SY/T 7754-2024 储气库地面设施生产运行技术要求

　　ICS75.020CCSE24

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T7754—2024

　　储气库地面设施生产运行技术要求

　　Technical requirements for production and operation ofgas storage surfacefacilities

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/T7754—2024

　　目次

　　前言 Ⅲ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3术语和定义 2

　　4总体要求 2

　　5 工艺系统 2

　　5.1 一般规定 2

　　5.2 井场 2

　　5.3 集输及联络线管道 3

　　5.4集注站 4

　　5.5 高低压分界管理 8

　　6自控系统 8

　　6.1 一般规定 8

　　6.2仪表设备 8

　　6.3 监控和数据采集系统 8

　　6.4安全仪表系统 9

　　7腐蚀与防护 9

　　7.1一般规定 9

　　7.2腐蚀管理 9

　　7.3 内腐蚀管理 9

　　8生产辅助系统 10

　　8.1供配电 10

　　8.2 通信 10

　　8.3 给排水及消防 10

　　8.4热工与暖通 11

　　9维护与检修 11

　　9.1 生产维护 11

　　9.2 生产检修 12

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　　前

　　本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则

　　言

　　第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的 规定起草。

　　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专利的责任。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会储气库专业标准化技术委员会(CPSC/TC25)提出并归口。

　　本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司规划总院、中国石油天然气股份有限公司储气库分公司、中石化中原石油工程设计有限公司、国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司、中国石油工程建设有限公司华北分公司、中国石油天然气股份有限公司新疆油田公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司、中国石油大庆油田工程有限公司、中国石油工程项目管理公司天津设计院、中国石油天然气股份有限公司辽河油田公司、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司。

　　本文件主要起草人：熊新强、王念榕、刘烨、郭凯、仝淑月、张钊、杨紫晴、文韵豪、巴玺立、王春燕、钱品淑、付亚平、唐德志、张朝阳、陈月娥、蒋华全、王思耀、赵丽丽、孟红、汤丁、齐德珍、陈博、郝颜杰、吴张帆、王军飞、杨琼警、东静波、于红侠、齐茜茜、刘超、牛智民、张平、董江洁。

