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危險化學品儲存、經營企業(yè)專業(yè)檢查表（長輸管線）

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危險化學品儲存、經營企業(yè)專業(yè)檢查表（長輸管線）
本表適用于長輸管道及相應的管道站場安全檢查。
序號	檢查內容	檢查依據	檢查情況
1	區(qū)域位置、總圖布置與建構筑物		
1.1	石油天然氣管道站場		
1.1.1	石油天然氣站場與周圍居住區(qū)、相鄰廠礦企業(yè)、交通線等的防火間距，不應小于表4.0.4的規(guī)定。火炬的防火間距應經輻射熱計算確定，對可能攜帶可燃液體的火炬的防火間距，尚不應小于表4.0.4的規(guī)定。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第4.0.4條	
1.1.2	石油天然氣站場與相鄰廠礦企業(yè)的石油天然氣站場毗鄰建設時，其防火間距可按本規(guī)范表5.2.1、表5.2.3的規(guī)定執(zhí)行。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第4.0.5條	
1.1.3	火炬和放空管宜位于石油天然氣站場生產區(qū)最小頻率風向的上風側，且宜布置在站場外地勢較高處?；鹁婧头趴展芘c石油天然氣站場的間距：火炬由本規(guī)范第5.2.1條確定；放空管放空量等于或小于1.2×104m3/h時，不應小于10m；放空量大于1.2×104m3/h且等于或小于4×104m3/h時，不應小于40m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第4.0.8條	
1.1.4	石油天然氣站場總平面布置應符合下列規(guī)定：
①可能散發(fā)可燃氣體的場所和設施，宜布置在人員集中場所及明火或散發(fā)火花地點的全年最小頻率風向的上風側。
②甲、乙類液體儲罐，宜布置在站場地勢較低處。當受條件限制或有特殊工藝要求時，可布置在地勢較高處，但應采取有效的防止液體流散的措施。
③當站場采用階梯式豎向設計時，階梯間應有防止泄露可燃液體漫流的措施。
④甲、乙類油品儲罐組，不宜緊靠排洪溝布置。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.1.2條	
1.1.5	汽車運輸油品的裝卸車場，應布置在站場的邊緣，獨立成區(qū)，并宜設單獨的出入口。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.1.5條	
1.1.6	一、二、三、四級石油天然氣站場四周宜設不低于2.2m的非燃燒材料圍墻或圍欄。站場內變配電站（大于或等于35KV）應設不低于1.5m的圍欄。道路與圍墻（欄）的間距不應小于1.5m；一、二、三級油氣站場內甲、乙類設備、容器及生產建（構）筑物至圍墻（欄）的間距不應小于5m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.1.5條	
1.1.7	石油天然氣站場內的綠化，應符合下列規(guī)定：
①生產區(qū)不應種植含油脂多的樹木，宜選擇含水分較多的樹種。
②工藝裝置區(qū)或甲、乙類油品儲罐組與其周圍的消防車道之間，不應種植樹木。
③在油品儲罐組內地面及土筑防火堤坡面可植生長高度不超過0.15m、四季常綠的草皮。
④液化石油氣罐組防火堤或防護墻內嚴禁綠化。
⑤站場內的綠化不應妨礙消防操作。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.1.6條	
1.1.8	一、二、三、四級石油天然氣站場內總平面布置的防火間距除另有規(guī)定外，應不小于表5.2.1的規(guī)定?；鹁娴姆阑痖g距應輻射熱計算確定，對可能攜帶可燃液體的高架火炬還應滿足表5.2.1的規(guī)定。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.2.1條	
1.1.9	石油天然氣站場內的甲、乙類工藝裝置、聯(lián)合工藝裝置的防火間距，應符合下列規(guī)定：
①裝置與其外部的防火間距應按本規(guī)范表5.2.1中甲、乙類廠房和密閉工藝設備的規(guī)定執(zhí)行。
②裝置間的防火間距應符合表5.2.2-1的規(guī)定。
③裝置內部的設備、建（構）筑物間的防火間距，應符合表5.2.2-2的規(guī)定。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.2.2條	
1.1.10	五級石油天然氣站場總平面布置的防火間距，不應小于表5.2.3的規(guī)定。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.2.3條	
1.1.11	五級油品站場和天然氣站場值班休息室（宿舍、廚房、餐廳）距甲、乙類油品儲罐不應小于30m，距甲、乙類工藝設備、容器、廠房、汽車裝卸設施不應小于22.5m；當值班休息室朝向甲、乙類工藝設備、容器、廠房、汽車裝卸設施的墻壁為耐火等級不低于二級的防火墻時，防火間距可減小（儲罐除外），但不應小于15m，并應方便人員在緊急情況下安全疏散。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.2.4條	
1.1.12	天然氣放空管排放口與明火或散發(fā)火花地點的防火間距不應小于25m，與非防爆廠房之間的防火間距不應小于12m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.2.5條	
1.1.13	加熱爐附屬的燃料氣分液包、燃料氣加熱器等與加熱爐的防火距離不限；燃料氣分液包采用開式排放時，排放口距加熱爐的防火間距應不小于15m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.2.6條	
1.1.14	一、二、三級油氣站場，至少應有兩個通向外部道路的出入口。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.3.1條	
1.1.15	當道路高處附近地面2.5m以上，且在距道路邊緣15m范圍內有工藝裝置或可燃氣體、可燃液體儲罐及管道時，應在該段道路的邊緣設護墩、矮強等防護設施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.3.4條	
1.1.16	石油天然氣管道不得穿過與其無關的建筑物。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.5條	
1.1.17	甲、乙類油品儲罐、容器、工藝設備的基礎；甲、乙類地面管道的支、吊架和基礎應采用非燃燒材料，但儲罐底板墊層可采用瀝青砂。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.8條	
1.1.18	站場生產設備宜露天或棚式布置，受生產工藝或自然條件限制的設備可布置在建筑物內。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.9條	
1.1.19	輸送甲、乙類液體的泵，可燃氣體壓縮機不得與空氣壓縮機同室布置?？諝夤艿啦坏门c可燃氣體，甲、乙類液體管道固定相聯(lián)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.2.2條	
1.1.20	甲、乙類液體泵房與變配電室或控制室相毗鄰時，變配電室或控制室的門、窗應位于爆炸危險區(qū)范圍之外。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.2.3條	
1.1.21	甲、乙類油品泵宜露天或棚式布置。若在室內布置時，應符合下列要求：
①液化石油氣和天然氣凝液泵超過2臺時，與甲、乙類油品泵應分別布置在不同的房間內，各房間之間的隔墻應為防火墻。
②甲、乙類油品泵房的地面不宜設地坑或地溝。泵房內應有防止可燃氣體積聚的措施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.2.4條	
1.1.21	可燃氣體壓縮機的布置及其廠房設計應符合下列規(guī)定：
①可燃氣體壓縮機宜露天或棚式布置。
②單機驅動功率等于或大于150KW的甲類氣體壓縮機廠房，不宜與其他甲、乙、丙類房間共用一幢建筑物；該壓縮機的上方不得布置甲、乙、丙類介質的設備，但自用的高位潤滑油箱不受此限。
③比空氣輕的可燃氣體壓縮機棚或封閉式廠房的頂部應采取通風措施。
④比空氣輕的可燃氣體壓縮機廠房的樓板，宜部分采用箅子板。5）比空氣重的可燃氣體壓縮機廠房內，不宜設地坑或地溝，廠房內應有防止氣體積聚的措施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.3.1條	
1.1.22	明火設備應盡量靠近裝置邊緣集中布置，并應位于散發(fā)可燃氣體的容器、機泵和其他設備的年最小頻率風向的下風側。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.3.3條	
1.1.23	當不同火災危險性類別的房間布置在同一棟建筑內時，其隔墻應采用非燃燒材料的實體墻。天然氣壓縮機房或油泵房宜布置在建筑物的一端，將人員集中的房間布置在火災危險性較小的一端。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.9.3條	
1.1.24	甲、乙類火災危險性生產廠房應設向外開啟的門，且不宜少于兩個，其中一個應能滿足最大設備（或拆開最大部件）的進出要求，建筑面積小于或等于100m2時，可設一個向外開啟的門。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.9.4條	
1.1.25	變、配電所不應與有爆炸危險的甲、乙類廠房毗鄰布置。但供上述甲、乙類生產廠房專用的10KV及以下的變、配電，當采用無門窗洞口防火墻隔開時，可毗鄰布置。當必須在防火墻上開窗時，應設非燃燒材料的固定甲級防火窗。變壓器與配電間之間應設防火墻。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.9.5條	
1.1.26	消防泵房應采用耐火等級不低于二級的建筑，并應設直通室外的出口。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.8.4條	
1.2	石油、天然氣長輸管線		
1.2.1	跨越、穿越公路修建橋梁、渡槽或者架設、埋設管線等設施的，以及在公路用地范圍內架設、埋設管線、電纜等設施的，應當事先經有關交通主管部門同意，影響交通安全的，還須征得有關公安機關的同意。	《中華人民共和國公路法》第46條	
1.2.2	管道不得侵入公路建筑限界，不妨礙公路交通安全和人員安全，并不得損害公路的構造和設施。	《公路工程技術標準》JTG B01-2014第9.5.1條	
1.2.3	管道與各級公路相交叉且采用下穿方式時，應設置地下通道（涵）或套管。	《公路工程技術標準》JTG B01-2014第9.5.4條	
1.2.4	嚴禁易燃、易爆、高壓等管線設施利用或通過公路橋梁和隧道。	《公路工程技術標準》JTG B01-2014第9.5.5條	
1.2.5	在鐵路線路上架設電力、通訊線路，埋置電纜、管道設施，穿鑿通過鐵路路基的地下坑道，必須經鐵路運輸企業(yè)同意，并采取安全防護措施。	《中華人民共和國鐵路法》第46條	
1.2.6	管道建設的選線應當避開地震活動斷層和容易發(fā)生洪災、地質災害的區(qū)域。	《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》第13條	
1.2.7	在管道線路中心線兩側各五米地域范圍內，禁止下列危害管道安全的行為：
①種植喬木、灌木、藤類、蘆葦、竹子或者其他根系深達管道埋設部位可能損壞管道防腐層的深根植物；
②取土、采石、用火、堆放重物、排放腐蝕性物質、使用機械工具進行挖掘施工；
③挖塘、修渠、修曬場、修建水產養(yǎng)殖場、建溫室、建家畜棚圈、建房以及修建其他建筑物、構筑物。	《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》第30條	
1.2.8	在穿越河流的管道線路中心線兩側各五百米地域范圍內，禁止拋錨、拖錨、挖砂、挖泥、采石、水下爆破。但是，在保障管道安全的條件下，為防洪和航道通暢而進行的養(yǎng)護疏浚作業(yè)除外。	《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》第32條	
1.2.9	在管道專用隧道中心線兩側各一千米地域范圍內，除本條第二款規(guī)定的情形外，禁止采石、采礦、爆破。
在前款規(guī)定的地域范圍內，因修建鐵路、公路、水利工程等公共工程，確需實施采石、爆破作業(yè)的，應當經管道所在地縣級人民政府主管管道保護工作的部門批準，并采取必要的安全防護措施，方可實施。	《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》第33條	
1.2.10	新建或改建油氣管道需要穿（跨）越既有公路的，宜選擇在非橋梁結構的公路路基地段，采用埋設方式從路基下方穿越通過，或采用架設方式從公路上方跨越通過。受地理條件影響或客觀條件限制，必須與公路橋梁交叉的，可采用埋設方式從橋梁自然地面以下空間通過。禁止利用自然地面以上的公路橋下空間鋪（架）設油氣管道。	交公路發(fā)〔2015〕36號第1條	
1.2.11	油氣管道從公路橋梁自然地面以下空間穿越時，滿足下列條件：
①不能影響橋下空間的正常使用功能。
②油氣管道與兩側橋墩（臺）的水平凈距不應小于5米。
③油氣管道采用開挖埋設方式從公路橋下穿越時，管頂距橋下自然地面不應小于1米，管頂上方應鋪設寬度大于管徑的鋼筋混凝土保護蓋板，蓋板長度不應小于規(guī)劃公路用地范圍寬度以外3米，并設置地面標識標明管道位置；采用定向鉆穿越方式的，鉆孔軸線應距橋梁墩臺不小于5米，橋梁（投影）下方穿越的最小深度應大于最后一級擴孔直徑的4～6倍。	交公路發(fā)〔2015〕36號第2條	
1.2.12	公路與原油、天然氣輸送管道相交，以垂直交叉為宜。必須斜交時，其交叉的銳角宜不小于60°；受地形條件或其他特殊情況限制時應不小于45°。	《公路路線設計規(guī)范》JTG D20-2006第12.5.4條	
1.2.13	原油、天然氣輸送管道與高速公路、一級公路相交，應采用穿越方式，埋置地下專用通道；原油、天然氣輸送管道穿越二級公路、三級公路、四級公路時，應埋置保護套管。	《公路路線設計規(guī)范》JTG D20-2006第12.5.5條	
1.2.14	嚴禁天然氣輸送管道利用公路橋梁跨越河流。原油、天然氣輸送管道穿（跨）越河流時，管道距大橋的距離，不應小于100m；距中橋不應小于50m。	《公路路線設計規(guī)范》JTG D20-2006第12.5.7條	
1.2.15	新建或改建公路與既有油氣管道交叉時，應選擇在管道埋地敷設地段，采用涵洞方式跨越管道通過；受地理條件影響或客觀條件限制時，可采用橋梁方式跨越管道通過。采用涵洞跨越既有管道時，交叉角度不應小于30°；采用橋梁跨越既有管道時，交叉角度不應小于15°。	交公路發(fā)〔2015〕36號第3條	
1.2.16	輸油（原油、成品油、液化石油氣）管道		
1）	地區(qū)輸油（輸氣）管道不應穿越廠區(qū)。	《石油化工企業(yè)設計防火規(guī)范》GB50160-2008第4.1.8條	
2）	中間站場和大、中型穿跨越工程位置應符合線路總走向；局部線路的走向應根據中間站場和大、中型穿跨越位置進行調整。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.1.2條	
3）	輸油管道不應通過飲用水水源一級保護區(qū)、飛機場、火車站、海(河)港碼頭、軍事禁區(qū)、國家重點文物保護范圍、自然保護區(qū)的核心區(qū)。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.1.3條	
4）	輸油管道應避開滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水嚴重侵蝕等地質災害地段，宜避開礦山采空區(qū)及全新世活動斷層。當受到條件限制必須通過上述區(qū)域時，應選擇危害程度較小的位置通過，并采取相應的防護措施。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.1.4條	
5）	埋地輸油管道同地面建（構）筑物的最小間距應符合下列規(guī)定：
①原油、成品油管道與城鎮(zhèn)居民點或重要公共建筑的距離不應小于5m；
②原油、成品油管道臨近飛機場、海（河）港碼頭、大中型水庫和水工建（構）筑物敷設時，間距不宜小于20m；
③輸油管道與鐵路并行敷設時，管道應敷設在鐵路用地范圍邊線3m以外，且原油、成品油管道距鐵路線不應小于25m、液化石油氣管道距鐵路線不應小于50m，如受制于地形或其他條件限制不滿足本條要求時，應征得鐵路管理部門的同意。
④輸油管道與公路并行敷設時，管道應敷設在公路用地范圍邊線以外，距用地邊線不應小于3m，如受制于地形或其他條件限制不滿足本條要求時，應征得公路管理部門的同意；
⑤原油、成品油管道與軍工廠、軍事設施、炸藥庫、國家重點文物保護設施的最小距離應同有關部門協(xié)商確定。液化石油氣管道與軍工廠、軍事設施、炸藥庫、國家重點文物保護設施的距離不應小于100m；
⑦液化石油氣管道與城鎮(zhèn)居民點、重要公共建筑和一般建(構)筑物的最小距離應符合現行國家標準《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》GB50028的有關規(guī)定，見下表：
管道
級別
項目	Ⅰ級（設計壓力P＞4.0MPa）	Ⅱ級（設計壓力1.6≤P≤4.0MPa）	Ⅲ級(設計壓力P≤1.6MPa)
特殊建、構筑物（軍事設施、易燃易爆物品倉庫、國家重點文物保護單位、飛機場、火車站和碼頭）	100
居民區(qū)、村鎮(zhèn)、重要公共建筑	50	40	10
