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年專注陰極保護防腐技術研發(fā)生產 中國港口指定犧牲陽極供應商
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SY T 5536—2004
代替 SY/T 5536—2002, SY. T 5537—2()0(). SY T 6148—1995
The operation regulation of crude oil pipeline
2004—07 -03 發(fā)布
目 次
3投產準備 I
5投產技術要求 3
6工藝運行 4
7設備與管道維護 — 4
8清管 5
附錄A （規(guī)范性附錄）投產方案的內容及要求 8
附錄B （規(guī)范性附錄）清管方案的內容及要求 10
本標準規(guī)定了原油管道試運投產及運行的技術要求。
本標準適用于原油輸送管道。
下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有 的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方 研究是否可使用這些文件的全新版本。凡是不注日期的引用文件，其全新版本適用于本標準。
GB 8978污水綜合排放標準
SY 0401輸油輸氣管道線路工程施工及驗收規(guī)范
SY 5225石油與天然氣鉆井、開發(fā)、儲運防火防爆安全生產管理規(guī)定
SY 5737原油管道輸送安全規(guī)定
SY/T 5767管輸原油降凝劑
SY/T 5858石油工業(yè)動火作業(yè)安全規(guī)程
SY/T 5918埋地鋼質管道瀝青防腐層大修理技術規(guī)定
SY/T 5919埋地鋼質管道干線電法保護技術管理規(guī)程
SY/T 5920 原油庫運行管理規(guī)范
SY/T 6324輸油輸氣管道儀表及自動化設施管理規(guī)定
SY/T 6325輸油輸氣管道電氣設備技術管理規(guī)定
SY/T 6382輸油管道加熱設備技術管理規(guī)定
SY/T 6469 原油管道加降凝劑輸送工藝技術規(guī)范
石油天然氣管道保護條例 中華人民共和國國務院令 第313號2001年8月2日
石油天然氣管道安全監(jiān)督與管理暫行規(guī)定 中華人民共和國經濟貿易委員會第17號令2000年 4月24日
3.1.1成立投產指揮機構，統(tǒng)一領導和協(xié)調全線的試運投產工作，并按設計圖紙和有關驗收規(guī)范進 行預驗收。
3.1.2生產管理組織機構健全，配齊崗位人員并培訓合格. 特殊工種操作人員應取得相關部門頒發(fā) 的操作證書。
3.1.3制定各崗位生產管理制度、操作規(guī)程，編制生產報表。
3.1.4按附錄A的要求制定投產方案.報上級有關部門批準，并按方案要求做好前期準備。
3.2.1與供電部門簽署供電協(xié)議。
3.2.2簽署原油收油、交油的交接及運輸協(xié)議，并落實滿足投產和生產需要的油源。
3.2.4對預驗收檢查問題及安裝調試問題應處理完畢。
3.2.5全線各種設備、儀表安裝符合要求，管道及其附屬設施完好；
3.2.7應具備油水混合物儲罐和原油儲罐.并有污水處理與排放的措施。
3.3投產試壓
3.3.1全線的清管和整體試壓應在管線投油前進行，
3.3.2全線試壓按SY 0401的規(guī)定執(zhí)行，
3.4.1預驗收前，按SY 0401的規(guī)定進行各單體試運。
3.4. 2預驗收時對單體試運結果進行審査驗收.
3.4.3各系統(tǒng)的試運按SY ' T 5920的規(guī)定執(zhí)行。
3.4.4消防系統(tǒng)的驗收與試運，應按消防管理規(guī)定和有關標準進行。
3. 4.5通信系統(tǒng)投用正常。
3.4.6自動化控制系統(tǒng)調試正常。
3.4.7安全保障設施的調試（包括可燃氣體報警器的調試）正常。
3.4.8站內整體試運宜釆用水（或結合熱水預熱）進行試運。
3.4.9整體試運時通過啟停設備、倒換流程，檢査站內工藝管線、閥門、設備、儀表及自動化系統(tǒng) 的運行狀況。
3. 4. 10管道陰極保護系統(tǒng)投用正常。
3.5投產檢查
3.5.1對全線進行線路巡査，檢査管道沿線標志及伴行公路情況。
5. 2對全線設備狀態(tài)及管道陰極保護系統(tǒng)運行情況進行檢査?
