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

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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。

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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

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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

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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。

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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。

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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。 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 1 2 3 4 管道名称 东黄线 东黄复线 广齐线 东临线 正输(MPa) 3.20 6.27 6.27 返输(MPa) 3.20 5.60 ／ 东营5．60；滨州、惠民4．50； 临邑3.90；商河4.20；滨州、惠民 商河4.20。 4.50。 6.20 4.00 4.50 ／ ／ 。 临邑3.75；其余各站4.0。 5 6 7 7

东临复线 胶青线 沧临线 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 沧河线 沧石线 鲁宁线 临盘线 扬子线 仪征装船线 中洛线 魏荆线 临濮线 沧津线 津燕线 6.27 2.00 4.20 2.50 2.50 2.50 6.27 ／ 2.00 3.60 ／ 2．50 ／ 4.00 魏岗、襄樊两站4.20； 江边站3．50；其余各站3．13。 临邑、高唐、聊城、莘县4．00； 段庄、赵寨子、侯营、范县／ 3.85。 6.27 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 1 ) 管道名称 东黄线 输送油品 A胜利原油 月 份 1、2、3、12 590 4、5、6、11 460 350 420 300 540 290 7、8、9、10 380 260 340 210 400 240 A加剂胜利原油 440 B胜利原油 550 B加剂胜利原油 390 2 3 8

东黄复线 东临线 胜利原油 胜利原油 680 350 4 5 6 7 8 9 10 ll 东临复线 胶青线 沧临线 沧石线 鲁宁线 胜利原油 胜利原油 胜利原油 胜利原油 胜利原油 加剂胜利原油 880 65 400 115 540 480 125 320 220 240 121 650 50 325 )15 500 410 100 260 165 195 115 550 45 325 115 400 330 75 220 130 180 115 扬子线 中洛线 魏荆线 胜利原油 中原原油 加剂中原原油 南阳原油 加剂南阳原油 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 1 2 3 4 5 6 东黄线 胜利原油 加剂胜利原油 月 份 l、2、3、12 14 12 20 14 20 8 12 4、5、6、11 7、8、9、10 18 16 28 18 28 15 16 26 24 36 26 36 24 24 东黄复线 胜利原油 东临线 胜利原油 东临复线 胜利原油 胶青线 沧临线 胜利原油 胜利原油 9

7 8 9 沧石线 鲁宁线 扬子线 胜利原油 胜利原油 加剂胜利原油 胜利原油 胜利原油 中原原油 加剂中原原油 南阳原油 加剂南阳原油 16 20 16 12 14 14 12 10 8 20 28 20 16 18 18 15 10 8 28 36 30 24 24 26 24 12 10 10 装船线 1l 中洛线 ， 魏荆线 12

6.5.1.2 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 上限 500m拱顶罐 1000m拱顶罐 1000m拱顶罐 2000m拱顶罐 8.0 8.5 8.0 9.0 下限 2.0 2.0 2.0 2.5 极限罐位 上限 8.5 9.5 8.5 9.5 下限 1.5 1.5 1.5 2.0 地点 中洛线中间站 襄樊 中洛线新乡站 濮临线中间站、商河站 10

2000m无力矩罐 3000m拱顶罐 工0.3 10.0 1.5 2.5 3.0 2.0 3.0 3.0 2.5 3.0 2.5 2.0 3.0 2．5 3.0 11.4 11.0 13.0 13.5 14.0 4.5 13.5 14.0 14.9 17.2 17.4 17．4 19.9 1.0 1.5 2.5 2.5 2.5 2.0 2.0 2.5 2.0 2.0 2.5 2．0 2.5 惠民站 鲁宁、沧临线中间站 临邑、沧州 濮阳 临邑 濮阳 滨州 临邑、仪征、沧州 东营 魏岗 临邑、仪征、河涧 黄岛 仪征 10000m拱顶罐 12.0 10000m拱顶罐 12.0 10000m浮顶罐 13.5 10000m浮顶罐 13.5 10000m浮顶罐 2.5 20000m浮顶罐 土3.5 20000m浮顶罐 13.1 20000m浮顶罐 16.4 50000m浮顶罐 16.5 50000m浮顶罐 15.0 100000m浮顶罐 19.5

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／SHGD 0017、Q／SHGD 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Q／SHGD 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

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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／SHGD 0017、Q／SHGD 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)、Q／SHGD 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SY／T6148、Q／SHGD 0015、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。

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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／HD 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Q／HD 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。

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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．L 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； 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

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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

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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；

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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GBJ 128—1990的规定．

3.2 油罐区建筑防火要求应符合GBJl6—1987(2001)及GB 50183—1993的规定． 3.3 油罐与其他建筑物安全距离应符合GB 50160—1992(1999)的规定。

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3.4 罐区安全标志符合GB 2894—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／SHGD 0043—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／SHGD 0048—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／SHGD 0045—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。

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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／SHGD 0022—1995(1999)且符合GBJ 140—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65 mmXl9mm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。

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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GB 13348-1992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SH 3063—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)。

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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／T 6324—1997 输油输气管道仪表及自动化设施管理规定 SY／T 6325—1997 输油输气管道电器设备技术管理规定 Q／SHGD 0032 输油输气设备(设施)大修理工程竣工验收规定 Q／SHGD 0069—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。

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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A 6 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

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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 9.1 1000h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。 9.2 4000h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。 9.3 8000h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。

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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。

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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／SHGD 0032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

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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。

3．2．2 在用锅炉的安全阀至少每年检查一次，须有当地劳动部门检验，检验后，应作铅封，处于完好工作状态。安全阀检验后，其检验结果如整定压力等应记人锅炉技术档案。安全阀的整定压力视工作压力而定，按劳部发C1996]276号第七章第143条款内容执行。 3．2．3 排污阀宜采用闸阀、扇形阀、斜截止阀或球形旋塞阀，畅通好用。排污阀称直径为20一65mm，卧式锅壳锅炉锅壳上的排污阀通径不应小于40mm。

3．2．4 汽压表及各种压力表表盘干净、刻度清晰，指针在零点，贴有检定标志，铅封完好。汽压表标有工作压力红线。 3．3 附属论备的检查

3．3．1 给水泵(上水泵)、鼓风机、引风机、燃油泵转向正确，能随时启动。 3．3．2 给水泵、鼓风机、引风机、燃油泵、除氧器及汽水换热器处于完好状态。 3．3．3 水处理设备完好，软化水源充足，水质应符合GBl575的规定。 3. 4 燃油系统的检查

3．4．1 检查燃烧器与锅炉连接是否牢固。

3．4. 2 燃烧器处于完好状态，喷油嘴位置正确。

3．4. 3 电弧光点火装置完好。若用液化气点火。要执行液化气使用规定。 3．4．4 各种报警装置的远传信号灵敏可靠，铃声响亮，指示灯颜色正确。 3．4．5 燃料油系统畅通，电伴热运行正常。

3．4．6 燃油流量计完好，有检定标志，并在有效期内。

3．4．7 燃料油泵有无异常，过滤器、燃料油管线上的阀门是否正常。 3．4．8 燃油罐液位应控制在安全罐位范围之内。 3．5 水汽管线、风管线、阀门及其它检查

3．5．1 各种管线要畅通，保温完好，安装牢固，紧固件和密封垫符合要求，位置正确，螺丝满扣整齐。

3．5．2 各种阀门手轮完整紧固，阀杆无锈，填料饱满。 3．5．3 各种管道的涂色要符合有关的规定。

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3．5．4 各种管道上要有明显的表示介质流动方向的箭头。 3．5．5 所有照明光源位置合理，能满足操作和监视要求。

3。5．6 检查电路系统、电源是否接通，继电器等触点有无异常检测器及各种连锁的限制器是否正常。 4 点炉前的准备

4．1 锅炉单台与多台同时运行的点炉准备

4．1．1 打开锅炉主蒸汽二次阀和烟道挡板各种指示灯是否完好，火焰 4．1．2 关闭锅炉主蒸汽一次阀、所有排污阀、加药阀。

4．1．3 打开所有水位计的汽阀、水阀及所有压力表阀，关闭所有的水位计放水阀。 4．1．4 打开排汽阀(包括主蒸汽管线上的排汽阀)。

4．1. 5 打开锅炉的给水分炉总阀，关闭锅炉给水所有阀门。 4．1．6 按给水泵操作规程启运给水泵。

4．1. 7 缓慢打开给水调节阀的旁路阀手动给锅炉上水，当水位达到正常水位后，关闭给水旁路阀。

4．1．8 按给水泵操作规程停泵，并处于备用状态。当水位保持一小时不变后，打开排污阀放水至最低水位，关闭排污阀。

4．1．9 关闭风机人口挡板，打开供风系统其它挡板。

4．1．10 按操作规程启运鼓风机，缓慢打开风机人口挡板，调节挡板使其达到所需风量。吹扫炉膛3min～5min，关闭炉前调风器挡板。慢慢关闭风机人口挡板，按风机操作规程停机，并处于备用状态。

4．1．11 关闭雾化器进油阀和回油阀，打开油系统循环阀门，投人燃油系统电伴热，使燃油温度达到高出燃油凝固点20℃时，立即按燃料油泵操作规程启运油泵，燃料油循环最少1.5h后才允许点炉。

4．2 锅炉房只有一台锅炉点炉前准备按4．1进行。 4．3 锅炉房联网锅炉中已有运行锅炉时增加锅炉的准备 4．3．1 关闭锅炉主蒸汽一次阀。 4．3．2 烟道挡板打开1／3开度。 4．3．3 打开锅炉主蒸汽二次阀。 4．3．4 关闭所有排污阀、加药阀。

4．3．5 打开所有水位计的汽、水阀，关闭所有水位计的放水阀，打开所有压力表阀。 4．3．6 打开排汽阀(包括主蒸汽管线上的排汽阀)。

4．3．7 打开锅炉给水分炉总阀，关闭锅炉给水其它阀门。 4．3．8 按给水泵操作规程启运给水泵供水。

4．3．9 缓慢打开给水调节阀的旁路阀手动给锅炉上水，当水位达到最高水位后关闭给水旁路阀。

4．3．10 按给水泵操作规程停泵，并处于备用状态。当水位保持lh不变后，打开排污阀放水至最低水位，关闭排污阀。

4．3．11 关闭风机人口挡板，打开供风系统其它挡板。

4．3．12 按风机操作规程启运鼓风机供风，缓慢打开风机人口挡板，调节挡板使其达到所需要的风量，吹扫炉膛3min～5min，关闭炉前调风器挡板，缓慢关闭风机人口挡板，按风机操作规程停机并处于备用状态。 4. 3. 13 关闭雾化器的进油阀和回油阀，打开油系统阀门，开蒸汽扫线阀进行暖管10min， 注意汽量不要太大，顶通即可。打开锅炉来油总阀和回油总阀，调节回油调压阀，将燃料油正常地循环起来。

