油气储运工程工艺流程1课件

油气储运工程工艺流程

及控制要求

咨询部2007年10月1一.储运工程项目分类

2液体管道：原油、成品油、水、化工产品气体管道：天然气、煤气、其他工业气体浆体管道：煤浆、铁矿石浆1.管道

3二.

原油管道5长距离：油田——炼厂、港口大口径：相对于油田地面集输管道系统性：干线+站场（+调控中心+通信系统+SCADA系统+输电线路）各部分相互联系，密不可分原油管道特点

6正输和反输正输——输送过程中管道内的流体流向为从首站到末站：正常输送状态

反输——输送过程中管道内的流体流向为从末站到首站：热油管道投产预热或事故状态。原油管道输送常用名词

7摩阻和压降摩阻——输送过程中管道的摩擦对流体流动产生的阻力

压降——流体通过管道和设备产生的能量损失，表现为压头下降原油管道输送常用名词

8水击和水击保护水击——输送流体管道中产生压力急剧变化，有可能危及管道及设备安全的不稳定状态。由管道中突然改变操作工艺产生流速的骤然变化，如关闭阀门或启停泵等而激发。水击波沿管道传播，易导致管道局部产生超压或负压，危及管道与设备的安全。

水击保护——对管道、设备进行超前保护的措施。原油管道输送常用名词

10常温输送和加热输送常温输送——原油输送过程中温度接近管道周围土壤温度：低凝、低粘原油加热输送——人为提高输送原油温度，输送过程中原油向周围土壤散热：高凝原油，保证安全；高粘原油，节省动能原油管道输送方式

12给油泵和输油主泵

给油泵——长输管道所用输油主泵一般为离心泵，要求正压进泵，给油泵为主泵提供进泵压力：排量根据主泵要求，扬程一般在50m左右输油主泵——提供原油从首站到末站需要的能量，用以克服的沿程摩阻和高差：大排量（Q=150～3000m3/h）、高扬程（H=100～900m）。常用离心泵

原油管道输送主要设备

14加热炉直接炉——加热炉火焰直接加热炉管内原油：热效率高，操作简单，站内压降小；操作安全性要求较高间接炉——加热炉+换热器，加热炉先对导热介质进行加热，然后通过换热器将热量提供给原油：安全性较高；通过热量转换造成能量的损失，通过换热器造成站内压降较大

原油管道输送主要设备

15

原油管道典型流程

首站流程—间接加热输送16原油管道典型流程

中间站流程—串联泵直接炉清管接发反输17

原油管道典型流程

末站流程—热油循环18

原油管道典型流程

阀室流程—RTU阀室20

原油管道典型流程

阀室流程—单向阀室21热油管道安全输送的关键：保证热力条件，原油进站温度必须高于凝固点3～5℃；必要时设反输系统

原油管道输送关键

23三.典型工程

—西部原油管道24原油管道在鄯善可接收：乌鲁木齐～鄯善原油支干线输送的北疆原油和哈油库鄯线输送的塔里木原油吐哈油库原油支线输送的吐哈原油原油管道全线设工艺站场15座，线路截断阀室49座（其中RTU阀室23座，手动阀室22座，单向阀室4座），高点放空阀室5座。

工程概况26采用常温与加热处理相结合的密闭顺序输送工艺乌鲁木齐～鄯善原油支干线顺序输送北疆原油、哈油鄯善～兰州原油管道干线管道顺序输送塔里木原油、吐哈原油、北疆原油以及哈油。全年按35个批次进行顺序输送，次序为：—吐哈原油—塔里木原油—北疆原油—哈油—。系统工艺—

输送方式系统流程及控制要求

27系统工艺—

系统流程系统流程及控制要求28系统工艺—水力坡降系统流程及控制要求

30采用密度测量法和计算跟踪法进行原油界面检测和界面跟踪在乌鲁木齐出站管线、鄯善进出站、玉门和兰州进站管线上安装有高精度、高分辨率的在线密度计，用于检测所输送的各种原油之间的界面。利用顺序输送模拟软件对管道内原油混油界面进行计算跟踪。系统工艺—界面跟踪系统流程及控制要求

