油气安全技术知识点要点Word文件下载.docx

1、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: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

2、，人一环匹配论，能量转移论，能量意外释放论4E对策：3E+环境对策因果论：3E对策：技术对策，教育对策，管理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 3M紡站一、三级油气站场 二级以上消防站三级及以上油汽站场 阖定消訪系统若消防协幡力量不龍在3Oin内戒达油田三级廉以上的油气站场in 2台泡沫消防车勺田三级天燃气净优厂I匸二 览台消防车三级油T站场未设囲定稍隔系址三圾消防站菊台谥沫车及箱水畢消

3、防车输油管道及油田储运工程的站场固定消防系统 若葫肪协作力不86在30nin内到达 二扱站场 ini I台泡沫消防车一级站场 山二 2台泡沬消防车代管逋的四级压气站 固定消防系统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）安全检査表袪tSafet# Check List. SCLJjr 预先危害分析（preliminary hazard anally*ts, PHAt尸故障类臺和影响分析（failure model and effects analysis）r 危险性和可操作性研究（hazard and opera bi llity analysis）事件树分折馆诟世

4、tree analysis, ETA）；尸故障树分折阳ult tree analysis, FTA：尸因聲分折 （Caus-Consequence Analysis hCCA） 爭故轉实例氏tut反權琳少冷如木事帚搭董的安全功总丰,7当迢度达醐甘髙沮提器提摄作舍；摄聊者堆加供给反邑釜陆却水童L勺沮度皓和甘口弟停年豪碟存止駅化反廉“缺少冲却水”事眸轉孑析幔杵若堵如供点金世展T,时卅型fT時口动睜+駅少拎也水件肩剜11iwn?时訐北片科JTT*时洼忖电3、 故障树：演绎法教材P49P524、 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：英CB帝国化学酱司（1口）豪待（hfl

5、ond工厂，在类园道北学舍祠 安全VHfr法的基础上”捏出了一个更加全面、更揃系境的安 全碍价法.暮为ICI Mondte,或英国帝国化学公司星特法*扩充内容主要有以T几点*1JM1T*性的概念和计算.（打扩廉了慕些补供羸晝.増加了几个特殊工程类型的危险性.14能对较广范關内的工程&储存设备进行硏究.道七安全措施补偿系数：工艺控制 C1、物质隔离C2、防火措施C3Mo nd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、

6、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，常米取的安全措施：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

7、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 戈U,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、1R述安全管理在第响從业安全的因素中占有重耍的位置.曾用于工厂安全秤价方祛中各牛影响因素所内的比一般的划分为*24%安全管理机需因索的危险性控制 环境因素的危险性控制第四章 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

8、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 C 冷却降温，防止爆炸B 控制着火区，扑灭火灾 D 严密组织，指挥得当5、 油气集输站场安全管

9、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 C金属管温度：最高温度不高于 70C，最低温度不低于原油凝点以上 3C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

10、析A输油站场的火灾危险性E机械危害B电气伤害危险性F管线腐蚀和管线破裂C雷电危害G毒物危害D经典危害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，

11、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 70C，还必须比该油品的闪点低 20C，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寸，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

12、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占分类：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

13、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 36 个B. 气瓶容积为4080L的小气瓶，每站有 40200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勺危险性、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

14、：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

15、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

16、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 35 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、C02 H20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

17、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 C,烃露点在最高输气压力下应低于周围环境最低温度。硫化氢含量应低于20mg/m3,有机硫含量小于250 mg/m3。（对比记忆：CN妙H2S的含量要求：15mg/m3,水露点要求：应 低于-40 C）B 线路维护C 站场的安全管理E 输气管道运行清管的安全清管目的：a.保护管道，延长使用寿命b.改善管道内部的光洁度，减少摩阻，提高管道输送效率c.是天然气气质不受污染9、 中间泵突然停输产生水击：向上游站传递增压波，向下游站传递减压波 控制方法：改变流速变化过程、使用各种压力保护设备（泄压装

18、置、回流保护系 统、逻辑控制顺序停泵技术）10、 输油管道的泄漏检测技术：观察巡视法、检漏电缆法、光纤检测法、实时模型法、 负压波法、压力点分析法、压力梯度法、流量平衡法、管内检测法11、 长距离、大口径输气管道采用离心式压缩机，原动机采用燃气轮机。12、 长输管道泄漏监测系统A 直接监测法：人工巡视、探测器沿线检测、管线外壁敷设特殊的线缆检测B 间接监测法：压力或流量突变法、体积或质量平衡法、实时模型法、憋压法、声学法、压力梯度法、负压力波法13、 长输管道腐蚀监测系统A 外防腐层监测：B 内腐蚀监测：变形检测法、漏磁检测法、超声波检测法、智能检测法、涡流检测法、射线检测法、激光检测法、弹性

19、波检测法14、 P213:61） 迅速通知陕京线输气管道调度中心，通知事故点两侧的输气站，2） 报告神木县的相关部门，包括神木县政府、公安、消防、医院等，做好应急救 护准备；3） 关断事故点两侧的紧急切断阀，上下游输气管道停输，务必保证没有新的气源 进入事故管段，点燃放空火炬，尽量放空事故段残余的天然气4）确定天然气泄漏的影响范围，规定危险区域，停止危险区域内的生产作业，切 断电源，撤离危险区内群众，通知相邻值守人员在保证安全的前提下坚守工作 岗位，并禁止与抢救无关的人员进入危险区5）设立警戒区，在现场情况所涉及的范围内设立警戒标志，警戒区内停止一切正 常作业，禁止非抢险车辆、人员通行6）消防

