十分详细的海洋平台PID设计指南

第二篇海上油气田工艺设计第七章P&I图设计第一节一般要求一、 P&I图的定义P&I图，英文全称为PIPING&INSTRUMENTDIAGRAM(P&ID),即工艺管线和仪表图。海上油气田开发工程项目在进入到基本设计阶段，工艺专业设计人员要在项目前一阶段所设计的工艺系统流程图(PFD-PROCESSFLOWDIAGRAM)和公用系统流程图(UFD-UTILITYFLOWDIAGRAM)的基础上进行P&I图的设计。P&I图不仅要表达平台工艺或公用系统的流程，还要按正常生产、开工、停产等工艺要求表示出所有的设备、管线、阀门和仪表及控制系统的状态，它是工艺专业和相关专业之间数据和信息传递的载体，是基本设计阶段工艺专业的主要文件，也是工艺及公用系统设备采办、建造、安装、调试及投产的指导性文件，是仪表等其它专业开展具体工作的基础。P&I图的设计由工艺专业人员来完成，但在设计过程中需要与仪表专业人员进行沟通。二、 一般要求对P&I图中所表达内容的一般要求如下：所有设备及设备的名称和标识、操作和设计条件、处理能力、尺寸或容积、热电负荷及功率等。所有管线及管线的标识、介质流向、保温伴热、压力等级和界面划分等。所有阀门(包括手动阀、仪表控制阀、安全阀、自动关断和放空阀)及阀门的标识、尺寸、开/关状态等；管件及代号等。所有仪表及仪表的标识(包括就地控制盘)、控制回路和数据采集链路等的信号关系、控制和关断的设定点和报警点的上下限等。三、 P&I图图例P&I图图例(P&IDLEGEND)是对P&I图中所表示的所有设备、管线、阀门及仪表等的图形符号和文字(英文字母和数字)代号以及编号方式等的统一规定，它作为图形文件列于P&I图图纸中，也可作为项目的统一规定列于项目的总规格书中，是P&I图的设计规定和设计基础。在P&I图设计之前，首先要进行P&I图图例的设计，P&I图图例又在P&I图的设计过程中不断加以完善。目前，国内海洋石油工程？&］图设计中使用的图例按照国家经贸委于2002年5月28日发布的“海洋石油工程制图规范(SY/T10028-2002)”中的有关规定执行。如果“海洋石油工程制图规范(SY/T10028-2002)”中的图例用于具体项目的P&I图设计有不够用或不够具体的情况出现时，可根据项目的需要，在具体项目的P&I图图例设计中对图例作相应的补充和说明。P&I图图例主要包括以下内容：管线图例、管线输送介质及使用代号、管线标识设备图例、设备代号、设备标识阀门及管件图例、阀门标识仪表图例、仪表标识、仪表的字母代号、仪表管线安装详图系统代号及配管规格说明下面着重举例说明P&I图中的设备、管线、仪表及阀门的标识:设备标识XXX-*X-XXXXX/X 设备序号及后缀 系统代号 设备代号 单体（或平台）代号举例：CEE-卫-织10A/B 10号泵两台 原油处理系统 泵 中心平台注:关于系统代号的选择，请参照“海洋石油工程制图规范（SY/T10028-2002）”第132页“表B.1系统代号”中的规定执行。管线标识X-XX-XXXX-XX-XX 保温形式 管线级别代号 管线序号 系统代号 管线介质（或使用）代号 管线尺寸举例:1）4”-CR-10 01-B1-HT 保温加电伴热 管线级别代号 管线序号井口原油（介质代号）公称直径4”2)_2!-DC-3501-_A1-_H_ 保温 管线级别代号 管线序号 闭式排放 闭式排放(管线使用代号) 公称直径2”注：管线级别代号在SY/T10028-2002中未作规定，不同项目的P&I图图例中有不同的规定，它在P&I图图例中的配管规格说明(PipingSpecification)一栏中可以查到，它包含的内容有：管线的压力等级、材质、腐蚀余量以及使用介质或场所，有关更详细的内容要参见项目的配管技术规格书。以上介绍了管线标识的一般规定，在P&I图的具体设计中，管线标识的关键在于系统号的选择。由于平台各系统既独立又互相关联，根据管线介质的流向，对于某系统内部的管线，管线的系统代号应选择本系统的代号，对于系统间的相连管线，为体现前后的逻辑关系，出系统的管线选本系统的系统代号，进系统的管线选上游系统的系统代号。例如：从生产分离器到闭式排放系统的2〃闭式排放管线，管线标识为2〃-DC-20XX-XX-XX,其中的系统代号20为生产分离器所在的原油处理系统代号，只要看系统代号就知道这条闭排管线来自原油处理系统；闭式排放管汇属闭排系统内部管线，应按闭式排放系统号来编；闭排泵出口2〃管线的管线编号为2〃-DC-35XX-XX-XX，其中的系统代号35为闭排系统的系统代号。仪表标识仪表标识使用的英文字母代号均按美国仪表协会标准ISAS5.1执行。例如PI表示压力指示计，SDV表示紧急关断阀。在P&I图中仪表编码写在仪表图例圆圈内，分上下二行，上行为英文字母，下行为数字表示的系统号和顺序号及后缀。