近年来生产安全事故事件典型警示案例-东部原油储运公司_在线真题试卷与模拟练习_近年来生产安全事故事件典型警示案例-东部原油储运公司_考试宝

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徐州输油站“3.13”UPS电源失电停输事件（2025年3月） 2025年3月13日，徐州分公司徐州作业区徐州输油站UPS电源全部失电，导致进出站ESD阀门误关断，造成鲁皖成品油管道（一期，简称“鲁皖管道一期”）非计划停输9小时56分。现将有关情况通报如下：一、基本概况 1.徐州输油站简介徐州输油站隶属于国家管网集团东部原油储运有限公司徐州输油分公司，位于江苏省徐州市铜山区茅村镇中石化周宅子油库院内，于2005年底投产运行，设计压力6.4 MPa，管材L360、直缝焊接，是鲁皖管道一期的中间站，上游为枣庄输油站，下游为宿州输油站（末站），具有油品下载、收发球、混油下载、混油回掺等工艺功能。徐州输油站内主要设备有：回掺泵2台，转油泵1台、污油泵1台、密度计泵1台、4m³污油罐1座、质量流量计3台、500m³混油罐2座。采用常温、密闭、顺序输送工艺，顺序输送0#柴油、92#汽油、95#汽油等液体石油产品。徐州输油站供电情况:徐州输油站进线电源依托中国石化江苏石油公司周宅子油库，由10kV市电变为0.4kV后，进入周宅子油库低压配电柜，周宅子油库配电室内1#配电柜为徐州输油站专用供电，并通过专用电缆接入徐州输油站低压配电室的进线柜（双方以油库1#配电柜作为资产和管理界面）。徐州输油站低压配电室设有低压进线柜1面、出线柜4面，主要负责供应回掺泵、阀门、UPS、空调、照明等站内生产、生活负载。徐州输油站内设有双机冗余UPS 1套(20kVA)，主要是负责供应PLC、通讯等重要负载。 2.当日运行工况 2025年03月13日，徐州输油站运行工况为压力越站流程，进站压力2.395MPa，出站压力2.388MPa。枣庄来油→100#阀（ESD阀）→101#阀→108#阀→200#阀（ESD阀）→去宿州二、事件经过及处置情况 1.事件发生经过 3月12日13时50分，徐州输油站因市电瞬时出现零线丢失，两台UPS出现“输入零线丢失”故障报警，并自动切换至电池供电模式。3月13日6时26分，两台UPS蓄电池的电源全部耗尽，PLC机柜失电，造成100#和200#两台ESD阀门双路电磁阀24VDC供电中断，导致ESD阀门误关断。徐州进站压力由2.395MPa升高至5.2MPa，随即华北分控中心指挥鲁皖管道一期全线紧急停输。 2.徐州输油站处置情况 2025年3月12日8时-3月13日8时，徐州作业区带班领导为郝某，值班干部为宋某。3月12日8时-16时，综合运行岗值班人员为闫某。3月12日16时-3月13日2时，综合运行岗值班人员为周某。3月13日2时-8时，综合运行岗值班人员为闫某。 3月12日13时50分，徐州输油站综合运行岗值班人员闫某发现UPS故障报警，报警信息为“输入零线丢失”，且UPS切换至电池供电模式，立即向值班干部宋某汇报。 14时05分，闫某将UPS故障信息，发送至徐州输油站安全生产群。 14时05分，宋某至站控室检查设备运行状态，并答复闫某：“整体供电正常，加强巡检，继续观察，运行正常”。 14时10分，宋某向徐州作业区自动化运维岗曹某说明UPS故障情况。 14时30分，宋某电话向徐州作业区电气运维岗白某说明UPS故障情况。 3月13日6时26分，闫某完成阀组区巡检后，返回站控室时发现站控室内失电，立即联系周宅子油库调度员询问供电情况，并电话报告值班干部。 6时28分，闫某向华北分控中心汇报徐州输油站站控室及PLC机柜失电。 6时30分，宋某到达站控室，排查UPS供电情况，市电电源、低压配电柜空气开关，未发现异常。 6时35分，宋某向郝某汇报站控室失电，郝某启动站级应急预案，组织人员前往现场开展应急处置和原因排查，并向公司应急指挥中心和徐州分公司应急指挥中心办公室汇报。 7时03分，华北分控中心通知徐州输油站关闭101#、108#阀，鲁皖管道（一期）全线停输。 7时44分，徐州输油站组织对进站端外管道进行徒步巡护。 8时26分，带班领导郝某手动重启UPS电源,UPS电源切换至市电供电模式，UPS供电恢复正常。 9时13分，外管道徒步巡护完成，反馈进站端巡护一切正常。 9时13分，华北分控中心要求出站站方向一并进行徒步巡线。 10时30分，外管道徒步巡护完成，反馈出站端巡护一切正常。 10时30分，站级应急响应终止。 15时20分，徐州抢维修中心至徐州作业区开展进线绝缘电阻测试，测试阻值正常。 16时30分,徐州输油站完成启输准备工作,华北分控中心指挥鲁皖管道（一期）全线启输。三、对生产运行的影响此次事件造成徐州输油站UPS电源全部失电，进站100#、出站200#ESD阀门动作关闭，进站压力由2.395MPa升至5.2MPa，进站端外管道存在超压风险，【缺少答案，请补充】

徐州输油站UPS电源失电导致鲁皖管道（一期）非计划停输事件二、事件经过及处置情况 1.事件发生经过 3月12日13时50分，徐州输油站因市电瞬时出现零线丢失，两台UPS出现“输入零线丢失”故障报警，并自动切换至电池供电模式。3月13日6时26分，两台UPS蓄电池的电源全部耗尽，PLC机柜失电，造成100#和200#两台ESD阀门双路电磁阀24VDC供电中断，导致ESD阀门误关断。徐州进站压力由2.395MPa升高至5.2MPa，随即华北分控中心指挥鲁皖管道一期全线紧急停输。 2.徐州输油站处置情况 2025年3月12日8时-3月13日8时，徐州作业区带班领导为郝某，值班干部为宋某。3月12日8时-16时，综合运行岗值班人员为闫某。3月12日16时-3月13日2时，综合运行岗值班人员为周某。3月13日2时-8时，综合运行岗值班人员为闫某。 3月12日13时50分，徐州输油站综合运行岗值班人员闫某发现UPS故障报警，报警信息为“输入零线丢失”，且UPS切换至电池供电模式，立即向值班干部宋某汇报。 14时05分，闫某将UPS故障信息，发送至徐州输油站安全生产群。 14时05分，宋某至站控室检查设备运行状态，并答复闫某：“整体供电正常，加强巡检，继续观察，运行正常”。 14时10分，宋某向徐州作业区自动化运维岗曹某说明UPS故障情况。 14时30分，宋某电话向徐州作业区电气运维岗白某说明UPS故障情况。 3月13日6时26分，闫某完成阀组区巡检后，返回站控室时发现站控室内失电，立即联系周宅子油库调度员询问供电情况，并电话报告值班干部。 6时28分，闫某向华北分控中心汇报徐州输油站站控室及PLC机柜失电。 6时30分，宋某到达站控室，排查UPS供电情况，市电电源、低压配电柜空气开关，未发现异常。 6时35分，宋某向郝某汇报站控室失电，郝某启动站级应急预案，组织人员前往现场开展应急处置和原因排查，并向公司应急指挥中心和徐州分公司应急指挥中心办公室汇报。 7时03分，华北分控中心通知徐州输油站关闭101#、108#阀，鲁皖管道（一期）全线停输。 7时44分，徐州输油站组织对进站端外管道进行徒步巡护。 8时26分，带班领导郝某手动重启UPS电源，UPS电源切换至市电供电模式，UPS供电恢复正常。 9时13分，外管道徒步巡护完成，反馈进站端巡护一切正常。 9时13分，华北分控中心要求出站站方向一并进行徒步巡线。 10时30分，外管道徒步巡护完成，反馈出站端巡护一切正常。 10时30分，站级应急响应终止。 15时20分，徐州抢维修中心至徐州作业区开展进线绝缘电阻测试，测试阻值正常。 16时30分，徐州输油站完成启输准备工作，华北分控中心指挥鲁皖管道（一期）全线启输。三、对生产运行的影响此次事件造成徐州输油站UPS电源全部失电，进站100#、出站200#ESD阀门动作关闭，进站压力由2.395MPa升至5.2MPa，进站端外管道存在超压风险，并造成鲁皖管道（一期）非计划停输9小时56分。四、原因分析 1.直接原因（1）徐州输油站两台UPS，因市电瞬时的零线丢失，出现“输入零线丢失”故障报警，并自动切换至电池供电模式。两台UPS持续处于电池供电模式，直至电源全部耗尽，造成PLC机柜供电中断，导致100#和200#两台ESD阀门失电误关断。经查产品说明书及咨询设备厂家，确认UPS电源检测到“输入零线丢失”报警后，为防止烧坏负载端单相供电的设备，UPS电源会自动切换到电池供电模式，即使市电电源恢复正常，仍然维持电池供电模式，需要现场人员确认市电故障已消除，并手动切换至市电正常供电模式。（2）市电零线丢失原因分析。徐州输油站供电系统依托周宅子油库，事件发生后经与周宅子油库沟通和查看历史记录，3月12日至13日周宅子油库未开展与电源相关的电气作业，且在此期间周宅子油库及徐州输油站市电供电正常，单相负载工作正常。 3月13日15时，徐州分公司联合公司抢维修中心，对徐州输油站电源进线电缆进行绝缘检测和电缆接头检查，各线芯绝缘电阻值测试合格，连接点牢固，电缆未见异常。由此研判“输入零线丢失”的原因是一次瞬时故障。 2.间接原因（1）徐州作业区对设备异常报警重视不足。徐州输油站值班人员发现UPS“输入零线丢失”报警且处于电池供电模式，并报告当日值班干部，值班干部仅要求继续观察，未能对该报警信息和UPS异常工作模式引起高度重视，导致该报警信息未能及时处置。（2）徐州作业区各岗位人员专业能力不足。徐州作业区综合运行和专业运维人员对UPS故障报警情况，新安装的ESD阀原理掌握不足，专业培训工作不到位，未能识别出该故障报警可能存在的风险。 2024年4月4日，UPS电源厂家对白某、宋某等6人进行故障信息、供电回路、设备结构等培训。2025年1月18日，ESD阀门厂家在徐州输油站对曹某、许某2人进行设备构造、原理、供电回路等培训。各岗位人员对培训内容掌握不足，不能有效识别设备发生异常报警后存在的潜在风险，同时随着人员岗位调动，后续培训工作未落实，导致新调入人员对UPS、ESD阀的结构、原理及供电回路等内容不掌握。（3）异常事件学习和举一反三流于形式。徐州作业区未能落实公司、分公司关于异常事件学习的有关要求，未能深入学习贾汪输油站UPS故障导致ESD阀误关断异常事件，举一反三流于形式，导致同类事件再次发生。五、整改措施及要求 1.按照公司领导现场办公的有关要求，徐州分公司联合公司抢维修中心，对徐州输油站电源进线电缆进行一次绝缘检测和电缆接头的全面检查，重点检查绝缘电阻值是否正常，连接点是否牢固，确保市电供电电缆线路完好。 2.加强与属地油库、供电公司的沟通联系，发生供电异常及时通报相关信息，便于及时进行响应处置。徐州作业区协调周宅子油库对电源线路进行一次全面检查，重点检查电源零线连接螺栓有无松动、氧化、锈蚀等情况，接地电阻是否合格，确保电源侧线路无异常。 3.完善UPS运行参数及报警信息上传工作。徐州分公司组织开展鲁皖管道（一期）UPS运行参数及报警上传和蓄电池增设电池巡检仪的改造工作，将UPS和蓄电池的重要参数上传至站控PCS系统和集中监视中心，以便及时发现异常报警和应急处置。 4.尽快投用鲁皖管道（一期）水击保护功能。进站ESD阀关断，会造成上游管线超压风险。按照管道操作原理和设计文件，徐州分公司组织尽快投用水击保护功能，并将ESD阀门关断作为水击源。目前，徐州输油站、宿州输油站已屏蔽ESD功能，待水击保护功能投用后恢复。 5.组织开展新设备的操作原理和联锁回路知识的专题培训，提升人员的专业技能水平。组织设备厂家对新投运的UPS、ESD阀等重要设备，开展设备结构、原理、功能及供电逻辑的培训，确保岗位人员能掌握相关知识，有效开展应急处置。 6.徐州分公司开展异常责任事件的反思和大讨论，举一反三进行整改。组织开展分公司范围内，各作业区（输油站）对本次事件的讨论和反思，对照本次事件暴露的问题举一反三进行整改。【缺少答案，请补充】

