。

8.2.12液化天然气管道、压力设备及附件应符合下列要求： 管道外表应完好无腐蚀，有清楚的管道标识； 2 场站内的压力管道应定期检验，保证完好可用； 3 管道所有连接部位应密封良好，无燃气泄漏； 4 管道的隔热层应完好无损，无异常结冻现象； 5 管道应有良好的补偿措施； 液化天然气管道两阀门间应设有完好的安全阀； 压力表应有清楚的最高工作压力标记，并定期检定，保证完好准确； 8 安全阀应定期校验，且具有安全排放天然气的功能； 9 流量计应定期校验，保证计量准确无误； 10 阀门应定期维护，无泄漏和启闭故障； 11 压力容器应定期检验，保证完好可用。

8.2.13液化天然气储配站的仪表和控制系统应符合下列要求： 场站的运行管理宜采用计算机集中控制装置； 场站内的现场显示仪表应完整，现场显示数值应符合工艺操作要求； 3 控制室内应有与安全相关的参数的显示、记录、累加、超限报警及联锁功能，当系统不具备自动记录和累加功能时，必须建立并保留参数和操作情况的人工记录。

8.2.14液化天然气储配站消防及安全设施应符合下列要求： 场站内的建构筑物均应符合耐火要求； 2 具有爆炸危险的封闭建筑应有良好的通风条件； 3 出入口应设有安全警示标志； 4 储配站内应设有完好的消防供水系统； 5 场站内应配备充足、完好的灭火器材； 场站内具有火灾爆炸危险场所内的所有电气设备必须具有良好的防爆性能；

可能积聚天然气的部位，应设有完好的可燃气体检测报警装置； 8 可能泄漏液化天然气的部位，应设有完好的低温检测报警装置； 9 建构筑物与设备和管道应有必要的防雷措施，防雷设施应定期检验，保证完好有效； 设备、管道应有必要的防静电设施，防静电设施应定期检验，保证完好有效； 场站内应配备必要的应急救援器材，工作人员应熟悉各种应急器材的使用。

8.2.15液化天然气储配站供配电设施运行应符合下列要求： 消防、控制、应急照明等重要设施供电系统应达到二级负荷； 2 配电房应能防止洪涝时水的侵入； 3 配电设施应设有完善的安全警示标志； 4 配电房门窗洞口应有效封闭，防止小动物侵入； 配电房内应设有完好的应急照明装置，控制系统、消防设施和应急照明设施等应有可靠的供电保证； 电缆沟上应有完好无损的盖板，电缆不得裸露。

8.2.16液化天然气储配站供热装置运行应符合本标准第6.3.7条第2、3、4、5款的要求。

8.2.17液化天然气储配站运行与维护应符合下列要求： 建立健全主要设备和岗位的安全操作规程，并严格执行； 2 主要工艺装置应建立定时巡检制度，并保留有巡检记录； 3 建立健全各设备和岗位的运行和操作记录； 4 现场操作人员应正确使用劳动防护用品； 5 各类设备应进行日常维护，并保留维护记录； 6 各类设备应定期进行检修，保证运行良好； 各类设备铭牌和标志应清楚，防腐涂漆应符合相关规范要求；

建立、健全每台设备、管道及相关附件的技术档案资料； 9 夜间作业应有良好的照明设施； 室外裸露的供水管和排水管应具有良好的防冻保温措施。

8.3 液化天然气瓶组气化站

8.3.1 液化天然气瓶组气化站的总图布置应符合下列要求： 站内的危险设施与现有站外建、构筑物的防火间距应符合安全要求； 2 四周应设有安全隔离围墙，围墙无破损； 3 周边应有良好的道路交通和消防条件。8.3.2 液化天然气瓶组与气化器运行应符合下列要求： 在保证正常供气的前提下，应尽量减少存瓶量； 2 应有良好的通风条件； 设备和设施的现场显示仪表应完整，现场显示数值应符合工艺操作要求； 8.3.3气化器运行应符合本标准第8.2.7条的要求。

