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3.8.1原油及成品油密度的测量宜选用振动式密度计。 3.8.2原油含水率的测量宜选用电容法、微波法、差压法或辐射法原油含水率检测仪。 3.8.3天然气组分的测量应选用工业气相色谱仪。 3.8.4天然气烃露点的测量宜选用冷却镜面法烃露点分析仪。 3.8.5天然气水露点分析仪宜选用冷却镜面法分析仪、晶体振荡式水露点分析仪、光纤法分析仪、激 光湿度分析仪。 3.8.6工业锅炉烟道气或其他燃烧系统烟道气中含氧量测量宜选用氧化锆氧分析仪。 3.8.7在线硫分析仪选型宜符合以下要求： a）天然气中硫化氢含量的分析，宜选用紫外吸收光谱分析仪、醋酸铅纸带分析仪、电化学分析仪 b）天然气或原油中无机硫和有机硫总含量的分析宜选用总硫分析仪。 3.8.8氧化锆氧分析仪运行时应符合以下要求： a）氧化锆传感器应处于恒定高温下工作或采取温度补偿措施。 b）氧化锆传感器应定期对过滤装置进行清灰，检查安装连接处应无漏气。 c）拆除热态氧化锆管前，应等氧化锆冷却后再拆除，禁止用手直接接触氧化锆管的表面。 d）应减少停电摄作次数，以保证氧化错传感器的使用差命

3.8.9在线密度计运行时应符合以下要求

a）在线密度计配套的振动式密度计、循环泵机组、自力式调节阀、单向阀、安全泄放阀、取 阀和过滤器的技术状态应完好。 b）密度计管安装使用环境应满足厂家说明书的要求。 c）循环泵机组运行平稳，无异常声音。 d）密度值的远程显示应正常技术标准，出现故障应及时分析与处理。

3.8.10在线分析仪表运行时应符合以下要求

a）安装在分析小屋内过程分析系统的安全操作应符合GB29812的规定。 b）分析小屋内引人有可燃气体或有毒气体样品时，应设可燃气体或有毒气体检测报警仪表和现 场报警指示灯。 c）分析仪表面上的旋钮、按键和指示灯，内部的电路板、插件、电线和端子应无松动或损坏。 d）标气和载气的气瓶压力应不低于下限定值，否则应更换气瓶。 e）气体引压导管不应有泄漏。在低温使用场合，气体引压导管应设置保温伴热设施。 f）取样系统的过滤器应定期检查和清洗。

a）在其适用温度范围内，对于温度报警设定值，各回路应实现不误报、不迟报和不漏报

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3.10可燃气体探测器

3.11硫化氢气体探测器

3.11.1硫化氢有毒气体的检测可选用电化学型或半导体型检（探）测器。 3.11.2宜采用4mA～20mA模拟量或串行总线方式输出。 3.11.3需要临时检测有毒气体的场所，宜配备移动式气体探测器 3.11.4控制室操作区应设置有毒气体声、光报警。 3.11.5硫化氢气体检（探）测器应定期进行检定，检定不合格应及时更换

3.12.1输入信号应与火焰探测器、可燃气体探测器和有毒气体检（探）测器的输出信号相匹配。 3.12.2应具有高报警、高高报警、故障自检、试验、复位和存储功能。 3.12.3能接受气体探测器的输出信号，应能显示气体浓度并能发出声、光报警。 3.12.4应定期用报警控制器的试验按钮检查显示报警状态。

3.12.1输入信号应与火焰探测器、可燃气体探测器和有毒气体检（探）测器的输出信号相匹配。 3.12.2应具有高报警、高高报警、故障自检、试验、复位和存储功能。 3.12.3能接受气体探测器的输出信号，应能显示气体浓度并能发出声、光报警。 3.12.4应定期用报警控制器的试验按钮检查显示报警状态。

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3.1清管器通过指示器

3.13.1.1应指示灵敏可靠，防爆和防护性能完好 3.13.1.2应具备现场报警指示和报警输出功能。

3.13.1.2应具备现场报警指示和报警输出功能。

3.13.2界面检测仪表

3.13.2.1光功率和输出电流的显示数值应无异常。 3.13.2.2传感器应安装牢固，传感器的光纤套管不应有损伤和脱节现象。 3.13.2.3应检查配套过滤器是否堵塞。

3.14.1对于需要精确读数的变量显示，应选择数字显示仪表。 3.14.2 显示仪表的精度宜不低于检测仪表的精确度。 3.14.3 选用的盘装显示仪表，应与现场检测仪表相配套， 3.14.4各类显示仪表校验方法应按照产品说明书的要求执行。

