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、SY5225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。5．3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6.27／4东临线东营5．60；滨州、惠民4．50；商河4.20。临邑3.90；商河4.20；滨州、惠民4.50。5东临复线6.20／6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6.27／9沧石线2.002.0010鲁宁线4.203.6011临盘线2.50／12扬子线2.502．5013仪征装船线2.50／14中洛线6.274.0015魏荆线魏岗、襄樊两站4.20；江边站3．50；其余各站3．13。16临濮线临邑、高唐、聊城、莘县4．00；段庄、赵寨子、侯营、范县3.85。／17沧津线6.27／18津燕线6.27／6.2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37'C，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350m．Pas。6．2．1．2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。6．2．2出站温度不高于70C。6.3管道最低输量6.3．1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：(t／h)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2000t／d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4000t／d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1．5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3－5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16.42.017.22.0魏岗50000m浮顶罐16.53.017.42.5临邑、仪征、河涧50000m浮顶罐15.02．517．42．0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》、Q／SHGD0017、Q／SHGD0050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Q／SHGD0045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SY／6470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100‘C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》、Q／SHGD0017、Q／SHGD0050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)、Q／SHGD0049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SY／T6148、Q／SHGD0015、Q／SHGD0031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Q／HD0019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Q／HD0020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1％10.7.2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A．