Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05064-2018代替QSY64一2012
油气管道动火规范
Hot work specification for oil and gas pipelines
2018一12-25发布2019一02-01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了油袖气管道及其设箍计划性动火作业、动火方案编制，以及动火施工安全的管理要求。
本标准适用于油气管道及其设施的动火作业，不适用于紧急情况下的抢修动火。
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。
GBT31032钢质管道焊接及验收
SYT61501钢质管道封堵技术规范第1部分：塞式、筒式封堵
SY/T61502钢质管道封堵技术规范第2部分：挡板一囊式封堵
Q/SY08238工作前安全分析管理规范
QSY08243管线打开安全管理规范
Q/SY08247挖掘作业安全管理规范
Q/SY08248移动式起重机吊装作业安全管理规范
QSY05095油气管道储运设施受限空间作业安全规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
动火作业hot work
在油气管道、油气输送、储存设备上，以及输油气站场易燃易爆危险区域内进行直接或间接产生明火的施工作业。
3.2
置换displacement
采用清水、蕊汽，氮气或其他惰性气体替换动火作业管道、设备内可燃介质或有毒有害介质的作业。
3.3
管道打开line break
采取将油气管道割开、断开和油气管道上开孔（包括但不限于）方式，改变密闭管道的完整性的作业。
4一般要求
4.1动火作业前应针对动火作业进行危害因素辨识和风险评估，并根据坪估结果在编制的动火方案中制订相应控制措施，具体应执行QSY08238。动火方案应经审批后组织实施。
4.2动火时应执行“动火现场指挥不下令不动火，动火监护人不在现场不动火，防火措施不落实不动火”的原则。
4.3动火作业中需要对油气管道实施封堵隔离时，应执行SYT6150.1或SYT61502。
4.4进入油气管道储运设施受限空间进行动火作业时应执行QSY05095。
4.5动火作业中需要进行挖掘作业的应执行QSY08247。
4.6动火作业中需要进行移动式起重机吊装作业的应执行QSY08248。
4.7动火作业中需要进行管道打开的应执行QSY08243。
4.8对紧急情况下的抢修动火，应执行相应的应急预案。
4.9不应在运行天然气储气罐及储油罐罐体进行动火作业。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05040-2018
海外天然气管道计量系统技术规范
Technical specification for custody transfer measuring systems of oversea gas pipeline
2018一12一25发布2019-02一01实施
中国石油天然气团有限公司发布

1范围
本标准规定了海外天然气管道贸易交接计量系统设计、安装、运行雏护及监管等方面的技术要求。
本标准适用于海外天然气管道新建贸易交接计量站，改扩建贸易交接计量站参照执行。本标准不适用于贸易交接计量站自用气计量和过程流量测量。
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。
ISO5167用插人圆形猴而管道中的差压式孔板、喷嘴和文丘利管测量流体流量(Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full)
ISO6974天然气在一定不确定度下用气相色谱法测定天然气组成(Natrual8as一Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatography)
ISO6976天然气由组分计算热值.密度、相对密度和沃泊指数(Natural gas一Calculation of calorific values,density,relative density and Wobbe indices from composition)
ISO9O01质量管理体系要求(Quality management system一Requirements)
ISO995l封闭管道中的气体流量测量涡轮流量计(Measurement of gas flow in closed conduits Turbine meters)
IS010790封闭管道中流体流量的测量科里奥利流量计的选型、安装和使用指南[Measurement of fluid flow in closed conduits-Guidance to the selection.installation and use of Coriolis flowmeters (mass flow,density and volume flow measurements）
ISO/TR12148天然气冷镜式经点仅标准[Natural gas-Calibration of chilled mirror type instruments for hydrocarbon dewpoint (liquid formation)]
ISOl51I2天然气能量测定(Natural gas一Energy determination)
ISO17089封闭管道流体流量测量气体超声波流量计(Measurement of fluid flow in closed conduits-Ultrasonic meters for gas)
ISOI8453天然气水含量与水露点之问的换算(Nature gas一Correlation between water content and water dew point)
ISO19739天然气使用气相色谱法测定硫化合物(Natural gas一Determination of sulfur compounds using gas chromatography)
AGA Report No,I0天然气的声速(Speed of sound in natural gas and other ralated hy'drocarbon gases)
3术语和定义
下列术语和定义通用于本文件。

3.1
海外天然气管道oversea gas pipeline
中国石油在海外投资的天然气管道。
3.2
报关计量customs mea5 uring
天然气进、出管道，在过境时按当地回海关要求所进行的数量计量、质量检验和确认活动。
3.3
监格计量supervision measuring
为核查贸易交接计量设施是否依据计量标准、合同条款正确使用和诚实使用，由接收方进行的数量计量、质量检验和确认活动。
3.4
贸易交接计量站custody transfer measuring station
用于海外天然气管道贸易交接的计量站（包含跨境和当地国境内的计量站）、跨境报关计量站或跨境监督计量站。
3.5
校准的承认recognition of calibration
自愿或根据双边或多边协议，一方承认另一方签发的校准证书符合相关法规规定的要求做出的法律上的决定。
3.6
发热量间接测量方法indirect calorific value measurement method
用在线或离线色谱分析方法测量得到天然气的组分含量，再根据组分含量进行计算得到热值的方法。
3.7
品质检验系统quality inspection system
用于在线分析和检测天然气组分、水烃露点及含硫化合物等的系统。
3.8
误计量mismeasurement
由于系统，设备本体或人为造成贸易交接计量数据失真的计量。
4一般要求
4.1计量系统用于实现天然气流量计量相关的数量计量和品质检验的全套计量设随及配套系统。计量设施包括计量设备、品质检验仅表、流动西整器、直管段、取样管路及配套系统等。计量设备包括流量计、配套的流量计算机、在线气相色涪仪、压力变送器、温度变送器。
4.2计量系统设计和安装应综合考虑天然气交接计量、监管、站场自动控制的应用需求，并应进行针对性的分析。
4.3进人管道的天然气宜设置监督计量系统，实时监督计量进人管道的天然气
4.4通过管道外输的天然气应设置贸易交接计量系统，实时交接计量管道外输天然气。
4.5用于贸易交接计量、报关计量，监督计量的计量系统均应纳人管道运营商统一管理。
4.6天然气数量计量系统应按回路配置，每台流量计配备单独的压力变送器、温度变送器和流量计算机。天然气品质检验系统应按站配置。
4.7计量系统应采用单向计量方式。有双向计量功能时，应通过计量站工艺系统调整实现。针对存在回流可能的分拾计量站应在站出口安装单向阀。

4.8根据天然气计量性质确定流量计类型及准确度要求。
4.9安装在防爆区域内的计量设备及仪表应取得相应等级的ATEX的防爆认证，露天安装的计量设备及仅表防护等级不应低于P65,并根据当地环境条件设置保护设施。
4.10计量设施制造商应具备有效的IS09001管理体系认证。
4.11流量计及流量计算机选型应符合国际法制计量组织(OL》的贸易交接计量的认证要求，并在当地国取得使用资格。
4.12天然气计量标准参比条件温度为293.15K、千基、压力为101.325kPa,也可采用双方签订合同中约定的标准参比条件。
4.13计量系统的供电应采用不间断电源，数量计量设备供电电源宜采用24V(DC)开关电源，其后备时间不小于30min。
4.14计量系统投用前应进行功能确认，用于跨境贸易交接的计量站应通过边境国双方的验收确认。
4.15计量系统适用标准宜采用以下优先顺序：国际标准、中国国家标准或当地国国家标准，其他国家或组织的标准。不司标准之间技术要求出现差异时，以技术要求较高的标准条款为准。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05039-2018
海外钢质油气管道带压焊接技术规范
Specification for in-service welding of oversea steel gas oil pipeline
2018-12-25发布2019-02-01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了海外钢质油气管道带压焊接的焊接工艺砰定、焊接工艺规程、管道带压焊接准备管道带压焊接、焊缝的检测与验收及返修焊接的要求。
本标准适用于海外油气长输管道的带压焊接作业。
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
sYT4109石油天然气钢质管道无损检测
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
3.1
管道带压焊接in-service welding
对输送原油、成品油或天然气等介质的管道和管道系统在带压或介质流动情况下，在其外管壁上进行的焊接操作。
3.2
管件fitting
在运行的管道上带压焊接的对开三通、套轴、开孔短节、补板及其他附属金属物，
3.3
回火焊道temper bead
位于焊缝表面或内部特定位置，用于改善热影响区或上一道熔敷焊道金属治冶金性能的焊道。
3.4
对开三通split fitting
用于管道开孔、封堵作业，法兰部位带有塞堵和卡环机构的全包围式特制三通。
3.5
套构sleeve
包括“B型套简”和“焊接式对开卡具”两种。“B型套筒”是指由两片能够组成一个完整简状的半圆组成、其内径匹配待修复管道的外径的套筒，通过焊接套筒纵向焊缝和环向焊缝实现对其覆盖管道区域的修复。“焊接式对开卡具”是指采用两块带有密封元件的弧形壳体组成的卡具，通过紧固螺栓和焊接卡具环向焊缝实现对管体泄漏的修复。

