安全生产技术精讲班第72讲讲义
一、管道线路
石油天然气油气储运安全技术
【考试大纲要求】：
1、了解输油气站场、储油（气）库、输油气管道的防腐绝缘与阴极保护，管道安全监控技术；
2、熟悉管道检测、管道维修与抢修等安全技术。
3、了解石油化工生产装置检修工作的特点；
4、熟悉检修前的几项主要准备工作，装置开、停车过程中的安全注意事项；
5、掌握停车后的安全处理过程（隔绝、置换、吹扫与清洗等）及安全要求；
6、熟悉动火作业的分类，动火安全作业证制度，动火分析及标准等；
7、熟悉进入设备内作业的危险及安全要求；
8、掌握检修完工后的处理措施。
9、了解可燃气体检测的目的，掌握其应用技术；
10、了解有毒气体及有毒物质浓度检测的目的，掌握其应用技术；
11、了解氧气含量检测的目的，掌握其应用技术。
【教材内容】：
第三节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 50251-2003和GB 50253-2003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。对进入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，应按GB 50057-1994《建筑物防雷设计规范》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 50057-1994《建筑物防雷设计规范》；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。
【例题】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（）。
A. 全年最小频率风向的上风侧
B. 全年最大频率风向的上风侧
C. 全年最小频率风向的下风侧
D. 全年最大频率风向的下风侧
【答案】A

 
第四节　检修安全
第四节检修安全
石油、化工生产的性质决定了检修工作具有频繁、复杂、危险性大的特点。
一、检修前的准备
准备工作主要包括：
（1） 设置检修指挥部；
（2） 制定检修方案；
（3） 检修前进行安全教育；
（4） 检修前检查。
二、装置停车的安全处理
1.停车操作及注意事项
停车方案一经确定，应严格按停车方案确定的停车时间、停车程序以及各项安全措施有秩序地进行停车。停车操作及应注意问题如下：
(1)卸压
系统卸压要缓慢，由高压降至低压，应注意压力不得降至零，更不能造成负压，一般要求系统内保持微弱正压。在未做好卸压前，不得拆动设备。
(2)降温
降温应按规定的降温速率进行降温，须保证达到规定要求。高温设备不能急骤降温，避免造成设备损伤，以切断热源后强制通风或自然冷却为宜，一般要求设备内介质温度要低于60℃。
(3)排净
排净生产系统(设备、管道)内贮存的气、液、固体物料。如物料确实不能完全排净，应在“安全检修交接书”中详细记录，并进一步采取安全措施，排放残留物必须严格按规定地点和方法进行，不得随意放空或排入下水道，以免污染环境或发生事故。
停车操作期间，装置周围应杜绝一切火源。
停车过程中，对发生的异常情况和处理方法，要随时做好记录；对关键装置和要害部位的关键性操作，要采取监护制度。
2．停车后的安全处理
主要步骤有：隔绝，置换、吹扫与清洗，以及检修前生产部门与检修部门应严格办理安全检修交接手续等。
1)隔绝
由于隔绝不可靠致使有毒、易燃易爆、有腐蚀、令人窒息和高温介质进入检修设备而造成的重大事故时有发生；因此，检修设备必须进行可靠隔绝。
视具体情况，最安全可靠的隔绝办法是拆除管线或抽插盲板。拆除管线是将与检修设备相连接的管道、管道上的阀门、伸缩接头等可拆卸部分拆下。然后在管路侧的法兰上装置盲板。如果无可拆卸部分或拆卸十分困难，则应关严阀门，在和检修设备相连的管道法兰连接处插入盲板，这种方法操作方便，安全可靠，广为采用。抽插盲板属于危险作业，应办理“抽插盲板作业许可证”，并同时落实各项安全措施：