8.3.4液化天然气管道、压力设备及附件应符合本标准第8.2.12条的要求。8.3.5液化天然气瓶组气化站的消防及安全设施应符合下列要求。出入口应设有安全警示标志； 2 应配备充足、完好的灭火器材； 具有火灾爆炸危险场所内的所有电气设备必须具有良好的防爆性能； 4 可能积聚液化天然气的部位，应设有完好的可燃气体检测报警装置； 5 可能泄漏液化天然气的部位，应设有完好的低温检测报警装置； 6 应有必要的防雷措施，防雷设施应定期检验，保证完好有效； 7 应有必要的防静电设施，防静电设施应定期检验，保证完好有效； 8 应配备必要的应急救援器材，工作人员应熟悉各种应急器材的使用。8.3.6液化天然气瓶组气化站的运行与维护应符合本标准第8.2.17条的要求。

其他燃气输配场站评价

9.1 一般规定

9.1.1 本章适用于除天然气、人工煤气和轻烃以外的其他燃气输配场站的现状安全评价，主要包括二甲醚和轻烃等新兴燃气输配场站。

9.1.2 其他燃气输配场站安全评价包括现场评价和管理评价。本章仅规定现场评价标准，管理评价标准见本标准第12章。

9.1.3其他燃气输配场站的评价单元一般划分为周边环境、总平面布置、道路交通、装卸、输送机械、气化和混气装置、储罐、压力管道与压力设备、仪表与控制系统、消防及安全设施、供配电设施、供热装置、运行与维护十三个单元。在实际评价中，可根据评价对象的实际情况进一步细分评价单元。

9.2二甲醚储配站

9.2.1 二甲醚储配站的周边环境应符合下列要求： 所处的位置应符合现状城市规划要求； 2 周边的现有道路交通条件良好； 所处的位置应减小对周边环境产生的危害性； 4 周边地势应有利于二甲醚的扩散； 场站内的危险设施与现有站外建、构筑物的防火间距应符合安全要求； 6 周边应有良好的消防和救护条件。

9.2.2二甲醚储配站的总平面布置应符合下列要求： 总平面功能分区应明确； 四周应设有安全隔离围墙，围墙无破损； 场站内的危险设施与现有站内建构筑物之间的防火间距应符合安全要求； 4 场站内不得有易造成二甲醚积聚的空间； 5 场站内的绿化不应影响消防及二甲醚的扩散。9.2.3二甲醚储配站站内的道路交通应符合下列要求：

场站出入口设置应有利于车辆进出的安全； 2 场站进口处应设有明显的安全警示标志； 场站内场地、道路应能满足车辆回转和消防救援的需要； 4 场站内的停车场地、道路应平整； 5 场站内停车场和道路无沥青质路面； 路面上应有清楚的交通标线，架空建构筑物应设有清楚的限高标志； 7 场站内重要设施应处于不易被车辆撞击的位置或采取防撞措施； 8 场站生产区应有严格的车辆管理制度，防止无关车辆进入。9.2.4二甲醚汽车槽车装卸应符合下列要求： 二甲醚气质应符合相关标准要求： 场站内应设置二甲醚汽车槽车固定车位，汽车槽车不得随意停放； 3 槽车的停放应稳固，装卸过程中严禁移动车辆； 建立槽车安全管理档案，严禁给无合格证或有故障槽车装卸； 装卸前和装卸后必须按照操作规程的要求进行安全检查并保留相应的记录； 装卸台应设有静电接地装置，装卸前槽车必须可靠接地； 7 装卸量应控制在安全范围内； 装卸软管应完好无损，并应设有防止意外拉断和减少排放的安全措施； 9 槽车装卸完毕后应及时离开，不得在站内长时间逗留。9.2.5二甲醚输送机械运行应符合下列要求： 压缩机和烃泵应设有备用机组，保证生产可靠性； 2 压缩机的布置应能满足检修维护和安全运行的要求； 3 二甲醚输送机械配套的阀门及附件应完整完好； 压缩机和烃泵的运行应平稳，无异响、过热、泄漏及异常振动现象； 5 压缩机和烃泵工作参数正常，出口不得超压； 6 压缩机和烃泵停车后应卸载，并安全排气；

