《油气管道运行规范》

20xx/xx/xx油气管道运行规范汇报人:XXXXXXCONTENTS目录01

范围与总体要求02

投产与试运行03

运行与控制04

站场管理CONTENTS目录05

管道线路管理06

应急与维抢修管理07

变更、封存与处置范围与总体要求01规范适用范围

设计标准依据本标准适用于遵循GB50251《输气管道工程设计规范》或GB50253《输油管道工程设计规范》设计的陆上钢质管道。

输送介质类型涵盖输送原油、成品油、天然气、煤层气、煤制天然气等介质的管道运行管理。

覆盖管理环节规定管道投产、运行、维护和修理的技术与管理要求，贯穿管道全生命周期关键阶段。全环节管理要求应对管道投产、运行、维护、应急抢修、封存和处置等各个环节进行系统性管理。组织与制度建设建立健全运营组织机构，制定运行管理制度，配备操作、技术、安全监督和管理人员并明确职责。风险与隐患管控建立安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，组织危险源识别与风险评价，对重大危险源登记并消除隐患。核心管理要求开展管道完整性管理（GB32167），对人员密集型高后果区管段实施全生命周期安全管理（GB46767），保障管道安全环保经济运行。管道企业管理职责管道设施与人员要求设施设计施工原则新建管道设计施工需满足安全、可靠、绿色、经济、低碳运行需求，安全环保及职业病防护设施与主体工程“三同时”。关键设施功能设置具备监视和统一调度管理功能的调度控制中心，站场控制系统应具备监视、控制和保护功能，数据通信需畅通可靠并保障网络安全。防护与感知措施油气管道线路及站场应具有泄漏监测功能，采取措施防止或减缓管道本体腐蚀，宜提高管道设施安全与运行状态的智能感知水平。人员能力要求操作、技术、安全监督和管理人员需经培训考核合格，熟悉介质物性、规程及应急措施；操作人员每年至少1次考核，技术及管理人员每3年至少1次考核，岗位调整需岗前培训。投产与试运行02投产一般要求

01投产起止节点与试运行规定自起点进入管输介质时投产开始，末端接收到管输介质时投产结束；投产结束后需进行72小时试运行，工况结合管输服务需求等综合确定，具备条件时应对管道性能充分测试。

02投产前资料移交要求投产前应将管道设计资料、施工记录、无损检测报告、评估报告、相关协议等管道数据，以及设备设施技术资料和备品备件等移交给运行管理单位。

03分期分段投产与评价规定站场、管道线路可分期、分段投产，明确功能与能力，投产和未投产工程间设可靠能量隔离措施；站场或线路工程完工超过6个月投产时宜进行完整性或现状评价，停用超过1年的管道启用前应进行完整性评价。投产准备工作组织与技术文件准备建立运行管理组织机构，岗位人员培训合格并配备到位；按要求制定质量、环保、安全等技术文件并审核发布，成立包含建设、设计、施工等单位人员的投产组织机构。物资与协议准备按照投产方案准备文件资料、物资、备品备件和工器具等；与相关单位签订管输服务、计量交接、安全环保、供用电等协议或合同。投产前检查与输气管道特殊要求编制检查方案并组织检查，确认合规性手续、试压干燥、系统调试等投产条件；输气管道投产前应清管、测径并干燥，干燥技术要求符合GB50369规定。输油管道投产要点顺序输送宜采用单一油品投产；加热输送原油管道可采用冷投、预热投油等方式，确保进站温度高于原油凝点3℃；采用降凝剂改性投产前需室内实验评价，投产时沿线各站每天检测原油凝点不少于2次，投产过程产生的油水混合物需合规处置。输气管道投产流程按置换、升压、稳压、检漏过程实施，置换时混合气体通过放空系统放空并设隔离区；天然气管道置换合格标准为末端放空点甲烷含量达管输气体甲烷含量90%且连续3次有增无减，置换气流速度不宜大于5m/s；升压速率不宜超过1MPa/h，宜分台阶进行，具备条件时及时试运行增压等设备，有冰堵风险时采取加热、注醇等措施。管道投产与试运行实施运行与控制03运行参数控制

运行压力控制标准MAOP（最大允许操作压力）取设计压力与企业评估安全压力的最小值；MAIP（最大允许瞬时压力）输油管道不超过1.1倍MAOP，输气管道根据强度设计系数分1.04倍（＞0.72）和1.1倍（≤0.72）MAOP。

运行温度控制要求最高/最低允许温度依据介质物性及管道材料耐温性确定，输油进站油温宜高于凝点3℃，成品油收油温度不宜超35℃；地上储油罐按凝点与环境温度分常温储存或高于凝点3℃，最高不超50℃。

