Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06002.3-2016
油气田地面工程油气集输处理工艺设计规范第3部分：集输管道
Design code for oil gas gathering and processing systems of oil and gas field surface engineering-
Part 3:Crude gathering lines
2016一01一27发布2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY62的本部分规定了油田地面工程油气集输处理工艺设计集输管道的管网形式、线路选择、管型选择、管道工艺计算及管道穿跨越的设计要求。
本部分适用于陆上油田、排海陆采油田及海上油田陆岸终端地面工程新建及改扩矿建项目。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本《包括所有的修政单)适用于本文件。
GB150(所有部分)压力容器
GB713锅炉和压力容器用钢板
GB/T1)47管道元件DN(公称尺寸)的定义和选用
GB/T1048管道元件PN《公称压力)的定义和选用
GB5310高压锅炉用无缝钢管
GB6479高压化肥设备用无缝钢管
GB/T8163输送流体用无缝钢管
GB/T9711石油天然气工业管线输送系统用削管
GB/T12459钢制对焊无缝管件
GB/T13401钢板制对焊管件
GB/T14383锻制承插焊和螺纹管件
GB/T17395无缝钢管尺寸、外形，重量及允许偏差
GB/T21447钢制管道外衡蚀控制规范
GB/T21448埋地钢质管道阴极保护技术规范
GB/T21835焊接钢管尺寸及单位长度重量
GB/T23258钢制管道内衡蚀控制规范
GB50183石油天然气工程设计防火规范
GB50251输气管道工程设计规范
GB50253翰油管道工程设计规范
GB50316工业金属管道设计规范
GB50350油气集输设计规范
GB50423油气输送管道穿越工程设计规范
GB50459油气输送管道跨越工程设计规范
GB50470油气输送管道线路工程抗震技术规范
HG/T20592一20635钢制管法兰、整片、紧周件
NB/T48承压设备用碳素钢和合金钢锻件
NB/T4709低温承压设备用低合金钢锻件

NB/T47010承压设备用不锈钢和耐热钢锻件
SY/T71油气集输管道组成件选用标准
SY/T0510钢制对焊管件规范
SY/T516绝撩接头与绝缘法兰技术规范
SY/T069优质钢制对焊管件规范
SY/T6475石油天然气输送钢管尺寸及单位长度重量
SY/T6769.1非金属管道设计、施工及验收规范第1部分：高压玻翡纤维管线管
SY/T6769.3非金属管道设计、施工及验收规范第3部分：塑料合金防顺蚀复合管
SY/T6769,4非金属管道设计、施工及验收规范第4部分：钢骨架增强细料复合连续管
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
集输管道crude gathering lines
油田内部自分并计量站或集油阀组间至有关站和有关站间输递气液两相的管道，或未经处理的液流管道。
3.2
集气管道gas gathering lines
油气田内部自一级油气分离器至天然气处理厂/净化厂之间的气管道。
3.3
非金属管道n-metallic pipes
袖田建设中使用的高压玻璃纤锥管线管、塑料合金防腐蚀复合管、钢骨架增强塑料复合连续管。
4管网形式
4.1一般规定
4.1.1油田集输管网通常按辐射状，树枝状和环状布置。
4.1.2集输管网布置应考虑油鬟开发面积、地形地貌、布并方式、布站方式，并应结合油田近期、远期开发部署，满足油田开发的需求。
4.2环状集输管网
自然和地理条作较差，高凝或高含结原油、单井产量低的油田，宜采用环状集输管网。
4.3辐射状集输管网
4.3.1油藏面积较小，油井分布相对集中，油井产量适中，产量被动较小的油区，宜采用辐射状集输管网。
4.3.2采用多井集中计量，或接转站、油气集中处理站位于所辖计量站（或接转站）》中心及附近时，宜采用辐射状集输管网。
4.3.3当油井产量低、被动大，（间敬）出油，不易满足热力条件而使并口回压增高时，辐射状集输管网常与树枝状管网结合使用。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05676.1一2020代替QsY1676.1-2014,QsY1676.2-2014
城镇燃气管网半定量风险评价技术规范第1部分：燃气管道
Technical specification for semi-quantitative risk assessment ofcity gas distribution-Part 1:Gas pipeline
2020一07一30发布2020一10一12实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
QSY05676的本部分规定了城镇燃气管道半定量风险评价的一般要求、评价流程、评价指标体系、风险评价及风险等级划分。
本部分适用于输送符合国家商品天然气规定的在役城镇燃气管道（从门站到用户计量点前，立管除外)的半定量风险评价。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日明的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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。
GB50028城镇燃气设计规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
管段segment
作为评价单元的一段管道。
3.2
失效failure
造成评价单元的某一部分非正常损坏、功能缺失或性能下降，并已达到不能继续安全可靠使用的事件。
3.3
风险risk
蒂在损失的量度，用事放发生的概率（可能性）和后果的大小来表示。
3.4
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，评价事故发生的可能性和后果大小，评定管道风险大小，并提出相应风险控制措施的过程。
3.5
最大允许工作压力maximum allowable operation pressure
系统所能连续操作的最大压力，小于或等于设计压力。
3.6
扩散系数dispersion factor

反映危险物质泄漏相对严重程度的一个数值。该数值应用了泄漏量、泄漏扩散模式和地区等级的参数，反映出了泄漏后果影响的特征。
3.7
半定量评价法semi-quantitative risk assessment
将评价单元生产系统及管理状况对风险的贡献大小建立指标体系，对评价单元失效可能性和失效后果进行评分，利用分值表示其风险相对大小的风险评价方法。
4一般要求
4.1风险评价应定期开展，评价工作结束后应提出再评价的时间：风险再评价应根据上次评价结论按期开展，当管道运行状况、周边环境发生较大变化时，应及时进行管道风险再评价。
4.2风险评价时应全面进行危害因素识别，采集能够有效反映当前管道状况的最新运行、管理等相关数据，对识别出的危害因素造成的失效可能性和失效后果进行评价。
4.3风险评价可由燃气公司自行组织评价人员或聘请专业机构形成评价团队开展评价工作。评价人员应包括专业评价人员、技术人员、管理人员、现场维护人员等。
4.4半定量风险评价可采用相对风险值法或风险矩阵法。相对风险值法适用于所有城镇燃气管道，风险矩阵法适用于中、低压燃气管道。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1862-2016
元素录井技术规范
Specifications for elements logging

2016一01一27发布2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了元素录井X射线技术方法(XRF)中的设备技术要求、仪器标定与校验、样品分
析、资料处理的要求
本标准适用于石油天然气岩样的X射线元素录井工作。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件.
2.1
X射线元素录井X ray fluorescence logging
采用元素光谱分析方法，用X射线激发岩样，检测岩样中化学元素的相对含量，通过对元素组
合特征分析来识别岩性的一种技术方法。
2.2
基础元素basic elements
Nn,Mg,AlSi,P,S,Cl,K,Ca,Ti,V,Cr,Mn,Fe共l4种构成三大岩类的主要造岩元素。
2.3
主元素main elements
在岩石构成中含量超过1%的元素，
2.4
全元素all elements
元素周期表中原子序数11一92号中的全部元素
2.5
道值channel value
元素波谱图的横坐标值，用来刻度元素波谱有效形态起止位置.
3设备技术要求
3.1仪器检测要求
3.1.1元素检测范围：全元素。
3.1.2最小检出量见表1。
3.2工作环境
3.2.1工作电压为《220±11.0)V(AC),领率为(50±2.5)Hx.
3.2.2环境温度为15.0℃一35.0℃，相对湿度为15.0%一75.0%.
3.2.3仅器应水平放置，电磁干扰应不大于1T(特撕拉)，

