Q∕SY 1157.15-2013 天然气管道工艺运行规程 第15部分：长长吉天然气管道

1、O/SY中国石油天鈣詡公f企业标准Q/SY 1157.152013天然气管道工艺运行规程第15部分：长长吉天然气管道Operation regulations for gas pipelinePart 15 : ChangChangJi gas pipeline2013 -07-23 发布2013 -10-01 实施中囯石油天然气集团公司发布Q/SY 1157.152013 IQ/SY 1157.152013 #目 次 TOC o 1-5 h z mwn1 細1 HYPERLINK l bookmark6 o Current Document 2规范性引用文件13 ，鵬14控制与操作原则15

2、运行参数控制 2 HYPERLINK l bookmark19 o Current Document 6运行管理3 HYPERLINK l bookmark20 o Current Document 7清管作业38异常工况判断及处理4附录A （资料性附录）管道沿线站场及阀室分布情况5附录B （资料性附录）调压撬、分离器和过滤器技术参数6附录C （规范性附录）输气站运行参数表7附录D （规范性附录）分输用户信息表9附录E （资料性附录）各站流量计参数表10Q/SY 1157.152013 #Q/SY 1157.152013 IIQ/SY 1157天然气管道工艺运行规程目前分为15个部分：第1部分

3、一第2部分 一第3部分 一第4部分 -第5部分 一第6部分 一第7部分-第8部分 第9部分西气东输管道；西气东输二线天然气管道； 陕京天然气管道； 陕京二线天然气管道；永唐秦天然气管道；轮库天然气管道； 鄯乌天然气管道；涩宁兰及兰银天然气管道； 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；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/SY 1157的第15部分。本部分按照GB/T 1.12009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写规则给出的规 则起草。本部分由中国石油天然气集

4、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：管道分公司、北京油气调控中心。本部分主要起草人：陶江华、袁显佗、王乾坤、杜宏、虞启、张玉蛟、徐亮、夏凤君、郭永华。Q/SY 1157.152013 Q/SY 1157.152013 天然气管道工艺运行规程第15部分：长长吉天然气管道1范围Q/SY 1157的本部分规定了长长吉天然气管道的控制与操作原则、运行参数控制、运行管理、清 管作业、异常工况判断与处理等技术要求。本部分适用于长长吉天然气管道的工艺运行与管理。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

5、。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。GB 17820天然气SY/T 5922天然气管道运行规范Q/SY 30天然气长输管道气质要求Q/SY 153输气站管理3 一般规定3.1输气工艺运行中单体设备的操作应按该设备操作规程或作业指导书的规定执行。3.2若管道实际状况发生改变而不能执行本部分时，由运行单位提出修改意见按照程序报批后执行。3.3长长吉管道为二级调控管道，由长春输油气分公司调度室调控管理，接受北京油气调控中心业 务监管。4控制与操作原则4.1控制模式4.1.1管道运行控制模式分为中心控制、站控控制、就地控制三种模式。 4.1.2控制模式切换应在中心调度

6、的指挥下进行。当出现通信中断、远程监控中断或现场维检修作业 需要时，在征得中心调度许可或获得中心调度授权的情况下可切换至站控控制或就地控制。 4.1.3管道宜在中心控制模式下运行。4.2流程切换4.2.1工艺流程的常规操作与切换，实行集中调度，统一指挥；未经中心调度同意，任何人不得擅自 进行操作。4.2.2流程切换前应请示中心调度，依据操作票或作业指导书进行操作。 4.2.3流程切换前应确认流程无误，操作时宜有专人监护。4.2.4流程切换应遵循“先开后关”的原则。4.2.5操作具有高低压衔接部位的流程时，应先导通低压部位，后导通高压部位；反之，先切断高压 部位，后切换低压部位。4.3球阀操作4

