标准规范下载简介
SY／T 6186-2020 石油天然气管道安全规范.pdfICS 13.100 E.09
（民共和国石油天然气行业标准
SY/T61862020 代替SY61862007
能源标准化管理办法及实施细则(国能发科技[2019]38号)Safetyspecificationforcrudeoil&naturalgaspipelines
SY/T6186—2020目次前言1范围2规范性引用文件3术语和定义4一般规定5设计6材料7施工8试运投产9运行管理610检验与评价O参考文献·10
SY/T 61862020
石油天然气管道安全规范
本标准规定了石油天然气管道（以下简称“管道”）的设计、施工安装、试运投产、运行管理、 检验与评价、修理和改造等方面的安全管理基本要求。 本标准适用于陆上钢质输油、输气管道，并包括管道附件和安全保护设施。钢质石油天然气工艺 管道参照执行。电子版仅供学习参考，请勿用作其它用途！
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/T19624在用含缺陷压力容器安全评定 GB/T20801（所有部分）压力管道规范工业管道 GB/T30582基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价 GB32167油气输送管道完整性管理规范 GB/T34275压力管道规范长输管道 GB/T35013 承压设备合于使用评价 GB/T50818石油天然气管道工程全自动超声波检测技术规范 NB/T47013（所有部分）承压设备无损检测 SY/T0599天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范 SY/T4109 石油天然气钢质管道无损检测 SY/T7413 报废油气长输管道处置技术规范
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. 管件pipefittings 弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。 3.5 管道附件pipelineauxiliaries 管件、法兰、阀门及其组合件、绝缘法兰、绝缘接头等管道专用部件的统称。 3.6 含硫天然气sournaturalgas 天然气系统总压（绝压）大于或等于0.4MPa，且硫化氢分压大于或等于0.0003MPa的天然 或硫化氢含量大于75mg/m（50ppm）的天然气。 3.7 电子版仅供学习参考，请勿用作其它用途！ 湿含硫天然气wetsournaturalgas 在水露点和水露点以下工作的含硫天然气。 3.8 干含硫天然气drysournaturalgas 在水露点以上工作的含硫天然气。 3.9 硫化物应力腐蚀开裂sulfidestresscracking（SSC） 在有水和硫化氢存在的情况下，与腐蚀、残留的和（或）施加的拉应力相关的一一种金属裂。 3.10 高后果区highconsequencearea 管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域。 3.11 管道完整性管理pipelineintegritymanagement 管道运营单位对油气管道运行中面临的风险因素进行识别和评价，通过监测、检测、检验等名 方式，获取与专业管理相结合的管道完整性的信息，制订相应的风险控制对策，不断改善识别到白 利影响因素，从而将管道运行的风险水平控制在合理的、可接受的范围内，最终达到持续改进、演 和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的
管件pipefittings 弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。 3.5 管道附件pipelineauxiliaries 管件、法兰、阀门及其组合件、绝缘法兰、绝缘接头等管道专用部件的统称。 3.6 含硫天然气sournaturalgas 天然气系统总压（绝压）大于或等于0.4MPa，且硫化氢分压大于或等于0.0003MPa的天然气： 或硫化氢含量大于75mg/m（50ppm）的天然气。 3.7 电子版仅供学习参考，请勿用作其它用途！ 湿含硫天然气wetsournaturalgas 在水露点和水露点以下工作的含硫天然气。 3.8 干含硫天然气drysournaturalgas 在水露点以上工作的含硫天然气。 3.9 硫化物应力腐蚀开裂sulfidestresscracking（SSC） 在有水和硫化氢存在的情况下，与腐蚀、残留的和（或）施加的拉应力相关的一一种金属裂。 3.10 高后果区highconsequencearea 管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域。 3.11 管道完整性管理pipelineintegritymanagement 管道运营单位对油气管道运行中面临的风险因素进行识别和评价，通过监测、检测、检验等各种 方式，获取与专业管理相结合的管道完整性的信息，制订相应的风险控制对策，不断改善识别到的不 利影响因素，从而将管道运行的风险水平控制在合理的、可接受的范围内，最终达到持续改进、减少 和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。
