新疆石油輸油管道規定埋的深度是1
2m
該輸油管道管徑為約為600mm，埋深約1
2m
梁底距離管道約20m，58#承臺距離管道最小水平距離11
51m，59#墩承臺距離管道最小水平距離14
38m
1.6米深。
1立方米的儲油罐一般埋地下1.6米深，大型油罐為4.2米。
儲油罐是一種儲存油品的容器。油庫的主要設施。在管道運輸中是輸油管的油源接口。
3.2.1工程地質環境條件選線
3.2.1.1與輸油氣管道工程選線有關的地質問題
地質涉及的內容很多，研究的問題很復雜。針對輸油氣管道工程選線這個特定的問題，與之有關的地質問題也很復雜。
1）地質構造作用
地質構造形成于地殼動力地質作用，其地表表現形式分為褶皺構造和斷裂構造兩類，與管道工程選線關系較密切的是斷裂構造。依據其第四紀以來的活動性可分為強活動斷裂、中強活動斷裂和弱活動斷裂。管道工程選線時應遠離強活動斷裂和中強活動斷裂。若把管道工程敷設在強活動斷裂帶內就有被斷裂活動毀壞的風險。地震是第四紀新構造運動的一種表現，管道選線應予考慮。
2）溝河水沖刷作用
溝河水下切沖刷是外動力地質作用的表現。與管道工程選線關系密切。若將管道敷設在溝河床內，就會有管道被沖蝕暴露地表和被大塊石砸傷的危險。
3）地層巖性
地層是地殼的組成物質，是支撐輸油氣管道的物質基礎。按其工程性能（巖性）的差異可分為硬巖地層巖組、半硬巖地層巖組、軟巖地層巖組和第四紀松散土層，前兩巖組工程性能較好，適宜敷設管道工程；后兩巖組工程性能較差，若分布山區25°以上的斜坡上，極易產生滑坡，所以一般不適宜輸油氣管道的敷設。
3.2.1.2地質選線的基本原則
1）遠離強活動斷裂帶
強活動斷裂多是地震發震斷裂，一旦發生強烈地震，埋設在斷層帶內的管道就有被毀壞的危險。
2）橫跨斷裂帶，盡量避免斜穿斷裂帶原則
長數百至數千千米的輸油氣管道要穿越多條構造線及活動斷裂帶，要想完全避讓幾乎不可能。結合理論與實踐分析，橫跨比斜穿好，因為橫跨與斜穿斷裂帶相比，線路短一些，好預防因斷層強烈活動產生的危害。而斜穿斷裂帶不僅線路長，斷裂帶強烈活動可導致管道多處受損，防護起來難度較大。
3）沿溝河選線走河岸，勿走河床，遠離侵蝕原則
河流的主要作用是河水侵蝕。沿河輸油氣管道選線的總原則是防治流水侵蝕，因此應將管道敷設在河岸上，萬不得已才敷設在河床里。但應將管道埋于此段河流最大沖刷深度以下，否則易受洪水的沖刷。把管道敷設在河床里不僅防護難度大，而且投資也很大。按流水的沖刷作用可將河岸分為侵蝕和堆積岸兩類，堆積岸適宜管道敷設。若把管道敷設在侵蝕岸，也應盡量遠離侵蝕岸邊，否則會受到洪水的沖刷。
4）橫跨溝河，切勿斜穿溝河原則
因為橫穿溝河距離較短，且易防護；而斜穿距離大，防護也困難得多。
5）走硬質巖組，繞避軟質巖組原則
在1:20萬（或25萬）的地質圖上，按地層的分布和巖性特征論述，可把硬質巖組和軟質巖組劃分出來。在山區斜坡地帶管道線應盡量敷設在硬質巖組分布區，若遇軟質巖分布區也應盡量繞避。
3.2.2地形選線
地形即地表形態之總稱。地形選線是人們用得最多、最普通的方法，管道工程選線也是如此。
3.2.2.1與輸油氣管道工程選線有關的地形要素
地形有溝河、谷坡（斜坡）、山嶺以及平原（高原）等地形（地貌）要素構成。這些要素均與輸油氣管道工程選線有關，一條長數百至數千千米的輸油氣管道要穿越無數的溝河，上下無數的谷坡，翻越無數的山嶺，還有大小不等的許多平原（高原）。其中溝河、谷坡和山嶺十分復雜，要選一條較好的管道線路確有不小的困難，僅在平原、高原上布線較為容易。
3.2.2.2地形選線原則
1）沿溝河谷選線
溝河及其兩岸谷坡是山區主要地貌類型。溝河兩岸由于經受長期的地殼運動和風化作用，致使坡面“凸”、“凹”不平。有的基巖出露，有的則是松散的坡崩積層，還有復雜的支溝切割和斷層作用。兩岸坡中部和下部多崩塌、滑坡和泥石流等地質災害。在如此復雜環境中選線應遵循以下原則：
（1）沿河谷走向應遵循就低勿高原則：在溝河兩岸坡腳大多有高河漫灘和階地，把輸油氣管道敷設在高河漫灘和階地上是最好的。因為敷設在兩岸坡中、下部，有可能遭受滑坡、崩塌及泥石流等災害的危害。敷設在河床邊，有可能遭受洪水的沖刷。當管道通過峽谷段時，溝河兩岸無明顯的高河漫灘和階地，也應將輸油氣管道敷設坡腳，在與管道使用期同期的最高洪水位以上。但要詳細調查，確認此處無深層大型滑坡。若此處有深層大型滑坡，可將輸油氣管道敷設在對岸。若岸坡腳陡峭，又面臨洪水沖刷時，需做防沖擋土墻，保護管溝，防沖擋墻基礎應置于基巖上，或河床最大沖刷深度以下1m。
（2）沿山坡走向應遵循寧高勿低原則：當管道從一個流域上升經埡口到另一流域，若管道不需立即下降到溝河邊時，可沿山脊的一側緩坡敷設。因為山脊兩側大多有一緩坡帶，平均坡度15°～20°，且大多無崩塌和滑坡分布，有的有基巖出露，有的無基巖出露，第四系殘積層厚度也很小，大多1～3m。所以山脊兩側穩定性較好，適宜管道敷設。若將管道敷設在岸坡中部，不可避免地會碰到滑坡、崩塌和穿越坡面沖溝等許多復雜問題。除非萬不得已，否則不能將管道敷設在半坡上，所以要遵循寧高勿低原則。
