安全生产_管道储运公司安全操作规程

安全操作规程目录一、长输原油管道调度工作条例2二、原油管道工艺安全运行操作规程6三、原油站(库)罐区安全技术管理规定17四、KDY型输油泵机组操作、维护保养及修理规程21五、燃油蒸汽锅炉运行操作规程25六、管式轻型加热炉操作规程32七、工业用火安全规程42八、电气安全操作规程45九、输油工安全操作规程46十、锅炉工安全操作规程46十一、电工安全操作规程47十二、电焊工安全操作规程48十三、仪表工安全操作规程48十四、驾驶员安全操作规程49安全操作规程一、长输原油管道调度工作条例1 范围本标准规定了管道储运分公司各级输油调度基本任务、工作内容、职责权限及工作要求。本标准适用于管道储运分公司输油调度系统。对于新增管线输油调度可参照执行。2 基本任务2.1 根据月度输油计划，编制输油作业计划，制定输油运行方案，完成输油任务。2.2 组织实施输油优化运行方式，收集、分析输油运行参数，掌握输油运行动态，确保安全输油。2.3 解决、处理原油管道与输油运行相关的问题和输油运行中的突发事件。2.4 协调与输油运行相关的施工、检修、检测、工业性实验等工作。3 机构设置3.1管道储运分公司输油调度设三级调度即：管道储运分公司调度中心；输油处（油库）调度室；输油站（队）调度岗位。3.2管道储运分公司输油调度设两大类，即：计划调度和运行调度。3.3实行集中控制的输油处（油库）运行调度应设主、副岗，其它输油处（油库）宜设主、副岗。4 计划调度工作内容4.1 根据输油计划，制订输油运行滚动作业计划。4.2 分析输油运行工况，制订输油优化运行方案。4.3 汇总综合日报。4.4协调与油田、港口码头、石化企业、船务及外贸代理商等相关事宜。5 运行调度工作内容5.1 根据输油运行滚动作业计划和输油运行方案，组织实施运行方式，指挥输油生产。5.2 收集输油运行参数，解决、处理输油过程中突发事件。5.3 协调与输油运行相关的各种事宜。6 工作要求6.1各级调度值班人员须经管道储运分公司培训、考核，持证上岗。6.2各级运行调度实行 24小时连续值班制。6.3 各级调度相互联系时应使用规范用语，接班后第一个整点汇报时必须互报单位、值班人姓名。6.4 各级调度要建立、健全岗位责任制、交接班制等各项规章制度，履行各自的职责与权限，正确行使输油调度指挥权。6.5管道储运分公司输油调度系统实行统一调度、分级管理的原则，下级输油调度必须服从上级输油调度，确保输油调度指挥的严肃性。6.6下级输油调度有监督上级输油调度的职能，对违规、乱用职权的现象和人员，可按程序逐级提出意见。6.7调度室应配齐相应工艺流程图、工艺安全运行操作规程、主要设备操作规程、基础资料、图表、输油应急救援预案等。6.8调度室应配置录音专用电话。7 职责与权限7.1 管道储运分公司调度中心职责与权限。7.1.1 指挥全公司输油生产，并对各输油处（油库）调度室、各输油站（队）输油调度岗位行使指挥、协调职能。7.1.2 直接指挥鲁宁线、甬沪宁线、仪长线各输油站调度岗位，具体负责鲁宁线、甬沪宁线、仪长线输油运行。7.1.3 制定鲁宁线、甬沪宁线、仪长线输油运行滚动作业计划，优化运行方式。7.1.4收集、掌握油田、港口码头交油、库存、船情、气象等动态，平衡、协调各输油单位之间的管道输量等事宜。做到均衡、合理输油，完成输油计划。7.1.5 掌握各石化企业需求，平衡各库（站）库存。7.1.6 组织、协调处理与输油运行有关的重大事件。7.1.7 收集各条管线运行参数，分析掌握运行情况。7.1.8 确认各条输油管线工艺运行参数：最高输油压力；最低输量；最低、最高运行温度；油品粘度、凝点；允许停输时间；工艺运行保护值；各类输油设备保护、安全、极限值等。7.1.9负责向股份公司相关部门汇报管道储运分公司各条管线输油动态、重大事件处理等情况，反映需上级相关部门协调的问题等。7.1.10 传达、贯彻、执行上级指示和决议，并检查落实情况。7.1.11在紧急状态或事故状态下，可直接指挥至各输油站（队）的阀门，并按管道储运分公司事故应急处置预案启动程序启动应急救援预案。7.1.12 制定输油调度系统考核办法，并组织考核。7.1.13 审批与各条输油管线运行相关的停输施工、设备退出运行、设备投入运行等方案报告。7.2 输油处（油库）调度室职责与权限。7.2.1 沧州、聊城、潍坊、新乡、襄樊输油处调度、黄岛油库调度职责与权限。7.2.1.1 贯彻管道储运分公司调度中心调度命令，并组织实施。