SY/T 5922-2024 天然气管道运行规范

　　ICS 75.200CCSE10

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T5922—2024

　　代替SY/T 5922—2012,SY/T 6567—2016

　　天然气管道运行规范

　　Specification for operation of gas pipelines

　　2024—09-24发布2025—03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/T5922—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

　　3.1安全 2

　　3.2气质 3

　　3.3运行 3

　　4 安全管理 3

　　4.1通用要求 3

　　4.2双重预防机制 3

　　4.3完整性管理 4

　　4.4生产作业管理 5

　　5输送介质 5

　　5.1通用要求 5

　　5.2 气质检测 5

　　5.3气质监测 6

　　6投产试运 6

　　6.1投产前准备 6

　　6.2置换 7

　　6.3 升压 7

　　6.4试生产 7

　　7 工艺运行 7

　　7.1 经济要求 7

　　7.2运行要求 7

　　7.3参数管理 8

　　7.4 清管管理 8

　　8站场管理 8

　　8.1 设备管理 8

　　8.2仪表自动化系统 9

　　8.3 计量管理 9

　　8.4 站场管线 9

　　8.5其他要求 9

　　SY/T 5922—2024

　　9管道线路管理 10

　　9.1通用要求 10

　　9.2管道保护 10

　　9.3 管道巡线 10

　　9.4 管道内防护 10

　　9.5 管道外防腐 11

　　9.6管道检测 11

　　9.7管道附属设施 11

　　10应急管理 11

　　10.1应急资源 11

　　10.2 应急预案 11

　　附录A (规范性)作业安全分析(JSA)管理流程 12

　　附录B (规范性)管道试压工艺计算 13

　　附录C (规范性)管道运行工艺计算 14

　　参考文献 20

　　前言

　　本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

　　本文件代替SY/T 5922—2012《天然气管道运行规范》、SY/T 6567—2016《天然气输送管道系统经济运行规范》。本文件以SY/T 5922—2012为主，整合了SY/T 6567—2016的内容，与SY/T5922—2012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

　　a)增加了安全及运行类定义(见3.1、3.3.1、3.3.2);

　　b)更改了气质及运行类定义(见3.2.1、3.2.2、3.3.4,2012年版的3.1、3.2、3.6);

　　c) 将“总则”更改为“安全管理”,增加了双重预防机制、完整性管理、生产作业管理的内容，原条款修改后纳入其他章条(见4.1.1、4.4.1、4.4.5、7.2.6、9.1.1,2012年版的第4章);

　　d) 将“气质指标”更改为“输送介质”,内容进行了全部更改(见第5章，2012年版的5.1);

　　e) 删除了“投产试运”中相关条款(见2012年版的6.3、6.4.3、6.5.1、6.5.2、6.5.3、6.5.6);

　　f) 增加了“投产试运”中相关条款(见6.1.5);

　　g) 更改了“投产试运”中相关条款(见6.1.2、6.2.2、6.2.4、6.3.2、6.3.3,2012年版的第6章);

　　h) 将“运行管理”更改为“工艺运行”,删除了“基本要求”“调度管理”,并将“清管管理”的内容更改后纳入(见第7章，2012年版的7.1、7.2);

　　i)增加了“经济要求”“运行要求”“参数管理”(见7.1、7.2、7.3);

　　j) 更改了“站场管理”,将“站场管理”“设备管理”“仪表自动化管理”“计量管理”的内容更改后纳入(见第8章，2012年版的7.3、7.4、7.5、7.6);

　　k) 增加了“站场管线”和“其他要求”(见8.4、8.5);

　　1)增加了“通用要求”和“管道附属设施”(见9.1,9.7);

　　m)增加了“管道保护”及“管道内防护”相关条款(见9.2.4、9.2.5、9.2.6、9.4.1);

　　n) 删除了“管道维(抢)修”,将部分内容纳入“应急管理”(见2012年版的8.6、10.1.2);

　　o)删除了“在役管道压力的试验”(见2012年版的第9章);

　　p) 增加了“应急管理”(见第10章)。

　　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油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。

　　本文件起草单位：国家管网集团北方管道有限责任公司、国家石油天然气管网集团有限公司油气调控中心、国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司、国家石油天然气管网集团有限公司科 学技术研究总院分公司、江西省天然气集团有限公司、中油国际管道有限公司、国家管网集团川气东送管道公司、北京燕祉商务服务有限公司、中国人民解放军郑州联勤保障中心。

　　本文件主要起草人：叶芳、张玉蛟、刁洪涛、吴岩、丁小勇、李国军、刘国豪、张春燕、史威、宋超凡、魏义昕、宋婧澄、刘宝明、王贵仁、徐亮、谭笑、曲扬、董楠、井丽磊、邓梁、徐亚男、刘鑫、于海安、高华、邢舒天。

　　本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

　　——1994年首次发布为SY/T 5922—1994;

　　——2003年第一次修订，并入了SY/T 6233—2002《天然气管道试运投产规范》(SY/T6233—2002的历次版本发布情况为SY/T6233—1996)、SY/T6149—1995《天然气运行管线试压技术规

　　SY/T5922—2024

　　范》和SY/T6383—1999《长输天然气管道清管作业规程》的内容;

　　——2012年第二次修订;

　　——本次为第三次修订，并入了SY/T 6567—2016《天然气管道输送系统经济运行规范》的内容

　　(SY/T6567—2016的历次版本发布情况为：SY/T 6567—2003《天然气输送管道系统节能经济运行规范》、SY/T6567—2010《天然气输送管道系统经济运行规范》)。

