石油天然气油气储运安全技术
油气储运安全技术复习资料
评价的内容：对危险源自身危险性的评价和对危险源控制措施效
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本资料仅作参考
果的评价
储运 2011 级 XY 制
（4） 危险源辨识的意义
①危险源是职业健康安全管理体系（OHSMS）的核心问题
②危险源辨识和风险控制是OHSMS建立的基础
③危险源辨识和风险控制是OHSMS的主要输入
④危险源辨识和风险控制是OHSMS运行的动力
第二章 系统安全技术基础知识 ..............................................................................5 一、 危险源识别方法.......................................................................................5 二、 事故基本理论...........................................................................................7
二、 事故基本理论
1、 事故的基本概念
（1） 事故的定义
指人们(个人或集体)在为实现某种意图而进行的活动过程中，突
然发生的、违反人的意志的、迫使活动暂时或永久停止的事件
二、 油气储运工程防爆设计和安全疏散.....................................................29
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本资料仅作参考
第一章 绪论
储运 2011 级 XY 制
一、 油气储运安全技术研究的主要内容
1、 油气储运安全技术的概念及其研究对象
概念：为控制和消除油气储运工程中各种潜在的不安全因素，针对储运
油气储运安全技术及管理考试复习资料
G充装分三次进行（首次充装)首次充装的车用钢瓶必须分三次进行充装：第一阶段：充装到5MPA，检漏仪进行气瓶检查，有无泄漏异常;第二阶段：充装到10 MPA，检漏仪进行气瓶检查，有无泄漏异常；第三阶段:充装到20 MPA，检漏仪进行气瓶检查，确认无泄漏异常后，引导车辆驶离加气站.2.“七不充装”车用气瓶充装前,充装单位应当对车用气瓶进行严格检查并且做好记录.凡具有以下情况之一的车用气瓶，严禁充装:1)未经使用登记或者与使用登记证不一致的；2)超过检验期限的；3)定期检验不合格或者报废的；4)新瓶或者定期检验后的气瓶首次充装，未置换或者抽真空处理的；5)对气瓶及其燃气系统安全性有怀疑的；6)使用期限超过设计寿命的；7)燃气汽车司乘人员尚未离开车辆或者存在其他危及安全情况的。
G常见事故应急处理1)加气中密封圈爆圈2)拉断阀被加气汽车拉断3)加气机发生充气管冲掉、爆管，大量气体外泄4)加气机电磁阀关不严5)枪阀关不严6)加气过程中发生火情7)加气车辆发生爆炸4.加气中密封圈爆圈1)迅速关闭应急球阀，切断气源2)按停止键，关闭电磁阀3)关闭枪阀4)关闭加汽车辆进气阀门5)更换密封圈6)如产生火苗,及时扑灭5.液化天然气案例分析（原因分析）目测：加气站安全管理（最新）PPT 74—826.加油站“四懂四会”7.加油站消防预案的内容1)加油站的基本情况,包括消防设备、设施配置情况2)加油站消防组织3)灭火战斗分工4)灭火战斗方案8.灭火器材怎么配每2台加油机应设置不少于2只4kg手提式干粉灭火器、1只4kg手提式干粉灭火器和1只6L泡沫灭火器；加油机不足2台时按2台计算。
地下储罐设35 kg推车式干粉灭火器1个。
当两种介质储罐的间距超过15m时，应分别设置.一、二级加油站应配置灭火灭毯5块，沙子2m3,三级加油站应配置灭火灭毯2块，沙子2m3。
9.防静电的措施1)油罐车卸油前必须有效接地2)经常检查加油枪胶管的静电导线3)不能向塑料桶直接灌注易燃油品4)作业人员应穿防静电工作服，以消除人体静电10.防冒油的措施为避免冒油事故的发生一是要准确计量空罐容量，确认是否能接卸完来油的数量。
油气储运技术及油气储运设施安全维护
油气储运技术及油气储运设施安全维护摘要：油气储运技术是石油和天然气产业中的重要环节，同时也涉及到安全问题。
油气储运设施的安全维护对于保障运营安全和防止意外事故的发生至关重要。
本文将探讨油气储运技术的相关方面以及安全维护的措施，旨在为能源行业和环境保护提供重要的参考和指导。
通过深入研究和应用这些技术和措施，可以推动油气行业的可持续发展，保障能源供应的安全与环境的可持续性。
关键词：油气储运技术；设施；安全维护；措施引言油气储运技术及相应设施的安全维护是保障能源供应和环境保护的重要环节。
随着全球能源需求的增长和环境意识的增强，油气储运技术的发展和设施的安全维护显得尤为关键。
有效的油气储运技术和安全维护措施能够确保石油和天然气的安全输送、存储和利用，减少事故风险，降低环境污染。
1 油气储运技术的介绍1.1阴极保护技术阴极保护技术是一种常用于油气储运系统的腐蚀控制方法。
它基于电化学原理，通过在金属结构表面施加一个负电位，使其成为阴极，从而减少或消除金属的腐蚀现象。
阳极通常由惰性材料制成，如铂、钽或铂钽合金。
这些阳极产生的正向电流会与自然环境中存在的自发腐蚀电流相抵消，从而实现腐蚀控制。
另一种阴极保护技术是铜杆地床式。
在这种方法中，金属结构与一种更活泼的金属（通常是锌或铝）通过导电连接器连接起来。
这个更活泼的金属被称为牺牲阳极，因为它会自愿腐蚀以保护被保护结构。
当牺牲阳极逐渐耗尽时，需要定期更换。
定期检查和维护也是确保阴极保护系统正常运行的关键步骤。
阴极保护技术是一种可靠且有效的油气储运系统腐蚀控制方法。
它通过施加负电位来保护金属结构，延长其寿命并减少维修成本。
随着技术的不断发展和改进，阴极保护技术将在油气行业中继续发挥重要作用。
1.2地下水封油库技术地下水封油库技术是一种用于防止油库泄漏对地下水造成污染的方法。
