濱69-斜6井區(qū)沙三沙四段新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)預評

濱南采油廠濱69-斜6井區(qū)沙三沙四段新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)地面工程安全預評價報告北京中安質(zhì)環(huán)技術(shù)評價中心有限公司勝利油田分公司濱南采油廠濱南油田濱69-斜6井區(qū)沙三沙四段油藏新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)地面工程安全預評價報告北京中安質(zhì)環(huán)技術(shù)評價中心有限公司資質(zhì)證書編號：APJ—（國）—4612014年3月編號：S013-0895-001勝利油田分公司濱南采油廠濱南油田濱69-斜6井區(qū)沙三沙四段油藏新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)地面工程安全預評價報告法定代表人：任磊技術(shù)負責人：胡加慶評價項目負責人：蔡有山2014年3月前言濱南油田濱69-斜9井區(qū)總部署7口井，利舊油井1口，新建油井3口，新建水井3口，及新建產(chǎn)能的油氣集輸、注水及與之配套的供配電、自控、給排水及消防、結(jié)構(gòu)及道路等系統(tǒng)單井控制儲量7.6×104t，新井單井產(chǎn)能6t/d，新建產(chǎn)能0.72×104t。為認真貫徹《中華人民共和國安全生產(chǎn)法》、《建設(shè)項目安全設(shè)施“三同時”監(jiān)督管理暫行辦法》等的有關(guān)要求，濱南采油廠委托北京中安質(zhì)環(huán)技術(shù)評價中心有限公司對濱南油田濱69-斜9井區(qū)沙三沙四段油藏新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)地面工程進行安全預評價。為便于安全預評價工作的順利進行，我公司成立了評價工作組，經(jīng)過現(xiàn)場勘查，對濱南采油廠提供的可行性研究報告進行了仔細的分析、研究，并征詢了建設(shè)單位和有關(guān)專家的意見。在此基礎(chǔ)上，評價人員類比同類項目生產(chǎn)特點，對本項目潛在的危險、有害因素進行了定性、定量分析評價，編制完成了本工程安全預評價報告。在本評價報告的編制過程中，得到了濱南采油廠及有關(guān)部門的大力支持與配合，使我們的工作得以順利完成，在此一并表示感謝！北京中安質(zhì)環(huán)技術(shù)評價中心有限公司2014年3月目錄1概述 -1-1.1評價目的 -1-1.2評價依據(jù) -1-1.3安全預評價范圍 -3-1.4安全預評價程序 -4-2工程概況 -6-2.1建設(shè)單位簡介 -6-2.2建設(shè)項目基本情況 -6-2.3地面工程現(xiàn)狀 -7-2.4地區(qū)條件 -9-2.5油藏方案 -10-2.6鉆采方案 -11-2.7油氣集輸方案 -11-2.8注水系統(tǒng)方案 -13-2.9輔助設(shè)施 -15-2.10安全管理概況 -20-3危險有害因素辨識與分析 -21-3.1物料的危險、有害因素分析 -21-3.2生產(chǎn)過程危險、有害因素分析 -22-3.3配套輔助設(shè)施的危險、有害因素分析 -27-3.4施工過程的危險有害因素分析 -28-3.5環(huán)境危險有害因素分析 -29-3.6重大危險源辨識 -30-3.7事故典型案例分析 -31-4評價單元劃分及評價方法選擇 -33-4.1評價單元的劃分 -33-4.2評價方法介紹 -34-5定性定量評價 -37-5.1油氣集輸單元 -37-5.2注水系統(tǒng)單元 -43-5.3配套設(shè)施單元 -45-5.4施工過程單元 -49-5.5安全管理單元評價 -51-6安全對策措施及建議 -55-6.1可研報告中提出的安全對策措施 -55-6.2補充的安全對策措施 -56-7安全評價結(jié)論 -58-附件附表1原油的危險、有害特性一覽表附表2天然氣的危險、有害特性一覽表附表3硫化氫的危險、有害特性一覽表濱南采油廠濱69-斜6井區(qū)沙三沙四段新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)地面工程安全預評價報告北京中安質(zhì)環(huán)技術(shù)評價中心有限公司66-1概述1.1評價目的（1）貫徹“安全第一、預防為主、綜合治理”的安全生產(chǎn)方針，確保建設(shè)工程中的安全設(shè)施與主體工程同時設(shè)計、同時施工、同時投入生產(chǎn)和使用，保證項目建成后在安全方面符合國家有關(guān)法律、法規(guī)和技術(shù)標準的要求，為建設(shè)項目初步設(shè)計提供依據(jù)。（2）通過濱南油田濱69-斜9井區(qū)沙三沙四段油藏新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)地面工程所在地的環(huán)境條件、地理位置、生產(chǎn)工藝、物料特性、設(shè)備設(shè)施、作業(yè)場所和操作條件等進行調(diào)研、分析，辨識項目生產(chǎn)過程中固有的危險、有害因素的種類、分布及危險、有害程度。（3）針對本工程存在的主要危險、有害因素，提出合理可行的安全技術(shù)措施和管理措施，以提高工程的本質(zhì)安全化水平，避免和減少生產(chǎn)安全事故的發(fā)生。（4）為安全生產(chǎn)監(jiān)督管理部門和主管部門對項目實施監(jiān)督管理提供依據(jù)。1.2評價依據(jù)1.2.1法律、行政法規(guī)、部門規(guī)章和規(guī)定（1）《中華人民共和國安全生產(chǎn)法》（主席令[2002]第70號（2）《中華人民共和國職業(yè)病防治法》（主席令[2011]第52號）（3）《中華人民共和國防震減災法》（主席令[2008]第7號）（4）《中華人民共和國消防法》（主席令[2008]第6號）（5）《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》（主席令[2010]第30號）（6）《中華人民共和國勞動法》（主席令[1994]第28號）（7）《中華人民共和國特種設(shè)備安全法》（主席令[2013]第4號）（8）《特種設(shè)備安全監(jiān)察條例》（國務院令[2009]第549號）（9）《建設(shè)工程安全生產(chǎn)管理條例》（國務院令[2003]第393號）（10）《關(guān)于開展重大危險源監(jiān)督管理工作的指導意見》（安監(jiān)管協(xié)調(diào)字[2004]56號）（11）《建設(shè)項目安全設(shè)施“三同時”監(jiān)督管理暫行辦法》（國家安全生產(chǎn)監(jiān)督管理總局令[2010]第36號）（12）《勞動防護用品監(jiān)督管理規(guī)定》（國家安全生產(chǎn)監(jiān)督管理總局令[2005]第1號）（13）《生產(chǎn)經(jīng)營單位安全培訓規(guī)定》（國家安全生產(chǎn)監(jiān)督管理總局令[2006]第3號）（14）《山東省工業(yè)生產(chǎn)建設(shè)項目安全設(shè)施監(jiān)督管理辦法》（山東省人民政府令[2009]第213號）（15）《勝利油田工業(yè)用火安全管理規(guī)定》（勝局發(fā)[2012]第454號）1.2.2技術(shù)標準、規(guī)范（1）《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》GB50183-2004（2）《油氣集輸設(shè)計規(guī)范》GB50350-2005（3）《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》GB50253-2006（4）《油田注水工程設(shè)計規(guī)范》GB50391-2006（5）《油田地面工程建設(shè)規(guī)劃設(shè)計規(guī)范》SY/T0049-2006（6）《石油天然氣鉆井、開發(fā)、儲運防火防爆安全生產(chǎn)技術(shù)規(guī)程》SY/T5225-2012（7）《安全色》GB2893-2008（8）《安全標志及其使用導則》GB2894-2008（9）《企業(yè)職工傷亡事故分類》GB6441-86（10）《建筑抗震設(shè)計規(guī)范》GB50011-2010（11）《建筑設(shè)計防火規(guī)范》GB50016-2006（12）《供配電系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》GB50052-2009（13）《低壓配電設(shè)計規(guī)范