Q∕SY 1156.5-2013 原油管道工艺运行规程 第5部分：西部原油管道

1、Q/SY中国石油球气翻洞企业标准Q/SY 1156. 52013代替 Q/SY 1156. 52010原油管道工艺运行规程第5部分：西部原油管道Operating regulations for crude oil pipelinePart 5: Western crude oil pipeline2013-07-23 发布2013-10-01 实施中国石油天然气集团公司发布Q/SY 1156. 52013IQ/SY 1156. 52013I目 次 TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark3 o Current Document itti w niMffl i2规范

2、性引用文件1术语和定义1一 1输送丁艺与控制方式 2行控带J参数3运行和监控48运行方案6批次跟踪、界面检测与混油切割 6 6榭生卽则612异常工况处理7附录A （资料性附录）各管段主要设计参数8附录B （资料性附录）站间距及管容 9附录C （资料性附录）阀室、检测点分布11附录D （资料性附录）管道纵断面图13附录E （规范性附录）各站进出站最大允许操作压力14附录F （规范性附录）各站压力开关设定值参数15附录G （资料性附录）各站出站压力调节阀技术参数17附录H （规范性附录）各站进出站泄压阀参数 19附录I （规范性附录）管道最大允许停输时间21附录J （资料性附录）各站输油泵配置参数

3、22附录K （规范性附录）加热系统参数 24附录L （规范性附录）全线储罐参数26附录M （规范性附录）各站污油罐、泄压罐主要参数 27附录N （规范性附录）各站燃料油及柴油罐主要参数 28附录（）（资料性附录）管道油品批次编号 29附录P （资料性附录）管道运行调度决策程序30Q/SY 1156. 52013Q/SY 1156. 52013Q/SY 1156. 52013Q/SY 1156原油管道工艺运行规程分为21个部分:一第1部分：轮库原油管道；一第2部分：库鄯原油管道；一第3部分：阿独乌原油管道;一第4部分：惠银原油管道；一第5部分：西部原油管道；一第6部分：兰成原油管道；一第7部分：

4、马惠宁原油管道;一第8部分：中银原油管道；一第9部分：石兰原油管道；一第1（）部分漠大原油管道；一第11部分庆铁原油管道；一第12部分铁秦原油管道；一第13部分铁大原油管道；一第14部分铁抚原油管道；一第15部分中朝原油管道；一第16部分秦京原油管道；一第17部分任京原油管道；一第18部分大锦原油管道；一第19部分中缅原油管道；一第2（）部分新大原油管道；一第21部分长吉原油管道。本部分为Q/SY 1156的第5部分。本部分按照GB/T 1. 12009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则 起草。本部分代替Q/SY 1156. 5-2010原油管道工艺运行规程 第5部分：西部原

5、油管道，与Q/SY1156. 52010相比，主要修订内容如下：一增加了秦川储备库的一般规定（见4.6）；增加了西部原油管道系统内容（见5. 1. 1）；一增加了玉门、秦川在鄯兰干线的分输、注人方式（见5. 1.2）；一增加了鄯兰干线的运行工况（见5. 1.3）；增加了停输再启动流程（见5. 1. 10）；一修改了 “控制方式”（见5.4）；一增加了秦川分输/注人支线的设计输量（见6. 1.2）；一修改了鄯兰干线的最低输量（见6.3.2）；一修改了乌鄯支干线的启输流量（见7. 1. 1）；一修改了玉门分输的运行方式（见7. 2. 1）；一增加了秦川分输的运行方式（见7. 2.2）；一增加了 “

6、管道运行管理”（见7.8）；一增加了玉门、秦川注人的油品物性监测（见11.5）。本部分由中国石油天然气集闭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。本部分主要起草人：殷炳纲、范华平、吴海辰、张志军、邱姝娟、宋进舟、樊欣。Q/SY 1156. 52013 Q/SY 1156. 52013 原油管道工艺运行规程第5部分：西部原油管道1范围Q/SY 1156的本部分规定了西部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、批次跟踪和界面检测与混油切割、清罐作业、物性检测、异常工况处理等技术要求。 本部分适用于西部

7、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/T 5536SY/T 5767SY/T 5920SY/T 6382原油管道运行规程管输原油降凝剂技术条件及输送工艺规范 原油及轻烃站（库）运行管理规范输油管道加热设备技术管理规定3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3. 1混合原油 mixed oil两种（或两种以上）不同油品按照一定比例掺混，西部原油管道输送的混合油品可为塔里木原油 与北疆原油混合、哈萨克斯坦混合原油（以下简称哈油或哈国油）与吐