31玉门分输泵站向玉门炼厂分输塔里木原油和吐哈原油。分输支线在玉门分输泵站外输主泵之后，通过流量调节阀向玉门炼厂分输。夏季工况下，为减少调节阀的节流损失，可提高玉门分输支线的分输流量。冬季工况下，玉门分输支线按最小分输流量分输，以保证玉门～兰州段的小时输量较大，使玉门～兰州段原油的输送较为安全。系统工艺—原油分输系统流程及控制要求

32系统工艺—混油切割系统流程及控制要求

鄯善原油首站接收乌鲁木齐～鄯善原油支干线输送的北疆原油和哈油、库鄯线输送的塔里木原油和吐哈原油库原油支线输送的吐哈原油，产生的混油直接切割入储罐。兰州末站产生的混油直接切割入罐。玉门分输泵站分输采取集中分输方式，分输时只分输吐哈原油和塔里木原油。原油顺序输送产生的混油段切割到各自油罐内，混油按界面从中点分别切割到各自的原油中。

33水力控制系统—总要求系统流程及控制要求

采用SCADA控制系统，在调度控制中心可对全线进行监控、调度和管理。调度控制中心设在廊坊和北京。全线水力系统采取压力控制模式，主要对首站出站、各中间泵站进出站、兰州末站进站、中间分输泵站、分输支线的压力进行控制，同时通过模拟仿真软件对全线压力进行监控。34水力控制系统—各站控制方式系统流程及控制要求

乌鲁木齐支干线首站给油泵、输油主泵均采用并联安装，定转速电机驱动，在出站设调压系统，控制出站压力。鄯善首站给油泵采用并联安装、输油主泵采用串联安装，均采用定转速电机驱动，在出站设调压系统，控制出站压力。达坂城、四堡、翠岭、河西、安西、玉门、张掖、山丹、西靖、新堡中间泵站输油泵串联安装，定转速电机驱动，出站设调压系统，控制出站压力。兰州末站进站设置减压系统，控制兰州末站进站背压，同时对减压阀下游压力进行监控。35管道安全保护—水击超前保护系统流程及控制要求

乌鄯线低点RTU阀室分布

36管道安全保护—水击超前保护系统流程及控制要求

为了防止4＃RTU线路阀在需要关闭时无法关闭而造成低点处管段承受的静油压力过高，在管道运行时应将6#RTU线路阀和乌鲁木齐首站主泵一起进行控制。当乌鲁木齐首站停泵，关闭6#RTU线路阀；当乌鲁木齐首站的泵正常开启后，才能打开6#RTU线路阀。输量超过705×104t/a时，需要开启达坂城中间站的外输泵，此时乌鲁木齐首站和达坂城中间站的外输泵应与4#和6#RTU线路阀一起控制。

37管道安全保护—水击超前保护系统流程及控制要求

系统采用停泵和关阀截断的方法进行超前保护，以保护管道干线。即在某站突然停泵或者干线阀门突然关断时，由通信系统向调度控制中心传输一个信号，调度控制中心自动下达水击保护指令，停掉相关站的泵或进出站阀门等，以防止管线超压。当由于某种事故造成全线的流量发生计划外变化时，可以通过调度控制中心下达指令主动改变各控制点的设定值，以达到超前保护。

38管道安全保护—进出站泄压保护系统流程及控制要求

在乌鲁木齐支干线首站的出站，鄯善首站和各原油中间泵站的进、出站以及兰州末站的进站均设有泄压系统。压力一旦超过设定值，系统自动泄放。39管道安全保护—自动压力越站系统流程及控制要求

达坂城、四堡、安西、张掖和西靖中间泵站具有自动压力越站功能。

40管道安全保护—压力开关保护系统流程及控制要求

各泵站输油泵的进出口均设有压力开关，入口压力超低或者出口压力超高时首先进行保护性调节，当保护性调节仍然达不到要求时压力开关动作，关停相应的泵机组。玉门分输支线调压阀下游设有压力开关，对调节阀下游的管线和设备进行保护。41管道安全保护—其它保护系统流程及控制要求

输油主泵机组设有振动、温度、泄漏等参数的连续监测，并预设给定值，当达到给定值时，进行声光报警或者停车保护。站内的各种油罐设有高、低液位报警、高高、低低液位开关进行保护。

