油库储输一体化智能协同管控指南（2025版）管道与库区联动调度方案

油库储输一体化智能协同管控指南（2025版）管道与库区联动调度方案文档编号：YK-IC-2025-001实施日期：2025年X月X日编制单位：国家石油天然气管网集团有限公司、中国石油天然气集团有限公司、中国石化集团有限公司参编单位：中国物流与采购联合会危化品物流分会、中国石油流通协会、北京宏达信诺科技有限公司、南京东富智能科技股份有限公司主要起草人：黄岛油库技术专家组、中国石油储运技术团队、中石化物流优化专家组、行业协会特聘专家1.总则1.1编制背景与目的随着我国成品油及原油消费市场的持续变化，油气储运行业正从单一仓储模式向“储输一体化”协同模式加速转型(9)——这一转型的核心逻辑，在于破除传统管道运输与库区作业间的管理壁垒和信息孤岛，形成“管道高效输送、库区灵活调配”的完整闭环供应链，从而提升行业整体运营效率。近年来，我国油气储运基础设施布局持续完善，但长期存在的“管道与库区协同度不足”痛点仍未彻底解决：过去，北部成品油需经铁路运至港口，再转海运至南京，最后沿长江水运至华东、华中地区，全程近1个月时间，损耗大、成本高(81)；部分区域管网与油库信息不联通，导致输油计划与库区罐存结构、接卸能力无法精准匹配，进一步放大了物流成本与安全风险。2025年，国务院办公厅发布《关于推动成品油流通高质量发展的意见》，明确提出要“推进智慧加油站、成品油流通大数据管理体系建设，加快构建涵盖批发、仓储、运输、零售等环节的全链条、可追溯动态监管体系”(8)——这一政策为行业数字化转型提供了明确的政策牵引，也对储输一体化协同管控的标准化、智能化水平提出了硬性要求。从行业实践维度看，目前我国已有部分头部企业完成了储输一体化协同的突破性落地：国家管网集团山东公司黄岛油库于2025年3月全面启用智慧运营系统，截至统计时点已平稳完成107次油品移动作业，其中包含39次卸船作业、64次外输作业以及4次库内转油作业，全程实现调度令与操作票一键生成、自动执行(73)；中国石油滨州油库通过智慧化改造，将人工巡检频率下降50%，30万立方原油保税库投用三个月周转率提升42%，海陆联运模式缩短原油中转周期30%(88)。这些项目通过技术赋能，显著降低了人工干预强度，提升了储输系统的整体运行效率，也验证了储输一体化协同模式的可行性与价值。本指南基于2025年行业最新技术应用与项目实践成果编制，旨在为油库运营单位、管道运输企业及相关管理机构提供一套边界清晰、可落地的管道与库区联动调度标准化解决方案。方案以“智能化协同、精益化调度、本质化安全”为核心目标，致力于解决传统储输环节存在的信息孤岛、协同效率偏低、安全联锁不完善等行业共性痛点，为行业数字化转型提供明确的技术路径与操作指引(35)。1.2适用范围本指南适用于国内所有采用管道输送收发油作业模式的原油及成品油库，涵盖了从“管道末端接收”到“库区储存管控”再到“管道始端外输发放”的全衔接流程，可作为相关企业新建项目的设计、施工及验收标准，也可作为在运营库的升级改造、运行管理及维护指南(114)。具体适用场景包括但不限于以下三类：长距离输油管道与枢纽油库的收发油联动作业：这是储输一体化体系中的核心节点，涉及干线管道与大型储油设施的大容量、高频率协同作业；油库内部罐区与装卸管道（含装船/装车管）的协同转输作业：这类作业对流程切换的精准度、环节衔接的时效性要求极高；正常工况下的日常调度、突发工况下的应急调度以及极端市场需求下的保供调度：覆盖了储输系统运行的全工况场景。需要说明的是，本指南为行业级推荐技术文件，内容不作为政府行政许可依据，也不替代相关工程建设标准、安全技术规范及专项设计方案。企业在执行本指南过程中，应同时遵循《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国石油天然气管道保护法》等法律法规，以及GB30871-2022《危险化学品企业特殊作业安全规范》等强制性国家标准的相关要求(3)。1.3核心定义本指南中涉及的关键术语定义如下，以确保行业内理解口径的统一：储输一体化（IntegratedStorageandTransportation）：将油库的储存功能与管道的运输功能视为一个完整连续的系统整体，通过管理流程的优化和数字技术的赋能，实现全流程的计划统筹、协同调度和动态管控，最大化释放储运资产效能(16)。管道与库区联动调度（Pipeline-DepotCooperativeScheduling）：以管道输送系统的实际运行状态为基础，以油库库区的罐存现状、作业能力为核心依据，通过调度指令的标准化传递和设备系统的自动化联锁控制，实现油品在管道内的输送过程与库区的接收、储存、发放乃至库内转输过程之间的无缝衔接与精准配合(20)。智能协同管控（IntelligentCooperativeControl）：基于工业互联网、物联网、大数据、人工智能等新一代信息技术，构建覆盖管道、库区、上下游节点的全域感知网络，实时采集并融合多源数据，通过算法模型实现调度决策的自主优化、作业执行的自动控制以及运营风险的自主预警，形成态势感知、智能决策、自动执行、闭环优化的完整管控体系(35)。SCADA系统（SupervisoryControlandDataAcquisition）：即数据采集与监视控制系统，本指南中特指应用于油库及管道场景的专用SCADA系统，是储输一体化协同调度的核心基础支撑平台。该系统可以对管道运行工况、库区作业过程进行实时数据采集、设备状态监控和调度指令远程传输执行，实现对整个储输系统的集中管控。1.4编制依据本指南编制过程中，主要依据下列文件、标准及行业最新实践成果，当引用文件内容存在冲突时，以最新发布的行业强制性标准为准：政策法规文件：《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、国务院办公厅《关于推动成品油流通高质量发展的意见》（国办发〔2025〕1号）、《工业互联网与油气储运行业融合应用参考指南（2026年）》(2)。技术标准规范：GB30871-2022《危险化学品企业特殊作业安全规范》、国家管网集团《生产运行管理规定》、中国石油《油库管道联动调度操作规程》、中国石化《成品油物流调度管理规范》(3)。行业实践成果：国家管网集团黄岛油库智慧运营项目应用成果、中国石油滨州油库储输一体化改造项目应用成果、中国石油东部成品油产业链协同运行模式、中国石化“管输+水运”双向资源串换调度模式(81)。技术文献资料：《油气储运》2025年行业专项技术论文、《石油商技》2025年智慧储运专刊、行业权威机构发布的《2025年中国油气储运行业发展年度报告》《2024年中国能源仓储设施价值重塑白皮书》(119)。2.行业现状与技术架构2.1储输一体化发展现状从行业整体发展阶段看，2025年是我国油气储运行业由单一仓储功能向“储输一体化”综合服务模式转型的关键节点。根据行业权威机构发布的《2025年中国油气储运行业发展年度报告》，截至2024年底，全国已有37.6%的大型商业油库（单体库容≥20万立方米）开始提供两项及以上“储输一体化”相关服务，较2020年的18.2%实现了翻倍增长；其中东部沿海地区由于基础设施完善、市场需求旺盛，该比例高达52.3%，显著领先于中西部地区，转型成效尤为突出(84)。从头部企业的实践效果来看，储输一体化协同模式的价值已得到充分验证：国家管网黄岛油库：作为行业智慧化建设的标杆项目，该油库通过构建“智慧油库综合管理平台”，实现了管道与库区作业的全流程协同。在实际作业中，系统可根据储罐实时空闲容积、当前罐存油品属性及库区作业负荷，自动规划最优接卸路径、预选空容储罐并精准计算下量，整个调度指令生成过程无需人工干预；截至2025年12月，该油库已安全完成128次油品移动作业，智能诊断系统报警及提示数量超1.3万次，调度令和操作票一键生成，智能确认率高达90%以上(73)。