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　　储气库地面设施生产运行技术要求

　　1范围

　　本文件规定了储气库地面设施生产运行的总体要求、工艺系统、自控系统、腐蚀与防护、生产辅助系统及维护与检修等要求。

　　本文件适用于油藏型、气藏型、盐穴型地下储气库地面设施生产运行技术管理，其他类型的储气库参照执行。

　　2规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

　　GB12348 工业企业厂界环境噪声排放标准

　　GB 13271锅炉大气污染物排放标准

　　GB17820天然气

　　GB/T 21246 埋地钢质管道阴极保护参数测量方法

　　GB/T21447钢质管道外腐蚀控制规范

　　GB/T21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范

　　GB/T23258 钢质管道内腐蚀控制规范

　　GB/T29639生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则

　　GB32167油气输送管道完整性管理规范

　　GB50174数据中心设计规范

　　GB/T50698埋地钢质管道交流干扰防护技术标准

　　GB 50974消防给水及消火栓系统技术规范

　　GB50991埋地钢质管道直流干扰防护技术标准

　　SY/T0076天然气脱水设计规范

　　SY/T 0087.6 钢质管道及储罐腐蚀评价标准 第6部分：埋地钢质管道交流干扰腐蚀评价SY/T5918埋地钢质管道外防腐层保温层修复技术规范

　　SY/T 6069 油气管道仪表及自动化系统运行技术规范

　　SY/T 7642储气库术语

　　SY/T7651 储气库井运行管理规范

　　TSG 08特种设备使用管理规则

　　TSG11锅炉安全技术规程

　　TSG91锅炉节能环保技术规程

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　　3术语和定义

　　SY/T 7642界定的术语和定义适用于本文件。

　　4总体要求

　　4.1应根据储气库现状及总体运行计划制订年度、月度生产运行方案。

　　4.2应建立生产动态分析与优化调整机制，开展日常分析、定期分析、专项分析及优化调整等工作。

　　4.3 应建立地面设施维护和保养制度，结合现状检测、历史故障开展分析，采取必要的维护保养、工况调整及故障排除等措施。

　　4.4应建立地面生产系统监测管理体系，完善生产监测、信息收集及传递的工作流程。

　　4.5应建立地面生产系统应急管理机制，编制突发事件总体、专项应急预案及现场应急处置方案(卡),配置相应的应急物资。

　　5工艺系统

　　5.1一般规定

　　5.1.1应根据实际运行参数、工况变化情况，结合工艺设计，定期开展分析，按照安全、平稳、高效、节能的原则，进行工艺调整与优化。

　　5.1.2应对生产装置工艺运行及生产动态数据(产量、产液量、压力、温度、装置运行负荷、能耗、气质组分)适时动态监测，进行季度、年度分析。

　　5.1.3宜开展关键动设备在线监测、静设备腐蚀在线监测与分析，掌握设备设施技术性能及状态变化趋势，实施预防性检维修。

　　5.1.4应通过检测、评价及修复技术与方法，发现并消除地面工艺系统缺陷。应定期对工艺设备、压力容器和管线进行检测，安全阀及流量、温度、压力测量设备应定期校验标定。

　　5.1.5应根据管道运行情况，结合清管条件，历次清管污物、污水量、气温变化及管输效率或压差等因素综合分析确定清管周期。清管作业时应制订清管作业方案。

　　5.1.6应对安全控制系统、截断阀、节流阀定期进行功能测试和维护保养;每年至少进行一次功能测试，每年至少进行一次维护保养。

　　5.2井场

　　5.2.1应建立健全井场设备设施基础台账，在工艺改造、故障处理、维护保养完成后更新基础资料台账。

　　5.2.2 应通过在线生产监测系统、离线监测、现场检查等方式对井场区域进行巡检，记录压力、温度、流量、油嘴开度、井下安全阀控制压力等井场重点工艺参数。

　　5.2.3 单井节流阀不应用作开关井使用。

　　5.2.4生产井流量异常变化时，应从地质气藏、井筒及地面工艺分析原因。

　　5.2.5井场分离器手动排污时，应监视容器液位、压力变化，及时关闭排污阀门。

　　5.2.6注采井流程切换时，应确认高低压分界点低压端安全阀处于投用状态且下游流程导通。

　　5.2.7开井初期井流物节流后温度不应低于管材的最低允许使用温度。

　　5.2.8在采气开井及关井时，当井流物温度低于水合物临界温度时，应根据单井产量、温度、管容、水量等因素，采取有效措施确保不形成水合物造成系统冻堵。

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　　5.2.9 井场设备应定期维护保养，确保其功能处于完好状态。维护保养应按照SY/T 7651的要求执行。

　　5.2.10盐穴储气库井场注气排卤阶段应执行以下规定：

　　a) 排卤过程中应控制排卤速度并做好排卤总量、流量、井口压力、回压排卤泵出口压力等重要参数日报表。

　　b) 排卤过程中应定期检查井口是否有漏气点，井口排液阀定期开启、检查排出液是否带气，井下安全阀是否处于全开状态。

　　c)排出的卤水宜经过卤水闪蒸罐进行分离。

　　d) 注气排卤过程中应每24h内至少开展一次反冲洗作业，注气排卤后期应延长反冲洗注水时间，增大注水量。

　　e)注气排卤阶段试注气期满足以下要求：

　　1)应严格按照地质工程提供的注气排卤期注气量和注气压力控制压缩机的排气量和排气压力，不应超过地质工程要求的注气排卤参数;

　　2)操作过程中应使排卤压力稳定升高、排卤管线无振动，注气压力、注气量达到设定值且参数稳定后，试注气排卤结束。

　　f)注气排卤阶段注气中末期满足以下要求：

　　1)应根据注入天然气气量、造腔体积、排出卤水总量及排卤压力综合判断气液界面;

　　2)应实时监测排卤水闪蒸罐放空口附近天然气浓度，达到爆炸下限20%时，立即停止注气，分析原因并进行处理;

