原油输道安全检查表(GB 50253-2014)

1  原油、成品道与城镇居民点或重要公共建筑的距离不应小于5m；

2  原油、成品道临近飞机场、海（河）港码头、大中型水库和水工建（构）筑物敷设时，间距不宜小于20m；

3  输道与铁路并行敷设时，管道应敷设在铁路用地范围边线3m以外，且原油、成品道距铁路线不应小于25m、液化石油气管道距铁路线不应小于50m。如受制于地形或其他条件不满足本条要求时，应征得铁路管理部门的同意；

4  输道与公路并行敷设时，管道应敷设在公路用地范围边线以外，距用地边线不应小于3m。如受制于地形或其他条件不满足本条要求时，应征得公路管理部门的同意；

5  原油、成品道与军工厂、军事设施、炸药库、国家重点文物保护设施的最小距离应同有关部门协商解决。液化石油气管道与军工厂、军事设施、炸药库、国家重点文物保护设施的距离不应小于100m；

6  液化石油气管道与城镇居民点、重要公共建筑和一般建构、筑物的最小距离应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》（GB 50028）的有关规定。

1  在平面转角较小或地形起伏不大的情况下，应优先采用弹性弯曲敷设，并应符合下列规定：1）弹性敷设管道的曲率半径应满足钢管强度要求，且不宜小于钢管外直径的1000倍。2）弹性敷设管道与相邻的反向弹性弯曲管段之间及弹性弯曲管段与弯管之间，应采用直管段连接，直管段长度不应小于钢管的外径，且不应小于0.5m。2  当采用热煨弯管时，其曲率半径不宜小于钢管外直径的5倍，且应满足清管器或检测器顺利通过的要求。

1 岩石、卵砾石、冻土段管沟，应在沟底先铺设细土或砂垫层，压实后的厚度不宣小于0.2m。

2 回填岩石、砾石、冻土段的管沟时，应先用细土或砂回填至管顶以上0.3m 后，方可用原状土回填，回填土中的岩石和碎石块最大粒径不应超过250mm 。

3 管顶和管底用的细土或砂的最大粒径应根据外防腐涂层的类型确定；对于三层结构聚乙烯、三层结构聚丙烯和双层环氧粉末外防腐涂层，最大粒径不宜超过20mm ，且应保证良好的颗粒级配；对于其他涂层，最大粒径不宜超过10mm。

4 一般地段的管沟回填，应留有沉降余量，回填土宜高出地面0.3m 以上。对于回填后可能遭受地表汇水冲刷或浸泡的管沟，回填土应压实，压实系数不宜小于0.85，并应满足水土保持的要求。

5 输道出土端、进出站（阀室）和固定墩前后段，回填土时应分层旁实，分层厚度不应大于0.3m ，穷实系数不宜小于0. 9。单侧穷实段长度应根据计算确定。

1 输道在土堤中的径向覆土厚度不应小于1.0m ；土堤顶宽应大于管道直径两倍且不得小于1.0m 。

2 土堤边坡坡度应根据当地自然条件、填土类别和土堤高度确定。对黏性士土堤，堤高小于2.0m 时，土堤边坡坡度可采用1：0.75~ 1：1；堤高为2m～ 5m 时，可采用1：1.25~ 1：1.5。

3 土堤受水浸淹部分的边坡应采用1 : 2 的坡度，并应根据水流情况采取保护措施。

4 在沼泽和低洼地区，土堤的堤肩高度应根据常水位、波浪高度和地基强度确定。

5 当土堤阻挡水流排泄时，应设置泄水孔或涵洞等构筑物；泄水能力应满足重现期为25 年一遇的洪水流量。

6 软弱地基上的土堤，应防止填土后基础的沉陷。

7 土堤用土的透水性能宜接近原状土，且应满足填方的强度和稳定性的要求。

1 采用开挖方式穿越河流、沟渠段；

2 顺坡敷设和沿横坡敷设段；

3 通过田坎、地坎段；

4 通过不稳定边坡和危岩段。

1 应依据管道纵坡坡度和管沟地质条件，设置管沟沟内截水墙，截水墙的间距宜为10m～20m；

2 应依据边坡坡度，在坡角处设置护坡或挡土墙防护措施；

3 宜依据边坡坡顶汇流流量，在坡顶设置地表截、排水沟。截水沟距坡顶边缘不宜小于5m ，排水沟应利用原始坡面沟道，出水口设置位置不应对管道、耕地或临近建（构）筑物形成冲刷。

