成品油管道输送安全规程
石油天然气管道保护办法
石油天然气管道保护办法（自2022年4月1日起施行）第一章总则第一条（目的和依据）为了保护石油、天然气管道，保障石油、天然气输送安全，维护本市能源安全和公共安全，根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》和有关法律、法规，结合本市实际，制定本办法。
第二条（适用范围）本市行政区域内输送原油、成品油、天然气的管道（以下简称管道）的保护，适用本办法。
城镇燃气管道和炼油、化工等企业厂区内管道的保护，不适用本办法。
第三条（政府职责）市人民政府及管道所在地的区人民政府应当加强对本行政区域管道保护工作的领导，为管道保护工作提供必要的保障，督促、检查有关部门依法履行管道保护职责，组织排除管道占压、破坏等重大外部安全隐患。
管道所在地的乡镇人民政府、街道办事处应当按照上级人民政府及有关部门要求，协助做好辖区内管道建设和保护工作。
第四条（部门职责）市发展改革部门和区人民政府指定的部门（以下简称区管道保护主管部门，与市发展改革部门统称管道保护主管部门）依法主管本行政区域的管道保护工作，协调处理本行政区域管道保护的重大问题，指导、监督有关单位履行管道保护义务。
应急部门依法组织管道生产安全事故的调查处理，指导、协调和参与管道事故应急救援。
公安部门负责管道沿线治安保卫工作，依法查处损毁管道和盗窃、哄抢管道油气等违法犯罪行为。
城管执法部门行使《中华人民共和国石油天然气管道保护法》规定由管道保护主管部门承担和本办法确定由城管执法部门行使的行政处罚权以及与之相关的行政检查权、行政强制权。
规划资源、住房城乡建设管理、经济信息化、市场监管、生态环境、交通、水务、消防救援等部门和机构依法在各自职责范围内，负责做好管道保护相关工作。
第五条（管道企业主体责任）管道企业应当承担管道建设、保护和安全运行的主体责任，建立并组织实施本企业有关管道保护的规章制度和操作规程，明确管道保护专门机构与人员，保障管道保护经费投入，落实检测、维修、保养措施，加强管道安全保护宣传。
成品油管道顺序输送流程
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1. 输运准备。
确定输送原油类型、数量和质量标准。
成品油管道输送安全规程
成品油管道输送安全规程
成品油管道输送安全规程是制定和推行成品油管道输送业务相关的安全标准和规定的文件。
其目的是确保成品油管道输送过程中的安全性，减少事故的发生，保护人员和财产的安全和利益。
以下是一般性的成品油管道输送安全规程内容：1. 法律和法规遵守：要求管道运营商和相关人员遵守国家法律法规，以确保运营活动的合法性和安全性。
2. 设计和建设：要求管道的设计和建设符合相关安全标准和规范，采用高质量的材料和工艺，确保管道的安全和可靠。
3. 安全设备和设施：要求建立和维护一套完善的安全设备和设施，包括防止泄漏的控制系统、报警装置、紧急停牌装置、防火和爆炸设备等。
4. 检测和监测：要求定期对管道进行检测和监测，以及进行必要的维护和修理，确保管道的完整和操作的安全性。
5. 运营和维护：要求运营商建立一套完善的运营和维护制度，包括安全操作规程、应急预案、人员培训和考核等，确保管道的安全和可靠运行。
6. 管理和监督：要求建立和维护一套有效的管理和监督体系，包括监督部门的职责和权力、责任和追究机制等，确保规程的执行和管道安全的监督。
7. 事故处理：要求管道运营商建立紧急事故处理和应急预案，并进行定期演练，以应对可能发生的事故，最大限度地减少损失和风险。
8. 监督和检查：要求相关部门定期对管道进行监督和检查，以确保规程的执行和管道的安全性。
以上内容仅为一般性的成品油管道输送安全规程，具体规定可能因地区、行业和运营商的要求而有所
差异。
输油管道工程设计规范
输油管道工程设计规范4.1.5埋地输油管道同地面建(构)筑物的最小间距应符合下列规定:1原油、C5及C5以上成品油管道与城镇居民点或独立的人群密集的房屋的距离,不宜小于15m。
2原油、C5及C5以上成品油管道与飞机场、海(河)港码头、大中型水库和水工建(构)筑物、工厂的距离不宜小于20m。
