1、ICS 27.060.01 J 98 备案号： DB41 河南省 地方标准 DB41/T 717 2019 代替 DB41/T 717 2012 油田 专用直流注汽锅炉运行 质量 控制技术规范 2019 - 09 - 30发布 2019 - 12 - 30实施 河南省市场监督管理局 发布 DB41/T 717 2019 I 目 次 前言 . II 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 1 4 一般规定 . 2 5 运行管理 . 2 6 保养与维修 . 6 7 锅炉检验 . 7 8 安全管理 . 7 9 节能与环保 . 8 附录 A（资料性附录）油田专用直流注汽锅炉危
2、害识别、风险评价及预防措施项目表 . 9 附录 B（资料性附录）油田专用直流注汽锅炉安全报警推荐值 . 11 DB41/T 717 2019 II 前 言 本标准按照 GB/T 1.1 2009给出的规则起草。 本标准代替了 DB41/T 717 2012油田专用直流注汽锅炉运行质量控制技术规范，与 DB41/T 717 2012相比，主要技术变化如下： 修改了直流 注汽锅炉 定义、 增加了 水量定义、 删除了 水处理 系统定义 ； 增加了基本管理制度； 增加了注汽锅炉给水水质指标； 修改了质量调节与控制的内容； 修改了紧急停炉的条件； 增加了长期停运的要求； 增加了注汽锅炉检验的界定范围；
3、增加了安全管理的要求； 修改了节能与环保的 内容； 修改了附录 B有关数值。 本标准由河南省承压类特种设备标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：河南省锅炉压力容器安全检测研究院、中石化河南油田分公司采油二厂。 本标准主要起草人：于长顺、张绚艳、沈和平、周纪龙、邢亚生、崔黎阳、廖子先 、 王海平、王少 君、李卫东、苗浩然、马伟 、 庞振平、曾庆顺、王森、乔霞、季利平、侯俊国、崔英贤、宋震、韩毅、 王玥、张武、藏成英、 柳洋、黄 何 、马硕森 、刘秉真 、王颖、韩冬 。 本标准于 2012年 4月首次发布， 2019年 9月第一次修订。 DB41/T 717 2019 1 油田专用直流注汽
4、锅炉运行质量控制技术规 范 1 范围 本标准规定了油田专用直流注汽锅炉运行质量控制的术语和定义、一般规定、运行管理、保养与维 修、锅炉检验、安全管理、节能与环保。 本标准适于额定出口蒸汽压力 10 MPa P 21 MPa，额定出口蒸汽温度 311 t 370 的湿饱和 蒸汽油田专用直流注汽锅炉 (以下简称注汽锅炉）运行质量控制。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB 13271 2014 锅炉 大气污染物排放标准 GB/T 13277.1 200
5、8 压缩空气 第 1部分：污染物净化等级 SY/T 0027 2014 稠油注汽系统设计规范 SY/T 5854 2012 油田专用湿蒸汽发生器安全规范 SY/T 6086 2012 热力采油蒸汽发生器运行技术规范 SY/T 6835 2017 油田 热采 注汽 系统 节能 监测规范 TSG G0001 2012 锅炉安全技术监察规程 TSG G0002 2010 锅炉节能技术监督管理规程 TSG G5001 2010 锅炉水（介）质处理监督管理规则 TSG G7002 2015 锅炉定期检验规则 TSG 08 2017 特种设备使用管理规则 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.
