Q∕SY 1156.5-2013 原油管道工藝運(yùn)行規(guī)程 第5部分：西部原油管道

1、Q/SY中國石油球氣翻洞企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SY 1156. 52013代替 Q/SY 1156. 52010原油管道工藝運(yùn)行規(guī)程第5部分：西部原油管道Operating regulations for crude oil pipelinePart 5: Western crude oil pipeline2013-07-23 發(fā)布2013-10-01 實施中國石油天然氣集團(tuán)公司發(fā)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規(guī)范

2、性引用文件1術(shù)語和定義1一 1輸送丁藝與控制方式 2行控帶J參數(shù)3運(yùn)行和監(jiān)控48運(yùn)行方案6批次跟蹤、界面檢測與混油切割 6 6榭生卽則612異常工況處理7附錄A （資料性附錄）各管段主要設(shè)計參數(shù)8附錄B （資料性附錄）站間距及管容 9附錄C （資料性附錄）閥室、檢測點分布11附錄D （資料性附錄）管道縱斷面圖13附錄E （規(guī)范性附錄）各站進(jìn)出站最大允許操作壓力14附錄F （規(guī)范性附錄）各站壓力開關(guān)設(shè)定值參數(shù)15附錄G （資料性附錄）各站出站壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)17附錄H （規(guī)范性附錄）各站進(jìn)出站泄壓閥參數(shù) 19附錄I （規(guī)范性附錄）管道最大允許停輸時間21附錄J （資料性附錄）各站輸油泵配置參數(shù)

3、22附錄K （規(guī)范性附錄）加熱系統(tǒng)參數(shù) 24附錄L （規(guī)范性附錄）全線儲罐參數(shù)26附錄M （規(guī)范性附錄）各站污油罐、泄壓罐主要參數(shù) 27附錄N （規(guī)范性附錄）各站燃料油及柴油罐主要參數(shù) 28附錄（）（資料性附錄）管道油品批次編號 29附錄P （資料性附錄）管道運(yùn)行調(diào)度決策程序30Q/SY 1156. 52013Q/SY 1156. 52013Q/SY 1156. 52013Q/SY 1156原油管道工藝運(yùn)行規(guī)程分為21個部分:一第1部分：輪庫原油管道；一第2部分：庫鄯原油管道；一第3部分：阿獨烏原油管道;一第4部分：惠銀原油管道；一第5部分：西部原油管道；一第6部分：蘭成原油管道；一第7部分：

4、馬惠寧原油管道;一第8部分：中銀原油管道；一第9部分：石蘭原油管道；一第1（）部分漠大原油管道；一第11部分慶鐵原油管道；一第12部分鐵秦原油管道；一第13部分鐵大原油管道；一第14部分鐵撫原油管道；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部分大錦原油管道；一第19部分中緬原油管道；一第2（）部分新大原油管道；一第21部分長吉原油管道。本部分為Q/SY 1156的第5部分。本部分按照GB/T 1. 12009標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則 第1部分：標(biāo)準(zhǔn)的結(jié)構(gòu)和編寫給出的規(guī)則 起草。本部分代替Q/SY 1156. 5-2010原油管道工藝運(yùn)行規(guī)程 第5部分：西部原

5、油管道，與Q/SY1156. 52010相比，主要修訂內(nèi)容如下：一增加了秦川儲備庫的一般規(guī)定（見4.6）；增加了西部原油管道系統(tǒng)內(nèi)容（見5. 1. 1）；一增加了玉門、秦川在鄯蘭干線的分輸、注人方式（見5. 1.2）；一增加了鄯蘭干線的運(yùn)行工況（見5. 1.3）；增加了停輸再啟動流程（見5. 1. 10）；一修改了 “控制方式”（見5.4）；一增加了秦川分輸/注人支線的設(shè)計輸量（見6. 1.2）；一修改了鄯蘭干線的最低輸量（見6.3.2）；一修改了烏鄯支干線的啟輸流量（見7. 1. 1）；一修改了玉門分輸?shù)倪\(yùn)行方式（見7. 2. 1）；一增加了秦川分輸?shù)倪\(yùn)行方式（見7. 2.2）；一增加了 “

6、管道運(yùn)行管理”（見7.8）；一增加了玉門、秦川注人的油品物性監(jiān)測（見11.5）。本部分由中國石油天然氣集閉公司標(biāo)準(zhǔn)化委員會天然氣與管道專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會提出并 歸口。本部分起草單位：北京油氣調(diào)控中心、西部管道分公司。本部分主要起草人：殷炳綱、范華平、吳海辰、張志軍、邱姝娟、宋進(jìn)舟、樊欣。Q/SY 1156. 52013 Q/SY 1156. 52013 原油管道工藝運(yùn)行規(guī)程第5部分：西部原油管道1范圍Q/SY 1156的本部分規(guī)定了西部原油管道輸送工藝和控制方式、運(yùn)行控制參數(shù)、運(yùn)行和監(jiān)控、 運(yùn)行方案、批次跟蹤和界面檢測與混油切割、清罐作業(yè)、物性檢測、異常工況處理等技術(shù)要求。 本部分適用于西部

7、原油管道工藝運(yùn)行。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。SY/T 5536SY/T 5767SY/T 5920SY/T 6382原油管道運(yùn)行規(guī)程管輸原油降凝劑技術(shù)條件及輸送工藝規(guī)范 原油及輕烴站（庫）運(yùn)行管理規(guī)范輸油管道加熱設(shè)備技術(shù)管理規(guī)定3術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本文件。3. 1混合原油 mixed oil兩種（或兩種以上）不同油品按照一定比例摻混，西部原油管道輸送的混合油品可為塔里木原油 與北疆原油混合、哈薩克斯坦混合原油（以下簡稱哈油或哈國油）與吐