一般建、構筑物	25	15	10
	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.1.6 條	
6）	埋地管道與高壓交流輸電線路的距離宜符合下列規(guī)定：
①在開闊地區(qū)，埋地管道與高壓交流輸電線路塔桿基腳間控制的最小距離不宜小于塔桿高度。
②在路徑受限地區(qū)，埋地管道與交流輸電系統(tǒng)的各種接地裝置之間的最小水平距離一般情況下不宜小于下表的規(guī)定。在采取故障屏蔽、接地、隔離等防護措施后，下表規(guī)定的距離可適當減小。
電壓等級（KV）	≤220	330	500
鐵塔或電桿接地	5.0	6.0	7.5
	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.1.7 條、《埋地鋼制管道交流干擾防護技術標準》GB/T50698-2011第5.1.5條	說明輸油管道與平行敷設的架空輸電線路的距離
7）	66KV及以下架空電力線路與架設在地面上輸送易燃、易爆物的管道的最小水平距離為最高桿（塔）高，最小垂直距離（至管道任何部分）見下表：
線路電壓（KV）	35~66	3~10	3以下
最小垂直距離	4.0	3.0	1.5
	《66kv及以下架空電力線路設計規(guī)范》GB50061-2010第12.0.16條	說明管道與架空輸電線路的水平及垂直距離
8）	110 kV-750kV架空輸電線路與架設在地面上輸送易燃、易爆物的管道的最小水平距離（平行時）為最高桿（塔）高，最小垂直距離（至管道任何部分）見下表：
標稱電壓（KV）	110	220	330	500	750
最小垂直距離	4.0	5.0	6.0	7.5	9.5
	《110kV~750kV架空輸電線路設計規(guī)范》GB50545-2010第13.0.11條	說明管道與架空輸電線路的水平及垂直距離
9）	輸油管道與已建管道并行敷設時，土方地區(qū)管道間距不宜小于6m，如受制于地形或其他條件不能保持6m間距時，應對已建管道采取保護措施。石方地區(qū)與已建管道并行間距小于20m時不宜進行爆破施工。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.1.8 條	
10）	同期建設的輸油管道，宜采用同溝方式敷設；同期建設的油、氣管道，受地形限制時局部地段可采用同溝敷設，管道同溝敷設時其最小凈間距不應小于0.5m。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.1.9 條	
11）	管道與通信光纜同溝敷設時，其最小凈距（指兩斷面垂直投影的凈距）不應小于0.3m。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.1.10 條	
1.2.17	輸氣（天然氣、煤層氣和煤質天然氣）管道		
1）	線路的選擇應符合下列要求：
①線路宜避開環(huán)境敏感區(qū)，當路由受限需要通過環(huán)境敏感區(qū)時，應征得其主管部門同意并采取保護措施；
②大中型穿（跨）越工程和壓氣站位置的選擇，應符合線路總體走向。局部線路走向應根據大中型穿（跨）越工程和壓氣站的位置進行調整；
③線路應避開軍事禁區(qū)、飛機場、鐵路及汽車客運站、海（河）港碼頭等區(qū)域；
④除為管道工程專門修建的隧道、橋梁外，不應在鐵路或公路的隧道內及橋梁上敷設輸氣管道。輸氣管道從鐵路或公路橋下交叉通過時，不應改變橋梁下的水文條件；
⑤與公路并行的管道路由宜在公路用地地界3m以外，與鐵路并行的管道路由宜在鐵路用地界3m以外，如地形受限或其他條件限制的局部地段不滿足要求時，應征得道路管理部門的同意；
⑥線路宜避開城鄉(xiāng)規(guī)劃區(qū)，當受條件限制，需要在城鄉(xiāng)規(guī)劃區(qū)通過時，應征得城鄉(xiāng)規(guī)劃主管部門的同意，并采取安全保護措施；
⑦石方地段的管線路由爆破挖溝時，應避免對公眾及周圍設施的安全造成影響；
⑧線路宜避開高壓直流換流站接地極、變電站等強干擾區(qū)域；
⑨埋地管道與建（構）筑物的間距應滿足施工和運行管理需求，且管道中心線與建（構）筑物的最小距離不應小于5m。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.1.1條	
2）	輸氣管道應避開滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水嚴重侵蝕等地質災害地段，宜避開礦山采空區(qū)及全新世活動斷層。當受到條件限制必須通過上述區(qū)域時，應選擇危害程度較小的位置通過，并采取相應的防護措施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.1.2條	
3）	埋地輸氣管道與其他埋地管道、電力電纜、通信光（電）纜交叉的間距應符合下列規(guī)定：
①輸氣管道與其他管道交叉時，垂直凈距不應小于0.3m，當小于0.3m時，兩管間交叉處應設置堅固的絕緣隔離物，交叉點兩側各延伸10m以上的管段，應確保管道防腐層無缺陷；
②輸氣管道與電力電纜、通信光（電）纜交叉時，垂直凈距不應小于0.5m，交叉點兩側各延伸10m以上的管段，應確保管道防腐層無缺陷。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.11條	
4）	埋地輸氣管道與高壓交流輸電線路桿（塔）和接地體之間的距離宜符合下列規(guī)定：
①在開闊地區(qū)，埋地管道與高壓交流輸電線路桿（塔）基腳間的最小距離不宜小于桿（塔）高；
②在路由受限地區(qū)，埋地管道與交流輸電系統(tǒng)的各種接地裝置之間的最小水平距離不宜小于下表的規(guī)定。在采取故障屏蔽、接地、隔離等防護措施后，下表規(guī)定的距離可適當減小。
電壓等級（KV）	≤220	330	500
鐵塔或電桿接地	5.0	6.0	7.5
	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.12條	
5）	地面敷設的輸氣管道與架空交流輸電線路的距離應符合下表的規(guī)定。
 	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.13條	
6）	埋地輸氣管道與民用炸藥儲存?zhèn)}庫的最小水平距離應符合下列規(guī)定：
①埋地輸氣管道與民用炸藥儲存?zhèn)}庫的最小水平距離應按下式計算： R=-267e-Q/8240+342，式中：R——管道與民用炸藥儲存?zhèn)}庫的最小水平距離（m）；e——常數，取2.718；Q——炸藥庫容量（kg），1000kg≤Q≤10000kg。
②當炸藥庫與管道之間存在下列情況之一時，按上式計算的水平距離值可折減15%~20%：a炸藥庫地面標高大于管道的管頂標高；b炸藥庫與管道間存在深度大于管溝深度的溝渠；c炸藥庫與管道間存在寬度大于50m，且高度大于10m的山林。
③無論現狀炸藥庫的庫存藥量有多少，炸藥庫容量Q應按政府部門批準的建庫規(guī)模取值。庫存藥量不足1000kg應按1000kg取值計算。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.18條	
7）	不受地形、地物或規(guī)劃限制地段的并行管道，最小凈距不應小于6m。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.4.2條	
8）	受地形、地物或規(guī)劃限制地段的并行管道，采取安全措施后凈距可小于6m，同期建設時可同溝敷設，同溝敷設的并行管道，間距應滿足施工及維護需求且最小凈距不應小于0.5m。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.4.3條	
9）	共用隧道、跨越管橋及涵洞設施的，凈距不應小于0.5m。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.4.4條	
10）	線路截斷閥（室）應選擇在交通方便、地形開闊、地勢相對較高的地方，防洪設防標準不應低于重現期25年一遇。線路截斷閥（室）選址受限時，應符合下列規(guī)定：
①與電力、通信線路桿（塔）的間距不應小于桿（塔）的高度再加3m；
②距鐵路用電界外不應小于3m；
③距公路用地界外不應小于3m；
④與建筑物的水平距離不應小于12m。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.5.2條	
1.3	危險化學品管道（廠外公共區(qū)域）		
1.3.1	禁止光氣、氯氣等劇毒氣體化學品管道穿（跨）越公共區(qū)域。嚴格控制氨、硫化氫等其他有毒氣體的危險化學品管道穿（跨）越公共區(qū)域。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第7條	
1.3.2	危險化學品管道建設的選線應當避開地震活動斷層和容易發(fā)生洪災、地質災害的區(qū)域；確實無法避開的，應當采取可靠的工程處理措施，確保不受地質災害影響。危險化學品管道與居民區(qū)、學校等公共場所以及建筑物、構筑物、鐵路、公路、航道、港口、市政設施、通訊設施、軍事設施、電力設施的距離，應當符合有關法律、行政法規(guī)和國家標準、行業(yè)標準的規(guī)定。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第8條	
1.3.3	在危險化學品管道中心線兩側及危險化學品管道附屬設施外緣兩側5米外的周邊范圍內，管道單位發(fā)現下列建（構）筑物與管道線路、管道附屬設施的距離不符合國家標準、行業(yè)標準要求的，應當及時向當地安全生產監(jiān)督管理部門報告：
①居民小區(qū)、學校、醫(yī)院、餐飲娛樂場所、車站、商場等人口密集的建筑物；
②加油站、加氣站、儲油罐、儲氣罐等易燃易爆物品的生產、經營、存儲場所；
③變電站、配電站、供水站等公用設施。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第22條	
1.3.4	在穿越河流的危險化學品管道線路中心線兩側500米地域范圍內，管道單位發(fā)現有實施拋錨、拖錨、挖沙、采石、水下爆破等作業(yè)的，應當及時予以制止，無法處置時應當向當地安全生產監(jiān)督管理部門報告。但在保障危險化學品管道安全的條件下，為防洪和航道通暢而實施的養(yǎng)護疏浚作業(yè)除外。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第23條	
1.3.5	在危險化學品管道專用隧道中心線兩側1000米地域范圍內，管道單位發(fā)現有實施采石、采礦、爆破等作業(yè)的，應當及時予以制止，無法處置時應當向當地安全生產監(jiān)督管理部門報告。
在前款規(guī)定的地域范圍內，因修建鐵路、公路、水利等公共工程確需實施采石、爆破等作業(yè)的，應當按照本規(guī)定第二十五條的規(guī)定執(zhí)行。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第24條	
1.3.6	實施下列可能危及危險化學品管道安全運行的施工作業(yè)的，施工單位應當在開工的7日前書面通知管道單位，將施工作業(yè)方案報管道單位，并與管道單位共同制定應急預案，采取相應的安全防護措施，管道單位應當指派專人到現場進行管道安全保護指導：
①穿（跨）越管道的施工作業(yè)；
②在管道線路中心線兩側5米至50米和管道附屬設施周邊100米地域范圍內，新建、改建、擴建鐵路、公路、河渠，架設電力線路，埋設地下電纜、光纜，設置安全接地體、避雷接地體；
③在管道線路中心線兩側200米和管道附屬設施周邊500米地域范圍內，實施爆破、地震法勘探或者工程挖掘、工程鉆探、采礦等作業(yè)。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第25條	
1.3.7	危險化學品管道應當設置明顯標志。發(fā)現標志毀損的，管道單位應當及時予以修復或者更新。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第15條	
1.3.8	管道單位發(fā)現下列危害危險化學品管道安全運行行為的，應當及時予以制止，無法處置時應當向當地安全生產監(jiān)督管理部門報告：
①擅自開啟、關閉危險化學品管道閥門；
②采用移動、切割、打孔、砸撬、拆卸等手段損壞管道及其附屬設施；
③移動、毀損、涂改管道標志；
④在埋地管道上方和巡查便道上行駛重型車輛；
⑤對埋地、地面管道進行占壓，在架空管道線路和管橋上行走或者放置重物；
⑥利用地面管道、架空管道、管架橋等固定其他設施纜繩懸掛廣告牌、搭建構筑物；
⑦其他危害危險化學品管道安全運行的行為。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第19條	
1.3.9	禁止在危險化學品管道附屬設施的上方架設電力線路、通信線路。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第20條	
1.3.10	在危險化學品管道及其附屬設施外緣兩側各5米地域范圍內，管道單位發(fā)現下列危害管道安全運行的行為的，應當及時予以制止，無法處置時應當向當地安全生產監(jiān)督管理部門報告：
①種植喬木、灌木、藤類、蘆葦、竹子或者其他根系深達管道埋設部位可能損壞管道防腐層的深根植物；
②取土、采石、用火、堆放重物、排放腐蝕性物質、使用機械工具進行挖掘施工、工程鉆探；
③挖塘、修渠、修曬場、修建水產養(yǎng)殖場、建溫室、建家畜棚圈、建房以及修建其他建（構）筑物。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第21條	
1.3.11	危險化學品管道的專用設施、水工防護設施、專用隧道等附屬設施不得用于其他用途；確需用于其他用途的，應當征得管道單位的同意，并采取相應的安全防護措施。	《危險化學品輸送管道安全管理規(guī)定》第27條	
2	工藝及設備設施安全		
2.1	石油、天然氣站場		
2.1.1	進出天燃氣站場的天然氣管道應設截斷閥，并應能在事故狀況下易于接近且便于操作。三、四級站場的截斷閥應有自動切斷功能。當站場內有兩套及兩套以上天然氣處理裝置時，每套裝置的天然氣進出口管道均應設置截斷閥。進站場天然氣管道上的截斷閥前應設泄壓放空閥。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.1條	
2.1.2	甲、乙類油品儲罐、容器、工藝設備和甲、乙類地面管道當需要保溫時，應采用非燃燒保溫材料；低溫保冷可采用泡沫塑料，但其保護層外殼應采用不燃燒材料。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.7條	
2.1.3	加熱爐以天然氣為燃料時，供氣系統(tǒng)應符合下列要求：
①宜燒干氣，配氣管網的設計壓力不宜大于0.4MPa（表壓）。
②當使用有凝液析出的天然氣作燃料時，管道上宜設置分液包。
③加熱爐爐膛內宜設常明燈，其氣源可從燃料氣調節(jié)閥前的管道上引向爐膛。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.15條	
2.1.4	加熱爐或鍋爐燃料油的供油系統(tǒng)應符合下列要求：
①燃料油泵和被加熱的油氣進、出口閥不應布置在燒火間內；當燃料油泵與燒火間毗鄰布置時，應設防火墻。
②當燃料油儲罐總容積不大于20m3時，與加熱爐的防火間距不應小于8m；當大于20m3至30m3時，不應小于15m。燃料油儲罐與燃料油泵的間距不限。加熱爐燒火口或防爆門不應直接朝向燃料油儲罐。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.2.1條	
2.1.5	電動往復泵、齒輪泵或螺桿泵的出口管道上應設安全閥；安全閥放空管應接至泵入口管道上，并宜設事故停車聯(lián)鎖裝置。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.2.5條	
2.1.6	甲、乙類油品離心泵，天然氣壓縮機在停電、停氣或操作不正常工作情況下，介質倒流有可能造成事故時，應在出口管道上安裝止回閥。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.2.6條	
2.1.7	負壓原油穩(wěn)定裝置的負壓系統(tǒng)應有防止空氣進入系統(tǒng)的措施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.2.7條	
2.1.8	油氣站場內，當使用內燃機驅動泵和天然氣壓縮機時，應符合下列要求：
①內燃機排氣管應有隔熱層，出口處應設防火罩。當排氣管穿過屋頂時，其管口應高出屋頂2m；當穿過側墻時，排氣方向應避開散發(fā)油氣或有爆炸危險的場所。
②內燃機的燃料油儲罐宜露天設置。內燃機供油管道不應架空引至內燃機油箱。在靠近燃料油儲罐出口和內燃機油箱進口處應分別設切斷閥。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.3.2條	
2.1.9	布置在爆炸危險區(qū)域內的非防爆型在線分析一次儀表間（箱），應正壓通風。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.3.5條	
2.1.10	進出裝置的可燃氣體、液化石油氣、可燃液體的管道，在裝置邊界處應設截斷閥和8字盲板或其他截斷設施，確保裝置檢修安全。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.3.7條	
2.1.11	可燃氣體壓縮機的吸入管道，應有放置產的負壓的措施。多級壓縮的可燃氣體壓縮機各段間，應設冷卻和氣液分離設備，防止氣體帶液進入氣缸。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.3.8條	
2.1.12	正壓通風設施的取風口，宜位于含甲、乙類介質設備的全年最小頻率風向的下風側。取風口應高出爆炸危險區(qū)1.5m以上，并應高出地面9m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.3.9條	