3.6
后热after the hot
为防止急冷进行焊后加热，目的有两个：一是促使焊缝中的扩散氢尽快逸出，避免氢致裂纹：二是适当减缓焊接接头残余应力，防止冷裂纹或者再热裂纹的发生。
4一般要求
4.1现场的焊接作业人员应具有相应的焊接资格证书，且证书有效。
4.2施工过程中用于管件组对、预热、焊接及检测等的相关设备应满足使用要求，具有良好的工作状态和安全性。
4.3焊接中使用的管件承压等级应不小于管道设计压力，管件制造应有质量证明文件。
4.4管道带压焊接前，应由具有相关专业资质的机构进行焊接工艺评定。
4.5焊接工艺评定动态试验应模拟现场带压管道实际工况或者比实际工况更严格的条件。
4.6对开三通或套袖的纵向对接焊缝应10%焊透。禁止烧穿背拉板。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05038.6-2018
油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第6部分：远程诊断与维护系统
Specification for instrumentation and automatic control of oil and gas pipelines-Part 6:Remote diagnosis and maintenance systems
2018一12一25发布2019一02一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
Q/SY05038的本部分规定了油气管道远程诊断及维护系统的系统架构和部署方案，提出了系统功能和性能要求，并给出了远程诊断及维护系统整体技术要求。本部分适用于油气管道远程诊断及维护系统的设计、建设及应用。
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。
GB9254信息技术设备的无线电骚扰限值和测量方法
GBT176262电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验
GB/T176263电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验
GB/T17626.4电磁莱容试验和测量技术电快速提变秋冲群抗扰度试验
GBT176265电磁兼容试验和测量技术浪酒（冲击）抗扰度试验
GB/T17626.6电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度
GBT17626.11电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验
GBT18018信息安全技术路由器信息安全技术要求
GB/T20281信息安全技术防火墙安全技术要求和测试评价方法
QSY05038.4一2018油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第4部分：监控与数据采集系统
IEC60870-5-104远动设备及系统第5-104部分：传输规约(Telecontrol equipment and systems-Part 5-104 Transmission protocols)
AGAI0在天然气和其他相关经类气体中的声速(Velocity of sound of natural gas and other related
hydrocarbon gases)
AGA11用科里奥利流量计测量天然气(Measurement of natural gas by coriolis)
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
监控与数据采集系统supervisory control and data acquisition system(SCADA)
以多个远程终端监控单元通过有线或无线网络连接起来，具有远程监测控制功能的分布式计算机控制系统。
[GBT50823一2013，定义2.1.7]

3.2
远程诊断及维护系统the remote diagnosis and maintenance system
用于实现油气管道站场及阀室智能仪表或控制系统远程诊断、故障分析与维护功能，并为SCADA系统外的其他系统提供生产数据的系统，通常包括压缩机诊断系统、计量诊惭系统及自控远维系统等。
3.3
智能仪表intelligent instrument
具有数据采集、处理及通信功能，且具有自诊断功能的仪表。
3.4
远程维护单元remote maintenance unit
能够直接读取站场或阀室智能仪表或控制系统数据的基本单元，具有各类设备诊断维护数据采集、处理、传输、共享功能，第三方通信报文录被与在线分析，且有效实现SCADA控制网络与雏护网络的安全隔离设备。
3.5
诊断维护中心diagnosis and maintenance center
从功能上实现站场及阀室智能仪表或控制系统远程诊断与维护的平台，由远程维护系统、压缩机诊断系统、计量诊断系统的一种或多种组成，可实现远程登录、远程维护、诊断维护数据监视、故障诊断、专家分析，决策支持等功能。
3.6
维护网络maintenance of the network
用于实现远程维护单元与诊断锥护中心之间数据交互的网络。
4总体要求
4.1远程诊断及维护系统中各组成部分应采用软硬件一体化的成熟产品，具有良好的高可靠性、稳定性和灵活性，以保证安全可靠地运行。
4.2远程诊断及维护系统建设和运行使用过程中不应影响SCADA系统运行。
4.3远程诊断及维护系统从架构组成上一般包括远程维护单元、通信链路及诊断维护中心，其功能及远程传输网铬宜独立于SCADA系统，系统整体架构如图1所示。

4.4远程诊断及维护系统与SCADA系统应相对隔离，维护网络应与控制网络相对独立，网络之间的数据隔离，应设有安全防护机制，与移动公网、办公网的接口应安装有物理隔离设备。
4.5诊断维护中心是远程诊断及维护系统的核心，按应用功能可分为远程维护、压缩机诊断、计量诊断及其他应用等部分，应包括登录用户管理、远程维护通道管理、权限分配、网铬接人管理、远程诊断与维护功能开发等系统管理功能。根据需求可设置系统管理，远程维护，系统诊断、轴助决策智能监视等部分，具体如图2所示。

4.6远程维护单元是远程诊断及维护系统的基础，应根据应用的需要满足数据采集、安全隔离、通信滤波、远维服务支持、数据服务、告警服务等要求，可由数据采集网关、短信报警模块、内网交换机维护交换机或无线传输设备组成，各部分硬件可以独立组合，也可以采用具备完整功能的整体硬件。
4.7远程维护单元应能支持多协议数据通信，可以采集不同种类的智能设备数据，并具备本地报警输出功能。
4.8远程维护系统可采用分散式数据管理系统，数据分散保存在现场远程维护单元中，诊断维护中心服务器主要用于远程维护系统的数据通信管理、数据安全防护管理、报警数据管理等。
4.9压缩机诊所系统及计量诊断系统应能兼容不同厂家、不同类型的压缩机或计量设备，并定期进行自诊断并形成报告。
4.10远程修断及维护系统建设应充分考虑可扩展性，远程维护单元接口数量应不低于30%，诊断维护中心扩展能力不低于50%。
4.11远程维护与诊断系统应具备多级身份识别、授权、记录功能，设有VPN授权通道诊断系统，授权应有时限限制。
4.12其他应用系统可根据需求独立设置，不应与远程维护、压缩机诊断、计量诊断重复设置。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05038.5-2018
油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第5部分：火灾及可燃气体检测报警系统
Specification for instrumentation and automatic control of oil and gas pipelines-Part 5:Fire and gas detection and alarm systems
2018-12一25发布2019一02一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
Q/SY05038的本部分规定了油气管道工程火灾及可燃气体检测报警系统的基本规定、施工验收和运行维护等内容的技术要求。
本部分适用于陆上油气长输管道工程火灾及可燃气体检测报警系统的建设及运行。
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。
GB22134火灾自动报警系统组件兼容性要求
GB50116火宽自动报警系统设计规范
GB50303建筑电气工程施工质量验收规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
可燃气体combustible gas
甲类可燃气体或甲，乙A类可燃液体气化后形成的可燃气体。
3.2
有毒气体toxic gas
人员通过机体接触可引起急性或慢性有害健康的气体。常见的有：二氧化氮，硫化氢、苯、氰化氢、氨、氯气、一氧化碳、丙烯腈、氯乙烯、光气（碳酰氣）等。
3.3
报警区域alarm zone
将火灾自动报警系统的警戒范围按防火分区或楼层等划分的单元。
3.4
防火分区fire compartment
在建筑内部采用相应耐火性能的防火情，耐火楼板及其他防火分隔设范分隔而成，能在一定时间内防止火灾向同一建筑的其他部分蔓延的局部空间。
3.5
爆炸下限lower explosion limit(LEL.)
可燃气体屡炸下限浓度（体积分数，%）值。
3.6

最高容许浓度naximum allowable concentration(MAC)
工作地点在一个工作日内，任何时间均不应超过的有毒化学物质的浓度(mgm)。
3.7
火灾自动报警系统automatic fire alarm system
探测火灾早期特征，发出火灾报警信号，为人员疏散、防止火灾蔓延，并向各类消防设备发出控制信号完成各项消防功能的控制与指示的消防系统。一般由火灾探测器、手动火灾报警按钮、火灾警报装置、火灾报警控制器、消防联动控制系统等组成。
3.8
火灾报警控制器fire alarm control unit/fire control and indicating equipment
火灾自动报警系统的控制中心，能够接收火灾探测器或手报的信号，并发出火灾报警信号和故障信号，具有相应的显示和控制功能，当被测参数达到报警设定值或出现火灾时发出声光报警信号的电子设备。通常包括蜂鸣器、指示灯、LED(发光二极管)或LCD(被品显示器)数字显示、复位按钮等。
3.9
火灾探测器fire detector
作为火灾自动报警系统的一个组成部分，使用至少一种传感器持续或间断监视与火灾相关的至少一种物理和/或化学现象，并向火灾报警控制器提供至少一种火灾探测信号。
3.10
火焰探测器Hame detector
对火焰光辐射响应的火灾探测器。
3.11
感烟探测器smoke detector
对悬浮于大气中的燃烧和/或热解产生的固体或液体微粒敏感的火灾探侧器。
3.12
感温探测器heat detector
对温度和/或升温速率和/或温度变化响应的火灾探测器。
3.13
可燃气体探测器combustible gas detector
将可燃气体浓度转换为电信号的探测器。
3.14
有毒气体探测器toxic gas detector
将有毒气体浓度转换为电信号的探测器，
3.15
手动火灾报警誉按钮manual fire push button or manual call point
通过手动启动器件发出火炙报警信号的装置。
3.16
火灾警报装置fire alarm signalling device
与火灾报警控制器分开设置，在火灾危险情况下能够发出声和/或光火灾警报信号的装置。又称声和/或光督报器。
3.17
消防联动控制系统automatic control system for fire protection
火家自动报警系统中，接收火灾报警控制器发出的火灾报警信号，按预设逻辑完成各项消防功能的控制统。通常由消防联动控制器、模块、气体灭火控制器、消防电气控制装置、消防设备应急电源，消防应急广播设备，消防电话、传输设备、消防控制室图形显示装置、消防电动装置、消防泵控制器、消火栓按钮等全部或部分设备组成。
3.18
消防联动控制器automatic control equipment for fire protection
接收火灾报警控制器或其他火灾触发器件发出的火灾报警信号，根据设定的控制逻辑发出控制信号，控制各类消防设备实现相应功能的控制设备。
3.19
可燃气体检测报警系统combustible gas detection and alarm sy'sem
由可燃气体探测器、可燃气体报警控制器和声光警报器组成的报警系统。
3.20
泡沫灭火系统foam fire extinguishing system
主要由泡沫消防泵、泡沫液储罐、泡沫比例混合器（装置）、泡沫产生装置、控制阀门及管道组成。
4基本规定
4.1一般要求
4.1.1火灾自动报警系统设备应选择符合国家有关标准和有关市场准人制度的产品。
4.1.2火家自动报警系统设备应取得公安部消防产品合格评定中心认证CCC(F)证书(Chia Certification Center for Fire Products Ministry of Public Security).
4.1.3火灾自动报警系统应设有自动和手动两种触发装置。
4.1.4火灾自动报警系统中各类设备之间的接口和通信协议的兼容性应符合GB22134的有关规定。
4.1.5火灾自动报警系统总线上应设置总线短路隔离器，每只总线短路隔离器保护的火灾探器、手动火家报警按钮和模块等消防设备的总数不应超过32点，总线穿越防火分区时，应在穿越处设置总线短路隔离器。
4.1.6火灾自动报警系统应设置火灾由光警报器，并在确认火灾后启动建筑内的所有火灾声光警报器.
4.1.7火灾报管控制器或消防联动控制器，可燃气体报警控制器、有毒气体报管控制器和火焰报警控制器等可设置在控制室或机柜间内，若机柜间和控制室分立设置，则应在站控制室或在有人值班的场所设置显示报警装置。
4.1.8控制器输出报警信号宜通过阿铬或硬线传送到站控制系统进行显示报警。联锁保护信号宜采用硬线传输。
4.1.9处于火灾危险性场所的电气设备，应按使用场所爆炸危险区城的划分选择)爆类型
4.1.10应根据保护场所可能发生火灾的性质、部位、周田环境条件和悠烧材料，以及火寅探测器的类型、灵敏度和响应时间等分析选择火灾探测器。
4.1.11火灾、可燃气体和有毒气体探测报警系统的有效性评估和设计，可参照ISA一TR84.00.07报告，采用计算机数值模拟分析方法对环境和场所进行分析。
4.1.12站场的控制室（还包括消防控制室、油品销售室和厨房等），机柜间（还包括电话和网络配线室等)、UPS间、蓄电池室、低压配电室、高压配电室、滤波装置室、变压器室、变频装置室、空压机房（风机室）、发电机房等房间，应设置火灾自动报警系统，以上房间的火灾检测常采用火灾探测器的组合形式，连接采用总线形式。
4.1.13阀室的设备机柜间宜设置火灾探测器，其报警信号应传至相邻站场和调度控制中心。
4.1.14罐区的火焰报警信号应联动报警区域内的工业视频装置。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1668一2014
液化天然气接收站低温管道
氮气冷试技术规范
Code for nitrogen cold test of cryogenic piping in liquefied natural gas receiving terminal

