氧枪系统安全技术

第一篇：氧枪系统安全技术

氧枪系统安全技术

转炉和平炉通过氧枪向熔池供氧来强化冶炼。氧枪系统是钢厂用氧的安全工作重点。

(1)弯头或变径管燃爆事故的预防。氧枪上部的氧管弯道或变径管由于流速大，局部阻力损失大，如管内有渣或脱脂不干净时，容易诱发高纯、高压、高速氧气燃爆。应通过改善设计、防止急弯、减慢流速、定期吹管、清扫过滤器、完善脱脂等手段来避免事故的发生。

(2)回火燃爆事故的防治。低压用氧导致氧管负压、氧枪喷孔堵塞，都易由高温熔池产生的燃气倒罐回火，发生燃爆事故。因此，应严密监视氧压。多个炉子用氧时，不要抢着用氧，以免造成管道回火。

(3)汽阻爆炸事故的预防。因操作失误造成氧枪回水不通，氧枪积水在熔池高温中汽化，阻止高压水进入。当氧枪内的蒸气压力高于枪壁强度极限时变发生爆炸。

预防对策

钢水过氧化是产生喷溅的主要原因。因此，如何避免钢水过氧化是预防钢水大喷的根本措施。

炉前在冶炼操作时，应采取的措施是增大供氧强度，采用多孔喷头，低枪位操作，这样可以降低渣中FeO含量从而降低钢中氧含量，提高一次拉碳命中率，应尽量减少补吹。加入合金脱氧时，应按照先弱后强的顺序，先加入硅铁，然后加入锰铁，以保证良好的脱氧效果。

保证拉碳准确，避免过低量的碳，然后补加碳粉或SiC来增碳，从而降低钢中的氧含量。

加入碳粉或碳化硅时，不要将碳粉或碳化硅一次性加入包底，以防被钢包底部渣子裹住，钢水翻入后，不能及时反应，待到温度达到碳氧反应条件后，急剧反应，另外，在钢包水中不能自动开浇，用氧气烧眼引流时，大量的氧气进入钢包中，打破钢包内原有的平衡，钢包内原有存在的大量气体，在外界因素的导致下，突然反应而导致大喷。

钢包要洁净，以防钢水注入钢包前期温度过底，碳粉或碳化硅与钢中氧不反应，待温度升高后，突然反应造成大喷。

炉前要加强吹氩搅拌，通过吹氩，来均匀钢水成份、温度，确保气体和夹杂物上浮，保证吹氩时间大于3min，吹氩压力保证钢包内钢水微微浮起为最佳，钢水翻花太大，钢包内钢水渣层被破坏，钢水吸气，使钢水二次氧化，钢水不翻花，吹氩搅拌效果不好，达不到去气去夹杂的效果。

加强终脱氧力度，凡终点碳低于0.05%个时，应加大硅铝钡量用，将硅铝钡用量提高到0.5~1kg/t。

连铸浇铸前必须将包盖扣好，钢包沿要清理好，以防止包盖不严，钢水、钢渣从缝隙中喷出，并在适当增加大包包盖的宽度。

防止钢包喷溅的关键是炉前避免出过氧化钢。因此，规范炉前冶炼操作是杜绝过氧化钢出现的主要措施。

顶吹转炉吹炼低碳钢种，可以直接一次拉碳，但为了一次有效地去除磷、硫，并使终点温度达到钢种要求，在吹炼低碳钢时，都要采用高拉调温一次补吹的工艺操作。

第一次拉碳时，钢中含碳量最好控制在0.16%~0.20%的范围内，倒炉测温、取样，根据炉温确定冷却剂加入数量，根据含碳量确定补吹时间。

第一次拉碳时的炉渣碱度为3.4~3.6。

注意控制好炉渣，早化渣、化好渣，全程化透。通过调节枪位促进化渣。

第一次倒炉时要尽量多倒渣，可以加入石灰和白云石调温，如果加入调温剂的数量较多，可以在开始氧化时分批加入。

为了加强熔池搅拌，补吹时采取稍低的枪位，或者提高供氧压力。

终点钢水的温度应根据钢种的要求，考虑加入合金的数量、种类、吹氩及倒包等因素来确定。

采用炉外脱氧，合金全部加在钢包内，出钢量到1/3时开始加合金，出钢到3/4时全部加完，严禁合金先加入钢包后再出钢。

起重设备的安全装置

为了保护起重设备和防止发生人身事故，起重设备必须安装安全装置，主要有各类限位器、起重量限制器、起重力矩限制器、防冲撞装置、缓冲器和夹轨器等。

1．位置限位器

（1）起升高度限位器。用来限制重物起升高度。当取物装置起升到上极限位置时，限位器发生作用使用重物停止上升，防止机构损坏。起升高度限位器主要有重锤式、蜗轮蜗杆式和螺杆式。

重锤式起升限位器使用方便，但因钢丝绳有时会与重锤发生磨擦，使用时要注意。螺杆式限位器不但可以限制起升高度，还可以限制下降深度。吊运灼热的金属液体的起重机应分别设置两套不同形式的起升高度限位器，并分别断开不同的断路器。

（2）行程限位器。它由顶杆和限位开关组成。用于限制运行、回转和变幅等终端极限

位置，当顶杆触动限位开关转柄时，即可以切断电源，使机构停止工作。

（3）缓冲器。为了防止因行程限位器失灵和当操作人员疏忽，致使起重机的运行机构或臂架式起重机的变幅机构与设在终端的挡板相撞，应装有缓冲器吸收碰撞能量，以保证起重机运行机构能平稳地停住。常用的有橡胶缓冲器、弹簧缓冲器和液压缓冲器。

（4）偏斜调整和显示装置。为确保起重设备的安全稳定运行，避免偏斜过大造成起重机金属结构损坏或使起重机产生啃轨，对跨度≥40m的门式起重机和装卸桥等，应装偏斜调整和显示装置。

2．起重量限制器

起重量限制器主要用来防止起重量超过起重机的负载能力，以免钢丝绳断裂和起重设备损坏。电机过流保护装置并不能保护起重机过载．因此，GB6067-85《起重机械安全规程》规定：>20t的桥式起重机和＞10t的门式起重机应装超越限制器，其他吨位的桥式起重机以及电动葫芦视情况安装超载限制器。

起重量限制器的类型较多，常用的有杠杆式起重量限制器、弹簧式起重量限制器和电子超载限制器。电子超载限制器一般由电阻应变式传感器和电气控制装置两部分组成，主要用于起重设备的超载保护，它可事先把报警起重量调节为90％额定起重量，而把自动切断电源的起重量调节为110％额定起重量。电子超载限制器由载荷传感器、电子仪表、控制元件以及显示装置等组成，通用性较好，精度高，结构紧密，工作稳定，有显示功能，应用广泛。

起重设备的安全技术检查的必要性及方法

为保障企业的安全生产和正常运行，必须以《起重机械安全治理规程》、《起重机械监督检验规程》及《起重机械安全规程》等为准则，加强对起重机械的安全治理。做好安全技术检查，是起重设备治理的要害。笔者认为对起重机的安全技术检查应注重以下几个方面。

一、运行环境和轨道

运行环境和轨道对起重机的安全运行有直接关系，故是对起重机进行安全检查时必不可少的内容。其检查要点如下。

1、查看起重机运行区间有无电力线路（非凡是高压线路）。起重机在运行时应与之保持足够的安全距离。否则，就应采取相应措施，限制该起重机的运行范围。

2、检查周边的建筑物、临时设施等有无妨碍起重机的正常运行，起重臂、平衡物等部位是否会与之发生碰撞。非凡在起重机轨道延伸时或固定式起重机升高位移时，尤应注重检查。对于汽车吊还应检查其支脚的位置是否足够，地下有无空洞及地面承载能力的大小。

3、对起重机轨道还应检查挡轨器、轨道两端的防撞装置、啃轨情况、轨道温差间隙等。

二、行走部分的检查

1、检查行走轮踏面。由于踏面承受很大的接触应力，如其表层硬度质量不好，可在检查中看到块状剥离现象。

2、检查各开式齿轮、联轴节是否配有防护罩。

3、非凡应注重检查变速箱的基础螺栓是否松动。由于起重机行走的频繁、巨大的惯性动能均易引起基础螺栓松动。如不及时拧紧，可撕裂变速箱底脚螺孔，进而影响联轴节，造成整个大车运行恶化。

4、重点检查行走轮轴的油孔是否通畅。如油路堵塞加不进黄油，会造成轴瓦干磨，继而轴瓦碾成碎片跑出，使起重机四个支承点不等高，台车以上结构会发生形变，对主要结构焊缝和主要联接部位将引起应力集中。失去轴瓦的车轮在运行中会左右窜动，整个轨道将磨得发亮。如发生这种情况，处理就会很困难。

三、金属结构的检查

1、金属结构的塑性变形问题。由于超载、热辐射等因素，主梁上拱度会消失甚至产生下挠，因此，主梁拱度是起重机结构检查的重点部位。另外，起重臂的主肢有无碰弯、扭曲；臂杆根部、平衡臂根部插销的耳板有无焊缝裂开；桥机的主梁腹板与下盖板之间焊缝是否裂开等，都应作重点检查。

