- 目录
第1篇 石油天然气储运安全技术
一、管道线路
1.管道线路的布置及水工保护
输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路合理走向。输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查．及时处理输油气管道沿线的异常情况。
埋地输油气管道与地面建(构)筑物的最小间距应符合gb 50251和gb 50253规定。
埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合gb 50061和gb 50253规定；与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20 m．因条件限制无法满足要求时，应对管道采取相应的防霄保护措施，且防雷保护措施不应影响管道的阴级保护效果和管道的维修；与高压输电线交叉敷设时，距输电线20 m范围内不应设置阀室及可能发生油气泄露的装置。
埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施；交叉时，二者净空间距应不小于0．5 m。且后建工程应从先建工程下方穿过。
埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施，且应保持两管道间有足够的维修、抢修间距；交叉时，二者净空间距应不小于o．5 m，且后建工程应从先建工程下方穿过。
输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩。里程桩宜设置在管道的整数里程处，每公里一个．且与阴极保护测试桩合用。输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。
根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用；定期对管道水工保护设施进行检查，发现问题应及时采取相应措施。
2. 线路截断阀
输油、气管道应设置线路截断阀，天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。定期对截断阀进行巡检。有条件的管道宜设数据远传、控制及报警功能。天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。
3.管道穿跨越
输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件，及两岸的村镇、交通等现状，并考虑到管道的总体走向、日后管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置。考虑到输油气管道的安全性，管道通过河流、公路、铁路时宜采用穿越方式。
输油气管道跨越河流的防洪安全要求，应根据跨越工程的等级、规模及当地的水文气象资料等，合理选择设计洪水频率。位于水库下游20 km范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20 km范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。输油气管道穿跨越河流、公路、铁路的钢管、结构、材料应符合国家现行的原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的有关规定。管道跨越河流的钢管、塔架、构件、缆索应选择耐大气环境腐蚀、耐紫外线、耐气候老化的材料做好防腐。管道管理单位应根据防腐材料老化情况．制定跨越河流管道的维修计划和措施。管道穿越河流时与桥梁、码头应有足够的间距。穿越河流管段的埋深应在冲刷层以下，并留有充足的安全余量。采用挖沟埋设的管道，应根据工程等级与冲刷情况的要求确定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重块、石笼在施工时．应对防腐层有可拄的保护措施。每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段，对穿跨越河流臂段采用石笼保护时，石笼不应直接压在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。
管道穿公路、铁路的位置，应避开公路或铁路站场、有职守道口、隧道．并应在管道穿公路、铁路的位置设立警示标志。输油气管道穿越公路、铁路应尽量垂直交叉．因条件限制无法垂直交叉时，最小夹角不小于30°，并避开岩石和低洼地带。
输油气管道穿跨越河流上游如有水库，管道管理企业应与水利、水库单位取得联系，了解洪水情况．采取防洪措施。水利、水库单位应将泄洪计划至少提前两天告知管道管理企业，且应避免大量泄洪冲毁管道。
二、输油气站场
1．一般规定
输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知。对进人输油气站的外来人员应进行安全注意事项及逃生路线等应急知识的教育培训。石油天然气站场总平面布置．应根据其生产工艺特点、火灾危险性等级功能要求，结合地形、风向等条件。经技术经济比较确定。石油天然气站场内的锅炉房、35kv及以上的变(配)电所、加热炉、水套炉等有明火或散发火花的地点，宜布置在站场或油气生产区边缘。石油天然气站场总平面布置应符合下列规定：
(1)可能散发可燃气体的场所和设施，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。
(2)甲、乙类液体储罐，宜布置在站场地势较低处，当受条件限制或有特殊工艺要求时，可布置在地势较高处，但应采取有效的防止液体流散的措施。
(3)当站场采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄漏可燃液体漫流的措施。
(4)天然气凝液，甲、乙类油品储罐组，不宜紧靠排洪沟布置。
2输油站
(1)输油站的选址。应满足管道工程线路走向的需要，满足工艺设计的要求；应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定；应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。
应贯彻节约用地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率，贯彻保护环境和水士保持等相关法律法规。
站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。
站场选址应避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段；在山区，应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避开窝风地段；在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经的沟谷，防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定；应避开洪水、湖水或浪涌威胁的地带。
(2)输油站场的消防。石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质，存储方式、储存温度及所在区域消防站布局及外部协作条件等综合因索确定。油罐区应有完备的消防系统或消防设备；罐区场地夜间应进行照明，照明应符合安全技术标准和消防标准。应按要求配备可燃气体检测仪和消防器材；站场消防设施应定期进行试运行和维护。