1压力越站流程A．1.1输量较小；A．L2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；A．1.3站内低压系统的管道或设备检修；A．1.4作为流程切换时的过渡流程。A．1.5因输油泵辅助系统，造成输油泵不能正常运行。A．2全越站流程A．2.1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；A．2.2供电系统发生故障或计划检修；A．2.3需全越站才能进行的站内管道、设备施工、检修或事故处理。A．2.4长期不需加压、加热的输油站。’A．3热力越站流程A.3热力越站流程A．3.1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；A．3.2热力设施检修、大修；A．3.3热力设施或辅助系统因故不能正常运行。A．4站内循环流程A．4.1管道投产时站内联合试运，或对油、水预热升温；A．4.2防止站内系统的管道或设备因长时间停运而凝油；A．4.3下站罐位超高或发生冒罐事故；A．4.4本站罐位超低或发生抽空事故；A．4.5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A．5.1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，并倒罐；d)组织人员清理现场，筑挡油围堰，防止油流漫流。B.9油罐抽空、抽瘪B.9.1原因a)抽油量过大。b)安全阀、呼吸阀同时冻凝、锈死，或阻火器堵死。B.9.2处理a)降低抽油量；’b)停止抽油，检修安全阀、呼吸阀、阻火器。B.10外供电中断B.10.1原因a)外电源系统故障，造成停电。b)本站电气设施故障，造成全站停电。B.10.2处理a)本站工艺流程改为压力越站流程；b)积极查找原因，组织抢修，及早恢复供电。三、原油站(库)罐区安全技术管理规定1.范围本标准规定了原油站(库)罐区安全管理技术要求。本标准适用于原油站(库)罐区安全管理事项及检查内容。3.一般安全规定3.1油罐的建造和验收应符合GBJ128—1990的规定．3.2油罐区建筑防火要求应符合GBJl6—1987(2001)及GB50183—1993的规定．3.3油罐与其他建筑物安全距离应符合GB50160—1992(1999)的规定。3.4罐区安全标志符合GB2894—1996的规定．3.5储罐应有编号，罐区管线宜有介质标识及流向标志；罐区工艺管网涂色标志符合SY1996的规定。3.6油罐的操作与维护保养按Q／SHGD0043—2000执行．3.7油罐的液位应在安全罐位内，其运行技术要求应按Q／SHGD0048—2001执行。若因生产需要在极限罐位运行时，需经主管部门同童，并应符合Q／SHGD0045—2000的规定。3.8应建立并严格执行以下管理制度：3.8.1罐区检测管理制度；3.8.2罐区防火检查和岗位巡回检查制度3.8.3事故状态下的应急管理制度；3.8.4罐区进出入管理制度。3.9油罐区阀门电源电缆、控制电缆、仪表电缆、可燃气体报警器电缆等宜采用直埋方式．3.10罐区管网保温层、防腐层完好，管线、阀件无渗漏；管沟内无积水、无油污、管墩和管支架完好。3.11罐区的地下管沟应按规定分段隔断。3.12罐区应保持清洁，防火堤内应无积水、无油污、无其它可燃物。3.13罐区不得使用非防爆电器设备。3.14罐区内不得有高压架空电力线路和通讯线路。3.15上罐严禁穿化纤服装和带钉的鞋。3.16同时上固定顶油罐人数不应超过5人，且不应集中在一起；同时上浮顶罐浮梯的人数不应超过3人。3.17雷雨时及遇有5级以上大风时，禁止上罐。3.18油罐的含油污水排放应设置油水分离装置3.19油罐排水时，应有专人监护，放水完成后，应及时关闭油罐放水阀门及排水管阀门．3.20含油污水处理装置应完好，污水经处理达标后方可排放．3.21积水排出口应设在防火堤外，并设易于操作的开关阀门，其开关状态必须使远处易于辨认，不宜使用普通截止阀。罐区的水封井不得代替排水开关阀门。4.