中石油昆仑燃气公司工艺管网运行管理办法.doc

中石油昆仑燃气公司工艺管网运行管理办法

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2020年5月29日
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中石油昆仑燃气有限公司
工艺、管网运行管理办法

第一章 总则
第一条 为加强中石油昆仑燃气有限公司(以下简称公司)工艺、管网运行管理,实现系统的安全、平稳、高效、经济运行,满足用户用气需求,制定本办法。
第二条 本办法适用于公司及公司所属全资子公司和直属分公司(以下简称所属单位)的工艺管网运行管理工作。公司所属控股公司参照本办法执行。
第三条 公司客户服务工作实行公司、区域公司和直管公司(以下简称二级单位)、区域公司所属地区公司(以下简称三级单位)三级管理。
第二章 职责
第四条 公司总调度室是公司工艺、管网运行管理的归口管理部门,主要职责是:
（一） 负责贯彻执行国家、行业及上级主管部门有关工艺、管网运行管理的法规、政策和规定。
（二） 负责组织制定公司工艺、管网运行管理规章制度、管理规定、技术标准,监督、检查、指导和考核二级单位的执行情况。
（三） 负责重大工艺变更、管网维修和技术改造方案的审批(重大工艺变更、管网维修和技术改造是指管道设计压力4.0MPa(含)以上或管径600mm(含)以上或采用新技术、新工艺、新设备的维修和改造)。
（四） 负责对二级单位工艺、管网运行管理工作的检查、指导和考核。
第五条 二级单位主要职责是:
（一） 二级单位是所属三级单位工艺、管网运行监督管理单位。
（二） 认真贯彻执行国家、行业、上级主管部门及公司有关工艺、管网运行工作管理制度、规定和标准,组织制定二级单位工艺、管网运行管理规章制度、管理规定,监督、指导和检查所属三级单位的执行情况。
（三） 负责组织开展年度春检、秋检、冬防和防汛工作,并分析和上报工作总结。
（四） 负责工艺、管网运行参数和运行状态的常态监控管理。
（五） 负责较大工艺变更、管网维修和技术改造方案的审批并监督、检查方案的实施情况。(较大工艺变更、管网维修和技术改造是指管道设计压力小于4.0MPa(不含)且大于0.4 MPa(不含)以上或管径小于600mm(不含)且大于300mm(含)或改变输送介质的维修和改造。)
（六） 负责对所属三级单位工艺、管网运行管理工作的检查和考核。
第六条 三级单位主要职责是:
（一） 三级单位是工艺、管网运行工作具体实施单位和责任主体。
（二） 三级单位应配备专(兼)职人员负责工艺、管网运行具体管理,建立完善的工艺、管网运行管理制度。
（三） 认真贯彻执行国家、行业、上级主管部门及公司有关工艺、管网运行管理制度、规定和标准。
（四） 负责输配系统的日常巡查和检测,根据实际情况对重点地段实施加密巡查和检测。
（五） 负责工艺、管网系统的维护和维修,对水工保护工程、管道三桩、阴极保护、阀室(井)等线路附属设施进行及时维护和维修。
（六） 负责工艺、管网系统的春检、秋检、冬防和防汛实施工作,确保组织、人员、器材、物资、资金、预案等的落实。
（七） 负责在役输配系统保护范围内施工保护方案的审批;负责对在保护范围内的施工现场安全指导和监督安全保护措施的落实。
（八） 负责对供气范围内的燃气设施、建筑区划内业主专有部分以外燃气设施的运行、维护、抢修和更新改造的实施。
（九） 负责建立健全燃气质量检测制度,确保所供应的燃气质量符合国家标准。
（十） 负责本单位所辖工艺、管网系统沿线的地方关系协调,开展管网保护和安全知识的普及和宣传工作。
（十一） 建立完善的工艺、管网运行管理信息、运行记录、台帐、资料、档案等基础工作;准确、及时上报各类统计报表。
（十二） 负责一般工艺变更、管网维修和技术改造方案的制定、审批和实施,在完成后10日内上报二级单位备案。(一般工艺变更、管网维修和技术改造外是指除重大和较大工艺变更、管网维修和技术改造外的维修和改造。)
第三章 工艺运行管理
第七条 气质要求
（一） 天然气气质指标见表一、表二

