《油气管道运行规范》

123.13.2站场station3.33.43.5注：该压力为管道的内部压力时称为设计内压力，为外部压力时称为设计外压3.633.73.83.93.103.113.123.133.143.153.163.17注：常用的完整性评价方法有：基于管道内检测数据的适用性评价、压力试验和直接评价等。43.183.19内检测in-lineinspection（ILI）3.203.213.22封存sealing4.1.6应根据特种设备种类，配备特种设备管理54.1.16应按照GB30871对动火作业、受限空间4.1.19应对运行管理中的关键4.2.4站场控制系统应具备监视、控制和保护功能。4.2.6应采取必要的硬件、软件等措4.2.9油气管道线路、站场应具有泄漏监测功能。4.2.10应采取措施防止或减缓4.3.4对于下列情况，应及时进行补充培训：65.1.6投产前应对分项工程进行预验收，内容至5.1.7应编制投产方案并经审核批准，75.3.1一般要求5.3.1.2投产过程中，如遇特殊情况应由投产组织机构及时组织分5.3.1.3投产过程应进行必要的记录和分析，投产完成后，应及时总结。85.3.2输油管道5.3.2.1顺序输送的输油管道，宜采用单一油品进行投产。5.3.2.2加热输送原油管道投产可采用冷投、预热投油等投5.3.2.3采用原油添加降凝剂改性方式投产的管道，投产前5.3.3输气管道5.3.3.1管道投产宜按置换、升压、稳压、检漏的过程实施。5.3.3.2置换过程中氮气与空气的混合气体、氮气与管道气5.3.3.3天然气管道投产时，当管道末端放空点甲烷含量达到管道气体甲烷含量的90%且连续监测35.3.3.4置换过程中管道内气流速度宜5.3.3.6升压完成后，具备条件的，应及时试运行增压、计量、调压等设备。5.3.3.7投产过程中，管道线路及站场设备设施如有冰堵6.1.3应制定工艺运行规程，规程内容至少应包括：6.1.5应保留运行参数、主要事件等运行记录。6.2.1运行压力6.2.1.1管道MAOP（含管道停运间出现的静压力）应取下列参数中的最小96.2.1.2管道MAIP应符合以下规定：6.2.1.4输油管道最低允许运行压力应根据输送介质6.2.1.5输气管道最低允许运行压力应根据用户最低压力需求、管6.2.1.6管道企业应根据管道缺陷情况与评估结果等要素调整安全运行压力。6.2.2运行温度6.2.2.1应根据输送介质物性，以及管道防腐层、管6.2.2.2管道出站温度不应超过设计文件规定的温度，并根据输送6.2.2.3输送凝点高于管道沿线地温的油品，6.2.2.4成品油管道收油温度不宜超过35℃。6.2.2.5地上储油罐储油温度要求如下：6.2.3允许停输时间6.2.3.1应分析确定输油管道在不同季节和不同工况的允许安全停输时间。6.2.3.2正常运行工况下，加热输油管道连续两次停6.2.3.3若加热输油管道运行工况及所输6.2.3.5物性差别较大的原油采用掺混输送时，管道6.2.4流量与流速6.2.4.1应根据加热输油管道输送油品物性、加热设6.2.4.2顺序输送成品油管道应考虑混油因素和输油设备能6.2.4.3应根据油品导电性、管径等参数，分析确定6.2.4.4应控制输油管道储罐进出油管与站场工艺管线内的油品流6.2.4.5应根据设备（如分离器、过滤器、调压阀、6.2.5液位6.2.5.1应根据设计及竣工文件确定储油罐、泄压罐6.2.5.2储油罐、泄压罐、污油罐等的液位应能连续监测，且在允许范围内。6.3.1输油管道6.3.1.2原油物性检测宜包括以下项目：6.3.1.3成品油物性检测宜包括以下项目：6.3.1.4管道接收的成品油在满足产品质量指标要求6.3.2输气管道6.3.2.2应在管道进气点对管道气体气质参数连续监测。