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5 点炉操作、升压、送汽、并汽 5．1 点炉操作

5．1．1 新安装的锅炉、经大修和二级保养的锅炉第一次点火前要进行烘炉(见附录A)和煮炉(见附录B)。

5．1．2 根据燃烧器的油喷嘴形式、规格不同，可分为机械雾化、转杯雾化、蒸汽雾化和空气雾化等四种形式的燃烧器。 a)机械雾化的油喷嘴点火操作程序 1)根据燃料油的来油压力，应确保燃烧器的人口压力保持在0．2MPa～0.3MPa，若压力不稳，可由稳压阀来调节之稳定；

2)按动控制起动柜上的起炉按钮；

3)仔细观察燃烧器是否按程序进行，发现异常及时停机处理； 4)点火正常后，及时调节风油比，观察烟囱不冒黑烟或白烟为宜。 b)转杯雾化的油喷嘴点火操作程序 1)燃烧器启动前应检查油温、油压、电源是否符合要求，燃烧器各部不应有松动等异常情况； 2)点火前启动燃烧器，打开一次和二次风门，吹扫炉膛3min～5min，然后使一次风门开1／3—1／2，二次风门全关，点上引火源置于喷嘴前，慢慢打开油阀，待火点着后应立即打开一次风门，再根据油量的大小逐步调节二次风门，使风和油的比例达到最佳状态； 3)若一次点火不着需重新点火时，应重复以上1)、2)步骤。 c)蒸汽雾化的油喷嘴点火操作程序

1)关闭一、二次风门，烟道挡板关至2／3； 2)从人孔将木柴放至炉膛，关闭人孔门； 3)点燃引火源，仍至木柴中点燃燃烧；

4)当锅炉蒸汽压上升至0.1MPa一0.13MPa时，迅速灭掉炉膛火焰； 5)打开蒸汽管线，供油喷嘴用蒸汽雾化； 6)启动燃料油系统；

7)再次点燃引火源，操作人员侧身将引火源置于喷嘴前方100mm左右处； 8)启动燃烧器，缓慢打开燃料油阀和蒸汽阀； 9)逐渐开大一次风门并加大火焰；

10)调节二次风门，逐渐开大烟道挡板和风量，使燃烧正常 d)空气雾化的油喷嘴点火操作程序

1)关闭一、二次风门，烟道挡板关至2／3， 2)按下点炉按钮； 3)打开液化气开关；

4)打开燃料油阀门和空气阀门；

5)按照点炉程序依次进行，高压点火装置首先打着液化气，数秒钟后和压缩空气电磁阀，压缩空气从油的四周射人，形成雾化状，参与燃烧； 6)逐渐开大一次风门，并加大火焰；

7)调节二次风门，逐渐开大烟道挡板和风量，使燃烧正常； 8)关闭液化气。

5．1．3 在点火过程中要精心监视燃烧状况，若点不着火或发生灭火时要立即关闭油嘴进油阀门，中断向炉膛供油，增大通风量，通风3min～5min，确认无油气，并且要查明点火失败的原因后，再重新点火。 5．2 锅炉升压 5．2．1 升压控制时间为2h～4h。在升压过程中，要监视排烟温度的变化及汽鼓水位变化，

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若有异常，应查明原因，及时消除。

5．2．2 当锅炉汽压稍高于大气压时，应冲洗压力表管，冲洗后要注意汽压上升情况。 5．2．3 当汽鼓压力升至0.1MPa～0.2MPa时，关闭排汽阀，冲洗汽鼓水位计。冲洗程序见附录C。

5．2．4 关闭放水阀时，水位计中的水位应迅速上升，并带有经微波动，如水位上升缓慢，说明有堵塞，应再冲洗。

5．2．5 水位计冲洗后，要与另一水位计对照水位，若指示不一致，应重新冲洗。 5．2．6 冲洗水位计操作应缓慢进行，操作者面部不要正对水位计。

5．2．7 当汽鼓压力升到0.2MPa～0.3MPa时，应冲洗压力表导管，然后校对汽鼓水位计与自动记录仪指示是否一致。

5．2．8 当汽鼓压力升至0.25MPa～0.35MPa时，打开定期排污阀缓慢放水，要注意汽鼓水位的变化，水位不低于最低允许水位。

5．2. 9 当汽鼓压力升至0.3MPa时，应严格检查水、汽、油系统的各连接处及阀门填料，确保不漏。

5．2．10 当汽鼓压力达到工作压力50％时，应停止升压，对锅炉及附属设备进行全面检查，若有异常现象，立即排除故障，然后继续升压。 5．3 锅炉送汽

5. 3．1 当汽鼓压力接近工作压力时，打开蒸汽总管疏水阀，排出冷凝水，再关闭。 5．3．2 缓慢打开汽鼓一次阀暖管，当阀门到达全开限位时，再回转一圈。

5. 3．3 由于送汽后汽压下降，应及时调整燃烧状况，并观察汽鼓水位计的变化。 5．3．4 认真检查联锁装置及控制仪表。冲洗水位计，校对记录仪。 5．4 锅炉并汽

5．4．1 锅炉并汽时先打开蒸汽总管和主汽管上的疏水阀，排出冷凝水。

5．4．2 当锅炉汽压低于运行系统的汽压0.05MPa～0.1MPa时，即可开始并汽。并汽时要掌握好时机。当第二台锅炉高于运行系统汽压时，主汽阀开启后，大量蒸汽迅速输出，既破坏了额定的运行系统压力，又迫使第二台炉出力猛增、压力猛降，从而产生汽水共腾现象；若第二台炉汽压低于运行系统压力，主汽阀开启后，运行系统的蒸汽会倒流第二台炉内，影响正常运行。

5．4．3 缓慢—开启主汽阀的旁通阀进行暖管，待听不到汽流声时，再逐渐打开主汽阀达到全开位置，再回转一圈，然后关闭旁路阀以及蒸汽母管和主汽管上的疏水阀。 5．4．4 并汽时应保持汽压和水位正常，若管道中有水击现象，应疏水后再并汽。

5．4．5 并汽后要再次校对汽鼓水位计、水位记录仪、各汽压表指示值是否正确。送汽、升压及并汽过程中主要操作及所发现的问题做好记录。 5．4．6 并汽增加负荷不宜过快，一般不少于20min， 6 锅炉运行中的检查与调整 6．1 燃烧的调整

6．1．1 锅炉正常运行时，燃烧室炉膛的火焰要分布均匀，不得冲刷炉壁和炉管。 6．1．2 在正常运行时，油嘴调节均匀，不允许有结焦现象。

6．1．3 锅炉负荷变化时，应及时调整油量和风量，保持锅炉汽压稳定。在增加锅炉蒸发量时，应先加风，后加油；减少锅炉蒸汽量时，应先减油，后减风。

6．1．4 当锅炉负荷变化较大时，无论选用何种燃烧器，者要调整进、回油的压力。有的燃烧器是自动调节，有的燃烧器是人工调节，但是锅炉运行中进油压力及油质要符合燃烧器的规定。禁止用关小油嘴进油阀以节流形式调整锅炉蒸发量。

6．1．5 燃料油的正常燃烧，应具有光亮的淡黄色火焰，均匀地充满燃烧室；起燃点应在

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距油嘴头不远的地方，火焰中不应有明显的“雪花”现象，烟囱冒出的烟气颜色很淡，无明显可见的烟，火焰颜色原因及现象(见附录D)。

6．1．6 及时观察燃烧器的燃烧情况，若发现燃烧不良，漏油、结焦等异常情况，要及时处理。

6．1．7 停油嘴时，要先关闭油嘴油阀，再打开油嘴吹扫阀。吹扫后，关闭吹扫阀和燃烧器二次风风阀，停用的油嘴应通人少量蒸汽清扫。

6．1．8 在运行中，要经常注意观察排烟温度变化。当排烟温度较正常温度升高10％或突然升高10‘C以上时，要查明原因，采取相应措施。

6．1. 9 运行中发现燃烧不正常时，要从以下几个方面检查，并进行处理。 a)油压、油温是否正常。

b)油嘴有无堵塞、脱落、漏油、结焦，雾化片有无磨损等现象。 c)雾化是否良好。

d)调风器有无烧损现象。

e)油嘴和调风器的位置是否合适。 6．2 水位的调节

6．2．1 锅炉给水要均匀，经常保持锅炉水位在汽鼓水位计正常水位处，水位允许变化范围为土40mm。每班最少冲洗水位计两次，锅炉给水应根据汽鼓水位计的指示进行调整。 6．2．2 给水自动调节器投入运行后，仍须经常监视汽鼓水位计中水位的变化。若给水自动调节器动作失灵，应改为手动调节给水，并及时消除发生的故障。

6．2. 3 在运行中要经常监视给水压力和给水温度的变化。当给水温度高于103℃(除氧器投运后)或低于20℃(未投除氧器)要及时联系有关人员进行调整处理。

6．2. 4 每班最少三次核对水位记录仪和汽鼓水位计的指示，间隔时间要均匀。若指示不一致。应验证汽鼓水位计指示的正确性(必要时还应冲洗。若水位记录仪的指示不正确，要及时处理，并按汽鼓水位计的指示控制给水。将对照结果及所发现的问题做好记录。

6．2．5 每月至少进行一次水位警报器试验。试验时，要保持锅炉运行稳定，水位计指示准确。当汽鼓水位调整到高低水位线时，警报器呜叫，水位信号应显示，否则应停止试验，消除所发现的问题，并重新做试验，将试验结果及所发现的问题做好记录。 6．3 汽压调整 6．3．1 在运行中，根据用汽的需要和并列运行锅炉负荷的分配，相应调整锅炉的蒸发量。为确保锅炉燃烧稳定及水循环正常，锅炉蒸发量不能低于额定出力的30％。