第5.3.1条

1  冷弯弯管、热煨弯管宜采用与直管段相同的钢级材料制作；

2  制作冷弯弯管的钢管管型宜与两侧连接的直管段相同；热煨弯管不宜采用螺旋焊缝钢管制作；

3  用为了达到规定的最低屈服强度而进行过冷加工（控轧、冷扩）的母管制作的热煨弯管，其许用应力应按本规范第5.2.1条第4款的规定取值。

4 钢制管件的制造、检验、试验、标志和验收应符合国家现行标准《钢制对焊无缝管件》GB 12459、《优质钢制对焊管件规范》SY/T 0609、《钢制对焊管件》SY/T 0510和《油气输送用钢制弯管》SY/T 5257的有关规定。管件与直管段不等壁厚的焊接应符合本规范附录G的规定。

1 管道附件应按设计内压力、设计温度和最低环境温度选择和设计，并应按本规范第5. 1. 2 条第2 款规定进行核算；

2 管道附件的非金属镶装件、填料、密封件，应选择耐油、耐温的材料。

GB 150 的有关规定。无折边异径接头的半锥角应小于或等于15°，异径接头的材质宜与所连接钢管的材质相同或相近。

1 在主管上直接开孔焊接支管，当支管外径小于0.5倍主管外径时，可采用补强圈进行局部补强，也可增加主管和支管管壁厚度进行整体补强。支管和补强固的材料，宜与主管材料相同或相近。

2 当相邻两支管中心线的间距小于两支管开孔直径之和，但大于或等于两支管开孔直径之和的2/3时，应进行联合补强或加大主管管壁厚度。当进行联合补强时，支管两中心线之间的补强面积不得小于两开孔所需总补强面积的1/2。当相邻两支管中心线的间距小于两支管开孔直径之和的2/3时，不得开孔。

3 当开孔直径小于或等于50mm 时，可不补强。

4 当支管外径大于或等于0.5倍主管外径时，应采用三通或采用全包型补强。

5 三通和主管开孔宜采用等面积补强。

6 开孔边缘距主管焊缝宜大于主管管璧厚的5倍。

定：

1 被支承的钢管不应产生过大的局部应力、轴向和侧向摩擦力；

2 管道运行时可能发生振动处，可采用支柱或防振装置，但不应改变设计的管道约束形式；

3 钢管上的支承件，可采用不与钢管焊接成一体的部件的管夹或“U”形管卡；

4 当设计的管道是在其许用应力或接近其许用应力的情况下运行时，焊接在铜管上的连接件应是一个环抱整个钢管的单独的圆筒形加强件。加强件与钢管的焊接应采用连续焊。

1  站场选址应合理利用土地，并应结合当地城乡建设规划；

2  站址宜选定在地势平缓、开阔、具有较好的工程、气象、水文、地质条件，且交通、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方；应保持与附近城镇居民点、工矿企业、铁路、公路等的安全间距要求；

3  站场位置选定应结合管道线路走向，满足工艺设计的要求；站场内应有足够的生产及施工操作场地；并行敷设的管道站场宜合建；

4  站址宜远离海、江、河、湖泊。当确需邻近建设时，应采取防止事故状态下事故液对周边水体污染的相应防护措施；

5  站场位置选定应避开下列场所：1）存在崩塌、活动断层、滑坡、沼泽、流沙、泥石流、矿山采空区等不良地质的地段。2）蓄（滞）洪区及有内涝威胁的地段；3）山区易受山洪及泥石流影响的地段，窝风地段；4）在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经过的沟谷；5）水源保护区、自然保护区、风景名胜区和地下文物遗址。

6  首、末站站址的选定宜与上下游企业联合选址，并应保证管道的进出线方便；

7  各类站场的站址选择应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048中的相关规定。建设或与炼厂、油库、油品码头等石油化工企业毗邻建设的输油站场与相邻的居民点、企业的安全间距应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的相关规定；

8  站场与油田的集中处理站、炼厂、油库等石油化工企业合并建设时，各设施与相邻石油化工企业相关设施的安全间距应按照现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和相关规范中企业内部各设施之间的安全间距要求较大者确定。

1  防火间距及防火措施应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的相关规定；

2  总平面布置的防爆要求应符合现行行业标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐做法》SY/T 6671的相关规定；

