Q∕SY 1156.4-2013 原油管道工藝運行規(guī)程 第4部分：惠銀原油管道

1、Q/SY中國石油天鈣_飼企業(yè)標準Q/SY 1156. 42013原油管道工藝運行規(guī)程第4部分：惠銀原油管道Operating regulations for crude oil pipeline Part 4: HuianpuYinchuan crude oil pipeline2013-10-01 實施2013-07-23 發(fā)布中國石油天然氣集團公司發(fā)布Q/SY 1156. 42013 IQ/SY 1156. 42013 #目 次 TOC o 1-5 h z itiW n棚i規(guī)范性引用文件1術(shù)語和定義1一 1輸送工藝與控制方式 2運行控制參數(shù) 2管道工藝操作和運行管理 3運行方案49清管作業(yè)

2、410油品計量及物性監(jiān)測5I I異常和緊急T.況處理5附錄A （資料性附錄）各管段主要設(shè)計參數(shù)6附錄B （資料性附錄）站間距及管容 7附錄C （資料性附錄）管道縱斷面圖 8附錄D （資料性附錄）壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)9附錄E （資料性附錄）輸油栗配置參數(shù)10附錄F （規(guī)范性附錄）壓力報警設(shè)定值11附錄G （規(guī)范性附錄）各站泄壓設(shè)定值12附錄H （規(guī)范性附錄）各站安全閥設(shè)定值 13附錄I （規(guī)范性附錄）各站加熱爐配置參數(shù)14附錄J （規(guī)范性附錄）管道允許停輸時間15附錄K （規(guī)范性附錄）各站儲罐參數(shù)16附錄L （規(guī)范性附錄）各站污油罐、泄壓罐主要參數(shù)17附錄M （規(guī)范性附錄）各站燃料油及放空罐主要參

3、數(shù)18附錄N （資料性附錄）管道運行調(diào)度決策程序19附錄0（規(guī)范性附錄）管道水擊程序觸發(fā)表20Q/SY 1156. 42013Q/SY 1156. 42013Q/SY 1156原油管道工藝運行規(guī)程分為21個部分：第1部分：輪庫原油管道；第2部分：庫鄯原油管道；第3部分：阿獨烏原油管道；一第4部分：惠銀原油管道；第5部分：西部原油管道；第6部分：蘭成原油管道；一第7部分：馬惠寧原油管道；一第8部分：中銀原油管道；一第9部分：石蘭原油管道；一第W部分：漠大原油管道；一第11部分：慶鐵原油管道；第12部分：鐵秦原油管道；一第13部分：鐵大原油管道；一第14部分：鐵撫原油管道；一第15部分：中朝原油管

4、道；一第16部分：秦京原油管道；一第17部分：任京原油管道；一第18部分：大錦原油管道；一第19部分：中緬原油管道；一第2()部分：新大原油管道；一第21部分：長吉原油管道。本部分為Q/SY 1156的第4部分。本部分按照GB/T 1. 1-2009標準化T作導(dǎo)則 第1部分：標準的結(jié)構(gòu)和編寫給出的規(guī)則 起草。本部分由中國石油天然氣集團公司標準化委員會天然氣與管道專業(yè)標準化技術(shù)委員會提出并 歸口。本部分起草單位：北京油氣調(diào)控中心、管道分公司。本部分主要起草人：鄧中華、于濤、顧建棟、劉松、樊欣、陶江華、高學(xué)峰。Q/SY 1156. 42013 Q/SY 1156. 42013 原油管道工藝運行規(guī)程

5、第4部分：惠銀原油管道1范圍Q/SY 1156的本部分規(guī)定了惠安堡一銀川（以下簡稱惠銀）原油管道輸送工藝與控制方式、運 行控制參數(shù)、管道工藝操作和運行管理、運行方案、清管作業(yè)、油品計量及物性監(jiān)測、異常和緊急工 況處理等技術(shù)要求。本部分適用于惠銀原油管道工藝運行。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。SY/T 5536原油管道運行規(guī)程SY/T 5767管輸原油降凝劑技術(shù)條件及輸送T藝規(guī)范Q/SY 1448輸油管道計量導(dǎo)則3術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本文件。1