压缩机和烃泵处于室内时，应有避免管道振动对建筑物的破坏措施； 8 压缩机转动部件外应设有完好的防护装置； 压缩系统的附属压力容器应设有完整完好的安全附件。9.2.6 二甲醚灌瓶作业应符合下列要求： 灌装应采用自动断杆秤； 灌装前应对钢瓶进行检查，保证钢瓶完好； 3 严禁超量灌装； 4 灌装后应进行检漏； 钢瓶应保证灌装后瓶内氧含量符合要求； 6 应尽量减少灌瓶间和瓶库内的实瓶存放量； 7 钢瓶的堆放应符合安全要求； 8 灌装站应设有足量完好的备用气瓶； 9 灌装站应具备气瓶维修和附件更换能力。9.2.7二甲醚气化装置运行应符合下列要求： 气化装置应至少设有2套，保证生产可靠性； 2 气化器的布置应能满足检修维护和安全运行的要求； 3 气化器配套的阀门及附件应完整完好； 气化器的运行应平稳，无异响、过热、泄漏及异常振动现象； 5 气化系统内的压力容器应设有完整完好的安全附件； 6 气化器停车后应卸载，并安全排气； 使用水作为热媒时，应定期对水质进行检测，并定期更换，保证水质良好。9.2.8二甲醚储罐运行应符合下列要求： 储罐不应少于2台，以便于处理紧急情况； 储罐组及储罐的布置应能满足检修维护和安全运行的要求； 3 储气罐罐体应完好无损，无漏气现象； 4 储罐配套的阀门及附件应完整完好；

储罐应设有完好的防止超压的安全附件； 6 储罐内二甲醚的放空应符合安全放散的要求； 储罐的排污管应能保证安全排放，寒冷地区应有良好的防冻措施； 8 储罐基础应稳固，沉降应在安全范围内； 9 储罐组钢梯平台应坚固无锈蚀； 10 储罐组防液堤应完整无破损； 埋地钢质储罐应有良好的防腐层并有良好的阴极保护措施。9.2.9二甲醚管道、压力设备及附件应符合下列要求： 管道外表应完好无腐蚀，有清楚的管道标识； 2 场站内的压力管道应定期检验，保证完好可用； 3 管道所有连接部位应密封良好，无燃气泄漏； 4 液态二甲醚管道两阀门间应设有完好的安全阀； 压力表应有清楚的最高工作压力标记，并定期检定，保证完好准确； 6 安全阀应定期校验，保证起跳压力准确无误；安全阀还应具有安全排放二甲醚的功能； 流量计、充装秤应定期校验，保证计量准确无误； 8 阀门应定期维护，无泄漏和启闭故障； 9 压力容器应定期检验，保证完好可用。

9.2.10二甲醚储配站的仪表和控制系统应符合下列要求： 场站的运行管理宜采用计算机集中控制装置； 场站内的现场显示仪表应完整，现场显示数值应符合工艺操作要求； 3 控制室内应有与安全相关的参数的显示、记录、累加、超限报警及联锁功能，当系统不具备自动记录和累加功能时，必须建立并保留参数和操作情况的人工记录。

9.2.11二甲醚储配站消防及安全设施应符合下列要求： 场站内的建构筑物均应符合耐火要求；

具有爆炸危险的封闭建筑应有良好的通风条件； 3 储配站内应设有完好的消防供水系统； 4 场站内应配备充足、完好的灭火器材； 场站内具有火灾爆炸危险场所内的所有电气设备必须具有良好的防爆性能； 可能积聚二甲醚的部位，应设有完好的可燃气体检测报警装置； 7 建构筑物与设备和管道应有必要的防雷措施，防雷设施应定期检验，保证完好有效； 设备、管道应有必要的防静电设施，防静电设施应定期检验，保证完好有效； 场站内应配备必要的应急救援器材，工作人员应熟悉各种应急器材的使用。