例如：PI1001表示系统代号为10(井口)的、顺序号为01的压力指示计。注：关于仪表标识中使用的英文字母代号，详见“海洋石油工程制图规范(SY/T10028-2002)”第127页的“表A.3仪表标识符号”，这里不再举例说明。阀门标识通径（注通径（注1）凸面法兰（注2）管线级别代号为A1球阀（注3）阀门注1：F-通径；R-缩径。注2:F-平面；R-凸面；J-梯形槽面（RTJ法兰）；S-螺纹连接面；Z-承插焊连接面。注3：G-闸阀；B-球阀；L-球芯阀；C-止回阀；N-针型阀；F-蝶阀。四、P&I图的基本要素及确定原则设计压力和设计温度平台工艺或公用系统（以下简称系统，它包括管线和与其相连的设备、阀门和法兰等的设计压力是指设计温度下的最大允许工作压力；设计温度是指正常或紧急操作条件下可能出现的最高温度和最低温度范围。系统的设计压力和设计温度通常按以下原则确定：1） 设计压力（1） 当系统最高操作压力小于等于3500kPaG时，设计压力为最高操作压力加上350kPa。（2） 当系统最高操作压力大于3500kPaG，小于7000kPaG时，设计压力为最高操作压力的1.1倍。（3） 当系统最高操作压力大于等于7000kPaG时，设计压力为最高操作压力的1.085倍，但设计压力不应大于最高操作压力以上700kPa。（4） 对于泵出口连接的设备，设计压力等于正常的泵吸入口操作压力加1.25倍泵在设计流量下的扬程或泵吸入口压力容器的设计压力加正常流量下泵的扬程，取较大者。（5） 井口出油管线的设计压力应等于或大于关井压力；管汇的设计压力可等于或低于关井压力，但后者应有安全阀保护。（6） 连接常压设备的管线最低设计压力不能低于150lb的压力温度级别。2） 设计温度（1）操作温度高于15°C的情况下，设计温度的上限应不低于最大操作温度以上30r；设计温度的下限应等于或低于环境温度。（2） 操作温度在15C--30C之间的情况下，设计温度的上限应为50C；设计温度的下限应低于最低操作温度至少5C或等于环境温度，取较低者。（3） 操作温度在-30C以下时，设计温度的下限应等于或低于最低操作温度。压力-温度等级系统内管线的设计压力和温度条件应当与系统内与管线相连接的设备、阀门以及法兰等管件的设计压力和温度条件相一致或匹配，平台工艺系统的设计条件通常用阀门和法兰的压力-温度等级来表示。按国际通用标准（ANSIB31.3和ANSIB16.5），阀门和法兰常用的压力-温度等级分为ANSI150lb、ANSI300lb、ANSI600lb、ANSI900lb、ANSI1500lb和ANSI2500lb六个等级，每个压力-温度等级都是根据不同的材料在某一温度下（或设计温度条件下）的最大允许工作压力确定的。在P&I图中，系统的设计压力-温度等级一般通过管线或管线和阀门的标识来识别，在管线和阀门的标识中，代表压力-温度等级的字母通常以A表示ANSI150lb；B表示ANSI300lb；D表示ANSI600lb；E表示ANSI900lb；F表示ANSI1500lb；G表示ANSI2500lb。对于碳钢材料，ANSI150lb级的阀门和法兰在设计温度-30°C~38°C的范围内，最大允许工作压力为19barg，在100C时的最大允许工作压力为16.3barg。对于不同成分的合金钢和不锈钢的阀门和法兰，与碳钢材料相比，在相同的磅级和温度下，最大允许工作压力低于碳钢的阀门和法兰。对于一定材料和一定磅级的阀门和法兰，其最大允许工作压力随使用温度的变化而变化，温度越高，最大允许工作压力越低。表2-7-1列出了碳钢材料的阀门和法兰各压力-温度等级和对应的温度及最大允许工作压力，供参考。表2-7-1碳钢材料的阀门和法兰压力-温度等级压力等级lb15030060090015002500温度CI艮大允许工作三压力（barg）-30~3819.049.699.2149.0248.3413.85018.349.498.5148.4246.7411.37517.348.797.4146.3243.5406.110016.348.096.0144.5240.2400.612515.447.594.9142.6237.8396.215014.546.894.0141.3235.0392.017513.546.593.1140.0233.1388.420012.646.091.9138.5230.6383.822511.745.190.4135.9226.0377.125010.743.787.8131.7219.2366.027510.041.883.5125.5209.3349.13009.439.679.0119.0198.1330.63258.737.474.5112.0186.8310.93508.134.869.3104.9174.4290.03757.532.163.896.6158.0267.74006.929.158.287.8145.8243.64256.425.551.077.3128.2212.54505.821.442.764.6107.6178.24755.116.833.450.784.2140.35004.012.424.637.261.7103.3524.140.367.25402.65.511.016.528.245.9举例：如果已知系统的设计温度为75°C，设计压力为3000kPag。