典型输油生产事故案例及分析

典型输油生产事故案例及分析
案例1、1977年7月29日，秦京线进行正输时，上级调度通知秦皇岛管理处、北京管理处调度，秦京线11：00全线停止正输，12：00由石楼站启泵反输。

北京管理处调度接到调度令后，认为白天电压低，要求推迟到20：00启泵反输。

由于问题没有落实，秦京线11：00没有停止正输。

但是石楼泵站职工认为12：00启泵反输，积极作了准备，站领导请示北京处调度同意，于11：45通知操作工关闭秦京来油阀门，造成秦京线憋压达到5.4Mpa，将石楼站反输泵房过滤器憋漏，三组换热器垫子憋刺。

由于当班工人及时发现采取泄压，避免了一场恶性事故发生。

案情分析：该事故发生的关键点在于石楼站领导请示北京处调度要关闭秦京来油阀门时，北京处调度没有请示上级调度或和秦皇岛处调度落实是否秦京线已停输完毕，必须双方确认后方可执行操作；
其次，秦皇岛管理处、北京管理处调度对上级调度令有疑异，应对上级调度提出，上级调度给予明确答复，做好记录，按上级调度令执行；
三，石楼站操作工在关闭秦京来油阀门过程中，如有专人监视进站压力变化，发现压力异常升高，停止关阀并紧急打开该阀，事故可终止。

案例2、1980年2月15日晚，秦京线滦河东阀室，自1995年投运后（阀室压盖垫子使用的是石棉垫，耐压不耐油），经过5年运行，老化突然刺油，使迁安泵站出站压力下降。

迁安泵站向管理处调度汇报检查原因，处调度误判断是提温后结蜡情况好转，未能进一步检查原因和进行过细参数分析，直至社员报告阀门漏油后，才采取措施处理。

由于延误了发现漏油时间，结果造成跑油480吨。

案情分析：该事故发生的关键点在于阀室压盖垫子使用的石棉垫老化；但管理处调度判断失误造成事态扩大。

一般管道漏油计算机显示压力历史曲线有以下3种情况：
停输再启动、提量、提温运行后，管道内原油结蜡情况逐步好转，由于腐蚀等原因造成的小的渗漏，这两种情况通过压力参数变化很难确定是那种，一般压力历史曲线都出现图A情况，遇到这种曲线，没有把握确定，只能安排人员巡线，该种情况，一般基于“负压波”原理的泄漏检测软件也很难准确判断；
原油管道出现较大量的泄漏或者盗油造成跑油，一般压力历史曲线出现图B情况，该种情况，一般基于“负压波”原理的泄漏检测软件能够较准确判断漏油点，确定漏油点位置后，调度人员立即通知巡线人员对该位置巡线，并根据经验扩大巡线范围；
管道被打孔盗油成功，一般压力历史曲线出现图C情况，与图B情况明显不同的就是压力下降一段时间（取决于盗油现场压力、被盗原油量等，一般持续10－20分钟）后，盗油分子装完一车，关闭盗油阀门，压力又回升至正常运行压力。

当调度人员发现压力下降后，首先立即落实相关站是否有操作，确定压力下降非站内操作所为，立即找到明显曲线拐点，计算判断漏油点位置，通知相关站队巡线。

原油管道发生泄漏，最直观的表现是压力参数，但理论上其它相关参数如排量、温度、相关油罐液位、运行泵机组电流等也在相应发生变化，由于利用“负压波”原理确定漏油点的方法是一个基于压力瞬变的过程，管道内输送介质不断扰动，受影响因素很多，某些非典型压力曲线下，单纯通过压力不好确定漏油点位置，此时可借助相关参数辅助判断：
（1）排量某一管段发生泄漏，漏点上游站在泵机组运行不变的前提下，排量增加，下游站来油量减少；
（2）温度某站在加热系统热负荷不变、相关站无操作的前提下，出站温度发生变化，如升高则漏油点在该站上游，如下降则漏油点在该站下游；
（3）相关油罐液位首站外输罐相关站内无操作的前提下，出现异常下降幅度或中间旁接油罐、末站接油罐出现异常下降幅度及异常上升幅度减缓等，当引起注意，结合其它参数进行判断；
（4）运行泵机组电流理论上在管线泄漏时会相应发生变化，但较小量的泄漏，运行泵机组电流变化幅度很小，基本在平时波动范围内，不易作为判断依据，当下游站管道爆裂出现大量跑油事故，运行泵机组电流增幅（视跑油量大小）明显。

