1、ICS 75010E 10备案号：46012-2014 S Y中华人民共和国石油天然气行业标准SYT 6695-2014代替SYT 6695 2007成品油 管道运行规范官追还仃天兕汜Operational specification of refined oil products pipeline2014-0318发布 2014080l实施国家能源局 发布前言一1范围2规范性引用文件3术语和定义4生产准备5投油6运行与维护7工艺运行操作8经济运行9设备操作与维护10管道管理t11应急管理12基础工作附录A(资料性附录) 试运投油方案目 次SYT 6695-2014111t2-3-33-6-6
2、-11-9ISYT 6695-2014前 言本标准按照GBT 11 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。本标准代替SYT 6695-2007，与SYT 6695 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)；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
3、、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、郭袢、张增强、刘洪、张城、邵国泰、毕锋东、王卫东、樊欣、崔祥、王东鹏。1范围SYT 6695-2014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。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
4、修改单)适用于本文件。GB 252普通柴油GB 6537 3号喷气燃料GB 17930车用汽油GB 19147车用柴油GBT 21246埋地钢质管道阴极保护参数测量方法GBT 22030车用乙醇汽油调合组分油sYT 5919埋地钢质管道阴极保护技术管理规程sYT 6069油气管道仪表及自动化系统运行技术规范SYT 6325 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。31成品油refined oil products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。32批次batch顺序输送管道内连续输送的某种油品。批次所具有的属
5、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。33批次量 batch volume一个批次油品的数量。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。34批次顺序batch seqllellcelSYT 6695-2014管道内各个批次的排列顺序。35批次界面batch interface管道内相邻两个批次交界处两种油品相互掺混的区域。36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。37批次循环batch cycle管道输送
6、多种油品完成一个预楚盼掂欢顺廖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效。38运输时间travel time将油品从注入站输送到某分输站所舞要的时间。39注入injection在管道首站或某中间站将油品注入到管道系统中。管道内油品全部南某站注入称为伞注入；若有多个站同时向管道内注入油品，则其中每个站的注入称为部分注入。310分输delivery通过支线从干线某站卸载油品。该站是支线的首站。若慕站的分输液量等于上游来油的流量则称在该站的分输为全分输；若莱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。31l下载download从管道中卸出油品就地
7、储存。4生产准备41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，负责统一指挥藉协调全都的试运投产工作。42编制试运投产方案的要求参i赌馓番：式。j毒对商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关准备43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。44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。45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、维抢修等协泌或合同。46按照
8、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。47建成未投产的管道应视同在役运行管道进行管理与保护。5投油SYT 6695201451 成品油管道投油可采用水联运后注油方式、水隔离段后洼油方式和氮气或惰性气体隔离段后滓油方式。52投油前应进行清管作业。53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1j艺设施的运行参数应在设计规定的允许范围内。54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。55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
9、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蕊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。 57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。58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町采用全管充水或充氮气、惰性气体等方式检漏。6运行与维护61 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。62 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。63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
