典型原油输油站场工艺自控流程.docx

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典型原油输油站场工艺自控流程

第一章工艺自控流程的设计原则及要求

（1）工艺自控流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。

（2）工艺自控流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。

（3）工艺自控流程设计力求简洁、适用。

尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。

（4）工艺自控流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。

当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。

（5）工艺自控流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。

第二章常用几类原油站场的典型工艺自控流程

第一节原油输油首站

1.1首站P&ID概述

（1）对于需要加热输送的原油输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统（换热器等设施），由于加热方式的不同，工艺自控流程也不相同。

为了节约能源，加热系统最好设冷热油掺合流程。

（2）对于加热输送的原油管道，根据我国输送原油的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。

（3）为方便原油管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。

流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。

（4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比较安全，但相对罐区管网管材量较大。

也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。

（5）倒罐自控流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵（输油首站习惯上还是设置倒罐泵和给油泵互用）。

为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。

（6）输油泵根据需要可采用串联、并联或串并结合的运行方式，由于输油泵运行方式的不同，管线的连接流程也不相同。

（输油泵串并联的方式和全线的水力工况、地形有极大的关系）。

（7）当原油采用热处理输送时，为节约能源，热处理后的原油应采用急冷方式与冷油进行换热，在输油泵前设置冷、热油换热器（或配合加热炉使用）。

当采用加剂输送时，降凝剂应在原油加热前注入，减阻剂应在输油主泵后注入。

（8）管道出站应设高压泄压阀，泄压阀可接入油罐，也可直接接到油罐出口管线（给油泵入口管线）。

在给油泵、加热炉后，输油泵前也可以考虑设置低压泄压方式。

1.2首站P&ID功能

（1）接收油田等原油来油进罐；

（2）原油的倒罐；

（3）原油的加热、增压外输；

（4）原油的站内循环；

（5）原油的压力泄放；

（6）清管器发送。

（7）必要时设原油反输、交接计量、标定、热处理、加剂降凝等。

1.3首站P&ID附图

原油输油管道首站输油工艺常用的有常温输送、加热输送，由于输送工艺的不同，其流程也不相同。

这里只给出加热输送方式原油首站典型工艺自控流程的一个举例：

附图1设有“来油双管进罐、给油泵并联运行、直接进加热炉、输油泵串联运行、加剂热处理”的流程。

1.4首站P&ID描述

1.4.1储罐罐容

首站的建设多是依托油田或油库，这样可以省去罐容的建设，以便节约投资。

当油田或油库罐容不足时，或者管道、油田、油库分属不同的管理系统时，首站需要建设一定数量的储罐来满足管道的运行。

详情可参考《输油管道工程设计规范》GB50253-2003（2006修订）中规定，在此不赘述。

1.4.2储罐自控

为了避免储罐抽空或溢罐，储罐上需设置高低液位报警、高高及低低液位报警连锁控制进、出储罐阀门关断控制。

另外，还要设置液位、温度检测等。

当接收管线来油时，提前打开储罐进口阀门，当储罐液位达到高报警液位时，慢慢开启其他可用储罐进口阀门，同时慢慢关闭高液位储罐进口阀门，当可用储罐进口阀门开口达到全开时，完全关闭高液位储罐进口阀门，禁止突然开启或关闭入口阀门以防引起水击现象。

