Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1178—2014 代替Q/SY1178—2009
成品油管道运行与控制原则
Operation and controlphilosophyforproducts pipeline
2014—08—22发布
2014-10—01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1178—2014
目 次
前言
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范围规范性引用文件缩略语总则管道设计管道运行控制中心操作员命令管道维护
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- Q/SY 1178—2014
前言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替Q/SY1178一2009《成品油管道运行与控制原则》，与Q/SY1178—2009相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
对规范引用文件进行更新（见第2章）；将“所有强制性法规”修改为“相应强制性法规”（见5.1.3，2009年版的5.1.3)；删除与控制原则关联度不大的内容（见2009年版的第3章和5.3，6.4，7.2）；统一专业用语，“本地控制”修改为“就地控制”，“全线控制”修改为“中心控制”（见 5.4.4，2009年版的5.4.5.1)；根据运行实际情况将PLC中断故障时状态保持完善为“站PLC失电、故障、恢复时所有输出都应保持当前值”（见5.5.2.2，2009年版的5.5.2.2.3)；简化并明确了单体保护的描述（见5.5.3）；质量分析中增加“馏程、辛烷值、冷滤点”（见5.6)；修改了计划管理章节内容（见6.4.1，2009年版的6.4)；修改7.1标题及目次编排（见7.1，2009年版的7.1)；删除“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”（见2009年版的7.1.2.2）。
本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会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：北京油气调控中心、管道工程有限公司、管道分公司、西南管道分公司、西部管道分公司。
本标准起草人：王大鹏、宋保强、丁小勇、闫峰、宋进舟、沈亮、张效研、陶江华、李顺勇、 崔祥。
I Q/SY1178—2014
成品油管道运行与控制原则
1范围
本标准规定了成品油管道的运行与控制原则及管理和维护要求。 本标准适用于新建和改扩建陆上成品油管道的设计和成品油管道的运行控制与管理，
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/T 21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范 GB50183石油天然气工程设计防火规范 GB50253 输油管道工程设计规范 Q/SY1449 油气管道控制功能划分规范
3缩略语
下列缩略语适用于本文件。 ESD 紧急停车（EmergencyShutdownDevice）； HMI 人机界面（HumanMachineInterface）； PLC 可编程逻辑控制器（ProgrammableLogicController） SCADA 监控与数据采集（SupervisoryControl andDataAcquisition)； RTU- 远程终端单元（RemoteTerminalUnit）； UPS 不间断电源（UninterruptiblePowerSupply）； PCV- 压力控制阀（PressureControlValve）； SMYS- 最小屈服强度（SpecifiedMinimumYieldStrength）； MAOP 管道最大允许运行压力（MaximumAllowableOperatingPressure）。
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4总则 4. 1 管道设计、运行和生产经营活动中的任何决策应遵循安全、可靠/有效、高效的顺序。 4. 2 管道运行和生产经营活动中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。 4. 3 系统可靠性或有效性主要根据顾客满意度来评价， 4.4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
1 Q/SY1178—2014
5管道设计
5.1一般要求
5.1.1工程设计人员应遵守国家法律、法规中关于认证、设计、建设等相关要求。应遵循地方政府机构规定的相关各项程序。 5. 1. 2 管道系统的工程设计应符合相关规范和标准。 5.1.3 在新建或扩建工程设计时，应遵照相应强制性法规、行业标准和业主设计要求，宜采用标准化设计。 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、完余、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。管道路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、矿产压覆等。 c) 项目管理，主要包括工程质量、投资、进度。
运行支持，主要包括维护、维修。 e) 法规和规范，符合相关的法规、设计、 施工、检测规范及标准。
d)
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。
