某工程安全预评价报告.doc

某工程安全预评价报告目 录1 概述11.1评价依据11.2评价目的41.3评价范围41.4评价原则51.5评价程序52 建设项目概况72.1建设单位概况72.2自然条件和油田现状72.3项目建设方案92.4伴生气收集工程92.5庄一联建设方案112.6总平面布置132.7自动控制142.8给排水及消防162.9供配电182.10安全管理183危险、有害因素分析193.1主要物料危险、有害因素分析193.2集输气系统的主要危险、有害因素263.3原油稳定293.4轻烃回收303.5工艺危险有害因素分析303.6设备设施危险、有害因素分析353.7集输管道危险有害因素分析393.8工程主要危险、有害因素分布423.9重大危险源辨识424 预评价方法选择及单元划分464.1评价单元划分464.2 评价方法简介475 定性、定量分析575.1总平面布局单元575.2集输单元595.3站场单元725.4生产辅助单元896安全对策措施及建议926.1可研中提出的安全对策措施926.2本报告提出的安全技术对策措施926.3本报告提出的安全管理对策措施996.4应急救援措施1007安全评价结论103附件评价委托书附图1、庄一联伴生气综合利用工程站址地形图；2、庄一联轻烃回收装置总平面布置图；3、庄一联原油稳定单元工艺自控流程图；4、庄一联压缩单元工艺自控流程图；5.、庄一联冷凝分馏单元工艺自控流程图1 概述1.1评价依据1.1.1法律、法规（1）中华人民共和国安全生产法(中华人民共和国主席令第70号)（2）中华人民共和国消防法（中华人民共和国主席令第6号）（3）中华人民共和国劳动法（中华人民共和国主席令第28号）（4）中华人民共和国矿山安全法（中华人民共和国主席令第65号）（5）中华人民共和国职业病防治法中（华人民共和国主席令第60号）（6）石油天然气管道保护法(中华人民共和国主席令第30号) （7）危险化学品安全管理条例（中华人民共和国国务院令第344号）（8）特种设备安全监察条例（国务院第373号令、国务院第549号令）（9）非煤矿矿山企业生产企业安全生产许可证实施办法（国家安全监督局令第20号）（10）关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见（安监管协调字200456号）（11）陆上石油和天然气开采业安全评价导则（安监管技装字2003115号）（12）特种作业人员安全技术培训考核管理办法（国家经贸委、1999年7月）（13）甘肃省安全生产条例(甘肃省人民代表大会常务委员会公告第37号)（14）石油天然气管道保护条例实施细则（甘肃省人民政府20号令）1.1.2标准、规范（1）输气管道工程设计规范GB50251-2003（2）石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004（3）建筑设计防火规范GB50016-2006（4）油气集输设计规范GB50350-2005（5）建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005（6）建筑抗震设计规范GB50011-2001（7）建筑物防雷设计规范GB50057-94（8）石油与石油设施雷电安全规范GB15599-2009（9）供配电系统设计规范GB50052-2009（10）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92（11）高处作业分级GB/T3608-1993（12）企业职工伤亡事故分类GB6441-1986（13）安全色GB 2893-2008（14）安全标志及其使用导则GB 2894-2008（15）油气输送管道穿越工程设计规范GB 50423-2007（16）油气输送管道跨越工程设计规范GB 50459-2009（17）钢质管道外腐蚀控制规范GB/T 21447-2008（18）钢质石油储罐防腐蚀工程技术规范GB 50393-2008（19）埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T 21448-2008（20）安全阀一般要求GB/T 12241-2005（21）危险化学品重大危险源辨识GB18218-2009（22）工作场所有害因素职业接触限值（化学/物理有害因素）GBZ2.1-2007/ GBZ2.2-2007（23）工作场所有害因素职业接触限值 物理危害因素GBZ2.2-2007（24）油气田地面管线和设备涂色标准SY/T0043-2006（25）油气厂、站、库给排水设计规范SY/T0089-96（26）石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程SY5225-2005（27）石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法SY/T 6671-2006（28）石油工业用加热炉安全规程SY0031-2004（29）陆上油气田油气集输安全规程SY 6320-2008（30）石油工业建设项目安全预评价报告编制规则（SY/T6607-2004）（31）石油天然气工程总图设计规范SY/T0048-2010（32）石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范SY 6503-2008（33）油气田及管道仪表控制系统设计规范SY/T 0090-2006（34）轻烃回收安全规程SY/T 6562-2003；（35危险场所电气安全防爆规范AQ 