第7章原油的储存和外输
原油系统操作规程
中化兴中石油转运（舟山）有限公司操作规程原油系统操作规程编号：WI/ C4-01版本：C4编制：工程设备部、生产部审核：陈珊珊日期：2009/10/10批准：陈坚日期：2009/11/02受控状态：受控目录第一章一库区原油系统操作概述1. 作业程序规定2. 原油储罐的操作3. 输油泵的操作4. 计量系统的操作5. 阀门的操作6. 输油臂的操作7. 登船塔的操作8. 激光靠泊系统的操作9. 泄压系统的操作10. 排污（底）油系统的操作11. 加热系统的操作12. 系统操作的安全事项和环境管理第二章二库区原油系统操作概述1. 原油储罐的操作2. 输油泵的操作3. 计量系统的操作4. 阀门的操作5. 泄压系统的操作6. 排污油系统的操作7. 系统操作的安全事项和环境管理第一章一库区原油系统操作概述本规程适用于岙山库区原油系统的运行操作。
岙山库区原油运行系统是由31台钢质外浮顶油罐，一座输油泵房，一座燃料油泵房，一座奥里油泵房，一座航煤泵房，一座柴油泵房，一座计量站，二个泊位等各种设施经输油管线组成的一个完整的输油系统。
其中一期工程二台非保温罐，二台保温油罐；一扩工程四台保温罐；二期一阶段工程四台保温罐；二期二阶段工程六台保温罐；三期一阶段工程四台非保温罐；三期二阶段工程三台保温罐；兴源成品油一阶段六台保温罐共计174万立方。
功能介绍：本系统可实现原油卸船入罐储存，装船外运，罐与罐之间的循环，保温储存及二个泊位二条船之间的过驳等作业。
本系统1 #泊位最大卸油能力：12000m3/h最大装船能力：6000m3/h2 #泊位最大卸油能力：5100m3/h最大装船能力：5100m3/h1. 作业程序规定1.1 作业是指油船靠泊、油品装卸、倒罐、循环、油品混兑、计量、油污水接卸处理。
1.2 原油系统运行作业程序：生产部储运调度科根椐执行部门的船舶抵港通知单，编制《作业计划书》, 各岗位依据《作业计划书》及调度指令完成作业。
原油外输安全管理讲解
3.5 穿梭油轮的解脱
3.5.1 一般解脱
3.5.1.1 外输负责人（外输监督）与提油轮确认达到计划 外输量后，停输油泵，并且通知穿梭油轮的负责人，准备解 脱。
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工作内容
3.5.1.2 外输作业人员清除软管中的残余油：
1. 固定码头式外输时，利用蒸气扫线并盖好盲法兰。 2. 串靠外输时，以柴油置换软管中的原油并盖好盲法兰。
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工作内容
3.3.4.2 外输作业人员启动外输泵开始输油作 业，在作业过程中应做好以下几方面工作：
1. 作业人员必须穿符合要求的工作服、工作鞋和 戴安全帽；
2. 作业人员与穿梭油轮和拖轮的值班人员应随时 保持联系；
3. 原油外输期间，应做好防静电工作（见 “HSE/WA-216防雷、防静电安全管理”）；
3. 并靠外输时，以柴油顶替出软管中的原油，盖好盲法兰 ，吊起软管并使其中的油品回流入舱。
3.5.1.3 作业人员回收缆绳、电缆和软管，并将软 管安全置放：
1. 固定码头式外输时，将软管吊起即可。 2. 串靠外输时，应将软管置于海面。 3. 并靠外输时，应吊起软管并置于FPSO的右舷固定。
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工作内容
9. 没有特殊的情况和外输负责人许可，禁止与外输作 业无关的任何船只进入油田的安全海域，但应保证守 护船低速待命在安全海域外；
10. 对已登上输油终端的外来人员，未经许可，在外 输过程中不得进入生产区和外输作业区； 11. FPSO在外输过程中应按配载计划进行调配载； 12. 串靠外输作业时，为防止油轮与FPSO发生碰撞， 应在外输期间指派一条拖轮在ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ梭油轮艉部系缆，并 且将油轮朝反方向拖拽。
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工作内容
