Q／SY 1499-2012  输油管道工程项目建设规范

多年冻土以预先融化状态用做管道地基，在管道施工之前，地基土融化至计算 深度。 3）管道通过多年冻土带应经热稳定计算后，采取措施防止冻土融化造成生态环境的改变。 输油管道不得通过一级生活水源保护区，通过二级水源保护区时，应经过有关主管部门批 准，并应： 1）选择在保护区边缘通过。 2 选择在对保护区影响小的地段通过。 3） 选择在能满足保护区规划要求、对环境损害小的地段通过。 4） 管道穿越保护区的水域应尽量采用定向钻或水下隧道的方式通过，水工作业避免污染 水域。 输油管道应尽量避免通过矿山地下采空区，当由于条件限制不得不通过时，应对矿山区域 稳定性进行评价，应采取以下方式： 1）尽量采用弹性敷设避免使用弯头、弯管，应避免设置站场、阀室，采空区内管线线位 不应敷设于地形起伏较大的区域或地质灾害易发地段。 2） 管道通过采空区的方式一般采用： 当采空区管道的应力、应变指标能够满足GB50253中有关强度指标要求时，应采 取直接通过的方式； 一当采空区管道的应力、应变指标超出GB50253中有关强度指标要求时，应采取大 应变钢管通过，应计算大变形钢管材极限（拉伸、压缩）变形； 当管材本身的应力、应变指标无法满足采空区管道的应力、应变条件时，应采取 预留安全矿柱的方式通过。

5.2.6埋地输油管道通过活动断裂带或地震动峰值加速度≥0.2g的地区，应按GB50470的规定进 行核算并充分借鉴相关评价成果采取设防措施

.2.6埋地输油管道通过活动断裂带或地震动峰值加速度≥0.2g的地区，应按GB50470的规定

工程造价标准规范范本.3.2河流穿跨越位置选择应满足如下要求：

6.3.1输油管道线路穿跨越工程应遵循GB50423和GB50459的要求进行设计。

.2河流穿跨越位置选择应满足如下要求： 大中型穿跨越位置应符合线路主体走向，线路局部走向可根据穿跨越点位置进行调整。 b 穿跨越位置应符合当地规划、交通、河道、航道等相关部门的要求。 穿跨越位置应避开一级水源保护区和鱼类保护区核心区。对于二级水源保护区和鱼类保护区 缓冲区、实验区宜首先避绕，确需通过时，应取得有关部门的同意，并采取必要的保护 措施。 d）穿越位置应避开活动断裂带。 3 河流穿跨越方案选择应满足如下要求： a 穿跨越方案应根据地形、气象、水文、水文地质、工程地质、水土保持、环境、交通、施工 及管理条件等进行综合技术经济比选、论证确定。在安全可靠、技术可行、经济合理的情况 下，宜优先采用穿越方式。 b） 对于季节性河流，宜选择枯水期采用大开挖穿越方式。 C 对于常年有水的非季节性河流，当地质条件适宜、定向钻穿越方案可行的情况下，应优先选 择定向钻穿越方式。 d） 对于通航河流，宜采用非开挖穿越方式或跨越方式。 e 过河位置确需通过活动断裂带时，宜采用跨越方式，

6.3.3河流穿跨越方案选择应满足如下

a 穿跨越方案应根据地形、气象、水文、水文地质、工程地质、水土保持、环境、交通、施工 及管理条件等进行综合技术经济比选、论证确定。在安全可靠、技术可行、经济合理的情况 下，宜优先采用穿越方式。 b） 对于季节性河流，宜选择枯水期采用大开挖穿越方式。 对于常年有水的非季节性河流，当地质条件适宜、定向钻穿越方案可行的情况下，应优先选 择定向钻穿越方式。 d） 对于通航河流，宜采用非开挖穿越方式或跨越方式。 e） 过河位置确需通过活动断裂带时，宜采用跨越方式。 管道通过水源保护区和鱼类保护区的水域时，宜选择非开挖穿越方式或一跨过河的跨越方

式，以避免水工作业污染水域。 6.3.4河流穿跨越工程应采用与工程等级相应的设计洪水频率进行设计，大型穿跨越工程应采用 100年一遇设计洪水频率，中型穿跨越工程应采用50年一遇设计洪水频率，小型穿跨越工程应采用 20年一遇设计洪水频率。 6.3.5对于有防洪要求的河流大中型穿跨越工程应根据水利（务）部门的要求进行防洪影响评价。 6.3.6对于经过鱼类保护区的穿跨越工程应按相关部门的要求进行鱼类保护区评价。 6.3.7山岭隧道穿越工程应遵循GB50423的相关规定。 6.3.8山岭隧道穿越位置应符合线路的总体走向，隧道穿越轴线高程应满足输送工艺控制要求。隧 道应“早进洞、晚出洞”，尽量做到不破坏原有的地表形态和山体的平衡。 6.3.9山岭隧道通过活动断裂带、含煤或赋存瓦斯地层、含放射性物质或有害气体地层及可溶性岩 层发育等地质环境因素影响较大的地区时，应进行专题勘察，并提出地质环境影响评价。 6.3.10多条管道并行敷设时，对于同期建设的并行管道，宜共用穿跨越位置及穿跨越结构；对于不 同期建设的并行管道，当利用在役管道已建穿跨越结构敷设时，应分析其可行性。 6.3.11新建管道利用在役管道已建穿跨越结构及其设施敷设时，应对在役管道、穿跨越结构及其设 施本体进行安全检测和评价，并根据检测评价结果确定修复方案。 6.3.12大中型穿跨越工程及非开挖小型穿越和小型跨越工程应按设计阶段单独进行勘察和测量，应 取得穿跨越场区的地形地貌、河床形态、河流概况、区域地质及地震、水文地质、工程地质（地层岩 性、构造、物理力学性能指标）、场地水土腐蚀性评价、河床与岸坡稳定性评价及设计洪水频率的工 程水文参数（设计洪水位、设计流量、设计流速、设计冲止高程）等资料。 6.3.13大型跨越及埋深小于30m的大型穿越管道应采用50年超越概率2%的地震动参数进行抗震 设计，其他大中型穿跨越管道应采用50年超越概率5%的地震动参数进行抗震设计。设计地震动峰 值加速度≥0.1g地区的大中型穿越管道和设计地震动峰值加速度≥0.05g地区的跨越管道应按GB 50470的相关要求进行抗震设计。 6.3.14山岭隧道主体工程应按GB.50470的相关要求进行抗需设计

6.4.1输油管道线路用管应选用钢质管道和钢质管件，其制造应符合GB/T9711的规定。 6.4.2输油管道钢管及管件的选用，应根据设计压力、温度、介质特性、钢管直径、使用地区及敷 设环境等基础数据，结合钢管性能、质量水平、生产能力、供货资源和供货周期等因素分析材质、管 型对工程的适应性，并考虑强度、刚度、稳定性、韧性、焊接和制管的可能性，经技术经济（费用现 值）比较优化确定钢级、管型、壁厚。 5.4.3输油管道采用的钢管和管件应具有与工程建设、运行环境条件相适应的韧性要求和良好的焊 接性能，当管道附件与输油管道采用焊接连接时，两者材质应相同或相近。 6.4.4输油管道刚度应满足运输、施工和运行要求，管外径与壁厚之比应小于140，穿越地段钢管 外径与壁厚之比不应大于100。定向钻穿越应核算空管在泥浆压力作用下的径向屈曲失稳