6．3．2 运行中要根据锅炉负荷的变化，适当调整锅炉的汽压，锅炉汽压允许变化范围为0．1MPa。

6. 3．2 并列运行的锅炉，要采取下列措施以保持锅炉汽压在允许范围内变化。 a)根据每台锅炉的技术状况，合理分配各炉的负荷，尽量以一台炉作为调压炉。 b)经常掌握用汽负荷变化，及时调整锅炉的蒸发量。

c)在分汽缸处调整各用汽点的供汽量时，操作要缓慢平稳。

d)经常与各用汽岗位联系，要求各用汽岗位平稳操作，用汽量不要急剧变化。 e)锅炉各汽压表的指示应每班对照一次，若发现异常，及时汇报。

f)锅炉运行时，要每月进行一次安全阀手动放汽试验，试验应在正常运行压力下进行。 试验时要将试验结果做好记录。 6．4 锅炉的排污

6．4．1 为了保持受热面内部清洁，保持锅炉水质量合格并能及时排除水垢沉渣，必须对锅炉进行有系统的排污。锅炉排污有两种：

a)连续排污：从循环回路中含盐浓度最大的部位放出炉水，以维持额定的锅炉水含盐量。

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b)定期排污：消除连续排污的不足，从锅炉下水鼓排除炉内的沉淀物。改善锅炉水质，当锅炉水质不良或悬浮物增多时，要加强定期排污。

6．4．2 锅水的水质标准，应符合GBl576的规定。当锅水相对碱度达到0．2时，要采取防止苛性脆化的措施。

6．4．3 当锅水碱度或溶解固形物超过规定时，要加大连续排污量。加强锅水监督，以确定合理的排污量，直至水质合格为止。

6．4．4 运行中一般每班定期排污一次。在锅炉启动的低压阶段，要加强下水鼓排污；当锅水澄清后，减少排污次数。排污应在低负荷时进行，当排污阀全开时，排污持续时间不宜超过o．5min。不准同时打开两个排污点的排污阀。当炉水碱度或溶解固形物超过规定时，要加大连续排污量，同时加强炉水监督，以确定合理的排污量，直至水质合格为止。

6．4．5 排污时，应注意监视给水压力和汽鼓水位的变化，并维持水位正常。排污后，应进行全面检查，确认各排污阀关闭严密。排污程序是：先开一次阀，缓慢开二次阀；排污完后，先关二次阀，后关一次阀。

6．4．6 排污应缓慢进行，防止水冲击，如管道发生严重震动，应停止排污，待故障消除后，再次排污。

6．4．7 如两台以上使用同一排污管。禁止两台同时进行排污。在排污过程中，如锅炉发生故障，应立即停止排污，但汽鼓水位过高和汽水共腾除外。

6．4．8 为减少汽水损失，节约能源，应充分利用连续排污扩容器。扩容器的压力应稍高于除氧器汽平衡的压力，但一般不超过0.3MPa，水位应在水位计的中间处，水位调节器动作正常，安全阀处于工作状态。 7 停炉

7．1 正常停炉

7．1．1 停炉前要报告调度，得到允许后方可停炉。

7．1．2 逐渐降低锅炉负荷，确认燃烧器(油嘴)处于低火状态，将控制选择开关放至手动位置，若是多个燃烧器(油嘴)，先关一个火嘴。

7．1．3 关第二个火嘴，关闭油嘴油阀及主油阀，然后打开主油管吹扫汽阀。 7．1．4 锅炉熄火后，鼓风机继续运转，使燃烧室通风数分钟后(注：视锅炉负荷大小不同、燃料油品性质不同及燃烧器型号不同来确定通风时间)，再停止鼓风机，关闭燃烧器风阀，烟囱挡板及其它有关风阀。

7．1．5 关闭燃料油供油阀，防止电磁阀泄漏引起炉膛爆燃。

7．1．6 熄火后的锅炉，由于锅炉负荷的逐渐降低，必须相应地减少进水量，以保持汽鼓内正常水位。

7．1．7 锅炉停止供汽后(蒸汽汽压表指示到零)，关闭主汽阀，关闭连续排污阀，然后继续向锅炉汽鼓进水直到允许最高水位为止。锅炉尚有汽压时，仍需保持锅炉水位。

7．1．8 主汽阀关闭后，如汽鼓压力仍继续上升，并有可能超过工作压力时，应打开汽鼓的排汽阀放汽，或者向汽鼓内加水，并进行少量排污，但不能使锅炉有明显冷却。

7．1．9 锅炉汽压未降至零和辅助设备电机电源未切断时，仍需对锅炉及辅助设备进行监视，确保自动补充锅炉内的水量，不至造成缺水事故。 7．1. 10 锅炉停炉后，应及时对锅炉及其附属设备进行一，次全面检查，若发现设备有缺陷，应记录好，并抓紧利用停炉期间修复。

7．1．1l 锅炉停炉检修时，按下列规定进行冷却。

a)停炉后4h～6h内，要紧闭所有孔门、看火门、鼓风机挡板和烟囱挡板，以免锅炉急剧冷却。

b)经4h～6h后，可打开烟囱挡板和鼓风机挡板，逐渐通风并进行必要的放水、上水。

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c)经8h～10h后，锅炉可再放水、上水一次，如有加速冷却的必要时，可启动鼓风机，适当增加放水和上水的次数。

d)停炉18h～24后，水温度不超过70℃一80℃可将炉水放尽。完全放水前，要先开汽鼓上的排气阀。

7．1. 12 锅炉需要紧急冷却时，在关闭主汽阀4h～6h后，允许启动鼓风机加强通风，并增加放水和上水次数。

7．1．13 对于汽鼓有裂纹或受压元件有重大缺陷的锅炉，应适当延长停炉冷却时间，放水时炉水温度不超过60℃～70℃。

7．1．14 冬季停炉要制定出冬防措施，特别是半露天锅炉要制定出专门规定。

7．1．15 锅炉停炉后，要经常监视排烟温度的变化，要每隔30min记录一次，若排烟温度不正常地升高时，要禁止通风，只有排烟温度低于150℃时，方可通风。 7．2 紧急停炉。

7．2．1 紧急停炉条件(符合下列之一的应立即停炉)。 a)锅炉严重缺水。 b)锅炉严重满水。

c)水位计全部损坏且水位记录仪指示不可靠。 d)炉管破裂。 e)二次燃烧。

7．2．2 关闭火嘴油阀和主油阀，停止向锅炉供燃料油。 7．2．3 关闭给水阀、主汽阀和排污阀。

7．2．4 打开排气阀。如发生爆管事故可不开排气阀。

7．2．5 停止向锅炉通风。如锅炉有的元件已损坏(如水冷壁管或排管爆破)在炉膛内喷出大量蒸汽混合物时，不得停鼓风机，而且要将鼓风机和烟囱的挡板开) 7．2．6 锅炉严重缺水时。严禁向锅炉进水。

7．2．7 紧急停炉时，除缺水、满水事故外，均应保持锅炉正常水位。和排污，以降低锅炉压力。

7．2．8 紧急停炉后，要立即汇报，如实陈述，并做好记录。

六、管式轻型加热炉操作规程

1.本标准规定了管式轻型加热炉运行操作及事故处理的方法。

本标准适用于管道输油(分)公司输油生产用2326kW、GW2500kW、GW5000kW、GW8000kW管式轻型加热炉。

2. 1 加热炉本体

2．1．1 辐射段炉管、焊口应无变形和外观缺陷或其它异常情况。 2．1．2 辐射室内保温层应无脱落、破损，炉体外表面无过热现象。 2．1．3 炉管吊挂应无断裂、脱落。

2．1. 4 加热炉体应完好无损，无明显漏风处，地脚螺丝完好、紧固。 2．2 加热炉附件

2．2．1 人孔、看火孔、防爆门零件齐全、关闭严密，检查防爆门是否灵活 2．2．2 烟道挡板灵活可靠，箭标指示准确，传动装置完好无损。 2．2．3 操作平台、梯子安全可靠、防雨棚完好。 2．2．4 燃烧器各部件齐全，安装符合要求。

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2. 2．5 火嘴砖不得破裂，燃烧器根部无漏油、渗油现象。 2. 2．6 吹灰器，吹灰控制器完好，转动应灵活。 2. 2．7 加热炉进、出炉管保温层良好，油路畅能。 2．2. 8 助燃风系统完好，调节灵活好用。 2．2. 9 压力表、温度计齐全完好。

2．2. 10 二次表、变送器、控制器、执行机构等控制仪器仪表完好灵敏。 2．2．11 紧急放空阀连接完好，手轮完整，开关灵活。 2．2．12 液化气罐气源充足，气压达到0.01MPa以上 2．3 燃料油系统

2．3．1 燃料油管线畅通、无渗漏，保温层良好。

2．3．2 燃油调节阀、回油调节阀、电磁阀、减压阀等完好、灵活、无渗漏。 2．3．3 燃料油电加热器、过滤器、流量计完好。 2．3．4 燃料油泵完好，无渗漏。

2．3．5 火嘴前燃油温度、压力应符合如下要求：

2．3．5.1 燃油温度：胜利油控制在80℃～120℃；中原油、南阳油控制在60℃～120℃。 2．3．5．2 燃油压力：旋杯火嘴控制在0.05MPa一0.25MPa；低压空气雾化火嘴控制在0.5MPa～0.8MPa。 2．4 压缩空气系统

2．4．1 压缩空气管线、阀门、气液分离器完好。

2．4．2 空压机完好，各附件齐全，排气温度、压力指示准确，排气压力达到工艺要求。 2．4．3 储气罐完好，附件齐全，安全阀完好。

2．4．4 开启储气罐、气液分离器放水阀，放净存水后，关闭放水阀。 2．5 原油系统

2．5．1 按照调度令导通原油工艺流程，加热炉的原油通过量不小于加热炉最小允许排量各种型号管式轻型加热炉的最小允许排量参照附录A。 3．1 点炉前的准备

3. 1．1 启用加热炉巡检仪及控制仪表。

3．1．2 导通燃料油系统，使燃料油在油路系统中循环一定时间，油温达到燃烧器要求。 3．1．3 调节燃料油在燃烧器前压力，应能满足燃烧器额定压力。 3．1．4 调整烟道挡板，处于全开状态。 3．1. 5 导通供风工艺流程。