(3)输油站的防雷、防静电。站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应接gb 50057的有关规定执行；装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测；工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。
(4)输油站场工艺设备安全要求。工艺管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验，管线设备、阀件应严密无泄漏；设备运行不应超温、超压、超速、超负荷运行，主要设备应有安全保护装置；输油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数；定期对原油加热炉炉体、炉管进行检测，间接加热炉还应定期检测热媒性能，加热炉应有相应措施，减少对环境造成污染的装置与措施；储油罐的安装、位置和间距应该符合设计标准；对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应按相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验；管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求；应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态，并进行评价；臂网和钢质设备应采取防腐保护措施；根据运行压力对管道和设备配置安全泄放装置，并定期进行校验；定期测试压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄放阀设定参数；定期对自动化仪表进行检测和校验。
3输气站
(1)输气站的选址。输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段；站的区域布置、总平面布置应符合gb 50183和gb 50251的规定，并满足输送工艺的要求。
(2)输气站场设备。进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀；压缩机房的每一操作层及其高出地面3 m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口及通向地面的梯子，操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25 m，安全出口和通往安全地带的通道，应畅通无阻；工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验；输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程；含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水；站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设；清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。
(3)输气站场的消防。天然气压缩机厂房的设置应符合gb 50183和gb 50251的规定；气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150 m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置；站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合gb 50140；站内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。
(4)输气站场的防雷、防静电。输气站场内建(构)筑物的防雷分类及防雷措施符合gb 50057；工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地；可燃气体、天然气凝液的钢罐应设防雷接地；防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10 ω,仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30ω；对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电的设备和管道，均应采取防静电措施；每组专设的防静电接地装置的接地电阻不宜大于100ω。
(5)泄压保护设施。对存在超压可能的承压设备和容器，应设置安全阀；安全阀、调压阀、esd系统等安全保护设施及报警装置应完好使用，并应定期进行检测和调试；安全阀的定压应小于或等于承压管道、设备、容器的设计压力；压缩机组的安全保护应符合gb 50251的有关规定。
三、防腐绝缘与阴极保护
埋地输油气管道应设计有符合现行国家标准的防腐绝缘与阴极保护措施。
在输油气臂道选择路由时，应避开有地下杂散电流干扰大的区域。电气化铁路与输油气管道平行时，应保持一定距离。管道因地下杂散电流干扰阴级保护时，应采取排流措施。输油气管道全线阴级保护电位应达到或低于-0．85 v(相对cu／cus04电极)，但最低电位不超过-1．50v。管道的管理单位应定期检测管道防腐绝缘与阴级保护情况。及时修补损坏的防腐层，调整阴级保护参数在最佳状态。管道阴级保护电位达不到规定要求的，经检测确认防腐层发生老化时，应及时安排防腐层大修。
输油气站的进出站两端管道，应采取防雷击感应电流的措施，保护站内设备和作业人员安全。防雷击接地措施不应影响管道阴级保护效果。埋地输油管道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外有良好的防水层。裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层。带保温层的，应有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端与埋地管道之间要采取绝缘措施。对输油气站内的油罐、埋地管道，应实施区域性阴级保护，且外表面涂刷颜色和标记应符合相应的标准规定。
四、管道监控与通信
1．管道的监控
输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续检测和记录；复杂的油气管道应设置计算机监控与数据采集（scada）系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。scada系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。
2．通信
用于调控中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。
3辅助系统
scada系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。在室内重要电子设备总电源的输入侧、室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线和重要或贵重测量仪表信号线的输入侧应加装电源防护器。
五、管道清管
管道清管应制定科学合理的清管周期，对于首次清管或较长时间没有清管的管道，清管前应制定清管方案。对于结蜡严重的原油管道，应在清管前适当提高管道运行温度和输量，从管道的末站端开始逐段清管。