营单位对油气管道运行中面临的风险因素进行识别和评价，通过监测、检测、检验 与专业管理相结合的管道完整性的信息，制订相应的风险控制对策，不断改善识别到 从而将管道运行的风险水平控制在合理的、可接受的范围内，最终达到持续改进 事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的
年度检查annualinspection
运行过程中的常规性检查。每年至少一次，由管道运营单位组织经过专业培训的人员 自相应资质的特种设备检验机构进行
运行过程中的常规性检查。每年至少一次，由管道运营单位组织经过专业培训的人员进行，也可 委托有相应资质的特种设备检验机构进行。 3.13 定期检验periodiccheck 由有相应资质的特种设备检验机构按照一定的时间周期，根据检验规则及有关安全技术规范和相 应标准的规定，对管道安全状况所进行的符合性验证活动。
定期检验periodiccheck
应资质的特种设备检验机构按照一定的时间周期，根据检验规则及有关安全技术规 定，对管道安全状况所进行的符合性验证活动。
合于使用评价fitnessforservice
包括对管道进行的应力分析计算；对危害管道结构完整性的缺陷进行的剩余强度评估与超标缺陷 安全评定；对危害管道安全的主要潜在危险因素进行的管道剩余寿命预测，以及在一定条件下开展的 材料适用性评价
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4.1管道设计、材料选用、施工安装、试运投产、使用与维护、修理改造、安全评价及在役检验等 环节应符合GB/T20801（所有部分）、GB/T34275等相关法规标准规范的规定要求DB4403／T 6-2019标准下载，确保本质安全。 4.2管道所选用材料的制造厂家及设计、施工、工程监理、安全评价、使用改造、检验检测单位或 机构应具备规定的资质要求。有持证要求的相关人员应取得相应资格持有效证件上岗。建设单位应对 安全生产进行监督管理。
a）建立健全安全生产管理组织机构，配备管道安全管理人员、作业人员，开对其进行必要的安 全教育和技能培训。单位及其主要负责人对其使用的管道负责。 b）加强安全生产管理，建立、健全安全生产责任制和安全生产规章制度，改善安全生产条件， 推进安全生产标准化建设，提高安全生产水平，确保安全生产。 c）定期开展安全风险排查和隐患治理，加强重点环节安全管控，完善风险分级管控措施，开展 油气输送管道完整性管理。 d）加强重大危险源管理，进行定期检测、评估和监控，制订应急预案，并将安全措施和应急措 施报上级管理部门备案。 5油气输送管道应依据GB32167进行高后果区识别，强化油气输送管道高后果区管控： a）建设阶段应辨识高后果区选择优化路由，制订针对性预案，采取加强管道本体安全措施。 b）运行阶段运营单位加强管道沿线高后果区的安全运行和安全管理： 1）建立高后果区完善的专项管理方案和档案，将高后果区内的管道作为实施风险评价、完整 性评价、地灾监控、风险削弱和维修维护的重点管段。 2）对高后果区的管道基础信息、周边环境信息、人口密集场所、特定场所、易燃易爆场所等 信息及护人员、管理人员信息进行登记建档，定期排查与更新。 3）加密设置管道标示桩和警示牌。 4）加强管道保护宣传、巡检管理，做好巡检记录。 5）加强高后果区管道第三方施工管理，防止损坏和占压管道。 6）加强管道高后果区应急管理，制订完善应急预案。 6落实油气管道法定检验制度，提升油气管道法定检验覆盖率。
5.1管道设计之前应进行建设项自可行性研究，应委托安全评价机构对建设项目进行安全预评价， 管道安全设施设计应按有关规定进行审查。 5.2管道的设计除应满足规定的使用功能外，还应保证设计的管道能够符合安全、环保、健康、节 能、节约用地和经济合理的原则，保证持续、稳定、正常地生产运行。 5.3管道系统应采用安全可靠的技术和设备，管道的设计所选用的设备及材料应符合规定要求。 5.4输油气管道应根据管道所经过地区的地形、人口稠密度及重要建构筑物等情况设置线路截断阀。 在河流大型穿跨越及饮用水水源保护区两端应设置线路截断阀，做好水体污染防控。必要时应设数据 远传、控制及报警功能。进出天然气站场的天然气管道应设置截断阀，进站截断阀的上游和出站截断 阀的下游应设置泄压放空设施。 5.5埋地油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性地面标志。对交通流量较大
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及人口密集活动频繁的地段，应设置警示牌，并应采取保护措施。
5.6长输管道应设清管设施
