Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 1156.10—2012
原油管道工艺运行规程第10部分：漠大原油管道
Operating regulations for crude oil pipeline-
Part 10:Mohe-Daqing crude oil pipeline
2012-07-03发布
2012一09一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1156.10—2012
次
目
前言
范围 2 规范性引用文件 3 一般要求
输送工艺与控制方式 5 运行参数控制 6 工艺操作和运行管理 7 运行方案 8 清管作业 9 油品物性监测 10 异常和紧急工况处理附录A（资料性附录） 管道基本情况附录B（规范性附录） 输油泵配置参数附录C（规范性附录） 储罐技术参数附录D（资料性附录） 压力调节阀技术参数附录E（资料性附录） 油品物性参数附录F（资料性附录） 站场工艺流程图附录G（规范性附录） 压力开关设定值· 附录H（规范性附录） 泄压阀设定值附录I(规范性附录） 安全阀设定值附录J(规范性附录) 管道运行调度决策程序
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20 Q/SY1156.10—2012
前言
Q/SY1156《原油管道工艺运行规程》分为20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： 阿独原油管道；第4部分： 独乌原油管道，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。
本部分为Q/SY1156的第10部分。 本部分照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规期
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。
本部分超草单位：北京油气调控中心、管道分公司、管道建设项目经理部。 本部分主要起草人：尚义、刘松、顾建栋、宋进舟、殷素娜、何兆洋、张长勇、韩地义、涂辉。
I Q/SY1156.10—2012
原油管道工艺运行规程第10部分：漠大原油管道
1范围
Q/SY1156的本部分规定了漠河一人庆原油管道（以下简称“漠大原油管道”）输送工艺和控制方式、运行控制参数、运行和监控、运行方案、清管作业、物性监测、异常工况处理等技术要求
本部分适用于漠大原油管道工艺运行。
规范性引用文件
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 SY/T5920原油及轻烃站（库）运行管理规范
3一般要求
3.1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，单体设备的操作应执行单体设备的操作规程。 3.2管输原油物性发生变化或进行新工艺、新技术、新设备的工业试验，其工艺运行参数及操作程序不执行本部分要求。 3.3运行流量控制采用调整进出站压力的方式。 3.4管道工艺操作以中控操作为主。以站控和就地操作为辅。 3. 5 漠河首站宣低库存运行，原油库运行管理按照SY/T5920的规定执行。
4 输送工艺与控制方式
4. 1 管道工艺系统 4.1.1 管道设5座工艺站场和36座线路阀室，其中远控阀室15座，手动阀室19座（包括3座单向闵室），高点检测阀室2座。漠大原油管道基本情况参见附录A。 4.1.2 漠河首站、加格达奇中间泵站输油泵配置参数与保护参数按照附录B执行。 4.1.3 漠河首站、加格达奇中间泵站与大庆末站储罐配置参数与控制参数按照附录C执行。 4.1.4 漠河首站设出站压力调节，加格达奇中间泵站设进出站压力调节，人庆末站设进站压力调节，调节阀技术参数参见附录D。 4. 2 输送工艺 4.2.1 管道采用常温密闭输送工艺。 4.2.2 管道输送俄油，来油物性参见附录E。 4.2.3 各站工艺流程图参见附录F。
1 Q/SY1156.10—2012
4.3管道控制