大榭岛输油站“5.8”B-0泵甩泵停输事件（2025年5月）一、事件概况 5月8日，大榭岛输油站在外输期间，因高压开关柜综保失电造成B-0给油泵甩泵，随后P-3、P-2外输泵因入口汇管压力过低联锁停泵，大岚线停输，具体情况如下：二、事件经过 10：07，B-0给油泵甩泵， P-3、P-2外输泵因入口汇管压力过低联锁停泵。 10：12，现场停运B-2给油泵，经检查现场无异常。 10：20，对35KV变电所高压室设备进行检查，发现B-0给油泵甩泵时，高压开关柜均出现了综保装置掉电，持续时长10秒，无其他异常报警。 10：30，对当日正在进行维保的直流屏设备进行检查，设备运行正常。 10：42，对输油泵进行空投并模拟综保断电情况，发现B-0、B-1给油泵在综保断电再送电时出现跳闸，P-1至P-4外输泵不会因综保断电再送电出现跳闸情况。 10：50-11：40，对B-0、B-1给油泵控制回路进行排查，未发现异常。 12：15，分公司生产部到达现场，确认输油泵高压开关柜、直流屏设备无异常。 13：24，大岚线启输，设备运行正常。三、原因分析 1.综保失电原因经检查，大榭岛站35kV变电所高压开关柜综保，所有高压开关柜均在B-0给油泵甩泵时，出现10秒钟的综保失电情况，此时大榭岛站正在开展直流屏及蓄电池维保作业，疑似因作业原因导致直流屏输入电源和输出异常引起综保失电。大榭岛站、抢维修队立即对直流屏运行情况进行检查，未发现异常报警。经咨询直流屏厂家，了解该套直流屏正常运行情况下，除同时断开2个交流进线开关和1个电池开关情况下，才会出现直流屏输出全部失电情况，且经检查直流屏报警记录，仅有蓄电池作业期间的电池开关分合记录，无其他操作和故障报警（如操作交流进线开关，后台会有报警记录），故基本排除因检维修作业期间人为误操作导致失电可能，进一步排查直流屏本体有无故障。排查直流屏设备问题，经现场排查发现直流屏第四输出回路（10kV一段保护装置电源）与第八输出回路（10kV二段控制电源）绝缘检测模块二次电压异常（正常应显示0.5V以内，实际检测为70V左右），判断直流屏第四与第八输出回路存在绝缘故障。停输时，通过断开第八回路输出开关，测量正对地电压70V、负对地电压150V，第四回路存在正对地绝缘故障现象；断开第四回路输出开关合上第八回路开关，测量正对地电压130V、负对地电压90V，第八回路存在负对地绝缘故障现象。由于直流屏第四和第八输出回路分别存在正对地和负对地不完全接地情况，5月8日直流屏维保期间，电池负极保险在拆除过程中碰触到直流屏柜外壳，负极对地，直流屏整流模块进入保护状态，直流屏输出中断10S后又自动恢复，造成开关柜二次侧直流供电中断10S。 2.B-0泵因综保失电甩泵原因继电保护装置失电导致B-0给油泵电机停机。结合图纸排查二次回路，发现B-0给油泵操作柱急停按钮引出一对常闭触点与中间继电器串联，再通过中间继电器常闭触点直接接入跳闸回路，综保装置失电时断路器处于合闸状态，中间继电器失电常闭触点闭合，一旦综保装置来电，分闸回路导通导致甩泵。四、下一步整改措施针对B-0泵、B-1泵在综保失电再送电过程中会出现分闸情况，一是更换B-0、B-1给油泵操作柱，优化设计操作柱急停回路，急停按钮增加常开触点；二是对电机柜分合闸回路统一进行排查梳理，识别潜在风险并进行整改。【缺少答案，请补充】

怀宁输油站“6.9”ESD阀门误关事件（2025年6月）一、事件概况 2025年6月9日，怀宁站进行2#UPS维修，10点23分在进行UPS主路供电转为旁路供电过程中，由于UPS未能切换至旁路供电，导致PLC失电，现场504#、505#、506#关闭，触发联锁保护，仪长复线全线停输。通过对外管道及站内排查，管道及设备均无异常，仪长复线于14点启输。二、事件经过与现场处置情况怀宁站UPS于2025年4月22日更新为易达新公司产品，采用双机并联冗余配置，2025年5月29日岗位人员巡检时发现2#UPS操作屏黑屏，不显示数据。在联系厂家完成备件后，怀宁站报检修计划，于2025年6月9日开展2#UPS操作屏更换工作。作业方案主要作业流程为将故障的2#UPS退至检修模式，正常工作的1#UPS单机带全站PLC等应急负荷，2#UPS维修完成后恢复至正常并机模式。 9点36分，怀宁站控汇报华东分控中心，为防止误动作将504#、505#、506#打至断开位。 10点08分，完成检修票、安全技术交底、JSA分析后，怀宁站分管副主任杜某与厂家维修人员进入UPS室察看UPS运行情况，进一步分析研判更换2#UPS主机操作屏存在的风险和危险因素后，要求专业维修人员严格按规程操作，确保供电不得间断，并现场监护维修人员开展作业。 10点23分，厂家维修人员计划对2#UPS主机进行检修。2#UPS操作屏更换需要拆开主机侧面面板螺丝，由于2#UPS主机安装在电池柜和配出柜中间，无法直接拆开主机两侧面板，需整机移出。对此厂家现场提出，移机需要拆除两台设备之间并机线和均流线，可能会影响1#UPS运行，为了安全操作，计划将2台主机都先切换至旁路模式，再切换至外部检修模式。随后，厂家维修人员先断开1#UPS开关，然后断开2#UPS开关，并根据UPS操作说明将1#UPS、2#UPS转旁路运行，但UPS未自动切换至旁路，引发PLC系统失电，站控人员发现后立即反馈，厂家维修人员手动切至检修旁路，恢复供电。 10点24分，504#、505#、506#因失电开始关闭，站内人员向公司分控中心进行汇报，并立即赶到现场就地开504#、505#、506#阀门。同时华东分控中心发现仪长复线怀宁站通信中断，12#阀室压力陡升、16#阀室压力陡降，判断怀宁站站内阀门关断，中控紧急停输仪长复线，并安排全线巡线及向九江方向泄压，各站压力均未达到水击值。 10点30分，怀宁站安排人员对站内及外管道进行排查。 12点37分，经厂家人员确认，1#UPS恢复正常运行，2#UPS更换操作屏后故障仍未消除，离线待修。 12点39分，怀宁作业区向分控中心汇报后，将504#、505#、506#打到全开状态后进行断电并释放阀门液压力。 13点16分，仪长复线外管道全线巡线无异常。 13点46分，仪长复线具备启输条件。 14点00分，仪长复线启输，运行正常。三、对生产运行的影响此次事件引发怀宁输油站仪长复线进、出站504#、505#、506#阀门关闭，造成仪长复线非计划停输约3小时36分。四、原因分析 1.直接原因 2#UPS检修过程中造成两台UPS供电中断，导致PLC失电，现场504#、505#、506#阀门关闭。 2.间接原因（1）厂家现场维修人员对并机系统退出故障UPS的操作不当。根据厂家使用说明书并与厂家技术负责人沟通，正常移除一台UPS，只需断开输入及输出断路器后，拆除并机线和均流线即可，无需将正常工作的UPS切换至旁路运行。（2）1#UPS未切换至旁路的原因是维修人员在1#、2#UPS关转旁路过程中，对开关断开顺序操作错误。应该先关断故障2#UPS的市电输入、电池、旁路、输出开关，然后再对1#UPS进行操作。（3）现场人员对风险研判不足。作业方案中，明确是将2#UPS退至检修模式，1#UPS维持正常工作模式，但在实际作业过程中，厂家维修人员提出1#UPS切换至旁路模式，现场人员未及时终止作业，对UPS切换旁路不成功导致PLC供电中断导致ESD阀关断的风险进行研判不足。五、整改措施 1.组织厂家对怀宁站故障UPS进行整机更换，恢复设备的正常运行工况，新的UPS主机已于6月10日发出，到后场更换。 2.会同供应链中心，组织对UPS厂家进行约谈，要求厂家尽快查清2#UPS故障的原因，并提供此次事件正式的分析整改报告，同时加强现场售后服务人员的管理，禁止派遣现场能力、经验欠缺的人员到公司开展现场维修服务工作。 3.进一步排查梳理公司双机并联冗余UPS现状，明确后续的运维管理原则。根据排查结果，目前公司采用双机并联冗余UPS的站场共14站，分别是徐州分公司徐州站和宿州站（易达新），宁波分公司瑞安站和临海站（爱维达），合肥分公司六安站（索克曼正卓），南京分公司原油安庆站、怀宁站和原油扬子站（易达新）、杭州分公司绍兴站、萧山站、诸暨站、义乌站、金华站和衢州站（爱维达）。双机并联冗余UPS的管理原则：一是复核UPS主机的安装位置，应便于今后设备的运行维护检修；二是根据新安装的不同厂家的设备情况，组织完善和细化操作维护规程，开展现场培训并利用安装调试或停输时机进行测试；三是再次明确采用双机并联冗余的UPS在输油生产期间严禁将两台UPS同时切换至旁路模式运行。 4.加强作业前风险识别和作业安全分析，加强新设备投用后的培训，特别是部分站场新投用的ESD阀、双机并联冗余UPS等设备，要更加深入的掌握设备的工作原理，维护检修过程中，要全面识别可能出现的风险和异常情况。【缺少答案，请补充】

