标准规范下载简介
GB 50253-2014 输油管道工程设计规范(完整正版、清晰无水印).pdf6.3.1根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183 的规定，原油属甲B可燃液体，原油中含有易挥发的轻馏分，为减 少油罐的呼吸损耗，油罐形式宜采用金属浮顶油罐。 6.3.2本条规定了原油管道站场储罐罐容的计算方法及设置原 刚原油储罐设罩要结
6.3.2本条规定了原油管道站场储罐罐容的计算方法及设置原 则，原油储罐设置要结合上下游相关企业的具体情况综合考虑确
则，原油储罐设置要结合上下游相关企业的具体情况综合考虑确
定设置储罐的容量，可利用上下游相关企业的储罐，但应该和相关 企业签署利用或租用协议。 1原油储罐的数量应满足下列要求：①收油；②发油；③储罐 清洗时不影响正常操作。根据上述条件，本条规定储罐的数量每 站不宜少于3座。 2原油管道的分输站一般都是直接分输到炼厂，炼厂设有较 大容量的储罐，可完全满足原油分输的需要，因此分输站可不设储 油罐；具有储存、转运功能的分输站，需要设置一定数量的储罐。 6.3.3输油管道采用密闭输送时，一旦出现阀门的突然关闭，或 某中间站突然停泵引起水击超压需要泄压人罐，泄入油罐量的多 少由瞬态水力分析计算确定。根据目前国内原油管道的设计经 验，泄压罐的容积都不大，且有回注到干线的措施，但泄放时的瞬 时流量较大，因此通常采用固定顶储罐，而不采用浮项储罐或内浮 顶储罐，以防由于浮船上升速度较快或不均衡造成翻船或卡船事 故。当站场设置较大容量的浮顶罐或内浮顶罐时，也可兼作泄压 罐使用。
定设置储罐的容量，可利用上下游相关企业的储罐，但应该和相关 企业签署利用或租用协议。 1原油储罐的数量应满足下列要求：①收油；②发油；③储罐 清洗时不影响正常操作。根据上述条件，本条规定储罐的数量每 站不宜少于3座。 2原油管道的分输站一般都是直接分输到炼厂，炼厂设有较 大容量的储罐，可完全满足原油分输的需要，因此分输站可不设储 油罐：县有储存、转运功能的分输站DB21／T 1582-2019标准下载，需要设置一一定数量的储罐。
某中间站突然停泵引起水击超压需要泄压人罐，泄人油罐量的多 少由瞬态水力分析计算确定。根据目前国内原油管道的设计经 验，泄压罐的容积都不大，且有回注到干线的措施，但泄放时的瞬 时流量较大，因此通常采用固定顶储罐，而不采用浮顶储罐或内浮 顶储罐，以防由于浮船上升速度较快或不均衡造成翻船或卡船事 故。当站场设置较大容量的浮顶罐或内浮顶罐时，也可兼作泄压 罐使用，
6.3.4为保证原油管道输送安全，本条对输送原油的管道各类输
1首站、注人站： 1)油源来自油田管道时，根据油田的具体情况，在一般情况 下，一年中油田产量年初低，年末高，由于产量的不均衡性，影响到 进入输油站油量的不均衡性。结合已有管道的运行经验将储备天 数确定为3d～5d。 2）油源来自铁路卸油站场时，对于加热输送的油品，管道不能 长期停输，考虑到铁路运输的不均衡性以及铁路沿线可能产生的 自然灾害，由铁路卸油的站场油罐储备天数一般宜为4d～5d； 3）、4)油源来自内河及近海油轮时，考虑到受气候等自然环境 的影响及热油管道不能长期停输等因素，原油储备天数内河为 3d~4d.近海宜为5d~7d
5）油源来自远洋运输时，油轮受风浪影响大，当远洋油轮运送 的油到达不了首站时，输送热油管道仍需不间断的输送油品，为确 保安全输油，其储备天数按委托设计合同确定，且油罐总容量应满 足油轮一次能卸完的油量。 2具有储存、转运功能的分输站、末站的储备天数同输油首站。 3当采用旁接油罐工艺时，由于某输油站机泵的切换、因油 黏度变化引起各站间输量的波动影响到各中间站油罐液位的变 化。在实际运行中，为确保输油安全，各中间站的油罐均维持在中 间的液面。根据东北输油管道的运行经验，认为中间站旁接油罐 的容量一般宜为2h的最大管输量。 6.3.5一般情况下，油罐所储油品的凝固点低于环境温度时，应 采取保温措施，但应进行技术经济比较后确定。罐内部加热器的 热负荷一般只考虑维持温度，不考虑升温。·油品储存温度与管道 的输送温度原则保持致。 6.3.6随着输油管道建设的发展，目前基本上实现了管道输送直 接到达用户，利用铁路装车外运或接收铁路来油后管输的情况越 来越少。原规范中6.3.4条部分弓用了现行行业标准《石油化工 液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH/T3107的部分条文，本 次修订删除了原规范中的具体条文规定，改为直接引用标准。 6.3.8离心泵的效率受所输油品的黏度影响较大。当油品黏度 超过100mPa·s以上时，机泵效率将下降30%左右。油品的黏度 继续加大，机泵消耗功率将大大增加，就不宜选择离心泵。 公式（6.3.8）中102为功率单位换算系数。即：