(1)应绘制抽插盲板作业图，按图进行抽插作业，并做好记录和检查。加入盲板的部位要有明显的挂牌标志，严防漏插、漏抽。拆除法兰螺栓时要逐步缓慢松开，防止管道内余压或残余物料喷出，以免发生意外事故。加盲板的位置一般在来料阀后部法兰处，盲板两侧均应加垫片并用螺栓紧固，做到无泄漏。
(2)盲板必须符合安全要求并进行编号。根据现场实际情况制作合适的盲板：盲板的尺寸应符合阀门或管道的口径；盲板的厚度需通过计算确定，原则上盲板厚度不得低于管壁厚度。盲板及垫片的材质，要根据介质特性、温度、压力选定。盲板应有大的突耳并涂上特别颜色，用于挂牌编号和识别。
(3)抽插盲板现场安全措施：确认系统物料排尽，压力、温度降至规定要求；要注意防火防爆，凡在禁火区、抽插易燃易爆介质窗口或管道盲板时，应使用防爆工具和防爆灯具，在规定范围内严禁用火，作业中应有专人巡回检查和监护；在室内抽插盲板时，必须打开窗户或采用符合安全要求的通风设备强制通风；抽插有毒介质管路盲板时，作业人员应按规定佩戴合适的个体防护用品，防止中毒；在高处抽插盲板作业时，应同时满足高处作业安全要求，并佩戴安全帽、安全带；危险性特别大的作业，应有抢救后备措施及气防站，医务人员、救护车应在现场；操作人员在抽插盲板连续作业中，时间不宜过长，应轮换休息。
2)置换、吹扫与清洗
(1)置换。为保证检修动火和进入设备内作业安全，在检修范围内的所有设备和管线中的易燃易爆、有毒有害气体应进行置换。对易燃、有毒气体的置换，大多采用蒸汽、氮气等惰性气体作为置换介质，也可采用注水排气法。将易燃、有毒气体排出。设备经置换后，若需要进入其内部工作还必须再用新鲜空气置换惰性气体，以防发生缺氧窒息。
置换作业安全注意事项：
①被置换的设备、管道等必须与系统进行可靠隔绝。
②置换前应制定置换方案，绘制置换流程图，根据置换和被置换介质密度不同，合理选择置换介质入口、被置换介质排出口及取样部位，防止出现死角。若置换介质的密度大于被置换介质的密度时，应由设备或管道最低点送入置换介质，由最高点排出被置换介质，取样点宜在顶部位置及宜产生死角的部位；反之，置换介质的密度低于被置换介质时，从设备最高点送入置换介质，由最低点排出被置换介质，取样点宜放在设备的底部位置和可能成为死角的位置，确保置换彻底。
③置换要求。用水作为置换介质时，一定要保证设备内注满水，且在设备顶部最高处溢流口有水溢出，并持续一段时间，严禁注水未满。用惰性气体作置换介质时，必须保证惰性气体用量(一般为被置换介质容积的3倍以上)。但是，置换是否彻底，置换作业是否已符合安全要求，不能只根据置换时间的长短或置换介质的用量，而应根据取样分析是否合格为准。置换作业排出的气体应引入安全场所。如需检修动火，置换用惰性气体中氧含量一般小于1％~2％(体积百分浓度)。
④按置换流程图规定的取样点取样、分析，并应达到合格。
(2)吹扫。对设备和管道内没有排净的易燃、有毒液体，一般采用以蒸汽或惰性气体进行吹扫的方法清除。
吹扫作业安全注意事项：
①.吹扫作业应该根据停车方案中规定的吹扫流程图，按管段号和设备位号逐一进行，并填写登记表。在登记表上注明管段号、设备位号、吹扫压力、进气点、排气点、负责人等。
②.吹扫结束时应先关闭物料闸，再停气，以防管路系统介质倒流。
③. 吹扫结束应取样分析，合格后及时与运行系统隔绝。
(3)清洗和铲除。对置换和吹扫都无法清除的粘结在设备内壁的易燃、有毒物质的沉积物及结垢等，还必须采用清洗和铲除的办法进行处理。避免因为动火时沉积物或结垢遇高温迅速分解或挥发，使空气中可燃物质或有毒有害物质浓度大大增加而发生燃烧、爆炸或中毒事故。
清洗一般有蒸煮和化学清洗两种。
①蒸煮。一般说来，较大的设备和容器在清除物料后，都应用蒸汽、高压热水喷扫或用碱液(氢氧化钠溶液)通入蒸汽煮沸，采用蒸汽宜用低压饱和蒸汽；被喷扫设备应有静电接地，防止产生静电火花引起燃烧、爆炸事故，防止烫伤及碱液灼伤。
②化学清洗。常用碱洗法、酸洗法、碱洗与酸洗交替使用等方法。