7、.3.1操作球阀时，应全开或全关。不应利用球阀进行限流或调压。4.3.2应通过开启旁通阀平衡球阀两端压力，当球阀前后压差小于0.2MPa时再打开球阀。球阀完全 打开后应关闭旁通阀。4.4分输调压装置操作4.4.1分输调压及计量装置应设置备用支路。正常情况下宜保留至少一个分输支路作为调压和计量的 备用支路，不宜采用全部支路参与调压和计量方式运行。4.4.2备用支路调压装置应处于热备状态，保持其进口阀门与出口阀门处于全开状态，以便主路调压 装置出现故障时能够自动切换到备用支路运行。4.4.3备用支路设定值与主路设定值宜设置一定的压力差值，避免运行出现扰动。4.4.4分输调压装置压力设定按照压力从高

8、到低的顺序依次为安全截断阀、监控调压阀、工作调 压阀。4.4.5安全截断阀动作后，现场人员应查明原因并手动复位。4.5放空操作4.5.1放空操作时，应先全开放空流程上的球阀，用节流截止放空阀（或旋塞阀）控制放空流量。 4.5.2放空结束后应先关闭节流截止放空阀（或旋塞阀），再关闭球阀。4.5.3放空作业时，放空管周围50m范围内不得有车辆和行人，100m （顺风方向200m）范围内不得 有明火，放空作业区域应设置警戒带。4.5.4正常情况下，自动放空阀及安全阀上游的手动球阀应保持常开。4.6排污操作4.6.1排污周期应根据气质状况、历史排污记录、站场所处位置和输气量等情况确定。投产初期应加 大

9、排污频次。4.6.2排污操作时，排污池周围50m范围内不得有车辆和行人，100m （顺风方向200m）范围内不得 有明火，排污作业区域应设置警戒带。4.6.3排污操作时，应采取防静电等安全措施。4.6.4排污操作宜选择工艺场站处于上风口时进行。4.6.5分离器和汇管排污前，应将其退出运行，关闭进、出口截断阀，放空降压至l.OMPa,全开排 污球阀，通过控制排污阀的开度进行排污。4.6.6排污结束后应先关闭排污阀，再关闭球阀。5运行参数控制5.1管道压力5.1.1管道设计压力为6.3MPa。5.1.2吉林油田前大供气站来气压力在4.7MPa 5.0MPa。5.1.3长春站供长春燃气出站压力不高于

10、4.0MPa ；吉林站供昆仑燃气和吉林港华燃气出站压力不高 于2.5MPa ；吉化末站供昆仑燃气和吉林石化出站压力不高于2.0MPa。5.2管道运行温度5.2.1长岭首站进气温度不应高于5CTC。5.2.2管输天然气温度应低于管道防腐层最高允许温度。5.3设备运行参数5.3.1管道沿线站场及阀室分布情况参见附录A。5.3.2调压撬、分离器和过滤器技术参数设定参见附录B。5.3.3各站运行参数见附录C。5.3.4管道沿线分输用户信息见附录D。5.3.5各站流量计参数参见附录E。5.4管道设计输量5.4.1长岭首站至长春站设计输量为23.32 x 108m3/年。5.4.2长春站至吉化末站设计输量

11、为22.49 x 108m3/年。5.5管输气质要求5.5.1长岭首站接收的天然气气质应符合GB 17820, Q/SY 30的规定，不接收气质不合格的天然气。 5.5.2监测天然气气质超出规定范围后，应及时通报管道上游供气单位，要求将供气气质调整至合格 条件，并按照计量交接协议相关要求进行处理。6运行管理6.1运行管理应按SY/T 5922的规定执行，站场管理应按Q/SY 153的规定执行。6.2调度主管部门负责制定并发布管道年度和月度运行方案，中心调度和站场运行人员严格按照运 行方案要求执行操作。6.3结合上游供气单位和下游用气单位的检修计划，按照同步检修的原则合理制定管道月度维检修 作业