3  站场总平面和竖向布置应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048的相关规定；

4  各类站场内部设施的总平面布置应根据各类设施的火灾危险性，并结合地形、风向等条件，按功能进行分区布置；

5  各类站场内使用性质相近的建（构）筑物，在符合生产使用和安全防火的要求下，宜合并布置；

6  各类站场应结合当地情况，选取合理的雨水排放和收集方案，避免由于雨水排放造成的水土流失、环境污染等情况的发生；

7  输油站场生产区周围宜设置防止事故状态下事故液漫流的导流和收集设施。

1中间泵站工艺流程宜具有增压正输、压力越站、全越站、接收和发送清管器或清管器越站的功能；

2中间热泵站工艺流程宜具有增压正输、加热正输、压力越站、热力越站、全越站、接收和发送清管器或清管器越站的功能；

3中间热站工艺流程宜具有加热正输、热力越站、全越站、接收和发送清管器或清管器越站的功能；

4设有分输功能的中间（热）泵站工艺流程尚应具有油品分输、调节及计量功能；

5设有注入功能的中间（热）泵站工艺流程尚应具有收油、调节、计量、注入的功能。

1 首站、注入站：

1 ）油源来自油田、管道时，其储备天数宜为3天～5天；

2 ）油源来自铁路卸油时，其储备天数宜为4天～5天；

3 ）油源来自内河运输时，其储备天数宜为3天～4天；

4 ）油源来自近海运输时，其储备天数宜为5天～7天；

5 ）油源来自远洋运输时，其储备天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮一次卸油量。

2 具有储存、转运功能的分输站、末站：

1 ）通过铁路发送油品给用户时，油品储备天数宜为4天～5天；

2 ）通过内河发送给用户时，油品储备天数宜为3天～4天；

3 ）通过近海发送给用户时，油品的储备天数宜为5天～7天；

4 ）通过远洋油轮运送给用户时，油品储备天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮一次装油量；

5 ）末站为向用户供油的管道转输站时，油品储备天数宜为3 天。

3 中间（热）泵站采用旁接油罐输油工艺时，其旁接油罐容量宜按2h 的最大管输量计算。

1  输油泵泵型应根据所输油品性质合理选择。当在输送温度下油品的动力黏度在100mPa.s以下时，宜选用离心泵。

2  泵机组不应少于2台，但不宜多于5台，并应至少备用1台。

1 减压系统应能保证油品通过上游高点时不出现汽化现象，并应控制下游管道压力不超压；

2 减压系统应设置备用减压阀，减压阀应选择故障关闭型；

3 减压站不应设置越站管线；

4 减压阀上、下游应设置远控截断阀，阀门的压力等级应和减压阀压力等级保持一致，应能保证在管道停输时完全隔断静压力；

5 减压阀组上游应设置过滤器，过滤网孔径尺寸应根据减压阀结构形式确定；

6 设置伴热保温的减压阀组，每路减压阀组应设置单独的伴热回路；

7 减压站内的进、出站管线上应设超压保护泄放阀。

1  输道应设置清管设施；

2  清管器出站端及进站端管线上应设置清管器通过指示器。设置清管器转发设施的站场，应在清管器转发设施的上游和下游管线上设置清管器通过指示器；

3  清管器接收、发送筒的结构、筒径及长度应能满足通过清管器或检测器的要求；

4  当输道直径大于DN500，且清管器总重超过45kg时，宜配备清管器提升设施；

5  清管器接收、发送操作场地应根据一次清管作业中使用的清管器（包括检测器）数量及长度确定；

6  清管作业清出的污物应进行集中收集处理。

1  安装于通过清管器管道上的阀门应选择全通径型（阀门通道直径与相连接管道的内径相同）；不通清管器的阀门可选用普通型或缩径型；

2  埋地安装的阀门宜采用全焊接阀体结构，并采用焊接连接；

3  当阀门与管道焊接连接时，阀体材料的焊接性能应与所连接的钢管的焊接性能相适应；

4  输道不得使用铸铁阀门。

1 输道应在油品交接处设置交接计量系统；

2 流量计宜选用容积式、速度式或质量式流量计，准确度不应低于0.2级；

3 计量系统应设置备用计量管路，不应设置旁通管路；计量管路多于4 路时，应设置2 路备用；

4 流量计下游应设置具有截止和检漏双功能阀门或严密性好的无泄漏阀门；

5 流量计出口应保持足够的背压；

6 计量系统宜设置在线检定装置及配套设施，检定装置应设置清洗流程；

7 流量计前后的排污设施应分别设置，宜设置密闭流程；

8 流量计、体积管可露天安装，水标系统宜室内安装；

9 计量处宜设置取样系统和油品物性化验设施；

10 计量系统及辅助设备的设置，应满足国家现行标准《原油动态计量 一般原则》GB/T 9109.1、《液态烃动态测量 体积计量流量计检定系统》GB/T 17286、《液态烃动态测量 体积计量系统的统计控制》GB/T 17287、《液态烃体积测量 容积式流量计计量系统》GB/T 17288、《液态烃体积测量 涡轮流量计计量系统》GB/T 172及《科里奥利质量流量计检定规程》JJG 1038的有关规定。