谢用、气音道女 内 a）压力、温度控制调节系统。 b）自动报警、联锁控制保护系统。 c）安全泄放系统。 d）阻火器、紧急切断系统。 e）火灾自动报警系统、火焰探测器。 f）可燃气体监测报警系统、有毒有害气体监测报警系统 h）腐蚀控制与监测系统。 i）水击控制系统。 j）白然灾害防护和安全保护设施。 k）标志桩、锚固墩和警示设施。 1）防雷、防静电设施。
6.1管道设计应根据具体使用条件（包括制造/制作、安装、介质、操作情况、工作环境和试验等） 及材料使用要求，选择合适的管道组成件材料。材料应具备可获得性和经济性，材料在使用条件下具 有足够的稳定性，具有良好的韧性和可焊性。 6.2管道所有材料、管道附件应符合相应标准及设计要求，具备规定的产品质量证明文件及材质使 用说明书，进口物资应有商检报告。 6.3重要的管道组成件应驻厂监造。实行监督检验的管道组成件，还应提供监督检验证书。 6.4含硫天然气管道材料选择应注意其抗腐蚀性，并应符合SY/T0599和相应的设计技术要求。对 采用形状复杂的特殊管道组成件，不宜采用铸钢制造（阀门除外）。 6.5管道组成件连接形式的选用应与管道材料和流体工况相适应，管道组成件采用焊接连接时，两 连接件材质宜相同。特殊情况需使用不同的材料组合使用时，应注意其可能出现的不利影响。 6.6管道所用的材料、附件、设备在使用前，应核对其规格、材质、型号。外观应完好无损伤，不 应有毛刺、划痕、砂眼及气孔等超标缺陷，不合格的不能安装使用。 6.7对材料有复验要求或对材料质量有疑问时，应按照相关规范的规定对材料进行复验。牌号及质 量性能不明的材料不应用于管道组成件。 6.8管道组成件所用材料采用国际标准或国外标准时，应符合下列要求： a）选用国外压力管道规范允许使用且已有使用实例的材料，该材料性能不得低于国家类似材料 的有关安全技术规范及其标准要求，其使用范围符合有关安全技术规范及其标准的规定。 b）首次使用前，对化学成分、力学性能进行复验，并且进行焊接工艺评定，符合规定要求时， 方可投入制造。 6.9管道组成件及管道支承固定件、结构附件在施工过程中应妥善保管，不应混淆或损坏，其色标 或标记应明显清晰。管子在切割和加工前应做好标记移植，防腐后，应对材料表面的标记进行移植。
7.1管道施工单位应对管道的安装质量负责。 7.2管道开工前，建设方应向主管部门办理开工审批手续，并报相关部门备案。 7.3施1单位在管道施工前将拟进行的管道安装情况告知相关主管部门。 7.4施工前应进行现场调查、图纸会审、设计文件交底及技术和安全交底，应根据设计和标准规范 编制施工组织设计及专项施工方案、措施并获得批准，进行资源准备。 7.5管道施工应按规定实行工程监理、工程质量监督和压力管道安装监督检验。 7.6施工单位应按设计图纸施工。若需对设计进行修改，应取得原设计单位的设计修改文件，并经 建设方、监理方签认。 7.7施工单位应根据不同施手版和周围环镜及季节勿用保的变化用连施工现场采取相应的安全施 工措施。施工过程中应加强测量与监测，保证施工安全。 7.8在公路、铁路或居民区附近开挖管沟时，应设置警告牌、信号灯、护栏等安全措施。 7.9管道焊接前应按规定进行焊接工艺评定，应根据评定合格的焊接工艺编制焊接规程。焊接工艺 现程在管道焊接作业时应严格执行。硫化氢环境的焊缝还应经抗硫化物应力腐蚀开裂（SSC）试验评 定合格。 .10无损检测机构对管道焊缝实施无损检测应符合SY/T4109、NB/T47013（所有部分）、GB/T 50818等标准的有关规定。无损检测记录、报告、底片保存期限不应少于7年。 .11管道投产前应进行系统的吹扫、清洗、测径、试压，应编制施工方案，制订安全措施，充分考 慧施工人员及附近公众与设施安全： a）强度试验和严密性试验执行设计施工验收规范有关规定。 b）当进行压力试验时，应划定禁区，无关人员不得进人。 c）水压试验合格后，应排除管内存水，若在寒冷天气，应采取措施防止结冰损坏管道。当采用 空气作试压介质时JGJ76-2019标准下载，应有设计文件做依据，经设计和建设单位同意，并采取严密的安全措施。 d）水压试验合格后，应进行严密性试验。经气压试验合格，且试验后未经拆卸过的管道可不进 行严密性试验。 e）压力试验合格后，应进行吹扫与清洗，并应编制管道吹扫与清洗方案。 f）对有干燥要求的管道系统，清管结束后按相关规定应进行干燥处理，干燥合格后的管道应采 取防回潮措施。 7.12里程桩、转角桩、标志桩及警示牌的安装位置应准确，标示清晰，应在交工前进行维护，不应 员坏或丢失，并应保存相应记录。 7.13管道竣工验收时，施工、监理、检验检测及工程质量监督、压力管道监检等单位应向建设方提 共以下资料： a）竣工图。 b）设计修改文件和材料代用文件。 ）设备出厂资料。 d）管道组成件及附件的产品合格证、质量证明书和复验报告。 e）管道施工检查记录、焊接记录、焊缝无损检测报告、热处理及检验和试验报告。 f）焊接工艺评定和必要的抗硫化物应力腐蚀开裂（SSC）试验报告。 g）隐蔽工程及穿跨越工程资料。 h）安全装置调试或检查报告。 i）防腐、保温、隔热材料检验报告。