石油天然气管道系统治安风险等级和安全防范要求.docx

石油天然气管道系统治安风险等级
和安全防范要求

GA1166—2014      自2015年2月1日起实施

1   范围 
本标准规定了石油、天然气管道系统的治安风险等级、安全防范等级、安全防范要求及保障措施。 
本标准适用于陆上石油、天然气管道系统的安全防范系统建设与管理.城镇燃气管道系统、油气田集输管道系统、化工等企业厂区内油气管道系统的安全防范系统建设与管理参照执行。 
2   规范性引用文件 
下列文件对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（包括所有修改单）适用于本文件。 
GB/T  15408  安全防范系统供电技术要求 
GB/T  28181  安全防范视频监控联网系统信息传输、交换、控制技术要求
GB  50016  建筑设计防火规范 
GB  50058  爆炸和火灾危险电力装置设计规范 
GB  50183  石油天然气工程设计防火规范 
GB  50198—2011  民用闭路监视电视系统工程技术规范 
GB  50251  输气管道工程设计规范 
GB  50253  输油管道工程设计规范 
GB  50343  建筑物电子信息系统防雷技术规范 
GB  50348—2004  安全防范工程技术规范 
GB  50394  入侵报警系统工程设计设计规范 
GB  50395  视频安防监控系统工程设计规范
GB  50396  出入口控制系统工程设计规范
GA/T  75  安全防范工程程序与要求 
GA/T  644  电子巡查系统技术要求 
GA/T  670  安全防范系统雷电浪涌防范技术要求 
中华人民共和国主席令（第三十号）中华人民共和国石油天然气管道保护法
 3  术语和定义 
GB 50348-2004界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 
3.1  石油天然气  oil ＆gas 
原油、成品油、天然气、煤层气、煤制气、页岩气等的统称. 
3.2  管道系统  pipeline  system 
输送石油、天然气的管道及其附属设施和油气调控中心的统称。 
注：管道附属设施包括： 
——管道的加压站、加热站、计量站、集油站、集气站、输油站、输气站、配气站、处理场、清管站、阀室、阀井、放空设施、油库、储气库、装卸栈桥、装卸场；
--管道的水工防护设施、防风设施、防雷设施、抗震设施、通信设施、安全监控设施、电力设施、管提、管桥以及管道专用涵洞、隧道等穿跨越设施;
-—管道的阴极保护站、阴极保护测试桩、阳极地床、杂散电流排流站等防腐设施；     
——管道穿越铁路、公路的检测装置；     
——管道里程桩、标志桩、测试桩等； 
—-管道的其他附属设施。 
3。3  油气调控中心  oil & gas pipeline control center  
集油气管道的操作运行、调度管理、远程监控和数据采集等多种功能为一体，通过计算机技术、网络技术、通信技术、专业软件等，按照油气管道输送计划进行远程调控等操作的调度控制中心。 
3.4  国家骨干管道  state main pipeline  
承担石油、天然气输送，对国家经济社会影响重大，天然气年设计输气量大于等于100×108m3、原油设计量大于等于1000×104 t、成品油年设计量大于等于500×104 t的长距离管道及跨国管段。 
3。5  首站  first station 
输送石油、天然气的起始站。 
3。6  末站  termianal  station     
输送石油、天然气的终点站。
3.7  枢纽站  hub  station 
多天国家骨干管道汇集处置的站。 
3.8  阀室  valve room 
为输送石油、天然气管道截断阀门专设的建筑物货构筑物。 
3.9 治安风险等级  public security risk level 
管道系统可能遭受盗窃、抢劫、人为破坏等安全威胁以及遭受侵害后危害公共安全、造成人员伤亡、财产损失和产生社会影响的程度。 
3。10  安全防范等级  level of security 
根据管道系统治安风险等级采取安全防范措施的水平。 
3。11  特殊时期  partioular  period 
 国家重大活动期间、重要节假日、严重自然灾害期、发生恐怖破坏事件可能性较大的时间段等时期。 
4  治安风险等级 
4.1 部位治安风险等级的确定 
 企业应根据本标准确定的所属管道系统部位的治安风险等级,治安风险等级有高到底划分为一级、二级和三级。 
4。2  风险部位 
4。2。1  一级风险部位 
 一旦遭受侵害，将造成管道系统大范围停产、停供，且易发生闪燃、闪爆、严重污染环境等次生灾害,导致特大人员伤亡或财产损失，并引起公众恐慌的部位。一级风险部位主要包括： 
a）  国家级油气调控中心(含备用调控中心）； 
b）  国家战略石油储备库、大型商业油气储备库； 
c）  国家骨干管道系统首（末）站、枢纽站； 
d)   国家骨干管道系统跨越或隧道穿越长江、黄河的管段；。
 e）  国家骨干管道系统地处治安复杂和人口密集地区的部位； 。
f）  输油管道系统地处疏远地区部位；
g）  其他可列为一级风险的部位..
