天然气管道阀门维护检修规程（优选4篇）

天然气管道阀门维护检修规程

1 总则

1.1 适用范围

1.1.1 本规程适用于工作压力低于35mpa，工作温度为-20～450℃的碳钢、合金钢的天然气管道以及阀门的维护检修。

工艺管道及阀门的分类

1.2.1 管道分类

1.2.1.1天然气管道按压力为主要参数分类见表1

表1

高压

a级：2.5＜p≤4mpa

b级：1.6＜p≤2.5mpa

次高压

a级：0.8＜p≤1.6mpa

b级：0.4＜p≤0.8mpa

中压

a级：0.2＜p≤0.4mpa

b级：0.01＜p≤0.2mpa

低压

p≤0.01mpa

1.2.1.2 管道按材料及工作参数分类见表2

表2

材料

工作温度 ℃

工 作 压 力mpa

ⅰ

ⅱ

ⅲ

ⅳ

ⅴ

碳钢

≤370

＞32.

＞10～32

＞4～10

＞1.6～4

≤1.6

＞370

＞10

合金钢

-70～450

1.2.2 阀门分类

1，2，2，1 阀门按公称压力为主要参数分类见表3

表3

类 别

公 称 压 力 mpa

低 压 阀 门

0.1、 0.25、0.6 、1.0

中 压 阀 门

1.6、 2.5、 4.0、 6.4

高 压 阀 门

10.0 16.0、20.0、25 .0、32.0

2 完好标准

2.1 零、部件

2.1.1 管道、阀门的零件完整齐全、质量符合要求。

2.1.2 仪表、计器、信号联锁和各种安全装置、自动装置齐全完整，灵敏、可靠。

2.1.3管道、管件、管道附件、阀门、支架等安装合理，牢固完整，各种螺栓连接紧固；无异常振动和杂音。

2.1.4防腐层、防冻设施完整有效，符合要求。

2.2 技术资料

2.2.1技术档案；检修及验收记录齐全；高压管道及阀门还应有质量证明书，安装质量验收记录。

2.2.2 运行时间有统计、记录。

2.2.3阀门应有易损件图纸。

2.2.4 维护检修规程齐全。

2.3 设备及环境

2.3.1管道、阀门布置合理、环境整洁，无跑、冒、滴、漏。

3 设备的维护

3.1日常维护

3.1.1操作人员和检修人员必须按照规定对分管的管道、阀门进行巡回检查。

3.1.2检查内容：

a. 在用管道、阀门有否超温、超压及泄露；

b. 管道有否异常振动；管道、阀门内部是否有敲击声；

c. 有无积液、积水；

d. 安全附件运行是否正常。

3.2定期巡检内容

3.2.1巡检内容：

a. 管线及附属设施是否泄漏；

b. 敷土是否完好，有无塌陷或开挖取土现象；

c. 管线安全距离内是否有违章建筑施工及其他市政工程；

d. 有无违章用气、破坏燃气设施的现象；

e. 与管道相临的电力电缆、热力、人防沟道部位进行检查；

f. 检查阀井、调压箱是否完整，调压器、阀门、伸缩节、外露管道有无生锈、变形、手柄出现裂纹、开启标识不清、压力表失效等情况；

g. 检查埋地管道的防腐和电流保护情况。