由于石油和石油产品具有毒性和污染性，确保储存设施的安全性对环境保护至关重要。
地下水封油库技术通过在储罐周围建立有效的屏障，防止泄漏物质渗入地下水。
油气储运安全技术与管理课程设计
油气储运安全技术与管理课程设计一、背景介绍石油和天然气是现代社会的重要能源，其生产、储存、运输过程中安全是至关重要的。
在这一背景下，油气储运安全技术与管理课程应运而生。
本文将从课程设计的角度探讨油气储运安全技术与管理的基本概念、主要内容和教学方法。
二、课程目标油气储运安全技术与管理课程旨在通过理论讲授和实践操作使学生掌握以下知识和能力：1.掌握油气储运安全的基本概念和规范要求；2.熟悉油气储存和运输设备以及其维护和检修；3.熟悉油气储运过程中的安全预防、事故处理和应急措施；4.培养学生的安全意识和应对突发事件的能力；5.提升学生的团队协作和沟通能力。
三、课程内容1. 油气储存技术与设备本章主要介绍油气储存的技术和相关设备。
包括不同类型的储罐和出口设备，以及与储存有关的安全隐患和控制措施。
2. 油气运输技术与设备本章主要介绍油气运输的技术和相关设备。
包括管道、船舶、卡车等运输方式和与运输有关的安全隐患和控制措施。
3. 安全管理与规范要求本章主要介绍油气储运过程中的安全管理和规范要求。
包括管理制度、操作规程、安全评估和风险控制等方面内容。
4. 应急措施与事故处理本章主要介绍油气储运过程中的应急措施和事故处理。
包括紧急救援、事故调查、危险源削减等方面内容。
四、教学方法1.提供教材和课堂讲解；2.布置课外阅读和作业；3.安排实践操作和模拟演练；4.组织学生参观实际场地和现场考察；5.鼓励学生进行文献调研和专题报告；6.提供案例分析和讨论。
五、课程评估课程评估是评价学生学习成绩和课程教学效果的重要手段。
本课程的评估方式包括课堂参与、作业完成情况、实践操作成绩、期中期末考试等多项因素。
同时，也将对学生的团队协作和沟通能力进行评估。
六、总结油气储运安全技术与管理课程是油气领域人才培养的重要组成部分。
本文从课程目标、教学内容、教学方法和课程评估等方面提出了具体建议。
希望有关教育部门和教师可以参考本文，推动油气储运安全技术与管理课程的进一步发展和优化。
石油天然气油气储运安全技术规范
石油天然气油气储运安全技术（四）3输气站(1)输气站的选址。
输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段；站的区域布置、总平面布置应符合GB 50183和GB 50251的规定，并满足输送工艺的要求。
(2)输气站场设备。
进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀；压缩机房的每一操作层及其高出地面3 m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及通向地面的梯子，操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的距离不得大于 25 m，安全出口和通往安全地带的通道，应畅通无阻；工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验；输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程；含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水；站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设；清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。
(3)输气站场的消防。
天然气压缩机厂房的设置应符合GB 50183和GB 50251的规定；气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150 m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置；站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合GB 50140；站内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。
(4)输气站场的防雷、防静电。
输气站场内建(构)筑物的防雷分类及防雷措施符合GB 50057；工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地；可燃气体、天然气凝液的钢罐应设防雷接地；防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10 Ω,仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30Ω；对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电的设备和管道，均应采取防静电措施；每组专设的防静电接地装置的接地电阻不宜大于100Ω。
油气储运中的安全隐患及防范措施
油气储运中的安全隐患及防范措施摘要：由于我国改革开放的持续大力实施，社会经济有了很大改善，油气储运得到了快速发展。
目前，我国已基本建成多条油气长输管道，并从国外引进优秀的储运核心理念和技术，油气储运水平显著提高。
然而，油气储运的技术性和安全隐患不容忽视。
进一步提高油气储运的技术实力和安全系数，对提高我国油气储运的整体实力和油气储运的可持续发展具有重要作用。
关键词：油储运；安全隐患；防范措施1油气储运与油气储运安全概述油气储运属于综合定义，是指为原油和天然气的连接、运输和销售等多个环节建立的系统软件。
它涉及广泛的具体内容。
在矿山进行油气解决方案、油气长途运输和最终营销推广时，这是一项风险系数高、专业性强的工作。
受油气性质的直接影响，油气中含有氮化合物、氮氧化物，这促进了油气的强烈毒副作用。
