石油储运安全.docx

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石油储运安全

石油储运安全

　指石油和天然气从地下开采到地面以后，经过预加工处理、储存和输送到消费地。

石油的运输方式有四种：

铁路油罐车运输、公路油罐车运输、水路油轮运输和管道运输。

铁路油罐车运输适用于中小批量的原油中长距离运输。

在油田开发初期，原油产量尚未达到规模时作为输油管道的建设之前的过渡期，铁路油罐车应用普遍；长距离输油管道的转油站也常设有原油装车栈桥，用火车罐车将石油运往消费地。

公路罐车具有运输灵活性大，适用于无水路可通和不靠近铁路的地区，在我国主要用于短途运输。

水路运输具有成本低、运输量大的优点，可分为远洋运输、沿海运输、内河运输、湖泊运输。

沿海运输指几个临近海区间或本海区内的运输。

内河运输一般为国内运输。

水路运输的主要运输工具是油轮和油驳，万吨以上的油轮一般用于海运原油，如我国大连新港、秦皇岛油港、黄岛油港等都能够停靠万吨级巨轮。

万吨以下的（多以3000t以下）油轮、油驳是江河内的常用运油工具。

管道运输有两类：

一类是油田内的油气集输管道、炼油厂内部的输油管道，这些属于企业内部的输油管道；另一类是用于输送原油、产品油或天然气的长距离输油（气）管道。

　　长距离输油（气）管道一般把管径大于150mm，输送距离大于100km的管道称为长距离管道。

输油管道又可分为原油管道、成品油管道和液化气（包括液化天然气“LNG”和液化石油气“LPG”）管道。

目前国内长距离输送原油管道干线最大直径为720mm，总长度1．7×104km。

　　长距离输送原油管道由输油干线和输油站（库）组成。

干线部分包括管道本身，沿线阀室，穿跨越江河、铁路、公路、山谷的设施；输油站（库）包括管道的起点站（首站）、沿途设置的泵站、加热站和管道的终点站（末站）。

为了保证安全运行，沿管道建有专用的微波通讯系统，进行统一的生产调度指挥。

长距离输原油管道概况见下图。

　　长距离输油管概况

　　1—进场2—转油站3—来自油田的输油管4—首站的罐区和泵房5—全线调度中心6—清管器发放室7—首站的锅炉房、机修厂等辅助设施8—微波通讯塔9—线路阀室10—管线维修人员住所11一中间输油站12一穿越铁路13一穿越河流的弯管14一跨越工程15一末站16一炼厂17—火车装油栈桥18—油轮装油码头

　　天然气管道与输油管道相比，在建设与运行中有其独特之处，但总体设计与运行原理方面与输油管道相似，沿线设有压气站、清管站、计量站、配气站、阀室及气库等设施。

　　管道输送具有其他方式输送无可比拟的优点：

输送成本低、建造价格低且施工周期短、占地面积少、节省人力、节省能源和安全性高。

　　石油的储存为确保平稳输油，在长输管道的首站和末站都相应建造有储油罐群，油罐群（也称之油库）容量一般按管道日输量的5～9倍设置。

对采取旁接油罐输油方式的管道中间泵站也建有储罐，其容量视管输量大小设计。

天然气一般采用地下储库。

储罐可建在地上或地下，以建罐材料不同分为金属罐、非金属罐和岩石地下库。

金属罐多建在地上，原油储罐常用立式圆柱形储罐。

　　1．地上金属罐。

根据罐顶结构分为浮顶罐（包括内浮顶）、拱顶罐和悬链顶油罐。

（1）浮顶罐：

罐顶浮在油面上，随油位变化升降，浮顶的基本形状是一个紧贴罐内壁的圆盘，周边与管壁设有密封装置。

因为浮顶与液面间不存在气体空间，油品不易挥发，储油时损耗小，减小了对大气的污染和产生火灾的可能性。

10000m3以上的油罐多采用浮顶罐，国内最大的浮顶罐容积为100000m3。

（2）拱顶罐：

罐顶为球缺形，拱顶半径一般为油罐直径的0．8～1．2倍。

罐顶本身是承重结构，由4～6mm的薄钢板和加强筋组成，便于施工，相对浮顶罐造价较低，油气损耗大于浮顶罐。

由于罐径的限制，国内最大容积为10000m3，国外最大容积为50000m3。

（3）内浮顶罐：

内浮顶罐基本上是在拱顶罐内安装内浮盘。

原油储运很少采用。

（4）悬链顶油罐：

也称无力矩罐。

容量在100～5000m3之间，罐顶由罐壁和罐内中心柱支撑，在重力作用下，顶板自然下垂，形成一条悬链形曲线。

　　2．钢筋混凝土非金属储罐。

多为地下和半地下式建筑结构。

因节约钢材，抗腐蚀能力强，保温效果好，原在我国油田、长输管道和炼油厂采用较多。

然而钢筋混凝土油罐防渗漏能力差、防雷击能力差，年久混凝土脱落或裂缝会导致漏油；另一方面，还会使部分钢筋裸露在外，建罐施工中保证不了数以千计的钢筋接头都能接通导走电荷，因此当遭受直接雷击时，雷电的电磁感应和静电感应都可以引起放电，引燃罐内或泄漏在罐外的油气，造成火灾和爆炸事故。