表一 管输天然气气质指标
项目
质量指标
试验方法
高位发热量,MJ/m3
>31.4
GB/T 11062
总硫(以硫计), mg/m3
≤200
GB/T 11061
硫化氢,mg/m3
≤20
GB/T 11060.1或GB/T11060.2
二氧化碳,% (体积分数)
≤3.0
GB/T 13610
氧气,% (体积分数)
≤0.5
GB/T 13610
水露点,℃
在天然气交接点的压力和温度条件下,天然气的水露点比最低环境温度底5℃
GB/T 17283
烃露点,℃
在天然气交接点的压力和温度条件下,天然气应不存在液态烃。
GB/T 17283
注: 1．气体体积的标准参比条件是101.325kPa, 20℃。
2．固体颗粒含量应不影响天然气的输送和利用。

表二　压缩天然气气质指标
项目
质量指标
试验方法
高位发热量,MJ/m3
>31.4
GB/T 11062
硫化氢(H2S)含量mg/m3
≤20
GB/T 11060.1
GB/T 11060.2
总硫(以硫计)含量mg/m3
≤270
GB/T 11061
二氧化碳,% (体积分数)
≤3.0
SY/T 7506
水露点
在天然气交接点的压力和温度条件下,天然气的水露点比最低环境温度底5℃
SY/T 7506
(计算确定)
注:1.为确保压缩天然气的使用安全,压缩天然气应有特殊气味,必要时加入适量加臭剂,保证天然气的浓度在空气中达到爆炸下限20％时能被察觉。
2.气体体积的标准参比条件是101.325kPa, 20℃。

（二） 液化石油气气质指标见表三

表三 液化石油气气质指标
项 目
质量指标
试验方法
密度(15℃) (kg/m3)
报告
SH/T0221
蒸气压(37.8℃) (kPa) 不大于
1380
GB/T6602
C5及C5以上组分含量(/%)(体积分数) 不大于
3.0
SH/T0230
残留物

SY/T7509
蒸发残留物 (mL/100mL)
0.05

油渍观察
经过

铜片腐蚀/级 不大于
1
SH/T0232
总硫含量 (mg/m3) 不大于
343
SH/T0222
游离水
无
目测

表四 车用液化石油气技术要求
项目
质量指标
试验方法
1号
2号
3号
蒸气压(37.8℃,表压) (kPa)
≤1430
890～1430
660～1340
GB/T6602a
组分的质量分数/%
丙烷
＞85
＞65～85
40～65
SH/T0614b
丁烷及以上组分
≤2.5
—
—
戊烷及以上组分
—
≤2.0
≤2.0
总烯烃
≤10
≤10

丁二烯(1,3丁二烯)
≤0.5
≤0.5
≤0.5
残留物
蒸发残留物 (mL/100mL)
≤0.05
≤0.05
≤0.05
SY/T7509
油渍观察
经过
经过
经过
密度(20℃) (kg/m3)
实测
实测
实测
SH/T0221c
铜片腐蚀/级
≤1
≤1
≤1
SH/T0232
总硫含量 (mg/m3)
＜270
＜270
＜270
SH/T0222d
硫化氢
无
无
无
SH/T0125
游离水
无
无
无
目测
注1、总硫含量为0℃、101.35kPa条件下的气态含量;
2、可在测量密度的同时用目测法测定试样是否存在游离水。
a 蒸发压可用GB/T 12576方法计算,但在仲裁时应用GB/T6602测定;
b 组分可用SH/T 0230法测定,但在仲裁时应用SH/T 0614测定;
c 密度可用GB/T 12576法测定,但在仲裁时应用SH/T0221测定;
d 总硫含量可用SY/T 7508法测定,但在仲裁时应用SH/T0222测定。

（三） 人工煤气的质量指标见表五
表五 车用液化石油气技术要求
项目
质量指标
低热值①(MJ/m³)
一类气②
二类气②

＞14
＞10
燃烧特性指数③波动范围应符合
GB/T 13611
杂质
焦油和灰尘,mg/m³
硫化氢,mg/m³
氨,mg/m³

萘④,mg/m³

＜10
＜20
＜50

＜50×102/p(冬天)
＜100×102/p(夏天)
含氧量⑤(体积分数) /%
一类气
二类气

＜2
＜1
含一氧化碳量⑥,(体积分数) /%
＜10
注:①本标准煤气体积(m³)指在101.325kPa,15℃状态下的体积。
②一类气为煤干馏气;二类为煤气化气、油气化气(包括液化石油气及天然气改制)
③燃烧特性指数:华白数(W)、燃烧势(CP)。
④萘系指萘和它的同系物α-甲基萘及β-甲基萘。在确保煤气中萘不析出的前提下,各地区能够根据当地管道埋设处的土壤温度规定本地区煤气中含萘指标,并报标准审批部门批准实施。当管道输气点绝对压力(P)小于202.65kPa时,压力(P)因素可不参加计算。
⑤含氧量系指制气厂生产过程中所要求的指标。
⑥对二类气或掺有二类气的一类气,其一氧化碳含量应小于20%(体积分数)。

