1改变泵的运行台数、叶轮级数、叶轮直径和大小泵匹配； 2采用变速调节方式： 3间运行的火车、汽车装油泵，采用改变运行台数和回流 方式。 4.3.19连续运行且流量变化范围较大及电机功率较大的容积式 输油泵，宜设置变频调速器进行流量调节。 4.3.20泵输高凝原油、稠油时，应采取防凝和暖泵措施。 4.3.21输油泵房设置起重设备时，可按本规范第4.4.9条的规 定执行。

4.4.1天然气增压的压缩机应充许气体组成、进气压力、进气温 度和进气量有一定的波动范围。在满足工艺条件下，宜符合下列 规定： 1下述情况宜选用往复式压缩机：

1）气源不稳定或气量较小的天然气增压； 2）高压注气和高压气举； 3）要求压比较大的天然气增压。 2当气源较稳定，且气量较大时，宜选用适合油气田应用的 离心式压缩机： 3气量较小、进气压力为微正压或者负压、排气压力不高时， 可选用螺杆式压缩机。当气质较贫时，可选用喷油螺杆式压缩机。 4.4.2压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机。在无电或电力 不足的地方，往复式压缩机宜采用燃气发动机驱动，离心式压缩机 宜采用燃气轮机驱动，余热宜加以利用。 4.4.3压缩机组宜选用撬装形式。往复式压缩机的撬装设计应 符合现行国家标准《石油及天然气工业用集成撬装往复压缩机》 GB/T25359的有关规定。 4.4.4往复式压缩机宜多台机组并联运行，宜设备用机组。 4.4.5离心式压缩机采用干气密封时，二级密封的隔离气宜采用 情性气体。 4.4.6往复式压缩机的填料和中体放空应引至厂房外。压缩含 硫酸性天然气时，宜采用吹扫型填料，使用情性气体做吹扫气。 4.4.7进入压缩机的天然气应清除机械杂质和凝液。压缩机人 口分离器应设液位高限报警及超高限停机装置。对有油润滑的压 缩机医疗器械标准，当下游设施对压缩气中润滑油含量有限制时，应在出口设置 润滑油分离设施。 4.4.8压缩机宜露天布置或半露天布置。在寒冷、多风沙地区或 厂区噪声有限制时，压缩机可布置在封闭式厂房内。当采用室内 布置时，厂房应根据压缩机机型、外形尺寸、设备检修方式等进行 布置，且应满足操作及检修要求。 4.4.9室内和半露天安装的固定式压缩机，起重设备的配备宜符 合下列规定： 1当最大检修部件起重量大于或等于10t时，宜配置电动防

爆桥式或电动防爆梁式起重机； 2当最大检修部件起重量小于10t，且大于或等于3t时·宜 设手动染式起重机； 3当最大检修部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备。 .4.10压缩机工艺气系统设计应符合下列规定： 1压缩机进口应设压力高、低限报警及超限停机装置： 2压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀： 3压缩机进出口之间应设旁通回路； 4离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统； 5应采取防振、防脉动及管线热应力补偿措施。 .4.11压缩机各级工艺气的冷却，宜采用空冷；润滑油及气缸冷 卸宜采用空冷提供的循环冷却液来完成，大型压缩机润滑油冷却 宜单独设空冷。

4.4.11压缩机各级工艺气的冷却，宜采用空冷；润滑油及气缸冷

4.5.1当原油温度不能满足原油集输条件或处理工艺要求时，应 对原油进行加热：在油气收集过程中，需要进行掺液集输和热洗清 蜡时，应对回掺介质和热洗液进行加热。 4.5.2原油加热的热源，在有条件的地方应首先采用热电结合或 热动结合的余热。当没有余热可利用时，可采用直燃加热炉供热、 直燃锅炉产生的蒸汽和热水供热、热媒炉供热或电加热。 4.5.3原油加热炉的选型应满足热负荷和工艺要求，并应通过技 术经济对比确定。并场宜采用水套炉，计量站、接转站宜采用水套 炉或火筒炉。其他站（库）的加热炉形式，应根据具体情况确定。 4.5.4原油加热炉的台数应符合下列规定： 1单并井场加热炉应为1台，从式井场加热炉台数应根据实

1单井并场加热炉应为1台，丛式并场加热炉台数应根据实 标情况确定； 2计量站加热炉可为1台： 3油井热洗清蜡用加热炉可为1台；

4当不属于本条第1～3款的其他不同用处的加热炉，设2 台或2台以上时，可不设备用炉，但在低负荷下有1台加热炉检修 时，其余加热炉应能维持生产。 4.5.5配置加热炉时，其负荷率宜为80%~100%。 4.5.6在多功能合一设备中，火筒加热部分应根据介质特性采取 防垢、防砂和防结焦措施。 4.5.7管式加热炉的工艺管道安装设计应符合下列规定： 1炉管的进出口应装温度计和截断阀； 2应设炉管事故紧急放空和吹扫管道： 3进出油汇管宜设连通； 4进口汇管应与进站油管道连通； 5当多台并联安装时，进口管路设计宜使介质流量对每台加 热炉均匀分配。 4.5.8加热炉型式与参数设计，应符合现行行业标准《石油工业 用加热炉型式与基本参数》SY/T0540的有关规定。 4.5.9加热炉综合热效率应符合现行行业标准《油田地面工程设 计节能技术规范》SY/T6420的有关规定。 4.5.10除单井井场外，具备电力供应条件的站场加热炉应配备 自动点火和断电、熄火时自动切断燃料供给的熄火保护控制系统。 4.5.11加热炉采用自动点火时，自动燃气燃烧装置防爆等级的 确定，应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》 GB50058的有关规定。 4.5.12输出功率大于1200kW的加热炉自动燃气燃烧装置，应 具备漏气检测功能。 4.5.13火简式加热炉的炉型选择，应符合现行行业标准《火筒 式加热炉规范》SY/T5262的有关规定，管式加热炉的炉型选 择，应符合现行行业标准《管式加热炉规范》SY/T0538的有关 规定。相变加热炉的炉型选择，应符合现行国家标准《相变加热 炉》GB/T21435的有关规定。

4.5.14换热器的形式应根据工艺条件选定，可选用管壳式换热 器或套管式换热器。当需要强化传热时，也可选用螺旋板式换热 器。稠油换热不宜选用螺旋板式换热器。 4.5.15在满足工艺过程要求的条件下，宜选用传热面积较大的 换热器，总数量不应少于2台。 4.5.16当多台换热器并联安装时，其进、出口管路设计宜使介质 流量对每台换热器均匀分配。 4.5.17浮头式换热器管程、壳程中流体的选择，应能满足提高总 传热系数、合理利用充许压力降、便于维护检修等要求。原油及高 压流体宜走管程。 4.5.18管壳式换热器介质温差及温差校正系数应符合下列规 定： 1单台换热器的冷热端介质温差，应通过换热量和换热面积 的技术经济对比后确定： 2初选的原则是冷热端介质温差均不宜小于20℃。当热流 需进一步冷却，冷流需进一步加热时，热端介质温差不宜小于 20℃，冷端介质温差不宜小于15℃； 3温差校正系数不宜小于0.8。 4.5.19管壳式换热器管程内液相介质的流速不宜大于3m/s。 4.5.20管壳式换热器应采用逆流换热流程，冷流自下而上，热流 自上而下地进入换热器。 4.5.21采用螺旋板式换热器时，通道内的流体流速不宜小于 1m/s

5.1.1油气分离的级数和各级分离压力应根据油气集输系统压 力和油气全组分综合分析确定，分离级数可为2级4级。 5.1.2油气分离宜采用重力沉降分离器。重力分离器型式选择 应根据分离介质的液量及相数确定，且宜符合下列规定： 1当液量较少，液体在分离器内的停留时间较短时，宜选用 立式重力分离器； 2当液量较多，液体在分离器内的停留时间较长时，宜选用 卧式重力分离器； 3当油、气、水同时存在，并需进行分离时，宜选用三相卧式 分离器。 5.1.3油气重力沉降分离的工艺计算，采用的参数宜符合下列规 定： 1沉降分离气相中液滴的最小直径宜为100μm； 2两相分离器的液相停留时间，处理起泡原油时宜为5min~ 20min处理稠油宜为5min～10min，处理其他原油时宜为1min~ 3min; 3分离器的计算液量和气量宜为日产量的1.2倍～1.5倍。 5.1.4连续生产的油气分离器的台数不应少于2台。 5.1.5油气分离器的结构应满足气一液分离要求，必要时应设置 机械消泡和水力冲砂设施。 5.1.6油气分离器的设计，应符合现行行业标准《油气分离器规 范>SY/T0515的有关规定。 5.1.7在油气集输处理工艺流程中，油气分离器宜与原油沉降脱 .19.