　　SY/T 5922—2024

　　天然气管道运行规范

　　1 范围

　　本文件规定了天然气管道在输送介质、试运投产、运行管理、维护维修、安全及应急管理等方面的技术要求。

　　本文件适用于按照GB 50251设计的天然气管道。

　　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。

　　GB 2894安全标志及其使用导则

　　GB/T10410 人工煤气和液化石油气常量组分气相色谱分析法

　　GB/T11060.1天然气含硫化合物的测定第1部分：用碘量法测定硫化氢含量

　　GB/T11060.2天然气含硫化合物的测定第2部分：用亚甲蓝法测定硫化氢含量

　　GB/T11060.3天然气含硫化合物的测定第3部分：用乙酸铅反应速率双光路检测法测定硫化氢含量

　　GB/T11060.4天然气含硫化合物的测定第4部分：用氧化微库仑法测定总硫含量

　　GB/T11060.5天然气含硫化合物的测定第5部分：用氢解一速率计比色法测定总硫含量

　　GB/T11060.8天然气 含硫化合物的测定 第8部分：用紫外荧光光度法测定总硫含量GB/T11060.10天然气含硫化合物的测定第10部分：用气相色谱法测定硫化合物

　　GB/T11062天然气 发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法

　　GB/T13609天然气取样导则

　　GB 17167用能单位能源计量器具配备和管理通则

　　GB/T17283 天然气水露点的测定 冷却镜面凝析湿度计法

　　GB17820天然气

　　GB/T 18603 天然气计量系统技术要求

　　GB/T 21447钢质管道外腐蚀控制规范

　　GB/T 21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范

　　GB/T22634天然气水含量与水露点之间的换算

　　GB/T27893天然气中颗粒物含量的测定 称量法

　　GB/T30490 天然气自动取样方法

　　GB32167 油气输送管道完整性管理规范

　　GB/T 34346基于风险的油气管道安全隐患分级导则

　　GB/T35068 油气管道运行规范

　　GB/T 37124 进入天然气长输管道的气体质量要求

　　SY/T5922—2024

　　GB/T 40702油气管道地质灾害防护技术规范

　　GB 50251 输气管道工程设计规范 GB 50369 油气长输管道工程施工及验收规范 GB 50424 油气输送管道穿越工程施工规范 GB 50460 油气输送管道跨越工程施工规范 GB 50540 石油天然气站内工艺管道工程施工规范 SY/T4203石油天然气建设工程施工质量验收规范 站内工艺管道工程

　　SY/T4208石油天然气建设工程施工质量验收规范 长输管道线路工程

　　SY/T 4216.1石油天然气建设工程施工质量验收规范 油气输送管道穿越工程第1部分：水平定向钻穿越

　　SY/T4216.2 石油天然气建设工程施工质量验收规范油气输送管道穿越工程第2部分：钻爆隧道穿越

　　SY/T4216.3 石油天然气建设工程施工质量验收规范油气输送管道穿越工程第3部分：水域隧道穿越工程

　　SY/T4216.4 石油天然气建设工程施工质量验收规范油气输送管道穿越工程第4部分：水域开挖穿越工程

　　SY/T 4218 石油天然气建设工程施工质量验收规范油气输送管道跨越工程 SY/T 6068 油气管道架空部分及其附属设施维护保养规程 SY/T 6069 油气管道仪表及自动化系统运行技术规范 SY/T 6325 输油气管道电气设备管理规范 SY/T 6507 压力容器检验规范在役检验、定级、修理及改造 SY/T 6637 天然气输送管道系统能耗测试和计算方法 SY/T 7631 油气输送管道计算机控制系统报警管理技术规范

　　3术语和定义

　　下列术语和定义适用于本文件。

　　3.1安全

　　3.1.1

　　双重预防机制 double prevention mechanism(DPM)

　　安全风险分级管控和生产安全事故隐患排查治理双重预防性工作机制。

　　3.1.2

　　隐患latentdanger

　　可能导致事故发生或事故后果扩大的物的危险状态、人的不安全行为和管理工作的缺陷。

　　3.1.3

　　风险评价risk assessment

　　识别对管道安全运行有不利影响的危害因素，评价失效发生的可能性和后果，综合得到风险水平并提出相应风险控制措施的分析过程。

　　[来源：SY/T7031—2016,6.10,有修改] 3.2气质

　　3.2.1

　　水露点waterdewpoint

　　天然气在一定压力下析出第一滴水时的温度。

　　3.2.2

　　烃露点hydrocarbondewpoint

　　天然气在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。

　　3.3运行

　　3.3.1

　　管网pipelinenetwork

　　由多条长输管道连接而成的天然气输送系统。

　　3.3.2

　　站场station

　　对管输天然气进行增压、减压、储存、注人、分输、计量、加热、冷却或清管等操作的设施及场地。

　　3.3.3

　　压气站compressor station

　　在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站场。

　　3.3.4

　　喘振surging

　　当压缩机进口的工况流量小于压缩机转速对应的允许最低流量(喘振流量)时，压缩机产生剧烈振动的现象。

　　注1:喘振是离心式或轴流式压缩机特有的一种异常工况。

　　注2:喘振流量因压缩机而异，且同一台压缩机的喘振流量随转速降低而减小。

　　4安全管理

　　4.1通用要求

　　4.1.1应在管道投产前编制安全生产规章制度、运行规程、操作规程和生产安全事故应急预案。

　　4.1.2应建立全员安全生产责任制，明确各岗位的责任人、责任范围和考核标准等内容，并对责任人监督考核。

　　4.1.3 应按照GB/T 35068的规定制订管道企业、管道设施和人员的管理要求。

　　4.1.4应建立事故事件管理制度。

　　4.2双重预防机制

　　4.2.1应建立双重预防机制，明确管理内容和防范措施。

　　4.2.2应定期开展管道运行风险识别，确保至少一个自然年度内风险识别范围管道全覆盖。

　　4.2.3 应按照GB/T 34346的规定排查管道运行管理过程中的生产安全事故隐患，分类、分级管理。

　　4.2.4管道运行的风险识别和隐患排查范围包括但不限于：

　　a)改建、扩建及大修项目全过程;

　　b)所有工作场所及场所内设施;

　　c) 输气生产过程中涉及的介质;

　　d)应急准备及相应的物资、设施;

　　e)变更管理。

　　4.2.5出现以下情况或影响管道安全运行的其他情况时，应重新开展风险评价和生产安全事故隐患排查，并保留相关记录：

　　——区域位置、输送介质、工艺流程、工艺参数、设备、电气、仪表、公用工程等发生重大

　　改变;

