时间：2023-10-09 09:28:11
绪论：在寻找写作灵感吗？爱发表网为您精选了8篇石油化工和石油工程的区别，愿这些内容能够启迪您的思维，激发您的创作热情，欢迎您的阅读与分享！
关键词：石油化工；废水处理；新处理技术的发展
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.09.016
石油化工涉及到国民经济的各个行业，关系到老百姓的衣食住行，随着经济的发展，石油的需求量不断加大，石油化工企业的生产规模持续扩大，生产工艺不断改进，产品的数量种类越来越多，石油化工废水中污染物种类越来越复杂，同时石油化工企业的生产过程中，离不开用水，生产量和用水量成正比，因此石油化工废水水量越来越大，处理难度越来越大，人们需要更加关注石油化工废水的回收和处理，改进传统的处理工艺，开发新的处理技术。
1 石油化工废水的特点
石油化工工业是以石油或天然气为主要原料，经过化工过程而制取各种石油化工产品及副产品的工业。主要有石油炼制、化纤、化肥、塑料、合成橡胶等多个行业组成。涉及到老百姓衣食住行的方方面面。石油化工企业的大量生产，会排出大量的石油化工废水，石油化工废水未回收处理或不达标排放排出来后，河流及农田就会被污染，从而对生态环境造成不好的影响。包括：（1）石油废水的排放，石油从地底下开采出来后，就会经过脱水等处理后就会进入到集输管线中，之后才能送到炼油厂或者是油库中，还要在油库中进行再次的脱水以及脱盐处理等措施，但是当原油中含水量小于或等于某种数据时，之后才能到减压的装置中，这其中就会产生一些重油和渣油。（2）每次深加工都会产生一些石油化工的废水，这些废水的处理是进行安全生产工作的重点，因此在加工的过程中，都要把石油化工的废水运用比较实用的技术进行处理，也同时在处理过程中也要提高处理的能力及技术。
石油化工废水的基本特点：污染的水源扩散的特别的快。由于石油化工废水只有再次加工的过程中才可以应用，处理。大量的石油化工废水，由于石油化工产品种类繁多，化工处理工艺千差万别，石油化工设备参差不齐，石油的利用率有高有低，使石油化工废水成分复杂，污染物浓度差异很大，区别于其他污水的特点，其理成本高，大量的化工废水要求企业生产设施和污水处理设施同步建设，使企业的利润空间下降，因此石油化工废水收集和处理一直是石油化工企业的需要解决的难题。
2 石油化工废水处理工艺简析
从石油化工废水的产生过程分析，石油化工废水的产生基本有两种途径，（1）石油深加工过程中产生的废水。（2）生产、运输过程中泄露的油料混入正常的无污染水时产生的废水。所以，石油化工废水如果不采取积极有效的措施加以收集及处理，就会流入到下水道中、河流和湖泊中使地下水和地表水都会遭到污染。
1）石油化工废水的收集与处理十分重要，由于石油化工废水的产生量大，有机污染物成分复杂，特别是加工过程中含有有毒物质的企业，废水一旦排入下水道、河流和湖泊中影响人类的生存环境，破坏地球的生态平衡。也就是说石油化工废水应该从没有受到污染的水中分流出来，做到雨污分流，严厉打击偷排漏排企业，对废水进行收集集中处理，处理后达标排放或回收再利用。2）石油化工企业在厂区要建有废水池，对产生的石油化工废水能够回收利用的，回收利用，不能回收利用的，排入污水处理设施中，经过隔油池、气浮池、生化池、过滤消毒后达标排放。同时监测废水的污染物程度，来调节污水处理设施的工艺参数，达到好的处理效果，降低处理成本。3）由于石油化工行业涉及的范围广，产生大量的石油化工废水。肺水肿含有大量有机物，如果能对这些废水进行回收利用，可以降低企业污水处理成本，减少环境污染。在当今有一些油水的分离技术。这样就可以使石油化工的废水能回收再利用。比如重力分类法、空气悬浮法、超声波法等技术，油水分离技术应用于油污废水处理，根据水质的成分，采用不同的处理方法。废水中油类污染物多数处于集中状态，不是单一状态的存在，因此，油污废水处理要采用多种处理方法结合，多单元操作分别处理后，对有机物进行回收，对分离后的达标水进行排放。4）应用新技术，提高石油化工废水的处理效果，降低处理成本。
目前石油化工废水处理技术主要有物理化学法、生物处理法和两者相结合的方法。下面是对目前一些较传统技术而言有效地技术进行一下介绍。
（1）生化处理技术改进。目前含油废水处理普遍使用“老三级”除油工艺，即隔油-一级气浮-二级气浮-生化处理，人工固定化工程菌除油装置将工程菌放入废水中，吸附在活性炭中，以水中的有机物为食物，利用微生物的新陈代谢，转化为简单的无机物，而使有机物被去除。完全替代了二级气浮工艺，较传统工艺降低了成本，具有实际的应用价值。
（2）物理化学法改进。膜处理技术的发展对废水的处理有重要意义，随着膜技术的不段进步，膜具有多样化、高质量、低成本的特点。对石油化工废水用超滤膜一级处理―反渗透膜二级处理，处理后的水回用循环水，此方法维护方便，工艺流程简单。
（3）生物膜法。在生化池中投入填料，在好氧的状态下，微生物构成的生物膜吸附到填料上，由于石油化工废水污染物成分复杂，对微生物的冲击比较大，生物膜法可以提高微生物的耐冲击能力，由于生物膜的附着面积较大，从而提高有机物污染物的去除率，提高处理效果，降低处理成本。
3 结语