6.3.9驱动输油主泵用的动力，在有工业用电地区优先采用电动 机，因电动机操作管理方便，占地面积小，无污染
在管道输量变化范围较大时，通过技术经济比较后，为了节 能，可选用调速装置。只有在无电或缺动力用电地区选用燃气轮 机或柴油机作为输油泵的动力，柴油机或燃气轮机所用的燃料需 经技术经济比较后确定。 6.3.10加热油品用的加热炉，每座输油站一般设置2台以上。2 台的总热负荷等于或稍大于最冷月的总热负荷，可不设备用炉。一 般情况下，在夏季只开1台加热炉，2台加热炉可在夏季轮流检修。 6.3.11管道停输后，翻越点后的管段或线路中途高峰后的峡谷 地带，静水压力有可能大于管道允许的工作压力，超压管段是采取 增加管壁厚度，还是设减压站自动截断超压管段，应进行技术经济 比较后确定。减压站上游最高点处压力计算值至少比设定值高 O.2MPa。 6.3.12为了确保输油管道安全，满负荷运行，应在管道上设置清 管设施，清除在管壁上的沉积物。特别是含蜡原油管道在运行 段时间后，在管道低温段原油中的蜡析出沉积在管壁上缩小管径， 增加摩阻，使输量减少。为了维持管道的设计输量，应对管道定期 进行清管。
在管道输量变化范围较大时，通过技术经济比较后，为了节 能，可选用调速装置。只有在无电或缺动力用电地区选用燃气轮 机或柴油机作为输油泵的动力，柴油机或燃气轮机所用的燃料需 经技术经济比较后确定
台的总热负荷等于或稍大于最冷月的总热负荷，可不设备用炉。 般情况下，在夏季只开1台加热炉，2台加热炉可在夏季轮流检修。 6.3.11管道停输后，翻越点后的管段或线路中途高峰后的峡谷 地带，静水压力有可能大于管道允许的工作压力，超压管段是采取 增加管壁厚度，还是设减压站自动截断超压管段，应进行技术经济 比较后确定。减压站上游最高点处压力计算值至少比设定值高 0. 2MPa。
地带，静水压力有可能大于管道允许的工作压力，超压管段是采取 增加管壁厚度，还是设减压站自动截断超压管段，应进行技术经济 比较后确定。减压站上游最高点处压力计算值至少比设定值高 0. 2MPa
管设施，清除在管壁上的沉积物。特别是含蜡原油管道在运行二 段时间后，在管道低温段原油中的蜡析出沉积在管壁上缩小管径， 增加摩阻，使输量减少。为了维持管道的设计输量，应对管道定期 进行清管。
6.3.14本条说明如下
1根据现行国家标准《原油动态计量一般原则》GB/T9109.1 的规定，由供方设置计量站。 原油交接计量系统应按照现行国家标准《原油动态计量 般原则》GB9109.1的规定，进行原油贸易交接动态计量的系统设 计。成品油贸易交接，参照《原油动态计量一般原则》GB9109.1 的规定，进行成品油动态计量的系统设计。 管道首站接受油品的计量系统，由供方承建并管理，可与管道 首站工艺站场合建，也可独立建站。 跨国管道涉及国际贸易计量，宜在接收端设置计量核查系统 供方的计量系统，其计量方式应（经双方协商）由供方根据需要选 择确定，应配备满足要求的设备和仪器，计量器具操作和质量检验
由供方负责，需方监护，计量数据共享；计量核查系统的计量器具、 计量方式应与供方计量系统设置保持一致，确保核查系统的有效 性。同时应考虑海关监管设施的设置。 管道的支、干线末站应设置交接计量系统。 2根据不同油品（原油、成品油）和原油不同物性选择相应的 流量计型式。根据现行国家标准《原油动态计量一般原则》 GB9109.1的规定要求，流量计的准确度不应低于0.2级； 根据《中华人民共和国计量法》的规定，国产流量计应提供制 造许可证；进口流量计应提供型式批准证书。 3为了保证1台流量计出现故障时，不影响长输管道的连 续运行和油品的正常计量，用于交接计量的流量计应设置备用 流量计，不允许设置旁通。 原规范第3、4款规定的内容，在《原油动态计量一般原 则》GB9109.1中有明确规定，本次修编删除。 原规范仅规定“消气器、过滤器”的选择，现行国家标准《原油 动态计量一般原则》GB/T9109.1、《液态烃体积测量容积式 流量计计量系统》GB/T17288均对计量系统范围给予明确界定： 并对计量系统中各种辅助设备是否设置、如何设置均有明确规定。 5流量计出口保持足够的背压，是为了减少或消除蒸气的释 放。对低饱和蒸气压的液体，背压值P应按下式计算：
P=2△P+1.25P
式中：Pb最小背压（kPa）； AP流量计最大工作流量下的压降（kPa）； P。一一液体在工作温度下的饱和蒸汽压（kPa）。 7为适应环保和安全运行的要求，排污管线在条件允许时宜 采用密闭流程；考虑流量计前后属于不同用户的产品，为减少纠纷 排污管线应分别设置。 9贸易交接动态计量系统，原规定仅有油量计量的规定，本 次增加输送介质品质的质量检验系统的设置规定。油品物性化验
