KCA脱硫催化剂的应用及分析

KCA脱硫催化剂的应用及分析

魏有福

(陕西兴平化肥厂，陕西713100)

摘要 对KCA脱硫催化剂的应用进行了总结、分析,认为该法适用于天然气、城市煤气、氨合成气、甲醇合成气等的湿法脱硫，对降低脱硫成本有一定效果。 关键词 气体净化 湿法脱硫 硫容 再生 中图分类号 TU996

KCA脱硫催化剂是以野生植物为原料制备的聚酚类物质，其组成主要为焦性没食子酸及焦儿茶酚的衍生物。KCA催化剂是棕色粉末,溶于碱性水溶液中即为脱硫液。它适用于天然气、城市煤气、氨合成气、甲醇合成气等的湿法脱硫．我厂1994年1月开始对KCA取代ADA进行脱硫试验,本文对其试验进行总结和分析。 1 工艺流程

自中变气总管来的温度为45 ℃的煤气,进入脱硫塔底部，自下而上与塔顶喷淋的45 ℃脱硫液逆流接触,使气体中的H2S降到25×10-6以下,净化后的煤气从脱硫塔顶部出去,再经塔后分离器分离气体夹带溶液后,进入脱硫气总管。

自脱硫塔底部出来的脱硫溶液,经调节阀后,减压进入再生塔上部。塔底送入压缩空气与溶液逆流接触进行氧化,使溶液再生。悬浮出来的硫泡沫自再生塔顶溢流至硫泡沫槽,再生后溶液自塔底流入溶液贮槽,再经溶液泵打入脱硫塔进行循环使用。 硫泡沫在硫泡沫槽中加热至70 ℃,使硫颗粒度增大,经真空过滤机过滤,得到含硫40～50 %的硫膏，在熔硫釜中加热至135～145 ℃熔融,最后获得纯度为95 %以上的硫磺副产品。

真空过滤机出来的脱硫液经真空滤液收集器入地下槽,分离后的气体经真空泵后放空。真空过滤系统由真空泵抽真空，工艺流程见图1。

*

KCA法脱硫工艺流程图

1-脱硫塔; 2-再生塔; 3-溶液贮槽; 4-硫泡沫槽; 5-地下槽; 6-滤液收集器 7-熔硫釜; 8-过滤机;

9-脱硫泵; 10-地下槽泵; 11-真空泵

2 生产数据

2.1 脱硫溶液组成

脱硫液组成见表1所示。

表1 脱硫液组成

方法 总碱度 NaHCO3 Na2CO3 NaVO3 ADA KCA pH值 N g/l g/l g/1 g/l g/l 3～4 8.5～9.2 ADA 0.8～1.1 50～78 8～11 3～5 6～10 8.5～9.2 KCA 0.8～1.1 50～78 8～11 4～6 2.2 脱硫效果比较

ADA法和KCA法脱硫效果比较如表2所示。

表2 ADA法和KCA法脱硫效果比较

入塔气量 入口H2S 出口H2S 溶液量 效率 硫容 方 法 3m/h mg/m3 mg/m3 m3/h % g/l ADA法 47690 平均 45950 49306 47854 47442 48751 48076 768.7 732.6 801.5 798.1 723.0 983.7 689.5 788.1 26.9 30.5 31.7 29.6 25.8 40.3 27.6 30.9 302 96.5 0.118 315 95.8 0.103 327 96.0 0.116 307 96.3 0.123 325 96.4 0.103 318 95.9 0.138 321 96.0 0.101 319 96.1 0.114 KCA法 49152 2.3 原料消耗及硫回收率

原料消耗及硫回收率如表3所示。

表3 原料消耗及硫磺回收率

Na2CO3 V2O5 ADA KCA 硫磺回 硫磺纯 方 法 g/kg H2S g/kgH2S g/kgH2S g/kgH2S 收率 % 度 % ADA法 KCA法 397 411 20.5 42.61 26.5 18.6 88.9 99.5 83.6 93.8 2.4 工艺运行参数

工艺运行参数见表4所示。 3 应用效果及工艺条件分析

3.1 脱硫效率

从应用情况看,KCA法和ADA法脱硫效率差别不大,对H2S的脱除均可达95%以上。 3.2 硫容

溶液吸收所能达到的硫容量是一项重要指标,它决定吸收塔、再生塔和反应停留

时间的大小,也决定溶液的体积和各组分的浓度。在工厂操作中,可简单用液/气比来控制溶液的硫容,液/气比越小,硫容越高,动力费用越小,反应停留时间和再生所需时间均需要延长,硫熔太高还可能引起堵塔。硫容随着碱度、催化剂浓度的提高而增大,还与煤气处理量、净化度等有关。我们对ADA法和KCA法在同一设备、基本相同的工艺条件下,进行对比分析,认为两种方法工业硫容基本相同。

表4 KCA法脱硫工艺运行参数

参 数 脱硫塔气体入口温度 脱硫塔气体出口温度 再生塔溶液入口温度 再生塔溶液出口温度 脱硫塔入口煤气量 溶液循环量 再生空气量 脱硫塔操作压力 再生塔操作压力 脱硫空速 吸收过程气/液比 富液H2S含量 贫液H2S含量 再生效率 再生吹风强度 喷淋密度 单 位 数 值 ℃ ℃ ℃ ℃ 45 45 45 45 m3/h <50 000 m3/h 350～500 m3/h 500～750 MPa MPa m/s /l mg/l mg/l % 2.65 0.05 <2.04 >7.0 157.5 43.5 72.4 15～20 m3/m2*h 80～120 m3/m2*h 40～50 溶液在再生塔内停留时间 min 3.3 溶液腐蚀情况

