Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1484-2012
压缩天然气加气母站试运投产技术规范
Specifications for compressed natural gas station start-up

2012一07一03发布2012一09一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了压缩天然气加气母站（以下简称CNG加气母站）试运投产的必备条件和准备、置
换和试运、整体试运投产、数据记录和投产资料整理与归档等内容和要求。
本标准适用于CNG加气母站的投产，CNG标准站和子站可参照执行。
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。
GB17167用能单位能源计量器具配备和管理通则
GB17820天然气
GB18047车用压缩天然气
GB50028一2006城镇燃气设计规范
GB50057建筑物防雷设计规范
GB50156一2002汽车加油加气站设计与施工规范
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
CJJ33城镇燃气输配工程施工及验收规范
CJJ51一2006城镇燃气设施运行、维修和抢修安全技术规程
SY/T0043油气田地面管线和设备涂色规范
SY/T0086阴极保护管道的电绝缘标准
SY/T090油气田及管道仪表控制系统设计规范
SY/T6069油气管道仪表及自动化系统运行技术规范
SY/T6340防静电推荐做法

3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
压缩天然气compressed natural gas(CNG】
压缩到压力大于或等于10MPa且不大于25MPa的气态天然气。
GB50028一2006，定义2.0.28
3.2
压缩天然气加气母站gas primary filling station
可为车载储气瓶充装压缩天然气的压缩天然气加气站。
[GB50156一2002，定义2.0.17]

3.3
压缩天然气加气标准站gas standard filling station
以管道天然气为气源，为汽车进行加气作业的压缩天然气加气站。
3.4
压缩天然气加气子站gas secondary filling station
用车载储气瓶运进压缩天然气。为汽车进行加气作业的压缩天然气加气站。
[GB50156一2002，定义2.0.18]
3.5
间接置换indirect purging
采用惰性气体或水置换燃气设施中的空气后，再用燃气置换燃气设施中的惰性气体或水的过程：
或采用惰性气体或水置换燃气设施中的燃气后，再用空气置换燃气设施中的惰性气体或水的过程。
[CJJ51一2006，定义2.0.15]
4试运投产必备条件和准备
4.1投产前工程验收
4.1,1进站管道应符合GB50369或CJJ33的规定。
4.1.2站内工艺管道工程验收应符合GB50540的规定。
4.1.3站内地面管线和设备涂色应符合SY/T0043的规定。
4.1.4站内防雷防静电接地应符合GB50057和SY/T6340的规定。
4.1,5阴极保护系统的测试工作应符合SY/T0086的规定。
4.1.6站内天然气浓度检测报警系统应符合GB50028的规定。
4.1.7站内仪表及自动化系统应符合SY/T0090和SY/T6069的规定。
4.1.8站内计量器具的配备应符合GB17167的规定。

4.2投产手续办理
4,2,1工程交工验收单由建设、设计、监理、施工等四家单位共同签字确认并盖章。
4.2.2复核燃气经营许可文件，土地规划证书、使用许可证书，安全预评价报告批复，环境预评价
报告（表）批复，并取得地方政府有关部门关于试运投产的许可文件。
4.2.3防雷检测合格报告、消防验收合格意见书。
4.2.4压力容器、压力管道等特种设备办理登记和使用许可手续。
4.2.5强检设备、仪器仪表检定合格证书（除加气机流量计外）。
4.3相关协议签订
4,3.1应与供气、用气单位签订供气合同。
4.3.2应与通信服务部门签订协议，保证站内通信系统畅通。
4.3.3应与当地供水部门签订供水、消防用水协议，保证站内用水量需求。
4.3.4应与当地供电部门签订供电协议，保证站用电需求。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1156.20-2011
原油管道工艺运行规程
第20部分：新大原油管道
Operating regulation for crude oil pipeline-Part 28:XinDa crude oil pipeline

2011-09一29发布2011一12-01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1156的本部分规定了新港至大连石化（包括新大一线、新大二线）输油管道（新大原油
管道)输送工艺运行参数、流程操作等方面的要求。
本部分适用于新大原油管道的工艺运行与管理。
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。
SY/T5536原油管道运行规程
3一般规定
3.1单体设备的运行操作与维护，按照单体设备的操作规程执行。
3.2工艺运行操作和运行参数控制按本部分的规定执行，运行控制参数的变更经批准后实施。
3.3输油设备应处于完好状态，在进行大修、故障检修、定期维护保养时要书面申请中心调度同意
后，在规定的时间内完成。
3.4本部分是依据新大原油管道现状而编制的，若管道经更新改造或所输原油性质发生变化不能执
行本部分规定时，应及时提出修改意见，经批准后执行。
3.5当输送油品的凝固点高于或等于地温时，应采用加热输送。
3.6当输送油品的凝固点低于地温时，宜采用常温输送。
3.7新港站油罐每年11月至次年5月应储备凝固点不高于-20℃的原油40000t,每年6月至9月应
储备凝周点不高于0℃的原油40000t。
3.8停输状态下，应采用凝固点低于地温的原油启输。
3.9停输前，应输送凝固点低于地温的原油置换出管线内凝固点高于地温的原油。
3.10全线自然概况参见附录A。

4工艺运行参数控制
4.1进、出站压力
各站进、出站压力允许最高压力值见表1。
4.2进、出站温度
4.2.1各站出站温度不高于70℃。
4.2.2各站进站原油温度应不低于所输送原油凝点3℃以上。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1156.22-2014
原油管道工艺运行规程
第22部分：庆铁三线原油管道
Operating regulations of crude oil pipelines-Part 22:The third Daqing-Tieling crude oil pipeline

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/SY1156的本部分规定了大庆至铁岭$813原油管道（以下简称庆铁三线）加热输送大庆、吉
林原油（以下简称庆吉油）工艺运行参数控制、流程操作原则及异常情况处理等方面的内容。
本部分适用于庆铁三线原油管道的运行与管理。
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。
SY/T5536原油管道运行规程
SY/T5921立式圆筒形钢制焊接油罐操作维护修理规程
SY/T6382输油管道加热设备技术管理规范
SY/T6470油气管道通用阀门操作维护检修规程
3一般规定
3.1工艺流程的操作原则按照SY/T5536执行。
3.2单体设备按照以下单体设备操作规程执行：
a)输油泵机组操作按照离心式输油泵机组操作维护修理规程执行。
b)阀门的操作按照SY/T6470执行。
c)清管器的操作按照SY/T5536执行。
d)加热炉的操作按照SY/T6382执行。
e)储油罐的操作按照SY/T5921执行。
3.3各站出站压力不应高于最高允许出站压力值，按照本部分的规定执行。
3.4庆铁三线控制方式采用三级控制，具备中心控制、站控控制和现场手动控制功能。
3.5若在运行的输油管道上进行新工艺、新设备的试验，其工艺运行参数及操作程序不能执行本部分时，应提前向有关部门申报实施方案，经批准后方可进行。
3.6本部分是依据管道现状而编制的，若管道经更新改造或所输原油性质发生变化不能执行本部分
时，应及时提出补充修改意见，报经有关部门批准后方可实行。
4控制参数
4.1进、出站压力及保护定值
4.1,1各站低压阀泄压定值见表1。
4.1.2各站进站压力高全线停输值见表2。
4.1.3各站最高允许出站压力值见表3。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1157.1-2015代替Q/SY1157.1一2009
天然气管道工艺运行规程
第1部分：西气东输管道
Operation regulations for gas pipelines-Part 1:West-east gas pipeline

