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 & INSTRUMENT DIAGRAM(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 –PROCESS FLOW DIAGRAM)和公用系统流程图(UFD –UTILITY FLOW DIAGRAM)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:
1．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。

2．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。

3．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。

4．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&ID LEGEND)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P&I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/T 10028-2002)”中的有关规定执行。

如果“海洋石油工程制图规范(SY/T 10028-2002)”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:
1．管线图例、管线输送介质及使用代号、管线标识
2．设备图例、设备代号、设备标识
3．阀门及管件图例、阀门标识
4．仪表图例、仪表标识、仪表的字母代号、仪表管线安装详图
5．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：
1．设备标识
(或平台)代号举例:
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/T 10028-2002)”第132页“表B.1 系统代号”中的规定执行。

2．管线标识
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
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 – 35 01 –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/T 10028-2002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（Piping Specification）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。

3．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/T 10028-2002)”第127页的“表A.3 仪表标识符号”，这里不再举例说明。

4．阀门标识
说明
端面连接形式
管线级别代号
阀门类型
阀门（以字母V表示）
举例：
通径(注1)
凸面法兰（注2）
管线级别代号为A1
球阀（注3）
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
1. 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150 lb的压力温度级别。

2）设计温度
（1）操作温度高于15℃的情况下，设计温度的上限应不低于最大操作温度以上30℃；设计温度的下限应等于或低于环境温度。

（2）操作温度在15℃~ -30℃之间的情况下，设计温度的上限应为50℃；设计温度的下限应低于最低操作温度至少5℃或等于环境温度，取较低者。

（3）操作温度在-30℃以下时，设计温度的下限应等于或低于最低操作温度。

2．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（ANSI B 31.3 和ANSI B16.5），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℃~38℃的范围内，最大允许工作压力为19barg，在100℃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
举例：如果已知系统的设计温度为75℃，设计压力为3000kPag。

那么，管线的设计压力等级应选用300lb等级。

3．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/85℃G2(2500lb)
生产管汇(气) 9100kPaG/55℃32000kPaG/85℃G2(2500lb)
一级分离器9100kPaG/55℃10500kPaG/85℃E2(900lb)
天然气脱水系统9000kPaG/40℃10500kPaG/70℃E2(900lb)
油井井口12000kPaG/80℃E1(900lb)
生产管汇(油) 1130kPaG/50℃1480kPaG/80℃A0(150lb)
二级分离器1030kPaG/50℃1380kPaG/80℃A0(150lb)
三级分离器450kPaG/55℃1380kPaG/85℃A0(150lb)
四级分离器20kPaG/53℃860kPaG/83℃A0(150lb)
生产水处理系统270kPaG/55℃650kPaG/85℃A0(150lb)
燃料气系统1420kPaG/35℃2250kPaG/65℃C5(300lb)
高压火炬系统70kPaG/55℃1076kPaG/85℃A0(150lb)
4．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API RP 14C《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API RP 14C）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：
①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：
①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。

②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：
①燃料或烟道气控制失灵，造成燃料或热量过量输入。

②可燃流体泄漏进入受火或烟道气加热室。

③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）
①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。

②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）
①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。

②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。

③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。

④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。

①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。

②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。

③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）
①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。

②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。

③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。

④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）
①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。

②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）
①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。

②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。

③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。

④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。