》GB50054-2011（14）《建筑物防雷設(shè)計規(guī)范》GB50057-2010（15）《鋼制管道外腐蝕控制規(guī)范》GB/T21447-2008（16）《鋼制管道內(nèi)腐蝕控制規(guī)范》GB/T23258-2009（17）《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》TSGR0004-2009（18）《石油天然氣安全規(guī)程》AQ2012-2007（19）《油氣田變配電設(shè)計規(guī)范》SY/T0033-2009（20）《石油天然氣工程總圖設(shè)計規(guī)范》SY/T0048-2009（21）《油田防靜電接地設(shè)計規(guī)定》SY/T0060-2010（22）《石油工業(yè)行業(yè)建設(shè)項目（工程）安全預評價報告編寫細則》SY6607-2011（23）《安全評價通則》AQ8001-2007（24）《安全預評價導則》AQ8002-2007（25）《生產(chǎn)經(jīng)營單位生產(chǎn)安全事故應急預案編制導則》GB/T29639-2013（26）《建筑滅火器配置設(shè)計規(guī)范》GB50140-20051.2.3建設(shè)項目的有關(guān)技術(shù)文件、資料（1）濱南采油廠提供的《濱南油田濱69-斜9井區(qū)沙三沙四段油藏新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)（地面工程）可行性研究報告》及其他相關(guān)設(shè)計資料（2）該項目的安全預評價委托書及技術(shù)服務合同（3）其他有關(guān)資料1.3安全預評價范圍本次安全評價范圍，僅限于濱南采油廠提供的《濱南油田濱69-斜9井區(qū)沙三沙四段油藏新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)（地面工程）》中的有關(guān)設(shè)計內(nèi)容（鉆井、井下作業(yè)不在本次評價范圍內(nèi)），主要包括油氣集輸、注水及與之配套的供配電、自控、給排水及消防、結(jié)構(gòu)及道路等系統(tǒng)，具體范圍見表1.3-1。表1.3-1本次預評價評價范圍表序號項目單位數(shù)量1部署油井口42單井集油管線Φ76×4km0.243集輸干線Φ114×5km14部署注水井口35注水支干線Φ89×12km1.66單井注水管線Φ76×11km0.37洗井管線Φ48×3.5km0.28供配電、自控等輔助設(shè)施1.4安全預評價程序安全預評價程序包括：前期準備；辨識與分析危險、有害因素；劃分安全預評價單元；選擇安全預評價方法；定性、定量評價；提出安全對策措施與建議；做出安全預評價結(jié)論；編制安全預評價報告等。安全預評價工作程序大體可分為三個階段：第一階段為準備階段，主要收集有關(guān)資料，詳細了解建設(shè)項目的基本情況，對工程進行初步分析和危險、有害因素識別，選擇評價方法。第二階段為實施評價階段，對同類工程的職業(yè)安全衛(wèi)生情況進行類比調(diào)查，運用適當?shù)脑u價方法進行定性、定量分析，提出相應的職業(yè)安全衛(wèi)生對策措施。第三階段為安全預評價報告的編制階段，主要是匯總前兩個階段所得到的各種資料數(shù)據(jù)，總結(jié)評價結(jié)果，通過綜合分析，得出項目安全預評價結(jié)論，提出建議，最終完成安全預評價報告書的編制。詳見安全預評價程序框圖。前期準備前期準備辨識與分析危險、有害因素劃分評價單元選擇評價方法定性、定量評價提出安全對策措施建議做出評價結(jié)論編制安全預評價報告圖1.4-1安全預評價程序框圖

2工程概況2.1建設(shè)單位簡介濱南采油廠成立于1968年11月8日，是勝利油田分公司從事石油天然氣開發(fā)的二級單位，主要對所轄區(qū)域內(nèi)的濱南油田、平方王油田、尚店油田、利津油田、王莊油田、單家寺油田、林樊家油田、平南油田等八個油田進行石油、天然氣開采。下設(shè)三級單位15個，機關(guān)科室20個，現(xiàn)有員工8074人。現(xiàn)固定資產(chǎn)原值為1671195.11萬元，年產(chǎn)原油200余萬噸。濱南采油廠油區(qū)遍布濱州市四周，位于勝利油田西部，南臨黃河，北近渤海，橫跨濱州、東營兩市的6個區(qū)縣，即濱城區(qū)、開發(fā)區(qū)、惠民縣、無棣縣、沾化縣、利津縣（此外，采油廠在東營市墾利縣境內(nèi)還有稠油末站一座)。東西長70km，南北寬40km，面積為2750km2。油區(qū)內(nèi)公路交織，205和220國道縱橫其間，濱博高速公路縱穿油區(qū)，交通十分便捷。濱南采油二礦現(xiàn)有員工1040人，共有基層隊12個，班組74個，注水泵31臺，主要輸油輸水離心泵26臺，1000m3以上儲罐19座，多功能罐25臺，230kW以上加熱爐38臺，分離器33臺。負責開采濱南油田濱一、濱二、濱三區(qū)及單家寺油田一部分稀油區(qū)塊的原油，并將原油輸送至稠油首站；同時負責將首站污水和本礦污水進行處理，輸送至沿途注水站和二首站。日生產(chǎn)原油950t，日注水5200m32.2建設(shè)項目基本情況項目名稱：濱南油田濱69-斜9井區(qū)沙三沙四段油藏新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)地面工程建設(shè)單位：濱南采油廠建設(shè)性質(zhì)：新建建設(shè)地點：山東省濱州市濱城區(qū)建設(shè)規(guī)模：新建產(chǎn)能0.72×104t工程投資：647.05萬元2.3地面工程現(xiàn)狀2.3.1油氣集輸系統(tǒng)目前濱69-斜9井區(qū)西北部濱648塊建有完善的集輸系統(tǒng)，經(jīng)計量后的產(chǎn)液進入濱648已建集輸系統(tǒng)。集輸系統(tǒng)流程圖為油井產(chǎn)液10號計量站12號計量站濱二接轉(zhuǎn)站濱69-斜6井區(qū)周邊區(qū)塊建有較完善的集輸管網(wǎng)，10號站至12號站外輸干線2003年建成投產(chǎn)，規(guī)格為?114*5鋼管線，穿越渤海一路及路兩旁灌溉渠無套管，由于運行時間長，管線腐蝕穿孔嚴重。12號站至濱二站外輸干線2013年濱648產(chǎn)能方案更換，規(guī)格為?114*5鋼管線，更換后滿足方案要求。濱二接轉(zhuǎn)站于1970年10月投產(chǎn)，設(shè)計接轉(zhuǎn)能力1500m3/d，承擔著濱二區(qū)、濱三區(qū)原油外輸任務，原油外輸至濱一聯(lián)處理。目前濱二接轉(zhuǎn)站進站液量2250m3/d，油量795t/d，氣量2500m3/d。進站壓力0.2～0.3MPa，進站溫度45℃～50℃，外輸壓力1.0MPa，外輸溫度55℃。目前超負荷運行，正實施改造，改造后規(guī)模為4000m2.3.2注水系統(tǒng)濱69-斜6以西距離3.5km處建有濱三注水站，設(shè)計注水能力3600m3/d，注水壓力等級20MPa，注水水源為濱一污來水，水質(zhì)為B2級，目前開2備1，泵壓17.2MPa，干壓17MPa，實際注水量2580m3/d。濱三注注水系統(tǒng)在10號站建有配水間，配水間注水壓力15MPa。無法滿足注水要求。648塊注水站，2013年產(chǎn)能方案新建，注水水質(zhì)為A1級，設(shè)計注水規(guī)模300m3/d，實際注水80m3/d，滿足方案要求。濱69-X6井區(qū)新鉆水井3口。其中2口水井層位為沙四上，水質(zhì)要求A1級，注水壓力啟動值為20.3MPa、上限值為29.3MPa，配注水量大約39.6m3/d；1口水井層位為沙三下，水質(zhì)要求B2級，注水壓力啟動值為17MPa、上限值為23MPa，配注水量大約66.7m3/d。2.3.3公用工程和輔助設(shè)施1）供配電系統(tǒng)濱69-斜6井區(qū)產(chǎn)能區(qū)塊內(nèi)建有濱二北線，來自濱二變電所。濱二變主變?yōu)?×31500kVA，目前負荷約11000kW。滿足方案需要。濱二北線建于1994年，線路總長10.9km，線徑為LJ-70，目前負荷為219.4kVA，可以滿足區(qū)塊內(nèi)新增負荷的供電需要。2）監(jiān)控系統(tǒng)濱南采油二礦在部分油區(qū)安裝了紅外熱成像監(jiān)控系統(tǒng)，圖像信號通過無線微波傳輸方式上傳至礦區(qū)已建監(jiān)控中心，通過視頻監(jiān)控系統(tǒng)對部分油區(qū)油氣生產(chǎn)進行遠程可視化監(jiān)視。濱69-斜6井區(qū)周邊尚未建設(shè)視頻監(jiān)控系統(tǒng)，無法對該區(qū)域進行遠程可視化監(jiān)視。