秦皇岛83油库调度岗HSE作业说明书

编号：GDGS/ZYQHD.QHD—DD—2013调度岗HSE作业指导书中国石油管道秦皇岛输油气分公司秦皇岛输油站签字职务日期编制人工艺技术员工艺主管审核人生产科长安全科长人事科长秦皇岛站站长批准人副经理PAGEPAGE21目录TOC\o"1-2"\h\z\u前言 61调度岗任职条件 71.1文化程度 71.2岗位证书 71.3工作经历 71.4身体素质 72调度岗位职责 83调度岗位操作规范 93.1 执行调度令操作规范 93.2交接班操作规范 113.3铁秦线来油停输操作规范 133.4铁秦线来油启输操作规范 143.5秦京线停输操作规范 153.6秦京线启输操作规范 163.7输油工艺流程切换操作规范 173.8装船线装船输送操作规范 193.9发清管器操作规范 204巡回检查路线及主要检查内容 224.1巡回检查制度 224.2巡回检查路线 234.3主要检查内容 245应急处置程序 265.1储油罐冒顶现场应急处置程序 265.2储油罐火灾、爆炸现场应急处置程序 265.3热媒炉火灾、爆炸现场应急处置程序 275.4通讯系统故障现场应急处置程序 275.5自动化系统故障现场应急处置程序 285.6站内设备、设施油品泄漏现场应急处置程序 285.7管道初凝现场应急处置程序 295.8管道清管器卡球、丢球现场应急处置程序 295.9管道蜡堵现场应急处置程序 295.10储油罐漏油现场应急处置程序 295.11储油罐抽瘪现场应急处置程序 305.12站控室火灾现场应急处置程序 305.13工艺区火灾现场应急处置程序 315.14浮顶罐浮船倾斜沉没现场应急处置程序 315.15锅炉火灾、爆炸现场应急处置程序 315.16工艺管线超压的风险应急处置程序 325.17流程切换阀门误操作的风险应急处置程序 325.18输油管道初凝的风险应急处置程序 325.19站内原油管线破裂跑油的风险应急处置程序 325.20站外原油管线破裂跑油的风险应急处置程序 335.21燃油管线破裂跑油的风险应急处置程序 335.22储油罐沉船的风险应急处置程序 335.23储油罐浮船卡阻的风险应急处置程序 345.24出站调节阀卡阻的风险应急处置程序 345.25高压泄压阀内漏的风险应急处置程序 345.26电动阀门电机过载的风险应急处置程序 355.27高、低压断电的风险应急处置程序 355.28触电的风险应急处置程序 355.29高空坠落的风险应急处置程序 366.记录清单 377附件 387.1联系电话 387.2秦皇岛输油站工艺流程图 397.3主要技术参数和安全范围 407.4主要设备明细表 417.5典型操作票 447.6岗位描述 457.7岗位适用标准、规范清单 46前言本书是为了进一步规范和加强泵工岗运行管理，使各项工作标准化、规范化、流程化。简化作业中不必要的环节，提高工作效率和工作准确性，密切结合输油岗运行工作实际编写的标准化作业指导书。内容包括流程操作、输油设备启停操作、巡回检查内容、事故处置应急程序等主要作业流程。

本书为调度岗操作规范性文件，必须严格执行。1调度岗任职条件1.1文化程度高中毕业（或同等学历）以上文化程度。1.2岗位证书《岗位操作许可证》。1.3工作经历1.3.1必须经过HSE培训，考试合格。1.3.2从事输油相关专业换岗的员工经3个月试岗，新员工经半年以上试岗。1.3.3持有有效期内《岗位操作许可证》。1.3.4相关知识和能力要求：爱岗敬业；掌握输油岗位的基本知识；熟悉工艺流程、相关标准及操作规程；具备安全生产管理知识；具有本岗位设备操作和维护保养能力。1.4身体素质身体健康，能适应本岗位工作。2调度岗位职责2.1贯彻国家法律法规，执行分公司各项管理规定。2.2严格执行上级调度的指令。2.3负责本岗位的工艺流程切换、设备及安全操作规程的执行、运行参数调控，实现安全、低耗输油。