　　——改建、扩建及更新改造大修理项目;

　　——新增重要设备、设施;

　　——重点法律法规标准颁布或发生变化;

　　——发生安全环保事故或事故事件学习发现新的安全风险;

　　——气候条件发生重大变化或预报可能发生重大自然灾害;

　　——管理模式发生重大变更。

　　4.2.6 新建、改建和扩建项目设计应进行危险和可操作性分析(HAZOP) 审查，在役站场宜每3年至少开展一次危险和可操作性分析(HAZOP)。

　　4.3完整性管理

　　4.3.1站场

　　4.3.1.1站场完整性管理宜贯穿管道运行全生命周期，内容包括但不限于：

　　a)动态设备实时监测、分析与管理;

　　b) 静态设备定期检验、检测与管理;

　　c)自动化系统可靠性管理;

　　d)变更管理;

　　e)站场设备故障维修;

　　f)风险评估与管控;

　　g)腐蚀控制。

　　4.3.1.2宜基于主要设备(压缩机、过滤分离器等)性能和运行可靠性开展风险评估，依据评估结果针对性制订和调整设备维修维护策略，制订站场设备维护与维修计划，调整维护、检测和运行管理要求。

　　4.3.1.3 自动化系统风险评估宜基于运行维护数据进行，并依据评估结果调整维护和测试管理要求。

　　4.3.1.4宜基于站场区域性阴极保护并结合站场管道开挖检测结果开展站场管道风险评估，并依据评估结果调整维护和测试管理要求。

　　4.3.1.5宜定期开展站场完整性评价，检测及试验评价技术包括但不限于：设备检测、设备性能试验、设备状况验证。

　　4.3.1.6站场内不同投资主体投资建设设备设施的设计、施工、运行应统一标准，统一纳入安全生产管理，签订安全管理协议。

　　4.3.2管道

　　4.3.2.1 应按照GB32167的规定开展管道完整性评价，评价方法或检测评价技术包括但不限于：管道内检测、压力试验、验证管道状况的开挖、选择截取样管进行机械性能测试。

　　4.3.2.2如管道系统部分管段风险性上升，应采取纠正措施，纠正措施包括但不限于对部分管段降压

　　运行或进行压力试验、维修、更换等。

　　4.3.2.3管道风险评价宜根据管道内检测、外防腐层调查、管输介质组成、管材特性、管道沿线自然和社会状况等进行。

　　4.4生产作业管理

　　4.4.1各项作业应符合国家和地方安全、环境保护法规的要求。

　　4.4.2开展以下作业前应进行作业安全分析(JSA),办理安全作业许可：

　　——首次开展的作业;

　　——特殊作业;

　　——无操作规程的非常规作业;

　　——由承包商完成的作业;

　　——交叉作业;

　　——变更作业;

　　——屏蔽和中断报警、联锁和安全应急设备的作业。

　　4.4.3作业安全分析(JSA)管理流程宜符合附录A 的要求。

　　4.4.4作业人员作业前应经过安全技能教育培训，特种作业和特种设备操作人员应取得特种作业和特种设备作业人员资格证书。

　　4.4.5对动火、吹扫、试压、干燥、置换、投产、清管、管道干线内(外)壁检测等生产活动，应编制详细作业方案，内容包括但不限于：

　　a)生产活动组织机构和职责;

　　b) 管道运行状况和作业准备;

　　c)详细的操作(运行)程序和步骤;

　　d) 健康、安全、环保(HSE) 措施。

　　4.4.6管道生产作业应记录、分析、整理后存档。

　　5输送介质

　　5.1通用要求

　　5.1.1 天然气气质应符合GB17820和GB/T 37124的规定，包括发热量、硫化氢、总硫、二氧化碳、一氧化碳、氢气、氧气、水露点、烃露点、颗粒物含量等。

　　5.1.2首次进入天然气管道的气体应对5.1.1中规定的所有气质指标进行检验。

　　5.1.3天然气的取样主要分为直接取样和间接取样。直接取样和间接取样的取样位置、取样探头、取样管线、取样容器(间接取样)、样品处理(直接取样)和取样数量等应符合GB/T 13609的规定;间接取样采用累积取样时，取样控制应遵守GB/T 30490的规定。

　　5.2气质检测

　　5.2.1天然气发热量、二氧化碳、一氧化碳、氢气、氧气检测按以下方法执行：

　　a) 使用间接法测定天然气组成含量时，高位发热量的计算应按GB/T 11062的规定执行，其所依据的组成的测定可按GB/T 13610或GB/T 27894(所有部分)的规定执行，也可使用关联技术在线测定天然气发热量;

　　b) 天然气长输管道气体中二氧化碳、氢气和氧气含量的测定可按GB/T 13610或GB/T 27894(所有部分)的规定执行;

