Q∕SY 1176-2009 原油管道工艺控制 通用技术规定

1、Q/SY中国石油天辟關飼企业标准Q/SY 11762009原油管道工艺控制通用技术规定Process control for crude oil pipelineGeneral technical code2009-01-23 发布2009-03-15 实施中国石油天然气集团公司发布Q/SY 11762009 IQ/SY 11762009 #目 次 TOC o 1-5 h z tuW n1 翻1 HYPERLINK l bookmark7 o Current Document 2规范性引用文件1 HYPERLINK l bookmark8 o Current Document 3 术语和定义1

2、4管道系统控制总体要求11总体要求14.2各类型站场的功能2 HYPERLINK l bookmark10 o Current Document 3工艺流程编号一般规定 2 HYPERLINK l bookmark11 o Current Document 4.4调度控制中心的功能和控制范围2 HYPERLINK l bookmark12 o Current Document 4. 5站控制系统功能和控制范围3 HYPERLINK l bookmark13 o Current Document 6设备就地控制35原油管道系统控制与保护31系统控制原则3 HYPERLINK l bookmark

3、14 o Current Document 5.2管道系统安全保护3站场典型丁-艺操作技术要求 51 主要工艺变量检测5 HYPERLINK l bookmark20 o Current Document 2 罐区操作技术要求 7 HYPERLINK l bookmark23 o Current Document 6.3清管器发送系统操作技术要求8 HYPERLINK l bookmark28 o Current Document 6.4清管器接收系统操作技术要求8 HYPERLINK l bookmark32 o Current Document 6. 5 输油泵系统操作技术要求 9 HYP

4、ERLINK l bookmark40 o Current Document 6.6压力/流量调节系统操作技术要求12 HYPERLINK l bookmark17 o Current Document 6. 7 加热炉系统146. 8 加剂系统146. 9 原油过滤设施 14 HYPERLINK l bookmark47 o Current Document 6. 1 0 计量标定区 146. 11 排污油系统156. 12 泄压系统及注油系统 1513 线路阀室15管道运行工况控制与处理171 管道启/停输 172 应急工况控制与处理 17Q/SY 11762009Q/SY 1176200

5、9本标准由中国石油天然气集团公司天然气与管道专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司北京油气调控中心、中国石油天然气管道工程有 限公司。本标准主要起草人：张帆、戚麟、朱坤锋、付明、赵丽英、徐水营、王学军、李继述、张文伟、 张志军。Q/SY 11762009 Q/SY 11762009 原油管道工艺控制通用技术规定1范围本标准规定了原油管道工艺控制总体要求，以及控制和保护、应急控制与处理、运行管理等方面 的技术要求。本标准适用于陆上新建原油管道的工艺及自动化控制系统的设计和运行管理。改、扩建原油管道 可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而

6、成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有 的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方 研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。Q/SY 2()1油气管道监控与数据采集系统通用技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。1顺序输送 batch transportation多种原油用同一管道依次输送的方式。3. 2故障保持 failure hold当阀门的驱动能源或控制信号失去时，阀门截流元件保持在当前位置。3.3故障关闭 failure closed当阀门的驱动能源或控制信号失去时，阀门截流元件

7、移至关闭位置。3. 4站控制系统 station control system对全站的输油工艺、输油设备及辅助设施实行自动控制的系统。4管道系统控制总体要求4.1总体要求一原油管道应采用密闭输送方式；一输送高凝原油的管道宜采用加热、掺兑或改性输送方式；一输送不同种原油时，可采取顺序输送工艺，宜根据所输油品的物性相接近程度来确定排序； 一采用顺序输送工艺的原油管道首站、中间分输/输人点及末站宜设置混油界面检测设备，混 油宜在管道终点进行切割；一原油管道控制方式宜采用调度控制中心控制、站控制室控制和设备就地控制； 原油管道应设置监视、控制、调度和管理系统；一与主要输油工艺流程切换有关的设备均应能够

8、在调度控制中心远控操作；一能够实现管道水击超前保护；一顺序输送多种原油时，调度控制中心主计算机系统宜配置批量输送的调度计划、预测、界面 跟踪、原油切换、管道储量等实时模拟软件；一应设置可靠的数据传输主信道和备用信道；一输油站应设置工业电视监控系统，并能传输至调度控制中心。2各类型站场的功能4.2. 1 首站首站具有接收来油进罐、站内循环、加压（加热）外输、压力泄放、清管器发送功能，必要时还 应具有交接计量功能。4. 2. 2中间（热）泵站中间（热）泵站具有清管器接收/发送或越站、加压（加热）正输、压力（热力）越站、全越站、 压力泄放功能，必要时还应具有加热反输和泄压回注功能。4.2.3 加热站

9、加热站具有清管器接收/发送或越站、加热正输、热力越站、全越站功能。4. 2. 4分输站分输站具有正输、分输、调压计量、标定功能，必要时还应具有储存、发油及站内循环的功能。 4.2.5输入站输人站应具有首站同等的功能。4. 2. 6 清管站清管站具有正输、清管器接收/发送功能。4.2.7减压站减压站具有减压正输、压力泄放、清管器接收/发送功能，必要时还应具有泄压回注功能。4. 2. 8 末站末站具有清管器接收、来油进罐、站内循环、原油转输、压力泄放、计量、标定功能。 上述输油站根据需要可设有反输功能。4.3工艺流程编号一般规定一站场内工艺区域编号、工艺设备代号、图形符号及文字代号规定应符合Q/S