2.4负责执行上级调度下达的生产指令，完成本班输油任务。2.5在紧急情况下，有权先处理事故，待事故得到控制后，向上级调度和站领导汇报。对影响到干线正常运行的，按照规程处理的同时汇报上级调度。2.6如实汇报生产运行事故情况，包括事故发生时间、地点、操作者、事故状况等，原因不明的可以先报后查。2.7生产运行事故处理过程中正确执行上级调度及领导指令。2.8负责正确执行操作票制度。2.9有权参加设备维修后的试运和验收工作，并提出整改建议。2.10有权向上级调度询问全线输油运行情况，包括输油量、运行方式及上、下站间动态和参数等。2.11有权拒绝调度令以外的操作指令。2.12设备及工艺流程安全隐患未排除，有权拒绝相关操作。2.13负责站内生产岗位运行参数的分析。2.14保持本岗位环境和设备卫生清洁。3调度岗位操作规范执行调度令操作规范接调度令值班人员接分公司调度电话命令并最好记录。值班人员向分公司调度复述调度命令并确认。接调度命令人员向操作人员传达调度命令。进行流程切换、启停泵、点停炉、收发清管器操作，通知值班干部到场监护。编制操作票及审核由操作人员填写操作票。监护人审核并签字确认。与分公司调度复述操作内容。遇到紧急情况时，先进行操作，后补操作票。操作现场操作监护人持操作票、对讲机。操作票的执行要按顺序逐项操作。监护人唱票，操作人复诵并操作。每进行一项操作，监护人确认操作无误，在操作票内该项打勾，同时通知站控室观察参数变化。值班人通过站控机观察参数变化，发现异常及时通知现场人员。操作人、监护人确认操作完毕，在操作票上签字确认。值班人员向分公司调度汇报调度令执行情况并做好记录。操作后的检查检查并确认操作是否正确。检查操作后设备运行情况。检查运行参数是否符合生产要求。风险提示及预控措施序号风险提示预控措施1憋压严格按照操作票和调度指令操作2换热器温度超高及时掌握压力和来油量变化，控制热媒炉负荷3清管器卡阻密切关注参数变化，严格执行《管道清管管理规定》4换热器蜡堵密切观察运行参数，提前降负荷5输油泵气蚀输油泵充分排气，缓开出口阀6机械伤害按要求穿戴个人防护用品7热媒爆喷严格控制热媒温度和热媒炉负荷8炉内二次燃烧及时查找原因，避免多次点炉9触电严格执行电业安全规程，按要求穿戴个人防护用品3.2交接班操作规范3.2.1术语3.2.1.1“三一”：对生产部位一点一点的交接；对生产数据一个一个的交接；对工具一件一件的交接。3.2.1.2“四到”：该看到的要看到；该摸到的要摸到；该听到的要听到；该闻到的要闻到。3.2.1.3“五报”：报检查部位；报部件名称；报生产情况；报存在问题；报采取措施。3.2.1.4“五交”：交运行方式和设备情况；交报表记录和仪表运行情况；交工具、用具、备用材料；交岗位卫生和消防器材；交存在问题和上级指示；3.2.1.5“五不接”：生产情况不清不接；记录报表不清不接；岗位卫生不好不接；工具、用具、备用材料不全不接；该处理的问题不处理不接；3.2.2交接班的准备3.2.2.1交班人员在交班前对本岗位输油生产设施进行一次全面的检查。3.2.2.2交班人员打扫承包设备、场区及公共卫生，整理岗位物资及资料。3.2.3交接班程序3.2.3.1接班人员到岗后，与交班人员共同进行现场交接。3.2.3.2交班人员带领接班人员按照“三一”、“四到”、“五报”的要求，沿巡检路线进行交接。3.2.3.3如无异议正常接班，并在《岗位交接班记录》上签字确认。3.2.3.4交接班过程中发现问题应由交班人员处理，如不能及时处理的有值班干部确认后方可正常交接班。3.2.3.5交接班时出现生产紧急情况，立即停止交接班，接班人员协助交班人员处理，处理完毕后在进行交接班。3.2.4风险提示及预控措施序号风险提示预控措施1机械伤害按要求穿戴个人防护用品2触电严格执行电业安全规程，按要求穿戴个人防护用品3.3铁秦线来油停输操作规范3.3.1检查和准备3.3.1.1接分公司调度令和沈阳调度调度中心通知并做好记录。