2、对主要结构联接螺栓的检查。起重机臂杆、塔机的塔身、门座起重机的回转中心轴承座、履带式起重机的底座等重要部位的联接螺栓，在运动一段时间后会出现松动。在实践中还发现，上述部位的螺栓在频繁承受拉应力、剪切力及扭矩的综合作用下，甚至会发生从根部断裂的情况。若不过细检查，断裂螺栓将逐渐增加，后果严重。

四、各机构和零部件的检查

1、检查制动器的性能、状况。制动器是起重机的重要部件，直接影响各机构运动的准确性和可靠性。因此，要认真检查起升与变幅两机构制动器的状况，观察制动闸瓦的开度及摩擦元件的磨损情况。带式制动器要注重检查其制动带的钢背衬有无裂纹，制动器的传动是否灵活，刹车架是否完好及主弹簧和辅助弹簧的弹性是否符合要求。

2、检查减速器主要看其是否漏油。运行时箱体内有异响，要打开箱盖检查。一般是因轴承问题或齿轮啮合侧隙过大、齿面磨损严重等原因所致。

3、钢丝绳与滑轮的检查。检查钢丝绳应着重观察断丝、磨损、扭结、锈蚀等情况，对某些磨损、断丝较为严重但尚未超标的位置，要做上记号，以便重点复检。要注重检查钢丝绳在卷筒中的安全限位器是否有效，卷筒上的钢丝绳压板是否压紧。对滑轮的检查重点在槽底磨损量是否超标和铸铁滑轮是否存在裂纹。对于俯扬机构滑轮组的平衡轮，因平时不动作，很易被忽视。所以，在安装前一定要查其转动的灵活性，否则，安装中俯扬左右钢丝绳的长短和拉力不能通过平衡轮来自调，以致增加了在高空调整俯扬绳的难度和作业危险程度。

4、检查各联轴节有无松动甚至“滚键”。着重检查弹性柱销联轴节的弹性橡胶圈有无异常磨损，对齿形联轴节要非凡注重其齿轮齿圈磨损状况。因安装精度差，在两轴之间有较大偏移量的情况下，表现为短时间内整个齿圈会很快磨秃。在起升机构中如有此种情形，易发生严重事故。

五、液压传动部分的检查

对轮胎式和汽车式起重机来说，一般采用液压传动来进行起升、回转、变幅及支腿伸缩动作。液压传动与机械传动方式有很大差别，所以，对其检查的要点如下。

1、检查伸缩臂油缸能否持久保持臂杆伸长长度，有无泄漏现象

2、检查变幅油缸及支腿油缸有无泄漏，在额定载荷下，其下沉与回缩量是否符合要求。支腿有无“软腿”现象。

3、检查各油泵、各阀类、液压锁的运行是否正常；动作是否灵敏可靠；有无异常振动与噪声；密封件性能是否良好，有无内泄、渗漏液压油。

4、检查液压油有无变质、污染，油箱液面高度是否不低于正常标记下限，各高压力管、接头是否有泄漏。

六、起重机电器检查

电器设备是起重机上比较复杂的部分，它在冲击、振动与摆动的工况下作业，轻易发生故障，非凡在高温、多灰尘、潮湿的环境下，更轻易发生故障且可能引发事故。对起重机电器部分进行安全检查的主要项目如下。

1、检查电动机的绝缘电阻是否在正常范围内，运行时有无异响、温升是否正常；停机时检查其滑环、电刷、导线接头有无明显的裂纹、磨损、松动和附着碳粉等。

2、检查集电装置、电源滑线有无变形磨损，张紧装置是否正常，滑线与滑块的接触是否良好。由电缆输送电源的，还应检查电缆绝缘层有无老化，电缆导向装置是否灵活及电缆收放是否灵活自如。

3、检查电器元件及控制系统。检查各开关外壳有无破损，合闸时接触部位压力是否适当，熔断器的容量是否符合要求；接触器主触头和辅助触头有无烧损，接触时触头间的压力是否足够，触头脱开是否彻底；接触器动静铁芯吸合面有无附着物，吸合时有无异响，灭弧罩是否完好；配电柜上各继电器工作是否正常，各接线柱、接线螺丝是否紧固等。驾驶室里应检查各主令控制器各动作方向是否正确，注重检查有无零位保护，非凡应检查操纵台上是否设有紧急断电开关，并确认遇紧急情况能有效切断电源。同样，要注重检查力矩限制器、超载限制器和各行程保护装置的灵敏可靠程度。有起重机械的各基层单位在具体治理中，班组必须注重以下几点：

（1）建立健全关于起重机械的维修保养、定期检验、安全规程和交接班等制度，并教育有关人员认真执行。

（2）应对本单位的起重机进行登记，具体记载每台起重机的规格、性能等有关技术资料，以及历次技术检验、大修理、改变起重机重要性能和重大事故的情况。上述是进行起重机专业检查的一些主要方面，其中也涵盖了司机操作前应做的一些日常检查内容。班前做好起重机的安全检查是司机职责范围内的工作，这是起重机定期专业检查不能替代的。因此，做好起重机安全治理工作的一项重要内容，是必须加强对起重机操作人员的安全教育，督促司机自觉做好对本机的日常检查与维护保养。只有日常检查与专业检查相结合，才能保证起重机的安全运行。

第二篇：液压系统安全技术操作规程

液压系统安全技术操作规程

（一）安全规定

1、非操作人员禁止擅自启动和拆卸有关元件；

2、当阀站压力高于或低于规定值20%时应通报相关技术员，高于40%应立即停机检查。

3、当发现震动、噪音、运转异常等现象时，应立即启动备用泵，并停用原泵检查处理。

4、备用泵不得长期停用，应每周轮换使用。

5、保持泵站、阀站及相关设备整洁，设备周围不得堆放异物。

6、加油、排油必须使用加油过滤小车，不得随意添加或排放。

（二）液压站的安全操作

1、检查吸管路上截止阀是否开启，确认没有检修。

2、清除设备附近的障碍物，并启动循环冷却泵。

（三）启动操作

1、确认机旁操作还是操作室操作。

2、按启动按纽，并观察压力表压力值，不准超压运行。

（四）正常运行

1、油泵正常运转后，必须定时检查，并做好原始记录。

2、突发停电、来电时，应观察设备的停机状态，首先恢复控制电源，保持控制功能，才能再启动油泵。

3、运行过程中，油温、压力等出现问题时，按相关操作规程执行。

4、运行过程中发生爆管泄漏时，应首先确认，在不危及安全的前提下，进行换向操作，切断漏油回路，再停泵处理。

（五）停泵操作

1、确认各执行机构都停在规定位置。

2、接通卸压回路，然后按动停机按钮。

第三篇：厌氧处理技术调试经验总结

厌氧处理技术调试经验总结

在废水的厌氧生物处理过程中，废水中的有机物经大量微生物的共同作用，被最终转化为甲烷、二氧化碳、水、硫化氢和氨。在此过程中，不同的微生物的代谢过程相互影响、制约，形成复杂的生态系统，此生态系统在UASB反应系统中直观表现为颗粒污泥。有机物在废水中以悬浮物或胶体的形式存在，它们的厌氧降解过程可分为四个阶段。（1）水解阶段，微生物利用酶将大分子切割成小分子；（2）发酵（或酸化）阶段，小分子有机物被发酵菌利用，在细胞内转化为简单的化合物，这一阶段的主要产物有挥发酸、醇类、乳酸、二氧化碳、氢气、氨和硫化氢等；（3）产乙酸阶段，此阶段中上一阶段的产物被进一步转化为乙酸等物质；（4）产甲烷阶段，在此阶段乙酸、氢气、碳酸等被转化为甲烷、二氧化碳。上述四个阶段的进行，大分子有机物被转化为无机物，水质变好，同时微生物得到了生长。UASB升流式厌氧污泥床反应器

升流式厌氧污泥床反应器即UASB其基本特征是在反应器的上部设置气、固、液三相分离器，下部为污泥悬浮层区和污泥床区。污水从底部流入，向上升流至顶部流出，混合液在沉淀区进行固液分离，污泥可自行回流到污泥床区，使污泥床区保持很高的污泥浓度。从构造和功能上划分，UASB反应器主要由进水配水系统、反应区（污泥床区和污泥悬浮层区）、沉淀区、三相分离器、集气排气系统、排泥系统及出水系统和浮渣清除系统组成。其工作的基本原理为：在厌氧状态下，微生物分解有机物产生的沼气在上升过程中产生强烈的搅动，有利于颗粒污泥的形成和维持。废水均匀地进入反应器的底部，污水向上通过包含颗粒污泥或絮状污泥的污泥床，在与污泥颗粒的接触过程中发生厌氧反应，经过反应的混合液上升流动进入三相分离器。沼气泡和附着沼气泡的污泥颗粒向反应器顶部上升，上升到气体反射板的底面，沼气泡与污泥絮体脱离。沼气泡则被收集到反应器顶部的集气室，脱气后的污泥颗粒沉降到污泥床，继续参与进水有机物的分解反应。在一定的水力负荷下，绝大部分污泥颗粒能保留在反应区内，使反应区具有足够的污泥量。2．厌氧生物处理的影响因素

（1）温度。厌氧废水处理分为低温、中温和高温三类。迄今大多数厌氧废水处理系统在中温范围运行，在此范围温度每升高10℃，厌氧反应速度约增加一倍。中温工艺以30-40℃最为常见，其最佳处理温度在35-40℃间。高温工艺多在50-60℃间运行。在上述范围内，温度的微小波动（如1-3℃）对厌氧工艺不会有明显影响，但如果温度下降幅度过大（超过5℃），则由于污泥活力的降低，反应器的负荷也应当降低以防止由于过负荷引起反应器酸积累等问题，即我们常说的“酸化”，否则沼气产量会明显下降，甚至停止产生，与此同时挥发酸积累，出水pH下降，COD值升高。注：以上所谓温度指厌氧反应器内温度

