油气安全技术知识点.

安全技术知识点第一章绪论1、油气安全技术是的研究对象包括人(生产作业人员)、物(石油天然气与储运相关的设备设施)、环境(内外部环境)等各个对象及其有关的各个环节。

2、在油气安全技术研究中必须坚持“安全第一，预防为主”。

3、油气储运工程的特点及不安全因素A.生产方式：野外分散作业，劳动繁重，工作条件和自然条件较差。

油气集输与初步加工和储运运输具有自动化、密闭化和连续化的特点，对人与人、人机之间的协调有很高的要求。

B.产品：产品具有易燃、易爆、易蒸发和易于聚集静电等特点，有些产品还带有毒性。

C.生产工艺：工艺过程技术难度大，输送介质易燃易爆，长输管道输送介质易燃易爆，油气产品和设备高度集中的油库，施工中人身伤亡率高。

4、判断石油产品的危险性指标：液体：闪电气体：爆炸极限5、A.爆炸的定义：物质由一种状态迅速转变成另一种状态，并在瞬间以声、光、热、机械功等形式放出大量能量的现象叫做爆炸。

B. 影响爆炸极限的因素温度、压力、含氧量、惰性气体含量、火源强度和消焰距离等因素的变化而变化。

（1）初始温度:混合气体着火前的初温升高，爆炸范围扩大。

即爆炸下限降低，上限提高，增加可燃混合物的爆炸危险性。

（2）初始压力:增加可燃混合物的初始压力，通常会使上限显著提高，爆炸范围扩大。

在减压的情况下，爆炸范围会减小。

低于临界压力，可燃混合气体则无燃烧爆炸的危险。

（3）含氧量:在可燃混合物中增加氧含量使爆炸上限显著增加，爆炸范围扩大，增加了发生火灾爆炸的危险性。

（4）惰性气体含量:在可燃混合物中增加惰性气体的含量，会使爆炸上限显著降低，爆炸范围缩小。

（5）点火源和最小点火能:最小点火能是指能引起一定浓度可燃物燃烧或爆炸的最小能量。

点火源的强度高，热表面的面积大，会使爆炸范围扩大，增加燃烧爆炸的危险性。

可燃混合物是衡量爆炸危险性的重要参数。

（6）消焰距离:当燃烧在一通道内进行，通道窄到一定程度，燃烧反应的放热速率小于通道表面的散热速率，火焰就会停止蔓延，这个通道的尺寸叫消焰距离。

C.爆炸造成的破坏形式：震荡作用、冲击波、碎片冲击、造成火灾、造成中毒和环境污染6、沸溢喷溅的必要条件：C．油品粘度大A．形成热波面B．存在乳化水或水垫层7、风险评价：A．可靠性是根据产品的可靠性结构、寿命模型、实验数据、现场使用数据等对评价对象可靠性的性能指标给出估计的过程。

B．适应性评价是对系统是否适合于继续使用以及如何继续使用的一种定量评价，其核心技术是腐蚀速率、剩余强度评价和剩余寿命预测。

C．完整性评价是根据系统状态进行风险评估和危险源辨识，制定相应的控制对策，将系统的风险控制在合理范围内的过程，同时对可能使系统失效的主要模式进行检测检验，据此对系统的运行适宜性进行评估，最终达到减少和预防事故，保证系统安全、经济运行的目的。

8、危险源三要素：潜在危险性、存在条件、触发因素。

危险源分为：第一类危险源（能量或危险物质）和第二类危险源（导致保护措施失效的人、物、环境）危险源的辨识方法：对照法和系统安全分析法。

危险源的辨识程序与内容：重大危险源的等级可以分为以下4级：①一级重大危险源：可能造成死亡30人（含30人）以上的重大危险源；②二级重大危险源：可能造成死亡10-29人的重大危险源；③三级重大危险源：可能造成死亡3-9人的重大危险源；④四级重大危险源：可能造成死亡1-2人的重大危险源。

危险源控制手段：工程技术和管理手段，9、事故：指人（个人或集体）在为实现某种意图而进行的活动过程中，突然发生的、违反人的意志的、迫使活动暂时或永久停止的事件。

事故和事故后果互为因果关系。

事故原点不一定是危险源。

事故影响因素：人的行为和状态，环境条件和物的状态，管理上的缺陷。

事故的发生：物的不安全状态（故障）和人的不安全行为（失误）人的不安全行为：精神状态，动机冲动，过于自负，偶然性与必然性，理论与实际操作，缺乏安全知识，纪律松弛，人体特征，技术与管理10、事故致因理论：因果论，轨迹交叉论，人—环匹配论，能量转移论，能量意外释放论因果论：3E对策：技术对策，教育对策，管理对策 4E对策：3E+环境对策第二章储运工程安全设计1、大型穿越工程应按100一遇洪水设计，中型穿越工程应按50年一遇洪水设计，小型穿越工程应按20年一遇洪水设计。