7.2.1.2 输油处（油库）调度对本单位所辖输油管线行使输油运行指挥权。7.2.1.3 根据月度输油计划，编制输油滚动作业计划，完成输油任务。7.2.1.4 优化所辖输油管线运行方式，并负责组织实施。7.2.1.5 收集输油运行参数，分析运行动态并及时调整，确保管线安全运行。7.2.1.6 组织解决、处理输油过程中的突发事件和事故，并按管道储运分公司事故应急处置预案启动程序启动应急救援预案。7.2.1.7 负责协调指挥与运行相关的检修、检测及新设备、新工艺等在所辖管道上的工业性实验。7.2.1.8 负责向管道储运分公司调度中心汇报输油动态、运行参数。7.2.1.9 负责与油田、炼厂、码头等相关企业的业务联系，并及时向管道储运分公司调度中心汇报油田、港口码头交油、库存、船情、气象等动态。7.2.2 鲁宁、南京输油处调度职责与权限。7.2.2.1 传达、贯彻管道储运分公司调度中心调度命令，并检查落实执行情况。7.2.2.2 收集运行参数，掌握输油站的生产动态，向管道储运分公司调度中心提供合理建议。7.2.2.3收集、掌握输油设备、SCADA系统工作状况、检修进度，组织对故障设备的抢修。7.2.2.4 负责向管道储运分公司调度申报与输油运行相关的检修方案。7.2.2.5掌握所辖站（库）收、输、销、库存及油轮动态。7.2.2.6组织解决、处理输油过程中的突发事件和事故，并按管道储运分公司事故应急处置预案启动程序启动应急救援预案。7.3 输油站（队）调度职责与权限。7.3.1 及时、认真执行上级调度命令。7.3.2 负责填写工艺流程操作票、设备启、停操作票(见附录)，操作票填写内容应清楚、规范、无误，经审核签字后组织实施。7.3.3操作人、填写操作票者应由同一人完成，操作时必须有人监护。7.3.4 本站运行方式变动前必须告知上、下站（队）及相关企业。7.3.5负责组织本站（队）输油运行工作，保证输油运行参数达到规定要求。7.3.6输油运行中，不影响全线运行方式和不改变输油站工艺流程，不影响输油量的设备检修、试验和标定，输油站（队）调度根据输油运行条件确定设备检修、试验和标定作业时间，作业实施前、后应向上级调度汇报。7.3.7凡需改变运行方式、改变本站（队）工艺流程或影响输油运行的设备检修、试验和标定，必须经上级调度同意后方可进行作业，对输油运行影响较大或需停输进行作业的设备检修、试验和标定，应提前3天书面向上级调度请示，具体作业时间由上级调度确定。7.3.8负责组织本站（队）各运行岗位人员按照相关规程进行操作，协助站（队）长组织处理本站（队）输油运行问题及设备故障。7.3. 9 认真贯彻执行以岗位责任制为主的各项规章制度，按时巡回检查各岗位值班人员工作状态，对违规操作、违反纪律的现象和人员应及时纠正。7.3.10 掌握并汇报本站（队）运行动态和主要设备状况。根据工艺要求，有权向上级调度申请择优选用参加或退出运行的输油设备，对运行设备的检查、校验提出建议。7.3.11 按时收集、填写运行记录，及时分析运行参数，并向上级调度汇报。7.3.12 主动做好与上、下站间的业务联系，首、末站调度应搞好与油田、炼厂、码头等企业的协作。8 调度命令8.1 调度命令的级别。8.1.1 调度命令分为一般调度命令、重要调度命令、紧急调度命令。8.1.2 一般调度命令：适用于正常输油运行中的参数调整，如调节压力、温度、输量或不改变运行方式的工艺流程切换、设备启停等常规作业。8.1.3 重要调度命令：适用于调整输油计划、改变运行方式、对某项操作进行特殊要求、安排重要作业内容等。8.1.4 紧急调度命令：仅适用于事故状态或有事故征兆的非常规作业。8.2 调度命令的下达形式。8.2.1调度命令的下达形式分口头调度命令和书面调度命令。8.2.2 口头调度命令：适用于一般调度命令和紧急调度命令。8.2.3 书面调度命令：适用于重要调度命令。8.3 调度命令的下达及要求。8.3.1 调度命令只能在同一输油调度指挥系统中，自上而下下达。8.3.2 调度命令下达时要记录、录音，并由受令人复述无误后按规定时间执行。调度命令的录音应至少保留 72小时，涉及到事故处理、重要调度令、紧急调度命令的录音应保留至输油运行恢复正常、事故处理结束后72小时。8.3.3 一般调度命令由值班调度直接下达；重要调度命令由调度长批准后下达；紧急调度命令由值班调度下达，下达后应立即向调度长汇报。8.3.4 下达书面调度命令要注明调度命令编号、内容、批准人、发令人、时间等。