8、哈原油混合、塔里木原油与哈 油混合，以及塔里木原油、北疆原油与哈国油以一定比例混合的原油等。4 一般要求4.1西部原油管道工艺运行一般操作应按照SY/T 5536的规定执行，储油罐区运行管理应按照SY/ T 5920的规定执行。4.2有关单体设备的操作应制定并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。4.3若西部原油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冬季工况下.玉门分输吐哈原油或哈国油后.应利用凝点较低油品对分输支线内油品进行置换。 注：冬季

9、工况指I I月中旬至次年3月下旬时间段的运行工况。4.5吐哈支线、秦川支线在停输期间，当油品凝点接近或高于地温时.应采用凝点较低油品置换或 定期活动管线。4.6本部分所指的秦川储备库包括100X lOm3秦川生产库和300 X l（）4m3秦川国家库，如果没有特指.“秦川储备库”包含这两部分。5输送工艺与控制方式5. 1输送工艺1.1西部原油管道系统包括：乌鲁木齐一鄯善支干线（以下简称乌鄯支干线）、鄯善一兰州干线 （以下简称鄯兰干线）、吐哈油库一鄯善进油支线、玉门站一玉门炼厂分输支线、46A_阀室一秦川储 备库分输支线和秦川储备库一46A阀室注人支线。西部原油管道各管段主要设计参数参见附录A.

10、 站间距及管容参见附录B,阀室、检测点分布参见附录C，纵断面图参见附录D。5.1.2鄯兰干线在玉门站和46A4阀室设分输点和注入点，可进行部分分输、全分输、部分注人和 全注入。5.1.3鄯兰干线可分段运行，包括鄯善一兰州全线、鄯善一玉门段、鄯善一46A#阀室段、玉门一 46A_阀室段、玉门一兰州段和46A阀室一兰州段等六种分段运行工况。5.1.4管道采用常温、加热、加剂、掺混相结合的密闭顺序输送工艺。冬季工况下，管道采用加热 或加剂综合处理输送工艺，非冬季工况下，采用常温输送工艺。5.1.5乌鄯支干线输送油品主要包括北疆原油、哈国油，鄯兰干线输送油品主要包括塔里木原油、 吐哈原油、哈国油、北疆

11、原油和混合原油。5.1.6批次顺序应综合考虑上游资源配置和下游炼化及输转能力等多种因素，合理安排批次顺序。 5.1.7不同种类原油在鄯善罐区进行掺混作业.掺混应均匀。5.1.8冬季运行时.应制定冬季运行工艺技术方案。1. 9乌鄯支干线和鄯兰干线冬季工况下采用在乌鲁木齐首站和鄯善站进行加热或者加剂综合处理， 玉门或者秦川储备库向鄯兰干线注人时.注入油品需进行加热处理，应根据实验室测得的所输油品物 性确定输送工艺。应急情况下.采用中间站辅助加热处理，加热温度应尽量避开因温度回升致油品改 性效果恶化的范围。1. 10西部原油各站（兰州末站除外）均设有停输再启动流程.当管道停输时间较长或其他原因造 成

12、停输再启动管道流量太小时.可采用停输再启动流程。5.2管道控制西部原油管道控制级别分为三级：中控、站控、就地控制，全线工艺系统采用中控，储罐区操作 采用站控。5.3控制权切换5.3.1由中控切换至站控或切换至就地控制应经调控中心中控调度同意。5.3.2具备远控条件的设备应置于远控状态，故障或正进行维护不具备远控条件的设备应置于停止 状态或切断电源。5. 4 控制方式5.4.1乌鲁木齐首站可采用出站压力自动控制（以下简称出站压力控制）或调节阀开度手动控制 （以下简称调节阀开度控制）。5.4.2达坂城中间热泵站可采用出站压力控制或调节阀开度控制。4. 3乌鄯支干线鄯善末站可采用进站压力控制或调节阀

13、开度控制。5.4.4鄯善首站可采用出站压力控制或调节阀开度控制。鄯善首站切换油品时.应保证全线运行平 稳和最大程度减少混油。4.5四堡、翠岭、河西、瓜州、玉门、张掖、山丹、西靖、新堡中间热泵站可采用出站压力控制 或调节阀开度控制。4. 6兰州末站进站可采用进站压力控制或减压阀开度控制。4.7乌鲁木齐首站、鄯善首站和其他中间泵站采用出站压力控制时，主泵人口汇管压力进行选择 性调节，即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。4.8乌鄯支干线鄯善末站和兰州末站采用进站压力控制时，减压阀下游压力进行选择性调节，即 当减压阀下游压力达到报警设定值时.减压控

