罐内作业安全技术措施

篇2：化工高处作业安全技术操作规程

(1)作业人员患有精神病、癫痫病、高血压、心脏病等疾病的人不准参加高处作业;工作人员饮酒,精神不振时禁止登高作业;患深度近视眼病的人员也不宜从事高处作业。

(2)作业条件高处作业均须先搭脚手架或采取其他防止坠落的措施后,方可进行;在没有脚手架或者没有栏杆的脚手架上工作,高度超过1.5m时,必须使用安全带或采取其他可靠的安全措施。

(3)现场管理高处作业现场应设有围栏或其他明显的安全界标,除有关人员外,不准其他人在作业地点的下面通行或逗留;进入高处作业现场的所有工作人员必须戴好安全帽。

(4)防止工具材料坠落高处作业应一律使用工具袋。较大的工具应用绳拴牢在坚固的构件上,不准随便乱放;在格栅式平台上工作,为防物体掉落,应铺设木板;递送工具、材料不准上下投掷,应用绳捆牢后上下吊送;上下层同时进行作业时,中间必须搭设严密牢固的防护隔板、罩棚或其他隔离设施;工作过程中除指定的已采取防护围栏处或落实管槽可以倾倒废料外,任何作业人员严禁向下抛掷物料。

(5)防止触电和中毒脚手架搭建时应避开高压线,实在无法避开时应保证高处作业中电线不带电或作业人员在脚手架上活动范围及其所携带的工具、材料等与带电导线的最短距离大于安全距离(电压小于llOkV,安全距离为2m;电压等级小于220kV,安全距离为3m;电压等级小于330kV,安全距离为4m)。高处作业地点如靠近放空管,则作业安全负责人事先与有关生产部门联系,保证高处作业期间生产装置不向外排放有毒、有害的气体,并事先向高处作业全体人员交代明白,万一有毒有害气体排放应迅速撤离现场,并根据可能出现的意外情况采取应急的安全措施,指定专人落实。

(6)气象条件六级以上大风、暴雨、打雷、大雾等恶劣天气,应停止露天高处作业。

(7)注意结构的牢固性和可靠性在槽顶、罐顶、屋顶等设备或建筑物、构筑物上作业时,除了临空一面应装设安全网或栏杆等防护措施外,事先应检查其牢固可靠程度,防止失稳破裂等可能出现的危险。严禁不采取任何安全措施,直接站在石棉瓦、油毛毡等易碎裂材料的屋顶上作业,为了防止误登,应在这类结构的显眼地点挂上警告牌,若必须在此类结构上作业时,应架设人字梯或铺上木板,防止坠落.

篇3：石油钻井过程主要危险控制措施

(一)钻井设备简介

1.概述

钻井设备(简称钻机)是指石油天然气钻井过程中所需各种机械设备的总称。钻机主要部件必须相互配合才能完成钻机起升、循环和旋转的3项主要工作。按按动力设备的不同通常可分为机械传动钻机、电动钻机和复合钻机三种。主要包括以下系统:

(1)提升系统:主要作用是用来起、下钻柱(或下套管),以实现钻头的钻进送钻等工作。

(2)旋转系统:主要作用是由动力机组驱动转盘,通过转盘方补心带动方钻杆(钻杆和钻铤)、方钻杆再带着钻头旋转进行钻井。

(3)循环系统:主要作用是钻井过程中,通过动力机组带动泥浆泵来循环钻井流体,经过立管、水龙带、水龙头、方钻杆、钻杆和钻铤,将泥浆池的泥浆送到钻头处,以实现钻井流体将井底的钻屑带到地面。

(4)动力设备:主要作用是为驱动绞车、转盘、钻井泵等工作机工作提供动力。

(5)传动系统:主要作用是把发动机的能量传递或分配给各工作机。

(6)控制系统:为了指挥各系统协调地工作,在整套钻机中安装有各种控制设备。

(7)底座:包括钻台底座、机房底座和泥浆底座等。

(8)辅助设备:主要功能是为了正常钻井作业提供配套支撑。

钻机所必须具有的主要设备共7大部件:绞车、井架、天车、游车、水龙头、转盘、钻井泵。

2.钻机辅助设备及工具

(1)?发电机。目前,几乎所有电驱动钻机的发电机都用柴油机作动力。

(2)?空气压缩机及储气瓶组。几乎所有钻机的联动机上都配有小型空气压缩机和带储气设备的电动空气压缩机,以便给气控制装置、气离合器、气动马达、气动工具等提供气源和动力。