因此，高液位报警和高高液位连锁关断阀门控制之间的液位差要至少要满足阀门开启或关闭时间范围内的液位差。

当管线准备发油时，要控制储罐液位，避免因抽空而引起给油泵入口压力低低报警造成给油泵停泵。

因此当储罐液位达到低报警时，打开其他可用储罐的出口阀门，同时关闭低液位储罐的出口阀门。

1.4.3泵的连接

1）输油主泵

原油长输管道多采用离心泵进行外输，外输泵可以采用并联或串联的方式。

一般泵机组至少设置2台，但不宜多于4台，其中1台备用。

（1）并联运行流程

泵串联运行时的入口、出口都分别连接于同一条管线。

并联泵的总流量为各泵的流量之和，总扬程为各单泵的扬程。

因此当一台泵的流量不能满足工艺要求时，可以采用两台或两台以上的泵并联运行。

一般对于位差较大的地形，采用并联形式。

（2）串联运行流程

泵串联运行时进出口为首尾相连，即第一台泵的出口与第二台泵的入口相连。

串联泵的总流量为各泵的流量，总扬程为各泵的扬程之和。

因此当一台泵的扬程不能满足工艺要求时，可以采用两台或两台以上的泵串联运行。

一般对于地形平坦的地区，广泛采用串联形式。

2）给油泵

给油泵的安装高度应保证不发生气蚀，并采取防振动措施。

一般外输泵具有排量大、扬程高的特点，为了保证输油泵不发生气蚀现象，一般需要正压进泵，所以一般需要在输油泵前设置给油泵。

给油泵和输油泵的连接采用串联，而给油泵之间一般采用并联运行方式，以满足工艺要求。

给油泵不一定要和输油泵放在一起，当罐区与泵房之间的距离较远时，可以把给油泵设置在油罐区附近。

当给油泵无法距离罐区较近时侯，给油的形式可以考虑桶袋泵，一般情况下给油泵多为离心泵。

另外，当首站单独设置罐容时，给油泵可兼做倒罐泵，从而提高泵的利用率。

1.4.4泵的自控

输油主泵的压力控制是自控设置的重点，一方面为了保护泵自身而设置的高压和低压保护，另一方面考虑正常工况切换及水击危害必须对泵机组进行压力调节，如增加变频泵或设置调压阀组等。

除了泵的压力控制外，由于输油主泵对整个管线的运行起着关键性作用，所以泵的一些自身的性能参数的监控也非常重要。

1）泵机组的低低或高高报警连锁停泵控制

当储罐抽空或泵前事故关阀都会引起泵的抽空，泵抽空引起的泵的汽蚀现象对泵的损害很大，因此在泵前需要设置低低报警连锁停泵控制。

当首站出站阀门或其他泵机组后阀事故关断时，会引起泵憋压，泵后管线压力迅速升高，甚至超过管线的设计压力，从而对站内设备包括泵机组以及其他管线、管件及阀门造成损坏，因此泵后设置高高报警连锁停泵控制是非常必要的。

由于停泵会造成水击等危害，因此一般尽量减少停泵的可能性，因此，在各泵前要设置低压报警控制，泵后设置高压报警控制，以便在停泵前发现事故原因从而避免停泵。

2）压力调节控制

原油管线的输送量一般会发生变化，输送油品的粘度较大，因此管线的摩阻因管线输量或工矿的不同而发生变化，因此泵机组必须设置压力控制系统。

一般有设置变频泵和设置调压阀组两种方式。

鉴于变频泵的费用较高，多采用调节阀组，一般在出站管道上设置压力调节阀，设流量/压力选择性调节系统,以出站流量为主控回路，出站压力为保护性调节回路。

正常情况下即当压力小于设定值时保证流量在流量控制器的设定值上，当出站压力超过压力控制器的设定值时以压力控制优先。

3）泵自身保护

a输油主泵轴承温度：

输油主泵每个轴承设有两个测温RTD（一开一备）。

输油主泵轴承温度超高保护设有两级保护，第一级为高报警，第二级为超高报警并紧急停车；

b输油主泵机械密封泄露：

输油主泵机械密封处设液位开关式密封测漏探头，设高报警和超高报警两个节点信号。

对输油主泵机械密封泄露设有两级保护，第一级为高报警，第二级为超高报警并紧急停车。

c输油主泵机组振动过大：

输油主泵机组驱动端和非驱动端轴承各设有一个振动变送器，输油主泵机组振动超高保护设有两级保护，第一级为高报警，第二级为超高报警并紧急停车；

d电机轴承温度超高：

输油主泵电机每个轴承前后端各设有一个测温RTD。

输油主泵电机轴承温度超高保护设有两级保护，第一级为高报警，第二级为超高报警并紧急停车；

e电机定子温度超高：

输油主泵电机定子设有测温RTD，每相两个测点（一开一备），共六个测点。

输油主泵电机定子温度超高保护设有两级保护，第一级为高报警，第二级为超高报警并紧急停车；

f泵壳温度超高：

输油主泵泵壳设有两个测温RTD（一开一备）。

输油主泵泵壳温度超高保护设有两级保护，第一级为高报警，第二级为超高报警并紧急停车；

g电机振动保护：

电机设有两个振动变送器，电机振动超高保护设有两级保护，第一级为高报警，第二级为超高报警并紧急停车；

当以上泵性能参数任一参数超过高保护值时，自动控制系统将报警并进行询检可启用的备用泵机组，执行启用备用输油主泵的控制程序，备用输油主泵启用后立即停事故输油主泵，执行自动停泵控制程序。

