输油管道SCADA系统维护安全规定

1?范围

本标准规定了输油管道SCADA系统维护作业的安全要求。

本标准适用于管道储运(分)公司所辖各输油管线SCADA系统的维护作业。

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。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。

Q/SHGD0076输油管道SCADA系统运行维护规程

SY/T6069?油气管道仪表及自动化系统运行技术规范

3SCADA系统维护一般安全规定

3.1SCADA维护人员进入站场,应持有维护作业指导书和审批后的维护方案,及时与调度中心和联系,作业前必须按规定办理完调试工作票、现场作业票、联锁保护工作票等相关作业许可手续。

3.2维护作业内容要严格执行主管部门审批后的维护方案,每项维护作业都应遵守《输油管道SCADA系统维护作业指导书》的要求。

3.3维护过程中所有涉及联锁保护功能的临时摘除与恢复,作业前均应按规定办理联锁保护工作票。

3.4维护过程中,所有维护作业必须至少有两名作业人员,应一人操作,一人监护。同时,输油处仪表专业人员和站内技术人员也应对作业过程予以监护。

3.5SCADA维护作业前应对工艺和仪表安全措施进行检查和确认,作业全过程要严格执行工艺和仪表安全措施。

3.6维护过程中,所有运行管线的流程切换、工艺阀门、输油设备操作等作业,必须严格遵守输油生产相关安全规定,所有工艺流程和输油设备的操作全部由调度人员操作,严禁维护人员擅自操作。

3.7维护过程中严禁在现场和机柜内进行带电安装和拆卸作业,严禁在防爆场所进行仪表带电拆盖等非防爆作业。

3.8所有涉及生产网络安全的维护作业,应执行《管道储运分公司SCADA系统生产网络管理规定》。

3.9所有站场维护作业组应配置专(兼)职HSE人员和质量检查人员,对维护作业全过程的HSE措施和质量控制点进行检查,并签字确认。

3.10维护作业完成后要按规定对作业现场进行检查确认,解除安全措施,恢复维护前的生产状态。

4?SCADA系统维护作业安全等级和作业风险

4.1SCADA系统维护作业安全等级规定

4.1.1根据SCADA系统维护作业内容对输油生产和作业人员的安全风险分析,按照安全风险危害程度,从高到低将SCADA系统维护作业安全等级划分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级、Ⅳ级。

4.1.2作业过程中存在的安全风险,严重影响管道全线运行或可能对作业人员造成严重伤害,需将全部运行设备联锁临时解除或输油工艺运行流程上的阀门、设备全部切到就地,需要对作业条件进行多级确认的维护作业,规定为Ⅰ级作业。

4.1.3作业过程中存在的安全风险,影响全线运行或可能对作业人员造成一般伤害,需要将部分运行设备联锁临时解除或输油工艺流程上的部分阀门、设备切到就地的维护作业,规定为Ⅱ级作业。

4.1.4作业过程中存在的安全风险,影响单站运行或可能对作业人员造成轻微伤害,需要对作业条件进行确认的维护作业,规定为Ⅲ级作业。

4.1.5作业过程中存在的安全风险,对运行影响很小,只需加强运行人员巡检的维护作业,规定为Ⅳ级作业。

4.2各级维护的作业风险

4.2.1Ⅰ级维护的作业风险

a)输油站硬线全跳泵、顺序停泵或ESD等造成本站多台设备联锁动作、产生水击或上下游站联锁动作,严重影响全线运行;

b)远控阀室输油干线阀门关动作,造成输油干线憋压漏油,上下游站联锁动作,严重影响全线运行;

c)输油站(油库)工艺运行流程上的阀门关动作,造成输油干线、站内管线憋压漏油,上下游站联锁动作,严重影响全线运行;

d)调控中心直接运行指挥的管线全线数据中断,中控不能正常更新和显示,严重影响全线运行;

e)工作压力大于等于10MPa的高压管线上的仪表作业,作业过程中可能对作业人员造成严重伤害。

4.2.2Ⅱ级维护的作业风险

a)单台运行设备联锁动作,影响全线运行;