12、计划。6.4应对管道管存进行控制和管理，保证天然气管存在安全经济的范围运行。6.5输气站场运行人员应按时对设备设施、工艺管网进行巡回检查，并做好巡检记录，发现故障及 时汇报、采取措施进行处置。6.6调度主管部门应制定管道运行应急预案，销售主管部门应制定天然气销售应急预案，定期进行 预案演练并根据演练情况及时修订应急预案。运行和销售应急预案应相互衔接和配合，确保突发事件 发生时做到响应及时、联动有序、处置到位。6.7长岭首站定期监测二氧化碳和硫化氢含量、水露点和烃露点等参数。7清管作业7.1应按SY/T 5922的规定编制清管作业方案及作业指导书，经上级主管部门批准后执行。 7.2清管器应安装信

13、号发射装置，清管时应安排专人负责清管器跟踪。7.3进行收发球筒快开盲板操作时，快开盲板正面和内侧面不应站人。7.4打开收发球筒快开盲板前，确保收发球筒放空阀、排污阀处于全开状态，通过现场压力表确认 球筒内压力为零。7.5应对收球筒接收到的清管污物进行分析并妥善处置，避免造成环境污染。8异常工况判断及处理8.1管道泄漏8.1.1管道泄漏工况根据以下工况确认：输气压力异常降低；某站间管道压降过大，同时又排除了管道堵塞的可能；管道附近有不正常的响声和气味；管道穿越的水面有连续气泡产生；干线气液联动阀自动关闭而又排除了误动作的可能；接到异常报告。8.1.2确认管道泄漏后，应立即启动相应的运行和销售应急

14、预案。8.1.3通知上下游用户采取应急供气措施。8.2管道堵塞8.2.1在输气工艺未发生调整和改变的情况下，上站出站压力持续升高、下站出站压力持续下降，则 判断出现管道堵塞。8.2.2管道出现堵塞情况后，应首先判断堵塞类型和地点，通知上游进气点减少或停止进气，通报下 游用户做好应急供气准备。8.2.3因水化物造成的堵塞，立即启动干线冰堵现场处置预案。8.2.4因固体杂质造成堵塞可采取以下措施：发送清管器清管解堵；一因清管器或内检测器造成堵塞，可采取增大堵塞部位前后压差方式解堵（即增加堵塞部位上 游压力或放空降低下游压力）；一如未见效果，可采取放空堵塞部位上游压力方式，利用下游压力将清管器反推一

15、段距离，再 采取增大堵塞部位前后压差方式解堵；如以上措施均未见效，在判定堵塞位置后封堵割管取出清管器或内检测器。8.3站场应急原则8.3.1当站场发生严重泄漏、火灾、爆炸等紧急突发事件时，按照“先执行、后汇报”的原则，输气 站可以启动站场单体设备ESD、站场区域ESD和站场ESD系统，并组织人员撤离至安全区域。 8.3.2站场值班人员撤离至安全区域后，利用可用的通信工具在lh内向中心调度汇报。附录A（资料性附录）管道沿线站场及阀室分布情况管道沿线站场及阀室分布情况见表A.l0表A.1管道沿线站场及阀室分布情况序号阀室站场名称里程km间距km高程m位置备注1长岭首站0173.012松原市前郭县乌

16、兰图嘎镇2Cl#21.021.0215.377长春市农安县伏龙泉镇四平山CB003 桩3C2#42.321.3194.811长春市农安县伏龙泉镇牛家屯CC010 桩4C3#63.521.2193.346长春市农安县万发屯CC028 桩5C4#84.621.1181.982长春市德惠市潘家屯南CC041 桩6长春分输站108.523.9210.029长春市德惠市四门周家CD014 桩7C5#124.516198.713长春市德惠市米沙子镇天吉村CD115 桩8C6#14116.5188.416长春市九台市二道弯子CE013+1桩9C7#165.724.7213.32长春市九台市波泥河镇张家烧锅C