中国石油滨州油库：该项目通过智慧化改造，打通了管道与库区的生产数据链路，实现了运营模式的本质优化。改造后，油库人工巡检频率下降50%，30万立方原油保税库投用三个月周转率提升42%，海陆联运模式缩短原油中转周期30%；这一系列指标提升，直接降低了企业的物流成本，也验证了储输一体化协同模式的实际应用价值(88)。中国石油东部管道网络：东北销售与西北销售两大销售板块协同国家管网集团，将抚锦郑管道与兰郑长管道干线实现无缝连通，在中原地区织就了一张更广阔的供应网络。通过一体化协同调度，这一管道网络的管输效率较分节点独立调度时提升了近三成，截至2025年9月已累计输油超300万吨；这一项目彻底改变了过去“铁路+海运+长江水运”的分段运输模式，将油品运输周期压缩了近七成(81)。但从行业整体情况来看，发展不均衡的问题仍较为突出：大部分中小规模油库的智能化改造进展缓慢，仍采用传统“管道输油到库、库区人工安排接卸”的分段管理模式。这类油库的管道运行数据与库区作业数据分属不同管理体系，缺乏有效的协同调度机制，难以实现储输效能的充分释放；同时，这类企业的技术储备不足，专业调度人员队伍能力与智能化协同调度的要求差距较大，进一步放大了转型阻力(16)。从行业技术应用维度看，目前储输一体化的技术路径已基本成熟，具备行业推广基础：以工业互联网和物联网为基础，构建“端-边-云”三层架构的技术支撑体系，通过各层级的精准配合，实现数据的高效采集、传输、处理、分析与应用(114)。这一架构的核心逻辑，是将数据采集处理与业务执行分层分离，既保障了现场设备的实时响应速度，又实现了全域数据的协同优化。2.2传统调度模式存在的痛点在储输一体化协同场景下，传统管道与库区分段调度模式的痛点集中体现在以下四个维度，这些痛点直接制约了储输资产效能的释放，也构成了本方案重点解决的行业共性问题：数据互通性不足，形成信息孤岛：这是传统分段调度模式下最核心的痛点。具体表现为：管道运行侧的SCADA系统、库区作业侧的液位监控系统、发货/收货控制系统、企业经营管理侧的ERP系统等关键业务系统之间缺乏统一的数据交互标准接口，数据无法实现自由流动和跨系统共享。部分企业虽完成了基础的系统对接，但各系统仍采用独立的数据库，数据定义、口径、格式不统一且无法兼容，形成了诸多数据孤岛；更有大量中小规模油库的管道运行参数由管道调度人员单独掌握，库区罐存状态、作业细节仅由库区生产人员单独记录，数据传递依赖电话、纸质表单或人工录入，存在显著的信息滞后、数据出错甚至信息失真风险(20)。调度决策协同度不足，全局优化缺失：传统模式下，管道输送调度计划的制定，往往只根据下游需求点的需求和管道自身的输送能力确定，没有将油库库区的罐存状态、作业能力及上下游产销衔接情况作为关键约束条件纳入模型计算；反之，油库库区的作业调度计划，往往仅根据自身罐存状态和下游发放需求制定，没有实时考虑管道的输送能力、运行工况及上游来油属性等参数。这种“各自为政”的调度模式，容易导致管道来油属性与库区接收条件不匹配、管道输送计划与库区作业计划脱节等问题，造成罐容利用率不足、管道运力浪费，严重时会导致运行波动甚至生产事故(81)。自动化联动程度低，人为干预风险高：传统模式下，管道输送流程与库区收发油流程的切换和配合，大多依赖人工操作；调度指令的传递，也依赖电话、对讲机等人工通讯方式，不仅操作效率低，而且容易出现信息传递偏差。例如，在管道向库区输油的切换作业中，需要人工确认管道来油工况、人工计算库区可用罐容、人工开启相关管线阀门，再人工通知管道泵站启输；整个作业过程中，现场设备状态的反馈、关键参数的确认、作业步骤的衔接都依赖人工确认，对调度员和现场操作工的经验与责任心高度依赖，易发生人工操作失误导致的安全事故。据行业不完全统计，在油库管道收发油作业事故中，约有近三成是由于上下游调度指令配合不当或流程切换操作失误导致的(39)。应急调度响应慢，风险传导性强：这是传统模式下的突出短板。传统模式下，管道与库区的应急处置预案相互独立，缺乏统一的应急联动调度逻辑；当管道或库区发生突发事件时，双方的应急处置信息无法实时共享，应急动作无法精准协同，易将局部故障扩大为系统停机、供应中断、甚至重特大安全事故。例如，当管道出现泄漏等紧急工况时，由于没有与库区实现联动联锁，管道停运后，库区侧相关阀门未自动切断，可能造成泄漏量扩大，致使事故风险升级；同理，当库区出现冒罐、管道爆裂等紧急工况时，若无法联动管道侧紧急停泵、截断物料供应，也会导致事态扩大(115)。2.3联动调度智能管控技术架构为解决上述行业共性痛点，本方案基于行业最新实践成果，提出“全局协同、分层管控”的联动调度技术架构设计原则——这一设计思路，与《油气储运》2025年刊发的行业技术成果高度匹配。架构的核心目标是打通管道与库区之间的数据流、业务流和控制流，实现全链路数据的实时交互和调度指令的闭环管理，满足储输一体化协同场景下的实时感知、智能决策、精准控制与协同执行四大核心业务需求(98)。该技术架构分为四个逻辑层级，层层支撑，形成完整的技术保障体系。架构的核心是实现全域数据的采集、融合与分析应用，底层是数据采集传输的基础支撑，中间层是统一的协同管理平台，顶层是覆盖全场景的业务应用，安全防护体系则贯穿整个技术架构的始终。2.3.1感知与控制层（端侧）这是整个联动调度技术架构的最底层物理基础，是实现所有上层业务应用的前提，负责采集管道及库区作业的完整实时数据，接收并执行上层调度系统的相关指令。该层的核心设计要求是“全覆盖、高精准、高可靠、本质安全”，即数据采集覆盖所有关键设备和工艺流程节点，采集精度满足自动化联锁控制要求，设备和数据传输信号在油库易燃易爆的高危环境下具备高度可靠性，同时具备完善的本质安全设计。在设备配置上，该层由各类现场级智能化设备组成，覆盖管道及库区作业的所有关键节点：管道沿线及节点采集设备：包括智能流量计、压力变送器、温度传感器、可燃气体探测器、截断阀及其他智能阀门执行机构等，实时采集管道内介质的压力、流量、温度、流向及设备运行状态等关键参数；库区罐区采集设备：包括雷达液位计、钢带液位计、储罐温度计、压力变送器及相关智能阀门等，实时采集储罐内的液位高度、油品体积、温度、密度及罐区可燃气体浓度等关键参数；作业现场采集设备：包括安装在装卸车/船鹤管、工艺管线、泵房、变配电间等区域的传感器、智能阀门、机泵及现场安全仪表等，实时采集作业过程中的关键参数；现场安全联锁控制设备：包括紧急停车按钮、安全仪表系统、溢油静电保护器等，负责在紧急状态下触发联锁保护动作。所有现场设备均需支持标准工业协议，如ModbusRTU/TCP、IEC61850、MQTT等，具备良好的抗干扰能力，采集数据精度必须满足自动化联锁控制的要求；关键参数的采集和执行机构的控制应采用“双重化”冗余配置，确保在单一设备故障时仍能正常实现数据采集与动作执行；所有感知设备都必须符合防爆、防腐、防尘、防电磁干扰的相关技术标准要求(114)。2.3.2数据传输与控制层（边侧）这是联动调度技术架构的中间衔接层，负责将感知层采集的现场实时数据高效、稳定地传输至上层平台，同时将平台下发的调度指令精准、可靠地传输至现场执行机构。该层的核心设计要求是“高带宽、低时延、高可靠、高安全”，确保数据传输的实时性、完整性和一致性，为上层平台提供可靠的数据支撑。该层的技术设计包含两个核心维度：通信网络设计：采用“光纤专网为主、无线专网为辅”的双通道冗余通信架构，这一架构完全匹配《工业互联网与油气储运行业融合应用参考指南（2026年）》的技术要求。管道及库区的关键业务数据，通过独立的工业光网进行传输，与其他办公网络实现物理隔离；关键设备的通信链路采用“双通道”冗余设计，当主用链路发生中断时，备用链路会自动切换并恢复数据传输，确保通信的连续性。