4.1.1执行器的选型应符合设计文件的有关规定。

.1.2选用执行器时，应重点考虑以下内容： 执行器对环境与输送介质的适应性； 阀体组件结构型式与通径； 阀体组件抗气蚀与噪声性能； 阀体组件流量系数流量特性； 阀体组件抗堵和易维护性能； 执行机构结构与连接方式； 执行机构操作与显示功能： 执行机构设定力矩（推力）与可调范围； 信息服务平 执行机构行程与行程时间； 执行机构输人/输出接点数量与通信接口 执行机构的保护功能； 执行机构的防爆与防护等级； 执行机构与减速箱润滑方式； 执行器安装方式与重量。 .1.3用于流程切换的阀门应采用开关型执行机构，用于截流或开度连续变化的阀门应采用调节型执 行机构。 .1.4电动执行机构宜选用智能执行机构，具备遥控调试的功能。 .1.5气动执行机构宜选用气动薄膜执行机构；要求执行机构输出力较大、响应速度较快时，宜选用 元动活塞式执行机构或长行程执行机构。 .1.6单作用气动执行机构宜用于需要扭矩较小的阀门，在失气的情况下，阀门自动复位。

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4.1.7双作用气动执行机构宜用于需要扭矩较大的阀门，在失气的情况下，阀门自动保持。 4.1.8输油气站场ESD阀气液执行机构应具有就地和远程两种控制方式。线路截断阀气液执行机构 应具有就地、远程和自力式三种控制方式。就地控制方式应具有按钮操作和手压泵操作两种形式。 4.1.9站场ESD阀在阀门关闭后，再次启动前应现场人工复位；线路截断阀ESD触发关闭后，再次 启动前应现场人工复位或远程复位。 4.1.10输油干线上为防水击，宜配置具有速度可调功能的执行机构。 4.1.11当执行机构动力电源中断时，执行机构的蓄能器至少应能满足阀门运行1个全行程。 4.1.12 除油品界面切割阀外，用于输油管道干线上的电液阀全行程时间宜为2min～3min。 4.1.13执行机构首次投用正常后，应在阀杆的开到位和关到位处留下永久性标记。对于智能型执行 机构应记下所有设定信息。 4.1.14气动执行机构的气源应经过滤和干燥处理。 4.1.15应对气动执行机构储气罐中的积水和供气管线、过滤器中的污物进行定期检查和排放。 4.1.16执行机构的防爆等级不宜低于ExdIIBT4，露天安装的执行机构的防护等级不宜低于IP65。阀 井内安装的执行机构的防护等级宜为IP68 4.1.17配用太阳能供电设备时，应选用低功耗的执行机构，太阳能设备的性能应能满足执行机构的 运行要求 4.1.18执行机构电路板室与接线端子室应具有密封隔离结构，其阀位传感器宜配用绝对编码器或耐 磨损电位器产品。 4.2 调节阀 4.2.1 调节阀的选型应根据工艺变量， 流体特性及调节阀管道连接形式综合确定。 4.2.2高、低温工况应选用适合高、低温工况的结构和材质的调节阀。 4.2.3 自力式调节阀宜用于工艺介质流量变化小、控制精度要求不高或无外动力源的场合。 4.2.4输油站进、出站压力调节阀的流量特性宜选择等百分比或近似等百分比。 4.2.5控制阀的阀位应在动力失效后处于工艺要求的状态。 4.2.6执行机构的输出力矩、行程、相应速度应与调节阀相匹配。 4.2.7 自动调节和起切断作用的调节阀宜选用气动执行机构。无气源时，可选用电动、液动、气一液 联动或电一液联动执行机构。 4.2.8要求推力大、响应时间快或气源难以满足要求的调节阀，宜选用气一液联动或电一液联动执行 机构。 4.3开关型执行机构

4.3.1开关型电动执行机构

4.3.1.1智能开关型电动执行机构应具备以下功能

阀位现场与远程显示； 现场与远程操作； 阀门卡塞保护； 电机过热过流保护： 超力矩（推力）保护； 故障出现锁定原位，远程报警； 工作力矩（推力）可在额定力矩（推力）的40%～100%进行调整 响应频率不小于60次/h：

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阀位信号失电保持； 选配一个紧急停车（ESD）控制信号； 选配防水击的速度可调功能； 选配一个4mA～20mA的阀位信号，带负载能力大于550Q 4.3.1.2 应定期进行维护检查，检查内容应包括但不限于以下内容： 阀位状态； 密封状态； 工作电源状态； 接地设施状态； 操作面板设置信息检查，

4.3.2开关型气动执行机构

4.3.2.1开关型气动执行机构应具备以下基本功能要求：

阀位现场与远程显示； 现场与远程操作； 气源故障执行机构阀位状态自动转为安全保护模式； 出现故障时产生远程报警信号； 选配ESD控制信号。 4.3.2.2 应定期进行维护检查，检查内容应包括但不限于以下内容： 阀位状态； 气源的压力； 调压阀的定值； 压力表检查与校验； 气源的干燥和过滤器的清洁状态； 管路系统渗漏状态。