6、1 直流注汽锅炉 高温高压、无锅筒、蛇形管束结构 （或螺旋盘管） 的蒸汽锅炉。所产湿饱和蒸汽强制注入地下油层 以满足油田稠油热力开采需要，除 过热锅炉外，其 湿饱和蒸汽干度一般控制在 70% 80%之间。 3.2 十字作业 以清洁、润滑、紧固、调整、防腐等为主要内容的设备日常维护保养作业。 3.3 火量 进入锅炉燃烧器的燃料和风量的大小占锅炉设计额定燃料和风量的比值。 3.4 DB41/T 717 2019 2 水量 锅炉实际给水流量 与额定蒸发量的比值。 4 一般规定 4.1 锅炉使用登记管理 使用注汽锅炉的单位，应向所在地 的特种设备安全监督管理部门 办理登记手续，取得 “锅炉使用 登记证
7、”后方可 使用 。 4.2 基本管理制度 管理制度主要包括： 岗位专责制 ； 巡回检查制度 ； 交接班制度 ； 设备维护保养制度 ； 锅炉水质管理 制度 ； 健康安全环保生产制 节能管理制度 ； 润滑油管理制度 ； 班组成本核算制 ； 质量负责制 ； 安全附件 管理制度 ； 锅炉事故管理制度 ； 锅炉运行安全管理制度 ； 锅炉工艺、参数、设备、联锁等变更管理制度 。 4.3 人员管理 4.3.1 注汽锅炉操作人员应经专业培训考试，取得当地 特种设备安全监督管理部门 颁发的相应级别操 作证件。 4.3.2 注汽锅炉操作人员应熟悉相应的安全操作规程、事故应急专项预案和节能技术 知识，定期检查 注汽
8、锅炉的运行状况，做好各项记录，进行事故演练，保证设备的安全、经济运行。 4.4 锅炉安全附件管理 4.4.1 按 TSG G0001 2012的要求，安全阀每年至少校验一次，压力表每半年至少校验一次。 4.4.2 压力变送器、温度表、温度变送器每半年至少校验一次。 4.5 水质管理 注汽锅炉运行时的水汽质量符合表 1规定。注汽锅炉水质检测项目：锅炉给水应检测硬度、含氧量、 氯离子浓度、悬浮物、总碱度、油和脂、 pH值 等 ，锅炉出口蒸汽应检测干度。 表 1 注汽锅炉给水水质条件表 序 号 项目 单位 数量 备注 1 溶解氧 mg/L 0.05 2 总硬度 0 3 总铁 0.05 4 二氧化硅
9、50a 5 悬浮物 2 6 总碱度 2000 7 油和脂 2 不计溶解油 8 可溶性固体 7000 9 pH值 7.5 11 a 当碱度大于 3 倍二氧化硅含量时，在不存在结垢离子的情况下，二氧化硅含量为 150 mg/L。 5 运行管理 DB41/T 717 2019 3 5.1 点炉前的检查 5.1.1 注汽锅炉内部及安全附件 5.1.1.1 检查注汽锅炉内部受热面是否结焦、积灰，管道有无异常， 检查内部管件、 管箍 等附件是否 正常。 5.1.1.2 检查注汽锅炉内部保温层是否完好，燃油喷嘴是否 堵塞，配风板是否配风均匀。 5.1.1.3 检查安全附件是否在有效校验期内，并调试合格。 5
10、.1.2 保护装置 5.1.2.1 注汽锅炉控制部分应调试正常： a) 点火报警时应能自动停炉； b) 燃料流量、压力、火量应能自动监测及调节； c) 手动调节正常。 5.1.2.2 以下各项保护装置应灵敏可靠： a) 蒸汽超压、超温报警和联锁保护装置； b) 熄火联锁保护装置； c) 低水流量联锁保护装置； d) 点火程序控制系统。 5.1.3 水处理系统 5.1.3.1 检查水处理系统各阀门开启状况。 5.1.3.2 水处理系统运转正常，按 TSG G5001 2010和 SY 0027 2014要求，采用符合要求的水处理 设备并 接受检验机构的水质监测。 5.1.4 柱塞泵和空压机 5.