5.1.8多台油气分离器并联安装时，进口管路设计宜使介质流量 对每台分离器均匀分配。

5.2.1除砂工艺应根据容器类型和原油含砂情况合理选择，常压 油罐宜采用机械或人工方式清砂，压力容器宜采用不停产水力冲 砂，有条件的站场可采用旋流除砂工艺。 5.2.2当采用水力冲砂时，喷嘴喷射速度宜为5m/s~10m/s，每 个喷嘴喷水强度不应小于0.8m/h。 5.2.3冲砂泵流量应按同时工作的喷嘴喷水量确定，扬程应大于 冲砂泵至最远喷嘴的沿程压力降、压力容器操作压力与喷嘴压降 之和。 5.2.4压力容器的排砂管道应合理选择流速，容器内部排砂管管 口应向下安装，容器外部排砂管道应具有一定的坡度。 5.2.5采用不停产水力冲砂或旋流除砂工艺的压力容器，出油腔 应采取防止沉砂的搅动措施。 5.2.6原油除砂工艺设计中应有砂的收集和处理措施。砂可就 地处理或依托已建设施集中处理

5.3.1原油脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳状液的乳化程 度及采出液中三次采油驱油剂的类型和含量、破乳剂性能，通过试 验和经济对比确定

5.3.1原油脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳状液的乳化程

5.3.4稠油热化学沉降脱水宜采用常压沉降罐。特稠油、超稠油 采用两段热化学沉降脱水时，二段脱水宜采用静态沉降脱水工艺 和污水回掺技术。 5.3.5采用热化学和电化学两段脱水时，游离水脱除器宜采用卧 式压力容器。常压沉降脱水罐应选用固定顶罐。 5.3.6原油脱水工艺参数应符合下列规定： 1进人沉降脱水器的总液量按进站液量、污水回掺量及污水 沉降罐或含油污水处理站收油量之和确定； 2脱水温度应由试验确定； 3油水沉降时间应根据原油性质、乳状液的乳化程度、含水 率、脱水设备的结构等通过试验确定； 4进电脱水器的原油含水不宜大于30%。 5.3.7卧式压力脱水设备的台数应符合下列规定： 1应根据脱水处理的总液（油）量和单台脱水设备的处理能 力确定，沉降脱水器应按液量核算，电脱水器应按油量核算。 2当一台脱水设备检修，其余脱水设备负荷不大于设计处理 能力（额定处理能力）的120%时，可不另设备用；若大于120%时， 可设一台备用。 3脱水设备的台数不宜少于2台，不宜多于6台。 4确定电脱水器台数时，应考虑电负荷的相平衡因素。 5.3.8添加破乳剂应符合下列规定： 1破乳剂的加人点，应以充分发挥药剂的效能并方便生产管 理为原则，结合集输工艺流程确定。破乳剂与含水原油应在进入 脱水容器之前充分混合。 2破乳剂品种和用量应由试验确定，破乳剂用量应计量。 3破乳剂宜定量、连续、均匀地加人含水油管道。 5.3.9净化原油的含水率应符合现行行业标准《出矿原油技术条 件>SY7513的要求。 5.3.10由脱水设备排出的含油污水含油量不应大于1000mg/L。

对于聚合物驱采出原油，含油量不宜大于3000mg/L。对于特稠油、 超稠油，含油量不宜大于4000mg/L。 5.3.11脱水后的特稠油及超稠油含水率可根据原油用途和用户 要求确定，但不应大于5%。 5.3.12油田站场的老化原油宜进行单独处理，老化原油的脱水 工艺应通过试验和经济对比确定，脱水后的原油含水率可根据脱 水难度和原油去向综合确定。 5.3.13原油脱水装置的设计，应符合现行行业标准《原油热化学流 降脱水设计规范》SY/T0081和《原油电脱水设计规范》SY/T0045 的有关规定

5.4.1油田内部原油应通过技术经济评价确定是否进行稳定处 理。当油田内部原油蒸发损耗低于0，2%时，可不进行原油稳定。 5.4.2原油稳定装置前的原油集输工艺流程应密闭。 5.4.3原油稳定宜与原油脱水、原油外输统筹设计，合理利用能 量。 5.4.4原油稳定的深度应根据原油中轻组分含量、稳定原油的储 存和外输条件确定。稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压的 设计值不宜高于当地大气压的0.7倍。 5.4.5原油稳定采用负压闪蒸、正压闪蒸或分馏工艺+应根据原 油组成、油品物性、稳定深度、产品要求及其相关的集输工艺流程， 经技术经济对比后确定。 5.4.6进行原油组分分析的油样应具有代表性。原油稳定的设 计进料组成应由原油中的轻组分含量和原油蒸馏标准试验数据拟 合而成。原油蒸馏标准试验的最重馏分的沸点宜高于500℃。 5.4.7原油稳定装置的设计能力应与所辖油田或区块的产油量 相适应，允许波动范围宜取80%～120%，装置的年运行时数宜取 8000h。在工程适应期内，装置负荷率不应低于60%。 22.

5.4.8原油稳定装置应有进油总管自动关断和事故越装置旁路 流程，旁路的原油不应直接进入浮顶罐。 5.4.9原油稳定装置生产的轻烃应密闭储运或处理，生产的不凝 气应就近输人天然气凝液回收系统回收利用。 5.4.10原油稳定装置产生的污水应密闭收集，与原油集输系统 产生的污水统一处理。 5.4.11原油稳定装置的设计，应符合现行行业标准《原油稳定设 计规范》SY/T0069的有关规定

5.5.1对不适于进行稳定处理的原油，可采用油罐烃蒸气回收工 艺。 5.5.2烃蒸气回收系统的油罐应配有呼吸阀、液压安全阀（或液 封）及自动补气阀。 5.5.3油罐呼吸阀、液压安全阀和自动补气阀的选用应符合下列 规定： 1呼吸阀应按现行行业标准《石油储罐附件第1部分：呼 吸阀>SY/T0511.1的规定选用，排气能力应大于可能出现的最 大瞬时量，吸气能力应大于压缩机的吸气能力，其排气压力上限值 不宜超过油罐试验压力的80%； 2液压安全阀应按现行行业标准《石油储罐附件第2部 分：液压安全阀》SY/T0511.2的规定选用，启动压力应介于呼吸 阀工作压力与油罐试验压力之间； 3当油罐的压力低于200Pa时，自动补气阀应能及时补气， 通过能力不应小于抽气压缩机的最大排量。 5.5.4抽气设备的设计应符合下列规定： 1油罐正常工作压力范围的下限值宜为150Pa，上限值应根 据油罐的试验压力和使用年限确定。 2抽气压缩机官造用螺压缩扣

1呼吸阀应接现行行业标准《石油储罐附件、第1部分：呼 吸阀>SY/T0511.1的规定选用，排气能力应大于可能出现的最 大瞬时量，吸气能力应大于压缩机的吸气能力，其排气压力上限值 不宜超过油罐试验压力的80%； 2液压安全阀应按现行行业标准《石油储罐附件第2部 分：液压安全阀》SY/T0511.2的规定选用，启动压力应介于呼吸 阀工作压力与油罐试验压力之间； 3当油罐的压力低于200Pa时，自动补气阀应能及时补气 通过能力不应小于抽气压缩机的最大排量。

1油罐正常工作压力范围的下限值宜为150Pa，上限值应根 据油罐的试验压力和使用年限确定。 2抽气压缩机宜选用螺杆压缩机

3抽气压缩机应能实现自动启动、停机或调节抽气量。 4抽气压缩机的设计排量可取油罐蒸发气量的1.5倍～ 2.0倍。油罐蒸发气量应包括烃蒸气、水蒸气等全部气量。 5油罐的烃蒸发气量可按原油进罐前的末级分离压力、分离 温度，按照在实验室做出的相近段的原油脱气系数或气在原油中 的溶解系数，并结合类似条件的运行数据确定。已投产油罐的烃 蒸发气量，应通过实测确定。 5.5.5罐区内罐与罐之间的抽气管道宜连通，油罐数量多时可适 当分组，但应校核管道压降，保持均衡。管道总压降不宜高于 200Pa. 5.5.6抽气管道不应有液袋，其敷设坡度不应小于0.3%，并应 有防冻、排液措施。 5.5.7原油进罐前的分离器应有可靠的液位控制措施。

6.0.1天然气处理总流程应根据原料气性质、下游用户对气质和 产品的要求确定。天然气处理装置宜集中布置。 6.0.2天然气处理装置的设计能力应与所辖区块的产气量相适 应，处理装置允许气量波动范围宜取60%120%，装置的年运行 时数宜取8000h， 6.0.3工艺计算应选择具有代表性的天然气组成作为依据，宜按 一定的组成波动范围进行设计。 6.0.4产品指标应符合下列规定： 1天然气应符合现行国家标准《天然气》GB17820的有关规 定，进入输气管道的天然气尚应符合现行国家标准《输气管道工程 设计规范》GB50251的有关规定； 2液化石油气应符合现行国家标准《液化石油气》GB11174 的有关规定； 3稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB9053的有 关规定； 4天然气凝液及其他产品应符合设计合同（设计委托书）的 要求或企业间的协议标准。 6.0.5天然气处理装置人口应设具有除油、液体缓冲功能的分离 器，天然气含有固体粉尘杂质时，还应设除尘净化设施。 6.0.6天然气处理装置的进气总管应设有自动紧急关断阀。装 置上游管道上应设泄压放空阀。 6.0.7天然气增压的设计应符合本规范第4.4节的规定。 6.0.8气液分离宜采用重力分离器，重力分离器型式选择应符合 本规范第5.1.2条的规定。重力分离器的设计应符合现行行业标 25