3原油、液化石油气、C5、C5以上成品油管道与高速公路、一二级公路平行敷设时,其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10m,三级及以下公路不宜小于5m。
4原油、C5及C5以上成品油管道与铁路平行敷设时,管道应敷设在距离铁路用地范围边线3m以外。
5液态液化石油气管道与铁路平行敷设时,管道中心线与国家铁路干线、支线(单线)中心线之间的距离分别不应小于25m6原油、C5及C5以上成品油管道同军工厂、军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护单位的最小距离,应同有关部门协商解决。
但液态液化石油气管道与上述设施的距离不得小于200m。
7液态液化石油气管道与城镇居民点、公共建筑的距离不应小于75m。
注:1本条规定的距离,对于城镇居民点,由边缘建筑物的外墙算起;对于单独的工厂、机场,码头、港口、仓库等,应由划定的区域边界线算起。
公路用地范围,公路路堤侧坡脚加护道和排水沟外边缘以外lm。
或路堑坡顶截水沟、坡顶(若未设截水沟时)外边缘以外lm。
2当情况特殊或受地形及其他条件限制时,在采取有效措施保证相邻建(构)筑物和管道安全后,允许缩小4.1.5条中1~3款规定的距离,但不宜小于8m(三级及以下公路不宜小于5m)。
对处于地形特殊困难地段与公路平行的局部管段,在采取加强保护措施后,可埋设在公路路肩边线以外的公路用地范围以内。
4.1.6敷设在地面的输油管道同建(构)筑物的最小距离,应按本规范第4.1.5条所规定的距离增加1倍。
4.1.7当埋地输油管道与架空输电线路平行敷设时,其距离应符合现行国家标准《66KV及以下架空电力线路设计规范》(GB50061)及国家现行标准《110^-500kV 架空送电线路设计技术规程》(DL/T5092)的规定。
成品油管道的运行管理
完整性管理－信息管理
⑴ 信息旳采集
设计信息 施工信息 工程自然状态、人文环境变化 投产 运营管理历史信息：阴极保护、防腐层维修与大修、 管道事故与抢修、管道大修等
完整性管理－信息管理
⑵ 信息旳科学应用
建立数据库：以便录入、以便修改性管理－风险评价与安全管理
完整性管理－建立完整性管理规程，实施科学规范管理
⑴ 统一要求：做什么（分级：巡线员、泵站、企业） 怎样做 一般性指导意见
⑵ 建立企业（企业）原则 ⑶ 设置专门旳管理机构，实施科学管理： ⑷ 实现信息旳综合应用
（2）泵与管道旳联合工作：通道（耗能），泵（能量补充） 联合工作：泵组合、泵站组合、 调速、节流
一、成品油管道生产运营旳基础知识
3. 管道顺序输送
（1）降低投资，管道效益最大化；
（2）产生混油；几何混油 扩散混油：浓度扩散（流动、静止） 重力扩散（静止） 初始混油 局部混油（流程、操作）
一、成品油管道生产运营旳基础知识
二、成品油管道运营管理
2. 成品油管道旳调度管理
（1）生产运营 （2）流程切换、设备运营 （3）管道运营分析：设备状态
流量平衡：泄漏判断 压力状态：水击分析、泄漏判断
二、成品油管道运营管理
2. 成品油管道旳调度管理
水击：泵事故停运、阀门误关闭、管道大量泄漏、切换油品、 下载操作、前端管道油品过泵 首站：柴油顶汽油，5MPa压力，Δpd=0.68MPa 中间站：Ps连续下降，当油头过站时，Δpd下降小。
完整性管理－与管道旳实际相结合
（2） 管道旳主要风险
工程质量：管子、设计、材料、焊接和施工 防腐：检测与维护 第三方破坏：警示设施、宣传教育 操作失误： 自然灾害： 管道旳检测与评价：措施
成品油管道安全管理制度
第一章总则第一条为确保成品油管道安全运行，防止事故发生，保障人民生命财产安全，根据《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》等法律法规，结合本企业实际情况，特制定本制度。
第二条本制度适用于本企业所有成品油管道的运行、维护、检修、应急处理等工作。
第三条成品油管道安全管理应遵循“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，实行全员、全过程、全方位的安全管理。