4仪器标定与校验
4.1攸器标定
4.1.1标定前仪器稳定时间不少于30mn。
+.1,2用单元素标样F或Ag连续分析5次，进行道值标定，元素的起始道值和结束道值偏离应不
大于2个道值，主峰道值偏离应不大于1个道值，脉冲计数相对误差应不大于2%，填写“单元素标
定记录表”，参见表A.1。
4.1.3用国家标准岩石样品进行元素含量标定，每种元素标定点数不少于15个，确定各种元素标定曲线。
4.2仪器校验
4,2.1重复性校验
同一样品在同一条件下连续5次测得的主元素含量值与5次测量的平均值的相对标准偏差应不大于5%

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05674.6—2019
油气管道通信系统通用管理规程第6部分：光电路命名规则
General management specification of telecommunication system for oil and gas pipelines-Part 6:Optical circuit naming rules
2019-06一13发布2019一08一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
QSY05674的本部分规定了油气管道光通信传输电路资源命名的一般规定、命名基本格式，命名编码规则和字符集等。
本部分适用于油气管道光通信传输电路的配置、调度、维护、使用等相关工作，也适用于油气管道通信传输网资源管理相关系统的开发。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
传输系统transmission system
由传输设备和线路构成的能提供一定带宽的系统，对于一个实际的传输网络，可以整体上作为一个传输系统，也可以根据管理需要，划分为不同的传输系统，主要包括SDH和OTN等制式系统。
2.2
传输网元transmission network element
由一个或多个机盘或者子框组成，能够独立完成一定的传输功能或交换功能的集合，如SDH设备、OTN设备等。
2.3
网元槽位network element slot
传输网元机框基本构成单位，可以插入板卡资源，实现传输、交换、处理、综合管理、监控等功能。
2.4
网元槽位端network element slot port
传输网元槽位上提供信号的输入和输出的物理接口，对应于一个或一组逻辑端口，与逻辑通道相关。
2.5
电路circuit
附加了业务信总和用户信总的应用通道。
2.6
网元ID network element ID
传输网元的标识符号。
2.7
源网元source network element
业务电路发起网元节点。
2.8
宿网元destination network element
业务电路终结网元节点。

3一般要求
3.1命名原则
命名遵循下列原则：
a)应采用规范的技术术语缩写。
b)应使用最常见的名称，不应和其他名称冲突。
c)应精准简练。
d)命名宜为全称，也可为简称，简称和缩写都应在命名规则中给以描述。
3.2编码规定
绵码应遵循以下规定：
a)采用中文拼音的首位字母和规范的技术术语缩写。
b)采用对象属性的前缀或后缀来编码，前缀或后缀都应在编码规则中给以描述。
c)缩码应使用符号及说明见表1。

4命名基本格式
电路命名格式为：源网元D.源网元槽位号<源网元槽位端口号>一<宿网元D>.<宿网元槽位号><宿网元槽位端口号>k业务类型><用户>，具体见表2。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05674.5-2017
油气管道通信系统通用管理规程第5部分：同步数字体系(SDH)光通信系统年检
General management specification of telecommunication system for oil and gas pipelines-Part 5:Synchronous digital hierarchy optical communication system annual inspection
2017一12-22发布2018一03一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
QSY05674的本部分规定了中国石油管道同步数字体系(SDH)光通信系统年检原则、内容技术要求、报告等。
本部分适用于油气管道同步数字体系(SDH)光通信系统年检工作。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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/T15941一2008同步数字体系(SDH)光缆线路系统进网要求
YDN099一1998光同步传送网技术体制
YD/T900一1997SDH时钟技术要求
YD/T1012一1999数字同步网节点时钟系列及其定时特性
YDT1167一2001STM-64分插复用(ADM)设备技术要求
YDT1238一2002基于SDH的多业务传送节点技术要求
YD/T1267-2003基于SDH传送网的同步网技术要求
YD/T1420-2005基于2048 kbit/s系列的数字网抖动和票移技术要求
3缩略语
下列缩略语适用于本文件。
BER:误码率(Bit Error Ratio)
DCN:数据通信网络(Data Communication Network)
FE:快速以太网(Fast Ethernet)
GE:千兆以太网(Gigabit Ethernet)
GPs:全球定位系统(Global Positioning System)
MSP:复用段保护(Multiplex Section Protection)
PDH:准同步数字体系(Plesiochronous Digital Hierarchy)
SCADA:数据采集与监视控制系统(Supervisory Control And Data Acquisition)
SDH:同步数字体系(Synchronous Digital Hierarchy)
SNCP：子网连接保护(Sub-Network Connection Protection)
STM:同步传送模块(Synchronous Transport Module)

UI:单位间隔(Unit Interval)
VC:虚容器(Virtual Container)
4年检原则
内容应包括网络运行状况、设备运行状况、设备工作环境、网管系统和测试验证五部分。可采取抽样测试，抽样比例不少于全网设备总数量的30%，抽样应具有代表性，能反映整体系统实际状况。实施过程中应制订相应风险管控措施，保证重点业务数据传输不受影响。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05674.4—2016
油气管道通信系统通用管理规程第4部分：光传送网运行维护
General management specification of telecommunication system for oil and gas pipelines-Part4:Operation and maintenance optical transmission network
2016一10-27发布2017一01-01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY05674的本部分规定了油气管道光传送网运行维护管理职责、界面划分及管理要求等。
本部分适用于油气管道光传送网的运行、维护和管理。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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。
YDT1712中小型电信机房环境要求
YD/T1821通信中心机房环境条件要求
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
网管设备network management equipment
计算机系统（服务器、工作站、P℃机等）、网管接口设备、局域网交换机、路由器、打印机以及相关辅助设备。
3.2
备用系统standby system
相对于主用系统而提出的，当主用系统出现故障时能够替代其实现通信功能的系统。在管道SCADA数据的通信过程中，一般以光通信系统作为其主用系统，卫星通信系统、公网电路等作为其备用系统。
4缩略语
下列缩略语适用于本文件。
DDF:数字配线架(digital optical distribution frame）
ECC:嵌人式控制信道(embedded control channel)
MSP:复用段保护(multiplex section protection)
ODF:光纤配线架(optical distribution frame)
OLA:光放大设备(optical line amplifier)
OSNR:光信噪比(optical signal noise rate）

OTM:光终端复用设备(optical termination multiplexer)
OTN:光传送网络(optical transport network)
REG:再生器(regenerator)
SNCP:子网连接保护(sub-network connection protection)
UPS:不间断电源(uninterruptable power supply)

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05673—2020代替Q/sY1673—2014
油气管道滑坡灾害监测规范
Specification for oil gas pipeline landslide hazard monitoring
2020-07一30发布2020-10一12实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了油气管道滑坡灾害分类及监测等级划分、监测设计、监测内容、监测预警及数据分析的技术要求。
本标准适用于从建设期到运营期，因受滑坡灾害影响，对油气管道及有关的滑坡体或不稳定斜坡体所开展的监测活动。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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。
GB50026工程测量规范
DZT0221崩塌、滑坡、泥石流监测规范
DL/T5178混凝土坝安全监测技术规范
SYT5918埋地钢质管道外防腐层保温层修复技术规范
SYT6828油气管道地质灾害风险管理技术
Q/SY05487采空区油气管道安全设计与防护技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
管道滑坡灾害pipeline landslide hazards
在重力作用下，因斜坡的局部稳定性受破坏，岩（土）体或其他碎屑沿一个或多个破裂滑动面向下做整体滑动，进而对管道本体和附属设施造成损害的过程与现象。
3.2
滑坡变形监测deformation monitoring of landslides
对滑坡地表和地下一定深度范围内岩土体与其上建（构）物的位移、沉降、隆起、倾斜、挠度、裂缝等信总，进行周期性或实时测量和分析处理的过程。
3.3
地表位移监测surface displacement monitoring
对斜坡地表岩土体的绝对位移或相对位移信息进行周期性或实时测量和分析处理的过程。
3.4
深部位移监测deep displacement monitoring
对斜坡岩土体内部变形、特别是滑动面矢量位移信息进行周期性或实时测量和分析处理的过程。