设施的设置，应根据项目的要求确定。 10计量系统辅助设备的设置，应根据具体选用的流量计不 同类型，满足相关类型流量计的检定规范的要求，
4成品油管道站场工艺及设备
6.4.1汽油、溶剂油为易蒸发油品，采用浮顶罐可减少轻质油的 蒸发损耗，保证油品的质量；航空汽油及喷气燃料不能有机械杂 质，而采用内浮顶油罐既可以减少油品的蒸发损耗又可以防止机 械杂质进人油罐；不易蒸发的油品可用固定顶油罐。
6.4.2顺序输送油品的管道首站、注入站、分输站、末站的储罐总
6.4.14成品油管道阀门的选择除应符合本规范中第6.3.13条
6.5液化石油气管道站场工艺及设备
5为了确保液化石油气储罐的安全运行，应在储罐上设置安 全阀，爆破片装置、紧急切断阀，压力表、液位计、测温仪表等。除 此而外，为了防止由于抽出液化石油气或气温急剧下降时，储罐内 形成真空，罐内产生真空时打开活门。高于大气压的液化石油气 由其他容器送到储罐内，保证储罐在正压下工作。 当管道破损、阀门破裂，发生火灾或操作失误时，为防止LPG 从储罐内流出，储罐的气相、液相出口处应设置紧急切断阀。 6：排污管设在储罐的最低点，用以排除储罐内的水分和污 物，以防排污阀泄漏，应设置排污双阀，在寒冷地区还应设置防冻 设施。 7液化石油气储罐上应设置安全阀。安全阀是为了防止由 于储罐附近发生火灾或其他操作错误而使储罐内压力突然升高而 设置的。当储罐内压力超过设计压力并达到安全阀开启压力时， 安全阀便自动开启，将罐内液化石油气放散，使储罐内压力降低。 当罐内压力降到安全阀的关闭压力时，安全阀自动关闭。 储罐一般采用弹簧式安全阀，储罐容量较大时，应选用全启式 弹簧安全阀。大型储罐应设置2个安全阀或1个双座安全阀。罐 上的安全阀应选用封闭式的。安全阀出口应接放散管，安全阀排 出口的液化石油气由此引出，放散管排出口高度应高于储罐顶面 不小于2m，距地面应不小于5m。 放散管出口处应设防雨罩，防止雨水或污物进入放散管中，否 则将影响气体放散。 为防止铸铁阀体破裂引起液化石油气泄漏而造成火灾和爆炸 事故，在液化石油气储罐和管道上不得安装铸铁阀。 8充分考虑储罐的安全，容积为100m和100m以上的储 罐属于大型储罐，故规定设置2个或2个以上安全阀。 5.5.3液化石油气储罐中是否需要冷却，需根据所储液化石油气 的组分和储罐周围环境条件，确定其最佳冷却温度和经济合理的 绝热方式。
6.6.1、6.6.2站内埋地管道，一般距离短、阀门弯头等管件多，多 采用光管现场焊接后再进行防腐层的手工施工。由于受各种条件 限制，质量一般不易保证，故本条规定采用特加强级防腐，尽量减 少漏点，使腐蚀的危害降至最小。站内地面管道和金属设施应采 取外防腐措施。在腐蚀较为严重的地区，例如靠近海边的站场、湿 度较大的站场等，可以采取外防腐层十区域阴极保护的措施。
6.7.1本条是在原规范的基础上，结合近年来管道工程实际
设和运行情况修订的。同时特别强调要求与工艺系统的实际运行 要求相匹配。 加热输送原油管道的首站、设有反输功能的末站和压力或热 力不可逾越的中间站若停电将严重影响输油生产（轻者停输、重者 灌香肠）或（装船），因此确定为一级负荷。常温输送的原油管道 成品油管道停电只会影响输油生产，不会造成管道凝管，因此输油 首站、压力不可逾越中间泵站确定负荷等级宜为一级。 减压站设置在高差起伏较大的管道上，用来降低地势低凹处 管道运行动压和截断管道停输时的静压力，一般来说减压站上下 游管道设计压力不同，一旦减压站停电，减压系统失效，下游管道 将超压，严重时会发生管道破裂事故，因此确定等级宜为一级。 6.7.2本条是一级负荷输油站场的供电要求。一级负荷输油站 应有双重电源供电。两个电源最好来自电气联系相对较弱的不同 发电厂或区域变电站，若上述条件不具备、条件受限制，只能降低 名件司一恋中站中联系相对核距的不同母段分别动全
应有双重电源供电。两个电源最好来自电气联系相对较弱的不同 发电厂或区域变电站，若上述条件不具备、条件受限制，只能降低 条件从同一变电站电气联系相对较弱的不同母线段分别引出两个 回路供电，经多年输油实践证明是能满足要求的
6.7.3本条是二级负荷输油站的供电要求。对二级负荷输油站
停电不会造成管道停输，但仍将影响正常的输油生产，应尽量避
免，故宜采用双回路、双主变供电；只有当输油站负荷较小或当地 供电条件困难时才降低条件，允许由一回线路供电，并另设自动 柴油发电机组作应急电源。这种供电模式经多年输油生产实践证 明是合适的。
6.7.4多年来管道系统实践证明，从电网引接两路电源进线力
备用自投（BZT）的供电方式不能满足输油生产中通信调度、自动 化控制等特别重要负荷对供电可靠性和连续性的要求，因此除由 双回路供电外，还应采用静止型不间断供电装置（UPS）。关于蓄 电池的后备时间不小于2h是参考《35kV～220kV无人值班变电 所设计规程》DL/T5103相关内容制定的，
