输油站及阀室
原油输油管道安全检查表(GB 50253-2014)
3
管道不应通过饮用水水源一级保护区、飞机场、火车站、海（河）港码头、军事禁区、国家重点文物保护范围、自然保护区的核心区。
GB50253-2014第4.1.3条
4
输油管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严重侵蚀等地质灾害地段，宜避开矿山采空区、全新世活动断层。当受到条件限制必须通过上述区域时，应选择其危害程度较小的位置通过，并采取相应的防护措施。
GB50253-2014第4.6.1条
2
里程桩应沿管道从起点至终点，每隔1km至少设置1个。阴极保护测试桩可同里程桩合并设置。
GB50253-2014第4.6.2条
3
在管道平面改变方向时应设置水平转角桩。转角桩宜设置在折转管道中心线上方。
GB50253-2014第4.6.3条
4
管道穿跨越人工或天然障碍物时，应在穿跨越处两侧及地下建（构）筑物附近设置标志桩。通航河流上的穿跨越工程，应在最高通航水位和常水位两岸岸边明显位置设置警示牌。
GB50253-2014第4.1.4条
55
埋地输油管道同地面建（构）筑物的最小间距应符合下列规定：
1原油、成品油管道与城镇居民点或重要公共建筑的距离不应小于5m；
2原油、成品油管道临近飞机场、海（河）港码头、大中型水库和水工建（构）筑物敷设时，间距不宜小于20m；
3输油管道与铁路并行敷设时，管道应敷设在铁路用地范围边线3m以外，且原油、成品油管道距铁路线不应小于25m、液化石油气管道距铁路线不应小于50m。如受制于地形或其他条件限制不满足本条要求时，应征得铁路管理部门的同意；
7
相临并行的任一管道受到干扰影响时，不宜采取联合阴极保护措施。需要进行联合保护的，应在并行段两端受干扰的管道上采取绝缘隔离措施。
场站、阀室施工方案
场站、阀室施工方案临镇至富县天然气管输项目场站、阀室施工方案编制人：审核人：批准人：陕西化建临镇-富县天然气管输项目经理部2017年2月17日目录一、编制说明二、工程概况三、施工总平面布置及临时设施四、施工部署及进度计划五、主要施工方法和操作要点六、劳动力、机械、设备投入计划七、保证工程质量的措施八、HSE保证措施一、编制目的为了适应施工项目管理,指导临镇-富县天然气管输项目低成本、高效率、高质量的施工，提高项目管理的质量和管理水平，保证能够在规定的工期内按照国家规范及顾客的要求完成此项建设任务，特编制本施工方案。
二、编制依据1、陕西化建工程有限责任公司与陕西延长石油管输公司签订的临镇—富县天然气管输项目施工合同。
2、中石化石油工程设计有限公司设计的临镇—富县天然气管输项目设计图纸及设计说明。
3、国家现行的法令、法规，地区颁发的安全、消防、环保、文物等管理规定。
4、施工技术标准及验收规范4.1、《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（2012版）GB50540-20094.2、《石油天然气建设工程施工质量验收规范站内工艺管道工程》SY 4203-20164.3、《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-20134.4、《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T 0452-20124.5、《油气田地面管线和设备涂色规范》SY/T0043-20064. 6、《钢质管道焊接及验收》GB/T 4103-20064. 7、《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-20114. 8、《工业金属管道工程施工规范》GB50235-20104. 9、《现场设备、工业管道焊接工程施工质量验收规范》GB50683-20114. 10、《工业设备及管道绝热工程施工质量验收规范》GB50185-20105、我公司的质量、职业健康安全、环境一体化管理体系（QHSE）程序文件、管理手册及其支持性文件。
6、公司《压力管道安装质量保证手册》、《压力管道安装程序文件》7、我公司类似工程施工经验。
2024年输气站站场、阀室安全管理规定(2篇)
2024年输气站站场、阀室安全管理规定第一条站场工作人员在站场、阀室内活动必须正确穿着公司统一配发的工作服、工作鞋。
进入生产区域必须正确佩戴安全帽，不得携带手机等非防爆通讯工具。
第二条站场、阀室内禁止吸烟和饮酒。
站场、维抢修队人员在非轮休休假期间禁止饮酒。
第三条站场、阀室内禁止私接电线。
第四条站场、阀室内禁止饲养禽、畜类。
第五条进入站场、阀室的工程施工人员必须严格遵守本规定要求，在站场、阀室内行走时，严禁在生产工艺区附近逗留，严禁在发生火灾或处于事故状态的区域逗留。
消防通道不得堆放施工物资、材料。
第六条站场、阀室安全管理人员负责对所有进入站场的工程施工人员和监理人员进行入站前的检查和施工期间的安全监督管理，及时发现、制止违章行为，有权勒令不服从管理的施工人员离开站场。
第七条在站场、阀室内进行的与输气生产无关的施工作业，施工承包商必须将施工作业区与生产运行设施（装置）进行有效的隔离，施工周期超过一年的采用砖墙等硬隔离措施，施工周期一年以内的采用栅栏等软隔离措施，并设置明显的警示标识，由站场、阀室安全管理人员进行检查。