第二章组织机构与职责第四条成立成品油管道安全管理领导小组，负责制定、实施和监督成品油管道安全管理制度。
第五条成品油管道安全管理领导小组职责：（一）制定成品油管道安全管理制度，并组织实施；（二）组织编制成品油管道安全操作规程，指导、监督操作人员严格执行；（三）负责成品油管道安全检查、隐患排查、整改落实等工作；（四）组织应急演练，提高应急处置能力；（五）定期向企业安全生产委员会报告成品油管道安全管理工作情况。
第六条成品油管道安全管理领导小组下设安全监察部门，负责具体实施以下工作：（一）监督成品油管道运行、维护、检修等环节的安全管理；（二）检查、指导、督促操作人员遵守安全操作规程；（三）对成品油管道安全隐患进行排查、整改；（四）对成品油管道安全事故进行调查、分析、处理；（五）组织开展安全教育培训。
第三章运行管理第七条成品油管道运行前，必须进行安全检查，确保管道设备完好、安全设施齐全有效。
第八条成品油管道运行过程中，操作人员应严格执行安全操作规程，注意观察管道运行状态，发现异常情况立即停机检查。
第九条成品油管道运行期间，应加强现场安全管理，禁止无关人员进入管道作业区域。
第十条成品油管道运行过程中，应定期进行巡检，发现隐患及时整改。
第十一条成品油管道停机检修时，应采取必要的安全措施，确保人员安全。
第四章维护与检修第十二条成品油管道维护工作应按照国家相关标准和规范进行，确保管道设备完好、安全设施齐全有效。
第十三条成品油管道检修应制定详细的检修方案，明确检修内容、方法、时间等。
油气管道输送安全管理规定
油气管道输送安全管理规定油气管道输送系指利用管道将原油、成品油、半成品油、天然气、石油液化气、压缩天然气等（以下简称“油气”）在陆地输送的过程。
第一章一般规定第一条油气管道工程的勘察设计者、供应商、承包商应具有与所承揽油气管道勘察设计、供应和工程施工相适应的合法资质。
第二条管道工程的勘察设计者、供应商、承包商应实行安全、环境与健康（HSE）管理，具有良好的HSE业绩。
第三条在油气管道工程勘察设计、供应、施工过程中，应严格执行国家和集团公司有关安全生产的方针、政策、法律、法规、设计规范及技术标准。
第四条管道工程项目中的职业安全卫生设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。
第二章安全管理第五条组织机构从事陆地油气输送的直属企业应设置安全管理机构，配置与管理内容相适应的人力和装备，逐级建立安全管理网络，完善各级安全生产责任制。
第六条安全机构职责1、负责贯彻落实国家和集团公司关于陆上油气管道作业的有关法规、规范、标准及规章制度；负责制定本企业安全管理年度工作计划；2、负责陆上油气管道工程建设项目安全设施“三同时”的监督和油气管道作业人员劳动防护、职业安全卫生工作的归口管理；3、负责制订、修订企业职业安全卫生管理制度和安全技术规程；编制职工安全教育培训计划，并组织实施；4、负责制定安全措施和隐患整改计划，深入现场监督检查，落实整改。
5、主持制定安全应急计划，并建立完善应急指挥和救助系统；6、负责油气管道事故的调查、处理、上报和统计工作；7、负责锅炉、压力容器等关键设备的安全监督管理工作；8、负责安全考核评比工作，开展安全科技成果交流，推进安全科技进步，积极组织各种安全活动，协调有关问题。
第七条油气管道输送企业应建立实施HSE管理体系，并有效运行。
第三章运行管理第八条油气管道的投产应在工程竣工及“三同时”验收合格后进行。
第九条油气管道投产前应制定投产方案，投产方案内容包括制定投产方案的依据；各项投产工作的具体计划、组织机构、投产程序及各阶段的要求；工艺运行参数；投产安全措施和应急预案。
成品油管道输送安全规程
成品油管道输送安全规程1. 管道输送安全规程的目的和依据管道输送是一种高效、经济、安全的成品油运输方式。
为了保障成品油管道输送的安全，提高运输效率，减少事故发生概率，制定《成品油管道输送安全规程》。
该规程的依据主要包括以下法律法规和标准： - 中华人民共和国《工业企业安全生产法》 - 中华人民共和国《危险化学品安全管理条例》 - 国家标准《石油与天然气工业管道设计规范》等。