3009-2007（36石油天然气安全规程AQ2002-2007（37生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则AQ/T 9002-2006（38）安全评价通则（AQ8001-2007）（39）安全预评价导则（AQ8002-2007）（40）动火作业安全管理规范（QSY1241-2009）1.1.3文件依据（1）委托书（2）庄一联伴生气回收综合利用可行性研究报告（江汉石油管理局勘察设计研究院，2010年3月）1.2评价目的为贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，确保建设项目中的安全措施和设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用，保证建设项目建成后在安全方面符合国家的有关法规、标准和规定，为建设项目的初步设计提供科学依据。对庄一联伴生气回收综合利用项目进行安全预评价，主要根据项目可行性研究报告的内容，依据国家现行的法律、法规及行业有关标准、规范，运用系统安全科学理论，辨识、分析和预测本项目存在的危险、有害因素的种类和危险、有害的程度，提出合理可行的安全对策措施和建议。目的是在初步设计阶段提高项目的安全技术水平，力求项目建成后实现安全生产，避免发生安全事故和职业危害，获得最优的安全投资效益。本安全评价报告可为项目建设单位在项目建成投产后的安全管理科学化、系统化和标准化提供参考，并为政府安全生产监督管理部门和上级主管部门实施安全许可审批提供依据。1.3评价范围根据中华人民共和国安全生产法、安全评价通则、安全预评价通则开展了本项目安全评价工作。根据本项目的实际情况，经过与建设单位共同协商，确定本次安全评价的范围为庄一联伴生气回收综合利用项目可研报告所涉及的内容，主要包括庄二联和庄73脱水站新建大罐密闭抽气设施，大罐气及剩余伴生气增压外输至庄一联系统和集气管道工程，庄一联新建原油稳定及轻烃回收装置，以及及自动控制、给排水、供配电等配套的公用工程。（不含燃气发电）1.4评价原则本次安全评价按照国家现行有关安全生产法律法规的要求，对评价范围内的生产工艺、设备、安全设施等进行综合评价，并遵循下列原则：（1）严格执行国家、地方与行业现行有关安全生产方面的法律、法规和标准，保证设立安全评价的客观性和公正性。（2）采用科学、可靠、适用的评价技术，确保评价的科学性和评价质量。（3）评价报告依据国家相关规定进行编制，遵循合法性原则，报告依据规范标准进行，注重针对性。1.5评价程序安全评价程序一般包括：前期准备；辨识与分析危险、有害因素；现场检查；划分评价单元；定性、定量评价；提出安全对策措施；做出安全评价结论；编制安全评价报告等。安全评价程序框图见图1-1辨识与分析危险、有害因素前期准备划分评价单元选择评价方法定性、定量评价提出对策措施作出评价结论编制安全评价报告图I-1安全评价程序2 建设项目概况2.1建设单位概况xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx（xxxxxx伴生气综合利用项目组）于2009年5月25日成立，是xxxxxx公司下属的一个以推进节能减排、提高能源综合利用效率、有利于油田安全生产、提升油田开发水平的一个中外合资企业。主要依托长庆资源、技术和发展优势经营油田伴生气、气田凝析油、气田尾气、油气田生产污水的综合利用、技术研发、生产服务。xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx目前有管理人员28人，管理层5人，下设综合、经营、财务、生产和项目开发五个职能部门，现有轻烃生产装置2套，燃气发电站32座（点）。下设三个子公司一个分公司，负责日常生产运行、经营管理和现场管理；项目投资由xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx负责，项目建设、生产运行及安全环保管理委托各采油厂，纳入xxxxxx公司统一管理；各子（分）公司管理层、操作层人员均由各采油厂实行人事管理，薪酬由xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx支付；避免了管理交叉、重叠，确保了生产、建设、安全环保平稳运行。2.2自然条件和油田现状2.2.1地理位置本项目所处合水油田由超低渗第一项目部管辖，合水油田位于鄂尔多斯盆地西南部，东西跨度72km，南北跨度83km，行政区划属甘肃省庆阳市西峰区、庆城县、宁县级正宁县。本项目距离距离合水县约10km。合水县庄一联图2.1-1 位置示意图2.2.2气象条件油田所在的甘肃合水县属半干旱内陆季风气候区，总的气象特点是干旱少雨，蒸发强烈，温差较大，冬春两季多西北风，雨季多集中在7、8、9三个月。2.2.3地形、地貌合水县地处黄土高原西部，位于庆城县东南方向，境内地形以塬、川道、梁峁、沟壑为主。合水油田属黄土地貌，地表为35-240m厚的第四系黄土覆盖，地形复杂，沟壑纵横，梁峁参差，地面海拔1350-1660m，地表高差较大（约150550m）。2.2.4区域水文地质条件油区内主要分布大小河流属于泾河水系马莲河流域，河谷切割较深，浅层地下水除少部分下渗补给深层地下水外，企业均以渗流或泉的形式排泄于河道，地下水主要由大气降水补给，属潜水类型。2.3项目建设方案庄二联、庄73脱水站分别建大罐密闭抽气设施，庄二联大罐气及剩余伴生气增压外输至庄一联。管线距离16km。庄73脱水站大罐及剩余伴生气根据实际气量大小在确定利用方式。庄一联建设原油稳定及轻烃回收装置，处理庄一联、庄二联、庄73脱水站净化原油、庄一联回收的伴生气及庄二联管输来伴生气，生产液化石油气、稳定轻烃及干气。