案例3、秦京线1982年1月11日15：00由正输紧急倒为反输，反输运行33小时以后，管理处调度便将宝坻站的泵停掉。

在宝坻站停泵后，石楼泵站反输没有打满压力，造成低流速，对事故形成前所出现的反常征兆发现不及时，对反输结束前排量很小的现象，也未引起警惕，而仍然用正常的办法安排不正常状态的输油生产。

并先后三次失去有可能排除管线初凝事故的机会：一是宝坻停泵后，应严格控制输量；二是发现排量下降时，应立即安排宝坻泵站启泵；三是由反输倒为正输后，应采取首站、迁安、宝坻三泵运行。

这次事故从82年1月14日发现，到1月21日解除，历时8天。

在处理事故中，排放原油26634吨，虽然基本回收，但事故直接损失91万元。

案情分析：该事故发生的关键点在于管理处调度对管线初凝征兆不敏感，在出现反常征兆时，未按不正常状态指挥输油生产。

（1）案例中提到秦京线由正输紧急倒为反输，说明未按计划执行，从此时该管线即进入非正常状态输油，应引起高度重视，文中未提到紧急改变运行方式原因，但分析不外乎如下：a、正输（反输）时首站库存紧张（偏低），首站接油量未按计划执行（比计划少）；b、正输（反输）时首站输油泵或供电系统、加热系统故障，短时不能排除；c、正输时末站外输油量未按计划执行（比计划少），库存紧张（偏高）。

从案例下文看，导致紧急改正输为反输的原因是a或b，且末站石楼的库存偏低，导致反输过程调度安排输量偏低，造成管内低流速，出现初凝。

（2）原油管道初凝征兆：某段干线管道凝管可根据其上、下站压力、温度、输量不正常变化判断，如某站出站压力、温度持续上升，输量持续下降（由运行泵电机电流、外输流量计计数和运行罐罐位变化判断），下站进站压力、温度持续下降。

此现象即为该管段初凝征兆。

出现初凝征兆，调度人员应立即安排提温、提压、提量运行，案例中，反输首站石楼反输后出现初凝征兆后应立即打满，各站加热系统满负荷运行（出站温度不超限）；如效果不明显，中间站宝坻应立即开泵增量等。

如上站出站压力升高到允许值以上，输量降到允许值以下则初凝事故已发生；如输量再下降趋于断流则可确认为凝管事故，及早下决心按凝管事故处理方案进行。

（3）教训：管线正反输，一般均在最低排量边缘运行，本身运行安全系数偏低，当出现紧急切换运行方式后，应按事故状态输油进行调度管理，进最大可能提温、提压、提量运行。

一直正输管线，突发事故后，也可能改为反输，此时风险系数高于正反输管线，更应给予高度重视。

案例4、1983年9月16日，大庆油田对大庆油田林源计量站的流量计进行标定时，8：00喇嘛甸油库来油突然停止，由于回压造成流量计反转，大庆油田的同志把林源站的流量计进口阀门关死。