6.5.1理地输油管道的防腐工程设计应遵循GB/T21447的要求。 6.5.2埋地输油管道的外壁宜采用防腐绝缘层加阴极保护联合防护方案。 6.5.3防腐绝缘层的材料和结构应根据管道沿线地区土壤腐蚀性、地区环境条件、管线敷设方式、 阴极保护方案以及防腐绝缘层造价和施工条件等因素，根据技术经济比选及使用经验确定。 6.5.4管道防腐采用新技术、新材料时，应符合下列要求：

b）设计选用的新技术、新材料必须是通过鉴定的，并应符合国家、行业现行标准。 6.5.5输油管道是否需要保温，应进行管道保温与不保温的技术经济比较，确定合理方案。输油管 道保温层的结构应由防腐层、隔热层和保护层组成。隔热层的厚度应根据工艺要求并经过技术经济比 较后确定

6.5.6阴极保护系统的设置应符合GB/T21447的

a） 阴极保护系统应能对被保护的管道提供足够的保护电流，并将其合理分布。 b) 对邻近的金属构筑物产生的干扰影响应尽量小。 C） 阳极系统的设计使用寿命与被保护管道的使用寿命相当。 d） 阳极地床应设在远离其他地下金属构筑物，且不易遭受破坏的位置。 e） 采用辆牲阳极保护时，应根据土壤的类型、温度及电阻率的大小等因素选择阳极的类型 规格。 f） 为测试和评价阴极保护的效果，应提供完备的检测设施

6.1线路截断阀设置应满足下列要求： a） 线路截断阀设置应符合GB50253的要求。 b） 输油管道沿线应设置能通过清管器或检测仪器的截断阀。 C 输油管道在沿线水域大型穿跨越、生活水源保护地、人烟密地区、矿山采空区段及地震活 动断裂带等特殊区段，应分别按照GB50423，GB50459和GB50470相关要求在两端设置 截断阀。 d）车 输油管道在沿线通过其他环境敏感区域、区段经过论证确认其必要性后，亦应在管道两端 设置线路截断阀。截断阀位置应选择在交通方便、地形开阔、地势较高不被洪水淹没的 地方。 e 应以安全、可靠、经济、适用为原则，并根据管道建设规模、输油气工艺、阀室地理位置和 重要程度、线路沿线及阀室前后交通、通信、电力供应及环境保护要求等综合条件，针对性 的选择和设置手动（单/双向）、远传（监视）或远控（RTU）等不同功能类型截断阀及截 断阀室。

动断裂带等特殊区段，应分别按照GB50423，GB50459和GB50470相关要求在两端设置 截断阀。 d）车 输油管道在沿线通过其他环境敏感区域、区段经过论证确认其必要性后，亦应在管道两端 设置线路截断阀。截断阀位置应选择在交通方便、地形开阔、地势较高不被洪水没的 地方。 e） 应以安全、可靠、经济、适用为原则，并根据管道建设规模、输油气工艺、阀室地理位置和 重要程度、线路沿线及阀室前后交通、通信、电力供应及环境保护要求等综合条件，针对性 的选择和设置手动（单/双向）、远传（监视）或远控（RTU）等不同功能类型截断阀及截 断阀室。 6.6.2水工保护设计应满足下列要求： 输油管道线路工程应结合沿线地形、地质、地貌、水文、气象等敷设环境条件，并结合水土 保持要求设置必要的水工保护设施。 输油管道水工保护工程设计应满足安全适用、技术先进、经济合理、因地制宜的原则，并 应体现和有机结合水主保持和环境保护对工程的专项评价、评估要求，减少对生态环境的 影响及最大程度地满足水土保持要求。水土保持的要求应符合GB50433的规定。也可参照 公路、铁路水工保护标准执行。 确定输油气管道水工保护整体和重点工程方案时，应从设计、施工、运营、线路优化等多方 面做全面比较，在保证管道安全的前提下，以综合经济效益和社会效益为目标，通过技术经 济比选确定。 d）水工保护工程应与管道主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用 6.6.3 施工便道和管道伴行道路设计应满足下列要求： 输油管道的线路施工、与管道伴行的巡线维抢修道路应充分利用地方现有道路和交通设施。 输油管道线路工程的施工便道和巡线维修道路的设置，应结合管道沿线施工作业带开拓和 已有道路的状况以及地形、地貌、工程地质、水文地质、环境保护要求，论述其修建的必 要性并分别统计新建或扩建的段落和数量

C 输油管道工程经论证确需修建巡线维修伴行路时，输油管道伴行路宜参照四级或四级以下标 准修建。 d） 输油管道伴行路的路面一般宜采用砂、石路面，过水路面宜采用水泥路面，其路面一般采 用单车道，特殊情况可采用双车道，其宽度为双车道时6m，单车道时3.5m。 e 输油管道伴行路的转弯曲线半径应不小于12m。 f）车 输油管道伴行路的最大纵坡应小于15°。 g车 输油管道线路施工便道应以满足和保证管道工程项目在建设周期内能够顺利实施且经济适 用为原则，结合管道沿线开拓的施工作业带和已有道路的实际状况，充分利用地形，以土 路为主，根据工程实际需要分段间断布设。 4其他线路附属工程应满足如下要求： a） 当输油管道翻越高差较大的长陡坡时，应考虑管道的稳定性，必要时应设置相应的锚固设施 或采取适宜的嵌固措施。 b） 为标识输油输送管道的走向、里程、方位和管道与地下、地上构筑物等交叉的标记及需要 重点预防自然灾害和防止第三方施工破坏管道的警示标志。管道标识的设置、制作和管理 应符合Q/SY1357的规定 输油管道线路工程设计中应在管道上方的地下设置连续的标识带

7.1.1输油管道系统输送工艺方案应依据设计压力、钢种等级、管径、壁厚、输送方式、输油站数、 序输送油品批次等，确定最佳输油工艺方案。应根据被输送原油的物理化学性质及其流变性，通过 优化比选，选择最佳输送方式。输油管道宜采用密闭输送工艺。若采用其他输送工艺，应进行技术经 济论证。 7.1.2输油管道的站场数量、设计管径和设计压力需根据输送要求，进行多方案的技术和经济比较 来确定。 7.1.3干线管道输送多种油品时，宜采用顺序输送工艺。支线管道若采用专管专用输送工艺，应进 行技术经济论证。对多种油品的输送批次、输送方式、混油处理等做多方案比较。 7.1.4加热输送的理地原油管道，应优选加热温度和热处理方式；管道是否需保温，应进行技术经 济比较，确定合理方案。 7.1.5输油管道系统输送工艺设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输油 管道在密闭输送中瞬变流动过程的控制方法

.1原油管道各站场工艺流程应满足如下要求： a） 首站的工艺流程应具有收油、储存、正输、清管、站内循环的功能，必要时还应具有反输 加剂和交接计量、标定的功能。 b） 中间（热）泵站工艺流程应具有正输、压力（热力）越站、全越站、压力泄放、收发清管 器或清管器越站的功能。必要时还应具有反输的功能。 c 中间加热站的工艺流程应具有正输、全越站的功能，必要时还应具有反输的功能。 d） 分输站工艺流程除应具有中间站的功能外，尚应具有油品调压、计量的功能。必要时还应 具有收油、储存、发油的功能，顺序输送的原油管道应具有油品界面检测及切割功能。 输人站工艺流程应具有与首站同等的功能

