SY/T 6695-2024 成品油管道运行规范

　　ICS75-010CCSE10

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T6695—2024代替SY/T 6695—2014

　　成品油管道运行规范

　　Specification for operational of refined oil products pipeline

　　2024—09-24发布2025—03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/T 6695—2024

　　目次

　　前言 Ⅱ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3术语和定义 1

　　4经济运行与安全管理 2

　　5试运投产 4

　　6工艺运行与控制 5

　　7 数质量管控 8

　　8站场设备管理 10

　　9 管道线路管理 11

　　10 应急管理 12

　　附录A (资料性)试运投产方案 13

　　SY/T6695—2024

　　前言

　　本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

　　本文件代替SY/T6695—2014《成品油管道运行规范》,与SY/T 6695—2014相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

　　a) 更改了文件的适用范围(见第1章，2014年版的第1章);

　　b)更改了“规范性引用文件”(见第2章，2014年版的第2章);

　　c)更改了“术语和定义”(见第3章，2014年版的第3章);

　　d) 修改了第4章内容为“经济运行与安全管理”,将安全要求、“运行与维护”和“基础工作” 的内容修改合并(见第4章，2014年版的第6章、第12章);

　　e) 修改了第5章内容为“试运投产”,将“生产准备”和“投油”内容修改合并(见第5章，2014年版的第4章、第5章);

　　f)修改了第6章内容为“工艺运行与控制”(见第6章，2014年版的第7章);

　　g) 修改了“优化运行”(见6.3,2014年版的第8章);

　　h) 增加了第7章“数质量管控”内容，将“批次跟踪”“界面检测”“混油切割处理”“油品质量监测”和“油品计量”等内容修改合并(见第7章，2014年版的7.8～7.13);

　　i)修改了第8章内容为“站场设备管理”(见第8章，2014年版的第9章);

　　j) 修改了第9章内容为“管道线路管理”(见第9章，2014年版的第10章);

　　k) 修改了“应急管理”内容(见第10章，2014年版的第11章);

　　1)修改了“试运投产方案”(见附录A,2014 年版的附录A)。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。

　　本文件起草单位：国家石油天然气管网集团有限公司油气调控中心、国家石油天然气管网集团有 限公司北方管道公司、中航油(北京)机场航空油料有限责任公司、国家石油天然气管网集团有限公司华北分公司、国家石油天然气管网集团有限公司华东分公司、国家石油天然气管网集团有限公司华 中分公司、国家石油天然气管网集团有限公司西部管道公司、国家石油天然气管网集团有限公司西南 管道公司、国家石油天然气管网集团有限公司华南分公司、国家石油天然气管网集团有限公司东部原 油储运公司、中国石油昆仑能源有限公司、中国石化销售股份有限公司华中分公司。

　　本文件主要起草人：丁小勇、沈亮、秦传伟、宋进舟、郭祎、叶芳、黄春生、张增强、高宏扬、王奋勇、沈伟伟、刘瑞哲、张玉蛟、李强、杨鹏博、张万、高超、毕逢东、董牧、李魁亮。

　　本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

　　——2007年首次发布为SY/T 6695—2007,2014年第一次修订;

　　——本次为第二次修订。

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　　成品油管道运行规范

　　1范围

　　本文件规定了陆上成品油管道试运投产、安全及经济运行、工艺运行操作、设备操作与维护、管 道线路管理、应急管理和基础工作的技术要求。

　　本文件适用于输送汽油、乙醇汽油调合组分油、柴油、航空煤油的陆上钢制成品油管道的运行管 理。其他液态石油化工产品管道的运行管理可参照使用。

　　2规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件;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。