2015一08一04发布2015一11一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1157的本部分规定了西气东输管道输送工艺与控制方式、运行控制参数、工艺流程操作
原则、管道运行管理要求、输气计划的执行与运行方案的制定和审批，清管、排污、放空、调压装
置、压缩机组的操作原则以及储气库注采气要求及管道运行中的故障判断、处理方法等。
本部分适用于西气东输管道运行，包括西气东输管道干线、支干线及支线、冀宁联络线及支线、
淮武联络线。
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。
GB17820天然气
SY/T5922天然气管道运行规范
SY/T6889管道内检测
Q/SY30天然气长输管道气质要求
Q/SY153输气站管理规范
Q/SY 202天然气管道运行与控制原则
3一般规定
3.1输气管道工艺控制原则应符合Q/SY202中的有关要求，单体设备的操作应按该设备的操作规
程或作业指导书执行。
3.2若管道实际状况发生改变而不能执行本部分时，由运行单位根据设计文件提出修改补充意见或
相关运行操作程序，并经确认后执行。
3.3控制权限的切换应经过中心调度同意。

4控制与操作原则
4.1管道控制模式
管道运行控制分为中心控制、站控控制、就地控制三种模式。
4.2调度管理
输气管道工艺流程的正常操作与切换，实行集中调度，统一指挥。当站场发生严重泄漏、火灾、
爆炸等紧急情况时，ESD系统启动，站场值班人员应在第一时间向中心调度汇报。

4.3流程切换
4.3.1流程切换前应经调控中心调度同意，依据相关作业指导书进行操作。
4.3.2流程切换前应确认流程无误，实际操作时宜有专人监护。
4.3.3流程切换宜遵循“先开后关”的原则。操作具有高低压衔接部位的流程时，应先导通低压部
位，后导通高压部位：反之，先切断高压部位，后切换低压部位。
4.3.4机组切换宜遵循“先启后停”的原则。
4.4球阀操作
操作球阀时，应全开或全关；在前后差压大于0.5MP时，宜平衡阀门前后压力，再打开球阀。
4.5分输调压装置操作
4.5.1分输调压及计量装置应有备用支路，当主路调压装置出现故障时，能够顺利切换到备用支路
调压装置。
4.5.2分输调压装置按照设定压力从高到低的顺序，依次为安全截断阀、监控调压阀、工作调压阀
或安全截断阀（双阀）、工作调压阀。
4.5.3安全截断阀紧急截断后，现场人员应查明原因并及时复位。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1157.3-2015代替Q/SY1157.3一2009
天然气管道工艺运行规程
第3部分：陕京天然气管道
Operation regulations for gas pipelines-Part 3:Shanxi-Beijing gas pipeline

2015一08一04发布2015一11一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1157的本部分规定了陕京天然气管道输送工艺与控制方式、运行控制参数、工艺流程操
作原侧、管道运行管理要求、输气计划的执行与运行方案的制定和审批，清管、排污、放空、调压装
置、压缩机组的操作原则以及储气库注采气要求及管道运行中的故障判断、处理方法等。
本部分适用于陕京天然气管道系统，包括陕京一线、陕京二线、陕京三线、储气库配套管线、永
唐秦管道、唐山液化天然气外输管道和压缩机维检修支线。
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。
GB17820天然气
SY/T5922天然气管道运行规范
SY/T6889管道内检测
Q/SY30天然气长输管道气质要求
Q/SY 153输气站管理规范
Q/SY202天然气管道运行与控制原则
3一般规定
3.1输气管道工艺控制原则应遵循Q/SY202中的有关要求，单体设备的操作应按该设备的操作规
程或作业指导书执行。
3.2若因管道实际状况发生改变而不能执行本部分时，由运行单位根据设计文件提出修改补充意见
或相关运行操作程序，并经确认后执行。
3.3控制权限的切换应经过中心调度同意。
3.4本部分未注明的压力均为表压。

4控制与操作原则
4.1控制模式
管道运行控制分为中心控制、站控控制、就地控制三种模式。
4.2调度管理
输气管道工艺流程的正常操作与切换，实行集中调度，统一指挥；当站场发生严重泄漏、火灾、
爆炸等紧急情况时，ESD系统启动，站场值班人员应在第一时间向中心调度汇报。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1157.6-2010
天然气管道工艺运行规程
第6部分：轮库天然气管道
Operating regulations for gas pipeline-Part 6: Lunnan-Korla natural gas pipeline

2010一04-02发布2010一06一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1157的本部分规定了轮库天然气管道输送工艺与控制原则、运行控制参数、管道运行管
理、清管作业及异常运行情况的判断与处理等。
本部分适用于轮库天然气管道。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过Q/SY1157的本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文
件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分
达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于
本部分。
GB17820天然气
SY/T5922天然气管道运行规范
Q/SY30天然气长输管道气质要求
Q/SY153输气站管理
3一般规定
3.1输气工艺运行中单体设备的操作应按该设各的操作规程或作业指导书执行。
3.2若管道实际状况发生改变而不能执行本部分时，由运行单位提出修改意见按照程序报批。
3.3控制权限的切换应经过中心调度同意。

4控制与操作原则
4.1管道控制模式
管道运行控制具有中心控制、站控控制和就地控制三种方式，宜采用中心控制或站控控制为主。
4.2流程切换
4.2.1工艺流程的操作与切换，应实行集中调度，统一指挥。任何人未经调度同意，不应擅自进行
操作。当出现火灾、爆管、自然灾害危及人身、设备安全等紧急情况时，可先应急处置，操作完毕后
及时向中心调度汇报。
4.2.2流程切换前后应确认流程无误，按操作票进行操作，操作时现场宜有人监护。
4.2.3工艺流程操作宜“先开后关”。
4.3阀门
操作球阀或闸阀时，应全开或全关，对两端差压较大的球阀、闸阀，应先通过旁通平衡前后两端
压力，再开主阀。
4.4分输调压装置
调压装置压力设定由高到低，顺序依次为安全截断阀、工作调压阀。
4.5排污和放空
4.5.1应根据气质、投产时间长短、站场所处位置、输气量等情况决定排污周期。

4.5,2放空或排污操作时，应全开闸（球）阀，用节流截止放空阀（阀套式排污阀）控制放空（排
污)流量，防止管道振动过大。
4.5.3旋风分离器排污前，应先关闭进、出口球阀，然后放空降压，压力宜不高于1.0MP,再进
行排污。
4.5.4站外管线放空应安排人员警戒。
4.5,5放空管或排污池周围50m范围内不应有车辆和行人，宜选择工艺场站处于上风口时进行。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1157.8-2015代替Q/SY1157.8-2010
天然气管道工艺运行规程
第8部分：涩宁兰天然气管道
Operation regulations for gas pipelines-Part 8: Sebei-Xining-Lanzhou gas pipeline

2015-08一04发布2015一11一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1157的本部分规定了涩宁兰天然气管道一线和二线的输送工艺与运行控制方式、运行控
制参数、工艺流程操作原则、管道运行管理、清管作业及异常情况的判断与处理等。
本部分适用于涩宁兰天然气管道的运行操作。
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。
GB17820天然气
SY/T5922天然气管道运行规范
SY/T6889内检测规范
Q/SY30天然气长输管道气质要求
Q/SY 153输气站管理规范
Q/SY 202天然气管道运行与控制原则
3一般规定
3.1输气管道工艺控制原则应遵循Q/SY202中的有关要求，单体设备的操作应按该设备的操作规
程或作业指导书执行。
3.2若管道实际状况发生改变而不能执行本部分时，由运行单位根据设计文件提出修改补充意见或
相关运行操作程序，并经确认后执行。
3.3本部分控制权限的切换应经过中心调度同意。
3.4未注明的压力均为表压。

