管道儲運公司安全操作規(guī)程1

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

2、度系統(tǒng)。對于新增管線輸油調(diào)度可參照執(zhí)行。2 基本任務(wù)2.1 根據(jù)月度輸油計劃，編制輸油作業(yè)計劃，制定輸油運行方案，完成輸油任務(wù)。2.2 組織實施輸油優(yōu)化運行方式，收集、分析輸油運行參數(shù)，掌握輸油運行動態(tài)，確保安全輸油。2.3 解決、處理原油管道與輸油運行相關(guān)的問題和輸油運行中的突發(fā)事件。2.4 協(xié)調(diào)與輸油運行相關(guān)的施工、檢修、檢測、工業(yè)性實驗等工作。3 機構(gòu)設(shè)置3.1管道儲運分公司輸油調(diào)度設(shè)三級調(diào)度即：管道儲運分公司調(diào)度中心；輸油處（油庫）調(diào)度室；輸油站（隊）調(diào)度崗位。3.2管道儲運分公司輸油調(diào)度設(shè)兩大類，即：計劃調(diào)度和運行調(diào)度。3.3實行集中控制的輸油處（油庫）運行調(diào)度應(yīng)設(shè)主、副崗，其它輸油

3、處（油庫）宜設(shè)主、副崗。4 計劃調(diào)度工作內(nèi)容4.1 根據(jù)輸油計劃，制訂輸油運行滾動作業(yè)計劃。4.2 分析輸油運行工況，制訂輸油優(yōu)化運行方案。4.3 匯總綜合日報。4.4協(xié)調(diào)與油田、港口碼頭、石化企業(yè)、船務(wù)及外貿(mào)代理商等相關(guān)事宜。5 運行調(diào)度工作內(nèi)容5.1 根據(jù)輸油運行滾動作業(yè)計劃和輸油運行方案，組織實施運行方式，指揮輸油生產(chǎn)。5.2 收集輸油運行參數(shù)，解決、處理輸油過程中突發(fā)事件。5.3 協(xié)調(diào)與輸油運行相關(guān)的各種事宜。6 工作要求6.1各級調(diào)度值班人員須經(jīng)管道儲運分公司培訓、考核，持證上崗。6.2各級運行調(diào)度實行 24小時連續(xù)值班制。6.3 各級調(diào)度相互聯(lián)系時應(yīng)使用規(guī)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(diào)度要建立、健全崗位責任制、交接班制等各項規(guī)章制度，履行各自的職責與權(quán)限，正確行使輸油調(diào)度指揮權(quán)。6.5管道儲運分公司輸油調(diào)度系統(tǒng)實行統(tǒng)一調(diào)度、分級管理的原則，下級輸油調(diào)度必須服從上級輸油調(diào)度，確保輸油調(diào)度指揮的嚴肅性。6.6下級輸油調(diào)度有監(jiān)督上級輸油調(diào)度的職能，對違規(guī)、亂用職權(quán)的現(xiàn)象和人員，可按程序逐級提出意見。6.7調(diào)度室應(yīng)配齊相應(yīng)工藝流程圖、工藝安全運行操作規(guī)程、主要設(shè)備操作規(guī)程、基礎(chǔ)資料、圖表、輸油應(yīng)急救援預(yù)案等。6.8調(diào)度室應(yīng)配置錄音專用電話。7 職責與權(quán)限7.1 管道儲運分公司調(diào)度中心職責與權(quán)限。7.1.1 指揮全公司輸油生產(chǎn)，并對各輸油處

5、（油庫）調(diào)度室、各輸油站（隊）輸油調(diào)度崗位行使指揮、協(xié)調(diào)職能。7.1.2 直接指揮魯寧線、甬滬寧線、儀長線各輸油站調(diào)度崗位，具體負責魯寧線、甬滬寧線、儀長線輸油運行。7.1.3 制定魯寧線、甬滬寧線、儀長線輸油運行滾動作業(yè)計劃，優(yōu)化運行方式。7.1.4收集、掌握油田、港口碼頭交油、庫存、船情、氣象等動態(tài)，平衡、協(xié)調(diào)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。7.1.5 掌握各石化企業(yè)需求，平衡各庫（站）庫存。7.1.6 組織、協(xié)調(diào)處理與輸油運行有關(guān)的重大事件。7.1.7 收集各條管線運行參數(shù)，分析掌握運行情況。7.1.8 確認各條輸油管線工藝運行參數(shù)：最高輸油壓力；最低輸