根据管道输送介质不同，控制清管器在管道中合理的运行速度，并做好相应的清管器跟踪工作。发送清管器前，应检查本站及下站的清管器通过指示器。清管器在管道内运行时，应保持运行参数稳定，及时分析清管器的运行情况，对异常情况应采取相应措施。无特殊情况，不宜在清管器运行中途停输。进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作。从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考虑风向。
六、管道检测
应按照国家有关规定对管道进行检测，根据检测结果和管道运行安全状况以及有关标准规范规定，确定管道检测周期。实施管道内检测的管道，收发球筒的尺寸在满足相应技术规范的基础上．还应满足内检测器安全运行的技术要求。管道及其三通、弯头、阀门、运行参数等应符合有关技术规范并满足内检测器的通过要求。
发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径。检测器应携带定位跟踪装置。检测器发送前应调试运转正常，投运期间应进行跟踪和设标。由于条件限制，无法实施内检测的管道，应采用其他方法进行管道的检测。应结合管道检测结果，对管道使用年限、压力等级、泄漏历史、阴极保护、涂层状况、输送介质、环境因素的影响等进行综合评价，确定管道修理方法和合理的工艺运行参数。对存在缺陷的部位应采取相应措施。
七、管道维抢修
根据管道分布，合理配备专职维抢修队伍，并定期进行技术培训。对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。
管道维抢修现场应采取保护措施，划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区内。在管道上实施焊接前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。
用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应挺前进行模拟试验。进行管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。
管道维抢修作业坑应保证施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。
管道维抢修结束后，应及时对施工现场进行清理，使之符合环境保护要求。及时整理竣工资料并归档。
八、海底管道
1.海底管道路由选择
管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线；避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲搬区；尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道；避开将来有可能的航道开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。
对于海上油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油(气)管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。
新铺设的管道应尽量避免与原有海底管道或电缆交叉。在不可避免的情况下，新铺设的管道与原有海底管道、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30 cm以上的净距；管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。
登陆点位置要选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段；同时要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。
2．海底管线的铺设
海底管道铺设前应编制海底管道安装程序、编制海底管道计算分析报告、确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制把臂架气密试验方案；张紧器和a，r绞车的系统要经过调试。
管道铺设作业时要按照托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。
3．海底管道的监测、检测和评估
应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。通过检测与监控来保证管道系统运行的安全运行的安全性与可靠性。一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。
第2篇 油气储运安全技术与管理重点
第一章
1、安全：安全是指在生产活动过程中，能将人员伤亡或财产损失控制在可接受水平之下的状态。
2、危险：危险是指在生产活动过程中，人员或财产遭受损失的可能性超出了可接受范围的一种状态。
事故：事故是指在生产活动过程中，由于人们受到科学知识和技术力量的限制，或者由于认识上的局限，当前还不能防止、或能防止但未有效控制而发生的违背人们意愿的事件序列。
3、隐患：隐患是潜藏的祸患。在生产活动过程中，隐患是指由于人们受到科学知识的技术力量的限制，或者由于认识上的局限，未能有效控制的有可能引起事故的行为或状态。
4、危险源辨识：危险源辨识是发现、识别系统中危险源的工作。它是危险源控制的基础。系统安全分析法是危险源辨识的主要方法。
5、危险性评价：危险性评价是评价危险源导致事故、造成人员伤害或财产损失的危险程度的工作。
6、危险源控制：危险源控制是利用工程技术和管理手段消除、控制危险源，防止危险源导致事故、造成人员伤害和财物损失的工作。
7、两类危险源理论：
第一类危险源：根据能量意外释放论，把系统中存在的、可能发生意外释放的能量或危险物质称为第一类危险源。
常见的：产生、供给能量的装备设备；是人体或物体具有较高时能的装置设备场所；能量载体；一旦失控可能产生巨大能量的装置设备场所；一旦失控可能发生能量蓄积或突然释放的装置设备场所；危险物质；生产加工储存危险物质的装置设备场所；人体一旦与之接触将导致人体能量以外释放的物质
第二类危险源：在许多因素的复杂作用下约束限制能量的控制措施可能失效，能量屏蔽可能被破坏而发生事故。导致约束、限制能量措施失效或破坏的各种不安全因素为第二类危险源。包括人、物、环境三个方面。
第一类危险源在事故时释放出的能量是导致人员伤害或财物损失的能量主体，决定事故后果的严重程度；第二类危险源出现的难易决定事故发生的可能性大小。
8、安全检查表
安全检查表是一份进行安全检查和诊断的清单。由一些有经验的、对工艺过程、检查设备和作业情况熟悉的人员，实现对检查对象共同进行详细分析、充分讨论、列出检查项目和检查要点并编制成表。
安全检查表一般包括检查日期、检查人员、检查项目、检查内容和要求、检查结果、处理意见、整改措施。
编制程序：确定人员、熟悉系统、收集资料、判别危险源、列出安全检查表
9、系统危险控制的基本原则
系统危险控制主要是通过改善生产工艺和改进生产设备来降低系统危险性实现系统安全的。主要理论依据是能量意外释放及其控制理论。可划分为预防事故发生的危险控制及防止或减轻事故损失的危险控制。
原则：防止人失误的能力；对失误后果的控制能力；防止故障传递能力；失误或故障导致事故的难易；承受能量释放的能力；防止能量积蓄的能力
10、预防事故发生的危险控制技术
根除和限制危险因素：根除和限制生产工艺过程或设备中的危险因素可以实现本质安全
隔离：包括分离和屏蔽，可以把不能共存的物质分开防止产生新能量或危险物质
故障--安全设计
减少障碍：设置安全监控系统、提高安全系数或设置安全阀、提高可靠性
警告：视觉、听觉、气味、触觉