4控制与操作原则
4.1控制方式
管道运行控制分为中心控制、站控控制、就地控制三种模式。
4.2调度管理
输气管道工艺流程的正常操作与切换，实行集中调度，统一指挥。当站场发生严重泄漏、火灾、
爆炸等紧急情况时，ESD系统启动，站场值班人员应在第一时间向中心调度汇报。
4.3流程切换
4.3.1流程切换前应经中心调度同意，依据相关作业指导书进行操作。

4.3.2流程切换前应确认流程无误，实际操作时宜有专人监护。
4.3.3流程切换宜遵循“先开后关”的原则。操作具有高低压衔接部分的流程时，应先导通低压部
位，后导通高压部位：反之，先切断高压部位，后切断低压部位。
4.3.4机组切换宜遵循“先启后停”的原则。
4.4球阀操作
操作球阀时，应全开或全关；在前后差压大于0.5MP时，宜平衡阀门前后压力，再打开球阀。
4.5分输调压装置操作
4.5.1分输调压及计量装置应有备用支路，当主路调压装置出现故障时，能够顺利切换到备用支路
调压装置。
4.5.2分输调压装置按照设定压力从高到低的顺序依次为安全截断阀、监控调压阀、工作调压阀或
安全截断阀（双阀）、工作调压阀。
4.5,3安全截断阀紧急截断后，现场人员应查明原因并及时复位。
4.6压缩机组运行
4.6.1压缩机组匹配方案应依据运行方案确定。机组控制原则是机组进出口压力及温度不超限，机
组运行时尽量成少启停操作。
4.6.2对于多机组站场，当单台机组运行时间达到10000后，应合理安排机组错时运行，同站机组
间的运行时数差距不应低于4000h,相邻场站的压缩机组运行时数差距不宜低于4000h。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1157.10-2011代替Q/SY1157.10一2008
天然气管道工艺运行规程
第10部分：中沧天然气管道
Operation regulations for gas pipeline Part 10: Zhong Cang gas pipeline

2011-09-29发布2011一12-01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1157的本部分规定了中沧天然气管道工艺运行参数的控制范围、工艺操作原则、运行管
理、清管操作、异常工况的判断及处理方法。
本部分适用于中沧天然气管道的运行与管理。
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。
GB17820天然气
SY/T5922天然气管道运行规范
SY/T6597钢制管道内检测技术规范
Q/SY30天然气长输管道气质要求
Q/SY153输气站管理
3一般要求
3.1单体设备的操作应按设备的操作规程或作业指导书执行。
3.2若实际状况发生改变时，应根据设计文件提出修改补充意见并经批准后执行。

4控制与操作原则
4.1运行控制
运行控制分为三级：中心控制、站控控制、就地控制。中沧天然气管道以就地控制为主。
4.2输气工艺
4.2.1中沧天然气管道全线设10座工艺站场和11座线路截断阀室，参见附录A。
4.2.2中沧天然气管道通过恩城站接收冀宁联络线来气，通过调压计量后，向中沧线供气。
4.2.3各分输站通过控制压力或控制流量向用户供气。
4.3流程切换
4.3.1工艺流程的操作与切换，实行集中调度，统一指挥。
4.3.2首、末站及分输站进行流程切换前，应与供用气单位做好协调工作。
4.3.3流程切换应执行操作票。切换完成后应及时检查设备状况及运行参数。
4.3.4切换高低压衔接的流程时，应先导通低压部分，后导通高压部分；反之，先切断高压，后切断低压。
4.3.5开关阀门应缓开缓关。对两端压差较大的球阀、闸阀，宜先平衡前后两端压力，再开主阀。
4.4调压装置压力设定顺序
调压装置压力设定顺序依次为安全切断阀、监控调压阀、工作调压阀。
4.5放空和排污
4.5,1干线放空时应进行警成。应根据放空量、风速、风向及周边环境确定是否点火。
4.5.2放空或排污时，应先全开球阀，再用节流截止放空阀（阀套式排污阀）控制放空（排污）流
量，应缓慢开启阀门。
4.5.3放空或排污时，放空立管或排污池周围50m范围内不应有车辆、行人和明火作业。
4.5.4应定期排污，冬季每半月至少排污一次，夏季每月至少排污一次。
4.5.5可离线排污的设备排污时，应先关闭其进、出口阀，放空降压小于或等于1.0MPa,再进行排污。
4.5.6排污前，应确认排污池内水面高于排污口50mm。排污时，宜在工艺场站处于上风向时进行。
4.5.7排污过程中，待排污管内没有液体、杂质后方可关闭排污阀。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1157.15-2013
天然气管道工艺运行规程
第15部分：长长吉天然气管道
Operation regulations for gas pipeline-Part 15 Chang-Chang-Ji gas pipeline

2013一07一23发布2013一10一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
QSY1157的本部分规定了长长吉天然气管道的控制与操作原则、运行参数控制、运行管理、清
管作业、异常工况判断与处理等技术要求。
本部分适用于长长吉天然气管道的工艺运行与管理。
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。
GB17820天然气
SYT5922天然气管道运行规范
Q/SY30天然气长输管道气质要求
Q/SY153输气站管理
3一般规定
3.1输气工艺运行中单体设备的操作应按该设备操作规程或作业指导书的规定执行。
3.2若管道实际状况发生改变而不能执行本部分时，由运行单位提出修改意见按照程序报批后执行。
3.3长长吉管道为二级调控管道，由长春输油气分公司调度室调控管理，接受北京油气调控中心业
务监管。

4控制与操作原则
4.1控制模式
4.1.1管道运行控制模式分为中心控制、站控控制、就地控制三种模式。
4.1.2控制模式切换应在中心调度的指挥下进行。当出现通信中断、远程监控中断或现场维检修作业
需要时，在征得中心调度许可或获得中心调度授权的情况下可切换至站控控制或就地控制。
4.1.3管道宜在中心控制模式下运行。
4.2流程切换
4.2.1工艺流程的常规操作与切换，实行集中调度，统一指挥：未经中心调度同意，任何人不得擅自
进行操作。
4.2.2流程切换前应请示中心调度，依据操作票或作业指导书进行操作。
4.2.3流程切换前应确认流程无误，操作时宜有专人监护。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1176-2009
原油管道工艺控制
通用技术规定
Process control for crude oil pipeline General technical code

2009一01一23发布2009一03一15实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了原油管道工艺控制总体要求，以及控制和保护、应急控制与处理、运行管理等方面
的技术要求
本标准适用于陆上新建原油管道的工艺及自动化控制系统的设计和运行管理。改、扩建原油管道
可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有
的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方
研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
Q/SY201油气管道监控与数据采集系统通用技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
顺序输送batch transportation
多种原油用同一管道依次输送的方式。
3.2
故障保持failure hold
当阀门的驱动能源或控制信号失去时，阀门截流元件保持在当前位置。
3.3
故障关闭failure closed
当阀门的驱动能源或控制信号失去时，阀门截流元件移至关闭位置。
3.4
站控制系统station control system
对全站的输油工艺、输油设备及辅助设施实行自动控制的系统。