 4.2。2  二级风险部位 
 一旦遭受侵害,将造成管道较大范围停产、停供、可能引发闪燃、闪爆、严重污染环境等次生灾害，导致重大人员伤亡或财产损失的部位。二级风险部位主要包括：    
a）  除4.2。1 a ）以外的油气调控中心； 
b)  除4.2.1 b ）以外的储油库、储气库; 
c）  国家骨干管道系统的加压站、输油站、输气站及其他管道系统的首(末）站； 
d）   国家骨干管道系统跨越或隧道穿越除长江、黄河以外的大型河流的管段; 
e）  除国家骨干管道系统以外的地处治安复杂和人口密集地区的部位；
 f）  其他可列为二级风险的部位。 
4。2.3  三级风险等级部位 
除一、二级风险部位以外的管道系统,包括一般场站、阀室和管道等。
 5   安全防范级别 
安全防范级别由高到低划分为一级、二级和三级。管道系统部位的安全防范级别应与该部位治安风险等级相适应，即一级风险部位应满足一级安全防范要求，二级风险部位应不低于二级安全防范要求，三级风险部位应不低于三级安全防范要求。 
6   安全防范基本要求 
6。1 人力防范
6.1.1 企业应配备专、兼职治安保卫人员,并为其配备必要的防护器具、交通工具、通讯器材等装备。
6.1.2 企业应制定值班、监控和巡查、巡护等安全防范工作制度。在岗值班、值机、巡查、巡护人员应详细记录有关情况，及时处理发现的隐患和问题。
6。1.3 企业应在公安机关指导下制定完善治安突发事件处置预案，并组织开展培训和定期演练。
6。1。4 企业应积极宣传石油、天然气管道安全与保护知识。
6.1.5 有关部门应依法加强对企业治安保卫工作的指导、监督、检查,督促落实治安保卫措施。
6.2 实体防范
6。2。1 应在油气调控中心、各类储油(气)库及管道站场、阀室等的周界建立实体防范设施（金属栅栏或砖、石、混凝土围墙等）,并在其上方设置防攀爬、防翻越障碍物。
6.2.2 应根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》和有关标准规范的规定,在管道沿线设置里程桩、标志桩、警示牌.
6.3 技术防范
6.3.1 新建、改建、扩建的石油、天然气管道系统的安全防范工程程序应符合GA/T 75的规定。
6.3.2 视频监控系统设计应符合GB 50395的规定。视频监控系统应能有效地采集、显示、记录与回放现场图像。图像存储时间大于等于30天。
6。3.3 入侵报警系统设计应符合GB 50394的规定。入侵报警系统应能有效地探测各种入侵行为， 报警响应时间小于等于2s。入侵报警系统应与视频监控系统联动，联动时间小于等于4s，非法入侵时的联动图像应长期保存。
6.3.4 出入口控制系统的设计应符合GB 50396 的规定。出入口控制系统应有效将人员的出入事件、操作事件、报警事件等记录于存储系统的相关载体，存储时间大于等于180天。
6.3.5 电子巡查系统设计应符合GA/T 644的规定。电子巡查日志应完整,不可删改,存储时间应大于等于180天。
6.3。6 安全防范工程中使用的设备、设施应符合法律、法规、规章的要求和现行标准的规定,并经检验或认证合格。
6.3.7 技术防范设备应安装在易燃、易爆危险区以外，必须安装在危险区内时，应选用与危险介质相适应的防爆产品。设计安装除符合6.3。2～6.3。5 的规定外，还应符合GB 50016、GB 50058和GB 50183的规定.