2.1.13	可能超壓的下列設備及管道應設安全閥：
1）頂部操作壓力大于0.07MPa的壓力容器；
2）頂部操作壓力大于0.03MPa的蒸餾塔、蒸發(fā)塔和汽提塔（汽提塔頂蒸汽直接通入另一蒸餾塔者除外）；
3）與鼓風機、離心式壓縮機、離心泵或蒸汽往復泵出口連接的設備不能承受其最高壓力時，上述機泵的出門；可燃氣體或液體受熱膨脹時，可能超過設計壓力的設備及管道。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.8.1條	
2.1.14	放空管道必須保持暢通，并應符合下列要求：
①高壓、低壓放空管宜分別設置，并應直接與火炬或放空總管連接；②不同排放壓力的可燃氣體放空管接入同一排放系統(tǒng)時，應確保不同壓力的放空點能同時安全排放。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.8.6條	
2.1.15	火炬設置應符合下列要求：
①火炬的高度，應經輻射熱計算確定，確?；鹁嫦虏考爸車藛T和設備的安全。
②進入火炬的可燃氣體應經凝液分離罐分離出氣體中直徑大于300μm的液滴；分離出的凝液應密閉回收或送至焚燒坑焚燒。
③應有防止回火的措施。
④火炬應有可靠的點火設施。
⑤距火炬30m范圍內，嚴禁可燃氣體放空。
⑥液體、低熱值可燃氣體、空氣和惰性氣體，不得排入火炬系統(tǒng)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.8.7條	
2.1.16	可燃氣體放空應符合下列要求：
①可能存在點火源的區(qū)域內不應形成爆炸性氣體混合物。
②有害物質的濃度及排放量應符合有關污染物排放標準的規(guī)定。
③放空時形成的噪聲應符合有關衛(wèi)生標準。
④連續(xù)排放的可燃氣體排氣筒頂或放空管口，應高出20m范圍內的平臺或建筑物頂2.0m以上。對位于20m以外的平臺或建筑物頂，應滿足下圖的要求，并應高出所在地面5m。
 	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.8.8條	
2.1.17	甲、乙類液體排放應符合下列要求：
①排放時可能釋放出大量氣體或蒸汽的液體，不得直接排入大氣，應引入分離設備，分出的氣體引入可燃氣體放空系統(tǒng)，液體引入有關儲罐或污油系統(tǒng)。
②設備或容器內殘存的甲、乙類液體，不得排入邊溝或下水道，可集中排入有關儲罐或污油系統(tǒng)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.8.9條	
2.1.18	對存在硫化鐵的設備、管道，排污口應設噴水冷卻設施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.8.10條	
2.1.19	原油管道清管器收發(fā)筒的污油排放，應符合下列要求：
①清管器收發(fā)筒應設清掃系統(tǒng)和污油接收系統(tǒng)。
②污油池中的污油應引入污油系統(tǒng)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.8.11條	
2.1.20	天然氣管道清管作業(yè)排出的液態(tài)污物若不含甲、乙類可燃液體，可排入就近設置的排污池；若含有甲、乙類可燃液體，應密閉回收可燃液體或在安全位置設置凝液焚燒坑。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.8.12條	
2.1.21	甲、乙類工藝設備平臺、操作平臺，宜設2個通向地面的梯子。長度小于8m的甲類設備平臺和長度小于15m的乙類設備平臺，可設1個梯子。相鄰的平臺和框架可根據疏散要求設走橋連通。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.9.6條	
2.1.22	火車、汽車裝卸油棧臺、操作平臺均應采用非燃燒材料建造。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.9.7條	
2.1.23	立式圓筒油品加熱爐、液化石油氣儲罐的鋼柱、梁、支撐，塔的框架鋼支柱，罐組磚、石、鋼筋混凝土防火堤無培土的內側和頂部，均應涂保護層，其耐火極限不應小于2h。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.9.7條	
2.1.24	輸油泵泵型應根據所輸油品性質合理選擇。當在輸送溫度下油品的動力黏度在100mPa ?s以下時，宜選用離心泵。泵機組不應少于2臺，但不宜多于5臺，并應至少備用1臺。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.3.8條	
2.1.25	減壓站內減壓系統(tǒng)的設置應符合下列規(guī)定：
①減壓系統(tǒng)應能保證油品通過上游高點時不出現汽化現象，并應控制下游管道壓力不超壓；
②減壓系統(tǒng)應設置備用減壓閥，減壓閥應選擇故障關閉型；
③減壓站不應設置越站管線；
④減壓閥上、下游應設置遠控截斷閥，閥門的壓力等級應和減壓閥壓力等級保持一致，應能保證在管道停輸時完全隔斷靜壓力；
⑤減壓閥組上游應設置過濾器，過濾網孔徑尺寸應根據減壓閥結構形式確定；
⑥設置伴熱保溫的減壓閥組，每路減壓閥組應設置單獨的伴熱回路；⑦減壓站內的進、出站管線上應設超壓保護泄壓閥。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.3.11條	
2.1.26	輸油站清管設施的設置應符合下列規(guī)定：
①輸油管道應設置清管設施；
②清管器出站端及進站端管線上應設置清管器通過指示器；設置清管器轉發(fā)設施的站場，應在清管器轉發(fā)設施的上游和下游管線上設置清管器通過指示器；
③清管器接收、發(fā)送筒的結構、筒徑及長度應能滿足通過清管器或檢測器的要求；
④當輸油管道直徑大于DN500，且清管器總重超過45kg時，宜配備清管器提升設施；
⑤清管器接收、發(fā)送操作場地應根據一次清管作業(yè)中使用清管器（包括檢測器）數量及長度確定；清管器（包括檢測器）數量及長度的確定；
⑥清管作業(yè)清出的污物應進行集中收集處理。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.3.12條	
2.1.27	輸油管道用閥門的選擇應符合下列規(guī)定：
①安裝于通過清管器管道上的閥門應選擇全通徑型（閥門通道直徑與相連接管道的內徑相同）；不通清管器的閥門可選用普通型或縮徑型；
②埋地安裝的閥門宜采用全焊接閥體結構，并采用焊接連接；
③當閥門與管道焊接連接時，閥體材料的焊接性能應與所連接的鋼管的焊接性能相適應；
④輸油管道不得使用鑄鐵閥門。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.3.13條	
2.1.28	有混油切割的站場應在進站管道上設置混油界面檢測設施。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.4.5條	
2.1.29	汽油、石腦油等輕質油品裝車總量大于20萬噸/年時，宜設置油氣回收設施。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.4.9條	
2.1.30	順序輸送成品油管道用于油品切換作業(yè)的閥門應為快速開啟、關閉、密封性能好的閥門，其開啟、關閉的時間不宜超過10s，并應采取防止管道內漏、串油的措施。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.4.14條	
2.1.31	液化石油氣泵送設備應符合下列規(guī)定：
①當在輸送溫度下油品的動力黏度在100mPa ?s以下時，宜選用離心泵。
②泵機組不應少于2臺，但不宜多于5臺，并應至少備用1臺。
③宜選用液化石油氣專用泵。泵的安裝高度應保證不使其發(fā)生氣蝕，并用采取防振動措施。
④選用泵的外殼應為鑄鋼，應選用無泄漏型機械密封。
⑤入口管段上應設置操作閥、過濾器、放散閥及放散管、放散管應引至安全防空地點。
⑥泵出口管段上應設置止回閥、操作閥和液相安全回流閥。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.5.6條	
2.1.32	液化石油氣站場壓縮機組及附件的設置應符合下列規(guī)定：
①站場內宜設置壓縮機，對儲罐機裝卸設備中的氣相液化石油氣增壓；
②壓縮機進、出口管線上應設置閥門；
③壓縮機進、出口管之間應設置旁通管及旁通閥；
④壓縮機進口管線上應設置過濾器；
⑤壓縮機出口管線上應設置止回閥和安全閥；
⑥當站內無壓縮機系統(tǒng)時，罐區(qū)內各儲罐的氣相空間之間，槽車與儲罐氣體空間應用平衡管連通。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.5.8條	
2.1.33	液化石油氣管道用閥門應符合下列規(guī)定：
①閥門及附件的配置應按系統(tǒng)設計壓力提高一級；
②地上管道分段閥之間的管段上應設置安全閥；
③管道上應設置液化氣專用閥門；
④安裝于通過清管器管道上的閥門應選擇全通徑型（閥門通道直徑與相連接管道的內徑相同）；不通清管器的閥門可選用普通型或縮徑型；
⑤埋地安裝的閥門宜采用全焊接閥體結構，并采用焊接連接；
⑥當閥門與管道焊接連接時，閥體材料的焊接性能應與所連接的鋼管的焊接性能相適應；
⑦輸油管道不得使用鑄鐵閥門。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.5.11條	
2.1.34	站內地面鋼質管道和金屬設施應采用防腐層進行腐蝕防護。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.6.1條	
2.1.35	保溫管道的鋼管外壁及鋼制設備外壁均應進行防腐，保溫層外應設防護層。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.6.4條	
2.1.36	輸氣站調壓及計量設計應符合下列規(guī)定：
①應滿足輸氣工藝、生產運行及檢修需要；
②在需控制壓力及需要對氣體流量進行控制和調節(jié)的管段上應設置調壓設施，調壓應注意節(jié)流溫降的影響;
③具有貿易交接、設備運行流量分配和自耗氣的工藝管路上應設置計量設施；
④計量流程的設計及設備的選擇應滿足流量變化的要求。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015
第6.2.3條	
2.1.37	輸氣站清管設施設計應符合下列規(guī)定：
①清管設施宜與輸氣站合并建設，當輸氣站站間距超過清管器可靠運行距離時，應單獨設置清管站；
②清管工藝應采用不停氣密閉清管工藝流程，進出站的管段上宜設置清管器通過指示器。
③清管器收、發(fā)筒的結構尺寸應能滿足通過清管器或智能檢測器的要求。
④清管作業(yè)清除的污物應進行收集處理，不得隨意排放。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015
第6.2.4條	
2.1.38	輸氣站壓縮機房的每一操作層及其高出地面3m以上的操作平臺（不包括單獨的發(fā)動機平臺），應至少設置兩個安全出口及通向地面的梯子。操作平臺上的任意點沿通道中心線與安全出口之間的最大距離不得大于25m。安全出口和通往安全地帶的通道，必須暢通無阻。壓縮機房設置的平開門應朝外開。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.3.4條	
2.1.39	輸氣站壓縮機房內，應根據壓縮機檢修的需要配置供檢修用的固定起重設備。當壓縮機組布置在露天、敞開式廠房內或機組自帶起吊設備時，可不設固定起重設備，但應設置移動式起重設備的吊裝場地和行駛通道。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.3.7條	
2.1.40	當壓縮機出口氣體溫度高于下游設施、管道以及管道敷設環(huán)境允許的最高操作溫度或為提高氣體輸送效率時，應設置冷卻器。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.4.4條	
2.1.41	壓縮機組進、出口管線上應設截斷閥，截斷閥宜布置在壓縮機廠房外，其控制應納入機組控制系統(tǒng)。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.4.7條	
2.1.42	壓縮機采用燃機驅動時，燃機的燃料氣供給系統(tǒng)設計應符合下列規(guī)定：
①燃料氣的氣質、壓力、流量應滿足燃機的運行要求；
②燃料氣管線應從壓縮機進口截斷閥上游的總管上接出，應設置調壓設施和對單臺機組的計量設施；
③燃料氣管線在進入壓縮機廠房前及每臺燃機前裝設截斷閥；
④燃料氣安全放空宜在核算放空背后接入站場相同壓力等級的放空系統(tǒng)；
⑤燃料氣中可能出現凝液時，宜在燃料氣系統(tǒng)加裝氣—液聚結器或其他能去除凝液的設施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.4.8條	
2.1.43	離心式壓縮機的潤滑油系統(tǒng)的動力應由主潤滑油泵、輔助潤滑油泵和緊急潤滑油泵或高位油箱構成。輔助油泵的出油管應設單向閥。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.4.9條	
2.1.44	采用注油潤滑的往復式壓縮機各級出口均應設氣—液分離設備。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.4.10條	
2.1.45	燃氣輪機當采用氣馬達啟動時，應在每臺發(fā)動機附近的啟動用空氣管線上設置止回閥。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.4.13條	
2.1.46	往復式壓縮機出口與第一個截斷閥之間應裝設安全閥和放空閥，安全閥的泄放能力不應小于壓縮機的最大排量。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.6.1條	
2.1.47	輸氣站每臺壓縮機應設置安全保護裝置。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.6.2條	
2.1.48	壓縮機的干氣密封系統(tǒng)應有泄放超限報警裝置。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.6.3條	
2.1.49	站內所有工藝管道均應采用鋼管及鋼質管件。管線的連接方式除因安裝需要采用螺紋、卡套或法蘭連接外，均應采用焊接。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.7.1、6.7.5條	
2.1.50	輸氣站內管線應采用地上或埋地敷設，不宜采用管溝敷設。當采用管溝敷設時，應采取防止天然氣泄漏積聚的措施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.7.6條	
2.1.51	與分離器、清管收發(fā)筒、壓縮機組等設備相連的地面和埋地管道應采取防止管道沉降或移位的措施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.7.9條	
2.1.52	站場地面以上的鋼質管道和金屬設施應采用防腐層進行防腐蝕防護。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.8.1條	
2.1.53	因工藝或材料低溫性能原因需要保溫的管道和設備，應進行保溫。保溫管道及設備應采用防腐層進行防腐。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.8.3條	
2.1.54	具有分輸或配氣功能的輸氣站宜設置氣體限量、限壓設施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.2.5條	
2.1.55	當輸氣管道氣源來自油氣田天然氣處理廠、地下儲氣庫、煤制天然氣工廠或煤層氣處理廠時，輸氣管道接收站的進氣管線上應設置氣質監(jiān)測設施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.2.6條	
2.1.56	輸氣站宜設置越站旁通。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.2.8條	
2.1.57	輸氣站宜在進站截斷閥上游和出站截斷閥下游設置泄壓放空設施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.4.1條	
2.2	石油、天然氣長輸管線		
2.2.1	管道企業(yè)應當按照國家技術規(guī)范的強制性要求在管道沿線設置管道標志。管道標志毀損或者安全警示不清的，管道企業(yè)應當及時修復或者更新。	《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》第18條	
2.2.2	禁止下列危害管道安全的行為：
①擅自開啟、關閉管道閥門；
②采用移動、切割、打孔、砸撬、拆卸等手段損壞管道；
③移動、毀損、涂改管道標志；
④在埋地管道上方巡查便道上行駛重型車輛；
⑤在地面管道線路、架空管道線路和管橋上行走或者放置重物。
《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》第28條	
2.2.3	禁止在管道附屬設施的上方架設電力線路、通信線路或者在儲氣庫構造區(qū)域范圍內進行工程挖掘、工程鉆探、采礦。	《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》第29條	
2.2.4	選擇的穿越位置應符合線路總體走向，應避開一級水源保護區(qū)。對于大、中型穿越工程，線路局部走向應按所穿越位置進行調整，并應符合下列要求：
①穿越位置宜選在岸坡穩(wěn)定地段。若需在岸坡不穩(wěn)定地段穿越，則應對岸坡作護岸、護坡整治加固工程。