11、1.4.1 柱塞泵和空压机应无松动部件，附近无杂物， 检查机泵电气控制系统是否正常。 5.1.4.2 检查柱塞泵曲轴箱、 注油 器 、 空压机曲轴箱的油位，机油无乳化；其中柱塞泵的油位在 2/3 左右，空压机的油位在 1/3 2/3处，柱塞泵手动盘车一圈以上。 5.1.4.3 检查空压机运转声音是否正常，储气罐压力在 0.6 MPa 0.8 MPa之间。 5.1.4.4 机泵冷却水应接入锅炉清水罐回收利用。 5.1.5 注汽锅炉各阀门开启状况 5.1.5.1 水 汽系统 ： a) 开启柱塞泵进口阀门、对流段进口阀门和蒸汽放空阀门，关闭注汽阀门； b) 开启各压力表前阀门； c) 开启各流量计阀
12、门和报警开关上的截止阀。 5.1.5.2 燃料系统 ： a) 燃油时： 1) 开启注汽燃油换热器前燃油入口阀门； 2) 开启电加热器前燃油入口阀门； 3) 开启燃油流量计进出口阀门，关闭旁通阀门； 4) 开启各压力表前阀门； 5) 启动燃油系统供油泵，按要求调节燃油压力和温度； DB41/T 717 2019 4 6) 燃油时，油罐油位应在 1/3 4/5，燃油泵出口压力应在 1.4 MPa 2.0 MPa，炉前调压阀 压力应为 1.0 MPa 1.2 MPa。 b) 燃气时： 1) 开启锅炉天然气入口阀门； 2) 开启燃气电动阀前的球阀； 3) 检查天然气电动阀是否密封良好； 4) 开启各压
13、力表、压力开关阀门； 5) 检查 调节天然气的压力值； 6) 燃气时，天然气进口压力应为 0.12 MPa 0.2 MPa。 c) 油气混烧时： 1) 按 a)和 b)要求进行检查； 2) 按先燃油后燃气的顺序进行操作； 3) 燃油火焰稳定后方可送气进行点火； 4) 油气混烧时，天然气压力应为 0.04 MPa 0.12 MPa。 5.1.5.3 引燃系统： a) 开启引燃管路进出口阀门； b) 开启各压力表阀门； c) 检查引燃系统电磁阀、点火变压器及火花塞是否正常。 5.1.5.4 雾化系统 ： a) 开启空气雾化入口阀门，开启雾化压力表及压力开关阀门； b) 关闭控制柜上的蒸汽雾化电磁阀
14、； c) 检查空气雾化系统空气压力值，其压力应 0.5 MPa。 5.1.5.5 仪表用空气系统 ： a) 用空气质量应符合 GB/T 13277.1 2008要求； b) 开启空压机出口阀门； c) 开启空气干燥器进出阀门，关闭旁通阀门； d) 检查仪用空气压力值，空压机储气罐压力应 0.6 MPa。 5.1.5.6 排污系统 ： a) 检查辐射段排污阀门是否处于关闭状态； b) 检查蒸汽干度取样过滤器排污阀门是否处于关闭状态。 5.1.5.7 疏水系统 ： a) 开启空压机所有疏水器前的阀门； b) 燃油时开启蒸汽加热器疏水器的阀门和蒸汽雾化分离器下的疏水器前的阀门； c) 疏水阀后的软化
15、水，应接入水处理供水泵前回收利用。 5.1.5.8 动力系统 ： a) 配电室电压正常（电压为 380 V 20 V之间），动力电源不缺相； b) 打开控制柜的配电柜门，合上总电源、控制变压器、柱塞泵、鼓风机、空压机空气开关； c) 燃油时，合上电加热器空气开关； d) 检查完毕，关好配电柜门。 5.1.5.9 控制盘上各开关的正确位置 ： a) 电源开关 断开； b) 柱塞泵开关 自动； c) 鼓风机开关 自动； DB41/T 717 2019 5 d) 空压机开关 自动； e) 点火开关 断开； f) 电加热开关 合（燃油时）； g) 延时引燃 合（燃油时）； h) 油嘴加热 合（燃油时）