2.4伴生气收集工程2.4.1集气方式（1）井场集气在井场采用密闭油井套管，安装定压放气阀回收套管伴生气，当套管气压力达到设定压力后，定压阀打开，套管内伴生气进入集油管线回收系统，输送至增压站或接转站，避免因放空造成环境污染。（2）站场集气 伴生气被油气混输至站场后，在站内通过气液分离集成装置，将伴生气分离出来，然后将伴生气通过空冷器冷却排演后通过气体管线输送至联合站处理。伴生气集输以低压集气为主。2.4.2集气工程（1）庄一联集气方案庄一联辖两个增压点：庄1增、庄2增，设计规模均为240m3/d，采用油气混输流程。考虑到两个增压点距庄一联均在5.5km左右，为保障轻烃回收装置气源，推荐增加伴生气集气管线。表2.4.2-1 庄一联集气主要工程量项目主要工程量单位数量集气管线20-894km10.8空冷器小型空冷器个2（2）庄二联集气方案根据2010年产建方案，庄二联辖庄3增、庄4增、庄5增，庄3增为油气分输，庄4增、庄5增采用油气混输流程（一台混输泵、1台输油泵）。考虑到两个增压点距庄二联较近，且可以串接，为保障庄一联轻烃回收工程气源，推荐增加油气分输集气管线。建议与原油管线同步同沟敷设。表2.4.2-2 庄二联集气主要工程量项目主要工程量单位数量集气管线20-894km5.8空冷器小型空冷器个3（3）庄二联至庄一联输气管线管线先沿庆（阳）-合（水）公路，在华池塬上敷设至合水县附近下至罗韦沟，在穿越固城川河，沿河谷阶地敷设至庄一联。全线穿越固城川河1次，穿越G211各3次，其他冲沟及支流共5次。 起点：庄二联 终点：庄一联 气量： 1200018000m3/d 管径：1405 全长：16km 起点压力：0.6MPa 终点压力：0.20.25MPa 最大输送能力：23500m3/d（4）庄二联增压庄二联建设增压装置一套，收集庄二联气体集中输至庄一联处理。通过大罐抽气装置，对庄二联合站内的储罐挥发气进行回收，后进入大罐抽气压缩机撬后，与三相分离器来气和站外来气共同进入伴生气螺杆压缩机撬进行增压，增压后气体进入压缩机辅助撬进行分液，液体打回总关，气体则外输至庄一联轻烃回收装置进行统一处理。 表2.4.2-3 庄二联增压设备表序号设备名称及规格单位数量1大罐抽气橇（5000m3/d）座12大罐抽气压缩机橇（3.5m3/min，P出0.2-0.3MPa）座13伴生气螺杆压缩机橇（ 10m3/min，P出0.6MPa ） 座14压缩机辅机橇（含水冷器1台、气液分离器1台、小型循环水泵2台、空冷器1台等） 座12.5庄一联建设方案2.5.1原油稳定三相分离器脱水净化原油自压进原油稳定装置，原油在60，1.00MPa条件下闪蒸分离，稳定原油经泵0.40MPa后进外输系统或进罐储存。富气进抽气压缩机，稳定气增压至0.30MPa（与集输系统气液分离器压力一致）后进入天然气凝液回收装置。原油稳定采用常压闪蒸法，即净化原油进入稳定塔，在微正压条件下进行一次闪蒸脱除易挥发的轻烃，从而达到稳定原油的稳定的目的。2.5.2轻烃回收庄一联原油稳定装置产生的富气和三相分离器来气经抽气压缩机增压至0.35MPa，首先进入压缩机一级入口冷却器冷却，后进入压缩机一级入口分离器，出来后气相进原料气压缩机，进行一级压缩至0.70MPa，后进入压缩机一级出口冷却器冷却，冷却后进入压缩机一级出口分离器，经分子筛脱水装置脱水后，进原料气压缩机二级入口压缩至2.3MPa。进入压缩机二级出口冷却器冷却后进贫富气换热器，后进入丙烷制冷器，再进脱乙烷塔处理，出脱乙烷塔的气相与作为吸收油的稳定轻烃混合进入丙烷制冷器，再进低温分离器后，得到的干气进入贫富气换热器，除供导热油炉和庄一联合站用气，剩余进入CNG压缩机撬，生产CNG。低温分离器塔底液则经冷油循环泵打回脱乙烷塔。脱乙烷塔塔底液除重沸器后，进入液化气塔处理，塔顶气相进入液化气冷却器，后进液化气缓冲罐，一部分输送至罐区储存，另一部份打回液化气塔回流。塔底液相则进入稳定轻烃冷却器，得到合格的稳定轻烃，一部分作为产品进稳定轻烃储罐，一部分进脱乙烷塔辅机撬，作为吸收油使用。一级出口分离器凝液自压进入一级入口分离器，一级入口分离器液则经凝液泵打至液化气塔入口，进一步处理。表2.4.2-4 轻烃回收设备表 序号设备名称及规格单位数量1原油-导热油换热器台12原油稳定橇（原油稳定缓冲合一设备1台）座13稳定原油泵（按两大一小配置）台34螺杆抽气压缩机橇座15原料气压缩机橇座36压缩机辅机橇（伴生气分离器、一级入口分离器、一级出口分离器、一级入口冷却器、一级出口冷却器）座17分子筛脱水橇座18丙烷制冷主机橇1座、辅机橇1座套19吸收油循环橇 （冷油循环泵2台、冷油分离器、二级冷却器、贫富气换热器各1具）座110脱乙烷塔橇 （脱乙烷塔、塔底重沸器合一设备1台）座111液化气塔橇（液化气塔、塔顶分凝器、塔底重沸器合一设备、液化气冷凝器、稳定轻烃冷却器）座1122台空压机（3m3/min）及1套干燥净化橇套113热水循环橇座12.5.3液化石油气、轻烃储存设施装置生产产品液化石油气为24.3 t /d，稳定轻烃为13.2 t/d。储存天数按照5-7天，储存系数取 0.9，结合现场实际交通条件，选择罐容为：液化石油气4具100m3卧室储罐，稳定轻烃2具100m3卧式储罐。装车泵的选择：液化石油气和轻油各选取一台YB35-5泵。2.6总平面布置本站场按照不同的功能和特点，以道路将各个系统分为5个区，分别为轻烃储罐区，原油稳定和轻烃回收区、装车区、辅助生产区、燃气发电区。轻烃储罐区：布置6具100m3卧式储罐，液化石油气4具，稳定轻烃2具，储罐一字排列。原油稳定和轻烃回收区：联合布置，工艺设备按照工艺流程顺序排列，通过管道连接。装车区：独立成区，设2套装车鹤管，1套卸凝液鹤管，满足液化气和稳定轻烃、凝液装卸车需要。