（2）pH。厌氧处理的这一pH范围是指反应器内反应区的pH，而不是进液的pH，因为废水进入反应器内，生物化学过程和稀释作用可以迅速改变进液的pH值。反应器出液的pH一般等于或接近于反应器内的pH。对pH值改变最大的影响因素是酸的形成，特别是乙酸的形成。因此含有大量溶解性碳水化合物（例如糖、淀粉）等废水进入反应器后pH将迅速降低，而己酸化的废水进入反应器后pH将上升。对于含大量蛋白质或氨基酸的废水，由于氨的形成，pH会略上升。反应器出液的pH一般会等于或接近于反应器内的pH。pH值是废水厌氧处理最重要的影响因素之一，厌氧处理中，水解菌与产酸菌对pH有较大范围的适应性，大多数这类细菌可以在pH为5.0-8.5范围生长良好，一些产酸菌在pH小于5.0时仍可生长。但通常对pH敏感的甲烷菌适宜的生长pH为6.5-7.8，这也是通常情况下厌氧处理所应控制的pH范围。我公司要求厌氧反应器内pH控制在6.8-7.2之间。

进水pH条件失常首先表现在使产甲烷作用受到抑制（表现为沼气产生量降低，出水COD值升高），即使在产酸过程中形成的有机酸不能被正常代谢降解，从而使整个消化过程各个阶段的协调平衡丧失。如果pH持续下降到5以下不仅对产甲烷菌形成毒害，对产酸菌的活动也产生抑制，进而可以使整个厌氧消化过程停滞，而对此过程的恢复将需要大量的时间和人力物力。pH值在短时间内升高过8，一般只要恢复中性，产甲烷菌就能很快恢复活性，整个厌氧处理系统也能恢复正常。同时可以查看中国污水处理工程网更多技术文档。（3）有机负荷和水力停留时间。有机负荷的变化可体现为进水流量的变化和进水COD值的变化。厌氧处理系统的正常运转取决于产酸和产甲烷速率的相对平衡，有机负荷过高，则产酸率有可能大于产甲烷的用酸率，从而造成挥发酸的积累使pH迅速下降，阻碍产甲烷阶段的正常进行，严重时可导致“酸化”。而且如果有机负荷的提高是由进水量增加而产生的，过高的水力负荷还有可能使厌氧处理系统的污泥流失率大于其增长率，进而影响整个系统的处理效率。水力停留时间对于厌氧工艺的影响主要是通过上升流速来表现出来的。一方面，较高的水流速度可以提高污水系统内进水区的扰动性，从而增加生物污泥与进水有机物之间的接触，提高有机物的去除率。另一方面，为了维持系统中能拥有足够多的污泥，上升流速又不能超过一定限值，通常采用UASB法处理废水时，为形成颗粒污泥，厌氧反应器内的上升流速一般不低于0.5m/h。

（4）悬浮物。悬浮物在反应器污泥中的积累对于UASB系统是不利的。悬浮物使污泥中细菌比例相对减少，因此污泥的活性降低。由于在一定的反应器中内能保持一定量的污泥，悬浮物的积累最终使反应器产甲烷能力和负荷下降。（引：针对于调节池内的浮渣及进入污水处理厂的污水中的悬浮物质我们在日常工作当中需采取必要的措施和手段将其除去）

UASB厌氧反应器启动分为初次启动和二次启动。初次启动指用颗粒污泥以外的其它污泥作为种泥启动的一个UASB厌氧反应器的启动过程。二次启动是指使用颗粒污泥作为种泥对UASB厌氧反应器的启动过程。我们公司现阶段反应的启动方法均为二次启动法。需注意问题如下：

1、进水负荷 二次启动的负荷可以较高，一般情况下最初进液浓度可以达到3000mg/l到5000mg/l，进水一段时间后，待COD去除率达80%以上时，适当提高进水浓度。相应流量不宜过高。我们在厌氧反应器初次启动时提倡低流量、低负荷启动，现二公司二套厌氧反应器采用此种启动方式已经成功。

2、进水悬浮物 进水悬浮物含量不能太高，否则将严重影响厌氧颗粒污泥的形成，其积累量大于微生物的增长量，最终导致厌氧污泥的活性大大下降，因为整个厌氧反应系统的容量是有限的。

3、进水种类的控制 厌氧反应器的进水需严格控制，通过驯化我们可以处理一些难处理的污污水，例如提取的洗柱水，但在整个厌氧反应系统的启动期间，此类水不能进入，否则将大大延长启动时间。在启动过程中我们也应及时了解生产情况，对启动期间的厌氧反应器进水作出相应的选择。有废水需要处理的单位，也可以到污水宝项目服务平台咨询具备类似污水处理经验的企业。

4、颗粒污泥的观察 启动期间需定期从颗粒污泥取样口提取污泥样品，观察颗粒污泥的生长情况，结合进出水COD值对厌氧反应器的启动情况做出判断。

5、出水pH值 对出水pH值做出相应记录，pH值低于6.8时需及时采取相应补救措施（调整进水负荷、必要时投加纯碱），为启动成功提供保障。

6、产气、污泥洗出情况 及时与热风炉了解沼气的产出情况，产气量小时从进水负荷、温度、颗粒污泥形成三方面进行分析，寻求解决问题的办法。

7、进水温度 控制厌氧反应器内温度在34-38℃之间，通过调节进水温度使24h内温差变化不得超过2℃。

一、污泥颗粒化的意义

颗粒污泥即我们常说的厌氧污泥，它的形成实际上是微生物固定化的一种形式，其外观为具有相对规则的球形或椭圆形黑色颗粒。光学显微镜下观察，颗粒污泥呈多孔结构，表面有一层透明胶状物，其上附着甲烷菌。颗粒污泥靠近外表面部分的细胞密度最大，内部结构松散，粒径大的颗粒污泥内部往往有一个空腔。大而空的颗粒污泥容易破碎，其破碎的碎片成为新生颗粒污泥的内核，一些大的颗粒污泥还会因内部产生的气体不易释放出去而容易上浮，以至被水流带走，只要量不大，这也为一种正常现象。

厌氧反应器内颗粒污泥形成的过程称之为颗粒污泥化，颗粒污泥化是大多数UASB反应器启动的目标和成功的标志。污泥的颗粒化可以使UASB反应器允许有更高的有机物容积负荷和水力负荷。

厌氧反应器内的颗粒污泥其实是一个完美的微生物水处理系统。这些微生物在厌氧环境中将难降解的有机物转化为甲烷、二氧化碳等气体与水系统分离并实现菌体增殖，通过这种方式污水得到净化。这里面涉及到两类关系极为密切的厌氧菌：产酸菌和产甲烷菌。我们在3月份的培训过程中提到，产酸菌将有机物转化为挥发性有机酸，而产甲烷菌利用这些有机酸把他们转化为甲烷、二氧化碳等气体，这时污水得到净化。在这个过程中，对于净化污水来说，起关键作用的是甲烷菌，而甲烷菌对于环境的变化是相当敏感的，一旦温度、pH、有毒物质侵入、负荷等因素变化，均易引发其活力的下降，导致挥发酸积累，挥发酸积累的直接后果是系统pH下降，如此循环，厌氧反应器开始“酸化”。

二、什么是“酸化”

UASB反应器在运行过程中由于进水负荷、水温、有毒物质进入等原因变化而导致挥发性脂肪酸在厌氧反应器内积累，从而出现产气量减小、出水COD值增加、出水pH值降低的现象，称之为“酸化”。发生“酸化”的反应器其颗粒污泥中的产甲烷菌受到严重抑制，不能将乙酸转化为甲烷，此时系统出水COD值甚至高于进水COD值，厌氧反应器处于瘫痪状态。

三、挥发酸、碱度对厌氧反应器的运行的影响

UASB厌氧反应器启动分为初次启动和二次启动。初次启动指用颗粒污泥以外的其它污泥作为种泥启动的一个UASB厌氧反应器的启动过程。二次启动是指使用颗粒污泥作为种泥对UASB厌氧反应器的启动过程。我们公司现阶段反应的启动方法均为二次启动法。在以往的培训过程中我们着重介绍了进水负荷、反应器内温度、pH值、悬浮物质对厌氧反应器的影响，现将挥发酸（VFA）、碱度在厌氧反应器的运行过程中的作用及对pH值、产气量的影响等问题介绍如下：

1、挥发性脂肪酸 1）VFA简介

挥发性脂肪酸简称挥发酸，英文缩写为VFA，它是有机物质在厌氧产酸菌的作用下经水解、发酵发酸而形成的简单的具有挥发性的脂肪酸，如乙酸、丙酸等。挥发酸对甲烷菌的毒性受系统pH值的影响，如果厌氧反应器中的pH值较低，则甲烷菌将不能生长，系统内VFA不能转化为沼气而是继续积累。相反在pH值为7或略高于7时，VFA是相对无毒的。挥发酸在较低pH值下对甲烷菌的毒性是可逆的。在pH值约等于5时，甲烷菌在含VFA的废水中停留长达两月仍可存活，但一般讲，其活性需要在系统pH值恢复正常后几天到几个星期才能够恢复。如果低pH值条件仅维持12h以下，产甲烷活性可在pH值调节之后立即恢复。2）VFA积累产生的原因