4，管道系统控制总体要求
4.1总体要求
原油管道应采用密闭输送方式：
输送高凝原油的管道宜采用加热、摻兑或改性输送方式：
输送不同种原油时，可采取顺序输送工艺，宜根据所输油品的物性相接近程度来确定排序：
采用顺序输送工艺的原油管道首站、中间分输/输人点及末站宜设置混油界面检测设备，混
油宜在管道终点进行切割：
原油管道控制方式宜采用调度控制中心控制、站控制室控制和设备就地控制：
原油管道应设置监视、控制、调度和管理系统：
与主要输油工艺流程切换有关的设备均应能够在调度控制中心远控操作；

能够实现管道水击超前保护：
顺序输送多种原油时，调度控制中心主计算机系统宜配置批量输送的调度计划、预测、界面
跟踪、原油切换、管道储量等实时模拟软件：
应设置可靠的数据传输主信道和备用信道；
输油站应设置工业电视监控系统，并能传输至调度控制中心。
4.2各类型站场的功能
4.2.1首站
首站具有接收来油进罐、站内循环、加压（加热）外输、压力泄放、清管器发送功能，必要时还
应具有交接计量功能
4.2.2中间（热）泵站
中间（热）泵站具有清管器接收/发送或越站、加压（加热）正输、压力（热力）越站、全越站、
压力泄放功能，必要时还应具有加热反输和泄压回注功能。
4.2.3加热站
加热站具有清管器接收/发送或越站、加热正输、热力越站、全越站功能。
4.2.4分输站
分输站具有正输、分输、调压计量、标定功能，必要时还应具有储存、发油及站内循环的功能。
4.2.5输入站
输入站应具有首站同等的功能。
4.2.6清管站
清管站具有正输、清管器接收/发送功能。
4.2.7减压站
减压站具有减压正输、压力泄放、清管器接收/发送功能，必要时还应具有泄压回注功能。
4.2.8末站
末站具有清管器接收、来油进罐、站内循环、原油转输、压力泄放、计量、标定功能。
上述输油站根据需要可设有反输功能。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1179-2009
成品油管道工艺控制通用技术规定
Process control for product oil pipeline general technical code

2009一01-23发布2009一03一15实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了成品油管道系统工艺控制总体要求，以及控制和保护、应急控制与处理、运行管理
等方面的技术要求。
本标准适用于纳入集中调度控制的陆上新建成品油管道工艺及自动化控制系统的设计和运行管
理。改、扩建成品油管道可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有
的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方
研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
Q/SY201油气长输管道监控与数据采集系统通用技术规范
Q/SY1176原油管道工艺控制通用技术规定
3术语和定义
Q/SY1176确立的术语和定义适用于本标准。
4管道系统控制总体要求
4.1总体要求
成品油管道应采用常温密闭顺序输送方式：
油品顺序输送次序应根据所输油品的物性相接近程度来安排；
管道输送批次应按管道首/末站、分输油库等罐容的接收能力确定；
管道首站罐容宜满足最大输送批量的需求；
管道油品分输时不宜分输混油；
一分输/输入支线宜采用专管专用：
油品分输和输入宜采用集中方式，且不应影响管道上下游的平稳运行；
采用顺序输送工艺的成品油管道首站、中间分输/输人点及末站宜设置混油界面检测设备

4.2各类型站场的功能
4.2.1首站
首站具有接收来油进罐、站内循环、加压外输、压力泄放、清管器发送功能，必要时还应具有交
接计量功能。
4.2.2中间泵站
中间泵站应具有清管器接收/发送或越站、加压正输、压力越站、全越站、压力泄放功能，必要
时还应具有泄压回注功能。
4.2.3分输站
分输站具有正输、分输、调压计量、标定功能，必要时还应具有储存、发油和站内循环功能。
4.2.4输入站
输入站应具有首站同等的功能。
4.2.5清管站
清管站具有正输、清管器接收、清管器发送功能。
4.2.6减压站
减压站具有减压正输、压力泄放、清管器接收/发送功能，必要时还应具有泄压回注功能。
4.2.7末站
末站具有清管器接收、来油进罐、成品油转输、混油切割、混油处理、压力泄放、计量、标定、
站内循环功能。
4.3工艺流程一般规定
站场内工艺区域编号、工艺设备代号、图形符号及文字代号规定应符合Q/SY201的有关规定；
工艺流程图中主要阀门均应有独立、固定的编号。

ICs29.060.20
CCS K 13    DL
中华人民共和国电力行业标准
DL/T2233-2021
110kV~500kV交联聚乙烯绝缘海底电缆系统预鉴定试验规范
Prequalification test specifications for AC submarine cable systems with cross-linked polyethylene insulation for 110 kV up to 500 kV
2021-01-07发布2021-07-01实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了交联聚乙烯绝像交流海底电缆系统顶鉴定试验条件技术要求、试验线路敷设要求等。
本文件适用于110kV交联聚乙烯绝缘交流海底电缆系统预鉴定试验，其他电压等级或挤包绝缘海底电缆预鉴定试修照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的内奢通社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，仅该日期对应的版率适用于本文件：不注日期的引用文作其最新版本包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T2951.11电数和光镜绝缘和护套材料通用试验方法第11部分：通用试购方法厚度和外形尺寸测量机城性式验
GB/T3048.13线电缆电性能试验方法第13部分：冲击电压试验
GB/T11017.1额定电压110kV(Um=126kV)交联聚乙烯绝缘电力电数及其附件第1部分：试验方法和
GB/T16927.1压试验技术第1部分：一般定义及试验要求
GB/T32346.1额定电压220kV(Um=252kV)交联聚乙烯绝缘大长度交流海底电缆及其附件第1部分：试轻方和要求
DL/T2060-2019额电压500kV(Um一550kV→交联聚乙烯绝缘大长度流海底电缆及附件
IEC60840额定电0kV(U=36kV)到150kV(U.=170kV)挤包绝缘电力电镜及其附件试验方法和要求[Power6 e with extruded insulation and their accessories for pated voltages above30kV(U=36 kV)up to 150 kV U=170kV)-Test methods and requirements]
EC62067额定电压150V(Um=170kV)到500kVU=550kW)挤包绝缘电力电缆及其附件试验方法和要求[Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 150 kV (U=170 kV)up to 500 kV(m550 kV)-Test methods and requirements]
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
海底电缆系统submarine cable systems
包含海底电镜本体、终端和各种不同类型接头的电缆系统。
3.2
工厂接头factory joints
在生产制造条件下制作的，用于连接交货长度大于制造长度的两段电缆的接头，连同电缆一起进行连续铠装，其定义范围为金属套焊接处加上两边电缆各1m。

