1、安全操作規程目錄一、長輸原油管道調度工作條例2二、原油管道工藝安全運行操作規程6三、原油站(庫)罐區安全技術管理規定17四、KDY型輸油泵機組操作、維護保養及修理規程21五、燃油蒸汽鍋爐運行操作規程25六、管式輕型加熱爐操作規程32七、工業用火安全規程42八、電氣安全操作規程45九、輸油工安全操作規程46十、鍋爐工安全操作規程46十一、電工安全操作規程47十二、電焊工安全操作規程48十三、儀表工安全操作規程48十四、駕駛員安全操作規程49安全操作規程一、長輸原油管道調度工作條例1 范圍本標準規定了管道儲運分公司各級輸油調度基本任務、工作內容、職責權限及工作要求。本標準適用于管道儲運分公司輸油調

2、度系統。對于新增管線輸油調度可參照執行。2 基本任務2.1 根據月度輸油計劃，編制輸油作業計劃，制定輸油運行方案，完成輸油任務。2.2 組織實施輸油優化運行方式，收集、分析輸油運行參數，掌握輸油運行動態，確保安全輸油。2.3 解決、處理原油管道與輸油運行相關的問題和輸油運行中的突發事件。2.4 協調與輸油運行相關的施工、檢修、檢測、工業性實驗等工作。3 機構設置3.1管道儲運分公司輸油調度設三級調度即：管道儲運分公司調度中心；輸油處（油庫）調度室；輸油站（隊）調度崗位。3.2管道儲運分公司輸油調度設兩大類，即：計劃調度和運行調度。3.3實行集中控制的輸油處（油庫）運行調度應設主、副崗，其它輸油

3、處（油庫）宜設主、副崗。4 計劃調度工作內容4.1 根據輸油計劃，制訂輸油運行滾動作業計劃。4.2 分析輸油運行工況，制訂輸油優化運行方案。4.3 匯總綜合日報。4.4協調與油田、港口碼頭、石化企業、船務及外貿代理商等相關事宜。5 運行調度工作內容5.1 根據輸油運行滾動作業計劃和輸油運行方案，組織實施運行方式，指揮輸油生產。5.2 收集輸油運行參數，解決、處理輸油過程中突發事件。5.3 協調與輸油運行相關的各種事宜。6 工作要求6.1各級調度值班人員須經管道儲運分公司培訓、考核，持證上崗。6.2各級運行調度實行 24小時連續值班制。6.3 各級調度相互聯系時應使用規范用語，接班后第一個整點匯

4、報時必須互報單位、值班人姓名。6.4 各級調度要建立、健全崗位責任制、交接班制等各項規章制度，履行各自的職責與權限，正確行使輸油調度指揮權。6.5管道儲運分公司輸油調度系統實行統一調度、分級管理的原則，下級輸油調度必須服從上級輸油調度，確保輸油調度指揮的嚴肅性。6.6下級輸油調度有監督上級輸油調度的職能，對違規、亂用職權的現象和人員，可按程序逐級提出意見。6.7調度室應配齊相應工藝流程圖、工藝安全運行操作規程、主要設備操作規程、基礎資料、圖表、輸油應急救援預案等。6.8調度室應配置錄音專用電話。7 職責與權限7.1 管道儲運分公司調度中心職責與權限。 指揮全公司輸油生產，并對各輸油處（油庫）調

5、度室、各輸油站（隊）輸油調度崗位行使指揮、協調職能。 直接指揮魯寧線、甬滬寧線、儀長線各輸油站調度崗位，具體負責魯寧線、甬滬寧線、儀長線輸油運行。 制定魯寧線、甬滬寧線、儀長線輸油運行滾動作業計劃，優化運行方式。收集、掌握油田、港口碼頭交油、庫存、船情、氣象等動態，平衡、協調各輸油單位之間的管道輸量等事宜。做到均衡、合理輸油，完成輸油計劃。 掌握各石化企業需求，平衡各庫（站）庫存。 組織、協調處理與輸油運行有關的重大事件。 收集各條管線運行參數，分析掌握運行情況。 確認各條輸油管線工藝運行參數：最高輸油壓力；最低輸量；最低、最高運行溫度；油品粘度、凝點；允許停輸時間；工藝運行保護值；各類輸油設

6、備保護、安全、極限值等。負責向股份公司相關部門匯報管道儲運分公司各條管線輸油動態、重大事件處理等情況，反映需上級相關部門協調的問題等。 傳達、貫徹、執行上級指示和決議，并檢查落實情況。在緊急狀態或事故狀態下，可直接指揮至各輸油站（隊）的閥門，并按管道儲運分公司事故應急處置預案啟動程序啟動應急救援預案。 制定輸油調度系統考核辦法，并組織考核。 審批與各條輸油管線運行相關的停輸施工、設備退出運行、設備投入運行等方案報告。7.2 輸油處（油庫）調度室職責與權限。 滄州、聊城、濰坊、新鄉、襄樊輸油處調度、黃島油庫調度職責與權限。.1 貫徹管道儲運分公司調度中心調度命令，并組織實施。.2 輸油處（油庫）