6、原油加熱輸送 crude oil heated transportation通過提高輸送溫度使油品黏度降低，減少管道摩阻損失，降低管輸壓力，或使管內(nèi)油溫維持在凝 點以上3C的輸送工藝。2原油熱處理 crude oil heated treatment原油加熱至一定溫度.使原油中的蠟充分溶解，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)充分游離.且其活性充分激活，此 后在一定冷卻速率和冷卻方式下降溫，從而改變蠟晶的形態(tài)和結(jié)構(gòu)，改善原油低溫流變性。3.3綜合處理 PPD treatment原油添加降凝劑后加熱至一定溫度，使原油中的蠟充分溶解，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)充分游離，且其活性充分 激活，此后在一定冷卻速率和冷卻方式下降溫，從而改變蠟

7、晶的形態(tài)和結(jié)構(gòu).改善原油低溫流變性。4 一般要求1管道工藝運行操作應(yīng)按照SY/T 5536的相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。4.2有關(guān)單體設(shè)備的操作應(yīng)執(zhí)行單體設(shè)備的操作規(guī)程，工藝運行操作順序和運行參數(shù)控制應(yīng)按本部 分的規(guī)定執(zhí)行。4.3管道管輸原油物性發(fā)生變化或進行新工藝、新技術(shù)、新設(shè)備的工業(yè)試驗，其工藝運行參數(shù)及操作程序不能執(zhí)行本部分要求時，應(yīng)編制試驗方案，經(jīng)批準后方可進行。4.4管道采用調(diào)整進出站壓力的方式.達到控制管道運行流量目標的目的。4.5管道以中控操作為主.以站控和就地操作為輔.控制進出站壓力、溫度為手段。中控主要操作 輸油泵的啟停、加熱爐緊急停運、站場進出站閥、出站壓力調(diào)節(jié)閥、原油出站溫度設(shè)定。4.

8、6管道調(diào)控運行應(yīng)執(zhí)行集中調(diào)控、統(tǒng)一指揮的原則。4.7應(yīng)編制異常工況應(yīng)急處理預(yù)案。5輸送工藝與控制方式5. 1管道工藝系統(tǒng)5.1.1管道設(shè)惠安堡首站、銀川末站及永寧、靈武2座中間熱站，沿線設(shè)4座閥室，其中1座RTU 閥室。各管段主要設(shè)計參數(shù)參見附錄A，站間距及管容參見附錄B，管道縱斷面圖參見附錄C。 5.1.2惠安堡首站設(shè)出站壓力調(diào)節(jié)閥，壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)參見附錄D。5.1.3惠安堡首站輸油泵配置參數(shù)參見附錄E。5.2 輸送工藝2.1管道采用常溫、加熱、熱處理和綜合處理相結(jié)合的密閉輸送工藝。綜合處理與熱處理輸送時， 熱油出爐溫度應(yīng)不低于75C.中間站重復(fù)加熱時應(yīng)不低于5(fC。運行時應(yīng)制定與輸送

9、工藝相符的運 行方案。5. 2.2 全線地溫高于18C:時，采取常溫輸送工藝；地溫處于12OC18C時，采取加熱或熱處理輸送 工藝；地溫低于12C時，采取加熱或綜合處理輸送工藝。2.3管道輸送油品為長慶油田所產(chǎn)油品，靖惠線、姬惠線、馬惠線來油在惠安堡匯集后外輸銀川。 5.3管道控制管道控制級別分為三級：中控、站控、就地控制。5.4控制權(quán)切換5.4. 1控制權(quán)切換至站控或就地控制前應(yīng)經(jīng)中控調(diào)度授權(quán)。5.4.2具備遠控條件的設(shè)備應(yīng)置于遠控狀態(tài).故障或正進行操作維護不具備遠控條件的設(shè)備應(yīng)置于 就地狀態(tài)。5.5 控制方式5.5.1惠安堡首站出站壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)采用出站壓力和主泵人口匯管壓力選擇性調(diào)節(jié)。正常

