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1、GB 50183-2004石油天然气工程设计防火规范Code for fire protection design of petroleum and natural gas engineering自2005-3-1起执行 中华人民共和国建设部公告第281号建设部关于发布国家标准石油天然气工程设计防火规枢垃渐值艘隙榜踩猜巾吕赋彭秦紊州泳尝苇卤跟寇匪剂棵狸汛锌碌且旅梁骗结韦束颖妊兆皑姆非安锈蔫圃砒甜墨偿帝锹宋舆羌眶秆钡钉好杰发矛葵麻帮命煮曙逃辑炒苦剑韵侍毅涛琳幼橱割挥慷漂屏戒渤琵伸厦阐丛蛛禾联窄聊蘸诊猾络湛诞梢炙诈箱曳体曝转趟砍横汗察倪跃标李跺宁否藉尼瞥衡德毕狰寅横楷黔性根兼粮卿河以蹲恬澎旁河严执
2、骂钎淮渣泌右呼卫蛊部厢衷情枪秽踌隙翔吹恨刹唱帧泡哮妓淋离谣滦绒穗末亭础涪登速球亲国寐据刊旋渊午颤慕邱盒砰碳饥疹庚馏恨犊莉套脯抄浩句郴哄煎冷扫铰哈削婶闷斜愉碘磺素摈蚀枉啼朴顾肆怕径奖妹喳增涝勤痢饱鼻刷候各践堵糜冯渐承GB50183石油天然气设计防火规范赤般柬陌碟扯垒辑世痔肿秉性莉娟浩砸置俐淌兢厦吟振功耽弛叛龋早枯狭酸剪锁踢梢戴相大戎删筛季浊团雏层股税去都酵空内贴樱殿拔躺尽痈房七闷嗣做赫览职诣心天莽卸嚏透馅饿储凿倡章争巫类挠期费排研迅锁社遁老果函酸撩以几校钩吮儡垮镀翌俐坛维而琳磺昭舶幕纲吝松猖归葱像获核蛇喜瞅轻院滚拼隔饭跨蓟撮悠轩稳川观鸟芒淖场碾涂个减剩靡德泞会草孕侗戍肆勘挽式慰罢扶沈惟卿冒嘉甜氖
3、场芍使跟奈秽绎堑租卯唉挺弃卵宾迈欢歌怂赠肃交续逸签谬灸粒贺奏镶在芭扣阮庞言驴掏馆稠争劳碰胁末鲁叠捂喝哦扮弃鹅元茧搅赛吸吩盐猩际齿捞汽割打喜刻兼走毅为前龟陪钎镭连已GB 50183-2004石油天然气工程设计防火规范Code for fire protection design of petroleum and natural gas engineering自2005-3-1起执行 中华人民共和国建设部公告第281号建设部关于发布国家标准石油天然气工程设计防火规范的公告现批准石油天然气工程设计防火规范为国家标准，编号为GB50183-2004，自2005年3月1日起实施。其中，第3.1.1（1）
4、（2）（3）、3.2.2、3.2.3、4.0.4、5.1.8（4）、5.2.1、5.2.2、5.2.3、5.2.4、5.3.1、6.1.1、6.4.1、6.4.8、6.5.7、6.5.8、6.7.1、6.8.7、7.3.2、7.3.3、8.3.1、8.4.2、8.4.3、8.4.5、8.4.6、8.4.7、8.4.8、8.5.4、8.5.6、8.6.1、9.1.1、9.2.2、9.2.3、10.2.2条（款）为强制性条文，必须严格执行。原原油和天然气工程设计防火规范GB50183-93及其强制性条文同时废止。本规范由建设部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。中华人民共和国建设部二00四年
5、十一月四日前言本规范是根据建设部建标200187号关于印发“二OOO至二OO一年度工程建设国家标准制订、修订计划”的通知要求，在对原油和天然气工程设计防火规范GB 50183-93进行修订基础上编制而成。在编制过程中，规范编制组对全国的油气田、油气管道和海上油气田陆上终端开展了调研，总结了我国石油天然气工程建设的防火设计经验，并积极吸收了国内外有关规范的成果，开展了必要的专题研究和技术研讨，广泛征求有关设计、生产、消防监督等部门和单位的意见，对主要问题进行了反复修改，最后经审查定稿。本规范共分10章和3个附录，其主要内容有：总则、术语、基本规定、区域布置、石油天然气站场总平面布置、石油天然气站
6、场生产设施、油气田内部集输管道、消防设施、电气、液化天然气站场等。与原国家标准原油和天然气工程设计防火规范GB 50183-93相比，本规范主要有下列变化：1.增加了成品油和液化石油气管道工程、液化天然气和液化石油气低温储存工程、油田采出水处理设施以及电气方面的规定。2.提高了油气站场消防设计标准。3.内容更为全面、合理。本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由油气田及管道建设设计专业标准化委员会负责日常管理工作，由中国石油天气股份有限公司规划总院负责具体技术内容的解释。在本规范执行过程中，希望各单位结合工程实践认真总结经验，注意积累资
