轻烃防爆等级

❶ 油田生产联合站的防爆知识有哪些

油田生产防火防爆知识
燃烧是一种复杂的物理化学反应。光和热是燃烧过程中发生的物理现象，游离基的连锁反应则说明了燃烧的化学实质。
按照链式反应理论，燃烧不是两个气态分子之间直接起作用，而是它们的分裂物－游离基这种中间产物进行的链式反应。
1 、燃烧与火灾
（ 1 ）燃烧是一种发光放热的氧化反应。
物质和空气中的氧所起的反应是最普遍的，是火灾和爆炸事故最主要的原因。
（ 2 ）氧化与燃烧
氧化反应可以体现为一般的氧化现象和燃烧现象。
二者都是同一类化学反应，只是反应速度和发生的物理现象（热和光）不同。
2 、燃烧的类型
（ 1 ）自燃
可燃物质受热升温而不需要明火作用就能自行燃烧。分为受热自燃和本身自燃两种类型。
本身自燃的起火特点是从可燃物质的内部向外炭化、延烧。
受热自燃往往是从外部向内延烧。
植物油的自燃能力最大，其次是动物油，矿物油如果不是废油或掺入植物油是不能自燃的。
有些浸入矿物质润滑油的纱布或油棉纱堆积起来亦能自燃。
凡是盛装氧气的容器、设备、气瓶和管道等，均不得沾附油脂。
（ 2 ）闪燃
一闪即灭的燃烧。
在闪点的温度时，燃烧的仅仅是可燃液体所蒸发的那些蒸汽。而不是液体自身能燃烧。
（ 3 ）着火
可燃物质燃烧分气相和固相两种燃烧。
可燃液体的燃烧，先是液体表面受热蒸发为蒸汽，然后与空气混合而燃烧。
可燃性固体，受热熔融再气化为蒸汽，或受热解析出可燃蒸汽。
有的可燃固体不能成为气态物质，在燃烧时则呈炽热状态。
（ 4 ）火灾
我国工伤事故分为 20 类，火灾属于第 8 类。
在生产过程中，超出有效范围的燃烧称为火灾。
消防部门有火灾和火警之分，火灾是造成了一定的人身和财产损失。
3 、 燃烧的条件
可燃物质、助燃物质和火源的同时存在，并相互作用是燃烧条件。
4 、防火技术基本理论
防止可燃物、助燃物和火源的同时存在或者避免它们的相互作用。
5 、防火基本技术措施
火灾的发展过程先是酝酿期，可燃物在热的作用下蒸发析出气体、冒烟和阴燃；
其次是发展期，火苗窜起，火势迅速扩大；
再是全盛期，火焰包围整个可燃材料，可燃物全面着火，燃烧面积达到最大限度，放出大量的辐射热，温度升高，气体对流加剧；
最后是衰灭期，可燃物质减少，火势逐渐衰落，终至熄灭。
防火的要点是根据对火灾发展过程特点的分析，采取以下基本措施：
（ 1 ） 严格控制火源；
（ 2 ） 监视酝酿期特征；
（ 3 ） 控制可燃物：
以难燃或不燃材料代替可燃材料。
降低可燃物质在空气中的浓度。
防止可燃物质跑冒滴漏。
隔离和分开存放。
（ 4 ）阻止火焰的蔓延，限制火灾可能发展的规模：
将火附近的易燃物和可燃物，从燃烧区转移走；
将可燃物和助燃物与燃烧区隔离开；
防止正在燃烧物品飞散，以阻止燃烧蔓延。防止形成新的燃烧条件，阻止火灾范围的扩大。
设置阻火器、水封井、防火墙、留足防火间距。
（ 5 ）组织训练消防队伍；
（ 6 ）配备相应的消防器材。
6 、灭火的基本措施
一旦发生火灾，只要消除燃烧条件中的任何一条，火灾就会熄灭。
常用的灭火方法有：隔离、冷却和窒息（隔绝空气）、化学抑制法。
一、爆炸及其种类
爆炸是物质在瞬间以机械功的形式释放出大量气体和能量的现象。
爆炸发生时压力猛烈增高并产生巨大声响。
爆炸分为物理性爆炸和化学性爆炸两类。
A 、物理性爆炸是由温度、体积和压力等因素引起，爆炸前后物质的性质及化学成分均不变。
B 、化学性爆炸是物质在短时间内完成化学变化，形成其他物质同时产生大量气体和能量的现象。化学反应的高速度、大量气体和大量热量是这类爆炸的三个基本要素。
二、化学性爆炸物质
1 、简单分解的爆炸物
这类物质在爆炸是分解为元素，并在分解过程中产生热量。
Ag 2C 2=2Ag+ 2C +Q （热量）
2 、复杂分解爆炸物，如含氮炸药。
3 、可燃性混合物
由可燃物质与助燃物质组成的爆炸物质。
实际上是火源作用下的一种瞬间燃烧反应。
三、爆炸极限
1 、概念
可燃气体、可燃蒸汽或可燃粉尘与空气构成的混合物，并不是在任何混合比例之下都有着火和爆炸的危险，而是必须在一定的浓度比例范围内混合才能发生燃爆。混合的比例不同，其爆炸的危险亦不同。
混合物中可燃气体浓度减小到最小（或增加到最大），恰好不能发生爆炸时的可燃气体体积浓度分别叫爆炸下限和爆炸上限。爆炸上限和爆炸下限统称为爆炸极限。
爆炸下限和爆炸上限之间的可燃气体浓度范围叫爆炸范围。
如天然气爆炸极限在常压下为 5 % ～ 15 % 。
在 1 MPa 时爆炸极限为 5.7 % ～ 17 % ；
5 MPa 时爆炸极限为 5. 7 % ～ 29. 5 % 。
极限氧浓度
当氧浓度降低到低于某一个值时，无论可燃气体的浓度为多大，混合气体也不会发生爆炸，这一浓度称为极限氧浓度。
极限氧浓度可以通过可燃气体的爆炸上限计算。如甲烷在 1 个大气压下的爆炸上限为 15% ，当甲烷含量达到 15% ，空气的含量占 85 % ，这时氧的含量为 17. 85% ，即甲烷与空气混合，当氧的含量低于 17. 85 % 时，便不会形成达到爆炸极限的混合气。
在实际应用中，对极限氧浓度取安全系数，得到最大允许氧含量。天然气的最大允许氧含量可取 2% 。
2 、爆炸极限的影响因素
（ 1 ）温度
混合物的原始温度越高，则爆炸下限降低，上限增高，爆炸极限范围扩大。
（ 2 ）氧含量
混合物中含氧量增加，爆炸极限范围扩大，尤其爆炸上限提高得更多。
（ 3 ）惰性介质
在爆炸混合物中掺入不燃烧得惰性气体，随着比例
增大，爆炸极限范围缩小，惰性气体的浓度提高到某一数值，可使混合物变成不能爆炸。
（ 4 ）压力
原始压力增大，爆炸极限范围扩大，尤其是上限显著提高。
原始压力减小，爆炸极限范围缩小。
在密闭的设备内进行减压操作，可以免除爆炸的危险。
（ 5 ）容器
容器直径越小，混合物的爆炸极限范围越小。
3 、爆炸极限的应用
（ 1 ）划分可燃物质的爆炸危险度
爆炸上限－爆炸下限
爆炸下限
（ 2 ）评定和划分可燃物质标准
（ 3 ）根据爆炸极限选择防爆电器
（ 4 ）确定建筑物耐火等级、层数
（ 5 ）确定防爆措施和操作规程
四、防爆技术基本理论
1 、爆炸反应的历程
热反应的爆炸和支链反应爆炸历程有分别。
热反应的爆炸：当燃烧在某一空间内进行时，如果散热不良会使反应温度不断提高，温度的提高又促使反应速度加快，如此循环进展而导致发生爆炸。
支链反应爆炸：爆炸性混合物与火源接触，就会有活性分子生成，构成连锁反应的活性中心，当链增长速度大于链销毁速度时，游离基的数目就会增加，反应速度也随之加快，如此循环发展，使反应速度加快到爆炸的等级。
爆炸是以一层层同心圆球面的形式向各方面蔓延的。
2 、可燃物质化学性爆炸的条件
（ 1 ）存在着可燃物质，包括可燃性气体、蒸汽或粉尘。
（ 2 ）可燃物质与空气混合并且达到爆炸极限，形成爆炸性混合物。
（ 3 ）爆炸性混合物在点火能作用下。
3 、燃烧和化学性爆炸的关系
本质是相同的，都是可燃物质的氧化反应。
区别在于氧化反应速度不同。
火灾和爆炸发展过程有显著的不同。二者可随条件而转化。
火灾有初期阶段、发展阶段和衰弱阶段。
扩散燃烧和动力燃烧
① 扩散燃烧
如果可燃气体和空气没有混合并点燃，燃烧在可燃气体和空气的界面（反应区），并形成稳定的火焰，称为扩散燃烧。
② 动力燃烧
如果可燃气体和空气充分混合并点燃，氧分子和可燃气体分子不需扩散就可以迅速结合，这种燃烧称为动力燃烧。由于化学反应速度非常快，反应区火焰会迅 速从引燃位置向周围传播，发生爆炸。
化学性爆炸过程瞬间完成。
4 、防爆技术的基本理论
防止产生化学性爆炸的三个基本条件的同时存在，是预防可燃物质化学性爆炸的基本理论。
5 、防爆技术措施
可燃混合物的爆炸虽然发生于顷刻之间，但它还是有个发展过程。
首先是可燃物与氧化剂的相互扩散，均匀混合而形成爆炸性混合物，并且由于混合物遇着火源，使爆炸开始；
其次是由于连锁反应过程的发展，爆炸范围的扩大和爆炸威力的升级；
最后是完成化学反应，爆炸力造成灾害性破坏。
防爆的基本原则是根据对爆炸过程特点的分析，采取相应的措施。阻止第一过程的出现，限制第二过程的发展，防护第三过程的危害。
其基本原则有以下几点：
（ 1 ）防止爆炸混合物的形成；
（ 2 ） 严格控制着火源；
（ 3 ） 爆炸开始就及时泄出压力；
（ 4 ） 切断爆炸传播途径；
（ 5 ）减弱爆炸压力和冲击波对人员、设备和建筑的损坏；
（ 6 ）检测报警。
油气田开发是一项复杂的系统工程，由地震勘探、钻井、试油、采油（气）、井下作业、油气集输与初步加工处理、储运和工程建设等环节组成。每一生产环节，因其使用物品、所采取工艺条件和所生产产品的不同，其火灾爆炸危险性亦有所区别。
一、石油生产过程中的爆炸危险
从地震勘探、测井、射孔、完井到压裂增产改造，使用了种类繁多的爆破器材。
爆破器材再使用、保管及运输过程中，随时都存在因热能、机械能、光能、化学能、电能引起意外火灾爆炸的危险；
钻井、试油等作业中可能发生井喷失控引发爆炸着火；
采油、油气集输、初步加工处理、储运等过程是在密闭状态下连续进行，采油高温、高压、低温、负压、高流速等工艺条件，易发生油气泄漏导致油气火灾爆炸；
数以万计的锅炉、加热炉、压力容器及油田专用容器与各种机泵、罐配套构成了油气采集处理和储运的生产性，不可避免地存在火灾爆炸危险；
油田工程建设大量使用乙炔气，也存在乙炔火灾爆炸的危险；
天然气脱硫及硫磺回收，存在着硫磺粉尘的火灾爆炸危险。
上述作业条件下火灾爆炸发生的几率较高，损失较严重的火灾爆炸主要有以下 3 类：
（ 1 ） 井喷失控后引发的爆炸着火；
（ 2 ） 储油罐及液化石油气储罐的着火爆炸；
油气（包括天然气、液化石油气及石油蒸汽等）泄漏后引发的爆炸着火。
二、原油天然气燃爆特性
油气田产品主要是原油和天然气。
原油闪点为 28 － 45℃ ，自然点 380 － 530℃ ，凝固点因含蜡量不同差异较大。
天然气无闪点数据，自燃点则具有随分子量增加而降低的规律，如甲烷的自燃点（ 645 ℃ ）高于乙烷（ 510 ℃ ）。
原油、天然气都具有潜在的燃烧爆炸危险，其主要特点是：
1 、易燃烧
原油具有比较低的闪点、燃点和自燃点，所以它比煤炭、木材等物质更容易着火。天然气在空气中燃烧为均相燃烧，遇火即着。一旦燃烧发生，都呈现出燃烧速度快、燃烧温度高、辐射热强的特点。
2 、易爆炸
原油蒸汽与空气混合到 1.1 － 6.4 ％、天然气与空气混合到 5—15 ％比例范围时，遇较小的点火能就能引起爆炸。
3 、易蒸发
原油容器内压力每降低 0.1Mpa ，一般有0.8 － 1.0m3 油蒸汽析出。蒸发出的油蒸汽极易在储存处所或作业场地的低洼处积聚，从而增加了燃烧爆炸的危险因素。
4 、易产生静电
原油及其产品的电阻率一般在 1012 Ω ·cm 左右，在泵送、灌装、装卸、运输等作业过程中，流动摩擦、喷射、冲击、过滤等都会产生静电。当静电放电产生的电火花能量达到或超过油品蒸汽的最小点火能量时，就会引起燃烧或爆炸。
5 、易发生沸溢、爆喷
原油和重质油在储罐中着火燃烧时，辐射热在向四周扩散的同时也加热了油田。若继续燃烧，温度不断升高，轻馏分不断蒸发，重馏分中沥青质、树脂和焦炭产物比油重而逐渐下沉。当热波面接触原油和重质油中的水分时便使之气化，使原油和重质油体积增大（水汽化后体积增大 1700 倍，油品本身体积也在膨胀），加之水蒸汽不断地向油面上涌，即会呈现出沸溢现象，使原油和重质油不断溢出罐外。当热波面抵达水垫层时，大量水分急剧汽化或造成很大的水蒸汽压力。急剧冲击油面并将油抛向高空，形成 “ 火雨 ” 现象（爆喷），进而造成大面积或火场型火灾。
6 、易受热膨胀
当原油、天然气受热膨胀所产生的压力大于容器或处理设备的抗压强度时，还会发生设备爆炸。
除原油、天然气外，我国油气田产品还有少量的油田液化气及天然气凝液。
油田液化石油气是从压缩天然气和不稳定原油中提取的，以丙烷和丁烷为主要成分的液态烃类混合物，它与炼油厂生产的以丙烷、丙稀、丁烷和丁烯为主要成分的液化石油气不完全相同。天然气凝液是从天然气中提取、经稳定处理后得到的液体石油产品，其组分主要是戊烷和更重的烃类，也允许有一定数量的丁烷。二者都具有易燃易爆的危险特性。
三、主要危险场所的防火防爆分析
1 、火灾危险性分类
它是确定建（构）筑物的耐火等级、布置工艺装置、选择电器设备型式等，以及采取防火防爆措施的重要依据，而且依此确定防爆泄压面积、安全疏散距离、消防用水、采暖通风方式及灭火器设置数量等。
3 、爆炸危险环境分区
石油行业标准《油气田爆炸危险场所分区》（ SYJ25-87 ），根据油气田生产设施及装置在油气集输、处理、储存过程中产生的爆炸性气体混合物出现的频繁程度和持续时间，将危险环境划分为 0 区、 1 区、 2 区。
（ 1 ） 0 区属于最危险的区域，是指爆炸性气体混合物连续出现或长期存在的场所。密闭容器或储油罐液面以上的空间，虽然烃气体浓度一般都高于爆炸上限，形不成爆炸条件，但考虑到空气进入而使其成为爆炸危险区域，因此仍划为 0 区。
（ 2 ） 1 区属于危险程度次之的区域，是指在正常运行中可能产生爆炸泵性气体混合物的场所。如通风不良的油气工艺泵房、压缩机房、地下或半地下泵房、沟、坑、油气生产井井口房、容器、储罐、槽车装油口或放气口附近的区域均属 1 区，是由设备运转，容器盖开、闭，安全阀、排放阀的工作而泄漏出来的可燃气体和易燃、可燃液体而形成的区域。
（ 3 ） 2 区属于危险程度较小的区域，是指在正常运行中不可能产生爆炸性气体混合物，及时产生也只能在短时间存在的环境。如通风良好的工艺泵房、压缩机房、露天设备、开敞式油气管沟、紧靠 1 区的户内及户外区域。
在油气生产环境很少存在 0 区，多为 1 区和 2 区（大多数情况属于 2 区）。设计时应采取措施减小 1 区的危险性，降低 2 区的爆炸性气体出现概率。如 1 区加强通风， 2 区设置可燃气体检测报警系统等。
油气厂、站、库应按照 SYJ25 － 87 的规定执行。其他爆炸危险环境分区应按照国标（ GB50058 － 92 ）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》中的规定和参照有关专业防爆标准执行。
四、主要危险作业的防火防爆措施
1 、防范空气进入油气系统
（ 1 ） 负压脱气工艺的原油稳定防止脱真空
案例：空气进入系统，原油稳定性分离器爆炸
1990 年 12 月 11 日 ，某原油稳定车间一台卧式油气水三相分离压力容器，因液位浮筒接管渗漏进行补焊后投用。启动 3 号 1 号丙烷压缩机均发现一级出口温度偏高（分别为 120 度和 112 度），压缩机出口压力由 1.8Mpa 上升至 1.95Mpa ，同时听到机内有异常声响，操作人员立即停机，紧接着（约几秒）就发生爆炸。容器呈粉碎性破裂，共破裂成 31 块，其中一块碎片重 272kg ，水平向北飞出 181m 远，飞越高度 21m 。事故致 5 人轻伤，直接经济损失 9.4 万元。
事故原因：
A. 开工时，原油稳定车间个别闸门关闭不严，使空气进入系统，与天然气混合达到爆炸极限。
B. 附近采油队吹扫干气管线时，阀门未关严，使空气经集中处理站进入该系统。
开厂措施不严密，对原料气没有进行分段化验。
C 、丙烷压缩机进口微负压运行，当温度升高出现异常时，未采取立即停机的果断措施。
（ 1 ） 油气管线吹扫置换
（ 2 ）清罐和容器检维修
（ 3 ）防止天然气放空时的抽空
抽空机理
抽空是当管线设备压力泄放完后，由于天然气密度较空气小（天然气相对密度为 0.57 左右），天然气自上通道上浮流出，下通道抽吸进空气的现象。
集输管线铺设起伏大天然气抽空比较严重。若低端放空阀开启，高端放空阀也开启时，则形成抽空。抽空一直会持续到管内天然气自然全部流出，置换为空气为止。
天然气抽空产生后果是极其危险的，若空气抽吸进管线设备，如同时存在摩擦产生的静电火花、机械火花或因铁的硫化物自燃等点火源，就会发生管道内燃和爆炸事故。
l 天然气抽空的控制
抽空是可以控制和避免的，关闭放空阀不形成抽空通道就不会发生抽空。控制抽空的方法如下：
1 ） 管线放空压力接近零时应只开一端放空阀放空，不能两端都开着放空口形成抽空通道。
2 ） 若点火放空时，待火苗高约 1 m 时应及时关闭高端放空阀，让低端放空阀放空。
3 ） 管线裂口抢修放空时，应在放至接近零时关闭所有放空阀，让裂口放空。
4 ） 施工完后若置换空气应采用通球置换，以避免空气滞留使天然气— 空气混合，特别是大管线应严格做到这一点。
案例：管道内天然气抽空，自燃发生爆炸
1998 年 7 月，某大型输气站绝缘法兰漏气整改，施工 36 小时后，该段￠ 508 × 9 的管道在 6.6Km 管线两端放空阀均开启发生了抽空。恢复生产时，采取开天然气直接置换空气， 20 分钟约进天然气 9000 方后，关闭放空阀开始升压，升压过程中发现管线发热。分析判断是管线内燃，对管线采取浇水降温， 1 小时后，管线压力升至 2.6Mpa 时，采取开启 DN300 进站生产球阀和站场分离器 DN100 排污阀试图泄压时，站场发生了强烈爆炸导致全站设备损毁，人员伤亡的特大安全事故。
事故原因：
① 管线施工中开着干线放空阀产生了抽空和设备天然气内燃。
② 泄压时使天然气、空气、燃烧产物的混合气体进入到站场再混合发生了二次爆炸。
2 、 防范油气泄露
（ 1 ）设备密闭
案例：动火之前不检测，水罐施焊爆炸
1986 年 7 月 1 日 ，某联合站 3 名工人在给一立式 700m3 水罐焊液位装置，该水罐供应注水和天然气处理装置的冷凝器冷却用水，由于 4 号冷凝器管程腐蚀穿孔，天然气进入壳程循环冷却水中，并经循环水窜至水罐内（联通冷凝器的水管线压力为 0.2-0.4Mpa ，冷凝器壳程压力为 0.8-1.0Mpa ）。长期积累，达到爆炸极限。埋下隐患，当焊工吴某与两名注水工动焊时，焊接火星引起罐内气体爆炸， 2 名工人当场死亡，另 1 名工人抢救无效死亡。
事故原因：
① 未办动火手续。
②施焊前未进行必要的可燃气体浓度检测。
（ 1 ） 厂房通风
（ 2 ） 以不燃溶（ 1 ）感温报警器
（ 2 ）感烟报警器
（ 3 ）测爆仪