3.2.2 记录检查结果如果有不正常现象，应及时报告并采取措施进行处理。

3.3 常见故障处理方法

常见故障处理方法见表4

表4

现 象

原 因

处 理 方 法

管道泄漏

1.焊逢有砂眼、裂纹、或管子腐蚀穿透。 2.管道丝扣损坏

1带气检修或更换管道 2.更换新管

阀门密封面泄漏

密封面损坏。 密封面有其他杂质卡入。

修理密封面。 清洗修理密封面。

阀杆升降不灵活

阀杆质量不要求。 阀杆锈蚀。 阀杆螺母损坏。

1 修理更换阀杆。 修复更换阀杆。 修理更换阀杆螺母。

管道异常振动

支架、吊卡松动或损坏。 有共振源、支架设计不合理。

紧固、修复支架吊卡。 消除共振源。

阀门填料函泄漏

填料安装不正确。 阀杆圆度超差或有划痕、凹痕等缺陷。 填料损坏。

重新安装填料。 修理或更换阀杆。 更换填料。

3.4 紧急情况停止供气

遇到下列情况之一时、应立即采取紧急措施并及时报告有关部门；

a. 管道严重泄漏或破裂、泄漏有毒有害介质危及供气时；

b. 发生火灾、爆炸或相邻设备、管道发生事故直接威胁管道安全运行时；

发现不允许继续运行的其它情况时；

4 检验、检修周期和内容

4.1 检验、检修周期

4.1.1 管道的检验分外部检验、内外部检验和强度实验。各压力等级的管道的检验周期见表5

检验周期：月 表5

管 道 类 别

外 部 检 验

内 外 部 检 验

强 度 试 验

低 压

12个月

—

—

中 压

12个月

72个月

144个月

高 压

12个月

120个月

120个月

4.1.2 低压管道可实行事后维修或改善维修制；

4.1.3 阀门的检验、检修可结合设备单体或系统大修时进行。

4.2 检验、检修内容

1防腐层测厚检查。

4.2.2 定点测厚

a. .根据使用情况对直管、弯管、角管、三通等有代表性的部位进行定点测厚；

b. .测厚点数应按管道腐蚀、冲刷和磨损情况及管径大小而定；

c. 定点测厚发现问题时，应扩大测厚范围；

4.2.3 外部检查的结果应详细记录在管道档案中。

4.2.4 检修

4.2.4.1 管道的检修内容:

a. 管道更换、焊缝修补：

b. 螺栓、法兰、垫片修理或更换

c. 管道的防腐层修理。

4.2.4.2 阀门的检修内容

a. 阀体和阀盖的修理更换；

b. 丝杆、阀杆螺母、填料函的修理更换；

c. 关闭件的修理更换；密封面的研磨；

5 检修方法及质量标准

5.1 管子、管件、紧固件、应有质量合格证，其机械性能与化学成份应符合国家或部颁标准。

5.2 管子、管件使用前应外观检查合格。

5.3 阀门在使用前均应进行外观检查并从同一制造厂、同一规格型号的阀门中解体抽查垫片填料是否符合使用条件。

5.4 阀门应逐个进行水压强度实验和严密性试验。强度试验压力等于公称压力的1.5倍；严密性试验压力等于公称压力。阀门在试验压力下保持5分钟，阀门及填料不得泄漏，然后在公称压力下检查阀口的严密性，如无泄漏即为合格。