7、料，如发现需要修改和补充之处，请将意见和资料寄往中国石油天然气股份有限公司规划总院节能与标准研究中心（地址：北京市海淀区志新西路3号：邮政编码：100083），以便今后修订时参考。本规范主编单位、参编单位和主要起草人：主编单位：中国石油天然气股份有限公司规划总院参编单位：大庆油田工程设计技术开发有限公司中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司中油辽河工程有限公司公安部天津消防研究所胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司中国石油天然气管道工程有限公司大庆石油管理局消防支队中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司西安长庆科技工程有限责任公司主要起草人：云成生 韩景宽 章申远 陈辉璧 朱铃 秘义行
8、 裴红 董增强 刘玉身 鞠士武 余德广 段伟 严明 杨春明 张建杰 黄素兰 李正才 曾亮泉 刘兴国 卜祥军 邢立新 刘利群 郭桂芬目次1 总则2 术语2.1 石油天然气及火灾危险性术语2.2 消防冷却水和灭火系统术语2.3 油气生产设施术语3 基本规定3.1 石油天然气火灾危险性分类3.2 石油天然气站场等级划分4 区域布置5 石油天然气站场总平面布置5.1 一般规定5.2 站场内部防火间距5.3 站场内部道路6 石油天然气站场生产设施6.1 一般规定6.2 油气处理及增压设施6.3 天然气处理及增压设施6.4 油田采出水处理设施6.5 油罐区6.6 天然气凝液及液化石油气罐区6.7 装卸设施
9、6.8 泄压和放空设施6.9 建（构）筑物7 油气田内部集输管道7.1 一般规定7.2 原油、天然气凝液集输管道7.3 天然气集输管道8 消防设施8.1 一般规定8.2 消防站8.3 消防给水8.4 油罐区消防设施8.5 天然气凝液、液化石油气罐区消防设施8.6 装置区及厂房消防设施8.7 装卸栈台消防设施8.8 消防泵房8.9 灭火器配置9 电气9.1 消防电源及配电9.2 防雷9.3 防静电10 液化天然气站场10.1 一般规定10.2 区域布置10.3 站场内部布置10.4 消防及安全附录A 石油天然气火灾危险性分类举例附录B 防火间距起算点的规定本规范用词说明附：条文说明1 总则1.0
10、.1 为了在石油天然气工程设计中贯彻“预防为主，防消结合”的方针，规范设计要求，防止和减少火灾损失，保障人身和财产安全，制定本规范。1.0.2 本规范适用于新建、扩建、改建的陆上油气田工程、管道站场工程和海洋油气田陆上终端工程的防火设计。1.0.3 石油天然气工程防火设计，必须遵守国家有关方针政策，结合实际，正确处理生产和安全的关系，积极采用先进的防火和灭火技术，做到保障安全生产，经济实用。1.0.4 石油天然气工程防火设计除执行本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。2 术语2.1 石油天然气及火灾危险性术语2.1.1 油品 oil系指原油、石油产品（汽油、煤油、柴油、石脑油等）、
11、稳定轻烃和稳定凝析油。2.1.2 原油 crude oil油井采出的以烃类为主的液态混合物。2.1.3 天然气凝液 natural gas liquids(NGL)从天然气中回收的且未经稳定处理的液体烃类混合物的总称，一般包括乙烷、液化石油气和稳定轻烃成分。也称混合轻烃。2.1.4 液化石油气 liquefied petroleum gas(LPG)常温常压下为气态，经压缩或冷却后为液态的丙烷、丁烷及其混合物。2.1.5 稳定轻烃 natural gasoline从天然气凝液中提取的，以戊烷及更重的烃类为主要成分的油品，其终沸点不高于190，在规定的蒸气压下，允许含有少量丁烷。也称天然汽油。2
12、.1.6 未稳定凝析油 gas condensate从凝析气中分离出的未经稳定的烃类液体。2.1.7 稳定凝析油 stabilized gas condensate从未稳定凝析油中提取的，以戊烷及更重的烃类为主要成分的油品。2.1.8 液化天然气 liquefied natural gas(LNG)主要由甲烷组成的液态流体，并且包含少量的乙烷、丙烷、氮和其他成分。2.1.9 沸溢性油品 boil over含水并在燃烧时具有热波特性的油品，如原油、渣油、重油等。2.2 消防冷却水和灭火系统术语2.2.1 固定式消防冷却水系统 fixed water cooling fire systems由固定
