Q∕SY 1156.3-2013 原油管道工艺运行规程 第3部分：阿独乌原油管道

1、Q/SY中国石油天航翻詞企业标准Q/SY 1156. 32013代替 Q/SY 1156. 32008原油管道工艺运行规程第3部分：阿独乌原油管道Operating regulations for crude oil pipelinePart 3: AlashankouDushanziUrumqi 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 1156.32013 IQ/SY 1156.32013 #目 次 TOC o 1-5 h z tuW n1范围1规范性引用文件1一般f 14输送工艺与控制方式1运行控制参数2管

2、道丁_艺操作3运行管理4清管作业4异常和紧急工况处理5附录A （资料性附录）主要设计参数6附录B （资料性附录）站场及阀室设置 7附录C （资料性附录）主要河流穿越信息 8附录D （资料性附录）水击超前保护工况 9附录E （规范性附录）各站场设计压力（与干线相连的主流程）K）附录F （规范性附录）各站压力调节阀技术参数11附录G （规范性附录）各站压力保护设定值参数 12附录H （规范性附录）各站泄压阀设定值参数 13附录I （规范性附录）各站安全阀设定值参数14附录J （规范性附录）各站输油泵配置参数15附录K （规范性附录）各站输油泵机组保护参数16附录L （规范性附录）各站储油罐定值参数

3、18附录M （规范性附录）各站污油罐、泄压罐主要参数 19附录N （资料性附录）调度决策程序 2（）附录O （资料性附录）纵断面图 21Q/SY 1156.32013Q/SY 1156.32013Q/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：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

4、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3部分本部分按照GB/T 1.1 一2()09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. 32()08原油管道工艺运行规程 第3部分：阿独原油管道，与Q/SY1156. 32()08相比，主要技术内容变化如下：一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；一增加了独乌段的输送工艺和控制方式(见4.1和4

5、.4)；一增加了独乌段的运行控制参数(见第5章)；一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。Q/SY 1156.32013 Q/SY 1156. 32013 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/SY 1156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

6、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（包括所有的修改单）适用于本文件。SY/T 5536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案。4输送工艺与控制方式

7、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，站场及阀室设置参见附录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（以下简称哈中原油管道）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沿线最低地温时，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

8、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。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，故障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4.1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输进站压

9、力控制方式，即出站压力调节阀控制出站压 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阀控制进站压力。4.5阿拉山口泵站和托托泵站采用流量调节阀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量。当采用加热输送方式时，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比例来控制出站温度，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站温度。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、全线水击超前保护等。全线水击超前保护工况参见附录D。5运行控制参数1设

10、计输量阿独段设计年输量为2()0() X 1()4t,独乌段设计年输量为1000 X 1()4t。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、独山子分输泵站进出站、乌鲁木齐末站进站都设有超声 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145()m3/h.独乌段流量不宜小 于 620m3 / h05.3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8MPa12MPa.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

11、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 输调节阀前设进出口压力变送器。5. 3. 5各站场参数设置依据如下：设计压力见附录E;一压力调节阀技术参数见附录F；一压力保护设定值参数见附录G；一泄压阀设定值参数见附录H；一安全阀设定值参数见附录I。5. 4温度控制参数4. 1各站最低进站油温均应高于所输原油凝点3C以上。 5.4.2各站最高出站温度应低于6()C。5.5输油泵控制参数各站输油泵配置参数见附录输油泵保护参数见附录K。6储油罐控制参数各站储油罐

12、定值参数见附录L，污油罐、泄压罐主要参数见附录M。6管道工艺操作1工艺操作原则6.1.1管道调控运行应执行集中调控、统一指挥的原则。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

13、程停炉。当管道紧急停输时，先紧急停炉后紧急停泵。1. 6储油罐应在安全罐位范围内运行。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 膨胀憋压。6.2启输2.1管道全线启输前，应先导通各站流程，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，投用各站进出站泄压阀，投用全线水击超前保护功能。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。2.3阿独段启输流量宜控制在17()()m3/h左右，独乌段启输流量宜控制在8()()m3/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。2.4启输后应在全线先建立起

14、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。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17（）（）m3/h左右，独乌段应逐渐把全线 流量减少到8（）（）mVh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 关阀门，截断事故

15、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。4.2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（）.（）5MPa，出站压力调节幅度 每次不宜超过（）.iMPa;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（）.iMPa， 出站压力每次调节幅度不宜超过0. 2MPa。7运行管理7.1运行方案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。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。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2.1现场人员进行维护、检修、调试、清理