脱硫溶液腐蚀部位主要发生在溶液死角,如脱硫塔、再生塔溶液出口管线、喷淋管末端、导淋管、循环槽底、熔硫釜等部位。造成腐蚀原因说法不一,确切的机理尚待进一步研究搞清。关于KCA法的腐蚀,从运行情况看,与ADA法溶液中总铁含量相差不大,如表5所示。

表5 溶液中总铁含量

93年1月 2月 3月 4月 5月 6月 平均 ADA法 56.1 47.2 44.8 50.1 43.7 39.8 47.1 94年1月 2月 3月 4月 5月 6月 平均 KCA法 59.7 42.8 45.2 39.6 47.1 43.5 46.3 实验证明,ADA溶液对碳钢的腐蚀并不明显,因此我们认为KCA对碳钢也无大的

腐蚀。

3.4 硫磺回收率

KCA法脱硫生成的硫泡沫粒子不如ADA法大,但却松软。在相同的吹风强度下,硫颗粒上升形成硫泡沫量少,因此贫液出口悬浮硫含量较ADA法大,同时经过滤后滤液中硫颗粒多,故循环液中悬浮硫含量较高，如表6所示。而硫磺回收率比ADA法下降5.3 %,溶液损失也较ADA法大些。

表6 循环中悬浮硫含量 mg/l

ADA法 悬浮硫 2087 1989 2110 2305 1978 2036 2085 KCA法 悬浮硫 2906 2347 2598 2783 2480 2675 2631 3.5 堵塔

根据工厂实践,ADA法无论槽式吸收装置和塔式吸收装置都有被硫沉积物堵塞的现象,严重的造成大量带液,导致被迫停车。我厂使用ADA法运行一个月后,塔堵就比较严重,吸收塔阻力从0.02 MPa升至0.05 MPa,有时得停下来进行处理。而KCA法生成的硫泡沫松软,因此从运行开始,从未发生过堵塔,吸收塔阻力一直为0.02 MPa,增加不明显，这是本法的最大优点之一。 3.6 副反应及碱耗

在脱硫反应中,副反应产物主要为Na2SO4、Na2S2O3、NaCNS，这些副反应产物的生成不仅要消耗碱,影响H2S的平衡分压,而且还会降低硫磺回收率,可溶性盐类的不断积累,降低Na2CO3和NaVO3的溶解度,破坏正常工艺条件。工业生产中,常压操作Na2S2O3浓度不应超过200 g/l,加压操作不应超过250 g/l。NaCNS含量达到150 g/l,就应开始提取,或用多硫化钠从气体中预先脱除氧化物或者更换溶液。除溶液pH值和温度对Na2S2O3的生成有明显影响外,进入再生塔富液中的HS-1浓度是生成Na2S2O3的主要因素。进入再生塔富液中HS-1含量随着溶液中V+5含量增加而下降,随硫容量提高而增加,随反应时间增加而减少,随溶液温度提高和pH值降低而减少.为了尽量降低进入再生塔富液中HS-1含量,采用与溶液成化学当量比的V+5含量,硫容不宜过高,保证足够的反应停留时间是十分重要的。另外,在再生塔中同时存在着悬浮硫和Na2CO3生成Na2S2O3的并行反应,温度超过60 ℃,此反应加剧。由于KCA法溶液中悬浮硫含量高,所以副反应产物生成量大，详见表7所示,碱耗也高,但KCA便宜,因此KCA法运行费用比ADA法低。

表7 脱硫液中副反应产物含量 g/l

方法 分析时间 Na2SO4 Na2S2O3 ADA法 1993-06-05 48.3 7.26 KCA法 1994-01-07 59.8 12.7 3.7 CO2的吸收

我厂进脱硫吸收塔煤气中CO2含量高达32%,CO2与溶液中Na2CO3反应生成NaHCO3,对pH值会有一定的影响,但由于稀碱液吸收H2S的速度比吸收CO2的速度约大80倍,在足够的再生空气量及溶液45 ℃左右条件下,再生贫液分析数据表

时间 94.1 94.2 94.3 94.4 94.5 94.6 平均 时间 93.1 93.2 93.3 93.4 93.5 93.6 平均 明,Na2CO3/NaHCO3当量比一般均能达到4.5～6,即使在加压系统中,富液碳化度较高,但再生后均能使CO2逸出,达到平衡。对脱硫效率、传质系数无明显影响。因此KCA和ADA法一样均可用于含CO2较高的煤气脱硫。 3.8 溶液组成

溶液总碱度应由该溶液的预计硫容量决定,国内湿式氧化法脱硫一般硫容为0.5 g/l以下,多数为0.2 g/l，若硫容为0.2 g/l时,则理论需Na2CO3为0.624 g/l,生产上考虑到CO2化学吸收和副反应的存在,以及其它损失,一般总碱度宜为0.5 N,硫容为0.5 g/l时,总碱度应为1.0 N,Na2CO3/NaHCO3=4.5～6为宜。V+5的含量对脱硫液的性能具有明显的影响,V+5的存在使溶液吸收H2S的能力大大提高,也增加溶液传质性能,从而影响净化度。相对来说,其它组分在一定范围内对溶液脱硫性能的影响不及V+5,因此溶液中要有足够的NaVO3含量。KCA含量至少应保持与钒等当量,以确保V+4完全氧化,即KCA和NaVO3之比应为1.0～1.25、pH=8.5～9.2为好。 3.9 吸收和再生温度