近年来各类石油化工废水处理技术的研究与应用得到了迅速发展，处理方法也越来越多。但上述方法各有不同的适用范围，需要针对不同的情况进行研究，确定适合的工艺。由于受到废水成分、油分存在的形成、回收利用的深度以及排放方式等多因素的影响，如果只使用单一的处理方法，难以达到满意的效果。在实际应用中通常是将几种方法结合在一起，形成多级处理的工艺，从而实现良好的除油效果，使出水水质达到废水排放标准。但是，废水的末端治理只是治标不治本，必须从根本上找到污水产生的原因，从源头遏制住废水的产生。
前言
随着我国油田的开采期的延长，以及化工行业的快速发展，使其逐渐成为我国经济发展的龙头企业。石油化工在世界大范围开采和应用，促进了国家和地区的经济发展，可是很多国家和地区只是侧重于石油化工的开发和利用，忽略了其对环境的影响。一般的含油污水中的石油类主要由浮油、分散油、乳化油、肢体溶解物质和悬浮固体等一系列物质构成，其中的有害成分较多。生产过程中所产生的废水对于周围的生物和环境具有较大的伤害性，从可持续发展的角度，严重的石油化工废水排放会给人们的生活造成困扰，影响国家或地区的经济发展，影响国家或地区的平衡发展。因此，在促进我国经济快速发展的同时，也不能忽视石油工业废水排放技术的应用，保障生活生产环境，促进可持续发展。
一、石油化工废水的特点
石油化工企业是以石油或天然气为主要原料，通过不同的生产工艺过程、加工方法，生产各种石油产品、有机化工原料、化学纤维及化肥的工业。各种成分的物料在这里加工、储存、装卸、输送。一旦发生火灾，导致容器和管道破裂，物料就会泄漏出来，石油化工废水排出来的时候，河流及农田就会被污染。石油废水的排放石油从地底下开采出来后，就会经过脱水等处理后就会进入到集输管线中，之后才能送到炼油厂或者是油库中，还要在油库中进行再次的脱水以及脱盐处理等措施，但是当原油中含水量小于或等于某种数据时，之后才能今日到减压的装置中去，这其中就会产生一些重油和渣油。。每次的深加工都会产生一些石油化工的废水，这些废水的处理是进行安全生产工作的重点，因此在加工的过程中，都要把石油化工的废水运用比较实用的技术进行处理，也同时在处理过程中也要提高处理的能力及技术。
石油化工废水的基本特点：污染的水源扩散的特别的快。由于石油化工废水只有在再次加工的过程中才可以应用，因而其用水量与石油化工加工时实际用水量有关，而石油化工的加工实际用水量也与石油的加工数量有关。当加工的石油比较少时，产生的石油化工废水量就比较少。当石油加工比较大量时，石油加工过程中实际用水量就大，产生的石油废水也就多；当石油严重需要时，企业内石油加工设施不能满足石油量的需求时，需要动用企业外部石油加工设施，此时产生的石废水就特别的多。污水中污染物组分复杂。石油化工企业产品种类繁多、化工装置千差万别。不同的化工装置、不同的工艺流程、石油化工发生的不同位置的泄漏时，石油化工废水中污染物的组分都会不同。物料泄漏量不同，石油化工中污染物的浓度也会有很大差异。时候化工具有区别于其它形式污水的特点，但是无论何种形式的污水，它都存在着收集与处理的问题。
二、石油化工废水处理工艺简析
从石油化工废水的产生过程来看，其产生须具备两个条件：其一，石油化工废水只有在再次加工时才会产生；其二，石油化工废水只有在物料泄漏并混入正常的无污染水时才会产生。所以，石油化工废水如果不采取措施加以收集及处理，就会流入到下水道中，也就会进入到河流和湖泊中，这样就会使地下水和地表水都会遭到污染。
首先，石油化工废水作为一种比较常见的污染，对环境的破坏和生态平衡的危害影响特别的大。根据石油化工企业的环保法规，石油化工企业应该做到废水的清除及分流的处理措施，也就是说石油化工废水应该从没有受污染的水中分流出来，所以石油化工废水的收集与处理是很重要的，不能因为对石油的需要，就忽略了对环境的保护意识。特别是加工过程中含有有毒物质的企业，也更应该注意这个问题的重要性。
其次，针对石油化工废水的一些特点，在将其送入污水处理厂之前，也应该十分的注意，石油化工废水在被送入到污水处理厂之前，必须进行废水的检测工作，查看被污染的程度。石油化工的废水池也是有一定的容积量的，如果石油化工废水能够被回收利用时，必须考虑回收利用。这样才能使生态环境不会被污染。
另外，含油污水的产量大，涉及的范围广，如石油的开采，石油的炼制、和石油的化工、油品的储运。邮轮事故、轮船航运、车辆清洗、机械制造、食品加工等过程中都会产生石油化工的废水。在当今现代，有一些油水的分离技术。这样就可以使石油化工的废水能过滤在利用。比如重力分类法、空气悬浮法、过滤法、超声波法等技术。油水分离技术是当前处理含油污水的关键技术之一，上述方法各有不同的范围，应根据不同种类油的性质和不同的水质要求，采用不同的处理方法。以上各种处理单元在含油废水处理中并不是单一出现的，因为废水中的油粒多数同时存在集中状态，很少以单一状态存在，所以含油废水处理采用多级处理工艺，经多单元操作分别处理后方能达到排放或回用标准。
三、结束语
石油化工工程的的设计中应该多考虑些废水的收集及处理问题，建立石油化工企业废水处理厂及过滤重复在利用，发展适合石油化工废水特点的新的处理工艺和技术，如用空气悬浮法等处理石油化工废水具有很高的效率。因此应该重视石油化工的废水处理及回收在利用，这样才能保护我国的生态发展。
参考文献
[1]喜，邓述波，夏福军，《横向流除油器田污水的研究》、《工业水处理》，2001年.
[2]张春霖.张旭军. 《新型油水分离器在油田污水处理中的应用》、《石油化工环境保护》，2003年.
[3]桑义敏，李先生，何绪文，等，《含油废水性质及其处理技术》，2004年.
