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输油站油库管理规定 页码：14/14 1 目的为规范公司输油站油库的生产运行管理，制定本规定。2 范围本规定适用于公司所属三级及以上输油站油库的生产运行管理。3 术语和定义3.1 三级输油站油库本规定所称三级输油站油库是指油品储存总容量大于0.4104m3、小于3.0104m3的输油站油库。4 职责4.1 生产运行处4.1.1 负责组织新建输油站油库或储罐的投产试运工作。4.1.2 负责公司输油站油库储罐及附件等设备设施的生产专业技术管理。4.1.4 负责公司输油站油库周界安防系统的建设、更改大修理项目技术方案的审查、批复与竣工验收。4.1.5负责组织对输油站油库进行工艺风险与可操作性（HAZOP）分析。4.1.6负责组织对输油站油库储罐等设备设施进行检测与安全评价。4.2 所属各单位4.2.1 负责新建输油站油库及储罐的生产运行准备及投产试运行。4.2.2 负责所辖输油站油库储罐及附件等设备设施的生产运行、维检修、更改大修理项目等专业技术管理。4.2.3 负责编制、上报所辖输油站油库周界安防系统的建设、更改大修理项目投资建议计划和技术方案。4.2.4 负责所辖输油站油库周界安防系统的建设、更改大修理项目的实施和施工过程质量、安全控制及工程预验收和投产试运行。4.3 输油站（库）4.3.1 负责输油站油库及储罐的安全生产运行管理。4.3.2 负责编制、实施输油站油库设备设施维检修和大修理作业计划。4.3.3 配合有关单位对输油站油库设备设施进行现场检测。4.3.4 配合完成输油站油库周界安防系统的建设、更改大修理项目施工过程质量、安全监护及工程预验收和投产试运行。4.3.5配合有关单位和部门进行工艺风险与可操作性（HAZOP）分析、油库设备设施安全检测与评价。5 管理内容5.1 新建输油站油库或储罐投产5.1.1投产准备5.1.1.1 新建输油站油库或储罐投产前建设单位应组织或委托运行单位编制工程项目投产试运方案。a) 新建输油站油库或大型更改项目投产试运方案的编制，执行油气管道投产方案编制导则第1部分：原油成品油管道的要求；b) 项目投产试运方案的编制、审查与批复，执行新建油气管道投产管理程序的相关规定。5.1.1.2 新建输油站油库或储罐投产前检查，执行新建油气管道投产管理程序及建设项目投产条件检查管理规定。5.1.1.3 建设单位负责或委托运行单位对岗位人员进行培训，培训包括：操作技能、安全教育、特殊作业取证、以及生产管理（PPS）系统使用等内容，特种作业人员上岗持证率100%。5.1.1.4 投产试运前由运行管理单位生产科制定输油站油库储运设备设施的操作规程和岗位作业指导书及现场应急处置预案，准备必要的生产运行参数报表和岗位记录。5.1.1.5 新建输油站油库或储罐投产试运应在投产前检查问题完成整改，取得地方安监、消防、环境等部门同意投产试运的批复，以及专业公司的同意投产试运的批复文件后，方可进行。5.1.2投产试运5.1.2.1 新建输油站油库或储罐应在投产试运领导小组的领导下，按照专业公司批复的投产试运方案进行投产试运。5.1.2.2 试运投产应先进行单体试运，后进行单元系统试运；单元系统试运合格后，再进行输油站油库的整体试运。a) 单元系统试运包括：原油（成品油）工艺系统、电力系统、自控系统、通信系统、热力系统、消防系统、水源及给排水系统、通风及风净化系统等。b) 试运合格应达到的要求：设备单体、单元系统、整体试运过程工艺管网、阀门、管件等无变形或位移、渗漏，各系统运行正常，符合设计要求；发现问题及时完成整改，具备投产条件。5.1.2.3 整体试运全部合格，按投产领导小组指令和投产试运方案、生产工艺要求进行试运投产。5.1.2.4 投产试运开始，输油站油库岗位人员坚守岗位，做好基础资料和运行参数记录。5.1.2.5 输油站油库或储罐投产后的试生产阶段，应加密检查单体设备、各单元系统的运行情况，发现问题及时由建设施工单位处理。5.1.2.6 投产试运72小时合格后，建设单位应及时与运行单位办理交接手续，并对工程遗留问题进行整改，直至建设工程项目全部竣工。