42自控系统—概况系统流程及控制要求

全线操作以站控为主，调度控制中心主要完成全线的水击保护和全线联合运行的调控。管道沿线站场均处于调度控制中心的监控之下；重要部位的23座线路紧急截断阀和5座高点压力检测点也纳入调度控制中心的监控范围之内。全线压力和流量控制由调度控制中心根据输送计划和模拟计算，通过通信信道将压力或流量设定点和相关指令传送给有关的站控系统具体执行。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，使管道在新的工况条件下安全、稳定地工作。

43自控系统—调控中心系统流程及控制要求

模拟计算，包括顺序输送水力计算模拟、混油计算、原油切割位置计算、管道泄漏计算等；输送计划的制定：输送各种原油的总量，分输各种原油分输总量、分输瞬时流量、分输时刻等；原油界面跟踪、清管器跟踪；各控制点压力或流量设定，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；启输；增量或减量输送；44自控系统—调控中心系统流程及控制要求

停输（包括计划停输和事故停输）；启动分输站并向其下达分输总量和分输瞬时流量设定值以及分输紧急结束指令；确定各泵站泵的运行、停止及运行参数；向管道沿线各控制点下达压力和流量设定值；直接监视控制管道沿线23台线路紧急截断阀和监视5个高点压力检测点；发布ESD指令，包括线路紧急截断阀和各中间泵站进站阀门的控制；45自控系统—调控中心系统流程及控制要求

管道事故处理，如管道发生泄漏、发生威胁管道安全的水击、沿线各站非正常关闭等事故处理；控制权限的确定；通信通道故障时主备信道的自动切换；水击控制保护；报警和事件打印；输油主泵、末站减压阀和紧急截断阀等重要设备的状态显示；管线系统动态参数记录及趋势图显示。

46自控系统—站控系统系统流程及控制要求

首、末站原油的接收和发送；本站设备启动、停运和自动切换的实现；本站清管器的接收和发送；分输作业的实现；工艺流程的实现；接收来自调度控制中心的指令和授权并完成相应的操作；47自控系统—站控系统系统流程及控制要求

本站原油计量和流量计的标定；本站各种设备的保护和调控；向调度控制中心传送各种信号；流程显示；数据采集、传输、显示；报警和打印；动态参数的记录及趋势图显示。

48自控系统—仿真模拟系统系统流程及控制要求

基本功能：泄漏检测及定位批量跟踪批量计划批量分输输油泵工作点优化、全线泵站及泵的工作匹配管道运行模拟模拟培训49给油泵机组—控制参数检测主要设备参数检测及控制要求

给油泵密封泄漏检测液位开关，液位开关设高报警一个节点信号。电机轴承温度检测、远传、报警。电机定子温度检测、远传、报警：给油泵电机定子设有测温变送器，每相两个测点，共六个测点。

50给油泵机组—泵机组保护控制主要设备参数检测及控制要求

给油泵机械密封泄漏保护：对给油泵机械密封泄漏设有一级保护，当机械密封泄漏达到高报警时，应立即停车，对泵机组进行保护。给油泵电机定子温度超高保护：给油泵电机定子温度超高保护设有两级保护，第一级为高报警，第二级为超高报警并紧急停车。当超过高限报警值时报警；当超过超限停车，紧急停泵。

51输油主泵—控制参数检测主要设备参数检测及控制要求

每个轴承设有1个测温变送器，对轴承温度进行检测、远传、报警。机械密封处设压力开关式密封测漏探头，对输油泵机械密封泄漏进行检测、远传、报警。径向轴承设有振动探头及变送器，对输油泵机组振动进行检测、远传、报警。电机每个轴承设有1个测温变送器，检测电机轴承温度并远传、报警。电机定子设有测温变送器，每相两个测点，共6个测点，检测电机定子温度并远传、报警。泵壳设有1个测温变送器，检测壳体温度检测并远传、报警。

52输油主泵—泵机组保护控制主要设备参数检测及控制要求

输油主泵轴承温度超高保护：输油主泵轴承温度设有两级保护，第一级为高报警，第二级为高高报警；当输油主泵轴承温度达到高报警值时报警，当温度达到高高报警时，应立即紧急停车，对泵机组进行保护。输油主泵机械密封泄漏保护：输油主泵机械密封泄漏设有两级保护，第一级为高报警，第二级为高高报警；当输油主泵机械密封泄漏达到高报警保护值时报警，当机械密封泄漏达到高高报警时，应立即停车，对泵机组进行保护。53输油主泵—泵机组保护控制主要设备参数检测及控制要求