罐区设施、设备安全管理于检查4.1储罐及附件4.1.1储罐编号、铭牌完整清晰。4.1.2罐体完好，无腐蚀穿孔现象。4.1.3罐外边缘板、底版与罐壁焊缝、壁板焊缝无渗漏。4.1.4罐人孔、清扫孔应严密无渗漏。4.1.5进出罐阀、排污阀、排水阀完好灵活，无渗漏。4.1.6浮顶应无积水、无油污、焊缝无渗漏。4.1.7浮顶中央积水坑内无油污、无杂物、无淤泥、浮球式单项阀灵活好用，中央排水管排水通畅，无渗漏或折断。4.1.8浮顶紧急排水装置水封槽水位达到规定要求。4.1.9浮顶立柱无倾斜，立柱的开口销完好．4.1.10浮舱人孔盖齐全，编号清晰，启盖灵活。4.1.1l浮舱内无油污、积水，焊缝无渗漏。4.1.12浮顶加热除蜡装置完好、好用，无滑油现象，金属软管无变形、裂纹，接口无渗漏。4.1.13挡雨板完好无损坏、无变形，泡沫挡板内无积水、无积油。4.1.14液压安全阀、呼吸阀、阻火器每月检查一次，冬季每周检查一次，并做好检查记录。4.1.15呼吸阀灵活好用，进出口无堵塞．液压安全阀的油位符合要求，油质合格，阻火器防火网完。4.1.16盘梯、平台、量油孔和浮梯等处应无油污、无杂物；平台和浮梯无明显变形；量油孔、取样孔要有防止产生火花的衬垫。4.1.17油罐浮梯、平台等工作人员通过处按规定设置护栏，应完好无腐蚀现象。4.1.18浮梯轨道上无杂物，浮梯滚轮滚动灵活。冬季应及时清扫浮梯轨道上的积雪．4.2消防系统4.2.1罐区消防设施及灭火器材配置应满足Q／SHGD0022—1995(1999)且符合GBJ140—1990(1997)的要求。4.2.2一级油库应设独立的高压消防水系统，其消防给水管道应环状布置，进水管不少于2条，并有可靠的水源。4.2.3消防用电设备应采用单独的供电回路，并当发生火灾切断生产、生活用电时，应仍能保证消防用电，其配电设备应有明显标志。4.2.4消防用电设备的配电线路应穿管保护。当暗敷设在非燃烧体结构内，其保护层厚度不应小于3cm，明敷时必须穿金属管，并采取防火保护措施。采用绝缘和护套为非延燃性材料的电缆时，可不采取穿金属套管保护，但应敷设在电缆井沟内。4.2.5电力电缆不应和原油管道、热力管道敷设在同一管沟内。4.2.6消防用水量应能满足扑救罐区最大火灾时配制泡沫用水量与储罐的冷却用水量之和，其压力为0.7MPa一1.2MPa。4.2.7消防给水干线的管径应根据储罐容量计算，但最小管径不应低于200mm。4.2.8单罐容量大于或等于100000m3的浮顶储罐，应设火灾自动灭火报警装置。4.2.9消火栓旁应设置水带箱，箱内应配置2～5盘65mm、长度20m的带快速接口的水带和2只规格为65mmXl9mm水枪。4.2.10采用固定式泡沫灭火时，泡沫栓应设泡沫栓水带箱，箱内应配备2—5盘直径65mm，长度20m的带快速接口的水带和PQ8型泡沫管枪1支及1把泡沫栓钥匙。水带箱距泡沫栓不宜大于5m。4.2.1l罐区消防道路靠近罐区一侧严禁种植妨碍消防作业的树木．4.2.12罐区应设环形消防道路。当受地形限制时，可设置回车专场的尽头式消防道路，其面积不小于15mXl5m。4.2.13为保证大型消防车通行，路面内缘转弯半径不应小于12m、路面净空高度不应小于5m、路面宽度不应小于6m。4.2.14设有火灾自动报警装置和自动灭火装置的罐区，宜设消防控制室，其耐火等级不应低于二级，并与其它部位隔开和设置直通室外的安全出口。4.2.15消防管网上的阀门必须开关灵活，地面消防管线在冬季每用一次后，必须及时扫线或放尽管网中积水。4.2.16储罐冷却水和泡沫管线应定期从排渣口排渣，冷却水管线的喷嘴要保持通畅，拱顶罐泡沫发生器的出口要用有井字形划痕的玻璃封闭，防止小鸟筑巢，堵塞泡沫管线。4.2.17加强固定式消防设施的管理，按期进行试验：消防喷淋系统每半年试验一次；泡沫产生系统每年试验一次，做到不堵，不滑，消防水炮、消火栓要经常试验，使之处于完好状态。4.2.18消防机泵和柴油发电机要保持完好，每天进行盘车和机泵润滑，每周启泵试运1次，不少于30min，并做好记录。4.2.19消防罐(池)要保持最高水位，按规定储备泡沫液。储备的泡沫液应定期更换，保持有效。4.2.20消防泵的护罩及其电机接地符合安全规定，消防泵要有标识序号。