贾汪输油站“1.15”失电造成鲁宁线停输事件（2024年1月）一、概况贾汪输油站隶属于国家管网东部原油储运有限公司徐州输油处，是鲁宁线的一个中间站，上游为滕州输油站，下游为睢宁输油站，掺混输送胜利油与进口原油。主要工艺有：正输密闭流程、正输旁接油罐流程、收发球流程、压力越站流程、全越站流程、高低压泄放流程。贾汪输油站内配置UPS电源两套，制造厂家为固特，型号为PEW1015-220/220-EN。 2024年1月15日，贾汪站运行工况为正输密闭流程，运行8#输油泵，进站压力0.45Mpa，出站压力1.40Mpa，输送胜利：进口=2:1混油，凝点-8℃，20℃粘度261mPa.s，16℃粘度376mPa.s，14℃粘度471mPa.s，油品物性符合进线指标要求。 19时58分，贾汪站UPS输出端失电造成PLC机柜、通讯机柜、工作站、ESD阀门断电，触发ESD阀门24V电磁阀失电联锁关阀，导致鲁宁线全线停输，经查UPS旁路柜输出端接线铜排下方螺栓存在虚接情况，造成UPS输出端供电断路。二、处理经过与运行调整（一）华东分控中心处置情况 1月15日19：58，华东分控中心发现中心贾汪站SCADA和泄漏监测系统数据全部中断，同时睢宁站进站压力下降，泵入口汇管压力下降，要求睢宁站尽快排查原因，并准备备用泵。 20：00，睢宁站因泵入口汇管压力低触发全停泵联锁保护，P7、P10相继甩泵，并停1#加热炉。 20：02，华东分控中心安排泗县站将P8泵出口阀压至最低。 20：03，泗县站因泵入口汇管压力低触发全停泵联锁保护致停泵。 20：03，华东分控中心安排泗洪停炉、停P8并将P10频率调至最低，并做好全停泵准备。同时安排宁阳站、滕州站、齐河、滕州、临邑站停炉。 20：06，鲁宁线滕州、临邑、宁阳停炉完毕。 20：06，华东分控中心要求长清、临邑、齐河、滕州、宁阳停泵。 20：15，华东分控中心安排鲁宁线贾汪-六合段巡线，重点巡线贾汪进站方向外管线，安排山东省公司对其管辖鲁宁线山东段外管道进行巡线。 20：18，贾汪站汇报全站失电导致出站ESD阀门关断，全站SCADA系统和泄漏检测系统数据中断，华东分控中心无法调取生产系统进行监控和分析。由于滕州停泵后滕州出站压力仍维持较高压力，安排滕州站和贾汪站向旁接油罐泄压。 20：22，华东分控中心安排贾汪站手动打开进站ESD阀和10#阀向旁接罐泄压。 20：28，因贾汪站手动开进ESD阀和10#阀速度较慢，短时间内无法有效泄压，华东分控中心随即要求滕州站开5#阀进行泄压。 20：32，滕州开5#阀进行泄压。 20：36，贾汪全开进站ESD阀和10#阀进行泄压。 20：38，贾汪站恢复生产运行系统数据。 22:23，徐州处汇报其鲁宁线管外管线全部巡线无异常，并安排再次巡线。 22:32，滕州站汇报其管外管线巡线无异常，并安排再次巡线。 22:40，鲁宁线六合站仪征站汇报外管道巡线无异常。 23:15，山东省监视中心汇报其管辖山东段外管线全部巡线无异常。 1月16日4：30，滕州站汇报其管外管线二次巡线无异常。 12：20，贾汪站失电原因基本排查完毕，白天巡线无异常，核实鲁宁线11个站场流程，重点确认贾汪进出站ESD阀全开状态后，鲁宁线启输。（二）贾汪站处置情况 19：58，贾汪站站控值班人员周某、牛某发现站控室工作站失电，内线电话断线。周某立即通过对讲机汇报值班干部陈某和带班领导刘某。随即，带班领导刘某启动站级应急预案。 19：59，贾汪站值班干部陈某、带班领导刘某随即前往UPS间检查UPS电源运行状况，发现UPS电源运行正常，无报警，未切换至蓄电池供电。打开UPS电源机柜柜门排查原因，现场经过排查，皆属于合闸状态。前往PLC机房查看供电状况，PLC机柜已全部失电。 20：01，周某赶到生产区检查输油泵运转情况，发现8#输油泵机组仍持续运行。 20：03，周某在阀组区查看各设备运行状况时，听见低压泄压阀处有过流声，判断进站低压泄放。随即观察进站压力，发现现场变送无读数，一次表显示压力约为2.3Mpa。 20：05，刘某检查进出站1-1#、2-1#ESD阀阀位，发现1-1#、2-1#阀已失电，处于关阀状态。 20：08，周某紧急停运8#泵。 20：08 至20：22，陈某在PLC机房使用万用表测量PLC供电电源空开上、下触头电压，皆无电压输出；测量配电柜AL-UPS1电源断路器上触头电压，无电压输出；在UPS间使用万用表测量UPS配电柜输出电压，无电压输出。 20：09 至20：16，牛某就地手动打开进出站ESD1-1#、2-1#阀。 20：22，华东分控中心指令贾汪站现场手动开10#阀，向旁接油罐泄压。 20:23，陈某将两组UPS电源切至旁路运行，改为市电供电。贾汪站PLC机柜及站控工控机恢复供电。 20：46，进站方向压力全部泄放完毕，进站压力约0.35MPa。 21：31，按照华东分控中心指令，牛某关闭10#阀，停止泄压。 1月16日11:30，为确保鲁宁线正常输油生产，按照临时变更程序，贾汪站将进出站ESD阀紧急切断及电控功能临时返还，即进出站ESD阀门1-1#、2-1#储能泄压并退运，2#UPS中220V执行机构供电断开。 12：20，鲁宁线启输。 14：10，贾汪站启8#泵，鲁宁线恢复正常运行工况。三、对生产运行的影响事件造成鲁宁线非计划停输16小时22分钟。四、原因分析 1.事件发生后，东部储运公司组织相关单位对UPS及PLC的电路接线进行全面检测，并将2#UPS旁路柜拆开排查，发现其内部输出端接线铜排下方螺栓存在虚接情况，导致2#UPS输出端供电断路、PLC机柜和通讯停电。由于控制ESD阀门的电磁阀由PLC机柜24V电源供电，因PLC机柜失电，导致电磁阀失电，触发ESD阀门联锁保护关阀。 2.通过现场进一步排查发现，建设期PLC机柜两路电源均由2#UPS供电，未与1#UPS实现冗余配置，导致2#UPS出现故障时，未能及时切换至1#UPS给PLC机柜供电。五、经验总结 1.压力越站期间，对贾汪站1#、2#低压室开关柜、UPS控制柜拆开，检查各端子点是否存在松动问题，将松动螺栓进行紧固作业。同时将PLC机柜另一路电源改为1#UPS供电，实现两台UPS分别给PLC机柜供电。 2.组织对UPS电源系统开展排查整治，从市电输入、回路接线、UPS冗余配置等方面进行全面排查，特别是UPS主机和旁路电源低压市电接入是否合理；配置有双UPS的站场，PLC机柜的两路电源是否分别由两台UPS供电，实现冗余供电等，提升控制系统等应急负荷的供电可靠性。 3.在2024年UPS等应急电源专项维护中，除对UPS整流器、逆变器、端子点、蓄电池开展检查、检测维护外，还将组织对应急电源设备接线端子（包括设备内部接线端子、螺栓）进行全面排查、紧固，发现问题及时处置。 4.组织鲁宁线各站运行岗位员工，对电液联动阀紧急操作和异常判断，进行全覆盖培训，熟悉设备的基本操作和故障排查。 5.开展专项应急演练，对于PLC失电进行风险分析，针对性地开展专项应急演练，进一步提高岗位员工的应急处突能力。六、整改措施故障的原因，并提供此次事件正式的分析整改报告，同时加强现场售后服务人员的管理，禁止派遣现场能力、经验欠缺的人员到公司开展现场维修服务工作。 3.进一步排查梳理公司双机并联冗余UPS现状，明确后续的运维管理原则。根据排查结果，目前公司采用双机并联冗余UPS的站场共14站，分别是徐州分公司徐州站和宿州站（易达新），宁波分公司瑞安站和临海站（爱维达），合肥分公司六安站（索克曼正卓），南京分公司原油安庆站、怀宁站和原油扬子站（易达新）、杭州分公司绍兴站、萧山站、诸暨站、义乌站、金华站和衢州站（爱维达）。双机并联冗余UPS的管理原则：一是复核UPS主机的安装位置，应便于今后设备的运行维护检修；二是根据新安装的不同厂家的设备情况，组织完善和细化操作维护规程，开展现场培训并利用安装调试或停输时机进行测试；三是再次明确采用双机并联冗余的UPS在输油生产期间严禁将两台UPS同时切换至旁路模式运行。 4.加强作业前风险识别和作业安全分析，加强新设备投用后的培训，特别是部分站场新投用的ESD阀、双机并联冗余UPS等设备，要更加深入的掌握设备的工作原理，维护检修过程中，要全面识别可能出现的风险和异常情况。【缺少答案，请补充】

仪征输油站“3.13”给油泵甩泵导致仪长复线全线停输事件（2024年3月）一、概况 2024年3月13日仪长复线运行方式为仪征单泵，和县单泵，无为双泵。 18时50分仪长复线仪征站B-36给油泵甩泵，导致仪长复线紧急停输。二、处理经过与运行调整 18:50，华东分控中心发现仪长复线仪征出站压力从2.496MPa突降至0.085MPa，同时发现仪征站P-43外输泵甩泵； 18:51，华东分控中心中控停和县B-31泵，无为B-32、B-34泵，仪长复线紧急停输，泄漏检测系统定位在仪征出站0.001km。 18:51，华东分控中心电话询问仪征站甩泵原因，站控值班员汇报仪征B-36#给油泵甩泵，导致P-43外输泵入口压力过低甩泵。初步判断甩泵原因为站内电气柜故障导致B-36#给油泵甩泵。 19:06，安排仪征巡线出站10公里。巡回未发现异常，通知各站核对流程，准备重新启输。 20:18，仪长复线重新启输。三、对生产运行的影响事件造成仪长复线非计划停输1小时28分钟。四、原因分析排查B36给油泵6218高压开关柜，发现从开关柜到操作柱的控制电缆短路并接地。由于该故障引起B36给油泵6218高压开关柜控制电源开关跳闸，引起指示灯无灯光、开关状态综合仪无指示；在运行人员合上B36给油泵6218高压开关柜控制电源开关时，开关柜端子42#、49#去操作柱急停按钮的电缆短路引起B36给油泵跳闸。五、经验总结 1.严格开展电路、电气柜维修作业，强化绝缘子清扫，避雷器、电缆试验、预防性试验等，及时消除线路缺陷，保证线路的安全。 2.各站场春检期间应严格执行相关作业管理制度，严格遵守操作规程，规范开展JSA分析，认真落实安全防范措施。根据公司设备春检工作要求，加强全过程管理，提高检修试验质量，规范过程管理，提高工作效率，保证作业安全。【缺少答案，请补充】

宁波输油处岙山站“5.29”全站失电事件（2025年5月）一、概况 2023年5月29日下午，中化兴中公司一台6kV设备故障，触发35kV进线高压开关柜继电保护动作，导致全库失电，造成岙册马线非计划停输1小时49分钟。岙山输油站位于中化兴中公司库区内，为岙册马线的首站，负责向浙石化输送原油。站内有给油泵3台、输油泵3台，输油泵供电高压开关柜位于中化兴中公司的6kV变电所内，分别安装在中化兴中公司6kV的两段母线上。该变电所为中化兴中公司资产，由其进行日常管理，配备24小时专职值班人员，负责供配电设备日常管理和运行操作。岙山输油站场低压供电由中化兴中4#、10#低压配电室分别配出一路380V电源至岙山站低压配电室内。二、处理经过与运行调整 2023年5月29日，岙山输油站B1、B2给油泵、P2输油泵运行，向浙石化马目油库输送原油。 14点19分，B1、B2、P2失电停泵，中化兴中全库、岙山输油站站场、办公楼全部停电，岙山站调度立即联系兴中变电所，确认全库失电。 14点20分，岙山输油站立即启动站级应急预案，组织将现场各类远控设备切换至停止位，防止设备突然恢复供电时误启动、误动作，检查确认UPS正常工作、PLC机柜、通讯正常。同时立即将停电情况汇报华东分控中心、宁波处应急指挥中心。 14点30分，岙山输油站安排人员前往中化兴中变电所询问失电原因并检查我方所属6台高压开关柜是否存在异常。经询问、检查，发现失电原因为中化兴中变电所一台6kV开关柜故障（中化兴中资产），导致正在运行的35kV进线开关保护跳闸，造成全站失电。我方所属6台高压开关柜均无异常。兴中变电所告知正在排查、隔离故障设备，预计半小时内恢复供电。我方告知兴中变电所调度，恢复供电前先通知我方，待我方确认无误后恢复供电。 14点42分，经双方确认无误，中化兴中恢复供电，岙山输油站站内设备恢复正常供电。经检查，站场各类设备供电正常，UPS、PLC机柜、通讯正常。岙山输油站电话通知各相关部门供电已恢复，具备启输条件，站场运行人员开始做启输准备工作。 16点08分，岙册马线完成启输，全线恢复运行正常。三、对生产运行的影响本次事件造成岙册马线非计划停输1小时49分钟。四、原因分析中化兴中公司所属P-4泵故障，启泵瞬间触发P4泵高压开关柜继电保护速断跳闸，并同时触发35kV进线开关继电保护速断跳闸，导致中化兴中全库失电，造成岙册马线非计划停输。五、整改措施和经验总结 1.宁波处持续跟进兴中变电所故障设备维修进度，要求其尽快恢复常态正常供电。 2.加强与上级部门的沟通走访，要求对方加强自身设备的维护，落实技术管控措施，确保供电稳定，输油生产平稳运行。 3.进一步加强电气运检人员的能力培养，加强对岗位人员电气知识的培训和类似情况应急处置培训与演练，提高站内人员对该类事件原因分析及应急处置能力。【缺少答案，请补充】

