Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 1156.14—2014 代替Q/SY1156.14—2009
原油管道工艺运行规程第14部分：铁抚线原油管道
Operating regulations of crude oil pipelines- Part 14: Tieling-Fushun crude oil pipeline
2014—08—22发布
2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1156.14—2014
前言
Q/SY1156《原油管道工艺运行规程》目前共分为23个部分：
第1部分：轮库原油管道；第2部分：库部原油管道；第3部分：阿独乌原油管道；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：铁抚线原油管道；第15部分：中朝原油管道；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；第22部分：庆铁三线原油管道；第23部分：庆铁四线原油管道。
本部分为Q/SY1156的第14部分。 本部分按照GB/T1.12009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
起草。
本部分代替Q/SY1156.142009《原油管道运行规程 第14部分：铁抚线原油管道》，与 Q/SY1156.142009相比，主要技术变化如下：
修改了输送介质（见第1章，2009年版的第1章）；修改了各站站内压力设定参数（见4.1，2009年版的4.1）；修改了抚顺站油罐的参数（见4.3.1，2009年版的4.3.1）；增加了东洲站油罐的参数（见4.3.1）；修改了铁岭站的启动流程操作（见6.1.1，2009年版的6.1.1）；修改了铁岭站的停运流程操作（见6.1.2，2009年版的6.1.2）增加了东洲站的启动和停运流程操作（见6.1.9和6.1.10）；增加了ESD系统（见6.6）；增加了铁岭调节阀的操作（见6.8）；
11 Q/SY1156.14—2014
一删除了清管作业（见2009年版的第7章）；一修改了“全线自然状况”，改为“管线基本资料”、“主要设备技术参数”和“管道纵断面图
及水力特性图”（见附录A、附录B、附录C，2009年版的附录A）；一一修改了全线水击决策表（见附录D，2009年版的附录B)；一增加了全线ESD保护程序（见附录D）；一增加了输油泵特性曲线（见附录G）。 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：宋旭光、刘祁、侯苏明、田正印、王建、徐海洋、李剑、许宏博、张志军。
Ⅲ Q/SY1156.14—2014
原油管道工艺运行规程第14部分：铁抚线原油管道
1范围
Q/SY1156的本部分规定了铁岭至抚顺输油管道（以下简称铁抚线）输送大庆油和吉林油混合油的输送工艺、操作原则、参数控制范围等技术要求。
本部分适用于铁抚线工艺运行与调度管理。
规范性引用文件
2
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/T5536原油管道运行规程
3一般规定
3.1工艺流程的操作原则按照SY/T5536的规定执行，管线基本资料参见附录A。 3.2输油工艺运行岗位对有关单体设备的操作，应按单体设备的操作规程运行；联合运行时的操作顺序和运行参数应按本部分的规定执行。各站主要设备技术参数参见附录B。 3.3应确保全线备用设备处于热备用状态，在进行设备大修、故障检修时，应经上级主管部门批准后，在规定时间内完成。 3.4若在运行的输油管道上进行新工艺、新设备的实验，其工艺运行参数及操作程序不能执行本部分规定时，应提前向有关部门申报实施方案，经批准后方可进行。 3.5本部分依据铁抚线现状而编制，如果输送介质发生改变，应根据新的介质的物性对本部分相关条款进行修改
4 控制参数
4. 1 各站站内压力设定参数 4. 1. 1 铁岭输油站站内压力设定参数见表1。
表1 铁岭输油站站内压力设定参数
设定值 MPa 3. 72 0. 40 0. 25 0. 15
项目最高允许出站压力
安装位置干线出站输油泵人口汇管输油泵入口汇管输油泵人口汇管
输油泵入口汇管低压调节设定值 （调节阀）