5.2 运行参数确定5.2.1 新建或清罐大修储罐投产进油流速5.2.1.1 在油罐进油管口浸没深度达200mm以前和浮顶罐浮盘浮起前，其进油流速不应大于1m/s;5.2.1.2 油罐进油管口浸没深度大于200mm（或浮盘浮起）后，可逐渐提高流速，但最大不超过7m/s；5.2.1.3 油品含水量在1%-5%范围内时，进罐油流速不得超过1m/s；5.2.1.4 浮顶罐收发油作业，浮船（盘）的升降速度不得高于3.5m/h。5.2.2 进出站（库)压力5.2.2.1 油品进站（库）压力应满足进罐所需的压力，且不大于站（库）内低压区管网的最高设计压力。5.2.2.2 油品出站（库）最大工作压力应不大于管线的设计压力。5.2.3 油品进、出站（库）温度5.2.3.1 原油进站（库）油温宜高于输送原油凝固点3-5。5.2.3.2 原油、汽油出站（库）油温应低于油品初馏点5，并在管线防腐材料允许温度范围内，特殊情况应单独制订操作规程或管理规定。5.2.3.3 柴油进、出站（库）油温应高于其冷滤点3-5，且低于其闪点5。5.2.4 储罐储油高度5.2.4.1 储罐应在投产前由设计单位明确上/下安全、极限液位高度。5.2.4.2 储油罐应严格控制在上下安全液位高度范围内运行。5.2.4.3 若需调整储罐的安全和极限液位高度值，所属单位须报上级主管部门批准。5.2.4.4 储油高度若需超出安全液位在极限液位运行，所属单位须向上级主管部门汇报，批准后方可进行。储罐在极限液位运行的时间不宜过长，运行条件允许后，应及时将极限液位降到安全液位范围内。5.2.4.5 储罐在极限液位运行期间，运行单位应制定控制措施，加强储罐及附件的巡回检查，并记录。5.2.5 储罐储油温度5.2.5.1储罐最高储油温度应低于储存原油、汽油初馏点或者柴油闪点5，并在油罐防腐和保温材料允许温度范围内。5.2.5.2 最低储油温度应高于原油凝固点或者柴油冷滤点35。5.2.6 储罐储油时间5.2.6.1 成品油在储罐的储存时间不宜超过3个月，储存期间应按月对储存油品主要质量指标和含水的进行化验及数量盘库，化验储罐成品油含水率为非痕迹时，应安排储罐脱水，脱水后重新进行化验分析及计算油品数量，核算损耗量。5.2.6.2 储存时间超过3个月的成品油，发油前应对油品的主要质量指标进行化验，质量指标合格的方可外输；质量指标不合格的，须向上级主管部门汇报，并进行原因分析，制定预防和纠正措施，与相关单位部门协商制定不合格油品的处置方案，按方案进行处置。油品发送后发现质量不合格时，应及时通知上级主管部门、相关销售单位和下游用户，共同研究制定整改措施和处置方案。5.2.6.3 原油在储罐的存储时间不宜超过6个月，储存期间应按月对原油的密度和含水进行化验分析和数量盘库。储罐原油含水率大于1.5%时，应及时安排储罐脱水，储罐脱水后须对储罐油品重新进行化验分析和数量计算，确定损耗量。 5.2.6.4 原油存储时间超过6个月时，应优先安排外输。储罐数量较多的输油站油库，无法安排储存6个月以上原油外输时，应进行站内循环倒罐，根据储存原油温度情况，必要时采取加热措施循环倒罐。极寒地区或季节，输油站油库根据实际情况，适当缩短原油存储或循环倒罐的时间，循环倒罐后，对循环储罐的油品进行化验分析和油量核算。5.2.7 输油站油库附属设备设施应按照其技术说明书或油库设计文件确定运行参数控制值和自动化系统保护值。5.3 生产运行管理5.3.1 管理原则5.3.1.1 输油站油库生产运行应保证站（库）人员和设备设施的安全。5.3.1.2 输油站油库技术员应根据设备特性、油品物性、系统能量平衡等基础数据，结合月度维检修作业计划，向上级调度建议运行方案。5.3.1.3 输油站油库机、泵、炉的运行组合应以水力系统、热力系统、电力系统的综合经济效益最佳为原则。5.3.1.4 输油站油库生产运行应持续进行分析总结，优化改进运行方案。5.3.2 生产运行5.3.2.1 输油站油库的生产运行以调度系统为核心，实行统一管理。站控岗位实行每天24小时的值班制度，按照上级调度指令，进行油库收发油作业和相应设备的操作控制或运行工况调节。5.3.2.2 输油站油库站控岗位人员应熟悉输油站油库的生产工艺流程，了解设备设施性能，掌握设备运行状态或备用检修情况。