彭州丹景山
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2023年2月13日发(作者：)项目号:SCKH-DD100767
文件号:SPC-0331储01-01
说明书
四川科宏石油天然气
工程有限公司
CADD号:SPC-0331储
设计阶段:施工图
日期:2012.02.25
设计证书编号：A151008377甲级
勘察证书编号：221062-ky乙级
兰州-成都原油管道工程（第3标段）
彭州末站
工艺部分
第1页共4页0版
编制校对审核审定
1设计依据
1.0.1中国石油天然气管道工程有限公司《兰州－成都原油管道工程初步设计(0版)》，
2011年2月；
1.0.2《兰州－成都原油管道工程》施工图统一规定(0版)2011年3月；
1.0.3兰成中贵工程相关会议精神。
2遵循的主要技术标准、规范
2.0.1《输油管道工程设计规范》(2006年版)GB50253-2003；
2.0.2《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004；
2.0.3《油气输送管道工程站场用钢管技术条件》Q/SYGJX104-2010；
2.0.4《原油输送管道用钢管通用技术条件》Q/SYGJX102-2010；
2.0.5《油气输送管道工程用DN350及以下管件技术条件》Q/SYGJX105-2010；
2.0.6《油气输送管道工程用DN400及以上管件技术条件》Q/SYGJX106-2010；
2.0.7《石油天然气建设工程施工质量验收规范站内工艺管道工程》SY4203-2007；
2.0.8《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011；
2.0.9《石油地面工程设计文件编制规程》SY/T0009-2004；
2.0.10《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB50540-2009）；
2.0.11《工业金属管道施工规范》GB50235-2010;
2.0.12《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008;
2.0.13《油气田地面管线和设备涂色标准》SY/T0043-2006;
2.0.14其它相关规范。
3设计参数
3.0.1来油规模：770-1450m3/h
3.0.2来油压力：0.40~0.66MPa
3.0.3静水压力：4.81MPa
3.0.4来油管线规格：Φ610×9.5L450(X65)
项目号:SCKH-100767
文件号:SPC-0331储01-01
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勘察证书编号：221062-ky乙级
兰州-成都原油管道工程（第3标段）
彭州末站
工艺部分
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4原油物性
单一油样及混合油的基础物性
原油
项目
哈油北疆油塔里木油
哈油∶北疆油∶
塔里木油＝
6∶2∶2混合油
20℃密度(kg/m3)830.9854.8
871.1843.7
初馏点(℃)//
/62
析蜡点(℃)27.424.9
20.223.2
反常点(℃)15221017
室温下直接813-36
凝点
(℃)
加热至50℃013-5-2
含蜡量(m%)9.7813.632.529.03
胶质含量(m%)5.356.397.956.08
沥青质含量(m%)0.30.133.210.85
含硫量(m%)0.72683mg/l0.990.63
5设计内容
5.0.1站场位置
彭州末站位于四川省彭州市丹景山镇杉柏村14组。站址为四川省成都市石化基地统
一规划设计。石化基地位于四川省彭州市的西北方向，距离市区约6km，距离景山镇和
隆丰镇均约3km，北邻小石河。
5.0.2站场主要功能
彭州末站接收江油泵站来油，并输送至彭州炼油厂。具有清管器接收、油品计量、压
力泄放的功能。
5.0.3主要工艺流程
1正输流程：江油泵站来油—流量计—过滤器—调节阀—过滤器—消气器—流量计—
调节阀—彭州炼油厂；
2清管器接收流程：江油泵站来油—流量计—清管接受筒--过滤器—正输流程；
3流量计标定流程：江油泵站来油—流量计—过滤器—调节阀—过滤器—消气器—流
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彭州末站
工艺部分
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量计—标定系统——彭州炼油厂；
4进站压力泄放流程：江油泵站来油—流量计—泄压阀—泄压罐；
5出站压力泄放流程：江油泵站来油—流量计——过滤器—调节阀—泄压阀—泄压罐。
5.0.4主要工艺设施
1泄压回注泵：设有1台泄压回注泵（Q=20m3/hP=4MPaN=45kW）；；
2清管设施：设清管器接收筒1个(PN80DN600)；
3泄压罐：设200m3拱顶泄压罐1座；
4泄压阀组：进站设泄压阀组(Class6008＂)2套，设定值分别为7.6MPa和7.8MPa，
出站调压系统2套（调压阀Class60014＂2个），出站泄压阀组（Class1508＂）2
套，设定值分别为1.8MPa和2.0MPa。
6施工说明
6.0.1工艺设备安装
1站内管道、阀门施工及验收标准按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》
（GB50540-2009）及《石油天然气建设工程施工质量验收规范站内工艺管道工程》
SY4203-2007执行。
2过滤器、清管器接收装置等非标设备的安装按《现场设备、工业管道焊接工程施工
及验收规范》GB50236-2011执行。
3消气器、流量计等高精度设备应在站内管道清扫、试压完成后方可和管线连接安装，
避免损坏。
4各类流量计、非标设备等施工时应有施工监理监督，制造商应到现场指导安装、调
试。
6.0.2管线吹扫试压
1除非有特殊要求，输油站场的工艺管道的吹扫试压应按照《石油天然气站内工艺管
道工程施工规范》（GB50540-2009）中“吹扫与试压”中的相关规定执行。
2管道吹扫前，调节阀、节流阀必须拆除，不参与系统吹扫的设备及管道系统，应与
吹扫系统隔离。
3输油站场的工艺管道试压时工作介质是液体额宜用清洁水，工作介质是气体的宜用
空气，有衬里的设备系统应选用经分离的空气，扫线压力应小于管道设计压力。当工艺
管道试压时的环境温度低于5℃时，必须对工艺管道采取必要的防冻措施，无防冻措施
项目号:SCKH-100767
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勘察证书编号：221062-ky乙级
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工艺部分
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时不得进行试压作业。
4输油站场管线安装完毕后，在外防腐保温施工前应按照不同的压力等级进行系统的
强度试压和严密性试压（包括绝缘管接头），不宜与管道一起试压的系统、设备、管件、
阀门及仪器等隔开，分别试压。
5流量计等主要设备不包括在管线系统试压范围内，在试压完毕后再与设备连接，管
道焊缝应进行100%无损检测，检测方法应优先选用射线检测或超声波检测。管道最终的
连头段的对接焊缝应进行100%的射线检测和100%的超声波无损检测。
6管道焊缝进行射线检测和超声波检测时，设计压力大于4.0MPa为Ⅱ级合格，设计
压力小于或等于4.0MPa为Ⅲ级合格。
7管道对接焊缝和角焊缝应进行100%的外观检查，检查合格后方允许进行无损检测，
无损检测应按现行行业标准《石油天然气钢制管道无损检测》（SY/T4109-2005）的规定
执行。
8工艺管道以水为介质的强度试验，试验压力应为设计压力的1.5倍；以空气为介质
的强度试验，试验压力应为设计压力的1.15倍。工艺管道严密性试验压力应与设计压力
相同。
6.0.4其它
1各区域系统的施工要求见各专业的施工说明。
2施工应严格按照设计图纸、设计联络单以及施工规范的要求进行。
3施工中如发现设计问题，请及时向设计人员反馈信息，以便及时处理，确保工程建
设的顺利进行。