我国曾发生过多起钢筋混凝土油罐雷击着火爆炸事故。

我国已不再建造这类储罐。

　　3．岩层地下库。

世界上有地下水封石洞库储油、山洞库储油、盐穴储油等多种形式，我国20世纪80年代开始在黄岛建有水封石洞油库。

水封储油是在稳定的地下水位线下开挖洞穴，利用地下水的压力将油封存于洞穴中，达到储油的目的。

洞罐的结构一般采用直墙拱顶车厢式的形状，分一排或两排列于地下，洞罐顶部的埋深应比稳定的地下水位至少低5m。

　　长距离输油（气）管道的安全运行管道生产有其自身的特点：

管道线路长、站库多，运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。

因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。

　　1．生产运行安全。

调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。

通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度人员将运行工况分析、处理，下达调整或改变运行工况命令。

若管理的是成品油顺序输送管道，还要进行品种批量和界面的跟踪。

为了安全生产，要求各级调度人员熟悉站库设备流程，掌握运行状态，有丰富的经验和对故障敏感的判别和处理能力。

要求全线操作人员掌握现代化设备的操作、维护、保养和事故处理能力。

　　早先建成的输油管道是旁接油罐的方式。

现代化的长输管道运行是实现“泵到泵”密闭输送，要求安全、平稳和优化运行，提高自动化管理水平。

　　2．管道SCADA系统。

我国管道数据采集与监控系统，已经在东营—黄岛输油管线复线和陕西靖边-北京的输气管线上应用，这是利用现代网络通信技术组成的全自动控制的密闭管输送系统。

该系统由调度中心、远传通信信道和监控终端三大部分组成，主要功能是：

①从各输油气站采集数据、监视各站工作状态和设备运行情况。

②给各站发出指令，自动启、停设备，切换流程。

③对控制参数进行给定值和自动调节。

④显示管道全线工作状态，向上级调度传送数据。

⑤对管道全线密闭输送进行水击保护控制。

⑥对管道全线进行随时工艺计算和优化运行控制。

⑦对管道全线进行清管作业控制。

⑧对全线设备状态及工艺参数进行趋势显示和历史趋势显示。

⑨对系统故障与事件自检。

⑩对于成品油管道不同油品的顺序输送进行界面跟踪和分输、分储控制。

　　3．管道设备。

管道输送设备是指输油气站库的生产设备。

输油站除油罐外，主要还包括以下设备①输油泵。

输油泵是长输管道输送的动力源。

输油泵一般采用电动机拖动，机组功率由管道设计输送能力选择匹配。

为防止输油泵原油泄漏引起火灾爆炸，输油泵房内的电机与输油泵之间设有防爆隔墙。

露天装置的输油泵机组现已在我国主要输油管道上广泛应用。

②加热炉。

加热炉是长输管道输油的加热设备，炉型有方箱式、圆筒式、斜顶式等多种形式，目前我国主要输油管道为了提高热效率和原油加热过程的安全，已经逐步改为热煤间接加热炉，由热媒介质通过热交换器传热给原油，避免了火焰直接加热油管，减少了加热炉火灾事故。

除了油罐、机泵和加热炉以外，主要输油（气）设备还有：

输气压缩机、锅炉与压力容器、清管设施、油罐区固定消防设施、阀门、流量计、控制仪表、工业控制计算机、通信设备、动力设备（电动机、柴油机、燃气轮机、变压器、电气开关等）等。