4总则
4.1基本要求
4.1.1管道通过特殊斜坡时（参见附录A),宜进行管道滑坡灾害监测。
4.1.2管道滑坡灾害监测应进行技术设计。
4.1.3根据滑坡或不稳定斜坡的地质条件、灾害规模以及对管道及附属设施的危害程度，选择安全、可靠的监测技术和方法。
4.1.4应优先考虑通过长期稳定性和可靠性验证的自动化监测仪器和设备，并应注意监测仪器、设备的兼容性。
4.1.5建设期需延续至运营期进行跟踪监测的滑坡，建设期监测设备选型应符合已建监测系统的接口条件。
4.1.6新建管道的管道滑坡灾害监测宜与主体工程同时设计、同时施工、同时投用。
4.2阶段划分
4.2.1管道滑坡灾害监测划分为建设期和运营期两个阶段。
4.2.2建设期管道滑坡灾害监测包括设计阶段监测、施工安全监测和工程效果监测三部分：
a)设计阶段监测：在管道工程设计阶段，为了掌握灾害体的变形特征，给地质灾害的分析评价治理方案的选择提供可靠资料和科学依据而进行的监测。
b)施工安全监测：管道或治理工程施工期间，为了保障施工安全而进行的监测。
c)工程效果监测：管道或治理工程施工结束后至项目投产运行前，为了掌握工程治理的效果而进行的监测。
4.2.3运营期监测是指管道运行期间，为了掌握滑坡体或不稳定斜坡体的变形及管体的受力情况而进行的监测。
4.2.4应急监测是针对突发管道滑坡灾害进行的监测。
4.3监测目的
4.3.1掌握管道滑坡灾害的变形和活动特征，为坡体稳定性评价、施工安全控制、管理部门决策、灾害防治工程的设计及施工、防治效果检验提供基础资料和数据。
4.3.2掌握管体在滑坡灾害作用下的受力和变形状态，为管道安全防护、管道完整性评价提供科学依据。
4.3.3研究、制定管道滑坡灾害的破坏判据，对管道安全状态进行预警。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05671-2020代替QsY1671一2014
长输油气管道维抢修设备及机具配置规范
Specification for equipment configuration of oil gas pipelines repair and maintenance
2020一07-30发布2020一10一12实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了长输油气管道维修队，维抢修队和维抢修中心功能和维抢修设备机具基本配置要求。
本标准适用于新建、在役长输油气管道工程雏抢修机构的设备和机具配置工作。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
维修队naintenance team
在单位内部承担输油（气）设施、翰油（气）管道日常维护、检修及小型抢修任务的生产组织。
2.2
维抢修队maintenance and rescue team
在单位内部承担输油〔气)设范。输油（气）管道维护、检修，并承担区城内抢修任务的生产组织
2.3
维抢修中心naintenance and rescue center
承担单位内部输油（气）设范、输油（气）管道维护、检修及跨单位的区域性长输管道抢修任务，并提供技术服务的生产组织。
3配置原则
3.1维抢修设备及机具应根据维抢修机构功能定位进行配置。
3.2维抢修设备及机具的数量及型号应根据维抢修机构所辖管道外径、介质、压力、材质及所处地理环境、抢修影响等要素按需配备，满足日常维修及抢修的基本需求。
3.3根据维抢修机构所在地和管道沿线的社会依托程度，可增加通用车辆及设备的配备。
3.4各维抢修机构应根据管道及储运设箍维抢修实际需求增配特殊设备。
4油气管道维抢修机构设备及机具基本配置
4.1维修队
4.1.1维修队功能
4.1.1.1管道、工艺设备、电气、仅表自动化、通信等专业的日常维护与检修工作。
4.1.12照明、排水、收油、小型焊接、简易堵漏等小型抢修作业。
4.1.1.3前期事故控制，危险区域管戒及人员疏散等作业。
4.1.1.4对于油管道澄油事件，负责到场后的澄油围、控、收等工作

4.2雏抢修队
4.2.1维抢修队功能
4.2.1.1具备维修队的功能。
4.2.1.2油管道的开孔排油、收油，气管道的开孔，放空引流、置换作业
4.2.1.3管道的腐蚀补强。高压夹具堵漏、打孔盗油（气）的堵漏焊接作业。
4.2.1.4管道切管、对口、焊接作业。
4.2.1.5输油泵、压缩机组的日常维护保养及维检修作业。
4.2.2维抢修队设备及机具基本配置。
维抢修队设备及机具基本配置见表2。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1863-2016
连续管测井作业技术规范
Technical specification for logging operation of coil tubing unit

2016-01一27发布2016-04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了连续管测井作业应具备的条件、施工准备、现场作业及安全环保质量的要求。
本标准适用于裸眼井、套管井连续管测井作业，其他作业可参照使用。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文
件。凡是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。
SY/T5132石油测井原始资料质量规范
SY/T5600石油电缆测井作业技术规范
SY5726石油测井作业安全规范
SY/T6698油气井用连续管作业推荐作法
SY/T6751欠平衡测井作业技术规范
Q/SY1082一2010连续管修井作业规程
Q/SY1311含疏化氢井测井安全防护规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
连接短节connector sub
连接连续管与下井仪器，并在接头处设置有防退扣装置的短节。
3.2
循环短节circulation sub
建立连续管由内向外循环通道的短节
注：循环短节设置有两个通道，一个通道用于测井电缆通过，在通道内放人橡胶密封圈和顶环，防止泥浆进人：
另一个通道用于压力循环，该通道装有从连续管内向外的单向阀，连续管在下放过程中内部始终注满水，
保持连续管内外的压力平衡

3.3
弱点短节weak-point sub
使连续管与下井仪器在预定张力下能够脱离的短节。
注：弱点的张力设置应小于连续管自身应急丢手装置断开值。
3.4
注脂短节grease sub
内部注满绝缘硅脂的短节。
注：连接弱点短节与测井马笼头，用于连续管电缆与测井马笼头之间缆芯的连接，

