靖三联伴生气污染治理工程安全预评价报告.doc

靖三联安全预评价报告
目 录

前　言 5
1总则 6
1. 1评价目的 6
2. 2评价原则 7
1.3安全验收评价依据 7
1.3.1有关法律、法规和规范性文件 7
1.3.2建设项目相关文件 8
1.3.3评价标准及规范 8
1.4评价范围 9
2建设项目概况 10
2.1建设单位简介 10
2.2建设项目概况 11
2.2.1建设项目地址及区域概况 11
2.2.2主要工艺技术 12
2.2.3原油物性参数 12
2.2.4工艺流程 13
2.2.4.1原油稳定 13
2.2.4.2轻烃回收 15
2.2.5产品方案 17
2.2.6总图及平面布置 18
2.2.7项目组织及劳动定员 18
2.2.8项目总投资及来源 19
2.2.9公用工程及辅助设施 19
3主要危险、有害因素分析 22
3.1.1物料危险、有害因素分析 22
3.1.1原油 23
3.1.2伴生气 23
3.1.3液化气 24
3.1.4氨 25
3.1.5乙二醇 25
3.1.6硫化氢 26
3.1.7轻油、干气及燃料气 26
3.2工艺危险、有害因素分析 27
3.2.1原油稳定及轻烃回收危险、有害因素分析 27
3.2.2油气管输危险、有害因素分析 27
3.2.3处理设备与设施有害因素分析 28
3.2.4电气火灾危险、有害因素分析 28
3.2.5防雷、防静电设施危险、有害因素分析 29
3.3作业安全管理危险、有害因素分析 29
3.4产生火源的危险因素分析 30
3.4.1明火 30
3.4.2静电火花 30
3.3.4电气火花 31
3.4.4雷击火花 31
3.4.5碰撞和摩擦火花 31
3.5环境危险、有害因素分析 32
3.6社会环境危险、有害因素分析 32
3.7其他危险、有害因素 32
3.7.1电气伤害 32
3.7.2，机械伤害 32
3. 7. 3高处坠落 33
3.8职业危害因素分析 33
3.8.1中毒 33
3.8.2噪声 33
3.8. 3温度、湿度 34
4.评价单元和验收评价方法 34
4.1评价单位的确定 34
4.2验收评价方法的选择 35
4.3评价方法简介 36
4.3.1安全表检查表法 36
4.3.2道化学公司火灾、爆炸危险指数法 37
4.3.3预先危险性分析法 37
4.3.4事故树分析法 37
4.3.5类比推断法 38
4.4评价内容及重点 38
5 定性、定量评价 38
5.1安全管量单元评价 38
5.2原油稳定及轻烃回收单元评价 42
5.2.1原油稳定单元 42
5.2.2轻烃回收子单元 48
5.3储罐区单元 51
5.4管线单元 55
5.5其他单元 56
5.5.1机械伤害子单元 56
5.5.2电子伤害子单元 57
5.6职业卫生单元 59
5.6.1毒物危害子单元 59
5.6.2噪声危害子单元 60
6 安全对策措施及建议 61
6.1方案设计中提出的安全对策措施 61
6.2补充的安全对策措施 62
6.2.1安全管理对策措施 62
6.2.2管道与周边设施的安全要求 65
6.2.6输油气泵安全对策措施 73
6.2.7站场防雷对策措施 74
6.2.8防静电对策措施 75
6.2.9 电气防火措施 76
6.2.10 职业卫生措施 77
6.2.11 应急救援措施 78
7 评价结论 78