6.1管線施工階段應按SY 0401進行清管，并向投產領導機構提交技術報告 ■
3.6.2清管應釆用機械式清管器，可采用空氣或清水做清掃介質。
3.6.3站間的清管次數(shù)不應少于三次。
3.6.4清管污物不應進入管網系統(tǒng)，污物的排放處理應符合環(huán)保要求。
4.1運行壓力
1. 1管道運行的工作壓力不應超過此段管道的特大許用操作壓力。
4-1.2各輸油站的極低進站壓力應能滿足輸油工況要求。
4.1.3出站報警壓力設定值應低于管道特大許用操作壓力；泄壓壓力值應根據(jù)水擊計算確定。
4.1.4進站報警壓力設定值應高于極低進站壓力。
4.1.5輸油站壓力調節(jié)系統(tǒng)的設定值應根據(jù)管道輸油方案和安全要求來確定。
4.1.6根據(jù)管道狀況的變化.應及時調整管道特高工作壓力值。
4.2.2熱油管道的原油極低進站溫度應根據(jù)管道狀況以安全經濟為原則確定，宜高于所輸原油凝點3 °C,
4.2.3對改性還理的原油和物性差別較大的混合原油加熱輸送時.原油的極低進站溫度應符合 丄 4. 2的規(guī)定，原油凝點測定間隔每天不應少于一次。
4.3.1熱油管道極低輸量應按不同季節(jié)分別確定。極低輸量應能保證下一加熱站進站溫度不低于允 許極低進站 溫度.同時還應滿足輸油設備的運行要求。
4.3.2當?shù)販嘏c平均輸送溫度差別較大時，極低輸量在符合 4.3. 1的同時還應考慮結蠟和凝油層増 長速率。
4.3. 3熱油管道反輸時的極低輸量應高于熱油管道極低輸量，且反輸總量應大于特長加熱站間距管 道容量的 1.5 倍，
4. 4.1不同季節(jié)（或地溫）及不同穩(wěn)態(tài)運行工況，應制定相應的允許停輸時間。
4.4.2宜建立熱油管道數(shù)學模型，在理論計算的基礎上，根據(jù)實際運行論證，確定熱油管道允許停 輸時間。
4.3物性差別較大的混合原油輸送管道采用常溫輸送時，管道的允許停輸時間應考慮混合原油分 層對再啟動的影響。
S投產技術要求
5.1總則
5.1.1根據(jù)管道設備配置、管輸原油物性、管道沿線地溫、管道敷設狀況及社會依托情況確定投產 方式。
1.2熱油管道投產可采用對原油加降擬劑改性投油、熱水預熱投油或直接投油等。
5.1.3熱水預熱方式可采用正輸方式（從起點往終點連續(xù)輸送）、正反向交替輸送方式。
5.1.4原油凝點低于投產期間管道沿線極低地溫，可直接投油。
5.1.5原油加降凝劑改性處理后凝點低于投產期間管道沿線極低地溫5'C, 可直接投油。
5.1.6原油凝點高于管道沿線地溫或原油加降凝劑改性后原油凝點低于極低地溫但在5°C 以內的， 應采用熱水正輸預熱與加降凝劑改性結合投油方式或熱水預熱投油方式.