3.5
注入头组件injector assembly
组装了连续管导向器和防喷盒的注入头组合件即为注入头组件。
4作业准备
4.1作业设计
4,1,1根据作业和所使用的连续管设备的要求，收集下列资料：
a)井的基本数据：应包括地理位置、产层层位、井段及岩性，油补距，产量及液体性质、原始
地层压力，生产方式及当前地层压力、井底温度、液面、井内砂面、遇阻井深位置、井口油
套压力等。
b)井史资料：应包括钻井过程中的复杂情况；钻、试和采简史。
c)井身结构：应包括井身示意图、钻头程序、套管程序和井斜数据表。
d)井口装置：应包括防喷器型号、采油树型号、连接方式、连接尺寸和密封钢圈尺寸。
e)井内管串：应包括油管、钻杆或套管尺寸，人井深度、最小内通径、油管单根记录。
f)井内介质：应包括密度、黏度、有毒有害气体(HS,CO2)含量和井底情况描述。
4.1.2编制作业计划书应包括以下内容：
a）井的基本情况。
b)测井项目及要求
c)主要设备及参数。
d)连续管强度计算、模拟软件计算。
e)作业流程与技术措施。
f)应急预案。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05601-2019代替QSY1601一2013
油气管道投产前检查规范
Specification for pre-start-up inspection of oil gas pipeline
2019一06一13发布2019一08一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了油气管道新建、改建、扩建项目投产前检查的内容和要求。
本标准适用于油气管道及其配套工程投产前检查，不适用于油气田集输管道、LNG建设项目和城镇燃气管道工程。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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。
GB15599石油与石油设施雷电安全规范
GB50016建筑设计防火规范
GB50057建筑物防雷设计规范
GB50128立式圆筒形钢制焊接储罐施工规范
GB50183石油天然气工程设计防火规范
GB50251输气管道工程设计规范
GB50253输油管道工程设计规范
GB50369油气长输管道工程施工及验收规范
GB50540石油天然气站内工艺管道工程施工规范
Q/SY1357油气管道地面标识设置规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
投产前检查pre-start--up inspection
在油气管道及其配套设施投产前，对投产所有相关因素进行检查确认，并将必改项整改完成，确认项目具备投产条件的过程。
3.2
必改项closeout of mandatory before start-up items
投产前检查发现的，可导致管道及配套设施不能投产或投产时可能引发事故的项目。
3.3
待改项closeout of mandatory after start-up items
投产前检查发现的，会对管道运行或管理造成一定影响，可在投产后限期整改完成的项目。

4一般规定
4.1投产前检查是油气管道投产的必要条件。
4.2投产前检查依据应包括国家有关法律法规和标准规范要求、企业相关规定、项目建设文件及投产方案要求等。
4.3投产前检查应对项目投产工作的合规性、安全性及可行性进行充分识别、确认。
4.4根据项目规模和任务进度安排，需分阶段投产的项目应分阶段进行投产前检查。
4.5实施投产前检查的项目应具备以下基本条件：
——投产范围内的工程施工内容满足GB50369、GB50540的要求；
——设备设施、SCADA系统应按设计文件安装、调试，站场分系统试运完成；
——投产所需油气资源、投产物资、投产保驾等按投产方案求落实到位；
——完成待投产设备设施操作规程的绵制和审批；
——参与管道投产、调控与运行维护等相关人员经过培训并取得相应资格证书。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05597-2019代替QsY1597一2013
油气管道变电所管理规范
Management specification for oil and gas pipeline transformer substation
2019一06一13发布2019-08一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了油气管道变电所运行、安全生产、设备、事故、培训等方面的管理要求。
本标准适用于11OkV及以下变配电所的管理。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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。
GB26860一2011电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分
DLT574变压器分接开关运行维修导则
DLT587继电保护和安全自动装置运行管理规程
DLT595六氟化硫电气设备气体监督导则
DLT969变电站运行导则
DL5027
电力设备典型消防规程
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
无人值班变电所unattended substation
具有远方监视、测量、控制功能，控制室内具备声光报警装置，依靠远方监控系统实现远方操作和获取相关信总的变电所，所内不设专职人员进行监视、操作和日常管理。
3.2
远方值班员remote operator
在变电所以外监控地点对变电所设备进行运行监视、远方操作的人员。
4一般要求
4.1人员要求
4.1.1变电所应配备专职或兼职变电运行人员（值班员），人员应持有效的特种作业操作证，经过岗位安全和技术培训，考试合格后方可上岗。
4.1.2变电所技术员由输油气站（作业区）的电气技术员（电气工程师）担任。技术员应熟悉供配电技术，掌握电气设备运行、检修、试验、管理规程等。
4.1.3有人值班变电所每班不少于2人，设主值班员和值班员。主值班员应具有中级工及以上水平，值班员应具有初级工及以上水平。

4.1.4符合GB26860一2011中7.1.2规定的变电所可由单人值班。单人值班员应具有中级工及以上水平。
4.1.5符合无人值班变电所条件的变电所宜配备远方值班员，远方值班员应具有中级工及以上水平。
4.1.6电气倒闸操作、维检修不应少于2人，维修电工应熟悉设备原理、结构、维护检修规程，具有中级工及以上水平。
4.2现场要求
4.2.1现场清洁，资料齐全，专柜摆放，资料内容参见附录A。
4.2.2安全工具、绝缘保护用具摆放整齐。
4.2.3室外开关场地、巡视道路平整，围墙、大门、电缆沟盖板完好，环境清洁。
4.2.4工作场所设备、材料摆放整齐有序，工作完成做到“工完、料净、场地清”。
4.2.5电缆沟内电缆排列整齐，无杂物、无积水。
4.2.6所内外安全警示标识安装规范。
4.2.7所内外视频监控装置应完好
4.2.8变电所设备区内照明充足、完好，室内要有完好的事故照明电源
4.2.9防范小动物措施应完好。
4.3运行管理
4.3.1电气设备运行执行DL/T969的要求
4.3.2每年应结合预防性试验结果，对电气设备的运行维护工作进行一次全面的分析评价，掌握设备状况，报上级主管部门，为制订设备检修和更新改造计划提供参考依据。
4.3.3值班管理要求如下：
a)值班人员应按规范劳保着装。
b)值班人员不应进行与工作无关的其他活动
c)值班人员应完成当班的运行、维护、倒闸操作和管理工作，并填写相关记录。
d)倒闸操作、处理事故及与电业调度、输油气生产值班调度等联系，均应启用录音设备。
4.3.4交接班管理要求如下：
a)值班人员应按照交接班的主要内容进行交接，按时交接完毕。未办完交接手续之前，不应擅离职守。
b)交接班前、后30mn内，不宜进行重大操作。在处理事故倒闸操作时，不应进行交接班：交接班时发生事故，应停止交接班，由交班人员处理，接班人员协助工作。
c)交接班应至少包括以下内容：
——系统运行方式及设备状态；
——当班期间令票执行情况；
——发现的缺陷、运行异常、事故的处理情况；
——继电保护、自动装置动作和投退变更情况，综合自动化系统运行情况；
——直流系统运行情况；
——上级命令、指示内容和执行情况；
——设备巡检、维护、检修、试验情况。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05592-2019代替QsY1592-2013
油气管道管体修复技术规范
Specification for repair of oil gas pipeline
2019-11-26发布2020一03一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了非泄漏状态下陆上油气长输管道管体缺陷修复方法的选择和实施程序。
本标准适用于陆上油气长输管道L485/X70及以下钢级的缺陷修复，L485/X70以上钢级管道缺陷修复可参照本标准执行。本标准不适用于管道抢险作业。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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/T31032钢质管道焊接及验收
GB32167油气输送管道完整性管理规范
GB50369油气长输管道工程施工及验收规范
SYT4109石油天然气钢质管道无损检测
SYTS918埋地钢质管道外防腐层保温层修复技术规范
Q/SY05033油气管道复合材料修复补强检测评价方法
Q/SY05064油气管道动火规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
修复压力repair pressure
实施修复时缺陷处管道的操作压力。
3.2
永久修复permanent repair
保证管道在全生命周期内可靠运行而进行的修复。
3.3
临时修复temporary repair
保证管道在一定时间内可靠运行而进行的修复，适当时将被永久修复替换。
3.4
缺陷defect
管体超出可接受标准的不完整类型或量级。
3.5
机械夹具mechanical clamp
安装在缺陷部位外部形成密封空腔，提供强度和刚度保证的金属构件。