6、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(shè)備保護、安全、極限值等。7.1.9負責向股份公司相關(guān)部門匯報管道儲運分公司各條管線輸油動態(tài)、重大事件處理等情況，反映需上級相關(guān)部門協(xié)調(diào)的問題等。7.1.10 傳達、貫徹、執(zhí)行上級指示和決議，并檢查落實情況。7.1.11在緊急狀態(tài)或事故狀態(tài)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(yīng)急處置預(yù)案啟動程序啟動應(yīng)急救援預(yù)案。7.1.12 制定輸油調(diào)度系統(tǒng)考核辦法，并組織考核。7.1.13 審批與各條輸油管線運行相關(guān)的停輸施工、設(shè)備退出運行、設(shè)備投入運行等方案報告。7.2 輸油處（油庫）調(diào)度室職責與權(quán)限。7

7、.2.1 滄州、聊城、濰坊、新鄉(xiāng)、襄樊輸油處調(diào)度、黃島油庫調(diào)度職責與權(quán)限。7.2.1.1 貫徹管道儲運分公司調(diào)度中心調(diào)度命令，并組織實施。7.2.1.2 輸油處（油庫）調(diào)度對本單位所轄輸油管線行使輸油運行指揮權(quán)。7.2.1.3 根據(jù)月度輸油計劃，編制輸油滾動作業(yè)計劃，完成輸油任務(wù)。7.2.1.4 優(yōu)化所轄輸油管線運行方式，并負責組織實施。7.2.1.5 收集輸油運行參數(shù)，分析運行動態(tài)并及時調(diào)整，確保管線安全運行。7.2.1.6 組織解決、處理輸油過程中的突發(fā)事件和事故，并按管道儲運分公司事故應(yīng)急處置預(yù)案啟動程序啟動應(yīng)急救援預(yù)案。7.2.1.7 負責協(xié)調(diào)指揮與運行相關(guān)的檢修、檢測及新設(shè)備、新工藝

8、等在所轄管道上的工業(yè)性實驗。7.2.1.8 負責向管道儲運分公司調(diào)度中心匯報輸油動態(tài)、運行參數(shù)。7.2.1.9 負責與油田、煉廠、碼頭等相關(guān)企業(yè)的業(yè)務(wù)聯(lián)系，并及時向管道儲運分公司調(diào)度中心匯報油田、港口碼頭交油、庫存、船情、氣象等動態(tài)。7.2.2 魯寧、南京輸油處調(diào)度職責與權(quán)限。7.2.2.1 傳達、貫徹管道儲運分公司調(diào)度中心調(diào)度命令，并檢查落實執(zhí)行情況。7.2.2.2 收集運行參數(shù)，掌握輸油站的生產(chǎn)動態(tài)，向管道儲運分公司調(diào)度中心提供合理建議。7.2.2.3收集、掌握輸油設(shè)備、SCADA系統(tǒng)工作狀況、檢修進度，組織對故障設(shè)備的搶修。7.2.2.4 負責向管道儲運分公司調(diào)度申報與輸油運行相關(guān)的檢修

9、方案。7.2.2.5掌握所轄站（庫）收、輸、銷、庫存及油輪動態(tài)。7.2.2.6組織解決、處理輸油過程中的突發(fā)事件和事故，并按管道儲運分公司事故應(yīng)急處置預(yù)案啟動程序啟動應(yīng)急救援預(yù)案。7.3 輸油站（隊）調(diào)度職責與權(quán)限。7.3.1 及時、認真執(zhí)行上級調(diào)度命令。7.3.2 負責填寫工藝流程操作票、設(shè)備啟、停操作票(見附錄)，操作票填寫內(nèi)容應(yīng)清楚、規(guī)范、無誤，經(jīng)審核簽字后組織實施。7.3.3操作人、填寫操作票者應(yīng)由同一人完成，操作時必須有人監(jiān)護。7.3.4 本站運行方式變動前必須告知上、下站（隊）及相關(guān)企業(yè)。7.3.5負責組織本站（隊）輸油運行工作，保證輸油運行參數(shù)達到規(guī)定要求。7.3.6輸油運行中，