8.3.5 下级调度如对上级调度下达的调度命令有异议时，应及时向上级调度申述，如上级调度不予采纳，下级调度必须按照上级调度下达的调度命令执行。8.3.6 各级调度对调度命令执行情况要及时逐级汇报。8.3.7任何单位和个人不得干预调度值班人员发布或执行调度命令；调度值班人员执行调度命令时，有权拒绝各种干预。 9 请示、汇报与询问9.1 请示、汇报。9.1.1 各级输油调度必须遵守请示、汇报制度，如实反映情况。9.1.2 管道储运分公司调度中心负责向股份公司相关部门汇报输油运行情况和输油动态，请示重要的输油生产问题。每日汇总整理管道储运分公司输油综合参数。9.1.3 输油处（油库）调度每班向管道储运分公司调度中心汇报一次本单位输油动态和输油运行参数，每月5日前书面汇报上月输油运行小结，每月25日前书面上报下月运行方案和输油滚动作业计划。9.1.4输油处（油库）调度每日7点前向管道储运分公司调度中心汇报本单位输油综合参数。9.1.5输油站（队）调度向上级输油调度每 2小时整点汇报一次本站（队）输油运行参数，每8小时汇报一次班耗电量、耗油量、地温，首、末站（库）、分输站还要汇报收、输、销、库存油量及船情等信息，每日汇报一次日耗电量、耗油量、主要设备动态。9.1.6输油站（队）切换输油运行设备、调节与上、下站运行和相关企业有影响的工况前，应向上级调度请示征得同意，并主动告知受影响的上、下站和相关企业后实施。9.1.7管道停输8小时以上或影响其它管道运行的计划停输，输油处（油库）调度应提前3天书面请示管道储运分公司调度中心批准。9.1.8 由于供电系统或仪表失灵等原因造成输油泵停运或加热炉灭火等，输油站（队）调度应立即向上级调度汇报，并积极组织排除故障，最短时间内恢复运行。9.1.9 输油运行中发生事故，输油站（队）调度应立即向上级调度汇报，同时报告值班干部及领导，并报清事故发生的时间、地点、原因、操作者、事故状态及处理、事故损失、伤亡等情况，暂时无法查明的待查明后上报。9.1.10 输油处（油库）调度在接到下级调度或其它部门发生大事故或重大事故报告后立即向调度长汇报，由调度长向管道储运分公司调度中心汇报。9.1.11 管道储运分公司调度中心调度在接到大事故或重大事故报告后立即向调度长汇报，由调度长向主管领导报告。9.2 询问。9.2.1 上级调度有权向下级调度查询输油工况、工艺参数、原油收、输、销、库存等情况。9.2.2 上级调度有权向下级调度及输油处（油库）领导、站领导、技术人员等了解输油运行中事故处理、设备检修、项目施工进度、工业实验等情况。9.2.3 下级调度有权向上一级调度询问与本单位有关的输油运行情况和相关信息。10 正常输油10.1 根据月度输油计划，输油处（油库）调度制订输油运行方案和输油作业计划，经调度长审批后执行。10.2 输油运行方案的内容包括：运行方式、工艺运行参数、机泵和加热设备运行台数、输油工艺流程、进出站压力、温度以及注意事项等。10.3管道储运分公司调度中心、输油处（油库）运行调度根据输油运行方案和滚动作业计划，安排管线运行方式，随时掌握管线运行动态，及时、准确下达运行调整命令，保持管线安全、合理运行。10.4 管道储运分公司调度中心、 输油处（油库）值班调度在进行增减运行设备、停输、压力越站、热力越站、全越站、反输等较大运行方式改变时，经调度长批准后方可实施。10.5在输油调度指挥系统与运行操作中，严格执行相关的工艺、设备、电气、仪表、管道、安全等技术标准、规程及有关规定。10.6输油运行中，不影响全线运行方式和不改变输油站工艺流程，不影响输油量的设备检修、试验和标定，输油站（队）调度根据输油运行条件确定设备检修、试验和标定作业时间，作业实施前、后应向上级调度汇报，涉及工艺运行保护值；各类运行设备保护、安全、极限值的试验和标定作业时间由上级调度确定。11 事故状态下输油11.1 输油生产中发生事故后，在处理过程中涉及到改变运行方式、工艺参数等，须经上级调度批准后实施。11.2 在紧急情况下，输油站（队）调度可先进行事故处理，并及时向上级调度汇报。11.3 输油生产事故的处理和生产恢复，由上级调度下达调度命令，进行统一指挥。11.4 输油生产事故状态下，未经上级调度批准，任何单位、个人不得从事影响事故抢修和恢复正常运行的其它作业。11.5输油生产事故状态下，上级调度可要求下级调度增加汇报与事故有关的内容和汇报次数。12、调度会议12.1管道储运分公司调度中心宜每年召开一次输油调度工作会议。