1原油管道各站场工艺流程应满足如下要求： a） 首站的工艺流程应具有收油、储存、正输、清管、站内循环的功能，必要时还应具有反输 加剂和交接计量、标定的功能。 b） 中间（热）泵站工艺流程应具有正输、压力（热力）越站、全越站、压力泄放、收发清管 器或清管器越站的功能。必要时还应具有反输的功能。 c 中间加热站的工艺流程应具有正输、全越站的功能，必要时还应具有反输的功能。 ） 分输站工艺流程除应具有中间站的功能外，尚应具有油品调压、计量的功能。必要时还应 具有收油、储存、发油的功能，顺序输送的原油管道应具有油品界面检测及切割功能。 输人站工艺流程应具有与首站同等的功能

f）未站的工艺流程应具有接收上站来油、储存或不进罐经计量后去用户、接收清管器、站内循 环的功能，必要时还应具有反输的功能。 g 分输阀室工艺流程应具有正输、旁通功能，必要时设置清管器发送（支线需要）功能 7.2.2 成品油管道各站场工艺流程应满足如下要求： a) 首站工艺流程应具有接收来油、油品储存、油品倒罐、油品外输、油品外运（公路或铁路）、 发送清管器等功能。 b 中间泵站应具有增压外输、清管器收发、压力越站、压力泄放等功能 c） 分输站工艺流程应具有正输、油品分输、计量标定等功能， d） 末站工艺流程应具有进站调压、进站计量、混油切割、混油掺混、油品储存、油品外运 （公路或铁路）、转输计量、流量计标定、清管、倒罐等功能，必要时应具有混油处理功能。 e） 分输阀室工艺流程应具有正输、旁通功能，必要时设置清管器发送（支线需要）功能。

7.2.3站场油罐储备天数应满足如

a）自站、输大站的储备大数应满定如下要求： 1）进油为管道送油时，宜为3d～5d。 2）进油为铁路卸油时，宜为4d～5d。 3） 进油为船运卸油时，内河运输宜为3d～4d；近海运输宜为5d～7d；远洋运输按委托设 计合同确定，油罐总容量应大于油轮一次卸油量 b）末站、分输站的储备天数应满足如下要求： 1）发油通过管道供用户时，宜为3d。 2 发油通过铁路装火车时，宜为4d～5d。 3） 发油通过船运装油时，内河运输宜为3d～4d，近海运输宜为5d7d，远洋运输按委托 设计合同确定，油罐总容量应大于油轮一次装油量。 中间（热）泵站的储罐设置应满足如下要求： 1）当采用旁接油罐输油工艺时，其旁接油罐容量宜按2h的最大管输量计算。 2）当采用密闭输送工艺时，应由瞬态水力分析后确定水击泄放罐的设置及容量。 7.2.4原油管道首站、输入站、分输站和末站的原油储罐每站不宜少于3座。 7.2.5按顺序输送成品油的输油首站、输人站和末站要求每种油品或每种牌号油品应设置2座以上 储罐。 7.2.6铁路装卸设施、码头装卸设施应执行GB50253的相关规定。 7.2.7 输油管道站场内储油罐应选用钢质油罐。原油管道站场内储油罐应选用浮顶油罐。成品油管 道站场内储存汽油、溶剂油等油品应选用浮顶罐或内浮顶罐；储存航空煤油、喷气燃料油应选用内浮 顶罐：其他油品（如柴油、重油等）可选用固定顶油罐。 7.2.8原油储罐加热方式和加热设备应通过技术经济比较确定。 7.2.9原油管道站场内加热设备宜根据经济技术比选结果确定加热炉的类型和数量，设置数量不宜 少于2台，2台的总负荷稍大于或等于最冷月的总热负荷，不设置备用炉。 7.2.10加热炉设计热负荷小于2500kW时，加热炉热效率不宜低于85%；加热炉设计热负荷大于 或等于2500kW时，加热炉热效率不宜低于90%。 7.2.11输油泵应按高效率工作区运行选用，泵效不宜低于80%。输油泵宜采用离心式输油泵，泵 轴承采用油环自润滑。输油主泵根据工艺条件可采用并联或串联运行。一般情况下，泵机组至少设置 2台，但不宜多于5台，其中1台备用。 7.2.12输油主泵驱动装置的选择，应优先采用电动机；无电或缺电地区可采用燃油或燃气、燃机驱 动方式。输油泵需要调速时，经技术经济比较后，可选择调速装置或可调速的驱动装置。 7.2.13减压站、清管设施及输油管道用阀门的设置应按GB50253的规定执行

7.2.14 应根据动态水力模拟计算的结果，设置线路高点放空阀室，并应满足下列要求： a） 高点放空阀室内主要设有放空阀和压力就地及远传检测仪表，并设有低压报警开关，可在调 控中心对管线高点的压力进行远程监视。 b） 高点放空阀室内应设有监控设备（RTU）、通信和供配电设备。 7.2.15 站场工艺管道宜采用地面敷设方式。 7.2.16 站内工艺管道管材选择、安装、敷设、防腐应满足GB50253和GB50540的要求。 7.2.17 输油管道工程站内地下管道宜采用防腐层与区域阴极保护联合腐蚀控制措施。 7.2.18 输油管道工程应根据交接计量要求在交接计量处设置油品分析化验室。 7.2.19 输油管道工程分析化验室主要由样品间、物性分析室、化学分析室、储藏间及办公室等构 成，主要对油品的黏度、密度、凝点、馏程、闪点、饱和蒸汽压、含水率等项目进行分析。化验室化 验设备、仪器配置应根据油品检测需求按照相关标准配置。 7.2.20输油管道工程化验室宜与综合值班室合建，其建筑面积不宜大于200m。化验分析人员的配 置应根据油品化验分析的工作内容确定。 7.2.21应按设计委托书或设计合同规定的液态液化石油气输量、组分与各组分的比例，进行液态液 化石油气管道系统输送工艺设计。 7.2.22液态液化石油气在管道中输送时，沿线任何一点的压力都必须高于输送温度下液化石油气的 饱和蒸气压。沿线各中间泵站的进站压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸气压力高1MPa，末站进 储罐前的压力应比同温度下液化石油气的饱和蒸气压力高0.5MPa。 7.2.23液态液化石油气管道站场工艺设备的设置应满足GB50253的要求

设计及选型应满足下列要求： 输油管道站场的控制水平与控制方式应根据输油工艺操作和监控系统的要求以及输油站的具 体情况确定。监控与数据采集系统（SCADA）可用作管道的监控与调度管理。 输油工艺过程及确保安全生产的重要参数应进行连续监测或记录。输油管道应设置监视控 制和调度管理系统。 输油管道的监控与数据采集系统应包括控制中心的主计算机系统、站控制系统、数据传输及 网络系统。 仪表选型应符合下列规定： 1）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。品种规格不宜过多， 并力求统一。 2） 检测和调节控制仪表宜采用电动仪表。 当检测仪表需要输出统一信号时，应采用变送器；需要输出接点信号时，宜采用开关 量仪表。 4） 直接与介质接触的仪表，应符合介质的工作压力、温度和防腐蚀的要求。 5） 现场应安装供运行人员巡回检查和就地操作的就地显示仪表。 6） 输油管道计算机监控与数据采集系统宜采用分散型控制系统。控制方式宜采用控制中 心控制、站控制室控制和设备就地控制。