80

前　言
志丹大维燃气有限责任公司地处陕西省志丹县顺宁乡印子砭自然村，公司从事油田伴生气治理工作，经营范围是液化石油气和稳轻烃的生产、储存及销售工作。目前由于靖三联所辖区块原油中伴生气含量较富，且伴生气除了供原油外辆加热炉和部分生活点用气占20%外，其余都在开式流程的储罐、放空管中排放掉了；在常压仿制的呼吸阀口，随着烃蒸气的大量散发，C6以上的轻油也会被携带挥发出来，造成原油的挥发损耗，这对站厂的生产生活造成很大的安全隐患，也极大污染了油区的自然环境。因此，对盘占梁油区集输系统进行密闭改造，对原油进行轻烃脱除处理，对伴生气进行回收利用已显得非常必要和迫切。本工程属于环保节能项目，环境、社会经济效益均显著。
根据《中华人民共和国安全生产法》和国家有关建设项目安全设施“三同时”工作的要求，志丹大维燃气有限责任公司靖边分公司委托陕西圣达安全评价有限公司秋其“靖三联伴生气污染治理工程（伴生气污染治理工程）”编制安全验收评价报告。接受委托后，我公司派评价人员对该工程进行了现场调研、搜集资料，依据国家有关安全生产和方针、政策和法律、法规及标准，按照《安全验收评价导则》（国家安全生产监督管理局安监管技装字｛2003｝77号），编制了《志丹大维燃气有限责任公司靖三联伴生气污染治理工程安全验收评价报告》。
1总则
1. 1评价目的
（1）分析、识别志丹大维燃气有限责任公司靖三联伴生气污染治理工程存在的主要危险、有害因素；
（2）对项目建成投产后发生危险、危害的可能性和危险危害程度的大小进行预测；
（3）根据预测分析结果，提出职业安全卫生对策与措施，为该项目的设计、生产和安全管理提供依据；
（4）为安全生产管理部门实施监督、管理、检查提供依据，为建设单位职业安全卫生管理的系统化、标准化和科学化提供依据和条件；
（5）验收评价的分析、评价结论和对策（措施）可为安全生产综合管理部门审批建设项目的初步设计提供依据。
2. 2评价原则
（1）按突出重点、兼顾其它的原则进行评价；
（2）关有毒有类等的影响，采用的是类比工程的测试数据，与正常生产情况可能有区别，因此该项目建成投产后还须进行现场监测，以对本报告有关的数据进行复核。
1.3安全验收评价依据
1.3.1有关法律、法规和规范性文件
（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4号）
（3）《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）
（4）《危险化学吕安全管理条例》（国务院第344号令）
（5）《特种设备安全监察条例》（国务院第373号令）
（6）《关于进一步加强建设项目（项目）劳动安全验收评价工作的通知》（国家安全生产监督管理局监管办字［2001］39号）
（7）《压力容器安全技术监察规程》（质技监局锅发［1999］154号）
（8）《安全评价通则》（国家安全生产监督管理局安监管技装字37号）
（9）《安全验收评价导则》（国家安全生产监督管理局安监管技装字［2003］77号）
（10）《陋上石油及天然气开采业安全评价导则》（安监管技装字［2003115号］）
1.3.2建设项目相关文件
　（1）《采油三厂靖三联伴生气污染治理工程（原油伴生气回收利用工程方案设计）》（西安长庆科技工程有限责任公司，2005年6月）
（2）《采油三厂靖二联扩建工程（油国伴生气污染治理）可行性研究报告》（中国石油化工集团江汉石油管理局勘察设计研究所，2002年2月）
（3）《中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司工程项目计划任务书》（长庆油田分公司第三采油厂，2004年11月）
（4）志丹大维燃气有限责任公司与陕西圣达安全评价有限公司签订的该项目《委托书》
1.3.3评价标准及规范
　（1）《重大危险源辨识》GB18218－2000
（2）《石油化工企业设计防火规范》GB50160－90及修改
（3）《工业企业设计卫生》标准GBZ1＝02
（4）《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2＝02
（5）《工业企业采光设计标准》GB50033－91
（6）《工业企业照明设计标准》GB50034－92
（7）《工业企业总平面设计标准》GB50187－93
（8）《生产过程安全卫生要求总则》GB12801－91
（9）《生产设备安全卫生设计总则》GB5083－85
（10）《建筑物防雷设计规范》（2000年版）GB50057－94
（11）《建筑抗震设计规范》GBJ16－89
（12）《建筑设计防火规范》（2001年版）GBJ16－87
（13）《建筑灭火器配置设计规范》GBJ140－90
(14)《原油天然气工程设计防火规范》GB50183－2004
（15）《油气集输设计规范》SY/T004－98
（16）《稳定轻烃》GB9053－98
（17）《油田防静电接触地设计规范》ST/T0060－92
（18）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规程》GB50058－92
（19）《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048－2000
（20）《油气田液化石油气》GB9052.1－98
（21）《油气田及管道仪表控制系统设计规范》SY/T0090－96
（22）《安全色》GB2893－82
（23）《安全标志》GB2894－96
1.4评价范围
本验收评价范围仅限于志丹大维燃气的限责任公司靖三联生气污染治理工程建设内容，即原渍签定、轻烃加收装置以及配套的轻烃产品储运、供配电、循环水、供热、消防等辅助设施，不涉及该企业其他生产装置和设备。

2建设项目概况
2.1建设单位简介
志丹大维燃气有限责任公司地处陕西省志丹县顺宁乡即子砭自然村，东北面接周河，西靠山脚，南与靖咸夔站相邻，全厂占地面积约9000平方米，距顺宁石油基地7公里，2003年9月份，公司在志丹县顺宁镇注册成立，从事油田伴生气废气治理工作，经营是液化石油气和稳定轻烃的生产、储存以及销售工作。
公司拥有三层装置平台一座、原油稳定二层装置平台一座、大罐抽气压缩机三台、原料气压缩机两台、氨压机两台、空气压缩机两台、仪表室一间、配电室一间、原油稳定泵房一间、50吨电子衡一台、六具100方产品储罐。生产工艺采用先进的DCSⅢ型中控集散系统。
公司现有员工51人，其中管理人员4人，下设6个生产岗位：氨压缩机房、原料气压缩机房、装置区、原油稳定区、化验室、维修大班。日处理伴生气3万立方米，可生产液化石油气15吨/日，稳定轻烃3吨。

