ICS75-010 E 10 备案号：37516—2012
SY
有效版本
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T5922--2012 代替SY/T5922--2003
天然气管道运行规范
The operation regulation of gas pipeline
2012—08—23发布
2012一12一01实施
国家能源局 发布 SY/T5922—2012
目 次
前言
范围规范性引用文件
2
3 术语和定义 4 总则
气质要求投产试运运行管理管道线路管理在役管道的压力试验
5
6
7
8
9
附录A（规范性附录） 管道试压工艺计算附录B（规范性附录） 管道运行工艺计算参考文献
12 SY/T5922—2012
前 創言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T5922一2003《天然气管道运行规范》。与SY/T5922—2003相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
增加了管道投产前和建立完整性体系的要求（见4.1和4.4）；增加了设置气质在线监测设备的要求（见5.1.1)；一删除了二氧化碳和氧含量的测定要求和方法及对气质监测资料的要求（见2003年版的 5.2.5，5.2.6和5.2.10)；将SY/T5922一2003的第7章“试运投产”与第6章“工程预验收”合并，形成本标准第6 章“试运投产”；并按试运投产步骤进行表述（见第6章，2003年版的第6章和第7章）；将SY/T5922一2003的8.5站场管理、8.6计量管理和8.7清管移人到本标准第7章“运行管理”中（见7.3，7.6和7.7，2003年版的8.5，8.6和8.7)；修改了SY/T5922一2003的“管道维护与管理”为单独章节，章节名为“管道线路管理”，增加了对管道巡线和管道维（抢）修的相关要求（见第8章，2003年版的8.4)；将SY/T5922一2003的8.9“运行管道试压”形成本标准第9章“在役管道的压力试验” （见第9章，2003年版的8.9）。 本标准由石油工业油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司北京
油气调控中心、中国石油化工股份有限公司川气东送管道分公司。
本标准注要起草人：张城、张增强、左迎春、蔡柏松、吕晓华。 本标准代替了SY/T5922-—2003。 SY/T5922一2003的历次版本发布情况为：
-SY./T5922—1994; SY/T6149—1995; SY,T6233—1996，SY/T6233-2002; SYT6383—1999。
I SY/T5922-—2012
天然气管道运行规范
1范围
本标准规定了输送净化天然气管道的气质要求、试运投产、运行管理和维护方面的技术要求。 本标准适用于输送经净化后的天然气的管道。
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/T11060.1天然气含硫化合物的测定第1部分：用碘量法测定硫化氢含量 GB/T11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法 GB/T13609 天然气取样导则 GB/T13610 天然气的组成分析气相色谱法 GB/T17283 天然气水露点的测定冷却镜面凝析湿度计法 GB/T 18603 天然气计量系统技术要求 GB50251-2003输气管道工程设计规范 GB 50369 油气长输管道工程施工及验收规范 SY/T0043 油气田地面管线和设备涂色规范 SY4203 石油天然气建设工程施工质量验收规范站内工艺管道工程 SY4207 石油天然气建设工程施工质量验收规范，管道穿跨越工程 SY4208 石油天然气建设工程施工质量验收规范输油输气管道线路工程 SY/T6068 油气管道架空部分及其附属设施维护保养规程 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
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3. 1
水露点waterdewpoint 气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。
3. 2