施工作业人员严禁进入隔离区，避免由于误操作导致事故发生。
第八条严禁夜间在站场、阀室内从事任何工程施工作业，禁止时间为：晚18：00时至早6：00时。
特殊情况并经过批准的作业除外。
2024年输气站站场、阀室安全管理规定（2）____年输气站场、阀室安全管理规定第一章总则第一条为加强输气站场、阀室的安全管理，保障输气站场、阀室的正常运行，有效防范和化解各类安全风险，减少事故发生，制定本规定。
第二条本规定适用于我国境内建设、改建、运营和管理的输气站场、阀室。
第三条输气站场、阀室应当建立健全安全管理机制、规章制度和应急预案，明确安全职责和管理权限。
第四条输气站场、阀室由专业人员负责管理，确保安全设施设备的完好运行和安全管理工作的有效开展。
第五条本规定所称输气站场、阀室的安全管理，是指对输气站场、阀室运行过程中的安全风险进行有效预防、监测和控制的一系列活动。
陆上原油管道泵站及阀室功能简要介绍
陆上原油管道泵站及阀室功能简要介绍下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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长输成品油管道自动阀室UPS电源故障原因浅析
Shebei Guanli yu Gaizao ♦设备管理与改造长输成品油管道自动阀室UPS 电源故障原因浅析袁君(贵州省航电开发投资公司，贵州贵阳550002)摘要:成品油管道是没有围墙的工厂，其敷设于野外，安全运行是管道的首要任务。
自动阀室是设置于长输成品油管道上的一个 附属部分，其是保证长输成品油管道安全运行的首要条件，而UPS 是自动阀室内的一个电源装置,是保证自动阀室安全运行的条件之 一。
现首先对西南成品油管道的概况及隐患进行了分析，然后提出了确保长输成品油管道正常运行的建议措施，并对阀室UPS 故障现 象进行了探讨，最后对故障及现场处理情况进行了讨论,消除了 UPS 电源故障，保证了成品油管道的安全运行。
关键词:成品油管道；自动阀室;UPS1成品油管道1.1成品油管道的概况2005年，某石油化工有限公司建成一条东起广东茂名，西 至云南昆明的成品油管道，其当时是国内最长、施工条件艰 巨、输送工艺最为复杂的一条管道，也是采用自动化技术最为 先进的管道，是一条集中控制、分输下载的管道。
管道途经5个 省市区,地理条件多变，经过的地方有髙山、丘陵、河流、湖泊、 农田、村庄、城市、公路、铁路、自然旅游区等等，由于地理环境 复杂,管道可能会发生泄漏、爆管等事故，影响重大。
由于成品油管道所处环境以及运行的特殊性，做好管道 的安全运行和安全保护工作十分必要,而在管道上设置自动 阀室，在管道发生事故时采取分段隔离措施就是主要的一种 方法。
1.2成品油管道的隐患(1) 人为破坏,比如打孔盗油，在管道上方植树建房；(2)技术性损坏,比如输油操作不当产生压力、流量变化,引起上下游输油站憋压，产生水击等现象；(3) 自然因素，比如山体滑坡、垮塌、洪水、火山、地震、海啸等；(4) 战争等因素。
2确保长输成品油管道正常运行的措施2.1前期施工的管控成品油管道施工过程的质量控制至关重要，特别是前期 的勘查、设计、施工等环节。
输气站及阀室爆炸危险区域划分推荐做法
输气站及阀室爆炸危险区域划分推荐做法J.0.1 爆炸危险区域划分的表示方法宜符合下列图示的规定：J.0.2 工艺阀门及设备爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：图J.0.2-1 通风良好区域的焊接连接阀门图J.0.2-2 通风良好区域的放空立管或放散管图J.0.2-3 通风不良区域的放空设备图J.0.2-4 通风良好区域的工艺阀门图J.0.2-5 通风不良区域的工艺阀门图J.0.2-6 通风良好的户外设备图J.0.2-7 通风良好的封闭区域图J.0.2-8 通风不良的封闭区域J.0.3 通风口爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：图J.0.3-1 1区的通风口图J.0.3-2 2区的通风口J.0.4 压力容器、空冷器及水套炉爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：图J.0.4-1 通风良好区域的压力容器图J.0.4-2 通风不良区域的压力容器图J.0.4-3 通风良好区域的后空冷器图J.0.4-4 通风良好区域的水套炉J.0.5 气液联动阀爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：图J.0.5-1 通风良好非封闭区域图J.0.5-2 通风良好封闭区域图J.0.5-3 通风不良封闭区域J.0.6 与爆炸危险区域相邻的建筑物，爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：图J.0.6-1 封闭墙体的建筑物图J.0.6-2 与1区相邻、非气密墙体的建筑物图J.0.6-3 与2区相邻、非气密墙体的建筑物J.0.7 压缩机组爆炸危险区域划分应符合下列图示的规定：图J.0.7-1 露天安装图J.0.7-2 通风良好的厂房图J.0.7-3 通风良好的厂房(半地下层布置)图J.0.7-4 通风不良的厂房图J.0.7-5 通风不良的厂房(半地下层布置)注：本条的图示中，地面以下的沟槽内存在释放源时，应按图J.0.2-7、图J.0.2-8划分爆炸危险区域。