12.2管道储运分公司调度中心每月召开一次输油调度电话会议。13、调度通信13.1输油调度电话必须设专用通信线路，任何单位和个人不得随意占用、借用和转接。13.2输油调度通信专用线路的正常停机测试，通信部门要事前告知输油调度，征得同意并保证输油调度电话畅通后方可实施。13.3事故状态下，输油调度负责通知通信部门调用其它通信设施和通信工具，以保证事故抢修和恢复输油生产的通信指挥。二、原油管道工艺安全运行操作规程1 范围本标准规定了输油管道的输油工艺运行参数、流程操作原则、清管作业及封存程序，以及输油管道出现事故时的处理方法。2 本标准适用于管道储运(分)公司所辖各条输油管道。3 定义本标准采用以下定义。 3.1 输油管道 输送原油的长距离管道。 3.2 管输原油 输油管道连续输送物性基本保持稳定的原油。 3.3 加剂原油 在管输原油中添加一定量的降凝剂，充分溶解混合，经一定温度处理后的管输原油。 3.4 混合原油 两种或两种以上的不同性质的原油按一定比例经充分混合后的管输原油。 3.5 加热输送 原油输送过程中，一站或多站需对原油进行加热处理的一种输送方式。 3.6 常温输送 原油输送过程中，全线不需对原油进行加热处理的一种输送方式。 3.7 加剂输送 原油输送过程中，为改善原油的低温流动性，采用管输原油中添加一定数量降凝剂的输送方式。 3.8 正输 管输原油由输油管道的起点(首站)向终点(末站)输送。 3.9 返输 管输原油由输油管道的终点(末站)向起点(首站)输送。 3.10 冬季运行 输油管道从本年度10月15日至次年3月15日期间的生产运行。4 安全规定4.1 输油管道在生产过程中的一切行为，均必须符合国家、行业和管道储运(分)公司的安全规定，并执行相关的文件、制度和标准。4.2 输油管道的运行、备用的输油设施、设备、仪器仪表的安全性能、安全指标必须符合GBl5599、SY5737、SY 5225中的规定。5 一般规定5.1 对各单体输油设备的操作，应按其单体设备的操作规程进行，联合运行时的操作程序和运行参数控制应执行标准的规定。5.2 在运行的输油管道上进行新技术、新工艺、新设备的试验过程中，其工艺运行参数及操作程序不能执行本标准时，必须制定相应的技术方案，经批准后方可实施。53 管输原油每季应对管输油品的凝点、粘度进行一次测定；当管输原油性质发生变化时，应重新测定凝点、粘度。5.4 本标准是依据公司管道现状而编制的，若管道状况或所输原油性质发生变化时，应及时进行补充修订，经管道储运(分)公司批准后执行。6 工艺运行参数6.1.1.1 进站压力要低于站内与油流相通管道设施、设备的最高允许压力。6.1.1.2 进站压力应满足输油泵人口所需的压力值。 6.1.2 出站压力 各输油管道运行时的出站压力不得高于表1规定的值。 表l 各输油管道最高出站压力规定值序管道名称正输(MPa)返输(MPa)1东黄线3.203.202东黄复线6.275.603广齐线6.274东临线东营560；滨州、惠民450；商河4.20。临邑3.90；商河4.20；滨州、惠民4.50。5东临复线6.206胶青线4.00 。7沧临线4.50临邑3.75；其余各站4.0。8沧河线6.279沧石线2.002.0010鲁宁线4.203.6011临盘线2.5012扬子线2.5025013仪征装船线2.5014中洛线6.274.0015魏荆线魏岗、襄樊两站4.20；江边站350；其余各站313。16临濮线临邑、高唐、聊城、莘县400；段庄、赵寨子、侯营、范县3.85。17沧津线6.2718津燕线6.276.2 进、出站温度6.2.1进站温度6.2.1.1 原油管道加热输送时，各种原油进站温度必须高于以下规定值： 胜利原油为30C;加剂后为25C,且高于该加剂原油室内模拟工况测试凝点5C以上。 中原原油为35C,加剂后为25C,且高于该加剂原油室内模拟工况测试凝点4C以上。南阳原油为40，加剂后为37C，且高于该加剂原油室内模拟工况测试最高凝点3以上。 其它管输原油为凝点5以上，且最低进站温度时的粘度小于350mPas。6212 原油管道常温输送时，管输原油的凝点必须低于输送期间极端地温。622 出站温度不高于70C。6. 3 管道最低输量6 .31 加热输送的原油管道，在输送单一原油时，其管道的最低输油量不得低于表2规定的值。