3.3
修理接头repair joints
通常用于修复损伤电缆的接头，可分为软接头型和刚性两种类型。根据需要，也可以用作交货长度电缆现场安装的接头。其长度定义为接头铠装丝连接处外加上两边电缆各1m。
3.4
预鉴定试验prequalification test
在一般工业化生产基础上供应本文件所包含的一种型式海底电缆系统之前所进行的试验，以证明该成品电缆系统具有满意的长期运行性能。除非该电镜系统的材料、制造工艺、设计和设计水平有实质性政变，预鉴定试验只需进行一次。
注：实质性政变的定义为对电瞳可能产生有害影响的改变。如果有改变而申明不构成实质性改变，供应方应提供详细的例证，包括试验证明等。
3.5
预鉴定扩展试验extension of prequalification test
在一般工业化生产基础上供应本文件所包含的一种型式海底电缆系统之前，系统电缆和附件已经分别通过预鉴定试验，以验证该成品电缆系统能够满足长期安全可靠运行要求的试验。
4试验条件
4.1环境温度
除非特殊试验另有详细规定，试验应在自然环境温度下进行。
4.2工频试验电压的频率和波形
除非本文件另外指明，工频试验电压的颖率应在49Hz一61Hz内。波形应基本是正弦波形。电压值以有效值表示。
4.3雷电冲击试验电压和操作冲击试验电压的波形按照GB/T3048.13,标准雷电冲击电压波的波前时间应为1s一55，按照GB/T16927.1,半波峰时间应为50s±10u5。按照GB/T16927.1,标准操作冲击电压的波前时间为250s±50s,半波蜂时间为2500s±1500us。
4.4试验电压和额定电压的关系
试验电压为额定电压的倍数。值和试验电压值应按表1规定。

ICs29.180
CCS K41   DL
中华人民共和国电力行业标准
DL/T2225一2021
电力变压器直流去磁试验导则
Guide for DC demagnetization test on power transformers
2021-01-07发布2021-07-01实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了电力变压器铁芯去磁试验的试验要求、试验方法、判断标准等。
本文件适用于电压等级110W及以上的电万变压器直流去磁试验。
2规苑性引用文件
下列文件中的内容的规范性引用而构成本文件必不可少的条营。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版月于本文件：不注日期的引用文件，其最新版本（包：所有的修改单）适用于本文件。
GB/T50832 100kv系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DLT 393输变电设备状态检修试验规程
DLT596电力设备预防性试验规程
3术语和定义
下列术语和适用于本文件。
3.1
直流去磁DC demagnetize
采用方向交替变幅值递减的直流电流，将铁芯内利余磁酒密度消除或减小的类作。
3.2
单相双体变压器single-phase two body transformer
将两台独立变压器通部引线连接构成的单相变压器。
3.3
去磁点数demagnetization point number
去磁过程中的充电次数。
4直流去磁试验要求
4.1概述
电力变压器去磁试验，可根据下列情况开展：
a)直流电阻测量试验后，作为辅助电力变压器投运的试验项目;
b)因铁芯剩磁产生大励磁涌流导致变压器空载合何不成功时，作为辅助电力变压器投运的试验项目;
c)电力变压器绕组变形、低电压空载损耗测量等试验项目前，作为提高试验准确度的辅助试验项目。
4.2环境要求
雨、雪、大雾等恶劣天气条件下避免户外试验，雷电时不应开展试验。

4.3试品要求
电力变压器去磁试验的试品要求如下：
a)被试变压器各侧与电网的一次侧接线断开，与现场带电部分保持足够的安全距离;
b)被试变压器外壳、铁芯均应可靠接地。
4.4对试险仪器的要求
电力变压器去磁试验对试验仪器的要求如下：
a)最大控制电流不应小于1A;
b)测量电流误差不应超过±1%;
c)测试系统应配备专用测试线并具有自保护功能。

IC829.060.20
CCS K13   DL
中华人民共和国电力行业标准
DL/T2221—2021
160kV~500kV挤包绝缘直流电缆系统
预鉴定试验方法
Prequalification test specifications for extruded HVDC cable system for rated voltages from 160 kV to 500 kV
2021-01-07发布2021-07-01实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了挤包绝缘直流电缆系统预鉴定试验条件，技术要求，试验结果评判、试验中断与恢复等要求。
本文件适用于160kV一500kW交联聚乙烯挤包绝缘士流电缆。其他电压等级直流电缆、其他绝缘材料挤包绝缘直流电统和直流底电可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过中的规范性引用而构成本文件必不可少的条哉。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的原角于本文件：不注日期的引用文件，其最新版本（包摘所有的修政单）适用于本文件。
GB/T3048.13线电缆电性能试验方法第13部分：冲击电压试验
GB/T31489.1题定电压500kV及以下直流输电用挤包绝缘电力电缆系统第1部分：试验方法和要求
3术语和定义
下列术语和定适用于本文件。
3.1
试验回路tes
电缆和附件等试衬蜂同时组成的申联试验回路。
3.2
模拟回路reference cable loop
与试验回路电缆环境定全相同的参考回路，用于控制调节电缆导体电前（即电缆导体温度）及绝缘层温度分布。
3.3
电缆绝缘层温度差temperature difference of cable insulation
电缆运行工况及试验条件下，电缆绝缘层内外界面温度的差值。
注：实际应用，可用电缆导体和绝缘屏被层何的温度差代。
3.4
温度控制系统temperature control system
采用直流或交流电流对导体加热，利用水循环系统、电加热带控温等方式对电缆外护套加热或冷却，以及采用其他辅助控温设备对规定电缆段温度控制的系统。
3.5
电缆绝缘平均场强average electric field strength of cable insulation
外施电压达到稳定状态时其电压值与电缆绝缘标称厚度的比值。
3.6
电缆绝缘层空间电荷space charge in cable insulation
存在于电缆绝缘层内部区城并会改变电缆绝缘层径向电场大小的电荷。

3.7
空间电荷测量space charge measurement
利用脉冲电声法、压力波法、热阶跃法等方法，测量挤包绝缘电缆绝缘层中空间电荷分布。
3.8
空间电荷测量电缆段cable section for space charge measurement
一段剥除电缆铠装、护套，装有空间电荷测量装置并进行绝缘层温度差控制的电缆。
3.9
电缆绝缘层电场畸变率electric field distortion rate in cable insulation
基于空间电荷测量结果计算的场强最大值与电溪绝缘平均场强计算值的比值。
3.10
预鉴定试验prequalification test
按一般商业原则对一种型号电镜系统在供货前进行的试验，以证明该电缆系统具有满意的长期运行性能。
注1：除非该电缆系统的材料、制造工艺、电应力设计水平有实质性的改变，预整定试验只蓄进行一次。
注2：实质性改变定义为对电镜系统产生不利影响的改变，。如果制造商申明某些或变并未构成实质性改变，则需提供包表试验验证的详细例证。
4试验条件
4.1试验对象
预鉴定试验应包括约1O0m电缆和根据使用条件所需的完整电缆附件，如工厂接头、现场接头、电缆终端等，每种类型应至少一种，绝缘设计应符合工程实际应用需要。空间电荷测量作为可选附加试验，由用户与供应商根据实际工程需要协商确定。如需开展空间电荷测量试验，空间电荷测量电缆段可置于主回路或独立回路。预鉴定试验前应对被试电缆系统进行机械预处理。典型试验回路内试验对象布置如图1所示。电缆和附件应按照制造方规定方法安装。试验对象布置应代表安装设计的状况，如刚性固定、柔性固定、过渡区安装、埋地和空气中安装，应特别注意安装中附件的热机械效应。

4.2电缆设计热参数
电缆导体最高运行温度Tx由电缆供货商申明。电缆绝缘层内最大湿差△Tx由电缆供货商申明。
4.3电缆绝缘层温差控制方法
在规定试验条件或程序下，采用直流或交流电流对导体进行加热，利用水循环系统、电加热带控温等绝热或散热措施，使规定的电缆欧电缆绝缘层达到最大温度差。
4.4试验电压参数
试验电压参数见表1，试脸电压参数应符合GBT31489.1的规定。