原油保存的原理
原油保存的原理原油保存是指在开采和运输过程中将原油保存在容器或设备中的技术和方法。
原油是一种黏稠的液体，富含各种烃类化合物，具有较高的挥发性和易燃性，因此需要采取一系列措施来确保其安全储存和运输。
首先，选择合适的储存设备和容器是确保原油保存的基础。
常见的储存设备包括原油储罐、原油集输管道和装卸设备等。
对于大型储存设备如储罐，应选择高质量的钢材制成，并进行严密的焊接和封闭，以确保容器的密封性和耐腐蚀性。
同时，储罐还需要有恰当的冷却和加热装置，以控制储存温度，防止原油过热或结冰。
其次，保持原油的稳定性和品质是原油保存的重要方面。
原油中的烃类化合物容易受到氧气、湿度和杂质的影响，因此需要采取措施来减少这些外界因素对原油的影响。
一种常见的方法是在储存设备中注入惰性气体，如氮气或二氧化碳，以减少氧气的接触，防止氧化反应的发生。
此外，还可以通过过滤和脱盐等工艺来去除原油中的泥沙和杂质，保持其品质。
第三，控制储存环境的温度和湿度是确保原油保存的重要措施。
原油在不同温度下具有不同的黏度和流动性，过高或过低的温度都会对储存和运输造成影响。
因此，需要对储存设备进行冷却或加热，并通过控制环境温度来保持原油的稳定性和流动性。
湿度的控制也是重要的，过高的湿度容易导致原油水合反应，使原油发生化学变化。
第四，保持储存设备的安全性和稳定性是原油保存的关键。
原油具有较高的挥发性和易燃性，容易引发火灾和爆炸等事故。
因此，在储存设备中需要设置相应的安全设施，如防火防爆装置和泄漏报警系统，以及进行定期的维护和检修，确保设备的安全性和稳定性。
最后，进行有效的监测和管理是原油保存的必要措施。
通过安装传感器和监测设备，可以实时监测原油的温度、压力、流量和含水量等参数，及时发现异常情况，并采取相应的措施进行调整。
同时，需要建立完善的管理体系和操作规程，对原油的储存、运输和使用进行科学合理的管理，以确保安全和高效运营。
综上所述，原油保存涉及到设备选择、稳定性控制、环境调节、安全管理和监测等多个方面，需要综合考虑和实施一系列措施和技术手段，以确保原油的安全、稳定和品质。
原油储运技术规定
原油储运技术规定1、扣水：根据化验原油含水值折算出的原油中水的含量，单位为t。
2、密度：根据原油化验视密度值求出标准密度的日平均值，单位为kg/m3。
3、罐存：当日8时的单体油罐所储存原油的纯油量，单位t。
4、运行方式：分长输、管输、铁路外运三种方式。
输往林源泵站或太阳升泵站的原油管线输送称为长输；输往各炼油厂的原油管线输送称为管输；由铁路油槽车外运输油方式称为铁路外运。
5、平均流量(Q)：指单泵运行时的平均流量，单位为m3/h。
如同时运行的泵型号不同时，则单泵的平均流量按泵的额定排量比例进行分配；如当日有启、停泵操作，单泵的平均流量按启停泵在正常运行时的情况计算。
6、化验样数：指原油含水化验样品个数。
7、合格样数：含水低于0.3%的化验样品个数。
8、库存：当日8时的油库所有油罐储存原油纯油量的合计值一、原油储运部分相关标准及计算公式1、原油纯油、扣水、罐存、外输油量按GB9109.5-88《原油动态计量·油量计算》标准的计算方法得出。
2、单耗：输油泵输出单位油量所耗的电量。
公式：单耗＝耗电量/外输油量。
单位为kWh/t3、万吨公里单耗：输送104吨油量每公里管线所耗的电量。
公式：万吨公里单耗＝[耗电量/(外输油量×输油管线长度)] ×104，单位为kWh/(104 t.km)。
4、输油泵效：输油泵的工作效率。
输油泵效＝(有效功率/轴功率)×100%＝[0.278×外输流量×(P泵出口压力－P泵进口压力)/(1.732×电流I×电压V×功率因数×电机效率)] ×100%。
5、平均输油泵效＝(∑有效功率/∑轴功率) ×100%6、系统效率＝(子项/母项) ×100% ＝(∑(0.278×i×(P汇管压力i－P泵进口压力i))/( ∑(1.732×电流Ii×电压Vi×功率因数i) ) ×100%一、原油集输部分辅助说明的问题1、流量计号：指当日运行流量计的自编号。
油气储运安全技术 第七章 油气管道安全管理
2）输油管道的特点：从安全、经济、方便等方面综合考虑， 有以下五个方面的特点：