16、； i) 调火开关 小火； j) 燃料选择 视燃料情况选择油、气或油气混烧； k) 蒸汽压力低 旁通； l) 雾化选择开关 空气（燃油时） 。 5.2 启动点火 5.2.1 合上电源开关，电源指示灯亮。 5.2.2 报警指示灯检查，对报警指示灯不亮的要及时更换，确保每个指示灯正常。 5.2.3 注汽锅炉程序控制器送电，显示无错误信息。 5.2.4 检查程序前后吹扫时间，前吹扫设定为 5 min（燃油）或 20 min（燃气），后吹扫设定为 20 min。 合上点火开关，按联锁起动按钮，联锁指示灯亮，柱塞泵、鼓风机依次自动起动，开始前吹扫；前吹 扫结束后，点火程序器开始工作，自动点炉。主火焰稳定
17、后，把调火开关转到自动，延时引燃（燃油 时）转到断开位置，手动调整火量到（ 3/10 4/10），关闭引燃液化气或天然气 阀门， 15 min 后调为 所需火量；观察火焰燃烧情况，并及时调整风量、水量、火量之间的匹配关系。蒸汽出口压力达到 4 MPa、蒸汽干度到 40%以上时进行雾化切换（由空气改为蒸汽雾化），调整蒸汽雾化一次减压阀（雾化 压力在 0.4 MPa 0.45 MPa），观察火焰状况，正常后关阀空气雾化阀。 5.2.5 注汽锅炉运行正常后开始注汽，注汽时先打开注汽阀，再慢慢关上放空阀 ,注意蒸汽压力和水 流量的变化，防止锅炉超压和水流量过小。 5.2.6 对长期停运或进行炉膛内部保
18、温维修过的注汽锅炉，按相关操作规程进行烘炉。 5.3 质量调节与控制 5.3.1 按照 SY/T 6086 2012 要求 ， 运行初期应 15 min 20 min化验一次蒸汽干度，直至干度达到 70% 80%，稳定后每小时化验一 次蒸 汽干度。 5.3.2 运行中每小时应进行巡回检查一次，并在运行报表上记录蒸汽量、给水量、蒸汽压力、给水压 力、雾化压力、蒸汽温度、炉膛温度、排烟温度、火量、烟气含氧量等各点参数。 5.3.3 运行中应检查记录配电系统电压，要求供电电压波动在 380 V 20 V，工作频率 50 Hz 5 Hz。 如发现电压波动较大，应及时调整，以保证设备安全平稳运行。 5.
19、3.4 运行中按单机设备操作要求检查各运转设备的温度、声音等。 5.3.5 运 行中当注汽锅炉排烟温度超过 200 ，应起动吹灰系统及余热利用系统，将排烟温度降低 至 170 以下。 5.3.6 运行中锅炉 负荷宜在额定 蒸发量 的 80% 100%状态下，蒸汽压力宜保持在额定 压力的 80% 100%，锅炉尾部烟气含氧量应低于 3%以下。 5.3.7 对流段的入口温度应在 90 120 范围内。若燃用天然气且含硫量不大于 20 mg/m时，对 流段的给水温度应在 60 80 范围内。 5.3.8 运行中应保持火焰的长度、形状、颜色正常，防止火焰对炉管直接冲刷，根据排烟温度、氧及 二氧化碳 的
20、含量和通风量，调整好燃烧。 5.4 正常停炉与紧急停炉 DB41/T 717 2019 6 5.4.1 正常停炉的程序 5.4.1.1 开启蒸汽放空阀，关闭注汽阀。 5.4.1.2 将点火开关转到断开位置，如果不能自动熄火并切断燃料供给，应采取手动方式切断燃料 阀。注汽锅炉后吹扫 20 min后将自动停炉，将电源开关转到关的位置。正常停炉时不得急剧切断锅炉 给水系统。 5.4.1.3 冬季停炉应采取防冻措施。 5.4.1.4 填写停炉记录。 5.4.2 紧急停炉运行条件 5.4.2.1 注汽锅炉运行过程中，遇有下列情况之一时，应紧急停止运行： a) 安全阀、压力表等某类安全附件全部失效； b)