b)输油站(油库)与运行工艺流程相连的非运行流程上的阀门动作对工艺运行产生影响或油库(罐区)非运行流程上阀门动作造成不同油品油罐串油,影响全线运行;

c)工作压力大于等于1.6MPa、低于10MPa的中压管线上的仪表作业,可能对作业人员造成一般伤害。

d)工作温度高于80℃的仪表作业,可能对作业人员造成一般伤害。

4.2.3Ⅲ级维护的作业风险

a)运行参数报警或影响报警参数正常显示;

b)输油站(油库)站控的所有运行参数不能显示;

c)辅助生产系统联锁动作;

d)作业介质压力低于1.6MPa的低力管线上的仪表作业,作业过程中可能对作业人员造成轻微伤害。

4.2.4Ⅳ级维护的作业风险

a)影响部分工艺运行参数的正常显示;

b)影响辅助生产系统参数、设备状态的正常显示。

5各级维护作业内容规定

5.1Ⅰ级维护作业

5.1.1管线压力顺序停泵保护相关的压力变送器、AI、DO通道的校准及其防雷浪涌保护器的测试及相关回路故障的排查;

5.1.2管线压力硬线停泵保护相关的压力开关、DI、DO通道的校准及其防雷浪涌保护器的测试及相关回路故障的排查;

5.1.3进出站压力保护和外输流量控制的调节阀、配比控制的调节阀维护及其相关的远传压力、流量仪表、AI、AO通道的校准及其防雷浪涌保护器的测试及相关回路故障的排查;

5.1.4站内工艺运行流程上的阀门远控测试及其相关的DI、DO通道的校准及其防雷浪涌保护器的测试及相关回路故障的排查;

5.1.5管线远控阀室阀门远控测试及仪表和通道校准、防雷浪涌保护器的测试及相关回路故障的排查;

5.1.6作业介质工作压力大于等于10MPa的高压管线上的仪表校准;

5.1.7系统冗余切换测试;

5.1.8阀门控制器冗余通讯测试;

5.1.9仪表电源可靠性测试和UPS电源维护;

5.1.10调控中心SCADA服务器维护、生产网通讯设备维护、通讯冗余测试;

5.1.11PLC系统程序的上传、下载及修改作业。

5.2Ⅱ级维护作业

5.2.1运行状态下的输油泵、加热炉单体联锁保护相关的温度、压力远传仪表及相关AI、DO通道的校准;

5.2.2罐区(库区)进出库、进出罐相关的原油管线阀门远控测试及其DI、DO通道的校准;

5.2.3收发球区阀门、热力越站阀、压力越站阀、冷热油掺和阀的远控测试及其DI、DO通道的校准;

5.2.4输油泵(给油泵)单体远控手动和逻辑启停测试及其相关的DI、DO通道的校准;

5.2.5加热炉单体远控手动和逻辑启停测试及其相关的DI、DO通道的校准;

5.2.6储油罐液位联锁功能测试、液位计、液位开关及其AI、DI、DO通道的校准;

5.2.7罐区(库区)库存管理系统冗余通讯测试;

5.2.8作业介质运行温度高于80℃的仪表校准;

5.2.9作业介质运行压力高于1.6MPa低于10MPa的中压管线上的仪表校准;

5.2.10与加热炉(锅炉)控制系统的冗余通讯测试;

5.2.11加热炉(锅炉)、换热器上的控制回路相关的仪表、AI、AO通道的校准;

5.2.12输油泵单体联锁测试;

5.2.13加热炉(锅炉)单体联锁测试;

5.3Ⅲ级维护作业

5.3.1Ⅰ、Ⅱ级维护作业外的只报警不联锁的工艺运行参数的远传仪表及其通道的校准,主要有以下参数;

a)调节阀气源压力;

b)末站进站压力;

c)输油泵(给油泵)机组振动;

d)输油泵(给油泵)机械密封泄漏;

5.3.2单机配置的操作员工作站维护;