4.3.3开关型电液执行机构

4.3.3.1开关型电液执行机构应具备以下功能要求

4.3.3.1 升大型电液试行机构具备以 标准信息服 阀位现场与远程显示； 现场与远程操作； 超力矩（推力）保护： 故障出现锁定原位，远程报警； 行程测试功能； 选配防水击的速度可调功能； 选配远程试验功能； 选配手动复位功能； 选配一个ESD控制信号； 选配一个4mA～20mA的阀位信号，带负载能力大于550Q 4.3.3.2应定期进行维护检查，检查内容应包括但不限于以下内容： 阀位状态； 液压油箱的油位和油压； 液压泵充压测试：

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蓄能器测试； 工作电源测试； 接地设施状态； 检查过滤器并清洁； 管路系统渗漏状态。

蓄能器测试： 工作电源测试； 接地设施状态； 检查过滤器并清洁 管路系统渗漏状态

4.3.4开关型气液执行机

4.3.4.1开关型气液执行机构应具备以下功能要求

4.4.1调节型电动执行机构

1.1调节型电动执行机构应具备以下功能要求：

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现场与远程操作； 电机过热过流保护； 超力矩（推力）保护： 电开或电关作用方向可选； 断信号时“阀全开”“阀全关”或“锁定原位”三状态可选； 故障出现锁定原位，远程报警； 响应频率不小于1200次/h； 执行机构定位和阀位变送器误差应在±1.0%范围内； 执行机构定位和阀位变送器回差应在土1.0%范围内； 个4mA~20mA控制信号； 个4mA～20mA阀位信号，带负载能力大于550Q。 4.4.1.2应定期进行维护检查，检查内容包括但不限于以下内容： 阀位开度的误差和回差； 密封和润滑油状态； 接地设施状态： 操作面板设置信息检查。

4.4.2调节型气动热行机构

4.4.2.1调节型气动执行机构应具备以下功能要求

4.4.2.1调节型气动执行机构应具备以下功能要求： 阀位现场与远程显示； 现场与远程操作； 气源故障执行机构阀位状态自动转为安全保护模式（全开、全关或阀位保持原位）； 阀门定位器定位和阀位变送器误差应在土0.5%范围内； 阀门定位器定位和阀位变送器回差应在土0.5%范围内。 4.4.2.2 应定期进行维护检查，检查内容包括但不限于以下内容： 手动机构操作状态 阀位开度的误差和回差 业标准信息服 故障保位功能； 机械限位功能； 气源的压力； 减压调压阀的定值； 压力表检查与校验； 气源的干燥和过滤器的清洁状态； 管路系统渗漏状态

4.4.3调节型电液执行机构

阀位现场与远程显示； 现场与远程操作； 电机过热过流保护； 超力矩（推力）保护； 故障出现锁定原位，远程报警；

响应频率不小于1.5Hz； 执行机构定位和阀位变送器误差应在土0.2%范围内； 执行机构定位和阀位变送器回差应在土0.2%范围内； 个4mA~20mA控制信号； 个4mA～20mA阀位信号，带负载能力大于550Q。 4.4.3.2应定期进行维护检查，检查内容包括但不限于以下内容：

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当进站压力高于进站压力设定值时电机升速，低于设定值时电机减速，等于设定值时电机转 速保持不变： 当出站压力低于出站压力设定值时电机升速，高于设定值时电机减速，等于设定值时电机转 速保持不变； 当两个调节回路同时要求增输时电机升速，升速幅度以两个回路计算值低值为准； 当两个调节回路同时要求减输时电机减速，降速幅度以两个回路计算值低值为准； 当一个调节回路要求增输和另一 个要求减输时，调速电机优先选择减速。

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5.2.2系统应具有手动和自动两种工作方式，并能实现两种工作方式间的无扰动切换。 5.2.3在三级控制的管线中，应实现就地/站控/中控控制方式间的无扰切换。 5.2.4应从安全、避开谐振点和节能角度出发设置电机转速变化限定范围，最低转速应根据泵厂家的 支术要求进行设定。 5.2.5应根据工艺过程安全需要选择变频调速电机的作用方向。 5.2.6两个调节回路在自动工作方式下均应设定死区值。 5.2.7应通过设置控制模块的正反作用，使调节回路为负反馈调节回路。 5.2.8输油站进/出站压力调节阀与变频调速电机联合调节时，应满足以下工况： 调节阀与变频调速电机联合调节时，变频器在运行状态、调节阀旁通阀处于关闭状态，调节 阀与变频调速电机都处于自动工作方式； 调节阀与变频调速电机同时在线调节，变频调速电机宜优先调节，当满足调节要求时调节阀 自动至全开位： 调节阀的进站压力设定值在变频调速电机设定值的基础上减去一个△P，值，出站压力设定 值在变频调速电机设定值的基础上加上一个△P，值。 注：△p1、△p2值根据现场工艺情况进行调整，推荐经验值△p为0.05MPa，△p,为0.2MPa。 5.2.9应具有故障远传报警功能。