厌氧反应器出水VFA是厌氧反应器运行过程中非常重要的参数，出水VFA浓度过高，意味着甲烷菌活力还不够高或环境因素使甲烷菌活力下降而导致VFA利用不充分，积累所致。温度的突然降低或升高、毒性物质浓度的增加、pH的波动、负荷的突然加大等都会由出水VFA的升高反应出来。进水状态稳定时，出水pH的下降也能反能反映出VFA的升高，但是pH的变化要比VFA的变化迟缓，有时VFA可升高数倍而pH尚没有明显改变。因此从监测出水VFA浓度可快速反映出反应器运行的状况，并因此有利于操作过程及时调节。过负荷是出水VFA升高的原因。因此当出水VFA升高而环境因素（温度、进水pH、出水水质等）没有明显变化时，出水VFA的升高可由降低反应器负荷来调节，过负荷由进水COD浓度或进水流量的升高引起，也会由反应器内污泥过多流失引起。3）VFA与反应器内pH值的关系

在UASB反应器运行过程中，反应器内的pH值应保持在6.5-7.8范围内，并应尽量减少波动。pH值在6.5以下，甲烷菌即已受到抑制，pH值低于6.0时，甲烷菌已严重抑制，反应器内产酸菌呈现优势生长。此时反应器已严重酸化，恢复十分困难。

VFA浓度增高是pH下降的主要原因，虽然pH的检测非常方便，但它的变化比VFA浓度的变化要滞后许多。当甲烷菌活性降低，或因过负荷导致VFA开始积累时，由于废水的缓冲能力，pH值尚没有明显变化，从pH值的监测上尚反映不出潜在的问题。当VFA积累至一定程度时，pH才会有明确变化。因此测定VFA是控制反应器pH降低的有效措施。

当pH值降低较多，一般低于6.5时就应采取应急措施，减少或停止进液，同时继续观察出水pH和VFA。待pH和VFA恢复正常以后，反应器在较低的负荷下运行。进水pH的降低可能是反应器内pH下降的原因，这就要看反应器内碱度的多少，因此如果反应器内pH降低，及时检查进液pH有无改变并监测反应器内碱度也是很必要的。4）厌氧反应器启动、运行过程中需注意与VFA相关的问题

厌氧反应器运转正常的情况下，VFA的浓度小于3mmol/l，但在启动和运行过程中VFA出现一定的波动是正常的，不必太过惊慌。①厌氧反应器启动阶段，当环境因素如出水pH、罐温正常时，出水VFA过高则表时反应器负荷相对于当时的颗粒污泥活力偏高。出水VFA若高于8mmol/l，则应当停止进液，直到反应器内VFA低于3 mmol/l后，再继续以原浓度、负荷进液运行。②厌氧反应器运行阶段，运行负荷的增加可能会导致出水VFA浓度的升高，当出水VFA高于8mmol/l时，不要停止进液但要仔细观察反应器内pH值、COD值的变化防止“酸化”的发生。增大负荷后短时间内，产气量可能会降低，几天后产气量会重新上升，出水VFA浓度也会下降。但如果出水VFA增大到15mmol/l则必须把降至原来水平，并保证反应器内pH不低于6.5，一旦降至6.5以下，则有必要加碱调节pH。

2、碱度 1）碱度简介

碱度不是碱，广义的碱度指的是水中强碱弱酸盐的浓度，它在不同的pH值下的存在形式不同（弱酸跟上的H数目不同），能根据环境释放或吸收H离子，从而起到缓冲溶液中pH变化的作用，使系统内pH波动减小。碱度是不直接参加反应的。碱度是衡量厌氧系统缓冲能力的重要指标，是系统耐pH冲击能力的衡量标准。因此UASB在运行过程中一般都要监测碱度的。操作合理的厌氧反应器碱度一般在2000-4000mg/l，正常范围在1000-5000mg/l。（以上碱度均以CaCO3计）2）碱度对UASB颗粒污泥的影响

碱度对UASB颗粒污泥的影响表现在两个方面：一是对颗粒化进程的影响；二是对颗粒污泥产甲烷活性(SMA)的影响。碱度对颗粒污泥活性的影响主要表现在通过调节pH值(即通过碱度的缓冲作用使pH值变化较小)使得产甲烷菌呈不同的生长活性。在一定的碱度范围内，进水碱度高的反应器污泥颗粒化速度快，但颗粒污泥的SMA低；进水碱度低的反应器其污泥颗粒化速度慢，但颗粒污泥的SMA高。因此，在污泥颗粒化过程中进水碱度可以适当偏高(但不能使反应器的pH＞8.2，这主要是因为此时产甲烷菌会受到严重抑制)以加速污泥的颗粒化，使反应器快速启动；而在颗粒化过程基本结束时，进水碱度应适当偏低以提高颗粒污泥的SMA。几个常见问题

1、厌氧反应器是否极易酸化

厌氧反应器是否极易酸化？回答是否定的。UASB厌氧反应器作为一种高效的水处理设施，其系统自身有着良好的调节系统，在这个调节系统中，起着关键作用的是碳酸氢根离子，即我们通常说的碱度，它的主要作用是调节系统的pH，防止因pH值的变化对产甲烷菌造成影响。因此只要我们科学、合理操作，就可以确保厌氧反应器正常、高效运行。

2、罐温变化

对一个厌氧反应器来说，其操作温度以稳定为宜，波动范围24h内不得超过2℃。水温对微生物的影响很大，对微生物和群体的组成、微生物细胞的增殖，内源代谢过程，对污泥的沉降性能等都有影响。对中温厌氧反应器，应该避免温度超过42℃，因为在这种温度下微生物的衰退速度过大，从而大大降低污泥的活性。此外，在反应器温度偏低时，应根据运行情况及时调整负荷与停留时间，反应器运行仍可稳定，但此时不能充分发挥反应器的处理能力，否则将导致反应器不能正常运行。

罐温的突然变化，易造成沼气中甲烷气体所占比例减少，CO2增多，而且我们可以在厌氧反应器液面看到一些半固半液状且不易破的气泡。

3、进水pH值

在厌氧反应器正常运行时，进水pH值一般在6.0以上。在处理因含有有机酸而使偏低的废水时，正常运行时，进水pH值可偏低，如4~5左右；若处理因含无机酸而使pH值低的废水，应将进水pH值调到6以上。当然具体的控制还要根据反应器的缓冲能力而定，也决定于厌氧反应的驯化程度。

4、厌氧反应器内污泥流失的原因及控制措施

UASB反应器设置了三相分离器，但在污泥结团之前仍带有一定污泥，在启动过程中逐渐将轻质污泥洗出是必要的。污泥颗粒化是一个连续渐进过程，即每次增加负荷都增大其流体流速和沼气产量，从而加强了搅拌筛选作用，小的、轻的颗粒被冲击出反应器，这个过程并不要使大量污泥冲出，要防止污泥过量流失。一般来说，反应器发生污泥流失可分为三种情况：1）污泥悬浮层顶部保持在反应器出水堰口以下，污泥的流失量将低于其增殖量。2）在稳定负荷条件下，污泥悬浮层可能上升到出水堰口处，这时应及时排放剩余污泥。3）由于冲击负荷及水质条件突然恶化（如负荷突然增大等）要导致污泥床的过度膨胀。在这种情况下污泥可能出现暂时性大量流失。

控制反应器的有机负荷是控制污泥过量流失的主要办法。提高污泥的沉降性能是防止污泥流失的根本途径，但需要一个过程。为了减少出水带走的厌氧污泥，因此公司UASB厌氧反应器后设置了初沉池。设置初沉池的好处在于：①可以加速反应器内污泥积累，缩短启动时间；②去除出水悬浮物，提高出水水质；③在反应器发生冲击而使污泥大量上浮时，可回收流失污泥，保持工艺的稳定性；④减少污泥排放量。

5、颗粒污泥的搅拌

UASB厌氧反应器内颗粒污泥与污水中有机物质的充分接触使其具有了很高的水处理效率。“充分接触”的前提需要很好的搅拌作用。UASB厌氧反应器在运行过程中这种搅拌作用主要来自两个方面，一是污水在厌氧反应器内向上流动过程中产生的搅动作用，二是颗粒污泥中产甲烷菌产出气体过程中产生的搅动作用。可以理解的是由污水流动产生的搅动作用方向是单一的，只是向上的，而由沼气产生的搅动作用方向则是多样的，更利于颗粒污泥与污水中有机物质的接触。因此我们在运行过程中应注意保证厌氧反应器正常运行，否则光靠大流量的冲击来达到搅拌的作用往往事与愿违，而且造成厌氧反应器负荷的波动。