碱洗和酸洗交替使用法适于单纯对设备内氧化铁沉积物的清洗，若设备内有油垢，先用碱洗去油垢，然后清水洗涤，接着进行酸洗，氧化铁沉积即溶解。若沉积物中除氧化铁外还有铜、氧化铜等物质，仅用酸洗法不能清除，应先用氨溶液除去沉积物中的铜成分，然后进行酸洗。因为铜和铜的氧化物污垢和铁的氧化物大部呈现迭状积附，故交替使用氨水和酸类进行清洗；如果铜及铜的氧化物污垢附着较多，在酸洗时一定要添加铜离子封闭剂，以防因铜离子的电极沉积引起腐蚀。
采用化学清洗后的废液应予以处理后方可排放。一般将废液进行稀释沉淀、过滤等，或采用化学药品中和、氧化、还原、凝聚、吸附以及离子交换等方法处理，使之符合排放标准后排放。
对某些设备内的沉积物，也可用人工铲刮的方法予以清除。进行此项作业时，应符合进设备作业安全规定，特别应注意的是，对于可燃物的沉积物的铲刮应使用铜质、木质等不产生火花的工具，并对铲刮下来的沉积物妥善处理。
3)其他
(1)清理检修现场和通道
检修现场应根据《安全标志》GB 2894的规定，设立相应的安全标志，并且检修现场应有专人负责监护；与检修无关人员禁止入内；在易燃易爆和有毒物品输送管道附近不得设临时检修办公室、休息室、仓库、施工棚等建筑物；影响检修安全的坑、井、洼、沟、陡坡等均应填平或铺设与地面平齐的盖板，或设置围栏和危险标志，夜间应设危险信号灯；检修现场必须保持排水通畅，不得有积水，检修现场应保持道路通畅，路面平整，路基牢固及良好的照明措施；检修现场道路应设置交通安全标志，其设置地点、形状、尺寸和颜色应符合《道路交通标志和标线》GB 5768的规定；检修或施工需要占用道路，影响消防通道时，必需办理审批手续等等。总之，检修现场和通道应满足安全要求。
(2)切断待检设备的电源，并经启动复查确认无电后，在电源开关处挂上“禁止启动”的安全标志并加锁。
(3)及时与公用工程系统(水、电、气、汽)联系并妥善处置。
(4)安全交接。检修前生产部门与检修部门应严格办理安全检修交接手续。交接双方按上述要求进行认真检查和确认，符合安全检修交接条件后，双方负责人在“安全交接书”上签字认可，生产车间在不停车情况下进行检修或抢修，也应详细填写“安全交接书”。
三、检修阶段的安全要求
检修阶段，常常涉及电工作业、拆除作业、动火作业、动土作业、高处作业、焊接作业、吊装作业、进入设备内作业等及各种作业票证。应严格执行各有关规定，以保证检修工作顺利进行。以下介绍动火作业和进入设备内作业。
(一) 动火作业
1．动火作业及分类
在禁火区进行焊接与切割作业及在易燃易爆场所使用喷灯、电钻、砂轮等进行可能产生火焰、火花或赤热表面的临时性作业均属动火作业。
动火作业分特殊动火、一级动火和二级动火3类。
动火作业必须经动火分析，合格后方可进行。
2. 动火安全作业证制度。
①在禁火区进行动火作业应办理“动火安全作业证”，严格履行申请、审核和批准手续。“动火安全作业证”上应清楚标明动火等级、动火有效日期、动火详细位置、工作内容(含动火手段)、安全防火、动火监护人措施以及动火分析的取样时间、地点、结果，审批签发动火证负责人必须确认无误方可签字。
②动火作业人员在接到动火证后，要详细核对各项内容，如发现不符合动火安全规定，有权拒绝动火，并向单位防火部门报告。动火人要随身携带动火证，严禁无证作业及手续不全作业。
③动火前，动火作业人员应将动火证交现场负责人检查，确认安全措施已落实无误后，方可按规定时间、地点、内容进行动火作业。
④动火地点或内容变更时，应重新办理审证手续；否则不得动火。
⑤高处进行动火作业和设备内动火作业时，除办理“动火安全作业证”外，还必须办理“高处安全作业证”和“设备内安全作业证”。
3. 动火分析及标准。
动火作业必须经动火分析，合格后方可进行。动火分析应符合下列规定：
①取样要有代表性，特殊动火的分析样品要保留到动火作业结束。
②取样时间与动火作业的时间不得超过30 min，如超过此间隔时间或动火停歇时间超过30 min以上，必须重新取样分析。
③动火分析标准：若使用测爆仪时，被测对象的气体或蒸气的浓度应小于或等于爆炸下限的20％(体积比，下同)；若使用其他化学分析手段时，当被测气体或蒸气的爆炸下限大于或等于10％时，其浓度应小于1％；当爆炸下限小于10％、大于或等于4％时，其浓度应小于0.5％；当爆炸下限小于4％、大于或等于1％时，其浓度应小于0.2％。若有两种以上的混合可燃气体，应以爆炸下限低者为准。