10、情況下， 采用出站壓力調(diào)節(jié)；當主泵入口匯管壓力達到低壓報警設(shè)定值時，調(diào)節(jié)系統(tǒng)自動切換到主泵人口匯管 壓力選擇性調(diào)節(jié)。5.5.2銀川末站減壓系統(tǒng)采用控制進站背壓，同時對減壓閥下游壓力進行監(jiān)控，控制進站壓力在設(shè) 定值上，當減壓閥下游壓力達到設(shè)定值時，減壓控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)回路自動切換為下游壓力保護調(diào)節(jié)，保 證減壓閥下游壓力不超高。6運行控制參數(shù)1管道設(shè)計參數(shù)管道設(shè)計年輸量5X W4t/年，最小啟輸量為230X 1()/年，最大輸送能力為573 X 1()/年。6.2壓力控制參數(shù)6.2.1惠安堡首站給油泵人口設(shè)壓力變送器；首站輸油主泵進出口設(shè)低壓、高壓保護開關(guān)，出站設(shè) 高壓保護開關(guān)。首站壓力報警設(shè)定值見附

11、錄F。6.2.2惠安堡首站出站、銀川末站進站均設(shè)有泄壓系統(tǒng)。各站泄壓設(shè)定值見附錄G。6.2.3惠安堡首站發(fā)球筒和加熱爐，靈武熱站、永寧熱站收發(fā)球筒和加熱爐，銀川末站收球筒和計 量區(qū)均設(shè)有安全閥。各站安全閥設(shè)定值見附錄H。6.2.4管道設(shè)有P檢測點.正常運行工況下高點檢測點壓力控制宜不小于（）.2 MPa。6. 3溫度控制參數(shù)6.3.1出站溫度最大值應(yīng)不高于70C ,下一站進站溫度應(yīng)高于管輸原油凝點3C以上。3.2全線各站加熱爐配置參數(shù)見附錄I。6.4管道停輸時間惠銀管道允許停輸時間見附錄J。6.5儲油罐控制參數(shù)全線儲油罐控制參數(shù)見附錄K。6.6污油罐、泄壓罐和燃料油罐控制參數(shù)各站污油罐、泄壓罐

12、、燃料油罐控制參數(shù)見附錄L和附錄M。7管道工藝操作和運行管理7.1管道運行和工藝操作原則1.1管道運行過程中.應(yīng)按照相關(guān)規(guī)定監(jiān)控運行.及時對參數(shù)變化及趨勢做出正確的分析、判斷 和決策。7.1.2站場運行人員應(yīng)按時對輸油泵機組、調(diào)節(jié)閥、工藝管網(wǎng)、加熱爐等關(guān)鍵設(shè)備進行巡回檢查. 并對檢查結(jié)果進行記錄，發(fā)現(xiàn)問題應(yīng)及時處理、匯報。如發(fā)現(xiàn)設(shè)備（設(shè)施）有異常情況.匯報中控同 意后可將其置于就地狀態(tài)。7.1.3導(dǎo)通流程時，遵循先低壓后高壓的原則；切換流程時，遵循先開后關(guān)的原則。7.2計劃啟輸7. 2. 1啟輸流量宜控制在400m3/h 500m3/h。7.2.2啟輸前檢查各站及干線閥室閥門狀態(tài).檢查工藝流程