边缘计算节点设计：部署工业级边缘计算网关，如北京宏达信诺科技有限公司的相关产品，承担数据预处理的关键功能：先对感知层采集的多源异构数据进行标准化处理，再通过去重、降噪、格式转换等初步清洗，将有效、标准、干净的数据上传至上层平台；同时，边缘计算网关还具备边缘控制能力，可在网络时延过大或上层平台短时故障时，独立执行基础级设备联锁保护动作，如管道压力超限的阀门调节、储罐液位超高的紧急关阀等，确保现场安全。数据传输必须采用严格的加密和认证机制，建立完整的工业通信网络安全防护体系，防止数据被非法窃取、篡改或泄露；所有通信设备应采用工业级防爆、防腐、防尘、防电磁干扰的设计标准，满足油库高危环境下的长期稳定运行要求(4)。2.3.3协同调度平台层（云端）这是联动调度技术架构的核心枢纽，也是区别于传统调度模式的关键核心，承担着“数据汇聚、智能分析、决策中枢、协同指挥”的核心功能。平台通过工业互联网技术，整合管道侧SCADA系统、库区侧生产计划系统、库区液位及操作系统、企业ERP系统及上下游市场需求数据，建立统一的数据标准和接口规范，实现跨系统、跨地域、跨企业的全链路数据共享；基于这些融合数据，AI调度模型进行多维度分析计算，输出最优调度决策指令，实现管道与库区的业务协同调度。该平台需包含以下四个核心功能模块，各模块之间数据互联互通、业务高效协同：数据集成与服务模块：作为平台的基础数据支撑模块，负责接入、处理、存储来自管道SCADA系统、库区液位仪系统、库区ERP系统、上下游产销协调部门、市场需求侧的多源异构数据，对数据进行统一标准化处理，形成全域数据资源池，并以标准接口的形式为其他业务应用模块提供数据支撑；数字孪生与仿真模块：这是平台的核心技术支撑模块，通过数字孪生技术构建管道及库区的工艺、设备、介质的全要素虚拟镜像，能够实时映射现场真实运行状态，对调度指令执行效果进行提前模拟预测，对不同调度方案的影响进行提前评估，辅助调度人员制定科学稳妥的作业指令；智能调度决策模块：这是整个平台的业务逻辑核心模块，也是实现“储输一体化”协同的关键。模块基于AI算法模型和专家经验，根据实时数据、资源供给侧实际情况、市场需求侧的变化及设备运行状态，自动生成管道与库区的协同调度作业计划，优化输送路径和作业参数；同时，该模块具备自动生成调度指令票和标准操作票的功能，实现调度指令的一键下达、自动执行。国家管网集团黄岛油库的“智慧油库综合管理平台”，其核心逻辑即与此模块完全匹配；联动控制与安全管理模块：作为平台的安全保障核心模块，负责实现调度指令的下发执行、现场设备运行状态的实时反馈，以及管道、库区、上下游系统之间的安全联锁控制；模块内置多套安全联锁控制逻辑预案，在出现应急工况时，可自动下达相关设备的动作指令，实现安全联锁动作，防止事态扩大。平台建设需遵循《工业互联网与油气储运行业融合应用参考指南（2026年）》的相关技术要求，采用微服务架构设计，具备良好的兼容性和可扩展性；支持多类工业标准协议的接入，确保与现有主流设备、系统的无缝对接；应采用“两地三中心”或其他符合行业重要信息系统安全等级保护三级建设标准的冗余设计，确保平台运行的高可靠性；同时，平台必须具备完善的身份认证、访问控制、数据加密、安全审计等安全防护功能，保障数据和系统的安全(4)。2.3.4业务应用层（用侧）这是联动调度技术架构的最终呈现，也是业务价值的直接落地载体，负责将协同调度平台的决策指令转化为实际作业动作，实现管道与库区之间的全流程业务协同对接，同时为各级调度、运维、管理人员提供直观、便捷的交互支撑。该层的核心设计要求是“场景化、可视化、易操作、可审计”，确保调度人员能够基于平台提供的数据，快速、精准做出正确决策。该层应覆盖储输一体化协同调度的全场景业务需求，核心应用功能包括以下六项：生产计划协同管理：接收并解析上下游产销协调部门的油品配置计划，结合管道输送能力、库区罐存结构及作业负荷，制定合理的管道与库区协同调度作业批次计划；调度指令协同执行管理：将智能调度平台生成的调度作业指令，分解为管道侧及库区侧的具体操作任务，分发给对应的现场自动化系统或现场操作工执行，实时监控执行状态，确认执行结果，形成闭环管控；全流程作业动态监控：以工艺流程图、三维仿真模型等直观形式，实时展示管道及库区的工艺流程、设备运行状态、关键参数变化趋势及油品移动过程，为调度人员提供清晰的全局态势视图；调度优化与辅助决策：基于实时数据和历史数据，利用算法模型对管道及库区的作业流程进行优化，根据市场需求、供给侧资源及设施运行状态的变化，提出调度调整建议，实现全局资源优化配置；协同应急指挥管理：这是业务应用层的重中之重。当管道或库区发生应急工况时，系统自动触发对应的联动处置预案，向相关作业岗位下达应急操作指令，实时追踪、反馈指令执行状态，记录处置全过程数据，协助调度人员开展应急处置；调度绩效管理与分析：对所有调度作业过程中的关键参数执行情况、关键节点指令下达和执行情况、各环节协同配合时长等数据进行综合分析，输出相关业务报表，识别瓶颈环节，持续优化协同调度流程。上述四层技术支撑体系，并非独立运行的“孤岛”，而是通过高效的接口联动，共同实现管道与库区的一体化协同管控，为后续章节的联动调度业务流程提供完整、可靠的技术支撑。整个技术架构，必须同时满足行业标准《油气储存企业安全风险评估细则》（2025年修订版）中关于安全仪表系统、紧急联锁切断系统、安全监测监控系统的相关技术要求(4)。3.管道与库区联动调度运行机制管道与库区联动调度的核心逻辑，是将管道的输送能力与油库的储存能力视为一个整体进行优化配置，其目标是在保障安全的前提下，实现“管道输送能力充分利用、库区罐容资源充分利用、油品库存结构匹配市场需求、物流综合成本最优”。为实现这一目标，需建立“一个中心、两级管控、三位一体”的协同调度运行机制。3.1“一个中心、两级管控”的协同调度体系这是实现管道与库区业务协同联动的核心组织保障，其设计逻辑完全匹配国家管网集团《生产运行管理规定》的相关要求。“一个中心”是指协同调度决策中心，“两级管控”是指调度指挥级（协同调度中心）和现场执行级（管道站场、油库库区）的两级管理架构。3.1.1协同调度决策中心这是储输一体化协同调度体系的最高指挥机构，是整个储输系统运行的指挥中枢，全面负责管道库区联动调度的所有业务管理工作。该中心在业务架构上，直接衔接上下游产销协调部门、市场需求侧部门、管道输送管理部门、油库库区管理部门，拥有调度指令的直接下达权和相关资源的统一调配权。其核心职责包括五项，覆盖了从计划制定到应急处置的全流程：负责组织制定管道与库区联动调度的相关管理制度、工作标准和业务流程；负责接收油品配置计划及市场需求计划，统筹考虑管道输送能力、库区罐存状态及作业能力，编制储输一体化协同调度的日/周/月/季作业计划；负责下达协同调度指令，统筹协调、指挥监督管道与库区的协同作业执行过程；负责收集、分析协同作业过程中的相关实时数据，评估作业执行效果，根据实际工况变化及时调整调度指令；负责统筹指挥协同调度过程中的突发事件应急处置工作，组织开展事件分析和预案优化。这一机构的设置，确保了所有调度指令的“统一计划、统一指挥、统一下达、统一监督”，是避免多头指挥、调度混乱的核心保障(32)。3.1.2两级调度执行体系为保障调度指令的高效落地，需建立“协同调度中心-现场作业单元”的两级管控执行体系，明确各层级的职责边界，实现自上而下的统一指挥和自下而上的实时反馈。这一体系的设计逻辑，与中国石油《油库管道联动调度操作规程》中的相关要求高度匹配。第一级：调度指挥级（协同调度中心）：作为联动调度的指挥中枢，承担“大脑”功能，负责统筹全链路数据、下达全局调度指令。它直接向上下游产销协调部门及企业经营管理层负责，接收配置计划后，统筹管道输送能力、库区罐存状态及作业负荷等约束条件，制定管道与库区的具体协同作业计划；通过协同调度平台向管道站场、油库库区同时下达调度指令，对两侧的作业执行过程进行同步监控；在作业过程中，根据管道、库区的实时工况变化，及时调整指令或指挥协同应急处置。