Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 05156.3—2017
（2017年确认）
原油管道工艺运行规程第3部分：阿独乌原油管道
Operating regulationsfor crude oil pipeline-
Part 3:AlashankouDushanziUrumqi crude oil pipeline
2017-12 - 22 发布
2020－12－22实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY05156.3—2017
再版说明
本标准在发布时，按照《关于调整集团公司企业标准编号规则的通知》（中油质【2016】434号）的要求对标准编号进行了修改。
本次印刷与前一版相比，技术内容与前版完全一致。 本次仅对标准的封面进行了如下修改：
标准编号由Q/SY1156.3—2013修改为Q/SY05156.3—2017。 Q/SY05156.3—2017
目 次
前言
-
范围 2 规范性引用文件 3 一般要求 4 输送工艺与控制方式 5 运行控制参数 6 管道工艺操作
1
运行管理 8 清管作业 9 异常和紧急工况处理附录A（资料性附录） 主要设计附录B（资料性附录） 站场及
7
空设置
附录C（资料性附录） 要河流穿越信息附录D（资料性附录） 击超前保护工附录E（规范性附录) 各站场设计压 力（与干线相连的主附录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) 各站压力附录H（规范性附录） 各站 社压间设定值参数附录I(规范性附录) 各站 全收 定附录丁(规范性附录） 各站输油泵配置参数附录K（规范性附录）
K
10
11
12
13
14
15
油象机组保护参数
16
各站：
附录L(规范性附录） 各站储油附录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
18
2
I Q/SY05156.3—2017
前 創言
Q/SY05156《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 品原油管道：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 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：庆铁原仙管道：第12部分： 铁秦屏 油管道第13部分：4 铁大原 京油管道第14部分：4 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。
P
本部分为Q/SY05156的第3部分。 本部分按照GB/T1.1 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. 20 《原油管道工艺运行规程 第 63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.+）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/SY05156.3—2017
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/SY05156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（包打所有的修改单） 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来
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，站场及阅室设置参见附录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（以下简称喻中原油管道）所输送混合原油，根据哈中原油管道来油物性参数， 当进人管道原油凝点高于管道治线最低地温时，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，可采用正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。
- Q/SY05156.3—2017
4.3控制权切换 4.3.1正常情况下，控制权切换至站控或就地控制前应经中控调度授权。 4.3.2具备远控条件的设备应置于远控状态，故或正进行检修维护不具备远控条件的设备应将其置于停止位或切断电源。 4.4控制方式 4. 4. 1 阿拉山口泵站应采用出站压力控制方式，即出站压力调节阀控制出站压力。 4.4.2托托泵站采用出站压力控制方式，即出站压力调节阀控制出站压力。 4.4.3 独山子分输泵站采用出站压力控制和分编进站压力控制方式，印出站压力调节阅控制出站压力：分输调节阀控制分输阀前压力 4.4.4乌鲁木齐末站采用进站压力调节阅控制进站压力 4.4.5阿拉山口泵站和托托泵站采用流量调节阔控制原油进加热炉流量，独山子分输泵站通过流量调节阀控制原油进换热器流 当未用加热输送方式时，阿拉山口泵站采用对来油加热储罐旁接的方式提高出站温度，托托泵站通过调整进 人加热炉的原油 来控制出站温度，独山子分输泵站通过调整进人换热器的原油比例来控制出结温度 4. 5 安全保护 4.5.1 管道ESD系统设有设备ESD. 站场ESD 4. 5. 2 管道设ESD保护、全线水超前保护等。全线水击超前保护工况参见附录D。
T
5运行控制参数
5.1 设计输量
阿独段设计年输量为2000×10*t，独乌段设计年输量为100×10元
5.2 流量控制参数 5.2.1 阿拉山口泵站出站、 托托泵站进站、独山子分输泉站进出站波流量计，对管道运行进行流量监测 5.2.2正常连续运行情况下， 根据 泵特性参数，阿独段流量不宜小于1+50m/h，独乌段流量不宜小于620m/h。 5.3压力控制参数 5.3.1 阿独段设计压力为6.3MPa，独乌段设计压力为8MPa～12MPa，最大允许操作压力不应超过设计压力。 5.3.2阿拉山口泵站给油泵进口设压力变送器低压保护，主泵进出口设低压、高压保护开关，出站设高压保护开关。 5.3.3托托泵站主泵进出口设低压、高压保护压力变送器，出站设高压保护压力变送器。 5.3.4独山子分输泵站主泵进出口设低压、高压保护压力变送器，出站设高压保护压力变送器，分输调节闵前设进出口压力变送器。 5.3.5 各站场参数设置依据如下：
鲁木齐末站进站都设有超声
设计压力见附录E；
2 Q/SY05156.3—2017
压力调节阀技术参数见附录F：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；安全阅设定值参数见附录1。
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。
各站最高出站温度虚低于60℃。
5.4. 2 5.5 输油泵控制参数
各站输油泵配置参数见附录J，输油杀保护参数见阴录K 5.6 储油罐控制参数
各站储油罐定值参数见附录、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、 指择的原则。 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国内运行。 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，应光先导通各站流程，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， 投旧各站进 古泄压阀，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。
o Q/SY05156.3—2017
6.3.2停输前，若托托站有加热炉运行，应提前停运托托站加热炉。 6.3.3管道计划停输前，阿独管段应逐渐把全线流量减少到1700m"/h左右，独乌段应逐渐把全线流量减少到800m"/h左右，然后进行全线停输操作。全线停泵后，及时停止独山子分输泵站分输，关闭相关阀门。 6.3.4紧急停输操作，可不经过减量操作过程，首先紧急停运全线加热炉，然后紧急停泵、关闭相关阅门，截断事故管段。 6.4输量调整 6. 4.1 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。 6.4.2当管线稳定工况运行时 各站进站准力每次调节幅度不宜超过0.05MPa，出站压力调节幅度每次不宜超过0.1MPa；当管线非稳定工况运行时各站进站压力每次调节幅度不宜超过0.1MPa，出站压力每次调节幅度不宜超过0.2MPa。
1
运行管理
7.1 运行方案 7. 1. 1 应根据月度调运计划编制月 度运行方案 合理安排作业。 7. 1. 2 运行方案主要内容应 包括平 均流量、总量、启停输、维检修作业等重要事宜安排。 7. 1. 3 站场人员应按运行方案要求做好配合 7. 2 现场作业管理 7. 2. 1 现场人员进行维护、检修、调试、清理过滤器等现场作业时，作业前应征得中控调度同意，并应将相关设备（设施）置于就地状态，方危执行相关作业。 7. 2. 2 ：站场应组织好本站的生产运行、岗位巡检、设备维护保养，掌握生产动态，保证设备的完好备用。 7.3 油品物性监测 7.3. 1 应在阿拉山口泵站、 独山子分输泵站、乌鲁木齐末站设置物性监测 则点，对凝点、黏度等物性进行监测。 7.3.2应每日在阿拉山口泵站对管道 道所输原油凝点进行监测。 根据来油物性变化，必要情况下在独山子分输泵站和乌鲁木齐末 站加密监测
8清管作业
8.1清管作业要求见SY/T5536 8.2应定期分析管线运行状况并制定清管计划：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。 8.3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。 8.4清管作业期间宜保障管道平稳运行。 8.5清管器应带有跟踪器。 8.6 清管作业的收发球流程操作宜现场操作。 4