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编号：AQZD-2020-001 靖边县西蓝天然气液化有限责任公司 异常工况应急处理授权决策管理制度 编制: 审核: 批准: 靖边县西蓝天然气液化有限责任公司 二。二。年一月一日发布 二。二 O 年一月一日实 施

分类：事故与应急 行业：其它行业 文件类型：Word 文件大小：70.6 KB 时间：2025-08-21 价格：¥2.00

附则3：风险清单 油田层面控制或业务层面控制 内部 管理 制度 现行 操作 描述 发生 可能 性 影响 程度 固有风 险评级 结果 1.01.01 国家战略影响：国家能源战 略、外交战略、国家安全战 略等出现不利变化，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.01.02 国内宏观经济及经济周期影 响：国家宏观经济、经济周 期等出现不利变化，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略；1.1筹资业务 /1.1； 低 高 重要 1.01.03 国际经济影响：国际经济发 展的不确定性，影响公司的 经营。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.01.04 贸易保护影响：部分国家贸 易保护影响公司出口业务， 区域性贸易协议影响公司进 口业务，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 中 中 重要 1.01.05 行业周期影响：石油、天然 气及化工行业发生周期性变 化，影响公司的经营。 1.01.05.01 国际市场原油价格波动影响 石油工程业务量和价格。 油田层面控制_发展战略； 低 中 重要 1.01.06 环保趋势影响：来自全球气 候变暖、国内外节能减排、 低碳经济等方面的压力加 大，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 低 一般 1.02.01 国家经济政策影响：国家宏 观经济政策、产业政策、国 家标准、行业标准等出现不 利变化，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 中 重要 1.02.02 政府监管影响：政府监管行 为变动（如成品油价格机制 变动、天然气价格形成机制 、资源税改革和环境税改革 等）影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 中 中 重要 1.02.03 政府准入控制影响：政府的 准入控制或政府管制项目变 动影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 低 一般 1.02.04 法律法规影响：国家出台或 修订国有资产管理/公司治 理/会计核算/人员用工/合 同管理/招投标/广告/安全 等方面的法律法规，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.02.05 股权改制政策影响：国家出 台或修订国有股转持或减持 政策，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 极低 一般 1.02.06 HSE政策影响：监管机构增 加环保方面监管措施影响公 司的经营（如颁布国家严格 的安全、环保及质量标准， 颁布节能减排政策等，导致 项目延期、成本上升；或现 有技术/设备水平低于国家 许可的产业、环保等政策标 准而亟需改造技术/设备， 导致公司运营成本增加，甚 至被终止经营）。 油田层面控制_发展战略； 低 极高 重大 1.02.07 税收政策影响：国家或地方 的税收政策变动，提高所从 事行业的相关税费（包括石 油特别收益金等）或以前享 受的税收优惠政策取消，导 致公司税收负担增加，影响 公司实现盈利目标。 1.02.07.01 国家将在“十二五”期间在 全国范围内实施油气资源税 改革，2011年有可能施行。 届时油田本部生产的原油与 天然气所承担的资源税负将 大幅增加。 油田层面控制_发展战略；13.1税务管理 /3.1； 极低 中 一般 1.03.01 战略决策不当：公司的战略 定位、资源储备、产业链优 先级、竞争策略等战略决策 不恰当，战略、规划、计划 、目标制定出现偏差，或发 展战略分散，市场定位不清 晰，导致战略性失败。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.02 战略脱离实际/偏离主业： 发展战略过于激进，脱离公 司实际能力或偏离主业，导 致公司过度扩张，甚至经营 失败。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.03 战略调整过于频繁：发展战 略因主观原因频繁调整，导 致资源浪费，甚至危及公司 的生存和持续发展。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.04 战略调整不及时：制定战略 所依据的外部环境发生重大 变化时，发展战略未及时调 整，导致公司经营受影响。 油田层面控制_发展战略；1.2资本支出 管理/1.1； 低 高 重要 1.03.05 战略决策未被认同：战略决 策未得到利益相关者（政府 、投资者、供应商、客户、 员工等）的认同，影响公司 战略目标实现。 油田层面控制_发展战略； 低 低 一般 1.04.01 组织架构与战略不匹配：管 控模式/组织架构与发展需 求不匹配，影响公司战略目 标实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.02 资源分配与战略脱节：资源 分配与制定的战略脱节，影 响公司战略目标实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.03 商业模式不适应战略需要： 公司现有的商业模式不适应 市场的发展及公司战略发展 需要，影响公司战略目标实 现。 油田层面控制_发展战略； 极低 低 一般 1.04.04 战略目标分解不充分：战略 目标分解不够充分,缺乏切 实可行的商业计划支持,影 响公司战略目标实现。 油田层面控制_发展战略；6.2工程项目 管理/7.2.2/7.2.4；10.1全面预算管理 /1.1/1.2；YO-3井下作业管理/1.4;YO-5 培训费管理/1.1/1.2/1.3; 低 中 重要 1.04.05 分/子公司未落实战略：分/ 子公司经营目标与总公司战 略规划不匹配或不衔接,影 响公司战略目标实现。 1.04.05.01 各单位经营目标与油田战略 规划不衔接，影响目标实现 。 油田层面控制_发展战略；1.4企业并购 管理/7.1； 极低 高 重要 附则三： 企业 管理 处 战略规划风险 （即由于公司制 定的战略决策不 符合股东、其他 关键利益相关者 的期望以及公司 的现状而导致的 风险） 四级风险编 号 四级风险描述 三级风险描述 风 险 清 单 一级 风险 二级 风险 编号 二级风险名称 责任 部门 三级 风险 编号 1.03 1.04 战略执行风险 （即由于战略与 组织架构和管理 流程的不匹配、 不恰当的资源分 配及战略合作伙 伴等原因，而导 致战略实施无效 或低效的风险） 1.01 宏观经济风险 （即由于国内外 政治因素或经济 环境的不利变化 、国家法律法规 、政府管制政策 发生不利变动而 导致的风险） 固有风险评级 风险应对措施 1.02 宏观政策及政府 监管风险（即由 于宏观政策及政 府监管的不利变 化导致的风险） 2011版 附则3：风险清单 油田层面控制或业务层面控制 内部 管理 制度 现行 操作 描述 发生 可能 性 影响 程度 固有风 险评级 结果 附则三： 四级风险编 号 四级风险描述 三级风险描述 风 险 清 单 一级 风险 二级 风险 编号 二级风险名称 责任 部门 三级 风险 编号 固有风险评级 风险应对措施 1.04.06 战略未能有效传达：发展战 略及规划不能有效的传达给 本部各部门及各分/子公 司，影响公司战略目标实现 。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.07 战略合作伙伴缺失：在战略 执行过程中，由于战略合作 伙伴关系无法建立或未恰当 建立，影响战略实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.08 考核评价与战略不匹配：公 司的考核评价标准与战略目 标不匹配，不利于对战略目 标实现管理和监控，影响战 略实现。 油田层面控制_发展战略；1.3对外投资 管理/4.4/7.2； 极低 中 一般 1.05.01 国内油气资源接替不足：国 内勘探发现油气资源不足， 导致公司自产原油不能满足 中下游生产需要，过度依赖 外部/进口原油，影响公司 实现经营目标。 1.05.01.01 东濮老区可采资源下降，经 济可采量严重不足，导致公 司油气开发开采成本增加， 严重超出盈亏平衡点，影响 公司经营目标的实现。 中 高 重大 1.05.02 获取境外油气资源受阻：境 外油气资源的获取受到政治 军事冲突、资源国政策波动 、竞争加剧等因素影响，对 公司油气资源储备产生不利 影响。 中 高 重大 1.05.03 境外原油供应保障不足：自 然灾害、政治冲突、战争、 海盗等突发事件，导致进口 原油供应突然中断，影响公 司的经营。 中 高 重大 1.06.01 投资决策与战略不一致：投 资活动与公司战略不符，影 响公司战略目标实现。 1.06.01.01 投资决策与油田发展规划不 一致：影响油田发展目标。 1.2资本支出管理/1.1；1.3对外投资管 理/1.1；1.4企业并购管理/1.2； 低 极高 重大 1.06.02 投资信息不当导致投资决策 失误：投资条件变化、前期 论证不充分、实际把握不准 、技术方案未能充分优化， 导致投资决策失误，影响公 司实现预期投资收益。 1.2资本支出管理/2.2；1.3对外投资管 理/1.1；1.4企业并购管理/1.1； 低 中 重要 1.06.03 投资项目未获核准：投资项 目没有获得国家核准，无法 获取正式运营许可，导致项 目不能合法运营。 1.3对外投资管理/1.3；1.4企业并购管 理/4.4；6.1勘探开发项目管理/1.1； 低 低 一般 1.06.04 投资设计规划存在隐患：项 目设计规划阶段的选址和方 案存在隐患，影响项目正常 投产和运营效益。 1.2资本支出管理/3.1；1.3对外投资管 理/1.1； 极低 高 重要 1.06.05 投资决策机制不当：缺乏或 未有效运行可行性研究等科 学的投资决策机制，导致形 成不恰当的投资决定。 1.06.05.01 投资决策未按决策程序：投 资决策未按油田决策程序， 造成无计划项目和超投资项 目。 1.2资本支出管理/1.1/2.1/2.2 /5.1.1/5.1.2；1.3对外投资管理 /1.2/1.3；6.1勘探开发项目管理/1.2； 6.2工程项目管理/3.3； 低 高 重要 1.07.01 境外政治经济环境影响：境 外分支机构/投资、经营业 务所在国家政治环境（战乱 /政变/政府更替/恐怖袭击/ 骚乱等）或经济环境（经济 衰退/金融危机/通货膨胀/ 国际支付能力等）发生变 化，影响公司境外经营战略 的规划与实施，还导致公司 在该国的业务开展受影响或 款项无法及时收回，影响公 司实现经营目标。 高 高 重大 1.07.02 国际关系影响：境外分支机 构/投资、经营业务所在国 家与我国关系恶化，导致业 务关系紧张或业务终止，影 响公司实现经营目标。 中 高 重大 1.07.03 境外业务过度集中：对高风 险国家或地区的最高业务量 和额度设置不够合理，导致 业务风险过度集中（如对某 国家或地区的业务依存度过 高），一旦该国或地区发生 重大变动，引起公司相关业 务萎缩或中断。 中 高 重大 1.07.04 境外业务受当地政府干预： 跨国经营受到业务所在国家 /地区政府的审查干预、或 必须遵循该国家/地区相关 监管规则，影响公司经营目 标的实现。 中 高 重大 1.07.05 境外业务受当地政策和监管 要求变动影响：未能准确掌 握并及时跟进业务所在国的 经济、税收、外汇等的政策 和监管要求变化，被相关监 管机构处罚，影响公司境外 投资/分支机构正常运营、 影响公司声誉或导致公司资 产损失。 中 高 重大 1.07.06 国际原油价格波动：国际市 场原油价格波动，影响公司 实现境外投资回报和跨国经 营收益目标。 中 中 重要 1.07.07 境外业务所在国家法治缺 陷：境外分支机构/投资、 经营业务所在国家法治不完 备，影响公司实现经营目标 。 低 中 重要 1.07.08 境外非政府组织活动影响公 司业务：境外业务所在国非 政府组织（环保/人权/劳工 /动物保护等）干涉公司业 务，影响公司实现经营目标 。 中 中 重要 1.07.09 境外业务所在国家发展落 后：由于境外分支机构/投 资、经营业务所在国家发展 落后，基础设施、公共卫生 、自然条件差、信息闭塞等 原因，对员工健康、安全等 产生不利影响、导致公司投 资、运营成本加大，影响公 司实现经营目标。 中 极低 一般 1.战 略风 险 （即 由于 战略 制定 和实 施的 流程 无效 、低 效或 不充 分， 而影 响公 司战 略目 标实 现的 风 险） 1.07 跨国经营风险 （由于跨国经营 面临境外政治、 经济、市场、环 境、法律等差异 1.06 1.04 战略执行风险 （即由于战略与 组织架构和管理 流程的不匹配、 不恰当的资源分 配及战略合作伙 伴等原因，而导 致战略实施无效 或低效的风险） 规划 计划 处 油气资源保障风 险（获取新增油 气资源存在不确 定性导致的风 险） 投资决策风险 （即由于对重大 战略性投资的决 策或执行不恰 当，而导致公司 产生重大损失的 风险） 1.05 2011版

分类：风险评估 行业：其它行业 文件类型：Excel 文件大小：290 KB 时间：2025-11-03 价格：¥2.00

检查日期： 年 月 日 检查人（签名）： 工业 气瓶安全检查表 被查单位： 检查 结果 序 号 检查项目 检查内容 / 检查方法 是 否 备 注 盛装腐蚀性气体的钢制无缝气瓶、潜水钢制无缝气瓶以及常与海 水接触的钢制无缝气瓶是否每 2 年检验一次？ 盛装一般性气体的钢制无缝气瓶，是否每 3 年检验一次？ 盛装惰性气体的钢制无缝气瓶是否每 5 年检验一次？ 对使用年限超过 30 年的钢制无缝气瓶，是否登记后不予检验， 按报废处理？ 盛装腐蚀性气体的钢制焊接气瓶是否每 2 年检验一次？ 盛装一般性气体的钢制焊接气瓶，是否每 3 年检验一次？ 对使用年限超过 12 年盛装腐蚀性气体的钢制焊接气瓶，以及对 使用年限超过 20 年盛装其他气体的钢制焊接气瓶，是否登记后不予 检验，按报废处理？ 液化石油气瓶是否第一次至第三次检验周期均为 4 年，每四次检 验周期为 3 年？ 对 YSP-50 型液化石油气瓶，是否每 3 年检验一次？ 对使用年限超过 15 年任何类型的液化石油气瓶，是否登记后不 予检验，按报废处理？ 溶解乙炔气瓶是否每 3 年检验一次？ 气瓶在使用过程中，发现有严重腐蚀、损伤或对其安全可靠性有 怀疑时，是否提前进行检验？ 1 气 瓶 状 况 在检验周期 内使用 库存和停用时间超过一个检验周期的气瓶，启用前是否进行检验？ 检查日期： 年 月 日 检查人（签名）： 外观无缺陷 及腐蚀 气瓶外观是否无缺陷，无机械性损伤和严重腐蚀？ 漆色及标志 正确、明显 气瓶表面漆色、字样和色环标记是否符合规定，且有气瓶警示标签？ 序号 充装气体 名称 化学式 瓶色 字样 字色 色环 1 乙炔 C2H2 白 乙炔不可近火 大红 2 氢 H2 淡绿 氢 大红 P_20。淡黄色单环 P-30，淡黄色双环 3 氧 02 淡(酞)兰 氧 黑 4 氮 N2 黑 氮 淡黄 5 空气 黑 空气 白 P_20，白色单环 P=30，白色双环 6 二氧化碳 C02 铝白 液化二氧化碳 黑 P_20，黑色单环 7 氨 NH3 淡黄 液氨 黑 8 氯 C12 深绿 液氯 白 9 氟 F2 白 氟 黑 10 四氟甲烷 CF4 铝白 氟氯烷14 黑 11 甲烷 CH4 棕 甲烷 白 P-20．淡黄色单环 P=30，淡黄色双环 12 天然气 棕 天然气 白 13 乙烷 C2H6 棕 液化乙烷 白 P=15，淡黄色单环 P_20，淡黄色双环 14 丙烷 C3H8 棕 液化丙烷 白 15 丁烷 C4H10 棕 液化丁烷 白 液化 石 工业 用 棕 液化石油气 白 16 油气 民用 银灰 液化石油气 大红 17 乙烯 C2H4 棕 液化乙烯 淡黄 P=15，白色单环 P_20。白色双环 18 氩 Ar 银灰 氩 深绿 19 氦 He 银灰 氦 深绿 P_20。白色单环 20 氖 Ne 银灰 氖 深绿 2l 氪 Kr 银灰 氪 深绿 P=30。白色双环 22 一氧化碳 C0 银灰 一氧化碳 大红 气瓶附件是否包括气瓶专用爆破片、安全阀、易熔合金塞、瓶阀、瓶 帽、防震圈等？ 瓶阀材料是否符合相应标准的规定，所用材料既不与瓶内盛装气体发 生化学反应，也不影响气体的质量？ 瓶阀上与气瓶连接的螺纹，是否与瓶口内螺纹匹配，并符合相应标准 的规定？ 安全附件齐 全、完好 瓶阀出气口的结构，是否有效地防止气体错装、错用？