　　GB6537 3号喷气燃料

　　GB8978污水综合排放标准

　　GB 17930车用汽油

　　GB 19147车用柴油

　　GB/T 21246 埋地钢质管道阴极保护参数测量方法

　　GB/T21448埋地钢质管道阴极保护技术规范

　　GB 22030 车用乙醇汽油调合组分油

　　GB32167 油气输送管道完整性管理规范

　　GB/T34346 基于风险的油气管道安全隐患分级导则

　　GB/T35068油气管道运行规范

　　GB/T40702 油气管道地质灾害防护技术规范

　　SY/T6068油气管道架空部分及其附属设施维护保养规程

　　SY/T6069油气管道仪表及自动化系统运行技术规范

　　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

　　顺序输送 batchtransportation

　　在同一条管道中依次输送多个种类、不同牌号油品的输送方式。

　　3.2

　　批次batch

　　管道顺序输送(3.1)时连续输送的某一段同牌号油品。

　　注：批次所具有的属性包括：编号、油品类型、油品牌号、油品数量。

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　　3.3

　　批次界面batch interface

　　管道内相邻两个批次(3.2)首尾相接的区域(交界区)。

　　3.4

　　混油段transmixinterval

　　在批次界面(3.3)两侧，相邻两个批次形成的全部混油。

　　3.5

　　最小批次量minimumbatchvolume

　　管道顺序输送一个批次(3.2)油品允许的最小数量(体积或质量)。

　　3.6

　　注入injection

　　在管道中间站或阀室将油品输入到管道系统中。

　　注：管道注入点作为首站运行时，油品全部由该注入点输入称为全注入;首站和注入点同时向管道内输入油品称为部分注入。

　　3.7

　　分输delivery

　　在管道主干线的中间分输站/阀室将部分或全部油品输出到管道支线的方式。

　　3.8

　　下载download

　　油品从管道中输出到储罐的方式。

　　3.9

　　质量潜力qualitypotential

　　成品油实际的质量指标优于国家标准对应要求的部分。

　　注：如车用柴油(闭口)闪点实际测量为65℃,国家标准对应(闭口)闪点合格指标为60℃,则5℃为车用柴油闪点的质量潜力。

　　3.10

　　航空煤油jetfuel

　　喷气式发动机燃料油。

　　注：本文件航空煤油特指3°喷气燃料，简称航煤。

　　3.11

　　浸润soak

　　新建、改建或新购置的设施设备在正式投入使用前，注入符合规范要求的航空煤油(3.10),对其与燃料接触的表面进行一定时间的浸泡，以溶解其中的溶剂、焊剂、润滑脂等潜在污染物的过程。

　　注：设施设备包括管路及其附件、油罐及其附件、油泵等。

　　4经济运行与安全管理

　　4.1通用要求

　　4.1.1 应对管道投产、运行、维护、封存和处置等各环节进行管理，编制相应的安全生产规章制度、运行规程、操作规程和生产安全事故应急预案。

　　4.1.2 应建立健全安全生产责任制，明确岗位职责、责任范围和考核标准等内容，并监督考核。

　　4.1.3应建立管道完整性管理程序，宜贯穿管道运行全生命周期。内容包括但不限于：动态设备实时监测、分析与管理，静态设备定期检验、检测与管理，自动化系统可靠性管理，变更管理，站场设备

　　故障维修，风险评估与防控，腐蚀控制。

　　4.1.4应制订各岗位工作职责和生产管理、安全生产的规章制度。

　　4.1.5应定期对运行与维护人员进行技能培训及资格认证，确保运维人员资质有效。

　　4.1.6单体设备保护、站场保护及全线水击保护系统应定期检定和调试，确保完好、可靠，并正常投用。

　　4.1.7管道运行时，不得修改站场和水击PLC程序。

　　4.1.8应根据管道运行和维抢修特点对动火、动土、进入受限空间、高空、吊装、临时用电、管线打开等作业建立安全作业许可制度。

　　4.1.9新建、改建、扩建工程等建设项目的安全环保设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产和使用。

　　4.1.10应按国家对特种设备的安全管理要求定期检测特种设备。

　　4.2经济运行

　　4.2.1应对管道系统的运行情况进行监控和分析，采取相应措施确保管道运行安全和高效。

　　4.2.2应在安全运行的基础上通过优化工艺操作流程和运行参数，减少成品油损失，节约电能、燃油、材料和其他资源，降低运行成本。

　　4.2.3为保证管道系统的工作可靠性和经济性，应定期对管道进行检测和维修。

　　4.2.4应定期对管道运行进行技术经济分析并采取相应对策，使管道系统高效运行。

　　4.3风险与隐患管理

　　4.3.1为保障管道全生命周期的安全运行，使管道对社会公众和环境安全可靠，应对管道进行风险管理。

　　4.3.2应定期对危险源进行识别评价、警示与提醒，并对重大危险源建挡。

　　4.3.3应建立安全风险分级管控和生产安全事故隐患排查治理管理制度，明确管理内容和防范措施。

　　4.3.4 出现以下或影响管道安全运行的其他情况时，应重新开展安全风险评估和生产安全事故隐患排查，并保留相关记录：

　　——区域位置、输送介质、工艺流程、工艺(限值)参数、设备、电气、仪表、联锁保护逻辑等

　　发生重大改变;

　　——改建、扩建及更新改造大修理项目;

　　——新增重要设备、设施;

　　——重点法律法规标准颁布或发生变化;

　　——发生安全环保事故或事故事件学习发现新的安全风险;

　　——气候条件发生重大变化或预报可能发生重大自然灾害;

