1.管道线路的布置及水工保护

输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路合理走向。输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件无法避开时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查．及时处理输油气管道沿线的异常情况。

埋地输油气管道与地面建(构)筑物的最小间距应符合GB 50251和GB 50253规定。

埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合GB 50061和GB 50253规定；与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20 m．因条件无法满足要求时，应对管道采取相应的防霄保护措施，且防雷保护措施不应影响管道的阴级保护效果和管道的维修；与高压输电线交叉敷设时，距输电线20 m范围内不应设置阀室及可能发生油气泄露的装置。

埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施；交叉时，二者净空间距应不小于0．5 m。且后建工程应从先建工程下方穿过。

埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施，且应保持两管道间有足够的维修、抢修间距；交叉时，二者净空间距应不小于O．5 m，且后建工程应从先建工程下方穿过。

输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩。里程桩宜设置在管道的整数里程处，每公里一个．且与阴极保护测试桩合用。输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。

根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用；定期对管道水工保护设施进行检查，发现问题应及时采取相应措施。

2. 线路截断阀

输油、气管道应设置线路截断阀，天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。定期对截断阀进行巡检。有条件的管道宜设数据远传、控制及报警功能。天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。

3.管道穿跨越

输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件，及两岸的村镇、交通等现状，并考虑到管道的总体走向、日后管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置。考虑到输油气管道的安全性，管道通过河流、公路、铁路时宜采用穿越方式。

输油气管道跨越河流的防洪安全要求，应根据跨越工程的等级、规模及当地的水文气象资料等，合理选择设计洪水频率。位于水库下游20 km范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20 km范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。输油气管道穿跨越河流、公路、铁路的钢管、结构、材料应符合国家现行的原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的有关规定。管道跨越河流的钢管、塔架、构件、缆索应选择耐大气环境腐蚀、耐紫外线、耐气候老化的材料做好防腐。管道管理单位应根据防腐材料老化情况．制定跨越河流管道的维修计划和措施。管道穿越河流时与桥梁、码头应有足够的间距。穿越河流管段的埋深应在冲刷层以下，并留有充足的安全余量。采用挖沟埋设的管道，应根据工程等级与冲刷情况的要求确定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重块、石笼在施工时．应对防腐层有可拄的保护措施。每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段，对穿跨越河流臂段采用石笼保护时，石笼不应直接压在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。

管道穿公路、铁路的位置，应避开公路或铁路站场、有职守道口、隧道．并应在管道穿公路、铁路的位置设立警示标志。输油气管道穿越公路、铁路应尽量垂直交叉．因条件无法垂直交叉时，最小夹角不小于30°，并避开岩石和低洼地带。

输油气管道穿跨越河流上游如有水库，管道管理企业应与水利、水库单位取得联系，了解洪水情况．采取防洪措施。水利、水库单位应将泄洪计划至少提前两天告知管道管理企业，且应避免大量泄洪冲毁管道。

二、输油气站场

1．一般规定

输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知。对进人输油气站的外来人员应进行安全注意事项及逃生路线等应急知识的教育培训。石油天然气站场总平面布置．应根据其生产工艺特点、火灾危险性等级功能要求，结合地形、风向等条件。经技术经济比较确定。石油天然气站场内的锅炉房、35kv及以上的变(配)电所、加热炉、水套炉等有明火或散发火花的地点，宜布置在站场或油气生产区边缘。石油天然气站场总平面布置应符合下列规定：

(1)可能散发可燃气体的场所和设施，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。

(2)甲、乙类液体储罐，宜布置在站场地势较低处，当受条件或有特殊工艺要求时，可布置在地势较高处，但应采取有效的防止液体流散的措施。

(3)当站场采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄漏可燃液体漫流的措施。

(4)天然气凝液，甲、乙类油品储罐组，不宜紧靠排洪沟布置。

2输油站

(1)输油站的选址。应满足管道工程线路走向的需要，满足工艺设计的要求；应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定；应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。

应贯彻节约用地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率，贯彻保护环境和水士保持等相关法律法规。

站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。

站场选址应避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段；在山区，应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避开窝风地段；在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经的沟谷，防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定；应避开洪水、湖水或浪涌威胁的地带。

(2)输油站场的消防。石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质，存储方式、储存温度及所在区域消防站布局及外部协作条件等综合因索确定。油罐区应有完备的消防系统或消防设备；罐区场地夜间应进行照明，照明应符合安全技术标准和消防标准。应按要求配备可燃气体检测仪和消防器材；站场消防设施应定期进行试运行和维护。

(3)输油站的防雷、防静电。站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应接GB 50057的有关规定执行；装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测；工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。

(4)输油站场工艺设备安全要求。工艺管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验，管线设备、阀件应严密无泄漏；设备运行不应超温、超压、超速、超负荷运行，主要设备应有安全保护装置；输油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数；定期对原油加热炉炉体、炉管进行检测，间接加热炉还应定期检测热媒性能，加热炉应有相应措施，减少对环境造成污染的装置与措施；储油罐的安装、位置和间距应该符合设计标准；对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应按相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验；管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求；应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态，并进行评价；臂网和钢质设备应采取防腐保护措施；根据运行压力对管道和设备配置安全泄放装置，并定期进行校验；定期测试压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄放阀设定参数；定期对自动化仪表进行检测和校验。