8、哈原油混合、塔里木原油與哈 油混合，以及塔里木原油、北疆原油與哈國油以一定比例混合的原油等。4 一般要求4.1西部原油管道工藝運(yùn)行一般操作應(yīng)按照SY/T 5536的規(guī)定執(zhí)行，儲油罐區(qū)運(yùn)行管理應(yīng)按照SY/ T 5920的規(guī)定執(zhí)行。4.2有關(guān)單體設(shè)備的操作應(yīng)制定并執(zhí)行單體設(shè)備的操作規(guī)程.工藝運(yùn)行操作順序和運(yùn)行參數(shù)控制應(yīng) 按本部分的規(guī)定執(zhí)行。4.3若西部原油管道管輸原油物性發(fā)生變化或進(jìn)行新工藝、新技術(shù)、新設(shè)備的工業(yè)試驗.其工藝運(yùn) 行參數(shù)及操作程序不能執(zhí)行本部分要求時，應(yīng)編制試驗方案，經(jīng)批準(zhǔn)后方可進(jìn)行。4.4冬季工況下.玉門分輸吐哈原油或哈國油后.應(yīng)利用凝點較低油品對分輸支線內(nèi)油品進(jìn)行置換。 注：冬季

9、工況指I I月中旬至次年3月下旬時間段的運(yùn)行工況。4.5吐哈支線、秦川支線在停輸期間，當(dāng)油品凝點接近或高于地溫時.應(yīng)采用凝點較低油品置換或 定期活動管線。4.6本部分所指的秦川儲備庫包括100X lOm3秦川生產(chǎn)庫和300 X l（）4m3秦川國家?guī)?，如果沒有特指.“秦川儲備庫”包含這兩部分。5輸送工藝與控制方式5. 1輸送工藝1.1西部原油管道系統(tǒng)包括：烏魯木齊一鄯善支干線（以下簡稱烏鄯支干線）、鄯善一蘭州干線 （以下簡稱鄯蘭干線）、吐哈油庫一鄯善進(jìn)油支線、玉門站一玉門煉廠分輸支線、46A_閥室一秦川儲 備庫分輸支線和秦川儲備庫一46A閥室注人支線。西部原油管道各管段主要設(shè)計參數(shù)參見附錄A.

10、 站間距及管容參見附錄B,閥室、檢測點分布參見附錄C，縱斷面圖參見附錄D。5.1.2鄯蘭干線在玉門站和46A4閥室設(shè)分輸點和注入點，可進(jìn)行部分分輸、全分輸、部分注人和 全注入。5.1.3鄯蘭干線可分段運(yùn)行，包括鄯善一蘭州全線、鄯善一玉門段、鄯善一46A#閥室段、玉門一 46A_閥室段、玉門一蘭州段和46A閥室一蘭州段等六種分段運(yùn)行工況。5.1.4管道采用常溫、加熱、加劑、摻混相結(jié)合的密閉順序輸送工藝。冬季工況下，管道采用加熱 或加劑綜合處理輸送工藝，非冬季工況下，采用常溫輸送工藝。5.1.5烏鄯支干線輸送油品主要包括北疆原油、哈國油，鄯蘭干線輸送油品主要包括塔里木原油、 吐哈原油、哈國油、北疆

11、原油和混合原油。5.1.6批次順序應(yīng)綜合考慮上游資源配置和下游煉化及輸轉(zhuǎn)能力等多種因素，合理安排批次順序。 5.1.7不同種類原油在鄯善罐區(qū)進(jìn)行摻混作業(yè).摻混應(yīng)均勻。5.1.8冬季運(yùn)行時.應(yīng)制定冬季運(yùn)行工藝技術(shù)方案。1. 9烏鄯支干線和鄯蘭干線冬季工況下采用在烏魯木齊首站和鄯善站進(jìn)行加熱或者加劑綜合處理， 玉門或者秦川儲備庫向鄯蘭干線注人時.注入油品需進(jìn)行加熱處理，應(yīng)根據(jù)實驗室測得的所輸油品物 性確定輸送工藝。應(yīng)急情況下.采用中間站輔助加熱處理，加熱溫度應(yīng)盡量避開因溫度回升致油品改 性效果惡化的范圍。1. 10西部原油各站（蘭州末站除外）均設(shè)有停輸再啟動流程.當(dāng)管道停輸時間較長或其他原因造 成

12、停輸再啟動管道流量太小時.可采用停輸再啟動流程。5.2管道控制西部原油管道控制級別分為三級：中控、站控、就地控制，全線工藝系統(tǒng)采用中控，儲罐區(qū)操作 采用站控。5.3控制權(quán)切換5.3.1由中控切換至站控或切換至就地控制應(yīng)經(jīng)調(diào)控中心中控調(diào)度同意。5.3.2具備遠(yuǎn)控條件的設(shè)備應(yīng)置于遠(yuǎn)控狀態(tài)，故障或正進(jìn)行維護(hù)不具備遠(yuǎn)控條件的設(shè)備應(yīng)置于停止 狀態(tài)或切斷電源。5. 4 控制方式5.4.1烏魯木齊首站可采用出站壓力自動控制（以下簡稱出站壓力控制）或調(diào)節(jié)閥開度手動控制 （以下簡稱調(diào)節(jié)閥開度控制）。5.4.2達(dá)坂城中間熱泵站可采用出站壓力控制或調(diào)節(jié)閥開度控制。4. 3烏鄯支干線鄯善末站可采用進(jìn)站壓力控制或調(diào)節(jié)閥