❷ 天然气泄漏报警系统规范 这个在安装时有没有什么国标的规范，比如用料上什么的，小弟新人。谢谢

安装位复置
安装在距燃气具或燃制气源水平距离4米以内，2米以外的室内墙面上；根据探测燃气类型，选择安装的上下位置：液化石油气（P）：距地面0.3米以内。人工煤气（C）、天然气（N）：距天花板0.3米以内。
安装方法
在选定的墙面位置，对应随机安装板上的二个安装孔位作好打孔标记（板上挂钩应水平朝上）；打好安装孔，放入随机安装胶塞，然后用随机自攻螺钉将安装板固定在墙面上；将机体背面的三个孔位对准安装板上的固定挂钩，挂好机体；连接相关输出信号线后，接通电源。
工作状态
正常监测状态：通电预热3分钟后，绿灯稳定发光，表示报警器工作正常处于监测状态；预热过程中，报警器可能发出“嘟…嘟…”声及红灯闪烁，绿灯亮之前消失属正常。现场报警状态： 当报警器周围空气中燃气含量超过报警点，探测器会发出“嘟…嘟…”间断刺耳鸣叫，同时红色指示灯闪烁，提醒用户尽快作现场处理；报警输出状态： 现场声光报警持续10秒后，不同规格的报警器会输出不同类型的报警信号，通知报警系统或启动相应的联动装置。燃气泄漏报警器的使用大大降低了使用燃气设备的场所由于燃气泄漏发生重大事故的概率。