2.2建设项目概况
2.2.1建设项目地址及区域概况
本项目选址在靖边县周河镇杨家沟村（见附图一：地理位置图）。该区属内陆干旱性气候，四季变化大，冬季严寒而少雪，春季气温日差较大，寒潮霜冻不时发生，并多有大风及沙暴。夏季短而酷热；秋季多雨，降温快，早霜冻频繁。年蒸发量大于年降雨时，每年7～9月为雨季，约占全年总和水量的55%～60%，多为雷阵雨或暴雨，最干旱期为2～6月。全年盛行西北风，尤以春季为甚，夏季以东财风为主。其主要气象条件如下：
一般海拔高度　　　　　　　　　　　1630m
极端最高气温　　　　　　　　　　　37.4℃
极端最低气温　　　　　　　　　　　－25.4℃
年平均降水量　　　　　　　　　　　525㎜
年最大降水量　　　　　　　　　　　785.9㎜
年最小降水量　　　　　　　　　　　324.4㎜
年平均相对湿度　　　　　　　　　　59%
最大积雪厚度　　　　　　　　　　　18㎝
最大冻土深度　　　　　　　　　　　96㎝
年平均风速　　　　　　　　　　　　1.4m/s
年最大风速　　　　　　　　　　　　2.1 m/s
年最大雷雨日　　　　　　　　　　　19.2ｄ
年平均沙暴日　　　　　　　　　　　7.3ｄ
地震烈度　　　　　　　　　　　　　8度
2.2.2主要工艺技术
（1）改造现有的开工油气集输流程为密闭集输流程，采用大罐抽气工艺回收油罐中挥发出的烃蒸气。
（2）根据混合净化原油物性，并结合目前联合站集输脱水、原油外输工艺流程和设备现状，采用负压闪范稳定工艺回收净化油罐中的易挥发轻烃组份。
（3）根据原料其组成及其来气压力确定采用压浅冷法工艺回收伴生气中的轻烃组份。
2.2.3原油物性参数
原油密度：0.85ｇ/㎝3
运动粘度：6.6mm2/ｓ（50℃）
凝固点17℃
含蜡：8.70%
族组成：饱和烃55.48%；芳烃12.00%；非烃4.10%；沥青2.12%
馏程：初馏点℃　　体积（%）53
100℃　　　　　　　　4.5
120℃　　　　　　　　8.0
140℃　　　　　　　　11.5
160℃　　　　　　　　15.0
180℃　　　　　　　　18.0
200℃　　　　　　　　20.5
220℃　　　　　　　　23.0
240℃　　　　　　　　26.0
260℃　　　　　　　　29.5
280℃　　　　　　　　33.5
300℃　　　　　　　　37.5
2.2.4工艺流程
2.2.4.1原油稳定
（1）工艺流程说明
　靖三联原油采用大罐抽气工艺在脱水沉降罐内进行脱水处理后，达到了合格标准原油一，原油中C2-C4轻轻的含量还有0.9-1.2%（ｗ），因此原油再进一步进行脱气稳定处理，将原油中C2-C4轻烃分离并加以回收利用。
　原油脱轻烃稳定处理方法采用负压闪蒸法，即净化罐原油经原油泵从净化油罐抽出加压后，由换热器热火加热到65℃，进负压原油抽气塔，塔顶压力在-0.05～0.06MPａ，塔底稳定原油经塔底泵抽出后外输至外输首站；塔顶油气经冷却后进分液罐除去少量凝液，气相经负压气压缩机压缩至0.3 MPａ，冷却到40℃后去轻烃原料气缓冲分离器（详见附图三：原油稳定工艺原则流程图）。
（2）主要工艺设备
表2－1　　　原油抽气稳定主要工艺设备表
序号
设备名称及规格
单
位
数
量
备注
1
负压缿敢塔Φ2600×12500
座
1

2
塔顶水冷器LH1.6/100-18-L
魇
1

3
塔顶分液罐Φ1400×4200（一运一备）
台
2

4
负压压缩机LG15/0.05-0.40（一运一备）
台
2
与大罐抽气合用75ｋW
5
原料油泵（一运一备）
JA100-250A（Q＝230ｍ3/ｈ，H＝55ｍ）
台
2
电机YB225M-2,45ｋW
6
塔底油泵（一运一备）
HA100-250A（Q＝230ｍ3/ｈ，H＝55ｍ）
台
2
电机YB225M-2,45ｋW
7
负压压缩机出口冷却器LH1.0/100-8-L
台
1