13、開度控制。5.4.4鄯善首站可采用出站壓力控制或調(diào)節(jié)閥開度控制。鄯善首站切換油品時.應(yīng)保證全線運(yùn)行平 穩(wěn)和最大程度減少混油。4.5四堡、翠嶺、河西、瓜州、玉門、張掖、山丹、西靖、新堡中間熱泵站可采用出站壓力控制 或調(diào)節(jié)閥開度控制。4. 6蘭州末站進(jìn)站可采用進(jìn)站壓力控制或減壓閥開度控制。4.7烏魯木齊首站、鄯善首站和其他中間泵站采用出站壓力控制時，主泵人口匯管壓力進(jìn)行選擇 性調(diào)節(jié)，即當(dāng)主泵人口匯管壓力達(dá)到低壓報警設(shè)定值時，調(diào)節(jié)系統(tǒng)自動切換到主泵人口匯管壓力選擇 性調(diào)節(jié)。4.8烏鄯支干線鄯善末站和蘭州末站采用進(jìn)站壓力控制時，減壓閥下游壓力進(jìn)行選擇性調(diào)節(jié)，即 當(dāng)減壓閥下游壓力達(dá)到報警設(shè)定值時.減壓控

14、制系統(tǒng)調(diào)節(jié)回路自動切換為下游壓力保護(hù)調(diào)節(jié).保證減 壓閥下游壓力不超高。4.9四堡、瓜州、張掖、西靖可分別根據(jù)運(yùn)行工況進(jìn)行壓力越站或全越站運(yùn)行，翠嶺、河西、玉 門、山丹、新堡由于地形限制，不能進(jìn)行壓力越站或全越站運(yùn)行。4. 10玉門分輸包括分輸進(jìn)生產(chǎn)運(yùn)行庫和分輸去玉門煉廠。玉門部分分輸去玉門煉廠時，可進(jìn)行流 量、壓力選擇性調(diào)節(jié).宜采用流量控制調(diào)節(jié)；玉門全分輸去玉門煉廠時，可采用出站壓力控制或調(diào)節(jié) 閥開度控制，宜采用調(diào)節(jié)閥開度控制。玉門分輸進(jìn)生產(chǎn)運(yùn)行庫時，可采用進(jìn)庫壓力控制或調(diào)節(jié)閥開度 控制，宜采用調(diào)節(jié)閥開度控制。5. 4.11秦川分輸可采用秦川進(jìn)庫壓力控制或調(diào)節(jié)閥開度控制，宜采用進(jìn)庫調(diào)節(jié)閥開度控

15、制。5. 4. 12秦川注入可采用秦川出庫壓力控制或調(diào)節(jié)閥開度控制.宜采用出庫調(diào)節(jié)閥開度控制。4. 13各站輸油溫度采用出站溫度控制，烏鄯支干線鄯善進(jìn)站采用進(jìn)站(罐)溫度控制。6運(yùn)行控制參數(shù)1設(shè)計輸量1. 1烏鄯支干線設(shè)計輸量為lOOOX l()4t/年，鄯蘭干線設(shè)計輸量為20()0 X l()4t/年。1. 2吐哈油庫至鄯善站進(jìn)油支線設(shè)計輸量為2000 X W4t/年，玉門分輸支線設(shè)計輸量為600 X W4t/年， 秦川分輸支線設(shè)計輸量為1484. 3 X 104 1/年(206(W/h),秦川注人支線設(shè)計輸量為1600 X 104 1/年 (22()()m3/h)。6.2壓力控制參數(shù)6.2

16、.1各站進(jìn)出站最大允許操作壓力見附錄E。6.2.2各站壓力開關(guān)設(shè)定值參數(shù)見附錄F。6.2.3各站出站壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)參見附錄G。6.2.4干線及支干線各站進(jìn)出站泄壓閥設(shè)定值參數(shù)見附錄H。6.2. 5線路1檢測點壓力不應(yīng)小于0. 2MPa, 檢測點壓力不宜小于().2MPa。2.6穩(wěn)定工況下，進(jìn)站壓力宜高于0. 6MPa,且比進(jìn)站泄壓設(shè)定值至少低0. 5MPa,出站壓力宜比 出站壓力開關(guān)設(shè)定值至少低).5MPa。6. 3最低輸量3.1烏鄯支干線在非冬季工況下，北疆油及哈國油未經(jīng)任何處理時管道最低輸量為400mVh；在 冬季工況下，采用加熱、加劑綜合處理工藝輸送，管道的最低輸量為430m-7ho

17、6.3.2鄯蘭干線順序輸送各種油品未經(jīng)任何處理時管道最低輸量為K)()0m3/h.經(jīng)特定程序批準(zhǔn)后管 道運(yùn)行輸量可在800m3/h 1000m3/h內(nèi)運(yùn)行。6.4油品輸送溫度控制參數(shù)4.1進(jìn)站溫度宜高于原油凝點3 C,出站溫度不應(yīng)高于55C。6.4.2采用加降凝劑綜合處理輸油工藝的油品，處理溫度應(yīng)為45C-55C。中間站重復(fù)加熱的溫度 應(yīng)達(dá)到 45C-55C。5最大允許停輸時間烏鄯支干線、鄯蘭干線最大允許停輸時間見附錄I。6.6輸油設(shè)備控制參數(shù)6.1全線各站輸油泵配置參數(shù)參見附錄J。6.2全線加熱系統(tǒng)設(shè)備控制參數(shù)見附錄K。6.3全線儲油罐控制參數(shù)見附錄L。6.4各站污油罐、泄壓罐、燃料油罐及柴

18、油罐控制參數(shù)見附錄M和附錄N。7運(yùn)行和監(jiān)控1計劃啟輸1.1根據(jù)管線壓力分布狀況，確定啟輸站場的先后順序，烏鄯支干線啟輸流量宜控制在40()m-7h 600m-7h.鄯蘭干線、鄯玉段、鄯善至46八_閥室段、玉蘭段、玉門至46A*閥室段和46A#閥室至蘭州 段啟輸流量宜控制在1000m3/h 1400m3/h。7.1.2啟輸后，宜在全線先建立起穩(wěn)定流量.并確認(rèn)各設(shè)備運(yùn)行正常、控制有效后，再逐步將流量 平穩(wěn)調(diào)節(jié)到目標(biāo)流量。7.1.3啟輸后，按照要求啟動加熱系統(tǒng)，對熱處理站場宜在本站啟輸完成后即啟動加熱系統(tǒng)。1.4啟輸后，按照要求啟動加劑系統(tǒng)。1.5冬季工況下.鄯善首站切為吐哈支線外輸吐哈油后，應(yīng)導(dǎo)通