5.3.1位式温度控制系统的控制误差应在±5%范围内，定值温度控制系统的控制误差应在土1%范 围内。 5.3.2温度传感器应安装在能够正确和及时反映温度变化的位置。 5.3.3位式温度控制器的设定值和设定范围应满足工艺要求，切换差的设定宜为4℃～8℃，响应频 率宜小于120次/h。 5.3.4继电器和交流接触器的触点容量选择应有足够裕度。 5.3.5油气管道上电加热

温度传感器校验 温度控制器校验；V 继电器和交流接触器触点检查； 电加热类执行器电阻和绝缘检查 回路接线检查。

6.1加热炉燃烧控制系统

6.1.1系统具备以下主要功能要求

a）应能实现“一键”自动启炉。 b）应能实现手动和自动保护停炉。 c）联锁保护功能应齐全可靠， d）出炉介质温度的静态偏差应在土1%范围内。 e）助燃风和燃料调节阀阀位或流量的变化范围应满足炉负荷变化范围的要求。 f）功率大于或等于2.8MW或4t的加热炉宜配置烟气含氧量测量仪表。

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g）在动态控制过程中不应冒浓烟和熄火。 h）在静态控制过程中，燃油炉的烟气含氧量宜控制在4%～7%，燃气炉的烟气含氧量宜控制在 3%~5%。 i）“负荷一助燃风燃料配比”和“负荷一烟气含氧量”给定曲线设置应正确，给定曲线中的折线 点数不宜少于7点（含起点和终点）。 j）含氧量控制回路宜采用延时采样限幅输出的步进控制方式，采样时间应设置为30s～60s，输 出幅度应控制在1%~3%。 k）容积式流量计的流量信号宜进行数值曲线平滑处理。 .1.2当烟气含氧量超标时，应及时调整阀门定位器，并应每半年系统调整一次阀门定位器。 .1.3燃烧器喷嘴和燃料油泵出现显著的磨损状态时应及时更换，更换后应重新调整阀门定位器。 .1.4应定期进行维护检查，检查内容包括但不限于以下内容

6.2压缩机组监控系统

一实现单机组并网、退网，并网、退网操作可在站控和中心远控操作。

能够实现就地控制、远程自动控制、切断（OFF）和ESD四种操作方式； 按预定程序执行机组的启动、加载、卸载和停车等操作； 一自动完成压缩机组辅助系统的控制； 一在机组控制盘上显示相关设备状态、工艺变量和动态运行特性； 一实现压缩机组相关保护和声光报警：

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提供计算模型，能将机组性能曲线上传； 一与SCS交换信息和接受操作命令。 6.2.8压缩机组监控系统还应包括以下监控功能： 一启动/停车顺序控制； 辅助设备控制（如燃料气、供电、润滑油和轴密封系统等）； 速度控制及保护停车； 机组机械状态监测及保护停车； 防喘振控制； 机械故障诊断及分析； 火灾和可燃气体检测： ESD。 6.2.9压缩机组监控系统的检测仪表应安装牢固、显示正确、信号灵敏可靠和功能齐全。 6.2.10压缩机监控装置与SCS间的网络通信应有明确的网络规划，避免成环。 6.2.11 执行器（燃气轮机、调速电机和压缩机上的各种控制阀或受控电气设备）应外观完好、功育 齐全、参数设置止确、动作灵敏和运行平稳可靠。 5.2.12压缩机组监控系统的详细性能指标、维护方法和维护周期应按照不同类型机组的维护检修 定执行。

.3.1火火目动报管 6.3.2在有储油罐的站场宜设置独立的消防控制系统；其他的站场宜设置可燃气体和有毒气件 警系统和火灾自动报警系统。 6.3.3在站场的控制室、配电间区域内，宜设置火灾自动报警系统。 6.3.4储罐区消防控制系统启动报警信号应传送至站控制系统。 6.3.5站场消防控制系统应具有以下功能： 控制消防设备的启停，并显示工作状态； 消防泵的启停，除自动控制外还能在控制室手动直接控制： 接收火焰探测器、手报按钮及其他火灾探测设备的信号； 显示火灾报警和故障报警的部位： 在报警、喷淋各阶段，具有相应的声、光报警信号，并能手动消音； 显示系统供电电源的状态。 6.3.6应定期进行维护检查，检查内容包括但不限于以下内容 息服务平台 线型感温火灾探测器的校准； 火焰探测器的试验； 消防水罐液位计的校准； 手动报警按钮试验； 可燃气体检测报警器的校准； 阀门电动执行机构检查； 联锁控制保护、报警功能试验： 控制柜内设备和元件检查； 消防电源检查： 仪表线路和管路检查； 接地检查。

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7.1.1非4mA～20mA信号制的仪表宜采用齐纳式安全栅，需更换保险丝时应选用规格相同的产品。 7.1.24mA～20mA信号制的仪表宜采用隔离式安全栅。隔离式安全栅的校准方法应按说明书的要 求执行。