分类：安全管理制度 行业：其它行业 文件类型：Word 文件大小：2.75 MB 时间：2025-12-04 价格：¥2.00

全 省 安 全 生 产 风 险 隐 患 双 重 预 防 体 系 建 设 现 场 推 进 会 在 洛 阳 召 开 发布日期：2019-01-25 1 月 24 日，全省安全生产风险隐患双重预防体系建设现场推 进会在洛阳召开，刘伟副省长出席会议并作重要讲话。会议 由省应急管理厅党组书记张昕主持。 会议现场观摩了洛阳中船重工双瑞特种设备有限公司、洛阳 中硅高科技有限公司、中烟洛阳卷烟厂双重预防体系建设情 况；视频观看了洛阳钼业集团、中原油田天然气处理厂、河 南发恩德矿业有限公司和驻马店市交通运输集团有限公司 双重预防体系经验做法；省应急管理厅厅长吴忠华通报了全 省双重预防体系建设情况和本系统双重预防体系工作安排； 河南煤矿安全监察局、省交通运输厅、省住房城乡建设厅、 省文化与旅游厅、省委军民融合办、省卫生健康委、省教育 厅、省商务厅汇报了工作开展情况和下步工作安排。 省应急管理厅厅长吴忠华在通报中指出，全省已率先在 危化、非煤矿山、冶金等高危行业企业中构建双重预防体系， 17 家省级试点冶金企业已初步建成；洛阳、濮阳、鹤壁等 18 个省辖市和 24 个省直部门按时间要求制定了推进方案，选 定了试点企业。同时要求全省各级应急管理安监部门要提高 政治站位，突出危化、非煤矿山等高危行业示范带动先行先 试，突出冶金、有色、烟草等工贸类企业示范带动试点先行， 突出双重预防体系信息管理平台实用实战实效功能，精准精 细施策，压实企业责任，充分发挥好牵头作用。 刘伟副省长在讲话中指出，必须坚定不移推进双重预防 体系建设，从政治上认识到双重预防体系建设是落实总书记 关于安全生产重要指示精神、国家和省工作部署的重大举 措，从责任上认识到双重预防体系建设是政府和企业履行安 全生产责任的重要内容，从推进改革上认识到双重预防体系 建设是实现安全生产治理体系和能力现代化的必然选择。 刘伟副省长要求，要注意把握双重预防体系建设的阶段 性任务和工作原则。总体工作推进可分为标杆示范、扩大示 范、应用推广三个阶段。总的定位是规范、管用、智能、可 持续、全覆盖。推进中的基本原则是：一是示范引领，必须 发挥好示范引领带动作用；二是企业主体，发挥企业在双重 预防体系建设中的主体主责作用；三是智能支撑，充分依靠 物联网、云计算、大数据、人工智能等现代信息技术，搭建 智能化信息平台；四是政策引导，建立完善标准规范体系、 技术服务体系、激励约束体系和执法监管体系；五是鼓励创 新，通过管理创新、制度创新、平台创新、模式创新，提高 体系建设的质量和水平。

分类：风险评估 行业：建筑加工行业 文件类型：Word 文件大小：17.8 KB 时间：2025-12-26 价格：¥2.00

附则3：风险清单 油田层面控制或业务层面控制 内部 管理 制度 现行 操作 描述 发生 可能 性 影响 程度 固有风 险评级 结果 1.01.01 国家战略影响：国家能源战 略、外交战略、国家安全战 略等出现不利变化，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.01.02 国内宏观经济及经济周期影 响：国家宏观经济、经济周 期等出现不利变化，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略；1.1筹资业务 /1.1； 低 高 重要 1.01.03 国际经济影响：国际经济发 展的不确定性，影响公司的 经营。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.01.04 贸易保护影响：部分国家贸 易保护影响公司出口业务， 区域性贸易协议影响公司进 口业务，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 中 中 重要 1.01.05 行业周期影响：石油、天然 气及化工行业发生周期性变 化，影响公司的经营。 1.01.05.01 国际市场原油价格波动影响 石油工程业务量和价格。 油田层面控制_发展战略； 低 中 重要 1.01.06 环保趋势影响：来自全球气 候变暖、国内外节能减排、 低碳经济等方面的压力加 大，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 低 一般 1.02.01 国家经济政策影响：国家宏 观经济政策、产业政策、国 家标准、行业标准等出现不 利变化，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 中 重要 1.02.02 政府监管影响：政府监管行 为变动（如成品油价格机制 变动、天然气价格形成机制 、资源税改革和环境税改革 等）影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 中 中 重要 1.02.03 政府准入控制影响：政府的 准入控制或政府管制项目变 动影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 低 一般 1.02.04 法律法规影响：国家出台或 修订国有资产管理/公司治 理/会计核算/人员用工/合 同管理/招投标/广告/安全 等方面的法律法规，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.02.05 股权改制政策影响：国家出 台或修订国有股转持或减持 政策，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 极低 一般 1.02.06 HSE政策影响：监管机构增 加环保方面监管措施影响公 司的经营（如颁布国家严格 的安全、环保及质量标准， 颁布节能减排政策等，导致 项目延期、成本上升；或现 有技术/设备水平低于国家 许可的产业、环保等政策标 准而亟需改造技术/设备， 导致公司运营成本增加，甚 至被终止经营）。 油田层面控制_发展战略； 低 极高 重大 1.02.07 税收政策影响：国家或地方 的税收政策变动，提高所从 事行业的相关税费（包括石 油特别收益金等）或以前享 受的税收优惠政策取消，导 致公司税收负担增加，影响 公司实现盈利目标。 1.02.07.01 国家将在“十二五”期间在 全国范围内实施油气资源税 改革，2011年有可能施行。 届时油田本部生产的原油与 天然气所承担的资源税负将 大幅增加。 油田层面控制_发展战略；13.1税务管理 /3.1； 极低 中 一般 1.03.01 战略决策不当：公司的战略 定位、资源储备、产业链优 先级、竞争策略等战略决策 不恰当，战略、规划、计划 、目标制定出现偏差，或发 展战略分散，市场定位不清 晰，导致战略性失败。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.02 战略脱离实际/偏离主业： 发展战略过于激进，脱离公 司实际能力或偏离主业，导 致公司过度扩张，甚至经营 失败。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.03 战略调整过于频繁：发展战 略因主观原因频繁调整，导 致资源浪费，甚至危及公司 的生存和持续发展。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.04 战略调整不及时：制定战略 所依据的外部环境发生重大 变化时，发展战略未及时调 整，导致公司经营受影响。 油田层面控制_发展战略；1.2资本支出 管理/1.1； 低 高 重要 1.03.05 战略决策未被认同：战略决 策未得到利益相关者（政府 、投资者、供应商、客户、 员工等）的认同，影响公司 战略目标实现。 油田层面控制_发展战略； 低 低 一般 1.04.01 组织架构与战略不匹配：管 控模式/组织架构与发展需 求不匹配，影响公司战略目 标实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.02 资源分配与战略脱节：资源 分配与制定的战略脱节，影 响公司战略目标实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.03 商业模式不适应战略需要： 公司现有的商业模式不适应 市场的发展及公司战略发展 需要，影响公司战略目标实 现。 油田层面控制_发展战略； 极低 低 一般 1.04.04 战略目标分解不充分：战略 目标分解不够充分,缺乏切 实可行的商业计划支持,影 响公司战略目标实现。 油田层面控制_发展战略；6.2工程项目 管理/7.2.2/7.2.4；10.1全面预算管理 /1.1/1.2；YO-3井下作业管理/1.4;YO-5 培训费管理/1.1/1.2/1.3; 低 中 重要 1.04.05 分/子公司未落实战略：分/ 子公司经营目标与总公司战 略规划不匹配或不衔接,影 响公司战略目标实现。 1.04.05.01 各单位经营目标与油田战略 规划不衔接，影响目标实现 。 油田层面控制_发展战略；1.4企业并购 管理/7.1； 极低 高 重要 1.02 宏观政策及政府 监管风险（即由 于宏观政策及政 府监管的不利变 化导致的风险） 固有风险评级 风险应对措施 1.04 战略执行风险 （即由于战略与 组织架构和管理 流程的不匹配、 不恰当的资源分 配及战略合作伙 伴等原因，而导 致战略实施无效 或低效的风险） 1.01 宏观经济风险 （即由于国内外 政治因素或经济 环境的不利变化 、国家法律法规 、政府管制政策 发生不利变动而 导致的风险） 2021年XXXXX公司风 险 清 单 一级 风险 二级 风险 编号 二级风险名称 责任 部门 三级 风险 编号 1.03 四级风险编 号 四级风险描述 三级风险描述 企业 管理 处 战略规划风险 （即由于公司制 定的战略决策不 符合股东、其他 关键利益相关者 的期望以及公司 的现状而导致的 风险） 附则三： 2011版 附则3：风险清单 油田层面控制或业务层面控制 内部 管理 制度 现行 操作 描述 发生 可能 性 影响 程度 固有风 险评级 结果 固有风险评级 风险应对措施 2021年XXXXX公司风 险 清 单 一级 风险 二级 风险 编号 二级风险名称 责任 部门 三级 风险 编号 四级风险编 号 四级风险描述 三级风险描述 附则三： 1.04.06 战略未能有效传达：发展战 略及规划不能有效的传达给 本部各部门及各分/子公 司，影响公司战略目标实现 。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.07 战略合作伙伴缺失：在战略 执行过程中，由于战略合作 伙伴关系无法建立或未恰当 建立，影响战略实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.08 考核评价与战略不匹配：公 司的考核评价标准与战略目 标不匹配，不利于对战略目 标实现管理和监控，影响战 略实现。 油田层面控制_发展战略；1.3对外投资 管理/4.4/7.2； 极低 中 一般 1.05.01 国内油气资源接替不足：国 内勘探发现油气资源不足， 导致公司自产原油不能满足 中下游生产需要，过度依赖 外部/进口原油，影响公司 实现经营目标。 1.05.01.01 东濮老区可采资源下降，经 济可采量严重不足，导致公 司油气开发开采成本增加， 严重超出盈亏平衡点，影响 公司经营目标的实现。 中 高 重大 1.05.02 获取境外油气资源受阻：境 外油气资源的获取受到政治 军事冲突、资源国政策波动 、竞争加剧等因素影响，对 公司油气资源储备产生不利 影响。 中 高 重大 1.05.03 境外原油供应保障不足：自 然灾害、政治冲突、战争、 海盗等突发事件，导致进口 原油供应突然中断，影响公 司的经营。 中 高 重大 1.06.01 投资决策与战略不一致：投 资活动与公司战略不符，影 响公司战略目标实现。 1.06.01.01 投资决策与油田发展规划不 一致：影响油田发展目标。 1.2资本支出管理/1.1；1.3对外投资管 理/1.1；1.4企业并购管理/1.2； 低 极高 重大 1.06.02 投资信息不当导致投资决策 失误：投资条件变化、前期 论证不充分、实际把握不准 、技术方案未能充分优化， 导致投资决策失误，影响公 司实现预期投资收益。 1.2资本支出管理/2.2；1.3对外投资管 理/1.1；1.4企业并购管理/1.1； 低 中 重要 1.06.03 投资项目未获核准：投资项 目没有获得国家核准，无法 获取正式运营许可，导致项 目不能合法运营。 1.3对外投资管理/1.3；1.4企业并购管 理/4.4；6.1勘探开发项目管理/1.1； 低 低 一般 1.06.04 投资设计规划存在隐患：项 目设计规划阶段的选址和方 案存在隐患，影响项目正常 投产和运营效益。 1.2资本支出管理/3.1；1.3对外投资管 理/1.1； 极低 高 重要 1.06.05 投资决策机制不当：缺乏或 未有效运行可行性研究等科 学的投资决策机制，导致形 成不恰当的投资决定。 1.06.05.01 投资决策未按决策程序：投 资决策未按油田决策程序， 造成无计划项目和超投资项 目。 1.2资本支出管理/1.1/2.1/2.2 /5.1.1/5.1.2；1.3对外投资管理 /1.2/1.3；6.1勘探开发项目管理/1.2； 6.2工程项目管理/3.3； 低 高 重要 1.07.01 境外政治经济环境影响：境 外分支机构/投资、经营业 务所在国家政治环境（战乱 /政变/政府更替/恐怖袭击/ 骚乱等）或经济环境（经济 衰退/金融危机/通货膨胀/ 国际支付能力等）发生变 化，影响公司境外经营战略 的规划与实施，还导致公司 在该国的业务开展受影响或 款项无法及时收回，影响公 司实现经营目标。 高 高 重大 1.07.02 国际关系影响：境外分支机 构/投资、经营业务所在国 家与我国关系恶化，导致业 务关系紧张或业务终止，影 响公司实现经营目标。 中 高 重大 1.07.03 境外业务过度集中：对高风 险国家或地区的最高业务量 和额度设置不够合理，导致 业务风险过度集中（如对某 国家或地区的业务依存度过 高），一旦该国或地区发生 重大变动，引起公司相关业 务萎缩或中断。 中 高 重大 1.07.04 境外业务受当地政府干预： 跨国经营受到业务所在国家 /地区政府的审查干预、或 必须遵循该国家/地区相关 监管规则，影响公司经营目 标的实现。 中 高 重大 1.07.05 境外业务受当地政策和监管 要求变动影响：未能准确掌 握并及时跟进业务所在国的 经济、税收、外汇等的政策 和监管要求变化，被相关监 管机构处罚，影响公司境外 投资/分支机构正常运营、 影响公司声誉或导致公司资 产损失。 中 高 重大 1.07.06 国际原油价格波动：国际市 场原油价格波动，影响公司 实现境外投资回报和跨国经 营收益目标。 中 中 重要 1.07.07 境外业务所在国家法治缺 陷：境外分支机构/投资、 经营业务所在国家法治不完 备，影响公司实现经营目标 。 低 中 重要 1.07.08 境外非政府组织活动影响公 司业务：境外业务所在国非 政府组织（环保/人权/劳工 /动物保护等）干涉公司业 务，影响公司实现经营目标 。 中 中 重要 1.07.09 境外业务所在国家发展落 后：由于境外分支机构/投 资、经营业务所在国家发展 落后，基础设施、公共卫生 、自然条件差、信息闭塞等 原因，对员工健康、安全等 产生不利影响、导致公司投 资、运营成本加大，影响公 司实现经营目标。 中 极低 一般 1.05 1.04 战略执行风险 （即由于战略与 组织架构和管理 流程的不匹配、 不恰当的资源分 配及战略合作伙 伴等原因，而导 致战略实施无效 或低效的风险） 规划 计划 处 油气资源保障风 险（获取新增油 气资源存在不确 定性导致的风 险） 投资决策风险 （即由于对重大 战略性投资的决 策或执行不恰 当，而导致公司 产生重大损失的 风险） 1.06 1.战 略风 险 （即 由于 战略 制定 和实 施的 流程 无效 、低 效或 不充 分， 而影 响公 司战 略目 标实 现的 风 险） 1.07 跨国经营风险 （由于跨国经营 面临境外政治、 经济、市场、环 境、法律等差异 2011版