（四） 天然气的取样应按GB/T 13609执行,取样点应在合同规定的天然气交接点。当气源组成或气体性质发生变化时,应及时取样分析。
（五） 天然气高位发热量、压缩因子、气质组分分析应每季度一次;高位发热量的计算应按GB/T11062执行,其所依据的天然气组成的测定应按GB/Ｔ13610执行。
（六） 天然气硫化氢、二氧化碳、烃露点的测定应每月一次;水露点的测定应每天一次。
（七） 液化石油气取样按SH／T0233进行。
（八） 气质分析和气质监测资料应及时整理、汇集、存档。
第八条 工艺参数选定
（一） 管道输气量
1． 管道输气量应结合管道现状、安全、经济运行要求确定。
2． 管道运行时应每年核定其实际输送能力。
（二） 工艺运行压力
1． 运行的最高工作压力不应超过设计工作压力。
2． 最低进站压力应能满足运行工况要求。
3． 进站报警压力设定值应高于最低工作压力。
4． 出站报警压力设定值应低于最高工作压力。
5． 泄压压力设定值应根据气体输送计算确定。
6． 压力调节系统的设定值应根据运行方案和安全要求来确定。
7． 最高工作压力值应根据具体运行情况及时调整。
8． 管道运行时,应使天然气流经管线和站场设施的压力损失减少到最低。
（三） 工艺运行温度
1． 天然气运行温度应小于管线、站场防腐材料最高允许温度并保证管道热应力符合设计要求。
2． 天然气运行最高出站温度不应超过设计最高温度。
第九条 工艺计算
（一） 输气量计算
1． 当管段起点与终点的相对高差△h≤200m时的计算式

式中 :
— 气体流量(p0=0.101325MPa,T0=293.15K),单位为立方米每天(m3/d);
d— 输气管内直径,单位为厘米(cm);
p1,p2— 输气管段内起点、终点气体压力(绝),单位为兆帕(MPa);
Z— 气体的压缩系数;
T— 气体的平均温度,单位为开尔文(K);
L— 输气管计算段长度,单位为千米(km);
G— 气体的相对密度;
E— 输气管的效率系数。
2． 当管段起点与终点的相对高差△h >200m时的计算式

式中:
—系数,单位为米－１ (m－１);
△h— 输气管终点和起点的标高差,单位为米(m);
n— 输气管沿线高差变化所划分的计算段数;
hi ,hi-1—各分管段终点和起点的标高,单位为米(m);
Li— 各分管段长度,单位为千米(km)。
（二） 管道运行压力
1． 管道内平均压力计算式(不考虑节流效应)

式中:
pm—管道内气体平均压力(绝),单位为兆帕(MPa)
p１, p2—管道计算段内起点、终点气体压力(绝),单位为兆帕(MPa)
2． 管道沿线任意点气体压力计算式

式 中 :
px— 管道沿线任意点气体压力(绝),单位为兆帕(MPa);
X— 管道计算段起点至沿线任意点的长度,单位为千米(km);
Ｌ— 管道计算段的实际长度千米(km)。
（三） 管道内气体温度计算(不考虑节流效应)
1． 管道内气体平均温度计算式

式中:
tm— 管道计算段内气体的平均温度,单位为摄氏度(℃);
to— 管道埋设处的土壤温度,单位为摄氏度(℃);
t1— 管道计算段内起点气体温度,单位为摄氏度(℃);
e—自然对数底数,e=2.718;
— 计算常数;
K— 管道内气体到土壤的总传热系数,单位为瓦每平方米摄氏度[W/(m2·℃)];
D— 管道外直径,单位为米(m);
Cp— 气体的定压比热,单位为焦耳每千克摄氏度[J/( kg·℃)]
2． 管道沿线任意点气体温度计算式

式中:
tX— 管道沿线任意点气体温度,单位为摄氏度(℃)。
（四） 管道的储气量计算式

式中:
Q储— 管道的储气量(p０=0.101325MPa, T０=293.15K),单位为立方米(m3);
V— 管道容积,单位为立方米(m3);
T０—293.15K;
P０—0.101325MPa;
T— 气体的平均温度,单位为开尔文(K);
P１m— 管道计算段内气体的最高平均压力(绝),单位为兆帕(MPa);
P2m— 管道计算段内气体的最低平均压力(绝),单位为兆帕(MPa);
Z１,Z2— 对应P１m,P2m时的气体压缩系数。
（五） 供销差计算
1． 供销量差值计算式