2. 管道建设与维护2.1 管道设计与建设1.管道设计应符合国家标准要求，并考虑地质条件、环境因素等因素。
2.建设过程中应进行必要的勘察、设计审查、施工监督等环节。
3.安装过程中应按照相关标准进行焊接、防腐等工艺操作。
2.2 管道维护与检修1.定期对管道进行巡检，及时发现并处理泄漏、腐蚀等问题。
2.管道检修时，应按照规定的程序进行，确保操作安全。
3. 管道运营管理3.1 运营管理组织1.设立管道运营管理部门，明确责任和权限，并配备专业人员。
2.制定运营管理制度、规章制度，并进行培训和考核。
3.2 安全生产管理1.定期开展安全生产培训，提高员工的安全意识和应急处理能力。
2.建立健全安全生产责任制，明确各级人员的责任和义务。
3.3 现场作业管理1.在现场设置明显的警示标志，标识管道的位置、性质及相关危险源。
2.对作业人员进行岗前培训和技能考核，确保其具备必要的操作技能。
3.4 应急预案与演练1.制定完善的应急预案，并定期组织演练。
2.配备必要的应急救援设施和器材，提高事故应对能力。
4. 安全风险控制4.1 风险评估与管理1.对管道及周边环境进行风险评估，制定相应的管控措施。
2.风险评估结果应及时更新，并进行动态管理。
4.2 泄漏防范与处理1.安装泄漏监测设备，及时发现泄漏并采取相应的应急措施。
2.建立泄漏应急处理预案，确保快速、有效地处置泄漏事故。
4.3 火灾防控1.定期检查和维护防火设施，确保其正常工作。
2.开展火灾隐患排查工作，及时消除安全隐患。
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成品油管道输送安全规程(SY/T6652-2006)2007-1-1 起执行目次前言1 范围2 规范性引用文件3 安全通则4 输储油设备5 油品输送6 混油处理7 输油管道8 消防设施前言本标准是依据我国在役成品油管道安全生产的实际经验，并参考国外发达国家的相关标准制定而成。
本标准旨在规范成品油管道日常生产运行过程中的安全管理，减少事故发生。
本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司。
本标准主要起草人：闫啸、朱建平、张彦敏。
成品油管道输送安全规程1 范围本标准规定了成品油管道输送的安全技术要求。
本标准适用于输送汽油、煤油、柴油的成品油管道。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB 50074 石油库设计规范GB 50151 低倍数泡沫灭火系统设计规范GB 50183 石油天然气工程设计防火规范GB 50196 高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范GB 50253 输油管道工程设计规范GBJ 140 建筑灭火器配置设计规范SY/T 0075 油罐区防火堤设计规范SY/T 5737 原油管道输送安全规程SY/T 5858 石油工业动火作业安全规程SY 5984 油(气)田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规定SY/T 6470 输油气管道通用阀门操作、维护、检修规程SY 6503 可燃气体检测报警器使用规范SY/T 6529 原油库固定式消防系统运行规范3 安全通则3.1 输油管道和输油站的新建、改建、扩建工程应按GB 50183和GB 50253的规定执行，安全设施与主体工程应做到同时设计、同时施工、同时投入使用。
3.2 进入生产区应按规定穿戴劳动保护用品。
3.3 防爆区内不应使用非防爆器具和非防爆通信工具。
3.4 站内不应使用易燃、易爆及有腐蚀性溶剂擦洗设备、衣服和地面。
3.5 油气生产区内，应按SY 6503要求安装并检定固定式可燃气体检测报警仪。
3.6 顺序输送的管道，计划性维检修宜安排在安全性较高的油品段进行。
3.7 输油管道动火宜按SY/T 5858的规定执行。
动火作业坑除满足施工作业要求外，应分别有上、下通道，通道坡度应小于50o。
