长输原油管道密闭输油工艺操作规程
密闭输油操作步骤
密闭输油操作步骤一、密闭输油投运前的检查与准备：1、泵工检查准备输油泵机组2、值班调度通知，仪表人员检查主控机、通讯及仪器仪表系统，检查相关联锁保护系统并确认相关保护定值。
3、值班调度启运空压机，并检查压缩空气管路系统。
4、值班调度和仪表人员检查出站调节阀、回流调节阀以及相关的配套设施，出站调节阀应为全开且为“手动”状态（电脑画面为“手动”，现场调节阀为遥控，即切换手柄“拔出”）；回流调节阀为全关且为“手动”状态（电脑画面为“手动”）。
5、值班调度检查9－2＃、9－3＃阀应为全开。
二、流程切换：（一）由旁接油罐流程切换为密闭输油流程（3000m3油罐退出运行时用）1、调度中心下达调度指令，本站做好准备工作。
2、准备工作结束后，汇报公司调度，填写操作票，通知相关岗位和上下站。
3、全线保持稳定运行。
4、确认出站调节阀“全开”且在“手动”位置时，缓慢关闭9－1＃阀。
5、在确认进站压力满足规定值，且罐位缓慢上升时，缓慢关闭10＃阀。
6、投用出站调节阀到“自动”状态，并设定出站调节阀进站压力给定值为0.10Mpa（8＃泵未运行时，设定值为0.40Mpa），出站压力设定值为4.15Mpa。
7、全开201＃、202＃阀，投低压回流调节阀，并打到“自动”状态，其进站压力设定值为0.06Mpa（8＃泵未运行时，设定值为0.35Mpa）。
8、检查各项操作及运行情况，汇报上级调度。
（二）压力越站流程切换为加压输送流程（3000m3油罐大修期间）1、按照公司调度令，做好检查准备工作，达到启机条件，并向公司调度汇报检查情况。
2、按公司调度令，填写操作票，通知上下站等。
3、启输油机泵（启泵前，进站压力值必须达到规定值，一般原则，上站启泵完成后，我站方可启泵）4、投用出站调节阀和回流调节阀（即均切换为“自动”状态）。
5、全面检查运行设备、工艺运行情况后，向上级调度汇报。
（三）加压输送流程切换为压力越站流程（3000m3油罐大修期间）1、按照公司调度令，填好停泵、切换流程等操作票，通知上下站。
原油系统操作规程
中化兴中石油转运（舟山）有限公司操作规程原油系统操作规程编号：WI/ C4-01版本：C4编制：工程设备部、生产部审核：陈珊珊日期：2009/10/10批准：陈坚日期：2009/11/02受控状态：受控目录第一章一库区原油系统操作概述1. 作业程序规定2. 原油储罐的操作3. 输油泵的操作4. 计量系统的操作5. 阀门的操作6. 输油臂的操作7. 登船塔的操作8. 激光靠泊系统的操作9. 泄压系统的操作10. 排污（底）油系统的操作11. 加热系统的操作12. 系统操作的安全事项和环境管理第二章二库区原油系统操作概述1. 原油储罐的操作2. 输油泵的操作3. 计量系统的操作4. 阀门的操作5. 泄压系统的操作6. 排污油系统的操作7. 系统操作的安全事项和环境管理第一章一库区原油系统操作概述本规程适用于岙山库区原油系统的运行操作。
岙山库区原油运行系统是由31台钢质外浮顶油罐，一座输油泵房，一座燃料油泵房，一座奥里油泵房，一座航煤泵房，一座柴油泵房，一座计量站，二个泊位等各种设施经输油管线组成的一个完整的输油系统。
其中一期工程二台非保温罐，二台保温油罐；一扩工程四台保温罐；二期一阶段工程四台保温罐；二期二阶段工程六台保温罐；三期一阶段工程四台非保温罐；三期二阶段工程三台保温罐；兴源成品油一阶段六台保温罐共计174万立方。
功能介绍：本系统可实现原油卸船入罐储存，装船外运，罐与罐之间的循环，保温储存及二个泊位二条船之间的过驳等作业。
本系统1 #泊位最大卸油能力：12000m3/h最大装船能力：6000m3/h2 #泊位最大卸油能力：5100m3/h最大装船能力：5100m3/h1. 作业程序规定1.1 作业是指油船靠泊、油品装卸、倒罐、循环、油品混兑、计量、油污水接卸处理。
1.2 原油系统运行作业程序：生产部储运调度科根椐执行部门的船舶抵港通知单，编制《作业计划书》, 各岗位依据《作业计划书》及调度指令完成作业。
长输原油管道密闭输油工艺操作规程
长输原油管道密闭输油工艺操作规程1、【范围】本标准规定了长输原油管道密闭输油过程中的检查与准备、密闭输油投用与停运、运行参数调整、流程切换、密闭流程与开式流程切换、应急处理等方面的工艺操作原则、一般步骤与要求。
本标准适用于管道储运分公司密闭输油的长输原油管道。
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。
凡是注明日期的引用文件,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。
凡是不注明日期的引用文件 , 其最新版本适用于本标准。
GB15599 石油与石油设施雷电安全规范SY5737 原油管道输送安全规定SY5225 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T6148 输油管线清管作业规程Q/SHGD O045 原油管道输油调度工作条例Q/SHGD 0048 原油管道工艺安全运行操作规程3、术语和定义下列术语和定义适用于本标准。
3.1 调度控制中心根据 Q/SHGD 0045 之规定 , 具有独立指挥权限的一条或多条管道运行、或对一条或多条管道具有独立指挥权限及远程控制功能的调度机构。
以下简称调控中心。
3.2 首站管输原油由油罐经给油泵、输油泵加压 ( 加热炉加热 ) 后，向下一站输送的输油站。
3.3 中间站管输原油由上站经输油泵加压 ( 加热炉加热〉后 , 向下一站输送的输油站。
3.4 未站管输原油由上站经管网 ( 计量系统〉后 , 进入油罐或向用油单位转输的输油站。
3.5 分输站管输原油自上站来油后 , 向二个以上不同方向分别输送的输油站。
3.6 输油站输油站是首站、分输站、中间站、未站的统称。
3.7 高压泄压阀为防止输油站出站端高压管段的运行压力超过规定压力值而设置的泄压阀门。
3.8 低压泄压阀为防止输油站进站端低压管段的运行压力超过规定压力值而设置的泄压阀门。
关于原油长输管道密闭输送的常见问题及措施初探
【摘要】原油运输工作十分重要，长输管道密闭输送是目前应用较多的一种运输方式。
但在实际运输过程中，存在有一些问题，如油量损耗、压力波动大、腐蚀、结蜡、摩阻增加等，对运输工作极为不利。