输油泵入口汇管超低压报警（输油泵人口汇管压力变送器）输油泵入口汇管超低压停泵（输油泵人口汇管压力变送器）
1 Q/SY1156.14—2014
表1（续）
设定值 MPa 5. 00 3. 20 3. 50 3. 40
项目
安装位置输油泵出口汇管
输油泵出口汇管超高压停泵（输油泵出口汇管压力变送器）
干线出站高压泄压阀人口
出站压力调节最高设定值（调节阀）
高压泄压阀定值
干线出站
出站管线超高停泵（出站压力变送器）
4. 1. 2 柴家堡加热站站内压力设定参数见表2。
表 2 柴家堡加热站站内压力设定参数
设定值 MPa 3. 72 3. 00
项目最高允许出站压力进站压力高全线停输
安装位置干线出站干线进站
4. 1.3 抚顺输油站站内压力设定参数见表3。
表 3 抚顺输油站站内压力设定参数
设定值 MPa 4. 00 0. 40 0. 25 0. 15 5.50 3. 80 4. 20 4. 00 2. 00 2. 40
项目最高允许出站压力
安装位置干线出站
输油泵入口汇管输油泵入口汇管输油泵人口汇管输油泵出口汇管
输油泵人口汇管低压调节设定值输油泵入口汇管超低压报警
输油泵人口汇管超低压停泵（输油泵人口汇管压力变送器）输油泵出口汇管超高压停泵（输油泵出口汇管压力变送器）
出站压力调节最高设定值
干线出站高压泄压阀人口
高压泄压阀定值
出站管线超高压停泵（出站压力变送器）
干线出站低压泄压阀人口干线进站
低压泄压阀定值进站压力高全线停输
4. 1. 4 前甸分输站站内压力设定参数见表4。
表 4 前甸分输站站内压力设定参数
设定值 MPa 4. 00 0. 40
项目最高允许出站压力
安装位置干线出站分输进站管线
分输进站调节阀阀后设定值
4. 1. 5 东洲站站内压力设定参数见表5。 2 Q/SY1156.14—2014
5.2根据中心调度令，正常流程切换，应先填写操作票，经审批后执行。在实际操作时，站控室和现场操作应有专人监护，操作人应按照操作票内容操作；站控室监护人员负责操作过程中与上级调度、上下站和操作指挥人之间的沟通，通过站控系统监视现场操作情况，当调度令改变或发现误操作时，及时通知操作人员改正操作内容。 5.3全线启输时，应由上游站到下游站按顺序启泵。 5.4全线停输时，应先停炉，然后由上游站到下游站按顺序停泵。 5.5正常输油工况下，全线水击保护系统及ESD系统应可靠投用。铁抚线水击超前保护逻辑决策及全线ESD停输决策表见附录D。 5.6工艺流程的操作原则是“先开后关”，即确认新流程已经导通并过油后，方可切断原流程。具有高低压衔接部位的流程，操作时应先导通低压部分，后导通高压部分。反之，先切断高压，后切断低压。 5.7抚顺输油站由正输流程倒压力越站或全越站流程前，铁岭站应先将出站压力降到2.60MPa以下，且应满足原油通过在线运行的直接炉或换热器的最低流量。 5.8抚顺输油站由压力越站或全越站倒为正输流程前，铁岭站输油泵的运行电流应控制在最大允许电流值的65%以下。 5.9正常倒全越站流程时，应提前停炉，待炉膛温度降到80℃以下后方可进行流程切换。 5.10全线或局部管段需要降低输量时，应在充分考虑全线站间热力负荷需求和每个站所有直接炉或换热器总流量的前提下进行降量操作，保证运行直接炉或换热器的最低过炉流量（抚顺输油站除外）。 5.11 1正常输送时应用正输流程。 5.12 2压力越站流程在下列情况下应用：
a） 低输量时， b） 因为各种原因，导致输油泵机组不能正常启动时。 c） 站内低压系统的管道或设备检修时。 d) 作为其他流程切换时的过渡流程。
5.13 全越站流程在下列情况下应用：
a) 直接炉炉管穿孔、破裂着火，无法切断油源时。 b） 非全越站不能进行站内管道、设备施工检修或事故处理时。
5.14 热力越站流程在下列情况下应用：
a) 直接炉、锅炉检修、大修时。 b） 地温高，输量大，热损失小，可以不加热输送时。 c) 直接炉、锅炉系统发生故障，但可切断油源时。
5. 15 各站主要工艺流程说明参见附录E。 5.16 各站工艺流程图参见附录F。 5.17 各站输油泵特性曲线见附录G。
6 工艺流程操作
6.1 管道的启动和停运 6.1.1 铁岭首站的启动：铁岭首站在启动之前，应倒通以下流程一一柴家堡倒通热力越站流程，抚顺输油站倒通压力越站流程，东洲站倒通至炼厂输油流程。铁岭首站启动顺序如下：
a）倒通油罐、给油泵、原油换热器至输油泵之间的流程。 b） 调节阀投自动。 c） 打并出站阀，设定调节阀出站压力。