　　3)注气排卤末期应降低注气速率，监控气液界面，在气液界面离排卤管管鞋0.5m 左右时，注气排卤结束。

　　5.3集输及联络线管道

　　5.3.1基础信息管理

　　5.3.1.1应建立管道完整性管理基础数据库，主要包括管道属性数据、管道环境数据、运行管理数据、检测评价修复数据、管道失效等数据。

　　5.3.1.2定期开展数据统计分析，分析管道存在的风险及影响因素，为管道的评价、检测、维护维修等技术选择提供依据。

　　5.3.1.3地面管道应标清输送介质、流向等相关内容。

　　5.3.2运行管理

　　5.3.2.1管道运行压力应不高于设计压力。当管道起末点运行压差超过设计压差的10%时，应分析造成压差的原因，并采取应对措施。

　　5.3.2.2应结合生产实际，建立并实施基于风险的检验、评价与修复的管理机制，应采用泄漏监测、应力监测等技术，有效管控管道高后果区、高风险段。

　　5.3.2.3具备清管通球的管道应根据管道输送效率和输送压差确定合理的清管周期。

　　5.3.2.4应根据管道检测评估情况、外力因素影响程度，对管道外防腐及保温层、管体、阴极保护措施及其他缺陷实施修复。

　　5.3.2.5宜通过开展定量或定性风险评价，做好多种因素条件下的事故模拟分析和风险可接受度分析，为应急预案制订与应急响应提供依据。

　　5.3.2.6 管道内检测应按照GB32167的要求执行。 5.3.3监测内容

　　5.3.3.1管道总输量、气量、液量、压力、温度、压差等各项生产运行参数应实现上位机远程监控。

　　5.3.3.2应定期开展管道巡护，采取智能监测的管道应实现在线实时监测，所有管道至少每半个月开展一次人工巡线，高后果区和高风险段应加密巡线周期。高后果区和高风险段管道每日巡检次数宜不低于一次。

　　5.3.4动态评价分析

　　5.3.4.1应定期分析管道的输送效率，分析管道输送能力下降的原因并制订解决方案。

　　5.3.4.2应结合管道输送负荷变化情况，优化压缩机组的运行。

　　5.3.4.3应定期分析管道输送介质、温度、压力、压差、输量等各项参数，判断泄漏或堵塞情况，并制订解决方案。

　　5.3.4.4应定期对管道年限、等级、位置、输送介质、应力水平、泄漏情况、阴极保护、防腐情况和环境因素进行评价，确定管道维护内容和使用寿命。

　　5.3.4.5当管道运行环境发生变化或技术改造后，应对管线进行全面运行分析，确保安全运行。

　　5.4集注站

　　5.4.1通则

　　5.4.1.1应建立工艺技术管理标准和实施方案，制订工艺技术检查的流程和内容，定期开展工艺技术检查。

　　5.4.1.2应定期开展对标分析，包括天然气自耗、脱水剂或抑制剂损耗、电耗和其他物料消耗等指标的分析;优化装置运行，保证设施在不同工况下高效率、低能耗的状态运行。

　　5.4.1.3外输天然气应满足GB17820中管输天然气水露点、烃露点要求，宜采用在线露点分析仪进行连续监测。不具备在线露点监测条件的，宜定期人工检测，工况改变时应加密监测。

　　5.4.1.4注气/采气系统处于备用状态时的压力宜与联络线压力保持一致。

　　5.4.2注气系统

　　5.4.2.1注气过滤分离器

　　5.4.2.1.1压缩机入口过滤器压差宜小于50kPa, 压差大于50kPa时，应更换滤芯。过滤后的粉尘应小于10μm。

　　5.4.2.1.2生产过程中应对压缩机入口过滤器进行排液，避免气体携液进入压缩机。

　　5.4.2.2压缩机组

　　5.4.2.2.1应建立压缩机组运行管理制度，包括设备台账、技术档案、巡回检查表、运行及操作维护规程、操作卡、运行报表、运行参数表等。

　　5.4.2.2.2应建立压缩机组故障库，机组出现故障后，编写每项故障分析及处置报告，并形成记录。

　　5.4.2.2.3 对往复压缩机组和离心压缩机组共建站，应制订往复压缩机与离心压缩机联动运行方案。

　　5.4.2.2.4 往复压缩机组应根据注气工况、压缩机组负荷，调整机组余隙、气缸作用模式，保持机组较高运行效率;离心压缩机组应根据注气工况、压缩机组负荷，调整防喘振阀门开度，保持机组较高运行效率。

　　5.4.2.2.5应每年对压缩机系统自动停机泄压功能进行测试。

　　5.4.2.2.6离心压缩机组防喘振阀宜投入自动运行，单机转双机或多机运行宜使用手动操作模式。

　　5.4.2.2.7离心压缩机组密封气与平衡气压差宜控制在100kPa～500kPa, 密封气过滤器压差宜小于80kPa。

　　5.4.2.2.8每 4h记录主要运行参数并填写运行报表，运行报表应包括但不限于以下内容：压缩机进出口压力、温度、流量、振动值(小于18mm/s)、加速度、位移、进出口、滤网压差、各级分离器液位、空(水)冷器出口温度、润滑油压力和温度等。当运行参数高出设计值时，应进行原因分析并采取措施。