8
抽气塔前加热器LHK1.6/200-68-W
台
1

9
机械式调压箱（稳压到：＋30㎜水柱）
台
1

2.2.4.2轻烃回收
（1）工艺流程说明
　经过脱水、脱硫处理后的原料气净增压至2.0 MPａ，经空冷器冷却至40℃，然后经过冷箱与干气、低温凝液换冷至8℃，加入乙二醇后再进氨蒸发器，进一步冷却至-25℃后进低温分离器，液相在冷箱换热后进脱乙烷塔；气相（干气）与原料气在冷箱换热后经调压后再去各用气点。脱乙烷塔顶设氨冷凝器，塔顶温度控制在-15℃，压力控制在1.6 MPａ，塔顶气相可以回流与原料气混合循环回收其中的重组份，塔底设重沸器，温度控制在70℃左右，塔底液相进液化气塔。液化气塔塔顶（压力控制在1.2 MPａ）气相经水冷器冷凝后进液化气回流罐，回流罐液化气一部分经泵打回流，控制塔顶温度65℃，另外一部分送至液化气储罐；液化气塔底设导热油生沸器，温度控制在155℃，塔底液相经冷却后出轻油产品，靠自压进轻油储罐（详见附图四：轻烃回收工艺原则流程图）。
（2）主要工艺设备
表2＝3　　　　　轻烃回收主要工艺设备表
序号
设备名称及规格
单
位
数量
备注
1
脱乙烷塔Φ400×15000
具
1
填料
2
脱丁烷塔Φ600×17000
具
1
填料
3
压缩机入口缓冲罐Φ1400×4200（卧）
具
1

4
一级出口缓冲罐Φ1000×3000（立）
具
1

5
低温油气分离器Φ1000×3400（卧）
具
1

6
液化气中间罐Φ1000×3000（卧）
具
1

7
压缩机一级出口冷却器LH2.5/100-18-L
台
1

8
压缩机二级出口冷却器LH2.5/100-20-L
台
1

9
氨蒸发器70ｍ3
台
1

10
板式换热器
台
1
2。.2KW
11
乙二醇脱水再生装置
套
1

12
液化气塔顶冷凝器LH2.5/100-7-L
台
1

13
轻油冷却器LH2.5/100-1-W
台
1

14
液烃换热器LH2.5/200-6-L
台
1

15
氨制冷压缩机组（配辅助机一套）Z2KA16CB
台
2
备用1台
16
石油气压缩机2D8W-23/1-22
台
2
备用1台
17
清油泵DL113-15×20（Q＝3ｍ3/ｈ，H＝300ｍ，N＝11KW）
台
2
备用1台
18
全性能螺杆式空压机组　LUD710180A
（Q＝2.8ｍ3/ｍｉｎ，P=0。7Mｐａ，电机N＝18.5KW）
台
2
备用1台
19
100ｍ3液化石油气储罐　
台
4