4.2.21建立健全并落实罐区的消防设施管理责任制和维护保养责任制，定期对消防设施进行维护、保养、试验、称重、药剂更换补充等工作，冬季要作好消防设施的防冻保温措施，使罐区消防系统所有设施保持完好。4.2.22制定罐区灭火预案，定期组织演练。4．3防火堤4.3.1管线穿堤处应加套管并用非燃烧材料严密封堵。新建管线不宜采用穿防火堤方式。4.3.2防火堤必须是闭合的，隔堤与防火堤也必须是闭合的。4.3.3防火堤的高度宜为2.2m。4.3．4防火堤宜为土堤，用毛石或砖砌的防火堤应内侧培土或用混凝土覆盖内表面和堤顶。4.3.5在防火堤不同周边上应设置不少于两处的人行踏步或坡道。4．4防雷、防静电4.4.1原油罐应设防雷接地。贮罐防雷接地点不应少于2点，接地点沿贮罐周长的间距不宜大于30m，接地电阻应小于10欧。为便于正确测接地电阻，接地线应可拆装连接。4.4.2储罐接地极编号正确清晰，焊接牢固，无开焊、断裂现象。4.4.3罐区内防雷电措施应符合GBl5599—1995的规定。4.4.4钢罐的防雷电接地设施，可兼作防静电设施。4.4.5油罐和管道均应有防静电措施，跨接线应符合GB13348-1992的规定。4.4.6每组防静电接地体的电阻应小于100欧。4.4.7原油储罐浮顶静电导出线应用挠性跨接线与罐体相接，不应少于2处，跨接线须选用截面不小于25mm的软铜线。导出线连接牢固可靠，无锈蚀、无断裂。4.4.8春、秋两季宜检测油罐接地电阻。4.5罐区仪表及安全监控设施4.5.1罐区的仪表和安全设施必须按时维护保养，确保完好。4.5.2罐区自动灭火报警系统应完好。4.5.3贮罐发生高低液位报警时，必须到现场检查确认，采取措施，严禁随意消除报警。4.5.4贮罐布置集中，总储量较大的罐区应逐步实现计算机监控管理，对贮罐的液位、温度、压力，进出口阀门工作状态实施监控，计算机监控系统应能快速巡回检测，具有各种限制值报警及异常状态参数的存贮功能。4.5．5贮罐的主要进出口阀门逐步实现自动控制，若有困难，可采用手动阀门信号回讯器，实现计算机监控。4.5.6贮罐进出油时，现场阀门开关的状况在控制室要有明显的显示，避免误操作，并有防止误操作的检测、安全自保等措施，防止跑油、冒顶等事故的发生。4.5.7液位计、温度计应按规定定期校验。4.5.8高、低液位报警应灵敏准确。4.5.9液位计导向轮转动灵活，应无卡涩或卡死现象。4.5.10二次表的工作接地、保护接地连接可靠，工作接地电阻值应不大于4欧，保护接地电阻值应不大于10欧。4.5.11罐区内可燃气体报警装置的设置和安装数量应符合SH3063—1999的要求。4.5.12罐区可燃气体检测报警器探头清洁，无杂物覆盖，电缆连接牢固无断裂。4.5.13可燃气体检测报警器二次表快速巡回检测正常，声，光报警正常。5罐区内施工安全管理与检查5.1在罐区内进行改扩建、检修作业应执行《中国石化集团公司职业安全卫生管理制度》(改扩建、检修施工作业安全管理规定)。5.2进入罐、管道、下水道、池、以及地沟等封闭、半封闭设施及场所作业应执行《中国石化安[2001]300号(进入设备作业管理制度)，办理进设备作业许可证。5．3在罐区内动火应执行中国石化安[2001]300号(安全用火管理制度)，并按Q／SHGD0030的要求办理动火作业审批手续。5.4在罐区临时用电应执行中国石化安[2001]300号(临时用电作业安全管理制度)，办理临时用电作业许可证。5.5在罐区高处作业时应执行中国石化安[2001]300号(高处作业安全管理制度)，办理高处作业许可证。5.6在罐区起重作业时应执行《中国石化集团公司职业安全卫生管理制度》(起重作业安全管理制度)。5.7在罐区破土作业时应执行中国石化安[2001]300号(破土作业安全管理制度)，办理破土作业许可证。5.8进入罐区作业的施工人员必须经安全教育，在批准的区域内施工作业。5.9作业机动车辆和施工机械，须办理特殊通行证，且具有时效性，标明行车路线，限速行驶，按指定位置停放。车辆的阻火设施齐全完好。5.10罐区施工不得断路或在消防公路上堆积障碍物，不得在防火堤上开口。5.11施工现场必须有明显的警戒标志，材料摆放整齐，有通畅的安全通道。