准《油气分离器规范》SY/T0515的有关规定。重力分离器可按 本规范附求A的公式计算， 6.0.9天然气脱水工艺应根据天然气处理总流程、气量、气质、操 作条件和脱水深度要求合理确定。 6.0.10天然气脱水装置的设计，应符合现行行业标准《天然气脱 水设计规范》SY/T0076的有关规定。 6.0.11当天然气中硫化氢、二氧化碳及总硫的含量不符合现行 国家标准《天然气》GB17820的要求时，应按现行行业标准《天然 气净化厂设计规范》SY/T0011的有关规定进行处理。 6.0.12天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、气质、 压力、产品规格及收率，经技术经济对比后确定。 6.0.13天然气凝液回收装置的收率应通过技术经济对比确定。 回收乙烷及更重烃类的装置，乙烷收率宜为50%～85%。回收内 烷及更重烃类的装置，丙烷收率宜为70%~90%。 6.0.14天然气凝液回收装置原料气脱水后的水露点应比最低制 冷温度至少低5℃；当采用注人水合物抑制剂的方法同时进行烃 水露点控制时，水合物抑制剂注人量应保证在操作压力下的水合 物形成温度比最低制冷温度至少低3℃。 6.0.15天然气凝液回收装置的设计，应符合现行行业标准《天 然气凝液回收设计规范》SY/T0077的有关规定。 6.0.16天然气处理装置产生的污水应收集后集中处理。

7.1.1油田的原油罐应采用立式钢制油罐，油田内部未稳定原油 髓应选用固定顶油罐，单罐容量为10000m及以上的稳定原油储 罐宜采用浮顶油罐。 7.1.2油田原油储罐宜设在油田矿场油库，也可设在距离油田矿 场油库或外输首站较远的集中处理站。 7.1.3原油储罐的总容量应按下式计算确定

代中：V一原油储罐的总容量（m）： 油田原油储运设施的设计能力（t/a），取油田原油生产 能力的1.2倍； P 储存温度下的原油密度（t/m）； 一原油储罐储存系数，应按本规范第7.1.4条的规定确 定； T一油田原油储存天数，应按本规范第7.1.5条的规定确 定。 1.4原油储罐储存系数可根据原油储罐类型和结构尺寸通过 算确定。固定顶油罐宜取0.85，浮顶油罐宜取0.90。当油罐中 存起泡原油时，固定顶油罐可取0.75。 1.5油田原油储存天数应根据原油运输方式，通过技术经济评 确定，并应符合下列规定： 1原油以管道外输的油田，储存天数不应少于3d； 2原油以铁路或公路外运的油田，应根据运输距离、原油产

7.2.1火车装油宜采用小鹤管上部灌装。 7.22小鹤管上部灌装火车装车设施的设置，应按装车量、油罐 28

列车编组等情况确定，并应符合下列规定： 1日装车量为8列及以上的装车场，装油栈桥宜采用双侧整 列布置装油鹤管：当日装车4列及以下时，装油栈桥宜采用双侧半 列布置装油管；当日装车5列～7列时，装车场的形式按具体情 况确定。 2鹤管的结构应满足油罐列车对位要求，鹤管数量应满足一 列不脱钩的条件下一次到站最多的油罐车数。日装车量在5列及 以上的装车场，鹤管的间距和结构应满足栈桥每侧油罐车整体对 位要求。 3日装车量为1列及以上的装车场应设装油栈桥。 7.2.3铁路日装车列数可按下式计算： N=mK ToVe (7.2.3) 式中：N一一日装车列数（列/d）； m—年装油量(t/a)； K一一铁路来车不均勾系数，按统计资料采用，当无统计资 料时，宜取K=1.2； T一年工作天数，宜取350d； p一装油温度下原油的密度（t/m）； V一一一列油罐列车的总公称容量（m/列） 油罐车的装量系数，宜取0.9。 7.2.4火车装油泵的吸人和排出汇管之间宜设自动回流阅，自动 调节装油汇管压力。 7.2.5汽车装车场设计应符合下列规定： 1汽车装油汇管高度应保证满管不可移动部分与罐车有 0.5m的净距； 2装油鹤管上宜装闸阀和旋塞阀各一个； 3汽车装油汇管及支管宜有伴热和扫线接头。 7.2.6单井产量低、油并分散的油田和边远的油井采用汽车拉油

时，宜采用简易装油设施。

7.2.7汽车卸车场设计应符合下列规定

1汇管即油口标高距御油台面不宜大子0.5m，油口闻距 宜为4.0m； 2汇管卸油口直径应比罐车卸油口直径至少大一级； 3卸油管道宜伴热，汇管坡度宜为0.5%~1.0%。在汇管 卸油口附近宜设蒸汽接头。 7.2.8汽车卸油罐安装方式可采用地下式、半地下式或地面安 装。采用半地下式或地面安装时，应设卸油台和坡道。 7.2.9当汽车卸油采用密闭方式时，卸油罐应设计呼吸阀和安全 阀。 7.2.10当采用上装鹤管向铁路罐车和汽车罐车灌装原油时，应采 用能插到油罐车底部的装油管。管内的液体流速，在鹤管浸没 于原油之前不应大于1m/s，浸没于原油之后不应大于4.5m/s。汽 车罐车卸车流速不应大于4.5m/s 7.2.11原油码头装卸用输油管道在位于岸边的适当位置，应设 紧急切断阀。 7.2.12原油装卸码头设施的设计，还应符合现行国家标准《输油 管道工程设计规范》GB50253的有关规定。 7.2.13原油装卸设施除应符合本规范第7.2.1条～第7.2.12 条的规定外，还应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规 范》GB50183的有关规定。

7.3.1天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃应采用钢制压力 球型罐或卧式罐密闭储存。 7.3.2天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃的生产作业罐和储端 的容积应根据运输方式和距离，按设计产量计算，储存天数宜符合 下列规定： ·30·

1生产作业端宜为1d： 2管道运输的外销产品储罐宜为3d； 3公路运输的外销产品储罐（包括瓶装液化石油气），当运输 距离小于或等于100km时，储存天数宜为3d～5d，当运输距离大 于100km时，储存天数宜为5d~7d。 7.3.3储存天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃的球形罐或卧式 罐的装量系数宜取0.9。 7.3.4天然气凝液及其产品每类储罐不宜少于2座。 7.3.5天然气凝液及其产品压力储罐的设计压力应符合下列规 定： 1天然气凝液及其产品储罐的设计压力，应以规定温度下的 工作压力为基础确定。 2液化石油气储罐规定温度下的工作压力，应按《固定式压 力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定确定。 3天然气凝液和稳定轻烃储罐规定温度下的工作压力，应按 不低于50℃时的饱和蒸气压确定，天然气凝液储罐有保冷设施时 可按其保冷后可能达到的最高工作温度下的实际饱和蒸气压确 定。饱和蒸气压应采用可能出现的最轻组成确定。 7.3.6天然气凝液、液化石油气储罐开口接管的阀门和管件压力 等级不应小于2.5MPa。 7.3.7天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃储罐应设液位、 温度和压力检测以及高液位报警装置或高液位自动联锁切断进料 装置。单罐容积大于或等于50m的储罐，液相出口管道上宜设置 远程操纵的自动关断阅，液相进口管道应设止回阀， 7.3.8天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃进储罐的温度不宜超 过40℃。 7.3.9单罐容积等于或大于100m的天然气凝液、液化石油气和 1号稳定轻烃储罐应设置2个或2个以上安全阀，每个安全阀的 额定泄放量不应小于经计算确定的全部放空量。 3

7.3.10天然气疑液及其产品储罐应设有排水口。含水天然气凝 液及其产品的储罐排水应密闭收集，并宜设置切水装置，污水应收 集后集中处理。储罐排水口和切水装置应有保温和防冻措施。 7.3.11凡在生产中有可能形成封闭液体的管段，应设置管道安 全阀。 7.3.12天然气凝液和液化石油气管道在装有安全阀、放空管的 地方，应采取防振措施。 7.3.13天然气凝液及液化石油气的储存，还应符合现行国家标 准《液化石油气》GB11174的有关规定：稳定轻烃的储存还应符合 现行国家标准《稳定轻烃》GB9053的有关规定。 7.3.14天然气凝液及其产品罐区的安全防火要求，应符合现行 国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。 74天然气源流装卸

7.4.1天然气凝液及其产品的装御鹤管，应符合下列

1应选用液体装卸督，装卸臂的设计应符合现行行业标准 液体装卸臂工程技术要求》HG/T21608的有关规定。 2汽车槽车装卸鹤管可选用配立柱的汽车槽车底部装卸臂。 装卸臂与装车管道连接接口中心高度距汽车装卸区地面不应小于 0.45m 3天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃应采用密闭装 车。密闭装车鹤管的气相管道应与储罐的气相管道连接。 7.4.2天然气凝液及其产品汽车装卸鹤管数量可按下列公式计 算：