第二级：现场执行级（管道站场、油库库区）：作为联动调度的现场作业主体，承担“手脚”功能，负责接收并精准执行协同调度中心下达的指令，完成具体作业动作，实时反馈执行状态及现场工况数据，确保调度指令的落地实施。管道站场和油库库区作为平等的作业执行单元，在协同调度中心的统一指挥下，按照既定的安全约束条件和作业规程协同配合，完成油品的输送、接收、储存、发放及转输等相关任务。这一体系的关键，是通过技术手段，将管道与库区的传统“串行作业流程”优化为“并行协同作业流程”，大幅缩短作业衔接时长，减少中间环节人工干预和确认工作量，提升整体作业效率(89)。3.2“三位一体”协同配合机制为确保“一个中心、两级管控”体系的高效运转，避免组织管理壁垒导致的协同失效，行业头部企业已形成“计划先行、数据实时、确认闭环”三位一体的协同配合机制。这一机制的核心逻辑，是将管道与库区的协同作业过程，分为前后衔接的三个关键阶段，明确各阶段的协同配合内容，实现调度指令从计划到执行的闭环管控，彻底消除信息滞后带来的配合偏差。3.2.1计划协同阶段这是实现联动调度的前置准备环节，核心是实现管道输送计划与库区作业计划的精准匹配，将独立的“管道输送计划”“库区作业计划”整合为一体化的“储输协同调度计划”。具体协同流程为：在正式作业开始前的前置周期（如提前1个日历天或一个作业批次），协同调度中心需统筹管道输送能力、库区罐存状态及作业负荷，完成以下三项内容的协同确认：与库区作业管理部门确认：库区是否有足够的符合安全条件的空闲罐容、符合油品输送条件的管线和设备、足够的专业操作人员，以及是否具备接收或发放作业的安全条件；与管道运行管理部门确认：管道是否具备足够的输送能力、稳定的运行工况、匹配的输送参数，以及是否能够按照计划要求的时间、流量、压力完成输送任务；结合上下游油品配置计划及市场需求，确定协同作业的具体批次内容，包括作业起止时间、油品质量及数量、管输流量及压力、作业流程顺序、关键节点确认人、异常工况处置方案等细节。行业实践证明，这一前置协同流程，可有效避免“管道来油无罐可收、库区收油无管可输”等储输衔接脱节问题，大幅提升作业计划的执行率(45)。3.2.2实时协同阶段这是联动调度的核心执行环节，核心是实现管道运行工况参数与库区作业状态参数的实时交互与协同调整。在作业执行过程中，管道站场和油库库区的所有关键设备运行工艺参数、作业状态及变更信息，都必须实时、同步反馈至协同调度中心；协同调度中心的调度决策人员，基于这些实时数据，对管道及库区的作业配合情况进行持续的全局监控和偏差调整；AI调度模型根据这些实时数据，持续计算、优化管道及库区的最优运行参数，确保整个系统在安全工况下以最优效能运行。这一阶段的关键执行要点，是严格遵循“先确认工艺流程、后调整管输参数”的作业原则。以“管道输油至油库库区”的典型作业场景为例，具体协同流程如下：协同调度中心先向库区下达“作业流程导通准备”指令；库区在规定时限内完成工艺流程导通的安全确认后，向协同调度中心反馈“流程导通准备完毕”的确认信息；协同调度中心收到库区反馈的确认信息后，再向管道站场下达“启输升压”指令；管道站场在规定时限内完成启输、升压操作，将管道内的输送参数（压力、流量、温度）调整至作业方案规定的区间内，并向协同调度中心反馈“管道输送参数稳定”的确认信息；协同调度中心收到管道站场反馈的确认信息后，再次向库区下达“打开进水阀”指令；库区在规定时限内完成阀门开度调节，确认管线内油品流量、压力稳定后，向协同调度中心反馈“作业执行完毕”的确认信息；协同调度中心持续监控管道及库区的运行参数，保持整个系统的动态平衡。在这一过程中，管道的输送流量、压力等参数，需根据库区的实际作业状态实时进行调整；反之，库区的作业流程切换、阀门开度调整等动作，也需根据管道的实际运行工况进行调整，双方在协同调度中心的统一指挥下，精准配合，无缝衔接，避免运行参数产生偏差。行业实践数据显示，通过这一实时协同流程，可将单次管道库区协同作业的执行时长缩短30%以上，有效减少作业过程中的人工干预，提升整体运行效率(44)。3.2.3确认闭环阶段这是联动调度的关键收尾环节，核心是实现作业执行结果的双向确认和数据的闭环复盘，确保调度指令的执行结果双向匹配、可追溯。具体流程为：作业结束后，管道站场和油库库区都必须对本次作业的实际执行情况，包括油品收发量、作业起止时间、运行参数、设备状态及作业过程中出现的异常问题等进行全面核查确认；随后，双方将各自的确认结果，以标准作业表单的形式，同步反馈至协同调度中心；协同调度中心收到双方的确认信息后，对管道发出的油品量与库区收到的油品量进行误差校核，对作业过程中所有关键节点的执行数据进行校验，确认无误后，正式关闭本次作业批次，并将所有作业数据存入系统历史数据库；若收发量误差超过行业标准允许的范围，或作业过程中存在未处置的异常工况，协同调度中心将组织双方开展专项复盘分析，查找原因，制定优化方案。这一机制的核心，是通过技术手段，确保作业结果的确认闭环完全由系统数据支撑，无需人工干预，避免了人工统计的误差和可能的造假，提升了作业执行的精准度和可追溯性(35)。4.联动调度全流程操作指南本章节为《油库储输一体化智能协同管控指南（2025版）》的核心技术内容，基于国内头部企业成熟的项目实践落地经验，详细描述了管道与库区联动调度的标准化操作流程，为油库及管道运营单位提供可落地、可推广的实操参考方案。本章节流程设计遵循《油气储运》2025年刊发的行业通用技术标准，以及国家管网集团、中国石油、中国石化的企业现行标准。流程设计的核心逻辑是“以管道运行工况为基础，以库区作业状态为约束条件，实现全局协同匹配”，覆盖了“管道向库区输油”“库区向管道发油”这两种最典型的储输一体化协同调度场景。4.1场景定义本章节以油库收发油作业中最常见的两种典型场景为例，制定标准化联动调度流程，覆盖了管道与库区协同作业的绝大多数实际工况。场景一：管道向库区输油（管输收油）：这是储输一体化体系中最核心的上游衔接场景。即长距离输油管道将油品输送至油库，由油库负责接收、储存的协同作业过程。场景二：库区向管道发油（管输发油）：这是储输一体化体系中最核心的下游衔接场景。即油库将储罐内的油品，通过管道输送至下游节点或其他设施的协同作业过程。对于油库的库内转油、倒罐作业，以及管道节点间的输油作业，虽不直接涉及储输协同，但在作业过程中可能影响管道或库区运行工况的，也必须纳入协同调度中心的统一管理范畴，严格遵循本方案的相关技术要求。4.2通用作业原则在上述两种场景的作业执行过程中，必须严格遵循以下五项核心安全作业原则，这是行业内经过无数项目实践验证的、保障储输协同作业安全的硬性约束条件。安全联锁优先原则：所有影响管道及库区安全运行的关键设备，如紧急切断阀、泄压阀、安全阀、现场可燃气体浓度报警器等，必须投入完好的安全联锁保护系统；相关的安全联锁保护参数，必须预先设定合理的阈值，达到阈值后，系统能自动执行安全联锁保护动作；在进行联锁保护动作或切换工艺流程时，需提前确认相关作业的运行状态，避免误操作。流程确认闭环原则：管道与库区之间的相关作业流程切换，必须遵循“调度统一指挥、操作分步执行、动作双向确认、过程全程监控”的原则，实行操作票管理制度；所有关键阀门的启闭状态、流程导通结果及安全隔离方案，都必须得到双向确认，且被纳入协同调度平台的实时监控范畴；没有得到双向确认的流程，严禁开启相关设备的动作指令。压力控制平稳原则：管道及库区的作业流程，必须划分明确的压力等级区间；在作业过程中，严格执行“先导通低压侧、后导通高压侧”的操作顺序；流程导通后，高压侧的阀门开度必须缓慢调节，严格控制管道内油品的流速，避免出现压力骤升、水击等危及设施安全的工况；管道内的压力波动幅度，必须控制在设计允许的范围内。