SY/T 6695-2014
基本信息
标准号： SY/T 6695-2014
中文名称：成品油管道运行规范
标准类别：石油天然气行业标准(SY)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
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标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
SY/T 6695-2014 成品油管道运行规范
SY/T6695-2014
标准压缩包解压密码：www.bzxz.net
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标准内容
ICS75.010
备案号：46012—2014
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6695—2014
代替SY/T6695-2007
成品油管道运行规范
Operational specification of refined oil products pipeline2014—03—18发布
国家能源局
2014-08—01实施
规范性引用文件
3术语和定义
生产准备
5投油
运行与维护
工艺运行操作
经济运行
设备操作与维护
管道管理
应急管理
基础工作
附录A（资料性附录）
试运投油方案
SY/T66952014
SY/T6695—2014
本标准按照GB/T1.1-2009《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。
本标准代替SY/T6695—2007&成品油管道运行规范》，与SY/T6695-2007相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
增加引用了车用柴油、车用乙醇汽油调合组分油等油品的相关标准（见第2章）；一增加了对于建成后超过三个月未投产的支线，投产时应进行试压检漏的要求（见5.8）；增加了进管道油品质量要求的相关表述（见7.12.5）。本标准由石油工业油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司北京油气调控中心、中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司西部管道分公司、中国石油天然气股份有限公司西南管道分公司、中国石化销售有限公司华南分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司。本标准起草人：丁小勇、郭祎、张增强、刘洪、张城、部国泰、毕锋东、王卫东、樊欣、崔祥、王东鹅。
1范围
成品油管道运行规范
本标准规定了陆上成品油管道试运、投油、运行和维护的一般技术要求。SY/T6695—2014
本标准适用于输送汽油，柴油，喷气燃料的陆上成品油管道。输送其他液态烃类石油产品的管道也可参照执行。
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GB252普通柴油
GB65373号喷气燃料
GB17930
GB19147
车用汽油
车用柴油
GB/T21246理地钢质管道阴极保护参数测量方法GB/T22030
SY/T5919
车用乙醇汽油调合组分油
理地钢质管道阴极保护技术管理规程油气管道仪表及自动化系统运行技术规范SY/T6069
SY/T6325
输油气管道电气设备管理规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
成品油refined oilproducts
石油经过炼制加工或调合达到国家规定的产品质量标准用于销售的油品，包括汽油、柴油和喷气燃料等。
批次hateh
顺序输送管道内连续输送的某种油品。批次所具有的属性包括：编号、油品类型、油品标号、数量、货主或炼厂，通常一个批次从某站连续注入管道而形成，一个批次可以被分割、部分分输或暂时储存在某个油库。
批次量batchvolume
个批次油品的数量。最小批次量是管道顺序输送一个批次油品允许的最小数量，3.4
批次顺序
batch sequence
-iiiK wcut KAca
SY/T6695—2014
管道内各个批次的排列顺序。
批次界面batchinterface
管道内相邻两个批次交界处两种油品相互掺混的区域。3.6
混油transmixture
批次界面内的油品，该段油品为前后两种油品的混合物，通常用油品数量或在管道内的长度表示混油量。
批次循环batchcycle
管道输送多种油品完成一个预定的批次顺序称为完成了一个批次循环，所需的时间称为循环周期，一年内完成的循环数量称为循环次数。3.8