(3)?泥浆储存设备。完整的泥浆循环系统通常都有一套泥浆储存设备:如沉淀罐(或池)、吸入罐(或池)、储存罐(或池)。

(4)?钻井仪表。钻井仪表系统可单指一个指示表,也可以包括各种仪器。如钻井(多)参数仪、泥浆液面记录(报警)仪、大钳扭矩表、泥浆泵压力表和记录仪等。

(5)?刹车机构:机械刹车、辅助刹车、其他设施。

3.井控装置

井控装置指实施油气井压力控制所需的设备、管汇和专用工具仪表。井控装置是在钻井过程中,确保安全生产的重要装备。

(二)钻井工艺技术

1.喷射钻井技术

利用钻井液流经钻头喷嘴所形成的高压射流充分地清洗井底,使岩屑免于重复切削,并与机械作用(钻头破岩)联合破岩,从而提高钻速的钻井技术叫喷射钻井技术。从钻头喷嘴喷出的射流具有很高的喷射速度,井底能得到很大的冲击力和水功率,从而有效地净化清洁井底,同时借助于射流的冲击压力作用和漫流横推作用,使机械钻速大大提高。

2.防斜打直技术

井斜是指井眼轴线偏离了铅垂线。满眼钻具可以有效地预防井斜。井斜后需要纠斜,纠斜方法有两种,一种是钟摆法纠斜:是利用“钟摆”原理纠斜的一种方法,通过使用专用的防斜钻具组合及相应的技术措施来增大钟摆减斜力,以平衡和克服促使井斜的地层力。另一种方法利用动力钻具加弯接头或弯钻杆组合的钻具组合向原井斜的相反方面造斜,以达到纠斜的目的。

3.定向钻井技术

借助于某种造斜工具,在一定的工艺技术措施配合下,使井眼沿着预先设计的井眼轨迹钻达目的层的钻井方法叫定向钻井。定向井的造斜方法有井底动力钻具造斜,转盘钻造斜以及斜井钻机造斜。

4.取芯钻井技术

利用专门的取芯工具和一定技术措施,将地下的岩石取到地面上来的一种钻井工艺。取芯工具包括取芯钻头、岩芯筒、岩芯爪、止回阀、扶正器和悬挂轴承等辅助部件。

5.完井技术

完井方法一般分为套管完井和裸眼完井两大类,共有6种方式:套管射孔完井、尾管射孔完井、先期裸眼完井、后期裸眼完井、筛管完井、砾石充填完井。

6.钻井井控技术

在钻井作业中,一旦发生井喷,就会使井下情况复杂化,无法正常钻井,被迫进行压井作业,对油气层造成不同程度的损害。同时,井喷后极易导致失控,井喷失控后,将使油气资源受到严重破坏,还易酿成火灾,造成人员伤亡,设备毁坏,油气井报废,自然环境受到污染。所以,井喷失控是钻井工程中性质严重,损失巨大的灾难性事故。

(三)钻井施工作业风险管理

1.钻井作业?HSE危害和影响的确定

1)?钻井作业风险识别的特征

(1)?差异性;

(2)?严重性;

(3)?多样性;

(4)?时间性;

(5)?隐蔽性;

(6)?变化性。

2)钻井及相关作业的主要风险

(1)?共同作业风险:井喷及井喷失控可能造成地层碳氢化合物的溢出;火灾及爆炸:地层碳氢化合物的溢出,特别是轻质油、硫化氢等可燃(剧毒)气体溢出,汽油及柴油、润滑油、机油等泄漏造成火灾爆炸危险事故等;

(2)?相关作业风险:测井作业风险;录井作业风险;定向井作业风险;固井作业风险;试油作业风险;相关作业产生的废水、废渣、废气对环境的污染。

3)钻井作业中的主要特定危害和影响

钻井作业中主要的特定危害和影响见表3-1。

表3-1钻井作业中主要的特定危害和影响

项目

主要危害

主要影响

修建井场

破坏植被,火工品危害

生态环境,人身及财产安全

修建海上钻井平台

造成海洋环境局部破坏

珊瑚礁和海洋生物

钻进

钻井设备产生噪声

人和动物的正常生活

下钻

井喷(潜在)

威胁人身及财产安全

起钻

井漏(潜在)

污染地下水源

井口操作

落物及意外事故

危害人身安全

井喷失控

着火(潜在)

