Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 05157.13—2017
天然气管道工艺运行规程
第13部分：中缅天然气管道（国内段）
Operation regulations for gas pipelines-
Part 13 :ChinaMyanmargas pipeline(China Section
2018－03－01实施
2017一12一22发布
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY05157.13—2017
目 次
前言·
I
范围规范性引用文件
1
2
3 一般规定
控制与操作原则运行控制参数运行管理
4
5
6
清管及内检测作业 8 异常工况附录A（资料性附录） 管道概况附录B（规范性附录） 压缩机组控制参数附录C（规范性附录） 干线截断阀设置参数附录D(规范性附录) 分输控制参数附录E(资料性附录） 站场分离器运行参数附录F（资料性附录） 管道气质及物性
7
A
13
·14
1.5
··16 .17 Q/SY05157.13—2017
前言
Q/SY05157《天然气管道工艺运行规程》目前分为15个部分：
第1部分：西气东输管道；第2部分：西气东输二线天然气管道；第3部分：陕京天然气管道；第4部分：陕京二线天然气管道第5部分：永唐秦天然气管道第6部分：轮库天然气管道；第7部分：乌天然气管道第8部分：涩宁兰天然气管道；第9部分：忠武天然气管道；第10部分：中沧天然气管道；第11部分：沧淄天然气管道；第12部分：庆哈天然气管道；第13部分：中缅天然气管道（国内段）；第14部分：兰银及长宁天然气管道第15部分：长长吉天然气管道。
本部分为Q/SY05157的第13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、西南管道分公司。 本部分主要起草人：于博、郭永华、王梓力、卫续、林浩然、王淼、刘恒宇、刘一函、周湃、刘玉展。
1I Q/SY 05157.13—2017
天然气管道工艺运行规程
第13部分：中缅天然气管道（国内段）
1范围
Q/SY05157的本部分规定了中缅天然气管道输送工艺与控制方式、运行控制参数、工艺流程操作原则、管道运行管理要求、运行方案的制定和审批，以及管道异常和紧急工况判断处置等。
本部分适用于中缅天然气管道国内段的运行，包括中缅天然气管道国内段干线及支线。
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。
GB17820天然气 Q/SY202天然气管道运行与控制原则
3 一般规定
3.1输气管道工艺控制原则应符合Q/SY202中的有关要求，单体设备的操作应按该设备的操作规程或作业指导书执行。 3.2若管道实际状况发生改变而不能执行本部分时，由运行单位根据设计文件提出修改补充意见或相关运行操作程序，并经确认后执行。 3.3控制权限的切换应经过调控中心同意。
4控制与操作原则 4.1管道控制模式
管道运行控制分为中心控制、站控控制、就地控制三种模式
4.2 调度管理
输气管道工艺流程的正常操作与切换，实行集中调度，统一指挥。当站场发生严重泄漏、火灾、 爆炸等紧急情况时，ESD（紧急关断系统）启动，站场值班人员应在第一时间向调控中心汇报。 4.3 3手动流程切换 4.3.1 流程切换前应经调控中心同意，依据相关作业指导书进行操作。 4.3.2 流程切换前应确认流程无误，实际操作时应有专人监护。 4.3.3 流程切换宜遵循“先开后关”的原则。操作具有高低压衔接部位的流程时，应先导通低压部
1 Q/SY05157.13—2017 位，后导通高压部位；反之，先切断高压部位，后切断低压部位。 4.4球阀操作
操作球阀时，应全开或全关；在前后差压大于0.5MPa时，宜平衡阀门前后压力，再打开球阀。 4.5分输调压装置操作 4.5.1分输调压及计量装置应有备用支路，当主路调压装置出现故障时，能够顺利切换到备用支路调压装置。 4.5.2分输、转供调压装置宜采用两种设置模式设定压力：安全截断阀+监控调压阀+工作调压阀；或者为第一级安全截断阀+第二级安全截断阀+工作调压阀。
第一种模式，压力设定值按照从高到低的顺序依次为安全截断阀（SP1）、监控调压阀（SP2)、 工作调压阀（SP3），设定值宜分别按如下规定设置：SP1小于或等于1.10MOP（MOP为工作调压阀下游系统的最高操作压力，需要根据下游用户的具体用气压力和承压能力确定），SP2小于或等于 1.05MOP，SP3小于或等于1.0MOP。