④进入设备内动火，同时还须分析测定空气中有毒有害气体和氧含量，有毒有害气体含量不得超过《工业企业设计卫生标准》(GBZ 1—2002)中规定的最高容许浓度，氧含量应为18％~22％。
(二) 设备内作业
1．设备内作业及其危险性
凡进入石油及化工生产区域的罐、塔、釜、槽、球、炉膛、锅筒、管道、容器等以及地下室、阴井、地坑、下水道或其他封闭场所内进行的作业称为设备内作业。
2.设备内作业安全要点：
① 设备内作业必须办理“设备内安全作业证”，并要严格履行审批手续。
②进设备内作业前，必须将该设备与其他设备进行安全隔离(加盲板或拆除一段管线，不允许采用其他方法代替)，并清洗、置换干净。
③在进入设备前30 min必须取样分析，严格控制可燃气体、有毒气体浓度及氧含量在安全指标范围内，分析合格后才允许进入设备内作业。如在设备内作业时间长，至少每隔2 h各分析一次，如发现超标，应立即停止作业，迅速撤出人员。
④采取适当的通风措施，确保设备内空气良好流通。
⑤应有足够的照明，设备内照明电压应不大于36 v，在潮湿容器、狭小容器内作业应小于等于12 v，灯具及电动工具必须符合防潮、防爆等安全要求。
⑥进入有腐蚀、窒息、易燃易爆、有毒物料的设备内作业时，必须按规定佩戴合适的个体防护用品、器具。
⑦在设备内动火，必须按规定办理动火证和履行规定的手续。
⑧设备内作业必须设专人监护，并与设备内作业人员保持有效的联系。
⑨在检修作业条件发生变化，并有可能危及作业人员安全时，必须立即撤出人员；若需继续作业，必须重新办理进入设备内作业审批手续。
⑩作业完工后，经检修人、监护人与使用部门负责人共同检查设备内部，确认设备内无人员和工具、杂物后，方可封闭设备孔。
四、检修完工后处理
检修完工后应认真进行检查，确认无误后对设备等进行试压、试漏、调校安全阀、调校仪表和连锁装置等，对检修的设备进行单体和联动试车，验收交接。

 
第五节　有毒有害、易燃、易爆物质检测技术
第五节有毒有害、易燃、易爆物质检测技术
正常作业环境中以及检修时的有害气体、氧含量的监测对石油及化工生产的安全是至关重要的。
作业环境中，常常会由于泄漏、挥发或其他多种原因产生可燃气体(蒸气)、有毒气体(蒸气)，它们统称为有害气体；因此，对作业环境中的有害气体浓度进行监测，是预防火灾、爆炸、中毒事故的重要措施。
在生产装置的检修、维护过程中，有时需要动火或进行产生火花的作业；有时需要作业人员进入设备内部工作。在诸如此类情况下，进行设备内外害气体的监测以及进行氧含量的监测更为重要。
一、作业环境气体检测内容
（一）可燃气体的检测
对环境空气中可燃气的监测，常常直接给出可燃气环境危险度，即该可燃气在空气中的含量与其爆炸下限的百分比来表示：[％LEL]；所以，这种监测有时也被称作“测爆”，所用的监测仪器也称“测爆仪”。
可燃气环境爆炸危险度具体的计算公式为：
空气中可燃气体含量
 该可燃气爆炸下限值
空气中可燃气体浓度达到其爆炸下限值时，我们称这个场所可燃气环境爆炸危险度为百分之百，即100％LEL。如果可燃气体含量只达到其爆炸下限的百分之十，我们称这个场所此时的可燃气环境爆炸危险度为10％LEL。
（二）有毒气体的检测
毒性危险较大的地方要进行有毒气体自动监测，在达到目标规定的最大容许浓度(致人中毒的浓度前)即可发出警报，以便采取相应对策。另外，进入设备检修，或进入隔离生产间、地沟、地下室、贮存室等容易产生有毒气体的地方操作，对有毒气体进行监测是必不可少的安全措施。
（三）氧气含量的检测
空气中缺氧会对人体产生影响，到一定程度还可能发生死亡事故；当可燃气或易燃液体的蒸汽中氧含量过高，易引起爆炸。因此应对以下情况检测氧含量。
(1)空气中缺氧监测。在一些可能产生缺氧的场所，特别是设备中需要进入工作人员时，必须进行氧含量的监测，氧含量低于18％时，严禁入内，以免造成缺氧窒息事故。