威胁人和设备安全、污染环境

硫化氢溢出

毒性、着火、爆炸

威胁人和设备安全、污染环境

钻井液处理剂及原材料

腐蚀性刺激皮肤、粉尘、毒性

危害人体健康

钻井液及作业污水

破坏环境

影响井场周围农作物、植物生长,污染地下水

固井作业

水泥失重诱发井喷

威胁人身及财产安全

测井作业

放射源泄漏(潜在)

危害人体健康、污染环境

试油作业

原油、烃类气体溢出、火灾爆炸

污染环境、威胁人身及财产安全

设备维护、保养

产生废弃物、油污

污染环境

营地

产生生活垃圾

污染环境

井场周围干燥植物着火

火灾

危害人身及财产安全、影响栖息动物

4)井喷失控的原因及危害和影响

井喷失控是钻井工程中性质最严重的灾难性事故,对健康、安全与环境的危害和影响是巨大的,造成井喷失控的直接原因主要有:

(1)起钻抽吸,造成诱喷;

(2)起钻不灌钻井液或没有及时灌满;

(3)未能准确地发现溢流;

(4)发现溢流后处理措施不当或井口不安装防喷器;

(5)井控设备的安装及试压不符合要求;

(6)井身结构设计不合理;

(7)对浅气层的危害缺乏足够的认识;

(8)地质设计未能提供准确的地层孔隙压力资料,使用了低密度钻井液,钻井液柱压力低于地层孔隙压力;

(9)空井时间过长,又无人观察井口;

(10)钻遇漏失层段未能及时处理或处理措施不当;

(11)相邻注水井不停或未减压;

(12)思想麻痹,违章操作。

井喷失控的危害和影响包括以下几个方面:

(1)打乱正常的工作秩序,影响全局生产;

(2)使钻井事故复杂化,处理难度增加;

(3)井喷失控极易引起火灾,危及井场人员及周围居民的生命安全;

(4)喷出的油、气、水及有害物质(如硫化氢)会造成严重的环境污染,危及人员的健康和安全;

(5)伤害油气层,破坏地下油气资源;

(6)井喷着火,造成机毁人亡和油气井报废,带来巨大的经济损失;

(7)涉及面广,在国际、国内造成不良的社会影响。

2.钻井作业HSE风险削减措施

1)措施内容

制定钻井活动中的风险管理措施,是达到风险控制目标、保证风险削减措施的落实以及顺利实施钻井活动的重要保证,主要包括以下内容:

(1)建立完善的钻井HSE风险防范保障体系和运行机制,保证有关风险削减措施的实施;

(2)组织落实风险防范和削减措施必备的人、财、设备等必备条件和手段,并制定有关保护设备、工具的配置和采购计划;

(3)识别钻井活动中各个阶段和不同工艺施工作业中可能产生的HSE风险,制定防止和削减措施;

(4)制定钻井作业中各种险情和危害发生的应急反应计划以减少影响;

(5)钻井安全生产管理措施应形成文件,以规定、制度和条例形式下发,指导钻井安全生产;

(6)制定危害影响和恢复措施;

(7)对提出的风险防范、削减和恢复措施也可能产生的危害进行再识别和评估,以确定这些措施在风险控制目标中的作用;

(8)监控措施。

2)建立安全生产指南

主要制定以下安全生产指南:钻井作业安全规程、常规钻井安全技术规程、含硫油气田安全钻井法、钻井设备拆装安全规定、关井操作程序、井场动火管理、井场用电安全规程等。

3)钻井HSE管理监测

实施钻井风险削减措施,还必须对有关情况进行监测(包括检查、测试等),并建立和保存相应结果与记录。

(1)对钻井队现场的监测检查包括但不限于以下范围:HSE管理实施情况;各项安全规程、标准执行情况;各种设备、设施的安全技术性,运行及维护保养情况;自动报警装置及安全防护装置的配置、性能、运行及维护保养情况;应急措施落实情况,应急设备的配置、维护保养情况;员工HSE培训,应急演习情况;医疗设备、药品的配备及使用情况;井场、营地环保规定的执行情况、废物回收、污水处理、环境破坏后的恢复等;宿舍、餐厅、厨房、厕所、浴室的卫生情况。

(2)检查的对象与内容:

①对钻井队HSE管理的检查(包括但不限于):HSE管理机构及职责;HSE管理体系运行;HSE管理的规章制度建立及执行;钻井作业HSE指导书、计划书、检查表;对员工的HSE宣传、教育和培训;危险部位的警示标志或警示牌;例行的HSE检查。

②对钻井队员工的检查(包括但不限于):HSE管理知识;特殊岗位的持证情况;HSE方面的培训;紧急情况下控制处理险情的技能;紧急情况下个人防护能力;控制险情的设备、工具(如不同类型的灭火器)的使用;劳保用品的穿戴;是否会使用个人防护器材(如空气呼吸器等);员工的健康状况等。