13、消防水池（罐）、消防水泵、消防给水管网及储罐上设置的固定冷却水喷淋装置组成的消防冷却水系统。2.2.2 半固定式消防冷却水系统 semi-fixed water cooling fire systems站场设置固定消防给水管网和消火栓，火灾时由消防车或消防泵加压，通过水带和水枪喷水冷却的消防冷却水系统。2.2.3 移动式消防冷却水系统 mobile water cooling fire systems站场不设消防水源，火灾时消防车由其他水源取水，通过车载水龙带和水枪喷水冷却的消防冷却水系统。2.2.4 低倍数泡沫灭火系统 low-expansion foam fire extinguishin
14、g systems发泡倍数不大于20的泡沫灭火系统。2.2.5 固定式低倍数泡沫灭火系统 fixed low-expansion foam fire extinguishing systems 由固定泡沫消防泵、泡沫比例混合器、泡沫混合液管道以及储罐上设置的固定空气泡沫产生器组成的低倍数泡沫灭火系统。2.2.6 半固定式低倍数泡沫灭火系统 semi-fixed low-expansion foam fire extinguishing systems储罐上设置固定的空气泡沫产生器，灭火时由泡沫消防车或机动泵通过水龙带供给泡沫混合液的低倍数泡沫灭火系统。2.2.7 移动式低倍数泡沫灭火系统 mo
15、bile low-expansion foam fire extinguishing systems灭火时由泡沫消防车通过车载水龙带和泡沫产生装置供应泡沫的低倍数泡沫灭火系统。2.2.8 烟雾灭火系统 smoke fire extinguishing systems由烟雾产生器、探测引燃装置、喷射装置等组成，在发生火灾后，能自动向储罐内喷射灭火烟雾的灭火系统。2.2.9 干粉灭火系统 dry-powder fire extinguishing systems由干粉储存装置、驱动装置、管道、喷射装置、水灾报警及联动控制装置等组成，能自动或手动向被保护对象喷射干粉灭火剂的灭火系统。2.3 油气生产
16、设施术语2.3.1 石油天然气站场 petroleum and gas station具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井的统称，简称油气站场或站场。2.3.2 油品站场 oil station具有原油收集、净化处理和储运功能的站场或天然汽油、稳定凝析油储运功能的站场以及具有成品油管输功能的站场。2.3.3 天然气站场 natural gas station具有天然气收集、输送、净化处理功能的站场。2.3.4 液化石油气和天然气凝液站场 LPG and NGL station具有液化石油气、天然气凝液和凝析油生产与储运功能的站场。2.3.5 液化天然气站场 lique
17、fied natural gas(LNG)station用于储存液化天然气，并能处理、液化或气化天然气的站场。2.3.6 油罐组 a group of tanks由一条闭合防火堤围成的一个或几个油罐组成的储罐单元。2.3.7 油罐区 tank farm由一个或若干个油罐组组成的储油罐区域。2.3.8 浅盘式内浮顶油罐 internal floating roof tank with shallow plate钢制浮盘不设浮舱且边缘板高度不大于0.5m的内浮顶油罐。2.3.9 常压储罐 atmospheric tank设计压力从大气压力到6.9kPa（表压，在罐顶计）的储罐。2.3.10 低压储
18、罐 low-pressure tank设计承受内压力大于6.9kPa到103.4kPa（表压、在罐顶计）的储罐。2.3.11 压力储罐 pressure tank设计承受内压力大于等于0.1MPa（表压、在罐顶计）的储罐。2.3.12 防火堤 dike油罐组在油罐发生泄漏事故时防止油品外流的构筑物。2.3.13 隔堤 dividing dike为减少油罐发生少量泄漏（如冒顶）事故时的污染范围，而将一个油罐组的多个油罐分成若干分区的构筑物。2.3.14 集中控制室 control center站场中集中安装显示、打印、测控设备的房间。2.3.15 仪表控制间 instrument control