对此，分析了各自应采取的解决对策。
【关键词】原油运输密闭输送原油损耗摩阻增加石油是当前最主要的能源之一，由于各地区的储藏量及生产量不同，往往需要将原油从一个地区运至另一个地区。
常见的运输方式有管道、航运、铁路等，考虑到原油自身特性，以及运输过程中的消耗、成本、安全等因素，管道成了最佳运输方式。
长输管道密闭输送方式虽然运输距离长，但全线形成了统一的输油系统，站与站之间能够互相补充，目前应用越来越多。
然而此方式并非没有缺陷，在运输中也存在有一些问题，需要及时解决。
1 原油运输中的油量损耗及解决措施在密闭运输过程中，原油可能会因蒸发损耗导致总量减少。
对于种类不同，或者构成成分不同的原油，如果不严格按照规定进行运输，破坏了应有的顺序，极易引起混油损失。
原油中含有一种大粒径的烃类物质，在运输时可能会粘附在输油管道内壁。
如此有多种原油经过运输，很容易融入其他原油，形成混合油液以至于原油质量和性能发生一定变动，纯度因此而降低，混有损耗增加。
经分析可知，导致原油损耗的很大一部分原因在于没有遵循相应的运输顺序，即没有考虑哪些不同种类的原油之间烃类分子最不容易相溶。
由于原油种类不同，组成成分有着很大差异，彼此间烃类物质的相溶程度也不一致。
按照相应的顺序运输，可使原油损失降至最低，不得不考虑这一点。
另外，原油损耗还有一种情况，就是管道腐蚀导致原油泄漏。
所以必须提高管道的防腐性，确保其质量合格，如在设计阶段选择使用高性能材料、高分子聚合物涂层等。
在国外，长输管道常使用强制电流法，可以借鉴。
2 原油运输中压力波动过大及解决措施采用密闭输送方式，需要考虑内部压力问题，如果压力过大或极不稳定，很有可能会损坏油管。
如在输油泵开启后，流速逐渐变化，形成一定的扰动，会引起管道内部能量失衡，此时往往会以压力波的形式在管道内四处传播。
原油管道输送方式及工艺流程
原油管道输送方式及工艺流程一、组成长距离输油管道由输油站和线路组成；输油站就是给油流一定的能量（压力能和热力能），按所处位置分首站、中间站、末站；中间站按任务不同分加热站、加压站、热泵站（加压、加热）；首站：输油管道起点的输油站，任务是接受（计量、储存）原油，经加压、加热向下一站输送；输油管道终点的输油站称末站，接受来油和把油品输给用油单位，配有储罐、计量、化验及运转设施。
二、输送工艺1、“旁接油罐”式输送工艺：上站来油可进入泵站的输油泵也可同时进入油罐的输送工艺，油罐通过旁路连接到干线上，当本站与上下站的输量不平衡时，油罐起缓冲作用特点；a 各管段输量可不等，油罐起缓冲作用；b 各管段单独成一水力系统，有利于运行调节和减少站间的相互影响；c 与“从泵到泵”相比，不需较高的自动调节系统，操作简单。
2、“从泵到泵” 输送工艺：为密闭输送工艺，中间站不设缓冲罐，上站来油全部直接进泵特点：a 可基本消除中间站的蒸发损耗；b整个管道成一个统一的水力系统，充分利用上站余压，减少节流，但各站要有可靠的自动调节和保护装置；c工艺流程简单。
三、输油站的基本组成1、主生产区（1）油泵房（输油泵机组、润滑、冷却、污油回收等系统）；（2）加热系统（加热炉和换热器）；（3）总阀室（控制和切换流程）；（4）清管器收发室；（5）计量间（流量计及标定装置）；（6）油罐区；（7）站控室；（8）油品预处理设施（热处理、添加剂、脱水等）。
2、辅助生产区（1）供电系统（变、配、发电）；（2）供热系统（锅炉房、燃料油系统、热力管网等）；（3）给排水系统（水源、循环水、软化水、消防水等）；（4）供风系统（仪表风、扫线用风）；（5）阴极保护设施；（6）消防及警卫、机修化验、库房、办公后勤设施等。
四、确定工艺流程的原则1、满足输送工艺及各生产环节（试运投产、正常输送、停输再启动等）的要求。
输油站的主要操作：a、来油与计量；b、正输；c、反输（投产前预热管道或末站储罐已满、或首站油源不足，被迫正、反输以维持热油管道最低输送量）；d、越站输送（全越站、压力越站、热力越站）；e、收发清管器；f、站内循环或倒罐（机组试运转或烘炉）；g、停输再启动。
原油长输管道密闭输送常见问题及其对策分析 李安富
原油长输管道密闭输送常见问题及其对策分析李安富发表时间：2019-10-24T12:00:41.720Z 来源：《电力设备》2019年第12期作者：李安富[导读] 摘要：目前，在国际化背景下，原油的主要运输方式是封闭式管道运输。
（中石化管道储运有限公司荆门输油处 448000 湖北省荆门市）摘要：目前，在国际化背景下，原油的主要运输方式是封闭式管道运输。
随着工业的快速发展，为了方便原油的运输，我国的原油运输工程增加了大运量、高安全系数的长输管道。
这些管道通常要经过长距离的运输，通常需要穿越山区，运输环境也很复杂，经过长时间的运输后，由于地理环境的影响，管道可能会遇到腐蚀，从而导致管道变薄，甚至引起火灾或爆炸。
关键词：原油长输；管道密闭；输送；问题；对策引言在石油工业中，原油管道的封闭运输方式占据着主导地位。
长输管道安全系数高，输送量大。
同时，这些长输管道的运输相对较长，环境也比较复杂。
输油完成后，周围的环境很容易影响管道，使管道锈蚀甚至腐蚀，使管道的某些部位变薄，严重时可能发生火灾甚至爆炸。
因此，有必要找出目前原油管道封闭式运输存在的问题，并及时加以解决。
1.原油密闭输送中的常见问题密闭输送作为一种先进的输油方式，其优势主要体现在密闭输送提供的全线统一的输油系统，为全管道能量的有效利用创造了良好条件，使各站间有条件互相关联、互为补充，各站间的能量盈亏可以互相接济弥补。
但是，在实际运用中原油密闭长距离输送尚存在很多问题。
1.1原油损耗油品的任何形式的蒸发损失都是在容器内传递和储存的。
混合油损失是指不同种类的原油或不同组成的原油，按照顺序传递原理不进行运输。
在不同原油的输送过程中，原油中一些粒径较大的碳氢化合物容易附着在管道内壁，使原油产品相互混合，导致原油闪点和原油质量等一系列特征参数的变化，导致成品油纯度下降和混合成品油损失。
1.2长输管道密闭运输使压力的振动幅度大原油密闭输送的显著特点是：控制压力振动幅度，使其在允许范围内，防止水锤对管壁的破坏。
输油管道操作规程
输油管道操作规程一、引言输油管道是运输原油、石油产品及其它液体燃料的重要设施，为了确保管道运行的安全和高效，制定一套科学的操作规程是非常必要的。
本文将介绍输油管道的操作规程，旨在提高操作人员的操作技能和安全意识。