随着我国经济的飞速发展，产生石油化工行业国内与国际上的变化，现如今我国越来越多的采用采购施工的承包方式，虽然我国石油化工项目利润空间较小，但石油化工项目对于城市的经济发展和提升居民生活质量具有重要意义，必须保证石油化工项目质量安全并如期完成。在本文章中，笔者将注重分析石油化工项目的采购施工总承包施工现场管理问题，并提出石油化工项目采购施工总承包施工现场管理加强的措施方法。
关键词：
石油化工；施工现场；管理
社会生活基本迈向小康，生活水平提高，人们对于石油化工项目提出了更高的要求。加强石油化工项目的施工管理已刻不容缓，只有科学的施工管理，才能进一步提升石油化工项目质量。二十一世纪，石油化工项目的工程量不断增加，为石油化工项目的承包单位的施工现场管理提出了全新的挑战。而我国目前石油行业的施工管理还有待加强，为了更高的提高石油化工项目的质量，采取科学合理的有效措施，促进石油化工项目的进一步发展。
1要求采购时加强对相关供货商的选择
在石油化工项目中，对于采购过程中供货商的选择，除了要考虑供货商所提供的设备是否是否符合工程技术要求以外，还要对供货商的生产能力以及供货商是否能及时的运输货物。由于石油化工项目的采购工作具有一定的风险另外其运输周期也较长，所以其物流能力是极为重要的。选择是一定要格外谨慎，筛选出运输能力较强的供货商，其中对供货商的物流能力其决定作用的是供货方用于订购货物所使用的价格，可使用到岸价格进行采购的生产商的物流能力才是合格的。
1.1建立供货商管理系统建立合理的供货商管理系统可采用构建数据库的方法，这一方法对于石油工程项目采购施工现场管理具有明显的益处，相关工作人员可根据系统的数据库，更为全面准确的查阅供货商的基本情况，但进行监理供货商数据库管理系统的建设，不能一蹴而就，需要较长时间通过在采购过程中的反复比较记录得出的，只有前期不断的进行完善工作，才能在今后的项目采购发挥真正的作用。
1.2采购前调查制造商项目采购工作人员可根据供货商所提供的制造商调查表，进行对制造商全面的调查工作，其中需要对其制造规模进行考察工作，还要对制造商其中的工作人员的综合素质以及对专业技能的把握进行摸底工作，另外其生产设备和产品检测系统也要进行反复检测。根据调查的实际情况总结调查报告，为后续工作奠定基础。
2采购材料的后续使用~~~~~现场施工管理措施
2.1提高采购施工材料的质量首先采购时，施工总承包要认真控制好施工材料的品质，保障石油化工项目整体的总体品质，控制施工成本费用。其次要进行对材料的抽查和检验以及进行人员培训计划，要求施工材料必须符合施工质量，保证工程整体质量的合格根据现场实际施工情况，进行采购材料，确保材料品质优秀，不为减少成本而采购性能差的材料，确保后续工作的顺利进行，在保证工程社会利益的前提下追求经济利益。
2.2加强检查采购材料的力度石油化工项目的材料多种多样，众多的材料型号，各具不同的材料性能和质量。只有进行正确的选择，才能更为完善的保证工程质量。由于材料的质量会直接影响到石油化工项目的质量，石油化工项目施工管理者必须熟知各个不同材料的相同之处与区别，更有效的利用施工材料影响整个工程的质量，负责采购材料的人员必须要按照订货以及运输标准进行对材料的采购。并且对材料进入施工现场之前做好充分的检查工作和妥善保管工作，检查施工材料的外观和性能是否符合标准，以及要求材料必须具有材料合格证、说明书及测试报告等，确保使用材料的质量问题，只有对其检验合格后才能进行投入施工。保证石油化工项目施工现场的管理工作顺利进行。
3采购施工管理体系不完善
石油化工项目管理方式比较落后，无论是人员还是材料的采购管理都没有建立一个健全的执法体系。但是随着我国经济的不断发展，石油化工项目规模和数量不断的加大，但同时其采购施工管理却没有进行同步发展。产生了较多的工程问题，同时也会出于节约成本的目前的，在采购人员的专业性配备上不完善，不进行专职的采购管理人员岗位的设置和培训。另外，在施工中缺少人力和物力，有关负责部门的工作人员推脱责任，使施工现场管理不能顺利进行，施工进度和安全管理信息无法及时传达。
4结语
石油化工项目是一项涉及专业性较强、施工内容繁杂、风险高、成本投入大的复杂系统工程。采购施工总承包模式施工现场管理难度非常大，不仅要加强与石油化工相关专业间的配合力度，同时还要加强石油化工项目内部间的协调，确保工程施工建设准确无误、克服安装工序制约，提高石油化工项目采购水平，推动石油化工项目安全可靠、节能经济的建设发展。结合工程自身的实际情况，合理控制各施工要素和细节。负责人加强对施工管理的重视，建立质量监督体系，并落实到具体的施工过程中。笔者希望更多专业人士投身石油化工项目建设中，为推动我国石油化工事业的发展贡献自己的力量。
参考文献：
[1]刘序岩.浅谈如何加强建筑工程施工现场技术管理.城市建设理论研究，2013（28）：144~146.
[2]芦平荣，宝春.大型煤化工施工总承包项目配合协作管理模式的探讨与实践.石油化工建设，2014，36（6）：39~41.
关键词：催化；汽油；烯烃含量；工艺
1 前言
随着社会的不断发展，人们对能源的需求量越来越大，在开发能源的过程中，由于很多能源都属于不可再生的资源，所以，过度的开发会引起较多的资源环境问题。环境问题的增多，使人们意识到了环境保护的重要性，我国在加入WTO后，国际环保组织也对我国汽油中烯烃含量提出了更好的要求，化工企业在生产加工汽油时，一定要采取催化裂化工艺降低汽油中烯烃的含量，这样才能有效的控制车辆排放气体中的污染物。本文对降低催化汽油中烯烃含量的催化裂化工艺进行了介绍，以供相关行业的工作人员参考。
2 降低汽油烯烃含量的催化裂化工艺
随着我国工业工艺的不断发展，降低汽油中烯烃含量的催化裂化工艺技术水平越来越高，在工业炼油企业中，降低汽油烯烃含量的工艺技术很多，在应用的过程中，需要优化工艺流程，传统的工艺技术在降低烯烃含量的同时，增加了液化气产率，但是容易损失汽油的产出量。现代工艺技术是在保证汽油产率的同时，采用催化裂化工艺，降低汽油中烯烃的含量。为了提高工艺技术水平，工作人员必须优化工艺流程，还要对设备进行改进，增加汽油反应的时间。
2.1 MIP工艺
MIP工艺是多产异构烷烃催化裂化工艺，在由石油化工科学院研究出来的，在应用这项工艺时，需要借助特殊的装置。MPI工艺包括反应再生系统、分馏系统和稳定与吸收系统，其创新点在于独特的反应系统。热原料油与热再生催化剂在提升管底部接触进人第一反应区，经高温和短油剂接触后进入第二反应区（一扩径的提升管反应器），在较低的温度和较长的油气停留时间下油气继续反应，随后的物流进人粗旋，分离油气和催化剂，油气进人后部分离系统，待生催化剂经汽提、再生，进人提升管底部，再与热原料接触反应。
2.2 FDFCC工艺
FDFCC工艺是灵活双效催化裂化工艺的英文简称，这项工艺是洛阳石油化工工程公司炼制研究所开发的一种重油催化裂化与汽油改质、增产气体烯烃相结合的联合工艺。工艺流程如图1所示。
图1 灵活多效催化裂化工艺流程
第一根提升管进行常规催化裂化和焦化蜡油改质，经改质的焦化蜡油碱氮可降低50%以上；第二根提升管进行催化裂化汽油改质，其待生催化剂可直接进第一根提升管参与裂化反应。中试研究结果表明，与常规催化裂化相比，装置的柴汽比可提高0.5，催化裂化汽油的烯烃含量可降低20-30个百分点、ORN和MON可提高2个单位左右、硫含量可降低巧%-25%，丙烯产率提高4-6个百分点。
