Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1155.1—2010
成品油管道工艺运行规程第1部分：西部成品油管道 Operation regulations for refined products pipeline-
Part1:Westproductoilpipeline
2010-04-02发布
2010-06-01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1155.1—2010
目 次
前言
T
范围规范性引用文术语和定般规定输送工艺运行控制参运行与监控流程操作运行方案
2 2 X 6 6
9
0
10 油品分输 11 油品注人 12 批次跟踪和界面检测 13 混油切割与处理 14 储罐区运行管理 15 清管作业 16 油品质量控制
紧急工况处理
附录A （资料性附录 西部成品油管道站场设置表
斗性附录料性附录范性附录范性附录范性附录
线路阀室分布表西部成品油
附求 FR
支线主要参数关设定值参数
10 11 13 14 15 16 17 19 20 21 22 23 · 24
附录附录附录附录附录G 资料性附录附录H 资料性附录）
各站压各站：
*
各站
周节阀技
附录I 资料性附录附录J （规范性附录附录K （资料性附录） 其他输油泵机组技术参附录L （规范性附录） 首站、末站储油罐主要参数附录M （规范性附录 各站污油制 压罐主要参数附录N（规范性附录） 管道运行决策
前油
度程
附录O（资料性附录） 西部成品油管道纵断面图
I Q/SY1155.1—2010
前 言
Q/SY1155《成品油管道工艺运行规程》目前分为5个部分：
第1部分： 西部成品油管道；第2部分： 兰成渝成品油管道；第3部分： 兰郑长成品油管道；第4部分： 港枣成品油管道；第5部分：抚郑成品油管道。
本部分为Q/SY1155的第1部分。 本部分的附录D、 附录E、 附录F、 附录J、 附录L、附录M、附录N为规范性附录，附录A、
附录B、附录C、 附录G、 附录H、 附录I、 附录K、 附录0为资料性附录。
本部分由中国石油天然气集团公司天然气与管道专业标准化技术委员会提出并归口。 本部分起草单位：日 中国石油北京油气调控中心、中国石油西部管道分公司。 本部分起草人：张增强、 张志军、郭祎、宋进舟、丁小勇、潘代波、沈亮、王鹏、刘鹏、邱妹
娟、董浩、王伟、孙明君、殷炳纲、樊欣。
II Q/SY1155.1—2010
成品油管道工艺运行规程第1部分：西部成品油管道
1范围
Q/SY1155的本部分规定了西部成品油管道的输送工艺与控制方式、运行控制参数、运行与监控、流程操作、运行方案、油品分输、油品注人、批次跟踪和界面检测、混油切割与处理、储罐区运行管理、清管作业、油品质量控制和紧急工况处理等技术要求。
本部分适用于西部成品油管道。 规范性引用文件下列文件中的条款通过Q/SY1155的本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本部分。
2
GB17930车用汽油 GB19147车用柴油（V）
术语和定义
3
下列术语和定义适用于Q/SY1155的本部分。
3.1
批次 batch 顺序输送管道内连续输送的某种油品。批次所具有的属性包括：编号、油品类型、标号、数量、
货主或炼厂。通常一个批次是从某站连续注人管道而形成，一个批次可以被分割、部分分输或暂时储存在某个油库。 3.2
混油 白transmix 批次界面内的油品，该段油品为前后两种油品的混合物。