5.2原油加降凝劑改性方式投油
5. 2.1應提前對原油加降凝劑和改性效果進行室內試驗評價并做環(huán)道試驗，評價項目和評價方法應 執(zhí)行SY/T 5767的規(guī)定。
5. 2.2應在各站檢測原油的擬點和粘度，測定間隔每天不應少于兩次。
5.3熱水預熱方式投油
3.1熱水預熱方式投油時的運行參數(shù)應控制在工藝參數(shù)規(guī)定的允許范圍內，
5.3.2開始進油前，進站水溫達到試運投產方案確定的預熱條件。
5.3.3熱水正輸預熱方式投產時，宜按工藝條件允許特大排量輸送，熱水輸送總量應不少于特大加 熱站間管容量。
5.3.4熱水正反向交替輸送方式預熱前除管線中全部充滿水以外，管線首站應儲備相當于極大加熱 站間管容量的1.5 倍?2倍的水量，每一單程的總輸量取極大加熱站間管容量的 1. 2倍?1. 5倍。
5.3.5油水混合物應切換進混油確，當原油含水率低于商品原油含水率時應改進原油罐，
5.3.6對油水混合物應釆取加溫沉降、加破乳劑等措施分離油和水。分離出的污水應進行處理，達 到 GB 8978中規(guī)定的排放標準芳可向外排放。
5.4.1投油后應按規(guī)定進行巡檢，測取各種參數(shù)填寫報表。
4.2按投產方案中計算油頭到達各站的時間，對各站進行預報，提前做好準備，及時調節(jié)運行參 數(shù)，
4.3根據(jù)管道沿線特殊管段（大型穿跨越、水田下敷設段、巖石敷設段和較長架空段）情況.應 考慮特殊管段溫降的影響。
6工藝運行
6.1運行要求
6.1.1 應按輸油計劃編制管道運行方案? 定期對管道運行進行分析.并對存在問題提出調整措施.
6.1.2對管道所輸油物性的檢測每年不應少于兩次.檢測內容應包括所輸原油凝點、密度及輸油溫 度范圍的粘溫曲線。
1. 3對釆用加降凝劑處理輸送工藝的原油管道應執(zhí)行 SY T 6469,
6.1.4沿線落差大的管道.應保證管道運行時大落差段動水壓力和停輸時的靜水壓力不超過此段管 道的特大許用操作壓力。
6.1.5 管道運行參數(shù)需超過允許值時.應進行相應的論證并提前報企業(yè)主管部門 批準。
6.1.7根據(jù)輸量確定運行方案和運行參數(shù)，以確保成本極低和管道運行安全。
6.1.8原油凝點低于管道沿線極低地溫，應釆用常溫輸送方式。
6.1.9對加降凝劑改性處理后的原油和物性差別較大混合后的原油，凝點低于管道沿線極低地溫 5C時，宜采用常溫輸送。
6.1.10加降凝劑改性處理原油輸送管道不應進行反輸。
6.1.11對輸高含蠟原油的管道應定期分析管道的結蠟狀況，根據(jù)輸量、運行壓力、運行溫度、油品 性質等制定管道合理的清管周期。
6.1.12應定期對運行設備進行效率測試，對系統(tǒng)效率進行評價，及時調整運行或更換低效設備。
6.2.1應在儀表指示準確、安全保護和報警系統(tǒng)良好、通信線路暢通的情況下，進行流程切換。
6.2.2流程操作應先開后關。
6.2.3 操作具有高低壓銜接的流程時，應先導通低壓，后導通高壓；反之，先切斷高壓，后切斷低 壓。
6.2.4 調整全線輸量或切換流程時，應及時監(jiān)控各站油罐液位變化c
6.2.5 變換運行方式或進行流程切換前. 根據(jù)管道運行應考慮對相關各站和設備負荷的影響，并提 前釆取相應措施。
6.2.6 輸油站停用時，應按規(guī)定時間提前停止加熱設備運行。
6.2.7人工進行流程操作時，應執(zhí)行操作票 制度。