1 加热输送原道的首站、设有反输功能的末站、压力或热力不可越站的中间站应为一级负荷；

2 常温输送管道的首站、压力不可越站的泵站宜为一级负荷；

3 减压站宜为一级负荷；

4 其他各类输油站场应为二级负荷；

5 线路监控阀室、阴极保护站可为三级负荷。

1 发电机组运行总容量应按全站低压计算负荷的1.25倍～1.3倍选择，并应满足低压电动机的启动条件；备用机组容量可按运行机组容量的50%～100%选择；

2 发电机组的台数应为2台及以上，同一输油站宜选择同型号、同容量的机组；应根据机组的检修周期、是否设值班人员及机组运行台数，合理确定备用机组台数；

3 发电机组应满足井联运行、具有自动—手动并车功能。

合理选择。

1 变（配）电所的供电电压应根据用电容量、供电距离、当地公共电网现状合理确定，宜为l0(6)kV～110kV；

2 输油泵、消防泵电动机额定电压应与一级配电电压相匹配。低压配电电压应采用380V/220V 。

1 具有一路电源进线和1台变压器的变电所，可采用线路—变压器组接线；其主变压器的容量宜按全站计算负荷的1.25倍～1.33倍选择，且应满足输油主泵电动机的启动条件。

2 当有两路电源进线时，主变压器应为2台。变电所主接线宜采用单母线分段或桥形接线、二次侧宜采用单母线分段接线。每台主变压器容量应满足全站计算负荷，并应满足输油主泵电动机的启动条件。

3 配电变压器的台数及容量选择宜按主变压器选择原则进行。

1 输油泵配10(6)kV异步电动机台数在5台以下时，宜采用单机无功补偿方式；台数在5台及以上时宜采用集中补偿方式；

2 低压配电侧宜采用集中无功自动补偿方式；

3 当工艺条件适当时，可采用高压同步电动机驱动输油泵。

1 应设置输道内部通信电话；

2 应设置与地方供电部门电力调度中心的外部电力调度通信，主、备电力调度通信方式应符合当地电网的要求；

3 无人值班变电所，除在变电所装设电力调度电话外，还应在站控制室装设并机电力调度电话。

1 输油站场内的建（构）筑物的防雷设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的相关规定；信息系统设备所在建筑物，应按不低于第三类防雷建筑物进行防直击雷设计；

2 阀室应按照第二类防雷建筑物进行防直击雷设计；

3 输道的防雷、防静电设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的相关规定；

4 供配电系统和电子信息系统的防雷、防雷击电磁脉冲设计应符合国家现行标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》GB/T 500、《建筑物防雷设计规范》GB 50057和《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB 50343的相关规定。

1 站场内的建（构）筑物的接地系统设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的相关规定；

2 站场中的电气装置或设备，除另有规定外应使用一个总的接地网；

3 同一建筑物或区域内，防雷接地、电气设备接地和信息系统设备接地宜采用共用接地系统，其接地电阻取最小值。

1  水源应根据站场规模、用水要求、水源条件和水文地质条件等因素综合分析确定，并宜就近选择水源；

2  生产、生活及消防用水宜采用同一水源。当油罐区、液化石油气罐区、生产区和生活区分散布置，或有其他特殊情况时，经技术经济比较后可分别设置水源；

3  生活用水的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB 5749的相关规定；生产和消防用水的水质标准，应满足生产和消防工艺要求。

第6.8.1条

1  含油污水应与生活污水和雨水分流排放；

2  生活污水应经处理达标后排放；

3  含油污水应进行处理，宜采用小型装置化处理设备，处理深度应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 78的相关规定和当地环保部门的要求；

4  雨水宜采用地面有组织排水的方式排放；油罐区的雨水排水管道穿越防火堤处，在堤内宜设置截油装置，在堤外应设置截流装置。

1 原油、成品油储罐区的消防设计，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183 和《泡沫灭火系统设计规范》GB 50151 的相关规定；