二、管道操作前的准备工作在进行管道操作前，操作人员必须完成以下准备工作：1. 管道检查：对输油管道的外观进行全面检查，确保没有泄漏或者可疑损坏的地方。
2. 工具和设备检查：检查使用的工具和设备是否正常工作，并保证其处于良好状态。
3. 通风检查：检查操作区域的通风情况，确保室内空气流通畅通，防止发生可燃气体积聚。
三、操作过程1. 输油开始前的操作：a. 确认输油管道的起止点及流向：查看管道示意图，明确输油管道的起止点和流向，避免操作错误导致意外事故。
b. 打开进口阀门：根据管道示意图，打开输油管道进口阀门，确保油料可以进入管道。
c. 打开出口阀门：在确认处于正常工作状态后，逐步打开输油管道出口阀门，不可突然打开，避免压力过高。
2. 输油过程中的注意事项：a. 监测流量和压力：操作人员需要实时监测输油管道的流量和压力，确保在运输过程中的安全性。
b. 避免过热和过压：根据环境和油品特性，合理调节温度和压力，避免过热导致油品降解或过压导致管道破裂。
c. 定期巡检：定期巡检输油管道，检查是否有渗漏、裂纹、腐蚀等问题，及时进行维护和修复。
3. 输油结束后的操作：a. 关闭出口阀门：在确定输油完毕后，逐步关闭输油管道出口阀门，避免产生压力冲击。
b. 关闭进口阀门：确认油料已完全排出管道后，关闭输油管道进口阀门，确保没有余留油料。
c. 清洗和维护：输油结束后，进行管道清洗和设备维护，确保下次使用前设备处于良好状态。
四、紧急情况处理在操作输油管道时，可能会出现紧急情况，操作人员需要采取相应的应急措施：1. 泄漏处理：如果发生油料泄漏，操作人员需要立即采取封堵措施，防止泄漏扩大，并通知相关部门进行处理。
2. 火灾处理：如果发生火灾，操作人员要迅速启动紧急疏散预案，并使用灭火器或灭火设备进行扑灭，同时通知消防部门。
长距离输送管道场站典型输油工艺流程
长距离输送管道场站典型输油工艺流程1. 引言长距离输送管道场站是油气工业中的重要环节，用于将产出的原油从采油区输送到储油区。
典型的输油工艺流程包括原油采集、处理、输送和储存等多个环节，下面将详细介绍每个环节的工艺流程。
2. 原油采集原油采集是输油工艺流程的第一步，通过在油田开展采油作业，将地下储存的原油提取出来。
原油采集包括以下几个步骤：2.1 井口装置在油田开采过程中，井口装置起着关键作用。
井口装置包括采油泵、分离器和测量器等设备，用于抽取地下原油、分离掺混物和测量原油流量。
2.2 分离和处理采集到的原油中可能含有杂质和水分，在输送前需要进行分离和处理。
分离过程中，使用分离器将原油和水分、杂质等物质分离，并达到一定的纯度要求。
处理过程中，可以通过加热、冷却等方式对原油进行处理，以达到运输要求。
3. 输送原油采集和处理完成后，需要通过管道输送到储油区。
输送环节包括以下几个步骤：3.1 管道设计管道设计是输油工艺流程中的重要一环。
设计师需要考虑到输送能力、输送距离、管道材质等因素，选择合适的管径和管道布置方式。
此外，还需要进行压力计算、设置阀门和调节器，以确保输油过程的安全可靠。
3.2 压缩站长距离输送过程中，由于油管阻力和重力影响，原油需要通过压缩站增加输送能力。
压缩站通过增加压力，将原油推动到更远的地方，以实现长距离输送的要求。
3.3 输送控制在输送过程中，需要设置监测仪器和控制设备，对输送过程进行监控和控制。
监测仪器可以实时测量原油流量和压力等参数，确保输送过程的稳定。
控制设备可以根据实时数据进行调节，以确保输送的安全和高效。
4. 储存原油输送到储油区后，需要进行储存和处理，以备后续使用。
储存环节包括以下几个步骤：4.1 储油罐在储油区设置储油罐用于存储原油。
储油罐可以分为固定顶式和浮顶式两种类型，根据实际需求进行选择。
储油罐需要具备防腐蚀、防漏和防静电等功能，确保储存原油的安全性和质量。
4.2 沉降和过滤在储存过程中，原油中可能会出现悬浮物和杂质，需要进行沉降和过滤处理。
输油管路安全操作规程
输油管道安全操作规程
(1)熟悉管道条件
为了正确的使用管路，必须熟悉管路的结构、连接方式、坡度方向；管路的规格及质量、技术状况；阀门的位置及作用；地下管线分布位置等，还应绘制平面流程示意图，以指导操作。
(2)加强操作人员的技术培训
定期对操作人员进行培训，尤其是对新上岗人员，让他们熟悉直路的情况和操作程序，提高他们的业务技术水平，增强安全意识。
(3)正确操作建立必要的运行检查和审查制度，实现作业程序标准化，按规程正确操作，这是预防事故的主要措施。
(4)操作完毕，及时放空管道
①防止阀门泄漏导致油混合。
②避免润滑油在管道中凝结，影响输转。
③保证管路安全。
若管路中存油，当温度升高时，油的膨胀大于管道金属的膨胀，使内压力升高，引起管路及法兰连接处等渗漏，闸阀开启困难，甚至胀裂管路。
(5)检查和维护
①管线。
管道外表面每月至少进行一次全面检查，内容包括以下几方面。
a．管道连接位置(如法兰、行扣、焊缝等)有无裂缝、渗漏。
b．管线、管件密封处(动、静)有无渗漏。
c．管道支架和管道本身是否有异常振动和变形。
d．管线上各种仪器、仪表指示值是否正常。
e．检查管道法兰连接处的螺母是否紧固，安装是否符合要求，螺栓垫片是否遗漏。
f．检查管道有无脱漆和腐蚀，发现脱漆处，应及时除锈涂漆。
g．检查管线周围是否清洁，如有油迹、积水、杂草等易燃物，应及时清除，并分析管道周围油污的来源，是否是由于管线渗漏引起。
h．检查静电接地装置是否牢固，有无锈蚀现象，接地电阻是否稳定，是否符合要求。
i．检查管道法兰的跨接电阻是否符合要求。
长距离输送管道场站典型输油工艺操作规范
精心整理长距离输送管道场站典型输油工艺流程一、工艺流程的设计原则及要求（1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。
（2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。
（3）工艺流程设计力求简洁、适用。
尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。
（4（5术规范》1（1（2必要时（3（4对罐区管网管材量较大。
也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。
（5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。