运输时间travel time
将油品从注入站输送到某分输站所需要的时间。3.9
注入injection
在管道首站或某中间站将油品注人到管道系统中。管道内油品全部由某站注人称为全注人，若有多个站同时向管道内注人油品，则其中每个站的注人称为部分注入。3.10
分输delivery
通过支线从干线某站卸载油品。该站是支线的首站。若某站的分输流量等于上游来油的流量，则称在该站的分输为全分输，若某站分输的流量小于上游来油的流量，则称在该站的分输为部分分输。3.11
下载download
从管道中卸出油品就地储存。
4生产准备
4.1管道试运投产应成立临时组织机构。包括但不限于业主、设计，施工、监理、运行、油品销售等单位有关人员组成，负责统一指挥和协调全部的试运投产工作。4.2编制试运投产方案的要求参见附录A，针对高后果区和环境敏感区，应制定相应应急预案和保护措施，审查批准后按照方案做好有美准备。4.3按照设计文件和有关施工及验收规范，组织对管道、站场施工建设情况及管道试运行临时设施等进行试运行前工程检查并确认具备试运行条件。4.4建立生产运行管理组织机构，配备经过培训合格的岗位人员，编制HSE体系文件。4.5签订有关油品运输、计量交接，运行调度、安全环保、供用电，供排水，通信、维抢修等协议或合同。
4.6按照有关技术标准、设计文件及设备生产厂家的操作手册进行设备单体试运，消防系统的试运执行国家有关规定并应由当地消防管理部门验收合格。4.7建成未投产的管道应视同在役运行管道进行管理与保护。2
5投油
SY/T6695—2014
5.1成品油管道投油可采用水联运后注油方式、水隔离段后注油方式和氮气或情性气体隔离段后注油方式。
5.2投油前应进行清管作业。
5.3投油方案（参见附录A）中应包括水力计算的内容，各输油站及工艺设施的运行参数应在设计规定的充许范围内。
5.4投油宜采用单一油品，应根据输送介质及管道地形特点确定不同介质间的隔离方案和排水（气）方案。
5.5管道投油时应投用站场和全线关键安全保护系统及各单体设备保护系统。5.6投油过程中应预测和跟踪油头位置，辅以工艺计算油头界面运行速度，按照方案进行排水（气），并对管道穿跨越、阀室、高点、低点等进行重点巡查，油头到达末站后至少连续运行72h后投油过程结束：
5.7应制定含油污水处理方案，污水排放应符合相关标准，避免对环境造成污染。5.8未与干线同步投产的支线管道建成后若超过3个月投油时应进行试压检漏，可采用全管充水或充氮气、情性气体等方式检漏。6运行与维护
6.1管道运营公司应编制管道工艺运行规程和输油设备运行与维护规程。6.2管道运营公司应按照所编制的规程进行管道的运行与维护6.3管道控制中心应制定详细的输油方案，并对全线进行集中控制。输油方案至少应包括批次，顺序、批量、注人、分输、切换、混油切制及处理方案等内容6.4进行维护和修理工作应考虑现场条件（如温度、压力、管道内油品物性、地形、环境）对作业可能产生的影响。
6.5管道运营公司宜建立管道完整性管理程序6.6应对运行与维护人员进行专项技能培训及资格认证6.7管道ESD与水击保护系统、泄压系统和单体设备保护系统等应完好、可靠。7工艺运行操作
7.1运行参数
7.1.1管道系统中任意点的最大稳态运行压力及管道停运状态下的静压力不应超过该点的设计压力。7.1.2运行中由于水击等原因造成的压力脉动上升，在系统中的任意点均不应超出设计压力的10%，
7.1.3管道进站压力应能满足输油泵人口压力要求，系统中各点的最小压力应大于输送油品在运行温度下的饱和蒸气压。
7.1.4进人管道的油品温度应控制在管道设计范围内：一般不宜超过35℃。7.2流程操作
7.2.1流程操作宜在监控系统和全保护系统正常时进行。7.2.2流程操作应遵循“先开后关”原则，高低压衔接流程导通时应“先低后高”，切断时应“先高3
-iiiKwcutKAca
SY/T6695-2014
后低”。
7.2.3收发油和注人、分输操作应提前与管道上下游单位做好协调工作，防止管道超压和油品污架7.3顺序输送
7.3.1应合理确定管道允许最小批次量，其对应的混油量不大于最小批次量的3%。7.3.2批次量不应小于最小批次量，宜尽量加大批次输送量。7.3.3应采用密闭输送工艺。
7.3.4确定输送次序时，宜选择密度以及其他理化性质相近的两种油品相邻输送。不同炼厂的同一种油品宜分开储存、输送。
7.3.5管道计划停输宜使批次界面中密度较大的油品位于地势相对较低的位置：非计划停输时间较长且批次界面位置不合适，宜关断界面上下游线路截断阅门。7.4注入操作
7.4.1注入操作宜采用流量控制方式。7.4.2部分注人油品应与管道内注人点当前油品一致，注人应避开混油界面。7.4.3应根据管道上下游流量及注人总量安排，合理控制注入流量使注人点上游的雷诺数大于临界雷诺数。
7.5分输操作