2014一08-22发布2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了液化天然气接收站试运投产前低温管道氨气冷试的基本要求、冷试区域划分、冷试
步骤及验收要求。
本标准适用于新建、改扩建液化天然气接收站试运投产前的低温管道氮气冷试。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
氮气冷试nitrogen cold test
在进料之前，利用液氨气化后的低温气体，对低温工艺管道进行的冷却性试验。
2.2
低温管道cryogenic piping
运行介质温度小于或等于-20℃的工艺管道。
2.3
漏冷lose cooling
低温管道通过外部保温层传递热量，造成管道内低温介质冷量损失的过程。
2.4
位移displacement
工艺管道由于热胀冷缩而发生移动，管道上某点从一个位置运动到另一个位置，它的位置变化叫
做这点在工艺管道移动过程中的位移。
2.5
保冷cold insulation
为了减少低温管道及设备的冷量损失，在其外壁包裹隔热材料以减少从外界的吸热量，从而保持
管道及设备低温。

3冷试基本要求
3.1冷试准备
3.1.1被测试管道已施工完毕，吹扫、压力试验、气密检查已完成。
3.1,2被测试管道及相连系统干燥置换已达标。
3.1.3液氮来源已落实，氮气供应系统安装完毕，并具备运行条件。
3.1.4冷试方案已制定，作业人员经过培训。
3.2技术要求
3.2.1冷试介质宜采用低温氮气。

3.2.2低温氮气宜通过临时气化器加热液氮获得。
3.2.3冷试温度应高于系统最低设计温度，宜控制在0℃~-170℃。
3.2.4冷试压力不应高于系统设计压力。
3.2.5冷试流程中的所有阀门开、关应正常。
3.2.6控制系统及仪表应工作正常。
3.2.7冷试过程中同一位置管道上、下表面最大温差不宜超过20℃，温降速率宜控制在30℃/h,
最大不应超过50℃/h。
3.2.8冷试过程中应定时进行温度、压力检查和监控，防止管道降温过快，做好监控记录，记录参
见表A.1。
3.2.9管道温降应均匀，防止位移过大滑动管托掉落，相邻两固定管托之间的管道位移应满足每米
不大于3mm。
3.2.10冷试过程中出现阀门冻堵应及时处理。
3.2.11冷试结束后防止系统超压
3.2.12冷试过程宜与LNG进料相衔接。
3.3HSE要求
3.3.1冷试作业人员应经过HSE培训。
3.3.2冷试系统应按照健康、安全和环保要求标识清楚。冷试过程所涉及排放点、氮气人口阀门应
挂牌表示有氮气存在。氨气排放点位置应设警示标志。
3.3.3冷试作业人员应佩戴防冻服、防冻手套、护目镜等劳保用品。
3.3.4作业人员应持证上岗，并办理作业票。

4冷试区域划分
4.1宜按照工艺流程顺序将工艺管道分区域进行冷试，宜将压力等级相同、连通、靠近的管道划分
为同一区域，流程不宜过长。平行布置的管道宜同步进行冷试。
4.2应在流程图中将各冷试区域的待冷试管道用不同颜色进行标识，并注明氮气注人点、排放点、
检查点及压力监测点。
4.3应在流程图中标明区域隔离和阀门开、关状态。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05038.4-2018
油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第4部分：监控与数据采集系统
Specification for instrumentation and automatic control of oil and gas pipelines-Part 4 Supervisory control and data acquisition system
2018一12-25发布2019一02-01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
Q/SY05038的本部分规定了油气管道监控与数据采集系统(SCADA系统)设计、集成、测试.验收和运行维护的技术要求。
本部分适用于油气管道SCADA系统设计、建设、运行和雏护管理。
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。
GB/T159693可编程序控制器第3部分：编程语言
GBT22239信息安全技术信息系统安全等级保护基本要求
GBT32202油气管道安全仪表系统的功能安全评估规范
GB/T32203油气管道安全仪表系统的功能安全验收规范
IEC60870-5-104遥控设备和系统第5-104部分：传翰协议(Transmission pre0 cols-Network access for IEC 60870-5-101 using standard transport profiles)
IEC60947低压开关和控制设备总则(Low-voltage switchgear and controlgear)
IEC609g9连接器件钥导线有螺纹和无螺纹的线夹部件的安全要求(Connecting devices-Safety requirements for screw-type and screwless-type clamping units for electrical copper conductors)
3术语，定义及缩略语
31术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1.1
调度控制中心control center
监控各油气管道的生产过程，进行生产运行、调度、管理的中枢。
3.1.2
主控中心nain control center
监控各油气管道输送，进行生产运行、调度、管理的主用中枢。
3.13
备控中心backup control center
监控各油气管道输送，进行生产运行、调度、管理的备用中枢。当主调度控制中心发生故障时。能立即接管其监控功能。

3.1.4
分控中心subcontrol center
油气管道区域控制中心，监控区域性油气管道的生产过程，进行生产运行、调度、管理的中枢。
3.1.5
中控系统center control system
由位于调度控制中心的硬件、软件和通信网铬组成的控制系统，实现油气管道生产过程监视、控制及管理功能。
3.1.6
站控制系统station control system
对工艺站场的生产过程，工艺设备及辅助设施实现生产过程监视、控制及管理功能控制的系统。
3.1.7
安全仪表功能safety instrumented function
为了防止，减少危险事件发生或保持过程安全状态，用一个或多个测量仪表、逻辑控制器、最终元件及相关软件等实现的安全保护功能或安全控制功能。
3.1.8
安全完整性等级safet灯integrity level
安全功能的等级。
注：安全完整性等级由低到高分别设为SL】一SL4。

3.1.9
紧急停车emergency shutdown
当生产过程出现紧急情况时，能在允许的时间内做出响应，及时地发出联锁保护信号，使受控设备紧急停止运行，对管道或现场设备进行安全保护。
3.1.10
水击保护程序surge protection program
对管道、设备进行超前保护的措施。
3.1.11
冗余redundancy
用两个或多个相同的模块或部件实现系统的容情性。当其中正在工作的模块或部件出现枚障时，它所承担的工作由其他正常部件来接替。
3.1.12
数据归档data archiving
监控与数据采集系统数据处理的一个功能。通过使用该功能，能够按照某些预先定义的数据管理程序将数据录人到历史数据岸中。
3.1.13
中间数据库平台middle database platform
SCADA系统生产专网与企业信息网络之间的数据缓冲隔离层，作为企业信息网铬应用系统获取SCADA生产数据的唯一数据源。
3.1.14
物理隔离装置physical isolation device
一种在电路上切断网络之间的链路层连接，并能够在网络间进行安全适度的应用数据交换的网络安全设备。3.1.15
单向隔离装置one-way physical isolation device
通过采用单向传输技术，实现数据从安全级别高的网铬向安全级别低的网络单向流动的网路安全设备。
3.1.16
报警alarm
通过声、光或两者一起的博断续变化以便达到引起注意的方法，发出有异常状态存在的信号的设备或功能。
3.1.17
事件event
可以被系统识别的操作和信总。
3.1.18
一级画面the first level diagram
显示管网系统综合信息画面，主要有管网总览图、管网综合表等。
3.1.19
二级画面the second level diagram
显示单条或多条管道系统信息的图形或数据表格画面。
3.1.20
三级画面the third level diagram
显示单座站或合建站场的工艺流程、设备状态及运行参数的图形和表格。
3.1.21
四级画面the fourth level diagram
显示设备控制、逻辑操作及数据信息的弹出百面。
3.1.22
梯形图ladder diagram
一种PLC程序编制工具，借助标准化的图形符号使PC能够检测和修改数据。这些图形符号以类似于继电器梯形逻辑图的“梯级”方式在网络中布局。梯形图网铬的左边和右边以电源轨线为界。
3.1.23
任务tsk
为周期执行或触发执行一组相关的程序组织单元而提供的执行控制元素。
3.1.24
连续任务continuous task
一种连续运行的任务，每当该任务的最后一个程序完成时将重新启动程序的执行。
3.1.25
周期性任务periodic task
按照指定时间间隔来触发的任务，一旦时间间隔的时间到。任务将被触发井执行它的程序。
3.1.26
数字量翰入digital input
离散的、不连续的数字量的输人。
3.1.27
模拟量翰入analog input
连续变化的物理量输入。
3.1.28
中间变量ntermediate variable
计算机逻辑运算过程中产生的不显示或不对执行机构产生控制作用的变量。