10、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(shè)備檢修、試驗和標定，輸油站（隊）調(diào)度根據(jù)輸油運行條件確定設(shè)備檢修、試驗和標定作業(yè)時間，作業(yè)實施前、后應(yīng)向上級調(diào)度匯報。7.3.7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(shè)備檢修、試驗和標定，必須經(jīng)上級調(diào)度同意后方可進行作業(yè)，對輸油運行影響較大或需停輸進行作業(yè)的設(shè)備檢修、試驗和標定，應(yīng)提前3天書面向上級調(diào)度請示，具體作業(yè)時間由上級調(diào)度確定。7.3.8負責組織本站（隊）各運行崗位人員按照相關(guān)規(guī)程進行操作，協(xié)助站（隊）長組織處理本站（隊）輸油運行問題及設(shè)備故障。7.3. 9 認真貫徹執(zhí)行以崗位責任制為主的各項規(guī)章制度，按時巡回

11、檢查各崗位值班人員工作狀態(tài)，對違規(guī)操作、違反紀律的現(xiàn)象和人員應(yīng)及時糾正。7.3.10 掌握并匯報本站（隊）運行動態(tài)和主要設(shè)備狀況。根據(jù)工藝要求，有權(quán)向上級調(diào)度申請擇優(yōu)選用參加或退出運行的輸油設(shè)備，對運行設(shè)備的檢查、校驗提出建議。7.3.11 按時收集、填寫運行記錄，及時分析運行參數(shù)，并向上級調(diào)度匯報。7.3.12 主動做好與上、下站間的業(yè)務(wù)聯(lián)系，首、末站調(diào)度應(yīng)搞好與油田、煉廠、碼頭等企業(yè)的協(xié)作。8 調(diào)度命令8.1 調(diào)度命令的級別。8.1.1 調(diào)度命令分為一般調(diào)度命令、重要調(diào)度命令、緊急調(diào)度命令。8.1.2 一般調(diào)度命令：適用于正常輸油運行中的參數(shù)調(diào)整，如調(diào)節(jié)壓力、溫度、輸量或不改變運行方式的工

12、藝流程切換、設(shè)備啟停等常規(guī)作業(yè)。8.1.3 重要調(diào)度命令：適用于調(diào)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(yè)內(nèi)容等。8.1.4 緊急調(diào)度命令：僅適用于事故狀態(tài)或有事故征兆的非常規(guī)作業(yè)。8.2 調(diào)度命令的下達形式。8.2.1調(diào)度命令的下達形式分口頭調(diào)度命令和書面調(diào)度命令。8.2.2 口頭調(diào)度命令：適用于一般調(diào)度命令和緊急調(diào)度命令。8.2.3 書面調(diào)度命令：適用于重要調(diào)度命令。8.3 調(diào)度命令的下達及要求。8.3.1 調(diào)度命令只能在同一輸油調(diào)度指揮系統(tǒng)中，自上而下下達。8.3.2 調(diào)度命令下達時要記錄、錄音，并由受令人復(fù)述無誤后按規(guī)定時間執(zhí)行。調(diào)度命令的錄音應(yīng)至少保留 72小時

13、，涉及到事故處理、重要調(diào)度令、緊急調(diào)度命令的錄音應(yīng)保留至輸油運行恢復(fù)正常、事故處理結(jié)束后72小時。8.3.3 一般調(diào)度命令由值班調(diào)度直接下達；重要調(diào)度命令由調(diào)度長批準后下達；緊急調(diào)度命令由值班調(diào)度下達，下達后應(yīng)立即向調(diào)度長匯報。8.3.4 下達書面調(diào)度命令要注明調(diào)度命令編號、內(nèi)容、批準人、發(fā)令人、時間等。8.3.5 下級調(diào)度如對上級調(diào)度下達的調(diào)度命令有異議時，應(yīng)及時向上級調(diào)度申述，如上級調(diào)度不予采納，下級調(diào)度必須按照上級調(diào)度下達的調(diào)度命令執(zhí)行。8.3.6 各級調(diào)度對調(diào)度命令執(zhí)行情況要及時逐級匯報。8.3.7任何單位和個人不得干預(yù)調(diào)度值班人員發(fā)布或執(zhí)行調(diào)度命令；調(diào)度值班人員執(zhí)行調(diào)度命令時，有權(quán)拒