②穿越位置不宜選擇的全新世活動斷裂帶及影響范圍內。
③穿越宜與水域軸線正交通過。若需斜交時，交角不宜小于60°，采用定向鉆穿越的，不宜小于30°。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第3.3.2條	
2.2.5	穿越管段與公路橋梁、鐵路橋梁、水下隧道并行敷設的最小距離應根據穿越形式確定，并應符合下列要求：
①當采用開挖管溝埋設時，管道中線距離特大橋、大橋、中橋、水下隧道最近邊緣不應小于100m；距離小橋最近邊緣不應小于50m；
②當采用水平定向鉆穿越時，穿越管段距離橋梁墩臺沖刷坑外邊緣不宜小于10m，且不應影響橋梁墩臺安全；距離水下隧道的凈距不應小于30m；
③當采用隧道穿越時，隧道的埋深及邊緣至墩臺的距離不應影響橋梁墩臺的安全；管道隧道與公路隧道、鐵路隧道凈距不宜小于30m；
④當不能滿足上述要求時，應協(xié)商確定。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第3.3.7條	
2.2.6	水域穿越管段與港口、碼頭、水下建筑物之間的距離，當采用大開挖穿越時不宜小于200m，當采用定向鉆穿越、隧道穿越時，不宜小于100m。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第3.3.8條	
2.2.7	通過飲用水源二級保護區(qū)的水域大型穿越工程，輸油管道在兩岸應設置截斷閥室。截斷閥室應設置在便于接近、不被設計洪水淹沒處。輸氣管道在兩岸可不設截斷閥室。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第3.3.12條	
2.2.8	管道穿越泥石流溝時，管道應在泥石流堆積區(qū)穩(wěn)定層內深埋，管頂埋深不應小于1.0m，并在管道上方設置排洪構筑物。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第3.4.3條	
2.2.9	隧道內支墩架空安裝管道的構件材料可選用普通鋼材和不銹鋼；當選用普通鋼材時，所有鋼構件其表面均應采用耐環(huán)境腐蝕的防腐層或設置犧牲陽極保護措施。管道連接件應采用同一金屬材質。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第6.12.6條	
2.2.10	管道和管支座、錨固墩、錨固件之間應有良好的絕緣。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第6.12.7條	
2.2.11	油氣管道不宜與公路、鐵路反復交叉穿越；需要與公路鐵路交叉時，其穿越點宜選在公路、鐵路的路堤段和管道的直線段，穿越宜避開高填方區(qū)、路塹、路兩側未同坡向的陡坡地段。當條件受限時也可從公路、鐵路的橋梁下交叉穿越。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.1.1條	
2.2.12	在穿越公路的套管或涵洞內，輸送管道不應設置水平或豎向彎管。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.1.2條	
2.2.13	穿越鐵路或二級及以上公路時，應采用頂進套管、頂進箱涵或水平定向鉆穿越方式，并滿足路基穩(wěn)定性的要求。對三級及三級以下公路穿越，可采用挖溝法埋設。當套管內空間充填細土將穿越段埋入時，可不設檢漏管及兩端的封堵。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.1.3條	
2.2.14	采用鋼套管穿越公路的管段，對管道陰極保護形成屏蔽作用時，應增加犧牲陽極保護。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.1.4條	
2.2.15	新建公路、鐵路與已建管道交叉時，應設置保護管道的涵洞，涵洞尺寸應滿足管道運營維護要求。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.1.5 條	
2.2.16	油氣管道穿越公路時，其穿越點四周應有足夠的空間，滿足管道穿越施工、維護及鄰近建（構）筑物和設施安全距離的要求。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.1.7 條	
2.2.17	油氣管道不應利用公路、鐵路的排水涵洞進行穿越。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.1.8 條	
2.2.18	采用直接鉆孔法敷設穿越管道或者套管時，其鉆孔孔洞直徑不應超過輸送管道或者套管外直徑50mm。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.1.14 條	
2.2.19	采用無套管的開挖穿越管段，距管頂以上500mm處應埋設鋼筋混凝土板；混凝土板上方應埋設警示帶。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.2.9 條	
2.2.20	套管中的輸送管道應設置絕緣支撐。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.3.4 條	
2.2.21	當一根套管中設置兩根或者兩根以上輸送管道時，應使不同輸送管道之間、輸送管道與套管之間互相絕緣。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第7.3.5條	
2.2.22	水域大、中型穿越管段、山嶺長隧道、山嶺中長隧道、鐵路、二級與二級以上公路的穿越管段，對接接頭焊縫均應進行100%射線探傷檢驗和100%超聲波探傷檢驗。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第8.1.1條	
2.2.23	穿越管段試壓前應進行清管，試壓后應再進行清管，輸氣管道應進行干燥處理。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第8.2.1條	
2.2.24	穿越管段與兩端線路管段連接處的焊口不應強力組裝，不應出現使連接管段發(fā)生強制變形的連接。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第8.2.8條	
2.2.25	管道支撐件、護管或穩(wěn)管構筑物處于腐蝕性環(huán)境中時，應采用相應的防腐蝕措施。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第8.3.4條	
2.2.26	水域大中型穿越管段的一端應設置陰極保護的測試點，小型穿越管段可與一般線路結合不單獨設陰極保護測試點。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第8.3.5條	
2.2.27	穿越管段的穩(wěn)管構筑物、隧道中的支護管段構筑物或構件，應與管段絕緣，但不應對管段產生電屏蔽。	《油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范》GB50423-2013第8.3.7條	
2.2.28	管道跨越工程等級應按下表劃分：
工程等級	總跨長度L1（m）	主跨長度L2（m）
大型	≥300	≥150
中型	100≤L1≤300	500≤L1≤150
小型	＜100	＜50
	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第3.1.2條	
2.2.29	不同地形、地質條件下跨越位置的確定，應符合下列規(guī)定：
①跨越位置宜選擇在河流較窄、兩岸有山嘴或高地、側向沖刷及侵蝕較小、并有良好穩(wěn)定地層的地段。當河流有彎道時，宜選擇在彎道的上游平直河段。
②跨越位置應選在閘壩上游或其他水工構筑物影響區(qū)域之外。
③跨越位置應避開沖溝溝頭發(fā)育地段。
④跨越位置應避開活動地震斷裂帶、滑坡、泥石流、巖溶以及其他不良地質發(fā)育的地段。
⑤跨越位置應避開地面或地下已有重要設施的地段。
⑥跨越位置附近宜具有一定的施工安裝場地及較方便的交通運輸條件。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第3.1.5條	
2.2.30	管道在無通航、無流筏的河流上跨越時，管道架空結構的最小緣，大型跨越工程應高于設計洪水位3m，中、小型跨越工程應高于2m，當無準確的水文資料時，應適當加大架空高度，當河流上有其他項目規(guī)劃時，還應滿足相關部門對凈空的要求。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第3.1.8條	
2.2.31	管道跨越鐵路或道路時，管道架空結構的最下緣凈空高度不應低于下表的規(guī)定。管道跨越工程兩側應設置限高標志，必要時應設置限高構筑物。
類型	凈空高度（m）
人行道路	3.5
等級公路與城市道路	5.5
鐵路	6.5~7.0
電氣化鐵路	11.0
	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第3.1.10 條	
2.2.32	跨越管道與橋梁之間的最小距離應符合下表規(guī)定。
管道類型	大橋	中橋	小橋
	鐵路	公路	鐵路	公路	鐵路	公路
輸油管道	100	100	80	50	40	10
輸氣管道	100	100	100	50	50	20
	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第3.1.11條	
2.2.33	通航河流上的跨越工程應設置航標燈，輸送電纜應選用加強絕緣型，照明燈具應選用密封防水防爆型。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第6.3.7條	
2.2.34	跨越管段架空高度（包括塔架高）超過15m時，應設計跨越工程的防雷接地。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第6.3.8條	
2.2.35	大、中型跨越工程應設置人行檢修通道，通道應設置欄桿，欄桿高度不應小于1.2m，橫桿與上、下構件的間距不應大于380mm。通道應設置阻斷設施，并應設置警示標志。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第6.3.9條	
2.2.36	鋼塔架的頂部積跨越管道補償器處應設置檢修平臺，高度大于50m的鋼塔架，尚應在中部增設休息平臺。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第8.1.3條	
2.2.37	大、中型跨越工程兩端應設置警示標志，并宜設置防護欄等安全設施。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第8.1.4條	
2.2.38	跨越工程采用的鋼管及其他鋼材，其表面應采用耐環(huán)境腐蝕、耐日曬、耐寒、抗紫外線作用的防腐涂層。構件設計中應避免難于檢查、清刷、積留濕氣或灰塵的死角和凹槽。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第8.2.1條	
2.2.39	索具應采取防腐措施。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第8.2.3條	
2.2.40	輸送工藝要求保溫時，跨越管段應選用保溫性能良好、重量輕的保溫材料，并應在保溫層表面設置防水保護層。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第8.2.4條	
2.2.41	大型管道跨越工程和重要干線的中型管道跨越工程，應按抗震設防類別乙類進行設防，其余管道跨越工程應按抗震設防類別丙類進行設防。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第9.1.2條	
2.2.42	當管道跨越斷層時，橋墩基礎不應設置在嚴重破碎帶上。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第9.1.7條	
2.2.43	大、中型跨越工程的跨越管道應單獨進行試壓。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第10.4.1條	
2.2.44	跨越管段應采用與線路管道相同的防腐涂層和涂層等級。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第10.5.3條	
2.2.45	跨越管段的穩(wěn)管構筑物應與管段絕緣，不得對管段產生電屏蔽。	《油氣輸送管道跨越工程設計規(guī)范》GB50459-2009第10.5.5條	
2.2.46	長距離無分支管道應每隔100m接地一次。		《石油化工靜電接地設計規(guī)范》SH3097-2000第4.3.1條	
2.2.47	輸油（原油、成品油、液化石油氣）管道		
1）	輸油管道宜采用密閉輸送工藝。采用其他輸送工藝時，應進行技術經濟論證，并說明其可行性及必要性。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第3.1.3條	
2）	管輸多種油品時宜采用順序輸送工藝。采用專管專用輸送工藝時，應進行技術經濟論證。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第3.1.5條	
3）	當順序輸送多品種成品油管道采用旁接油罐輸送工藝時，混油界面通過泵站時應切換成密閉輸送方式。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第3.3.6條	
4）	成品油順序輸送管道的輸油站間不應設置副管。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第3.3.9條	
5）	站間線路起伏較大的成品油順序輸送管理，宜采取措施使管道在滿流狀態(tài)下運行。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第3.3.10條	
6）	成品油順序輸送管道應設混油下載及處理設施。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50028-2006
第3.3.12條	
7）	液化石油氣在管道內的平均流速，應經技術經濟比較后確定，可取0.8m/s~1.4m/s，但最大不應超過3m/s。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第3.4.5條	
8）	輸油管道設計壓力應符合下列規(guī)定：
①管道系統(tǒng)任何一處的設計內壓力不應小于該處的最高穩(wěn)態(tài)操作壓力，且不應小于管內流體處于靜止狀態(tài)下該處的靜壓力。當設置反輸流程時，管道任何一處的設計內壓力不應小于該處正、反輸送條件下最高穩(wěn)態(tài)操作壓力的較高值，且不應小于該處正、反輸送條件下靜壓力的較高值。
②管道及管道附件應能承受作用在其上的外壓、內壓、外壓與內壓之間最大壓差。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第5.1.2條	
9）	輸油管道的設計溫度，當加熱輸送時應為被輸送流體的最高溫度；當不加熱輸送時，應根據環(huán)境條件確定最高或最低設計溫度。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第5.1.3條	
10）	管道水擊和其他因素造成的瞬間最大壓力值，在管道系統(tǒng)中的任何一點都不應超過管道設計內壓力的1.1倍。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第5.1.4條	
11）	輸油首站工藝流程宜具有收油、儲存、增壓正輸（加熱）、發(fā)送清管器、站內循環(huán)、計量的功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.1條	
12）	中間（熱）泵站工藝流程應符合下列規(guī)定：
①中間泵站工藝流程宜具有增壓正輸、壓力越站、全越站、接收和發(fā)送清管器或清管器越站的功能。
②中間熱泵站工藝流程宜具有增壓正輸、加熱正輸、壓力越站、熱力越站、全越站、接收和發(fā)送清管器或清管器越站的功能。
③中間熱站工藝流程宜具有加熱正輸、熱力越站、全越站、接收和發(fā)送清管器或清管器越站的功能。
④設有分輸功能的中間（熱）泵站工藝流程尚應具有油品分輸、調節(jié)及計量功能。
⑤設有注入功能的中間（熱）泵站工藝流程尚應具有收油、調節(jié)、計量、注入的功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.2條	
13）	清管站工藝流程應具有減壓、接收和發(fā)送清管器的功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.3條	
14）	減壓站工藝流程應具有減壓、接收和發(fā)送清管器的功能。設有分輸或加熱功能的減壓站尚應分別具有分輸站、熱站的功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.4條	
15）	分輸站工藝流程宜具有油品分輸、調節(jié)、計量、注入的功能。與清管站合建的分輸站尚應具有接收和發(fā)送清管器的功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.5條	
16）	注入站工藝流程宜具有收油、調節(jié)、計量、注入的功能。與清管站合建的分輸站尚應具有接收和發(fā)送清管器的功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.6條	
17）	末站工藝流程宜具有收油、儲存或不進罐直接計量后去用戶、站內循環(huán)、接收清管器的功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.7條	