2.3 TSRFCC两段提升管工艺
两段提升管工艺是我国重点实验室开发的一种新型催化裂化技术，提升管反应器是目前催化裂化装置普遍采用的一种反应器，它是在床层反应器的基础上发展起来的一种接近活塞流的管式反应器，在催化裂化发展过程中发挥着重要作用。但是，目前的提升管反应器也不是尽善尽美，尤其对于重油催化裂化，还存在若干不足或不适宜之处。例如，反应时间过长使提升管中催化剂平均性能（活性、选择性等）处于较低水平，致使后半段的裂化反应在相对恶劣的条件下进行。
该技术打破了原来的提升管反应器型式和反应一再生系统流程，用两段提升管反应器代替原来的单一的提升管反应器，构成两路循环的新的反应一再生系统流程。两段工艺可以大幅度提高原料的转化深度，同比加工能力增加30%-50%；显著改善了产品分布，轻质产品收率可提高2-3个百分点；明显提高产品质量。
2.4 ARFCC技术
ARFCC技术是辅助提升管催化裂化技术的英文简称，这项技术具有较多的优点，将其应用在降低催化汽油烯烃含量实验中，不但可以有效降低汽油中烯烃的含量，还可以避免汽油辛烷值降低，利用这项技术时，需要在普通催化裂化装置中增设提升管反应器，该装置可以起到改善汽油质量的作用，可以使汽油催化反应更加充分，可以抑制副反应，减少汽油中存在的杂质。
2.5 MGD技术
MGD技术属于多产柴油和液化气的催化转化技术，该技术结合了催化裂化反应的特点，还考虑了汽油裂化反应的规律。在吸热反应与放热反应不同的效力下，催化裂化工艺有着的影响效果有着一定区别，为了保证烯烃转化率，相关技术人员必须保证催化裂化反应的条件，首先，在采用催化裂化工艺技术时，要保证反应的温度，还要延长汽油接触催化剂的时间，在分别进行一次、二次反应后，将烯烃转化为烷烃或者芳烃。
采用MGD技术主要是利用了深度控制原理，可以将多项技术有机的结合在一起，将MGD技术应用在催化裂化反应中，可以控制反应的精细程度，而且在降低催化汽油烯烃含量时，有效的提高了液化气以及柴油的产出率，与传统工艺相比，采用催化裂化工艺，可以降低汽油中烯烃的含量，而且可以提高柴油的产量以及性能，这项工艺技术的缺点是汽油产率损失比较大，会增加汽油加工处理的成本。
结束语
汽油中烯烃的含量是衡量汽油质量的关键指标，为了达到国际汽油质量标准，我国化工行业必须不断的优化催化裂化工艺，在提高重油深度裂化水平的同时，降低催化汽油中烯烃的含量。目前，降低催化汽油烯烃含量的主要措施是加入特殊的催化剂，炼油工业采用催化裂化工艺，可以有效降低汽油中烯烃的含量，是提高企业质量的有效措施。在利用工业装置进行催化裂化时，受到试验器材的影响，汽油的收率比较低，所以，技术人员必须不断的改进催化裂缝工艺技术，在降低烯烃含量的同时，提高汽油的收率，这样才能保证工业企业的经济效益。
参考文献
[1]杨朝合，郑俊生，钮根林，山红红，张建芳.重油催化裂化反应工艺研究进展[J].炼油技术与工程，2003（9）.
因此有计划，有目的对煤制油技术研究开发，建设示范装置是非常重要的解决国家能源安全的重要战略措施。今后，除去中科院山西煤化所、神华、兖矿、山西潞安、伊泰等一批开发、研究部门的工作尽快取得阶段性成果，对国外南非、美国等已有示范装置和工业装置的成熟技术，煤间接制油要加大力度开发具有我国自由知识产权的F-T合成技术，并尽早建立几个大型煤间接液化百万吨以上工厂，对现在和今后我国能源格局和战略都有着举足轻重重要意义。煤间接液化便是实现这一目标的重要技术途径之一。
一、煤间接制油当前的现状
1.间接制油研近年来，随着国际石油价格的不断上涨，以石油为原料路线的生产面临越来越大的压力
在这种背景下各国在煤液化技术的研究开发和大规模工程示范方面投入了大量的精力并取得了可喜的进展。在煤炭间接液化方面，典型的间接液化技术有：Sasol工艺、荷兰皇家Shell石油公司的SMDS合成工艺、中科院山西煤化所浆态床合成技术的开发和兖矿煤制油技术开发和神华18万吨间接示范技术。南非萨索尔公司已经具备较为成熟的合成技术，并已利用此技术建成了工业化的合成油装置。
2.我国煤制油技术已取得了实质性进展，我国几个示范装置相继投产
2.1中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油，产品包括高品质汽油、柴油等近500种化工延伸产品。
2.2兖矿煤制油中试装置规模5000吨粗油品/年、100吨/年催化剂于2003年7月2日破土动工。2004年3月31日一次投料试车成功。2004年11月26日圆满 完成，按计划停车。装置累计运行6068小时，连续平稳满负荷运行4706小时。
2.3神华18万吨间接液化示范装置建设规模为18万吨级/年合成油品，主要产品包括液化气4.96万吨/年、石脑油3.57万吨/年、柴油9.81万吨/年等，年合成气用量为87.18万吨。项目位于鄂尔多斯市伊金霍洛旗境内，现神华煤直接液化厂内的西北侧。2009年开车成功，并连续运行。
2.4潞安16万吨间接液化示范装置，采用中国自主知识产权技术建设的山西潞安煤基合成油示范项。2008年取得了成功开车并产出合格油品。山西潞安煤基合成油示范项目是通过国家级项目招标确定的煤变油示范项目。潞安煤基合成油示范厂位于潞安集团屯留煤-油-电循环经济园区内。
2.5伊泰16万吨间接液化示范装置，2002年9月，伊泰集团在千吨级装置上试车成功，打通了流程，并获得了油品大样。煤基合成油核心技术于2004年通过中国科学院技术鉴定，2005年通过科技部“国家863”项目验收.伊泰煤制油项目于2006年5月11日正式动工。伊泰项目正在动工建设的是年产规模16万吨的一期工程，总投资21.7亿元，其中固定资产投资18.5亿元。主要产品为柴油、石脑油及液化石油气，年产量分别为11万吨、3.8万吨、1.2万吨。伊泰项目将于2010年达到48万吨/年煤基合成油的规模，其中柴油32.7万吨、石脑油11.57万吨、液化石油气3.7万吨以及副产品混合燃料3.2万吨。
3.煤间接制油可以有效的提高劣质褐煤的附加值。褐煤发热量地，不稳定，最好利用褐煤就是就地转化提高产品的经济效益。随着中国石油进口量迅猛增加，必须考虑建立战略石油储备作为保障石油供应的手段之一，它是国家整个能源安全战略的重要组成部分。其综合对策包括，发展替代燃料和替代技术。其中"煤液化"作为石油替代品，具有保障国家能源安全的战略意义。
4.2010年以前，中国煤间接制油产业发展主要以工程开发和工业化示范为主，2010年后，随着国内煤间接液化工程技术开发的逐渐成熟和工程运行经验的积累，该技术的产业化发展将进入第二阶段。根据目前已经掌握的情况分析，在西北、华北、西南、东北等地都有发展煤液化产业化的资源条件，并于2010年至2020年期间建成若干个产业区。预计到2020年，我国煤炭直接液化总生产能力将达到每年1000～1800万吨，间接液化总产品能力将达到每年2000～2500万吨，届时煤液化生产的汽油、柴油等发动机燃料油为每年3000～3500万吨，可以提供国内约13%的交通燃料，形成补充石油短缺的重要途径之一。