8.1设计及选型应满足下列要求：

a 计算机监控系统应能保证管道连续、平稳、高效地运行，确保人身、环境、设备安全。 6） 控制方式宜采用三级控制：控制中心控制、站控制室控制和设备就地控制。可由控制中心 计算机监视、控制和调度管理系统对输油管道实施管理和运行

站控制系统和远控线路截断阀室RTU与调控中心SCADA系统通信宜采用CIP，Modbus TCP/IP的数据传输协议，SCADA系统与通信系统接口应采用RJ45接口类型。 d 地区公司及管理处应设置计算机监视终端，各管理处的数据宜来自于各站控制系统，地区 公司的数据宜来自于控制中心。 8.3计算机监视、控制和调度管理系统宜包括调度控制中心的主计算机系统、远程站的站控制系统 数据传输及网络系统。

C 站控制系统和远控线路截断闵室RTU与调控中心SCADA系统通信宜米用CIP，Modbus TCP/IP的数据传输协议，SCADA系统与通信系统接口应采用RJ45接口类型。 d 地区公司及管理处应设置计算机监视终端，各管理处的数据宜来自于各站控制系统，地区 公司的数据宜来自于控制中心。 3计算机监视、控制和调度管理系统宜包括调度控制中心的主计算机系统、远程站的站控制系统、 据传输及网络系统。 控制中心的计算机监控系统（SCADA）应具有下列主要监控功能： 数据采集和处理。 工艺流程的动态显示。 报警显示、报警管理以及事件的查询、打印。 实时数据的采集、归档、管理以及趋势图显示。 历史数据的采集、归档、管理以及趋势图显示。 生产统计报表的生成和打印。 标准组态应用软件和用户生成的应用软件的执行。 紧急停车命令下发（包括全线ESD命令）。 输油管道水击控制。 管道的泄漏检测及定位（模拟仿真）。 工艺站场的关闭。 远程启停工艺单体设备。 压力、流量值设定 控制和操作权限的设定 流程切换。 工艺参数监视。 设备状态监视。 压力保护。 工艺运行参数设定。 系统时钟同步。 SCADA系统主备中心、服务器和路由器等切换。 批次跟踪。 控制中心计算机监控系统硬件构成宜满足的要求：控制中心宜配置服务器、操作员工作站、工 工作站、外部存贮设备（如磁盘阵列）、网络设备（包含相关网络安全设备）和打印机。服务器

8.6操作系统应满足如下要求

a）应符合国际标准和工业标准的通用性强的实时多任务操作系统，如UNIX操作系统。 b）支持多种计算机硬件设备，支持众多应用软件，支持中文和英文的语言环境和在线帮助 8.7站控制系统应具有下列主要监控功能： 监控本站场工艺设备的运行状态。 采集和处理本站场的各类工艺变量，实时进行画面显示、报警、存储、记录和打印。 接收控制中心的指令，调整控制回路的设定值并能独立工作。 向控制中心报告经选择的工艺参数和报警信息。 工艺过程及输油设备的顺序控制。

各类工艺参数的控制与调节等！

网络设备组成。过程控制单元的CPU、 电源等设备宜选择穴余配置

安全仪表系统应按故障安全型选择，并应选择符合GB/T20438要求的控制设备。

8.11应用软件应满足如下要求：

a）应用软件宜具有进行输油管道的输量预测和计划、组分跟踪、运行优化，管线模拟仿真等， 其中应用软件应配备仿真软件建模、PPS扩容、PI数据库扩容以及能耗分析等。 b）在确定可行的前提下，根据功能需要设置泄漏检测和定位软件。 8.12信息安全应满足的要求：控制中心的SCADA系统应至少设置三级安全等级，即工程师级、调 度员级和操作员级。系统与外部的接口宜采用WEB服务器，并设置防火墙。其网络通信应具有保 密性

8.13控制中心和站控制室应满足如

a） 控制中心和工艺站场的控制室防火要求应符合GB50016的规定。 b） 控制中心的设置应根据计算机监控系统的规模而定，一般宜设置操作控制室、机柜间、工 程师办公室并应设置火灾自动报警装置和自动消防设施等。 站控制室一般宜设置操作控制室、机柜间并设置火灾自动报警装置等。 d 控制室温湿度应满足设备的要求。 e） 控制中心和站控制室的设计及建设可参照GB/T2887的规定和要求。

8.17压力检测仪表应满足如下要求： a）一般参数测量用压力表宜选用1.5级，重要参数测量应优于1.0级。 b) 对于腐蚀性介质的压力测量，应选用耐腐蚀压力表或不锈钢膜片压力表。 C 当压力检测信号需要远传时，宜选用法兰式变送器或直接安装式变送器；对于准确度要求较 高的压力或差压测量，宜选用智能型压力或差压变送器。与介质直接接触的材质，须根据介 质的特性选择或采取必要的隔离措施

8.18流量检测仪表应满足如下要求：

a 流量仪表的选用应根据仪表特性、流体特性、环境条件、安装条件、经济因素、流量范围要 求、测量的准确度要求、压力损失的允许大小等因素综合考虑选择。 b） 用于贸易结算用的流量仪表，应设有备用回路且不应设有旁路。同时应考虑流量仪表的检 定周期和检定条件。 贸易结算用流量计准确度应不低于0.2级，基本误差应不大于±0.2%，原油计量宜选用容

积式流量计，如刮板、双转子等；成品油计量宜选用质量流量计或涡轮流量计 8.19液位检测仪表应满足的要求：油品储罐可选用雷达液位计、伺服液位计作为液位检测仪表，并 应根据需要确定其准确度。消防水罐、泄压罐、燃料油罐、污油罐等可选用静压式、浮子式等液位检 测仪表。 8.20过程分析仪表应满足的要求：油品分析宜选择含水分析仪表、密度检测仪表等相关仪表。

a）压力调节方式宜采用转速调节或节流调节并由站控制系统实施，控制中心通过站控制系统进 行远程控制、调节。其设计应符合下列规定： 1）压力调节系统不宜与检测或其他调节系统合用压力变送器。 2）出站压力调节阀宜选择电动液压式或气动液压调节球阀，其流量特性应选择等百分比或 近似等百分比。 3）密闭输送时进泵或进站压力和出站压力应加以控制。 b）执行机构宜选用电液执行机构。 22计量检定系统应满足的要求：流量计的检定可根据情况选择活塞式体积管、球式体积管或车载 体积管，并应配置检定流量计算机。 23火灾自动检测报警系统应满足如下要求： a） 罐区、工艺装置区、泵区根据需要可设置固定点式可燃气体检测器及手动报警按钮；泵区还 应设置三频红外火焰探测器；天型储罐上除应设火焰探测器外还应设置光纤光栅感温探 测器。 b）可燃气体检测报警系统的设计，应按GB50183，GB50116，GB50493等相关要求执行。 C 控制室设置感温、感烟探测器、手动报警按钮及火灾报警器，并应能与外部的计算机监控系 统通信。 24仪表管路、线路应满足的要求：仪表管路、线路的工程应做到仪表测量准确、信号传递可靠 少滞后、安全经济实用且便于施工和维修。对于易爆危险场所、腐蚀、高温、潮湿、振动等环境， 表管路线路应采取相应的防护措施。 25引压管路、取样管路、气动仪表的供气管路应满足如下要求： a）取压点和取样点的选择应能正确取得需测量的信号。 b）引压管路上应设取压阀，引压管路、管件和阀门的材质宜选用不锈钢且应满足管道的压力 等级

