Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 05156.9—2017 代替Q/SY1156.9—2013
原油管道工艺运行规程第9部分：石兰原油管道
Operatingregulationsforcrude oilpipelines- Part9:ShikongLanzhou crude oil pipeline
2018－03－01实施
2017—12一22发布
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY05156.9—2017
目 次
前言范围
I
1
规范性引用文件术语和定义
2
3
A 般要求 5 输送工艺与控制方式 6 运行控制参数
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） 石兰原油管道纵断面图附录D（资料性附录） 各站压力调节阀技术参数附录E(资料性附录） 各站输油泵配置参数附录F（资料性附录) 长庆油田原油物性参数附录G（规范性附录) 各站压力报警设定值附录H（规范性附录) 各站泄压设定值附录I（规范性附录） 各站安全阀设定值附录J (资料性附录) 各站加热炉配置参数附录K（规范性附录） 管道允许停输时间附录L (规范性附录) 各站储罐参数附录M（规范性附录） 各站污油罐、泄压罐主要参数附录N（规范性附录） 各站燃料油及柴油罐主要参数附录O（规范性附录） 管道运行调度决策程序附录P（规范性附录） 管道水击程序触发表
1
10
.1
12
.·13
14
.·15 .16
·17
18
.·19 20
21
22 Q/SY05156.9—2017
前言
Q/SY05156《原油管道工艺运行规程》目前分为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/SY05156的第9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/SY1156.92013《原油管道工艺运行规程 第9部分：石兰原油管道》，与Q/SY
1156.9一2013相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
修改了部分术语和定义（见3.1，3.2，2013年版的3.1，3.2）；增加了引用管道单体设备操作等相关要求（见4.2）：修改了综合处理与热处理输送时原油经加热炉后的控制温度（见5.2.3，2013年版的5.2.3）：增加了工艺运行转换要求（见5.2.5）；增加了石兰原油管道所输送的长庆油田原油物性介绍（见附录F)。
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：于涛、田志强、陈泓君、王谢、易继荣、陶江华。
II Q/SY 05156.9—2017
原油管道工艺运行规程第9部分：石兰原油管道
1范园
Q/SY05156的本部分规定了石空一兰州（以下简称石兰）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、油品计量、物性监测、异常和紧急工况处理的内容。
本部分适用于石兰原油管道工艺运行。
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 原油管道运行规范 SY/T 5767 原油管道添加降凝剂输送技术规范 SY/T 5921 立式圆筒形钢制焊接油罐操作维护修理规范 SY/T6382 输油管道加热设备技术管理规范 SY/T 6470 油气管道通用阀门操作维护检修规程 Q/SY05156.7 原油管道工艺运行规程 第7部分马惠宁原油管道 Q/SY 1448 输油管道计量导则
术语和定义
3
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
加热辅送heated trainsportaticin 通过提高输送温度使油品黏度降低，减少摩阻损失，降低管输压力，或使管内油湿维持在凝点以
上3℃的输送工艺。 3.2
热处理 heated treatbment 原油加热至一定湿度，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
启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IPIPDtreatment 原油添加降凝剂后如热至一定温度，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，从而改变婿晶的形态和结构，改善原油低温流变性。
1 Q/SY05156.9—2017
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 单体设备按照以下单体设备操作规程执行：
a）输油泵机组操作按照离心式输油泵机组操作维护修理规定执行。 b）阀门的操作按照SY/T6470的规定执行。 c）清管器的操作按照SY/T5536的规定执行。 d）加热炉的操作按照SY/T6382的规定执行。 e）储油罐的操作按照SY/T5921的规定执行。 f）加降凝剂工艺处理按照SY/T5767的规定执行。
4.3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目标的目的。 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。 4.6应编制异常和紧急工况应急处理预案。