18）	采用反輸工藝的輸油管道各站場還應具有反輸功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.8條	
19）	設有壓力泄放系統(tǒng)的各類站場，應具有油品泄壓進罐及油品回注或處理功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.2.9條	
20）	原油儲存溫度宜高于原油凝點3℃~5℃。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.3.5條	
21）	輸油管道應采用地下埋設方式，當受自然條件限制時，局部地段可采用土堤埋設或地上敷設。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.2.1條	
22）	管溝回填后，應恢復原地貌，并保護耕植層，防止水土流失和積水。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.2.7條	
23）	當輸油管道一側臨近沖溝或陡坎時，應對沖溝的邊坡、溝底和陡坎采取加固措施。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.2.8條	
24）	地上敷設的輸油管道應采取措施補償管道軸向變形。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.2.10條	
25）	當埋輸油管道同其他埋地管道或金屬構筑物交叉時，其垂直凈距不應小于0.3m，兩條管道的交叉角不宜小于30°；管道與電力、通信電纜交叉時，其垂直凈距不應小于0.5m。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.2.11條	
26）	相臨并行的任意管道受到干擾影響時，不宜采取聯(lián)合陰極保護措施。需要進行聯(lián)合保護的，應在并行段兩端受干擾的管道上采取絕緣隔離措施。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.3.7條	
27）	輸油管道沿線應設置線路截斷閥。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.4.1條	
28）	輸送液化石油氣管道線路截斷閥的最大間距應符合下表規(guī)定。
地區(qū)等級	線路截斷閥最大間距（km）
一	32
二	24
三	16
四	8
地區(qū)等級劃分為沿管道中心線兩側各200m范圍內，任意劃分成長度為2km并能包括最大聚居戶數的若干地段，按劃定地段內的戶數劃分為四個等級。在農村人口聚集的村莊、大院、住宅樓，應以每一獨立戶作為一個供人居住的建筑物計算。液化石油氣管道（LPG）管道通過地區(qū)等級劃分見下表。
地區(qū)等級	說明
一級地區(qū)	戶數在15戶或以下的區(qū)段
二級地區(qū)	戶數在15戶以上、100戶以下的區(qū)段
三級地區(qū)	戶數在100戶或以上的區(qū)段，包括市郊、商業(yè)區(qū)、工業(yè)區(qū)、不夠四級的人口稠密區(qū)
四級地區(qū)	地面四層及四層以上樓房普遍集中、交通頻繁、地下設施多的區(qū)段
	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.4.3條、F.0.1條	
29）	埋地輸油管道沿線在河流大型穿跨越及飲用水水源保護區(qū)兩端應設置線路截斷閥。在人口密集區(qū)管段或根據地形條件認為需要截斷處，宜設置線路截斷閥。需防止油品倒流的部位應安裝能通過清管器的止回閥。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.4.4條	
30）	截斷閥應設置在交通便利、地形開闊、地勢較高、檢修方便，且不易受地質災害及洪水影響的地方。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.4.5條	
31）	線路截斷閥應能通過清管器和管道內檢測儀。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.4.6條	
32）	管道沿線應設置里程樁、標志樁、轉角樁、陰極保護測試樁和警示牌等永久性標志。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.6.1條	
33）	里程樁應沿管線從起點至終點，每隔1km至少設置1個。陰極保護測試樁可同里程樁合并設置。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.6.2條	
34）	在管道平面改變方向時應設置水平轉角樁。轉角樁宜設置在折轉管道中心線上方。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.6.3條	
35）	管道穿跨越人工或天然障礙物時，應在穿跨越處兩側及地下建（構）筑物附近設置標志樁。通航河流上的穿跨越工程，應在最高通航水位和常水位兩岸岸邊明顯位置設置警示牌。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.6.4條	
36）	當管道采用地上敷設時，應在行人較多和易遭車輛碰撞的地方，設置標志并采取保護措施。標志應采用具有反光功能的涂料涂刷。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.6.5條	
37）	埋地管道通過人口密集區(qū)、有工程建設活動可能和易遭受挖掘等第三方破壞的地段應設置警示牌，并宜在埋地管道上方埋設管道警示帶。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.6.6條	
38）	管道通過以下地段時應設置水工保護措施：1）采用開挖方式穿越河流、溝渠段；2）順坡敷設和沿橫披敷設段；3）通過田坎、地坎段；4）通過不穩(wěn)定邊坡和危巖段。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第4.7.1條	
39）	管道附件和其他鋼管材料應采用鎮(zhèn)靜鋼。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第5.3.3條	
40）	冷彎管的任何部位不得出現明顯褶皺、裂紋及其他機械損傷。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第5.4.13條	
41）	輸油管道必須進行強度試壓和嚴密性試壓。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第9.2.1條	
2.2.48	輸氣（天然氣、煤層氣和煤質天然氣）管道		
1）	進入輸氣管道的氣體應符合系列規(guī)定：
①應清除機械雜質；
②水露點應比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5℃；
③烴露點應低于最低環(huán)境溫度；
④氣體中硫化氫含量不應大于20mg/m3；
⑤二氧化碳含量不應大于3%。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.1.2條	
2）	進、出輸氣站的輸氣管道必須設置截斷閥。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.2.9條	
3）	輸氣管道相鄰線路截斷閥（室）之間的管線上應設置放空閥，并應結合建設環(huán)境可設置放空立管或預留引接放空管線的法蘭接口。放空閥直徑與放空閥直徑應相等。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.4.2條	
4）	存在超壓的管道、設備和容器，必須設置安全閥或壓力控制設施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.4.3條	
5）	放空的氣體應安全排入大氣。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.4.6條	
6）	輸氣站放空設計應符合下列規(guī)定：
①輸氣站應設放空立管，需要時還可設放散管；
②輸氣站天然氣宜經放立管集中排放，也可分區(qū)排放，高、低壓放空管線應分別設置，不同排放壓力的天然氣放空管線匯入同一排放系統(tǒng)時，應確保不同壓力的放空點能同時暢通排放；
③當輸氣站設置緊急放空系統(tǒng)時，設計應滿足在15min內將站內設備及管道內壓力從最初的壓力降到設計壓力的50%；
④從放空閥門排氣口至放空設施的接入點之間的放空管線，用管的規(guī)格不應縮徑。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.4.7條	
7）	閥室放空設計應符合下列規(guī)定：
①閥室宜設置放空立管，室內安裝的截斷閥的放散管應引至室外；
②不設放空立管的閥室應設放空閥或預留引接放空管線的法蘭接口；③閥室周圍環(huán)境不具備天然氣放空條件時，可不設放空立管，該閥室上下游管段內的天然氣應由相鄰的閥室或相鄰輸氣站放空。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.4.8條	
8）	放空立管和放散管的設計應符合下列規(guī)定：
①放空立管直徑應滿足設計最大放空量的要求；
②放空立管和放散管的頂端不應裝設彎管；
③放空立管和放散管因有穩(wěn)管加固措施；
④放空立管底部宜有排除積水的措施；
⑤放空立管和放散管設置的位置應能方便運行操作和維護。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第3.4.9條	
9）	輸氣管道應采用埋地方式敷設，特殊地段可采用土堤或地面形式敷設。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.1條	
10）	農耕區(qū)及其他植被區(qū)的管溝開挖，應將表層耕（腐）質土和下層土分別堆放，管溝回填時應將層耕（腐）質土回填到表層。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.6條	
11）	不應采用有環(huán)向焊縫的鋼管制作熱煨彎管。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.14條	
12）	彈性敷設的輸氣管道與相鄰的反向彈性彎管之間及彈性彎管和人工彎管之間，應采用直管段連接，直管段長度不應小于管子外徑值，且不應小于500mm。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.15條	
13）	彎管不得使用褶皺彎或蝦米彎彎管代替。管子對接偏差不應大于3°。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.16條	
14）	采取錨固墩作為穩(wěn)定管道的措施時，管道與錨固墩之間應有良好的電絕緣。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.3.17條	
15）	線路截斷閥及與輸氣管線連通的第一個其他閥門應采用焊接連接閥門；截斷閥可采用自動或手動閥門，并應能通過清管器或檢測儀器，采用自動閥時，應同時具有手動操作功能。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.5.3條	
16）	截斷閥可安裝在地面上或埋地。截斷閥及其輔助工藝管道應采取穩(wěn)固措施。截斷閥及其配套設施宜采用圍擋或圍墻進行保護。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.5.4條	
17）	輸氣管道應采用外防腐層加陰極保護的聯(lián)合防護措施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.6.1條	
18）	陰極保護管道應與非保護構筑物電絕緣。在絕緣接頭或絕緣法蘭的連接設施尚應設置防高壓電涌沖擊的保護措施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.6.4條	
19）	地面以上敷設的管道如需保溫時，應采用防腐層進行防腐。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.6.8條	
20）	管道沿線應設置里程樁、轉角樁、標志樁、交叉樁和警示牌等永久性標識。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.8.1條	
21）	管徑相同且并行凈距小于6m的埋地管道，以及管徑相同共用隧道、涵洞或共用管橋跨越的管道，應有可明顯區(qū)分識別的標識。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.8.2條	
22）	通過人口密集區(qū)、易受第三方損壞地段的埋地管道應加密設置標識樁和警示牌，并應在管頂上方連續(xù)埋設警示帶。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.8.3條	
23）	平面改變方向一次轉角大于5°時，應設置轉角樁。平面上彈性敷設的管道，應在彈性敷設段設置加密標識樁。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.8.4條	
24）	地面敷設的管段應設警示牌并采取保護措施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第4.8.5條	
25）	輸氣管道的最小管壁厚度不應小于4.5mm，鋼管外徑與壁厚之比不應大于100。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第5.1.3條	
26）	鋼級不明的材料不應用于管道及其管道附件制作。鑄鐵和鑄鋼不應用于制造管件。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第5.2.4條	
27）	在防爆區(qū)內使用的閥門，應具有耐火性能。防爆區(qū)采用的設備應具有相應的防爆等級。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第5.3.8條	
28）	需要通過清管器和檢測儀器的閥門，應選用全通徑閥門。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第5.3.9條	
29）	輸氣管道嚴密性試驗應符合下列規(guī)定：
①嚴密性試驗應在強度試驗合格后進行；
②線路管道和閥室嚴密性試驗饑可用水或氣體作試驗介質，宜與強度試驗介質相同；
③輸氣站的嚴密性試驗應采用空氣或其他不易燃和無毒的氣體作試驗介質；
④嚴密性試驗壓力應為設計壓力，并以穩(wěn)壓2h不泄漏為合格。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第11.2.4條	
30）	輸氣管道氣體置換應符合下列規(guī)定：
①管道內的氣體置換應在干燥結束后或投產前進行，置換過程中的混合氣體應集中放空，置換管道末端應用檢測儀對氣體進行檢測；
②用天然氣推動惰性氣體作隔離段置換空氣時，隔離氣段的長度應保證到達置換管線末端天然氣與空氣不混合，置換管道末端測得的含氧量不應大于2%；
③用天然氣置換管道內惰性氣體時，置換管道末端天然氣含量不應小于80%
④置換過程中管內氣體流速度不宜大于5m/s；
⑤輸氣站可結合線路管道一并置換，當輸氣站單獨置換時，應先用惰性氣體置換工藝管道及設備內空氣，再用天然氣置換惰性氣體，置換管道末端天然氣含量不應小于80%；
6）管道干燥結束后，如果不能立即投入運行，宜用干燥氮氣置換管內氣體，并應保持內壓0.12MPa~0.15MPa（絕）的干燥狀態(tài)下的密閉封存。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第11.3.2條	
3	公用工程		
3.1	站場電氣系統(tǒng)		
3.1.1	輸油站的電力負荷分級應根據輸油管道工藝系統(tǒng)的運行要求來確定，并應符合下列規(guī)定：
①加熱輸送原油管道的首站、設有反輸功能的末站、壓力或熱力不可越站的中間站應為一級負荷；
②常溫輸送管道的首站、壓力不可越站的泵站宜為一級負荷；
③減壓站宜為一級負荷；
④其他各類輸油站場應為二級負荷；
⑤線路監(jiān)控閥室、獨立陰極保護站可為三級負荷。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.7.1條	
3.1.2	一級負荷輸油站場應有雙重電源供電；當條件受限制時，可由當地公共電網同一變電站電氣聯(lián)系相對較弱的兩個不同母線段分別引出一個回路供電，供電電源變電站應具備至少兩路電源進線和至少兩臺主變壓器。輸油站場每一個電源（回路）的容量應滿足輸油站的全部計算負荷，非受限制區(qū)域兩路架空供電線路不應同桿架設。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.7.2條	
3.1.3	二級負荷輸油站場宜有兩回線路供電，兩回線路可同桿架設；在負荷較小或地區(qū)供電條件困難時，可有一回線路供電，但應設應急電源。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.7.3條	
3.1.4	輸油站場中站控制系統(tǒng)、通信系統(tǒng)、緊急截斷閥應采用不間斷電源（UPS）供電，蓄電池組的后備時間應滿足站控制系統(tǒng)、通信系統(tǒng)及緊急截斷閥的后備時間要求，且不宜少于2h。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.7.4條	
3.1.5	6KV~110KV變電所應采用變電站綜合自動化系統(tǒng)，實現對變配電系統(tǒng)的保護、數據采集與監(jiān)控，并應同時備有手動操作功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.7.10條	