辅助生产区：包括循环水系统，消防系统等非防暴配套设施以及仪表操作室和值班室等。燃气发电区：燃气发电机组、导热油撬、35kV变压及配套设施。2.7自动控制庄一联伴生气回收综合利用工程轻烃装置建在庄一联合站外，独立建厂。根据工艺技术特点，自控仪表系统的设计原则：满足生产过程安全运行、集中监控、提高自动化水平、保证产品质量要求，实现全厂生产工艺自动控制和管理。为便于生产调度和管理，按照相关设计规范和工艺特点，确定在庄一联轻烃厂新设一套小型DCS监控，实现对厂区各工艺区段的集中监视和过程控制；并设置火灾及可燃及有毒气体监测报警系统。厂内设控制室一间，分机柜室和操作间。机柜室布置DCS及其端子柜、电源分线箱或配电柜、UPS等设备；操作间设DCS操作台一套，操作台上布置操作站两台，工程师站一台，并为通信专业预留电视监控监视器操作台位。（1）工艺区主要内容该工艺区PID过程控制回路共15个，其它监测回路100个。抽气压缩机入口压力调节控制。原料压缩机一级入口分离器液位自动调节控制凝液泵；水包界位调节控制；温度显示。原油稳定塔原油进料温度调节控制；原油稳定塔液位调节控制。压缩机二级出口分离器补气压力调节控制。脱乙烷塔：塔顶压力调节控制；塔底温度调节控制；塔底液位调节控制。至庄一联干气压力调节控制。液化气塔：塔顶压力控制；塔顶温度控制；塔底温度控制；塔底液位控制。其他温度，压力，流量监视。原料气压缩机控制回路监视。抽气压缩机控制回路监视。分子筛脱水撬控制回路监视。丙烷制冷机控制回路监视。导热油循环橇控制回路监视。I/O信号为标准电流信号420 m ADC和DI、DO信号。（2）储运区该区设液化气储罐4具，稳定轻烃储罐2具。位控回路12个，监视回路12个，流量计量回路2个。I/O信号为标准电流信号420 m ADC和DI、DO信号。（3）站内火气系统（FGS）设可燃气体检测变送器，DCS监视报警。I/O信号为标准电流信号420 m ADC。值班室、控制室、化验室设火灾检测报警，检测器和报警器自成独立系统，报警器为墙挂式报警控制箱。装置区巡检通道设紧急情况手动报警开关，控制室DCS报警。（4）消防系统水罐高、低液位显示及报警。消防水泵运行状态监视。（5）安全联锁装置区所有可动设备运行状态监控、手动远程停泵和必要的安全联锁2.8给排水及消防2.8.1水源本项目用水由庄一联水源系统承担，该系统辖水源井11口，产水量2700m3/d，集水干线管径DN150. 2.8.2循环水本项目采用密闭式循环冷却水系统，循环水量150m3/h，水温：给水32，回水40。密闭式循环冷却水系统指冷却水本身在一个完全密闭的系统中不断循环进行，冷却水不与空气接触，水的冷却由另外一个空气冷却换热设备来完成，这种体统得的特点是：水不蒸发、少排污，不错水量很小；因为不与空气接触，所以不易产生由微生物引起的各种危害，因为没有盐类浓缩，产生结垢的可能性小。2.8.3消防本项目消防的对象主要为装置区及储罐区。装置区主要设：处理规模为50104t/a原油稳定装置; 规模4104m3/d轻烃回收装置及配套设施；储罐区设100m3卧式稳定轻烃罐2具，100m3卧式液化气罐4具，一字排列；轻油、液化石油气装车泵棚。 庄一联联合站2009年设计完成为四级站，站内主要设施为4具1000m3钢制拱顶油罐。站内未建消防冷却水系统，罐区消防采用烟雾灭火系统，并配备有一定数量、规格的小型移动式灭火器材。站内用水由庄一联水源系统承担，该系统辖水源井11口，产水量2700m3/d，集水干线管径 DN150。因此本工程无可依托、利用的消防设施。本项目新建消防泵房1座，安装消防冷却水泵2台；建700m3钢制拱顶消防水罐2具；系统管网设计为环状管网，且设置切换阀。对上述站内其它设施及构（筑）物同时配置小型移动式灭火器材。消防设计参数固定喷淋装置供水强度0.15L/s.m2移动式水枪用水量30L/S设计秒流量理论：73.62L/S 实际：78L/S连续供水时间6h冷却(喷淋)用水量理论：1590.2m3 实际：84.8m3消防设施主要工程量表序号名称单位数量1水雾喷头（铝合金） SPTW-7型套3602金属软管 JAD16-100-L700-Q235BZn个123蝶阀 D3F4H-16C DN300个9蝶阀 D3F4H-16C DN200个13蝶阀 D3F4H-16C DN100个244室外地下式消火栓 SA65/65-1.6型套85过滤器 LYF-100-1.6/60个126电动消防泵 XBD9/80-PS Q=288m3/h H=90m N=110kW台27螺旋缝高频焊钢管 D323.96 Q235Am100螺旋缝高频焊钢管 D219.16 Q235Am4508焊接钢管 Q235AZn 114.34 ERWm380焊接钢管 Q235AZn 60.33.8 ERWm3409推车式干粉灭火器 MFT/ABC20具4手提式干粉灭火器 MF/ABC8具3010钢制拱顶水罐 V=700m3具22.9供配电站内设10/0.4kV户内变电站1座，变压器容量2800kVA。其10kV电源一路引自计划建设燃气发电站，另一路引自庄一联的10kV线路上。0.4kV侧采用单母线分段结线方式，另外在该站设UPS电源保证该站自动控制、通信系统、应急照明等负荷可靠运行。2.10安全管理本项目处于超低渗第一项目部所辖地域，由第一项目部负责生产运行及安全管理。第一项目部已建立完善的安全管理机构，设有专门的安全管理机构及专职安全管理人员；各基层单位设安全主管，配备专(兼)职安全管理人员；建立起各级领导负总责、安全管理人员负责的安全生产管理体系。建立健全了各级安全生产责任制，制定安全生产监督管理规定、防火防爆安全管理规定、事故隐患整改制度、安全事故行政责任追究办法等30余项安全生产管理制度。