那么，管线的设计压力等级应选用300lb等级。压力等级划分平台上部设施由不同的系统组成，这些系统之间互相关联，但操作压力不可能完全相同，因而系统的设计压力有所不同；即使在同一系统中因流程上的操作压力变化，系统中各流程段的设计压力也应会有所区别。为使工艺系统的设计达到既安全可靠又经济合理，需根据系统的操作压力来划分系统的压力-温度等级，即按高低压力等级对不同的系统或系统内部流程进行分类或高低压力界面划分。在P&I图设计中，对系统进行高低压力等级界面划分的原则是：高低压力等级的分界面要划在距离低压端受安全泄放阀保护的设备或管线最近的那个阀门（锁开阀除外）且靠近被保护的设备或管线的那一侧或那一侧的法兰面。以平湖油气田开发工程项目DPP平台的油/气处理工艺流程为例，说明系统高低压力等级的分类及界面划分，参见图2-7-1。流程简述：DPP平台含高压的气井和低压油井两部分，来自各气井的井流在气井生产管汇汇集后进入一级分离器，经一级分离器分出的湿天然气去天然气脱水系统进行脱水，脱水后的干气直接外输；分出的凝析油和水经节流阀降压后分别去低压的原油处理和生产水处理系统。来自各油井的井流在油井生产管汇汇集后与来自一级分离器的凝析油混合后进入二级分离器，经二级分离器分出的天然气去天然气压缩系统，增压后去天然气脱水系统；分出的水进生产水处理系统；分出的原油和凝析油经降压后再依次进入第三级和第四级分离器进行闪蒸脱气和分水。从三级和四级分离器分出的天然气经压缩机增压后作为燃料气进入燃料气处理系统，供平台的发电机和热介质炉等用户使用；原油和凝析油去外输系统。DPP平台工艺系统部分设施的操作和设计压力/温度及压力等级分类如下，压力等级界面划分见图2-7-1。操作压力/温度设计压力/温度压力等级气井井口32000kPaG/85CG2(2500lb)生产管汇（气）9100kPaG/55C32000kPaG/85CG2(2500lb)一级分离器9100kPaG/55C10500kPaG/85CE2(900lb)天然气脱水系统9000kPaG/40C10500kPaG/70CE2(900lb)油井井口12000kPaG/80CE1(900lb)生产管汇（油）1130kPaG/50C1480kPaG/80CA0(150lb)二级分离器1030kPaG/50C1380kPaG/80CA0(150lb)三级分离器450kPaG/55C1380kPaG/85CA0(150lb)四级分离器20kPaG/53C860kPaG/83CA0(150lb)生产水处理系统270kPaG/55C650kPaG/85CA0(150lb)燃料气系统1420kPaG/35C2250kPaG/65CC5(300lb)高压火炬系统70kPaG/55C1076kPaG/85CA0(150lb)

图2-7-1平湖油气田DPP平台油/气处理工艺系统压力等级分类及界I系统的安全保护P&I图设计中，在确定了系统的压力等级，并对系统按照高低压进行压力等级界面划分之后，必须根据APIRP14C《海上生产平台基本上部设施安全系统的分析、设计、安装和测试的推荐作法》，对系统内的单体设备或管线进行安全分析并设计相应的安全保护系统。安全分析就是分析可能发生的对平台油气生产工艺系统安全造成威胁的如过压、泄漏、溢流等意外事故（不安全因素）；安全保护系统的设计就是针对这些意外事故，为系统内部单体设备或管线设计可靠的安全保护装置，以防止这些事故的发生或当事故发生时，使其危害减小到最低程度。《海上生产平台基本上部设施安全系统的分析、设计、安装和测试的推荐作法》详细描述了平台油气生产系统的常见工艺设备或管线如：井口和出油管、井口注入管线、管汇、压力容器、常压容器、受火和烟道气加热设备、泵、压缩机、海底管道、管壳式换热器的安全分析方法和安全保护装置的设置原则。本文列举了平台生产系统可能出现的所有意外事故并对造成这些意外事故的原因等进行了分析。对于每种意外事故，平台生产系统必须设置防止事故发生或对其作出反应的一级和二级保护装置。因篇幅所限，本文不对一级保护和二级保护的定义（参见APIRP14C）及每种意外事故所采用的一级保护和二级保护装置进行详述，而是针对生产系统常见的设备或管线，简要说明应采用的安全保护装置及安全保护装置的设置原则。1）意外事故（1） 过压过压是指工艺设备中的压力将超过最大允许工作压力（大于或等于设备的设计压力）。