3）自控系統(tǒng)濱南采油廠已在部分邊遠井場建設(shè)了井場生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)控系統(tǒng)，井場生產(chǎn)數(shù)據(jù)通過GPRS信號上傳至采油廠數(shù)據(jù)服務器。生產(chǎn)管理人員通過對獲取的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行分析及時掌握邊遠井場的生產(chǎn)實時狀況。4）道路系統(tǒng)濱69-斜6井區(qū)南側(cè)有220國道經(jīng)過，因濱69-斜6井區(qū)位于濱州市濱城區(qū)開發(fā)區(qū)內(nèi)，要求道路標準高，新建油水井道路可從就近道路引入。2.4地區(qū)條件2.4.1地理位置濱南油田濱69-斜9井區(qū)位于山東省濱州市濱城區(qū)，濱南油田濱二、三區(qū)的結(jié)合部，濱南采油廠采油二礦西北，北鄰濱648井區(qū)，220國道北側(cè)。周邊村莊主要有打油張村、后杜家村、前杜家村、王門家村、顏家西村。濱69-斜9井區(qū)新區(qū)地理位置見圖2.4-1四礦礦區(qū)四礦礦區(qū)濱69-斜6井區(qū)韓墩干渠220國道二礦礦區(qū)濱648方案區(qū)圖2.4-1濱南油田濱69-斜9井區(qū)地理位置圖2.4.2氣象條件該地區(qū)位于濱州市濱城區(qū)內(nèi)，其主要氣候特征為：歷年平均氣壓101.59kPa歷年平均氣溫12.6極端最高氣溫39.9極端最低氣溫-20.2年平均降水量534.1mm最大日降水量209.7mm最大積雪深度15cm最大凍土深度60cm累年最大風速25m/s歷年最多風向SSE2.4.3工程地質(zhì)地質(zhì)設(shè)防烈度7度2.5油藏方案本次濱69-斜9井區(qū)方案總計動用含油面積0.73km2，地質(zhì)儲量53×104t。部署總井數(shù)7口，其中利舊油井1口，新鉆油井3口，新鉆水井3口，單井控制儲量7.6×104t，新井單井產(chǎn)能6t/d，新建產(chǎn)能0.72×104t，采油速度1.36%。15年累產(chǎn)油7.23×104t，采出程度13.6%。井位布置圖見圖2.5-1。圖2.5-1井位布置圖2.6鉆采方案根據(jù)采油工藝方案設(shè)計，采用機械采油工藝，新鉆井采用700型皮帶機，配套37kW的電機。濱69-斜9井區(qū)開發(fā)方式為注水開發(fā)，該塊分為沙三下與沙四上兩個層位，沙三下儲層屬于中滲儲層；沙四上儲層屬于低孔、低滲儲層。對比濱一污目前水質(zhì)情況，沙三下目前水質(zhì)能滿足要求，沙四上不能滿足要求，因此需要配套精細過濾。表2.6-1A1級注水水質(zhì)標準2.7油氣集輸方案2.7.1基礎(chǔ)數(shù)據(jù)1）地面原油物性原油密度（20℃）：0.8919g/cm3原油粘度（50℃）：72.3MPa原油凝固點：36℃氣油比：73m3/t井口溫度：452）地層水性質(zhì)總礦化度：沙三下27162～55983mg/L；沙四上平均15900mg/l氯離子含量：沙三下21224～27917mg/L；沙四上平均58000mg/lPH值：7.0水型：CaCl2型3）設(shè)計參數(shù)新鉆油井數(shù)：3口老油井井數(shù)：1口新鉆油井最大單井產(chǎn)油：6.5t/d新鉆油井最大單井產(chǎn)液：33.65t/d（前15年）區(qū)塊最大液量：89t/d（前15年）濱二接轉(zhuǎn)站進站壓力：0.3MPa濱二接轉(zhuǎn)站進站溫度：40℃2.7.2集輸方案根據(jù)本次產(chǎn)能鉆井井位，6口新井分布于2座井臺，其中新鉆油井3口，均位于平臺1。加熱爐加溫平臺1的3口油井產(chǎn)液采用示功圖量油，通過單井管線與平臺1串聯(lián)進10號計量站。利用10號站加熱爐集中加溫后經(jīng)外輸管線進入集輸系統(tǒng)內(nèi)。加熱爐加溫集輸系統(tǒng)流程圖為：平臺1產(chǎn)液10號站12號站濱二站12號站有外輸螺桿泵，進站壓力0.3MPa，進站溫度45℃，10號計量站至12號站外輸管線選用Φ114*5的鋼管線，共1km。其中0.9km采用30mm厚泡沫黃夾克保溫；管線穿越渤海一路100m,采用3PE外防腐、定向穿越。平臺1至10號站外輸干線選用Φ89*4.5的鋼管線，共0.6km。采用30mm厚泡沫黃夾克保溫；單井管線選用Φ76*4的鋼管線，共0.24km。采用30mm厚泡沫黃夾克保溫。平臺1設(shè)1臺100KW水套加熱爐。2.7.3主要工程量油氣集輸部分主要工程量見表2.7-2。表2.7-2油氣集輸部分主要工程量表序號項目名稱及型號單位數(shù)量備注1井口裝置套32平臺1設(shè)100KW水套爐臺13單井集油管線Φ76*420#km0.2430mm泡沫黃夾克保溫4新上平臺1至10號站干線Φ89*4.520#km0.630mm泡沫黃夾克保溫5更換10號站至12號站干線Φ114*520#km130mm泡沫黃夾克保溫6功圖量油裝置套47管線穿越渤海一路m1003PE、定向穿越2.8注水系統(tǒng)方案2.8.1基礎(chǔ)數(shù)據(jù)（1）注水井：2口。（2）注水水源：12號站新建注水泵站（3）注水水量：該塊最大注水量為245.2m3/d，單井最大日注水35.5m3/d。（4）注水壓力：2口沙四上水井井口最大注水壓力上限值為29.3MPa，1口沙三下水井最大注水壓力上限值為23MPa。壓力等級為32MPa。（5）注水水質(zhì)：2口水井層位為沙四上，水質(zhì)要求A1級，；1口水井層位為沙三下，水質(zhì)要求B2級（6）注水井口裝置：350型注水井口裝置。2.8.2注水方案濱三注水水質(zhì)B2級，水壓15MPa，沙三下層位水井注水壓力上限值23MPa，無法滿足注水要求，需上增壓泵。12號站新建注水泵站水質(zhì)A1級，水壓32MPa，滿足方案要求。根據(jù)濱69-斜6注水井分布情況、注水量、注水壓力，結(jié)合周邊注水設(shè)施現(xiàn)狀、投資等因素，確定3口水井都從12號站新建注水泵站引水注水。從濱648塊新建注水站新建一條注水管線到平臺1，在平臺1新建3井式32MPa配水間，向注水井引單井管線注水。注水方案示意圖見圖2.8-1。注水工藝流程：濱648塊新建注水站→平臺1新建3井式配水間→注水井圖2.8-1注水方案示意圖2.8.3主要工程量注水方案主要工程量見表2.8-1表2.8-1注水方案主要工程量2.9輔助設(shè)施2.9.1供配電部分1）電源區(qū)塊內(nèi)已建濱二北線，來自濱二變電所。濱二變主變?yōu)?×31500kVA，目前負荷約11000kW，線路可以滿足新增負荷的需要。設(shè)計架設(shè)6kV配電線路1km，6kV配電線路“T”接自油田濱二北線，架空線路采用LGJ-70沿礦區(qū)道路，向周圍油井供電。2）供配電方案2座新建井場中1座含油井井場設(shè)變壓器臺，變壓器桿上安裝。三井井場設(shè)變壓器2座，型號為S11M-50/66/1.14kV容量50kVA變壓器1臺，型號為S11M-100/66/1.14kV容量100kVA變壓器1臺。低壓側(cè)設(shè)XLW-21型低壓配電箱1臺。低壓配電箱內(nèi)設(shè)低壓計量1臺，低壓計量帶GPRS遠處模塊。低壓配電系統(tǒng)采用TN-C-S系統(tǒng)，N線與PE線在低壓配電箱處分開。電力電纜室外直埋敷設(shè)，室內(nèi)沿電纜溝或穿鋼管保護暗敷設(shè)。各站內(nèi)安全區(qū)采用普通照明，防爆區(qū)采用防爆照明。電氣設(shè)備正常不帶電的金屬外殼及工藝設(shè)備等均做可靠接地。3）主要工程量供配電系統(tǒng)主要工程量見表2.9-1。表2.9-1供配電系統(tǒng)主要工程量表序號項目名稱及型號單位數(shù)量1架空線路LGJ-70km12桿上變壓器S11M-100/66/1.14kV臺13桿上變壓器S11M-50/66/1.14kV臺12.9.2自動化工程一、監(jiān)控部分根據(jù)油田“四化”建設(shè)要求，為提高濱69-斜6新區(qū)油氣生產(chǎn)的管理水平，需通過建設(shè)視頻監(jiān)控系統(tǒng)對新區(qū)進行可視化監(jiān)視。本次設(shè)計在平臺1設(shè)一套單井式視頻監(jiān)控系統(tǒng)。濱69-斜6新區(qū)紅外熱成像監(jiān)控系統(tǒng)建設(shè)及監(jiān)控范圍示意見圖2.9-1圖2.9-1濱69-斜6新區(qū)紅外熱成像監(jiān)控系統(tǒng)建設(shè)及監(jiān)控范圍示意圖二、油井數(shù)據(jù)采集（1）監(jiān)測參數(shù)①載荷、位移可以用來檢測油井示功圖并可計算泵功圖、沖程、沖次等參數(shù)；②溫度、回壓是反映工況的重要參數(shù)。