③对钻井及HSE设备、设施的检查(包括但不限于):设备、设施安装是否符合有关技术、安全规定要求;设备、设施运行是否良好、完整性如何;设备、设施的安全防护装置是否齐全有效;消防设施、灭火器材等是否配备齐全有效。

④设备、设施具体的检查内容按有关规定进行,对有关的设备装置,如井控设备要进行测试。

⑤营地的检查:安全距离、电气线路、消防器材及周边环境等。

⑥医疗设施及药械的检查:卫生员资质、常规及急救药品、设施等。

另外,削减钻井作业HSE的风险还包括配备控制和消除危害的设备、仪器、工具、防护装置以及安全劳保用品等硬件的配置和保证钻井设备、设施的完整性及有效使用措施。

3.钻井作业HSE应急反应计划

1)钻井作业HSE应急分类根据钻井作业的工艺特点和作业环境特点,应急反应可分为5大类

(1)钻井作业中的突发事件;

(2)人身伤害事故;

(3)急性中毒;

(4)有害物质泄漏;

(5)自然灾害。

2)钻井作业HSE应急计划内容

(1)应急反应工作的组织和职责;

(2)参与应急工作的人员;

(3)环境调查报告;

(4)应急设备、物资、器材的准备;

(5)应急实施程序;

(6)现场培训及模拟演习计划;

(7)紧急情况报告程序、联络人员和联络方法;

(8)应急抢险防护设备、设施布置图;

(9)井场及营区逃生路线图;

(10)简易交通图等。

3)钻井作业过程中紧急情况下的应急程序清单(包括但不限于)

(1)火灾及爆炸应急程序;

(2)硫化氢防护应急程序;

(3)井涌、井喷应急程序;

(4)油料、燃料及其他有毒物质泄漏应急程序;

(5)放射性物质落井的处理应急程序;

(6)恶劣天气应急程序;

(7)现场医疗急救程序。

篇4：油库管路常见故障预防措施

1.温差引起的输油管内压力变化的原因是什么?应采取什么预防措施?

(1)温差引起的输油管内压力变化的原因由于气温、日照等因素的变化,输油管内油温也将随之发生变化。在密封的充满油品的管路内,由于在相同温差下,管材和油品的体积温度膨胀系数相差近20—30倍,所以,当温度上升时,油品的膨胀大于管体金属的膨胀,使管内压力升高,发生热胀;当温度下降时,则会使管内出现液柱分离(或称空穴)现象。这两种情况都将引起管路渗漏(女口在法兰连接处),闸阀的损坏,甚至于胀裂管路,而引起跑油事故。

(2)预防措施

①对于每条输油管线,应在最高位置的油罐阀门前设置胀油管,并应注意在进出油作业时关闭;停止作业时打开胀油管上的阀门。因胀油管的入罐管端只伸人油罐的气体空间,所以,进油时如不关闭,容易使胀油管同时进油,并从油罐气体空间喷入油罐,增大油罐静电电荷的积聚,造成事故。发油时,如胀油管阀门不关闭,则油品流动时,由于引射作用,将会使罐内蒸气进入发出油品中,一方面,影响油品计量精度;另一方面,气体进入油品中也会加剧静电的产生,并在自由液体表面释放,增大了在装油容器中发生静电事故的危险。

②管线中设置的隔断阀,应在作业后保持常开,或加设旁路安全阀,以使其不形成没有泄压保护的死管段。

③收发油作业后,打开管线透气支管,放空部分管线,使油品能自由膨胀,不至在管线内形成超压。

④对于较长的管线,在温度有较大降低情况下启动油泵时,当压力表指示正常以后,应注意缓慢地打开出口阀门,使分离液柱逐渐弥合,以避免产生剧烈的冲击和增压。

⑤地下管线尽管温差较小,但由于进油温度接近气温,在冬、夏季节进油温度与地下管线间的温差较大时,也容易出现热胀或空穴,管线上也应在罐前设置胀油管或采取其他泄压保护措施。

2.为什么在油库管路中会产生热应力?

管路的安装大都是在大气温度下进行的,但是由于输送介质的温度变化和季节的变更,管路都会随温度的变化而产生热胀冷缩的现象。由于管路安装在固定支座上,管路不能自由伸缩,这样必然在管路内产生热应力。产生的热应力使管路受到纵向推力的作用,这个推力很大,若不采取措施加以消除的话,势必会对管路等设备造成重大的破坏,而发生跑、冒油的事故。

3.管路中产生水击的原因是什么?