通常有两种情况引起设备过压：一种情况是设备的进口流量超过出口流量引起设备过压；另一种情况是流体的热膨胀引起设备过压。导致第一种情况发生的原因有：上游的流量控制装置失灵。②上游设备发生溢流或气窜。③在工艺设备的出口有限流装置或堵塞。导致第二种情况发生的原因是在设备的进出口都关闭时，设备仍在加热。过压的后果可以使设备突然破裂和产生可燃性烃类物质的泄漏。高压是可检测的异常状态，它表明可能产生过压。（2） 泄漏泄漏是指工艺设备中流体（这里特指可燃性烃类物质）意外地逸出到大气中。引起泄漏的原因有：腐蚀、侵蚀、机械失灵或超温造成设备损坏，过压导致设备破裂或外力引起意外损坏。泄漏的后果是可燃性轻烃物质释放到大气中。低压、回流和低液位是可检测的异常状态，它们表明可能已发生了泄漏。（3） 液体溢流液体溢流是指液体从工艺设备的气相出口排出。引起液体溢流的原因是液体流量超过出口流量。这可能是上游流量控制装置失灵、液位控制系统失灵或液体出口堵塞的结果。高液位是可检测的异常状态。（4） 气窜气窜是指工艺设备中的气体从液体出口中排出。引起气窜的原因是液位控制系统失灵或无意中打开了液位控制阀的旁通阀。气窜的后果可能引起下游设备过压，如果下游设备是液体输送泵，会使泵发生喘震。低液位是可检测到的异常状态，它表明可能发生气窜。（5） 负压负压是指工艺设备内的压力低于设计的挤毁压力引起负压的原因是流体排出流量超过流入流量，这可能是下列因素造成：进口或出口控制阀失灵，当流体流出时，进口管线堵塞或出口管线上的调节阀开度过大。进出口关断时流体热收缩。负压的后果是设备挤毁和泄漏。低压是可检测到的异常状态，它表明可能产生负压。（6） 超温（受火或烟道气加热设备）超温是指温度超过工艺设备设计的操作温度。对于受火和烟道气加热设备中意外事件归类为介质或工艺流体的超温和烟道超温。引起介质或工艺流体及烟道气超温的原因有：燃料或烟道气控制失灵，造成燃料或热量过量输入。可燃流体泄漏进入受火或烟道气加热室。被加热的介质或工艺流体通过燃烧室或烟道气加热室的流量过低。介质或工艺流体高温的后果可能是使设备的承压能力降低，导致设备泄漏或破裂；如果介质是在封闭的盘管中加热，高温会导致盘管过压。烟道高温的后果是它可能成为直接引燃源，引燃与烟道表面接触的外来可燃物质，导致火灾或爆炸。高温、低流量和低液位是可检测到的异常状态，它表明可能发生了超温。（7） 直接引燃源（受火设备）直接引燃源是指具有足够高的温度和热容可点燃可燃性物质的暴露表面、火焰或火花。直接引燃源形成的原因是：①气体燃烧器中有液体携带，使进风口有火焰辐射。②自然通风燃烧器中反向气流或额外燃料进入进风口。③烟道气烟道中火花辐射。④烟道气超温造成烟道表面炽热。如果可燃物质接触到直接引燃源，其后果是引起火灾或者爆炸。高温和低进风流量（对于强制通风燃烧器）是可检测到的异常状态，它表明可能出现直接引燃源。（8） 燃烧室中有过量的可燃气体（受火设备）燃烧室过量的可燃气体是指除了引火或主燃烧器所需的正常引燃以外多余的可燃气体。在燃烧室中过量的可燃气体聚集可能是由于燃料或空气供应控制设备失灵，或不正确的操作方法所致。燃烧室中有过量的可燃气体的后果是点火时可能引起爆炸并导致设备破裂。火焰熄灭、高或低的燃料供应压力是可检测到的异常状态，它表明在燃烧室中有过量可燃气体。在强制通风燃烧器中，进风压力低和鼓风机失灵也表明在燃烧室中有过量的可燃气体。2）安全保护装置（1） 井口装置及出油管线（参见附图3.1和附图3.2）压力安全保护装置出油管段的减压设施（如油咀）前后工作压力是不同的，为防止油咀后的出油管段下游堵塞，造成出油管段过压，或出油管段破裂发生泄漏，在出油段管段上应安装高压传感器（PSHH），低压传感器（PSLL）和压力安全阀（PSV）（当出油管段的设计压力高于最大关井压力时，可不设压力安全阀）。高压传感器（PSHH）和低压传感器（PSLL）在检查到异常高压或低压时关断油井。高压传感器（PSHH）为防止系统过压提供一级保护，压力安全阀提供二级保护。低压传感器（PSLL）为防止系统泄漏提供一级保护。流动安全保护装置出油管线的末段应设置流动安全装置---单流阀（FSV）以防止回流，减少泄漏。（2） 管汇（参见附图3.2）管汇可采用PSH、PSL保护。若每个输入源都设有PSHH、PSLL，且PSHH的设定点压力低于管汇的设计压力，则管汇不需设PSHH、PSLL。若下游工艺设备上装有PSHH且不可能与管汇隔绝时，管汇上也可不设PSHH。如管汇是为火炬、释放或其它常压作业而设定，则不需装设PSLL。管汇可采用PSV保护。在下述条件下管汇可不设PSV：a） 管汇额定工作压力大于任何输入源的可能最大压力；b） 虽然输入源的可能最大压力大于管汇额定工作压力但输入源有PSV保护；c） 下游设备上的PSV可保护管汇，且不能与之隔绝；d） 管汇用于火炬、释放、放空或其它常压作业，且在出口管线上没有阀门。