式中 :
Q差 — 某一时间输气管道内平衡输气量之差值,单位为立方米(m3);
Q１ — 同一时间内的输入气量,单位为立方米(m3);
Q2 — 同一时间内的输出气量,单位为立方米(m3);
Q3 — 同一时间内三级单位的生产、生活用气量,单位为立方米(m3);
Q4 — 同一时间内放空气量,单位为立方米(m3);
V１— 计算时间开始时,管道计算段内的储存气量,单位为立方米(m3);
V２— 计算时间终了时,管道计算段内的储存气量,单位为立方米(m3)。
注:气体体积的标准参比条件是p０=0.101325MPa,T０=293.15K
2． 相对供销差计算式

式中:
η— 相对供销差。
（六） 管道输送能力利用率计算式

式中:
η１— 管道年输送能力利用率;
Q实—管道实际输送气量,单位为立方米每年(m3/年);
Q设— 管道设计输送气量,单位为立方米每年(m3/年)。
注:气体体积的标准参比条件是p０=0.101325MPa,T０=293.15K
（七） 管道输送效率计算式

式中:
η２— 管道输送效率;
Q实— 管道实际输送气量,单位为立方米每天(m3/d);
Q计— 在同一运行工况下,管道计算输送气量,单位为立方米每天( m3/d)。
注:气体体积的标准参比条件是p０=0.101325MPa,T０=293.15K
（八） 放空气量计算公式