19、鄯善首站下一批次輸送油品的儲 罐外輸流程。7.2油品分輸7.2.1玉門分輸采取集中分輸方式，分輸去玉門煉廠和生產(chǎn)運(yùn)行庫分別設(shè)置調(diào)節(jié)閥控制分輸流量。2.2秦川分輸采取集中分輸方式.分輸支線進(jìn)庫設(shè)置調(diào)節(jié)閥控制分輸流量。7.2.3玉門部分分輸去玉門煉廠時，分輸支線壓力范圍宜為3. 6MPa7. 85MPa,全分輸去玉門煉 廠時出站壓力不應(yīng)超過8. OMPa。2.4冬季工況下，當(dāng)玉門或者46A#閥室進(jìn)行全分輸下游停輸作業(yè)時，停輸管段應(yīng)避免高凝點油 品存于管內(nèi)。2.5分輸支線分輸油品與支線內(nèi)管存油品不同時，應(yīng)由分輸油庫負(fù)責(zé)切換。7.2.6玉門分輸去玉門煉廠前.應(yīng)先以50m3/hl()0m3/h排量對玉門

20、計量站站內(nèi)管道進(jìn)行充壓排 氣，充壓排氣完成后方可提高排量到目標(biāo)分輸流量進(jìn)行分輸。7.3計劃停輸7.3.1計劃停輸前，應(yīng)提前l(fā)h停運(yùn)全線各站加熱系統(tǒng)。停輸后應(yīng)關(guān)閉各站出站閥，烏鄯支干線停輸 前關(guān)閉鄯善站烏鄯線來油進(jìn)換熱器的熱媒調(diào)節(jié)閥。3.2烏鄯支干線停輸時把烏魯木齊首站流量減少到500m;7h.鄯蘭干線、鄯玉段和鄯善至46A4 閥室段停輸時逐漸把鄯善首站流量減少到K）（）Om3/h12（）（）m3/h之間.再由首站至末站依次停輸。7.3.3正常停輸后，在上、下坡管段宜將高密度油品停在低密度油品下方。7.3.4停輸后停運(yùn)加劑系統(tǒng)。7.4緊急停輸緊急停輸可不經(jīng)過減量操作，先同時停運(yùn)各站加熱爐，順序停

21、運(yùn)泵、關(guān)斷相關(guān)閥門。停輸后嚴(yán)密 監(jiān)視各站進(jìn)站和換熱器區(qū)壓力.有超壓趨勢時及時采取泄壓措施，同時嚴(yán)密監(jiān)視各站熱媒循環(huán)泵的熱 媒流量，必要時全開熱媒回流閥，保持熱媒流動暢通。7.5輸量調(diào)整5.1輸量調(diào)整時宜優(yōu)先使用調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)，更大幅度的流量調(diào)整應(yīng)啟停泵機(jī)組。7.5.2當(dāng)管線穩(wěn)定工況運(yùn)行時，各站進(jìn)站壓力每次調(diào)節(jié)幅度不宜超過O. lMPa，出站壓力每次調(diào)節(jié) 幅度不宜超過I）. 2MPa;當(dāng)管線非穩(wěn)定工況運(yùn)行時，各站進(jìn)站壓力每次調(diào)節(jié)幅度不宜超過（）.2MPa， 出站壓力每次調(diào)節(jié)幅度不宜超過）.4MPa。5.3溫度調(diào)整時宜優(yōu)先使用加熱爐溫度設(shè)定值調(diào)節(jié)，更大幅度的溫度調(diào)節(jié)應(yīng)調(diào)整加熱爐的運(yùn)行負(fù) 荷和數(shù)量。7.

22、5.4進(jìn)行減量操作時，應(yīng)提前根據(jù)具體情況對各站溫度進(jìn)行調(diào)整.降低熱負(fù)荷。5.5進(jìn)行增量操作時.應(yīng)同步對各站溫度進(jìn)行調(diào)整，增加熱負(fù)荷。7.6加熱工藝系統(tǒng) 7. 6. 1管道加熱工藝系統(tǒng)運(yùn)行和監(jiān)控應(yīng)按照SY/T 6382的規(guī)定執(zhí)行。7.6.2應(yīng)制定加熱工藝系統(tǒng)工藝操作規(guī)程。7.6.3熱媒爐及分體相變爐供熱系統(tǒng)采用PLC控制并自成系統(tǒng)，采用中控、站控、就地控制三種 方式。7.6.4原油加熱爐控制出爐熱媒的溫度應(yīng)就地設(shè)置.站控或現(xiàn)場在加熱爐控制系統(tǒng)設(shè)定熱媒出爐溫 度設(shè)定值，熱媒出爐溫度設(shè)定值應(yīng)以提高加熱爐的效率為目標(biāo).為后續(xù)的換熱器出口溫度及出站溫度 設(shè)定與控制創(chuàng)造條件。7.6.5出站溫度控制由換熱器

23、進(jìn)口管線上的熱媒流量調(diào)節(jié)閥完成，以各自換熱器原油出口管線上的 溫度檢測參數(shù)為被控參數(shù)。換熱器溫度控制設(shè)定值應(yīng)由中控設(shè)定，各臺換熱器溫度控制設(shè)定值應(yīng) 一致。7.6.6當(dāng)換熱器出口溫度高于出站溫度設(shè)定值或因生產(chǎn)運(yùn)行需要使用冷熱油摻混流程時.由冷熱油 摻混調(diào)節(jié)閥控制換熱器原油出口匯管溫度（即出站溫度），冷熱油摻混調(diào)節(jié)閥溫度設(shè)定由中控設(shè)定。7.7加降凝劑系統(tǒng)12345加降凝劑工藝處理應(yīng)執(zhí)行SY/T 5767的規(guī)定。應(yīng)制定加劑運(yùn)行方案，應(yīng)規(guī)定降凝劑牌號、加劑量、加熱處理溫度等內(nèi)容。 加劑應(yīng)在沿線進(jìn)行定期監(jiān)測。加劑系統(tǒng)應(yīng)完好，保證連續(xù)均勻注人。加劑系統(tǒng)伴熱保溫功能應(yīng)完好。管道運(yùn)行管理站場人員進(jìn)行維護(hù)、檢修

