标准规范下载简介

Q／SY 06306-2016 油气储运工程地下储气库自控仪表设计规范.pdf

中国石油天然气集团公司企业标准

Q/SY063062010

油气储运工程地下储气库

Design specifications of instrumentation for underground gas storage in oil&gas storage and transportationproject

太原朔州体育馆消防工程施工组织设计.docx中国石油天然气集团公司 发 布

中国石油天然气集团公司

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范围 规范性引用文件 术语、定义和缩略语 基本要求及设计原则 检测及控制 主要检测仪表 控制系统. 8控制室设计 ....10 仪表供电、供气、接地及电涌保护 10仪表测量管路与电气连接 11 1仪表电缆选型及敷设 附录A（资料性附录）控制系统配置图 13

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Q/SY06306《油气储运工程地下储气库自控仪表设计规范》是油气储运工程建设系列标准之一。 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。 本标准由中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司、中国石油天然气集团公司工程建设 分公司提出。 本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：中国石油天然气管道工程有限公司天津滨海分公司、中国石油天然气股份有限 公司天然气与管道分公司、中国石油天然气股份有限公司北京天然气管道有限公司。 本标准主要起草人：万丽、付捷、来斌、范欣、玄令华、范刚、朱小红、戴滨、张东波、张正 友

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油气储运工程地下储气库自控仪表设计规范

本标准规定了地下储气库工程自控仪表设计，设备材料选型及安装等内容。 本标准适用于新建储气库工程自动控制设计，改扩建储气库工程的自动控制设计参照执行。

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/T21109过程工业领域安全仪表系统的功能安全 GB/T18603天然气计量系统技术要求 GB50116火灾自动报警系统设计规范 GB50057建筑物防雷设计规范 GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范 GB50343建筑物电子信息系统防雷技术规范 GB50493石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 GB50611电子工程防静电设计规范 GB/T50823油气田及管道工程计算机控制系统设计规范 GB/T50892油气田及管道工程仪表控制系统设计规范 HG/T20516自动分析器室设计规范 SH/T3164石油化工仪表系统防雷工程设计规范 IEC60751工业铂电阻温度计和铂温度传感器

注采井injection&productionwel

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既用于注气又用于采气的同一口井，

集注站gasgathering&injection station

集注站gas gathering&injection station

对地下储气库采出的天然气进行收集、调压、分离、计量、净化处理并可对外部管道来气进行压 缩回注地下储气库储存的站场，注气站与采气站或集气站合一建设时的简称。

PCS：过程控制系统（processcontrolsystem） DCS：集散控制系统（distributedcontrolsystem） SIS：安全仪表系统（safetyinstrumentedsystem） SIL：安全完整性等级（safetyintegritylevel）

4.1严格执行国家和地方有关工程建设的各项方针、政策、规范和规定。 4.2现场仪表和控制系统的选择本着安全可靠、技术先进、控制平稳、操作方便、维护简单、高效 经济的原则。 4.3 仪表的防爆类型应执行GB50058的有关规范。 4.4根据安全回路评估结果设置安全仪表系统，安全仪表系统的设置应符合GB/T21109的有关规 定。 4.5用于调节及保护的重要液位检测等应采用两种不同原理的液位计检测。 4.6储气库站场应预留上传数据标准接口。 4.7储气库与管道之间应设交接计量，计量系统的设置应执行GB/T18603的有关规定。 4.8能耗计量包括以下两方面内容： a）站内耗气、耗电应设置总计量。 b）压缩机应设置单机能耗计量。

储气库集注站按其功能主要分为：井场、外输及进出站区、过滤分离及脱水区、分离换热区、 辅 助制冷区、注气压缩机区和辅助系统（甲醇注人系统、仪表风及制氮系统、闭排系统、燃料气系统 热媒加热系统及放空系统等）。

5.1.1井口安全控制系统分为A型井口安全控制系统和B型井口安全控制系统两种类型。 5.1.1.1A型井口安全控制系统：此种类型井口安全控制系统在节流阀移位时适用，系统仅控制井下 安全阀。单井控制系统的检测控制如下： a）应设置就地关井/复位按钮，井下安全阀的关断时间小于或等于4s

1.1.1A型井口安全控制系统：此种类型井口安全控制系统在节流阀移位时适用，系统仅控制并下 全阀。单井控制系统的检测控制如下： a）应设置就地关井/复位按钮，井下安全阀的关断时间小于或等于4s。 b）应设置易熔塞，当单井发生火灾易熔塞破裂时，单井井下安全阀迅速关闭，易熔塞耐温应高 于最高环境温度40℃。易熔塞安装高度不应低于采气树顶部。 c）应设置低压压力开关，当采气管线压力低于低压设定值时，自动关闭单井井下安全阀。压力 感应开关与管线的连接通径应大于20mm，低压开关处应设有就地压力指示表。低压开关应