荆门输油站“5.12”魏荆线站内埋地管线泄漏事件（2023年5月）一、概况 1.荆门输油站是魏荆、钟荆、洪荆原油管线的末站。主要功能是接收洪荆线仪长原油、钟荆线仪长原油和江汉混油、魏荆线河南原油，同时定期对魏荆线进行反输。其中魏荆进出站管线规格是426×7mm，魏荆流量计管线为159×7mm；洪荆线进出站管线规格为377×7mm，洪荆流量计管线规格为219×7mm；钟荆线进出站管线规格为219×7mm，钟荆流量计管线为159×7mm。自2023年4月1日起，洪荆线、钟荆线由华东分控中心调控。 2.5月12日，荆门输油站运行方式：接收洪荆线原油，洪荆线运行方式：洪湖三泵，新沟钟市双泵，高阳单泵，洪湖、新沟加剂均为30ppm，荆门进站压力0.64MPa，运行1#、2#计量线。接收钟荆线管输江汉油：仪长油=7:3的混油，凝点24℃，当前月份下管线最长停输时间为8小时。荆门进站压力0.33MPa,运行1#、2#计量线。魏荆线正输流程，进站压力0.35MPa,运行1#、3#计量线。10:10分停正输，准备切换反输流程，10:22分开104#阀门切反输流程，10：36分反输流程切换完毕。 3.11时26分，荆门输油站通知华东分控中心：荆门输油站钟荆线来油管线发现原油从地下渗出。11时27分，钟荆线紧急停输，魏荆线10:10分停正输，此时属于停输状态，截至14:52分现场正在开挖确定泄漏位置，初步判断泄漏位置为魏荆线计量区前管线。二、处理经过与运行调整 5月12日11时26分，荆门输油站通知华东分控中心： 11时09分，荆门输油站巡检时发现计量间前面雨水明沟内有原油从地面渗出，启动站级预案。 11时27分，华东分控中心通知部室领导、东部储运公司领导。 11时27分，襄阳处启动处级应急预案，东部储运公司启动三级应急响应。公司总经理、副总经理、副总经理以及生产、管道等业务部门、华东分控中心领导在应急指挥中心召开应急会议。会议要求：1）荆门输油站对站区水沟内原油进行堵截，对原油泄漏点进行排查。最终溢油被堵在漏点下游50米内的排水沟内，未造成外溢；2）尽快确定泄漏原油属哪条管线输送原油。荆门输油站对地面溢油取样进行凝点化验，通过油品凝点区分溢油来源（洪荆线<-10℃、钟荆线22℃、魏荆线26℃）；3)通过工艺分析，尽快制定魏荆线启输运行方案。经现场分析，溢油接触地面后未有初凝现象，且在溢油发生相近的时间段内钟荆线有轻微压力波动，疑似钟荆线发生泄漏。 11时30分，钟荆线停输。现场对溢油点附近的管线进行区间截断保压试验（关闭302#、321#阀门），钟荆线未见明显掉压现象。对魏荆线进行区间截断保压试验（关闭104#、202#、408#、221#阀门），压力下降明显。初步分析泄漏管线为魏荆线计量流程地下汇管。【缺少答案，请补充】

荆门输油站“5.12”魏荆线站内埋地管线泄漏事件（2023年5月）一、概况 1.荆门输油站是魏荆、钟荆、洪荆原油管线的末站。主要功能是接收洪荆线仪长原油、钟荆线仪长原油和江汉混油、魏荆线河南原油，同时定期对魏荆线进行反输。其中魏荆进出站管线规格是426×7mm，魏荆流量计量管线为159×7mm；洪荆线进出站管线规格为377×7mm，洪荆流量计量管线规格为219×7mm；钟荆线进出站管线规格为219×7mm，钟荆流量计量管线为159×7mm。自2023年4月1日起，洪荆线、钟荆线由华中分控中心调控。 2.5月12日，荆门输油站运行方式：接收洪荆线原油，洪荆线运行方式：洪湖三泵，新沟钟市双泵，高阳单泵，洪湖、新沟加剂均为30ppm，荆门进站压力0.64MPa，运行1#、2#计量线。接收钟荆线管输江汉油：仪长油=7:3的混油，凝点24℃，当前月份下管线最长停输时间为8小时。荆门进站压力0.33MPa,运行1#、2#计量线。魏荆线正输流程，进站压力0.35MPa,运行1#、3#计量线。10:10分停正输，准备切换反输流程，10:22分开104#阀门切反输流程，10：36分反输流程切换完毕。 3.11时26分，荆门输油站通知华东分控中心：荆门输油站钟荆线来油管线发现原油从地下渗出。11时27分，钟荆线紧急停输，魏荆线10:10分停正输，此时属于停输状态，截至14:52分现场正在开挖确定泄漏位置，初步判断泄漏位置为魏荆线计量区前管线。二、处理经过与运行调整 5月12日11时26分，荆门输油站通知华东分控中心： 11时09分，荆门输油站巡检时发现计量间前面雨水明沟内有原油从地面渗出，启动站级预案。 11时27分，华东分控中心通知部室领导、东部储运公司领导。 11时27分，襄阳处启动处级应急预案，东部储运公司启动三级应急响应。公司总经理、副总经理、副总经理以及生产、管道等业务部门、华东分控中心领导在应急指挥中心召开应急会议。会议要求：1）荆门输油站对站区水沟内原油进行堵截，对原油泄漏点进行排查。最终溢油被堵在漏点下游50米内的排水沟内，未造成外溢；2）尽快确定泄漏原油属哪条管线输送原油。荆门输油站对地面溢油取样进行凝点化验，通过油品凝点区分溢油来源（洪荆线<-10℃、钟荆线22℃、魏荆线26℃）；3)通过工艺分析，尽快制定魏荆线启输运行方案。经现场分析，溢油接触地面后未有初凝现象，且在溢油发生相近的时间段内钟荆线有轻微压力波动，疑似钟荆线发生泄漏。 11时30分，钟荆线停输。现场对溢油点附近的管线进行区间截断保压试验（关闭302#、321#阀门），钟荆线未见明显掉压现象。对魏荆线进行区间截断保压试验（关闭104#、202#、408#、221#阀门），压力下降明显。初步分析泄漏管线为魏荆线计量流程地下汇管。 11时34分，为快速恢复生产运行，经东部储运公司应急处置小组研判，对泄漏点采取工艺隔离措施，华东分控中心配合制定洪荆线反输魏荆线流程。即洪荆线来油通过 -102-111-XQ-101-112- 流量计 -132-232-401-431-GL-7-B2-432-433-411-换热器-412-408-反输出站，并通知荆门站导通相应流程。由于该流程不经站内魏荆线原有的计量流程，无法计量反输量，襄阳输油处协调荆门石化确定计量方式。 11时40分，华东分控中心向油气调控中心汇报泄漏事件。 12时00分，抢维修队到达现场。 12时18分，挖掘机到达现场。 12时38分，为配合工艺调整便于现场抢修，东部储运公司应急处置小组商讨，由华东分控中心与华中分控中心协商，将洪荆、钟荆线调控权临时由华东分控中心调控。 12时03分，魏荆线通过应急标定流程反输运行。此时距魏荆线正输停泵过去2小时53分。 13时39分，现场确认泄漏点为魏荆线进流量计间埋地管线，华东分控中心安排钟荆线启输。 13时46分，钟荆线启输，13时48分，钟市站点炉， 13时52分，高阳站点炉，钟荆线恢复正常运行。 13时40分，现场研判，后续魏荆线正输运行不受影响。现场继续对漏点进行排查并开展清污工作。 14时20分，东部储运公司关闭三级应急响应。并对泄漏区域进行显性化改造，彻底消除管线腐蚀泄漏风险。 14时44分，华东分控中心与华中分控中心协商，将洪荆、钟荆线调权交还华中分控中心调控。三、对生产运行的影响此次荆门站原油泄漏导致钟荆线停输2小时16分，满足当月最长允许停输时间8小时，影响输量约216m³。魏荆线反输计划推迟1小时。四、原因分析 5月14日14时26分，现场查找漏点位于魏荆线2#计量线与3#计量线之间的地下汇管处，漏点处于6点钟位置，管线底部埋深1.5米。漏点直径约6mm，漏点周围光滑无明显外腐蚀。木楔堵漏过程中，漏点有扩大现象。漏点周边壁厚实测约7.8mm左右，无明显减薄。该段管线本体状况较好，浅表腐蚀部分存在，浅蚀小于1mm。该漏点各项信息符合内腐蚀特征。五、整改措施和经验总结 1、强化应急事件汇报与初期处置。发现异常事件，事件单位应第一时间向直接调控的分控中心汇报。由于调控权的移交，荆门输油处、湛江输油处应同时向华东分控中心汇报，并做好站内工艺应急处置方案。 2、加强站内工艺管线检测与巡检，认真梳理管线腐蚀减薄管段并消除隐患。进入夏季，气温渐高，加强工艺管线死油管段活动，防止高温引发憋压情况。【缺少答案，请补充】

观音输油站转油泵出口管线内腐蚀穿孔泄漏事件（2022年7月）一、概况 2022年7月6日仪线全线单泵运行，观音站进站压力2.17Mpa，运行4P-5输油泵，输油量3588m³/h,出站压力2.68Mpa。观音站值班员11:40分开始进行12:00巡检任务，由西向东沿巡检路线巡检，11:55分值班人员在巡检至阀组区东南角检查时，听见异常声音，发现转油泵出口管线弯头处原油成雾状喷射，事发时风向为西南风，阀组区南边路面落有少量油迹。 ●管线运行情况观音站转油线2018年5月建成投运，转油泵出口至输油泵入口汇管，管径Φ273×6.4mm，材质L360N，转油泵出口至输油泵进口汇管处为低频次运行管线，每月定期活动，活动频次如下表所示。表1 2022年观音站转油泵出口管线定期活动统计表序号活动日期开始时间停止时间活动时长 1 1月5日 09:09 09:32 23min 2 2月8日 08:20 08:36 16min 3 3月16日 09:15 09:25 10min 3月18日，发现转油泵出口止回阀内漏，导致仪日线进站压力泄放至泄压罐中。受疫情影响，于6月7~8日公司设备管理部、生产科及抢维修队对转油泵止回阀检修，发现是活塞未完全归位，导致阀门关闭不严。目前正在协调厂家邮寄止回阀垫片（厂家7月12日下午发货），待止回阀修复正常后可活动转油管线。 ●管线定期检验情况管网集团(徐州)管道检验检测公司在2022年2月19日~28日对观音站工业管道进行定期检验，报告编号BGGYZGY-2203，转油泵进出口管线安全状况等级评定为2级。由于定期检验采用抽检的方式开展，泄漏点部位管线标高2米，未进行检测。【缺少答案，请补充】

3月18日，发现转油泵出口止回阀内漏，导致日仪线进站压力泄放至泄压罐中。受疫情影响，于6月7~8日公司设备管理部、生产科及抢维修队对转油泵止回阀检修，发现是活塞未完全归位，导致阀门关闭不严。目前正在协调厂家邮寄止回阀垫片（厂家7月12日下午发货），待止回阀修复正常后可活动转油管线。管线定期检验情况管网集团（徐州）管道检验检测公司在2022年2月19日~28日对观音站工业管道进行定期检验，报告编号BGGYZGY-2203，转油泵进出口管线安全状况等级评定为2级。由于定期检验采用抽检的方式开展，泄漏点部位管线标高2米，未进行检测。二、事件经过及工艺应急处置 11:55值班员汇报值班干部及站领导，12:02汇报公司调控中心同时启动站级应急预案，12:05分公司调控中心停4P-5泵，12:07调控中心下令观音站倒全越站流程，观音站开4110#阀，12:12开4108#阀，12:13关4107#、4109#阀，12:15过滤器排污阀泄压，渗漏点得到有效控制。13:50南京处抢修队到达现场，14:00南京处分管领导、生产科技术人员到达现场指挥应急处置，14:25开始对渗漏点开始补板焊接，15:30焊接完成，15:35站级应急预案终止。调控中心下令观音站调度16:14开始恢复流程，开4103#、4107#，关4110#，16:49启4P-5#输油泵，在很短时间里恢复流程，日仪线恢复正常输油生产。三、对生产运行的影响时间发生时，观音站调整为全越站流程，日仪线降量运行，未造成异常停输。四、原因分析该段管线规格为Φ273×6.4mm，材质为L360N。腐蚀点位于架空跨越消防道路处后低点位置。对腐蚀点附近管线进行检测，测量壁厚为6.3-6.4mm。除腐蚀点位置存在4mm的小孔腐蚀穿孔外，其余部分无明显腐蚀情况。根据检测数据和现场现象判断，腐蚀穿孔的原因是管线存在夹渣或气泡等缺陷，由于管线运行频次低，沉积物在管线低点位置堆积，形成恶劣的局部腐蚀环境，造成该薄弱点位腐蚀穿孔。五、经验总结进一步提高管线活动的有效性。应根据生产运行实际条件合理安排低频次运行管线活动，活动时间不应过短，工艺条件允许的情况下应采取大排量、大流速的活动方式。【缺少答案，请补充】