7.1.3安全栅应具有良好的接地。

7.2.1以下位置应加装或内置电涌保护器

控制室机柜内通信信号的进出端： 控制室机柜内的仪表信号进出端、 电气开关信号输人侧： 户外测量仪表或电子设备的输人 输出和电源侧

7.2.2应满足以下技术要

对电源侧电涌保护器，标称放电电流不小于60kA（8/20μs）； 对于模拟输入信号和通信信号侧的电涌保护器，标称放电电流不小于10kA 配用热电阻传感器时，电涌保护器单线采样电阻应不大于1Q； 安装位置紧邻线路侧，与被保护设备间的距离不大于5m； 一应按线路侧、保护侧和接地侧的端子正确配线； 接地连续和可靠，接地线的线径满足要求

7.3仪表盘、台、箱和线路

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接头内应充满不易变质的密封填料； 电缆保护管与防爆挠性连接管之间、隔离密封接头与仪表设备或接线箱之间的连接应采用螺 纹连接，连接螺纹的旋进量不应小于6扣： 信号和电源的电缆/电线宜采用铜芯多股绞合软导体，它们的绝缘耐压等级应为额定电压的 2倍且不小于500V； 信号电缆的线芯截面积不应小于1mm，电源电缆的线芯截面积不应小于2.5mm，在防爆区 敷设的电缆/电线宜为阻燃型产品； 传输模拟信号、脉冲信号和通信信号的电缆／电线应采用双绞屏蔽型产品； 气动管路应采用不锈钢管，不锈钢管之间的连接应采用双卡套式连接件，气动管路应设有冷 凝水排放装置； 气动管路的敷设应保证其不易受到外界机械损伤，且不影响其他设备的检修

7.4.1输油站场中紧急截断阀应采用不间断电源（UPS）供电，蓄电池组的后备时间应满足站控制系 充及紧急截断阀的后备时间要求，且不宜少于2h。 7.4.2输气站场中紧急截断阀应采用不间断电源（UPS）供电，蓄电池组的后备时间应满足站控制系 统及紧急截断阀的后备时间要求，且不宜少于1.5h。 7.4.3安全仪表系统的电源单元应有穴余措施。 7.4.4安全仪表系统的电磁阀电源宜采用24V直流电源。 7.4.5安全联锁系统的电磁阀的直流电源应由允余配置的直流稳压电源或直流UPS供电，电源容量 应按额定工作电流的1.5～2.0倍选用。 7.4.6安全仪表系统的交流电磁阀应有交流UPS供电。 7.4.7可燃气体和有毒气体检测报警系统应采用UPS供电。 7.4.8对每一台单体设备供电应设一个电源回路，电源回路的断路器宜有20%的余量。 7.4.9电涌保护器接地端应接人保护接地，宜采用接地连接线最短的接线方式。 7.4.10仪表及控制系统接地应采用等电位连接方式，共用接地装置，接地电阻不宜大于4Q2，接地 连接电阻应不大于12。 7.4.11信号回路接地和本安系统接地应接人工作接地。 7.4.12齐纳式安全栅应接人工作接地，隔离式安全栅可不接地

3.1.1输油气管道应设置监视、控制和调度管理系统，宜采用监控和数据采集（SCADA）系统。 3.1.2输油气管道SCADA系统设计应符合GB/T50823的规定。 3.1.3SCADA系统操作员界面应做到显示、报警和操作功能齐全，画面流程图规范统一、区域布局 合理和操作安全简便，有关文字、图例、颜色和符号符合GB/T2625的要求。 台 8.1.4用于SCADA系统的控制中心计算机房应满足GB50174的要求。 8.1.5SCADA系统运行应具有以下基本保护功能： 亚如动发法的白动如场

3.1.1输油气管道应设置监视、控制和调度管理系统，宜采用监控和数据采集（SCADA）系统。

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主通信路由恢复后，自动切换回主通信路由。 8.1.6SCADA系统硬件设备完好应达到以下技术状态： 各单体设备的型号、版本号和出厂日期标志或铭牌完整； 各单体设备无外观缺陷； 单元设备面板和计算机键盘上的开关、按键、指示灯状态正常； 一显示器屏幕清晰、亮度适中； 服务器、工作站、路由器、网络交换机、可编程逻辑控制器（PLC）、打印机、磁带机、刻 录光驱、磁盘阵列等设备的功能和技术指标满足说明书中的技术要求。 8.1.7 SCADA系统软件的要求如下： 如需重新安装软件时，安装的软件版本应与原软件版本一致； 系统软件和应用软件的磁盘和光盘等应存放在温度、磁场和湿度条件符合要求的场所； 应用软件的源程序、指令表、程序框图、使用说明和维护手册等应齐全完整； 需要系统软件升级或修改应用软件时，应执行变更管理规定； 系统软件在变更和升级后应做备份 系统应用软件在变更和升级后应做备份，应经过100%的模拟实验和在线调试，调试合格后 才能投人运行； 操作员工作站和远程监测工作站不应安装运行与SCADA系统无关的其他应用软件； 对站控机进行变更作业之前，应做好原程序文件的备份，并标明日期； 定期对操作员工作站的数据进行备份。 8.1.8SCADA系统内部各种设备的时钟应保持同步。 8.1.9SCADA系统应能根据用户名和密码给出不同的操作权限。 一般情况下，从低到高分不低于浏 览者、操作员和系统管理员三个级别。 8.1.10SCADA系统正常运行时控制权宜置于“中控”，调节阀等受控设备宜置于“自动”运行状态 现场设备宜置于“远程”控制状态。 8.1.11操作员工作站的画面刷新时间应小于25。 8.1.12 在操作员工作站应安装防恶意代码软件。 8.1.13 在操作员工作站硬件配置驱动程序的过程中，应采取措施防止改变硬件信息。 8.1.14 在操作员工作站向过程PLC下载数据时，应采取措施防止下载进程中断。 8.2 站控制系统 8.2.1 站控制系统设计应符合GB50892的和关规定。 8.2.2 阀室的远程终端单元（RTU）装置的数据应传至中控系统，可传至上下游站控制系统。 8.2.3 阀室交换机选型时， 其光模块的通信传输距离应与相邻通信站点间距匹配。 8.2.4 过程PLC中的CPU 电源和通信模块应采用几余配置， 阅室和清管站RTU宜采用双机允余 配置。