　　5.4.2.2.9应根据注气系统运行情况开展压缩机进排气管路系统振动监测和动态分析。

　　5.4.2.2.10装置运行过程中，应每24h形成运行日报，并记录相关参数，包括但不限于以下内容：运行时间、耗电量、处理气量等。

　　5.4.2.2.11 宜每1h～2h 做好电子巡检，每4h～6h 开展现场巡回检查，现场检查内容包括压缩机组、阀门、润滑油站、干气密封、空压机、空冷器、马达控制中心柜、变频器、电动机、供电设备等。

　　5.4.2.2.12压缩机组应设置在线状态监测系统，宜开展预知性维修。宜通过以可靠性为中心的维修可 靠性分析，结合维护手册确定压缩机组各级保养时间及频次。

　　5.4.2.2.13 应定期对润滑油进行采样，分析其密度、黏度、含水量、酸值等，根据油品污染和老化情 况进行更换。更换不同品牌或类型油品前，应先进行润滑油系统的清理。

　　5.4.2.2.14 停运往复压缩机组每周应进行托转;离心压缩机组宜每3个月启动一次，采用站内循环方式以最低运行转速运转1h。

　　5.4.2.3空冷器

　　5.4.2.3.1应定期清理机组空冷器。

　　5.4.2.3.2空冷器进出口压差宜低于200kPa,空冷器出口温度宜小于65℃。

　　5.4.3采气系统

　　5.4.3.1进站分离

　　5.4.3.1.1宜每小时进行一次电子巡检，每4h～6h进行一次现场巡检，主要包括压力、液位及计量仪表，核对现场仪表和远传仪表一致性等。

　　5.4.3.1.2集气介质温度高于水合物形成温度或凝固点温度3℃~5℃时，宜采用分离器加热或注醇等措施，消除水合物及重油组分的影响。

　　5.4.3.2三甘醇露点控制装置

　　5.4.3.2.1 应对生产运行参数进行实时监控，包括但不限于：吸收塔液位和压差、闪蒸罐液位和压力、 贫液缓冲罐液位、汽提气流量、燃料气流量、重沸器温度、三甘醇溶液过滤器压差、天然气出站压力等。

　　5.4.3.2.2 三甘醇吸收塔的压差不宜大于15kPa。

　　5.4.3.2.3 进入三甘醇吸收塔的天然气温度宜维持在15℃~48℃。大于48℃时，宜启用冷却设施;低于15℃时，宜启用加热设施。进入吸收塔顶层塔板的贫甘醇温度宜冷却到比气流温度高6℃~16℃,且低于60℃。

　　5.4.3.2.4应控制吸收塔液位，避免吸收塔液位过低导致天然气窜入闪蒸罐引起超压。

　　5.4.3.2.5 应定期检查三甘醇溶液损失量，宜小于15mg/m³, 超出范围时应分析原因并采取相应措施。

　　5.4.3.2.6应通过调整重沸器的运行温度控制贫液再生浓度，三甘醇再生温度宜为170℃~200℃,不应超过204℃。 5.4.3.2.7贫液进贫富液换热器温度应为130℃~150℃,进三甘醇循环泵温度应低于循环泵设计允许温度。

　　5.4.3.2.8三甘醇机械过滤器、活性炭过滤器压差大于制造商明示值时，应清洗或更换滤芯，压差不宜超过30kPa。

　　5.4.3.2.9 闪蒸罐内三甘醇液位宜在1/2～2/3量程，温度宜为40℃~60℃,压力宜为170kPa~520kPa。

　　5.4.3.2.10 三甘醇重沸器炉膛燃料气压力宜保持在50kPa,三甘醇溶液的液位至少应比火管顶部传热管高150mm。

　　5.4.3.2.11 应定期测定三甘醇的pH值、盐含量、悬浮物及醇浓度，三甘醇的pH值宜控制在7.0~

　　7.5,最大不应超过8.0。若三甘醇pH值低于7,应加注调节剂。三甘醇污染发泡时，投加阻(消)泡剂。

　　5.4.3.2.12 装置长时间停用时，宜将系统内三甘醇退液至储罐，并对装置进行氮气置换及充氮气保护，充氮压力宜控制为30kPa。

　　5.4.3.3 节流膨胀(J-T 阀)露点控制装置

　　5.4.3.3.1 应根据装置上下游的压力和温度，调节J-T 阀开度，控制J-T 阀前后压差，满足脱水脱烃温降要求。J-T 阀后的运行温度不应低于设备管道材料的设计允许工作温度。