3．1. 6 启动燃烧器、鼓风机，一般向炉膛吹扫3min一5min后，停燃烧器。 3. 2 点火操作

3. 2．1 关闭一、二次风门，烟道档板关闭三分之二。

3，2．2 操作人员侧身将火把置于喷嘴前方100mm～150mm处。 3．2．3 小开一次风门和燃料油针形阀。

3．2．4 启动燃烧器，缓慢打开燃料油阀，火嘴燃烧稳定后取出火把。 3．2．5 逐渐开大一次风门，并加大火焰。

3．2．6 调节二次风门，逐渐开大烟道挡板和风量，使燃烧正常。 3．2．7 关闭火嘴消音罩。

3．2．8 如点火失败，查明原因，按3．1．4～3．2．7重复操作。 3．3 加热炉的正常运行

3．3．1 加热炉点火后，调节烟道档板，控制炉膛负压在-20Pa~-40Pa范围内。 3．3．2 火焰不偏烧，不扑墙，严禁火焰直烧炉管。

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3．3．3 调节好风油比例，保证雾化良好，燃烧完全。

3．3．4 火嘴正常燃烧时，应具有光亮的淡黄火焰，火焰刚性好，火焰长度控制在炉膛长度的1／3～2／3之间，火焰中不应有明显的“雪花”。

3．3．5 严格控制原油出口温度、炉膛温度、排烟温度等工艺参数不超过规定值，工艺参数值见附录A。

3．3．6 炉膛含氧量一般控制在4％～8％范围内。 3．4 加热炉运行中热负荷的调整

3．4．1 按输油工艺要求，调整加热炉热负荷，以满足输油生产需要，如有紧急情况，加热炉可短时超负荷运行，但不得超过10％。

3．4．2 加热炉运行中，需增加热负荷，应先增加风量，后增加燃料油量。 3．4．3 加热炉运行中，需降低热负荷，应先减少燃料油量，后减少风量。 3. 5 调整负荷遵守以下原则

3．5. 1 加热炉正常启动过程中，允许在2h左右，将炉膛温度升到额定值。 3．5．2 长时间停用且不走油的加热炉投用时，可在3h～4h之内，将炉膛温度升到额定值。 3. 5．3 加热炉因故停炉，在炉膛温度不少于200℃，重新点炉时，允许在1h左右，将炉膛温度升到额定值。

3．5，4 加热炉在升温过程中，升温速度宜保持一致。 3．6 正常停炉

3．6．1 加热炉正常停炉应按先降低热负荷，后停炉的顺序进行。

3．6．2 根据调度要求的停炉时间，一般应提前1h～2h，逐渐降低加热炉的热负荷． 3．6。3 停炉操作

3．6．3．1 先关闭燃烧器进口燃料油针形阀 3．6．3．2 及时吹扫燃烧器。

3．6．3．3 吹扫完成后，停风机、燃烧器。 3．6．4 停炉后的操作

a)短时间停炉时，可以不停燃料油主管线，保持燃料油循环；

b)长时间停炉时，关闭燃料油来油总阀，开启扫线总阀，将燃料油管线中的原油吹扫干净，关闭燃料油回油总阀；

c)加热炉停炉后，应将烟囱挡板关闭，紧闭所有孔、门和关闭送风机的挡板； d)加热炉停炉后，可根据生产需要，关闭炉进出口阀门并扫线，或继续保持炉管内原油流动． 4 GW5000kW—Y／6．4 1型加热炉启停炉、运行、负荷调整 4．1 点炉前的准备

4．1．1 送上加热炉的动力电源。 4．1．2 启动计算机控制系统。 4．1．2．1 打开UPS电源开关．

4. 1．2．2 打开操作台后面电潭底板上的总电源开关和多用插座开关。 4．1．2．3 打开显示器开关。 4．1. 2．4 打开打印机电源开关，绿灯亮表示正常动联机开关，红灯亮可能没有打印纸，装好打印纸，按动连机开关。

4．1. 2．5 在操作台背后开启计算机电源开关。

4．1. 2．6 打开在操作台后面电源底板上的模拟量电源开关和开关量电源开关。 4．1. 2．7 打开操作台前的开关量手操器的电源开关。

4．1．2．8 系统电源启动后，通过计算机画面，用上、下键移动光标，选择“操作显示”，按回车键进入操作菜单画面，然后，用上、下、右、右键选择所要进入的画面，按回车键，

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进人所选择的画面。

4．1．2．9 将炉前控制盘的开关切换到自动，并合各组回路空气开关。

4．1．2．10 根据调度令，导通原油工艺流程，通过总貌面面F一301和F一302(原油人炉左右流量)，查看加热炉原油通过量是否在最小允许流量以上。 4．1，3 燃料油系统

4．1．3．1 打开燃料油罐进油阀，燃料油罐进满油后，关闭进油阀，根据加热炉的耗油量合理安排倒罐和排水。

4．1．3．2 开启燃料油回油阀、旁通阀、总阀，导通燃料油系统。 4．1．3. 3 打开燃料油泵的进出口阀门，送上燃料油泵电源，在燃料油泵前操作杆上启动燃料油泵，缓慢关闭旁通阀。

4．1．3．4 燃料油系统建立循环后，倒通电加热器流程，接通燃料油管线的电拌热电源开关。

4．1．3．5 将操作台前的开关量手操器单元的1*、2*电加热器的手操器打到自动位置，使电加热器投入工作，给燃料油加热。

4．1．3．6 调节燃料油入炉压力。进入“总貌画面”，按上、下、左、右键移动光标，移到P一305(燃料油人炉压力)，按回车键，根据画面提示，按F键，画面左下角出现“口令”字样，回答口令后，进行压力设定，压力设定范围为o．7MPa左右，设定完成后，画面左下角提示“是否确认Y／N字样，按“Y”确认，按F退出设定状态，参数设定完毕。 4．1．4 雾化风系统

4．1．4．1 启动雾化空气压缩机，空压机排气压力设定在o．7MPa左右。 4．1．4．2 导通雾化风管线 4．1．4．3 调整炉侧调节阀 4．2 加热炉点火

4．2．1 火焰检测装置

使进油抢的雾化风压力保持在0．4MPa~o．6MPa。

4．2．1．1 打开火焰检测器电源开关，电源指示灯亮。

4．2．1. 2 火焰1探头监视液化气火焰(小火)，指示灯指示绿色，小火处于灭火状态。 4．2．1．3 火焰Ⅱ探头监视火嘴火焰(大火)，指示灯指示绿色，大火处于灭火状态。 4．2．1．4 试验报警音响是否正常，将I探头开关和I探头开关分别向上扳有报警声无声。 4．2．2 加热炉自动点火

4．2．2. l 在显示操作的菜单上，按上、下、左、右键使光标停在“点火流程”，按回车键，此时计算机画面应是绿色显示，处于冷炉状态。

4．2．2.2 将操作台前开关量手操器单元的送风机开关、燃料油阀开关、液化气阀开关器开关和风量、燃料油流量、燃料油压力、炉膛负压模拟量手操器切换自动。 4．2．2．3 打开液化气角阀和燃料油入油枪前的针形阀。

4．2．2．4 合操作台前的自动点火开关，3分钟后画面上将顺序出现小火、大火形状，火焰I、Ⅱ探头指示灯灭，随后，炉膛模拟画面变为红色显示，点火成功。 4. 2．3 加热炉手动点炉

4. 2．3．1 按4. 2．1操作。 4. 2．3．2 将操作台前开关量手操器单元的送风机开关、燃料油电磁阀开关、液化气电磁阀开关、点火器开关切换到零状态，将风量、燃料油流量、燃料油压力、炉膛负压模拟量手操器切换到手动。

4．2．3．3 启动送风机，并手操作将风量模拟手操器开到85％，吹扫3分钟，同时，把炉膛负压模拟量手操器开到85％。

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4．2．3．4 吹扫完毕，将风量模拟量手操器关到25％，将燃料油模拟量手操器开度调至25％，把炉膛负压模拟量手操器调至25％开度。

4．2．3．5 打开液化汽罐角阀和油枪前的燃料油针形阀。 4. 2．3．6 点小火。手操器启动点火器，随即手操器打开液化气电磁阀，点着液化气，计算机画面有小火图形，火焰I指示灯灭。

4．2．3．7 如10s内检测不到小火，则关闭液化气电磁阀，经过吹扫后，重新点火。 4．2．3．8 点大火。停点火器，开启燃料油电磁阀，火嘴点着后，计算机画面有大火图形，火焰Ⅱ指示灯灭。30s后关液化气电磁阀和液化气角阀，并把火焰I、Ⅱ报警开关打开，监视火焰。

4．2．3．9 如10s内无大火显示，则关燃料油电磁阀，重复4．2．3．2～4. 2．3．8操作，重新点火。 4．3 正常运行

4．3．1 重复3．3．1—3．3．6操作。

4．3．2 加热炉两管程原油出口温度差不超过2℃。 4．3．3 自动切换到手动。手操作将操作台前开关量手操器的手／自辅助开关切换到手动，通过模拟量手操器显示，手操作风量、燃料油流量、燃料油压力、炉膛负压模拟量手操器，将其数据调节到与实际显示值相吻合后，将风机开关，燃料油电磁阀开关和风量、燃料油流量、燃料油压力、炉膛负压模拟量手操器切换到手动，最后，将手／自动辅助开关切换到零状态。

4．3．4 手动切换到自动。将操作台前开关量手操器的手／自辅助开关切换到自动，手操作将风机开关、燃料油开关和风量、燃料油流量、燃料油压力、炉膛负压模拟量手操器切换到自动，最后，将手／自动辅助开关切换到零状态。 4．4 热负荷调整 4．4．1 自动调整