11、应急工作和应急计划
应急工作：迅速的反应和正确的措施是处理紧急事故和灾害的关键。措施：保护设置避难通道和联络设备；开辟安全避难所并采取自救措施；力争迅速消灭灾害并采取隔离灾区措施；撤离保护贵重设备；对灾区进行安全检查
应急计划：制定应急计划的原则
应急计划的基本内容：处理紧急事故的祖师构成图；灾情的发现与报告；通讯联络；救灾器材与设备的贮备；安全通道与安全出口；灾害时的自救与自救教育
12、事故分类
按事故造成的后果分：人身伤亡事故和非人身伤亡事故
按事故发生原因分：责任事故和非责任事故
13、责任事故和非责任事故
责任事故是指由于管理人员和操作人员在工作中人为失误因素造成的事故。
非责任事故是指生产工艺或装备的固有原因以及自然原因环境原因等非人为原因造成的事故。
14、安全生产方针：安全第一、预防为主
15、安全生产管理五大原则
生产与安全统一的原则:落实管生产必须管理安全原则
三同时原则：即新建改建扩建的项目，其安全卫生设施和措施要与生产设施同时设计、同时施工、同时投产。
五同时原则：即企业领导在计划布置检查总结评比生产的同时，计划、布置、检查、总结、评比安全。
三同步原则：企业在考虑经济发展、进行机制改革、技术改造时，安全生产方面要与之同时规划、同时组织实施、同时运作投产。
三不放过原则：发生事故后，要做到事故原因没查清，当事人未受到教育，整改措施未落实三不放过。
全面安全管理原则：“不伤害自己，不伤害别人，不被别人所伤害”
三负责制原则：领导在生产方面“向上级负责，向职工负责，向自己负责”
16、安全管理的主要内容
基础管理：包括各项规章制度建设、标准化工作、安全评价、重大危险源和调查登记、监测和健康监护、职工干部系统培训、日常卫生安全措施编制、卫生安全检查、各种作业票管理发放
现场安全管理：生产安全的管理（核心是工艺安全、操作安全，是生产过程中的重中之重，是保证安全生产高效益的关键）；检修安全的管理；施工安全的管理；设备安全的管理；防火防爆管理；化学危险品安全管理；重大危险源的管理；厂区其他管理
17、事故责任追究--四不放过
事故原因分析不清不放过、事故责任者和群众没有受到教育不放过、没有制定出防范措施不放过、事故责任者没有受到处理不放过
第二章
1、燃烧及燃烧条件
燃烧形式：按产生燃烧反映相的不同，分为均相燃烧和非均相燃烧
可燃气体燃烧有混合燃烧和扩散燃烧两种形式；可燃液体和固体燃烧分别属于蒸发燃烧、分解燃烧、表面燃烧
燃烧条件：同时具备：有可燃物质存在、有氧化物质存在、有能导致燃烧的能源即点火源
2、燃烧极限和点火能
在一定温度和压力下，只有燃烧浓度在一定范围之内的混合气才能被点燃并传播火焰，这个混合气中燃料的浓度范围称为该燃料的燃烧极限。通常把混合气中能保证顺利点燃并传播火焰的燃料的最低浓度称为燃料的燃烧下限，最高为燃烧上限。燃烧极限又称着火极限，燃烧极限越宽，燃烧下限越小则危险度越大。
最小点火能指能够触发初始燃烧化学反应所需释放的最小引燃能量。是表达可燃气体、蒸汽、雾滴和粉尘的爆燃危险性的重要参数，若引燃源能量低于这个临界值，一般情况不能着火。混合气燃烧速度越快，热传导系数越小，所需点火能量越小。
3、石油天然气闪点与自燃点
闪点：可燃液体的蒸汽与空气所组成的混合物遇明火时发生闪燃，引起闪燃的最低温度称为闪点。闪点不能使液体燃烧（因为闪点温度下，液体蒸发缓慢）。闪点数据通过标准仪器测定：开杯式（闪点较高）和闭杯式（常温下能闪燃）
自燃点：自燃点指物质在没有外部火花或火焰的条件下，能自动引燃和继续燃烧的最低温度。
对石油产品，密度越大，闪点越高，自燃点越低，对天然气无闪点数据，但是天然气中气态烃的自燃点则具有随份子量增加而降低的规律。
4、爆炸极限
概念：是可燃气体在空气中能够发生爆炸的浓度范围，通常用体积百分数来表示。有上限和下限。混合物的浓度低于爆炸下限、既不爆炸也不燃烧，因为空气量过多、可燃物过稀，反映不能进行下去。混合物浓度高于爆炸上限时，不爆炸，能燃烧。
影响因素：爆炸性混合物原始温度越高，极限范围越大，原始压力越大，极限范围越大；
容器直径越小，爆炸极限范围越小，危险性降低；混合物中惰性气体百分数增加，则爆炸极限范围缩小；火源性质
计算：l=0.55c0
5、石油天然气燃爆危险性评价参数
石油：闪点；爆炸极限；电阻率；粘度；受热膨胀系数
天然气：自燃点；爆炸极限；密度；扩散系数；爆炸威力
第三章
1、泄漏事故的特点及主要原因
泄漏事故的特点和类型：突发性强、危险性大、应急处理难度大；常压液体、加压液体气化、低温液体气化、加压气体
泄露后果分析：可燃气体泄漏、有毒气体泄漏、液体泄漏
控制原则：无论气体泄漏还是液体泄漏，泄漏量的多少都是决定泄露后果严重程度的主要因素，而泄漏量与泄漏事件有关；通过人员巡回检查可以发现比较严重的泄漏；利用泄漏检测仪器、气体泄漏检测系统可以早期发现各种泄露；利用停车或关闭遮断阀停止向泄露处供应料可以控制泄露。
2、燃烧过程（燃烧室可燃物质与助燃物质发生的一种发光发热的氧化反应）
气体最易燃烧，只要提供相应气体最小点火能，便能着火燃烧。
液体燃烧，许多情况下并不是液体本身燃烧，而是在热源作用下由液体蒸发所产生的蒸气与氧发生氧化、分解以致着火燃烧，称为蒸发燃烧。
固体燃烧，如果是简单固体可燃物质，限售热熔化，继而蒸发生成蒸汽而燃烧，而复杂固体物质，生成气态和液态。
火灾分为四类（a固体物质b液体可液化固体c气体d金属）
3、爆炸的分类（特征：过程快、爆炸附近压力急剧升高产生冲击波、发出或大或小响声、周围介质震动并受破坏）
按爆炸性质：物理爆炸、化学爆炸（分解爆炸、混合爆炸）
按爆炸速度：轻爆、爆炸、爆轰
按反应物质：纯组元可燃气体热分解爆炸；可燃气体混合物爆炸；可燃粉尘爆炸；可燃液体雾滴爆炸；可燃蒸气云爆炸
4、爆炸事故常见类型：
形成蒸汽云团的可燃混合气体遇火源突然燃烧
受限空间内可燃混合气体的爆炸
由于化学反应失控或工艺异常造成的压力容器爆炸
不稳定的固体或液体的爆炸
不涉及化学反应的压力容器爆炸
5、蒸气云爆炸（vce）
发生过程：大量可燃蒸汽突然泄露出来，蒸汽扩散遍及整个工厂，同时与空气混合，产生的蒸汽熨被点燃
影响参数：泄露物质的量、物质蒸发百分比、气云引燃的可能性、引燃前气云移动的距离、气云引燃前的延迟时间、爆炸而不是火灾的发生可能性、物质临界量、爆炸效率和引燃源相对于泄漏点的位置
预防方法：保持较少易挥发可燃液体贮存量；若容器破裂，使用闪蒸最小化条件；使用分析仪器来检测低浓度泄露；安装自动隔断阀
6、沸腾液体扩展蒸气爆炸
bleve是能导致大量物质泄漏的特殊类型事故，若物质可燃，则可能发生vce，若有毒，大面积区
域将遭受有毒物质影响。
过程：火灾发展到邻近的装有液体的储罐，火灾加热储罐壁；液面以下的储罐壁被液体冷却，液体温度和储罐内压力增加；若火焰抵达仅有蒸气而没有液体的壁面或顶部，热量将不能被转移，温度上升，直至储罐失去结构强度；破裂，内部液体爆炸性蒸发。
7、毒物侵入人体途径
食入，吸入，注射，皮肤吸收
8、从人体去除途径
排泄、解毒、贮存
9、对人体影响
不可恢复影响，可能或不可能回复影响
第四章
1、立式圆柱形金属油罐种类
锥顶油罐：不制造，消耗钢材多、施工困难
悬链式油罐：无力矩油罐，顶板过薄，易受破坏，最低点易受腐蚀
拱顶油罐：采用气顶法建造，施工容易造价低
浮顶油罐：外形为普通圆柱油罐，将顶盖做单、双层放于油面上，使随油品收发上下浮动，节省油品减少损失，保证质量利于安全
内浮顶油罐：顶外部为拱顶，内部有浮顶，减少油品蒸发，拱顶避免雨水尘土进入罐内，储存航空汽油煤油，结构处理容易，用于大型油罐
2、油罐基础的沉陷危害
对大型油罐，危害有两个：基础不均匀沉陷，材料脆性破坏
基础沉陷：均匀沉陷，倾斜不均匀沉陷，盘形不均匀沉降，壁板周边的不均匀沉陷和壁板周边的局部沉降
3、油罐附件
量油口：计量罐内油高油温
光孔：供罐内采光通风，与人孔形成对角以便通风
人孔：供清理检修油罐内部时，使人进出方面