7.5.1部分分输作业宜采用流量控制方式7.5.2在分输作业时、不能分输混油的站场应避开混油界面，能分输混油的站场应按照相关规定切割。
7.5.3应根据管道上下游流量及分输总量安排，合理控制分输流量使分输点下游的雷诺数大于临界雷诺数。
7.6、泵站控制
7.6.1应根据输送流量选择合适的输油泵机组，并优先选择调速机组。7.6.2采用调速电机和（或）压力调节阅作为泵站控制设备。应根据运行工况控制的需要选择采用进站压力控制、出站压力控制或流量控制。7.6.3批次界面经过泵站时会引起压力较大变化，运行中应制定预调节措施，实现平稳输送。7.6.4输油泵机组切换应充分考虑泵壳内油品可能会对当前批次油品造成污染、减压站控制
应根据管道系统控制和线路高程情况制定减压站运行控制方案，使减压站完成以下任务：a）主调节回路控制减压站背压，保证上游高点处压力高于油品的饱和蒸气压。保护性调节回路控制减压站下游压力，保证下游管道不超压。b
管道停运时，减压站全关闭，截断静压。d）当管道出现水击时，水击保护系统的设置应能保证减压阀安全和正常调节7.8批次跟踪
7.8.1应对进人管道系统输送的批次进行跟踪。7.8.2批次跟踪的方法包括手工计算、在线或离线模拟计算跟踪等。7.8.3应及时掌握批次界面在管道中所在位置，分析批次界面移动对运行参数的影响，及时调整运行参数，修正注人和分输计划。7.9.界面检测
SY/T6695-2014
7.9.1在管道首站出站、混油下载站进站前和进站、分输站进站、分输阀室和注人站进站等位置安装的界面检测仪，应可靠投用并正常工作。7.9.2应使用界面检测仪的数据修正批次跟踪的结果。7.10混油切割
应根据油品分析结果和末站（或中间下载站）接收油罐容积等条件确定混油切割方案。7.10.1
根据界面检测结果进行混油切割。7.10.2
混油头和混油尾应尽量收入大容量的纯净油品的储罐中以减少纳人混油罐的混油量。7.10.3
混油切割的检测指标范围应根据相邻输送的批次油品质量潜力确定。7.10.4
混油处理
混油处理可采取混和拔头两种方式，并优先采取掺混方式。7.11.1
7.11.2混油段中同种油品部分高标号油品可降低标号使用切割进低标号油品中降级使用。7.11.3油品互相的允许掺混比例应根据油品质量指标和质量余量计算得出根据配比试验结果确定，在实际回中应留有余地。
7.12油品质量监测
在收发油作业和油品进人管道前以及混油掺混前后应进行油品质量检测7.12.1
7.12.2在油品交接站应进行油品化验分析，宜设油品化验分析实验室，配备必要的设备仪器。油品取样和化验分析项目交接双方协商确定。7.12.3
交接油品的质量应符合相关标准规定的技术指标，并由质量部门出具合格证明：7.12.4
输送普通柴油应满足GB252的质量指标。6）
输送车用柴油应满足GB19147的质量指标。输送车用汽油应满足GB17930的质量指标。输送车用乙醇汽油组分油应满足GB/T22030的质量指标d）
输送3号喷气燃料应满足GB6537的质量指标。进入管道系统的油品应有适当的质量指标潜力。各种油品重点关注的指标为：柴油的闪点，7.12.5
93”汽油的终馏点，97汽油的辛烷值和终馏点。7.13油品计量
交接双方成根据签订的“计量交接协议”进行油品计量油品计量以质量为单位。
7.13.3所有计量器具和仪表均应经计量检定部门检定合格。7.13.4
应定期进行油品数量统计，并且在进出管道系统的所有站点同时进行。7.13.5存油盘点应至少每月一次，统计包括储油罐、干线管道，站内管道与容器等所有油品的存量。
7.14清管作业
根据管道运行和油品质量检测情况安排管道清管作业7.14.1
7.14.2清管作业应制定相应的清管方案，明确清管作业组织机构、清管器的选用、清管步骤、流程5
-iiiKwcutKAca
SY/T6695—2014
操作、运行控制、事故预案等事宜。7.14.3制定清管方案时应遵循“循序渐进”的原则，避免出现堵塞、卡阻的现象7.14.4清管作业宜安排在价值较低的油品批次中进行，并做好相应的清管器跟踪工作。8经济运行
8.1在输送油品性质和输量一定的情况下，应在安全运行的基础上通过优化运行参数和工艺操作，降低运行成本。
8.2应根据输油计划缩制管道运行方案，对收、输、销和库存油量进行综合平衡，合理确定流量和运行泵机组，并使泵机组在高效区运行，减少节流损失。8.3应合理确定批次顺序和循环次数，制定混油切割方案，减少混油量和油品降级贬值损失。8.4应定期进行管道运行分析，对耗能设备进行效率测试。对系统运行效率进行评价。9设备操作与维护
9.1总体要求
9.1.1应对输油泵机组、油罐、阅门、计量、电气、仪表自动化、通信等设备设施制定有关操作、维护，检修规程和管理制度，建立设备档案。9.1.2操作和维护设备应执行有关标准规程，操作人员应持有有效操作证。9.1.3应按规定对运行设备进行监控和检查，并记录主要运行数据，设备不应超压、超温、超负荷运行。
