天然气改造施工方案精选(九篇)

第1篇：天然气改造施工方案范文

关键词：天然气泄漏;堵漏技术;整体治理

天然气作为一种洁净的能源，越来越受到人们的青睐。天然气管道发展进入繁荣时期，管道长度的日益增加，让天然气泄漏与治理问题显得日益严峻。

1、天然气泄漏的危害

随着管网越来越复杂、管线越来越长，重大安全隐患问题愈加突出。天然气爆炸极限很低(仅为5%-15%)，属甲类化学危险品，稍有泄漏就很容易与空气混合形成爆炸性混合气体，遇火源就可能发生爆炸，造成人员伤亡、设施破坏和供气中断等等。由于管道劣化和老化、自然灾害和施工破坏等各方面因素，管道泄漏以及由此引发的爆炸事故频频发生，给人民的生命、财产和生存环境造成了巨大的威胁。例如，2002年4月22日，我国郑州市发生天然气管道爆炸；2005年11月23日，北京市大兴区天然气管道爆炸，18人炸伤；2006年1月20日，四川省仁寿县富加镇天然气输气管线爆炸，造成9人死亡、4人重伤、30余人轻伤；2007年3月12日，美国得克萨斯州天然气输气管道爆炸，大火烧毁了数十辆挖土机和卡车，造成3万多居民家中停电；等等。管道泄漏成为威胁城市天然气供给体系安全的最主要因素，及时、准确地识别出管道泄漏将具有重要意义。

2、天然气泄漏的形式及应对措施

近几年，天然气的泄漏、穿刺事件时有发生，严重影响安全生产。天然气的事故，除了违规操作，大多由于泄漏引起的，我们要给予足够的关注和重视。

2.1 天然气大量泄漏

天然气大量泄漏可能会出现两种情况，一种是普通的泄漏，另一种是因天然气的大量泄漏导致的爆炸或火灾。当面临这两种状况时，可以采取五种措施来解决此项事故。1）派出先遣人员。先遣人员由专业的维修人员和技术管理队伍组成。先查看现场，对事故的性质和部位做出分析，及时上报。然后进行初步的控制，如确定出危险区域，设定警戒线，监护和检查现场，防止扩大事故范围，配合相关应急部门完成方案调整的现场工作，最后提出抢救现场的初步方案并上报，协助地方政府疏散危险地区居民。2）通报由综合后勤队伍组成的地方市政府。请求公安、消防、交通、120急救到现场协助工作。3）及时与由实施组长落实的上级部门沟通，确定抢救现场可行方案。对事故进行放空和截断，对事故管进行放空、泄压、换管焊接、质量检验和恢复流程处理。4）通知抢险队。按照确定的方案安装设备，尽快出发，完成换管工作。5）分公司的生产运行部门通知外部协助单位。准备好设备后做好土方开挖、准备好场地，协助抢险队顺利完成换管工作。

2.2 阀组工艺区泄漏引起火灾

因阀组工艺区泄漏造成火灾与天然气泄漏引起火灾的应急措施相同。不过比天然气泄漏引起火灾的应急措施要多一个步骤。就是储运队的人员需要先进行自救，初步控制局面。首先要用最少的时间找到泄漏源的位置，找到泄漏源立即关掉所有气阀，以最快的速度终止燃烧。其次，利用阀组工艺区内储备的消防灭火器对势头较小，比较有把握扑灭的火苗进行熄灭。关阀断气灭火后，应考虑到关阀后是否会造成前一工序中的高温高压设备出现超温超压而发生爆破事故。所以完成上一步骤后，要尽快撤离现场，等待消防部门增援队伍到来后，按照消防规程进行扑灭。

2.3 管线损伤引起的泄漏

天然气大部分是采用管道输送的方式送往需求地的，但管道的安全运送仍存在隐患。目前多家带压堵漏公司每年上万起的堵漏工作证明，天然气的泄漏事故远大于起火事故频率。而最令人不安的是，人们对于天然气管道的处置与通常的管网维护没有太大的区别，往往会因为缺乏专业的堵漏技术，酿成重大事故的发生。要对城市燃气安全隐患进行整体排查，对查出的险工险段进行认真治理，做到万无一失。特别是对道路拓宽改造后，管线位于机动车道上的地段；居住小区内燃气管线上部已改为停车场或机动车辆经常通过地段；由于道路降坡而导致管线上部覆土减薄地段；各类建筑物、构筑物、物料堆放占压管线地段；各种管沟与燃气管线综合交叉、距离较近；凝水缸盖损坏丢失等特殊地段必须逐一排查。针对存在的问题采取设置专门标志、派人值班巡视、跟踪管理、禁止车辆停放、通行等严格措施，对特别地段一时整改不了的，要派专人死看死守。及时整改。对占压管线问题，尽快制定整改计划，采取各种措施解决此类问题，杜绝因占压燃气管线而引发的恶性安全事故。

3、天然气泄漏整体治理措施分析

由于天然气泄漏引起的事故时有发生，造成严重的后果，为了使天然气泄漏得到有效的控制，减少泄漏，要从设计和管理两方面入手，才能取得较好的效果。

3.1建立健全各项制度，加强监控管理。

加强有关法规、技术标准的学习，提高认识，克服重使用、轻管理的思想，增强安全意识。建立严格可行的管理体系和工作程序。落实岗位责任制。制定完善的有关燃气管道的设计、安装、使用、检验、改造等各项管理制度。

3.2 严把工程施工质量关。

天然气工程施工前，要对选用的管材设备进行检测，特别是对高压管线的材料更要严格筛选，并在设计时在每个管道燃气用户终端安装燃气泄露控制装置。在施工中如发现有不按设计图纸施工的现象，要坚决制止，并处罚有关责任人。工程验收时，对不符合质量和气密性要求的工段要坚决返工，并严肃处理责任人。唯有如此才能把燃气管道的先天患消灭在萌芽之中，确保人民生命财产的安全。

3.3 科学分类事故原因，制定多种堵漏技术

研究天然气管道泄漏技术与堵漏对策的前提是如何将泄漏事故进行科学分类，再针对每一类泄漏事故研究相应的堵漏技术和产品。应根据天然气管道泄漏的压力等级、发生位置、泄漏原因和温度的不同，来确定相应堵漏产品的密封级别、结构形式、对管线本体的保护形式和施工方式，从而形成解决不同泄漏形态的立体带压堵漏技术。

4、结束语

天然气泄漏造成的危害是巨大的，但是泄漏也是可以预防的。我们应该建立严格可行的管理体系和工作程序，落实岗位责任制，制定完善有关燃气管道的设计、安装、使用、检验、改造等各项管理制度。天然气供应维护部门配备足够的燃气管线巡查和抢修人员、配置专用设备，建立安全管理责任制，确保燃气安全；制定城市燃气安全事故应急救援预案，制定和完善应急预案，提高处理突发事故的能力。相信随着各项制度和预案的完善，天然气泄漏问题最终能得到完美的解决。■

参考文献

[1] 英国天然气质量标准与经验的启示[J]. 中国石油和化工标准与质量，2006，(06)

[2] 骆正山，王小完 基于天然气泄漏的危害性分析及应用[J] 灾害学，2009，（03）

[3] 孙艳丽,何俊峰. 燃气锅炉房设计中存在的问题及解决措施[J]. 油气田地面工程 , 2007,(05) .

[4] 郭莲芳,赵亚军. 燃气锅炉房设计体会[J]. 新疆有色金属 , 2001,(01) .