（3）多經陰坡，少走陽坡：谷坡水熱條件的坡向差異，導致地形、氣候、水文及植被等自然地理生態要素也呈現一定的坡向差異。受其制約，滑坡、崩塌和泥石流等地質災害的發生也存在某種程度的坡向性分布規律。尤其在近東西延伸的干熱河谷地形和坡向的差異更為明顯，在其他條件相近的情況下，陽坡與陰坡相比，日照時間長，太陽輻射強，氣溫高，日溫差大，蒸發強，濕度低，易于風化剝蝕，由此造成植被難于生長，水土流失嚴重，滑坡、崩塌和泥石流等地質災害分布也較陰坡多。如西藏境內的雅魯藏布江支流——帕隆藏布是一條近東—西走向的河流，北岸是陽坡，南岸是陰坡。據考查，從然烏至108道班，長270km河段，崩塌和滑坡分布于北岸49處，南岸14處。泥石流分布于北岸80處，南岸45處。可見，相比之下，陰坡的環境和穩定性比陽坡好，所以輸油氣管道應多經陰坡，少走陽坡。當然，若陰坡的自然地質條件，穩定性不如陽坡，綜合比較也可走陽坡。總之不能絕對化，不能死搬硬套，要據當地的實情而定。
（4）多走堆積岸，少走沖刷岸：據河岸與流水沖刷的關系，將河岸分為沖刷岸（“凹”岸）、堆積岸（“凸”岸）和不沖不淤岸（順直岸）等3類。其中沖刷岸遭受洪水頂沖，要不斷后退。堆積岸與此相反。接受上游搬運以及“凹”岸沖刷的粗粒物沉積，岸坡不斷向河中生長，顯然輸油氣管道應布置在堆積岸，不適敷設在沖刷岸。當然，若沖刷岸階地很寬，將輸油氣管道敷設在遠離岸邊的階地中間也不會有什么危險。
（5）繞行山咀多用隧硐截彎取直：沿溝河選線，經常遇到山咀，繞行和翻山脊，不僅線形不好，而且線路通常將增長1.0～1.5倍，此時用隧硐截彎取直是最理想的選擇（圖3-1）。雖增加建設成本，但由于縮短了線路，節省了運輸成本，從長遠看是合算的。
圖3-1 隧硐截彎取直過山咀示意圖
2）跨流域越嶺選線
山區輸油氣管道要穿越無數溝河，翻越許許多多的山脊，翻山的管道長度占相當大的比例，所以越嶺選線也是整個管道選線的重要內容。據野外調查和理論研究，越嶺選線應遵循以下理論和原則。
（1）垂直等高線上、下：輸油氣管道翻越山嶺有以下兩種方式：一是垂直（近于垂直）等高線上、下；二是近于平行（斜交）等高線緩緩上、下。這兩種情況，管道受到坡面表部巖土的作用力是不同的。
以碎石土層斜坡為例，圖3-2（a）為管道垂直等高線敷設，管道兩側為碎石土層，假設碎石土層有向下蠕變滑移的趨勢。P為向下蠕變滑移力；N為蠕變滑移力的側向分力，垂直作用于管道上；F為管道兩側碎石土層向下蠕變滑移產生的摩擦力；τ為管道兩側土體產生的剪應力。它們之間的關系是：
山區油氣管道地質災害防治研究
式中：φ、C分別為碎石土層與管道接觸面上的內摩擦角和粘聚力。
圖3-2 碎石土層斜坡管道受力示意圖
a.管道垂直等高線敷設；b.管道近平行等高線敷設
當τ＞0時，表明管道兩側碎石土層有滑動趨勢；當τ＜0時，表明管道兩側碎石土層無滑動趨勢。由此得出，垂直等高線布置的輸油氣管道，對四周土體有阻滑作用，當然這種作用是十分有限的。只有松散碎石土層很薄（2m以內），此種作用才會顯現。或斜坡較緩，松散土層雖然較厚，但已確認不會發生松散土層深層滑坡，此種作用也會顯現。當管道所在斜坡土層較厚，并有發生整體滑坡的危險。此種作用與滑坡強大推力相比是十分渺小，管道會因滑坡滑動而毀壞，所以輸油氣管道垂直等高線敷設，也不應敷設在有滑坡危險的斜坡上。
圖3-2（b）為近平行等高線敷設，Pi為管道內側單寬碎石土層向下蠕變滑移力，取其中一段i進行分析，此段管道長為mi，管道的水平面夾角為αi；則管道受到碎石土總的向下里變滑移力E為：
山區油氣管道地質災害防治研究
此種敷設法要受到管道內側所有碎石土層向下蠕變滑移力的總和，其量級要大于垂直等高線敷設若干倍，所以輸油氣管道翻越山嶺，近平行（斜交）等高線敷設方法不可取。若無法避讓則需對管道進行特殊保護。
（2）避免陡上、陡下：據野外觀測和室內砂堆及碎石堆模型試驗，較純的砂和碎石（粘粒含量＜5%）天然休止角在36°～40°。若將一鋼管順坡向放于40°左右的碎石土陡坡上，它會自動慢慢下滑。這說明在40°以上的陡坡上敷設輸油氣管道，管道會借助自身的重力向坡下滑，不穩定。要使管道穩固在管溝中，必須施加固定管道措施。所以在選線過程盡量避免管線陡上陡下，不要把管道敷設在40°以上的陡坡上。據近幾年的實踐經驗，25°以下的緩坡不需加任何穩管措施，25°～40°的陡坡上需加適量穩管措施，40°以上的陡坡上須進行嚴格的穩定性計算，設計固管工程。
（3）穿越嶺脊多用隧道：在許多情況下山脊和埡口兩側較陡（40°～60°），巖體風化嚴重。若管道越嶺而過，不僅線性不好，而施工也困難；若用隧道通過，不僅工程量增加不了多少，而且線性也較好。尤其在高山區，冬季有積雪和季節性凍害，用隧道越嶺的方法更優越。
3）巖溶槽布線，以避讓為主，走兩側勿走中間