f)
5.1.8 新（改、扩）站场和阀室应按远程控制进行设计。 5. 2 管道设计要求 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 管道与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、地区安全，结合经济发展因素，经过技术经济比较后确定。 5. 2. 4 系统运行压力不得超过该系统设计的MAOP。 5.2.5 5在满足工艺设计与线路选择相关规范要求的基础上，应优先采用先进、成熟的技术。 5.2. 6 工艺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，站控系统应具备获取控制权的功能。 5.3站场设计要求 5.3.1一般要求 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GB50183及相关规范的规定。 5.3.1.2设计应达到以下目标： 2 Q/SY1178—2014
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）控制的要求，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。 d) 在新建或改扩建工程设计中，应充分考虑设备操作、维护方便，并留有扩展余地，包括：
1) 所有工艺、 电气、仪表设备及管路均应有合理操作和维扩空间： 2) 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 3) 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) 站场埋地设施宜设置阴极保护系统，并符合GB/T21448及相关规范的要求。
5.3.2 泵站
泵站设计要求如下： a) 泵站站控系统应能与控制中心保持不间断通信，具备监控的功能 b) 应设置调压设备，根据动态水力分析结论在必要时设置压力泄放装置 c) 可以水力越站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。 d) 站内合适的位置应安装止回阀， e) 消防系统应不受ESD系统的影响，可独立运行。 f) 主要泵机组都应具有相关参数报警和联锁保扩，并具有就地操作功能。 g) 站控系统应由不间断电源供电，后备时间不低于2h。 h) 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；
1） 2) 对泵机组运行参数进行监控和报警显示： 3) 站控室应设置ESD按钮，ESD按钮应硬接线到站ESD系统；所有ESD状态都应在站
控系统人机界面（HMI）上显示； 4) ESD系统应设置维扩开关，在维扩和测试时在站控和控制中心HMI上显示ESD系统
的维扩状态； 5) 站报警复位可以将所有的报警重新设置到非报警状态；
单个报警可以通过HIMI复位；
6）
7）ESD系统触发后，应在站场先进行设备复位，操作员再进行ESD程序复位。
5.3.3 分输/注入/减压/计量站
分输/注人/减压/计量站设计要求如下： a) 计量站选择计虽设备时应考虑计量设备的精度、重复性和元余要求 b) 设计分输、注入支线时应明确分输、注入方式及流量范围，在采用间歌分输、注入方式时
应与管道运行批次结合并留有足够的输量余量。 c) 在线分输、注人点应设置界面检测装置。 d) 在有混油切割操作的站场前1km左右应增设界面检测装置。
在减压站应设置压力泄放装置。
9 5.3.4储罐区
储罐区设计要求如下： a) 储罐区按有人值守进行设计。
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b) 应考虑经济效益，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。 c) 应积极谨慎地采用成熟、适用的新技术 d) 选址时要综合考虑库容、工作压力、安全等情况。 e) 应符合安全、环境保护和其他要求。 f) 储罐设置时宜满足不同来源油品分储分输要求，
5.3. 5 清管站和阀室
清管站和阀室设计时应满足如下要求：
阀室间距和选址应符合GB50253要求。 b) 清管站间距应有利于清管作业
a)
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，在收球流程应设置过滤装置。
c)
d) 清管器收/发球简的设计应考虑到智能清管器的尺寸和类型。 5. 4 SCADA系统 5. 4.1 功能
SCADA系统应至少具有以下功能：
控制中心应可以监视或监控管道系统沿线的所有主要设施， b) 向控制中心提供准确、可靠、 实时性信息。 c) 工艺运行参数显示及报警， d) 实现命令下发、数据保存、趋势调用和报表生成。 e) 报警信息管理。
a)
5. 4. 2 控制水平
应能实现管道 “远程控制，无人操作”的控制水平 5. 4. 3 布置要求
应按统一的标准规划设计系统层次、设备布局和外观。 5. 4. 4 控制模式 5. 4. 4.1 控制方式
管道控制系统采用中心控制、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、顺序输
送、批次跟踪、泄漏检测、全线紧急停车及水击保护、输油泵匹配、输油泵故障报警等功能。
b) 站场控制模式：在各个站场设置站控系统，在注人阀室、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：站场操作人员对工艺单体或设备进行手动或电动就地控制。该控制模式下的
站场设备，控制中心操作人员应不具备控制能力；所有站场电动阀门、气液联动阀、电液联动阀、泵机组都应设有“就地/远控”选择开关。
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