输油主泵振动保护：输油主泵机组振动保护设有两级保护，第一级为高报警，第二级为高高报警；当输油主泵机组振动达到高报警保护值时报警，当泵机组振动达到高高报警时，应立即停车，对泵机组进行保护。电机轴承温度超高保护：对输油主泵电机轴承温度设有两级保护，第一级为高报警，第二级为高高报警；当输油主泵电机轴承温度达到高报警值时报警，当温度达到高高报警时，应立即紧急停车，对泵机组进行保护。54输油主泵—泵机组保护控制主要设备参数检测及控制要求

电机定子温度超高保护：对输油主泵电机定子温度设有两级保护，第一级为高报警，第二级为高高报警；当输油主泵电机定子温度达到高报警值时报警，当温度达到高高报警时，应立即紧急停车，对泵机组进行保护。泵壳温度超高保护：对输油主泵泵壳温度设有两级保护，第一级为高报警，第二级为高高报警；当输油主泵泵壳温度达到高报警值时报警，当温度达到高高报警时，应立即紧急停车，对泵机组进行保护。

55导热油加热炉主要设备参数检测及控制要求

导热油炉供热系统采用PLC控制并自成系统。控制柜提供与站控系统连接的通讯接口，并执行报警和自动停炉的保护功能。接口型式为RS485，协议为Modbus。将系统的所有运行参数、状态、报警信号等数据传送到中心控制室，并具有接收中心控制室的紧急停炉ESD信号的功能。56导热油加热炉主要设备参数检测及控制要求

检测点位置显示控制报警连锁入炉温度控制盘/就地√出炉温度控制盘/就地√√√√分管程温度高控制盘√√√导热油流量低控制盘/就地√√√燃烧器风压低控制盘/就地√√√燃料压力控制盘/就地√√√燃油温度控制盘/就地√√√燃料耗量控制盘/就地√烟气氧量控制盘√√排烟温度控制盘/就地√√√火焰故障控制盘/就地√√√循环泵状态控制盘/就地√√√循环泵出口压力控制盘/就地√膨胀罐液位高低控制盘/就地√√√膨胀罐氮气压力高/低控制盘/就地√√储油罐氮气压力高/低控制盘/就地√√循环泵进出口压力就地√热油炉进出口压力就地√其它报警控制盘/就地√√57电动阀门—泵出口阀门主要设备参数检测及控制要求

控制参数检测：电动阀门全开位置、全关位置和10%（可以调整）位置触点信号远传及显示。电动阀门就地和远控信号的远传及显示。电动执行机构故障信号检测和远传。阀门控制：电动阀门可实现就地手动操作、就地自动操作、站控室远控和调度控制中心远控操作。58电动阀门—站控ESD阀门主要设备参数检测及控制要求

控制参数检测：全开位置、全关位置信号远传及显示。就地/远控信号的远传及显示。电动执行机构故障信号检测和远传。远控ESD命令。阀门控制：具有ESD功能的电动阀门除可实现就地手动操作、就地自动操作、站控室远控和调度控制中心远控操作外，还可实现远控ESD操作，通过专门的ESD控制PLC进行控制。

59电动阀门—其他电动阀门主要设备参数检测及控制要求

控制参数检测：全开位置、触点全关位置信号远传及显示。就地/远控信号的远传及显示。电动执行机构故障信号检测和远传。阀门控制：可实现就地手动操作、就地自动操作、站控室远控和调度控制中心远控操作外。

60调节阀—电动、电液联动主要设备参数检测及控制要求

调节阀控制参数的检测及远传如下：调节阀0～100%全行程阀位远传、显示。接收4～20mA的控制信号。接收故障信号。61泄压阀主要设备参数检测及控制要求

泄压阀采用轴流式泄压阀，其设定值可以在一定范围内设定。在泄压阀前设取压点，阀前压力达到泄压阀设定值后，泄压阀打开泄放。

62线路RTU截断阀主要设备参数检测及控制要求

线路紧急截断阀采用球阀、电液联动执行机构驱动。检测、控制信号：全开和全关的阀位显示、远传；执行机构储能罐系统的压力检测、远传、低压报警；就地及远控信号的检测、远传。63站场概况乌鲁木齐首站流程及控制要求