（2）實現(xiàn)功能①自動采集抽油機井壓力溫度：無線壓力溫度采集模塊自動把定時數(shù)據(jù)和超限數(shù)據(jù)傳送給無線測控主機；②現(xiàn)場無線載荷變送器校準：用便攜式電腦和標準測功儀定期對無線載荷變送器進行現(xiàn)場校準，以確保功圖數(shù)據(jù)采集的準確性；③報警顯示：停井報警，壓力溫度超限報警；④自動分析計算產(chǎn)液量：后臺中心服務器通過遠程采集的多組地面示功圖定時自動計算出單井的日產(chǎn)液量；⑤示功圖無線遠程采集：通過無線位移和載荷變送器完成功圖基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的采集，再通過無線網(wǎng)絡(luò)把數(shù)據(jù)傳送到中心服務器。（3）系統(tǒng)構(gòu)成油井生產(chǎn)運行監(jiān)控系統(tǒng)主要有載荷位移測量儀、井口溫度壓力變送器與RTU控制柜組成。儀表通過無線方式將采集數(shù)據(jù)上傳至RTU，無線協(xié)議采用ZIGBEE無線傳輸協(xié)議。無線載荷位移變送器采用鋰電池供電、無線方式收發(fā)指令和數(shù)據(jù)。按一個沖次高密度的采集144～576個點的載荷，功耗低。按每小時采集1次功圖計算，電池使用1.5年以上，也可采用太陽能供電方式。具有電池電量實時在線監(jiān)測功能，低于設(shè)定值自動報警，提醒用戶及時更換電池。電路睡眠時電流<12μA，定時喚醒，喚醒間隔可以在線修改，管理人員可以根據(jù)生產(chǎn)需要在監(jiān)控站對每一口油井的無線載荷變送器進行個性化設(shè)置。無線壓力、溫度變送器采用“微功耗”設(shè)計，鋰電池供電，設(shè)計電池使用壽命超過3年。具有數(shù)據(jù)無線發(fā)送及就地顯示功能?？梢愿鶕?jù)油井工作狀況現(xiàn)場設(shè)置壓力上限和壓力下限，超過或低于設(shè)定值自動報警，實現(xiàn)井口盜油實時報警。無線壓力變送器實際數(shù)據(jù)發(fā)送時間僅需幾毫秒。采用碼分多址調(diào)制方式，允許在同一區(qū)域多部設(shè)備使用，穩(wěn)定可靠。RTU上傳信息采用GPRS方式，GPRS通訊系統(tǒng)特點：按流量收費，它使數(shù)據(jù)傳輸?shù)倪\營成本很低廉；通訊設(shè)備投資少，只要有GPRS信號覆蓋的地方，就可以直接安裝，免去了有線方式的布線和無線方式的基站建設(shè)；網(wǎng)絡(luò)覆蓋范圍廣，移動運營商GPRS網(wǎng)絡(luò)可全部覆蓋油區(qū)；系統(tǒng)的運行成本很低。按每個計量點每1小時定時上報一次抄表數(shù)據(jù)，每天的數(shù)據(jù)傳輸量為1.2kB(0.05kB/h×24h)，每個計量點每月的數(shù)據(jù)傳輸量為36kB(1.2kB/天×30天/月)，其傳輸費用只有5元(按中國移動GPRS套餐5元包月送30M流量)。三、動力供應井臺注水閥組生產(chǎn)運行監(jiān)控的參數(shù)主要有：（1）注水閥組來水壓力檢測；（2）單井流量，壓力檢測。四、現(xiàn)場儀表選型（1）溫度檢測儀表根據(jù)需要測量溫度的范圍，溫度檢測儀表選用標準的鉑熱電阻，采用變送器直接安裝在傳感器上的一體化溫度變送器，并配備整體型外保護套管。（2）壓力儀表抽油機及注水閥組壓力變送器選用無線壓力變送器。（3）流量儀表注水流量檢測選用電磁流量計。五、動力供應控制室的人機操作界面(MMI)、接轉(zhuǎn)站PLC系統(tǒng)、注水站PLC系統(tǒng)、調(diào)控中心SCADA系統(tǒng)、壁掛式可燃氣體報警器等儀表設(shè)備需要提供不間斷(UPS)電源。UPS電池的大小應保證掉電后，系統(tǒng)在100%負荷時能運行30min。六、電纜敷設(shè)方式（1）井場和站內(nèi)采用埋地敷設(shè)。電纜過路應穿保護管。（2）電纜伸出地面套鍍鋅鋼管保護，在危險區(qū)域：電纜與儀表電氣接口通過防爆撓性連接管連接。七、接地儀表及控制系統(tǒng)的接地連接電阻不大于1Ω，接地電阻不大于4Ω。八、主要工程量自動化方案主要工程量見表2.9-2。表2.9-2自動化方案主要工程量序號名稱及規(guī)格單位數(shù)量一視頻監(jiān)控1單井視頻監(jiān)控系統(tǒng)套1二油氣集輸系統(tǒng)1載荷、位移測量裝置套32無線溫度變送器臺53無線壓力變送器臺44控制柜(RTU+電源模塊)臺55手持標定儀套1二注水系統(tǒng)1無線壓力變送器臺32控制柜(RTU+電源模塊)臺32.9.3道路部分新建4m寬新井通井路，進井路高出周邊自然地坪0.5m，道路總長度共計1.2km，兩側(cè)各設(shè)0.5m素土夯實路肩。結(jié)構(gòu)做法自下至上分別為：素土夯實+建筑垃圾30cm厚+煤渣20cm。道路部分主要工程量見表2.9-3。表2.9-3道路部分主要工程量表序號項目名稱及型號單位數(shù)量14m寬進井路km1.22.10安全管理概況本工程安全管理工作由濱南采油廠安全科負責，在本工程設(shè)立之前已經(jīng)建立、健全了相應的安全管理組織機構(gòu)，制定了完善的崗位職責、管理制度、操作規(guī)程等，為本工程投產(chǎn)后能夠順利交接、試運行和投產(chǎn)提供了安全保障基礎(chǔ)。3危險有害因素辨識與分析3.1物料的危險、有害因素分析本項目涉及到的危險、有害物料主要為油氣集輸中的原油、天然氣及注水過程中的高壓水等。1）原油本工程原油輸送過程中的輸油溫度在40-45℃左右，原油為甲B類火災危險性物質(zhì)，主要存在火災爆炸危險，同時具有一定的毒性。原油屬易燃易爆物質(zhì)，遇明火易燃燒，原油蒸氣和空氣混合后，可形成爆炸性混合氣體，其蒸氣比空氣重，能在較低處擴散到相當遠的地方，遇火可能發(fā)生爆炸。原油及其蒸氣具有一定的毒性，油氣若經(jīng)口、鼻進入呼吸系統(tǒng)，能使人體器官受害而產(chǎn)生急性和慢性中毒。原油泄漏會污染周邊農(nóng)田，對農(nóng)作物生長以及土地的循環(huán)利用不利，另外原油中所含的苯和甲苯等有毒化合物可能進入食物鏈，危害整個生態(tài)系統(tǒng)。本項目原油的凝點較高（36℃），若在事故狀態(tài)下?lián)屝薏患皶r，就有可能造成原油集輸管道內(nèi)部的原油凝固而造成管道失效。原油的理化性質(zhì)、燃燒爆炸危險性、泄漏處置、毒性及健康危害等見表附表12）天然氣天然氣是一種混合氣體，為甲B類火災危險性物質(zhì)，本項目主要為原油開采時含有的部分天然氣，其爆炸極限為5%～14V%，主要存在火災爆炸和中毒窒息的危險。天然氣與空氣混合可形成爆炸性混合物，遇明火極易燃燒爆炸。天然氣如果出現(xiàn)泄漏，能無限制地擴散，易與空氣形成爆炸性混合物，而且能順風飄動，形成著火爆炸和蔓延擴散的重要條件，遇明火能夠回燃。天然氣大量泄漏或霧天積聚等原因?qū)е聺舛冗^高時，使空氣中氧含量明顯降低，可致人窒息。天然氣的理化性質(zhì)、燃燒爆炸危險性、泄漏處置、毒性及健康危害等見表2。3）硫化氫硫化氫為無色氣體，具有臭蛋氣味。相對密度1.19。爆炸上限為45.5％,下限為4.3％。為甲B類火災危險性物質(zhì)。本項目主要為原油開采時含有的部分硫化氫，硫化氫是一種神經(jīng)毒劑，亦為窒息性和刺激性氣體。其毒作用的主要靶器是中樞神經(jīng)系統(tǒng)和呼吸系統(tǒng)，亦可伴有心臟等多器官損害，對毒作用最敏感的組織是腦和粘膜接觸部位。硫化氫作用于人體之后會造成不同程度的中毒反應。硫化氫的理化性質(zhì)、燃燒爆炸危險性、泄漏處置、毒性及健康危害等見表3。4）高壓水本工程注水系統(tǒng)從濱648塊新建注水站新建一條注水管線到平臺1，在平臺1設(shè)3井式配水間，向注水井引單井管線注水，注水干線壓力高達32MPa。若注水管線存在裂縫、砂眼、焊接質(zhì)量不良等現(xiàn)象或由于管道長期使用強度降低、腐蝕穿孔、管道閥門連接處密封不嚴等使管道內(nèi)高壓水刺漏。刺漏的高壓水擊至人體可致人體擊傷。3.2生產(chǎn)過程危險、有害因素分析3.2.1采油采油生產(chǎn)過程可能發(fā)生火災爆炸、機械傷害、物體打擊、高處墜落、觸電、中毒和窒息等事故。1）火災、爆炸由于井口裝置、管線等設(shè)備設(shè)施密封不嚴或因保溫措施失效而凍堵以致應力開裂，造成油氣泄漏，若油氣積聚達到爆炸下限則可能引發(fā)火災、爆炸事故。2）機械傷害抽油機運轉(zhuǎn)時，其運動部位若防護不當，對靠近設(shè)備的人員易造成機械傷害事故。常見的有抽油機電機皮帶傷人等。同時，在抽油機安裝、保養(yǎng)、維修過程中，由于操作者需要近距離接觸設(shè)備，也容易引發(fā)機械傷害事故。若抽油機發(fā)生故障，則容易出現(xiàn)皮帶斷傷人、抽油機傾翻傷人等機械傷害事故。另外，抽油機上的電機未作防護或防護缺失時，人員接觸可能發(fā)生機械傷害事故。