3.1.6	變電所的電力調度通信應符合下列規(guī)定：
①應設置輸油管道內部通信電話；
②應設置與地方供電部門電力調度中心的外部電力調度通信，主、備電力調度通信方式應符合當地電網的要求。
③無人值班變電所，除在變電所裝設電力調度電話外，還應在站控制室裝設并機電力調度電話。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.7.11條	
3.1.7	輸油站場中的電氣裝置或設備，除另有規(guī)定外應使用一個總的接地網；同一建筑物或區(qū)域內，防雷接地、電氣設備接地和信息系統(tǒng)設備接地宜采用共用接地系統(tǒng)，其接地電阻取最小值。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.7.14條	
3.1.8	集中控制室設置非防爆儀表及電氣設備時，應符合下列要求：
①應位于爆炸危險范圍以外。
②含有甲、乙類油品、可燃氣體的儀表引線不得直接引入室內。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.2條	
3.1.9	儀表控制室間設置非防爆儀表及電氣設備時，應符合下列要求：
①在使用或生產天然氣凝液和液化石油氣的場所，儀表控制間室內地坪宜比室外地坪高0.6m。
②含有甲、乙類油品和可燃氣體的儀表引線不宜直接引入室內。
③當與甲、乙類生產廠房毗鄰時，應采用無門窗洞口的防火墻隔開。當必須在防火墻上開窗時，應設固定甲級防火窗。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.3條	
3.1.10	總變（配）電所，變（配）電間的室內地坪應比室外地坪高0.6m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.13條	
3.1.11	站場內的電纜溝，應有防止可燃氣體積聚及防止含可燃液體的污水進入溝內的措施。電纜溝通入變（配）電室、控制室的墻洞處，應填實、密封。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.14條	
3.1.12	消防泵房及其配電室應設應急照明，其連續(xù)供電時間不應少于20min。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.1.2條	
3.1.13	重要消防用電設備當采用一級負荷或二級負荷雙回路供電時，應在最末一級配電裝置或配電箱處實現自動切換。其配電線路宜采用耐火電纜。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.1.3條	
3.1.14	工藝裝置內露天布置的塔、容器等，當頂板厚度等于或大于4mm時，可不設避雷針保護，但必須設防雷接地。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.2.2條	
3.1.15	可燃氣體、油品、液化石油氣的鋼罐，必須設防雷接地，并應符合下列規(guī)定：
①避雷針（線）的保護范圍，應包括整個儲罐。
②裝有阻火器的甲B、乙類油品地上固定頂罐，當頂板厚度等于或大于4mm時，不應裝設避雷針（線），但必須設防雷接地。
③壓力儲罐、丙類油品鋼制儲罐不應裝設避雷針（線），但必須設防感應雷接地。
④浮頂罐、內浮頂罐不應裝設避雷針（線），但應將浮頂與罐體用2根導線作電氣連接。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.2.3條	
3.1.16	鋼儲罐防雷接地引下線不應少于2根，并應沿罐周均勻或對稱布置，其間距不宜大于30m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.2.4條	
3.1.17	防雷接地裝置沖擊接地電阻不應大于10Ω，當鋼罐僅做防感應雷接地時，沖擊接地電阻不應大于30Ω。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.2.5條	
3.1.18	裝于鋼儲罐上的信息系統(tǒng)裝置，其金屬外殼應與罐體做電氣連接，配線電纜宜采用鎧裝屏蔽電纜，電纜外皮及所穿鋼管應與罐體做電氣連接。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.2.6條	
3.1.19	甲、乙類廠房（棚）的防雷，應符合下列規(guī)定：
①廠房（棚）應采用避雷帶（網）。其引下線不應少于2根，并應沿建筑物四周均勻對稱布置，間距不應大于18m。網格不應大于10m×10m或12m×8m。
②進出廠房（棚）的金屬管道、電纜的金屬外皮、所穿鋼管或架空電纜金屬槽，在廠房（棚）外側應做一處接地，接地裝置應與保護接地裝置及避雷帶（網）接地裝置合用。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.2.7條	
3.1.20	丙類廠房（棚）的防雷，應符合下列規(guī)定：
①在平均雷暴日大于40d/a的地區(qū)，廠房（棚）宜裝設避雷帶（網）。其引下線不應少于2根，間距不應大于18m。
②進出廠房（棚）的金屬管道、電纜的金屬外皮、所穿鋼管或架空電纜金屬槽，在廠房（棚）外側應做一處接地，接地裝置應與保護接地裝置及避雷帶（網）接地裝置合用。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.2.8條	
3.1.21	裝卸甲B、乙類油品、液化石油氣液的鶴管和裝卸棧橋的防雷，應符合下列規(guī)定：
①雷天裝卸作業(yè)的，可不裝設避雷針（帶）。
②在棚內進行裝卸作業(yè)的，應裝設避雷針（帶）。避雷針（帶）的保護范圍應為爆炸危險1區(qū)。
③進入裝卸區(qū)的油品、液化石油氣、天然氣凝液輸送管道在進入點應接地，沖擊接地電阻不應大于10Ω。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.2.9條	
3.1.22	站場內地上或管溝內敷設的石油天然氣管道，在下列部位應設防靜電接地裝置：
①進出裝置或設施處。
②爆炸危險場所的邊界。
③管道泵及其過濾器、緩沖器等。
④管道分支處以及直線段每隔200～300m處。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.3.2條	
3.1.23	油品、液化石油氣、天然氣凝液的裝卸棧臺和碼頭的管道、設備、建筑物與構筑物的金屬構件和鐵路鋼軌等（做陰極保護者除外），均應做電氣連接并接地。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.3.3條	
3.1.24	汽車罐車、鐵路罐車和裝卸場所，應設防靜電專用接地線。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.3.4條	
3.1.25	油品裝卸碼頭，應設置與油船跨接的防靜電接地裝置。此接地裝置應與碼頭上油品裝卸設備的防靜電接地裝置合用。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.3.5條	
3.1.26	下列甲、乙、丙A類油品（原油除外）、液化石油氣作業(yè)場所，應設消除人體靜電裝置：
①泵房的門外。
②儲罐的上罐扶梯入口處。
③裝卸作業(yè)區(qū)內操作平臺的扶梯入口處。
④碼頭上下船的出入口處。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第9.3.6條	
3.1.27	輸氣站因突然停電會造成設備損壞或作業(yè)中斷時，站內重要負荷應配置應急電源，其中控制、儀表、通信等重要負荷，應采用不間斷電源供電，蓄電池后備時間不宜小于1.5h。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50251-2015第10.1.4條	
3.1.28	輸氣站及閥室照明應符合下列規(guī)定：
①控制室、值班室、發(fā)電房及消防等重要場所應設應急照明；
②人員活動場所應設置安全疏散照明，人員疏散的出口和通道應設置疏散照明。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50251-2015第10.1.6條	
3.1.29	輸氣站及閥室的雷電防護應符合下列規(guī)定：
①金屬結構的放空立管及放散管上不應安裝接閃桿；
②雷電防護接地宜與站場的保護接地、工作接地、工作接地共用接地系統(tǒng)，接地電阻應按照電氣設備的工作接地要求確定，當共用接地系統(tǒng)的接地電阻無法滿足要求時，應有完善的均壓機隔離措施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50251-2015第10.1.7條	
3.1.30	長距離無分支管道應每隔 100m接地一次。	《石油化工靜電接地設計規(guī)范》SH3097-2000第4.3.1條	
3.2	儀表系統(tǒng)		
3.2.1	石油、天然氣站場		
1）	液化石油氣廠房、可燃氣體壓縮機廠房和其他建筑面積大于或等于150m2的甲類火災危險性廠房內，應設可燃氣體檢測報警裝置。天然氣凝液和液化石油氣罐區(qū)、天然氣凝液和凝析油回收裝置的工藝設備區(qū)應設可燃氣體檢測報警裝置。其他露天或棚式布置的甲類生產設施可不設可燃氣體檢測報警裝置。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.6條	
2）	容量大于或等于30000m3的站場應配有遙控攝像、錄像系統(tǒng)，并將關鍵部位的圖像傳送給控制室的監(jiān)控器上。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第10.4.4條	
3）	站內必須有書面的應急程序，明確在不同事故情況下操作人員應采取的措施和如何應對，而且必須備有一定數量的防護服和至少2個手持可燃氣體探測器。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第10.4.9條	
4）	火災和氣體泄漏檢測裝置，應按以下原則配置：
1）裝置區(qū)、罐區(qū)以及其他存在潛在危險需要經常觀測處，應設火焰探測報警裝置。相應配置適量的現場手動報警按鈕。
2）裝置區(qū)、罐區(qū)以及其他存在潛在危險需要經常觀測處，應設連續(xù)檢測可燃氣體濃度的探測報警裝置。
3）裝置區(qū)、罐區(qū)、集液池以及其他存在潛在危險需要經常觀測外，應設連續(xù)檢測液化天然氣泄漏的低溫檢測報警裝置。
4）探測器和報警器的信號盤應設置在保護區(qū)的控制室或操作室內。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第10.4.3條	
3.2.2	輸油站場及長輸管道		
1）	油品、液化石油氣交接計量的設置應符合泄漏規(guī)定：
①輸油管道應在油品交接處設置交接計量系統(tǒng)；
②流量計宜選用容積式、速度式或質量式流量計，準確度不低于0.2級；
③計量系統(tǒng)應設置備用計量管路，不應設置旁通管路；計量管路多于4路時，應設置2路備用；
④流量計下游應設置具有截止和檢漏雙功能閥門或嚴密性好的無泄漏閥門；
⑤流量計出口應保持足夠的背壓；
⑥計量系統(tǒng)宜設置在線檢定裝置及配套設施，檢定裝置應設置清洗流程；
⑦流量計前后的排污設施應分別設置，宜設置密閉流程；
⑧流量計、體積管可露天安裝，水標系統(tǒng)宜室內安裝；
⑨計量處宜設置取樣系統(tǒng)的油品物性化驗設施。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.3.14條	
2）	儀表選型應符合下列要求：
①應選用安全、可靠、技術先進的標準系列產品；
②檢測和控制儀表宜采用電動儀表；
③儀表輸入、輸出信號應采用標準信號；
④直接與介質接觸的儀表，應滿足管道及設備的設計壓力、溫度計介質的物性要求；
⑤現場應安裝供運行人員巡回檢查和就地操作的就地顯示儀表。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.10.3條	
3）	爆炸危險區(qū)域內安裝的電動儀表、設備，其防爆結構應按下表確定。
分區(qū)	0區(qū)	1區(qū)	2區(qū)
防爆型式	本質安全型ia	本質安全型ia、ib隔爆型d	本質安全型ia、ib隔爆型d、增安型e
	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.10.4條	
4）	進出站控制回路設計應符合下列規(guī)定：
①控制方式宜采用節(jié)流調節(jié)或泵轉速調節(jié)；
②調節(jié)閥流量特性應選擇等百分比或近似等百分比。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.10.6條	
5）	站控制系統(tǒng)的監(jiān)控內容應符合下列規(guī)定：
①應監(jiān)視、調節(jié)正常運行工況下的輸油溫度、壓力；
②宜對管道輸油量進行監(jiān)控；
③可對站場能耗進行計量；
④應能完成報警事件和應急工況的處理；
⑤應對混油段進行監(jiān)視；
⑥對需要遠程控制的工藝設備、動力設備及其他輔助設備進行遠程控制。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.10.7條	
6）	儀表及站控制系統(tǒng)的交流電源應與動力、照明用電分開設置；站控制系統(tǒng)應采用不間斷電源供電。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.10.8條	
7）	儀表系統(tǒng)的接地宜采用共用接地裝置，接地連接電阻不應大于1Ω。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.10.9條	
8）	安全儀表系統(tǒng)設計應符合下列規(guī)定：
①輸油站的安全儀表系統(tǒng)可獨立配置，其控制應分為緊急停車和安全保護兩個部分，并應進行分級設計。輸油站緊急停車系統(tǒng)應設計為故障安全型。
②輸油站緊急停車系統(tǒng)應符合下列規(guī)定：a應具有就地、站控制室操作的功能；b輸油站發(fā)生火災時，應能夠切斷除消防系統(tǒng)和應急電源以外的供電電源或動力；c應具有使設備或全站安全停運并與管道隔離的功能；d系統(tǒng)應根據故障的性質和輸油工藝要求進行分級，高級別的關斷應自動觸發(fā)低級別的關斷；e應有觸發(fā)全線聯(lián)鎖動作的輸出信號。
③輸油站的安全保護應根據管道全線及輸油站的工藝過程的安全、操作和運行要求設計，在聯(lián)鎖動作前應設置預報警信號，其安全保護應符合下列規(guī)定：a輸油泵站進、出泵應設置超壓保護調節(jié)功能；b出現水擊工況，應設置與出站壓力控制回路聯(lián)鎖調節(jié)功能及輸油泵機組順序停運聯(lián)鎖功能。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第7.3.4條	
3.2.3	輸氣站場及長輸管道		
1）	輸氣管道應設置測量、控制、監(jiān)視儀表及控制系統(tǒng)。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.1.1條	
2）	輸氣管道調度控制中心應設置在調度管理、通信聯(lián)絡、系統(tǒng)維修、交通方便的地方。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.2.1條	
3）	調度控制中心計算機系統(tǒng)應配備操作系統(tǒng)軟件、監(jiān)控與數據采集（SCADA）系統(tǒng)軟件。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.2.2條	
4）	調度控制中心的計算機系統(tǒng)應配置服務器、操作員工工作站、工程師工作站、外部存儲設備、網絡設備和打印機。服務器、網絡設備等宜冗余配置。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.2.3條	
5）	調度控制中心的計算機系統(tǒng)應采取相應的措施確保數據安全。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.2.4條	
6）	流量計量應符合下列規(guī)定：
①輸氣管道貿易交接計量系統(tǒng)應設置備用計量管路；
②輸氣管道貿易交接計量系統(tǒng)配置宜根據天然氣能量計量的需求確定。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.4.1條	
7）	壓力控制應符合下列規(guī)定：
①輸氣站壓力控制系統(tǒng)的設計應保證輸氣管道安全、平穩(wěn)、連續(xù)地向下游用戶供氣，維持管道下游壓力在供應所需的范圍之內，確保管道下游不超過允許的壓力；
②供氣量超限可能導致管輸系統(tǒng)失調的部位，壓力控制系統(tǒng)應具有限流功能；
③壓力控制系統(tǒng)可設置備用管路。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.4.2條	
8）	當壓力控制系統(tǒng)出現故障會危及下游供氣設施安全時，應設置可靠的壓力安全裝置。壓力安全裝置的設計應符合下列規(guī)定：
①當上游最大操作壓力大于下游最大操作壓力時，氣體調壓系統(tǒng)應設置單個（第一級）壓力安全設備。
②當上游最大操作壓力大于下游最大操作壓力1.6MPa以上，以及上游最大操作壓力大于下游管道和設備強度試驗壓力時，單個的（第一級）壓力安全設備還應同時加上第二個安全設備。此時可選擇下列措施之一：a每一回路串聯(lián)安裝2臺安全截斷設備，安全截斷設備應具備快速關閉能力并提供可靠截斷密封；b每一回路安裝1臺安全截斷設備和1臺附加的壓力調節(jié)控制設備；c每一回路安裝1臺安全截斷設備和1臺最大流量安全泄放設備。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.4.3條	