9.2.12二甲醚储配站供配电设施运行应符合下列要求： 消防、控制、应急照明等重要设施供电系统应达到二级负荷； 2 配电房应能防止洪涝时水的侵入； 3 配电设施应设有完善的安全警示标志； 4 配电房门窗洞口应有效封闭，防止小动物侵入； 配电房内应设有完好的应急照明装置，控制系统、消防设施和应急照明设施等应有可靠的供电保证； 电缆沟上应有完好无损的盖板，电缆不得裸露。9.2.13二甲醚储配站运行与维护应符合下列要求： 建立健全主要设备和岗位的安全操作规程，并严格执行； 2 主要工艺装置应建立定时巡检制度，并保留有巡检记录； 3 建立健全各设备和岗位的运行和操作记录； 4 现场操作人员应正确使用劳动防护用品； 5 各类设备应进行日常维护，并保留维护记录；

各类设备应定期进行检修，保证运行良好； 各类设备铭牌和标志应清楚，防腐涂漆应符合相关规范要求； 8 建立、健全每台设备、管道及相关附件的技术档案资料； 9 夜间作业应有良好的照明设施； 室外裸露的供水管和排水管应具有良好的防冻保温措施。

9.3 轻烃混气站

9.3.1 轻烃混气站的周边环境应符合下列要求： 所处的位置应符合现状城市规划要求； 2 周边的现有道路交通条件良好； 所处的位置应减小对周边环境产生的危害性； 4 周边地势应有利于轻烃的扩散； 场站内的危险设施与现有站外建、构筑物的防火间距应符合安全要求； 6 周边应有良好的消防和救护条件。9.3.2轻烃混气站的总平面布置应符合下列要求： 总平面功能分区应明确； 四周应设有安全隔离围墙，围墙无破损； 场站内的危险设施与现有站内建构筑物之间的防火间距应符合安全要求； 4 场站内不得有易造成轻烃积聚的空间； 5 场站内的绿化不应影响消防及轻烃的扩散。9.3.3轻烃混气站站内的道路交通应符合下列要求： 场站出入口设置应有利于车辆进出的安全； 场站内场地、道路应能满足车辆回转和消防救援的需要； 4 场站内的停车场地、道路应平整； 5 场站内停车场和道路无沥青质路面； 路面上应有清楚的交通标线，架空建构筑物应设有清楚的限高标志；

篇6：燃气工程运行管理

2安全评价工作程序：1确定安全评价范围2确定安全评价的具体内容和明细表3根据具体内容细分若干专业小组4收集、整理安全所需的资料、现场勘察5提出安全对策、措施、建议6存在安全问题及隐患整改建议7整改意见反馈情况收集8整理归纳安全评价结果9编制安全评价报告 3评价单元的划分：一般分为如下单元：1燃气供气设施运行管理2燃气输配系统

4事故隐患评估法：是结合燃气行业的特点而采用的安全系统工程的危险性评价法，它综合考虑了燃气、输配、储运、使用等生产运行各个环节发生事故的可能性、人员暴漏在这些环境的频率以及一旦发生事故产生的后果的严重性三方面素，采取“评分”的变法和对比的手段，根据总的危险分值简易评估，做出环境潜在的危险性

5危险性=L*E*C。L-事故或危险事件发生的可能性E-暴漏于危险环境的频率C-事故或危险事件可能造成的后果。320及以下情况属于班组级事故隐患；危险分值在321~750的情况属于部门级事故隐患，危险分值为751~7500的情况属于公司级事故隐患；分值为7501~75000的情况属于公司上级事故隐患；危险分值在75000以上的属于国家级事故隐患，其余分别由班组、部门级、公司级、公司上级管理