输油泵，而用柴油发电机组发电供全站低压负荷的方案。这里的 发电机组属长期连续运行，其输出功率除能满足全站最大计算负 荷外，还应满足大容量低压电动机启动条件的要求。当按直接启 动电动机条件选择发电机组容量偏大时，往往采用降压启动方式 再选择发电机组容量更经济些，
偏远地区。其主要负荷包括：传输数据、命令的通信装置、自动化 RTU和电磁阀门（操作气动阀用）等用电负荷，负荷容量几百瓦 但要求连续性供电。因此，般宜选择太阳能发电、风能发电、小 型燃油发电装置作为自备电源装置。
6.7.7输油站变（配）电所供配电电压的选择原则
择有密切关系，因输油主泵电动机一般采取直接启动，在切换操作 时先启后停，启动容量很天。输油主泵电动机采用直接启动方式 是最合理的，因设备简单，操作平稳、启动转矩大、启动时间短。经 计算电动机启动时的6kV母线电压降虽然大于15%，而泵的启动 转矩满足要求，并采取了防止低压电气设备在启动过程中掉闸的 措施后（如低压负荷由35kV/0.4kV配电变压器供电等），仍应采
0从用东文 谢迪水化 动机同步投切。 同时确定了电机台数在5台及以上时宜采用集中补偿，主要 是这种类型的变电站变压器容量一般比较大，采用单机补偿设备 较多，占地面积较大，同时在低负荷时变压器不满足补偿要求，采 用集中补偿更利于运行。
6.7.10条文中“并应同时备有手动操作功能”是作为变电站综合
自动化装置远方遥控的备用控制手段，尤其对于输油泵等关键工
范》GB50059关于电网公司的统一要求和输油生产电力调度要求 制定的。
地设计规范》GB/T50065的要求制定。站场采用总的接地有禾 于防雷设计。
6.8站场供、排水及消防
6.8.1输油管道工程站场的生产、生活用水量一般较少，设有储 罐的首、末站和分输站，虽然一次消防用水量较多，但补充水量并 不大。所以，如能利用就近城镇给水管网或工业企业给水管网供 水，较为经济合理；或者就地采用地下水作为水源也是可行的；当 采用江、河、湖、海等地表水作水源时，要根据用水要求、水质条件 水量的可靠性、投资和管理等方面进行综合分析比较后确定。 建在偏远、缺水地区的中间站（一般无人或少人职守，也无储 油设施），水源工程可以简化，确有困难时，可不设水源。 在选站阶段，不论采用地表水、地下水、城镇自来水还是工业
6.8.2本条文对不同性质的污水排放,分别作了较为具体的规定
输油站场，每班在岗人员很少（一般3人～8人），生活污水量 很有限，应尽可能就近排入城镇现有污水系统，一般经化粪池消化 处理后即可排放；在边远、偏僻或在建站初期，城镇污水系统不完 善的地区，经当地主管部门同意，也可就近排至适当地点；单独直 接排放的生活污水，可视具体情况，进行综合分析比较后，合理确 定排放方案，必要时可选用埋地式一体化处理装置进行处理，达到 国家排放标准或当地环保部门的特殊规定后排放。 含油污水系指含油量超过10mg/L的污水，应进行处理，达到 国家排放标准或当地环保部门的特殊规定后方可排放。一般输油 站场的含油污水量较少，且不连续，故采用小型成套处理设备即可 满足要求。油码头的油轮压舱水，一次排放量较大，但排放周期较 长，可适当设置调节装置。为节省占地，经济实用，具体处理方案 应经过技术经济比较后确定。当输油站场靠近油田、炼厂时，含油 污水应尽可能排入油田或炼厂的污水处理厂集中处理。 油罐区内的雨水，一般不做集中处理。为防止油品污染，根本 措施是加强管理，防止油品跑、冒、滴、漏。在特殊情况下，可根据 具体要求，综合分析比较后，确定其是否需要处理
6.8.3本条文对输油管道工程站场、油码头及液化石油气站场的
原国家标准《低倍数泡沫灭火系统设计规范》GB50151和《高 倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》GB50196已经合并为《泡沫 灭火系统设计规范》GB50151，本次对该部分内容进行了更新。 原国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183已经更 名为《石油天然气工程设计防火规范》GB50183,本次已予以更新。 原码头部分的消防设计要求遵循《石油化工企业设计防火规 范》GB50160，但2009年7月1日开始执行的新版《石油化工企业 设计防火规范》GB50160已经不再包含码头部分的消防设计内
容，故此次修订时将该规范取消。 在设计过程中应认真贯彻执行国家现行设计规范的有关规 定。根据站场规模、库容及单罐容量大小、地理位置、协作条件等 因素，合理确定消防工艺流程、自动化水平及设备选型。做到技术 先进、经济合理、安全可靠、方便适用。
6.9供热、通风及空气调节