A Q/SY
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原油管道工艺运行规程第14部分：铁抚线原油管道
Operating regulations of crude oil pipelines- Part 14: Tieling-Fushun crude oil pipeline
2014—08—22发布
2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1156.14—2014
前言
Q/SY1156《原油管道工艺运行规程》目前共分为23个部分：
第1部分：轮库原油管道；第2部分：库部原油管道；第3部分：阿独乌原油管道；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：铁抚线原油管道；第15部分：中朝原油管道；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；第22部分：庆铁三线原油管道；第23部分：庆铁四线原油管道。
本部分为Q/SY1156的第14部分。 本部分按照GB/T1.12009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
起草。
本部分代替Q/SY1156.142009《原油管道运行规程 第14部分：铁抚线原油管道》，与 Q/SY1156.142009相比，主要技术变化如下：
修改了输送介质（见第1章，2009年版的第1章）；修改了各站站内压力设定参数（见4.1，2009年版的4.1）；修改了抚顺站油罐的参数（见4.3.1，2009年版的4.3.1）；增加了东洲站油罐的参数（见4.3.1）；修改了铁岭站的启动流程操作（见6.1.1，2009年版的6.1.1）；修改了铁岭站的停运流程操作（见6.1.2，2009年版的6.1.2）增加了东洲站的启动和停运流程操作（见6.1.9和6.1.10）；增加了ESD系统（见6.6）；增加了铁岭调节阀的操作（见6.8）；
11 Q/SY1156.14—2014
一删除了清管作业（见2009年版的第7章）；一修改了“全线自然状况”，改为“管线基本资料”、“主要设备技术参数”和“管道纵断面图
及水力特性图”（见附录A、附录B、附录C，2009年版的附录A）；一一修改了全线水击决策表（见附录D，2009年版的附录B)；一增加了全线ESD保护程序（见附录D）；一增加了输油泵特性曲线（见附录G）。 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：宋旭光、刘祁、侯苏明、田正印、王建、徐海洋、李剑、许宏博、张志军。
Ⅲ Q/SY1156.14—2014
原油管道工艺运行规程第14部分：铁抚线原油管道
1范围
Q/SY1156的本部分规定了铁岭至抚顺输油管道（以下简称铁抚线）输送大庆油和吉林油混合油的输送工艺、操作原则、参数控制范围等技术要求。
本部分适用于铁抚线工艺运行与调度管理。
规范性引用文件
2
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/T5536原油管道运行规程
3一般规定
3.1工艺流程的操作原则按照SY/T5536的规定执行，管线基本资料参见附录A。 3.2输油工艺运行岗位对有关单体设备的操作，应按单体设备的操作规程运行；联合运行时的操作顺序和运行参数应按本部分的规定执行。各站主要设备技术参数参见附录B。 3.3应确保全线备用设备处于热备用状态，在进行设备大修、故障检修时，应经上级主管部门批准后，在规定时间内完成。 3.4若在运行的输油管道上进行新工艺、新设备的实验，其工艺运行参数及操作程序不能执行本部分规定时，应提前向有关部门申报实施方案，经批准后方可进行。 3.5本部分依据铁抚线现状而编制，如果输送介质发生改变，应根据新的介质的物性对本部分相关条款进行修改
4 控制参数
4. 1 各站站内压力设定参数 4. 1. 1 铁岭输油站站内压力设定参数见表1。
表1 铁岭输油站站内压力设定参数
设定值 MPa 3. 72 0. 40 0. 25 0. 15
项目最高允许出站压力
安装位置干线出站输油泵人口汇管输油泵入口汇管输油泵人口汇管
输油泵入口汇管低压调节设定值 （调节阀）