5输送工艺与控制方式 5.1 管道工艺系统 5.1.1管道设石空首站，兰州末站，沙坡头热泵站、红湾热泵站、景泰热泵站3座中间热泵站，四墩热站1座，沿线设10座阀室，其中3座RTU阀室，6#RTU阀室作为秦川国家储备库分输/注入阀室，管道沿线各泵站均不可越站。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石空首站、沙坡头热泵站、红湾热泵站、景泰热泵站、秦川国家储备库和兰州末站设有压力调节阀，各站压力调节阀技术参数参见附录D。 5.1.3石空首站、沙坡头热泵站、红湾热泵站、景泰热泵站、秦川国家储备库输油泵配置参数参见附录E。 5.2输送工艺 5.2.1管道干线及原油储备库注入/分输支线均采用常温、加热、热处理和综合处理相结合的密闭输送工艺，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，采取热处理或综合处理输送工艺。 5.2.3综合处理与热处理输送时，热油出炉温度应不低于70℃。 5.2.4管道输送油品为长庆油田所产油品，靖惠线来油在惠安堡经惠宁线输至石空。长庆原油物性参数见附录F。 5.2.5工艺转换要求如下：
a）若兰州进站油温未高于进站凝点3℃以上，管道由常温输送转换为加热输送工艺时，转换
过程根据地温数据采取由下游至上游顺序启炉，确保全线油温高于末站凝点3℃。 b）若首站出站油温无法保证下游启炉站场进站油温高于末站凝点3℃，需启用石空首站加热
炉，并启用换热器流程进行热处理，实现加热输送转换为热处理输送工艺。 c）管道采取热处理工艺运行期间，根据沿线地温参数变化，可在地温最低月采取首站添加降
2 Q/SY05156.9—2017
凝剂，实现热处理转换为综合处理输送工艺。 d）若首站停炉可满足下游启炉站场进站油温，则首站停炉，实现热处理转换为加热输送工艺，
及加热输送转换为常温输送工艺的调整。 e）工艺转换期间，管道不充许进行清管作业，原则上不安排停输操作。
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中控与原油储备库控制界面的划分 5.4.1对于收油控制，调控中心控制干线分输阀门及储备基地进站调压设施，对分输流量及压力进行操作控制，控制界面止于调压阀后紧邻的电动阀门。 5.4.2对于发油控制，调控中心控制给油泵、输油主泵及出站调压设施。对外输用加热炉，中控具备远控急停功能。罐到给油泵流程、原油加热流程及计量出站流程由站控负责。 5.5控制权切换 5.5.1控制权切换至站控或就地控制前应经中控调度授权。 5.5.2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。 5.6干线控制方式 5.6.1石空首站和中间站场出站压力调节系统采用出站压力和主泵入口汇管压力选择性调节。正常情况下，采用出站压力调节；当主泵入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入口汇管压力选择性调节。 5.6.2兰州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报警设定值时，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。 5.7支线控制方式 5.7.1注入时采用出站压力和主泵入口汇管压力选择性调节。正常情况下，采用出站压力调节；当主泵入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入口汇管压力选择性调节。 5.7.2分输时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报警设定值时，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 1管道设计参数
石兰干线设计输量500×10*t/年，最大输送能力为550×10*/年，最小启输量为330×10*t/年；支线设计输量为500×10*t/年。 6.2 2压力控制参数 6.2.1石空首站、沙坡头热泵站、红湾热泵站、景泰热泵站输油主泵进出口设低压、高压保护开关，
Y Q/SY05156.9—2017
出站设高压保护开关。各站压力报警设定值见附录G。 6.2.2石空首站出站，沙坡头热泵站、红湾热泵站、景泰热泵站、秦川国家储备库进出站及兰州末站进站均设有泄压系统。各站泄压设定值见附录H。 6.2.3石空首站发球筒和加热炉，沙坡头热泵站、红湾热泵站、景泰热泵站、四墩热站收发球筒和加热炉，秦川国家储备库换热器区，兰州末站收球筒和计量区均设安全阀。各站安全阀设定值见附录I。 6.2.4管道设有1#检测点和2#检测点，正常运行工况下，两个高点检测点压力不宜小于0.2MPa。 6.3温度控制参数 6.3.1出站温度最大值应不高于70℃，下一站进站温度应高于管输原油空白凝点3℃以上。 6.3.2全线各站加热炉配置参数见附录J。 6.4管道允许停输时间
管道允许停输时间参照Q/SY05156.7设定，允许停输时间见附录K。 6.5全线储油罐控制参数
全线储油罐控制参数见附录L。 6.6各站污油罐、泄压罐、燃料油罐控制参数
各站污油罐、泄压罐、燃料油罐控制参数见附录M和附录N。
7管道工艺操作和运行管理 7.1管道运行和工艺操作原则 7.1.1管道调控运行应执行集中调控、统一指挥的原则。 7.1.2站场运行人员应按时对输油泵机组、调节阀、工艺管网、加热炉等关键设备进行巡回检查，并对检查结果进行记录，发现问题应及时处理、汇报。如发现设备（设施）有异常情况，汇报中控同意后可将其置于就地状态。 7.1.3导通流程时，遵循先低压后再高压的原则；切换流程时，遵循先开后关的原则。 7.2干线启输 7.2.1根据管线压力分布状况，确定启输站场的先后顺序。启输前石空首站泵站进出站压力差高于启输时两台主泵提供压力时，可采取先启沙坡头站主泵的原则。管线启输流量宜控制在400m3/h～500m3/h。 7.2.2启输前检查各站及干线阀室阀门状态，检查工艺流程及设备状态，确保干线畅通，做好启输准备，投用各站进出站泄压阀和各种保护功能。 7.2.3热处理和综合处理输送时，管道启输首站先进行站内循环加热，温度达到要求后再外输， 7.2.4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。 7.2.5启输后，按要求启动中间加热站场的加热炉。 7.3干线停输 7.3.1管道全线计划停输首先停止注人／分输，再由首站至末站依次停输。
4