Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 1156.4—2013
原油管道工艺运行规程第4部分：惠银原油管道
Operating regulations for crude oil pipeline- Part 4: Huianpu-Yinchuan crude oil pipeline
2013一07一23发布
2013一10一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1156.4—2013
目 次
前言
范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义
一般要求 5 输送工艺与控制方式 6 运行控制参数
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管道工艺操作和运行管理 8 运行方案 9 清管作业 10 油品计量及物性监测 11 异常和紧急工况处理附录A(资料性附录) 各管段主要设计参数附录B（资料性附录） 站间距及管容附录C（资料性附录） 管道纵断面图附录D（资料性附录） 压力调节阀技术参数附录E（资料性附录） 输油泵配置参数附录F（规范性附录） 压力报誉设定值· 附录G（规范性附录） 各站泄压设定值附录H(规范性附录) 各站安全阀设定值附录(规范性附录) 各站加热炉配置参数附录J(规范性附录） 管道允许停输时间附录K（规范性附录） 各站储罐参数附录L（规范性附录） 各站污油罐、泄压罐主要参数附录M（规范性附录) 各站燃料油及放空罐主要参数附录N（资料性附录） 管道运行调度决策程序附录O（规范性附录） 管道水击程序触发表
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前 創言
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：任京原汕管道；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4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、管道分公司。 本部分主要起草人：邓中华、于涛、顾建栋、刘松、樊欣、陶江华、高学峰。
ⅡI Q/SY1156.4—2013
原油管道工艺运行规程第4部分：惠银原油管道
1范围
Q/SY1156的本部分规定了惠安堡一银川（以下简称惠银）原油管道输送工艺与控制方式、运行控制参数、管道工艺操作和运行管理、运行方案、清管作业、油品计量及物性监测、异常和紧急工况处理等技术要求。
本部分适用于惠银原油管道工艺运行。
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/T5767 管输原油降凝剂技术条件及输送工艺规范 Q/SY1448 输油管道计量导则
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3. 1
原油加热输送 crude oil heated transportation 通过提高输送温度使油品黏度降低，减少管道摩阻损失，降低管输压力，或使管内油温维持在凝
点以上3℃的输送工艺。 3. 2
原油热处理 crude oil heated treatment 原油加热至一定温度，使原油中的蜡充分溶解，胶质、沥青质充分游离，且其活性充分激活，此
后在一定冷却速率和冷却方式下降温，从而改变蜡晶的形态和结构，改善原油低温流变性， 3. 3
综合处理PPDtreatment 原油添加降凝剂后加热至一定温度，使原油中的蜡充分溶解，胶质、沥青质充分游离，且其活性充分
激活，此后在一定冷却速率和冷却方式下降温，从而改变蜡晶的形态和结构，改善原油低温流变性。
4一般要求
4.1 管道工艺运行操作应按照SY/T5536的相关规定执行。 4.2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
管道管输原油物性发生变化或进行新工艺、新技术、新设备的工业试验，其工艺运行参数及操
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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。 4.4管道采用调整进出站压力的方式，达到控制管道运行流量自标的目的 4.5管道以中控操作为主，以站控和就地操作为辅。控制进出站压力、温度为手段。中控主要操作输油泵的启停、加热炉紧急停运、站场进出站阀、出站压力调节阀、原油出站温度设定。 4.6管道调控运行应执行集中调控，统一指挥的原则。 4.7应编制异常工况应急处理预案。