4一般规定 4.1应编制异常工况处理应急预案。 4.2 2有关单体设备的操作应制定并执行单体设备的操作规程，工艺运行操作顺序和运行参数控制应按本部分的规定执行。 4.3进行新工艺、新技术、新设备的工业试验，其工艺运行参数及操作程序不能满足本部分要求时，应编制工业试验方案，经批准后方可进行。 4.4 具备远控条件的设备应置于远控状态， 故障或正进行维护不具备远控条件的设备应置于就地状态。
1 Q/SY1155.1—2010 5 输送工艺与控制方式 5.1 输送工艺 5.1.1 干线采用常温密闭输送工艺，顺序输送0#柴油、90#汽油和93#汽油等石油产品。设12座工艺站场，参见附录A。设55座线路阀室（24个RTU阀室、22个手动阀室、4个单向阀室、5个高点），# 参见附录B。西部成品油管道纵断面图参见附录O。 5.1.2 支线设有乌石化供油支线，玉门注油支线及哈密、柳园、酒泉、张披、武威和永登六条分输支线。乌石化供油支线采用常温密闭顺序输送工艺。各支线主要参数参见附录C。 5.2 管道控制 5.2.1 管道的控制级别分为三级：中控、站控和就地控制。 5.2.2 乌石化支线和乌首站罐区宜采用站控，其他支线和站场采用中控。 5.3 控制权的切换 5.3.1 站控和中控均可主动获取控制权，中控、站控和就地控制之间的控制权切换应经中控调度同意。 5.3.2 正常情况下控制权在主控中心，当主控中心故障或备控中心例行启用时，控制权切换到备控中心。 5.4 干线控制方式 5.4.1 乌鲁木齐首站采用出站压力控制或调节阀开度控制，宜采用出站压力控制。 5.4.2 部善、四堡、瓜州、张掖、西靖中间泵站采用进站、出站压力控制或调速泵转速控制，宜采用出站压力控制。 5.4.3 翠岭、河西、 玉门、山丹、 新堡中间泵站采用进站、出站压力控制或调节阀开度控制，宜采用出站压力控制。 5.4.4 兰州末站采用进站压力控制或调节阀开度控制，宜采用进站压力控制。 5.5 支线控制方式 5.5.1 乌石化支线采用出站压力控制或调节阀开度控制，宜采用出站压力控制。 5.5.2 哈密、 柳园、 酒泉、张掖、武威和永登分输支线均采用流量控制或调节阀开度控制，宜采用流量控制。 5.5.3 玉门注油支线采用流量控制或调节阀开度控制，宜采用流量控制。 6 运行控制参数 6.1 管道干线设计年输量（按350d计）1000×10t，乌石化支线设计年输量200×10°t。 6.2 压力控制参数如下。 6.2.14 各泵站设输油泵入口汇管、泵出口汇管和出站压力开关，各分输站流量调节阀后设压力开关。 压力开关设定值参数见附录D。 6.2.2乌首站出站、中间泵站进站和出站以及兰州末站进站设泄压阀。泄压阀设定值参数见附录E。 6.2.3 各站收球筒、发球筒及密度计撬座上设安全阀。安全阀设定值参数见附录F。 6.2.4 乌首站、翠岭、河西、玉门、山丹、新堡站出站设出站压力调节阀。调节阀技术参数参见附录 G。 6.2.5 线路高点压力不宜小于0.2MPa。 6.2.6 各站进站运行压力宜高于0.6MPa且比进站泄压阀设定值至少低0.5MPa；出站运行压力宜比出站压力开关设定值至少低0.5MPa。 6.3 流量控制参数如下。 6.3.1干线最大流量乌鲁木齐至玉门站为1250m/h，玉门至兰州末站为1440m/h，干线允许的最小流量不宜小于650m/h。 2 Q/SY1155.1—2010
6.3.2 各分输站/注入站安装流量调节阀。调节阀技术参数参见附录G。 6.3.3 各分输站和兰州末站计量撬座上安装质量流量计。质量流量计技术参数参见附录H 6.3.4 管道最小批次量不宜小于30000m。混油量与最小批次量间的关系见表1。
表1 混油量与最小批次量间的关系最小批次量，m
序号 - 2 3 4 5
混油量/最小批次量
100000 5000 40000 30000 20000