21、 安全联锁部分失效； c) 锅炉出现泄漏现象，有伤及设备或操作人员安全的重大隐患； d) 注汽锅炉受压元件损坏，危及设备或操作人员安全； e) 注汽锅炉构架被烧损； f) 烟气排放指标超出环保标准时； g) 其他故障影响注汽锅炉安全运行时。 5.4.2.2 紧急停炉时应停止供给燃料，其它操作方法与正常停炉相同。 6 保养与维修 6.1 保养时间周期 注汽锅炉应每 8小时进行一次“十字作业”，每 720 小时进行一次“维护保养”。 6.2 十字作业 6.2.1 清洁锅炉控制、动力系统的全部设备、仪表， 应做 到设备见本色，无油污、无灰尘。 6.2.2 检查油路、气路、管线的接头、气动元件的接头、
22、阀门的密封填料。 6.2.3 检查机泵润滑及轴承运行状况，电机本体及轴承温 度不超过 75 。 6.2.4 检查空压机工作是否正常，主要包括：机油压力、空气滤清器、过滤器等。 6.2.5 检查柱塞泵工作是否正常，主要包括：润滑油位、密封填料、注油器、润滑油泵等。 6.2.6 检查全部一次仪表和二次仪表是否工作正常。 6.2.7 检查各部位的电磁阀，温升是否在工作温度范围之内。 6.2.8 检查电气控制部分工作是否正常。 6.2.9 检查和紧固所有松动的螺栓，对高温部分原则上要停炉紧固。 6.3 维护保养 6.3.1 检查柱塞泵密封填料、导向套、阀座、阀片、柱塞，对磨损严重的部件进行更换。 6.
23、3.2 检查所有传动皮带的磨损情况，进行保养或更换。 6.3.3 检查控制部分触点及接线，进行清洁、紧固 和保养。 6.3.4 检查炉膛及内部全部保温材料。 6.3.5 检查和清洁（包括清焦）炉管、配风档板。 6.3.6 清洗和检查燃烧器喷嘴。 DB41/T 717 2019 7 6.3.7 检查各热电偶的接线，对氧化接触不良的导线接头进行清洁、紧固，对已损坏的热电偶补偿导 线要及时进行更换。 6.3.8 长期停运时应做到：所有管路系统应排水吹扫；将炉管内水汽烘干，充满氮气防腐；关闭全部 阀门，隔绝空气；燃油系统应用轻质油置换；烟囱应加盖。 6.4 维修管理 6.4.1 按照 SY/T 585
24、4 2012规定注汽锅炉的修理单位必须取得级资质，修理前应到使用单位所在 地特种设备安全监察机构进行告知后，方可承担注汽锅炉的修理任务。 6.4.2 注 汽锅炉受压元件的修理应有施工技术方案，经修理单位的技术负责人同意，并经使用单位所 在 地特种设备安全监督管理部门合格后方 可投入使用。 6.4.3 注汽锅炉承压部件的变形不超过下述规定时可予以保留监控，变形超过规定时一般应进行修理 （复位、控补、更换）： a) 筒体变形高度不超过原直径的 1.5%，且 20 mm； b) 辐射及对流管子直径胀粗量不超过原直径的 3.5%、且局部鼓包高度不大于 3 mm； c) 辐射及对流管管子直径弯曲变形量不
25、超过其长度的 2%或管子直径； d) 辐射及对流管管子腐蚀量深度小于原设计值 30%时； e) 辐射及对流管子减薄较小，经 强度校核计算能保证安全运行到下一次大修时的。 7 锅炉检验 7.1 按照 TSG G0001 2012规定，应进行定期检验。 7.2 注汽锅炉检验包括其本体和与其同在一个撬装平台连为一体的受压元件，且受压元件受检范围为： 高压泵出口第一道环焊缝；蒸汽出口单流阀后第一个截止阀个侧焊缝，排放阀外侧焊缝；蒸汽雾化管道 一次减压阀前进口第一道环焊缝；燃气管道主燃气电动阀后（一级）第一道环焊缝。 7.3 注汽锅炉的检验内容应按 TSG G7002 2015要求的相关内容进行。 7.