式中:
Q放— 天然气放空瞬时气量,单位为立方米每天(m3/d) ;
d放— 放空管出口端内径,单位为毫米(mm) ;
p放— 在距离放空管口4倍管内径处测得压力(绝),单位为兆帕(MPa)。
注:气体体积的标准参比条件是p０=0.101325MPa,T０=293.15K
第十条 工艺流程操作
（一） 工艺流程切换应遵循调度指令,按照操作票编排的程序和操作规程的要求进行操作,而且一人操作一人监护。
（二） 应在仪表指示准确、安全保护和报警系统良好、通信线路畅通的情况下,进行流程切换。
（三） 切换时应按”先开后关”原则,先导通新流程,后切断原流程。
（四） 操作具有不同压力等级衔接的流程时,应先导通低压,后导通高压;反之,先切断高压,后切断低压。
第十一条 生产作业管理
（一） 燃气设施的停气、降压、带压开孔、封堵、动火及通气等生产作业应建立分级审批制度。作业单位应制定作业方案和填写动火作业报告,并逐级申报和审批;经审批后应严格按批准方案实施。紧急事故应在抢修完毕后补办手续。
（二） 燃气设施停气、降压、带压开孔、封堵、动火及通气等生产作业必须配置相应的通信设备、防护用具、消防器材、检测仪器、车辆器材、维抢修设备和人员等。
（三） 燃气设施停气、降压、带压开孔、封堵、动火及通气等生产作业,必须设专人负责现场指挥,并应设安全员。参加作业的操作人员应按规定穿戴防护用具。在作业中应对放散点进行监护。
（四） 燃气设施停气、降压、带压开孔、封堵、动火及通气等生产作业时间应避开用气高峰和恶劣天气。
（五） 除紧急事故外,影响用户用气的燃气设施停气、降压、动火和通气等生产作业应提前24h以上通知用户,不宜在夜间恢复供气。
（六） 燃气设施停气、降压、带压开孔、封堵、动火及通气等生产作业的操作应符合<设施运行、维护和抢修安全技术规程>(CJJ51)的各项要求。
第四章 燃气管网运行管理
第十二条 一般规定
（一） 依据<石油天然气管道保护法>、<城镇燃气管理条例>和<危险化学品安全管理条例>等相关法律、法规和地方法规的规定,三级单位应处理好沿线地方关系,加强安全宣传,开展好管网系统保护工作,确保所属管网系统安全、平稳运行。
（二） 三级单位应制定管网系统巡线人员培训、考核和奖罚的相关规定和制度。
（三） 三级单位应按<设施运行、维护和抢修安全技术规程>(CJJ51)、<压力管道安全技术监察规程>(TSG D0001)、<压力容器安全技术监察规程>、<固定式压力容器安全技术监察规程>(TSG R0004)<天然气管道检验规程>(Q/SY93)的规定,建立管网系统一般性检验和全面检验的制度。
（四） 三级单位应按<设施运行、维护和抢修安全技术规程>(CJJ51)及<埋地钢质管道腐蚀控制技术规程>(CJJ95)的规定作好阴极保护系统的维护和监测。
（五） 在同一管网中输送不同种类、不同压力燃气的相连管段之间应进行有效隔断。
（六） 三级单位应根据实际情况合理安排巡线人员的数量和线路,巡线人员应具备相关专业素质。管网系统实行日巡检制,巡线人员应每天将巡线情况准确记录并存档。
（七） 在燃气管道设施的安全控制范围内进行爆破工程时,应对其采取安全保护措施。
（八） 对架空敷设的燃气管道应有防碰撞保护措施和警示标志,并应定期对管道外表面进行防腐蚀情况检查和维护。
（九） 三级单位要收集有关资料,建立燃气管网系统档案,记录燃气管网系统的巡检、维护、专项检查和整改情况。
第十三条 管网系统巡检
（一） 三级单位管网系统实行日巡检制,所属燃气管网系统正常管段每日沿管线巡检1次,加密巡检管段每日沿管线巡检2次,人口稠密、施工活动频繁的地段实行加密徒步巡线。汛期雨后实行加密巡检。
（二） 巡检周期:每日巡检一次的管段应在每天16时之前完成巡检;每日巡检两次的管段应在12时之前完成第一次巡检、16时之前完成第二次巡检。根据管网系统的发展变化情况,可适时调整巡检周期。
（三） 管网系统巡检内容:
1． 检查燃气管网系统周围是否有违反<石油天然气管道保护法>、<管理条例>和<安全运行管理规定>有关规定、危及管道安全的违章建筑、违章行为等情况;
2． 管网系统安全保护距离内有无土壤塌陷、滑坡、下沉、人工取土、堆积垃圾或重物、管道裸露、种植深根植物及搭建建(构)筑物等;
3． 管网系统沿线有无燃气异味、水面冒泡、树草枯萎和积雪表面有黄斑等异常现象或燃气泄出声响等;
4． 有无因其它工程施工而造成燃气管网系统损坏、管道悬空、重载碾压、地面下沉等;
5． 检查阀门井盖、”三桩”、小区调压设施的完好情况,有无丢失、破损及人为移动等现象。
（四） 管网系统的检漏方法:
1． 仪器检查:沿燃气管网走向,用便携式可燃气体检测仪对阀门井、捡漏井及地下裂缝处逐个查漏;
2． 观察植物生长:沿地下管网走向观察树木及植物的枝叶是否有变黄和枯干;
3． 一旦使用仪器检测发现泄漏,检查范围要扩大到周围100m的各类井、沟。
（五） 管网系统巡线人员在巡检时应劳保着装,携带配发的工具、检测仪器和工作证。配发的工具、检测仪器要确保完好和灵敏。巡检时,应配备携带的仪器、设备、物资如下:
1． 可燃气体检测仪、检查液、含氧量检测仪;
2． 防爆活动板手、钢质活动板手;
3． 防爆手电、卷尺,安全警示带、安全带;
4． 燃气管网走向图;
5． 开启阀门井盖、放散井盖的工具;
6． 清扫工具。
（六） 在进入阀井前应对阀井进行安全检查,确认无安全问题后方可下井,并一人下井一人监护。
（七） 管网系统巡线人员对于在巡线过程中发现的问题,能够处理的,应根据有关要求和常识,采取措施立即处理,并于当天将问题和处理情况汇报三级单位工艺、管网运行管理部门,不能处理的问题必须及时向三级单位工艺、管网运行管理部门汇报,并在现场进行监护等待处理。