8.26电线、电缆的选型及敷设应满足如下要求

O/SY1499201

由外部进入机柜的信号、电源电缆应经过接线端子。电涌保护器、继电器和安全 应作为进出接线的端子使用。 据输油管道维/抢修中心（单位）数量，宜配置相应的校验和维护维修仪表

9.1.2供电电源电压应符合下列规定： a） 输油管道站场变电所的供电电压应根据用电负荷等级、用电容量、供电距离、当地公共电网 现状等因素合理确定。 b 对于输油管道首、末站及一级负荷泵站，供电电源电压宜为10kV～110kV，双电源进线； 其他用电负荷较小的二级负荷站，供电电源宜采用双回路10（6）kV线路供电；如采用单 回10（6）kV专用线路供电，同时设置自动化燃油发电机组作为应急电源。 在无电地区或电源不可靠时，可设置自备电源；输油主泵宜由内燃机直接驱动。 d） 远控线路截断阀室在附近有公共电网时，应采用单回路外电源供电，并设置足够容量的蓄 电池。在无电地区，宜选择太阳能发电、小型发电等装置，并设足够容量的蓄电池。 9.1.3变电所布置应符合下列规定： a）110kV/10（6）kV变电所，包括110kVGIS，110kV有载调压变压器，10（6）kV开关设 备，变频设备，滤波装置，10（6）/0.4kV站变、中、低压开关柜，二次设备等。除主变 压器及变频隔离变压器户外布置外，其余电气设备均为户内布置。 b） 35kV/10（6）kV变电所，包括35kV开关柜、35kV油浸式变压器、10（6）kV开关柜 变频装置、滤波装置、10（6）kV变压器、低压配电柜、二次设备等。除主变压器、变频 隔离变压器户外布置外，其余电气设备均户内布置。 10（6）kV/0.4kV变电所，包括10（6）kV开关柜、10（6）kV/0.4kV变压器、自动化发 电机组、低压配电柜、二次设备等。电气设备均户内布置。 9.1.4主接线方式应符合下列规定： a）单电源进线和单台变压器的变电所，可采用线路一变压器组接线方式。 b）当采用两路电源进线时，主变压器应为两台。变压器一次侧宜采用单母线分段或桥型接线， 二次侧宜采用单母线分段接线。 9.1.5无功补偿方式应符合下列规定： a） 10（6）kV输油泵电机宜采用单机就地补偿方式，补偿电容器与电动机同步投切，使补偿 后的功率因数达到0.9以上。 b） 低压侧采用集中自动补偿的方式，使补偿后功率因数达到0.95以上。 9.1.6 自动化水平应符合下列规定： a） 35kV～110kV变电所和6kV～10kV配电所均采用微机综合自动化装置，以实现对电气设备 运行状态及有关的电流、电压、有功电能量、无功电能量进行实时采集和监控，并具有当地 RTU功能，做到无人值班，以满足电网调度和管线自动化的要求，即满足遥测、遥信、遥 控、遥调的功能。 6 除了在各控制单元保留手动操作跳闸、合闸的控制方式外，其余的控制、保护、测量、信 号均通过微机综合自动化装置来完成。保护设备具有故障录波及定位功能，可给出事故遮

9.1.4主接线方式应符合下列规

a）单电源进线和单台变压器的变电所，可采用线路一变压器组接线方式。 b）当采用两路电源进线时，主变压器应为两台。变压器一次侧宜采用单母线分段或桥型接线 二次侧宜采用单母线分段接线

9.1.5无功补偿方式应符合下列规定

a 35kV～110kV变电所和6kV～10kV配电所均采用微机综合自动化装置，以实现对电气设备 运行状态及有关的电流、电压、有功电能量、无功电能量进行实时采集和监控，并具有当地 RTU功能，做到无人值班，以满足电网调度和管线自动化的要求，即满足遥测、遥信、遥 控、遥调的功能。 b） 除了在各控制单元保留手动操作跳闸、合闸的控制方式外，其余的控制、保护、测量、信 号均通过微机综合自动化装置来完成。保护设备具有故障录波及定位功能，可给出事故遮 断电流值。通过合理的软件、硬件配置实现以下功能： 1）变电所元件和系统的微机保护，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求

2） 常规电气量（开关量、模拟量、脉冲量）的采集与控制， 3） 微机保护信号（动作信息、事故顺序记录信息、保护装置工作状态及保护整定值修改 信息）的采集。 4） 系统的自检和自诊断。 5） 具有自动与手动互换功能，当微机综合自动化系统故障时，应备有一套手动操作的控 制系统，以保证变配电系统运行的安全。 6） 高压侧应具备各级母线分段开关的逻辑自投功能。 7 满足当地电力调度通信的要求。 8 具有RS485数据通信接口，并通过一定的通信规约实现同本站站控SCADA系统的数 据传输和接受其控制命令，对重要的工艺、消防设备等实现电气数据采集和监控。 9 10kV及以上高压侧进线、母线分段开关、电机出线等主要回路的开关量及模拟量，要 上传至站控SCADA系统；直流系统和0.4kV低压侧的主要负荷回路开关量及模拟量， 低压进线及母线分段开关的开关量及模拟量亦直接传至站控SCADA系统

9.1.7设备选型应符合下列规定

电气设备的选型应与整个工程建设标准协调一致，即遵循设备技术先进、寿命长、运行安全 可靠和经济合理的原则，尽可能采用国内外先进可靠和高效节能的电气产品。 b） 在高海拨地区，电气设备应选用适合相应海拨高度的高原型电气产品，且尽量选用户内型 设备。变电站微机综合自动化的选型原则：考虑变电站今后的发展，要求简单可靠，并具 有经济性、可扩展性、装置的兼容性等特点，系统由标准化软件和硬件组成，界面友好， 可以用不同通信规约交换数据。 C 110kV变电所的主变压器宜选用有载调压变压器。 d） 35kV变电所的主变压器宜选择油浸式无载调压电力变压器。 e 6kV10kV变电站变压器可采用干式变压器。 f 110kV开关设备选用SF。全封闭组合电器设备。 g 35kV开关柜宜选用户内金属铠装全封闭手车式真空开关柜，高海拨地区选用SF6充气柜； 10（6）kV开关柜选用户内金属铠装全封闭中置式真空开关柜。 h） 低压配电柜选用组合式抽屉开关柜或固定分隔式开关柜。 35kV～110kV变电所和6kV～10kV配电所，控制保护采用微机综合自动化装置，实现对变 配电系统的微机保护、数据采集与监控。 应急发电机组将采用快速启动的自动化机型， k 配至爆炸危险场所（输油泵棚、罐区、工艺装置区及阀组区等）高、低压电力/控制电缆选 用阻燃电缆，至消防泵电力/控制电缆选用耐火电缆，其余高、低压电力/控制电缆均选用 交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力/控制电缆，有防水要求的采用防水电缆，对于高腐蚀地 区直埋电缆应采用防腐型。 8 爆炸危险环境的电气装置应符合下列规定： a 站场内爆炸危险区域的划分根据SY/T6671中有关规定进行。 b） 爆炸和火灾危险场所的配电设备的选择应执行GB50058的规定 9 防雷、防静电接地应符合下列规定： a 建构筑物的防雷分类及执行规范标准应满足如下要求： 1）站内110kV及以下变电所防雷设计应执行DL/T620的规定。 2 石油储罐及储罐区防雷、防静电设计应执行GB50074的规定。 3）输油站场其他建筑物防雷设计执行GB50057的规定。其中消防泵房、含站控室的综合 办公楼等按照不低于第三类防雷建筑物进行防雷保护（根据工程具体条件计算后确定