二、煤间接制油在国外的发展实际情况
煤的间接液化是将煤汽化制得合成气（CO+H2）后，再在催化剂作用下将合成气合成为油品和化学品的过程。早在上个世界20年代，德国就开始了煤的间接液化技术研究，并于1936年首先建成工业规模的合成油工厂，总生产能力达到100万吨/年。
目前，在南非仍有商业化运行的煤间接液化厂。如SASOL公司采用F-T合成技术，先后建成三座生产厂，年处理煤炭总计达4590万吨，主要生产产品为汽油、柴油、蜡、氨、乙烯、丙烯、聚合物、醇、醛、酮等113种，总产量达760万吨，其中油品占60%左右，保证了全南非28%的汽油、柴油供给量。由于国际油价长期居高不下，世界各国出于保护环境的目的，不断推出越来越严格的油品规格，导致柴油产品的生产成本越来越高，使得费托技术的经济性越来越高。据预测到2015年全球GTL柴油的产量为600，000 BPD，占全球柴油消费总量的4%，占新增消费总量的13%
三、 煤间接制油中国发展的实际情况
我国在20世纪50～60年代初曾在锦州运行过规模5万吨/年的间接液化工厂因为发现大庆油田而终止。20世纪80年代又开始对煤炭间接液化技术进行了系统的研究，开发了固定床两段法合成（简称MFT）工艺和浆态床-固定床两段合成（简称SMFT）工艺，先后完成了MFT工艺的小试、模试、中间试验、工业性试验及SMFT工艺的模试，另外也进行了合成催化剂长周期运行试验，为我国煤炭间接液化技术的进一步开发奠定了良好的技术基础和人才基础。
七五”期间，山西煤化所开的煤基合成汽油技术被列为国家重点科技攻关项目。1989年在代县化肥厂完成了小型实验。“八五”期间，国家和山西省政府投资2000多万元，在晋城化肥厂建立了年产2000吨汽油的工业试验装置，生产出了90号汽油。在此基础上，提出了年产10万吨合成汽油装置的技术方案。经过20年的开发和研究，目前我国已经具备建设万吨级规模生产装置的技术储备，在关键技术、催化剂的研究开发方面已拥有了自主知识产权。可以这样讲，我国自己研发的煤炭液化技术已达到世界先进水平。
“十五”期间，在国家863计划的大力支持下，我国煤炭间接液化技术研发方面取得了重大突破，成功地建设并运行了两套产油品中科合成油750吨和兖矿5000吨的新型浆态床合成油品开发试验装置，取得了进一步放大及其工程化所需的相关数据，在催化剂制备及在线分离、反映器设计、系统稳定运行等方面均取得了重要成果，积累了一定的技术开发及工程经验，为我国煤炭的间接液化技术的进一步放大验证及商业化奠定了技术基础、培养了相关人才。
四、煤制油是缓解石油短缺的重要途径
我国每年用石油以2007年计是2.8亿吨进口1.4亿吨，我国是世界上蕴藏煤炭较大的国家之一，目前探明可开采2000亿吨以上。随着中国石油进口量迅猛增加，必须考虑建立战略石油储备作为保障石油供应的手段之一，它是国家整个能源安全战略的重要组成部分。其综合对策包括，发展替代燃料和替代技术。其中"煤液化"作为石油替代品，具有保障国家能源安全的战略意义。
中国石油资源匮乏，但煤炭资源丰富，据国土资源部矿产资源储量司今年6月的统计报告，截至2002年年底，中国探明可直接利用的煤炭储量1886亿吨，已探明的煤炭储量人均145吨，按全国年产25亿吨煤炭计算，中国的煤炭资源可以保证开采上80年。 对我国石油资源短缺的现状，通过煤液化合成油是实现我国油品基本自给的现实途径之一。煤炭液化合成油的道路是解决能源危机最有效可行的途径。
五、发展与建议
1.煤间接制油技术发展的制约原因之一。目前我国主要的资源还是来源于石油。不论是发展煤基间接液化还是直接液化，均没有足够的依据简单定位在取代我国的全部石油进口，而在于减轻并最终消除由于石油供应紧张带来的各种压力以及可能对经济发展产生的负面影响，同时应做到煤化工与石油化工在技术及产品方面的优势互补。
2.煤间接制油技术成熟，国外有大型工业化装置，煤基间接液化及煤加氢直接液化不能简单从技术论优劣，也不能简单从经济论优劣，二者虽有共性的一面，但根本的区别点在于各有其适用范围，各有其目标定位。从历史渊源、工艺特征、煤种的选择性、产品的市场适应性及对集成多联产系统的影响等多方面分析，2种煤液化工艺没有彼此之间的排它性。
不论是间接液化还是直接液化，均需加大技术投入，加快发展自主知识产权，特别是核心技术及关键技术的自主知识产权（如间接液化的合成反应器及高效催化剂、直接液化的加氢反应器及催化剂等），完全依附于他人，难免受制于人。促进我国自身液化技术的产业化进程是一项十分紧迫的任务。
如果煤炭液化厂建在煤炭生产国，则必须保证该国的煤炭储量足够液化厂25～30年服务年限内的用煤需求量。一座商业化生产的液化厂年煤炭消费量为300～400万t油当量。这意味着，最少需要1.5亿t硬煤储量（合1亿t油当量），或者3亿t的褐煤储量，最小储采比为25。分析中国的客观条件是比较适合发展煤转油项目的。
六、未来发展预测
现有一定规模的炼油厂利用煤炭液化工艺来生产同样多的液体燃料是不可行的。煤炭液化只能作为生产烃类液体的辅助手段。当原油的产量不能满足运输用燃料的需求量时，采用煤炭液化技术是一种较好的选择。在这种情况下，煤炭液化燃料可以利用现有的基础设施进行销售和供给，这不可避免地受到石油工业的控制和运作。但却有利于大大简化煤炭液化产品的供给和销售网络。因此，煤炭液化项目起初可能要由石油工业来实施，而不是煤炭工业。这个趋势已经被煤液化是由大部分石油公司进行各自开发这样的事实得到证实。
鉴于上述情况，最有利于煤炭液化企业的做法是，直接将自己的液化产品输送到现有的炼油厂中，作为进一步提炼的原材料，或者与炼油厂的产品进行混合使用。由于液化厂和炼油厂都有许多辅助设施，如电力和化学原料供应，有可能将一些必要的公共设施调配共享。另外，炼油厂和煤炭液化厂的一些单元操作也非常相似，也使得煤液化可能在石油行业中首先实施。
七、对煤转油项目的意见
从世界范围看，很长一段时间内，以煤炭为原料制油没有任何优势，不是新能源发展的趋势。中国是贫油国家，但并不意味着为缓解能源紧张就必须发展煤制油。虽然中国煤炭总体储量不小，但人均煤炭占有量只有世界平均值的60%，煤炭资源也是有限的，而煤转油是否是解决石油短缺的优化方式还是一个值得探讨的话题。当然根据现在的国家有关政策来看，批准适当规模的煤转油项目是符合国家近期经济发展形势的。
目前来看，核心技术的突破和产品的经济性是煤制油项目是否成功的关键，而项目遍地开花、投资无序化是目前最大忧患。
“煤制油”主要有直接液化和间接液化两种技术，而目前国内只有神华集团等少数几家企业宣称已拥有了核心技术，大部分打算上项目的地区和企业并不掌握核心技术。
煤间接制油技术在国内外已处于成熟期，而且工艺简单，风险低，中科院山西煤科所生产的煤制成油，几年来汽车试用效果非常好，成本低折合每桶40美元以下原油，汽油成本在3500-4000元/吨以下，经济效益可观，国外南非虽拥有760万吨生产能力但对F-T合成技术垄断封锁。
因此快速发展国内自由知识产权煤间接液化技术是今后作为国家的石油替代能源的战略储备技术。和解决国家能源危机都具有重要意义因地制宜是煤化工发展的重要趋势。
参考文献
[1]张玉卓.神华集团的煤炭洁净转化战略[J]. 中国煤炭， 2004，30（4）：5-7.