N= mK TtpF F=DX3600

K一运输不均勾系数； T一工作天数，宜取330d/a； t一汽车槽车作业时间，宜取8h/d； F一每台装卸管灌装能力（m/h）； D一装卸鹤管内径（m）； —装车流速（m/s)，不应大于4.5m/s。 7.4.3天然气凝液及其产品装车台的鹤位处宜设定量装车系统， 也可设超装报警或联锁关断。 7.4.4天然气凝液及其产品的汽车装卸鹤管宜配置拉断阀，拉断 阅应在装卸鹤管进行作业超出规定的范围时，自动紧急断开，且不 应损坏鹤管、槽车及其他装卸设施。 7.4.5天然气凝液及其产品的装车泵出口汇管应设有至储罐的 回流管线。 7.4.6天然气凝液及其产品铁路装车设施的设计，应符合现行行 业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH/T3107 的有关规定。 7.4.7天然气凝液及其产品装卸设施除符合本规范第7.4.1 条第7：4.6条的规定外，还应符合现行国家标准《石油天然气 工程设计防火规范GB50183的有关规定

式中：N装卸所需鹤管台数（台），不宜少于2台；

8.1.1油气集输管道选线宜符合下列规定

1宜取直，不破坏沿线已有的各种建（构）筑物，少占耕地； 2宜与油田其他生产管道、道路、供电线路、通信线路组成走 廊带； 3同类性质且埋设深度接近的管道宜同沟敷设； 4宜选择有利地形敷设，避开低洼积水地带、局部盐碱地带 及其他腐蚀性强的地带和工程地质不良地段。 8.1.2油气集输管道沿线任意点的流体温度应按下式计算

P一设计压力(MPa）； D一管道外径（mm）; F—设计系数，取值应按本规范第8.2.8条、第8.3.7条、 第8.4.5条执行； 当选用钢管符合现行国家标准《石油天然气工业管 线输送系统用钢管》GB/T9711的规定时，应按该标 取值： —温度折减系数。当设计温度小于120℃时，取值应为 1.0。对于耐蚀合金管道材料，应根据材料强度随温度 升高的折减情况确定； C一管道腐蚀裕量，取值应按本规范第8.2.8条、第8.3.7 条执行。 8.1.5管道强度计算应符合下列规定： 1埋地管道强度设计应根据管段所处地区等级，以及所承受 的可变载和永久荷载而定。当管道通过地震动峰值加速度大于 或等于0.05g至小于或等于0.40g的地区时，应按现行国家标准 《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB50470的规定进行抗 震设计： 2埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力，应小 于管道最小届服强度的90%。管道附件的设计强度不应小于相 连直管段的设计强度。 8.1.6管道稳定性校核应符合下列规定： 1管道外径与壁厚之比不应大于140； 2当管道埋设较深或外荷载较大时、应按无内压状态校核其 稳定性。水平直径方向的变形量不得大于管子外径的3%，变形 量应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB.50253的规定 计算。

P一设计压力(MPa）； D一管道外径（mm）; o,钢管最低屈服强度（MPa）； F一设计系数，取值应按本规范第8.2.8条、第8.3.7条、 第8.4.5条执行； ? 钢管焊缝系数。当选用无缝钢管时，取值应为1,0。 当选用钢管符合现行国家标准《石油天然气工业管 线输送系统用钢管》GB/T9711的规定时，应按该标 准取值； 温度折减系数。当设计温度小于120时，取值应为 1.0。对于耐蚀合金管道材料，应根据材料强度随温度 升高的折减情况确定； C一管道腐蚀裕量，取值应按本规范第8.2.8条、第8.3.7 条执行。

8.1.5管道强度计算应符合下列规定

PD 2o,Fot +C

式中：8管道计算整厚（mm）

式中：8一 一管道计算壁厚（mm）； 34 :

8.1.7油气集输管道、天然气凝液管道宜设清管设施。集输油管 道清管设施的设置，可根据原油性质、含水率、集输方式以及其他 工艺要求确定。 8.1.8理地管道与埋地电缆、埋地管道与平行缴设的架空供电线 路之间的间距，除应满足施工与维修要求外，还应符合现行国家标 准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447的有关规定。 8.1.9油气集输管道线路设计应符合现行国家标准《石油天然气 工程设计防火规范》GB50183的有关规定。

8.2.4原油集输管道的沿程摩阻可按下列公式计算

表8.2.4水力阻力系数计算公式

8.3.1天然气集输管道水力计算采用的气量，对未经净化处理的

值。当管道输送含硫酸性天然气时，设计系数F取值不应低于二 级地区。 3腐蚀裕量C,对于轻微腐蚀环境不应大于1mm；当管道输 送含有水和硫化氢、二氧化碳等酸性介质时，应根据腐蚀程度及采 取的防腐措施确定，宜取1mm～4mm其余情况下不应计腐蚀裕 量。

8.4天然气凝液和液化石油气输送管道

.4.1输送天然气凝液和液化石油气管道的设计压力，应按管道 系统起点的最高工作压力确定，可按下式计算，

8.4.5天然气凝液和液化石油气管道直管段壁厚应按本规范公 式8.1.4计算。稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0.1MPa的 天然气凝液管道的设计系数F，应按本规范第8.2.8条规定选取； 液化石油气管道、20℃时饱和蒸气压力大于或等于0.1MPa的天 然气凝液管道的设计系数F，应按现行国家标准《输油管道工程设 计规范》GB50253中的液态液化石油气管道确定

8.5管道敷设及防腐保温

8.5.1油气集输管道宜理地敷设。位于沼泽、季节性积水地区以 及山地丘陵和黄土高原璨卵交错地区等特殊地段的油气集输管 道，可根据具体情况采用管堤、地面敷设或架空敷设。 8.5.2埋地管道的敷设深度应根据沿线地形、地面荷载情况、热 力条件及稳定性要求综合确定。埋地管道最小覆土层厚度，应符 合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定。 8.5.3热采稠油集输油管道视地形、地貌和地下水位的不间可选 用低支架地面敷设、埋地敷设或架空敷设方式。当地面敷设时，管 底距地面不应小于0.3m；当架空敷设时，管底距地面净空高度不 宜小于2.5m；当埋地敷设时，在耕作区管顶距地面不宜小于 0.8m

8.5.1油气集输管道宜理地数设。位于拍律、李节性积水地区以 及山地丘陵和黄土高原垛第交错地区等特殊地段的油气集输管 直，可根据具体情况采用管堤、地面缴设或架空数设。 8.5.2埋地管道的敷设深度应根据沿线地形、地面荷载情况、热 力条件及稳定性要求综合确定。埋地管道最小覆土层厚度，应符 合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定。 8.5.3热采稠油集输油管道视地形、地貌和地下水位的不间可选 用低支架地面敷设、埋地敷设或架空敷设方式。当地面敷设时，管 底距地面不应小于0.3m；当架空敷设时，管底距地面净空高度不 宜小于2.5m；当理地敷设时，在耕作区管项距地面不宜小于 0.8m。 8.5.4集输管道应充分利用地形和管道转角减少管道温度应力 必要时可设置锚固墩及热力补偿器。 8.5.5油气集输管道应根据工艺要求和敷设环境温度条件采取 经济合理的保温或隔热措施。保温或隔热设计应符合现行国家标 准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264的有关规定。 8.5.6油气集输管道穿、跨越铁路、公路、河流等工程设计，应符 合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423、 油气输送管道跨越工程设计规范》GB50459的有关规定。 3.5.7油气集输管道内、外防腐设计应符合现行国家标准《钢制 管道内腐蚀控制规范》GB/T23258、（钢制管道外腐蚀控制规范） ?42

8.5.4集输管道应充分利用地形和管道转角减少管道温度应力 必要时可设置错固墩及热力补偿器。 8.5.5油气集输管道应根据工艺要求和敷设环境温度条件采取 经济合理的保温或隔热措施。保温或隔热设计应符合现行国家标 准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264的有关规定。 8.5.6油气集输管道穿、跨越铁路、公路、河流等工程设计，应符 合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423、 （油气输送管道跨越工程设计规范》GB50459的有关规定。 8.5.7油气集输管道内、外防腐设计应符合现行国家标准《钢制 管道内腐蚀控制规范》GB/T23258、《钢制管道外腐蚀控制规范》 .42

GB/T21447、《理地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的 有关规定， 8.5.8集油管道设、线路截断阀的设置、管道的锚固及线路标 志，应符合现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB50253的有 关规定。集气管道敷设、线路截断阀的设置及线路标志，应符合现 行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定。