4）给油泵的自控

给油泵的自控设置和外输泵相同，一般进口汇管设置低低压力开关、泵进口低压报警控制、泵出口设高压报警控制等。

另外，给油泵和外输泵之间需要设置联合控制。

1.4.5主要设备选型

泵入口阀门选用无导流孔电动平板闸阀，且阀门保持常开状态；泵出口阀门选用调节型有导流孔电动平板闸阀。

调压阀组中当一组调压阀损坏后为了及时更换至备用阀组，调压阀前选用电动球阀，为了更换方便一般调压阀后也设置电动球阀。

泄压阀前选用电动球阀，泄压阀后选用手动球阀。

旁通先通过手动球阀，再通过电动截止阀。

过滤器为方便检修等优选卧式过滤器；给油泵因为罐区较远优选筒袋泵；输油泵选择离心泵。

1.4.6水击保护设置

水击是由于突然停泵（停电或故障）或阀门误关闭等造成管内液流速度突然变化，因管内液体的惯性作用引起管内压力的突然大幅度上升或下降所造成对管道的冲击现象。

水击对输油管道的直接危害是导致管道超压，对于建有中间热泵站的长距离管道，减压波还可能造成下游泵站进站压力过低，影响下游泵机组的正常吸入。

通常采用以下三种方法来解决水击问题，即管道增强保护、泄放保护、超前保护。

当管道各处的设计强度能承受无任何保护措施条件下水击所产生的最高压力时，则不必为管道采取保护措施。

小口径管道的强度往往具有相当裕量，能够承受水击的最高压力。

泄放保护是在管道上装有自动泄压阀系统，当水击增压波导致管内压力达到一定值时，通过阀门泄放出一定量的油品，从而削弱增压波，防止水击造成危害。

超前保护是在产生水击时，由管道控制中心迅速向有关泵站发出指令，各泵站采取相应的保护动作，以避免水击造成危害。

因此，在压力管道设计中，必须进行水击压力计算，并设置防止和削弱水击作用的措施。

原油管道首站防水击措施主要通过设置水击泄压系统来解决。

当给油泵机组和输油泵机组临近放置时，水击泄压系统将压力泄放至给油泵机组前，给油泵通过回流来缓解水击，从而保护站内设备；当给油泵机组和输油泵机组距离较远时，站内需要设置泄压罐，当输油泵机组阀门误关闭时，管线憋压，当达到泄压阀设定值时，水击泄压系统将压力泄放至泄压罐内，来保护站内设备。