烃露点hydrocarbondewpoint 气体在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。
3. 3
压缩因子 compression factor SY/T5922—2012
在规定的压力和温度下，任意质量气体的体积与该气体在相同条件下按理想气体定律计算的气体体积的比值，见公式（1）～公式（3）：
Z=V.（真实）)/Vm（理想）
(1)
V.（理想）=R·T/p
(2)
Z(p,T,y)=p·V.(真实)/(R·T)
(3)
式中： p——-绝对压力，单位为帕斯卡（Pa）；
-气体温度，单位为开尔文（K）；一-表征气体的一组参数（原则上，y可以是摩尔全组成，或是-一组特征的相关物化性质，或
T
V"
者是两者的结合）；
Vm一一气体的摩尔体积，单位为立方米每千摩（m"/kmol)； R一-摩尔气体常数，与单位无关； Z-压缩因子，量纲为1。
3. 4
输气站gastransmissionstation 输气管道起点及沿线按输送工艺需要而设立的站场。一般包括首站、末站、中间清管站、压气
站、分输站及配气站等。 3. 5
压气站 5compressorstation 在输气管道沿线，用压缩机对管道天然气增压的站。
3. 6
喘振surging 是离心或轴流式压缩机特有的一种现象，任何结构尺寸的离心或轴流式压缩机在某-一转速下，都
有一个流量的低限和压比的高限，当运行工况点越接近流量低限和压比高限所对应的工况点时，机组就会发生更激烈振动，并伴有异常吼叫声。 3. 7
过盈量surplusquantum 清管球（器）外径大于管道内径的值与管道内径的百分比。
3.8
SCADA系统supervisorycontrolanddataacquisitionsystem 监控与数据采集系统，无论规模大小都由三部分组成：位于调度控制中心的主端调度装置
（MTU）、位于各站场的远程终端装置（RTU）和连接它们的通信系统；使用SCADA系统可对指定设施提供连续监测，并从控制中心对这些设施进行操作控制。 3. 9
地下储气库 undergroundgas storage 利用天然地质构造（如枯竭的油气田、含水层和盐层等）将天然气以气态形式储存的设施。
4总则
4.1 管道运营单位在管道投产前，应编制操作规程和应急预案。 2 SY/T5922—2012
4.2根据管道运行的实际状况，管道运营单位宜每年安排15d～20d的维检修等作业时间。 4.3管道运营单位对管道的动火、吹扫、试压、干燥、置换、投产、清管、管道干线内（外）壁检测等生产活动应编制详细的作业方案，方案内容至少应包含：
a) 生产活动组织机构、职责等。 b） 管道状况和作业准备。 c) 详细的操作（运行）程序和步骤。 d）健康、安全、环保措施。 e）应急预案。
4.4根据管道内检测、外防腐层调查、管输介质组成、管材特性、管道沿线自然和社会状况等，应定期对管道的安全可靠性进行分析与评价，建立有效的完整性体系。 4.5各项作业应符合国家和地方安全、环境保护法规的要求。 4.6 管道各项生产活动应记录、分析、整理后存档。
5气质要求
5.1气质指标 5.1.1在每一个进气点（包括地下储气库所储天然气进人管道的人口）应设置气质在线监测设备，监测数据应及时上传管道控制中心。 5.1.2管输天然气气质指标见表1。
表1管输天然气气质指标
项目
质量指标 >31. 4 ≤200 ≤20 ≤3.0 ≤0. 5
高位发热量，MJ/m 总硫（以硫计），mg/m
硫化氢，mg/m 二氧化碳，%（体积分数）氧气，%（体积分数）
水露点，℃ 烃露点，℃
在最高操作压力下，水露点应比最低输送环境温度至少低5℃ 在最高操作压力下，烃露点应不高于最低输送环境温度
注：本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa，20℃。
5.1.3天然气中固体颗粒含量应不影响天然气的输送和利用，固体颗粒的直径应小于5μm。 5.2取样检测 5.2.1天然气高位发热量、气体组分宜每季度测定一次；高位发热量的计算应按GB/T11062执行；天然气组成的测定应按GB/T13610执行。 5.2.2天然气硫化氢的测定宜每月一次；硫化氢含量的测定及仲裁应按GB/T11060.1执行。 5.2.3天然气水露点的测定宜每天一次；水露点的测定应按GB/T17283执行。 5.2.4天然气烃露点的测定宜每月一次；烃露点的测定可参照GB/T17283执行。 5.2.5天然气的取样应按GB/T13609执行，取样点应在合同规定的天然气交接点。当气源组成或气体组分发生变化时，应及时取样分析并应及时采取应对措施。
