Q/SY 1178—2009
OPeratiOn and COntrOl PhilOSOPhy for PrOdUCt PiPeline
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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、管道分公司、西部管道有限 公司。
本标准起草人：张鹏、唐善华、曹青山、高义、杜伟强、阎峰、沈亮、郭永华、李顺勇、殷 炳（。
本标准规定了成品油管道运行与控制原则，规定了设计、运行管理和维护的要求，规定了成品油 管道运行管理人员对管道运行及控制原则应具有的统一认识O
本标准适用于新建和改扩建成品油管道，在役成品油管道可以参照执行。
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。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O凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本 标准!
GB 50183石油和天然气工程防火设计规范
GB 50253输油管道工程设计规范
SY/T 0015. 1原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范穿越工程
SY/T 0015. 2原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范 跨越工程
SY/T 0019埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范
SY/T 0036埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范
下列缩略语适用于本标准。
ESD EmergenCy ShUt DOWn 紧急停车
USD Unit ShUt Down单体设备停车
HMl HUman MaChine Interface 人机界面
MAoP MaXimUm AlIOWable OPeratmg PreSSUre 最大允许操作压力
PLC PrOgrammab） LOgiC Controller 可编程逻辑控制器
SCADA SUPerViSOr Control And Data ACqUiSitiOn 监控与数据采集
RTU RemOte TermmaI Unit 远程终端单元
UPS UninIerrUPted Power SyStem 不间断电源
EAM EnterPriSe ASSet Management 企业资产管理系统
PCV PreSSUre Control VaIVe 压力控制阀
UCP Unit Control Panel 机组控制盘
SMYS SPeCified MinimUm Yield Strength 最小屈服强度
DDN DigitaI Data NetWOrk 数字数据网
GPRS GeneraI PaCker Radio SerVCe 通用无线分组业务
CDMA Code DiViSiOn MUltiPIe ACCeSS 码分多址技术
ILI In Line InSPeCfiOn 管道内检测
TFT’ TJnWPr EXnInSiVP TJmit 帛任爆炸梆限
管道生产运行，应遵循以下优先顺序：
a） 安全。
b） 可靠/有效。
C）高效。
安全包括人员保护、环境保护、资产保护三个层次。人员保护应实现人员零伤害的目标；环境保 护指管道运行的生产经营活动应不会对环境造成严重或持续性破坏；资产保护应实现资产零损失的 目标。
管道运行和生产经营活动;涉及安全问题的决策和行为时，应遵循先满足对人和环境的保护，再 考虑资产保护的原则。
安全目标的绩效评价应以每年各类事故发生数量为主要依据来进行考核！
系统可靠性或有效性主要根据顾客满意度来评价，其评价指标包括：油品批次的按时输送及满足 质量要求等。
可靠/有效目标的绩效评价通过每年未能满足输送计划和油品质量未能达标的次数进行考核。
在任何情况下，效率的重要性不能超过安全和可靠性的重要性。对于管道系统来说，首先要满足 安全要求，其次要满足可靠性和有效性的要求!
效率目标的绩效评价通常通过总维护成本、维护成本比率（每年非计划维护成本占总维护成本的 比例）和单位输油能耗进行考核。
5.1.1工程设计人员应遵守国家法规;关于认证、设计、建设等相关要求，熟悉并履行这些要求。 应了解并遵循政府机构规定的各项程序。
5.1. 2管道系统的工程设计应符合相关规范和指导原则。
5.1.3在新建或扩建工程设计时，应遵照所有强制性法规、行业和业主设计要求，尽量采用标准化 设计。
5.1.4设计应考虑在管道使用寿命期间对设施进行更新换代的要求，不同使用寿命设备的更换或升 级应考虑到与管道的预期寿命匹配，采用合理的设计余量。
5.1.5设计文件应考虑管道系统的相关可靠性参数，如平均故障间隔时间、平均维修时间、可靠性、 最长正常运行时间、设备质量、材料质量、安装质量、冗余、可维护性、规格及额定量等。
5.1.6在考虑设计方案时，应选择能满足安全、环境、工程技术和运行要求的最佳成本设计。管道 （由和施工作业带应考虑空间的实际界限、地形、地理位置、土壤、人口、生态环境、土地征用和公 众安全等。管道路由和施工作业带应考虑和解决与项目相关的公众关心的问题，应对可能影响工程项 目的所有征地因素进行详细评估。
