GB/T35068-2018
油气管道运行规范
Operationandmaintenancespecificationforoilandgaspipeline
- 中国标准分类号（CCS）E98
- 国际标准分类号（ICS）75.200
- 实施日期2018-12-01
- 文件格式PDF
- 文本页数39页
- 文件大小2.87M
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油气管道运行规范
国家标准 GB/T35068一2018 油气管道运行规范 speeifieationforoilandgaspipeline Operationandmaintenance 2018-05-14发布 2018-12-01实施 国家市场监督管理总局 发布 币国国家标准化管理委员会国家标准
GB/35068一2018 目 次 前言 范围 规范性引用文件 2 术语和定义 总体要求 4.1管道企业 4.2管道设施 4.3人员 投产准备与投产 5.1一般要求 5.2投产准备 5.3管道投产 6 运行与控制 6.1 般要求 6.2变更管理 6.3控制参数 6.4介质物性监测 6.5控制要求 12 12 6.6顺序输送 13 6.7管道清管 13 6.8运行分析 14 6.9控制室管理 站场管理 14 7.1 -般要求 14 15 7.2站场工艺管线 7.3机械设备 16 特种设备 7.4 7.5计量系统 16 16 电气系统 7.6 7,7 16 自动化系统 16 7.8其他 17 管道线路管理 17 8.1一般要求 17 8.2管道线路巡护 18 8.3检测与评价 18 8.4腐蚀控制
GB/T35068一2018 18 8.5管道维修 19 8.6封存与处置 19 应急管理 9 20 附录A资料性附录投产方案主要内容 22 附录B(资料性附录)投产条件确认检查项目表 25 附录C资料性附录输油管道运行工艺计算 28 附录D(资料性附录输气管道运行工艺计算 33 附录E(资料性附录清管方案主要内容 35 参考文献
GB/35068一2018 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草
本标准由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/Tc355)提出并归口
本标准起草单位:石油天然气股份有限公司管道分公司、石油天然气股份有限公司北京油 气调控中心、石油化工股份有限公司天然气分公司、石化管道储运有限公司、中石油北京天然 气管道有限公司、中海石油气电集团有限责任公司
本标准主要起草人:宋飞、张城、陶江华、张增强、膝延平,朱勇、杨晓峥、叶芳、冯文兴、郁振华、张建军、 郭韦,贾立东,张妮,李云杰,杨毅、张彦敏、刘冰,高烯光、吴庆江、刁洪涛、王为、刘敏、张玉蛟、王良军,罗润
GB/35068一2018 油气管道运行规范 范围 本标准规定了油气管道投产,运行、维护和修理的技术与管理要求
本标准适用于遵循GB50251或GB50253设计,用于输送原油、成品油天然气、煤层气、煤制天然 气介质的陆上钢质管道的运行管理
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
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GB/T35068一2018 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件
为了便于使用,以下重复列出了GB32167,GB50251.GB50253 和sY/T7031中的某些术语和定义
3.1 油气管道oilandgaspipeline 输送原油、成品油、天然气、煤层气、煤制天然气的管道
注:包括管道线路、输油(气)站场、阀空及附属设施等
3.2 站场station 对输送油气进行增压、减压,储存、注人,分输、计量,加热、冷却或清管等操作的设施及场地
[sY/T7031一2016,定义2.9] 3.3 管道气体pipelineas 通过管道输送的天然气、煤层气和煤制天然气
[GB502512015,定义2.0.1] 3.4 调度控制中心controlcenter 油气管道生产运行的监控、调度、管理中枢
[[sY/T7031一2016,定义5.2幻 3.5 SCS 站控系统stationcontrolsystem; 对站场的生产过程、工艺设备及辅助设施实行自动连续监测与控制的计算机系统
注;它可以接受来自调度控制中心的控制命令并向其传送实时数据
3.6 设计压力dlesienpressue;Dr 在相应的设计温度下,用以确定管道计算壁厚及其他原件尺寸的压力值
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力
3.7 运行压力operatingpressure;OI 操作压力operatingpressure;oP 在运行状态下,管道内介质的压力
3.8 静压力hydostatiepresure 管道内流体处于静止状态下,因重力而垂直作用在管道及管道附件内壁上的压力
[GB50253一2014,定义2.0.23] 3.9 最大允许运行压力maximumallowableoperatingpressure;MAoP 最大允许操作压力maximmumallowableoperatingpressure;MIAoP 遵循GB50251或GB50253的规定,允许运行的最高压力,等于或小于设计内压力
3.10 设计温度designtemperature 管道在正常工作过程中,在相应设计压力下,管壁或元件金属可能达到的最高或最低温度
GB/35068一2018 [GB50251一2015,定义2.0.17] 3.11 temperature 运行温度operating 在运行或停输状态下,管道内介质的温度 3.12 允许安全停输时间alowablesafeshutdowntime 热油管道在一定条件下停输后,从停输到能够再次安全启输前的最长时间间隔
[sY/T7031一2016,定义3.77] 3.13 冷投filingwithoupreheatimg 管道不经预热,直接充装加热原油或改性原油的投产方式
3.14 预热投油fiingwithprc-heating 以热水或热轻质油品对管道周围固土壤进行预热,然后充装输送加热原油或改性原油的投产方式
3.15 常温输送non-heatingtransportatiom 不对输送介质加热输送的方式， [sY/T7031一2016,定义3.35 3.16 加热输送heatinm ingtransportion 将油品加热的输送方式
[SY/T70312016,定义3.34] 3.17 加剂综合热处理输送heat-treatelwithpourpointdepressanttransportation 对原油添加降凝剂并加热到一定温度,而后以一定速率和方式冷却到规定温度进行输送的方式