分类：风险评估 行业：其它行业 文件类型：Excel 文件大小：279 KB 时间：2026-01-15 价格：¥2.00

危险化学品建设项目安全监督管理办法（2015 年） （2012 年 1 月 30 日国家安全监管总局令第 45 号公布，2015 年 5 月 27 日国家安全监管 总局令第 79 号修正） 第一章 总 则 第一条 为了加强危险化学品建设项目安全监督管理，规范危险化学品建设项目安全审 查，根据《中华人民共和国安全生产法》和《危险化学品安全管理条例》等法律、行政法规， 制定本办法。 第二条 中华人民共和国境内新建、改建、扩建危险化学品生产、储存的建设项目以及 伴有危险化学品产生的化工建设项目（包括危险化学品长输管道建设项目，以下统称建设项 目），其安全管理及其监督管理，适用本办法。 危险化学品的勘探、开采及其辅助的储存，原油和天然气勘探、开采及其辅助的储存、 海上输送，城镇燃气的输送及储存等建设项目，不适用本办法。 第三条 本办法所称建设项目安全审查，是指建设项目安全条件审查、安全设施的设计 审查。建设项目的安全审查由建设单位申请，安全生产监督管理部门根据本办法分级负责实 施。 建设项目安全设施竣工验收由建设单位负责依法组织实施。 建设项目未经安全审查和安全设施竣工验收的，不得开工建设或者投入生产（使用）。 第四条 国家安全生产监督管理总局指导、监督全国建设项目安全审查和建设项目安全 设施竣工验收的实施工作，并负责实施下列建设项目的安全审查： （一）国务院审批（核准、备案）的； （二）跨省、自治区、直辖市的。 省、自治区、直辖市人民政府安全生产监督管理部门（以下简称省级安全生产监督管理 部门）指导、监督本行政区域内建设项目安全审查和建设项目安全设施竣工验收的监督管理 工作，确定并公布本部门和本行政区域内由设区的市级人民政府安全生产监督管理部门（以 下简称市级安全生产监督管理部门）实施的前款规定以外的建设项目范围，并报国家安全生 产监督管理总局备案。 第五条 建设项目有下列情形之一的，应当由省级安全生产监督管理部门负责安全审查： （一）国务院投资主管部门审批（核准、备案）的； （二）生产剧毒化学品的； （三）省级安全生产监督管理部门确定的本办法第四条第一款规定以外的其他建设项 目。 第六条 负责实施建设项目安全审查的安全生产监督管理部门根据工作需要，可以将其 负责实施的建设项目安全审查工作，委托下一级安全生产监督管理部门实施。委托实施安全 审查的，审查结果由委托的安全生产监督管理部门负责。跨省、自治区、直辖市的建设项目 和生产剧毒化学品的建设项目，不得委托实施安全审查。 建设项目有下列情形之一的，不得委托县级人民政府安全生产监督管理部门实施安全审 查： （一）涉及国家安全生产监督管理总局公布的重点监管危险化工工艺的； （二）涉及国家安全生产监督管理总局公布的重点监管危险化学品中的有毒气体、液化 气体、易燃液体、爆炸品，且构成重大危险源的。 接受委托的安全生产监督管理部门不得将其受托的建设项目安全审查工作再委托其他 单位实施。 第七条 建设项目的设计、施工、监理单位和安全评价机构应当具备相应的资质，并对 其工作成果负责。 涉及重点监管危险化工工艺、重点监管危险化学品或者危险化学品重大危险源的建设项 目，应当由具有石油化工医药行业相应资质的设计单位设计。 第二章 建设项目安全条件审查 第八条 建设单位应当在建设项目的可行性研究阶段，委托具备相应资质的安全评价机 构对建设项目进行安全评价。 安全评价机构应当根据有关安全生产法律、法规、规章和国家标准、行业标准，对建设 项目进行安全评价，出具建设项目安全评价报告。安全评价报告应当符合《危险化学品建设 项目安全评价细则》的要求。 第九条 建设项目有下列情形之一的，应当由甲级安全评价机构进行安全评价： （一）国务院及其投资主管部门审批（核准、备案）的； （二）生产剧毒化学品的； （三）跨省、自治区、直辖市的； （四）法律、法规、规章另有规定的。

分类：安全管理制度 行业：建筑加工行业 文件类型：Word 文件大小：25 KB 时间：2026-02-12 价格：¥2.00

2002 年大型工业企业名单 位次 企业名 称 销售收 入资产合计从业人数 万元 万元 （人） 1 大庆油田有限责任 公司 7284334 8580877 90436 2 江苏省电力公司 4826649 7497426 51312 3 中国第一汽车集团 公司 4821386 5314483 88846 4 摩托罗拉（中国）电子有限公司 4533205 2707356 12177 5 上海大众汽车有限 公司 3626528 2962890 10652 6 山东电力集团公司 3529651 6088473 30386 7 中国石化胜利油田 有限公司 3453914 4998453 75800 8 宝山钢铁股份有限 公司 3377011 6150747 16229 9 一汽－大众汽车有 限公司 3028096 1715253 6184 10 海尔集团公司 3026823 1958126 18131 11 中国石化集团北京燕 山石油化工有 2775470 2261940 25252 限公司 12 鞍山钢铁集团公司 2455535 6818505 137962 13 中国石化镇海炼油化 工股份有限公 2248467 1191447 9508 司 14 首钢总公司 2166042 3985951 82698 15 上海市电力公司 2161387 5909806 14159 16 河南省电力公司 2048321 4462476 43648 中国石化上海石油 化工股份有限公 17 司 1997172 2450842 18323 18 武汉钢铁（集团）公司 1975650 4701759 85378 中国石化茂名炼油 化工股份有限公 19 司 1966201 506503 5536 20 东风汽车有限公司 1864648 3124948 41739 21 上海通用汽车有限公 司 1856297 1412916 3396 中国石油天然气股 份有限公司抚顺 22 石化分公司 1805580 1373636 9940 23 华为技术有限公司 1721420 2382806 21483 中国石油天然气股 份有限公司辽河 24 油田分公司 1621644 3124160 29438 25 玉溪红塔烟草（集团）有限责任公司 1513749 3610843 4018 26 扬子石油化工股份有 限公司 1513729 1352383 9294 27 联想（北京）有限公司 1507720 401116 4385 28 海信集团有限公司 1484279 570026 7828 中国石化股份有限 公司上海高桥分 29 公司 1462709 774177 5442 30 江苏沙钢集团有限公 司 1451197 1447053 8579 31 广电集团广州供电分 公司 1438489 1710231 4527 32 大庆石化分公司 1428503 993162 13255 33 中国石油长庆油田分 公司 1426301 2939380 12209 34 上海烟草（集团）公司 1418864 2063104 5586 35 中国石油天然气股份 公司兰州石化 1400058 1285130 13189 公司 36 广州本田汽车有限公 司 1363173 612625 2274 37 四川省电力公司 1344207 4814811 46805 38 四川长虹电子集团公 司 1340585 1889850 32908 39 中油吉林石化分公司 1337647 2292703 25028 40 中国石油天然气股份 有限公司大连 1319031 883203 4665 石化分公司 41 中国石油化工股份有 限公司金陵分 1315875 542579 6092 公司 42 中国石油化工股份有 限公司广州分 1298100 781120 5043 公司 43 黑龙江省电力有限公 司 1261952 2920157 52279 44 兖矿集团有限公司 1205898 2515233 101238 45 万向集团公司 1182647 1129119 13727 46 中国石油天然气股份 有限公司新疆 1182450 3270633 16002 油田分公司 47 北台钢铁（集团）有限责任公司 1178612 980412 23467 48 本钢钢铁（集团）有限责任公司 1163729 3021005 60303 49 广东美的集团股份有 限公司 1160390 894716 15000 50 马鞍山钢铁股份有限 公司 1130703 1717294 45794 51 中国石化洛阳石油化 工总厂 1118756 1010088 4569 52 深圳市中兴通讯股份 有限公司 1100924 1240577 7856 53 太原钢铁（集团）有限公司 1095171 2273542 50138 54 大庆炼化分公司 1076219 909295 7246 55 上海西门子移动通信 有限公司 1071893 483135 2724 56 中国第一汽车集团青 岛汽车厂 1032291 299712 3818 57 攀枝花钢铁（集团）公司 1029975 2290743 68311 58 冠捷电子（福建）有限公司 1025058 423864 6000 59 希捷国际科技（无锡）有限公司 1023647 380687 4029 60 大庆石油管理局 1021500 1194530 16610 61 四川省宜宾五粮液集 团有限公司 1006713 1421656 19253 62 唐山钢铁（集团）有限责任公司 956549 1648629 40551 63 北京大唐发电股份有 限公司张家口 943972 669010 2413 发电厂 64 神龙汽车有限公司 938460 1345676 5270 65 顺德市顺达电脑厂有 限公司 922902 431281 5759 66 邯郸钢铁集团有限责 任公司 911278 2259406 26547 67 中国石油天然气股份 公司锦州石化 901889 371860 5104 分公司 68 明基电通信息技术有 限公司 876829 340267 6540 69 金杯汽车股份有限公 司 867175 1298895 10730

分类：安全管理制度 行业：其它行业 文件类型：Word 文件大小：229 KB 时间：2026-02-13 价格：¥2.00

中原油田天然气液化工艺研究 杨志毅 张孔明 王志宇 陈英烈 王保庆 叶勇 刘江旭中原石油勘探 局 457001 e-mail:b56z7h7@public2.zz.ha.cn 摘 要：本篇参考了国内 外有关液化天然气（LNG）方面大量的技术资料，结合中原石油勘探 局天然气应用技术开发处 LNG 工厂建设过程中的实践经验，简要介 绍了目前国内外LNG产业的发展状况和LNG在国内发展的必要性以 及发展前景。其中 LNG 发展状况部分，引用大量较为详实的统计数 据，说明了我国目前 LNG 发展水平同国外水平间的差距与不足，并 介绍了我国天然气资源状况，包括已探明的储量。工艺介绍部分，简 要介绍了目前国外已用于工业生产的比较成熟的工艺方案，同时以大 量篇幅介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处，针对自身气源 特点，设计出的三套液化工艺的技术性能及经济比较，旨在为大家今 后从事 LNG 产业开发、利用提供一些有益的帮助。同时本篇还介绍 了中原石油勘探局天然气应用技术开发处正在建设中的 LNG 工厂的 工艺路线及部分参数。 引言 能源是国民经济的主要支柱，能源的可 持续发展也是国民经济可持续发展的必不可少的条件。目前，我国能 源结构不理想，对环境污染较大的煤碳在一次能源结构中占 75% ， 石油和天然气只占 20%和 2%，尤其是做为清洁燃料的天然气，与在 世界能源结构中占 21.3%的比例相比，相差 10 倍还要多。所以发展 清洁燃料，加快我国天然气产业的发展，是充分利用现有资源，改善 能源结构，减少环境污染的良好途径。 从我国天然气资源的分布情 况来看，多分布于中西部地区，而东南沿海发达地区是能源消耗最大 的地区，所以要合理利用资源，解决利用同运输间的矛盾，发展 LNG 产业就成了非常行之有效的途径。 液化天然气（LNG）的性质及用 途： 液化天然气（liquefied natural gas）简称 LNG，是以甲烷为主要 组分的低温、液态混合物，其体积仅为气态时的１／625，具有便于 经济可靠运输，储存效率高，生产使用安全，有利于环境保护等特点。 LNG 用途广泛，不仅自身可以做为能源利用,同时可作为 LNG 汽车及 LCNG 汽车的燃料，而且它所携带的低温冷量，可以实施多项综合利 用，如冷藏、冷冻、空调、低温研磨等。 液化天然气（LNG）产业 国内外发展情况： 1．国外 LNG 发展情况： 液化天然气是天然气 资源应用的一种重要形式，目前 LNG 占国际天然气贸易量的 25%， 1997 年已达 7580 万吨，（折合 956 亿立方米天然气）。LNG 主要产地 分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地， 消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。LNG 自六十年代开始应用以来，年产量平均以 20%的速度持续增加，进入 90 年代后，由于供需基本平衡，海湾战争等因素影响，LNG 每年以 6～ 8%的速度递增，这个速度仍高于同期其它能源的增长速度。 2． 国内 LNG 概况 在我国，液化天然气在天然气工业中的比重几乎为 零，这无法满足我国经济发展中对液化天然气的需求，也与世界上液 化天然气的高速度、大规模发展的形势相悖，但值得称道的是，我国 的科研人员和从事天然气的工程技术人员为我国液化天然气工业做 了许多探索性的工作。目前，有三套全部国产化的小型液化天然气生

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二〇〇二年十二月 液化天然气（LNG）生产、储存和装运标准 （翻译稿） NFPA 59A 翻译：赵保才 张秀泉 杨 华 叶 勇 聂保京 连家秀 刘兆亮 石立敏 李 晶 仝淑月 王修康 李真茹 李丽萍 黄绍岩 张 辉 李 光 杨全甫 易旭辉 王祥惠 校审：赵保才 杨 华 审定：杨志毅