16、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，方能执行相关作业。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。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1清管作业要求见SY/T 5536。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

17、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。9异常和紧急工况处理9.1当监测管道输送油品物性出现异常时，应密切关注全线压力和流量变化，并跟踪该管段油品 物性。9.2当管道干线出现清管器卡阻工况时，宜采用升压、调整管道输量、停输等措施。9.3在管道运行中，若出现压力、流量等参数异常变化，中控调度可依据调度决策程序实施管道停 输，管道运行调度决策程序参见附录N。9.4当中控调度确认管线泄漏、地质灾害、气

18、候灾害、环境灾害以及第三方破坏等危及管道安全运 行造成环境破坏或人员伤亡的情况发生时，可执行站场ESD或线路监控阀关闭指令。9.5在管道出现火灾、爆炸、严重泄漏等紧急情况时，站控调度有权按照应急预案直接启动站场 ESD.并及时向中控调度报告。9.6当中控调度接到现场关于管线泄漏、第三方破坏、环境污染等危及管道安全运行情况的报告时， 应执行紧急停输并关闭相关阀门。9.7阿独乌原油管道纵断面图参见附录0。附录A（资料性附录） 主要设计参数主要设计参数见表A. 1。表A. 1主要设计参数管段输送油品设计输量IO4t/年设计压力MPa管径mm管长km壁厚mm管容104m3材质阿拉山口一独山子哈油200

19、06. 38132468. 7 或 1(). 312. 23X60独山子一C13阀室哈油10001261095112. 58X70C13阀室一C14阀室哈油100011610268. 80. 72X70C14阀室一乌鲁木齐哈油100086101107. 13. 07X70附录B（资料性附录）站场及阀室设置站场及阀室设置见表B. 1。表B. 1站场及阀室设置站名里程km高程m类型设计压力MPa站间管容m3阿拉山口泵站0354. 39首站4. 5/6. 10C01阀室30. 293312. 7手动6. 315055. 41C02阀室49. 918222. 7手动6. 39584. 87C03阀室6

20、8. 576240. 4手动6. 310054. 18C04阀室101.966330手动6. 316093. 44托托泵站132. 00()453中间站6. 3/6. 314834. 68C05阀室156. 635608. 4手动6. 312345. 00C06阀室179. 071545. 7手动6. 311153.85C07阀室196. 194627. 5手动6. 38512. 54C08阀室221.624626. 9手动6. 312642. 29C09阀室233.769685RTU6. 36037. 28C10阀室235.823685RTU6. 31021. 62独山子分输泵站246.00

21、0627. 65中间分输站5. 0/12. 04961. 47C11阀室276. 14680RTU128184. 52C12阀室310. 05530手动129208. 15C13阀室341.61495.21手动108570. 01C14阀室367. 52590手动1()7141.47C15阀室403. 5547手动89917. 02C16阀室427. 93645手动86811.05C17阀室453.08727手动87011.79乌鲁木齐末站477760末站6. 36668. 87附录C（资料性附录）主要河流穿越信息主要河流穿越信息见表C. Io表C. 1主要河流穿越信息序号河流名称里程km高程

22、m穿越实长 m穿越方式备注1博尔塔拉河49. 614222. 6889. 9开挖穿越C2阀室与C3阀室之间2精河65. 114226. 9565. 4开挖穿越C2阀室与C3阀室之间3古尔图河156.782608. 11996. 4开挖穿越C5阀室与C6阀室之间4四棵树河197.279630. 81000开挖穿越C7阀室与C8阀室之间5奎屯河233.890684. 92201开挖穿越C9阀室与C10阀室之间6安集海河297. 237624. 5593开挖穿越C11阀室与C12阀室之间7金沟河312. 902613. 8838开挖穿越C12阀室与C13阀室之间8玛纳斯河359. 983534160

23、8开挖穿越C13阀室与C14阀室之间9塔西河378.850587541开挖穿越C14阀室与C15阀室之间1()呼图壁河420.766683. 6909开挖穿越C15阀室与C16阀室之间11三屯河452. 377706. 81007开挖穿越C16阀室与C17阀室之间12头屯河462.958730757开挖穿越C17阀室与乌鲁木齐站之间附录D（资料性附录）水击超前保护工况水击超前保护工况见表D. 1。表D. 1 水击超前保护工况站名序号触发工况执行结果阿拉山口泵站1站ESD全线停输控制程序阿拉山口泵站事故2出站关闭事故全线停输控制程序阿拉山口栗站事故3停电事故全线停输控制程序阿拉山口泵站事故4给油