7、調度對本單位所轄輸油管線行使輸油運行指揮權。.3 根據月度輸油計劃，編制輸油滾動作業計劃，完成輸油任務。.4 優化所轄輸油管線運行方式，并負責組織實施。.5 收集輸油運行參數，分析運行動態并及時調整，確保管線安全運行。.6 組織解決、處理輸油過程中的突發事件和事故，并按管道儲運分公司事故應急處置預案啟動程序啟動應急救援預案。.7 負責協調指揮與運行相關的檢修、檢測及新設備、新工藝等在所轄管道上的工業性實驗。.8 負責向管道儲運分公司調度中心匯報輸油動態、運行參數。.9 負責與油田、煉廠、碼頭等相關企業的業務聯系，并及時向管道儲運分公司調度中心匯報油田、港口碼頭交油、庫存、船情、氣象等動態。 魯

8、寧、南京輸油處調度職責與權限。.1 傳達、貫徹管道儲運分公司調度中心調度命令，并檢查落實執行情況。.2 收集運行參數，掌握輸油站的生產動態，向管道儲運分公司調度中心提供合理建議。.3收集、掌握輸油設備、SCADA系統工作狀況、檢修進度，組織對故障設備的搶修。.4 負責向管道儲運分公司調度申報與輸油運行相關的檢修方案。.5掌握所轄站（庫）收、輸、銷、庫存及油輪動態。.6組織解決、處理輸油過程中的突發事件和事故，并按管道儲運分公司事故應急處置預案啟動程序啟動應急救援預案。7.3 輸油站（隊）調度職責與權限。 及時、認真執行上級調度命令。 負責填寫工藝流程操作票、設備啟、停操作票(見附錄)，操作票填

9、寫內容應清楚、規范、無誤，經審核簽字后組織實施。操作人、填寫操作票者應由同一人完成，操作時必須有人監護。 本站運行方式變動前必須告知上、下站（隊）及相關企業。負責組織本站（隊）輸油運行工作，保證輸油運行參數達到規定要求。輸油運行中，不影響全線運行方式和不改變輸油站工藝流程，不影響輸油量的設備檢修、試驗和標定，輸油站（隊）調度根據輸油運行條件確定設備檢修、試驗和標定作業時間，作業實施前、后應向上級調度匯報。凡需改變運行方式、改變本站（隊）工藝流程或影響輸油運行的設備檢修、試驗和標定，必須經上級調度同意后方可進行作業，對輸油運行影響較大或需停輸進行作業的設備檢修、試驗和標定，應提前3天書面向上級調

10、度請示，具體作業時間由上級調度確定。負責組織本站（隊）各運行崗位人員按照相關規程進行操作，協助站（隊）長組織處理本站（隊）輸油運行問題及設備故障。7.3. 9 認真貫徹執行以崗位責任制為主的各項規章制度，按時巡回檢查各崗位值班人員工作狀態，對違規操作、違反紀律的現象和人員應及時糾正。 掌握并匯報本站（隊）運行動態和主要設備狀況。根據工藝要求，有權向上級調度申請擇優選用參加或退出運行的輸油設備，對運行設備的檢查、校驗提出建議。 按時收集、填寫運行記錄，及時分析運行參數，并向上級調度匯報。 主動做好與上、下站間的業務聯系，首、末站調度應搞好與油田、煉廠、碼頭等企業的協作。8 調度命令8.1 調度命

11、令的級別。 調度命令分為一般調度命令、重要調度命令、緊急調度命令。 一般調度命令：適用于正常輸油運行中的參數調整，如調節壓力、溫度、輸量或不改變運行方式的工藝流程切換、設備啟停等常規作業。 重要調度命令：適用于調整輸油計劃、改變運行方式、對某項操作進行特殊要求、安排重要作業內容等。 緊急調度命令：僅適用于事故狀態或有事故征兆的非常規作業。8.2 調度命令的下達形式。調度命令的下達形式分口頭調度命令和書面調度命令。 口頭調度命令：適用于一般調度命令和緊急調度命令。 書面調度命令：適用于重要調度命令。8.3 調度命令的下達及要求。 調度命令只能在同一輸油調度指揮系統中，自上而下下達。 調度命令下達

12、時要記錄、錄音，并由受令人復述無誤后按規定時間執行。調度命令的錄音應至少保留 72小時，涉及到事故處理、重要調度令、緊急調度命令的錄音應保留至輸油運行恢復正常、事故處理結束后72小時。 一般調度命令由值班調度直接下達；重要調度命令由調度長批準后下達；緊急調度命令由值班調度下達，下達后應立即向調度長匯報。 下達書面調度命令要注明調度命令編號、內容、批準人、發令人、時間等。 下級調度如對上級調度下達的調度命令有異議時，應及時向上級調度申述，如上級調度不予采納，下級調度必須按照上級調度下達的調度命令執行。 各級調度對調度命令執行情況要及時逐級匯報。任何單位和個人不得干預調度值班人員發布或執行調度命令