为安全起见可以在给油泵、加热炉后，输油泵前设置低压泄压。

1.4.7清管发球设置

清管发球设置，主要是通过设置发球程序来完成的。

在发送清管器时，事先做好准备工作（如：

扫线排污系统正常、放入清管器、关好盲板、确认盲板关好信号，打开进油阀、气体放空等），确定执行清管器发送作业。

清管自控程序一般包括阀门的切换控制、清管指示器报警设置，具体操作如下：

a打开发送筒快开盲板，放入清管器，作好相继工作后，关好快开盲板；

b缓慢打开发送筒旁通输油阀门，使发送筒内充满原油。

c缓慢打开排气阀，排尽发送筒内气体。

d接到调度命令后，打开发送筒筒前球阀至全开。

e缓慢关闭外输油主阀，使清管器通过发送系统发送出站；

f清管指示器信号报警后，可恢复正常流程，先打开外输油主阀，然后再关闭发送筒筒前阀和发送筒旁通输油阀门；

g确定发送筒筒前阀和发送筒旁通输油阀门关严后，打开排污阀，将发送筒内的原油回收，完成发球作业。

1.4.8泄露检测

为了随时监控管线是否存在泄露，两站场之间一般设置泄露检测，泄露检测一般采用超声波流量计。

首站一般在出站处设置超声波流量计。

当对测量精度要求较为严格时，也可采用质量流量计代替超声波流量计。

1.4.9ESD阀设置

为防止站内或站外事故的扩散，管线出站时在站内要设置ESD阀，ESD阀正常状态为常开，仅当站内或站外发生事故时关闭。

ESD阀为球阀，由调度控制中心远控，ESD阀只有在调度控制中心指令下才能关闭。

调度控制中心根据事故工况关闭指定ESD阀，并且能够对这些阀门进行遥控开启。

当需要关闭ESD阀时，调度控制中心下达关闭指令，ESD阀的RTU把接到的关阀信号传回控制中心自动确认后，同时接收到相关停泵信号才能关闭ESD阀。

ESD阀关闭要求全线停泵。

1.4.10排污系统

站内的储罐、泵、过滤器及收发球筒等设备都需要排污，因此在站内设置污油回收装置，要注意避免高压排污管线与低压管线直接相接。

排出的污油可以回注至给油泵等进口或经提升泵回注管线。

第二节热站

2.1热站P&ID概述

（1）为节约能源加热系统应设冷热油掺合流程。

（2）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。

（3）热站根据需要可设进站超压泄放流程，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。

2.2热站P&ID功能

（1）加热外输；

（2）清管器接收、发送或越站；

（3）热力越站；

（4）全越站。

（5）必要时还应设反输流程。

2.3热站P&ID附图

热站根据加热方式及清管功能的不同，工艺自控流程也不尽相同。

这里仅给出一个热站典型工艺自控流程图的举例：

附图2设有“直接加热炉、清管器收发”的流程。

2.4热站P&ID描述

2.4.1主要设备选型

泄压阀前选用电动球阀，泄压阀后选用手动球阀。

旁通先通过手动球阀，再通过电动截止阀。

过滤器为方便检修等优选卧式过滤器，泄压罐回注用的提升泵考虑齿轮泵或螺杆泵。

2.4.2水击保护设置

热站的水击保护参考热泵站一节，通常采用以下三种方法来解决水击问题，即管道增强保护、泄放保护、超前保护。

2.4.3清管收发球设置

清管发球设置同首站。

清管收球设置同末站。

2.4.4泄露检测

为了随时监控管线是否存在泄露，两站场之间一般设置泄露检测，泄露检测一般采用超声波流量计。

热站一般在末站处设置超声波流量计。

当对测量精度要求较为严格时，也可采用质量流量计代替超声波流量计。

2.4.5ESD阀设置

为防止站内或站外事故的扩散，管线进出站时在站内要设置ESD阀，ESD阀正常状态为常开，仅当站内或站外发生事故时关闭。

ESD阀为球阀，由调度控制中心远控，ESD阀只有在调度控制中心指令下才能关闭。

调度控制中心根据事故工况关闭指定ESD阀，并且能够对这些阀门进行遥控开启。

当需要关闭ESD阀时，调度控制中心下达关闭指令，ESD阀的RTU把接到的关阀信号传回控制中心自动确认后，才能关闭ESD阀。

2.4.6排污系统

站内的储罐、过滤器及收发球筒等设备都需要排污，因此在站内设置污油回收装置，要注意避免高压排污管线与低压管线直接相接。