ICs29.130.10
CCS K 15    DL
中华人民共和国电力行业标准
DL/T662.1-2021代替DL/T662-2009
六氟化硫气体回收装置技术条件第1部分：六氟化硫气体回收装置
Specification for SF6 gas refilling and recovery device-Part 1:SFs gas refilling and recovery device
2021-04-26发布2021-10-26实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了六氟化硫（下文以SF6表示）气体回收装置使用条件、性能参数与技术要求、设计与结构、试验、备品备件与专用丁具及附件、包装运输、储存、运优维护和安全性。SF6气体回收装置是对SF。气体进行回收、净化和贮存，并具备对电气设备气宝地真空及充入SF6气体功能的装置，可用于SF6绝缘电气设备的制使用及科研等部门。
本文件适用于采用高冷冻液化工作原理的SF6气体回收装置。
2规范性引用文件
下列文件中的内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，仅该日期对应的织活用于本文件：不注日期的引用文件，其最新版本包括有的修改单通用于本文件。
GB/T150(所有部分)压力容器
GBT191包装储运图示标志
GB/T1226一般压力表
GB/T 3768声压法测定噪声源声功率级和声能量级采用反射面上方包络津量面的简易法
GB/T4208外壳防护等级（IP代码）
GB/T11022高压交流开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB/T11023高压开关设备设备六氟化硫气体密封试验方法
GB/T13306标牌
GB/T13384机电乱包装通用技术条件
DLT603气体绝缘时闭开关设备运行维护规程
TSG21固定式压力容器安全技术监察规程
TSG ZF001安全阀安全技术监察规程
3术语与定义
3.1
净化purification
通过物理的（如过滤器、吸附剂、分子筛等）过滤方法，将SF。气体中的（水分、油污、颗粒等）杂质过滤清除，使SF。气体到达一定纯净的程度。
3.2
极限真空度ultimate vacuum
真空泵能达到的最大真空度，真空容器经充分抽真空后，稳定在某一真空度。
4使用条件
4.1正常使用条件
正常使用条件如下：

a)周图空气温度：最高40℃：最低-10℃，一25℃。
b)相对湿度：日平均值：≤95%：月平均值：≤90%。
注1：周围空气温度的最低值考虑不同地区使用环境的差异，设置了两个景低温度。
注2：周围环境空气不应有腐恤性暖可燃性气体等明显污辣。
4.2特殊使用条件
工作条件不符合4,1规定的正常使用条件时，用户应提出特殊使用要求，由供需双方协商确定。

ICs29.020
CCSK90   DL
中华人民共和国电力行业标准
DL/T646—2021代替DLT646一2012
输变电钢管结构制造技术条件
Manufacturing technical requirements for steel tubular structures of transmission line and substation
2021-01-07发布2021-07-01实施
国家能源局发布

1范国
本文件规定了输变电钢管杆、钢管塔及钢管构支架制造过程中的材料、加工、检验、包装、标识、储存和运输等要求。
本文件适用于采用热浸镀锌或热喷锌及锌合金涂层防腐处理的输变电解管结构产品，其他类似钢管结构产品可参照执行。
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。
GB/T411型六角螺母C级
GB/T95平垫医C级
GB/T229金属材料夏比摆锤冲击试险方法
GBT470锌锭
GBT699优质碳素结构钢
GB/T700碳素结构钢
GBT702热轧钢棒尺寸、外形、重量及允许偏差
GBT706热轧型钢
GBT709热轧钢板和钢带的尺寸、外形、重量及允许偏差
GBT805扣紧螺母
GB/T985.1气焊、焊条电弧焊、气体保护焊和高能束焊的推荐坡口
GB/T9852埋弧焊的推荐坡口
GB/T1591低合金高强度结构钢
GB/T2694输电线路铁塔制造技术条件
GB/T2828.1计数抽样检验程序第1部分：按接收质量限(AQL)检索的逐批检验抽样计划
GB/T2829周期检验计数抽样程序及表（适用于对过程稳定性的检验）
GB/T 3091低压流体输送用焊接钢管
GBT3098.1紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱
GB/T30982紧固件机械性能螺母
GB/T3274碳素结构钢和低合金结构钢热轧钢板和钢带
GB/T3323.1焊缝无损检测射线检测第1部分：X和伽玛射线的胶片技术
GB/T3524碳素结构钢和低合金结构钢热轧铜带
GB/T4842氩
GB/T5117非合金钢及细品粒钢焊条
GB/T5293埋弧焊用非合金钢及细晶粒钢实心焊丝、药芯焊丝和焊丝-焊剂组合分类要求
GB/T5313厚度方向性能钢板
GB/T5780六角头螺栓C级
GBT6052工业液体二氧化碳GB/T61701型六角螺母
GB/T 8110熔化极气体保护电弧焊用非合金钢及细品粒钢实心焊丝
GBT8162结构用无缝钢管
GB9448焊接与切制安全
GB/T9793热喷涂金属和其他无机覆盖层锌、铝及其合金
GB/T10045非合金钢及细品粒钢药芯焊丝
GB/T11345焊缝无损检测超声检测技术、检测等级和评定
GB/T13793直缝电焊钢管
GB/T29711焊缝无损检测超声检测焊缝中的显示特征
GB/T29712焊缝无损检测超声检测验收等级
GBT37910.1焊缝无损检测射线检测验收等级第1部分：钢、镍、钛及其合金
GB50661钢结构焊接规范
DLT284输电线路杆塔及电力金具用热浸镀锋螺栓与螺母
DLT1401输变电钢结构用钢管制造技术条件
HGT3728焊接用混合气体氢-二氧化碳
HG/T3668富锌底漆
JG/T203钢结构超声波探伤及质量分级法
B/T3223焊接材料质量管理规程
NBT47008承压设备用碳素钢和合金钢锻件
NB/T47009低温承压设条用合金钢锻件
NBT470133承压设备无损检测第3部分：超声检测
NBT47013.4承压设备无损检测第4部分：磁粉检测
NB/T47013.5承压设备无损检测第5部分：渗透检测
3术语和定义、符号
3.1术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1.1
零件part
组成部件(3.12)或构件(3.13)的最小单元，如法兰、加劲板等。
3.12
部件component
由若干零件(3.11)组成的单元，如钢管和法兰组成的焊接件等。
3.13
构件element
由零件(3.11)或由零件(3.1.1)和部件(3.12)紧固连接组成的钢结构基本单元。
3.1.4
装配assembling
按规定的精度和技术要求，将零件(3.11)连接或固定在一起成为部件(3.12)的过程。
3.1.5
试组装trial assembling
为检验钢管结构或零件(3.1,1)、部件(3.12)是否满足设计及安装质量要求进行的组装。

3.1.6
钢管杆steel pole
由单根或多根钢管主杆组成的钢管结构。
3.1.7
钢管塔steel tubular tower
主材采用钢管构件(3.13)，其他部件(3.12)用钢管或圆钢、型钢等构件(3.13)组成的空间塔架（桁架）结构。
3.1.8
钢管构支架steel tubular s知bstation structures
主柱用钢管，横梁用钢管或型钢组成的构架或钢管设备支架。
3.1.9
对接焊罐butt weld
在焊件的坡口面间或一零件(3.1.1)的坡口面与另一零件(3.1.1)表面间焊接的焊缝，也称坡口焊缝。
3.1.10
角焊缝llet weld
沿两直交或近直交零件(311)的交线所焊接的焊缝。