表2 各输油管道最低输量规定值 输量单位：(th)序管道名称输送油品月 份1、2、3、124、5、6、117、8、9、101A胜利原油590460380)东黄线A加剂胜利原油440350260B胜利原油550420340B加剂胜利原油3903002102东黄复线胜利原油6805404003东临线胜利原油3502902404东临复线胜利原油8806505505胶青线胜利原油6550456沧临线胜利原油4003253257沧石线胜利原油115)151158鲁宁线胜利原油540500400加剂胜利原油4804103309扬子线胜利原油1251007510中洛线中原原油320260220加剂中原原油220165130ll魏荆线南阳原油240195180加剂南阳原油121115115说明：1、东黄线：表中有A时的最低输量是该线在胶县向胶青线分输2000td时的最低输量；表格中有B时的最低输量该线没有分输时的最低输量。2、鲁宁线；表中该线的最低输量是该线在扬子分输站分输4000td时的最低输量。6.3.2 加热输送的原油管道，在输送混合原油时，其管道的最低输油量参照执行表2规定的值。因特殊需要管道的输油量仍需进一步降低时，由公司主管部门根据管道的实际运行情况，以电传通知或调度令形式下达6.4 反输总量、反输最低输量6.4.1 管道反输时的反输总量应不小于最大加热站间管容积的15倍。6.4.2 管道反输的最低输量应不小于表2规定值的1。15倍。6.5 管道允许停输时间6.5.1 加热输送管道6.5.1.1 管道输送单一原油时，其最长停输时间不超过表3规定的停输时间。表3 各加热输送原油管道允许停输时间 时间单位：h序管道名称输送油品月 份l、2、3、124、5、6、117、8、9、101东黄线胜利原油141826加剂胜利原油1216242东黄复线胜利原油2028363东临线胜利原油1418264东临复线胜利原油2028365胶青线胜利原油815246沧临线胜利原油1216247沧石线胜利原油1620288鲁宁线胜利原油202836加剂胜利原油1620309扬子线胜利原油12162410装船线胜利原油1418241l中洛线中原原油141826，加剂中原原油12152412魏荆线南阳原油101012加剂南阳原油88106.5.1.2 管道输送混合油时，其最长停输时间可参照表3执行。6.5.1.3 加热输送的管道，计划停输时间接近最长停输时间时，宜提前35天提温运行。6.5.1.4 管道在特殊运行或因生产需要时，其停输时间确需超表3规定值时，必须制定相关技术方案，批准后实施。 6.5.1.5 管线沿线土壤温度场没有恢复之前，不宜再次停输。6.5.2 常温输送管道6.5.2.1 管道在输送混合油时，其最长停输时间不宜超过96h。6.5.2.2 管道输送混合原油时，两次停输间歇时间期间的管道的总输量宜大于最大开泵站间管道总管容的1.2倍，6.6 油罐参数6.6.1 油罐储油温度6.6.1.1 不同原油的最低储油温度不宜低于本规程规定的允许最低进站温度值。6.6.1.2 最高储油温度不宜高于50。6.6.2 油罐罐位 油罐在运行时，罐内原油液面高度(罐位)应控制在安全罐位范围内，特殊情况下经上级调度批准并采取保护措施时，可超安全罐位运行，但不能超极限罐位。公司各种油罐运行期间的安全罐位和极限罐位执行表4规定的值。表4 各类油罐的安全罐位和极限罐位 单位：m安全罐位极限罐位地点上限下限上限下限500m拱顶罐8.02.08.51.5中洛线中间站1000m拱顶罐8.52.09.51.5襄樊1000m拱顶罐8.02.08.51.5中洛线新乡站2000m拱顶罐9.02.59.52.0濮临线中间站、商河站2000m无力矩罐工0.31.511.41.0惠民站3000m拱顶罐10.02.511.01.5鲁宁、沧临线中间站10000m拱顶罐12.03.013.02.5临邑、沧州10000m拱顶罐12.02.013.52.5濮阳10000m浮顶罐13.53.014.02.5临邑10000m浮顶罐13.53.04.52.0濮阳10000m浮顶罐2.52.513.52.0滨州20000m浮顶罐土3.53.014.02.5临邑、仪征、沧州20000m浮顶罐13.12.514.92.0东营20000m浮顶罐16.42.017.2 2.0魏岗50000m浮顶罐16.53.017.42.5临邑、仪征、河涧50000m浮顶罐15.02517420黄岛100000m浮顶罐19.53.019.92.5仪征 6.8 加热设备 各管道的加热设备运行时，运行参数的控制执行方箱式加热炉运行操作规程、8700kW立式加热炉运行操作规程、QSHGD 0017、QSHGD 0050的操作规程或使用说明书。