第四篇：采油集输泵站系统安全技术

采油集输泵站系统安全技术

一、概述

矿场油气集输是将油井采出的油、水、气混和物进行收集、暂存、初步处理并输送到指定的容器或装置的全部生产过程。其主要任务是：

（1）、收集油井产出物；

（2）、对油、气、水、轻烃、杂质的分离和净化等初步处理，输出四种合格产品（即：净化原油、轻烃、净化伴生气、净化水）；

（3）、分别对油、气进行计量；

（4）、分别将油、气输送到指定的油库（站）或炼油厂和化工厂等用户。

二、油气集输管理的基本要求

（1）、保证集输平衡，并达到规定的储油能力；

（2）、保证产品质量合格；

（3）、计量准确，输差控制在规定的数值内；

（4）、油气损耗控制在规定的数值内；

（5）、维护和保养好系统内各种设备，保证设备安全正常运行。

三、油气集输的危险性（1）、集输介质的危险性

集输介质有油气混合物、原油、天然气、轻油等，其共同的危险性是：易燃、易蒸发、易爆炸、易产生静电、升至一定温度时，易膨胀或沸溢。

（2）集输工艺设备运行的危险性

采油集输工艺设备主要有油气分离器、加热炉、油离水脱水器、压力沉降罐、缓冲罐、脱水器、输油泵、集输管线、储罐和计量装置等，构成一个压力系统和热力系统，在一定的压力和温度下操作运行。若管理或操作不当，会导致憋压、跑油、抽空、火灾、爆炸等事故。因此，采油集输必须把安全生产放在重要的位置上，必须建立健全并严格执行安全管理规程和安全操作规程。

四、采油集输流程及其安全技术

1．流程的种类和适用范围

在油田生产过程中，对油井采出物(油、水混合液和天然气)进行收集、计量、输送、初步处理和储存的过程称为采油集输流程或集输系统。由于集输系统各环节的先后顺序不同或某些环节间的工艺设施、结构不同，而构成了不同的采油集输流程。

(1)标准流程

①单管计量站流程。单井单管计量站，分别计量后油气密闭混输至中转站集中处理的流程称为单管计量站流程。该流程适用于原油性质较好(粘度较小、含蜡量较少、凝固点较低)、单井产量较高、井口压力较高的油田。

②双管计量站流程。双管掺热水(或热油)保温输送到计量站，分别计量后，油气密闭混输至中转站集中处理，掺入的活性热水(或热油)由计量站(间)供给的流程，称为双管计量站流程。该流程适用于油品性质较差(粘度高、凝固点高、含蜡量高)，单井产量低、井口压力低的油田。

(2)非标准流程。除单(双)管计量站流程外，其他流程均为非标准流程。如油气分输(双管)流程和三管热水伴随流程等。非标准流程有的是为了适应具体油田的特点而选用的；有的是形成于标准流程的应用之前，尚未进行改造的。

2．选择采油集输流程的原则

(1)流程的适应性强。满足油田的地质特点和原油物性要求；满足油田初期生产，便于油田中后期的调整和改造。

(2)油、气密闭集输，最大限度的降低油气损耗。

(3)合理利用地层能量，尽可能减少动力和加热设备，节约电力和燃料。

(4)流程各环节要配套。采用先进的工艺和设备处理油、气、水，生产合格产品。有利于原油脱水、油气分离、天然气脱轻质油；有利于回收天然气、污水和轻烃，防止环境污染。

(5)计量仪表化，生产自动化，减少生产管理人员，提高生产管理水平和劳动生产率。

3．采油集输流程的投产和管理

(1)采油集输流程中容器和设备的投产。油气和设备投产前，应指定详细的投产方案，要有周密的技术措施和组织措施。投产前的准备和启动投产，必须执行规定的操作规程。

(2)输油管道的试运和投产

①管道投产前必须扫净管道内杂物、泥沙等残留物，保证流程畅通。

②管道试压。使用规定的介质(液体或气体)，按设计规定的试验压力和有关技术标准，对管线进行系统强度试压。

通常以水为介质进行强度试压，缓慢升压，当达到要求的压力时稳压10min，无泄露、目测无变形为合格。需要做渗水实验时，试验压力为设计要求的压力时，渗水量应不大于允许值。气压试验时，压力应逐渐提高，达到试验压力后，稳压5min，无泄漏且测无变形为合格。强度试验合格后，降至设计压力，无泄漏，稳压30min，压力不降为合格。真空系统在严密性试验合格后，在联动试运转时，还应以设计压力进行真空度试验，持续时间为24h，增压率不大于5％为合格。

③投油。管道输送的原油，其凝固点高于管道周围土壤温度时，投油前应用热水预热方式提高土壤温度，防止原油在管道中凝固冻堵。

a．热水出站温度，应根据原油性质和管道防腐保温材料的耐热程度及工艺要求确定。

b．短距离管道可采取单相预热，长距离管道可采用正反输交替输送热水预热。热水量应不少于预热管道容量的1．5倍。

c．投油前，管道末端进站水头温度必须高于原油凝固点温度3～5℃。

d．投油时要增大油流量，一般应大于预热水量的1倍。投油后无特殊情况，在稳定的温度场还没有建立起来之前，一般不准停输。

(3)外输工艺流程的操作与安全技术

①原油外输工艺流程的操作，由调度统一指挥，除特殊情况(如发生火灾、爆炸、凝管等重大事故)外，任何人不得擅自操作外输工艺流程。

②流程操作，遵循“先开后关”的原则。具有高低压部位的流程，开始操作时，必须先倒通低压部位，后倒通高压部位；关闭时，必须先关闭高压部位，后关闭低压部位。

③管线运行时如发生通讯中断，应迅速恢复通讯。保持流程正常运行。

④防止超压的泄压装置必须保持完好，长期投入使用。

⑤在输油管道上进行科研实验时，实验方案应通过有关工程技术部门论证，主管负责人批准后，在专业人员指导下方可进行。

⑥正常操作时必须严格执行规定的操作规程。

⑦对停用时间较长的管道，必须采取置换、扫线、活动管线等措施，保持管道畅通。

五、采油集输设备的安全技术

(1)设备的选用

采油集输泵站设备主要有油气分离器、原油脱水器、储油罐、加热炉、增压泵等。设备选择应从生产实际出发，充分考虑设备的可靠性、安全性、节能性、耐用性、维修性、环保性、成套性和灵活性等因素，同时设备选用还应符合长远使用的要求。

(2)设备的使用与维护

采油集输泵站设备的安全正常运行，是油田连续、稳定、正常生产的重要保障。加强设备管理，对于保证油田生产的正常运行，提高经济效益，具有十分重要的意义。

制定设备操作、检查、维护、修理规程制度，是设备完全正常运行的保证。设备操作人员必须具有设备管理及维修知识，达到“四懂三会”，并取得操作合格证，严格按设备的操作 规程操作。

六、原油计量的安全技术

(一)储油量计量

储油量计量是指在某一时间内，对油库或联合站储罐内的储油量进行计量。储油量计量一般采用大罐检尺的计量方法。大罐检尺的标准条件、基本要求、计量参数测取规定和油量计算按GB9110《原油立式金属罐计量油量计算方法》执行。

1．工作计量器具

(1)计量罐。必须有在有效检定周期内的容积表(分米表、小数表、容积>1000m3的计量罐还要有静压力容积增大值表)及检定合格证书和量油口总高度值。

(2)量油尺。量油尺必须选用带有铜质量重锤的钢卷尺，锤重为750g，最小分度值为1mm，必须有在有效周期内的检定合格证书。量油尺有下列情况之一者，禁止使用：

①尺带扭折，弯曲及镶接；

②尺带刻度模糊不清或数字脱落。

2．对计量罐计量器具的有关规定

(1)最低液位。立式金属计量罐，罐内液位高于出口管线上边缘300mm左右为最低液位；浮顶罐内液位高于起伏高度200mm左右为最低液位。

(2)排放计量罐底游离水。交油计量罐：交游前应先排放计量罐低游离水。排水应缓慢进行，当从放水管(或放水看窗)见到比较明显的油水混合液时停止放水。收油计量罐：低液位检测之后至高液位检测之前，绝不允许排放罐底游离水。

(3)计量罐内液面稳定时间。油罐收油或者发油结束后，尤其是收油罐内液面波动较大，加之油内气泡和液面上的油沫不能马上消除，所以，需要稳定一段时间方能检尺。同时，油罐在进油过程中产生大量的静电荷，积聚静电的衰减也需要一定时间。经实践证明，检尺前液面稳定时间不能少于30min。

(4)计量有效时间。计量罐最末一次计量到进行交油或收油作业的时间间隔超过8h，必须重新计量。

3．检尺要求

(1)必须在规定的检尺点下尺；

(2)原油宜检空尺。用量油尺检测计量罐内油品液位，其测得值应准确读到2mm；

(3)检尺要做到下尺稳、提尺快、读数准，先读小数，后读大数；

(4)检尺要进行多次，取相邻两次的检测值相差应不大于2mm。两次测得值相差为2mm时，则取两次测得值的算术平均值作为计量罐内液位高度；两次测得值相差为1mm，则以 前次测得值作为计量罐内液位高度。

(5)测量罐内原油高度时，当尺带下端(包括重锤)浸入油内时停止下尺，并使上部尺带的刻度与检尺点边沿对准读数，读数的数值为下尺数。把尺提出罐外后再读取尺带浸入油内的数值，为此浸油度数，则油高等于总高减去下尺度数加上浸油读数。