巖溶區的主要地貌形態是：溶洞、落水洞（漏斗）、溶蝕洼地以及多個溶蝕洼地相連形成的溶蝕槽谷。忠縣至宜昌輸氣管道恩施以東段多為巖溶地貌，選線時碰到的難點是如何避讓落水洞。落水洞地面口徑一般小則數米，大則數十米，地面以下還有無數的隱蔽溶洞，稍不注意，就會把管道敷設在隱蔽的溶洞上，給管道的長期穩定帶來隱患。通過詳細調查發現，大多數溶洞及落水洞均分布槽谷中間，呈串珠狀排列。有了這一經驗，初選線路時，可將管道敷設在槽谷兩側緩坡上，就可避讓絕大多數隱蔽洞和落水洞，到線路詳勘時作些微調，就可達到幾乎完全避讓溶洞和落水洞的目的。
3.2.3避災選線
滑坡、崩塌和泥石流是山區最常見的3種地質災害，在選線勘測中若不認真處置，誤把輸油氣管道敷設在滑坡、崩塌和泥石流區，那后果將不堪設想。一則花巨額投資進行治理，二則改線避讓。所以，無論那種選線方法，都應將避災選線放在首位。
3.2.3.1滑坡區避讓為主，穿越為輔
（1）對于中、大型深層滑坡，且現今仍有滑動現象，選線時應遠離避之。
（2）對于中、大型老滑坡，經詳細調查，確認為已經穩定并無復活的條件時，可將管道敷設在滑坡前沿以外2～3m的地方，開挖管溝時不要傷及滑坡前緣，以免引起滑坡復活。也可從滑坡后壁以外3～4m通過。盡量避免從滑體中通過，以免管道施工過程中引起滑坡復活；或竣工后因其他人為工程活動引起滑坡復活。
（3）對于小型表部淺層滑坡，滑動面埋深2m以內，管道可敷設在滑坡前緣，但管道內側坡需做抗滑護坡擋墻進行保護，也可將管道從滑坡中穿過，但需通過計算做抗滑支墩，穩定滑坡，保護管道通過。
3.2.3.2崩塌體（區）前沿通過，切勿后緣穿越
沿溝河選線調查時，通常在峽谷段，如上方有20～30m高的陡崖，下有10余米高的倒石堆到河邊，這就是一崩塌段。在崩塌段如何敷設管道？據忠縣至宜昌輸氣管道和蘭成渝輸油管道線的經驗，并進行理論分析，得出管道只能敷設在倒石堆前沿，不能從后緣陡崖邊穿過。因為陡崖還會不斷崩坍，使管道懸空毀壞。從崩塌體前沿通過也有兩種方式：
（1）緊靠崩塌堆積體前沿，從下伏原始松散土層深埋通過，即使還有崩塌塊石堆在管道頂上，也不會傷及管道。此種方式施工較困難，若方法不當，可能引起崩塌體的崩塌（圖3-3①）。
（2）緊靠河床邊深埋通過，因為管道不怕水浸泡，但需做水工保護工程。防止河水沖刷（圖3-3②）。
3.2.3.3泥石流溝扇沿溝口通過，切勿從堆積體穿越
輸油氣管道沿溝河選線，會遇到不少的小沖溝，其中許多是泥石流溝，溝口至主河邊緣大多有洪積扇。輸油氣管道通過泥石流堆積扇，一般有三種布線方法：即沿溝口、堆積體中部和前部扇沿布線。其中沿堆積體中部布線不可取，因為泥石流堆積體不穩定，且堆積厚度較大，大多在3m以上，若要將管道敷設在3m以下的原始土層中，工程量很大；若敷設在泥石流堆積體中，則有被沖刷掏蝕的可能。所以輸油氣管道不能從泥石流堆積體中通過。
（1）從泥石流溝口通過這是一個比較好的位置，因為泥石流溝口是一個相對穩定區，沖淤都不明顯，是泥石流堆積扇的起點。管道從泥石流溝口深埋通過，為防止沖刷，需在穿越管道下游側修一攔砂壩（固床壩）保護（圖3-4）。
（2）從泥石流堆積扇沿通過若泥石流堆積扇沿與主河床還有較大的距離，管道敷設在扇沿可不做水工保護。若泥石流堆積扇沿緊靠主河床邊，管道的敷設還應考慮主河床的沖刷。管道應深埋至此段河床最大沖刷深以下，必要時還應施加穩管措施。
圖3-3 管道于崩塌體前沿敷設示意圖
①敷設在堆積體前沿原始土層中；②敷設在河床邊原始穩定性地層中
圖3-4 管道從泥石流溝口穿越示意圖
3.2.4環境因子疊加綜合選線
上面列舉了地質、地形和避災3種選線的理論與方法，分析這3種選線，不難看出它們均存在明顯的缺陷，不能單獨進行選線。
3.2.4.1地質選線
地質選線主要考慮地質構造，地層巖性和新構造活動對輸油氣管道的作用。沒有考慮地形、地質災害對管道的作用和影響。這是地質選線的最大缺陷，所以單純的地質選線不成立。
3.2.4.2地形選線
現今復雜多樣的地形、地貌形態是地殼內動力地質作用和外動力作用共同塑造的結果。所以輸油氣管道的地形選線除重點考慮了復雜的地貌形態外，綜合了部分地質構造因素，而對地層巖性和地質災害對管道的作用未作主要因素考慮，所以單純的地形選線也是不周全的。
3.2.4.3避災選線
地質災害對管道有嚴重的危害，選線過程應盡量避讓，即使無法避開，也應選一個較好的位置通過。所以避災選線也僅考慮了地質災害對管道的作用，單獨的避災選線也不成立。
綜上分析，單純的單一種環境因子選線都不完善，應將它們綜合（耦合）進行選線，才能選出一條較滿意的輸油氣管道線路。以下介紹兩種綜合選線方法。
環境因子疊加法
①原理
在地質環境評價，地質災害危險性分區預測已廣泛應用環境因子疊加法，所以，它不是一個新法。但在輸油氣管道工程選線上還很少應用，故作簡明介紹。
環境因子疊加法就是將參加選線的環境因子分別分級，用灰度表示放在單因子圖上，而后將單因子圖疊在一張圖上，依據疊加灰度的深淺進行輸油氣管道選線適宜環境分區。
②環境因子疊加法步驟