1% 2% 2.5% 3.3% 5%
6.4 各站输油泵机组技术参数参见附录I；输油泵机组设有温度、振动、泄漏测点。干线输油泵机组保护参数见附录J。其他输油泵机组保护参数参见附录K。 6.5 各站调速泵的可调转速范围为1800r/min～3200r/min，实际转速调节范围宜为2000r/min~ 2980r/min。 6.6 首、末站储油罐的罐位应在安全范围内运行，储油罐主要参数见附录L。 6.7 各站设污油罐和泄压罐。污油罐和泄压罐主要参数见附录M。 7 运行与监控
7.1 管道从停运状态达到正常运行工况的启输操作过程中，启输流量宜控制在650m/h～800m/h 在建立起相对稳定的流量，并确认各设备运行、控制有效后，逐步将流量平稳调节到目标流量。 7.2 从一个稳定工况到另一个稳定工况的增量或减量操作过程中，优先使用调节阀/减压阀和调速泵调整，当调节仍不能满足要求时应采用启/停泵机组的方式。在调节过程中，流量波动不宜超过 100 m/h。 7.3 调节工艺参数时，两次连续调节指令的执行间隔不宜小于30s。正常工况下工艺运行参数调节幅度不宜大于表2中数值。
表 2 正常工况下工艺运行参数调节幅度
进站压力，MPa 出站压力，MPa 分输流量，m/h
工况稳定工况非稳定工况
泵转速，r/min
0.2 0.4
0.1 0.2
20 40
100 200
7.4 管道平稳运行时，全线泵站节流压力累计不宜超过1.0MPa。 7.5 管道计划停输前应合理安排停输界面位置。 7.6 管道正常停输前应逐渐把流量减少到650m/h～800m/h，且基本达到稳定运行状态。正常停输时各站进、出站压力应处于规定范围内，停输后关闭必要的阀门。 7.7在事故或紧急状况下采取停输操作，可不经过减量操作过程，立即停泵，关闭相关阀门，截断事故管段。 7.8 管道运行过程中，对产生的各类报警应及时处理，充分利用自动化系统提供的各类功能，及时对参数变化及趋势做出正确的分析和判断，并做出决策。
管道停输期间，应做好参数监控和分析工作。
7.9
3 Q/SY1155.1—2010 8 流程操作 8.1 流程切换操作应按“先开后关”的程序，高低压衔接流程操作时应先导通低压再导通高压，反之则先截断高压再截断低压。 8.2 远控进行流程切换，宜在仪表指示准确、报警和安全保护系统正常、通信畅通的条件下进行。 8.3 流程切换应平稳，并采取适当措施，减少对油品的污染。 8.4 泵机组切换宜先启后停，并采取适当控制措施，将干线的压力波动降到最小；如因条件限制需先停后启时，应先适当减量后（调速泵应降低到2000r/min）再停泵，启动备用泵机组，然后按增量操作的要求逐步恢复到原流量。 9 运行方案 9.1 输油计划主要内容包括输油总量、油品种类以及各类油品的数量等。 9.2 根据输油计划制定管道运行方案。管道运行方案包括月度运行方案和批次运行方案。管道运行方案应包括首末站和分输站/注入站的运行批次编号、批次量、计划流量、起止时间、维检修重要事宜安排等。 9.3 应选择最佳的泵机组配置，合理安排分输和注入作业，优化管道运行方案。 9.4 输油计划调整后应及时发布更新后的运行方案。 9.5 运行方案应以管道生产系统（PPS)、传真、电子邮件或其他符合要求的形式及时发布给有关单位和人员。 10 油品分输 10.1 各分输站应遵循集中分输原则，严格按照分输调度令进行油品分输作业。 10.2 各分输站分输时应避开混油段。混油界面通过该站至少30min后可进行该站的分输作业，混油界面到达该站前至少30min停止该站的分输作业。 10.3各分输站分输作业前应先确认对方油库进罐流程畅通无误，且确认现场具备分输条件时，开始分输作业。