3输气站

(1)输气站的选址。输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段；站的区域布置、总平面布置应符合GB 50183和GB 50251的规定，并满足输送工艺的要求。

(2)输气站场设备。进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀；压缩机房的每一操作层及其高出地面3 m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口及通向地面的梯子，操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25 m，安全出口和通往安全地带的通道，应畅通无阻；工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验；输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程；含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水；站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设；清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。

(3)输气站场的消防。天然气压缩机厂房的设置应符合GB 50183和GB 50251的规定；气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150 m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置；站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合GB 50140；站内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。

(4)输气站场的防雷、防静电。输气站场内建(构)筑物的防雷分类及防雷措施符合GB 50057；工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地；可燃气体、天然气凝液的钢罐应设防雷接地；防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10 Ω,仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30Ω；对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电的设备和管道，均应采取防静电措施；每组专设的防静电接地装置的接地电阻不宜大于100Ω。

(5)泄压保护设施。对存在超压可能的承压设备和容器，应设置安全阀；安全阀、调压阀、ESD系统等安全保护设施及报警装置应完好使用，并应定期进行检测和调试；安全阀的定压应小于或等于承压管道、设备、容器的设计压力；压缩机组的安全保护应符合GB 50251的有关规定。

三、防腐绝缘与阴极保护

埋地输油气管道应设计有符合现行国家标准的防腐绝缘与阴极保护措施。

在输油气臂道选择路由时，应避开有地下杂散电流干扰大的区域。电气化铁路与输油气管道平行时，应保持一定距离。管道因地下杂散电流干扰阴级保护时，应采取排流措施。输油气管道全线阴级保护电位应达到或低于-0．85 v(相对Cu／CuS04电极)，但最低电位不超过-1．50v。管道的管理单位应定期检测管道防腐绝缘与阴级保护情况。及时修补损坏的防腐层，调整阴级保护参数在最佳状态。管道阴级保护电位达不到规定要求的，经检测确认防腐层发生老化时，应及时安排防腐层大修。

输油气站的进出站两端管道，应采取防雷击感应电流的措施，保护站内设备和作业人员安全。防雷击接地措施不应影响管道阴级保护效果。埋地输道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外有良好的防水层。裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层。带保温层的，应有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端与埋地管道之间要采取绝缘措施。对输油气站内的油罐、埋地管道，应实施区域性阴级保护，且外表面涂刷颜色和标记应符合相应的标准规定。

四、管道监控与通信

1．管道的监控

输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续检测和记录；复杂的油气管道应设置计算机监控与数据采集（SCADA）系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。SCADA系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。

2．通信

用于中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。输油气站场与中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。

3辅助系统

SCADA系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。在室内重要电子设备总电源的输入侧、室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线和重要或贵重测量仪表信号线的输入侧应加装电源防护器。

五、管道清管

管道清管应制定科学合理的清管周期，对于首次清管或较长时间没有清管的管道，清管前应制定清管方案。对于结蜡严重的原道，应在清管前适当提高管道运行温度和输量，从管道的末站端开始逐段清管。

根据管道输送介质不同，控制清管器在管道中合理的运行速度，并做好相应的清管器跟踪工作。发送清管器前，应检查本站及下站的清管器通过指示器。清管器在管道内运行时，应保持运行参数稳定，及时分析清管器的运行情况，对异常情况应采取相应措施。无特殊情况，不宜在清管器运行中途停输。进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作。从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考虑风向。

六、管道检测

应按照国家有关规定对管道进行检测，根据检测结果和管道运行安全状况以及有关标准规范规定，确定管道检测周期。实施管道内检测的管道，收发球筒的尺寸在满足相应技术规范的基础上．还应满足内检测器安全运行的技术要求。管道及其三通、弯头、阀门、运行参数等应符合有关技术规范并满足内检测器的通过要求。

发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径。检测器应携带定位跟踪装置。检测器发送前应调试运转正常，投运期间应进行跟踪和设标。由于条件，无法实施内检测的管道，应采用其他方法进行管道的检测。应结合管道检测结果，对管道使用年限、压力等级、泄漏历史、阴极保护、涂层状况、输送介质、环境因素的影响等进行综合评价，确定管道修理方法和合理的工艺运行参数。对存在缺陷的部位应采取相应措施。

七、管道维抢修

根据管道分布，合理配备专职维抢修队伍，并定期进行技术培训。对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。

管道维抢修现场应采取保护措施，划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区内。在管道上实施焊接前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。

用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应挺前进行模拟试验。进行管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。

管道维抢修作业坑应保证施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。

管道维抢修结束后，应及时对施工现场进行清理，使之符合环境保护要求。及时整理竣工资料并归档。

八、海底管道

1.海底管道路由选择

管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线；避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲搬区；尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道；避开将来有可能的航道开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。

对于海上油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油(气)管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。

新铺设的管道应尽量避免与原有海底管道或电缆交叉。在不可避免的情况下，新铺设的管道与原有海底管道、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30 cm以上的净距；管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。

登陆点位置要选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段；同时要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。

2．海底管线的铺设

海底管道铺设前应编制海底管道安装程序、编制海底管道计算分析报告、确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制把臂架气密试验方案；张紧器和A，R绞车的系统要经过调试。

管道铺设作业时要按照托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。

3．海底管道的监测、检测和评估

应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。通过检测与监控来保证管道系统运行的安全运行的安全性与可靠性。一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。