5.5 中、低压管道焊接所用的电焊条应按设计的规定选用。

5.6中、低压的碳钢管应采用电弧焊。其中公称直径小于80㎜，管壁厚度小于3.5㎜时，允许采用气焊。

5.7 管子、管件的坡口形式、尺寸及组对的选用，应考虑易保证焊接接头的质量、填充金属少，便于操作及减少焊接变形等原则。

5.8为降低或消除焊接接头的残余应力，防止产生裂纹，改善焊缝和热影响区的金属组织与性能，管道焊接时，应进行焊前预热和焊后热处理。

5.9 管道焊后必须对焊缝进行外观检查，检查前应将妨碍检查的渣皮、飞溅物清理干净、外观检查应在无损探伤、强度试验及严密性试验之前进行。

5.10 中、低压管道的焊缝探伤结果如有不合格者，应按下列情况分别处理。

a. 当不合格数量超过总数30%以下，且其缺陷介于合格标准与低一级标准之间时，则仅将不合格处返修。

b. 当不合格数量超过30%时，则应加倍探伤，若加倍探伤仍有不合格者，则应全部探伤，所有不合格处，均需返修。

c. 返修焊口应全部重新探伤。

5.11 拆下的管道或换用的新管道、管件、紧固件及阀门等，在安装前应妥善保管，防止损坏，特别注意丝扣和密封面，并应将内部处理干净，不得存有杂物。

5.12 法兰连接的管道应使用同一规格螺栓。紧固螺栓时，用力要对称、适度且法兰要保持同心，露在螺母外的螺纹长度应相等，且不大2倍螺距。

5.13管道安装时，不得采用强力组装或修改密封垫厚度的方法来调整误差。

5.14管道防腐层检修的一般程序及方法

a. 钢管表面处理，钢管在涂敷前，必须除去油污、泥土等杂物，并使表面达到无焊瘤、无棱角、光滑、无毛刺。

b. 钢管经表面处理合格后，应立即涂底漆，底漆应在钢管表面干燥无尘的条件下涂敷。

c. 有缝钢管的焊缝，凡高于管表面2㎜的焊缝两侧均应刮腻子，使之成为圆滑曲面，避免缠玻璃布后出现空鼓。

d. 涂面漆和缠玻璃布，底漆表干后，腻子硬化之前，涂第一道面漆。第一道面漆涂完后，可直接缠绕浸满的玻璃布。缠玻璃布时，应拉紧、拉平、保持表面平整，无皱折和空鼓。玻璃布压边宽度不得小于20㎜，搭接头长度不得小于100㎜，缠两层玻璃布时，各层玻璃布的搭接接头应错开。

e. 防腐层加温固化时，钢管预热温度、防腐层烘干温度及加热时间应通过试验确定。通常钢管预热温度不得超过50℃，防腐层固化温度不得超过90℃，并应平稳地升温，不得用明火或蒸汽直接加热防腐层。

f. 雨、雪、雾、风沙等气候条件下，不应进行防腐的露天施工。

5.15防腐管道的补口及补伤

a. 补口、补伤的防腐层结构及所用材料应与管体防腐层相同。

b. 钢管焊接完毕，无损探伤、严密性试验合格后，进行补口。补口工作应在对口焊接后，管表面温度冷却至常温时进行。

c. 在钢管的补口处和补伤处露铁时，必须除锈，并应使钢管表面干燥、无焊瘤、焊渣和尘土。

d. 补口时应对管端阶梯形接茬处的防腐层表面进行清理，去除油污、泥土等杂物，然后用砂纸将其打毛。补口防腐层与管体防腐层的搭接长度不应小于100㎜。

e. 补口后用电火花检漏仪进行全方位检查。

f. 补伤处防腐层和管体防腐层的搭接应作成阶梯形接茬，其搭接长度不应小于100㎜。若补伤处防腐层未露铁，应先对其表面进行清理，并用砂纸打毛后再补面漆和贴玻璃布；若补伤处已露铁，则应对金属表面除锈，然后按管体防腐层的施工顺序及方法补涂底漆、面漆和贴玻璃布。当防腐层破损面积较大时，应按补口方法处理。补伤后用电火花检漏仪检查。