14、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。4.9四堡、瓜州、张掖、西靖可分别根据运行工况进行压力越站或全越站运行，翠岭、河西、玉 门、山丹、新堡由于地形限制，不能进行压力越站或全越站运行。4. 10玉门分输包括分输进生产运行库和分输去玉门炼厂。玉门部分分输去玉门炼厂时，可进行流 量、压力选择性调节.宜采用流量控制调节；玉门全分输去玉门炼厂时，可采用出站压力控制或调节 阀开度控制，宜采用调节阀开度控制。玉门分输进生产运行库时，可采用进库压力控制或调节阀开度 控制，宜采用调节阀开度控制。5. 4.11秦川分输可采用秦川进库压力控制或调节阀开度控制，宜采用进库调节阀开度控

15、制。5. 4. 12秦川注入可采用秦川出库压力控制或调节阀开度控制.宜采用出库调节阀开度控制。4. 13各站输油温度采用出站温度控制，乌鄯支干线鄯善进站采用进站(罐)温度控制。6运行控制参数1设计输量1. 1乌鄯支干线设计输量为lOOOX l()4t/年，鄯兰干线设计输量为20()0 X l()4t/年。1. 2吐哈油库至鄯善站进油支线设计输量为2000 X W4t/年，玉门分输支线设计输量为600 X W4t/年， 秦川分输支线设计输量为1484. 3 X 104 1/年(206(W/h),秦川注人支线设计输量为1600 X 104 1/年 (22()()m3/h)。6.2压力控制参数6.2

16、.1各站进出站最大允许操作压力见附录E。6.2.2各站压力开关设定值参数见附录F。6.2.3各站出站压力调节阀技术参数参见附录G。6.2.4干线及支干线各站进出站泄压阀设定值参数见附录H。6.2. 5线路1检测点压力不应小于0. 2MPa, 检测点压力不宜小于().2MPa。2.6稳定工况下，进站压力宜高于0. 6MPa,且比进站泄压设定值至少低0. 5MPa,出站压力宜比 出站压力开关设定值至少低).5MPa。6. 3最低输量3.1乌鄯支干线在非冬季工况下，北疆油及哈国油未经任何处理时管道最低输量为400mVh；在 冬季工况下，采用加热、加剂综合处理工艺输送，管道的最低输量为430m-7ho

17、6.3.2鄯兰干线顺序输送各种油品未经任何处理时管道最低输量为K)()0m3/h.经特定程序批准后管 道运行输量可在800m3/h 1000m3/h内运行。6.4油品输送温度控制参数4.1进站温度宜高于原油凝点3 C,出站温度不应高于55C。6.4.2采用加降凝剂综合处理输油工艺的油品，处理温度应为45C-55C。中间站重复加热的温度 应达到 45C-55C。5最大允许停输时间乌鄯支干线、鄯兰干线最大允许停输时间见附录I。6.6输油设备控制参数6.1全线各站输油泵配置参数参见附录J。6.2全线加热系统设备控制参数见附录K。6.3全线储油罐控制参数见附录L。6.4各站污油罐、泄压罐、燃料油罐及柴

18、油罐控制参数见附录M和附录N。7运行和监控1计划启输1.1根据管线压力分布状况，确定启输站场的先后顺序，乌鄯支干线启输流量宜控制在40()m-7h 600m-7h.鄯兰干线、鄯玉段、鄯善至46八_阀室段、玉兰段、玉门至46A*阀室段和46A#阀室至兰州 段启输流量宜控制在1000m3/h 1400m3/h。7.1.2启输后，宜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。7.1.3启输后，按照要求启动加热系统，对热处理站场宜在本站启输完成后即启动加热系统。1.4启输后，按照要求启动加剂系统。1.5冬季工况下.鄯善首站切为吐哈支线外输吐哈油后，应导通

19、鄯善首站下一批次输送油品的储 罐外输流程。7.2油品分输7.2.1玉门分输采取集中分输方式，分输去玉门炼厂和生产运行库分别设置调节阀控制分输流量。2.2秦川分输采取集中分输方式.分输支线进库设置调节阀控制分输流量。7.2.3玉门部分分输去玉门炼厂时，分输支线压力范围宜为3. 6MPa7. 85MPa,全分输去玉门炼 厂时出站压力不应超过8. OMPa。2.4冬季工况下，当玉门或者46A#阀室进行全分输下游停输作业时，停输管段应避免高凝点油 品存于管内。2.5分输支线分输油品与支线内管存油品不同时，应由分输油库负责切换。7.2.6玉门分输去玉门炼厂前.应先以50m3/hl()0m3/h排量对玉门