10、Y 2（）1的有关 规定；一工艺流程图中主要阀门均应有独立、固定的编号。4.4调度控制中心的功能和控制范围在调度控制中心对远控阀门、输油泵机组、加热系统、调压系统、分输/输人计量系统等进行操 作控制；并对管道运行控制变量进行调整和管道的事故预防和应急处理。一各站及工艺设备的运行状态以及线路远控截断阀和检测点状态监控；管线系统动态变量记录及趋势图显示；一采集和处理主要工艺变量数据，实时进行显示、报警、存储、记录、打印；一输油泵机组远控启/停、加热炉系统远控关闭、远控阀门的打开/关闭操作；一发布ESD指令，包括全线ESD、线路紧急截断阀、输油泵机组、加热炉系统ESD和各中间 泵站ESD阀门的控制；

11、全线启输、增量或减量输送；一全线停输（包括计划停输和事故停输）；一模拟计算，包括输送水力计算模拟、混油计算、原油切割位置计算等；一向管道沿线各控制点下达压力和流量设定值以及在非正常情况下，根据沿线的工况，改变相 关的压力或流量设定值；一管道应急处理，如管道发生泄漏、威胁管道安全的水击、沿线各站非正常关闭等工况处理； 原油界面跟踪、清管器跟踪；管道的泄漏检测与定位；控制权限的确定；一数据传输信道故障时主备信道的自动切换。4.5站控制系统功能和控制范围接受和执行调度控制中心的控制指令，进行控制和调整设定值，并能独立工作； 一向调度控制中心传输经选择的数据信号和报警信息；一过程变量的巡回检测和数据处

12、理，动态变量的记录及趋势图显示；一站运行状态、工艺流程、动态数据的画面或图像显示，报警、存储、记录、打印； 一压力、温度、液位或流量的控制、调节；ESD触发；本站各种设备的联锁保护；本站设备启动、停运和自动切换的实现；一输油泵机组、加热系统及主要工艺设备的顺序控制。4.6设备就地控制输油泵机组就地启/停操作；加热系统就地启/停操作；一阀门就地开启/关闭；设定点就地调整；一ESD就地按钮动作。5原油管道系统控制与保护5. 1系统控制原则一管道控制系统的设置应以安全、可靠、平稳、高效为基本原则；一管道输送宜采用压力控制模式，通过调速设施和调压阀实现；原油分输/输人宜采用流量控制，流量控制通过流量调

13、节阀控制来实现；一管道系统保护宜采用超前保护、停泵保护及泄压保护等措施；一由于故障或事故原因而进行的系统联锁保护控制应进行分级，分级原则应根据安全运行和控 制要求共同确定；一条件允许的保护控制宜预报警并人工确认后采取保护措施。5.2管道系统安全保护管道系统安全保护主要有安全泄放、联锁保护、程序控制和ESD保护。2. 1安全泄放系统一管道各站应设压力泄放系统；一泄压阀出口管线上应设有流量开关，用于监视泄压阀是否开启；一在可能出现由于温升引起压力超高的管段上应设安全阀。5. 2. 2联锁保护a）储罐液位超限联锁保护：一储罐液位低低限联锁保护；储罐液位高高限联锁保护。b）输油泵机组故障自保护功能：输

14、油泵轴承温度、振动超限保护； 输油泵机械密封泄漏超限保护；一输油泵泵壳温度超限保护；一电机轴承温度、振动超限保护；一电机定子温度超限保护；变频器调速系统温度超限保护；变频器调速系统负荷过载超限保护；一变频器调速系统过电流保护；一变频器调速系统低电压保护。c）输油泵机组与管线运行压力联锁保护：一输油泵机组与进泵压力联锁保护；一输油泵机组与出泵压力联锁保护；一输油泵机组与出站压力联锁保护。d）加热炉自保护功能（至少应具有）：一炉膛温度超限联锁保护；一排烟温度超限联锁保护；一燃烧器熄火联锁保护。e）工艺流程过程控制中的阀门操作联锁保护。2. 3 ESD 系统5.2.3. 1般要求原油管道SCADA系

15、统应设置独立的ESD系统；一ESD系统由调度控制中心ESD系统、站ESD系统、具有ESD功能的单体（单元）设备以 及相关的软硬件配置构成；一ESD指令应具有最优先级，无论ESD指令从何处下达，ESD控制命令均应能到达被控设 备，并使它们按预定的顺序动作；一ESD系统动作可手动（调度控制中心、站控制室中的ESD手动按钮，工艺设备区现场的 ESD手动按钮，输油泵机组的ESD手动按钮，加热炉的ESD手动按钮）或自动（站ESD 系统或设备的ESD系统信号）触发；一输油泵机组、加热炉系统应具有ESD功能；一各工艺站场进出站应设置ESD截断阀；一所有ESD系统的动作将发出闭锁信号，在未接到人工复位的命令前

16、不能再次启动。2. 3. 2 ESD系统分级根据ESD指令发出的主体不同可将ESD系统划分为单体设备ESD、站ESD和调度控制中心 ESD三级。a）设备单体ESD：1）进出站ESD截断阀：ESD截断阀应有独立的动力源；一ESD截断阀执行器宜采用电/液联动、气/液联动或气动执行机构，执行机构具有依 靠自身动力源快速关闭截断阀的功能；一ESD截断阀只能接受ESD. PLC发出的ESD指令；一ESD截断阀及执行机构应为防火型，其电气仪表接线均应符合相关规定。2）输油泵机组ESD主要包括：就地ESD按钮触发；一接到调度控制中心或SCS的ESD命令触发；一输油泵机组自保护触发的ESD。3）加热炉系统ES