　　SY/T5922—2024

　　c) 天然气长输管道气体中一氧化碳含量的测定应按照GB/T10410的规定执行。

　　5.2.2 不具备在线完成气质检测的站场，参照GB/T 22723的规定进行离线取样分析或赋值。

　　5.3气质监测

　　5.3.1 天然气中总硫含量的测定应按GB/T 11060.4、GB/T 11060.5、GB/T 11060.8或GB/T 11060.10 的规定执行;天然气中硫化氢含量的测定应按GB/T 11060.1、GB/T 11060.2、GB/T 11060.3或GB/T11060.10的规定执行。

　　a) 在满足下述条件之一时，应在线测定硫化氢及总硫含量：

　　1)首站、末站或有可能含硫化氢及总硫的气源接入站;

　　2)供需双方在合同中要求的计量站。

　　b) 不具备条件在线测定硫化氢及总硫含量的站场，应根据其上下游监测的硫化氢及总硫含量的变化情况定期或不定期进行离线采样分析。

　　5.3.2天然气中水露点的测定应按GB/T17283的规定执行，对于在已知压力下的水露点，按照GB/T 22634的规定将其换算为水含量再换算至其他压力下的水露点。烃露点的测定可参照GB/T17283的规定执行。

　　a)在满足下述条件之一时，宜在线测定水、烃露点：

　　1)首站、末站或有可能含水、烃的气源接入站;

　　2)供需双方在合同中要求的计量站场。

　　b)新投产及上下游水、烃含量发生波动的站场，应根据其上下游水、烃含量变化情况定期或不定期进行离线采样分析。

　　5.3.3气田、煤制气、煤层气、地下储气库等接入天然气管道应进行颗粒物监测。在交接点应设置颗粒物取样口，每月离线采样，按照GB/T27893的规定对颗粒物分离效果进行评估。

　　6 投产试运

　　6.1投产前准备

　　6.1.1 应按照GB/T35068的规定开展投产前准备。

　　6.1.2 应按照以下规定进行预验收：

　　a)管道线路工程按GB50369的规定完成了试压、清管、测径和干燥，并按SY/T 4208的规定验收合格;

　　b)管道线路跨越工程按GB 50460的规定完成了试压、清管，并按SY/T 4218的规定验收合格;

　　c) 管道线路穿越工程按GB 50424的规定完成了试压、清管和测径，并按SY/T 4216.1~SY/T4216.4的规定验收合格;

　　d) 站场工艺管道工程按GB50540的规定完成了吹扫、试压和干燥，并按SY/T 4203的规定验收合格;

　　e) 站场电气、仪表自动化、暖通、消防及各项公用工程等按有关施工及验收规范预验收合格。

　　6.1.3工艺及机械设备、仪表及自控系统、电气系统、通信系统等分系统调试完成。

　　6.1.4应进行站间清管。

　　6.1.5消防系统、特种设备、防雷防静电、试生产许可、安全和环境评价等应通过相关部门的批复或验收。

　　6.1.6通信、外电、计量交接、安全环保等相关协议已签署完毕。

　　6.1.7应按照投产方案要求的内容进行全线检查，确认投产条件符合方案要求。

　　6.2置换

　　6.2.1置换过程中的氮气和混合气体应通过放空系统放空，放空总量较大时应分多处放空。

　　6.2.2放空口应远离交通线和居民点，放空期间应有专人在放空立管周围监测空气中的氧气和甲烷浓度。

　　6.2.3应设置放空隔离区，放空隔离区内不允许烟火和静电火花的产生。

　　6.2.4宜根据现场情况确定站场惰性气体置换方式，采取利用干线置换时的惰性气体进行站内置换或站场单独进行氮气置换。

　　6.2.5天然气置换惰性气体时，当甲烷体积含量(VOL) 达到80%,3min内连续监测三次，甲烷含量有增无减，则认为天然气置换合格。

　　6.2.6置换过程中，管道内气流速度不宜大于5m/s。

　　6.3升压

　　6.3.1天然气置换合格后，应按投产方案进行全线升压，并分段稳压和检漏。

　　6.3.2 投产管道起点宜选用节流阀调压，节流降压级数确定符合以下要求：

　　a)节流温降不应产生冰堵;

　　b) 节流后的天然气温度不应超过节流阀和下游管道及附件的耐低温极限;