5.16防腐层的质量检验

a. 外观检查 防腐管应逐根检查，涂层应饱满、均匀，玻璃布网眼应灌满面漆，表面应平整并有漆膜光亮。

b. 厚度检查 每20根抽查1根，用测厚仪进行检查，每根管两端和中间共测3个截面，每个截面测上、下、左、右4点，最薄点的厚度不得小于表6中规定的厚度。

表6环氧煤沥青涂层等级

等 级

总厚度/㎜

普 通 级

≥0.4

加 强 级

≥0.6

特 加 强 级

≥0.8

c. 绝缘性检查 用电火花检漏仪检查，电压按防腐等级确定；普通级不得小于2000v，加强级以上不得小于5000v，不合格应进行补涂。

d. 粘结力检查 用小刀在防腐层上切一夹角为45°～60°的切口，从切口尖端撕开玻璃布。实干后的防腐层撕开面积为50㎝²，以撕开出布露铁，防腐层不分层为合格。

5.17阀门的组装应符合设计要求，根据阀门特性及介质流向安装在便于操作和检修的位置上，安装时阀门应呈关闭状态。

5.18阀门检修的一般程序及方法

a. 用压缩空气吹扫阀门外表面

b. 检查并记下阀门上的标志

c. 将阀门全部拆卸

d. 用煤油清洗零件

5.19检查零件的缺陷；

a. 以水压强度试验检查阀体强度；

b. 检查阀座与阀体及关闭件与密封圈的配合情况，并进行严密性试验；

c. 检查阀杆及阀杆衬套的螺纹磨损情况；

d. 检验关闭件及阀体的密封圈；

e. 检查阀盖表面，清除毛刺；

f. 检验法兰的结合面；

5.20阀体的修理

a. 焊补缺陷和更换密封圈或堆焊密封面；

b. 对阀体和新换的密封圈，以及堆焊金属与阀体的连接处，进行严密性试验；

c. 修理法兰结合面；

d. 研磨密封面。

5.21修理关闭件

a. 焊补缺陷或堆焊密封面；

b. 车光或研磨密封面；

5.22 修理填料室

a. 检查并修理填料室；

b. 修整压盖和填料梳底部的锥面。

5.23 更换不能修复的零件。重新组装阀门，进行阀门整体的水压试验，阀门涂漆并按原记录做标识。

5.24管件和阀门的耐压试验压力为：

ps = 1.5pg

式中 ps----耐压试验压力，mpa；

pg---工作压力，mpa

耐压试验以在规定时间（一般为本10分钟）内不降，无泄漏及无可见变形为合格。

6 在线密封

6.1在线密封是指在管道、阀门带压运行时，采用堵漏密封胶注入预制密封盒内对管道、阀门的焊缝泄漏和法兰泄漏进行堵漏的一种新型密封技术。

a. 在线密封施工前应办许可证，并经有关部门审批。

b. 在线密封施工应由专门人员执行。

c. 密封胶应根据泄漏介质和温度来选择。

d. 密封盒应根据泄漏处的管道、阀门和法兰形状实测加工。

e. 在线密封施工前应做好安全防范措施。

6.2带气检修

带气检修是指管道、阀门在保证一定压力下进行管道、阀门检修。

a. 管线上的各种阀门应开关灵活，严密可靠。

b. 参加施工的检修人员必须熟悉自己的工作，明确责任，放散操作人员应对自己操作的阀门的技术状态作到心中有数。

c. 工作坑要求操作方便，易上下人，必要时应设梯子和台阶。

d. 确保通讯畅通，必须携带足够的通讯工具。

e. 准备必要的抢修机具和设备以及所用的仪器材料，施工时必须使用防爆工具。

f. 操作区10米内不准有易燃物和火源。

g. 工作坑内检修人员必须佩带防毒面具和安全绳，坑上必须有人监护，监护人员对操作要判断准确。

h. 打开放散管进行放散，将将压路段压力将至100-300pa，并在整个施工过程中严格控制压力。当压力低于100pa或高于300pa时必须停止施工。

i. 对工作坑内进行吹扫，确保空气中可燃气体浓度在爆炸下限20%以内。

7 试车与验收

7.1 试车前的准备工作

7.1.1 管道、阀门试车是指检修后的管道，阀门在系统中进行严密性试验及阀门的启闭、限位的调节。

7.1.2检修后的管道、阀门必须进行置换。

7.1.3 对未能吹洗后可能留存的脏物、杂物的管道，应用其他方法补充清理。

7.1.4 试车用压力表应经校验、精度不低于1.5级，表的满刻度值为最大被测值的5～2倍。压力表不少于两块。

7.1.5 试车应具有完善的、并经批准的试车方案。

8 试车

8.1试车条件具备后，先进行管道系统的严密性试验。

8.2 气压严密性试验压力应分级缓慢上升，先升至试验压力的50%，如无泄漏及异常现象，继续按试验压力的10%逐级升压，直至试验压力，各级均稳压3分钟，达到试验压力后稳压30分钟，以无泄漏、压力不下将为合格。

8，4 管道、阀门严密性试验合格后，即可按规定办理验收手续，移交生产。

9 维护检修安全注意事项

除遵照国家及有关部门的检修安全技术规程及本工种的安全技术规程外，应特别注意以下的安全事项.