3.3.1.2检查运行流程，通知岗位操作人员填写操作票并审核。3.3.2操作内容及步骤3.3.2.1确定来油停输时间后，提前15分钟停止来油加温。3.3.2.2单热媒炉带单台换热器时，提前1个小时按正常停炉程序停运热煤炉。3.3.2.3确认停输后，关闭11101#进站阀。3.3.2.4通知流量计岗位做好流量计停运和计数工作。3.3.2.5做好记录并汇报分公司调度和沈阳调度中心。3.3.3风险提示及预控措施序号风险提示预控措施1管线憋压、破裂或阀门损坏立即停止流程操作，恢复原流程；就近关闭泄漏点两侧截断阀。2原油汽化紧急停炉。3.4铁秦线来油启输操作规范3.4.1检查和准备3.4.1.1接分公司调度令和沈阳调度中心通知并做好记录。3.4.1.2检查运行流程，通知岗位操作人员填写操作票并审核。3.4.1.3根据罐位情况准备好接收罐。3.4.2操作内容及步骤3.4.2.1接沈阳调度指令后，提前5分钟打开11101#进站阀。3.4.2.2确认11101#阀开启后，通知沈阳调度中心启输。3.4.2.3确认铁秦线启输后，通知热煤炉岗位按正常程序点炉，并按工艺要求调控来油温度。3.4.2.4做好记录并上报分公司调度。3.4.3风险提示及预控措施序号风险提示预控措施1管线憋压、破裂或阀门损坏立即切换来油进罐流程进行泄压；停止来油加热或紧急停炉。3.5秦京线停输操作规范3.5.1检查和准备3.5.1.1通知运行岗位操作人员填写操作票并进行审核。3.5.2操作内容及步骤3.5.2.1接上级调度停输指令后，做好记录。3.5.2.2通知热煤炉岗位停运热煤炉。3.5.2.3通知外输泵岗位停运输油泵。3.5.2.4通知变电所断开停运输油泵电源。3.5.2.5关闭出站11333#阀门，检查并确认。3.5.2.6通知罐区岗位人员对罐位进行检尺，并密切监视罐位。3.5.2.7对停输设备认真检查（炉、泵、阀）。3.5.3风险提示及预控措施序号风险提示预控措施1油罐冒顶立即切换流程，关闭储油罐进油阀门；冬季运行时，停止储油罐的蒸汽伴热。2站内停运管线继续加热，造成压力持续上升立即停止对站内停运管线的加热3.6秦京线启输操作规范3.6.1检查和准备3.6.1.1通知岗位操作人员填写操作票并进行审核；3.6.1.2通知岗位人员对将要运行的输油泵、热媒炉和泄压阀进行检查。3.6.2操作内容及步骤3.6.2.1接上级调度启输指令后，通知变电所、外输泵、热媒炉和流量计岗位做好启输准备；3.6.2.2倒通正输流程；3.6.2.3启动输油泵；3.6.2.4启运燃油泵，启运热媒炉；3.6.2.5根据分公司调度要求调节运行工况。3.6.3预控措施序号风险提示预控措施1憋压、原油管线破裂或阀门损坏立即停运热媒炉，停运输油泵。3.7输油工艺流程切换操作规范3.7.1检查和准备3.7.1.1根据输油工艺运行需要，确定所需切换的流程。3.7.1.2检查运行流程，通知流量计岗位人员填写操作票并审核。3.7.1.3通知外输泵、热媒炉和锅炉岗位注意压力变化及设备运行情况。3.7.1.4流程切换时，如有涉及换热器加热的相关流程时，应提前15分钟停止加热。3.7.2操作内容及步骤3.7.2.1遵循“先开后关”的原则，确定新流程已经导通并过油后，切断原流程。3.7.2.2具有高低压衔接部位的流程，操作时应先导通低压部分，后导通高压部分；反之，先切断高压部分，后切断低压部分。3.7.2.3流程操作开关阀门时，应缓开缓关，以防止水击现象的发生，损坏管道或设备。对于两端压差较大的闸板阀，可先用阀体上的旁通阀调压。液压球阀和平板阀操作时，只许全开或全关。手动阀开完后，要将手轮倒回半圈至一圈。3.7.2.4监护流程操作步骤，并严密观察管汇压力变化。3.7.3风险提示及预控措施序号风险提示预控措施1憋压、原油管线破裂或阀门损坏加强操作工业务培训，严格执行操作票制度；加强安全教育，增强责任心。