[2]苏歌平. 煤炭液化[M]. 北京：煤炭工业出版社， 2004.
[3] 李孝亭.张大鹏. 几种煤炭液化工艺的性能分析（上、下）[J]. 中国煤炭， 2000，26（11）：61-63.
[4]李大尚. 煤制油工艺分析与评价[J]. 煤化工， 2003 （1）：17-23.
关键词：大型外浮顶储罐；泡沫灭火剂
中图分类号：X932 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）06-0177-02
泡沫灭火系统是随着石油工业的发展而产生的，早在20世纪30年代，就出现了正规的泡沫灭火系统。我国从20世纪60年代开始研究并应用泡沫灭火系统，进入20世纪80年代后，随着相应技术规范的先后颁布，泡沫灭火系统得到广泛使用，应用的主要场所有：石油化工企业生产区、油库、地下工程、汽车库、仓库、煤矿、大型飞机库、船舶等场所。
本文就大型原油立式储罐所用的泡沫剂进行简要说明。
1 泡沫灭火剂使用情况
泡沫灭火剂主要有蛋白、氟蛋白、水成膜泡沫液。
蛋白类泡沫灭火剂具有泡沫稳定、抗烧性好的特点。但是动物型蛋白灭火剂，对环境易造成二次污染，处理繁琐，对消防设备也有腐蚀，正逐步被淘汰。水成膜泡沫灭火剂具有灭火速度快、效力高、封闭性能好、储存期长等特点。随着国家经济的发展，人们对环保意识的增强，对水成膜泡沫灭火剂的认同也随之增强。
中国石化拥有很多大型原油储罐，其泡沫灭火剂配置参差不齐，不能满足消防安全的需要。
2 存在的问题
①泡沫灭火剂配置较低。很多企业大型原油储罐区的消防泵房只配置蛋白类泡沫灭火剂，而且质量不良，不能有效保障储罐区的安全。
②蛋白泡沫灭火剂使用过程中管道腐蚀严重。企业普遍反映使用蛋白泡沫灭火剂后，管道难以冲洗干净，管道腐蚀严重。
③泡沫剂品质较低。泡沫灭火剂质量参差不齐，以次充好。水成膜泡沫灭火剂的质量基本合格，灭火性能基本达到要求，抗烧性能尚可，一般为IC～IB；而蛋白泡沫灭火剂的质量较差。两类灭火剂的性能参数见表1、表2。
④企业对泡沫灭火剂的基本知识缺乏必要了解。泡沫灭火剂根据应用场合分为普通型和抗溶型两种类型，普通型泡沫灭火剂用于非水溶性液体的火灾，抗溶型泡沫灭火剂用于水溶性极性溶剂的火灾。
⑤泡沫灭火剂质量缺乏监督机制。水成膜泡沫灭火剂的保质期一般是8 a，在保质期内，企业泡沫灭火剂的质量没有相关机构或第三方进行监督检查。泡沫灭火剂保质期过后，灭火剂能否继续使用，也无指定机构进行检测，造成泡沫灭火剂的巨大浪费。
3 泡沫灭火剂的选型
大型罐区的火灾主要是原油等可燃液体火灾，即B类火灾，扑救该类火灾最常用的灭火剂主要是蛋白、氟蛋白及水成膜泡沫灭火剂。国标GB15308-2006将这些泡沫灭火剂按灭火性能分为三类，而按照抗烧性能又将泡沫灭火剂分为四个不同的级别。级别不同，灭火的速度、抗复燃性能有很大的区别，因此，泡沫灭火剂的选型不仅要满足国标要求的物化性能的指标，更重要的要从泡沫灭火剂的灭火效率、需要保护的燃料、所处的地区、环境保护等方面考虑，不同类型的燃料需要相应类型的泡沫灭火剂。
从泡沫灭火剂最新国家标准GB 15308-2006也可看出，水成膜泡沫灭火剂的灭火性能高于蛋白类泡沫灭火剂，见表3。
从表3可看出，水成膜泡沫灭火剂的最低灭火性能级别为Ⅰ级，即强施放灭火时间≤3 min，缓施放灭火时间≤5 min；氟蛋白泡沫灭火剂的最低灭火性能级别为Ⅱ级，即强施放灭火时间≤4 min，缓施放灭火时间≤5 min；蛋白泡沫灭火剂的最低灭火性能级别为Ⅲ级，即缓施放灭火时间≤5 min，不作强施放。由此可知，三者的灭火效率依次为水成膜、氟蛋白、蛋白泡沫灭火剂。
针对不同的储罐组和不同的地区，建议采用不同型式的泡沫灭火剂：
①大型浮顶储罐应将水成膜泡沫灭火剂作为首选消防泡沫。
②原油储罐必须使用IA级水成膜泡沫灭火剂。多组分燃料较单一组分燃料的火灾更难控制，原油含有大量的易挥发性物质，它造成的火灾更难控制。
③东北、西北等寒冷地区选用耐寒型水成膜泡沫灭火剂。
④沿海地区最好选用耐海水型水成膜泡沫灭火剂。
⑤水溶性燃料，如甲醇、乙醇、丙酮等储罐必须配备抗醇性泡沫灭火剂；乙醇汽油也应配备抗醇性泡沫灭火剂。
⑥在满足灭火性能的前提下，尽量使用环保型泡沫灭火剂。
参考文献：
[1] GB50160-2008，石油化工企业设计防火规范[S].