在油品输送过程中,由于某种外界因素(如阀门突然动作或泵突然停止等)使液流速度突然改变,这种因液体动量的变化而引起管内压力的突变(急剧交替上升或下降)现象称为水击。引起输油管路水击的主要原因如下:①开关线路上的阀门;

②发动机(泵)突然停下;③开泵、停泵;④改变泵的转速;⑤原动机运行不稳;⑥空气进入管线和泵内;⑦汽蚀;⑧安全阀突然开启或关闭等。

4.水击会对油库管路系统产生什么样的危害?应采取哪些措施来减弱水击?

水击产生的增压波和减压波会使管线发生超压、液柱分离和汽蚀,造成设备损坏、管子破裂、管线震动和噪声,甚至于破坏整个输油系统。水击产生的增压波由于在原来压强上叠加了一个水击压强,提高了管线的动压,油库输油管线由于承受压力一般不高,一般输油管线上的阀门等附件多为低压(小于981kPa)设备,因此,水击就有可能造成管线超压,甚至破裂,阀门等附件损坏,泵和阀门,填料函等的密封部位损坏,而发生跑、漏油料事故,甚至于引起更大的燃烧爆炸事故。

对于水击产生的减压波的危害也不能忽视,由于减压波所到之处液压降低,流速减慢,但其下游的液流在惯性的作用下继续以原来速度流动,二者速度的差别使液体稀疏。当液流的绝对压力降到液体在当时温度下的饱和蒸气压力以下时,液体就会汽化,产生气泡。实际上,这种情况一般发生在管线拔高的地方,气泡大多聚集在高点的下游,液流则从其下方通过,如图3—7所示。

一经形成,其容积就会不断增大,直到气泡上游与下游的液流速度相等为止,这就叫液柱分离。气泡容积的大小,决定于气泡形成到上下游液流速度相等的时间及这一段时间内的平均流速差。此后,上游液流将追击下游液流,两个液柱又接合了起来,并在速度差的作用下产生较大的增压,有可能造成设备的损坏,管线超压。而且散布于液流中的气体,既不易被液体吸收,也不容易排除出去,造成输油不稳。此种现象同泵发生汽蚀相似,故又称“管内汽蚀”。

针对上述水击对管路造成的危害,应采取以下措施来减弱水击。

(1)压力降(液柱分离)减轻方法

①安装飞轮增大了泵的惯性,从而抑制了回转速度、流量和压力的急剧降低。

②变更管路的形状因为在泵出口处管路急速上升,就容易引起液柱分离,若将泵出口处的管路布置平缓,就可以避免出现负压,保证管路安全。

③设置自动吸气阀若管路有可能出现负压时,可以在管路出现负压最大的地方设置吸气阀。当负压发生时,让它吸人空气,以减轻由于液柱弥合而产生的水击压力。

④设置单向平衡罐在出现负压最大的地方设置平衡容器,容器和管路之间装有单向阀,正常时与管路切断。当管路内的压力低于容器压力时,逆止阀便开启,向管路补充液体。

⑤设置空气罐在泵的排出端设置一密闭的空气(或惰性气体)容器,当动力被切断时,流速急剧减少时,空气罐内被压缩的空气把流体压向排出管,从而减弱水击作用。

(2)防止超压的措施

①妥善地进行工艺设计正确地选定工作压力,选定工作压力时应把突然停泵和突然关阀等可能产生水击的因素考虑进去。

②采用防止超压的设备如安全阀、止回阀、空气罐等。

③正确地进行操作严格地遵守规程和动作要领,对于防止管线超压有重要的作用。

④在泵的操作管理方面开停泵的动作要缓慢而平稳;司泵员应加强责任心,经常监视仪表,严禁随意开停泵,开关阀门,随意调节。

⑤在阀门操作方面输油开泵前,管线上的阀门应打开,阀井上锁;关闭阀门时,前70%的行程可快关,以后应减慢,到最后应很慢,按反射波返回的时间考虑,开阀则应先很慢,后70%可快开;在进行输油过程中,不得随意开关管线上的阀门。换罐时,应先打开通向另一个罐的阀门,然后再关这个油罐的阀门。