输油泵入口汇管超低压报警（输油泵人口汇管压力变送器）输油泵入口汇管超低压停泵（输油泵人口汇管压力变送器）
1 Q/SY1156.14—2014
表1（续）
设定值 MPa 5. 00 3. 20 3. 50 3. 40
项目
安装位置输油泵出口汇管
输油泵出口汇管超高压停泵（输油泵出口汇管压力变送器）
干线出站高压泄压阀人口
出站压力调节最高设定值（调节阀）
高压泄压阀定值
干线出站
出站管线超高停泵（出站压力变送器）
4. 1. 2 柴家堡加热站站内压力设定参数见表2。
表 2 柴家堡加热站站内压力设定参数
设定值 MPa 3. 72 3. 00
项目最高允许出站压力进站压力高全线停输
安装位置干线出站干线进站
4. 1.3 抚顺输油站站内压力设定参数见表3。
表 3 抚顺输油站站内压力设定参数
设定值 MPa 4. 00 0. 40 0. 25 0. 15 5.50 3. 80 4. 20 4. 00 2. 00 2. 40
项目最高允许出站压力
安装位置干线出站
输油泵入口汇管输油泵入口汇管输油泵人口汇管输油泵出口汇管
输油泵人口汇管低压调节设定值输油泵入口汇管超低压报警
输油泵人口汇管超低压停泵（输油泵人口汇管压力变送器）输油泵出口汇管超高压停泵（输油泵出口汇管压力变送器）
出站压力调节最高设定值
干线出站高压泄压阀人口
高压泄压阀定值
出站管线超高压停泵（出站压力变送器）
干线出站低压泄压阀人口干线进站
低压泄压阀定值进站压力高全线停输
4. 1. 4 前甸分输站站内压力设定参数见表4。
表 4 前甸分输站站内压力设定参数
设定值 MPa 4. 00 0. 40
项目最高允许出站压力
安装位置干线出站分输进站管线
分输进站调节阀阀后设定值
4. 1. 5 东洲站站内压力设定参数见表5。 2 Q/SY1156.14—2014
5.2根据中心调度令，正常流程切换，应先填写操作票，经审批后执行。在实际操作时，站控室和现场操作应有专人监护，操作人应按照操作票内容操作；站控室监护人员负责操作过程中与上级调度、上下站和操作指挥人之间的沟通，通过站控系统监视现场操作情况，当调度令改变或发现误操作时，及时通知操作人员改正操作内容。 5.3全线启输时，应由上游站到下游站按顺序启泵。 5.4全线停输时，应先停炉，然后由上游站到下游站按顺序停泵。 5.5正常输油工况下，全线水击保护系统及ESD系统应可靠投用。铁抚线水击超前保护逻辑决策及全线ESD停输决策表见附录D。 5.6工艺流程的操作原则是“先开后关”，即确认新流程已经导通并过油后，方可切断原流程。具有高低压衔接部位的流程，操作时应先导通低压部分，后导通高压部分。反之，先切断高压，后切断低压。 5.7抚顺输油站由正输流程倒压力越站或全越站流程前，铁岭站应先将出站压力降到2.60MPa以下，且应满足原油通过在线运行的直接炉或换热器的最低流量。 5.8抚顺输油站由压力越站或全越站倒为正输流程前，铁岭站输油泵的运行电流应控制在最大允许电流值的65%以下。 5.9正常倒全越站流程时，应提前停炉，待炉膛温度降到80℃以下后方可进行流程切换。 5.10全线或局部管段需要降低输量时，应在充分考虑全线站间热力负荷需求和每个站所有直接炉或换热器总流量的前提下进行降量操作，保证运行直接炉或换热器的最低过炉流量（抚顺输油站除外）。 5.11 1正常输送时应用正输流程。 5.12 2压力越站流程在下列情况下应用：
a） 低输量时， b） 因为各种原因，导致输油泵机组不能正常启动时。 c） 站内低压系统的管道或设备检修时。 d) 作为其他流程切换时的过渡流程。
5.13 全越站流程在下列情况下应用：
a) 直接炉炉管穿孔、破裂着火，无法切断油源时。 b） 非全越站不能进行站内管道、设备施工检修或事故处理时。
5.14 热力越站流程在下列情况下应用：
a) 直接炉、锅炉检修、大修时。 b） 地温高，输量大，热损失小，可以不加热输送时。 c) 直接炉、锅炉系统发生故障，但可切断油源时。
5. 15 各站主要工艺流程说明参见附录E。 5.16 各站工艺流程图参见附录F。 5.17 各站输油泵特性曲线见附录G。
6 工艺流程操作
6.1 管道的启动和停运 6.1.1 铁岭首站的启动：铁岭首站在启动之前，应倒通以下流程一一柴家堡倒通热力越站流程，抚顺输油站倒通压力越站流程，东洲站倒通至炼厂输油流程。铁岭首站启动顺序如下：
a）倒通油罐、给油泵、原油换热器至输油泵之间的流程。 b） 调节阀投自动。 c） 打并出站阀，设定调节阀出站压力。
A