17、D主要包括：就地ESD按钮触发；一接到调度控制中心或SCS的ESD命令触发；一加热炉系统自保护触发的ESD。b）站ESD系统：在紧急情况下，启动站ESD系统，能迅速有效地将工艺站场与站外管道隔断， 防止事故扩大。1）站控ESD宜单独设置，其控制功能独立并且优先于站控制系统；2）站ESD系统由站控ESD和设备ESD构成，两者之间采用硬线连接，联锁控制；3 ）站ESD指令发出时，ESD系统将按预定的程序停车，并关闭进出站ESD阀；主要ESD 指令包括：ESD按钮动作；一接到调度控制中心的ESD命令；一站内可燃气体浓度探测仪检测到可燃气体浓度超过最低爆炸下限的4（）%； 一2个及以上工艺设备区或罐区

18、火焰探测仪报警或经确认的火灾。c）调度控制中心ESD：1）全线ESD指令应由调度控制中心发出；2）调度控制中心ESD指令主要包括：一由调度控制中心ESD T.作站直接发布；一线路远控截断阀事故关闭触发全线ESD；站ESD触发全线ESD；管道泄漏触发全线ESD；其他原因触发全线ESD。5.2.4水击超前保护一原油管道系统水击保护应首先考虑采取超前保护，以防止管线超压；一原油管道系统水击保护由调度控制中心实施；一超前保护主要通过改变调压系统设定值、启/停单台（或多台）输油泵的方式实现。6站场典型工艺操作技术要求1主要工艺变量检测6. 1. 1 储油罐为满足在调度控制中心对储罐进行操作和控制要求，储

19、油罐应至少设置储存介质温度就地检测及 远传、储存介质液位检测及远传、储存介质液位低限报警及液位高限报警等变量检测和上传。6. 1. 2 输油泵机组为满足在调度控制中心对输油泵机组进行操作和控制的要求，输油泵机组应至少具有以下变量检 测和上传：a）输油泵：一输油泵驱动端和非驱动端轴承温度；一输油栗栗壳温度；输油泵驱动端和非驱动端轴承振动；一输油泵机械密封泄漏。b）电机：电机轴承振动；一电机轴承温度和壳体温度;电机定子温度。c）变频调速系统（至少应具有）: 变频调速系统温度；一变频调速系统电流；一变频调速系统电压。1.3加热炉系统为满足在调度控制中心对加热炉系统进行操作和控制的要求，加热炉系统应至

20、少具有以下变量检 测和上传至站控制系统：一进出口管路上温度、压力检测（就地/远传）;炉膛温度检测（就地/远传）; 一排烟温度检测（就地/远传）;一介质人、出炉压差检测（远传）;炉膛压力检测（远传）；燃料压力检测（就地/远传）;燃料温度检测（就地/远传）;燃料耗量检测（远传）；含氧量检测（远传）；火焰故障检测（远传）。6.1.4 远控阀门为满足在调度控制中心对远控阀门进行操作和控制要求，应具有就地手动操作、就地自动操作、 站控室远控操作和调度控制中心远控操作功能。a）电动阀门控制变量的检测及远传如下：就地/远控；开/关命令；开到位信号；关到位信号；一阀门运行状态信号（需要时可设开状态/关状态信号

21、）；执行机构故障综合报警信号；一中间阀位信号（需要时）；停阀命令（需要时）。b）电/液联动、气/液联动阀门控制变量的检测及远传如下：就地/远控；开/关命令；开到位信号；关到位信号；一阀门运行状态信号（需要时可设开状态/关状态信号）；一执行机构储能罐系统的压力检测、远传及低压报警信号；执行机构故障综合报警信号；一ESD命令（需要时）。c）气动阀门控制变量的检测及远传如下：就地/远控；开/关命令； 开到位信号；关到位信号；一阀门运行状态信号(需要时可设开状态/关状态信号)；执行机构故障综合报警信号；一ESD命令(需要时)。6. 1. 5 调节阀电动调节阀控制变量的检测及远传如下：就地/远控；开到位

22、信号；关到位信号；一开/关命令(需要时)；()1()()%全行程阀位就地显示；执行机构故障综合报警信号；4mA2()mA控制信号；4mA2()mA反馈信号。电/液联动、气/液联动调节阀控制变量的检测及远传如下：就地/远控；开到位信号；关到位信号；一开/关命令(需要时)；()1()() %全行程阀位就地显示；执行机构故障综合报警信号；4mA2()mA控制信号；4mA2()mA反馈信号。1.6 线路远控截断阀线路远控截断阀控制变量的检测及远传如下：就地/远控；开/关命令；开到位信号；关到位信号；一执行机构储能罐系统的压力检测、远传及低压报警信号；执行机构故障综合报警信号；一ESD命令(需要时)。原

23、油管道典型站场工艺设备与调度控制中心之间传输的信息参见Q/SY 2()1。6. 1.7工艺系统变量检测一输油泵进出口管路上应设有压力就地检测和压力远传仪表；一输油泵进口汇管应设置压力就地检测、压力远传仪表以及低压保护开关; 一输油泵出口汇管应设置压力就地检测、压力远传仪表以及高压保护开关; 一进站应设置就地温度/压力检测、温度/压力远传仪表；一出站应设置就地温度/压力检测、温度/压力远传仪表以及高压保护开关; 一换热器进出口管路上应设有就地温度/压力检测、温度/压力远传仪表； 一换热器进出汇管上应设有就地温度/压力检测、温度/压力远传仪表。6.2罐区操作技术要求 6. 2. 1 罐区构成罐区构