乌鲁木齐原油支干线首站具有清管、增压外输、原油加热处理、计量、出站调压、原油界面检测等功能；站内所有主要工艺设备都安装在工艺设备区内，设有给油泵、外输泵、清管器发送系统、计量标定系统、导热油炉换热系统和排污系统。64工艺流程乌鲁木齐首站流程及控制要求

王家沟油库储罐来油：王家沟油库储罐主要原油是北疆原油，通过站内新疆油气储运公司的计量系统计量后直接进泵外输；正输流程：原油自王家沟油库储罐经计量后，通过输油泵加压去下站；清管流程：发送清管器。原油加热流程：由导热油加热炉提供热量实现原油的冬季加热输送；压力泄放流程；停输再启动流程。65工艺流程乌鲁木齐首站流程及控制要求

66主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

给油泵机组自身故障保护输油主泵机组自身故障保护见3.2。67主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

给油泵机组进口低压保护在给油泵进口设有低压保护开关PSLL0401，与给油泵机组联锁。当给油泵进口压力达到低压保护开关PSLL0401的设定值时，保护开关报警，延时5s后，停正在运行的1台给油泵，再延时10s后，如果仍在报警，保护开关动作联锁停所有给油泵，对泵机组进行保护。

68主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

输油主泵机组进口低压保护在输油主泵进口设有低压保护开关PSLL0402，与输油主泵机组联锁。当输油主泵进口压力达到低压保护开关PSLL0402的设定值时，保护开关报警，延时5s后，停正在运行的1台输油主泵，再延时10s后，如果仍在报警，保护开关动作联锁停所有输油主泵，对泵机进行保护。

69主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

输油主泵机组出口高压保护在输油主泵出口设有高压保护开关PSHH0401，与输油主泵机组联锁。当输油主泵出口压力超过高压保护开关PSHH0401的设定值时，保护开关报警，延时2s后，如果仍在报警，保护开关动作联锁停所有输油泵，对泵机组进行保护。

70主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

出站高压保护在出站设有高压保护开关PSH0101，与输油主泵机组联锁。当出站压力达到高压保护开关PSH0101的设定值时，保护开关报警，延时2s后，如果仍在报警，保护开关动作联锁停所有输油泵，对泵机组进行保护。

71主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

出站阀组区连锁保护当进行发送清管器作业时，出站阀组区的阀Y01102、阀Y01103和阀Y01104设为联锁状态，即阀Y01102、阀Y01104均不在全开位置时，不能关闭阀Y01103；阀Y01103不在全开位置时，阀Y01102、阀Y01104均不能关闭。

72主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

出站调节阀选择性保护调节出站压力调节系统采用出站压力和主泵入口汇管压力选择性调节，由出站管线上压力调节阀、出站压力检测、输油主泵入口压力检测等构成。出站压力调节系统的被调参数为出站压力，辅助调节参数为输油主泵入口压力。压力设定值既可由调度控制中心给定，也可由站控系统给定。在正常情况下，调节系统保证出站压力在设定值（以出站压力为被调参数）；当主泵入口汇管压力低于压力设定值时，调节系统自动切换到保护性调节回路（以主泵入口汇管压力为被调参数）。

73主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

站关闭保护当处于以下情况时，在站控室综合为一个站关闭信号，并将信号传至控制中心，控制中心在收到站关闭信号时下达全线停输指令，并执行全线停输控制程序，控制程序同出站电液联动阀门Y01101关闭时全线停输的程序：当阀Y01102和阀Y01104的任何一个不在全开位置，同时阀Y01103也不在全开位置时；当阀Y01105和阀Y01107中的任何一个不在全开位置，同时阀Y01108和阀Y01110中的任何一个也不在全开位置。当阀Y01304和阀Y01306中的任何一个不在全开位置，同时阀Y01303也不在全开位置。74主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

导热油炉保护导热油炉控制系统能对导热油炉供热系统的所有参数进行自动检测、控制，并执行报警和自动停炉的保护功能；控制柜提供与站控系统联接的通讯接口，接口型式为RS485，协议为Modbus。系统的所有运行参数、状态、报警信号等数据传送到中心控制室，并具有接收中心控制室的紧急停炉ESD信号的功能。