26、4 注汽锅炉的水质检验应按 TSG G5001 2010进行。 8 安全管理 8.1 联锁管理 注汽锅炉点火运行前，锅炉联锁报警系统应正常无故障。 8.2 特殊作业管理 8.2.1 特殊作业范围 包括 ： 用火作业、高处作业、起重作业、进入受限空间作业、临时用电作业、动 土作业、盲板抽堵等。 8.2.2 作业申请单位应与主管人员讨论潜在的危险及注意事项，编写特殊作业方案，并经主管部 门和 相关单位予以签字确认。 8.2.3 按要求填写特殊作业许可证申请报告，按照特殊作业的级别上报具有关审批部门相应审批权限 的部门或主管领导审批，签发特殊作业许可证后方可实施。 8.3 变更管理 DB41/T 7
27、17 2019 8 8.3.1 按照 TSG 08 2017的 要求 ， 变更范围包括：锅炉辅机的改变，设备、设施负荷的改变，工 艺设 备设计依据的改变，工艺参数的改变（如温度、流量、压力等） ， 安全报警设定值的改变，仪表控制系 统及逻辑的改变，安全装置及安全联锁的改变，非标准的（或临时性的）维修，操作规程的改变等。 8.3.2 变更申请： a) 变更申请人应初步判断变更类型、影响因素、范围等情况，按分类做好实施变更前的各项准备 工作，提出变更申请； b) 变更应充分考虑健康安全环境影响，并确认是否需要工艺危害分析。对需要做工艺危害分析的， 分析结果应经过审核批准； c) 变更应实施分级管理
28、； d) 变更实施完成后，应对变更是否符合规定内容，以及是否达到预期目的进行验证，提交工艺 设 备变更结项报告。 8.4 风险评价及安全报警 8.4.1 油田专用直流注汽锅炉危害识别、风险评价及预防措施参见附录 A。 8.4.2 油田专用直流注汽锅炉安全报警推荐值参见附录 B。 9 节能与环保 9.1 节能管理 9.1.1 按 TSG G0002 2010的要求，每两年进行一次注汽锅炉能效测试， 结合行业标准 SY/T 6835 2017运行热率燃油锅炉不低于 86%，燃气锅炉不低于 88%。 注汽锅炉在额定工况下，热效率测试应当不 少于 2次，每次测试的正平衡与反平衡的效 率之差均应当不大于
29、 1%，取两次测试结果的算术平均值作 为锅炉热效率最终测试结果。对排烟温度高于 170 的注汽锅炉，宜结合燃料露点温度推广应用复合 相变换热等成熟余热利用技术 。 9.1.2 使用单位应加强能源检测、计量与统计工作，根据锅炉能效状况，提出并采取节约能源的改进 措施。 9.1.3 每周进行一次烟气分析，燃气注汽锅炉过量空气系数应控制在 1.05 1.1，燃稀油注汽锅炉过 量空气系数应控制在 1.1 1.15，燃渣油注汽锅炉过量空气系数应控制在 1.2 1.3。 9.1.4 每半月测试一次其受热表面的平均温度。辐射段表面平均温度 60 ，最高温度不超过 80 ；过渡段、对流段表面平均温度不得超过
30、80 ，最高温度不超过 100 。注汽锅炉辐射段 、对 流段、过渡段连接部位均不应漏烟气。 9.1.5 应对锅炉给水柱塞泵、燃料油供油泵的电能消耗进行测试分析，宜推广应用变频节能技术。 9.2 环保管理 每年按 GB 13271 2014的规 定对注汽锅炉排放烟气的二氧化硫、烟尘、氮氧化物等进行一次监测。 DB41/T 717 2019 9 A A 附 录 A （资料性附录） 油田专用直流注汽锅炉危害识别、风险评价及预防措施项目表 表 A.1 给出了油田专用直流注汽锅炉的危害识别、风险评价及预防措施。 表 A.1 油田专用直流注汽锅炉危害识别、风险评价及预防措施项目表 危险目标 可能发生的事件