5.12进出罐区的所有人员、车辆交通、作业安全、应急管理应符合《生产厂区封闭化管理规定》的要求。四、KDY型输油泵机组操作、维护保养及修理规程1范围本规程规定了KDY型输油泵机组操作、维护保养、修理周期、作业内容及质量标准。本规程适用于KDY型输油泵机组。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。SY／T6324—1997输油输气管道仪表及自动化设施管理规定SY／T6325—1997输油输气管道电器设备技术管理规定Q／SHGD0032输油输气设备(设施)大修理工程竣工验收规定Q／SHGD0069—2002输油泵机组节能监测方法3启泵前的检查和准备3.1泵机组周围无杂物、无油污，机组处于完好状态。3.2轴承箱加注N32#透平油至油杯上下刻度线之间。3.3打开泵体排气阀，冲泵预热、排出泵内气体，保证泵的排油管油流饱满、机械密封平衡管畅通，然后关严排空阀。3.4检查泵进出口阀门开关是否灵活，进口阀门处于全开状态，出口阀门处于全关状态。3.5关闭压力表旋塞。3.6检查联轴器螺栓拧紧情况。3.7盘车检查转子轻重一致，无卡阻现象。3.8停机超过一个月的电机，使用前要用2500V兆欧表测量电机的绝缘电阻，测得的绝缘电阻值换算到75℃的阻值，每千伏不低于1MΩ。3.9检查各种仪表处于完好状态。3.10通知电气室准备启泵。3.11检测仪表应符合SY／T6324—1997的规定3.12电机应符合SY／T6325—1997的规定。4启泵4.1接调度启泵命令后，通知电气室给启动机组送电。4.2按信号按扭正常后，按启泵按扭，泵启动。当达到正常转速，电流表指示值回降后，打开泵出口阀门。缓慢打开压力表旋塞，并调整输油泵压力到所需工况。4.3启泵前的检查与启泵由同一人操作。4.4启泵过程中，检查泵机组无异常响声，机械密封不喷油，如发现有异常，则停车处理。4.5启泵后向调度室报告。4.6泵机组允许在冷态下连续启动两次，两次间隔时间不少于5min；4.7泵机组在热态下，一般允许启动一次，若启动不成功，而需要重新启动时1h。5运行中的检查5.1泵机组运行中，应进行巡回检查，并做好记录。5.2泵进、出口压力是否平稳，并符合工艺要求。5.3机械密封泄露每侧不超过60滴／min。5.4运行电流不超过额定电流。5.5采用油润滑的泵的电机轴承温度不超过105℃。5.6电机定子温度不超过规定值。5.7检查泵机组各部无异常响声，振动不超标。5.8泵体中开面等结合部位不渗油。5.9检查轴承箱油位处于油杯上下刻度线之间。其间隔时间应不少于脂润滑的泵和电机轴承温度不超过75℃。5.10机组仪表及其它附件齐全完好，数据显示正常。5.11各部紧固件紧固良好。5.12机械密封平衡管、排污管畅通。5.13轴承风冷系统清洁无污物。5.14发现问题应及时向有关人员报告，及时处理。泵机组故障原因及处理方法见附录A6正常停泵6.1接调度启泵命令后，通知电气主控室。6.2关闭出口阀门，按停泵按扭，泵停止运行。6.3停泵期间，每日需盘车一次，每次盘车后泵转子与前次错开180。。6.4停泵后向调度室报告。7紧急停泵7.1泵机组运行中，需要紧急停泵时，允许先按停机按扭，关闭出口阀门，再立即报告调度、电气及值班领导。7.2其它事项按正常停机程序处理。8维护周期和一般规定8.1维护保养周期8.1.1维护保养周期按累计运行1000h、4000h、8000h保养。8.1.2备用泵机组停用3～6个月按1000h维护保养内容进行；停用7～12个月按4000h维护保养内容进行。8.2一般规定8.2.1拆卸各种压盖时，应使用项丝，不得用螺丝刀、扁铲或其它铁器拆卸。8.2.2拆卸滚动轴承、联轴器、叶轮及密封套等零件时，应用铜棒或拉力器等专用工具，不得使用铁器敲击。8.2.3拆卸滚动轴承下瓦时，应使用吊装工具吊起转子，不得用撬杆或其它工具。8.2.4拆下的零件要清洗干净，分别整齐摆放在指定地点或配件盘上，不得乱摆乱放。8.2.5安装叶轮、机械密封套、滚动轴承时，以干净的润滑油加热到100℃~130℃，采用油浴安装，不得用明火直接加热。8.2.6拆卸机械密封时，动、静环要清洗干净，并在摩擦副面上涂少量的润滑油，严禁磕碰。