6.9.2原油长输管道大多数需要跨越数省、市或地区，气象参数 有时变化幅度很大。对于处在不同气候区域的站场地面建（构)筑 物，其采暖、通风及空气调节设置条件以及室外气象参数的确定 应按照现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019 执行。
物，其采暖、通风及空气调节设置条件以及室外气象参数的确定 应按照现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019 执行。 6.9.3输油站站内各类房间的采暖室内计算温度，应按照实际情 况确定。无人值班的低压配电间中一些设备不允许其环境温度过 低，因此，本规范中确定其室内采暖计算温度不低于5℃；如果有 人值班，则应为16℃～18℃。 对于高压配电间，一般情况下不设采暖。不过也有特殊的时 候，如有时某些设备不能适应高寒地区的低温环境，也必须设计采 暖。但这毕竞是特殊情况，应当特殊处理，本规范中仍列为不采暖 范围。 6.9.4对产生有害物质或气体的生产、工艺过程应尽量密闭，是 工业生产和环境保护设计的基本原则。当不可能完全做到密闭 时，应采取局部通风或全面通风措施，以确保建筑物内的空气质量 达到国家规定的卫生和安全的要求。输油站场的化验室有甲、乙 米物质产生排风设各选用防爆型
6.9.3输油站站内各类房间的采暖室内计算温度，应按照实际情
低，因此，本规范中确定其室内采暖计算温度不低于5℃；如果有 人值班,则应为16℃～18℃。 对于高压配电间，一般情况下不设采暖。不过也有特殊的时 候，如有时某些设备不能适应高寒地区的低温环境，也必须设计采 暖。但这毕竞是特殊情况，应当特殊处理，本规范中仍列为不采暖 范围。
工业生产和环境保护设计的基本原则。当不可能完全做到密闭 时，应采取局部通风或全面通风措施，以确保建筑物内的空气质量 达到国家规定的卫生和安全的要求。输油站场的化验室有甲、乙 类物质产生，排风设备选用防爆型
要的冷却空气量大，通风方式及进气要求有所不同，主要由所用电 动机的结构形式、通风要求以及电动机间的室内空气环境和通风 状况确定。
当电动机周围空气温度超过40℃，空气中含尘浓度较大或含 有爆炸性气体时，宜采用管道式通风。采用管道式通风时，应利用 电动机本身所产生的风压进行通风。当电动机本身所产生的风压 不能克服风道的阻力时，应采用机械通风。风管内爆炸危险气体 的浓度不应大于爆炸下限的50%。 冷却电动机的通风量，应根据进风温度不超过40℃，排风温 度不超过55℃计算，冬季进风温度不宜低于5℃
当电动机周围空气温度超过40℃，空气中含尘浓度较天或含 有爆炸性气体时，宜采用管道式通风。采用管道式通风时，应利用 电动机本身所产生的风压进行通风。当电动机本身所产生的风压 不能克服风道的阻力时，应采用机械通风。风管内爆炸危险气体 的浓度不应大于爆炸下限的50%。 冷却电动机的通风量，应根据进风温度不超过40℃，排风温 度不超过55℃计算，冬季进风温度不宜低于5℃。 6.9.6根据现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》G 50019及《工业企业设计卫生标准》GBZ1的规定，将通风换气次 数定为不宜小于12次/h。 6.9.7本条主要指液化石油气可能积聚的低洼空间和地下式 泵房（油泵房或污水泵房等）可能积聚燃气的低洼空间。吸风 口的位置参考现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》 GB50019一2003的第5.3.14条。 6.9.8本条规定的目的是为了保证室内空气质量并消除明火弓 起燃烧或爆炸危险的可能性。 6.9.9本条规定的目的：一是避免使含有大量余热、余湿或有害 物质的空气流人没有或仅有少量余热、余湿或有害物质的区域；二 是为了提高全面排风系统的效果，创造较好的劳动条件。 6.9.11本条主要从简化空调系统和节约用水两方面考虑。直接 风冷式空调是最简单、最可靠，也是最高效、最经济的空调系统，设 计中应优先采用。
6.9.6根据现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规
6.10仪表及控制系统
6.10.2根据输油管道多年运行管理的经验，输油过程的进、出站 压力、温度，进泵压力，首站进管道油品流量以及油罐液位，直接式 加热炉进炉油品流量（最小流量）等重要变量应进行连续监视或记 录，以供操作人员随时了解输油生产情况，积累数据资料。一旦发 生事故时，用以进行原因分析等。目的是达到安全、平稳、经济地