开始分输作业时，应缓慢增加分输流量至目标流量。 10.4 分输作业应注意本站及上、下游站的压力调节，减小波动。 10.5 各分输支线分输油品与支线内管存油品不同时，应由分输油库负责切换，并严格遵守先开后关的原则， 防止压。 10.6 各分输站停止分输作业时，宜先缓慢降低分输流量至流量计建议运行流量范围的下限，再停止分输，分输作业完成后关闭分输流程。 11 油品注入 11.1 应严格按照注人调度令进行油品注人作业。 11.2 油品注入作业时应避开混油段。混油界面通过该站至少30min后可进行注入作业，混油界面到达该站前至少30min停止该站的注人作业。 11.3 油品注入作业时应确认现场具备注人条件时，方可开始注入作业。注人作业开始时，应缓慢增加注人流量至目标流量。 11.4 油品注入作业时应注意本站及上、下游站的压力调节，减小波动。 11.5 严格遵守先开后关的原则，防止憨压。注意注人流量的调节，防止玉门站进站压力超高或超低。 4 Q/SY1155.1—2010
11.6停止油品注人作业时，应先缓慢降低注入流量，再停止注入，注入作业完成后关闭注油流程。 12批次跟踪和界面检测 12.1应对管道所输各个批次油品进行批次跟踪和界面检测。 12.2应对每一批次的油品进行编号，批次编号以XBCSSSYYNNN形式表示，其中SSS代表油品种类（如D00表示0#柴油，G90表示90#汽油，G93表示93#汽油），YY代表年份（如04表示2004 年），NNN代表批次顺序号（001～999)。 12.3采用密度测量法和计算跟踪法进行界面检测和批次跟踪。首站出站和其他各站进站均安装在线密度计，实时监测管内油品密度的变化，检测混油界面。在线密度计在管道运行时应连续运行，管道停输后停运。 13 混油切割与处理 13.1 混油切割应遵循保证交付用户油品质量符合GB19147，GB17930，高等级油品质量优先的原则。 13.2 混油切割应制定混油切割方案。 13.3干线汽/柴混油段，根据实际情况，宜采用三段切割方法；汽/汽混油段，在保证较高等级油品质量的前提下，剩余混油全部切入低等级汽油中。 13.4乌石化供油支线的油品界面，分两段切割，不产生混油。 13.5 混油进罐后应及时转输至兰州炼厂，尽量减少混油库存。 14 储罐区运行管理 14.1 收发油应遵循 “存新发旧”的原则，根据油品的质量、温度、存储时间、设备情况和罐位等因素，确定收/发油罐。乌鲁木齐首站收油时尽量将罐一次装至其安全容量，发油时尽量安排油温相近罐的油品顺序外输。 14.2储油罐应在安全罐位范围内运行，当需在安全罐位与极限罐位之间时， 应采取降低进出油速度、严密监视罐位等措施，避免超极限运行。 14.3 收发油过程中严禁上罐人工检尺或取样，应及时巡检，防止跑、冒、滴、漏等现象，液位变化应与收发油情况相符等。 15清管作业 15.1 清管作业前应制定相应的清管方案（清管作业指导书），明确清管作业的组织机构、清管器的类型、 清管步骤、流程操作、运行控制、事故预案等事宜。 15.2 清管作业宜安排在柴油批次中进行，清管器的位置应与油头和油尾相距20km以上，i 避免对混油界面的扰动，并做好相应的清管器跟踪工作。 15.3清管区间存在分输作业时，应在清管器到分输点前4h，停止分输作业，清管器通过分输点后 4h方可继续分输。 15.4上站发球前，下站应倒好收球流程。 15.5 倒收球流程前，应由现场人员对收球流程内的收球筒、过滤器和管段进行排污、充压置换。 15.6 现场在做收发球准备工作时，应将相应阀门置于“就地”状态。 15.7清管作业期间宜避免清管区间管道停输。
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