13、；調度值班人員執行調度命令時，有權拒絕各種干預。 9 請示、匯報與詢問9.1 請示、匯報。 各級輸油調度必須遵守請示、匯報制度，如實反映情況。 管道儲運分公司調度中心負責向股份公司相關部門匯報輸油運行情況和輸油動態，請示重要的輸油生產問題。每日匯總整理管道儲運分公司輸油綜合參數。 輸油處（油庫）調度每班向管道儲運分公司調度中心匯報一次本單位輸油動態和輸油運行參數，每月5日前書面匯報上月輸油運行小結，每月25日前書面上報下月運行方案和輸油滾動作業計劃。輸油處（油庫）調度每日7點前向管道儲運分公司調度中心匯報本單位輸油綜合參數。輸油站（隊）調度向上級輸油調度每 2小時整點匯報一次本站（隊）輸油運行

14、參數，每8小時匯報一次班耗電量、耗油量、地溫，首、末站（庫）、分輸站還要匯報收、輸、銷、庫存油量及船情等信息，每日匯報一次日耗電量、耗油量、主要設備動態。輸油站（隊）切換輸油運行設備、調節與上、下站運行和相關企業有影響的工況前，應向上級調度請示征得同意，并主動告知受影響的上、下站和相關企業后實施。管道停輸8小時以上或影響其它管道運行的計劃停輸，輸油處（油庫）調度應提前3天書面請示管道儲運分公司調度中心批準。 由于供電系統或儀表失靈等原因造成輸油泵停運或加熱爐滅火等，輸油站（隊）調度應立即向上級調度匯報，并積極組織排除故障，最短時間內恢復運行。 輸油運行中發生事故，輸油站（隊）調度應立即向上級調

15、度匯報，同時報告值班干部及領導，并報清事故發生的時間、地點、原因、操作者、事故狀態及處理、事故損失、傷亡等情況，暫時無法查明的待查明后上報。 輸油處（油庫）調度在接到下級調度或其它部門發生大事故或重大事故報告后立即向調度長匯報，由調度長向管道儲運分公司調度中心匯報。 管道儲運分公司調度中心調度在接到大事故或重大事故報告后立即向調度長匯報，由調度長向主管領導報告。9.2 詢問。 上級調度有權向下級調度查詢輸油工況、工藝參數、原油收、輸、銷、庫存等情況。 上級調度有權向下級調度及輸油處（油庫）領導、站領導、技術人員等了解輸油運行中事故處理、設備檢修、項目施工進度、工業實驗等情況。 下級調度有權向上

16、一級調度詢問與本單位有關的輸油運行情況和相關信息。10 正常輸油10.1 根據月度輸油計劃，輸油處（油庫）調度制訂輸油運行方案和輸油作業計劃，經調度長審批后執行。10.2 輸油運行方案的內容包括：運行方式、工藝運行參數、機泵和加熱設備運行臺數、輸油工藝流程、進出站壓力、溫度以及注意事項等。10.3管道儲運分公司調度中心、輸油處（油庫）運行調度根據輸油運行方案和滾動作業計劃，安排管線運行方式，隨時掌握管線運行動態，及時、準確下達運行調整命令，保持管線安全、合理運行。10.4 管道儲運分公司調度中心、 輸油處（油庫）值班調度在進行增減運行設備、停輸、壓力越站、熱力越站、全越站、反輸等較大運行方式改

17、變時，經調度長批準后方可實施。10.5在輸油調度指揮系統與運行操作中，嚴格執行相關的工藝、設備、電氣、儀表、管道、安全等技術標準、規程及有關規定。10.6輸油運行中，不影響全線運行方式和不改變輸油站工藝流程，不影響輸油量的設備檢修、試驗和標定，輸油站（隊）調度根據輸油運行條件確定設備檢修、試驗和標定作業時間，作業實施前、后應向上級調度匯報，涉及工藝運行保護值；各類運行設備保護、安全、極限值的試驗和標定作業時間由上級調度確定。11 事故狀態下輸油11.1 輸油生產中發生事故后，在處理過程中涉及到改變運行方式、工藝參數等，須經上級調度批準后實施。11.2 在緊急情況下，輸油站（隊）調度可先進行事故

18、處理，并及時向上級調度匯報。11.3 輸油生產事故的處理和生產恢復，由上級調度下達調度命令，進行統一指揮。11.4 輸油生產事故狀態下，未經上級調度批準，任何單位、個人不得從事影響事故搶修和恢復正常運行的其它作業。11.5輸油生產事故狀態下，上級調度可要求下級調度增加匯報與事故有關的內容和匯報次數。12、調度會議12.1管道儲運分公司調度中心宜每年召開一次輸油調度工作會議。12.2管道儲運分公司調度中心每月召開一次輸油調度電話會議。13、調度通信13.1輸油調度電話必須設專用通信線路，任何單位和個人不得隨意占用、借用和轉接。13.2輸油調度通信專用線路的正常停機測試，通信部門要事前告知輸油調度

19、，征得同意并保證輸油調度電話暢通后方可實施。13.3事故狀態下，輸油調度負責通知通信部門調用其它通信設施和通信工具，以保證事故搶修和恢復輸油生產的通信指揮。二、原油管道工藝安全運行操作規程1 范圍本標準規定了輸油管道的輸油工藝運行參數、流程操作原則、清管作業及封存程序，以及輸油管道出現事故時的處理方法。2 本標準適用于管道儲運(分)公司所轄各條輸油管道。3 定義本標準采用以下定義。 3.1 輸油管道 輸送原油的長距離管道。 3.2 管輸原油 輸油管道連續輸送物性基本保持穩定的原油。 3.3 加劑原油 在管輸原油中添加一定量的降凝劑，充分溶解混合，經一定溫度處理后的管輸原油。 3.4 混合原油