九江输油站“10·2”仪长复线泄压管线腐蚀穿孔异常事件（2022年10月）一、概况 2022年10月2日17:34分，九江输油站站控值班员张某在巡检过程中发现黄九复线阀组区低压泄压管线129#阀与阀后弯头间管线发生原油泄漏，泄漏点位于弯头前5点钟方向。该段管线为进站低压泄压管线，规格为Φ406.4×7.1，材质为L360M，于2015年投用。129#阀后的泄压管线与九江石化罐区原油储罐连接。二、处理经过与运行调整 2022年10月2日17:34分，九江输油站发现黄九复线低压泄压管线腐蚀穿孔漏油后，立即向徐州调控中心、武汉处应急指挥中心汇报。 17:38分，九江输油站启动站级应急预案，关闭125#、127#、128#、129#阀门。 17:39分，九江输油站拉警戒线、疏散人员，进行硫化氢气体检测，确认阀组区雨水外排阀关闭。 17:40分，九江输油站抢险救援组搬运沙袋、铺设吸油毡，对流淌原油进行封堵。 17:46分，九江输油站给九江石化油品库去电，请对方关闭原油储罐罐前阀。 17:48分，九江输油站再次给九江石化油品库去电，催促尽快关闭原油储罐罐前阀。 17:50分，九江输油站安排人员赶往九江石化油品库值班室进行交涉。 18:13分，九江输油站给九江石化总调度去电，要求尽快关闭原油储罐罐前阀。 18:27分，九江输油站使用木楔子封住泄漏点。 18:35分，九江石化关闭泄压罐罐前阀。九江输油站开始对泄漏原油进行回收。 21:03分，武汉处抢维修队到达九江输油站。 21:46分，武汉处副经理、生产科科长到达九江输油站。 22:48分，武汉处经理到达九江输油站。 23:08分，现场原油清理完毕，回收原油0.8m³，过油面积约15 m²。 10月3日00：03分，开始补板焊接，1:49分补板结束。 1:50分，通知九江石化油品库抢修结束，可打开罐前阀。 2:42分，请示徐州调空中心同意后，恢复低压泄放流程。 2:45分，站级工艺管网原油泄漏应急预案终止。三、对生产运行的影响此次异常事件造成仪长复线九江输油站低压泄放系统停用9个小时，黄九复线未停输，输送至九江石化的原油量保持稳定。四、原因分析由于仪长线、复线输送的原油均含硫化氢，泄漏管段为泄压阀后死油段，加之此泄漏点管段处于低位，管道底部长期积水，造成了管道的腐蚀穿孔。五、采取措施及下一步工作安排 1.立即组织对九江站黄九复线阀组区低压泄压管线（属于我方管辖的管线）进行检测。10月5日，检测公司到九江站进行检测，原管线壁厚7.1mm，经检测发现壁厚减薄超过50%的有2处，其中一处剩余最薄壁厚2.98mm、一处剩余最薄壁厚3.42mm。其余发现有明显内腐蚀信号的缺陷4处，主要存在于管线5点-6点钟位置。对腐蚀较为严重的管段进行补板处置，降低泄漏风险。【缺少答案，请补充】

22:48分，武汉处经理到达九江输油站。 23:08分，现场原油清理完毕，回收原油0.8m³，过油面积约15 m²。 10月3日00：03分，开始补板焊接，1:49分补板结束。 1:50分，通知九江石化油品库抢修结束，可打开罐前阀。 2:42分，请示徐州调空中心同意后，恢复低压泄放流程。 2:45分，站级工艺管网原油泄漏应急预案终止。三、对生产运行的影响此次异常事件造成仪长复线九江输油站低压泄放系统停用9个小时，黄九复线未停输，输送至九江石化的原油量保持稳定。四、原因分析由于仪长线、复线输送的原油均高含硫化氢，泄漏管段为泄压阀后死油段，加之此泄漏点管段处于低位，管道底部长期积水，造成了管道的腐蚀穿孔。五、采取措施及下一步工作安排 1.立即组织对九江站黄九复线阀组区低压泄压管线（属于我方管辖的管线）进行检测。10月5日，检测公司到九江站进行检测，原管线壁厚7.1mm，经检测发现壁厚减薄超过50%的有2处，其中一处剩余最薄壁厚2.98mm、一处剩余最薄壁厚3.42mm。其余发现有明显内腐蚀信号的缺陷4处，主要存在于管线5点-6点钟位置。对腐蚀较为严重的管段进行补板处置，降低泄漏风险。 2.立即组织开展武汉处、南京处仪长双线站内高风险管段腐蚀泄漏风险排查，委托检测公司采取相控阵检测方法对泄压管线等死油段进行全面检测。同时，对站内埋地管线再排查，彻底消除站内管线漏油风险。 3.距离此次泄压管线泄漏点约4米处设置了可燃气体报警器，但事件发生全程可燃气体报警器始终没有报警，应对点式红外可燃气体报警器、催化燃烧式可燃气体报警器作对比实验，并调整灵敏度，以适用于室外可燃气体报警。 4.加强站场巡检管理，增加工业电视系统辅助巡检。武汉处各输油站尤其是输油泵区、阀区组均存在工业电视设置数量不足、无法实现对区域全覆盖的问题。建议增设站场生产区域的工业电视摄像头，并排查梳理站场工业电视设置区域及数量。 5.加强与九江石化沟通联系，精准掌握九江输油站泄压线与炼厂管线走向、储罐的对应状态，并做实每季与炼厂的联合应急演练，提升应急处置能力。 6.九江站黄九复线低压泄压管线127#阀门后分成两条泄压管线通过128#阀门和129#阀门到九江石化原油储罐，后续计划与九江石化沟通后进行改造，保留一条泄放管线，减少漏油风险。管线改造时将128#、129#阀门移至泄压管线我方与九江石化管理分界点处。 7.此次管线泄漏事件中，阀组区围堰发挥了重要作用，成功将泄漏原油阻隔在阀组区内，减少了原油扩散面积。目前已委托设计单位开展生产区围堰通用施工图设计，后续将进一步完善生产区围堰的设置工作。【缺少答案，请补充】

滕州输油站“10·27”污油罐溢油事件（2020年10月） 2020年10月27日，邹城输油处滕州输油站发生一起因9#泵排空阀门关闭不到位，导致管线原油经过污油线持续流入污油罐，直至溢出的输油站场内油品泄漏生产事件。一、事件单位基本情况邹城处所管辖的鲁宁输油管道全长662.3公里，承担着胜利油田至长江沿岸各大炼厂原油输送任务，管径720mm，于1978年7月建成投产，设计年输送能力2000万吨，现在年输量1500万吨左右。滕州输油站是鲁宁管线的中间站，共有4台输油泵，通常采用旁接油罐运行方式，运行2台输油泵。二、事件发生经过及应急处置情况（一）事件发生经过 2020年8月3日，邹城输油处滕州站运行9#泵机组时，会出现间歇性压力波动，每次压力波动20分钟至1小时。邹城处生产科分析压力波动是由9#输油泵叶轮引起。 10月20日，邹城输油处生产科编制《关于邹城处滕州站9#输油泵机组停运申请方案》，邹城处副经理审核后报公司生产运行部。 10月24日，公司调控中心批准滕州站9#泵机组退出运行进行检修。滕州站9#输油泵解体后，泵内部未发现异常，叶轮无异物卡阻。 10月27日上午10:20，邹城输油处维修队初步完成9输油泵初步检修，准备进行灌泵排气。 10月27日10:25，滕州站调度请示公司调度中心对9#泵灌泵排气，并开具操作票。副站长、工艺技术员、值班员到现场进行操作和监护。 10:34，副站长检查泵体排气及进出口管线排空阀为关闭状态，值班员开9#泵进口阀（102-3#）。 10:38，工艺技术员、值班员确认污油罐罐位后，副站长打开泵体排气阀进行灌油排气。 10:39，污油罐液位开始上涨，排气结束。副站长关闭泵体排气阀后，并检查确认相邻泵污油盒正常。 10:50至11:05，值班员启污油泵抽油，污油罐液位抽至0.6m停污油泵，灌泵排气操作结束。 11:00至11:30，值班员在生产区巡检，未发现异常。（二）应急处置情况 13:42，值班员巡检到输油泵区发现污油罐周围有原油溢出，对讲机通知站调度。同时，对9#泵排空阀、进出口管线排气阀进行检查确认，再次关9#输油泵排气阀，又关了1-2个丝扣（通过访谈了解）。 13:43，值班员启动污油泵抽油，抽到最低液位后，罐位不再上涨。 13:43，值班员向公司调度汇报，并汇报副站长。 13:43，副站长及值班干部抵达现场，值班干部使用消防沙袋对溢油区域及附近雨水排放口进行紧急围堵；副站长到清洁雨水观察口确认雨水观察池没有溢油，确定外排截断阀处于关闭状态。 13:45，站长在接到副站长电话通知赶到现场，启动站级应急预案，并组织人员对相邻雨水排放口进行阻断，安排专人检测现场硫化氢和可燃气体浓度，检查各排污口、排水口、沉降池。指挥在站人员对溢油区域进行清理，对原油进行回收，处置过程中产生的含油泥沙、含油吸油毡等危险废物使用防渗袋回收，贮存至危险废物暂存间，并做好入库记录。 14:06，邹城处启动处级应急预案。 15：59，邹城处生产科科长、高级工程师到达滕州站。 18：10，邹城处经理、副经理、安全科高级工程师到达滕州站。 18：24，现场完成初步清理，邹城处处级应急预案解除。（三）事件伤亡和财产损失污油罐原油泄漏后，原油沿地面流向输油泵棚北侧，污染方砖地面约35*2.5平方米，少量原油通过雨水井篦子进入雨水管道，污染埋地雨水管道约35米。经现场评估，漏油量约为0.8吨。应急处置及现场清理恢复过程中产生了含油泥沙、粘油锯末、粘油吸油毡等危险废物共计14.62吨，全部委托具备资质的专业单位依法合规处置完毕。泵棚区域的雨水篦子平时使用防溢盖板封闭，在原油泄漏后起到了较好的隔断作用，仅少量原油渗入到雨水管道。经检查，现场其他区域的雨水管道、雨水排放口、雨水监控池清洁未受污染。经现场排查，泄漏区域不存在其他埋地暗管、暗涵。三、原因分析（一）直接原因滕州站9#泵机组退出运行检修，在对9#泵灌泵排气完成后，9#泵体排气阀门没有关到位，导致管线原油经过污油线持续流入污油罐，直至溢出，是事件发生的直接原因。（二）间接原因 1.工艺操作纪律执行不到位。滕州输油站在进行输油泵充油排气作业时，未按照《离心式输油泵机组安装、操作与维护修理技术手册》(Q/SHGD 1017)5.1.11的相关要求，操作人员未能规范操作，致使排空阀关闭不严。 2.巡检针对性不足。在发生重要流程操作后，滕州输油站未采取有针对性的巡检策略，站控值班人员未通过工业电视系统加密巡查，没能第一时间发现污油罐原油溢出。 3.污油罐液位远传报警功能缺失。污油罐液位远传显示及报警功能缺失，不能通过SCADA系统及时发现液位异常波动。四、吸取的教训及防范措施针对本次泄漏事件，要深刻吸取教训，举一反三做好以下工作： 1.加强操作纪律管理，对重要生产操作应进行确认复核（如关闭排气阀后，应通过观察一段时间污油罐液位变化情况，确认操作是否到位）。 2.加强巡检的针对性及有效性，有流程操作，特别是设备投用时，应识别出存在的风险，采取加大对重点部位巡检频次等针对性的巡检策略，保障巡检的有效性。 3.加强对工业电视系统的应用。站控室值班人员应对重点监控画面进行重点巡查，在两次现场巡检间隔期采用工业电视巡查现场情况。在发生工艺操作，特别是有设备投用时，应用工业电视巡查强化对现场的监控。 4.全面排查污油罐情况，如存在液位远传显示及报警功能缺失，应抓紧进行功能完善。在污油罐具备液位远传显示及报警功能前应加强对污油罐的巡检，采取加密巡检、用工业电视监控污油罐液位等措施，确保污油罐不出现冒罐等情况。【缺少答案，请补充】

