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1、设备故障现场应急处置方案场景1:管道凝管现场处置方案步骤处置负责人征兆1、管道系统周边保温层破坏，周边温度过低。2、停输时间过长，超过管道允许最长停输事件。3、管道在常规运行无操作情况下，出现出站压力持续上升， 输油量持续下降，且进站温度呈下降趋势。4、电伴热系统异常。发现人报警及确认1、立即向站控室和站长报告。2、经站长确认后，根据指令，在确保自身和他人安全的情 况下，根据指令采取措施控制事态。发现第一 人现场处置程序启 动1、通知、组织所属人员到达现场进行应急处置。2、向站控室汇报事故情况，并视应急现场情况请求救援。3、随时掌握现场情况并向站控室报告。现场应急指挥组组 长应 急 响 应调整
2、操作及 工艺控制1、干线出现初凝时，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；2、发生凝管后，应立即停输，关闭管道泄漏点两侧的截断 阀，对凝管管道附近其他管线或电缆采取必要的保护措 施等。3、根据指令做相应生产调整，按照操作规程进行相关工艺 操作，并在现场查看管道内压力等情况。生产组组 长警戒与疏散1、设定警戒范围，对现场进行油气浓度检测。2、组织疏散与抢险无关的现场人员。警戒组组 长其它应急措 施1、干线出现初凝时，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；有工作时 可采取低凝、低粘原油升温、升压顶管；2、采取上一步措施后，仍不
3、见效，可请示分公司主管领导 批准后，进一步提高运行压力和温度；3、当采取上两步措施后，仍不见效，干线由初凝发展为凝 管；4、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，站场、公司调度加密 收集参数，会同各有关人员分析参数，及时采取对策；5、干线初凝发生在一、二个站间时，在处理初凝同时，其 他未凝站段应采取相应措施，适当活动管线；局部加热6、输油管道判断为初凝后，管线抢修队处于待命状态，准 备抢修机具和材料。7、确定为干线凝管后，立即采取分段开孔排油的措施；8、采取开孔排油时，各排油孔专人负责，见排油孔温度高 于凝点，且流动性能好转，即停止排油；9、排油停止后
4、，全线加压、加温运行，挤顶管道中间油， 直至运行压力、温度、排量恢复到正常值为止。全体救援 人员外部救援到主要道路交叉口接应和引导外部应急救援人员和车辆。警戒组组 长步骤处置负责人善后处理1、凝管处理完毕后，经检测试压无泄漏后，将收发球筒内 天然气进行放空泄压，恢复正常流程。2、组织人员清理现场。全体救援 人员注意事项1、抢修人员必须穿着防静电工作服，在隔离警戒区域集中出入口设置 人体静电导除设施，进入人员应触摸消除人体静电，严禁在隔离警 戒区域内更衣。2、救援设备应采用防爆防静电设备。严禁吸烟，严禁使用非防爆通讯 工具和电气，进入的机动车辆必须配戴尾气火花熄灭器，严禁未经 批准的一切可能产生
5、火花的行为。3、要加强安全警戒，严格控制火源及危险区域内的人员数量。4、在回收油品时，严禁使用铁制工具，以免发生撞击摩擦起火。5、现场凝管抢维修作业时严格按照操作规程要求执行。场景2：过滤器故障现场处置方案步骤处置负责人征兆1、站内调度中心工艺系统过滤器前后压力不一致；2、现场过滤器有渗油现象。发现人报警及确认1、确认出站压力、出液储罐压力、液位及流量计进出口阀 门状态并将情况向站长汇报。2、经站长确认后，根据指令，在确保自身和他人安全的情 况下，根据指令采取措施控制事态。发现第一 人现场处置程序启动1、通知、组织专业人员到达现场进行应急处置。2、向站控室汇报事故情况，并视应急现场情况请求救援
6、。3、随时掌握现场情况并向站控室报告。现场应急指挥组组 长应 急 响 应调整操作及工 艺控制1、下达生产操作指令：立即切换待投用过滤器投入使用， 关闭故障过滤器进出口阀门，实时监视各项工艺参数。2、根据生产操作指令，按照操作规程进行相关工艺操作。生产组组 长系统故障1、了解及掌握现场应急处置情况和各项工艺参数，保证系 统稳定运行。生产组组 长其它应急措施1、如果有人员受伤，组织现场救援，视情况处理或拨打120 救助。2、组织专业技术人员分析、判断故障点。3、及时收集和掌握现场事件发展动态及现场应对情况。4、迅速组织专业技术人员、携带抢修物料，到达现场进行 抢修。全体救援 人员外部救援到主要道路交叉口接应和引导外部应急救援人员和车辆。警戒组组 长善后处理1、组织维修及恢复现场生产工艺及安全设施。2、组织人员清理现场。全体救援 人员注意事项1、抢修人员必须穿着防静电工作服，在隔离警戒区域集中出入口设置 人体静电导除设施，进入人员应触摸消除人体静电，严禁在隔离警 戒区域内更衣。2、救援设备应采用防爆防静电设备。3、事故处理过程要注意自身及他人的人身安全。
设备故障现场应急处置方案