6紧贴安装内衬法是一种在燃气干管中直接插入聚乙烯管的方法

7GIS的功能特性如下：1用任一比例尺的地图显示时，可以深入地理解多个目标的信息，进而对目标的分配相互关系和其他的地理信息就甚易理解2以地图和信息特性作钥匙，使用者可任意地显示条件的变更，了解目标中的实质性问题3可获得统计数据。对应于变更的目标实现属性数据的表格化4根据使用者的设定条件，目标可用不同的颜色显示，使肉眼易于鉴别5可以痛过连线，对每一目标提供详细的数字信息，并在地图上显示。

7管道系统再投入运行前需完成试压、吹扫等工序，投入运行后需定期检漏、清洗及进行日常维修保养。燃气管道试压：试压包括强度试验和严密性试验。强度试验的目的是检查管材、焊缝和接头的明显缺陷。强度试验合格后，进行严密性试验。城市燃气管道的试压介质一般采用压缩空气

8使用清管球法对被清洗的管道要求有：1输气管线全长都是统一直径，分支线的接头处必须焊有挡条，以免清管球进入或堵塞支线2为了不使球体在转弯处卡住，弯头的曲率半径应按4倍管直径设计3管线上应采用球阀4对于地上的跨越管道，应在一定间距处设支座，防止过球时管道的剧烈震动

9燃气管道的日常维护管理的主要工作之一是管道的检漏。地上或室内管道一般可凭嗅觉来发现有臭味燃气的泄漏，凭视觉及声响或往焊缝和接头上涂肥皂液的方法也可确定漏气的位置，可在用气的房间或厂房内设置燃气报警器，在燃气泄漏达一定浓度时发出警报 10观察植物生长变化来检查漏气是一种经济有效的方法，因为经地下管道露出的燃气扩散到土壤中将引起树木及植物的枝叶变黄和枯干。如发现可疑的漏气管段，可钻孔观测和用燃气指示器作进一步检查

11在对调压器作清洗检修时，应事先对调压室供气情况进行调查，因为即使出口管道与邻近调压室的出口管道相连通，有时也会产生地区管道压力下降的现象，这时就应适当提高邻近调压室的出口压力或开启旁通管的阀门，以保持正常的供应压力 12压缩机的维护保养应着重注意下述三个方面：1严格遵守操作规程2巡视检查3建立维修周期

13贮气罐建成投入运行前，或在贮气罐停止运行进行检修时，均需对罐内气体进行置换。如果直接用燃气置换空气 或用空气置换燃气，在置换过程中必须会形成爆炸性的混合气体。为使罐内不形成爆炸性气体，应利用惰性气体作为置换介质。定容贮罐也

可用水作置换介质 14为防止贮罐在运行过程中发生大量漏气事故，管理中应对下述三个方面加以注意：1控制低压湿式贮罐钟罩的升降位置2贮罐基础的不均匀沉陷会导致罐体的倾斜3补漏防腐也是贮罐管理中的一项重要工作

15近些年来用户家中引发火灾爆炸事故屡屡发生，用户室内燃气事故的原因一般归纳为：1用气后阀门未关闭或关闭不到位2胶管过长、老化或脱落3非专业人员改装室内燃气管线且不符合规范要求4室内燃气管线材料及设备落后5使用环境通风不良6用户对安全用气知识了解的不够等

16液化石油气既能在较低压力下液化。又能在常温条件下气化，而且从气态转变为液态时，体积约缩小为原来的1/150~1/300，这就便于我们以液体状态进行运输和储存 17液化石油气气态的特点如下：1相对密度是空气的1.5~2.0倍，在大气中扩散较慢，易向低洼处聚集2着火温度约为430~460℃，比其他燃气低爆炸极限较窄约为1.5%~9.5%。而且爆炸下限比其他燃气低3热值高约为92~121MJ/m3，燃烧所需要的空气量很大，约需23~30倍的空气量4液化石油气的蒸气压较大，并随着温度的升高而加大。如在室外气温为20℃时，丙烷饱和蒸气压为8.49绝对大气压，室外气温为50℃时，饱和蒸气压为18.00绝对大气压