4．4．1．1 在总貌画面上，用上、下、左、右键移动光标到T—305(出炉右温)，按回车键。

4．4．1．2 进入仪表调节画面，根据画面提示，按F。

4．4．1．3 画面左下角出现“口令”字样，回答口令后，即可根据调度令要求设置出炉温度。

4．4. 1. 4 画面左下角提示“是否确认Y／N”字样，按字母“Y”键，设置完毕。 4．4．2 手动调整

4．4．2．1 用手操作风量、燃料油流量模拟量手操器，缓慢调节。 4．4. 2. 2 执行3．4操作。

4．5 热负荷的调整应遵守以下原则 4．5．1 执行3．5 操作。 4．6 正常停炉

4．6．1 执行3．6．1～3. 6．2操作。 4．6．2 停炉操作。

将计算机画面切换到点火流程画面 4．6. 2．1 自动停炉。

4．6．2．1．1 合操作台前的自动停炉开关，炉膛模拟画显示由红色变为绿色，并有报警声。

4. 6．2．1．2 把火焰1 1开关向下扳，消除报警声。 4．6．2．1．3 断开操作台前自动停炉开关。

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4．6．2．2 手动停炉。

4，6．2．2．1 手操作开关量手操器单元中的燃料油电磁阀开关拟画面显示由红色变为绿色，并有报警声。

4．6．2．2．2 执行4．6，2．1．2操作， 4．6．3 停炉后的操作。

4. 6．3．1 及时吹扫燃料油针形阀前管线和油枪吹扫完毕，停雾化空气压缩机。 4. 6．3．2 执行3．6．4操作。

5 GW5000kW—Y／6．4一Ⅲ及GW8000kW—Y／6．4型加热炉启停炉、运行 5. 1 送上加热炉前电气柜中的电源(合上刀开关)，合上各电路空气开关。 5. 2 启动加热炉控制系统。

5. 2．1 合上电气柜中PLC、氧量分析仪、火探器、手操器等仪表的空气开关 5. 2．2 将加热炉电气柜内的运行状态转换开关切换到自动运行状态。 5. 2．3 将三个手操器全部切换到自动状态，手操器指示灯显示绿色。 5. 2．4 合上控制室的控制柜电源开关，合上UPS开关。

5. 2．5 合上工控机电源开关，启动工控机，进入WIN95画面后，用鼠标双击“加热炉运行”快捷方式，使工控机进入加热炉控制画面。 5. 3 燃料油系统

5. 3．1执行4．1．3—4．1. 3．4操作。

5. 3．2 燃料油系统建立循环后，使燃料油通过电加热器电加热器。 5. 3．3 整定燃料油稳压阀，使燃料油压力保持在o．7 MPa左右。 5. 4 雾化风系统

5. 4．1 执行4．1．4操作。 5. 5 加热炉点火

5. 5．1 投入火焰监测装置

5. 5. 1．1 执行4. 2．1 操作。 5. 5．2 远程自动启炉

5. 5. 2．1 执行乙2．2．2操作。

5. 5. 2．2 在上位机中双击“加热炉运行

5. 5. 2．3 按F9键进入启炉画面。将温控开关温度设为80℃。 5. 5．2．4 点击“自动启炉”按钮，确认后进人自动启炉运行状态

5．5．2．5 观察屏幕，出现“正常运行”字样并有大火火焰显示其他画面查看所采集的数据。

5．5，3 远程手动启炉

5．5．3．1 执行5．5．2．1～5．5．2．3操作。

5．5．3．2 点击“手动启炉”按钮，这时将会出现手动启炉画面，模拟现场的风量、燃料油流量、炉膛负压模拟手操器和点火器、液化气电磁阀、风机、燃料油电磁阀开关手操器。 5．5．3．3 执行4．2．3．3～4．2．3，9操作。 5．5．4 现场手动点炉。

5．5．4．1 将沪前电气柜内的运行状态转换开关切换到“加热炉手动运行”状态 5，5．4．2 将风量、燃料油流量、炉膛负压三个模拟量手操器切换到“手动状态” 5．5．4．3 执行4．2．3．3～4．2．3．9操作。 5．6 正常运行

5．6．1 重复3．3．1—3．3．6操作 5．6．2 重复4．3．2操作。

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5．6．3 远程手／自动无扰动切换

5．6．3．1 自动切换成手动。稳燃一段时间后，按F9键将主画面切到启停炉画面。单击“手／自动切换”按钮，确认后将弹出“手动调节”画面，然后可用鼠标调节三个调节阀的调节。

5．6．2．2 手动切换成自动。稳燃一段间后，按F9键将主画面切到启停炉画面，单击“手／自动切换”按钮，确认后将关闭“手动调节”画面，处于“自动状态”，由系统自动调节负荷。

5．6. 4 现场手动切换到远程手动。

5. 6．4．1 现场手动启炉成功后，切换到远程，按F9键将主画面切换到启停炉画面，单击“现场一室内”按钮，然后到现场将电气柜加热炉运行状态开关切换到“加热炉运行自动”状态，将三个手操器切换到“自动状态”，这样就完成了现场手动到远程手动的切换。 5. 7 热负荷调整 5．7．1 自动调整

5．7．1，1 按F8键进入仪表画面。

5. 7．1．2 点击“温度设定”按钮，弹出温度设定画面 5．7．1．3 输人工艺运行所需温度，回车 5．7．2 远程手动调整

5，7，2．1 加热炉处于手动运行状态。 5．7．2．2 按F9键，进入启停炉画面。 5．7．2．3 用鼠标调节风量、燃料油流量 5，7．2．4 执行3．4 操作。 5. 7．3 现场手动调整 5．7．3．1 加热炉处于现场手动运行，确认现场仪表柜内的模拟量手操器处于“手动状态” 5．7．3．2 对风量、燃料油流量、炉膛负压模拟量手操器进行缓慢调节。 5．7．3．3 执行3．4操作。

5．7. 加热炉调整负荷应遵守的原则 5.7.1 执行3．5操作。 5．8 正常停炉。

5．9．1 执行3．6操作。 5. 9．2 停炉操作。

5. 9．2．1 当加热炉处于自动调节负荷状态时，按F9键，进入启停炉画面，单击停炉铵钮，确认后，系统自动执行停炉程序。

5. 9．2．2 当加热炉处于远程手动调节负荷状态时，按F9键，进入启停炉画面，单击停炉按钮．确认后．系统自动执行停炉程序。 5. 9．2．3 当加热炉处于现场手动调节状态时，在炉前电气柜中按燃料油电磁阀按钮和风机按钮，先后断油、停助燃风，加热炉停炉。 5. 9．3 停炉后的操作。

5. 9．3．1 执行4．6．3．1操作。 5. 9．3．2 执行3．6．4操作。 6 加热炉运行中的检查

6．1 辐射管是否有弯曲、脱皮、鼓包、变色、过热等异常现象。 6．2 辐射管的支撑件，定位件是否有变形、位移或折裂等情况。 6. 3 炉体是否有漏风现象。

6. 4 炉内耐火衬里是否脱落、破损。

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6. 5燃料器、风机、风机蝶阀工作是否正常。 6. 6雾化空气压缩机运转是否正常。 6. 7燃料油泵运转是否正常。

6. 8各管线、阀门是否有渗漏现象。 6. 9控制仪表、监视仪表工作是否正常。 6. 10加热炉各门、孔是否严密。

6. 11电加热器，电伴热工作是否正常。 6. 12加热炉各工艺参数是否在规定值之内。

6. 13检查中如有发现异常情况，值班人员应及时处理井汇报给调度 7．1 自动吹灰

7．1．1 设定吹灰控制器的吹灰时间。

7．1．2 在设定时间前15min，计算机画面提示操作人员开空压机力，空压机加压达到额定压力，打开烟道挡板。

7．1．3 在设定时间内进行吹灰，吹扫完毕．关空压机。 7．1．4 计算机画面提示消失，烟道挡板恢复吹灰前开度。 7．2 手动吹灰

7．2．1 开启吹灰空压机并使压力达到额定压力。 7．2．2 全开烟道挡板。

7．2．3 在吹灰控制器中，打开吹灰控制开关进行顺序吹灰。 7．2. 4 吹扫完毕，调整烟道挡板，关闭空压机。 8 加热炉事故处理

8．1 加热炉的紧急停炉

8．1．1 运行中的加热炉出现下列情况之一，应紧急停炉。 a)炉管穿管或燃料油加热盘管穿孔，并威胁设备或人身安全时； b)炉管或燃料油加热盘管爆破时； c)炉管内原油流动中断时；

d)炉管鼓包、明显变形、结焦,随时有爆管危险时 e)燃料油或雾化空气中断； f)炉体突然受到严重破坏时 g)发生严重的二次燃烧：

h)原油出口压力持续上升不能消除时 i)炉管内原油汽化且情况危急时。

8．1．2 炉管穿孔或爆破，危及人身或设备安全时(如炉管穿孔在初期被发现，并不危急炉体和人身安全时，按正常停炉处理．加强监视并向调度汇报)，应按以下紧急停炉程序处理： a)关闭油枪前针形阀，停止向油枪供油，停燃料油泵。关燃料油来油、回油总阀； b)开启加热炉的紧急放空阀；

c)关闭加热炉的进出口阀门(不影响输油干线运行 d)切断电加热器和电伴热系统； e)用灭火器进行炉内灭火；

f)停空气压缩机、助燃风机，关闭风机蝶阀、烟道挡板及所有孔门； g )对炉管进行扫线；

h)向调度汇报事故及处理结果，并做好记录。 8．1. 3 燃料油加热盘管爆破或穿孔并危及设备或人身安全时，按以下紧急停炉程序处理： a)停燃料油泵，关闭油枪前针形阀，停止向油枪供油，关燃料油来油、回油总阀；