（八） 管网系统巡线人员对影响燃气管线的各类施工工地要及时发放<安全运行管理规定>、<管理条例>和<石油天然气管道保护法>等相关法律、法规资料,作好管线安全保护宣传工作。施工工地必须每天由专人到现场监护。
（九） 管网系统巡线人员每天巡线后应填写巡线记录,并应确保填写内容真实、准确。巡线记录内容应包括:日期、天气、巡检开始和结束时间、发现的问题及处理情况,三级单位工艺、管网运行管理部门相关人员应对记录进行确认并保存,保存周期为2年,涉及重大事件的应按照公司档案管理的相关规定存档。
（十） 三级单位应根据巡检工作完成情况、相关知识掌握情况、记录填写情况、发现问题及时处理情况等方面对管网系统巡线人员进行定期 (月度和年度)和不定期考核、评比。考核、评比结果与巡线人员的劳动报酬发放挂钩。
第十四条 管网系统水工保护管理
（一） 三级单位应建立所辖管线的水工保护工程档案,记录工程基本情况及其维护情况。
（二） 管网系统巡线人员应掌握责任管段水工保护工程的分布情况和完好情况,在每日巡线过程中进行检查,汛期重点检查。
（三） 对大中型河流管道穿越,每年汛期过后检查一次,每２—４年宜进行一次水下作业检查。检查内容为管道稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀损坏情况等。检查和施工宜在枯水季节进行。
（四） 对管道跨越,每２—５年应进行一次全面检查、维护保养。
（五） 水工保护工程的立项由规划计划处负责,施工管理另见公司工程管理处相关规定。
第十五条 管网检查和阴极保护管理
（一） 燃气管道的泄漏检查应符合下列规定:
1． 高压、次高压管道每年不得少于1次;
2． 聚乙烯塑料管或没有阴极保护的中压钢管,每2年不得少于1次;
3． 铸铁管道和未设阴极保护的中压钢管,每年不得少于2次;
4． 新通气的管道应在24h之内检查1次,并应在通气后的第一周进行1次复查。
（二） 三级单位应委托具有压力管道检验资格的单位对在用管网系统进行一般性检验和全面检验。一般性检验每年不少于一次,一般以宏观检查和安全保护装置检验为主,必要时进行腐蚀防护系统检查。全面检验时间和内容按照相关规定进行。
（三） 管网系统一般性检验和全面检验的现场检验工作结束后,检验人员应根据检验情况,参照Q/SY 93- 天然气管道检验规程完成各项检验报告。管网系统存在异常情况和问题时,三级单位应认真分析原因,及时采取整改措施。
（四） 对燃气管道设置的阴极保护系统应定期检测,并应做好记录,检测周期及检测内容应符合下列规定:
1． 牺牲阳极阴极保护系统的检测每年不少于2次;
2． 电绝缘装置检测每年不少于1次;
3． 阴极保护电源检测每年不少于6次,且间隔时间不超过3个月;
4． 阴极保护电源输出电流、电压检测每日不少于1次;
5． 阴极保护极化电位应控制在-0.85V —— -1.25V;站场绝缘、阴极电位、沿线保护电位应每月测1次;管道防腐涂层、沿线自然电位应每1年检测1次;
6． 强制电流阴极保护系统应对管道沿线土壤电阻率、管道自然腐蚀电位、辅助阳极接地电阻、辅助阳极埋设点的土壤电阻率、绝缘装置的绝缘性能、管道保护电位、管道保护电流、电源输出电流、电压等参数进行测试;
7． 牺牲阳极阴极保护系统应对阳极开路电位、阳极闭路电位、管道保护电压、管道开路电位、单支阳极输出电流、组合阳极联合输出电流、单支阳极接地电阻、组合阳极接地电阻、埋设点的土壤电阻率等参数进行测试;
8． 阴极保护失效区域应进行重点检测,出现管道与其它金属构筑物搭接、绝缘失效、阳极地床故障、管道防腐层漏点、套管绝缘失效等故障时应及时排除;
9． 三级单位应经过沿线每公里埋设的电位测试桩,测量所辖管线的保护电位,测量时应携带便携式硫酸铜参比电极。当管道对长效参比电位测量值不正常时,利用便携参比复测,仍有问题则需采用密间隔电位测试或直流电位梯度测试方法查找根源。对于采用牺牲阳极阴极保护的管道,除测量管道保护电位的同时,还应测量牺牲阳极的输出电流。由于管道涂层电阻率较高,管道极易遭受雷电感应,雷电、阴雨天气严禁开展任何现场测试。
（五） 在役管道防腐涂层应定期检测,且应符合下列规定:
1． 正常情况下高压、次高压管道每3年进行1次,中压管道每5年进行1次,低压管道每8年进行1次;
2． 上述管道运行 后,检测周期分别为2年、3年、5年;
3． 已实施阴极保护的管道,当出现运行保护电流大于正常保护电流范围、运行保护电位超出正常保护电位范围、保护电位分布出现异常等情况时应检查管道防腐层;
4． 可采用开挖探境或在检测孔处经过外观检测、粘结性检测及电火花检测评价管道防腐层状况;
5． 管道防腐层发生损伤时,必须进行更换或修补,且应符合相应国家现行有关标准的规定。进行更换或修补的防腐层应与原防腐层有良好的相容性,且不应低于原防腐层性能。
（六） 应对沿聚乙烯塑料管道敷设的可探示踪线及信号源进行检测。
（七） 运行中的钢制管道第一次发现腐蚀漏气点后,应对该管道选点检查其防腐涂层及腐蚀情况,并应针对实测情况制定运行、维护方案;钢制管道埋设20年,应对其进行评估,确定继续使用年限,制定检测周期,并应加强巡视和泄漏检查。
（八） 三级单位定期对管道进行检测、维修,确保其处于良好状态,对管道安全风险较大的区段和场所应当缩短检测周期,加大检测和评估频率,实行重点监测,采取针对性措施保持管道完整性,防止管道事故的发生。
第十六条 管线打开管理
（一） 管线打开是指采取解开法兰,从法兰上去掉一个或多个螺栓,打开阀盖或拆除阀门,调换十字盲板,打开管线连接件,去掉盲板、盲法兰、堵头和管帽,断开仪表、润滑、控制系统管线,断开加料和卸料临时管线(包括任何连接方式的软管),用机械方法或其它方法穿透管线,开启检查孔,微小调整(如更换阀门填料)等方式(包括但不限于)改变封闭管线或设备及其附件的完整性。