2输油泵跳泵立即上报分公司调度并查明原因。3原油汽化立即停运热媒炉。3.8装船线装船输送操作规范3.8.1检查和准备3.8.1.1接分公司调度令和油港通知并做好记录。3.8.1.2检查运行流程，通知外输和流量计岗位人员填写操作票并审核。3.8.1.3通知变电所岗位做好停运船泵的准备。3.8.1.4调度人员到场监护。3.8.2操作内容及步骤3.8.2.1提前15分钟通知热煤炉岗位停止装船线加热。3.8.2.2按正常停泵程序停运船泵，关闭出口阀。3.8.2.3开14044#（或14043#）船泵旁通阀。3.8.2.4倒装船流程，即：车、船双线自流或车线加压船线自流、船线加压车线自流。3.8.2.5流程切换完毕静止15分钟，流量计岗位人员抄写流量计底数。3.8.2.6需要加温装船时，确认油港装船后，通知热煤炉投用换热器。3.8.2.7做好记录并汇报分公司调度及油港调度。3.8.3风险提示及风险削减、预控措施序号风险提示风险削减、预控措施1憋压、原油管线破裂或阀门损坏开14043#或14044#阀门进行泄压，立即停运装船泵，并上报分公司调度。2原油汽化立即停止换热器加温。（或紧急停炉）3原油计量错误改用大罐计量或重新核算。3.9发清管器操作规范3.9.1检查和准备3.9.1.1检查球筒及其附属设施是否完好。3.9.1.2检查运行流程并填写操作票。3.9.1.3检查泄压系统是否完好。3.9.1.4发清管器作业前，追踪仪发射机进筒前全部安装新电池，拍照留存,并在进筒前、进筒后进行检测。3.9.1.5提前放置追踪仪接收机在站内出站管段进行检测。3.9.1.6严格执行清管作业周期规定，即秦京线通球清蜡周期无特殊情况下，1、2、3、4、12月份期间25天通球一次；其它月份期间30天通球一次。3.9.2操作内容及步骤3.9.2.1接分公司调度令后，通知生产站长或工艺技术员到现场监护，将清管器装进发球筒。3.9.2.2监护人员核对操作票无误后，汇报分公司调度开始进行流程操作。3.9.2.3打开排气阀，微开11326#阀门，充油排气。3.9.2.4关闭排气阀，全开11326#阀门、11308#阀门，控制出站11333#阀门。3.9.2.5观察指示器动作，追踪仪接收机报警，确认清管器出站后记录时间，流量计岗位人员抄写外输流量计底数。3.9.2.6通球指示器动作15分钟后请示分公司调度同意恢复正输流程。3.9.2.7对发球筒进行扫线，时间不低于45分钟。3.9.2.8做好记录向分公司调度汇报。3.9.3风险提示及风险削减、预控措施序号风险提示风险削减、预控措施1憋压停止操作，恢复原流程。2机械伤害发生机械伤人事故，就地实施紧急救治，送往医院。PAGEPAGE494巡回检查路线及主要检查内容4.1巡回检查制度4.1.1调度岗位人员根据巡回检查路线对各输油岗位进行检查，每个班不少于两次4.1.2在对各输油岗位进行检查中，要根据巡回检查内容进行认真检查，发现岗位人员出现违规行为时，有权进行制止并责令改正。4.1.3在对生产、设备巡回检查中，发现异常现象时，及时分析、查找故障原因，并指挥相关岗位人员进行有效措施排除。4.1.4在巡回检查中发现严重威胁人身和设备安全的重大问题，应立即按事故处置程序进行指挥处理，防止事故的扩大，并向分公司调度、站领导进行汇报。4.1.5调度岗位人员对在检查中发现的问题、处理的过程及存在的问题、经验和教训等，根据情况等级分别向分公司调度和站领导汇报，并填写在本岗位交接班记录。4.1.6巡回检查时间为六个小时一次，对重要岗位、关键部位，特殊情况下要增加检查次数。4.1.7