5.3.3污油系统联锁测试及其AI、DO通道校准;

5.3.4燃料油(气)系统测试及其AI、DO通道校准;

5.3.5泄放系统联锁测试及其AI、DO通道校准;

5.3.6作业介质压力低于1.6MPa的压力管线上的仪表校准;

5.3.7生产区与运行流程不相连的阀门远控测试及其DI、DO通道的校准;

5.4?Ⅳ级维护作业

5.4.1压力以外的非报警联锁参数仪表及其通道的校准;

5.4.2冗余配置的操作员工作站维护;

5.4.3SCADA系统接地电阻测试;

5.4.4变电所继保系统、流量计算机、超声波流量计的通讯测试;

5.4.5停输状态下的SCADA系统维护;

5.4.6辅助生产区的仪表及其通道校准;

5.3.7辅助生产区的阀门远控测试;

6SCADA系统维护作业安全措施规定

6.1Ⅲ级、Ⅳ级维护作业应执行6.3条一般安全措施的全部内容。

6.2Ⅰ、Ⅱ级维护作业除执行6.3条一般安全措施的全部内容之外,还应要根据作业内容,分别在6.4、6.5条中选择对应的安全措施执行。

6.3一般安全措施

6.3.1工艺安全措施

a)HSE各项措施已明确、落实。

b)操作人员在作业期间不得变更操作方案。

c)作业时输油站(油库)的工艺技术员必须在现场监护。

d)操作人员应注意观察相关参数,保证平稳操作。

e)若操作涉及的介质有毒,执行公司有关安全措施。

f)工艺相关操作按公司有关工艺操作规定执行。

6.3.2仪表安全措施

a)明确作业的工作危害和风险,HSE各项措施已明确、落实。

b)作业人员明确作业地点、作业内容及作业方案。

c)对所更换的备件已进行性能检测,所需工具备齐全。

d)确认相关联锁回路已摘除,关断仪表回路电源,关闭仪表一次阀门,确认关断介质、完成泄压并达到拆卸仪表条件。

e)特殊仪表作业按特定的作业方案执行。

6.4Ⅰ级维护作业安全措施

6.4.1工艺安全措施

a)将与作业有关的控制回路切为“手动”操作。

b)有旁路开关的联锁保护系统,办理《仪表联锁工作票》后将旁路开关置于“旁路”位置。

c)作业时需打开调节阀旁通阀,调节阀改为旁通操作。

d)作业时调节阀需切为现场“就地”操作。

e)作业时工艺运行流程上的阀门执行机构、运行的输油设备全部切到“就地”位置。

f)确认相关联锁回路已摘除,关闭仪表一次阀门,确认关断介质、完成泄压并达到拆卸仪表条件。

6.4.2仪表安全措施

a)PLC的系统组态修改、系统维护、维修,持有批准的作业方案和调试工作票和现场作业工作票。

b)作业人员进行组态修改等作业,在作业完成后,应向工艺交底,并做好作业前后的备份和记录。

c)作业时需要摘除的联锁回路软保护,已办理《仪表联锁工作票》,操作站上联锁保护的旁路开关已处于旁路状态。

d)作业时需要摘除的联锁回路硬保护,已办理《仪表联锁工作票》,去变电所正常停泵和紧急停泵的信号已全部摘除。

6.5Ⅱ级维护作业安全措施

6.5.1工艺安全措施

a)将与作业有关的控制回路切为“手动”操作。

b)作业时备用输油泵电机已切到“模拟”试验位置。

c)作业时需要摘除的联锁回路软保护,已办理《仪表联锁工作票》,操作站上联锁保护的旁路开关已处于旁路状态。

d)作业时需打开调节阀旁通阀,调节阀改为旁通操作。

6.5.2仪表安全措施

a)作业时需要摘除的联锁回路软保护已摘除,已办理《仪表联锁工作票》,操作站上联锁保护的旁路开关已处于旁路状态。

篇2:燃气管道运行维护管理规定

第一章总则

第一条为了加强公司管网及附属设施运行维护管理工作,充分发挥设备效率,延长设备的使用寿命,制定本制度。

第二条本规定适用于各燃气管网及附属设施运行维护工作。

第二章调压箱(柜)