14、絕各種干預(yù)。 9 請示、匯報與詢問9.1 請示、匯報。9.1.1 各級輸油調(diào)度必須遵守請示、匯報制度，如實反映情況。9.1.2 管道儲運分公司調(diào)度中心負責向股份公司相關(guān)部門匯報輸油運行情況和輸油動態(tài)，請示重要的輸油生產(chǎn)問題。每日匯總整理管道儲運分公司輸油綜合參數(shù)。9.1.3 輸油處（油庫）調(diào)度每班向管道儲運分公司調(diào)度中心匯報一次本單位輸油動態(tài)和輸油運行參數(shù)，每月5日前書面匯報上月輸油運行小結(jié)，每月25日前書面上報下月運行方案和輸油滾動作業(yè)計劃。9.1.4輸油處（油庫）調(diào)度每日7點前向管道儲運分公司調(diào)度中心匯報本單位輸油綜合參數(shù)。9.1.5輸油站（隊）調(diào)度向上級輸油調(diào)度每 2小時整點匯報一次本站

15、（隊）輸油運行參數(shù)，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(shè)備動態(tài)。9.1.6輸油站（隊）切換輸油運行設(shè)備、調(diào)節(jié)與上、下站運行和相關(guān)企業(yè)有影響的工況前，應(yīng)向上級調(diào)度請示征得同意，并主動告知受影響的上、下站和相關(guān)企業(yè)后實施。9.1.7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(diào)度應(yīng)提前3天書面請示管道儲運分公司調(diào)度中心批準。9.1.8 由于供電系統(tǒng)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(diào)度應(yīng)立即向上級調(diào)度匯報，并積極組織排除故障，最短時間內(nèi)恢復(fù)運行。9.1.

16、9 輸油運行中發(fā)生事故，輸油站（隊）調(diào)度應(yīng)立即向上級調(diào)度匯報，同時報告值班干部及領(lǐng)導(dǎo)，并報清事故發(fā)生的時間、地點、原因、操作者、事故狀態(tài)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。9.1.10 輸油處（油庫）調(diào)度在接到下級調(diào)度或其它部門發(fā)生大事故或重大事故報告后立即向調(diào)度長匯報，由調(diào)度長向管道儲運分公司調(diào)度中心匯報。9.1.11 管道儲運分公司調(diào)度中心調(diào)度在接到大事故或重大事故報告后立即向調(diào)度長匯報，由調(diào)度長向主管領(lǐng)導(dǎo)報告。9.2 詢問。9.2.1 上級調(diào)度有權(quán)向下級調(diào)度查詢輸油工況、工藝參數(shù)、原油收、輸、銷、庫存等情況。9.2.2 上級調(diào)度有權(quán)向下級調(diào)度及輸油處（油庫）領(lǐng)導(dǎo)、站

17、領(lǐng)導(dǎo)、技術(shù)人員等了解輸油運行中事故處理、設(shè)備檢修、項目施工進度、工業(yè)實驗等情況。9.2.3 下級調(diào)度有權(quán)向上一級調(diào)度詢問與本單位有關(guān)的輸油運行情況和相關(guān)信息。10 正常輸油10.1 根據(jù)月度輸油計劃，輸油處（油庫）調(diào)度制訂輸油運行方案和輸油作業(yè)計劃，經(jīng)調(diào)度長審批后執(zhí)行。10.2 輸油運行方案的內(nèi)容包括：運行方式、工藝運行參數(shù)、機泵和加熱設(shè)備運行臺數(shù)、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(diào)度中心、輸油處（油庫）運行調(diào)度根據(jù)輸油運行方案和滾動作業(yè)計劃，安排管線運行方式，隨時掌握管線運行動態(tài)，及時、準確下達運行調(diào)整命令，保持管線安全、合理運行。10.4 管道儲運分公司

18、調(diào)度中心、 輸油處（油庫）值班調(diào)度在進行增減運行設(shè)備、停輸、壓力越站、熱力越站、全越站、反輸?shù)容^大運行方式改變時，經(jīng)調(diào)度長批準后方可實施。10.5在輸油調(diào)度指揮系統(tǒng)與運行操作中，嚴格執(zhí)行相關(guān)的工藝、設(shè)備、電氣、儀表、管道、安全等技術(shù)標準、規(guī)程及有關(guān)規(guī)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(shè)備檢修、試驗和標定，輸油站（隊）調(diào)度根據(jù)輸油運行條件確定設(shè)備檢修、試驗和標定作業(yè)時間，作業(yè)實施前、后應(yīng)向上級調(diào)度匯報，涉及工藝運行保護值；各類運行設(shè)備保護、安全、極限值的試驗和標定作業(yè)時間由上級調(diào)度確定。11 事故狀態(tài)下輸油11.1 輸油生產(chǎn)中發(fā)生事故后，在處理過程中