♦ 生产连续运行、工作压力高； ♦ 外输能力大，便于管理； ♦ 密闭输送，无噪音，无污染，隐蔽性好且受地理环境影
因管子结构和管道设备老化导致事故率上升的 阶段
管道老化，达到设计寿命后期，因腐蚀及磨损，此阶段 的事故曲线明显上升
外部干扰
腐蚀
因外在原因或由 第三方的责任事 故以及不可抗拒 的外力而诱发的 管道事故
材料失效 施工缺陷
天然气管道
事 故
腐蚀可使管道壁厚大 面积减薄，从而导致 管道过度变形或破裂， 也有可能直接造成管 道穿孔，或应力腐蚀 开裂，引发漏气事故。
7.3 输油管道生产运行安全技术
7.3.1 输油管道投产的安全技术 1、准备工作
(1)全线要建立坚强、统一 的指挥机构。
(2)配备好各岗位的 工作人员。
(1)制定投产方案 (2)编制下发各种操作
规程、规章制度 (3)其它有关工作
准备工作
配备必要的抢修装备 和抢修手段
(1)保证油品供销工作 (2)备齐用具、燃料油、 及车辆 (3)准备投产用水源及排放 场地、措施
气等设备故障。
施工
7.2.2 输气管道的事故统计分析
输气管道事故实例 1971年5月22日威成线爆管事故 1971年5月22日深夜，我国四川威成输气管道的越溪 段，正常运行中管线突然爆管，气流将管子沿焊缝平行 方向撕裂，重达201kg的管子碎片飞出151m远。气流冲断 了10m外的输电线起火。火灾使50m以外两栋宿舍着火， 伤26人，死亡4人，停输两天。抢修后换上新管段，运行 7个多月后，1972年1月13日，同一部位第二次爆管。
原油的储存和外输
第六节原油的储存和外输海上油田原油的储存和运输通常有2种基本方式：（1）储油设备放在海上，原油用油轮来外运；（2）用海底管道把原油输送到岸上，再用其它方式运往用户。
无论哪种储运方式，它们对海上油田开发的投资和操作费用都有重大影响，因此，海上油田储存和外输系统方案的研究确定是海上油田开发的一个非常重要的一个方面，海上储存外输系统方案的研究应根据油田的特点、环境条件、油田开发规划和其他客观条件进行全面地分析和研究，进行多方案的比较论证，确定出技术可行经济合理的海上油田储存外输系统方案。
一、原油储存海上储油设施是全海式油田不可缺少的工程，它为油田连续稳定生产提供了足够的缓冲容量。
海上储油设备的容量取决于油田产量和运输油轮的数量、大小、往返时间以及装油作业受海况的限制条件。
如遇到恶劣的海况条件，波浪高度超过一定的限度，就要停止装油作业。
一般来说，海上储存设备容量按7～15天油田高峰油产量设计。
1.储油设备1)油轮油轮是一种浮式储油罐，它是海上储油最常用的一种方式，特别是对于一些边际油田在节省投资费用上具有重大意义。
储油轮的机动性好，在油田生产结束时容易搬迁，可用作另外新油田的开发。
储油轮可以专门设计建造，也可以购买旧油轮经改造而成。
海上油田使用最多的便是油轮和单点系泊相连接的储油方式。
用作储油的油轮，应满足装油作业的要求并配有下面设施：(1)油舱，是油轮用来装油的部分，用单层舱壁将油舱分隔成若干个独立的舱室。
当油轮摇动时，可减少油品的水力冲击，增加油轮的稳定性。
油轮四周边部舱室可用作海水压舱室，通过注入或抽出海水来调节装油作业时的平衡。
(2)各种管路系统和设备，主要有进油和装油管系、装油泵组、出售原油的计量和标定装置、装油生产作业的仪表检测和控制系统、用于舱室密封气的生产装置和管系、油舱清洗设备和管系、储油舱加热保温热力系统等。
此外，还有齐全的安全探测、消防灭火、人员救生设备，适应海上永久性作业的住房设施，直升飞机停机坪和与单点系泊连接的系泊设施。
第7章原油的储存和外输
第7章原油的储存和外输海总FPSO规范第7章原油的储存和外输7.1 原油储存7.1.1 一般规定7.1.1.1 浮式装置原油储存的能力应考虑到高峰期的产油量、穿梭油轮提油周期及恶劣气候对提油周期的影响7.1.1.2 经过处理的原油应达到运输条件，其雷德蒸气压力应低于大气压力。
7.1.1.3 原油的注入、倒舱、外输、压载和清舱等作业应使由于浮体变形对管路和甲板模块结构所产生的影响减至最低。
7.1.2 原油舱的注入管7.1.2.1 伸入到原油舱（含污油水舱和生产水舱）的注入管应尽量接近舱底以防飞溅产生静电。
