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第1篇 石油天然氣儲運安全技術(shù)
一、管道線路
1.管道線路的布置及水工保護
輸油氣管道路由的選擇，應結(jié)合沿線城市、村鎮(zhèn)、工礦企業(yè)、交通、電力、水利等建設(shè)的現(xiàn)狀與規(guī)劃，以及沿線地區(qū)的地形、地貌、地質(zhì)、水文、氣象、地震等自然條件，并考慮到施工和日后管道管理維護的方便，確定線路合理走向。輸油氣管道不得通過城市水源地、飛機場、軍事設(shè)施、車站、碼頭。因條件限制無法避開時，應采取必要的保護措施并經(jīng)國家有關(guān)部門批準。輸油氣管道管理單位應設(shè)專人定期對管道進行巡線檢查．及時處理輸油氣管道沿線的異常情況。
埋地輸油氣管道與地面建(構(gòu))筑物的最小間距應符合gb 50251和gb 50253規(guī)定。
埋地輸油氣管道與高壓輸電線平行或交叉敷設(shè)時，其安全間距應符合gb 50061和gb 50253規(guī)定；與高壓輸電線鐵塔避雷接地體安全距離不應小于20 m．因條件限制無法滿足要求時，應對管道采取相應的防霄保護措施，且防雷保護措施不應影響管道的陰級保護效果和管道的維修；與高壓輸電線交叉敷設(shè)時，距輸電線20 m范圍內(nèi)不應設(shè)置閥室及可能發(fā)生油氣泄露的裝置。
埋地輸油氣管道與通信電纜平行敷設(shè)時，其安全間距不宜小于10 m；特殊地帶達不到要求的，應采取相應的保護措施；交叉時，二者凈空間距應不小于0．5 m。且后建工程應從先建工程下方穿過。
埋地輸油氣管道與其他管道平行敷設(shè)時，其安全間距不宜小于10 m；特殊地帶達不到要求的，應采取相應的保護措施，且應保持兩管道間有足夠的維修、搶修間距；交叉時，二者凈空間距應不小于o．5 m，且后建工程應從先建工程下方穿過。
輸油氣管道沿線應設(shè)置里程樁、轉(zhuǎn)角樁、標志樁。里程樁宜設(shè)置在管道的整數(shù)里程處，每公里一個．且與陰極保護測試樁合用。輸油氣管道采用地上敷設(shè)時，應在人員活動較多和易遭車輛、外來物撞擊的地段，采取保護措施并設(shè)置明顯的警示標志。
根據(jù)現(xiàn)場實際情況實施管道水工保護。管道水工保護形式應因地制宜、合理選用；定期對管道水工保護設(shè)施進行檢查，發(fā)現(xiàn)問題應及時采取相應措施。
2. 線路截斷閥
輸油、氣管道應設(shè)置線路截斷閥，天然氣管道截斷閥附設(shè)的放空管接地應定期檢測。定期對截斷閥進行巡檢。有條件的管道宜設(shè)數(shù)據(jù)遠傳、控制及報警功能。天然氣管道線路截斷閥的取樣引壓管應裝根部截斷閥。
3.管道穿跨越
輸油氣管道通過河流時，應根據(jù)河流的水文、地質(zhì)、水勢、地形、地貌、地震等自然條件，及兩岸的村鎮(zhèn)、交通等現(xiàn)狀，并考慮到管道的總體走向、日后管道管理維護的方便，選擇合理的穿跨越位置。考慮到輸油氣管道的安全性，管道通過河流、公路、鐵路時宜采用穿越方式。
輸油氣管道跨越河流的防洪安全要求，應根據(jù)跨越工程的等級、規(guī)模及當?shù)氐乃臍庀筚Y料等，合理選擇設(shè)計洪水頻率。位于水庫下游20 km范圍內(nèi)的管道穿跨越工程防洪安全要求，應根據(jù)地形條件、水庫容量等進行防洪設(shè)計。管道穿跨越工程上游20 km范圍內(nèi)若需新建水庫，水庫建設(shè)單位應對管道穿跨越工程采取相應安全措施。輸油氣管道穿跨越河流、公路、鐵路的鋼管、結(jié)構(gòu)、材料應符合國家現(xiàn)行的原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設(shè)計規(guī)范的有關(guān)規(guī)定。管道跨越河流的鋼管、塔架、構(gòu)件、纜索應選擇耐大氣環(huán)境腐蝕、耐紫外線、耐氣候老化的材料做好防腐。管道管理單位應根據(jù)防腐材料老化情況．制定跨越河流管道的維修計劃和措施。管道穿越河流時與橋梁、碼頭應有足夠的間距。穿越河流管段的埋深應在沖刷層以下，并留有充足的安全余量。采用挖溝埋設(shè)的管道，應根據(jù)工程等級與沖刷情況的要求確定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重塊、石籠在施工時．應對防腐層有可拄的保護措施。每年的汛期前后，輸油氣管道的管理單位應對穿跨越河流管段進行安全檢查，對不滿足防洪要求的穿跨越河流管段應及時進行加固或敷設(shè)備用管段，對穿跨越河流臂段采用石籠保護時，石籠不應直接壓在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。
管道穿公路、鐵路的位置，應避開公路或鐵路站場、有職守道口、隧道．并應在管道穿公路、鐵路的位置設(shè)立警示標志。輸油氣管道穿越公路、鐵路應盡量垂直交叉．因條件限制無法垂直交叉時，最小夾角不小于30°，并避開巖石和低洼地帶。
輸油氣管道穿跨越河流上游如有水庫，管道管理企業(yè)應與水利、水庫單位取得聯(lián)系，了解洪水情況．采取防洪措施。水利、水庫單位應將泄洪計劃至少提前兩天告知管道管理企業(yè)，且應避免大量泄洪沖毀管道。
二、輸油氣站場
1．一般規(guī)定
輸油氣站的進口處，應設(shè)置明顯的安全警示牌及進站須知。對進人輸油氣站的外來人員應進行安全注意事項及逃生路線等應急知識的教育培訓。石油天然氣站場總平面布置．應根據(jù)其生產(chǎn)工藝特點、火災危險性等級功能要求，結(jié)合地形、風向等條件。經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較確定。石油天然氣站場內(nèi)的鍋爐房、35kv及以上的變(配)電所、加熱爐、水套爐等有明火或散發(fā)火花的地點，宜布置在站場或油氣生產(chǎn)區(qū)邊緣。石油天然氣站場總平面布置應符合下列規(guī)定：
(1)可能散發(fā)可燃氣體的場所和設(shè)施，宜布置在人員集中場所及明火或散發(fā)火花地點的全年最小頻率風向的上風側(cè)。
(2)甲、乙類液體儲罐，宜布置在站場地勢較低處，當受條件限制或有特殊工藝要求時，可布置在地勢較高處，但應采取有效的防止液體流散的措施。
(3)當站場采用階梯式豎向設(shè)計時，階梯間應有防止泄漏可燃液體漫流的措施。
(4)天然氣凝液，甲、乙類油品儲罐組，不宜緊靠排洪溝布置。
2輸油站
(1)輸油站的選址。應滿足管道工程線路走向的需要，滿足工藝設(shè)計的要求；應符合國家現(xiàn)行的安全防火、環(huán)境保護、工業(yè)衛(wèi)生等法律法規(guī)的規(guī)定；應滿足居民點、工礦企業(yè)、鐵路、公路等的相關(guān)要求。
應貫徹節(jié)約用地的基本國策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力擴大土地利用率，貫徹保護環(huán)境和水士保持等相關(guān)法律法規(guī)。
站場址應選定在地勢平緩、開闊、避開人工填土、地震斷裂帶，具有良好的地形、地貌、工程和水文地質(zhì)條件并且交通連接便捷、供電、供水、排水及職工生活社會依托均較方便的地方。
站場選址應避開低洼易積水和江河的干涸滯洪區(qū)以及有內(nèi)澇威脅的地段；在山區(qū)，應避開山洪及泥石流對站場造成威脅的地段，應避開窩風地段；在山地、丘陵地區(qū)采用開山填溝營造人工場地時，應避開山洪流經(jīng)的溝谷，防止回填土石方塌方、流失，確保站場地基的穩(wěn)定；應避開洪水、湖水或浪涌威脅的地帶。
(2)輸油站場的消防。石油天然氣站場消防設(shè)施的設(shè)置，應根據(jù)其規(guī)模、油品性質(zhì)，存儲方式、儲存溫度及所在區(qū)域消防站布局及外部協(xié)作條件等綜合因索確定。油罐區(qū)應有完備的消防系統(tǒng)或消防設(shè)備；罐區(qū)場地夜間應進行照明，照明應符合安全技術(shù)標準和消防標準。應按要求配備可燃氣體檢測儀和消防器材；站場消防設(shè)施應定期進行試運行和維護。
(3)輸油站的防雷、防靜電。站場內(nèi)建筑物、構(gòu)筑物的防雷分類及防雷措施，應接gb 50057的有關(guān)規(guī)定執(zhí)行；裝置內(nèi)露天布置的塔、容器等，當頂板厚度等于或大于4 mm時，可不設(shè)避雷針保護，但應設(shè)防雷接地。設(shè)備應按規(guī)定進行接地，接地電阻應符合要求并定期檢測；工藝管網(wǎng)、設(shè)備、自動控制儀表系統(tǒng)應按標準安裝防雷、防靜電接地設(shè)施，并定期進行檢查和檢測。