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经过隔离测试阀直接安装在井口生产管线的水平管段上。 d）应设置单井远程关断电磁阀，对井下安全阀进行远程关断。 e）当井下安全阀关闭后，必由人工复位，方能进行开阀操作。在人工复位前，井下安全阀均不 应开启。 f）应用此种单井安全控制系统的单井还应在节流阀前设置紧急切断阀。阀门采用反向闸板阀 紧急切断阀自带压力感应器和电磁阀，用于采气高低压力关断

红定南向侧试网且按女农征开日土厂 官级时示十官权工 d）应设置单井远程关断电磁阀，对井下安全阀进行远程关断。 e）当并下安全阀关闭后，必由人工复位，方能进行开阀操作。在人工复位前，并下安全阀均不 应开启。 f）应用此种单井安全控制系统的单井还应在节流阀前设置紧急切断阀。阀门采用反向闸板阀， 紧急切断阀自带压力感应器和电磁阀，用于采气高低压力关断。 5.1.1.2B型井口安全控制系统：适用于在采气树设置井下安全阀及地面安全阀的工况，系统控制井 下安全阀及地面安全阀。单井控制系统的检测控制如下： a）应设置就地关井/复位按钮，井下安全阀及地面安全阀的关断时间小于或等于4s。 b）应设置易熔塞，当单井发生火灾熔断塞破裂时，单井井下安全阀应迅速关闭，熔断塞耐温应 高于最高环境温度40℃。易熔塞安装高度不宜低于采气树顶部。 c）应设置高/低压力开关，当节流阀下游的压力高或低时，压力开关动作，自动关闭单井井下 安全阀及地面安全阀。压力感应开关与管线的连接通径应大于20mm。高、低压开关处应设 有就地压力指示表。高开关应经过隔离测试阀直接安装在井口生产管线的水平管段上。 d）可设有单井远程关断电磁阀，对可分别对井下安全阀和地面安全阀进行远程关断。 e）当井下安全阀及地面安全阀关闭后，必由人工复位，方能进行开阀操作。在人工复位前，井 下安全阀及地面安全阀均不应开启。 5.1.2单井应设置注气流量计量。 5.1.3井口应设置温度、压力检测。 5.1.4单井采气节流阀宜采用电动角式节流阀，应由集注站远程遥控其开度以实现单井采气流量调 节。 5.1.5 5单井注气节流阀宜采用电动可控球阀，可实现流量自动调节。单井注采气调节宜采用双向调节 阀

.1.3 1 井口应设置温度、压力检测。 .1.4 1 单井采气节流阀宜采用电动角式节流阀，应由集注站远程遥控其开度以实现单井采气流量 .1.5 单井注气节流阀宜采用电动可控球阀，可实现流量自动调节。单井注采气调节宜采用双向调

5.2.1收（发）球筒宜设置通球指示器，本体设置就地压力仪表。 5.2.2 2与管道的天然气交接计量应选用双向计量的超声波流量计。 5.2.3应设置在线分析仪表（根据工艺要求设置硫化氢、水露点、烃露点、色谱分析仪等)。 5.2.4凝液外输管线应设置紧急切断阀，并设置压力检测仪表，按2003设置，压力超高联锁关断。 5.2.5凝液外输时，如设加热设施，应设置温度调节功能。 5.2.6井场来气设置2003压力检测，压力超高联锁关断。集注站进气切断阀联锁关断相应井场。 5.2.7天然气外输应设置紧急切断阀

过滤分离器应设置就地压力显示及差压检测仪表。 盐穴型地下储气库采用三甘醇脱水工艺，主要检测控制点如下： a）吸收塔人口聚结过滤器，过滤器气相出口应设置流量调节，聚结过滤器应设置差压检测仪表。 b）在塔顶贫液人口设置流量调节，塔底设置液位调节；液位低低时，应联锁关断塔底切断阀 塔顶应设置压力、温度检测仪表。 c）三甘醇闪蒸罐设置就地、远传液位仪表，联锁调节阀控制液位；气相出口设置压力检测仪表， 联锁压力调节阀。 d）再生塔应设置差压检测仪表、就地液位计和远传液位计仪表。

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a）富乙二醇来液管线应设置温度、压力就地仪表。 b）乙二醇闪蒸分离器富乙二醇人口管线设置温度、压力就地仪表。 c）乙二醇闪蒸分离器设置压力指示、调节。 d）乙二醇再生釜设置就地液位计和远传液位计，设置就地温度指示及远传温度指示、调节。 e）乙二醇再生釜的导热油来油与回油管线设置温度、压力就地指示仪表。 f）乙二醇贫富液换热罐的出口设置温度、压力就地仪表。 g）乙二醇再生釜应设置液位指示、调节，该液位与低温分离器的富乙二醇调节阀联锁，高液位 时该调节阀应联锁关闭。