5.10.3本条按照输油站的能源特点，从满足输油过程的检测、控 制（调节）要求及安装、调试、维护和安全可靠的角度，提出了仪表 选型的五款规定。 仪表的选型应选用安全、可靠、技术先进的标准系列产品，并 应考虑性能价格比，节省投资。对于一条管道而言，从技术培训、 操作使用、备品备件等考虑，仪表品种规格尽量少，力求统一。 输油站一般都有电源。电动仪表安装简单，信号传输速度快 适于远距离的信号传输，同时便于与站控制系统配合使用。因此， 般应采用电动仪表。 检测仪表需要输出统一信号（一般为4mA～20mADC信 号），应采用输出信号为标准信号的电动变送器。需要输出接点开 关信号，用于信号报警和联锁保护的检测仪表宜采用开关量仪表。 开关量仪表结构简单、动作可靠。 根据运行的经验，在投产、设备检修或现场巡回检查时，现场 安装就地显示仪表，有利于操作和巡回检查。 6.10.4本条依据现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规 范》GB50058的相关规定制订。 6.10.5国内、外输油站内均设有站控制室，安装必要的控制仪表 设备和通信设备，为操作运行人员、设备提供合适的工作环境。站 控制室包含机柜间，控制室与机柜间宜分开设置。其设计应符 合现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》 GB/T50823的规定。 6.10.6本条针对工艺站场压力控制回路。 1站压力调节方式宜采用节流调节和泵转速调节。前者指 在出站管道上安装压力调节阀；后者指改变泵的转速，也就是指调 节与泵联接的原动机（如调速电机、燃气轮机、柴油机或液力耦合 器变速装置等)的转速用于调节进泵（进站）、出站压力。压力调节
6.10.3本条按照输油站的能源特点，从满足输油过程的检氵
1站压力调节方式宜采用节流调节和泵转速调节。前者指 在出站管道上安装压力调节阀；后者指改变泵的转速，也就是指调 节与泵联接的原动机（如调速电机、燃气轮机、柴油机或液力耦合 器变速装置等）的转速用于调节进泵（进站）、出站压力。压力调节 一般由控制系统实施。压力调节系统宜单独使用压力变送器，以
提高运行的可靠性。 2等百分比或近似等百分比特性的调节阀调节品质好，特别 是从全开设置进行调节时的调节灵敏度高，因此长输管道一般采 用等百分比（或近似等百分比)特性的调节阀。 6.10.7工艺设备的控制、操作方式通常分为就地控制和远程控 制两种。就地控制用于投产、设备维修后使用以及就地紧急停运； 远程控制满足自动控制的要求。本条根据运行经验提出远程监 视、控制（调节）的基本要求。 1在正常运行工况下，实现输油过程重要变量如温度、压力 的监视、调节，保证安全、平稳、经济地输油。 2根据运行经验，提出泵站出站、分输站的进/出站的输油量 进行监视。 3根据运行管理及节能的要求，需要对工艺站场的各种消耗 介质进行计量，对能耗较大的设备可进行单独计量，并经站控制系 统将能耗（单机能耗、站总能耗等)数据上传到控制中心。 4在异常工况时发出报警，当发生意外事故时，如管道破裂 漏油，能进行远程控制、处理，避免事态恶化。 5国内外成品油管道，不同油品进行批量输送时，为了减少 混油，需要对不同油品的面进行监测，实现最佳混油切割操作方 案。目前，常用的界面检测仪表大多数采用密度计、荧光检测仪、 分光光度计、超声波测速仪等。 6应根据管道确定的控制要求和控制水平，实现对输油主泵 的远程启、停，加热炉的远程停炉，站内主要电动阀门的远程开、闭 等，实现流程切换。因此，工艺设备、动力设备及其他辅助设备在 选型时，应满足自动控制系统的功能要求。 5.10.8为保证仪表及控制系统的安全供电，对其供电设计提 出了要求。本条参考国家现行行业标准《仪表供电设计规范》 HG20509的相关规定编写。
HG20513的相关规定编写。接地装置的接地电阻值应按接地系 统中要求的最小值确定。 保护接地的作用是保护设备和人身安全。在设计中要求仪表 盘（柜、箱、架）及底座，用电仪表外壳，配电盘（箱）、接线盒，汇线 槽，导线管，铠装电缆的铠装护层等用金属接地线同接地体做牢固 连接，以保证良好的接地。 工作接地的作用是保护仪表准确、可靠地正常工作。它包括： 信号回路接地，屏蔽接地，本安仪表接地。其接地电阻，应根据仪 表制造厂家的要求确定。如无明确要求，则可采用与保护接地电 阻相同的数值。
7.1.2本条是结合国外输油管道和国内新建管道的情况而提出 的。国内管道的自动化水平有了很大的提高，不仅单条管道采用 计算机监控与数据采集系统进行调度、管理和监控，中石油已于 2007年建成全国管网的国家级控制中心。因此，采用SCADA系 统已经属于很成熟的技术，考虑国标的通用性，对只有一个泵站的 管道是否采用SCADA系统，需结合项目的情况决定。因此本次 修编采用“宜”。
7.1.3本条是结合国内外输油管道计算机监控与数据采集系统
7.2控制中心及计算机系统
7.2.1本条结合国内外的情况，提出了主要监控及管理功能。具 体功能的实施应根据管道建设的具体要求等情况而异。当管道设 置独立控制中心时，水击控制、管道的泄漏检测与定位功能宜设置 在控制中心；当多条管道共用一个控制中心时，上述功能也可以设 置在每条管道的运行管理部门所在地。