温度主要影响各类反应速度和溶解度,一般温度越低,气体溶解度越大,溶液吸收容量越大,但实际操作中,由于气液接触时间有限,温度过低,反应速度降低,传质过程缓慢,反而降低了吸收容量,温度过高(大于60 ℃),会使副反应加剧,所以吸收和再生温度以40～50 ℃为宜。

ADA法可直接过渡为KCA法,工艺及设备不需改动,且KCA性质稳定、不分解、无毒。

APPLICATIAN AND ANALYSIS OF KCA DESULFURIZING CATALYST

Wei Youfu

(Shanxi Xingping Chemical Fertilizer Factory, Shanxi 713100, China) ABSTRACT Application of KCA desulfurizing catalyst is Summarized and analyzed. This process is considered to be suitable for the wet

desulphurating of natural gas, city gas，ammonia synthetic gas，methanol synthetic gas and so on. This catalyst can decrease desulphurating cost. KEY WORDS gas purification, wet desulfurizing process, sulphur volume capacity, regeneration *收稿日期：1997-09-10

SY/T6320-1997陆上油气田油气集输安全规定

Safety regulation of petroleum gathering and transportation in land oil and gas field

前言

为实现陆上油气田原油、天然气采集、输送、处理、储存过程中的安全管理，制定本标准。 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：辽河石油勘探局。

本标准主要起草人 张跃林 王树成 章启成 顾伯平 李丹 1 范围

本标准规定了陆上油气田原油、天然气的采集、输送、处理、储存过程中的基本安全要求。 本标准适用于陆上油气田的油气集输与处理过程中的安全管理。 2 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 16-1991建筑设计防火规范 GBJ 74-1984石油库设计规范

GBJ 140-1990建筑灭火器配置设计规范 GB 7231-1987工业管路的基本识别色和识别符号 GB 8958-1988缺氧危险作业安全规程 GB 50057-1994建筑物防雷设计规范

GB 50058-1992爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50151-1992低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183-1993原油和天然气工程设计防火规范 JGJ 46-88施工现场临时用电安全技术规范 SYJ 4-84油田油气集输规范

SY/T 0010-96 气田地面管线和设备涂色标准 SY 0031-95石油工业用加热炉安全规程 SY 0043-96油气田地面管线和设备涂色标准 SYJ 45-91原油电脱水设计规范 SY 0075-93油罐区防火提设计规范 SY/T 0076-93天然气脱水设计规范 SY/T 0511-1996石油储罐呼吸阀 SY/T 0512-1996石油储罐阻火器 SY/T 0525.1-93石油储罐液压安全阀

SY 5225-1994石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T 5537-92原油输送管道运行技术管理规范

SY 5690-95石油企业职工个人劳动防护用品管理及配备规定 SY 5719-95天然气凝液安全管理规定 SY 5737-1995原油管道输送安全规定 SY 5845-93油田专用容器安全管理规定 SY 5858-93石油企业工业动火安全规程

SY 5984-94油(气)田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规定 SY 6186-1996石油天然气管道安全规程

压力容器安全技术监察规程 劳锅字［1990］8号文 3 安全管理

3.1 安全组织

3.1.1 石油、天然气的采集、输送、处理、储存厂(站)(以下简称管理单位)应按规定建立安全生产组织机构，配齐安全生产管理人员。

3.1.2 管理单位行政正职是该单位安全生产第一责任者，对本单位安全生产全面负责。

3.1.3 管理单位应设专(兼)职安全人员，负责本单位安全生产的日常管理和现场监督检查工作。 3.2 安全制度、措施

3.2.1 管理单位应建立以下安全管理制度： a) 安全生产责任制； b) 安全技术操作规程； c) 防火、防爆制度； d) 安全检查制度； e) 安全教育制度； f) 安全奖惩制度； g) 出入站安全检查制度。

3.2.2 管理单位应有防火、防爆、防毒、防设备事故和人身伤害事故等应急安全计划和技术措施。 3.3 安全教育

3.3.1 单位及生产班组应对新入厂和调换工种人员进行安全教育。 3.3.2 生产班组应坚持每周一次安全活动。 3.3.3 班组召开的班前、班后会，应有安全内容。

3.3.4 特种作业人员应经劳动部门或企业安全部门组织的安全技术培训，考试合格后，持证上岗。 3.4 安全检查

管理单位及其主管上级单位应坚持安全检查，厂(处)每季一次，矿(大队)每月一次，小队每周一次，班组按岗位巡回检查。

3.5 护品、护具

上岗人员应按SY 5690的规定穿戴劳动防护用品，并正确使用劳动防护用具。 4 通则

4.1 “三同时”管理

新建、改建、扩建油气集输工程设计应按安全技术设施和主体工程同时设计、同时施工、时验收投产。 4.2 设计

4.2.1 新建、改建、扩建油气集输工程设计应按SYJ 4和SY/T 0010的规定执行。防火设计应按GB 50183及国家、行业有关标准的规定执行。

4.2.2 防雷装置设计应按GB 50057的规定执行。

4.2.3 供、配电设备和线路设计应按GB 50058的规定执行。

4.2.4 液化石油气厂房和建筑面积大于或等于150m的油气集输厂房内，应按规定安装强制排风和可燃气体检测报警装置。

4.2.5 值班室观察窗应用不燃烧材料制作的密封固定窗。

4.2.6 油气处理间与值班室配电间所有连通通道(含地下管沟)，均应用不燃烧材料封堵。

4.2.7 油气集输站设置围墙(栏)应根据所在地周围环境和规模大小确定。当设置围墙(栏)时，可采用粘土砖、铁丝网或其他不燃材料，围墙(栏)高度应不低于2.2m。围墙(栏)除应留通道外，不应有缺口。 4.2.8 化验室应有强制通风设施。