20、计量站站内管道进行充压排 气，充压排气完成后方可提高排量到目标分输流量进行分输。7.3计划停输7.3.1计划停输前，应提前lh停运全线各站加热系统。停输后应关闭各站出站阀，乌鄯支干线停输 前关闭鄯善站乌鄯线来油进换热器的热媒调节阀。3.2乌鄯支干线停输时把乌鲁木齐首站流量减少到500m;7h.鄯兰干线、鄯玉段和鄯善至46A4 阀室段停输时逐渐把鄯善首站流量减少到K）（）Om3/h12（）（）m3/h之间.再由首站至末站依次停输。7.3.3正常停输后，在上、下坡管段宜将高密度油品停在低密度油品下方。7.3.4停输后停运加剂系统。7.4紧急停输紧急停输可不经过减量操作，先同时停运各站加热炉，顺序停

21、运泵、关断相关阀门。停输后严密 监视各站进站和换热器区压力.有超压趋势时及时采取泄压措施，同时严密监视各站热媒循环泵的热 媒流量，必要时全开热媒回流阀，保持热媒流动畅通。7.5输量调整5.1输量调整时宜优先使用调节阀调节，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，各站进站压力每次调节幅度不宜超过O. lMPa，出站压力每次调节 幅度不宜超过I）. 2MPa;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（）.2MPa， 出站压力每次调节幅度不宜超过）.4MPa。5.3温度调整时宜优先使用加热炉温度设定值调节，更大幅度的温度调节应调整加热炉的运行负 荷和数量。7.

22、5.4进行减量操作时，应提前根据具体情况对各站温度进行调整.降低热负荷。5.5进行增量操作时.应同步对各站温度进行调整，增加热负荷。7.6加热工艺系统 7. 6. 1管道加热工艺系统运行和监控应按照SY/T 6382的规定执行。7.6.2应制定加热工艺系统工艺操作规程。7.6.3热媒炉及分体相变炉供热系统采用PLC控制并自成系统，采用中控、站控、就地控制三种 方式。7.6.4原油加热炉控制出炉热媒的温度应就地设置.站控或现场在加热炉控制系统设定热媒出炉温 度设定值，热媒出炉温度设定值应以提高加热炉的效率为目标.为后续的换热器出口温度及出站温度 设定与控制创造条件。7.6.5出站温度控制由换热器

23、进口管线上的热媒流量调节阀完成，以各自换热器原油出口管线上的 温度检测参数为被控参数。换热器温度控制设定值应由中控设定，各台换热器温度控制设定值应 一致。7.6.6当换热器出口温度高于出站温度设定值或因生产运行需要使用冷热油掺混流程时.由冷热油 掺混调节阀控制换热器原油出口汇管温度（即出站温度），冷热油掺混调节阀温度设定由中控设定。7.7加降凝剂系统12345加降凝剂工艺处理应执行SY/T 5767的规定。应制定加剂运行方案，应规定降凝剂牌号、加剂量、加热处理温度等内容。 加剂应在沿线进行定期监测。加剂系统应完好，保证连续均匀注人。加剂系统伴热保温功能应完好。管道运行管理站场人员进行维护、检修

24、、调试、清理过滤器等作业时，作业前应上报作业计划，经批准后方可 执行相关作业。8运行方案1运行方案应包括月度运行方案和批次运行方案。8.2应根据调运计划编制运行方案，选择安全、合适的输油泵组合，合理安排作业以减少干线压力 和流量的波动。8.3运行方案主要内容应包括批次编号、批次量、干线平均流量、分输时间、分输流量和总量、注 人时间、注人流量和总量、泵炉加剂系统启停、维检修作业等重要事宜安排。8.4运行方案应以PPS系统、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，运行方案调整后应及时发布更新后的方案。5冬季运行时每个吐哈油批次不宜大于3()0()()m3 ,其他油品

25、批次不宜小于40()0()m3 ,管道内总批 次数量不宜超过15个。8.6管道内油品批次编号参见附录0。9批次跟踪、界面检测与混油切割1应对管道所输各个批次油品进行批次跟踪和界面检测。9.2采用密度测量法和计算跟踪法进行原油界面检测和界面跟踪。在乌鲁木齐出站、鄯善进出站、 玉门进站、46A4阀室和兰州进站管线安装在线密度计，利用密度计实时监测管内原油密度的变化， 用于检测所输送的各种原油之间的界面。利用现场人工监测和人工计算法对管道内原油混油界面进行 计算跟踪。9.3混油采用直接切割人储罐方式处理.原油顺序输送产生的混油段切割到各自油罐内，混油按前 后两个批次密度平均值作为切割点分别切割到各自