4.3.1 管道控制级别分为三级：中控、站控、就地控制，以中控操作为主，以站控和就地操作为辅。 4。3。2漠河首站控制分为罐区控制部分和输油控制部分。上游来油至给油泵入口系统（不包括给油泵）为罐区控制部分，以首站站控系统控制为主。给油泵人口至下游外输工艺系统为输油控制部分，以调控中心控制为主。 4。3.3大庆末站控制分为罐区控制部分和收油控制部分，上游来油至进站调节阀为收油控制部分以调控中心控制为主。进站调节阀（不包括调节阀及调节阀前后电动球阀）至下游收油工艺系统为罐区控制部分，以大庆末站站控系统控制为主。 4.4控制权切换 4.4.1 控制权切换至站控或就地控制前应经中控调度授权。 4。4。2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。 4.5控制方式 4.5.1 漠河首站采用调速泵转速控制、调节阀开度控制和出站压力控制三种控制方式，在正常运行工况下，宜采用出站压力控制，在进行启输、停输和切泵操作过程中宜采用调节阀开度控制和调速泵转速控制。 4。5.2加格达奇中间泵站来用调速泵转速控制、调节阀开度控制和进出站压力控制三种控制方式在正常运行工况下。宜采用进站压力控制；在进行启输、停输和切泵操作过程中宜采用调节阀开度控制和调速泵转速控制。 4。5。3大庆末站采用进站压力控制和调节阀开度控制两种方式，在正常运行工况下，宜采用进站压力控制。 4.5.4在正常运行工况下，给油泵切换遵循先启后停原则。先启动备用给油泵。再停预停给油泵，启1停1；输油主泵切换遵循先停后启原则。先停预停输油主泵，再启备用输油主泵，停1启1。 4。5.5在正常运行工况下，调速泵和调节阀为分段调节模式：提高出站压力时，先调调节阀，将调节阀开度开到100%时，再调调速泵转速，降低出站压力时，先调调速泵转速。当转速降低到2000 r/min时，再调调节阀，提高进站压力时，先调调速泵转速，当转速降低到2000r/min时，再调调节阀；降低进站压力时，先调调节阀，将调节阀开度开到100%时，再调调速泵转速。 4.6安全保护 4.6.1 管道系统设设备ESD、站场ESD。 4.6.2 管道安全保护设压力开关保护、进出站泄压保护和水击超前保护。
5运行参数控制
5.1漠河首站给油泵进口汇管设低压保护，漠河首站、加格达奇中间泵站输油主泵进口汇管设低压保护，漠河首站、加格达奇中间泵站输油主泵出口汇管设高压保护，漠河首站、加格达奇中间泵站出站设高压保护，各站压力开关设定值按照附录G执行。 5。2漠河首站出站、加格达奇中间泵站进出站及大庆末站进站均设有泄压系统，各站泄压阀设定值按照附录H执行，各站安全阀设定值按照附录I执行。 5。3管道设有1*高点和2"高点，高点压力宜不小于0.2MPa。 2 Q/SY1156.10—2012
设备。未经中控同意，现场人员不得随意改变设备（设施）状态及在附近进行相关作业。
7运行方案
7.1根据月度调运计划编制月度运行方案，合理安排作业。 7.2运行方案主要内容应包括平均流量、总量、泵启停、维检修作业等重要事宜安排。 7.3运行方案应以OA系统、传真、电子邮件或其他符合要求的形式及时传递给有关单位和人员，运行方案调整后应及时发布更新后的方案。
8清管作业
8.1清管作业的一般规定应按照SY/T5536的规定执行。 8.2清管操作宜现场操作。 8.3应定期分析管线结蜡状况，根据结蜡程度制订清管计划，并根据输量、运行压力、运行温度、 油品性质制定合理的清管周期。 8.4清管作业应制定相应的清管方案，明确清管的组织机构、清管器类型、清管步骤、清管器跟踪、 流程操作、运行控制、事故预案等事宜。 8.5清管作业期间应避免管线停输 8.6清管器应带有跟踪器。
9油品物性监测
9.1应对管输原油物性定期进行检测分析，每半年至少检测1次，检测内容应包括所输原油凝点、 黏度及密度， 9.2 在线密度和黏度检测来油物性异常时，应加密检测
10 异常和紧急工况处理
10.1 管道运行期间，若出现压力、流量等参数异常，中控调度应按照附录J执行。 10.2当管道发生泄漏或火灾时应立即采取管道停输措施。 10.3管道出现通信中断时，应立即用外线电话进行联络并组织专业人员进行抢修。管道通信中断期间应保持原工艺流程和设备运行方式不变，并且严密监视管道运行参数变化，发现异常应立即通知中控调度，中控调度参照管道运行调度决策程序采取相应措施 10.4其他异常工况由管道安全保护系统自动连锁程序（如压力开关保护、进出站泄压保护和水击超前保护）进行处理。异常工况下，若安全保护系统通信中断或未执行，中控调度应立即人为干预按照自动连锁程序进行及时处理。