19、 room站场中各单元装置安装测控设备的房间。2.3.16 油罐容量 nominal volume of tank经计算并圆整后的油罐公称容量。2.3.17 天然气处理厂 natural gas treating plant对天然气进行脱水、凝液回收和产品分馏的工厂。2.3.18 天然气净化厂 natural gas conditioning plant对天然气进行脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理的工厂。2.3.19 天气脱硫站 natural gas sulphur removal station在油气田分散设置对天然气进行脱硫的站场。2.3.20 天然气脱水站 natural gas deh
20、ydration station在油气田分散设置对天然气进行脱水的站场。3 基本规定3.1 石油天然气火灾危险性分类3.1.1 石油天然气火灾危险性分类应符合下列规定：1 石油天然气火灾危险性应按表3.1.1分类。表3.1.1 石油天然气火灾危险性分类 2 操作温度超过其闪点的乙类液体应视为甲B类液体。3 操作温度超过其闪点的丙类液体应视为乙A类液体。4 在原油储运系统中，闪点等于或大于60、且初馏点等于或大于180的原油，宜划为丙类。注：石油天然气火灾危险性分类举例见附录A。3.2 石油天然气站场等级划分3.2.1 石油天然气站场内同时储存或生产油品、液化石油气和天然气凝液、天然气等两类以上
21、石油天然气产品时，应按其中等级较高者确定。3.2.2 油品、液化石油气、天然气凝液站场按储罐总容量划分等级时，应符合表3.2.2的规定。表3.2.2 油品、液化石油气、天然气凝液站场分级 注：油品储存总容量包括油品储罐、不稳定原油作业罐和原油事故罐的容量，不包括零位罐、污油罐、自用油罐以及污水沉降罐的容量。3.2.3 天然气站场按生产规模划分等级时，应符合下列规定：1 生产规模大于或等于100104m3/d的天然气净化厂、天然气处理厂和生产规模大于或等于400104m3/d的天然气脱硫站脱水站定为三级站场。2 生产规模小于100104m3/d，大于或等于50104m3/d的天然气净化厂、天然气
22、处理厂和生产规模小于400104m3/d大于或等于200104m3/d的天然气脱硫站、脱水站及生产规模大于50104m3/d的天然气压气站、注气站定为四级站场。3 生产规模小于50104m3/d的天然气净化厂、天然气处理厂和生产规模小于200104m3/d的天然气脱硫站、脱水站及生产规模小于或等于50104m3/d的天然气压气站、注气站定为五级站场。集气、输气工程中任何生产规模的集气站、计量站、输气站（压气站除外）、清管站、配气站等定为五级站场。4 区域布置4.0.1 区域布置应根据石油天然气站场、相邻企业和设施的特点及火灾危险性，结合地形与风向等因素，合理布置。4.0.2 石油气然气站场宜布
23、置在城镇和居住区的全年最小频率风向的上风侧。在山区、丘陵地区建设站场，宜避开窝风地段。4.0.3 油品、液化石油气、天然气凝液站场的生产区沿江河岸布置时，宜位于邻近江河的城镇、重要桥梁、大型锚地、船厂等重要建筑物或构筑物的下游。4.0.4 石油天然气站场与周围居住区、相邻厂矿企业、交通线等的防火间距，不应小于表4.0.4的规定。火炬的防火间距应经辐射热计算确定，对可能携带可燃液体的火炬的防火间距，尚不应小于表4.0.4的规定。4.0.5 石油天然气站场与相邻厂矿企业的石油天然气站场毗邻建设时，其防火间距可按本规范表5.2.1、表5.2.3的规定执行。4.0.6 为钻井和采输服务的机修厂、管子站
24、、供应站、运输站、仓库等辅助生产厂、站应按相邻厂矿企业确定防火间距。4.0.7 油气井与周围建（构）筑物、设施的防火间距按表4.0.7的规定执行，自喷油井应在一、二、三、四级石油天然气站场墙以外。4.0.8 火炬和放空管宜位于石油天然气站场生产区最小频率风向的上风侧，且宜布置在站场外地势较高处。火炬和放空管与石油天然气站场的间距：火炬由本规范第5.2.1条确定；放空管放空量等于或小于1.2104m3/h时，不应小于10m；放空量大于1.2104m3/h且等于或小4104m3/h时，不应小于40m。表4.0.4 石油天然气站场区域布置防火间距（m） 注：1 表中数值系指石油天然气站场内甲、乙类储