　　5.4.3.3.2低温分离器运行压力应满足富乙二醇再生及凝液回收需要。

　　5.4.3.3.3 应控制水合物抑制剂加注浓度和加注量，防止形成水合物。

　　5.4.3.4预冷器+丙烷露点控制装置

　　5.4.3.4.1应根据环境温度变化，通过调节空预冷器出口温度、电动机转速及丙烷蒸发器温度来控制低温分离器进口温度。

　　5.4.3.4.2 协同调节空预冷器、换热器、丙烷蒸发器运行温度，优化运行能耗。

　　5.4.3.4.3 当空预冷器运行即可满足系统温度控制要求时，宜停用丙烷制冷系统。

　　5.4.3.4.4 应在天然气进入空预冷器前注入适量水合物抑制剂，并根据来气温度和含水量变化，定期优化调整。

　　5.4.3.4.5换热器管程、空预冷器进出口压差应小于设计要求，压差大于设计要求时，应进行原因分析并采取措施。

　　5.4.3.4.6 应根据实际运行工况，对丙烷压缩机开展维护保养。

　　5.4.4辅助系统

　　5.4.4.1乙二醇脱水防冻系统

　　5.4.4.1.1乙二醇系统初次投运时，应加纯度80%以上乙二醇;乙二醇再生釜液位未达到规定值时，不应导通导热油流程或启动电加热器。

　　5.4.4.1.2运行期间，每天检测乙二醇的浓度，乙二醇贫液浓度宜控制在80%～85%,富液浓度宜控制在50%～60%,当乙二醇浓度存在偏离时，分析原因并调整注醇量;宜每周检测一次乙二醇富液pH值，控制pH值在73～8.5,若pH值低于7,应加注调节剂。

　　5.4.4.1.3应根据乙二醇贫液浓度、塔操作压力确定重沸器的运行温度，乙二醇再生温度宜为110℃~130℃。

　　5.4.4.1.4 应定期计算乙二醇实际耗量，进行损耗率分析。乙二醇理论损失量按照SY/T 0076的规定 进行计算。

　　5.4.4.1.5乙二醇机械过滤器、活性炭过滤器压差大于制造商明示值时应更换滤芯。

　　5.4.4.1.6注醇压力超过设计值时，应排查是否有堵塞等原因，并制订整改措施。

　　5.4.4.1.7乙二醇装置长时间停用时，宜回收系统中的乙二醇溶液，可对装置进行氮气置换及充氮气保护，充氮压力宜控制为30kPa。

　　5.4.4.2注甲醇系统

　　5.4.4.2.1甲醇罐充装前，做好甲醇罐车接地，充装时注意甲醇储罐液位变化，充装系数不宜超过0.9。

　　5.4.4.2.2注醇过程中应观察泵出口压力，异常时立即处理。

　　5.4.4.3仪表风及制氮系统

　　5.4.4.3.1检查仪表风及制氮系统各连接处无渗漏现象，各仪表、仪器和安全附件处于有效校验期内， 控制系统面板显示状态、油位、电源电压、启动电流、过滤器压差指示等无异常。

　　5.4.4.3.2 人员进入空氮站前应开启通风设施，在空氮站内应设氧含量监测报警装置，当氧气含量低于19.5%时，人员不应进入房间内。

　　5.4.4.3.3监测仪表风露点、氮气纯度、供气压力，若偏离设计要求时，应检查并分析原因。仪表风干燥后的压力露点应比所在地极端最低温度低10℃,氮气纯度不宜低于99%,供气压力宜为400kPa~800kPa。