24、泵全甩事故全线停输控制程序阿拉山口泵站事故5给油泵2用1甩事故系统自动调整，调度员监控6输油主泵全甩事故全线停输控制程序阿拉山口泵站事故7输油主泵甩泵后，仅2台运行系统自动调整，调度员监控8输油主泵甩泵后，仅1台运行系统自动调整，调度员监控9出站ESD阀关断全线停输控制程序阿拉山口泵站事故托托泵站1站ESD全线停输控制程序托托中间泵站事故2站关闭事故全线停输控制程序托托中间泵站事故3停电事故（泵运行）全线停输控制程序托托中间泵站事故4停电事故（泵不运行）暂不处理5输油主泵全甩事故全线停输控制程序托托中间泵站事故6输油主泵甩泵后，仅2台运行全线降量控制程序托托中间泵站事故7输油主泵甩泵后，仅1台

25、运行全线降量控制程序托托中间泵站事故8进、出站ESD阀关断全线停输控制程序托托中间泵站事故独山子中间分输泵站1站ESD全线停输控制程序独山子中间分输泵站事故2进站关闭事故全线停输控制程序独山子中间分输泵站事故3出站关闭事故独乌停输控制程序独山子中间分输泵站事故4出站关闭事故（无分输）全线停输控制程序独山子中间分输泵站事故5分输关闭事故全线降量控制程序独山子中间分输泵站事故6分输关闭事故（独乌停运）全线停输控制程序独山子中间分输泵站事故7停电事故独乌停输控制程序独山子中间分输泵站事故8停电事故（无分输）全线停输控制程序独山子中间分输泵站事故9停电事故（独乌停运）暂不处理10输油主泵全甩事故独乌停

26、输控制程序独山子中间分输泵站事故11输油主泵甩泵后，仅3台运行系统自动调整，调度员监控12输油主泵甩泵后，仅2台运行系统自动调整，调度员监控附录E（规范性附录）各站场设计压力（与干线相连的主流程）各站场设计压力见表E. 1。表E. 1各站场设计压力序号站名区域压力等级设计压力MPa1阿拉山口泵站罐区管线、燃料油供油管线Classi 501. 6来油管线、进加热炉管线、给油泵至输油主泵进口阀门Class3004. 5给油泵出口至输油主泵B- 1405人口管线Class4006. 1输油主泵至出站调节阀前Class6007. 0出站调节阀至出站管线Class4006. 1进加热炉管道、给油泵进出口

27、管道Class3004. 52托托中间泵站泄压管道Class4006. 3进加热炉管道Class3004. 5阀组区来油至输油主泵B-2403人口管道Class4006. 3输油主泵至出站调节阀前Class6008. 5出站调节阀至出站管道Class4006. 33独山子中间 分输泵站计量区Class3004. 0来油管线、罐区管线、至第1台输油主泵出口Class3005. 0第1台输油主泵出口至第4台输油主泵出口Class60010. 0第4台输油主泵出口至出站调节阀前Class90015. 0出站调节阀至出站Class90012. 04乌鲁木齐末站进站至过滤器SR0101和SR0102前C

28、lass4006. 3其他部分Classi 502. 0附录F（规范性附录）各站压力调节阀技术参数各站压力调节阀技术参数见表F. 1。表F. 1各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主要控制参数阿拉山口泵站1116/1119出站Class60016出站压力1112出站Class40016反输进站压力托托泵站2133/2136出站Class60016出站压力独山子分输泵站Y0114/Y0115出站Class90016出站压力Y0104分输支线Class30016分输压力乌鲁木齐站Y0113/Y0114进站Classi 5012进站压力附录G（规范性附录）各站压力保护设定值参

29、数各站压力保护设定值参数见表G. 1。表G. 1各站压力保护设定值参数站名变送器位号开关名称安装位置设定值MPa阿拉山口泵站PT1401压力变送器给油泵B- 1401人口-0. 05PT1403压力变送器给油泵B- 1402人口-0. 05PT1413压力变送器给油泵B- 1407人口-0. 05PT1405压力变送器输油主泵B- 1403人口0. 05PSLL1401低压保护开关输油主泵B- 1404人口0. 2PSHH1102高压保护开关出站6. 6PSHH1101高压保护开关输油主泵出口6. 9托托中间泵站PT2410压力变送器输油主泵进口汇管0. 2PT2409压力变送器输油主泵口汇管