(4)輸油站場工藝設(shè)備安全要求。工藝管道與設(shè)備投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗，管線設(shè)備、閥件應嚴密無泄漏；設(shè)備運行不應超溫、超壓、超速、超負荷運行，主要設(shè)備應有安全保護裝置；輸油泵機組應有安全自動保護裝置，并明確操作控制參數(shù)；定期對原油加熱爐爐體、爐管進行檢測，間接加熱爐還應定期檢測熱媒性能，加熱爐應有相應措施，減少對環(huán)境造成污染的裝置與措施；儲油罐的安裝、位置和間距應該符合設(shè)計標準；對調(diào)節(jié)閥、減壓閥、安全閥、高(低)壓泄壓閥等主要閥門應按相應運行和維護規(guī)程進行操作和維護，并按規(guī)定定期校驗；管道的自動化運行應滿足工藝控制和管道設(shè)備的保護要求；應定時記錄設(shè)備的運轉(zhuǎn)狀況，定期分析輸油泵機組、加熱設(shè)備、儲油罐等主要設(shè)備的運行狀態(tài)，并進行評價；臂網(wǎng)和鋼質(zhì)設(shè)備應采取防腐保護措施；根據(jù)運行壓力對管道和設(shè)備配置安全泄放裝置，并定期進行校驗；定期測試壓力調(diào)節(jié)器、限壓安全切斷閥、線路減壓閥和安全泄放閥設(shè)定參數(shù)；定期對自動化儀表進行檢測和校驗。
3輸氣站
(1)輸氣站的選址。輸氣站應選擇在地勢平緩、開闊，且避開山洪、滑坡、地震斷裂帶等不良工程地質(zhì)地段；站的區(qū)域布置、總平面布置應符合gb 50183和gb 50251的規(guī)定，并滿足輸送工藝的要求。
(2)輸氣站場設(shè)備。進、出站端應設(shè)置截斷閥，且壓氣站的截斷閥應有自動切斷功能，進站端的截斷閥前應設(shè)泄壓放空閥；壓縮機房的每一操作層及其高出地面3 m以上的操作平臺(不包括單獨的發(fā)動機平臺)，應至少有兩個安全出口及通向地面的梯子，操作平臺的任意點沿通道中心線與安全出口之間的最大距離不得大于25 m，安全出口和通往安全地帶的通道，應暢通無阻；工藝管道投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗；輸氣站宜設(shè)置清管設(shè)施，并采用不停輸密閉清管流程；含硫天然氣管道，清管器收筒應設(shè)水噴淋裝置，收清管器作業(yè)時應先減壓后向收筒注水；站內(nèi)管道應采用地上或地下敷設(shè)，不宜采用管溝敷設(shè)；清管作業(yè)清除的液體和污物應進行收集處理，不應隨意排放。
(3)輸氣站場的消防。天然氣壓縮機廠房的設(shè)置應符合gb 50183和gb 50251的規(guī)定；氣體壓縮機廠房和其他建筑面積大于等于150 m2的可能產(chǎn)生可燃氣體的火災危險性廠房內(nèi)，應設(shè)可燃氣體檢測報警裝置；站場內(nèi)建(構(gòu))筑物應配置滅火器，其配置類型和數(shù)量符合gb 50140；站內(nèi)不應使用明火作業(yè)和取暖，確須明火作業(yè)應制定相應事故預案并按規(guī)定辦理動火審批手續(xù)。
(4)輸氣站場的防雷、防靜電。輸氣站場內(nèi)建(構(gòu))筑物的防雷分類及防雷措施符合gb 50057；工藝裝置內(nèi)露天布置的塔、容器等，當頂板厚度等于或大于4 mm時，可不設(shè)避雷針保護，但應設(shè)防雷接地；可燃氣體、天然氣凝液的鋼罐應設(shè)防雷接地；防雷接地裝置沖擊接地電阻不應大于10 ω,僅做防感應雷接地時，沖擊接地電阻不應大于30ω；對爆炸、火災危險場所內(nèi)可能產(chǎn)生靜電的設(shè)備和管道，均應采取防靜電措施；每組專設(shè)的防靜電接地裝置的接地電阻不宜大于100ω。
(5)泄壓保護設(shè)施。對存在超壓可能的承壓設(shè)備和容器，應設(shè)置安全閥；安全閥、調(diào)壓閥、esd系統(tǒng)等安全保護設(shè)施及報警裝置應完好使用，并應定期進行檢測和調(diào)試；安全閥的定壓應小于或等于承壓管道、設(shè)備、容器的設(shè)計壓力；壓縮機組的安全保護應符合gb 50251的有關(guān)規(guī)定。
三、防腐絕緣與陰極保護
埋地輸油氣管道應設(shè)計有符合現(xiàn)行國家標準的防腐絕緣與陰極保護措施。
在輸油氣臂道選擇路由時，應避開有地下雜散電流干擾大的區(qū)域。電氣化鐵路與輸油氣管道平行時，應保持一定距離。管道因地下雜散電流干擾陰級保護時，應采取排流措施。輸油氣管道全線陰級保護電位應達到或低于-0．85 v(相對cu／cus04電極)，但最低電位不超過-1．50v。管道的管理單位應定期檢測管道防腐絕緣與陰級保護情況。及時修補損壞的防腐層，調(diào)整陰級保護參數(shù)在最佳狀態(tài)。管道陰級保護電位達不到規(guī)定要求的，經(jīng)檢測確認防腐層發(fā)生老化時，應及時安排防腐層大修。
輸油氣站的進出站兩端管道，應采取防雷擊感應電流的措施，保護站內(nèi)設(shè)備和作業(yè)人員安全。防雷擊接地措施不應影響管道陰級保護效果。埋地輸油管道需要加保溫層時，在鋼管的表面應涂敷良好的防腐絕緣層。在保溫層外有良好的防水層。裸露或架空的管道應有良好的防腐絕緣層。帶保溫層的，應有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端與埋地管道之間要采取絕緣措施。對輸油氣站內(nèi)的油罐、埋地管道，應實施區(qū)域性陰級保護，且外表面涂刷顏色和標記應符合相應的標準規(guī)定。
四、管道監(jiān)控與通信
1．管道的監(jiān)控
輸油氣生產(chǎn)的重要工藝參數(shù)及狀態(tài)，應連續(xù)檢測和記錄；復雜的油氣管道應設(shè)置計算機監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集（scada）系統(tǒng)，對輸油氣工藝過程、輸油氣設(shè)備及確保安全生產(chǎn)的壓力、溫度、流量、液位等參數(shù)設(shè)置聯(lián)鎖保護和聲光報警功能。scada系統(tǒng)配置應采用雙機熱備用運行方式，網(wǎng)絡采用冗余配置，且在一方出現(xiàn)故障時應能自動進行切換。重要場站的站控系統(tǒng)應采取安全可靠的冗余配置。
2．通信
用于調(diào)控中心與站控系統(tǒng)之間的數(shù)據(jù)傳輸通道、通信接口應采用兩種通信介質(zhì)，雙通道互為備用運行。輸油氣站場與調(diào)控中心應設(shè)立專用的調(diào)度電話。調(diào)度電話應與社會常用的服務、救援電話系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)。
3輔助系統(tǒng)
scada系統(tǒng)以及重要的儀表檢測控制回路應采用不間斷電源供電。在室內(nèi)重要電子設(shè)備總電源的輸入側(cè)、室內(nèi)通信電纜、模擬量儀表信號傳輸線和重要或貴重測量儀表信號線的輸入側(cè)應加裝電源防護器。
五、管道清管
管道清管應制定科學合理的清管周期，對于首次清管或較長時間沒有清管的管道，清管前應制定清管方案。對于結(jié)蠟嚴重的原油管道，應在清管前適當提高管道運行溫度和輸量，從管道的末站端開始逐段清管。
根據(jù)管道輸送介質(zhì)不同，控制清管器在管道中合理的運行速度，并做好相應的清管器跟蹤工作。發(fā)送清管器前，應檢查本站及下站的清管器通過指示器。清管器在管道內(nèi)運行時，應保持運行參數(shù)穩(wěn)定，及時分析清管器的運行情況，對異常情況應采取相應措施。無特殊情況，不宜在清管器運行中途停輸。進行收發(fā)清管器作業(yè)時，操作人員不應正面對盲板進行操作。從收球筒中取出清管器和排除筒內(nèi)污油、污物、殘液時，應考慮風向。
六、管道檢測
應按照國家有關(guān)規(guī)定對管道進行檢測，根據(jù)檢測結(jié)果和管道運行安全狀況以及有關(guān)標準規(guī)范規(guī)定，確定管道檢測周期。實施管道內(nèi)檢測的管道，收發(fā)球筒的尺寸在滿足相應技術(shù)規(guī)范的基礎(chǔ)上．還應滿足內(nèi)檢測器安全運行的技術(shù)要求。管道及其三通、彎頭、閥門、運行參數(shù)等應符合有關(guān)技術(shù)規(guī)范并滿足內(nèi)檢測器的通過要求。
發(fā)送管道內(nèi)檢測器前，應對管道進行清管和測徑。檢測器應攜帶定位跟蹤裝置。檢測器發(fā)送前應調(diào)試運轉(zhuǎn)正常，投運期間應進行跟蹤和設(shè)標。由于條件限制，無法實施內(nèi)檢測的管道，應采用其他方法進行管道的檢測。應結(jié)合管道檢測結(jié)果，對管道使用年限、壓力等級、泄漏歷史、陰極保護、涂層狀況、輸送介質(zhì)、環(huán)境因素的影響等進行綜合評價，確定管道修理方法和合理的工藝運行參數(shù)。對存在缺陷的部位應采取相應措施。
七、管道維搶修