3.6
补板修复patch repair
为修补管道缺陷，而在缺陷处焊接一块与原管道材质和规格相同或相近的板材。
3.7
管帽pipe cap
一端带封头的短管。
3.8
A型套筒type A sleeve
由放置在管道损伤部位的两个半圆的柱状管或两片适当弯曲的钢板，并对侧焊缝焊接组合而成。A型套筒用作管道损伤部位的加强件，不用对角焊缝焊接直接安装在管道上。
3.9
B型套筒type B sleeve
由放置在管道损伤部位的两个半圆的柱状管或两片适当弯曲的钢板，并对角焊缝和侧焊缝焊接组合而成。B型套筒的末端应与管道进行焊接，套筒侧焊缝宜采用对接焊方式。
3.10
环氧钢套筒steel sleeve filled with epoxy resin
由覆盖在管道缺陷处的一对直径比管径略大的半圆形钢质护板，经螺栓连接在一起，套筒末嘴用密封胶密封，套筒与管体间隙填充高硬度的环氧树脂而形成的复合套筒。
3.11
复合材料修复composite material repair
利用复合材料修复层的高强度和高模量，通过涂敷在缺陷部位的高强度填料，以及管体上和纤维材料层间的强力胶，将作用管道损伤部位的应力均匀地传递到复合材料修复层上。
3.12
硬块harder
管体上存在一个硬度超标的刚性面或点（不考虑变形的面）。
4一般要求
4.1油气管道管体缺陷应依据检测及完整性评价结果进行修复；列入同一批修复计划的缺陷点，应先对高后果区内的缺陷点进行修复，高后果区识别按照GB32167进行，采用临时修复方法修复后，应及时采用永久修复方法替换。
4.2一种缺陷可能存在多种适用的修复方法，应结合缺陷数据、客观条件及企业运行需求，选择最合适的修复方法。
4.3油气管道管体缺陷点修复前应绵制实施方案，并通过审查，施工过程应遵循HSE管理相关要求。
4.4承担管道管体缺陷修复项目的单位应具有相应的能力和资质，其项目负贵人应具有工程师及以上职称及工艺、材料、焊接、检验、工程等知识和实践经验。
4.5修复前应对缺陷部位、缺陷基本信息确认后方能进行修复。
4.6缺陷修复过程中，如需在管道上进行焊接作业时，应按照焊接工艺评定及操作规程开展。
4.7焊接后的焊缝应进行无损检测。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05490-2019代替QsY05490一2017
油气管道安全防护规范
Specification for security prevention of oil gas pipelines
2019一06一13发布2019一08一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了油气管道第三方损坏风险等级划分和安全防护要求。
本标准适用于原油、成品油、天然气、煤层气、煤制气等长输管道系统的安全防护工作。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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。
GBT50459油气输送管道跨越工程设计规范
GA1166石油天然气管道系统治安风险等级和安全防范要求
SYT6853油气输送管道隧道设计规范
Q/SY11279管道运营企业基层站队劳动定员
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
第三方损坏third--party damage
管道企业及与管道企业有合同关系的承包商之外的个人或组织无意或蓄意损坏管道系统的行为，如管道上方的挖掘活动、打孔盗油（气）、针对管道的恐怖袭击等。
3.2
管段pipeline section
一个或多个属性相对比较一致的一段管道。在本标准中，管段是风险等级的划分单元，每个管段有自己的风险等级和防护级别。
3.3
风险等级level of risk
存在于防护对象本身及其周围的、对其构成安全威胁的程度。
3.4
周界perimeter
需要进行防护的某建筑物或构筑物的边界。
3.5
入侵报警系统intruder alarm system
利用传感器技术和电子信息技术探测并指示非法进入或试图非法进人设防区域的行为、处理报警信息、发出报警信息的电子系统或网络。
3.6
人力防范（人防）personnel protection

执行安全防范任务的具有相应素质人员和/或人员群体的一种有组织的防范行为（包括人、组织和管理等)。
3.7
实体防范（物防）physical protection
用于安全防范目的，主要作用在于推迟危险的发生，为“反应”提供足够的时间的各种实体防护手段[包括建（构）筑物、屏障、器具、设备、系统等]。
3.8
技术防范（技防）technical protection
利用各种电子信息设备组成系统和/或网络，以提高探测、延迟、反应能力和防护功能的安全防护手段。
3.9
信息化巡查系统guard tour system
对管道巡查人员的巡查路线、方式及过程进行管理和控制的电子系统。
3.10
预警pre-warning
在油气管道及其附属设施遭到外部人侵和损坏之前进行报警和定位。
4一般要求
4.1管道系统应按照发生第三方损坏的可能性与后果进行风险分级，风险评价时间间隔应不超过18个月，并设置相应级别的防护措施，即一级风险部位应满足一级安全防范要求，二级风险部位应不低于二级安全防范要求，三级风险部位应不低于三级安全防范要求。国家或省级人民政府有具体要求的，可进行升级管理。
4.2应坚持人防、物防、技防相结合的原则对管道系统进行安全防护。
4.3新建管道应在设计阶段按照本标准的相关要求设置安全防护设施，与管道主体工程同时设计，同时施工，同时投产。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05483-2019代替QSY1483一2012
油气管道控制中心管理规范
Specification for control center management of oil gas pipeline
2019一06一13发布2019-08一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了控制中心人员职责、交接班管理、调度员岗位管理和突发事件处置等内容。
本标准适用于油气管道控制中心的运行管理。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
控制中心control center
利用监控和数据采集(SCADA)系统实现对油气管道生产运行进行监控、调度、管理的中枢。
2.2
调度员operator
通过调度资格认证，具备长输油气管道调度资质，可通过SCADA系统对整个或部分管道进行连续远程监视和/或控制的人员。
2.3
调度台console
控制中心进行调控运行操作和管理的重要组成部分，包含一条或多条管道的SCADA系统，是调度员进行调控运行工作的场所。
2.4
调度台台长technical supervisor of console
对所在调度台日常事务进行综合管理的调度员。
2.5
值班调度长chief leader on duty
值班期间对管道正常生产和异常事件进行协调、处置的调度员。
3一般要求
3.1根据管理运行管道的输送介质、输送工艺、里程等因素进行人员配置，并通过制订管理文件明确其工作内容、岗位职责等。
3.2应制订调度手册、应急预案、工艺运行规程等相应技术文件。
3.3应建立调度员日常交接班制度。
3.4应建立SCADA系统、管道工艺系统变更管理制度。
3.5应满足调度员远程执行管道系统的启停输、监控和调节等操作。正常情况下，应具备与现场联系的通信手段，能获取管道和相关现场设备运行状态，SCADA系统中管道的流量、压力、温度等报警限值及站场相关报警信总，能选择或切换运行设备。