20、和抢险反应队到达现场后，采用高压水枪稀释驱散天然气，以减轻对环境 的影响和保证周围群众的安全7） 抢险队伍进入现场后，开始抢修工作抢修措施：放空管段内余气，为了避免吸入空气，管内应留有 80 120mm 水柱的余压，在更换管段两侧 3 5m 处开孔放置隔离球，隔离余气或用 DN 型开孔封 堵器开孔，保证操作安全。15、 P213:71）迅速通知兰成渝输油管道调度中心，通知事故点两侧输油站2）报告涪城区的相关部门，包括政府、公安、消防、医院等，做好应急救护准备3）关断事故点两侧的紧急切断阀，上下游输油管道停运，务必保证没有新的油源 进入事故管段4）确定油气的影响范围，划定危险区域，停止危险区域内

21、生产作业，切断电源， 撤离危险区内群众，通知相邻值守人员在保证安全的前提下坚守工作岗位，并 禁止与抢险无关的人员无关的人员进入危险区6）消防和带有回收漏油设备的抢修反应队到达现场后，回收漏油以减轻对环境的 影响和保证周围群众的安全7）开挖埋地管道抢修用的工作坑8）抢修队进入石鼓区，开始抢修工作动火管段的隔离措施，利用位差放空管内存油，用水清洗置换，气体扫线，修 复的管段应经过焊缝质量检查和试压，合格后才能投入运行，在管道恢复通油 后再做绝缘处理和土方回填工作16、 输气管道水合物：A 输气管道水合物堵塞a. 加强监控，预防水合物堵塞b. 解堵方法：堵塞段泄压、加入抑制剂、提高天然气温度17、

22、天然气管道干燥一般过程：除水、干燥（干燥剂法：除水干燥一同完成、真空干燥法：除水干燥分阶段进行、超干空气法：除水干燥分阶段进行）18、 更换大直径输气管段的安全要求：更换直径大于 250mm勺管段时，应首先关闭该管段上、下游的截断阀，断绝气源；放空管段内余气，为了避免吸入空气，管内应留 有80120mm水柱的余压。在更换管段两端 35m处开孔放置隔离球，隔离余气或用DN型开孔封堵器开孔，保证操作安全。1、 油库分级：書级-ffi 匚 二as三级區圾第六章油库安全技术与管理石油库总容童*:l:.-30OXKlOOCOnl（XjOC.STKOOD7 人磁撷1畑TVCIQOO注亠：表中恿齐塑J嫌指社

23、題塑和怔逶袖品设计存放里占总用h不邑塔零位樹t匹確的容羣注2；石抽库fit羯化石社左时液化石油爭1的宜量应计入石曲库总容重注3,油库储存液化石油弓时.液化石日气罐的总寧墨不应丈于准罐总容董抽垃開匚且不应大于ISOOffi3.2、 油库生产安全要求：安全管理、安全操作、安全检查、维修管理、油气检测3、 油库安全技术管理内容（10环节）：设计制造（安装）、竣工验收、立卡建档、培训教育、精心操作、加强维护、科学检修、事故调查和判废处理。4、 设置储油设备安全设施的目的：预防跑油混油、着火爆炸、设备损坏，以及其他事 故的发生及扩大蔓延5、 油罐破坏的五种形式：A.吸瘪：油罐的呼吸不畅，管内产生负压B.

24、翘底或胀裂：管内超压C.渗漏：裂纹、砂眼、腐蚀穿孔D.浮盘下沉：E.溢油：计量失误、油泵工作时间长F.着火爆炸6、 油罐的安全附件：盘梯、平台、机械呼吸阀、阻火器、油气管路、静电接地装置、避雷装置、安全阀装置以及消防装置7、 油库中常用泵种类及用途：A.离心泵：输送轻质燃料油B.水环式真空泵：引油、抽吸底油C.齿轮泵：输送润滑油D.螺杆泵：输送润滑油、专用燃料油、柴油8、 锅炉常见事故及预防措施：锅内缺水、锅炉超压、锅内满水、汽水共腾、炉管爆破、炉膛爆炸、二次燃烧、锅炉灭火9、 锅炉三大安全附件：压力表、水位计、安全阀10、 防止油料静电引燃引爆A. 减少静电产生的措施：控制流速、控制加油方式

25、、防止不同油料相混或油料含 水含空气B. 加速静电的泄漏，防止或减少静电的积聚：接地和跨接、加入抗静电添加剂、设置静电缓和器、设置静电消除器、经过过滤时油料要有足够的漏电时间11、 地下储罐防雷设计：凡覆土厚度在 0.5m 以上的油罐，都可不考虑防雷措施。但其 呼吸阀、阻火器、量油孔、采光孔等附件，一般都没有覆土层保护，所以对这些附 件应作好电气连接并接地。12、 人体静电的产生方式：自身活动产生静电带电、人体与带电接触、人体接近带电体 人体静电的危害：人体静电带电的放电可能引起油料的燃烧和爆炸事故，人体静电 放电产生的电击可能引起人体的不快感和恐惧感而导致工作效率低下甚至发生故障 防止人体静电危害的措施：设人体排静电体、穿防静电服和防静电鞋、危险场所严谨穿脱衣服13、 避雷针的保护范围均可用折线法或滚球法求得。14、 油库防雷措施：A 设置避雷装置，将雷电流导入大地B 采用电气接地，防止放电C 在雷雨时及雷雨前严格控制油气排放D 油气呼吸管路装设阻火器第七章油气储运HSE管理1、 HSE管理体系的7个关键要素领导和承诺：是HSE管理体系的核心方针和战略目标：是体系建立和运行的依据和指南组织机构、资源和文件：是保证 HSE表现良好的必要条件评审和风险管理：是达到对风险正确而科学地识别、评价和有效管理目的 的关键所在。规划（策划）：是落实 HSE风险管