根據(jù)管道分布，合理配備專職維搶修隊伍，并定期進行技術(shù)培訓。對管道沿線依托條件可行的，宜通過協(xié)議方式委托相應的管道維搶修專業(yè)隊伍負責管道的維搶修工作。合理儲備管道搶修物資。管材儲備數(shù)量不應少于同規(guī)格管道中最大一個穿、跨越段長度；對管道的閥門、法蘭、彎頭、堵漏工(卡)具等物資應視具體情況進行相應的儲備。應合理配備管道搶修車輛、設(shè)備、機具等裝備，并定期進行維護保養(yǎng)。
管道維搶修現(xiàn)場應采取保護措施，劃分安全界限，設(shè)置警戒線、警示牌。進入作業(yè)場地的人員應穿戴勞動防護用品。與作業(yè)無關(guān)的人員不應進入警戒區(qū)內(nèi)。在管道上實施焊接前，應對焊點周圍可燃氣體的濃度進行測定，并制定防護措施。焊接操作期間，應對焊接點周圍和可能出現(xiàn)的泄漏進行跟蹤檢查和監(jiān)測。
用于管道帶壓封堵、開孔的機具和設(shè)備在使用前應認真檢查，確保靈活好用。必要時，應挺前進行模擬試驗。進行管道封堵作業(yè)時，管道內(nèi)的介質(zhì)壓力應在封堵設(shè)備的允許壓力之內(nèi)。采用囊式封堵器進行封堵時，應避免產(chǎn)生負壓封堵。
管道維搶修作業(yè)坑應保證施工人員的操作和施工機具的安裝及使用。作業(yè)坑與地面之間應有安全逃生通道，安全逃生通道應設(shè)置在動火點的上風向。
管道維搶修結(jié)束后，應及時對施工現(xiàn)場進行清理，使之符合環(huán)境保護要求。及時整理竣工資料并歸檔。
八、海底管道
1.海底管道路由選擇
管道軸線應處于海底地形平坦且穩(wěn)定的地段，應避免在海床起伏較大、受風浪直接襲擊的巖礁區(qū)域內(nèi)定線；避開船舶拋錨區(qū)、海洋傾倒區(qū)、現(xiàn)有水下物體(如沉船、樁基、巖石等)、活動斷層、軟弱土層滑動區(qū)和沉積層的嚴重沖搬區(qū)；盡量避開正常航道和海產(chǎn)養(yǎng)殖、漁業(yè)捕撈頻繁區(qū)域，當確實難于避讓時，力求穿越航道和海產(chǎn)養(yǎng)殖、漁業(yè)捕撈區(qū)的管道最短，管道應埋至安全深度以下，防止航線船舶或漁船拋錨、拖網(wǎng)漁具等直接損傷海底管道；避開將來有可能的航道開挖區(qū)域，如不可避免，則管道的埋深應滿足航道開挖的要求。
對于海上油田內(nèi)部的管道系統(tǒng)，如平臺和平臺、平臺和人工島間的油(氣)管道，與原有管道之間的水平距離應保證這類管道在鋪設(shè)、安裝(包括埋設(shè))時不危及原有管道的安全，也不妨礙預定位置修井作業(yè)的正常進行，并有足夠的安全距離。
新鋪設(shè)的管道應盡量避免與原有海底管道或電纜交叉。在不可避免的情況下，新鋪設(shè)的管道與原有海底管道、電纜交叉時，管道交叉部位的間距至少應保持30 cm以上的凈距；管道如不能下埋時可在原有管道上用護墊覆蓋，但管道上覆蓋的護墊不能影響航行，且不能對原有管道產(chǎn)生不利影響。
登陸點位置要選擇在不受臺風、波浪經(jīng)常嚴重襲擊的位置，要避開強流、沖刷地段，登陸點的岸灘應是穩(wěn)定不變遷的岸段；同時要選擇坡度合適的岸灘，以保證管道在施工運行期的安全。
2．海底管線的鋪設(shè)
海底管道鋪設(shè)前應編制海底管道安裝程序、編制海底管道計算分析報告、確定定位技術(shù)要求和主要定位設(shè)備清單、確定管道支撐滾輪高度和張緊器壓塊位置、編制把臂架氣密試驗方案；張緊器和a，r絞車的系統(tǒng)要經(jīng)過調(diào)試。
管道鋪設(shè)作業(yè)時要按照托管架角度、管道坡口和移船線路的設(shè)計文件，針對管線組對、焊接、無損檢驗、保溫、防腐等作業(yè)，編制管道安裝程序、焊接程序和無損檢驗程序。每道工序都應嚴格按批準的海底管道安裝程序、安裝技術(shù)規(guī)格書和有關(guān)計算分析報告的要求執(zhí)行。
3．海底管道的監(jiān)測、檢測和評估
應建立海底管道檢測與監(jiān)控的制度，并遵守執(zhí)行。通過檢測與監(jiān)控來保證管道系統(tǒng)運行的安全運行的安全性與可靠性。一旦發(fā)生影響管道系統(tǒng)安全、可靠性、強度和穩(wěn)定性的事故應進行特殊檢測。對于改變原設(shè)計參數(shù)、延長使用壽命、出現(xiàn)缺陷和損傷的海底管道應進行評估。
第2篇 油氣儲運安全技術(shù)與管理重點
第一章
1、安全：安全是指在生產(chǎn)活動過程中，能將人員傷亡或財產(chǎn)損失控制在可接受水平之下的狀態(tài)。
2、危險：危險是指在生產(chǎn)活動過程中，人員或財產(chǎn)遭受損失的可能性超出了可接受范圍的一種狀態(tài)。
事故：事故是指在生產(chǎn)活動過程中，由于人們受到科學知識和技術(shù)力量的限制，或者由于認識上的局限，當前還不能防止、或能防止但未有效控制而發(fā)生的違背人們意愿的事件序列。
3、隱患：隱患是潛藏的禍患。在生產(chǎn)活動過程中，隱患是指由于人們受到科學知識的技術(shù)力量的限制，或者由于認識上的局限，未能有效控制的有可能引起事故的行為或狀態(tài)。
4、危險源辨識：危險源辨識是發(fā)現(xiàn)、識別系統(tǒng)中危險源的工作。它是危險源控制的基礎(chǔ)。系統(tǒng)安全分析法是危險源辨識的主要方法。
5、危險性評價：危險性評價是評價危險源導致事故、造成人員傷害或財產(chǎn)損失的危險程度的工作。
6、危險源控制：危險源控制是利用工程技術(shù)和管理手段消除、控制危險源，防止危險源導致事故、造成人員傷害和財物損失的工作。
7、兩類危險源理論：
第一類危險源：根據(jù)能量意外釋放論，把系統(tǒng)中存在的、可能發(fā)生意外釋放的能量或危險物質(zhì)稱為第一類危險源。
常見的：產(chǎn)生、供給能量的裝備設(shè)備；是人體或物體具有較高時能的裝置設(shè)備場所；能量載體；一旦失控可能產(chǎn)生巨大能量的裝置設(shè)備場所；一旦失控可能發(fā)生能量蓄積或突然釋放的裝置設(shè)備場所；危險物質(zhì)；生產(chǎn)加工儲存危險物質(zhì)的裝置設(shè)備場所；人體一旦與之接觸將導致人體能量以外釋放的物質(zhì)
第二類危險源：在許多因素的復雜作用下約束限制能量的控制措施可能失效，能量屏蔽可能被破壞而發(fā)生事故。導致約束、限制能量措施失效或破壞的各種不安全因素為第二類危險源。包括人、物、環(huán)境三個方面。
第一類危險源在事故時釋放出的能量是導致人員傷害或財物損失的能量主體，決定事故后果的嚴重程度；第二類危險源出現(xiàn)的難易決定事故發(fā)生的可能性大小。
8、安全檢查表
安全檢查表是一份進行安全檢查和診斷的清單。由一些有經(jīng)驗的、對工藝過程、檢查設(shè)備和作業(yè)情況熟悉的人員，實現(xiàn)對檢查對象共同進行詳細分析、充分討論、列出檢查項目和檢查要點并編制成表。
安全檢查表一般包括檢查日期、檢查人員、檢查項目、檢查內(nèi)容和要求、檢查結(jié)果、處理意見、整改措施。
編制程序：確定人員、熟悉系統(tǒng)、收集資料、判別危險源、列出安全檢查表
9、系統(tǒng)危險控制的基本原則
系統(tǒng)危險控制主要是通過改善生產(chǎn)工藝和改進生產(chǎn)設(shè)備來降低系統(tǒng)危險性實現(xiàn)系統(tǒng)安全的。主要理論依據(jù)是能量意外釋放及其控制理論?？蓜澐譃轭A防事故發(fā)生的危險控制及防止或減輕事故損失的危險控制。
原則：防止人失誤的能力；對失誤后果的控制能力；防止故障傳遞能力；失誤或故障導致事故的難易；承受能量釋放的能力；防止能量積蓄的能力
10、預防事故發(fā)生的危險控制技術(shù)
根除和限制危險因素：根除和限制生產(chǎn)工藝過程或設(shè)備中的危險因素可以實現(xiàn)本質(zhì)安全
隔離：包括分離和屏蔽，可以把不能共存的物質(zhì)分開防止產(chǎn)生新能量或危險物質(zhì)
故障--安全設(shè)計
減少障礙：設(shè)置安全監(jiān)控系統(tǒng)、提高安全系數(shù)或設(shè)置安全閥、提高可靠性
警告：視覺、聽覺、氣味、觸覺
11、應急工作和應急計劃
應急工作：迅速的反應和正確的措施是處理緊急事故和災害的關(guān)鍵。措施：保護設(shè)置避難通道和聯(lián)絡設(shè)備；開辟安全避難所并采取自救措施；力爭迅速消滅災害并采取隔離災區(qū)措施；撤離保護貴重設(shè)備；對災區(qū)進行安全檢查
應急計劃：制定應急計劃的原則
應急計劃的基本內(nèi)容：處理緊急事故的祖師構(gòu)成圖；災情的發(fā)現(xiàn)與報告；通訊聯(lián)絡；救災器材與設(shè)備的貯備；安全通道與安全出口；災害時的自救與自救教育
12、事故分類
按事故造成的后果分：人身傷亡事故和非人身傷亡事故
按事故發(fā)生原因分：責任事故和非責任事故