　　——管理模式发生重大变更。

　　4.3.5 应按照GB32167的规定定期开展管道风险识别与评估，采取预防性措施。

　　4.3.6 应按照GB/T 34346的规定对管道隐患进行排查、评级和处置管理。

　　4.3.7在役站场宜每3年至少开展一次危险和可操作性分析(HAZOP), 新建、改建和扩建项目设计应进行危险和可操作性(HAZOP) 审查。

　　4.3.8对管道进行维护和修理时，应根据现场条件(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，进行风险识别并采取针对性应急处置措施预防事故发生。

　　4.3.9动火、清管、内检测、工艺变更及储罐投运作业应制订作业方案，作业方案应包含作业风险识别及应急预案。

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　　4.3.10涉及屏蔽管道保护系统和信号强制的作业，应进行风险评估，并制订相应措施，履行升级审 批程序后方可作业;作业完毕后，应及时投用保护系统，取消信号强制。

　　5试运投产

　　5.1通用要求

　　5.1.1管道试运投产前应成立投产指挥机构，其对管道建设、运行及油品发运方和接收方等相关单位统一领导和协调。

　　5.1.2投产宜采用调度控制中心与现场控制相结合的方式。调度控制中心集中调控;各站场充水、充油排气阶段，采用就地控制方式，由现场操作;充水、充油排气结束后，控制方式切换为中心控制方式。

　　5.1.3建成未投产、封存停用的管道应视同在役运行管道进行管理与保护。对于建成未投产超过6个月的管道，投产时宜进行完整性评价。停用超过1年的管道，启用前应进行完整性评价。

　　5.1.4管道建成超过3个月再投油时，应结合投产安排进行管道压力检漏，压力检漏可采用充水或充惰性气体等方式，应编制专项方案或在投产方案中明确压力检漏方式和压力值。

　　5.1.5管道的投产安排宜与管道工程调试、干线试压合理衔接。

　　5.1.6投产时应投用站场泄压系统、全线水击保护系统和各单体设备保护系统。

　　5.2投产准备

　　5.2.1站场、阀室数据应上传管道调度控制中心，管道调度控制中心与现场单体设备及站场紧急停车(ESD) 系统应联调完成。

　　5.2.2应制订各岗位生产管理制度、管道操作规程和应急预案;收集管道沿程信息，绘制管道纵断面图，编制离线仿真报告和生产报表模板。

　　5.2.3 制订试运投产方案并经审核批准。试运投产方案的内容参见附录A。

　　5.2.4应按设计图纸、有关施工及验收规范和试运投产方案组织投产前检查，确认投产条件，影响投产的问题已经整改。投产条件检查按GB/T 35068的规定执行。

　　5.2.5应落实投产管输介质资源。干线和柴油支线的投产介质宜采用柴油，柴油的标号应根据投产季节的管道沿线地温确定，柴油冷滤点应低于沿线最低地温3℃以上。汽油支线投产介质宜采用汽油。

　　5.3试运投产过程

　　5.3.1试运投产主要包括充水或惰性气体、发送清管器、排气、检漏、充油、单体设备调试，以及72h试运行等内容。

　　5.3.2投产方式可采用空管投油与充水投油两种方式。

　　a)空管投油：

　　1)应在投产介质前加惰性气体隔离，惰性气体一般采用氮气;

　　2)管道注氮距离应大于投产管线最大站间距，宜选取至少1.2倍富裕系数。

　　b) 充水投油：

　　1)应在投产介质前加清水隔离。

　　2)管道充水距离应大于投产管线最大站间距，宜选取至少1.2倍富裕系数。

　　3)管道干线宜采用充水投油，管道支线根据管道长度和上水、收水等条件确定投产方式，优先采用充水投油。

　　4)应制订油水混合物处理方案。分离出的污水应进行处理，排放应符合GB8978中的规定

　　排放标准。

　　5.3.3投产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。

　　——隔离介质和投产介质前宜使用加带发射器的清管器进行隔离。

　　——隔离清管器应具有良好的通过能力、密封性和耐磨性，不应设置泄流孔，过盈量应满足投产过程中的运行要求。

　　——应在隔离介质中完成管道及站场设备仪表排气。

　　——排气点宜选择站场和管线高点附近阀室。

　　——排气过程中应始终保持正压排气。

　　5.3.4投产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)、停输检漏，并对管道穿跨越、阀室、高点、低点等进行重点巡查。

　　5.3.5油头到达末站后，开始进行72h试运行，进行管道联合试运，测试管道性能，该阶段宜连续运行，试运行工作应包括管道正常启输、正常停输、停输再启动、出站调节阀自动功能调试、管道在不 同输量下的运行、各泵站输油泵切换等。

