原油输油管道安全检查表Word文件下载.docx

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4

输油管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严重侵蚀等地质灾害地段，宜避开矿山采空区、全新世活动断层。

当受到条件限制必须通过上述区域时，应选择其危害程度较小的位置通过，并采取相应的防护措施。

GB50253-2014第4.1.4条

55

埋地输油管道同地面建（构）筑物的最小间距应符合下列规定：

1原油、成品油管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、成品油管道临近飞机场、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输油管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、成品油管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限制不满足本条要求时，应征得铁路管理部门的同意；

4输油管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限制不满足本条要求时，应征得公路管理部门的同意；

5原油、成品油管道与军工厂、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》（GB50028）的有关规定。

6

管道与架空输电线路平行敷设时，其距离应符合现行国家标准《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061及《110kV~750kV架空输电线路设计规范》GB50545的有关规定。

管道与干扰源接地体的距离应符合现行国家标准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB/T50698的有关规定。

埋地输油管道与埋地电力电缆平行敷设的最小距离，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447的有关规定。

GB50253-2014第4.1.7条

7

输油管道与已建管道并行敷设时，土方地区管道间距不宜小于6m，如受制于地形或其他条件限制不能保持6m间距时，应对已建管道采取保护措施。

石方地区与已建管道并行间距小于20m时不宜进行爆破施工。

GB50253-2014第4.1.8条

8

同期建设的输油管道，宜采用同沟方式敷设；

同期建设的油、气管道，受地形限制时局部地段可采用同沟敷设，管道同沟敷设时其最小净间距不应小于。

9

管道与通信光缆同沟敷设时，其最小净距（指两断面垂直投影的净距）不应小于。

三

管道敷设

输油管道应采用地下埋设方式。

当受自然条件限制时，局部地段可采用土堤埋设或地上敷设。

GB50253-2014第4.2.1条

当输油管道需改变平面走向或为适应地形变化改变纵向坡度时，可采用弹性弯曲、冷弯管和热煨弯管，不得采用虾米腰弯头或褶皱弯头，并应符合下列规定：

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。

埋地管道的埋设深度，应根据管道所经地段的农田耕作深度、冻土深度、地形和地质条件、地下水深度、地面车辆所施加的荷载及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。

管顶的覆土层厚度不宜小于0.8m。

GB50253-2014第4.2.3条

管沟回填土作业应符合下列规定：

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。

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，并应满足水土保持的要求。

5输油管道出土端、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，穷实系数不宜小于0.9。

单侧穷实段长度应根据计算确定。

5

管沟回填后，应恢复原地貌，并保护耕植层，防止水土流失和积水。

当输油管道一侧临近冲沟或陡坎时，应对冲沟的边坡、沟底和陡坎采取加固措施。

当输油管道采取土堤埋设时，土堤设计应符合下列规定：

1输油管道在土堤中的径向覆土厚度不应小于；

土堤顶宽应大于管道直径两倍且不得小于。

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，堤高小于时，土堤边坡坡度可采用1：

~1：

1；

堤高为2m～5m时，可采用1：

。

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。

地上敷设的输油管道应采取措施补偿管道轴向变形。

当埋地输油管道同其他埋地管道或金属构筑物交叉时，其垂直净距不应小于0.3m，两条管道的交叉角不宜小于30°

；

管道与电力、通信电缆交叉时，其垂直净距不应小于0.5m。

10

输油管道通过人工或天然障碍物（水域、冲沟、铁路、公路等）时，应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB50459的有关规定。

液化石油气管道穿越铁路、公路管段的设计系数应按本规范附录F的规定选取。

四

管道的外腐蚀控制和保温

输油管道应采取防腐层与阴极保护联合腐蚀控制措施。

输油管道的防腐蚀设计应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的有关规定。

GB50253-2014第4.3.1条

埋地管道外防腐层的性能、等级及外防护层的选用，应根据地质、环境条件需求确定。

GB50253-2014第4.3.2条

地上管道防腐层的技术性能应能满足现场环境要求。

采用强制电流保护方式时，应避免或抑制对邻近金属构筑物的干扰影响。

采用牺牲阳极方式保护时，应考虑地质条件的限定影响。

在交、直流干扰源影响区域内的管道，应按照国家现行标准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB/T50698和《埋地钢质管道直流排流保护技术标准》SY/T0017的相关规定，采取有效的排流保护或防护措施。

相临并行的任一管道受到干扰影响时，不宜采取联合阴极保护措施。

需要进行联合保护的，应在并行段两端受干扰的管道上采取绝缘隔离措施。

埋地输油管道的保温层应符合现行国家标准《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB/T50538的有关规定。

保温层应采用导热系数小的闭孔材料，保温材料应具有一定机械强度，耐热性能好，不易燃烧和具有自熄性，且对管道无腐蚀作用。

保温层外部宜有保护层，保护层材料应具有足够的机械强度和韧性，化学性能稳定，且具有耐老化、防水和电绝缘的性能。

五

线路截断阀

输油管道沿线应设置线路截断阀。

GB50253-2014第4.4.1条

原油、成品油管道线路截断阀的间距不宜超过32km，人烟稀少地区可适当加大间距。

埋地输油管道沿线在河流的大型穿跨越及饮用水水源保护区两端应设置线路截断阀。

在人口密集区管段或根据地形条件认为需要截断的，宜设置线路截断阀。

需防止油品倒流的部位应安装能通过清管器的止回阀。

截断阀应设置在交通便利、地形开阔、地势较高、检修方便，且不易受地质灾害及洪水影响的地方。

GB50253-2014第4.4.5条

线路截断阀应能通过清管器和管道内检测仪。

六

管道的锚固

当管道的设计温度同安装温度存在温差时，在管道出入土端、热煨弯管、管径改变处以及管道同清管器收发设施连接处，宜根据计算设置锚固设施或采取其它能够保证管道稳定的措施。