第2篇：天然气改造施工方案范文

关键词： 天然气 管网 改造 初投资

1 前言 青浦镇位于上海青浦行政区中部，为青浦区的政治、经济、文化、商业的中心。青浦城市燃气设施始建于上世纪80年代初期，虽然其历史不长，但她的发展却经历了化工厂余气利用和甲烷化技术的开发应用过程，为我国中小城镇利用化工厂（化肥厂）的弛放气、半水煤气掺混后作为气源发展城镇燃气事业以及水煤气甲烷化技术的应用等方面提供了许多新鲜经验。为了适应青浦经济的飞速发展，1998年青浦建设了一座燃气厂，生产热值为48.03兆焦/立方米的液化气混空气燃气。该燃气厂生产的液化气混空气燃气与天然气有较好的互换性。

随着国家西部大开发战略的实施，作为标志性工程的“西气东输”项目己正式进入大规模实施阶段。预计到2003年底可正式向上海供气。青浦区预计能在2004年能用上天然气。

2 管网的现状 城区管网改造涉及居民用户3万余户，现有燃气管网全长约80公里，各年代建造的管道种类不尽相同。其中，从1983年到1992年所敷设的中、低压干管和庭院管网均采用承插式铸铁管，其连接部位均采用水泥麻丝或铅麻丝浇注，总长约35公里；从92年到97年承插铸铁管被机械橡胶密封(SMJ接口)铸铁管替代，全长约30公里；97年后，新型的聚乙烯燃气管(PE管)正式使用，全长约15公里。

3 管网系统的改造 随着西气东输即将到达上海，有必要对老城区的一些燃气设施作必要的改造，以适应天然气的到来。

3.1 原有管网存在的问题

原有铸铁管，特别是原有的承插式接口铸铁管不是太适合干燥天然气的输送，接口容易造成漏气。改送干燥天然气后，原来粘附于管壁一些灰尘、铁锈等物质，逐渐被干燥，进而与管壁脱离，随着燃气的流动在管道内飞扬，其结果就是这些尘土将堆积于阀门调压器，以及管道弯头等处，造成设备的损坏和管道的阻塞。

青浦现有输配管网虽然输送的是加湿后的液化气混空气（加湿效果不理想），但是管网本身是按煤制气输送条件设计的，煤制气的热值和运行压力较低，其输气管道管径较粗，承压较低。而天然气的热值和运行压力都较煤制气要高，输送同样热值的燃气所需的管径也较细，其管道的运行压力较高，对于天然气的中压管道，这点尤为明显。

由于城市建设的不断发展变化，燃气管网总是从无到有，从少到多这样发展起来的。由于城区建设缺乏高起点的远期规划，随着老城区的不断改造，造成了目前燃气输配管网的总体布局不太合理。比如许多调压站附近的新用户，燃气却是从远离调压站的地方绕行输送过来的，这样就造成了管网布局的不合理性。

3.2 管网供气方案的选择

由于老城区内建筑物比较密集，人口密度较大，街道和人行道都比较狭窄，从安全运行和方便管理的角度看，只能敷设中低压管道。而且，在改造的供气区域内，已形成了中低压管网的供气系统，为了充分利用原有管道和管位，节省投资费用，改造区域内仍然采用中低压两级系统供气。

3.3 调压站及管网管径的选择

改造区域内原有调压站11座。现有两种改造方案，一是保留其中7座，第二是保留其中10座，我们从投资和运行可靠性两方面予以比较，从中选择较优的方案。

首先从投资上来看，前方案比后方案少了三座调压站，调压站建设费用以及站前中压引入管建设费用有所降低；但是，调压站减少，出站燃气管道及站区附近燃气管道的管径较后一方案要粗一些，低压管道建设费用有所增加。对于整个管网系统投资费用，需要经过计算分析才能得出比较客观的结论。

我们拿青浦老城区中一个比较典型的改造区域——三元区为例，粗略估算一下其投资费用。方案一在该区内设置一个调压站，而方案二设置两个调压站，调压站布局如图1所示。

第3篇：天然气改造施工方案范文

关键词：往复式压缩机组 工作缸 平衡缸 方案 节能减排

涠洲XY平台位于南中国海北部湾海域，是涠西南油田群的集输中心，接收涠洲油田群的原油及伴生气，油田伴生气经过前期处理、增压后通过一条32.5km的8″海底气管线输送致陆岸终端处理厂。随着许多边际油田的开发投产，油田伴生气量也随之大幅增加，据统计涠洲油田群每天产出的油田伴生气气量至少有80×104m3。但受压缩机排量的制约，大量的油田伴生气未能输往陆岸终端处理厂，造成天然气放空燃烧，浪费了天然气资源。在项目研究过程中遇到许多复杂情况，如平台改造空间受限、生产安全、技术瓶颈等，如何突破技术瓶颈，最终实现涠洲油田群的伴生气全部回收利用，达到零排放的目标，对海洋油气田的开发生产、改造具有良好的参考价值。

1、改造方案可行性研究

1.1 涠洲xy平台天然气压缩机组能力的核算

涠西南油田群天然气由高压（2.9MPa）气和低压（1.3MPa）气两部分组成，高压气可直接供用户使用。低压气需要经过增压到2.9MPa，供用户和进海底管线输致陆岸终端处理厂。

涠洲XY平台现有压缩机组是DRESSER-RAND（德兰赛兰）1990年产的单缸双作用往复式压缩机组，机型：6HOS2-1。一级压缩机的设计排量为42.7×104m3/d，进口/出口压力为1.3MPa/2.9MPa，一级有2台互为备用，进口涤气罐、一级压缩机、电动机和出口冷却器整装在一级橇内；二级压缩机设计排量为50.1×104m3/d，进口/出口压力为2.85MPa/6.57MPa，二级也有2台互为备用，其进口涤气罐、二级压缩机、电动机和出口冷却器整装在二级橇内。压缩机组工作模式为串联运行，压缩机组的排量42.7×104m3/d左右，涠洲油田群生产的低压伴生气量已经达到80×104m3/d，显然现有压缩机满足不了天然气增压外输的要求。涠洲xy油田现有压缩机成了伴生气利用的瓶颈问题。

1.2 压缩机组技术改造方案

经过调研、分析确定了如下四种方案：

方案一：将现有的四台压缩机同时并联运行，该方案的优点是充分利用了现有压缩机，投资较少。主要缺点是没有备用机，涤气罐无法满足要求，并且同一个橇上两台压缩机组同时运行会造成更大的振动。

方案二：对现有压缩机进行改造，将单缸改为双缸以增加压缩机的处理能力，但该方案的改造受平台空间的限制，无法满足改为双缸工作所需的空间，且改造工作量大、停产时间长。

方案三：换新机组。用2台机组替代现有的4台机组，一用一备，每台压缩机采用二级压缩方式，该方案有望解决机组振动、空间和排量等问题，缺点是投资大，停产时间比较长。

方案四：改造现有压缩机组，将现有的二级压缩机改造为一级压缩机，再与原一级压缩机并联运行，每个橇上的两台压缩机都是一用一备。

1.3 方案的确定

综合各方面因素，最后确定方案四为涠洲XY平台天然气压缩机组的改造方案。具体方案为：将原二级压缩机10.5″的工作缸需更换为15″工作缸，10.5″的平衡缸改为10″的平衡缸，气缸、活塞组件、进出排气缓冲罐也相应更换，现有二级压缩机的电机功率满足改造后压缩机的所需功率，可以利用现有的电动机不用更换，改造后与原一级压缩机组实现并联运行。

2、关键技术

涠洲Xy平台共有4台往复式天然气压缩机组[1]，分别安装在以下两个撬块上：A、97-453撬（P-X-201）有两台电动压缩机，一开一备，承担一级压缩，每台压缩机只有一个15″气缸工作，另一个气缸是平衡缸；B、97-454撬（P-X-203）也有两台电动压缩机，一开一备，承担二级压缩，每台压缩机只有一个10.5″气缸工作，另一个气缸也是平衡缸。橇块尺寸均为4300×8200×4000mm。