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附则3：风险清单 油田层面控制或业务层面控制 内部 管理 制度 现行 操作 描述 发生 可能 性 影响 程度 固有风 险评级 结果 1.01.01 国家战略影响：国家能源战 略、外交战略、国家安全战 略等出现不利变化，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.01.02 国内宏观经济及经济周期影 响：国家宏观经济、经济周 期等出现不利变化，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略；1.1筹资业务 /1.1； 低 高 重要 1.01.03 国际经济影响：国际经济发 展的不确定性，影响公司的 经营。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.01.04 贸易保护影响：部分国家贸 易保护影响公司出口业务， 区域性贸易协议影响公司进 口业务，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 中 中 重要 1.01.05 行业周期影响：石油、天然 气及化工行业发生周期性变 化，影响公司的经营。 1.01.05.01 国际市场原油价格波动影响 石油工程业务量和价格。 油田层面控制_发展战略； 低 中 重要 1.01.06 环保趋势影响：来自全球气 候变暖、国内外节能减排、 低碳经济等方面的压力加 大，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 低 一般 1.02.01 国家经济政策影响：国家宏 观经济政策、产业政策、国 家标准、行业标准等出现不 利变化，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 低 中 重要 1.02.02 政府监管影响：政府监管行 为变动（如成品油价格机制 变动、天然气价格形成机制 、资源税改革和环境税改革 等）影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 中 中 重要 1.02.03 政府准入控制影响：政府的 准入控制或政府管制项目变 动影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 低 一般 1.02.04 法律法规影响：国家出台或 修订国有资产管理/公司治 理/会计核算/人员用工/合 同管理/招投标/广告/安全 等方面的法律法规，影响公 司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.02.05 股权改制政策影响：国家出 台或修订国有股转持或减持 政策，影响公司的经营。 油田层面控制_发展战略； 极低 极低 一般 1.02.06 HSE政策影响：监管机构增 加环保方面监管措施影响公 司的经营（如颁布国家严格 的安全、环保及质量标准， 颁布节能减排政策等，导致 项目延期、成本上升；或现 有技术/设备水平低于国家 许可的产业、环保等政策标 准而亟需改造技术/设备， 导致公司运营成本增加，甚 至被终止经营）。 油田层面控制_发展战略； 低 极高 重大 1.02.07 税收政策影响：国家或地方 的税收政策变动，提高所从 事行业的相关税费（包括石 油特别收益金等）或以前享 受的税收优惠政策取消，导 致公司税收负担增加，影响 公司实现盈利目标。 1.02.07.01 国家将在“十二五”期间在 全国范围内实施油气资源税 改革，2011年有可能施行。 届时油田本部生产的原油与 天然气所承担的资源税负将 大幅增加。 油田层面控制_发展战略；13.1税务管理 /3.1； 极低 中 一般 1.03.01 战略决策不当：公司的战略 定位、资源储备、产业链优 先级、竞争策略等战略决策 不恰当，战略、规划、计划 、目标制定出现偏差，或发 展战略分散，市场定位不清 晰，导致战略性失败。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.02 战略脱离实际/偏离主业： 发展战略过于激进，脱离公 司实际能力或偏离主业，导 致公司过度扩张，甚至经营 失败。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.03 战略调整过于频繁：发展战 略因主观原因频繁调整，导 致资源浪费，甚至危及公司 的生存和持续发展。 油田层面控制_发展战略； 低 高 重要 1.03.04 战略调整不及时：制定战略 所依据的外部环境发生重大 变化时，发展战略未及时调 整，导致公司经营受影响。 油田层面控制_发展战略；1.2资本支出 管理/1.1； 低 高 重要 1.03.05 战略决策未被认同：战略决 策未得到利益相关者（政府 、投资者、供应商、客户、 员工等）的认同，影响公司 战略目标实现。 油田层面控制_发展战略； 低 低 一般 1.04.01 组织架构与战略不匹配：管 控模式/组织架构与发展需 求不匹配，影响公司战略目 标实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.02 资源分配与战略脱节：资源 分配与制定的战略脱节，影 响公司战略目标实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.03 商业模式不适应战略需要： 公司现有的商业模式不适应 市场的发展及公司战略发展 需要，影响公司战略目标实 现。 油田层面控制_发展战略； 极低 低 一般 1.04.04 战略目标分解不充分：战略 目标分解不够充分,缺乏切 实可行的商业计划支持,影 响公司战略目标实现。 油田层面控制_发展战略；6.2工程项目 管理/7.2.2/7.2.4；10.1全面预算管理 /1.1/1.2；YO-3井下作业管理/1.4;YO-5 培训费管理/1.1/1.2/1.3; 低 中 重要 1.04.05 分/子公司未落实战略：分/ 子公司经营目标与总公司战 略规划不匹配或不衔接,影 响公司战略目标实现。 1.04.05.01 各单位经营目标与油田战略 规划不衔接，影响目标实现 。 油田层面控制_发展战略；1.4企业并购 管理/7.1； 极低 高 重要 1.02 宏观政策及政府 监管风险（即由 于宏观政策及政 府监管的不利变 化导致的风险） 固有风险评级 风险应对措施 1.04 战略执行风险 （即由于战略与 组织架构和管理 流程的不匹配、 不恰当的资源分 配及战略合作伙 伴等原因，而导 致战略实施无效 或低效的风险） 1.01 宏观经济风险 （即由于国内外 政治因素或经济 环境的不利变化 、国家法律法规 、政府管制政策 发生不利变动而 导致的风险） 2021年XXXXX公司风 险 清 单 一级 风险 二级 风险 编号 二级风险名称 责任 部门 三级 风险 编号 1.03 四级风险编 号 四级风险描述 三级风险描述 企业 管理 处 战略规划风险 （即由于公司制 定的战略决策不 符合股东、其他 关键利益相关者 的期望以及公司 的现状而导致的 风险） 附则三： 2011版 附则3：风险清单 油田层面控制或业务层面控制 内部 管理 制度 现行 操作 描述 发生 可能 性 影响 程度 固有风 险评级 结果 固有风险评级 风险应对措施 2021年XXXXX公司风 险 清 单 一级 风险 二级 风险 编号 二级风险名称 责任 部门 三级 风险 编号 四级风险编 号 四级风险描述 三级风险描述 附则三： 1.04.06 战略未能有效传达：发展战 略及规划不能有效的传达给 本部各部门及各分/子公 司，影响公司战略目标实现 。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.07 战略合作伙伴缺失：在战略 执行过程中，由于战略合作 伙伴关系无法建立或未恰当 建立，影响战略实现。 油田层面控制_发展战略； 极低 中 一般 1.04.08 考核评价与战略不匹配：公 司的考核评价标准与战略目 标不匹配，不利于对战略目 标实现管理和监控，影响战 略实现。 油田层面控制_发展战略；1.3对外投资 管理/4.4/7.2； 极低 中 一般 1.05.01 国内油气资源接替不足：国 内勘探发现油气资源不足， 导致公司自产原油不能满足 中下游生产需要，过度依赖 外部/进口原油，影响公司 实现经营目标。 1.05.01.01 东濮老区可采资源下降，经 济可采量严重不足，导致公 司油气开发开采成本增加， 严重超出盈亏平衡点，影响 公司经营目标的实现。 中 高 重大 1.05.02 获取境外油气资源受阻：境 外油气资源的获取受到政治 军事冲突、资源国政策波动 、竞争加剧等因素影响，对 公司油气资源储备产生不利 影响。 中 高 重大 1.05.03 境外原油供应保障不足：自 然灾害、政治冲突、战争、 海盗等突发事件，导致进口 原油供应突然中断，影响公 司的经营。 中 高 重大 1.06.01 投资决策与战略不一致：投 资活动与公司战略不符，影 响公司战略目标实现。 1.06.01.01 投资决策与油田发展规划不 一致：影响油田发展目标。 1.2资本支出管理/1.1；1.3对外投资管 理/1.1；1.4企业并购管理/1.2； 低 极高 重大 1.06.02 投资信息不当导致投资决策 失误：投资条件变化、前期 论证不充分、实际把握不准 、技术方案未能充分优化， 导致投资决策失误，影响公 司实现预期投资收益。 1.2资本支出管理/2.2；1.3对外投资管 理/1.1；1.4企业并购管理/1.1； 低 中 重要 1.06.03 投资项目未获核准：投资项 目没有获得国家核准，无法 获取正式运营许可，导致项 目不能合法运营。 1.3对外投资管理/1.3；1.4企业并购管 理/4.4；6.1勘探开发项目管理/1.1； 低 低 一般 1.06.04 投资设计规划存在隐患：项 目设计规划阶段的选址和方 案存在隐患，影响项目正常 投产和运营效益。 1.2资本支出管理/3.1；1.3对外投资管 理/1.1； 极低 高 重要 1.06.05 投资决策机制不当：缺乏或 未有效运行可行性研究等科 学的投资决策机制，导致形 成不恰当的投资决定。 1.06.05.01 投资决策未按决策程序：投 资决策未按油田决策程序， 造成无计划项目和超投资项 目。 1.2资本支出管理/1.1/2.1/2.2 /5.1.1/5.1.2；1.3对外投资管理 /1.2/1.3；6.1勘探开发项目管理/1.2； 6.2工程项目管理/3.3； 低 高 重要 1.07.01 境外政治经济环境影响：境 外分支机构/投资、经营业 务所在国家政治环境（战乱 /政变/政府更替/恐怖袭击/ 骚乱等）或经济环境（经济 衰退/金融危机/通货膨胀/ 国际支付能力等）发生变 化，影响公司境外经营战略 的规划与实施，还导致公司 在该国的业务开展受影响或 款项无法及时收回，影响公 司实现经营目标。 高 高 重大 1.07.02 国际关系影响：境外分支机 构/投资、经营业务所在国 家与我国关系恶化，导致业 务关系紧张或业务终止，影 响公司实现经营目标。 中 高 重大 1.07.03 境外业务过度集中：对高风 险国家或地区的最高业务量 和额度设置不够合理，导致 业务风险过度集中（如对某 国家或地区的业务依存度过 高），一旦该国或地区发生 重大变动，引起公司相关业 务萎缩或中断。 中 高 重大 1.07.04 境外业务受当地政府干预： 跨国经营受到业务所在国家 /地区政府的审查干预、或 必须遵循该国家/地区相关 监管规则，影响公司经营目 标的实现。 中 高 重大 1.07.05 境外业务受当地政策和监管 要求变动影响：未能准确掌 握并及时跟进业务所在国的 经济、税收、外汇等的政策 和监管要求变化，被相关监 管机构处罚，影响公司境外 投资/分支机构正常运营、 影响公司声誉或导致公司资 产损失。 中 高 重大 1.07.06 国际原油价格波动：国际市 场原油价格波动，影响公司 实现境外投资回报和跨国经 营收益目标。 中 中 重要 1.07.07 境外业务所在国家法治缺 陷：境外分支机构/投资、 经营业务所在国家法治不完 备，影响公司实现经营目标 。 低 中 重要 1.07.08 境外非政府组织活动影响公 司业务：境外业务所在国非 政府组织（环保/人权/劳工 /动物保护等）干涉公司业 务，影响公司实现经营目标 。 中 中 重要 1.07.09 境外业务所在国家发展落 后：由于境外分支机构/投 资、经营业务所在国家发展 落后，基础设施、公共卫生 、自然条件差、信息闭塞等 原因，对员工健康、安全等 产生不利影响、导致公司投 资、运营成本加大，影响公 司实现经营目标。 中 极低 一般 1.05 1.04 战略执行风险 （即由于战略与 组织架构和管理 流程的不匹配、 不恰当的资源分 配及战略合作伙 伴等原因，而导 致战略实施无效 或低效的风险） 规划 计划 处 油气资源保障风 险（获取新增油 气资源存在不确 定性导致的风 险） 投资决策风险 （即由于对重大 战略性投资的决 策或执行不恰 当，而导致公司 产生重大损失的 风险） 1.06 1.战 略风 险 （即 由于 战略 制定 和实 施的 流程 无效 、低 效或 不充 分， 而影 响公 司战 略目 标实 现的 风 险） 1.07 跨国经营风险 （由于跨国经营 面临境外政治、 经济、市场、环 境、法律等差异 2011版

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编号：AQZD-2020-001 靖边县西蓝天然气液化有限责任公司 异常工况应急处理授权决策管理制度 编制: 审核: 批准: 靖边县西蓝天然气液化有限责任公司 二。二。年一月一日发布 二。二O年一月一日实 施

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硕士研究生学位论文 题目：DMS 油田钻井生产信息化管理工程 姓 名： 黄海 学 号： A0217066 系 别： 软件学院 专 业： 软件工程 研究方向： 企业信息化 导 师： 窦文章，任俊 版权声明 任何收存和保管本论文各种版本的单位和个人，未经本论文作者同意，不得 将本论文转借他人，亦不得随意复制、抄录、拍照或以任何方式传播。否则，引 起有碍作者著作权之问题，将可能承担法律责任。

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803 资源型企业的工艺创新组织模式研究* 王国红 孙雪 左莉** （大连理工大学技术经济研究所，116023） 摘要 本文从工艺创新的组织理论入手，实证分析了国有资源型企业现有工 艺创新体制的弊端，构建了符合我国传统产业特点的工艺创新组织机构模式 与组织管理模式。 关键词 资源型企业 工艺创新 创新组织模式 1 引言 进入 21 世纪，企业只有通过学习与创新、变革与实践才能在激烈的竞争中生存。对于 把握国家经济命脉的国有大型企业，尤其是从事油气生产、煤矿开采、钢铁制造等传统产 业的国有资源型企业来说，更面临着如何打破陈规，以持续的工艺创新改造传统产业，建 立符合我国国情的工艺创新体系的重大课题。 2 工艺创新的组织理论 2.1 工艺创新的特殊性 产品创新和工艺创新是按照创新对象的不同对技术创新的划分。前者是创造出新的产 品或将原有产品进行实质性的改善，从而不断开拓市场，创造需求；后者是针对生产制造 的工艺过程或装备进行创造或改进，从而提高生产效率、改善产品质量、降低生产成本等。 工艺创新的特殊性在于：1.创新过程和生产过程紧密相连。创新来源于生产需要，创 新期间需要生产部门的人员与设备支持，创新成果的中试与推广要在生产中进行；2.创新 成果的产出一般不能用直接经济收益或产品市场份额测度，而体现在企业的竞争力和盈利 能力的提高上；3.需要有组织地进行基础研究和技术储备研究，立足于企业的长远发展。 对于以资源开采或原材料生产为主的国有资源型企业（如油田、煤矿等）来说，其产 品结构较为单一，且大多依赖于不可再生的自然资源，因而进行更新换代的产品创新的空 间不大，但其生产技术往往是复杂、成熟的科学体系，工艺的先进程度直接影响着产品的 成本与质量、企业的可持续发展和国际竞争力。因此工艺创新是这些国有资源型企业发展 的核心动力，工艺创新的组织与管理更是亟待研究与实践的重要内容。 2.2 工艺创新的过程链模式 * 国家自然科学基金资助项目（批准号为 NSFC79970023） **王国红，1968 年出生，讲师，博士生。主要研究方向：技术创新与经济发展研究、投资决策科学化、企 业发展战略与核心能力研究 804 工艺创新是一个系统化的过程，在时间上它包括工艺设想阶段、项目形成阶段、研究 开发阶段、中试阶段、应用阶段和扩散阶段，环环相扣，而在同一时点，又按照技术生命 周期的规律，存在不同层次不同阶段的创新。在空间上它同样是多维的，是各个因素相互 协调，行业、企业、市场、技术协同作用的系统。 如图 1 所示，新工艺设想来自工艺技术的发展、生产市场需求（包括企业内部和外部） 以及企业追求利润最大化的目标；经过选题形成项目后，在生产单位的协助下进行研发、 中试及改进；成功的创新成果在第一次应用中完成了工艺创新，满足了生产的需求，也实 现了企业盈利的目标；生产市场反馈创新效果，工艺在继续研究开发中得到改良，而生产 市场又产生新的问题需要新工艺的出现。另一方面，创新成果的大范围应用引起了工艺创 新扩散，它不仅促进了技术的纵向发展，成为新工艺的源泉，而且促进了行业的横向发展， 进而推动生产市场的需求扩大，使工艺创新得以良性循环下去。 可见，在工艺创新运作的过程中，企业、科研机构与生产单位的协同作用非常重要， 一项新工艺不仅是研发人员创新火花的扩大，更是生产市场的需求和企业利益的体现。因 此工艺创新的主体必须协调好决策者、科研单位与生产单位之间的关系，主动推进并控制 工艺创新过程，实现创新成果的经济效益与产业化。 3 传统创新体制分析 传统的科研机构设置与组织模式造成了工艺创新上的许多阻碍。以我国石油系统为例： 不同于国外大石油公司由总部集中管理和控制科研工作、按部门划分设置科研机构的模 式，中国石油天然气集团公司和中国石油化工集团公司沿袭了在各油田均设置属于二级单 推动 反馈 新工艺设想 项目形成 研究开发 应用 扩散 中试 生产市场 工艺技术 企业 行业 利润 需求 发展 促进 满足 发展 图 1 工艺创新的过程链模式