8.6材料及管道组成件

8.6材料及管道组成件

8.6.1油气集输管道所用管子、管道附件的材质选择，应根据设 计压力、设计温度、介质特性、使用地区等因素，经技术经济对比后 确定。采用的钢管和钢材，应具有良好的韧性和焊接性能。 8.6.2油气集输管道用钢管，应符合现行国家标准《输送流体用 无缝钢管》GB/T8163、《高压锅炉用无缝钢管》GB5310、《高压化 肥设备用无缝钢管》GB6479、《石油天然气工业管线输送系统 用钢管>GB/T9711的有关规定。 8.6.3管道附件不应使用铸铁件、螺旋焊缝钢管制作，宜采用锻 钢、钢板、无缝钢管或直缝焊接钢管制作，其质量应符合国家现行标 准承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB/T47008、低温承压设备 用低合金钢锻件》NB/T47009、《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件》 NB/T47010、《锅炉和压力容器用钢板》GB713、《低温压力容器用钢 板)GB3531、《输送流体用无缝钢管》GB/T8163、《高压锅炉用无 缝钢管>GB5310、《高压化肥设备用无缝钢管》GB6479、《石油天 然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711中的有关规定。 8.6.4油气集输管道所用钢管表面缺陷及运输、施工中损伤的处 理·应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有 关规定。 8.6.5当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材质的化学成分 和力学性能应相同或相近。 8.6.6用于含硫酸性天然气的管道附件，在材质选用、结构设计 +43·

8.6.15站场和线路的管道绝缘宜采用绝缘接头或绝缘法兰。绝 法兰技术规范》SY/T0516的有关规定。 8.6.16阀门的选用，应符合现行国家标准《工业金属管道设计规 范》GB50316及其他国家现行标准的有关规定。在防火区内关键 部位使用的阀门，应具有耐火性能。通过清管器的阀门，应选用全 通径阀门。 8.6.17输送强腐蚀性介质或处于土壤腐蚀性强地区的管道，可 根据试验情况选用非金属管道。

9自动控制及油气计量

9.1.1油气集输站场自控设计应满足工艺过程操作稳定、安全、 经济运行的需求。仪表控制系统或计算机控制系统设置应满足下 列规定： 1原油脱水站、原油稳定站、天然气处理厂、集中处理站应采 用计算机控制系统。其他站场可根据输入输出点数量，选用仪表 控制系统或小型计算机控制系统。 2油气生产工艺相对简单、对调节精度要求不高的设施、装 置，结合工艺、设备特点，宜选用自力式、机械式、基地式控制仪表 或装置。 3当需要在控制中心远程监控和管理井场、站场的工艺生产 过程时，宜采用由井场远程终端装置（RTU)和站场控制系统构成 的监控与数据采集系统（SCADA）。 4需要实现数据远传的并场，应利用丛式并、加密并等生产 方式或布井工艺，简化自动化设施。 9.1.2油气集输站场仪表供电设计应符合下列规定： 1电源容量应按仪表及计算机控制系统用电总负荷的1.2 倍～1.5倍确定。 2井场和计量站宜采用普通电源供电，其他站场可根据仪表 用电负荷等级确定采用普通电源或不间断电源（UPS)供电。当采 用UPS供电时，后备时间应按UPS的额定负荷计算，不应少于 30min。 3仪表供电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和《油气田及管道工程仪表

表控制系统设计规范》GB/T50892的有关规定。 9.1.4仪表及管道保温和伴热应符合下列规定： 1在环境温度条件下不能正常工作的测量管道、分析取样管 道、自动化仪表或控制装置，应保温和伴热； 2仪表及管道的保温和伴热设计应符合现行行业标准《石 油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH/T3126的有关规 定。 9.1.5滩海陆采油田油气集输站场仪表控制系统的设计，应符合 现行行业标准《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY/T 0310的有关规定。

9.2仪表选择及检测控制点设置

9.2.1油气集输站场仪表选择应符合下列规定：

1检测及控制室仪表应采用电动仪表： 2选用气动或电动执行机构应根据生产装置的规模、控制阀 的数量，综合可靠性和经济性确定： 3仪表应满足工艺测量、控制范围及介质温度、压力要求。 对黏稠、易堵、有毒、腐蚀性强的测量介质，应选用与介质性质相适 应的仪表或采取隔离措施； 4爆炸危险区域内安装的电动仪表、电动执行机构等电气设 备的防爆类型应根据现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计 规范》GB50058的有关规定，按照场所的爆炸危险类别和范围以 及爆炸混合物的级别、组别确定； 5仪表应满足环境条件要求或采取相应的防护措施。沙漠 油田油气集输站场的仪表应具有适应温差大、防沙、防辐射等性 能，当不能满足要求时，应采取防护措施；滩海陆采油田油气集输 ·47·

站场的仪表应防盐雾、防潮湿

9.2.2油气集输站场检测、控制点应遵循优化、简化的原则设置， 并应符合下列规定： 1需要经常监视的工艺参数应设置远传和就地指示； 2超过限值、影响工艺生产正常运行的参数应设置自动报警 或自动报警和联锁控制； 3需要频繁操作的机泵或阀宜设远程/就地控制； 4影响产品质量和生产正常运行且需要连续调整的关键参 数·应设自动调节控制。 9.2.3生产或使用可燃气体的工艺装置或储运设施区域内，应按 现行行业标准《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》 SY6503的要求设置可燃气体检测报警装置。 92.4生产或使用有毒气体的工艺装置或储运设施区域内，应按 现行国家标准《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》 GB50493的要求设置有毒气体检测报警装置。 9.2.5油气集输站场应根据生产安全的需要，设置必要的紧急 切断和自动泄压放空设施。自喷油井宜设置并口地面安全装 置，含有含硫酸性天然气的油井，应按安全评估需求设置紧急关 断系统。

9.2.6现场宜安装供操作人员巡回检查和操作的就地显

9.3.1原油和天然气计量点设置应符合下列规定

1应结合油气集输工艺流程和总体布局，按照适当集中、方 便管理、经济合理的原则进行布置。 2原油和天然气的一级交接计量站，应建在油田所属外输管 道的末端。

9.3.2油并产量计量应符合下列规定

1油并产量计量应满足生产动态分析要求。油、气、水计量

最大允许误差宜在士15%以内。 或槽罐容器计量。稠油油并产油量计量可采用称重法。 3多井集中计量应采用周期性连续计量。每口井每次连续 计量时间宜为4h~8h，油、气产量波动较大或产量较低的井宜为 8h~24h。每口并的计量周期宜为10d~15d，低产井的计量周期 可为15d~30d， 4油井计量仪表应配套，配套仪表的准确度应满足本规范本 条第1款的要求，并应符合油井产量的计量条件和被测介质性质 的要求。 5计量仪表与关联设备应符合仪表技术要求。用于原油计 量的容积式流量计应靠近分离器排液口，过滤器应接近流量计进 口，流量调节阀应设在流量计下游。 6原油含水率的测定，按原油乳状液类型、含水率的高低和 计量自动化程度，可采用仪表在线连续测定或人工取样测定。采 用人工取样测量含水率时，取样方法应符合现行国家标准《石油液 体手工取样法》GB/T4756的有关规定。采用自动取样器取样测 量含水率时，取样方法应符合现行国家标准《石油液体管线自动取 样法》GB/T27867的有关规定，所取样品应具有代表性。 9.3.3原油输量计量应符合下列规定： 1原油输量计量可分为三级，且分级应符合下列规定： 1)一级计量应为油田外输原油的贸易交接计量； 2)二级计量应为油田内部净化原油或稳定原油的生产计 量： 3）三级计量应为油田内部含水原油的生产计量。 2原油输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定，并 应符合下列要求：

9.3.3原油输量计量应符合下列规定：

1原油输量计量可分为三级，且分级应符合下列规定： 1)一级计量应为油田外输原油的贸易交接计量： 2)二级计量应为油田内部净化原油或稳定原油的生产计 量： 3）三级计量应为油田内部含水原油的生产计量。 2原油输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定，并 应符合下列要求：

6当采用相对独立的安全仪表系统时，应根据确定的安全仪 完整性等级进行系统配置。安全仪表系统的逻辑控制器应具有 件和软件自诊断功能，功能回路应为故障安全型。安全仪表系 的设计应符合现行国家标准《石油化工安全仪表系统设计规范》 B/T50770的有关规定。 7当火灾检测报警系统和可燃/毒性气体检测系统合并设 置，构成相对独立的火灾及可燃气体报警系统时，应采用经过权威 机构认证的PLC系统；采用盘装可燃/毒性气体报警仪表时，报警 信号应上传到站场控制系统、 8控制系统负荷及备用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的有关规定。 9对安全性和可靠性要求较高的生产单元，控制系统相关部 件宜为允余配置。 10站场控制系统和RTU应具备上传数据的工业以太网接 口或RS485通信接口，并应能支持多种开放标准通信协议。 9.4.3计算机控制系统应具有下列基本功能 1数据采集和处理； 2报警记录及管理； 3手动控制和自动控制能完成预定的控制策略； 4实时数据、历史数据、动态流程图、重要数据趋势图等显 示，以实时数据库或关系型数据库（可操作数据）的形式共享数据 5网络监视及管理； 6自动诊断计算机控制系统自身故障和生产过程故障，并发 出区别报警； 7随机和定时打印报表； 8离线组态、在线组态和在线修改控制参数。 9.4.4站场计算机控制系统设计，应符合现行国家标准《油气 及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T50823的有关规定 ·54