为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。
（6）输油泵根据需要可采用串联、并联或串并结合的运行方式，由于输油泵运行方式的不同，管线的连接流程也不相同。
（7）当原油采用热处理输送时，为节约能源，热处理后的原油应采用急冷方式与冷油进行换热，再输油泵前设置冷、热油换热器。
当采用加剂输送时，降凝剂应在油品加热前注入，减阻剂应在输油主泵后注入。
精心整理（8）管道出站应设高压泄压阀，泄压阀可接入油罐，也可直接接到油罐出口管线（给油泵入口管线）。
（9）对于顺序输送的管道首站，应设油品切换阀组，其阀门应为快速开启、关闭的阀门，开关的时间不宜超过10s。
2．输油首站工艺流程应具有的功能（1）接收来油进罐；（2）油品切换；（3）加热/增压外输；（4（5（63其3-1-23-1-43-1-63-1-8精心整理精心整理（二）中间泵站1．中间泵站典型工艺流程说明（1）中间泵站的输油泵根据需要可采用并联或串联运行方式，采用输油泵并联运行时应设压力自动越站流程。
（2）管道清管流程根据需要可设清管器接收、发送设施，也可采用清管器自动越站方式。
2．中间泵站工艺流程应具有的功能精心整理精心整理（三）中间加热站1．中间加热站典型工艺流程说明（1）为节约能源加热系统应设冷热油掺合流程。
原油管道输送方式及工艺流程
原油管道输送方式及工艺流程一、组成长距离输油管道由输油站和线路组成。
输油站就是给油流一定的能量（压力能和热力能），按所处位置分首站、中间站、末站，中间站按任务不同分加热站、加压站、热泵站（加压、加热）。
首站：输油管道起点的输油站，任务是接受（计量、储存）原油，经加压、加热向下一站输送；输油管道终点的输油站称末站，接受来油和把油品输给用油单位，配有储罐、计量、化验及运转设施。
二、输送工艺1、“旁接油罐”式输送工艺：上站来油可进入泵站的输油泵也可同时进入油罐的输送工艺，油罐通过旁路连接到干线上，当本站与上下站的输量不平衡时，油罐起缓冲作用，特点；a 各管段输量可不等，油罐起缓冲作用；b各管段单独成一水力系统，有利于运行调节和减少站间的相互影响；c与“从泵到泵”相比，不需较高的自动调节系统，操作简单。
2、“从泵到泵”输送工艺：为密闭输送工艺，中间站不设缓冲罐，上站来油全部直接进泵，特点：a可基本消除中间站的蒸发损耗；b整个管道成一个统一的水力系统，充分利用上站余压，减少节流，但各站要有可靠的自动调节和保护装置；c工艺流程简单。
三、输油站的基本组成1、主生产区（1）油泵房（输油泵机组、润滑、冷却、污油回收等系统）；（2）加热系统（加热炉和换热器）；（3）总阀室（控制和切换流程）；（4）清管器收发室；（5）计量间（流量计及标定装置）；（6）油罐区；（7）站控室；（8）油品预处理设施（热处理、添加剂、脱水等）。
2、辅助生产区（1）供电系统（变、配、发电）；（2）供热系统（锅炉房、燃料油系统、热力管网等）；（3）给排水系统（水源、循环水、软化水、消防水等）；（4）供风系统（仪表风、扫线用风）；（5）阴极保护设施；（6）消防及警卫、机修化验、库房、办公后勤设施等。
四、确定工艺流程的原则1、满足输送工艺及各生产环节（试运投产、正常输送、停输再启动等）的要求。
输油站的主要操作：a、来油与计量；b、正输；c、反输（投产前预热管道或末站储罐已满、或首站油源不足，被迫正、反输以维持热油管道最低输送量）；d、越站输送（全越站、压力越站、热力越站）；e、收发清管器；f、站内循环或倒罐（机组试运转或烘炉）；g、停输再启动。
原油管道增输工程项目部岗位操作规程
管道工程岗位操作规程及特种作业风险控制
电焊工操作规程 1.作业前 正确穿戴劳动保护用品，确认焊接设备接地牢靠，工器具完好，缆线无破损，焊 接区域5米范围内无易燃易爆物品。 在沟下、隧道、受限空间或危险场所等作业时，保持通风设施良好，防塌方措施 和逃生措施有效齐全，作业现场无落石、溜（滑）车、设备倾覆风险，现场有专 人监护。 2.作业中 2.1焊接过程中应规范佩戴防护面罩，防止弧光伤害；清理焊道熔渣时应戴防护眼 镜，防止熔渣、飞溅伤眼。 2.2 作业中发现线路短路或漏电，立即切断线路电源，及时进行修复；作业中如 突然停电，应立即将焊接电源和砂轮机开关关闭或断开。 2.3 受限空间作业落实通风、逃生和应急措施。在可能存有易燃、易爆介质和密 闭空间内进行焊接作业，须进行气体检测。
管道工程岗位操作规程及特种作业风险控制
压力容器作业风险及控制 物理伤害（罐内杂物）：通球扫线时，高压使管道内有杂物，杂物飞出伤人。 （风险控制：作业人员应与试压管道保持安全距离，不在出球口封头正对方向。） 物理伤害（高压水）：高压水或气管试压时，输水管材质不合格或焊接不牢固有隐 患、设备老化失修；设备操作不当，压力设置过高；导致水管破裂，高压水挤伤人 员，造成人员伤亡。（风险控制：试压作业使用管材、设备在施工前进行专项检查， 确保完好可用，作业应按规范进行，与作业无关人员远离。） 物理伤害（高压管线）：管道在试压过程中，由于管道本体有问题或试压时压力调 制过高，发成爆裂，造成人员伤亡，设备损毁。（风险控制：按规范程序进行试压 作业，除设备操作、仪表数据记录外作业人员应与试压管道保持安全距离。）
管道工程岗位操作规程及特种作业风险控制
管道安装工操作规应佩戴防护面具。 2.6 预热作业过程中发现加热装置漏气、漏电应停止作业，由专业人员排除故障后 方可继续施工。管口预热后应防止烫伤和引燃可燃物。 3.作业后 作业后应及时清理场地，排除隐患。
长距离输送管道场站典型输油工艺流程.(DOC)
长距离输送管道场站典型输油工艺流程概述长距离输送管道场站是指将原油、天然气等石油产品承载在高压管道中，通过泵站、换热站等作业站进行加工、运输和储存的过程。
本文将介绍长距离输送管道场站典型输油工艺流程。
输油工艺流程长距离输送管道场站典型输油工艺流程分为以下几个步骤：1. 调节和计量站调节和计量站主要起到调节压力、测量流量和配制管道输送材料的功能。
其中，调节压力是为了让输送流体保持在安全稳定的状态，流量测量是为了计算出输送流体的用量以及判断管道是否发生泄漏，配制管道输送材料时要保证材料的质量达标。
2. 泵站泵站在管道输送中起到的是升压作用，采用高压泵将输送流体推入输油管道中。
必要时，泵站还具备分配流体和调整压力的作用。