[sY/T7031一2016,定义3.70] 3.18 受限空间confinedspaces 具有已知或潜在危险、出人口受限的封闭或半封闭空间,如油气管道储运生产区域的各类罐、炉膛、 锅筒、管道、容器、阀井、排污池与作业坑等
[[sY/T7031一2016,定义7.10] 3.19 清管pigeing 使用清管器清除管道内杂物及沉积物的作业
[sY/T7031一2016,定义2.14] 3.20 压力试验pressretest;hydrostatietest;hydrostaticpressuretest 试压pressuretest 在管道或容器内充人液体或气体、按规定升压至试验压力并持续一定时间,以检查容器或管道耐压 强度及密封性的试验
sY/T70312016,定义3.65] 3.21 批次bateh 管道顺序输送时连续输送的某一段同种油品
GB/T35068一2018 [[SY/T7031一2016,定义3.45] 3.22 批次量batchvolume 以体积或质量表征的一个批次油品的数量
3.23 批次界面batehinterface 顺序输送管道中相邻两个批次交界处油品相互掺混的区域
3.24 混油transmix;interface 批次界面内的混合油品
3.25 水露点waterdewpoint 气体在一定压力下析出第一滴水时的温度
[GB502512015,定义2.0.23] 3.26 胫露点hydroearbondewpoint 气体在一定压力下析出第一滴液态胫时的温度
[GB50251一2015,定义2.0.24] 3.27 风险评价riskassesmemt 识别对管道安全运行有不利影响的危害因素,评价失效发生的可能性和后果,综合得到管道风险水 平,并提出相应风险控制措施的分析过程
[SY/T70312016,定义6.107 3.28 完整性评价integrityassessment 采取适用的检测或测试技术,获取管道本体状况信息,结合材料与结构可靠性等分析,对管道的安 全状态进行全面评价,从而确定管道适用性的过程
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 3.29 管道完整性管理pipelineintegritymanagement,PIM 对管道面临的风险因素不断进行识别和评价,持续消除识别到的不利影响因素,采取各种风险消减 措施.将风险控制在合理、可接受的范围内,最终实现安全、可靠、经济地运行管道的目的
[GB32167一2015,定义3.2 3.30 内检测in-lineinspeetion;L1 借助于流体压差使检测器在管内运动,检测管道缺陷(内外壁腐蚀、损伤、变形、裂纹等]、管道中心 线位置和管道结构特征(焊缝、三通、弯头等)的方法
[GB32167一2015,定义3.12] 总体要求 4.1管道企业 4.1.1应对管道投产,运行、维护、修理,封存和处置等各个环节进行管理
GB/35068一2018 4.1.2应建立健全管道运营组织机构,制定运行管理制度,配备具备相应能力的操作,技术,安全监督 和管理等人员并明确职责
4.1.3应根据特种设备种类,配备特种设备管理和作业人员
4.1.4应根据运行管理需要,配置相应的物资、工器具、移动设备等;或者通过协议委托具备相应能力 的单位提供技术服务
4.1.5应保障员工劳动场所符合安全、环保,职业病防护有关规定
4.1.6应按照GB32167的规定开展管道完整性管理
4.1.7应及时对管道实施维护和修理,保障管道及其附属设施功能完整、性能可靠,运行安全、环保、 经济
4.1.8应对管道运行管理各环节的操作、技术,安全监督和管理人员进行培训和能力考核 4.1.9应针对管道运行管理各环节制定相应的技术文件,定期对技术文件进行复核并做必要的修订变 更,条件变化时应及时进行修订变更
技术文件至少应包括 -安全、环保、职业健康、消防管理规定; 工艺运行规程; 设备设施操作与维护修理规程; 管道线路巡护与维护方案 管道完整性管理方案; 人员技能要求与培训方案; 生产安全事故应急预案 环境应急预案; 适用的法律、法规、标准清单
应组织对危险源、危险有害因素和隐患进行识别,开展风险评价;对于重大危险源,应进行登 4.1.10 记;对于发现的隐患应予以消除或进行控制,消除前应制定有效的控制措施 4.1.11应针对挖掘、动火、吊装、管线打开、进人受限空间、临时用电、高处作业等高风险作业制定专门 的安全技术要求
实施以上作业时应进行许可管理
4.1.12应向管道沿线居民、相邻单位宣传,告知管道保护及必要的安全知识;宜参照sY/T6713开展 公众警示宣传
4.1.13应与管输委托方签订管道运输委托协议 4.1.14应对发生的安全事故、环境污染事件等开展分析,并根据分析结果改进设备设施管理和安全环 保管理
4.1.15运行管理中的各项活动应保留记录
4.2管道设施 4.2.1新建管道的设计、施工应满足管道运行的需求
4.2.2安全、环保以及职业病防护设施与管道主体工程应同时投人使用
4.2.3宜在调度控制中心对整个管道系统进行监视、控制和统一调度管理
4.2.4站控系统宜集中统一监视、控制站场设备与运行参数
4.2.5站场与调度控制中心间的数据通信应保持畅通,通信方式及路由应保证可靠
4.2.6应采取必要的硬件,软件等措施保障数据传输网络安全
4.2.7新建管道应根据管径、输送介质物性、管道沿线地形等因素合理设置管道清管站位置和间距,清 管间距应符合GB32167的规定 4.2.8清管器收发装置应具有收发内检测器的能力
预留收发清管器装置连接接口的位置应同时预 留足够的作业空间
GB/T35068一2018 4.2.9输油管道应具有泄漏监测功能
4.2.10建成的站场工艺管线、管道线路或管段,应采取措施防止或减缓腐蚀
4.3人员 4.3.1操作、技术,安全监督和管理等人员应经过培训并通过考核,熟悉输送介质物性,熟知安全环保、 运行操作和维护修理规程,掌握与作业相关的安全生产技能和应急处置措施等
4.3.2操作人员的培训与能力考核每年至少1次;岗位调整的,应在上岗前进行培训与考核 4.3.3技术,安全监督和管理人员的培训与能力考核每3年至少1次;岗位调整的,应在任职新岗位后 1个月内完成
4.3.4对于下列情况,应及时进行培训 输送介质物性发生较大变化 工艺流程发生变化 管道线路、设备设施进行了更新; 站场、阀室或管道线路周边环境发生较大变化 -操作步骤、流程发生变化 -联锁保护定值、步骤、程序发生变化 -发布新技术文件或技术文件进行了更新; -有违反安全、环保、职业健康或劳动防护规定的行为; 人员知识或技能不满足要求
投产准备与投产 5 5.1一般要求 5.1.1投产前,应将管道设计资料、中心线数据、施工记录、评估报告、相关协议等管道数据,以及设备 设施技术资料和备品备件等移交给运行管理单位
5.1.2根据工程需要,站场、管道线路可分期、分段投产
应明确分期、分段投产所能达到的功能与 能力
5.1.3管道完工后,若超过6个月投产时宜进行完整性评价