站场控制系统应具有以下主要功能： 接受和执行控制中心的控制命令，进行控制和调整设定值，并能独立工作； 向控制中心上传数据和报警信息： 输油/输气过程控制，例如压力或流量控制：

8.2.8站场控制系统应具有以下主要功能：

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对顺序输送多种油品管道的分输站、输入站、末站油品切换及混油量进行控制； 站场安全联锁保护控制； 采集和处理工艺及辅助系统变量数据，实时进行显示、报警、存储、记录和打印： 提供工艺站场的运行状态、工艺流程、动态数据的画面或图形显示、报警、存储、记录和打印 经通信接口与第三方的智能仪表交换信息： 监视工艺站场和站控制室火灾、可燃气体、有毒气体等安全状况； 监视各站场变电和配电系统的状态； 故障自诊断； 数据通信管理。 3.2.9 站控制系统画面显示至少应包括以下内容： 站工艺流程图； 站ESD系统控制图： 站控设备动态运行图； 单体设备控制画面； 调节回路控制画面： 主要参数实时和历史趋势图； 主要参数一览表； 报警分类信息表： 系统配置图； 事件信息表； 帮助说明表。 8.2.10 输油泵机组控制要求如下： 振动、温度、泄漏和差压检测宜具有显示、高报警和超高保护停机功能； 振动、温度和差压检测仪表出现故障时，只报警，不停机； 振动信号宜进行数值曲线平滑处理： 电伴热温度过低信号在启泵前出现时，禁止启机；启泵后出现时，只报警，不停机； 除紧急停车按钮输入外，所有可触发停车的输入信号应设置维护检修开关：； 宜设置保护参数值设定表、主要技术参数表及轴承振动和温度变化趋势图。 8.2.11 PLC或RTU设备完好应达到以下技术状态： 有热备功能的设备，其自动切换过程灵敏可靠 各种输人输出模块具有光电隔离、过压保护和输人反极性保护功能； 模拟量输入模块每个通道的误差在土0.1%范围内； 模拟量输出模块每个通道的误差在土0.5%范围内： 开关量输入模块每个通道的变位响应过程灵敏可靠； 开关量输出模块每个通道的变位响应过程灵敏可靠

3.3.1中控系统实时历史服务器、操作员工作站、路由器、网络交换机、通信设备、数据存储设备 应采用穴余配置，并应配置工程师工作站、打印输出等设备。 8.3.2中控系统的供电应配置余的不间断电源。 3.3.3中控系统与重要站场的通信宜采用两种不同通信方式。 8.3.4中控系统采集一遍管道各站信息所需时间应小于10s，

8.3.5中控系统应具有以下主要功能

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1.5安全仪表系统的控制器、通信网络及供电电源宜亢余。 1.6用于安全仪表回路中的执行机构应采用不间断电源（UPS）供电。 1.7应建立安全仪表功能回路旁路（bypass）、超驰（overrides）和禁止信息表并及时更新。 1.8安全功能回路（SIF）测试周期应满足安全要求规格书（SRS）的检验测试间隔要求（prooft tervaly

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9.2.1操作维护应遵循操作维护作业程序，应使操作维护过程符合安全仪表系统的功能安全。 9.2.2操作维护人员应定期培训，应由经过专业培训的人员从事SIS的测试和维护工作。 9.2.3根据SIL等级评估和SIL验证提供的系统维护周期，对SIS进行一次实际或模拟功能测试。 9.2.4安全仪表系统进行测试应编制相应的测试文件，文件编制时应考虑以下内容： 安全仪表系统相关设备的失效模式； 安全仪表系统操作要求； 设计文件要求； 工艺和环境条件。