24、成主要包括储罐、罐前阀组、储罐检测仪表等。6.2.2般要求一原油的接收/发送宜由站控系统完成；一当油罐处于高液位或者油罐各检测变量有误、罐前阀门不处于远控状态或者为故障状态，油 罐不能接收原油；一当油罐处于低液位或者油罐各检测变量有误、罐前阀门不处于远控状态或者为故障状态，油 罐不能发送原油；一在站控室的工作站上应显示站内所有油罐的编号、温度、液位等变量，显示所有罐前电动阀 门的编号、阀位状态、故障状态，并综合给出可接收原油的油罐，并用不同的颜色表示，供 操作人员选择。6.2.3联锁保护一当油罐液位达到高高液位时，报警并联锁关闭进油阀门；一当油罐液位达到低低液位时，则联锁停泵。6.2.4主要工

25、艺操作一应根据输油计划安排确定接收/发送原油的种类、时间和收发油量；一站内操作人员根据站控室操作台的信息确定可接收/发送原油的储罐；一在接收/发送原油的过程中，实时监视油罐的液位，并根据需要在罐内液位到达一定值后切 换油罐；当油罐液位达到高液位时，报警并立即切换油罐，油罐切换时应先开后关；当油罐液位达到低液位时，报警并立即切换油罐，油罐切换时应先开后关。6.3清管器发送系统操作技术要求6.3.1清管器发送系统构成清管器发送系统主要包括清管器发送筒、工艺阀门、排污系统、放空系统等。6.3. 2般要求一清管器发送控制操作宜由站控系统完成，人工手动触发程序；一在进行发送清管器作业时，应按照清管器发送

26、作业规程做好准备工作，包括放人清管器、清 管器发送筒介质充装等。6.3.3联锁保护当进行清管器发送作业时，清管器发送筒出口阀门、支管阀门和出站阀门应设置为联锁状态。 一清管器发送筒出口阀门和支管阀门均不在全开位置时，不能关闭出站阀门；一出站阀门不在全开位置时，清管器发送筒进口阀门和支管阀门均不能关闭。6.3.4程序发送清管器的条件一清管器发送筒出口阀门、支管阀门和出站阀门处于远控状态；一清管器发送筒出口阀门、支管阀门和出站阀门为非故障状态；一清管指示器信号正常。当条件满足则可进行程序控制发送清管器操作；当上述条件之一不满足时，则不能进行程序控制 发送清管器操作。6.3.5清管器发送操作程序执行

27、清管器发送程序时必须确定准备工作已经完成，在程序执行过程中，条件不满足或者任何一 步出现问题时均跳出程序，报警并显示程序执行失败信息，转人手动操作。6.4清管器接收系统操作技术要求6. 4.1清管器接收系统构成清管器接收系统主要包括清管器接收筒、工艺阀门、排污系统、放空系统等。6. 4. 2般要求一清管器接收控制操作宜由站控系统完成，人工手动触发程序；一在进行接收清管器作业时，应按照清管器接收作业规程做好准备工作，包括清管器接收筒介 质充装等。6. 4.3联锁保护当进行清管器接收作业时，清管器接收筒进口阀门、支管阀门和进站阀门应设置为联锁状态。 一清管器接收筒进口阀门和支管阀门均不在全开位置时

28、，不能关闭进站阀门；一进站阀门不在全开位置时，清管器发送筒进口阀门和支管阀门均不能关闭。6. 4.4程序接收清管器的条件一清管器接收筒进口阀门、支管阀门和进站阀门处于远控状态；一清管器接收筒进口阀门、支管阀门和进站阀门为非故障状态；一清管指示器信号处于正常。当条件满足则可进行程序控制接收清管器操作；当上述条件之一不满足时，则不能进行程序控制 接收清管器操作。6. 4.5清管器接收操作程序执行清管器接收程序时必须确定准备工作已经完成，在程序执行过程中，条件不满足或者任何一 步出现问题时均跳出程序，报警并显示程序执行失败信息，转人手动操作。6.5输油泵系统操作技术要求6. 5. 1输油泵系统的构成

29、输油栗系统包括输油栗机组、进口截断阀和出口截断阀。6. 5. 2般要求一输油泵系统控制和检测仪表设置应满足就地手动、站控自动和调度控制中心远控操作要求； 一当输油泵系统远控程序启动具备条件时，可实现在站控系统和调度控制中心一键启动；当条 件不具备时，应给出提示信息。6. 5.3联锁保护a）输油主泵轴承温度设有两级保护：一第一级为高报警，当输油主泵轴承温度达到高报警值时报警，并应切换输油泵；一第二级为高高报警；当温度达到高高报警时，应立即联锁停泵。b）输油主泵机械密封泄漏设有两级保护：一第一级为高报警，当输油主泵机械密封泄漏达到高报警保护值时报警，并应切换输 油泵；一第二级为高高报警，当机械密封

30、泄漏达到高高报警时，应立即联锁停泵。O输油主泵机组振动保护设有两级保护：一第一级为高报警，当输油主泵机组振动达到高报警保护值时报警，并应切换输油泵； 一第二级为高高报警，当泵机组振动达到高高报警时，应立即联锁停泵。d）输油主泵电机轴承温度设有两级保护：一第一级为高报警，当输油主泵电机轴承温度达到高报警值时报警，并应切换输油泵； 一第二级为高高报警，当输油主泵电机轴承温度达到高高报警时，应立即联锁停泵。e）输油主泵电机定子温度设有两级保护：一第一级为高报警，当输油主泵电机定子温度达到高报警值时报警，并应切换输油泵； 一第二级为高高报警，当输油主泵电机定子温度达到高高报警时，应立即联锁停泵。f）输