3. 过滤站过滤站主要是在输油管道中进行对流体的过滤。
输送的原油、天然气等产品中常含有杂质和污染物，为了保证输送流体的质量和保护管道，需要安装过滤系统进行过滤。
4. 加热站加热站在特定情况下使用，如在寒冷地区，需要通过加热的方式将产品温度升高，以防止产品在输送过程中冷凝，堵塞管道。
5. 冷却站冷却站用于降低输送流体的温度，避免在输送过程中产生破坏性蒸汽压力，降低温度还能保护输送管道，防止它变形或破裂。
6. 储油罐区储油罐区是指专门用于存储原油、天然气等输送流体的设施，它可以储存大量石油产品，以满足市场化需求。
储油罐区还包括石油产品的抽取、调配、加热等配套设备。
7. 加油站加油站主要是为了方便使用者取用石油产品，将储存的原油、天然气送往终端客户，通过加油站对产品进行简单处理，使其符合市场使用标准，为客户提供优质石油产品。
本文介绍了长距离输送管道场站典型输油工艺流程，包括调节和计量站、泵站、过滤站、加热站、冷却站、储油罐区和加油站等七个方面。
每个环节都起到重要的作用，保证了石油产品能够高效、安全地运输和储存。
原油外输泵操作规程
原油外输泵操作规程第一篇：原油外输泵操作规程原油外输泵操作规程1.启动(1)启动离心泵前,将泵壳和吸入管线全部用液体灌满.(2)打开泵体顶部的通气口,释放截留的空气及蒸汽.(3)接通密封系统到密封腔的注入管线.(4)关闭出口阀门,但不要关死,稍微留点缝隙,以便启动泵时泵内蒸汽排出.检查吸入口阀门是否全部打开.(5)启动电机.当泵的压力和转速上升时立即慢慢打开出口阀门,避免突然改变速度在吸口管线引起颤动.注意: 在任何时间都不要全部打开出口阀门启动泵,以免引起泵中液体受热汽化,造成泵由于干运转而磨损.(6)正式启动后,利用出口流量调节阀LV1073,调节到额定负荷.(7)检查润滑油的油位和轴承的温度,轴承的温度决不能超过85℃.(8)检查振动.振动说明直线度(联轴节的)不正确,应关断设备,重新调整直线度.(9)检查吸口滤器截面上的压降是否有所增加,如果压降增加,就应当清洗滤器.2.停止应当快速关断泵,防止内件由于运转而磨损.(1)按顺序关闭吸口和出口阀门,原则上是当泵停止时泵内要保留液体.注意: 如果吸口源在泵的上边,首先要关闭出口阀门(外输泵的吸口源在泵的上边).(2)如果环境温度低于液体凝固点,应注意排空泵内液体,防止结冰而损坏泵.3.运转检查(1)检查轴承.检查驱动端轴承和非驱动端轴承滑油油杯中的油位是否合适,按需要注入到稳定不变的液位.检查贮油槽(轴承盒)中的油位是否合适.(2)如果油温超过85℃,应当关断泵并且查找引起过热的原因.(3)要经常检查密封油的流量。
(4)应当检查吸入口和出口压力表，查看其指针是否指示在合适的操作压力值。
无论何时，如果进、出口压力表所指示的压力值相同，应立即关断泵。
这意味着吸入量已经损失，并且泵内的流体正在汽化。
泵一停下来就打开通气阀，灌满泵后，再行启动。
(5)检查泄漏。
如果发现油任何泄漏迹象，应立即停止泵。
(6)操作人员要远离设备和出口管路，直到设备运转速度上升到额定速度。
原油密闭输送管道压力调节及保护功能
(1)原油密闭输送管道应有进出站压力自动调节装置.对进出站压力进行自动调节。
在同时具有调速电动机和压力自动调节阀的输油站，应优先选择调速电动机进行压力调节，但调节阀和调速电动机不应同时进行压力自动调节。
(2)原油密闭输送管道中应有低压泄压阀，对进站压力超高保护。
(3)原油密闭输送管道中应有进站压力超低保护系统，保护顺序为:①当进站压力低于规定值时，首先由本站调速电动机或出站压力调节阀进行自动调节。
②)当进站压力继续降低达到进站压力开关设定值时，压力开关动作，压力调节系统将停运一台运行的输油泵机组。
③当进站压力仍继续降低，调节系统将顺序停运本站运行的输油泵机组，直至进站压力高于进站压力设定值。
进站压力保护系统的主要作用是防止输油泵抽空，从而对输油泵造成损坏，实际进站压力超低保护系统的压力监测点在输油泵入口处。
-般进出站压力自动调节装置均有“站控”和“中控”两种功能，正常运行时，应以“中控”为主，以提高运行效率。
进出站压力自动调节阀在调节过程中，有可能造成输油泵到出站调节阀间管线压力超过此段管线安全允许压力，因此必须设有泵出口管线压力超高保护装置，一般采用压力开关压力保护，即当输油泵到出站调节阀间压力超过此段管线安全压力设定值时，压力开关动作，停一台运行的输油泵。
(4)原油密闭输送管道中应具有出站压力超高保护系统。
保护顺序为:①当出站压力高于运行设定值时，出站调节阀或调速电动机首先自动调节。
②当出站压力升高达到出站高压泄压阀设定值时，高压泄压阀动作。
③当出站压力继续升高达到出站压力开关设定值时，力开关动作，压力调节系统将停运一台运行的输油泵机组。
④当出站压力仍继续升高，调节系统将顺序停运本站运行的输油泵机组，直至出站压力低于出站压力设定值。
⑤原油密闭输送管道泄压罐供高低压泄压阀泄压用，该罐应有油位检测报警装置。
当油位上升达到运行上限时，生产报警系统发出油位高报警，通过自动或人工启动罐前泵降低油位;当油位降到运行下限时，生产报警系统发出油位低报警，通过自动或人工停运罐前泵。
输油管路安全技术操作规程
输油管路安全技术操作规程前言输油管路是石油化工生产过程中流体输送的重要设备之一，也是重要的基础设施之一。
输油管路安全技术操作规程是为了在生产过程中保障生产安全而制定的，其中包含了输油管路安全技术操作规程的具体内容，以及执行该规程时需要注意的事项和安全措施。
一、管道的压力及温度控制1.1 传感器的安装生产现场应设置压力，温度传感器，以实时监测油气管道的压力和温度变化。
选择传感器时应符合国家标准及企业标准，并应定期检验和校准。
1.2 压力控制输油管路在正常生产过程中应控制管道内流体的压力，一般应不超过管道的最大承载压力。
在运行过程中，如发现压力偏高或偏低，应及时纠正。
1.3 温度控制输油管路内流体的温度一般应控制在一定范围内，避免因温度过高或过低造成管道变形等安全隐患。
在运行过程中，需要定期对管道的温度进行检测，并在温度偏离设定值时及时采取措施。
二、防止泄漏2.1 管道间距设置管道间距不宜设得过小，一般不小于编号管外径的三倍，且应根据现场情况设置，并进行必要的隔振措施。
2.2 防堵当管道中出现堵塞现象时，应及时采取措施清理管道，避免管道的压力逐渐升高，造成泄漏事故。