10可燃气体和有毒气体检测报警系统

10.1.1可燃气体和有毒气体检测报警系统的设计应符合GB/T50493的规定。 10.1.2可燃气体和有毒气体检测报警系统应独立于其他系统单独设置。 10.1.3可燃气体和有毒气体检测报警信号应送至有人值守的现场控制室、中心控制室等进行显示报警。 10.1.4可燃气体的第二级报警信号和报警控制单元的故障信号应送至消防控制室进行图形显示和报 整。可燃气体探测器不能直接接人火灾报警控制器的输入回路。 10.1.5可燃气体探测器参与消防联动时，探测器信号应先送至专用可燃气体报警控制器，报警信号应 由专用可燃气体报警控制器输出至消防控制室的火灾报警控制器。火灾报警控制器实施消防联动功能。 10.1.6可燃气体或有毒气体检测信号作为安全仪表系统的输人时，探测器应独立设置，探测器配置 应根据SIL回路定级结果确定，并应符合GB/T50770的相关规定。

10.2.1可燃气体报警系统应能明确显示检测值；采用无测量值显示功能的报警器时，应将信号引入 计算机控制系统或其他仪表设备进行显示。 10.2.2接收可燃气体和／或有毒气体检（探）测器及其他报警触发部件的报警信号，应发出声光报 警，并予以保持。声光报警应能手动消除，再次有报警信号输入时应能发出报警。 10.2.3可燃气体和有毒气体的检测报警应采用两级报警。同级别的有毒气体和可燃气体同时报警时， 有毒气体的报警级别应优先。 10.2.4应具有故障报警功能，故障报警的声、光信号应与可燃气体或有毒气体浓度报警有明显区分。 10.2.5应区分和识别报警位号和/或区域。

11.1.1从事仪表自动化设备的运行维护工作应严格执行有关操作规程和安全管理规定。 11.1.2在拆、装或调试现场运行仪表设备前，应了解工艺流程和设备运行状况，并征得控制中心人 员同意后方可进行。 11.1.3在拆、装或调试具有调节和保护作用的仪表设备前，应填写工作票。

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11.1.4防爆场所进行电动仪表维护应采取有效的防爆措施（如检测现场可燃气体的浓度）。 11.1.5在运行中的本质安全仪表不应拆除或短路系统中的安全栅。 11.1.6 当接触电子设备内部时，应提前释放人体静电，佩戴防静电手环或手套。 11.1.7 当生产现场有外来人员施工时，应向施工方主动说明仪表的隐蔽工程和注意事项。 11.1.8 更改安全联锁保护回路中的设施和设定值应执行变更管理程序。 11.1.9 不应将非专用移动存储设备连接到SCADA系统中使用。 11.1.10 不应在SCADA系统网络上进行与运行无关的操作，未经授权的设备不应与SCADA网络进 行连接。 11.1.11 不应将SCADA系统网络与办公信息网络或互联网联网。 11.1.12SCADA系统应严格执行用户操作权限管理，用户与账户应一一对应。系统管理宜设置专职 系统管理员，专职系统管理员的用户名和密码应备份和定期更新，并应保密存放。系统管理员应定期 对账户进行审查和确认，禁用或删除多余账户。

11.3.1巡检人员应穿戴工作服装，携带工具、物品和有关维护技术资料。

11.3.1巡检人员应穿戴工作服装，携带工具、物品和有关维护技术资料。 11.3.2应按规定路线进行逐点巡检，做好巡检记录。 11.3.3对于异常情况应结合运行人员提供的信息，并及时分析判断和处理 11.3.4对巡检中未能及时处理的问题应做好汇报和记录。 11.3.5控制中心和有人值守站每天应进行一次巡检。主要涉及以下内容： 一通过人机界面检查全线各站或本站管道工艺运行和设备状态； 操作员工作站运行状态

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人机界面上重要参数与现场仪表指示的差异； 人机界面上阀门与现场阀门状态的差异； PLC/RTU/SIS设备运行状态； 通信和网络设备运行状态； 站控室监控仪表装置运行状态； UPS电源运行状态： 机柜内接线状态； 机房温度、湿度范围及空调、加湿机及干燥机的运行状态； 机房的防尘、防水和防动物设施状态； 场区过程仪表控制设备运行状态； 火灾检测报警系统运行状态； 消防控制系统运行状态； 可燃气体和有毒气体检测报警系统运行状态； 仪表设备动力源、管路和管线技术状态； 仪表控制设备的清洁。 6 每天在远程终端上对无人值守站仪表自动化设备运行参数或运 7 每月宜对无人值守站现场进行一次巡检。

11.4.1对油气管道的仪表和SCADA系统设备每年至少应进行一次维护。 11.4.2在维护前应编制方案，方案中有影响生产运行的内容时，应报相关主管部门审批， 11.4.3每次定期维护应包含以下内容：