20
100ｍ3轻油储罐
台
2

（3）物料平稳
表2－3　　　　　轻烃回收物料平衡表
项目
名称
ｔ/ｈ
×104ｔ/ａ
×104Nｍ/ｄ

投入
缓冲罐气十大罐气
0.779
0.617
1.495
负压抽出气
1.606
1.27
1.518
未稳定轻油
0.33
0.262

合计
2.715
2.15
3.013

产出
干气
0.262
0.21
0.572
LPG
1.374
1.088

稳定轻油
0.723
0.573

污水
0.356
0.279

合计
2.715
2.15

2.2.5产品方案
原料：未稳定原油（净化油：含水0.5%重）150×104ｔ/ａ
　　　　伴生气　　　　　　　　　　　　　1.57×104Nｍ3/ｄ
产品：稳定原油　　　　　　　　　　　　148。448×104ｔ/ａ
　　　干气：　　　　　　　　　　　　　183.86×104Nｍ3/ｄ
　　　轻油　　　　　　　　　　　　　　5727.35ｔ/ａ
　　　液化气　　　　　　　　　　　　　10882.0ｔ/ａ
原油稳定轻烃拔出率：0.87%
C3收率：　　　　　＞63.2%（联合装置）
C3收率：　　　　　＞77.6%（气体处理）
伴生气利用率：13.2%，扩建后达20.7%（均未考虑自用伴生气）
2.2.6总图及平面布置
本工程建在靖边县周河镇杨家沟，作为靖三联集输油系统的辅助设施，回收原油伴生气。建有原油稳定和轻烃回收装置以及储运设施、循环水、变配电装置等设施。平面布置由原油稳定和大罐抽气装置区、轻烃回收装置区、储运区和职工生活点组成，共占地8550㎡，折合12.8亩。原油稳定和大罐抽气装置布置在靖三联预留区，轻烃回收装置区和储运销售区布置在靖三联外新征的场地内，职工生活点布置在消防队综合楼后为墙外（详见附图五：伴生气污染治理工程总平面布置图）。
2.2.7项目组织及劳动定员
本项目在靖三防疫站内建设，结合工程特点暂时按靖三联考虑。人员配置见下表2＝4。
表2＝4　　　原油稳定及伴生气染污治理工程人员配置
岗位
在岗人数
班次
小计
生产管理
站长
2
1
2
工程师
1
1
1
控制室
1
4
4
稳定、压缩、制冷、脱乙烷、分馏、循环水
4
4
16
运行岗位
化验
2
1
2
机电仪维护
3
1
3
液烃储存装车
2
1
2
合计
-
-
30
2.2.8项目总投资及来源
本项目总投资2355万元，其中固定资产投资2210万元，流动资金145万元。建设资金55%为自有资金，其余45%为借贷资金我。本项目建设期为1年。
2.2.9公用工程及辅助设施
（1）储罐区及装车系统
　结合当地实际，液化气储罐4座100ｍ3的卧式储罐，储存周期可达5天；轻油储罐2座100ｍ3的卧式储罐，储存周期可达7天。该部分主要设备如下表2－5：
表2－5　　　　　储罐、装车区要工艺设备表
序号
设备名称及规格
单位
数量
备注
1
液化气装车泵（屏蔽泵）（Q＝35ｍ3/ｈH＝90ｍ）
台
2
15KW
2
轻油装车泵（屏蔽泵）（Q＝35 Q＝35ｍ3/ｈH＝90ｍ）
台
2
15KW
3
液化气储罐100ｍ3
座
4