26、批次的原油中。10清管作业1清管作业的一般规定应按照SY/T 5536的规定执行。10.2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。10.3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。10.4清管作业期间宜避免清管作业管段停输。10.5清管器应带有跟踪器。11物性监测11.1应对管道所输原油物性定期监测，根据需要监测内容可包括所输原油凝点、密度及输油温度范 围内的黏度等。11.2冬季工况下运行时，应在乌鲁木齐首站、鄯善站、玉门站设置

27、化验监测点。11.3当管道来油性质发生变化，或有异常工况时，应根据需要增加中间站化验监测点，并适当缩短 各站取样周期。11.4冬季运行工况下，应对鄯善储罐内掺混完的混合原油物性进行定期监测。11.5玉门或者秦川向鄯兰干线注人作业时，应对注人油品的物性进行监测。12异常工况处理12.1管道运行调度决策程序参见附录P。12.2 SCADA系统应设置ESD程序和水击超前保护程序。12.3当管道发生泄漏和火灾时，应立即采取紧急停输和隔断措施。12.4其他异常工况处理应执行相应的应急预案。附录 A（资料性附录）各管段主要设计参数各管段主要设计参数见表A. 1。表A.1西部原油管道各管段主要设计参数管线设

28、计输量104t/年设计压力MPa管长km管径mm累计管容m3 （标况）乌鲁木齐一鄯善100()8. 0297. 361083029鄯善一兰州鄯善一新堡20008. 01399. 40813739929新堡一兰州145. 60711吐哈油库一鄯善首站20002. 54. 8507111801玉门分输站一玉门炼厂6008. 015. 5355. 6134346A*阀室一秦川储备库1484. 38. 05. 4$7112014秦川储备库-46A*阀室16008. 05. 47112014附录B （资料性附录） 站间距及管容站间距及管容见表B. 1至表B. 5。表B. 1乌鲁木齐一鄯善支干线站间距及管

29、容序号站名总里程km高程m站间距km站间管容 m31乌鲁木齐首站0760. 40002达坂城中间热泵站109. 521090. 00109. 52303503鄯善末站297. 30798. 0()187. 7852689合计83039表B.2鄯善一兰州干线站间距及管容序号站名总里程km高程m站间距km站间管容 m31鄯善首站0798. 0()002四堡中间热泵站237. 480705. 0()237. 4801166983翠岭中间热泵站365.326960. 00127. 846628244河西中间热泵站430. 0691535.0064. 743318155安西中间热泵站650. 28613

30、60. 60220. 2171082156玉门中间热泵站749. 3801733. 8099. 094486957张掖中间热泵站1030. 4101456. 5281. ()301380988山丹中间热泵站1112.8581921. 2082. 448405159西靖中间热泵站1327.0291783. 00214.堡中间热泵站1396. 2262290. 0069. 1973400311兰州末站1545. 0021537. 19148. 77653822合计739929表B.3 吐哈进油支线站间距及管容序号站名里程km站间距km高程m站间管容 m31吐哈支线首站00

31、725. 002鄯善末站4. 8544. 854798. 01801表B.4玉门分输支线站间距及管容序号站名里程站间距高程站间管容kmkmmm31玉门中间热泵站001733.802玉门炼厂计量站15. 50315. 5032128. 91343表B.5秦川分输/注入支线站间距及管容序号站名里程站间距高程站间管容kmkmmm3146A*阀室002200. 002秦川储备库5. 45. 42183.02014附录C(资料性附录)阀室、检测点分布阀室、检测点分布见表C. 1。表C. 1管道阀室、检测点分布序号阀室名称里程km高程m阀室类型11#线路截断阀室33. 821182.00RTU22#线路截

32、断阀室75. 131266. 00手动31#检测点118.431365. 30高点44#线路截断阀室145. 13763. 00RTU55#线路截断阀室174. 57507. 00手动66#线路截断阀室211.15428. 00RTU77#线路截断阀室240. 40517. 00RTU88#线路截断阀室268. 70738. 00手动99#线路截断阀室332. 37752. 00手动1()1()#线路截断阀室366. 30684. 00手动1111 #线路截断阀室400. 80753. 00RTU1212#线路截断阀室435. 70735. 00手动1313#线路截断阀室471. 30705.