3.1.29
工厂验收测试factory acceptance test(FAT）
在SCADA系统装箱发运工程现场进行安装前，为验证系统硬件/软件配置正确、系统功能齐全、系统性能符合设计文件规定所进行的测试。
3.1.30
现场验收测试site acceptance test(SAT)
在SCADA系统安装完成后，在工厂验收测试的基础上，加上现场检测仪表和受SCADA系统控制的设备一起，为检验SCADA系统完整性和逻辑解决方案正确性等所进行的全面测试。
3.1.31
交接验收acceptance of hand-ower
建设单位将SCADA系统设备使用权移交到运行管理单位所做的验收工作，以现场验收测试为主要内容。
3.1.32
峻工险收check and acceptance of project
项目建设的最后一道手续，是全面考核项目建设成果的重要环节，是项目由建设转入正式生产，办理固定资产移交手续的标志。
3.2缩略语
下面缩略语适用于本文件。
SCADA:监控与数据采集(supervisory control and data acquisition)
PLC:可编程序控制器(programmable logic controller)
RTU:远程终错单元(remote terminal unit)
SIS:安全仪表系统(safety instrumented system)
SlL：安全完整性等级(safety integrity leve)
ESD:紧急停车(emergency shutdown)
LO:输入/输出(inpu/output)
DDN:数字数据网铬(digital date network)
CIP:通用工业协议(common industrial protocol)
HMI:人机界面human machine interface)
OP℃：用于过程控制的OLE以对象连接与嵌入)(OLE for process control)
BGP:边界网关协议(border gateway protocol)
IGP:内部阿关协议(interior gateway protocol)
DC:诊断覆盖率(diagnostic coverage)
FAT:工厂验收测试(factory acceptance testing
PE:可编程电子(programmable electronics)
P&lD：管道及仪表流程图(pipe and instrument diagram)
SAT:现场验收测试(site acceptance test)
4系统设计
4.1一般要求
4.1.1管道SCADA系统由位于调度控制中心的中控系统、分布在沿线工艺站场的站控制系统，阀室的RTU系统及数据传输网铬组成，如图1所示。
4.1.2中控系统与站控制系统.RU系统之间的数据通信宜采用odbus TOPIP.P或FC6080-5-104协议。
4.1.3中控系统与站控制系统.RTU系统之间通过广域网连接，中心与站场之间的通信链路冗余配置且能够自动切换，通信煤介通常采用光通信、卫星通信或DDN等。
4.1.4 SCADA系统全线时钟应保特一致。
4.1.5 SCADA系统应具备中控、站控、就地三种操作模式，操作权切换无扰动。通常由中控系统对管道进行统一监控、调度和管理，当中控系统或数据传输网络故障时，由站控制系统接管控制权来完成各站工艺过程的控制：在站控制系统故障的状况下，进行就地操作。
4.1.6主控中心、备控中心设置的主要功能相同。主控中心、备控中心应具有切换功能，主控中心应具备下达允许和终止备控中心操作的权限。
4.1.7中间数据库平台是SCADA系统向生产应用系统提供生产数据的专用平台，中间数据库平台应部署安全隔离设备，以确保SCADA系统安全。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1669.1-2014
油气管道发电机组操作维护规程
第1部分：柴油发电机组
Regulation for operation maintenance of generators of oil and gas pipeline-Part 1:Diesel generator

2014-08-22发布2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1669的本部分规定了往复式内燃柴油发电机组的运行操作检查和维护保养的要求。
本部分适用于1000kW及以下的应急备用机组，额定频率是50Hz的柴油发电机组的操作维护。
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。
GB252普通柴油
Q/SY96油气管道电气设备检修规程
3一般要求
3.1机组的运行维护人员应经过培训，了解本装置的工作原理，熟悉本部分后，才能从事相关工作。
严禁委托非专业人员代为操作。
3.2对机组的任何保护装置进行调整应报请主管部门审核批准后执行，并应做好核对和记录。
3.3发电机运行电压变动范围允许在额定电压的±5%以内。发电机连续工作的电压值不应超过额定
值的10%或低于额定值的90%。电压降至额定值的95%以下时，定子电流可略大于额定值，但不应
大于额定值的5%。
3.4发电机正常运行时，频率应保持为50Hz±0.2Hz。
3.5发电机额定功率因数一般为0.8，不宜超过0.95，禁止进相运行。
3.6发电机组每月应至少启动一次，空载运行15min.
3.7在线式备用机组每半年应带负载运行一次，运行15min。
3.8蓄电池应有防冻措施，以保证低温条件下的正常运行。
3.9使用备件时只能使用同一类型或被认可的部件。
3.10严格按照机组操作手册和有关附属部件的使用说明中规定的内容及周期进行维护和检修。

4运行操作
4.1启动前的检查
4.1.1首次启动柴油发电机组（以下简称机组），在启动前应进行启动前检查。
4.1,2检查确认发电机本体各部分安装完整，出线及保护、控制设备完好，所有电气开关及旋钮均
置于停机位置，“紧急停机”按钮已复位。
4.1.3检查确认润滑油液面在上线和下线之间。
4.1.4检查预热系统已投用，冷却水箱液位正常，冷却水系统无渗漏。

4.1.5检查确认机组皮带传动系统、通风设施完好。
4.1.6检查确认仪表控制系统正常，无报警。
4.1,7检查确认机组中性点接地及机壳保护接地完好。
4.1,8检查确认倒闸操作已完毕，送电无障碍，严禁机组向市电反送电。
4.1.9检查确认启动电路完好。
4.1.10初次投用或停运超过1个月后，应用500V兆欧表测量发电机冷态时定子绝缘电阻值并换算
到20℃时的电阻值，其值不得低于2M2,并不小于前次测量值的三分之一，测试不合格，应查明原
因，设法消除。
4.1.11检查确认日用燃油箱储油量充足，按照GB252选择适合环境温度的柴油型号。
4.1.12检查确认蓄电池电解液液位及密度正常，检查端电压正常，导线连接牢固，蓄电池电量充
足，充电装置良好。若无充电装置，应将蓄电池的接线柱断开，避免电池放电。
4.1.13检查确认润滑油黏度品质符合产品说明书要求。
4.1.14检查确认冷却系统正常，防止冷却系统的腐蚀、穴蚀和结垢。在寒冷地区运行应使用厂家认
可的满足环境条件下使用的防冻液。
4.1.15接通燃油，充满燃油系统各部分，首次运行或修理后应进行排气。
4.1.16调整调速器处于转速最低位置，拉动执行器上的停机拉杆操作灵活，风门开启。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/sY05038.3—2018
油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第3部分：计量及分析系统
Specification for instrumentation and automatic control of oil and gas pipelines-Part 3:Metering and analyzing systems
2018一12一25发布2019一02-01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
Q/SY05038的本部分规定了油气管道工程贸易交接计量系统包括流量计量系统及在线分析系统的工程设计、施工验收及运行维护等方面的技术要求。
本部分适用于陆上油气管道工程项目中原油、成品油，天然气、煤层气及煤制气的交接计量。
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/T1885石油计量表
GBT4756石油液体手工取样法
GBT9109.1石油和液体石油产品动态计量第1部分：一般原则
GBT91092石油和液体石油产品动态计量第2部分：流量计安装技术要求
GB/T9109.3石油和液体石油产品动态计量第3部分：体积管安装技术要求
GB/T9109.5石油和液体石油产品动态计量第5部分：油量计算
GBT13927工业阀门压力试验
GBT17287液态经动态测量体积计量系统的统计控制
GB/T17288液态经体积测量容积式流量计计量系统
GB/T17291石油液体和气体计量的标准参比条件
GBT17746石油液体和气体动态测量电和（或）电子脉冲数据电缆传输的保真度和可靠度
GB/T17747天然气压缩因子的计算
GBT18603天然气计量系统技术要求
GBT18604用气体超声流量计测量天然气流量
GB/T21391用气体涡轮流量计测量天然气流量
GB/T21446用标准孔板流量计测量天然气流量
GBT22634天然气水含量与水露点之问的换算
GBT27867石油液体管线自动取样法
SYT0043油气田地面管线和设备涂色规范
SYT5398石油天然气交接计量站计量器具配备规范
SYT6659用科里奥利质量流量计测量天然气流量
SYT6682用科里奥利质量流量计测量液态烃流量
QSY05038.2一2018油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第2部分：检测与控制仪表
IEC6O7S1工业铂电阻温度计和铂温度级感器(Industrial platinum resistance thermometers andplatinum temperature sensors)
ISOI2213天然气压缩因子的计算(Natural gas-Calculation of compression factor)
API6D管线和管道阀门规范(Specification for pipeline and piping valves)
ASME PTC I9.3混度计插f孔测试规范(Thermowells performance test codes)
AGA NO.8天然气和其他相关碳氢被体的压箱因数(Compressiblity factor of natural gas and other related hydrocarbon gases）
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
31
计量系统metering system
用于实现专门计量的全套计量仅表和其他设备。
3.2
流量计算机fow computer
计算和指示标准参比条件下的流量等参数的装置。
3.3
检定verification
依据有关计量器具的检定规程，查明和确认计量器具是否符合法定要求的程序。它包括检查、加标记和（或）出具检定证书。
3.4
校准calibration
在规定条件下，为确定别量仅器或测量系统所指示的量值，与对应的由标准所复现的量值，之间的一组操作。
3.5
实流检定或校准real-Hlow verification or calibration
在检定过程中让介质或相近介质流过被检流量仪表，并以流量标准装置或标准器具确定的标准流量为依据，评定流量仪表的准确度、稳定度等计量性能，或对流量仪表进行校准或定度，并确定其是否合格。
4计量系统
4.1基本原则
4.1.1原油、成品油、天然气、煤层气、煤制气交接计量站应由供方管理。交接计量方式由供方根烟需要选择确定，应配备满足要求的设备和仪器，计量器具操作和质量检验由供方负责，需方监护，计量数据共享。
4.1.2计量站的建设应根据交接量的规模确定计量站的类型和计量设施的配置。站岸建设及计量系统配备执行SYT5398,天然气计量系统配备还应执行GB/T18603。
4.1.3应根据现场条件和环境条件选择计量系统方案，应符合流量计安装、使用，操作和运行要求，满足计量及器具检定的需要。
4.1.4计量系统选用的计量器具应具备国家技术监督部门颁发的计量器具型式批准证书。
4.1.5计量系绕所配置的计量仪表在安装前要进行检验，投运前应检定（校准）合格，在使用过程中需要进行周期检定。