環境因子選擇：根據輸油氣管道工程與環境諸因素的關系，選擇地質、地形及災害三大環境因素就足夠了，選得太細、太復雜不利于本法的利用。依據前面的分析論述，在地質、地形和災害三大環境要素中，對選線的貢獻率是不相同的。地質環境作為選線的背景條件，其中地層巖性包括在避災選線中，外動力作用體現在復雜的地形上，唯有地質構造對管道的作用可以單獨劃出。但是，地質構造活動是漫長的，活動幅度很小，對選線的貢獻總體較小。地形選線是基礎，現行的鐵路公路選線都是以地形選線為主，兼顧其他環境因子選線，對選線的貢獻率最高，地質災害對輸油氣管道的作用很突出，減災防災的第一環節就是避災選線，對選線的貢獻率為中等，按貢獻率大小三個環境因子的排序是：
地形環境因子（A）＞災害環境因子（B）＞地質構造因子（C）。
因子分級和繪制單因子圖
山區油氣管道地質災害防治研究
將上述分級分別繪在同比例尺的單因子圖上，可用灰度或線條疏密來表示分級。
環境因子疊加和布線適宜性分區：將上述單因子疊繪在同一張圖上，根據疊置灰度的深淺進行布線適宜性分區。
以地形環境因子為基礎，A1與其他兩個環境因子可組合成9種疊加方式，A2和A3也可分別組成9種疊加方式，一共可組合27種疊加方式，這27種疊加方式按輸油氣管道布線適應性可分為3個區段。
（a）適宜輸油氣管道布線
A1為平緩坡地形，與其他兩個環境因子疊加，有9種組合方式，其中A1+B1+C1和A1+B1+C2為最適宜輸油氣管道布線；A1+B2+C1,A1+B2+C2,A1+B1+C3，因有少量滑坡分布或屬斷裂構造強活動區，布線時注意避讓，總體上還屬布線適宜區。
（b）基本適宜輸油氣管道布線
A1的其他4種組合方式，A2除A2+B3+C2、A2+B3+C32種組合方式外其余7種方式為基本適宜輸油氣管道布線。
（c）不適宜輸油氣管道布線
A，為坡度＞45°以上的急陡坡、陡崖，與其他兩種環境因子無論怎樣組合都不適宜輸油氣管道布線。
綜合指標數值分析法
本法是在上述環境因子疊加法的基礎上提出來的，具體做法是：
①環境因子與作用的指標體系
本法選擇的環境因子仍然是上述3個，按其在輸油氣管道選線中的貢獻率排序仍然是：
地形環境因子（A）＞災害環境因子（B）＞地質構造因子（C）。
仍按上述方法對每一環境因子進行分級。
（a）環境因子貢獻率（作用指數）的確定
對于因子貢獻率（或作用指數）的確定過去常用專家打分，或研究者根據因子在分級中的重要性（作用程度）進行確定，具有很大的人為主觀性。中科院成都山地災害與環境研究所于1994年在攀西地區暴雨泥石流滑坡區域預測預報研究中用幾何學的黃金分割原理確定因子分級作用指數，克服了科學性不強的弱點。按本研究環境因子的排序，地形環境因子（A）貢獻率最大，為0.618；災害環境因子次要，貢獻率為0.382；地質構造因子在輸油氣管道選線中貢獻率最小，大多數情況下不考慮，僅在強活動斷裂中考慮，所以，貢獻率降低一檔，為0.145。
（b）環境因子分級與作用指標體系
按上述三級分級法，在每一個環境因子內仍按黃金分割原理，分割每級的作用指標，分割結果如表3-1。
表3-1 油氣管道布線環境因子分級作用指標體系
②環境因子綜合指標與布線適宜度
地表任何一個小區域都有環境因子分級指標之和，稱為環境因子綜合指標。用下式表示：
山區油氣管道地質災害防治研究
式中：N為環境因子代號；A、B、C分別為地形環境因子、災害環境因子和地質構造因子；i為每一環境因子的分級號。
由表3-1可以算出，環境因子綜合指標最大值為A1+B1+C1=1.145，而最小值為A3+B3+C3=0.437。綜合指標越大說明該地區敷設油氣管道的適宜性越大，敷設的管道越安全，反之，則管道敷設的適宜性小，敷設的管道不安全，危險性大。布線適宜度即為輸油氣管道敷設的適宜度，用D表示，等于布線（選線）的環境因子綜合指標除以最大環境因子綜合指標1.145，即
山區油氣管道地質災害防治研究
③輸油氣管道布線適宜性分區
分區指標：
將27個疊加組合方式的綜合指標按上式進行規一化處理，變成布線適宜度，并與實際環境進行分析研究，將布線適宜性分為3個區，其分區界線指標如下：
適宜輸油氣管道敷設區（段）：適宜度D>0.80；
基本適宜輸油氣管道敷設區（段）：適宜度0.55<D<0.080；
不適宜輸油氣管道敷設區（段）：適宜度D<0.55。
分區方法：
（a）在油氣管道可能經過的地形圖上（比例尺1:5～1:10萬）按經緯度作方格；
（b）在每個方格內量測地形，災害和地質構造3個環境因子的分級指標；
（c）計算每個方格內的環境因子綜合指標，并換算成布線適宜度；
（d）按上述分區界限指標，繪制布線適宜度等值線圖，即布線適宜度分區圖，并標注分區名稱。
規劃地鐵線路兩側新建、改建、擴建建筑物，其后退規劃地鐵線距離（退界）不應小于6米，并應符合地鐵軌道交通管理的有關規定。各地的標準有一定的差異，具體以當地政府部門的公告為準，以下是沈陽市地鐵線路建設規劃的說明，以供參考：
第一章 總則
第一條 為了維護城鄉公共利益和建設秩序，保證城鄉規劃實施，加強城鄉規劃管理，根據《中華人民共和國城鄉規劃法》、遼寧省實施《中華人民共和國城鄉規劃法》辦法、《沈陽市城鄉規劃條例》和《沈陽市居住建筑間距和住宅日照管理規定》（沈陽市人民政府第64號令），參照有關技術規范，結合沈陽市實際情況，制定本規定。