地装置，其接地电阻应取最小值，且不宜大于12。 2）110kV变电所接地电阻应不大于0.5Q2。 电子信息系统设备的防雷击电磁脉冲应满足如下要求： 1）为防止雷击电磁脉冲对信息设备的影响，在站场总低压配电室的电源进线侧装设第一级 电涌保护器，各站控室的信息设备电源配电箱、直流电源屏及UPS交流电源侧装设第 二级电涌保护器，在各电子信息设备的电源输入端装设第三级电涌保护器。 2）电子信息系统设备的机房和户外工艺装置区的电子信息设备必须采取等电位连接与接地 保护措施。

9.2.1传输系统应符合下列规定：

统、电子巡查系统等。工业电视系统的监视范围宜包括工艺装置区、油罐区、输油泵房、主要出人口 及围墙，对于其他专业特殊要求的监控区域也可设置监视设备。工业电视系统宜具备接人控制中心的 通信接口，可接受控制中心的统一控制。人侵报警系统应与工业电视系统联动

9.3.1输油站场的水源应根据站场规模、生产、生活、消防用水量和水质要求，结合当地水源条件 及水文地质资料等因素综合分析确定。站场用水宜就近选择同一水源，且优先利用外部水源。 9.3.2生产、生活、消防用水宜采用同一水源，当油罐区、生产区和生活区分散布置，或有其他特 殊情况时，经技术经济比较后可分别设置水源。生产和消防用水的水质标准，应满足生产和消防工艺 要求。生活饮用水质宜符合GB5749的规定。 9.3.3输油站场总用水量应包括生产用水量、生活用水量、消防用水量（当设有安全水池可不计 入）、绿化和浇洒道路用水量和未预见水量。未预见水量宜按最高日用水量的15%～25%计算。给水 系统的供水量应为100%消防水量与70%生产、生活用水量之和。消防水池（罐）的容量应同时满足 最大一次火灾灭火和冷却用水要求。在火灾情况下，能保证连续补水时，消防水池（罐）的容量可减 去火灾延续时间内补充的水量，消防水池（罐）应在96h内充满。 9.3.4站场的给水系统除油罐区的消防给水管网应为独立系统外，其余生产、生活及消防设施应合 并建设。 9.3.5含油污水应与生活污水和雨水分流排放。 9.3.6输油站场含油污水应尽量利用外部就近的处理设施进行处理排放。无条件利用时，宜采用小 型装置化处理设备，独立进行处理，水质达标后方可排放。 9.3.7生活污水经处理达标后，可就近排人城镇污水系统，或经当地主管部门同意，排至适当地点： 当就近没有城镇污水系统，可根据污水量、水质情况、环保部门要求，合理确定排放方案，达标后方 可排放。 9.3.8雨水（未被油品污染的地面雨水）宜采用地面组织排水的方式排放。 9.3.9输油管道站场消防设计，应符合GB50183，GB50151和GB50196的规定。 9.3.10偏远缺水少电地区，中间站油罐总容量不大于4000m3且储罐直径不大于12m的原油罐区 （凝析油罐区除外），可设置烟雾灭火系统，且可不设消防冷却水系统。 9.3.11单罐容量不小于20000m的固定顶油罐，其泡沫灭火系统与消防冷却水系统应具备联锁程序 操纵功能；单罐容量不小于50000m3的浮顶油罐应设置火灾自动报警系统；单罐容量不小于 100000m的浮顶油罐，其泡沫灭火系统与消防冷却水系统应具备自动操纵功能。 9.3.12站场的建筑消防设计应符合GB50016和GB50140的规定配置足量的灭火器材。 9.3.13江、河、湖、海旁的输油管道站场事故存液池的设置及容量应符合GB50183的要求，

9.3.1输油站场的水源应根据站场规模、生产、生活、消防用水量和水质要求，结合当地水源条件 及水文地质资料等因素综合分析确定。站场用水宜就近选择同一水源，且优先利用外部水源。 9.3.2生产、生活、消防用水宜采用同一水源，当油罐区、生产区和生活区分散布置，或有其他特 殊情况时，经技术经济比较后可分别设置水源。生产和消防用水的水质标准，应满足生产和消防工艺 要求。生活饮用水质宜符合GB5749的规定。 9.3.3输油站场总用水量应包括生产用水量、生活用水量、消防用水量（当设有安全水池可不计 入）、绿化和浇洒道路用水量和未预见水量。未预见水量宜按最高日用水量的15%～25%计算。给水 系统的供水量应为100%消防水量与70%生产、生活用水量之和。消防水池（罐）的容量应同时满足 最大一次火灾灭火和冷却用水要求。在火灾情况下，能保证连续补水时，消防水池（罐）的容量可减 去火灾延续时间内补充的水量，消防水池（罐）应在96h内充满。 9.3.4站场的给水系统除油罐区的消防给水管网应为独立系统外，其余生产、生活及消防设施应合 并建设。

9.3.8雨水（未被油品污染的地面雨水）宜采用地面组织排水的方式排放。 9.3.9输油管道站场消防设计，应符合GB50183，GB50151和GB50196的规定。 9.3.10偏远缺水少电地区，中间站油罐总容量不大于4000m3且储罐直径不大于12m的原油罐区 （凝析油罐区除外），可设置烟雾灭火系统，且可不设消防冷却水系统。 9.3.11单罐容量不小于20000m"的固定顶油罐，其泡沫灭火系统与消防冷却水系统应具备联锁程序 操纵功能；单罐容量不小于50000m3的浮顶油罐应设置火灾自动报警系统；单罐容量不小于 100000m的浮顶油罐，其泡沫灭火系统与消防冷却水系统应具备自动操纵功能。 9.3.12站场的建筑消防设计应符合GB50016和GB50140的规定配置足量的灭火器材。 9.3.13江、河、湖、海旁的输油管道站场事故存液池的设置及容量应符合GB50183的要求，

9.4站场选址、区域分布及总平面布置

9.4.1输油管道工程站场选址、区域及总平面布置应满足GB50253，GB50183和SY/T0048的 要求。 9.4.2站场选址，总平面布置应多方案优化比选，并附有区域位置图和总平面布置图。 9.4.3站场选址应合理使用土地，符合国家土地管理的有关规定，应利用荒地、劣地，少占或不占

9.4.4站场位置选择应符合现行环境保护的有关规定。充分考虑生产的废气、含油污水对人体和水 体的污染。产生噪声的站场，应远离居民区、学校和医疗区。站址与相邻企业和建（构）筑物的防火 间距应符合GB50183的规定。 9.4.5站场总平面布置在满足工艺流程要求的基础上，应结合场地地形、工程地质、风向等因素因 地制宜进行布置，做到安全、环保、紧凑。 9.4.6站场总平面布置的防火间距应符合GB50183的规定。 9.4.7站场总平面布置应与工艺流程相适应，宜根据不同生产功能和特点分别相对集中布置，功能 分区明确。 9.4.8站场总平面布置应节约用地，站内生产设施宜在满足生产和安全环保的前提下合并建设联合 厂房和多层厂房