24、、調(diào)試、清理過濾器等作業(yè)時，作業(yè)前應(yīng)上報作業(yè)計劃，經(jīng)批準(zhǔn)后方可 執(zhí)行相關(guān)作業(yè)。8運(yùn)行方案1運(yùn)行方案應(yīng)包括月度運(yùn)行方案和批次運(yùn)行方案。8.2應(yīng)根據(jù)調(diào)運(yùn)計劃編制運(yùn)行方案，選擇安全、合適的輸油泵組合，合理安排作業(yè)以減少干線壓力 和流量的波動。8.3運(yùn)行方案主要內(nèi)容應(yīng)包括批次編號、批次量、干線平均流量、分輸時間、分輸流量和總量、注 人時間、注人流量和總量、泵爐加劑系統(tǒng)啟停、維檢修作業(yè)等重要事宜安排。8.4運(yùn)行方案應(yīng)以PPS系統(tǒng)、OA系統(tǒng)、傳真、電子郵件或其他符合要求的形式及時傳遞給有關(guān)單 位和人員，運(yùn)行方案調(diào)整后應(yīng)及時發(fā)布更新后的方案。5冬季運(yùn)行時每個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 ,管道內(nèi)總批 次數(shù)量不宜超過15個。8.6管道內(nèi)油品批次編號參見附錄0。9批次跟蹤、界面檢測與混油切割1應(yīng)對管道所輸各個批次油品進(jìn)行批次跟蹤和界面檢測。9.2采用密度測量法和計算跟蹤法進(jìn)行原油界面檢測和界面跟蹤。在烏魯木齊出站、鄯善進(jìn)出站、 玉門進(jìn)站、46A4閥室和蘭州進(jìn)站管線安裝在線密度計，利用密度計實時監(jiān)測管內(nèi)原油密度的變化， 用于檢測所輸送的各種原油之間的界面。利用現(xiàn)場人工監(jiān)測和人工計算法對管道內(nèi)原油混油界面進(jìn)行 計算跟蹤。9.3混油采用直接切割人儲罐方式處理.原油順序輸送產(chǎn)生的混油段切割到各自油罐內(nèi)，混油按前 后兩個批次密度平均值作為切割點分別切割到各自

26、批次的原油中。10清管作業(yè)1清管作業(yè)的一般規(guī)定應(yīng)按照SY/T 5536的規(guī)定執(zhí)行。10.2應(yīng)定期分析管線結(jié)蠟狀況，根據(jù)結(jié)蠟程度制定清管計劃，根據(jù)輸量、運(yùn)行壓力、運(yùn)行溫度、油 品性質(zhì)等制定合理的清管周期。10.3清管作業(yè)應(yīng)制定相應(yīng)的清管方案或清管作業(yè)指導(dǎo)書，明確清管的組織機(jī)構(gòu)、清管器類型、清管 步驟、清管器跟蹤、流程操作、運(yùn)行控制、事故預(yù)案等事宜。10.4清管作業(yè)期間宜避免清管作業(yè)管段停輸。10.5清管器應(yīng)帶有跟蹤器。11物性監(jiān)測11.1應(yīng)對管道所輸原油物性定期監(jiān)測，根據(jù)需要監(jiān)測內(nèi)容可包括所輸原油凝點、密度及輸油溫度范 圍內(nèi)的黏度等。11.2冬季工況下運(yùn)行時，應(yīng)在烏魯木齊首站、鄯善站、玉門站設(shè)置

27、化驗監(jiān)測點。11.3當(dāng)管道來油性質(zhì)發(fā)生變化，或有異常工況時，應(yīng)根據(jù)需要增加中間站化驗監(jiān)測點，并適當(dāng)縮短 各站取樣周期。11.4冬季運(yùn)行工況下，應(yīng)對鄯善儲罐內(nèi)摻混完的混合原油物性進(jìn)行定期監(jiān)測。11.5玉門或者秦川向鄯蘭干線注人作業(yè)時，應(yīng)對注人油品的物性進(jìn)行監(jiān)測。12異常工況處理12.1管道運(yùn)行調(diào)度決策程序參見附錄P。12.2 SCADA系統(tǒng)應(yīng)設(shè)置ESD程序和水擊超前保護(hù)程序。12.3當(dāng)管道發(fā)生泄漏和火災(zāi)時，應(yīng)立即采取緊急停輸和隔斷措施。12.4其他異常工況處理應(yīng)執(zhí)行相應(yīng)的應(yīng)急預(yù)案。附錄 A（資料性附錄）各管段主要設(shè)計參數(shù)各管段主要設(shè)計參數(shù)見表A. 1。表A.1西部原油管道各管段主要設(shè)計參數(shù)管線設(shè)

28、計輸量104t/年設(shè)計壓力MPa管長km管徑mm累計管容m3 （標(biāo)況）烏魯木齊一鄯善100()8. 0297. 361083029鄯善一蘭州鄯善一新堡20008. 01399. 40813739929新堡一蘭州145. 60711吐哈油庫一鄯善首站20002. 54. 8507111801玉門分輸站一玉門煉廠6008. 015. 5355. 6134346A*閥室一秦川儲備庫1484. 38. 05. 4$7112014秦川儲備庫-46A*閥室16008. 05. 47112014附錄B （資料性附錄） 站間距及管容站間距及管容見表B. 1至表B. 5。表B. 1烏魯木齊一鄯善支干線站間距及管