31、油主泵泵壳温度设有两级保护：一第一级为高报警，当输油主泵泵壳温度达到高报警值时报警，并应切换输油泵； 一第二级为高高报警，当温度达到高高报警时，应立即联锁停泵。g）输油泵进口低压保护：一在输油泵进口汇管设有低压保护开关，并与输油泵机组联锁；一当并联运行的输油泵机组进口低压开关报警时，应联锁停所有的并联输油泵； 一当串联运行的输油泵机组进口低压开关报警时，应联锁顺序停泵；一为防止输油泵进口压力瞬时异常变化引起输油泵停泵，低压开关报警后可适当延时再联 锁停泵。h）输油栗机组出口局压保护：一在输油泵出口汇管设有高压保护开关，并与输油泵机组联锁；一当并联运行的输油泵机组出口高压开关报警时，应联锁停所有

32、的并联输油泵； 一当串联运行的输油泵机组出口高压开关报警时，应联锁顺序停泵。i）出站高压保护：一在出站设有高压保护开关，并与输油泵机组联锁；当输油泵机组并联运行时出站高压开关报警时，应联锁停所有的并联输油泵；一当输油泵机组串联运行时出站高压开关报警时，应联锁顺序停泵。6. 5. 4 输油主泵机组6. 5. 4. 1 输油主泵机组程序启动条件a）输油主泵程序启动条件：程序启动输油主泵时应同时具备以下条件：输油主泵机组电源正常；进、出口电动阀门处于远控状态；一进口电动阀门为全开状态；出口电动阀门为全关状态；进、出口电动阀门为非故障状态；泵进口压力正常；一泵机组检测变量正常。当上述条件之一不具备时，

33、输油主泵不能启动，并显示故障。b）现场就地启动输油主泵应同时具备以下条件：输油主泵机组电源正常；一出口电动阀门处于就地操作状态；一进口电动阀门为全开状态；出口电动阀门为全关状态；进、出口电动阀门为非故障状态；泵进口压力正常；一泵机组检测变量正常。6. 5. 4. 2 输油主泵机组程序启动操作在第一次启动输油主泵前应人工打开输油主泵放空阀进行排气。远控程序启动输油主泵时的操作 顺序如下：a）输油主泵启动条件符合要求。b）选定要启动的输油主泵。c）打开泵人口阀门。d）输油主泵出口阀门开度设定在（根据具体情况调整）。e）启动输油主栗。f）秒（根据具体情况确定）后，打开出口阀门。g）输油主泵启动完成。

34、6. 5. 4. 3 输油主栗程序自动顺序1旱栗操作输油主泵的自动顺序停泵控制如下：a）根据指令关泵出口阀至（根据具体情况调整）。b）f秒（根据具体情况调整）后，自动停泵。c）停泵f秒（根据具体情况调整）后，关闭泵出口阀。6. 5. 4. 4 输油主泵机组紧急停泵操作输油主泵的紧急停泵控制如下：a）根据信号停泵。b）输油主泵停泵时关闭出口阀门。6. 5. 5 给油泵机组操作6. 5.5.1 给油泵机组程序启动条件a）程序启动给油泵时应同时具备以下条件：给油泵机组电源正常；进、出口电动阀门处于远控状态；一进口电动阀门为全开状态；出口电动阀门为全关状态；进、出口电动阀门为非故障状态；一泵机组检测变

35、量正常。当上述条件之一不具备时，给油泵不能启动，并显示故障。b）现场就地启动给油泵应同时具备以下条件：给油泵机组电源正常；进、出口电动阀门处于就地操作状态；一进口电动阀门为全开状态；出口电动阀门为全关状态；进、出口电动阀门为非故障状态；一泵机组检测变量正常。6. 5.5.2 给油泵程序启动操作在第一次启动给油泵前应人工打开给油泵放空阀进行排气，远控程序启动给油泵时的操作顺序 如下：a）给油泵启动条件符合要求。b）选定要启动的给油泵。c）打开给油泵出口回流阀。d）设定给油栗出口电动阀门开度，启动给油栗。e）f秒（根据具体情况调整）后，出口阀全部打开，关闭给油泵出口回流阀。f）给油泵启动成功。6.

36、 5.5.3 给油泵自动顺序停泵操作给油泵的自动顺序停泵控制如下：a）根据指令先关闭泵出口阀。b）停泵。5.4给油泵程序紧急停泵操作给油泵的紧急停泵控制如下：a）根据信号泵停运。b）关闭出口阀门。6.6压力/流量调节系统操作技术要求压力/流量调节系统主要有站场出站压力调节系统、减压系统、分输/输人压力调节系统以及变频 调速系统等。6. 6. 1 出站调压系统1. 1出站调压系统构成及要求出站调压系统包括出站调压阀、截断阀、进/出站压力检测仪表等；一出站调压阀应为故障保持模式；一在站控系统、调度控制中心操作员工作站上应显示调节阀的状态、开度等信息，并应具有手 动自动控制切换开关。6. 6. 1.

37、 2 出站调压阀控制要求出站调压阀的控制由调控中心或站控系统完成；一出站调压阀应具有自动逻辑调节和强制阀位调节两种模式；出站调压阀自动逻辑调节由站控系统完成；一出站调压阀宜设置为泵进口压力和出站压力的选择性调节，既能控制出站压力，又能控制输 油泵进口压力；一出站调压系统压力设定值宜由调度控制中心给定，经调度控制中心授权后可由站控系统给 定，控制权限的变更应实现无扰动切换；一出站调压阀的控制应参与到全线的水击超前保护系统。6.6. 1.3出站调压阀投用条件出站调压阀在正常投运时的条件：出站调压阀处于正常状态；一出站调压阀处于远控状态；一出站调压阀动力源系统处于正常状态；所有检测仪表正常。6. 6