3 SY/T5922—2012
6投产试运
6.1 投产前的工程预验收
管道投产前应按照标准进行以下预验收： a）管道线路工程验收执行GB50369。 b） 线路穿跨越工程验收执行SY4207。 c） 输气管道站内工艺管道工程验收执行SY4203。 d）输气管道干线阴极保护应符合SY4208的规定。
6.2清管与干燥 6.2.1投产前应进行站间清管和站场吹扫。 6.2.2管道干线和站场的干燥应达到GB50369的规定。 6.3投产方案
管道投产前应编制方案并通过审批。
6.4投产前检查 6.4.1投产前应按照投产方案要求的内容进行全线检查，确认投产条件符合方案要求。 6.4.2消防系统、压力容器、防雷防静电、试生产许可等应通过地方相关部门的批复。 6.4.3工艺及机械设备、仪表及自控系统、电气系统、通信系统等调试完成。 6.5置换 6.5.1置换空气的气体应采用氮气或其他惰性气体。 6.5.2暨换空气时，氮气或情性气体的隔离长度应保证到达置换管线末端内空气与天然气不混合。 6.5.3置换过程中管道内气流速度不宜大于5m/s。 6.5.4置换过程中混合气体应通过放空系统放空。放空口应远离交通线和居民点，必要时应设置放空隔离区， 6.5.5放空隔离区内不允许烟火和静电火花的产生。 6.5.6置换管道末端应配备气体含量检测设备，当管道末端放空管口气体含氧量不大于2%时即可认为置换合格。 6.5.7宜利用干线置换时的情性气体进行站内置换。 6.5.8天然气置换惰性气体时，当甲烷含量达到80%，连续监测三次，甲烷含量有增无减，则认为天然气置换合格。 6.6升压 6.6.1天然气置换合格后应按投产方案进行全线升压并分阶段稳压和检漏，稳压阶段压降计算见附录A。 6.6.2按照方案规定，维持全系统连续平稳运行72h后，即为投产结束。 6.7试运
投产结束后进入试运阶段，试运结束后提交试生产报告。
4 SY/T5922—2012
7运行管理
7.1基本要求 7.1.1 管道运行工艺计算见附录B。 7.1.24 管道运行压力不应大于管道最高允许工作压力。 7.1.3 管道内天然气温度应低于管线、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。 7.1.4 管道宜采用SCADA系统对管线生产运行实现监控。 7.1.5 应根据管道运行压力、全线设备状况和季节特点，合理制定调峰方案。 7.1.6 应建立各种原始记录、台账、报表，要求格式统一，数据准确，并有专人负责。 7. 2 调度管理 7.2. 1 调度指令 7.2.1.1 调度指令只能在同一输气调度指挥系统中自上而下下达。 7.2.1.2变更天然气输送计划、输气生产流程、运行方式及运行参数的调整指令由调度下达。 7.2.1.34 管道事故状态或管道运行受到事故威胁的情况下的紧急调度指令由调度决定和下达；现场人员应及时采取应急措施，防止事态扩大，并及时向上级汇报。 7.2.1.4调度指令可以书面或电话形式下达。 7.2.1.5# 接受调度指令的单位，应及时反馈执行情况。 7.2.1.6在运行管道进行作业性试验或检测时，管道运行参数或运行方式的调整应由调度统一指挥。 7.2.1.7调度通信除正常的专用通信外，还应备有应急通信信道，保证通信畅通。 7.2.2运行分析 7.2.2.1J 应定期分析管道的输送能力利用率。 7.2.2.2应及时分析设备、管道输送效率下降的原因并提出改进方案。 7.2.2.3应分析全线各压气站间负荷分配，优化运行，实现在稳定输量下压缩机组的最优匹配。 7.2.2.4当输气工况发生变化后，应及时采取相应措施，使新工况的实际运行参数与规定的运行参数的偏差最小。 7.2.2.5应对清管效果和管道输送效率下降的原因进行及时分析。 7.2.2.6应定期对管道压力、温度、流量及气质参数等进行分析，及时掌握管道泄漏和堵塞等异常现象，并及时确定泄漏或堵塞位置。 7.2.2.7管线在技术改造后，宜对管线运行进行全面分析。 7.2.3 气量调配 7.2.3.1J 应根据输供气计划制定合理的运行方案。 7.2.3.2当输供气计划变化，应根据管输系统现状和用户类别及时调整运行方案。 7.2.3.3当运行方案发生变化，应提前与上游供气方和下游用户协调，做好气量调配工作。 7.3站场管理 7.3.1站场管网和钢质设备应采取防腐保护措施。 7.3.2 站场地面管网及设备涂色按SY/T0043的规定执行。 7.3.3 站内电气设备管理应符合SY/T6325的规定。