31、 原因 后果 预防措施 注 汽 锅 炉 房 锅炉 超压 1站外负荷减少，使汽压急剧升高； 2安全阀失灵； 3压力表管堵塞或超过校验期而失效， 压力表损坏、指针指示不正确； 4锅炉压力高连锁保护装置失效。 使设备 强度降 低甚至 爆管 1安全附件要按规定定期进行校验， 保证动作灵敏可靠； 2定期试验、检验超压报警装置及联 锁装置，确保完好； 3保证压力表灵敏可靠，并标示最高 工作压力； 4加强巡回检查，及时观察压力变化 情况。 压力容器泄漏、 着火、爆炸 1压力容器有裂缝、穿孔； 2容器超压； 3工艺流程切换失误； 4容器周围有明火； 5雷击起火； 6有违章操作（如使用非防爆手电， 使用非防爆劳
32、保服装等）现象。 造成火灾、 爆炸、人员 伤亡、设施 损坏、环境 污染。 1压力容器应注册登记并有使用登记 证和检验合格报告； 2按压力容器操作规程进行操作； 3对压力容器定期进行维护保养； 4工艺切换严格执行相关操作规程； 5严格执行各类安全操作规程。 锅炉炉膛 爆燃事故 1停炉后燃气阀门关不严，炉膛内充 有余气； 2电磁阀失灵，大量气体燃料充满炉 膛； 3炉膛内有残油，点火后气化膨胀超 压爆炸； 4点炉前，吹扫时间不够。 设施损坏、 人员伤 亡 1定期对火焰监测器及电磁阀等附件 进行检测，确保连锁装置处于良好状 态； 2保证足够的吹扫时间； 3避免天然气、残油进入炉膛内。 4定期对炉膛内部
33、进行检查，及时清 理炉膛内的可燃物。 锅炉炉管过热、变 形、穿孔、爆管 1给水水质不符合标准； 2管壁磨损减薄严重； 3火量过大或大火切换太快； 4炉管材质不符合要求； 5锅炉超负荷运行或炉管结垢； 6炉管温度高、给水流量低等报警及 指示仪表失灵。 7炉管焊缝有砂眼或裂缝； 8炉管高温氧化或低温腐蚀，造成炉 管穿孔或开裂； 9火焰偏烧或局部过 热使炉管结焦， 造成炉管烧穿； 10工艺流程操作错误，炉管超压。 设备损坏 1加强水质管理 ,确保水质合格； 2定期检查炉管并清除水垢； 3锅炉不超负荷运行； 4按规定程序点炉、停炉； 5定期测定炉管壁厚，发现炉管有问 题，及时解决； 6避免火焰直接冲刷
34、炉管管壁； 7定期对仪表进行标定。 DB41/T 717 2019 10 表 A.1 油田专用直流注汽锅炉危害识别、风险评价及预防措施项目表 （续） 危险目标 可能发生的事件 原因 后果 预防措施 注 汽 锅 炉 房 灼烫烧伤 1作业时未穿戴劳保用品 ； 2工作时不小心接触到高温管线或设 备； 3设备出现故障时高压蒸汽喷出； 4高温管道保温材料脱落导致烫伤。 人员伤亡 1工作时必须穿戴劳保用品； 2工作时必须沿规定的线路巡 回检查 ,重点设备及特殊设备的 巡回检查必须由两人进行； 3加强设备检查维修保养 , 严 禁设备带病运行； 4发现问题及时处理。 天然气泄漏 1天然气容器超压； 2天然气管
35、线有裂缝、穿孔或 腐蚀 ； 3工艺流程切换失误； 4. 天然气切断阀失灵； 着火 爆炸 1按规定设置 可燃气体报警仪 并保持 功能 完好 ； 2按压力容器操作规程进 行操 作，并进行维护保养； 3.定期测定管线壁厚，发现管线 有问题，及时解决； 4工艺切换严格执行相关操作 规程； 5安全附件要按规定定期进行 校验，保证动作灵敏可靠； 配 电 室 及 电 气 使 用 场 所 触电 1私自拆装电器设备、电路； 2私拉、乱扯电线； 3在绝缘性不达标的情况下接触电器 设备； 4电器开关损坏漏电； 5室内线路绝缘磨损、漏电； 6用电保护系统失灵； 7设备线路短路，机壳带电； 8电器设备在检修时，没有悬挂