巡回检查中遇有严重威胁人身和设备安全，并同时向分公司调度和站领导汇报。4.2巡回检查路线总阀室、罐区阀室调度室总阀室、罐区阀室调度室外输及装船泵房流量计外输及装船泵房流量计锅炉房热媒炉锅炉房热媒炉.4.3主要检查内容4.3.1调度室主要检查内容序号检查项目控制范围检查标准运行工况检查周期备注1进站压力＜0.75全部工况2小时2出站压力＜4.0MPa(密闭)＜4.2MPa（开式）全部工况2小时3进站温度＞33℃全部工况2小时4出站温度＜70℃全部工况2小时5安全罐位2.5m-19.5m之间全部工况2小时6极限罐位2.2m-19.9m之间全部工况2小时7调节阀开度100%全部工况2小时8防泄漏系统显示正常全部工况2小时9仪表盘各种仪表显示正常全部工况2小时10泵出口汇管压力＜4.9MPa全部工况2小时4.3.2总阀室、罐区阀室主要检查内容序号检查项目控制范围检查标准运行工况检查周期备注1工艺流程正确全部工况6小时2管汇压力正常全部工况6小时3标牌指示正确全部工况6小时4.3.3外输及装船泵房主要检查内容序号检查项目控制范围检查标准运行工况检查周期备注1泵进、出口及管汇压力符合工艺要求全部工况6小时2机泵运行正常全部工况6小时3电机电流符合工艺要求全部工况6小时4冷却水系统正常全部工况6小时5岗位人员精神状态良好6小时4.3.4锅炉房主要检查内容序号检查项目控制范围检查标准运行工况检查周期备注1水位、压力正常全部工况6小时2供气参数符合工艺要求全部工况6小时3水压正常全部工况6小时4供水泵运转正常全部工况6小时5软化罐运转正常全部工况6小时6岗位人员精神状态良好6小时4.3.5热媒炉主要检查内容序号检查项目控制范围检查标准运行工况检查周期备注1设备运转正常全部工况6小时2运行参数符合工艺要求全部工况6小时3岗位人员精神状态良好6小时4.3.6流量计主要检查内容序号检查项目控制范围检查标准运行工况检查周期备注1设备运转正常全部工况6小时2运行参数符合工艺要求全部工况6小时3岗位人员精神状态良好6小时5应急处置程序5.1储油罐冒顶现场应急处置程序5.1.1岗位人员发现储罐冒顶后，立即停止现场非抢险的一切作业，佩戴安全呼吸器，就近倒通同介质相邻低液位的储罐进油。待冒顶罐停止冒油，液位降低到安全高度上限以下时，关闭冒顶油罐进罐阀，停止冒顶罐运行。5.1.2如无同介质低罐位储罐时，立即向上级调度汇报，请求上游管道（段）停输，加大下游管道（段）的输量，降低冒顶油罐的罐位。5.1.3随后检查确认罐区防火堤排水阀处于关闭状态。5.1.4处理完毕后立即向分公司调度、站领导（值班干部）汇报。5.1.5如果已发生火灾，利用现场消防力量进行灭火，并报119火警。5.1.6冒顶储罐险情控制后，检查站内设备及工艺流程，恢复正常输油生产秩序。5.2储油罐火灾、爆炸现场应急处置程序5.2.1储罐着火后，发现人员立即拉响站警报器示警，拨打地方“119”电话报火警，说明着火时间、地点、位置、燃烧介质及火情大小。5.2.2向站控调度、站领导（值班干部）、分公司调度和主管领导汇报，启动输油站级油罐灭火专项应急预案。停止站内所有非抢修抢险施工作业，无关人员及设备撤出站区、打开进站大门保障消防通道畅通。5.2.3运行罐着火时，首先切换较远距离的其它罐运行；停止相邻罐的收发油作业，用耐火材料对呼吸阀、安全阀、取样、检尺口以及其它孔门进行密封；冬季时停运着火罐区域和管网的伴热。5.2.4如果着火罐内油品液面较高，在罐底油温低于70℃以下和着火罐火势得到有效控制时，可采取压罐或外输的方式，将着火罐内的油品倒出。倒油过程判断倒油温度不高于70℃，倒油速度低于3.0m/s，并在罐下极限高度停止倒油。5.2.5按照上级调度指令和现场应急抢险指挥小组的决定，执行各项操作。5.3热媒炉火灾、爆炸现场应急处置程序5.3.1输油站热媒炉发生火灾、爆炸，站控人员停止该热媒炉的运行，若炉膛内有明火，立即投入氮气灭火。5.3.2停燃料油泵，关闭燃料油线到炉区的阀门。5.3.3热媒系统发生泄露时，关断泄放点两端的阀门，操作过程注意避免高温热媒烫伤。热媒系统没有泄露时，保持热媒循环降低温度。5.3.4向站领导（值班干部）、分公司调度汇报。