3危险、有害因素分析本项目在油田伴生气集输、原油稳定、轻烃回收等生产过程中存在的危险、有害因素来自于集输系统、生产工艺过程、生产站场、设备设施和自然灾害等方面。所以对本项目的危险、有害因素分析将从物料、集输系统、工程站场、职业危害、自然灾害等方面进行分析，确定主要危险、有害因素的种类、产生原因、存在部位及其可能产生的后果，以便确定评价对象和选用评价方法。3.1主要物料危险、有害因素分析本项目从井场伴生气的收集、输送、站场、计量原油稳定、气液分离、轻烃回收，液化石油气和轻烃凝液储存等各个环节分析，涉及到的主要危险物质是原油、油田伴生气（天然气）、液化石油气和轻烃凝液，均具有易燃、易爆的危险特性，按石油天然气工程设计防火规范(GB50183-2004)中对火灾危险性的分类原则，均属于火灾危险性甲类物质，所以，原油、油田伴生气（天然气）、液化石油气和轻烃凝液是本项目建成投产后生产过程中涉及的主要物料危险、有害因素，另外在伴生气集输、伴生气和原油处理过程中还含有硫化氢、一氧化碳等气体，对人员和设备也存在一定的危险性。3.1.1原油石油的主要成分是烃（烷烃、环烷烃、芳香烃），还含有一些非烃化合物（含硫化合物、胶质和沥青质）。其具有易燃易爆、易挥发性、有毒性、腐蚀性的特点，因而具有高危险性，易造成的事故主要有以下几方面：1）火灾爆炸造成火灾爆炸事故的原因主要有以下几个方面：（1）原油属甲类易燃液体。原油遇火源会立即燃烧。（2）原油易挥发性。原油蒸发主要有静止蒸发和流动蒸发两种。挥发出的油气，由于密度比较大，不易扩散，往往在储存处或作业场地空间地面弥漫飘荡，在低洼处积聚不散。当挥发的油气和空气混合达到一定比例，具有一定浓度，会发生爆炸。（3）容易产生静电。在易燃液体中石油产品的电阻率一般在1012cm左右。电阻率越高，电导率越小，积累电荷的能力越强。因此，石油产品在泵送、灌装、装卸、运输等作业中，流动摩擦、喷射、冲击、过滤都会产生静电。当能量达到或大于油品蒸气最小引燃能量时，就可能点燃可燃性混合气，引起爆炸或燃烧。（4）容易受热膨胀、沸溢。原油受热膨胀，会造成储存容器鼓凸现象。相反，高温油品在储存中冷却，又会造成油品收缩而使储油容器产生负压，使容器被大气压瘪而损坏。含水油品着火受热还会发生沸溢，燃烧的油品大量外溢，甚至从罐中喷出，引燃其它物品而造成重大火灾和人身伤亡事故。2）中毒造成中毒事故的原因是：原油及其蒸气具有一定的毒性。其成分中芳香烃的毒性最大，环烷烃次之，烷烃最小。我国石油多属于石蜡基石油，以烷烃为主。原油中的各种组分侵入人体途径主要有经呼吸道吸入、皮肤接触。当人体吸入高浓度烷烃可引起麻醉作用。液态烃可以通过人的皮肤微量吸收。长期接触烷烃，主要表现为神经系统功能紊乱等症状。中碳烷烃和高碳烷烃对皮肤和粘膜有轻度刺激作用，长期反复接触可引起接触性皮炎和皮肤局限性角质增生等。环烷烃对人体具有麻醉作用；对皮肤有刺激作用，长期接触可引起皮肤脱水、脱脂及皮炎；吸入高浓度蒸气可刺激粘膜，引起肺炎、肺水肿。此外，原油排放还会给生态环境造成危害。其中主要是含油污水的排放，会影响到水体的自净作用。表3.1-1 原油危险特性表危险性类别第3.2类 中闪点易燃液体理化性质主要由烃类化合物组成，并含少量的硫、氧和氮的有机化合物（非烃类）。石油中的烃大体上分三类：烷烃、环烷烃和芳香烃。根据相对分子质量的不同，在常温、常压下可以是气态、液态和固态。危险特性属易燃液体，其蒸气密度比空气大，与空气混合达到一定浓度，遇火即能发生燃烧爆炸。易产生静电，当能量达到或大于油品蒸气最小引燃能量时，就可能引起燃烧爆炸。灭火剂泡沫、二氧化碳、干粉、砂土灭火侵入途径吸入、食入。健康危害主要表现为神经系统功能紊乱等症状。中碳烷烃和高碳烷烃对皮肤和黏膜有轻度刺激作用，长期反复接触可引起接触性皮炎和皮肤局限性角质增生等。环烷烃对人体具有麻醉作用；对皮肤有刺激作用，长期接触可引起皮肤脱水、脱脂及皮炎；吸入高浓度蒸气可刺激黏膜，引起肺炎、肺水肿。原油大量泄漏对环境造成严重污染。急救措施迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立刻进行人工呼吸，就医；眼睛接触：提起眼睑，用大量流动清水或生理盐水冲洗，至少15分钟，就医；误服患者立即用3%5%小苏打溶液或1：5000高锰酸钾溶液细胃，就医。泄漏应急处理迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防毒服。从上风处进入现场。尽可能切断泄漏源。用沙土吸收残留物并进行处理，防护环境污染。防护措施工程控制：生产过程密闭，全面通风；呼吸系统防护：一般不需要特殊防护，高浓度接触时可佩戴自吸过滤式防毒面具(半面罩)；眼睛防护：一般不需要特殊防护，高浓度接触时可戴化学安全防护眼镜。身体防护：穿防静电工作服；手防护：戴耐油手套。3）设备损害及管道泄漏造成设备损害及管道泄漏的原因是：石油具有腐蚀性，其主要来源于其中的微量的非烃类化合物，主要是硫化和物（包括单质硫、硫化氢、硫醇、硫醚环硫醚等）。单质硫、硫化氢及低分子的硫醇能与金属作用而腐蚀金属设备。此外，石油中含有极少量的含氧化合物，主要是环烷酸，其呈弱酸性，对金属设备造成腐蚀。3.1.2油田伴生气油田伴生气主要成分是气态烃类（主要是甲烷），还含有少量非烃气体（硫化氢、二氧化碳、氢气等）。具有易燃易爆、易扩散性、毒性、强腐蚀性的特点。易产生的危险事故主要有以下几个方面：1）火灾爆炸造成火灾爆炸危害事故的原因是：油田伴生气中含有大量的低分子烷烃混合物，属甲类易燃易爆气体，并具有易扩散性。其中密度比空气小可燃气体（如氢、甲烷等）逸散在空气中，易与空气形成爆炸性混合物，顺风飘动，遇火源即爆炸蔓延。