15：00左右，喇嘛甸油库开泵输油时，没有和大庆油田林源计量站取得联系。

在喇嘛甸油库开泵输油后，造成憋压，将与大庆油田计量站流程相连接的，林源首站计量间的235＃（1.0Mpa）低压阀门壳底座憋破一个20公分大洞，跑油2000余吨。

在抢救处理事故中，林源站职工二人中毒死亡，一人重伤，四人轻度油气中毒。

案情分析：该事故发生的关键点在于上站启泵前，未落实下站进站流程是否畅通，违反了输油调度条例及长输管道安全运行规程。

要避免此类人为事故，关键在于当事人责任心及一定的全局观念，对相关条例、规程的理解程度。

如规章制度健全，严格照其执行，此种事故完全可避免。

流程切换必须严格执行操作票制度：接到上级调度要求由某种流程切换为另一种流程的调度令后，切换前操作工填写操作票，技术人员负责审查，确认审查无误后，操作工按操作票切换流程，技术人员现场监视；
停输再启动前，管线调度负责逐站落实相关流程是否符合要求，确认无误后，安排相关站启运输油泵。

案例5、1976年11月23日，任京线雄县泵站根据上级指示，将原油外输提高到25000吨/日。

8：00，雄县泵站将原油改进罐流程，12：30逐步启动四台柴油机泵输油，工作一直正常。

21：00该站发现中间罐液位升高，为了防止油罐冒顶，技术员错误决定关闭进罐阀门，使来油直接进泵。

由于上站来油排量较大，造成憋压，引起4＃泵垫子刺破，原油喷到柴油机排气管上着火。

经1小时25分钟扑救，将火熄灭。

这次事故烧坏6台柴油机和5台输油泵，经济损失30万元左右，救火时20余人被烧伤，其中6人伤势较严重。

案情分析：该事故发生的关键点在于该站技术员错误决定关闭进罐阀门。

该技术员所犯错误如下：
（1）发现问题后未向上级调度汇报情况；
（2）作为技术员对本站工艺设备情况不掌握。

该案例中虽未提到该站工艺流程情况，但分析可知该站为“旁接油罐”流程，至少启运的四台柴油机泵如此，该四泵为并联泵，入口承压能力较低，一般在0.5Mpa以下，旁接油罐运行时，该四泵入口压力较低，而当进罐阀门关闭后，泵入口管线压力将急剧上升超限，以致刺破跑油。

正确处理应如下：输油站人员发现站内油罐液位上升过快，担心油罐冒顶，应立即将情况向上级调度汇报，要求来油降量或出油提量，通过上级调度给予安排，而不能私自操作。

案例6、1996年3月15日晚，秦京线迁安输油站“旁接油罐”运行，高、低压电突停，该站操作工担心旁接罐液位较高（当时液位为9米多，其安全罐位为10米，极限罐位11米），担心冒顶，故立即关闭通向旁接罐的415＃阀门，切断原油进罐，倒为压力越站流程，并向分公司调度汇报。

2分钟后秦皇岛站出站压力急剧上升，分公司调度立即通知秦皇岛紧急降压，避免了一起超压事故。

案情分析：该事故发生的关键点在于该站只考虑本站安全，而未全局考虑。

作为输油站员工，就整条管线而言，掌握信息量较少，突发事件下，在做出某操作决定时自然首先考虑到本站，但操作实施后必将影响到其它站（包括管线），该影响很可能造成重大次生事故。

但作为指挥整条管线运行的调度人员，掌握全线运行情况，并对全线各站操作有指挥权，故要求各站将情况反馈给调度，由调度统一指挥。

案例中迁安站高低压电突停前，秦京线“5泵”旁接油罐运行，
如图首站一台泵运行，迁安和宝坻站各两台泵运行，输量850m3/h左右，首站出站压力在4.15Mpa左右（安全上限4.20Mpa），当迁安站停电后，该站两台输油泵突停，迁安－宝坻段断流，首站外输原油输量不变，直接进入迁安站旁接油罐，首站外输压力基本等于首站－迁安段管路内摩阻；当迁安站关闭原油进罐阀门后，该站走压力越站流程，首站外输压力需克服首站－宝坻段管路内摩阻，迁安关阀瞬间，管路在该处产生增压波，同时向上下游传递，向上游传递的增压波2分钟左右到达首站，首站出站压力开始上升，如不做紧急降压处理，首站出站处薄弱点将被憋刺。