2.3 泄漏处理在管道泄漏情况下，应立即采取措施，关闭阀门，紧急排放管道内油气，及时实施应急处置，并进行事故调查分析。
三、设备维护3.1 管道检测输油管路应定期进行检测，发现管道的裂纹、变形等缺陷，应及时进行维护和修理。
3.2 管道涂层维护输油管路内外表面的防腐层应及时进行重涂以保证其防腐性能。
3.3 管道周边设施维护输油管路周边的设施，如支架、耳板等应注意检查和维护，避免因维护不及时造成设施损坏。
四、安全措施4.1 管道安全管理根据国家标准和企业标准建立管道安全管理制度，制定应急预案和实施方案，并进行安全培训和安全检查。
4.2 防火措施在输油管路周围要做好防火措施，定期巡视管道周边情况，发现火灾、爆炸险情时应及时处置。
4.3 生产定期停车检查输油管路应按照生产操作规程要求，进行定期停车检查，检查管道老化、渗漏、损坏情况，及时采取必要的维修措施。
原油密闭生产工艺流程
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在进行原油密闭生产之前，需要进行一系列准备工作。
原油管道输送安全操作规程
原油管道输送安全操作规程1 范围本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。
本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。
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。
GB50074 石油库设计规范GB50151 低倍数泡沫灭火系统设计规范GB50183 原油和天然气工程设计防火规范GBJ140 建筑灭火器配置设计规范SY0031 石油工业用加热炉安全规程SY/T0075 油罐区防火堤设计规范SY/T5536 原油管道运行规程SY/T5858 石油工业动火作业安全规程SY/T5918 埋地钢质管道外防腐层修复技术规范SY/T5920 原油库运行管理规范SY5984 油（气）田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规定SY6186 石油天然气管道安全规程SY/T6306 易燃、可燃液体常压储罐的内外灭火SY6503 可燃气体检测报警器使用规范SY/T6529 原油库固定式消防系统运行规范DL408 电业安全工作规程石油天然气管道保护条例国务院2001年8月2日第313号令石油天然气管道安全监督与管理暂行规定国家经贸委2000年04月24日第17号令3 安全通则3.1 输油管道和输油站的新建、改建、扩建工程应执行GB50183的规定。
3.2 输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。
在防爆区不应使用非防爆器具和非防爆通信工具。
3.3 输油站应至少制定执行以下安全管理制度；a）安全教育制度；b）人员、机动车辆入站安全管理制度；c）外来施工人员安全管理制度；d）岗位责任制；e） HSE作业指导书和应急预案。
3.4 不应使用易燃、易爆及有腐蚀性溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。
原油全密闭输送工艺及安全措施研究
原油全密闭输送工艺及安全措施研究摘要：原油是易燃、易爆物质，其输送安全问题至关重要。
在介绍实施原油全密闭输送需要解决的工艺技术和问题的基础上，本文详细讨论了油气长输管道密闭输送的安全技术，对于今后气长输管道密闭输送安全运行具有一定帮助。
关键词：原油全密闭输送工艺安全措施1、引言对于密闭运行的输油管道，应根据“多重保护、多面设防”的原則，针对具体输油管道的工艺、设备特点，采取充分和必要的保护措施。
只有根据具体输油管道的特点，“多重保护、多面设防”，从技术上采取充分和必要的安全保护措施。
并同时加强科学的运行管理，才能确保密闭输油管道的安全运行[1，2]。
本文在分析实施原油全密闭输送需要解决的工艺技术和问题的基础上，重点探讨了原油全密闭输送安全措施问题。
2、实施原油全密闭输送需要解决的工艺技术和问题2.1原油计量技术原油罐输时可采用油罐检尺的方法确定外输油量，如果密输运行，外输原油无从计量，影响油田内部原油产量的合理分配。
2.2输油设施改造(更換)由于实施密输运行，外输原油含水率不稳定，波动大，直接影响到长输管道河流中间加热站燃烧油的安全使用，必须采取措施，调整加热炉的燃烧方式，对燃烧器进行技术改造，并将所有加热外输原油的方箱式加热炉更換为高效炉。
使之满足密闭输油需要。
2.3原油稳定工艺技术一旦原油实施密闭输送运行，原油稳定装置及其生产工艺的运行状况直接影响着输油管道的安全平稳运行。
因此，对目前使用的自动控制装置必须进行技术改进和完善。
2.4密输工艺当原油密输时，一旦输油压力升高，塔底泵无法将原油输送出去，在没有安全保护措施情况下，极易导致原油稳定塔液面上升而酿成冲塔事故。
另外，密输油量不能达到输油管道的设计最低输量，冬季运行时，输油温度不能满足规定要求。
因此，欲实现密闭输油.尚须对目前的输油工艺进行完善。
2.5外输原油含水率控制技术油田外输原油含水率指标一直沿用国家规定的优质原油含水率要求(≤0.5％)。
原油管道输送安全规范
原油管道输送安全规程SY/T5737-2004 代替SY5737-1995自2004-11-1 起执行目次1 范围2 规范性引用文件3 安全通则4 运行5 输油机泵6 加热炉7 储油罐8 装卸原油栈桥9 输油管道10 仪表安全治理11 电气安全治理12 消防治理13 科学实验及新技术推广安全治理前言本标准是对SY5737-1995《原油管道输送安全规定》的修订。
为了适应原油管道技术进步，对SY5737-1995的部分条款进行了修改，并增加“电气安全治理”、“原油管道检测”等内容。
本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油化工股份有限公司管道储运分公司。
本标准要紧起草人：闫啸、刘志红、刘洪、李金亮、姜玉梅、李明凯、柳绿、赵久长。
本标准所代替标准的历次版本公布情况为：——SY5737-1995。
1 范围本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。
本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。