第三条运行管理与内容

(一)管理部门应对调压箱设立台帐进行管理。

(二)调压箱外观无损坏、脱漆,箱门开关灵活,箱内无灰尘、无锈蚀,箱体正面标明警示标识,报警电话等。

(三)保证调压器进出口阀门开启灵活,关闭严密,无泄漏。

(四)调压器及仪表运行正常,应无腐蚀和损伤。

(五)新投入运行和保养修理后的调压器,必须经过调试,达到技术标准后方可投入运行。

(六)停气后重新启动调压器时应检查进出口压力及有关参数,并做好记录。

(七)每天应对调压箱进行一次巡检,保证箱内设施运行正常,信号管或根部地缝无燃气浓度。每月测试一次调压器出口压力,发现异常情况应立即处理,并认真填写巡检记录。

(八)每月抽动调压器切断拉杆一次,保持拉杆启动灵活。

(九)调压器允许最高关闭压力为正常运行压力的1.25倍(当运行压力小于5kPa时)或1.2倍(当运行压力为5kPa~0.2MPa时),根据实际情况设置调压器出口压力和切断阀切断压力。

(十)检查中、高压及低压管线地上部分(箱腿)防腐层,应无破损现象,保证调压箱周围无搭建物和杂物堆积。

(十一)调压器、切断阀皮膜按规定三年大修一次,并建立台帐,做好记录。

(十二)对调压箱体有损坏、锈蚀、箱门掉、门锁坏等现象要及时修复,保证箱内设施安全运行。

(十三)检查发现调压器有水堵、灰堵、冰堵等现象,应立即处理,保证供气正常。

第四条故障处理

(一)发现运行故障时,应立即处理并及时报告。

(二)用户报修的调压器故障,应及时处理,通知用户做好停气准备。

(三)处理调压器故障时,应由2人以上进行操作。

(四)关闭调压器时应检查进、出口阀门是否关闭严密。

第三章调压站

第五条运行管理内容与要求

(一)调压器允许最高关闭压力为正常压力的1.25倍。

(二)中低压调压器出口压力应根据实际运行情况进行设定,专用调压器出口压力以满足客户要求为准。

(三)有备用调压器的调压站,应标识调压器运行状态。每月要启动备用调压器至少四小时,并试验关闭压力,检查供气压力能否符合要求。

(四)调压站内外的阀门,应标明转向、启闭状态。

(五)调压站内的管道、阀门、调压器、过滤器、压力表、流量计、水封等设施,均应做到不锈、不漏、运转灵敏有效。

(六)调压站周围严禁建立建筑物,水平净距参照《城镇燃气设计规范》GB50028。调压站墙上或附近应设“燃气危险”、“严禁烟火”等明显标志或警示牌,并应保持消防通道畅通。