（3） 压力容器（参见附图3.3）压力安全保护装置a） 接受从油井或其它可能导致超压的输入源的流体的压力容器，应采用PSHH保护，以便必要时切断流入。如其它工艺设备上的PSHH可起保护容器的作用且不与之隔绝，或容器是火炬、释放、放空系统的最后一级分液器，或或容器为常压作业且有适当的放穿系统时，容器上可不设PSHH。b） 当漏油量大得足以降低压力时，应采用PSLL保护，以便在必要时切断流入。若其它设备上的PSLL可保护窗口，且不与之隔绝，该容器可不设PSLL。如果容器在常压下作业或运行时经常变到常压，则可不设PSLL。c） 压力容器应采用一个或多个有合适释放能力的PSV保护，至少有一个PSV的设定点不大于容器且不与之隔绝时，容器上可不设PSV。d） 若压力容器可能承受将导致其毁坏的负压，则应设置能维持适宜压力的气体（惰性气体或天然气）补给系统。液位安全保护装置向火炬排放的压力容器应当采用高液位安全装置（LSHH）保护，以切断流入并防止液体溢流。不直接向火炬排放的压力容器也要用LSHH保护，除非下游设备能安全处理最大溢流量。压力容器应用低液位安全装置（LSLL）保护，以切断流入或关断出口以防气窜。如在正常作业中，压力容器中不需保持一定的液位或下游设备能安全地处理气窜，则压力容器可不设LSLL。加热元件浸没在液体中的加热容器，应设LSLL以便加热元件上方液位过低时切断热源。如压力容器不作为气、液分离之用，或为手动排放的小凝气器，则不需设液位安全装置。温度安全保护装置如压力容器中的液体需加热，则应设高温安全装置（TSHH），以便当工艺流体超温时切断热源。流动安全保护装置若可能因泄漏导致大量流体由下游工艺设备回流时，则应在压力容器的每一气、液排出管线设置FSV。（4） 常压容器本节所涉及的常压容器系指油（气）生产工艺系统中在常压下使用的的容器，包括：原油、生产水处理、储存容器以及注水和机械采油中的处理和储存容器。压力安全保护装置常压容器应采用适当尺寸的放空系统和压力真空释放装置，以防止超压和负压。储存含有碳氢化合物的常压容器放空系统应设阻火器。用于常压作业的压力容器及没有压力源管线的常压容器可不设PSV或放空管线。储存原油的常压容器应设有气体补给系统。液位安全保护装置除非在灌注作业时有人监视或者能溢流到其它工艺设备，常压容器应设LSHH传感器以切断流入。在发生泄漏时常压容器LSLL传感器切断流入，除非是容器中的液位不是自动控制。温度安全保护装置如常压容器中液位需加热，则应设TSHH以便当工艺流体过热时切断热源。（5） 有火设备和废热回收设备（参见附图3.5）温度安全保护装置a） 有火设备中的介质或工艺流体应用TSHH监控其温度，以便在必要时切断燃料供应和可燃流体流入。废热回收设备应设TSHH，以便在必要时将废热载体分流或切断。b） 若介质是在燃烧室或废热室的管子中流动，则在燃烧室或废热室冷却之前不应停止介质的流动。如发生火灾或介质从管子中逸出，应急关断系统或设备上的火警回路应切断介质流入。c） 排烟道应用TSHH监控其温度必要时切断设备的燃料供应及可燃介质的流入。废热回收烟道的TSHH应在必要时切断废热源及可燃介质流动。流动安全保护装置对介质在燃烧室或废热室管子中流动的有火设备，若监测介质的TSHH位于设备外部，应由低流量安全装置（FSL）监控管中介质的流率，以便在必要时切断燃料供应或把废热分离。其它类型的有火设备的TSHH可设于介质段，能立即测出高温，因此可不设FSL。在介质出口管线上应设FSV，以防管子破裂时向燃烧室或废热室回流。压力安全保护装置燃料供应管线的压力应用PSHH监控以便在必要时切断燃料供应。若为强制送风的燃烧器，其燃料供应管线上及燃烧器进风口应设PSLL，以便在必要时切断燃料和空气供应。在管式加热器中，为防止管中因被加热介质或工艺流体热膨胀而引起超压，管子上应设PSV。点火安全保护装置a） 自然通风的燃烧器空气入口应设阻火器，以防通过空气进口回火。b） 自然通风的燃烧器的烟筒应设阻火器，以防火花喷射。c） 强制通风的电动机应设电动机起动器联锁装置，以便检测电动机故障并在必要时切断燃料及空气供应。d） 燃烧室中的火焰应由弱火焰安全装置（BSL）或低温安全装置（TSL）检测，以检测不足以引燃燃料的火焰，并在必要时切断燃料供应。（6） 泵（参见附图3.6）压力安全保护装置在各种烃类外输管线上的泵的出口管线上应设PSHH和PSLL，在必要时切断流入并停泵。在其它重要的泵的出口管线上也可设PSLL。若泵排出压力超过出口管线额定工作压力的70%，其出口管线上应设PSHH。泵的出口管线上应设PSV。动能型泵（如离心泵）或其最大排出压力小于出口管线额定工作压力的泵，或具有内部卸压能力的泵，其出口管线可不设PSV。流动安全保护装置泵的出口管线应设FSV，以防止回流。（7） 烃类压缩机（参见附图3.7）压力安全保护装置压缩机的吸入管线上应设PSHH、PSLL。