20、兩種或兩種以上的不同性質的原油按一定比例經充分混合后的管輸原油。 3.5 加熱輸送 原油輸送過程中，一站或多站需對原油進行加熱處理的一種輸送方式。 3.6 常溫輸送 原油輸送過程中，全線不需對原油進行加熱處理的一種輸送方式。 3.7 加劑輸送 原油輸送過程中，為改善原油的低溫流動性，采用管輸原油中添加一定數量降凝劑的輸送方式。 3.8 正輸 管輸原油由輸油管道的起點(首站)向終點(末站)輸送。 3.9 返輸 管輸原油由輸油管道的終點(末站)向起點(首站)輸送。 3.10 冬季運行 輸油管道從本年度10月15日至次年3月15日期間的生產運行。4 安全規定4.1 輸油管道在生產過程中的一切行為，均

21、必須符合國家、行業和管道儲運(分)公司的安全規定，并執行相關的文件、制度和標準。4.2 輸油管道的運行、備用的輸油設施、設備、儀器儀表的安全性能、安全指標必須符合GBl5599、SY5737、SY 5225中的規定。5 一般規定5.1 對各單體輸油設備的操作，應按其單體設備的操作規程進行，聯合運行時的操作程序和運行參數控制應執行標準的規定。5.2 在運行的輸油管道上進行新技術、新工藝、新設備的試驗過程中，其工藝運行參數及操作程序不能執行本標準時，必須制定相應的技術方案，經批準后方可實施。53 管輸原油每季應對管輸油品的凝點、粘度進行一次測定；當管輸原油性質發生變化時，應重新測定凝點、粘度。5.

22、4 本標準是依據公司管道現狀而編制的，若管道狀況或所輸原油性質發生變化時，應及時進行補充修訂，經管道儲運(分)公司批準后執行。6 工藝運行參數6.1.1.1 進站壓力要低于站內與油流相通管道設施、設備的最高允許壓力。6.1.1.2 進站壓力應滿足輸油泵人口所需的壓力值。 6.1.2 出站壓力 各輸油管道運行時的出站壓力不得高于表1規定的值。 表l 各輸油管道最高出站壓力規定值序管道名稱正輸(MPa)返輸(MPa)1東黃線3.203.202東黃復線6.275.603廣齊線6.274東臨線東營560；濱州、惠民450；商河4.20。臨邑3.90；商河4.20；濱州、惠民4.50。5東臨復線6.20

23、6膠青線4.00 。7滄臨線4.50臨邑3.75；其余各站4.0。8滄河線6.279滄石線2.002.0010魯寧線4.203.6011臨盤線2.5012揚子線2.5025013儀征裝船線2.5014中洛線6.274.0015魏荊線魏崗、襄樊兩站4.20；江邊站350；其余各站313。16臨濮線臨邑、高唐、聊城、莘縣400；段莊、趙寨子、侯營、范縣3.85。17滄津線6.2718津燕線6.276.2 進、出站溫度6.2.1.1 原油管道加熱輸送時，各種原油進站溫度必須高于以下規定值： 勝利原油為30C;加劑后為25C,且高于該加劑原油室內模擬工況測試凝點5C以上。 中原原油為35C,加劑后為2

24、5C,且高于該加劑原油室內模擬工況測試凝點4C以上。南陽原油為40，加劑后為37C，且高于該加劑原油室內模擬工況測試最高凝點3以上。 其它管輸原油為凝點5以上，且最低進站溫度時的粘度小于350mPas。6212 原油管道常溫輸送時，管輸原油的凝點必須低于輸送期間極端地溫。622 出站溫度不高于70C。6. 3 管道最低輸量6 .31 加熱輸送的原油管道，在輸送單一原油時，其管道的最低輸油量不得低于表2規定的值。表2 各輸油管道最低輸量規定值 輸量單位：(th)序管道名稱輸送油品月 份1、2、3、124、5、6、117、8、9、101A勝利原油590460380)東黃線A加劑勝利原油440350

25、260B勝利原油550420340B加劑勝利原油3903002102東黃復線勝利原油6805404003東臨線勝利原油3502902404東臨復線勝利原油8806505505膠青線勝利原油6550456滄臨線勝利原油4003253257滄石線勝利原油115)151158魯寧線勝利原油540500400加劑勝利原油4804103309揚子線勝利原油1251007510中洛線中原原油320260220加劑中原原油220165130ll魏荊線南陽原油240195180加劑南陽原油121115115說明：1、東黃線：表中有A時的最低輸量是該線在膠縣向膠青線分輸2000td時的最低輸量；表格中有B時的最