比空气重的可燃气体（如丁烷）若发生泄漏，就会漂流在地面、沟渠、厂房死角，长时间积聚不散，一旦遇火源即能燃烧和爆炸。2）中毒造成中毒的原因是：天然气烃类为混合物，属低毒性物质，但长期接触可导致神经衰弱综合症。甲烷属“单纯窒息性”性气体，高浓度时会造成因缺氧窒息而引起的中毒。3）设备损害及管道泄漏造成设备损害及管道泄漏的原因是：天然气具有腐蚀性，主要来源于其所含杂质，如硫化氢、二氧化碳和水等。形成酸性水溶液加速钢材的腐蚀。3.1.3轻烃物危险性该建设项目在运行中，会产生大量的轻烃物，稳定轻烃物的火灾危险类别为甲B类，未稳定轻烃物的火灾危险类别为甲A类。轻烃物的物性见表3.1-2。表3.1-2 轻烃物性表(凝析油)标识英文名：Gasoline危险货物编号：31001分子式：C5H12 C12H26CAS 号：8006-61-9UN 编号：1203RTECS 号：LX3300000理化特性外观与性状无色至淡黄色的易流动液体沸程（）40200熔点（） -60相对密度(水 1)0.670.71自燃温度（）415530相对密度(空气 1)34燃烧热(BTU/1b)18.8103溶解性不溶于水，易溶于苯、二硫化碳、醇，可混溶于脂肪。毒性及健康危害接触限值中国MAC：300mg/m3前苏联MAC：350mg/m3侵入途径吸入、食入、经皮吸收毒性：轻度危害健康危害麻醉性毒物，主要引起中枢神经系统功能障碍，高浓度时引起呼吸中枢麻痹。轻度中毒的表现有头痛、头晕、短暂意识障碍、四肢无力、恶心、呕吐、易激动、步态不稳、共济失调等。重度中毒：高浓度气油蒸气可引起中毒性脑病，少数患者发生脑水肿；吸入较高浓度可引起突然意识丧失，反射性呼吸停止及化学性肺炎，部分患者出现中毒性精神病症状，严重者可出现类似急性中毒症状，气油直接吸入呼吸道，可致吸入性肺炎。急救皮肤接触：脱去污染的衣着，用肥皂水及清水彻底冲洗。眼睛接触：立即翻开上下眼睑，用流动清水冲洗10 分钟或用2%碳酸氢钠溶液冲洗并敷硼酸眼膏。就医。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处，保暖并休息。呼吸困难时给输氧，呼吸停止时立即进行人工呼吸，就医。食入：误服者立即漱口，饮牛奶或植物油，洗胃并灌肠。就医。防护措施工程控制：生产过程密闭，全面通风。防护服：穿工作服。呼吸系统防护：高浓度环境中佩戴供气式呼吸器。眼睛防护：一般不需要特殊防护，高浓度接触可戴化学安全防护眼镜。手防护：一般不需特殊防护，高浓度接触可戴防护手套。其它：工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。燃烧爆炸危险性燃烧性易燃建规火险分级甲稳定性稳定闪 点-43爆炸极限（V%）1.47.6禁忌物强氧化剂、卤素聚合危害不能出现燃烧分解产物CO、CO2危险特性蒸气与空气混合形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸。与氧化剂能发生强烈反应，引起燃烧或爆炸。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。泄漏处理疏散泄漏污染区人员至安全区，禁止无关人员进入污染区，切断火源。应急处理人员戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服，在确保安全情况下堵漏。喷水雾可减少挥发，用活性炭或其他惰性材料吸收，然后收集于干燥净洁有盖的容器中，运至废物处理场所，如大量泄漏，利用围堤收容，然后收集、转移、回收或无害处理后废弃。储运远离火种和热源。保持容器密封，配备相应品种和数量的消防器材。罐储时要有防火防爆技术措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。灌装要控制流速（不超过3m3/s），且有接地装置，防止静电积聚。灭火剂(方法)二氧化碳、泡沫、干粉、1211 灭火剂、砂土。用水灭火无效。3.1.4液化石油气 该建设项目在运行中，会产生大量的液化石油气，液化石油气的火灾危险类别为甲类。液化石油气的物性见表3.1-3 表3.1-3 液化石油气物料特性表危险性类别第2.1类 易燃气体理化性质无色气体或黄棕色油状液体，有特殊臭味。易燃，闪点74，引燃温度426537，爆炸上下限9.65%2.25%。危险特性极易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物。遇明火和热源有燃烧爆炸的危险。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。灭火剂泡沫、雾状水、二氧化碳。侵入途径吸入。健康危害本品有麻醉作用。急性中毒：有头晕、头痛、兴奋、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止。慢性中毒：长期接触低浓度者，可出现头晕、头痛、睡眠不佳、易疲劳、情绪不稳以及植物神经功能紊乱等。可致皮肤冻伤。急救措施皮肤接触：若有冻伤，就医治疗；吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。泄漏应急处理迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并立即隔离150m，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防毒服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。