4.2.9 油气厂(站)的等级划分应按GB 50183-1993中3.0.3的规定执行。一级油气集输站(场)宜采用自动安全监控技术。 4.2.10 油气集输工程中有关职业卫生、技术安全和消防设施的设计内容，应经劳动部门或企业安全部门审查批准后方可交付施工。 4.3 施工与验收

2

4.3.1 建设单位在组织对新建、改建、扩建油气集输工程项目验收时，应同时验收职业卫生、技术安全和消防设施。施工单位应在自检合格后向建设单位交付完整的竣工资料建设单位检查确认后，报请安全、消防、职业卫生等主管部门审查，合格后工程方可投产。

4.3.2 容器、管道和装卸设施防静电接地装置的安装和检测应按SY 5984的规定执行。

4.3.3 新安装和检修后的锅炉、压力容器应经监察主管部门审查合格并取得使用合格证后方可投入使用。使用单位应将在用锅炉和压力容器登记、建档。

4.3.4 油气介质走向应有方向标示，阀门应挂牌。管道涂色应按GB 7231和SY 0043的规定执行。 4.3.5 梯子、栈桥和护栏应齐全、可靠，安全通道应畅通。 4.3.6 机电设备转动部位应有防护罩，并安装可靠。

4.3.7 机电设备应有可靠的接地装置，接地电阻应小于10Ω。 4.3.8 安全阀、温度计和压力表应在校验有效期内使用。 4.3.9 站内排水系统应设计合理，沟内不能有原油和杂物。 4.4 投产和运行

4.4.1 工程项目投产方案应经管理单位上级安全和技术负责人审核签字。

4.4.2 工程项目投产试运应严格按批准的投产方案进行。生产单位应在工程项目试运前和运行中开展安全检查和隐患整改。

4.4.3 油气集输厂(站)投产前，应对值班人员进行安全技术培训，达到熟悉工艺流程，掌握设备性能、结构、原理、用途，做到会操作、会保养、会排除一般故障。

4.4.4 岗位人员应严格遵守安全技术操作规程和有关安全规定。

4.4.5 岗位人员严禁用汽油、香蕉水和其他有机溶剂擦洗设备、衣服和地面。

4.4.6 一、二级油气集输厂(站)应设警卫(门卫)，并制定执勤责任制和出入站安全检查制度。

4.4.7 油气集输厂(站)应配备可靠的通信设施，并保持通信畅通。一级油气集输泵站宜配备应急通信手段。 4.4.8 站内爆炸危险区域应设醒目的“严禁烟火”等安全标志牌。

4.4.9 站门应设立醒目的站牌，要害部位领导安全承包牌及“进站须知”、“未经许可禁止入内”、“严禁烟火”等安全标志牌。

4.4.10 一级油气厂(站)应配有功能匹配的电动或手动警报器。 5 采集

5.1 井场及计量站

5.1.1 油气井及计量站与周围建(构)筑物、设施的防火间距应符合GB 50183-1993中3.0.5的规定。井场布局应合理，单井拉油的采油井口、水套加热炉和高架罐宜且角形布置。井场用地应能满足修井施工占地要求。原油回收池边距井口不应小于20m。

5.1.2 井场应平整，无积水、无油污、无杂草。

5.1.3 井口装置及设备、设施应做到不漏油、不漏气、不漏电。

5.1.4 位于居民区附近的油井，抽油机外露2m以下的旋转部位应安装护栏，护栏高度应不低于1.2m。 5.1.5 当机械采油井场采用非防爆起动器时，距井口水平距离不得小于5m。 5.1.6 仪器仪表应配备齐全，性能应良好。 5.1.7 抽油机刹车装置应齐全、完好。 5.1.8 气井井口节流后应装设安全阀。

5.1.9 开关阀门、装压力表时，操作人员不应将身体和面部正对阀门丝杠和压力表轴向。检查采油树小四通和油嘴时，应先放压，确认无压后再操作。操作时脸部不得面对丝堵 。

5.1.10 压力容器、油田专用容器和加热炉应按第10章的规定执行。

5.1.11 当使用有凝液析出的天然气做燃料时，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。

5.1.12 井口放喷管线应用硬质金属管线连接并固定。计量站放空管线应引入原油回收池。

5.2 集输管线

5.2.1 油气田集输管线工程防火应按GB 50183-1993中第6章的规定执行。 5.2.2 输气、输油管线清管设施应按SYJ 4-84中3.8.7的规定执行。

5.2.3 应定期对管线巡回检查。巡回检查应按SY 5737和SY 6186的规定执行。 5.2.4 对运行管线应按规定观察、记录压力、温度，发现异常情况应及时采取处理措施。 5.2.5 油气管线严禁超压运行。

5.2.6 各种管径输油管线停输、计划检修及事故状态下的应急处理，应按SY/T 5537的规定执行，并在允许停输时间内完成。

5.2.7 管线解堵应制定切实可行的安全保证措施，严禁用明火烘烤。 6 原油处理 6.1 原油计量

6.1.1 用分离器量油时，严禁敲击和摇动玻璃管。量完后应把玻璃管内的液位降到底部，然后关闭上、下端阀门。 6.1.2 储油罐人工检尺应采用铜质金属重锤。储油罐检尺口应设有色金属衬套，检测后盖上孔盖。 6.1.3 上罐人员宜2～3人，不应在罐顶跑、跳。五级风以上、雨雪天、浓雾天及有雷雨时严禁上罐。 6.1.4 上罐应用防爆手电筒，且不应在罐顶开闭。 6.2 原油脱水