　　5.3.6航煤设施投用前，应进行浸润。

　　6 工艺运行与控制

　　6.1通用要求

　　6.1.1管道运行控制应遵循安全、可靠、高效的原则。

　　6.1.2 处于同一水力系统的站场和远控阀室，宜由同一调度控制中心统一控制。

　　6.1.3 管道运行控制参数包括压力、流量、阀位、转速等。调度控制中心操作员可以根据运行状况采用一种或多种控制方式，稳态运行时宜采用压力或流量自动控制。

　　6.1.4管道调度控制中心应编制输油运行方案，包括但不限于批次编号、批次量、注入1分输量，以及启停时间、混油切割及处理方案、重大维检修作业时间安排等内容。

　　6.1.5管道停输时间较长，停输时间超过2d的，宜关闭干线RTU阀室截断阀。

　　6.1.6管道停输期间，站场及阀室压力受温度影响有拉空或超压迹象时，应提前对管道充压或泄压。

　　6.1.7需停用的管道或管段，宜注入惰性气体置换管内油品进行封存。

　　6.2参数控制

　　6.2.1稳态运行工况下，管道任意点压力均不应超过设计压力，各站进出站压力应低于高压联锁保护值;瞬态工况下，任意点压力均不应超出设计压力的110%。

　　6.2.2 泵站进站压力应能满足输油泵入口压力要求，管道系统中各点的最小压力不应低于0.2MPa。

　　6.2.3管道流量应满足管道最小流速和泵的最小连续流量要求。

　　6.2.4进入管道的油品温度应控制在管道设计范围内，不宜超过35℃。

　　6.3优化运行

　　6.3.1应定期进行管道运行分析，管道运行分析可考虑以下内容：

　　——对耗能设备进行效率测试并分析管道能耗;

　　——分析评估管道的输送能力利用率;

　　——分析评估管道输送效率下降的原因并提出改进方案;

　　——分析评估清管效果;

　　——分析管道压力、温度、流量等数据，及时掌握管道运行状况;

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　　——管道改扩建或重大技术改造后，应对管道运行状况进行全面分析。

　　6.3.2管道优化运行可采取以下措施：

　　——根据输油计划合理安排输量台阶，对收、输、销和库存油量进行综合平衡;

　　——结合管道减阻剂的注入情况，优化配泵方案，优先使用变频泵，减少节流损失;

　　——泵机组在高效区运行;

　　——合理利用峰谷电价政策，采用避峰填谷方案。

　　6.3.3减少混油量和油品降级贬值损失可采取以下措施：

　　——合理安排油品输送顺序，尽可能将密度和其他物理化学性质接近的油品相邻输送;

　　——尽可能增大批次量，减少批次数量，年批次循环数量不宜大于30次;

　　——缩短油品切换的时间，使油品切换过程中所产生的初始混油量减至最少;

　　——控制管道流量，避免出现不满流、层流的工况;

　　——合理的停输界面位置，满足“轻油在上重油在下”的原则;

　　——根据进线油品质量潜力，合理确定混油切割方案。

　　注：批次循环是管道顺序输送m种油品，按油品性质接近的程度安排输送顺序，形成一个循环(见示例1),具体案例见示例2。年批次循环数量指在一个管道运行年度中批次循环的重复次数。

　　示例1:

　　1 2 … m-1 m m-1 … 2 1 示例2:

　　某管道顺序输送0°柴油、92组分汽油和92°高清汽油，安排输送顺序为：……→0°柴油→92组分汽油→92°高清汽油→92组分汽油→0°柴油→……,形成一个批次循环。

　　6.3.4宜将泵机组主要的能耗数据采集上传调度控制中心，便于能耗分析。

　　6.4流程操作

　　6.4.1流程操作应遵循下列原则：

　　—— “先开后关”原则;

　　—高低压衔接流程导通时“先低后高”,切断时“先高后低”;

　　——确保油品质量合格。

　　6.4.2收、发油和注入、分输操作应提前与管道上下游单位做好协调工作，防止流程不通或流程错误，导致管道超压和油品污染。

　　6.4.3流程操作宜在监控系统和安全保护系统正常时进行。

　　6.5注入/分输/下载作业

　　6.5.1部分注入、分输时宜采用流量控制方式。

　　6.5.2全注入时，应关断注入点干线上游来油流程。全分输操作，应关断分输点下游干线流程。

　　6.5.3根据年分输量和管道流量，确定分输点采取连续分输或集中分输方式。

　　6.5.4注入、分输流量不应长时间偏离流量计标定范围。

　　6.5.5下载作业时，应控制油品流速，储罐进、出油管线与站场工艺管线内的油品流速应按GB/T35068执行。

　　6.6泵机组控制

　　6.6.1采用调速电机和(或)压力调节阀作为泵站控制设备，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。