26、低輸量該線沒有分輸時的最低輸量。2、魯寧線；表中該線的最低輸量是該線在揚子分輸站分輸4000td時的最低輸量。6.3.2 加熱輸送的原油管道，在輸送混合原油時，其管道的最低輸油量參照執行表2規定的值。因特殊需要管道的輸油量仍需進一步降低時，由公司主管部門根據管道的實際運行情況，以電傳通知或調度令形式下達6.4 反輸總量、反輸最低輸量6.4.1 管道反輸時的反輸總量應不小于最大加熱站間管容積的15倍。6.4.2 管道反輸的最低輸量應不小于表2規定值的1。15倍。6.5 管道允許停輸時間6.5.1 加熱輸送管道6.5.1.1 管道輸送單一原油時，其最長停輸時間不超過表3規定的停輸時間。表3 各加熱

27、輸送原油管道允許停輸時間 時間單位：h序管道名稱輸送油品月 份l、2、3、124、5、6、117、8、9、101東黃線勝利原油141826加劑勝利原油1216242東黃復線勝利原油2028363東臨線勝利原油1418264東臨復線勝利原油2028365膠青線勝利原油815246滄臨線勝利原油1216247滄石線勝利原油1620288魯寧線勝利原油202836加劑勝利原油1620309揚子線勝利原油12162410裝船線勝利原油1418241l中洛線中原原油141826，加劑中原原油12152412魏荊線南陽原油101012加劑南陽原油88106.5.1.2 管道輸送混合油時，其最長停輸時間可參

28、照表3執行。6.5.1.3 加熱輸送的管道，計劃停輸時間接近最長停輸時間時，宜提前35天提溫運行。6.5.1.4 管道在特殊運行或因生產需要時，其停輸時間確需超表3規定值時，必須制定相關技術方案，批準后實施。 6.5.1.5 管線沿線土壤溫度場沒有恢復之前，不宜再次停輸。6.5.2 常溫輸送管道6.5.2.1 管道在輸送混合油時，其最長停輸時間不宜超過96h。6.5.2.2 管道輸送混合原油時，兩次停輸間歇時間期間的管道的總輸量宜大于最大開泵站間管道總管容的1.2倍，6.6 油罐參數6.6.1 油罐儲油溫度6.6.1.1 不同原油的最低儲油溫度不宜低于本規程規定的允許最低進站溫度值。6.6.1

29、.2 最高儲油溫度不宜高于50。6.6.2 油罐罐位 油罐在運行時，罐內原油液面高度(罐位)應控制在安全罐位范圍內，特殊情況下經上級調度批準并采取保護措施時，可超安全罐位運行，但不能超極限罐位。公司各種油罐運行期間的安全罐位和極限罐位執行表4規定的值。表4 各類油罐的安全罐位和極限罐位 單位：m安全罐位極限罐位地點上限下限上限下限500m拱頂罐8.02.08.51.5中洛線中間站1000m拱頂罐8.52.09.51.5襄樊1000m拱頂罐8.02.08.51.5中洛線新鄉站2000m拱頂罐9.02.59.52.0濮臨線中間站、商河站2000m無力矩罐工0.31.511.41.0惠民站3000m

30、拱頂罐10.02.511.01.5魯寧、滄臨線中間站10000m拱頂罐12.03.013.02.5臨邑、滄州10000m拱頂罐12.02.013.52.5濮陽10000m浮頂罐13.53.014.02.5臨邑10000m浮頂罐13.53.04.52.0濮陽10000m浮頂罐2.52.513.52.0濱州20000m浮頂罐土3.53.014.02.5臨邑、儀征、滄州20000m浮頂罐13.12.514.92.0東營20000m浮頂罐16.42.017.2 2.0魏崗50000m浮頂罐16.53.017.42.5臨邑、儀征、河澗50000m浮頂罐15.02517420黃島100000m浮頂罐19.

31、53.019.92.5儀征 6.8 加熱設備 各管道的加熱設備運行時，運行參數的控制執行方箱式加熱爐運行操作規程、8700kW立式加熱爐運行操作規程、QSHGD 0017、QSHGD 0050的操作規程或使用說明書。7 流程操作 7.1 流程切換操作的一般原則 7.1.1 流程的操作與切換，實行集中調度，統一指揮。非特殊緊急情況(如即將發生或已發生火災、爆管等重大事故)，任何人未經調度人員同意，不得擅自操作或改變流程。7.1.2 流程操作必須嚴格遵循“先開后關”的原則，確認新流程已經導通并過油后，方可切斷原流程。7.1.3 具有高低壓銜接部位的流程，操作時必須先導通低壓部位，后導通高壓部位；反

32、之，先切斷高壓，后切斷低壓。7.1.4 各種的流程切換程序必須遵循QSHGD 0045的規定，根據流程切換內容，填寫流程操作票，在實際操作中專人監護。7.1.5 流程切換操作時，不得使輸油干線壓力、油溫超高。7.2 流程操作的具體規定 7.2.1 閥門操作 7.2.1.1 正常開關閥門時，應緩開緩關，并應執行SY6470中的規定。 7.2.1.2 打開兩端壓差較大的閘板閥，可先用閥體上旁通閥調壓，待壓力平衡后，再打開閘板閥。 7.2.1.3 無調節液壓球閥和平板閥操作時，應全開或全關。 7.2.1.4 手動閥開完后，需將手輪倒回半圈至一圈。7.2.2 加熱爐操作 7.2.2.1 流程切換時，不