33、 00手动1414#线路截断阀室502. 80651. 00RTU1515#线路截断阀室557. 50692.00RTU1615*A线路截断阀室577. 60616. 00手动1716#线路截断阀室599. 30662.00手动1817#线路截断阀室631. 90702. 00单向1918#线路截断阀室697. 141330.单向2019#线路截断阀室761.161629. 00RTU2120#线路截断阀室792. 341751. 00RTU222#检测点811.161903. 25高点2321#线路截断阀室824. 401766. 00RTU2422#线路截断阀室853.881653. 00

34、手动2523#线路截断阀室884. 671551. 30手动2624#线路截断阀室915.001450. 00手动表C. 1 (续)序号阀室名称里程km高程m阀室类型2725#线路截断阀室979. 901496. 0()RTU2826*线路截断阀室1014. 541621. 00RTU2927#线路截断阀室1070. 951821. ()0RTU303#检测点1081. 001915. ()0高点3128#线路截断阀室1109. 701749. 00RTU3229#线路截断阀室1136.901584. 00RTU3330#线路截断阀室1167. 101556. ()0手动3431s线路截断阀室

35、1197. 801577. ()0手动3532#线路截断阀室1226. 201540. 00RTU3633#线路截断阀室1259. 111450. 00手动3734#线路截断阀室1285. 601437. ()0手动3835#线路截断阀室1316. 601456. ()0RTU3936#线路截断阀室1356.801586. 00单向4037#线路截断阀室1384. 001734. 0()手动4138#线路截断阀室1426. 452226. 0()单向424#检测点1440. 902593.50高点4339#线路截断阀室1470. 002158. 00手动4440#线路截断阀室1492. 701

36、985. 0()RTU4540线路截断阀室1533.001756. 00手动4642#线路截断阀室1560. 001625. 00RTU4743#线路截断阀室1606. 001671. 80手动4844#线路截断阀室1665. 801914. 00RTU495#检测点1709. 412828.60高点5045*线路截断阀室1726. 702487. 00手动5146*线路截断阀室1754. 602227. ()0RTU5246A*线路截断阀室1766. 992200. ()0RTU5347#线路截断阀室1781. 001952. 00RTU5448#线路截断阀室1809. 001775. 00

37、手动5549#线路截断阀室1837. 901561. 0()RTU附录D（资料性附录）管道纵断面图西部原油管道纵断面图见图D. 1。1晅菡豸SMS曝镝K T d5 .K061 委一 OOU 0C2 I 一gi OR- 811 1 006 委QX. 009 羡 cot 華 务 81SRII m0091UOOGT nXKT -華Z.8000附录E（规范性附录）各站进出站最大允许操作压力各站进出站最大允许操作压力见表E. 1。表E.1各站进出站最大允许操作压力站名进站MPa出站MPa泵出口汇管压力MPa乌鲁木齐站1. 68. 210. 5达坂城站4. 86. 58. 0乌鄯支鄯善末站6. 31. 6

38、鄯善首站1. 68. 29. 8四堡站6. 38. 29. 8翠岭站4. 88. 29. 8河西站3. 08. 29. 8瓜州站6. 38. 29. 8玉门站4. 88. 29. 8玉门分输去炼厂8. 09. 8玉门分输进生产库3. 01. 6张掖站6. 38. 29. 8山丹站4. 88. 29. 8西靖站8. 58. 29. 8新堡站4. 88. 29. 8秦川储备库分输7. 51. 0秦川储备库注人8. 0兰州末站131. 6附录F（规范性附录）各站压力开关设定值参数各站压力开关设定值参数见表F. 1。表F.1各站压力开关设定值参数序号站名开关名称仪表位号安装位置设定值MPa1乌鲁木齐首

39、站低压保护开关PSLL0401给油泵进口02低压保护开关PSLL0402输油泵进口0. 33高压保护开关PSHH0401输油泵出口10. 54高压保护开关PSHH0101出站8. 25达坂城站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 36高压保护开关PSHH0101输油泵出口8. 07高压保护开关PSH0102出站6. 58鄯善首站低压保护开关PSLL0401给油泵进口09低压保护开关PSLL0402输油泵进口0. 31()高压保护开关PSHH0101输油泵出口9. 811高压保护开关PSH0102出站8. 212四堡站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 313高压保护开关PSLL0

40、101输油泵出口9. 814高压保护开关PSH0102出站8. 215翠岭站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 316高压保护开关PSHH0101输油泵出口9. 817高压保护开关PSH0102出站8. 218河西站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 319高压保护开关PSHH0101输油泵出口9. 820高压保护开关PSH0102出站8. 221安西站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 322高压保护开关PSHH0101输油泵出口9. 823高压保护开关PSH0102出站8. 224玉门站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 325高压保护开关PSHH0101输

41、油泵出口9. 826高压保护开关PSH0102出站8. 227高压保护开关PSH0103分输支线出站8表F. 1 (续)序号站名开关名称仪表位号安装位置设定值MPa28张掖站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 329高压保护开关PSHH0101输油泵出口9. 830高压保护开关PSH0102出站8. 231山丹站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 332高压保护开关PSHH0101输油泵出口9. 833高压保护开关PSH0102出站8. 234西靖站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 335高压保护开关PSHH0101输油泵出口9. 836高压保护开关PSH0102出站