30、8. 2PT2104压力变送器出站压力6. 1独山子中间分输泵站PT0402压力变送器输油主泵进口汇管0. 2PT0104, PT0105压力变送器输油主泵口汇管15. 0PT0106压力变送器出站压力11. 8PT0101压力变送器分输调节阀后1. 0注：根据现场实际设定值进行调整。附录H（规范性附录）各站泄压阀设定值参数各站泄压阀设定值参数见表H. 1。表H. 1各站泄压阀设定值参数站名位置阀门编号泄放流量 m3/h压力设定值MPa阿拉山口泵站出站1106/110930006. 3托托泵站进站2121/212430003. 7出站2127/213040006. 5独山子分输泵站进站3105

31、/310830002. 5出站Y0123135012乌鲁木齐站进站Y012313501. 6注：根据现场实际打压值进行调整。附录I（规范性附录）各站安全阀设定值参数各站安全阀设定值参数见表I. Io表1.1各站安全阀设定值参数站名阀门编号安装位置压力等级口径in设定值MPa阿拉山口泵站1121发球筒Class4001 X26. 31315加热炉进口汇管Class3001 X24. 01316加热炉出口汇管Class3001 X24. 01225罐区管网Class3001X21. 61226罐区管网Class3001X21. 6托托中间泵站2108转球系统Class4001 X26. 32310

32、加热炉进出口汇管Class4001X26. 32312加热炉进出口汇管Class4001 X26. 3独山子中间分输泵站3110收球筒Class3001 X22. 50124发球筒上Class9002X312. 0乌鲁木齐末站0124收球筒上Class4002X36. 0附录J（规范性附录）各站输油泵配置参数各站输油泵配置参数见表J. 1。表J. 1各站输油泵配置参数站名泵机组编号输油泵型号额定流量 m3/h额定扬程 m电机功率 kW阿拉山口泵站B- 1401ZM III 750/06143580380B- 1402B- 1407B- 1403ZLM II 630/061435（换大叶轮后28

33、71）1251100B- 1404ZLM IP 530/061435（换大叶轮后2871）225（换大叶轮后240）2100B- 1405ZLM IP 530/0628712402100B- 1406托托泵站B- 2401ZLM II 630/0628711251100B - 2402ZLM IP 530/0628712402100B - 2403B - 2404独山子间输泵站P- 040114X14X17. 5BHS-0402P-()4()512X12X17AMSD - D/2：根据阿独二期设备状况进行调整。附录K（规范性附录）各站输油泵机

34、组保护参数各站输油泵机组保护参数见表K. 1。表K. 1各站输油泵机组保护参数安装位置输油泵项目报警保护值报警停车值阿拉山口泵站给油泵泵轴承驱动端温度75 C85C泵轴承非驱动端温度75 C85C栗壳体内的温度70 C75 C泵轴承驱动端振动7 mm/s11 mm/s泵轴承非驱动端振动7mm/s11 mm/s电机轴承驱动端温度97C100 C电机轴承非驱动端温度97C100 C输油主栗泵轴承驱动端温度75 C85 C泵轴承非驱动端温度75 C85C栗壳体内的温度70 C75 C泵轴承驱动端振动7 mm/s11 mm/s泵轴承非驱动端振动7mm/s11mm/s电机轴承驱动端温度97C100 C电

35、机轴承非驱动端温度97C100C电机轴承驱动端振动7mm/s11mm/s电机轴承非驱动端振动7mm/s11mm/s托托泵站输油主泵泵轴承驱动端温度75 C85C泵轴承非驱动端温度75 C85C泵壳体内的温度70 C75 C泵轴承驱动端振动7 mm/s11mm/s泵轴承非驱动端振动7mm/s11 mm/s电机轴承驱动端温度97C100 C电机轴承非驱动端温度97C100 C电机轴承驱动端振动7 mm/s11mm/s电机轴承非驱动端振动7 mm/s11mm/s独山子分输泵站输油主泵电机定子温度130 C160 C电机轴承温度（驱动端和非驱动端）85 C90 C电机轴承振动3. 4mm/s7. 1 mm/s泵径向轴承温度（驱动端）87C93 C表K. 1 （续）安装位置输油泵项目报警保护值报警停车值独山子分输泵站输油主泵泵径向轴承温度（非驱动端）87 C93 C泵推力轴承温度（非驱动端）93 C99 C泵壳体内的温度76C87C小泵轴承驱动端（Y方向）92ptm126