13、責任事故和非責任事故
責任事故是指由于管理人員和操作人員在工作中人為失誤因素造成的事故。
非責任事故是指生產(chǎn)工藝或裝備的固有原因以及自然原因環(huán)境原因等非人為原因造成的事故。
14、安全生產(chǎn)方針：安全第一、預防為主
15、安全生產(chǎn)管理五大原則
生產(chǎn)與安全統(tǒng)一的原則:落實管生產(chǎn)必須管理安全原則
三同時原則：即新建改建擴建的項目，其安全衛(wèi)生設(shè)施和措施要與生產(chǎn)設(shè)施同時設(shè)計、同時施工、同時投產(chǎn)。
五同時原則：即企業(yè)領(lǐng)導在計劃布置檢查總結(jié)評比生產(chǎn)的同時，計劃、布置、檢查、總結(jié)、評比安全。
三同步原則：企業(yè)在考慮經(jīng)濟發(fā)展、進行機制改革、技術(shù)改造時，安全生產(chǎn)方面要與之同時規(guī)劃、同時組織實施、同時運作投產(chǎn)。
三不放過原則：發(fā)生事故后，要做到事故原因沒查清，當事人未受到教育，整改措施未落實三不放過。
全面安全管理原則：“不傷害自己，不傷害別人，不被別人所傷害”
三負責制原則：領(lǐng)導在生產(chǎn)方面“向上級負責，向職工負責，向自己負責”
16、安全管理的主要內(nèi)容
基礎(chǔ)管理：包括各項規(guī)章制度建設(shè)、標準化工作、安全評價、重大危險源和調(diào)查登記、監(jiān)測和健康監(jiān)護、職工干部系統(tǒng)培訓、日常衛(wèi)生安全措施編制、衛(wèi)生安全檢查、各種作業(yè)票管理發(fā)放
現(xiàn)場安全管理：生產(chǎn)安全的管理（核心是工藝安全、操作安全，是生產(chǎn)過程中的重中之重，是保證安全生產(chǎn)高效益的關(guān)鍵）；檢修安全的管理；施工安全的管理；設(shè)備安全的管理；防火防爆管理；化學危險品安全管理；重大危險源的管理；廠區(qū)其他管理
17、事故責任追究--四不放過
事故原因分析不清不放過、事故責任者和群眾沒有受到教育不放過、沒有制定出防范措施不放過、事故責任者沒有受到處理不放過
第二章
1、燃燒及燃燒條件
燃燒形式：按產(chǎn)生燃燒反映相的不同，分為均相燃燒和非均相燃燒
可燃氣體燃燒有混合燃燒和擴散燃燒兩種形式；可燃液體和固體燃燒分別屬于蒸發(fā)燃燒、分解燃燒、表面燃燒
燃燒條件：同時具備：有可燃物質(zhì)存在、有氧化物質(zhì)存在、有能導致燃燒的能源即點火源
2、燃燒極限和點火能
在一定溫度和壓力下，只有燃燒濃度在一定范圍之內(nèi)的混合氣才能被點燃并傳播火焰，這個混合氣中燃料的濃度范圍稱為該燃料的燃燒極限。通常把混合氣中能保證順利點燃并傳播火焰的燃料的最低濃度稱為燃料的燃燒下限，最高為燃燒上限。燃燒極限又稱著火極限，燃燒極限越寬，燃燒下限越小則危險度越大。
最小點火能指能夠觸發(fā)初始燃燒化學反應所需釋放的最小引燃能量。是表達可燃氣體、蒸汽、霧滴和粉塵的爆燃危險性的重要參數(shù)，若引燃源能量低于這個臨界值，一般情況不能著火。混合氣燃燒速度越快，熱傳導系數(shù)越小，所需點火能量越小。
3、石油天然氣閃點與自燃點
閃點：可燃液體的蒸汽與空氣所組成的混合物遇明火時發(fā)生閃燃，引起閃燃的最低溫度稱為閃點。閃點不能使液體燃燒（因為閃點溫度下，液體蒸發(fā)緩慢）。閃點數(shù)據(jù)通過標準儀器測定：開杯式（閃點較高）和閉杯式（常溫下能閃燃）
自燃點：自燃點指物質(zhì)在沒有外部火花或火焰的條件下，能自動引燃和繼續(xù)燃燒的最低溫度。
對石油產(chǎn)品，密度越大，閃點越高，自燃點越低，對天然氣無閃點數(shù)據(jù)，但是天然氣中氣態(tài)烴的自燃點則具有隨份子量增加而降低的規(guī)律。
4、爆炸極限
概念：是可燃氣體在空氣中能夠發(fā)生爆炸的濃度范圍，通常用體積百分數(shù)來表示。有上限和下限?；旌衔锏臐舛鹊陀诒ㄏ孪?、既不爆炸也不燃燒，因為空氣量過多、可燃物過稀，反映不能進行下去?；旌衔餄舛雀哂诒ㄉ舷迺r，不爆炸，能燃燒。
影響因素：爆炸性混合物原始溫度越高，極限范圍越大，原始壓力越大，極限范圍越大；
容器直徑越小，爆炸極限范圍越小，危險性降低；混合物中惰性氣體百分數(shù)增加，則爆炸極限范圍縮小；火源性質(zhì)
計算：l=0.55c0
5、石油天然氣燃爆危險性評價參數(shù)
石油：閃點；爆炸極限；電阻率；粘度；受熱膨脹系數(shù)
天然氣：自燃點；爆炸極限；密度；擴散系數(shù)；爆炸威力
第三章
1、泄漏事故的特點及主要原因
泄漏事故的特點和類型：突發(fā)性強、危險性大、應急處理難度大；常壓液體、加壓液體氣化、低溫液體氣化、加壓氣體
泄露后果分析：可燃氣體泄漏、有毒氣體泄漏、液體泄漏
控制原則：無論氣體泄漏還是液體泄漏，泄漏量的多少都是決定泄露后果嚴重程度的主要因素，而泄漏量與泄漏事件有關(guān)；通過人員巡回檢查可以發(fā)現(xiàn)比較嚴重的泄漏；利用泄漏檢測儀器、氣體泄漏檢測系統(tǒng)可以早期發(fā)現(xiàn)各種泄露；利用停車或關(guān)閉遮斷閥停止向泄露處供應料可以控制泄露。
2、燃燒過程（燃燒室可燃物質(zhì)與助燃物質(zhì)發(fā)生的一種發(fā)光發(fā)熱的氧化反應）
氣體最易燃燒，只要提供相應氣體最小點火能，便能著火燃燒。
液體燃燒，許多情況下并不是液體本身燃燒，而是在熱源作用下由液體蒸發(fā)所產(chǎn)生的蒸氣與氧發(fā)生氧化、分解以致著火燃燒，稱為蒸發(fā)燃燒。
固體燃燒，如果是簡單固體可燃物質(zhì)，限售熱熔化，繼而蒸發(fā)生成蒸汽而燃燒，而復雜固體物質(zhì)，生成氣態(tài)和液態(tài)。
火災分為四類（a固體物質(zhì)b液體可液化固體c氣體d金屬）
3、爆炸的分類（特征：過程快、爆炸附近壓力急劇升高產(chǎn)生沖擊波、發(fā)出或大或小響聲、周圍介質(zhì)震動并受破壞）
按爆炸性質(zhì)：物理爆炸、化學爆炸（分解爆炸、混合爆炸）
按爆炸速度：輕爆、爆炸、爆轟
按反應物質(zhì)：純組元可燃氣體熱分解爆炸；可燃氣體混合物爆炸；可燃粉塵爆炸；可燃液體霧滴爆炸；可燃蒸氣云爆炸
4、爆炸事故常見類型：
形成蒸汽云團的可燃混合氣體遇火源突然燃燒
受限空間內(nèi)可燃混合氣體的爆炸
由于化學反應失控或工藝異常造成的壓力容器爆炸
不穩(wěn)定的固體或液體的爆炸
不涉及化學反應的壓力容器爆炸
5、蒸氣云爆炸（vce）
發(fā)生過程：大量可燃蒸汽突然泄露出來，蒸汽擴散遍及整個工廠，同時與空氣混合，產(chǎn)生的蒸汽熨被點燃
影響參數(shù)：泄露物質(zhì)的量、物質(zhì)蒸發(fā)百分比、氣云引燃的可能性、引燃前氣云移動的距離、氣云引燃前的延遲時間、爆炸而不是火災的發(fā)生可能性、物質(zhì)臨界量、爆炸效率和引燃源相對于泄漏點的位置
預防方法：保持較少易揮發(fā)可燃液體貯存量；若容器破裂，使用閃蒸最小化條件；使用分析儀器來檢測低濃度泄露；安裝自動隔斷閥
6、沸騰液體擴展蒸氣爆炸
bleve是能導致大量物質(zhì)泄漏的特殊類型事故，若物質(zhì)可燃，則可能發(fā)生vce，若有毒，大面積區(qū)
域?qū)⒃馐苡卸疚镔|(zhì)影響。
過程：火災發(fā)展到鄰近的裝有液體的儲罐，火災加熱儲罐壁；液面以下的儲罐壁被液體冷卻，液體溫度和儲罐內(nèi)壓力增加；若火焰抵達僅有蒸氣而沒有液體的壁面或頂部，熱量將不能被轉(zhuǎn)移，溫度上升，直至儲罐失去結(jié)構(gòu)強度；破裂，內(nèi)部液體爆炸性蒸發(fā)。
7、毒物侵入人體途徑
食入，吸入，注射，皮膚吸收
8、從人體去除途徑
排泄、解毒、貯存
9、對人體影響
不可恢復影響，可能或不可能回復影響
第四章
1、立式圓柱形金屬油罐種類
錐頂油罐：不制造，消耗鋼材多、施工困難
懸鏈式油罐：無力矩油罐，頂板過薄，易受破壞，最低點易受腐蝕
拱頂油罐：采用氣頂法建造，施工容易造價低
浮頂油罐：外形為普通圓柱油罐，將頂蓋做單、雙層放于油面上，使隨油品收發(fā)上下浮動，節(jié)省油品減少損失，保證質(zhì)量利于安全
內(nèi)浮頂油罐：頂外部為拱頂，內(nèi)部有浮頂，減少油品蒸發(fā)，拱頂避免雨水塵土進入罐內(nèi)，儲存航空汽油煤油，結(jié)構(gòu)處理容易，用于大型油罐
2、油罐基礎(chǔ)的沉陷危害
對大型油罐，危害有兩個：基礎(chǔ)不均勻沉陷，材料脆性破壞
基礎(chǔ)沉陷：均勻沉陷，傾斜不均勻沉陷，盤形不均勻沉降，壁板周邊的不均勻沉陷和壁板周邊的局部沉降
3、油罐附件
量油口：計量罐內(nèi)油高油溫
光孔：供罐內(nèi)采光通風，與人孔形成對角以便通風
人孔：供清理檢修油罐內(nèi)部時，使人進出方面
進出油結(jié)合管：用來連油管道、活門和升降管
放水管：又叫虹吸管，用于排除底部存水
膨脹管或進氣管：
旁通管：出油時，打開旁通管閥門，使油進行接合管達到管內(nèi)外壓力平衡，以消除接合管內(nèi)真空