中小型站场、油库的设汁洪水频率不应低于25年一遇；大型站场不得低于50年一遇。

2、消防站的设置第三章系统安全分析与评价1、系统安全分析方法：（记中文和英文缩写）2、事件树分析：归纳法3、故障树：演绎法教材P49——P524、系统安全评价方法（也称危险评价）：指数评价、概率评价5、指数评价：道七安全措施补偿系数：工艺控制C1、物质隔离C2、防火措施C3Mond法安全措施补偿系数：容器危险性K1、管理K2、安全态度K3、防火K4、物质隔离K5、消防活动K66、概率评价：A．浴盆曲线：故障率随时间而变化7、危险控制技术：宏观控制技术（法治手段、经济手段、教育手段）、微观控制技术8、危险控制的原则：闭环控制原则、动态控制原则、分级控制原则、多层次控制原则9、决策四要素：决策单元和决策者、决策结构和环境、准则体系、决策规则10、固有危险源控制技术：化学危险源、电气危险源、机械危险源、辐射学危险源、其他危险源固有危险源控制方法：A．消除危险：布置安全、机械安全B．控制危险：直接控制、间接控制C．防护危险：设备防护、人体防护D．隔离防护：安全距离、固定隔离、禁止入内E．保留危险F．转移危险11、为减少事故，常采取的安全措施：A．降低事故发生概率提高设备的可靠性、选用可靠的工艺技术、提高系统抗灾能力、减少人为失误、加强监督检查B．降低事故严重程度限制能量或分散风险的措施、防止能量逸散的措施、加装缓冲能量的装置、避免人身伤亡的措施C．加强安全管理建立健全安全管理机构、建立健全安全生产责任制、编制安全技术措施计划，制定安分操作规程、加强安全监督和检查、加强职工安全教育D．重大危险源的监控12、第四章油气站场的安全管理1、方针：安全第一，预防为主，防消结合2、油气站场安全管理的内容：安全管理组织体制，安全管理基础工作，生产和检修作业安全管理，设施、设备的安全管理，劳动保护，作业人员的安全管理，事故管理3、油气站场的安全防范措施：A．加强明火管理，严防火种进入B．严格站内动火管理三不动火：没有批准动火票不动火，防火措施不落实不动火，防火监护人不到现场不动火C．做好事故抢先演练，提高处理事故的能力D．开展安全检查E．做到“三时，一定期”三时：及时（及时检修防火堤、通风、仪表灯），按时（按时巡检），随时（随时检查锅炉压力）定期：定期检修安全阀、呼吸阀、压力表、静电接地设备、避雷针、报警系统F．加强防毒、防噪声及环境的管理4、油气站场油（气）类火灾的扑救A．堵塞泄漏，杜绝火种B．控制着火区，扑灭火灾C．冷却降温，防止爆炸D．严密组织，指挥得当5、油气集输站场安全管理A．油气分离中最易发生事故的是：分离器跑油原因：指示液位仪器失效，油水出口阀关闭或损坏，出口管路或过滤器堵塞B．加热炉的风险：安全阀失灵，无中间介质干烧应急措施：安全阀失灵：关闭或控制炉火，打开炉顶泄压阀门泄压无中间介质干烧：关闭炉火，打开油路旁通并关死加热炉原有进出口阀门，打开紧急放空阀放掉管内剩余原油，用蒸汽或干粉灭火机灭火C．原油储存：一般原油罐：50℃金属管温度：最高温度不高于70℃，最低温度不低于原油凝点以上3℃以上。

D．原油稳定方法：负压闪蒸，正压闪蒸，分馏稳定法E．原油脱水：重力沉降法、热化学脱水法、电脱水6、阻火器：每季至少检查一次7、输油站场主要危险因素分析A．输油站场的火灾危险性B．电气伤害危险性C．雷电危害D．经典危害E．机械危害F．管线腐蚀和管线破裂G．毒物危害H．噪声危害8、压缩机：CNG站：往复活塞压缩机长输站场：往复式、离心式、混合式9、泵：输油站：离心泵（大流量、低粘度），往复泵（高粘度、易凝油品管道停输油后再启动）异常现象（P184 表6.1）：泵不出油、泵流量不足、出口压头不足、泵消耗功率过大、泵振动10、加热炉安全管理（P94 表4.2）异常现象：烟囱冒黑烟、烟囱冒白烟、燃烧不稳定、出炉温度突然上升、炉墙缝及着火孔冒烟、火嘴打枪、燃料油压力下降快不稳定11、限制油位高度的原因：油罐储油高度高于泡沫发生器接口位置时，有可能使罐内油品通过泡沫发生器流出，造成油罐跑油事故，必须确定油罐装油时的上限安全高度。