.5.1输油管道工程的建筑应符合国家现行的安全、防火、防爆、抗震、环境保护、节能、节约用 地、职业卫生等法律、法规的规定

地、职业卫生等法律、法规的规定。 9.5.2输油管道工程的建筑应根据当地气候、地质条件和抗震设防等级确定其建筑及结构形式。 9.5.3输油管道工程配套设施的建筑面积综合指标，应根据行业现行有关规定执行，站场应按使用 功能设置泵房、控制室、变配电室、辅助生产厂房、生产管理设施等建（构）筑物。各类建（构）筑 物在满足工艺及安全要求的前提下，尽可能合建。 9.5.4输油管道工程建（构）筑物根据其使用功能，其抗震设防分为乙类和丙类建筑。乙类及丙类 建（构）筑物抗震设防标准应符合GB50011的规定。 9.5.5输油管道工程主要建（构）筑物耐火等级不应低于二级。 9.5.6 输油管道工程建筑耐久等级为三级，其耐久年限为25年～50年。 9.5.7 输油管道工程建构筑物应依据工程地质资料优化建筑结构地基处理方案。 9.5.8车 输油管道工程甲、乙类火灾危险性生产厂房泄压面积及泄压措施应按GB50016的有关规定 执行。 9.5.9输油管道工程建筑物的构造与装饰应在满足生产和使用要求的前提下做到适用、经济、美观， 用材恰当，建筑风格协调统一。 9.5.10输油管道工程应严格控制永久占地，站场的生产设施和辅助生产设施宜采取联合装置和综合 性单体建筑，根据不同生产功能和特点分别相对集中布置

9.6供热通风及空气调节

9.6.1输油站的采暖通风和空气调节设计应符合GB50019的有关规定。 9.6.2化验室的通风宜采用局部排风。当采用全面换气时，其通风换气次数宜为5次/h。 9.6.3输油泵房、计量间、阀组间等可能产生或积聚可燃气体的房间，宜设置机械通风设施，其通 风换气次数宜为10次/h。 9.6.4可能积聚容重大于空气并具有爆炸危险气体的建（构）筑物，应设置机械排风设施。其排风 口的位置应能有效排除室内地坪最低处积聚的可燃或有害气体，排风量应根据各类建筑物要求的换气 次数或根据生成气体的性质和数量经计算确定。 9.6.5输油站内一些环境条件要求较高的房间，当采用常规的采暖通风设施不能满足设备、仪器仪 表或工作人员对室内温度湿度的要求时、可按实际需要设置空气调节装置

9.7.1管道工程维修、抢修设计应满足管道安全平稳运行的相关要求，并确保管道事故发生时提供 及时、有效的维抢修设备。 9.7.2管道工程，特别是重大管道事故的维修、抢修应尽可能依靠同行业或社会的专业队伍。 9.7.3管道维修、抢修队宜设置在管道中间适当位置。 9.7.4管道维修、抢修队位置的确定，应满足输油管道在事故状态下，能够在较短的时间内到达事 故现场的要求。 075管道维修拾修队宜与输油公司或管理外合建

5管道维修抢修队宜与输油公司或管理处

10.1工艺管道焊接中对所使用的任何钢种、焊接材料和焊接方法都应进行焊接工艺评定。异种钢、 不锈钢管道焊接工艺评定应符合GB50236的规定，其余钢种焊接工艺评定应符合SY/T4103的有关 规定。并根据合格的焊接工艺评定编制焊接作业指导书。 10.2管道焊接材料应满足GB50540的规定。 10.3焊件组对前应将坡口及其内外侧表面不小于10mm范围内的油、漆、垢、锈、毛刺及镀锌层 等清除干净，且不得有裂纹、夹层等缺陷。 10.4焊前预热应符合GB50540的规定。 10.5管道对接焊缝和角焊缝应进行100%的外观检查，外观检查应符合GB50540的规定。 10.6焊缝外观检查合格后方允许对其进行无损检测，无损检测应按SY/T4109的规定进行。 10.7无损检测检查的比例及合格验收的等级应符合GB50540的规定

11.1建设用地应符合下列原则，

a） 输油管道工程建设用地应贯彻“十分珍惜、合理利用土地和切实保护耕地”的基本国策，促 进节约，集约用地， b） 输油管道工程建设用地应满足国家有关法律、法规和规范的要求。站场、阀室等单体项目 用地数量应符合国家建设用地指标的规定，用地数量超出规定的，应说明其理由。 输油管道工程建设用地应适应工程建设和发展的需要。 输油管道工程建设用地应明确用地位置、数量，并将政府的批件作为报批或核准所必须的 附件。 应按照《石油天然气工程项目建设用地指标》（建标［2009]7号）明确各站场、阀室、伴行 及标志桩等永久性用地的数量。说明项目是否占用基本农由，对确需占用基本农由的应通过方案 说明其理由。并说明项目占用耕地、林地和临时用地的数量

12.1输油管道的生产组织机构应根据工程的规模设置输油公司、输油处、输油站管理机构等。按照 四班三倒配置人员。 12.2输油公司生产运行管理人员应根据输油管道工程规模、自动化控制水平、管理模式等确定。输 油管道劳动定员宜按照Q/SY1279的规定执行

13.1输油管道建设项目，应遵循《中华人民共和国节约能源法》（中华人民共和国主席令第七十七 号[2007]）及国家或行业其他现行相关标准及规定，有效节约能源，合理利用能源，提高经济效益。 应满足《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国家发改委第6号令）的基本要求。 13.2节能措施的设计及其实施，必须遵守国家环境保护法规的规定，并确保安全生产。 13.3节能方案及其措施，应符合国家或行业相关政策，重视投资效果。 13.4输油管道工程的节能应符合以下规定：

[2007]）及国家或行业其他现行相关标准及规定，有效节约能源，合理利用能源，提高经济效益 应满足《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国家发改委第6号令）的基本要求。 3.2节能措施的设计及其实施，必须遵守国家环境保护法规的规定，并确保安全生产。 3.3节能方案及其措施，应符合国家或行业相关政策，重视投资效果。 3.4输油管道工程的节能应符合以下规定： a） 输油管道的建设应采用节能设备及产品，严禁选用国家强令淘汰的机电设备和高能耗产品 根据环境条件，可以考虑利用成熟的、经过实践证明可使用的新能源。 c） 应采用节能的输油工艺，管道输油工艺技术方案应经济、合理，以减少能耗。 d） 应尽量采用储存损耗低的储油设备，采用高效的机、泵、炉等设备。 e） 建筑能耗指标应符合当地节能建筑的规定。 f 电气、给排水、采暖通风应采取有效的节能、节水措施。 3.5输油管道的建设应进行单位及综合能耗分析，应从输送工艺、工艺流程、工艺设备选择等方面 出有效的节能措施，并与国内同类输油管道工程的能耗水平进行对比。综合能耗只计消耗的一次能 原和二次能源，不计水、压缩空气等耗能物质