4 Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 1156.10—2012
原油管道工艺运行规程第10部分：漠大原油管道
Operating regulations for crude oil pipeline-
Part 10:Mohe-Daqing crude oil pipeline
2012-07-03发布
2012一09一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1156.10—2012
次
目
前言
范围 2 规范性引用文件 3 一般要求
输送工艺与控制方式 5 运行参数控制 6 工艺操作和运行管理 7 运行方案 8 清管作业 9 油品物性监测 10 异常和紧急工况处理附录A（资料性附录） 管道基本情况附录B（规范性附录） 输油泵配置参数附录C（规范性附录） 储罐技术参数附录D（资料性附录） 压力调节阀技术参数附录E（资料性附录） 油品物性参数附录F（资料性附录） 站场工艺流程图附录G（规范性附录） 压力开关设定值· 附录H（规范性附录） 泄压阀设定值附录I(规范性附录） 安全阀设定值附录J(规范性附录) 管道运行调度决策程序
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20 Q/SY1156.10—2012
前言
Q/SY1156《原油管道工艺运行规程》分为20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： 阿独原油管道；第4部分： 独乌原油管道，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。
本部分为Q/SY1156的第10部分。 本部分照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规期
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。
本部分超草单位：北京油气调控中心、管道分公司、管道建设项目经理部。 本部分主要起草人：尚义、刘松、顾建栋、宋进舟、殷素娜、何兆洋、张长勇、韩地义、涂辉。
I Q/SY1156.10—2012
原油管道工艺运行规程第10部分：漠大原油管道
1范围
Q/SY1156的本部分规定了漠河一人庆原油管道（以下简称“漠大原油管道”）输送工艺和控制方式、运行控制参数、运行和监控、运行方案、清管作业、物性监测、异常工况处理等技术要求
本部分适用于漠大原油管道工艺运行。
规范性引用文件
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 SY/T5920原油及轻烃站（库）运行管理规范
3一般要求
3.1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，单体设备的操作应执行单体设备的操作规程。 3.2管输原油物性发生变化或进行新工艺、新技术、新设备的工业试验，其工艺运行参数及操作程序不执行本部分要求。 3.3运行流量控制采用调整进出站压力的方式。 3.4管道工艺操作以中控操作为主。以站控和就地操作为辅。 3. 5 漠河首站宣低库存运行，原油库运行管理按照SY/T5920的规定执行。
4 输送工艺与控制方式
4. 1 管道工艺系统 4.1.1 管道设5座工艺站场和36座线路阀室，其中远控阀室15座，手动阀室19座（包括3座单向闵室），高点检测阀室2座。漠大原油管道基本情况参见附录A。 4.1.2 漠河首站、加格达奇中间泵站输油泵配置参数与保护参数按照附录B执行。 4.1.3 漠河首站、加格达奇中间泵站与大庆末站储罐配置参数与控制参数按照附录C执行。 4.1.4 漠河首站设出站压力调节，加格达奇中间泵站设进出站压力调节，人庆末站设进站压力调节，调节阀技术参数参见附录D。 4. 2 输送工艺 4.2.1 管道采用常温密闭输送工艺。 4.2.2 管道输送俄油，来油物性参见附录E。 4.2.3 各站工艺流程图参见附录F。
1 Q/SY1156.10—2012
4.3管道控制