(2)可燃气中氧含量的监测。由于密闭失效或控制失误，会使可燃气或易燃液体的蒸气中空气(氧气)含量过高，当达到一定浓度时，就可能发生爆炸，所以对可燃气中的氧含量进行监测报警，是重要的安全措施。
二、石油、化工作业中几种常见危险化学品的检测技术
石油化工企业有毒有害、易燃易爆物质种类繁多，对作业环境的有害物质进行准确、及时的检测、检验，是预防和控制石油化工企业中毒及火灾爆炸事故的有效手段。下面仅对石油化工企业常见的几种危险化学品的检测技术进行介绍。
（一）苯
1.理化性质
（1）无色透明液体，有强烈芳香味；
（2）溶解性：不溶于水，溶于醇、醚、丙酮等多数有机溶剂
（3）相对密度：0．88(水=1)；2．77(空气=1)；
（4）闪点(℃)：—11；爆炸极限(V／V％)：1．2～8. 0。
2．检测方法
用大注射器采集空气中的苯直接进样，经聚乙二醇6000柱分离后，用氢焰离子化检测器检测，以保留时间定性，峰高定量。
3．技术手段
仪器：
气相色谱仪(氢焰离子化检测器)；
色谱柱：2 m×4 mm不锈钢柱，聚乙二醇6 000：6 201担体=5：100；
柱温90℃；
检测室温度120℃。
气化室温度150℃；
载气(氮气)69 ml／min；
标样：苯，色谱纯。
取一定量的苯绘制标准曲线、采样、样品分析。
（二）硫化氢
1.理化性质
（1）无色有恶臭的气体；
（2）溶解性：溶于水、乙醇；
（3）相对密度(空气=1)：1．19；
（4）闪点（℃）：无意义；
（1） 爆炸极限(V／V％)：4. 0～46.0。
2检测方法
硝酸银比色法：硫化氢与硝酸银作用形成黄褐色硫化银胶体溶液，比色定量。
3．技术手段
配制硫代硫酸钠标准溶液作为吸收液，装入多孔玻板吸收管中，抽取一定量空气。采样后取样品溶液放入比色管，并用定量的硫化氢溶液与吸收液配制一系列标准管。向样品管及标准管中加入定量淀粉溶液及硝酸银溶液，摇匀、静置后目视比色。
（三）液化石油气压凝汽油
1.理化性质
（1）无色气体或黄棕色油状液体，有特殊臭味；
（2）闪点(℃)：—74；
（3）爆炸极限(v／v％)：2．25～9．65。
2．检测方法
用大注射器采集空气中的液化石油气直接进样，经玻璃微球柱分离后，用氢焰离子化检测器检测，以保留时间定性，峰高定量。
3技术手段
仪器：气相色谱仪(氢焰离子化检测器)；
柱温70℃；
检测室温度130℃；
气化室温度150℃；
载气(氮气)40 ml／min；
标样：正戊烷，色谱纯。
取一定量的正戊烷绘制标准曲线、采样、样品分析。
（四）一氧化碳
l.理化性质
（1） 无色无臭气体；
（2） 溶解性：微溶于水，溶于乙醇、苯等多数有机溶剂；
（3） 闪点(℃)：—50。
2．检测方法
一氧化碳于氢气流中经分子筛与碳多孔小球串联柱分离后，通过镍催化剂转化成甲烷，用氢焰离子化检测器检测，以保留时间定性，峰高定量。
3技术手段
仪器：气相色谱仪(带一氧化碳转化炉、氢焰离子化检测器)；色谱柱：1．2 m×3mm；5A分子筛与0．8 mm×3 mm碳多孔小球柱串联；柱温60℃；检测室温度130℃；转化室温度380℃；载气(氢气)55ml／min；标样：一氧化碳标准气。
取一定量的标准气绘制标准曲线、采样、样品分析。
（五）乙烯
l.理化性质
①无色气体，略具烃类特有臭尾；
②溶解性：不溶于水，微溶于乙醇、酮、苯，溶于醚；
③相对密度(水=1)：0.61，相对密度(空气=1)：0.98；
④闪点(℃)：无意义；
⑤爆炸极限(v／v％)：2.7～36.0。
2．检测方法
用大注射器采集空气中的乙烯直接进样，经PCEP柱分离后，用氢焰离子化检测器检测，以保留时间定性，峰高定量。
3技术手段
仪器：气相色谱仪(氢焰离子化检测器)；
色谱柱：2 m×4 mm玻璃柱，PCEP；
柱温30℃；
检测室温度150℃；
气化室温度150℃；
载气(氮气)20～30 ml／min；
标样：乙烯标准气。
取一定量的乙烯标准气绘制标准曲线、采样、样品分析。
【例题】动火作业前应进行动火分析，若使用测爆仪进行动火分析时，被测对象的气体或蒸气的浓度应小于或等于爆炸下限的（）％(体积比)才可以动火。
A. 10 
B. 15
C. 20
D. 30
【答案】C