13、及設(shè)備狀態(tài).確保干線暢通，做好啟輸 準備.投用各站進出站泄壓閥和各種保護功能。7.2.3管道啟輸首站先進行站內(nèi)循環(huán)加熱.溫度達到要求后再外輸。7.2.4在全線先建立起穩(wěn)定流量.并確認各設(shè)備運行正常、控制有效后.再逐步將流量平穩(wěn)調(diào)節(jié)到 目標流量。7. 2.5啟輸后，按要求啟動中間加熱站場的加熱爐。7.3計劃停輸7. 3. 1停輸前，宜提前30min停運中間站場加熱爐。7. 3.2宜逐漸把全線流量減少到4（）0mVh 5（）0mVh之間，再進行全線停輸操作。7.3.3停輸時，首站先停運主泵.關(guān)閉出站閥門.再進行站內(nèi)循環(huán).最后停運加熱爐。7. 3.4管道停輸后.關(guān)閉出站閥門及銀川進站閥門。7.4緊急

14、停輸緊急停輸可不經(jīng)過降量操作，首先緊急停運全線加熱爐，停運首站運行泵、關(guān)斷相關(guān)閥門。停輸 后嚴密監(jiān)視各站進出站、設(shè)備壓力.有超壓趨勢時及時采取泄壓措施。密切關(guān)注加熱爐爐膛溫度.并 采取降低爐膛溫度措施。7.5輸量調(diào)整7.5.1輸量調(diào)整時優(yōu)先使用出站壓力調(diào)節(jié)，更大幅度的流量調(diào)整應(yīng)啟停泵機組。7.5.2當管線穩(wěn)定工況運行時，末站進站壓力調(diào)節(jié)幅度不宜超過（）.（）5MPa,首站出站壓力調(diào)節(jié)幅度 不宜超過（）.IMPa;當管線非穩(wěn)定工況運行時.末站進站壓力調(diào)節(jié)幅度不宜超過（）.IMPa.首站出站 壓力調(diào)節(jié)幅度不宜超過0. 2MPa。7.5.3溫度調(diào)整時優(yōu)先使用加熱爐運行負荷調(diào)節(jié)，更大幅度的溫度調(diào)節(jié)應(yīng)調(diào)

15、整加熱爐的數(shù)量。7. 5.4進行增減量操作時，應(yīng)提前對各站出站溫度進行調(diào)整，管道增量時宜提高各站出站溫度.減 量時宜降低各站出站溫度。7. 6加劑運行7.6.1加降凝劑工藝處理應(yīng)執(zhí)行SY/T 5767的相關(guān)規(guī)定。7.6.2降凝劑在使用前，應(yīng)進行效果試驗，合格后方可使用，降凝劑應(yīng)按其技術(shù)要求均勻注人。 7.6.3加劑后應(yīng)在沿線進行定期監(jiān)測。7.6.4注入系統(tǒng)長期不用，應(yīng)放空清掃。7.7管道運行管理現(xiàn)場人員進行維護、檢修、調(diào)試、清理過濾器等現(xiàn)場作業(yè)時.作業(yè)前應(yīng)征得中控同意，并應(yīng)將相 關(guān)設(shè)備（設(shè)施）置于就地狀態(tài)，方能執(zhí)行相關(guān)作業(yè)。8運行方案8.1應(yīng)根據(jù)月度調(diào)運計劃編制月度運行方案，合理安排作業(yè)。8.

16、2運行方案主要內(nèi)容應(yīng)包括平均流量、總量、泵爐（加劑系統(tǒng)）啟停、維檢修作業(yè)等重要事宜 安排。8.3運行方案應(yīng)以O(shè)A系統(tǒng)、傳真、電子郵件或其他符合要求的形式及時傳遞給有關(guān)單位和人員。9清管作業(yè)9. 1清管作業(yè)應(yīng)按照SY/T 5536的相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。9.2應(yīng)定期分析管線結(jié)蠟狀況.根據(jù)結(jié)蠟程度制定清管計劃，根據(jù)輸量、運行壓力、運行溫度、油 品性質(zhì)等制定合理的清管周期。9.3清管作業(yè)應(yīng)制定相應(yīng)的清管方案或清管作業(yè)指導(dǎo)書，明確清管的組織機構(gòu)、清管器類型、清管 步驟、清管器跟蹤、流程操作、運行控制、事故預(yù)案等事宜。 9.4清管作業(yè)期間應(yīng)避免管線停輸。9.5清管器應(yīng)帶有跟蹤器。10油品計量及物性監(jiān)測10.1油