10.1.1油气集输站场址应根据已批准的可行性研究报告或油田 地面建设总体规划以及当地的城镇规划、兼顾集输管道的走向确 定。 10.1.2站场址的面积应符合总平面布置的要求，并应节约用地。 凡有荒地可利用的地区不宜占用耕地。滚动开发油田的站场可适 当预留扩建用地。 10.1.3沙漠地区站场址应避开风口和流动沙漠地段，并应采取 防沙措施。位于沙漠边缘的油田，一、二、三级油气站场的站址在 技术经济合理的条件下宜选在沙漠边缘或沙漠之外。 10.1.4各种不同功能站场在布局上应综合考虑。计量站、集油 阀组间宜与配气站、注水配水间联合建设；工艺上相互关联的油、 气、水处理站宜联合建设：矿场油库宜建在油田边缘的适当部位、 铁路外运油库宜靠近铁路车站或铁路线，方便接轨。 10.1.5已建站场扩建或更新改造，原站址又无条件利用时，新建 设施宜靠近已建站场，应充分利用原有公用工程。 10.1.6站场址周边宜具备交通运输、供水、排水、供电及通信等 依托条件。 10.1.7站场与周围设施的区域布置防火间距、噪声控制和环境 保护应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》 GB50183、《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087和工业企 业设计卫生标准》GBZ1等的有关规定。 10.1.8站场址的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的有关规定

10.2站场防洪及排涝

10.2.1站场的防洪排涝应根据油由防洪排涝的统一要求设计。 站场建在受洪水威胁的地段时，宜采取防洪措施。在条件允许且 技术经济合理的情况下，在区域防洪设计的基础上应适当提高站 场场地标高，也可只提高主要设备和建筑物标高。 10.2.2油气集输站场邻近江河、海岸、湖泊布置时，应采取防止 可燃、有毒液体泄漏流入水域的措施。 10.2.3油气集输井、站的防洪设计标准应根据站场类型和受滤 影响，按表10.2.3的规定选择。

表102减3油气集输井，站的防洪设计标准

10.2.4防洪设计的洪水水量及相应的洪水水位应按当地水文站 的实测资料，按本规范表10.2.3规定的防洪设计标准推算。缺之 实测资料时，应会同有关部门深人实际调查，合理确定。 10.2.5设计洪水水位应包括洪水水位、垂水和风浪袭击高度， 站场场地的防洪设计标高应比按防洪设计标准计算的设计洪水水 位高0.5m，在淤积产严重地区，还应计入淤积高度。采油井场变压 器、配电箱和电动机的安装高度可在抽油机防洪设计标高的基础 上适当高。 10.2.6靠近山区建站时，应根据实际情况设置截洪沟；截洪沟不 宜穿过场区。 10.2.7油气集输站场的地表雨水排放设计，应符合现行国家标 ·56

雅《室外排水设计规范》GB50014的有关规定， 10.3站场总平面及竖向布置 10.3.1站场总平面及竖向布置应符合国家现行标准石油天然 气工程设计防火规范》GB50183、《石油天然气工程总图设计规 范》SY/T0048和《工业企业总平面设计规范>GB50187的有关规 定。 10.3.2站场总平面布置应充分利用地形，并结合气象、工程地 质、水文地质条件合理、紧漆布置，节约用地。土地利用系数应符 合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048的 有关规定。 10.3.3站场总平面布置应与工艺流程相适应，做到场区内外物 料流向合理，生产管理和维护方便。宜根据不同生产功能和特点 分别相对集中布置，形成不同的生产区和辅助生产区。集中处理 站的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置。 10.3.4凡散发有害气体和易燃、易爆气体的生产设施，应布置在 生活基地或明火区的全年最小频率风向的上风侧。 10.3.5油罐区的布置应使油罐底与泵房地坪的高差满足泵的正 常吸人和自流灌泵的要求。油罐区防火堤布局设计应符合现行国 家标准《储罐区防火堤设计规范》GB50351的有关规定。 10.3.6当站场内附设变电所时，变电所应位于站场边缘，方便进 出线，并宜靠近负荷中心。变配电室宜靠近主要用电设施。 0.3.7站场内通道宽度宜结合生产、防火与安全间距要求，并应 结合系统管道和绿化布置的需要合理确定。 0.3.8站场应根据所在地区周围环境和规模大小确定是否设置 墙。当设置围墙时，应采用非燃烧材料建造，围墙高度不宜低于 2m，场区内大于或等于35kV的变配电站应设高度不小于 5m的围栏。 .3.9场区内雨水宜采用有组织排水，罐区内雨水宜采用明沟 ?57

非水。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，可不设排雨水系 0.3.10特殊地质条件的竖向设计应符合下列规定： 1在膨胀土地区，应注意保持原生覆盖土表层。露头地段应 根据当地经验因地制宜处理； 2在自重湿陷性黄土地区，应有迅速排除雨水的地面坡度和 排水系统。湿陷性黄土地区场区平土应避免造成人为的湿陷性差 异； 3在岩石地基地区、软土地区、地下水位高的地区，不宜进行 挖方： 4在盐渍土地区，采用自然排水的场地设计坡度不宜小于 1%、并应符合现行行业标准《盐溃土地区建筑规范》SY/T0317 的有关规定。

10.4.4当架空管道跨越道路、铁路时，桁架底或管底高度应符合 下列规定： 1距道路路面中心不应低于5m； 2距铁路轨顶不应低于5.5m； 3距人行道路面不应低于2.2m。 10.4.5站内架空油气管道与建（构)筑物之间最小水平间距应符 合本规范附录H的要求。 10.4.6站内埋地管道与电缆、建（构）筑物平行的最小间距应按 本规范附录J确定。 10.4.7埋地工艺管道互相交义的垂直净距不宜小于0.15m。当 管道与电缆交叉时，其最小垂直净距应符合下列规定： 1距35kV以下的直埋电力电缆不应小于0.5m； 2距直埋通信电缆不应小于0.5m； 3当用隔板分隔或电缆穿管时，不宜小于0.25m。 10.4.8原油、蒸汽、热水及其他热管道均宜利用自然补偿，管道 自然补偿宜与管网统一布置。当利用管网的布置形状不能自然补 偿时，应设置补偿器，其形式可按管道工作压力、空间位置大小等 具体情况确定。站内热管道应在下列部位设置固定支座： 1在罐前的适当部位； 2露天安装机泵的进出口管道上； 3穿越建筑物外时，在建筑物外的适当部位； 4两组补偿器的中间部位。 10.4.9/管道综合设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行标 准《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048、《工业企业总平面 设计规范》GB50187的有关规定。地上敷设的管道之间、埋地管 道之间的间距应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规 范》SY/T0048的有关规定。

1.1.1油田站场的电力负荷等级，应符合现行国家标准《供配电 统设计规范》GB50052及现行行业标准《油气田变配电设计规 >SY/T0033的有关规定，并应结合油田油气集输工程在生产 程中的特点及中断供电所造成的损失和影响程度划分。油田站 场电力负荷等级宜符合下列规定： 1矿场油库（管输）、轻烃储库等电力负荷宜为一级； 2矿场油库（铁路外运）、原油稳定站、接转站、放水站、脱水 站、增压站、注气站、机械采油井排等电力负荷宜为二级； 3处理天然气凝液的站场，当设计能力大于或等于50×10m/d 时，电力负荷宜为二级； 4增压站设计能力大于或等于50×10m/d时，压缩机的 原动机为电动机，或当原动机采用燃气发动机，机组的润滑和冷却 设备及仪表用电由外电源供电时，电力负荷宜为二级； 5自喷油井、机被采油井（包括丛式井）、计量站、集油阀组间 等电力负荷宜为三级。 11.1.2供电设计应符合下列规定： 1一级负荷应采用双重电源供电。两个电源宜引自不同的 变电所或发电厂；当两个电源由同一变电所不同母线段分别引出， 作为电源的变电所应具备至少2个电源线、至少2台主变压器并 分列运行。 2对于一级负荷中特别重要的负荷，除由两个电源供电外， 尚应增设应急电源，且不得将其他负荷接入应急供电系统。 3二级负荷宜采用两回线路供电。当无法采用两回线路供

电，在工艺上设有停电安全措施或有应急电源时，可用一回专用架 空线路或专用电缆供电。 4三级负荷宜采用单回路、单变压器供电。 5以工业汽轮机、柴油机或燃气轮机为主要动力的站场，可 采用一回专用线路供电。无电源时，也可采用燃气或柴油发电机 供电。 11.1.3供电电压等级应符合下列规定： 1供电电压应根据电源条件、用电负荷的分布情况、输电线 路长度等因素综合比较确定。当油田内部采用集中供电或分片集 中供电时，宜以负荷相对集中的站场为中心设置中心变配电所，以 110kV、35kV、20kV、10kV电压等级供电，并应在各用电负荷点 设置恰当的变配电所， 2油田配电线路电压宜采用10kV，对于远距离且分散的地 区，也可采用35kV或20kV。 11.1.4站场内变压器的选择应符合下列规定： 1有两个电源时，宜选用两台变压器，单台容量应能满足全 部一级负荷和二级负荷的用电； 2仅有一个电源时，宜选用一台变压器，变压器容量应满足 全部计算负荷，变压器负载率不宜大于80%： 3单台变压器容量不宜大于1600kV：A； 4确定变压器容量时，尚应校验起动及自起动容量； 5配电变压器应采用节能型变压器。采油井场（或井排）变 压器宜采用柱上安装或其他安装方式，变压器的平均负荷率不宜 低于30%。抽油机电动机宜采用就地无功补偿装置，也可同时在 变压器的高压侧进行二次补偿或在线路侧设置集中补偿，补偿后 的功率因数不宜低于0.9。 11.1.5低压配电系统应简单可靠，同一电压等级配电级数不宜 多于三级，并应符合下列规定： 1根据负荷的容量和分布，变配电所宜靠近负荷中心。