进出油结合管：用来连油管道、活门和升降管
放水管：又叫虹吸管，用于排除底部存水
膨胀管或进气管：
旁通管：出油时，打开旁通管阀门，使油进行接合管达到管内外压力平衡，以消除接合管内真空
扶梯和栏杆：供人员上下油罐使用
保险活门：减轻油罐油料对油罐进出口阀门压力
导电地线：防止静电发生油罐着火
4、机械呼吸阀工作原理
机械呼吸阀是用生铁或铝铸造的，由压力阀和真空阀两部分组成。是安装在储存轻质油料的油罐顶部的重要设备。可自行调节罐内气压，当罐内气体空间温度或气体空间体积发生变化时，罐内气体压力也改变。当罐内油气压力大于呼吸阀压力值时，油气经压力阀外逸，而真空阀处于关闭状态；当罐内油气压力小于油罐允许真空度时，新鲜空气通过真空阀进入，压力阀关闭。
5、液压式安全阀的工作原理及工作过程
又称液压式安全阀，与机械呼吸阀并排安装于油罐顶部，工作压力高于机械阀，作用在机械呼吸阀运行过程中因某些原因发生失误，与机械阀作用相同，以保证正常呼吸作用，确保安全。工作原理：罐内外压力平衡时，阀中液面呈内外平衡状态，大于大气压时，罐内油蒸气经油层冲出，小于时，气体经油层冲进罐内，利用隔层内外液面压差，对油罐形成密封或进行呼吸。
6、石油储运过程安全要求
汽车尾部一定要带防火罩
注意：使用符合技术规范和安全要求的设备
静电接地不能大题小做
转换装油造成事故应引起重视
防止人身带电
接地装置不是万能的，要有处理突发事件的抢救措施
提高操作人员安全意识
7、清洗油罐安全措施
清洗后焊接动火的安全管理要严格执行
做好清洗油罐的废物处理
控制和消除引起火灾的引火源
彻底完全清除油罐内的可燃物
必须按全操作，不得违规清洗
被清洗油罐，应与输油管线脱离，并在法兰处加盲板封堵，防止油气进入油罐，同时打开人孔、光孔、量油孔，拆下呼吸阀、安全阀、阻火器等附件，是被清洗罐得到充分的自然通风，直至油气浓度符合标准。
必须严格执行油罐清洗规定，应在严密组织下进行，转备好专用检查工具和清洗器材、消防器材。
第五章
1、安全管理：是管理科学的一个重要组成部分，是围绕系统安全目标而进行的有关决策计划组织和控制等方面活动。
2、油库安全管理：是将油库作为一个系统，为实现油库安全目标而进行的有关决策、计划、组织
控制等方面活动。
研究对象：包括人、物、环境三要素以及三者之间的相互联系的各个环节。
研究内容：油库检修作业的安全管理、油库劳动保护、油库生产作业安全管理、油库设施设备安全管理、油库安全管理法规建设、油库生产作业中毒物来源、危险及防护、油库事故调查分析处理程序方法、油库安全管理组织体制及油库作业人员安全管理、油库安全评估
研究方法：定性定量相结合；理论实践相结合；遵循油库安全管理普遍规律
3、油库管理的特点：
实践性、经常性、群众性、动态性、法规性、科学性、综合性
4、安全生产方针
安全第一：指油库管理者在考虑经营决策、计划措施安排、组织指挥生产作业以及科技成果的应用、技术改造、新建、改建、扩建项目活动中，应把安全作为一个重要前提考虑，落实到安全生产各项措施和内容，保证生产长期安全进行，保证职工安全健康。
预防为主：把安全工作的重点放在事故的预防预测上，运用科学安全的基本原理和事故发生和发展的规律，对各种事故和潜在危险性进行科学预测，以便采取有效措施防患于未然，防止事故发生扩大，最大限度减少损耗。
5、油库安全度评估标准
安全度：油库安全性可靠程度
类型：临界安全型油库；不安全型油库；基本安全型油库；优良安全型油库；安全性油库
评估标准：评估系统建立；评测单元建立
第六章
1、油库设备安全技术管理特点：
数量较多、组成复杂，并涉及到机械电气电子金属材料等学科。
油库储存油料的场所，油料具有易燃、易爆、易蒸发、易渗漏并有一定毒性的特点。
易受腐蚀
油库工艺设备受力情况复杂
检修环境差，安全要求高
埋地输油管线不便检查
2、油库设备安全技术管理意义
加强对油库设备的安全技术管理，是油库安全工作重要内容之一，对于提高油库效益有重要意义，对保障人民生命生产安全有重要意义。
3、阻火器（分为金属网型、波纹型，又称为防火器）
作用是防止火焰火花穿过呼吸阀或安全阀引起罐内油料蒸气着火爆炸，安装在安全阀呼吸阀下面。阻火器由许多细小均匀或不均匀通道和孔隙基体组成。火焰进入后分成许多细小火焰流，然后被熄灭。
传热作用：阻火器能阻止火焰继续传播而迫使火焰熄灭是靠热作用。
器壁效应
4、胀油管
是保证输油管路安全的附件。胀油管安装在进罐阀门之前，顶端有安全阀与油罐气体空间相通，若油管压力超过安全阀预定压力，油料可以顶开安全阀进入油罐，保证油管不被胀坏。
5、油罐破坏形式和预防措施
油罐吸瘪：正确设计选用呼吸阀与呼吸管路，正确安装呼吸阀呼吸管路
油罐翘底、胀裂：同上
油罐渗漏：裂纹：正确选择油罐钢材型号，保证油罐焊接质量，防止基础不均匀下沉
沙眼：加强钢板质量检查，加强焊接施工质量管理，在油罐使用中做好防腐蚀工作
腐蚀穿孔
内浮顶油罐浮盘沉没：严格设计，提高施工质量，认真检查验收，加强操作责任心，增设高液位报警器，降低进油温度，增设油料稳定和脱气设施，增设扩气管，重新启用修理的管线油罐时，必须通过接头将空气排尽，改进内浮顶结构，加强内浮顶维修
地震对油罐的破坏及防范措施：十个知识点
6、输油管路常见事故及其预防措施
温差引起输油管内压力变化
原因：热胀、液柱分离（空穴）
措施：对于每条管线，应在最高位置油罐阀门前设置胀油管；管线中设置的隔断阀应在作业后常开；收发油作业后，打开管线透支气管，使油料自由膨胀；在温度有较大降低情况下启动油泵时，压力表正常后缓慢打开出口阀门；地下管线尽管温差小，也应设置胀油管
管路的热应力及其补偿
危害：造成管路设备损坏，发生跑漏油
补偿：补偿器设计和选型遵循原则；几种补偿器（填料函式、波纹、曲管式、自体补偿）
水击危害及其预防措施
水击：由于某种外界因素，使液流速度突然改变，这种因液体动量变化而引起管内压力的突变现象称为水击。
危害：产生增压波或减压波会使管线发生超压、液柱分离和汽蚀造成管子破裂、管线震动、噪音。
水击可能造成管线超压、胀裂、阀门损坏，泵、阀门和填充函密封部位损坏，发生跑漏油。
预防：压力降（液柱分离）减轻方法（安装飞轮，变更管路形状，设置自动吸气阀、单向平衡罐、空气罐）；防止超压（妥善工艺设计、采用防超压设备，正确的进行操作）
输油管路腐蚀和预防（涂料防腐，阴极保护）
地震引起破坏和预防
7、防爆电气设备的类型
新标准： 隔爆型（工厂用d，煤矿用d）；增安型（e，e）；本质安全型（ia、ib，ia、ib）
正压型（p，p），充油型（o，o），充砂型（q，q），无火花型（n，n），特殊型（s，s）
旧标准：隔爆型(b,kb)，防爆安全型(a,ka)，安全火花型(h,kh)，防爆通风冲压型(f,kh，防爆充油型(f,kf)，防爆特殊型(t,kt)
第七章
1、长输管道分类
承受内压：真空管道、中低压管道、高压管道、超高压管道
输送介质：燃气管道、蒸汽管道、输油管道、工艺管道
材料不同：碳钢管道、低合金钢管道、不透钢管道、有色金属管道（铜铝）、复合材料管道（金属复合）、非金属管道
压力管道（用于输送气体液体管状设备，最高工作压力大于或等于0.1mpa，气体、液化气体、蒸汽介质或可燃易爆有毒有腐蚀性介质，公称直径大于25mm）：工业管道、公用管道、长输管道
2、输油管道组成
分为原油管道和成品油管道
输油站：输油房（棚）泵或输油泵区、油罐区、阀组区、计量区、清管设备、加热系统、油品预处理装置、自动控制系统、通信系统、消防系统、供电系统、供热供水排水系统、办公区、生活区
干线输油管道：管道、线路截断阀室、管道阴极保护设施、管线标识、线路辅助设施
输气管道组成：矿场集团管道、干线输气管道、城市配气管道以及输气站、场
3、安全阀
安全阀是管道避免超压，确保设备、人生安全的关键安全附件，应按国家有关法规、标准要求进行检
验试验，合格后方能投入使用。输油管道上常用的安全阀有弹簧式安全阀和先导式安全泄压阀。