第二條 凡在本市城鄉規劃區內沿城市道路、公路、綠地、河道、用地邊界、文物保護單位、鐵路、軌道交通、輸油（汽）管線、電力線兩側等新建、擴建、改建建筑物、構筑物（以下統稱建筑物），其退讓距離除滿足消防、交通、衛生、環保、安全、水利、電力、建筑間距等方面的要求外，須同時符合本規定。
第三條 本規定中多層建筑是指建筑高度24米及以下的建筑，高層建筑是指建筑高度為24米—100米的建筑，超高層建筑是指100米以上的建筑。
第二章 退讓城市道路及公路規劃紅線距離
第四條 多層住宅建筑后退道路規劃紅線不小于6米，原則上不得向城市道路直接開設出入口。
第五條 公建和底層為公建的多層建筑，后退道路規劃紅線不小于8米。
第六條 沿城市22米及以上規劃道路布置的高層建筑后退道路規劃紅線不小于10米，超高層建筑后退道路規劃紅線不小于15米；沿22米以下規劃道路布置的高層建筑后退道路規劃紅線不小于8米，超高層建筑后退道路規劃紅線不小于10米。
第七條 在城市道路兩側新建大型商業（超市、貿易市場等）、游樂場、展覽館、體育場館、影劇院等有大量人流、車流集散的大型公共服務設施和商業服務設施建筑，后退22米及以上道路規劃紅線不小于20米；后退22米以下道路規劃紅線不小于12米，并且應當留出臨時停車或回車場地；新建影劇院、體育場館等大型公共建筑，應留出人流集散廣場。
第八條 各類建（構）筑物的管線、陽臺、雨蓬、化糞池及其它附屬設施，不得超越城市道路規劃紅線。
建筑物的基礎、臺階后退道路規劃紅線不小于5米。 圍墻、擋土墻、護坡外緣線后退道路規劃紅線不少于1.5米；大門后退城市道路規劃紅線的距離不少于4米；
第九條 地下建（構）筑物（包括汽車坡道）后退道路規劃紅線的距離不小于5米，地下室機動車進出口坡道起坡點后退道路規劃紅線的距離不小于7.5米。
第十條 建筑后退城市規劃道路交叉口的距離，自城市規劃道路紅線直線段與曲線段切點的連線算起，多層建筑最近點不少于10米，高層建筑、超高層建筑最近點不少于15米。
第十一條 建筑后退高架道路主線邊緣線的距離不少于20米；后退匝道邊緣線的距離不少于15米。
第十二條 特殊地區如太原街商業區、中街商業區等市級商業中心的建筑后退紅線距離，應由城市規劃行政主管部門核定。
第十三條 在村鎮、城鎮范圍以外的公路規劃紅線兩側應劃定隔離帶，除規劃另有規定外，隔離帶寬度的具體規定如下：
（一）高速公路，一級公路兩側各50米。
（二）二級公路，三級公路兩側各20米。
（三）四級公路，兩側各10米。
公路紅線和隔離帶內，不得新建、改建、擴建建筑物，但可耕種或綠化：經城市規劃管理部門批準，可開挖溝渠、埋設管道、架設桿線、開辟服務性車道等。
沿穿越村鎮、城鎮的公路兩側新建、改建、擴建建筑物，可按村鎮、城鎮規劃進行管理，但建筑后退公路規劃紅線的距離：三級公路以上等級公路包括三級公路不得小于10米；三級公路以下等級公路不得小于5米。建筑物后退綠化隔離參照十四條。
第三章 退讓規劃綠地的距離
第十四條 建筑物后退城市規劃道路沿線綠化控制帶應符合以下規定：
（一）出入口背向規劃綠地的，建筑物后退規劃綠地距離不小于4米。
（二）出入口面向規劃綠地的，住宅建筑后退規劃綠地不小于8米，公建后退規劃綠地不小于10米。
第十五條 大型商業（超市、貿易市場等）、游樂場、展覽館、體育場館、影劇院等有大量人流、車流集散的大型公共服務設施和商業服務設施建筑，后退城市規劃道路沿線綠化控制帶不少于15米。
第十六條 建筑物后退公園等城市集中公共綠地應符合以下規定：
多層建筑后退規劃綠地不少于10米；高層建筑后退規劃綠地不少于15米；超高層建筑后退規劃綠地不少于20米。
第十七條 建筑物后退鐵路線、電力線、輸油（汽）管線等防護綠地參照第十四條。
第四章 退讓用地界線的距離
第十八條 編制詳細規劃、出具建設用地的規劃條件（要點），應當綜合考慮相鄰地塊的開發時序、建設強度，根據公平性原則，合理確定建筑退讓用地邊界的距離。
第十九條 建筑物后退建設用地邊界距離按以下規定控制，但退界距離小于消防間距時，須按消防間距的規定控制。
（一）各類建筑的退界距離，按規定間距的一半控制，且不得小于下表的最小距離。
建筑最小退界控制表
注：建筑主體平面長軸方向的墻體對應的朝向為主要朝向，短軸方向的墻體對應
的朝向為次要朝向。當建筑主體平面的邊長大于16米時，應按主要朝向控制。
（二）界外是現狀及規劃居住用地的除須符合第（一）項退界距離的規定外，應同時符合沈陽市居住建筑間距和住宅日照管理規定（沈陽市人民政府第64號令）的有關規定。
（三）界外緊鄰公園、綠地、廣場、水面等開敞空間時，按有關規劃確定退界距離，但各類建筑的最小退界距離不得小于第（一）項非居住建筑的最小退界距離規定，并須由城市規劃行政主管部門核定。
（四）界外為托兒所、幼兒園、中小學教學樓及操場、醫院及療養院病房樓、養老院宿舍樓等有特殊日照標準的要滿足其日照間距外，其他退讓要求按住宅建筑控制。