19、涉及到改變運行方式、工藝參數(shù)等，須經(jīng)上級調(diào)度批準后實施。11.2 在緊急情況下，輸油站（隊）調(diào)度可先進行事故處理，并及時向上級調(diào)度匯報。11.3 輸油生產(chǎn)事故的處理和生產(chǎn)恢復(fù)，由上級調(diào)度下達調(diào)度命令，進行統(tǒng)一指揮。11.4 輸油生產(chǎn)事故狀態(tài)下，未經(jīng)上級調(diào)度批準，任何單位、個人不得從事影響事故搶修和恢復(fù)正常運行的其它作業(yè)。11.5輸油生產(chǎn)事故狀態(tài)下，上級調(diào)度可要求下級調(diào)度增加匯報與事故有關(guān)的內(nèi)容和匯報次數(shù)。12、調(diào)度會議12.1管道儲運分公司調(diào)度中心宜每年召開一次輸油調(diào)度工作會議。12.2管道儲運分公司調(diào)度中心每月召開一次輸油調(diào)度電話會議。13、調(diào)度通信13.1輸油調(diào)度電話必須設(shè)專用通信線路，任

20、何單位和個人不得隨意占用、借用和轉(zhuǎn)接。13.2輸油調(diào)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(diào)度，征得同意并保證輸油調(diào)度電話暢通后方可實施。13.3事故狀態(tài)下，輸油調(diào)度負責通知通信部門調(diào)用其它通信設(shè)施和通信工具，以保證事故搶修和恢復(fù)輸油生產(chǎn)的通信指揮。二、原油管道工藝安全運行操作規(guī)程1 范圍本標準規(guī)定了輸油管道的輸油工藝運行參數(shù)、流程操作原則、清管作業(yè)及封存程序，以及輸油管道出現(xiàn)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(xù)輸送物性基本保持穩(wěn)定的原油。 3.

21、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(jīng)一定溫度處理后的管輸原油。 3.4 混合原油 兩種或兩種以上的不同性質(zhì)的原油按一定比例經(jīng)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(shù)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

22、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(chǎn)運行。4 安全規(guī)定4.1 輸油管道在生產(chǎn)過程中的一切行為，均必須符合國家、行業(yè)和管道儲運(分)公司的安全規(guī)定，并執(zhí)行相關(guān)的文件、制度和標準。4.2 輸油管道的運行、備用的輸油設(shè)施、設(shè)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(guī)定。5 一般規(guī)定5.1 對各單體輸油設(shè)備的操作，應(yīng)按其單體設(shè)備的操作規(guī)程進行，聯(lián)合運行時的操作程序和運行參數(shù)控制應(yīng)執(zhí)行標準的規(guī)定。5.2 在運行的輸油管道上進行新技術(shù)、新工藝、新設(shè)備的試驗過程中，其工藝運行參數(shù)及操作程序不能執(zhí)行本標準時，必須制定相應(yīng)的技術(shù)方案，經(jīng)批

23、準后方可實施。53 管輸原油每季應(yīng)對管輸油品的凝點、粘度進行一次測定；當管輸原油性質(zhì)發(fā)生變化時，應(yīng)重新測定凝點、粘度。5.4 本標準是依據(jù)公司管道現(xiàn)狀而編制的，若管道狀況或所輸原油性質(zhì)發(fā)生變化時，應(yīng)及時進行補充修訂，經(jīng)管道儲運(分)公司批準后執(zhí)行。6 工藝運行參數(shù)6.1.1.1 進站壓力要低于站內(nèi)與油流相通管道設(shè)施、設(shè)備的最高允許壓力。6.1.1.2 進站壓力應(yīng)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(guī)定的值。 表l 各輸油管道最高出站壓力規(guī)定值序管道名稱正輸(MPa)返輸(MPa)1東黃線3.203.202東黃復(fù)線6.275.603廣齊線6.