若每一输入源都有PSHH、PSLL保护并可保护压缩机，则吸入管线上可不设PSHH、PSLL。在压缩机的出口管线上也应设PSHH、PSLL，以便在必要时切断工艺流体流入和动力端的燃料供应。压缩机的吸入管线上应设PSV。若每一输入源都设有PSV，并且也保护压缩机则其吸入管线上可不设PSV。压缩机出口管线上也应设PSV。若压缩机为动能型，且不可能产生高于管线设计压力的压力时，其出口管线上可不设PSV。流动安全保护装置压缩机每一最终出口管线上应设FSV以防止回流。天然气探测装置若压缩机位于通风不良的建筑内或围蔽处所内，应设天然气探测装置，以便在必要时切断工艺流入源和燃料供应并使压缩机泄压。温度安全保护装置应设TSHH以保护压缩机每一气缸及壳体，并在必要时切断工艺输入源和燃料供应管线。（8） 长输管线（参见附图3.8）长输管线分为三种工作状况：一种为管线内介质流向平台的进入管线；一种为管线内介质离开平台的离去管线；另一种为双向管线。压力安全保护装置离去管线上需设PSHH、PSLL，以切断输入源，如果离去管线上游已设置PSHH，且能保护离去管线，则离去管线上可不设PSHH。对于进入管线，如其上游平台设有PSHH、PSLL，可以保护进入管线，则进入管线上可不设PSHH、PSLL。双向长输管线上也应设PSHH、PSLLo每个长输管线一般都用PSV保护。但在下列情况下则可不设PSV：管线设计压力大于任何输入源的最大压力；虽然输入源压力大于管线设计压力，但输入源有PSV保护，其设定点不大于管线的设计压力；输入源为压力高于管线设计压力的油井，但设有由单独的继电器和检测点相连的PSH控制的两个关断阀(SDV)，其中一个可以是井上安全阀(SSV)o长输管线上应设应急关断阀(SDV)，SDV应设置必要的防浪设施和供检修进出的通道。SDV宜设在下甲板以下的立管上。SDV应与全平台的生产关断、火灾关断和最终关断等应急关断系统联锁。流动安全保护装置进入管线上应设FSV，以防止因管线泄漏或破损而导致容器中的流体向破损处回流。离去管线上也应设FSV，以防止容器破损或泄漏时，管线中的流体倒流入容器中。换热器(管壳型)(参见附图3.4)压力安全保护装置管壳型换热器应按受热段及供热段分别分析。从一个可能导致超压的输入源接受流体的那一段应设PSHH，以便在必要时切断流入。换热器的一段可能由于另一段的泄漏或破裂而导致超压时，应设PSHH以切断超压源向该段的流入。若上游设备的PSHH能检测到换热器一个段的压力并可切断流入，或下游设备的PSHH能保护该段，且不与之隔绝，则该段可不设PSHHo若换热器一个段的设计压力大于输入源的可能最大压力，该段也可不设PSHHo有烃类介质流动的段应设PSLL，当压力降低时切断向该段的流入。若其它设备上的PSLL能保护换热器的一个段，且不与之隔绝，该段可不设PSLLo常压作业或作业中经常变动到常压的段可不设PSLLo换热器每一个段应设PSV保护。若其它设备上的PSV能保护一个段，且不与之隔绝，该段可不设PSV。若一个段的设计压力大于任何输入源的可能最大压力，则该段可不设PSVo温度安全保护装置由于换热器的两个段一般是按加热介质的最高温度设计，因此不需设TSHHo应急关断阀应急关断阀又名SDV(ShutdownValve)，用于紧急情况下隔断物流或热源，防止设备或管线的超压或泄漏。所有的SDV阀都是自动操作的常闭阀门(NormallyClosedValve)，即在无动力源或失去动力源的情况下，阀门处于关闭状态(FC，FailClosed)o应急关断阀设置的习惯做法:1） 在压力等级不同的相连系统或流程段之间宜设置紧急关断阀。2） 海底管线入口和出口处必须设置应急关断阀。3） 计量分离器进、出口管线上宜设应急关断阀。4） 天然气压缩系统进、出口必须设紧急关断阀。5） 发电机、热介质炉燃料进口必须设紧急关断阀。应急关断阀在工艺流程中的设置一定要合理，既要满足安全生产的需要，又要尽可能降低成本和减少因误操作而引起不必要的生产关停，要结合工艺流程统筹考虑。当工艺设备中的异常操作状态由安全装置检测到或操作人员发现时，所有的工艺流体、热量和燃料输入源都应关断或转向其它能够安全地进行处理的设备中。如果选择了关断动作，那么应该在能量起源处（井口、泵、压缩机等）关断工艺系统输入。如果关断某一工艺设备入口，可能使上游设备产生异常状态而导致其安全装置把该设备关断，这种做法是不可取的。如果这样做，工艺系统的每个设备将从后往前逐个关断，直至能量的起源被切断为止。因而每当下游某个设备关断后，其它设备处于异常操作状态，并且必须由它的安全装置保护。这种连锁的效应将取决于几个附加安全装置的操作，并且可能对设备产生过多的应力。在能量的起源切断后，也许最好是关断工艺设备的入口，以进一步提供保护或防止上游设备压力或液位传递。如果希望如此，那么能量起源的关断应同时或先于设备进口阀的关断。