工况实时反馈原则：管道侧的所有运行工艺参数，库区侧的所有作业状态参数，都必须实时、准确地传输至协同调度中心；作业过程中，任何一方出现工况异常或设备故障，都必须立即报告协同调度中心，不得擅自处理或隐瞒；在异常工况处理过程中，也必须实时向调度中心反馈处置进展，以便协同指挥。指令复核确认原则：调度指令必须由协同调度中心统一正式下达，受令人必须严格执行复诵制度，确认指令内容无误后再执行；若现场工况不具备执行条件，受令人需立即向调度中心报告实际情况，说明原因，由调度中心决定指令调整或延期执行；任何岗位的人员，在没有接到正式调度指令的情况下，严禁私自进行流程切换或设备操作。4.3标准化操作流程（SOP）本流程为行业内通用的标准化技术文件，适用于管道与库区的常规收发油协同作业，其操作逻辑与核心细节，基于国内头部企业的成熟项目实践经验编制。企业在实际作业过程中，可根据管道设计标准、库区工艺布置、油品属性及现场设备的实际情况，对流程中的具体操作步骤、控制参数、响应时间阈值进行适当调整补充，但不得简化核心的安全确认步骤或降低安全约束标准。4.3.1作业前准备阶段这是保障联动调度作业安全、顺利开展的前置核心环节，准备工作不充分，是导致作业过程中出现异常工况的最主要诱因，必须在作业开始前的足够前置周期内完成所有准备工作。在这一阶段，协同调度中心作为责任主体，需完成以下四项核心工作：制定并审核作业方案：协同调度中心根据上下游油品配置计划及市场需求，统筹管道输送能力、库区罐存状态及作业负荷，制定详细的协同调度作业方案，明确作业起止时间、油品质量及数量、管输流量及压力、作业流程顺序、关键节点确认人、异常工况处置方案等细节。作业方案必须经过相关技术负责人审核签字确认后，方可正式下达执行；技术交底与人员准备：作业方案正式下达后，协同调度中心组织管道站场、油库库区的相关作业人员进行技术交底，明确本次作业的内容、分工、流程、关键控制参数、安全风险及防范措施。现场作业人员，包括库区操作工、管道运行工、现场运维人员及现场安全员，必须具备相应的资质、技能和作业经验，熟悉作业流程、应急处置方案，且劳保用品穿戴齐全；工艺设备与条件确认：这是作业前准备的核心环节。管道站场、油库库区分别对作业范围内的工艺设备、流程、参数进行全面检查确认，确保作业条件具备。检查确认的内容包括但不限于：相关工艺管线、阀门、机泵等设备状态正常，作业流程与方案规定一致；作业范围内的电气仪表、控制系统、消防设施齐全完好，处于正常投用状态；按相关作业规程的要求，对作业流程进行吹扫试压，确认流程无泄漏、压力稳定；油罐的容量、油品属性及工艺管线符合接收或发放作业的条件；系统状态确认与指令预下达：协同调度中心通过协同调度平台，检查管道SCADA系统、库区液位仪系统、ERP系统及其他相关系统的运行状态，确认所有关键设备的实时数据传输正常、无异常报警；确认无误后，通过平台向管道站场、油库库区正式下达调度预令，明确作业内容、执行步骤、时间节点和配合要求；现场所有人员到位，准备好通讯工具，确保信息畅通，等待正式作业指令。4.3.2基本作业流程（以场景一：管道向库区输油为例）这是联动调度的核心执行环节，由协同调度中心统一指挥，管道站场和油库库区协同配合完成。作业过程中，双方的所有操作动作、工况变化、异常处置都必须实时反馈至调度中心，由调度中心进行全局协同把控，任何一方不得擅自调整作业参数或处置异常工况。该场景下的标准化作业流程分为10个关键步骤，流程逻辑与操作细节完全匹配国家管网集团黄岛油库的实际作业执行标准：调度中心下达作业指令：在确认作业前的所有准备工作全部完成、且具备安全作业条件后，协同调度中心通过协同调度平台，同时向管道站场和油库库区下达正式调度作业指令，明确作业流量、作业压力、作业起止时间、配合步骤及相关安全约束条件；库区导通收油流程并确认：油库库区收到指令后，严格按照作业方案的要求，手动或自动开启相关工艺管线的阀门，导通收油流程；随后，现场操作工通过现场设备，确认作业流程中的所有阀门开度、管道内压力等参数处于正常投用状态；确认无误后，库区向协同调度中心反馈“收油流程导通完毕，请求管道侧启输”的确认信息；管道站场启输并建立稳定工况：管道站场收到指令后，按照作业方案的要求，启动相关输油泵机组，缓慢调节出站阀门开度，逐步提高管道内输送压力；在这个过程中，管道运行人员需密切关注管道运行参数的变化，如压力、流量、温度等，调整输油泵机组的运行频率，将管道内的流量、压力控制在作业方案规定的区间内；确认工况稳定后，管道站场向协同调度中心反馈“管道输送参数已稳定，请求库区打开进油阀”的确认信息；库区打开进油阀，开始正常收油：协同调度中心收到双方的确认信息后，向库区下达“打开进油阀”指令；油库库区收到指令后，缓慢调节进油阀开度，控制油品进入库区管线的速度；随后，现场操作工通过相关设备，实时确认管道内的流量、压力是否保持稳定，以及收油流程是否有泄漏等异常情况；确认无误后，库区向协同调度中心反馈“进油阀已打开，收油作业正常开始”的确认信息；双方实时监控运行工况：在正常输油过程中，管道站场和油库库区的现场操作工，分别对管道运行参数、库区作业状态进行密切监控，重点监控管道内的压力波动情况、油罐的液位上升情况、作业流程的密封性及其他相关运行参数；管道站场每间隔规定的时长，如每隔5分钟，向协同调度中心报告一次运行参数；油库库区每间隔规定的时长，向协同调度中心报告一次罐存参数；若发现参数异常，双方立即向调度中心报告，协同调度中心通过平台进行多维度分析，及时下达调整指令，消除异常工况；库区完成收油，下达停输指令：当库区实际收油量达到作业方案规定的量，或油罐液位到达安全高度阈值前的预设预警值时，油库库区先向协同调度中心发出“请求停止管输”的确认信息；随后，协同调度中心向管道站场下达“停输”指令，管道站场按照作业规程的要求，停输相关输油泵机组，缓慢关闭出站阀门，对管道内的残余压力进行泄放；确认无误后，管道站场向协同调度中心反馈“管道停输完毕”的确认信息；库区关闭进油阀，完成收油收尾：协同调度中心收到管道站场的确认信息后，向库区下达“关闭进油阀”指令；油库库区收到指令后，按照作业方案的要求，关闭进油阀及相关工艺管线的阀门，对收油流程进行复位；随后，库区对本次收油量进行精准计量，核对收油量与计划量的偏差；确认无误后，库区向协同调度中心反馈“进油阀已关闭，收油作业结束”的确认信息；管道站场完成工况复位，反馈确认：管道站场对管道内的残余介质进行妥善处置，对运行设备的状态进行复位，清理作业现场；随后，管道站场对本次作业过程中的管道运行参数、输油量及其他相关数据进行统计分析；确认无误后，管道站场向协同调度中心反馈“管道运行工况已复位”的确认信息；作业结果闭环确认：协同调度中心收到双方的确认信息后，对本次作业的所有执行数据进行综合校核，包括管道输油量与库区收油量的偏差、作业过程中所有关键节点的执行数据、异常工况的处置情况等；确认无误后，正式关闭本次作业批次，并将所有作业数据存入系统历史数据库；若收发量误差超过行业标准允许的范围，或作业过程中存在未处置的异常工况，协同调度中心将组织双方开展专项复盘分析，查找原因，制定优化方案；记录与复盘：作业结束后，管道站场和油库库区分别整理本次作业的相关技术资料，形成作业记录报告，上报协同调度中心；协同调度中心对本次作业的全过程进行复盘分析，总结作业过程中的亮点及不足，对作业流程、控制参数或预案进行优化。4.3.3换罐操作流程（管输过程中）这是管道向库区输油场景下的典型附属作业场景，在管输过程中，若当前收油罐已达到预设的安全液位阈值，或因其他作业原因需要更换收油储罐时，需执行换罐操作流程。换罐操作是收油作业过程中风险较高的环节，若操作不当，极易引发跑油、混油、管道压力骤升或机泵抽空等安全事故，因此必须严格遵循“先开后关、缓慢切换、协同配合”的作业原则，确保管道运行工况不发生大的波动。