扶梯和欄桿：供人員上下油罐使用
保險活門：減輕油罐油料對油罐進出口閥門壓力
導電地線：防止靜電發(fā)生油罐著火
4、機械呼吸閥工作原理
機械呼吸閥是用生鐵或鋁鑄造的，由壓力閥和真空閥兩部分組成。是安裝在儲存輕質(zhì)油料的油罐頂部的重要設(shè)備。可自行調(diào)節(jié)罐內(nèi)氣壓，當罐內(nèi)氣體空間溫度或氣體空間體積發(fā)生變化時，罐內(nèi)氣體壓力也改變。當罐內(nèi)油氣壓力大于呼吸閥壓力值時，油氣經(jīng)壓力閥外逸，而真空閥處于關(guān)閉狀態(tài)；當罐內(nèi)油氣壓力小于油罐允許真空度時，新鮮空氣通過真空閥進入，壓力閥關(guān)閉。
5、液壓式安全閥的工作原理及工作過程
又稱液壓式安全閥，與機械呼吸閥并排安裝于油罐頂部，工作壓力高于機械閥，作用在機械呼吸閥運行過程中因某些原因發(fā)生失誤，與機械閥作用相同，以保證正常呼吸作用，確保安全。工作原理：罐內(nèi)外壓力平衡時，閥中液面呈內(nèi)外平衡狀態(tài)，大于大氣壓時，罐內(nèi)油蒸氣經(jīng)油層沖出，小于時，氣體經(jīng)油層沖進罐內(nèi)，利用隔層內(nèi)外液面壓差，對油罐形成密封或進行呼吸。
6、石油儲運過程安全要求
汽車尾部一定要帶防火罩
注意：使用符合技術(shù)規(guī)范和安全要求的設(shè)備
靜電接地不能大題小做
轉(zhuǎn)換裝油造成事故應引起重視
防止人身帶電
接地裝置不是萬能的，要有處理突發(fā)事件的搶救措施
提高操作人員安全意識
7、清洗油罐安全措施
清洗后焊接動火的安全管理要嚴格執(zhí)行
做好清洗油罐的廢物處理
控制和消除引起火災的引火源
徹底完全清除油罐內(nèi)的可燃物
必須按全操作，不得違規(guī)清洗
被清洗油罐，應與輸油管線脫離，并在法蘭處加盲板封堵，防止油氣進入油罐，同時打開人孔、光孔、量油孔，拆下呼吸閥、安全閥、阻火器等附件，是被清洗罐得到充分的自然通風，直至油氣濃度符合標準。
必須嚴格執(zhí)行油罐清洗規(guī)定，應在嚴密組織下進行，轉(zhuǎn)備好專用檢查工具和清洗器材、消防器材。
第五章
1、安全管理：是管理科學的一個重要組成部分，是圍繞系統(tǒng)安全目標而進行的有關(guān)決策計劃組織和控制等方面活動。
2、油庫安全管理：是將油庫作為一個系統(tǒng)，為實現(xiàn)油庫安全目標而進行的有關(guān)決策、計劃、組織
控制等方面活動。
研究對象：包括人、物、環(huán)境三要素以及三者之間的相互聯(lián)系的各個環(huán)節(jié)。
研究內(nèi)容：油庫檢修作業(yè)的安全管理、油庫勞動保護、油庫生產(chǎn)作業(yè)安全管理、油庫設(shè)施設(shè)備安全管理、油庫安全管理法規(guī)建設(shè)、油庫生產(chǎn)作業(yè)中毒物來源、危險及防護、油庫事故調(diào)查分析處理程序方法、油庫安全管理組織體制及油庫作業(yè)人員安全管理、油庫安全評估
研究方法：定性定量相結(jié)合；理論實踐相結(jié)合；遵循油庫安全管理普遍規(guī)律
3、油庫管理的特點：
實踐性、經(jīng)常性、群眾性、動態(tài)性、法規(guī)性、科學性、綜合性
4、安全生產(chǎn)方針
安全第一：指油庫管理者在考慮經(jīng)營決策、計劃措施安排、組織指揮生產(chǎn)作業(yè)以及科技成果的應用、技術(shù)改造、新建、改建、擴建項目活動中，應把安全作為一個重要前提考慮，落實到安全生產(chǎn)各項措施和內(nèi)容，保證生產(chǎn)長期安全進行，保證職工安全健康。
預防為主：把安全工作的重點放在事故的預防預測上，運用科學安全的基本原理和事故發(fā)生和發(fā)展的規(guī)律，對各種事故和潛在危險性進行科學預測，以便采取有效措施防患于未然，防止事故發(fā)生擴大，最大限度減少損耗。
5、油庫安全度評估標準
安全度：油庫安全性可靠程度
類型：臨界安全型油庫；不安全型油庫；基本安全型油庫；優(yōu)良安全型油庫；安全性油庫
評估標準：評估系統(tǒng)建立；評測單元建立
第六章
1、油庫設(shè)備安全技術(shù)管理特點：
數(shù)量較多、組成復雜，并涉及到機械電氣電子金屬材料等學科。
油庫儲存油料的場所，油料具有易燃、易爆、易蒸發(fā)、易滲漏并有一定毒性的特點。
易受腐蝕
油庫工藝設(shè)備受力情況復雜
檢修環(huán)境差，安全要求高
埋地輸油管線不便檢查
2、油庫設(shè)備安全技術(shù)管理意義
加強對油庫設(shè)備的安全技術(shù)管理，是油庫安全工作重要內(nèi)容之一，對于提高油庫效益有重要意義，對保障人民生命生產(chǎn)安全有重要意義。
3、阻火器（分為金屬網(wǎng)型、波紋型，又稱為防火器）
作用是防止火焰火花穿過呼吸閥或安全閥引起罐內(nèi)油料蒸氣著火爆炸，安裝在安全閥呼吸閥下面。阻火器由許多細小均勻或不均勻通道和孔隙基體組成。火焰進入后分成許多細小火焰流，然后被熄滅。
傳熱作用：阻火器能阻止火焰繼續(xù)傳播而迫使火焰熄滅是靠熱作用。
器壁效應
4、脹油管
是保證輸油管路安全的附件。脹油管安裝在進罐閥門之前，頂端有安全閥與油罐氣體空間相通，若油管壓力超過安全閥預定壓力，油料可以頂開安全閥進入油罐，保證油管不被脹壞。
5、油罐破壞形式和預防措施
油罐吸癟：正確設(shè)計選用呼吸閥與呼吸管路，正確安裝呼吸閥呼吸管路
油罐翹底、脹裂：同上
油罐滲漏：裂紋：正確選擇油罐鋼材型號，保證油罐焊接質(zhì)量，防止基礎(chǔ)不均勻下沉
沙眼：加強鋼板質(zhì)量檢查，加強焊接施工質(zhì)量管理，在油罐使用中做好防腐蝕工作
腐蝕穿孔
內(nèi)浮頂油罐浮盤沉沒：嚴格設(shè)計，提高施工質(zhì)量，認真檢查驗收，加強操作責任心，增設(shè)高液位報警器，降低進油溫度，增設(shè)油料穩(wěn)定和脫氣設(shè)施，增設(shè)擴氣管，重新啟用修理的管線油罐時，必須通過接頭將空氣排盡，改進內(nèi)浮頂結(jié)構(gòu)，加強內(nèi)浮頂維修
地震對油罐的破壞及防范措施：十個知識點
6、輸油管路常見事故及其預防措施
溫差引起輸油管內(nèi)壓力變化
原因：熱脹、液柱分離（空穴）
措施：對于每條管線，應在最高位置油罐閥門前設(shè)置脹油管；管線中設(shè)置的隔斷閥應在作業(yè)后常開；收發(fā)油作業(yè)后，打開管線透支氣管，使油料自由膨脹；在溫度有較大降低情況下啟動油泵時，壓力表正常后緩慢打開出口閥門；地下管線盡管溫差小，也應設(shè)置脹油管
管路的熱應力及其補償
危害：造成管路設(shè)備損壞，發(fā)生跑漏油
補償：補償器設(shè)計和選型遵循原則；幾種補償器（填料函式、波紋、曲管式、自體補償）
水擊危害及其預防措施
水擊：由于某種外界因素，使液流速度突然改變，這種因液體動量變化而引起管內(nèi)壓力的突變現(xiàn)象稱為水擊。
危害：產(chǎn)生增壓波或減壓波會使管線發(fā)生超壓、液柱分離和汽蝕造成管子破裂、管線震動、噪音。
水擊可能造成管線超壓、脹裂、閥門損壞，泵、閥門和填充函密封部位損壞，發(fā)生跑漏油。
預防：壓力降（液柱分離）減輕方法（安裝飛輪，變更管路形狀，設(shè)置自動吸氣閥、單向平衡罐、空氣罐）；防止超壓（妥善工藝設(shè)計、采用防超壓設(shè)備，正確的進行操作）
輸油管路腐蝕和預防（涂料防腐，陰極保護）
地震引起破壞和預防
7、防爆電氣設(shè)備的類型
新標準： 隔爆型（工廠用d，煤礦用d）；增安型（e，e）；本質(zhì)安全型（ia、ib，ia、ib）
正壓型（p，p），充油型（o，o），充砂型（q，q），無火花型（n，n），特殊型（s，s）
舊標準：隔爆型(b,kb)，防爆安全型(a,ka)，安全火花型(h,kh)，防爆通風沖壓型(f,kh，防爆充油型(f,kf)，防爆特殊型(t,kt)
第七章
1、長輸管道分類
承受內(nèi)壓：真空管道、中低壓管道、高壓管道、超高壓管道
輸送介質(zhì)：燃氣管道、蒸汽管道、輸油管道、工藝管道
材料不同：碳鋼管道、低合金鋼管道、不透鋼管道、有色金屬管道（銅鋁）、復合材料管道（金屬復合）、非金屬管道
壓力管道（用于輸送氣體液體管狀設(shè)備，最高工作壓力大于或等于0.1mpa，氣體、液化氣體、蒸汽介質(zhì)或可燃易爆有毒有腐蝕性介質(zhì)，公稱直徑大于25mm）：工業(yè)管道、公用管道、長輸管道
2、輸油管道組成
分為原油管道和成品油管道
輸油站：輸油房（棚）泵或輸油泵區(qū)、油罐區(qū)、閥組區(qū)、計量區(qū)、清管設(shè)備、加熱系統(tǒng)、油品預處理裝置、自動控制系統(tǒng)、通信系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、供電系統(tǒng)、供熱供水排水系統(tǒng)、辦公區(qū)、生活區(qū)