4.1.6在原油、成品油、天然气交接计量时应使用GBT17291要求的标准参比条件。标准琴比条件混度为20℃，压力为101325kPa,气体应为干基，也可采用双方所签订合同中规定的参比条件。计量系统的设计参数或显示输出的变量，均应采用国家法定计量单位。
4.1.7计量系统的设计应考虑备用回路。流量计测量管路不应设旁通支路。
4.1.8设置移动式检定装置在线检定的站场，进出站的道路设计应满足移动式流量检定装置的转弯半径和载重对道路的要求，并应符合安全距离和消防通道的要求。在检定口附近应设置仪表接线箱，用于移动式检定车接收被检流量计的相关测量信号，设置电力接线箱，用于移动式检定车的配电。
4.1.9计量系统检测仪表、流量计算机、分析攸表的供电应采用不问断电源，后备时问宜为30mn。流量计、变送器供电电源宜采用24V(DC)。
4.1.10电子数据电缆传输对于流量计数据采用脉冲方式传输时，脉冲数据传输系统的保真度和可靠度应达到GBTI7746要求的可靠度B级，
4.2输油管道计量系统
4.2.1计量系统组成
4.2.1.1输油管道计量系统应由流量计量系统和检定系统组成。
4.2.1.2流量计量仪表应由流量计、流量计算机、沮度变送器、压力变送器、压力表、温度计、密度计、流动调整器和流量调节阀等组成。
4.2.1.3工艺系统应由前，后汇管和井联的流量计测量管路组成，每条流量计测量管路应包括截断阀，过滤器/消气器、流量计前、后直管段（质量流量计除外）和双碳断排放阀等。
4.2.1.4流量计算机应采集流量、温度、压力、密度和含水量等信号，计算处理后上传至站控系统，由站控系统将相关计量数据、控制数据和状态参数上传至调控中心或业主指定区域中心。具体数据需求参见附录A输油管道计量系统数据需求表。
4.2.1.5检定系统应包括体积管、水标系统和配套的仪表。如采用移动式体积管，应设计在线检定接口。
4.21.6流量计数据采用通信方式传输时，现场累计单元应能独立工作，通信中断时不应丢失计量数据。
4.2.1.7计量系统的上、下游汇管和各支路内整体流速不应高于3ms。
4.2.2设计条件
输油计量系统应依据以下各参数的最大值，最小值和常用量进行设计：
a)体积流量或质量流量。
b)设计压力和操作压力。
c)工作温度。
d)介质的密度、含水率、黏度、蒸气压、硫含量、机械杂质含量、含蜡量、氯盐含量和润滑性等。
e)年降水量、环境温度、相对湿度等环境参数。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1669.2-2014
油气管道发电机组操作维护规程
第2部分：燃气发电机组
Regulation for operation maintenance of generators of oil and gas pipeline-
Part 2:Gas generator

2014一08一22发布2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1669的本部分规定了往复式燃气发电机组的操作、运行检查和维护保养的要求。
本部分适用于1000kW及以下的应急备用机组，额定频率50Hz的燃气发电机组的操作维护。
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。
Q/SY96油气管道电气设备检修规程
3一般要求
3.1机组的运行维护人员应经过培训，了解本装置的工作原理，熟悉本部分后，才能从事相关工作。
严禁委托非专业人员代为操作。
3.2对机组的任何保护装置进行调整必须报请主管部门审核批准后执行，并应做好核对和记录。
3.3发电机运行电压变动范围允许在额定电压的±5%以内。在特殊情况下，发电机连续工作的电压
值不得超过额定值的10%或低于额定值的90%。电压降至额定值的95%以下时，定子电流可略大于
额定值，但不应大于额定值的5%。
3.4发电机正常运行时，频率应保持为50Hz±0.2Hz。
3.5发电机额定功率因数为0.8，不宜超过0.95，禁止进相运行。
3.6备用机组宜每月至少启动一次，空载运行15min,每半年带负载运行一次。
3.7蓄电池应有防冻措施，以保证低温条件下的正常运行。
3.8使用备件时只能使用同一类型或被认可的部件。
3.9严格按照机组操作手册和有关附属部件的使用说明中规定的内容及周期进行维护和检修。
3.10完成机组的维护工作后应填写记录，并存档。

4运行操作
4.1启动前的检查
4.1.1首次启动燃气发电机组（以下简称机组），在启动前应进行启动前检查。
4.1.2检查确认发电机本体各部分安装完整，出线及保护、控制设备完好，所有电气开关及旋钮均
置于停机位置，“紧急停机”按钮已复位。
4.1,3检查确认润滑油液面在上线和下线之间。
4.1.4检查预热系统已投用，冷却水箱液位正常，冷却水系统无渗漏。
4.1.5检查确认机组皮带传动系统、通风设施完好。
4.1.6检查空气过滤器清洁，机内清洁无杂物，排气口无杂物，进气滤网畅通。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05038.2-2018
油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第2部分：检测与控制仪表
Specification for instrumentation and automatic control of oil and gas pipelines-Part 2:Detection instruments and control devices
2018-12-25发布2019-02一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
Q/SY05038的本部分规定了油气管道检测与控制仪表的设计选型技术要求、施工及验收条件验收内容、险收方法和标准、维护原则和维护技术要求。
本部分适用于新建、改建、扩建的陆上油气管道、油库等工程项目中检测与控制仪表的选型、施工验收和运行维护。
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。
GB3836.1~GB3836.17爆炸性环境
GB/T4208外壳防护等级(P代码)
GBT166572工业通信网络现场总线规范第2部分：物理层规范和服务定义
GBT17288液态经体积测量容积式流量计计量系统
GBT17289液态经体积测量祸轮流量计计量系统
GBT18660封闭管道中导电液体流量的测量电磁流量计的使用方法
GBT19326段制承插焊，螺纹和对媒支管座
GB/T20727封闭管道中流体流量的量热式质量流量计
GBT21391用气体祸轮流量计测量天然气流量
GB/T21446用标准孔板流量计测量天然气流量
GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范
JJG49弹性元件式精密压力表和真空表检定规程
JG52弹性元件式一般压力表、压力真空表和真空表检定规程
JJG130工作用玻璃液体祖度计
JJG209体积管检定规程
JJG226双金属温度计检定规程
JJG229工业铂、铜热电阻检定规程
JJG535氧化皓氧分析器检定规程
JJG544压力控制器
JG617数字祖度指示调节仅检定规程
JJG640差压式流量计检定规
JJG667液体容积式流量计检定规程
JJG693可燃气体检测报警器

JJG882压力变送器检定规程
JG971被位计检定规程
JJG1029祸街流量计检定规程
JJG1030超声流量计检定规程
JJG1033电磁流量计检定规程
JJG1037祸轮流量计检定规程
JJG1038科里奥利质量流量计检定规程
JG1121旋进旋涡流量计
SYT6658用旋进旋涡流量计测量天然气流量
SYT6659用科里奥利质量流量计测量天然气流量
SYT6682用科里奥利流量计测量液态经流量
QSY08237工艺和设备变更管理规范
ANSI/FCI70.2控制阀门阀座泄漏(Control valve seat leakage)
ASME PTC I9.3TW温度i计插f孔测试规范(Thermowells performance test codes)
ISA75.01控制阀口径计算公式(Flow equations for sizing control valves)
ISA75.I7控制阀空气动力噪声预测(Control valve aerodynamic noise prediction)
MSSSP-6l钢制阀门压力测试(Pressure testing of steel valves)
3术语、定义及缩路语
3.1术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1.1
准确度accuracy
被测量的测得值与真值间的一致程度。
3.1.2
测量范田scale
按规定精度进行测量的被测量两个值确定的区间，也叫量程。
3.1.3
检测元件sns0r
测量链中的一次元件，它将翰人变量转换成宜于测量的信号。
3.1.4
传感器detector
接收物理或化学变量（输人变量）形成的信息，井按一定的规律将其转换成同种或别种性质的输出变量的装置。
3.1.5
变送器transmitter
使被测量输出成为标准化信号的一种测量传感器。
3.1.6
检测仪表detecting and measuring instrument
用以确定被测变量的量值或量的特性、状态的仪表。