坑内施工人员应有逃生救生措施。
如对管道进行封堵，封堵作业坑与动火作业坑之间应有不小于1m的间隔墙。
3.8 特种作业人员应持证上岗。
3.9 管道大型穿跨越段、经过的水源地及环境敏感区段、地震活动频繁段、易发生滑坡和泥石流段、人口密集区、储油罐区等重点部位、重点管段应制定应急预案。
应急预案至少应包括：管道断裂、跑油、着火、爆炸和通信中断等紧急情况。
3.10 泄压用的安全阀和输油管道的高、低压泄压阀、减压阀等各类安全保护设施应保持使用完好，并按规定检测。
3.11 启停泵、切换流程、收发清管器、油品分输等操作除严格执行操作规程外，应在控制室或现场进行有效监护。
3.12 控制显示仪表确认灵敏准确，才能进行倒流程。
切换流程时，应按照“先开后关”、“缓开缓关”原则开关阀门，高低压衔接部位应先导通低压部位；切断流程时，应先切断高压部位。
4 输储油设备4.1 输油机泵4.1.1 机泵操作：a) 启泵前，应按操作规程做好各项准备工作。
b) 启停泵前，应及时通知上下站，在调整运行参数时要加强岗位之间的联系。
c) 启停泵宜有专人监护。
4.1.2 正常运行的安全检查与监护：应按照规定对运行机泵逐台、逐项、逐点地检查，发现问题及时处理，并做好有关记录。
4.1.3 输油泵机组检修：a) 切断泵机组的电源，并在相应的开关柜上悬挂“严禁合闸”的警示牌。
b) 关闭进出口阀及相关阀门，切断动力源。
阀门上悬挂“正在检修”的警示牌，并采取防止阀门开启措施。
c) 检修泵和运行泵宜采取安全隔断措施。
d) 检修应首先清除泵内及周围的易燃物。
4.2 储油罐4.2.1 运行油罐液位应控制在上、下限安全罐位范围内，不应超限运行。
4.2.2 防雷防静电设施：a) 储油罐防雷设施应按GB 50074的规定执行，防静电接地应符合SY 5984的规定。
b) 储油罐的防雷防静电设施应每季检查一次。
春秋季各测一次接地电阻，电阻值不应大于10Ω。
c) 检尺口应设有色金属衬套。
4.2.3 储油罐区防火堤与消防道路：a) 储油罐的防火堤应符合SY/T 0075的规定。
b) 罐区消防道路应符合GB 50183的规定，并保持畅通。
c) 罐区消防道路与防火堤之间不应种植树木。
4.2.4 储油罐的进、出油温度和进出油速度应控制在设计参数允许范围内。
4.2.5 储油罐运行检查：a) 储油罐的量油孔、透光孔用后应盖好。
b) 运行储油罐应按规定要求上罐检查。
c) 上罐检查应遵守：1) 首先释放静电；2) 夜间上罐应使用防爆照明器具；3) 一次上罐人数不应超过5人；4) 遇有雷雨或5级以上大风时，不应上罐；5) 雪天应清扫扶梯的积雪后上罐。
4.2.6 储油罐的呼吸阀、阻火器应定期检查、维护，各地区应根据地区气候情况确定合理的检查维护周期和要求。
4.2.7 储油罐顶部应保持无积雪、积水、油污和杂物。
4.2.8 内浮顶储油罐浮盘无卡阻、保持灵活、密封有效，浮顶与罐体的电气连接应保持完好。
4.2.9 储油罐检修：a) 储油罐检修应按有关规定要求的周期进行。
b) 储油罐检修应有明确的安全措施。
4.3 阀门阀门操作、维护和检修按SY/T 6470的规定执行。
4.4 电气、仪表电气、仪表的安全要求按SY/T 5737有关规定执行。
5 油品输送5.1 管道任一点处最高工作压力不应超过设计压力。
5.2 输油站的最低进站压力应能满足输油工况的要求。
5.3 密闭输送管道进站压力应能满足输油泵入口压力要求，且不大于站内管网和设备的允许最大压力值。
5.4 出站报警压力设定值应低于或等于最高工作压力；进站报警压力设定值应高于或等于最低进站压力。
泄压压力不大于管道允许最高压力的1.1倍。
5.5 管道系统中任一点的稳态工作压力及油品停输时的静压力均不应超过该点管道或管件的设计压力。
5.6 成品油管道采用常温输送，注入管道的油品温度应在一定范围内并保持平稳。
5.7 采用精度足够高的界面检测仪表和保证尽量快的流程切换速度，缩短油品切换时间，并应避免发生水击。
5.8 应保持大落差管段高点处压力不低于油品的饱和蒸气压。
5.9 对不同油品顺序输送全线压力变化较大，应制定控制方案，宜利用仿真软件对其进行校核，实现平稳输送。