29、容序號站名總里程km高程m站間距km站間管容 m31烏魯木齊首站0760. 40002達(dá)坂城中間熱泵站109. 521090. 00109. 52303503鄯善末站297. 30798. 0()187. 7852689合計83039表B.2鄯善一蘭州干線站間距及管容序號站名總里程km高程m站間距km站間管容 m31鄯善首站0798. 0()002四堡中間熱泵站237. 480705. 0()237. 4801166983翠嶺中間熱泵站365.326960. 00127. 846628244河西中間熱泵站430. 0691535.0064. 743318155安西中間熱泵站650. 28613

30、60. 60220. 2171082156玉門中間熱泵站749. 3801733. 8099. 094486957張掖中間熱泵站1030. 4101456. 5281. ()301380988山丹中間熱泵站1112.8581921. 2082. 448405159西靖中間熱泵站1327.0291783. 00214.堡中間熱泵站1396. 2262290. 0069. 1973400311蘭州末站1545. 0021537. 19148. 77653822合計739929表B.3 吐哈進(jìn)油支線站間距及管容序號站名里程km站間距km高程m站間管容 m31吐哈支線首站00

31、725. 002鄯善末站4. 8544. 854798. 01801表B.4玉門分輸支線站間距及管容序號站名里程站間距高程站間管容kmkmmm31玉門中間熱泵站001733.802玉門煉廠計量站15. 50315. 5032128. 91343表B.5秦川分輸/注入支線站間距及管容序號站名里程站間距高程站間管容kmkmmm3146A*閥室002200. 002秦川儲備庫5. 45. 42183.02014附錄C(資料性附錄)閥室、檢測點分布閥室、檢測點分布見表C. 1。表C. 1管道閥室、檢測點分布序號閥室名稱里程km高程m閥室類型11#線路截斷閥室33. 821182.00RTU22#線路截

32、斷閥室75. 131266. 00手動31#檢測點118.431365. 30高點44#線路截斷閥室145. 13763. 00RTU55#線路截斷閥室174. 57507. 00手動66#線路截斷閥室211.15428. 00RTU77#線路截斷閥室240. 40517. 00RTU88#線路截斷閥室268. 70738. 00手動99#線路截斷閥室332. 37752. 00手動1()1()#線路截斷閥室366. 30684. 00手動1111 #線路截斷閥室400. 80753. 00RTU1212#線路截斷閥室435. 70735. 00手動1313#線路截斷閥室471. 30705.

33、 00手動1414#線路截斷閥室502. 80651. 00RTU1515#線路截斷閥室557. 50692.00RTU1615*A線路截斷閥室577. 60616. 00手動1716#線路截斷閥室599. 30662.00手動1817#線路截斷閥室631. 90702. 00單向1918#線路截斷閥室697. 141330.單向2019#線路截斷閥室761.161629. 00RTU2120#線路截斷閥室792. 341751. 00RTU222#檢測點811.161903. 25高點2321#線路截斷閥室824. 401766. 00RTU2422#線路截斷閥室853.881653. 00

34、手動2523#線路截斷閥室884. 671551. 30手動2624#線路截斷閥室915.001450. 00手動表C. 1 (續(xù))序號閥室名稱里程km高程m閥室類型2725#線路截斷閥室979. 901496. 0()RTU2826*線路截斷閥室1014. 541621. 00RTU2927#線路截斷閥室1070. 951821. ()0RTU303#檢測點1081. 001915. ()0高點3128#線路截斷閥室1109. 701749. 00RTU3229#線路截斷閥室1136.901584. 00RTU3330#線路截斷閥室1167. 101556. ()0手動3431s線路截斷閥室

35、1197. 801577. ()0手動3532#線路截斷閥室1226. 201540. 00RTU3633#線路截斷閥室1259. 111450. 00手動3734#線路截斷閥室1285. 601437. ()0手動3835#線路截斷閥室1316. 601456. ()0RTU3936#線路截斷閥室1356.801586. 00單向4037#線路截斷閥室1384. 001734. 0()手動4138#線路截斷閥室1426. 452226. 0()單向424#檢測點1440. 902593.50高點4339#線路截斷閥室1470. 002158. 00手動4440#線路截斷閥室1492. 701

36、985. 0()RTU4540線路截斷閥室1533.001756. 00手動4642#線路截斷閥室1560. 001625. 00RTU4743#線路截斷閥室1606. 001671. 80手動4844#線路截斷閥室1665. 801914. 00RTU495#檢測點1709. 412828.60高點5045*線路截斷閥室1726. 702487. 00手動5146*線路截斷閥室1754. 602227. ()0RTU5246A*線路截斷閥室1766. 992200. ()0RTU5347#線路截斷閥室1781. 001952. 00RTU5448#線路截斷閥室1809. 001775. 00

37、手動5549#線路截斷閥室1837. 901561. 0()RTU附錄D（資料性附錄）管道縱斷面圖西部原油管道縱斷面圖見圖D. 1。1晅菡豸SMS曝鏑K T d5 .K061 委一 OOU 0C2 I 一gi OR- 811 1 006 委QX. 009 羨 cot 華 務(wù) 81SRII m0091UOOGT nXKT -華Z.8000附錄E（規(guī)范性附錄）各站進(jìn)出站最大允許操作壓力各站進(jìn)出站最大允許操作壓力見表E. 1。表E.1各站進(jìn)出站最大允許操作壓力站名進(jìn)站MPa出站MPa泵出口匯管壓力MPa烏魯木齊站1. 68. 210. 5達(dá)坂城站4. 86. 58. 0烏鄯支鄯善末站6. 31. 6