4
轻油储罐100ｍ3
座
2

5
电子汽车衡60T
座
1

6
2鹤位汽车装车鹤管
套
1

　（2）泄压放空
　　本装置泄压放空设施主要包括放空管线及放空管，放空管布置在距靖三联西南方向160ｍ的盘39-26注水井场。工程泄放量按5×104Nｍ3/ｄ（3850㎏/ｈ）设计，火炬简直径为14.6㎝，选DN150管线，火炬高度为32ｍ。
（3）给排水
本工程新鲜水主要为循环不和卫生清洁用水，用水量为132ｍ3/ｄ，间歇用水。站内已建有700ｍ3生产和消防合建水量2具，生产供水泵2台，供水能力150.0ｍ3/ｄ，供水管储备生产用水约160ｍ3，靖三联用水由周河供水站供给，供水能力1200ｍ3/ｄ，连续供水，水源采用地下水。
站内现有污水量700ｍ3/ｄ，站内新增污水量111.5ｍ3/ｄ，靖三联站内扩建污水处理场1座，处理规模1200ｍ3/ｄ，可以满足新增污水量的要求。
（4）消防
油罐区采用固定式低倍数泡沫系统和固定式消防冷却给水系统，已建2具700ｍ3钢制消防水罐。新建设施消防依托靖三联已建消防系统，100ｍ3液化气罐和轻油储罐设固定式冷却水系统，100ｍ3轻油罐还设备移动式泡沫灭火系统；新建罐区冷却水和泡沫混合管线从已建的消防环状管网上续接，管网上设箱式消火栓和固定直流-水雾两用水炮及地下式消火栓；罐区周围布置环状泡沫管网，管网上设泡沫栓；消火栓附近配置消火栓水珲箱，泡沫栓附近设置泡沫栓箱，环状管网上设阀门分成几个独立段。新增各装置区配置一定数量的小型移动式灭火器材。
（5）供配电
靖三联已建有35/10KV变电所，运行负荷2800W。靖三联原油严重危害琢伴生气治理工程预计新增电力负荷1056.9KV，目前靖三联0.4KV等级供电系统不能满足要求，必须设单独的高压供电系统。10KV电源采用电缆引自靖三联35/10K变电所10KV侧，场地内设10/0.4KV户内落地式变压器，另设低压配电室一间，采用GCS型配电屏放射式给各单体供电，各级采用自动开关保护。
（6）供热
由于蒸汽压力满足本项目所需热源要求，且考虑到稳定后原油经换热的温度满足外输要求，因此热源采用蒸汽，供热系统基本可满足要求。
（7）采暖与通风
采暖热煤为靖三联站内70℃～95℃热水，采用上供下回的同程式供热系统。除压缩机房和化验室、装车泵房采用机械通风外，其余均采用自然通风。
(8)建筑和结构
主要建筑物有压缩机房、仪表控制室、值班室、变配电间、循环水泵房、装车泵房、化验室等，构筑物为循环水池、储罐基础、工艺装置区设备基础等。一般房屋均采用砖混结构，特殊的采用框架结构；水池采用钢筋混凝土现浇；装置区内平台等采用钢结构；塔基础、罐基础、设备基础等采用钢筋混凝土或素混凝土现浇。
3主要危险、有害因素分析
3.1.1物料危险、有害因素分析
本工程原料为靖安油田盘古梁区和采油四厂杨米涧、白于山、大路沟、凤凰山井区的混合原油。负压稳定得到的原油，轻烃回收原料气的伴生气及产生的轻油、液化气、干气，天然气脱水、脱硫使用的防冻剂乙二醇及产生的少量硫化氢，天然气凝液回收使用的制冷剂氨及工艺消耗的燃料气等，均属于危险化学品。
3.1.1原油
原油是指从油田开采出来的未经加工及经过初步加工的石油，是一种黄褐色及黑色粘稠液体矿物，为多种液态烃类的混合物。主要由碳氢两种元素组成，其中碳的含量为83～87%，氢的含量为11～14%，此外还含有氮、硫、氧及微量元素磷、铁、镁等。原油的相对密度大多在0.86～0.91之间，闪点为11℃，自燃点380～530℃之间，爆炸极限1.1～6、4%，火灾危险性等级为甲类，原油的闪点、燃点及自燃点都较低，容易燃烧，而且一旦燃烧，会呈现有燃烧速度快（燃烧速度可达2.0㎜/ｍｉｎ），燃烧温度高(燃烧温度可达1100℃)，辐射热强的特点。原油蒸汽与空气能形成爆炸性混合物，若在爆炸极限内，遇较小的点火能就能引起爆炸。原油易蒸发，其在容器内压力每降低0.11 MPａ，一般有0.9～1.0ｍ3ｍ油蒸汽析出，蒸发出的油蒸汽极易在储存处或作业场地的低洼处积聚，从而成为燃烧爆炸的危险因素。原油易产生静电，其电阻率一般在1012Ω·㎝左右，在泵送、灌装、装卸运输等作业中，流动摩擦、喷射、冲击、过滤等都会产生静电当静电放电产生的电火花能量达到或超过油品蒸汽的最小点火能量时，就会引起燃烧爆炸。原油受热膨胀性较强，当膨胀所产生的压力大于容器或处理设备的抗压强度时，还会发生设备爆炸。
3.1.2伴生气
伴生气也称油田气，是指溶解在原油中或者呈气态与原油共存，随原油同时被开采出来的天然气。伴生气的甲烷含量一般在65%～80%，此外还有相当数量的乙烷、丙烷、丁烷等烃类，以及微量的硫化氢气体。伴生气通常为无色的气体，比空气轻，密度一般是空气的0.75～0.85倍。
伴生气是一种易燃、易爆的气体，与空气混合后，浓度达到一定范围，遇火源即会发生燃烧或爆炸。同时伴生气中含有微量的硫化氢会对人体有毒害作用，当伴生气大量地泄露到空气或室内达到一定浓度时，会使空气的含氧量减少，严重时使人窒息死亡。
3.1.3液化气