排出的污油可以回注至泄压罐等再经提升泵回注管线。

第三节热泵站

3.1热泵站P&ID概述

（1）为降低加热设备的设计压力，提高加热设备运行操作的安全性，热泵站应采用“先炉后泵”的流程，加热设备应设置在外输主泵前。

为节约能源加热系统还应设冷热油掺合流程。

（2）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。

（3）热泵站的输油泵根据需要可采用并联或串联运行方式，采用输油泵并联运行时应设压力自动越站流程。

（4）根据需要可设清管器收、发设施，也可采用清管器自动越站方式。

3.2热泵站P&ID功能

（1）加热、增压外输；

（2）清管器接收、发送或越站；

（3）压力、热力越站；

（4）全越站；

（5）压力泄放；

（6）泄压罐油品回注；

（7）必要时还应设反输流程。

3.3热泵站P&ID附图

热泵站根据输油泵的运行方式和清管功能及加热方式的不同，工艺流程也不相同。

这里只给出一个热泵站典型工艺流程图，附图3设有“泵串联运行、直接加热炉、清管器收发”的流程。

3.4热泵站P&ID描述

3.4.1泵的连接

输油主泵的连接同首站设置。

3.4.2泵的自控

1）输油主泵的自控功能和操控同首站设置。

2）压力调节控制

原油管线的输送量一般会发生变化，输送油品的粘度较大，因此管线的摩阻因管线输量或工况的不同而发生变化，因此泵机组必须设置压力控制系统。

一般有设置变频泵和设置调压阀组两种方式。

鉴于变频泵的费用较高，多采用调节阀组，一般在出站管道上设置压力调节阀，设流量/压力选择性调节系统,以出站流量为主控回路，出站压力为保护性调节回路。

正常情况下即当压力小于设定值时保证流量在流量控制器的设定值上，当出站压力超过压力控制器的设定值时以压力控制优先。

3）泵自身保护

热泵站泵自身保护其功能和操控同首站设置。

3.4.3主要设备选型

泵入口阀门选用无导流孔电动平板闸阀，且阀门保持常开状态；泵出口阀门选用调节型有导流孔电动平板闸阀。

调压阀组中当一组调压阀损坏后为了及时更换至备用阀组，调压阀前选用电动球阀，为了更换方便一般调压阀后也设置电动球阀。

泄压阀前选用电动球阀，泄压阀后选用手动球阀。

旁通先通过手动球阀，再通过电动截止阀。

过滤器为方便检修等优选卧式过滤器，输油泵选择离心泵。

3.4.4水击保护设置

水击是由于突然停泵（停电或故障）或阀门误关闭等造成管内液流速度突然变化，因管内液体的惯性作用引起管内压力的突然大幅度上升或下降所造成对管道的冲击现象。

水击对输油管道的直接危害是导致管道超压，对于建有中间热泵站的长距离管道，减压波还可能造成下游泵站进站压力过低，影响下游泵机组的正常吸入。

通常采用以下三种方法来解决水击问题，即管道增强保护、泄放保护、超前保护。

当管道各处的设计强度能承受无任何保护措施条件下水击所产生的最高压力时，则不必为管道采取保护措施。

小口径管道的强度往往具有相当裕量，能够承受水击的最高压力。

泄放保护是在管道上装有自动泄压阀系统，当水击增压波导致管内压力达到一定值时，通过阀门泄放出一定量的油品，从而削弱增压波，防止水击造成危害。

超前保护是在产生水击时，由管道控制中心迅速向有关泵站发出指令，各泵站采取相应的保护动作，以避免水击造成危害。

因此，在压力管道设计中，必须进行水击压力计算，并设置防止和削弱水击作用的措施。

3.4.5清管收发球设置

清管发球设置同首站。

清管收球设置同末站。

3.4.6泄露检测

为了随时监控管线是否存在泄露，两站场之间一般设置泄露检测，泄露检测一般采用超声波流量计。

热站一般在进站处设置超声波流量计。

当对测量精度要求较为严格时，也可采用质量流量计代替超声波流量计。

3.4.7ESD阀设置

热泵站进出站处设置ESD阀，其功能和操控同首站设置。

3.4.8排污系统

站内的储罐、泵、过滤器及收发球筒等设备都需要排污，因此在站内设置污油回收装置，要注意避免高压排污管线与低压管线直接相接。

排出的污油可以回注至给油泵等进口或经提升泵回注管线。

第四节末站

4.1末站P&ID概述