5.1.7所有工程项目都要考虑以下的相关要求：
a） 技术和经济的可行性。
b） 影响评估：主要包括安全、职业卫生、环境、地质灾害、水土保持、地震等。
C）项目管理：主要包括工程质量、投资、进度。
”话行古持.主要句括维护.维修一
e） 法规和规范：符合相关的法规、设计、施工、检测规范及标准。
f） 环境因素：主要包括季节变化、夏季高温、冬季严寒和沙尘暴等。
5. 2.1成品油管道的设计能力应满足任务书或合同要求。
5.2.2管道及管道构件的压力等级应保持一致。
5.2.3成品油管道的设计压力应根据油源条件、用户需要、管材质量及地区安全等因素经过技术经 济比较后确定，建议考虑发展因素。
5. 2.4系统运行压力不得超过该系统设计的MAOPO
5.2.5在满足工艺设计与线路选择相关规范要求的基础上，应采用先进、成熟的技术。
5.2.6管道保护系统应按单体设备、站场、整个管道分级设置保护系统，并确定优先顺序。
5.2.7管道保护系统应设置简捷、有效、可靠的控制逻辑。
5.2.8在站控系统与控制中心通信中断情况下，站控系统应具备由远控切换到站控的功能。
5.3.1.1站场的选址和总图布置应注重对人和财产的保护，综合考虑设备方位和操作空间，满足防 火防爆安全距离要求，符合GB 50183及相关规范的规定。
5. 3.1.2设计应达到目标：
a） 应选择性价比最优的产品，对重要设备应考虑备用。
b） 工艺系统的设计应满足工艺过程（压力、温度、流量等）的要求，具有灵活性，设备和相关 管路的设计应适应最恶劣的工况条件。
C）在工艺设计中应考虑减少混油量的有效措施。
F）在新建或改扩建工程设计;，应充分考虑设备操作、维护方便，并留有扩展余地。包括：
——所有工艺、电气、仪表设备及管路均应有合理操作和维护空间。
——对于需要拆卸维修的设施，应留有足够的作业空间，必要时应设置吊装设备。
——根据设备操作和维护的需要，应设置合理通道和平台。
e） 设备的噪声应控制在国家及地方相关标准要求范围内。
f） 站场埋地设施必要时宜设置阴极保护系统。
a） 新（改、扩）建成品油管道泵站应按远程控制进行设计。
b） 泵站站控系统应能与控制中心保持不间断通信，具备监控全站的功能。
C）应设置调压和泄压设备。
F）可以逾越的泵站应设置独立的全越站流程，具备手动和自动越站的功能。
e） 站内合适的位置应安装止回阀。
f） 消防系统应不受ESD系统的影响，可独立运行。
g） 主要泵机组都应具有相关参数报警和联锁保护，并具有就地操作功能。
h） 站控系统应由不间断电源供电，后备时间不低于2h。
i） 站控系统应具有以下功能：
——通过站控系统对站内设备和工艺参数进行监控。
——对泵机组运行参数进行监控和报警显示。
——站控室应设置ESD按钮，ESD按钮应硬接线到站ESD系统。站ESD系统应独立于站控 系统。所有ESD状态都应在站控系统人机界面（HMI）上显示。
——ESD系统布维护和测试时可袖屏薪.并布站捽和捽制中心HMT卜显示FSD系纬的屏薪我态一
——站报警复位可以将所有的报警重新设置到非报警状态。
一单个报警可以通过HMl复位。当站控HMl不能操作时，通过站控控制盘上的复位按钮 （采用硬接线方式安装）重新复位。复位按钮同时用于ESD或泵停车（USD）复位。操 作员可在ESD或USD操作复位后重新启动站场。
5.3.2.2泵站主要设施：成品油管道泵站应包括工艺设备、自控通信系统、变配电系统、检测和消 防系统、生产辅助设施及公用设施等。应参照以下内容进行设计。
a） 工艺设备包括：输油主泵、管路和阀门、压力控制系统、界面检测系统。
b） 自控通信系统包括：站控系统、通信系统。
C）变配电系统包括：变电站、电系统和开关设备楼间。
F）检测和消防系统包括：火灾和可燃气体检测系统、水消防系统、惰性气体消防系统、便携式 灭火器。
e） 生产辅助设施包括：排污系统、阴极保护系统、工业电视监视系统、疏散报警系统。
f） 公用设施包括：现场辅助设施（雨水排放、围墙台阶、道路和围篱）、饮用水和生活污水排放 设施。
g） 现场用于操作和维护的建筑包括：泵房、维修区和远程终端室、其他辅助建筑（配）间、发 电机房等）。
5.3.3.1.1新（改、扩）建分输/注入/减压/计量站应按远程控制进行设计。
5. 3. 3.1. 2在设计接收/输送/计量/压力控制站时，应考虑如下主要指标：
a） 计量设备的精度、重复性和冗余。
b） 设备采购的快捷性。
C）噪声控制水平。
F）安全（包括数据安全）。
e）成本影响。
5. 3. 3.1. 3成品油计量站控系统按照有关规范应满足：
a） 成品油计量站的测量精度。
b） 成品油计量测量的结果可重复性。
C）满足流速和计量操作要求。
F）体积管标定具有采样系统和界面检测系统。
e） 阀应具有严密性和密封性，阀体具备快速开关的特性。
f） 成品油交接计量、通讯和控制百分之百可用。
g） 防腐蚀系统。
h） 将可听到的流量控制阀的噪声控制到规定的最高限度（35dB）以下，并将对超声波流量计影 响的噪声降低到最低。
i） 通过计量和通讯的冗余设计保证数据安全。
O）尽量减少管道系统的压力损失。
k）提供一个能满足上述要求的高性价比的解决方案。使用先进测量技术和流量控制方法。
5.3.3.1.4管路和站场的设计应符合GB 50253, SY/T 0015.1, SY/T 0015. 2的要求，它一般要求 应力水平要小于SMYS的50%。除了操作条件和液体的属性外，下列规定的设计条件应该确定：
a） 设计规定的流率（最大和最小，常规下的假设速率，未来的变化率）。