2 液化石油气储罐区的消防设计，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和《建筑设计防火规范》GB 50016的相关规定；

3 装卸原油、成品油码头的消防设计，应符合国家现行标准《固定消防炮灭火系统设计规植》GB 50338和《装卸油品码头防火设计规范》JTJ 237的相关规定；

4 站场及油码头的建筑消防设计，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016和《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的相关规定。

1 输油站内产生的余热，宜回收利用；

2 晴天日数多、日照时间长的地区，宜优先采用太阳能作热源。

第6.10.1条

1 应选用安全、可靠、技术先进的标准系列产品；

2 检测和控制仪表宜采用电动仪表；

3 仪表输入、输出信号应采用标准信号；

4 直接与介质接触的仪表，应满足管道及设备的设计压力、温度及介质的物性要求；

5 现场应安装供运行人员巡回检查和就地操作的就地显示仪表。

1 控制方式宜采用节流调节或泵转速调节；

2 调节间流量特性应选择等百分比或近似等百分比。

1 应监视、调节正常运行工况下的输油温度、压力；

2 宜对管道输油量进行监控；

3 可对站场能耗进行计量；

4 应能完成报警事件和应急工况的处理；

5 应对混油段进行监视；

6 对需要远程控制的工艺设备、动力设备及其它辅助设备进行远程控制。

1  仪表及站控制系统的交流电源应与动力、照明用电分开设置；

2  站控制系统应采用不间断电源供电。

1 仪表信号电缆宜选用屏蔽电缆，电缆直埋敷设时应选用铠装电缆；

2 电缆宜采用电缆沟、直埋、电缆桥架方式敷设。

管道系统的控制水平与控制方式应满足输油工艺过程的安全、操作和运行要求。

1 站控制系统宜由基本过程控制系统、安全仪表系统和消防控制系统组成；

2 站控制系统应选用开放式结构；

3 基本过程控制系统应由过程控制单元、操作员工作站、网络设备和辅助设备组成；

4 基本过程控制单元和消防控制系统的处理器、I/O网络、局域网、通信接口、电源等应按冗余配置；

5 安全仪表系统应由处理器、I/O卡件、网络设备和辅助设备组成，各部分应符合安全完整性等级要求；

6 第三方智能仪表或设备与站控制系统之间宜采用通信接口连接；

7 安全仪表系统的控制信号应采用硬线连接；

8 监控阀室的控制设备应满足所处环境条件。

1 输油站的安全仪表系统可配置，其控制应分为紧急停车和安全保护两个部分，并应进行分级设计。输油站紧急停车系统应设计为故障安全型。

2 输油站紧急停车系统应符合下列规定：

1）应具有就地、站控制室操作的功能。

2）输油站发生火灾时，应能够切断除消防系统和应急电源以外的供电电源或动力；

3）应具有使设备或全站安全停运并与管道隔离的功能；

4）系统应根据故障的性质和输油工艺要求进行分级，高级别的关断应自动触发低级别的关断；

5）应具有触发全线联锁动作的输出信号。

3 输油站的安全保护应根据管道全线及输油站的工艺过程的安全、操作和运行要求设计，在联锁动作前应设置预报警信号。其安全保护应符合下列规定：

1）输油泵站进、出泵应设置超压保护调节功能；

2）出现水击工况，应设置与出站压力控制回路联锁调节功能及输油泵机组顺序停运联锁功能。

1 消防控制系统宜由控制单元、可燃（有毒）气体检测系统、火灾自动报警系统和消防泵及相关阀门组成；

2 在有储油罐的站场宜设置的消防控制系统；其他的站场宜设置可燃（有毒）气体检测系统和火灾自动报警系统，其报警信号应引入安全仪表系统；

3 在进出站阀组区、泵区、计量区和储罐区宜设置可燃气体检测仪表，泵区和储罐区宜设置火焰检测仪表；

4 在站场的控制室、配电间区域内，宜设置火灾自动报警系统；

5 储罐区消防控制系统启动报警信号应传送至站控制系统。

输道通信传输方式选用光纤通信时，其光缆宜与输道同沟敷设。光纤容量除应满足实际工程需求外，还应考虑同路由其他油气管道工程的需求以及今后业务发展的需要，应预留适当的容量。光缆的安装敷设应符合现行行业标准《输油（气）管道同沟敷设光缆（硅芯管）设计及施工规范》SY/T 4108的相关规定。

1 数据信号速率不宜小于9600bps；

2 传输误码率不应大于10-6；

3 时延率应满足SCADA数据传输要求。