❸ 谁有GB/50253-2003《输油管道工程涉及规范》

目录

第一章 总则

第二章 火灾危险性分类

第三章 区域布置

第四章 油气厂、站、库内部平面布置

第五章 油气厂、站、库防火设计

第六章 油气田内部集输管道

第七章 消防设施

附录一 名词解释

附录二 防火间距起算点的规定

附录三 生产的火灾危险性分类举例

附录四 油气田和管道常用储存物品的火灾危险性分类举例

附录五 增加管道壁厚的计算公式

第一章 总则

第1．0．1条 为了在油气田及管道工程设计中贯彻“预防为主，防消结合”的方针，统计要求，防止和减少火灾损失，保障生产建设和公民生命财产的安全，制订本规范。

第1．0．2条 本规范适用于新建、 扩建和改建的油气田和管道工程的油气生产、储运的设计。

不适用于地下和半地下油气厂、站、库工程和海洋石油工程。

第1．0．3条 油气田及管道工程的防火设计， 必须遵守国家的有关方针政策，结合实际，正确处理生产和安全的关系。积极采用先进的防火和灭火技术，做到保障安全生产，经济实用。

第l．0．4条 油气田及管道工程设计除执行本规范外，尚应符合国家现行的有关标准、规范的规定。

第二章 火灾危险性分类

第2．0．1条 生产的火灾危险性应按表2．0．1分为五类。

生产的火灾危险性分类 表2．0．1

注：①本表采用现行国家标准《建筑设计防火规范》规定的部分内容。

②生产的火灾危险性分类举例见附录三。

第2．0．2条 油气生产厂房内或防火分区内有不同性质的生产时， 其分类应按火灾危险性较大的部分确定，当火灾危险性较大的部分占本层或本防火分区面积的比例小于5％，且发生事故时不足以蔓延到其他部位， 或采取防火措施能防止火灾蔓延时，可按火灾危险性较小的部分确定。

第2．0．3条 储存物品的火灾危险性分类应按现行国家标准《建筑设计防火规范》分为五类，油气田和管道常用储存物品的火灾危险性分类及举例按附录四执行。

第三章 区域布置

第3．0．1条 区域总平面布置应根据油气厂、站、库、 相邻企业和设施的火灾危险性，地形与风向等因素，进行综合经济比较，合理确定。

第3．0．2条 油气厂、站、 库宜布置在城镇和居民区的全年最小频率风向的上风侧。在山区、丘陵地区，宜避开在窝风地段建厂、站、库。

第3．0．3条 油气厂、站、库的等级划分， 根据储存原油和液化石油气、天然气凝液的储罐总容量，应按表3．0．3的规定执行，并应符合下列规定：

油气站、库分级表3．0．3

一、当油气厂、站、库内同时布置有原油和液化石油气、天然气凝液两类以上储罐时，应分别计算储罐的总容量，并应按其中等级较高者确定；

二、生产规模大于或等于100×10^4m^3／d的天然气处理厂和压气站，当储罐容量小于三级厂、站的储存总容量时，仍应走为三级厂、站；

三、生产规模小于100×10^4m^3／d，大于或等于50×10^4m^3／d的天然气处理厂．压气站，储罐容量小于四级厂、站的储存总容量时，仍应定为四级厂、站；

四、生产规模小于50×10^4m^3/d的天然气处理厂、压气站从及任何生产规模的集气、输气工程的其他站仍应为五级站。

第3．0．4条 甲、乙类油气厂、站、库外部区域布置防火间距，应按表3．0．4的规定执行。

甲、乙类油气厂、站、库外部区域布置防火间距(m)表3. 0. 4

注: ①防火间距的起算点应按本规范附录二执行，但油气厂、站、库与相邻厂矿企业一栏的防火间距系指厂、站、库内的甲、乙类储罐外壁与区域相关设施的防火间距；丙类设备、容器、厂房与区域相关设施的防火间距可按本表减少25％。

②表中35kv及以上独立变电所，系指 35kV 及以上变电所单台变压器容量在10000kvA及以上的变电所，小于10000kvA的35kv变电所防火间距可按本表减少25％。

③当火炬按本表防火间距布置有困难时，其有效防火间距应经计算确定。放空管按表中火炬间距减少50％。

④35kv及以上的架空线路。防火间距除应满足1．5倍杆塔高度要求外，且应不小于30m。

第3．0．5条 油气井与周围建（构）筑物、设施的防火间距应按表3．0．5的规定执行，自喷油井应在厂、站、库围墙以外。

油气井与周围建（构）筑物、设施的防火间距（m）表3．0．5

注：当气井关井压力超过25MFa时，与100人以上的居民区、村镇、公共福利设施和相邻厂矿企业的防火间距，应按本表现定的数值增加50％。

第3．0．6条 为钻井和采输服务的机修厂、管子站、供应站、运输站 仓库等辅助生产厂、站，应按相邻企业确定防火间距。

第3. 0．7条 通往一、二级油气厂、站、库的外部道路路面宽度不应小于5．5m，三、四、五级油气厂。站、库外部道路路面宽度不应小于3．5m。

第3. 0. 8条 火炬及可燃气体放空管宜位于厂、站、 库生产区最小频率风向的上风侧；并宜布置在油气厂、站、库外的地势较高处。火炬和放空管与厂、站的间距：火炬由计算确定；放空管放空量等于或小于1．2×10^4m^3／h时，不应小于10m：放空量1．2×10^4－4×10^4m^3／h时，不应小于40m。

第四章 油气厂、站、库内部平面布置

第一节 一般规定

第4．1．1条 油气厂、站、库内部平面布置应根据其火灾危险性等级、工艺特点、功能要求等因素进行综合经济比较，合理确定。

第4. 1. 2条 油气厂、站、库的内部平面布置应符合下列规定：

一、有油气散发的场所，宜布置在有明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧；

二、甲、乙类液体储罐宜布置在地势较低处。当布置在地势较高处时，应采取防止液体流散的措施。

第4．1．3条 油气厂、站、库内的锅炉房、35kV及以上变（配）电所、有明火或散发火花的加热炉和水套炉宜布置在油气生产区场地边缘部位。油气生产阀组，不应设在加热炉烧火间内。

第4．1．4条 汽车运输原油、天然气凝液、 液化石油气和硫磺的装车场及硫磺仓库，应布置在油气厂、站、库区的边缘部位，并宜设单独的出入口。

第4．1．5条 厂、站、库内原油、天然气、 液化石油气和天然气凝液的管道，宜在地面以上敷设。

第4．1．6条 10kV及以下架空电力线路， 与爆炸危险场所的水平距离不应小于杆塔高度的1．5倍，并严禁跨越爆炸危险场所。

第4．1．7条 油气厂、站、库的围墙（栏），应采用非燃烧材料。

道路与围墙（栏）的间距不应小于1．5m；一、二级油气厂、站、 库内甲类和乙类设备、容器及生产建（构）筑物至围墙（栏）的间距，不应小于5m。

第4．1．8条 甲、乙、丙类液体储罐防火堤（或防护墙内， 严禁绿化和耕种，防火堤或防护墙与消防车道之间不应种植树木。

第4．1．9条 一、二、三、四级油气厂、站、库的甲、乙类液体厂房及油气密闭工艺设备距主要道路不应小于10m，距次要道路不应小于5m。

第4．1．10条 在公路型单车道路面（不包括路肩）外1m宽的范围内，不宜布置电杆及消火栓。

第二节 厂、站、库内部道路

第4．2．1条 一、二、三、D级油气厂、站、库，至少应有两个通向外部公路的出入口。

第4．2．2条 油气厂、站、库内消防车道布置应符合下列要求：

一、一、二、三级油气厂、站、库储罐区宜设环形消防车道。四、五级油气厂、站、库或受地形等条件限制的一、二、三级油气厂、站、库，可设有回车场的尽头式消防车道，回车场的面积不宜小于15m×15m：

二、储罐区消防车道与防火堤坡脚线之间的距离，不应小于3m：

三、铁路装卸区应设消防车道，消防车道应与油气厂、站、库内道路构成环形道，或设有回车场的尽头式道路；

四、消防车道的净空高度不应小于4．5m；一、二、三级油气厂、站、库的道路转弯半径不应小于12m，道路纵向坡度不宜大于8％；

五、消防车道与油气厂、站、库内铁路平面相交时，交叉点应在铁路机车停车限界之外；

六、储罐中心至不同周边的两条消防车道的距离不应大于120m。

第三节 建（构）筑物

第4．3．1条 甲、 乙类生产和储存物品的建（构）筑物耐火等级不宜低于二级；丙类生产和储存物品的建（构）筑物耐火等级不宜低于三级。当甲、乙类火灾危险性的厂房采用轻型钢结构时，应符合下列要求：

一、建筑构件必须采用非燃烧材料；

二、除天然气压缩机厂房外，宜为单层建筑；

三、与其他厂房的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》中的三级耐火等级的建筑确定。

第4．3．2条 有爆炸危险的甲、乙类厂房宜为敞开式或半敞开式建筑，当采用封闭式的厂房时，应有良好的通风设施。甲、乙类厂房泄压面积、泄压设施应按现行国家标准《建筑设计防火规范》的有关规定执行。

第4．3．3条 当在一栋建筑物内布置不同火灾危险性类别的房间时，其隔墙应采用非燃烧材料的实体墙。天然气压缩机房或油泵房宜布置在建筑物的一端。

第4．3．4条 变、配电所不应与有爆炸危险的甲、乙类厂房毗邻布置。但供上述甲、乙类生产专用的10kV及以下的变、配电间，当采用无门窗洞口防火墙隔开时，可毗邻布置。当必须在防火墙上开窗时，应设非燃烧材料的密封固定窗。