4总则
4.1输变电钢管结构制造及检验应符合设计文件和本文件的要求。当需要变更设计时，应征得设计单位的同意，并签署设计确认文件。
4.2采用新技术、新工艺、新材料时，应经过试验及验证评定合格，
4.3输变电钢管结构制造中所涉及角钢的加工技术要求，除本文件规定项目外，其余按GB/T2694执行。
4.4在本文件中未规定的，应符合国家和行业有关标准的规定。

高清无水印22G815图集，pdf格式，实行日期：2022年10月1日，统一编号：GJBT-1600，主编单位：北京市建筑设计研究院有限公司，中国建筑标准设计研究院（中国建筑标准设计研究院有限公司）

1编制依据
1.1本图集依据住房城乡建设部《关于印发<2014年国家建筑标准设计编制工作计划>的通知》（建质函〔2014〕119号)进行编制。
1.2本图集依据的主要标准规范：
《建筑与市政地基基础通用规范》GB55003-2021
《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011
《混凝土结构设计规范》(2015年版)GB50010-2010
《岩土锚杆与喷射混凝土支护工程技术规范》GB50086-2015
《建筑工程抗浮技术标准》JGJ476-2019
《高压喷射扩大头锚杆技术规程》JGJ/T282-2012
《锚杆检测与监测技术规程》JGJ/T401-2017
《抗浮锚杆技术规程》YB/T4659-2018
当依据的标准规范进行修订或有新的标准规范出版实施时，本图集与现行工程建设标准不符的内容、限制或淘汰的技术或产品，视为无效。工程技术人员在参考使用时，应注意加以区分，并应对本图集相关内容进行复核后选用。
2适用范围
2.1本图集适用子房屋建筑结构使用期间抗浮锚杆的设计、检测与验收。
2.2本图集抗浮锚杆按设计使用年限为50年、环境类别为二类进行耐家性设计当用于三类、四类、五类环境中或设计使用年限超过50年时，应根据使用条件及年限要求按有关标准进行耐久性设计。
2.3工程建设期间应严格进行地下水控制，有关单位应采取可靠措施确保工程建设期间建筑物抗浮稳定与工程安全
2.4本图集涉及的锚杆类型包括全长粘结型锚杆、拉力型预应力锚杆、压力型预应力锚杆、压力分散型预应力锚杆、扩体锚杆。
2.5欠固结土、膨胀土、湿陷性黄土、可液化土等特殊性岩土地基采用抗浮锚杆时，应进行专项研究和论证。
2.6锚固段不得设置在未经处理的有机质、液限4大于50%或相对密实度D小于0.33的地层中。
3其他说明
3.1本图集所标注尺寸除特别注明外，其他均以毫米(mm)为单位。
3.2本图集中“中”和“业”分别代表HPB300和HRB400级钢筋；符号“中$”表示钢绞线；符号“中T”表示预应力螺纹钢筋。
3.3本图集未尽事宜尚应符合国家现行有关标准的规定。
3.4本图集涉及筋体或浆体材料强度的公式未注明相关量纲，设计人员使用时应进行单位换算。
4详图索引方法

术语与符号

1术语
1.1抗浮锚杆anti-floating anchor
安设于岩土层中抵抗地下水对建（构）筑物所产生上浮作用力的锚杆。
1.2锚杆极限抗拔承载力ultimate anchor resistance
锚杆在拉力作用下达到锚固体与岩土体粘结界面破坏状态前或出现不适于继续承载的变形时所对应的最大轴向拉力。
1.3筋体无粘结段unbonded tendon length
锚固体中与浆体可相对滑动、能传递所承担拉力的锚杆筋体长度。
1.4筋体粘结段bonded tendon length
与浆体粘结并传递所承担拉力的锚杆筋体长度。
1.5扩体锚杆enlarged section anchor
在锚固段范围内部分断面扩大浆体横截面面积以提高抗拔承载能力的锚杆。
1.6有效锚固长度valid anchorage length
抗浮锚杆在受力作用下，实际提供抗力的锚固体长度。

设计要点

1技术要点
1.1抗浮设防水位应依据岩土工程勘察成果文件、专项咨询论证成果等选用。抗浮锚杆设计前，应复核抗浮设防水位确定时采用的设计条件，确保与最终设计条件一致。
1.2抗浮锚杆设计满足抗浮稳定要求的同时，应确保地基土满足承载力及变形控制要求。
1.3岩层锚杆锚固体直径不宜小于100mm,土层锚杆锚固体直径不宜小于150mm,等直径锚杆及非扩体段的锚杆直径不宜大于250mm。
1.4抗浮锚杆平面中心间距，等直径锚杆不应小于锚固体直径的8倍，扩体锚杆同时不应小于扩体段直径的4倍，且均不应小于1.5m。
1.5抗浮锚杆应结合基础形式、正常使用工况下抗浮锚杆受力情况等条件确定平面布置方案，以确保基础受力合理、抗浮锚杆受力均匀，避免渐进破坏。锚杆布置在满足整体抗浮稳定要求前提下，尚应充分考虑局部抗浮对地下结构底板受力及变形的影响。
1.6抗浮锚布设宜避开后浇带区域。
1.7确保抗浮铺杆达到抗浮要求的同时，应兼顾裙房或纯地下车库身主楼之间的差异变形控制。
1.8抗浮锚杆设计应计入不低于主体设计所采用的结构重要性系数。
1.9基坑肥槽回填前应清除杂物。采用分层夯实材料时压实系数不应小于0.94。在弱透水层的场地采用透水材料进行肥槽回填时，应考虑对抗浮稳定性的不利影响。
2材料
2.1锚杆材料和部件应满足锚杆设计要求，不同材料间不应产生不良的相互影响。
2.2锚杆材料和部件应符合设计要求和国家现行有关标准的规定。
2.3锚杆筋体采用的钢筋应符合下列规定：
1)应根据锚杆承载力要求选用热轧带肋钢筋或预应力螺纹钢筋，力学性能指标应符合国家现行标准《钢筋混凝土用钢第2部分：热轧带肋钢筋》GB/T1499.2、《预应力混凝士用螺纹钢筋》GB/T20065和《环氧树脂涂层钢筋》JG/T502的有关规定；
2)筋体连接均应能承受锚杆极限抗拉承载力。
2.4锚杆筋体采用的钢绞线应符合下列规定：
1)钢绞线、环氧涂层钢绞线、无粘结钢绞线应符合现行国家标准《预应力混凝土用钢绞线》GB/T5224的有关规定；
2)除修复外，钢绞线应为连续体，不得连接。
2.5压力型锚杆可采用无粘结钢绞线、热轧带肋钢筋或预应力螺纹钢筋。
2.6浆体用的水泥应符合下列规定：
1)水泥宜采用普通硅酸盐水泥或复合硅酸盐水泥，水泥性能应符合现行国家标准《通用硅酸盐水泥》GB175的有关规定，不得采用高铝水泥；
2)水泥强度等级不应低于42.5。

内容索引：

编制说明1
术语与符号
术语与符号2
设计要点
技术要点3
材料3
抗浮稳定性验算5
抗浮锚杆分类5
抗浮锚杆代号与规格6
承载力计算方法6
杆体设计8
耐久性设计9
锚固节点设计9
试验与验收