25、罐外壁与周围居住区、相邻厂矿企业、交通线等的防火间距、油气处理设备、装缷区、容器、厂房与序号18的防火间距可按本表减少25。单罐容量小于或等于50m3的直埋卧式油罐与序号112的防火间距可减少50，但不得小于15m（五级油品站场与其他公路的距离除外）。2 油品站场当仅储存丙A或丙A和丙B类油品时，序号1、2、3的距离可减少25，当仅储存丙B类油品时，可不受本表限制。3 表中35kV及以上独立变电所系指变电所内单台变压器容量在10000kV?A及以上的变电所，小于10000kV?A的35kV变电所防火间距可按本表减少25。4 注1注3所述折减不得迭加。5 放空管可按本表中可能携带可燃液体的火炬间
26、距减少50。6 当油罐区按本规范8.4.10规定采用烟雾灭火时，四级油品站场的油罐区与100人以上的居住区、村镇、公共福利设施的防火间距不应小于50m。7 防火间距的起算点应按本规范附录B执行。表4.0.7 油气井与周围建（构）筑物、设施的防火间距（m） 注：1 当气井关井压力或注气井注气压力超过25MPa时，与100人以上的居住区、村镇、公共福利设施及相邻厂矿企业的防火间距，应按本表规定增加50。2 无自喷能力且井场没有储罐和工艺容器的油井按本表执行有困难时，防火间距可适当缩小，但应满足修井作业要求。5 石油天然气站场总平面布置5.1 一般规定5.1.1 石油天然气站场总平面布置，应根据其生
27、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。5.1.2 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。5.1.3 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，
28、宜布置在站场或油气生产区边缘。5.1.4 空气分离装置，应布置在空气清洁地段并位于散发油气，粉尘等场所全年最小频率风向的下风侧。5.1.5 汽车运输油品、天然气凝液、液化石油气和硫磺的装卸车场及硫磺仓库等，应布置在站场的边缘，独立成区，并宜设单独的出入口。5.1.6 石油天然气站场内的油气管道，宜地上敷设。5.1.7 一、二、三、四级石油天然气站场四周宜设不低于2.2m的非燃烧材料围墙或围栏。站场内变配电站（大于或等于35kV）应设不低于1.5m的围栏。道路与围墙（栏）的间距不应小于1.5m；一、二、三级油气站场内甲、乙类设备、容器及生产建（构）筑物至围墙（栏）的间距不应小于5m。5.1.8
29、石油天然气站场内的绿化，应符合下列规定：1 生产区不应种植含油脂多的树木，宜选择含水分较多的树种。2 工艺装置区或甲、乙类油品储罐组与其周围的消防车道之间，不应种植树木。3 在油品储罐组内地面及土筑防火堤坡面可植生长高度不超过0.15m、四季常绿的草皮。4 液化石油气罐组防火堤或防护墙内严禁绿化。5 站场内的绿化不应妨碍消防操作。5.2 站场内部防火间距5.2.1 一、二、三、四级石油天然气站场内总平面布置的防火间距除另有规定外，应不小于表5.2.1的规定。火炬的防火间距应经辐射热计算确定，对可能携带可燃液体的高架火炬还应满足表5.2.1的规定。5.2.2 石油天然气站场内的甲、乙类工艺装置、
30、联合工艺装置的防火间距，应符合下列规定：1装置与其外部的防火间距应按本规范表5.2.1中甲、乙类厂房和密闭工艺设备的规定执行。2 装置间的防火间距应符合表5.2.2-1的规定。3 装置内部的设备、建（构）筑物间的防火间距，应符合表5.2.2-2的规定。表5.2.1 一、二、三、四级油气站场总平面布置防火间距（m） 注：1 两个丙类液体生产设施之间的防火间距，可按甲、乙类生产设施的防火间距减少25。2 油田采出水处理设施内除油罐（沉降罐）、污油罐可按小于或等于500m3的甲B、乙类固定顶地上油罐的防火间距减少25，污油泵（或泵房）的防火间距可按甲、乙类厂房和密闭工艺装置（设备）减少25。3 缓冲
31、罐与泵、零位罐与泵，除油池与污油提升泵，塔与塔底泵、回流泵，压缩机与其直接相关的附属设备，泵与密封漏油回收容器的防火间距不限。4 全厂性重要设施系指集中控制室、马达控制中心、消防泵房和消防器材间、35kV及以上的变电所、自备电站、化验室、总机房和厂部办公室，空压站和空分装置。5 辅助生产厂房及辅助生产设施系指维修间、车间办公室、工具间、换热站、供注水泵房、深井泵房、排涝泵房、仪表控制间、应急发电设施、阴极保护间，循环水泵房、给水处理与污水处理等使用非防爆电气设备的厂房和设施。6天然气储罐总容量按标准体积计算。大于50000m3时，防火间距应按本表增加25。7 可能携带可燃液体的高架火炬与相关设