7 流程操作 7.1 流程切换操作的一般原则 7.1.1 流程的操作与切换，实行集中调度，统一指挥。非特殊紧急情况(如即将发生或已发生火灾、爆管等重大事故)，任何人未经调度人员同意，不得擅自操作或改变流程。7.1.2 流程操作必须严格遵循“先开后关”的原则，确认新流程已经导通并过油后，方可切断原流程。7.1.3 具有高低压衔接部位的流程，操作时必须先导通低压部位，后导通高压部位；反之，先切断高压，后切断低压。7.1.4 各种的流程切换程序必须遵循QSHGD 0045的规定，根据流程切换内容，填写流程操作票，在实际操作中专人监护。7.1.5 流程切换操作时，不得使输油干线压力、油温超高。7.2 流程操作的具体规定 7.2.1 阀门操作 7.2.1.1 正常开关阀门时，应缓开缓关，并应执行SY6470中的规定。 7.2.1.2 打开两端压差较大的闸板阀，可先用阀体上旁通阀调压，待压力平衡后，再打开闸板阀。 7.2.1.3 无调节液压球阀和平板阀操作时，应全开或全关。 7.2.1.4 手动阀开完后，需将手轮倒回半圈至一圈。7.2.2 加热炉操作 7.2.2.1 流程切换时，不得造成本站或下站加热炉突然断流。若涉及到加热炉过流量减少或停流时，必须待加热炉压火或停炉后方可切换。 7.2.2.2 流程切换时，如加热炉过流量减少，加热炉应提前压火，并指定专人观察。 7.2.2.3 倒全越站时，重型方箱式加热炉应提前压火，停炉后待炉膛温度降至100C以下，方可关严进、出站阀门，同时导通站内泄压流程。 7.2.2.4 事故停炉或紧急停炉，确需关闭加热炉进出炉阀门时，在关闭加热炉进出炉阀门的同时，必须同时打开加热炉的紧急放空阀。 7.2.2.5 切换至站内循环时，加热炉应降负荷或停炉。 7.2.2.6 加热炉本体和相关辅助系统的点、停炉、热负荷的调整操作执行方箱式加热炉运行操作规程、8700kW立式加热炉运行操作规程、QSHGD 0017、QSHGD 0050中的规定。 7.2.3 输油泵操作 7.2.3.1 输油泵机组切换时，应提前与上、下站和本站运行岗位联系。 7.2.3.2 输油泵机组切换宜采用“先启后停”的运行方式，特殊情况亦可采用“先停后启”的运行方式。 7.2.3.3 输油泵切换期间，应认真调节启、停输油泵机组的负荷，基本保持出站压力平稳，严防出站压力超高。 7.2.3.4 由正输流程改为压力越站或全越站流程前，上站必须先将出站压力降至允许出站压力的50左右。 7.2.3.5 压力越站或全越站流程改为正输流程前，上站运行输油泵配置电机的电流应控制在最大允许电流的85左右。 7.2.3.6 由其它流程改为站内循环流程时，应先降低输油泵排量。 7.2.3.7 管道突然出现超压时，必须立即停泵或向旁接罐泄压。 7.2.3.8 输油泵本体各辅助系统启、停及排量调整执行(DKS型输油泵运行操作规程)(DZSDZ型输油泵机组操作规程)、QSHGD 0049的规定。7.2.4 清管作业 7.2.4.1 加热输送管道应定期组织清管作业，清管的作业周期由各输油单位根据生产运行确定。 7.2.4.2 在清管作业前，需制定清管作业方案，由生产主管领导批准后，方可实施。 7.2.4.3 在清管作业时，清管的准备、检查和操作按SYT6148、QSHGD 0015、QSHGD0031的要求进行。8 各类输送工艺的规定 8.1 旁接罐输送 8.1.1 全线输量应以该线水力条件最差站段的最大输量作为全线的控制输量，各站做到输油泵排量与系统来油量相对平衡。 8.1.2 由正输流程改为压力越站或全越站流程时，下一站输油泵要及时降量。 8.1.3 由压力越站或全越站流程改为正输流程时，下一站输油泵要及时提量。 8.2 密闭输送 输油管道密闭输油时，以下安全保护设施必须完好，并投入运行。 a)出站压力调节系统； b)高、低压泄压系统； c)管道超压输油泵自动停泵； d)输油设备事障保护系统； e)低压回流系统。 8.3 加剂输送 8.3.1 输油管道实施加剂输送前，必须在完成管输原油添加降凝剂后的室内模拟试验，确定安全、经济运行的相关参数。 8.3.2 各输油单位应根据室内试验结果、管道自然及运行情况，编制实施方案，批准后实施。 8.3.3 输油管道加剂输送期间，降凝剂入库的检查、评定、复配、注入执行QHD 0019中的规定。 8.3.4 胜利原油加剂输送时，首次加热温度不应低于60C，重复加热温度应低于45C或高于60C。