此事件正确处理：当迁安站突然停电后，站调度首先向分公司调度汇报，分公司调度立即通知丰润、宝坻两站紧急停炉，通知首站紧急降压1Mpa，迁安暂保持原流程不变；首站降压完成后，分公司调度通知迁安关原油进罐阀门，走压力越站流程，待供电正常后，恢复正常输油。

该案例中，首站紧急降压过程3分钟内足够完成，而迁安站旁接油罐液位距极限上限还有1米多的余量（即400m3左右），按首站排量（850 m3/h）不变计算，25分钟内迁安不会溢罐，完全有时间从容处理。

经验教训：
（1）输油生产中必须由管线调度统一指挥，任何人不得擅自操作；
（2）输油生产过程中，运行油罐需留出一定余量，以便突发事件发生后措手不及。

案例7、1985年12月10日，华东输油管理局临邑泵站加热炉工接班时，3＃圆顶加热炉只点了一个火嘴，炉膛温度660－690℃，到凌晨3：00，巡回检查时，发现炉膛温度升到710℃，便采取措施，调节燃料油量，但仍无效果，炉温仍持续升高，最后被迫停炉。

经检查确定炉子顶部有三根对流管被烧坏，热管空气预热器全部烧毁。

案情分析：
1、12月9日17：00，加热炉燃烧两个火嘴，关闭一个火嘴，由于燃料油阀门关闭不严，有一股小油流还继续喷入炉膛，导致炉温上升；
2、火嘴长期雾化不良，燃烧不好，造成空气预热器翅片大量积灰结炭，温度升高，引起二次燃烧，使炉管爆破并溶毁，同时融化下的高温铁水损坏了最上面一排的对流管；
3、由于蒸汽扫线阀门被冻结无法打开，不能进行定期蒸汽吹扫降温，造成热管空气预热器部位温度急剧上升；
4、对新型炉的管理缺乏经验，职工技术素质差，经验不足，对问题出现不能及时果断处理。

案例8、1981年1月28日，仪征泵站4＃锅炉在运行中，由于司炉工未严格执行岗位责任制，未按规定时间巡回检查，坐岗当班，照抄上班记录，填写假数据，对工作不负责任，造成锅炉严重缺水。

事故发生后，虽然采取了紧急停炉措施，但由于继续开风机往炉膛内鼓冷风，加剧了锅炉高温受热面的急剧冷却变形，扩大了事故的后果，造成该锅炉报废。

案情分析：典型责任事故，不执行规章制度，操作人员技术素质差。

教训：值班人员必须严格执行各项规章制度，按时巡检、记录，加强参数分析；平时注重学习技术，熟练掌握事故预案，突发事件下才能得心应手。

案例9、2001年5月下旬－6月初，秦皇岛装船线进行该管线间歇循环试验，试验完毕后，调度人员发现其循环量在600－650m3/h，远远低于试验前800－900m3/h，故开始提温并秦皇岛站装船泵满负荷运行，3天后循环量达到700 m3/h左右，仍达不到试验前水平，有关领导与技术人员分析认为中间部分为复线的车线可能有一条初凝，即出现偏流问题，确定后，采取分段顶挤措施，消除了事故。

案情分析：该事件发生后，分析其关键点在于试验过程中管线频繁停输启动，造成复线偏流。

上图为秦皇岛装船线流程示意图，事件发生后，分别关闭1＃、2＃阀门，判断确定初凝不过流管线为图中ACB段，全开1＃、3＃阀门，关闭2＃阀门，将3＃阀至B点段顶通后，全开2＃、3＃阀门，关闭1＃阀门，再将AC3段顶通，最后全开1＃阀门，关闭2＃、3＃阀门循环时车线单走ACB段，确定畅通后，恢复正常循环流程，处理过程20多小时。

经验教训：输油管线在试验、施工时需要停输再启动，停输前视需停输时间长短，提前对该管线进行提温、提量运行，以建立起管线周围较稳定、较高的温度场，且停输时间最长不得超过规程规定最长停输时间；需要连续数次停输再启动的，一次停输启动后，下次再停输前，排量、温度、压力、总传热系数等主要参数必须稳定为正常输油参数。