　　c) 节流阀振动不宜过大。

　　6.3.3节流调压阀和线路管道如果有产生冰堵和水合物的可能，应进行注醇或加热。

　　6.3.4稳压阶段压降计算见附录B。

　　6.4试生产

　　6.4.1全线置换升压结束后，应按照投产方案规定维持全系统连续平稳运行72h, 即为投产结束。

　　6.4.2投产结束后进入试生产阶段，试生产六个月内，组织试生产考核并提交试生产报告。

　　7工艺运行

　　7.1经济要求

　　7.1.1应确定安全运行、经济运行的管存范围和最优运行的目标管存值，宜采用管存控制方式增大管道调节能力。

　　7.1.2宜实现压缩机组、管道及管网运行能耗及经济性实时监测。

　　7.1.3在确保安全的前提下，宜以管网能耗最低或能耗费用最低为目标制订管网运行方案，并以此确定全线压气站和压缩机的运行方式。

　　7.1.4管道运行应遵循“效率最优”的原则，可利用模拟仿真系统分析管道输送效率，优化调整运行工况，合理分配压气站机组负荷，实现高效运行。

　　7.1.5应按SY/T6637的规定定期对压缩机组效率进行监测，及时分析设备运行效率下降的原因，提出改进方案。

　　7.2运行要求

　　7.2.1 应采用监控和数据采集系统(SCADA) 对管道生产运行实现监控。

　　7.2.2 管网应统一协调进出管网气量、管道间转供量、管网天然气流向。

　　SY/T5922—2024

　　7.2.3管道运行应接受统一调度指挥，执行书面或口头调度指令，及时报送生产运行情况。

　　7.2.4管道运行工艺计算见附录C。

　　7.2.5运行管存应控制在安全合理区间，并同时满足下游用户供气需求和管道设计承压能力。

　　7.2.6宜结合设备运行情况每年安排15d～20d的集中维(检)修作业，与上下游协调制订维(检)修作业计划，减少停运时间和天然气放空量。

　　7.2.7管道发生异常或事故时，应采取有效措施控制事故影响，并尽可能降低对管道运行的影响。

　　7.2.8应根据管道运行压力、全线设备状况和季节特点合理制订管道调峰。

　　7.2.9应明确变更管理范围，对相关人员告知和培训变更内容，对变更施行闭环管理。

　　7.3参数管理

　　7.3.1应根据设备操作要求和实际状态确定合理的运行参数，包括但不限于压力、流量或压缩机转速等。

　　7.3.2应采取有效手段将管道运行参数控制在允许范围内。

　　7.3.3管道内输送介质温度应低于管线、站场防腐材料的最高允许温度。

　　7.3.4应定期测试压力调节器、限压安全切断阀、安全泄放阀设置的参数。

　　7.3.5管道分输支路在进行工艺限值设定前，应确认安全保护基准值。

　　7.4清管管理

　　7.4.1应根据管道输送的气质情况、管道的输送效率和输送压差确定合理的清管周期。

　　7.4.2清管前应对管道管线输送状况、管道历次清管情况、管道沿线环境、气候条件、上游资源及下游市场情况等进行分析，制订清管方案。

　　7.4.3清管前和清管过程应进行水力计算、分析，预测和掌握清管器的运行位置和时间。

　　7.4.4根据管道状况和清管器特性选择清管器。可选择软质清管器、皮碗清管器、直板清管器等，或结合使用。清管前合理确定各种清管器的使用顺序，采用渐进性清管策略。皮碗、直板清管器过盈量

　　一般宜为1%～4%。

　　7.4.5清管过程中清管器运行速度不宜超过5m/s。

　　7.4.6清管器运行时应进行监测与跟踪。宜对清管器安装发讯装置，监听点宜配备信号接收装置，便于跟踪定位。应依据管道沿线地理情况、线路阀室及穿跨越情况设置清管器监听点。

　　7.4.7 清管过程中应随时掌握清管压差及变化情况。

　　7.4.8清管器卡阻后宜根据运行情况采取调整清管器上下游压差、发送第二清管器顶推等办法解卡。

　　7.4.9清管放空与排污应符合安全、环保要求。

　　8站场管理

　　8.1设备管理

　　8.1.1 应按照GB/T 35068的规定开展机械设备管理。

　　8.1.2 应按照SY/T 6507的规定开展压力容器外部检验、内部检验及压力试验。

　　8.1.3运行设备不得超温、超压、超速、超负荷.重要设备应安装安全保护装置。

　　8.1.4应对单体设备制订操作、维护、保养及检修规程，压缩机组等重要设备应建立设备档案。

　　8.1.5应适量储备备品备件。

　　8.1.6离心式压缩机不应产生喘振。 8.2仪表自动化系统

　　8.2.1仪表自动化运行技术要求应符合SY/T 6069的规定。

　　8.2.2站控系统报警信息设置和管理应符合SY/T7631的规定。

　　8.2.3 站场和阀室测量仪表应在检定和校准周期内。

　　8.2.4应每年至少开展一次自动化通信系统的测试，确保自动化通信系统功能的完整性和完好性。

　　8.2.5 应每年开展一次站场紧急停车系统(ESD) 功能和线路截断阀开关测试。

　　8.3计量管理

　　8.3.1计量人员应获得相应资质和授权。

　　8.3.2计量系统配置的计量器具或组成数据获取方法及物性参数测定方法，以及其准确度等级或不确定度应符合GB/T18603的要求。

　　8.3.3计量器具应按检定规程或校准规范进行检定或校准，采用有证标准物质来实现测量结果的可溯源性。

　　8.3.4应建立对计量人员、计量器具及其配套仪表、计量数据和资料等进行有效管理的文件，以及相应档案、台账。

　　8.3.5计量系统的质量控制符合以下规定：

　　a) 天然气计量系统性能评价宜按GB/T 35186规定的方法执行。

　　b) 在计量系统运行中对相应计量器具进行核查是保证计量准确可靠的重要方法和手段，应定期或连续对相关测量数据进行核查。

　　c) 对于没有冗余的计量系统，当系统设备无法正常提供准确值时，应使用替代值。替代值的获得方式可参照GB/T 22723,应根据实际情况确定最佳的替代方案。

　　8.4站场管线

　　8.4.1管线及设备连接处应严密、无泄漏，防腐层、保温层完好。

　　8.4.2应制订站内管道管理制度，定期维护、维修、检验、检测，完善记录。

　　8.4.3宜建立并及时更新站场管道信息台账，内容包括但不限于：敷设方式、材料、规格、防腐、保温、水压试验压力、检测结果、变更和历史维检修情况。

　　8.4.4应定期检验检测站内管道，检测方法和频次结合所处环境、腐蚀程度、失效位置和检验技术的适用性确定。

　　8.4.5应基于运行维护数据和风险评估结果，调整站场管道维护、检测和运行管理。

　　8.4.6站场地面如果出现沉降，应及时对沉降情况及对管道和设备的影响情况进行检测，根据检测结果开展管道应力分析并采取有效措施释放管道应力。

　　8.5其他要求

　　8.5.1站场管道和钢质设备应采取防腐保护措施。

　　8.5.2站场地面管道及设备涂色宜按照SY/T 0043的规定执行。

　　8.5.3 应按GB 2894的规定设置安全标志。

　　8.5.4 站内电气设备管理应符合SY/T6325的规定。

　　8.5.5站场设备、仪表应按规定进行接地，接地电阻应每年至少检测1次。

　　8.5.6站场操作不应产生静电和火花。

　　8.5.7应按规定配置消防设施、器材，设置消防安全标志，定期组织维(检)修，确保完好有效。

　　8.5.8应定期委托有相应资质的单位进行回收处置，建立危险废物管理台账。

　　8.5.9 应按照GB17167的规定配备能源计量器具并进行管理。

　　9管道线路管理

　　9.1通用要求

　　9.1.1 应按照GB/T 35068的规定开展管道线路管理，根据管道内检测、外防腐层调查、管输介质组成、管材特性、管道沿线自然和社会状况等定期对管道的安全可靠性分析与评价，建立有效的完整性管理体系。