17、品計量10. 1. 1管道原油計量管理與維護應(yīng)執(zhí)行QSY 1448的相關(guān)規(guī)定。10.1.2惠安堡首站、靈武熱站、永寧熱站出站和銀川末站進站都設(shè)有超聲波流量計，對管道油品進 行流量監(jiān)控。10. 1.3銀川末站采用容積流量計計量，其單臺設(shè)計計量范圍在l()5m3/h54()m3/h之間。10. 2物性監(jiān)測10. 2. 1應(yīng)對管道所輸原油物性定期監(jiān)測，監(jiān)測內(nèi)容應(yīng)包括所輸原油凝點及黏度。10.2.2加熱外輸前應(yīng)在惠安堡首站進行物性測試。10. 2. 3管道運行期間，應(yīng)對原油進行監(jiān)測，必要時加密監(jiān)測。11異常和緊急工況處理11.1管道運行調(diào)度決策程序參見附錄N。11.2管道設(shè)置ESD程序和水擊超前保護程

18、序，對甩泵、站場失電、閥門誤關(guān)斷等異常工況和泄漏、 火災(zāi)等緊急工況進行控制和處置。管道水擊保護程序見附錄0。11.3當管道發(fā)生泄漏和站場火災(zāi)時，應(yīng)立即采取緊急停輸和隔斷措施。11.4當管道出現(xiàn)初凝或發(fā)生蠟堵時.在管道允許的最高壓力下，宜采取升壓頂管、調(diào)整管道全線輸 量、管道盡量不停輸?shù)却胧?1.5當管道壓力出現(xiàn)異常、通信中斷，應(yīng)根據(jù)相應(yīng)的應(yīng)急預(yù)案進行處理。11.6當管道輸送油品物性異常時，應(yīng)密切關(guān)注全線壓力和流量變化.對該管段油品物性進行加密監(jiān) 測，避免管道停輸。11.7當管道站場出現(xiàn)加劑、加熱系統(tǒng)故障，應(yīng)啟用備用的設(shè)備；若無備用系統(tǒng)，且故障站為對熱處 理溫度或加劑量有嚴格要求的站場，應(yīng)采取

19、調(diào)整加熱爐負荷、輸量，加密檢測凝點等措施。11.8其他異常工況處理應(yīng)執(zhí)行相應(yīng)的應(yīng)急預(yù)案。附錄A（資料性附錄）各管段主要設(shè)計參數(shù)各管段主要設(shè)計參數(shù)見表A. lo表A. 1管道各管段主要設(shè)計參數(shù)管線設(shè)計輸量設(shè)計壓力管長管徑累計管容輸送油品104t/年MPakmmmm3 （標況）惠安堡首站一銀川末站5006. 3132. 105720343長慶原油附錄B（資料性附錄）站間距及管容站間距及管容見表B. 1。表B.1站間距及管容序號站名里程km高程m站間距km站間管容 m3閥室類型1惠安堡首站01373002高點檢測點12. 39142312. 391908. 0631-閥室28. 03130115.

20、642408. 56手動4靈武熱站56. 6115228. 574399.7852=閥室79. 05111822. 453457.3手動63*閥室91. 34111212. 291892. 66RTU7永寧熱站96. 0511154. 71725. 3484*閥室118. 8112222. 753503.5手動9銀川末站132. 1111813. 32048. 2合計20343. 4附錄C（資料性附錄）管道縱斷面圖惠銀原油管道縱斷面圖如圖C. 1所示。咭S蒸倒駟苗曬鴉刪 T.3附錄D（資料性附錄）壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)各站壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)見表D. 10表D.1壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)站名調(diào)節(jié)閥編號位置