弹簧式安全阀按其阀盘升启高度不同分为全启式和微启式。
4、天然气储存设备
气态天然气储存：地面储罐储存、管道储存、地下储气库储存、管式拖车储存
液化天然气储存：地上储存、地下储存
5、长输管道安全监察
内容：设计环节安全监察，管道元件制造质量的安全监察，安全环节的安全监察，管道运行使用的安
全监察，长输管道检验的安全监察，修理改造的安全监察
第八章
1、油品危险性
油品由各种碳氢化合物及其衍生物混合物构成，闪点燃点自燃点是主要危险性指标，越低，威力越大
易燃性、易爆性、易积聚静电荷性、易受热膨胀性、易扩散和易流淌性、毒性
2、加油站分级（5级）
按加油站油罐容量分级
总容积 单罐容积 单位m
一级 120-180 ≤50
二级 60-120 ≤50
三级 ≤60 ≤50
3、加气站分级（3级）液化石油气罐容积
总容积 单罐容积 单位m
一级 45-60 ≤30
二级 30-45 ≤30
三级 ≤30 ≤30
第九章
1、工业动火定义
我们把使用气焊电焊铝焊塑料焊和喷灯等焊割工具，在油气、易燃易爆危险区内的作业、生产和维修油气容器、管线、设备及盛装过易燃易爆物品的容器设备，能直接和间接产生明火的施工措施作业，称为工业动火。
2、工业动火级别
级别划分原则：根据动火部位爆炸危险区域危险程度、影响范围及事故发生可能性，分为四级。
第十章
1、灭火作战计划定义
灭火作战计划是灭火指挥的重要依据，也是灭火战斗准备的基础工作，是针对重点部位可能发生的火灾，根据灭火战斗的指导思想和战术原则以及现有的器材装备而拟定的灭火战斗行动预案。
2、油库灭火作战计划制定原则
确定油库重点保卫部位的依据：油库各部位的火灾危险性、发生火灾可能造成的经济损失、发生火灾后可能造成的人员伤亡
3、油库灭火作战计划内容
重点单位或部位基本情况、火情预想、灭火措施及其他附属内容
4、灭火组织指挥原则
统一指挥原则、迅速果断的原则、集中力量的原则、确保重点的原则、科学决策的原则
5、油罐火灾类型
稳定燃烧、爆炸燃烧、沸溢燃烧
6、油罐火灾扑救步骤
冷却保护、灭火准备、灭火、继续冷却
第十一章
1、hse管理体系基础
hse是健康、安全和环境管理体系简称。又称为hse或hse-ms，是近几年国际工业企业通行的管理
体系。
hse管理体系是系统安全工程理念和技术在企业健康安全环境管理中的具体应用。hse管理体系的基
本原理是戴明（pdca）管理模式。
2、hse管理体系特点优势
hse管理体系要求组织进行风险分析，确定其自身活动可能发生的危害和后果，从未采取有效防范手段和控制措施防止其发生，以便减少可能引起的人员伤害、财产损失和环境污染。它强调预防和持续改进，具有高度自我约束、自我完善、自我激励机制，是一种现代化的管理模式，是现代企业制度之一。
特点：先进性、系统性、预防性、可持续改进和长效性、自愿性
优势：建立hse管理体系符合可持续发展要求；可促进企业进入国际市场；可减少企业的成本；可以帮助企业规范管理体系；可改善企业的形象；可吸引投资者；可使企业将经济效益、社会效益、环境效益有机的结合在一起。
第3篇 石油天然气油气储运安全技术
一、管道线路
1.管道线路的布置及水工保护
输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路合理走向。输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查．及时处理输油气管道沿线的异常情况。
埋地输油气管道与地面建(构)筑物的最小间距应符合gb 50251和gb 50253规定。
埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合gb 50061和gb 50253规定；与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20 m．因条件限制无法满足要求时，应对管道采取相应的防霄保护措施，且防雷保护措施不应影响管道的阴级保护效果和管道的维修；与高压输电线交叉敷设时，距输电线20 m范围内不应设置阀室及可能发生油气泄露的装置。
埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施；交叉时，二者净空间距应不小于0．5 m。且后建工程应从先建工程下方穿过。
埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施，且应保持两管道间有足够的维修、抢修间距；交叉时，二者净空间距应不小于o．5 m，且后建工程应从先建工程下方穿过。
输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩。里程桩宜设置在管道的整数里程处，每公里一个．且与阴极保护测试桩合用。输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。
根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用；定期对管道水工保护设施进行检查，发现问题应及时采取相应措施。
2. 线路截断阀
输油、气管道应设置线路截断阀，天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。定期对截断阀进行巡检。有条件的管道宜设数据远传、控制及报警功能。天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。
3.管道穿跨越
输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件，及两岸的村镇、交通等现状，并考虑到管道的总体走向、日后管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置。考虑到输油气管道的安全性，管道通过河流、公路、铁路时宜采用穿越方式。
输油气管道跨越河流的防洪安全要求，应根据跨越工程的等级、规模及当地的水文气象资料等，合理选择设计洪水频率。位于水库下游20 km范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20 km范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。输油气管道穿跨越河流、公路、铁路的钢管、结构、材料应符合国家现行的原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的有关规定。管道跨越河流的钢管、塔架、构件、缆索应选择耐大气环境腐蚀、耐紫外线、耐气候老化的材料做好防腐。管道管理单位应根据防腐材料老化情况．制定跨越河流管道的维修计划和措施。管道穿越河流时与桥梁、码头应有足够的间距。穿越河流管段的埋深应在冲刷层以下，并留有充足的安全余量。采用挖沟埋设的管道，应根据工程等级与冲刷情况的要求确定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重块、石笼在施工时．应对防腐层有可拄的保护措施。每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段，对穿跨越河流臂段采用石笼保护时，石笼不应直接压在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。
管道穿公路、铁路的位置，应避开公路或铁路站场、有职守道口、隧道．并应在管道穿公路、铁路的位置设立警示标志。输油气管道穿越公路、铁路应尽量垂直交叉．因条件限制无法垂直交叉时，最小夹角不小于30°，并避开岩石和低洼地带。
输油气管道穿跨越河流上游如有水库，管道管理企业应与水利、水库单位取得联系，了解洪水情况．采取防洪措施。水利、水库单位应将泄洪计划至少提前两天告知管道管理企业，且应避免大量泄洪冲毁管道。