5.1.4对于停用超过1年的管道,启用前应进行完整性评价 5.1.5投产前应对分项工程进行预验收,内容至少应包括 -输油泵机组、压缩机组、热力系统、储罐、阀门等; 站场管线; 压力容器; -管道线路 自动化系统; 气系统; 电 通信系统; 计量系统; 管道阴极保护系统; 消防系统; 采暖,通风,冷却系统; 压缩空气系统
5.1.6应编制投产方案并经审核批准,投产方案内容至少应包括:
GB/35068一2018 投产必备条件; 投产组织机构; 输送介质物性; 投产方式; 投产步骤; -投产输量安排及温度、压力等参数计算; 试运行安排及功能测试; 风险分析与应对措施; 应急预案
投产方案的内容参见附录A
5.1.7应根据输送介质物性、管道状况、沿线地温和气温、上下游条件等因素,确定合理的投产方式
5.1.8输油管道投产时,投产介质前应加惰性气体或清水隔离;宜在投产介质前加带跟踪器的隔离清 管器 输气管道投产时,投产介质前应加惰性气体隔离
5.1.9 应确定安全,合理的排气,排水方案
5.1.10 5.2投产准备 5.2.1管道投产前应建立运行管理组织机构,岗位人员培训合格,配备到位
应按4.1.9要求制定技术文件,并通过审核、发布
5.2.2 5.2.3宜成立投产组织机构,包括但不限于建设、设计,施工、监理、运行、油气销售等单位人员,负责组 织检查核实管道投产条件、统一指挥和协调管道投产工作
5.2.4应按照投产方案准备文件资料、物资、备品备件和工器具等
5.2.5应与相关单位签订有关油气运输、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
5.2.6应按照投产方案组织投产前检查,确认投产条件,投产条件至少应满足 合规性手续办理完成 管道线路及站场工艺管线试压、干燥合格 站间或分段测径已完成并符合要求; 电气系统、自动化系统,通信系统调试完成; 输油泵机组,压缩机组,加热系统、消防系统等调试或试运完成 保护系统、辅助系统调试或试运完成 安全环保设施和劳动防护设施符合要求; 投产介质已落实
投产条件确认检查项目参见附录B
5.2.7投产前,应对建成的管道线路或管段进行巡护,巡护内容及频次宜按照管道企业在役管道巡护 要求执行
5.2.8投产前,输气管道应进行清管,测径并干燥,干燥技术要求应符合GB50369的规定
5.2.9采用热水预热或水联运时,各项运行参数应符合6.1.2的规定,若超出此范围应由设计单位提出 热水预热或水联运期间的限值参数
5.2.10输气管道应采用氮气或其他惰性气体置换管内空气;应识别气体注人过程的风险,并制定消除 或控制措施;注人气体的温度不宜低于5C 5.2.11输气管道置换空气用氮气或惰性气体的隔离长度应保证到达置换管线末端时,空气与管道气 体不混合
GB/T35068一2018 5.2.12输气管道置换管内空气时,当管道末端放空检测口气体含氧量不大于2%时即可认为空气置换 合格
5.3管道投产 5.3.1 -般要求 5.3.1.1由投产组织机构组织有关人员按照投产方案及有关技术文件进行投产 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析,必要时进行调整
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
5.3.2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、预热投油等投产方式,但应保证管道沿线温度场满足投产 原油到达任一加热站的进站温度高于所输原油凝点以上3C 5.3.2.3采用原油添加降凝剂改性方式投产的管道,投产前应对原油添加降凝剂效果进行室内实验评 价;评价项目和评价方法应执行SY/T5767的规定
投产时,应在沿线各站检测原油凝点,每天不应少 于2次
5.3.2.4投产过程产生的油水混合物应进行处置
分离出的污水应进行处理,达到GB8978中规定的 排放标准方可向外排放
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置换过程中惰性气体与空气的混合气体、惰性气体与管道气体的混合气体应通过放空系统放 空,必要时应设置放空隔离区 5.3.3.3管道气体置换惰性气体投产时,当甲炕含量达到管道气体甲炕含量的90%且连续监测三次甲 炕含量有增无减,则认为管道气体置换合格
5.3.3.4置换过程中管道内气流速度不宜大于5m/s
5.3.3.5管道气体置换合格后应进行全线或分段升压并检漏,进气点升压速率不宜超过1MPa/h;升压 宜分台阶进行
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风险,应采取加热、注醇等措施消除
6 运行与控制 6.1 般要求 6.1.1应对输送介质物性进行定期监测;若介质物性参数异常,应结合运行数据进行分析
6.1.2应制定文件明确运行压力,运行温度,储罐液位、联锁保护、安全保护定值允许安全停输时间等 限值参数,在投产前由设计、施工和运行单位共同签署确认
6.1.3应制定工艺运行规程,规程内容至少应包括 输送工艺; 工艺参数; 流程和设备操作; 运行控制;
GB/35068一2018 应急响应
6.1.4应定期对6.1.2和6.1.3要求的文件进行识别评价,每3年至少1次;条件发生变化时,应及时进 行更新
6.1.5应保留运行参数、主要事件等运行记录
6.2变更管理 6.2.1应制定文件对输送工艺、流程、设备、工艺限值)参数、联锁保护逻辑等变更进行控制和管理;如 需变更或临时调整,应进行风险识别并经审核批准
6.2.2输油管道保护逻辑及保护参数变更应遵循以下原则 全线联锁保护逻辑的调整或变更应在管道停运期间进行; -全线保护参数的调整或变更不宜在管道运行期间进行 站场或设备联锁保护逻辑的湖整或改变不应在站场或设备运行期间进行 -站场或设备保护参数的调整或改变不宜在站场或设备运行期间进行 6.2.3输气管道站场或设备联锁保护逻辑保护参数的调整或改变期间,应采取措施将其对运行的影 响降至最低
6.3控制参数 6.3.1运行压力 6.3.1.1 管道运行压力、静压力不应超过最大允许运行压力
6.3.1.2输油管道最大允许运行压力应取下列二者的小值: 设计压力; -般地段管道,强度试压压力除以1.25;通过人口密集区的管道,强度试压压力除以1.5
6.3.1.3输气管道最大允许运行压力应取下列二者的小值: 设计压力:; 二级地区,强度试压压力除以1.25;三,四级地区,强度试压压力除以1.5
6.3.1.4稳态运行工况下,站场运行压力不应超过设备、站场工艺管线的最大允许运行压力;瞬态工况 下,站场运行压力不应超过设备,站场工艺管线的最大允许运行压力的1.1倍
6.3.1.5输油管道水击压力不应超过最大允许运行压力的1.1倍
6.3.1.6输油管道最低允许运行压力应综合考虑输送介质的饱和蒸气压、管道沿线地形起伏情况、增压 设备允许的最小吸人压力等确定
6.3.1.7输气管道的瞬态压力不应超过最大允许运行压力的1.1倍
6.3.1.8应根据6.3.1.1、6.3.1.5,6.3.1.6,6.3.1.7的要求,确定最大允许出站压力或最大允许进站压力
6.3.1.9应根据管道缺陷情况与评估结果及时调整最大允许运行压力、最大允许出站压力或最大允许 进站压力