按时巡检，发现异常情况及时向上级调度和值班干部汇报，并在确保人身安全的前提下，进行必要的现场应急处置。5.3.2.3 各输油站油库按油品盘点管理规定盘库并填报数据报表。5.3.2.4维修人员应根据设备设施维护保养周期，定期对输油设备设施进行维护保养。5.3.2.5 各输油站油库技术员应根据生产情况和设备设施运行状况，编制设备设施的维检修作业计划，向上级主管部门申请作业时间实施维检修作业。5.3.2.6 各输油站油库技术员应按照设备设施大修规定，使用风险分析技术方法提出在线检测建议。结合检测数据，合理编制设备设施更新改造和大修理项目计划，协助所属单位专业科室及施工单位（队伍）实施更改和大修理项目，并对相关单位人员进行安全培训教育和现场管理。5.3.2.7 当输油站油库运行设备设施发生故障时，应立即向上级调度和值班干部汇报，启动相应备用设备设施运行，停用故障设备设施。组织人员进行维抢修。5.3.2.8 输油站油库发生突发事件时，岗位员工应按照站内事故专项应急预案中应急处置措施进行应急处置；同时，向上级调度和值班干部汇报。值班干部根据突发事件危害程度和事态发展，必要时启动输油站油库应急预案进行处置。5.3.2.9 突发事件状态下，输油站油库运行岗位人员根据上级调度指令和值班干部安排，对输油站油库设备设施进行操作控制和运行工况调节，配合维抢修单位完成突发事件的维抢修作业；突发事件处理完毕后，对工艺流程和设备设施进行检查确认，按照上级调度指令恢复输油生产运行。5.3.2.10 各输油站油库技术员按公司输油气管道生产运行管理程序的规定，结合输油站油库生产运行、能源消耗、维检修作业等内容，进行月度、年度运行分析总结。5.3.3 工艺流程操作5.3.3.1 输油站油库工艺流程切换应遵循调度指令，实行“操作票”管理。 5.3.3.2 输油站油库工艺流程流程切换应遵守“先开后关”原则，确认新流程倒通后，方可切断原流程。 5.3.3.3 输油站油库工艺流程切换、设备启停操作，应按序缓开缓关。5.3.3.4 切换具有高低压衔接部位的工艺流程，必须先导通低压部分的流程，然后再导通高压部分流程。关断时，必须先切断高压部分流程，然后切断低压部分流程。5.3.3.5 加热输送管道，输油站油库进行降低外输流量的流程切换时，应提前对加热炉压火或停炉后方可进行。5.3.3.6 输送多种油品的工艺管道或多种油品管道的联通管段，关键阀门执行锁定管理，不得造成串油和混油。5.4 输油站油库工艺管网管理5.4.1 输油站油库不同类别的地面工艺管线，应按国家及企业相关要求涂刷相应颜色的油漆或涂料等防腐材料。5.4.2 输油站油库工艺管网的防腐保温应保持完好无破损，通行人员不得踏踩保温层。5.4.3 输油站油库各种主要介质的工艺管线，应在进出站或流程交汇点用箭头标示管内介质的流向。5.4.4 输油站油库各种工艺管线均不得超压运行，特殊情况临时超压时，不得超出管线的强度试压值，并报请上级专业管理部门批准后方可实施。5.4.5 长期或一段时间内不运行的管线，应采取措施扫线或定期运行活线。带有伴热的封闭管线，应有泄压措施；无泄压措施的应监测封闭管线温度和压力，温度较高压力上升，应及时手动泄压。5.4.6 成品油库各品种工艺管线应利用阀门控制工艺流程，避免出现密闭死油段；夏季加强不运行工艺管线的温度压力监测，巡检发现停运管线压力上升，应及时进行泄压，并及时查明原因，避免管道热涨超压。收发球筒和汇管安全阀应定期校验、保持灵活好用。5.4.7 输油站油库内的管线应做到不渗不漏，管沟内无油污和积水。 5.4.8 输油站油库管网的维护、检修、改造执行输油气站内管道管理规定。输油站油库管网的维护、检修、改造和修理完工后，按竣工报告更新相应的基础资料数据。5.5 罐区管理5.5.1 输油站油库罐区应按安全标识管理规定设置安全标识。5.5.2 罐区防火堤完好，堤内无杂草、油污等易燃物及其它物品。5.5.3 消防路和防火堤之间不应有影响消防作业的障碍物。5.5.4 油罐底部游离水的排放应符合安全环保的排放要求。5.5.5 防火堤内的雨水应及时排放，排水后关闭防火堤排水管的阀门。5.5.6 罐区按规定设置可燃气体浓度报警装置，如期校验、灵敏可靠。5.5.7 成品油库应做好冬季防冻剂的加注和游离水的排放工作。每年至少对系统管线扫线一次，以保证冬季生产安全。