38、鄯善首站1. 68. 29. 8四堡站6. 38. 29. 8翠嶺站4. 88. 29. 8河西站3. 08. 29. 8瓜州站6. 38. 29. 8玉門站4. 88. 29. 8玉門分輸去煉廠8. 09. 8玉門分輸進(jìn)生產(chǎn)庫3. 01. 6張掖站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秦川儲備庫分輸7. 51. 0秦川儲備庫注人8. 0蘭州末站131. 6附錄F（規(guī)范性附錄）各站壓力開關(guān)設(shè)定值參數(shù)各站壓力開關(guān)設(shè)定值參數(shù)見表F. 1。表F.1各站壓力開關(guān)設(shè)定值參數(shù)序號站名開關(guān)名稱儀表位號安裝位置設(shè)定值MPa1烏魯木齊首

39、站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401給油泵進(jìn)口02低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0402輸油泵進(jìn)口0. 33高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0401輸油泵出口10. 54高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101出站8. 25達(dá)坂城站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 36高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口8. 07高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站6. 58鄯善首站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401給油泵進(jìn)口09低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0402輸油泵進(jìn)口0. 31()高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口9. 811高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 212四堡站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 313高壓保護(hù)開關(guān)PSLL0

40、101輸油泵出口9. 814高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 215翠嶺站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 316高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口9. 817高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 218河西站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 319高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口9. 820高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 221安西站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 322高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口9. 823高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 224玉門站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 325高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸

41、油泵出口9. 826高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 227高壓保護(hù)開關(guān)PSH0103分輸支線出站8表F. 1 (續(xù))序號站名開關(guān)名稱儀表位號安裝位置設(shè)定值MPa28張掖站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 329高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口9. 830高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 231山丹站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 332高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口9. 833高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 234西靖站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 335高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口9. 836高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站

42、8. 237新堡站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0401輸油泵進(jìn)口0. 338高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0101輸油泵出口9. 839高壓保護(hù)開關(guān)PSH0102出站8. 240蘭州末站高壓保護(hù)開關(guān)PSH0101減壓閥后1. 641高壓保護(hù)開關(guān)PSHH0102減壓閥后2. 042吐哈支線首站低壓保護(hù)開關(guān)PSLL0101給油泵進(jìn)n0. ()543玉門生產(chǎn)運(yùn)行庫低壓保護(hù)開關(guān)PIAS- 11051, 11052 PIAS- 11061, 11062干線給油泵進(jìn)口0. 0244高壓保護(hù)開關(guān)PIAS- 11053, 11063干線給油泵出口1. 745300X 104m3秦川國家?guī)斓蛪罕Ｗo(hù)開關(guān)PIAS- 12028喂油泵

43、進(jìn)口0. ()146高壓保護(hù)開關(guān)PIAS- 12029喂油泵出口0. 947低壓保護(hù)開關(guān)PIAS- 12005外輸泵進(jìn)口0. 248高壓保護(hù)開關(guān)PIAS- 12006外輸泵出口7. 849100 x 104m3秦川生產(chǎn)庫低壓保護(hù)開關(guān)PIAS- 1229喂油泵進(jìn)口0. 0950高壓保護(hù)開關(guān)PIAS- 1232喂油泵出口0. 9附錄G（資料性附錄）各站出站壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)各站出站壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)見表G. 1。表G. 1各站出站壓力調(diào)節(jié)閥技術(shù)參數(shù)站名調(diào)節(jié)閥編號位置壓力等級閥門口徑 in主要控制參數(shù)烏魯木齊首站Y01106出站Class60012出站壓力Y01109出站Class60012出站壓力

44、達(dá)坂城站Y02111出站Class 60012出站壓力Y02114出站Class 60012出站壓力鄯善首站Y04110出站Class 60020出站壓力Y04111出站Class 60020出站壓力四堡站Y05115出站Class 60020出站壓力Y05118出站Class 60020出站壓力翠嶺站Y06115出站Class 60020出站壓力Y06118出站Class 60020出站壓力河西站Y07115出站Class 60020出站壓力Y07118出站Class 60020出站壓力安西站Y09115出站Class 60020出站壓力Y09118出站Class 60020出站壓力玉門站Y

45、10115出站Class 60020出站壓力Y10118出站Class 60020出站壓力Y10144分輸支線Class 6008分輸流量Y10145分輸支線Class 6008分輸流量PV1301分輸進(jìn)庫Class 30028進(jìn)庫壓力PV1302分輸進(jìn)庫Class 30028進(jìn)庫壓力張掖站Y12115出站Class 60020出站壓力Y12118出站Class 60020出站壓力山丹站Y13115出站Class 60020出站壓力Y13118出站Class 60020出站壓力西靖站Y15115出站Class 60020出站壓力Y15118出站Class 60020出站壓力新堡站Y16110出

46、站Class 60020出站壓力Y16113出站Class 60020出站壓力表G. 1 （續(xù)）站名調(diào)節(jié)閥編號位置壓力等級閥門口徑 in主要控制參數(shù)秦川儲備庫PV12040分輸進(jìn)庫Class 60028進(jìn)庫壓力PV12041分輸進(jìn)庫Class 60028進(jìn)庫壓力PV12042注人出庫Class 60028出庫壓力蘭州末站Y17119進(jìn)站Class 90020進(jìn)站壓力Y17120進(jìn)站Class 90020進(jìn)站壓力Y17121進(jìn)站Class 90020進(jìn)站壓力附錄H（規(guī)范性附錄）各站進(jìn)出站泄壓閥參數(shù)各站進(jìn)出站泄壓閥參數(shù)見表H. 1。表H. 1各站泄壓值設(shè)定值參數(shù)站名位置閥門編號泄放流量m3/h壓力

47、設(shè)定值MPa烏魯木齊首站出站Y011126008. 5達(dá)坂城站進(jìn)站Y0212210004. 8出站Y021256007. 0鄯善首站進(jìn)站Y0412110006. 3出站Y0411813008. 5四堡站進(jìn)站Y0512617006. 3出站Y0512913008. 5翠嶺站進(jìn)站Y0612517004. 8出站Y0612813008. 5河西站進(jìn)站Y0712617003. 0出站Y0712913008. 5安西站進(jìn)站Y0912617006. 3出站Y0912913008. 5玉門站進(jìn)站Y1012617004. 8出站Y1012913008. 5張扳站進(jìn)站Y1212617006. 3出站Y12129