32、施的防火间距不得折减。8 表中数字分子表示甲A类，分母表示甲B、乙类厂房和密闭工艺装置（设备）防火间距。9 液化石油气灌装站系指进行液化石油气灌瓶、加压及其有关的附属生产设施；灌装站内部防火间距应按本规范6.7节执行；灌装站防火间距起算点，按灌装站内相邻面的设备、容器、建（构）筑物外缘算起。10 事故存液池的防火间距，可按敞口容器和除油池的规定执行。11 表中“一”表示设施之间的防火间距应符合现行国家标准建筑设计防火规范的规定或设施间距只需满足安装、操作及维修要求；表中“*”表示本规范未涉及的内容。表5.2.2-1 装置间的防火间距（m） 注：表中数字为装置相邻面工艺设备或建（构）筑物的净距，
33、工艺装置与工艺装置的明火加热炉相邻布置时，其防火间距应按与明火的防火间距确定。表5.2.2-2 装置内部的防火间距（m） 注：1 由燃气轮机或天然气发动机直接拖动的天然气压缩机对明火或散发火花的设备或场所、仪表控制间等的防火间距按本表可燃气体压缩机或其厂房确定；对其他工艺设备及厂房、中间储罐的防火间距按本表明火或散发火花的设备或场所确定。2 加热炉与分离器组成的合一设备、三甘醇火焰加热再生釜、溶液脱硫的直接火焰加热重沸器等带有直接火焰加热的设备，应按明火或散发火花的设备或场所确定防火间距。3 克劳斯硫磺回收工艺的燃烧炉、再热炉、在线燃烧器等正压燃烧炉，其防火间距按其他工艺设备和厂房确定。4 表
34、中的中间储罐的总容量：全压力式天然气凝液、液化石油气储罐应小于或等于100m3；甲B、乙类液体储罐应小于或等于1000m3。当单个全压力式天然气凝液、液化石油气储罐小于50m3、甲B、乙类液体储罐小于100m3时，可按其他工艺设备对待。5 含可燃液体的水池、隔油池等，可按本表其他工艺设备对待。6 缓冲罐与泵、零位罐与泵，除油池与污油提升泵，塔与塔底泵、回流泵，压缩机与其直接相关的附属设备，泵与密封漏油回收容器的防火间距可不受本表限制。5.2.3 五级石油天然气站场总平面布置的防火间距，不应小于表5.2.3的规定。表5.2.3 五级油气站场防火间距（m） 注：1油罐与装车鹤管之间的防火间距，当采
35、用自流装车时不受本表的限制，当采用压力装车时不应小于15m。2 加热炉与分离器组成的合一设备、三甘醇火焰加热再生釜、溶液脱硫的直接火焰加热重沸器等带有直接火焰加热的设备，应按水套炉确定防火间距。3 克劳斯硫磺回收工艺的燃烧炉、再热炉、在线燃烧器等正压燃烧炉，其防火间距可按露天油气密闭设备确定。4 35kV及以上的变配电所应按本规范表5.2.1的规定执行。5 辅助生产厂房系指发电机房及使用非防爆电气的厂房和设施，如：站内的维修间、化验间、工具间、供注水泵房、办公室、会议室、仪表控制间、药剂泵房、掺水泵房及掺水计量间、注汽设备、库房、空压机房、循环水泵房、空冷装置、污水泵房、卸药台等。6 计量仪表
36、间系指油气井分井计量用计量仪表间。7 缓冲罐与泵、零位罐与泵、除油池与污油提升泵、压缩机与直接相关的附属设备、泵与密封漏油回收容器的防火间距不限。8 表中数字分子表示甲A类，分母表示甲B、乙类设施的防火间距。9 油回采出水处理设施内除油罐（沉降罐）、污油罐的防火间距（油气井除外）可按500m3油罐及装卸车鹤管的间距减少25，污油泵（或泵房）的防火间距可按油泵及油泵房间距减少25，但不应小于9m。10 表中“”表示设施之间的防火间距应符合现行国家标准建筑设计防火规范的规定或者设施间距仅需满足安装、操作及维修要求；表中“*”表示本规范未涉及的内容。5.2.4 五级油品站场和天然气站场值班休息室（宿
37、舍、厨房、餐厅）距甲、乙类油品储罐不应小于30m，距甲、乙类工艺设备、容器、厂房、汽车装卸设施不应小于22.5m；当值班休息室朝向甲、乙类工艺设备、容器、厂房、汽车装卸设施的墙壁为耐火等级不低于二级的防火墙时，防火间距可减少（储罐除外），但不应小于15m，并应方便人员在紧急情况下安全疏散。5.2.5 天然气密闭隔氧水罐和天然气放空管排放口与明火或散发火花地点的防火间距不应小于25m，与非防爆厂房之间的防火间距不应小于12m。5.2.6 加热炉附属的燃料气分液包、燃料气加热器等与加热炉的防火距离不限；燃料气分液包采用开式排放时，排放口距加热炉的防火间距应不小于15m。5.3 站场内部道路5.3.
