7.1.1.1 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，确定线路走向。

7.1.1.2 输油气管道不应通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时，应采取保护措施并经国家有关部门批准。

7.1.1.3 输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和测试桩。

7.1.1.4 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。

7.1.1.5 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，并依据石油天然气管道保护有关法律法规保护管道。 7.1.1.6 管道水工保护：

——应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； ——应定期对管道水工保护设施进行检查，并及时治理发现的问题。 7.1.2 线路截断阀

7.1.2.1 输油气管道应根据管道所经过地区的地形、人口稠密度及重要建构筑物等情况设置线路截断阀。必要时应设数据远传、控制及报警功能。 7.1.2.2 天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。

7.1.2.3 应定期对截断阀进行巡检。天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。 7.1.3 管道穿跨越

7.1.3.1 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，并要考虑管道的总体走向、管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置及方式。

7.1.3.2 穿跨越设计应符合国家现行标准关于原油和天然气管道工程穿跨越设计的有关规定。

7.1.3.3 穿越河流管段在采用加配重块、石笼等方案施工时，应对防腐层有可靠的保护措施。

7.1.3.4 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。

7.1.3.5 汛期管道管理单位应及时了解输油气管道穿跨越河流上游洪水情况，采取防洪措施。上游水利、水库单位如有泄洪，应及时告知管道管理单位。

7.1.3.6 位于水库下游冲刷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20km冲刷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。 7.2 输油气站场 7.2.1 选址和总平面布置

7.2.1.1 站场选址应考虑地形、地貌、工程和水文地质条件。

7.2.1.2 站场与相邻居民点、工矿企业和其他公用设施安全距离及站场内的平面布置，应符合国家现行标准关于输油、输气、管道工程设计的要求。 7.2.2 消防

7.2.2.1 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、火灾危险性及所在区域外部协作条件等综合因素确定。

7.2.2.2 消防系统投运前应经当地消防主管部门验收合格。

7.2.2.3 站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量应符合建筑灭火器配置的相关规定。

7.2.2.4 易燃、易爆场所应按规定设置可燃气体检测报警装置，并定期检定。 7.2.3 防雷、防静电

7.2.3.1 站场内建构筑物的防雷，应在调查地理、地质、土壤、气象、环境等条件和雷电活动规律及被保护物特点的基础上，制定防雷措施。

7.2.3.2 装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。

7.2.3.3 设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测。

7.2.3.4 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。防雷接地装置接地电阻不应大于10Ω，仅做防感应雷接地时，接地电阻不应大于30Ω。每组专设的防静电接地装置的接地电阻不应大于100Ω。 7.2.4 安全保护设施

7.2.4.1 对存在超压可能的承压设备，应设置安全阀。

7.2.4.2 安全阀、调压阀、ESD系统等安全保护设施及报警装置应完好，并应定期进行检测和调试。

7.2.4.3 安全阀的定压应小于或等于承压设备、容器的设计压力。

7.2.4.4 进出天然气站场的天然气管道应设置截断阀，进站截断阀的上游和出站截断阀

的下游应设置泄压放空设施。 7.2.5 站场设备

7.2.5.1 设备不应超温、超压、超速、超负荷运行。

7.2.5.2 辅油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数。

7.2.5.3 应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。 7.2.5.4 对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应接相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验。

7.2.5.5 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，并应定期检定和校验。

7.2.5.6 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。

7.2.5.7 应对压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄压阀设定参数进行测试。

7.2.5.8 每台压缩机组至少应设置下列安全保护： ——进出口压力超限保护； ——原动机转速超限保护； ——启动气和燃料气限流超压保护； ——振动及喘振超限保护； ——润滑保护系统； ——轴承位移超限保护； ——干气密封系统超限保护； ——机组温度保护。

7.2.5.9 输气站压缩机房的每一操作层及其高出地面3m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通向地面。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25m。安全出口和通往安全地带的通道，应保持畅通。 7 2 6输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知，并应对进入输油气站的外来人员告知安全注意事项及逃生路线等。 7.3 防腐绝缘与阴极保护

7.3.1 埋地输油气管道应采取防腐绝缘与阴极保护措施。

7.3.2 应定期检测管道防腐绝缘与阴极保护情况，及时修补损坏的防腐层，调整阴极保

护参数。

7.3.3 埋地输油管道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外应有良好的防水层。

7.3.4 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。 7.3.5 对输油气站内 的油罐、埋地管道，应实施区域性阴极保护。

7.3.6 输油气管道全线阴极保护电位应达到或低于-0.85V(相对Cu/CuSO4电极)，但最低电位不应过负。

7.3.7 输油气管道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极保护时，应采取排流措施。

7.3.8 管道阴极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。

7.3.9 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。防雷击接地措施不应影响管道阴极保护效果。

7.3.10 大型跨越管段有接地时穿跨越两端应采取绝缘措施。 7.4 管道监控与通信 7.4.1 管道监控

7.4.1.1 输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续监测和记录；大型油气管道宜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。 7.4.1.2 安全检测仪表和调节回路仪表信号应单独设置。

7.4.1.3 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。

7.4.1.4重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。 7.4.2 通信

7.4.2.1 用于调控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。

7.4.2.2 输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。 7.4.2.3 调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。 7.4.3 辅助系统

7.4.3.1 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。