9.1.4设备检修应执行有关标准规程，应有明确的检修周期、技术要求和质量标准，并应储存一定数量的备品配件。
9.1.5检修设备与系统应有效切断隔离，并作好检修设备离线期间的运行控制和安全保护。9.2输油泵机组
9.2.1应按照操作规程启、停操作输油泵机组。9.2.2输油泵机组运行时主要监控电流、进出口压力、润滑油、温度、震动、密封泄漏，并特别注意输油泵的最小流量限制要求
9.2.3宜采用“先启后停”方式进行输油泵机组切换，启动前先降低运行泵排量9.2.4输油泵机组的检测、报警、保护系统应完好。9.3储油罐
9.3.1收发油应遵循“存新发旧”的原则，根据油品的质量、温度、存储时间、设备情况和罐位等因素确定收、发油罐。收油时宜将罐次装至其安全容量，发油时宜安排油温相近罐的油品顺序外输。
9.3.2储油罐液位应在规定的安全液位范围内。特殊情况下可超出安全液位，但不应超出极限液位。9.3.3储油罐储油温度应保持在保证油品质量前提下的合适范围。9.3.4应特别注意对静止油罐的检查，防止因阀门渗漏造成油品污染。9.4阀门
9.4.1应对各阀门定期检查维护使其满足工艺控制的要求。9.4.2阅门的操作应执行有关操作规程。6
9.4.3遥控操作的阀门和执行机构应定期进行远程操作测试。9.4.4安全阀、泄压阀等应按规定投用并定期校验SY/T6695-2014
9.4.5管道线路截断阀应定期检查和保养，至少每年开关操作一次，使其处于可操作状态。9.5保护装置
9.5.1保护装置包括执行器、检测仪表及控制系统，应定期进行检查和测试。9.5.2保护装置检查和试验内容包括：工作状态，保护功能，设定值和驱动响应是否正确。9.5.3应定期检查和维护装有快开盲板的收发球简和过滤器，并特别注意联锁关闭装置。9.6辅助系统
输油站电气设备运行管理按照SY/T6325的规定执行9.6.1
管道仪表及自动化系统的运行管理按照SY/T6069的规定执行。输油站消防设施应按标准配备，并维护设施完好。9.6.3
管道通信应畅通，设施完好，满足管道正常运行控制和紧急停运的需要。10管道管理
埋地干线管道阴极保护按照SY/T5919的规定执行。10.1
10.2埋地干线管道阴极保护参数测量按照GB/T21246的规定执行。10.3站内工艺管道应进行有效的防腐绝缘，站内区域性阴极保护应可靠投用。10.4地面工艺管道应按标准涂刷颜色和标识。10.5管道维抢修动火作业应编制动火作业方案，作业实施前应进行可燃气体浓度检测以及风险因素识别和评价等工作。
11应急管理
11.1管道运营公司应编制书面应急预案，以便应对管道系统发生故障、事故或其他紧急情况，保护公众和管道公司人员安全，减少财产损失，保护环境。11.2应急预案中应为实施紧急行动人员熟悉作业任务制定保证措施，有关人员应了解输送油品的特性及处理油品泄漏和修理管道设施的安全做法11.3应急预案应包括与地方政府、公安、消防、医疗、环保等部门的联系，以便为配合紧急行动迅速互通信息，保证紧急情况下的公众安全，11.4管道运营公司应建立有计划的考查制度，至少每半年考查次有关人员是否了解应急计划的程序，应定期进行预案演练。
11.5应建立与管道沿线居民通信联系的集道：以便他们能够将发现的紧急情况报告给管道运营公司的有关人员。
11.6应有必要的抢修队伍和机具材料。12基础工作
12.1基础资料与记录
12.1.1应按时记录管道运行参数，设备状态、运行和能耗等参数，宜以自动采集记录为主。12.1.2管道运行记录和重要事件应从管道试运开始记录。-iiiKwcutKAca
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试运、投油、清管、试验及更改大修项目结束后应编写技术报告。12.1.3
管道（包括站内管网）及设备的峻工资料应齐全、准确。12.14
应建立管道（包括站内管网）及设备的运行和维修档案。应定期进行生产运行分析，间隔不应大于一个月。12.1.6
规章制度
应建立，健全各类工艺与设备操作、维护、检修规程。应按HSE体系要求制定各岗位工作职责和生产管理、安全生产的规章制度。A.1制定方案的依据包括：
附录A
（资料性附录）
试运投油方案
a）国家、行业及地方的有关法律、法规、标准。b)
上级有关文件。
设计文件。
所输油品的类型、标号、批次、数量。成品油供、输、销及供电、供水、通信合同或协议。与试运投油有关的其他文件。
A.2管道工程概况。
A.3投油必备条件。
A.4投油组织机构包括：
试运投油的组织机构设置，人员构成a
职责范围。
组织指挥工作流程。
A.5技术要求包括：
确定投油方式
油品调度，批次运行和分输计划。水联运、投油、批次运行水力计算。投油过程中油头到达各站的时间及运行参数。d)
污水处理与排放。
A.6试运投油各阶段具体方案包括：a)
设备调试
清管。
联运。
d）投油。
污水及混油处理。
A.7HSE管理包括：