3）高處墜落對抽油機進行維修保養(yǎng)時，高處作業(yè)若防護不當或失效、違章作業(yè)等，人員有從高處落下的危險。4）觸電抽油機供電系統(tǒng)電器絕緣破損，積灰漏電，人員接觸后有可能造成觸電事故。5）中毒和窒息若井場泄露大量油氣，人員吸入可能發(fā)生中毒和窒息的危險。3.2.2油氣集輸本項目油氣集輸新建集輸管線和井場。1）集輸管線正常生產(chǎn)過程中，原油和天然氣在儲運過程中僅有輕微泄漏或少量釋放，不具備發(fā)生火災爆炸的條件，但在異常情況下，由于設(shè)備或管道、閥門、法蘭等連接處腐蝕穿孔、破裂泄露或操作失誤將導致大量可燃物質(zhì)釋放，切割或焊接油氣管線或設(shè)備時安全措施不當、電氣設(shè)備損壞或?qū)Ь€短路遇明火、火花或靜電可能引起火災、爆炸事故。油氣集輸過程中，可能發(fā)生火災爆炸、中毒窒息、機械傷害、物體打擊、觸電、灼燙等危險事故。（1）火災、爆炸本項目原油在輸送、處理和儲存過程中防護不到位易發(fā)生火災爆炸事故。引發(fā)本項目原油、天然氣泄漏導致火災、爆炸事故的主要原因如下：①集油管線、井場管線發(fā)生腐蝕穿孔導致原油泄漏，遇點火源可能發(fā)生火災爆炸。②農(nóng)民耕種、企業(yè)施工時可能會造成對埋地管線的破壞，造成泄漏，遇火源會發(fā)生火災爆炸事故。③本項目所在地氣溫低，環(huán)境最低溫度曾達到-20.2℃，室外設(shè)備或管線不作保溫或保溫層破壞會造成凍堵、凝管，不及時處理或?qū)е孪到y(tǒng)高壓，設(shè)備、管道泄漏或附件損壞發(fā)生火災爆炸事故。④油氣輸送過程中產(chǎn)生的靜電荷如果不能及時消除，當電荷集聚到一定能量時，也會引發(fā)火災、爆炸事故。⑤作業(yè)場所中點火源存在的主要形式有：明火、電火花、靜電、雷電、機械火花等。（2）中毒窒息在油氣散發(fā)的場所長時間工作不帶防護用品，或發(fā)生大規(guī)模泄漏未及時撤離可能發(fā)生中毒窒息事故。（3）機械傷害在泵房，機泵為旋轉(zhuǎn)機械，崗位工人在巡檢、維修等作業(yè)時也易發(fā)生機械傷害事故。閥桿旋出過長，也容易傷到巡檢人員。（4）物體打擊對集輸管線等壓力系統(tǒng)進行帶壓檢修操作時，工具或部件在壓力的作用下飛出，打到人體可能造成物體打擊傷害；生產(chǎn)過程中更換壓力表、安裝、拆卸閘閥、節(jié)流閥、安全閥等帶壓操作可能引發(fā)物體打擊事故。在承壓設(shè)備處，如果設(shè)備上的零部件固定不牢或設(shè)備超壓就可能導致部件飛出，造成人員傷害。（5）觸電在用電操作中若操作不當會引起觸電，生產(chǎn)中有6kV高壓電及低壓電，高壓電觸電對人體傷害很大，很容易造成死亡。若動力設(shè)備、照明電器、供配電等電氣設(shè)備或電氣線路絕緣、安全距離、漏電保護等防護措施失效，以及違章操作等現(xiàn)象在檢修過程中均可導致觸電事故的發(fā)生。（6）灼燙油氣集輸過程要用到加熱爐，若人體無防護接觸到未作保溫處理的熱表面就會發(fā)生灼燙事故。2）井場其主要危險、有害因素有：（1）抽油機運轉(zhuǎn)時，其運動部位若防護不當，對靠近設(shè)備的人員易造成機械傷害事故。常見的有抽油機電機皮帶傷人等。（2）在抽油機安裝、保養(yǎng)、維修過程中，由于操作者需要近距離接觸設(shè)備，容易引發(fā)機械傷害事故，人員在抽油機上進行維修等高處作業(yè)時可能發(fā)生高處墜落事故。（3）若抽油機發(fā)生故障，則容易出現(xiàn)皮帶斷傷人、抽油機傾翻傷人等機械傷害事故。（4）抽油機上的電機未作防護或防護缺失時，人員接觸可能發(fā)生機械傷害事故。（5）抽油機基礎(chǔ)下陷易造成抽油機翻機事故，造成人員傷害和設(shè)備損失。（6）人員誤觸井場內(nèi)變壓器等電器設(shè)備也可能發(fā)生觸電事故。3.2.3注水過程本工程注水系統(tǒng)從濱648塊新建注水站新建一條注水管線平臺1，在平臺1設(shè)3井式配水間，向注水井引單井管線注水，其主要危險、有害因素為物體打擊。注水系統(tǒng)工藝管線連接不可靠，開關(guān)閥門順序錯誤致使管線、設(shè)備憋壓，注水系統(tǒng)腐蝕嚴重，都可造成設(shè)備、閥組、管線刺漏。本項目注水管道的設(shè)計壓力為32MPa。當發(fā)生刺漏時，會對周圍的人員、設(shè)備造成傷害。由于系統(tǒng)壓力較高，當設(shè)備存在缺陷、人員誤操作造成憋壓、帶壓（壓力未放空）檢查維修等，壓力超出設(shè)備承壓極限，使高壓水或設(shè)備有關(guān)部件飛出，可能會造成設(shè)備損壞、人員傷亡事故。造成管線刺漏、設(shè)備飛出的主要原因從以下四個方面進行分析：（1）運行、管理方面由于維護、巡檢不到位，設(shè)備損壞或發(fā)生故障沒有及時維修而帶病作業(yè)，設(shè)備停運時內(nèi)存積水在冬季可能凍壞設(shè)備，埋下事故隱患。（2）外部環(huán)境的影響由于地質(zhì)原因，土層的滑動、地震等原因，造成管線的斷裂、設(shè)備的損壞。（3）腐蝕與結(jié)垢任何金屬設(shè)備都存在腐蝕問題，而在注水系統(tǒng)中，設(shè)備和管線內(nèi)輸送的高礦化度和腐蝕性的水，是造成設(shè)備和管道內(nèi)腐蝕的主要原因。腐蝕會降低金屬的機械性能，給設(shè)備帶來危害。在注水系統(tǒng)中，水中溶解的氧、二氧化碳、溶解鹽類等含量，直接影響金屬設(shè)備的腐蝕狀況，另外還和水的溫度和流量有關(guān)。腐蝕必然使設(shè)備管道管壁變薄，承壓能力下降，當壓力超出其承壓極限，將會導致高壓管道破裂，造成設(shè)備損失和人員傷亡。管道內(nèi)輸送的介質(zhì)為水，長期使用過程中會在管壁內(nèi)側(cè)形成水垢。若水垢得不到及時清理，管道內(nèi)徑將會逐漸變小，而注水量不變，因此水壓增加，增加到一定程度，超過管道的承受壓力，管線將會爆裂，造成設(shè)備損失和人員傷亡。（4）水擊水輸送過程中當流體突然停止流動時，會將流體流動的動能迅速轉(zhuǎn)化為壓能，形成“水擊”，發(fā)生水擊時，如果未及時采取措施，水擊壓力會隨時間的延續(xù)而繼續(xù)上升，這樣，在流速突變處造成壓力急劇升高。當管道末端閥門突然關(guān)閉將使管道沿線各點的壓力都上升，從而引起管道的全線超壓，造成局部管道、設(shè)備損壞或超壓爆裂事故。3.3配套輔助設(shè)施的危險、有害因素分析1）供配電系統(tǒng)（1）變壓器、高、低壓配電裝置、電氣線路以及各種用電設(shè)備是造成觸電事故的危險源。若選用的電氣設(shè)備及線路絕緣不合格或腐蝕老化等引起絕緣性能降低，帶電體外露或安全距離不足，障礙、接地保護、漏電保護等防護措施失效，或電氣作業(yè)人員違反安全作業(yè)規(guī)程等，導致人體直接或間接觸及導電體，可能會發(fā)生觸電事故。（2）變壓器、高壓開關(guān)柜、電氣開關(guān)等電氣設(shè)備，當絕緣損壞或被擊穿、嚴重過熱、突發(fā)故障、接觸不良、遭遇雷擊、穩(wěn)壓電源短路或元器件接觸不良等，可能發(fā)生電氣火災。還會因為電氣設(shè)備多年失修、老化等原因而發(fā)生電氣設(shè)備的著火、爆炸事故、同時還可能對周圍人員造成傷害；電纜超負荷運行導致電纜過熱、電纜破損、接觸高溫、相間對地短路等，可發(fā)生電纜火災。（3）在爆炸危險區(qū)域內(nèi)，電氣設(shè)備選型不當，防爆等級不夠，電氣過熱、電氣火災可能引燃易燃、易爆物質(zhì)，導致嚴重的火災爆炸事故。（4）電動機過負荷運行，電動機接線處各接線點接觸不良或松動時，電動機的引線不牢，熔斷器過大及其配電裝置不符等；均有可能引起電器火災或觸電事故。電動機固定不牢時易造成對其它設(shè)備的損壞和人身傷害。（5）電能是所有機泵類設(shè)備的動力，是整個生產(chǎn)系統(tǒng)運行的保證，如果電氣設(shè)施出現(xiàn)故障造成突然停電（包括外部停電），所有機泵停運，反應失控，停車順序打亂，可造成系統(tǒng)憋壓和易燃物料外溢，有引發(fā)火災、爆炸的危險；儀表自控若得不到可靠的供電保障，會導致工藝參數(shù)測量與傳送中斷或失準，有可能引起操作人員的錯誤判斷與誤操作，使事故控制措施失效。2）自控系統(tǒng)對工藝過程中的關(guān)鍵設(shè)備、參數(shù)進行的監(jiān)測，能夠及時發(fā)現(xiàn)工藝運行過程中的異常狀態(tài)，并通過報警、聯(lián)鎖等設(shè)置及時消除異常狀態(tài)，避免事故的發(fā)生。若工藝控制系統(tǒng)設(shè)置不完善或出現(xiàn)故障，無疑使整個工藝系統(tǒng)運行的可靠性大大降低，事故的發(fā)生概率增加。3.4施工過程的危險有害因素分析本工程施工過程涉及挖填土方、新建建筑、管道敷設(shè)和組焊、吊裝作業(yè)、管道的檢驗調(diào)試等。1）火災、爆炸開挖過程中，因未探明地下已有油氣管道，導致油氣管道泄漏，特別是管線對接時涉及用火作業(yè)，可能造成火災、爆炸事故。