要将原二级压缩机成功地改造成一级压缩机，关键技术在于：（1）根据新的工况和工艺要求，选择正确的新气缸；（2）正确选择平衡缸。

2.1 正确选择气缸

新的工艺状况，压缩机组的进口压力由原来的2.92.9MPa变为1.32.9MPa，要求改造后压缩机组出口压力为2.92.9MPa，出口气量达到42.7万方/天，性能计算后，得出新气缸：工作缸15″气缸，10″平衡气缸。

2.2 正确选择平衡缸

通过对机组的平衡重进行优化设计配重，从根本上减小振源，才能有效的控制机组的振动[2]。

对原10″平衡气缸、新15″压缩气缸相关运动组件进行了称重，取得原始配重数据，见表1。

根据改造方案，将原10″压缩气缸组件替换为新15″压缩气缸组件。由于新15″压缩气缸活塞组件的材料进行了改变，使其重量比原10″压缩气缸活塞组件的重量少，为了使新压缩缸与原平衡缸的运动重量尽可能达到一致，保证平衡，我们将原10″平衡缸的平衡块去除，并稍微增加新15″压缩气缸的平衡重，重新配重数据见表2。

经过重新配重后，C机新压缩缸与原平衡缸两端的配重差额为0.196Kg，D机新压缩缸与原平衡缸两端的配重差额为0.006Kg。其中C机新配重差额小于未改造前原配重差额0.499Kg，D机新配重差额约等于改造前原配重差额。

改造后的平衡重更加合适，配重差额更小，在机组运行时导致的机组振动减小。

3、实施效果

项目改造于2011年8月5日开始、2011年10月28日机械完工，2011年10月29日至11月9日进行试车，无负荷运转和带负荷运转检测数据显示各项技术参数等均在正常值范围内。试车结果表明：各项指标均达到设计要求。改造后天然气压缩机组的处理量，由原来的42.7×104m3/d增加到85.4×104m3/d；放空到火炬的天然气全部得以回收，实现零排放目标。改造后压缩机组的振动问题得到明显改善。未来五年将多回收利用天然气1.49×108m3，液化石油气1.998×104t，轻油0.78×104t。减少火炬排空量1.65×108m3，节能22万吨标煤，产生良好的经济效益、社会效益和环保效益。

4、结语

应用合理的研究方法、对现存问题进行研究，建立合理的改造方案，克服平台空间受限等多难题，改造压缩机组，达到充分回收利用油田伴生气、节能减排的目的。两台往复式压缩机组的成功改造为今后同类设备的改造提供了有益的经验。

参考文献

第4篇：天然气改造施工方案范文

摘要：文章分析了吐哈油田丘东采油厂目前2套油气处理装置的运行效能；对装置的安全及参数控制上进行了优化，对供气管网进行了完善，从而提高运行时率和增强供气协调功能，最终实现效益的提升。

关键词：油气处理装置整体效能工艺技术 研究方案

中图分类号：TE143 文献标识码：A

吐哈油田丘采油厂油气处理装置包括丘东一厂、二厂两套装置，其中丘东一厂装置能够同时处理丘东-温八凝析气田气、凝析油和各采油厂来的混烃，丘东二厂装置主要处理红台、温西区块所产的天然气。两套装置目前可生产液化气240吨/日，干气170万方/天。丘东油气处理装置的能否安全平稳运行极大影响下游天然气用户，因此，本文对2套装置的性能进行研究，并提出改进措施，提高装置的整体效能。

1丘东2套油气处理装置存在问题分析

1.1供气管网尚不完善

丘东采油厂做为吐哈油田天然气生产及处理的主体单位，能处理高、中、低不同压力等级的原料气，产品高、低压干气能满足甲醇供气、广汇液化天然气、乌石化等多用户产品需求。油田公司为满足下游用户对天然气的需求，必须合理调配各厂资源，减少放空损失，实现油田区域内多区块干、湿气管网的完善，因此对现有丘东供气流程有趋于多样化的要求，但目前的供气设施无法满足安全、平稳的要求。

1.2一厂高压干气外输系统超压运行 一厂高压干气外输系统原设计工作压力3.0MPa，最高工作压力3.25MPa，当膨胀机出现故障时，受外输背压影响，鄯乌首站汇管压力超过3.25MPa时，重接触塔及冷箱系统处于超压运行状态。针对这一问题，2003年对重接触塔进行过跨越改造，但改造后工艺操作复杂，安全平稳性差。同时，随着丘东集气站增压工程的逐步投入使用，气处理装置运行平稳性受上游供气的影响逐步增大，压缩机运行故障会造成重接触塔的频繁跨越，安全风险性增大。

1.3工况改变频繁

随着上游供气条件及下游用气量的变化，两套装置的工艺状况与原设计有较大差异。因此必须根据来气工况的变化调整系统运行参数，以确保产品质量及轻烃收率的最大化。

1.4部分设备效率低

导热油炉是装置运行的关键设备，自2005年二厂导热油炉投入使用以来，先后三次发生导热油炉盘管泄漏事故，造成紧急停厂维修达60余天，经济损失达6千多万。

丘东火炬回收系统作为油田公司进行的一项重大节能举措，年回收放空天然气520万方。由于机组在投运后无法达到设计能力运行，造成天然气损失约100万方/年。

2提高装置性能的优化措施

2.1供气流程的优化与实施

改进措施1：一厂高压进气流程的优化及实施

利用一厂高压改进二厂高压进站流程及调节阀，将高压进站气（6.0Mpa）通过调节阀直接改进越站外输流程，减少对上下游系统造成冲击，实现平稳跨越的目的。

改进措施2：二厂高压湿气调气流程的优化及实施

将二厂高压进站湿气经分子筛脱水后与一厂高压干气外输管线相连，实现二厂

高压湿气转首站高压气供气流程，由站外阀池手阀调气改为在站内通过调节阀调节。

改进措施3：二厂界区管网的优化与实施

高压原料气通过越站外输流程改进低压原料气进站管线，增加高压进站自动放空调节阀。实现对高压进站压力的控制，同时，可将高压气转成低压原料气转输至丘陵实现对天然气资源的充分利用。二厂低压干气外输管线与丘陵供气管线相连，不合格干气可输至丘陵。

通过对界区管网的改造和完善，目前丘东一、二厂界区管网可以达到以下目的：

目的一：实现轻烃的回收利用：将含烃较重一厂不合格低压干气输至丘陵再加工；一厂低压干气20×104Nm3/d，输至二厂压缩机入口进行处理，回收液化气7吨/天。

目的二：实现对一、二厂原料气、干气产品的多渠道合理调配。可以根据生产需要，实现了将一厂高压湿气、高、低压干气、二厂高、低压湿气、二厂低压干气输至丘陵、首站的功能。

2.2提高装置安全性能的研究与措施

随着丘东集气站增压系统的投入使用，进站气的平稳性受压缩机运行影响，因此丘东高压干气外输系统的改造，彻底解决了膨胀机停机造成的以上设备超压问题，极大的提高了装置的安全性能。减少了人为操作的风险。