7.1.3 原油的倒舱7.1.3.1 应有措施能使原油在各油舱间进行调驳。
7.1.4 原油舱的清扫7.1.4.1 应设有扫舱措施以便在清舱时清除舱内的残液。
7.1.5 原油舱的隔离7.1.5.1 应有隔离每一原油舱的措施以便进行维修、保养和检查。
7.1.6 原油舱的测量7.1.6.1 每个原油舱均应设有认可型的闭式测量装置，该装置在使用中不得有气体自原油舱中逸出。
7.1.7 原油舱的透气7.1.7.1 每一原油舱（含生产水舱及污油水舱）应设透气装置，以限制舱内压力和真空，使舱的强度保持在许可的范围内。
7.1.7.2 透气装置应接至每一原油舱的顶部，并在浮式装置处于纵倾和横倾的所有正常情况下，应能自行把液体排泄到原油舱。
7.1.7.3 注入、倒舱、外输以及驱气和除气（见本规则12.10的定义）过程中的大量透气所引起的超压、和真空应设有两级保护。
温度变化过程中的少量透气所引起舱内的超压和真空可仅采用一级保护。
7.1.7.4 大量透气的速度不应低于30m/s。
7.1.7.5 应采取措施，以防止透气管内液体上升至可能超过原油舱设计压头的高度。
7.1.8 原油舱的加热7.1.8.1 加热原油的介质温度不应超过220℃。
7.1.8.2 加热原油的管路只能从原油舱的顶部进入和引出，在进、出口处应设截止阀。
7.1.8.3 当采用蒸汽加热时，凝水总管应接至凝水观察柜以观察是否漏油，此外，每一原油舱的凝水支管的出口处还应设有检查每一加热盘管是否漏油的阀件，该阀件的开口应位于开敞甲板上。
石油化工行业油气集输方案
石油化工行业油气集输方案第1章绪论 (3)1.1 油气集输概述 (4)1.2 油气集输系统构成及工艺流程 (4)第2章油气集输工程可行性研究 (5)2.1 资源评估与地质勘察 (5)2.1.1 资源评估 (5)2.1.2 地质勘察 (5)2.2 技术经济分析 (5)2.2.1 技术方案 (5)2.2.2 经济分析 (5)2.3 环境影响评价 (5)2.3.1 生态环境影响 (5)2.3.2 社会影响 (5)2.3.3 环保措施 (5)2.3.4 环保投资估算 (6)第3章油气集输工程设计原则与要求 (6)3.1 设计原则 (6)3.1.1 安全性原则 (6)3.1.2 可靠性原则 (6)3.1.3 经济性原则 (6)3.1.4 环保性原则 (6)3.1.5 可持续发展原则 (6)3.2 设计要求 (6)3.2.1 系统布局 (6)3.2.2 设备选型 (6)3.2.3 工艺设计 (6)3.2.4 自动化控制 (7)3.2.5 防腐保温 (7)3.3 设计标准与规范 (7)3.3.1 国家和地方标准 (7)3.3.2 企业标准 (7)3.3.3 国际标准 (7)第4章油气集输工程主体工艺设计 (7)4.1 油气集输工艺流程设计 (7)4.1.1 工艺流程概述 (7)4.1.2 工艺流程设计原则 (7)4.1.3 工艺流程设计内容 (8)4.2 原油集输工艺设计 (8)4.2.1 原油集输概述 (8)4.2.2 原油集输工艺设计原则 (8)4.2.3 原油集输工艺设计内容 (8)4.3.1 天然气集输概述 (8)4.3.2 天然气集输工艺设计原则 (8)4.3.3 天然气集输工艺设计内容 (9)第5章油气集输工程辅助系统设计 (9)5.1 油气分离与净化系统设计 (9)5.1.1 系统概述 (9)5.1.2 设计原则 (9)5.1.3 工艺流程 (9)5.1.4 关键设备选型 (9)5.2 原油处理与储存系统设计 (10)5.2.1 系统概述 (10)5.2.2 设计原则 (10)5.2.3 工艺流程 (10)5.2.4 关键设备选型 (10)5.3 天然气处理与输送系统设计 (10)5.3.1 系统概述 (10)5.3.2 设计原则 (11)5.3.3 工艺流程 (11)5.3.4 关键设备选型 (11)第6章油气集输工程管道设计 (11)6.1 管道选材与设计参数 (11)6.1.1 管材选择 (11)6.1.2 设计参数 (11)6.2 管道布局与敷设方式 (11)6.2.1 管道布局 (12)6.2.2 敷设方式 (12)6.3 管道应力分析及防护措施 (12)6.3.1 管道应力分析 (12)6.3.2 防护措施 (12)第7章油气集输工程设备选型与配置 (12)7.1 主要设备选型 (12)7.1.1 原油泵送设备 (12)7.1.2 天然气压缩设备 (13)7.1.3 输油管道及附件 (13)7.2 辅助设备选型 (13)7.2.1 油气分离设备 (13)7.2.2 污水处理设备 (13)7.2.3 自动化控制系统 (13)7.3 设备配置与布局 (13)7.3.1 设备配置 (13)7.3.2 设备布局 (13)第8章油气集输工程自动化与控制系统设计 (14)8.1 自动化系统设计 (14)8.1.2 系统架构 (14)8.1.3 系统功能 (14)8.1.4 系统设备选型 (14)8.2 控制系统设计 (14)8.2.1 控制策略 (14)8.2.2 控制算法 (14)8.2.3 控制系统硬件设计 (15)8.2.4 控制系统软件设计 (15)8.3 安全仪表系统设计 (15)8.3.1 系统概述 (15)8.3.2 系统架构 (15)8.3.3 系统功能 (15)8.3.4 系统设备选型 (15)8.3.5 系统集成 (15)第9章油气集输工程安全与环保措施 (15)9.1 安全措施 (15)9.1.1 设计阶段安全措施 (15)9.1.2 施工阶段安全措施 (16)9.1.3 运营阶段安全措施 (16)9.2 环保措施 (16)9.2.1 污染防治措施 (16)9.2.2 生态环境保护 (16)9.2.3 节能减排 (16)9.3 应急处理与防范 (16)9.3.1 应急预案 (16)9.3.2 防范 (17)9.3.3 应急响应 (17)第10章油气集输工程经济性与效益分析 (17)10.1 投资估算与资金筹措 (17)10.1.1 投资估算 (17)10.1.2 资金筹措 (17)10.2 经济效益分析 (17)10.2.1 财务分析 (17)10.2.2 敏感性分析 (17)10.2.3 经济效益评价 (17)10.3 社会效益与环境影响分析 (17)10.3.1 社会效益分析 (17)10.3.2 环境影响分析 (18)10.3.3 环保措施及设施 (18)第1章绪论1.1 油气集输概述石油化工行业中，油气集输是原油和天然气从开采地至处理厂或用户的关键环节。
采油厂联合站基本工艺流程
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在开展采油厂联合站的相关工作之前，要进行充分的准备。
油气储运工程的第7、8章的学习报告
学习报告随着社会的不断进步，经济的快速发展，在发展的过程中所需要的能源的数量也是成倍的增长。
所以，在我们不但在陆地上开采着石油，而且在海上我们也建立起海上平台来对海上油气开发。
下面是我对海上油气田的油气储运和面向21世纪的油气储运技术的学习心得。
海上油气田在油气水处理的工艺流程上是跟陆地上大致一样的，但由于环境的不同，它在生产设施的布置和集输系统设计上还有许多不同的：1、集输系统不仅要适应复杂的油气田的地层条件和满足油气组分及流动特性多变的处理工艺要求，还要适应所在海域的海洋条件、能在百年一遇的最恶劣的海况和气候条件下正常运行和生存，才能确保实现所设计的油气产量和经济效益，确保操作人员和国家财产的安全。
2、海上油气田一般远离岸上基地，在设计的要考虑适度的冗余度，要选用质量可靠、效率高的工艺设备，集输管线要选用耐腐蚀的材料。
3、海上油气田的生产设备和工艺处理设施安装在固定平台或浮式装置的甲板上，每平方米甲板的造价十分昂贵。
为此，海上油气田的生产和工艺处理设备布置上下分层、相隔间距紧凑。
设备选用要高效、小型化。
4、在海上深水油气田的开发中要采用水下井口、水下管汇、水下增压泵、水下阀组，所有的集油、输油管线均在海底铺设。
5、海上工艺处理设施和集输系统自动化程度高。
6、在设计油气处理工艺流程和集输系统时要满足持续和高速开采的要求，要具有很长的不停产运行周期。
7、由于海上平台、生产设施和海底管线的投资很大，在开发建设大油气田时，要集输系统和基础设施的布置要考虑到周围小油气田的开发。
在周围和附近发现小油气田时，充分利用大油气田的生产处理装置和海底管线等基础生产设施，带动小油气田的开发。