a）操作人员，抢修人员的安全要求。b)试运投油过程中的健康安全环境管理规定应急预案及处理措施。
A.8附件包括：
时间进度表。
工艺计算书。
物资准备清单。
工艺流程图、平面布置图。bzxZ.net
线路纵断面图、平面走向图。
数据记录表。
-iiiK wcut KAca
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成品油管道运行规范
Operational specification of refined oil products pipeline2014—03—18发布
国家能源局
2014-08—01实施
规范性引用文件
3术语和定义
生产准备
5投油
运行与维护
工艺运行操作
经济运行
设备操作与维护
管道管理
应急管理
基础工作
附录A（资料性附录）
试运投油方案
SY/T66952014
SY/T6695—2014
本标准按照GB/T1.1-2009《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。
本标准代替SY/T6695—2007&成品油管道运行规范》，与SY/T6695-2007相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
增加引用了车用柴油、车用乙醇汽油调合组分油等油品的相关标准（见第2章）；一增加了对于建成后超过三个月未投产的支线，投产时应进行试压检漏的要求（见5.8）；增加了进管道油品质量要求的相关表述（见7.12.5）。本标准由石油工业油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司北京油气调控中心、中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司西部管道分公司、中国石油天然气股份有限公司西南管道分公司、中国石化销售有限公司华南分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司。本标准起草人：丁小勇、郭祎、张增强、刘洪、张城、部国泰、毕锋东、王卫东、樊欣、崔祥、王东鹅。
1范围
成品油管道运行规范
本标准规定了陆上成品油管道试运、投油、运行和维护的一般技术要求。SY/T6695—2014
本标准适用于输送汽油，柴油，喷气燃料的陆上成品油管道。输送其他液态烃类石油产品的管道也可参照执行。
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GB252普通柴油
GB65373号喷气燃料
GB17930
GB19147
车用汽油
车用柴油
GB/T21246理地钢质管道阴极保护参数测量方法GB/T22030
SY/T5919
车用乙醇汽油调合组分油
理地钢质管道阴极保护技术管理规程油气管道仪表及自动化系统运行技术规范SY/T6069
SY/T6325
输油气管道电气设备管理规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
成品油refined oilproducts
石油经过炼制加工或调合达到国家规定的产品质量标准用于销售的油品，包括汽油、柴油和喷气燃料等。
批次hateh
顺序输送管道内连续输送的某种油品。批次所具有的属性包括：编号、油品类型、油品标号、数量、货主或炼厂，通常一个批次从某站连续注入管道而形成，一个批次可以被分割、部分分输或暂时储存在某个油库。
批次量batchvolume
个批次油品的数量。最小批次量是管道顺序输送一个批次油品允许的最小数量，3.4
批次顺序
batch sequence
-iiiK wcut KAca
SY/T6695—2014
管道内各个批次的排列顺序。
批次界面batchinterface
管道内相邻两个批次交界处两种油品相互掺混的区域。3.6
混油transmixture
批次界面内的油品，该段油品为前后两种油品的混合物，通常用油品数量或在管道内的长度表示混油量。
批次循环batchcycle
管道输送多种油品完成一个预定的批次顺序称为完成了一个批次循环，所需的时间称为循环周期，一年内完成的循环数量称为循环次数。3.8
运输时间travel time
将油品从注入站输送到某分输站所需要的时间。3.9
注入injection
在管道首站或某中间站将油品注人到管道系统中。管道内油品全部由某站注人称为全注人，若有多个站同时向管道内注人油品，则其中每个站的注人称为部分注入。3.10
分输delivery
通过支线从干线某站卸载油品。该站是支线的首站。若某站的分输流量等于上游来油的流量，则称在该站的分输为全分输，若某站分输的流量小于上游来油的流量，则称在该站的分输为部分分输。3.11
下载download
从管道中卸出油品就地储存。