（五）超高層建筑應相應加大退讓距離，具體標準由城市規劃行政主管部門核定；
第二十條 地下建筑物退界距離應當滿足施工安全、地下管線敷設等要求，一般不小于基礎底板埋深的50%，且不小于5米（舊區或用地緊張的特殊地區不得小于3米）。在
滿足相關規范的前提下，相鄰基地的地下建筑物可毗鄰建造。
地下室出入口及其他構筑物在滿足施工安全、市政管線敷設、交通、消防、人防等相關要求的前提下，退界距離可酌情減少。
第二十一條 新建建筑后退地界距離不能滿足退讓規定要求的，須與相鄰單位達成協議，并符合日照、消防、安全等方面要求。
第二十二條 相鄰地塊可設置通道連接，
連接方式分為地上連廊式和地下通道式兩類，分別按以下規定控制：
（一）在商業密集區，地上連廊距室外地面凈空高度不小于4.5米；連廊寬度宜為
3.5米至4.5米，地上連廊跨越道路時，規劃道路紅線內禁止落柱；
（二）為提倡坡道共享，地下空間可連通，地下通道凈寬不小于4米且不大于7.0米，凈高度不小于2.8米，并由相關建設單位負責實施各自基地的通道部分。
當地下通道穿越規劃道路時，應預留城市管網敷設空間，且保證地下連接通道上頂板距規劃地面標高的距離不小于2.0米；
（三）地上連廊或地下通道的范圍從建筑外墻連接處計算起止點，連廊（通道）內僅保留交通聯系功能，禁止設商業設施，連廊（通道）面積不計入容積率及建筑密度。
第五章 退讓其他控制線的距離
第二十三條 沿規劃地鐵線路兩側新建、改建、擴建建筑物，其后退規劃地鐵線距離不應小于6米，并應符合地鐵軌道交通管理的有關規定。
第二十四條 埋地石油、天然氣管道與居民住房、城鎮居民點或者獨立的人群密集區的安全距離分別為15米、30米。地面敷設或者架空敷設的石油、天然氣管道與居民住房、城鎮居民點或者獨立的人群密集區的安全距離分別為30米、60米。
第二十五條在國家、省、市級文物保護單位的建設控制地帶、歷史文化街區、歷史建筑、地下文物等外圍新建、改建、擴建建筑其退讓距離要符合文物保護等有關規定，同時征得相應級別的文物管理部門的意見。
第六章 附則
第二十六條同一建筑在同時滿足建筑間距和后退紅線等多重控制要求的情況下，按最大的控制距離控制。
第二十七條本規定在執行中具體問題由沈陽市規劃和國土資源局負責解釋。
由于中國近海油田產出的原油多具有高凝固點、高黏度以及高含蠟特性，因此在渤海灣、北部灣和珠江口海域已開發的海上油田所鋪設的海底輸油管道，全部采用熱油輸送工藝和保溫管道結構。
海底高凝、高黏原油管道輸送技術，是我國從海底管道工程起步階段就注意研究和引進的。從20世紀80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部灣潿10-3油田開發配套的海底輸油管道工程，都涉及如何解決好原油輸送技術的問題。我們結合油田原油特性，與日本和法國石油工程界合作，研究采用了安全可靠的工程對策，學習引進了相關設計、施工和運行管理技術。隨后在渤海灣和北部灣自營開發的諸多油田開發工程中，設計、鋪設了眾多海底輸油管道，形成了我國一套完整的海底高凝、高黏原油管道輸送技術。通過大量工程實踐應用和檢驗，證明該技術是實用和可靠的。
一、輸送工藝
針對高凝、高黏原油的管道輸送，國內外在油田及外輸管道工程上使用了各種減阻、降黏方法，諸如加化學藥劑、乳化降黏、水懸浮輸送以及黏彈性液膜等，進行過大量研究和試驗，但由于技術上、經濟上的種種原因，均未得到廣泛應用。目前，最實用、最可靠的方法仍是采用加熱降黏防止凝固的輸送工藝。
對高凝原油，為防止原油在管道輸送過程中凝固，依靠加熱使管道中的原油溫度始終維持在凝固點以上。
對高黏原油，采用加熱降低黏度，滿足管道壓降需求和節約泵送能耗。當然，在采用熱油輸送工藝的同時，一般都相應采用保溫管道結構。
（一）工藝模擬計算分析
海上油田開發工程涉及到的海底輸油管道，其輸送工藝模擬計算，一般要根據油田地質開發提供的逐年產量預測（并考慮一定設計系數），計算不同情況（管徑、輸量、入口溫度等）下的壓降、溫降以及管道內液體滯留量和一些必要的工藝參數。依此選擇最佳管徑，確定出不同情況下的工藝參數（不同生產年的輸送壓力、溫度等）。
近年來，原油管道輸送工藝模擬計算分析普遍采用計算機模擬程序進行。中國海油從加拿大NEOTEC公司引進了PIPEFLOW軟件，該軟件與流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商業軟件類同，匯編了各種計算方法及一些修正系數、參考數據庫，供設計分析者選用。
（二）保溫材料的選擇和厚度確定
對采用熱油輸送工藝的海底管道，熱力計算是非常重要的環節，而其中管道傳熱系數K值又是管道熱力條件的綜合表現。K值除受管道結構影響外，埋地的地溫條件、保溫材導熱系數和保溫材厚度是三大影響因素。
從計算分析結果看，由于地溫變化不大對K值影響不明顯，只是在低輸量時，要注意其對終溫的影響。