液化石油气是一种低碳数的烃类化合物，它在常温常下呈气态状态，只有在增加压力或降低温度的条件下，才变成液体，故称液化石油气。构成液化石油气的主要成分是丙烷、正丁烷、异丁烷、丙烯等8种碳氢化合物，俗称“碳三（C3）和碳四（C4）”。是在石油开采过程中，石油和油田气同时喷出，利用装设在淍井上面的油气分离装置，将石油与伴生气分离，再利用吸收法把它提取出来。
液化气析易燃，与空气混合能形成爆炸性物。遇明火和热源燃烧爆炸的危险。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。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、睡眼不佳、易疲劳、情绪不稳以及植物神经功能紊乱等。可致　冻皮肤冻伤。
储存于阴凉、干燥、通风良好的不燃仓间。仓内温度不宜超过30℃。远离炎种、热源，阳光直　。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。灌装时要有防炎防爆技术措施，禁止使用易产生炎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。
3.1.4氨
氨为无色有刺激性恶臭的气味，易溶于水、乙醇、乙醚。相对分子质量7.03，熔点－77.7℃，沸点－33.5℃，相对密度0.82（－79℃）（水＝1）、0.6（空气＝1），爆炸上下限27.4%～15.7%，引燃温度651℃，最大爆炸压力0.580 MPａ，临界132.5℃温度，临界压力11.40 MPａ，属第2.3类有毒气体。
氨与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。若遇高热，容器内增大，有开列和爆炸的危险，氨对上呼呼道有刺激和腐蚀作用，高浓度时可引起接触部位的碱性化学灼伤，组织吾溶解性坏死，并可引起呼吸道深部及肺泡损伤，发生支气管炎、肺炎和肺水肿。氨被吸收进入血液，可引起煻代谢紊乱及三羧酸循环障碍，降低细胞色素氧化酶系统的作用，导致全身组织　缺氧。氨可在肝脏中解毒生成尿素。
3.1.5乙二醇
乙二醇为无色、粘稠状液体，无气味。熔点－12.6℃，沸点197℃，相对密度1.1135，爆炸下限3.2%。乙二醇可燃，　蒸气与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起爆炸。对呼呼道和皮肤有刺激作用，短期暴露及入后刺激咽喉，高浓度接触可使眼晴红肿，视觉模糊，食入后引起视经系统、心脏、肺和肾脏症状，引起恶心、呕吐，长期暴露会引起神经受损、眼球持续转动、无知觉。
3.1.6硫化氢
硫化氢为无色有恶臭气味，溶于水、乙醇。相对分子34.08质量，熔点－85.5℃，沸点－60.4℃，相对密度1.19（空气＝1），爆炸上下限46.0%～4.0%，引燃温度260℃，最小点火能0.077ｍJ，最大爆炸压力0.490 MPａ，属第2.1类易燃气体。
硫化氢易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与浓销酸、发烟销酸或其它强氧化剂强烈反应，发生爆炸。气体比空气重，能在较低出扩散到很远的地方，遇明炎引着回燃。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、畏光、视物模糊、咳嗽、头痛、头晕等，重者出现脑水肿。
3.1.7轻油、干气及燃料气
轻烃加收装置原料气经过回收处理后产生的轻烃产品轻油、干气及在生产过程中消耗的燃料气，均为易燃、易爆气体，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明炎、高热能引起燃烧爆炸，将导致财产损失、人员伤亡，火灾危险类别为甲类。
3.2工艺危险、有害因素分析
原油稳定及轻烃回收装置属易燃、易爆生产环境，装置内运行的主要人介质原油、伴生气、轻油、液化气、干气、燃料气、硫化氢及氨等。按照《建筑设计防火规范》规定，伴生气、液化气、燃料气、硫化氢为甲类炎军危险性物质，因此，该装置属甲类炎军危险性工艺装置，火灾、爆炸是本装置的主要危险。
3.2.1原油稳定及轻烃回收危险、有害因素分析
原油稳定工艺过程中是在负压条件下进行，要求严格控制真空度，如果真空度过大，稳定塔内液面高度要升高，易产生蒸气带油情况，容易引起事故；同时真空度越大，气密性越差，漏入空气的可能性越大，空气与塔内油气形成爆炸性混合物，引起爆炸事故。
轻烃回收过程中的伴生气、干气、液化气及硫化氢等，可能因“跑、冒、滴、漏”或不适当的排放而在装置区扩散。由于装置停产检修前吹扫、置换不彻底，或检修部位与有毒介质隔离不好等，均可能造成检修人员中毒和窒息。最严重的是在生产过程中发生设备管线破裂、阀门、法兰和垫片损坏等突发性事故，泄漏出大量易燃、易爆气体及有毒气体而导致火灾、爆炸及急性中毒。
3.2.2油气管输危险、有害因素分析