3.1.7
取源部件tap
在被测对象上为安装连接检测元件所设置的专用管件、引出口和连接阀门等元件。
3.1.8
检测点measuring point
对被测变量进行检测的具体位置，即检测元件和取源部件的现场安装位置。
3.1.9
检定verification
由法制计量部门或法定授权组织按照检定规程，通过试验提供证明来确认测量器具的示值误差满足规定要求的活动。
3.1.10
调校adjustment
为使测量器具达到性能正常、偏差符合规定值而适于使用的状态所进行的操作。
3.1.11
校准calibration
在规定条件下，为确定测量仪器或测量系统所指示的量值、实物量具或参考物质所代表的量值，与对应的由标准所复现的量值之问关系的一组操作。
3.2缩略语
下面缩略语适用于本文件。
SCADA:监控与数据深集(supervisory control and data acquisition system)
RTU:远程终指单元(remote terminal unit)
SlL:安全完整性等级(safety integrity level）
ESD:紧急停车(emergency shutdown)
EsDV:紧急关断阀(emergency shutdown valve)
4检测仪表选型技术要求
4.1一般规定
4.1.1检测仅表的种类、量程、精确度等级应根据工艺生产过程的要求和介质特性确定。检测仪表的公称压力应满足工艺过程设计压力要求。
4.1.2检测仪表及安装附件材质应满足使用环境、介质和工况要求。
4.1.3检测仪表的外壳防护等级应根据使用环境条件确定，并防护等级应符合GBT4208的有关规定。
4.1.4电气设备的防爆类型，应根据爆炸危险类别和范国，以及爆炸混合物的级别、组别确定，并应符合GB50058和GB3836.1~GB3836.17的有关规定。
4.1.5在同一工程项目中，仪表类型和规格应统一。
4.2温度检测仪表
4.2.1标度（刻度)和量程应符合下列要求：
a)温度仪表的标度（刻度）单位应采用摄氏度（℃）。
b)标度（刻度）及量程的选用，在一般情况下应与定型产品的标准系列相符。
c)温度仪表量程的选用应考虑介质温度和环境温度。

4.22就地检测仪表宜选用双金属沮度计，其选型应符合下列要求：
a)精确度等级应选用1.0级或15级。
b)祖度测量显示仪表的使用范围宜取为仪表量程的20%一90%，正常测量值宜在仪表量程的50%左右。
4.2.3远传检测仪表的选型应符合下列要求：
a)当温度检测信号需要远传时，宜选用一体化祖度变送器。
b)测量-200℃~650℃的介质温度，宜选用铠装热电阻：测量-200℃~1800℃的介质温度，宜选用铠装热电偶。
c)测量设备或管道的外壁祖度，宜选用表面热电阻（偶）。
d)要求多点测量时，宜选用多点热电阻（偶）。
e)热电阻的接线宜选用四线制。精密测量用热电阻的接线应选用四线制。
4.2.4福度计外保护套管应符合下列要求：
a)压力≤6.3MPa时，宜采用螺纹连接祖度计套管：6.3MPa<压力≤I5MPa时，宜采用法兰连接温度计套管，压力>15MPa时，宜采用焊接连接温度计套管。
b)螺纹式，法兰式套管应选316SS不锈钢材质，焊接式套管应选用与管道材质相似、具有良好可焊性的材质。
c)温度计套管应选用锻钢棒材整体加工成型，采用单端钻孔，法兰式温度计套管法兰与套管应采用双面全渗透焊接。
d)温度计套管应采用锥管形式，其长度应与铂电阻温度计配套，防止铂电阻与套管在使用中发生碰撞。
e)温度计套管实际插深长度、规格选择应经过振动频率应力计算，计算执行ASME PTC19.3Tw。
f)当管径小于DN300时，温度计套管在管道内的实际插深宜在管道的12处，管径大于或等于DN300时，温度计套管在管道内的实际插深应在75mm~1S0mm,宜控制在125mm±10mm。
g)螺纹式温度计套管配套支管座应选用与管道材质相似，具有良好可焊性的材质，采用全通径开口、开口尺寸与福度计套管配套，支管座选型执行GB/T19326。
h)法兰式温度计套管配套下法兰应选用与管道材质相似、具有良好可焊性的材质，采用一体锻造法兰短管，一增为法兰，另一端为支管焊接口。
4.3压力检测仪。
4.3.1压力仪表应采用法定计量单位：Pa(怕)、kP(千帕)和MP阳（兆帕）。
4.3.2压力测量仪表选型应符合下列要求：
a)一般测量用压力表的准确度等级宜选用1.0级、1.6级、2.5级，精密测量用压力表的准确度等级宜选用0.1级.0.16级，0.25级或04级。
b)测量稳定压力时，正常操作压力应为仪表测量量程的1/3一23：测量脉动压力时。正常操作压力应为仪表测量量程的1312，测量压力不小于4MPa时，正常操作压力不宜超过仪表测量量程的12。
4.3.3就地压力仪表选型应符合下列要求：
a)测量腐蚀性介质时，应选用时腐蚀压力表或不锈钢膜片压力表。
b)测量含有固体颗粒，粘潤液等介质时，应远用隔膜压力表，隔膜材质应根据测量介质的特性选择。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1670.1-2014
投产方案编制导则
第1部分：原油、成品油管道
Preparation guide for commission plan-Part 1:Crude oil pipelines and oil products pipelines

2014-08-22发布2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1670的本部分规定了商品原油、成品油管道投产方案的编制结构、内容和要求。
本部分适用于新建原油、成品油管道投产方案的编制，改扩建原油、成品油管道可参照执行。
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。
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
SY/T5536原油管道运行规程
SY/T6069油气管道仪表及自动化系统运行技术规范
SY/T6325输油气管道电气设备管理规范
SY/T6470油气管道通用阀门操作维护检修规程
SY/T6695成品油管道运行规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
临时设施temporary facilities
投产期间，为管道上水、排气、排水、调压等临时增加的设施。
3.2
空管投油directive pipeline commission
在原油或成品油进人管道前不填充隔离液，充入适量惰性气体进行隔离的投油方式。

3.3
充水投油pipeline commission with filling water
在原油或成品油进人管道前充人净水的投油方式。通常有管道部分充水和全线充水。
4一般规定
4.1原油、成品油管道试运投产方案编制内容应满足本部分的要求，并参照附录A编制。
4.2受建设单位委托成立投产方案编制小组。方案编制小组由建设单位、控制中心、运行单位共同
组成。
4.3现场工程保驾方案、单体设备和分系统调试方案应由建设单位编制，方案应经过编制单位审核
下发，封皮有编制人、审核人、批准人签字和编制单位盖章，并纳入投产方案附件中。

4.4控制中心投产方案应由控制中心根据投产方案编制，方案经过编制单位审核下发，封面有编制
人、审核人、批准人签字和编制单位盖章，并纳入投产方案附件中。
4.5投产方案审批通过后，由建设单位、控制中心、运行单位组织相关人员编写投产操作实施细则
及投产操作票。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1670.2-2014
投产方案编制导则
第2部分：天然气管道
Preparation guide for commission plan-Part 2:Gas pipelines

2014-08一22发布2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1670的本部分规定了天然气管道投产方案编制的内容和要求。
本部分适用于新建商品天然气管道投产方案的编制，改扩建天然气管道可参照执行。
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。
GB50251输气管道工程设计规范
GB50369油气长输管道工程施工及验收规范
SY/T5922天然气管道运行规范
SY/T6470油气管道通用阀门操作维护检修规程
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
氮气置换nitrogen displacement
用氮气将管道内的空气进行置换的过程。
3.2
天然气置换natural gas displacement
用天然气将管道内的氮气进行置换的过程。
4一般规定
4.1天然气管道试运投产方案编制内容应满足本部分的要求，并参照附录A编制。

4.2受建设单位委托成立投产方案编制小组。方案编制小组由建设单位、控制中心、运行单位共同
组成。
4.3现场工程保驾方案、单体设备和分系统调试方案应由建设单位编制，方案应经过编制单位审核
下发，封皮有编制人、审核人、批准人签字和编制单位盖章，并纳入投产方案附件中。
4.4控制中心投产方案应由控制中心根据投产方案编制，方案经过编制单位审核下发，封面有编制
人、审核人、批准人签字和编制单位盖章，并纳入投产方案附件中。
4.5投产方案审批通过后，由建设单位、控制中心、运行单位组织相关人员编写投产操作实施细则
及投产操作票。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05038.1一2018
油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第1部分：通用基础
Specification for instrumentation and automatic control of oil and gas pipelines-Part 1 General requirements
2018一12一25发布2019一02一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
Q/SY05038的本部分规定了油气管道及油库工程仪表检测及自动化控制技术中关于设备编码和图形符号、油气管道自动控制、仪表配管配线、仪表接地系统、控制系统机房等内容的技术要求。
本部分适用于陆上油气管道、油库工程攸表检测及自动化控制系统的建设和运行。
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/T2952电缆外护层
GBT50233额定电压450/750V及以下聚氟乙烯绝缘电缆第3部分：固定布线用无护套电缆
GBT9330塑料绝缘控制电线
GBT18380电缆和光缆在火馅条件下的燃烧试验
GB50093自动化仪表工程施工及质量验收规范
GB50462数据中心基础设施施工及验收规范
QSY050383油气管道仅表检测及自动化控制技术规范第3部分：计量及分析系统
QSY050384油气管道仅表检测及自动化控制技术规范第4部分：监控与数据采集系统
Q/SY05038.5油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第5部分：火灾及可燃气体检测报警系统
ANSI/ASME BI6.34法兰，螺纹和焊接增连接的阀门(Valves-Flanged,threaded,and welding end)
3术语定义及缩略语
3.1术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1.1
枢纽站hub station
多条输气管道汇集处设置的站场，通常具有相互雨气、过滤、计量，流量控制或清管等功能。工艺流程应满足计量及调压控制，站内自用气和越站的需要。
3.1.2
监控阀室monitoring&control valve station
线路截新阀为监控方式的阀室，猴断阀一般选用电液或气液执行机构，并设有温度、压力等参数检测远传仪表，该阀室采用RTU实现饲门的远程控制及其他参数的远传。