这样不仅可以降低大油气田的桶油开发生产成本，也可以使单独开发时不具有经济效益的小油气田、在尽可能少投入情况下有效益地开发起来，即可使发现的海上油气资源得以充分利用，又能使勘探投资得以及时回收。
在海上油气田的开发中，要根据油气田所处的海况条件和水深、离岸边基地的远近、油气产量的规模、油气销售市场等因素，经过方案的分析和优化，选用具有经济效益的油气生产和集输模式。
2024年石油库安全管理规定(2篇)
2024年石油库安全管理规定第一章一般规定第一条石油库系指油田、炼化、销售企业的收发和储存原油、液化烃、液化石油气、成品油、半成品油、溶剂油、润滑油和重油等的仓库或设施。
第二条石油库新建、改建、扩建应符合国家有关标准，其中油田企业石油库应符合GB50183《石油和天然气工程设计防火规范》的规定；炼化企业石油库符合GB50160《石油化工企业设计防火规范》的规定；销售企业石油库应符合GB50074《石油库设计规范》的规定。
第三条石油库主要负责人是安全生产第一责任人，各岗位人员应经过岗位及危险化学品安全培训，持证上岗。
第二章安全管理第四条石油库应成立安全生产领导小组，设置安全工程师（安全岗位），班组设置兼职安全员。
第五条安全生产领导小组主要职责1.贯彻执行安全生产方针、政策、法规，加强班组建设，全面落实安全生产管理工作；2.制定落实安全生产责任制、安全管理制度、安全操作规程、安全措施，考核标准和奖惩办法等，定期检查、考核；3.对重点防火部位，做到定人、定位、定措施管理。
制定应急预案，并每季度组织一次演练；4.对员工进行安全教育，每月组织一次安全检查；5.按《安全台账管理规定》建立安全管理台账、记录、档案，逐步实现计算机管理，做好基础管理工作；6.负责与毗邻单位组成治安、消防联防组织，制定联防公约，加强联系，定期活动。
第六条安全工程师（安全岗位）主要职责1.负责安全技术工作，对班组安全员进行业务指导；2.参与制定有关管理制度、操作规程、安全措施和隐患整改方案；3.负责安排、检查班组安全活动；4.负责现场安全检查监督，制止“三违”作业；5.负责用火申请，落实用火安全措施；6.完善各种安全管理基础资料。
7.按事故管理规定参与调查，应急救灾和善后处理。
第七条班组兼职安全员主要职责1.班组兼职安全员由班（组）长或副班（组）长兼任，做好本班组的安全工作；2.组织开展本班组安全活动，负责安全活动记录；3.负责班组的岗位安全教育，制止违章行为；4.监督本班组、岗位人员正确使用和管理好劳动保护用品、器具及灭火器材。
原油的储存和管道输送设施建设方案(一)
原油的储存和管道输送设施建设方案一、实施背景随着全球能源需求的持续增长，原油的储存和管道输送设施建设显得尤为重要。
此方案旨在改善现有原油储存和管道运输的问题，提高效率，降低成本，并确保能源供应的稳定性。
二、工作原理本方案借助先进的工程技术，建立一个包括原油储存设施、输油管道网络、泵站和控制系统在内的综合设施。
利用油罐、油罐车、输油管道、加热炉、泵等设备，实现原油的储存、加热、调和、装载与输送等功能。
三、实施计划步骤1. 设施选址与规划：根据需求，结合地理、气象、社会经济等数据，选择合适的地点建设原油储存设施。
2. 设计与建设：依据设施的功能需求，设计油罐、管道、泵站等设施的具体构造与布局，并组织建设。
3. 设备采购与安装：采购所需的设备，如油罐、管道、泵等，并按照设计方案进行安装。
4. 控制系统开发与安装：设计并开发设施的控制系统，包括自动化控制、数据监控与报警系统等，提高设施的运营效率与安全性。
5. 人员培训与系统调试：对操作人员进行专业培训，确保他们能够熟练操作设施，同时进行系统调试，确保设施的稳定运行。
四、适用范围本方案适用于各类需要储存和运输原油的场景，如炼油厂、油田、石油化工企业等。
五、创新要点1. 集成化设计：我们将原油储存、装载、运输等功能集成在一个系统中，提高了设施的效率。
2. 自动化控制：通过引入先进的自动化控制系统，我们可以实现24小时无人值守自动化运行。
3. 优化设计：我们将采用流线型设计，减小流体阻力，提高输送效率。
同时，优化油罐的结构设计，提高储存效率。
4. 安全防护：我们将设置完善的安全防护措施，如紧急切断系统以及安全报警系统，确保原油储存和运输的安全性。