仪征输油站“7·12”原油泄漏事件（2020年7月） 2020年7月12日，南京输油处仪征输油站发生一起因仪长原油管道给油泵入口管线2#线内腐蚀穿孔导致的原油泄漏事件，泄漏原油通过仪征输油站2#雨水排口流出站外，造成站外雨水沟、邹庄马塘污染的一般环境污染事件。一、事件单位基本情况（一）发生泄漏管道基本情况仪征输油站仪长线给油泵入口1#、2#、3#三条管道，于2006年1月1日投用，规格为Φ711×7.9、材质为L360螺旋钢管，敷设方式为架空、埋地（加套管，套管规格Φ914×11.1），三根管道过路埋地部分长18m。管道采用G2型环氧煤沥青特加强级防腐，设计压力1.6Mpa，近期最大工作压力0.11Mpa。发生泄漏的管道为仪长线给油泵2#线进泵汇管，位于仪征输油站“纬一路”路下（埋深约2.5m），管道外有钢套管，管道腐蚀穿孔点位于管道正下方6点钟方向，腐蚀穿孔点管道外壁孔径约8mm、内壁腐蚀坑直径约30mm，该条埋地管道处于整条管道的局部低洼位置。2018年，公司委托专业检测机构于2018年10月22日至2019年3月10日期间完成了仪征输油站工业管道定期检验，2019年6月10日仪征输油站在属地主管部门完成了工业管道使用登记(编号:管30苏KC00001(19))。发生泄漏的2#管道，专业检测机构定期检验安全状况等级评定为2级，检验结论为符合要求，下次定期检验日期为2022年10月22日（检验报告编号:18D0221-DD067）。（二）雨水排水系统基本情况仪征输油站仪长线项目排水系统建设于2005年，雨水管网埋地敷设，经纬一路分别从仪长输油泵棚东侧、西侧汇至仪长输油泵棚北侧，生产区及路面清洁雨水通过泵棚北侧埋地雨水管道经站2#排口排放至北围墙外雨水明渠，仪长泵棚周边雨水管网走向见附件。经查阅设计图纸和现场踏勘，AB段雨水管道在给排水设计图、竣工图均不存在，BC、CD段雨水管道地面无标识。（三）工艺流程基本情况仪长线输送油品为鲁宁油与进口油的混合油，鲁宁油与进口油分别通过给油泵在输油泵前的汇管进行混合，最终通过输油泵向仪长线输油。在长期运行过程中，仪征输油站为减少切换给油泵及储罐操作的频次，对仪长线外输采用相对固定的输油流程，即鲁宁油经1#线进给油泵B1/B2/B3，进口油经3#线进给油泵B4/B5/B6，混合后外输。2#线相对于同敷设环境的1#、3#线，运行频次较低，2019年仅运行3次，在事件发生前2#线最后一次运行时间为2019年9月24日9:05至9月25日12:52，运行了27小时47分。二、事件发生经过及应急处置情况（一）仪征输油站应急处置情况 7月12日6时29分，仪征输油站值班站领导刘某接南京输油处陆某电话，告知市民热线报告仪征输油站北围墙外发现原油。 6时30分至33分，刘某安排值班班长李某、值班干部尤某排查站内、站外雨水管涵和排口，安排消防队队长彭某准备应急物资。 6时36分，刘某、李某先后到达北围墙雨水监控池，发现存有油污，立即关闭雨水外排口阀门，并在雨水监控池水面布放吸油毡。【缺少答案，请补充】

仪征输油站“7·12”原油泄漏事件（2020年7月） 2020年7月12日，南京输油处仪征输油站发生一起因仪长原油管道给油泵入口管线2#线内腐蚀穿孔导致的原油泄漏事件，泄漏原油通过仪征输油站2#雨水排口流出站外，造成站外雨水沟、邹庄马塘污染的一般环境污染事件。一、事件单位基本情况（一）发生泄漏管道基本情况仪征输油站仪长线给油泵入口1#、2#、3#三条管道，于2006年1月1日投用，规格为Φ711×7.9、材质为L360螺旋钢管，敷设方式为架空、埋地（加套管，套管规格Φ914×11.1），三根管道过路埋地部分长18m。管道采用G2型环氧煤沥青特加强级防腐，设计压力1.6Mpa，近期最大工作压力0.11Mpa。发生泄漏的管道为仪长线给油泵2#线进泵汇管，位于仪征输油站“纬一路”路下（埋深约2.5m），管道外有钢制套管，管道腐蚀穿孔点位于管道正下方6点钟方向，腐蚀穿孔点管道外壁孔径约8mm、内壁腐蚀坑直径约30mm，该条埋地管道处于整条管道的局部低洼位置。2018年，公司委托专业检测机构于2018年10月22日至2019年3月10日期间完成了仪征输油站工业管道定期检验，2019年6月10日仪征输油站在属地主管部门完成了工业管道使用登记（编号：管30苏KC00001（19））。发生泄漏的2#管道，专业检测机构定期检验安全状况等级评定为2级，检验结论为符合要求，下次定期检验日期为2022年10月22日（检验报告编号：18D0221-DD067）。（二）雨水排水系统基本情况仪征输油站仪长线项目排水系统建设于2005年，雨水管网埋地敷设，经纬一路分别从仪长输油泵棚东侧、西侧汇至仪长输油泵棚北侧，生产区及路面清洁雨水通过泵棚北侧埋地雨水管道经站2#排口排放至北围墙外雨水明渠，仪长泵棚周边雨水管网走向见附件。经查阅设计图纸和现场踏勘，AB段雨水管道在给排水设计图、竣工图均不存在，BC、CD段雨水管道地面无标识。（三）工艺流程基本情况仪长线输送油品为鲁宁油与进口油的混合油，鲁宁油与进口油分别通过给油泵在输油泵前的汇管进行混合，最终通过输油泵向仪长线输油。在长期运行过程中，仪征输油站为减少切换给油泵及储罐操作的频次，对仪长线外输采用相对固定的输油流程，即鲁宁油经1#线进给油泵B1/B2/B3，进口油经3#线进给油泵B4/B5/B6，混合后外输。2#线相对于同敷设环境的1#、3#线，运行频次较低，2019年仅运行3次，在事件发生前2#线最后一次运行时间为2019年9月24日9:05至9月25日12:52，运行了27小时47分。二、事件发生经过及应急处置情况（一）仪征输油站应急处置情况 7月12日6时29分，仪征输油站值班站领导刘某接南京输油处陆某电话，告知市民热线报告仪征输油站北围墙外发现原油。 6时30分至33分，刘某安排值班班长李某、值班干部尤某排查站内、站外雨水管涵和排口，安排消防队队长彭某准备应急物资。 6时36分，刘某、李某先后到达北围墙雨水监控池，发现存有油污，立即关闭雨水外排口阀门，并在雨水监控池水面布放吸油毡。 6时50分，承包商队伍携带吸油毡到达站外排水沟，开始进行围挡。 7时39分，刘某通知李某，启动站级应急预案。 8时19分，站调度根据刘某要求汇报上级调度。 8时20分，刘某组织李某、王某、消防队等人员对站内工艺管道、罐区、排水明沟等区域进行全面排查，消防队到达站外围墙原油，现场设置警戒点。 12时56分，完成了站外原油围挡，并将现场环保处置情况向属地政府部门汇报。（二）南京输油处应急处置情况 7月12日8时19分，南京输油处调度张某接到站调度郭某汇报，张某发布信息（因本日7:40仪征输油站发现疑似泄漏事件，仪征输油站已启动站级应急预案，现处级预案待命，要求应急指挥部组成人员待命），南京输油处副经理王某向南京输油处经理陈某汇报。 9时15分，南京输油处经理到达仪征输油站，召开现场应急会议，启动处级生产安全事件和突发环境事件应急预案。 10时，完成了站内雨水窨井封堵，同时对含油雨水窨井附近埋地管线开挖排查具体管道泄漏点。 10时至12时，扬州市应急局、仪征市政府、仪征化工园区等领导和仪征市环保、应急、公安、化工园区相关部门陆续到达站外处置现场，指导协调应急处置工作。属地交管部门对328国道南侧加油站至汉金大道路段进行交通管制。仪征市消防大队安排车辆到站外抢险现场监护。 15时22分，在北围墙内侧雨水排口处开挖集水坑，彻底拦截含油雨水，使用油罐车回收至站内含油污水池。 7月13日18时，站外排水沟、马塘、328国道辅道边沟等污染物和含油污水清理回收完毕。 7月14日21时03分，对站区北侧围墙雨水外排口、雨水井和两侧雨水管涵全部进行“注水泥浆”封闭。 7月15日21时13分至7月16日16时47分，完成仪长线2#线管道换管作业；7月16日23时29分至7月17日14时15分，完成仪长线3#线换管作业。 7月19日15时46分，站内外应急抢险、现场污染清理工作完成。 7月19日17时46分，南京输油处和仪征输油站经现场勘察确认，输油生产正常，污染物清理完成。（三）人员伤亡和财产损失本次事件未造成人员伤亡，未造成生态环境破坏，回收含油污水约1160立方米，原油污染站外排水沟长度约400米（排水沟宽度0.8米），污染邹庄马塘面积约650平方米，直接经济损失**万元。7月18日，南京输油处委托江苏国恒检测有限公司对泄漏点上游、泄漏点附近、泄漏点下游土壤和地下水、北围墙外雨水排水口水渠内雨水，以及十五里墩立交东侧地表水取样检测，地下水、雨水、地表水、土壤检测均符合相关标准。三、原因分析（一）管道腐蚀缺陷分析 2020年7月16日，公司安排中石化长输油气管道检测有限公司（以下简称：检测公司）对开挖出的仪长线1#、2#、3#线等3根管道分别进行了目视检查、超声测厚和超声相控阵检测。详细情况如下。 1. 1#线埋地部分检测结果。1#线埋地管道本体未拆除，采用超声相控阵检测方法对1#埋地管线底部进行了检测（抽检宽度约为400mm，抽检长度约为7.5m，超过露出管道长度的50%），未发现明显腐蚀信号。 2. 2#线埋地部分检测结果。经对泄漏失效的2#线管道切除部分进行目视检查、超声测厚及相控阵检测，发现在管道内底部六点钟左右部位存在明显纵向、分散、坑状溃疡性内腐蚀带，腐蚀带约200mm宽。腐蚀带情况见图1-图2。管道腐蚀穿孔处外表面平整，没有明显腐蚀产物，外表面孔径约8mm，内表面孔径约30mm，腐蚀穿孔呈内大外小、喇叭形，属于典型金属内腐蚀。腐蚀处见图3所示。 3. 3#线埋地部分检测结果。3#线拆除后，目视检查外观完好，防腐层无破损；检测5处（每处面积约为600mm×300mm）未发现腐蚀减薄；从切割处管口向内观察，管道内表面完好无腐蚀。（二）直接原因本次事件直接原因是：仪长线2#线长时间停运期间，管内原油静置产生腐蚀环境造成管道内腐蚀，导致原油泄漏，发生原油泄漏生产安全事件。原油泄漏后，泄漏原油沿2#线管道套管流入纬一路两侧地下土壤，通过土壤渗透经A、F雨水窨井井壁砖缝进入雨水窨井，经AB→BC→CD段雨水管道流至2#雨水排放口，流出站外，发生一般环境污染事件。仪长泵棚周边雨水管网走向见图4所示。（三）间接原因 1.工程变更及质量管理缺失。查阅仪长线及仪长复线建设项目雨水管网设计总图、竣工总图，均无AB段雨水管道，现场调查AB段雨水管道事实存在，未查到相关变更材料。经现场检查，泄漏原油主要通过AB段管流至2#雨水排口。根据雨水井图集02S515第五部分第4条要求：“采用1:2（体积比）防水水泥砂浆抹面厚20mm，砖砌检查井井壁内外均用防水水泥砂浆抹面，抹至检查井顶部”，现场调查纬一路周边雨水窨井内外壁均未发现水泥砂浆抹面，导致泄漏的原油经砖缝进入雨水窨井。 2.生产运行管理制度执行不到位。仪征输油站2#线可参与正常输油运行，仪征输油站为减少操作频次，采用相对固定的工艺流程，降低了2#线运行频次，致2#线长时间未参与运行。仪征输油站未执行公司《原油库区运行技术手册》(Q/SHGD 1013-2020)第6.6条的相关要求。南京输油处生产部门未在检查中发现仪征输油站工艺运行中存在的问题。 3.应急信息报送不准确。事件发生后，仪征输油站未按《管道储运有限公司突发环境事件应急管理实施细则》相关要求，立即向公司应急指挥中心汇报。7月12日8时22分第一次汇报公司应急指挥中心称隔油池有油花，未汇报站外发现原油情况，未落实《管道储运有限公司应急管理细则（试行）》相关要求，事件初期关键信息误报、漏报。 4.输油工艺处置措施不及时。仪征输油站调度在第一次向徐州调控中心汇报时，徐州调控中心调度询问是否需停输时，回答不需要。依据《中国石化管道储运有限公司南京输油处扬州段原油管道（含输油站）突发环境事件应急预案(2020版）》中7.3.3条：“扬州段原油管道（含输油站）发生突发环境事件时，应立即采取如下应急处置措施：与调控中心联系，进行管线停输；工艺操作后，立即切断事件管段相邻两侧的阀门，同时采取堵漏、输转等措施切断溢油源”，南京输油处、仪征输油站对事件初期处置风险研判不当，未按应急预案要求采取适当的工艺管道泄漏应急处置措施。 5.安全隐患排查不严不实。仪征输油站经多轮排查仍存在不受控制的埋地雨水管道。公司《关于做好输油站（库）安全环境风险排查及管控工作的通知》（管道储运工单安〔2017〕448号）第1条明确要求：“通过专项排查，进一步完善站场排水沟（包括明沟、暗沟）、管沟、暗涵等三维平面图，并标注出其交汇点，既要保证汛期雨水能够及时排放，也要确保突发情况下第一时间能够进行拦截，防止泄漏物（原油或含油混合物）进入密闭空间或通过密闭空间排出站外”。仪征输油站虽开展了排查，但未查出仪长泵棚西侧、北侧存在埋地雨水管道，没有绘制与现场实际相符的地下管网分布图,该段管道没有截断和隔油控制，直接连通2#雨水排口。南京输油处生产科没有针对仪征输油站地下雨水管网历经多次改造、分布复杂等情况，对仪征输油站上报的排查结果复核验证，导致该段雨水管道管理失控。 6.雨水管网风险管理不到位。《管道储运有限公司输油站库给排水管理规定》（石化管道储运运〔2016〕349号）明确了输油处、基层单位对给排水管道的管理职责，要求建立给排水管道台账、管网布置图，将给排水管道的巡检纳入日常巡检范围，排查给排水管道有无破损，发现问题应及时处理等。通过对有关人员问询发现，南京输油处没有对雨水管网明确主管部门，雨水管网管理在输油处层面失控。四、吸取的教训及防范措施各部门各单位要认真吸取此次事件教训，举一反三，防止类似事件重复发生。（一）全面细致排查整治站内地下隐蔽设施风险隐患一是设备管理部和输油处（油库）认真组织对站内埋地工艺管道进行全面细致的排查，制定相应整改措施，研究在埋地管线周边增设地下水监测井，及时发现管线初期泄漏，确保第一时间围控；完善站内高风险管段识别机制，全面识别站库高风险管段，在站内工艺管道定期检测中重点安排检测；认真对照输油站库竣工图纸，排查地下隐蔽设施情况，重点检查各种地下埋地管网、排水管道、电缆沟等隐蔽设施是否与竣工图纸一致，是否存在安全环保隐患，发现问题立即采取有效措施整治隐患、消减风险。二是安全环保监管部和输油处（油库）再次开展输油站库雨水外排口专项排查，雨水外排口必须设置隔油、控制外排阀门等设施，生产区围墙尤其是低洼处的围墙不能留有空洞，位于生产区低洼处的大门必须设置防止泄漏原油流出站外的设施或应急措施。（二）切实提升工业管道检验检测的有效性仪征输油站7.12泄漏事件调查结果表明，发生腐蚀泄漏的2#线进泵汇管在2018-2019年进行工业管道检验时，因存在穿越消防道路且外有套管等困难，没有开挖拆对管道进行检验。依据《在用工业管道定期检验规程》（国质检锅〔2003〕108号）第九条第二款规定，该段管道存在原油流动死角及较大内腐蚀风险，应列为重点检验部位。两级设备主管部门应加强工业管道检验全过程的监督检查，坚决杜绝为了“依法合规”而进行检验，切实做到站内工艺管道检验有效、应检必检，风险最大的管段应采取最直接、最有效的检验检测手段，确保风险受控。（三）严格落实“死油管线”管理要求生产运行部和输油处（油库）要严格落实《关于进一步规范“死油管线”活动管理的通知》（管道储运工单运〔2020〕879号）要求，对“死油管线”提级管理、分级管控，规范相关作业过程，加强运行风险管控。尤其是大型站库，工艺流程复杂，输油处（油库）要再次开展“死油管线”活动方案的可行性和实效性评估，防止管理盲区。加强输油工艺管理，统筹安排站内工艺管线的使用，避免出现人为因素造成的长时间不运行管段。（四）加强事件（事件）初期应急处置各部门各单位要切实加强应急管理，事件（事件）发生初期第一时间按照相【缺少答案，请补充】