干線輸油管道：管道、線路截斷閥室、管道陰極保護設(shè)施、管線標識、線路輔助設(shè)施
輸氣管道組成：礦場集團管道、干線輸氣管道、城市配氣管道以及輸氣站、場
3、安全閥
安全閥是管道避免超壓，確保設(shè)備、人生安全的關(guān)鍵安全附件，應按國家有關(guān)法規(guī)、標準要求進行檢
驗試驗，合格后方能投入使用。輸油管道上常用的安全閥有彈簧式安全閥和先導式安全泄壓閥。
彈簧式安全閥按其閥盤升啟高度不同分為全啟式和微啟式。
4、天然氣儲存設(shè)備
氣態(tài)天然氣儲存：地面儲罐儲存、管道儲存、地下儲氣庫儲存、管式拖車儲存
液化天然氣儲存：地上儲存、地下儲存
5、長輸管道安全監(jiān)察
內(nèi)容：設(shè)計環(huán)節(jié)安全監(jiān)察，管道元件制造質(zhì)量的安全監(jiān)察，安全環(huán)節(jié)的安全監(jiān)察，管道運行使用的安
全監(jiān)察，長輸管道檢驗的安全監(jiān)察，修理改造的安全監(jiān)察
第八章
1、油品危險性
油品由各種碳氫化合物及其衍生物混合物構(gòu)成，閃點燃點自燃點是主要危險性指標，越低，威力越大
易燃性、易爆性、易積聚靜電荷性、易受熱膨脹性、易擴散和易流淌性、毒性
2、加油站分級（5級）
按加油站油罐容量分級
總?cè)莘e?????? 單罐容積??? 單位m
一級???? 120-180????????? ≤50
二級???? 60-120????????? ≤50
三級???? ≤60??????????? ≤50
3、加氣站分級（3級）液化石油氣罐容積
總?cè)莘e?????? 單罐容積??? 單位m
一級???? 45-60????????? ≤30
二級???? 30-45????????? ≤30
三級???? ≤30??????????? ≤30
第九章
1、工業(yè)動火定義
我們把使用氣焊電焊鋁焊塑料焊和噴燈等焊割工具，在油氣、易燃易爆危險區(qū)內(nèi)的作業(yè)、生產(chǎn)和維修油氣容器、管線、設(shè)備及盛裝過易燃易爆物品的容器設(shè)備，能直接和間接產(chǎn)生明火的施工措施作業(yè)，稱為工業(yè)動火。
2、工業(yè)動火級別
級別劃分原則：根據(jù)動火部位爆炸危險區(qū)域危險程度、影響范圍及事故發(fā)生可能性，分為四級。
第十章
1、滅火作戰(zhàn)計劃定義
滅火作戰(zhàn)計劃是滅火指揮的重要依據(jù)，也是滅火戰(zhàn)斗準備的基礎(chǔ)工作，是針對重點部位可能發(fā)生的火災，根據(jù)滅火戰(zhàn)斗的指導思想和戰(zhàn)術(shù)原則以及現(xiàn)有的器材裝備而擬定的滅火戰(zhàn)斗行動預案。
2、油庫滅火作戰(zhàn)計劃制定原則
確定油庫重點保衛(wèi)部位的依據(jù)：油庫各部位的火災危險性、發(fā)生火災可能造成的經(jīng)濟損失、發(fā)生火災后可能造成的人員傷亡
3、油庫滅火作戰(zhàn)計劃內(nèi)容
重點單位或部位基本情況、火情預想、滅火措施及其他附屬內(nèi)容
4、滅火組織指揮原則
統(tǒng)一指揮原則、迅速果斷的原則、集中力量的原則、確保重點的原則、科學決策的原則
5、油罐火災類型
穩(wěn)定燃燒、爆炸燃燒、沸溢燃燒
6、油罐火災撲救步驟
冷卻保護、滅火準備、滅火、繼續(xù)冷卻
第十一章
1、hse管理體系基礎(chǔ)
hse是健康、安全和環(huán)境管理體系簡稱。又稱為hse或hse-ms，是近幾年國際工業(yè)企業(yè)通行的管理
體系。
hse管理體系是系統(tǒng)安全工程理念和技術(shù)在企業(yè)健康安全環(huán)境管理中的具體應用。hse管理體系的基
本原理是戴明（pdca）管理模式。
2、hse管理體系特點優(yōu)勢
hse管理體系要求組織進行風險分析，確定其自身活動可能發(fā)生的危害和后果，從未采取有效防范手段和控制措施防止其發(fā)生，以便減少可能引起的人員傷害、財產(chǎn)損失和環(huán)境污染。它強調(diào)預防和持續(xù)改進，具有高度自我約束、自我完善、自我激勵機制，是一種現(xiàn)代化的管理模式，是現(xiàn)代企業(yè)制度之一。
特點：先進性、系統(tǒng)性、預防性、可持續(xù)改進和長效性、自愿性
優(yōu)勢：建立hse管理體系符合可持續(xù)發(fā)展要求；可促進企業(yè)進入國際市場；可減少企業(yè)的成本；可以幫助企業(yè)規(guī)范管理體系；可改善企業(yè)的形象；可吸引投資者；可使企業(yè)將經(jīng)濟效益、社會效益、環(huán)境效益有機的結(jié)合在一起。
第3篇 石油天然氣油氣儲運安全技術(shù)
一、管道線路
1.管道線路的布置及水工保護
輸油氣管道路由的選擇，應結(jié)合沿線城市、村鎮(zhèn)、工礦企業(yè)、交通、電力、水利等建設(shè)的現(xiàn)狀與規(guī)劃，以及沿線地區(qū)的地形、地貌、地質(zhì)、水文、氣象、地震等自然條件，并考慮到施工和日后管道管理維護的方便，確定線路合理走向。輸油氣管道不得通過城市水源地、飛機場、軍事設(shè)施、車站、碼頭。因條件限制無法避開時，應采取必要的保護措施并經(jīng)國家有關(guān)部門批準。輸油氣管道管理單位應設(shè)專人定期對管道進行巡線檢查．及時處理輸油氣管道沿線的異常情況。
埋地輸油氣管道與地面建(構(gòu))筑物的最小間距應符合gb 50251和gb 50253規(guī)定。
埋地輸油氣管道與高壓輸電線平行或交叉敷設(shè)時，其安全間距應符合gb 50061和gb 50253規(guī)定；與高壓輸電線鐵塔避雷接地體安全距離不應小于20 m．因條件限制無法滿足要求時，應對管道采取相應的防霄保護措施，且防雷保護措施不應影響管道的陰級保護效果和管道的維修；與高壓輸電線交叉敷設(shè)時，距輸電線20 m范圍內(nèi)不應設(shè)置閥室及可能發(fā)生油氣泄露的裝置。
埋地輸油氣管道與通信電纜平行敷設(shè)時，其安全間距不宜小于10 m；特殊地帶達不到要求的，應采取相應的保護措施；交叉時，二者凈空間距應不小于0．5 m。且后建工程應從先建工程下方穿過。
埋地輸油氣管道與其他管道平行敷設(shè)時，其安全間距不宜小于10 m；特殊地帶達不到要求的，應采取相應的保護措施，且應保持兩管道間有足夠的維修、搶修間距；交叉時，二者凈空間距應不小于o．5 m，且后建工程應從先建工程下方穿過。
輸油氣管道沿線應設(shè)置里程樁、轉(zhuǎn)角樁、標志樁。里程樁宜設(shè)置在管道的整數(shù)里程處，每公里一個．且與陰極保護測試樁合用。輸油氣管道采用地上敷設(shè)時，應在人員活動較多和易遭車輛、外來物撞擊的地段，采取保護措施并設(shè)置明顯的警示標志。
根據(jù)現(xiàn)場實際情況實施管道水工保護。管道水工保護形式應因地制宜、合理選用；定期對管道水工保護設(shè)施進行檢查，發(fā)現(xiàn)問題應及時采取相應措施。
2. 線路截斷閥
輸油、氣管道應設(shè)置線路截斷閥，天然氣管道截斷閥附設(shè)的放空管接地應定期檢測。定期對截斷閥進行巡檢。有條件的管道宜設(shè)數(shù)據(jù)遠傳、控制及報警功能。天然氣管道線路截斷閥的取樣引壓管應裝根部截斷閥。
3.管道穿跨越
輸油氣管道通過河流時，應根據(jù)河流的水文、地質(zhì)、水勢、地形、地貌、地震等自然條件，及兩岸的村鎮(zhèn)、交通等現(xiàn)狀，并考慮到管道的總體走向、日后管道管理維護的方便，選擇合理的穿跨越位置。考慮到輸油氣管道的安全性，管道通過河流、公路、鐵路時宜采用穿越方式。
輸油氣管道跨越河流的防洪安全要求，應根據(jù)跨越工程的等級、規(guī)模及當?shù)氐乃臍庀筚Y料等，合理選擇設(shè)計洪水頻率。位于水庫下游20 km范圍內(nèi)的管道穿跨越工程防洪安全要求，應根據(jù)地形條件、水庫容量等進行防洪設(shè)計。管道穿跨越工程上游20 km范圍內(nèi)若需新建水庫，水庫建設(shè)單位應對管道穿跨越工程采取相應安全措施。輸油氣管道穿跨越河流、公路、鐵路的鋼管、結(jié)構(gòu)、材料應符合國家現(xiàn)行的原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設(shè)計規(guī)范的有關(guān)規(guī)定。管道跨越河流的鋼管、塔架、構(gòu)件、纜索應選擇耐大氣環(huán)境腐蝕、耐紫外線、耐氣候老化的材料做好防腐。管道管理單位應根據(jù)防腐材料老化情況．制定跨越河流管道的維修計劃和措施。管道穿越河流時與橋梁、碼頭應有足夠的間距。穿越河流管段的埋深應在沖刷層以下，并留有充足的安全余量。采用挖溝埋設(shè)的管道，應根據(jù)工程等級與沖刷情況的要求確定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重塊、石籠在施工時．應對防腐層有可拄的保護措施。每年的汛期前后，輸油氣管道的管理單位應對穿跨越河流管段進行安全檢查，對不滿足防洪要求的穿跨越河流管段應及時進行加固或敷設(shè)備用管段，對穿跨越河流臂段采用石籠保護時，石籠不應直接壓在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。