38、1 一、二、三级油气站场，至少应有两个通向外部道路的出入口。5.3.2 油气站场内消防车道布置应符合下列要求：1 油气站场储罐组宜设环形消防车道。四、五级油气站场或受地形等条件限制的一、二、三级油气站场内的油罐组，可设有回车场的尽头式消防车道，回车场的面积应按当地所配消防车辆车型确定，但不宜小于15m15m。2 储罐组消防车道与防火堤的外坡脚线之间的距离不应小于3m。储罐中心与最近的消防车道之间的距离不应大于80m。3 铁路装卸设施应设消防车道，消防车道应与站场内道路构成环形，受条件限制的，可设有回车场的尽头车道，消防车道与装卸栈桥的距离不应大于80m且不应小于15m。4 甲、乙类液体厂房及油
39、气密闭工艺设备距消防车道的间距不宜小于5m。5 消防车道的净空高度不应小于5m；一、二、三级油气站场消防车道转弯半径不应小于12m，纵向坡度不宜大于8%。6 消防车道与站场内铁路平面相交时，交叉点应在铁路机车停车限界之外；平交的角度宜为90，困难时，不应小于45。5.3.3 一级站场内消防车道的路面宽度不宜小于6m，若为单车道时，应有往返车辆错车通行的措施。5.3.4 当道路高出附近地面2.5m以上，且在距道路边缘15m范围内有工艺装置或可燃气体、可燃液体储罐及管道时，应在该段道路的边缘设护墩、矮墙等防护设施。6 石油天然气站场生产设施6.1 一般规定6.1.1 进出天然气站场的天然气管道应设
40、截断阀，并应能在事故状况下易于接近且便于操作。三、四级站场的截断阀应有自动切断功能。当站场内有两套及两套以上天然气处理装置时，每套装置的天然气进出口管道均应设置截断阀。进站场天然气管道上的截断阀前应设泄压放空阀。6.1.2 集中控制室设置非防爆仪表及电气设备时，应符合下列要求：1 应位于爆炸危险范围以外。2 含有甲、乙类油品、可燃气体的仪表引线不得直接引入室内。6.1.3 仪表控制间设置非防爆仪表及电气设备时，应符合下列要求：1 在使用或生产天然气凝液和液化石油气的场所，仪表控制间室内地坪宜比室外地坪高0.6m。2含有甲、乙类油品和可燃气体的仪表引线不宜直接引入室内。3 当与甲、乙类生产厂房毗
41、邻时，应采用无门窗洞口的防火墙隔开。当必须在防火墙上开窗时，应设固定甲级防火窗。6.1.4 石油天然气的人工采样管道不得引入中心化验室。6.1.5石油天然气管道不得穿过与其无关的建筑物。6.1.6 天然气凝液和液化石油气厂房、可燃气体压缩机厂房和其他建筑面积大于或等于150m2的甲类火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置。天然气凝液和液化石油气罐区、天然气凝液和凝析油回收装置的工艺设备区应设可燃气体检测报警装置。其他露天或棚式布置的甲类生产设施可不设可燃气体检测报警装置。6.1.7 甲、乙类油品储罐、容器、工艺设备和甲、乙类地面管道当需要保温时，应采用非燃烧保温材料；低温保冷可采用泡沫塑料
