7.2 原油集输和输送

7.2.1 集输、输油管道和站场内工艺管道的投产要求

7.2.1.1 原油管道的试运投产应执行SY/T 5536、SY/T 6186、SY/T 6320有关试运投产的准备、安全措施、安全设施验收等要求。

7.2.1.2 管道投产前，应制定清管扫线、试压和投油等作业安全技术措施。

7.2.1.3 管道试压前，应先进行清扫，将管道中的焊渣、泥沙、石块等杂物吹扫干净。

7.2.1.4 管道的清扫应符合以下安全要求：

a）站场内工艺管道的清扫应采用压缩空气进行吹扫，吹扫气体在管道中的流速应大于20m/s，吹扫压力不应大于管道的设计压力。

b）输油管道的清扫应采用清管器分段进行，清管次数不少于两次。当清管器的收发不在输油站时，分段清管应在地势较高的地方设临时清管收发装置，且50m内不应有居民和建筑物。清管前应确认清管段内的线路截断阀处于全开状态，清管时的最大压力不应大于管道的设计压力。

c）集输管道的清管方法应视情况而定。可采用洁净水、压缩空气或清管器分段进行，每段不宜过长（一般不超过10km），扫线压力不应大于管道设计压力。

7.2.1.5 管道的试压介质宜选用水。在高差大的山区、缺水、寒冷或人烟稀少地区可采用空气，但应有可靠的安全措施。

7.2.1.6 管道的试压应符合以下安全要求：

a）集输管道、站内工艺管道、输油管道的试压应分别按SY/T 0422、GB 50253、GB 50235的规定执行。

b）试压过程中（包括强度和严密性试验）发现管道泄漏，应查明原因，在管道卸压后方可进行修理。

7.2.2 集输油站库、管网的运行

7.2.2.1 原油管道输送工艺流程的操作与切换应统一指挥，未经许可不应改变操作流程。

7.2.2.2 操作流程均应遵照“先开后关”的原则。具有高、低压部位的流程操作开通时，应先导通低压部位，后导通高压部位。关闭时，应先切断高压部位，后切断低压部位。

7.2.2.3 站库内设置防止超压的泄压装置，应保持灵敏可靠，并按规定定期检验。

7.2.2.4 站库内工艺管道、容器等所设置的安全阀，其泄放管应将其接入污油回收系统。对安全阀每年至少委托有资格检验的机构检验、校验一次。

7.2.2.5 站库内工艺管道、设备或容器的排污和放空，应将其引入污油回收系统，严禁随地排放。

7.2.2.6 旁接油罐运行时，应有防止油罐抽空和溢罐的措施。

7.2.2.7 在输油站通信中断时，应严密监视进出站压力、排量、温度和旁接油罐的液位，并采取措施，防止抽空、憋压和溢罐事故。

7.2.2.8 沿线落差大的管道，应保证管道运行时大落差段动水压力和停输时低点的净水压力不超过设计压力。

7.2.2.9 管道解堵应制定切实可行的安全保证措施，严禁用明火烘烤。

7.2.2.10 应根据沿线情况对管道进行经常性地徒步巡查。在雨季、汛期或其他灾害发生时应加密巡查次数。巡线检查内容应包括但不限于：

a）管道阀组完好，无渗漏。

b）埋地管线无裸露，防腐层无损坏。

c）跨越管段结构稳定，构配件无缺损，明管无锈蚀。

d）标志桩、测试桩、里程桩无缺损。

e）护堤、护坡、护岸、堡坎无垮塌。

f）穿越管段稳定，无裸露、悬空、移位和受水流冲刷、剥蚀损坏等。

g）管道两侧各5m范围内，不应有取土、采石、挖塘、修渠和修筑其他建（构）筑物等，或者种植深根植物。

h）管道中心线两侧各50m范围内，不应有开山、爆破和修筑大型建（构）筑物工程。

i）管道上无打孔盗油等情况。

7.2.2.11 管道的检验应委托有检验资质的机构定期进行检测。

7.2.3 输油加压

7.2.3.1 泵房内应通风良好。泵房和非防爆的电机间应设置防爆墙，并保持完好。

7.2.3.2 输油泵运行时，应加强岗位之间联系，严密监视参数变化和旁接油罐的液位，防止抽空、憋压和溢罐事故。

7.2.3.3 输油泵机组及输油管道应设有完善的运行参数（状态）监控和泄漏报警装置等安全保护系统。

7.2.3.4 应定时启运泵房内污油回收系统，对放空、排污集油汇管中的污油进行回收。

7.2.3.5 输油泵检修时，应关闭进出口阀门。电动阀门应切断电源，手柄放到空挡位置，并加以固定。

7.2.3.6 输油泵房内的电缆沟应用砂砾埋实，并与配电间电缆沟的连通处用土填实严密隔开。

7.2.4 输油加热

原油加热装置应设有完善的安全保护系统，加热炉的使用、管理和检验应按SY 0031的规定执行。

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