2）起重傷害布管和安裝設(shè)備時要用到起重設(shè)備，若起重機吊具物件不牢、鋼絲繩斷裂等導致重物墜落，可能造成人員傷亡。起重機由于操作不當或大風等原因?qū)е缕鹬貦C傾翻，可能造成人員傷亡。起重機在輸電線附近作業(yè)時，觸及帶電體或與高壓帶電體的距離過勁，都可能造成觸電事故。3）觸電施工現(xiàn)場臨時用電不規(guī)范、用電設(shè)備老化、線纜破損等可能導致觸電事故。管線組對焊接過程中，因電焊機接地不好，可能導致觸電事故。另外，無證人員操作焊接設(shè)備，也可能導致觸電事故。4）機械傷害在管線和設(shè)備安裝過程中要用到大量的機械設(shè)備，作業(yè)過程中易發(fā)生機械傷害事故。5）灼燙管線的焊接過程中會產(chǎn)生焊渣飛濺，可能發(fā)生灼燙事故?，F(xiàn)場管理混亂，人員接觸到剛切割下的材料或焊接部位，也可能發(fā)生灼燙事故。6）坍塌在進行土方工程的開挖、回填和壓實以及構(gòu)件建構(gòu)筑物的過程中，可能由于施工管理組織不善，發(fā)生坍塌事故。7）車輛傷害管道布線施工作業(yè)過程中，外來車輛往來頻繁，易發(fā)生車輛傷害事故。8）其它無損探傷時，未正確使用勞動防護用品；未通知現(xiàn)場工作人員撤離；放射源使用管理不當，可能造成輻射傷害。高（低）溫下施工，可能發(fā)生人員中暑或人員凍傷。各類設(shè)備產(chǎn)生的噪聲對作業(yè)人員有一定的危害。3.5環(huán)境危險有害因素分析3.5.1自然環(huán)境危險有害因素自然環(huán)境是影響消防系統(tǒng)安全運行的重要因素之一，結(jié)合該工程實際，本次評價認為影響消防系統(tǒng)安全運行的因素主要有：氣溫、雷電、地震等。（1）雷擊雷擊可能破壞建筑物和設(shè)備，并可能造成站場火災爆炸、停電、設(shè)備損壞以及人體電擊傷害等事故。埋地敷設(shè)的輸油管線的始端、末端，應有防感應雷和防靜電接地，并應定期進行檢測。（2）低溫本項目所在地區(qū)，冬季寒冷，極端最低氣溫可達-20.2℃。低溫可以造成管道凍堵等危險，發(fā)生事故時將無法提供消防水，造成事故擴大。此外，冬季室外操作人員因防凍保溫措施不夠可能導致凍傷。（3）高溫本工程所在地區(qū)的極端最高氣溫為39.9℃。高溫作業(yè)可使動作的準確性、協(xié)調(diào)性、反應速度以及注意力降低，易發(fā)生工傷事故。長期在高溫環(huán)境下作業(yè)，還可能導致人員中暑。（4）地震地震對消防系統(tǒng)的破壞作用明顯，一旦發(fā)生7級以上地震，超過其抗震設(shè)防烈度，本工程將受破壞無法正常運行。3.5.2社會環(huán)境危險有害因素該項目集輸管線沿途經(jīng)多處農(nóng)田，途經(jīng)地區(qū)社會環(huán)境會對管道的安全運行產(chǎn)生一定的影響。隨著管線沿途城鎮(zhèn)擴建，建筑設(shè)施占壓管線是今后管線運行中的重大安全隱患。管線內(nèi)原油泄漏，不僅會對附近的農(nóng)田和村莊環(huán)境造成污染，嚴重時還會引起火災、爆炸事故，將影響周圍居民的安全。3.6重大危險源辨識1）危險化學品重大危險源辨識根據(jù)《危險化學品重大危險源辨識》（GB18218-2009）中標準適應范圍，本工程不涉及原油的加工工藝及儲存活動，因此本工程不構(gòu)成危險化學品重大危險源。2）壓力管道重大危險源辨識辨識根據(jù)《關(guān)于開展重大危險源監(jiān)督管理工作的指導意見》辨識，本項目不存在屬于重大危險源申報范圍內(nèi)設(shè)備。辨識過程如下：表3.6-1重大危險源辨識項目臨界條件實際參數(shù)結(jié)果壓力管道原油外輸管線輸送GB50016-2006中規(guī)定的火災危險性為甲、乙類可燃氣體，或甲類可燃液體介質(zhì)，且公稱直徑≥100mm，設(shè)計壓力≥4MPa的管道。本項目集輸管線公稱直徑為76mm、114mm，設(shè)計壓力為2.5MPa。非重大危險源3.7事故典型案例分析3.7.1吸煙引燃井場天然氣燒傷事故1）事故經(jīng)過1999年某月某日，某單位采油計量站夜班職工朱某、陳某于零時左右正常巡井，當巡至某井時，發(fā)現(xiàn)該井抽油機盤根盒漏油，二人立即卸壓加盤根。此時，天氣干燥、無風，加完盤根盒后，朱某拿出打火機和煙，準備抽一支，剛打著打火機，頓時將彌留在井場的天然氣引燃，致使朱某臉部、手部嚴重燒傷，陳某臉部燒傷。2）原因分析（1）朱某違章操作，在井場點火抽煙引燃套管氣，是事故發(fā)生的直接原因。（2）陳某作為工作協(xié)作者，未及時制止朱某的違章行為，沒盡到監(jiān)護職責，是事故發(fā)生的重要原因。（3）職工教育培訓不扎實，導致安全意識淡薄，是事故發(fā)生的間接原因。（4）無風致使套管氣凝聚，是事故發(fā)生的另一間接原因。3）防范措施（1）強化教育培訓，提高員工的安全生產(chǎn)意識，嚴格執(zhí)行各項操作規(guī)程和規(guī)章制度。（2）加大監(jiān)督檢查力度，及時查處各類違章行為。3.7.2輸油管道泄漏著火事故1）事故經(jīng)過某年1月12日，某公司輸油站埋地長途輸油管道破裂噴油，噴出的原油被路過的汽車引燃著火。事故發(fā)生后，分別停下輸油泵。將大火撲滅?；饒雒娣e達12242m22）原因分析（1）事故的直接原因：管線制造質(zhì)量差，該管線于1975年制造，規(guī)格為Ф529×7mm，材質(zhì)為16Mn螺紋管。此次管線破裂處屬脆斷后撕裂，焊口破裂總長為680mm、寬約5mm。裂縫徑向錯位5mm、裂口位于焊縫寬度20~30%處，有明顯的偏焊和未焊透缺陷。（2）在輸油管線破裂著火后，兩級調(diào)度人員、當班操作工業(yè)務素質(zhì)差，工作不負責任，沒有及時果斷停泵，致使原油跑損時間長，跑油量大，擴大了事故，是造成該事故升級的重要原因。3）防范措施（1）提高采購管線的質(zhì)量，監(jiān)督施工隊伍把好焊接質(zhì)量關(guān)。（2）提高員工的業(yè)務素質(zhì)和加強事故應急預案演練，提高處理應急事故的能力。4評價單元劃分及評價方法選擇4.1評價單元的劃分4.1.1劃分原則評價單元是指在對項目危險、有害因素進行分析的基礎(chǔ)上，根據(jù)評價目標和評價方法的需要，將整個系統(tǒng)劃分成若干個有限的確定范圍而分別進行評價的相對獨立的裝置、設(shè)施和場所。劃分評價單元的一般性原則是按生產(chǎn)工藝功能、生產(chǎn)設(shè)施設(shè)備相對獨立空間、危險有害因素類別及事故范圍劃分評價單元，使評價單元相對獨立，具有明顯特征界限。常用的評價單元的劃分原則有：（1）以危險、有害因素的類別為主劃分；（2）以裝置和物質(zhì)的特性劃分。4.1.2評價單元的劃分為了對該項目進行深入、透徹的評價，在抓住重點，分清主次，不漏項的同時，又不過分夸大其危險性，達到安全預評價的目的，根據(jù)本工程的生產(chǎn)工藝特點、危險有害因素的分布狀況、便于實施評價的原則，本次評價劃分為以下5個評價單元進行評價：（1）油氣集輸單元（2）注水系統(tǒng)單元（3）配套設(shè)施單元（4）施工過程單元（5）安全管理單元4.1.3評價方法選擇為了達到對工程進行系統(tǒng)、科學、全面的評價目的，針對危險、有害因素的分析，定性評價與定量評價相結(jié)合的原則，選擇安全評價方法。根據(jù)本工程特點，本次評價選擇以下兩種定性評價方法：安全檢查表和預先危險性分析。各單元所選用評價方法如下表。表4.1-1評價方法選擇序號單元名稱評價內(nèi)容評價方法1油氣集輸單元井場、油氣集輸管網(wǎng)等PHA、安全檢查表2注水系統(tǒng)單元注水管線PHA、安全檢查表3配套設(shè)施單元供配電系統(tǒng)、建構(gòu)筑物、安全防護等PHA、安全檢查表4施工過程單元施工過程、施工設(shè)備PHA5安全管理單元管理機構(gòu)、人員證件、制度、規(guī)程、預案等安全檢查表4.2評價方法介紹4.2.1安全檢查表安全檢查表是系統(tǒng)安全工程的一種最基礎(chǔ)、最簡便、廣泛應用的系統(tǒng)安全評價方法。安全檢查表不僅用于查找系統(tǒng)中各種潛在的事故隱患，還對各檢查項目給予量化，用于進行系統(tǒng)安全評價。安全檢查表是由一些對工藝過程、機械設(shè)備和作業(yè)情況熟悉并富有安全技術(shù)、安全管理經(jīng)驗的人員，事先對分析對象進行詳盡分析和充分討論，列出檢查單元和部位、檢查項目、檢查要求。對系統(tǒng)進行評價、驗收時，對照安全檢查表逐項檢查、賦分，從而評價出系統(tǒng)的安全等級。常見的安全檢查表形式見下表。表4.2-1安全檢查表序號檢查項目實際情況檢查結(jié)果12“安全檢查表法”，是分析和辨識系統(tǒng)危險性的基本方法，制表的依據(jù)是：1）有關(guān)標準、規(guī)程、規(guī)范及規(guī)定；2）國內(nèi)外事故案例；3）系統(tǒng)安全分析事例；4）研究的成果等有關(guān)資料。