　　6.6.2批次界面经过泵站时，应制订预调节措施，实现平稳输送。

　　6.6.3批次界面经过泵站时，不宜切换泵机组。

　　6.6.4泵机组启停时，压力不应超过泵出口、泵汇管和进、出站等压力保护设定值。

　　6.6.5泵机组切换宜先启后停，压力余量较小时可先停后启。

　　6.6.6启用入口管线较长、管存较大泵机组前，宜核实待启动泵机组内油品是否与外输油品一致，不一致时宜进行置换。

　　6.6.7 输送柴油，并联流程设置的泵机组切换时，待启泵机组内油品宜为柴油。

　　6.7减压站控制

　　应根据管道系统控制和线路高程情况制订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0.2MPa;

　　b) 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;

　　c) 管道停运时，减压站全关闭，截断静压;

　　d) 当管道出现水击时，减压站应按水击保护系统设置进行相应动作。

　　6.8清管作业

　　6.8.1管道每年应至少清管一次。未设置收发球装置的注入或分输支线应使用临时收发球装置定期安排清管、内检测。

　　6.8.2航煤首次输送前应进行清管作业，清除管道内杂质及水分。连续6个月未使用的航煤专用管线重新启用时应进行清管作业。

　　6.8.3清管作业应制订相应的清管方案，明确清管作业组织机构、清管器的选用、清管步骤、流程操作、运行控制、事故预案、油品质量控制等。

　　6.8.4清管器的类型和过盈量应综合考虑管道摩阻变化、上次清管杂质和清管器磨损及距上次清管时间长短等因素，进行风险分析后确定。

　　6.8.5 在清管顺序和清管器选择上宜遵循“循序渐进”的原则。

　　——清管顺序先下游管段再上游管段。

　　——长期未清管，管内情况不明时，应选择软体清管器，不宜直接发送带直板机械清管器。

　　——定期清管管道，宜按照皮碗、直板、钢刷的顺序，逐步增加皮碗和直板数量或相结合，提高清管效果。

　　——内壁有防腐涂层的管道实施清管作业不应采用钢刷清管器。

　　6.8.6机械清管器应携带发射器，软体清管器宜携带发射器，且应测试确保发射器可靠、工作时长超过清管器到达下站最大时长。

　　6.8.7清管器发送前，接收站应导通清管器接收流程。

　　6.8.8应定时对清管器运移位置和预计到站时间进行计算;清管器运移时，清管站间应设置监球点， 对清管器运移位置进行确认。

　　6.8.9清管器和清管脏油段通过分输点时，不宜进行分输作业。宜对清管脏油段进行跟踪，定点取样，确认脏油长度。

　　6.8.10应合理安排清管作业时间窗口，确保计划停输前收到清管器。对于带有休眠功能的清管器，可将清管器停在平坦地带。

　　6.8.11 干线清管作业宜安排在柴油批次中进行，清管器的位置应与油头和油尾相距20km以上，避免对混油界面的扰动，并进行清管器跟踪。

　　6.8.12干线运行时，正常情况下同一水力系统中管内清管器不宜超过两个。

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　　6.8.13清管期间宜尽可能保持清管站间流量稳定，出现异常情况应及时采取相应措施。

　　7数质量管控

　　7.1通用要求

　　7.1.1应对管输油品的收、储、输、销各环节进行质量管控。

　　7.1.2 在储罐收油完成后，应进行大罐取样化验。当罐区周转困难或恶劣天气不满足取样条件等特殊情况时，可以将炼厂发油合格证作为进线依据，但应在出站取样化验进行校验。

　　7.1.3不同来源油品宜采用“分储分输”方式管理。

　　注：分储分输是指不同来源的油品在不同储罐中储存和外输。

　　7.1.4在油品交接计量站点应进行油品化验分析，宜设油品化验分析室。

　　7.1.5油品取样和化验分析项目执行交接双方签订的计量交接协议或合同。

　　交接油品的质量应符合相关标准规定的技术指标或相关协议中明确的技术指标，并根据相关协议出具合格证明或计量凭证：

　　a)输送车用柴油应满足GB19147的质量指标;

　　b) 输送车用汽油应满足GB17930的质量指标;

　　c)输送车用乙醇汽油调和组分油应满足GB22030的质量指标;

　　d) 输送航煤应满足GB6537的质量指标。

　　7.1.6管输油品的关键质量指标应有适当的质量潜力。油品管输关键质量指标为：柴油的闪点，低凝点柴油的冷滤点，车用汽油的辛烷值和终馏点，车用乙醇汽油调和组分油的辛烷值、终馏点和氧含量，航煤的水分离指数、电导率和含硫量等。