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LNG 接受终端的工艺系统及设备 张立希　陈慧芳 摘　要　液化天然气(LNG)有利于远距离运输、储存及利用，现已形成 LNG 生产、储存、 运输、接受、再气化及冷量利用等完整的产、运、销体系。我国东南沿海省市建设 LNG 接 受终端已势在必行，本文对 LNG 接受终端工艺系统及主要设备进行了综述。 主题词　LNG　接受终端　工艺系统　设备 　　 天然气的主要成分是甲烷。常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然 气（LNG）。LNG 的体积约为其气态体积的 1/620，故液化后的天然气更有利于远距离运输、 储存及利用。因此，LNG 已成为现今远洋运输天然气的主要方式。目前，世界上最大的 LNG 运输船船容约 13.8 万 m3，最大的 LNG 储罐容量为 20 万 m3，最大的 LNG 出口国是印度尼 西亚，最大的 LNG 进口国是日本。1993 年国际天然气贸易量为 3467.3 亿 m3，其中 LNG 贸易量为 832.4 亿 m3（天然气）。预计到 2020 年，世界天然气贸易量将达 6250 亿 m3，其 中大约 1/3 的天然气以 LNG 方式成交。　　LNG 通常由专用运输船从生产地输出终端运到 目的地接受终端，经再气化后外输至用户。目前，已形成了包括 LNG 生产、储存、运输、 接受、再气化及冷量利用等完整的产、运、销 LNG 工业体系，见图 1 所示。 　　迄今为止， 我国除台湾省每年有一定量的 LNG 进口（1995 年为 2.5Mt）外，总体来讲我国的 LNG 工业 仍处于起步阶段。近 20 年来，我国天然气产量虽然增长较快，但由于资源相对贫乏，远远 不能满足国民经济迅速发展的需要。据统计，到 2005 年和 2010 年，我国东南沿海 5 省市对 天然气的总需求将分别达263亿m3和466亿m3，大大超过同期我国海上天然气的生产能力， 故在该地区建设 LNG 接受终端，从国外进口 LNG 已势在必行。因此，本文根据国内外有 关技术资料对 LNG 接受终端工艺系统及主要设备加以综述，以供大家参考。 1　LNG 接受 终端工艺系统 1.1　LNG 的主要物理性质　　设计中采用的典型 LNG 组成（%，摩尔）为： CH4 85～90，C2H6 3～8，C3H8 1～3，C4H10 1～2，C+5 微量。LNG 再气化（约-162℃） 时的蒸发潜热约为 511 kJ/kg［1］，其它主要物理性质见表 1。 表 1　LNG 的主要物理性质 相对密度（气体） 液体密度, kg/m3 高热值, MJ/m3 ① 颜　色 0.60～0.70 430～460 41.5～ 45.3 无色透明 　 　①指 101.325kPa、15.6℃状态下的气体体积。 LNG 中 H2S 含量通常要 求最大不超过 4×10-6 (体)，总硫含量要求不超过 30mg/m3(气体)，N2 含量要求最大不超过 1.0%（摩尔）。 1.2　LNG 接受终端工艺流程 　　由图 2 可知，LNG 接受终端一般由 LNG 卸船、储存、再气化/外输、蒸发气处理、防真空补气和火炬/放空 6 部分工艺系统（有的终 端还有冷量利用系统）组成。现以我国东南沿海某地拟建的 LNG 接受终端工艺方案为例， 对其分别说明如下。 1.2.1　LNG 卸船系统　　由卸料臂、卸船管线、蒸发气回流臂、LNG 取样器、蒸发气回流管线及 LNG 循环保冷管线组成。　　LNG 运输船靠泊码头后，经码 头上卸料臂将船上 LNG 输出管线与岸上卸船管线连接起来，由船上储罐内的输送泵（潜液 泵）将 LNG 输送到终端的储罐内。随着 LNG 不断输出，船上储罐内气相压力逐渐下降， 为维持其值一定，将岸上储罐内一部分蒸发气加压后经回流管线及回流臂送至船上储罐内。　　 LNG 卸船管线一般采用双母管式设计。卸船时两根母管同时工作，各承担 50%的输送量。 当一根母管出现故障时，另一根母管仍可工作，不致使卸船中断。在非卸船期间，双母管可 使卸船管线构成一个循环，便于对母管进行循环保冷，使其保持低温，减少因管线漏热使 LNG 蒸发量增加。通常，由岸上储罐输送泵出口分出一部分 LNG 来冷却需保冷的管线，再 经循环保冷管线返回罐内。每次卸船前还需用船上 LNG 对卸料臂等预冷，预冷完毕后再将 卸船量逐步增加至正常输量。　　卸船管线上配有取样器，在每次卸船前取样并分析 LNG 的组成、密度及热值。 1.2.2　LNG 储存系统　　由低温储罐、附属管线及控制仪表组成。　　 LNG 低温储罐采用绝热保冷设计。由于有外界热量或其它能量导入，例如储罐绝热层、附 属管件等的漏热、储罐内压力变化及输送泵的散热等，故会引起储罐内少量 LNG 的蒸发。 正常运行时，罐内 LNG 的日蒸发率约为 0.06%～0.08%。卸船时，由于船上储罐内输送泵运 行时散热、船上储罐与终端储罐的压差、卸料臂漏热及 LNG 液体与蒸发气的置换等，蒸发 气量可数倍增加。为了最大程度减少卸船时的蒸发气量，应尽量提高此时储罐内的压力。　　 蒸发气中含有更多的易挥发成分，如 N2、CH4 等。例如，当 LNG 中 N2 含量约 1%（摩尔） 时，蒸发气中 N2 含量可达 20%，故其热值远低于终端外输气。通常，可采用向蒸发气中加 入丙烷或与外输气混合的方式以满足用户对这种燃料气的热值要求。　　接受终端的储存能 力可按下式计算，即 Vs = Vt + nQ - tq (1) 式中： Vs─ 储存能力，m3 ； Vt─ LNG 运输船 船容，m3 ； n ─ 连续不可作业的日数，d ； Q ─ 平均日输送量，m3/d ； t ─ 卸船时 间，h ； q ─ 卸船时的输送量，m3/d 。 　　一般说来，接受终端至少应有 2 个等容积的 储罐。例如，本方案接受终端一期规模为 2.0 Mt/d，采用的 LNG 运输船船容为 13.5 万 m3， 如连续不可作业的日数为 5d，卸船时间按 12h 计，则应选用 13.5 万 m3 的储罐 2 台。 1.2.3　 LNG 再气化/外输系统　　包括 LNG 储罐内输送泵（潜液泵）、储罐外低/高压外输泵、开架 式水淋蒸发器、浸没燃烧式蒸发器及计量设施等。　　储罐内 LNG 经罐内输送泵加压后进 入再冷凝器，使来自储罐顶部的蒸发气液化。从再冷凝器中流出的 LNG 可根据不同用户要 求，分别加压至不同压力。例如，本方案一部分 LNG 经低压外输泵加压至 4.0MPa 后，进 入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基本负荷下运行时，浸没燃烧式蒸发器作为备用设 备，在水淋蒸发器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行；另一部分 LNG 经高压外 输泵加压至 7MPa 后，进入高压水淋蒸发器蒸发，以供远距离用户使用。高压水淋蒸发器也 配有浸没燃烧式蒸发器备用。　　再气化后的高、低压天然气（外输气）经计量设施分别计 量后输往用户。　　为保证罐内输送泵、罐外低压和高压外输泵正常运行，泵出口均设有回 流管线。当 LNG 输送量变化时，可利用回流管线调节流量。在停止输出时，可利用回流管 线打循环，以保证泵处于低温状态。 1.2.4　蒸发气处理系统　　包括蒸发气冷却器、分液 罐、压缩机及再冷凝器等。此系统应保证 LNG 储罐在一定压力范围内正常工作。储罐的压 力取决于罐内气相（蒸发气）的压力。当储罐处于不同工作状态，例如储罐有 LNG 外输、 正在接受 LNG 或既不外输也不接受 LNG 时，其蒸发气量均有较大差别，如不适当处理， 就无法控制气相压力。因此，储罐中应设置压力开关，并分别设定几个等级的超压值及欠压 值，当压力超过或低于各级设定值时，蒸发气处理系统按照压力开关进行相应动作，以控制 储罐气相压力。　　在低温下运行的蒸发气压缩机，对入口温度通常有一定限制。往复式压 缩机一般要求为-80～-160℃，离心式压缩机为-120～-160℃。为保证入口温度不超限（主要 是防止超过上限），故要求在压缩机入口设蒸发气冷却器，利用 LNG 的冷量保证入口温度低 于上限。 1.2.5　储罐防真空补气系统　　为防止 LNG 储罐在运行中产生真空，在流程中配 有防真空补气系统。补气的气源通常为蒸发器出口管汇引出的天然气。有些储罐也采取安全 阀直接连通大气的做法，当储罐产生真空时，大气可直接由阀进入罐内补气。 1.2.6　火炬/ 放空系统　　当 LNG 储罐内气相空间超压，蒸发气压缩机不能控制且压力超过泄放阀设定 值时，罐内多余蒸发气将通过泄放阀进入火炬中烧掉。当发生诸如翻滚现象等事故时，大量 气体不能及时烧掉，则必须采取放空措施排泄。 2　LNG 接受终端主要设备 2.1　卸料臂　　 通常根据终端规模配置数根卸料臂及 1 根蒸发气回流臂，二者尺寸可同可异，但结构性能相 同。如若尺寸相同则可互用。　　卸料臂的选型应考虑 LNG 卸船量和卸船时间，同时根据 栈桥长度、管线距离、高程、船上储罐内输送泵的扬程等，确定其压力等级、管径及数量。 蒸发气回流臂则应根据蒸发气回流量确定其管径等。　　卸料臂的旋转接头可在工作状态时 平移和转动，同时还配有安全切断装置。 2.2　LNG 储罐　　LNG 储罐属常压、低温大型

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二〇〇二年十二月 液化天然气（LNG）生产、储存和装运标准 （翻译稿） NFPA 59A GB/T xxxxx—xxxx 翻译：赵保才 张秀泉 杨 华 叶 勇 聂保京 连家秀 刘兆亮 石立敏 李 晶 仝淑月 王修康 李真茹 李丽萍 黄绍岩 张 辉 李 光 杨全甫 易旭辉 王祥惠 校审：赵保才 杨 华 审定：杨志毅

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让清洁优美充盈江北水城 ——光彩事业之聊城市天然气输配工程掠影 提起领导干部的楷模孔繁森，大家或许并不陌生，孔繁森一生 对生他养他的故土—聊城有着十分深厚的感情，令楷模英灵值得 欣慰的是，今天在这片有 2500 多年历史的丰厚沃土上，勤劳质朴 的聊城人民在创造着城市基础设施建设新的辉煌。 聊城古称东昌，明清时期成为京杭大运河的九大商埠之一，被 誉为曹挽之咽喉，江北—都会。 聊城文物古迹众多，耸立在古城中央的确良国现存最古老、最 高大的木构建筑光岳楼，傲立在古运河畔的会馆建筑的经典和瑰 宝山陕会馆，摩天回雁的宋代铁塔，富甲天下的清代四大私人藏 书楼之一的海源阁，碧波荡漾、风光旖旎的江北最大的人工城市 湖泊—东昌湖等等，无不闪耀着聊城文化底蕴丰厚的烂灿和光辉。 多年来，特别是撤地设市以来，聊城市委、市政府的领导高瞻 远瞩，把改善投资环境，完善基础设施，提高市民生活质量，增 强城市功能，优化人民环境，发展旅游事业作为跨世纪的战略重 点，提上重要位置，天然气输配工程应运而生。 作为国家级历史文化名城，聊城早就具备接通天然气的条件和 基础，中原油田至沧州天然气长输管线从城效穿过，但由于缺少 资金和技术，聊城人一直只能望气兴叹。1999 年，聊城市立足改革、 招商引资，把天然气输配工程列为利民工程、形象工程和十大重 点工程，制定了多项优惠措施，引入多种经济成份，投资这一城 市基础设施建设。 1999 年 4 月 8 日，经中国光彩事业促进会牵线搭桥，聊城市 与河北新奥集团签订了《合作开发聊城市城市天然气工程协议》， 聊城市天然气输配工程进入实质性运作阶段。 1999 年 8 月，随着聊城新奥燃气有限公司的成立，聊城天然 气输配工程正式破土动工。聊城市天然气输配工程总投资 1.2 亿 元，包括 100 公里高中压管道、调压站、储气站、计量站等设施。 工程近期规划五年建设完成，工程建成后达到日供气 5 万立方米 的能力，可为全市 3 万户居民和部分工业福利户提供清洁优质的 天然气，整个工程按照谁投资、谁受益的原则，由河北新奥集团 独家投资建设，工程建成后，由新奥集团组建的聊城新奥燃气公 司经营管理 30 年时间。 聊城市委、市政府的领导对于发展燃气工程有着十分明智和深 刻的认识，他们知道，天然气是一种安全、方便、便宜、清洁的 绿色环保能源，使用天然气是城市文明的一种标志，也是合理利 用能源，提高工业产品质量和方便人民生活的重要措施。城市管 道天然气可减少城市燃煤数量，大大降低大气污染和烟尘的排放 量，改善大气环境。 在工程建设中，市委、市政府的领导多次深入到工程建设一线， 协调解决工程施工中遇到的规划迁占用地等困难。 聊城新奥燃气有限公司的工程技术人员，把早日让千家万户用 上清洁能源，方便群众的愿望化作扎实无声的行动。加班加点， 昼夜奋战，舍小家顾大家，无私奉献，文明施工，顶严寒，冒酷署， 书写了燃气人改善人居环境，致力环境保护的一曲曲动人的乐章。 1999 年 12 月 26 日，对聊城人来说是一个非常特殊的日子， 聊城几代人梦寐以求的愿望终于变成了现实。近 2000 户居民率先 用上了洁净、方便的天然气， 他们告别了烧煤球、搬煤气罐的烦 恼，切实体会到天然气给生活带来的方便与实惠，这生活质量和 生活品质上的改观，着实让许多市民欢悦不已。 （采访）老太太 新闻 聊城新奥燃气有限公司适应居民生活时尚的变化，把安全用气 放在工作的首位，在逐户宣传讲解安全使用天然气常识的基础上， 他们定期对用户进行安全检查，填塞漏洞，防患于未然。管道连 千户，温情送万家，改革与创新铸造了聊城市建设一座新的丰碑。 奉献与真诚，凝结了燃气美好的愿望、现实与梦想，浓缩了历史 文化名城居民难望的记忆。 湖滨公园、古运河开发、污水处理、燃气工程的再建设、再完善，