42、8. 237新堡站低压保护开关PSLL0401输油泵进口0. 338高压保护开关PSHH0101输油泵出口9. 839高压保护开关PSH0102出站8. 240兰州末站高压保护开关PSH0101减压阀后1. 641高压保护开关PSHH0102减压阀后2. 042吐哈支线首站低压保护开关PSLL0101给油泵进n0. ()543玉门生产运行库低压保护开关PIAS- 11051, 11052 PIAS- 11061, 11062干线给油泵进口0. 0244高压保护开关PIAS- 11053, 11063干线给油泵出口1. 745300X 104m3秦川国家库低压保护开关PIAS- 12028喂油泵

43、进口0. ()146高压保护开关PIAS- 12029喂油泵出口0. 947低压保护开关PIAS- 12005外输泵进口0. 248高压保护开关PIAS- 12006外输泵出口7. 849100 x 104m3秦川生产库低压保护开关PIAS- 1229喂油泵进口0. 0950高压保护开关PIAS- 1232喂油泵出口0. 9附录G（资料性附录）各站出站压力调节阀技术参数各站出站压力调节阀技术参数见表G. 1。表G. 1各站出站压力调节阀技术参数站名调节阀编号位置压力等级阀门口径 in主要控制参数乌鲁木齐首站Y01106出站Class60012出站压力Y01109出站Class60012出站压力

44、达坂城站Y02111出站Class 60012出站压力Y02114出站Class 60012出站压力鄯善首站Y04110出站Class 60020出站压力Y04111出站Class 60020出站压力四堡站Y05115出站Class 60020出站压力Y05118出站Class 60020出站压力翠岭站Y06115出站Class 60020出站压力Y06118出站Class 60020出站压力河西站Y07115出站Class 60020出站压力Y07118出站Class 60020出站压力安西站Y09115出站Class 60020出站压力Y09118出站Class 60020出站压力玉门站Y

45、10115出站Class 60020出站压力Y10118出站Class 60020出站压力Y10144分输支线Class 6008分输流量Y10145分输支线Class 6008分输流量PV1301分输进库Class 30028进库压力PV1302分输进库Class 30028进库压力张掖站Y12115出站Class 60020出站压力Y12118出站Class 60020出站压力山丹站Y13115出站Class 60020出站压力Y13118出站Class 60020出站压力西靖站Y15115出站Class 60020出站压力Y15118出站Class 60020出站压力新堡站Y16110出

46、站Class 60020出站压力Y16113出站Class 60020出站压力表G. 1 （续）站名调节阀编号位置压力等级阀门口径 in主要控制参数秦川储备库PV12040分输进库Class 60028进库压力PV12041分输进库Class 60028进库压力PV12042注人出库Class 60028出库压力兰州末站Y17119进站Class 90020进站压力Y17120进站Class 90020进站压力Y17121进站Class 90020进站压力附录H（规范性附录）各站进出站泄压阀参数各站进出站泄压阀参数见表H. 1。表H. 1各站泄压值设定值参数站名位置阀门编号泄放流量m3/h压力

47、设定值MPa乌鲁木齐首站出站Y011126008. 5达坂城站进站Y0212210004. 8出站Y021256007. 0鄯善首站进站Y0412110006. 3出站Y0411813008. 5四堡站进站Y0512617006. 3出站Y0512913008. 5翠岭站进站Y0612517004. 8出站Y0612813008. 5河西站进站Y0712617003. 0出站Y0712913008. 5安西站进站Y0912617006. 3出站Y0912913008. 5玉门站进站Y1012617004. 8出站Y1012913008. 5张扳站进站Y1212617006. 3出站Y12129

48、13008. 5山丹站进站Y1312617004. 8出站Y1312913008. 5西靖站进站Y1512617008. 5出站Y1512913008. 5新堡站进站Y1612617004. 8出站Y1612913008. 5兰州末站调节阀前 0Y17132调节阀后Y1712313001. 8Y17126表H. 1 （续）站名位置阀门编号泄放流量 m3 /h压力设定值MPa秦川储备库进站调节阀前XYV1200120607. 5进站调节阀后XY VI200320601. 0出站XY VI200222007. 5附录I（规范性附录）管道最大允许停输时间管道最大允许停输时间