3.6调度员上岗前应进行调度资格认证，控制中心应定期对调度员进行培训、考核和评价。
4控制中心人员职责
4.1调度员的职责
4.1.1按照有关技术标准、操作规程、运行方案、调度条例及值班调度长的指令对管道进行运行调度和操作控制。
4.1.2通过SCADA系统实时监控分析全线运行状态，及时发现和处理解决运行中存在的问题，无法解决的技术问题汇报值班调度长，并作好详细记录。
4.1.3按规定做好运行参数分析，及时处理各种报警信息。
4.1.4按规定记录运行参数、生产事件、完成相关报表。
4.1.5掌握主要生产设备运行情况，了解生产动态。
4.1.6根据实际生产情况，结合维护检修作业计划调整生产运行。
4.1.7负责紧急情况下的管道运行控制和事故后生产运行恢复。
4.1.8下达有关调度指令，并监督执行情况。
4.1.9参与编制生产运行分析及总结报告。
4.1.10按照信息报告相关管理规定，做好信息汇报工作。
4.2调度台台长职责
4.2.1制订本岗位所负责业务的工作规划、计划及目标并组织实施。
4.2.2负责本调度台所辖管道工艺流程的变更、基础资料的管理及各类台账的完善。
4.2.3负责本调度台所辖管道的运行分析和各类总结的编写。
4.2.4协助值班调度长指导、支持本调度台运行调度完成日常运行和管理协调工作。
4.2.5协助值班调度长协调本调度台管道运行中的重要维检修作业计划。
4.2.6协助值班调度长组织本调度台业务相关新建管道的投产调控指挥工作。
4.2.7参与本调度台突发性事件和大型生产活动的组织协调工作。
4.3值班调度长职责
4.3.1负责组织当班调度员按照运行方案进行管道运行监控，负责签发调度令。
4.3.2负责审批和协调天然气管网周计划和日指定，并下达调度指令。
4.3.3审核站场作业，并对非计划性现场作业进行协调确认。
4.3.4负责对当班期间的重大操作和紧总操作进行监督、指导、协助。
4.3.5负责按照相关预案，协调组织事故管道的应急工况处理。
4.3.6负责本班调度员的日常管理。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05357-2020代替Q/SY1357一2010
油气管道地面标识设置规范
Specification for pipeline marker installed of oil and gas pipelines
2020-07-30发布2020一10一12实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了管道地面标识的类型、设置原则、设置位置、标识内容、制作和维护的要求。
本标准适用于新建、改（扩）建油气管道工程，在役管道可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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/T21448埋地钢质管道阴极保护技术规范
GB50251输气管道工程设计规范
GB50253输油管道工程设计规范
SYT7031一2016油气储运术语
3术语和定义
SYT7031一2016界定的以及下列术语和定义适用于本文件。为了便于使用，以下重复列出了SYT7031一2016中的某些术语和定义。
3.1
地面标识pipeline marker
管道上方的各种标记，包括里程桩、标志桩、光缆桩、加密桩、警示牌及警示带等设施。
3.2
里程桩mile post
标记油气管道的走向及里程的地面标识，通常与测试桩合并设置。
3.3
测试桩test post
用于测试阴极保护参数的桩，其测试引线与被保护金属结构连接。
[SYT7031-2016,定义6.78]
3.4
标志桩narker post
用于标记管道方向变化、管道与地面工程（地下隐蔽物）交叉、管理单位交界、管道结构变化(管径、壁厚、防护层)、管道改线、管道附属设施的地面标记。包括转角桩、穿（跨）越桩（河流、公路、铁路、隧道)、交叉桩（管道交叉、光缆交叉、电力电缆交叉）、分界桩、改线标志桩、设施桩等。
3.5
光缆桩communication monument
用于标记通信光缆敷设位置、走向的地面标识，也称通信标识。

3.6
加密桩additional post
两个相邻里程桩之间，按一定距离埋设的用于确认管线走向的地面标识。
3.7
警示牌warning sign
标记管道安全防范事项的地面警示标识。
[SYT7031一2016，定义6.127]1
3.8
标识带identifying tape
连续敷设于埋地管道上方，用于防止施工意外损坏管道而设置的管道标识。
1SYT7031-2016,定义6.128)
4设置原则
4.1同一条管道标识的材质、外观尺寸、规格、形式、颜色与内容宜保持一致，内容规范、标识清晰、安装可靠、维护方便。输油管道、输气管道设置原则应分别符合GB50253和GB50251的规定。
4.2桩体宜设置在路边、田便、是坝等空旷荒地处。
4.3同沟敷设管道的地面标识宜分别设置，并行管道的地面标识应分别设置，且应清晰、醒目、便于区分。
4.4管道改线后，改线管段作为一段单独管道按照本标准设置地面标识，采用“改线起始点桩号+改线段内管道长度”的方法独立编号，其他管段编号不变。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05269-2019代替QSY1269一2013
油气场站管道在线检测技术规范
Specification for on-line inspection of oil and gas station pipeline
2019一06一13发布2019一08一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了油气场站工艺管道的检测流程、方法、要求、检测报告内容与格式。
本标准适用于油气场站工艺管道的常规检查和全面检测，不包括非金属管道，以及已定期开展内检测的管段。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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。
GB32167一2015油气输送管道完整性管理规范
GB/T35508场站内区域性阴极保护
SYT0087.1钢质管道及储罐腐蚀评价标准
理地钢质管道外腐蚀直接评价
SYT5918埋地钢质管道外防腐层保温层修复技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
常规检查routine Inspection
对油气场站在用管道进行的日常性检查，每年至少一次。
3.2
全面检测comprehensive Inspection
按一定的检测周期，根据本规范的要求对场站管道进行的综合性检测和评价。
3.3
土壤一空气界面soil-to-air interface
管道由地上进人土壤的过渡平面，也称出入土端。
4基本要求
4.1场站管道检测分为常规检查和全面检测两部分。
4.2在实施检测前，应制订检测方案，并由检测责任单位技术负责人审查批准。
4.3检测人员应严格按照批准的检测方案进行检测。
4.4在检测过程中，检测人员发现存在严重影响管道安全运行的情况时，应及时向场站管理单位反馈。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05268-2017代替Q/SY1268一2010
油气管道防雷防静电与接地技术规范
Specification for lightning protection,electrostatic preventing and grounding of oil and gas pipeline
2017-12-22发布2018一03一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了油气管道防雷防静电与接地设计及其运行维护的技术要求。
本标准适用于新建、改建和扩建的油气管道防雷防静电与接地设计及运行维护。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
少雷区less thunderstorm region
平均年雷暴日数不超过15d或地面落雷密度不超过0.78次/(km2·年)的地区。
2.2
中雷区middle thunderstorm region
平均年雷暴日数超过15d但不超过40或地面落雷密度超过0.78次/(km2·年)但不超过2.78次/(km2,年)的地区。
2.3
多雷区more thunderstorm region
平均年雷暴日数超过40d但不超过90d或地面落雷密度超过2.78次/(km,年)但不超过7.98次/(km2.年)的地区。
2.4
强雷区strong thunderstorm region
平均年雷暴日数超过90或地面落雷密度不超过7.98次/(km2.年)以及根据运行经验雷害特别严重的地区。
2.5
爆炸危险区域hazardous area
爆炸性混合物出现或预期可能出现的数量达到足以要求对电气设备的结构、安装和使用采取预防措施的区域。爆炸危险区域分为：
0区：连续出现或长期出现爆炸性气体混合物的坏境
1区：在正常运行时可能出现爆炸性气体混合物的环境。
2区：在正常运行时不太可能出现爆炸性气体混合物的环境，或即使出现也仅是短时存在的环境。
2.6
防雷装置lightning protection system(LPs)
用于减少闪击击于建（构）筑物上或建（构）筑物附近造成的物质性损害和人身伤亡的装置，由外部防雷装置和内部防雷装置组成。
2.7
外部防雷装置external lightning protection system
由接闪器、引下线和接地装置组成。用于直击雷防护的装置，为防止静电对易燃油、天然气贮罐和管道等的危险作用而设的接地。