应急放空阀应急放空阀又名BDV（Blow-down），用于紧急状况（设备非正常操作工况或火灾事故工况）下对含有天然气或蒸气的设备降压。当金属材料的温度由于火灾或其它原因而增加且高于设计温度时，金属材料的温度可能达到出现应力破损的程度，即使系统的压力没有超过设计压力，应力破损也会发生。因此，对含有天然气或蒸气的设备有控制地降压，不仅可以降低设备的内部压力和器壁应力，避免设备破裂，还可以防止因设备破损而向火源增加更多燃料的可能。所有的BDV阀都是自动的并且是事故开的（FO，FailOpen）即在无动力源或失去动力源的情况下，阀门处于开启状态。应急放空阀的设置原则：1） 天然气压缩系统必须设紧急放空阀，当压缩机事故关停需停机检修或火灾时，关断天然气压缩系统进出口，通过应急放空阀放空系统内的天然气。2） 对于处理可燃性轻烃的设备，通常有两种选择方式：一种是对操作压力在1724kPaG和以上的设备上设置应急放空阀。另一种选择方式是对所有处理或含有可燃性轻烃的设备设置应急放空阀，以控制因设备中可燃性物质泄漏引起火灾的蔓延。第二节 控制原理和控制方案分析为满足生产要求和保证产品质量，必须对工艺流程中某些重要的操作参数（或操作变量）如压力、温度、液位、流量进行自动控制（或自动调节），使设备、容器或系统运行在设计值。一、 简单控制系统原理简单控制系统是生产过程中最常见，应用最广泛的控制系统，下面是简单控制系统的原理，至于复杂的控制系统，读者可参考有关自控资料。无论是压力、温度还是液位、流量的自动控制，虽然被控变量不同，但控制变量都是流量，它们的自动控制回路也都是由传感器（变送器）、调节器和执行器（调节阀）三部分组成，其控制原理相同，即传感器（变送器）将检测到的参数（如：压力、温度、液位、流量等变量）转换成电信号（模拟信号或数字信号）送到调节器，调节器在控制回路中的作用是对实际变量与设定值进行比较，比较的结果产生一个偏差，调节器在对偏差信号（模拟信号或数字信号）进行PID运算后，送到执行器上的电-气转换器（开关），转换成气信号（电动调节阀除外），带动执行器动作，执行器动作的结果是使实际变量（被控制的变量）向设定值靠近，从而达到控制的目的。在P&I图上，以上各控制回路的表示方法如下：压力控制压力变送器用PT表示；压力显示控制器（压力调节器）用PIC表示（它位于中央控制系统的PLC上，压力变量在中控系统的操作站上显示）；电-气转换器用PY表示；压力调节阀用PCV表示。温度控制温度变送器用TT表示；温度显示控制器（温度调节器）用TIC表示（它位于中央控制系统的PLC上，温度变量在中控系统的操作站上显示）；电-气转换器用TY表示；温度调节阀用TCV表示。液位控制液位变送器用LT表示；液位显示控制器（液位调节器）用LIC表示（它位于中央控制系统的PLC上，液位变量在中控系统的操作站上显示）；电-气转换器用LY表示；液位调节阀用LCV表示。流量控制流量变送器用FT表示；流量显示控制器（流量调节器）用FIC表示（它位于中央控制系统的PLC上，流量变量在中控系统的操作站上显示）；电-气转换器用FY表示；流量调节阀用FCV表示。二、 控制方案分析1.压力控制方案压力控制的被控变量是压力，控制变量（操纵变量）是流量。海上平台生产设施中，压力控制的应用场所很多，分离器是最常用的设备，下面以分离器为例，对压力控制方案进行分析和选择。1）气相出口主管设压力控制阀（压力调节阀）压力变送器设在分离器顶部，分离器气相出口主管线上设调节阀，调节阀为气开式（FC），调节器为正作用式，即调节器的输出量与输入量成正比，压力升高，调节器的输入量增大，输出量也随之增大，调节阀开度增大；反之，压力减小，调节阀开度减小，使分离器的压力被控制在设定值。由于调节阀设在分离器气相出口主管线上，这种控制方案只能维持分离器的操作压力稳定，无法控制调节阀下游的压力。此方案一般用于井口平台测试分离器，经分离器分离后的天然气直接进海管外输。2）气相出口支管设调节阀的压力控制压力变送器设在分离器顶部，分离器气相出口管线上不设调节阀，调节阀设在从气相出口管线上引出的去放空系统的支管线上。这种压力控制方案可调节和控制分离器的压力在设定值并保持分离器下游管线上的操作压力稳定。此方案用于与天然气压缩机进气管线相连的分离器压力控制。图

3）气相出口主管和支管都设调节阀的压力控制此方案用于平台上压力波动较大的容器式段塞流捕集器的压力控制。当压力在设定值以下波动时，PIC的输出量为最大输出量的0~50%，捕集器的操作压力由气相出口主管上的调节阀PV1501A来控制；当压力超过设定值时，PIC的输出量为最大输出量的50~100%，气相出口支管上的调节阀PV1501B将打开并起调节作用。这种控制方法在仪控上称为分程控制，分程控制使调节范围增大，这种控制方案适用于被控变量波动大，而控制变量需要大幅度改变的场合。TOFLWETOFLWE毕5TWSLUGCA7CHER图2.温度控制方案温度控制的被控变量是温度，控制变量（操纵变量）是流量。以换热器为例，进行温度控制方案的分析和选择。1）热介质油和工艺介质的换热温度变送器设在换热器被加热工艺介质管线出口，调节阀位于换热器的热介质油管线出口，通过调节热介质油的流量来控制被加热工艺介质的温度。热介质油是被冷却的介质，将调节阀设在出口是较合理的。村忒心:Hpir-h-iMELPJW图