33、得造成本站或下站加熱爐突然斷流。若涉及到加熱爐過流量減少或停流時，必須待加熱爐壓火或停爐后方可切換。 7.2.2.2 流程切換時，如加熱爐過流量減少，加熱爐應提前壓火，并指定專人觀察。 7.2.2.3 倒全越站時，重型方箱式加熱爐應提前壓火，停爐后待爐膛溫度降至100C以下，方可關嚴進、出站閥門，同時導通站內泄壓流程。 7.2.2.4 事故停爐或緊急停爐，確需關閉加熱爐進出爐閥門時，在關閉加熱爐進出爐閥門的同時，必須同時打開加熱爐的緊急放空閥。 7.2.2.5 切換至站內循環時，加熱爐應降負荷或停爐。 7.2.2.6 加熱爐本體和相關輔助系統的點、停爐、熱負荷的調整操作執行方箱式加熱爐運行操作

34、規程、8700kW立式加熱爐運行操作規程、QSHGD 0017、QSHGD 0050中的規定。 7.2.3 輸油泵操作 7.2.3.1 輸油泵機組切換時，應提前與上、下站和本站運行崗位聯系。 7.2.3.2 輸油泵機組切換宜采用“先啟后停”的運行方式，特殊情況亦可采用“先停后啟”的運行方式。 7.2.3.3 輸油泵切換期間，應認真調節啟、停輸油泵機組的負荷，基本保持出站壓力平穩，嚴防出站壓力超高。 7.2.3.4 由正輸流程改為壓力越站或全越站流程前，上站必須先將出站壓力降至允許出站壓力的50左右。 7.2.3.5 壓力越站或全越站流程改為正輸流程前，上站運行輸油泵配置電機的電流應控制在最大允

35、許電流的85左右。 7.2.3.6 由其它流程改為站內循環流程時，應先降低輸油泵排量。 7.2.3.7 管道突然出現超壓時，必須立即停泵或向旁接罐泄壓。 7.2.3.8 輸油泵本體各輔助系統啟、停及排量調整執行(DKS型輸油泵運行操作規程)(DZSDZ型輸油泵機組操作規程)、QSHGD 0049的規定。7.2.4 清管作業 7.2.4.1 加熱輸送管道應定期組織清管作業，清管的作業周期由各輸油單位根據生產運行確定。 7.2.4.2 在清管作業前，需制定清管作業方案，由生產主管領導批準后，方可實施。 7.2.4.3 在清管作業時，清管的準備、檢查和操作按SYT6148、QSHGD 0015、QS

36、HGD0031的要求進行。8 各類輸送工藝的規定 8.1 旁接罐輸送 8.1.1 全線輸量應以該線水力條件最差站段的最大輸量作為全線的控制輸量，各站做到輸油泵排量與系統來油量相對平衡。 8.1.2 由正輸流程改為壓力越站或全越站流程時，下一站輸油泵要及時降量。 8.1.3 由壓力越站或全越站流程改為正輸流程時，下一站輸油泵要及時提量。 8.2 密閉輸送 輸油管道密閉輸油時，以下安全保護設施必須完好，并投入運行。 a)出站壓力調節系統； b)高、低壓泄壓系統； c)管道超壓輸油泵自動停泵； d)輸油設備事障保護系統； e)低壓回流系統。 8.3 加劑輸送 8.3.1 輸油管道實施加劑輸送前，必須

37、在完成管輸原油添加降凝劑后的室內模擬試驗，確定安全、經濟運行的相關參數。 8.3.2 各輸油單位應根據室內試驗結果、管道自然及運行情況，編制實施方案，批準后實施。 8.3.3 輸油管道加劑輸送期間，降凝劑入庫的檢查、評定、復配、注入執行QHD 0019中的規定。 8.3.4 勝利原油加劑輸送時，首次加熱溫度不應低于60C，重復加熱溫度應低于45C或高于60C。8.3.5 中原原油加劑輸送時，首次加熱溫度不應低于65C，重復加熱溫度不應低于60C。8.3.6 南陽原油加劑輸送時，首次加熱溫度不應低于65C，重復加熱溫度不應低于60C。8.3.7 加劑輸送時，原油管道的開泵站應設置加劑原油物性的測

38、試點，每天應測定進、出站的加劑原油凝點、粘度。8.3.8 當管輸原油的物性發生較大變化或改用降凝劑時，必須進行管輸原油添加降凝劑的室內模擬試驗 。8.4 混合原油的輸送8.4.1 輸油管道輸送混合原油前，應測試混合原油的凝點、粘度和靜態穩定性。8.4.2 在輸送混合原油前，應根據首站流程、混合比例的要求，制定原油混合的作業方案，經批準后方可實施。8.4.3 輸送混合原油的首站，在原油混合作業中，必須遵循原油混合的作業方案。8.4.4 原油混合采用儲油罐內混合方式時，有攪拌裝置的儲油罐應投用攪拌器；沒有攪拌裝置或攪拌裝置不能正常工作的儲油罐，混合原油在油罐內的靜態儲存時間不宜大于48h。8.4.