油罐发油时，在保证泵入口吸头需要的前提下，还要确定罐内油品的下限安全高度。

12、加热油品控制：最高不超过70℃，还必须比该油品的闪点低20℃，以免含水原油汽化溢出罐外。

若是用罐的底部蒸汽盘管加热原油，送蒸汽一定要缓慢，不能猛开猛送，防止盘管因水击而破裂，或因油品局部受热而爆溅。

13、油罐防雷电：当顶板厚度大于或等于4mm时，不应装设避雷针（线），但必须设防雷接地。

14、密闭输送的关键：解决水击问题针对水击的保护措施：泄放保护和超前保护15、清管的目的：输油管道：清除遗留在管内的机械杂质等堆积物，清除沉积在管道内壁上的石蜡、油砂等凝聚物以及盐类沉积物。

成品油管道：清除管内的铁锈、水及泥沙，保证输送油品的质量。

16、输油站场的安全运行管理：站内管道试压，各类设备单体试运，站内联合试运17、输气站场：压气站功能：除尘、压缩、冷却18、CNG站分类：根据站区现场或附近是否有管线天然气，将CNG加气站分为：常规站、母站、子站常规站：附近有天然气管线，在600-1000m3/h母站：附近有天然气管线，在2500-4000m3/h子站：附近无天然气管线19、CNG加气站的六大系统组成：天然气调压计量系统、天然气净化系统、天然气压缩系统、天然气储气系统、CNG售气系统和控制系统（自动保护、停机、顺序充气）20、压缩天然气的储存方式:A．每个气瓶容积在500L以上的大气瓶组，每组3~6个B．气瓶容积为40~80L的小气瓶，每站有40~200个C．单个高压容器，容积在2m3以上D．气井储存，每口井可存气500 m321、LNG潜在危险性：低温的危险性、BOG的危险性、涡旋的危险性、翻滚的危险性22、LNG气化站安全管理：卸车系统的安全、储存系统的安全、再气化系统的安全、BOG处理系统的安全、消防及安全系统第五章油气管道安全管理1、根据管道的操作特点不同，将长输管道分为：常温输油管道、加热输油管道、顺序输送管道2、输气管道特点：管径大、管线长、工作压力高、连续运行、输气量大3、输油管道常见故障：管道破裂、管道穿孔、蜡堵、跑油及火灾输气管道常见故障：管道穿孔爆裂、管道堵塞、通信中断、气源供应中断4、管道运营安全影响因素：（从人-机-环境角度讲）人为因素：设计缺陷、操作失误、管理漏洞、第三方破坏环境因素：自然灾害、地质灾害、腐蚀系统自身因素：设备本体、工况变化、安全控制系统5、输油管道投产的安全措施：A．准备工作（组织准备、技术准备、物质准备、抢修准备）B．泵站和加热站的试运投产：站内管道试压、单体试运、各系统试运、站内联合试运C．全线联合运营：管道干管的清扫、站间管道试压（严密性试压取管道最大工作压力，强度性试压取管道工作压力额 1.25倍）、管道预热（短距离管道采取单项预热，长距离管道可采取正反输交替热水预热）、热油管道投油6、输气管道试投运步骤：站内工艺管线试压，单体试运，各系统试压，站内联合试运，站间管道强度试压、严密性试验，吹扫清管干燥、空气置换，投产7、输油管道生产运行的安全管理：A．线路保护：线路标志、一般地段的保护、穿跨越河流管段的保护、特殊地区线路保护、线路巡查B．管道系统设备的安全：输油泵机组、加热炉、油罐C．输油管道系统安全运行管理：从生产调度管理、运行安全管理制度和员工模拟操作培训D．输油管道的清管含蜡原油管道清管注意事项：a．对结蜡严重的管线要分次逐步清管、或从末站开始清管，防止管线内蜡堵而使清管器卡死在管道中b．对不定期清管的含蜡原油管道，最好在清管前3~5天提高运行油温并增大输量，利用较高流速的热油冲刷掉关闭沉积的部分凝油层，可降低清管作业时堵塞的可能性成品油输油管道注意事项：a．清管时间选择应避开油品批次交替时间，因为清管器在混有段附近低速运行会增加混油b．采用皮碗型和直板型清管器c．应设有专门处理铁锈、油污的设施8、输气管道运行的安全管理要求：A．气质监控：有害杂质包括机械杂质（破坏仪表）、有害气体组分（H2S、CO2、H2O等，可能引起管道腐蚀，降低天然气的使用性能或产生毒害等）、液态烃（降低输气量）气质要求：我国管输气质采用以下标准：管道输送天然气必须清除机械杂质；天然气的水露点在最高输气压力下应低于周围环境最低温度5℃，烃露点在最高输气压力下应低于周围环境最低温度。