(七)调压站内要按规定配备数量充足的灭火器等消防器具,且要设专人负责维护、检查、保管。

(八)调压站运行管理人员在岗期间严禁从事与岗位无关的活动。

(九)调压站值班员每天对站内的设备、设施进行巡回检查,保证设备和设施的完好,并随时做好监控工作。

(十)搞好环境卫生。要做到门净窗亮、摆放整齐,保持设备本色,及时清除与调压站设施无关的物品。

(十一)定期对站内燃气泄漏和报警装置进行检查,发现异常应及时报告有关部门进行检修,保证报警及排风设施运行正常。

(十二)定期对各种仪表进行检测。

第六条故障处理

发现运行故障时,应立即进行处理,并及时上报。

第七条调压站超压事故抢修规定

(一)由于调压设备、安全切断设施失灵等原因造成出口超压时,运行人员应立即关闭调压器进、出口阀门,并在超压管道上放散降压,并立即向调度部门报告。

(二)调度人员接到报警后,确定事故级别,立即向主管领导汇报,启动相应的专项应急预案。

(三)抢修人员接到调度中心指令后,携带必要的抢修工具、防护用具、消防器材、检测仪器等装备,迅速出动。

(四)抢修人员到达事故现场后,立即关闭超压影响区内所有进户阀和切断阀。

(五)对超压影响区内所有用户进行逐户安全检查,遇有爆表、漏气、火灾等情况,按相关规定、规程处理,直至排除所有隐患。

(六)对超压影响区所有管线包括引入管进行严密性试验,居民用户稳压不少于15min,商业、工业用户稳压不少于30min,无压力降为合格。

(七)对所有超压影响区内燃气设施做全面检查,排除所有隐患后方可恢复供气。

第四章阀门井

第八条运行管理与要求

(一)供气管理单位对阀门、阀井均应设立台帐进行管理。

(二)建立阀门巡检、维修记录。记录内容包括:时间、地点、巡检维修保养内容、操作者。

(三)阀门井壁上安装燃气阀井标识,阀门井盖上宜加装防盗链。

(四)维修人员要定期维护保养阀门,保证阀门无腐蚀,确保启闭灵活。

(五)巡线人员每天巡视的阀井,要注意检查有无漏气现象,井盖、井圈齐全无损,发现井上有堆积物要立即清除。

(六)阀门井内的积水和淤泥要尽快清除,冬季雪后应立即清除井盖上的积雪。

(七)进入地下阀门井内作业时,首先应设置安全路障,开启井盖放散、检测燃气浓度,下井操作人员要穿戴劳保防护用品,系好安全带,并设专人监护,监护人员宜穿荧光警示服。

(八)井下进行维修检修,应采取防爆措施或使用防爆工具,严禁使用能产生火花的铁器等工具进行敲击作业。

(九)民俗节日、特殊情况应采取相应特殊措施进行监护和检查。

第九条维护管理

阀门、阀井每半年进行维护保养,并做好记录。

第十条故障处理

(一)发现故障时,能够当时处理的,要立即处理;处理不了的,要及时报告主管领导派人处理。有危险的,要疏散周围行人及车辆,并设立警戒区,及时向调度部门报告。

(二)处理漏气故障,地面至少有2人进行监护,由抢修人员进行抢修。

第五章燃气管道

第十一条燃气管道运行人员必须经过专业技术培训,应熟悉运行段、片内的管道走向、位置、管材、管径等内容。

第十五条燃气管道的巡检应包括下列内容:

(一)运行人员应按照巡检规定对所辖区域燃气管道进行巡检,遇有工程施工等情况有可能影响管道及设施安全运行的、未与供气单位会签的,应及时向有关单位主动交涉,提出处理意见,并向有关领导汇报,已会签的要进行24h监护,做好施工配合工作直至施工完成。每天应认真填报巡检记录,并注明巡检时间。

(二)燃气管道外缘两侧1.5m为燃气设施安全保护区。(应参照《城镇燃气运行、维护和抢修技术规程》CJJ51第三条分为安全保护范围和安全控制范围,具体数值可以参考相关《城市燃气管道设施保护办法》中对安全保护范围及安全控制范围的规定:(1)燃气管道设施的安全保护范围:低压、中压、次高压管道的管壁外缘两侧0.7m范围内的区域;高压、超高压管道的管壁外缘两侧6m范围内的区域。(2)燃气管道设施的安全控制范围:低压、中压、次高压管道的管壁外缘两侧0.7m至6m范围内的区域;高压、超高压管道的管壁外缘两侧6m至50m范围内的区域。)

(三)安全保护区内不应有土壤塌陷、滑坡、下沉、人工取土、堆积垃圾或重物、管道裸露、种植深根植物及搭建建筑物,严禁任何单位和个人擅自在安全保护区进行焊接、烘烤、爆破等作业、倾倒、排放腐蚀性物品。