允许停输时间与流量流速控制输油管道需分析不同季节工况允许停输时间，加热输油连续停输间输油量不低于最长加热站间距管容1.5倍；输油站场管线流速0.8-7m/s（浮顶罐进油浮起前≤1m/s），输气站场流速15-25m/s（调压后＜2.5MPa时≤25m/s）。

液位控制指标储油罐等设施需设定最高/最低允许液位及报警值，液位应连续监测且在允许范围内，确保运行安全。介质物性监测输油管道检测项目与周期

原油（产地稳定每年2次，新产地输送前检测）检测密度、凝点、粘度等13项；成品油检测密度、辛烷值、闪点等12项，重点控制柴油闪点、汽油辛烷值与终馏点，接收时需有质量指标余量。输气管道气质指标与检测要求

气质需符合GB17820规定，进气点连续监测烃类组分、水露点、硫化氢等7项参数，取样执行GB/T13609，气源组成变化时及时分析并采取应对措施。特殊情况检测与应对

新产地原油输送前必须检测物性；气源组分变化时立即取样分析，确保管道运行安全与介质质量稳定。输油管道运行控制原则根据原油物性等选择常温、加热、掺混等运行方式，启输确保流程导通，冷热油/稠稀油掺混遵循“先热后冷/先稀后稠”流程，宜采用密闭输送，反输最低输量高于允许最小值且总量超最长加热站间距管容1.5倍。输气管道运行控制要点以安全经济为原则确定管存和运行压力，根据输量变化调整工艺参数，过滤器、分离器等设备宜保持运行状态，保障稳定供气。顺序输送与清管作业管理顺序输送选择物性相近油品相邻输送，控制混油量≤3%，跟踪批次界面并制定切割方案；清管在投产12个月内首次进行，周期依据管内清洁度等确定，清管器过盈量1%-5%，输气清管速度不超5m/s。运行控制要求调度控制中心管理

调度员培训与考核制定调度员培训、考核、倒班要求，每年进行能力考核，每3年至少1次系统培训，倒班确保连续两班次间至少8小时睡眠。

技术文件配备与更新配备管道基本信息、工艺运行规程、应急预案等文件，每3年至少1次识别评价，条件变化时及时更新。

控制系统与备用保障控制系统需功能完整、参数实时更新、报警准确，设置备用控制系统（每年至少运行1次）和备用通信路由（每月至少测试1次），确保连续监控。站场管理04站场工艺管线管理

检查周期要求地面裸露工艺管线在日常巡检时进行目视检查；包覆保温层的地面工艺管线每年打开部分保温层检查；埋地工艺管线每3年进行部分开挖检查；输气管道站场、阀室高风险三通、弯头处每季度测试壁厚。

重点检查部位包括输油泵、压缩机等设备进出口管段，管线出入土部位，包覆保温层管段，排污、燃料、放空管线，曾发生腐蚀泄漏部位，介质流动死角管段。

标识与防护措施工艺编号、安全标识应清晰准确完好；根据介质温度、环境温度采取防冻、防凝、防烫措施，确保管线安全运行。机械设备维护

增压加热冷却设备输油泵、压缩机等设备按制造商要求操作维护，运行振动、温度、噪声需符合标准；压缩机组每月至少启动运转1次（停机超1个月），备用输油泵每月盘车1次。

储油罐管理呼吸阀、阻火器等附件定期检查，环境温度低于0℃前做好防冻堵；每半年检测防雷接地、防静电设施，外浮顶储罐每季度（雷雨季节每月）检测一二次密封间可燃气体浓度。

阀门维护要求安全阀每年校验，水击泄压阀每半年至少检查测试1次；线路截断阀每年至少1次开关操作，远控阀需远控操作；高低压衔接部位调压阀、安全切断阀每年至少检查1次。特种设备管理特种设备使用需符合TSG08规定，办理使用登记并取得证书；按期进行检查、检验、检测，压力容器支承支座应完好，安全泄放管路需畅通无堵塞。计量系统要求交接双方依据计量交接协议进行油气计量；贸易交接用计量器具和仪表须经法定计量检定部门检定合格，确保计量数据准确可靠。特种设备与计量系统电气、自动化与消防系统

电气系统管理执行GB26859等标准，变电所运行符合DL/T969；备用应急电源每月启动试验1次，爆炸危险区域防雷防静电每年检测2次，非爆炸危险区域每年1次。

自动化系统维护现场检测仪表定期校准检定，持续停用6个月以上的仪表投用前需检定；站场、全线联锁控制系统每年至少测试1次，确保设定值、逻辑及保护功能正常。

消防系统保障火灾自动报警系统每年检测1次，灭火器材每半月检查1次；消防水泵每周检查试运（电驱3分钟/柴驱15分钟），消防水罐（池）液位每日检查，每年开展1次消防演练。管道线路管理05线路巡护方案