6。3.8 技术防范系统的安全性、电磁兼容性、可靠性、环境适应性应符合GB 50348-2004中3。5～3。8的规定。
6.3。9 技术防范系统的防雷应符合GB 50348— 2004中3。9及GB 50343的规定.应根据环境、当地雷暴日数等因素，按GA/T 670的要求采取相应的防范措施。
6.3。10 技术防范系统的传输与布线应符合GB 50348－2004中3。11的规定。不适宜采用有线传输的区域和部位，可采用无线传输方式，并应保证传输信息的有效性、安全性及抗干扰性能。
6。3.11 技术防范系统的供电应符合GB/T 15408的规定。
6。3.12 技术防范系统需要联网的，应对网络结构、组网模式等进行统筹规划，并符合GB/T 28181的规定。
6.3.13 企业应建立安防监控中心，安防监控中心应符合GB 50348—2004中3。13的规定.
6.3.14 企业安防监控中心应设置紧急报警装置。
6。3.15 企业安防监控中心紧急报警信息宜就近接入当地公安机关。
7 一级安全防苑 
7。1 国家级油气调控中心(含备用调控中心),国家战略石油储备库、大型商业油气储备库，国家骨干管道系统首（末)站、枢纽站
7。1.1 人力防范除符合6.1的规定外，还应符合以下规定：
a) 在周界主出入口设置门卫值班室，并配备专职门卫值班人员24h值守;
b) 配备专职或兼职治安保卫人员,对油气调控中心、库(站）区及其周边进行日常巡查、巡护，24h内巡查、巡护不少于4次；
c） 安防监控中心配备24h值机人员,值机人员应接受专门培训；
d) 特殊时期，增加巡查、巡护次数，增加巡查、巡护人员配备数量.
7.1.2 实体防范除符合6.2。1的规定外，还应符合以下规定:
a) 库（站）周界实体防范设施外侧高度不低于2。5m，在其上方应加装滚丝网或铁丝网。周界实体防范设施采用金属栅栏时，其材质、组件规格等满足安全防范的要求,竖杆间距小于等于150mm，1m以下部分不应有横撑；
b） 门卫值班室位于周界外侧(整体或部分） 时，采取实体防范措施；
c） 在周界主出入口外设缓冲区，缓冲区设置自动、半自动防冲撞装置，也可采用其他实体阻挡设施。特殊时期，防冲撞装置、实体阻挡设施均设置为阻截状态。
7.1。3 技术防范除符合6.3的规定外,还应符合以下规定：
a) 安装摄像机，对周界、周界出入口和所有重要部位实施24h监控;
b） 人员出入口的监视和回放图像能够清晰辨认人员的体貌特征；机动车辆出入口的监视和回放图像能够清晰辨别进出机动车的外观和号牌；较大区域范围的监视和回放图像能够辨别监控范围内人员活动状况；
c) 视频监控系统显示和回放图像质量主观评价项目符合GB 50198—2011中5。4。1表5。4.1—2的规定,评价结果不低于该条款表5.4.1—1规定的4分,图像的水平清晰度不低于400TVL；
d） 在周界、周界出入口及油气调控中心、库(站）内重要部位安装入侵报警装置；
e） 在周界出入口安装出入口控制设备，出入口控制系统与该区域的摄像机联动；
f) 设置覆盖油气调控中心、库（站)所有区域的电子巡查系统;
g） 特殊时期，采用安全检查设备，对进入油气调控中心、库（站）的车辆、人员、物品进行安全检查。
7.2 国家骨干管道系统跨越或隧道穿越长江、黄河的管段
7.2.1 人力防范除符合6.1的规定外，还应符合以下规定：
a） 跨越或隧道穿越管段设置值班室的，至少配备2名专职或兼职治安保卫人员24h值守；未设置值班室的，至少配备2名专职或兼职治安保卫人员，并对隧道口两端进行日常巡查、巡护，24h内巡查、巡护不少于2次；
b） 特殊时期，增加巡查、巡护次数，增加值守或巡查、巡护人员配备数量.
7。2。2 实体防范除符合6。2的规定外，还应符合以下规定:
a) 在跨越或隧道穿越管段两端所建的任何建筑物或构筑物均应符合GB 50251、GB 50253的规定;
b) 在跨越或隧道穿越管段两端建立周界实体防范设施,并设置警示标志牌.周界实体防范设施的外侧高度不低于2.5m，在其上方加装铁丝网或其他防翻越障碍物；
c) 不具备建立周界实体防范设施条件的隧道,对隧道口两端进行封堵。
7.2。3 技术防范除符合6。3的规定外，还应符合以下规定:
a） 输油管道安装具备定位功能的泄漏监测系统，隧道穿越的输气管道加装可燃气体报警系统;
b） 在跨越或隧道穿越管段两端安装固定式摄像机，实施24h监控.视频监控系统显示与回放图像质量符合7.1.3 c)的规定；
c） 设置电子巡查系统； d) 在值班室显示、记录和处理技术防范系统信息,并与企业安防监控中心联网;未设值班室的，将技术防范系统信息上传至企业安防监控中心.