6.2.1 电脱水器设计应按SYJ 45的规定执行。

6.2.2 梯子口应有醒目的“高压危险，禁止攀登”、“当心触电”等安全标牌。 6.2.3 电脱水器高压部分应有围栅，安全门应有锁，并有电气连锁自动断电装置。 6.2.4 绝缘棒应定期做耐压试验，建立试验台帐，有耐压合格证。 6.2.5 高压部分应每年检修一次，及时更换极板。

6.2.6 电化学脱水器油水界面自动控制设施及安全附件应完好可靠。脱水器安全阀应定期检查保养，确保性能可靠。 6.2.7 脱水投产前应按规定做强度试验和气密试验，变压器检修前应先放电。脱水器的一切检修作业应停电，取下保险并挂牌。送电前应把脱水器内的气体排出干净，并做全面检查合格后方可送电。 6.3 原油稳定

6.3.1 稳定装置不应超温、超压运行。

6.3.2 压缩机启动及事故车安全联锁装置应完好、可靠。 6.3.3 压缩机及线应有可靠的防静电接地装置。 6.3.4 压缩机吸入管应有防止空气进入的可靠措施。 6.3.5 压缩机间应有强制通风设施。 6.3.6 压缩机间应有“当心爆炸”安全标志。 6.4 污油污水处理

6.4.1 污油污水间电气防爆等级应按GB 50183、GB 50058的规定执行。 6.4.2 污油罐应有高、低液位自动报警装置。 6.4.3 加药宜采用自动装置。 6.4.4 加药间应设置强制通风设施。

6.4.5 含油污水处理浮选机应可靠接地，接地电阻应小于10Ω。浮选机外露旋转部位应有防护罩。 6.5 输油泵房

6.5.1 电动往复泵、螺杆泵和齿轮泵等容积式泵的出口管段阀门前，应装设安全阀(泵本身有安全阀者除外)及卸压和联锁保护装置。

6.5.2 泵房内不应存放易燃、易爆物品。 6.5.3 泵和不防爆电机之间应设防火墙。

6.5.4 发生较大泄漏需紧急停泵处理时，应首先到低压配电间切断电机控制电源。 7 天然气处理

7.1 天然气计量

新装流量计时应选用无汞型。使用和校验在用有汞型流量计时，应有可靠的防止操作人员汞中毒的措施。 7.2 天然气压缩机间

7.2.1 压缩机的吸入口应有防止空气进入的措施。

7.2.2 压缩机的各级进口应设凝液分离器或机械杂质过滤器。分离器应有排液、液位控制和高液位报警及放空等设施。 7.2.3 压缩机应有可靠的防静电装置。 7.2.4 压缩启动及事故停车安全联锁应完好。

7.2.5 压缩机和动力机之间的传动应采用防式联轴器或三角皮带联接。

7.2.6 压缩机间宜采用敞开式建筑结构。当采用非敞开式结构时，应设可燃气体检测报警装置或超浓度紧急切断联锁装置。机房底部应设计安装防爆型强制的通风装置，门窗外开，并有足够的通风和泄压面积。 7.2.7 压缩机间电缆沟宜用砂砾埋实，并应与配电间的电缆沟严密隔开。 7.2.8 压缩机间气管线宜地上铺设，并设有进行定期检测厚度的检视点。 7.2.9 压缩机间应有醒目的“当心爆炸”等安全标志和巡回检查点和检查卡。

7.2.10 新安装或检修投运压缩机系统装置前，应对机泵、管道、容器、装置进行系统氮气置换，置换速度应不大于5m/s。在气体排放口和检修部位取样分析时，氧的含量应不大于2%。正常运行中应采取可靠地防止空气进入系统的措施。 7.2.11 操作人员在压缩机启动后，应严密监视温度、压力、工况变化，正常20min后转入运行。运行中应经常检查，及时放掉冷却器和分离器内的油、水。 7.3 天然气脱水

7.3.1 天然气脱水设计应按SY/T 0076的规定执行。 7.3.2 天然气原料气进脱水之前应设置分离器。

7.3.3 在天然气容积式压缩机和泵的出口管线上，截断阀前应设置安全阀。

7.3.4 天然气吸附脱水器本身可不设安全阀，应在原料气进脱水器之前、截断阀之后的管线上设安全阀。

7.3.5 天然气脱水装置中，气体应选用全启式安全阀，液体应选用微启式安全阀。安全阀弹簧应具有可靠的防腐蚀性能或必要的防腐保护措施。 7.4 天然气脱硫及尾气处理

7.4.1 酸性天然气应脱硫、脱水。对于距天然气处理厂较远的酸性天然气，在管输中可能有游离水产生，这时可先脱水，后脱硫。

7.4.2 在天然气处理及输送过程中使用化学药剂时，应严格执行有关安安全技术操作规程和管理要求，并落实防冻伤、防中母毒和防化学伤害等措施。

7.4.3 生产区应设急救室，并配备相应的防中毒、防伤害的必要用具有用品。作业人员应具备必要的安全常识，掌握应急处理的方法。

7.4.4 硫磺回收、尾气处理等装置宜设氮气保护系统。

7.4.5 设备、容器和管线，与高温硫化氢、硫蒸气直接接触时，应有防止高温硫化腐蚀的措施；与二氧化硫接触时，应控制金属壁温，防止酸凝腐蚀。

7.4.6 脱硫溶液系统应设过滤器。进脱硫装置的原料气总管线和再生塔均应设安全阀。连接专门的卸压管线引入火炬放空燃烧。

7.4.7 液硫储罐最高液位之上应设置灭火蒸汽管。储罐四周应设防火堤和相应的消防设施。

7.4.8 含硫污水应预先进行汽提处理，混合含油污水应送入水处理装置进行处理，不得排放不合格的污水。

7.4.9 在含硫容器内作业，除执行油气储罐安全要求外，还应进行有毒气体的测试。当硫化氢含量超过安全临界浓度时，应佩戴防护器具，至少两人一起工作，两人在外部配合，以便相互救护。