(6)油罐发油后要检后尺，再次进油时，必须重新检尺，不能用后尺代替再次浸油前的检尺。

(二)输油量计量

输油量计量是指一定时间内流过管道的原油的测量。输油量计量一般采用流量计计量。如：腰轮流量计、椭圆齿轮流量计、涡轮流量计和刮板流量计。油田最常用的是腰轮流量计。

1．流量计的选择

(1)流量计的准确度应不低于0．2级，基本误差应不大于±0．2％。

(2)流量计的工作压力应不低于流量计上游管线起点的最高工作压力，流量计的工作温度应不低于原油通过流量计时的最高温度。

(3)计量原油的流量计应是防爆型，防爆等级应符合有关标准的规定。

(4)流量计的公称通经不宜大于400mm，一组流量的正常运转台数不宜少于2台。当计算的正常运转台数为1台时，实际选用的流量计公称通经应比计算时选用的流量计公称通经小一个规格，使一组流量计的正常运转台数不少于2台。

2．辅助设备的配置

(1)每台流量计进口侧应安装过滤器。宜选用头盖为快速开启型过滤器。

(2)每台流量计进口侧应安装消气器。消气器也可安装在汇管上，使几台流量计合用一台公称通经较大的消气器。

(3)每台流量计出口侧必要时应安装止回阀及回压调节阀，止回阀及回压调节阀也可安装在一组流量及出口汇管上。

(4)在靠近流量计出口处，安装分度值不大于0．5℃的温度计。温度计套应逆液流方向与管中心线成45℃角安装，当管线通经不大于150mm时，温度计套插深1／2，当管线公称通经大于150mm时，插深应不小于100mm。

(5)在过滤器进口侧，靠近流量计出口处，安装0．4级压力表。安装方法应符合有关标准的规定。

(6)在靠近流量计的出口处应安装在线密度计或人工取样器或管线自动取样器。

(7)流量计进口侧应安装闸阀，流量计出口侧应安装能截止和检漏的双功能阀或严密性较好闸阀。

3．流量计的安装

(1)流量计的安装应横平竖直，消气器、过滤器应以流量计为标准找平、找正。各设备标志方向与油流方向应一致。

(2)流量计及其工艺管线安装应满足流量计的计量、检定、维修和事故处理需要。室内安装时，流量计及辅助设备宜居中布置，相邻流量计及辅助设备基础及管线突出部分之间净距以及前后左右距墙面净距，均应不小于1．5m，计量室高度应取决于流量计辅助设备及起吊设备的高度。起吊物与固定部件间距应不小于500mm。

(3)流量计室外安装时，寒冷地区应对仪表、设备及工艺管线进行适当保温。

(4)流量计安装管路应装有旁通管线，或两台及两台以上流量计并联运行，以保证在清洗过滤器及检修仪表时不致停运。

(5)扫线排污时，流量计及辅助设备的污油应排放至零位油罐或油池。然后将计量过的污油重新用泵输回到流量计出口管线，未经计量的污油输回到流量计进口管线。

(6)新装流量计的过滤器与流量计之间一段管线应清洗特别干净才能运行。否则影响流量计正常运行。

(7)装有电远转的流量计在应用远传时，应注意发讯器部分防爆问题，参考说明书接线。

4．流量计的使用

(1)流量计启动或停止时，开关阀门应缓慢，防止突然冲击，并防止液体倒流。

(2)必须经常清洗过滤器，当过滤器进口管线压力超过常压0．068MPa时，就需清洗，清洗过滤网可用清洗剂或汽油。过滤网是由很细的不锈钢丝编成，不能用火烧，以免损坏。

(3)流量计投入正式运行时，应记录累计计数器的初始值，若有手动回零的表头，使用时应使计数器回零。

(4)流量计运行8小时以上，流量范围内在流量计最大范围的70％～80％，若流动有脉动时，其值应在60％以下使用。

(5)若被测液体腐蚀性较大，应把最大排量的80％当作流量计的最大排量。

(6)装有温度补偿的流量计，使用时要详细按使用说明书进行安装、调整使用。

(7)大口径流量计体积大、笨重，标定或检修时拆装流量计宜损伤表头，因此一定要采取保护措施。

七、油、气、水化验过程中的事故预防与处理

化验室的工作人员直接同毒性强、有腐蚀性、易燃易爆的化学药品接触，而且要操作宜破碎的玻璃器皿和高温电热设备，如果在化验分析过程中不注意安全，就很可能发生人身伤害及火灾爆炸事故。因此，为了确保化验分析工作的安全正常进行，必须努力做好事故预防 和处理工作。

(一)测定原油含水卒过程中的事故预防与处理

目前油田原油含水率的测定有两种方法，即加热蒸馏法和离心法。

(1)用加热蒸馏法测定原油含水量时。试样加热从低温到高温，其升温速率应控制在每分钟蒸馏出冷凝液2～4滴；如果加热升温过快，宜造成突沸冲油而引起火灾。假如不慎引起小火，不要着急，应立即关掉电源，用湿布遮盖或用细纱扑灭，如火势较大可用干粉灭火扑灭。

(2)加热蒸馏时应先打开冷水循环，循环水温度不能高于25℃；温度高时油气冷凝差，部分油气会从冷凝管上端跑出，造成化验资料不准，而且也可能引起着火。如果着火则应立即关掉电源，用湿布堵住冷凝管上端孔，使火熄灭。

(3)试样在烘箱内化样时，烘化原油样品温度不能高于40℃；烘样时不能同时烘其他物品。

(4)对使用的电炉和电热恒温箱要认真检查，电器设备与电源电压必须相符，未开电器设备时应视为有电，待查明原因方可通电，电器设备使用完应关闭一切开关。

(二)测定原油密度和粘度时的事故预防与处理

(1)测定原油密度、粘度时，试样必须在烘箱内烘化，不能用电炉直接加热，烘化样品时温度不能高于40℃。

(2)毛细管必须洗刷干净，并且烘干。烘烤毛细管时应在烘箱内进行，严禁用电炉或明火烘烤，以免引起毛细管炸裂伤人和引起着火。

(3)使用运动粘度测定仪和密度测定恒温水浴时，要认真检查，做到电器设备规定电源电压与使用电源电压相符，各部位电源线路的连接完好，无跑漏电现象。一旦发现跑漏电，应立即处理，待完好后方可使用。

(三)测定原油含蜡胶量时的事故预防与处理

(1)测定原油含蜡胶量时，应先检查电器设备和电源线路是否完好，有无跑漏电；如果有跑漏电和不安全因素，应立即处理，正常后方可插上电源通电。

(2)试样恒温时应严格进行控温，加热温度要求在37℃±2℃。

(3)由于采用选择性溶剂进行溶解和分离，使用的石油醚、无水乙醇又是低沸点的，挥发性易燃易爆物品，要求化验分析过程中在通风柜内进行。

(4)加热回收溶剂应在规定温度下在通风柜内进行。回收溶剂时，加热温度高，挥发性物质不宜完全回收，可能造成火爆炸事故。一旦发生事故，要镇定处理，立即关掉电源，采取相应办法处理。

(5)在烘箱内烘烤蜡胶多余物时，要在规定温度下进行烘烤，直至蜡胶中无溶剂为止。烘烤完后，降至室温后方可取出，以免造成着火事故。

(四)天然气分析过程中的事故预防与处理

(1)在分析天然气时，采用气相色谱仪进行天然气组分吸附分离分析法，在分析过程中要用氢气作载气，样品分析前要对样品进行预热。预热应在恒温箱内进行(温度应控制在35℃±2℃)，禁止试样瓶直接在电热炉上加热，以免引起样品爆炸着火。

(2)分析样品前应严格检查电源线路连接是否正确、可靠，有无跑漏电；检查仪器气路部分有无漏气。如有漏电、漏气，应处理好后方可开机使用。

(3)由于使用高压氢气瓶，输出压力应控制在0．1～0．3MPa，气瓶应妥善安放在室外安全处。

(4)在化验分析样品过程中，应加强检查，认真观察仪器运行状况以及各表盘内指示参数是否准确可靠。

(5)样品分析完后，应按照操作规程进行停机操作：①先关记录纸开关；②关记录器电源开关；③把桥流调至零；④关直流电源和交流电源开关以及稳压器电源开关；⑤气路部分，先关高低压调节阀，再关载气微量调节阀。

(五)水样化验时的事故预防与处理

测定水中各种离子含量时，常用化学分析方法进行。由于在化验分析过程中使用和接触的各种化学药品都具有一定的毒性，如果使用不当、保管不好，都会造成事故，应特别引起注意。

(1)配置各种试剂标准溶液时，不得用手拿取化学药品和有危险的药剂，应用专用工具拿取。(2)进行有毒物质化验时，如蒸发各种酸类、灼烘有毒物质的样品要在通风橱内进行，并保持室内通风良好。

(3)强酸、强碱液体应放在安全处，不应放在高架上，吸取酸碱有毒液体时，应用吸球吸取，禁止用嘴吸。

(4)开启溴、过氧化氢、氢氟酸等物质时，瓶口不能对着人；中和浓酸或浓碱时，需用蒸馏水稀释后再中和，稀释需将酸徐徐加入水中，严禁将水直接加入酸中。

(5)接触有毒药品的操作人员，必须穿戴好防护用品；工作完后必须仔细检查工作场所，将有毒药品彻底处理干净。

(6)所有有毒物质均放在密闭的容器内并贴上标签。工作完毕，药品柜必须加锁；具毒药品应放在保险柜，并要有专人保管，并建立使用制度。

(7)强氧化剂不得和易燃物在一起存放；做完样品倒易燃物时，严禁附近有明火。

(8)实验室应备有灭火工具和器材，实验室人员应熟悉灭火工具和器材的使用方法和性能。

八、采油集输系统的安全技术要点

油井产出的油气在矿场集输过程中，一般要经过计量间、联合站等环节，这些环节或“点”之间是用不同管径的管线连接起来的，采油集输系统安全管理就是对这些“点”和“线”进行管理，以保证油气在整个采油集输系统中安全平稳收集、处理和输送。