六、预期效果1. 提高储存容量：通过优化设计，我们可以在相同的土地面积下提高原油储存能力。
2. 提高输送效率：通过自动化控制和优化设计，可以大幅度提高原油的输送效率。
3. 降低运营成本：由于提高了储存和输送效率，我们可以降低每单位原油的运营成本。
石油运输与储存管理基础知识
石油运输与储存管理基础知识石油是一种非常重要的能源资源，它不仅被广泛应用于各个领域，而且对经济发展和社会进步具有至关重要的作用。
为了确保石油的安全和高效运输以及储存管理，有必要了解石油运输与储存管理的基础知识。
一、石油运输石油运输是指将石油从产地或加工厂运往消费地或终端使用地的过程。
石油运输的方式主要包括管道运输、船舶运输、铁路运输和公路运输。
1. 管道运输管道运输是一种常见且高效的石油运输方式。
通过铺设管道系统，可实现油田与炼油厂、石油存储设施之间的连接，使石油能够便捷地流动。
管道运输具有运力大、运输损耗小、安全可靠等优点。
然而，由于管道系统投资成本高、建设周期长等因素限制了其应用范围。
2. 船舶运输船舶运输是利用船只将石油从产地运至消费地的方式。
这种运输方式主要适用于长距离海洋运输。
船舶运输具有运力大、运输成本相对较低的优势，同时也面临着海难、船舶维护等问题。
3. 铁路运输铁路运输是通过铁路将石油运入目的地的方式。
铁路运输对于区域内的短程运输具有较大优势，具有载重量大、运输速度快的特点。
然而，铁路运输设施的建设和维护成本较高，限制了其发展。
4. 公路运输公路运输是通过公路将石油从产地或加工厂运至消费地或终端使用地的方式。
公路运输适用于短程运输，具有灵活性强、适应性好的优点。
但公路运输的运输能力受到车辆载重量和运输距离的限制，同时也存在交通拥堵和安全隐患等问题。
二、石油储存管理石油储存管理是指对石油进行储存、保管和管理的过程。
石油储存管理的目的是确保石油的安全和高效利用。
1. 储存类型石油储存可以分为战略性储备和商业储备。
战略性储备是由政府建立和管理的，旨在确保国家能够在紧急情况下保持能源安全。
商业储备则是由企业或个人进行的，目的是为了满足市场需求和交易活动。
2. 储存设施石油储存设施包括储罐、地下储油库和地下盐穴等。
储罐是最常见的石油储存设施，可用于存储原油和成品油。
地下储油库通常建在盐穴或岩石中，具有较高的储存容量和安全性。
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第7章原油的储存和外输
7.1 原油储存
7.1.1 一般规定
7.1.1.1 浮式装置原油储存的能力应考虑到高峰期的产油量、穿梭油轮提油周期及恶劣气候对提油周期的影响
7.1.1.2 经过处理的原油应达到运输条件，其雷德蒸气压力应低于大气压力。
7.1.1.3 原油的注入、倒舱、外输、压载和清舱等作业应使由于浮体变形对管路和甲板模块结构所产生的影响减至最低。
7.1.2 原油舱的注入管
7.1.2.1 伸入到原油舱（含污油水舱和生产水舱）的注入管应尽量接近舱底以防飞溅产生静电。
7.1.3 原油的倒舱
7.1.3.1 应有措施能使原油在各油舱间进行调驳。
7.1.4 原油舱的清扫
7.1.4.1 应设有扫舱措施以便在清舱时清除舱内的残液。
7.1.5 原油舱的隔离
7.1.5.1 应有隔离每一原油舱的措施以便进行维修、保养和检查。
7.1.6 原油舱的测量
7.1.6.1 每个原油舱均应设有认可型的闭式测量装置，该装置在使用中不得有气体自原油舱中逸出。
7.1.7 原油舱的透气
7.1.7.1 每一原油舱（含生产水舱及污油水舱）应设透气装置，以限制舱内压力和真空，使舱的强度保持在许可的范围内。
7.1.7.2 透气装置应接至每一原油舱的顶部，并在浮式装置处于纵倾和横倾的所有正常情况下，应能自行把液体排泄到原油舱。
7.1.7.3 注入、倒舱、外输以及驱气和除气（见本规则12.10的定义）过程中的大量透气所引起的超压、和真空应设有两级保护。
温度变化过程中的少量透气所引起舱内的超压和真空可仅采用一级保护。
7.1.7.4 大量透气的速度不应低于30m/s。
7.1.7.5 应采取措施，以防止透气管内液体上升至可能超过原油舱设计压头的高度。