39、5 原油混合采用輸油泵進口匯管或多臺輸油泵出口匯管混合方式時，應定期在出站口取樣，測定混合原油的密度、凝點和粘度。9 冬季運行 9.1 輸油管道在進入冬季運行前，應組織有關人員對所轄的輸油設施進行一次全面檢查整改、消除影響安全運行的因素，落實冬防保溫措施。9.2 根據輸油計劃，編制輸油管道冬季運行方案，上報備案。9.3 輸油干線、站內管網、輸油泵機組、加熱裝置等輸油設施冬季安全生產運行的有關要求執行QHD 0020中的規定。10 管道的封存10.1 停用封存的長輸原油管道，必須將管道內的高凝原油掃出。10.2 在實施掃線前，必須制定掃線實施方案，報批后組織實施。掃線實施方案至少包括以下內容：

40、a)實施時間； b)準備工作； c)組織機構； d)掃線方式； e)掃線運行控制； 掃線結果判斷； g)掃線過程及要求。10.3 掃線介質宜采用熱水，特殊情況下亦可采用低凝、低硫原油。10.4 加熱輸送的管道，在實施掃線7天前，提高原油的運行溫度。10.5 掃線期間，全線宜采用大排量的輸送方式，掃線介質總量應大于管道總容量的1倍。10.6 掃線介質是水時。10.6.1 掃線熱水宜添加緩蝕劑。10.6.2 封存冰凍地區地下管道時，掃線結束后，應將管內存水掃出，管道低洼處不能存在滴管現象l0.6.3 封存無冰凍地區地下管道時，可采用滿水封存，但跨越管段應采取防凍措施，各站段應安裝泄壓裝置，平衡管內

41、壓力。10.7 掃線介質是低凝、低硫原油時。10.7.1 掃線介質必須進行測試，其凝點必須低于該管道極限地溫，含硫量低于110.7.2 各站段應安裝泄壓設施，平衡管內壓力。 10.8 停用封存后的管理 長輸原油管道停用封存前，應制定輸油設施(設備)、儀器儀表和電氣設備封存后的管理辦法，并在停用封存后組織實施。 10.9 停用封存的原油管道，應正常投用管道的陰保設施。 1l 工藝流程的應用范圍 輸油站各種工藝流程的應用范圍見附錄A。 12 事故的處理 當長輸原油管道出現事故時，可參照附錄B進行處理。 附錄A(提示的附錄)輸油站各種工藝流程的應用范圍 A1 壓力越站流程 A1.1 輸量較小； AL

42、 2 輸油泵機組發生故障不能加壓或其輔助系統不能正常運行； A1.3 站內低壓系統的管道或設備檢修； A1.4 作為流程切換時的過渡流程。 A1.5 因輸油泵輔助系統，造成輸油泵不能正常運行。 A2 全越站流程 A2.1 輸油泵機組及輔助系統發生故障和加熱設施及輔助系統發生故障不能正常運行； A2.2 供電系統發生故障或計劃檢修； A2.3 需全越站才能進行的站內管道、設備施工、檢修或事故處理。 A2.4 長期不需加壓、加熱的輸油站。 A3 熱力越站流程 A. 3 熱力越站流程 A3.1 輸量大、地溫高、熱損失小或管輸原油低溫流動性能好，可以不加熱輸送； A3.2 熱力設施檢修、大修； A3.

43、3 熱力設施或輔助系統因故不能正常運行。 A4 站內循環流程 A4.1 管道投產時站內聯合試運，或對油、水預熱升溫；A4.2 防止站內系統的管道或設備因長時間停運而凝油； A4.3 下站罐位超高或發生冒罐事故； A4.4 本站罐位超低或發生抽空事故； A4.5 本站出站壓力超高； A. 4.6 流程切換時的過渡流程。 A. 5 返輸流程 A5.1 管道計劃輸量太低，必須正返輸交替運行； A. 5.2 因各種原因使用停輸時間過長，需返輸活動管線； A. 5.3 清管過程中，清管器在進站管段受阻需返輸沖頂； A. 5.4 投產前輸水預熱管道。附錄B(提示的附錄)事故的處理 B.1 總則 B.1.1

44、 輸油管道出現以下事故時，事故所在輸油站在采取必要措施的同時，必須立即向上一級調度匯報。 B.1.2 在事故處理過程中，涉及輸油生產運行的一切指令由調度下達。 B.2 輸油管道干線凝管 B.2.1 現象 B.2.1.1 干線初凝：輸油管道運行中無人為操作情況下，出站壓力持續上升，輸油量持續下降且進站溫度呈下降趨勢。 B.2.1.2 干線凝管：干線初凝現象進一步發展，輸油量下降至斷流。 B.2.2 處理 B.2.2.1 干線初凝 a)干線出現初凝現象時，應立即采取升溫、升壓的頂管措施，在輸油管道最高運行壓力、溫度下持續頂管。有條件時可采用低凝、低粘原油升溫、升壓頂管； b)采取a)措施后，仍不見