b） 压力数据（水压试验和设计系数）。
Q洋入和分输一
d） 批次界面检测设备的选型和位置。
e） 背压、输送压力和超压泄放的要求。
：）操作要求（包括连续注入或分输、流量计检）、油品采样、密度和仪表测量要求）。
g） 对于计量、检）、切割混油以及压力和温度测量的要求。
h） 对设备离地高度、操作平台、机座和高架起重机的要求。
i） 质量计量，包括成品油流量计量、库存控制和批次跟踪或泄漏检测。
O）计量设施类型选择和尺寸规范。
5.3.3.2主要设施应包含：工艺设备、自控通信系统、变配电系统、检测和消防系统、生产辅助设 施和公用设施等。计量站、减压站应逐步实现远程控制，应参照以下内容进行设计。
a） 工艺设备包括：成品油计量系统（可能备有计量室）、管路和阀门、压力控制系统、流量控制 系统、界面检测系统。
b） 自控通信系统包括：站控系统和通信系统。
C）变配电系统：配电系统和开关设备室。
d） 检测和消防系统包括：火灾和可燃气体检测系统、水消防系统、惰性气体消防系统、便携式 灭火器。
e） 生产辅助设施包括：排污系统、阴极保护、疏散报警系统。
：）公用设施包括：现场辅助设施（雨水排放、围墙台阶、道路和围篱）、饮用水和生活污水排放 设施。
g）现场用于操作和维护的建筑包括：维修区、控制室和其他辅助建筑（配）间、发电机房等）。
a） 工程设计坚持以安全可靠为第一的原则。
b） （罐区按有人值守进行设计。
C）要考虑经济效益，优化总体布局和方案，降低工程总投资，要考虑充分利用已建设施，减少 储油成本。
d） 要积极谨慎地采用成熟、适用的新技术。
e） 选址时要综合考虑库容、工作压力、安全等情况。
：）要符合安全、环境保护和其他要求。
5.3.4.2主要设施应包含：工艺设备、自控通信系统、变配电系统、检测及消防、生产辅助设施及 公用设施等。应参照以下内容进行设计。
a） 工艺设备包括：）、阀组区、主泵、给油泵、计量交接系统（可能备有计量室）、界面检测系 统、采样系统、站安全保护系统。
b） 自控通信系统包括：站控系统、通信系统。
C）变配电系统：变电站、配电系统和开关设备室。
d） 检测和消防系统包括：火灾和可燃气体检测系统、水消防系统、惰性气体消防系统、便携式 灭火器。
e） 生产辅助设施包括：排污系统、阴极保护系统、工业电视监控系统、疏散报警系统。
：）公用设施包括：现场辅助设施（雨水排放、围墙台阶、道路和围篱）、饮用水和生活污水排放 设施。
g）现场用于操作维护建筑包括：泵房、维修区、远程终端室和其他辅助建筑（配）间、发电机 房、化验室等）。
5.3.5清管站和阀室
5. 3. 5.1设讦要求一
5.3.5.1.1新（改、扩）建清管站和阀室应按远程控制进行设计。
5.3.5.1.2在设计清管站及阀室时，应考虑如下主要指标：
a） 设备便于采购。
b） 安全（包括数据安全）。
C）成本。
F）站安全保护系统。
e） 阀室间距设置应符合规范要求。
f） RTU阀室位置的选择应考虑高风险地区的保护和常规操作的隔离。
g） 清管站间距应有利于清管作业。
h） 清管站的设计应能够使清管器的收发不影响管道系统正常运行，并且尽量减少杂质进入下游 管段。
i） 清管器收/发球筒的设计应考虑到智能清管器的尺寸和类型。
O）除了运行工况和成品油特性外，还应考虑如下设计条件：
——现场数据（位置、标高和环境温度范围）；
——油品物性（油品类型和需要考虑的所有流体的工作温度范围）；
——设计流速范围（最大和最小流速）；
——压力数据（水压试验和设计系数）；
——仪表要求；
——电气要求；
——污水、杂质处理要求；
——地质条件要求；
--环境要求；
——安全要求；
——许可证要求。
5.3.5.2主要设施：清管站和RTU阀室应包含工艺设备、自控通信系统、检测和消防系统、生产
辅助设施及公用设施。在役清管站和阀室应逐步实现远程控制，并应参照以下内容进行设计：
a） 工艺设备主要包括：收/发球装置（清管站）和油品过滤分离系统。
b） 自控通信系统主要包括：自控系统、通信系统。
C）检测和消防系统包括：火灾和可燃气体检测系统、便携式灭火器。
F）生产辅助设施主要包括：阴极保护、工业电视监视系统、备用发电机系统、安防系统、ESD 系统。
e） 公用设施包括：现场设施（雨水排放、围墙台阶、道路和围篱）。
f） 现场用于操作和维护的建筑包括：维修区、远程终端室、其他辅助建筑（配）间、发电机 房等）。
该系统由管道及站场远程阀室RTU控制系统、站场控制系统、数据通信系统和控制中心控制系 统组成，SCADA和数据通信系统应具有以下功能：
a） 控制中心操作人员应可以控制和运行管道系统沿线的所有主要设施。
b） 通过通信系统向控制中心操作人员提供信息，信息具有准确性、可靠性、实时性。
C）有效地组织信息。
F）协助判断。
Q实现命令下舄.挡垫调用和揭表牛成一
f）报警信息管理，包括报警限的设定。
应能实现管道“远程控制，无人操作”的控制水平。
应按统一的标准规划设计层次、设备布局和外观。
5. 4. 4.1 SCADA系统主要由以下六部分组成：
a） 实时数据库、历史数据库。
b） 数据采集。
C）计算模块。
F）事件/报警管理器。
e） 进程计划程序。
f） 时钟校准。
上述组成与人机界面、报警、趋势和报表四个模块相互通讯。
5.4.4.2站控系统硬件配置：
a） PLC系统：由冗余的CPU、电源、通信模块以及输入/输出模块组成。
b） 人机界面（HMI）。
C）报表打印机。
F）冗余的通信网络。
e） 和第三方设备的通信接口，例如贸易交接计量系统。