8.2.7刮研轴瓦时，首先对轴瓦进行外观检查，确信瓦体瓦面钨金层无任何缺陷，方可进行粗刮和精刮。9机组维护保养内容9.11000h维护保养9.1.1泵机组及零部件应齐全、完整、清洁、无锈蚀，各联接处无渗油，紧固件应紧固9.1.2清洗轴承箱，更换润滑油。脂润滑的轴承加注3*锂基润滑脂。9.1.3检查机械密封及平衡管，密封渗漏不超标，平衡管不堵塞。9.1.4清洁轴承风冷系统，保证轴承散热片、风扇、网罩内外无污物。9.24000h维护保养9.2.1完成1000h维护保养作业内容。9.2.2检查并调整联轴器联结螺栓、弹性件、锁紧环，更换其损坏件。9.2.3检查或调整泵与电机的同轴度，计算方法参见附录B。9.2.4检查或调整轴向窜动量。9.2.5检查泵轴瓦间隙，计算方法参见附录C。9.2.6更换轴承润滑脂。9.38000h维护保养9.3.1完成4000h维护保养作业内容。9.3.2检查联轴器的柱销，超过标准(见11．8)的规定时，应进行更换。9.3.3检查调整叶轮及锁紧套的紧固情况。9.3.4检查机械密封磨损情况，超过标准(见11．1)的规定时，应进行更换。9.3.5测试泵的性能参数，并加以分析。10修理周期及条件10.1修理周期10.1.1输油泵机组累计运行达到16000h时，一般应进行大修理。10．1．2当需要延长周期使用时，需经过技术鉴定，但最长不超过36000h(包括停运时间)。10.2修理条件凡符合下列条件之一者，可报请进行修理；a)输油泵机组经检测和评价后确认，未达到Q／SHGD0069—2002规定的合格指标时b)需更换泵轴或更换两个叶轮以上者。10.3修理内容10.3.1完成泵机组维护保养的全部内容。10.3.2更换叶轮密封环、泵体中开面垫片。10.3.3检查泵轴、叶轮情况，更换其损坏件。10.3.4检测转子各部跳动值及总窜量。10.3.5做转子动平衡实验。10.3.6更换泵轴承或者电机轴承。10.3.7电机抽芯检查，电机转于(含联轴器)做动平衡实验，检查气隙度。10.3.8按仪表设备年检标准对仪表进行检查维护。11质量标准11.1机械密封11.1.1动环及静环的密封面不得有裂纹、掉角、划痕、麻点、飞边及偏磨。若使用修复的动静环时，动静环的凸台高度之和不少于3mm，且单个凸台高度不少于1mm，表面准确度及粗糙度符合图纸规定。11.1.2柔性密封件的规格符合图纸规定，表面不得有残损、厚薄不均及软硬不均现象。11.1.3弹簧的外表面清洁无锈蚀。11.2滚动轴承11.2.1内圈与轴径的配合采用基孔制，外圈与轴承箱的配合采用基轴制。配合等级应符合产品设计图纸的规定。11.2.2滚动体与滚道表面无腐蚀、斑点、坑疤、剥落等缺陷，运转灵活无杂音，无振动，用手转动时应逐渐停止，不应突然停止。11.2.3隔离架与轴承内圈不接触，有一定间隙。11.3滑动轴承11.3.1上瓦钨金无研痕，轴径与下瓦接触角为60°一90°，接触面积均匀，接触点不少于2点／cm2，上下瓦口四角与轴径接触良好，不得有翘起。11.3.2下瓦瓦背与瓦座接触均匀，接触面积在60％以上，瓦背不得加垫，瓦的中开面只允许加0．5mm以下的铜皮，允许用刮研瓦的中开面的方法调整瓦的间隙。11.3.3轴瓦钨金层与瓦壳接触良好，不得有裂纹、沙眼、脱皮及加渣等缺陷。11.3.4泵瓦和轴径间隙：标准顶间隙为D10，标准侧间隙为E9，更换间隙为B9。11.4泵轴11.4.1泵轴必须进行磁力探伤，不允许存在任何缺陷，新更换的泵轴符合图纸要求。11.4.2轴径表面允许有局部腐蚀，但面积不超过10mm2，长度不超过周长1／10，深度不超过0．01mm。11.4.3轴径的圆柱度和圆度不超过10级，直线度不超过8级；轴中部直线度不超过10级，若超过标准，可以采用机械法调直，不允许用加热法调直。11.4.4键与键槽结合紧密，不准加垫片，顶部留有0．20mm～0.40mm的间隙。11.5叶轮11.5.1新装的叶轮，经过切削或修复的叶轮做静平衡实验，剩余的不平衡重量，根据叶轮外径而定，叶轮外径小于400mm时为6g，大于400mm时为8g。11.5.2叶乾用去重法找静平衡，但切削的厚度不得大于原壁厚的1／3，且与未切削盖板圆滑过渡。