7.2.2当管道输送多种油品，具有批次操作需求时，控制中心根
据实际需要配置诸如状态预测、批次计划、工艺运行优化、界面跟 踪、管道存量计算、泄漏检测、模拟培训等实时模拟高级应用软件， 以满足管道的管理、操作的要求。鉴于目前控制中心实际功能需 要，以及泄漏检测软件的实际使用效果，需要在实际工程中不断总
结,本次修改不作硬性要求，将采用程度取“可”。
7.2.3用于工业控制用计算机场地的技术要求和安全要求
计除符合现行国家标准的有关规定外，同时还应满足计算机设备 的安装要求。
7.2.4管道控制中心的计算机控制系统，一般应配置实时服务
器、历史服务器、路由器、交换机、操作员工作站、工程师工作站、网 络设备、网络打印机、磁盘阵列等外部存储设备，通过以太网相互 连接在一起。根据需要，可设置模拟仿真服务器、设备管理服务 器、地理信息服务器、Web服务器、培训工作站、背投影系统等附 属功能设备。 为提高可靠性，调度控制中心SCADA系统的服务器、局域 网、路由器、交换机等采用穴余配置，应具备故障自动切换功能。 7.2.5本规定对SCADA系统是否设置备用控制中心未作硬性 规定，需结合项目的情况决定。当设置备用控制中心时，主、备控 制中心应异地设置，主、备控制中心之间应设置完余通信信道，具
7.2.5本规定对SCADA系统是否设置备用控制中心未作硬性
规定，需结合项目的情况决定。当设置备用控制中心时，主、备控 制中心应异地设置，主、备控制中心之间应设置完余通信信道，具 备故障（即控制权限）切换功能。主、备控制中心应同时采集工艺 站场的实时数据，保持主、备中心的数据同步
7.3.1本条结合国内外输油站的站控制系统的情况而提出基
7.3.1本条结合国内外输油站的站控制系统的情况而提出基本 功能。具体功能的要求根据输油站的具体情况而定。 对于顺序输送多种油品的管道，其分输站、末站的不同油品的 混油段的切割控制是重要的。它涉及油品的质量及经济效益。
混油段的切割控制是重要的。它涉及油品的质量及经济效益。 7.3.2本条结合国内外输油站的站控制系统的情况而提出站控 制系统配置的基本要求。具体的配置要根据管道的控制功能要求 等情况而定。
7.3.2本条结合国内外输油站的站控制系统的情况而提
电气/电子/可编程电子安全相关系统的功能安全》GB/T2043
电气/电子/可编程电子安全相关系统的功能安全》GB/T20438 （等效IEC61508）、《过程工业领域安全仪表系统的功能安全）
GB/T21109（等效IEC61511）相关要求，编制本条。 1根据输油站场安全控制回路的危险程度和影响范围，安全 仪表系统分为紧急停车和安全保护两个等级。紧急停车系统应根 据确定的安全完整性等级进行设计，SIL1可以和过程控制系统合 用控制器，输入/输出模块单独设置；SIL2宜独立设置、SIL3应独 立设置。 2紧急停车系统。根据危险程度和影响范围，紧急停车系统 分为站场级和设备级： 1）当工艺设备区、罐区发生火灾，站场（或现场）设置的紧急停 车按钮动作，站场级的紧急停军系统启动；该功能由输油站场控制 室、现场紧急停车按钮发出命令，站场级的紧急停车系统启动，使 全站及设备安全停运并与管道线路隔离。 2）站场级的紧急停车系统启动，应保留消防和必要的应急功 能，防止事故扩大和次生灾害的发生。 3）该条款属于设备级的紧急停车功能。如泵机组、加热炉的 检测参数超限，设备级的紧急停车系统启动，将该设备转换到安全 状态。必要时将该设备与工艺过程隔离。紧急停车系统连锁的设 备停运，需现场人工复位后方可启动。 4）设备级的紧急停车功能启动，只管辖该设备，不影响站场级 紧急停车系统；站场级紧急停车系统启动，将所辖设备全部转换到 安全状态。 5）对于液体管道，站场级紧急停车系统启动后，应具有向全线 水击保护系统发出联锁信号的功能，启动全线水击保护系统。 3安全保护系统。本款是结合国内外输油管道的运行经验 而提出的。为了提高可靠性，在联锁动作前，应有征兆预报警信号。 1）输油泵站进泵（站）压力超过低限（低于充许气蚀余量），会 使泵产生气蚀；输油泵站的出泵（站）压力超高限（接近最高充许操 作压力），可能使管道压力超限发生破裂。因此这两个信号首先应 设置保护调节功能（见本规范第6.10.7条规定）；当保护调节失效
5本款为强制性条文，必须严格执行。管道站场附属罐区的 消防系统与站控制系统独立设置，为确保管道和安全运行，站场操 作人员应掌握消防系统的运行状态，以便在罐区消防系统启动后 采取必要的操作，
8.0.1对于长距离输油于线管道，建议采用光缆或VSAT.卫星 组建专用通信传输网络。对于短距离的支线管道，在通信传输 方式满足业务实际需求的前提下，经技术经济比较，可采用光缆 通信、VSAT卫星通信或租用通信运营商的专线电路组建传输 网络。