3.1.3
监视阀室monitoring valve station
线路候断阀为监视方式的阀室，截断阀一股选用电液或气液执行机构，并设有温度、压力等参数检测远传仪表，该阀室采用RTU实观阀门及其他参数的远传监视。
3.1.4
监控和数锯采集系统supervis0 ry control and data acquisition system
以多个远程终指监控单元通过有线或无线网路连接起来，具有远程监测控制功能的分布式计算机控制系统。
[GBT50823-2013,定义21.71
3.1.5
远程终端单元remote terminal unit
针对通信距离较长和工业现场恶劣环境而设计的具有模块化结构的特殊的计算机控制系统，它将末端检测仪表和执行机构与远程主控制系统连接起来，具有数据采集、控制和通信功能，它能接收主控制系统的操作指令，控制末W的执行机构动作。
[GBT50823一2013，定义21.9]
3.1.6
甚本过程控制系统basic process control system
不执行任何安全完整性等级大于或等于1级的安全仪表功能，响应过程测量以及其他相关设备其他仪表、控制系统或操作员的输入信号，按过程控制规律、算法、方式，产生输出信号实现过程控制及其相关设备运行的系统。
[GB/T50823-2013,定义21.21
3.1.7
安全仪表系统safety instrumented system
实现一个或多个安全功能的仪表系统。
[GB/T50770-2013,定义2.1.11
3.1.8
站控制系统station control system
对工艺站场的生产过程、工艺设备及辅助设随实行自动控制的系统。
3.1.9
接地earthing
将导体连接到“地”，使之具有近似大地（或代替大地的导电体）的电位。可以使地电流流人或流出大地（或代替大地的导电体）。
3.1.10
接地系统earthing system
接地线、接地汇流排、接地干线、接地汇总板、接地体的总称。
3.1.11
联合接地common earthing
使站场内各建筑物的基接地体和其他专设接地体相互连通形成一个共用地网，并将电子设备的工作接地、保护接地、逻辑接地、屏被体接地、防静电接地，以及建筑物防雷接地等共用组接地系统的接地方式。
3.1.12
工作接地perational carthing
仪表及控制系统正常工作所要求的接地。

3.1.13
保护接地protective earthing
为保护仪表和人身安全的接地，又称安全接地。
3.1.14
等电位连接equipotential bonding
将不同的电气装置、导电物体等，用接地导体或电涌保护器以某种方式连接起来，以减小雷电流在它门之间产生的电位差。
3.1.15
接地汇流排earth terminal
与接地母线相连，并作为各类接地线连接增子的矩形铜排，
3.1.16
电涌保护器surge protective devices(SPD)
用于限制规态过电压和分流电涌电流，保护电气或电子设备的器件。
3.1.17
危险区域dangerous area
爆炸性环境大量出现或预期可能大量出现，以至于要求对电气设备的结构、安装和使用采取专门措施的区域。
3.1.18
仪表管道instrumentation piping
仪表测量管道、气动和液动信号管道、气源管道和液压管道的总称。
[GB50093—2013,定义2.0.17]
3.1.19
仪表线路instrument cable line
仪表电线，电缆、补偿导线、光缆和电缆桥架、电缆导管等附件的总称。
[GB50093一2013，定义2.0.21]
3.1.20
仪表管阀件instrument valve and pipe fitting
输油气管道上连接仪表或阀门的一些零件、接头和阀门，如焊接式载止阀、内外螺纹截止阀、双阀组截止阀、卡套式终增接头、外螺纹活接头、压力表活接头、不锈钢管等。
3.2缩略语
下列缩略语适用于本文件。
BPCS:基本过程控制系统(basic process control system)
ESD:繁急停车(emergency shutdown)
PTFE:聚四氟乙埽(poly tetra fluoroethylene)
RTU:远程终端单元(emote terminal unit)
SCADA:监控和数据采集(supervisory control and data acquisition)
SCP:转速控制盘(speed control panel)
SD:停车(shutdown)
SIL:安全完整性等级(safety integrity level)
SIS:安全仪表系统(safety instrumented system)
SPD:电涌保护器(surge protective device)SQ:顺序(sequence)
UCP:压缩机组控制盘(unit control panel)
UPS:不间断电源(uninterruptable power supply）
4设备编码和图形符号
4.1设备编码
4.1.1一般规定
4.1.1.1设备的偏码应满足管道设计、范工和运行的需要。
4.1.1.2同一站场内设备编码要遵循唯一性原则。
4.1.1.3同一类型站场同一工艺区域设备的编码应保持一致。
4.1.2站场设备编码
4.1.2.1设备编码中表示被测变量和位表功能的文字代号。
SCADA系统中设备编玛所采用的文字代号按附录A编制。
4.1.2.2典型攸表的字母代号
典型仪表字母代号按附录B编制。
4.1.2.3主要工艺设备的文字代号
主要工艺设备的文字代号以大写的英文字母表示，参见附录C,附录C中未包括的设备名称，一般取设备英文单词前！~3位字母，若前！~3位字母与已有文字代号重复，可从使用单词的首字母与中间任意字母的组合，选取的字母不超过4位。
4.1.2.4设备编码原则
4.1.2.4.1设备编码应符合图1的规定。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1674.1-2014
油气管道通信系统通用管理规程
第1部分：运行质量评价

General management specification of telecommunication system for oil and gas pipelines-
Part 1:Operation quality evaluation
2014一08一22发布2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1674的本部分规定了油气管道通信系统的运行质量评价方法，包括光纤通信、卫星通信、无线路由通信、公网电路、语音交换等通信系统运行质量指标、运维管理指标、评价数据来源和评价周期。
本部分适用于油气管道通信系统运行状况和运维管理质量的评价。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
光纤通信optical fiber communication
以光波作为信息载体，以光纤作为传输媒介的通信方式。
2.2
卫星通信satellite communication
用人造地球卫星作为中继站来转发无线电波而进行的两个或多个地球站之间的通信。卫星通信系
统由卫星和地球站两部分组成。
2.3
无线路由通信wireless routing communication
利用运营商公众移动通信数据通道进行数据传输的通信方式，主要包括CDMA和GPRS。
2.4
公网电路public optical fiber communication
利用运营商的光纤通信电路进行数据传输的通信方式。
2.5
语音交换voice exchange
利用程控或软交换设备进行语音通信的通信方式。

2.6
码分多址code division multiple access(CDMA)
一种多址接人的无线通信技术。
2.7
通用分组无线业务general packet Radio service(GPRS)
GSM移动电话用户可用的一种移动数据业务。
2.8
光传送网optical transport network(OTN)
以波分复用技术为基础，在光层组织网络的传送网，是下一代的骨干传送网。
2.9
光通道数据单元0 optical channel data unit0(ODU0)

由信息净荷(OPU0,optical channel data payload unit 0)和相关开销构成的信息结构，容量为1 G bits。
2.10
同步数字系列synchronous digital hierarchy(SDH)
一套可进行同步信息传输、复用、分插和交叉连接的标准化数字信号结构等级，在光纤上进行同
步信号的传送。
2.11
资源信息resource information
油气管道通信系统的光纤资源和电路资源。
3运行质量指标体系
3.1指标构成
油气管道通信系统运行质量指标体系包括系统运行指标和运维管理指标两部分，见表1。

系统运行指标体系由1个一级指标、5个二级指标和7个三级指标构成，上一级指标由下一级指标计算得出。其中，系统总体可用度一级指标用于描述油气管道通信系统总体运行状况；光纤通信系
统可用度、卫星通信系统可用度、无线路由通信系统可用度、公网电路系统可用度和语音交换系统可
用度5个二级指标分别描述构成油气管道通信系统的5个专业子系统的整体运行情况：设备可用率、
百公里光缆可用率、SDH电路可用率、OTN电路可用率、端站可用率、主站可用率、公网电路可用
率7个三级指标分别描述相关专业子系统的分类运行状况。
运维管理指标体系由10个三级指标构成，分别用于描述运维部门在维护管理、计划管理和资源
信息维护等方面的工作质量，其中故障上报率、故障处理率、平均故障历时属于维护管理方面的工作
质量指标；设备检修率、报表上报率、报表完整率和计划作业完成率属于计划管理方面的工作质量指
标；资源信息统计完整率、资源信息更新率和资源信息维护准确率属于资源信息维护方面的工作质量
指标。
各运行质量指标的评价目标参考值参见附录A。
3.2系统运行指标
3.2.1光纤通信系统运行指标
3.2.1.1设备可用率描述及计算见表2。

4运行质量指标评价数据来源
各运行质量指标评价所需数据来源如见表25。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05037—2018
油气输送管道企业生产安全风险防控方案编制规范
Specification for risk control programs of oil gas pipeline enterprise
2018-12-25发布2019-02-01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了油气输送管道企业在生产运行阶段生产安全风险防控方案的编制原则、流程、内容、评估与修订等技术要求。
本标准适用于油气输送管道企业生产安全风险防控方案的编制。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
危害因素辨识hazard identification
识别健康、安全与环境危害因素的存在并确定其危害特征的过程。
2.2
风险评估risk assessment
用系统分析方法来识别设备运行过程中潜在的危险，确定发生事故的概率和事故的后果。
2.3
风险防控risk control
在危害因素辨识、风险评估的基础上，按照“最低合理可行”(ALARP)原则，采取预防、减缓措施削减或控制生产安全风险的过程。
2.4
方案programme
为实现油气输送管道企业生产安全目标，所编制的机构取责、资源配置、风险防控流程及保章措施的文件。
3一般要求
3.1应在生产运行阶段系统地开展危害因素辨识、风险评估。
3.2应针对风险评估结果中的不可接受风险，编制风险防控方案，并明确风险防控的重点管控对象和环节。
3.3风险防控方案应定期进行更新，生产条件和周边环境发生重大变化时应及时更新。
4编制流程
4.1成立工作组
应按照组织管理架构，梳理各层级生产安全风险防控流程。应由分管安全负责人组织成立工作组，成员包括相关业务部门和专业人员，并明确工作职责。