4生产准备
4.1管道试运投产应成立临时组织机构。包括但不限于业主、设计，施工、监理、运行、油品销售等单位有关人员组成，负责统一指挥和协调全部的试运投产工作。4.2编制试运投产方案的要求参见附录A，针对高后果区和环境敏感区，应制定相应应急预案和保护措施，审查批准后按照方案做好有美准备。4.3按照设计文件和有关施工及验收规范，组织对管道、站场施工建设情况及管道试运行临时设施等进行试运行前工程检查并确认具备试运行条件。4.4建立生产运行管理组织机构，配备经过培训合格的岗位人员，编制HSE体系文件。4.5签订有关油品运输、计量交接，运行调度、安全环保、供用电，供排水，通信、维抢修等协议或合同。
4.6按照有关技术标准、设计文件及设备生产厂家的操作手册进行设备单体试运，消防系统的试运执行国家有关规定并应由当地消防管理部门验收合格。4.7建成未投产的管道应视同在役运行管道进行管理与保护。2
5投油
SY/T6695—2014
5.1成品油管道投油可采用水联运后注油方式、水隔离段后注油方式和氮气或情性气体隔离段后注油方式。
5.2投油前应进行清管作业。
5.3投油方案（参见附录A）中应包括水力计算的内容，各输油站及工艺设施的运行参数应在设计规定的充许范围内。
5.4投油宜采用单一油品，应根据输送介质及管道地形特点确定不同介质间的隔离方案和排水（气）方案。
5.5管道投油时应投用站场和全线关键安全保护系统及各单体设备保护系统。5.6投油过程中应预测和跟踪油头位置，辅以工艺计算油头界面运行速度，按照方案进行排水（气），并对管道穿跨越、阀室、高点、低点等进行重点巡查，油头到达末站后至少连续运行72h后投油过程结束：
5.7应制定含油污水处理方案，污水排放应符合相关标准，避免对环境造成污染。5.8未与干线同步投产的支线管道建成后若超过3个月投油时应进行试压检漏，可采用全管充水或充氮气、情性气体等方式检漏。6运行与维护
6.1管道运营公司应编制管道工艺运行规程和输油设备运行与维护规程。6.2管道运营公司应按照所编制的规程进行管道的运行与维护6.3管道控制中心应制定详细的输油方案，并对全线进行集中控制。输油方案至少应包括批次，顺序、批量、注人、分输、切换、混油切制及处理方案等内容6.4进行维护和修理工作应考虑现场条件（如温度、压力、管道内油品物性、地形、环境）对作业可能产生的影响。
6.5管道运营公司宜建立管道完整性管理程序6.6应对运行与维护人员进行专项技能培训及资格认证6.7管道ESD与水击保护系统、泄压系统和单体设备保护系统等应完好、可靠。7工艺运行操作
7.1运行参数
7.1.1管道系统中任意点的最大稳态运行压力及管道停运状态下的静压力不应超过该点的设计压力。7.1.2运行中由于水击等原因造成的压力脉动上升，在系统中的任意点均不应超出设计压力的10%，
7.1.3管道进站压力应能满足输油泵人口压力要求，系统中各点的最小压力应大于输送油品在运行温度下的饱和蒸气压。
7.1.4进人管道的油品温度应控制在管道设计范围内：一般不宜超过35℃。7.2流程操作
7.2.1流程操作宜在监控系统和全保护系统正常时进行。7.2.2流程操作应遵循“先开后关”原则，高低压衔接流程导通时应“先低后高”，切断时应“先高3
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后低”。
7.2.3收发油和注人、分输操作应提前与管道上下游单位做好协调工作，防止管道超压和油品污架7.3顺序输送
7.3.1应合理确定管道允许最小批次量，其对应的混油量不大于最小批次量的3%。7.3.2批次量不应小于最小批次量，宜尽量加大批次输送量。7.3.3应采用密闭输送工艺。
7.3.4确定输送次序时，宜选择密度以及其他理化性质相近的两种油品相邻输送。不同炼厂的同一种油品宜分开储存、输送。
7.3.5管道计划停输宜使批次界面中密度较大的油品位于地势相对较低的位置：非计划停输时间较长且批次界面位置不合适，宜关断界面上下游线路截断阅门。7.4注入操作
7.4.1注入操作宜采用流量控制方式。7.4.2部分注人油品应与管道内注人点当前油品一致，注人应避开混油界面。7.4.3应根据管道上下游流量及注人总量安排，合理控制注入流量使注人点上游的雷诺数大于临界雷诺数。
7.5分输操作
7.5.1部分分输作业宜采用流量控制方式7.5.2在分输作业时、不能分输混油的站场应避开混油界面，能分输混油的站场应按照相关规定切割。
7.5.3应根据管道上下游流量及分输总量安排，合理控制分输流量使分输点下游的雷诺数大于临界雷诺数。
7.6、泵站控制
7.6.1应根据输送流量选择合适的输油泵机组，并优先选择调速机组。7.6.2采用调速电机和（或）压力调节阅作为泵站控制设备。应根据运行工况控制的需要选择采用进站压力控制、出站压力控制或流量控制。7.6.3批次界面经过泵站时会引起压力较大变化，运行中应制定预调节措施，实现平稳输送。7.6.4输油泵机组切换应充分考虑泵壳内油品可能会对当前批次油品造成污染、减压站控制