[2] GB50151-2010，泡沫灭火系统设计规范[S].
但是会成为石油制品的有力补充。
如今，我们的生活中已经离不开石油化工产品了，环顾周围，大多数物品的原料和生产都不再是纯天然的了，这当然给人们带来便捷与舒适。然而，我们在享受现代化生活的同时，也不得不考虑现代化对资源与环境的不可逆破坏。
在这两者的较量中，有人觉得“我死之后，哪管洪水滔天”，有人主张推出现代化生活、回到“交通靠走、通信靠吼”的生活，当然，多数人还是在寻找一条既能保证生活品质，又不破坏资源和环境的路径。目前看来，生物基产品是解决这一难题的答案。
用真菌制造汽车零件
你想过用真菌制造汽车零件吗？而这就是现实，一种名叫“生物基”的产品悄悄出现。作为一个专业名词，“生物基”也许并不为人所知，但是却已渗透到我们的生活中。
郑州大学生物工程系教授吴健介绍，生物基产品是指全部或大部分由生物原料、可再生农业原料（包括植物、动物及海产品）、林业原材料制成的商业或工业产品。这些原料均为纯天然，不含任何人工合成成分，毒性低，可以进行生物降解。简单地说，就是“从大自然而来、回归大自然而去”的产品。
日本地震后，全球资源、能源短缺状况凸显，环境污染、生态破坏愈演愈烈，发展绿色能源，走可持续发展的道路已经迫在眉睫。
“使用这种自然的产品，我们可以减少对石油的依赖，减少二氧化碳的排放。它能生物降解，符合现在环保的优势。此外，它整个生产过程比较温和，不是高温、高压、有机溶剂的化工生产，整个生产流程比较绿色，很符合目前所说的‘魅力中国’的要求。”吴健说。
吴健介绍，我国各省的加油站都曾实施将生物基乙醇加入汽油，按照我国的国家标准，乙醇汽油是用90%的普通汽油与10%的燃料乙醇调和而成。此外，超市中用到的可降解塑料袋也用到了生物基技术。所以说，我们生活中都或多或少地接触过它。
我们不再靠天吃饭
现在，喜欢龙虾和高尔夫的人可以同时享用这两个不搭边的物件——这并不是说让你去高尔夫球场吃龙虾。日前，美国缅因大学的一位教授和他的学生用龙虾壳、天然粘合剂和一个从ebay淘来的高尔夫球模具，研制出新型的环保高尔夫球。
“把龙虾、蛤蜊等海鲜的废料变成高附加值的产品，将给海鲜产业带来巨大的经济效益。”美国缅因大学龙虾研究所所长鲍勃·拜尔说。拜尔称，大部分龙虾壳会被丢进垃圾场，只有少部分被制成混合肥料或动物饲料添加剂，而开发其他衍生产品的努力却经常遭遇失败，比如龙虾壳制成的饵料。
其实早在一二百年前，人们生活中的衣食住行用方方面面都是靠着大自然产物，也就是说生物基产品。然而，自从石油工业出现，在与石油产品的竞争中生物基产品逐渐落了下风。
究其原因，吴健告诉记者，当时石油工业大发展，石油基产品成本大幅下降，而性能上又表现出天然产品一些不具备的优势，比如化纤面料可以很好地克服丝绸容易褶皱的问题，因此大受欢迎。
随着时间的推移，石油基产品不仅带来资源匮乏、环境污染等问题，它的传统优势也不复存在。吴健介绍，首先，目前石油产品价格不断上涨，而生物基产品来自于食物甚至干脆是生物废料，价格不会像石油产品那样猛涨。更重要的，如今的生物基产品早已今非昔比，随着这二三十年生物技术比如基因技术、生物材料合成等的突破发展，使得人们改造生物的能力大大提高，人们可以“命令”生物做出自己需要的产品。
就像人们享用千年的酒，它就是生物发酵的产物。过去人们只能用酵母造酒，而2002年酵母的基因图谱绘制完成，人们就可以把酵母中的某些基因略作改动，生产出不同于酒精的丙二醇，它可以用来制作服装面料的可再生纤维。也就是说，如今的生物基产品虽然仍取自天然材料，但已不是靠天吃饭了。
生物基产品未来替代石油
目前的中国市场，生物基产品看起来与石油产品没什么区别，不过在美国，顾客时常会看到贴着特殊生物基标签的产品，只要能够证明产品大多数材料来自于生物就能获得认证。据悉，现在美国已有2万多个贴着生物基标签的产品。去年，美国农业部公布了首批获得生物基认证的11家企业的60项产品，其中就有杜邦公司的Sorona可再生聚合物产品。
据统计，2012年，美国10%的汽车燃料来自生物乙醇。不过在中国，生物乙醇的应用并不这么流行。
“中国消费者对于有利于可持续发展的绿色产品的认识与需求正在不断增长”，杜邦工业生物科技业务部门副总裁及全球销售及应用总监许京怀指出，“在中国广泛推广使用生物基产品可帮助降低能源强度和碳排放，推动制造业进入绿色制作的新时代。”
吴健表示，目前多数生物乙醇都是以食物为原料，在美国超过50%的玉米被做成生物乙醇，这会带动全球食品价格上涨，可能会造成第三世界国家和以进口粮食为主的国家粮食危机，所以潜力有限。接下来，纤维素乙醇才是发展方向，它不再基于淀粉，而是从植物秸秆等原料中而来，不再与民争粮。
此外，我们在超市中有时会见到含有蓝色或绿色颗粒的洗衣粉，它不同于过去纯白的洗衣粉，是一种生物基产品，“洗衣粉所含的彩色颗粒就是生物酶。有了它，洗涤条件温和很多，几乎不需要使用热水，用水量减少，也不必担心洗衣后排出的磷酸盐污染环境的问题。”许京怀告诉记者。
【关键词】石油；管道；风险管理；技术设计；应用
中图分类号： S611文献标识码：A 文章编号：
一、前言
石油是当今社会使用最为普遍的能源，而且尤为珍贵。目前，石油的长距离管道运输是石油运输的主线。石油管道的安全性不仅关系到能源问题，而且一旦管道出现事故更能引发严重的环境污染问题，甚至造成人员的伤亡。因此，如何确保石油这种珍贵的能源在管道运输的中的安全性，是我们研究的重要课题，也是石油管道风险管理技术日益受到重视的原因。
二、石油管道风险管理的必要性
石油管道风险管理,是指管道管理单位通过对管道经营所面临的风险进行预测,将管道运营的风险程度控制在合理的可接受的范围内, 达到降低管道事故发生的概率、确保石油管道经济、安全运行的目的。石油管道风险本身是一个动态量,随着时间不断改变,石油管道风险管理也是动态的,是一个循环、调整的过程。石油管道风险管理的实质是评价管道系统不断变化的风险,并对石油管道做出相应的维护、调整。石油管道风险管理的经济价值是将管道系统总风险率控制在可接受的程度之内,并将控制风险的费用限制在合理范围内,将有限资源优先用于对管道影响大的风险因素的控制。综上所述, 石油管道风险管理的目的是降低潜在事故发生的概率,减少事故的损失,减少事故后用于管道维修及环境恢复、停输损失等方面的费用。另外, 石油管道风险管理还可以优化配置有关维护管道安全的资源。