8.0.2为节省工程投资，节约土地资源，输油管道的通
式如选用光纤通信，新建光缆宜与输油管道同沟敷设。新建光缆 的光纤容量除考虑本次工程的实际需求外，如规划中与其同路由 上将有其他管道通信工程需求，宜统一考虑后续工程可能的需求： 并且还应为各工程可能存在的新增业务预留适当容量。对于光缆 建设有具体规划的，光纤容量则以满足规划为宜。
8.0.3通信站点的位置与管道工艺站场合建，这样一方面便于传 输管道通信业务，另一方面可以依托工艺站场的供电、建筑等基础 设施以及人力资源，便于维护。
8.0.3通信站点的位置与管道工艺站场合建，这样一方面便于传
总结多年来生产运行和维护的经验提出的。考虑目前通信手段的
8.0.6鉴于输油管道生产的安全性要求，输油管道各工艺站应
管道的焊接、焊接检验与
9.1：1本条所要求的资料是施工单位编制焊接工艺评定报告和 焊接工艺试验的基本依据，对焊接工艺、预热、热处理等，设计文件 可只作原则规定，具体内容由施工单位通过焊接工艺试验确定。 9.1.2焊接工艺评定报告是根据设计文件提出的资料和要求，进 行焊接工艺试验后编制的，并据此提出焊接工艺规程，作为焊接工 作的指导性文件，在施工中应遵照执行。
9.1.3本条指出了选用焊接材料时应考虑的因素。焊接同种钢
材时，一般应选用焊缝金属的性能和化学成分与母材相当、工艺性 能良好的焊接材料。限制焊接材料中易偏析元素和有害杂质的含 量，合理选择焊缝金属的合金成分，可提高焊缝的抗裂能力和脱渣 性能。
准的其他填充材料，如经焊接工艺试验并评定合格者，在焊接中也 可采用。本条补充了标准号及气体保护焊用钢丝标准。
9.1.6碳当量是评价焊接时产生冷裂缝倾向及脆化倾向的粗略
9.1.9目前国内大口径、高压力管道，为提高焊接施工效率，在
动焊来讲，全自动焊的坡口尺寸和焊缝较为规整，可采用全自动 超声波进行检测。全自动超声波相比传统的手工超声波，检测 效率和检测精度大幅提高，同时还可以对缺陷进行定位和保存 具有可追溯性。
9.1.10考虑液化石油气泄漏后相对输油管道泄漏所引起的危害 更大，因此要求焊接检验采用现行国家标准《输气管道工程设计规 范》GB 50251。
9.1：10考虑液化石油气泄漏后相对输油管道泄漏所引起的危害
9.2.1本条为强制性条文，必须严格执行。强调管道系统完工后 必须进行两个不同压力等级的压力试验，即进行强度试压和严密 性试压。强度试压是为了保证管道的整体性，保证管道的安全运 行。严密性试压是验证管道在运行时是否会产生泄漏。 9.2.4壁厚不同的管段一般属于不同的设计压力等级，因此应分 别试压。有些地段考虑到虽然设计压力等级一样，但采取了不同 的设计系数，因此管道壁厚不一致，但这些地段可以连为一体进行 试压；另外有些相邻地段，虽然设计压力和管道壁厚均不一样，为 减小试压分段SL 319-2018 混凝土重力坝设计规范（替代SL 319-2005，清晰无水印，附条文说明），可以一起进行试压，试验压力以等级高的为准，但 要保证薄管壁管段上的任意点在试压中的环向应力均不超过0.9 倍最小屈服强度。
9.2.1本条为强制性条文，必须严格执行。强调管道系统完工后 必须进行两个不同压力等级的压力试验，即进行强度试压和严密 性试压。强度试压是为了保证管道的整体性，保证管道的安全运 行。严密性试压是验证管道在运行时是否会产生泄漏。
9.2.6为不降低原管道系统的压力等级，用于更换或改线的钢管
9.2.7本条规定，采用水作为试压介质，以利安全
原规范规定：“特殊情况，如在人烟稀少的严寒地区、用水确实 困难时，可以用气试压，并对管材材质提出必要的止裂要求和做好 防爆措施准备，以保证安全”。但考到输油管道设计在前，试压 在后，设计阶段难以根据后续的试压方案对管材的止裂韧性提出 要求，采用气试压，管道一且发生破裂时将难以止裂；如果存在小 孔泄漏，因气体的可压缩性，通过压降在试压时间内也难以发现管
道泄漏。考虑到上述因素，结合国内近些年的试压实际，本次修订 取消了采用气试压的要求。
时间越短，管段越长所需时间越长。鉴于国内多年来一直采用的 是严密性试验压力不小于设计压力和稳压不小于24h的实际情 况，考虑到强度试压已经在1.25倍设计压力下进行了管道的完整 性检验，经审查专家讨论，结合国内的工程实践经验，规定了严密 性试验压力不小于设计压力和稳压不小于24h的要求。 9.2.9对分段强度试压的管道，在接通全线后，本规范建议不再 进行站间强度试压但对连接试压合格后的管段的焊缝，应用射
9.2.10考虑液化石油气管道泄漏后比输油管道危害更天，因此
DB41／T 1612-2018标准下载试压采用现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的 关要求。