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管理科学与系统科学研究新进展 ——第 6 届全国青年管理科学与系统科学学术会议论文集 2001 年·大连 803 资源型企业的工艺创新组织模式研究* 王国红 孙雪 左莉** （大连理工大学技术经济研究所，116023） 摘要 本文从工艺创新的组织理论入手，实证分析了国有资源型企业现有工 艺创新体制的弊端，构建了符合我国传统产业特点的工艺创新组织机构模式 与组织管理模式。 关键词 资源型企业 工艺创新 创新组织模式 1 引言 进入 21 世纪，企业只有通过学习与创新、变革与实践才能在激烈的竞争中生存。对于 把握国家经济命脉的国有大型企业，尤其是从事油气生产、煤矿开采、钢铁制造等传统产 业的国有资源型企业来说，更面临着如何打破陈规，以持续的工艺创新改造传统产业，建 立符合我国国情的工艺创新体系的重大课题。 2 工艺创新的组织理论 2.1 工艺创新的特殊性 产品创新和工艺创新是按照创新对象的不同对技术创新的划分。前者是创造出新的产 品或将原有产品进行实质性的改善，从而不断开拓市场，创造需求；后者是针对生产制造 的工艺过程或装备进行创造或改进，从而提高生产效率、改善产品质量、降低生产成本等。 工艺创新的特殊性在于：1.创新过程和生产过程紧密相连。创新来源于生产需要，创 新期间需要生产部门的人员与设备支持，创新成果的中试与推广要在生产中进行；2.创新 成果的产出一般不能用直接经济收益或产品市场份额测度，而体现在企业的竞争力和盈利 能力的提高上；3.需要有组织地进行基础研究和技术储备研究，立足于企业的长远发展。 对于以资源开采或原材料生产为主的国有资源型企业（如油田、煤矿等）来说，其产 品结构较为单一，且大多依赖于不可再生的自然资源，因而进行更新换代的产品创新的空 间不大，但其生产技术往往是复杂、成熟的科学体系，工艺的先进程度直接影响着产品的 成本与质量、企业的可持续发展和国际竞争力。因此工艺创新是这些国有资源型企业发展 的核心动力，工艺创新的组织与管理更是亟待研究与实践的重要内容。 2.2 工艺创新的过程链模式 * 国家自然科学基金资助项目（批准号为 NSFC79970023） **王国红，1968 年出生，讲师，博士生。主要研究方向：技术创新与经济发展研究、投资决策科学化、企 业发展战略与核心能力研究 管理科学与系统科学研究新进展 ——第 6 届全国青年管理科学与系统科学学术会议论文集 2001 年·大连 804 工艺创新是一个系统化的过程，在时间上它包括工艺设想阶段、项目形成阶段、研究 开发阶段、中试阶段、应用阶段和扩散阶段，环环相扣，而在同一时点，又按照技术生命 周期的规律，存在不同层次不同阶段的创新。在空间上它同样是多维的，是各个因素相互 协调，行业、企业、市场、技术协同作用的系统。 如图 1 所示，新工艺设想来自工艺技术的发展、生产市场需求（包括企业内部和外部） 以及企业追求利润最大化的目标；经过选题形成项目后，在生产单位的协助下进行研发、 中试及改进；成功的创新成果在第一次应用中完成了工艺创新，满足了生产的需求，也实 现了企业盈利的目标；生产市场反馈创新效果，工艺在继续研究开发中得到改良，而生产 市场又产生新的问题需要新工艺的出现。另一方面，创新成果的大范围应用引起了工艺创 新扩散，它不仅促进了技术的纵向发展，成为新工艺的源泉，而且促进了行业的横向发展， 进而推动生产市场的需求扩大，使工艺创新得以良性循环下去。 可见，在工艺创新运作的过程中，企业、科研机构与生产单位的协同作用非常重要， 一项新工艺不仅是研发人员创新火花的扩大，更是生产市场的需求和企业利益的体现。因 此工艺创新的主体必须协调好决策者、科研单位与生产单位之间的关系，主动推进并控制 工艺创新过程，实现创新成果的经济效益与产业化。 3 传统创新体制分析 传统的科研机构设置与组织模式造成了工艺创新上的许多阻碍。以我国石油系统为例： 不同于国外大石油公司由总部集中管理和控制科研工作、按部门划分设置科研机构的模 式，中国石油天然气集团公司和中国石油化工集团公司沿袭了在各油田均设置属于二级单 推动 反馈 新工艺设想 项目形成 研究开发 应用 扩散 中试 生产市场 工艺技术 企业 行业 利润 需求 发展 促进 满足 发展 图 1 工艺创新的过程链模式

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LNG 接收站一般工艺方案 工艺方案工艺流程选择 液化天然气（LNG）接收站的工艺方案分为直接输出式和再冷凝式两种，两种工艺方案的主 要区别在于对储罐蒸发气的处理方式不同。直接输出式是利用压缩机将 LNG 储罐的蒸发气 （BOG）压缩增压至低压用户所需压力后与低压气化器出来的气体混合外输，再冷凝式是 将储罐内的蒸发气经压缩机增压后，进入再冷凝器，与由 LNG 储罐泵出的 LNG 进行冷量 交换，使蒸发气在再冷凝器中液化，再经高压泵增压后进入高压气化器气化外输。设计时应 根据用户压力需要选择合适的工艺方案。为防止卸载时船舱内因液位下降形成负压，储罐内 的蒸发气通过回流臂返回到 LNG 船舱内，以维持船舱压力平衡。储罐内的 LNG 蒸发气经 蒸发气压缩机压缩后进入再冷凝器再液化，经外输泵加压后气化外输。 工艺系统描述 液 化天然气（LNG）接收站的工艺系统由六部分组成。这六部分分别是:LNG 卸船、LNG 储存、 LNG 再气化/外输、蒸发气（BOG）处理、防真空补气和火炬放空系统。 (1)LNG 卸船工艺 系统 LNG 卸船工艺系统由卸料臂、蒸发气回流臂、LNG 取样器、LNG 卸船管线，蒸发气 回流管线及 LNG 循环保冷管线组成。 LNG 运输船进港靠泊码头后，通过安装在码头上的 卸料臂，将运输船上的 LNG 出口管线与岸上的 LNG 卸船管线联接起来。由船上储罐内的 LNG 输送泵，将所载 LNG 输送到岸上储罐内。随着 LNG 的泵出,运输船上储罐内的气相空 间的压力逐渐下降，为维持气相空间的压力，岸上储罐内的部分蒸发气通过蒸发气回流管线、 蒸发气回流臂，返回至船上储罐内补压。为保证卸船作业的安全可靠，LNG 卸船管线采用 双母管式设计。在卸船作业时，两根卸船母管同时工作，各承担总输量的 50%。在非卸船 作业期间，必须对卸船管线进行循环保冷。双母管设计使卸船管线构成一个循环线，便于对 卸船母管进行循环保冷。从储罐输送泵出口分流出一部分 LNG，冷却需保冷的管线，经循 环保冷管线返回储罐。 (2)LNG 储存工艺系统 LNG 储存工艺系统由低温储罐、进出口管线、 阀门及控制仪表等设备组成。 LNG 低温储罐采用绝热保冷设计，储罐中的 LNG 处于"平衡" 状态。由于外界热量(或其它能量)的导入，如储罐绝热层的漏热量、储罐内 LNG 潜液泵的 散热、压力变化、储罐接口管件及附属设施的漏热量等，会导致少量 LNG 蒸发气化。 LNG 潜液泵安装在储罐底部附近，LNG 通过泵井从罐顶排出。 LNG 储罐上的所有进出口 管线全部通过罐顶，罐壁上没有开口。 (3)LNG 再气化/外输工艺系统 LNG 再气化/外输工 艺系统包括 LNG 潜液泵、LNG 高压外输泵、开架式海水气化器、浸没燃烧式气化器及计量 系统。 储罐内的 LNG 经潜液泵增压进入再冷凝器，使再冷凝器中的蒸发气液化，从再冷凝 器中出来的 LNG 经高压外输泵增压后进入气化系统气化，计量后输往用户。 (4)蒸发气 （BOG）处理系统 蒸发气处理工艺系统包括蒸发气（BOG）压缩机、蒸发气冷却器、压缩 机分液罐、再冷凝器以及火炬放空系统。 蒸发气处理系统的设计要保证 LNG 储罐在一定的 操作压力范围内正常工作。LNG 储罐的操作压力,取决于储罐内气相空间（即蒸发气）的压力。 在不同工作状态下，如储罐在正常外输，或储罐正在接收 LNG，或储罐既不外输也不接收 LNG，蒸发气量有较大差异。因此，储罐设置压力开关来控制气相空间压力，压力开关的设 定分为超压和欠压两组，通过压力开关来启停 BOG 压缩机，从而达到控制压力的目的。 (5)储罐欠压补气系统 为了防止 LNG 储罐在运行中发生欠压（真空）事故，工艺系统中配 置了防真空补气系统。补气气源一般采用接收站再气化的天然气，由气化器出口管汇处引出。 (6)火炬/放空系统如果液化天然气储罐气相空间的压力超高，利用蒸发气压缩机不能控制时， 蒸发气将通过泄放阀进入放空系统中排放。 设计能力 接收站的设计储存能力应为卸载所 需的储存能力与卸船间隔时间内的输出量之和减去卸船作业时的外输量。接收站储存能力的 计算公式如下： VS=Vt+nQ-tq 式中：VS：储存能力 Vt：卸载所需储存能力（船容） n： 卸船间隔天数（天） Q： 平均日外输量 t： 卸船时间（小时） q： 平均小时外输量（a） 本站拟采用 13.5 万立方米的 LNG 运输船作运输工具，卸载所需的储存能力至少与船载能力 相同。（b）卸船间隔时间 n 是一个多因素参数，它的确定涉及到接收码头的连续不可作业天 数、运输船的数量、检修周期、运距、船期延误等变量（c）卸船时间为 12 小时。 LNG 储 罐选型 液化天然气（LNG）储罐投资高、技术复杂，是接收站的主要设备。按照建设方式， 储罐有地上罐、地下罐之分。地上罐中，根据其结构特点和对储液的"包容"性，又可分为单 容、双容、全容罐和薄膜罐等。 地下罐由于罐体埋卧在地面以下，其最大优点是抗泄漏性 能好，视觉障碍小、相应的安全性能高。另外，由于不需要设置围堰，占地面积相对要少一 些。但它对地基等自然环境条件要求苛刻，施工复杂、周期长、费用昂贵，而且目前还没有 公认的国际技术规范。地上罐建设周期短，价格相对要低一些，但安全性能不如地下罐优越。 三种地上罐中，单容罐只有一层耐低温内壁，需要外加围堰防止 LNG 泄露；双容罐具有两 层耐低温罐壁，液化天然气为两重储罐所包容。正常工作时，只有内罐接触 LNG，内罐如 果发生破损，LNG 将由外罐包容，不会发生泄漏事故。全容罐除具有双容罐的双层耐低温 罐壁之外，还具有双层罐顶，因此对于液化天然气及其蒸发气都具有双层包容能力，能完全 防止 LNG 液体和蒸发气泄漏；薄膜罐内壁是低温不锈钢薄膜，外壁为预应力钢筋混凝土， 内应力由绝热层传递到外壁来承受。薄膜罐能够完全防止 LNG 和 BOG 泄露。双容罐、全 容罐、薄膜罐不需要围堰。与自支承式储罐和地下罐比较，薄膜罐占地面积较小，建设周期 短，安全性能满足要求，价格较低，是理想的选择罐型。在 LNG 接收站的建设中，储罐的 罐型选择要综合考虑罐型的技术合理性、安全性、占地面积要求、接收站场地条件、建设期 以及社会人文环境等诸方面因素。作为 LNG 接收站最重要的设施，罐型的选择对接收站的 工程投资有较大的影响，该项工作必须慎重对待。