保溫材性質和保溫層厚度是影響K值最關鍵的因素，也是影響管道終溫的關鍵因素。目前國內選用的保溫材料與國外最常用的一樣，是采用聚氨酯泡沫塑料。這是一種有機聚合物泡沫，能形成開孔或閉孔蜂窩狀結構，優點是導熱系數小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化學穩定性好，同時工業生產成熟，價格相對便宜。從保溫效果考慮，當然是保溫層厚度越大越好，但是，當保溫層厚度達到一定值時，保溫效果的增加和厚度的增量不再呈線性增加的關系，而是增加十分平緩。特別是對海底管道，保溫層厚度增加意味著外管直徑增加，就長距離管道而言，外管增加一級管徑，鋼管用量和施工費增加都是十分可觀的。因此，根據計算分析和優化設計，認為選用保溫層厚度為50mm是合理的。
（三）停輸和再啟動計算分析
停輸和再啟動計算分析是高凝、高黏原油海底管道工藝設計的重要內容，將直接關系到管輸作業的安全和可靠。
停輸后的溫降分析，視為最終確定管道安全時間。對于采用熱油輸送工藝的管道停輸后，隨著存油熱量散失，原油將從管壁向管中心凝固，凝層的加厚及凝結時釋放的潛熱將延緩全斷面凝固的過程。存油凝固時間取決于管道保溫條件、油品熱容、停輸時的溫度和斷面直徑。通常這些數值越大，全斷面凝固時間就越長。一般凝油層厚度在管道軸向是一個變化值，通常以管道終斷面凝油厚度作為安全停輸時間的控制值。
對于加熱輸送的高凝、高黏原油管道發生停輸，且預計在安全停輸時間內時，不能恢復管道輸油，為保證管道安全，最有效的措施是在管內存油開始凝固時，用水或低凝油將其置換。
停輸后的再啟動分析，是考慮管道發生停輸后可能出現的最不利工況和環境條件，此時要恢復通油，需計算所需的再啟動壓力和提出實現再啟動要采取的措施以及增設必要的設備和設施。
通常，再啟動壓力（P），用下式計算：
中國海洋石油高新技術與實踐
式中：P為再啟動壓力（Pa）;P。為管道出口壓力（Pa）;Di為管道內徑（m）；τ為原油在停輸環境溫度下的屈服應力（Pa）;L為管道可能凝固的長度（m）。
（四）水化物和沖蝕的防止措施
海上油田開發工程涉及的輸油管道，是一種與陸上原油長輸管道和海上原油轉輸管道不同的管道，它是從井口平臺產出的原油氣水混輸至中心處理平臺或浮式生產貯油裝置的油田內部集輸管道。該類海底管道輸送時伴有從井口采出的水和氣，屬于混輸管道，對這類油管道，也是采用加熱輸送工藝和保溫管道結構。
做這類混輸油管道的工藝設計，除做凈化原油輸送管道通常要進行的模擬計算分析外，還要增加段塞流分析和防止水化物和沖蝕產生的分析。
段塞流現象是油氣混輸過程中的一個重要問題。正常輸送過程中，如何判定是否出現嚴重的段塞流，以及如何確定段塞流長度，目前已經有了通用的分析計算判斷方法。在清管作業過程中，由于管道內存在一定的滯留液量，因此在清管器前將形成液體段塞流。在下游分離設備設計中必須考慮清管作業引起的段塞流影響，一般是設計一定的緩沖容量，使容器操作始終維持在正常液位與高液位報警線之間，確保生產正常。
水化物是影響海底混輸管道操作的一大隱患，特別是在以下三種工況下可能出現水化物，為此提出了防止形成水化物的措施：①低輸量狀況，為防止水化物生成，要求在輸送過程中，管道內油氣溫度始終維持在水化物生成溫度以上。但在低輸量狀況下，溫降很快，根據水化物生成曲線判斷，可能會生成水化物。此時應及時注入甲醇之類的防凍液（水化物抑制劑），以防止水化物生成；②停輸過程，在長期停輸狀態下，由于管道內油氣溫度降到了環境溫度，且管內壓力仍保持較高壓力狀態，所以可能生成水化物。此時，應采取的措施，一是給管道卸壓，二是往管道內注入水化物抑制劑；③重新啟動，通常停輸后再啟動，需要高于正常操作壓力的啟動壓力，而這時溫度又往往很低，故很容易生成水化物。此時應采取連續注入水化物抑制劑的做法，直到管道內溫度達到正常操作溫度為止。
防止產生沖蝕是油氣混輸管道工藝設計不容忽視的問題。對多相混輸管道，若流速超過一定值時，液體中含有的固體顆粒會對管道內壁形成一種強烈的沖刷腐蝕，特別是在急轉彎處如海底管道立管及膨脹彎處。因此設計時要計算避免沖蝕的最大流速，其公式為：
中國海洋石油高新技術與實踐
式中：Ve為沖蝕速度（ft
lft=0.3048m。/s）；pm為在輸送狀態下，多相混合物的密度（磅
1磅＝0.453592kg。/立方英尺
l立方英尺＝20831685×10-2m3。）；C為經驗系數，連續運行取100，非連續運行取125。
沖蝕速度是混合物密度的函數，混合物密度越大，沖蝕速度越小，混合物密度越小則沖蝕速度越大。為保證在管道內不產生沖蝕現象，應控制管內流體流速一定低于計算出的最低沖蝕速度。
（五）操作管理
對海底高凝、高黏原油管道特別要注意以下操作管理問題。
1．初始啟動
初始投產運營，一般采用以下作業步驟：①用熱水或熱柴油預熱管道，使管道建立起適應投產作業的溫度場；②待測得出口溫度達到設計要求后，按要求開井投產。
2．停輸及再啟動
停輸一般分應急停輸和計劃停輸兩大類，停輸情況不同，再啟動方式也不同。為確保管道停輸后的再啟動，一般在井口平臺上設置高壓再啟動泵。