　　5.4.4.3.4冬季空压机处于长期备用状态时，应将冷凝水完全排放干净。

　　5.4.4.4排污系统

　　5.4.4.4.1检查确认排污罐的仪器、仪表和安全附件应处于有效校验期内，且灵敏可靠;阀门开关状态正确。

　　5.4.4.4.2排污罐的液位达到高限液位时应进行排液操作，注意观察液位变化，达到低液位时立即停止排液，防止泵抽空或气窜入排液系统。

　　5.4.4.4.3若污水采用装车外运，应检查静电接地系统完好可靠，装车过程应连接接地线。

　　5.4.4.4.4监测排污罐压力，异常时应处理并分析原因。

　　5.4.4.4.5排液处理应满足环保要求。

　　5.4.4.5燃料气系统

　　5.4.4.5.1检查确认燃料气系统各连接处有无渗漏，各仪表、仪器应处于有效校验期并灵敏可靠，减压阀、切断阀、电加热器或供热系统运行正常。

　　5.4.4.5.2调压后燃气的压力应在设计范围内，供气温度宜高于0℃。

　　5.4.4.5.3湿气作为燃料气时，应采取加热、分离等措施，确保凝液不进入各燃烧系统。

　　5.4.4.6放空系统

　　5.4.4.6.1检查确认放空火炬系统(含仪表风、氮气、燃料气)各连接处无渗漏，各仪表、仪器应处于有效校验期并灵敏可靠，阻火器、点火装置、燃烧器、火焰状态信号无异常。应定期检查阻火器，避免失效。

　　5.4.4.6.2事故放空后应对放空管道支撑、阻火器、爆破片等进行检查。

　　5.4.4.6.3在放空总管有U 型弯或存在低点部位，应定期排液，不定期吹扫。

　　5.4.4.6.4定期检查放空分液罐压力、液位。 5.5高低压分界管理

　　5.5.1应建立高低压分界点台账，并根据生产运行情况进行更新。

　　5.5.2高低压分界点部位应设置明显的标识，并注明高低压两端的设计压力。

　　5.5.3对高低压两端应设置压力实时监测仪表，低压端应设置压力远传监测仪表及上位系统设置高限报警功能。

　　5.5.4在用、停用的低压端设备、管线上压力保护装置或安全阀应处于投用状态。

　　5.5.5在用、停用的低压端设备、管线上未安装安全阀时，应将其与设计压力相同并装有安全阀的管线、设备的流程导通。

　　5.5.6当仅采用隔离阀作为高低压隔断时，应定期检查阀门可靠性，内漏时应维修或更换。

　　6自控系统

　　6.1一般规定

　　6.1.1 应按照SY/T 6069的要求对自控系统、仪器仪表、执行机构进行日常巡检、维护。

　　6.1.2监控和数据采集系统、仪表及控制设备应处于正常工作状态。

　　6.1.3安全仪表系统的声、光报警功能和联锁功能应始终处于正常状态。

　　6.1.4联锁回路动作后，应查明联锁原因，再次投入自动状态前，应确认联锁条件全部恢复到正常运行状态。

　　6.1.5控制系统操作应严格执行用户操作权限管理;控制系统网络应独立于互联网运行，不应在控制系统的计算机上进行与生产运行操作无关的任何操作。

　　6.1.6各种检修检定(测试)记录、定期维护检修计划表和巡回检查记录应做到项目齐全、数据准确，保存期宜为3年。应建立检查、整改、大修与大事记原始记录，保存期宜为5年。