6.3.2运行温度 应根据输送介质物性,以及管道防腐层、管材、管件、设备和密封材料等的允许使用温度确定最 6.3.2.1 高允许运行温度和最低允许运行温度 6.3.2.2管道出站温度不应超过设计温度,不宜超过60C、不应超过75C
6.3.2.3输送凝点高于管道沿线地温的油品,进站油温宜高于所输油品凝点35 6.3.2.4成品油管道收油温度不宜超过35C
6.3.2.5地上储油罐储油温度要求如下
GB/T35068一2018 对于凝点高于大气环境温度的油品,最低储油温度不宜低于所储油品凝点以上3C,最高储油 温度不应高于所储油品自燃点、闪点或初点,不宜高于50C; 对于凝点低于大气环境温度的油品,宜常温储存;若大气环境温度低于0C,应采取措施防止 储油罐内析水冻冰及排污阀,排水管或排水阀冻裂
6.3.3允许停输时间 6.3.3.1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
6.3.3.2正常运行工况下,加热输油管道连续两次停输间的输油量应不低于最长加热站间距管道容量 的1.5倍
6.3.3.3若加热输油管道运行工况及所输油品物性发生变化,应及时评估并调整允许安全停输时间
6.3.3.4物性差别较大的原油采用顺序输送、掺混输送和间歇输送等输送方式,宜根据管道地温情况 管道运行工况、油品物性等因素,确定允许安全停输时间
物性差别较大的原油采用掺混输送时,管道的允许安全停输时间应考虑混合原油分层对再启 6.3.3.5 动的影响
6.3.4介质流速 6.3.4.1应根据加热输油管道输送油品物性、加热设施设置、输油泵能力、管道沿线地温、季节、管道穿 跨越等情况,确定加热输油管道的允许最小输量;加热输油管道的输送流量不应低于其允许最小输量
6.3.4.2顺序输送成品油管道应考虑混油因素和输油设备能力确定管道的允许最小输量
6.3.4.3应根据油品导电性、管径等参数,分析确定输油管道站场工艺管线、油品装卸车(船)鹤管内允 许的油品流速
6.3.4.4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速
流速要求如下: -浮顶油罐、固定顶罐空罐进油时,在浮盘浮起或进油管浸没前,其进油管流速不应大于1m/s; 浮盘浮起或进油管浸没后,进油管流速不宜大于4.5m/s,不应超过7m/s 站场工艺管线内的油品流速不宜小于0.8m/s,不宜大于4.5m/s、不应超过7m/s; 当油品中含有明水时,固定顶罐进出油管的流速不应超过1m/s
6.3.4.5应根据设备(如分离器、过滤器、调压阀、流量计等)技术要求、站场工艺管线管径,运行压力和 温度,考虑噪声、震动、管线内壁磨蚀与内部积液等因素,确定输气管道站场内的气体流速允许范围
流 速要求如下: 进站处至分离器上游之间工艺管线内的气体流浊不宜大于15m/s,不应大于20m/s; 分离器下游至出站处之间工艺管线内的气体流速不宜大于20m/s; 调压后压力小于2.5MPa的,调压设施下游工艺管线内的气体流速不应大于25m/s
6.3.5液位 应根据设计及竣工文件确定储油罐、泄压罐、污油罐、排污罐等的最高允许液位、最低允许液 6.3.5.1 位、高液位报警值和低液位报警值
6.3.5.2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
6.3.5.3需超出允许范围运行的,应进行风险识别,编制专项方案,明确控制措施
6.4介质物性监测 6.4.1输油管道 6.4.1.1应定期对所输油品物性进行检测与分析
对于产地来源稳定的原油,每年至少2次;对于新产 10
GB/35068一2018 地来源的原油,输送前应检测分析油品物性;对于产地来源稳定的成品油,输送前应检测分析6.4.1.4规 定的物性指标
6.4.1.2原油物性检测宜包括以下项目: 密度; 倾点或凝点; 粘度; 析蜡点; 初僧点; 闪点; 饱和蒸气压; 含水率; 硫含量; 硫化氢含量; 机械杂质含量; 氯盐含量
6.4.1.3成品油物性检测宜包括以下项目 密度; 辛炕值; 程; 终帽点 冷滤点; 闪点; 饱和燕气压; 含水率; 硫含量; 机械杂质含量; 色度; 电导率
6.4.1.4管道接收的成品油在满足产品质量指标要求的基础上,应有适当的余量
重点指标至少应 包括 柴油的闪点; 汽油的辛婉值、终点
6.4.2输气管道 6.4.2.1管道气体的气质指标至少应符合GB17820的规定 6.4.2.2应在管道进气点对管道气体气质参数实时监测
6.4.2.3管道气体取样应符合GB/T13609的规定
6.4.2.4管道气体气质参数检测宜包括以下项目 姬类组分含量; 水露点; 姬露点; 硫化氢含量; 二氧化碳含量; 11
GB/T35068一2018 氮气含量; 高位发热量
6.4.2.5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施
6.5控制要求 6.5.1 -般要求 6.5.1.1管道运行参数应控制在6.3允许的范围内
6.5.1.2流程操作应遵循先开后关、缓开缓关原则
6.5.1.3操作高低压衔接部位的流程时,应先导通低压部位再导通高压部位;反之,先切断高压部位再 切断低压部位
6.5.1.4站场内易凝、易冻管线应有防护措施,必要时进行活线
6.5.1.5管道运行应执行统一调度指挥原则,宜进行集中控制
6.5.1.6应根据输送计划量、设备设施可用情况、维检修作业计划等,在保障安全的前提下,以经济合理 为原则编制运行方案
6.5.1.7应明确管道维检修作业期间的运行压力、温度、流量等参数要求,必要时制定作业期间的运行 方案;作业期间,运行调度控制人员与现场作业人员应保持联系畅通 6.5.1.8应对管道运行情况进行监控和分析
6.5.1.9应制定和实施减少油气损失、节能节水和其他资源的措施 6.5.2输油管道 6.5.2.1应根据原油物性、油源、库存状况、管道运行环境、管道强度和设备压力等级,进行技术经济分 析对比,确定原油管道的运行方式,常用运行方式包括 常温输送; 加热输送; -加剂综合热处理输送 掺混输逃 添加减阻剂输送
6.5.2.2输油管道启输时,应确保流程导通
6.5.2.3输油管道站场启动冷油与热油掺混流程时,应先导通热油流程,再打开冷油流程;启动稠油与 稀油掺混流程,应先导通稀油流程,再打开稠油流程
反之,先关闭冷油流程或稠油流程
6.5.2.4输油管道宜采用密闭输送方式
6.5.2.5加热输送管道宜连续监测沿线管道埋深处的地温
6.5.2.6 加热输油管道反输时的最低输量应高于管道的允许最小输量，且反输总量应大于最长加热站 间距管道容量的1.5倍
6.5.2.7输油管道的有关工艺计算参见附录C
6.5.3输气管道 应根据输送计划与用气需求变化,以安全经济为原则,确定输气管道的合理管存和运行压力
6.5.3.1 6.5.3.2输气站场过滤器、分离器等设备宜保持在运行状态
6.5.3.3输气管道的有关工艺计算参见附录D
6.6 顺序输送 6.6.1确定顺序输送次序时,宜选择密度以及其他理化性质相近的两种油品相邻输送