24、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(fù)線6.206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進站溫度6.2.1.1 原油管道加熱輸送時，各種原油

25、進站溫度必須高于以下規(guī)定值： 勝利原油為30C;加劑后為25C,且高于該加劑原油室內(nèi)模擬工況測試凝點5C以上。 中原原油為35C,加劑后為25C,且高于該加劑原油室內(nèi)模擬工況測試凝點4C以上。南陽原油為40，加劑后為37'C，且高于該加劑原油室內(nèi)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(guī)定的值。表2 各輸油管道最低輸量規(guī)定值 輸量

26、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440350260B勝利原油550420340B加劑勝利原油3903002102東黃復(fù)線勝利原油6805404003東臨線勝利原油3502902404東臨復(fù)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2

27、40195180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(zhí)行表2規(guī)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(jù)管道的實際運行情況，以電傳通知或調(diào)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(yīng)不小于最大加熱站間管容積的15倍。6.4.2 管道反輸?shù)淖畹洼斄繎?yīng)不小于表2規(guī)定值

28、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(guī)定的停輸時間。表3 各加熱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(fù)線勝利原油2028363東臨線勝利原油1418264東臨復(fù)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

29、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照表3執(zhí)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(chǎn)需要時，其停輸時間確需超表3規(guī)定值時，必須制定相關(guān)技術(shù)方案，批準后實施。 6.5.1.5 管線沿線土壤溫度場沒有恢復(fù)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

30、管道總管容的1.2倍，6.6 油罐參數(shù)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(guī)程規(guī)定的允許最低進站溫度值。6.6.1.2 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(nèi)原油液面高度(罐位)應(yīng)控制在安全罐位范圍內(nèi)，特殊情況下經(jīng)上級調(diào)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(zhí)行表4規(guī)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

31、.08.51.5中洛線新鄉(xiāng)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16.42.01

32、7.2 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19.53.019.92.5儀征 6.8 加熱設(shè)備 各管道的加熱設(shè)備運行時，運行參數(shù)的控制執(zhí)行方箱式加熱爐運行操作規(guī)程、8700kW立式加熱爐運行操作規(guī)程、QSHGD 0017、QSHGD 0050的操作規(guī)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(diào)度，統(tǒng)一指揮。非特殊緊急情況(如即將發(fā)生或已發(fā)生火災(zāi)、爆管等重大事故)，任何人未經(jīng)調(diào)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

33、遵循“先開后關(guān)”的原則，確認新流程已經(jīng)導(dǎo)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(dǎo)通低壓部位，后導(dǎo)通高壓部位；反之，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(guī)定，根據(jù)流程切換內(nèi)容，填寫流程操作票，在實際操作中專人監(jiān)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(guī)定 7.2.1 閥門操作 7.2.1.1 正常開關(guān)閥門時，應(yīng)緩開緩關(guān)，并應(yīng)執(zhí)行SY6470中的規(guī)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(diào)壓，待壓力平衡后，再打開閘板閥。 7.2.1.3 無調(diào)

34、節(jié)液壓球閥和平板閥操作時，應(yīng)全開或全關(guān)。 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(yīng)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(yīng)提前壓火，停爐后待爐膛溫度降至100C以下，方可關(guān)嚴進、出站閥門，同時導(dǎo)通站內(nèi)泄壓流程。 7.2.2.4 事故停爐或緊急停爐，確需關(guān)閉加熱爐進出爐閥門時，在關(guān)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。

35、7.2.2.5 切換至站內(nèi)循環(huán)時，加熱爐應(yīng)降負荷或停爐。 7.2.2.6 加熱爐本體和相關(guān)輔助系統(tǒng)的點、停爐、熱負荷的調(diào)整操作執(zhí)行方箱式加熱爐運行操作規(guī)程、8700kW立式加熱爐運行操作規(guī)程、QSHGD 0017、QSHGD 0050中的規(guī)定。 7.2.3 輸油泵操作 7.2.3.1 輸油泵機組切換時，應(yīng)提前與上、下站和本站運行崗位聯(lián)系。 7.2.3.2 輸油泵機組切換宜采用“先啟后?！钡倪\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(yīng)認真調(diào)節(jié)啟、停輸油泵機組的負荷，基本保持出站壓力平穩(wěn)，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