第二种模式，压力设定值按照从高到低的顺序依次为第一级安全截断阀（SP1）、第二级安全截断阀（SP2）、工作调压阀（SP3），设定值宜分别按如下规定设置：SP1等于SP2，且SP2小于或等于 1.05MOP，SP3小于或等于1.0MOP。 4.5.3安全截断阀紧急截断后，现场人员应查明原因并及时复位。 4.5.4分输控制的远控准备和参数调整宜优先采用中心远程控制。 4.5.5当发生应急情况时，可根据实际情况将分输控制权限由“中控”切换至“站控”。 4.6J 压缩机组运行 4.6.1压缩机组的匹配方案应根据运行方案确定。机组控制原则是机组进出口压力及温度不超限，机组运行时尽量减少启停操作。 4.6.2对于多机组站场机组切换，当单台机组运行时间达到10000h后，应合理安排机组运行，同站机组间的运行时数差距不低于4000h；相邻场站的压缩机组运行时数差距不宜低于4000h。 4.6.3压缩机组的启、停和运行参数调整宜优先采用中心远程控制。 4.6.4当发生应急情况时，可根据实际情况将压缩机控制权限由“中控”切换至“站控”。 4.7放空操作 4.7.1计划放空
计划放空按以下要求进行： a）放空操作时，应先全开球阀，用节流截止放空阀（或旋塞阀）控制放空流量，放空结束后先
关闭节流截止放空阀（或旋塞阀），再关闭球阀。 b）放空管周围50m范围内不得有车辆、行人和明火作业，且设置警示带。 c）正常情况下，自动放空阀上游及安全阀上下游的手动球阀应保持常开。
4.7.2紧急放空
站场或站场区域因意外事故等执行紧急关断（ESD），放空按逻辑预先设定的程序自动执行。 4.7.3放空记录
放空操作结束后，站场值班人员应记录放空、排污量并及时向调控中心汇报放空或排污情况。
2 Q/SY05157.13—2017
4.8排污 4.8.1排污周期应根据气质状况、站场所处位置和输气量等运行情况确定。 4.8.2排污操作前应安排专人进行警戒，排污池（罐）周围50m范围内不得有车辆、行人和明火作业，并采取相应的防静电等安全措施。排污宜选择工艺场站处于上风口时进行。 4.8.3分离器和汇管排污前，宜首先将其退出运行，关闭进、出口截断阀，然后放空降压至 0.5MPa~1.0MPa，全开排污球阀，通过控制排污阀的开度进行排污。排污结束后先关闭排污阀，再关闭球阀。 4.8.4排污完后站场值班人员应及时向调控中心汇报排污情况。 4.9 加热装置操作
站场分输调压后天然气温度高于水露点不到5℃时应启用加热装置。
5运行控制参数 5.1管道设计输量
中缅天然气管道瑞丽一贵阳段干线设计输量为50×10°m/年，增输工程完成后干线具有的输气能力为100×10°m3/年；贵阳一贵港段干线设计输量为90×10°m/年，增输工程完成后干线具有的输气能力为127×10°m/年。 5.2 管道运行压力
管道运行压力不应超过管道设计压力，中缅天然气管道设计压力参见附录A。 5.3 3管道运行温度
中缅天然气管道保山、贵阳、贵港压气站正常运行时出站温度不宜高于45℃，最高不超过50℃，管道内介质温度不应低于设施最低温度要求。 5.4 主要控制参数
5.4.1压缩机组控制参数见附录B。 5.4.2干线截断阀设置参数见附录C。 5.4.3 分输控制参数见附录D。 5.4.4 站场分离器运行参数参见附录E。 5.4.5 管道气质及物性参见附录F。 5.5管输气质标准与要求
5.5.1 进入管道的气体应符合GB17820二类气的要求 5.5.2 为满足对粉尘控制的要求和保障计量调压设备安全运行，进站天然气应经过滤分离， 5.5.3 正常运行情况下，管道应没有液烃和水析出。
6 运行管理
6.1 1运行方案由北京油气调控中心编制，调控中心和地区公司共同遵守执行。
3 Q/SY05157.13—2017 6.2 生产运行管理中应针对不同异常风险制定应急预案。 6.3 应合理控制管道管存，并编制管道管存控制管理规定， 6.4 大型维检修作业宜避开运行高峰。 6.5 具备远控功能的站场宜将控制权限切至中控。
7 清管及内检测作业
7.1 应编制清管作业方案，经批准后实施。 7.2 应根据管道运行年限和相应规定编制内检测作业方案，经批准后实施。
8 ：异常工况
8.1常见的异常工况有：气质异常、冰堵、超压、异常关断、压缩机组非计划停机、通信中断、停电等。发生异常工况时，应密切关注参数变化，及时采取工艺调整措施。 8.2发生泄漏、火灾、爆炸等紧急工况时，应启动应急预案。
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