易燃易爆物品必须纳入危险品范围，且极易产生安全隐患。
由于这类化学物质挥发强烈，在实际运输环节，特别是在油气输送管道环节，具有很强的风险，如果发生内耗静电感应，很可能引发爆炸等明显的安全生产事故。
因此，油气储运是一项非常复杂的工作。
为了确保这项工作的有效性，保持每个环节的安全系数，以减少外部因素的影响，满足日益增长的油气储运要求，必须严格防止油气泄漏等问题，保护环境，满足社会经济发展对油气网络资源的要求。
在油气生产过程中，应用管道进行油气储运是一种较为理想的方式，既能满足长距离运输的要求，又能满足客户日益增长的需求。
油气管道基础设施范围的增加和应用范围的扩大，在很大程度上维护了油气储运的安全，但我们也需要认识到，油气储运极易发生泄漏、爆炸等严重安全生产事故。
这类安全事故主要表现为重大突发事件，造成的伤害范围广，伤害力强。
实施应急处理非常困难，这无疑会对油气储运产生非常恶劣的直接影响。
因此，在油气储运的全过程中，增加安全工作的范围，尽快发现和解决安全风险显得尤为必要。
现阶段，油气储运安全生产事故频发的现实问题一直受到世界各地和地区的关注，对油气储运安全的需求也越来越大。
油气储运工程现状及其关键技术研究
油气储运工程现状及其关键技术研究油气储运工程是指将油气贮存、运输、加工和分配的设施和系统。
在石油工业中，油气储运工程是基础设施的重要组成部分，直接关系到油气的开发、利用和供应。
本文将对油气储运工程的现状及其关键技术进行研究。
一、油气储存技术油气储存技术是油气储运工程中的关键技术之一，包括气体储存、液态储存和分散储存等多种方式。
液态储存主要是指油品储存在储罐中，而气体储存主要是指将天然气储藏在地下储气库中。
分散储存则是将油气储藏在散布于各地的小储藏库中，以满足某些特殊用途的需要。
目前，油气储存技术已经相当成熟，主要是借鉴先进的智能控制技术，来提高储罐的安全性和保障性。
油气运输技术是指各种油气运输方式和设备，包括管道输送、船运输、铁路运输、公路运输和民用航空等多种方式。
其中，管道输送是最常见、最常用的方式，也是效率最高、最安全的运输方式之一。
而船运输则是长距离、大量输送油气的主要方式，已经成为东亚、南亚和中东地区的经济重心。
目前，油气运输技术主要是采用信息技术和智能控制技术，来提高运输效率和安全性。
油气加工技术是指将原油和天然气进行初步加工和处理，以便更好的运输和利用。
包括裂解、重整、脱蜡、脱硫、脱氮、裂化和氢化等多种处理方式，以及各种加工设备和流程。
目前，油气加工技术已经相当成熟，主要是利用化学工程和材料科学的技术手段，来提高加工效率和降低成本。
油气分配技术是指将加工后的油气按需求分配给不同的用户或使用地点。
包括分步分发、调配优化等多种方式。
目前，油气分配技术主要是采用智能控制技术和现代信息技术，来提高分配效率、减少分配差错和降低成本。
综上所述，油气储运工程是油气工业的重要组成部分，其关键技术已经相当成熟。
目前，随着技术的不断升级和创新，油气储运工程将发展出更加高效和安全的进行方式和系统。
油气储运知识
油气储运知识简介油气储运是指将油气从开采现场运输到加工厂、储存仓库或终端客户的全过程。
其流程包括采油、储存、运输和加工等环节。
为确保油气储运的安全、高效、节能和环保，需要掌握相关知识。
采油采油是指从油田地下将石油采出到地上，通常采用钻井技术顺着井筒从井口进入油层，利用钻机直接钻取油层或在油层浅处打开井眼进行油气采集。
采取哪种方法主要由油田情况、地质条件、钻探技术等决定。
采油过程中需要注意以下几点：1.地质勘探，确定油气田的地质构造、储量和采掘条件；2.钻井和配管工程，保障油气从井口顺畅采出；3.生产技术和设备，确保油气按规定产量和质量稳定输出；4.安全问题，防止井口溢油、爆炸和其他意外事故发生。
储存储存是指将采出来的油气暂时存放在地面或地下的设施里，以便运输或加工。
储存设施的种类很多，包括大型储罐、容器、地下贮藏库等。
储存油气需要注意以下几点：1.储存设施的材质和结构要符合安全要求；2.定期对设施进行检查、维护和清洗；3.控制储存压力、温度和湿度，防止油气泄露、爆炸或自燃；4.选用合适的储存方法，根据储罐、地下库、罐车、管道等不同储存装置分别进行储存处理；5.根据油品类别、油气组成和储存要求等，对油气进行分类、分层和配比。
运输运输是指将油气从生产地运送到使用地或加工厂，分为水、路、铁、空四种方式，通常由石油和天然气、石油化工等专业运输公司负责。
运输油气需要注意以下几点：1.计算好运输距离、车次、载重、装车方式等，制定合理运输方案；2.做好路线规划、交通组织和车辆监控，确保油气运输安全、准时、稳定；3.采用高效节能的运输工具和设备，如采用气体泵、低压输送等技术；4.严格管控油气泄漏、碰撞和火灾等风险，加装安全阀、液位表、浓度探头等问题采取高级安全措施；5.根据不同油品品质和油气运输方式，分别进行运输车辆的选型、检测及保养等工作。
加工加工是指将原油、天然气等原料加工成成品油、天然气制品等成品。
加工过程主要包括分馏、重整、催化裂化等工序，通过数种工艺加工成各种成品。
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一、管道线路1.管道线路的布置及水工保护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，确定线路合理走向。
输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。
因条件限制无法避开时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。
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。
埋地输油气管道与地面建(构)筑物的最小间距应符合GB 50251和GB 50253规定。
埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合GB 50061和GB 50253规定；与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20 m．因条件限制无法满足要求时，应对管道采取相应的防霄保护措施，且防雷保护措施不应影响管道的阴级保护效果和管道的维修；与高压输电线交叉敷设时，距输电线20 m范围内不应设置阀室及可能发生油气泄露的装置。
埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施；交叉时，二者净空间距应不小于0．5 m。
且后建工程应从先建工程下方穿过。
埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施，且应保持两管道间有足够的维修、抢修间距；交叉时，二者净空间距应不小于O．5 m，且后建工程应从先建工程下方穿过。
输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩。
里程桩宜设置在管道的整数里程处，每公里一个．且与阴极保护测试桩合用。
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。
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；定期对管道水工保护设施进行检查，发现问题应及时采取相应措施。
2. 线路截断阀输油、气管道应设置线路截断阀，天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。
定期对截断阀进行巡检。
有条件的管道宜设数据远传、控制及报警功能。
天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。
3.管道穿跨越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，并考虑到管道的总体走向、日后管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置。
考虑到输油气管道的安全性，管道通过河流、公路、铁路时宜采用穿越方式。
输油气管道跨越河流的防洪安全要求，应根据跨越工程的等级、规模及当地的水文气象资料等，合理选择设计洪水频率。
位于水库下游20 km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20 km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。
输油气管道穿跨越河流、公路、铁路的钢管、结构、材料应符合国家现行的原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的有关规定。
管道跨越河流的钢管、塔架、构件、缆索应选择耐大气环境腐蚀、耐紫外线、耐气候老化的材料做好防腐。
管道管理单位应根据防腐材料老化情况．制定跨越河流管道的维修计划和措施。
管道穿越河流时与桥梁、码头应有足够的间距。
穿越河流管段的埋深应在冲刷层以下，并留有充足的安全余量。
采用挖沟埋设的管道，应根据工程等级与冲刷情况的要求确定其埋深。
穿越河流管段防漂管的配重块、石笼在施工时．应对防腐层有可拄的保护措施。
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，对穿跨越河流臂段采用石笼保护时，石笼不应直接压在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。
管道穿公路、铁路的位置，应避开公路或铁路站场、有职守道口、隧道．并应在管道穿公路、铁路的位置设立警示标志。
输油气管道穿越公路、铁路应尽量垂直交叉．因条件限制无法垂直交叉时，最小夹角不小于30°，并避开岩石和低洼地带。
输油气管道穿跨越河流上游如有水库，管道管理企业应与水利、水库单位取得联系，了解洪水情况．采取防洪措施。
水利、水库单位应将泄洪计划至少提前两天告知管道管理企业，且应避免大量泄洪冲毁管道。
二、输油气站场1．一般规定输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知。
对进人输油气站的外来人员应进行安全注意事项及逃生路线等应急知识的教育培训。
石油天然气站场总平面布置．应根据其生产工艺特点、火灾危险性等级功能要求，结合地形、风向等条件。
经技术经济比较确定。
石油天然气站场内的锅炉房、35kv及以上的变(配)电所、加热炉、水套炉等有明火或散发火花的地点，宜布置在站场或油气生产区边缘。
石油天然气站场总平面布置应符合下列规定：(1)可能散发可燃气体的场所和设施，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。
(2)甲、乙类液体储罐，宜布置在站场地势较低处，当受条件限制或有特殊工艺要求时，可布置在地势较高处，但应采取有效的防止液体流散的措施。
(3)当站场采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄漏可燃液体漫流的措施。
(4)天然气凝液，甲、乙类油品储罐组，不宜紧靠排洪沟布置。
2 输油站(1)输油站的选址。
应满足管道工程线路走向的需要，满足工艺设计的要求；应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定；应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。
应贯彻节约用地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率，贯彻保护环境和水士保持等相关法律法规。
站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。