原油长输管道阀室设计标高浅析
原油长输管道阀室设计标高浅析发布时间：2022-09-14T08:56:36.590Z 来源：《中国建设信息化》2022年第5月第9期作者：魏华建[导读] 线路截断阀室作为长输管道安全控制的重要设施，具有防止事故扩大、减少管内运输介质损失与环境污染等作用。
魏华建华东管道设计研究院江苏省徐州市 221006摘要：线路截断阀室作为长输管道安全控制的重要设施，具有防止事故扩大、减少管内运输介质损失与环境污染等作用。
设计标高作为竖向设计组成环节，是阀室选址阶段应该考虑的重要因素，而通常容易被忽视。
本文通过参考设计标准，对阀室设计标高进行探讨。
关键词：原油；长输管道阀室；设计标高1 前言随着“安全生产、环保优先”的理念不断深化和公众安全环保意识的提高，原油长输管道一旦出现泄露，将可能带来环境污染和爆燃爆炸等安全问题。
线路截断阀室作为长输管道安全控制的重要设施，具有防止事故扩大、减少管内运输介质损失与环境污染等作用。
阀室在选址的过程中通常关注阀室的区域位置和平面布置，而容易忽视阀室的竖向设计。
而设计标高作为竖向设计组成环节，是阀室选址阶段应该考虑的重要因素。
为提高阀室选址、设计的科学性和合理性，因此探讨阀室的设计标高是有必要的。
2 阀室的选址原则阀室的选址原则中，对竖向的规定如下：阀室应选在地势相对较高处，宜在不易发生积水、内涝、河水漫流的地点设置阀室。
无法避免时，应调研当地的最高水位，并采取措施，满足有关规范的要求。
3 阀室标高设计的标准目前国内设计人员参考标准如下：①《石油天然气工程总图设计规范》（SY/T 0048-2016）要求阀室防洪排涝应与所在区域的防洪排涝统筹考虑。
当区域无防洪排涝设施时，阀室的设计标高应比按防洪设计重现期25年计算的设计水位（包括壅水和风浪袭击高度）高0.5m，在技术经济合理的条件下，也可采用提高主要设备和建筑物标高的方法。
②《输油管道工程线路阀室技术规定》（校审稿）中，要求应按照防洪评价及有关标准规范的要求进行设计；穿跨越工程两端的阀室，宜与穿跨越工程的防洪标准一致。
站场(阀室)标准化管理手册之二(分输站分册)
1.4.1 站场及阀室实体围墙铁丝网................................................................................ 8
1.4.2 硅塑管道入地盖板................................................................................................ 9
1.4.7 巡检路线............................................................................................................. 13
1.4.8 组合式过滤分离器防护罩.................................................................................. 13
日期 2014-2-20 2013-2-25 2011-2-15 2011-2-18 2010-3-5 2009-3-20 2008-3-2 2007-3-8 2005-3-10
2005-5-12 2004-8-9 2005-5-12
批准
日期
中国石油股份有限公司西气东输管道分公司
目录
前
Байду номын сангаас
言..................................................................................................................... 1
2.1 室外绿化.................................................................................................................. 19
(工艺流程)输油管道泵站工艺流程
第三章输油站场及阀室第一节典型输油站场工艺流程一、工艺流程的设计原则及要求（1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。
（2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。
（3）工艺流程设计力求简洁、适用。
尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。
（4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。
当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。