9.1 维护安全注意事项

a. 在高空管架上进行维护管道、阀门时，应采取保护措施，防止坠落.

b. 管道、阀门运行时法兰密封发生泄漏，严禁带压拧紧螺栓。

c. 发生介质泄漏时，应做好防范措施，然后进行故障处理并向上级汇报。

9.2 检修安全注意事项

a. 在管道、阀门检修前应卸压、清洗置换、通风等出理，情况不明的管道严禁检修。

b. 对输送易燃易爆、有毒、有害介质的管道时，必须在卸压后加装盲板，再经过置换、清洗并分析合格，方可进行检修。

c. 在检修过程中可能产生有害介质时，应采取有关措施：按有关规定定期进行气体分析；检修中不间断地向管道内通风换气；检修时应设有专人监护，并准备好急救用具。

d. 在进入大直径管道内检修时所用灯具和工具的电源电压，应符合gb3805《安全电压》的规定。

e. 在现场进行射线检查时应用标志划出安全区域。

f. 采用在线密封时，必须办理许可证并做好相应的安全措施。

9.3强度和严密性试验安全注意事项

a. 无关人员必须离开试验现场。

b. 发生泄漏时，严禁带压修理。

c. 试验压力的上升应严格按规定逐步升压。

天然气管道阀门维护检修规程：石油天然气管道设施事故处置措施

一、石油天然气管道设施泄漏事故处置措施

(一)进入泄漏现场进行处理时，应注意安全防护

1.进入现场救援人员必须配备必要的个人防护器具。

2.事故中心区应严禁火种、切断电源、禁止车辆进入、立即在边界设置警戒线。

3.应使用专用防护服、隔绝式空气面具。为了在现场上能正确使用和适应，平时应进行严格的适应性训练。立即在事故中心区边界设置警戒线。根据事故情况和事故发展，确定事故波及区人员的撤离。

4.应急处理时严禁单独行动，要有监护人，必要时用水枪、水炮掩护。

(二)泄漏源控制

1.关闭阀门、停止作业或局部停车、减负荷运行等。

2.堵漏。采用合适的材料和技术手段堵住泄漏处。

(三)泄漏物处理

稀释与覆盖:向有害物蒸气云喷射雾状水，加速气体向高空扩散。也可以在现场施放大量水蒸气或氮气，破坏燃烧条件。

二、石油天然气管道设施火灾事故处置措施

(一)先控制，后消灭。针对石油天然气火灾的火势发展蔓延快和燃烧面积大的特点，积极采取统一指挥、以快制快;堵截火势、防止蔓延;重点突破、排除险情;分割包围、速战速决的灭火战术。

(二)扑救人员应占领上风或侧风阵地。

(三)进行火情侦察、火灾扑救、火场疏散人员应有针对性地采取自我防护措施。如佩戴防护面具，穿戴专用防护服等.。

(四)应迅速查明燃烧范围及其周围物品的品名和主要危险特性、火势蔓延的主要途径，燃烧产物是否有毒。

(五)正确选择最适合的灭火剂和灭火方法。火势较大时，应先堵截火势蔓延，控制燃烧范围，然后逐步扑灭火势。

(六)对有可能发生爆炸、爆裂、喷溅等特别危险需紧急撤退的情况，应按照统一的撤退信号和撤退方法及时撤退。(撤退信号应格外醒目，能使现场所有人员都看到或听到，并应经常演练)。

(七)火灾扑灭后，仍然要派人监护现场，消灭余火。起火单位应当保护现场，接受事故调查，协助公安消防监督部门和上级安全管理部门调查火灾原因，核定火灾损失，查明火灾责任，未经公安监督部门和上级安全监督管理部门的同意，不得擅自清理火灾现场。

天然气管道阀门维护检修规程：天然气处理站危险因素分析

天然气处理站是石油天然气生产中重要的生产装置，其主要任务是在一定的温度、压力下，将天然气中的重组分及其杂质脱出，工艺中有高温、低温、高压、伴随生产过程的天然气和凝液属甲类易燃易爆气体和液体，所以天然气处理站是危险性较大的生产装置和生产场所，安全生产极其重要。本文就中石化西北分公司某天然气处理站存在的危险因素进行分析。 一、工艺流程简介 工艺流程如图1所示。