11.4.1对油气管道的仪表和SCADA系统设备每年至少应进行一次维护。

测量仪表检定或校准： 执行机构和常用设备控制系统进行检查和维护（罐区消防系统除外）； 操作员工作站检查； 人机界面上重要参数与现场仪表指示的差异检查； 人机界面上阀门与现场阀门状态的差异检查： PLC/RTU/SIS设备检查； 通信和网络设备及连通性检查； 站控室监控仪表装置检查： 机房内环境温度、湿度和接地电阻的阻值检查； 对空调机、加湿机和干燥机进行维护保养； UPS断电后持续供电时间检查： 紧固一遍机柜内所有非弹簧接线端子螺丝，搞好设备的清洁。 11.4.4 除11.4.3内容外，每年还应安排一次如下工作内容： 对操作员工作站进行1次磁盘整理； 对系统设备和通信信道进行允余切换等功能性测试，检查系统运行的状态； 对各站调节回路的“手动一自动”切换、手动输出和PID参数设置等进行检查。 11.4.5 除11.4.4内容外，每三年还应安排一次如下工作内容： 对计算机和受控设备进行联动试验，不具备联动条件的应进行模拟测试； 对各站和全线的安全联锁保护程序（包括站ESD和全线水击保护）进行模拟测试： 对PLC/RTU/SIS系统模拟量输人模块每个通道的0、50%、100%三点进行准确度校准

保温标准规范范本SY/T 60692020

对PLC/RTU/SIS系统模拟量输出模块每个通道的0、50%、100%三点进行准确度校准： 通过测试程序检查PLC/RTU/SIS系统开关量输人模块的变位响应状态； 通过测试程序检查PLC/RTU/SIS系统开关量输出模块的变位响应状态。

1.5测量仪表检定与校准

11.5.1无检定规程的仪表应编写校准规程。编写校准规程中应明确适用范围、技术条件、校准方法、 校准周期和结果处理等规定 11.5.2应保证测量仪表在检定或校准周期内不超差。 11.5.3现场校准仪表时， 标准器的选择应符合相关国家检定/校准规范的要求。 11.5.4在允许误差满足工艺要求的前提下，高准确度仪表可以降级使用，以满足检定和校准的量值 传递要求。降级使用测量仪表应标明降级后的准确度等级， 11.5.5应编制仪表周期检定和校准工作计划表。检定和校准工作应注意以下几点： 一属于强制检定范围内的仪表应由政府计量行政部门指定的计量检定机构实行检定； 非强制检定仪表在不具备检定与校准条件的情况下，应送地方法定计量检定机构或具有 CNAS认证的机构进行检定/校准； 非强制检定仪表在具备检定与校准条件的情况下，可以自行检定与校准。 11.5.6自行检定与校准仪表应建立计量标准装置，取得计量标准考核证书后方可实施。 11.5.7强制检定的计量标准和强制检定的工作计量器具，未按规定申请检定或者检定不合格的，不 得使用。 11.5.8应结合计量检定规程并根据使用要求、仪表性能、使用频度和使用环境条件等合理地制订检 定和校准周期。周期确定宜遵循以下原贝 强制检定的仪表，其检定与校准周期应严格执行计量检定／校准规程； 非强制检定且性能稳定可靠的仪表，其检定与校准周期可以适当放宽； 不可拆卸仪表（如电机定子测温热电阻等）的检定与校准周期宜定为一次性。 11.5.9 常用测量仪表的检定和校准周期应执行国家计量检定和校准规程。 11.6 测试仪器与备品备件管理 11.6.1 测试仪器与备品备件应实行专人管理，物品归类定点存放。 11.6.2 测试仪器与备品备件的技术状态应完好，配套线缆应齐全。 11.6.3 常用工具、备品备件与消耗材料的规格、类 数量及技术状态应满足生产要求。 11.6.4 仪表自动化设备的备品备件应定期维护。 11.7 资料管理 11.7.1 各种检修检定（测试）记录、定期维护检修计划表和巡 回检查记录应做到项目齐全、数据准 确，保存期为3年。 11.7.2各种图纸应做到齐全完整和内容准确。当图纸内容发生变化时，应在原图上注明。当图纸内 容变化很多时，应及时重新绘制。 11.7.3各种仪表自动化设备说明书、技术文件、制度、标准和规程应齐全完整，定点存放和分类 保管。 11.7.4电子文档应留有备份，并存放在温度、磁场和湿度符合要求的地点。 11.7.5建立检查、整改、大修与大事记原始记录，保存期为5年。

11.6测试仪器与备品备件管理

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11.8管理指标及报表

水利技术论文11.8.1.1仪表自动化设备月投用率应不低于98%。 11.8.1.2仪表自动化设备月受检率应达到100%。 11.8.1.3 仪表自动化设备的月完好率应不低于98%。 11.8.1.4 SCADA系统月投用率应不低于98%。 11.8.1.5管理指标统计的计算公式和统计原则参见附录B

11.8.1.1仪表自动化设备月投用率应不低于98% 11.8.1.2仪表自动化设备月受检率应达到100%。 11.8.1.3仪表自动化设备的月完好率应不低于98%。 11.8.1.4SCADA系统月投用率应不低于98%。 11.8.1.5管理指标统计的计算公式和统计原则参见附录B