巡护方式选择因素需综合考虑管道线路风险（管体缺陷、第三方施工等）、高后果区情况、各巡护方式功能及覆盖范围，可采用徒步、车辆、飞行器、视频监控等组合方式。

巡护方案核心内容包含巡护频次（如一级风险管段每天至少1次）、巡护方式、巡护内容（泄漏观察、地质灾害检查等）、人员安排、异常汇报及联系方式等。

方案复审与人员培训考核巡护方案应每年复审1次，两次复审间隔不超过15个月；巡护人员每季度培训考核1次，间隔不超过4个月。管道埋深检测要求结合外检测开展埋深检测，汛期雨后冲刷后及时检测；水下穿越管段枯水期每年1次探管仪检测，河床冲刷下切时采用水下检测技术。内检测与腐蚀评价标准内检测周期需符合GB32167等规定；外腐蚀直接评价按SY/T0087.1执行，内腐蚀直接评价按SY/T0087.2执行。检测结果分析与档案建立分析检测结果，建立管道检测档案，原始数据及分析结果需存档，为管道完整性管理提供依据。检测与评价腐蚀控制与管体缺陷修复防腐层检查与修复根据内外部检测评估防腐层状况，确定检查周期，发现腐蚀活性缺陷立即治理，外防腐层修理符合SY/T5918规定。阴极保护系统要求定期测试阴极保护系统，参数测试符合GB/T21246，效果需满足GB/T21447和GB/T21448，同时评估并减缓杂散电流影响。管体缺陷修复管控对不可接受缺陷制定修复计划，施工前开展风险辨识与安全交底，修复后检测焊接接头，确保符合SY/T4109规定，实施闭环管理。应急与维抢修管理06应急保障体系维抢修队伍与机构建设管道企业应在沿线特定区域建立维抢修队伍或配备专门人员，也可委托具备资质的单位提供服务。维抢修机构需具备国家相关资质及质量、安全、环境管理体系认证。应急物资储备标准建立应急物资储备标准，储备钢管、阀门、堵漏工(卡)具、溢油处置物资等关键物资，确保满足应急需求。维抢修用卡具、套筒等承压等级不低于管道设计压力，并提供质量证明文件。应急装备配置与维护合理配备维抢修车辆、设备、机具等装备，定期维护保养确保性能完好。保留应急与维抢修各环节活动记录，作业结束后对应急响应、处置及预案实施情况进行总结评估。应急预案与演练

应急预案编制要求根据管道输送介质、运行条件及环境情况，识别生产突发事件类型，按GB/T29639编制生产安全事故应急预案和应急处置卡，明确与周边单位、居民及政府部门的联动机制并及时更新联系信息。

培训与演练频次开展应急预案培训与演练，综合或专项应急预案演练每年至少1次，现场处置方案演练每半年至少1次。确保相关人员熟悉应急流程和处置措施，提升应急响应能力。

预案评估与修订按规定评审公布应急预案，向地方政府部门备案并抄送沿线应急管理部门。至少每3年开展1次应急预案评估，条件发生变化时及时修订，确保预案的适用性和有效性。维抢修作业管理作业方案审批与通告管道动火、挖掘、改造与维修等作业需编制作业方案，经审批许可后实施。涉及社会公众影响的作业开始前，应向政府主管部门及社会公众通告作业要求和时间。作业前条件评估与安全措施作业前探明管道和光缆走向、埋深，定位地下障碍物并采取保护措施。进行作业条件评估，不具备条件时实施降压或停输处理，带压施焊压力需符合GB/T28055规定。现场作业与修复后检测维抢修焊接采用评定合格的焊接工艺，符合GB/T31032规定。作业时监测现场气体浓度，配备消防设施；动火时可燃气体浓度超标立即终止作业。修复后对焊接接头等开展检测，检验符合SY/T4109规定。变更、封存与处置07变更管理要求变更审批方式油气管道变更应采用分类、分级审批的方式，企业需制定文件对变更活动进行规范管理。变更管理内容涵盖输油气站场及线路设备设施、介质及输送工艺、运行参数及输送能力、保护逻辑及限值、更新改造及非同类设备设施替换等方面。变更前风险控制变更前应进行风险分析，制定控制措施，确保变更后的风险在企业可接受水平内。变更实施与闭环管理变更实施需严格执行作业许可及相关运行管理要求，变更后应充分告知员工及相关方，及时修订技术文件并进行闭环管理。处置原则管道停用、封存