7。3 国家骨干管道系统地处治安复杂和人口密集地区的部位，输油管道系统地处水源地区的部位
7.3.1 人力防范除符合6。1的规定外，还应符合以下规定：
a） 配备巡查、巡护人员进行日常巡查、巡护,24h内巡查、巡护不少于1次； b) 特殊时期,增加巡查、巡护次数，增加巡查、巡护人员配备数量.
7。3。2 实体防范除符合6.2的规定外,还应在裸露管道易攀爬部位设置具有防攀爬功能的实体防范设施,并设置警示牌.
7。3.3 技术防范除符合6。3的规定外,还应符合以下规定：
a) 符合7.2。3 a)的规定;
b) 在管道沿线设置卫星定位巡检系统或电子巡查系统；
c) 在阀室安装摄像机或入侵探测器，视频图像或报警信息上传至企业安防监控中心。
7。3。4 地方结合当地社会治安防控体系建设， 宜在打孔盗油等案件多发管道沿线的主要路口安装摄像机,对通过路口的人员和车辆实施24h监控。
7。4 其他可列为一级风险的部位
除符合第6章的规定外，还应符合相应部位一级安全防范的规定。
8 二级安全防范 
8。1 区域油气调控中心，除国家战略石油储备库、大型商业油气储备库以外的储油库、储气库，国家骨干管道系统的加压站、输油站、输气站及其他管道系统的首（末)站
8。1.1 人力防范除符合6。1的规定外，还应符合以下规定：
a） 在周界主出入口设置门卫值班室；
b） 配备专职或兼职治安保卫人员或巡查、巡护人员,对油气调控中心、库（站）区及其周边进行日常巡查、巡护，24h内巡查、巡护不少于3次；
c) 特殊时期，符合7。1。1 d）的规定;
d) 安防监控中心接收一级风险部位技术防范系统信息的，符合7。1.1 c）的规定。
8。1。2 人力防范除符合8。1.1的规定外,宜符合以下规定:
a） 周界主出入口宜配备专职或兼职治安保卫人员24h值守；
b) 安防监控中心不接收一级风险部位技术防范系统信息的,宜配备兼职治安保卫人员，确保24h有人值机。
8.1。3 实体防范除符合6.2.1的规定外，还应符合以下规定:
a) 库（站)周界实体防范设施外侧高度不低于2.5m,在其上方加装铁丝网。周界实体防范设施采用金属栅栏时，其材质、组件规格等满足安全防范的要求,竖杆间距小于等于150mm，1m以下部分不应有横撑;
b） 符合7。1。2 b）的规定； c) 在周界主出入口外设缓冲区，缓冲区内设置实体阻挡设施。特殊时期，实体阻挡设施设置为阻截状态。
8.1.4 技术防范应符合7.1。3 a)～f）的规定外， 还应在油气调控中心、库（站）设置安防监控中心，安防监控中心设置紧急报警装置。
8.1。5 技术防范除符合8.1.4的规定外，宜符合以下规定：
a) 油气调控中心、库（站）安防监控中心设置的紧急报警装置宜就近接入当地公安机关;
b) 宜在周界主出入口设置出入口控制装置， 出入口控制系统与该区域的摄像机联动。
8.2 国家骨干管道系统跨越或隧道穿越除长江、黄河以外的大型河流的管段
8。2。1 人力防范除符合6。1的规定外，还应符合以下规定:
a） 跨越或隧道穿越管段未设值班室的，至少配备2名兼职治安保卫人员或巡查、巡护人员进行日常巡查、巡护,24h内巡查、巡护不少于1次；
b) 特殊时期,符合7。2。1 b)的规定.