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b)切断电加热器和电伴热系统； c)用氮气进行炉内灭火；

d)向调度汇报事故及处理结果，并做好记录。 8．1．4 其他事故的紧急停炉按以下程序处理：

a)熄灭油枪，停燃料油泵，关燃料油来油、回油总阀；

b)停空气压缩机、助燃风机，关闭助燃风机蝶阀、烟道挡板及所有孔门； c)停电加热器和电伴热系统； d)保持炉管原油流动；

e)加强监视并向调度汇报，做好记录。 8．2 紧急停电

8．2．1 按8. 1．4处理。

8．2．2 关闭电气柜内务空气开关，拉开刀开关，以及室内控制柜内闸刀开关。 8. 3 炉管内原油汽化

8．3．1 炉管内原油汽化的现象 a)原油出口压力发生异常波动 b)原油出口温度偏高；

c)炉管发生振动，有水击声音；

d)严重时，原油出口管线保温层有烧焦味 8．3．2 炉管内原油汽化原因 a)加热炉原油通过量偏低或断流， b)炉管表面热强度过高； c)并联炉管发生偏流。

8．3．3 炉管内原油汽化处理。 a)增加炉管内原油流量，消除偏流； b)降低炉膛温度；

c)调整喷油嘴的火焰，防止火焰舔炉管；

d)炉管内发生严重汽化时，应按9．1．3条处理； e)停炉，检查保护系统。 8．4 加热炉灭火

8．4．1 加热炉灭火的现象 a)炉膛内负压突然增大；

b)炉膛内变暗，由看火孔看不到火焰，检测器报警且指示灯亮； c)原油出口温度开始下降；

d)烟囱冒大量黑烟(不在吹灰状态下) 8．4．2 加热炉灭火的主要原因 a)燃料油中断或供油压力过低； b)燃料油含水过高；

c)雾化空气中断或压力过低； d)喷油嘴阻塞；

e)助燃风机故障停机； f)雾化风含水。

8．4．3 加热炉灭火处理 a)关闭油枪前针形阀；

b)关闭油枪及针形阀前段燃料油管线，井清洗油枪；

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c)打开雾化风储气罐及汽液分离器放水阀，及时放水；

d)检查燃料油泵、燃油调节阀及助燃风机，发现故障，及时排除 e)打开烟道挡板，吹扫10min；

f)检查炉膛内是否有积油，如无积油或积油量非常少时，可再点火恢复运行 8．5 加热炉“打呛”

8．5．1 加热炉“打呛”的现象

加热炉突然产生正压，炉膛烟气和火从各孔门喷出，严重时防爆门动作。 8．5．2 加热炉“打呛”的原因 a)燃料油雾化不好，燃烧不充分； b)油枪灭火后，未能及时切断燃料油 c)烟道挡板开度偏小；

d)加热炉超负荷运行，烟气排不出去

e)炉膛内存有可燃气体。启炉前未吹扫干净 f)炉内积灰太多；

g)风油比不当(燃料油、助燃风比例不当)。 8．5. 3 加热炉“打呛”的处理

a)加强通风，清扫炉膛内积有的可燃物； b)用雾化空气吹扫油枪，然后清洗油枪； c)调节燃料油和助燃风的比例； d)停炉查清原因后，重新点炉。 8．6 加热炉爆炸

8．6．1 加热炉爆炸的原因

a)加热炉灭火后，未及时切断油源，燃料油继续喷进炉膛，在炉膛的高温下，由于自燃发生爆炸。

b)加热炉启炉时，由于先开油枪的燃料油阀门，使炉膛在启炉前已经充满油雾和可燃气体．然后．加热炉启炉，火焰在瞬间传播到整个炉膛．引起爆炸。

c)加热炉启炉时，最初点火未成功。炉膛内积存了燃料油和可燃气体，当再次点火时,l炉膛内积存的燃料油和可燃气体也随之燃烧，引起爆炸。 8．6．2 加热炉爆炸的处理

a)迅速切断燃料油和雾化空气，停助燃风机，关闭烟道挡板和风机蝶阀。 b)关闭已开启或动作的防爆门、看火孔、人孔。 c)检查炉膛、烟囱和烟道内是否有余火。

d)详细检查加热炉损坏情况，然后，将事故的损坏情况汇报给调度，并做好记录，对事故炉进行修理后才能投入运行。 8．7 加热炉“回火”

8．7．1 加热炉“回火”的原因 a)风油比例调节不当； b)火嘴、火嘴砖结焦； c)燃烧器安装偏斜。

8．7．2 加热炉“回火”的处理 a)按正常停炉操作停炉；

b)清洗燃烧器、雾化片、旋杯、火嘴砖清焦； c)重新调节好风油比例； d)调整燃烧器安装角度；

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e)重新点炉。

七、工业用火安全规程

1 范围

本标准规定了工业用火分类等级及其管理与要求 本标准适用于管道储运公司、分公司范围内油气储运以及其他易燃易爆场所的工业用火作业。 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。

SYJ 4051—1991 油气田集输工艺管道用火安全技术规程 SY 5858—1993 石油企业工业用火安全规程 SY/T 6455—2000 陆上石油工业安全术语

中国石化安［2001］300号 《安全用火管理制度》

中国石化安［2002］153号 《生产厂区封闭化管理规定》 3 定义

3.1 工业用火:

使用电焊、气焊、铅焊、塑料焊喷灯等焊割工具，在油气、易燃易爆危险区域内的作业和生产，维修油气容器、管线、设备及盛装过易燃易爆物品的容器设备，能直接或间接产生明火的施工作业。 3.2 现场监护:

在用火作业中,由具有一定能力的专业人员,配备专用的安全检测仪器、仪表和消防器具，按照用火措施进行监督、检查和保护工作。 4 工业用火分类及等级划分

4.1 根据用火部位爆炸危险区域的危险程度及影响范围,工业用火分为四级。 4.1.1 一级用火

a) 原油储量在10000m3 以上(含10000m3)的油库,围墙以内爆炸危险区域内在用油气管线及容器带压不置换用火;

b) 在运行的不小于3000m3以上(含3000m3)原油储罐罐体及其附件上的用火;

c) 退出运行清罐检修的10000m3以上(含10000m3)的原油罐罐体及其附件上的首次用火; d) 闪点小于等于28℃的500m3以上以及闪点大于28℃小于60℃的1000m3以上的成品油罐罐体及其附件上的用火;

e) 石油液化气储量在200m3以上罐区防火堤以内的管线、设备上及单罐容量大于50m3以上石油液化气罐罐体及其附件上的用火；

f）输油干线停输及不停产紧急情况下的用火。 4.1.2 二级用火

a) 原油储量在1000～10000m3(不含10000m3)的油库,围墙以内爆炸危险区域范围内的在用油气管线及容器带压不置换用火;

b) 直接在含油污水罐、污油罐罐体及其附件上的用火；

c）退出运行清罐检修的10000m3以上(含10000m3)的原油罐罐体及其附件上首次用火后的用火；退出运行清罐检修的1000～10000m3（不含10000m3）的原油罐罐体及其附件上的用

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火；

d）不属于一级用火范围的各类在用成品油罐、液化石油气罐罐体及附件上和站内油气管线上的用火； e）输油站生产装置区（包括油泵房、阀组间、计量标定间、计量间）；原油罐区防火堤以内；生产区域内油气管线、设备上的用火：

f）铁路槽车原油（成品油）装卸栈桥，汽车罐车原油（成品油）装卸台的用火； g）润滑油品、易燃物品仓库及堆垛区域内的用火。 4.1.3 三级用火

a) 原油储量在1000m3以下(不含1000m3)的油库,爆炸危险区域内的油气管线及容器用火: b) 输油干线及站内管网微孔正压补漏和腐蚀部位补焊加固的用火; c) 焊割盛装过油、气及其他易燃易爆介质的桶、箱、槽的用火； d）成品油库、液化气站生产区域内非油气系统的用火。 4.1.4 四级用火

a)输油站、计量站生产区域内非油气系统的用火；

b)除一、二、三级用火外，其它非重要油气区域和严禁烟火区域内的用火。 5 工业用火作业原则

5.1 工业用火管理实行用火作业许可证制度。凡在用火管理范围内的用火作业必须持有有效的用火作业许可证。用火作业许可证实行统一格式（见附录A）。

5.1.1 用火审批人(或授权人)必须亲临现场检查,落实防火措施,方可签发用火作业许可证。 5.1.2 一张用火作业许可证只限一处用火点，实行一点（一个用火点）、一证（用火作业许可证）、一人（用火监护人），不得用一张用火作业许可证进行多点用火。

5.1.3 一级用火作业许可证有效时间不超过8小时；二级用火作业许可证有效时间不超过3天；三级、四级用火作业许可证有效时间不超过5天。固定用火点每半年由安全监督部门组织消防等单位检查认定一次。

5.1.4 用火作业过程中，如果作业条件发生异常变化，必须立即停止作业，用火作业许可证同时废止。

5.1.5 用火作业要求应执行本标准外，有关安全管理要求应当符合集团公司《安全用火管理制度》（中国石化安［2001］300号）的规定。 6 工业用火方案的编制与审批程序 6.1 用火方案的编制

6.1.1 一、二、三级用火作业前，均由施工单位填写《工业用火申请报告》（见附录B），并负责办理逐级审批及上报。

6.1.2 一级用火应由生产单位编制项目用火实施方案，二、三级用火由施工单位编制项目用火实施方案，其内容包括： a）工程概况；

b）用火点部位及工程量； c）组织机构分工及责任；

d）施工方案、程序及预计作业工时； e）用火作业的技术及安全保障措施；

f）用火作业的抢险应急方案； g）附图：施工场地平面图及相关尺寸、用火作业点、机械设备摆放位置、工艺流程示意图、消防车及器材摆放位置等。

6.1.3 四级用火作业前，由施工单位办理用火申请。 6.2 用火方案的审批程序

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6.2.1 一级用火申请报告一式五份，应在用火前七天报管道储运公司、分公司生产、安全部门审批；二、三级用火申请报告一式三份，应在用火前五天报二级单位生产、安全部门审批；四级用火申请一式两份，应在用火前报基层站队审批。

6.2.2 《工业用火申请报告》应按工业用火申请报告书的内容、格式认真填写。各单位审批人必须签字并加盖公章后方能生效。 6.2.3 一级用火，由二级单位主管生产的领导负责组织施工单位和生产单位的生产技术、安全（消防）人员深入现场调查、协商、制定用火措施。由二级单位编制项目用火实施方案，施工单位填写用火申请报告，并经二级单位主管生产的领导或总工程师审核后上报管道储运公司、分公司生产、安全部门审查，并经管道储运公司、分公司主管领导或总工程师批准。 6.2.4 二级用火,由施工单位组织有关人员进行现场调查、协商、制定用火措施，填写用火报告。由施工单位安全部门、主管领导审查后，经二级单位生产技术、安全（消防）部门审查，并报请二级单位主管领导或总工程师批准。

6.2.5 三级用火，由施工单位编制用火措施，填写用火报告，经施工单位领导审查后，报二级单位生产技术部门审查，由二级单位安全部门审批。

6.2.6 四级用火，由基层单位生产技术人员填写用火申请，由施工单位制定用火安全措施，由基层单位安全技术人员审核，经基层单位主管生产领导批准后，报二级单位安全部门备案。 6.2.7 紧急情况下抢修(含一级)用火，由二级单位主管生产领导或总工程师现场组织制定施工用火方案和安全防火技术措施，事后成文领导签字归档。 7 工业用火的现场监护和管理 7.1 施工现场的组织检查