2.3提高装置运行效率的措施与实施

工艺参数的优化及实施。根据来气量、来气压力调整天然气系统工艺参数，保证装置在低负荷下的安全运行、较高负荷下的高效能运行。

设备性能的优化及实施。导热油炉的更换及燃气系统的完善。由于二厂导热油炉多次发生炉管破裂，存在严重的安全隐患，对二厂导热油炉炉体进行更换；更换导热油炉炉体及燃烧器一具，辅助工艺采用原有设备流程；在膨胀机密封气出口新增加一具燃气过滤分离器，进行进一步油气分离，同时将膨胀机密封气引至低压进站原料气管线，燃气由二厂低压干气供给； 导热油炉燃气系统增加一套备用燃气减压阀组，避免燃气减压阀组出现故障时无法及时维修造成的停厂影响，整体提高了导热油炉的运行性能。

二厂火炬回收压缩机的性能优化。火炬回收压机自投运以来，夏季运行多次出现排温高停机问题，造成机组无法高载荷运行，放空气无法回收完全。同时机组冬季运行期间，由于回收气中含水，容易造成入口管线过滤器部位冻堵，造成机组吸入压力低故障停机。

改造方案：将火炬回收压缩机循环水管线由DN25改成DN50；在火炬回收压缩机出口与入口管线连接，引一根补热气管线。冬季期间将部分热气改进入口管线，提高进气温度，减少冻堵。

3经济效益评价

一厂高压干气外输系统改造：膨胀机故障停机或手动停机时，高压干气的放空量约为7.5万方/每次，初步估算，此方案实施后，全年可减少天然气损失37.5万方，收益为22.87万元。

火炬压缩机改造：原有火炬回收压缩机夏季因排温高停机、冬季因入口冻堵吸入压力低停机问题得到解决，机组夏季运行载荷由15Hz提高至30Hz，运行时率由78%提高至95.5%，全年按照330天计算，减少天然气放空损失量124万方，收益为75.57万元。

外输管网改造，极大的提高了供气协调功能，多次在处理突发事故时起到作用，减少大量放空，保证了供气的平稳和良好的经济效益。

仅对1和2两项效益进行评估，则：

经济效益合计98.44万元

投资情况：高压干气外输系统工艺改造 共计330万元；其他工艺改造共计10万元，投资合计340万元。投入产出比1：3.45

社会效益：减少了天然气放空，保护了环境，提高了装置的安全性，降低了工人劳动强度，提高了轻烃技术和操作人员的业务水平。

结束语：

近年来，通过对已成熟适用的轻烃处理装置，根据不同工况，在设计及使用中存在的问题，通过技术改造，降低了人工操作劳动强度，提高了装置的安全性能。优化了装置流程，提高了装置的效率，确保了企业效益的最大化。

参考文献

[1]高建保.轻烃回收装置操作参数优化模型.石油与天然气化工，1998(1)

第5篇：天然气改造施工方案范文

[关键词]风景园林，施工，影响因素

中图分类号：TU986 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）44-0201-01

1.植被设置对风景园林施工的影响分析

（1）在植物种植过程中，一些小环境对植物施工也有一定影响，如建筑物的朝向、地形的特殊地带等[1]。这些地带在园林设计图中可能表达的不是很清楚，施工员要与设计员共同协商修改方案，有的施工员仅按照自己的主观想法进行营造，往往选择一种最简单的方式，如种植一些边缘树种，有可能达不到最好的效果。

（2）在施工的时候，市场也往往会成为某种影响因素，如旺季时植物资源匮乏；雨天时没有卖家起树挖草皮；在冬季买不到或者是只有在很远的地方才能买得到的材料，就需要施工人员对方案进行改动，施工时选用现有的材料或者与原材料相近的材料。

（2）园林绿化项目提交设计单位设计时，一些设计人员没有对当地的气候条件、土壤类别、树木的适生密度、各地植物群落的差异等进行深入地调查和研究，生搬硬套，盲目设计，使植物不能适应当地条件，造成死亡，或者是养护投入巨大，带来沉重的负担。此外，如将适生于杭州、天台等地生长的树种广玉兰、雪松等设计到温岭、玉环海岛种植，造成广玉兰（浅根）、雪松（大冠幅）常年受劲风袭击倒伏。设计不当，盲目选择树种，不但影响园林植物正常生长，造成园林景观面目全非，而且对园林施工造成一定影响，有时甚至延误工期。

2.地形地貌对风景园林施工的影响分析

（1）园林地貌在满足使用和景观需要的同时，必须使其符合园林施工的要求。如山高与坡度的关系、各类园林广场的排水坡度、水岸坡度的合理性和稳定性等问题，都需要严格地推敲，以免发生如陆地内涝、水面泛溢或枯竭、岸坡崩坍等工程事故。切不可不顾后果，执意要求景观效果[2]。

（2）在园林规划设计中，存在地形地貌的设计过于简单化和盲目化等问题。有的设计不因地制宜，只按个人的意愿和想象设计，施工时地形与周围的环境差距甚远；有的则不对地形地貌进行设计和改造，觉得自然的才是最好的，却忽略了具有起伏变化的园林地形对园林工程景观的重要性，没有很好地结合园林使用功能和园林景观构图等方面的要求[3]。

3.施工色彩及图案设计对于风景园林施工的影响分析

（1）铺装对园林施工的影响

在园林铺装施工中 ，铺装图案并非越大越好，铺装图案的尺度与场地大小有密切的关系。大面积铺装应使用大尺度的图案，若铺装图案较小则会显得琐碎。铺装材料的尺寸也影响其使用效果。通常尺寸的大小在美感上并没有多大的区别，有时小尺寸材料铺装形成的肌理效果或拼缝图案往往能产生更多的形式趣味，或者利用小尺寸的铺装材料组合成大图案，也可与大空间取得比例上的协调[4]。

（2）建筑小品设计不当对园林施工的影响

在园林设计中，园林小品对整个景观的营造有举足轻重的作用[5]。然而很多小品没有很好的立意，或摆放位置不恰当，使之在整个园林景观中可有可无，忽略了园林小品应具有的性质。从装饰性来看，有的小品好看不实用，实用性和装饰性没有很好地结合起来，致使一个设计不当的园林小品可能会影响部分甚至整个园林景观效果。

（3）色彩设计的影响

在铺装中，铺装的色彩一般选择沉着、大气的色彩，并为大多数人所接受，其中中间色彩和环境的统一是极为关键的。因此，在施工过程中，不仅要注意地面铺装的色彩与周围环境包括建筑、小品的色调相协调，而且要注意铺装的色彩不能过于鲜艳富丽，否则容易造成喧宾夺主，甚至造成混乱的气氛。同时使用色彩时要保证不会对视觉产生过强的刺激，使行人在上面行走时有舒适感和安全感。

4.施工要求对于风景园林施工的影响分析

（1）工期就是从开工到竣工完全按照日历天数计算，不扣除停工日数。在施工过程中，甲方如要求的竣工工期为20个日历天，但是按正常进度算下来远远大于20d的情况下，就可以把园林植物配置设计中一些无关紧要的要素去掉或者稍微进行改动，使施工变的更容易，就不会延误工期。甲方一般是指提出目标的一方，在合同拟订过程中主要提出要实现什么目标。合同中双方平等主体代称，方便在下文表述时使用简称。在合同过程中，甲方主要是监督乙方是否完全按照要求提供满足自身需求的东西。在合同执行结束后，甲方一般需要付出资金或者其他资源，以获得自身所需要的东西。

（2）施工开始后，甲方每周至少有3d的时间或者每天到施工现场处理施工中出现的突发问题或需要解决的问题，期间不免有整改。施工的园林建筑材料进场后，需经过甲方的主管工程师到现场检验，合格后方可以使用。在施工过程中，广场等的道路铺装、卵石施工、草坪铺装等均需由施工方作出样板，而甲方则根据经济和其他等方案做出整改。

5.环境因素对于风景园林施工的影响分析

（1）自然因素对植物的影响

在园林施工中，天气对植物的影响最大，而对于潮湿多雨的天气，经常出现暴雨或连续阴雨。以最常见的马蹄金草坪为例，刚铺上的草坪往往会因为长期被雨水浸泡而发烂、发臭；气温过高，刚铺上的草坪便会被烤干，影响成活率。

（2）自然因素对工期的影响

自然条件因素主要是气候条件、地理变化和自然灾害等，具体包括地震、洪涝、干旱、严寒、虫灾、台风等方面的因素。因为园林工程大都是户外施工，一遇天气变化就会影响施工的质量或进程，对风景园林施工质量极为不利。

本文从施工材料、地形地貌、环境因素等方面出发，深入分析和探讨了风景园林施工技术的影响因素，明确了不同因素的影响程度，为我国风景园林的施工技术的发展奠定了坚实的基础。

参考文献

[1] 颜路平，肖焕.高校校园绿化中植物配置的探讨[J].科技创新导报，2009（7）.