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前言
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2
3 术语和定义 4 总则
气质要求投产试运运行管理管道线路管理在役管道的压力试验
5
6
7
8
9
附录A（规范性附录） 管道试压工艺计算附录B（规范性附录） 管道运行工艺计算参考文献
12 SY/T5922—2012
前 創言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T5922一2003《天然气管道运行规范》。与SY/T5922—2003相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
增加了管道投产前和建立完整性体系的要求（见4.1和4.4）；增加了设置气质在线监测设备的要求（见5.1.1)；一删除了二氧化碳和氧含量的测定要求和方法及对气质监测资料的要求（见2003年版的 5.2.5，5.2.6和5.2.10)；将SY/T5922一2003的第7章“试运投产”与第6章“工程预验收”合并，形成本标准第6 章“试运投产”；并按试运投产步骤进行表述（见第6章，2003年版的第6章和第7章）；将SY/T5922一2003的8.5站场管理、8.6计量管理和8.7清管移人到本标准第7章“运行管理”中（见7.3，7.6和7.7，2003年版的8.5，8.6和8.7)；修改了SY/T5922一2003的“管道维护与管理”为单独章节，章节名为“管道线路管理”，增加了对管道巡线和管道维（抢）修的相关要求（见第8章，2003年版的8.4)；将SY/T5922一2003的8.9“运行管道试压”形成本标准第9章“在役管道的压力试验” （见第9章，2003年版的8.9）。 本标准由石油工业油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司北京
油气调控中心、中国石油化工股份有限公司川气东送管道分公司。
本标准注要起草人：张城、张增强、左迎春、蔡柏松、吕晓华。 本标准代替了SY/T5922-—2003。 SY/T5922一2003的历次版本发布情况为：
-SY./T5922—1994; SY/T6149—1995; SY,T6233—1996，SY/T6233-2002; SYT6383—1999。
I SY/T5922-—2012
天然气管道运行规范
1范围
本标准规定了输送净化天然气管道的气质要求、试运投产、运行管理和维护方面的技术要求。 本标准适用于输送经净化后的天然气的管道。
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/T11060.1天然气含硫化合物的测定第1部分：用碘量法测定硫化氢含量 GB/T11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法 GB/T13609 天然气取样导则 GB/T13610 天然气的组成分析气相色谱法 GB/T17283 天然气水露点的测定冷却镜面凝析湿度计法 GB/T 18603 天然气计量系统技术要求 GB50251-2003输气管道工程设计规范 GB 50369 油气长输管道工程施工及验收规范 SY/T0043 油气田地面管线和设备涂色规范 SY4203 石油天然气建设工程施工质量验收规范站内工艺管道工程 SY4207 石油天然气建设工程施工质量验收规范，管道穿跨越工程 SY4208 石油天然气建设工程施工质量验收规范输油输气管道线路工程 SY/T6068 油气管道架空部分及其附属设施维护保养规程 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
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3. 1
水露点waterdewpoint 气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。
3. 2
烃露点hydrocarbondewpoint 气体在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。
3. 3