变压器与配电间之间应设防火墙。

第4．3．5条 生产区的安全疏散应符合下列要求：

一、建筑物的门应向外开启，面积大于100m^2的甲、乙类生产厂房出入口不得少于两个；

二、甲、乙类工艺设备平台、操作平台，宜设两个通向地面的梯子。长度小于8m的甲类工艺设备平台和长度小于15m的乙类工艺设备平台， 可设一个梯子。

相邻的平台和框架可根据疏散要求，设走桥连通。

第4．3．6条 立式圆筒油品加热炉和液化石油气、 天然气凝液球罐的钢立柱，宜设保护后，其耐火极限不应小于2h。

第4．3．7条 火车、汽车装卸油栈台、操作平台均应采用非燃烧材料。

第五章 油气厂、站、库防火设计

第一节 一般规定

第5．1．1条 集中控制室当设置非防爆仪表及电气设备时， 应符合下列要求；

一、应在爆炸危险区范围以外设置，室内地坪宜比室外地坪高0．6m：

二、含有甲、乙类液体、可燃气体的仪表引线不得直接引人室内。

第5．1．2条 仪表控制间当设置非防爆仪表及电气设备时， 应符合下列要求：

一、在使用或生产液化石油气和天然气凝液的场所的仪表控制间，室内地坪宜室外地坪高0. 6m：

二、可燃气体和含有甲、乙类液体的仪表引线不宜直接引人仪表控制间内；

三、当与甲，乙类生产厂房毗邻时，应采取无门窗洞口防火墙隔开；当必须在防火墙上开窗时、应设非燃烧材料的密封固定窗。

第5．l．3条 液化石油气厂房、 可燃气体压缩机厂房和建筑面积大于或等于150m^2的甲类火灾危险性厂房内，应设可燃气体浓度检漏报警装置。

第5．l．4条 甲、乙类液体储罐、容器、工艺设备和甲、 乙类地面管适当需要保温时，应采用非燃烧材料；低温保冷可采用泡沫塑料。但其保护层外壳应采用非燃烧材料。

第5．1．5条 当使用有凝液析出的天然气作燃料时、 其管线上应设置气液分离器。加热炉炉膛内宜设“常明灯”，其气源可从燃料气调节阀前的管道上引向炉膛。

第5．1．6条 加热炉或锅炉燃料油的供油系统应符合下列要求：

一、燃料油泵和被加热的油气进、出口阀不应布置在烧火间内；当燃料油泵房与烧火间毗邻布置时，应设防火墙；

二、当燃料油储罐总容量不大于20m^3时，与加热炉的防火间距不应小于8m；燃料油罐与燃料油泵的间距不限。

加热炉的烧火口或防爆门不应直接朝向燃料油储罐。

第5．1．7条 输送甲、乙类液体的泵、 可燃气体压缩机不得与空气压缩机同室布置。且空气管道不得与可燃气体、甲、乙类液体管道固定相联。

第5．1．8条 甲、乙类液体常压储罐、容器通向大气的开口处应设阻火器。

第5．1．9条 油气厂、站、库内，当使用内燃机驱动泵和天然气压缩机时，应符合下列要求：

一、内燃机排气管应有隔热层；其出口处应设防火罩。当排气管穿过屋顶时，其管口应高出屋顶2m；当穿过侧墙时，排气方向应避开散发油气或有爆炸危险的场所；

二、内燃机的燃料油储罐宜露天设置；内燃机供油管线不应架空引至内燃机油箱；在靠近燃料油储罐出口和内燃机油箱进口处应分别设切断阀。

第5．1．10条 含油污水应排入含油污水管道或工业下水道，其连接处应设水封井，并应采取防冻措施。

第5．1．11条 机械采油井场当采用非防爆启动器时，距井口的水平距离不得小于5m。

第5．1．12条 甲、乙类厂房、工艺设备、装卸油栈台、储罐和管线等的防雷、防爆和防静电措施，应符合国家现行有关标准的规定。

第二节 厂、站、库内部防火间距

第5．2．1条 一、二、三、四级油气厂、站、库内部的防火间距应符合表5．2．1的要求。

一、二、三、四级油气厂、站、库内部的防火间距

注：⑴电脱水器当未采取防电火花措施时，应按有明火的密闭工艺设备确定间距；当采取防电火花措施时?则应按甲、乙类密闭工艺设备确定间距。

⑵缓冲罐与泵、零位罐与泵、除油池与污油提升泵、塔与塔底泵、压缩机与其直接相关的附属设备的防火间距可不受本表限制。

⑶污油泵房与敞口容器、除油地、消防泵房、其他厂房的防火间距不应小于10m。

⑷天然气灌装设施的防火间距，当利用油气生产分离器的压力灌装时。按汽车装卸鹤管确定；当采用加压灌装时，按液化石油气灌装站确定。

⑸表中分数，分子系指甲类可燃气体，分母系指甲类液体。

⑹有明火的密闭工艺设备系指在同一密闭容器内可完成加热与分离、缓冲、沉降、脱水等一个或几个过程的设备和工艺过程中的加热炉。当采取有效防火措施时，可与油气密闭工艺设备要求相同。

⑺敞口容器和除油池系指含油污水处理过程中的隔油池、除油罐，含油污水回收池和其他敞口容器。

⑻全厂性重要设施系指集中控制室、消防泵房、35kV及以上的变电所、中心化验室、总机室和厂部办公室。

⑼液化石油气灌装站系指进行液化石油气灌瓶、加压及其有关的附属生产设施；灌装站内部防火间距应按本规范表5．4．7执行； 灌装站防火间距起算点，按灌装的设备、容器、建（构）筑物外缘算起。

⑽辅助性生产厂房系指维修间、化验间、车间办公室、工具间、供注水泵房、排涝泵房、深井泵房、仪表控制间等使用非防爆电气设备的厂房。

⑾厂房之间的防火间距应符合现行的《建筑设计防火规范》的规定。

第5．2．2条 油气厂、站内的甲、乙类工艺装置、 联合工艺装置的防火间距，应符合下列规定：

一、装置与其外部的防火间距应按本规范表5．2．1中甲、 乙类厂房和密闭工艺设备的规定执行；

二、装置间的防火间距应符合表5．2．2－1的规定。

装置间的防火间距（m）表5．2．2－1

注：表中数字为装置间相邻面工艺设备或建（构）筑物的净距。

三、装置内部的设备、建（构）筑物间的防火间距，应符合表5．2．2－2的规定；

装置内部的防火间距（m）表5．2．2－2

注：①表中数据为甲类装置内部防火间距，对乙类装置其防火间距可按本表规定减少25％。

②正压燃烧炉的防火间距按密闭工艺设备对待。

③表中中间储罐的总容量：液化石油气、在压力下储存的天然气凝液储罐应小于或等于40m^3，甲、乙类液体储罐应小于或等于100m^3。

四、当装置内的各工艺部分不能同时停工检修时，各工艺部分的油气设备之间的间距不应小于7m。

第5．2．3条 五级油、气站场平面布置防火间距应符合表5．2．3的要求五级油、气站场防火间距（m）

注：①油罐与装车鹤管之间的防火间距，当采用自流装车时不受本表限制，当采用压力装车时不应小于15m。

②水套炉与分离器组成的合一设备、三甘醇火焰加热再生釜、溶液脱硫的直接火焰加热重沸器等带有直接火焰加热的设备，应按水套炉性质确定防火间距。

③克劳斯硫磺回收工艺的燃烧炉、再热炉、在线燃烧器等正压燃烧炉，其防火间距可按露大油气密闭设备确定

④35kV及以上的变配电所应按本规范表5．2．5的规定执行。

第5．2．4条 天然气密闭隔氧水罐和天然气放空管排放口与明火或散发火花地点的防火间距不应小于Z5m，与非防爆厂房之间的防火间距不应小于12m。

第三节 储存设施

第5．3．1条 甲类、乙类液体储罐组内储罐的布置，应符合下列要求；

一、固定顶储罐组总容量不应大于120000m^3：

二、浮顶储罐组总容量不应大于200000m^3：

三、储罐组内储罐的布置不应超过两排，且储罐个数不应超过12个。当单罐容量大于50000m^3时，应单排布置。

第5．3．2条 甲、乙类液体常压储罐之间的防火间距不应小于表5．3．2的要求。

甲、乙类液体常压储罐之间的防火间距表

注：①表中口为相邻储罐中较大储罐的直径，当计算出的防火间距大于20m 时，可按20m确定。

②单罐容量小于或等于200m^3且总容量不大于1600m^3时， 储罐防火间距可根据生产操作要求确定。

第5．3．3条 甲、乙类液体储罐组的四周应设防火堤， 当储罐组的总容量大于20000m^3，且储罐多于两个时，防火堤内储罐之间应设隔堤，其高度应比防火堤低0．2m。

第5．3．4条 甲、乙类液体储罐组防火堤的设置应符合下列规定：

一、防火堤应是闭合的；

二、防火堤应为土堤。土源有困难时，可用砖石、钢筋混凝土等非燃烧材料，但内侧宜培土；

三、防火堤实际高度应比计算高度高出0．2m，防火堤高度宜为1．0－2．0m；

四、防火堤及隔堤应能承受所容纳液体的设计静液柱压力；

五、管线穿过防火堤处应用非燃烧材料填实密封；

六、应在防火堤不同周边上设置不少于两处的人行台阶；

七、防火堤内侧基脚线至储罐的净距，不应小于储罐高度的一半：

八、设在防火堤下部的雨水排出口，应设置可启闭的截流设施。

第5．3．5条 相邻储罐组防火堤外侧基脚线之间的净距，不应小于7m。

第5．3．6条 容量小于或等于200m＾3，且单独布置的污油罐可不设防火堤。

第5．3．7条 防火堤内的有效容量的确定，应符合下列要求：

一、对固定顶储罐组，不应小于储罐组内一个最大储罐的有效容量；

二、对浮顶储罐组，不应小于储罐组内一个最大储罐有效容量的一半；

三、当固定顶储罐与浮顶储罐布置在同一油罐组内时，防火堤内的有效容量应取上两款规定的较大值。

第5．3．8条 储罐的进油管管口应接至储罐底部。

第5．3．9条 液化石油气、天然气凝液储罐不得与甲、 乙类液体储罐同组布置，其防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》的有关液化石油气罐的规定执行。液化石油气罐可与压力储存的稳定轻烃储罐同组布置，其防火间距不应小于其中较大罐直径。

第5．3．10条 液化石油气储罐或天然气凝液储罐的防护墙内应设置可燃气体浓度报警装置。

第5．3．11条 液化石油气或天然气凝液储罐应设安全阀、温度计、压力计、液位计、高液位报警器。

第5．3．12条 液化石油气或天然气凝液储罐容积大于或等于50m^3 时?其液相出口管线上宜设远程操纵阀和自动关闭阀，液相进口管道宜设单向阀。罐底宜预留给水管道接头。