8时，开始拆除影响爬管作业的巡检操作平台及保温层。经爬管、打黄油墙、吊装、焊接、无损检测，23时8分现场确认104-3#单向阀更换完成，具备启输条件。 23时40分，鲁宁线启输。（三）事件伤亡和财产损失此次事件造成鲁宁线施工时间较计划停输时间延长29小时8分钟（4日18:00-5日23：08），无人员伤亡。三、原因分析（一）直接原因泗洪输油站现场检维修作业多项施工项目交叉，抢维修中心机泵维护中心、山东显通安装有限公司两家单位协作配合。徐州输油处作为业主单位，未针对本次作业编制总体作业方案，未摘除泵入口汇管压力联锁保护、水击超前保护，未对施工现场可能涉及的阀门落实断电、上锁等预防性措施，导致9#电机在空投过程中因泵入口汇管压力超低联锁停泵，触发鲁宁线水击超前保护，泗洪输油站10#阀按照水击策略开阀，造成储罐原油进入汇管，从104-2#单向阀上盖板和阀体结合处泄漏。（二）间接原因 JSA管理制度执行不到位，JSA分析不全面，未能识别出输油泵空投作业、关键阀门动作可能对其他作业的影响，未能采取相应的预防应对措施。检修施工安全许可票填写、确认流于形式，未将安全措施落实到位。现场负责人未认真履行工作职责，对安全措施落实情况进行核实，造成相关联锁实际并未摘除，导致了9#电机空投过程中由于泵入口汇管压力超低异常停泵。水击超前保护策略宣贯培训不到位。4月22日下发的《关于鲁宁线水击超前保护功用投用的通知》在本次事件前未传达至相关人员，造成公司通知要求不能有效传达。四、吸取的教训及防范措施（一）专业管理部门要加强业务指导，强化专业管理责任。运销处近期要组织生产专业研讨会，对典型异常事件进行回顾、剖析，针对运行管理中存在的突出问题，落实风险管控措施，进一步将专业管理责任落到实处。运销处要利用生产调度会、科室内部会议等机制及时对生产运行中发生的异常事件进行通报分享，强化对岗位人员作业风险的提醒意识。抢维修中心、设备管理处要对设备检维修作业进行专业指导，针对检维修作业中暴露出的问题，及时进行梳理，进一步完善检维修作业规程。（二）加强施工检维修方案的编制与审核。对多点作业和交叉作业，在单项作业方案基础上，要编制总体方案，并报公司相关处室审核。要充分考虑作业间的相互影响，针对难度大和风险高的作业制定专项应对措施，确保作业能够安全、按时完成。（三）强化施工人员和技术保障。在进行多项集中作业时，针对部分分站人员欠缺、技术力量薄弱的情况，各单位要统筹考虑，加强人员调配力度，从专业科室和站队抽调技术人员保障支持，确保满足现场施工的需要。（四）扎实做好JSA分析，避免JSA分析流于形式。JSA分析不光要考虑单点作业存在的风险，还要充分考虑交叉作业间的相互影响。JSA分析要结合项目的实际情况，组织属地和检维修单位人员共同开展，针对分析出的问题，要及时采取有效措施，严禁“光分析不落实”或“分析大而空”，确保将防护措施落到实处。（五）进一步加强作业及运行监护人员仪表自控业务知识培训。目前各管线联锁保护、水击超前保护系统日渐完善，单体设备的操作调试可能对全线运行产生重大影响。各单位要对站场联锁保护功能、水击超前保护策略和涉及联锁保护的作业进行梳理，将联锁保护知识作为岗位练兵的必学必练内容，切实提高作业及运行监护人员安全意识和作业水平。针对本次事件暴露出来的仪表自控人员存在年龄断层、专业技能欠缺的问题，建议各单位针对仪表自控、电气设备等专业性较强的岗位，确保专业人员具备相应专业技能并经培训和考核上岗，同时应制定长期培养计划，避免专业岗位人员频繁变动。（六）切实加强工业电视的维护管理。本次事件发生时，徐州调控中心及泗洪输油站站控室无法调阅现场视频，经信息中心技术人员现场排查，6月7日视频恢复正常。但是在6月11日现场调查时，发现泗洪输油站9个视频监控画面中，泵棚监控画面显示无法打开，另外两幅画面存在严重晃影，无法达到监控效果。请相关单位及时关注视频监控完好情况，对于发现的问题及时上报、处置，确保完好可用。【缺少答案，请补充】