应根据管道系统控制和线路高程情况制定减压站运行控制方案，使减压站完成以下任务：a）主调节回路控制减压站背压，保证上游高点处压力高于油品的饱和蒸气压。保护性调节回路控制减压站下游压力，保证下游管道不超压。b
管道停运时，减压站全关闭，截断静压。d）当管道出现水击时，水击保护系统的设置应能保证减压阀安全和正常调节7.8批次跟踪
7.8.1应对进人管道系统输送的批次进行跟踪。7.8.2批次跟踪的方法包括手工计算、在线或离线模拟计算跟踪等。7.8.3应及时掌握批次界面在管道中所在位置，分析批次界面移动对运行参数的影响，及时调整运行参数，修正注人和分输计划。7.9.界面检测
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7.9.1在管道首站出站、混油下载站进站前和进站、分输站进站、分输阀室和注人站进站等位置安装的界面检测仪，应可靠投用并正常工作。7.9.2应使用界面检测仪的数据修正批次跟踪的结果。7.10混油切割
应根据油品分析结果和末站（或中间下载站）接收油罐容积等条件确定混油切割方案。7.10.1
根据界面检测结果进行混油切割。7.10.2
混油头和混油尾应尽量收入大容量的纯净油品的储罐中以减少纳人混油罐的混油量。7.10.3
混油切割的检测指标范围应根据相邻输送的批次油品质量潜力确定。7.10.4
混油处理
混油处理可采取混和拔头两种方式，并优先采取掺混方式。7.11.1
7.11.2混油段中同种油品部分高标号油品可降低标号使用切割进低标号油品中降级使用。7.11.3油品互相的允许掺混比例应根据油品质量指标和质量余量计算得出根据配比试验结果确定，在实际回中应留有余地。
7.12油品质量监测
在收发油作业和油品进人管道前以及混油掺混前后应进行油品质量检测7.12.1
7.12.2在油品交接站应进行油品化验分析，宜设油品化验分析实验室，配备必要的设备仪器。油品取样和化验分析项目交接双方协商确定。7.12.3
交接油品的质量应符合相关标准规定的技术指标，并由质量部门出具合格证明：7.12.4
输送普通柴油应满足GB252的质量指标。6）
输送车用柴油应满足GB19147的质量指标。输送车用汽油应满足GB17930的质量指标。输送车用乙醇汽油组分油应满足GB/T22030的质量指标d）
输送3号喷气燃料应满足GB6537的质量指标。进入管道系统的油品应有适当的质量指标潜力。各种油品重点关注的指标为：柴油的闪点，7.12.5
93”汽油的终馏点，97汽油的辛烷值和终馏点。7.13油品计量
交接双方成根据签订的“计量交接协议”进行油品计量油品计量以质量为单位。
7.13.3所有计量器具和仪表均应经计量检定部门检定合格。7.13.4
应定期进行油品数量统计，并且在进出管道系统的所有站点同时进行。7.13.5存油盘点应至少每月一次，统计包括储油罐、干线管道，站内管道与容器等所有油品的存量。
7.14清管作业
根据管道运行和油品质量检测情况安排管道清管作业7.14.1
7.14.2清管作业应制定相应的清管方案，明确清管作业组织机构、清管器的选用、清管步骤、流程5
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操作、运行控制、事故预案等事宜。7.14.3制定清管方案时应遵循“循序渐进”的原则，避免出现堵塞、卡阻的现象7.14.4清管作业宜安排在价值较低的油品批次中进行，并做好相应的清管器跟踪工作。8经济运行
8.1在输送油品性质和输量一定的情况下，应在安全运行的基础上通过优化运行参数和工艺操作，降低运行成本。
8.2应根据输油计划缩制管道运行方案，对收、输、销和库存油量进行综合平衡，合理确定流量和运行泵机组，并使泵机组在高效区运行，减少节流损失。8.3应合理确定批次顺序和循环次数，制定混油切割方案，减少混油量和油品降级贬值损失。8.4应定期进行管道运行分析，对耗能设备进行效率测试。对系统运行效率进行评价。9设备操作与维护
9.1总体要求
9.1.1应对输油泵机组、油罐、阅门、计量、电气、仪表自动化、通信等设备设施制定有关操作、维护，检修规程和管理制度，建立设备档案。9.1.2操作和维护设备应执行有关标准规程，操作人员应持有有效操作证。9.1.3应按规定对运行设备进行监控和检查，并记录主要运行数据，设备不应超压、超温、超负荷运行。
9.1.4设备检修应执行有关标准规程，应有明确的检修周期、技术要求和质量标准，并应储存一定数量的备品配件。
9.1.5检修设备与系统应有效切断隔离，并作好检修设备离线期间的运行控制和安全保护。9.2输油泵机组
9.2.1应按照操作规程启、停操作输油泵机组。9.2.2输油泵机组运行时主要监控电流、进出口压力、润滑油、温度、震动、密封泄漏，并特别注意输油泵的最小流量限制要求