原油管道输油末站进站一般进储油罐储存或者管道外输至炼厂再或者装车装船等输送至别处。

（1）对于装船、火车、汽车的流程部分根据规范要求，应在装车栈桥及装车台的规定部分设置便于操作的紧急切断阀。

（2）对于加热输送的输油管道，必要时还应设置反输流程。

（3）在进站压力允许的情况下，流程应做到接收上站来油后，不进油罐，可直接经计量后外输。

（4）末站和首站一样，油罐区的管线可采用单管或双管。

倒罐流程根据需要可设独立的流程，也可不设。

（5）在有油品交接的管道末站，应设管道交接计量流程，流量计的标定应为在线标定，设固定式标准体积管及水标定系统。

（6）对于易凝原油的装船管线应设置为双线，并应具有管线循环功能。

4.2末站P&ID功能

（1）清管器接收；

（2）接收来油进罐；

（3）原油倒罐；

（4）原油转输；

（5）站内循环；

（6）压力泄放；

（7）原油计量交接；

（8）流量计标定；

（9）必要时设反输、加热/换热等。

4.3末站P&ID附图

原油输油管道末站典型工艺流程举例：

附图4设有为“清管手球、计量标定”的流程。

4.3.1计量标定

1）计量标定系统

管道原油进入终端油库或炼化企业需要进行商务计量，故在末站设置原油贸易计量系统，用于原油的交接计量。

同时，为满足工程计量和标定工艺要求，设置固定式标准体积管（配水标定装置）对流量计进行在线检定。

在系统正常操作条件下，流量计标定系统能够对单台流量计最大流量进行标定。

在标定时，能进行手动/自动标定，而不中断流量计的工作。

推荐采用金属刮板流量计，配压力、温度和分析仪表进入流量计算机进行数据采集、运算、处理、显示并打印，同时将所有数据送往站控系统，在站控系统中配备流量补偿应用软件进行压力、温度、密度、含水等补偿运算。

设置水标系统时，为提高标定的准确性，标定管线关断阀门及管线的标定控制关断阀门均采用强制密封型电动球阀，且标定的进出管线之间设置止回阀，防止油品的回流泄漏。

2）计量分析系统

在末站可以设置计量分析系统，计量分析系统由自动取样器、采样控制柜及动态混合器、原油密度计、含水分析仪以及显示单元及相应的管线阀门所组成。

能够自动采集具有典型特性的介质样品，自动分析介质的密度，自动进行原油含水率的分析，并将转换后的电信号传送到站控系统。

4.3.2压力控制

为防止原油进站压力过高，对站内低压设备等造成损坏，计量前需要设置调压阀组，调压阀组采用一开一备。

调压阀组自动控制程序是通过进站管线上设置的压力控制开关及调压阀组后的压力高报警共同控制。

管道输送过程中进站管道高于设定压力时溢流，低于设定压力时关闭，保持管道压力，从而保护站内设备安全。

4.3.4水击保护

末站的水击保护主要是通过水击泄压系统来完成的，设置泄压罐以及泄压回注用的提升泵。

当阀门事故关闭引起水击时，水击泄压系统将压力泄放至泄压罐。

4.3.5清管收球设置

末站的清管收球设置，主要是通过设置收球程序来完成的。

在接收清管器作业时，事先做好准备工作（如：

清空污油罐、关好盲板、打开进油阀进油、气体放空等），清管器接收程序控制如下：

a打开收球筒前后阀门，收球筒前后阀门全开后，关闭正常主输油阀门；

b当清管指示器信号报警后，打开正常主输油阀门，主输油阀门全开后，关闭收球筒前后阀门；

c排空清管器接收筒内原油，打开快开盲板，清理筒内杂物等，取出清管器；d将收球筒清洗干净后关闭快开盲板，完成清管器的接收作业。

4.3.6泄漏检测

末站泄漏检测同首站，在进站处设置超声波流量计，通过上游站场出站流量计和末站进站流量计流量对比确定管线是否存在泄漏现象。

4.3.7ESD阀设置

末站进站处设置ESD阀，其功能和操控同首站设置。

4.3.8排污系统

末站内的过滤器及清管器手球筒、流量计等设备都需要排污，需要设置污油回收装置。

不同交接界面要注意分别排污系统的设置。

5参考文献

[1]成品油、原油管道管道工程工艺流程典型图集CDP-D-OD-PR-001-2010/A（征求意见稿）中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司

[2]油气管道监控与数据采集系