對于設(shè)計方案中已經(jīng)涉及且符合要求的檢查內(nèi)容，在檢查結(jié)果欄中標以“符合”，不符合要求的檢查項目在檢查結(jié)果欄中標以“不符合”，不能判定的在檢查結(jié)果欄中標以“無法判斷”。4.2.2預先危險性分析預先危險性分析（PreliminaryHazardAnalysis，簡稱PHA）是在進行某項工程活動（設(shè)計、施工、生產(chǎn)、維修）之前，對系統(tǒng)存在的各種危險因素（類別、分布）、出現(xiàn)條件和事故可能造成的后果進行宏觀、概略分析的系統(tǒng)安全分析方法。其目的是早期發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)潛在危險因素，確定系統(tǒng)的危險性等級，提出相應的防范措施，防止這些危險因素發(fā)展成為事故，避免考慮不周所造成的損失。預先危險性分析是一種應用范圍較廣（人、機、物、環(huán)境等方面的危險因素對系統(tǒng)的影響）的定性評價方法。它是由具有豐富知識和經(jīng)驗的工程技術(shù)人員、操作人員和安全管理人員經(jīng)過分析、討論后實施的。表4.2-2預先危險性分級表危險的類別等級定義安全的Ⅰ不會造成人員傷亡及系統(tǒng)損壞臨界的Ⅱ處于事故的邊緣狀態(tài)，暫時還不至于造成人員傷亡、系統(tǒng)損壞或降低系統(tǒng)性能，但應予以排除或采取控制措施危險的Ⅲ會造成人員傷亡和系統(tǒng)損壞，要立即采取防范對策措施災難性的Ⅳ造成人員重大傷亡及系統(tǒng)嚴重破壞的災難性事故，必須予以果斷排除并進行重點防范分析步驟如下：1）熟悉對象系統(tǒng)；2）分析危險、有害和觸發(fā)事件；3）推測可能導致的事故類型和危險或危害程度；4）制定相應的安全措施。

5定性定量評價5.1油氣集輸單元5.1.1安全檢查表評價分析根據(jù)《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》（GB50183-2004）、《石油天然氣工程總圖設(shè)計規(guī)范》（SY/T0048-2009）、《油氣集輸設(shè)計規(guī)范》（GB50350-2005）等標準規(guī)范，對油氣站場和集油管線進行定性評價，具體評價過程見表5.1-1。表5.1-1油氣集輸單元安全檢查表序號檢查項目實際情況檢查結(jié)果一井場1油氣井與100人以上的居住區(qū)、村鎮(zhèn)、公共福利設(shè)施之間防火間距不應小于25m。GB50183-20044.0.7該井場距最近的村莊為北側(cè)的打油張村，距離為200m。符合2油氣井與架空電力線之間防火間距不應小于1.5倍桿高?？裳形瓷婕盁o法判斷3采油井場的標高和面積應能滿足生產(chǎn)管理和井下作業(yè)的需要。井場占地面積應符合國家現(xiàn)行標準SY/T0048的有關(guān)規(guī)定。GB50350-20054.0.7井場按照“四化”要求建設(shè)。符合4油氣井生產(chǎn)過程中的防火防爆應遵守以下預防火災、爆炸的措施：油氣生產(chǎn)場所嚴格煙火管理，應配備防火防爆工具；易燃易爆場所的電氣設(shè)施、設(shè)備應具有防爆功能；易燃易爆場所的生產(chǎn)設(shè)備不得超負荷運行；作業(yè)人員應使用防爆工具，穿戴防靜電防護用品。AQ2012-20074.4.1可研未涉及無法判斷二集輸管線1集輸油管道的公稱直徑不應小于40mmGB50350-20058.2.2單井集油管線直徑為76mm，集輸干線直徑為114mm。符合2油氣集輸管道一般應埋地敷設(shè)，通過低洼地時，敷設(shè)方式應通過技術(shù)經(jīng)濟對比確定。位于沼澤、季節(jié)性積水地區(qū)等特殊地段的油氣集輸管道，可視具體情況采用埋地、管堤、地面敷設(shè)或架空敷設(shè)。GB50350-20058.5.1埋地敷設(shè)。符合3油氣集輸管道穿、跨越鐵路、公路、河流等工程設(shè)計，應符合國家現(xiàn)行標準《油氣輸送管道穿越工程設(shè)計規(guī)范》GB50423-2007、《油氣輸送管道跨越工程設(shè)計規(guī)范》GB50423-2007的有關(guān)規(guī)定。GB50350-20058.5.5可研未涉及無法判斷4油氣集輸管道防腐設(shè)計，應符合國家現(xiàn)行標準《鋼制管道外腐蝕控制規(guī)范》GB/T21447-2008、《鋼制管道內(nèi)腐蝕控制規(guī)范》GB/T23258-2009的有關(guān)規(guī)定。GB50350-20058.5.6管徑大于等于DN100管線采用環(huán)氧玻璃鱗片內(nèi)防腐。穿越渤海一路的100m管線采用采用3PE外防腐符合5油氣集輸管道保溫或隔熱設(shè)計應符合現(xiàn)行國家標準《工業(yè)設(shè)備及管道絕熱工程設(shè)計規(guī)范》GB50264的規(guī)定。GB50350-20058.5.6單井集油管線及集油干線均采用30mm泡沫黃夾克保溫符合6PN≤2.5，DN≤200的埋地原油集輸管道距100人以上居民區(qū)、村鎮(zhèn)、公共福利設(shè)施、工礦企業(yè)、重要水工建筑、物資倉庫不應小于10m。SY/T5225-2012附錄B集輸管線距最近的村莊為北側(cè)的打油張村，距離為200m。符合7油田內(nèi)部埋地敷設(shè)的原油、穩(wěn)定輕烴、20℃時飽和蒸氣壓力小于0.1MPa的天然氣凝液、壓力小于或等于0.6MPa的油田氣集輸管道與居民區(qū)、村鎮(zhèn)、公共福利設(shè)施、工礦企業(yè)等的距離不宜小于10m。GB50183-20047.2.1集輸管線距最近的村莊為北側(cè)的打油張村，距離為200m。符合5.1.2預先危險性分析法對油氣集輸單元中井場、集油管線所涉及的設(shè)備設(shè)施進行預先性危險分析，具體過程見表5.1-2。表5.1-2油氣集輸單元預先危險性分析序號危險類別產(chǎn)生原因可能產(chǎn)生的后果危險等級改進措施/預防方法一井場1觸電1.經(jīng)常電氣設(shè)備因潮濕造成漏電連電；2.線路絕緣破壞、接線不符合要求；3.接地裝置沒有或不良；4.違章操作，檢修時帶電作業(yè)違章操作。人員傷害Ⅱ1.進行電工崗位培訓，作業(yè)人員持證上崗；2.加強安全用電知識培訓，提高個人防護和自救互救能力；3.經(jīng)常性檢查電器線路；4.保證設(shè)備接地可靠；5.做好電器吹灰工作，避免電器線路、設(shè)備潮濕。2火災爆炸1因生產(chǎn)井放套管氣聚積或井口油氣泄漏。2、井口處用火施工易發(fā)生火災爆炸。人員傷亡、設(shè)備損壞Ⅲ1.嚴格按照操作規(guī)程作業(yè)；2.生產(chǎn)井附近嚴禁煙火；3.電氣設(shè)備、照明、開關(guān)全部采用防爆型；4.配備消防設(shè)施；5.井口用火施工辦理相應的用火許可證，并采取安全防范措施；6.配置便攜式可燃氣體濃度檢測報警器。3機械傷害1.作業(yè)人員操作、維修抽油設(shè)備時，違章作業(yè)；2.運動部件及設(shè)備沒有防護或剎車失效；3.各類機泵設(shè)備存在隱患。人員傷害Ⅱ1.進行崗位培訓，杜絕違章操作；2.確保設(shè)備的保護設(shè)施及剎車完好有效；3.認真落實各類維修和操作規(guī)程。4高處墜落1.登高作業(yè)，未穿戴防護用品，如防滑鞋、安全帶等；2.違章作業(yè)；3.無警示標志。人員傷害Ⅱ1.防護設(shè)施定期檢修；2.正確穿戴防護用品；3.工作人員遵章操作；4.懸掛警示標志。5.辦理相應登高作業(yè)許可證。5中毒窒息油氣會發(fā)出大量氣體，在達到一定濃度中作業(yè)。人員傷害Ⅱ1.明確油氣泄漏后的應急措施；2.加強操作人員的安全防護；6灼燙1.井場加熱爐未作防護；2.人員作業(yè)時觸及井場加熱爐。人員傷害Ⅱ1.加熱爐增加防灼燙防護；2.人員操作時要佩戴勞保用具。二集輸管線1火災爆炸1.設(shè)計不合理；2.管線內(nèi)表面磨損、腐蝕；3.管線外表面腐蝕；4.施工質(zhì)量問題；5.疲勞失效；6.管線受外力或液壓、沉重物體壓軋、打擊等；設(shè)備損壞人員傷亡Ⅲ1.根據(jù)管道穿越地段的情況，合理設(shè)計工藝流程、設(shè)備、管材的選擇及防腐、防雷、防靜電等相關(guān)設(shè)計；2.根據(jù)原油的性質(zhì)采取合理的防腐措施；3.根據(jù)管道穿越地段土壤性質(zhì)選擇合理的防腐措施；4.施工作業(yè)時，作業(yè)人員應經(jīng)培訓合格后上崗作業(yè)，規(guī)范操作規(guī)程，加強作業(yè)現(xiàn)場的管理，對施工單位及特種作業(yè)人員統(tǒng)一管理；5.