二、输油气站场
1．一般规定
输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知。对进人输油气站的外来人员应进行安全注意事项及逃生路线等应急知识的教育培训。石油天然气站场总平面布置．应根据其生产工艺特点、火灾危险性等级功能要求，结合地形、风向等条件。经技术经济比较确定。石油天然气站场内的锅炉房、35kv及以上的变(配)电所、加热炉、水套炉等有明火或散发火花的地点，宜布置在站场或油气生产区边缘。石油天然气站场总平面布置应符合下列规定：
(1)可能散发可燃气体的场所和设施，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。
(2)甲、乙类液体储罐，宜布置在站场地势较低处，当受条件限制或有特殊工艺要求时，可布置在地势较高处，但应采取有效的防止液体流散的措施。
(3)当站场采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄漏可燃液体漫流的措施。
(4)天然气凝液，甲、乙类油品储罐组，不宜紧靠排洪沟布置。
2 输油站
(1)输油站的选址。应满足管道工程线路走向的需要，满足工艺设计的要求；应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定；应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。
应贯彻节约用地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率，贯彻保护环境和水士保持等相关法律法规。
站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。
站场选址应避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段；在山区，应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避开窝风地段；在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经的沟谷，防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定；应避开洪水、湖水或浪涌威胁的地带。
(2)输油站场的消防。石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质，存储方式、储存温度及所在区域消防站布局及外部协作条件等综合因索确定。油罐区应有完备的消防系统或消防设备；罐区场地夜间应进行照明，照明应符合安全技术标准和消防标准。应按要求配备可燃气体检测仪和消防器材；站场消防设施应定期进行试运行和维护。
(3)输油站的防雷、防静电。站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应接gb 50057的有关规定执行；装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测；工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。
(4)输油站场工艺设备安全要求。工艺管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验，管线设备、阀件应严密无泄漏；设备运行不应超温、超压、超速、超负荷运行，主要设备应有安全保护装置；输油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数；定期对原油加热炉炉体、炉管进行检测，间接加热炉还应定期检测热媒性能，加热炉应有相应措施，减少对环境造成污染的装置与措施；储油罐的安装、位置和间距应该符合设计标准；对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应按相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验；管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求；应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态，并进行评价；臂网和钢质设备应采取防腐保护措施；根据运行压力对管道和设备配置安全泄放装置，并定期进行校验；定期测试压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄放阀设定参数；定期对自动化仪表进行检测和校验。
3输气站
(1)输气站的选址。输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段；站的区域布置、总平面布置应符合gb 50183和gb 50251的规定，并满足输送工艺的要求。
(2)输气站场设备。进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀；压缩机房的每一操作层及其高出地面3 m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口及通向地面的梯子，操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25 m，安全出口和通往安全地带的通道，应畅通无阻；工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验；输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程；含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水；站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设；清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。
(3)输气站场的消防。天然气压缩机厂房的设置应符合gb 50183和gb 50251的规定；气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150 m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置；站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合gb 50140；站内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。
(4)输气站场的防雷、防静电。输气站场内建(构)筑物的防雷分类及防雷措施符合gb 50057；工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地；可燃气体、天然气凝液的钢罐应设防雷接地；防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10 ω,仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30ω；对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电的设备和管道，均应采取防静电措施；每组专设的防静电接地装置的接地电阻不宜大于100ω。