按照《石油天然氣管道安全監(jiān)督與管理暫行規(guī)定》做好管道運行安全管理工作。
7.1. 1新建或檢修后重新投用的設備必須按規(guī)定進行驗收后方可投入運行。
7.1.2 應及時對運行設備進行監(jiān)控和檢查，并記錄主要運行數(shù)據(jù)。
7.1.3 設備宜在高效區(qū)運行，不應超壓、超溫、超速、超負荷運行。
7.2.1 應按制定的操作規(guī)程啟、停輸油泵。
7.2.2 切換輸油泵時，應采用先啟后停操作方式，啟動前先降低運行泵排量。
2.3 輸油泵機組的監(jiān)視、報警等保護系統(tǒng)應完好：
7.3.1 應按制定的操作規(guī)范啟、停加熱設備。
7.3.2運行中應按時對爐體、附件和輔助系統(tǒng)（燃油和助燃風系統(tǒng)、自控和儀表系統(tǒng)、熱煤系統(tǒng)） 進行檢查。
7.3.3設備運行的各項參數(shù)應在規(guī)定范圍內。
7.3.4應定期對爐體、爐管進行檢測. 間接加熱設備還應定期檢測熱媒性能。
7.3.5應減少加熱設備在運行和清灰過程中對環(huán)境造成的污染。
7.3.6加熱設備監(jiān)視、報警等保護系統(tǒng)應完好。
7.4.1油罐的液位應在規(guī)定的安全液位的范圍內。要超出安全的液位范圍的，應報請上級主管批準, 但也不應超過油罐極限液位。
7.5.1閥門的操作應執(zhí)行有關操作規(guī)程。
7.5.2對特殊用途的調節(jié)閥、減壓閥、安全閥、高（低）壓泄壓閥等主要閥門應按相應運行和維護 規(guī)程進行操作和維護，并按規(guī)定定期校驗。
7. 6.1輸油站的電氣設備運行管理執(zhí)行SY/T 6325。
7.6.2管道的自動化運行管理執(zhí)行SY T 6324。
7.6.3輸油站消防設施的管理執(zhí)行SY 5737。
7.6.4加熱設備運行管理執(zhí)行SY/T 6382。
7-7.2管道沿線的標志樁、測試樁、里程樁應齊全并實行標準化管理。
7.7.3對陰極保護達不到標準的管道，應采用犧牲陽極保護措施。
7.4應定期檢査管道的防腐絕緣層狀況，對達不到要求的應及時進行修復，管道外防腐層修復執(zhí) 行 SY/T 59180
7.7.5按照《石油天然氣管道保護條例》做好管道保護工作。
7.6定期對管道沿線進行巡查，對水土流失較多的管段和重點穿跨越管段在汛期應加強巡査。
7?7. 7管道搶修時的安全規(guī)定，執(zhí)行SY 5225。
7.8站內管網
7.8.1對站內管網必須釆取有效的保護措施。
7.8.2對熱油和熱力管線應進行有效的保溫。
7,8.3站內地上管網的外表面應按要求涂刷顏色和標記。
7.8.4應定期維護管網上的閥件和管件，以防銹死或殘缺。
8.1.1對首次和不定期清管管線，應首先按附錄B的要求制定清管方案，并報上級主管批準。
8.1.2應選擇合適的清管器，對結蠟嚴重的管線，分幾次從末站端開始逐步清管，以防管線產生蠟 堵’
8.1.3對不定期清管的管線，宜在清管前3d? 5d提高管線運行溫度和輸量。
8.1.5對新建管線投產前的清掃，宜釆用機械清管器。
8.1.6在發(fā)送管內檢測器前，應對管道進行清管和測徑。
8.1.7首次通機械清管器時.應對管道變形情況進行確認，以保證清管器的通過，且清管器應攜帶 跟蹤系統(tǒng)。
8.1.8清管期間應盡量保持運行參數(shù)穩(wěn)定，及時分析清管器的運行情況，對異常情況應采取措施。