　　7.1.7成品油管道形成管网运行时，上游管道管输油品的关键质量指标应结合下游管道油品质量衰减程度适度提高。

　　7.1.8应对管输关键质量指标异常的油品在管内运移位置进行跟踪，定点取样化验并制订相应处置措施。

　　7.1.9计划停输时间超过1个月的管道，管内宜为同种油品;停输时间超过3个月的管道，应定期取样化验，发现质量异常及时置换;管内介质为汽油的停输管道，宜每季度进行油品置换。

　　7.2批次计划管理

　　7.2.1 应对输送批次进行编号，批次编号以XXXSSSSYYNNN形式表示，具体编号的位数可以根据各条管道的实际情况改变。

　　——XXX代表管道名称，以管道中文名称拼音大写首字母表示。

　　——SSSS代表油品种类，如D00 表示0柴油，D35 表示-35*柴油，G92 表示92ᵗ车用汽油，GE92 表示92*组分汽油，KH表示航煤。

　　——YY代表批次进线年份，以年份后两位数字表示。

　　——NNN代表油品批次顺序号，以001～999表示。

　　7.2.2 应结合管道混油量、混油罐罐容、沿线分输量占比及混油处理方式等因素，确定管道允许最小批次量，管道正常混油量不应大于最小批次量的3%。应尽量加大管输油品批次量，批次量不应小于最小批次量。

　　7.2.3航煤顺序输送时宜与柴油毗邻且管道不宜停输，如需计划停输，航煤不宜存于管道中。

　　7.2.4非计划停输时间较长且批次界面中密度较大的油品位于地势相对较高时，宜关断界面上下游线路截断阀门。

　　7.2.5 首站选择前行油品尾罐和后行油品首罐时，应综合油品质量潜力、密度差、油品来源、可外输

　　量等因素：

　　a) 油品管输关键质量指标潜力在可外输罐中较高;

　　b) 宜为同一炼厂油品，罐内油品无分层;