6.3.2.4管道气体气质参数检测宜包括以下项目：6.3.2.5当气源组成或气体组分发生变化时，应及时取样分析并采取应对措6.4.1一般要求6.4.1.1管道运行参数应控制在6.3允许的范围内。6.4.1.2流程操作应遵循先开后关、缓开缓关原则。6.4.1.3操作高低压衔接部位的流程时，应先导通低6.4.1.4站场内易凝、易冻管线应有防护措施，必6.4.1.5管道运行应执行统一调度指挥原则，宜进行集中控制。6.4.1.6应根据输送计划量、设备设施可用情况、维6.4.1.7应明确管道维检修作业期间的运行压力、温6.4.1.8应对管道运行情况进行监控和分析。6.4.1.9应制定和实施减少油气损失、节能节水和其它资源的措施。6.4.2输油管道6.4.2.1应根据原油物性、油源、库存状况、管道运6.4.2.2输油管道启输时，应确保流程导通。6.4.2.3输油管道站场启动冷油与热油掺混流程时，6.4.2.4输油管道宜采用密闭输送方式。6.4.2.5加热输送管道宜连续监测沿线管道埋深处的地温。6.4.2.6加热输油管道反输时的最低输量应高于管道的6.4.2.7输油管道的有关工艺计算参见附录C。6.4.3输气管道6.4.3.2应根据输量和运行条件的变化，及时调整工艺参数和运行方式。6.4.3.3输气站场过滤器、分离器等设备宜保持在运行状态。6.4.3.4输气管道的有关工艺计算参见附录D。6.5.4应根据管道下游的最小输量要求6.5.8宜根据界面检测结果进行混油切割。6.7.2应定期分析管道的输差、6.7.4应对清管效果和管道输送效6.8.1应制定文件明确调度员培训、考核6.8.5倒班计划应能保证值班调度员在连续两个班次间有至少86.8.7调度控制中心应设置备用控制系7.1.3应制定文件明确设备设施管7.2.3站场、阀室工艺管线的检查周期符合7.2.4站场、阀室工艺管线的重点检查部位7.2.7站场工艺管线的腐蚀控制参照8.4的规定。7.2.8站场工艺管线的阴极保护参照SY/T7.3.1.1输油泵机组、压缩机组、空压机、锅炉7.3.1.2设备运行期间的振动、温度、噪声等参数应符合生产7.3.1.3压缩机组运维单位应在确保设备安全可7.3.1.4应定期检查润滑油、润滑脂、7.3.2储油罐7.3.2.2储油罐呼吸阀、液压安全阀、阻火器等附件，应定期进行检查。7.3.2.4储油罐的腐蚀控制应符合GB/T50393。7.3.2.5储油罐清洗、修理应制定作业方案。7.3.2.6每半年要对储油罐防雷接地、防静电设7.3.3阀门7.3.3.1通用阀门管理应符合SY/T6470的规定。7.3.3.2安全阀的管理应符合TSG92的7.3.3.3水击泄压阀定值应每半年至少检查7.3.3.6安全阀、水击泄压阀7.3.3.7安全阀、水击泄压阀、放空阀7.4.2特种设备及其安全附件应按7.4.5压力容器安全泄放管路应畅通无堵塞。7.5.1交接双方应根据签订的计量交7.6.6站场备用或应急供电电源宜每月启动7.6.8输油气站场、阀室应定期进行防雷、防静电检测，7.9.4站场、阀室地面出现的沉降应及时处理。8.2.7管道巡护内容包括但不限于以下内容：9.4.2维抢修完成后应进行管道防腐，确9.4.5维抢修作业完成后，应恢复现场地貌。）：）；）；）；）；Aβm4.l5l区0.3l64区0.l23λ0注l：A——系数；）；）：）：）：hABRee2.72dl0.5（A.10）l当Re≤Relj时：l）；）；）；Relj——临界雷诺数；）：TT）：TTT）：KCN2较高牌号汽油的实际）；）；）；）；）：B.2.2管道沿线任意点气体压力计算见）：g1g1B.3.2管道沿线任意点气体温度计1-t0)e-β.X（B.6）P）：Z2——对应p2m时的气体压缩因子。）：）：ηm3/a）：m3/d）：p=p+p+p（B.13）p——清管器的启动压差，单位为兆帕（MPaB.9.2.1清管推球输气流量估算见公式（B.14 B.9.2.2清管总进气量估算见公式（