高浓度泄漏去，喷含盐酸的雾状水中和、稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将残余气体或漏出气用排风机送至水洗塔或与塔相连的通风橱内。储罐区最好设稀酸喷洒设施。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。储运注意事项易燃压缩气体。储存于阴凉、干燥、通风良好的不燃仓间。远离火种、热源，防止阳光直射。保持容器密封。应与氧气、压缩气体、卤素（氟、氯、溴）、氧化剂等分开存放。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型，开关设在仓外。罐装是要有防火防爆技术措施，禁止使用易产生火花的机械设备和工具。搬运时要轻装轻卸，防止钢瓶及附件破坏。防护措施时间加权平均容许浓度：1000mg/m3，短时间接触容许浓度1500mg/m3工程控制：生产过程密闭，全面通风。提供良好的自然通风条件；呼吸系统防护：高浓度环境中，建议佩戴过滤式防毒面具（半面罩）；眼睛保护：一般不需要特殊防护，高浓度接触时可戴化学安全防护眼镜；身体防护：穿防静电工作服；手防护：戴一般作业防护手套；其它：工作现场严禁吸烟。避免高浓度吸入。进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，需有人监护。3.1.5硫化氢硫化氢（H2S）是易致人死亡的剧毒气体，因此一旦硫化氢失控，将导致灾难性的后果。硫化氢不仅严重威胁人们的生命安全，造成环境恶性污染，而且对金属设备、工具及用具造成严重的腐蚀破坏。3.1-3 硫化氢（H2S）危险特性表中文名称硫化氢理化性质外观及性状：具有强烈臭鸡蛋味的无色气体。英文名称HYDROGEN SULFIDE熔点：-85.5蒸汽压：2026.5KPa（20）分子式H2S沸点：-60.4相对密度（水）：燃爆危险性闪点：爆炸极限：4.046（%）溶解度：微溶相对密度（空气）：1.19自燃点：260火灾危险类别：甲类危险特性：易燃，易爆，与空气混合具有爆炸性，与浓硝酸、发烟硝酸等强氧化剂剧烈反应会发生爆炸。毒害性及健康危害职业性接触毒物危害程度分级级毒性资料：LC50：618mg/m3（大鼠吸入）燃烧（分解）产物：CO2稳定性：稳定 聚合危害；禁忌物：氧 避免接触的条件：灭火剂：干粉、CO2 禁用灭火剂：空气允许极限中国MAC 10mg/m3侵入途径及健康危害急救措施皮肤接触：眼接触：立即提起眼脸，用大量清水冲洗至少15 分钟。吸入：立即将患者移至空气新鲜处，呼吸困难时输氧，必要时进行人工呼吸。食入：其它：侵入途径：吸入健康危害：本品是强烈的神经毒物，对粘膜有强烈的刺激作用。短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、眼痛、视物模糊、咳嗽、胸闷、头晕、乏力和意识模糊，重者可出现肺水肿。眼接触高浓度硫化氢后出现角膜溃疡和结膜水肿。极高浓度（100mg/m3）接触时可发生闪电型死亡。个人防护措施呼吸系统防护：低浓度时佩戴过滤式防毒面具（半面罩）；高浓度时戴空气或氧气呼吸器。眼睛防护：戴化学安全防护眼镜。身体防护：穿防静电工作服。其它：工作场所禁止吸烟、进食和饮水，及时换洗工作服。进入罐等限制性空间或其它高浓度区作业时需有人监护。泄漏处理穿防毒及戴正压式呼吸器进入现场；隔离事故区域，排除一切火情隐患；切断泄漏源，加强现场通风。喷雾状水进行稀释和溶解，筑堤或挖坑收集废水后妥善处理。3.1.6一氧化碳原油和油田伴生气中可能也存在一定量的一氧化碳，一氧化碳对人体有毒害作用。3.1-4 一氧化碳（CO）危险特性表分子式CO危险性类别第2.1类：易燃理化性质外观与性状：无色无臭气体。熔点()-199.1； 沸点()：-191.4； 相对密度(空气=1)：0.97；临界温度()：-140.2； 临界压力(MPa)：3.50 ；溶解性：微溶于水，溶于乙醇、苯等多数有机溶剂；稳定性：稳定；聚合危害：不聚合；禁忌物：强氧化剂、碱类；燃烧(分解)产物：二氧化碳危险特性危险性类别：第2.1类易燃气体；燃烧性：易燃；闪点()： -50；爆炸下限()：12.5；爆炸上限()：74.2；引燃温度()：610；危险特性：是一种易燃易爆气体。与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高位能引起燃烧爆炸。灭火剂雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉侵入途径吸入健康危害一氧化碳在血中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。急性中毒：轻度中毒者出现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力，血液碳氧血红蛋白浓度可高于10；中度中毒者除上述症状外，还有皮肤粘膜呈樱红色、脉快、烦躁、步态不稳、浅至中度昏迷，血液碳氧血红蛋白浓度可高于30；重度患者深度昏迷、瞳孔缩小、肌张力增强、频繁抽搐、大小便失禁、休克、肺水肿、严重心肌损害等，血液碳氧血红蛋白可高于50。部分患者昏迷苏醒后，又可能出现迟发性脑病，以意识精神障碍、锥体系或锥体外系损害为主。急救措施吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸和胸外心脏按压术。就医。泄漏应急处理迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并立即隔离150m，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加强扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装适当喷头烧掉。