f） 与控制中心的通信介质，可采用光纤、卫星、DDN、GPRS/CDMA等。
5.4.5.1控制方式：SCADA系统采用全线控制中心控制、站场控制和就地控制的三级控制 方式。
a） 中心控制模式：控制中心对全线进行远程监控，统一调度管理，实现管道批量计划、批量跟 踪、顺序输送、泄漏检测、全线紧急停车ESD及水击保护、输油泵运行优化、输油泵故障诊 断及分析等功能。
b） 站场控制模式：在各个站场设置站控系统，在输入阀室、分输阀室、远控线路截断阀室设置 远程终端装置（RTU），对站场及阀室工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及 联锁保护。
C）就地控制模式：就地控制系统对工艺单体或设备进行手动就地控制。
1） 在就地控制模式下的站场设备，应只有站场操作人员可以控制，控制中心操作人员应不具 备控制能力；
2） 所有站场电动阀门、气液联动阀、电液联动阀都应设有“本地/远程”选择开关（优先 级）。
5.4.5.2 站控系统具备功能：
a） 持续检测，并即时产生报警信息。
b） 执行参数调整命令。
C）向控制中心传送数据。
5.4.5.3控制要求：无论是远程控制模式还是就地控制模式，SCADA提供数据服务的功能应不发 生变化。
5. 4. 5.4远程操作和本地操作的工作职责和分工见表1。
表1远程操作和本地操作的工作职责和分工情况表
|
分 工 |
____________人 员____________ |
|
现场操作 |
站场人员 |
|
管道系统操作 |
控制中心操作员 |
|
全线紧急事件处理 |
控制中心操作员 |
|
站场紧急事件处理 |
站场人员 |
|
现场维护 |
站场人员和维护人员 |
|
化验室 |
站场人员 |
|
泵机组操作 |
站场人员或控制中心操作员 |
|
截断阀操作 |
站场人员或控制中心操作员 |
|
压力调节 |
站场人员或控制中心操作员 |
|
计量设备操作 |
站场人员或控制中心操作员 |
|
站场辅助设备 |
站场人员 |
|
罐区控制 |
站场人员或控制中心操作员 |
|
泄漏检测系统 |
控制中心操作员 |
5. 5.1.1管道系统应装有本地和远程自动保护系统，如压力超限保护装置、可燃气体检测和火灾报 ）装置、ESD保护装置等。
5. 5.1.2管道系统应设有泄漏检测系统。
5. 5.1.3主控制中心、备用控制中心和重要站场（泵站、分输站）应有备用供电系统。在主用供电 系统中断时，备用供电系统应能自动启动。
5. 5.1.4主控中心与各站场之间的通信应采用主备通信电（，与RTU阀室不设备用通信；备用控 制中心与站场、RTU阀室通信不设备用通信电路。在主通信（由中断时，备用通信（由应能自动 切换。
5. 5.1. 5 SCADA系统服务器、网络应按照冗余模式设计，主、备用服务器应能自动切换。
5. 5. 2.1要求：站场应配备有报警和保护设备，如声光报）、可燃气体检测、火灾检测等装置。
5.5.2.2站报警。
5. 5. 2. 2.1报警信号可能会激活其他相关功能。报警触发的站关闭设定值宜在站控PLC上设定，站 控HMl可以对这些设定点进行浏览，但不能修改（被授权人除外）。
5.5.2.2.2现场人员也可从站控HMI得到报警详细信息，同时得到声音报警，声光报警器会连续 闪烁直至报）被确认。
5.5.2.2.3站PLC故障时所有输出都应设置为低电平，例如PLC或RTU）源中断。
5. 5. 2. 2.4以下是典型站场的部分报警内容：
a） 火灾检测器故障。
b） 火灾报警。
C）可燃气体监测仪故障。
F）可燃气体浓度LEL20%o
Q可燃气体浓l⅛LFL4n1⅛ 一
f） 压力高。
g） 压力咼一咼。
h） 压力低一低。
i） 安防报警。
O） UPS故障。
k） 电源故障。
l） PLC电池）压低报警。
（）流量计算机故障报警。
n）站触发的ESDO
O）泵机组系统报警。
5.5.2.3站场安防：远程自动控制站场应安装安防报警系统。无人值守站场安防系统报警应上传控 制中心。也可以使用工业电视监视系统监视站场安全，监视画面可以在站场和控制中心显示。
5.5.2.4火灾检测和消防灭火。
5. 5. 2. 4.1火灾检测报警优先级高于可燃气体检测报警。火灾检测系统用于监测泵房、控制室等建 筑物内部，当出现热量、烟雾、明火后发出警报。火灾检测系统在发现明火或烟雾后，会关闭所有通 风设备、启动报警和启动站紧急关闭程序。站内火灾检测设备的输出信息应送入站控系统。
5.5.2.4.2根据火灾安全方面的国家法律和相关的企业标准，决定泵厂房是否设置灭火系统，并考 虑其控制水平（自动或手动）。
5.5.2.5站场压力、温度和液位超限保护：
a） 过压保护：根据管道干线、站内管线和用户管道的压力等级，应安装压力控制阀、压力泄放 阀或安全泄放装置。应遵照保护管道;最大运行工作压力值;最小值的原则。
b） 出站超压保护：泵站、减压站等关键站场出口宜选用安装三台压力变送器，采用3%2控制 方式。当三台变送器;有两台的压力超过了高限设定值，产生报警；当超过了高高限设定值 时，产生报警并控制泵至怠速运转或停机。应监视每个变送器的故障状态，当三台变送器; 有任何两台出现故障时，应启动安全措施。
C）温度过高保护：如果进站温度超过设定值，产生报警。
F）液位超限保护：储）、泄压）、污油罐等应设置高、低液位，高高、低低液位报警。产生高 高、低低液位报警时关阀或停泵。
5. 5. 2. 6站紧急关闭情况和执行动作。
