第一章 总则
第一条 为加强XXX燃气有限公司(以下简称公司) 城市燃气工艺、管网运行管理，实现城市燃气系统的安全、平稳、高效、经济运行，满足客户用气需求，制定本办法。
第二条 本办法适用于公司所属全资子公司和直属分公司（以下简称所属单位）的城市燃气工艺、管网运行管理。公司所属参、控股子公司参照本办法执行。
第二章 职责
第三条 公司总调度室是城市燃气工艺、管网运行监督管理部门，主要职责是：
（一）负责贯彻执行国家、行业及上级主管部门有关城市燃气工艺、管网运行管理的法规、政策和规定。
（二）组织制定公司城市燃气工艺、管网运行管理规章制度、管理规定并监督和检查所属单位的执行情况。
（三）负责城市燃气重大工艺、管网维修和技术改造方案的审批并监督、检查方案的实施情况。（重大工艺、管网维修和技术改造是指管道设计压力1.6MPa以上或管径400mm以上或改变输送介质或危险系数大的维修和改造。）
（四）负责所属单位城市燃气工艺、管网运行管理工作的检查和考核。
第四条 公司质量安全环保处负责城市燃气工艺、管网生产运行的安全监督。
第五条 所属单位是城市燃气工艺、管网运行具体管理单位，主要职责是：
（一）所属单位应成立城市燃气工艺、管网运行管理机构，由专职或兼职人员负责城市燃气工艺、管网运行具体管理，建立完善的城市燃气工艺、管网运行管理制度。
（二）认真贯彻执行公司各项城市燃气工艺、管网运行管理制度、办法。
（三）负责所辖城市燃气系统的日常巡检，根据实际情况对重点地段实施加密巡检。
（四）负责本单位所辖城市燃气工艺、管网系统的维护，对水工保护工程、管道三桩等线路附属设施进行及时维护，防止管网及周边环境水土流失的发生。
（五）负责城市燃气工艺、管网系统具体防汛工作的开展，确保组织、队伍、预案、器材、资金“五落实”。
（六）负责城市燃气工艺、管网系统整改工程和水工保护工程的施工管理。
（七）负责本单位所辖城市燃气工艺、管网系统沿线的地方关系协调，开展管网保护和安全知识的普及和宣传工作。
（八）建立完善的城市燃气工艺、管网运行管理信息、运行记录、台帐、资料、档案等基础工作；准确、及时上报各类统计报表。
（九）负责城市燃气一般工艺、管网维修和技术改造方案的制定、审批和实施，在完成后10日内上报总调度室备案。（一般工艺、管网维修和技术改造外是指除重大工艺、管网维修和技术改造外的维修和改造。）
第三章 工艺运行管理
第六条 气质要求
（一）天然气气质指标见表一、表二
表一 管输天然气气质指标
项目 | 质量指标 | 试验方法 |
高位发热量，MJ/m3 | >31.4 | GB/T 11062 |
总硫(以硫计), mg/m3 | ≤200 | GB/T 11061 |
硫化氢,mg/m3 | ≤20 | GB/T 11060.1或GB/T11060.2专项审计 |
二氧化碳，% (体积分数) | ≤3.0 | GB/T 13610 |
幻世录2隐藏物品氧气，% (体积分数) | ≤0.5 | GB/T 13610 |
水露点，℃ | 在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点比最低环境温度底5℃ | GB/T 17283 |
烃露点，℃ | 在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气应不存在液态烃。 | GB/T 17283 |
注:１．气体体积的标准参比条件是101.325kPa, 20℃。 2．固体颗粒含量应不影响天然气的输送和利用。 |
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表二 压缩天然气气质指标
项目 | 质量指标 | 试验方法 |
高位发热量，MJ/m3 | >31.4 | 细胞吞噬GB/T 11062 |
硫化氢（H2S）含量mg/m3 | ≤20 | GB/T 11060.1或GB/T11060.2 |
总硫（以硫计）含量mg/m3 | ≤270 | GB/T 11061 |
二氧化碳，% (体积分数) | ≤3.0 | SY/T 7506 |
水露点 | 在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点比最低环境温度底5℃ | SY/T 7506 (计算确定) |
注：1.为确保压缩天然气的使用安全，压缩天然气应有特殊气味，必要时加入适量加臭剂，保证天然气的浓度在空气中达到爆炸下限20％时能被察觉。 ２.气体体积的标准参比条件是101.325kPa, 20℃。 |