17、E035+23 桩10C8#18721.3206.181吉林市永吉县桦皮厂镇前赵家岭CF010桩11吉林分输站20821209.396吉林市九站炮手屯CG011 桩12C9#214.26.2211.319吉林市第二松花江西侧CG020 桩13吉化末站2216.8186.652吉林市吉化北侧CG031 桩附录B（资料性附录）调压撬、分离器和过滤器技术参数调压系统技术参数见表B.1,旋风分离器、卧式过滤器技术参数见表B.2。表B.1调压系统技术参数安装地点工艺编号规格型号入口压力范围MPa出口压力范围MPa设定值MPa长岭输气站自用调压撬RZZ/TJ6.3-70E4.3 - 5.00.40.4长春

18、fe气站调压撬RZZ/T6.3-15500A4.96 4.994.04.0自用调压撬RZZ/T0.4-32C0.40.0050.005吉林fe气站调压撬RZZ/T6.3-87000E2.61 4.972.52.5自用调压撬RZZ/T6.3-180C5.00.40.4吉化末站调压撬RZZ/T6.3-50000C2.55 5.02.02.2调压橇RZZ/T6.3-73000E2.55 5.02.02.2表B.2旋风分离器.卧式过滤器技术参数安装地点名称规格型号设计流量m3/h （标况）数量设计压力MPa长岭首站卧式过滤器GF320-6.62/1100-PCHG336319.5826.62长春分站立

19、式旋风分离器XF130-6.62/1200127.0826.62卧式过滤器GF260-6.62/1000-PCHG336254.1726.62吉林分fe站立式旋风分离器XF120-6.62/1200115.326.62卧式过滤器GF235-6.62/1000-PCHG336230.626.62吉化末站立式旋风分离器XF100-6.62/120095.826.62卧式过滤器GF200-6.62/1000-PCHG336190.9626.62附录C（规范性附录）输气站运行参数表各站运行参数表见表C.1至表C.4。表C.1长岭首站参数表项目数值单位备注进站压力4.7 5.0MPa进站流量(22 76

20、7) x104m3/d （标况）进站温度11C出站压力4.7 5.0MPa出站流量(22 767) x104m3/d （标况）出站温度11C生活用气供气压力2 5kPa去放空火炬压力35kPa安全阀设定值1.32MPa91011.32MPa9201气液联动球阀压力4.7 5.0MPa分析小屋进气压力4.7 5.0MPa表C.2长春输气站参数表项目数值单位备注进站压力4.3 - 5.0MPa进站流量(22 767) x104m3/d （标况）进站温度3 11C出站压力4.3 5.0MPa出站流量(137 - 787) x104m3/d （标况）出站温度0 11C分输压力4.0MPa分输流量(22

21、 610) x104m3/d （标况）去长春城市燃气分输温度011C生活用气供气压力25kPa去放空火炬压力3-5kPa安全阀设定值1.32MPa91011.32MPa92014.4MPa1117气液联动球阀压力4.3 5.0MPa分析小屋进气压力4.3 5.0MPa表C.3吉林输气站参数表项目数值单位备注进站压力2.61 5.0MPa进站流量(137 - 787) x104m3/d （标况）进站温度0-11C出站压力4.3 5.0MPa出站流量(126 - 342) x104m3/d （标况）出站温度0-11C分输压力2.5MPa分输流量(4.1 415.9) x 104m3/d （标况）去

22、吉林港华城市燃气分输温度011C分输压力2.5MPa分输流量(5.5 - 95.4) x 104m3/d （标况）去昆仑燃气分输温度011C生活用气供气压力25kPa去放空火炬压力35kPa安全阀设定值5.5MPa11115.5MPa11131.32MPa91011.32MPa9201气液联动球阀压力4.3 - 5.0MPa表C.4吉化末站参数表项目数值单位备注进站压力2.55 5.0MPa进站流量(126 - 342) x104m3/d （标况）进站温度2-11C分输压力2.0MPa分输流量(6.6 - 118.2) x 104m3/d （标况）去昆仑燃气分输温度011C分输压力2.0MPa分输流量(64.6 339.2) x 104m3/d （标况）去吉化燃气