Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 06305.2—2016
油气储运工程工艺设计规范
第2部分：成品油管道
Codeforprocess design of oil andgas storageand transportationproject-
Part2:Productspipeline
2017－04－01实施
2016一12一26发布
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY06305.2—2016
目 次
前言
范围 2 规范性引用文件
术语和定义基本要求 4.1 建设水平 4.2 设计原则 5 输油工艺 5.1 管道工艺设计基础参数的确定 5.2 输油管道工艺计算 5.3 输油工艺方案站场工艺
4.
6
6.1 一般规定 6.2 站场功能 6.3 站场功能分区及设计规定 6.4 设备材料选型 6.5 工艺安装要求阀室工艺
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附录A（资料性附录） 站场常用管材用管表 Q/SY06305.2—2016
前言
Q/SY06305《油气储运工程工艺设计规范》是油气储运工程建设系列标准之一。该标准分为以下 8个部分：
第1部分：原油管道：第2部分：成品油管道，第3部分：天然气管道：第4部分：地下水封岩洞储油库，第5部分：地下储气库，第6部分：管道应力分析，第7部分：天然气液化厂第8部分：液化天然气接收站。
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本部分为Q/SY06305的第2部分。 本部分按照GB/T1.1一2009《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。
本部分由中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司、中国石油天然气集团公司工程建设分公司提出。
本部分由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会归口。 本部分起草单位：中国石油天然气管道工程有限公司、中国石油天然气股份有限公司天然气与管
道分公司、中国石油天然气股份有限公司管道分公司。
本部分主要起草人：宋广祺、李小瑜、刘宏波、王彦、朱坤锋、许莉、胡颖、李志勇、李雨佳、 陶江华。
II Q/SY06305.2—2016
油气储运工程工艺设计规范
第2部分：成品油管道
1范围
Q/SY06305的本部分规定了成品油管道工艺计算、各种设计参数确定、工艺方案确定、各类站场功能分区、站场工艺设计要求、设备材料选型、工艺安装等内容
本部分适用于中国石油天然气集团公司所辖新建陆上成品油管道工程工艺设计，改扩建成品油管道工程工艺设计可参照执行。
规范性引用文件
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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。凡是不注目期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 9711 石油天然气工业管线输送系统用钢管 GB/T13927 工业阀门压力试验 GB 50253 输油管道工程设计规范 GB 50341 立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范 SY4201 石油天然气建设工程施工质量验收规范 设备安装工程 SY4203 石油天然气建设工程施工质量验收规范 市、站内工艺管道工程 SY/T 6695 成品油管道运行规范 SY/T10043 泄压和减压系统指南 Q/SY201 油气管道监控与数据采集系统通用技术规范 Q/SY1179 成品油管道工艺控制通用技术规定 Q/SY1446 输油管道工程线路阀室设计规范
术语和定义
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下列术语和定义适用于本文件。
3.1
成品油 products 原油经加工生产的C.及C，以上轻质油至重质油的商品油。
3.2
成品油管道工程 oilproductspipelineproject 用管道输送成品油的建设工程，一般包括输油管线、输油站及辅助设施等。
1 Q/SY06305.2—2016
4基本要求
4.1 建设水平 4.1.1 应根据工程规模、作用、安全性，结合管理的需要等综合确定管道的建设水平。 4.1.2 同一时期建设的相似规模的输油管道应其有相同的建设水平。 4.1.3 当新建管道与已建管道系统有关联时，新建管道的输送工艺和自动化水平应考虑与原系统的匹配性 4.2 设计原则 4.2.1月 成品油管道工程设计应符合国家、当地政府的法律、法规要求，符合国家、行业及中国石油天然气集团公司企业标准的要求。 4.2.2 采用适用、成熟、先进的技术和节能设备，努力吸收国内外新的科技创新成果。 4.2.3选择最优的设计方案，减少建设投资，提高管道运行的经济效益。 4.2.4本着安全可靠、经济合理的原则，除特殊要求的设备和材料外，其他设备、材料应立足国内供应。
5输油工艺
5.1 管道工艺设计基础参数的确定 5.1.1工艺基础参数一般包括设计输油量、成品油物性、地温、粗糙度、总传热系数等。 5.1.2应根据建设方提供的委托书内容来确定管道逐年输量；设计输量按照GB50253的要求执行。 委托书应包括管道上游资源、下游市场的供需平衡。 5.1.3应以上游炼厂或建设方提供的物性数据作为管道的基本物性参数。 5.1.4成品油管道计算管段的输油平均温度取管中心埋深处的地温。 5.1.5应根据管道沿线地质和土壤情况，如土壤性质、含水率等，确定管道沿线土壤的导热系数并测算管道总传热系数。 5.2输油管道工艺计算