　　6.2仪表设备

　　6.2.1在拆、装或调试现场运行仪表设备前，应了解工艺流程和设备运行状况，并征得控制中心人员同意后方可进行。

　　6.2.2应按照相关规定编制仪表周期检定和校准工作计划表并进行检定、校准，检定不合格的仪表不得使用。

　　6.2.3测量仪表间歇停用持续6个月以上，在投用前应确认技术状态完好后再投入使用。

　　6.2.4带电控箱的开关型气液执行机构设置的自动关阀时长应大于阀门实际关阀时长。每年应进行一次数据采集校准。

　　6.2.5不间断电源系统应定期进行充放电及电池内阻测试。

　　6.3监控和数据采集系统

　　6.3.1控制中心和有人值守站应每日巡检一次，巡检内容按照SY/T 6069执行。

　　6.3.2每天在远程终端对无人值守站仪表自动化设备运行参数进行巡检，定期对站控系统运行状态进行检查。

　　6.3.3每年应进行一次全厂自控逻辑功能测试，并同步开展紧急切断阀内部密封性测试。

　　6.3.4当工艺参数报警时应进行检查，确认原因后方可复位。

　　6.3.5监控和数据采集系统的生产数据应定期异地备份。

　　6.3.6端子柜内应明确标识接线端子位号、端子柜布局图和接线图。 6.3.7 机房温湿度环境管理应满足GB50174的要求。

　　6.4安全仪表系统

　　6.4.1不应擅自取消或更改安全联锁保护回路中的设施和设定值，更改时应执行变更管理程序。

　　6.4.2应建立安全仪表功能回路旁路和禁止信息表并根据生产运行情况进行更新。

　　6.4.3 根据安全完整性等级(SIL) 验证提供的系统维护周期，定期对安全仪表系统进行实际或模拟功能测试。

　　6.4.4对安全保护仪表进行检定时，宜对整个控制回路进行联合测试。

　　6.4.5安全保护仪表应配置备品配件，确保突发故障后快速恢复功能。

　　6.4.6注采生产前应对自控仪表系统进行紧急停车系统(ESD)、 安全仪表系统(SIS)测试一次。

　　6.4.7注采生产前地面安全阀及井下安全阀应进行开关测试，宜采用回声仪配合确认，确保开关灵活、状态准确。

　　7腐蚀与防护

　　7.1一般规定

　　7.1.1应按照GB/T 23258、GB/T 21447的要求，对管道和站场开展内、外腐蚀防控，并建立管道防护检测评价制度。

　　7.1.2管道需加强内、外腐蚀控制时，宜增加防腐措施或调整原防腐方案。

　　7.1.3 应制订管道腐蚀状态检测评价计划并实施，宜优先开展内检测，不具备内检测条件的管道，宜采用内、外腐蚀直接评价等方法开展管道腐蚀状态的评估。

　　7.1.4对于检测出的管体腐蚀缺陷，应进行缺陷评价，根据评价结果确订修复方案并组织实施。

　　7.2腐蚀管理

　　7.2.1应制订站外管道外防腐层和出入土管段外防腐层检测计划并实施。

　　7.2.2新建管道应在1年内进行1次外防腐层检测，根据检测结果制订下次检测计划，宜不超过5年检测1次。高后果区管段宜每年开展1次外防腐层检测。

　　7.2.3 应按照GB/T 21448的要求，开展阴极保护系统评价和运行维护，阴极保护参数测试应按照GB/T21246执行。

　　7.2.4对遭受直流或交流杂散电流干扰的管道，应遵循GB50991、GB/T 50698及SY/T0087.6的要求，进行干扰专项评估，必要时采取相应防护措施，并进行交、直流干扰防护系统的管理和维护。

　　7.2.5应根据外防腐层检测结果、杂散电流干扰情况及周边环境，制订外防腐层缺陷点修复计划并实施。外防腐层修复应执行SY/T 5918的相关规定。

　　7.3内腐蚀管理

　　7.3.1在管道腐蚀比较严重的位置宜设置腐蚀监测点。

　　7.3.2 应对站场内设备及管道易腐蚀部位实施订点测厚监测，计算测厚部位剩余寿命、腐蚀速率，并建立动态跟踪档案，原则上每年定点测厚1次，对腐蚀异常部位应增加测厚频率。实施定点测厚监测布点的位置应包括：

　　a)冲刷严重及高湍流区域，如弯头、大小头、三通、孔板附近等;

　　b) 流速较小且有沉积物存在易发生垢下腐蚀的部位;

　　c)气、液相界面处。

　　7.3.3对地层出砂井，宜增加在线监测设备，并在弯管、三通等位置的壁厚加密检测。

　　7.3.4应每年评价1次内腐蚀控制效果，并基于评价结果，调整内腐蚀防控措施。

　　8 生产辅助系统

　　8.1供配电

　　8.1.1 供配电系统应建立完善生产运行、维护保养档案。

　　8.1.2电力设备、工具应按相关标准要求进行检修和预防性试验，以保证电气绝缘性能和机械强度，对供电系统应进行定期和不定期巡视。

　　8.1.3应制订供配电系统年度维检修方案并落实，供电单位与用电单位的供、用电设备检修计划应相互配合，宜做到统一检修。

　　8.1.4应编制供配电系统应对设备异常、停电、触电、汛害、电气设备火灾爆炸等情况的应急预案，应急预案编制应符合GB/T29639有关要求，系统设备发生更改时，修订应急预案，且在现场备存。