9.2.3宜采用“先启后停”方式进行输油泵机组切换，启动前先降低运行泵排量9.2.4输油泵机组的检测、报警、保护系统应完好。9.3储油罐
9.3.1收发油应遵循“存新发旧”的原则，根据油品的质量、温度、存储时间、设备情况和罐位等因素确定收、发油罐。收油时宜将罐次装至其安全容量，发油时宜安排油温相近罐的油品顺序外输。
9.3.2储油罐液位应在规定的安全液位范围内。特殊情况下可超出安全液位，但不应超出极限液位。9.3.3储油罐储油温度应保持在保证油品质量前提下的合适范围。9.3.4应特别注意对静止油罐的检查，防止因阀门渗漏造成油品污染。9.4阀门
9.4.1应对各阀门定期检查维护使其满足工艺控制的要求。9.4.2阅门的操作应执行有关操作规程。6
9.4.3遥控操作的阀门和执行机构应定期进行远程操作测试。9.4.4安全阀、泄压阀等应按规定投用并定期校验SY/T6695-2014
9.4.5管道线路截断阀应定期检查和保养，至少每年开关操作一次，使其处于可操作状态。9.5保护装置
9.5.1保护装置包括执行器、检测仪表及控制系统，应定期进行检查和测试。9.5.2保护装置检查和试验内容包括：工作状态，保护功能，设定值和驱动响应是否正确。9.5.3应定期检查和维护装有快开盲板的收发球简和过滤器，并特别注意联锁关闭装置。9.6辅助系统
输油站电气设备运行管理按照SY/T6325的规定执行9.6.1
管道仪表及自动化系统的运行管理按照SY/T6069的规定执行。输油站消防设施应按标准配备，并维护设施完好。9.6.3
管道通信应畅通，设施完好，满足管道正常运行控制和紧急停运的需要。10管道管理
埋地干线管道阴极保护按照SY/T5919的规定执行。10.1
10.2埋地干线管道阴极保护参数测量按照GB/T21246的规定执行。10.3站内工艺管道应进行有效的防腐绝缘，站内区域性阴极保护应可靠投用。10.4地面工艺管道应按标准涂刷颜色和标识。10.5管道维抢修动火作业应编制动火作业方案，作业实施前应进行可燃气体浓度检测以及风险因素识别和评价等工作。
11应急管理
11.1管道运营公司应编制书面应急预案，以便应对管道系统发生故障、事故或其他紧急情况，保护公众和管道公司人员安全，减少财产损失，保护环境。11.2应急预案中应为实施紧急行动人员熟悉作业任务制定保证措施，有关人员应了解输送油品的特性及处理油品泄漏和修理管道设施的安全做法11.3应急预案应包括与地方政府、公安、消防、医疗、环保等部门的联系，以便为配合紧急行动迅速互通信息，保证紧急情况下的公众安全，11.4管道运营公司应建立有计划的考查制度，至少每半年考查次有关人员是否了解应急计划的程序，应定期进行预案演练。
11.5应建立与管道沿线居民通信联系的集道：以便他们能够将发现的紧急情况报告给管道运营公司的有关人员。
11.6应有必要的抢修队伍和机具材料。12基础工作
12.1基础资料与记录
12.1.1应按时记录管道运行参数，设备状态、运行和能耗等参数，宜以自动采集记录为主。12.1.2管道运行记录和重要事件应从管道试运开始记录。-iiiKwcutKAca
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试运、投油、清管、试验及更改大修项目结束后应编写技术报告。12.1.3
管道（包括站内管网）及设备的峻工资料应齐全、准确。12.14
应建立管道（包括站内管网）及设备的运行和维修档案。应定期进行生产运行分析，间隔不应大于一个月。12.1.6
规章制度
应建立，健全各类工艺与设备操作、维护、检修规程。应按HSE体系要求制定各岗位工作职责和生产管理、安全生产的规章制度。A.1制定方案的依据包括：
附录A
（资料性附录）
试运投油方案
a）国家、行业及地方的有关法律、法规、标准。b)
上级有关文件。
设计文件。
所输油品的类型、标号、批次、数量。成品油供、输、销及供电、供水、通信合同或协议。与试运投油有关的其他文件。
A.2管道工程概况。
A.3投油必备条件。
A.4投油组织机构包括：
试运投油的组织机构设置，人员构成a
职责范围。
组织指挥工作流程。
A.5技术要求包括：
确定投油方式
油品调度，批次运行和分输计划。水联运、投油、批次运行水力计算。投油过程中油头到达各站的时间及运行参数。d)
污水处理与排放。
A.6试运投油各阶段具体方案包括：a)
设备调试
清管。
联运。
d）投油。
污水及混油处理。
A.7HSE管理包括：
a）操作人员，抢修人员的安全要求。b)试运投油过程中的健康安全环境管理规定应急预案及处理措施。
A.8附件包括：
时间进度表。
工艺计算书。
物资准备清单。
工艺流程图、平面布置图。bzxZ.net
线路纵断面图、平面走向图。
数据记录表。
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