38、. 1. 4出站调压阀投运一出站调压阀的正常投运指令由调度控制中心发出，由站控系统完成；管道启输前，出站调压阀上下游截断阀应全开；管道启输前，应给出站调压阀设定值赋初值；一管道启输过程中应根据管道输量和运行变量等具体情况调整出站调压阀的设定值；一出站调压阀的正常和故障切换控制由站控系统完成，并将情况上报调度控制中心。6. 6. 2 减压系统2.1 减压系统构成及要求一减压系统由减压阀、上下游截断阀、进出站压力检测仪表等构成；一减压阀应为故障关闭模式；一在站控系统、调度控制中心操作员工作站上应显示减压阀的状态、开度等信息，并应具有手 动自动控制切换开关。2.2 减压系统控制要求减压系统的控制由调

39、控中心或站控系统完成；一减压阀下游的截断阀应是严密无泄漏的，应能保证在管道停输时完全隔断静压；一减压系统应具有自动逻辑调节和强制阀位调节两种模式；减压系统自动逻辑调节由站控系统完成；一减压系统应控制上游背压；一减压系统宜设置为选择性保护调节，既控制进站背压，同时对下游压力进行监控；一减压系统压力设定值宜由调度控制中心给定，经调度控制中心授权后可由站控系统给定，控 制权限的变更应实现无扰动切换；一减压系统的控制应参与到全线的水击超前保护系统。6. 6. 2.3 减压系统投用的条件减压系统在正常投运、正常切换和故障切换时的使用条件：减压阀处于正常状态；一减压阀处于远控状态；一减压阀动力源系统处于正

40、常状态；所有检测仪表正常。6. 6. 2. 4 减压阀正常投运一减压阀的正常投运指令由调度控制中心发出，由站控系统完成；一减压阀正常投运时由调度控制中心根据条件确定投运的减压阀，并将调节设定值和投运指令 下达到站控系统；一管道启输前，减压阀上下游截断阀应全开；管道启输前，应给减压阀设定值赋初值；一管道启输过程中应根据管道输量和运行变量等具体情况调整减压阀的设定值；一减压阀的正常和故障切换控制由站控系统完成，并将情况上报调度控制中心。6. 6.3分输调节系统6. 6. 3. 1分输调节系统构成及要求分输调压系统由分输调节阀、上下游截断阀、进出站压力检测仪表等构成；一分输调节阀应为故障关闭模式；一

41、在站控系统、调度控制中心操作员工作站上应显示分输调节阀的状态、开度等信息，并应具 有手动自动控制切换开关。6. 6. 3. 2分输调节阀控制要求一分输调节阀的控制可由调控中心或站控系统完成；一分输调节阀应具有自动逻辑调节和强制阀位调节两种模式；分输调节阀自动逻辑调节由站控系统完成；分输调节阀宜米用流量调节；一分输调节阀宜设置为选择性保护调节，既控制分输流量，同时对下游压力进行监控；一分输调节系统流量设定值宜由调度控制中心给定，经调度控制中心授权后也可由站控系统给 定，控制权限的变更实现无扰动切换。6. 6. 3. 3 分输调节阀投运条件分输调节阀在正常投运时的条件：分输调节阀处于正常状态；一分

42、输调节阀动力源系统处于正常状态；分输调节阀处于远控状态；所有检测仪表正常。6. 6. 3. 4分输调节阀正常投运一分输调节阀的正常投运指令由调度控制中心发出，由站控系统完成；一分输调节阀正常投运时由调度控制中心根据条件将调节设定值和投运指令下达到站控系统； 分输前，分输调节阀上下游截断阀应全开；一分输调节阀流量设定值给定时应以不影响全线水力工况为原则；一分输调节阀的正常和故障切换控制由站控系统完成，并将情况上报调度控制中心。6.7加热炉系统6.7. 1加热炉控制要求一加热炉装置采用单炉独立的控制系统，该系统作为站控制系统的子系统，具备站控和现场就 地启、停功能；电气柜应具有手动、自动控制功能；

43、一控制系统提供的人机界面触摸屏设置在加热炉仪表控制柜上；一控制柜应提供与站控系统连接的通信接口，主要硬件设备包括过程控制单元、液晶触摸显示 屏等。6.7.2加热炉操作和运行控制一加热炉控制系统包括流程显示、自动启/停加热炉、联锁停机等控制功能，同时加热炉数据 上传到站控制系统；一加热炉控制系统对加热炉的所有变量进行自动检测、控制，并执行报警和自动停炉的保护功 會旨；根据需要将系统的运行变量、状态、报警信号等数据传送到调度控制中心，并接受调度 控制中心的紧急停炉ESD信号和正常停炉信号。6.8加剂系统一原油加剂系统的设置应根据管道输油工艺条件确定；一减阻剂添加系统应设置在出站位置；一降凝剂添加系

44、统应设置在加热炉人口处；加剂系统应为定流量控制；一加剂系统的控制应由站控系统完成；一加剂系统的加剂流量、液位等信号应远传至调度控制中心；加剂量应根据管输量和加剂比例浓度确定。6. 9原油过滤设施一在清管器接收筒支管、减压阀前、流量计前、分输调压阀前、输油泵进口应设置过滤器； 过滤器的结构和滤网目数应满足设备要求；一过滤器应设置差压报警检测仪表，并在上游管道上设置就地压力检测仪表；过滤器差压报警设定值设置应考虑工艺条件以及过滤器滤网的承压能力；一过滤器发生故障或差压开关报警时，应立即切换到备用过滤器，并对故障过滤器进行检修和 清理工作；一在过滤器切换时，必须在备用过滤器上下游截断阀处于全开位置时