5 输送工艺与控制方式
5. 1 管道工艺系统 5.1.1 管道设惠安堡首站、银川木站及永宁、灵武2座中间热站，沿线设4座阀室，其中1座RTU 阀室。各管段主要设计参数参见附录A，站间距及管容参见附录B，管道纵断面图参见附录C。 5,1.2 惠安堡首站设出站压力调节阀，压力调节阀技术参数参见附录D。 5.1.3 惠安堡首站输油泵配置参数参见附录E。 5.2输送工艺 5.2.1 管道采用常温、加热、热处理和综合处理相结合的密闭输送工艺。综合处理与热处理输送时，热油出炉温度应不低于75℃，中间站重复加热时应不低于50℃。运行时应制定与输送工艺相符的运行方案。 5.2.2全线地温高于18℃时，采取常温输送工艺，地温处于12℃～18℃时，采取加热或热处理输送工艺，地温低于12℃时，采取加热或综合处理输送工艺。 5.2.3管道输送油品为长庆油田所产油品，靖惠线、姬惠线、马惠线来油在惠安堡汇集后外输银川。 5. 3 管道控制
管道控制级别分为三级：中控、站控、就地控制。 5.4控制权切换 5.4.13 控制权切换至站控或就地控制前应经中控调度授权。 5.4.2具备远控条件的设备应置于远控状态。故障或正进行操作维护不具备远控条件的设备应置于就地状态。 5.5控制方式 5.5.1 惠安堡首站出站压力调节系统采用出站压力和主泵人口汇管压力选择性调节。正常情况下，采用出站压力调节；当主泵人口汇管压力达到低压报警设定值时，调节系统自动切换到主泵人口汇管压力选择性调节。 5.5。2银川末站减压系统采用控制进站背压，同时对减压阀下游压力进行监控。控制进站压力在设定值上，当减压阀下游压力达到设定值时。减压控制系统调节回路自动切换为下游压力保护调节，保证减压阀下游压力不超高。
6运行控制参数
6.1管道设计参数
管道设计年输量500×10*t/年，最小启输量为230×10*t/年，最大输送能力为573×10*t/年，
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7.3.2 宜逐渐把全线流量减少到400m/h500m/h之间，再进行全线停输操作， 7.3.3停输时，首站先停运主泵，关闭出站阀门，再进行站内循环，最后停运加热炉。 7.3.4管道停输后，关闭出站阀门及银川进站阀门。
7.4紧急停输
紧急停输可不经过降量操作，首先紧急停运全线加热炉，停运首站运行泵、关断相关阀门。停输
后严密监视各站进出站、设备压力，有超压趋势时及时采取泄压措施。密切关注加热炉炉膛温度，并采取降低炉膛温度措施。 7.5输量调整 7.5.1输量调整时优先使用出站压力调节，更大幅度的流量调整应启停泵机组。 7.5.2当管线稳定工况运行时，末站进站压力调节幅度不宜超过0.05MPa，首站出站压力调节幅度不宜超过0.1MPa；当管线非稳定工况运行时，末站进站压力调节幅度不宜超过0.1MPa，首站出站压力调节幅度不宜超过0.2MPa 7.5.3温度调整时优先使用加热炉运行负荷调节，更大幅度的温度调节应调整加热炉的数量 7.5.4进行增减量操作时，应提前对各站出站温度进行调整，管道增量时宜提高各站出站温度，减量时宜降低各站出站温度。 7.6加剂运行 7. 6.1 加降凝剂工艺处理应执行SY/T5767的相关规定 7.6. 2 降凝剂在使用前，应进行效果试验，合格后方可使用，降凝剂应按其技术要求均匀注入。 7.6.3 3加剂后应在沿线进行定期监测。 7.6. 4 4注人系统长期不用，应放空清扫。 7. 7 7管道运行管理
现场人员进行维护、检修、调试、清理过滤器等现场作业时，作业前应征得中控同意，并应将相关设备（设施）置于就地状态，方能执行相关作业。
8 运行方案
8.1 应根据月度调运计划编制月度运行方案，合理安排作业， 8.2运行方案主要内容应包括平均流量、总量、泵炉（加剂系统）启停、维检修作业等重要事宜安排。 8.3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。
9清管作业
9.1清管作业应按照SY/T5536的相关规定执行。 9.2应定期分析管线结蜡状况，根据结蜡程度制定清管计划，根据输量、运行压力、运行温度、油品性质等制定合理的清管周期。 9.3清管作业应制定相应的清管方案或清管作业指导书，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， 9.4清管作业期间应避免管线停输 4