（二） 管线打开实行作业许可,应办理作业许可证,具体执行Q/SY 1240,未办理作业许可证,禁止管线打开作业。特殊情况下(如涉及含有剧毒介质、超高压介质、高温介质、低温介质等的管线打开),应根据管线打开作业风险的大小,同时办理管线打开许可证,具体执行Q/SY 1243。
（三） 当管线打开作业涉及高处作业、动火作业、进入受限空间等,应同时办理相关作业许可证。
（四） 管线打开前应进行风险评估,采取安全措施,必要时制定安全工作方案和应急预案。未按要求编制安全工作方案,没有落实安全措施,禁止管线打开作业。
（五） 管线打开过程中发现现场工作条件与安全工作方案不一致时,应停止作业,并进行再评估,重新制定安全工作方案,办理相关作业许可证。
（六） 管线打开作业时应选择和使用合适的个人防护装备,专业人员和使用人员应参与个人防护装备的选择。
（七） 管线打开作业许可证的期限不得超过一个班次,延期后总的作业期限不能超过24h,管线打开作业许可证的审批、分发、延期、取消、关闭具体执行Q/SY 1240。
（八） 管线打开作业结束后,应清理作业现场,解除相关隔离设施,确认现场没有遗留任何安全隐患,申请人与批准人或其授权人签字关闭作业许可证。
（九） 管线打开安全管理的有关详细要求,具体执行Q/SY 1243。
第五章 工艺变更管理
第十七条 本办法所指工艺变更是指涉及工艺技术、设备设施、工艺参数等超出现有设计范围的改变。
第十八条 工艺变更均应进行审批,审批权限按本办法第二章有关规定执行。有关设备变更,具体执行公司<设备管理办法>。
第十九条 工艺变更的有关详细要求,具体执行Q/SY 1237。
第二十条 工艺变更应充分考虑健康安全环境影响,并确认是否需要工艺危害分析,对需要做工艺危害分析的,分析结果应经过审核批准。变更涉及的所有工艺安全相关资料以及操作规程都应按程序审查、修改或更新,应确保按照工艺安全信息管理相关要求执行。
第二十一条 工艺变更应严格按照变更审批确定的内容和范围实施,并对变更过程实施跟踪。变更内容和范围发生变化应重新办理审批手续。
第二十二条 工艺变更的实施管理
（一） 工艺变更实施前,均应进行工作前安全分析,具体执行Q/SY 1238。
（二） 实施单位负责人对工艺变更进行安全工作任务进行初始审查,确定工作任务内容,制定工作前安全分析计划,组织开展作业前安全分析。以前做过分析或已有操作规程的工作任务能够不再进行工作前安全分析,但应审查以前工作前安全分析或操作规程是否有效,如果存在疑问,应重新进行工作前安全分析。紧急状态下的工作任务,如抢修、抢险等,执行应急预案。
（三） 工艺变更前初步审查判断出的工作任务风险无法接受,则应停止该工作任务,或者重新设定工作任务内容。
（四） 工艺变更实施若涉及作业许可,应办理作业许可证,具体执行Q/SY 1240,若涉及启动前安全检查,具体执行Q/SY 1245。
（五） 在实施工艺变更工作中应严格落实控制措施,根据作业许可的要求,指派相应的负责人监视整个工作过程,特别要注意工作人员的变化和工作场所出现的新情况以及未识别出的危害因素。
第二十三条 完成变更的工艺、设备在运行前,应对变更影响或涉及有关人员进行培训。
第二十四条 变更所在单位应建立变更工作文件、记录,以便做好变更过程的信息沟通。变更实施完成后,应对变更是否符合规定内容,以及是否达到预期目的进行验证,提交工艺变更结项报告。
第六章 图档资料
第二十五条 工艺、管网运行资料管理
（一） 三级单位负责所辖工艺、管网运行资料的收集、整理、保管和移交工作,并指派专人负责工艺、管网运行资料管理工作。未经公司主管领导的书面许可,三级单位不得向公司以外的单位或个人提供(包含查阅)相关工艺、管网运行档案的内容(或复印件)。
（二） 三级单位要建立建全燃气工艺、管网系统档案。档案的编制必须符合中国石油天然气总公司<石油天然气工业基本建设工程竣工验收实施细则>、国家档案局<建设项目(工程)档案验收办法>、中华人民共和国国家标准<科学技术档案案卷构成的一般要求>(GB/T11822)和<文书档案案卷格式>(GB9705)等的有关规定。
（三） 管网系统档案应包括水工保护(包括施工)、地面标志、埋深、河流穿越(包括年检表)、公(铁)路穿越、违章占压、相关工程(包括告知书和协议书)、巡检记录、防汛报表等内容,全面记录管网系统的巡检、维护、专项检查和整改情况。三级单位应确保管网系统档案内容真实完整。
（四） 每年应对工艺、管网运行档案进行一次审查鉴定,根据资产的变化情况,确定档案资料的保存和处理事宜。
第七章 考核与奖惩
第二十六条 公司对二级单位的工艺、管网管理工作每年考核不少于1次,考核结果纳入公司考核体系中。
第二十七条 二级单位对三级单位工艺、管网管理工作每半年考核不少于1次。
第二十八条 对三级单位工艺、管网运行管理的考核执行<中石油昆仑燃气有限公司工艺、管网运行考核评分标准>。
第二十九条 对在工艺、管网运行工作中做出突出成绩的单位和个人,予以表彰或奖励。工艺、管网运行人员受到表彰或奖励,应作为业绩考核和晋级、晋职的依据。
第三十条 工艺、管网运行人员失职、渎职等对本单位造成损失的,主管部门应会同有关部门,视情节轻重,分别予以批评、经济处罚、行政处分或依法追究其刑事责任。
第八章 附则
第三十一条 本办法生效后,公司下发的<中石油昆仑燃气有限城镇燃气工艺、管网运行管理办法>(昆燃调〔 〕78号)失效。
第三十二条 本办法由公司总调度室负责解释。
第三十三条 本办法自印发之日起施行。