45、，故障过滤器上下游截断 阀才能关闭；一备用过滤器切换不宜设置为逻辑自动切换；一减压系统前过滤设施宜采用集中过滤形式；一减压系统前过滤设施应能满足减压阀正常工作需要，必要时可设置多级过滤设施。6. 10计量标定区一原油计量设备操作应由站控系统完成；一流量计前后的排污系统应单独设置，严禁在流量计下游设置开放式排污口、取样口等设施； 一流量计下游的阀门应选用零泄漏阀（DBB）;每次标定完成时标定系统内的残油应排空。6.11排污油系统高压排污系统和低压排污系统应分开设置；不同工艺设备分区宜分别设置污油罐；一污油罐应设有液位检测仪表以及高、低液位报警开关；污油罐应设排污泵，可将污油罐内的污油泵人泄压罐或

46、泵人罐车外运；一排污泵应采用自动控制，利用污油罐液位联锁启停泵；当污油罐液位达到高液位时应报警并 联锁启泵，当油罐液位达到低液位时应报警并同时联锁停泵。6. 12泄压系统及注油系统一泄压罐设有液位和温度检测仪表；安全阀泄放管线宜接人泄压罐；一泄压阀下游管线上应设置流量开关，以判断泄压阀是否开启泄放；一泄压阀应设高/低液位报警、高高/低低液位开关，并与回注泵联锁控制；一当油罐液位达到低低液位时，应报警并同时联锁停回注泵；一注油泵和出口压力报警连锁，当出口压力达到高报警值时应延时联锁停泵。6. 13 线路阀室6. 13. 1线路截断阀室按功能分类线路远控截断阀室；线路手动截断阀室；线路单向阀室；线

47、路分输阀室；线路输人阀室；线路高点放空阀室。6. 13.2线路手动截断阀室设置要求线路手动截断阀室应为无人值守；一线路手动截断阀室主要包括线路手动截断阀、旁通阀和放空阀，并设有就地压力、温度检测 仪表；一应对线路手动截断阀的操作手轮采取适当措施保护，避免由于非操作人员操作引起阀门 关闭。6. 13.3线路单向阀室设置要求一线路单向阀室应为无人值守；一线路单向阀室主要包括线路单向阀、手动截断阀、旁通阀和放空阀，并设有就地压力、温度 检测仪表；线路单向阀应具有开启锁定功能。6. 13.4线路高点放空阀室设置要求一为满足管道投产、抢修的需要，在管线的高点宜设置高点放空阀，高点放空阀安装在阀 室内；一

48、高点放空阀室内主要设有放空阀和压力、温度就地及远传检测仪表，并设有低压报警开关， 可在调度控制中心对管线高点的压力进行监控；一高点放空阀室内还设有与压力温度信号远传有关的仪表、通信和供配电设备。6. 13.5线路远控截断阀室设置要求6.13.5.1线路远控截断阀室构成线路远控截断阀室是指在按照有关规范要求，设置在管道干线上可由调度控制中心远控的线路阀 室；线路远控截断阀室主要包括干线远控截断阀、旁通阀、放空阀、检测仪表以及自控、通信和动力等附属系统。6.13.5.2般要求一线路远控截断阀室中除干线截断阀需要远控外，其旁通阀、放空阀均为就地手动操作； 一线路远控截断阀执行器宜选择电液联动、气液联

49、动或气动执行机构，执行机构必须具有依靠 自身动力源快速关闭线路截断阀的功能；线路远控截断阀室内还设有相配套的仪表、通信和供配电设备；一线路远控截断阀室内应设有就地压力检测仪表、就地温度检测仪表、压力远传检测仪表和温 度远传检测仪表等。6.13. 5.3线路远控截断阀控制要求一原油管道线路远控截断阀为管线重要设施，应由调度控制中心直接控制，不宜采用自力式截 断阀；一线路远控截断阀具有就地、远控ESD关阀、远控关阀、远控开阀等功能；一线路紧急截断阀应有阀位显示，并将其阀位信号远传到调度控制中心，调度控制中心可以检 测任何一个紧急截断阀的全开或全关阀位；一当线路远控截断阀处于ESD关闭状态时，远控开

50、启操作必须在调度控制中心ESD解锁后才 能进行；一线路远控截断阀的控制采取调度控制中心远控的控制方式，只能由调度控制中心发出指令才 能使阀门关闭或打开；线路远控截断阀离开全开阀位时应报警；一在调度控制中心应设置远控关闭/开启（非ESD操作）线路远控截断阀的权限；一远控关闭和开启（非ESD操作）线路远控截断阀指令下达宜通过调度控制中心和线路远控 截断阀室RTU二次确认，避免由于通信故障、误码、误操作等因素而使线路远控截断阀意 外关闭；一线路远控截断阀应具有在线测试功能，同时应给出在线测试节点信号并远传至调度控制 中心。6.13.6线路分输阀室设置要求6.13. 6.1线路分输阀室构成线路分输阀室

51、是指为满足原油分输需要，在管道干线上设置的可由调度控制中心远控的线路阀 室。线路分输阀室可单独设置，也可和线路远控截断阀室合并设置。线路分输阀室主要包括分输阀、 干线远控截断阀、旁通阀、放空阀、检测仪表以及自控、通信和动力等附属系统。6. 13. 6. 2般要求一线路分输截断阀室中除分输阀、干线截断阀需要远控外，其旁通阀、放空阀均为就地手动 操作；一线路远控截断阀执行器宜选择电液联动、气液联动或气动自行机构，执行机构必须具有依靠 自身动力源快速关闭线路截断阀的功能；线路分输截断阀室内还设有相配套的仪表、通信和供配电设备；一线路分输截断阀室内应设有就地压力检测仪表、就地温度检测仪表、压力远传检测

52、仪表和温 度远传检测仪表等。6.13.6.3线路远控分输截断阀控制要求一原油管道分输阀应由调度控制中心直接控制；一线路远控截断阀具有就地操作、远控ESD关阀、远控关阀、远控开阀等功能；一线路远控分输阀，其检测信号远传至调度控制中心；一线路远控分输阀应有阀位显示，并将其阀位信号远传到调度控制中心；一当线路远控分输阀处于ESD关闭状态时，远控开启操作必须在调度控制中心ESD解锁后才 能进行；一在调度控制中心应设置远控关闭/开启（非ESD操作）线路远控分输阀的权限；一远控关闭和开启（非ESD操作）线路远控分输阀指令下达宜通过调度控制中心和线路远控 截断阀室RTU二次确认。7管道运行工况控制与处理7.