8.1.9對首次采用機械清管器進行清管的管線，應做好封堵?lián)屝薜谋ＷC措施。
8.1.10清管過程中清管器破損而滯留在管線內，且管道壓力沒有變化時,可根據(jù)情況發(fā)送第二個清 管器. 將破損的清管器頂出。
8.1.11清管過程中發(fā)生清管器卡阻-岀站壓力升高，應及時判斷卡阻位置. 釆用提高出站壓力頂擠 或采用短時間反輸進行反推再正輸?shù)姆椒ㄍ苿忧骞芷?。如清管器還不能運行，則應采取在清管器前開 孔放蠟或不停輸封堵的方法取出清管器。
8.1.12在清管過程中，不宜進行流程及設備的切換和管線停輸。
8.1.13在有分支管線清管時，宜在預計清管器通過分支接點的前后一段時間里安排支線暫時停輸, 確認清管器通過后，再恢復支線的輸油。
8.2.1清管器發(fā)送前應檢查清管器發(fā)送、接收筒，清管器裝入發(fā)送筒內后應排盡發(fā)送筒內氣體并將 筒內充滿原油。
8.2.2確認清管器發(fā)出或收到后，應恢復正常流程，并將發(fā)送筒內的原油回收。
8.2.4清管器到達轉球筒后宜停留一定時間后轉發(fā)。
8.2.5接收筒內原油排凈回收后，應及時清理筒內凝蠟等雜物，取出清管器。
8.3.1首次進行清管、不定期清管或清管器破損需發(fā)送機械清管器推出破損的清管器時，機械清管 器應安裝跟蹤設備，沿線應進行跟蹤。
8.3.2清管器發(fā)送前，根據(jù)管道線路情況，以適宜的距離選擇放置接收機的地點，特殊線段應加密 跟蹤點。
3跟蹤人員應在清管器發(fā)送前將發(fā)射機和接收機調整至工作狀態(tài)。
8.3.4跟蹤人員應攜帶接收機及通信設備預先進入選定的跟蹤地點等待清管器的通過。
8.3.5當在預定跟蹤點未接收到發(fā)射機的信號時，應及時根據(jù)管道運行壓力的變化，確定是否發(fā)生 “卡 阻”現(xiàn)象，并應迅速查出清管器的準確位置。
8.3.6當清管器運行到距接收站5km時，跟蹤人員應向站內報告，接收站做好收球準備。
8.3.7當轉發(fā)指示器和接收指示器動作后，跟蹤人員應立即用接收機確定清管器是否已進入轉球筒 或收球筒。
8.3.8跟蹤人員應做好跟蹤記錄。
8.4.1從接收筒內取出清管器后，應對清管器進行清洗、檢測和分析。
8.4.2清管器的皮碗如有損壞或皮碗唇邊厚度小于原尺寸的1/3時，應更換皮碗。
8.4.3軟質清管器不宜重復使用。
9.1根據(jù)管道具體情況應制定管道初凝、管道泄漏、爆管、清管器卡阻、管道變形和位移等事故的 預案和搶修措施，
9.2根據(jù)站場具體清況應制定輸油站場主要設施損壞、跑油、著火等可能出現(xiàn)的事故預案和搶修措 施。
9.3管道沿線應有落實的搶修隊伍和機具，
9. 4管道現(xiàn)場動火應執(zhí)行SY T 5858的規(guī)定 。
10.1基礎記錄及資料
10. 1.1投產及生產運行數(shù)據(jù)宜以自動采集記錄為主。
10. 1. 2應按時記錄設備的運轉狀況，輸油泵機組、加熱設備、儲油罐等主要設備的運行檔案.還應 包括能耗檢測、分析和運行狀態(tài)評價等方面內容。
10. 1.3應詳細記錄從投產開始有關管道運行的重要事件，
10. 1. 4運行記錄應從站內整體試運開始記錄。
10. 1. 5投產、清管、試驗及生產改造完成后應有技術報告。
10. 1. 6管道（包括站內管網）及設備的竣工資料應齊全、準確。
10.1. 7應建立管道（包括站內管網）及設備的運行和維修檔案。
10.1. 8對公稱通徑龍00mm以上的閥門和公稱通徑 ?200mm以下的非手動閥門應建立維護、檢修檔 案。