45、效，可請示管道儲運分公司主管領導批準后，進一步提高運行壓力和溫度； c)當采取a)、b)措施后，仍不見效，干線由初凝發展為凝管； d)從處理干線初凝開始后，全線各輸油站運行人員必須密切監視壓力、溫度和輸量的變化，管理處、分公司調度加密收集參數，會同各有關技術人員分析參數，及時采以對策； e)干線初凝發生在一、二個站間時，在處理初凝同時，其它未凝站段應采取相應措施適當活動管線； f)輸油管道判斷為初凝后，管線搶修隊應處于待命，準備搶修機具和材料。 B.2.2.2 干線凝管 a)確定為干線凝管后，立即采取分段開孔排油的措施； b)采取開孔排油時，各排油口專人負責，見排油溫度高于凝點，且流動性能好轉

46、，即停止排油； c)排油停止后，全線加壓、加溫運行，擠頂管道中原油，直至運行壓力、溫度、排量恢復到正常值為止。 B.3 輸油干線漏油 B.3.1 現象 a)無人為操作時，出站壓力、下站進站壓力發生變化。 b)相鄰二站輸油量、收油量不平衡。 c)干線附近見油+ B.3.2 原因a) 干線腐蝕穿孔。b) 干線被人為打孔破環，或被打孔后接閥盜油。 B.3.3 處理 a)根據壓力變化值，確定全線停輸、或降壓運行， b)組織人員巡線檢查，確定漏油地點， c)根據漏點情況，降壓或停輸搶修。 B.4 輸油干線爆管 B.4.1 現象 a)出站壓力突然下降，下站收油大幅度減少。 b)運行輸油泵配置電機電流上升。

47、 B.4.2 原因 a)干線超壓運行。 b)流程切換錯誤，造成干線憋壓。 c)各種因素造成嚴重水擊。 B.4.3 處理 a)確定干線爆管發生后，上站應立即停泵(若該站加熱爐運行，應先停爐)。上、下站應根據本站的標高情況，并關嚴出站、進站閥門； b)上、下站根據本站的標高情況，并關嚴出站、進站閥門； c)組織人員巡線，確定干線爆管地點； d)組織搶修隊伍進行搶修； e)搶修時間較長時，其它站段應適當活動輸油干線，或安裝臨時流程，暫恢復全線輸油。 B.5 站內管線爆管 B.5.1 現象 站內管線漏油，空氣中油氣大。 B.5.2 原因 a)站內管線超壓運行。 b)流程切換錯誤，造成站內管線憋壓。 c

48、)站內管線死油段受熱膨脹。 d)站內管線低凹處死油段長期積水重腐蝕。 e)各種因素造成嚴重水擊， B.5.3 處理 a)立即停泵(若該站加熱爐運行，應先停爐)； b)切斷站內所有電源、熄滅站內所有火源； c)根據爆管位置，切換流程； e)組織人員搶修。 B.6 加熱爐爐管燒穿、爆管 B.6.1 現象 加熱爐爐膛、煙道溫度突然上升；爐膛起火；煙囪冒藍煙或黑煙。 B.6.2 原因 a)加熱爐原油通過量偏低；偏流；斷流。 b)爐管局部過熱。 c)超壓運行。 d)爐管材質缺陷。 e)其它原因。 B.6.3 處理 a)緊急停爐； b)關閉加熱爐進出閥門，同時打開緊急排空閥； c)組織人員滅火。 B.7

49、油罐著火 油罐發生著火后，應執行消防滅火預案，立即采取以下措施： B.7.1 立即投用各種消防設施，拱頂罐泡沫覆蓋油面，浮頂罐泡沫覆蓋單盤與罐壁間密封；同時對油罐外壁進行噴水冷卻。 B.7.2 首末站或多座罐區中，某座油罐著火時，在對著火油罐進行噴水冷卻同時，應對著火罐同圍油罐進行噴水冷卻。 B.7.3 油罐著火且一時不能撲滅的，若拱頂罐罐頂和浮頂罐單盤損壞時，在有條件時，應進行倒罐作業，但倒油時的原油溫度必須控制90以下。 B.8 油罐冒溢 B.8.1 原因 a)首末站收油罐已滿但末及時倒罐。 b)中間站上站來油量與外輸量不平衡，且沒有及時調整排量。 c)靜態油罐加熱溫度過度，造成罐底積水突

50、沸。 B.8.2 處理 a)立即切換流程，收油罐立即停止收油； b)調整排量； c)停止加熱，并倒罐； d)組織人員清理現場，筑擋油圍堰，防止油流漫流。 B.9 油罐抽空、抽癟 B.9.1 原因 a)抽油量過大。 b)安全閥、呼吸閥同時凍凝、銹死，或阻火器堵死。 B.9.2 處理 a)降低抽油量； b)停止抽油，檢修安全閥、呼吸閥、阻火器。 B.10 外供電中斷 B.10.1 原因 a)外電源系統故障，造成停電。 b)本站電氣設施故障，造成全站停電。 B.10.2 處理 a)本站工藝流程改為壓力越站流程；b)積極查找原因，組織搶修，及早恢復供電。三、原油站(庫)罐區安全技術管理規定1.范圍本標準規定了原油站(庫)罐區安全管理技術要求。本標準適用于原油站(庫)罐區安全管理事項及檢查內容。3.1 油罐的建造和驗收應符合GBJ 1281990的規定3.2 油罐區建筑防火要求應符合