　　9.1.2管道沿线高后果区增加或高后果区等级变化时，应按照GB32167的规定开展风险评价，制订管控方案，满足变化后高后果区的区域管理要求。

　　9.1.3管道高后果区管控方案内容包括但不限于：高后果区状况、管道管理及完整性评价情况、风险管控措施、高后果区内相关方措施、应急处置方案。

　　9.2管道保护

　　9.2.1 应配备专业人员负责管道保护，制订定期巡线制度。

　　9.2.2穿越管段的检查和施工宜在枯水季节进行。应在每年汛期过后检查穿越管段稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀损坏等情况。

　　9.2.3跨越管段及其他架空管段的保护执行SY/T 6068的规定。

　　9.2.4管道地质灾害防护应执行GB/T 40702的规定。

　　9.2.5管道管体缺陷修复应依据检测及完整性评价结果进行。

　　9.2.6 管道线路的阴极保护应符合GB/T 21447和GB/T21448的规定。

　　9.3管道巡线

　　9.3.1应对管道定期巡线，对管道通行带上的植物进行控制。应对以下情况加以特别注意：

　　——施工作业;

　　——挖掘作业;

　　——风蚀;

　　——冰雪作用;

　　——冲刷;

　　——地震活动;

　　——土壤滑移;

　　——沉降;

　　——水道穿越。

　　9.3.2雨季或其他灾害发生时应加强巡线检查。

　　9.3.3应对水下穿越的覆盖层厚度、有机物沉积及影响穿越安全或完整性的其他条件进行定期检查。

　　9.4管道内防护

　　9.4.1应根据天然气组分，定期分析输送介质对管道的腐蚀性，减缓管道内腐蚀。

　　9.4.2当管道内有积水或污物时，应及时进行清管作业。

　　9.4.3可使用缓蚀剂保护管道内壁。 9.5管道外防腐

　　9.5.1 管道外防腐应采用绝缘涂层与阴极保护相结合的方法。

　　9.5.2站场绝缘、阴极电位、沿线保护电位应每月测量1次，管道防腐涂层每三年检测一次，沿线自然电位每年检测一次。

　　9.6管道检测

　　9.6.1新建管线应在一年内进行一般性检测，以后根据管道运行安全状况每1～3年检测一次。

　　9.6.2新建管线应在三年内进行全面性检测，以后根据管道运行安全状况确定全面检测周期，最多不应超过八年。

　　9.6.3应定期对管道年限、等级位置、应力水平、泄漏历史、阴极保护、涂层状况、输送介质和环境因素的影响进行评价，确定管道修理类型和使用寿命。

　　9.7管道附属设施

　　9.7.1管道沿线设置的里程桩、转角桩、标志桩、交叉桩、测试桩、警示牌和光缆标识等应标示清晰、准确、完好。

　　9.7.2应定期对绝缘接头(法兰)有效性进行检查。

　　9.7.3应确保水工设施完好。

　　10应急管理

　　10.1应急资源

　　10.1.1应建立突发事件应急组织机构，建立应急联动机制，与公安、消防、医疗、环保、电信等单位协同开展应急处置。

　　10.1.2 应组建维抢修队伍，储备机动车辆、维修机具、施工作业机具、个人防护用品及预警报警装备等应急救援物资，定期维护、保养，使其处于适用状态;如自身资源不足，应通过协议委托具备相 应资质和能力的单位提供服务。

　　10.1.3宜对应急资源充分性进行定期评估、对比，及时修正。

　　10.2应急预案

　　10.2.1应急预案应包括爆炸、着火、泄漏等事故的处置方案及天然气供应保障等内容。

　　10.2.2应按规定评审并公布应急预案，向地方政府有关部门备案，抄送沿线应急管理部门。

　　10.2.3应制订应急预案演练计划，综合应急预案演练或者专项应急预案演练至少每年开展一次，现 场处置方案演练至少每半年开展一次。

　　10.2.4应至少每三年开展应急预案评估，条件发生变化时应及时修订。

　　10.2.5发生安全生产或环境突发事件，应按规定及时向政府有关部门报告。

　　10.2.6启动天然气供气应急压减预案，应至少提前48h告知接气方。

　　10.2.7应急处置和应急救援结束后，应对应急预案实施情况进行总结评估。

　　附录A

　　(规范性)

　　作业安全分析(JSA)管理流程

　　作业安全分析(JSA) 管理流程见图A.1。

　　工作任务申请

　　审查工作任务，进行分类

　　以前做过分析或已有规定程序的工作任务

　　是否低风险工作任务

　　低风险工作任务，并由 否有胜任能力的人员完成

　　审查以前的

　　分析或程序是否

　　正确和有效

　　可不做JSA, 但要对工作

　　环境进行分析 是

　　识别与具体工作任务、具体地点和人员相关的

　　其他控制措施

　　否

　　以前没有做过或评价过的新工作任务

　　是否低风险是工作任务

　　否

　　由熟悉JSA方法、过程的管理人员、技术人员、安全人员、

　　操作人员组成JSA小组分解并审核工作任务

　　识别工作任务中的危险及其影响[

　　判断危险是否在可接受的范围内

　　低风险工作任务，并由有胜任能力的人员完成

　　可不做JSA, 但要对工作环境进行分析

　　制订控制/降低风险的控制

　　审查控制措施否是否合适

　　是

　　评价残余风险，确定实施控制措施后的风险降到了可接受的范围内 是否同意否开始工作

　　是

　　获得相应的开工许可

　　不要开始工作

　　召开班前会，交流并最终确定控制措施

　　如需要，重新评价

　　如需要，重新评价

　　不要开工

　　停止工作

　　否是 否 一致同意开工

　　是

　　现场监控，判断

　　是否存在不安全因素或风险没有

　　得到有效控制 否

　　总结经验教训，必要时更新操作规程

　　反馈至JSA小组

　　图A.1作业安全分析(JSA)管理流程

　　附录B

　　(规范性)