该场景下的标准化作业流程分为6个关键步骤，流程逻辑与操作细节完全匹配中国石油滨州油库的实际作业执行标准：换罐申请与方案确认：油库库区提前到达换罐准备节点，向协同调度中心发出“请求换罐”的确认信息，同时提交本次换罐的具体作业方案；协同调度中心收到申请后，对换罐方案进行审核，确认新罐的空闲容积、工艺流程及安全条件具备收油条件；随后，协同调度中心向管道站场和油库库区同时下达换罐作业指令，明确配合要求；导通新罐收油流程并确认：油库库区收到指令后，按照作业方案的要求，手动或自动导通新罐的收油流程，打开相关工艺管线的阀门；随后，现场操作工通过现场设备，确认新罐收油流程的所有阀门开度、管道内压力等参数处于正常投用状态；确认无误后，库区向协同调度中心反馈“新罐收油流程导通完毕，请求开启新罐进油阀”的确认信息；打开新罐进油阀，建立双罐收油流程：协同调度中心收到库区的确认信息后，向库区下达“打开新罐进油阀”指令；油库库区收到指令后，缓慢打开新罐的进油阀，控制油品进入新罐管线的速度；在这个过程中，库区需密切关注管道内的压力变化，避免因阀门开启速度过快导致管道压力骤降；确认新罐进油阀完全打开后，库区向协同调度中心反馈“新罐进油阀已打开，双罐收油流程已建立”的确认信息；关闭旧罐进油阀，完成流程切换：协同调度中心收到库区的确认信息后，向库区下达“关闭旧罐进油阀”指令；油库库区收到指令后，缓慢关闭旧罐的进油阀，控制油品进入旧罐管线的速度；在这个过程中，库区需密切关注管道内的压力变化，避免因阀门关闭速度过快导致管道压力骤升；确认旧罐进油阀完全关闭后，库区向协同调度中心反馈“旧罐进油阀已关闭，单罐收油流程已恢复”的确认信息；双方监控切换后的运行工况：换罐操作完成后，管道站场和油库库区的现场操作工，继续密切关注管道运行参数、库区作业状态的变化；管道站场根据管道运行参数的变化，适当调整输油泵机组的运行频率，将管道内的流量、压力稳定控制在作业方案规定的区间内；油库库区对新罐的收油情况进行密切监控，核对新罐的收油量；确认无误后，库区向协同调度中心反馈“换罐后收油工况正常”的确认信息；旧罐工艺处置与作业收尾：油库库区对旧罐的工艺管线进行妥善处置，收集整理旧罐的收油数据，对旧罐的收油量进行精准计量；随后，库区对换罐过程中的所有操作细节、参数变化及确认情况进行详细记录；确认无误后，库区向协同调度中心反馈“旧罐工艺处置完毕，换罐作业完成”的确认信息；协同调度中心对换罐作业的全过程数据进行综合校核，确认无误后，正式结束换罐作业。4.3.4场景二：库区向管道发油（管输发油）流程这是联动调度的另一典型场景，作业逻辑与场景一相反，核心是将库区储罐内的油品输送至管道。该场景下的作业风险控制要点和配合协同要求，与场景一完全一致，需严格遵循相同的安全作业原则和标准化执行流程。该场景下的标准化作业流程分为10个关键步骤，流程逻辑与操作细节完全匹配中国石化的“管输+水运”双向资源串换调度模式相关执行标准：调度中心下达正式发油指令：协同调度中心在确认作业前的所有准备工作全部完成、且具备安全作业条件后，通过协同调度平台，同时向油库库区和管道站场下达正式发油作业指令，明确作业流量、作业压力、作业起止时间、配合步骤及相关安全约束条件；库区导通发油流程并确认：油库库区收到指令后，按照作业方案的要求，手动或自动导通发油流程，打开相关工艺管线的阀门；随后，现场操作工通过现场设备，确认作业流程中的所有阀门开度、管道内压力等参数处于正常投用状态；确认无误后，库区向协同调度中心反馈“发油流程导通完毕，请求管道侧建立工况”的确认信息；管道站场调整运行工况，准备接收油品：管道站场收到指令后，按照作业方案的要求，调整输油泵机组的运行频率，缓慢调节进站阀门开度，逐步将管道内的流量、压力调整至作业方案规定的区间内；在这个过程中，管道运行人员需密切关注管道运行参数的变化，保持管道内压力的稳定；确认工况稳定后，管道站场向协同调度中心反馈“管道运行参数已稳定，请求库区内输送油品”的确认信息；库区启动输油泵，开始正常发油：协同调度中心收到双方的确认信息后，向库区下达“启动输油泵”指令；油库库区收到指令后，按照作业方案的要求，启动相关输油泵机组，缓慢调节出站阀门开度，逐步提高管道内输送压力；在这个过程中，库区作业人员需密切关注管道运行参数的变化，调整输油泵机组的运行频率，将管道内的流量、压力控制在作业方案规定的区间内；确认工况稳定后，库区向协同调度中心反馈“输油泵已启动，发油作业正常开始”的确认信息；双方实时监控运行工况：在正常发油过程中，管道站场和油库库区的现场操作工，分别对管道运行参数、库区作业状态进行密切监控，重点监控管道内的压力波动情况、油罐的液位下降情况、作业流程的密封性及其他相关运行参数；管道站场每间隔规定的时长，向协同调度中心报告一次运行参数；油库库区每间隔规定的时长，向协同调度中心报告一次罐存参数；若发现参数异常，双方立即向调度中心报告，协同调度中心通过平台进行多维度分析，及时下达调整指令，消除异常工况；库区完成发油，下达停输指令：当库区实际发油量达到作业方案规定的量，或油罐液位到达安全高度阈值前的预设预警值时，油库库区先向协同调度中心发出“请求停止发油”的确认信息；随后，协同调度中心向管道站场下达“停输”指令，管道站场按照作业规程的要求，停输相关输油泵机组，缓慢关闭进站阀门，对管道内的残余压力进行泄放；确认无误后，管道站场向协同调度中心反馈“管道停输完毕”的确认信息；库区停止输油泵，关闭发油阀，完成发油收尾：协同调度中心收到管道站场的确认信息后，向库区下达“关闭发油阀”指令；油库库区收到指令后，按照作业方案的要求，停止相关输油泵机组，关闭发油阀及相关工艺管线的阀门，对发油流程进行复位；随后，库区对本次发油量进行精准计量，核对发油量与计划量的偏差；确认无误后，库区向协同调度中心反馈“发油阀已关闭，发油作业结束”的确认信息；管道站场完成工况复位，反馈确认：管道站场对管道内的残余介质进行妥善处置，对运行设备的状态进行复位，清理作业现场；随后，管道站场对本次作业过程中的管道运行参数、输油量及其他相关数据进行统计分析；确认无误后，管道站场向协同调度中心反馈“管道运行工况已复位”的确认信息；作业结果闭环确认：协同调度中心收到双方的确认信息后，对本次作业的所有执行数据进行综合校核，包括库区发油量与管道输油量的偏差、作业过程中所有关键节点的执行数据、异常工况的处置情况等；确认无误后，正式关闭本次作业批次，并将所有作业数据存入系统历史数据库；若收发量误差超过行业标准允许的范围，或作业过程中存在未处置的异常工况，协同调度中心将组织双方开展专项复盘分析，查找原因，制定优化方案；记录与复盘：作业结束后，管道站场和油库库区分别整理本次作业的相关技术资料，形成作业记录报告，上报协同调度中心；协同调度中心对本次作业的全过程进行复盘分析，总结作业过程中的亮点及不足，对作业流程、控制参数或预案进行优化。5.异常工况协同应急处置在联动调度作业过程中，由于设备故障、人为失误、系统偏差或外部环境突变等原因，可能出现各类异常工况，影响作业的安全开展。此时，管道与库区的协同配合响应速度，直接决定了事故的发展方向，及时、精准的协同处置动作，可将故障影响范围和损失降到最低。本章节基于国家管网集团、中国石油、中国石化的企业标准，明确了异常工况下的协同处置原则、流程和典型场景处置方案，为企业开展应急协同调度提供标准化指导。5.1应急处置原则在处置异常工况时，现场所有人员的行动都必须遵循以下四项核心原则，这些原则是经过行业多次事故验证的、保障应急处置安全的刚性约束。