8.2.2 人力防范除符合8。2。1的规定外，宜在跨越或隧道穿越管段设置值班室，配备兼职治安保卫人员或巡查、巡护人员24h值守。
8。2.3 实体防范除符合6.2的规定外,还应符合以下规定：
a) 在跨越或隧道穿越管段两端所建的任何建筑物或构筑物均应符合GB 50251、GB 50253的规定；
b) 在隧道穿越管段两端设置警示标志，并对隧道口两端进行封堵，在管道易攀爬部位设置具有防攀爬功能的实体防范设施;
c） 在跨越管段两端建立周界实体防范设施, 周界实体防范设施的外侧高度不低于2。5m,在其上方加装铁丝网或其他防翻越障碍物。
8.2.4 实体防范除符合8.2。3的规定外，宜在跨越或隧道穿越管段一端设值班室.值班室设在8.2。3 c）所述的周界实体防范设施内部区域，不适宜设在周界实体防范设施内部区域的，采取其他实体防范措施。
8.2。5 技术防范除符合6.3的规定外，还应设置卫星定位巡检系统或电子巡查系统。 8.2.6 技术防范除符合8。2。5的规定外，宜符合以下规定:
a） 输油管道宜安装具备定位功能的泄漏监测系统，隧道穿越的输气管道还宜加装可燃气体报警系统；
b） 宜在跨越或隧道穿越管段两端安装摄像机，实施24h监控。
8.3 除国家骨干管道系统以外的管道系统地处治安复杂和人口密集地区的部位
8.3.1 人力防范除符合6.1的规定外，还应配备巡查、巡护人员进行日常巡查、巡护,24h内巡查、巡护不少于1次.特殊时期,应符合7。3。1 b)的规定.
8。3.2 实体防范应符合6。2、7.3。2的规定.
8.3。3 技术防范除符合6。3、7。2.3 a)的规定外， 还应建立卫星定位巡检系统或电子巡查系统。
8.3.4 技术防范除符合8。3。3的规定外，宜符合以下规定：
a） 宜在阀室安装入侵探测器或摄像机；
b) 技术防范系统信息宜就近传至管道系统所属企业的安防监控中心。
8.3。5 地方结合当地社会治安防控体系建设， 可在打孔盗油等案件多发管道沿线的主要路口安装摄像机，对通过路口的人员和车辆实施24h监控。
8.4 其他可列为二级风险的部位
除符合第6章的规定外,还应符合相应部位二级安全防范的规定。
 9  三级安全防范
 9.1  一般站场 
 应符合第6章的规定。 
9。2  阀室和管道 
9.2.1 除符合第6章的规定外,还应配备巡查、巡护人员，进行日常巡查、巡护.管道沿线应设置卫星定位巡检系统或电子巡查系统，对巡查、巡护工作进行监控。
9。2。2 阀室宜安装入侵探测器，报警信息上传至所属企业的安防监控中心。
10  保障措施 
10.1  企业应将管道系统的安全防范系统建设纳入管道建设总体规划，应综合设计、同步实施、独立验收。 
10。2  企业应组织落实本标准提出的各项安全防范措施,建立内部安全防范责任制，加强内部安全防范管理，做到人力防范、实体防范、技术防范相结合。  
10。3  公安机关和行业主管部门应对企业实施本标准的情况进行指导、监督、检查。 
10。4  企业和地方应加强联防联动机制建设，共同维护管道安全运行。  
10。5  应保证管道安全防范系统高效、可靠运行，技术防范系统出现故障时应及时修复，系统修复期间应采取应急安全防范措施。 
10.6  根据反恐形势的需要，可在本标准规定的安全防范等级的基础上，加强安全防范措施．提升安全防范水平。企业可按照有关规定申请派驻武警负责某些风险部位的安全守护。 
本标准6 . 1 、6 . 2 、6 . 3 。 1 ～ 6 . 3 . 1 4 、7 . 1 、7 。 2 、7.3。1～7.3。3、7。4、8。1.1、8。1.3、8.1。4、8.2。1、8。2。3、8。2。5、8.3。1~8。3.3、8.4、9.1、9.2。1的内容为强制性。
本标准按照GB/T 1。1—2009给出的规则起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。
本标准由公安部治安管理局提出。
本标准由全国安全防范报警系统标准化技术委员会（SAC/TC100）归口。
本标准主要起草单位:公安部治安管理局、国家能源局石油天然气司、中国石油天然气集团公司保卫部、中国石油化工集团公司安全监管局、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科技研究中心、广州市浩云安防科技股份有限公司。
本标准主要起草人:彭喜东、董训则、刘爱斌、王章学、刘丽芳、杨青、李国华、杨羽、吴志平、冯治中、付立武、罗鹏、戴联双、孙洪、张华强、龙中胜。