（5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。
二、各类站场的典型工艺流程（一）输油首站1．输油首站典型工艺流程说明（1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。
为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。
（2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。
（3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。
流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。
（4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比较安全，但相对罐区管网管材量较大。
也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。
（5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。
原油输油管道安全检查表GB
埋地管道的埋设深度，应根据管道所经地段的农田耕作深度、冻土深度、地形和地质条件、地下水深度、地面车辆所施加的荷载及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。管顶的覆土层厚度不宜小于0.8m。
GB50253-2014第4.2.3条
管沟回填土作业应符合下列规定：
1岩石、卵砾石、冻土段管沟，应在沟底先铺设细土或砂垫层，压实后的厚度不宣小于0.2m。
GB50253-2014第4.6.1条
里程桩应沿管道从起点至终点，每隔1km至少设置1个。阴极保护测试桩可同里程桩合并设置。
GB50253-2014第4.6.2条
在管道平面改变方向时应设置水平转角桩。转角桩宜设置在折转管道中心线上方。
GB50253-2014第4.6.3条
管道穿跨越人工或天然障碍物时，应在穿跨越处两侧及地下建（构）筑物附近设置标志桩。通航河流上的穿跨越工程，应在最高通航水位和常水位两岸岸边明显位置设置警示牌。
GB50253-2014第4.3.2条
地上管道防腐层的技术性能应能满足现场环境要求。
GB50253-2014第4.3.3条
采用强制电流保护方式时，应避免或抑制对邻近金属构筑物的干扰影响。
GB50253-2014第4.3.4条
采用牺牲阳极方式保护时，应考虑地质条件的限定影响。
GB50253-2014第4.3.5条
4输油管道与公路并行敷设时，管道应敷设在公路用地范围边线以外，距用地边线不应小于3m。如受制于地形或其他条件限制不满足本条要求时，应征得公路管理部门的同意；
5原油、成品油管道与军工厂、军事设施、炸药库、国家重点文物保护设施的最小距离应同有关部门协商解决。液化石油气管道与军工厂、军事设施、炸药库、国家重点文物保护设施的距离不应小于100m；
输油管道设计与管理1 ——【输油管道设计与管理】
3、改变泵特性的方法
改变泵特性的方法主要有：
(1) 切削叶轮
H
a
D D0
2
b
D D0
m q2m
式中：D0、D－变化前后的叶轮直径 , mm
a,b—与叶轮直径D0 对应的泵特性方程中 的两个常系数
(2) 改变泵的转速
2
m
H
a
n n0
设有n1台型号相同的泵并联，即 q Q / n1
Hc
a
b
Q n1
2m
a
b n12m
Q 2m
则：
1
A=a
B
n2 m 1
b
注意 ： 泵并联运行时，在改变运行的泵机组数时，要
防止电机过载。
例如两台泵并联时，若一台泵停运，由 特性曲线知，单泵的排量q>Q/2，排量 增加，功率上升，电机有可能过载。
马惠宁 线
花格 线
四川油田管网
魏荆线
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二、 输油泵站的工作特性
1、长输管道的泵机组类型
输油泵站的作用: 不断向油流提供一定的压力能，以便其能继续流动。 由于离心泵具有排量大、扬程高、效率高、流量调节方便、 运行可靠等优点，在长输管道上得到广泛应用。
(1) 长输管道用泵
长距离输油管道均采用离心泵，很少使用其他类型的泵。 离心泵的型式有两种：
选择泵机组数的原则主要有四条： ①满足输量要求； ②充分利用管路的承压能力； ③泵在高效区工作； ④泵的台数符合规范要求（不超过四台）。
① 并联泵机组数的确定
n Q q
其中 : Q为任务输量， q为单泵的额定排量
显然 n不一定是整数 ，只能取与之相近的整数，这就是泵机
输气站站场、阀室安全管理规定
输气站站场、阀室安全管理规定输气站是现代天然气工业中不可缺少的一个构成部分，它是天然气从一处地方输送到另一处地方的紧要的中转站点。
然而，随着天然气行业的进展和输气站规模的扩大，输气站的安全风险也越来越大。
为了保障输气站的安全运行，必需严格执行安全管理规定，加强对站场、阀室等部分的管理，防范安全隐患的发生。