5.5.1丙烷吸入罐应设置温度、压力、液位就地指示及远传液位检测仪表；液位高高报警联锁关停丙 烷压缩机。 5.5.2丙烷缓冲罐应设置液位就地指示及远传检测仪表。 5.5.3丙烷压缩机后冷器进出口应设置温度、压力远传检测仪表。

5.6.1压缩机组进出口汇管应设置压力检测仪表，在压缩机回流管线应设置压力调节阀（气开阀)。 5.6.2压缩机出口汇管设置温度检测仪表。 5.6.3润滑油储罐、机身润滑油储罐及气缸润滑油储罐设置就地液位计。 5.6.4压缩机房可燃气体探测器与进风机和排风机联锁，应能在站控室显示风机的运行状态及启动利 停止控制。

5.7.1甲醇储罐设置就地液位仪表。 5.7.2仪表风储罐出口汇管设置压力检测及报警，仪表风系统应能在站控室显示空压机的运行状态 综合报警，并具有远程停机功能及远程通信功能。 5.7.3制氮系统应能在站控室显示制氮撬的运行状态、综合报警，并具有远程通信功能。 5.7.4闭式排放罐应设置就地液位和压力表及温度检测报警。 5.7.5燃气计量调压可采用撬装设置。

5.7.6 + 导热油炉供回油汇管管线最远端应设置差压调节。 5.7.7 7放空分液罐应设置液位就地仪表及高液位报警

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5.8.1 1有凝液产生的工艺装置区应设置可燃气探测。 5.8.2注气压缩机房设置可燃气体探测及火焰探测器。 5.8.3 3 注气压缩机房内任意2台可燃探测器或2台火焰探测器报警应触发关断。 5.8.4手动报警按钮宜安装在人员巡检通道附近，距地面高度不应大于1.5m；声光报警器装置可安 装在手动报警按钮附近，距离地面高度宜大于2.0m。

5.1.1仪表选型应满足以下要求： a）就地温度检测仪表应采用双金属温度计。双金属温度计的最大允许误差为土1.5%；仪表盘直 径不小于100mm。 b）温度检测仪表宜采用一体化智能温度变送器。 c）温度检测仪表采用整体型外保护套管。 .1.2仪表安装应满足以下要求： a）温度仪表的外保护套管应采用整体型结构，其压力等级不应低于安装管道的压力等级。 b）宜选用螺纹连接方式。在设备、衬里管道、非金属管道和有色金属管道上安装时，宜选用法 兰连接方式。 c）用于剧毒、结晶、结疤、堵塞和易燃、易爆、强腐蚀性介质时，应选用法兰连接方式。 d）管道小于DN80应设置温度计扩大管。管径小于DN300时，温度仪表外保护套管插人管道内 长度宜为管径的1/3～2/3处，管径大于或等于DN300时，实际插入管道内长度宜为75mm 150mm。

夏季施工方案6.2压力（差压）检测仪表

6.2.1仪表选型应满足以下要求： a）就地压力检测仪表宜采用弹簧管不锈钢压力表。 b）对于安装在有振动场所的压力表应采用耐振型。 c）远传压力/差压检测仪表宜采用智能型压力/差压变送器。 d）用于安全仪表系统的压力变送器宜独立于过程检测仪表，并具有相应的安全等级认证。 6.2.2仪表安装应满足以下要求： a）干线管道安装的压力仪表，采用焊接式截止阀加二阀组。 b）所有压力检测取源口应设置根部阀，根部元件不应与仪表直接采用卡套连接；直接安装的压 力检测仪表与根部阀之间应安装活接头。支架安装的压力检测仪表应在取源部和仪表根部分 别安装根部阀加二阀组。

d）用于安全仪表系统的压力变送器宜独立于过程检测仪表，并具有相应的安全等级认证，

a）干线管道安装的压力仪表，采用焊接式截止阀加二阀组。 b）所有压力检测取源口应设置根部阀，根部元件不应与仪表直接采用卡套连接；直接安装的 力检测仪表与根部阀之间应安装活接头。支架安装的压力检测仪表应在取源部和仪表根部 别安装根部阀加二阀组。

6.3.1仪表选型应满足以下要求：

）高压容器就地液位指示仪表宜采用侧装磁浮子液位计《水利水电工程初步设计报告编制规程》，磁浮球应为整体承压结构，可配套