疲勞失效常常發(fā)生在管道不連續(xù)處、加熱爐等設(shè)施上，應對這些幾何不連續(xù)不穩(wěn)或缺陷部位加強檢查；6.管道敷設(shè)地段設(shè)置安全警示標志，穿越線路應報當?shù)匦姓鞴懿块T備案，配置專人定期巡檢2中毒1.搶修等現(xiàn)場作業(yè)人員未佩帶呼吸防護工具；2.人員違章作業(yè)；3.大量泄漏時，未及時通知并疏散周圍人員人員傷害Ⅱ1.搶修等作業(yè)人員在原油大量泄漏區(qū)域作業(yè)應佩帶呼吸防護設(shè)備；2.嚴格按操作規(guī)程操作；3.大量泄漏時，及時通知周邊人群并組織疏散3物體打擊搶修過程中，施工人員進入操作坑內(nèi)施工，未打護墻，造成塌方。人員傷害Ⅱ1.辦理相應進入受限空間許可證。2、坑內(nèi)作業(yè)施工提前打護墻、預留逃生通道。3、施工中強化安全監(jiān)護。4、加強職工安全教育。5.1.3油氣集輸單元小結(jié)1）安全檢查表共進行了11項檢查，其中8項為符合要求，3項為可研應涉及而未涉及的，無不符合要求項本工程油氣站場的區(qū)域位置和平面布置及工藝流程、設(shè)備選型等基本符合《石油天然氣設(shè)計防火規(guī)范》（GB50183-2004）以及《油氣集輸設(shè)計規(guī)范》（GB50350-2005）等標準的要求?？裳形瓷婕绊棡椋海?）油氣井與架空電力線之間防火間距不應小于1.5倍桿高。（2）油氣井生產(chǎn)過程中的防火防爆應遵守以下預防火災、爆炸的措施：油氣生產(chǎn)場所嚴格煙火管理，應配備防火防爆工具；易燃易爆場所的電氣設(shè)施、設(shè)備應具有防爆功能；易燃易爆場所的生產(chǎn)設(shè)備不得超負荷運行；作業(yè)人員應使用防爆工具，穿戴防靜電防護用品。（3）油氣集輸管道穿、跨越鐵路、公路、河流等工程設(shè)計，應符合國家現(xiàn)行標準《油氣輸送管道穿越工程設(shè)計規(guī)范》GB50423-2007、《油氣輸送管道跨越工程設(shè)計規(guī)范》GB50423-2007的有關(guān)規(guī)定。2）通過預先危險性分析，得出如下結(jié)論：油氣集輸單元中可能發(fā)生的事故有火災爆炸、中毒窒息、灼燙、觸電、機械傷害、高處墜落、物體打擊等，其中火災爆炸的危險等級為Ⅲ級，其余均為Ⅱ級。5.2注水系統(tǒng)單元5.2.1安全檢查表法依據(jù)《油田注水工程設(shè)計規(guī)范》（GB50391-2006）等規(guī)范標準，結(jié)合本工程設(shè)計資料和現(xiàn)場調(diào)研，編制表5.2-1。表5.2-1注水單元安全檢查表序號檢查項目實際情況檢查結(jié)果1注水用高壓金屬管道的選用，應符合耐壓強度計算的壁厚要求。GB50391-20065.1.1通過耐壓強度計算確定壁厚。符合2注水管道一般采用埋地敷設(shè)GB50391-20065.2.3可研未涉及無法判斷3管線穿越高速公路和一、二級公路時，應設(shè)有保護套管。GB50391-20065.2.6可研未涉及無法判斷4注水管道不應從已建的建構(gòu)筑物下面穿過，在通過建構(gòu)筑物時，管道距其凈距不應小于5m，否則，應采取相應的安全措施。GB50391-20065.2.6可研未涉及無法判斷5注水管道應在適當?shù)奈恢迷O(shè)有截斷閥、放空閥。GB50391-20065.2.8可研未涉及無法判斷6注水站宜設(shè)置圍墻，圍墻高度不應低于2mGB50391-20064.1.7可研未涉及無法判斷5.2.2預先危險性分析法本節(jié)對注水管網(wǎng)進行預先性危險分析，具體評價內(nèi)容見下表。表5.2-2預先危險性分析表序號危險類別產(chǎn)生原因事故后果危險等級改進措施/預防方法1物體打擊1.注水管線存在質(zhì)量缺陷，承載能力降低，發(fā)生高壓水刺漏，甚至爆管；2.注水管線出現(xiàn)了超壓、超溫運行狀態(tài)，發(fā)生高壓水刺漏；3.安全泄放措施失效。人員傷亡、設(shè)備損壞Ⅱ1.嚴格執(zhí)行壓力容器、壓力管道定期檢驗制度；2.對壓力、溫度等參數(shù)要實時監(jiān)控；2觸電1.電能；2.絕緣失效、屏護實效、障礙失效；3.安全距離不足；4.安全防護措施失效；5.人員違章或失誤。人員傷亡Ⅱ1.選用合格的電氣產(chǎn)品,保證設(shè)備和電纜的絕緣良好；2.電力線路的敷設(shè)應避開高溫、振動等易受損壞的環(huán)境；3.電氣安全防護措施,如漏電保護、接零或接地保護、報警、聯(lián)鎖等可靠有效；4.電工作業(yè)應持證上崗，嚴格遵守電氣作業(yè)制度和操作規(guī)程，作業(yè)時穿戴必要的絕緣防護用品；5.電氣作業(yè)應加強監(jiān)護，嚴禁違章意外送電；6.變壓器、配電裝置的布置應保證電氣操作足夠的安全距離和安全作業(yè)空間；7.電氣設(shè)備的帶電體應有可靠的遮護，外露可導電部分應有可靠接地；8.變、配電設(shè)備應由專人管理；9.在變壓器、配電室等處設(shè)置醒目的防觸電警示標志；10.避免在雷雨天氣時進行野外作業(yè)。3機械傷害1.作業(yè)人員操作、維修抽油設(shè)備時，違章作業(yè)；2.運動部件及設(shè)備沒有防護或剎車失效；3.各類機泵設(shè)備存在隱患。人員傷害Ⅱ1.進行崗位培訓，杜絕違章操作；2.確保設(shè)備的保護設(shè)施及剎車完好有效；3.認真落實各類維修和操作規(guī)程。5.2.3單元小結(jié)1）通過采用安全檢查表針對注水系統(tǒng)進行評價，可以得出如下結(jié)論：該安全檢查表對改造工程共進行了6項檢查，其中1項為符合要求，5項為可研應涉及而未涉及的，無不符合要求項。未涉及項為：（1）管線穿越高速公路和一、二級公路時，應設(shè)有保護套管。（2）注水管道應在適當?shù)奈恢迷O(shè)有截斷閥、放空閥。（3）注水站宜設(shè)置圍墻，圍墻高度不應低于2m。（4）注水管道一般采用埋地敷設(shè)（5）注水管道不應從已建的建構(gòu)筑物下面穿過，在通過建構(gòu)筑物時，管道距其凈距不應小于5m，否則，應采取相應的安全措施。2）通過預先危險性分析，得出如下結(jié)論：注水單元可能發(fā)生的事故有物體打擊、觸電、機械傷害等，危險等級均為Ⅱ級。5.3配套設(shè)施單元5.3.1安全檢查表法根據(jù)《油氣集輸設(shè)計規(guī)范》GB50350-2005等規(guī)范，對本工程的配套設(shè)施單元進行安全評價，具體評價過程見表5.3-1。表5.3-1配套設(shè)施安全檢查表序號檢查項目實際情況檢查結(jié)果1B類火災場所應選擇泡沫滅火器、碳酸氫鈉干粉滅火器、磷酸銨鹽干粉滅火器、二氧化碳滅火器、滅B類火災的水型滅火器或鹵代烷滅火器。GB50140-20054.2.2可研未涉及無法判斷2三級負荷：采用單回路、單變壓器供電。GB50350-200511.5.2可研未涉及無法判斷3站場內(nèi)建構(gòu)筑物的防爆分區(qū)，應符合國家標準SY/T6671的要求。站場爆炸危險區(qū)域內(nèi)電氣設(shè)計及設(shè)備選擇應符合標準GB50058的要求。GB50350-200511.5.9可研中采用防爆電氣符合4站內(nèi)道路寬度不得小于3.5mGB50350-200511.12.3新建4m寬新井通井路符合5建（構(gòu)）筑物按基本地震烈度7度設(shè)防。GB50011-20103.2.2按照7度設(shè)防。符合6低壓配電系統(tǒng)應簡單可靠，站場內(nèi)應采用放射式或與樹于式褶結(jié)合的配電系統(tǒng)?？裳形瓷婕盁o法判斷7消防設(shè)施的設(shè)計應符合現(xiàn)行國家標準《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》GB50183的有關(guān)規(guī)定?？裳形瓷婕盁o法判斷8通信工程設(shè)計應為油氣集輸工程的生產(chǎn)管理、應急搶修等提供多種通信服務。同時為自控系統(tǒng)的數(shù)據(jù)傳輸、圖像傳輸、遠程監(jiān)控等提供可靠的通信通道。設(shè)置遠程通信和數(shù)據(jù)傳輸。符合9通向接轉(zhuǎn)站及井場的道路可采用4m或3.5m寬的土路，長度超過500m時應設(shè)錯車道。井場的道路規(guī)格符合要求符合5.3.2預先危險性分析本節(jié)分別針對配套設(shè)施單元所涉及的設(shè)備設(shè)施進行預先性危險分析，具體評價內(nèi)容見表5.3-2。表5.3-2配套設(shè)施預先危險性分析表序號危險類別產(chǎn)生原因事故后果危險等級改進措施/預防方法1電氣火災1.電能；2.短路；3.過載；4.接觸不良；5.散熱不良設(shè)備損壞Ⅱ1.選用合格的電氣產(chǎn)品，保證電氣設(shè)備絕緣良好；2.電氣設(shè)備和線路設(shè)過電壓、過電流保護，避免電氣設(shè)備過