10、入、分输、切换、混油切割及处理方案等内容。64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、Ik可能产生的影响。65管道运营公司宜建立管道完整性管理程序。66应对运行与维护人员进行专项技能培训及资格认证。67 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71运行参数711 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旭力。712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m设计压力的1J。713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F输送油品住运行
11、温度下的饱和蒸气压。714进入管道的油品温度应控制在管道设计范同内 般小宜超过35t。72流程操作721 流程操作宜在监控系统和安全保护系统正常时进行。722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：SYT 6695-2014后低”。723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T。作防止管道超压和油品污染。73顺序输送731应合理确定管道允许最小批次量，其对应的混油量不大于晟小批次量的3。732批次量不应小于最小批次量，宜尽量加大批次输送量。733应采用密闭输送丁艺。734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
12、同炼厂的同一种油品宜分开储存、输送。735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阀门。74注入操作74I 注入操作宜采用流量控制方式。742部分注入油品应与管道内注入点当前油品一致，注入应避开混油界面。743应根据管道上下游流量及注入总量安排合理控制注入流量使注入点上游的雷诺数大于临界雷诺数。75分输操作751 部分分输作业宜采用流量控制方式。752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。753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
13、诺数大于临界雷诺数。76泵站控制761 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。762采用调速电机和(或)压力调节阀作为泵站控制设备。应根据运行丁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。763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。764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。77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。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
14、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渊节。78批次跟踪781 应对进入管道系统输送的批次进行跟踪。782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。783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凋整运4SYT 6695-2014行参数，修正注入和分输计划。79界面检测791在管道首站出站、混油下载站进站前和进站、分输站进站、分输阀室和注入站进站等位置安装的界面检测仪，应可靠投用并正常T作。792应使用界面检测仪的数据修正批次跟踪的结果。710混油切割7101710271037104应根据油品分
15、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。根据界面检测结果进行混油切割。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入混油罐的混油最。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。711混油处理7111混油处理可采取掺混和拔头两种方式，并优先采取掺混方式。7“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巾降级使用。7113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H根据配比试验结果确定，在实际回掺中应留有余地。712油品质量监测7121 在收发油作业和油品进入管道前以及混油掺混前后应进行油品质量检测。7。122 在
16、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。7123油品取样和化验分析项目交接双方协商确定。7124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：a)输送普通柴油应满足GB 252的质量指标。b)输送车用柴油应满足GB 19147的质量指标。c)输送车用汽油应满足GB 17931)的质量指标。d) 输送车用乙醇汽油组分油应满足GBT 22030的质量指标。c)输送3号喷气燃料应满足GB 6537的质量指标。7125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93汽油的终馏点，u7 8汽油的辛烷值和终馏点。7
17、13油品计量7131 交接双方应根据签订的“计量交接协议”进行油品计量。7132油品计量以质量为单位。7133所有计量器具和仪表均应经计量检定部门检定合格。7134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。7135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。714清管作业7141根据管道运行和油品质量检测情况安排管道清管作业。7142清管作业应制定相应的清管方案，明确清管作业组织机构、清管器的选川、清管步骤、流程5SYT 6695-2014操作、运行控制、事故预案等事宜。7143制定清管方案时应遵循“循序渐进”的原则，避免H现堵塞、卡阻