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，鼓舞依照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。
GB50074 石油库设计规范GB50151 低倍数泡沫灭火系统设计规范GB50183 原油和天然气工程设计防火规范GBJ140 建筑灭火器配置设计规范SY0031 石油工业用加热炉安全规程SY/T0075 油罐区防火堤设计规范SY/T5536 原油管道运行规程SY/T5858 石油工业动火作业安全规程SY/T5918 埋地钢质管道外防腐层修复技术规范SY/T5920 原油库运行治理规范SY5984 油（气）田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规定SY6186 石油天然气管道安全规程SY/T6306 易燃、可燃液体常压储罐的内外灭火SY6503 可燃气体检测报警器使用规范SY/T6529 原油库固定式消防系统运行规范DL408 电业安全工作规程石油天然气管道爱护条例国务院2001年8月2日第313号令石油天然气管道安全监督与治理暂行规定国家经贸委2000年04月24日第17号令3 安全通则3.1 输油管道和输油站的新建、改建、扩建工程应执行GB50183的规定。
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长输原油管道密闭输油工艺操作规程1、【范围】本标准规定了长输原油管道密闭输油过程中的检查与准备、密闭输油投用与停运、运行参数调整、流程切换、密闭流程与开式流程切换、应急处理等方面的工艺操作原则、一般步骤与要求。
本标准适用于管道储运分公司密闭输油的长输原油管道。
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。
凡是注明日期的引用文件,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。
凡是不注明日期的引用文件 , 其最新版本适用于本标准。
GB15599 石油与石油设施雷电安全规范SY5737 原油管道输送安全规定SY5225 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T6148 输油管线清管作业规程Q/SHGD O045 原油管道输油调度工作条例Q/SHGD 0048 原油管道工艺安全运行操作规程3、术语和定义下列术语和定义适用于本标准。
3.1 调度控制中心根据 Q/SHGD 0045 之规定 , 具有独立指挥权限的一条或多条管道运行、或对一条或多条管道具有独立指挥权限及远程控制功能的调度机构。
以下简称调控中心。
3.2 首站管输原油由油罐经给油泵、输油泵加压 ( 加热炉加热 ) 后，向下一站输送的输油站。
3.3 中间站管输原油由上站经输油泵加压 ( 加热炉加热〉后 , 向下一站输送的输油站。
3.4 未站管输原油由上站经管网 ( 计量系统〉后 , 进入油罐或向用油单位转输的输油站。
3.5 分输站管输原油自上站来油后 , 向二个以上不同方向分别输送的输油站。
3.6 输油站输油站是首站、分输站、中间站、未站的统称。
3.7 高压泄压阀为防止输油站出站端高压管段的运行压力超过规定压力值而设置的泄压阀门。
3.8 低压泄压阀为防止输油站进站端低压管段的运行压力超过规定压力值而设置的泄压阀门。
3.9 低压回流调节阀为防止输油站进站端低压管段的运行压力低于停泵压力而设置的从出站段向进站段回流的阀门 , 当进站端低压管段低于低压回流调节阀门的设定值时,该阀快速开启,管输原油由出站段向进主段补充。
3.10 顺序停泵输油站进、出站运行压力及汇管上的运行压力达到 " 顺序停泵 " 压力值时 , 站控系统发出指令，逐次停运一台运行输油泵 , 直到压力满足运行要求。
3.11 程序停泵输油站进、出站运行压力及汇管上的运行压力达到 " 程序停泵 " 压力值时 , 站控系统发出指令停运该站全部运行的输油泵。
3.12 硬线停泵当输油站的进站压力、出站压力、输油泵汇管压力达到安装在管道上压力开关设定值时,压力开关动作,经中间继电器后传至变电所,变电所执行跳闸命令,运行输油泵全部停运。
3.13 水击超前保护当输油干线或某座输油站发生较严重的水击工况时,根据预先设置的水击保护程序,在水击波到达可能受到水击波破坏的管段前 , 水击保护系统提前自动发出压力调节或部分输油泵停运的指令，从而使有可能受水击波破坏的管道内提前产生与水击波压力变化相反、强度相近的压力变化 , 以抵消或削弱水击波的影响。
4 安全规定4.1 密闭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 密闭输油管道的运行、备用的输油设备、设施、仪器仪表等设施的安全性能、安全指标必须符合GB15599、SY5737 、 SY5225 之规定。
5 一般规定5.l 正常运行的密闭输油管道的工艺操作应执行本标准；密闭输油管道的投产、停输扫线及其它非正常运行时 , 应执行相应的方案。
5.2 密闭输油管道的输油泵机组、加热系统、阀门等有关单体设备、设施的操作 , 仍执行单体设备、设施的操作规程。
5.3 运行的密闭输油管道的工艺参数控制按 Q/SHGD 0048 执行。
5.4 在运行的密闭输油管道上进行新技术、新工艺、新设备的试验过程中 , 其工艺操作不能执行本标准时 , 必须制定相应的技术方案和事故预案 , 经批准后方可实施。
5.5 密闭输油管道的清管作业按 SY/T6148 执行。
6 密闭输油管道的安全保护系统6.l 密闭输油管道应设置以下安全保护系统。
6.1.l 出站调节阀调节的保护系统。
6.1.2 出站高压泄压阀。
6.1.3 顺序停泵保护系统。
6.1.4 程序停泵保护系统。
6.1.5 硬线停泵保护系统。
6.1.6 水击超前保护系统。
6.2 密闭输油管道宜设置以下安全保护系统。
6.2.l 进站低压泄压阀。
6.2.2 进站低压回流调节阀。
6.2.3 输油泵机组故障联锁保护系统。