(一)计量间的安全技术要点

计量间的主要功能是收集油井来的油、气，集中输往中转站，同时可以对进计量间的每口油井的产量进行计量。其安全技术要点：

(1)控制好去各油井的掺水(液)量，即相应控制好油量度，保持在合理的范围内，单井掺水量的1m3／h，回油温度35～40℃。

(2)做好各种参数(油压、温度、单经量油产量)的记录，按时准备地测定油井产液量。

(3)平稳地向联合站输送含水原油和天然气。

(4)搞好计量间的卫生，保持管线、阀门、容器不渗不漏。

(二)联合站的安全技术要点

联合站主要担负原油脱水和外输，天然气增压外输，含油污水处理和外输(或回注)三大任务。联合站是采油集输系统设备中的大型设施，是安全防火甲级要害单位。在合理组织生产，做到优质低耗的基础上，必须抓好安全生产，杜绝重大事故的发生。确保国家财产和工人群众的利益不受损害。其安全技术要点：

(1)做好原油脱水的操作控制，确保外输原油含水率≤0.5％，对原油脱除器、压力沉降罐、电脱水器平稳放水，保持各段操作压力平稳，根据工艺要求保持容器内油水界面相对稳定，合理投加原油破乳剂，一句话，在操作上做到“五平稳”(水位、压力、温度、流量、加药量平稳)。

第五篇：二次系统安全防护设备技术协议

通州核心区区域能源系统建设项目工程

二次系统安全防护设备技术协议

买方：北京华电北燃能源有限公司

卖方：南京华盾电力信息测评有限公司

设计院：国核电力规划设计研究院

2018年10月

目录

第一部分 技术规范 2

第二部分 供货范围 9

第三部分 技术资料和交付进度 11

第四部分 交货进度 11

第五部分 设备监造(检验)和性能验收试验 12

第六部分 技术服务和设计联络 12

第一部分 技术规范 总则

1.1 本技术规范适用于通州运河核心区区域能源系统建设项目（燃气热电联产）工程的调度数据网络及二次系统安全防护系统，它包括采购的二次系统安全防护系统及附属设备的功能设计、结构、性能、安装、试验和检修等方面的技术要求。

1.2 本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，乙方应保证提供符合本技术规范和有关工业标准的优质产品。

1.3 如果乙方没有以书面形式对本技术规范的条文提出异议，则意味着乙方提供的设备完全符合本技术规范的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对规范的意见和同规范的差异”为标题的专门章节（附件“差异表”）中加以详细描述。

1.4乙方应按要求据实提供相应的业绩表、注册资金等相关资质文件，若评标时发现乙方提供虚假信息，甲方有权做废标处理。

1.5乙方须执行本技术规范所列标准。本技术规范中未提及的内容均满足或优于本技术规范所列的国家标准、国际标准、国家电力行业标准和产品制造国家所采用的有关标准，本技术规范所使用的标准如遇与乙方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。

1.6本技术规范经招投标双方共同确认后，作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。

在签订技术协议之后，甲方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由招、投标双方共同商定，但不产生商务变化。

1.7乙方对调度数据网络及二次系统安全防护系统设备(含辅助系统与设备)负有全责，即包括分包(或外购)的产品。分包(或外购)的产品制造商事先征得甲方的认可。

1.8乙方提供的设备应是先进的、完整的、适用的、成熟的标准设备（具有北京、华北电力调度中心入网许可，为在北京、华北电网统调电厂300MW及以上机组应用1 0套及以上，2年以上现场运行经验），而不是正在开发和准备开发的。工作范围

2.1概述

通州运河核心区区域能源系统建设（燃气热电联产）工程机组经双圈变压器接入电厂的220kV配电装置，以220kV电压等级接入北京市调、华北网调。电气主接线采用双母线接线，出线2回，至220kV北寺变电站，终期接入运河变电站。通州运河核心区区域能源系统建设（燃气热电联产）工程属北京市电力调度中心（以下简称北京市调）和华北电力调度中心（以下简称华北网调）双重调度。

2.2工作范围

根据电力监控系统安全防护方案，本工程配置如下设备：

1.在生产控制大区安全I区部署网络入侵检测系统；

2.在生产控制大区部署实时安全审计的监控系统，计划部署在生产控制大区核心交换机与隔离设备之间。

3.在安全I区与安全II区分别部署II型网络安全监测装置。

乙方完成二次系统安全防护设备所有通讯电缆的敷设施工和连接接线，以及通讯光缆的熔接和连接。

乙方应保证对二次系统安全防护设备的功能实现负全责，确保通讯方式、数据格式、上传内容等满足国家电网北京电力调度中心及华北网调的要求。标准和规范

3.1 概述

乙方提供的所有设备、备品备件，除本协议书中规定的技术参数和要求外，其余均应遵照最新版本的国际电信联盟(ITU)、国际电工委员会标准(IEC)、国际公制(SI)、国际标准化组织（ISO）及国家标准，这是对设备的最低要求。如果乙方有自己的标准或规范需经甲方同意方可采用，但原则上均不能低于上述标准的有关规定，特别是这些规定或规程中互相矛盾的地方，应先征得甲方同意后，才能制造。

3.2 应遵循的主要现行标准

1)Q.500系列建议

2)Q.551数字交换机传输性能

3)Q.552数字交换机2线模拟接口传输特性

4)Q.554数字交换机数字接口传输特性

5)Q.543数字交换机性能设计指标

6)Q.512用户接入的交换机接口

7)K.20 电信交换设备对过流和过压的抵抗

8)G.700系列建议

9)G.703 系列数字接口的物理/电气特性

10)G.704 基群和二次群系列级别所用的同步帧结构

11)G.705 把数字链路端接在数字交换局所要求的特性

12)G.706 与建议G.704规定的基本帧结构有关的帧定位循环冗余(CRC)规程

13)G.960用于ISDN基本速率接入的数字段

14)G.961金属本地线上用于ISDN基本速率接入的数字传输系统

15)GB50057建筑物防雷设计规范

16)GB50260电力设施抗震设计规范

17)GB/T 2900.11蓄电池名词术语

18)GB/T 17626.2电磁兼容试验和测量技术 静电放电抗扰度试验

19)GB/T 17626.12电磁兼容试验和测量技术 振荡波抗扰度试验

20)GB/T13384机电产品包装通用技术条件

21)GB191包装贮运标志

22)YD 5059电信设备安装抗震设计规范

23)YD 5098通信局（站）防雷接地设计规范

24)DL5003 电力系统调度自动化设计规程

25)DL/T621 交流电气装置的接地

26)DL/T630交流采样远动终端技术条件

27)DL／T634 远动设备及系统第5部分：传输规约 第101篇：基本远动任务配套标准

28)DL／T667远动设备及系统第5部分：传输规约 第103篇：继电保护设备信息接口配套标准

29)DL/T645 多功能电能表通信规约

30)DL/T659 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程

31)GB／T 18657.1远动设备及系统第5部分：传输规约第1篇：传输帧格式

32)GB／T 18657.2远动设备及系统第5部分：传输规约第2篇：链路传输规则

33)GB／T 18657.3远动设备及系统第5部分：传输规约第3篇：应用数据的一般结构

34)GB／T 18657.4远动设备及系统第5部分：传输规约第4篇：应用信息元素的定义和编码

35)GB／T 18657.5远动设备及系统第5部分：传输规约第5篇：基本应用功能

36)国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》（2014版）

37)《国家电网生[2012]352号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》

38)国家安全生产监督管理局《安全验收评价导则》

39)《华电国际近年重点补充反事故技术措施要求》及《华电国际安全性评价手册》

40)国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》

上述标准均执行最新版本。环境参数

4.1水文气象条件

北京市通州区位于北京市东南部，属大陆性季风气候，春季干旱少雨、多风，蒸发强度大，夏季炎热多雨，经常出现较大的东南风，秋季天高气爽、风和日丽，冬季因受蒙古高压槽影响，干燥寒冷，盛行偏北风。该地区各项气象特征参数如下（统计年限为1959～2002年）：

4.2 海拔高度： <1000m

4.3 地震烈度： 7度，按8度设防

4.4 安装环境

室内安装，为无屏蔽、无抗静电措施的房间，室内设有空调。

地板负重：≥400kg/m 技术要求

设备的安全加固要满足等保三级要求。乙方应保证与场内现有设备的连接、匹配的可行性，如与现场设备发生冲突应制定可行性方案，且不发生商务费用变化。

5.1 入侵检测设备技术要求：

东软：IDS 2200-D4120：1U机架式结构;标配6个10/100/1000 Base-T铜口，2个USB接 口;检测流量能力2Gbps;具备1个扩展槽位;交流冗余电源。包 含一三年标准服务。配置5个检测引擎（包含首次安装调试）

注：入侵检测设备安装在“PCM(北京市调)”机柜内，需要1U的空间，需要2个调度数据网络的核心交换机接口（其中一个接口需要核心交换机厂商前往现场配合做端口镜像）。注明哪个系统的核心交换机?

