中石油管道保护简答试题

中石油昆仑燃气有限公司 城市燃气工艺、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) 城市燃气工艺、管网运行管理，实现城市燃气系统的安全、平稳、高效、经济运行，满足客户用气需求，制定本办法。 第二条 本办法适用于公司所属全资子公司和直属分公司（以下简称所属单位）的城市燃气工艺、管网运行管理。公司所属参、控股子公司参照本办法执行。 第二章 职责 第三条 公司总调度室是城市燃气工艺、管网运行监督管理部门，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城市燃气工艺、管网运行管理的法规、政策和规定。 （二）组织制定公司城市燃气工艺、管网运行管理规章制度、管理规定并监督和检查所属单位的执行情况。 （三）负责城市燃气重大工艺、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。（重大工艺、管网维修和技术改造是指管道设计压力1.6MPa以上或管径400mm以上或改变输送介质或危险系数大的维修和改造。） 1 （四）负责所属单位城市燃气工艺、管网运行管理工作的检查和考核。 第四条 公司质量安全环保处负责城市燃气工艺、管网生产运行的安全监督。 第五条 所属单位是城市燃气工艺、管网运行具体管理单位，主要职责是： （一）所属单位应成立城市燃气工艺、管网运行管理机构，由专职或兼职人员负责城市燃气工艺、管网运行具体管理，建立完善的城市燃气工艺、管网运行管理制度。 （二）认真贯彻执行公司各项城市燃气工艺、管网运行管理制度、办法。 （三）负责所辖城市燃气系统的日常巡检，根据实际情况对重点地段实施加密巡检。 （四）负责本单位所辖城市燃气工艺、管网系统的维护，对水工保护工程、管道三桩等线路附属设施进行及时维护，防止管网及周边环境水土流失的发生。 （五）负责城市燃气工艺、管网系统具体防汛工作的开展，确保组织、队伍、预案、器材、资金“五落实”。 （六）负责城市燃气工艺、管网系统整改工程和水工保护工程的施工管理。 （七）负责本单位所辖城市燃气工艺、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。 2 （八）建立完善的城市燃气工艺、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。 （九）负责城市燃气一般工艺、管网维修和技术改造方案的制定、审批和实施，在完成后10日内上报总调度室备案。（一般工艺、管网维修和技术改造外是指除重大工艺、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 第六条 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/m 31.4 GB/T 11062 3 总硫(以硫计), mg/m 200 GB/T 11061 3 GB/T 11060.1 硫化氢,mg/m 20 3 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 在天然气交接点的GB/T 17283 水露点， 压力和温度条件下， 天然气的水露点比 3 最低环境温度底5 在天然气交接点的GB/T 17283 压力和温度条件下， 烃露点， 天然气应不存在液 态烃。 注: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/m 31.4 GB/T 11062 3 GB/T 11060.1 硫化氢（H2S）含量mg/m 20 或 3 GB/T11060.2 总硫（以硫计）含量mg/m 270 GB/T 11061 3 二氧化碳，% (体积分数) 3.0 SY/T 7506 在天然气交接点 的压力和温度条 SY/T 7506 水露点 件下，天然气的 (计算确定) 水露点比最低环 境温度底5 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， 4 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。 . 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 SH/T0221 密度（15），kg/m 报告 3 GB/T6602 蒸气压（37.8），kPa 1380 C及C以上组分含量，% 55 SH/T0230 3.0 （V/V） SY/T7509 蒸发残留物，mL/100mL 0.05 残留物油渍观察 通过 SH/T0232 铜片腐蚀，级 1 SH/T0222 总硫含量，mg/m 343 3 目测 游离水 无 注密度也可用GB/T12576方法计算，但仲裁按SH/T0221测定。 注蒸气压也可用GB/T12576方法计算，但仲裁按GB/T6602测定。 注按SY/T7509方法所述，每次以0.1mL的增量将0.3mL溶 5 剂残留物混合物滴到滤纸上，2min后在日光下观察，无持久不退的油环为通过。 注在测不定期密度 同时用目测法测定试样是否存在游离水。 （三）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。 （四）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/13610执行。 （五）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。 （六）液化石油气取样按SHT0233进行。 （七）气质分析和气质监测资料应及时整理、汇集、存档。 第七条 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 运行的最高工作压力不应超过设计工作压力。 最低进站压力应能满足运行工况要求。 进站报警压力设定值应高于最低工作压力。 出站报警压力设定值应低于最高工作压力。 6 泄压压力设定值应根据气体输送计算确定。 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。 最高工作压力值应根据具体运行情况及时调整。 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 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。 天然气运行最高出站温度不应超过设计最高温度。 