GB50253-2014第4.5.1条

当管道翻越高差较大的长陡坡时，应校核管道的稳定性。

当管道采取锚固墩（件）锚固时，管道同锚固墩（件）之间应有良好的电绝缘。

七

管道标志

管道沿线应设置里程桩、标志桩、转角桩、阴极保护测试桩和警示牌等永久性标志，管道标志的标识、制作和安装应符合现行行业标准《管道干线标记设置技术规范》SY/T6064的有关规定。

GB50253-2014第4.6.1条

里程桩应沿管道从起点至终点，每隔1km至少设置1个。

阴极保护测试桩可同里程桩合并设置。

GB50253-2014第4.6.2条

在管道平面改变方向时应设置水平转角桩。

转角桩宜设置在折转管道中心线上方。

GB50253-2014第4.6.3条

管道穿跨越人工或天然障碍物时，应在穿跨越处两侧及地下建（构）筑物附近设置标志桩。

通航河流上的穿跨越工程，应在最高通航水位和常水位两岸岸边明显位置设置警示牌。

GB50253-2014第4.6.4条

当管道采用地上敷设时，应在行人较多和易遭车辆碰撞的地方，设置标志并采取保护措施。

标志应采用具有反光功能的涂料涂刷。

埋地管道通过人口密集区、有工程建设活动可能和易遭受挖掘等第三方破坏的地段应设置警示牌，并宜在埋地管道上方埋设管道警示带。

八

管道水工保护

管道通过以下地段时应设置水工保护设施：

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。

管道的水工保护设计应依据当地气候、水文、地形、地质条件及施工材料分布情况，采取工程措施和植物措施相结合的综合防治措施。

河流、沟渠穿越地段的水工保护设计应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423的有关规定。

顺坡敷设地段水工保护设计应符合下列规定：

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。

横坡敷设地段管沟和作业带切坡面应保持稳定，水工保护设计应根据地形、地质条件，综合布置坡面截、排水系统和支挡防护措施。

管道通过田坎、地坎段时，可采取浆砌石堡坎、干砌石堡坎、加筋土堡坎或袋装土堡坎结构形式进行防护，堡坎宽度不应小于施工作业带宽度。

管道通过不稳定边坡或危岩地段时，应根据不稳定边坡的下滑力和危岩坠落的冲击力，采取边坡支挡、加大管道埋深或采取覆盖物等措施对管道进行防护。

九

管道材料

输油管道所采用的钢管、管道附件的材质选择应根据设计压力、温度和所输液体的物理性质，经技术经济比较后确定。

采用的钢管和钢材应具有良好的韧性和可焊性。

GB50253-2014

第5.3.1条

输油管道线路用钢管应采用管线钢，钢管应符合现行国家标准《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711的有关规定；

输油站内的工艺管道应优先采用管线钢，也可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T8163规定的钢管。

GB50253-2014第5.3.2条

管道附件和其他钢管材料应采用镇静钢。

当钢管储存、运输、施工的环境温度或运行温度低于0℃时，应对钢管和管道附件材料提出韧性要求。

钢制锻造法兰及其他锻件，应符合国家现行标准《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB/T47008、《低温承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB/T47009和《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件》NB/T47010的有关规定。

十

管道和管道附件的结构

钢制管件应符合下列规定：

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》GB12459、《优质钢制对焊管件规范》SY/T0609、《钢制对焊管件》SY/T0510和《油气输送用钢制弯管》SY/T5257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。

GB50253-2014第5.4.5条

管道附件设计应符合下列规定：

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。

钢制异径接头的设计应符合现行国家标准《压力容器》

GB150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。

钢制平封头或凸封头的设计应符合现行国家标准《压力容器》GB150的有关规定。

绝缘接头、绝缘法兰的设计应符合现行行业标准《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY/T0516的有关规定。

公称压力大于5MPa，直径大于300mm的输油管道宜采用绝缘接头。

管道和管道附件的开孔补强应符合下列规定：

1在主管上直接开孔焊接支管，当支管外径小于倍主管外径时，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。

当输油管道采用弯头或弯管时，其所能承受的温度和内压力，应不低于相邻直管段所承受的温度和内压力。

冷弯管的任何部位不得出现明显褶皱、裂纹及其它机械损伤，弯管两端的圆度不得大于2%，其它部位不得大于%。

地面管道的管架、支承件和锚固件的设计应符合下列规

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。

表2输油站场安全检查表（GB50253-2014）

区域布置及总平面布置

站场选址应符合下列规定：

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/T0048中的相关规定。

独立建设或与炼厂、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》GB50183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》GB50183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。

各类站场的总平面布置应符合下列规定：

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》GB50183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/T6671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/T0048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。

站场工艺流程

输油首站工艺流程宜具有收油、储存、增压正输（加热）、发送清管器、站内循环、计量的功能。

GB50253-2014第6.2.1条

中间（热）泵站工艺流程应符合下列规定：

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。

GB50253-2014第6.2.2条

清管站工艺流程应具有接收和发送清管器的功能。

减压站工艺流程应具有减压、接收和发送清管器的功能。

设有分输或加热功能的减压站尚应分别具有分输站、热站的功能。

分输站工艺流程宜具有油品分输、调节及计量功能。

与清管站合建的分输站尚应具有接收和发送清管器的功能。