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LNG 供气站安全设计 1944 年美国俄亥俄州克利夫兰市的一个调峰站的 LNG 储罐发生事故，时至今日，LNG 安全标准经过了一 个相当漫长的历程。当时，那个 LNG 储罐仅仅运行了几个月就突然破裂，溢出 120 万加仑(相当于 4542m3) 的液化天然气。由于防护堤不能满足要求而被淹没，尔后液化天然气流进街道和下水道。液化天然气在下 水道气化引起爆炸，将古力盖抛向空中，下水管线炸裂。部分低温天然气渗透到附近住宅地下室，又被热 水器上的点火器引爆，将房子炸坏。很多人被围困在家中，有些人试图冲出去，但没能逃离燃烧的街道和 高温困境。10 个小时后，火灾才得到控制。此次爆炸波及 14 个街区，财产损失巨大，其中有 200 辆轿车 完全毁坏和 136 人丧生。 　　事故调查小组没有查明储罐失事原因，追溯事故发生的一年前，在该罐交付使用期间，*近罐底产生了 一道裂缝。人们没有去调查裂缝的成因，只是对该罐进行了简单的修补后即投入运行。现在人们认识到， 导致该罐失事的原因是内罐上某处出现了裂缝，溢出的液体充满了内壳和外壁之间的空间，而且气化后导 致压力过大。 　　过去对密闭的空间的设计与现在不同，没有采取泄压措施。另外，过去用来制作内罐的材料是 3.5%镍 钢，它不适宜低温工作，现在通常改用 9%镍钢。 　　这起事故对液化天然气工业是一个极大的挫折，20 年之后，该工业才得以恢复。在燃气工业中断的这 些年头，各种研究机构和设备供应商作进一步调查，并开发丁天然气应用技术、设备和材料，在这些领域 所取得的重大进步，实际上部分应归功于使低温工业受益非浅的美国空间计划。这些研究成果现在已经被 世界上几个正在运行的 LNG 设施所证实，并创造了一个史无前例的长达 30 年的安全纪录。 　　影响设备和供气站设计的安全因素有： 　　-安全标准 　　-平面布置 　　-控制方式 　　-储罐 　　-消防 　　-停车 1 安全标准 　　由于那个 LNG 储罐的失事，天然气液化和储存在第一次商业冒险中宣告失败，为满足调峰站的需要， 燃气工业转向 LPG。人们对克利夫兰市灾难仍然记忆犹新，燃气工业迅速制定了 LPG 设施标准。1948 年 出版了《NFPA 59 公用液化石油气站》，1957 年出版了《APl 2510 海上和管道终端，天然气凝缩油厂，提 炼厂和罐区建造液化石油气装置的设计和施工》。 　　当时，尽管技术已有进步，人们进行了多年的认真研究，但是，LNG 设施设计标准的安全和技术性尚 需进一步提高。 　　六十年代初期，人们对 LNG 重新产生兴趣。由美国消防协会(NFPA)建议并起草了 LNG 设施设计新标 准。在这首个综合性标准里，制定出了液化天然气的设计、选址、施工和设备运行以及液化天然气的储存、 气化、输送和处理的要求。这些要求均包含在《液化天然气(LNG)生产、储存和处理标准，NFPA59A》中。 　　《NFPA59A》的编制工作自 1960 年开始着手进行，并在 1967 年被美国燃气协会(NFPA)正式采纳。一 年后美国石油协会(APl)采纳了《APl2510A 石油终端、天然气加工厂、提炼厂和其它工厂的 LNG 装置的设 计和施工》。 　　同年美国石油协会又采纳了《附录 QAPl620 大型焊接液化天然气低压储罐设计和施工的推荐标准》， 其中论述的低温应用的设计和选材。 　　六十年代后期，由于 LNG 工业进入一个新的增长期，NFPA 标准的适用范围需要扩展。人们丌始着手 进行《APl2510A》的合并吸收工作，以便重新编气《NFPA》，1971 年的版本是扩展范围后的第一版。随后 又进行了多次修订。 　　详细评论 LNG 安全标准和规范不是本文的目的，不过这里仍要提到在 NFPA59A 十，影响 LNG 供气 站安全设计的一些关键因素： 　　-站场防止 LNG 溢出和泄漏的措施 　　-海上运输和接收的要求 　　-拦截区的要求 　　-储罐防护堤的要求 　　-储罐、气化器和工艺设备的间距 　　-材质，混凝土种类 　　-隔热 　　-安全泄压，储罐赳压保护 　　-气化器，泵和压缩机设备 　　-消防，叫燃气体检测和火灾探测器 　　-ESD(紧急停工)系统 　　LNG 供气站的安全原则是预防、检测和控制。 　　预防是指要密切注视刘没施安全运行所必需的设计特性。在工程设计阶段，些设计上具能够发现潜在 的安全隐患扦提出保证安全的相应措施。它们包括：初步危险分析(PHA)，*作危险性分析(HAZOP)、风险 定量评估(QRA)、气体扩散研究和突变分析。 　　假如发生事故，早期检训和响应能将使安伞隐患减全最小。各种探测器应被合理地安装在整个供气站 内，用来检测火灾和 I。NG 泄漏事故。 　　其中包括码头卸船区，储罐防护堤内和防护堤附近的卸车管线等位置。这些地力任何一处发生泄漏。 在控制室内都会发山声音报警。 　　将气体和感烟探测器安装在建筑物内，从控制室的闭路电视上可以对全厂进行监控。 　　自卸车平台的管道、码头和陆上的管道系统发生 LLN(；泄漏，可以收集起来送至管网下面的混凝土集 液沟内。一般来讲，该液沟是通向位于海岸又*近码头的集液池内。LNG 管网和装置周围的集液沟能够容 纳 10 分钟内的管道最大泄漏量。 1.1 初步危险分析(PHA)，*作危险性分析(HAZOP)和风险定量评估(ORA) 　　初步危险分析(PHA)纤常被用在方案阶段或装置初步设计和设备布置的前期，用来预测这些潜在危险对 *作人员、公众，工厂设施和环境的影响。一次初步危险分析并不能排除作进一步危险评估，事实上，它只 是以后的危险评估研究的一个开端。 　　在工程建设的后阶段通常要进行更详细的 HAZOP 研究。在工程初期使用 PHA 技术主要有两个优点： 它能够鉴别出潜在的危险，并用最小的投资和措施来预防危险；它能够帮助设计小组明确或拓展用于整个 工厂生产的运行目标。QRA 的目的是明确 LNG 供气站潜在的主要危险，QRA 对了厂的平面布置有重要的 影响。 　　对气化站而言，LNG 的各种泄漏情况被认为呈潜在的引起爆炸的原因。例如： 　　-管线泄漏/破裂(高压和低压气体或液体管线) 　　-在气化器和冷却器和换热器(在压缩机，燃气加热器)发生管束破裂 　　-由于超压导致罐或容器破裂/毁坏 　　-阀门和 PSVs(压力安全阀)发斗堵塞 　　-泵或压缩机密封泄漏/失效 　　-停电或仪器失灵 2 平面布置

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流程编号 一级流程 二级流程 三级流程 四级流程 五级流程 流程之间接口 EP01 规划计划 EP01.01 中长期发展规划 EP01.01.01 规划专题研究 EP01.01.01.01 拟定中长期规划专题研究课题 EP01.01.01.02 评审通过报主管领导批准 EP01.01.01.03 完成课题研究 科研项目管理 EP01.01.02 股份/专业公司下发中长期规划编制通知 EP01.01.03 编制下发中长期规划编制通知 EP01.01.03.01 编制中长期规划编制方案 EP01.01.03.02 报主管领导审批 EP01.01.03.03 下发中长期规划编制通知 EP01.01.04 组织编制各专业中长期发展规划 EP01.01.04.01 油气勘探规划编制 EP01.01.04.01.01 中长期规划目标制定 EP01.01.04.01.02 编制规划初步方案 EP01.01.04.01.03 编写中长期发展规划 EP01.01.04.01.04 评审通过报主管领导批准 EP01.01.04.01.05 报油田公司汇总 EP01.01.04.02 油藏评价规划 EP01.01.04.02.01 中长期规划目标制定 EP01.01.04.02.02 编制规划初步方案 EP01.01.04.02.03 编写中长期发展规划 EP01.01.04.02.04 评审通过报主管领导批准 EP01.01.04.02.05 报油田公司汇总 EP01.01.04.03 油气开发规划编制 EP01.01.04.03.01 中长期规划目标制定 EP01.01.04.03.02 编制规划初步方案 EP01.01.04.03.03 编写中长期发展规划 EP01.01.04.03.04 评审通过报主管领导批准 EP01.01.04.03.05 报油田公司汇总 EP01.01.04.04 油田地面系统改造规划编制 EP01.01.04.05 公用系统建设规划编制 EP01.01.04.06 装备规划编制 EP01.01.04.07 科技发展规划编制 科研项目管理 EP01.01.04.08 其它专项规划编制 EP01.01.05 汇总平衡各专业中长期发展规划 EP01.01.05.01 编制中长期发展规划纲要 EP01.01.05.02 组织各专业技术专家论证 EP01.01.06 编制油田公司中长期发展规划 EP01.01.07 评审通过报总经理批准 EP01.01.08 上报中长期发展规划 EP01.02 业务发展滚动计划 EP01.02.01 股份/专业公司下发业务发展滚动计划编制通知 EP01.02.02 编制业务发展滚动计划编制方案 EP01.02.03 报主管领导审批 EP01.02.04 组织编制各专业业务发展滚动计划 EP01.02.04.01 勘探业务发展滚动计划 勘探与生产地区公司业务流程目录 第 1 页/共 31页 流程编号 一级流程 二级流程 三级流程 四级流程 五级流程 流程之间接口 勘探与生产地区公司业务流程目录 EP01.02.04.02 评价业务发展滚动计划 EP01.02.04.03 开发业务发展滚动计划 EP01.02.04.04 其他各专业发展滚动计划 EP01.02.04.05 评审通过报主管领导批准 EP01.02.05 汇总平衡各专业业务发展滚动计划 EP01.02.06 编制公司业务发展滚动计划 EP01.02.07 评审通过报主管领导批准 EP01.02.08 上报业务发展滚动计划 EP01.03 年度投资计划 EP01.03.01 股份/专业公司下发年度投资计划编制通知 EP01.03.02 项目前期 EP01.03.02.01 提出项目建设方案 EP01.03.02.01.01 预探部署方案 EP01.03.02.01.02 评价部署方案 EP01.03.02.01.03 油田开发方案 EP01.03.02.01.04 油田地面系统改造方案 EP01.03.02.01.05 公用系统建设方案 EP01.03.02.02 编报项目建议书 EP01.03.02.02.01 选择建议书编制单位 服务采购 EP01.03.02.02.02 有资质单位编制项目建议书 EP01.03.02.02.03 评审通过报公司主管部门 EP01.03.02.02.04 支付编制费用 支付结算 EP01.03.02.02.05 限上项目上报股份 / 专业公司 EP01.03.02.02.06 股份 / 专业公司批复 EP01.03.02.03 编制可行性研究报告 EP01.03.02.03.01 选择建议书编制单位 服务采购 EP01.03.02.03.02 有资质的单位编制可研报告 EP01.03.02.03.03 评审通过报公司主管部门 EP01.03.02.03.04 支付编制费用 支付结算 EP01.03.02.03.05 公司主管部门组织对报告进行技术经济评估 EP01.03.02.03.06 编制技术经济评估报告 EP01.03.02.03.07 限上项目上报股份 / 专业公司 EP01.03.02.03.08 股份 / 专业公司批复 EP01.03.03 编制初步设计 EP01.03.03.01 选择初步设计编制单位 服务采购 EP01.03.03.02 有资质的单位编制初步设计 ( 含概算 ) EP01.03.03.03 评审通过 EP01.03.03.04 支付编制费用 支付结算 EP01.03.03.05 限上项目上报股份 / 专业公司 EP01.03.03.06 股份 / 专业公司批复 EP01.03.04 各专业编制年度投资建议计划 EP01.03.04.01 原油预探及天然气勘探建议计划 EP01.03.04.02 油藏评价建议计划 EP01.03.04.03 油气产能建设建议计划 EP01.03.04.04 物资装备建议计划 EP01.03.04.05 信息系统建议计划 EP01.03.04.06 调整改造建议计划 第 2 页/共 31页

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工业生产排放的重点有害物质 ▪ 氟(F2) 氟是最活泼的元素，常温下就几乎与任何其他元素相互作用。甚至黄金在受热后也能 在氟气中燃烧，自然界中其它物质受热后也能在氟气中燃烧，自然界中不存在单体 氟。氟气体为淡黄色，有强刺激性和氧化馆性。工业中氟的污染主要是以氟化氢及 其他氟化物的形式出现的。自然界中氟分布很广，约占地壳总得量的万分之二。最 重的氟矿是萤石(氟化钙，CaF2)、冰晶石 (Na3A1A6)；磷灰石中含有约3%的氟[氟磷 酸钙，Ca5F(PO4)3，(如摩洛哥磷灰石矿平均含五氧化二磷42%，氟3.7%)]，粘土含 氟约0.02-1.5亿吨，是毒气中数量最大者，也是大气污染防治重点。 ▪ 二氧化硫（ SO2 ） 密度为2.3，无色，不燃，具有强烈辛辣窒息性。常温下加以四个大气压即能液化为无 色液体。环境中的二氧化硫57%发生于自然界，但由于分散，浓度不大而不致构成污 染，43%来自工业生产等人为原因，由于发生源集中，浓度高而会造成大气污染。人 为排放的二氧化碳中，燃煤约占70%，重油燃烧占16%，冶金工业约占11%，炼油工 业约占4%。在城市里，工业和生活用煤是二氧化硫的主要来源。二氧化硫经高烟囱 排放后，在1.5公里高空风的影响下，24小时之后会有50%以上超越700公里之外，60 小时后，能扩散到1100公里以外。二氧化硫进入大气后，若大气干燥清洁，可停留 1～2星期；若大气污染或潮湿，则转化 回目录 工业生产排放的重点有害物质 为三氧化硫，降落地面。二氧化硫在大气中停留时对眼、鼻、咽喉和呼吸道有强烈 刺激作用；对肝、肾和心脏有害。能使嗅觉和味觉减退，产生萎缩性鼻炎、慢性支 气管炎、眼结膜炎和胃炎。急性中毒则可出现喉头水肿，肺水肿以至窒息死亡。二 氧化硫常与粉尘，水蒸汽一直危害环境。美国多诺拉事件、英国伦敦烟雾事件、日 本四日市事件等，都是与二氧化硫分不开的。对于特别敏感的人来说，空气中二氧 化硫的浓度达到4mg/l即可觉察出来。即使千万分之一浓度的二氧化硫，对棉花、小 麦、大麦等也有明显的作用。 二氧化硫的防治措施包括：1、城市的生活及工业用燃料低硫化，有条件的要逐步推 广低硫煤、油和煤气、天然气，甚至以电为能源；2、燃料脱硫。如加强洗煤，煤的 液化。3、烟气脱硫。如用石灰或石灰石洗涤烟气；以石灰或白云石掺煤作锅炉燃料 等。4、高烟囱排放。5、改革工艺，综合利用。如硫酸厂以二转二吸代替一转一吸； 回收有色冶金尾气中高浓度的二化硫制硫酸等等。 ▪ 铬(Cr) 铬是一种具有银白色光泽的金属，无毒，化学性质很稳定，不锈钢中便含有12%以上 的铬。常见的铬化合物有六价的铬酐、重铬酸钾、重铬酸钠、铬酸钾、铬酸钠等； 三价的三氧化二铬(铬绿、Cr2O3)；二价的氧化亚铬。铬的化合物中以六价铬毒性最 强，三价铬次之。据研究表明，铬是哺乳动物生命与健康所需的微量元素。缺乏铬 可引起动脉粥样硬化。成人 回目录

分类：安全培训材料 行业：其它行业 文件类型：PPT 文件大小：959 KB 时间：2026-04-03 价格：¥2.00

张士 CNG 减压混气站气质问题研究 摘要：根据张士 CNG 减压混气站的生产状况及出现的问题，分析 CNG 中 C2 以上组分 的存在对设备和生产的影响。从理论和生产实际两个方面研究天然气减压后的物态，组 成和温度的变化，对 CNG 的气质提出要求。并找到可能的解决措施，对今后的生产有重 要的指导意义。 一．张士 CNG 减压混气站简介 该站坐落于沈阳市的张士经济技术开发区，2004 年刚刚建成运行，气源比较复杂， 来自于长岭，阜新和盘锦。其中盘锦油田的 C2 以上组分含量较多，油田气组分分析报告 列入表 1： 表 1 油田气组分分析报告 组分 含量％ 组分 含量％ N2 2.80 C5 0.87 C1 79.45 C6 0.26 C2 8.72 C7 0.11 C3 5.09 C8 0.02 C4 2.67 可见油田气中约有甲烷 80％和其他烷烃组分 20％，本文中称这些 C2 至 C8 组分为重 质组分。本文讨论 CNG 重质组分对 CNG 减压混气站生产的影响，并提出一些可能的解 决措施。 首先简述一下工艺过程：油田的压缩天然气由罐车运至本站，罐车的压力约为 10～ 20MPa，经过一级换热减压至 4MPa，再经过二级换热减压至 1.6MPa。然后三级减压到约 0.2MPa，混气后送到市街管网。混气后的一小部分天然气送回至燃气锅炉，用于提供一 级和二级的换热器加热水。 二．CNG 重质组分对生产的影响 1．在 4MPa 以上时，重质组分为液相。卸车之初液相在管道内造成管道局部阻力增加， 罐车与卸气柱之间的压损在 1MPa 以上。 2．重质组分在三级减压后大量气化，介质温度急剧下降，超过钢材（20#钢）使用温度 下限，造成安全隐患。 3．由于重质组分的高热值混合气的热值比正常混气高出约 2000 kcal/m3（7600-9600 kcal/m3），影响锅炉燃烧器的正常工作，有可能造成锅炉熄火，系统停车。 三．相平衡理论计算 从理论上分析 CNG 重质组分在减压后对管道内天然气温度的影响，讨论能够接受的 重质组分含量。取二级和三级调压前后的压力 4MPa，1.6MPa 和 0.2MPa 状态计算平衡组 成。CNG 重质组分包括 C2 到 C8 的烃类，减压时这些组分不同程度的气化，根据相平衡 条件计算出温度-20℃时气液相的组成列入表 2 中： 表 2 气液相平衡组成计算数据 压力 4.0MPa 压力 1.6MPa 压力 0.2MPa 重质 组分 液相 气相 液相 气相 液相 气相 C1 0.00% 100% 0.00% 87.47% 0.00% 81.14%