不同炼厂生产 12
GB/35068一2018 的同一种成品油宜分开储存,不宜混合输送
6.6.2管道计划停输宜将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时,宜关断界面上下游线路截断阀门
6.6.3应合理确定管道允许最小批次量,其对应的混油量不宜大于最小批次量的3%
6.6.4宜尽量加大批次量,批次量不应小于最小批次量
6.6.5应根据管道下游的最小输量要求合理确定分输流量
6.6.6应及时掌握批次界面在管道中的位置,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
6.6.7应对进人管道系统输送的批次进行跟踪
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
安装界面检测仪的管道,应使用检测数据修正批次跟踪
6.6.8应根据油品物性和末站(或中间下载站)接收油罐容积等条件确定混油切割方案 6.6.9宜根据界面检测结果进行混油切割
6.7管道清管 管道投产后具备清管条件的,应在投产完成12个月内进行首次清管
6.7.1 6.7.2应根据管输介质物性、管道内部清洁状况、管道输送效率、输送压差、排出污物的性质与排出量、 管道风险评价、管道完整性评价及管道内腐蚀情况等确定合理的清管周期
6.7.3首次清管应进行管道状况调查,对不符合清管要求的管道和设施进行整改 首次和不定期清管,应制定清管方案并经审核批准后实施
清管方案的内容参见附录E
6.7.4 首次和不定期清管,应对清管器进行跟踪
清管器的跟踪应依据管道沿线地理情况、线路阀室 6.7.5 及穿跨越情况设置跟踪监测点,特殊管段加密跟踪监测点
6.7.6宜采用从末段开始依次至首段逐步分管段进行顺序清管
6.7.7清管器结构和类型、清管顺序和次数应依据沿线管道的结蜡状况或管道内部清洁状况进行分析 后确定
可选择软质清管器、皮碗清管器、直板清管器等或结合使用
皮碗,直板清管器过盈量宜在 1%一5% 6.7.8清管器运行时宜进行监测与跟踪
6.7.9清管期间管道的运行应尽可能保持稳定,及时分析清管对管道运行的影响
6.7.10清管结束后,应及时对清管过程及效果进行分析;进行连续清管的,应根据上一次清管情况及 时调整下一次清管技术要求
6.7.11应定期分析含蜡原油管道的结蜡状况,根据输量、运行压力、运行温度、油品性质等评估、调整 清管周期
6.7.12对硫化物含量较高的管道,打开发球筒、收球筒前,宜进行氮气置换,收球时宜采取湿式作业
6.7.13输气管道清管过程中清管器运行速度不宜超过5m/s
6.7.14输气管道应分析管道内污物、积液情况,制定措施防止清管过程出现水合物堵塞
6.7.15输气管道清管应估算排污量,做好污物、污液处理
6.8运行分析 6.8.1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
6.8.2应进行管道运行的年、季、月度分析,对运行方案的偏离作出评估,并合理优化
6.8.3应定期分析管道的输差、能耗、输送能力与输送效率
6.8.4应对管道压力、温度,流量及介质物性等参数进行分析,及时掌握管道泄漏和堵塞等异常现象， 并及时确定泄漏或堵塞位置
6.8.5应对清管效果和管道输送效率变化的原因及时分析
13
GB/T35068一2018 6.8.6应分析全线各压气站间负荷分配,优化运行,实现稳定输量下压缩机组的最优匹配
6.8.7输气管道应根据不同季节、不同输量的压气站运行配置情况,确定管存量范围和目标管存量
6.8.8应分析输气管道分输用气需求和管存能力,在满足约定要求的情况下,合理调整管道末端压力
6.9控制室管理 6.9.1应制定文件明确调度员培训、考核、倒班等要求
6.9.2控制室应配备必要的技术文件和资料,至少应包括 -管道基本信息 工艺运行规程; 应急预案; 联系信息
6.9.3应定期对6.9.1和6,.9.2要求的技术文件进行识别评价,每3年至少1次;条件发生变化时,应及 时进行更新
6.9.4管道调度员应每年进行能力考核,每3年至少开展1次系统培训和能力考核
6.9.5倒班计划应能保证值班调度员在连续两个班次间有至少8h的睡眠时间
6.9.6控制系统应功能完整,性能稳定,满足连续监控管道运行状态需要;应能准确显示,实时更新管 道运行参数;报警信息应及时、准确
6.9.7 备用控制系统应每年至少运行1次
6.9.8备用通信路由应每月至少测试1次
站场管理 7.1 般要求 7.1.1应定期对输油泵机组、压缩机组、加热炉等设备的效率及设备的安全、经济运行状况进行分析 并及时进行运行调整或改造,确保系统和设备的高效
7.1.2应制定文件明确管道运行管理各环节的安全与环保技术要求,主要包括安全教育、安全检查、风 险识别与评价、职业健康、环境监测与评价、作业许可、危险化学品管理、事故事件管理等
应制定文件明确设备设施管理各项活动的技术要求,主要包括设备和站场工艺管线技术管理、 7.1.3 设备操作维护与修理、检测与评价等
站场工艺管线、设备的更换,改造及现场修理等应制定作业方案
7.1.4站场或阀室内可燃、易燃物存放位置与周边的防火间距应符合要求
7.1.5固定式可燃气体检测报警系统安装应符合SY/T6503的规定
7.1.6应定期对7.1.2与7.1.3要求的文件进行识别评价,每3年至少1次;条件发生变化时,应及时进 行更新
7.1.7应定期检查输油气站场、阀室,检查系统严密性,设备设施完好性等
7.1.8定期检测或检验的设备设施、仪器仪表、工器具应在检测或检验有效期内
.1.9应定期监测站场、阅室内可能产生油气聚积空间的油气浓度,出现异常情况及时采取相应措施
7.1.10作业人员在进人受限空间检查或作业前应进行可燃气体和含氧检测,并穿戴劳动防护用品;输 送介质含有硫化氢等有毒成分的,还应进行有毒气体检测
7.1.11管道打开作业或设备维护修理期间需要打开作业的,应进行能量隔离,确保作业安全
环境温度低于0C的站场,人冬前应对设备设施进行冬防保温 7.1.12 7.1.13消防演练应每年至少开展1次
14
GB/35068一2018 7.1.14 检查、安全活动、会议、事故事件调查等各项活动应保留记录
7.2站场工艺管线 7.2.1应结合维护维修、历史失效、风险评价等确定站场、阀室工艺管线的检查周期和内容
站场、阀室工艺管线的检查周期符合以下要求 7.2.2 地面裸露安装的工艺管线应在站场日常巡检时进行目视检查; 包覆有保温层的地面工艺管线应每年打开部分保温层进行检查 埋地工艺管线宜每3年进行部分开挖检查; 发现严重腐蚀、泄漏等,应及时开展全面检查; 输气管道站场、阀室工艺管线高风险的三通、弯头处宜每年测试壁厚
7.2.3站场、阀室工艺管线的重点检查部位至少应包括 输油泵、压缩机、加热炉,换热器的进出口管段; 管线出人土部位; 包覆有保温层的管段 排污管线、燃料管线、放空管线等; 已经发生严重腐蚀、曾发生泄漏或出现过影响管道安全运行情况的部位 可能产生沉积物聚集以及介质流动死角的管段
7.2.4站场与阀室设置的工艺编号、安全标识等应标示清晰.准确并完好