图1 天然气处理工艺流程框图 原料气以0.20~0.30mpa、25℃进入生产分离器进行气液分离，然后经压缩机两级增压至3.0mpa、150℃后，经空冷器冷却至50℃、水冷换热器冷却至30℃，以气液混相状态进入压缩机出口分离器，分离出的凝液经节流降压后输至液烃分离器，脱水后的天然气以2.5mpa、30℃进膨胀机增压端增压至4.0mpa、62℃，进水冷换热器降温至30℃后进入三股流换热器，与初级吸收塔顶低温外输干气及来自低温分离器经节流降压后的低温液相换热，降温至-40℃进入低温分离器。低温分离器顶部气相以4.0mpa、-40℃进入膨胀机降压至1.3mpa、-80℃。低温分离器底部液相以1.3mpa、-64℃进入三股流换热升温至25℃后去分馏装置。经膨胀机膨胀制冷后的低温气体以1.3mpa、-80℃进入初级吸收塔顶部。脱乙烷塔塔顶气以1.3mpa、0℃进初级吸收塔低部。初级吸收塔塔顶气以1.3mpa、-80℃进三股流换热器升温至21℃，再与液化气塔塔底轻油换热升温至32℃，作为合格产品外输。初级吸收塔塔底液相进入脱乙烷塔顶部。 二、处理站主要危险因素的辨识与分析 1.工艺、设备设施的火灾爆炸危险因素 天然气站在连续性生产过程中，天然气、液化气、稳定轻烃等易燃易爆工程物料的干燥、分离、过滤、增压、降温，液化以及储运等工艺状态以及设备设施的状况构成发生火灾爆炸事故的基础条件。 (1)制造、安装及检修缺陷。 站场各储运气、液态可燃介质的动设备及塔器制造不合格，安装、检修不当，焊接有缺陷，密封损坏等原因导致开裂损坏或密封失效。 各储运气、液态可燃介质的系统管阀及设备附属管阀的本体、焊缝及密封件因存在缺陷而损坏。特别是高压天然气管道，压力较高，管道焊缝和阀门出现缺陷的危险性较大，如果不能严格控制焊接、安装质量，可能发生泄漏，导致重大的火灾爆炸事故发生。 (2)腐蚀损坏 系统储运的气、液态可燃介质中含硫、含水，可造成设备、管路和阀门腐蚀损坏。 (3)系统憋压损坏 高效旋流分离器、再生气分离器和低温分离器等设备可能因下述因素造成系统憋压:分离器内部堵塞造成流层不畅;操作不当;低压用户站停车或用气量骤减。系统憋压若不能及时发现，严重时可能导致系统设施损坏。 因上述原因造成的设备设施损坏均可导致可燃介质泄漏，遇火源引起火灾爆炸事故。

(4)低温损坏 低温分离器、低温换热器以及膨胀机等设备及配套管阀储运-80℃低温液态可燃介质，可发生如下低温损坏: 低温设备和管路选材不当，发生低温断裂损坏;液态可燃介质放空入火炬线，可能因大量汽化降温造成火炬线及管架承受很大的温度应力而引起断裂损坏;液态可燃介质急剧汽化可形成高速气流，对管路弯头、法兰造成冲蚀损坏。 低温损坏常可造成低温液态可燃介质泄漏，低温液态介质一旦泄漏，会发生急剧汽化，达到爆炸极限，遇火源引起火灾爆炸事故。 (5)加热炉火灾爆炸 加热炉是明火危险源之一，以下因素可能引起火灾爆炸事故: ①炉管在高温下可能发生烧穿损坏;原料气中的硫介质可能造成炉管腐蚀损坏;炉管、弯头材质选错或连接部位有缺陷可能造成开裂损坏，造成漏气。 ②燃料气带液可造成炉嘴结焦，风门调节不当可造成炉内混合气比例不当，采用人工点火(点火棒)可能出现误动作。这些因素常常会引起炉膛爆炸。 ③操作流程倒错，可能把系统的1.7mpa高压气导入炉管进气口，引起憋压，并造成损坏漏气。 ④加热炉燃料系统出现泄漏，且环境通风不良。 (6)重沸器内漏危害 重沸器采用了导热油介质，若泄漏，主要造成塔内急剧汽化升温升压，也可能引起塔器泄漏爆燃事故。 (7)机泵泄漏危害 液化气回液泵出口压力1.3mpa，导热油泵介质温度可达280℃;天然气压缩机和膨胀机的操作压力达3mpa，膨胀机内液态天然气介质温度为-80℃。各机泵的安装、检修及操作不当等可造成部件和机械密封损坏泄漏。其中若液化气、天然气的泄漏量较大，会形成“蒸气云”。 可燃介质机泵泄漏，遇火可引起泵房内火灾，液化气、天然气泄漏严重时出现“蒸气云”爆炸。因室内油气火灾较难扑救，一旦发生事故，可能酿成严重后果。