管道穿公路、鐵路的位置，應避開公路或鐵路站場、有職守道口、隧道．并應在管道穿公路、鐵路的位置設(shè)立警示標志。輸油氣管道穿越公路、鐵路應盡量垂直交叉．因條件限制無法垂直交叉時，最小夾角不小于30°，并避開巖石和低洼地帶。
輸油氣管道穿跨越河流上游如有水庫，管道管理企業(yè)應與水利、水庫單位取得聯(lián)系，了解洪水情況．采取防洪措施。水利、水庫單位應將泄洪計劃至少提前兩天告知管道管理企業(yè)，且應避免大量泄洪沖毀管道。
二、輸油氣站場
1．一般規(guī)定
輸油氣站的進口處，應設(shè)置明顯的安全警示牌及進站須知。對進人輸油氣站的外來人員應進行安全注意事項及逃生路線等應急知識的教育培訓。石油天然氣站場總平面布置．應根據(jù)其生產(chǎn)工藝特點、火災危險性等級功能要求，結(jié)合地形、風向等條件。經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較確定。石油天然氣站場內(nèi)的鍋爐房、35kv及以上的變(配)電所、加熱爐、水套爐等有明火或散發(fā)火花的地點，宜布置在站場或油氣生產(chǎn)區(qū)邊緣。石油天然氣站場總平面布置應符合下列規(guī)定：
(1)可能散發(fā)可燃氣體的場所和設(shè)施，宜布置在人員集中場所及明火或散發(fā)火花地點的全年最小頻率風向的上風側(cè)。
(2)甲、乙類液體儲罐，宜布置在站場地勢較低處，當受條件限制或有特殊工藝要求時，可布置在地勢較高處，但應采取有效的防止液體流散的措施。
(3)當站場采用階梯式豎向設(shè)計時，階梯間應有防止泄漏可燃液體漫流的措施。
(4)天然氣凝液，甲、乙類油品儲罐組，不宜緊靠排洪溝布置。
2 輸油站
(1)輸油站的選址。應滿足管道工程線路走向的需要，滿足工藝設(shè)計的要求；應符合國家現(xiàn)行的安全防火、環(huán)境保護、工業(yè)衛(wèi)生等法律法規(guī)的規(guī)定；應滿足居民點、工礦企業(yè)、鐵路、公路等的相關(guān)要求。
應貫徹節(jié)約用地的基本國策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力擴大土地利用率，貫徹保護環(huán)境和水士保持等相關(guān)法律法規(guī)。
站場址應選定在地勢平緩、開闊、避開人工填土、地震斷裂帶，具有良好的地形、地貌、工程和水文地質(zhì)條件并且交通連接便捷、供電、供水、排水及職工生活社會依托均較方便的地方。
站場選址應避開低洼易積水和江河的干涸滯洪區(qū)以及有內(nèi)澇威脅的地段；在山區(qū)，應避開山洪及泥石流對站場造成威脅的地段，應避開窩風地段；在山地、丘陵地區(qū)采用開山填溝營造人工場地時，應避開山洪流經(jīng)的溝谷，防止回填土石方塌方、流失，確保站場地基的穩(wěn)定；應避開洪水、湖水或浪涌威脅的地帶。
(2)輸油站場的消防。石油天然氣站場消防設(shè)施的設(shè)置，應根據(jù)其規(guī)模、油品性質(zhì)，存儲方式、儲存溫度及所在區(qū)域消防站布局及外部協(xié)作條件等綜合因索確定。油罐區(qū)應有完備的消防系統(tǒng)或消防設(shè)備；罐區(qū)場地夜間應進行照明，照明應符合安全技術(shù)標準和消防標準。應按要求配備可燃氣體檢測儀和消防器材；站場消防設(shè)施應定期進行試運行和維護。
(3)輸油站的防雷、防靜電。站場內(nèi)建筑物、構(gòu)筑物的防雷分類及防雷措施，應接gb 50057的有關(guān)規(guī)定執(zhí)行；裝置內(nèi)露天布置的塔、容器等，當頂板厚度等于或大于4 mm時，可不設(shè)避雷針保護，但應設(shè)防雷接地。設(shè)備應按規(guī)定進行接地，接地電阻應符合要求并定期檢測；工藝管網(wǎng)、設(shè)備、自動控制儀表系統(tǒng)應按標準安裝防雷、防靜電接地設(shè)施，并定期進行檢查和檢測。
(4)輸油站場工藝設(shè)備安全要求。工藝管道與設(shè)備投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗，管線設(shè)備、閥件應嚴密無泄漏；設(shè)備運行不應超溫、超壓、超速、超負荷運行，主要設(shè)備應有安全保護裝置；輸油泵機組應有安全自動保護裝置，并明確操作控制參數(shù)；定期對原油加熱爐爐體、爐管進行檢測，間接加熱爐還應定期檢測熱媒性能，加熱爐應有相應措施，減少對環(huán)境造成污染的裝置與措施；儲油罐的安裝、位置和間距應該符合設(shè)計標準；對調(diào)節(jié)閥、減壓閥、安全閥、高(低)壓泄壓閥等主要閥門應按相應運行和維護規(guī)程進行操作和維護，并按規(guī)定定期校驗；管道的自動化運行應滿足工藝控制和管道設(shè)備的保護要求；應定時記錄設(shè)備的運轉(zhuǎn)狀況，定期分析輸油泵機組、加熱設(shè)備、儲油罐等主要設(shè)備的運行狀態(tài)，并進行評價；臂網(wǎng)和鋼質(zhì)設(shè)備應采取防腐保護措施；根據(jù)運行壓力對管道和設(shè)備配置安全泄放裝置，并定期進行校驗；定期測試壓力調(diào)節(jié)器、限壓安全切斷閥、線路減壓閥和安全泄放閥設(shè)定參數(shù)；定期對自動化儀表進行檢測和校驗。
3輸氣站
(1)輸氣站的選址。輸氣站應選擇在地勢平緩、開闊，且避開山洪、滑坡、地震斷裂帶等不良工程地質(zhì)地段；站的區(qū)域布置、總平面布置應符合gb 50183和gb 50251的規(guī)定，并滿足輸送工藝的要求。
(2)輸氣站場設(shè)備。進、出站端應設(shè)置截斷閥，且壓氣站的截斷閥應有自動切斷功能，進站端的截斷閥前應設(shè)泄壓放空閥；壓縮機房的每一操作層及其高出地面3 m以上的操作平臺(不包括單獨的發(fā)動機平臺)，應至少有兩個安全出口及通向地面的梯子，操作平臺的任意點沿通道中心線與安全出口之間的最大距離不得大于25 m，安全出口和通往安全地帶的通道，應暢通無阻；工藝管道投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗；輸氣站宜設(shè)置清管設(shè)施，并采用不停輸密閉清管流程；含硫天然氣管道，清管器收筒應設(shè)水噴淋裝置，收清管器作業(yè)時應先減壓后向收筒注水；站內(nèi)管道應采用地上或地下敷設(shè)，不宜采用管溝敷設(shè)；清管作業(yè)清除的液體和污物應進行收集處理，不應隨意排放。
(3)輸氣站場的消防。天然氣壓縮機廠房的設(shè)置應符合gb 50183和gb 50251的規(guī)定；氣體壓縮機廠房和其他建筑面積大于等于150 m2的可能產(chǎn)生可燃氣體的火災危險性廠房內(nèi)，應設(shè)可燃氣體檢測報警裝置；站場內(nèi)建(構(gòu))筑物應配置滅火器，其配置類型和數(shù)量符合gb 50140；站內(nèi)不應使用明火作業(yè)和取暖，確須明火作業(yè)應制定相應事故預案并按規(guī)定辦理動火審批手續(xù)。
(4)輸氣站場的防雷、防靜電。輸氣站場內(nèi)建(構(gòu))筑物的防雷分類及防雷措施符合gb 50057；工藝裝置內(nèi)露天布置的塔、容器等，當頂板厚度等于或大于4 mm時，可不設(shè)避雷針保護，但應設(shè)防雷接地；可燃氣體、天然氣凝液的鋼罐應設(shè)防雷接地；防雷接地裝置沖擊接地電阻不應大于10 ω,僅做防感應雷接地時，沖擊接地電阻不應大于30ω；對爆炸、火災危險場所內(nèi)可能產(chǎn)生靜電的設(shè)備和管道，均應采取防靜電措施；每組專設(shè)的防靜電接地裝置的接地電阻不宜大于100ω。
(5)泄壓保護設(shè)施。對存在超壓可能的承壓設(shè)備和容器，應設(shè)置安全閥；安全閥、調(diào)壓閥、esd系統(tǒng)等安全保護設(shè)施及報警裝置應完好使用，并應定期進行檢測和調(diào)試；安全閥的定壓應小于或等于承壓管道、設(shè)備、容器的設(shè)計壓力；壓縮機組的安全保護應符合gb 50251的有關(guān)規(guī)定。
三、防腐絕緣與陰極保護
埋地輸油氣管道應設(shè)計有符合現(xiàn)行國家標準的防腐絕緣與陰極保護措施。