　　c) 不同标号同种油品的密度差尽可能大，密度差不应低于3kg/m³,不宜低于5kg/m³。

　　7.3批次跟踪与界面检测

　　7.3.1顺序输送的成品油管道应设置油品界面检测系统和跟踪系统，输送单一油品的成品油管道可不设油品界面检测系统。

　　7.3.2宜采用密度检测、光学界面检测、超声波声速检测和信息融合技术检测等方法对油品界面进行检测。

　　注：信息融合技术指对油品温度、电磁波吸收能量、电容率、振动频率等多参数进行综合分析，实现油品判别的技术。

　　7.3.3油品界面检测设备宜具有校准功能。

　　7.3.4应对输送批次在管道中的位置进行跟踪，并分析批次界面移动对运行参数的影响，及时调整运行参数，修正注入和分输计划。

　　7.3.5可采用手工计算、软件在线实时计算等方法进行批次跟踪。

　　7.3.6应使用界面检测设备的数据及时修正批次跟踪计算的结果。

　　7.3.7 管道顺序输送时，界面检测设备宜连续运行。

　　7.3.8管道首站出站、混油切割站进站和上游(阀室或站前1km内)、分输和注入点上游等位置宜具备至少两种界面检测手段。

　　7.3.9在分输作业时，不具备分输混油功能的站场应避开混油段，具备分输混油功能的站场应制订具体的混油接收方案。

　　7.3.10注入作业应避开混油段。

　　7.4混油切割与处理

　　7.4.1混油切割应以油品进入纯净油罐后罐内油品合格为条件。

　　7.4.2应明确混油切割方案，内容应至少包括混油切割方式、切割比例、切割点的计算方法和异常混油段切割规则等。

　　——不同种油品混油段应切割进入混油罐。

　　——当管道顺序输送航煤时，宜采用柴油进行隔离。当煤柴混油对柴油质量影响不大时，优先采取将混油切入柴油的“两段式”切割方式。

　　——不同牌号同种油品混油段宜采取“两段式”切割方式分别切入前行和后行油品中，不切割混油进入混油罐。

　　——混油切割比例应根据顺序输送的油品关键指标质量潜力，结合配比试验确定，质量潜力变化时可相应调整切割比例。

　　——参考混油段过混油切割站场上游站场或阀室时的混油量和界面趋势进行混油切割。

　　7.4.3 混油处理优先采用掺混处理方式，混油掺混作业前后应取样化验，确定掺混比例。

　　7.4.4 油品互相的允许掺混比例应根据油品关键质量指标和质量潜力计算得出，根据配比试验结果确定，在实际回掺中应留有余地。

　　7.4.5 当输送油品质量潜力较小时，不宜采取掺混处理工艺。

　　7.4.6应采取提高批次首罐油品质量潜力、优化流程减小站场或阀室盲管段死油区等措施，降低拖尾油量。

　　注：拖尾油是指与混油段相邻的后行批次油头中质量不合格油品和质量潜力较后续油品偏低的油品。

　　7.4.7枢纽油库待外输储罐中油品不宜回掺混油。

　　7.4.8可在管道沿线具备混油处理条件的站场下载混油，降低末站混油切割量。

　　7.5油品计量

　　7.5.1交接双方应根据签订的“计量交接协议”进行油品计量。

　　7.5.2存油盘点宜至少每月一次，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。

　　7.5.3油品计量应以质量作为计量参数，单位是千克、吨或万吨。

　　7.5.4 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。

　　8站场设备管理

　　8.1通用要求

　　8.1.1应对输油泵机组、油罐、阀门、计量、电气、仪表自动化、通信等设备设施制订有关操作、维护、检修规程和管理制度，建立设备档案。

　　8.1.2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。

　　8.1.3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。

　　8.1.4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。

　　8.1.5设备与系统检修前应屏蔽相关保护功能，对工艺系统、自动化系统、电气设备进行有效隔离和锁定管理。

　　8.2输油泵机组

　　8.2.1应按照操作规程启、停操作输油泵机组。

　　8.2.2输油泵机组运行时主要监控电流、进出口压力、温度、振动、密封泄漏，并特别注意输油泵的最小流量限制要求。

　　8.2.3输油泵机组的检测、报警、保护系统应完好。

　　8.2.4备用输油泵机组宜处于热备状态。

　　8.3储油罐

　　8.3.1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。收油时宜将罐一次装至其安全容量，发油时宜安排油温相近罐的油品顺序外输。

　　8.3.2 应特别注意对静态油罐的检查，防止因阀门内漏造成油品污染。

　　8.4阀门

　　8.4.1应对各阀门定期进行检查维护，使其满足工艺控制的要求。

　　8.4.2阀门的操作应执行有关操作规程。

　　8.4.3远程操作的阀门应定期进行远程操作测试。

　　8.4.4安全阀、泄压阀等应按规定投用并每年进行校验。

　　8.4.5管道线路截断阀应定期检查和保养，每年至少开关操作一次，使其处于可操作状态。

　　8.4.6油品切换阀应每月至少进行一次内漏检测。

　　8.5 过滤器

　　8.5.1过滤器滤网目数根据管道洁净情况选取，确保不影响管输油品质量。

　　8.5.2过滤器前后压力达到0.15MPa 时，宜停止使用并清理。

　　8.5.3 航煤过滤分离器设置应符合以下要求：

　　a) 中转油库：接收炼厂的输油管道输送的航煤时，进储罐前可设置预过滤器或过滤分离器。向机场油库发油应设过滤分离器。

　　b) 航煤与柴油顺序输送过程中共用的过滤器可采用篮网式过滤器，单一航煤分输应采用航煤过滤分离器。

　　8.6保护装置

　　8.6.1应定期进行检查和测试保护装置中的执行器、检测仪表及控制系统。

　　8.6.2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。

　　8.6.3应定期检查和维护装有快开盲板的收发球筒和过滤器，并特别注意联锁关闭装置。

　　8.7辅助系统

　　8.7.1 输油站电气设备运行管理按照SY/T 6325的规定执行。

　　8.7.2 管道仪表及自动化系统的运行管理按照SY/T6069 的规定执行。

　　8.7.3 输油站污水排放设施应按标准配备，并维护设施完好。

　　8.7.4 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。

　　9管道线路管理

　　9.1通用要求

　　9.1.1应根据管道内检测、外防腐层调查、管输介质组成、管材特性、管道沿线自然和社会状况等定期对管道的安全可靠性分析与评价，建立有效的完整性管理体系。

　　9.1.2新建管道在投用后3年内应完成完整性评价，输油管道高后果区完整性评价的最大时间间隔不超过8年。

　　9.1.3 管道沿线高后果区增加或高后果区等级变化时，应按照GB32167的规定开展风险评价，制订管控方案，满足变化后高后果区的区域管理要求。

　　9.1.4管道高后果区管控方案内容包括但不限于：高后果区状况、管道管理及完整性评价情况、风险管控措施、高后果区区内相关方措施、应急处置方案。

　　9.1.5应对管道泄漏监测系统定期测试并正常投用。

　　9.2管道保护

　　9.2.1 应配备专业人员负责管道保护，制订定期巡线制度。

　　9.2.2在发生汛情后，应检查穿越管段稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀损坏等情况。

　　9.2.3对于发现的管道管体缺陷，应根据管体缺陷类型及严重程度，结合管道运行压力及其设施的技术状况等及时进行评价并制订修复计划和方案;对于不可接受的缺陷，应及时调整管道运行压力并及 时修复。