49、见表I. 1。表1.1管道最大允许停输时间管线停输时间月份1234567891011 12乌鄯线允许停输时间，h2430鄯兰线允许停输时间，h顺序输送3030混合输送4848附录J（资料性附录）各站输油泵配置参数各站输油泵配置参数参见表J. 1。表J. 1各站输油泵配置参数管线站名泵机组编号输油泵型号级数额定流量 m3/h额定扬程m电机功率 kW乌鄯 支干线乌鲁木齐首站B- Y01401 B- Y01403ZM II 630/031700120390B- Y01404B- Y01407SMI 32S/01 X 714709201600达坂城站B- Y02401 B- Y02404暂无11400

50、2501100鄯XL.干线鄯善首站B- Y04401 B- Y04404ZM II 630/031930120470B- Y04405B- Y04409ZLM IP 530/0611600/28002502181四堡站B- Y05401 B- Y05405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /250 (4)1244/2181翠岭站B- Y06401 B- Y06405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /250 (4)1244/2181河西站B- Y07401 B- Y07405ZLM IP440/

51、06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /250 (4)1244/2181瓜州站B- Y09401 B- Y09405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /250 (4)1244/2181玉门站PP1105PP1106300GKS75 X 21700150450B- Y10401 B- Y10405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /250 (4)1244/2181张掖站B- Y12401 B- Y12405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/280

52、0135 (1) /250 (4)1244/2181山丹站B- Y13401 B- Y13405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /230 (4)1244/2038西靖站B- Y15401 B- Y15405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /230 (4)1244/2038新堡站B- Y16401 B- Y16405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /230 (4)1244/2038吐哈支线吐哈支线首站B- Y18401 B- Y1840335

53、0GDKS90X3114001801000表J. 1 （续）管线站名泵机组编号输油泵型号级数额定流量m3/h额定扬程m电机功率 kW秦川支线300 X 104m3秦川国家库B12004B12005EDS200 - 640 - A1600100265B12006EDS300 - 600 - A11200100500B12001B12002SCSK650- 125 X616007001490B12003SCSK1200-200X4112007002950100 x io4m3秦川生产库B1205B1206YB450M1 - 4WG11200100500附录K（规范性附录）加热系统参数加热系统参数见

54、表K. 1和表K. 20表K.1热媒炉工艺参数序号项目单位控制部分检测位置8000kW6300kW4000kW1原油人换热器压力MPa原油/热媒换热器人口管线2原油人换热器温度C原油凝固点35原油/热媒换热器入口管线3原油进出换热器压差MPa0. 0250. 035原油/热媒换热器出口管线4原油出换热器温度C 65原油/热媒换热器出口管线5原油出换热器汇管温度C0. 1热媒炉热媒人口管线9炉出口温度C280热媒炉热媒出口管线10炉出口压力MPa0. 1热媒炉热媒出口管线11热媒出口盘管油温C280热媒炉热媒出口盘管管线12热媒汇管人口温度C200热媒炉热媒人口汇管管线13热媒汇管出口温度C28

55、0热媒炉热媒出口汇管管线14膨账罐液位mm1000160066015006001200膨账罐端部15膨账罐温度C200膨胀罐16膨账罐氮封压力MPa0. 020. 050. 020. 1()膨胀罐17储油罐温度C250储油罐18燃料油罐液位mm安全罐位燃料油罐19燃料油罐油温度C不小于40燃料油罐20燃料油供油压力MPa1.8-燃料油供油管线21燃料油供油温度C70 90燃料油供油管线22燃料油回油压力MPa 0. 7燃料油回油管线23鼓风机送风压力MPa0. 0015鼓风机送风管线24鼓风机送风温度C217鼓风机送风管线25热空气温度C190217217热空气出空气预热器管线26炉体排烟温度

56、C310320320热媒炉出炉排烟管线27排烟温度C140150150烟气出空气预热器管线28空气压缩罐压力MPa0. 21表K.2热媒炉报警停炉设定值序号项目单位8000kW6300kW4000kW预报报警停炉点预报警点报警停炉点预报警点报警停炉点1炉人口温度C2502502502炉出口温度C30()3102903002903003炉出口盘管温度C3002902904热媒流量m3/h1651501401301401305汇管进口温度C2502502506汇管出口温度C3002902907膨胀罐液位低mm8006006604606004008膨账罐液位高mm1500170015001700120014709热空气温度C2202402272502272501()炉体排烟温度C35()38035038035038011排烟温度C20016020016020012助燃风机送风温度C22024022725022725013助燃风机送风压力MPa0. 001514燃料油供油温度低C6015燃料油供油温度高C10016燃料油回油温度高C7017燃料油供油压力低MPa1. 718燃料油回油压力高MPa1. 5附录L（规范性附录）全线储罐参数全线储罐参数见表L. 1。表L.1全线