2应正确选择变压器的变比和电压分接头，并宜使三相负荷 一衡。 3站场内应采用放射式或与树干式相结合的配电系统，并应 符合下列规定： 1）一级负荷应采用放射式配电 2)二级负荷宜采用放射式配电；当负荷容量较小时，也可采 用树干式。 3）三级负荷可采用树干式配电。 11.1.6站场内建（构）筑物的防爆分区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区区域划分推荐作 法》SY/T6671的有关规定。各类站场爆炸危险区域内的电气设 计及设备选择应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计 规范》GB50058的有关规定 11.1.7，站场内建筑物的防雷分类及防雷措施应符合现行国家 标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定。工艺装置 内露天布置的罐和容器等的防雷、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》GB50183的有关规 定。 11.1.8滩海陆采油田配电应符合现行行业标准《滩海石油工程 电气技术规范》SY/T4089的有关规定。 11.1.9电脱水器供电电源和供电设备的设计除应符合现行行业 标准《原油电脱水设计规范》SY/T0045的有关规定外，尚应符合 下列规定： 1电脱水器的供电宜采用交流、直流或交直流复合供电方 式，应根据油品性质和脱水工艺参数选用合适的供电方式； 2每台电脱水器应设有独立的供电回路和装置，供电装置宜 由控制柜和脱水变压器组成： 3控制柜宜采用具有电流闭环调节功能的调压装置； 4脱水变压器宜采用高压有中心接地抽头的防爆升压变压 .62

器，初级电压应为220V或380V，次级电压应根据选用的电场强 度和电极布置确定，不宜超过40kV，变压器容量宜为50kV·A 或100kV：A 5带有整流环节的脱水变压器其整流装置应采用高压硅堆 整流方式，并应具有足够的电压和电流储备能力

11.2.1通信系统应满足油由生产管理对通信业务的需求开应 能为数据传输提供可靠的通信通道： 11.2.2通信系统设计应充分利用已建资源，并应兼顾近期和远 期通信业务的需要。 11.2.3通信系统的设计内容可包括主用通信、备用通信、应急通 信，并应符合下列规定： 1主用通信宜采用有线通信或无线通信两种方式 2备用通信方式应根据油所处的地理位置及具体通信 需求情况确定。备用通信可采用有线通信方式或无线通信方 式。 3应急通信可采用VSAT卫星移动车、卫星移动终端或其 他无线通信方式。 4有线通信方式宜采用光缆（电缆）线路接人油田专业通信 网或当地的公用电信网。线路敷设方式应根据油田的实际情况选 用埋地管道、直埋或架空方式。无线通信方式宜利用油田专网资 源及当地公网资源等现有资源。 11.2.4油田生产管理单位之间的语音通信及数据通信宜采用有 线通信方式。 11.2.5油气集输站场通信方式的确定应符合下列规定： 1油田较集中地区站场岗位间通信应以有线通信方式为主 无线通信方式为辅。油气集输站场间的直通电宜选用直通专 线、油田专用通信网或公用电信网的热线功能实现。

11.3给排水及消防

施，统一规划，分期实施。对于不宜分期建设的工程，可一次实施。 11.3.2给水系统的选择应根据生产、生活、消防等各项用水对水 质、水温、水压和水量的要求，结合当地水文条件及外部给水系统 等因素，经技术经济对比后确定。 11.3.3、给水设计供水量应为生产、生活、绿化及其他不可预见等 用水量之和，且应满足消防的有关规定。无人值守站场可不设给 排水设施。 11.3.4外部给水系统供水量不足时，站场内用水宜设置储水罐 （箱、池）。当采用站外市政、工矿系统管道供水时，其容量不宜小 于站场日平均用水量。当采用水罐车供水时，站内储水罐（箱、池） 的容量不应小于5m。 11.3.51给水水质指标应符合工艺要求和相关标准的有关规定。 当水质指标不能满足要求时，应进行水质处理。 11.3.6含油污水宜排入生产污水管道或单独收集处置。 11.3.7油田站场产生的含油污水宜集中处理，集中的范围和方 式可因地制宜确定。 11.3.8含油污水处理设计应符合现行国家标准《油田采出水处 理设计规范》GB50428的有关规定。 11.3.9油田站场处理后的含油污水有条件时应回注，回注水质 应符合油田有关规定。具有经济效益时，采出水宜进行综合利用。 当无回注条件或综合利用价值时，处理后的污水可无效回灌或达 标后排放。 11.3.10排水系统的选择应根据污水性质，结合油田排水制度、 污水处理规划，按有利于综合利用和环境保护的原则确定。 11.3.11废水排入外部系统应满足外部系统的接收要求。直接 外排污水水质应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB8978 的有关规定。 11.3.12油田站场给水、排水设计应符合现行行业标准《油气厂、 站、库给水排水设计规范》SY/T0089的有关规定。

消防设施设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设 计防火规范》GB50183的有关规定。

11.4.1建（构）筑物设计应保证结构安全、可靠，符合国家现行编 构设计规范的要求，还应满足抗震、防火、防爆、防腐蚀、防噪声、环 保及节能的要求。 11.4.2建（构)筑物的建筑设计，应符合现行行业标准《油气田利 管道工程建筑设计规范》SY/T0021的有关规定。 11.4.3甲、乙类火灾危险性生产厂房的耐火等级不宜低于三 级，其他生产厂房的耐火等级除相关规范另有规定外不宜低于 三级。 11.4.4有爆炸危险的甲、乙类厂房不应采用地下或半地下式厂 房，宜采用散开式或半散开式厂房。当采用封闭式厂房时，防爆泄 压设施的设置应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016 的有关规定。 11.4.5有爆炸危险的甲、乙类厂房，宜采用钢筋混凝土柱或钢 柱承重的框、排架结构、轻型钢结构有利于防爆、泄压的结构。 建筑面积、高度及跨度较小的厂房，采取钢筋混凝土构造柱及圈 梁加强措施时可采用砖墙承重的砌体结构。按油田滚动开发 情况，对于短期油田开发区块可采用临时性或可拆装移动的建 筑。 11.4.6当甲、乙类厂房采用轻型钢结构时，建筑构件应采用非燃 烧材料.墙、屋面板单位质量不宜超过60kg/m。除天然气压缩机 厂房外，宜为单层。与其他厂房的防火间距应按现行国家标准《建 筑设计防火规范》GB50016中的三级耐火等级的建筑确定。当房 耐火等级为三级时，柱及柱间支撑的耐火极限不应低于2.0h， 屋面梁及屋面梁间支撑、系杆耐火极限不应低于1.0h。当房屋耐 火等级为二级时，柱及柱间支撑的耐火极限不应低于2.5h，屋面 ?67·

梁及屋面梁间支撑、系杆耐火极限不应低于1.5h。建筑增体及屋 面板的耐火极限应按现行国家标准《建筑设计防火规范》 B50016的有关规定执行 1.4.7建筑物应根据采光、保温、密闭要求采用单层或双层窗。 对有爆炸危险的甲、乙类厂房计入泄压面积的门窗宜采用单层外 开门窗，玻璃应采用安全玻璃。防爆与非防爆房间之间的窥视窗 应采用满足甲级防火窗要求的密闭抗爆窗。 11.4.8散发较空气重的可燃气体及可燃蒸气的有爆炸危险的 甲、乙类厂房、地面应采用不发生火花的面层。当采用绝缘材料作 整体面层时，应采取防静电措施。 11.4.9站场管墩可采用混凝土结构及钢筋混凝土结构，管架 及设备平台可采用钢结构及钢筋混凝土结构。室内操作平台及 小型管架宜采用钢结构。管墩、管架设计宜符合现行行业标准 《化工、石油化工管架、管墩设计规定》HG/T20670的有关规 定。 11.4.10地下水池、阀池宜采用抗渗钢筋混凝土结构，位于地下 水位以上且无较高防渗要求的阀池可采用砌体结构。 11.4.11在满足地基稳定和变形的前提下，设备基础宜浅埋。除 岩石地基外，基础埋深不宜小于0.5m，对存在冻土的地区，基础埋 深还应根据冻胀深度进行核算。基础混凝土的强度等级根据环境 类别和使用年限，应符合现行国家标准《混凝土结构设计规范》 GB50010的有关规定。钢筋混凝土基础强度等级不应低于C20， 素混凝土基础强度等级不应低于C15，垫层不应低于C10。设备 基础顶面无预埋钢板时，宜设置20mm~50mm厚强度等级比基 础高一级的细石混凝土二次浇灌层。较大型动力机器基础设计 应符合现行国家标准《动力机器基础设计规范》GB50040的有关 规定。 11.4.12卧式金属储罐基础数量不宜超过两个，且不应浮放。基 础的底面积应满足地基承载力要求。鞍座下竖板或框架及基础强