　　9.2.4穿越管段的检查和施工宜在枯水季节进行。

　　9.2.5管道地质灾害防护应执行GB/T40702的规定。

　　9.2.6跨越管段及其他架空管段的保护应执行SY/T 6068的规定。

　　9.2.7 管道线路的阴极保护应符合GB/T 21448的规定，应定期对阴极保护系统进行检查与测试，确保阴极保护系统运行正常，阴极保护参数的测试应符合GB/T 21246的规定。

　　9.3管道巡线

　　9.3.1应对管道定期巡线，以便观察管道通行带及附近的地表情况，是否发生泄漏，以及第三方的施工情况及影响管道安全运行的其他情况。

　　9.3.2雨季或其他灾害发生时应加强巡线检查。

　　9.3.3 应对管道通行带上的植物进行控制。

　　9.3.4应对水下穿越的覆盖层厚度、有机物沉积及影响穿越安全或完整性的其他条件进行定期检查。

　　9.4管道附属设施

　　9.4.1 管道附属设施。

　　9.4.2管道沿线设置的里程桩、转角桩、标志桩、交叉桩、测试桩、警示牌和光缆标识等应标示清晰、准确、完好。

　　9.4.3应定期对绝缘接头(法兰)有效性进行检查。

　　9.4.4 应确保水工设施完好。

　　10应急管理

　　10.1应急资源

　　10.1.1应调查明确管道周边的地质、地貌、社会人文及包括管道企业在内的应急抢修力量等情况。

　　10.1.2应配置必要的抢修队伍和机具材料，宜对应急资源充分性进行定期评估、对比，及时补充修正。

　　10.1.3应编制应急预案，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。

　　10.1.4应建立突发事件应急组织机构，建立应急联动机制，与公安、消防、医疗、环保、电信等单位协同开展应急处置。

　　10.2应急预案

　　10.2.1应急预案应包括爆炸、着火、泄漏等事故的处置方案。

　　10.2.2应建立运行决策程序，以判断管道异常工况。

　　10.2.3应按规订评审并公布应急预案，向地方政府有关部门备案，抄送沿线应急管理部门。

　　10.2.4应制订应急预案演练计划，综合应急预案演练或者专项应急预案演练至少每年开展一次，现场处置方案演练至少每半年开展一次。

　　10.2.5应至少每三年开展应急预案评估，条件发生变化时应及时修订。

　　10.2.6发生安全生产或环境突发事件，应按规定及时向政府有关部门报告。

　　10.2.7应急处置和应急救援结束后，应对应急预案实施情况进行总结评估。

　　10.2.8宜制订异常事件管理制度，明确异常事件处置程序。

　　附录A (资料性)试运投产方案

　　A.1总论

　　总论包括：

　　a) 编制依据;

　　b)项目类别;

　　c) 编制原则;

　　d)投产范围;

　　e)界面划分;

　　f)投产方式;

　　g)投产计划。 A.2管道工程概况

　　管道工程概况包括：

　　a)工程总体概况;

　　b) 场站工程概况;

　　c)自动化、通信、电气系统;

　　d) 阴极保护、消防系统;

　　e)水击超前保护系统、在线泄漏检测系统;

　　f)线路河流穿跨越;

　　g)工程设计基础数据;

　　h) 主要设备配置表及主要工艺参数。A.3投产组织机构

　　投产组织结构包括：

　　a) 投产组织机构的组成及职责;

　　b) 投产指挥工作流程;

　　c) 相关方的职责及界面。

　　A.4 技术要求

　　技术要求包括：

　　a)投产必备条件及准备;

　　b)投产方式;

　　c)投产步骤;

　　d) 输量安排及压力等参数计算;

　　e)介质到各站及管段的时间;

　　f)气体排放;

　　g) 污水处理与排放;

　　h)72h试运行安排及功能测试。 A.5投产各阶段具体方案

　　投产各阶段具体方案包括：

　　a)设备调试;

　　b)清管;

　　c)投产及全线联合试运;

　　d) 油水混合物的处理;

　　e)72h试运行操作。

　　A.6 健康安全环境(HSE) 管理

　　HSE管理包括：

　　a) 操作人员、抢修人员的安全要求;

　　b)投产过程中的健康安全环境管理规定;

　　c)风险分析及应对措施;

　　d)应急预案。A.7附件

　　附件包括：

　　a)投产时间安排大表;

　　b)单体设备调试方案;

　　c)保驾方案;

　　d)维抢修方案;

　　e) 工艺计算书;

　　f)输油泵特性曲线图;

　　g) 工艺流程图、平面布置图;

　　h) 线路纵断面图、平面走向图;

　　i)数据记录表;

　　j) 物资准备清单;

　　k)投产人员通讯录。