8.3.5 中原原油加剂输送时，首次加热温度不应低于65C，重复加热温度不应低于60C。8.3.6 南阳原油加剂输送时，首次加热温度不应低于65C，重复加热温度不应低于60C。8.3.7 加剂输送时，原油管道的开泵站应设置加剂原油物性的测试点，每天应测定进、出站的加剂原油凝点、粘度。8.3.8 当管输原油的物性发生较大变化或改用降凝剂时，必须进行管输原油添加降凝剂的室内模拟试验 。8.4 混合原油的输送8.4.1 输油管道输送混合原油前，应测试混合原油的凝点、粘度和静态稳定性。8.4.2 在输送混合原油前，应根据首站流程、混合比例的要求，制定原油混合的作业方案，经批准后方可实施。8.4.3 输送混合原油的首站，在原油混合作业中，必须遵循原油混合的作业方案。8.4.4 原油混合采用储油罐内混合方式时，有搅拌装置的储油罐应投用搅拌器；没有搅拌装置或搅拌装置不能正常工作的储油罐，混合原油在油罐内的静态储存时间不宜大于48h。8.4.5 原油混合采用输油泵进口汇管或多台输油泵出口汇管混合方式时，应定期在出站口取样，测定混合原油的密度、凝点和粘度。9 冬季运行 9.1 输油管道在进入冬季运行前，应组织有关人员对所辖的输油设施进行一次全面检查整改、消除影响安全运行的因素，落实冬防保温措施。9.2 根据输油计划，编制输油管道冬季运行方案，上报备案。9.3 输油干线、站内管网、输油泵机组、加热装置等输油设施冬季安全生产运行的有关要求执行QHD 0020中的规定。10 管道的封存10.1 停用封存的长输原油管道，必须将管道内的高凝原油扫出。10.2 在实施扫线前，必须制定扫线实施方案，报批后组织实施。扫线实施方案至少包括以下内容： a)实施时间； b)准备工作； c)组织机构； d)扫线方式； e)扫线运行控制； 扫线结果判断； g)扫线过程及要求。10.3 扫线介质宜采用热水，特殊情况下亦可采用低凝、低硫原油。10.4 加热输送的管道，在实施扫线7天前，提高原油的运行温度。10.5 扫线期间，全线宜采用大排量的输送方式，扫线介质总量应大于管道总容量的1倍。10.6 扫线介质是水时。10.6.1 扫线热水宜添加缓蚀剂。10.6.2 封存冰冻地区地下管道时，扫线结束后，应将管内存水扫出，管道低洼处不能存在滴管现象l0.6.3 封存无冰冻地区地下管道时，可采用满水封存，但跨越管段应采取防冻措施，各站段应安装泄压装置，平衡管内压力。10.7 扫线介质是低凝、低硫原油时。10.7.1 扫线介质必须进行测试，其凝点必须低于该管道极限地温，含硫量低于110.7.2 各站段应安装泄压设施，平衡管内压力。 10.8 停用封存后的管理 长输原油管道停用封存前，应制定输油设施(设备)、仪器仪表和电气设备封存后的管理办法，并在停用封存后组织实施。 10.9 停用封存的原油管道，应正常投用管道的阴保设施。 1l 工艺流程的应用范围 输油站各种工艺流程的应用范围见附录A。 12 事故的处理 当长输原油管道出现事故时，可参照附录B进行处理。 附录A(提示的附录)输油站各种工艺流程的应用范围 A1 压力越站流程 A1.1 输量较小； AL 2 输油泵机组发生故障不能加压或其辅助系统不能正常运行； A1.3 站内低压系统的管道或设备检修； A1.4 作为流程切换时的过渡流程。 A1.5 因输油泵辅助系统，造成输油泵不能正常运行。 A2 全越站流程 A2.1 输油泵机组及辅助系统发生故障和加热设施及辅助系统发生故障不能正常运行； A2.2 供电系统发生故障或计划检修； A2.3 需全越站才能进行的站内管道、设备施工、检修或事故处理。 A2.4 长期不需加压、加热的输油站。 A3 热力越站流程 A. 3 热力越站流程 A3.1 输量大、地温高、热损失小或管输原油低温流动性能好，可以不加热输送； A3.2 热力设施检修、大修； A3.3 热力设施或辅助系统因故不能正常运行。 A4 站内循环流程 A4.1 管道投产时站内联合试运，或对油、水预热升温；A4.2 防止站内系统的管道或设备因长时间停运而凝油； A4.3 下站罐位超高或发生冒罐事故； A4.4 本站罐位超低或发生抽空事故； A4.5 本站出站压力超高； A. 4.6 流程切换时的过渡流程。 A. 5 返输流程 A5.1 管道计划输量太低，必须正返输交替运行； A. 5.2 因各种原因使用停输时间过长，需返输活动管线； A. 5.3 清管过程中，清管器在进站管段受阻需返输冲顶； A. 5.4 投产前输水预热管道。