三、石油管道风险管理技术现状
1、国外石油管道风险管理技术状况
石油管道风险管理始于20世纪70年代的美国,90年代初,美国的许多石油管道都已经应用风险管理技术来指导管道的维护工作,随后欧洲较为发达的国家也先后开发和推广了石油管道风险管理技术。该项技术的研究与应用经历了定性、半定量到定量分析三个阶段,可适用于不同情况的需求。
定性风险评价的主要作用是找出管道系统存在的事故隐患、诱发事故的各种因素,以及这些因素在何种条件下可能导致管道事故的发生,分析事故的危害程度,最终确定控制管道事故的措施。传统的定性风险评价方法主要有安全检查表(CL)、预先危害性分析(PHA)、危险和操作性研究(HAZOP)、事故树分析(ETA)、故障类型、影响和致命度分析(FME-CA)等。
管道风险的半定量分析法以风险的数量指标为基础,对管道事故损坏后果和事故发生概率按权重值各分配一个指标,然后用加和除的方法,将两个对应事故的概率和事故严重程度进行组合,形成一个相对风险指标,最常用的是专家评分法。
定量风险分析是管道风险评价的高级阶段,它是将产生管道事故的各类因素处理成随变量或随机过程,通过对单个事故概率的计算得出最终事故的发生概率,然后再结合量化后的事故结果,计算出石油管道的风险值。
2、国内石油管道风险管理技术状况
20世纪90年代初,我国许多重点院校和研究部门在引进利用国外技术的基础上,相继开展了石油管道风险管理技术的研究,取得了一些研究成果,为发展和提高我国石油管道风险评价技术奠定了基础。
国内目前石油管道风险管理正处于风险评价技术的研究阶段,风险评价技术应用基本处于半定量化分析水平上,评价方法主要采用国际通用的专家评分指标体系法,还没有制定出石油管道风险评价技术标准和石油管道数据库标准,石油管道定量风险评价技术的研究尚处于研究阶段。
四、风险管理的技术
石油长输管道风险管理是指对管道风险进行识别、评价、控制和再评价的过程，具体流程见图1。在石油长输管道的风险管理中，风险识别是找出管道的各种明显和潜在风险并收集用于风险评价的资料的过程; 风险评价是对一定时间周期内风险的发生概率及对管道系统产生危害的性质和程度进行定性或定量描述的过程; 风险控制是对风险接受或规避的执行过程; 风险再评价是在风险识别、评价和控制之后，对管道风险进行重新评价，以了解管道风险现状的过程; 风险管理效能评价是对管道风险管理的过程或部分过程的效能进行评价，以发现管道风险管理中的优点和不足，并加以改进，以不断提高管道风险管理水平。
图1 风险管理流程
风险识别是风险管理的前提，可以为其他过程提供所需要的资料。风险评价是风险管理的核心，可以量化风险并对风险进行排序，为风险控制提供依据。当前的长输管道风险评价多采用指标评分法。该方法建立在风险识别的基础上，通过给风险评价指标体系赋分，根据赋分结果计算相对风险数。
指标评分法采用如下数学模型:
R = P( H) × P( S) × V × E
其中，R 为管道风险; P( H) 为风险发生概率，即风险易发性;P( S) 为风险影响到管道的概率; V 为风险影响到管道后对管道的损伤程度; E 为管道失效的后果。
五、我国石油管道风险管理技术的应用及发展方向
1、建立石油管道的风险评价信息数据库
管道设计、施工、运行的历史统计数据和资料是进行风险评价的基础，评价的数学模型、指标体系以及结果的精确性都取决于原始数据的完整性和真实可靠性，因此，必须根据风险评价的技术要求建立管道运行历史数据和环境特征参数数据库。近期迫切需要开展的工作是制定管道信息数据库的基本要求和分级标准。然后，由管道公司牵头组织，各输油(气)公司组织人员将每条管道的有关参数按要求录入各自的子级数据库，必要时可以通过智能清管器内检测技术来获取在役管道内部的缺陷参数，掌握石油管道的结构特性现状。这样做一方面可以提高评价结果的正确性，另一方面可以节约大量的数据采集费用。
2、我国石油管道的风险评价技术标准的制定
目前，国际上通用的管道风险评价方法是专家评分指标体系法，美国、加拿大等风险评价研究开展较早的国家根据此方法的基本原理制定了各自的风险评价技术标准，以指导本国的管道风险评价工作。由于我国石油管道系统的输送介质、沿线环境状况、设备和管理水平等都与国外有很大区别，因此在借鉴国外成熟评价技术方法和标准的同时，应根据我国管道的具体情况，尽早编制出石油怜道风险评价的行业技术标准，用以指导各条管道风险评价的技术开发和应用实践，确保评价结果具有可信度和可比性。
3、集中力，研制开发管道风险评价的计算机软件
目前，国外有许多管道风险评价软件，在实际应用中取得了很好的效果，但是，由于各国管道的实际情况不同，影响管道事故的主要随机因素和概率分布模型不同，用于风险评价的指标体系也不尽相同，如果直接引进国外的软件进行评估，将会得到误差较大的评价结果。因此，在现阶段，可以先采用国际上通用的专家评分法建立评价的数学模型和指标体系，集中力量自行研制开发管道风险评价软件，然后尽快在现役石油管道进行现场应用，根据实际应用结果对模型不断修正、完善，使之逐渐成熟。长输管道风险评价软件应具备以下基本功能。
六、结束语
石油管道风险管理技术的研究及其在石油管道安全管理中的应用是确保石油长距离运输安全性的重要保障。在石油管道风险管理技术中风险评估是最为重要的环节，同时也是我国在这方面的薄弱环节，还需要我们努力研究探索。
参考文献
[1]孙永庆.我国燃气管道风险评估现状、差距及对策[J].天然气工业，2004．
[2]胡灯明，骆晖.国内外天然气管道事故分析[J].石油工业技术监督，2009．
[3]四川石油管理局编译.管道风险管理[M].北京:石油工业出版社,1995.
购物车(0)