53、1管道启/停输7. 1. 1管道启输a）应给出全线启动的输量以及各主要工艺站场的控制变量。b）做好管道启输的准备工作，包括输送计划、首站备油和末站的接收原油的准备工作。c）在管道启输前，应检查以下设备是否满足启输要求：所有线路的手动阀必须处于全开位置，并加锁；一所有线路单向阀必须处于正常状态；一各个站场内干线上的手动阀门必须处于全开位置（含备用设备的所有手动阀）。d）管道启输的条件：线路紧急截断阀门的状态为全开状态；一各站干线阀门的状态为全开状态，保证各站的畅通。e）管道启输：按顺序逐站启动，应根据模拟计算和现场实际压力参数确定启站顺序。7. 1.2管道停输a）管道停输包括计划停输和应急停输。

54、b）计划停输： 应给出全线计划停输的操作原则；一应给出全线停输的输量以及各主要工艺站场的控制变量；一应给出停输再启动的时间要求。c）管道应急停输的控制要求见7.2。7.2应急工况控制与处理7. 2. 1应急工况保护的范围站场停电；泵站非正常停泵；输油站火灾；线路远控截断阀事故关闭；管线泄漏；一通信系统故障。7. 2. 2 站场ESD应急处理a）当管道首站ESD时，应全线顺序停输。b）当可压力越站的中间输油泵站ESD时，应立即改为全越站流程，采取全线降量输送应急处理 措施，管道输量必须大于最小启输量。c）当可热力越站的中间输油站ESD时，应立即改为全越站流程，采取全线降量输送应急处理措 施，管道

55、输量必须大于热力越站时的最小启输量。d）当减压站ESD时，应全线停输。e）当中间分输/清管站ESD时，全线不停输，应立即改为全越站流程，同吋关闭分输支线和分 输计量系统。f）当不可压力/热力越站的中间输油站ESD时，应采取如下应急措施：一管道没有分输/输人点或分输/输人点的分输/输人量小于管道最小启输量，且发生ESD 的输油站位于分输/输人点上游时，应全线停输；一管道分输点的分输量大于管道的最小启输量时，且发生ESD的输油站位于分输点上游 时，应全线停输；一管道分输点的分输量大于管道的最小启输量时，且发生ESD的输油站位于分输点下游 时，应将分输点之后的管线停输，分输点之前的管道降量输送；一管

56、道输人点的注人量大于管道的最小启输量时，且发生ESD的输油站位于输人点上游 时，应将输人点之前的管道停输，输人点之后的管道降量输送；一管道输人点的注人量大于管道的最小启输量时，且发生ESD的输油站位于输人点下游 时，应全线停输。输油站停电应急处理a）调度控制中心应设置站场停电应急处理控制程序。b）当管道首站停电时，应全线顺序停输。O当可压力越站的中间输油泵站停电时，应采取全线降量输送应急处理措施，改为越站流程。d）当可热力越站的中间输油站停电时，应采取全线降量输送应急处理措施，管道输量必须大于 热力越站时的最小输量。e）当减压站发生停电事故，短时间不能恢复时，应全线停输。f）当中间分输/清管站

57、停电时，全线不停输，关闭分输支线和分输计量系统。g）当不可压力/热力越站的中间输油站停电时，应采取如下应急措施：一管道没有分输/输人点或分输/输人点的分输/输人量小于管道最小启输量，应全线停输； 一管道分输点的分输量大于管道的最小启输量时，且停电的输油站位于分输点上游时，应 全线停输；一管道分输点的分输量大于管道的最小启输量时，且停电的输油站位于分输点下游时，应 将分输点之后的管线停输，分输点之前的管道降量输送；一管道输人点的注人量大于管道的最小启输量时，且停电的输油站位于输人点上游时，应 将输人点之前的管道停输，输人点之后的管道降量输送；一管道输人点的注人量大于管道的最小启输量时，且停电的输

58、油站位于输人点下游时，应 全线停输。输油站火灾应急处理工艺设备区设有可燃气体检测报警和火焰探测报警器，检测信号接人站控制系统并上传调度控制 中心。a）当管道首站工艺设备区、站控制室确认发生火灾时，应立即启动站ESD.全线顺序停输。b）当可压力越站的中间输油泵站工艺设备区、站控制室确认发生火灾时，应立即启动站ESD， 采取全线降量输送应急处理措施。c）当可热力越站的中间输油站工艺设备区、站控制室确认发生火灾时，应立即启动站ESD.采 取全线降量输送应急处理措施，管道输量必须大于热力越站时的最小输量。d）当减压站的工艺设备区、站控制室确认发生火灾时，应立即启动站ESD.全线停输。e）当中间分输站的工艺设备区、站控制室确认发生火灾时，应关闭分输支线，全线不停输。f）当清管站的工艺设备区、站控制室确认发生火灾时，应立即改为越站流程