(5)泄压保护设施。对存在超压可能的承压设备和容器，应设置安全阀；安全阀、调压阀、esd系统等安全保护设施及报警装置应完好使用，并应定期进行检测和调试；安全阀的定压应小于或等于承压管道、设备、容器的设计压力；压缩机组的安全保护应符合gb 50251的有关规定。
三、防腐绝缘与阴极保护
埋地输油气管道应设计有符合现行国家标准的防腐绝缘与阴极保护措施。
在输油气臂道选择路由时，应避开有地下杂散电流干扰大的区域。电气化铁路与输油气管道平行时，应保持一定距离。管道因地下杂散电流干扰阴级保护时，应采取排流措施。输油气管道全线阴级保护电位应达到或低于-0．85 v(相对cu／cus04电极)，但最低电位不超过-1．50v。管道的管理单位应定期检测管道防腐绝缘与阴级保护情况。及时修补损坏的防腐层，调整阴级保护参数在最佳状态。管道阴级保护电位达不到规定要求的，经检测确认防腐层发生老化时，应及时安排防腐层大修。
输油气站的进出站两端管道，应采取防雷击感应电流的措施，保护站内设备和作业人员安全。防雷击接地措施不应影响管道阴级保护效果。埋地输油管道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外有良好的防水层。裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层。带保温层的，应有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端与埋地管道之间要采取绝缘措施。对输油气站内的油罐、埋地管道，应实施区域性阴级保护，且外表面涂刷颜色和标记应符合相应的标准规定。
四、管道监控与通信
1．管道的监控
输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续检测和记录；复杂的油气管道应设置计算机监控与数据采集（scada）系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。scada系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。
2．通信
用于调控中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。
3辅助系统
scada系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。在室内重要电子设备总电源的输入侧、室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线和重要或贵重测量仪表信号线的输入侧应加装电源防护器。
五、管道清管
管道清管应制定科学合理的清管周期，对于首次清管或较长时间没有清管的管道，清管前应制定清管方案。对于结蜡严重的原油管道，应在清管前适当提高管道运行温度和输量，从管道的末站端开始逐段清管。
根据管道输送介质不同，控制清管器在管道中合理的运行速度，并做好相应的清管器跟踪工作。发送清管器前，应检查本站及下站的清管器通过指示器。清管器在管道内运行时，应保持运行参数稳定，及时分析清管器的运行情况，对异常情况应采取相应措施。无特殊情况，不宜在清管器运行中途停输。进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作。从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考虑风向。
六、管道检测
应按照国家有关规定对管道进行检测，根据检测结果和管道运行安全状况以及有关标准规范规定，确定管道检测周期。实施管道内检测的管道，收发球筒的尺寸在满足相应技术规范的基础上．还应满足内检测器安全运行的技术要求。管道及其三通、弯头、阀门、运行参数等应符合有关技术规范并满足内检测器的通过要求。
发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径。检测器应携带定位跟踪装置。检测器发送前应调试运转正常，投运期间应进行跟踪和设标。由于条件限制，无法实施内检测的管道，应采用其他方法进行管道的检测。应结合管道检测结果，对管道使用年限、压力等级、泄漏历史、阴极保护、涂层状况、输送介质、环境因素的影响等进行综合评价，确定管道修理方法和合理的工艺运行参数。对存在缺陷的部位应采取相应措施。
七、管道维抢修
根据管道分布，合理配备专职维抢修队伍，并定期进行技术培训。对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。
管道维抢修现场应采取保护措施，划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区内。在管道上实施焊接前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。
用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应挺前进行模拟试验。进行管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。
管道维抢修作业坑应保证施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。
管道维抢修结束后，应及时对施工现场进行清理，使之符合环境保护要求。及时整理竣工资料并归档。
八、海底管道
1.海底管道路由选择
管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线；避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲搬区；尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道；避开将来有可能的航道开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。
对于海上油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油(气)管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。
新铺设的管道应尽量避免与原有海底管道或电缆交叉。在不可避免的情况下，新铺设的管道与原有海底管道、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30 cm以上的净距；管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。
登陆点位置要选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段；同时要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。
2．海底管线的铺设
海底管道铺设前应编制海底管道安装程序、编制海底管道计算分析报告、确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制把臂架气密试验方案；张紧器和a，r绞车的系统要经过调试。
管道铺设作业时要按照托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。
3．海底管道的监测、检测和评估
应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。通过检测与监控来保证管道系统运行的安全运行的安全性与可靠性。一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。