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（一）液化石油气气质指标见表三
表三 液化石油气气质指标
项目 | 质量指标 | 试验方法 |
密度（15℃），kg/m3 | 报告 | SH/T0221① |
蒸气压（37.8℃落红不是无情物化作春泥更护花赏析），kPa | ≤1380 | GB/T6602② |
C5及C5以上组分含量，%（V/V） | ≤3.0 | SH/T0230 |
蒸发残留物，mL/100mL | ≤0.05 | SY/T7509 |
残留物油渍观察 | 通过③ | |
铜片腐蚀，级 | ≤1 | SH/T0232 |
总硫含量，mg/m3 | ≤343 | SH/T0222 |
游离水 | 无 | 目测④ |
注①密度也可用GB/T12576方法计算，但仲裁按SH/T0221测定。
注②蒸气压也可用GB/T12576方法计算，但仲裁按GB/T6602测定。
注③按SY/T7509方法所述，每次以0.1mL的增量将0.3mL溶剂残留物混合物滴到滤纸 上，2min后在日光下观察，无持久不退的油环为通过。
注④在测不定期密度 同时用目测法测定试样是否存在游离水。 |
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（三）天然气的取样应按GB/T 13609执行，取样点应在合同规定的天然气交接点。当气源组成或气体性质发生变化时，应及时取样分析。
（四）天然气高位发热量、压缩因子、气质组分分析应每季度一次；高位发热量的计算应按GB/T11062执行，其所依据的天然气组成的测定应按GB/Ｔ13610执行。
（五）天然气硫化氢、二氧化碳、烃露点的测定应每月一次；水露点的测定应每天一次。
（六）液化石油气取样按SH／T0233进行。
（七）气质分析和气质监测资料应及时整理、汇集、存档。
第七条 工艺参数选定
（一）管道输气量
1．管道输气量应结合管道现状、安全、经济运行要求确定。
2．管道运行时应每年核定其实际输送能力。
（二）工艺运行压力
中文考试１．运行的最高工作压力不应超过设计工作压力。
２．最低进站压力应能满足运行工况要求。
３．进站报警压力设定值应高于最低工作压力。
４．出站报警压力设定值应低于最高工作压力。
５．泄压压力设定值应根据气体输送计算确定。
６．压力调节系统的设定值应根据运行方案和安全要求来确定。
７．最高工作压力值应根据具体运行情况及时调整。
８．管道运行时，应使天然气流经管线和站场设施的压力损失减少到最低。
（三）工艺运行温度
１．天然气运行温度应小于管线、站场防腐材料最高允许温度并保证管道热应力符合设计要求。
２．天然气运行最高出站温度不应超过设计最高温度。
第八条 工艺计算
（一）输气量计算
１．当管段起点与终点的相对高差△h≤200m时的计算式
式中 :
— 气体流量(p0=0.101325MPa，T0=293.15K)，单位为立方米每天(m3/d)；
d— 输气管内直径，单位为厘米(cm)；
p1，p2— 输气管段内起点、终点气体压力(绝)，单位为兆帕(MPa)；
Z— 气体的压缩系数；
T— 气体的平均温度，单位为开尔文(K)；
L— 输气管计算段长度，单位为千米(km)；
G— 气体的相对密度；
E— 输气管的效率系数。
２．当管段起点与终点的相对高差△h >200m时的计算式
式中:
—系数，单位为米－１ (m－１)；
△h— 输气管终点和起点的标高差，单位为米(m)；
n— 输气管沿线高差变化所划分的计算段数；
hi ,hi-1—各分管段终点和起点的标高，单位为米(m)；
Li— 各分管段长度，单位为千米(km)。
（二）管道运行压力
１．管道内平均压力计算式(不考虑节流效应)
式中:
pm—管道内气体平均压力(绝)，单位为兆帕(MPa)
p１, p2—管道计算段内起点、终点气体压力(绝)，单位为兆帕(MPa)
２．管道沿线任意点气体压力计算式
式 中 :
px— 管道沿线任意点气体压力（绝），单位为兆帕(MPa)；
X— 管道计算段起点至沿线任意点的长度，单位为千米(km)；
Ｌ— 管道计算段的实际长度千米(km)。
（三）管道内气体温度计算(不考虑节流效应)
１．管道内气体平均温度计算式
式中:
tm— 管道计算段内气体的平均温度，单位为摄氏度(℃);
to— 管道埋设处的土壤温度，单位为摄氏度(℃);
t1— 管道计算段内起点气体温度，单位为摄氏度(℃);
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