6.3 进站压力超低保护系统进站压力超低保护系统保护顺序为 :6.3.1 当进站压力低于启调规定值时 , 出站调节阀进行自动调节；6.3.2 当进站压力继续下降 , 并达到低压回流调节设定值时 , 低压回流调节阀开启 , 由出站段向进站段补充原油；6.3.3 当进站压力继续下降 , 并达到顺序停泵设定值时 , 该站顺序停泵；6.3.4 当进站压力继续下降 , 并达到程序停泵设定值时 , 该站程序停泵；6.3.5 当进站压力继续下降 , 并达到压力开关设定值时 , 该站硬线停泵。
6.4 出站压力超高保护系统。
出站压力超高保护系统保护顺序为 :6.4.1 当出站压力达到启调规定值时 , 出站调节阀进行自动调节 ;6.4.2 当出站压力继续上升 , 并达到高压泄压阀动作设定值时 , 高压泄阀开启 , 向泄压罐泄放原油 ;6.4.3 当出站压力继续上升 , 并达到顺序停泵设定值时 , 该站顺序停泵 ;6.4.4 当出站压力继续上升 , 并达到程序停泵设定值时 , 该站程序停泵 ;6.4.5 当出站压力继续上升 , 并达到压力开关设定值时 , 该站硬线停泵。
7 密闭输油站管道密闭运行投运前的检查与准备7.1 检查输油泵机组、加热系统等输油设备、设施的状况 , 并确认具备投运条件。
7.2 根据全线控制方式 , 确认各输油站输油泵机组的 " 手动 / 自动 " 位置 ; 确认各输油站控制阀门的 " 手动 / 自动 " 位置。
7.3 检查出站调节阀以及相关的配套设施7.4 检查、投运以下安全保护系统7.4.1 出站高压泄压阀。
7.4.2 顺序停泵保护系统。
7.4.3 程序停泵保护系统。
7.4.4 硬线停泵保护系统。
7.5 检查以下安全保护系统 , 并做好相关的投运准备7.5.1 进站低压回流调节阂。
7.5.2 输油泵机组故障联锁保护系统。
7.5.3 水击超前保护系统。
7.6 检查并确认各输油站站控机工作正常。
7.7 检查并确认全线各输油站与调控中心、各输油站间的数据交换正常、通讯畅通。
7.8 检查各输油站生产辅助系统 , 并确认具备投运条件。
8 输油站的启动与停运8.1 首站8.1.1 启动8.1.1.1 调控中心、本站调度确认该站拟运行设备、设施及辅助生产设施完好 , 具备参加运行条件 ;8.1.1.2 调控中心、本站调度确认该站流程切换操作完成 , 具备运行条件 ;8.1.1.3 调控中心确认全线的干线截断阀门全开 , 各中间站切换为压力越站流程 , 末站切换为进站流程。
8.1.1.4 上级调度发出启动该站的指令 , 并通知下游各输油站 ;8.1.1.5 打开出站阀门 ;8.1.1.6 按单体设备操作规程 , 依次启动选定的给油泵机组、输油泵机组 ;8.1.1.7 投用出站压力自动调节系统及安全保护系统 ;8.1.1.8 对设有 " 水击超前保护 " 系统的管道 , 需将该系统置于投用状态 ;8.1.1.9 设置输油泵机组联锁保护系统的输油站 , 待输油泵运行正常后 , 投运该系统 ;8.1.1.10 对加热输送的原油管道 , 待该站给油泵、输油泵运行正常后 , 按单体设备操作规程 , 投用加热设施 , 并按要求将出站温度调整至规定的出站温度 ;8.1.1.11 对投用的设备、设施、仪表等及安全保护系统进行全面检查 , 汇报上级调度 , 并通知下游输油站。
9 停运9.3.1 调控中心下达全线停运的指令 , 各输油站做好停输的准备工作 ;9.3.2 调控中心确认各输油站完成停输的准备工作 ;9.3.3 全线停输宜自末站开始 , 按油流反方向按 8.2.2 之规定依次停运各中间站 ; 按 8.1.2 之规定停运首站 ;9.3.4 全线停输后 , 末站关闭进站阀门 ; 各中间站关闭进、出站阀门 ; 首站关闭出站阀门 ;9.3.5 全线的停输操作必须在调控中心的统一指挥下进行或在调控中心直接操作。
10 全线输油量的调节10.l 输油量增减的一般规定10.1.l 输油量增加一般宜遵循顺序。
10.1.1.l 在规定的最高出站压力范围内 , 提高出站压力的设定值 ;10.1.1.2 在半级输油泵运行的情况时 , 由半级泵运行切换为全级泵运行 ;l0.1.1.3 增加运行输油泵机组 ;l0.1.2 输油量降低一般宜遵循顺序。
10.1.2.1 减少运行输油泵机组 ;10.1.2.2 在无半级输油泵运行的情况时 , 由全级泵运行切换为半级泵运行 ;10.1.2.3 降低出站压力的设定值。
10.2 出站压力设定值的调节操作10.2.1 调控中心发出调节出站压力设定值的指令 , 并通知各输油站 ;10.2.2 调控中心远程设置有关输油站的出站压力设定值 ; 或由输油站在站控机设置出站压力设定值 ;10.2.3 出站压力自动控制装置不能正常工作的输油站 , 可通过按泊流方向运行的最后一台输油泵的出口阀进行调节 ;10.2.4 出站压力设定值调整后 , 各输油站全面检查 , 并汇报调控中心。
10.3 切换输油泵机组10.3.1 确定要切换的输油泵机组 , 并通知上、下游输油站 ;10.3.2 对待启动的输油泵机组进行检查 , 确认其具备启动条件 ;10.3.3 按单体设备的操作规程 , 对确定切换的输油泵机组进行启、停操作 ;10.3.4 运行出站压力高于最高出站压力 70% 的输油站 , 应采取先降低出站压力措施或按先停后启的顺序进行操作 ;10.3.5 运行出站压力低于最高出站压力 70% 的输油站 , 宣按先启后停的顺序进行操作 ;10.3.6 切换操作完成后 , 全面检查 , 并汇报调控中心。
10.4 增加运行输油泵机组10.4.1 确定待启动的输油泵机组 , 并通知上、下游输油站 ;10.4.2 对待启动的输油泵机组进行检查 , 确认其具备启动条件 ;10.4.3 按单体设备的操作规程 , 对确定启动的输油泵机组进行启动操作 ;10.4.4 多座输油站增加运行输油泵机组时 , 各站输泊泵机组的启动应按泊流方向依次进行 ;10.4.5 根据运行需要 , 由调控中心直接设置出站压力设定值或由站调度在站控机设置出站压力设定值 ;10.4.6 增加输油泵机组操作完成后，全面检查，并汇报调度控制中心；10.5 减少运行输油泵机组10.5.1 确定待停运的输油泵机组，并通知上下游输油站；10.5.2 按单体设备的操作规程，对确定停运的输油泵机组进行停机操作；10.5.3 多座输油站减少运行输油泵机组时，各站输油泵机组的停运宜按油流的反方向依次进行；10.5.4 根据运行需要，由控制中心直接设置出站压力设定值或由站调度在控制机设置出站压力设定值。