试验与验收12
选用说明
全长粘结型锚杆选用说明14
拉力型预应力锚杆选用说明15
压力型预应力锚杆选用说明16
压力分散型预应力锚杆选用说明17
全长粘结型扩体锚杆选用说明18
拉力型预应力扩体锚杆选用说明19
压力型预应力扩体锚杆选用说明20
选用表
岩层锚杆抗拔承载力特征值估算表21
土层锚杆抗拔承载力特征值估算表26
抗浮锚杆筋体选用表31
筋体粘结段长度计算表32

整体破坏时单根锚杆对应的土体自重标准值Ww选用表33
压力型锚杆锚固体受压承载力计算表34
锚固节点选用表35
节点构造
抗浮锚杆构造节点索引36
全长粘结型锚杆构造37
拉力型预应力锚杆构造40
压力型预应力锚杆构造42
截面详图43

防水构造44
封锚节点详图48
附录
附录A筋体材料基本参数表49
附录B全长粘结型锚杆设计示例50
附录C压力型预应力锚杆设计示例52
录D拉力型预应力扩体错杆设计示54
附录E岩石锚杆设计示例56
相关技术资料

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1180.2-2014代替Q/SY1180.2—2009
管道完整性管理规范
第2部分：管道高后果区识别
Specification for pipeline integrity management
Part 2:Pipeline high consequence areas identification

2014-08一22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/SY1180的本部分规定了油气管道高后果区识别准则、工作、报告及高后果区管理的要求。
本部分适用于对建设期和运营期油气管道进行高后果区识别。
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/T6621输气管道系统完整性管理
Q/SY1180.1管道完整性管理规范第1部分：总则
3术语和定义
Q/SY1180.1确立的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
地区等级class area
按管道沿线居民户数和（或）建筑物的密集程度等划分的等级，分为四个地区等级。划分标准见
附录A。
3.2
特定场所identified site
除三级、四级地区外，由于管道泄漏可能造成人员伤亡的潜在区域。包括以下地区：
a)特定场所I：医院、学校、托儿所、幼儿园、养老院、监狱、商场等人群难以疏散的建筑区域。
b)特定场所Ⅱ：在一年之内至少有50d(时间计算不需连贯)聚集30人或更多人的区域。例
如集贸市场、寺庙、运动场、广场、娱乐休闲地、剧院、露营地等。

3.3
潜在影响半径(PIR)potential impact radius
天然气管道发生事故，可能对周边公众安全造成威胁的最大半径。
3.4
潜在影响区域(PIA)potential impact area
天然气管道发生事故，依据潜在影响半径计算的可能影响的区域。
4高后果区识别准则
4.1输气管道高后果区识别准则
管道经过区域符合如下任何一条的区域为高后果区：

a)管道经过的四级地区。
b)管道经过的三级地区。
c)如果管径大于762mm,并且最大允许操作压力大于6.9MPa,其天然气管道潜在影响区域内
有特定场所的区域，潜在影响半径按照SY/T6621相应公式计算。
d)如果管径小于273mm,并且最大允许操作压力小于1.6MPa,其天然气管道潜在影响区域
内有特定场所的区域，潜在影响半径按照SY/T6621相应公式计算。
e)其他管道两侧各200m内有特定场所的区域。
f)除三级、四级地区外，管道两侧各200m内有加油站、油库等易燃易爆场所。
4.2输油管道高后果区识别准则
管道经过区域符合如下任何一条的区域为高后果区：
a)管道经过的四级地区。
b)管道经过的三级地区。
c)管道两侧各200m内有村庄、乡镇等。
d)管道两侧各50m内有高速公路、国道、省道、铁路及易燃易爆场所等。
e)管道两侧测各200m内有湿地、森林、河口等国家自然保护地区。
f)管道两侧各200m内有水源、河流、大中型水库。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1180.3-2014代替Q/SY1180.3一2009
管道完整性管理规范
第3部分：管道风险评价
Specification for pipeline integrity management-Part 3:Pipeline risk assessment

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/SY1180的本部分规定了油气管道风险评价的原则、方法、评价过程与报告编写等内容。
本部分适用于在役油气管道的风险评价。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
失效failure
造成在役管道系统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。
2.2
风险risk
潜在损失的度量，它是失效发生的可能性与其后果的乘积。
2.3
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大小，综合得到管道
风险大小，并提出相应风险控制措施的分析过程。
2.4
管段segment
作为评价单元的一段管道。

3一般原则
3.1应系统全面识别管道运行历史上已导致管道失效的危害因素，并参考类似管道的失效因素。应
对识别出的每一种危害因素造成失效的可能性和后果进行评价。
3.2风险评价方法的选取应充分考虑管道系统特点、危害因素识别结果及所需数据的完整性和数据
质量。
3.3风险评价过程中评价人员应与管道运行管理人员进行充分讨论和结合。
3.4风险评价应定期开展。当管道运行状态、管道周边环境发生较大变化时，应及时开展再次评价。
4评价方法
4.1按风险评价结果的量化程度可以将风险评价方法分为定性风险评价、半定量风险评价及定量风
险评价。企业应根据评价目的、管道数据情况、评价投入等因素选择合适的方法。
4,2评价方法中失效可能性应考虑以下影响因素：

a)腐蚀，如外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀开裂等。
b)管体制造与施工缺陷。
c)第三方损坏，如开挖施工破坏、打孔盗油（气）等。
d)自然与地质灾害，如滑坡、崩塌和水毁等。
e)误操作。
4.3评价方法中失效后果应考虑以下影响因素：
a)人员伤亡影响。
b)环境污染影响。
c)停输影响。
d)财产损失。
4.4典型半定量评价法参见附录A,定性的风险矩阵图法参见附录B。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1180.5一2009
管道完整性管理规范
第5部分：建设期管道完整性管理导则
Pipeline integrity management specification-
Part 5:Pipeline constructing integrity management specification

2009一01-一23发布2009一03一15实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY1180的本部分规定了建设期管道完整性管理的内容和流程。
本部分适用于建设期管道线路的完整性管理工作。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过Q/SY1180的本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文
件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分
达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于
本部分。
Q/SY1100.7管道完整性管理规范第7部分：建设期管道完整性数据收集导则
3术语和定义
下列术语和定义适用于Q/SY1180的本部分。
3.1
建设期管道constructing pipeline
指从项目前期到竣工验收结東之间的管道。
3.2
建设期管道完整性管理pipeline integrity management during construction
是指在管道建设期针对以实现管道本质安全为目的的系统管理活动，主要是以保证管道运行安
全、经济为核心，通过在建设期各阶段实施风险识别和评价等技术手段，识别出管道在今后运行过程
中可能发生的风险，并在建设期各个阶段就采取合适的风险控制措施，将风险控制在可控范围，保证
管道在整个寿命周期内结构和功能完整，实现管道本质安全，从而满足今后管道安全运营和管理需求
的管理活动。

4建设期管道完整性管理的原则
a)建设期管道完整性管理应贯穿于预可行性研究、可行性研究、初步设计、施工图设计、施工、
投产试运、竣工验收的全过程。
b)应把完整性管理的理念、要求作为管道建设各阶段技术方案优化、决策的依据之一。
c)风险评价应是建设期管道完整性管理的重要环节。
d)应保证建设期管道数据的真实、准确、完整。