一、输气站场安全管理规定1. 站场设施的评估和管理每个输气站场的设施应经过评估，确定其安全等级，并实行相应的管理措施。
这些措施可能包括利用现代化的信息技术设备监测场站的运行情况，适时发觉异常并实行措施。
2. 压力管道的管理压力管道是输气站场的核心部分，必需依照国家的标准进行设计和管理。
全部的管道材料和焊接工艺必需充足高压管道的要求，并进行密封性能的测试。
对于泄漏和损坏的管道必需适时更换或修复，避开不安全事故的发生。
3. 罐区安全管理输气站的罐区是储罐、储集器等部分的集中管理区域，需要规范储罐的地基、保温层、设备、通风等方面要求，进行定期检查，以确保罐区的安全性能。
在罐区内应设置消防器材，如灭火器等，以防火灾的发生。
4. 周期性检查和维护每个输气站的场站设备都需要定期的检查和维护，以确保其安全性能的连续和稳定。
对于已经损坏或者无法修复的设备和部件必需适时更换。
5. 安全培训和演习每个输气站员工必需接受定期的安全培训和演习，谙习站场、阀室等部分的安全规定和操作流程，以加强员工的安全意识。
演习每年应至少进行两次，以应对意外事件。
二、输气站阀室安全管理规定阀室是输气站内紧要的操作部分，是天然气输送的关键掌控部分。
阀室的安全管理工作必需加强，以防止潜在的安全风险。
1. 阀门的设计和安装阀门是阀室的核心部分，必需依照标准进行设计和安装。
对于在高压下使用的阀门，其安装必需采纳合适的螺纹连接和泄漏检测装置，以防止泄漏。
2. 防火和爆炸保护阀室内的防火和爆炸保护应依照相关要求进行设计和实施，在能源供应、站内通风、瓦斯泄漏等方面进行完善的防范掌控。
输气站站场、阀室安全管理规定
输气站站场、阀室安全管理规定一、安全管理责任制度1. 本公司设有安全管理部门，负责输气站站场、阀室的安全管理工作。
2. 管理部门应严格落实安全生产责任制，明确各级管理人员的责任和职责，并建立相应的机构和体系。
二、安全管理人员的要求1. 安全管理人员需具备相关的专业知识，熟悉相关法律法规和安全管理规定。
2. 安全管理人员应定期进行职业培训，提高自身的安全管理水平。
三、安全风险评估与控制1. 对输气站站场、阀室进行全面的安全风险评估，识别潜在的安全隐患。
2. 采取相应的控制措施，减少或消除安全隐患。
四、人员安全管理1. 对进入输气站站场、阀室的人员，应进行身份认证和培训，确保其具备必要的安全意识和技能。
2. 管理人员应定期进行安全检查，对不符合安全要求的人员予以制止或处罚。
五、设备安全管理1. 输气站站场、阀室的设备应定期进行检查和维护，确保其正常运行，减少设备故障的风险。
2. 管理人员应落实设备操作规程，确保设备的安全使用。
六、现场安全管理1. 管理人员应设置安全警示标识，提示相关人员注意安全。
2. 建立应急预案，对可能发生的安全事故进行科学应对。
七、消防安全管理1. 管理人员应配备消防设备，并定期进行检查和维护。
2. 对输气站站场、阀室进行防火管理，禁止在场内进行明火作业。
如需进行必要的焊接作业，需严格遵守相关规定和操作流程。
八、安全督察与检查1. 安全管理部门应定期对输气站站场、阀室进行安全检查，发现问题及时整改。
2. 员工及相关人员对发现的安全问题有义务及时报告。
九、安全教育与培训1. 管理人员应进行定期的安全教育和培训，提高员工的安全意识和技能。
2. 员工应积极参与安全教育和培训，增强自身安全管理能力。
十、安全记录与报告1. 管理部门应建立健全安全记录制度，对重要的安全事故和事件进行记录。
2. 安全记录应及时上报，并进行相关的报告和分析。
结语以上为输气站站场、阀室安全管理规定的主要内容，希望各级管理人员和员工能够严格按照规定履行安全管理职责，确保输气站站场、阀室的安全运行。
浅谈输气站场及阀室放空系统的设计
浅谈输气站场及阀室放空系统的设计摘要：论述了天然气站场、阀室的放空系统工作原理，研究了一般站场、阀室采用的放空点火系统特点，简单讨论了放空立管、放空火炬、安全阀等的计算，提出了比较符合实际情况的计算方法。
关键词：天然气站场；放空；点火；安全阀放空系统由放空立管和放空点火部分组成，它广泛应用于输气管道上的站场及阀室。
天然气放空直接排入大气会对大气环境产生较大危害，不点火燃烧会对周围的农作物、民宅产生不良影响；由于输气站场、阀室排放量较大，目前环保部门一般都要求对线路站场、阀室的放空天然气进行点火排放。
在天然气管道输送工程中，放空管主要用于线路阀室和站场的检修及事故放空，是间断性工作。
本文主要介绍在天然气储运工程中，采用的放空系统及主要部分的计算思路。
1 放空系统的组成及点火系统工作原理1、放空系统的组成及作用站场放空系统由管道与设备放空管、放空立管和放空点火部分组成，是天然气站场的重要系统之一。
放空系统主要作用是在检修、发生意外、进出站的压力超压时进行放空，为减少对环境的危害需点火燃烧后排放。
准确计算放空系统不仅可以实现对站场内设备、管线的泄压保护，还可以节省工程建设费用，方便日后运营管理。
2、点火系统工作原理由于天然气输送工程中，放空系统的主要作用是检修和以备意外事故，因此点火系统主要负责引燃放空管内的放空天然气。
点火系统根据各工程现场情况的不同，主要有以下几种工作方式：1）手动点火它是一种简易的火炬点火方式。
主要原理是在地面点燃带有压力的点火天然气，然后火焰沿传火管壁向上传燃。