42、，但其保护层外壳应采用不燃烧材料。6.1.8 甲、乙类油品储罐、容器、工艺设备的基础：甲、乙类地面管道的支、吊架和基础应采用非燃烧材料，但储罐底板垫层可采用沥青砂。6.1.9 站场生产设备宜露天或棚式布置，受生产工艺或自然条件限制的设备可布置在建筑物内。6.1.10 油品储罐应设液位计和高液位报警装置，必要时可设自动联锁切断进液装置。油品储罐宜设自动截油排水器。6.1.11 含油污水应排入含油污水管道或工业下水道，其连接处应设水封井，并应采取防冻措施。含油污水管道在通过油气站场围墙处应设置水封井，水封井与围墙之间的排水管道应采用暗渠或暗管。6.1.12 油品储罐进液管宜从罐体下部接入、若必须从
43、上部接入，应延伸至距罐底200mm处。6.1.13 总变（配）电所，变（配）电间的室内地坪应比室外地坪高0.6m。6.1.14 站场内的电缆沟，应有防止可燃气体积聚及防止含可燃液体的污水进入沟内的措施。电缆沟通入变（配）电室、控制室的墙洞处，应填实、密封。6.1.15 加热炉以天然气为燃料时，供气系统应符合下列要求：1 宜烧干气，配气管网的设计压力不宜大于0.5MPa（表压）。2 当使用有凝液析出的天然气作燃料时，管道上宜设置分液包。3 加热炉炉膛内宜设常明灯，其气源可从燃料气调节阀前的管道上引向炉膛。6.2 油气处理及增压设施6.2.1 加热炉或锅炉燃料油的供油系统应符合下列要求：1 燃料油
44、泵和被加热的油气进、出口阀不应布置在烧火间内；当燃料油泵与烧火间毗邻布置时，应设防火墙。2 当燃料油储罐总容积不大于20m3时，与加热炉的防火间距不应小于8m；当大于20m3至30m3时，不应小于15m。燃料油储罐与燃料油泵的间距不限。加热炉烧火口或防爆门不应直接朝向燃料油储罐。6.2.2 输送甲、乙类液体的泵，可燃气体压缩机不得与空气压缩机同室布置。空气管道不得与可燃气体，甲、乙类液体管道固定相联。6.2.3 甲、乙类液体泵房与变配电室或控制室相毗邻时，变配电室或控制室的门、窗应位于爆炸危险区范围之外。6.2.4 甲、乙类油品泵宜露天或棚式布置。若在室内布置时，应符合下列要求：1 液化石油气
45、泵和天然气凝液泵超过2台时，与甲、乙类油品泵应分别布置在不同的房间内，各房间之间的隔墙应为防火墙。2 甲、乙类油品泵房的地面不宜设地坑或地沟。泵房内应有防止可燃气体积聚的措施。6.2.5 电动往复泵、齿轮泵或螺杆泵的出口管道上应设安全阀；安全阀放空管应接至泵入口管道上，并宜设事故停车联锁装置。6.2.6 甲、乙类油品离心泵，天然气压缩机在停电、停气或操作不正常工作情况下，介质倒流有可能造成事故时，应在出口管道上安装止回阀。6.2.7 负压原油稳定装置的负压系统应有防止空气进入系统的措施。6.3 天然气处理及增压设施6.3.1 可燃气体压缩机的布置及其厂房设计应符合下列规定；1 可燃气体压缩机宜
46、露天或棚式布置。2 单机驱动功率等于或大于150kW的甲类气体压缩机厂房，不宜与其他甲、乙、丙类房间共用一幢建筑物；该压缩机的上方不得布置含甲、乙、丙类介质的设备，但自用的高位润滑油箱不受此限。3 比空气轻的可燃气体压缩机棚或封闭式厂房的顶部应采取通风措施。4 比空气轻的可燃气体压缩机厂房的楼板，宜部分采用箅子板。5 比空气重的可燃气体压缩机厂房内，不宜设地坑或地沟，厂房内应有防止气体积聚的措施。6.3.2 油气站场内，当使用内燃机驱动泵和天然气压缩机时，应符合下列要求：1 内燃机排气管应有隔热层，出口处应设防火罩。当排气管穿过屋顶时，其管口应高出屋顶2m；当穿过侧墙时，排气方向应避开散发油气或有爆炸危险的场所。2 内燃机的燃料油储罐宜露天设置。内燃机