36、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(yīng)控制在最大允許電流的85左右。 7.2.3.6 由其它流程改為站內(nèi)循環(huán)流程時，應(yīng)先降低輸油泵排量。 7.2.3.7 管道突然出現(xiàn)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(tǒng)啟、停及排量調(diào)整執(zhí)行(DKS型輸油泵運行操作規(guī)程)(DZSDZ型輸油泵機組操作規(guī)程)、QSHGD 0049的規(guī)定。7.2.4 清管作業(yè) 7.2.4.1 加熱輸送管道應(yīng)定期組織清管作業(yè)，清管的作業(yè)周期由各輸油單位根據(jù)生產(chǎn)運行確定。 7.2.4.2 在清管作業(yè)前，

37、需制定清管作業(yè)方案，由生產(chǎn)主管領(lǐng)導(dǎo)批準后，方可實施。 7.2.4.3 在清管作業(yè)時，清管的準備、檢查和操作按SYT6148、QSHGD 0015、QSHGD0031的要求進行。8 各類輸送工藝的規(guī)定 8.1 旁接罐輸送 8.1.1 全線輸量應(yīng)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(tǒng)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(shè)施必須完好，并投入運行。 a)出站壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)； b)高、低

38、壓泄壓系統(tǒng)； c)管道超壓輸油泵自動停泵； d)輸油設(shè)備事障保護系統(tǒng)； e)低壓回流系統(tǒng)。 8.3 加劑輸送 8.3.1 輸油管道實施加劑輸送前，必須在完成管輸原油添加降凝劑后的室內(nèi)模擬試驗，確定安全、經(jīng)濟運行的相關(guān)參數(shù)。 8.3.2 各輸油單位應(yīng)根據(jù)室內(nèi)試驗結(jié)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(fù)配、注入執(zhí)行QHD 0019中的規(guī)定。 8.3.4 勝利原油加劑輸送時，首次加熱溫度不應(yīng)低于60C，重復(fù)加熱溫度應(yīng)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(yīng)低于65C，重復(fù)加熱溫度不應(yīng)低于60C。

39、8.3.6 南陽原油加劑輸送時，首次加熱溫度不應(yīng)低于65C，重復(fù)加熱溫度不應(yīng)低于60C。8.3.7 加劑輸送時，原油管道的開泵站應(yīng)設(shè)置加劑原油物性的測試點，每天應(yīng)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(fā)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(nèi)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(yīng)測試混合原油的凝點、粘度和靜態(tài)穩(wěn)定性。8.4.2 在輸送混合原油前，應(yīng)根據(jù)首站流程、混合比例的要求，制定原油混合的作業(yè)方案，經(jīng)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(yè)中，必須遵循原油混合的作業(yè)方案。8.4.4 原油混合采用

40、儲油罐內(nèi)混合方式時，有攪拌裝置的儲油罐應(yīng)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(nèi)的靜態(tài)儲存時間不宜大于48h。8.4.5 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(yīng)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(yīng)組織有關(guān)人員對所轄的輸油設(shè)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(jù)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(nèi)管網(wǎng)、輸油泵機組、加熱裝置等輸油設(shè)施冬季安全生產(chǎn)運行的有關(guān)要求執(zhí)行QHD 0020中的規(guī)定。10 管道的封存10.

41、1 停用封存的長輸原油管道，必須將管道內(nèi)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(nèi)容： a)實施時間； b)準備工作； c)組織機構(gòu)； d)掃線方式； e)掃線運行控制； 掃線結(jié)果判斷； g)掃線過程及要求。10.3 掃線介質(zhì)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(zhì)總量應(yīng)大于管道總?cè)萘康?倍。10.6 掃線介質(zhì)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(qū)地下管道時，掃線結(jié)束后，應(yīng)將管

42、內(nèi)存水掃出，管道低洼處不能存在滴管現(xiàn)象l0.6.3 封存無冰凍地區(qū)地下管道時，可采用滿水封存，但跨越管段應(yīng)采取防凍措施，各站段應(yīng)安裝泄壓裝置，平衡管內(nèi)壓力。10.7 掃線介質(zhì)是低凝、低硫原油時。10.7.1 掃線介質(zhì)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(yīng)安裝泄壓設(shè)施，平衡管內(nèi)壓力。 10.8 停用封存后的管理 長輸原油管道停用封存前，應(yīng)制定輸油設(shè)施(設(shè)備)、儀器儀表和電氣設(shè)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(yīng)正常投用管道的陰保設(shè)施。 1l 工藝流程的應(yīng)用范圍 輸油站各種工藝流程的應(yīng)用范圍見附錄A。 12 事故的處