5. 5. 2. 6.1站紧急关闭会实施站隔离，其中包括泵机组、站内管道等，并对站场进行锁定。发生以 下情况之一时，启动站紧急关闭。
a） 触发现场站ESD按钮。
b） 触发站控制室站ESD按钮。
C）泵厂房火灾引起的ESDo
F）泵厂房或控制室可燃气体浓度（LEL）高高造成的ESDo
e）控制中心操作员下发的站ESD命令。
5. 5. 2. 6. 2站紧急关闭会执行以下动作：
a） 向站控HMl和调控中心HMl同时发出报警信号。
b） 泵站内泵机组紧急停机。
C）关闭站场进、出口阀。
F）关闭泵站内泵机组的进、出口阀。
5. 5. 3.1站场话行人吕市能够涌讨本铀/元稈捽制模式的切攝.定聊对站场的洪站阀.出站阀.站 进/出口压力和干线截断阀（越站阀）的本地控制，保护单个泵机组。
5. 5. 3. 2其他本地和远程保护可通过相关设备的报警和控制功能实现。
进入管道系统中的成品油被分类进行测试，以建立其质量指标。质量测试符合相关国家质量标准 的规定，包括水、沉淀物、密度/相对密度、粘度、闪点、硫含量以及其他必要指标的测试。进入管 道成品油的质量必须符合运输协议和国家标准。管道系统应设有检测、监控和保护设施，以防止污染 物进入或存留在管道内！运行与维护程序应包含油品的测试和不合格产品的控制和管理！
腐蚀控制系统的设计应符合SY/T 0019, SY/T 0036相关规范，管道建成后应立即投入使用。 设计中应规定所需的测试、检测和调查，如：
a） 腐蚀参数检测。
b） 阴极保护状况调查。
C）绝缘法兰/接头检测。
F）杂散电流调查。
e）恒电位仪和阳极地床检测。
：）外界搭接的调查。
g） 避雷设施检测。
h） 牺牲阳极的调查。
i） 恒电位仪运行情况检测。
g）外露管道检测。
k）腐蚀控制所需要的其他类型的检测。
应开发应用一套综合管理系统，以实现以下各项内容：
a） 确定会成为后果严重区的管段位置和产生该后果的影响因素。
b） 管道整体数据的最初收集。
C）相关规范的编制和选用。
F）正常工艺条件下的管道系统风险分析。
e）整个评估方法的确认（ILI、压力测试、直接评估、其他方法），包括技术基础和选择每个评 估方法的理由。
：）完成最初评估和开发基线评估计划的进度表。
g） 检验整体评估结果的方法。
h） 预防和减缓风险的整体措施。
i） 工艺操作和维修规范。
O）确定日常完成的检查和维修活动。
k） 确定分支评估程序的频率和工艺。
l） 跟踪程序效果的性能措施。
（）连续评估工艺。
n）改进管理程序。
5. 9.1.1应设立主控制中心和备用控制中心，两者不可同时享有控制权限。
5. 9.1.2主（备用）控制中心应具备控制整个管道，包括泵站、分输注入站、计量站、减压站、清 管站.RTTT阀室等的功能一
5.9.1.3应保证控制中心监控界面的完整性、连续性。
5. 9.1.4应制定统一的操作员操作界面标准，采用相关标准规定的符号、颜色和正文字体。
5.9.1. 5界面层次的制定和数据显示的方式应符合油气长输管道SCADA系统通用技术规定的要求。
5.9.1. 6远程命令的下发应采用易操作的窗口界面和两次确认的方式。
5. 9. 2.1所有数据显示应是实时的、连续不间断的。
5.9.2.2总览图应显示所有关键信息和控制要素。
5.9.2.3总命令菜单应包括所有可以调用的命令。
5.9.2.4趋势图应显示管道各站的趋势参数，如站场压力趋势或流量趋势等。
5.9.2.5报警菜单应显示已被确认的、未被确认的和悬挂的报警。
5.9.2.6命令下发应包括命令触发、确认和执行三个过程。
5.9. 2.7事件菜单应包括报警菜单的内容和其他所有管道生产行为的记录。
5.9.2.8提供其他细节信息，供操作员查看。
5.9. 3.1报警不分级别应同步上传至站控控制中心和终端控制中心。
5.9.3.2报警管理应实行分级管理。报警调用/显示分级管理。报警调用/显示应可以按照级别、类 型、地区、管道进行查询/显示。报警确认分级管理。未赋予权限的用户应无法确认限制级报警。
5.9.3.3对于控制中心操作员，报警仅限于以下主要类别：
a） 状态变化（如泵或关键阀门状态变化）。
b） 保护系统动作（如火灾检测或过压设备）。
C） SCADA系统状态（如通讯故障）。
F）泄漏检测。
e） 温度报警。
f） ESD报）。
g） 清管指示器报警。
5. 9. 4.1备用调控中心应与主调控中心在功能要求、配置要求、显示要求、报警要求上一致。
5.9.4.2备用控制中心的选址应考虑环境条件、社会情况、交通情况和通信情况。
5.9.4.3备用控制中心应具有在规定时间内切换主调控中心控制权的能力。
5. 9. 4. 4应保证备用控制中心核心控制部件的可靠性及网络的冗余。
6.1.1管道运行应采用统一控制的原则。宜采用如下决策模式，执行常规和非常规运行任务。
a） 识别。
b） 判断。
C）确定优先级。
F）确定解决方案。
e） 执行。
f） 监测。
g） 评估。
6.1.2管道整体性。
6.1.2.1市采用“管［首全局分析”方法洪行捽制.用活当泵机绢数冃及绢合方式优化全线话行一
6. L 2. 2可以采用多个参数对管道进行控制，包括压力、流量或泵转速；操作员可以根据具体情况, 选用一种或多种控制方式。
6. L 2. 3可以设定流量、进出口压力或干线压力对管道进行整体性控制。
6. L 2. 4控制点一般是管道上在关键点的允许范围内调整管道压力的关键点的位置。该点一般直接 影响管道系统的输量。控制点和关键点会随着管道条件的变化而变化。
6.1. 2. 5可以通过选择如下两种方式控制管道的压力平衡:
a） 用有效/高效控制方式优化能量的分配，例如启用合适的泵站。
b） 站内选用合适的泵机组组合方式满足增压要求。
6.1.2. 6为确保管道控制的整体性，SCADA系统内应设置压力自动识别和保护程序，能防止操作 员输入超出运行范围的参数。
6.1. 2.7操作员主要通过调整泵机组的运行方式实现管道整体性的优化运行。
6.1.3调控中心操作员的职责。
6.1. 3.1运行人员具体的工作职责应包括：
a） 监测和分析输送系统的正常运行。
b） 确保供需平衡。
C）确保系统操作在可接受的参数范围内。
F）在出现异常或事故时，对影响系统性能的意外状况进行反应和纠正。
6.1. 3. 2运行人员具体的日常工作职责应包括：
a） 监控管道系统的运行工况。
b） 按合同或计划满足用户的需求。
C）确保管道系统在可接受的范围内运行。
F）管道系统异常情况的预防、发现、判断和纠偏。
e）对出现的事故及等级进行判断，调整运行或执行应急程序。
：）报警、事件信息管理与分析。
g） 参与制定和完善应急响应程序。
h） 在不能满足合同或计划输量时应采取纠偏措施。
i） 报表管理与分析。
O）对站场操作人员的考核管理。
k） 调度令管理、执行。
l） 配合现场计、改作业的顺利完成。
（）对管道生产动态进行记录和汇报。
控制点是指关键的运行考虑的因素一一具体是指管道运行的最高或最低允许工作压力。
a） 管道MAoP受如下因素影响：
1） 管道所在区域的分级。
2） 管道是否经过环境敏感区域。
3） 管道直径、壁厚和强度及其运行前的试压压力。
b） 应避免管道压力过低，因为如果压力下降至油品饱和蒸气压以下，将导致设备的损坏。
6. 2. 2.1应采取多种方法高效输送油品，优化管线的运行工况，包括通过泵机组的启/停以及对如下 参数进行控制：
办涌讨站场的流畐一
b）进站压力。
C）出站压力。
6.2.2.2应能够远程控制泵站进站压力、出站压力和排量。
6.2.2.3控制中心操作员对现场设备的操作不仅限于现场层次，还应负责整个管道系统的管理和控 制。整体运行工况分析内容应包括各站场数据、油品品质、下游用户实际和需求计划。
6.2.2.4控制中心操作员应具备以下技能：
a） 启/停泵。
b） 压力控制阀（PCV）设定点控制。
C）根据运行需要，远程控制进/出站阀和干线截断阀，确定输送流程。
F）入口压力控制。
e）出口压力控制。
：）流量控制。
6.3.1.1管道系统的运行一般应由控制中心进行监控。
6. 3.1.2各站场（泵站、计量调压站、清管站和阀室）除可远程操作外，在如下情况应能本地操作:
a） 远程通讯;断。
b） 控制中心远程监控中断。
C）在切换到本地控制模式进行现场维护作业时。
a） 远程控制：控制中心操作员应可以对泵进行设定点调整、=/停泵机组操作、分输压力/流量 控制、设备远程开关、ESD远程启动等。
b） 站控控制：站控应可以对泵进行设定点调整、=/停泵机组操作、分输压力/流量控制、设备 站控开关、ESD站控启动等。
C）本地手动控制：现场应可以对泵进行设定点调整、=/停泵组操作、分输压力/流量控制、设 备开关、ESD启动等。
6. 3. 3.1管道系统的安全操作和控制至关重要，控制中心通过SCADA系统对管道及其泵站进行操 作和控制 !
6.3.3.2泵站现场人员向控制中心提供日常支持。泵站站控系统由SCADA计算机和通讯设备组成, 泵站控制数据库收集该站场的相关参数。
6.3.3.3在各种情况下，所用的SCADA系统和通讯系统的设计应执行：
a） 按照国际惯例提供安全操作。
b） 遵守最新的规范、标准和规定。
6.3.3.4 一般情况下，SCADA系统应监控整个管道运行系统。
6.3.3.5 SCADA系统除具有控制职能外，还可辅助完成以下功能：
a） 批次跟踪。
b） 质量计量。
C）泄漏检测。
一条成品油管道可有几个注入或分输点。为了油品的有效输送，应有详尽的计划。
讦划编制人吕市根据所有嗾厂和/或管甫公司提供的未来几个目的输溪油晶讦划或“指宗协议” 来编制计划。指定协议描述了输送的油品的类型和体积、使用的隔离液和输送的日期。
对流入、流出管道系统的油品进行精确的计量是必要的。这种计量，可使用不同的设备和系统 （包括流量计、变送器和数据通信）。精确计量对下列几项是重要的：
a） 确保给销售公司的结算单正确无误。
b） 批次跟踪。
C）泄漏检测。
有效的批次管理程序应确定：最小批次量、最大和最小的流速、注入和分输位置、操作压力限 制、油品的特殊处理条件和存储方式等参数。
最小批次量是为了确保混油切割不会影响分输油品的质量，分输油品在规定的质量指标之内。最 小的批次量由油品种类和批次切割程序产生的混油量来确定。其他用来确定最小批次量需要考虑的是 管道直径、输送距离、最小流速和分输设备的影响。
确定最大流速即确保在管线内运行的最大量。确定最小流速是确保管道油品流动不会进入层流， 这样就不会导致油品降级或污染！
最小流速是重要的，因为最小流速的计算确定了批次之间界面的混油量。管道运行计划安排在小 于最低流速之下会导致油品质量问题。
对于计划安排，调控中心操作员应掌握注入和分输的位置及特殊点的限制值，例如分输点有压力或流量 限制。注人点也有流速的限制。计划编制要充分考虑以上因素，确保计划的可实施性，同时优化管道运行。
为了帮助减少混油的增加和油品污染，每条管道应在高雷诺数下运行（高于临界区）。雷诺数与 流速、管道直径、液体密度和液体粘度有关。为了保护油品质量，维持湍流是必要的。
在编制顺序输送批次计划之前，必须确定成品油管道的MAOPO