压缩因子 compression factor SY/T5922—2012
在规定的压力和温度下，任意质量气体的体积与该气体在相同条件下按理想气体定律计算的气体体积的比值，见公式（1）～公式（3）：
Z=V.（真实）)/Vm（理想）
(1)
V.（理想）=R·T/p
(2)
Z(p,T,y)=p·V.(真实)/(R·T)
(3)
式中： p——-绝对压力，单位为帕斯卡（Pa）；
-气体温度，单位为开尔文（K）；一-表征气体的一组参数（原则上，y可以是摩尔全组成，或是-一组特征的相关物化性质，或
T
V"
者是两者的结合）；
Vm一一气体的摩尔体积，单位为立方米每千摩（m"/kmol)； R一-摩尔气体常数，与单位无关； Z-压缩因子，量纲为1。
3. 4
输气站gastransmissionstation 输气管道起点及沿线按输送工艺需要而设立的站场。一般包括首站、末站、中间清管站、压气
站、分输站及配气站等。 3. 5
压气站 5compressorstation 在输气管道沿线，用压缩机对管道天然气增压的站。
3. 6
喘振surging 是离心或轴流式压缩机特有的一种现象，任何结构尺寸的离心或轴流式压缩机在某-一转速下，都
有一个流量的低限和压比的高限，当运行工况点越接近流量低限和压比高限所对应的工况点时，机组就会发生更激烈振动，并伴有异常吼叫声。 3. 7
过盈量surplusquantum 清管球（器）外径大于管道内径的值与管道内径的百分比。
3.8
SCADA系统supervisorycontrolanddataacquisitionsystem 监控与数据采集系统，无论规模大小都由三部分组成：位于调度控制中心的主端调度装置
（MTU）、位于各站场的远程终端装置（RTU）和连接它们的通信系统；使用SCADA系统可对指定设施提供连续监测，并从控制中心对这些设施进行操作控制。 3. 9
地下储气库 undergroundgas storage 利用天然地质构造（如枯竭的油气田、含水层和盐层等）将天然气以气态形式储存的设施。
4总则
4.1 管道运营单位在管道投产前，应编制操作规程和应急预案。 2 SY/T5922—2012
4.2根据管道运行的实际状况，管道运营单位宜每年安排15d～20d的维检修等作业时间。 4.3管道运营单位对管道的动火、吹扫、试压、干燥、置换、投产、清管、管道干线内（外）壁检测等生产活动应编制详细的作业方案，方案内容至少应包含：
a) 生产活动组织机构、职责等。 b） 管道状况和作业准备。 c) 详细的操作（运行）程序和步骤。 d）健康、安全、环保措施。 e）应急预案。
4.4根据管道内检测、外防腐层调查、管输介质组成、管材特性、管道沿线自然和社会状况等，应定期对管道的安全可靠性进行分析与评价，建立有效的完整性体系。 4.5各项作业应符合国家和地方安全、环境保护法规的要求。 4.6 管道各项生产活动应记录、分析、整理后存档。
5气质要求
5.1气质指标 5.1.1在每一个进气点（包括地下储气库所储天然气进人管道的人口）应设置气质在线监测设备，监测数据应及时上传管道控制中心。 5.1.2管输天然气气质指标见表1。
表1管输天然气气质指标
项目
质量指标 >31. 4 ≤200 ≤20 ≤3.0 ≤0. 5
高位发热量，MJ/m 总硫（以硫计），mg/m
硫化氢，mg/m 二氧化碳，%（体积分数）氧气，%（体积分数）
水露点，℃ 烃露点，℃
在最高操作压力下，水露点应比最低输送环境温度至少低5℃ 在最高操作压力下，烃露点应不高于最低输送环境温度
注：本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa，20℃。
5.1.3天然气中固体颗粒含量应不影响天然气的输送和利用，固体颗粒的直径应小于5μm。 5.2取样检测 5.2.1天然气高位发热量、气体组分宜每季度测定一次；高位发热量的计算应按GB/T11062执行；天然气组成的测定应按GB/T13610执行。 5.2.2天然气硫化氢的测定宜每月一次；硫化氢含量的测定及仲裁应按GB/T11060.1执行。 5.2.3天然气水露点的测定宜每天一次；水露点的测定应按GB/T17283执行。 5.2.4天然气烃露点的测定宜每月一次；烃露点的测定可参照GB/T17283执行。 5.2.5天然气的取样应按GB/T13609执行，取样点应在合同规定的天然气交接点。当气源组成或气体组分发生变化时，应及时取样分析并应及时采取应对措施。
3 SY/T5922—2012
6投产试运
6.1 投产前的工程预验收