7.4.10 天然气和尾气凝液应全部回收。凝液安全管理应按SY 5719的规定执行。 8 储存 8.1 储油罐

8.1.1 油罐区竣工后，应经安全、消防等有关部门验收合格后方能交工投产。

8.1.2 储油罐呼吸阀、阻火器、液压安全阀应按SY/T 0511、SY/T 0512、SY/T 0525.1的规定执行。呼吸阀、液压安全阀底座应装设阻火器，阻火器每季至少检查一次。呼吸阀、液压安全阀冬季执行。呼吸阀、液压安全阀底座应装设阻火器，阻火器每季至少检查一次。呼吸阀、液压安全阀冬季至少检查两次。甲、 乙类液体常压储罐容器通向在气的开口处应有阻火器。

8.1.3 储油罐液位检测宜采用自动监测液位系统，放水时应有专人监护。

8.1.4 为防止储油罐溢流和抽瘪，装油量应在安全液位内，宜单独设置高、低液位报警装置。 8.1.5 5000m以上的储油罐进、出油管线应装设韧性软管补偿器。

8.1.6 浮顶罐的浮顶与罐壁之间应有两根截面积不小于25mm的软铜线连接。

8.1.7 浮顶罐竣工投产前和检修投用前，应对浮船进行不少于两次的起降试验，合格后方可使用。

8.1.8 储油罐应有防雷、防静电接地装置，接地点沿罐底周边每30m至少设置一处，单罐接地应不少于两处，接地电阻应不大于10Ω。在每年雷雨季前对其检测备案。

8.1.9 1000m及以上的储油罐顶部应有手提灭火器、石棉被或海草席。 8.1.10 罐顶阀体法兰跨线应用软铜线连接完好。

8.1.11 储油罐消防设施、器材配备和管理应按第12章的规定执行。 8.2 油罐区

8.2.1 防火堤应按SY 0075的规定执行，并保持完好。 8.2.2 阀门应编号挂牌，必要时上锁。 8.2.3 防火堤与消防路之间不应植树。 8.2.4 防火堤内应无杂草、无油污、无可燃物。

8.2.5 油罐区排水系统应设水封井，排水管在防火堤外应设阀门。

8.2.6 油罐区上空应装设防爆电气设备。架空电力线路不应通过油罐区上空；在一侧通过时，距防火堤应不于1.5倍杆高的距离。

8.3 天然气、液化石油气和天然气凝液储存

8.3.1 气柜应装设容量上、下限标志，上限高度为气柜设计容积高度的85%，下限高度为设计容积高度的15%。雷雨天气气柜液位应在上限高度的2/3以下。

8.3.2 加强气柜的使用与维护，水槽内应保持正常水位，冬季应有保温防冻措施。 8.3.3 储液罐应装有紧急放空、安全泄压设施及液位计、高低液位报警装置。 8.3.4 储液罐应装安全阀、温度计、压力表，并在校验有效期内使用。 8.3.5 储液罐应有防晒或喷淋装置。

8.3.6 储液罐区应有醒目的“禁止烟火”安全标志。

8.3.7 液化石油气、天然气凝液储罐不得与其他甲、乙类液体储罐同组布置。

8.3.8 储液罐区宜设高度为1m的非燃烧性实体防护墙，防护墙内应设可燃气体泄漏报警装置。

8.3.9 液化石油气或天然气凝液储罐容积大于或等于50m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。

8.3.10 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缠绕垫片或金属包石棉垫片。 8.4 硫磺储存

8.4.1 液体硫磺储存应脱气(H2S)。储罐与硫磺成形厂房之间应有消防通道。

8.4.2 液体硫储罐应有封闭的、用非燃烧材料建造的防护墙。墙高应为1m，墙内容积不应小于一个最大的液硫储罐的容量，墙内侧至罐壁的净距不应小于2m。

8.4.3 固体硫磺仓库宜为单层建筑，并应设火灾报警系统。每座仓库的总面积不应超过2000m2，且仓库内应设防火隔墙，防火隔墙内的总面积不应超过500 m2。仓库与硫磺成形厂房毗邻布置时，应设置设火墙。

8.4.4 液硫储罐应设置固定式蒸汽灭火系统，灭火蒸汽应从饱和蒸汽压力不大于1MPa的蒸汽主管顶部引出。 9 装卸 9.1 汽车装卸

3

3

2

3

9.1.1 槽车驾驶员和押运员应经安全技术培训考核并取得主管部门颁发的操作证。

9.1.2 槽车应有明显的“危险品”标志，并按指定路线行驶。装卸台应有“禁止烟火”安全标志和“装(卸)油安全须知”标牌。

9.1.3 场地应平整、无油污。

9.1.4 待装卸和非作业车辆应停在围墙外。

9.1.5 车辆应配备阻火器、两具灭火器和槽车尾部导静电橡胶拖地带，禁作拖地链条。 9.1.6 装油栈桥应用不燃烧材料建造。

9.1.7 装油鹤管应采用有铜丝的专用胶管，并伸至油罐底部。 9.1.8 装卸人员应在汽车熄火后装卸油品。 9.1.9 汽车驾驶员不得在装卸时检修汽车。

9.1.10 同时充装天然气凝液的车辆不得超过两台，两车停放地面的水平高度差不得超过10cm。充装时应同时装卸、同时发动，充装过程中不得发动车辆。车辆发动前应用携带式可燃报警器检查周围可燃气体含量，确认合格后方可发动车辆。 9.1.11 充装天然气凝液的车辆，充装量不得超过槽车罐容量的85%。 9.1.12 装卸区应有静电接地活动导线，并在装卸时使用。 9.1.13 照明灯具应符合防爆安全要求。 9.2 火车装卸