第5．3．13条 液化石油气、天然气凝液储罐液相进、出口阀的所有密封垫应选用螺旋型金属缠绕垫片或金属包石棉垫片。

第5．3．14条 液体石油气、天然气凝液储罐当采用冷却喷淋水时，应与消防冷却水系统相结合设置。

第5．3．15条 液体硫磺储罐四周应设闭合的防护墙，墙高应为1m，应用非燃烧材料建造。墙内容积不应小于一个最大的液硫储罐的容量；墙内侧至罐的净距不应小于2m。

第5．3．16条 液体硫磺储罐与硫磺成型厂房之间应设有消防通道。

第5．3．17条 固体硫磺仓库的设计应符合下列要求：

一、宜为单层建筑；

二、每座仓库的总面积不应超过2000m^2，且仓库内应设防火隔墙，防火隔墙间的面积不应超过500m^2：

三、仓库可与硫磺成型厂房毗邻布置，但必须设置防火墙。

第四节 装卸设施

第5．4．1条 装油管道应设方便操作的紧急切断阀， 阀与火车装卸油栈台的间距不应小灌装站内储罐与有关设施的间距于10m。

第5．4．2条 在火车装卸油栈台的一侧应设与站台平行的消防车道，站台与消防车道间距不应大于80m，且不应小于15m。

第5．4．3条 火车装卸油栈台段铁路应采用非燃烧材料的轨枕。

第5．4．4条 火车装卸油栈台至站、库内其他铁路、道路的间距，应符合下列要求：

一、至其他铁路线不应小于20m：

二、至主要道路不应小于l5m：

三、至次要道路不应小于10m。

第5．4．5条 零位油罐不应采用敞口容器； 受油口与油罐之间不应采用明沟（槽）连接；零位油罐排气孔与卸油鹤管的距离不应小于10m。

第5．4．6条 汽车装卸油鹤管与其装卸油泵房的防火间距不应小于8m； 与液化石油气、天然气生产厂房及密闭工艺设备的防火间距不应小于25m ：与其他甲、乙类生产厂房及密闭工艺设备的防火间距不应小于15m ：与丙类厂房及密闭工艺设备的防火间距不应小于10m。

第5．4．7条 液化石油气灌装站内储罐与有关设施的间距，不应小于表5．4．7的规定。

灌装站内储罐与有关设施的间距（m）表5．4．7

注：液化石油气油罐与其泵房的防火间距不应小于15m， 露天及半露天设置的泵不受此限制。

第5．4．8 液化石油气厂房与其所属的配电间、 仪表控制间的防火间距不宜小于15m。若毗邻布置时，应采取无门窗洞口防火墙隔开； 当必须在防火墙上开窗时，应设非燃烧材料的密封固定窗。

第5．4．9 液化石油气罐装站的罐装间和瓶库，应符合下列规定：

一、灌装间和瓶库宜为敞开式或半敞开式建筑物；当为封闭式建筑物时，应采取通风措施；

二、灌瓶间、倒瓶间、泵房的地沟不应与其他房间相通；其通风管道应单独设置；

三、灌瓶间的地面应铺设防止碰撞引起火花的面层；

四、装有气的气瓶不得露天存放；

五、气瓶库的液化石油气瓶总容量不宜超过10m^3；

六、残液必须密闭回收。

第5．4．10条 液化石油气、天然气凝液储罐和汽车装卸台，宜布置在油气厂、站、库的边缘部位。灌瓶咀与装卸台距离不应小于10m。

第5．4．11条 液化石油气灌装站应设高度不低于2m的、用非燃烧材料建造的实体围墙，下部应设通风口。

第五节 放空和火炬

第5．5．1条 进出厂、站的天然气总管应设紧急切断阀；当厂、 站内有两套及以上的天然气处理装置时，每套装置的天然气进出口管上均应设置紧急切断阀；在紧急切断阀之前，均应设置越站旁路或设安全阀和放空阀。

紧急切断阀应设在操作方便的地方。

第5．5．2条 放空管必须保持畅通，并应符合下列要求：

一、高压、低压放空管宜分别设置，并应直接与火炬或放空总管连通；

二、高压、低压放空管同时接入一个放空总管时，应使不同压力的放空点能同时安全排放。

第5．5．3条 火炬设置应符合下列要求：

一、火炬筒中心至油气厂、站内各部位的安全距离，应经过计算确定；

二、进入火炬的可燃气体应先经凝液分离罐处理，分出气体中直径大于 300μm的液滴；

三、分离器分出的凝液应回收或引人焚烧坑焚烧；

四、火炬应有可靠的点火设施。

第5．5．4条 安全阀泄放的小量可燃气体可排入大气。泄放管宜垂直向上，管口高出设备的最高平台，且不应小于2m，并应高出所在地面5m。

厂房内的安全阀其泄放管应引出厂房外，管口应高出厂房2m以上。

安全阀泄放系统应采取防止冰冻、防堵塞的措施。

第5．5．5条 液化石油气、天然气凝液储罐上应设安全阀，容量大于 100m的储罐宜设置两个安全阀，每个安全阀均应承担全部泄放能力。

第5．5．6条 安全阀人口管上可装设与安全阀进口直径相同的阀，但不应采取截止阀；并应采取使其经常保持处于全开状态的措施。

第5．5．7条 甲、乙类液体排放应符合下列要求：

一、当排放时可能释放出大量气体或蒸气时，应引入分离设备，分出的气体引入气体放空系统，液体引入有关储罐或污油系统。不得直接排入大气；

二、设备或容器内残存的甲、乙类液体，不得排入边沟或下水道，可集中排放有关储罐或污油系统。

第5．5．8条 对有硫化铁可能引起排放气体自燃的排污口应设喷水冷却设施。

第5．5．9条 原油管道清管器收发筒的污油排放，应符合下列要求：

一、清管器收发筒应设清扫系统和污油接受系统；

二、污油池的污油应引入污油系统。

第5．5．10条 天然气管道清管器收发筒的排污，应符合下列要求：

一、当排放物中不含甲、乙类液体时，排污管应引出厂、站外，并避开道路；在管口正前方50m沿中心线两侧各12m内不得有建（构）筑物。

二、当排放物中含有甲、乙类液体时，应引入分离设备，分出并回收凝液，并应在安全位置设置凝液焚烧坑；对分出的气体应排放至安全地点。

第六章 油气田内部集输管道

第6．0．1条 油气田内部的埋地原油集输管道与建（构）筑物的防火间距，应符合表6．1－l的规定；埋地天然气集输管道与建（构）筑物的防火间距， 应符合表6．0．1－2的规定。

埋地原油集输管道与建（构）筑物的防火间距（m）

表6．0．1－1

注：①原油与油田气混输管道应按原油管线执行。

②当受线路走向或特殊条件的限制、防火间距无法满足时，原油管道可埋设在矿区公路路肩下。当管道压力在1．6MPa以上时，应采取保护措施。

③管道局部管段与不同人数的居民区、村镇及

❹ LWQ系列气体涡轮流量计的工作原理

怎么今天这么多人问气体涡轮流量计的原理呢？再给你说说吧。
气体涡轮流量计原理：
气体涡轮流量计通过在测量管道中心安放一个涡轮，通过测量涡轮的转速来间接的测量流量的大小。首先，在涡轮的两端由轴承支撑着叶轮，当被测气体流经测量管段时，就会对涡轮叶片产生冲击力，因此对涡轮产生驱动力矩，使涡轮克服摩擦力矩和流体的阻力矩而产生旋转。根据在一定流速范围内，对一定流体介质黏度，涡轮的旋转角速度与流体流速成正比。由此可通过测量涡轮旋转角速度间接的计算出通过测量管道的流体流量。
涡轮进行测量，气体涡轮流量计先将流速转换为涡轮的转速，再将转速转换成与流量成正比的电信号。这种流量计用于检测瞬时流量和总的积算流量，其输出信号为频率，易于数字化。
图中将感应线圈和永久磁铁一起组合成磁电感应线圈固定在壳体上。当涡轮发生旋转时，涡轮上由导磁不锈钢制成的螺旋形叶片依次的接近和离开处在管壁外的磁电感应线圈当铁磁性涡轮叶片经过磁铁时，磁路的磁阻发生变化，从而产生感应信号。信号经放大器放大和整形，送到计数器或频率计，显示总的积算流量。同时将脉冲频率经过频率-电压转换以指示瞬时流量。叶轮的转速正比于流量，叶轮的转数正比于流过的总量。涡轮流量计的输出是频率调制式信号，不仅提高了检测电路的抗干扰性，而且简化了流量检测系统。它的量程比可达10:1,精度在±0.2%以内。惯性小而且尺寸小的涡轮流量计的时间常数可达0.01秒。
这是我找的气体涡轮流量计工作原理参考资料：http://www.qlckyb.com/newsdetail.aspx?id=74
希望能对你有所帮助

❺ 选择涡轮流量计传感器流量范围的准则有哪些

一、气体涡轮流量计产品概况：LWQ气体涡轮流量计该系列流量计采用先进的超低功耗单片微机技术研制的涡轮流量传感器与显示积算一体化的新型智能仪表，采用双排液晶现场显示，具有机构紧凑、读数直观清晰、可靠性高、不受外界电源干扰、抗雷击、成本低等明显优点。仪表具备仪表系数六点修正，智能补偿仪表系数非线性，并可进行现场修正。高清晰液晶显示器同时显示瞬时流量（4位有效数字）及累积流量（8位有效数字，带清零功能）。所有有效数据掉电后保持10年不丢。气体涡轮流量计均为防爆产品，防爆等级为：ExdIIBT6。气体涡轮流量计是吸取了国内外流量仪表先进技术经过优化设计，综合了气体力学、流体力学、电磁学等理论而自行研制开发的新一代高精度、高可靠性的气体精密计量仪表，具有出色的低压和高压计量性能，多种信号输出方式以及对流体扰动的低敏感性，广泛适用于天然气、煤制气、液化气、轻烃气等气体的计量。气体涡轮流量计1二、气体涡轮流量计产品特点优质合金涡轮，具有更高的稳流和耐腐蚀作用进口优质专用轴承，使用寿命长计量室与通气室隔绝，保证了仪表的安全性流量范围宽（Qmax/Qmin≥20:1），重复性好，精度高（可达0.999级），压力损失小，始动流量低，可达0.61m3/h智能化仪表系数多点非线性修正系统低功耗工作，一节3.2V10AH锂电池可连续使用3年以上仪表系数、累计流量值掉电十年不丢三、气体涡轮流量计测量范围及工作压力仪表口径及连接方式25、40、50、80、100、150、200、250采用法兰连接25、40可采用螺纹连接精度等级±1.51%R、±1%R量程比1:10；1:20；1:30显示方式双排液晶同时显示瞬时流量、累积流量仪表材质表体：304不锈钢；叶轮：防腐ABS或优质铝合金；显示器：铸铝被测介质温度（℃）-30℃～+80℃环境条件介质温度：-30℃～+80℃，相对湿度5％～90％，大气压力86～106Kpa输出信号标准二线制4-20mA（LWQ-C型）供电电源LWQ-B型：仪表内置锂电池，可连续工作3年以上，LWQ-C型：24VDC外供电信号传输线2×0.3传输距离≤1000m信号线接口内螺纹M20×1.5防爆等级ExdIIBT6防护等级IP65测量范围及工作压力：型号规格公称通径（mm）流量范围（m3/h）始动流量（m3/h）工作压力（MPa）安装形式LWQ-25A25（1"）0.71-70.64.0法兰（螺纹）LWQ-25B1.51-151.04.0LWQ-25C3-302.04.0LWQ-40A40（1.5"）4-402.514.0法兰（螺纹）WQ-40B8-8034.0LWQ-50A50（2"）10-1003.514.0法兰LWQ-50B15-15044.0法兰LWQ-8080（3"）15-30041.6法兰LWQ-100100（4"）20-40051.6法兰LWQ-150150（6"）50-100081.6法兰LWQ-200200（8"）100-2000201.6法兰LWQ-250250（10"）150-3000301.6法兰LWQ-300300（12"）200-4000401.6法兰四、气体涡轮流量计选型1.选型说明用户在选型时，应根据管道公称压力、介质最高压力、介质温度、介质组分情况、流量范围及信号输出要求合理选择流量计的型号规格。为使流量计的使用性能最佳，流量计的使用流量范围应在（20%～80%）Qmax范围内比较合适。2.选型谱表气体涡轮流量计1型号说明LWQ-□-□/□/□类型N脉冲输出型气体涡轮流量传感器仪表口径25A/B/C25mm40A/B40mm50A/传感器材质N基本材质，优质铝合金。（最高耐压：1.0MPa）S不锈钢材质。（高压防腐型）特殊结构A氧气专用结构（脱油脱脂处理）B压缩空气专用结构（高流速设计欢迎咨询如果对产品需要更全面了解请致电020-85628522迪川仪器仪表有限公司气体涡轮流量计1