5.10 应根据运行条件的变化，及时调整工艺参数的设定值。
6 混油处理6.1 应严格执行操作票制度。
6.2 装置开工程序应按操作规程执行。
6.3 整个运行过程中，应将原料油量、锅炉蒸汽压力、加热炉炉膛温度、原料油出炉温度、塔底液位、塔顶温度和压力等重要参数，控制在安全范围内。
6.4 油水分离罐应按规定脱水、巡检。
6.5 启运及停运过程中升降温速度不应过快，炉温降至停工操作规定的温度时应停止塔底吹汽。
6.6 各单体设备操作应严格执行各设备操作规程和安全规程。
7 输油管道7.1 管道的防腐层、保温层应保持完好，管道阴极保护参数应在规定的范围之内。
7.2 管道的检查与维护。
7.2.1 重点穿跨越管段应设置守卫人员或有监控设施。
7.2.2 管道的巡检至少应包括下列内容：a) 在管道安全防护带内有无挖沟、取土、开山采石、采矿盖房、建打谷场、蔬菜大棚、饲养场、猪圈及温床等其他构筑物。
b) 在管道安全防护带内有无种植果树(林)及其他根深作物，打桩，堆放大宗物质及其他影响管道巡线和管道维护的物体。
c) 在管道附属工程、设施(如各类挡土墙、过水路面、护坡等)及线路阀室上有无拆石、拆砖破坏门窗、任意损坏管道标桩和告示牌等。
d) 在管道中心线两侧各500m范围内有无进行爆破作业及大型工程设施的建设。
e) 管道沿线有无露管和打孔盗油迹象。
f) 管道上方有无新建、扩建公路交叉、管道交叉、通信及电力电缆交叉等。
g) 线路阀室内设施是否完好。
7.2.3 穿跨越管段巡检至少包括以下内容：a) 巡视检查穿越管段及其附属设施的完好情况。
b) 对重点穿越河流管段，洪水期间应定期收集水位、流量、流速等情况，并随时通报汛情。
c) 定期检查和监测管道埋深、露管、穿越管道保护工程的稳固性及河道变迁等情况。
d) 跨越管段两侧应设立“禁止通行”标志，阻止行人直接在管道上部通行。
e) 定期检查跨越管道支撑、固定墩、吊架、拉索和钢质套管腐蚀等情况。
f) 在水下穿越管道安全防护带内有无设置码头、抛锚、炸鱼、挖泥、淘沙、拣石及疏通加深等作业。
7.3 管道维修与抢修。
7.3.1 管道防腐涂层修补和大修应有方案，施工过程中应根据涂料的不同性质而采取相应的安全保证措施，确保作业人员的安全。
7.3.2 管沟开挖：a) 开挖管沟宜采用人工开挖方式。
b) 在狭窄通道或交通便道边缘挖土方，应设置围栏和安全警告标志，夜间应设红色警示灯。
c) 在挖掘地区内发现有事先未预料到的和不可辨认的设施或物体时，应立即停止作业，并报告上级有关部门处理。
d) 在松软地块和沙泥岩互层以及水系发达地区开挖管沟，应制定防塌安全技术方案。
挖土中发现土壤有坍塌、大型石块滑动或裂缝危险时，作业人员应立即撤离，采取安全措施后再进行施工。
e) 在铁塔、电杆、铁道、地下埋设物、通信和电力线路下或其他建筑物附近作业时，应事先进行调查、查阅管道技术档案，与有关部门联系，采取安全措施后方可施工。
7.3.3 管道抢修：a) 管道抢修机具、设备应齐全，处于随时可启用的完好状态。
b) 输油企业应有专业抢修队，并定期进行技术培训和演练。
c) 抢维修现场应设置隔离区，并应采取安全防火措施。
d) 在不停输管道上进行抢修作业前，应查明事故点所在站段的管道的高程、管道动态压力和流速及管道壁厚，经批准后方可作业。
e) 抢修作业施焊前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并要结合成品油特点制定防护措施。
焊接操作期间，宜用防爆的轴流风机对焊接点周围和可能出现的泄漏进行强制排风，并跟踪检查和监测。
f) 对于突发性管道断裂事故，应立即启动应急预案，采取减少管道成品油外泄的应急措施，防止事故扩大和次生灾害。
7.4 封存或报废管道处置：对封存或报废的管道应采取相应的安全措施。
7.5 管道检测。
7.5.1 应定期进行全面检测。
新建管道应在投产后三年内进行检测，以后视管道运行安全状况确定检测周期，最多不超过八年。
7.5.2 应定期对石油管道进行一般性检测。
新建管道应在一年内检测，以后视管道安全状况每一至三年检测一次。