7.2.5根据管输介质温度、环境温度等参数,应对管道采取有效防冻,防凝、防烫措施 7.2.6站场工艺管线的腐蚀控制参照8.4的规定 7.2.7站场工艺管线的阴极保护参照SY/T6964 7.3机械设备 7.3.1增压、加热、冷却设备 7.3.1.1 输油泵桃组、压缩机组、空压机.锅炉,加热炉,换热器,电加热器等增压,加热、冷却设备及其附 属系统,应根据生产制造商技术要求进行操作,维护,修理
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制造商或设计技术要求
7.3.2储油罐 7.3.2.1立式圆筒形钢制焊接油罐的维护,修理应符合sY/T5921的规定
7.3.2.2储油罐呼吸阀、安全阀、阻火器等附件,应定期进行检查
7.3.2.3环境温度可能低于0C的输油管道站场,在环境温度降至0C前,应检查储油罐呼吸阀、阻火 器,并采取防冻堵措施
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
7.3.3 阀门 通用阀门管理应符合sY/T6470的规定
7.3.3.1 7.3.3.2安全阀应每年进行校验
7.3.3.3自力式泄压阀定值应每半年至少检查测试1次
7.3.3.4线路截断阀应每年至少1次定期进行开关或部分开关操作,确认其功能完好;远控线路截断阀 应进行远控开关或部分开关操作
7.3.3.5高低压衔接部位的调压阀、压力截断阀等,应每年至少检查1次
15
GB/T35068一2018 7.3.3.6安全阀,泄压阀,放空阀应每月至少检查1次
7.3.3.7安全阀,泄压阀,放空阀及上下游管路的安全泄放能力应满足管线或设备的泄压要求
7.4特种设备 7.4.1特种设备应按期办理使用登记,取得使用登记证书
7.4.2特种设备及其安全附件应按期进行检查、检验、检测
743固定式压力容器管理应符合TsG21的规定 7.44压力容器支承或支座应保持完好,基础应无沉降,倾斜或裂缝,固定螺栓应齐全、,完好
7.45压力容器安全泄放管路应畅通无堵塞 7.4.6固定式特种设备更换,现场修理等应制定作业方案
7.5计量系统 交接双方应根据签订的计量交接协议进行油气计量
7.5.1 7.5.2 贸易交接用计量器具和仪表应经法定计量检定部门检定合格
7.6电气系统 7.6.1电气作业安全应符合GB26860的规定
7.6.2电气设备日常管理应符合sY/T6325的规定
7.6.3高压电气设备的运行、异常及故障处理应符合DL/T9692005第6章的规定
7.6.4变频器的运行与维护参照DL/T1195
7.6.5UPs的运行与维护应符合YD/T1970.4的规定
7.6.6站场备用或应急供电电源宜每月启动试验一次
7.6.7输油气站场、阀室应定期进行防雷、,防静电检测,属于爆炸危险区域的应每年检测2次,属于非 爆炸危险区域的应每年检测1次,对于发现的异常情况应及时处理
7.7自动化系统 7.7.1压力,温度等各类现场检测仪表应定期进行校准或检定
7.7.2开关类执行器的维护检查应符合sY/T60692011第5章的规定
7.7.3管道运行时,联锁保护程序应保持投用;对于不能投用的,应采取控制措施并及时处理
7.7.4持续停用6个月以上的仪表设备在投用前应进行检定或试验,确认技术状态完好后再投人 使用
7.7.5管道控制中心与站场,RTU阀室之间应具有通信通断检测功能
7.7.6站场,全线联锁控制系统应定期测试,测试内容包括设定值、联锁逻辑、保护功能、响应效果
7.8其他 7.8.1可燃气体检测器、火灾探测器、报警器等应每年至少检查或校验1次
7.8.2灭火器材应每月至少检查1次,并按照生产厂商规定及时更换
7.8.3消防栓,水龙带、喷淋管等应每半月至少检查1次
7.8.4固定消防泵宜每周试运行1次 7.8.5站场、阀室的安全防范应符合GA1166的规定
7.8.6应对光通信、卫星通信等通信系统运行性能指标进行定期测试,宜每季度1次
7.8.7建筑物、构筑物投用3年内,应检查基础沉降情况,必要时进行检测
7.8.8站场、阀室地面出现的沉降应及时处理
16
GB/35068一2018 7.8.9仪表井、阀井、封闭的管沟等应定期进行检查,查看结构是否完好、是否有油气泄漏、聚积
管道线路管理 8.1 -般要求 8.1.1 应按照GB32167的规定开展管道完整性的检查、检测与评价工作,实现管道线路的完整性 管理
应制定文件明确管道管理各项活动的技术要求,主要包括线路巡护,光缆巡护、腐蚀控制、第三 8.1.2 方施工管理、地质灾害防治、高后果区识别与管理、管道维护与修理、管道检测与评价等
8.1.3应定期对8.1.2要求的文件进行识别评价,每3年至少1次;条件发生变化时,应及时进行更新
8.1.4管道线路的阴极保护应符合GB/T21448的规定
8.1.5管道地质灾害管理应符合sY/T6828的规定
8.1.6管道沿线设置的里程桩、转角桩、标志桩、交叉桩、测试桩、警示牌和光缆标石等标识应准确,并 保持完好、标示清晰
8.1.7应在管道沿线特定区域范围内建立维、抢修队伍,或配备专门人员、维抢修车辆、设备和机具,合 理储备管道抢修物资;如自身能力不足,应通过协议委托具备相应能力的单位提供服务
8.1.8管道巡护、检查、检测、维护与修理等各项活动应保留记录
8.2管道线路巡护 8.2.1线路巡护可采用徒步巡护、车辆巡护、飞行器巡护等方式
8.2.2应根据管道运行条件、管道沿线地形、土壤状况、外部交叉、交通条件、自然灾害与人员聚居等情 况制定线路巡护方案
线路巡护方案应保存在相应基层单位或站场内
8.2.3线路巡护方案内容包括;巡护频次,巡护方式,巡护内容、人员安排、异常情况汇报、记录,联系方 式等
8.2.4应每年对线路巡护方案复审一次,两次复审的时间间隔不应超过15个月
8.2.5应每季度对巡线人员培训考核一次,两次相邻培训考核的时间间隔不应超过4个月
8.2.6按照GA1166划分的治安风险等级，一级与二级风险管段每天至少巡护1次,三级风险管段每周 至少巡护2次
8.2.7高后果区、管道穿越处、管道跨越处、阀室、第三方施工活动频繁区段、管道与市政管网交叉或平 行处、第三方损坏高发或易发区段、高风险管段,未完成修复的不可接受缺陷处应每天至少巡护1次
8.2.8强风、强降雨、地震后或冰雪大量融化、土壤融冻期间,应及时巡护,查看是否有地面裂缝、隆起 或沉降、露管,漂管,滑坡、冲刷以及光缆裸露等情况,检查管道跨越处的悬索,锚固、支撑等设施及穿越 处管道稳管(含水工防护)等设施的完好性,期间应采取措施确保人员安全
.29巡护期间应观养是香有油气泄漏.管道周边是香有挖掘.请说,钻探、重载通过.随工,建(构)筑 物建设、深作耕种等可能危及管道安全的活动,观察土体的稳定性,检查管道跨越处的悬索、锚固、支撑 等设施的完好性,观察标示标识桩是否缺失,完好
8.2.10对于与管道交叉的施工,管道保护距离范围内或附近的可能危及管道安全的活动,应向其说明 管道所处具体位置、管输介质危险性及作业安全要求,宜派人进行连续监护,发现危及管道安全的情况， 作业应立即中止