管道输送原油或天然气不仅管径大、输送距离长、工作压力高、介质量大，而且输送的介质具有易燃、易爆危险性。在设计、施工、运行管理过程中，可能存在设计不合理、施工质量问题、腐蚀、疲劳、管道水击等因素，可能造成管道、储罐、阀门、仪器仪表、管线等设备及连接部位泄露而引起火灾、爆炸事故。如原油管道内壁结蜡或垢、停输时间过长易造成“凝管”事故；输油泵出口管线上阀门的阀板突然脱落、倒错流程、管线清蜡时清管器卡阻、蜡堵、操作不平稳时引起的水击、油品粘度太高阻力增大等造成“憋压”事故。
3.2.3处理设备与设施有害因素分析
原油稳定和伴生气回收处理装置的反应设备、安全阀、阻火器、液封罐、火炬组成的压力泄放系统；储油罐及呼呼阀、油罐接地装置、进出油管、量油口、放水管等安全附件；输气管道系统包括的管子、管件、阀门、法兰、垫片、紧固件等管道元件、泵、防爆电机、控制仪器仪表及安全附件等，这些系统中材料质量、机械设备、电气设施、静电接地、仪器仪表性能的好坏，直接关系到系统运行的可靠性和安全性。如储油罐冒顶跑油、胀罐、憋罐、浮顶沉船、破裂、腐蚀破坏等事故。
3.2.4电气火灾危险、有害因素分析
电气火灾事故的原因包括电气设备缺陷或导线过载、电气设备安装或使用不当等，如危险区域分级不准确，电气设备防爆性能不合格，电气设备发生适中、漏电或过负荷，从而造成温度升高至危险温度，引起设备本身或周围物体燃烧、爆炸。在输油站（场）、油罐等易燃、爆炸危险环境中，设置有防爆电机、电控阀门、仪器仪表、照明装置及连接电气设施的供电、控制线路等，这些设施、连接一旦发生火灾或故障，将引起安全事故。
3.2.5防雷、防静电设施危险、有害因素分析
输气管道、输油管道及泵系统的防雷、防静电设施有可能存在质量问题或管理不善，从而造成安全事故。其主要危险、有类因素有：
（1）系统所设置的防雷、防静电装置的位置、连接方法不正确，造成防雷、防静电效果达不到设计要求；
（2）避雷装置发生事故或静电装置失灵；
（3）防雷、防静电装置采用非良导体材料制造，或年久失修接触不良，造成接地电阻达大，难以起到消除雷电或静电作用；
（4）孤立导体（如浮顶）与油罐接触不良，造成静电积聚，产生放电。
3.3作业安全管理危险、有害因素分析
作业人员是否遵章守纪及企业安全管理水平的高低是实现安全生产的订因素之一。在日常生产中违章作业及安全管理不规范是油气管输主要的危险有害因素。违章作业在输气管道的订表现有：违章动火，违章电操作，违章开关阀门，输送泵组违章操作，检修、抢修操作违章等。安全管理不规范主要表现为安全管理机构要、相关管理制度、安全培训教育、安全检查及隐患治理、安全技术措施及计划、应急救援预案等内容的不健全、不完整及不合理等。
3.4产生火源的危险因素分析
火灾、爆炸必须同时具备三个条件或要素，即可燃物、助燃剂、引燃或引爆能量。油气输送管道系统在设计、施工、运行管理过程中，由于各种各样的原因，设备设施、管道或连接部位常有易燃、易爆危险介质泄漏，当遇点火源或引爆能时，将引起火灾、爆炸事故。因此，控制点火源的产生意义重大。而产生或影响点火源的因素很多，现分析如下：
3.4.1明火
据不完全统计，明火是产生火灾、爆炸的订原因，常见我明火有：
（1）站（场）、油罐区或阀室附近产生的烟道火星，放鞭炮和烧纸的飞火；
（2）车辆排气管喷出的火星；
（3）装置生产中临时维修及正常停车检修烛接和和切割作业，装置区内违章吸烟、动火作业或其他违章作业等。
3.4.2静电火花
原油在储运过程中很容易产生和聚集静电荷，并且消散慢。如果未安装导除静电装置或导除电表装置失灵，由于油品冲击，在罐壁上集聚静电荷放电打火，会引燃油蒸气。产生静电聚集的常见情况有：
（1）油品、油气在管道中流动；
（2）油吕的快速蒸发、泄漏；
（3）油品、油气在泵内通过；
（4）人体带的静电；
（5）穿、脱化纤衣服；
（6）形成孤立导体等，如油罐接地电阻过大（大于10Ω），或消除静电的装置失灵，或孤立的导体（如浮顶）与油罐接地不良，很容易聚集静电荷。
3.3.4电气火花
主要电设备如输电设备、线路、电机、照明设备等采用非防爆型或防爆等级不够，发生短路、漏电、接地、过负荷等故障，产生电弧、电火花、高热。
3.4.4雷击火花
避雷装置设计不合理或发生故障；储罐区、轻烃区、生产装置的塔、构架、容器、变配电设施、高大建筑物等采取避雷保护措施或失效；金属罐接地电阻过大（大于10Ω），静电荷消除不掉；混凝土油罐中钢筋未能安全电气闭合等，都容易遭受雷击。
3.4.5碰撞和摩擦火花
在装置区油气存在的地方操作人员使用镁铝合金工具或持工具撞击储罐；穿带钉鞋进行作业等会引起碰撞或摩擦火花。
3.5环境危险、有害因素分析
地质灾害、气候灾害和环境灾害三大自然灾害。分析靖边当地的环境条件，建设工程造成危害的自然灾害可能有地震、崩塌、滑坡、地面沉降、地面塌陷、土地沙漠化、干旱、寒潮、雷电、低温、热风、沙尘爆等。这些灾害轻则造成电力、通信系统损坏、中断，重则引起管线断裂、变形、悬空、扭曲、拉伸、折断等造成跑油或停输事故。
3.6社会环境危险、有害因素分析
近几年来社会环境危险　害因素人为外力破坏已成为输