21、壓力等級閥門口徑in主要控制參數(shù)惠安堡首站0132出站Class60012出站壓力0142出站Class60012出站壓力0152Class6006回流壓力銀川末站0144進站Class60014進站壓力0154進站Class60014進站壓力附錄E（資料性附錄）輸油泵配置參數(shù)輸油泵配置參數(shù)見表E. 1。表E. 1輸油泵配置參數(shù)站名泵機組編號輸油泵型號額定流量m3/h額定揚程m電機功率 kW惠安堡P- 0601 P0603250VTCT4000 -28X4355120185首站P- 0401 P- 0404TSY300 - 250 - 420710200630附錄F（規(guī)范性附錄）壓力報警設(shè)定值

22、壓力報警設(shè)定值見表F. 1。表F. 1壓力報警設(shè)定值站名開關(guān)名稱類型安裝位置設(shè)定值惠安堡首站壓力變送器PT0612 32給油泵人口-0. 06低壓保護開關(guān)PSLL0401輸油主泵人口0. 2高壓保護開關(guān)PSHH0401輸油主泵出口8. 6高壓保護開關(guān)PSHH0101出站6. 3附錄G（規(guī)范性附錄）各站泄壓設(shè)定值各站泄壓設(shè)定值見表G. 1。表G. 1各站泄壓設(shè)定值站名位置閥門編號泄放流量 m3 /h壓力設(shè)定值MPacv值惠安堡首站出站017211806. 31200銀川末站進站017211804. 01200017511804. 01200附錄H（規(guī)范性附錄）各站安全閥設(shè)定值各站安全閥設(shè)定值見表

23、H. Io表H. 1各站安全閥設(shè)定值站名閥門編號壓力等級設(shè)定值MPa安裝位置()11()Class4006. 3發(fā)球筒惠安堡首站0341Classl501. 8加熱爐0342Classl501. 8加熱爐0343Classl501. 8加熱爐()111Class4006. 3收球筒靈武熱站0110Class4006. 3發(fā)球筒0341Class4006. 3加熱爐0342Class4006. 3加熱爐0111Class4006. 3收球筒永丁熱站0110Class4006. 3發(fā)球筒0341Class4006. 3加熱爐0342Class4006. 3加熱爐()111Class4006. 3收

24、球筒銀川末站0516Classl501. 8計量0526Classi 501. 8計量0536Classi 501. 8計量附錄1（規(guī)范性附錄）各站加熱爐配置參數(shù)各站加熱爐配置參數(shù)見表I. 1。表1.1各站加熱爐配置參數(shù)站名編號功率kW設(shè)計壓力MPa最小流量m3/h額定流量 m3/h燃料惠安堡首站H030150006. 3117200原油H03026. 3117200H03036. 3117200靈武熱站H030131506. 3117200原油H03026. 3117200永丁熱站H030131506. 3117200原油天然氣H03026. 3117200附錄J（規(guī)范性附錄）管道允許停輸時

25、間管道允許停輸時間見表J 1。表J.1管道允許停輸時間輸送方式停輸時間，h地溫，C0771010 1515 18熱處理204860綜合處理20加熱輸送20242832附錄K（規(guī)范性附錄）各站儲罐參數(shù)各站儲罐參數(shù)見表K. 1 o表K. 1各站儲罐參數(shù)站名罐號罐容m3安全罐位m極限罐位m上限下限上限下限惠安堡首站G- Y04201 41000012. 52. 013. 01. 5惠安堡商業(yè)儲備庫11* 12*10000019. 53. 520. 03. 0銀川末站G- Y17201 81000012. 52. 013. 01. 5附錄L（規(guī)范性附錄）各站污油罐、泄壓罐主要參數(shù)各站污油罐、泄壓罐主要參數(shù)見表L. Io表L. 1各站污油罐、泄壓罐主要參數(shù)站名罐類罐號罐容m3安全罐位m極限罐位m上限下限上限下限惠安堡首站污油罐MT0101101.10. 251. 20. 3靈武熱站污油罐MT0101101.10. 251. 20. 3永寧熱站污油罐MT0101101.10. 251. 20. 3銀川末站泄壓罐RT2012005. 30. 45. 50. 3污油罐MT0101101. 10. 25