　　8.1.5供配电系统各设备的设置和运行应符合消防安全要求，配电室应建立消防应急处置措施，定期开展消防安全检查。

　　8.1.6当变、配电装置在运行中发生异常情况不能排除时，应立即停止运行，在未查明原因之前不能合闸。

　　8.1.7应每年定期进行变配电系统的清扫工作，并应定期测量接地装置的接地电阻。清扫工作应按计划进行，宜选择负荷低、影响小的时段。

　　8.1.8应根据供配电系统的设备规模、 自动化程度、操作的繁简程度和用电负荷的类别，定期开展从业人员的安全教育和培训。

　　8.2通信

　　8.2.1光传输系统

　　8.2.1.1应每月备份网管数据，每季度清理风扇单元下过滤网，每年进行光接收电平测试。

　　8.2.1.2在日常巡检及例行测试中发现设备告警或指标不达标，应通过网管查看告警详情并按故障进行处理。

　　8.2.2工业视频监控及安防系统

　　8.2.2.1每月对视频监控前端、周界入侵探测系统进行设备检测。

　　8.2.2.2应对探头及工业电视摄像头表面进行清洁。

　　8.2.3光缆线路

　　应定期对光缆及附属设施(通信管道和人井、直埋线路、架空线路、过河桁架等)进行巡检。

　　8.3给排水及消防

　　8.3.1应定期对供水管路进行巡检，加强取水装置的操作和维护保养管理。

　　8.3.2应定期检查生活用水、生产用水、消防用水的水源、水压、水质情况。划定为生活用水的水源应设明显标志，定期对饮用水的水质进行化验。发生水质状况变化或设备异常指示供水出现异常后，应启动供水异常应急预案。

　　8.3.3生产场站雨水、生活污水、生产污水宜实行清污分流，污水排放应符合国家、当地政府和企业 环保要求。

　　8.3.4定期对水处理装置的容器、设备与管道进行检修。

　　8.3.5应配置消防设施和器材，设置消防安全标志，并定期组织检验、维修维护，确保消防设施和器材完好、有效;消防设备仪表定期校验，准确可靠。

　　8.3.6消防水池(或消防水罐)内水位控制在规定范围内。冬季期要定期检查消防水池(或消防水罐)防冻情况。

　　8.3.7消防水泵应每月手动启动运转1次，应定期对消防水泵的流量、压力及柴油机消防水泵的电池、储油量等进行检查，其他维护及管理应满足GB50974的相关要求。

　　8.4热工与暖通

　　8.4.1有机热载体炉系统

　　8.4.1.1有机热载体炉运行应符合下列规定：

　　a)应按照TSG11的规定办理锅炉使用登记证，进行锅炉的定期检验工作;

　　b)应按照TSG08的规定配备锅炉安全管理人员，配备满足锅炉运行需要的持证锅炉运行操作人员和水处理作业人员;

　　c)应对供热设备逐台建立安全技术档案，安全管理制度和健全的操作规程;

　　d) 供热设备运行、维护保养与检查、故障和交接班等记录应齐全，并保存记录1年以上。

　　8.4.1.2应制订事故应急措施和救援预案。

　　8.4.1.3供热设备应在经济负荷下运行，控制正常经济运行指标。锅炉热效率、排烟温度、排烟处过量空气系数等技术指标应符合TSG91的要求。

　　8.4.1.4 大气污染物排放应符合GB13271的规定。

　　8.4.1.5 有机热载体炉及辅机的噪声应符合GB12348的规定。

　　8.4.1.6有机热载体锅炉系统应至少每年进行1次油品检测。

　　8.4.1.7补充热载体后应进行脱水操作。

　　8.4.2暖通系统

　　8.4.2.1 承压供暖锅炉运行的准备工作、运行、保养、检测和管理要求应按照TSG11、TSG08、TSG 91、GB13271和GB 12348的相关规定执行。

　　8.4.2.2常压热水锅炉投入使用后，任何单位和个人不得擅自改变锅炉的结构和安装系统管路、阀门。常压热水锅炉严禁改做承压锅炉使用。

　　8.4.2.3供暖、空调系统应在系统投入运行前，进行全面检修。

　　8.4.2.4压缩机厂房、密闭注水泵房等送风装置的过滤系统应定期清理或更换。

　　8.4.2.5应定期检查事故通风的风机及其与可燃气体报警装置的联锁。

　　9维护与检修

　　9.1生产维护

　　9.1.1应制订年度维护计划和方案，依照维护计划和方案进行日常维护。

　　9.1.2 维护前后应分析生产设施运行风险，并对维护效果进行评估。

　　9.1.3计量器具、安全与防护设备设施按照法定周期进行检定和检验。

　　9.2生产检修

　　9.2.1应制订注采气系统年度检修方案和计划，检修结束后应编制检修报告。

　　9.2.2注气和采气系统共用设施、压缩机宜在注采转换期进行检修。采气树检修宜在地层压力较低时进行。电气设施的检修宜在平衡期进行。容器类设备宜在停用期间检查内件完好性并检修问题内件，清理内部分离物。

　　9.2.3火炬系统宜在注采生产前各检修1次，确保火炬系统运行稳定。

　　9.2.4加热炉等加热设备应定期检验，检查炉体、结垢情况、加热效率、烟气排放，并进行检修。