15.1输油管道建设项目应严格遵循《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令第七十 号［2002]）、《非煤矿矿山建设项目安全设施设计审查与峻工验收办法》（原国家安监局18号令）、 《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（中华人民共和国主席令第三十号[2010]），确保输油管道 在设计、施工和生产运行等环节中的安全。 15.2输油管道线路选择应避开滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等不良工程地质区、矿产资源区、严重危 及管道安全的地震区

15.3输油管道站场选址及总平面布置应满足GB50183的要求。 15.4输油管道建设项目应进行地震、水土保持、地质灾害、安全等评估工作。应按照国家安全生产 监督管理总局对输油管道工程在可行性研究及初步设计阶段的有关文件要求，落实工程项目在安全预 评价报告和安全设施设计专篇所提出的安全对策措施和建议，执行安监部门的审查意见。 15.5输油管道建设项目安全设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产和使用。 15.6输油管道建设项目应按照输油管道的主要事故类型，建立事故应急预案。 15.7输油管道工程项目中应列出安全设施专项投资

16.1输油管道建设项目应严格遵循《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令第七十 号［2002]、《中华人民共和国职业病防治法》（中华人民共和国主席令第五十二号［[2011]）的规定， 确保输油管道在设计、施工和生产运行等环节中的职业卫生安全。 16.2输油管道建设项目应进行职业病危害评估工作。 16.3输油管道建设在初步设计阶段，应充分考虑输油管道建设工程职业卫生评价报告中提出的主要 洁论和对策措施及建议。根据管道输送和站场及其配套工程中职业卫生因素，管道沿线自然及社会环 境的危险有害因素和管道施工期及运行期的危险有害因素，分类列出职业卫生防护措施。 16.4输油管道建设项目职业卫生设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产和使用。

17.1新建工程的内容中应涵盖其涉及的信息工程内容，与此相关的信息工程章节应纳入新建工程项 目可行性研究报告总体篇章内。 17.2信息工程的内容应包括主要基础设施及应用系统，应用系统中包括业务领域密切相关的管道 ERP系统、管道生产管理系统、管道完整性管理系统等信息系统。 17.3管道ERP系统、管道生产管理系统、管道完整性管理系统应包括以下内容

RP系统、管道生产管理系统、管道完整性管理系统等信息系统。 7.3管道ERP系统、管道生产管理系统、管道完整性管理系统应包括以下内容： 一功能架构设计。 一 体系架构方案。 一 信息流设计。 一配置设计。 一安全性设计。 一建设方案。 7.4基础设施设计应说明系统正常运行所需要的网络环境及机房环境的设计要求。 7.5接口设计应描述各应用系统之间的关系。 7.6应给出信息工程投资估算，包括设备及工器具购置费估算、安装工程费估算、建筑工程费估 、项目建设其他费用估算等。

功能架构设计。 体系架构方案。 信息流设计。 配置设计。 安全性设计。 建设方案。

础设施设计应说明系统正常运行所需要的网络环境及机房环境的设计要求。 口设计应描述各应用系统之间的关系。 给出信息工程投资估算船舶标准，包括设备及工器具购置费估算、安装工程费估算、建筑 建设其他费用估算等。

18.1在管道工程项目可行性研究报告和申请报告中，应单独设“项目招标”专章，编写相关内容。 18.2工程招标应包括招标范围、招标组织形式、招标方式、招标要求并填写招标基本情况表。 18.3招标范围应明确全部招标或部分招标

18.4招标组织形式应明确委托招标可 行招标 18.5招标方式应明确公开招标或邀请招标。

招标组织形式应明确委托招标或自行招 招标方式应明确公开招标或邀请招标。

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建设项目报批总投资由工程费用、工程建设其他费用、基本预备费、价差预备费、建设期贷 铺底流动资金、固定资产方向调节税构成。 应用标准按建标114一2009《输气管道工程项目建设标准》执行。 可研阶段：按中国石油天然气股份公司《石油建设项目可行性投资估算编制规定》编制； 初设阶段：按中国石油天然气股份公司《石油建设安装工程概（预）算编制办法》编制。 工程费用应符合以下规定： 工程费用应包括线路工程、大中型穿跨越、阀室工程、站场工程、配套工程、其他工程等 内容。 安装工程的工程费用应采用中国石油天然气集团公司相关定额或指标编制。 建筑工程的工程费用应采用工程所在省、市、自治区当地相关定额或指标编制。 设备购置费可参照造价管理中心定期发布的“价格信息”、机电产品市场价格资料以及生产 厂家报价等，设备运杂费按有关规定执行。 若有引进设备，应明确离岸价（FOB价）或到岸价（CIF），并分项按规定计算从属费用。 线路工程费用应按下列要求计算： 1）管沟土石方按挖方量计算，劈山土石方工程量及费用应单独计列。对沙漠、水网地带 冻土地区应考虑一定的措施费。 2 管材费应计算管材实际重量，并考虑一定的损耗余量，管材价格按出厂价格加运杂费用 计算。 3 管段防腐费用应根据防腐材料、不同防腐等级按面积计算。 4） 管段运输应按中转站到现场的运输、装卸费用，按相关定额或指标计算。 5） 管道组装焊接应按焊接方式并考虑特殊地段的施工难度进行计算。 6） 一般线路段穿跨越工程按实际穿跨越长度和穿越方式以相关定额和指标计算。 7 管道试压、干燥、无损检测、线路附属工程、阴极保护等应按有关定额或指标计算。 8） 输油管道水工保护工程按设计工程量以相关定额或指标计算。 9）施工便道应分新建、原有道路修复计算。 大中型跨越工程（架、悬索等）、大中型穿越工程（定向钻、大开挖、隧道等），应按建 筑工程、安装工程以相关定额或指标计算。 阀室工程应按照普通阀室、监控阀室分别计算投资。 站场工程应根据不同功能站场分专业计算投资。一般应分为工艺、自控仪表、电气、热工、 暖通、给排水及消防、通信、阴极保护、建筑及构筑物、总图等专业，各专业按设备购置 费、安装工程费、建筑工程费计算投资。 主要设备、材料价格参照计算期价格信息、类似工程价格或厂家询价计算。安装工程费、建 筑工程费以相关定额或指标计算。 配套工程包括外供电线路、通信工程、道路工程、管理机构（输油公司、管理处、调控中 心）、维抢修等内容，投资按设计工程量及相应指标计算。 其他工程包括水土保持工程等内容给排水标准规范范本，投资参考相关的水土保持报告书中计算结果。 其他费用主要包括建设用地费和赔偿费、前期工作费、建设管理费、专项评价及验收费、研

19.2.1输油管道建设在可行性研究阶段应按照国家计委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与 参数（第三版）》（发改投资1200611325号）及中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数 （中油计字［2007］455号文件），并参照中国石油天然气集团公司颁布的最新建设项目经济评价参 数，对项目进行经济评价。 19.2.2管道输油量宜按市场分年预测量或资源、市场、外运平衡量计算，可考一定的成长期与负 荷率。 19.2.3 管道工程基准收益率宜按10%考虑。 19.2.4 应计算管道管输单价［元/（t·km）和管输费（元/t），并进行相关比较分析。 19.2.5成本费用估算应计算燃料、动力年消耗量及费用，并说明价格依据。各项成本费用按中国石 油天然气集团公司发布的“经济评价参数”计算。 19.2.6管道项目所涉及的营业税、城市维护建设税、教育费附加和所得税等，按国家相关政策 执行。