75主要设备连锁保护及控制乌鲁木齐首站流程及控制要求

其它保护螺杆泵和出口压力报警连锁，当出口压力达到高报警值时延时5s联锁停螺杆泵。污油罐设有高、低液位开关和联锁控制、高高液位报警。当油罐液位达到高液位时应报警并联锁起泵，当油罐液位达到低液位时应报警并同时联锁停泵。泄压罐设有高、低液位报警、高高、低低液位开关和联锁控制。当油罐液位达到高液位时应报警并同时联锁启泵。当油罐液位达到低低液位时应报警并同时联锁停泵。

76主要工艺操作—发送原油乌鲁木齐首站流程及控制要求

站内操作人员根据输油计划安排确定发送原油的种类、时间和发油量。站控人员可根据工作站上显示信息进行人工操作发油。必须严格按照输油计划操作，严防出现油罐抽空和因此而出现的全线停输情况。在发送原油过程中，操作人员实时监视油罐的液位，当打开油罐的出油阀门时，如果2分钟时选定油罐出口阀门没有处于全开状态，应立即切换另一座油罐。油罐液位达到低液位报警时必须立即切换油罐，油罐切换时应为先开后关。油罐液位达到低低液位报警时，必须切换到另一油罐并立即关闭油罐出口阀门，如果切换失败，则联锁停泵。

77主要工艺操作—外输原油切换乌鲁木齐首站流程及控制要求

在外输原油切换前，必须按照输油计划做好一切准备工作：确定所发送原油的品种、油罐的名称，并打开油罐的出口阀门。在确认准备工作就绪后执行原油切换控制程序，原油切换时自动执行控制为：开启后行原油的切换阀门，在该阀门全开时开始关闭前行原油的切换阀门，完成原油切换。原油切换时应根据需要做好调节阀设定值调整工作。

78主要工艺操作—发送清管器乌鲁木齐首站流程及控制要求

发送清管器操作的准备工作在发送清管器作业时，应做好准备工作，先把清管球放入发球筒，关死盲板，然后人工打开阀Y01104两端的手动阀门，使发球筒充满原油，然后再人工关闭手动阀门。79主要工艺操作—发送清管器乌鲁木齐首站流程及控制要求

清管器发送程序执行的条件

清管器发送操作程序由站控完成，人工手动触发程序。阀Y01102、Y01103和Y01104处于远控状态；阀Y01102、Y01103和Y01104互为联锁状态；阀Y01102、Y01103和Y01104处于故障非；清管指示器YS0101信号处于正常。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。80主要工艺操作—发送清管器乌鲁木齐首站流程及控制要求

清管器发送打开阀Y01104，2分钟后阀Y01104仍不处于全开位置，则阀Y01104出现故障，报警并跳出程序。阀Y01104处于全开位置时打开阀Y01102，2分钟后阀Y01102仍不处于全开位置，则开阀Y01102失败，报警并跳出程序。阀Y01102处于全开位置时关闭阀Y01103，2分钟后阀Y01103仍不处于全关位置，则关阀Y01103失败，报警并跳出程序。清管指示器YS0101信号报警，表明清管器出站。当阀Y01103全关2分钟后清管指示器YS0101仍没有信号，表明清管器没有发出，则报警并跳出程序。清管指示器YS0101报警信号后打开阀Y01103，2分钟后阀Y01103仍不处于全开位置，则说明开阀Y01103失败，报警并跳出程序。阀Y01103处于全开位置时关闭阀Y01104，2分钟后阀Y01104仍不处于全关位置，则关阀Y01104失败，报警并跳出程序。阀Y01104处于全关位置后关闭阀Y01102，2分钟后阀Y01102仍不处于全关位置，则关阀Y01102失败，报警并跳出程序。阀Y01102处于全关位置后给出清管器发送程序执行成功信号，完成发送清管器作业。81站场概况鄯善原油首站流程及控制要求

鄯善原油首站具有清管、增压外输、出站调压、原油加热、原油界面检测等功能；站内所有主要工艺设备都安装在工艺设备区内，设有外输泵、超声波流量计、密度计、清管器接收和发送系统、泄压系统和排污系统。82工艺流程鄯善首站流程及控制要求