　　对设备的安全管理内容包括：

设备运行记录、分析，故障检测，维护维修计划，更新改造，关键设备的检测和事故预测。

要求操作者严格执行各种设备安全运行操作规程、日常精心检查维护保养设备，使运行和备用设备完好。

　　4．管道干线。

从泵站出口（管道阴极保护绝缘法兰）至下一泵站入口（管道阴极保护绝缘法兰）之间的线路部分为管道干线。

管理工作的对象主要对钢管的防腐、保温、绝缘涂层、阴极保护设施、河流穿跨越、线路阀室、水工保护构筑物进行检查维护。

管道干线管理的主要内容有：

①巡线检查，防止人为和自然灾害等因素的破坏，保障生产运行畅通。

②管道防腐层的检修和维修。

③管道内腐蚀、泄漏的仪器检测与维修。

④线路水工保护等构筑物、穿跨越工程设施的检查与维修。

⑤清管作业和管道沿线的输送介质排放。

⑥管道事故的紧急抢修作业。

　　职业危害在石油储油过程中，主要危害是石油和天然气的泄漏。

泄漏不仅造成经济损失和环境污染，若处理不及时或处理不当，还会引起火灾爆炸事故。

雷电引发的重大火灾爆炸事故在石油储运系统发生过多起。

重大火灾爆炸事故往往造成严重的经济损失和人员的伤亡。

此外在输油（气）管道工程施工、输油（气）设施的改造、机械清管、事故抢修中由于方案不落实，措施不当、违反操作规程造成的跑油跑气、机械损坏、机械伤害、烧伤、高空坠落、石油中毒窒息等人身事故也时有发生。

发生火灾爆炸事故的原因往往与输油（气）管道及其设备的跑、冒、滴、漏，设备故障产生的高温、雷电引燃、静电火花、火源及人为操作失误疏忽有密切的关系。

　　1．管道事故特点：

①管道绝大部分埋地敷设。

因其隐蔽，管道事故初期阶段的腐蚀、裂开造成的泄漏则不易被发现。

②长输管道站间输油（气）管道只有一条。

若干线一处泄漏或中断，即造成全线停输，对于加热输送的原油管道若停输时间过长，管道内原油温度降低，可能造成重大凝管事故。

③站间输（气）管道多在野外，若发生管道泄漏事故，尤其是江河穿跨越段发生泄漏，作业环境差、事故处理难度大，另外还会严重污染环境。

④管道和站库设施受自然灾害（洪水、地震、泥石流、雷击）容易造成管道冲断、震毁和火灾，破坏性大。

例如，1976年唐山大地震使秦京管道断裂、跨越倒塌；1984年铁秦管道因上游山洪暴发、石河水库放水冲断管道；1997年马惠管道被洪水冲断，都造成全线停输、跑油、环境污染事故。

⑤人为的损坏、破坏时有发生，如不法分子在管道上钻孔盗油盗气、偷盗跨越管线上的固定件、阀室零部件等。

⑥由于埋地管道的土壤含水、碱、磷和微生物，管道通过矿区、城市，穿越铁路、电车、电气化铁路、输电系统等可能在土壤中产生杂散电流，形成地下化学、电化学和微生物作用腐蚀管道。

⑦管输原油和天然气含有酸或碱性杂质，可导致管道内壁腐蚀穿孔、开裂，造成漏油事故。

⑧埋地钢管的焊缝或材质缺陷或违章操作超压造成管壁裂缝引发的泄漏事故等。

　　2．输油泵机组事故。

输油泵憋压、喷油、断轴等故障引起的原油外泄，遇输油泵轴瓦过热、研瓦、电动机过载、扫膛、电器设备绝缘不良、打火形成火源或人为火源，从而造成输油泵房着火。

　　3．加热炉事故：

①由于设计不合理、施工砌筑质量不好、原材料耐热等级不符合规定要求及生产操作中烘炉升降温过急、频繁启停炉、炉体密封不严受热不匀、运行中炉膛产生声波共振，都可能造成炉墙裂缝、衬里脱落，甚至造成炉体变形破坏。

②炉管焊缝有砂眼或腐蚀穿孔造成炉管漏油。

③操作原因（主要是偏流、偏烧）使炉管局部过热，管内原油热裂解在管内壁上结焦，若采取措施不及时，由于结焦层的热阻作用使管外壁温度进一步上升，加剧表面氧化，使炉管厚度减薄、鼓包变形，最后烧穿。