安全联锁，以人为本：发生异常工况时，应优先通过安全联锁系统隔离发生异常工况的区域，优先保障现场作业人员的生命安全，防止事态扩大，避免事故升级；在确保人员安全的前提下，尽力保护设备设施及周边环境安全；统一指挥，协同配合：应急处置作业必须在协同调度中心的统一组织指挥下进行，执行“分级负责、区域为主、协同配合、快速响应”的处置要求；管道与库区必须密切配合，相关工艺处置动作应同步、协调，调度指令及所有操作动作都必须有文字和录音记录，以备后续核查；先重点、后一般，先控制、后处置：处理异常工况时，应先分析异常工况的直接风险及可能的发展方向，优先采取防止事态扩大的控制性措施，如切断危险物料的来源、降低系统运行压力、疏散周边人员等，再按照技术方案和安全操作规范进行故障排除，避免盲目处置导致风险扩大；科学研判，果断处置：发生异常工况时，协同调度中心应充分利用管道及库区的实时运行数据，对故障性质、影响范围及可能的发展方向进行精准研判；现场作业人员应严格按照应急处置方案要求进行处置，在具备安全作业条件的前提下，快速开展恢复作业；处置过程中，若现场条件发生变化，应及时调整方案，果断处置。5.2应急联动处置流程应急联动处置流程是在发生异常工况时，管道、库区、调度中心三方必须严格遵循的标准化行动步骤，明确了各方的处置动作顺序和协同配合要求，确保在最短时间内完成故障隔离、事态控制、现场处置和恢复重建。行业头部企业的标准应急处置流程如下，这一流程的设计逻辑，与《油气储运》2025年刊发的行业应急处置技术成果高度匹配：险情初报与应急指令发布：现场第一发现者立即报告协同调度中心，内容包括故障类型、location、现场初步情况及影响范围；调度中心立即组织相关岗位人员进行初步研判，根据故障的严重程度，决定是否启动相关级别的应急联动响应机制；若需启动应急响应，调度中心通过语音调度系统、应急广播等渠道，向管道站场、油库库区同时下达应急处置指令，指令必须明确清晰，包含故障概况、需要配合的动作、安全防护要求及应急联络方式；初步工艺隔离处置，防止事态扩大：管道站场、油库库区收到应急指令后，在确保安全的前提下，按照预先制定的工艺处置方案，立即进行相应的工艺隔离动作，如关闭相关关键阀门、切断相关设备的动力电源、打开相关泄压阀等；在这个过程中，双方的处置动作必须精准协同，以最快的速度切断故障区域与正常区域的工艺联系，防止事故扩大；系统工况监控与事态持续研判：协同调度中心通过协同调度平台，密切监控管道及库区的所有运行参数，分析故障的发展趋势；根据实时数据的变化，精准研判故障的影响范围及可能的发展方向，必要时请求上级应急救援力量支援；同时，调度中心根据事态的变化，持续向管道站场、油库库区下达工艺调整指令，指导现场开展工艺处置；现场应急处置与协同配合：现场应急小组在确保安全的前提下，将现场情况实时上报协同调度中心，按照预先制定的技术方案，开展设备抢修、现场泄漏回收、险情控制等作业；在处置过程中，管道站场、油库库区根据现场实际需要，持续配合调度中心开展相关工艺处置动作，如调整管道运行参数、进行工艺流程泄压等；故障排除与工艺复位：故障排除后，经现场技术人员确认安全条件具备后，现场应急小组向协同调度中心提出“工艺复位、恢复作业”的申请；协同调度中心根据现场实际情况，按照科学的程序和工艺要求，逐步恢复作业流程；作业恢复与确认闭环：工艺复位完成后，协同调度中心组织管道站场、油库库区，对所有设备运行状态、工艺流程、运行参数进行全面检查确认；确认无误后，下达恢复正常作业的指令；管道站场、油库库区按照调度指令，缓慢恢复管道及库区的正常运行工况；作业恢复正常后，相关单位对本次应急处置作业进行总结复盘，补充完善应急处置预案。5.3典型异常工况协同处置方案本章节选取行业最常见的三类典型异常工况，明确标准化处置流程，其他未列明的异常工况，可参照这三类场景的处置逻辑进行协同处置。5.3.1管道运行压力异常管道运行压力异常是储输协同调度过程中最常见的异常工况之一，包括压力骤升、骤降、波动过大等类型，若不及时处置，可能造成管道爆裂、设备损坏、流程泄漏或运行系统瘫痪等安全事故。导致这一异常的常见原因包括：管道内介质流动不顺畅、管道或库区阀门开度调整幅度过大、机泵运行状态异常、管道或库区发生泄漏、现场参数监测仪表出现偏差或故障等。发生这类异常工况时，协同调度中心、管道站场、油库库区需按照以下标准化流程协同处置，处置逻辑完全匹配国家管网集团的相关技术标准要求：报警确认与险情初报：协同调度中心收到管道运行压力异常的报警信号后，立即通过协同调度平台，对管道及库区的相关运行参数进行综合分析，判断压力异常的真实原因；同时，调度中心立即联系管道站场、油库库区的现场巡检人员，确认现场实际工况；现场巡检人员发现管道压力异常后，也需立即报告调度中心，说明现场实际情况；初步研判与应急指令下达：调度中心根据多方反馈的信息，对压力异常的严重程度及发展趋势进行快速研判，确定处置方案；随后，调度中心向管道站场、油库库区下达工艺调整指令，明确处置动作；协同工艺处置，控制工况：管道站场收到指令后，立即调整相关输油泵机组的运行频率，缓慢调节管道出站阀门开度，将管道压力逐步调整至安全区间；油库库区收到指令后，根据管道压力的变化情况，适时调整相关阀门的开度，或切换至临时安全接收流程，配合管道侧恢复工况；在这个过程中，双方的操作动作必须缓慢、精准，避免造成更大的压力波动；持续监控与事态研判：协同调度中心持续监控管道及库区的运行参数变化，分析压力变化趋势，判断故障是否得到有效控制；若参数恢复正常，可指挥现场逐步恢复正常作业；若参数仍持续异常，或现场风险进一步扩大，调度中心立即下达升级应急响应的指令，组织现场开展进一步的处置作业；故障排除与作业恢复：现场人员对导致压力异常的根本故障点进行针对性处置，处置完成后，向协同调度中心提出恢复作业的申请；调度中心确认管道及库区的运行参数完全恢复正常、且稳定运行一段时间后，逐步恢复正常作业；随后，相关单位对本次压力异常的处置过程进行复盘分析，优化运行参数及处置预案。5.3.2库区液位异常库区液位异常也是储输协同调度过程中最常见的异常工况之一，通常表现为液位上升或下降速度过快、液位停滞不动、液位值与实际不符等，若不及时处置，可能造成冒罐、抽空、管道偏流、设备损坏、流程泄漏或产品质量事故等严重后果。导致这一异常的常见原因包括：库区作业流程切换错误、工艺管线出现堵塞或泄漏、阀门发生故障、机泵运行状态异常、现场液位计或相关参数监测仪表出现偏差或故障等。发生这类异常工况时，协同调度中心、管道站场、油库库区需按照以下标准化流程协同处置，处置逻辑完全匹配中国石油的相关技术标准要求：报警确认与险情初报：协同调度中心收到库区液位异常的报警信号后，立即通过协同调度平台，对管道及库区的相关运行参数进行综合分析，判断液位异常的真实原因；同时，调度中心立即联系油库库区的现场巡检人员，确认现场实际罐存情况；现场巡检人员发现库区液位异常后，也需立即报告调度中心，说明现场实际情况；初步研判与应急指令下达：调度中心根据多方反馈的信息，对液位异常的严重程度及发展趋势进行快速研判，确定处置方案；随后，调度中心向管道站场、油库库区下达工艺调整指令，明确处置动作；协同工艺处置，控制工况：若液位上升速度过快，油库库区立即导通其他相关空闲储罐的接收流程，配合管道侧降低输送压力；管道站场收到指令后，立即调整相关输油泵机组的运行频率，缓慢降低管道出站压力，将管道流量逐步调整至安全区间；若液位下降速度过快，油库库区立即切换至其他相关发油流程，管道站场根据实际情况，适时调整运行参数，配合库区侧恢复工况；在这个过程中，双方的操作动作必须缓慢、精准，避免造成更大的工况波动；持续监控与事态研判：协同调度中心持续监控管道及库区的运行参数变化，分析液位变化趋势，判断故障是否得到有效控制；若参数恢复正常，可指挥现场逐步恢复正常作业；若参数仍持续异常，或现场风险进一步扩大，调度中心立即下达升级应急响应的指令，组织现场开展进一步的处置作业；故障排除与作业恢复：现场人员对导致液位异常的根本故障点进行针对性处置，处置完成后，向协同调度中心提出恢复作业的申请；调度中心确认管道及库区的运行参数完全恢复正常、且稳定运行一段时间后，逐步恢复正常作业；随后，相关单位对本次液位异常的处置过程进行复盘分析，优化运行参数及处置预案。5.3.3管道或库区泄漏管道或库区泄漏是储输协同调度过程中后果最严重的异常工况之一，通常表现为管道焊缝、法兰、阀门及库区设备、工艺管线周围有明显的油品渗漏、流淌或挥发出明显的油气味道，若不及时处置，可能造成火灾、爆炸、人员中毒或周边环境污染等重特大安全事故。