　　管道试压工艺计算

　　B.1 管道允许压降率计算见公式(B.1):

　　……………………………………

　　(B.1) 式中：

　　[ △p]——允许压降率，用百分数表示(%);

　　DN——钢管公称直径，单位为毫米(mm)。B.2 气体管道实际压降率计算见公式(B.2):

　　P₅=P₅1+Ps2Pz=P₂i+Pz₂

　　……………………………

　　(B.2) 式中：

　　△p——压降率，用百分数表示(%);

　　T₅— 稳压开始时管内气体绝对温度，单位为开尔文(K );

　　T₂——稳压终了时管内气体绝对温度，单位为开尔文(K);ps——稳压开始时管内气体绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　P₂——稳压终了时管内气体绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　Ps₁、P₂₂——稳压开始时及终了时压力表读数，单位为兆帕(MPa);Ps₂、P ₂2—稳压开始时及终了时当地大气压，单位为兆帕(MPa)。Ts、I 、Ps、Pz均指全线各测量点平均值。

　　SY/T 5922—2024

　　附录C

　　(规范性)

　　管道运行工艺计算

　　C.1输气量计算

　　C.1.1当管段起点与终点的相对高差△h≤200m时的计算见公式(C.1):

　　………………(C.1) 式中：

　　Q——气体流量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米每天(m³/d);

　　E——输气管的效率系数，当DN为300mm～800mm时，E=0.8～0.9;当DN>800mm 时，E=0.91～0.94;

　　d₈——输气管内径，单位为厘米(cm);

　　P₁——输气管段内起点气体绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　P₂ —输气管段内终点气体绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　Z——气体的压缩因子;

　　T——气体的平均温度，单位为开尔文(K);

　　L₈——输气管计算段长度，单位为千米 (km);

　　Gg——气体的相对密度。

　　C.1.2 当管段起点与终点的相对高差△h>200m时的计算见公式(C.2):

　　………(C.2)

　　a=0.0683G₈I(Z·T)

　　式中：

　　Q——气体流量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米每天(m³/d);

　　E— 输气管的效率系数，当DN 为300mm～800mm 时，E=0.8～0.9;当DN>800mm 时，E=0.91～0.94;

　　d₈——输气管内径，单位为厘米(cm);

　　Pi——输气管段内起点气体绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　P₂——输气管段内终点气体绝对压力，单位为兆帕(MPa);Z——气体的压缩因子;

　　T——气体的平均温度，单位为开尔文(K);

　　L₈——输气管计算段长度，单位为千米 (km);

　　G₈——气体的相对密度;

　　SY/T5922—2024

　　a——系数，单位为负一次方米(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;

　　h-——各分管段终点的标高，单位为米(m);

　　h-1——各分管段起点的标高，单位为米(m);

　　L——各分管段长度，单位为千米(km)。

　　C.2管道运行压力计算

　　C.2.1管道内平均压力计算(不考虑节流效应)见公式(C.3):

　　式中：

　　………………………………(C.3) Pm——管道内气体平均绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　Pr——输气管段内起点气体绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　P₂— 输气管段内终点气体绝对压力，单位为兆帕(MPa)。

　　C.2.2 管道沿线任意点气体压力计算见公式(C.4):

　　式中：

　　………………………………(C.4) Px——管道沿线任意点气体绝对压力，单位为兆帕(MPa);P₁——输气管段内起点气体绝对压力，单位为兆帕(MPa); P₂——输气管段内终点气体绝对压力，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);L₈——输气管计算段长度，单位为千米(km)。

　　C.3管道内气体温度计算(不考虑节流效应)

　　C.3.1管道内气体平均温度计算见公式(C.5):

　　…………………………(C.5)

　　式中：

　　t——管道计算段内气体的平均温度，单位为摄氏度(℃); to——管道中心处环境温度，单位为摄氏度(℃);

　　tg——管道计算段内起点气体温度，单位为摄氏度(℃);e——自然对数的底，e=2.718;

　　δ—计算常数;

　　SY/T5922—2024

　　L₈——输气管计算段长度，单位为千米(km);

　　K——总传热系数，单位为瓦每平方米开尔文[W/(m²·K)];

　　D——管道外径，单位为米(m);

　　Q₈——气体流量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米每天(m³/d);G₈——气体的相对密度;

　　C,——气体的定压比热，单位为焦耳每千克开尔文[J/(kg·K)]。

　　C.3.2管道沿线任意点气体温度计算见公式(C.6):

　　t₂=t₀+(tg-t。)e⁻⁶X(C.6)

　　式中：

　　t——管道沿线任意点气体温度，单位为摄氏度(℃);

　　to——管道中心处环境温度，单位为摄氏度(℃);

　　tg₁——管道计算段内起点气体温度，单位为摄氏度(℃);

　　e——自然对数的底，e=2.718;

　　δ——计算常数;

　　X——管道计算段起点至沿线任意点的长度，单位为千米(km)。

　　C.4管段管存计算

　　管段管存计算见公式(C.7):

　　………………………………(C.7)