仪征商储工程三罐区钻探作业事件（2015年3月） 2015年3月2日，仪征原油商业储备基地工程在仪征输油站仪征商储三罐区地质详勘作业施工过程中，发生了一起因相关管理人员工程项目安全管理责任落实不到位，现场人员责任心缺失、安全监管不到位，现场施工程序安排不合理，项目监理未做到全程监护，承包商擅自盲目进行地质详勘作业，导致仪征至扬子石化输油管道出站阀120米处的输油管道被钻漏的事件。一、事件单位基本情况（一）仪征商储基本情况仪征商储油库位于江苏省仪征市仪征输油站内，长江北岸，距离长江江边约5km，紧邻宁扬高速公路，与亚洲最大的化纤基地仪征化纤股份有限公司毗邻。仪征输油站始建于1978年，主要通过鲁宁输油管道、甬沪宁输油管道以及日照至仪征输油管道接收胜利与进口原油。经储存、加热、加压、配比后，通过仪长输油管道、仪长复线输油管道、仪金输油管道和仪扬输油管道输往沿长江的南京、安庆、九江、武汉、荆门、长岭等各大炼油厂。为最大限度的利用好仪征输油站站内面积，结合仪征站现有地形地貌、周边环境及站内现有设施，2014年3月，中国石化集团石油商业储备有限公司委托中国石化管道储运有限公司，在仪征输油站内进行中国石化集团石油商业储备有限公司仪征分公司工程建设项目施工。（二）施工单位、监理单位情况中冀兵北工程勘察设计有限公司成立于2004年11月11日，2016年7月19日更名为：中冀石化工程设计有限公司。经济性质：有限公司；资质等级：工程勘察综合甲级；经营范围：承担各类建设工程项目的岩土工程、水文地质勘察、工程测量业务（海洋工程勘察除外）。南京长江工程监理有限公司，成立于1996年6月，公司注册资本800万元。公司具有国家建设部颁发的化工石油工程和房屋建筑工程建设监理甲级资质证书。并于2001年通过ISO9001:2000质量管理体系认证。（三）进行的施工项目情况中石化在南京及其上游沿江地区主要有金陵、扬子、安庆、九江、武汉、荆门、长岭和巴陵八家石化企业。其中大部分油源由仪征输油站输送供给。近年来，随着这些石化企业规模逐渐扩大，其油源供应出现了缺口。为满足沿江石化企业原油供给需求，中石化及时启动了日照-仪征进口原油管道工程，该管道设计最大输量3600×104t/a。而仪征输油站目前罐容仅能满足鲁宁线、甬沪宁线、仪金线和仪长线的输送要求，随着日照仪线原油管道的建成投产，仪征输油站罐容紧张的矛盾愈加明显，同时考虑到仪征原油储备的需要，因此仪征输油站罐容扩建势在必行。 2014年3月，中国石化集团石油商业储备有限公司委托中国石化管道储运有限公司在仪征输油站建设中国石化集团石油商业储备有限公司仪征原油商业储备基地，工程主要内容为：仪征商储油库建设总规模97.5×104m³。其中，利用原备用地块新建6座10×104m³浮顶罐（罐区一2座，罐区二4座），拆除仪征站原有8座2×104m³浮顶罐，建设3座12.5×104m³浮顶罐（罐区三），储罐均为地上浮顶钢制油罐。仪征商储油库运行依托于仪征输油站工艺流程实现。二、事件发生经过及应急处置情况（一）事件发生经过 2015年3月1日，中冀兵北工程勘察设计有限公司按照仪征商储项目部要求，对仪征商储三罐区进行地质详勘作业，6处钻探点依照仪征商储委托设计单位中国石化集团洛阳石油化工工程公司提供的坐标位置进行施工。施工现场共6台钻探设备，其中：3号钻机为ZK108号孔，4号钻机为ZK27号孔，5号钻机为ZK22号孔，6号钻机为ZK71号孔。 3月2日上午9时30分开始钻探作业，4号钻机对ZK27号孔先用小口径钻头进行试探6m，发现无异常情况。 12：40，“中冀兵北”现场负责人要求钻探队长改用大口径钻头进行扩孔钻探。 13：20，司钻人发现钻杆入地处有原油溢出，立即向仪征站门卫值班员报告，同时向仪征商储建设项目部现场代表进行报告。此次造成仪征输油站仪扬线输油管道（停输状态）距出站阀120米处的管道钻漏，管道内原油泄漏，泄漏量约3立方米（均已回收）。直接经济损失**万元，无人员伤亡。（二）应急处置情况 2015年3月2日13：25分，仪征输油站门卫值班员接仪征商储建设施工人员报告，“仪征输油站商储施工隔离区内地面有原油溢出”，立即通过对讲机向站领导进行汇报。接报后，站领导、安全员于13:33分到达现场，发现商储勘察施工单位将位于仪征输油站仪扬线（停输状态）出站120米处的仪扬线输油管道钻漏。立即通过对讲机向仪征站调度报警，同时启动仪征输油站管道泄漏应急预案，成立现场指挥部。仪征站调度分别向局、处两级调度进行汇报并通知扬子分输站。指挥部通知仪征站两台消防车到达现场监护，并疏散现场无关人员、设立警戒区域。现场指挥部会同仪征商储项目部召开会议，部署应急处置工作，制定抢修计划。 3月3日2:50，管线钻漏处完成补板封堵；5:20，焊接完成，仪扬线达到启输条件。应急处置期间，仪征站安全员全程对作业现场可燃气体、硫化氢气体含量进行监测。（三）事件伤亡和财产损失此次事件造成仪征输油站仪扬线输油管道（停输状态）距出站阀120米处的管道钻漏，管道内原油泄漏，泄漏量约3立方米（均已回收）。直接经济损失**万元，无人员伤亡。事件发生时，仪扬线处于停输状态，管线为不带压状态，对输油生产未造成影响，未造成停输、未延误输油生产。事件发生时，现场检测泄漏的原油硫化氢含量为0ppm，未造成人员窒息中毒事件。三、原因分析（一）直接原因这是一起因地质详勘物探人员未严格执行相关安全管理规定和规范，仪征商储项目部及仪征站未认真落实工程施工管理规定、对地质详勘作业现场监管不到位导致的安全责任事件。（二）间接原因 1.中冀兵北工程勘察设计有限公司安全管理不到位，现场作业未严格执行《仪征商储工程地质详勘勘察刚要》及施工方案要求，勘察项目部负责人未履行安全施工管理督导核查责任； 2.中冀兵北工程勘察设计有限公司现场作业人员更换频繁，安全意识和责任心不强，施工方案内容过于简单，且未进行内部审核，安全工作交底内容不完整，基础管理薄弱； 3.中冀兵北在实施钻探作业前，没有向仪征商储建设项目部办理开工及复工报告并现场确认安全施工条件，违反了《中国石化施工作业安全管理规定》（中【缺少答案，请补充】

滕州输油站“9.27”鲁宁线憋压事件（2017年9月） 2017年9月27日，邹城输油处鲁宁线二期隐患整治工程滕州输油站站场施工改造过程中，发生了一起因直接作业现场监管不到位，致使承包商擅自带领阀门供应商售后服务人员进入作业现场，误操作关闭阀门，导致正在启输运行的输油管线短暂憋压。一、事件单位基本情况鲁宁处所管辖的鲁宁输油管道全长662.3公里，承担着胜利油田至长江沿岸各大炼厂原油输送任务，管径720mm，于1978年7月建成投产，设有15座站场（首末站2座、中间站11座，计量站2座）。设计年输送能力2000万吨，现在年输量1500万吨左右，滕州输油站是鲁宁管线的中间站。二、事件发生经过及应急处置情况（一）事件发生经过及应急处置情况鲁宁线二期隐患整治工程滕州输油站站场改造阀门安装、调试时，该项目工程承包商——河南油建公司施工队电仪分队队长发现新装的207#阀远控有问题。 9月26日，在滕州输油站生产区门口，河南油建公司施工队人员向邹城输油处生产副科长、项目部供应管理人员提出207#阀远控有问题。项目部供应管理人员将罗托克厂家的电话提供给了河南油建公司施工队人员，河南油建施工人员电话联系了阀门电桩厂家罗托克公司，告知滕州输油站有阀门需要调试，并留了联系方式。 9月27日9:08，滕州输油站站场改造施工完毕后，鲁宁线开始启输。 10:40，罗托克售后服务人员与助手驾车到达滕州输油站，在未通知滕州站及项目部相关人员情况下，由河南油建人员带领刷卡进入滕州站生产区到达207#阀门位置。罗托克售后服务人员调试207#阀限位（关闭阀门），并检查207#阀门电桩接线情况。此时鲁宁线已经启输，徐州调控中心10:40发现滕州输油站进站压力由1.25MPa开始突然上升，出站压力下降，初步判断滕州输油站阀门误关、导致憋压，立即安排鲁宁线紧急停输。 11:05，滕州站进站压力达到3.49MPa，出站压力为0.22MPa，徐州调控中心通知滕州输油站开10#阀泄压，压力回复正常。（二）事件伤亡和财产损失事件造成鲁宁线紧急停输，影响正常输油生产，无人员伤亡。三、原因分析（一）直接原因河南油建公司施工人员许某违反《公司关于厂区封闭化管理制度》、《仪表调试工作票制度》等管理规定，在未按要求通知业主方、未办理任何手续的情况下，擅自带领阀门供应商售后服务人员进入生产区调试阀门，是造成此次憋压事件的直接原因。（二）间接原因邹城输油处和滕州输油站对现场施工人员及厂区封闭化管理不到位，致使外来人员未经检查许可即擅自进入生产区域；邹城输油处投产组织不到位，对投产保驾人员的培训走过场，缺乏针对性，虽重视施工动火的监护，但对施工后再启输的风险估计不足；滕州输油站对生产区巡检和监护不到位；运销处、工程处、供应处对该项目的工程监督、督导不到位，是造成此次憋压事件的间接原因。四、吸取的教训及防范措施 1.加强对承包商的全过程、全天候、全方位监管，尤其是运保单位的管理。完善工作流程和审批程序，确保属地管理职责落实到位，确保管理无盲区；强化承包商安全教育和考试，提高培训效果。 2.严格执行厂区封闭化管理制度，严格门禁管理，杜绝外来人员未经建设单位许可进入生产区。 3.生产建设物资到达现场后，需要供应商技术人员提供培训指导、技术服务、投产保驾等现场服务时，应由业务主管部门向物资供应部门提出，严禁承包商等各类人员直接通知供应商技术人员到现场服务。 4.进入现场联络人应明确为建设单位专业技术人员或物资供应人员，不得直接指定为承包商技术员等非建设单位人员。 5.工程项目在施工结束再启输前，应对所有非生产人员及时清场。 6.重视仪表调试、设备调试的管理，认真落实调试过程中的工艺及仪表专业确认，落实现场监护，严格执行调试作业票制度。 7.提高对管道施工项目，特别是施工和生产有交叉的项目的重视程度，全程跟踪监督指导，从而杜绝类似事件重复发生，保障输油生产安全。【缺少答案，请补充】

宁波输油处册子岛油库憋压事件（2018年11月） 2018年11月17日，宁波输油处册子岛油库在岙山—册子岛—岚山管线（以下简称岙册岚管线）启输过程中，发生了一起因现场监护核实不到位，未发现阀门实际开度与显示不符，致使在阀门未打开情况下启输，导致管线在启输过程中发生憋压事件，现予以通报。一、事故经过按照总部资源配置计划，需将岙山站G35#罐瓦斯经岙册岚管线密闭输送至岚山输油站G2#储油罐。11月17日18时，徐州调控中心电话通知岙山输油站、册子岛油库、岚山输油站做好岙册岚管线密闭启输准备。 19时26分，岙山站与徐州调控中心核对并确认G35#罐外输流程导通，具备启输条件。 19时29分，岚山站与徐州调控中心核对并确认册子岛来油进G2#罐流程导通，具备启输条件。 19时42分，册子岛油库与徐州调控中心核实并确认岙山来油全越站去岚山站流程导通，具备启输条件。 19时51分，岙山站启P1外输泵。 19时54分15秒，徐州调控中心值班人员发现册子岛进站压力达到1.0MPa并且仍急剧上升，立即询问册子岛油库值班人员进站9114#阀门是否完全打开，同时采取紧急降压措施。 19时55分36秒，岙山站P1外输泵因出站压力超高，触发连锁保护动作跳泵，憋压期间册子岛油库进站压力最高达到4.67MPa。 20时03分，徐州调控中心值班调度通知宁波处调度岙册岚管线憋压，要求宁波处立即安排人员对岙册岚管线全线巡查，同时安排册子岛油库对9114#阀门进行检查。 20时03分04秒，册子岛油库打开9102#阀泄压。 20时04分59秒，册子岛油库进站压力降至1.01MPa。经巡查发现，此次憋压造成岙山站出站超声波流量计法兰处、外钓岛阀室阀门法兰处轻微渗油。 11月18日10时50分，经再次对外管线和站内设备巡查无异常，并对两处渗油点紧固修复完毕后，岙册岚管线密闭启输，运行正常。二、原因分析事故发生后，公司派出调查组赶赴现场，通过调取监控录像、查阅SCADA系统及访谈相关人员，认为造成此次憋压事故的原因如下： 1、现场监护核实不到位。在9114#阀门操作过程中，值班人员李某在站控【缺少答案，请补充】

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