5.2.1管道内沿程水力摩阻和温降计算应满足GB50253的要求。 5.2.2 管道的设计压力及管径应通过技术、经济比较后确定。 5.2.3 成品油管道工艺系统计算及分析应包括下列内容
a）进行各输量台阶的稳态水力计算，进行中间泵站布站方案的优化，确定管道沿线的站场数量、类型。 b）当管道采用顺序输送工艺时，应进行各输量台阶下混油段长度、混油量的计算。 c）全线各站场总罐容及单罐罐容的计算和确定。 d）全线各站场输油泵负荷计算及批次优化计算。 e）成品油管道应进行瞬态分析，对管道可能发生的各种异常工况进行计算分析。 f）采用顺序输送工艺的管道宜进行顺序输送模拟计算，确定管道沿线各分输点的油品分输量和
分输时间，验证管道系统是否存在局部超压。 g）成品油管道适应性分析应包括管道在各种输送条件下及管道沿线不同季节环境温度下的适应性
分析，管道允许的最大、最小输送量（以日输量表示）分析，管道近、远增输的适应性分析。
5.3 输油工艺方案
5.3.1成品油管道系统输送工艺方案应依据设计内压力、管径、输送方式、输油站数量、顺序输送油品批次等，以多个组合方案进行比选，确定输油工艺方案。 2 Q/SY06305.2—2016
5.3.2宜采用密闭输送工艺。若采用其他输送工艺，应进行技术经济论证，并说明其可行性及必要性， 5.3.3输送多种油品时，宜采用顺序输送工艺。若采用专管专用输送工艺，应进行技术经济论证。对多种油品的输送方式做多方案比较。 5.3.4当管道采用顺序输送工艺时，应通过技术经济比选确定合理的输送次序、输油批次及批量， 5.3.5应根据各输量台阶下各分输点的分输计划，包括分输时间、分输批量和分输流量，确定混油界面检测方式、混油切割方式及混油处理方案。 5.3.6 成品油管道最大输送流量应根据输送方式、年输送批次、沿线库容综合确定。 5.3.7J 成品油顺序输送管道的设计年循环批次数应经技术经济比较后确定。 5.3.8 油品批量输送的排列顺序，宜将性质相近的油品近邻排列。顺序输送的油品中含有较高黏度的油品时，可在该油品的首末段采取适当的隔离措施。 5.3.9 成品油顺序输送管道的输油站间不应设置副管。 5.3.10 站间线路起伏较大的成品油顺序输送管道，宜采取措施使管道在满流状态下运行。
6站场工艺 6.1一般规定 6.1.1 工艺流程应能实现站场设计功能所必需的各种输油操作，应结合国情采用可靠的新技术、新工艺、新设备，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的 6.1.2 工艺流程设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产及试运的要求。 6.1.3站场主要工艺控制应满足Q/SY1179的要求。 6.1.4工艺流程图中工艺区域编号及设备代号应符合Q/SY201的要求。 6.1.5成品油管道工程站场泄压系统设置应经过水力系统瞬态分析确定，当瞬态压力超过管道设计压力的1.1倍时，应设置泄压阀，当瞬态压力不超过管道设计压力的1.1倍时，可不设泄压阀。泄压系统应符合SY/T10043的要求。 6.1.6成品油首、末站、分输/注人站以及需要进行油品检测分析的中间站，宜在进站或出站端设置人工采样点。 6.1.7采用顺序输送工艺的管道混油宜在管道终点进行切割，成品油混油处理方案应通过技术经济方案比选确定。 6.1.8顺序输送油品的管道首站、中间分输/注入站及末站应设置混油界面检测设备，有混油切割的站场宜设置两种及以上界面检测设备。 6.1.9成品油分输支线应进行单、双管技术经济比较。分输计量宜设在支线末点。 6.1.10站场防腐及保温、设备、仪表的防雷、防静电接地等应满足GB50253的要求。 6.1.11站场工艺管道及设备安装、焊接、检验、试压、清管干燥及试运应符合GB50253，SY4203 及SY/T6695的要求。 6.2站场功能 6.2.1输油首站应具有以下功能：
a）接收来油进罐（必要时）。 b）油品切换。 c）增压外输。 d）站内循环。 e）压力泄放（必要时）。
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f）油品界面检测。 g）清管器发送。 必要时还应具有交接计量、加剂流程。
6.2.2中间泵站应具有以下功能：
a）增压外输。 b）清管器接收、 发送或越站。 c）压力越站。 d）全越站。 e）压力泄放（必要时)。 f）泄压罐油品回注。 必要时还应具有加剂流程。
6.2.3分输站应具有以下功能：
a）增压外输（必要时)。 b）调压、分输。 c）油品界面检测。 d）计量、标定（必要时）。 e）清管器接收、发送或越站。 f）压力越站（必要时)。 g）全越站。 h）压力泄放（必要时）。 i）泄压罐油品回注。
6.2.4注入站应具有以下功能：
a）接收来油进罐。 b）油品切换。 c）油品界面检测。 d）增压外输（必要时）。 e）调压注人。 f）站内循环。 g）压力泄放（必要时)。 h）泄压罐油品回注（必要时）。 i）清管器接收、发送或越站。
6.2.5 减压站应具有以下功能：
a）减压外输。 b）压力泄放。 c）清管器接收、发送。 d）泄压罐油品回注。
6.2.6 6计量站应具有以下功能：
a）计量。 b）标定。
6.2.7 清管站应具有以下功能：
a）越站外输。 b）清管器接收、发送。
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