在輸油氣臂道選擇路由時，應避開有地下雜散電流干擾大的區(qū)域。電氣化鐵路與輸油氣管道平行時，應保持一定距離。管道因地下雜散電流干擾陰級保護時，應采取排流措施。輸油氣管道全線陰級保護電位應達到或低于-0．85 v(相對cu／cus04電極)，但最低電位不超過-1．50v。管道的管理單位應定期檢測管道防腐絕緣與陰級保護情況。及時修補損壞的防腐層，調(diào)整陰級保護參數(shù)在最佳狀態(tài)。管道陰級保護電位達不到規(guī)定要求的，經(jīng)檢測確認防腐層發(fā)生老化時，應及時安排防腐層大修。
輸油氣站的進出站兩端管道，應采取防雷擊感應電流的措施，保護站內(nèi)設(shè)備和作業(yè)人員安全。防雷擊接地措施不應影響管道陰級保護效果。埋地輸油管道需要加保溫層時，在鋼管的表面應涂敷良好的防腐絕緣層。在保溫層外有良好的防水層。裸露或架空的管道應有良好的防腐絕緣層。帶保溫層的，應有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端與埋地管道之間要采取絕緣措施。對輸油氣站內(nèi)的油罐、埋地管道，應實施區(qū)域性陰級保護，且外表面涂刷顏色和標記應符合相應的標準規(guī)定。
四、管道監(jiān)控與通信
1．管道的監(jiān)控
輸油氣生產(chǎn)的重要工藝參數(shù)及狀態(tài)，應連續(xù)檢測和記錄；復雜的油氣管道應設(shè)置計算機監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集（scada）系統(tǒng)，對輸油氣工藝過程、輸油氣設(shè)備及確保安全生產(chǎn)的壓力、溫度、流量、液位等參數(shù)設(shè)置聯(lián)鎖保護和聲光報警功能。scada系統(tǒng)配置應采用雙機熱備用運行方式，網(wǎng)絡采用冗余配置，且在一方出現(xiàn)故障時應能自動進行切換。重要場站的站控系統(tǒng)應采取安全可靠的冗余配置。
2．通信
用于調(diào)控中心與站控系統(tǒng)之間的數(shù)據(jù)傳輸通道、通信接口應采用兩種通信介質(zhì)，雙通道互為備用運行。輸油氣站場與調(diào)控中心應設(shè)立專用的調(diào)度電話。調(diào)度電話應與社會常用的服務、救援電話系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)。
3輔助系統(tǒng)
scada系統(tǒng)以及重要的儀表檢測控制回路應采用不間斷電源供電。在室內(nèi)重要電子設(shè)備總電源的輸入側(cè)、室內(nèi)通信電纜、模擬量儀表信號傳輸線和重要或貴重測量儀表信號線的輸入側(cè)應加裝電源防護器。
五、管道清管
管道清管應制定科學合理的清管周期，對于首次清管或較長時間沒有清管的管道，清管前應制定清管方案。對于結(jié)蠟嚴重的原油管道，應在清管前適當提高管道運行溫度和輸量，從管道的末站端開始逐段清管。
根據(jù)管道輸送介質(zhì)不同，控制清管器在管道中合理的運行速度，并做好相應的清管器跟蹤工作。發(fā)送清管器前，應檢查本站及下站的清管器通過指示器。清管器在管道內(nèi)運行時，應保持運行參數(shù)穩(wěn)定，及時分析清管器的運行情況，對異常情況應采取相應措施。無特殊情況，不宜在清管器運行中途停輸。進行收發(fā)清管器作業(yè)時，操作人員不應正面對盲板進行操作。從收球筒中取出清管器和排除筒內(nèi)污油、污物、殘液時，應考慮風向。
六、管道檢測
應按照國家有關(guān)規(guī)定對管道進行檢測，根據(jù)檢測結(jié)果和管道運行安全狀況以及有關(guān)標準規(guī)范規(guī)定，確定管道檢測周期。實施管道內(nèi)檢測的管道，收發(fā)球筒的尺寸在滿足相應技術(shù)規(guī)范的基礎(chǔ)上．還應滿足內(nèi)檢測器安全運行的技術(shù)要求。管道及其三通、彎頭、閥門、運行參數(shù)等應符合有關(guān)技術(shù)規(guī)范并滿足內(nèi)檢測器的通過要求。
發(fā)送管道內(nèi)檢測器前，應對管道進行清管和測徑。檢測器應攜帶定位跟蹤裝置。檢測器發(fā)送前應調(diào)試運轉(zhuǎn)正常，投運期間應進行跟蹤和設(shè)標。由于條件限制，無法實施內(nèi)檢測的管道，應采用其他方法進行管道的檢測。應結(jié)合管道檢測結(jié)果，對管道使用年限、壓力等級、泄漏歷史、陰極保護、涂層狀況、輸送介質(zhì)、環(huán)境因素的影響等進行綜合評價，確定管道修理方法和合理的工藝運行參數(shù)。對存在缺陷的部位應采取相應措施。
七、管道維搶修
根據(jù)管道分布，合理配備專職維搶修隊伍，并定期進行技術(shù)培訓。對管道沿線依托條件可行的，宜通過協(xié)議方式委托相應的管道維搶修專業(yè)隊伍負責管道的維搶修工作。合理儲備管道搶修物資。管材儲備數(shù)量不應少于同規(guī)格管道中最大一個穿、跨越段長度；對管道的閥門、法蘭、彎頭、堵漏工(卡)具等物資應視具體情況進行相應的儲備。應合理配備管道搶修車輛、設(shè)備、機具等裝備，并定期進行維護保養(yǎng)。
管道維搶修現(xiàn)場應采取保護措施，劃分安全界限，設(shè)置警戒線、警示牌。進入作業(yè)場地的人員應穿戴勞動防護用品。與作業(yè)無關(guān)的人員不應進入警戒區(qū)內(nèi)。在管道上實施焊接前，應對焊點周圍可燃氣體的濃度進行測定，并制定防護措施。焊接操作期間，應對焊接點周圍和可能出現(xiàn)的泄漏進行跟蹤檢查和監(jiān)測。
用于管道帶壓封堵、開孔的機具和設(shè)備在使用前應認真檢查，確保靈活好用。必要時，應挺前進行模擬試驗。進行管道封堵作業(yè)時，管道內(nèi)的介質(zhì)壓力應在封堵設(shè)備的允許壓力之內(nèi)。采用囊式封堵器進行封堵時，應避免產(chǎn)生負壓封堵。
管道維搶修作業(yè)坑應保證施工人員的操作和施工機具的安裝及使用。作業(yè)坑與地面之間應有安全逃生通道，安全逃生通道應設(shè)置在動火點的上風向。
管道維搶修結(jié)束后，應及時對施工現(xiàn)場進行清理，使之符合環(huán)境保護要求。及時整理竣工資料并歸檔。
八、海底管道
1.海底管道路由選擇
管道軸線應處于海底地形平坦且穩(wěn)定的地段，應避免在海床起伏較大、受風浪直接襲擊的巖礁區(qū)域內(nèi)定線；避開船舶拋錨區(qū)、海洋傾倒區(qū)、現(xiàn)有水下物體(如沉船、樁基、巖石等)、活動斷層、軟弱土層滑動區(qū)和沉積層的嚴重沖搬區(qū)；盡量避開正常航道和海產(chǎn)養(yǎng)殖、漁業(yè)捕撈頻繁區(qū)域，當確實難于避讓時，力求穿越航道和海產(chǎn)養(yǎng)殖、漁業(yè)捕撈區(qū)的管道最短，管道應埋至安全深度以下，防止航線船舶或漁船拋錨、拖網(wǎng)漁具等直接損傷海底管道；避開將來有可能的航道開挖區(qū)域，如不可避免，則管道的埋深應滿足航道開挖的要求。
對于海上油田內(nèi)部的管道系統(tǒng)，如平臺和平臺、平臺和人工島間的油(氣)管道，與原有管道之間的水平距離應保證這類管道在鋪設(shè)、安裝(包括埋設(shè))時不危及原有管道的安全，也不妨礙預定位置修井作業(yè)的正常進行，并有足夠的安全距離。
新鋪設(shè)的管道應盡量避免與原有海底管道或電纜交叉。在不可避免的情況下，新鋪設(shè)的管道與原有海底管道、電纜交叉時，管道交叉部位的間距至少應保持30 cm以上的凈距；管道如不能下埋時可在原有管道上用護墊覆蓋，但管道上覆蓋的護墊不能影響航行，且不能對原有管道產(chǎn)生不利影響。
登陸點位置要選擇在不受臺風、波浪經(jīng)常嚴重襲擊的位置，要避開強流、沖刷地段，登陸點的岸灘應是穩(wěn)定不變遷的岸段；同時要選擇坡度合適的岸灘，以保證管道在施工運行期的安全。
2．海底管線的鋪設(shè)
海底管道鋪設(shè)前應編制海底管道安裝程序、編制海底管道計算分析報告、確定定位技術(shù)要求和主要定位設(shè)備清單、確定管道支撐滾輪高度和張緊器壓塊位置、編制把臂架氣密試驗方案；張緊器和a，r絞車的系統(tǒng)要經(jīng)過調(diào)試。
管道鋪設(shè)作業(yè)時要按照托管架角度、管道坡口和移船線路的設(shè)計文件，針對管線組對、焊接、無損檢驗、保溫、防腐等作業(yè)，編制管道安裝程序、焊接程序和無損檢驗程序。每道工序都應嚴格按批準的海底管道安裝程序、安裝技術(shù)規(guī)格書和有關(guān)計算分析報告的要求執(zhí)行。
3．海底管道的監(jiān)測、檢測和評估
應建立海底管道檢測與監(jiān)控的制度，并遵守執(zhí)行。通過檢測與監(jiān)控來保證管道系統(tǒng)運行的安全運行的安全性與可靠性。一旦發(fā)生影響管道系統(tǒng)安全、可靠性、強度和穩(wěn)定性的事故應進行特殊檢測。對于改變原設(shè)計參數(shù)、延長使用壽命、出現(xiàn)缺陷和損傷的海底管道應進行評估。