(8)轻烃和液化气装车危险 轻烃产品采用敞开式装车，操作不当或机具故障可能导致泄漏，装车现场可能遇车辆电气打火、排气管火星以及产品液流静电、人体静电和其他明火而起火。液化气采用密封装车，相对危险较小，但液流静电和人体静电有可能引起火灾爆炸。 2.电气、仪表的火灾爆炸危险因素 (1)电气、仪表火花 站场电气设备可能因接地设施失效，线路绝缘损坏，短路，接点接触不良，设备和线路、照明不符合防爆要求等原因引起电打火;电动仪表可能因能量积聚产生并泄放火花。电气、仪表火花是造成易燃介质火灾爆炸的重要点火源。 (2)自动仪表及联锁保护失效 调节阀等仪表出现故障，表信号受到电磁干扰，出现错误显示或产生误动作;dcs自控系统及自动联锁保护系统功能出现故障，可造成压缩机，脱乙烷塔、脱丁烷塔、吸收塔以及其他设备的温度、压力、流量、液面的仪表指示失真，可能导致超压、超温、操作失控、物料溢出等后果，进而引发火灾爆炸。 (3)可燃气体报警器失灵 站场各部位的可燃气体报警器失灵，可能导致泄漏的可燃气体聚集，不易发现，延误可燃气体泄漏事故的处理时机，导致火灾爆炸事故。 3.现场管理及其他因素 (1)现场作业管理 以下违章作业行为可能引发火灾爆炸事故: ①正常生产期间，人员在工艺操作中违反操作规程，倒错流程;在站场易燃易爆区私动明火，使用非防爆工具。如在本站一、二级分离器排液作业中，人员直接接触易燃易爆的轻烃排液，若有上述违章作业行为，很可能在作业现场引发火灾爆炸。 ②检修作业期间，施工者不严格执行有关检修规程，不坚持用火票制度，安全措施不力，系统吹扫不净。如在本站的储罐、塔内进行清洗、清扫和检修作业时，如果未作彻底的介质置换和通风，就动火施爆或进行其他作业，可能发生有限空间内的爆燃事故。 (2)静电 系统管路、设备中物料流速过大，尤其在液化介质泄漏汽化时，可产生高速气流，导致产生物流静电;进装置人员因着装不符合防静电要求可产生人体静电，静电集聚产生放电火花，构成火灾爆炸事故的重要点燃源。 (3)硫化亚铁自燃 站场原料和产品中的硫化氢长期存在于系统中，会与金属器壁发生反应生成硫化亚铁(fes)，在长期生产过程中，装置的容器内壁可能形成硫化亚铁垢层，当在站场开停工过程中，使用蒸汽吹扫或其他原因造成升温条件时，有可能发生硫化亚铁自燃火灾。 4.机械伤害 站场有燃气天然气压缩机、导热油泵、膨胀机、液化气回流泵、混烃泵、潜污泵等转动设备，这些设备具有转速较高、结构较复杂等特点，其中燃气天然压缩机和导热油炉轴功率较大(分别为51.75kw和38.25kw)。转动设备调试、检修有一定难度，易发生机械故障，存在着发生机械伤人，设备损坏、停工停产事故的危险。尤其是设备的转动轴防护罩不完善时，可能发生人员绞伤事故。