7.1.1 施工单位应在用火报告送审的同时，按照SYJ4051—1991规定的要求和安全技术措施的内容，做好施工前的各项准备工作。

7.1.2 报告批准后，由二级单位主管生产的领导组织公司、二级单位及施工单位有关生产、安全（消防）技术人员到现场检查用火准备工作及用火措施落实情况，填写检查意见。各级用火现场检查参加人员如下：

a）一级用火，由管道储运公司、分公司及二级单位主管安全生产的领导；管道储运公司、分公司生产、安全（消防）技术部门专业人员；二级单位生产、安全（消防）部门专业人员；站队生产、安全人员；施工单位的安全、技术人员参加。

b）二级用火，由二级单位主管生产的领导及生产、安全技术部门的专业人员；站队生产、安全人员；施工单位的安全、技术人员参加。

C）三级用火，由二级单位的生产、安全部门及站队安全人员参加。 D）四级用火，由站队主管生产的领导、安全、生产技术人员参加。 7.1.3 有下列情况之一的施工现场不准施工: a)施工单位安全组织不健全; b)用火安全技术措施不落实;

c)施工组织方案和用火安全技术措施与现场不符; d)经检查发现施工现场有重大安全隐患。 7.2 现场管理

7.2.1 生产厂区内部用火作业实行封闭式管理，人员、车辆进入应执行中国石化［2002］153号《生产厂区封闭化管理规定》。

7.2.2非生产厂区及特殊情况下(如野外)，不能实行封闭管理的要划分警戒区并设有明显标志。

7.2.3 对施工人员要进行现场安全教育，电、气焊工应持有地方劳动部门颁发的特殊工种操作证及相应的等级证。

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7.2.4 罐区内油罐用火时，其相邻油罐不得实施清油作业。 7.2.5 进入容器及封闭场所施工用火时应有强制通风措施，并应同时办理进设备作业许可证；高处作业施工用火应同时办理登高作业许可证。

7.2.6 严格用火措施，不得随意更改、扩大用火点、用火部位或延长用火期限。需要变更用火点及用火部位时应重新填写《工业用火申请报告》；延长用火期限时应写出书面报告，按审批程序审批。 7.3 现场监护

7.3.1 用火作业许可证签发后,一级用火应由管道储运公司、分公司及二级单位专职安全技术人员、生产专业技术及管理人员进行现场监护；二、三级用火由二级单位安全技术和生产技术人员进行监督实施；四级用火由站队专（兼）职安全员担任。较大规模的一、二级用火应按管理权限及分工成立安全（消防）现场监护小组。 7.3.2 现场监护人必须有岗位操作合格证。必须具有本行业的生产实践经验，了解生产工艺过程，责任心强，精通安全消防业务知识，能正确处理异常情况。 7.3.3 现场监护人要监守岗位，履行职责，有权制止各种违章行为。 7.3.4 现场监护人要按SY5858—1993中第7.2条的规定行使监护权。 7.3.5 有下列情况之一的严禁用火： a）没有经批准的用火作业许可证； b）用火监护人不在现场； c）防火措施不落实；

d）发生影响正常用火作业情况的； e）遇有五级以上大风（含五级）。

八、电气安全操作规程

1.绝缘工器具,必须绝缘良好,并定期进行耐压试验,绝缘不好的工器具禁止使用. 2.必须正确使用各种防护和绝缘、验电用具,严禁违章、冒险作业.

3.一般电气作业(指内、外线),应有两人,作业时,相互监护;或一人操作一人监护.

4.一般情况下,不许带电作业,特殊情况必须带电作业时,应事先采取可靠安全措施.不许带负荷,拉闸、合闸. 5.在生产岗位、通道、路口不得擅自架设临时线路,更不许裸线.特殊情况必须架设临时线路时,应有有关领导批准,采取可靠安全措施,防止触电事故。

6.跨过通道架线时，高度不低于五米，线路要检查，不得与广播线、电话线共杆架设。 7.手用电转、砂轮和手用电动工具金属外壳必须接地线，保证绝缘良好，电源线要用橡皮绝缘软线。

8.电气设施检修（供电设备、线路、变压器、配电室、配电盘）必须实行操作票制度，停送电，必须严格按章执行。 9.检修电力设备，必须事先与有关人员联系。切断电源，总开关上必须挂有禁止合闸警示牌，必要时派专人看守。

10.电气设施检修时，必须认真进行各种验电技术检查，确定无问题时再分级送电试机。 11.新安装或大修后的大型电机、重要设备试机时，必须由厂部组织有关负责人员参加，经试机鉴定无问题方可投入运行。

12.电气设备应加强计划预修，主干线路应进行定期检查维护，发现隐患应及时处理。 13.日常检修拆除或剪断的线头、线路，必须随时用胶布包好。

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14.各种续电保护装置、仪表、信号装置定期不定期进行检查维护，必须经常保持完好有效，不得擅自拆卸、调换。各种保险丝必须按技术规定安装，不准以大代小，不准用铜丝等代替。 15.大风、雷雨天气，不得在外线作业。 16.高处作业时，必须戴安全带（或脚扣、腰绳），安全带不得拴在瓷瓶、梯子或运动机械上。工具、工件应用绳、工具袋等传递，不准随便投掷，不准从高处向下扔东西。

17.在梯子上作业时，下边必须有专人扶梯监护，竖梯时应事先对地面进行安全检查，立梯角度不得大于70度，也不应小于60度。

18.电工人员，有权制止非电工人员乱动电气设备。

九、输油工安全操作规程

1、对班长负责，对输油岗位的安全生产工作负有直接责任，有权拒绝违章指挥； 2、负责输油机组及其附属设备的启停操作，负责原油、热油消防系统的流程操作；

3、掌握本岗位所有设备动态及各类设备的运行情况，严格按照巡检要求及巡检路线对所管辖设备进行巡检，发现的问题，要及时采取措施处理，并做好记录；

4、严格执行操作票制度和监护制度，紧急启停泵或紧急切换流程时，可以先按规程要求操作，然后按操作程序填写操作票；

5、及时取全、取准运行参数，并向值班班长汇报；

6、配合设备的安装及检修、试运工作，未经岗位人员同意，非值班人员严禁动用设备； 7、负责本岗位消防器材、工具的使用管理及卫生规格化，做到文明生产； 8、负责储油罐以及所属设备的操作和保养等工作。 9、根据上级要求，按时对储油罐盘库。

十、锅炉工安全操作规程

1、司炉人员必须对锅炉的受压容量及其所有附件，都彻底的熟悉和掌握。

2、锅炉生火前，锅炉检修和清洗完毕后检查锅炉的出气管、给水管、机排气管上的临时堵板是否完好。

3、安装入孔和手孔前要彻底检查，炉内有无工具及杂物，同时要检查烟道，完全无误时再关。

4、水位表的气水考克要在开启位置、排污考克要在关闭位置上，玻璃管要经常保持清洁透明。

5、所有安全阀及气压表要经常校验、保证有效。 6、要经常检查、排气管及水池管，必须保持畅通。

7、输气管道要经常检查，发现漏气现象，要及时进行修理，严格禁止带气压操作。 8、生火时，要对颜料进行细致的检查，发现爆炸物及时汇报领导处理，严禁加入炉内。 9、开火严禁使用强烈发挥性的油类和爆炸性的物料作引火物。

10、生火时不可火力太猛，必须是锅炉墙和锅炉本体慢慢的加热，和均匀的膨胀。 11、水管锅炉必须保证膨胀水箱的正常状态。

12、司炉人员，在锅炉生火后，要经常检查水位表的水位，严禁水位超过标准线。 13、锅炉在运行中、司炉人员严禁离开工作岗位，并禁止非司炉人员参加工作。 14、司炉要严格根据气压规定标准，进行工作，严禁超气压。

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15、锅炉每季必须进行一次小修，每年必须进行一次大修，每周要进行一次试验。 16、司炉人员必须在规定的值班时间内接班。

17、如接班人员没到，在班人员严禁离开工作岗位。

18、交班人员在交班前，应该清炉、清除炉渣和炉灰，对锅炉附件设备进行检查。 19、锅炉房内严禁存放易燃物品，并要经常保持室内清洁宽畅。 20、锅炉有门禁制度，非工作人员严禁入内。

十一、电工安全操作规程

1、所有绝缘、检验工具，应妥善保管，严禁他用，并应定期检查、校验。

2、现场施工用高低压设备及线路，应按施工设计及有关电气安全技术规程安装和架设。 3、线路上禁止带负荷接电或断电，并禁止带电操作。

4、有人触电，立即切断电源，进行急救;电气着火，应立即将有关电源切断后，使用泡沫灭火器或干砂灭火。

5、安装高压开关，自动空气开关等有返回弹簧的开关设备时，应将开关置于断开位置。 6、多台配电箱（盘）并列安装时，手指不得放在两盘的接合处，也不得触摸连接螺孔。 7、进行耐压试验装置的金属外壳须接地，被试设备或电缆两端，如不在同一地点，另一端应有人看守或加锁。对仪表、接线等检查无误，人员撤离后，方可升压。 8、电气设备或材料，作非冲击性试验，升压或降压，均应缓慢进行。因故暂停或试压结束，应先切断电源，安全放电，并将升压设备高压侧短路接地。

9、电力传动装置系统及高低压各型开关调试时，应将有关的开关手柄取下或锁上，悬挂标示牌，防止误合闸。 10、用摇表测定绝缘电阻，应防止有人触及正在测定中的线路或设备。测定容性或感性材料、设备后，必须放电。雷雨时禁止测定线路绝缘。

11、电流互感器禁止开路，电压互感器禁止短路和以升压方式运行。

12、电气材料或设备需放电时，应穿戴绝缘防护用品，用绝缘棒安全放电。

13、现场变配电高压设备，不论带电与否，单人值班不准超过遮栏和从事修理工作。 14、在高压带电区域内部分停电工作时，人与带电部分应保持安全距离，并需有人监护。 15、变配电室内、外高压部分及线路，停电作业时： （1）切断有关电源，操作手柄应上锁或挂标示牌。