编制计划时，应了解每个存储设施的可用性，包括储罐的储油种类、储）的当前液位和是否可使 用。这将减少因储罐不足造成冒罐或停输的情况发生。
批次组合程序有助于最大限度地减少批次降级/污染和能耗。批次的次序必须考虑相邻油品的兼 容性。以确保油品质量为原则，典型的批次顺序有：重油批次组合、中等密度的油品批次组合、轻油 批次组合。成品油按油品质量分组，油品物性相似的组合在一起。
成品油输送以最大限度地降低单位能耗为目标来确定最优的循环批次。
管道操作程序包括控制中心和现场责任，清楚地给出从一个批次切换到另外一个批次的详细指导 （特别是由现场的操作者执行手动批次切割的情况下）。也可根据密度的改变、存在染色、化验、光学 界面检测系统（OID）和其他手段来进行批次切割。
应建立并执行批次混油的管理程序以确保油品的质量并正确处理混油。
市律立并执行涌晶窿级或批次污染的管理稈序一
批次跟踪方法应在SCADA系统之内实现。批次跟踪系统会提供如批次型号和标识符、体积、在 管道里的位置、到达下游站场的估计时间和油品的密度。批次跟踪系统也提供站场的公里桩、充入管 线的油品体积、运行情况和罐容变化等跟踪信息。
）的管理对于管道运行是十分重要的，它在满足客户需要的同时，最大限度地减少了混油的产 生。调度人员应控制进罐的油品量。当管道首末站罐容不足时，宜采用调节油品流速和批次的方法， 满足生产者或最终用户的需要！
无论谁控制）容，调度运行部门应尽可能提前一个月模拟罐容变化以利于更正计划。为减少冲 突，）运行的模拟也应考虑影响管道流量的罐液位的变化。
要使用以每条管道系统的常规风险评估为基础的合适的泄漏检测系统和工艺。泄漏检测方法宜包 括如下内容：
a） 通过有经验的合格的控制中心操作员连续地监控管道的压力。
b） 定期对每个管道作业）的地表情况进行空中和地面检查，检查泄漏。
C）人工资料的平衡计算。
F）计算机管道监控系统，它自动地警告控制中心操作员存在的潜在泄漏。
6.4. 5.1操作程序应在考虑安全的前提下确保以下各项：
a） 管道系统的可靠性和效率。
b） 系统的功能连续性和不背离正常的操作条件。
C）遵守政府法规和公司的标准。
F）监控流量和压力确保管道运行平稳。
e）控制中心操作及时可靠。
：）日常的管道维护（焊接、机械作业、电气检修）。
g） 日常的现场操作（阴极保护监控、作业）监督等）。
h） 异常工况下的运行。
i） 应急响应。
6.4.5.2异常操作程序：
a） 应努力保持管道正常运行，但也要意识到可能出现异常工况。对于不构成紧急事件的异常工 况，其原因是多方面的，如：
--SCADA/通讯中断期间的运行；
——通讯全部中断期间的运行；
——数据无法更新；
——管线流量不平衡的运行；
--维护期间的运行；
--对失电故障的响应；
——对站锁定/故障的响应；
--对异常压力工况的响应；
——对阀门意外关断的响应；
——对少量泄漏的响应。
b） 控制中心操作员应及时准确地发现、判断并分析报警信息。
Q制宗明确的导當操作稈序规弗一
d）应明确异常运行工况应执行的优先顺序，包括必要的联系人员和方式。
a） 应针对管道紧急情况制定应急预案，包括应急操作甚至系统停运。
b） 应急预案规定保护的优先级顺序为：人、环境、资产。
C）应急预案应包含处理以下紧急事故的预案。
——管道设施发生的泄漏；
——建筑物内或附近有油品泄漏；
——管道设施附近或设施内发生火灾；
——管道设施附近或设施内发生爆炸；
——自然灾害；
——涉及其他管道的事故；
——炸弹/纵火恐吓；
——第三方对管道及管道设施的破坏O
d）应急预案应包含以下内容：
——应急指挥领导小组；
——可调配的资源和人员（合同方和员工）；
——培训和演练；
--通讯；
--公众教育；
--社区方案（确立社区的应急响应协调部门）；
——媒体应对；
——通知、报告和记录紧急事故的程序；
——紧急事故后的运行恢复的程序。
命令的下发应首先确认先决条件的步骤是否执行完毕，之后才能发出命令。某些具有压力自动保 护功能的阀门，操作时，控制系统应对操作命令进行确认。
7.1.2.1控制中心通过SCADA系统对泵站进行操作和控制，现场维护人员应给予日常的支持。调 度运行人员授权后，被授权人员可以通过网络访问每个站的运行状态和报警。
7.1.2. 2泵站的控制应采用入口压力、出口压力和站排量（也可以在进油和分输点采取流量控制） 控制方式，并使用站出口温度或泵出口温度（视具体情况而定）作为约束条件。所有泵停机逻辑程序 都应在UCP上完成。
7.1.2. 3泵站可通过控制中心HMI#站控机HMl或连接到广域网（WAN）的任何网络客户机进行 监测。对于需要远控的泵站，应将该站的本地/远程开关置于远程位置。
7.1.2. 4授权人员可以通过基于客户/服务器的广域网（WAN）浏览所有站。所有授权人员应在访 问系统中的任何站点时都要登录和退出。对于不同级别的许可访问应执行不同级别的口令。
下发该命令之前，操作员应访问适当的控制面板并选择“打开”选项，然后选择执行选项！开/ 关阀的操作应包括命令执行的确认程序！
控制中心操作员应可以同步/异步下发影响多个管道设施或部分管道系统的命令。过程命令通过 管道控制系统作为单一命令发出，但实际是若干设备的连锁动作过程。动作过程通过站控系统预设控 制逻辑执行。
7.2.2 泵的过程命令
7.2.2.1泵机组的控制逻辑全部在UCPWo除了可以通过UCP直接发送机组控制命令外，也可以 通过站控系统向UCP发出控制命令。
7. 2. 2. 2泵站过程控制命令的优先级顺序如下：