5.高处坠落 站场各塔高度在5m以上，其中脱乙烷塔、脱丁烷塔高12.8m，放空火炬高40m，人员在操作、巡检、检修作业中，有发生滑跌、坠落的危险。 6.灼烫及冻伤 (1)高温灼烫 站场各设备中，加热炉、导热油炉、脱丁烷塔及重沸器、分子筛脱水塔、再生气分离器、再生气换热器等设备的操作温度在220~330℃，在设备及附属管道出现损坏，保温层破损以及操作不当时，人员有高温介质喷出烫伤和高温接触灼伤的危险。 (2)分子筛接触灼烫 使用的分子筛干燥剂极易吸水并放热，人员在运输、装卸该物器时，皮肤或呼吸道接触时可造成灼烫伤害。 (3)液化物料汽化冻伤 站场制冷设备、低温分离器中存在低温液化天然气，脱丁熔塔产出产品液化气，在生产、储运过程中，可能因操作不当，设备、管阀故障等因意外泄漏，发生急剧汽化降温，造成人员冻伤事故。 7.其他危害 (1)防雷、防静电接地 站场设备和建(构)筑物的防雷、防静电接地设备的设置和配备不合格，致使发生雷击和静电放电，可能导致设备设施损坏和火灾爆炸事故。 (2)管路加药和酸洗 ①因水质原因，系统管路易于结垢。管路结垢需要酸洗清除。酸洗中含硫垢层会分解释放出硫化氢，有可能引起硫化氢中毒伤亡事故。 ②系统循环水添加阻垢剂、缓蚀剂和杀菌剂等化学药品。人员接触阻垢剂、缓蚀剂可对皮肤、眼睛产生刺激和腐蚀。其中的有机膦表面活性剂组分有增加人体皮肤细胞渗透性的副作用，可导致毒物和病菌易于进入人体，有可能降低加药人员的免疫力。 (3)水化物冻堵 站场低温系统易出现水化物，造成设备或管路冻堵冻裂，可能造成设备设施损坏、停工停产，若处理不当，甚至可能引发火灾爆炸、窒息中毒等其它事故。 (4)意外停电 站场因供配系统及电器故障发生意外停电，会导致停工停产，处理不当还可能造成设备、设施及部件损坏，甚至引发火灾爆炸、窒息中毒等其他事故。 三、结束语 通过危险因素分析，可以针对所找出的各种危险因素制定相应的防范措施，确保安全生产。

天然气管道阀门维护检修规程：天然气压缩机维护保养

一、日常维护保养

1. 每次开机后检查并记录各项数据

2. 检查压缩机有无漏气、漏油、漏水，仪表工作是否正

3. 检查曲轴箱机油液位、曲轴箱液位检查地脚螺栓、管线接头等是否有松动、脱落。

二、每月维护保养

1. 每日维护保养的全部内容

2. 检查安全附件是否正常运作

3. 检查清洗进、排气阀，更换损坏零件

4. 检查十字头销、活塞连杆锁紧螺丝的松紧

5. 检查清洗分离器滤芯及排污装置是否畅通

三、每季度维护保养

1.每月维护保养全部内容

2.检查所有螺栓及连接装置是否牢靠

3.清洗曲轴箱呼吸器

4.更换机油，清洗机油滤芯检查大头瓦和曲轴间隙、小头瓦和十字头间隙是否正常

四、半年维护保养

1.每季维护保养全部内容

2.检查所有安全附件的灵敏度并予以校验

3.检查调整压缩缸活塞死点间隙

4.检查调整联轴器的对中情况

5.消除压缩缸、活塞环及进排气阀上的积碳，并测量间隙检查十字头、十字头销和轴承

6.电机、油泵打黄油

五、年维护保养

1.半年维护保养全部内容

2.清洗检查润滑装置、润滑系统、阀门、泵等更换修理损坏件

3.检查各螺栓、连接部位的紧固状态

4.检查压缩缸、活塞环、及进排气阀弹簧，更换磨损及损坏件

5.清除散热器、冷却器内外污物，检查有无泄漏、堵塞现象

6.检查活塞杆磨损情况，必要时更换活塞环

7.检查活塞杆填料和密封情况，更换磨损件

8.检查十字头间隙及小头瓦间隙，检查曲轴、大头瓦、小头瓦、连杆、活塞连杆、气缸、气阀等的磨损情况，更换磨损件

六、按压缩机运行时间维护保养

运行时间

保养内容

保养时间

责任人

250小时

月度维护保养内容相同

2000小时

年度维护保养容相同

700小时

季度维护保养内容相同

4000小时

需进行大修

1000小时

半年维护保养内容相同

8000小时