48、13008. 5山丹站進(jìn)站Y1312617004. 8出站Y1312913008. 5西靖站進(jìn)站Y1512617008. 5出站Y1512913008. 5新堡站進(jìn)站Y1612617004. 8出站Y1612913008. 5蘭州末站調(diào)節(jié)閥前 0Y17132調(diào)節(jié)閥后Y1712313001. 8Y17126表H. 1 （續(xù)）站名位置閥門編號泄放流量 m3 /h壓力設(shè)定值MPa秦川儲備庫進(jìn)站調(diào)節(jié)閥前XYV1200120607. 5進(jìn)站調(diào)節(jié)閥后XY VI200320601. 0出站XY VI200222007. 5附錄I（規(guī)范性附錄）管道最大允許停輸時間管道最大允許停輸時間

49、見表I. 1。表1.1管道最大允許停輸時間管線停輸時間月份1234567891011 12烏鄯線允許停輸時間，h2430鄯蘭線允許停輸時間，h順序輸送3030混合輸送4848附錄J（資料性附錄）各站輸油泵配置參數(shù)各站輸油泵配置參數(shù)參見表J. 1。表J. 1各站輸油泵配置參數(shù)管線站名泵機(jī)組編號輸油泵型號級數(shù)額定流量 m3/h額定揚(yáng)程m電機(jī)功率 kW烏鄯 支干線烏魯木齊首站B- Y01401 B- Y01403ZM II 630/031700120390B- Y01404B- Y01407SMI 32S/01 X 714709201600達(dá)坂城站B- Y02401 B- Y02404暫無11400

50、2501100鄯XL.干線鄯善首站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翠嶺站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玉門站PP1105PP1106300GKS75 X 21700150450B- Y10401 B- Y10405ZLM IP440/06ZLM IP530/0611600/2800135 (1) /250 (4)1244/2181張掖站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吐哈支線吐哈支線首站B- Y18401 B- Y1840335

53、0GDKS90X3114001801000表J. 1 （續(xù)）管線站名泵機(jī)組編號輸油泵型號級數(shù)額定流量m3/h額定揚(yáng)程m電機(jī)功率 kW秦川支線300 X 104m3秦川國家?guī)霣12004B12005EDS200 - 640 - A1600100265B12006EDS300 - 600 - A11200100500B12001B12002SCSK650- 125 X616007001490B12003SCSK1200-200X4112007002950100 x io4m3秦川生產(chǎn)庫B1205B1206YB450M1 - 4WG11200100500附錄K（規(guī)范性附錄）加熱系統(tǒng)參數(shù)加熱系統(tǒng)參數(shù)見

54、表K. 1和表K. 20表K.1熱媒爐工藝參數(shù)序號項目單位控制部分檢測位置8000kW6300kW4000kW1原油人換熱器壓力MPa原油/熱媒換熱器人口管線2原油人換熱器溫度C原油凝固點35原油/熱媒換熱器入口管線3原油進(jìn)出換熱器壓差MPa0. 0250. 035原油/熱媒換熱器出口管線4原油出換熱器溫度C 65原油/熱媒換熱器出口管線5原油出換熱器匯管溫度C0. 1熱媒爐熱媒人口管線9爐出口溫度C280熱媒爐熱媒出口管線10爐出口壓力MPa0. 1熱媒爐熱媒出口管線11熱媒出口盤管油溫C280熱媒爐熱媒出口盤管管線12熱媒匯管人口溫度C200熱媒爐熱媒人口匯管管線13熱媒匯管出口溫度C28

55、0熱媒爐熱媒出口匯管管線14膨賬罐液位mm1000160066015006001200膨賬罐端部15膨賬罐溫度C200膨脹罐16膨賬罐氮封壓力MPa0. 020. 050. 020. 1()膨脹罐17儲油罐溫度C250儲油罐18燃料油罐液位mm安全罐位燃料油罐19燃料油罐油溫度C不小于40燃料油罐20燃料油供油壓力MPa1.8-燃料油供油管線21燃料油供油溫度C70 90燃料油供油管線22燃料油回油壓力MPa 0. 7燃料油回油管線23鼓風(fēng)機(jī)送風(fēng)壓力MPa0. 0015鼓風(fēng)機(jī)送風(fēng)管線24鼓風(fēng)機(jī)送風(fēng)溫度C217鼓風(fēng)機(jī)送風(fēng)管線25熱空氣溫度C190217217熱空氣出空氣預(yù)熱器管線26爐體排煙溫度

56、C310320320熱媒爐出爐排煙管線27排煙溫度C140150150煙氣出空氣預(yù)熱器管線28空氣壓縮罐壓力MPa0. 21表K.2熱媒爐報警停爐設(shè)定值序號項目單位8000kW6300kW4000kW預(yù)報報警停爐點預(yù)報警點報警停爐點預(yù)報警點報警停爐點1爐人口溫度C2502502502爐出口溫度C30()3102903002903003爐出口盤管溫度C3002902904熱媒流量m3/h1651501401301401305匯管進(jìn)口溫度C2502502506匯管出口溫度C3002902907膨脹罐液位低mm8006006604606004008膨賬罐液位高mm1500170015001700120014709熱空氣溫度C2202402272502272501()爐體排煙溫度C35()38035038035038011排煙溫度C20016020016020012助燃風(fēng)機(jī)送風(fēng)溫度C22024022725022725013助燃風(fēng)機(jī)送風(fēng)壓力MPa0. 001514燃料油供油溫度低C6015燃料油供油溫度高C10016燃料油回油溫度高C7017燃料油供油壓力低MPa1. 718燃料油回油壓力高M(jìn)Pa1. 5附錄L（規(guī)范性附錄）全線儲罐參數(shù)全線儲罐參數(shù)見表L. 1。表L.1全線