导致这一异常的常见原因包括：管道或库区设备、工艺管线腐蚀减薄、破裂、密封垫损坏、法兰错位、阀门故障、遭受外力破坏、运行参数波动过大等。发生这类异常工况时，协同调度中心、管道站场、油库库区需按照以下标准化流程协同处置，处置逻辑完全匹配中国石化的相关技术标准要求：报警确认与险情初报：现场人员发现泄漏后，需立即报告协同调度中心，说明泄漏的具体位置、泄漏物类型、泄漏速度、现场影响范围及初步处置情况；调度中心立即通过协同调度平台，对管道及库区的相关运行参数进行综合分析，判断泄漏的严重程度及影响范围；同时，调度中心立即联系管道站场、油库库区的现场人员，确认现场实际泄漏情况；初步研判与应急指令下达：调度中心根据多方反馈的信息，对泄漏的严重程度及发展趋势进行快速研判，确定处置方案；随后，调度中心向管道站场、油库库区下达应急工艺处置指令，明确处置动作；协同工艺隔离，切断泄漏物料来源：这是泄漏处置的核心关键环节。管道站场收到指令后，立即停止相关输油泵机组的运行，关闭相关管道出站阀门，切断泄漏点的物料来源；油库库区收到指令后，立即关闭相关工艺管线的阀门，导通泄漏区域的放空或收集流程，将泄漏点与其他工艺区域完全隔离；在这个过程中，双方的处置动作必须快速、精准，协同配合，将泄漏量控制在最小范围内；现场警戒与应急防护：调度中心根据泄漏介质的危险特性及可能的发展方向，下令在泄漏点周边区域设置警戒区，严格控制火源；现场应急小组在确保安全的前提下，做好个人安全防护装备，利用现场现有措施对泄漏进行尽可能的控制，防止事态扩大；若泄漏油品进入排水系统或其他受限空间，立即采取封堵、收集及防爆检测措施；持续监控与事态研判：协同调度中心持续监控管道及库区的运行参数变化，分析泄漏点的发展趋势，判断故障是否得到有效控制；若现场风险进一步扩大，调度中心立即下达升级应急响应的指令，组织现场开展进一步的处置作业；故障排除与作业恢复：现场人员对泄漏点进行正确的处置和加固，处置完成后，向协同调度中心提出恢复作业的申请；调度中心确认管道及库区的运行参数完全恢复正常、且稳定运行一段时间后，逐步恢复正常作业；随后，相关单位对本次泄漏处置过程进行复盘分析，优化运行参数及处置预案。6.关键技术支撑与实施保障要实现管道与库区的高效联动调度，技术支撑是基础，实施保障是关键。本章节基于行业头部企业的项目实践经验，明确了支撑联动调度的核心技术要求，以及企业落地执行过程中必需的组织、制度、培训、运维等配套保障措施。6.1核心技术支撑实现管道与库区的联动调度，需要完整的技术体系支撑。行业头部企业的实践证明，必须具备以下四项核心技术条件，才能真正实现联动调度的“智能化、自动化、本质安全”。6.1.1完善的工艺参数监测监控系统这是实现联动调度的基础技术支撑，是所有上层业务应用的数据来源，必须覆盖管道及库区的所有关键设备和工艺流程节点，数据精准度满足自动化联锁控制的要求。管道侧：需配置完整的压力变送器、流量计、温度传感器、可燃气体探测器及其他智能阀门执行机构，实时采集管道内介质的压力、流量、温度、流向及设备运行状态等关键参数；在管道站场的上游、下游及关键节点，需设置压力超限报警及自动泄压装置，确保管道运行压力的稳定；库区侧：需配置高精度的雷达液位计、钢带液位计、储罐温度计、压力变送器及相关智能阀门，实时采集储罐内的液位高度、油品体积、温度、密度及罐区可燃气体浓度等关键参数；罐区需设置液位超限报警及自动切断阀，确保储罐运行的安全；参数采集与传输要求：所有现场采集的模拟量信号，必须通过防爆电缆或光纤传输至控制系统；参数采集的精度应不低于0.2级，即测量误差不超过实际值的0.2%，数据传输刷新率应不低于每秒1次；关键参数的采集和传输链路需采用“双重化”冗余配置，确保数据传输的可靠性。6.1.2安全可靠的协同调度通信网络这是实现联动调度的核心技术支撑，是连接感知层、边侧层、平台层、应用层的关键通道，必须具备“高带宽、低时延、高可靠、高安全”的属性。网络架构要求：必须采用“光纤专网为主、无线专网为辅”的双通道冗余通信架构，管道及库区的业务数据通过独立的工业光网进行传输，与其他办公网络实现物理隔离；关键设备的通信链路采用“双通道”冗余设计，当主用链路发生中断时，备用链路会自动切换并恢复数据传输，确保通信的连续性；通信协议要求：需支持ModbusRTU/TCP、IEC61850、MQTT等主流工业标准协议；数据传输采用标准的OPCUA接口协议，实现跨系统、跨平台的数据交互；网络安全要求：必须按照国家相关网络安全标准，设置硬件防火墙、工业网闸、入侵检测系统等安全防护设备；所有数据传输需采用加密传输方式，重要通信节点需设置安全访问控制策略，严格限制非法访问；通信设备需采用工业级防爆、防腐、防尘、防电磁干扰的设计标准，满足油库高危环境下的长期稳定运行要求。6.1.3智能化的协同调度管理平台这是实现联动调度的核心技术枢纽，是“存储数据、分析数据、应用数据”的核心载体，也是区别于传统调度模式的关键核心。平台建设需符合《工业互联网与油气储运行业融合应用参考指南（2026年）》的相关技术要求。功能要求：平台需具备完整的数据分析处理能力，可实时融合分析管道及库区的多源数据；需具备数字孪生仿真功能，构建管道及库区的全要素虚拟镜像，对调度指令进行提前模拟；需具备智能调度决策功能，自动生成最优协同作业方案，实现作业流程的自动化控制；需具备联动联锁控制功能，在异常工况下，自动执行相关应急处置动作；性能要求：平台的画面响应时间应不超过2秒，重要数据的更新频率不超过1秒；历史数据的存储时间应不少于3年，且支持快速检索、导出和分析；平台需具备高可扩展性，支持接入新的子系统、设备和业务功能模块；集成要求：平台必须具备强大的兼容性和外部集成能力，能够接入管道SCADA系统、库区液位仪系统、ERP系统、物流管理系统及其他相关业务系统，实现各系统之间的业务协同；与其他系统的通信交互，应采用标准的OPCUA或其他主流工业接口协议。6.1.4自动化的流程执行与安全联锁系统这是实现联动调度的最后执行保障，是技术落地执行的“最后一公里”，负责将调度指令转化为实际的作业动作，保障作业过程的安全。阀门与泵组控制要求：管道及库区的所有关键阀门和泵组，必须具备远程控制和就地手动控制两种模式，能够接收协同调度平台的指令，自动执行动作；重要流程的阀门和泵组，需具备“双重化”冗余控制回路，确保指令执行的可靠性；安全联锁逻辑要求：系统必须内置完善的安全联锁控制逻辑，涵盖作业流程的所有关键节点；在执行调度指令过程中，若相关运行参数超过安全阈值，系统自动暂停执行当前作业指令，触发相关安全联锁保护动作，防止事故扩大；联锁保护优先级要求：现场级设备的安全联锁保护功能，必须优先于协同调度平台的远程调度指令；平台的所有调度指令，都必须经过安全联锁系统的逻辑校验通过后，才能下发执行；应急触发要求：在紧急情况下，现场人员可通过现场级的紧急停车按钮，触发安全联锁系统，切断相关设备的动力电源，隔离故障区域。6.2实施保障措施行业实践证明，储输一体化联动调度的落地，并非仅靠技术改造升级即可实现，更需要配套的组织管理、标准化管理制度、人员培训、运维管理等多个维度的保障措施，才能真正发挥技术的效能。6.2.1建立协同的组织管理体系这是实施联动调度的首要保障，需打破传统的专业壁垒，建立跨部门、跨专业的协同管理组织架构，明确各层级的职责权限，做到权责清晰、管理高效。组织架构设置：企业应成立由分管生产运营的副总经理牵头，调度中心、运行管理部门、安全管理部门、技术管理部门及管道站场、油库库区相关负责人组成的协同调度管理机构，负责联动调度作业的统筹管理、重大事项决策和跨部门协调；职责分工要求：协同调度中心作为联动调度的指挥中枢，负责日常作业计划编制、指令下达、过程监控、协同指挥及业务归口管理；管道站场、油库库区作为作