长期封存管道线路管理规定.docx

第

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1目的

为界定公司长期封存管道的范围，规范和加强公司长期封存管道线路管理，明确管理责任，避免长期封存管道线路发生腐蚀穿孔或者第三方损伤、破坏，防范长期封存管道的安全、环保风险，对可利用管道路由资源进行保护，根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》相关规定，制定本管理规范。

2范围

本规范适用于公司长期封存管道以出站绝缘法兰（包括绝缘法兰）为起点、进站绝缘法兰（包括绝缘法兰）为终点的管道线路及附属设施的管理。临时封存管道或停运管道线路按在役管道管理。

3术语和定义

3.1长期封存管道

本规范所称长期封存管道是指受资源、安全等因素影响，长期停止油气介质输送，预期无重新启运可能且经公司确认的管道。

4职责

4.1管道部（保卫部）

4.1.1贯彻执行国家及上级有关长期封存管道保护、管理等的法律法规及标准规范，制定公司长期封存管道管理制度；

4.1.2负责对输油气单位长期封存管道管理工作进行指导和监督检查；

4.1.3负责长期封存管道相关新技术的研究、评价与推广应用。

4.2输油气单位

4.2.1负责所辖长期封存管理工作，组织落实公司长期封存管道管理制度。

5管理内容

5.1一般要求

5.1.1长期封存管道的管理目标是无新增占压、避免第三方损伤管道、保持正常阴极保护、避免发生安全环保事故，为长期封存的无害化处置争取时间；对管道路由资源进行保护。

5.1.2输油气单位应根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》要求，对长期封存管道采取防腐涂层和阴极保护等措施，抑制管道内外壁腐蚀，同时进行日常巡护、检测、维修等相关工作，发现安全隐患及时排除。

5.1.3对于长期封存管道，要通过注入含有缓蚀剂的介质置换或采用管内注入低压氮气等惰性气体的方法，驱除管道内的油气介质。

5.1.4各输油气单位应定期检查长期封存管道注入氮气等惰性气体的压力。

5.1.5各输油气单位应将长期封存管道的分布位置、长度、埋深以及已经采取的防护措施形成书面材料，报当地政府主管部门及相关部门、单位备案。

5.1.6长期封存管道，应按照公司下发的《封存管道风险分级准则》进行隐患分级。

5.1.7长期封存管道应纳入公司及各输油气单位体系审核范围。

5.2管道防腐

5.2.1长期封存管道应重点通过阴极保护的管理抑制管道的腐蚀发展。

5.2.2长期封存管道原则上不再开展防腐层的地面检漏、局部修复与大修工作，视需要开展管道防腐层服役性能及其他与阴极保护相关的调查工作。

5.2.3长期封存管道阴极保护运行管理应重点关注恒电位仪运行参数及管道保护电位。

5.2.4长期封存管道阴极保护电位通电电位应负于-850mV。

5.2.5输油气站每周至少对长期封存管道恒电位仪运行情况检查两次，每周一、五对恒电位仪运行参数进行记录。每月将恒电位仪运行参数上报至输油气单位管道科。发现阴极保护系统异常应及时查找原因并修复。对于输油气单位无法完成故障排除的，应及时上报至管道部。

5.2.6输油气站每季度应至少抽查测试一次所管辖管道的保护电位，测试间隔应不大于5km。每半年应至少逐桩测试管道通电电位一次。

5.2.7对断管或拆除等原因造成管段未纳入强制电流阴极保护系统的，原则上应通过跨接保证管道阴极保护正常运行。对确实因管道拆除距离过长等原因无法进行跨接的，应首先测量断管或拆除段两侧管道的保护电位，保护电位不足的应施加镁合金牺牲阳极保护措施，镁阳极的数量应确保断管或拆除受影响管段通电电位均满足-850mV的保护要求。

5.2.8施加镁合金牺牲阳极的数量、位置、保护管段及施加前后管道的阴极保护电位应进行记录。

5.2.9长期封存阴极保护系统的维护、维修费用原则上从输油气单位维修费列支。所需投资费用较高的维修项目经管道部审查通过后可申报公司投资项目。

5.2.10各输油气单位每年6月下旬与12月下旬将长期封存恒电位仪运行记录、阴极保护电位测试记录以及施加的牺牲阳极相关记录（如果有）以电子表格形式上报至管道部。

5.3管道巡护

5.3.1巡护工作重点应以预防管道占压、避免第三方损伤管道、查看管道是否存在悬空、漂管、渗漏等风险为主。

5.3.2长期封存管道巡护时间段是白天；管道巡线员徒步巡线不能低于1次/2天，输油气站队对所辖管道每周巡护不少于一次。徒步巡线应重点巡护穿越河流、湖泊、水源地、湿地、沼泽、人口密集区等一类风险管段是否发生渗漏。

5.3.3长期封存管道巡线员的巡护工作通过GPS巡检系统进行考核。

5.3.4长期封存管道第三方施工管理按《管道线路第三方施工监督管理规定》执行。

5.3.5管道占压物预防与清理按《管道保护管理规定》执行。

5.3.6应保持现有地面标识的完