5.2 安全审计系统技术要求

东软SOC6000-LA-E5000 1U机架式结构;1T本地存储;6个千兆电口，可扩展;EPS≤ 3000，50个管理设备授权;交流单电源。包含一三年年标准服务（包含首次安装调试）

注：

①安全审计系统设备安装在“综合数据网设备”机柜内，需要1U的空间，需要1个调度数据网络的核心交换机接口；注明哪个系统的核心交换机?

②甲方应提供相关的安全审计资产信息，相关安全审计资产的服务器厂家需要配合调试。

5.3 网络安全监测装置

科东PSSEM-2000S含服务：包含服务内容：网络安全监测装置与主站侧调通现场调试，以及在5个自然日内配合变电站其它厂家的调试工作，不包含装置与厂站网络路由器、交换机、工作站等设备调试工作。包含三年年标准服务（包含首次安装调试）

注：

①一区的网络安全监测装置计划安装在“PCM(北京市调)”机柜内，需要1U的空间，上联两套数据网交换机（北京市调、华北网调），下联调度数据网络的核心交换机；注明哪个系统的核心交换机?

②二区的网络安全监测装置计划安装在“PCM(北京市调)”机柜内，需要1U的空间，上联两套数据网交换机（北京市调、华北网调），下联调度数据网络的核心交换机；注明哪个系统的核心交换机?

③网络安全监测装置调试需要：数据网IP地址，内网IP地址，调度数据网络的核心交换机、防火墙、隔离装置、后台厂家配合调试工作。注明哪个系统的核心交换机? 布线要求

项目实施中所需的光纤、熔纤和线缆等由乙方提供，满足现场项目要求

第二部分 供货范围 一般要求

1.1 本次招标范围通州运河核心区区域能源系统建设项目（燃气热电联产）工程所配的二次系统安全防护系统及其附属设备。本部分规定了合同设备的供货范围，乙方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合第一部分技术规范的要求。

1.2 乙方应提供详细供货清单，清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本合同附件未列出和/或数目不足，乙方仍须在执行合同时免费补足。

1.3乙方须提供用于设备的安装、调试、维修所用的专用工具以及设备商业运行前所必须的备品备件(即随机备品备件)，并提供详细供货清单。

乙方推荐设备三年商业运行或首次大修所需的备品备件清单，供评标参考，但不计入投标总价。

1.4乙方须提供所供设备的进口件清单。供货范围

2.1 供货范围（不限于此）

技术规范中所提及的设备、材料、配套装置，除特别申明的外，均由乙方提供。乙方应确保供货范围完整，满足甲方对安装、调试、运行和设备性能的要求，并提供保证设备安装、调试、投运相关的技术服务和配合。在技术规范中涉及的供货要求也作为本供货范围的补充，若在安装、调试、运行中发现缺项，乙方无条件免费补充供货。

乙方提供的通讯电缆、通讯光缆及附件、网线须完全满足二次系统安全防护设备通讯连接需要，若在现场安装时发现数量不足，乙方须免费补足。乙方完成二次系统安全防护设备所有通讯电缆的敷设施工和连接接线，以及通讯光缆的熔接和连接。上述长光缆均采用单模铠装12芯光缆。

乙方对系统的功能实现负全责，确保通讯方式、数据格式、上传内容等满足国家电网北京市电力调度中心和华北网调的要求。

乙方提供合同设备内所有所需软件。如有调试及维护检修软件，应安装于甲方指定的微机中。

基本供货范围包括但不限于此：

注：供货范围内应包括设备（柜）之间连接用的专用电缆、光缆、网线等，并提供调试、整定和维护等可安装的全套软件。

乙方提供的通讯电缆、通讯光缆、网线、相关的接口设备须完全满足数据连接需要，若在现场安装时发现数量不足，乙方须免费补足。光缆须有外保护层（铠装），能承受一定的机械应力，并可防止小动物咬伤或咬断。

第三部分 技术资料和交付进度 一般要求

1.1乙方提供的技术文件及图纸应能满足电厂总体设计、设备安装、现场调试运行和维护的需要。如果不能满足，甲方有权提出补充要求，乙方应无偿提供所需要的补充技术资料。乙方应按照中国电力工业使用的标准及响应的代码、规则对图纸编号，并且提供的资料须使用国家法定单位制即国际单位制(技术资料和图纸语言必须为中文，并同时提供进口设备的英文原版资料供甲方参考)。

1.2资料的组织结构应清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求，提供资料须明确版次或最终版的标识。

1.3乙方资料的提交须及时、充分，满足工程进度要求。

第四部分 交货进度

乙方须按下表提出设备各部件的交货时间和顺序（各分项交货时间为设备该部件全部到达交货地点的时间）：设备的交货顺序要满足工程安装进度的要求。

1、交货时间为设备的最后一批部件运抵施工现场的时间。

2、以上仅为暂定的供货计划，实际供货时根据工期进度情况可以有所调整，乙方须保证交货顺序及进度要满足工程安装进度的要求。

3、备品备件和专用工具的交货随设备部件的交货及时提供。

第五部分 设备监造(检验)和性能验收试验概述

1.1 本部分用于合同执行期间对乙方所提供的设备(包括对分包外购设备)进行检验、监造和性能验收试验，确保乙方所提供的设备符合第一部分规定的有关标准要求。

1.2乙方应在本合同生效后1个月内，向甲方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试验的标准。有关标准应符合第一部分的规定。

第六部分 技术服务和设计联络乙方现场技术服务

1.1 乙方现场技术服务的目的是保证所提供的合同设备安全、正常投运。乙方要派出合格的、能独立解决问题的现场服务人员。乙方提供的包括服务人天数的现场服务表应能满足工程需要。如果不能满足工程需要，甲方有权追加人天数，且发生的费用由乙方承担。

1.2 乙方服务人员的一切费用已包含在合同总价中，它包括诸如服务人员的工资及各种补助、交通费、通讯费、食宿费、医疗费、各种保险费、各种税费，等等。

1.3 现场服务人员的工作时间应与现场要求相一致，以满足现场安装、调试和试运行的要求。甲方不再因乙方现场服务人员的加班和节假日而另付费用。

1.4 未经甲方同意，乙方不得随意更换现场服务人员。同时，乙方须及时更换甲方认为不合格的乙方现场服务人员。

1.5 下述现场服务表中的天数均为现场服务人员人天数。

现 场 服 务 计 划 表（乙方填写）

1.6 乙方现场服务人员具有下列资质：

1.6.1遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度；

1.6.2有较强的责任感和事业心，按时到位；

1.6.3了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；

1.6.4身体健康，适应现场工作的条件。

乙方向甲方提供安装服务人员情况表。甲方有权提出更换不合格的乙方现场服务人员。

1.7 乙方现场技术服务人员的职责

1.7.1乙方现场技术服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、安装指导、调试、参加试运和性能验收试验。

1.7.2在调试前，乙方技术服务人员应向甲方技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序(见下表)，乙方技术人员要对施工情况进行确认和签证，否则甲方不能进行下一道工序。经乙方确认和签证的工序如因乙方技术服务人员指导错误而发生问题，乙方负全部责任。

1.7.3 乙方现场安装服务人员应有权处理现场出现的一切技术问题。如现场发生质量问题，乙方现场人员要在甲方规定的时间内处理解决。如乙方委托甲方进行处理，乙方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。

1.7.4 乙方对其现场技术服务人员的一切行为负全部责任。

1.7.5 乙方现场技术服务人员的正常来去和更换事先应与甲方协商。

1.7.6质保期从#1机组完成168h试运开始计算为18个月，质保期内系统发生故障，乙方将免费及时提供技术指导，直至派出工程师到现场服务更换元部件。

1.7.7产品一旦出现质量故障，乙方8小时内予肯定答复，如有需要，乙方24小时内派专业人员到达现场处理。

1.8甲方的义务

甲方要配合乙方现场技术服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便，费用由乙方负责。培训

2.1为使合同设备能正常安装和运行，乙方有责任提供相应的技术培训。培训内容应与工程进度相一致。

2.2培训计划和内容列表如下：

2.3培训的时间、人数、地点等具体内容由招投标双方商定。

2.4 乙方为甲方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。

2.5甲方参加培训的交通食宿补助等费用由甲方承担，其它费用由乙方承担。

2.6在甲方人员培训期间，乙方免费为甲方人员提供培训资料和其它必需品。

2.7 为了顺利完成培训，除非双方同意，乙方不得因假期中断对甲方人员的培训。设计联络

3.1 为了保证工程进度并能顺利开展工作，双方根据需要组织设计联络会以解决技术接口等问题。

3.2 在每次联络会前两周，乙方向甲方提交技术文件和图纸，以便甲方在会上讨论和确认这些技术文件和图纸。

3.3 有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由双方商定。

3.4 设计联络会中确定的内容与本技术规范具有同等效力。

3.5 设计联络会所发生的费用全部由乙方承担，但各方往返路费自理。设计联络计划表（商定后填写）

技术服务

4.1系统运行后，乙方应能充分保证售后服务，随时无偿向甲方提供合同设备的技术咨询服务。

4.2乙方应免费对甲方的运行及维护人员进行技术培训，直至上述人员熟悉设备。

4.3在任何时候，甲方需要备品备件，乙方都应能保证及时提供。

4.4在质保期内，乙方应保证接到通知，4小时內答复问题，24小时內到达现场，并免费更换故障设备及元件。

签字页：

买方：北京华电北燃能源有限公司

买方签字：

日期：

设计院：国核电力规划设计研究院

设计院签字：

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卖方：南京华盾电力信息测评有限公司

卖方签字：

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