　　式中：

　　V₀——管段管存量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米(m³);V——管段的设计管容量，单位为立方米(m³);

　　Pp— 管段内气体的平均绝对压力，单位兆帕(MPa);

　　Tp——管段内气体平均温度，单位为开尔文(K);

　　Z——气体的压缩因子。

　　注：To=293.15K,Po=0.101325MPa,Zo=0.9980(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下)。C.5 管道的储气能力计算

　　管道的储气能力计算见公式(C.8):

　　……………………………(C.8)

　　式中：

　　Q储——管道的储气量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米(m³);V——管道容积，单位为立方米(m³);

　　T——气体的平均温度，单位为开尔文(K);

　　Pim——管道计算段内气体的最高平均绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　P2m——管道计算段内气体的最低平均绝对压力，单位为兆帕(MPa);

　　SY/T5922—2024

　　Z——对应Pm 时的气体压缩因子;

　　Z₂——对应P₂m时的气体压缩因子。

　　注：To=293.15K,Po=0.101325MPa(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下)。

　　C.6输差计算式

　　C.6.1输气量差值计算见公式(C.9):

　　Q差=(V₁+Q₁)-(Q₂+Q₃+Q₄+V₂) …………………………(C.9)

　　式中：

　　Q 差——某一时间输气管道内平衡输气量的差值，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——同一时间内输气单位的生产、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)。

　　C.6.2相对输差计算见公式(C.10):

　　………………………………(C.10)

　　式中：

　　n—相对输差;

　　Q差——某一时间输气管道内平衡输气量的差值，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);Q₁——同一时间内的输入气量，单位为立方米(m³)。

　　C.7 管道输送能力利用率计算

　　管道输送能力利用率计算见公式(C.11):

　　………………………………(C.11)

　　式中：

　　η1——管道年输送能力利用率;

　　Q实——实际输送气量(压力为0.101325MPa、 温度为293.15K条件下),单位为立方米每年(m³/a);

　　Q设——设计输送气量(压力为0.101325MPa、 温度为293.15K条件下),单位为立方米每年 (m³/a)。

　　C.8管道输送效率计算

　　管道输送效率计算见公式(C.12):

　　………………………………(C.12)

　　式中：

　　η₂——管道输送效率;

　　Q日——实际输送气量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米每天(m³/d);

　　Q 计——管道计算输送气量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米每天(m³/d)。

　　C.9管道清管计算

　　C.9.1清管最大压差估算

　　清管最大压差估算见公式(C.13):

　　P=Pi+P2+P₃ (C.13)

　　式中：

　　p——最大压差，单位为兆帕(MPa);

　　p*——清管器的启动压差，单位为兆帕(MPa);

　　p2—— 当前收、发站之间输气压差，单位为兆帕(MPa);

　　P₃——估算管内最大的积液高程绝对压力，单位为兆帕(MPa)。

　　C.9.2清管气量估算

　　C.9.2.1清管推球输气流量估算见公式(C.14):

　　Qu=240000F-p ……………………………(C.14)

　　式中：

　　Q 估——输气流量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米每天(m³/d);

　　F——管道内径横截面积，单位为平方米(m²);

　　p——清管器后平均压力，单位为兆帕(MPa);

　　v——清管器运行平均速度，单位为千米每小时(km/h)。

　　C.9.2.2清管总进气量估算见公式(C.15):

　　Q总=10000F-L·p ………………………………(C.15)

　　式中：

　　Q总——总进气量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米(m³);

　　F——管道内径横截面积，单位为平方米(m²);

　　L*——清管器运行距离，单位为千米(km);

　　p——清管器后平均压力，单位为兆帕 (MPa)。

　　C.9.3清管器运行时间估算

　　清管器运行时间估算见公式(C.16):

　　SY/T5922—2024

　　……………………………………(C.16)

　　式中：

　　t——清管器运行时间，单位为小时(h);

　　L—— 清管器运行距离，单位为千米(km);

　　v——清管器运行平均速度，单位为千米每小时(km/h)。C.9.4 清管器运行距离估算

　　清管器运行距离估算见公式(C.17):

　　式中：

　　l估——清管器运行距离，单位为米(m)

　　T₁——清管器后管段内气体平均温度，单位为开尔文(K);Z——气体的压缩因子;

　　………………………………(C.17) Q进—发清管器后的累计进气量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米 (m³);

　　dg——输气管内径，单位为米 (m);

　　p——清管器后平均压力，单位为兆帕(MPa)。

　　注：To=293.15K;Po=0.101325MPa(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下)。

　　C.9.5 清管器运行速度估算

　　C.9.5.1输气流量可计算下的瞬时速度计算见公式(C.18):

　　…………………………………(C.18) 式中：

　　vp——清管器运行速度，单位为千米每小时(km/h);

　　Q— 气体流量(压力为0.101325MPa、温度为293.15K条件下),单位为立方米每天(m³/d);F——管道内径横截面积，单位为平方米(m²);

　　p——清管器后平均压力，单位为兆帕(MPa)。

　　C.9.5.2 输气流量不可计算下的速度计算见公式(C.19):

　　………………………………………(C.19)

　　式中：

　　v——清管器运行平均速度，单位为千米每小时(km/h);

　　I₅——清管器的实际运行距离，单位为千米(km);

　　t₅——清管器运行1距离的实际时间，单位为小时(h)。

　　SY/T 5922—2024

　　参 考 文献

　　[1]GB/T13610 天然气的组成分析 气相色谱法

　　[2]GB/T 22723 天然气能量的测定

　　[3]GB/T27894(所有部分)天然气用气相色谱法测定组成和计算相关不确定度

　　[4]GB/T 35186 天然气计量系统性能评价

　　[5]SY/T 0043 石油天然气工程管道和设备涂色规范

　　[6]SY/T7031—2016 油气储运术语