站场选址应避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段；在山区，应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避开窝风地段；在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经的沟谷，防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定；应避开洪水、湖水或浪涌威胁的地带。
(2)输油站场的消防。
石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质，存储方式、储存温度及所在区域消防站布局及外部协作条件等综合因索确定。
油罐区应有完备的消防系统或消防设备；罐区场地夜间应进行照明，照明应符合安全技术标准和消防标准。
应按要求配备可燃气体检测仪和消防器材；站场消防设施应定期进行试运行和维护。
(3)输油站的防雷、防静电。
站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应接GB 50057的有关规定执行；装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。
设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测；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。
(4)输油站场工艺设备安全要求。
工艺管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验，管线设备、阀件应严密无泄漏；设备运行不应超温、超压、超速、超负荷运行，主要设备应有安全保护装置；输油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数；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，加热炉应有相应措施，减少对环境造成污染的装置与措施；储油罐的安装、位置和间距应该符合设计标准；对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应按相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验；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；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，并进行评价；臂网和钢质设备应采取防腐保护措施；根据运行压力对管道和设备配置安全泄放装置，并定期进行校验；定期测试压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄放阀设定参数；定期对自动化仪表进行检测和校验。
3输气站(1)输气站的选址。
输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段；站的区域布置、总平面布置应符合GB 50183和GB 50251的规定，并满足输送工艺的要求。
(2)输气站场设备。
进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀；压缩机房的每一操作层及其高出地面3 m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及通向地面的梯子，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25 m，安全出口和通往安全地带的通道，应畅通无阻；工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验；输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程；含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水；站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设；清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。
(3)输气站场的消防。
天然气压缩机厂房的设置应符合GB 50183和GB 50251的规定；气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150 m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置；站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合GB 50140；站内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。
(4)输气站场的防雷、防静电。
输气站场内建(构)筑物的防雷分类及防雷措施符合GB 50057；工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于 4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地；可燃气体、天然气凝液的钢罐应设防雷接地；防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10 Ω,仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30Ω；对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电的设备和管道，均应采取防静电措施；每组专设的防静电接地装置的接地电阻不宜大于100Ω。