Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 1156.3—2013 代替Q/SY1156.3—2008
原油管道工艺运行规程第3部分：阿独乌原油管道
Operating regulationsfor crude oilpipeline-
Part 3: Alashankou-Dushanzi-Urumqi crude oil pipeline
2013—07—23发布
201310－01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1156.3—2013
目 次
前言
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范围规范性引用文件一般要求输送工艺与控制方式运行控制参数管道工艺操作运行管理清管作业异常和紧急工况处理
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附录A（资料性附录） 主要设计参数附录B（资料性附录） 站场及阀室设置附录C(资料性附录) 主要河流穿越信息附录D（资料性附录） 水击超前保护工况附录E（规范性附录) 各站场设计压力(与十线相连的主流程）附录F（规范性附录） 各站压力调节阀技术参数附录G（规范性附录） 各站压力保护设定值参数附录H（规范性附录） 各站泄压阀设定值参数附录I(规范性附录） 各站安全阀设定值参数附录J(规范性附录） 各站输油泵配置参数附录K（规范性附录） 各站输油泵机组保护参数附录L(规范性附录） 各站储油罐定值参数附录M（规范性附录） 各站污油罐、泄压罐主要参数附录N（资料性附录） 调度决策程序附录O（资料性附录） 纵断面图
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I Q/SY1156.3—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。
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本部分为Q/SY1156的第3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
起草。
本部分代替Q/SY1156.3一2008《原油管道工艺运行规程 第3部分：阿独原油管道》，与Q/SY 1156.3一2008相比，主要技术内容变化如下：
名称改为《原油管道工艺运行规程第3部分：阿独乌原油管道》；增加了独乌段的输送工艺和控制方式（见4.1和4.4)；增加了独乌段的运行控制参数（见第5章）；增加了独乌段的工艺操作内容（见6.1，6.2和6.3）。
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：北京油气调控中心、西部管道分公司。 本部分起草人：丁俊刚、孙云峰、樊欣、陶江华、宋进舟、严国民、王力、魏亮、梁宏。
II Q/SY1156.3—2013
原油管道工艺运行规程第3部分：阿独乌原油管道
1范围
Q/SY1156的本部分规定了阿拉山口一独山子一乌鲁木齐原油管道（以下筒简称阿独乌原油管道）输送工艺和控制方式、运行参数的控制范围、工艺流程及其操作、运行管理、清管作业等内容。
本部分适用于阿独乌原油管道工艺运行与管理。
2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
3一般要求
3.1有关单体设备的操作应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。 3.2管道管输原油物性发生变化或进行新工艺、新技术、新设备的试验，其工艺运行参数及操作程序不能执行本部分要求时，应编制试验方案，经批准后方可进行。 3.3应编制异常和紧急工况应急处理预案。
4输送工艺与控制方式
4.1 输送工艺
4.1.1阿独乌原油管道分阿独和独乌两段，并在独山子具有分输功能。通常情况下全线采用常温密闭输送工艺，主要设计参数参见附录A，站场及阀室设置参见附录B，主要河流穿越信息参见附录C。 4.1.2 阿独乌原油管道接收哈萨克斯坦一中国原油管道（以下简称哈中原油管道）所输送混合原油，根据哈中原油管道来油物性参数，当进入管道原油凝点高于管道沿线最低地温时，应采取加热输送方式运行。若哈中管道不能向阿独乌原油管道正常供油，且来油的凝点高于管道沿线最低地温，可采用止反输交替加热输送的方式，保证管道安全运行。正输加热输送需投运托托泵站加热炉及独山子分输泵站换热器，反输加热输送需投运独山子分输泵站换热器和托托泵站加热炉。 4.1.3应急情况下，若阿独段停输，独乌管道可实现独立运行。 4.2管道控制
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。
1 Q/SY1156.3—2013
压力调节阀技术参数见附录F；一压力保护设定值参数见附录G；
泄压阀设定值参数见附录H： —安全阀设定值参数见附录I。
5.4温度控制参数 5.4.1各站最低进站油温均应高于所输原油凝点3℃以上。 5.4.2各站最高出站温度应低于60℃。 5.5输油泵控制参数
各站输油泵配置参数见附录，输油泵保护参数见附录K 5.6储油罐控制参数
各站储油罐定值参数见附录L，污油罐、泄压罐主要参数见附录M。
6管道工艺操作
6.1工艺操作原则 6.1.1管道调控运行应执行集中调控、统一指挥的原则。 6.1.2管道运行过程中，应按照相关规定监控运行，对产生的各类报警进行及时处理，及时对参数变化及趋势做出正确的分析、判断和决策 6.1.3工艺流程操作均应遵循先开后关的原则，即确定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位，后导通高压部位。反之，先切断高压部位，后切断低压部位。 6.1.4输油泵机组切换时，应采取适当的控制措施，保证管道不超压，将管道干线压力波动降至最小。 6.1.5正常停炉时，应按加热炉停炉操作规程停炉。当管道紧急停输时，先紧急停炉后紧急停泵。 6.1.6储油罐应在安全罐位范围内运行。 6.1.7对较长时间不投人运行的原油管段，应采取置换、扫线、伴热、泄压等措施，防止凝管或热膨胀憨压。 6.2启输 6.2.1管道全线启输前，应先导通各站流程，导通独山子分输泵站分输流程，确认各站及干线阀室阀门状态，确认工艺流程及设备状态，投用各站进出站泄压阀，投用全线水击超前保护功能。 6.2.2检查全线压力状况，一般采用从首站至末站的顺序启泵 6.2.3阿独段启输流量宜控制在1700m/h左右，独乌段启输流量宜控制在800m"/h左右。启输前应设定独山子分输泵站分输调节阀进口压力。 6.2.4启输后应在全线先建立起稳定流量，并确认各设备运行正常、控制有效后，再逐步将流量平稳调节到目标流量。 6.2.5若需加热输送，则在启输后，按要求启动托托站加热炉和独山子站换热器， 6.3停输 6.3.1管道全线计划停输宜自首站至末站依次停输。
3 Q/SY1156.3—2013
9 异常和紧急工况处理
9.1当监测管道输送油品物性出现异常时，应密切关注全线压力和流量变化，并跟踪该管段油品物性。 9.2当管道干线出现清管器卡阻工况时，宜采用升压、调整管道输量、停输等措施 9.3在管道运行中，若出现压力、流量等参数异常变化，中控调度可依据调度决策程序实施管道停输，管道运行调度决策程序参见附录N。 9.4当中控调度确认管线泄漏、地质灾害、气候灾害、环境灾害以及第三方破坏等危及管道安全运行造成环境破坏或人员伤亡的情况发生时，可执行站场ESD或线路监控阀关闭指令。 9.5在管道出现火灾、爆炸、严重泄漏等紧急情况时，站控调度有权按照应急预案直接启动站场 ESD，并及时向中控调度报告。 9.6当中控调度接到现场关于管线泄漏、第三方破坏、环境污染等危及管道安全运行情况的报告时，应执行紧急停输并关闭相关阀门。 9.7阿独乌原油管道纵断面图参见附录O。
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