a） 站紧急关闭，包括站关闭、隔离。
b） 站正常关闭，包括站关闭、隔离。
C）机组紧急停机，机组冷却停机。
F）机组快速停机，机组快速停机、隔离，由UCP保护系统控制（例如机组振动超标）。
e）机组正常停机，机组冷却停机、隔离。
7. 2. 3.1本地/远程开关处于本地位置时，站场操作员应能够从本地HMl操作以下阀门：
a） 进站阀。
b） 出站阀。
C）干线截断阀（越站阀）。
7.2.3.2当站场维护人员选择“开”或“关”命令时，站HMl应对执行该命令进行进一步的确认。 阀门的显示颜色应根据阀门状态而改变。
管道系统的适当维护可有效防止如下情况的发生：
a） 不安全状况。
b） 破坏环境。
C）客户不满意。
F）输量损失。
e）经济损失。
：）不必要的维修费用。
g）报警和停输。
8. 2.1管道系统的维护根据维护周期可以分为预防性维护和预测性维护。
8.2.2预防性维护（例行性维护）主要指基于设备供货商推荐的作法和周期进行的维护，目的是使 设备处于最优状况。
8.2.3预测性维护（计划性维护）涵盖范围相对更广，需从管道整体性考虑，并以系统设备厂商推 荐的预防性维护计划为基础确定。应考虑维护周期对系统输量、上游供油单位和下游用户的影响。还 需要考虑新建、改扩建项目对输量的影响。
8.2.4应急抢修。
8.3.1工作量较大的维护应在对管道输量影响最小的时候进行。对管道输量影响较大的维护工作, 应安排在管道输量最低时进行，或者安排在上游单位、下游用户进行设备检修时进行。影响较小的维 护市考点与影响较大的维护丁作同用洪行一
8.3.2维护实施应提前制定年度维护计划，确定各项维修任务的优先顺序和时间表。在年度维护计 划的基础上，应至少每季度召开一次维修协调会，落实详细作业计划。另外，可根据维护作业的要 求，不定期召开协调会。
8.3.3实施计划维护和紧急维修时，需要编写详细的维护操作程序。程序需包含工作范围、计划的 各项工作所需时间、图纸、设备材料清单及相关人员的联系方式。
8.4.1维护工作应提前做好各种联系、协调、准备工作：
a） 上下游相关单位。
b） 政府地方有关单位。
C）财务/预算部门。
F）计划部门。
e）运行部门。
：）质量安全环保部门。
g） 维护部门。
h） 物资供应部门。
8.4.2应充分利用EAM实现远程自动维护，协助完成以下维护管理工作：
a） 工单管理。
b） 备件和库存管理。
C）维护计划。
F）资产管理和跟踪。
e）采购和结算。
：）资源管理。
g） 报告和分析。
h） 与财务系统集成。
8.4.3应编制涵盖所有预期维护活动的维护程序手册，并确保安全、有效地执行。维护程序手册应 结合设备操作规程，用于计划性和非计划性现场维护，并应提供给各个站场。维护程序手册;应包含 以下内容：
a） 工具和设备。
b） 库存和备件清单。
C）厂家手册。
F）设备和车辆。
e）现场人员。
8.4.4远程自动维护原则要求建立自动管理平台，用于整合维护人员和设备，统一操作和维护程序， 简化维护人员的强化培训和资格评定工作。
8.4.5完整的和具有可操作性的远程自动维护原则，不仅适用于管道运行日常性维护，还有助于提 高管道系统未来的可靠性。
8.4.6应建立综合维护管理系统，可实现：
a） 维护设备和人员的整合。
b） 优化备件库存和专用工具的数量。
C）减少备件存放时间。
F）减少停机时间。
e）便于分析备件需求并保持其供应量，使采购不再成为紧急问题，而是标准库存问题。
8. 4.7 综合维护管理系纬中句含完整的维护作业稈序.客件l⅛存清单及客件存妝的眦占一该系纬市 允许操作运行和维护人员进行数据查询，提供最新数据，并且可以通过历史数据库对未来备件和维护 需求进行趋势分析。该系统还应帮助进行积极性、预测性和纠正性维护和管理。
8. 4. 8综合维护管理系统要求的指导原则为：
a） 应建立区域性维护基地。该基地负责所辖范围内的维护工作。各维护基地应采用一致的维护 方法，并实现信息共享。维护基地应被统一调度，以缩短维护响应和维修时间。
b） 区域性维护基地应配备常用的维护工具和设备。维护基地人员负责保存和管理这些工具和设 备，并保证其数量和完好。
C）应对库房位置和备件库存进行整合和优化。这是降低维护成本的有效途径之一。这些库房用 于储存专用或昂贵的备件，并不用每个区域性维护基地都要设置库房。库房的位置应根据设 备平均故障时间、备件送至现场所需时间等因素进行综合评估后确定。
F）应与大型设备供应商、专业维抢修单位建立联系或签订服务协议，随时准备应对管道系统的 异常事件。其目的是尽可能缩短应急抢修时间。根据实际情况，可采用购买、租赁或其他方 式获取大型设备。需用到这些设备的位置可根据危害和可操作性分析（HAZO=）、风险评估 或控制点评估的方法来确定。通过这些评估，可实现风险控制。
e）应为维护人员配备专用的维抢修车辆。车辆型号和数量取决于维护位置、维护的系统和设施 的类型。
：）应将所有维护记录（存在综合维护管理系统;，系统;可保存各种设备、设施和系统的记录, 以及备件使用位置和数量，这有利于进行统计分析。
Q/SY 1178—2009
中国石油天然气集团公司
企业标准
成品油管道运行与控制原则
Q/SY !!78—2009
石油工业出版社出版
（北京安）门外安华里二区一号楼） 石油工业出版社印刷厂排版印刷
（内部发行）
880 X 1230毫米16开本* 5印张44千字印！ 2000 2009年3月北京第！版2009年3月北京第！次印刷 书号：155021 • 16613 定价：17.00 元
版权专有不得翻印