第八条 工艺计算 （一）输气量计算 当管段起点与终点的相对高差h200m时的计算式 0.51 22 p-p 2.53 12 Q=11522Ed 0.961 ZTLG 式中 : Q 气体流量(p =0.MPa，T=293.15K)，单位为立方 00 3米每天(m/d)； d 输气管内直径，单位为厘米(cm)； 输气管段内起点、终点气体压力(绝)，单位为兆帕 p，p 12(MPa)； Z 气体的压缩系数； 7 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。 当管段起点与终点的相对高差h 200m时的计算式 0.51 22 p-p(1+aDh) 2.53 12 Q=11522Ed n a 0.961 ZTLG1+(h+h)L i-1ii 2L i=1 a=0.0683(G/ZT) 式中: a 系数，单位为米 (m)； 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； 各分管段终点和起点的标高，单位为米(m)； h ,h ii-1 各分管段长度，单位为千米(km)。 L i （二）管道运行压力 管道内平均压力计算式(不考虑节流效应) 2 2p 2 p=p+ m1 3p+p 12 式中: 管道内气体平均压力(绝)，单位为兆帕(MPa) p m 8 管道计算段内起点、终点气体压力(绝)，单位为兆帕 p, p 2(MPa) 管道沿线任意点气体压力计算式 X 222 p=p-(p-p) x112 L 式 中 : 管道沿线任意点气体压力（绝），单位为兆帕(MPa)； p x X 管道计算段起点至沿线任意点的长度，单位为千米(km)； 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) 管道内气体平均温度计算式 t-t -aL 10 t=t+(1-e) m0 QL 6 225.25610KD a= QGC p 式中: t 管道计算段内气体的平均温度，单位为摄氏度(); m t 管道埋设处的土壤温度，单位为摄氏度(); o t 管道计算段内起点气体温度，单位为摄氏度(); 1 e自然对数底数，e=2.718; 计算常数; a 9 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/(m); 2 D 管道外直径，单位为米(m); C 气体的定压比热，单位为焦耳每千克摄氏度J/( kg) p 2管道沿线任意点气体温度计算式 -aX t=t+(t-t)e x010 式中: t 管道沿线任意点气体温度，单位为摄氏度（)。 X （四）管道的储气量计算式 VTpp 01m2m Q=(-) 储 pTZZ 012 式中: Q 管道的储气量(p=0.MPa, T=293.15K)，单 储位为立方米(m)； 3 V 管道容积，单位为立方米(m)； 3 T293.15K； P0.MPa； T 气体的平均温度，单位为开尔文(K)； P 管道计算段内气体的最高平均压力(绝)，单位为兆帕 m(MPa)； P 管道计算段内气体的最低平均压力(绝)，单位为兆帕 2m(MPa)； Z，Z 对应P，P时的气体压缩系数。 2m2m 10 （五）供销差计算 供销量差值计算式 Q=(V+Q)-(Q+Q+Q+V) 差 式中 : Q 某一时间输气管道内平衡输气量之差值，单位为立 差方米(m); 3 Q 同一时间内的输入气量，单位为立方米(m); 3 Q 同一时间内的输出气量，单位为立方米(m); 3 2 Q 同一时间内所属单位的生产、生活用气量，单位为立 3方米(m); 3 Q 同一时间内放空气量，单位为立方米(m); 3 4 V 计算时间开始时，管道计算段内的储存气量，单位为 立方米(m); 3 V 计算时间终了时，管道计算段内的储存气量，单位为 立方米（m）。 3 注:气体体积的标准参比条件是p=0.MPa,T =293.15K 相对供销差计算式 Q 差 h =100% V+Q 11 式中: 相对供销差。 （六）管道输送能力利用率计算式 11 Q 实 h =100% 1 Q 设 式中: 管道年输送能力利用率； Q管道实际输送气量，单位为立方米每年(m/年)； 3 实 Q 管道设计输送气量，单位为立方米每年(m/年)。 3 设 注:气体体积的标准参比条件是p=0.MPa,T =293.15K （七）管道输送效率计算式 Q 实 h =100% 2 Q 计 式中: 管道输送效率; Q 管道实际输送气量，单位为立方米每天(m/d)； 3 实 Q 在同一运行工况下，管道计算输送气量，单位为立方 计米每天( m/d)。 3 注:气体体积的标准参比条件是p=0.MPa,T =293.15K （八）放空气量计算公式 2 dp 放放 Q=231.5 放 G 式中: 12 Q 天然气放空瞬时气量，单位为立方米每天(m/d) ; 3 放 d 放空管出口端内径，单位为毫米(mm) ; 放 p 在距离放空管口4倍管内径处测得压力(绝)，单位为兆 放帕(MPa)。 注:气体体积的标准参比条件是p=0.MPa,T =293.15K 第九条 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，并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。 第十条 生产作业管理 （一）燃气设施的停气、降压、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、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、 13 维抢修设备和人员等。 （三）燃气设施停气、降压、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、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城镇燃气设施运行、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 第十一条 公司城市燃气管网运行管理的主要指标包括： （一）水工保护维护率100%； （二）三桩位置正确、完好率99%以上； （三）阴极保护运行通电率98%以上； （四）阴极保护率100%。 第十二条 一般规定 （一）依据石油天然气管道保护条例、城市燃气管理办法和城市燃气安全管理规定等相关法律、法规和地方法规的规 14 定，所属单位应处理好沿线地方关系，加强安全宣传，开展好城市燃气管网系统保护工作，确保所属城市燃气管网系统安全、平稳运行。 （二）所属单位应制定城市燃气管网系统巡线人员培训、考核和奖罚的相关规定和制度。 （三）所属单位应按城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程（CJJ51）、国家质量监督检验检疫总局压力管道安全监察规程以及中国石油天然气股份有限公司天然气管道检验规程（Q/SY93）的规定，建立城市燃气管网系统一般性检验和全面检验的制度。 （四）所属单位应按城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程（CJJ51）及城镇燃气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，确保阴保通电率98%以上，阴极保护率100%。 （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）所属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。城市燃气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上报给所属单位燃气管网系统管理部门。 （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。 15 （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）所属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 城市燃气管网系统巡检 （一）所属单位城市燃气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。根据城市燃气管网系统的发展变化情况，可适时调整巡检周期。 （三）城市燃气管网系统巡检内容： 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条例、城市燃气管理办法和城市燃气安全管理规定有关规定、危及管道安全的违章建筑、违章行为等情况； 2城市燃气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城市燃气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； 16 4有无因其他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）城市燃气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； 3一旦发现检测仪有数据，检查范围要扩大到周围50m的各类井、沟。 （五） 城市燃气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。 17 （七） 城市燃气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所属单位城市燃气工艺、管网运行管理部门，不能处理的问题必须及时向所属单位城市燃气工艺、管网运行管理部门汇报，并在现场进行监护等待处理。 （八） 城市燃气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城市燃气安全管理规定、城市燃气管理办法和石油天然气管道保护条例等相关法律、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）城市燃气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，所属单位城市燃气工艺、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） 所属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城市燃气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 城市燃气管网系统水工保护管理 （一）所属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。 18 （二）城市燃气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 城市燃气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）所属单位应委托具有压力管道检验资格的单位对在用城市燃气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 19 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）城市燃气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 93-2004 天然气管道检验规程完成各项检验报告。城市燃气管网系统存在异常情况和问题时，所属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： 牺牲阳极阴极保护系统的检测每年不少于2次； 电绝缘装置检测每年不少于1次； 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； 阴极保护电源输出电流、电压检测每日不少于1次； 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； 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； 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 20 土壤电阻率等参数进行测试； 阴极保护失效区域应进行重点检测，出现管道与其他金属构筑物搭接、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； 所属单位应通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： 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； 上述管道运行10年后，检测周期分别为2年、3年、5