43、理 當長輸原油管道出現(xiàn)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(yīng)用范圍 A1 壓力越站流程 A1.1 輸量較小； AL 2 輸油泵機組發(fā)生故障不能加壓或其輔助系統(tǒng)不能正常運行； A1.3 站內(nèi)低壓系統(tǒng)的管道或設(shè)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(tǒng)，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(tǒng)發(fā)生故障和加熱設(shè)施及輔助系統(tǒng)發(fā)生故障不能正常運行； A2.2 供電系統(tǒng)發(fā)生故障或計劃檢修； A2.3 需全越站才能進行的站內(nèi)管道、設(shè)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

44、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(shè)施檢修、大修； A3.3 熱力設(shè)施或輔助系統(tǒng)因故不能正常運行。 A4 站內(nèi)循環(huán)流程 A4.1 管道投產(chǎn)時站內(nèi)聯(lián)合試運，或?qū)τ汀⑺A(yù)熱升溫；A4.2 防止站內(nèi)系統(tǒng)的管道或設(shè)備因長時間停運而凝油； A4.3 下站罐位超高或發(fā)生冒罐事故； A4.4 本站罐位超低或發(fā)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；

45、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(chǎn)前輸水預(yù)熱管道。附錄B(提示的附錄)事故的處理 B.1 總則 B.1.1 輸油管道出現(xiàn)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(diào)度匯報。 B.1.2 在事故處理過程中，涉及輸油生產(chǎn)運行的一切指令由調(diào)度下達。 B.2 輸油管道干線凝管 B.2.1 現(xiàn)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(xù)上升，輸油量持續(xù)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(xiàn)象進一步發(fā)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(xiàn)初凝現(xiàn)

46、象時，應(yīng)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(xù)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，仍不見效，可請示管道儲運分公司主管領(lǐng)導(dǎo)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(fā)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(jiān)視壓力、溫度和輸量的變化，管理處、分公司調(diào)度加密收集參數(shù)，會同各有關(guān)技術(shù)人員分析參數(shù)，及時采以對策； e)干線初凝發(fā)生在一、二個站間時，在處理初凝同時，其它未凝站段應(yīng)采取相應(yīng)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(yīng)處于待命，準備搶修機具和材料。

47、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(zhuǎn)，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(fù)到正常值為止。 B.3 輸油干線漏油 B.3.1 現(xiàn)象 a)無人為操作時，出站壓力、下站進站壓力發(fā)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(huán)，或被打孔后接閥盜油。 B.3.3 處理 a)根據(jù)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

48、)根據(jù)漏點情況，降壓或停輸搶修。 B.4 輸油干線爆管 B.4.1 現(xiàn)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。 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(fā)生后，上站應(yīng)立即停泵(若該站加熱爐運行，應(yīng)先停爐)。上、下站應(yīng)根據(jù)本站的標高情況，并關(guān)嚴出站、進站閥門； b)上、下站根據(jù)本站的標高情況，并關(guān)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(yīng)適當活動輸油干線，或安裝臨時流程，暫恢復(fù)全線輸油。 B

49、.5 站內(nèi)管線爆管 B.5.1 現(xiàn)象 站內(nèi)管線漏油，空氣中油氣大。 B.5.2 原因 a)站內(nèi)管線超壓運行。 b)流程切換錯誤，造成站內(nèi)管線憋壓。 c)站內(nèi)管線死油段受熱膨脹。 d)站內(nèi)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(yīng)先停爐)； b)切斷站內(nèi)所有電源、熄滅站內(nèi)所有火源； c)根據(jù)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(xiàn)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

50、行。 d)爐管材質(zhì)缺陷。 e)其它原因。 B.6.3 處理 a)緊急停爐； b)關(guān)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 油罐著火 油罐發(fā)生著火后，應(yīng)執(zhí)行消防滅火預(yù)案，立即采取以下措施： B.7.1 立即投用各種消防設(shè)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(qū)中，某座油罐著火時，在對著火油罐進行噴水冷卻同時，應(yīng)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(yīng)進行倒罐作業(yè)，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(diào)整排量。 c)靜態(tài)油罐加熱溫度過度，造成罐底積水突沸。 B.8.2 處理 a)立即切換流程，收油罐立即停止收油； b)調(diào)整排量； c)停止加熱，并倒罐