2）冷却水与工艺介质的换热温度变送器设在换热器被冷却工艺介质管线出口，调节阀位于换热器的冷却水管线进口，通过调节冷却水的流量来控制被冷却工艺介质的温度。冷却水是被加热的介质，将调节图3）工艺介质与工艺介质的换热当高温工艺介质与低温工艺介质进行热交换时，如：电脱水后的高温原油和进入游离水分离器的低温原油进行换热，换热的目的是为了回收热量。这时，如果直接在高温工艺介质的进、出热交换器的管线上设置调节阀来调接高温工艺介质的流量是不好调的。为了控制低温工艺介质的出口温度，通常是在高温工艺介质进、出热交换器的管线之间设一旁路，在旁路上设置调节阀，让高温工艺介质一部分经热交换器而另一部分不经热交换器。图3.液位控制方案液位控制系统的被控变量是液位，（操纵变量）是流量。下面以分离器为例，对液位控制方案进行分析和选择。1）三相分离器的液位控制常见的三相分离器的油/水分离段是由油/水沉降分离段和储油段两部分组成。对于油/水分离段，需控制油/水界面；对于储油段，需控制油的液位（或油/气界面）。在分离段设有油/水界面变送器，通过调节器调节水相出口管线上的调节阀来控制油/水界面。在储油段设有油位变送器，通过调节器调节油相出口管线上的调节阀来控制油位。液位调节阀为气开式，调节器为正作用式。图2）平台容器式段塞流捕集器的液位控制平台段塞流捕集器一般用于接收和处理经海管输送的来自井口平台的流体（气、液两相），多数相当于两相分离器。由于海管输送过程中出现的液相段塞流会造成捕集器液位在短时间内急剧上升。为避免液位超高引起事故关断，对于段塞流捕集器这种特殊的两相分离器的液位控制，通常有如下两种方式：（1）在捕集器液相出口管线上并联设置两个调节阀（气开式）。控制信号来自同一组液位变送器和液位调节器（正作用），两个液位调节阀对应液位调节器不同范围或阶段的输出量，形成分程控制系统。当液位在低于设定值的范围波动时，液位调节器的输出控制其中一个阀门的开度，液位降低，液位调节器的输出量减小，阀门开度减小，液位升高，液位调节器的输出量增大，阀门开度增大，当液位达到设定值时，阀门到达一定的开度；如果液位继续升高，液位调节器的输出量将继续增大，这时，另一个液位调节阀打开，随着液位的升高，阀门开度逐渐增大。由于两个阀门都在起作用，与单阀比较，调节范围大大增加，因此，可以大幅度地减少因液相段塞流的涌入而导致的捕集器液位在短时间内的急剧上升。

图(1)（2）在捕集器进口管线和液相出口管线上各设一个调节阀（气开式）。每个调节阀由各自的调节器控制，调节器的输入信号来自同一个液位变送器，但两个调节器的作用恰好相反，控制液相出口调节阀的调节器为正作用调节器，当液位变送器输出信号增大时（液位升高），调节器的输出也增大，调节阀开度增大，出口流量增大；控制捕集器进口调节阀的调节器为反作用调节器，当液位变送器输出信号增大时（液位升高），调节器的输出反而减小，调节阀开度减小，进口流量减小。图(2)4.流量控制方案流量控制系统的被控变量和控制变量都是流量。下面以两台分离器进口流量均分和热介质循环系统的流量控制为例，进行流量控制方案的分析。1）分离器进口流量均分当两台分离器并联运行时，为使得分离器进料量均衡，在两台分离器总入口设置一个流量变送器FT1,测量总流量Q1；在其中一台分离器的入口设一流量变送器FT2，测量流量Q2；在去另一台分离器的支管上设一流量调节阀FV。为使进入两台分离器的流量相等，即Q2=Q1/2，在流量变送器FT1的输出端加了一个除法器，该除法器的输出信号为流量调节器FIC的给定值，流量变送器FT2的输出为测量值，通过FIC的输出控制调节阀FV的开度，使进入两台分离器的流量相等，这种调节叫做比值调节。图2）热介质循环系统流量控制热介质循环系统是一个闭式循环系统，即低温热介质油通过循环泵增压后，去热介质炉加热，加热后的高温热油再经总管分配到各个用户，从各用户来的低温热油经总管汇集后，再流回到循环泵的入口。在该循环系统中流量应该是恒定的，因此，为使总流量不变，在热介质分配总管上设有流量变送器，并在热介质分配总管和回流总管之间设旁通管线和流量调节阀。当去用户的热介质油流量发生变化时，流量调节回路将通过对旁通管线上的调节阀的调节，来控制总流量不变。Z节77图第三节 若干单元P&ID举例一、 井口P&ID（附图3.1）二、 管汇P&ID（附图3.2）三、 三相分离器P&ID（附图3.3）四、 换热器P&ID（附图3.4）五、 热介质加热炉P&ID（附图3.5）六、 原油外输泵P&I