这种点火装置采用便携式直流点火器进行点火，适用于现场没有电源的场合。
它的点火电源采用12V可充电式镉镍圆柱密封碱性电源，具有寿命长、放电电流大等特点，充放电次数达10000次以上，每充一次电可累计点火时间大约60min。
2）高空或地面电点火它主要由长明灯、引火筒、高能（压）电点火、电嘴、导电杆及专用电缆组成。
根据点火位置不同，一种是在高空点火成功引燃长明灯从而引燃放空气体；另一种是点火系统在地面点火成功后通过外传火管传到放空管的顶部，点燃放空气体。
重点要害部位管理
重点要害部位管理
（1）公司设置一级、二级和一般要害部位：
一级要害部位：调控中心；码头作业站、仓储作业站、招远输油站、寿光输油站、维抢修中心、昌邑输油站、华星输油站、正和输油站、京博输油站、金诚输油站、汇丰输油站；长度大于100米的管道穿跨越段。
二级要害部位：阀室；长度小于100米的管道穿跨越段；
一般要害部位：场站储油罐区；加热炉区；输油泵机组区；泄压装置区；变电所、配电间；需要操作的受压容器，如：盲板、过滤器等。
（2）重点要害部位的挂点管理，实行领导干部挂点管理。
（3）公司领导每季度至少到挂点要害部位进行一次全面安全检查，提出要求和落实措施，同时对其他安全工作、其他挂点位置到位情况进行督察。
（4）挂点领导应不定期对挂点要害部位进行抽查，及时发现问题并督促整改，确保安全生产。
输油站及阀室
输油站及阀室第三章输油站场及阀室第⼀节典型输油站场⼯艺流程⼀、⼯艺流程的设计原则及要求（1）⼯艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关⽂件的要求，并应符合现⾏国家及⾏业有关标准、规范及规程的要求。
（2）⼯艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采⽤新⼯艺、新设备、新材料，达到⽅便操作、节约能源、保障安全的⽬的。
（3）⼯艺流程设计⼒求简洁、适⽤。
尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。
（4）⼯艺流程的设计除满⾜正常输油的功能要求外，还应满⾜操作、维修、投产、试运的要求。
当⼯程项⽬有分期建设需要时，还应能够适应⼯程分期建设的衔接要求。
（5）⼯艺流程图中，⼯艺区域编号及设备代号应符合《油⽓管道监控与数据采集系统通⽤技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独⽴的编号，重要阀门应有固定的编号。
⼆、各类站场的典型⼯艺流程（⼀）输油⾸站1．输油⾸站典型⼯艺流程说明（1）对于需要加热输送的输油⾸站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采⽤直接加热炉，也可采⽤间接加热系统，由于加热⽅式的不同，⼯艺流程也不相同。
为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。
（2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运⾏初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热⽔建⽴稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。
（3）为⽅便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。
流量计的标定可采⽤固定⽅式，也可采⽤移动⽅式。
（4）与油罐连接的进出油管线，可采⽤单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装⽅式，阀门在罐区外操作，阀门的动⼒电缆和控制电缆不进罐区，⽐较安全，但相对罐区管⽹管材量较⼤。
也可以采⽤双管，操作阀门设在罐区内。
（5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进⾏，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。
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第三章 输油站场及阀室第一节 典型输油站场工艺流程一、工艺流程的设计原则及要求（1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。
（2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。
（3）工艺流程设计力求简洁、适用。
尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。
（4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。
当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。
（5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统 通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。