5.简述输油管路的腐蚀及预防措施。

油库的输油管路无论是安装在洞(室)内、洞(室)外,还是安装在地上、地下或管沟内,由于都会与外界介质,如大气、水分、土壤、油品等接触,以及杂散电流的影响,不可避免地都会产生化学或电化学腐蚀。随着时间的增长,管道的腐蚀和防腐层老化等问题日益严重,加上油库现阶段对地下输油管线无可靠的检漏技术,这种输油管道由于腐蚀穿孔出现的跑冒油料事故,以及由此而带来的火灾、爆炸、环境污染等问题日益严重,给国家、企业和社会带来了巨大的损失,因此,加强对输油管路防护和管理,延长管路的使用寿命,对于防止跑漏事故的发生具有重要的意义。

目前,油库输油管路防护方法主要采用涂料防腐和阴极保护两种方法。

涂料防腐的原理是将防腐涂料均匀致密地涂于经除锈的金属管道表面,使其与各种金属腐蚀环境隔绝,切断电化学腐蚀电池的回路,达到金属管路防腐绝缘的目的。

阴极保护法就是将被保护金属(管道)进行外加阴极极化,以减小或防止金属腐蚀的方法。金属管道阴极保护主要采取两种方法,一种是牺牲阳极的阴极保护,另一种是外加电流阴极保护。

6.地震会对输油管路造成哪些破坏?如何避免这些破坏?

地震引起输油管路的破坏形式主要有:建(构)筑物倒塌或物体落下将管道砸坏,与输油管路连接的设备(如油罐,油泵等)、支架等的摇晃振动产生相对位移将管路拉断;地基发生不均匀下沉使设备产生相对变位将管道拉断;地层断裂,土壤发生拉伸或压缩使直埋管道剪断、扭曲或挤裂;管道与设备、构筑物发生共振而断裂;地基液化导致地下管道严重变形,有时甚至将大直径管道浮起,将支管拉断;地震引起的滑坡等使管道损坏。

防止输油管路遭受地震破坏的措施如下。

(1)从设计上考虑到地震可能造成的管路破坏这里主要考虑两点,一是惯性地震力引起的管路破坏,这一点主要是防止由于振动而引起的管路损坏;二是由于相对位移而引起的管路破坏,这种破坏在地震引起的输油管道破坏中占很大的比例,这是设计中应考虑的重点。如管路与油罐,管路与油泵等连接部位,在地震时由于油罐、油泵等设备与管路产生了相对位移,就会在管路上产生抗、压、剪、扭、弯等复杂的应力组合,而且地震引起的振动使油罐、油泵等设备与接管部位产生了应力集中,从而造成连接部位的破坏。

目前,国内尚无有关的标准、规范来确定相对位移在管路上产生的应力大小。现在比较常用的用来防止这种破坏的方法是在设备与管路之间安装金属软骨以补偿设备与管道之间的位移。

(2)加强对地震前的防范准备工作这是目前能采用的较好办法,对于防止事故的发生、避免事故的扩大都能起到积极的作用。在这方面,主要应做好以下几点。

①临震期间应尽量不收发油品,井对所有输油管路放空。

②检查管路所通过地区的建(构)筑物设备的抗震设防情况,确保地震时不倒塌、不位移、不倾斜、不沉陷,对可能会对管路产生威胁的建(构)筑物、设备等应采取相应措施进行处理或对管路采取相应措施进行防护。

③对于架空管道段,要防止管道下滑或支架位移而造成管道的损坏,在一定距离设柔性管道段。

④地震区的埋地管道在高低点,易集油处,应设有进气、排气孔。对较长的管道,为防止大量跑油,隔一定距离应设置紧急关闭阀。

⑤管道穿越建(构)筑物基础时,管道应与基础保持一定距离,最好在此处改成地沟式架空敷设。管道穿过可液化层时,应对管道采取抗浮措施。管道出入地面的部位,三通、阀门和设备连接部位应采用柔性连接。

⑥管道的敷设应尽量避开活断层、滑坡地段和可液化土层。滑坡是斜坡上的大量土体或岩体的边界产生剪切破坏,在重力或其他外力作用下,土体或岩体沿软弱面整体下滑的一种物理地质现象。由于地震的影响,大量的岩体或土体在重力作用下就会沿一定的滑动面下滑而导致滑坡,由于滑坡位移而使管道中产生较大的应力,就有可能导致管道的损坏。因此,在临震期间,应加强对滑坡地段的位移和管道应变的监测和巡视,通过对滑坡和管道的监测,以便对发现的问题及时采取措施,避免管道发生事故。在临震期间,还要对监测的有关数据进行分析,并到实地调查滑坡地段的活动情况,分析滑坡的稳定性,并对危险较大的滑坡进行整治。