9）	火災及可燃氣體報警系統(tǒng)設計應符合下列規(guī)定：
①火災及可燃氣體的封閉區(qū)域內應對可燃氣體泄漏進行檢測；
②壓縮機廠房宜設置火焰探測報警系統(tǒng)。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第8.4.5條	
3.3	站場儲運系統(tǒng)		
3.3.1	原油管道站場的原油儲罐宜選用浮頂油罐。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.3.1條	
3.3.2	站場泄壓罐設置及容量應根據瞬態(tài)水力分析確定，泄壓罐宜采用固定頂儲罐。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.3.3條	
3.3.3	儲存汽油、石腦油、煤油、溶劑油、航空煤油、噴氣燃料油應選用內浮頂罐；閃點低于45℃的柴油宜選用內浮頂罐，閃點高于45℃的柴油、重油等可選用固定頂油罐。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.4.1條	
3.3.4	液化石油氣儲罐在常溫下，應選用臥式金屬儲罐或球形儲罐。液化石油氣儲罐下部應設置排污雙閥，在寒冷地區(qū)應設防凍設施。液化石油氣儲罐上應設置安全閥。安全閥入口管道和出口管道上不宜設置切斷閥，當工藝有特殊要求必須設置時，應使切斷閥在正常工作時保持開啟狀態(tài)并加鉛封。與儲罐相接的管線上不得安裝鑄鐵閥。容量大于或等于100m3的儲罐應設置2個或2個以上安全閥。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.5.1條	
3.3.5	油品儲罐應設液位計和高液位報警裝置，必要時可設自動聯(lián)鎖切斷進液裝置。油品儲罐宜設自動截油排水器。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.10條	
3.3.6	油品儲罐進液管宜從罐體下部接入，若必須從上部接入，應延伸至距罐底200mm處。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.12條	
3.3.7	油品儲罐應為地上式鋼罐。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.1條	
3.3.8	油品儲罐應分組布置并符合下列規(guī)定：
①在同一罐組內，宜布置火災危險性類別相同或相近的儲罐。
②常壓油品儲罐不應與液化石油氣、天然氣凝液儲罐同組布置。
③沸溢性的油品儲罐，不應與非沸溢性油品儲罐同組布置。
④地上立式油罐同高位罐、臥式罐不宜布置在同一罐組內。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.2條	
3.3.9	穩(wěn)定原油、甲A、甲B類油品儲罐宜采用浮頂油罐。不穩(wěn)定原油用的作業(yè)罐應采用固定頂油罐。穩(wěn)定輕烴可根據相關標準的要求，選用內浮頂罐或壓力儲罐，鋼油罐建造應符合國家現行油罐設計規(guī)范的要求。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.3條	
3.3.10	油罐組內的油罐總容量應符合下列規(guī)定：
①固定頂油罐組不應大于120000m3。
②浮頂油罐組不應大于60000m3。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.4條	
3.3.11	油罐組內的油罐數量應符合下列要求：
①當單罐容量不小于1000m3時，不應多于12座。
②當單罐容量小于1000m3或者僅儲存丙B類油品時，數量不限。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.5條	
3.3.12	地上油罐組內的布置應符合下列規(guī)定：
①油罐不應超過兩排，但單罐容量小于1000m3的儲存丙B類油品的儲罐不應超過4排。
②立式油罐排與排之間的防火距離，不應小于5m，臥式油罐的排與排之間的防火距離，不應小于3m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.6條	
3.3.13	油罐之間的防火距離不應小于下表的規(guī)定。
油品類別	固定頂油罐	浮頂油罐	臥式油罐
甲、乙類	1000m3以上的罐：0.6D	0.4D	0.8m
	1000m3及以下的罐，當采用固定式消防冷卻時：0.6D，采用移動式消防冷卻時：0.75D		
丙類	A	0.4D	—	0.8m
	B	＞1000m3的罐：5m
≤1000m3的罐：2m	—	
注：①淺盤式和浮艙用易熔材料制作的內浮頂油罐按固定頂油罐確定罐間距。
②表中D為相鄰較大罐的直徑，單罐容積大于1000m3的油罐取直徑或高度的較大值。
③儲存不同油品的油罐、不同型式的油罐之間的防火間距，應采用較大值。
④高架（位）罐的防火間距，不應小于0.6m。
⑤單罐容量不大于300m3，罐組總容量不大于1500m3的立式油罐間距，可按施工和操作要求確定。
⑥丙A類油品固定頂油罐之間的防火距離按0.4D計算大于15m，最小可取15m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.7條	
3.3.14	地上立式油罐組應設防火堤，位于丘陵地區(qū)的油罐組，當有可利用地形條件設置導油溝和事故存油池時可不設防火堤。臥式油罐組應設防護墻。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.8條	
3.3.15	油罐組防火堤應符合下列規(guī)定：
①防火堤應是閉合的，能夠承受所容納油品的靜壓力和地震引起的破壞力，保證其堅固和穩(wěn)定。
②防火堤應使用不燃燒材料建造，首選土堤，當土源有困難時，可用磚石、鋼筋混凝土等不燃燒材料砌筑，但內側應培土或涂抹有效的防火涂料。土筑防火堤的堤頂寬度不小于0.5m。
③立式油罐組防火堤的計算高度應保證堤內的有效容積需要。防火堤實際高度應比計算高度高出0.2m。防火堤實際高度不應低于1.0m，且不應高于2.2m（均以防火堤外側路面或地坪算起）。臥式油罐組圍堰高度不應低于0.5m。
④管道穿越防火堤處，應采用非燃燒材料封實。嚴禁在防火堤上開孔留洞。
⑤防火堤內場地可不做鋪砌，但濕陷性黃土、鹽漬土、膨脹土等地區(qū)的罐組內場地應有防止雨水和噴淋水浸害罐基礎的措施。
⑥油罐組內場地應有不小于0.5%的地面設計坡度，排雨水罐應從防火堤內設計地面以下通向堤外，并應采取排水阻油措施。年降雨量不大于200mm或降雨在24h內可以滲完時，罐組內可不設雨水排除系統(tǒng)。
⑦油罐組防火堤上的人行踏步不應少于兩處，且應處于不同方位。隔堤均應設置人行踏步。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.9條	
3.3.16	地上立式油罐的罐壁至防火堤內坡腳線的距離，不應小于罐壁高度的一半。臥式油罐的罐壁至圍堰內坡腳線的距離，不應小于3m。建在山邊的油罐，靠山的一面，罐壁至挖坡坡腳線距離不得小于3m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.10條	
3.3.17	防火堤內有效容量，應符合下列規(guī)定：
①對固定頂油罐組，不應小于儲罐組內最大一個儲罐有效容量。
②對浮頂罐組，不應小于儲罐組內一個最大罐有效容量的一半。
③當固定頂和浮頂油罐布置在同一油罐組內，防火堤內有效容量應取上兩款規(guī)定的較大者。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.11條	
3.3.18	事故存液池的設置，應符合下列規(guī)定：
①設有事故存液池的油罐或罐組四周應設導油溝，使溢漏油品能順利地流出關注罐組并自流入事故存液池。
②事故存液池距離儲罐不應小于30m。
③事故存液池和導油溝距離明火地點不應小于30m。
④事故存液池應有排水設施。
⑤事故存液池的容量應符合6.5.11條的規(guī)定。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.13條	
3.3.19	五級站內，小于等級500m3的丙類油罐，可不設防火堤，但應設高度不低于1.0的防護墻。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.14條	
3.3.20	油罐組之間應設置寬度不小于4m的消防車道。受地形條件限制時，兩個罐組防火堤外側坡腳線之間應留有不小于7m的空地。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.5.15條	
3.3.21	液化石油氣罐區(qū)應避開不良通風或窩風地段。天然氣凝液儲罐和全壓力式液化石油氣儲罐周圍宜設置高度不低于0.6m的不燃燒防護墻。在地廣人稀地區(qū)，當條件允許時，可不設防護墻，但應有必要的導流設施，將泄漏的液化石油氣集中引導到站外安全處。全冷凍式液化石油氣儲罐周圍應設置防火堤。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.1條	
3.3.22	液化石油氣儲罐成組布置時，全壓力式液化石油氣儲罐或全冷凍式液化石油氣儲罐組內的儲罐不應超過兩排，罐組周圍應設環(huán)形消防車道。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.2條	
3.3.23	全壓力式液化石油氣儲罐組內的儲罐個不應超過12個，總容積不應超過20000m3；全冷凍式液化石油氣儲罐組內的儲罐個數不應超過2個。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.3條	
3.3.24	全壓力式液化石油氣儲罐內的儲罐總容量大于6000m3時，罐組內應設隔墻，單罐容量等于或大于5000m3時應每個罐一隔，隔墻高度應低于防護墻0.2m。全冷凍式液化石油氣儲罐組內儲罐應設隔堤，且每個罐一隔，隔堤高度應低于防火堤0.2m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.4條	
3.3.25	不同儲存方式的液化石油氣儲罐不得布置在同一個儲罐組內。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.5條	
3.3.26	成組布置的液化石油氣儲罐到防火堤（或防護墻）的距離應滿足如下要求：
①全壓力式球罐到防護墻的距離應為儲罐直徑的一半，臥式儲罐到防護墻的距離不應小于3m。
②全冷凍式液化石油氣儲罐至防火堤內堤腳線的距離，應為儲罐高度與防火堤高度之差，防火堤內有效容積應為一個最大儲罐的容量。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.6條	
3.3.27	防護墻、防火堤及隔堤應采用不燃燒實體結構，并應能承受所容納液體的靜壓及溫度的影響。在防火堤或防護墻的不同方位上應設置少于兩處的人行踏步或臺階。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.7條	
3.3.28	成組布置的液化石油氣罐區(qū)，相鄰組與組之間的防火距離（罐壁至罐壁）不應小于20m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.8條	
3.3.29	液化石油氣儲罐組內儲罐之間的防火距離應不小于下表的規(guī)定。
儲罐型式
防火間距
介質類別	全壓力式儲罐	全冷凍式儲罐
	球罐	臥罐	
液化石油氣	1.0D	1.0D且不宜大于1.5m，兩排臥罐的間距，不應小于3m	
液化石油氣			0.5D
注：①D為相鄰較大罐直徑。
②不同型式儲罐之間的防火距離，應采用較大值。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.9條	
3.3.30	防火堤或防護墻內地面應有由儲罐基腳線向防火堤或防護墻方向的不小于1%的排水坡度，排水出口應設有可控制開啟的設施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.10條	
3.3.31	液化石油氣罐區(qū)內應設可燃氣體檢測報警裝置，并在四周設置手動報警按鈕，探測和報警信號引入值班室。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.11條	
3.3.32	液化石油氣儲罐的進料管管口宜從儲罐底部接入，當從頂部接入時，應將管口接至罐底處。全壓力式儲罐罐底應安裝為儲罐注水用的管道、閥門及管道接頭。液化石油氣儲罐宜采用有防凍措施的二次脫水系統(tǒng)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.12條	
3.3.33	液化石油氣儲罐應設液位計、溫度計、壓力表、安全閥，以及高液位報警裝置或高液位自動聯(lián)鎖切斷進料裝置。對于全冷凍式液化石油氣儲罐還應設真空泄放設施。液化石油氣儲罐容積大于或等于50m3時，其液相出口管線上宜設遠程操縱閥和自動關閉閥，液相進口應設單向閥。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.13條	
3.3.34	全壓力式液化石油氣儲罐進、出口閥門及管件的壓力等級不應低于2.5MPa，且不應選用鑄鐵閥門。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.14條	
3.3.35	液化石油氣儲罐的安全閥出口管應接至火炬系統(tǒng)。確有困難時，單罐容積等于或小于100m3的天然氣凝液儲罐及液化石油氣儲罐安全閥可接入放散管，其安裝高度應高出儲罐操作平臺2m以上，且應高出所在地面5m以上。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.16條	
3.3.36	液化石油氣罐區(qū)內的管道宜地上布置，不應地溝敷設。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.17條	
3.3.37	露天布置的泵或泵棚與全壓力式液化石油氣儲罐之間的距離不限，但宜布置在防護墻外。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.6.18條	
3.3.38	油品的鐵路裝卸設施應符合下列要求：
①裝卸棧橋兩端和沿線橋每隔60~80m，應設安全斜梯。
②頂部敞口裝車的甲B、乙類油品，應采用液下裝車鶴管。
③裝卸泵房至鐵路裝卸線的距離，不應小于8m。
④在距裝車棧橋邊緣10m以外的油品輸入管道上，應設便于操作的緊急切斷閥。
⑤零位油罐不應采用敞口容器，零位罐至鐵路裝卸線距離，不應小于6m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.7.1條	
3.3.39	油品鐵路裝卸棧橋至站場內其他鐵路、道路間距應符合下列要求：
①至其他鐵路線不應小于20m。
②至主要道路不應小于15m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.7.2條	
3.3.40	油品的汽車裝卸站，應符合下列要求：
①裝卸站的進出口，宜分開設置；當進、出口合用時，站內應設回車場。
②裝卸車場宜采用現澆混凝土地面。
③裝卸車鶴管之間的距離，不應小于4m；裝卸車鶴管與緩沖罐之間的距離，不應小于5m。
④甲B、乙類液體的裝卸車，嚴禁采用明溝（槽）卸車系統(tǒng)。
⑤在距裝卸鶴管10m以外的裝卸管道上，應設便于操作的緊急切斷閥。
⑥甲B。、乙類油品裝卸鶴管（受油口）與相鄰生產設施的防火間距，應符合下表的規(guī)定。
生產設施	裝卸油泵房	生產廠房及密閉工藝設備
		液化石油氣	甲B、乙類	丙類
甲B、乙類油品裝卸鶴管	8	25	15	10
	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.7.3條	
3.3.41	液化石油氣鐵路和汽車的裝卸設施，應符合下列要求：
①鐵路裝卸棧臺宜單獨設置；若不同時作業(yè)，也可與油品裝卸鶴管共臺設置。
②罐車裝車過程中，排氣管宜采用氣相平衡式，也可接至低壓燃料氣或火炬放空系統(tǒng)，不得就地排放。
③汽車裝卸鶴管之間的距離不應小于4m。
④汽車裝卸車場應采用現澆混凝土地面。
⑤鐵路裝卸設施。
⑥裝卸棧橋兩端和沿線橋每隔60~80m，應設安全斜梯。
⑦在距裝車棧橋邊緣10m以外的油品輸入管道上，應設便于操作的緊急切斷閥。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.7.4條	
3.4	站場消防系統(tǒng)與應急設施		
3.4.1	消防控制系統(tǒng)設計應符合下列規(guī)定：
①消防控制系統(tǒng)宜由控制單元、可燃（有毒）氣體檢測系統(tǒng)、火災自動報警系統(tǒng)和消防泵及相關閥門組成；
②在有儲油罐的站場宜設置獨立的消防控制系統(tǒng)；其他的站場宜設置可燃（有毒）氣體檢測系統(tǒng)和火災自動報警系統(tǒng)，其報警信號應引入安全儀表系統(tǒng)；
③在進出站閥組區(qū)、泵區(qū)、計量區(qū)和儲罐區(qū)宜設置可燃氣體檢測儀表，泵區(qū)和儲罐區(qū)宜設置火焰檢測儀表；
④在站場的控制室、配電間區(qū)域內，宜設置火災自動報警系統(tǒng)；
⑤儲罐區(qū)消防控制系統(tǒng)啟動報警信號應傳送至站控制系統(tǒng)。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第7.3.5條	
3.4.2	油氣站場內消防車道布置應符合下列要求：
①油氣站場儲罐組宜設環(huán)形消防車道。四、五級油氣站場或受地形等條件限制的一、二、三級油氣站場內的油罐組，可設有回車場的盡頭式消防車道，回車場的面積應按當地所配消防車輛車型確定，但不宜小于15m×15m。
②儲罐組消防車道與防火堤的外坡腳線之間的距離不應小于3m。儲罐中心與最近的消防車道之間的距離不應大于80m。