也可以用管路导至炉中、凹地焚之。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。防护措施提供安全淋浴和洗眼设备；呼吸系统防护：空气中浓度超标时，佩戴过滤式防毒面具(半面罩)。紧急事态抢救或撤离时，建议佩戴氧气呼吸器或空气呼吸器；眼睛防护：戴化学安全防护眼镜；身体防护：穿防静电工作服；手防护：戴防化学品手套；其它：工作现场禁止吸烟、进食和饮水。工作毕，淋浴更衣。及时换洗工作服。作业人员应学会自救互救。进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。3.2集输气系统的主要危险、有害因素本项目集输气系统，是将庄二联大罐抽出的气、庄二联合庄一联井口油田伴生气等进行收集、通过管线输送至联合站。气主要危险为管道输送气体的危险性，管道工艺过程危险有害因素分析如下：1）管道火灾、爆炸危险性该工程各管道的天然气输送压力不稳定。如果管道内天然气发生泄漏并与空气混合发生爆炸时，会出现迅速着火爆燃现象，火焰传播速度将超过音速而达到1000m/s 4000m/s。这种爆燃现象是由于着火介质中有冲击波产生，并迅速运动，致使介质温度、压力和密度急剧增大，加速了燃烧的化学反应，从而使破坏力增强。引发管道泄漏的主要因素有： a、管道材料缺陷或焊接缺陷隐患这类事故多数是因管材缺陷或焊缝缺陷在带压输送中引起管道破裂。管材缺陷可导致管道强度达不到要求而出现裂缝或断裂现象；施工质量不过关，管道接头焊接质量差或未焊透或防腐层被破坏等原因，导致腐蚀加速或管道强度不能维持安全运行要求而发生天然气泄漏事故。b、管道腐蚀外腐蚀：该工程所在地区土壤腐蚀性属于中弱程度，对埋地钢质管道、阀门等均有一定的腐蚀作用，如果防腐层质量不好，或施工中防腐层遭到破坏，都会影响管道安全。内腐蚀：该工程输送的天然气中无硫化氢，但有一定量的二氧化碳气体，管道输送介质中微量的二氧化碳和水可引起管材内壁腐蚀，特别是在管道弯头、低洼积水处、气液交界面，这类腐蚀比较严重，管壁腐蚀减薄或形成腐蚀深坑及沟槽，易于穿孔。如果天然气露点较高或打水试压后管道内残留有水，或缓蚀剂注入系统发生故障，都可能引发管道腐蚀，甚至穿孔，引发事故。2）油田伴生气形成水合物堵塞管道采油井口出来的原油伴生气压力变化较大，在冬季环境温度降低时会形成水合物，严重时甚至堵塞管道，威胁正常生产。据了解，这类事故在长庆气田冬季时经常发生。3）管道沿线自然灾害（1）该工程集输管道在黄土塬敷设，地表沟壑纵横，起伏较大，巨厚的黄土经地表径流长期侵蚀，形成塬、梁、峁、沟等黄土塬地貌。所在区域属于温带大陆性季风气候特征，冬季寒冷干燥，春季干旱多风，夏季旱涝相间，秋季温凉湿润，常有沙尘暴或扬沙天气，风蚀作用较强。长期的风蚀作用可导致管道覆土厚度减小，造成裸管甚至管道变形，影响管道安全。管沟开挖深度或穿越深度不够时，遇洪水或者河水冲刷覆土、河床，将使管道悬空或拱起，造成变形、弯曲等。地下水位较高而未及时排水敷设管道时，会造成管道底部悬空，如果夯实不严，极易造成管道向上拱起变形。（2）管道在黄土塬敷设时，细砂土进入管道内，如果扫线不好，可能堵塞或刺坏阀门、仪表和管道。（3）当地冬季气温和地温都较低，会加剧管道形成水合物的趋势。（4）管道经过的河流，这些河流河堤比较低矮，洪水期两岸和阶地易被淹没，局部河段受水流侧蚀作用河岸有崩塌现象，汛期降雨集中，河水暴涨暴落，管道易受洪水冲刷。河流冲刷可能造成穿越管段稳定性变差，管道失稳甚至上浮，威胁管道安全。穿越河流段的管道，当河床受水流冲刷而使河床不断加深，严重时可能造成管道悬空。（5）河流堤岸防护工程的施工或公路和铁路养护工程的施工可能对管道造成损坏。（6）管道从高压变电站、高压线路附近通过时，地层的强杂散电流将破坏管道阴极保护电流的作用，使局部阴极保护失效，增加管道腐蚀的危险性。4）其他危险性大罐在进行密闭抽气作业是，如果储罐的质量不合格，或者大罐抽气橇选型不合格，抽气压力过大，容易造成储罐损坏。伴生气输送过程中使用压缩机进行增加输送，虽然压力不高，但如果压缩机选型不合格，冷却效果不好，冷却系统不能有效地运行，会使设备内温度过高。高温就会导致压缩机内部的润滑油粘度降低，失去润滑作用，使设备的运行部件摩擦加剧，造成设备内温度超高，引起火灾爆炸事故。3.3原油稳定原油稳定就是把油田密闭集输起来的原油经过密闭处理，从原油中把轻质烃类，如甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等，分离出来并加以回收利用。本项目原油稳定采用常压闪蒸法。原油经油气分离和脱水之后，再进入原油稳定塔，在微正压条件下进行一次闪蒸脱除挥发性轻烃，从而使原油达到稳定。在原油稳定过程中，如果设备、管道密闭不严或损坏，工艺管线、阀门、储罐等因材质不合格、腐蚀、应力变形、焊接质量差、法兰连接处密封不良等原因出现原油、挥发性轻烃以及伴生气的泄漏，极易形成爆炸区域，引发火灾爆炸事故。该区域内原油等物质输送采用油泵，如果油泵选型不符合要求，电机不防爆，也易引发火灾爆炸事故。此外如果电气线路设置不合理，照明和控制电气设备、电缆设备等因故障、误操作、过负荷、老化失修、雷击等原因，不仅本身有可能发生火灾爆炸等危险，而且可能引发人身触电伤害和设备财产损失。电机、开关等带电设备的保护装置失灵或损坏以致发生漏电，人触及带电漏电部位会发生触电事故。3.4轻烃回收轻烃回收主要是对三相分离出的天然气、原油稳定气和站外集气的伴生气进行处理，回收液化气（C3+C4）和轻油（C5+）。由于整个生产工艺过程中涉及的物质均为易燃易爆物质，因此火灾爆炸是本项目轻烃回收最大的危险因素。