❻ 油气的储存及天然气的液化应用是什么

一、储油库

用于接收、储存、中转和发放原油或石油产品的企业和生产管理单位就是储油库。它是维系原油及其产品生产、加工、销售的纽带，是调节油品供求平衡的杠杆，又是国家石油及其产品供应和储备的基地，对于保障国家能源安全、保障人民生活、促进国民经济发展起着非常重要的作用。

（一）储油库的分类及作用

1．储油库的分类

（1）按管理体制和业务性质不同，可将储油库分为如图7-23所示的独立油库和企业附属油库两类。独立油库是专门从事接收、储存和发放油品作业的独立自主经营核算的企业和生产管理单位。企业附属油库是各企业为了满足本部门生产、经营需要而设置的油库，如油田的原油库（首站）等。

图7-34膨胀法制冷工艺流程

1，2—换热器；3—节流阀；4—储罐；5—压缩机；6—涡轮膨胀机

❼ 加氢裂化装置的防范措施

⒈开工时的危险因素及其防范措施
⑴加氢反应系统干燥、烘炉
加氢装置反应系统干燥、烘炉的目的是除去反应系统内的水分，脱除加热炉耐火材料中的自然水和结晶水，烧结耐火材料，增加耐火材料的强度和使用寿命。加热炉煤炉时，装置需引进燃料气，在引燃料气前应认真做好瓦斯的气密及隔离工作，一般要求燃料气中氧含量要小于1．0%。防止瓦斯泄漏及窜至其他系统。加热炉点火要彻底用蒸汽吹扫炉膛，其中不能残余易燃气体。加热炉烘炉时应严格按烘炉曲线升温、降温，避免升温过快，耐火材料中的水分迅速蒸发而导致炉墙倒塌。
⑵加氢反应器催化剂装填
催化剂装填应严格按催化剂装填方案进行，催化剂装填的好坏对加氢装置的运行情况及运行周期有重要影响。催化剂装填前应认真检查反应器及其内构件，检查催化剂的粉尘情况，决定催化剂是否需要过筛。催化剂装填最好选择在干燥晴朗的天气进行，保证催化剂装填均匀，否则在开工时反应器内会出现偏流或“热点”，影响装置正常运行。催化剂装填时工作人员须要进入反应器工作，因此，要特别注意工作人员劳动保护及安全问题，需要穿劳动保护服装，带能供氧气或空气的呼吸面罩，进反应器工作人员不能带其他杂物，以防止异物落入反应器内（一般催化剂装填由专业公司专业人员进行）。
⑶加氢反应系统置换
加氢反应系统置换分为两个阶段，即空气环境置换为氮气环境、氮气环境置换为氢气环境。在空气环境置换为氮气环境时需要注意，置换完成后系统氧含量应<1%，否则系统引入氢气时易发生危险；在氮气环境置换为氢气环境时应注意，使系统内气体有一个适宜的平均分子量，以保证循环氢压缩机在较适宜的工况下运行，一般氢气纯度为85%较为适宜。
⑷加氢反应系统气密
加氢反应系统气密是加氢装置开工阶段一项非常重要的工作，气密工作的主要目的是查找漏点，消除装置隐患，保证装置安全运行。加氢反应系统的气密工作分为不同压力等级进行，低压气密阶段所用的介质为氮气，氮气气密合格后用氢气作低压气密。由于加氢反应器材质具有冷脆性，一般要求系统压力大于2．0MPa时，反应器器壁温度不小于100℃，所以，氢气2．0MPa气密通过以后，首先开启循环氢压缩机，反应加热炉点火，系统升温，当反应器器壁温度大于100℃后，系统升压，作高压阶段气密。
⑸分馏系统冷油运
分馏系统冷油运的目的是检查分馏系统机泵、仪表等设备情况，分馏系统冷油运应注意工艺流程改动正确，做到不跑油、不窜油。
⑹分馏系统热油运
分馏系统热油运的目的是检查分馏系统设备热态运行状况，为接收反应生成油作好准备。分馏系统升温到100~C左右时应注意系统切水，防止泵抽空。升温到250℃左右时应进行热紧。
⑺加氢反应系统升温、升压
加氢反应系统升温、升压时应按要求的升温、升压速度进行，一般要求系统升温速度为20℃几左右，系统升压速度不大于1．5MPa/h。如升温、升压速度过快易造成系统泄漏。
⑻加氢催化剂的硫化、钝化
加氢反应催化剂在开工前为氧化态，氧化态催化剂没有加氢活性，因此，催化剂需要进行硫化。催化剂硫化的方法有湿法硫化、干法硫化两种方法，常用的硫化剂有二硫化碳、DMDS，催化剂进行硫化时系统的H2S浓度很高，有时高达1%以上，因此，要特别注意硫化氢中毒问题。
新硫化的加氢裂化催化剂具有很高的加氢裂化活性，为抑制这种活性，需要对加氢裂化催化剂进行钝化。钝化剂为无水液氨。加氢裂化催化剂进行钝化时应注意维持系统中硫化氢浓度不小于0．05%。
⑼加氢反应系统逐步切换成原料油
加氢催化剂的硫化、钝化过程完成后，加氢反应系统的低氮油需要逐步切换成原料油，切换步骤应按开工方案要求的步骤进行。切换过程中应密切注意加氢反应器床层温升的变化情况。
⑽装置操作调整
加氢反应系统原料切换步骤完成之后，应进一步调整装置的工艺操作，使产品质量合格，从而完成开工过程。
2．停工时的危险因素及其防范措施
⑴反应系统降温、降量
加氢装置停工首先反应系统降温、降量。在此过程中应遵循先降温后降量的原则。反应系统进料量降低，空速减小，加氢反应器温升增加，易出现反应“飞温”现象。所谓“飞温”就是反应器温度迅速上升，以致不可控制的现象。
⑵用低疑点原料置换整个系统
加氢装置的原料油一般较重，凝点较高，在停工时易凝结在催化剂、管线及设备当中。为避免上述情况出现，在停工前应用低疑点油置换系统，所用的低凝点油一般为常二线油。
⑶停反应原料泵
切断反应进料时，应注意反应器温度应适宜，使裂化反应器无明显温升。
⑷反应系统循环带油及热氢气提
切断反应进料后，反应加热炉升温，用热循环氢带出催化剂中的存油，热氢气提的温度应根据催化剂的要求确定，一般为枷℃左右，热氢气提的温度不能过高，以避免催化剂被热氢还原。
⑸反应系统降温、降压
加氢反应系统按要求的速度降温、降压。
⑹反应系统N：置换
反应系统用N，置换成N：环境，使系统的氢烃浓度<1%。
⑺卸催化剂
使用过的含碳催化剂在空气中易发生自燃，反应器是在N2气环境下进行卸催化剂作业，必须由专业的卸剂公司人员进反应器进行卸剂，因此，在卸催化剂装桶应使用N：或干冰保护催化剂，避免催化剂自燃。
⑻加氢设备的清洗及防腐
加氢装置高压部分的设备及部件，在停工后应用碱液进行清洗，以避免在接触空气后发生腐蚀，损坏设备。另外，高硫系统的设备主要是后处理部分在打开前应用水进行冲洗，以避免硫化铁在空气中自燃。
⑼装置退油及吹扫
加氢装置停工，应将装置内的存油退出并吹扫干净，保证不留死角。
⑽辅助系统的处理
加氢装置停工后将装置的火炬系统、地下污水系统等辅助系统处理干净，并加盲板使装置与系统防腐以使装置达到检修条件。
⒊正常生产时的危险因素及其防范措施
⑴遵守“先降温后降量”的原则
加氢装置正常操作调整时必须遵守“先降温后降量”、“先提量后提温”的原则，防止“飞温”事故的发生。
⑵反应温度的控制
加氢装置的反应温度是最重要的控制参数，必须严格按工艺技术指标控制加氢反应温度及各床层温升。
⑶高压分离器液位控制
高压分离器液位是加氢装置非常重要的工艺控制参数，如液位过高易循环氢带液，损坏循环氢压缩机；如液位过低易出现高压窜低压事故，造成低压部分设备毁坏，油品和可燃气体泄漏，以至更为严重的后果。因此应严格控制高压分离器液位，经常校验液位仪表的准确性。
⑷反应系统压力控制
加氢装置反应系统压力是重要的工艺控制参数，反应压力影响氢分压，对加氢反应有直接的影响，影响加氢装置反应系统压力的因素很多，应选择经济、合理、方便的控制方案对反应系统的压力进行控制。
⑸循环氢纯度的控制
循环氢纯度影响氢分压，对加氢反应有直接的影响，是加氢装置重要的工艺控制参数，影响循环氢纯度的因素很多，催化剂的性质、原料油的性质、反应温度、压力、新氢纯度、尾氢排放量等因素都影响循环氢纯度，其中可操作条件为尾氢排放量。加大尾氢排放，循环氢纯度增加；减小尾氢排放循环氢纯度降低。
循环氢纯度高，氢分压就会较高，有利于加氢反应进行，但是，高循环氢纯度是以大量排放尾氢、增加物耗为代价的；循环氢纯度低，氢分压就会较低，不利于加氢反应进行，而且，循环氢纯度低时，循环氢平均分子量大，在循环氢压缩机转速不变的情况下，系统压差就会增加，循环氢压缩机的动力消耗也会增加。因此，循环氢纯度要控制适当。
⑹加热炉的控制
加热炉是加氢装置的重要设备，加热炉的使用应引起重视。加热炉各路流量应保持均匀，并且不低于规定的值，防止炉管结焦；保持加热炉各火嘴燃烧均匀，尽量使炉堂内各点温度均匀；控制加热炉各点温度不超温；保持加热炉燃烧状态良好。
⑺闭灯检查
加氢装置系统压力高，而且介质为氢气，容易发生泄漏，高压氢气发生泄漏时容易着火，氢气火焰一般为淡蓝色，白天不易发现，在夜间闭上灯后，很容易发现这种氢气漏点。因此，定期进行这种夜间闭灯检查，对发现漏点，将事故消灭在萌芽状态，保证装置安全稳定运行具有重要意义。
⑻装置防冻凝问题
加氢装置的原料一般较重，凝点较高，通常在20—30℃，容易发生冻凝。如发生冻凝事故，不但影响装置稳定生产，还容易引发安全生产事故，因此，加氢装置的防冻凝问题应引起足够重视。
⑼循环氢压缩防喘振问题
加氢装置的循环氢压缩机多为离心式压缩机，离心式压缩机存在喘振问题，因此，在操作中应保持压缩机在正常工况下运行，避免压缩机出现喘振。
⑽原料质量的控制
加氢装置的原料性质，对加氢装置的操作有重要影响，必须严格控制。一般控制原料的干点在规定的范围内，Pe不大于1X10(-6，如铁含量高，反应器压差增加过快，装置不能长周期运行。C1不大于1X10（-6，N低于规定的值，原料没有明水。
⑾防硫化氢中毒
加氢装置的原料中含有硫，这些硫在加氢后变为硫化氢，并在脱丁烷塔塔顶及脱硫部分富集，形成高浓度的硫化氢。硫化氢的毒性很强，允许最高浓度为10mg/m3。因此，加氢车间必须注重防硫化氢中毒问题，在高硫区域内进行切液、采样等操作时尤其注意，要求带防毒面具并有人监护。
⑿时刻保持冷氢线畅通
加氢装置的急冷氢是控制加氢反应器床层温度的重要手段，它对抑制反应温升具有重要作用。高凝点油有时倒窜人冷氢线内凝结，堵塞冷氢线，如有这种情况发生将十分危险，因此，操作过程中要时刻保持冷氢线畅通。
⒀密切注意热油泵及轻烃泵的运行状况
加氢装置的一些热油泵运行温度较高，高于油品的自燃点，若有泄漏，易发生火灾事故。因此，在操作时要注意热油泵的运行状态，注意泵体、密封等处有无泄漏，如有泄漏应立即处理。
加氢装置内存有大量的轻烃，如发生泄漏，会引发重大事故。因此，对轻烃泵的运行状况也要引起足够重视。
设备腐蚀
加氢装置高温、高压、临氢、系统内存在U2S、NH3，因此，加氢装置的腐蚀问题也应引起重视，解决加氢装置腐蚀问题的主要方法是合理选材，在使用时加强监视与检测。
1．高温氢腐蚀
氢气在常温下对普通碳钢没有腐蚀，但是在高温、高压下则会产生腐蚀，使材料的机械强度和塑性降低。
高温氢腐蚀的机理为氢气与材料中的碳反应生成甲烷，使材料的机械强度和塑性降低，形成的甲烷在钢材的晶间积聚，使材料产生很大的内应力或产生鼓泡、裂纹。至于在什么条件下产生腐蚀，则根据Nels。n曲线确定。
为避免高温氢腐蚀，加氢装置高温、高压、临氢部分的设备、管线多采用合金钢或不锈钢。
2．氢脆
氢原子渗入钢材后，使钢材晶粒中原子结合力降低，造成材料的延展性、韧性下降，这种现象称为氢脆。这种氢脆是可逆的，当氢气从材料中溢出后，材料的力学性能就能恢复。
氢脆的危害主要出现在加氢装置的停工阶段，装置停工阶段，系统温度、压力下降，氢气在材料中的溶解度下降，由于氢气溢出的速度很慢，这时材料中的氢气处于过饱和状态，当温度冷却到150℃时，大量的过饱和氢气会聚积到材料的缺陷处，如裂纹的前端，引起裂纹扩展。
所以加氢装置停工时降温、降压的速度应进行适当的控制，进行脱氢处理。
3．高温n2S腐蚀
高温U2S腐蚀主要发生在反应系统高温部分，高温H2S腐蚀表现为与H2共同作用，氢气的存在加强了H2S的腐蚀作用，同时，U2S的存在也加强了氢气的腐蚀作用。该种腐蚀的防治方法是选择抗H2S腐蚀材质。
4．湿H2S的腐蚀
湿H2S的腐蚀是指温度较低并且含水部位的U2S腐蚀，包括高压空冷、高压分离器、脱丁烷塔塔顶系统、脱硫系统等部分。
湿H2S的腐蚀形态主要有：电化学腐蚀引起的表面腐蚀；H2S腐蚀过程中，产生氢原子引起的氢脆、氢裂；硫化氢引起的应力腐蚀破裂。
该种腐蚀的防止方法为：H2S浓度不高时，使用普通碳素钢，适当加大腐蚀裕度，在设备制造及施工中进行消除应力处理；当H2S浓度较高时，选用抗H2S腐蚀材料，或对设备内壁进行内喷涂处理。
加氢装置的安全设施
1．设备平面布置
加氢装置火灾危险性属于甲类，设备平面布置按《石油化工企业设计防火规范》（GB 50160---92）中的要求进行布置。同类设备集中布置。
2．消防设施
加氢装置内设有环行消防道路，以利于发生事故时消防车进出。装置内设有环行消防水管网，装置内设有多处消防蒸汽服务站，装置内设置有一定数量的干粉式灭火器。
3．防火、防爆
加氢装置内的介质多为易燃、易爆介质，加氢装置内的电器、仪表设备均选用防爆型设备，管道、设备上安装防静电接地设施，要求接地电阻不大于412。
4．加热炉安全设施
加热炉周围设有蒸汽消防汽幕，加热炉炉堂内设有灭火蒸汽人口。
5．可燃气体报警器
在可能发生可燃性气体泄漏的位置，安装可燃气体报警器。
6．气防用品
由于加氢装置内有H2S等有毒气体，所以车间配备有防毒面具、正压式呼吸器等气防用品。
7．安全阀
按设计要求，凡需要安装安全阀的部位均安装有安全阀，而且按有关安全要求为双安全阀。
紧急放空联锁系统
加氢装置的危险性较大，加氢反应为强放热反应，如控制不好，反应温度会迅速上升，反应温度升高后，会进一步加剧加氢裂化反应，使反应器温度在很短时间内上升很高，也就是发生“飞温”，以至烧毁催化剂和反应器。为避免“飞温”事故发生，加氢装置设有紧急放空联锁系统，系统降压速度为0.7MPa/min或2．1MPa/min。
1．紧急放空系统的联锁条件
①循环氢压缩机停运联锁。②循环氢压机人口分液罐高液位联锁。③由于系统较大泄漏、反应温度失控等原因，手动联锁。
2．紧急放空系统的联锁动作
①紧急放空阀打开，反应系统泄压。②反应进料泵停机。③新氢压缩机停机。④反应加热炉灭火。