[2] 饶信义.浅谈园林工程施工管理中关系的协调[J].技术与市场.园林工程.2004（09）

[3] 陈鹭.城市居住区园林环境研究[D].中国优秀博硕士学位论文全文数据库.2006.

第6篇：天然气改造施工方案范文

一、前期准备工作

l、焦炉煤气管网现状：

济南市现有管道煤气用户13余万户，工业户3个，公福用户200余户，采用中低压两级管网供气。中压管网0.15MPa，低压调压器出口压力1600Pa，灶前压力900Pa。管线材质大部分为灰口铸铁，部分管线球墨铸铁(约20公里)。在东二环路以东曾采用PE管(约500M)。山大南路两端约300M中压铸铁管采用反衬管技术。管线接口形式为两种：一、主要是SMJ、N型机械接口；二、少量低压管线采用青铅、水泥油麻打口形式。调压设备主要是雷诺式调压器，FK调压器，少量箱式调压器、民用户中约l／3用户同时使用焦炉煤气热水器，少量用户使用家用焦炉煤气取暖器。室内管道采用镀锌钢管，其接口材料大部分为聚乙烯生胶带，少部分为铅油麻皮接口。公司调度中心具有无线电系统和管网遥测、遥讯系统，每个监测点每3分钟显示一次实时情况。

2、技术上使用现有管网转换天然气的可能性。

铸铁管网转换天然气后，遇到的最大漏气因素是，一、天然气是干气，不含水分；二、天然气中的油分会使接口材料老化。类似管网根据已转换天然气的城市经验和多年从事通气置换工作中观察到的管网实际运行工况，认为铸铁管网可以适应天然气运行。观点如下：

铸铁管网中的接口形式主要有承插式水泥接口和机械式接口两种，下面讨论中主要以这两种接口为主。

(一)、水分的影响：

从理论上讲，承插式水泥接口管线在转换后会因气体干燥而造成封口填料中的油麻干燥疏松而造成漏气。因此对此类接口管线一般采取更换。但在其它城市(如沈阳)转换后实际运行的事故分析报告中，该类接口管线漏气多为天然气中的挥发性轻质油沿密封填料与管壁间缝隙析出，造成漏气报警，纯天然气泄漏事故很少。另外，本地区该类管网在进行接管或抢修时断开后发现管内壁非常干燥。有的凝水器甚至几年没抽水仍很干燥。但未有因接口漏气而进行抢修的报告。由此笔者认为水分对该类管网的影响不象理论认为的显著。在天然气转换工作中，在时间或财力达不到时，可在加强巡线措施后，进行转换运行。从长远来看，还是以结合抢修或维修逐步更换为宜。

对于机械接口管线，由于其密封是靠压紧密封橡胶圈来达到密封目的。胶圈不受水分影响。理论上认为，天然气的长期冲刷会使胶圈干裂变形。97年改造工程及2000年经十路DN300中压改造工程中观察发现，管道内壁非常干燥。说明本地区人工煤气含水偏低。胶圈弹性及表面光洁度很好。几乎不受气体冲刷影响。现使用的S系列接口密封圈不与气体直接接触。由隔离圈将气体与密封圈隔开。减了气体对密封圈的冲刷影响。如图所示：S型机械接口连接方式

1．承口； 2．插口； 3．钢制支撑圈； 4．隔离胶圈； 5．密封胶圈；6．压兰；7．螺母；8．螺栓

(二)、油分的影响。

上文中提到，天然气中的轻质油会沿承插式接口缝隙析出，造成泄漏报警。因此，对含有油质成分的天然气转换时最好更换该类接口管线。对不含油质成分，又来不及更换的可加强措施后转换运行。

对于机械式接口管网。由于其接口材料本身是使用耐油丁胯橡胶制作，厂家提供的国家涂料质量监督检验中心的耐油实验报告证明耐油性合格，数据如下：

检验条件：室温：11℃。样品于浸泡液(正戊烷、分析纯)浸泡73．5小时后，在大气中放置24．5小时 样品 编号 实验前重量 实验后重量 含量变化率(％) 密封圈 A 0．698l 0．7108 1．82 B 0．6371 0．6486 1．81 C 0．6369 0．6452 1．30 平均 　 　 1．64 密封圈 A 0．6402 0．6487 1．33 B 0．6775 0．6867 1．36 C 0．6697 0．6784 1．30 平均 　 　 1．33

结论：浸泡实验后，样品没有发生变质变形。另根据上海橡胶制品研究所提供的物理性能实验报告中，胶圈在汽油+苯(75%+25％)的浸泡实验中重量变化率为9．8％，小于11．3％的标准。另外，现在使用的S系列机械接口材料密封圈不与气体接触。油分影响不到密封圈，延长了密封圈的寿命。

另外，由于天然气热值远高于人工煤气。因此转换后的供气中，由于管径不变。在同等用气量下，天然气可采用更低的压力级制运行。可加大安全系数。

综上所述，笔者认为铸铁管网，尤其是机械接口管网，完全可直接转换天然气，在一个较长的时间内运行。上海地方标准中也规定：0．4MPa以下允许使用机械接口球墨管。可见该类接口管线是适应天然气运行的。对于承插式接口管网，有条件时，以更换为主。尤其是待转换的天然气中含有油质成分时。 自然从长远来看，结合城市改造和管网更换，可以逐步更换为钢管。

3、机构设置

管道煤气公司接受天然气转换任务后，公司领导非常重视，多次组织专业技术人员进行业务讨论，赴沈阳、上海等城市实地考察、学习，并成立了以公司一把手为组长的天然气转换领导小组，下设办公室负责各部门的具体分工、协调。转换方案由转换办公室、调度室负责，有关转换工程由工程分公司负责，材料由材料分公司负责，营运准备由管线、营业两分公司负责，安全技术审查由安稽处、技术设备处负责，灶具准备由股分公司负责。

4、人员培训情况

管道公司由科教处负责组织对公司的中层干部、班组长分别进行培训。主要培训内容是天然气的性质、特点、在施工及运行中与焦炉煤气的区别；同时计划在《济南燃气》上开辟专栏，介绍天然气的性质特点，使更多的职工熟悉、了解天然气；对设计、施工、质检、运行技术人员组织专题讨论、学习，尽快掌握相应的设计规范和施工验收标准。

5、设备、表具、灶具更换准备工作

对于调压设备，国外曾有专业文刊报道：雷诺式调压器转换天然气后，被天然气干灰堵塞而导致失灵。但因我市雷诺式调压器前均设有过滤器，不会出现这种情况。考虑到天然气为干气的特点，调压器皮膜可能因干燥而发脆变硬，造成使用寿命降低。需提前组织调压、材料、技术等有关部门，结合兄弟城市经验，提前选定质量上佳的皮膜，对调压设备进行检查、更换。对于皮膜，我们已委托有关厂家进行加速老化实验，以确定更换的必要性，和今后运行状况下合理的更换周期。中压管线中关闭不严的阀门，将结合天然气转换工作逐步更换。