5.5.8 冬季下雪后，应及时清除罐顶和扶梯的积雪。5.6 储罐管理5.6.1 储罐应按照储罐的维护保养规程定期进行检查和维护保养。5.6.2 罐体应清洁，罐顶无积水、油污和杂物；储罐保温层、防护层应保持完好无破损。5.6.3 储罐附件应保持完好，定期检查、维护保养，并做好记录。5.6.4 人孔每月检查一次，量油孔、取样孔每次使用前应进行检查，使用完后擦拭干净并盖好孔盖。5.6.5 呼吸阀、液压安全阀、阻火器每月检查一次，冬季每周检查一次；呼吸阀灵活好用，无卡阻现象；液压阀油位符合要求，油质合格，无冷凝水；阻火器防火网完好，无浮尘杂物阻挡。5.6.6 浮顶油罐的导向装置良好；密封装置严密；浮梯在轨道上；导向管无变形、倾斜；中央集水坑无杂物堵塞；排水浮球阀或单向阀灵活好用；中央排水管完好；定期对浮船舱进行检查，发现问题及时处理。5.6.7 防雷、防静电装置每年春、秋季节各检查一次（雨季可适量增加检测次数），且接地电阻符合设计要求。5.6.8 储罐内加热盘管系统、热油喷洒系统及机械搅拌器应保持完好。5.6.9 储罐的消防系统应保持完好。5.6.10 储罐的安全阀、液位计、温度计、压力表、高液位报警器、紧急切断装置等安全附件，应齐全灵敏可靠，并定期校验合格。5.6.11 立式圆筒形钢制焊接油罐操作、维护、修理执行立式圆筒型钢制焊接油罐操作维护修理规程第1部分：操作、立式圆筒型钢制焊接油罐操作维护修理规程第2部分：维护、立式圆筒型钢制焊接油罐操作维护修理规程第3部分：修理。5.6.12 设有强制阴极保护的储罐，应保持阴极保护电源设备安装场所的干燥、清洁，按操作规程进行操作检查和维护保养及检修，每月检测记录保护电位值，测试电位在-0.85-1.2（）范围内为正常，测试值超出以上范围时，应分别检查恒电位仪、阳极接地电阻、阴极导线和阳极导线的状况以及连接情况，排除故障现象。5.7 库区安全管理5.7.1 油库内的安全防火防爆应执行行业标准石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程。5.7.2 油库生产区和办公区之间应设明显的分界线和标志。生产区内应根据生产要害程度设置禁止、警告、指令、指示等统一的安全标志。5.7.3 库区内不得搭设简易建筑，临时用电、吊装、动土、开挖等应按公司作业许可管理程序办理作业许可。5.7.4 输油站油库内进行明火作业时，应按照公司动火作业安全管理规定的审批权限办理动火作业许可手续。5.7.5 值班人员上岗应穿戴劳动保护用品，按要求做好安全防护；同时上罐人员不得超过五人，作业人员较多时应尽量分散在整个罐顶。5.7.6 遇五级以上大风天气，输油站油库内应停止一切明火作业，不得上罐和其它登高作业。露天装卸车场不宜进行装卸车作业，特殊情况必须装卸车时，须经单位主管部门批准，并采取强制安全防护措施，方可进行。5.7.7 输油站油库内的易燃易爆场所应采用防爆型照明、工器具及电气设备，可燃气体浓度监测报警装置应定期检验和试验，保持完好。5.7.8 输油站油库装设的避雷设施应保持完好，油罐接地点沿罐底周长每30m设置一个，每罐不少于两个，接地电阻小于4。5.7.9 进入油库的车辆应戴排气防火帽。5.8 消防设施和消防器材管理5.8.1 输油站油库消防设施配备执行石油天然气工程设计防火规范。5.8.2 生产区消防道路不得随意断路或堆积障碍物。5.8.3 油库安全消防系统的运行管理执行原油库固定式消防系统运行规范。5.8.4 消防器材应放置在便于使用的指定地点，不应随意挪用。5.8.5 各类消防器材和消防设备要定期按规定检查、校验、更换。5.9 输油站油库安全保卫5.9.1 输油站油库应设24小时值班门卫，外来人员进入前应进行进站安全教育，并遵守输油站油库的安全管理规定。5.9.2 总容量10104m以上的油库在特殊地区、特殊时间段，宜设武警执勤进行守护。5.9.3 输油站油库应采取必要的预防措施，加强要害部位的防火、防盗、防泄密和防破坏。5.9.4 输油站油库周边宜设置周界安防系统。5.10 输油站油库环境管理5.10.1输油站油库及储罐生产运行过程中产生的排放污染物应符合国家、地方环保管理规定的要求。5.10.2 油库及储罐地势较高或周边