9.2.1 装卸前应对槽车顶盖、踏板、车盖垫圈、底部阀门鹤管和轨道进行安全检查，确认合格后才能作业。

9.2.2 主要出入口应有醒目的“严禁烟火”安全标志。栈桥两侧(从铁路外轨算起)及两端(从第一根支柱算起)20m以内为“严禁烟火区”。

9.2.3 栈桥段铁路应采用非燃烧材料的轨枕。 9.2.4 接送槽车时，机车应按规定拖挂隔离车。 9.2.5 装卸时，机车头不应进入“严禁烟火区”。

9.2.6 装卸油管应设便于操作的紧急切断阀，阀与火车装卸油栈台的间距不应小于10m。 9.2.7 栈台至站内其他铁路、道路的间距应符合GB 50183-1993中5.4.4的规定。 9.2.8 栈桥及地面应无油污、不存放易燃品，道路应保持畅通。

9.2.9 应有足够的夜间作业防爆照明设施，并使用防爆手电筒。机车进出站信号灯应保持完好。 9.2.10 栈桥上的电气设备和设施应防爆。

9.2.11 栈桥的每根道轨连接处和鹤管法兰处应用两根直径不小于5mm的金属线跨接，每200m设一个接地点。 9.2.12 装卸油鹤管应采用有铜丝的专用导静电胶管，管端应用直径不小于4mm的软铜导线与接地极连接。冬季不得用明火加热鹤管。

9.2.13 防静电接地电阻应每季测定一次，电阻值应不大于10Ω。

9.2.14 装卸栈台两侧应设导静电装置。装卸人员在上栈台时应触摸导静电装置，导走静电。 9.2.15 开关原油槽车车盖、起放套管和软管及检查卸油管时，应轻开轻关。 9.2.16 槽车装卸作业时，装卸人员一人同时只可负责两台槽车。

9.2.17 原油装车温度不超过规定值，流速应控制在3～4m/s以下，压力应不超过0.15MPa，鹤管应插入油槽车底部。 9.2.18 装卸时，不应用高压蒸汽吹扫油槽车和栈桥上油污，防止因产生静电而引起火花。 9.2.19 雷雨及五级以上大风天气不应装卸油品。 9.3 码头装卸

9.3.1 油码头按建设船驳的载重吨位划分等级。等级划分见表1。

9.3.2 油码头选址及至其他相邻码头或建筑物、构筑物的安全距离应符合GBJ 74中第6章第2节的规定。 9.3.3 装卸甲、乙类油品码头与陆地明火及散发火花的地点的防火距离应不小于40m。 9.3.4 油码头应在岸边方向根据需要设置安全围障，生产区可不另设。 9.3.5 油码头的建造材料应采用非燃烧材料(护舷设施除外)。

9.3.6 停靠需要排放压舱水或洗舱水油船的码头，应设置接受压舱水或洗舱水的设施。

9.3.7 油码头上输油管线的 门应采用钢阀。输油管线在岸边的适当位置应紧急关闭阀。

9.3.8 油码头应设有为油船跨接的防静电接地装置，此接地装置应与码头上装卸油品设备的静电接地装置相连接。 表1 油码头分级

9.3.9 进入油船的人员应触摸设置的导静电装置。 9.3.10 油码头应设有明显的红灯信号。

9.3.11 油码头采用橡胶软管作业时，应设置过压保护装置。 9.3.12 油码间及油船电气设备防爆性能应完好可靠。

9.3.13 油码头及油船应配备数量相当的消防器材和设施。装卸甲、乙类油品的一级油码头，应配备2～3艘拖轮兼消防两用船；装卸甲、乙类油品的二级和丙类油品的一级油码头，应配备1～2艘拖轮兼消防两用船，作为油码头生产的安全辅助设备。

10 压力容器、油田专用容器和加热炉 10.1 设备

10.1.1 压力容器使用管理应按《压力容器安全技术监察规程》的规定执行。 10.1.2 油田专用容器使用管理应按SY 5845的规定执行。

10.1.3 加热炉的使用、管理、检验和报废应报SY 0031的规定执行。

10.1.4 设备应固定牢靠，绷绳应齐全紧固，看火孔、调风器和紧急放空阀应齐全、完好。 10.2 安全附件

10.2.1 安全阀应有铅封，且齐全、灵敏，每年检验一次，应有检验台帐。 10.2.2 防爆门和防爆膜应完好。

10.2.3 压力表应完好，每半年检验一次，并有校验标签。刻度盘应划红色标记线。 10.2.4 液位计应完好，阀门应无渗漏。

10.2.5 加热炉宜具备燃烧器灭火和超温报警等安全保护装置。 10.3 运行

10.3.1 操作人员应严格执行安全技术操作规程。 10.3.2 应认真进行运行前和运行中的检查。

10.3.3 并联炉管的原油出炉温差不应大于规定值，以避免偏流。

10.3.4 如发现加热炉灭火，应及时关闭燃料进口阀门，并查找原因，排除故障。重新点炉前，应按规定时间进行炉膛吹扫。 11 供配电

11.1 一级油气集输厂(站)应采用双电源供电方式。

11.2 配电室应设应急照明，门应外开并能自动关闭，应采用不能开启的自然采光窗。电容器室应通风良好。 11.3 电缆沟应无积水，地沟应封堵。

11.4 用电设备用及线路走向应合理，导体选择及线路敷设应符合安全规定，线路应无老化、破损和裸露现象。 11.5 配电间应有“当心触电”安全标牌，配电柜前应铺绝缘胶皮。