接收乌鲁木齐原油支干线来油；接收吐哈原油库来油；往吐哈原油库转输罐内原油；原油倒罐流程；加压正输流程；清管器接收流程；清管器发送流程；原油加热流程；压力泄放流程；停输再启动流程。

83鄯善首站流程及控制要求

84鄯善首站流程及控制要求

85主要设备连锁保护及控制鄯善首站流程及控制要求

给油泵机组自身故障保护输油主泵机组自身故障保护给油泵机组进口低压保护输油主泵机组进口低压保护输油主泵机组出口高压保护出站高压保护进、出站阀组区联锁保护出站调节阀选择性保护调节站场关闭保护导热油炉供热系统安全保护其它保护

86工艺流程要点鄯善首站流程及控制要求

按正确批次顺序输送冬季输送吐哈油后用塔里木油充满吐哈油库来油管道87站场概况玉门原油分输泵站流程及控制要求

玉门原油中间分输泵站具有清管、增压外输、出站调压、分输调压、原油加热、分输和原油界面检测等功能；站内所有主要工艺设备都安装在工艺设备区内，设有外输泵、超声波流量计、分析橇座、清管器接收和发送系统、调压系统、导热油炉供热系统、泄压系统和排污系统。88工艺流程玉门原油分输泵站流程及控制要求

加压正输流程；分输流程清管器接收流程；清管器发送流程；原油加热流程；压力泄放流程；停输再启动流程。

89玉门原油分输泵站流程及控制要求90主要设备连锁保护及控制玉门原油分输泵站流程及控制要求输油主泵机组自身故障保护输油主泵机组进口低压保护输油主泵机组出口高压保护出站高压保护分输支线出站高压保护进、出站阀组区联锁保护出站调节阀选择性保护调节分输调节阀控制（流量/压力选择）站场关闭保护导热油炉供热系统安全保护其它保护

91工艺流程要点玉门原油分输泵站流程及控制要求冬季输送时严格控制分输流量冬季输送吐哈油后用塔里木油充满分输管道

92工艺流程要点玉门原油分输泵站流程及控制要求

图2.4.2-72015年输量为2000×104t/a沿线水力坡降图93站场概况兰州原油末站流程及控制要求

原油输送到兰州原油末站后，可直接转输到兰州石化炼厂，也可先进兰州原油末站原油储罐，再转输到兰州石化炼厂。还预留有兰州～成都原油管道接口，将西部管道原油输送运往四川地区。兰州原油末站具有清管、进站减压、外输计量、原油站内循环加热、流量计标定、原油倒罐、预留兰州～成都原油管线分输等功能。站内设有清管器接收系统、进站减压系统、换热系统、计量交接系统、流量计标定系统和转输系统。94工艺流程兰州末站流程及控制要求

管道来油减压；原油储存；原油计量交接及流量计标定；原油外输（输至兰州石化进罐和装火车）；清管器接收功能；原油倒罐；原油站内循环加热，维持罐内原油温度；压力泄放流程。95兰州末站流程及控制要求96兰州末站流程及控制要求97主要设备连锁保护及控制兰州末站流程及控制要求进、出站阀组区联锁保护站场关闭保护其它保护

98工艺流程要点兰州末站流程及控制要求进站减压阀的控制99准备工作乌——鄯线启输控制要求做好乌鲁木齐原油支干线首站原油的准备工作和中间泵站以及末站的接收原油的准备工作。检查线路所有的手动阀室和单向阀室内的手动阀门是否处于全开位置，单向阀是否处于正常状态。检查各个站场内干线上的手动阀门是否处于全开位置（含备用设备的所有手动阀），如果阀门关闭，应将阀门打开并锁死。100启输条件乌——鄯线启输控制要求线路紧急截断阀门的状态为全开状态。各站干线阀门的状态也为全开状态，保证各站的畅通。根据计划输送原油打开乌鲁木齐首站指定油罐出口至第一台给油泵进口的所有阀门。打开给油泵进出口回流阀两侧的手动阀Y01422、Y01424；冬季启输须在停输后的30h以内完成。101操作顺序乌——鄯线启输控制要求设定乌鲁木齐原油支干线首站出站调节阀压力设定值，设定鄯善站进站调压阀设定值；启动首站给油泵中的任意一台；30秒后，启动首站输油主泵中的任意一台；60秒后，设定鄯善进站调节阀设定压力；完成启输。注意：冬季启输时需首先启动加热炉系统，在加热炉启动30分钟后方可启动启输程序。