8.2.11确定管道巡线频次时,应至少考虑以下因素: 运行压力; 管径; 人口密度; 17
GB/T35068一2018 输送介质; 地形; 高后果区识别结果、风险评价和完整性评价等结论与建议; 气候
8.3检测与评价 8.3.1管道投产3年内,应及时监测管顶覆土与水工防护完好情况,发现沉降、露管、水工防护损坏等 情况时,应及时予以修复
8.3.2应定期检测管道埋深,对于发现埋深不足的应及时处理
检测周期满足以下要求: 位于非农耕地管段宜每3年1次; -位于农耕地、沙漠管段宜每年在春耕前进行次; 河流穿越处两侧位于水位冲刷线范围内的管段与沿河床埋设的管段宜每年在汛前、汛后各进 行1次; 挖沟法穿越的水下穿越管段宜每3年~5年1次,管道所穿越河流出现50年一遇强降雨后应 及时检测
管道内检测周期应符合GB32167的规定
8.3.3 管道外腐蚀直接评价应符合sY/T0087.1的规定
管道内腐蚀直接评价应符合SY/T0087.2 8.3.4 的规定
8.3.5应分析检测结果,建立管道检测档案,原始数据及数据分析结果应存档
8.4腐蚀控制 8.4.1应根据内检测,外检测防腐层调查等评估管道防腐层状况,确定防腐层检查周期
对于发现的 异常情况,应及时处理
8.4.2对于发现的存在腐蚀活性的防腐层缺陷,应立即修复
8.4.3管道外防腐层修理应符合sY/T5918的规定
8.4.4应定期对管道防腐层、补口、保温层以及可能对阴极保护电流屏蔽的防护材料进行开挖检查,评 价其性能,检查评价方法应符合sY/T0087.1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、管地电位符合要求
管 8.4.5 道阴极保护参数的测试应符合GB/T21246的规定
应识别、测试、减缓杂散电流对管道的影响,宜参照GB50991和GB/T50698的规定执行
8.4.6 8.4.7应定期检测绝缘接头,绝缘垫片的绝缘性以及排流设施的有效性
8.4.8应对输送介质的腐蚀性进行分析,并根据分析结果采取适用的内腐蚀控制措施
可通过安装探 针或电阻监测装置、直接测量壁厚等方法,监测关键位置的内腐蚀情况
管道内腐蚀控制应符合 GB/T23258的规定
8.5管道维修 8.5.1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定修复计划和方案;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
8.5.2管道进行动火、挖掘、改造与维修等作业时应编制作业方案并经审批后实施
8.5.3对管道线路的不停输改造和维修作业,应根据评估结果和作业要求确定管道运行压力,并明确 要求管道的开挖长度、方式及稳固措施等
8.5.4涉及到可能对社会公众有影响的管道维护,修理作业开始前,应向政府主管部门或涉及的相应 18
GB/35068一2018 部门及社会公众通告作业要求和时间
8.6封存与处置 8.6.1需停用的管道或管段,宜置换管内油气介质并注人惰性气体或不燃无毒液体进行封存;不能进 行置换的,应按照运行管道进行管理;停用管道或管段宜与运行管道或管段进行有效隔离,必要时应断 开连接
8.6.2需弃置或报废的管道或管段,应置换管内油气介质并制定处置方案;弃置或报废管道或管段应 与运行管道或管段断开连接,弃置或报废的管道或管段两端应有效封堵
8.6.3管道封存停用期间,弃置或报废管道或管段在未完成处置前,应制定专项管理措施
应急管理 g.1应制定文件明确应急管理各项活动,主要包括应急预案编制应急培训应急演练与评价等
9.2应根据管道输送介质、管道运行条件,站场与沿线所处环境等情况识别可能发生的生产突发事 件,并按照GB/T29639的规定编制应急预案
9.3应急预案应包括与周边单位.沿线居民和政府主管部门等的联动.及时更新联系信息
9.4定期对9.！要求的文件进行识别评价,每3年至少1次;条件发生变化时,应及时进行更新 9.5按照8.1.7配备的资源应满足应急响应的要求 9.6应根据应急预案的规定开展培训,应急演练与应急响应
应保留应急管理各环节活动的记录 9.7 19
GB/T35068一2018 附 录 A 资料性附录) 投产方案主要内容 制定方案的依据 制定方案的依据包括: 国家有关法规和规范; a 上级有关的文件和设计资料 输送介质物性 c d 地温等自然条件; 降凝剂评价结果; e 输送介质交接及供电、供水协议 f 与试运投产有关的其他资料
8 A.2投产组织与准备 投产组织与准备包括: 投产组织机构的组成及职责 a 投产指挥工作流程; b) 运行人员及相关制度的准备; c d 投产资源量需求; 抢修器材物资的配备" e 施工单位投产保驾方案及抢修队伍的职责
fD) A.3技术内容 技术内容包括: a 投产必备条件; 投产方式的确定 b 投产步骤; c d 投产过程输量安排及温度、压力等参数计算; 介质到各站及管段的时间 输气管道惰性气体置换量及置换,升压安排; f) 采用预热输送的预热时间、预热水用量、油水混合物总量; g h 气体排放; 污水处理 试运行安排及功能测试
A.4操作程序 操作程序包括 20
GB/35068一2018 设备调试 a b 站内试运; 清管; e d) 系统调试; 预热; e fD 投产及全线联合试运; 油水混合物的处理; g h)试运行操作
A.5安全要求 安全要求包括: 操作人员、抢修人员的安全要求; a b投产过程中的安全管理规定; 风险分析与应对措施; c d应急预案 保驾方案
e A.6附件 附件包括 站场工艺流程图和平面布置图 a b)阀室工艺流程图; 管道纵断面图和平面走向图 c 投产运行相关参数的计算书
d 21
GB/T35068一2018 附录 B 资料性附录) 投产条件确认检查项目表 投产条件确认检查项目见表B.1
表B.1投产条件确认检查项目表 结果 序号 类别 确认项内容 备注 符合/不符合 单位工程验收合格 埋深符合设计要求 防腐层检漏合格 清管测径符合要求 管道强度和严密性试验合格 线路工程 管道沿线水工及防护设施达到设计要求 管道沿线无占压,管道与周边建、构筑物符合管 道安全保护距离 管道地面标识齐全完整,符合设计要求 管道沿线地貌恢复符合要求 天然气管道干燥合格 单位工程验收完成 12 工艺管网、阀门安装和焊接符合规范要求 站内工艺 安装工程 13 阀门和工艺管网强度和严密性试验合格 工程建设 14 工艺管网防腐、保温符合设计要求 15 单位工程验收完成 罐底板大角焊缝、壁板焊缝、浮船焊缝符合规范 16 要求 l 船舱严密性试验合格 储罐工程 18 各类附件安装完成并符合设计要求 !9 充水沉降测试符合设计要求 20 防火堤施工符合规范要求 21 单位工程验收完成 输油泵机组联轴器安装，一、二次灌浆符合规范 2 要求 设备安装工程 23 压缩机安装就位符合规范要求 24 饷炉等压力容器安装就位符合规范要求 加热炉安装就位符合规范要求 25 26 电气工程 单位工程验收完成 22