11.6 配电闸刀应挂“运行”、“检修”、“禁止合闸”等标牌，并与运行状 11.8 电气设备检修时，配电室送电闸刀应挂“禁止合闸”标牌，并有专人监护。 11.9 电气设备的接地应完好、可靠。

11.10 配电室内应按规定配齐合格的安全用具，并定期送检。 11.11 户外变压器应有围栏，有变压器室时应上锁。 12 消防 12.1 消防管理

12.1.1 油气集输厂(站)应建立健全义务消防组织，熟悉灭火作战方案，定期组织演练。 12.1.2 油气集输厂(站)及其隶属单位应认真组织整改安全、消防部门检查出的火险隐患。

12.1.3 油气集输厂(站)及消防泵房应有消防系统图。 12.2 消防设施、器材配备和管理

12.2.1 油气集输厂(站)的低倍数泡沫灭火系统、消防站、消防给水系统、消防泵房等消防设施的配备应符合GB 50183、GBJ 16、GB 50151的规定。

12.2.2 消防器材配置应按GBJ 140的规定执行。 12.2.3 消防重点岗位应设置通信设施，并保证线路畅通。

12.2.4 消防泵应标识序 ，并能随时启动。消防泵护罩应齐全，电机应可靠接地。

12.2.5 油气集输厂(站)应定期对消防设施、消防器材和灭火剂进行检查。灭火剂应每年全面化验一次，并定期更换。消防水枪、水龙带应半年检查保养一次。

12.2.6 岗位值班人员和干部对消防器材和消防设备应做到懂原理、懂性能、懂结构、懂用途、会使用、会保养、会检查。

12.2.7 消防泵房应设固定岗位，坚持24h值班，岗位人员应能熟练操作泡沫比例混合器。

12.2.8 每班应对消防泵盘泵450°，每周试运一次并有记录。闸门三个月活动一次，丝杠涂润滑油保护。 12.2.9 消火栓应无渗漏，井内无积水，消防管线定期排空，冬季有可靠的防冻措施。 13 改建、扩建及检修与抢修施工 13.1 组织、措施

13.1.1 动火作业前，应由施工单位主管安全的领导组织生产、技术、全安、消防及有关业务部门深入现场调查、研究，制定施工组织设计和动火方案。施工组织设计应经生产单位批准。

13.1.2 工业动火等级划分、审批程序及极限应按SY 5858-93中第5章、第6章的规定执行。 13.1.3 生产和施工单位应指定施工负责人负责现场协调和管理。 13.1.4 施工单位应掌握扩建、改建工程周围地下隐蔽工程。

13.1.5 施工单位应对施工人员进行安全教育。施工人员应遵守生产单位安全规定。 13.1.6 施工单位应按规定办理进入储罐(或容器)作业证。

13.1.7 在易燃易爆场所作业时，施工人员应穿防静电工服和防静电工鞋。 13.1.8 在0区、1区、2区爆炸危险区域施工应使用防爆工具。

13.1.9 在用储罐和容器检修前，应先进行清洗、置换、放空或采取隔离的措施，然后取样分析，使动火施工作业环境空间同时具备：

a) 油气浓度应低于爆炸下限的25%； b) 空气中含氧量不应低于19.5%(体积比)； c) 有毒有害气体浓度不大于安全极限值。

13.1.10 当在缺氧或有毒有害气体空间进行施工作业时，应按GB 8958的规定，另行制定可靠措施，经厂(处)级主管领导批准后严格执行。

13.1.11 油气井、站设备维修动火，除执行本标准外，还应按SY 5225-1994中5.4的规定执行。 13.2 施工动火

13.2.1 实施工业动火前，生产单位和施工动火单位应在动火现场共同检查动火准备工作，并落实动火措施。 13.2.2 生产单位和施工单位应安排有生产实践经验、了解生产艺过程、责任心强、能正确处理异常情况的人员作为现场监护人。监护人对下述规定行使监护权：

a) 动火的容器、管线经吹扫、清洗、蒸煮后应无易燃物，对于动火部位相连的油气容器、管线应进行可靠的隔离、封堵或拆除处理；

b) 动火现场的容器内、管线内、室内和坑内的可燃气体浓度必须低于爆炸下限的25%；

c) 动火现场5m以内应做到无易燃物、无积水和无障碍物，便于在紧急情况下施工人员迅速撤离；非动火人员不准随意进入动火现场；

d) 动火现场应按动火措施要求配备足够的消防车、消防设备和消防器材； e) 动火作业前和动火作业时，应定点监测介质浓度；

f) 动火完工后，监护人应对现场进行检查，确认无火种存在后方可撤离。

13.2.3 遇有五级以上大风(含五级)不准动火。特殊情况下，应进行围隔作业，并控制火花飞扬。

13.2.4 油气井井喷情况下的动火，要由抢险制喷领导小组组织工程技术部门、安全部门、公安消防部门共同研究，制定严密的动火方案，统一指挥并严格执行有关规定。

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