启动站应急预案，通知消防队（岗位）和地方火警电话“119”报警，说明着火、爆炸时间、地点位置、燃烧介质及火情大小。5.3.5切断炉区所有供电电源，封闭炉区附近污水排放口。5.3.6根据现场指挥灭火抢险方案，配合进行站内相关操作。5.3.7事件现场得到有效控制后，根据调度要求组织点备用炉。5.4通讯系统故障现场应急处置程序5.4.1输油站队岗位员工发现通讯系统故障，各种信道中断后，立即通过应急电话通向站领导（值班干部）和分公司调度进行汇报。5.4.2输油站站内通讯信道中断时，站控调度岗位应主动与其它生产运行岗位取得联系，确定双方应急联系方式。5.4.3与上下游站通信中断后，通过分公司（或上级运行控制）调度或其它应急通讯方式进行业务联系。5.4.4发生通讯中断故障的站队，立即通知本单位通讯主管部门（人员）和负责本单位通讯业务的主管或代维单位，以及相关通讯服务商取得联系，告知发生通讯中断的时间和范围等信息，要求查明原因进行维抢修。5.5自动化系统故障现场应急处置程序5.5.1站控调度发现自控系统故障或异常情况，立即向分公司调度汇报自控系统的故障现象和影响范围。同时向站领导（值班干部）、技术人员汇报。记录发生的故障现象、时间等内容。5.5.2加强现场工艺设备生产运行管理和巡回检查；加强与分公司（上级运行控制）调度及相邻站的电话联络，确保通信畅通和输油气生产安全。5.6站内设备、设施油品泄漏现场应急处置程序5.6.1站内设备设施发生油品泄露，发现人员立即向站领导（值班干部）和分公司调度汇报。5.6.2当泄漏量较大，现场难以即时查明原因时，立即向分公司调度汇报，请求站场停输，进行停输的现场操作控制。5.6.3检测现场油气浓度低于爆炸极限下限，围堵收集和回收泄漏油品。5.6.4配合完成泄漏点的维抢修施工作业。5.7管道初凝现场应急处置程序5.7.1站控调度通过运行参数变化情况发现初凝现象，立即向分公司调度和站领导（值班干部）汇报，密切关注管道的运行参数变化趋势。5.7.2请示上级调度同意，在管道允许工作压力及温度范围内，提温提压进行顶挤。5.7.3在采取顶挤措施的同时，判断发生初凝管段位置。5.7.4向输油站站长（或值班干部）汇报，并做好记录。5.8管道清管器卡球、丢球现场应急处置程序5.14.1发送清管器时，发现有卡球现象时，立即全开1308#阀，通知分公司调度和值班干部，查找原因。5.14.2若发送流程没倒通，请示分公司调度恢复正输输油流程，再次倒发球流程进行发球操作。5.14.3在收清管器过程中如发现清管器卡阻，汇报分公司调度，本站注意压力、温度参数变化。5.9管道蜡堵现场应急处置程序5.9.1清管作业期间，站控调度一旦发现管道运行参数异常，符合蜡堵特征时，须立即向分公司调度、站值班干部汇报，启动站级应急预案。5.9.2请示上级调度同意，在管道允许工作压力及温度范围内，提温提压对清管器进行顶挤。5.10储油罐漏油现场应急处置程序5.10.1当值班人员发现储罐漏油后，立即向站领导（值班干部）、分公司调度汇报。5.10.2储油罐有收发油作业时，立即向分公司调度申请，提高外输排量，迅速降低罐位；当静态罐泄漏时，立即申请分公司调度切换流程并倒出泄漏储罐内原油。5.10.3关闭漏油罐消防堤排水口阀门，对泄露油品进行围挡收集及回收，防止油品漫延扩散污染环境，以及引发火灾等次生灾害。5.11储油罐抽瘪现场应急处置程序5.11.1任何人员发现油罐抽瘪，立即向分公司调度和站领导（值班干部）汇报。5.11.2根据分公司调度指令进行流程切换，停止抽瘪储油罐的收发油作业。5.11.3配合维抢修资源队伍，进行抽瘪油罐的现场防护和抢修抢险处置。5.11.4加强站内生产区域巡回检查，严密监控事故罐态势与液位变化。5.12站控室火灾现场应急处置程序5.12.1值班人员发现站控室内发生火灾，立即用现场灭火器将会在扑灭。检查确认站控室设备设施，异常情况立即向分公司调度、站领导（值班干部）汇报。