⑦在临震期间,要分析地震可能造成管路损坏的地段以及管路损坏可能导致的二次事故(火灾、爆炸、污染),并据此制定有关的抢险救灾预案,以便到时能及时地、有条不紊地组织人员、设备进行抢救。

⑧临震期间,加强对管路的巡视,检查,发现问题及时处理。

⑨做好抢险救灾的人员、物质、车辆等的准备工作。

⑩成立应急抢修分队,以便在地震以后能及时对损坏管路进行抢修。

篇5：液化石油气储罐泄漏火灾风险预防控制措施

1.加强设备质量管理,杜绝泄漏现象

液化石油气储罐的设计、选材、加工,制造和安装应符合现行国家标准《钢制压力容器》GB150、《钢制卧式容器》JB4731和《压力容器安全技术监察规程》的有关规定。材料通常按第三类压力容器要求选择,罐体应进行热处理,以消除焊接过程中造成的应力变化,焊接要经过100%的损探伤,安装时应选择刚性不燃的坚固基础作为罐体基础。法兰、垫片和紧固件的压力等级应高于设计压力。储罐本体第一道法兰垫片应用符合聚四氟乙烯,不得采用其他耐油石棉法兰垫片。

埋地储罐应采用严格的防腐措施,防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定,并应采用最高级别防腐绝缘保护层,储罐还应作阴极防腐,采用电化学防腐措施后,引出管道的阀门后要安装绝缘法兰隔断。

储罐在投用以前,必须严格按照《压力容器安全技术监察规程》进行强度和气密性试验。使用后,加强维护保养,定期进行开罐检验,从根本上保证设备的安全运行,防止设备故障导致泄漏。

2.合理设置储罐,降低泄漏风险

液化石油气储罐或储罐区与明火或散发火花地点、建筑物、堆场的防火间距应符合《建筑设计防火规范》GBJ16-87(20**年版)的要求。储罐之间的防火间距不宜小于相邻较大罐的直径,整个储罐的总容积超过3000m3时,应分组布置,组内储罐宜采用单排布置,组与组之间的防炎9距不宜小于20m,以防止火灾蔓延和便于进行火灾扑救。

储罐与储罐组四周应设防火堤,其高度为1.0~2.2m,使储罐漏液时不致于外流,并且通风较好,不会窝气。储罐区还应设置宽度不小于6m的环形消防车道,并宜设置至少2个安全出口。

储罐区应设置备用储罐,以供发生事故时倒罐用或作为开罐检查、检修的备用储罐。

储罐的进液管道和液相回流管道直接接入储罐内的气相空间,一旦管道发生泄漏事故,直接泄出去的是气体,其危害性比直接泄漏出液体要小得多。

储罐脱水排污应采用二次脱水装置,即脱水包,脱水包设计压力不应小于储罐设计压力,储罐至脱水包之间要有切断阀。在寒冷和严寒地区,从液化石油气储罐底部引出的脱水排污管的根部应加装伴热或保温装置,以防止排污管阀门及其法兰垫片冻裂。

在城市建成区内的加气站,液化石油气储罐应埋地设置,可减少暴露在地面上的易燃易爆化工设施,杜绝气站内因车辆频繁出入而碰撞液化石油气设备,造成大量泄漏的意外情况发生,避免了夏季液化石油气受热后引起压力升高造成泄漏,同时减小邻近火灾的影响,埋地储罐的阀件、管道等泄漏液化石油气时,也容易进行有效的堵漏,有利于降低泄漏风险,提高安全性。

3.规范安全操作,减少泄漏量

制订一套切实可行的安全管理办法和各项操作规程。加强操作人员的安全教育和业务培训,使之娴熟掌握操作技术及消防故障和隐患的方法,杜绝误操作,违章行为的发生。进入储罐区从事充气、检修和残液回收的操作人员应穿防静电服装和鞋。储罐操作人员定时对罐区内储罐的压力,液位、温度和安全装置及主要操作控制阀门进行安全巡查。严格执行动火检修制度。夏季要根据储罐温度变化,及时开启喷淋装置,冬季要注意排水防冻。

4.防止泄漏气体聚集

液化石油气储罐区宜布置在本单位或本地区全年最小频率风向的上风侧,不要建在窝风地带,应选择有良好通风的地段,以便泄漏出来的液化石油气能及时散去。

液化石油气储罐宜露天设置,严禁设在室内或地下室内,以防止泄出来的液化石油气气体在室内积聚,形成爆炸性危险气体。

储罐区内要严格控制低洼点,除必须设置的储罐阀门、操作井、地下卸液口、消防水池、地下消火栓、消防水泵接口等设施外,严禁设置地下和半地下建、构筑物装置。

5.设置防泄漏安全装置

储罐要设有液位,温度、压力测量仪表。液位测量应设高低液位报警;压力测量应设压力上限报警,较大容积的储罐,液位和压力的测量宜设远传二次仪表,防止超温、超压、超液位发生泄漏。