2.8
内部防雷装置internal lightning protection system
由防雷等电位连接、共用接地装置、屏蔽、合理布线、电涌保护器等组成，用于减小和防止雷电流在需防护空间内所产生的电磁效应的装置。
2.9
接闪器air-termination s)stem
由拦截闪击的接闪杆、接闪带、接闪线、接闪网以及金属屋面、金属构件等组成的设施。
2.10
引下线down-conductor system
用于将雷电流从接闪器传导至接地装置的导体。
2.11
接地极earthing electrode
埋入土壤或特定的导电介质中与大地有电接触的、作散流用的导体。
2.12
接地导体（线）earthing conductor
在系统、装置或设备的给定点与接地极或接地网之间提供导电通路或部分导电通路的导体（线）。
2.13
接地装置earth connection
接地导体（线）和接地极的总和。
2.14
接地电阻earthing resistance
接地极或自然接地极的对地电阻和接地线电阻的总和。接地电阻的数值等于接地装置对地电压与通过接地极流人地中电流的比值。按通过接地极流人地中工频交流电流求得的电阻，称为工频接地电阻：按通过接地极流入地中冲击电流求得的接地电阳，称为冲击接地电阻。
2.15
防营等电位连接lightning equipotential bonding(LEB)
用于将分开的诸金属物体直接用连接导体或经电涌保护器连接到防雷装置上以减小雷电流引发的电位差的一种措施。
2.16
等电位连接带bonding bar
将金属装置、外来导电物、电力线路、电信线路及其线路连于其上以便能与防雷装置做等电位连接的金属带。
2.17
等电位连接导体bonding conductor
将分开的诸导电性物体连接到防雷装置的导体。
2.18
等电位连接阿络bonding network(BN)
将建（构）筑物和建（构）筑物内系统（带电导体除外）的所有导电性物体互相连接组成的一个网。
2.19
接地系统earthing system
系统、装置或设备的接地所包含的所有电气连接和器件。
2.20
防静电接地static protective earthing
2.21
雷电防护区lightning protection zone(LPZ)
划分雷电电磁环境的区域，又称防雷区。防雷区分为：
LPZ0,区：受直接雷击和全部雷电电磁场威胁的区域。该区域的内部系统可能受到全部或部分雷电浪涌电流的影响。
LPZ0区：直接雷击的防护区域，但该区域的威胁仍是全部雷电电磁场。该区域的内部系统可能受到部分雷电浪涌电流的影响。
LPZ]区：由于边界处分流和电涌保护器的作用使浪涌电流受到限制的区域。该区域的空间屏蔽可以衰减雷电电磁场。
2.22
电涌保护器surge protective devices(SPD)
用于限制瞬态过电压和泄放电酒电流的电器，它至少包含一个非线性元件。
2.23
限压型电涌保护器voltage limiting type SPD
无电涌时呈高阻状态，但随若电涌电流的增大，其阻抗连续不断降低的SPD。常用器件有氧化锌压敏电阻、瞬态抑制二极管等。具有连续的电压、电流特性。
2.24
电压开关型电涌保护器voltage switching type SPD
无电涌时呈高阻状态，当出现电压电涌时突变为低阻抗。常用器件有放电间隙、气体放电管、硅可控整流器等。具有不连续的电压、电流特性。
2.25
油气管道工程oil and gas pipeline project
输送原油、成品油和液化石油气或输送天然气、煤层气和煤制天然气的管道统称，一般包括输油(气)站、输油（气）管线及辅助生产设施等。
3防雷分类及防护措施
3.1防雷分类
3.1.1具有气体爆炸危险场所1区的通风不良的爆炸危险环境的输油气建筑物，为第一类防雷建筑物。
3.1.2具有气体爆炸危险场所2区的良好通风的建（构）筑物及重要的辅助生产建筑物，为第二类防雷建筑物。
3.1.3不属于第一类和第二类防雷建筑物的其他建筑物，为第三类防雷建筑物。
3.1.4油气管道典型建（构）筑物防雷分类参见表1，在强雷区可提高防雷类别进行防雷设计。

3.2一般要求
3.2.1一般情况下，考虑到第一类防雷建筑物所需的防雷措施比较复杂，油气管道工程在前期设计中应采取措施避免出现第一类防雷建筑物。
3.2.2油气管道各类防雷建筑物均应设防直击雷装置，应利用自然防雷装置，并应采取防闪电电涌侵人的措施，第一类防雷建筑物和具有气体爆炸危险场所2区的良好通风的第二类防雷建筑物尚应采取防闪电感应的措施。
3.2.3油气管道各类防雷建筑物应设内部防雷装置，并应符合下列规定：
a)在建筑物的地下室或地面层处，下列物体应与防雷装置做防雷等电位连接：
1)建筑物金属体。
2)金属装置。
3)建筑物内系统。
4)进出建筑物的金属管线。
b)除本条)的措施外，外部防雷装置与建筑物金属体、金属装置、建筑物内系统之间，尚应满足间隔距离的要求，距离的确定按本标准各类防雷建筑物的具体要求进行计算。
3.2.4当油气管道建筑物内有重要的易受雷击电磁脉冲损坏的设备时，还应采取防雷击电磁脉冲的措施，例如调度控制中心、站控室、通信机房等建筑物，上述房间不宜设在建筑物的边缘，宜设在建筑物中心、底层部位，同时应避开建筑物防雷引下线。
3.2.5油气可能泄漏或积聚的区域，应避免金属导体间产生火花放电。
3.3第一类防雷建筑物的防雷措施
3.3.1第一类防雷建筑物防直击雷的措施应符合下列规定：
a)应装设独立接闪杆
b)排放爆炸危险气体、蒸气或粉尘的放散管、呼吸阀、排风管等管口外的下列空间应处于接闪器的保护范围内：
1)当有管帽时，应按表2的规定确定。
2)当无管帽时，应为管口上方半径5m的半球体。
3)接闪器与雷闪的接触点应设在本款第1项或第2项所规定的空间之外。
c)排放爆炸危险气体、蒸气或粉尘的放散管、呼吸阀、排风管等，当其排放物达不到爆炸浓度、长期点火燃烧、一排放就点火燃烧，以及发生事故时排放物才达到爆炸浓度的通风管、安全阀，接闪器的保护范围应保护到管帽，无管帽时应保护到管口。
d)独立接闪杆的杆塔、架空接闪线的端部和架空接闪网的每根支柱处应至少设一根引下线。对用金属制成或有焊接、绑扎连接钢筋网的杆塔、支柱，宜利用金属杆塔或钢筋网作为引下线。
e)独立接闪杆和架空接闪线或网的支柱及其接地装置与被保护建筑物及与其有联系的管道、电缆等金属物之间的间隔距离要求应按A1.1的要求进行计算，且不得小于3m。