❽ 四川德盛巨能石油化工有限公司怎么样

四川德盛巨能石油化工有限公司是2016-09-28在四川省遂宁市船山区注册成立的其他有限责任公司，注册地址位于遂宁市船山区中国西部现代物流港物流大道488号1379室。

四川德盛巨能石油化工有限公司的统一社会信用代码/注册号是91510903MA62661H4X，企业法人谢德星，目前企业处于开业状态。

四川德盛巨能石油化工有限公司的经营范围是：批发（禁止储存）：汽油、柴油、煤油、燃料油[闪点＜60℃]、石脑油、煤焦油、丙烯、粗苯、混合芳烃、甲苯、二甲苯、苯乙烯、硫磺、甲基叔丁基醚、甲醇、C9、C5、聚乙烯、聚丙烯、煤制油、天然气（工业）、液化气（工业）、异辛烷、稳定轻烃、溶剂油；销售：防爆撬装式汽车加油（气）装置、石油化工产品（不含危险化学品）。（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）。

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❾ 磁翻板液位计有外置式的吗 液氯储槽装哪种液位计（包括现场和远传）比较合适

氯碱行业液氯储罐的液位测量最完美的解决方案，选用西安华舜测量设备有限责任公司的HS-2000智能型外置式超声波液位计。

1. 产品概述

HS-2000智能型外置式超声波液位计,是我公司研发的一项新技术、新产品，液位测量采用了传感器外贴、与被测液体非接触的测量方式，是液位测量史的一个重大革新。HS-2000智能型外置式超声波液位计，可在罐外连续测量液位，对罐体不开孔、安装可不停产，特别适合老产品的换代。HS-2000智能型外置式超声波液位计特别适合密闭容器内的各种有毒物质﹑强酸﹑强碱及各种纯净液体的液位进行精确测量，仪表采用隔爆设计，还可在需要防爆的场合应用。

2. 工作原理

HS-2000外置式超声波液位计采用了雷达的回波测距原理，结合公司的数字信号处理技术，克服了储罐壁的影响，高精度的非接触测量罐内的液位。仪表以我公司独立开发的专用超声波处理技术为系统内核，实现了超高速的数字信号处理功能。处理后的液位高度数值准确，无需CPU再作分析、比较、判断。CPU获取液位数值后，可送NVRAM存储、送数码显示器显示。此外仪表可输出4～20mA标准信号或通过RS-485接口将测量结果输出至上位计算机（或二次表）。