二、各类站场的典型工艺流程（一）输油首站1．输油首站典型工艺流程说明（1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。
为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。
（2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。
（3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。
流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。
（4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比较安全，但相对罐区管网管材量较大。
也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。
（5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。
为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。
（6）输油泵根据需要可采用串联、并联或串并结合的运行方式，由于输油泵运行方式的不同，管线的连接流程也不相同。
（7）当原油采用热处理输送时，为节约能源，热处理后的原油应采用急冷方式与冷油进行换热，再输油泵前设置冷、热油换热器。
当采用加剂输送时，降凝剂应在油品加热前注入，减阻剂应在输油主泵后注入。
（8）管道出站应设高压泄压阀，泄压阀可接入油罐，也可直接接到油罐出口管线（给油泵入口管线）。
（9）对于顺序输送的管道首站，应设油品切换阀组，其阀门应为快速开启、关闭的阀门，开关的时间不宜超过10s。
2．输油首站工艺流程应具有的功能（1）接收来油进罐；（2）油品切换；（3）加热/增压外输；（4）站内循环；（5）压力泄放；（6）清管器发送。
必要时还应具有反输和交接计量流程。
成品油首站出站端还应设置油品界面检测系统。
3．输油首站典型工艺流程图输油管道首站输油工艺有油品的常温输送、加热输送、顺序输送等，由于输送工艺的不同，其流程也不相同。
常温输送首站典型工艺流程举例：图3-1-1为“泵串联运行、罐区单管”的流程，图3-1-2为“泵并联运行、罐区双管”的流程。
顺序输送首站典型工艺流程举例：图3-1-3为“泵并联运行、混油掺合”的流程，图3-1-4为“泵串联运行、混油掺合”的流程。
加热输送首站典型工艺流程举例：图3-1-5为“泵串联运行、直接加热炉”的流程，图3-1-6为“泵并联运行、热媒加热炉”的流程，图3-1-7为“直接加热炉、带反输”的流程，图3-1-8为“直接加热炉、带交接计量”的流程，图3-1-9为“直接加热炉、热处理”的流程。
1 1871 1881 1891 1901 1911 1921 1931 1941195（二）中间泵站1．中间泵站典型工艺流程说明（1）中间泵站的输油泵根据需要可采用并联或串联运行方式，采用输油泵并联运行时应设压力自动越站流程。
（2）管道清管流程根据需要可设清管器接收、发送设施，也可采用清管器自动越站方式。
2．中间泵站工艺流程应具有的功能（1）增压外输；（2）清管器接收、发送或越站；（3）压力越站；（4）全越站；（5）压力泄放；（6）泄压罐油品回注。
必要时还应设反输流程。
3．中间泵站典型工艺流程图中间泵站根据输油泵的运行方式和清管功能的不同，工艺流程也不相同。
中间泵站典型工艺流程图举例：图3-1-10为“泵并联运行、清管器收发”的流程，图3-1-11为“泵串联运行、清管器越站”的流程。
197198（三）中间加热站1．中间加热站典型工艺流程说明（1）为节约能源加热系统应设冷热油掺合流程。
（2）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。
（3）中间加热站根据需要可设进站超压泄放流程，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。
2．中间加热站工艺流程应具有的功能（1）加热外输；（2）清管器接收、发送或越站 ；（3）热力越站；（4）全越站。
必要时还应设反输流程。
3．中间加热站典型工艺流程图中间加热站根据加热方式及清管功能的不同，工艺流程也不相同。
中间加热站典型工艺流程图举例：图3-1-12为“直接加热炉、清管器越站”的流程，图3-1-13为“直接加热炉、反输”的流程，图3-1-14为“热媒加热炉、反输、清管器收发”的流程。
200201202（四）中间热泵站1．中间热泵站典型工艺流程说明（1）为降低加热设备的设计压力，提高加热设备运行操作的安全性，热泵站应采用“先炉后泵”的流程，加热设备应设置在外输主泵前。
为节约能源加热系统还应设冷热油掺合流程。
（2）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。
（3）中间泵站的输油泵根据需要可采用并联或串联运行方式，采用输油泵并联运行时应设压力自动越站流程。