5.12.2火势较大无法用现场灭火器扑灭的，申请分公司调度停运站内设备，倒全越站流程，立即撤离站控室。通知供电岗位，切断站控室电源；向站领导（值班干部）、分公司调度汇报。5.12.3火灾熄灭后，检查生产设备状态，做好恢复生产启输准备工作。5.13工艺区火灾现场应急处置程序5.13.1发现工艺区发生火情，立即组织岗位人员进行灭火；并向站领导（值班干部）和分公司调度汇报，在保证操作人员安全的前提下，根据分公司调度要求对着火工艺流程进行切换。5.13.2配合专业消防队扑灭现场火灾，火灾扑灭后，保护好火灾现场，配合火灾调查工作。5.13.3检查工艺流程及设备，做好恢复生产准备工作。5.14浮顶罐浮船倾斜沉没现场应急处置程序5.14.1岗位值班人员发现储罐浮船倾斜沉没现象，逐级向站控调度、站领导、分公司调度汇报。5.14.2运行罐发生浮船倾斜沉没时，立即切换相邻同介质备用罐运行，停止故障罐的收发油作业，退出运行；关闭储罐浮船排水阀，实施现场警戒，控制事态发展。当静止罐发生浮船倾斜沉没时，直接采取第二步措施。5.14.3根据现场情况对进入污水系统的油品进行清理或采取保护措施。5.15锅炉火灾、爆炸现场应急处置程序5.15.1锅炉发生着火、爆炸后，岗位人员（含其他人员）首先撤离到安全区域，立即通知电工切断着火、爆炸锅炉的控制电源，停运着火、爆炸锅炉的燃油泵和上水泵；关闭其燃料油线和进出炉水管线两端能够操作的阀门，切断与其它锅炉及系统的连接。5.15.2向站控调度、消防岗位报告，需要时报地方“119”火警电话，说明着火、爆炸的时间、地点位置、燃烧介质及火势情况。5.15.3立即向站领导（值班干部）、分公司调度汇报。5.15.4按照现场抢修救援指挥人员的指令，配合进行的现场操作控制。及时启动备用炉运行，减少影响正常输油气生产秩序。5.16工艺管线超压的风险应急处置程序5.16.1上报分公司调度，立即调整工艺运行压力。5.16.2检查泄压系统是否正常。5.16.3通知维修人员对压力仪表等设备进行校验。5.17流程切换阀门误操作的风险应急处置程序5.17.1流程切换过程中出现阀门误操作后，迅速倒回原流程。5.17.2若憋压造成站内原油管线泄漏，则停运相关设备；切断泄漏点油源，并严禁生产区内动火等作业。5.17.3汇报分公司调度及值班干部，根据调度指令进行相关生产操作。5.18输油管道初凝的风险应急处置程序5.18.1发现站内管线初凝预兆，立即向分公司调度及值班干部汇报。5.18.2提高管线伴热水温并按分公司调度指令采取提压持续顶挤措施，直至运行正常。5.19站内原油管线破裂跑油的风险应急处置程序5.19.1发现站内原油管线破裂跑油，立即向分公司调度和值班干部汇报破裂部位、原油泄漏情况。5.19.2按分公司调度指令，倒压力越站流程或全越站流程，必要时管线停输。5.19.3关闭破裂管段上下游阀门，切断破裂点油源，并严禁生产区内动火等作业。5.19.4抢修工作结束后，汇报分公司调度。5.19.5抢险抢修工作结束后，按分公司调度指令恢复生产。5.20站外原油管线破裂跑油的风险应急处置程序5.20.1发现进出站压力波动，立即向分公司调度和值班干部汇报。5.20.2根据分公司调度指令，进行相应生产操作。5.20.3值班人员随时做好停输的相关准备。5.21燃油管线破裂跑油的风险应急处置程序5.21.1发现燃油管线破裂跑油，紧急停炉，停燃油泵，向分公司调度和值班干部汇报。。5.21.2切断破裂点油源，停运电伴热。5.21.3采取措施控制油流蔓延，禁止生产区内一切动火施工等作业。5.21.4现场监护，配合抢险。5.22储油罐沉船的风险应急处置程序5.22.1发现储油罐沉船，立即向分公司调度和值班干部汇报。5.22.2立即关闭中央积水坑排水阀及防火堤排水阀。5.22.3加强巡检和监控，防止火灾等次生事故发生。5.22.4输油站组织人员进行现场环境污染清理等善后工作。