④炉子突然熄火发现不及时，燃料继续喷入炉膛气化形成可燃气体，达到一定浓度时发生爆炸。

⑤二次点火时炉内有油气遇明火引起爆喷。

⑥燃料雾化燃烧不完全，大量可燃气体在对流室或烟道内二次燃烧或爆炸。

⑦炉管破裂漏油大量原油进入炉膛着火爆炸。

⑧设计或操作原因形成炉膛正压运行造成爆喷。

　　4．油罐事故：

①雷击引起的储油罐火灾爆炸事故。

②储油罐冒顶、跑油。

③罐壁或罐底腐蚀穿孔。

④油罐浮盘沉没。

⑤检修清罐不彻底，罐内有残存油气，在此情况下进入发生窒息，动火引起爆炸。

⑥风雨雪天罐顶作业滑倒或高空坠落。

　　预防措施各类事故的预防措施如下：

　　1．管道泄漏事故的预防：

①在众多的管道事故中，由于管材或焊缝缺陷引起的管道裂缝比较普遍。

因此在管道建设上，选用强度高、韧性和可焊性好的优质钢材十分重要。

施工中要求在搬运、装卸、焊接、下沟、回填一系列工序中严把质量关，防止管道划痕、压坑、漏焊、对接偏口。

特别是钢管出厂前的理化检查、焊接中的质量检查和每道焊缝的超声波或X射线探伤。

投产前对管道进行强度和严密性试压。

试压值和稳压时间按有关规范进行。

②对管道全部投用阴极保护，要求金属外壁有良好的绝缘和防腐涂层，避免管道金属外壁直接与土壤和空气接触。

对输送含腐蚀物质的原油和天然气管道内壁也要采取防腐措施。

③易受洪水、地震威胁的特殊地段的输油（气）管道，要采用安全防护措施。

如采用厚壁管、河流穿越段加穿套管、洪水威胁地段加设护坡，穿越河床部分增加埋深、穿越江河管道的两岸设截断阀门，易受洪水侵袭的大型河流穿越管段敷设备用管道。

④对采用密闭输送工艺的输油管道，应注意水击压力波对管道及设备的危害。

对高压管道系统，水击正压波可能使管道超压，造成管道强度破坏。

水击负压波可能破坏下游站离心泵的吸入特性，造成负压进泵烧毁机械密封。

因此应设置管道水击压力超前保护设施。

⑤长距离输送天然气的管道，防火防爆是日常安全管理中最重要的工作。

投产要作好管道内的空气置换、有毒气体监测、天然气中的氧含量分析等；设备检修要作好检修设备与连接设备的隔离、经过惰性气体的置换、清洗、天然气和有毒气体含量分析合格后，才能拆修设备；对进入管道的气质定期检验化验水、硫化氢、二氧化碳等杂质含量，确保合格，防止形成酸性水溶液腐蚀管道；通球清管时严格按照操作规程，尤其是对液体清除物的排放要密闭输送至金属储罐内，所有设施都要有可靠的电气接地，放空的天然气在放空管采样分析浓度大于其爆炸极限的上限，确认无爆炸可能时，才能点火烧掉。

　　2．输油泵机组、输气压缩机组的事故预防：

在运行中要严密监视机组各种运行参数的变化，包括机组及辅助系统设备的控制压力、温度、流量、震动等，严格执行电机、燃气轮机、输油泵、天然气压缩机操作规程。

对发生的异常情况要及时发现，及时排除故障。

按照规程进行维护保养。

　　3．加热炉事故的预防：

①加热炉的设计、制造、安装、修理、运行要符合有关标准要求。

②按标准定期对加热炉进行外部检查、炉管水压实验，确保运行状态完好。

③严格按操作规程操作维护。

　　4．金属油罐事故的预防：

①淘汰早先建成的、导电性能差且易遭雷击的非金属储油罐，使用金属储油罐。

②罐区设计应符合国标《石油库设计规范》，投产前按标准进行检查验收。

③定期对油罐的安全附件（安全阀、呼吸阀、量油孔、阻火器、液位计、防雷防静电连接、安全监测报警仪器等）进行检查测试，保持完好。

④油罐顶部（浮盘、舱）、扶梯应按要求维护保养，做到无积水、无积雪、无结冰、无油污。

⑤上罐检查穿戴防静电服装，不穿戴钉鞋，操作使用防爆工器具。

⑥油罐内部检修时，应经过彻底清理，吹扫，分析测试罐内油气和其他有毒有害气体含量在安全范围之内，才能允许操作人员进入罐内，以防发生爆炸和中毒事故。

　　管道安全防护新技术为保证管道安全运行，根据国内不同长输管道的特点，采用有效的安全防护新技术。

①对超役管道、跨越管桥、大型穿越进行安全寿命评估。

②在原油中添加降凝剂或热处理降低原油凝固点和粘度，实现含蜡或高黏度原油的常温输送；加入缓蚀剂降低内腐蚀。

③管道、储罐上应用新型涂料降低腐蚀。

④应用区域性和大气中管道阴极保护技术，解决输油站库的管道设备腐蚀。

⑤应用世界上先进的管道不停输检修、抢修、封堵、管段设备更换技术。

⑥采用Pig（所有依靠管道内流体驱动而在管道内运行的器件）进行管道清管、漏磁法和超声波法测量管道壁厚、检漏、成品油顺序输送的界面隔离。

⑦重点易燃易爆场所安装可燃气体浓度报警、烟雾报警、火光报警、自动消防系统、安全监视系统等。