转贴于 室内大流量煤气表(2．5m3／h，4m3／h)若一次更换工作量大，资金困难，可结合表具的到期更换工作逐步更换。

民用灶具，原则上以更换为主。这主要是考虑到若更换灶头，一是效果不理想，二是济南市焦炉煤气灶具种类繁多，配件准备困难，三是焦炉煤气已运行多年且气质较差，灶具损坏严重，已基本到更换年限；四是部分新灶具亦将积极同厂家联系，尽量予以更换。

二、转换方案

根据天然气工程的进展情况及气源方向，总体转换分为两个阶段：第一阶段为历山路以西，约5万7千户、2个工业户；第二阶段为东二环以西，历山路以东，约6万7千户、1个工业户。所有青铅、水泥接口低压管道需提前改造。

1、置换方式

本次置换采用直接置换方式，即由天然气直接置换焦炉煤气。具体的方法：置换当天(1)首先置换中压管道；(2)中压置换同时，低压管线按计划进行分割；(3)低压置换；(4)户内置换。

2、置换程序

(1)由天然气转换办公室组织管线、营运部门有关人员，提前两个月对照竣工图纸对要置换区域逐楼、勘察摸底，管线分公司负责外线管网情况，要对每栋搂的气源来向、管径、长度落实清楚，绘出详细管网示意图，标明低压管线插盲板处，对中压阀门进行检查、调试，确保关断严密。营业分公司负责调查置换区域内每栋搂的户数、所属单位、表、灶规格、热水器、取暖器使用情况；置换区域内公福户类型、灶具数量、用户时间及特点，并绘出详细示意图，列出数据表。办公室负责归纳整理，制定出该区域置换具体方案。

(2)对置换区域内的单位专职安全员进行培训，普及天然气使用常识。利用报纸、电视等媒体进行宣传。提前一周的时间，管线分公司对调压器检修、更换配件，将管线中水抽净，以保证置换中不发生水堵，确定放散点，组织相关人员熟悉现场，工程分公司根据办公室要求进行相应施工准备工作。营业分公司可与股份公司联合，在要置换区域内设

置咨询处，介绍有关天然气性质、特点及安全使用常识，发放或改造灶具，并在同时发放安全常识读本。

(3)提前三天召开所有参加置换部门负责人会议，讨论该区域置换方案，明确责任、联络方式、应急措施及器材，最终由安全技术部门认可后，各部门按方案分头准备。

(4)置换当天

a：首先置换中压管道，关闭需置换区域与焦炉煤气的甲烷含量连接阀门，并在阀后(天然气来气方向后)加育板，关闭置换区域内调压器前阀门，开启天然气阀门，点燃火炬，并于末端随时监测甲烷含量，至甲烷合量合格为至。

b：中压置换同时，低压管线按计划进行分割。(即断管加盲板分区域，这里主要是考虑低压管线大部分成环状，分割后只是为了降低低压管线一次置换的工作量。)

c：中压置换合格，低压管线分割完毕，经指挥部批准后，开启调压器，调节调压器出口压力，进行低压置换。

d：低压置换合格后，进行户内置换、调试，关闭热水器、取暖器阀门，贴好封条。

e：全部工作完毕后，调压站值班24小时。

f：置换一周内完成热水器、取暖器的改造、更换工作。

(5)对试点小区重点巡视运行二至三个月后，组织有关技术部门对营运部门反馈回来的资料进行归纳分析，针对出现事故及不安全因素，制定出相应对策，并进行大规模的置换。

(6)事故处理：如转换中发生事故，应迅速报告指挥部。同时按方案中应急措施处理，保护好现场，做好记录。

3安全措施：

(1)提前对要转换区域用报纸、电台、电视等媒体进行宣传，对摸底调查中发现的事故隐患及时处理，消除在置换前。

(2)所有参加置换工作的单位严格按照置换工作标准实施置换作业。

(3)置换方案经安全部门认可后，方可实施。

(4)对可能出现的事故，由安全部门另行制定预案。

第7篇：天然气改造施工方案范文

关键词：天然气集输站场；安全现状；管理分析

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.04.050

天然气是国家重要的清洁使用能源之一，集输场站肩负油气生产的输送重任，天然气集输是承上启下的关键环节，主要是对天然气进行集输、存储、加压、预处理和输送，是安全生产重点单位。天然气集输场站作为集输系统的重要环节，在保障油气生产单位安全平稳运行具有重要作用，但是由于天然气集输站场受到分布广泛、地点偏远、交通不便等因素的影响，以及设备老化、人员误操作及生产环境发生变化等，容易发生气体泄漏、火灾爆炸等事故，亟需采取安全措施，提高天然饧输站场的安全管理。

1 天然气集输站场安全管理存在的问题

（1）复杂的外部环境带来的新的安全隐患。天然气集输场站一般都建在交通条件相对便利的公路旁边，距离村庄居民较近，在生产运行中容易产生不安全因素，同时由于靠近村庄，难免会在运行过程中有村民聚众滋事；另外集输场站外输管道经过村庄集市，在遇有基础建设或者施工时，会存在交接不清楚造成管道破裂的风险。

（2）由于天然气泄漏容易引发事故灾害，因此在压力管道及压力容器等容易出现气体泄漏的部位引发火灾；另外在场站改扩建过程中，由于置换不彻底，管道装置等设备内余存的气体也容易引起爆炸、火灾事故的发生。

（3）场站内设备在运行过程中，受极端天气影响较大。近年来时有极端天气发生，容易造成预想不到的结果。装置设备在遇到极寒、高温、大风、雷雨等恶劣天气时，场站电器设备一旦发生故障，短时间的故障易造成压力的瞬间变化，容易引发气体泄漏，同时雷电击穿电器设备易发生电弧危害。

（4）天然气由于组成成分复杂，含有酸性组分的天然气在集输过程中，容易对钢制金属管道造成腐蚀，尤其是在管道焊口、转弯、变径、接口处极易发生腐蚀性破坏，造成管道穿孔等危害。

（5）在日常生产运行过程中，集输场站设备多采用橇装化集成制造，设备布局紧促，设备管线较多，造成设备内空间较为狭小，由于设备种种在制造过程中的不完善，容易在巡检、试机、检维修的时候易造成伤害。

（6）天然气集输管道由于建设原因，往往造成管道标识桩、转角桩、里程桩、加密桩等地上标识与管道实际走向偏差较大，致使在管道周边有维护作业或者工程施工时，极易造成管道破损或者挖断管道的危害；同时由于施工质量问题，容易造成管道沿线护坡、浆砌石等附属设备设施被雨水、洪水冲毁，造成管道外漏、悬空、变形、受力，对管道安全平稳运行造成重大威胁。

（7）由于人的不安全行为造成的安全隐患。人的不安全行主要体现在两个方面，一方面是违反规定、违章操作，主要表现为不按规定穿着劳保用品，不按操作规程进行操作，不按规定路线巡检、走捷径；另一方面是主观安全意识淡薄、安全经验不足，在实际工作中无法意识到自己或他人的不安全行为、状态或者操作以为物的不安全状态，主要表现为：一是对集输介质是物理化学性质不清楚，在操作过程中采取的安全防护措施不到位，造成伤害；在操作阀门时，由于站位错误，造成受力伤害等；自身的操作错误，造成物的不安全状态引起的伤害；二是由于自身工作经验的不足，导致在实际生产过程中未能及时发现隐患、处理隐患，致使隐患由小变大，最后造成严重的后果等。