3. 产品特点

l 非接触式测量：工业仪表中最理想的测量方式

l 精度高、反应灵敏

l 适用面很广：可用于有剧毒的、强腐蚀性的、高压力的、各种复杂工况、以及爆炸性气体环境下的各种液体介质测量

l 安装方便、操作简单

l 安装可不停产、不清罐、不动火

l 仪表不需要定期标定

l 仪表工作可靠、性能稳定

l 仪表不需要使用方维修、免维护

l 使用寿命长

l 智能型、电子仪表

l 抗干扰能力强

4. 技术参数

4．1性能

l 量程规格：3m、5m、10m、20m、30m

l 显示分辨率：1mm

l 短时间重复性：1mm

l 测量误差：1‰（罐壁过厚、压力温度不稳可能影响精度）

l 迁移量：±10m

l 液晶屏显示：6位LCD

4．2供电

l 24VDC, ±15%,10W

4．3接线形式

l 四线制（两根电源线、两根信号线）

4．4接口

l 模拟输出：4～20mA，最大负载750Ω

l 通讯接口：RS-485

4．5外壳

l 结 构：铸铝

l 防护等级：IP65

l 防爆标志：ExdIICT6

4．6环境条件

l 主机使用环境温度：-20℃～+70℃

l 超声波探头使用环境温度:-50℃～+100℃

l 湿度：15%～100%RH

注：若温度低于-20℃时，建议给主机增加保温措施（加保温层或伴热装置）

5. 应用条件

5．1介质纯净度

l 液体中不能充满密集气泡

l 液体中不能悬浮大量固体，如结晶物

l

l 液体中不能沉积大量沉淀物

5．2介质粘度

l 动力粘度<10mPa•S。10mpaS<动力粘度<30mPaS时可能会使仪表量程减小；动力粘度>30mPaS时不能测量

l

注：随温度升高粘度降低，大部分高粘度的液体受温度影响更为明显，所以在测量有粘度液体时就应注意液体温度影响。

5．3被测容器

l 材质：安装测量探头处的容器壁要求用能够良好传递信号的硬质材料制成。举例：碳钢、不锈钢、各种硬金属、玻璃钢、环氧树脂、硬质塑料、陶瓷、玻璃、硬橡胶等材料或其复合材料。安装测量探头处的容器壁若为多层材料，则层间应紧密接触，无气泡或气体夹层，该容器壁的内外表面应平整。举例：硫化硬橡胶衬层，环氧树脂衬层，不锈钢衬层，钛衬层

l 壁厚：2～70mm

l 罐型：球罐、卧罐、槽罐、立式罐等

5．4探头安装要求

l 对于铁质容器，可以给探头工作端面涂上硅脂并用磁性吸盘将其直接贴在容器底部即可；若容器外壳是玻璃等其它材料，可以用胶将探头粘贴固定或用支架固定于容器底部。探头指向须与所测距离在同一直线上；

l 探头正上方无盘管等遮挡物；

l 远离罐底进液口，以避免进液剧烈流动对测量的影响；

l 远离罐顶进液口下方位置，以避免进液冲击使液面剧烈波动影响测量；

l 高于出液口或排污口，以避免罐底长期沉积污物对测量产生不利影响。如不满足条件，则应有措施保证定期清除罐底污物；

l 液位测量头用磁性或焊/粘接固定方式安装时，容器壁上的安装表面尺寸应不小于Ф100mm的圆面，表面粗糙度应达到1.6，倾斜度应小于3°(旁通管除外)；

l 订货选型

HS-2000

A

不防爆

B

防爆

T

特殊介质专用

3

3米量程

5

5米量程

10

10米量程

20

20米量程

30

30米量程

S

普通型（单探头：超声波传感器）

D

自校准型（双探头：超声波传感器）

备注

专用表为防爆型，测量特殊介质

6. 现场安装及实物图例物

液位计实物照片

液位计在卧式罐上安装图片 液位计现场安装照片

7. 部分已测量介质

液化气

氯仿

二甲醚

水

盐酸

丙稀

酚水

香蕉水

甲基叔丁基醚

偏二甲肼

氮甲基苯氨

丁二烯

氯乙烯

轻烃

嗅素

无水氟化氢

甲苯

硫化氢

汽油

C3

二氧化碳

二甲苯

四氯乙烯

环氧乙烷

丙酮

植物油

乙醇

氟立昂

乙醚

柴油

乙烯

牛奶

液氨

煤油

硝酸

甲醇

硫酸

甲氨

盐水

液氯

❿ 动火作业中发现动火部位发生火情作为现场监护人该如何处置

为保证动火作业安全施工现场动火作业应符合哪些要求
应符合9个要求。
具体要求如下：
（1）施工现场动火作业前，应由动火作业人提出动火作业申请。动火作业申请至少应包含动火作业的人员、内容、部位或场所、时间、作业环境及灭火救援措施等内容；
（2）动火许可证的签发人收到动火申请后，应前往现场查验并确认动火作业的防火措施落实后，方可签发动火许可证；
（3）动火操作人员应按照相关规定，具有相应资格，并持证上岗作业；
（4）焊接、切割、烘烤或加热等动火作业前，应对作业现场的可燃物进行清理；作业现场及其附近无法移走的可燃物，应采用不燃材料对其覆盖或隔离；
（5）施工作业安排时，宜将动火作业安排在使用可燃建筑材料的施工作业前进行。确需在使用可燃建筑材料的施工作业之后进行动火作业，应采取可靠的防火措施；
（6）严禁在裸露的可燃材料上直接进行动火作业；
（7）焊接、切割、烘烤或加热等动火作业，应配备灭火器材，并设动火监护人进行现场监护，每个动火作业点均应设置一个监护人；
（8）五级（含五级）以上风力时，应停止焊接、切割等室外动火作业；
（9）动火作业后，应对现场进行检查，确认无火灾危险后，动火操作人员方可离开。
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动火作业安全 哪些事项要注意
仅供参考：
第一章 总则
第一条 为规范西南油气田分公司（以下简称分公司）工业动火安全管理，防止事故发生，依据SY/T5858-2004《石油工业动火作业安全规程》、《中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司工业动火安全管理办法（暂行）》和《中国石油天然气股份有限公司炼化专业工业动火安全管理规定》等有关标准和规定，特制定本规定。
第二条 工业动火，是指在油气、易燃易爆危险区域内和油气容器、管线、设备或盛装过易燃易爆物品的容器上，进行焊、割作业，以及能直接或间接产生明火的其它施工作业。
第三条 分公司工业动火实行工业动火作业票制度。工业动火作业票应详细说明动火作业范围、确定危害和评估风险、制定相应防范措施。
第四条 工业动火作业票是动火现场操作依据，不得涂改、代签。动火作业票只限一处一次使用。特殊动火、一级工业动火作业票有效时间不超过8小时，如动火作业本班不能完成，作业应在交接班时重新确认，进行技术交底，并由接班相应人员签字后方可持续有效。二级工业动火作业票有效时间不超过3天，三级工业动火作业票有效时间不超过5天；二级、三级动火作业超过一天时，每天在开工前，应由动火人、监护人共同检查动火现场，核对安全措施，合格后经签字确认方可动火。
第五条 在动火作业准备过程中，施工单位应与生产单位密切配合，进行危害识别、制定动火方案及控制措施、做好变更管理及应急预案。
第六条 凡是没有办理动火手续、没有落实动火安全措施、未设现场动火监护人以及动火方案有重大变动且未经批准的，一律禁止动火作业。动火作业期间，如发现异常情况，应立即停止动火作业。严禁与动火方案和动火票不符的动火。
第七条 本规定适用于西南油气田分公司管辖范围内的石油天然气勘探、开发、储运、炼油化工、油气管道、油气田基本建设及其他易燃易爆场所的工业动火作业。
第二章 工业动火分级
根据分公司生产特点和动火部位爆炸危险区域危险程度、影响范围及事故发生的可能性，分公司工业动火分为油气生产类（含天然气净化）工业动火和炼油化工类工业动火分别进行管理。
第八条 油气生产类（含天然气净化）工业动火等级划分
（一）一级动火
（1）原油储量在10000m3以上（含10000m3）的油库、联合站，围墙以内爆炸危险范围内的在用油气管线及容器本体动火；
（2）容量大于5000m3（含5000m3，包括原油罐、污油罐、含油污水罐、含天然气水罐等）、容器本体及附件动火；
（3）天然气气柜和容量大于400m3（含400m3）的石油液化气储罐动火；
（4）容量大于1000 m3（含1000m3）成品油罐和轻烃储罐的动火；
（5）直径大于426mm（含426mm）集输气管线、在输油（气）干线上停输动火或带压不停输更换管线设备的动火；
（6）天然气净化装置、集输站及场内的加热炉、溶剂塔、分离器罐、换热设备的动火；
（7）天然气压缩机厂房、流量计间、阀组间、仪表间、天然气管道的管件和仪表处动火；
（8）天然气井井口无控制部分动火；
（二）二级动火
（1）原油储量在1000m3～10000 m3的油库、联合站，围墙以内爆炸危险区域范围内的在用油气管线及容器本体动火；
（2）容量小于5000 m3储罐、容器本体及附件的动火；
（3）容量小于400 m3石油液化气储罐的动火；
（4）容量小于1000 m3成品油罐和轻烃储罐的动火；
（5）容量1000 m3～10000 m3原油库的原油计量标定间、计量间、阀组间、仪表间及原油、污油泵房的动火；
（6）铁路槽车油料装卸栈桥、汽车罐车油料灌装油台及卸油台内外设备及管线上的动火；
（7）输油（气）站、石油液化气站站内外设备及管线上以及液化气充装间、气瓶库、残液回收库等的动火。
（三）三级动火
（1）原油储量小于1000m3（含1000m3）的油库、集输站围墙以内爆炸危险区域范围内的在用油气管线及容器动火；
（2）容量小于1000 m3（含1000 m3）的油罐和原油库的计量标定间、计量间、阀组间、仪表间、污油泵房的动火；
（3）在油气生产区域内的油气管线穿孔正压补漏动火；
（4）采油井单井联头和采油井井口处动火；
（5）钻穿油气层时没有发生井涌、气侵条件下的井口处动火；
（6）输油（气）干线穿孔微正压补漏、腐蚀穿孔部位补焊加固的动火；
（7）焊割盛装过油、气及其他易燃易爆介质的桶、箱、槽、瓶的动火；
（8）制作和防腐作业中，使用有挥发性易燃介质为稀释剂的容器、槽、罐等处的动火；
（9）除一级、二级动火外，其他油气区生产和严禁烟火区域的生产动火。
（四）如装置、管道内有轻烃、凝析油，动火等级上调一级。
第九条 炼油化工类工业动火等级划分
（一）一级动火
（1）处于生产状态的工艺生产装置；
（2）各类油罐区、可燃气体及助燃气体罐区、液化石油气站；
（3）可燃液体、可燃气体及助燃气体的泵房与机房；
（4）可燃液体和气体及有毒介质的装卸区和洗槽站；
（5）工业污水场、易燃易爆的循环水场、凉水塔和工业下水系统的各种井、池、管道等（包括距上述地点15米以内的区域）；
（6）化学危险品库、油库、
（7）储存、输送易燃易爆液体和气体的容器、管线。
（二）二级动火
（1）装置停车大检修、工艺处理合格，经厂组织检查，认定可以按二级动火管理的生产装置；
（2）运到安全地点并经吹扫处理，检测分析合格的容器、管线；
（3）仓库、车库；
（4）生产装置区、罐区的非防爆场所；
（5）在生产厂区内，不属于一级动火和特殊动火的其它动火。
（三）特殊动火
按规定不允许动火的带油、带压或带有其它可燃介质的容器、设备和管线，确因生产需要的动火为特殊动火。
第三章 工业动火审批程序及权限
第一十条 动火作业前，由生产单位（动火部位所在单位）申请动火，由施工单位负责办理《工业动火作业票》，按审批权限，逐级上报，分级负责，批准后方可进行工业动火。各级安全管理部门对审核过的《工业动火作业票》，以档案形式保存一年以上。
第一十一条 新建工程项目的动火作业，由乙方单位自行负责动火审批、监护；改、扩建项目，由乙方单位到甲方建设单位相关部门审批。
第一十二条 油气生产工业动火审批程序及权限