管道投产前应按照标准进行以下预验收： a）管道线路工程验收执行GB50369。 b） 线路穿跨越工程验收执行SY4207。 c） 输气管道站内工艺管道工程验收执行SY4203。 d）输气管道干线阴极保护应符合SY4208的规定。
6.2清管与干燥 6.2.1投产前应进行站间清管和站场吹扫。 6.2.2管道干线和站场的干燥应达到GB50369的规定。 6.3投产方案
管道投产前应编制方案并通过审批。
6.4投产前检查 6.4.1投产前应按照投产方案要求的内容进行全线检查，确认投产条件符合方案要求。 6.4.2消防系统、压力容器、防雷防静电、试生产许可等应通过地方相关部门的批复。 6.4.3工艺及机械设备、仪表及自控系统、电气系统、通信系统等调试完成。 6.5置换 6.5.1置换空气的气体应采用氮气或其他惰性气体。 6.5.2暨换空气时，氮气或情性气体的隔离长度应保证到达置换管线末端内空气与天然气不混合。 6.5.3置换过程中管道内气流速度不宜大于5m/s。 6.5.4置换过程中混合气体应通过放空系统放空。放空口应远离交通线和居民点，必要时应设置放空隔离区， 6.5.5放空隔离区内不允许烟火和静电火花的产生。 6.5.6置换管道末端应配备气体含量检测设备，当管道末端放空管口气体含氧量不大于2%时即可认为置换合格。 6.5.7宜利用干线置换时的情性气体进行站内置换。 6.5.8天然气置换惰性气体时，当甲烷含量达到80%，连续监测三次，甲烷含量有增无减，则认为天然气置换合格。 6.6升压 6.6.1天然气置换合格后应按投产方案进行全线升压并分阶段稳压和检漏，稳压阶段压降计算见附录A。 6.6.2按照方案规定，维持全系统连续平稳运行72h后，即为投产结束。 6.7试运
投产结束后进入试运阶段，试运结束后提交试生产报告。
4 SY/T5922—2012
7运行管理
7.1基本要求 7.1.1 管道运行工艺计算见附录B。 7.1.24 管道运行压力不应大于管道最高允许工作压力。 7.1.3 管道内天然气温度应低于管线、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。 7.1.4 管道宜采用SCADA系统对管线生产运行实现监控。 7.1.5 应根据管道运行压力、全线设备状况和季节特点，合理制定调峰方案。 7.1.6 应建立各种原始记录、台账、报表，要求格式统一，数据准确，并有专人负责。 7. 2 调度管理 7.2. 1 调度指令 7.2.1.1 调度指令只能在同一输气调度指挥系统中自上而下下达。 7.2.1.2变更天然气输送计划、输气生产流程、运行方式及运行参数的调整指令由调度下达。 7.2.1.34 管道事故状态或管道运行受到事故威胁的情况下的紧急调度指令由调度决定和下达；现场人员应及时采取应急措施，防止事态扩大，并及时向上级汇报。 7.2.1.4调度指令可以书面或电话形式下达。 7.2.1.5# 接受调度指令的单位，应及时反馈执行情况。 7.2.1.6在运行管道进行作业性试验或检测时，管道运行参数或运行方式的调整应由调度统一指挥。 7.2.1.7调度通信除正常的专用通信外，还应备有应急通信信道，保证通信畅通。 7.2.2运行分析 7.2.2.1J 应定期分析管道的输送能力利用率。 7.2.2.2应及时分析设备、管道输送效率下降的原因并提出改进方案。 7.2.2.3应分析全线各压气站间负荷分配，优化运行，实现在稳定输量下压缩机组的最优匹配。 7.2.2.4当输气工况发生变化后，应及时采取相应措施，使新工况的实际运行参数与规定的运行参数的偏差最小。 7.2.2.5应对清管效果和管道输送效率下降的原因进行及时分析。 7.2.2.6应定期对管道压力、温度、流量及气质参数等进行分析，及时掌握管道泄漏和堵塞等异常现象，并及时确定泄漏或堵塞位置。 7.2.2.7管线在技术改造后，宜对管线运行进行全面分析。 7.2.3 气量调配 7.2.3.1J 应根据输供气计划制定合理的运行方案。 7.2.3.2当输供气计划变化，应根据管输系统现状和用户类别及时调整运行方案。 7.2.3.3当运行方案发生变化，应提前与上游供气方和下游用户协调，做好气量调配工作。 7.3站场管理 7.3.1站场管网和钢质设备应采取防腐保护措施。 7.3.2 站场地面管网及设备涂色按SY/T0043的规定执行。 7.3.3 站内电气设备管理应符合SY/T6325的规定。
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