③鐵路裝卸設施應設消防車道，消防車道應與站場內道路構成環(huán)形，受條件限制的，可設有回車場的盡頭車道，消防車道與裝卸棧橋的距離不應大于80m且不應小于15m。
④甲、乙類液體廠房及油氣密閉工藝設備距消防車道的間距不宜小于5m。
⑤消防車道的凈空高度不應小于5m；一、二、三級油氣站場消防車道轉彎半徑不應小于12m縱向坡度不宜大于8%。
⑥消防車道與站場內鐵路平面相交時，交叉點應在鐵路機車停車限界之外；平交的角度宜為90°，困難時，不應小于45°。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.3.2條	
3.4.3	一級站場內消防車道的路面寬度不宜小于6m，若為單車道時，應有往返車輛錯車通行的措施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第5.3.3條	
3.4.4	固定和半固定消防系統(tǒng)中的設備及材料應符合下列規(guī)定：
①應選用消防專用設備。
②油罐防火堤內冷卻水和泡沫混合液管道宜采用熱鍍鋅鋼罐。油罐上泡沫混合液管道設計應采取防爆炸破壞的措施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.1.4條	
3.4.5	消防站及消防車的設置應符合下列規(guī)定：
①輸油管道的站場設置固定消防系統(tǒng)時，可不設消防站，如果鄰近消防協(xié)作力量不能在30min內到達，可按下列要求設置消防車或消防站：a油品儲罐總容量等于或大于50000m3的二級站場中，固定頂罐單罐容量不小于5000m3或浮頂罐單罐容量不小于20000m3時，應配備1輛泡沫消防車。b油品儲罐總容量大于或等于100000m3的一級站場中，固定頂罐單罐容量不小于5000m3或浮頂油罐單罐容量不小于20000m3時，應配備2臺泡沫消防車。
②輸氣管道的四級壓氣站設置固定消防系統(tǒng)時，可不設消防站和消防車。3）參照消防泵房確定站內消防車庫與油氣生產設施的距離。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.2.1條	
3.4.6	消防用水可由給水管道、消防水池或天然水源供給，應滿足水質、水量、水壓、水溫要求。當利用天然水源時，應確?？菟谧畹退粫r消防用水量的要求，并設置可靠的取水設施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.3.1條	
3.4.7	儲罐區(qū)和天然氣處理廠裝置區(qū)的消防給水管網應布置成環(huán)狀，并應采用易識別啟閉狀態(tài)的閥將管網分成若干獨立段，每段內消火栓的數量不宜超過5個。從消防泵房至環(huán)狀管網的供水干管不應小于兩條。其他部位可設支狀管道。寒冷地區(qū)的消火栓井、閥井和管道等應有可靠的防凍措施。采用半固定低壓制消防供水的站場，如條件允許宜設2條站外消防供水管道。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.3.3條	
3.4.8	消防水池（罐）的設置應符合下列規(guī)定：
①水池（罐）的容量應同時滿足最大一次火災滅火和冷卻用水要求。在火災情況下能保證連續(xù)補水時，消防水池（罐）的容量可減去火災延續(xù)時間內補充的水量。
②當消防水池（罐）和生產、生活用水水池（罐）合并設置時，應采取確保消防用水不作它用的技術措施，在寒冷地區(qū)專用的消防水池（罐）應采取防凍措施。
③供消防車取水的消防水池（罐）的保護半徑不應大于150m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.3.4條	
3.4.9	消火栓的設置應符合下列規(guī)定：
①消火栓應沿道路布置，油罐區(qū)的消火栓應設在防火堤與消防道路之間，距路邊宜為1~5m，并應有明顯標志。
②當油罐采用固定式冷卻系統(tǒng)時，在罐區(qū)四周應設置備用消火栓，其數量不應少于4個，間距不應大于60m。當采用半固定冷卻系統(tǒng)時，2個消火栓的間距不宜小于10m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.3.5條	
3.4.10	除本規(guī)范另有規(guī)定外，油罐區(qū)應設置滅火系統(tǒng)和消防冷卻水系統(tǒng)，且滅火系統(tǒng)宜為低倍數泡沫滅火系統(tǒng)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.4.1條	
3.4.11	油罐區(qū)低倍數泡沫滅火系統(tǒng)的設置，應符合下列規(guī)定：
①單罐容量不小于10000m3的固定頂罐、單罐容量不小于50000m3的浮頂罐、機動消防設施不能進行保護或地形復雜消防車撲救困難的儲罐區(qū)，應設置固定式低倍數滅火系統(tǒng)。
②罐壁高度小于7m或容積不大于200m3的立式油罐、臥式油罐可采用移動式泡沫滅火系統(tǒng)。
③除①與②款規(guī)定外的油罐區(qū)宜采用半固定式泡沫滅火系統(tǒng)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.4.2條	
3.4.12	單罐容量不小于20000m3的固定頂油罐，其泡沫滅火系統(tǒng)與消防冷卻水系統(tǒng)應具備連鎖程序操縱功能。單罐容量不小于50000m3的浮頂油罐應設置火災自動報警系統(tǒng)。單罐容量不小于100000m3的浮頂油罐，其泡沫滅火系統(tǒng)與消防冷卻水系統(tǒng)應具備自動操縱功能。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.4.3條	
3.4.13	油罐區(qū)消防冷卻水系統(tǒng)設置形式應符合下列規(guī)定：
①單罐容量不小于10000m3的固定頂油罐、單罐容量不小于50000m3的浮頂油罐，應設置固定式消防冷卻水系統(tǒng)。
②單罐容量小于10000m3、大于500m3的固定頂油罐與單罐容量小于50000m3的浮頂油罐，可設置半固定式消防冷卻水系統(tǒng)。
③單罐容量不大于500m3的固定頂油罐、臥式油罐，可設置移動式消防冷卻水系統(tǒng)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.4.5條	
3.4.14	直徑大于20m的地上固定頂油罐的消防冷卻水連續(xù)供給時間，不應小于6h；其他立式油罐的消防冷卻水連續(xù)供給時間，不應小于4h；地上臥式油罐的消防冷卻水連續(xù)供給時間不應小于1h.	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.4.8條	
3.4.15	油罐固定式消防冷卻水系統(tǒng)的設置，應符合下列規(guī)定：
①應設置冷卻噴頭，噴頭的噴水方向與罐壁的夾角應在30°~60°。
②油罐抗風圈或加強圈無導流設施時，其下面應設冷卻噴水圈管。
③當儲罐上的環(huán)形冷卻水管分割成兩個或兩個以上弧形管段時，各弧形管段間不應連通，并應分別從防火堤外連接水管；且應分別在防火堤外的進水管道上設置能識別啟閉狀態(tài)的控制閥。
④冷卻水立管應用管卡固定的罐壁上，其間距不宜大于3m。立管下端應設銹渣清掃口，銹渣清掃口距罐基礎頂面應大于300mm，且集銹渣的管段長度不宜小于300mm。
⑤在防火堤外消防冷卻水管道的最低處應設置放空閥。
⑥當消防冷卻水水源為地面水時，宜設置過濾器。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.4.9條	
3.4.16	液化石油氣罐區(qū)應設置消防冷卻水系統(tǒng)，并應配置移動式干粉等滅火設施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.5.1條	
3.4.17	液化石油氣罐區(qū)總容量大于50m3或單罐容量大于20m3時，應設置固定式水噴霧或水噴淋系統(tǒng)和輔助水槍（水炮）；總容量不大于50m3或單罐容量不大于20m3時，可設置半固定式消防冷卻水系統(tǒng)。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.5.2條	
3.4.18	固定式消防冷卻水管道的設置，應符合下列規(guī)定：
①儲罐容量大于400m3時，供水豎管不宜小于兩條，均勻布置。
②消防冷卻水系統(tǒng)的控制閥應設于防火堤外且距罐壁不小于15m的地點。
③控制閥至儲罐間的冷卻水管道應設過濾器。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.5.9條	
3.4.19	石油天然氣生產裝置采用計算機控制的集中控制室和儀表控制間，應設置火災報警系統(tǒng)和手提式、推車式氣體滅火器。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.6.7條	
3.4.20	甲、乙、丙類液體儲罐區(qū)及露天生產裝置區(qū)滅火器配置，應符合下列規(guī)定：
①油氣站場的甲、乙、丙類液體儲罐區(qū)當設有固定式或半固定式消防系統(tǒng)時，固定頂罐配置滅火器可按應配置數量的10%設置，浮頂罐按應配置數量的5％設置。當儲罐組內儲罐數量超過2座時，滅火器配置數量應按其中2個較大儲罐計算確定；但每個儲罐配置的數量不宜多于3個，少于1個手提式滅火器，所配滅火器應分組布置；
②露天生產裝置當設有固定式或半固定式消防系統(tǒng)時，按應配置數量的30%設置。手提滅火器的保護距離不宜大于9m。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.9.2條	
3.4.21	同一場所應選用滅火劑相容的滅火器，選用滅火器時還應考慮滅火劑與當地消防車采用的滅火劑相容。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.9.3條	
3.4.22	天然氣壓縮機廠房應配置推車式滅火器。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.9.4條	
3.5	站場采暖通風		
3.5.1	化驗室的通風宜采用局部排風，當采用全面換氣時，其通風換氣次數不宜小于5次/h。排風設備應采用防爆型。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.9.4條	
3.5.2	輸油泵房、計量間、閥組間等放散可燃氣體的工作場所，應設置事故通風裝置，其通風換氣次數不宜小于12次/h。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.9.6條	
3.5.3	積聚容量大于空氣、并具有爆炸危險氣體的建（構）筑物，應設置機械排風設施。其排風口的位置應能有效排除室內地坪最低處積聚的可燃和有害氣體。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.9.7條	
3.5.4	采用熱風采暖、空氣調節(jié)和機械通風裝置的場所，其進風口應設置在室外空氣清潔區(qū)，對有防火防爆要求的通風系統(tǒng)，其進風口應設在不可能有火花濺落的安全地點，排風口應設在室外安全處。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.9.8條	
3.5.5	輸油站內控制室、機柜間、化驗室、變頻間可設置空氣調節(jié)裝置。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.9.10條	
3.5.6	當設置較大型集中式空調系統(tǒng)時，應考慮選用風冷式冷卻系統(tǒng)。當采用水冷式冷卻系統(tǒng)時，應采用循環(huán)水式水冷卻系統(tǒng)。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第6.9.11條	
3.5.7	散發(fā)有爆炸危險氣體的壓縮機廠房除正常換氣外，還應另外設置保證每小時不小于房內容積8次換氣量的事故排風設施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2012第10.3.4條	
3.5.8	輸氣站內其他可能突然散發(fā)大量有害或有爆炸危險的氣體的建筑物也應設事故通風系統(tǒng)。事故通風量應根據工藝條件和可能發(fā)生的事故狀態(tài)計算確定。事故通風宜由正常使用的通風系統(tǒng)和事故通風系統(tǒng)共同承擔，當事故狀態(tài)難以確定時，通風總量應按每小時不小于房內容積的12次換氣量確定。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2012第10.3.5條	
3.5.9	閥室應采用自然通風。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2012第10.3.6條	
3.5.10	設有機械排風的房間應設置有效的補風措施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2012第10.3.7條	
3.5.11	對于可能有氣體積聚的地下、半地下建（構）筑物內，應設置固定的或移動的機械排風設施。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2012第10.3.8條	
3.6	通信		
3.6.1	輸油管道應設調度電話系統(tǒng)。調度電話系統(tǒng)可與行政電話系統(tǒng)、會議電話系統(tǒng)共用一套電話交換系統(tǒng)，也可獨立設置。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第8.0.6條	
3.6.2	管道通信系統(tǒng)的通信業(yè)務應根據輸氣工藝、監(jiān)控和數據采集（SCADA）系統(tǒng)數據傳輸和生產管理運行等需要設置。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015
第9.0.6條	
3.6.3	消防泵房值班室應設置對外聯(lián)絡的通信設施。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第8.8.6條	
3.6.4	輸油管道消防值班室應設火警電話，火警電話宜為公網直撥電話或消防部門專用火警系統(tǒng)電話。	《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253-2014
第8.0.8條	
3.7	給排水		
3.7.1	含油污水應排入含油污水管道或工業(yè)下水道，其連接處應設水封井，并應采取防凍措施。含油污水管道在通過油氣站場圍墻處應設置水封井，水封井與圍墻之間的排水管道應采用暗渠或暗管。	《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2004第6.1.11條	
3.7.2	輸氣站生產的污液宜集中收集，應根據污物源的點位、數量、物性參數等設計排污管道系統(tǒng)，排污管道的終端應設排污池或排污罐。	《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251-2015第6.2.6條	
3.8	其他		
3.8.1	構成重大危險源的場所應按《危險化學品重大危險源監(jiān)督管理暫行規(guī)定》（安監(jiān)總局令第40號令發(fā)布，第79號修訂)）確定外部安全防護距離，并計算風險；下列敏感目標是否在安全防護距離之外，個人風險和社會風險是否可接受：
① 居民區(qū)、商業(yè)中心、公園等人口密集區(qū)域；
② 學校、醫(yī)院、影劇院、體育場（館）等公共設施；
③ 供水水源、水廠及水源保護區(qū)；
④ 車站、碼頭（按照國家規(guī)定，經批準專門從事危險化學品裝卸作業(yè)的除外）、機場以及公路、鐵路、水路交通干線、地鐵風亭及出入口；
⑤ 基本農田保護區(qū)、畜牧區(qū)、漁業(yè)水域和種子、種畜、水產苗種生產基；
⑥ 河流、湖泊、風景名勝區(qū)和自然保護區(qū)；
⑦ 軍事禁區(qū)、軍事管理區(qū)；
⑧ 法律、行政法規(guī)規(guī)定予以保護的其他區(qū)域。	《危險化學品安全管理條例》第十九條	
備注：
1、	因《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》GB50183-2015暫緩實施，故本表仍依據GB50183-2004編制，GB50183-2015實施后應更新檢查內容。
2、	石油天然氣站場是指具有石油天然氣收集、凈化處理、儲運功能的站、庫、廠、場、油氣井的統(tǒng)稱，簡稱油氣站場或站場。本表編制內容僅包含具有石油天然氣儲運功能的站場，不包含具有石油天然氣收集、凈化處理的站場、液化石油氣站場及油氣井。
3、	長輸管道是指產地、儲存庫、用戶間的用于輸送油、氣介質的管道。
4、	輸油管道工程是指用管道輸送原油、成品油和液化石油氣的建設工程。一般包括輸油管線、輸油站及輔助設施等工程內容。
5、	輸氣管道工程是指用管道輸送天然氣、煤層氣和煤質天然氣的工程。一般包括輸氣管道、輸氣站、管道穿（跨）越及輔助生產設施等工程內容。
6、	管道附屬設施包括①管道的加壓站、加熱站、計量站、集油站、集氣站、輸油站、輸氣站、配氣站、處理場、清管站、閥室、閥井、放空設施、油庫、儲氣庫、裝卸棧橋、裝卸場；②管道的水工防護設施、防風設施、防雷設施、抗震設施、通信設施、安全監(jiān)控設施、電力設施、管堤、管橋以及管道專用涵洞、隧道等穿跨越設施；③管道的陰極保護站、陰極保護測試樁、陽極地床、雜散電流排流站等防腐設施；④管道穿越鐵路、公路的檢漏裝置；⑤管道的其他附屬設施。
7、	彈性敷設是指管道在外力或自重作用下產生彈性彎曲變形，利用這種變形進行管道敷設的一種方式。
8、	管道跨越過程是指輸送管道從天然或人工障礙物上部架空通過的建設工程。
9、	管道穿越工程是指管道從天然或人工障礙物下部通過的建設工程。

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