18、的现象。7144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T作。8经济运行81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r艺操作，降低运行成本。82应根据输油计划编制管道运行方案。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。83应合理确定批次顺序和循环取教。制_窟j昆油捃削方案，减少混油量和油品降级贬值损失。84应定期进行管道运行分析，对耗能设盎瑚!行教寨器斌，：艚系境薅行麸窜进行评价。9设备操作与维护91总体要求911应对输油泵机组、油罐、阀门、计量、维护、检修规程和管理制度，建立设备档
19、案。912操作和维护设备应执行有关标准规程，913 应按规定对运行设备进行监控和检查，运行。电气、仪表自动化、通信等设备设施制定有关操f操作人员应持有有效操作证。并记录主要运行数据，设备不应超压、超温、超负荷914设备检修庇执行秆荚标准规程，应有明确的检修周期、技术要求和质骷标准，并膻储存一定数量的备品配件。915检修设备与系统应fr效切断隔离并作好检修设备离线期间的运行控制和安伞保护。92输油泵机组921 应按照操作规程启、停操作输油泵机组。922输油泵机组运行时主要监控电流、进出口压力、意输油泵的最小流量限制要求。923宜采用“先启后停”方式进行输油泵机组切换，924输油泵机组的检测、报警
20、、保护系统应完好。润滑油、温度，震动、_i：封泄漏j特别注启动前先降低运行杂排最。93储油罐931 收发油应遵循“存新发旧”的原瑚撮据油品的质量、。强度、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。932储油罐液位应在规定的安全液位范围内。特殊情况下可趟安全液位，但不应超f极限液位。933储油罐储油温度应保持在保证油品质量前提下的合适范同。934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。94阀门941应对各阀门定期检查维护使其满足T艺控制的要求。942阀门的操作应执行有关操作规程。6SYr 669520149
21、43遥控操作的阀门和执行机构应定期进行远程操作测试。944安全阀、泄压阀等应按规定投用并定期校验。945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呵操作状态。95保护装置951 保护装置包括执行器、检测仪表及控制系统，应定期进行检齿和测试。952保护装置检查和试验内容包括：T作状态，保护功能，设定值和驱动响应是否正确。953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。96辅助系统961输油站电气设备运行管理按照SYT 6325的规定执行。962管道仪表及自动化系统的运行管理按照SYT 6069的规定执行。963输油站消防设施应按标准配备。井维护设施
22、完好。964 管道通信应畅通、设施完好，满足臂道正常运行控制和紧急停运的需噩。10管道管理101埋地干线管道阴极保护按照SYT 5919的规定执行。lO2埋地干线管道阴极保护参数测量按照(3B，I21 246的规定执行。103站内I艺管道应进行有效的防腐绝缘，站内区域性刚极保护噍t1靠投H。104地面1：艺管道应按标准涂刷颜色和标识。105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素识别和评价等r作。11应急管理111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侏护公众和管道公司人员安全，减少财产损失，保护环境。112应急预案
23、中应为实施紧急行动人员熟悉作业任务制定保证措施，有关人贝J、t r解输送油一5拍特性及处理油品泄漏和修理管道设施的安全做法。113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巨通信息，保证紧急情况下的公众安全。114管道运营公司应建立有计划的考查翻度，至少每半年考查一次有关人员足夼J解心急it划的程序，应定期进行预案演练。115应建立与管道沿线居民通信联系的渠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。116虚有必要的抢修队伍和机具材料。12基础工作J21 基础资料与记录1211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
24、集记采为主。1212管道运行记录和重要事件应从管道试运开始记录。SYT 6695-20141213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。1214管道(包括站内管网)及设备的竣工资料应齐全、准确。1215应建立管道(包括站内管网)及设备的运行和维修档案。1216应定期进行生产运行分析，间隔不应大于一个月。122规章制度1221应建立、健全各类工艺与设备操作、维护、检修规程。1222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。8附录A(资料性附录J试运投油方案A1制定方案的依据包括：a) 国家、行业及地方的有关法律、法规、标准。b)上级有关文件。c)设计
25、文件。d)所输油品的类型、标号、批次、数量。e)成品油供、输、销及供电、供水、通信合同或协议。f) 与试运投油有关的其他文件。A2管道工程概况。A3投油必备条件。A4投油组织机构包括：a)试运投油的组织机构设置、人员构成。b)职责范围。c)组织指挥工作流程。A5技术要求包括：a)确定投油方式。b)油品调度、批次运行和分输计划。c)水联运、投油、批次运行水力计算。d) 投油过程中油头到达各站的时间及运行参数。e)污水处理与排放。A6试运投油各阶段具体方案包括：a)设备调试。b)清管。c)联运。d)投油。e)污水及混油处理。A7 HSE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
26、的健康安全环境管理规定。c) 应急预案及处理措施。A8附件包括：a)时间进度表。b)工艺计算书。c)物资准备清单。d)工艺流程图、平面布置图。e)线路纵断面图、平面走向图。f)数据记录表。SYT 6695-2014鳓。 一，m州JT晒O们1蠡目中华人民共和国石油天然气行业标准成品油管道运行规范SYT 66952()14*石油工业出版社出版(北京安定门外安华里二区一号楼)北京中石油彩色印刷有限责任公司排版印刷新华书店北京发行所发行*88111230毫米16开本l印张25 T-字印1 l 5()tl2014年9月北京第1版21114年9月北京第1次印刷书号；1 55112I7137定价；12 00元版权专有不得翻印寸HoN岍甙一扣脚垮小化加褊B川