18液化石油气液态时的特点如下：1容积膨胀系数比汽油、煤油和水大，约为水的16倍2相对密度为0.51左右，约为水的一半

19液化石油气设施运行、维护的管理制度主要涉及以下内容：1安全管理制度。如：场站进出管理制度，消防安全管理制度等2运行、维护制度和操作规程。如：生产区巡查制度，设备仪器管理制度，烃泵、压缩机、气化炉等操作规程3报修制度何时报修，报修的审批程序4事故处理报告程序。事故分类逐级上报程序 20动火作业一般有以下步骤：1对动火部位的隔绝和清除2对动火设备或管道进行清洗、置换3动火分析4消防措施的完善5动火作业审批

21对动火设备或管道进行清洗、置换：清洗、置换是将需动火的容器或管道内的液化石油气泄尽后，用惰性气体、水或蒸汽吹扫，将原有残留的危险性物质驱赶排出，在通入空气。置换时要注意如下问题1置换前必须做好置换方案，绘出置换流程图2置换冲洗时要特别注意弯头和死角，用水清洗储罐等容器时，要让水灌满，并让水从顶部孔口溢出3置换冲洗后应进行取样分析，取样点应置于置换系统的终点；有时需取上、中、下3个部位。分析样品应保留到动火结束后方可抛弃。分析结果应有记录，经分析签字后生效4置换后要保持空气流通，不得封闭，以防止挥发性物质超过允许浓度。必要时可用强制通风的方法。置换方法要视被置换介质与置换介质的密度大小而定。以气体为置换介质时的需用量一般为被置换介质容积的3倍以上

22高压注水系统就是利用液体石油气比水轻、并不融于水的性质。当罐底发生泄漏时启动，能够将水加压注入球罐，将

液化石油气托起，漏水不漏液，以便人员接近抢修

23储罐的置换：置换的目的在于排除在储罐内形成爆炸性混合气的可能性。常用的置换方法有以下几种：1抽真空2充惰性气体3充水 24操作人员还要重点检查设备的以下几个方面：1压力、温度、密封、润滑、冷却和通风系2阀门、连接部件、运动部件3指示仪表4自动连锁保护装置 25压缩机的维护保养是保证机器正常运转的一项重要措施，其主要内容如：1定期更换润滑油2定期对安全阀、压力表和防暴接地设施进行校验测试。根据有关规定，安全阀年校核一次，压力表和防暴接地半年一次3各操作阀丝杠和连接螺栓涂黄油保护4定期检查地脚螺栓和各紧固件是否牢固5对采用皮带传动的压缩机，当发现皮带打滑老化时，应及时更换皮带。26无人看守的瓶组站每日定时巡查，一般为3次用气高峰期时巡查。巡查目的是：1确保用户安全连续用气，及时换气瓶2检查站内的密封点应无泄漏3气

化器、调压器等设备运行正常4检查站周围的环境，应保持气瓶车能通畅进出站，站周围无易燃、易爆物品

27城镇CNG供气技术优点：有工艺简单、投资省、成本低、工期短、见效快的优点

28CNG系统可分为压缩、运输和减压供气三个主要环节。压缩环节是将天然气通过多级压缩，压力升至20MPa以上

29LNG储罐作用就是储存液化天然气 30气化运输工艺安全操作要点：1确认气化输气方式。即选样储罐一空温气化器运行方式还是储罐-空温气化器-水浴气化器-水浴气化器运行方式2确定输出液体的储罐，并对其储存状态检查3检查储罐出液管道上、气化器进、出口管道的安全阀根本阀门处干开启状态，保证出液管道上不形成密封管段4开启出液管道、气化器进、出管道上的相关阀门进行气化5在气化输气过程中，对空温气化器、储罐、水浴气化器的运行状况进行检查；对储罐液位、压力及气化温度等进行监控；对输液管道的收缩情况进行检查；对阀门、法兰、管道焊缝进行检查，达到无泄漏要求6当输气压力达不到要求时，应及时增压或更换储罐，当输气温度或输气量减少时，及时切换气化设备7如需要对气化后的天然气调压，还要对调压装置进行检查8及时对工艺过程的各参数进行记录

