Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY115621-2013
原油管道工艺运行规程第21部分：长吉原油管道
Operating regxiatlons lor crude oil pipeline Par 2l. ChaagchanJilin crade oil pipeline
2813-07-23发布
2013-10-01实施
中国石油天然气集团谷司 爱布 Q/SY1156.21—2013
目 次
前言
范围 2 规范性引用文件 3 一般要求 4 输送工艺 5 调度控制
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运行参数操作原则 8 运行方案 9 异常和紧急情况处理附录A（资料性附录） 管道沿线站场及阀室分布情况附录B（规范性附录） 储油罐技术参数附录C（资料性附录） 输油泵技术参数附录D（资料性附录） 加热炉技术参数· 附录E（资料性附录） 泄压阀技术参数· 附录F（资料性附录） 流量计技术参数附录G（规范性附录） 压力参数保护设定值附录H（资料性附录） 水力坡降线和管道纵断面图附录I（规范性附录） 水击决策表
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18 Q/SY1156.21—2013
前 言
Q/SY1156《原油管道工艺运行规程》分为21个部分：
第1部分：轮库原油管道；第2部分：库原油管道；第3部分：阿独乌原油管道；
-一第4部分：惠银原油管道； -第5部分：西部原油管道；
第6部分：兰成原油管道；第7部分：马惠宁原油管道；第8部分：中银原油管道；第9部分：石兰原油管道；第10部分：漠大原油管道；第11部分：庆铁原油管道；第12部分：铁秦原油管道；第13部分：铁大原油管道；第14部分：铁抚原油管道；第15部分：中朝原油管道；一第16部分：秦京原油管道；第17部分：任京原油管道；第18部分：大锦原油管道；第19部分：中缅原油管道；第20部分：新大原油管道；第21部分：长吉原油管道。 本部分为Q/SY1156的第21部分。 本部分按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
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起草。
本部分由中国石油天然气集团公司标准化委员会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：管道分公司、北京油气调控中心。 本部分主要起草人：陶江华、袁显佗、宋旭光、王乾坤、杜宏、虞启、张玉蛟、徐亮、夏凤君、
股炳纲。
II Q/SY1156.21—2013
原油管道工艺运行规程第21部分：长吉原油管道
1范围
Q/SY1156的本部分规定了长春至吉林输油管道（以下简称长吉线）输送大庆油、吉林油和俄罗斯油的输送工艺、操作原则、参数控制范围等技术要求。
本部分适用于长吉线工艺运行与调度管理。
2规范性引用文件
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下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文
件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
SY/T 5536 原油管道运行规程 SY/T5920 原油及轻站（库）运行管理规范 SY/T5921 立式圆筒形钢制焊接油罐操作维护修理规程 SY/T6069 油气管道仪表及自动化系统运行技术规范 SY/T6382 输油管道加热设备技术管理规定 SY/T6470 油气管道通用阀门操作维护检修规程
3一般要求
3.1 常规生产管理和清管作业按SY/T5536的有关规定执行。 3.2原油罐区运行管理按SY/T5920的有关规定执行。 3. 3 储油罐运行操作按SY/T5921的有关规定执行。 3. 4 仪表及控制系统运行操作按SY/T6069的有关规定执行。 3. 5 5加热炉运行操作按SY/T6382的有关规定执行。 3. 6 5工艺阀门运行操作按SY/T6470的有关规定执行， 3.7工艺运行操作和运行参数控制按本部分的规定执行，如需变更应经批准后实施。 3.8本部分是依据长吉线现状而编制的，若管道经更新改造或所输送原油物性发生变化不能执行本部分规定时，应及时提出补充修改意见，并经批准后方可实施。
4输送工艺
4.1 管道采用加热、密闭方式顺序输送庆吉油及其与俄油的混油。 4. 2 2管道具备从吉林石化向垂杨站加热反输功能，在吉林石化装置检修期间可实现长吉线的正反输交替运行。 4.3俄油在庆铁线分输至长吉线储罐前，通过垂杨站三台加热炉升温后与庆吉油掺混 4. 4 根据储罐周转能力和庆铁线资源配置等多种因素综合确定纯庆吉油与混油的批次量， 4.5 原油进线计量交接点有两个，一是在垂杨站计量俄油，二是在双阳站计量交接吉林油田长春采
1 Q/SY1156.21—2013 7.4.3管道停输期间，做好管道的泄漏监控与分析。 7. 5 5其他操作 7.5.1应定期对管道干线截断阀进行维护及保养，利用计划性停输时机每年至少进行启闭操作一次，并检查确认阀门在全关状态下的严密性。 7.5.2应保证通信系统畅通无阻，确保管道在正常和紧急情况下运行数据的流畅传递以及生产信息的有效沟通。 7.5.3 3管输原油物性检测应间隔半年进行一次，检测内容包括但不限于原油凝点、密度、黏温曲线等。
8运行方案
8.1 根据运销计划结合维检修计划，编制月度运行方案。 8.2运行方案应突出实用性和可操作性，制定经济运行考核指标，合理匹配机泵炉罐，根据维检修计划细化输量台阶，保证管道安全平稳运行。 8.3按照管理制度履行运行方案审批制度。 8.4若运行方案执行过程中发生重大调整，应及时更新并发布调整后的运行方案。 8.5运行方案应及时传递至管理部门、调度部门和输油站。 8.6 应对管道运行情况进行分析总结，形成月度运行分析报告。
9 异常和紧急情况处理
9.1 紧急停输 9. 1.1 管道出现以下情况之一，控制中心应立即执行管道紧急停输，安排人员巡线。
通过参数变化趋势（上游站出站压力下降，下游站进站压力下降，泄漏点上游流量增加，泄漏点下游流量降低）判断管道可能发生泄漏：接到管道可能发生泄漏的报告；
一发生影响运行的着火、爆炸等事故；一发生震中在管道沿线30km范围内、震级5.0级以上地震；
发生恐怖袭击。
9. 1. 2 2在确认发生泄漏后，立即关闭相关阀门隔断泄漏管段，通知相关部门组织管道抢修。 9.2意外停输 9. 2. 1 1管道在正常运行过程中突然发生意外停输，应综合分析SCADA系统报警信息，现场设备状态，压力、流量、调节阀开度、变频泵转速等参数变化趋势，巡线反馈报告等信息，审慎判断停输原因。 9. 2. 2 在怀疑管道泄漏但停输期间未发现漏点的情况下，再次启输前应制定布控方案和应对措施，对输油站主要设备和站外管线的高风险管段进行布控。 9.2.3控制中心严密监视启输过程中运行参数变化情况，发现异常及时停输。 9.3 通信中断
当控制中心发生故障不能控制管道运行，或控制中心与输油站通信中断时，采取以下措施： 1h内，全线保持原工艺流程和运行方式不变；
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