附录B(提示的附录)事故的处理 B.1 总则 B.1.1 输油管道出现以下事故时，事故所在输油站在采取必要措施的同时，必须立即向上一级调度汇报。 B.1.2 在事故处理过程中，涉及输油生产运行的一切指令由调度下达。 B.2 输油管道干线凝管 B.2.1 现象 B.2.1.1 干线初凝：输油管道运行中无人为操作情况下，出站压力持续上升，输油量持续下降且进站温度呈下降趋势。 B.2.1.2 干线凝管：干线初凝现象进一步发展，输油量下降至断流。 B.2.2 处理 B.2.2.1 干线初凝 a)干线出现初凝现象时，应立即采取升温、升压的顶管措施，在输油管道最高运行压力、温度下持续顶管。有条件时可采用低凝、低粘原油升温、升压顶管； b)采取a)措施后，仍不见效，可请示管道储运分公司主管领导批准后，进一步提高运行压力和温度； c)当采取a)、b)措施后，仍不见效，干线由初凝发展为凝管； d)从处理干线初凝开始后，全线各输油站运行人员必须密切监视压力、温度和输量的变化，管理处、分公司调度加密收集参数，会同各有关技术人员分析参数，及时采以对策； e)干线初凝发生在一、二个站间时，在处理初凝同时，其它未凝站段应采取相应措施适当活动管线； f)输油管道判断为初凝后，管线抢修队应处于待命，准备抢修机具和材料。 B.2.2.2 干线凝管 a)确定为干线凝管后，立即采取分段开孔排油的措施； b)采取开孔排油时，各排油口专人负责，见排油温度高于凝点，且流动性能好转，即停止排油； c)排油停止后，全线加压、加温运行，挤顶管道中原油，直至运行压力、温度、排量恢复到正常值为止。 B.3 输油干线漏油 B.3.1 现象 a)无人为操作时，出站压力、下站进站压力发生变化。 b)相邻二站输油量、收油量不平衡。 c)干线附近见油+ B.3.2 原因a) 干线腐蚀穿孔。b) 干线被人为打孔破环，或被打孔后接阀盗油。 B.3.3 处理 a)根据压力变化值，确定全线停输、或降压运行， b)组织人员巡线检查，确定漏油地点， c)根据漏点情况，降压或停输抢修。 B.4 输油干线爆管 B.4.1 现象 a)出站压力突然下降，下站收油大幅度减少。 b)运行输油泵配置电机电流上升。 B.4.2 原因 a)干线超压运行。 b)流程切换错误，造成干线憋压。 c)各种因素造成严重水击。 B.4.3 处理 a)确定干线爆管发生后，上站应立即停泵(若该站加热炉运行，应先停炉)。上、下站应根据本站的标高情况，并关严出站、进站阀门； b)上、下站根据本站的标高情况，并关严出站、进站阀门； c)组织人员巡线，确定干线爆管地点； d)组织抢修队伍进行抢修； e)抢修时间较长时，其它站段应适当活动输油干线，或安装临时流程，暂恢复全线输油。 B.5 站内管线爆管 B.5.1 现象 站内管线漏油，空气中油气大。 B.5.2 原因 a)站内管线超压运行。 b)流程切换错误，造成站内管线憋压。 c)站内管线死油段受热膨胀。 d)站内管线低凹处死油段长期积水重腐蚀。 e)各种因素造成严重水击， B.5.3 处理 a)立即停泵(若该站加热炉运行，应先停炉)； b)切断站内所有电源、熄灭站内所有火源； c)根据爆管位置，切换流程； e)组织人员抢修。 B.6 加热炉炉管烧穿、爆管 B.6.1 现象 加热炉炉膛、烟道温度突然上升；炉膛起火；烟囱冒蓝烟或黑烟。 B.6.2 原因 a)加热炉原油通过量偏低；偏流；断流。 b)炉管局部过热。 c)超压运行。 d)炉管材质缺陷。 e)其它原因。 B.6.3 处理 a)紧急停炉； b)关闭加热炉进出阀门，同时打开紧急排空阀； c)组织人员灭火。 B.7 油罐着火 油罐发生着火后，应执行消防灭火预案，立即采取以下措施： B.7.1 立即投用各种消防设施，拱顶罐泡沫覆盖油面，浮顶罐泡沫覆盖单盘与罐壁间密封；同时对油罐外壁进行喷水冷却。 B.7.2 首末站或多座罐区中，某座油罐着火时，在对着火油罐进行喷水冷却同时，应对着火罐同围油罐进行喷水冷却。 B.7.3 油罐着火且一时不能扑灭的，若拱顶罐罐顶和浮顶罐单盘损坏时，在有条件时，应进行倒罐作业，但倒油时的原油温度必须控制90以下。 B.8 油罐冒溢 B.8.1 原因 a)首末站收油罐已满但末及时倒罐。 b)中间站上站来油量与外输量不平衡，且没有及时调整排量。 c)静态油罐加热温度过度，造成罐底积水突沸。 B.8.2 处理 a)立即切换流程，收油罐立即停止收油； b)调整排量； c)停止加热，并倒