31翻滚是液化天然气的重要特性，依据《液化天然气的一般特性》GB/T19204-2003解释：翻滚是指大量气体在短时间内从LNG容器中释放的过程。翻滚将使容器受到超压的危害

32快速相变是液化天然气的重要特性，当温度不同的两种液体在一定条件下接触时，可产生爆炸力

33气化器分为加热气化器、环境气化器和工艺气化器三类。环境气化器利用的热源可为大气、海水、地热水。从大气取热的气化器称为空温气化器

34LNG空温气化器气化结构特点：1结构简单，传热效率高2运行节能3切换操作

35流量是单位时间内流过管道横截面的流体数量。流体数量以质量表示的称为质量流量，以体积表示的称为体积流量

36燃气流量检测中有三种方法可供选择；体积流量测量、质量流量测量和能量流量检测。上述三种测量方法可分为间接测量方式和直接测量方式

37容积式流量计1膜式燃气表2腰轮流量计

38速度式流量计速度式流量计按叶轮的形式分为平叶轮式和螺旋叶轮式两种，前者为叶轮表，后者为涡轮表。速度流量计一般由流量变速器、放大器、过滤器、整流器、流量显示仪表组成39涡轮式流量计的主要部件是沿管道轴线支撑一个螺旋形叶轮，叶轮的两端装有轴承，为了减小流体涡流的影响，涡轮的前后均装有倒流架。当流体流入涡轮后，将推动叶轮旋转，涡轮转速和流体速度成正比，也就是和流量成正比。涡轮流量计的特点有：精度高，可以达到±0.2%以上，量程宽，最大流量为最小流量的10倍；抗干扰能力强，便于远传和与计算机连接。以类仪表由于装有轴承，抗腐蚀能力差 40常用的有涡轮式流量计，按照其形成旋窝的方式又为旋进式和涡街式两种：1旋进式漩涡流量计和涡街式漩涡流计，涡街式漩涡流量计主要由检出器、放大器和转换器三部分组成41流量仪表的选型原则：1流体特性2流量计的性能：量程比是流量计在正常条件下测量的流量变化范围，是流量计应用场合主要考虑的因素3安装条件4投资费用5要结合生产实际情况6要严格地按照国家标准或部颁标准进行设计制造和安装 42施工企业管理按职能分为计划、技术、质量、财务、劳动设备和安全等方面的管理

43在计划管理中必须抓好计划编制。综合平衡，执行检查三个环节

44施工任务书一般包括下列内容：1工程项目，劳动定额，计划工数，开、完工日期，质量及安全要求2小组记工单—班组考勤的记录也是班组分配计件工资或奖金的根据3限额领料卡—规定班组完成任务所必须的材料限额，是班组领退材料的凭证 45技术管理概念：施工企业的技术管

理，就是对企业中的各项技术活动过程和技术工作的各种要素进行科学管理的总称

46技术管理制度内容：1图纸会审和管理制度2技术交底制度3施工组织设计制度4材料检验制度5工程质量检查和验收制度6工程技术档案制度7技术责任制8技术复核及审批制度 47工程质量管理：施工企业从施工准备到工程竣工交付使用的全过程中，为保证和提高工程质量所进行的各项组织管理工作

48全面质量管理概念和特点：全面质量管理和统计质量管理的深化和发展，施工企业全面质量管理的概念是：制定施工企业管理的方针目标，动员施工企业的各部门和全体职工，综合应用管理技术和专业技术，建立质量保证体系，对施工全过程实行控制不断创造全优工程，实现施工企业不断提高的管理目标。全面质量管理是一门综合管理科学，它与上述传统质量管理有如下明显区别1把以事和物为中心的传统管理变为以人为中心的管理，强调人的积极性、素质

和工作质量2把以