10. 1. 9應定期進行生產運行分析，間隔不應大于一個月。
10.2.1應建立、健全各生產崗位的工藝與設備操作、維護、檢修規(guī)程。
10. 2.2健全各崗位工作職責和生產管理、安全生產規(guī)章制度。
10. 2.3按有關HSE的要求制定崗位工作職責。
附錄A
（規(guī)范性附錄）
投產方案的內容及要求
A.1制定方案的依據(jù)
制定方案的依據(jù)有：
——有關法規(guī)和規(guī)范。
——管道建設的安全與環(huán)境預評價。
——上級有關的文件和設計資料。
—原油物性及地溫等自然條件O
——降凝劑評價結果。
—原油交接及供電、供水協(xié)議。
—與試運投產有關的其他資料。
A.2投產組織與準備
A. 2.1投產組織機構的組成及職責。
A.2.2根據(jù)組織機構確定投產指揮工作流程。
A.2.3建立規(guī)章制度，制定操作規(guī)程。
A.2.4投產保障方案及搶修隊伍的職責。
A.2.5投產物資及搶修器材°
A.3技術內容
技術內容有：
—投產方式的確定。
——主要參數(shù)測算。
—投產過程輸量、溫度、壓力及變化趨勢。
—投產開始油頭到各站及管段的時間。
——釆用預熱輸送的預熱時間、預熱水用量、油水混合總量。
——污水處理與排放。
A.4試運投產各段操作流程
試運投產階段有：
——設備調試。
——站內試運。
—清管與試壓。
——選擇預熱方式。
——投油操作。
——油水混合物的處理。
A.5安全要求
安全要求有：
操作人員、搶修人員的安全要求。 ——投產過程中的安全管理規(guī)定。
應急預案及處理措施。
應附的附件有：
——輸油站場工藝流程圖。
——輸油站場平面布置圖。
——輸油管道縱斷面圖.
——輸油管道平面走向圖。
——投產運行相關參數(shù)的計算書。
附錄B
（規(guī)范性附錄）
清管方案的內容及要求
制定方案的依據(jù)有：
有關法規(guī)和規(guī)范。
——上級有關的文件和設計資料。
——原油物性及地溫等自然條件。
—一管道槪況描述。
—組織領導及分工。
——管道運行工作狀況（包括原油物理性質、各站運行參數(shù)、各站間管道當量直徑、清管器到達 各站時間的預測）。
——清管器的選擇。
——清管操作規(guī)程。
——故障預想及措施。
——清管工作日程安排。
技術方案有：
——清管前運行參數(shù)計算結果°
——管線結蠟狀況分析。
——清管過程及清管后運行參數(shù)測算。
——清管步驟和要求安排。
——清管安排及時間。
檢查的內容有：
——清管的發(fā)、轉、收系統(tǒng)。
——發(fā)、轉、收筒本身應完好.快開盲板開關及密封應 完好.閥門靈活好用。
——壓力表和通球指示器。
——掃線及排污系統(tǒng)。
-—全線機、泵、爐設備。
——清管器的檢査。
—清管所需材料準備情況e
流程操作有：
——清管器發(fā)送。
一-清管器轉發(fā)。
——清管器接收。
——清管器跟蹤。
——汚物的排放與處理。
B.5安全要求
安全要求有：
——操作人員、搶修人員的安全要求。
——清管過程中的安全管理規(guī)定。
——應急預案及處理措施。
應附的附件有：
——輸油站場工藝流程圖。
——輸油站場平面布置圖。
——輸油管道縱斷面圖。
——輸油管道平面走向圖。
——清管運行有關參數(shù)的計算書。
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