（4）根据需要可设清管器收、发设施，也可采用清管器自动越站方式。
2．中间热泵站工艺流程应具有的功能（1）加热/增压外输；（2）清管器接收、发送或越站；（3）压力/热力越站；（4）全越站；（5）压力泄放；（6）泄压罐油品回注。
必要时还应设反输流程。
3．中间热泵站典型工艺流程图中间热泵站根据输油泵的运行方式和清管功能及加热方式的不同，工艺流程也不相同。
中间热泵站典型工艺流程图举例：图3-1-15为“泵并联运行、热媒加热炉、清管器收发”的流程，图3-1-16为“泵串联运行、直接加热炉、清管器收发”的流程，图3-1-17为“泵串联运行、直接加热炉、带反输”的流程。
（五）中间分输站中间分输站根据功能不同分为：分输泵站、干线分输计量站、支线分输计量站等。
1．中间分输站典型工艺流程说明（1）中间分输泵站需设进、出站的超压泄放流程，因此还需设泄压罐油品回注流程；分输加热站根据需要设进站泄压流程，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。
（2）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。
2．中间分输站工艺流程应具有的功能（1）加热/增压外输；（2）调压、分输；（3）计量、标定；（4）清管器接收、发送或越站；（5）压力/热力越站；（6）全越站；（7）压力泄放；（8）泄压罐油品回注。
成品油分输站还应设置油品界面检测系统。
3．中间分输站典型工艺流程图中间分输站典型工艺流程图举例：图3-1-18为“中间分输泵站（泵串联运行、清管器收发）典型工艺流程”，图3-1-19为“干线分输计量站典型工艺流程图”，图3-1-20为“支线分输计量站典型工艺流程图”。
205206207208209210（六）中间输入站1．中间输入站典型工艺流程说明中间输入站包括：输入站、输入泵站、输入加热站、干线输入站等。
（1）中间输入泵站需设进、出站的超压泄放流程，因此还需设泄压罐油品回注流程；输入加热站根据需要设进站泄压流程，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。
（2）输入站应设油品切换阀组，其阀门应为快速开启、关闭的阀门，开关的时间不宜超过10s（3）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。
2．中间输入站工艺流程应具有的功能（1）接收来油进罐；（2）油品切换；（3）加热/增压外输；（4）调压输入；（5）站内循环；（6）压力泄放；（7）泄压罐油品回注。
（8）清管器接收、发送或越站。
成品油输入站还应设置油品界面检测系统。
3．中间输入站典型工艺流程图中间输入站典型工艺流程图举例：图3-1-21为“中间输入泵站（泵并联运行）典型工艺流程图”，图3-1-22为“中间输入泵站（泵串联运行）典型工艺流程”。
（七）中间减压站中间减压站包括：减压站、减压分输站等。
1．中间减压站典型工艺流程说明（1）为保证管道的运行产安全，减压站必须设进站和出站压力泄放系统。
（2）减压阀上下游应设置截断阀。
减压阀应设两组以上，热备。
2．中间减压站工艺流程应具有的功能：（1）减压/加热外输；（2）压力泄放；（3）清管器接收、发送；（4）压力泄放；（5）泄压罐油品回注。
3．中间减压站典型工艺流程图中间减压分输站典型工艺流程图举例：3-1-23为“减压站工艺流程图（带分输）”，对于独的减压站，取消分输部分。
（八）中间清管站中间清管站主要包括：清管站、清管分输站、清管输入站等。
1．中间清管站典型工艺流程说明（1）单独的清管站操作阀门可采用手动阀门，若阀门的口径较大，操作不便，可对操作的阀门可采用电动阀门，阀门可采用临时移动电源。
（2）清管分输站根据需要，设进站的超压泄放流程，可采用泄压罐，也可采用泄入管道下游段，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。
2．中间清管站工艺流程应具有的功能（1）越站外输；（2）清管器接收、发送。
3．中间清管站典型工艺流程图中间清管站典型工艺流程图举例：图3-1-24为“清管站典型工艺流程图”，图3-1-25为“清管分输站典型工艺流程图”。
213214215216217（九）末站1．输油末站典型工艺流程说明输油末站根据输送油品的不同，主要分为单一油品末站和多种油末站。
根据末站的外输功能不同，输油末站外输应包括：管道转输、油品装火车/汽车、装船等。
（1）对于装船、火车、汽车的流程部分根据规范要求，应在装车栈桥及装车台的规定部分设置便于操作的紧急切断阀。
（2）对于加热输送的输油管道，必要时还应设置反输流程。
（3）在进站压力允许的情况下，流程应做到接收上站来油后，不进油罐，可直接经计量后外输。
（4）输油末站和输油首站一样，油罐区的管线可采用单管或双管。
倒罐流程根据需要可设独立的流程，也可不设。
（5）在有油品交接的管道末站，应设管道交接计量流程，流量计的标定应为在线标定，设固定式标准体积管及水标定系统。
（6）对于易凝原油的装船管线应设置为双线，并应具有管线循环功能。
2．输油末站工艺流程应具有的功能根据末站的外输功能不同，输油末站外输应包括：管道转输、油品装火车/汽车、装船等。