2 天然气集输站场安全管理对策

（1）严格按照“三同时”的要求做到安全卫生设施必须符合国家规定的标准，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和管理。在建设期将安全工作做到位。同时在工程设计阶段，要充分论证、尽可能的估计到实际生产中发生事故事件的可能性；另外在施工过程中，建设单位各部门要通力合作，尽职尽责，做好监督监管，尤其是在关键点、关键工序，要严格把关，落实责任，确保工程质量符合设计要求。

（2）建立健全HSE管理，完善应急预案。按照①领导承诺、方针目标和职责②组织机构、职责、资源和文件控制③风险评价和隐患治理④承包商和供应商管理⑤装置（设施）设计和建设⑥运行和维修⑦变更管理和应急管理⑧检查和监督⑨事故处理和预防⑩审核、评审和持续改进等十个要素建立天然气集输站场HSE管理体系；突出“有感领导、直线责任、属地管理”的安全理念；另外应急预案要突出总体预案、专项预案以及突况预案，通过不同的侧重点体现出应急预案的实际指导意义，在编写过程中要贴合实际，要有针对性，体现出简单、高效、实用、应急的特点，能够通过应急演练达到降低天然气集输场站安全事故的目的。

（3）完善安全生产制度，实现天气然集输场站标准化生产。积极落实“标准化班组、标准化岗位、标准化现场”管理要求，通过建立健全各项生产制度，逐步改善生产现场条件，现现三标。主要是做好人员培训、加强设备管理、落实好安全责任生产制、规范日常巡检操作；另外要加强隐患管理。及时发现隐患、治理隐患、不留隐患，确保通过日常巡检，集输设备不出现“跑”“冒”“滴”“漏”现象。

（4）做好施工作业作业票制度。通过设立作业票管理制度，从源头上管控好风险、识别到位作业的风险。属地管理人员要切实加强作业许可，认真检查作业的准备工作，检查安全措施是否到位，人员是否经过风险告知，确认好风险源的排查。只有经过层层检查、许可，严格落实作业票制度，才能将风险管控好。

（5）加强岗位培训。通过定期组织内部学习、交流，以及组织场站人员的岗位技能培训和岗位知识竞赛、技能比武等形式，既丰富了员工生活，又强化了现场培训，同时通过培训提高了大家的业务素养，也加强了大家识别隐患的能力。

3 结束语

天然气集输站场安全管理是系统性工程，只有在设计阶段要充分论证，才能在生产运行期不出现重大安全生产事故。尽管在日常生产过程中仍然存在电器伤害、机械伤害以及泄漏、火灾爆炸等不安全因素，但是通过提高业务技能水平、构建完整的安全管理体系、规范设备运行管理以及人员安全意识的整体提高，还是能够将集输场站的安全工作做好，使得集输场站安全可控。

参考文献：

[1]李旭.浅谈SCADA系统在城市燃气门站输配中的应用[J].城市燃气，2012（10）.

第8篇：天然气改造施工方案范文

关键词：天然气；集输场站；安全管理；对策

一、天然气集输站场安全管理存在的问题

（一）复杂的外部环境带来的新的安全隐患

天然气集输场站一般都是建立在交通较为便利的地区，距离村庄的地方很近，在生产运行的过程中很容易就会产生不安全的因素，进而影响人们的生产和生活。因此，经常会有附近的村民聚众滋事；另外由于距离村庄较近，难免会出现施工工程，在不知情的情况下，就会破坏地下的运输管道。除此之外，天然气的泄露会引发火灾，因此在压力管道及压力容器等容易出现气体泄漏的部位引发火灾；另外在场站改扩建过程中，由于置换不彻底，管道装置等设备内余存的气体也容易引起爆炸、火灾事故的发生。

（二）缺乏各种安全配套措施

随着天然气企业的快速发展，我国兴建了大量的天然气集输场站，但是相应的安全配套设施建设却没有跟上，导致集输场站在运行过程中出现了很多隐患，例如：对站场的配件没有统一的标准；站场工艺缺乏规范；缺乏符合标准的电力设施；缺乏完善的消防系统。

（三）安全管理机制不完善

天然气集输场站的安全事故隐患很多，但是其没有一个较为完善的安全管理机制，更是增加了安全事故发生的概率。首先，现阶段，大多数天然气站安全管理机制不健全，或是不能有效地落实；场地的安全规划不够完善。在场地的前期规划阶段，承办单位没有对天然气场站的特殊性进行研究和重视，导致规划缺乏长久性，所以在后来的改造过程中破坏了集输场站的安全保障条件，影响极其不利。

（四）站场缺少专业的安全培训

大部分天然气站场未将安全培训教育当作工作重点进行落实，认为培训浪费人力、物力、财力且难以得到有效的成果，未制定安全培训计划、未进行专业的培训教育、员工为培训即上岗等现象频频可见，这就从根本上造成了人员的不安全行为，使得天然气站场生产活动存在安全隐患。

二、天然气集输站场安全管理对策

（一）加强集输站场施工安全管理

在天然气集输场站安全设施的建设过程中，一定要严格的按照国家的有关规定和标准，执行“三同时”的施工步骤，即同时设计、同时施工、同时投入生产和管理。同时，在施工设计的初期阶段，要充分的认识到在实际生，产运行的过程中存在的安全隐患，并采取有效的措施预防安全隐患的发生；在实际的施工过程中，要加强施工安全管理。确保施工过程中的安全性和可靠性。

（二）对设备进行规划管理，以保工艺的安全运行

首先，规范设备管理制度。由于天然气站中的设备复杂，发生事故的机率较大，因此建立专门的管理机制十分必要。同时，在设备进行安装、维修、改造等环节，要严格依照管理制度操作，从根本上预防安全隐患问题的发生。其次，对设备进行更好的管理。第一，要检查天然气站的安全防护装置是否有效运行；第二：检查设备是否正常运行，安全措施是否有效；第三，检查对危险品的储藏是否符合标准；第四，检查天然气站场周边是否出现新的影响因素；第五，检查新进材料、新工艺以及新设备的安全系数。最后，对设备的使用进行严格登记。设备进行维修、改造时，必须严格登记在案，符合安全标准之后才能投入使用。同时，要不断强化设备的档案管理制度，确保从源头上预防事故的发生。

（三）建立健全HSE管理，完善应急预案

在建立天然气集输场站的HSE管理体系的时候，要按照以下规定来进行：第一，领导承诺、方针目标和职责；第二，组织机构、职责、资源和文件控制；第三，风险评价和隐患治理；第四，承包商和供应商管理；第五，装置（设施）设计和建设；第六，运行和维修；第七，变更管理和应急管理；第八，检查和监督；第九，事故处理和预防；第十，审核、评审和持续改进等。在建立的过程中要重点突出“有感领导、直线责任、属地管理”的安全理念。另外，应急预案要突出总体预案、专项预案以及突况预案，通过不同的侧重点体现出应急预案的实际指导意义，在编写过程中要贴合实际，要有针对性，体现出简单、高效、实用、应急的特点。

（四）强化人员专业化作业，确保操作过程安全

第一，落实责任制，层层签订责任书。落实责任制就是明确相关人员的安全责任，有责任追究才会有压迫感，才会自觉主动做好安全工作。天然气站场要从主要负责人到基用恳桓鲈惫ざ记┒踩生产责任书，以责任书的形式明确各自的安全责任，督促每一名员工时刻牢记自身职责，按照操作规程规范自身行为，避免违章指挥、违章操作等不安全行为规范导致安全事故发生；第二，强化培训教育，坚决持证上岗。作业人员专业素质低、学历低、实操能力低是我国天然气站场生产的典型现状。因此，对于站场一切人员，要以经过培训合格且取得上岗作业中为准则，从根本上提高人员的安全意识和安全行为，杜绝人员的不安全行为导致事故的发生。