度应满足水平滑动推力和地震作用要求。 11.4.13、立式金属储罐基础设计及地基处理，应符合国家现行标 准《钢制储罐地基基础设计规范》GB50473、《石油化工钢储罐地 基与基础设计规范》SH/T3068、石油化工钢储罐地基处理技术 规范》SH/T3083.的有关规定。沉降脱水罐、污水沉降罐等对罐 底板不均匀沉降要求严格的立式金属储罐，宜选用钢筋混凝土板 式基础。 11.4.14塔型设备基础、球罐基础、钢筋混凝土冷换框架设计，应 分别符合现行行业标准《石油化工塔型设备基础设计规范》 SH/T3030、《石油化工球罐基础设计规范》SH/T3062、《石油化 工钢筋混凝土冷换框架设计规范》SH/T3067的有关规定。 11.4.15防火堤结构设计，应符合现行国家标准《储罐区防火堤 设计规范》GB50351的有关规定。 11.4.16抽油机基础可采用预制组装式或现浇整体式钢筋混凝 土结构。 11.4.17油气集输工程建筑物的抗震设防分类应符合现行国家 标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223的有关规定，抗震设 计应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB50011的有关规 定。油气集输工程构筑物的抗震设计，应符合现行国家标准《构筑 物抗震设计规范》GB50191的有关规定。 11.4.18滩海陆采油田平台可采用砂石等实体结构平台。平台 方位应根据风向、流向、流冰方向及安全等因素确定。 11.4.19滩海陆采平台四周宜设防浪墙及边坡护坡，具体要求应 符合现行行业标准滩海斜坡式砂石人工岛结构设计与施工技术 规范》SY/T4097的有关规定， 11.4.20滩海陆采平台上的计量站、接转站、配电间、值班室等建 筑物，宜采用预制装配、车厢式或轻型钢结构建筑，其重量及外形 尺寸应满足运输及吊装要求。 11.4.21滩海陆采油田滩涂区域内的管架应采用浅基础钢管架 ·69.

或桩基础管架，电杆基础可采用浅基础，何载计异 截或波浪荷载的作用。

气作燃科。 11.6.2锅炉房内的燃气、燃油和燃煤设施的设计应符合现行国 家标准《锅炉房设计规范》GB50041的有关规定。 11.6.3以燃气为燃料时，燃料气系统应符合下列规定： 1燃料气中硫化氢含量不应高于现行国家标准《天然气》 GB17820中对于三类气质的要求， 2加热炉、锅炉的供气管道应设气液分离器，必要时应采取 管道伴热措施。 3当燃料气的压力过高或不稳定，不能适应燃烧器要求时， 应设置稳压装置。在燃料气的稳压装置后不应连接生活或其他用 气管道。 4进燃烧器前的燃料气管道上宜装有快速截断阀、放空阀及 调节阀。 11.6.4以燃油为燃料时，燃料油系统应符合下列规定： 1燃料油掺水燃烧时应充分雾化，其乳化水最大含量应按实 验资料或相似情况确定； 2燃料油压力应平稳，供油压力和温度应根据雾化方式及油 品性质确定，油管道应伴热。 11.6.5以煤为燃料时，燃煤系统应符合下列规定 1燃煤应与所选用的锅炉相适应； 2雨季运行的锅炉房应设置干煤棚； 3寒冷地区上煤、除灰渣系统应有防冻设施。

11.7.1站场内建筑物的暖通空调设计应符合现行国家标准 工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019的有关规 定。 11.7.2站场内各类房间的冬季室内采暖计算温度宜符合表 11.7.2的规定

表11.7.2室内采暖计算温度 房间名称 室祖(℃) 淋浴间 25~27 办公室、值班室、化验室、控制室、配电室（有人值班）、资料室、 18~20 通信机房 18 更衣室、食堂、仪表间 原油豪房、脱水操作间、阀组间、污油泵房、化药间、加药间、汽 14~16 车库（内设检修坑）、原油流量计间、阴极保护间、维修间、盟洗室、 卫生间，通风机房 乙二醇系房、天然气凝液泵房、液化石油气系房、霸电池室、含 12 油污水泵房、污水提升系房 天然气压缩机房、消防车库 8 空气压缩机房、水系房、药品室、配电室（无人值班）、汽车库（不 M. 设检修坑）、柴油发电机房、消防系房、天然气调压间、材料及设备库 注：电机间、加热炉操作间、高压开关室、电容器室可不采暖。 11.7.3采暖热媒宜采用热水，系统形式宜为同程式。对于远离 集中热源的独立建筑可采用电采暖 11.7.4边远地区的井口建筑，在缺电的情况下可采用自然循环 热水采暖系统或燃气红外线辐射采暖，自然循环热水采暖系统的 作用半径不宜超过50m。 11.7.5站场内建筑物的通风方式及换气次数宜按本规范附录 M的规定执行。 11.7.6油气化验室的通风应采用局部排风。当设置通风柜时， 排风机应为防爆型。 11.7.7油气化验室通风柜操作口的吸人速度宜为0.4m/s~ 0.6m/s. 11.7.8当放散到厂房内的有害气体相对密度大于0.75，且室内放 散的显热不足以形成稳定的上升气流而沉积在下部区域时，宜从下 部区域排出总排风量的2/3，从上部区域排出总排风量的1/3。

11.7.9站场内的天然气压缩机房、天然气凝液泵房、天然气调 压间、液化石油气系房及燃气锅炉房应设事故通风装置。 11.7.10沙漠地区站场内建筑物的通风设计应满足防沙要求。 11.7.11当采用采暖通风达不到室内温度、湿度及洁净度等要求 时，应设置空气调节，且防爆区的空调装置应满足防爆要求。

注：油气站场的等级划分应根据现行国家标准（石油天然气工程设计防火规范） GB50183确定 11.8.2进站路可采用公路型道路，站内路可采用城市型道路。 11.8.3站场内道路的路面宽度可按表11.8.3选用。公路型进 站路的路肩宽度宜为1.0m或1.5m，受地形限制的困难路段可减 为0.5m或0.75m

麦11.8.3站场内道路的路面宽度（m

.8.4一、二、三、四级油气站场道路宜采用高级或次高级路面， 他站场道路可采用次高级或中级路面，消防路宜采用砂石路面 混凝土联锁路面砖路面。滩海陆采油田站场道路可采用土堤及 少石路堤等结构形式。 1.8.5站场内道路计算行车速度宜为15km/h。 1.8.6站场内道路的最小圆曲线半径不宜小于12m。纵坡度不 宜大于6%，竖向高差大的路段不宜大于8%。相邻纵坡差小于或 等于2%的站场内道路变坡点及厂房出入口道路可不设竖曲线。 站场内道路可不设超高或加宽。交叉口路面内缘转弯半径宜为 9m12m 11.8.7站场内道路的停车视距不应小于15m，会车视距不应小 于30m。当采用停车视距时，应根据实际情况采取有效的安全措 施。 11.8.8汽车装卸场地宜采用水泥混凝土场地，场地坡度宜为 0.5%~1.0%。场地结构应满足运油车辆的要求，装卸场地应照 明，站外应设停车场。 11.8.9/生产天然气凝液的工艺装置区和液化石油气的汽车装车 场地，应采用不发生火花的混凝土面层。 11.8.10站场道路设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设 计防火规范》GB50183的有关规定。消防路以及消防车必经之 路，其交叉口或弯道的路面内缘转弯半径不应小于12m。 11.8.11通向计量站及井场的道路可采用4m或3.5m宽的土 路，长度超过500m时应设错车道。错车道的有效长度不应小于 20m，错车道路段路基全宽不应小于6.5m，前后应各设长不小子 15m的宽度渐变段。 11.8.12站场道路设计的其他要求应符合现行国家标准《厂矿运 路设计规范》GBJ22的有关规定。

附录A重力分离器的计算公式

附录C油气混输的压降计算公式

附录D埋地沥青绝缘集输油管道 总传热系数K选用表

附录E埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温 集输油管道总传热系数K选用表

表E埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道 总传热系数KlW/（m·C）l

附录F集油管道伴热输送双管管组 「(D./D)≤3】热力近似计算公式

附录G理地沥青绝缘集气管道总传热 系数K选用表

表G理地沥青绝缘集气管道总传热系数K[W/（m.C）

附录H站内架空油气管道与建（构）筑物 之间最小水平间距

公园标准规范范本附录J站内埋地管道与电缆、建（构）筑物 平行的最小间距

附录K通信电缆管道和直理电缆与地T 管道或建（构）筑物的最小间距

附录L通信架空线路与其他设备 或建（构）筑物的最小间距

表L通信架空线路与其他设备或建（构）筑物的量小间距（m

附录M站场内建筑物的通风方式及换气次数

邮政标准表M站场内建筑物的通风方式及换气次赖