（2）验电时应穿戴绝缘手套、按电压等级使用验电器，在设备两侧各相或线路各相分别验电。

（3）验明设备或线路确认无电后，即将检修设备或线路做短路接电。

（4）装设接地线，应由二人进行，先接接地端，后接导体端，拆除时顺序相反。拆、接时均应穿戴绝缘防护用品。

（5）接地线应使用截面不小于25mm2多股软裸铜线和专用线夹，严禁用缠绕的方法，进行接地和短路。

（6）设备或线路检修完毕，应全面检查无误后方可拆除临时短路接地线。

16、用绝缘棒或传动机构拉、合高压开关，应戴绝缘手套。雨天室外操作时，除穿戴绝缘防护用品外，绝缘棒应有防雨罩，并有人监护。严禁带负荷拉、合开关。

17、电气设备的金属外壳，必须接地或接零。同一设备可做接地和接零。同一供电网不允许有的接地有的接零。

18、电气设备所有保险丝（斤）的额定电流应与其负荷容量相适应。禁止用其他金属线代替

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保险丝（片）。

19、施工现场夜间临时照明电线及灯具，一般高度应不低于2.5m，易燃、易爆场所应用防爆灯具。照明开关、灯口、插座等，应正确接入火线及零线。

20、穿越道路及施工区域地面的电线路应埋设在地下，并作标记。电线路不能盘绕在钢筋等金属构件上，以防绝缘层破裂后漏电。在道路上埋设前应先穿入管子或采取其它防护措施，以防被辗压受损，发生意外。

21、工地照明尽可能采用固定照明灯具，移动式灯具除保证绝缘良好外，还不应有接头，使用时也要作相应的固定，应放在不易被人员及材料，机具设备碰撞的安全位置，移动时，线路（电缆）不能在金属物上拖拉，用完后及时收回保管。 22、严禁非电工人员从事电工作业。

十二、电焊工安全操作规程

1、 严格遵守一般焊工安全操作规程，熟练掌握、遵守《焊接作业安全操作规定》。

2、金属焊接作业人员，必须经专业安全技术培训，工作前必须穿好工作服，戴好工作帽、手套、劳保鞋。工作服口袋应盖好，并扣好钮扣。工作时用面罩。

3、 启动焊机前检查电焊机和闸刀开关，外壳接地是否良好。检查焊接导线绝缘是否良好。在潮湿地区工作应穿胶鞋或用干燥木版垫脚。

4、每隔3个月对电焊机进行一次检查，保障设备及性能良好 。 5、搬动电焊机要轻，以免损坏其线路及部件。

6、禁止在储有易燃、易爆的场所或仓库附近进行焊接。在可燃物品附近进行焊接时，必须距离10米外，在露天焊接必须设置挡风装置，以免火星飞溅引起火灾。在风力五级以上，不宜在露天焊接。

7、 在高空焊接时，必须扎好安全带，焊接下方须放遮板，以防火星落下引起火灾或灼伤他人。

8、 拆卸或修理电焊设备的一次线，应由电工进行。必须焊工自己修理时，在切断电源后，才能进行。

9、 焊接中停电，应立即关电焊机。工作完毕后应立即关电焊机断开电源。 10、焊接时，注意周围同志以免被电弧光灼伤眼睛。

十三、仪表工安全操作规程

1.仪表工应熟知所管辖仪表的有关电气和有毒有害物质的安全知识。 2.在一般情况下不允许带电作业。

3.在尘、毒作业场所,须了解尘、毒的性质和对人体的危害,采取有效预防措施。 4.进入塔、槽等罐内作业应按罐内作业安全规定执行。 5.非专责管理的设备,不准随意开停。

6.仪表工工作前需仔细检查所使用工具和各种仪器以及设备性能是否良好,否则不能开始工作。

7.检修仪表时事前要检查各类安全设施是否良好,否则不能开始检修。

8.现场作业需要停表或停送电时必须与操作人员联系,得到允许,方可进行。电气操作由电气专业人员按制度执行。

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9.仪表检修时,应将设备余压、余料泄尽,切断水、电、气及物料来源,降至常温,并悬挂“禁止合闸”及“现在检修”标志,必要时要有专人监护。取下保险。

10.使用电烙铁,不准带电接线,应接好再送电,严禁在易燃易爆场所使用易产生火花的电动工具,必须使用时要办理动火证。

11.仪表及其电气设备均须有良好的接地。

12.任何仪表和设备,在未证实有无电之前均应按有电对待。凡尚未弄清接线端的接线情况时,都应以高压电源对待。

13.仪表、电气及照明设备等的导线不得有破损、漏电情况

14.仪表电源开关与照明或动力电源开关不得共用,在防爆场所必须选用防爆开关。

15.仪表及其附属设备,送电前应检查电源、电压的等级是否与仪表要求相符合,然后检查绝缘情况,确认接线正确、接触良好后,方可送电。 16.在仪表和电气设备上严禁放置导体和磁性物品。 17.供电后的变压器的任何端子严禁触动。

18.严禁带电拆装仪表,须带电作业时,由现场工作人员与有关部门或人员联系后,确认安全可靠方可开始送电。

19.对现场的仪表,中间接线盒、分线箱,要做好防水、防潮、防冻、防腐工作,以保证仪表安全运行。

20.所使用的电动工具,电气设备等外壳接地必须良好。严禁用导线不加插头直接插入插座。 21.电气设备的电压应符合要求。如设备在使用中发生故障,应先切断电源,再通知检修。非专业人员不得任意触动。

22.在高温条件下工作,现场周围必须加设必要的防护隔热设施,以防灼伤或烫伤。 23.不准在仪表室(盘)周围堆放产生腐蚀性气体的化学物品。

十四、驾驶员安全操作规程

一、汽车维护保养规定

为了保持车辆技术状况良好，确保运行安全，保护环境，降低运行消耗，提高运输质量，必须按期维护作业 （一）日常维护 1、坚持“三检”。即出车前、行车中、收车时检视汽车的机构及各部件连接的坚固情况。 2、坚持“四清”。即保持机油、空气、燃油滤清器和蓄电池的清洁。 3、防止“四漏”。即防止漏水、漏油、漏气、漏电。 4、保持车容整洁。

（二）按照国家《机动车运行安全技术条件》及国家安全管理行业部门的有关规定，驾驶员应驾驶机动车自觉及时参加安检、临检、季检、月检及年审。 （三）按照国家汽车维修制度，汽车维护的周期以及作业的内容，参加一级维护、二级维护。确保车辆安全技术性能良好。 二、行车规定

1、严格遵守《中华人民共和国道路安全法》及地方性的道路交通安全法规和公司的安全管理规章制度。

2、驾驶员不允许带着思想包袱开车，不在心情沮丧时开车，不在闹情绪时开车，要控制情绪，保证行车安全。

3、驾驶员要避免疲劳驾驶，保持旺盛精力，充足的睡眠，强化自我意识，加强体力锻炼，

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培养合理的饮食习惯，提高身体素质，合理安排行车计划，注意劳逸结合。

4、起步时必须观察车内各种仪表，保证正常运行，左右反光镜和车外的障碍情况。严格执行“车未停稳不开门，门未关好不起步”的安全规定。低速起步，顺序换挡，根据道路情况正确使用离合器换挡，做到“八不操作”，保持正确的驾驶姿态，确保安全起步运行。 5、严格按交通安全法律、法规的规定，遵守交通标志、标线、指挥灯信号、交通管制以及现场公安交警的指挥。严禁超速、超载行驶，按规定正确使用车辆运行中的灯光的作用，确保安全畅通。

6、行经下陡坡、长坡和溜滑路段，严禁脱档熄火滑行，应正确使用排档，利用发动机牵阻作用控制车速。

7、转向时，根据道路条件，灵活准确使用转向器，严禁双手离开方向盘和原地转动方向。 8、车辆进站，应提前减速靠边，缓慢进站，停直摆正。

9、车辆掉头或倒车，若无人指挥，应看清后面情况在确保安全的前提下倒车，必要时下车观察。

10、车辆需要停车时，应提前减速，车速降至5公里时，踩下离合器，轻踩制动踏板，平稳停车。严禁紧急制动（除紧急避险外）。

11、车辆中途发生故障，应靠边停车，拉好手刹，打开双跳，设置放好故障三角牌，不得防碍交通。不能及时排除故障时，应及时报修，不得擅自离开车辆。遇油路故障，严禁直接供油。

12、掌握灭火方法，正确使用灭火器材。车辆起火时，应及时灭火和报警。 13、收班停车后应挂进低速档或到档，拉好手刹，关好门窗，锁好车门。 三、冰雪路行车注意事项

1、起步或行驶过程中，禁止猛抬离合器和急加速，应稳定油门匀速行驶。 2、避免猛打方向。

3、控制车速，车辆需减速时采用换低档的办法，充分利用发动机的制动，尽量少用刹车。 4、适当加大行车距离，同时注意与左右车辆的距离。 5、在无中央隔离带公路上会车时尽量靠右慢行。 6、若使用防滑链，需装在驱动轮上。 四、雨天行车规定

1、保持挡风玻璃清洁，雨刮器灵敏有效，刹车不得有跑偏现象。认真观察道路交通动态，走准路线，根据道路和运行情况，正确使用排挡，安全行驶。

2、控制车速，处理障碍要提前采取措施，避免盲目紧急制动和猛打方向，以免车辆侧滑，保持安全的行车距离，严禁脱档熄火滑行。

3、行经停车险道或被水淹没的道理，在未了解水情路况下，应安全地带停车，防止路基塌陷和塌方等自然灾害事故发生。 五、掌握安全行车操作技能

1、离合器使用“快离慢合，柔和分离”。吊二档，稳三档，中速利用四、五档。 2、初雨乍晴，防路滑，停车避让用点刹。 3、六坚持

坚持你快我慢，坚持你抢我站，坚持你超我让，坚持你挤我停，坚持你斗气我沉住气，坚持你开英雄车，我开文明礼貌车。 4、七不操作

起步不耸，换挡不响，转弯不歪，车速不快，会车不抢，空转不轰，停靠不偏 5、十防

行人稠密防横穿；道理良好防快车；坡陡坡长防机损；雨天路滑防翻车；直线会车防擦挂，

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