三、结语

综上所述，本文主要对天然气集输站场安全管理存在的问题进行了分析，并探讨出了加强集输站场施工安全管理、加强设备进行规划管理、建立健全HSE管理以及强化人员专业化作业的重要对策，进而提高天然气集输场站的安全。

第9篇：天然气改造施工方案范文

关键词： 天然气转换；焦煤炉；煤气系统；技术措施

中图分类号：TU996 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）1210187－01

1 焦炉煤气中压管网改造

1.1 制定输配系统工艺方案。对焦炉煤气中压管网进行改造要从各个地区目前燃气供应实际情况出发，制定管网改造方案，为对改造工程投资予以有效控制，要对当前的输配系统予以充分有效的利用，因此，在制定输配系统工艺方案的过程中，需要对所在地区所已经建成的输配系统、天然气来气方向及其压力予以综合考虑，在此基础之上制定工艺方案。

随着社会经济的发展，对天然气的需求量呈现出明显上升趋势，此外，输配系统储气容量相应上调，再加上检修低压湿式柜及干式柜所造成的影响，无法借助低压柜进行储气，针对此情况，需要从实际情况出发，制定新建储气设施的方案；如果已经建成的中压管网采用的铸铁管的压力级达到0.07MPa，符合天然气输送要求，那么在引进天然气之后，可以对现有中压管网予以充分利用。然而，在实践中需要注意的是，天然气是在经过脱硫及脱湿等处理之后才进行输送的，因此，天然气相对较干，通常情况下，借助现有中压管网的铸铁管进行天然气输送，在经过一段时间后，有可能会发生漏气等问题；除此之外，压力级为0.07MPa的中压管网及低压管网中的铸铁管的管径较大，费用也相对较高。为了对天然气来气压力予以充分有效利用，对于已经建成的压力级为0.07MPa的管网仍继续运行，在新建管道时则需要选用钢管或PE管。

1.2 确定管网压力级。一般情况下，在进行天然气常熟管末站至门站高压管道设计时，主要以分输站既定压力为主要参考依据。输气配气是中压管道的主要作用，并且对于中压管网而言，输配管网的建设投资主要取决于所采用的管道的直径，管道直径越大，相应的建设投资越高，因此，需要从实际情况出发，并在严格遵守相关规范标准的前提下，本着尽可能控制建设投资的原则，确定中压管道起点压力。

2 中压管网布置和脱硫技术

在制定中压管网布置方案时，需要以中压燃气管网布置原则、主要用户的分布状况以及所确定的门站位置为主要依据。在从门站接出中压燃气管道之后，布置能够满足现实需要的压力值的中压管网，并将其与现有管网相连接；此外，还要将符合实际需要的压力值的中压管网、中压调压站予以接通，以确保现有的中压管网得到正常的供气。如果用户对于天然气的需求量较大，例如规模较大的工业用户，需要设置专业调压站，以确保其天然气供应。而且要使用氧化铁脱硫剂有再生型和非再生型，其最具有代表性的就是海棉铁法，原料天然气经流量调节分配后进入脱硫装置的原料气过滤分离单元，通过原料气过滤分离，除去天然气中夹带的机械杂质和游离水后，自下部进入脱硫吸收塔与自上而下的脱硫剂接触，天然气中几乎全部H2S和部分C02被脱除。在反应塔内填充有一定的高度的海绵铁，气体由上至下通过反应塔。此时，Fe2O3与H2S反应生成Fe2S3，气体得到净化。在再生过程中，反应塔即成再生塔，不断向塔内鼓入空气Fe2S3与空气中的氧反应再生转化为Fe2O3并释放出元素硫。当出口气体中氧浓度达到4～6%，出海棉铁层的气体温度开始下降时，即认为再生结束。也可在原料气中注入少量空气，在气体净化同时，使海棉铁再生并释放出元素硫，达到连续再生。天然气脱硫装置是一个复杂的化工过程系统，它主要包括分离单元、吸收单元、闪蒸单元、再生单元、辅助单元等5大部分。氧化铁脱硫剂是传统脱硫剂，工业应用的主要是常温与中温型，高温型脱硫剂尚处于研发阶段。该法工艺简单、操作方便、能耗低，被广泛用于城市燃气、天然气脱硫工艺中。脱硫过程中，脱硫剂的颜色随脱硫时间的增加，由原来的黄褐色变成黑色，并且脱硫剂的质量也发生了变化。脱硫到一定程度后，脱硫效率明显下降，脱硫剂需再生，当有氧存在时，生成的硫化铁会发生再生反应析出硫。再生后的脱硫剂恢复脱硫效率，重新用于气体脱硫，再生后空气中无H2S气体的臭味，说明再生气体中无H2S的释放，再生是在室温下进行，硫和氧不易生成S02，因此避免了空气的二次污染。饱和后的废脱硫剂可返回工艺生产流程或回收硫磺。脱硫反应宜在常温和碱性条件下进行，温度超过66.7℃以及在中性或酸性条件下，氧化铁会失去结晶水失活，并且难以再生。

3 高压管道设计

首先，关于长输管道末站到门站之间的这段高压管道泵来说，要对其所经过区域周边环境予以综合考虑，处于对建设投资予以有效控制考虑，在制定布置管道的方案时，需要尽可能的采取直线法；其次，关于门站到末端高中压调压站这一段高压管道来说，在进行管道布置时，同样需要对所经过的区域的周边环境予以考虑，并且在进行管道铺设时，需要严格遵守有关规范对间距的要求；最后，在高压管道工艺方面，考虑到天然气自身特性以及实际供气等相关因素，在选择管道时，遵循最不利条件原则对管道直径进行计算，此外好需要对今后发展予以综合考虑，在此基础上确定最适宜的管道直径。

4 门站及汽车加气母站

通常情况下，从长输管道末站所引出的天然气的气压为1.6MPa，并且还需要在门站经过过滤、计量、降压以及加臭等一系列处理，经过这一系列环节之后才被送到门站高压管道，再以所制定的天然气整体输配方案为依据通过高压管道向中压管道进行天然气输送。对了对建设投资予以有效控制，同时为了最大限度的防止出现重复建设等问题，需要在门站中建设高中压调压站，以便确保正常的天然气供应。

为了对天然气予以有效利用，同时为了满足城市发展对天然气的需求，在门站周边建设加气母站，以确保汽车加气站以及周边乡镇气化站的天然气供应。借助天然气压缩机将天然气加入专用气瓶中，之后借助专用运输车将天然气运输到周边子站，再借助专业器具将气瓶中的天然气充到子站中。在站址选择方面，要按照城市整体规划为依据，并对天然气长输管线具体走向、供气符合分布状况等因素予以综合考虑。

5 结语

随着时代的进步、环境保护观念的加强以及可持续发展理念日益深入人心，天然气在社会经济发展以及居民生活中的重要性越来越高，并逐渐成为大中型城市最主要的气源，对当前煤气设施加以充分有效利用，有助于促进沿途地区天然气普及程度，同时可以达到节省资金的目的，对焦炉煤气系统在天然气转换中的相关技术性措施进行深入分析和探讨具有重要的现实指导意义。

参考文献：

[1]苗承武、卢绮敏，我国天然气管道规划及管道防腐蚀技术，2002中国国际腐蚀控制大会论文集，2002.11.01.

[2]王世声、王振明，关于石油天然气管道保护法的几个问题，国际石油经济，2007（06）.