7.1.8 原油舱的加热
7.1.8.1 加热原油的介质温度不应超过220℃。
7.1.8.2 加热原油的管路只能从原油舱的顶部进入和引出，在进、出口处应设截止阀。
7.1.8.3 当采用蒸汽加热时，凝水总管应接至凝水观察柜以观察是否漏油，此外，每一原油舱的凝水支管的出口处还应设有检查每一加热盘管是否漏油的阀件，该阀件的开口应位于开敞甲板上。
7.1.8.4 当采用热油加热时，还应符合本规则8.3.13的规定。
7.1.9 原油舱的惰化保护
7.1.9.1 为了防止爆炸的发生，原油舱应采取惰化保护，其详细要求见本规则12.10的规定。
7.2 原油外输
7.2.1 一般规定
7.2.1.1 原油外输作业一般分为串靠式、旁靠式和串旁联合式三种。
7.2.1.2 应考虑环境对原油外输作业的影响，穿梭油轮与浮式装置连接和解脱的环境波浪条件应在操作说明书中载明。
7.2.2 卸油控制与监控
7.2.2.1 在卸油控制站(室)内应有监控卸油操作、卸油关断及遥控应急解脱的措施。
7.2.2.2 卸油控制站(室)应设在安全地点，并至少有两种独立的通信手段与穿梭油轮进行联系。
7.2.2.3 卸油系统应设有仪器仪表以连续监测卸油压力、软管连接状况以及连接处的张力。
7.2.2.4 控制系统应有必要的连锁功能以避免溢油或误操作(比如当软管断开时关断整个系统。
7.2.2.5 正常或应急解脱不应招致漏油、产生引爆源或任何形式的超负荷或造成任何损坏。
7.2.3 外输计量
7.2.3.1 原油外输必须经过计量站，计量仪器的精度应符合国家计量标准。
7.2.4 原油泵
7.2.4.1 应至少设置两台原油泵以对原油进行倒舱和外输。
7.2.4.2 当每一原油舱设置深井泵时,则应有隔离措施以便将泵移出和维修，且不影响其他泵的工作。
7.2.4.3 应在油泵的原动机处所内及其以外设置关闭原油泵的装置。
7.2.4.4 原油泵应设有防止超压的闭式释放系统（即释放后排入吸入端）及其他必要的检测仪表。
7.2.4.5 当原油舱的压力低及惰气压力低时应能自动停止原油泵。
7.2.5 遥控阀
7.2.5.1 遥控阀应设有与遥控机构无关的就地手动操纵装置或设有能操作阀杆驱动器的应急装置。
7.2.5.2 在遥控站应有显示遥控阀启与闭的装置。
7.2.5.3 当遥控阀及其驱动器位于原油舱内时，则应在每1个原油舱内设置2个独立的吸口或设有一旦驱动器发生故障时能抽空原油舱的其他设施。
7.2.5.4 原油舱内遥控阀执行器的工作介质不应使用压缩空气。
7.2.5.5 所有的执行器应设计成当介质失压时，阀仍能保持关闭位置，且在正常工作情况下，原油不能污染执行器内的介质。
7.2.6 管路
7.2.6.1 当原油外输管路必须穿过居住区时则应在开敞部位穿过，在穿过的该区域及附近不应设有非焊接的接头。
7.2.6.2 原油装卸管路应有能将管路内和泵内的原油排至原油舱、污油水舱或其它合适舱柜的设施。
7.2.6.3 原油管路的阀件、传动杆及原油泵挠性联轴器等的摩擦部分应选用在动作时不致产生火花的材料制成。
7.2.6.4 经计算，当原油管路需要补偿热膨胀和浮体变形时，宜采用弯管进行补偿。
7.2.6.5 原油管路的布置应考虑与主甲板和上部平台保留适当的间距。
7.2.7 软管
7.2.7.1 外输软管应按所用规范、标准进行设计和制造，其操作环境限制应清楚地标明。
7.2.7.2 应设有当软管被拆或破断时能自动关断油流的措施。
7.2.7.3 浮式装置与软管，软管与软管之间应连续地保持导电连接，软管与穿梭油轮的连接应采取非导电连接。
7.2.7.4 卸油软管入口端应装设故障安全型的隔离阀，当软管被拆或破断时能自动关断油流。
7.2.7.5 应采取措施来收集软管终端连接处可能的漏油。
7.2.8. 软管的收放卷筒
7.2.8.1 输油软管的收放一般分为两种形式即滚筒式和平放式。
7.2.8.2 软管滚筒的设计应保证软管平滑收放，并避免管段和接头被戳穿、缠绕和过应力。
7.2.9 原油通过海底管道外输
7.2.9.1 当原油通过海底管道外输时，在输出管离开浮式装置处应设应急关断阀。
7.2.9.2 有关应急解脱的要求见本规则6.2.2的规定。