4.3.1 管道控制级别分为三级：中控、站控、就地控制，以中控操作为主，以站控和就地操作为辅。 4。3。2漠河首站控制分为罐区控制部分和输油控制部分。上游来油至给油泵入口系统（不包括给油泵）为罐区控制部分，以首站站控系统控制为主。给油泵人口至下游外输工艺系统为输油控制部分，以调控中心控制为主。 4。3.3大庆末站控制分为罐区控制部分和收油控制部分，上游来油至进站调节阀为收油控制部分以调控中心控制为主。进站调节阀（不包括调节阀及调节阀前后电动球阀）至下游收油工艺系统为罐区控制部分，以大庆末站站控系统控制为主。 4.4控制权切换 4.4.1 控制权切换至站控或就地控制前应经中控调度授权。 4。4。2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。 4.5控制方式 4.5.1 漠河首站采用调速泵转速控制、调节阀开度控制和出站压力控制三种控制方式，在正常运行工况下，宜采用出站压力控制，在进行启输、停输和切泵操作过程中宜采用调节阀开度控制和调速泵转速控制。 4。5.2加格达奇中间泵站来用调速泵转速控制、调节阀开度控制和进出站压力控制三种控制方式在正常运行工况下。宜采用进站压力控制；在进行启输、停输和切泵操作过程中宜采用调节阀开度控制和调速泵转速控制。 4。5。3大庆末站采用进站压力控制和调节阀开度控制两种方式，在正常运行工况下，宜采用进站压力控制。 4.5.4在正常运行工况下，给油泵切换遵循先启后停原则。先启动备用给油泵。再停预停给油泵，启1停1；输油主泵切换遵循先停后启原则。先停预停输油主泵，再启备用输油主泵，停1启1。 4。5.5在正常运行工况下，调速泵和调节阀为分段调节模式：提高出站压力时，先调调节阀，将调节阀开度开到100%时，再调调速泵转速，降低出站压力时，先调调速泵转速。当转速降低到2000 r/min时，再调调节阀，提高进站压力时，先调调速泵转速，当转速降低到2000r/min时，再调调节阀；降低进站压力时，先调调节阀，将调节阀开度开到100%时，再调调速泵转速。 4.6安全保护 4.6.1 管道系统设设备ESD、站场ESD。 4.6.2 管道安全保护设压力开关保护、进出站泄压保护和水击超前保护。
5运行参数控制
5.1漠河首站给油泵进口汇管设低压保护，漠河首站、加格达奇中间泵站输油主泵进口汇管设低压保护，漠河首站、加格达奇中间泵站输油主泵出口汇管设高压保护，漠河首站、加格达奇中间泵站出站设高压保护，各站压力开关设定值按照附录G执行。 5。2漠河首站出站、加格达奇中间泵站进出站及大庆末站进站均设有泄压系统，各站泄压阀设定值按照附录H执行，各站安全阀设定值按照附录I执行。 5。3管道设有1*高点和2"高点，高点压力宜不小于0.2MPa。 2 Q/SY1156.10—2012
设备。未经中控同意，现场人员不得随意改变设备（设施）状态及在附近进行相关作业。
7运行方案
7.1根据月度调运计划编制月度运行方案，合理安排作业。 7.2运行方案主要内容应包括平均流量、总量、泵启停、维检修作业等重要事宜安排。 7.3运行方案应以OA系统、传真、电子邮件或其他符合要求的形式及时传递给有关单位和人员，运行方案调整后应及时发布更新后的方案。
8清管作业
8.1清管作业的一般规定应按照SY/T5536的规定执行。 8.2清管操作宜现场操作。 8.3应定期分析管线结蜡状况，根据结蜡程度制订清管计划，并根据输量、运行压力、运行温度、 油品性质制定合理的清管周期。 8.4清管作业应制定相应的清管方案，明确清管的组织机构、清管器类型、清管步骤、清管器跟踪、 流程操作、运行控制、事故预案等事宜。 8.5清管作业期间应避免管线停输 8.6清管器应带有跟踪器。
9油品物性监测
9.1应对管输原油物性定期进行检测分析，每半年至少检测1次，检测内容应包括所输原油凝点、 黏度及密度， 9.2 在线密度和黏度检测来油物性异常时，应加密检测
10 异常和紧急工况处理
10.1 管道运行期间，若出现压力、流量等参数异常，中控调度应按照附录J执行。 10.2当管道发生泄漏或火灾时应立即采取管道停输措施。 10.3管道出现通信中断时，应立即用外线电话进行联络并组织专业人员进行抢修。管道通信中断期间应保持原工艺流程和设备运行方式不变，并且严密监视管道运行参数变化，发现异常应立即通知中控调度，中控调度参照管道运行调度决策程序采取相应措施 10.4其他异常工况由管道安全保护系统自动连锁程序（如压力开关保护、进出站泄压保护和水击超前保护）进行处理。异常工况下，若安全保护系统通信中断或未执行，中控调度应立即人为干预按照自动连锁程序进行及时处理。
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