液化石油气储罐必须设有全启封闭式弹簧安全阀。大于100m3的储罐宜设有2个处于工作状态的安全阀,防止储罐超压泄漏。凡在安全阀与罐体间设置的阀,必须处于开启状态,并要有铅封。安全阀的开启压力不得超储罐的设计压力。安全阀要每年检验一次。

储罐区应设置紧急切断系统。该系统应能在事故状态下迅速关闭重要的液化石油气管道阀门和切断液化石油气泵、压缩机的电源,避免液化石油气大量外泄。在储罐的出液管道的进液管道等部位设置管道内置的紧急切断阀,紧急切断按钮安装在经常有人操作的区域附近,为了避免控制系统误动作,紧急切断阀应能由手动启动的遥控切断系统操纵关闭,只能手动复位,紧急切断阀宜为气动阀。

储罐的进液管、液相回流管和气相回流管上应设止回阀,出液管上宜设过流阀,止回阀和过流阀有自动关闭功能,可有效防止液化石油气管道发生意外泄漏事故。止回阀和过流阀设在储罐内,增强了储罐首级关闭的安全可靠性。储罐内未设置控制阀门的出液管道和排污管道,储罐的第一道法兰处最为危险,应在该处配备堵漏装置。

6.及时发现泄漏

为了能及时检测到液化石油气非正常超量泄漏,以便工作人员尽快进行泄漏处理,应在储罐区、卸车点周围等危险场所,特别是低洼的阀门操作井、地下卸液口等容易积聚液化石油气气体的地方,均应设置可燃气体浓度检测和报警装置,观察仪表要设置在昼夜有人值班的安全场所,其报警值应取液化石油气爆炸浓度下限的20%。罐区正常巡查的工作人员,应配备手提式防爆型可燃气体浓度检测报警器。检漏报警装置应定期检测保养,保证运转正常。

7.设置消防给水及灭火设施

罐区消防供水洞庭湖采用环状管网,给水干管不应少于2条,管径不少于150mm。为便于消防车向管网供水,还应设水泵结合器,且至少2个,罐区内应设消火栓,其间距一般应为60m装罐区等重点部位附近应设箱式消火栓,其保护半径应为30m,消火栓用水量为20L/s~45L/s(视储罐大小而定),大型罐区设固定带架水枪,其供水压力不小于0.35MPa,对卧式罐不小于0.25MPa。储罐上安装消防喷淋和水喷雾设施,供灭火和降温用。罐区内按规范配备相应的移动式灭火器材,如干粉灭火器等。

8.妥善处置泄漏事故

当发生液化石油气泄漏时,及时有效地堵漏,是防止火灾、爆炸、人员中毒等事故发生和控制其严重程度的重要手段,可采取关闭阀门、转移物料、带压堵漏、注水堵漏等多种措施进行堵漏。如果通过关闭上游阀门可控制泄漏,应立即设法关闭有关阀门,切断气源。如果储罐设有备用卸料储槽或与其他有剩余空间的液化石油气储罐连通,可将泄漏罐内的液化石油气转移,或打开火炬放空阀放空,以减缓泄漏速度和总的泄漏量。当液化石油气管道、法兰发生泄漏时,可利用预制的夹具和密封胶及密封胶注入工具进行带压堵漏,参照有关带压堵漏技术规定执行。当储罐底部或出口管线发生泄漏时,可通过底部的注水管线注入高压水将液化石油气液面垫起,使水成为泄漏物料,之后考虑堵漏或采取转移物料的措施。

熄灭液化石油气扩散区的一切火种。液化石油气扩散的区域,电气设备保持原来状态,不要开或关,及时切断该区域的总电源。并在事故现场四周设立警戒区,警戒区内不得有任何火源存在,严禁将任何火源带入警戒区。

使用喷雾开花水流或惰性气体稀释、驱散泄漏的液化石油气体,防止它达到爆炸浓度。对已着火的泄漏液化石油气体在切断气源的同时,向火区喷发灭火剂。在有条件的地方,可以开启氮气管道、水蒸气管道,使氮气和水蒸气充盈火区空间,窒息灭火。在火焰熄灭后,应防止残余液化石油气汽化扩散甚至复燃。