4.2工作准备
4.2.1方案编制前应进行资料收集、危害因素辨识和风险评估，并建立风险目录。
4.2.2资料收集包括但不限于：
a)法律法规、标准规范。
b)体系文件、规章制度。
c)组织结构、岗位设置。
d)工艺流程。
c)操作规程。
d)设备设施台账。
4.3编制方案
4.3.1应根据风险防控对象的梳理和危害因素辨识与风险评估结果，组织编制生产安全风险防控方案，风险预防与控制措箍的可靠性、针对性和有效性应依据本标准提供的方法组织验证。
4.3.2应注重方案内容系统性和可操作性，并与应急预案、投资计划等衔接。方案编制模板参见附录A。
4.4评审与发布
4.4.1应对编制完成的方案进行评审，坪审内容包括但不限于：
a)危害因素辨识和风险评估结果是否准确可信。
b)措施是否符合法律法规、标准规范和规章制度的要求。
c)措施是否使风险降到可接受程度。
d)是否产生新的风险。
e)措施是否合理，充分和可操作。
4.4.2方案评审通过后，发布并实施。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1674.2-2014
油气管道通信系统通用管理规程
第2部分：光缆线路运行维护
General management specification of telecommunication system for oil and gas pipelines-
Part 2:Operation and maintenance for optical fiber cable

2014一08一22发布2014一10-01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1674的本部分规定了油气管道通信系统光缆线路的维护巡检要求、技术指标、考核、故
障管理和安全管理等内容。
本部分适用于油气管道自建及租用光缆线路的运行维护和管理。
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。
Q/SY1674.1油气管道通信系统通用管理规程第1部分：运行质量评价
石油天然气管道保护法中华人民共和国主席令第30号(2010年)
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
光缆线路optical cable line
光缆及光缆路由上的设施包括以下三部分内容：
a)通信光缆及硅芯管。
b)杆路设施：架杆，架杆支持加固装置和保护装置，吊线和挂钩等。
c)附属设施：管孔、人孔、手孔、保护套管、标石（含监测标石）、标志桩、标志牌、宣传牌、
防雷设备、电子标识、光缆交接箱及光终端盒等。
3.2
管道同沟敷设光缆线路pipeline ditch laying optical cable line
与油气管道同路由，采取直埋、硅芯管等方式同沟敷设的光缆线路。

3.3
架空光缆线路overhead optical cable line
与油气管道同路由，采取架空方式敷设的光缆线路。
3.4
穿跨越光缆线路crossing wires optical cable line
与油气管道同路由，采取穿越或跨越隧道、涵洞、河流的光缆线路。
3.5
补网光缆线路optical cable line for mending network
油气管道光通信系统成环成网的需要，或由于其他特殊原因，采取增加部分光缆（以及增加光通
信设备)线路而完成两条或多条光缆线路互相衔接。

3.6
租用（或置换）光缆（或管孔）线路设备lease(or replacement)optical cable(or tube)line equipment
租用（或置换）的第三方光缆（以及增加光通信设备）线路或光缆管孔。
3.7
故障malfunction
各种原因导致的光缆线路中断或光缆指标低于光传输设备指标门限要求。
4总则
4.1光缆线路为石油天然气管道的附属设施，受《石油天然气管道保护法》[中华人民共和国主席令
第30号(2010年)]保护。
4.2光缆线路管理原则是“统一指导，分级管理”。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05036-2018
油气管道弱磁应力集中内检测技术规范
Specification for weak magnetic stress concentration in-line inspection of oil gas pipelines
2018-12-25发布2019-02-01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弱磁应力集中内检测的前期准备、作业程序，数据分析、数据坪价、开挖测量、检测报告提交等方面的要求。
本标准适用于陆上新建和在役钢质油气管道的弱磁应力集中内检测。
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/T7704无损检测X射线应力测定方法
GB/T26641无损检测磁记忆检测总则
GBT32073无损检测残余应力超声临界折射纵波检测方法
SYT6597油气管道内检测技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
弱磁内检测weak magnetic in-line inspection
在载荷作用下，金属工件中会产生弱磁场。通过内检测方式在管道内部检测磁场强度的变化，确定工件中的应力集中部位。
3.2
应力集中stress concentration
受力构件由于外界因素或自身因索产生微观结构晴变或者弹塑性形变而引起局部范围内应力显著增大的现象。
3.3
矫顶力coercive force
磁性材料在饱和磁化后，当外磁场退回到零时，其碰感应强度并不退到零，只有在原磁化场相反方向加上一定大小的磁场才能使磁感应强度退回到零，该磁场称为娇磁场，又称矫顽力。
4一般要求
4.1检测服务方和检测人员应具有相关资质和管道内检测行业经验。
4.2实施过漏磁内检测的管道，开展弱磁内检测的时间间隔应不小于3个月，或应保证管道近表面的周向磁场小于0.3mT。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05035-2018
油气管道惯性测绘内检测技术规范
Specification for inertial mapping in-line inspection of oil&gas pipelines
2018-12一25发布2019-02-01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惯性测绘内检测的性能指标、检测流程、数据分析、开挖验证和报告提交等有关要求。
本标准适用于直径不小于159mm油气管道的横性测绘。
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。
SYT6597油气管道内检技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
3.1
惯性测量单元inertial measurement unit
由三维正交的陀螺仪和三维正交的加速度计组成，用于测量载体的角速度和加速度，经补偿、计算得到载体的位置、速度、姿态等信息。
3.2
陀螺仪yroscope
一种角速度测量装置，用于测量载体的角速度。
3.3
加速度计accelerometer
一种加速度测量装置，用于测量载体的加速度。
3.4
管道惯性测绘pipeline inertial mapping
使用惯性测量单元测量载体的角速度和加速度，进行数据解算后，得到管道中心线空间坐标和管道曲率。
3.5
2000国家大地坐标系China Geodetic Coordinate System2000(CGCS2000)
采用2000参考椭球，原点在地心的右手地固直角坐标系，Z轴为国际地球旋转局参考极方向，X轴为国际地球旋转局的参考子午面与垂直于Z轴的赤道面的交线，Y轴与Z轴和X轴构成右手正交坐标系。
[GBT14911-2008,定义2.321

4一般要求
4.1检测服务方应具有相应的资质和管道内检行业经验。对定标点坐标进行地面测量的单位或个人，应具有相应的资质。
4.2惯性测绘内检测设备应满足以下要求：
a)惯性测量单元应与清管器、漏磁内检测器或变径内检测器等共同组成油气管道惯性测绘内检测设备，并满足管道运行压力、温度要求。
b)设备速度宜控制在1ms~5ms。
c)设备宜具有识别环焊缝的能力。
d)设备应至少安装2个里程轮。
e)惯性测量单元应具有出厂合格证明，且具有相应的震动、旋转等的测试报告。
f)惯性测量单元应进行标定，并在有效期内。
4.3惯性测绘内检测性能指标应满足以下要求：
a)定位精度：地面定标点之间的距离为1km时，定位偏差不大于±1m。
b)曲率识别精度：单次检测应识别出曲率半径小于4O0D的弯曲变形特征，重复检测应识别出曲率半径小于2500D的弯曲变形变化特征。
注：D为管道直径。
4.4对定标点坐标进行地面测量时，精度应达到厘米级。
4.5惯性测绘内检测最终数据应采用CGCS2000坐标系。数据解析过程应满足地理坐标保密要求。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY05034—2018
输气管道阀门试验场工业性检验规程
Imdustrial inspection code for valves of gas transmission pipeline
2018一12一25发布2019一02一01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了公称压力PN150或CL900,公称尺寸DN150-DN1400或NPS6-NPS56球阀.公称尺寸DN150一DN600或NPS6一NPS24旋塞阀、公称尺寸DN150一DN900或NPS6一NPS36止回阀、公称尺寸DNI50~DN600或NPS6~NPS24强制密封球阀现场工业性检验方法和评价标准。
本标准适用于公称压力PN150或CL00阀门在烟题和吕吉阀门试验场（管道介质压力不大于12MP)的工业性检验，其他试验场地可参照执行。
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。
GBT13927一2008工业阀门压力试验
GB/T30818一2014石油和天然气工业管线输送系统用全焊接球阀
AQ2012石油天然气安全规程
3术语和定义
GBT30818一2014界定的术语和定义适用于本文件。
4检验项目
4.1球网检验项目内容如下：
a)压力平衡状态下被检验阀门开关动作测试。
b)阀门双载断与泄放结构(DBB)密封性检查。
c)阁门双隔离与泄放结构(DIB-1)密封性检查。
d)现场压力条件下进行全压差开关检险。
e)全压差开关后复核检验：全压差开关检验合格后，双截断与泄放结构(DBB)和双隔离与泄放结构(DIB-1)密封性复核检查。
4.2强制密封球阀检验项目内容如下：
a)压力平衡状态下被检验阀门开关动作试。
b)正向全压差开关检验。
c)被检验阀门正向密封检测。
d)反向全压差开关检验。
e)阀门反向密封检验。

4.3旋塞阀检验项目内容如下：
a)压力平衡状态下被检险阀门开关动作测试。
b)全压差开关检验及阀门密封检测。
c)注脂检验。
4.4止回阀检验项目内容如下：
a)启闭性能测试。
b)阀门密封检测。