GB/35068一2018 表B.1续 结果 序号 类别 确认项内容 备注 符合/不符合 电缆敷设安装符合规范要求 21 电气工程 变压器、断路器、隔离开关,电容器安装、配电柜 28 安装符合规范要求 29 单位工程验收完成 压力表、温度计、变送器、计量仪表等安装符合规 30 仪表自动化 范要求 工程 31 仪表线缆,保护管安装符合规范要求 32 自动化机柜安装符合规范要求 工程建设 33 单位工程验收完成 34 通信工程 通信线缆敷设符合规范要求 35 传输设备安装符合规范要求 36 单位工程验收完成 37 土建及建筑地基、基础符合规范要求 物工程 建筑物主体结构符合规范要求 38 39 装饰、装修符合规范要求 40 灭火器按设计要求配置,符合规范要求 41 可燃气体监测设备按设计要求配置,符合规范要求 42 安全阀、泄压阀等安全保护装置安装完好,并测试合格 静电跨接、设备接地等设施安装完好,并测试合格 43 强制检测设备如安全阀、压力表、温度计、变送器、可燃气体报警 安全设备、设施 仪、火灾报警仪,计量仪表等经有资质的检验机构检验并取得检 44 定合格证书 45 消防道路畅通 46 站场风向标已安装 47 劳动防护用具配置齐全(呼吸器、防毒面具、防火服等 调控中心与现场的数据采集与监控系统联训已完成 48 RrU阀室通信、自控、数据远传等装置调试完成,达到技术要求 49 50 输油系机组电机试运完成,达到技术要求 51 阀门和执行机构调试完成,达到技术要求 设备及系统 电气工程线缆、断路器、变压器、隔离开关等完成实验,达到技术 32 调试 要求 53 锅炉试运完成,达到技术要求 加热炉调试完成达到技术要求 5 5 消防水泵、泡沫泵试运完成,达到技术要求 23
GB/T35068一2018 表B.1续 结果 序号 类别 确认项内容 备注 符合/不符合 单体检测控制仪表包括各种温度、压力、液位检测仪表、可燃气 56 体探测器、火灾报警系统、消防仪表等)的调试完成,达到技术 要求 数据采集与监控系统完成调试,站控系统、紧急停车系统具备投 57 用条件 设备及系统 消防控制系统调试完成,达到设计要求 58 调试 压缩机组控制系统调试完成,达到技术要求 59 锅炉,加热炉控制系统调试完成,达到技术要求 60 67 !位仪调试.,阴保桩测试完成,达到技术要求 恒电 流量计,含水分析仪,在线密度计等计量器具标定(测试)完成 62 项目核准手续齐全 63 防雷防静电检测合格,取得证书 6 投产前各种 取得压力容器备案文件 65 手续办理 消防系统通过验收 66 67 供电、给排水,通信、供暖等相关协议已签订 68 投产方案编制完成并已批复 69 投产各种预案编制完成 70 投产所需的介质(油、气、水等)准备完成 71 已和上游资源、下游市场建立联系机制 72 上下游销售和计量协议已签订 73 投产所需的工器具,备品备件,消耗品等已配置 投产方案批复 714 及投产方案落维抢修设备,抢修物资配置落实 实情况 各种投产规章制度编制完成 75 76 投产前设备状态检查确认单编制完成 71 各种警示牌,设备牌、工艺流向标识等配置完成 特种作业人员取得操作资格证 78 79 运行人员完成岗位培训并已配备到位 80 维抢修人员完成培训并已配备到位 检查人员签字 检查日期 24
GB/35068一2018 附录 C 资料性附录 输油管道运行工艺计算 C.1 摩阻损失计算 管道内输送油品时沿程摩阻损失的计算见式(c.1) ,Qi" h=9 c.1 -L " 式中: 管道沿程摩阻损失,单位为米(m); 流体摩阻系数,单位为二次方秒每米(s'/m); 液流体积流量,单位为立方米每秒(nm'/s); 流态指数 mn 液流运动黏度,单位为平方米每秒(nm'/s); 管道内径,单位为米(m) dd -管道长度,单位为米(m).
L 表c.1确定了不同流态下系数8和指数朋的数值
表C.1不同流态下的A、B、m值 流态 8/(s/m 64 4.15 层流 水力光滑区 0.3164 0.0246 0.25 亲流 混合摩擦区 01n-0.687 0.0802A 0.123 粗糙区 0,0826入 注1:A 系数 绝对粗糙度,单位为米(m) 注2:e 注3: 沿程摩阻损失系数
温度计算 C.2.1输油平均温度的计算见式(c.2) C.2 学 t + 式中 计算管段的输油平均温度,单位为摄氏度(C),常温输送的输油管道,计算管段的输油平均 温度取管中心埋深处的地温; 计算管段的起点油温,单位为摄民度 C); tn 计算管段的终点油温,单位为摄氏度( C)
t2 25
GB/T35068一2018 C.2.2加热输送输油管道沿线温降(考虑摩擦热)的计算见式(C.3)~式(C.5) C.3 t C.4 (C.5 式中 管道中心处环境温度,单位为摄氏度(C)5 流量为g时的水力坡降,单位为米每米(m/m),可近似取计算管段的平均水力坡降 -重力加速度,数值为9.81m/s; -输油平均温度下原油的比热容,单位为焦耳每千克摄氏度[J/(kg]; 总传热系数,单位为瓦每平方米摄氏度[w/m
]; -管道外直径,单位为米(m); D 油品质量流量,单位为千克每秒(kg/s)
G c.3有效热负荷计算 加热站的有效热负荷计算见式(C.6): (C.6 Q=G.C(一z 式中 加热炉有效热负荷,单位为瓦(w) Q 原油进站温度,单位为摄氏度(C); tR -原油出站温度,单位为摄氏度()
t2 C.4燃料油消耗量计算 加热站的燃料油消耗量计算见式(C.7) Q B= (C.7 -×3600 一
7R 式中 B -燃料油消耗量,单位为千克每小时(kg/h); -加热系统效率; 7R 燃料油热值,单位为千焦每千克(kJ/kg)
c.5混油段长度计算 成品油顺序输送混油段长度计算见式(C.8)式(C.12) lglg(h×10+0.89)=0.5lglg(v×10"+0.89)+0.5lglg(n×10+0.89)C.8) 4g， Re= C.9 T
dl，
372a0 Re=10000e C.10 26
油气管道运行规范GB/T35068-2018
随着我国经济的快速发展，油气工业也得到了迅猛的发展。而作为油气工业中的重要组成部分，油气管道也迎来了它的发展时期。油气管道的安全运行对于整个油气工业都至关重要，所以建立一套科学的油气管道运行规范显得尤为重要。GB/T35068-2018就是在这样的背景下出台的。
GB/T35068-2018是国家标准《油气管道运行规范》的最新版本，于2018年发布。该标准主要内容包括油气管道运行的基本原则、管理要求、安全防护、操作维护等方面。
首先，该标准明确了油气管道的基本原则，强调了“安全第一”的理念，提出了安全生产的基本要求。其次，该标准规范了油气管道的管理要求，包括建立安全管理体系、实施风险评估和管控、加强设备监测等方面。再次，该标准明确了油气管道的安全防护要求，包括防腐防蚀、泄漏应急处理、火灾爆炸防护等。最后，该标准还对油气管道的操作维护提出了具体要求，包括检查测试、设备维修、数据记录与分析等。
GB/T35068-2018的发布，对于保障油气管道的安全运行大有裨益。在实践中，各油气企业应当按照该标准的要求开展油气管道的运行工作，并不断深化和完善。同时，国家相关部门也应当加强对油气管道运行的监管，确保油气管道始终处于安全稳定的运行状态。