附件:工艺、管网运行管理考核评分标准
附件
工艺、管网运行管理考核评分标准(总分100分)
单位名称:
序号
考核项目
考核内容
标准分
评分方法
实际得分
扣分原因
二级单位(40分)
一
标准化机构和制度建设及人员要求(8)
1
组织机构健全,工艺、管网管理工作设有主管部门和分管领导
2
机构健全得2分,不健全或未建立不得分。

2
设置专(兼)职管理人员负责所辖单位的工艺、管网管理工作
2
配备专(兼)职人员得2分,未配备不得分

3
配备公司工艺、管网管理办法及相关制度、标准、规范和法律法规,熟悉和掌握相关内容
2
相关管理办法、制度、标准、规范配备齐全得1分,没有配备不得分;对其内容熟练掌握得2分,掌握程度不够得1分,不了解不得分

4
工艺、管网维修和技术改造方案编制及审核人员应具有相关专业中级以上技术职称
2
不相符扣2分

二
目标控制(3)
1
水工保护维护率100%
1
达不到要求扣1分

2
三桩位置正确、完好率99%以上
1
达不到要求扣1分

3
阴极保护率100%
1
达不到要求扣1分

三
业务管理
(29)
1
常规性检查
2
未组织开展春检、秋检、冬防和防汛检查扣2分,无检查、整改记录扣2分,未分析和上报工作总结扣1分

2
停气、降压、动火及通气等生产作业的审批管理
4
无审批扣4分,未按要求审批扣2分。

3
城镇燃气工艺、管网运行参数和运行状态的常态监控管理
6
运行参数异常未及时发现、报告和处理1次扣2分,相关管理人员不熟悉工艺流程及参数扣4分;输送介质变化、运行参数和运行工艺调整的审批管理,每次变化或调整经过审批不扣分,一次未审批扣2分,无记录视为未审批

4
较大工艺、管网维修(变更)和技术改造方案的审批并监督、检查方案的实施情况
4
无审批扣4分,未检查方案实施情况扣2分

5
城镇燃气工艺、管网系统交叉施工保护方案的审批
3
无审批扣4分,未检查方案实施情况扣2分

6
通知、要求和指令执行情况
2
未及时上报扣2分,上报不符合要求(错误、漏报等)一次扣1分

7
图档资料存档情况
2
未分类存档扣2分,未定期更新扣1分

8
对所属单位的检查和考核
2
未检查不得分,无记录视为未检查,每年对所属各单位检查不少于两次得2分,检查次数少一次扣1分

9
培训和技术交流工作开展情况
4
参加上级和总调度室组织的培训得2分,未参加培训不得分,参加次数少一次扣1分;组织开展培训和技术交流得2分,未组织不得分

四
其它
1
是否发生工艺、管网运行责任事故
0
发生一次工艺、管网运行责任事故总得分为0分

合计:
40

三级单位(60分