4接地系统
4.1站场内的接地系统
4.1.1防直击雷装置的接地应和防雷电感应、防雷击电磁脉冲、电气和电子信息系统等接地共用接地装置，并应与引入的金属管线做等电位连接。
4.1.2防雷防静电接地与交流工作接地、直流工作接地、安全保护接地应共用一组接地装置，接地装置的接地电阻值应小于42，有特殊要求的接地系统，接地电阻可采用最小值。
4.1.3高土壤电阻率地区的阀室接地电阻值难以达到要求或不经济时，接地电阻值应小于4Ω。
4.1.4应在建筑物四周散水坡外大于1m处埋设环形接地体，并可作为总等电位连接带使用。环形接地体应在接闪装置引下线处与建筑物基础钢筋网相互连接。
4.1.5站内各建筑物、工艺区之间应至少采用两根水平接地体将其接地装置相互连通，并形成环形联合接地网。
4.1.6在户外设备区，所有金属设备、框架、管道、电缆金属保护层（铠装、钢管、槽板等）和放空管等，均应做接地。站场围墙上铁丝网应接地，站内管托、警示牌等可不做接地。
4.1.7太阳能电池板利用金属边框做接闪器，其金属支架应可靠接地。
4.2独立避雷针接地
独立避雷针接地执行3.3.1的d),e),h)的规定。
4.3高杆灯、工业电视监控杆、放空管等接地
4.3.1高杆灯、工业电视监控杆、卫星天线、放空管等宜设独立的接地装置，与场区接地网间距应不小于3m。当间距不能保证时，该接地装置可与主接地网连接。该接地装置与主接地网的地下连接点至35kV及以下设备与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。
4.3.2高杆灯、放空管每一引下线的接地电阻不宜大于102；工业电视监控杆、卫星天线每一引下线的接地电阻不宜大于40。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05267-2016代替Q5Y1267一2010
钢质管道内检测开挖验证规范
Specification for in-line inspection excavation validate of pipeline
2016-10-27发布2017一01一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范國
本标准规定了开挖验证点的选择、开挖验证前的准备、开挖验证的实施、开挖验证报告、开挖验证后的处理以及HSE要求。
本标准适用于管道内检测报告特征的符合性验证。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡不注日期的引用文件，其最新板本（包括所有的修改单）适用于本文件。
NBT470133承压设备无损检测第3部分：超声检测
SYT4109石油天然气钢质管道无损检测
SYT5918埋地钢质管道外防腐层修复技术规范
QSY1592油气管道管体修复技术规范
3术语和定义
下列术语和定义通用于本文件。
3.1
开挖验证excavation validate
以考核内检测结果准确性为目的，比较内检测系统与实际情况对比的一项脚查开挖。
3.2
环焊缝girth weld
连接管子或部件的一种全周向对接焊缝。
3.3
参考点reference point
管道或路径上的一个记录点，作为定位异常的测量点。
3.4
几何变形geometry deformation
管道因受力挤压导致截面几何形状发生不可恢复的变化，如凹陷、椭圆变形、褶皱等。
4资料收集
4.1收集管道内检测报告。
4.2管道基础资料，包括管道材质、管径、壁厚及使用年限等。
4.3管道当前运行记录，包括管道输送介质，压力、温度、流速等。

4.4管道建设期资料，包括管道制造及安装过程等的检测报告等。
4.5相关维修与检测记录、日常检查结果包括第三方、阴保测试结果等。站场和调控中心控制命令除ESD命令外，应通过控制权限的选择进行互锁，控制权限的切换应分别在中心SCADA系统和站控系统中报警提示。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/5Y05266—2016代替QwsY1266—2010
油气管道设施锁定管理规范
Specification of lockout management for oil and gas pipelines facilities
2016-10-27发布2017一01一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了油气管道设施锁定管理的方法，包括部门锁、个人锁的判定、镇定、解锁、应急解锁等内容，以及锁具的日常维护管理。
本标准适用于油气管道站场、阀室内所属设施的锁定管理。
本标准不适用于工艺系统本身的联锁保护、程序控制等功能和电气设备五防功能的锁定。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的板本适用于本文件。凡是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。
QSY1238工作前安全分析管理规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
锁定lockout
通过采用锁具的方式对生产设施进行上锁管理。使用的锁具包括部门锁和个人锁。
3.2
部门锁department lockout
在生产运行过程中或多工种配合维检修作业中，为防止误燥作导致的系统危险或造成的人员伤害、设备损毁，对停用的装置、设备、下游未投运的系统及经工艺安全分析判断需要锁定的设施进行锁定所用的锁其。
3.3
个人锁personal lockout
在进行检维修作业时，为了防止误操作导致原油、成品油、天然气、电能等意外泄漏，对可能产生危险的设施由作业人员个人进行锁定所用的锁具。
3.4
应急解锁emergency unlock
在紧急情况下，因生产运行或事故处理的紧急需要，需要提前解锁：
3.5
锁吊牌lock tag
内容上锁或解锁人员姓名、所属部门、锁定预计完成时间等信息的吊牌。锁吊弹与锁具配套使用，表明锁具只能由专人上镜或解锁。图样参见附录A。

3.6
部门锁钥匙牌department lock badges
正面为“部门锁。”，◆号为阿拉伯数字，编号顺序依次为1,2,3，，背面为“锁定人、锁定时间、使用地点”的钥匙牌。申请使用部门锁时使用，该牌挂于部门锁主用钥匙上，锁定完毕后一同放回锁具管理板上。图样参见附录A。
3.7
个人锁钥匙牌personal lock badges
用于确定个人锁锁具与钥匙编号的对应性。图样参见附录A。
3.8
个人锁领用牌personal lock requisitioned from the store brand
正面为“个人锁领用牌”，背面为“领用人，领用时问、使用地点”的领用牌。申请使用个人锁前，先申请并填写该牌，并将该牌挂在锁具管理板上。图样参见附录A。
4各岗位锁定管理要求
4.1输油气分公司〔管理处)生产部门
4.1.1负责部门领锁定判定。
4.1.2负责部门领审批。
4.2输油气站负责人
4.2.1负责本站锁定管理方案落实情况监督。
4.2.2负责决定并启动应急解锁程序。
4.2.3负责组织本站个人镇的锁定判定
4.2.4负责根据站场生产运行情况，向输油气分公司生产部门申请使用部门锁。
4.3主管技术人员
4.3.1负责锁定管理工作的日常管理。
4.3.2负责指定作业监护人员。
4.3.3负责部门锁和个人镇备用钥匙的管理。
4.3.4负责每月检查锁具使用及备用情况。
4.4值班人员
4.4.1负责按照相关技术方案或操作票的要求发放、回收部门锁，个人锁。
4.4.2负责锁定期问站内流程监控。
4.4.3负责填写锁定操作票，实施部门锁上锁、解锁工作
4.4.4负责锁具保管，并及时更新《锁具动态管理台账》（见附录B)。
4.5作业人员
4.5.1负责操作前申请领用个人锁。
4.5.2负责实施个人锁的上锁、解锁工作，锁定工作结束后，将锁具交还站场值班人员。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY05202-2019代替QSY202—2013
天然气管道运行与控制原则
Operation and control philosophy for natural gas pipeline
2019一06一13发布2019一08一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了天然气管道建设、管道运行、调控中心操作员命令和管道维护的要求。
本标准适用于长输天然气新建、在役和改扩建管道运行及控制。油田集输管道可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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。
GB50183石油天然气工程设计防火规范
GB50251输气管道工程设计规范
GBT20368液化天然气(LNG)生产、储存和装运
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
3缩略语
下列缩略语适用于本文件。
HMI人机界面(human machine interface)
SCADA监控与数据采集(supervisor control and data acquisition)
PLC可编程逻辑控制器(programmable logic controller)
RTU远控终端单元(remote terminal unit)
ESD紧急停车(emergency shut down）
USD压缩机单体设备停车(unit shut down)
UCP机组控制盘(unit control panel)
UPs不间断电源(uninterrupted power system)
WAN广域网(wide area network)
DDN数字数据网(digital data network)
GPRS通用无线分组业务(general packet radio service)
CDMA码分多址(code division multiple access)
LEL爆炸下限(lower explosion limited)
4总则
4.1对管道运行所产生的一切生产经营活动，应遵循以下原则及优先顺序评估：
a)安全。

b)可靠/有效。
c)高效。
4.2安全包括人员保护、环境保护、资产保护三个层次。人员保护目标为实现人员的零伤害：环境保护目标为管道运行的生产经营活动不对环境造成严重或持续性破坏，资产保护目标为实现资产零损失。当管道运行的生产经营活动的决策和行为涉及安全问题时，应遵循先满足对人和环境的保护，再考虑资产保护的原则。
4.3系统可靠性或有效性根据顾客满意度中的供气时间、供气量和合同的履行等情况进行评价。
4.4在任何情况下，效率的重要性不能超过安全和可靠性的重要性。对于管道系统来说，首先要满足安全要求，其次要满足可靠性和有效性的要求。效率目标的绩效评价通过总维护成本、维护成本比率（即每年非计划维护成本占总维护成本的比例）和单位输气能耗进行考核（维护成本比率和单位输气能耗值越小越好)。