5.23储油罐浮船卡阻的风险应急处置程序5.23.1发现储油罐浮船卡阻，立即向分公司调度和值班干部汇报。5.23.2根据分公司调度指令，立即停止储油罐收发油作业。5.23.3对浮船进行检查，有无原油渗漏。5.23.4排除故障后，根据情况再确定是否恢复作业，并及时向分公司调度及值班干部汇报。5.24出站调节阀卡阻的风险应急处置程序5.24.1立即汇报分公司调度和值班干部，并紧急打开1410#阀，通知维修人员检修。5.24.2调节出站压力。5.24.3调节阀未修复前，加强工艺参数控制，同时保证其他水击保护设备完好。5.25高压泄压阀内漏的风险应急处置程序5.25.1发现高压泄压阀出现内漏情况后，立即汇报分公司调度和值班干部。5.25.2根据分公司调度指令停运高压泄压阀。5.25.3检查泄压罐液位。5.26电动阀门电机过载的风险应急处置程序5.26.1电动阀门电机过载，阀门不动作，应紧急停运该阀门，立即向分公司调度和值班干部汇报，保持原流程或倒用其他流程，通知维修班组进行维修。5.26.2电机过热，可采用手动开、关阀门，通知电工检修。5.27高、低压断电的风险应急处置程序5.27.1高压断电后，立即向分公司调度和值班干部汇报，并关闭输油泵出口阀，操作柱旋钮切换至“零位”。5.27.2低压断电后，立即向分公司调度和值班干部汇报，关闭热媒泵、热水泵等设备出口阀。5.27.3发现高低压供电系统全部停运后，立即向分公司调度和值班干部汇报，并关闭输油泵等设备出口阀。5.27.4值班人员应把所有控制开关切换到停运位置。5.27.5若故障短时内无法排除，倒备用电源或启发电机。5.28触电的风险应急处置程序5.28.1断掉电源或用木棍等绝缘物将伤者与电气设施断开接触。5.28.2立即上报调度、值班干部，同时拨打急救电话120。5.28.3检查伤者呼吸和脉搏，如果需要，进行人工呼吸和心肺复苏术，直至病人开始自主呼吸及心脏再次自律性搏动，将伤者置于稳定性侧卧位。寻求医疗急救，并守侯于患者身旁，监测伤者病情变化。5.29高空坠落的风险应急处置程序5.29.1发生作业人员高空跌落后，立即值班干部汇报。5.29.2将伤员送往医院救治。7.2秦皇岛输油站工艺流程图7.3主要技术参数和安全范围序号参数名称单位安全范围保护功能1出站压力MPa＜4.22出站温度℃＜703进站温度℃＞334安全罐位m2.5-19.55极限罐位m2.2-19.96密闭出站压力MPa＞4.0调节阀关7出站压力MPa＞4.25自力式高压泄压阀泄压8出站压力MPa＜4.20停止泄压9出站压力MPa＞4.3014021#阀开10出站压力MPa＜4.3014021#停阀开11泵出口汇管压力MPa＞4.9014021#阀开12出站压力MPa＞4.50延时2秒停泵（电气）13出站压力MPa＞4.55停泵（压力开关）14泵出口汇管压力MPa＞5.1延时2秒停泵（程序）7.4主要设备明细表7.4.1热媒炉序号名称型号生产厂家热负荷热效率热媒类型热媒平均流量烟气出炉温度℃炉管工作压力炉管热媒压降热媒出炉温度℃热媒安全泄放阀定值投产日期11#热媒炉RML—Ⅲ4650KW中油管道机械制造有限公司4650KW90%YTD-300180m3/h＜4800.3MPa<350KPa＜2200.54MPa1992.1022#热媒炉RML—Ⅲ4650KW中油管道机械制造有限公司4650KW90%YTD-300180m3/h＜4800.3MPa<350KPa＜2200.54MPa1992.1033#热媒炉RML—Ⅲ4650KW中油管道机械制造有限公司4650KW90%YTD-300180m3/h＜4800.3MPa<350KPa＜2200.54MPa1992.1044#热媒炉RML—Ⅲ4650KW中油管道机械制造有限公司4650KW90%YTD-300180m3/h＜4800.3MPa<350KPa＜2200.54