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新疆广汇液化天然气（LNG）工厂的建设与发展 1 前言 aaaa 随着世界经济和科学技术日益发展，人类环境 保护意识的不断增加，天然气作为清洁能源，重要化工工原 料，得到了更广泛的利用，世界各国把推广利用天然气，提 高天然气在一次能源消费的比重，作为优化能源结构，实现 经济、社会和环境协调发展的重要途径，目前天然气消费在 世界能源消费结构中的比重已达 35%，成为仅次于石油的第 二大能源。 aaaa 我国能源消费总量占世界能源消费总量的 11.1%,属世世界第二位,在能源消费大国中,我国煤炭比重最 高,是全球平均水平的 2.9 倍,而天然气比重最低,只是全球平 均水平的 7.2%,在我国能源消费总量中天然气仅占 2.8%,远低 于世界水平,这种能源结构不仅造成严重的大气污染问题,而 且将严重阻碍我国社会经济的可持续性发展,因此,国家在十 五期间将下大力优化能源结构,计划在 2001 年――2007 年实 施几项大的天然气开发项目,即西气东输\进口俄罗斯天然气 工程。在广东福建地区试点引进液化天然气（LNG）工程， 沿海大陆架海上天然气利用工程等项目。同时，在东北地区 以及四川、陕西、山西、江苏、云南、贵州等地相继发现新 的天然气储量可供开发利用，因此要充分发挥国家与地方大 型天然气开发和小型区域利用相结合，共同开发各种天然气 资源，实现天然气多元化，把我国城市天然气利用提高至较 高水平。新疆具有丰富的天然气资源，准噶尔、塔里木、吐 哈三大盆地天然气储量达 10.3 万亿 m3,占全国陆上天然气资 源总量的 34%，已累计探明的储量达 8807 亿 m3。其中吐哈 油田 868 亿 m3，准噶尔油田为 1770 亿 m3。而“西气东输”只 把塔里木盆地作为供气气源，这样吐哈、准噶尔两盆地的天 然气为发展 LNG 提供了可靠的资源保证。 aaaa 新疆广汇正 是把握住国家西部大开发战略和能源结构调整战略实施的 机遇，充分利用新疆得天独厚的天然气资源优势，并凭借自 身的经济优势，进军 LNG 领域，奋起二次创业，将新疆的 能源优势、产业优势、依托国家能源发展的方针、政策，率 先涉足能源产业开发，投资 80 亿人民币，实施 LNG 项目建 设，为自治区经济发展培育新的增长点。此项目得到了中央 领导和自治区各级党委政府的大力支持。 2 液化天然气 （LNG）的发展 aaaa 天然气经净化处理后通过压缩升温， 在混合制冷剂 N2、C1、C2、C3、C4 作用下冷却移走热量， 再节流膨胀而得到-1620C 的液态天然气，在标准大气压常温 状态下，其体积约为同量气态天然气的 1/625，称为液化天 然气，英文缩写为 LNG。 aaaa 随着世界低温冷冻技术的不 断成熟和低温设备安全管理工作的不断完善，LNG 的工业应 用得到了广泛的发展，越来越多的国家选择了 LNG 来调整 能源结构和改善人类生存的环境空间，世界上已建成投产 LNG 大型装置 160 多套，液化生产能力 7000 多 t，年平均产

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小氮肥设计技术 摘要简要叙述了几种脱碳方法的发展及现状，并进行了比较和评述。 关键词脱碳技术评述 1 NHD(Selexo1)法 1958 年美国联合化学公司福朗克波特(Frank Porter)发明了在高压下能溶解酸性气体的良好溶剂聚乙二醇二甲醚，商 品名称为 Selexol。利用此溶剂发展起来的气体净化方法称 Selexol 法。6o 年代初。联合化学公司进行了净化合成气、 天然气的中型试验，1964 年冬建立了第一座工业性试验工厂用来净化合成氨装置的合成气。1996 年世界上已有 50 多 个工业生产装置。南化集团研究院于 1980 年起，经过静态平衡和模型试验，筛选出用于脱除 H2s、c02 的聚乙二醇二 甲醚溶剂(商品名称 N 助)，测定了 cO2、H2s 等组份在溶剂中的溶解度及其它热力学数据，在模试中得出了脱硫、脱碳 的较佳工艺条件，开发了与 Selexol 法相似的工艺过程，命名为 NHD 法。1984 年通过化工部鉴定。由化工部第一设计 院设计的鲁南化肥厂Ⅱ期工程脱碳装置(8×104t／a 合成氨)和郯城化肥厂第二套脱碳系统(4×104t／a 合成氨)均采用 此技术，并分别于 1993．10、1993．12．20 投运。至今运转正常。NHD 法已正式批准为我国第一批化工设计专有技术。 据不完全统计，国内运转的生产装置 50 多个。NHD 法脱碳装置的主要操作数据为：吸收压力 2．7MPa，处理气量 26 000Nm3／h。入吸收塔贫液温度 1 3℃ ，溶剂循环量 260 360m3／h，变换气 CO2 26％ 一 28％ ，净化气 CO2 <0．2 ％ ，再生气 c02 99％ 。电耗 125kw?h／tNH3 汽耗 25kg／tNH3，溶剂消耗 0．23kg／tNH3。 2 MDEA 法和改良 I 或活化)MDEA 法 20 世纪 40 年代末，美国 Flour 公司就研究过 MDEA 水溶液选择吸收 H2s 的问题。7O 年代，DOW 化学公司又在中型试验 及工业装置中研究了 MDEA 工艺。70 年代末，我国四川天然气研究所、南化集团研究院开展了 MDEA 水溶液选择吸收 H2s 的研究，并逐步实现工业化。主要用于天然气脱硫。这就是早期的 MDEA 法。MDEA 与 CO2 的反应过程受 co2 与 H2O 反 应步骤的控制，而使整个脱碳过程的速率不快。为了加快吸收与再生速率，70 年代初。西德 BASF 公司在 MDEA 水溶液 中加入了少量与 CO2 进行微弱反应的活化成份，用来脱除 CO2，形成了改良 MDAE 法。或称活化 MDEA 法。1971 年西德 的一个 30×104t／a 合成氨厂首次应用成功。据统计，至 1996 年，国外已有 60 多个工业装置在运转。建设和设计中 的装置有 125 个以上。一般使用的活化剂有哌嗪、二乙二醇、咪唑或甲基取代咪唑等有机物。改良 MDEA 法是当今能耗 较低的脱碳方法之一。1985 年南化集团研究院、华东化工学院着手进行活化 MDEA 脱碳的研究工作，筛选了活化剂。 进行了小型中试。测定了平衡数据并研究了过程动力学。1989 年南化集团研究院的活化 MDEA 法成功地应用于一个小 氮肥厂脱除部分 cO2 的工业装置。1991 年湖北襄樊氮肥厂将此法用于年产万吨氨的全脱碳装置并投入生产，1992 年通 过部级小氮肥设计技术 22 鉴定，并获国家专利。目前已有 80 多个厂采用活化 MDEA 法脱碳，总能力超过 1O ×104t／a 氨。据资料介绍，南化集团研究院的技术采用的是 30％MDEA 水溶液，活化剂是 DEA。江西永丰氮肥厂、安徽东至氮肥 厂采用华东化工学院的技术，使用50％MDEA水溶液，活化剂是派嗪。DMEA脱碳装置的主要操作数据为：吸收压力2．7MPa， 处理气量 22 OONm3／h，溶液循环量：贫液 2om3／h，半贫液 70m3／h。人吸收塔贫液温度 60?80~C，出吸收塔富液温 度 85℃ ，再生塔底温度 75℃ ，变换气 co2 26％ 一 28％ ，净化气 co20．1％ ，再生气 co2 99％ ，蒸汽消耗 0．802t／ tNH3，电耗 85．7kw?h／tNH3。某中型氮肥厂利用余热作为再生热源，做到了脱碳不耗蒸汽。使该装置运行更经济。 3 PSA 法 变压吸附(PSA)是气体分离技术中发展迅速和日益成熟的工艺过程。在气体工业中有广泛用途。将变压吸附技术用于脱 除变换气中的 co2 还是近几年的事。早期的 PSA 脱碳装置处理能力小，有效气体损失大，一度影响推广应用。1999 年 宜化投资 1 900 万元新建一套大型 PSA 脱碳装置，采用 03 200 吸附塔 10 台内装吸附剂 1 100t，实际处理气量 61 1ONm3／h，操作压力 O．8MPa，净化气 co2 0．1％ 一 0．2％(V)，H2 回收率 99．06％ ，N2 回收率 96．31％。回收 CO2 纯度≥98．5％ ，电耗 103kw?h／tNH3。 4 碳酸丙烯酯脱碳技术 国内的碳酸丙烯酯脱碳技术是南京化工研究院等单位开发的。1979 年通过化工部鉴定，据不完全统计国内已有大型装 置 2 个，中型装置 2 个，小型装置 160 多个。大部分用于从变换气中脱除 Co2。初期，碳酸丙烯酯法用于代替水洗法 脱碳取得了明显的节能效果和经济效益。80 年代此法用于老厂碳铵改产尿素工程获得成功，为我国氮肥工业的发展作 出了贡献。如果说上世纪 80 年代碳酸丙稀酯脱碳技术存在着气体净化度差，溶剂消耗高，能耗高，硫磺堵塔等问题， 那么当今碳酸丙烯酯脱碳技术更有新的改进和发展。 (1)1998 年新设计的 8×lO4t／a 合成氨，2．65MPa 的脱碳装置满负荷运行时净化气 co2 稳定的保持在 0．1％ (夏季)。 当负荷增加到 13×104t／a 合成氨时，净化气 co2 仍能保持在 0．1％ 。1998 年设计的 10×lO4t／a 合成氨， 1．7MPa 的脱碳装置，生产负荷提到 12×lO4t／a 合成氨时，净 化气 CO20．2％ 。 (2)吸收压力 1．7MPa，02 4O 吸收塔的脱碳装置，改造后生产能力达 6×104t／a 合成氨时，净化气 CO20．2％ 。 (3)2．7MPa 的脱碳装置动力消耗降到 75kwh／tNH3。 (4)某装置连续运转 7 年多未发现堵塔。 5 I-IS 脱酸气技术 碳酸丙烯酯溶剂中加入少量添加剂，在脱除 c02 的同时，可将变换气中的硫化物一次脱除至<0．1×10?6。所脱除的硫 化物，可立即转化为溶解在溶剂中的单质硫，并通过简易方法，有效地将单质硫从溶剂中分离出来。该方法集脱硫、 脱碳、硫回收于一体，在工艺、设备、投资、环保、操作费用方面具有很强的竞争能力。该技术为南化集团研究院开发，1994 年 10 月通过化工部鉴定，命名为 I-IS 脱除酸性气体技术。 6 几种脱碳方法的比较 (1)吸收压力在 1．8MPa(绝)以上时，几种方法的气体净化度都能满足铜洗、甲烷化流程对进气 co2 含量的要求。其中 改良 MDEA 法，PSA 法在较低压力(如 0．8SPa)下也能达到高净化度(CO20．1％)，而 NHD 和碳酸丙烯酯法则需要较高的 吸收压力，NHD 还要求吸收过程在低于常温的条件下操作。(2)再生气 co2 纯度，CO2 回收率都能满足尿素生产的要求。 其中 MDEA 法的 CO2 纯度和回收率最好，都可达 99％ 以上。(3)溶液的脱硫能力以 HS 法为最好，在一定条件下可将净 化气总硫降到 0．1×10?6 以下。MDEA 法和 NHD 法可脱到 1×10～ ，PC 法可脱到 5n,．g／m3 左右。(下转 62 页) 小 氮肥设计技术 62 工程项目设计合同；按工程设计合同实施监督和管理；审核设计图纸和设计概预算，严格控制工程造 价。

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美国天然气液化技术（转贴） 有幸随由中国土木工程学会组织的中国天然气液化技术 考察团，应美国土木工程师学会的邀请，于 1995 年 8 月 31 日赴美，进行了为期两周的考察访问。 在美期间，代表团考察访问了洛杉机、纽约、休斯顿、 芝加哥四城市的天然气企业，访问了美国土木工程师学会及 美国燃气工艺研究院。实地考察了美国天然气远程输送、城 市输配管网、液化、储存、气化以及调度中心。在考察访问 中，受到美国有关方面的热情友好接待，并得到了相当数量 的技术资料和有关材料。此次考察，在中国土木工程学会的 精心组织和接待单位周密安排及团长和全体考察人员共同 努力下，收到了预期效果，圆满成功。 现将考察情况简要介绍如下： 一、 远程输送管网 美国天然气资源丰富，产量高，同时每年还由加拿大输 入一定气量。因此，美国天然气供应大于需求，且价格低廉， 每百 Btu 仅 3 万块多美元。但是为满足各地发展的需求，还 在扩展天然气市场，全国已形成天然气远程输送网络。远程 输送管线，管径较大，一般为 D300－D400；压力较高，一般 为 14～70 个大气压，有的甚至更高，输送量较大。 二、 城市管网 我们考察了美国四城市的天然气供应，城市燃气管网大 体分为两种类型：一是*近天然气产区的；另一是远离天然 气产区的。 对于*近天然气产区的城市，由于远程输送干线较多， 可以多渠道，多方位得到天然气。例如，ENTEX 公司（茵特 克公司）是负责休斯顿市天然气供应的企业，有 70 万客户， 其中居民用户有 62 万户，约占 88％；工、商等服务业用户 有 8 万户，占 12％，由于该市处于南加州天然气产地，有百 余家天然气长输管道敷设在市区周围，ENTEX 公司从中选择 1 2 家购气，在这 12 家的远程管线上，开设 15 个供气口，均 布在城市周围，向城市供气。这些供气口到市区的城市管网， 其压力为 1．1MPa，最大管径为 D400，小区管网压力为 172．4kP a，管径为 D50－D150。 在考察中我们感到，休斯顿市是由多渠道、多方位均布 在城市周围的 105 个门站供气，有以下三方面可供我们研究、 学习。 1． 由于多渠道、多方位供气，城市燃气管网压力均衡，供 气稳定。

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