36、警示 牌或无人看管配电开关，突然送电。 人员伤亡 1学习掌握安全 用电常识；禁 止私自拆装电器设备、电路；禁 止私拉、乱扯电线； 2电器设备和线路定期检查， 发现问题及时整改； 3操作变压器、开关、控制箱、 电机等都必须佩戴合格的绝缘 手套 4检修电器设备时，要先验电， 设专人监护，并悬挂警示牌。 突然停电 1供电系统故障； 2电器设备故障导致； 3恶劣气象条件导致。 设施损坏 1认真进行巡回检查，发现问 题及时维修整改； 2电器设备和线路定期检查， 维护保养； 3配备必要的应急照明灯具。 4安全连锁保护装置灵敏可靠。 DB41/T 717 2019 11 B B 附 录 B （资料性附录）
37、油田 专用直流注汽锅炉安全报警推荐值 B.1 油田专用直流注汽锅炉（湿饱和蒸汽锅炉）的安全报警推荐值 见 表 B.1 。 表 B.1 油田专用直流注汽锅炉（湿饱和蒸汽锅炉）安全报警推荐值 序号 校验项目 校验周期 校验值 校验时间 校验结果 校验人 1 仪用风空气压力低 6 个月 0.24 MPa 2 柱塞泵入口水压低 6 个月 0.07 MPa 3 给水流量低 6 个月 表刻度 5.0 4 蒸汽压力低 6 个月 4 MPa 5 蒸汽压力高 6 个月 10 MPa 6 燃油压力低 6 个月 0.56 MPa 7 燃油压力高 6 个月 1.12 MPa 8 天燃气压力低 6 个月 0.07 MP
38、a 9 炉管温度高 6 个月 350 10 排烟温度高 6 个月 250 11 燃烧器喉部温度高 6 个月 100 12 蒸汽温度高 6 个月 350 13 雾化压力低 6 个月 0.21 MPa 14 雾化压力高 6 个月 0.52 MPa 15 鼓（助燃）风压力低 6 个月 1.3 KPa 16 柱塞泵振动高 6 个月 17 锅炉熄火报 警 6 个月 DB41/T 717 2019 12 B.2 给出了油田专用直流注汽锅炉（过热蒸汽锅炉） 的安全报警推荐值 见 表 B.2 。 表 B.2 油田专用直流注汽锅炉（过热蒸汽锅炉）安全报警推荐值 基本参数设限值 过热工况设限值 限制项 整定值 一
39、级参数设限值 二级参数设限值 限制项 整定值 限制项 整定值 给水流量下限 12（ t/h） 过热状态蒸温高限 420.0 过热蒸温二级上限 375.0 燃气压力上限 0.55 MPa 泵出口压力上限 22.00 MPa 辐射段出口过热阈度 30 燃气压力下限 0.07 MPa 辐射段出 口压力上限 20.00 MPa 过热入口流量下限 8.00 t/h 燃油压力下限 0.25 MPa 过热段出口压力上限 18.00 MPa 辐射段出口干度上限 100.00% 泵入口压力下限 0.10 MPa 蒸汽出口压力上限 17.20 MPa 分离器液位上限 700.0 mm 燃烧器喉温上限 70.0 辐射段出口温度上限 380.0 分离器液位下限 300.0 mm 排烟温度上限 240.0 过热段出口温度上限 540.0 辐射段压阻上限 3.00 MPa 辐射段管温上限 380.0 过热段压阻上限 3.00 MPa 过热出口管温上限 540.0 蒸汽出口压力下限 7.00 MPa 注： 一级警报（报警且停炉），二级警报（报警不停炉）。 _