(四)管道沿线不应有燃气异味、水面冒泡、树草枯萎和积雪表面有黄斑等异常现象或燃气泄出声响等。

(五)一般情况下,每周向燃气管道周围单位和住户调查询问管道有无异常情况,并进行维护管道安全的宣传。

(六)在巡检中发现管道漏气,一方面应积极采取措施妥善处理,另一方面要立即向有关领导报告,并保护好现场。

第十二条燃气管道的维护应包括下列内容:

(一)燃气管道泄漏检查,严禁明火试漏,应采取仪器检测或地面钻孔检查,应沿管道方向或从管道附近的阀井、窨井或地沟等地下建筑物检测。

(二)对设有电保护装置的管道,应根据管道运行时间、电化学腐蚀状况,定期检查阴极保护系统检测桩、井是否完好并做好维护工作,保护电位必须满足保护的最低要求。每季度应至少一次对系统的保护效果进行评价和分析。

(三)运行中管道第一次发现腐蚀漏气点后,应对该管道选点检查其防腐和腐蚀情况,针对实测情况制定运行、维护方案。管道使用20年后,应对其进行评估,确定继续使用年限,每年进行一次检测,并应加强巡视和泄漏检查。

(四)经检测后管道腐蚀严重确需更换的,所在单位应以书面形式上报****燃气有限公司审批后实施。

第十三条应对沿聚乙烯塑料管道敷设的可探示踪线及信号源进行检测。

第十四条在燃气管道设施的安全控制范围内进行爆破工程时,应对其采取安全保护措施。

第十五条对架空敷设的燃气管道应有防碰撞保护措施和警示标志;应定期对管道外表面进行防腐蚀情况检查和维护。

第十六条地下燃气管道的泄漏检查应符合下列规定:

(一)高压、次高压管道每年不得少于1次;

(二)聚乙烯塑料管或没有阴极保护的中压钢管,每2年不得少于1次;

(三)铸铁管道和未设阴极保护的中压钢管,每年不得少于2次;

(四)新通气的管道应在24h之内检查1次,并应在通气后的第一周进行1次复查。

第十七条对燃气管道设置的阴极保护系统应定期检测,并应做好记录;检测周期及检测内容应符合下列规定:

(一)牺牲阳极阴极保护系统、外加电流阴极保护系统检测每年不少于2次;

(二)电绝缘装置检测每年不少于1次;

(三)阴极保护电源检测每年不少于6次,且间隔时间不超过3个月;

(四)阴极保护电源输出电流、电压检测每日不少于1次;

(五)强制电流阴极保护系统应对管道沿线土壤电阻率、管道自然腐蚀电位、辅助阳极接地电阻、辅助阳极埋设点的土壤电阻率、绝缘装置的绝缘性能、管道保护电位、管道保护电流、电源输出电流、电压等参数进行测试;

(六)牺牲阳极阴极保护系统应对阳极开路电位、阳极闭路电位、管道保护电压、管道开路电位、单支阳极输出电流、组合阳极联合输出电流、单支阳极接地电阻、组合阳极接地电阻、埋设点的土壤电阻率等参数进行测试;

(七)阴极保护失效区域应进行重点检测,出现管道与其他金属构筑物搭接、绝缘失效、阳极地床故障、管道防腐层漏点、套管绝缘失效等故障时应及时排除。

第十八条在役管道防腐涂层应定期检测,且应符合下列规定:

(一)正常情况下高压、次高压管道每3年进行1次,中压管道每5年进行1次,低压管道每8年进行1次;

(二)上述管道运行10年后,检测周期分别为2年、3年、5年;

(三)已实施阴极保护的管道,当出现运行保护电流大于正常保护电流范围、运行保护电位超出正常保护电位范围、保护电位分布出现异常等情况时应检查管道防腐层;

(四)可采用开挖探境或在检测孔处通过外观检测、粘结性检测及电火花检测评价管道防腐层状况;

(五)管道防腐层发生损伤时,必须进行更换或修补,且应符合相应国家现行有关标准的规定。进行更换或修补的防腐层应与原防腐层有良好的相容性,且不应低于原防腐层性能。