102参数控制乌——鄯线增减输控制要求乌鲁木齐首站给油泵、输油主泵和出站调节阀；达坂城中间热泵站出站调压阀；鄯善进站调节阀；管道的增减量操作在冬季时还涉及乌鲁木齐、达坂城的加热炉供热系统。

103操作顺序乌——鄯线计划停输控制要求停运乌鲁木齐、达坂城的加热炉供热系统；收到加热炉停状态10分钟后调用降量输送程序；240秒后，停运乌鲁木齐站所有正在运行的给油泵、输油主泵；过150秒后，设定鄯善站进站调压阀设定值为5.7MPa；过30秒后关闭鄯善进站阀门Y04-XV-0103；全线停输完成。计划停输再启动的控制顺序按启输时的控制进行操作，而后按增输控制程序实现计划的输量。104准备工作鄯——兰线启输控制要求做好鄯善首站原油的准备工作和中间泵站、分输泵站以及末站的接收原油的准备工作。检查线路所有的手动阀室和单向阀室内的手动阀门是否处于全开位置，单向阀是否处于正常状态。检查各个站场内干线上的手动阀门是否处于全开位置（含备用设备的所有手动阀），如果阀门关闭，应将阀门打开并锁死。105启输条件鄯——兰线启输控制要求线路紧急截断阀门的状态为全开状态。各站干线阀门的状态也为全开状态，保证各站的畅通。分输泵站的分输支线为关闭状态。打开鄯善首站给油泵进出口回流阀两侧的手动阀；给兰州末站减压阀赋高值。根据计划输送原油打开鄯善原油首站指定油罐出口至给油泵进口的所有阀门。

冬季启输须在停输后的30h以内完成。106操作顺序鄯——兰线启输控制要求设定鄯善原油首站出站调节阀压力设定值，设定兰州末站减压阀为13MPa；启动首站给油泵（任意2台）；20秒时，启动鄯善输油主泵中的任意3台，每台泵启动的时间间隔为20秒；鄯善第3台输油主泵启动过60秒后，启动翠岭输油主泵中的3台大泵，每台泵启动的时间间隔为20秒,并设定出站压力；翠岭第3台输油主泵启动过60秒后，启动河西输油主泵中的1台小泵2台大泵，每台泵启动的时间间隔为20秒,并设定出站压力；河西第3台输油主泵启动过60秒后，启动玉门输油主泵中的3台大泵，每台泵启动的时间间隔为20秒,并设定出站压力；107操作顺序鄯——兰线启输控制要求玉门第3台输油主泵启动过90秒后，启动山丹输油主泵中的3台大泵，每台泵启动的时间间隔为20秒,并设定出站压力；山丹第3台输油主泵启动过60秒后，启动新堡输油主泵中的1台小泵2台大泵，每台泵启动的时间间隔为20秒,并设定出站压力；新堡第3台输油主泵启动过60秒后，设定兰州末站减压阀设定压力9.0MPa；注意：冬季启输时需首先启动加热炉系统，在加热炉启动30分钟后方可启动启输程序。

108参数控制鄯——兰线增减输控制要求乌鲁木齐首站给油泵、输油主泵和出站调节阀；各中间泵站出站调压阀；兰州末站进站减压阀；管道的增减量操作在冬季时还涉及鄯善首站和各中间泵站的加热炉供热系统。

109操作顺序鄯——兰线计划停输控制要求停运干线所有的加热炉供热系统；收到所有的加热炉停状态10分钟后调用降量输送程序；停运鄯善首站所有给油泵和输油泵，关闭玉门分输泵站的分输阀门；300秒后，停运翠岭泵站所有输油泵；360秒后，停运河西泵站所有输油泵；390秒后，停运玉门泵站所有输油泵；570秒后，停运新堡泵站所有输油泵，并设定兰州末站进站减压阀阀前压力为13.0MPa；600秒后，停运山丹泵站所有输油泵。630秒后关闭兰州末站进站阀门Y17-XV-0103；110