11.5.3叶轮无沙眼，穿孔，裂纹等缺陷，在使用中，因磨损，汽蚀等因素造成盖板、叶轮的减薄量，不允许大于原壁厚的1／3。11.5.4叶轮与轴的配合符合图纸规定，两端面的平行度允差及对轴的不垂直度允差不超过6级；各外圆对轴的不同轴度允差不超过8级。11.6泵转子11.6.1泵转子总成(含联轴器)做动平衡实验，不平衡力矩不超过设计规定G6．3级。11.6.2泵转子总窜量不超过0．08mm～0．12mm。11.6.3叶轮前、后密封环处对轴心和跳动允差按8级精度。11.7密封环11.7.1材质与尺寸符合图纸的规定，密封环与叶轮半径间隙为C12，下侧间隙为D9，更换间隙为B12。11.7.2不得有沙眼，穿孔，裂纹等缺陷。11.8联轴器11.8.1端面间隙5mm～6mm，且只允许上下相等或上大下小，最大与最小间隙差不超过0.3mm，不允许上小下大。11.8.2径向位移不超过0.1mm。11.8.3柔性件与柱销为过盈配合，与联轴器孔留有lmm～1.5mm的间隙。11.8.4带有胀紧联结套的联轴器胀紧时，需用扭矩扳手胀紧，保证扭矩在规定范围内胀紧联结套Z7B一100X170的螺栓拧紧力矩为29Nm。11.9泵装配11.9.1泵转子就位后，叶轮出口中心与涡壳中心线重合，其偏差不超5mm，叶轮与叶轮密封环的轴向间隙为(3土0．5)mm，否则重新调整。11.9.2检查泵体中开面的水平度，其横向与纵向的水平度允差不超过0．05mm／m。11.9.3泵体泵盖合装前，先清洗中开面，确保清洁，采用多＝0．5mm高压耐油石棉橡胶垫，密封面两侧施以密封胶，垫子平整完好，均匀拧紧中开面的螺栓。11.9.4泵与电机轴承及泵体振动不超过0．05mm。泵与电机同轴度的计算方法参见附录B。11.9.5机械密封泄露量每侧不超过60滴／min。11.9.6用仪器检查泵与电机轴承及泵体无异常响声。11.10电机抽芯检查，电机转子(含联轴器)做动平衡实验，检查气隙度，保证符合产品说明书的规定。12试车与验收12.1输油泵机组的试运与验收，应按Q／SHGD0032规定进行试运验收。12.2验收前乙方向甲方提供完整清晰的记录，确认修理符合规定。12.3电机空载连续运行2h，轴承温度和振动符合产品出厂说明书规定的指标，转向正确。12.4试运中的操作由甲方按输油泵机组操作规程进行。12.5带负荷连续运行72h，各部参数符合本标准的规定。12.6试运合格后，甲乙双方办理手续移交生产使用。五、燃油蒸汽锅炉运行操作规程1范围为了确保锅炉安全运行，保护人身安全，制定了本规程。本规程规定了20t／h以下，工作压力不大于1．6MPa，以水为介质的固定式快装燃油蒸汽锅炉的运行操作及事故处理的办法。本规程适用于20t／h以下工作压力不大于1．6MPa，以水为介质的固定式快装燃油蒸汽锅炉，不适用于水容量少于30L的固定式燃油蒸汽锅炉，进口或引进国外技术标准生产的固定式燃油蒸汽锅炉。投入锅炉须有锅炉使用登记证，定期检验合格证，操作证和有关规程、制度。本规程规定是锅炉安全管理和安全技术方面的基本要求。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在标准中引用而构成本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准的最新版本GBl576—1996低压锅炉水质GB50273—1998工业锅炉安装工程施工及验收规范质技监局锅发[1999]154号压力容器安全技术监察规程劳部发[1996]276号蒸汽锅炉安全技术监察规程3点火前的检查3．1锅炉本体检查3．1.1锅炉内部有无杂物及其他异常情况。3．1.2各种门孔例如手孔、人孔、检查孔、观察孔等是否严密。3．1．3炉膛有无异常，烟道出口阀门的开关是否合适。3．1．4炉墙和简体完整无裂纹及保温良好。3．1．5防爆门完整严密、动作灵活。3．1．6烟道挡板固定牢靠，操作灵活，标线清晰。3．2安全附件的检查3．2．1水位计严密清晰，安装位置正确，正常水位与高低水位有明显标志，照明充足壳锅炉的最低安全水位，应高于最高火界100mm。对直径小于或等于1500mm的卧式锅壳锅炉的最低安全水位，应高于最高火界75mm