a．對短期停輸，指管內流體最低溫度在某個設計值（如原油凝固點）以上，可使井口油氣直接進管道或用高壓泵啟動。
b．對長期停輸，在停輸之前，應啟動高壓泵完成管內流體置換作業。如果事先沒有準備，屬于意外突然停輸，一旦停輸時間較長，管道內降至環境溫度，原油析蠟并凝固。此時，要采用啟動高壓泵，用柴油置換出原油，然后按初始啟動步驟進行。
3．清管
在正常生產過程中，應根據生產情況經常進行清管作業，清除管內蠟沉積和滯留液體，以提高輸送效率和減小腐蝕。
4．化學劑注入
在正常輸送過程中，應考慮注入以下化學劑：
防垢劑——防止管內由于原油含水而結垢使輸量減少；
防蠟劑——防止原油中蠟凝結在管內沉積；
防腐劑——可在管內壁形成一層保護膜，使腐蝕液與管內壁隔離，起到保護作用；
防凍劑——甲醇之類，為防止水化物生成。
二、保溫海底管道結構
對采用熱油輸送工藝的海底高凝、高黏原油管道，為使沿程溫降減慢減小，最常見也是最實用的是將輸油鋼管做成保溫結構。我們廣泛應用了海底保溫管道結構，形成了完整的設計和施工技術。
（一）已應用的結構類型及特點
海底鋼管保溫管道結構（在此不涉及可撓性軟管海底管道），可歸結為兩大類型：一是雙層鋼管保溫結構；二是單層鋼管保溫結構。
1．雙層鋼管保溫結構。
或稱復壁管結構，其管體斷面如圖15-3所示。在這一類型中，又存在三種形式。
圖15-3雙鋼管保溫結構
圖15-4帶封隔法蘭的雙層鋼管保溫結構
第一種形式：管體結構如圖15-4所示。單根管節（一般長度為12m或40ft）每端均設較強的封隔法蘭。在內外管之間的環形空間，注入發泡材料，形成封閉止水保溫單元。這個單元內外管靠兩端封隔法蘭連為一體，內管的熱伸縮靠封隔法蘭強行約束，使內外管不發生相對錯動。海上鋪管時，相鄰兩個管節的外管，用兩個半瓦短節相接。這種形式的優點在于萬一管道外管或接口處發生破損，保溫失效就被限制在最小范圍內。缺點是接口焊接工作量大，用鋪管船法鋪管，速度上不去，致使工程費用高。
圖15-5帶特殊接頭的雙層鋼管保溫結構
圖15-6內外管可相對移動的雙鋼管保溫結構
第二種形式：保溫管節兩端內外管采用特殊接頭連接，如圖15-5所示。最早是由殼牌石油公司等提出研究，后來為意大利Snamprogetti公司開發成專利產品，它已在一些海底管道工程中投入使用。顯然，這種形式已經保留了第一種形式的優點，又克服了其不足。在鋪管船上它可以像鋪單層鋼管一樣，多個焊接站進行流水作業，使海上鋪管速度大大增加。這種形式的問題在于接頭是專利產品，費用高。我國南海東部惠州26-1油田的海底輸油管道應用了該專利產品。
第三種形式，如圖156所示。這種形式，內外管可做相對移動。在海上連接時，內管接口焊好后，補上接口保溫材料，然后拉動外管進行對接，無需采用半瓦管。相對來講，可減少海上焊接工作量，提高鋪管速度。中國海油通過與日本的公司合作，引進了這種形式保溫海底管道設計與海上安裝技術，在已經鋪設的諸多海底輸油管道上均采用了這種結構形式。
2．單層鋼管保溫結構。
這類結構與雙層鋼管保溫結構的區別在于外面的護套管不用鋼管。按照外套管材料不同，又可分為以下五種。
第一種，高密度聚乙烯外套（Highdensity polyethylene jacket）。高密度聚乙烯是一種超高分子量聚合物，它是阻止水蒸氣通過的極好材料。這種超高分子量改善了鋼管抗磨、抗沖擊、抗撕裂和整體物理強度力學性質。這種預成型的外套系統，與鋼管外套相比，具有重量輕、無需作防腐蝕保護的特點。暴露在管節兩端的保溫泡沫采用熱縮性聚合物端帽保護，現場接點處也用熱收縮套作止水防腐蝕處理。這種外套系統已被歐美國家的公司在阿拉伯灣、加蓬外海的海底管道工程中應用，最近幾年，應用水深已達43m。
第二種，鎖接螺旋鋼外套（Spirally crimped steel jacket）。這種外套的特點是用鋼量遠低于采用常規鋼管的管道外套。現場接口處不需對焊，暴露在管節端部的泡沫保溫材料仍用熱縮性端帽保護。這種外套系統，在國外已廣為應用，最大應用水深已達55m。
第三種，模制的聚氨酯外套（Molded polyurethane jacket）。這種外套將防腐蝕材料和聚氯乙烯（PVC）泡沫保溫材料結合為一體（圖15-7）。其優點是：①管道能保持較好的柔度，可用卷繞船鋪設。②在海底萬一外套被損傷，暴露在水中的保溫材料很少，不像其他系統會整個管節泡水。③在保證泡沫干燥方面有較高可靠度。
圖15-7模制聚氨酯外套保溫結構
圖15-8橡膠外套保溫結構
第四種，橡膠外套（Rubberjacket）。與模制聚氨酯外套相似（圖15-8）。只是外套是由PVC泡沫與橡膠層組成。大約每層PVC厚5～8mm，橡膠層厚1mm，層數的多少取決于保溫要求，但最外層的PVC泡沫要用較厚的橡膠層來覆蓋保護。
第五種，取消外護套系統。在輸油鋼管的外面施加的保溫材料，既能防水也有良好的保溫性能，同時又能抗較高的靜水壓力和具有抗機械破壞較強的能力。這種結構應該說是真正意義上的單層鋼管保溫結構。
（二）設計和施工關鍵技術
在我國建成的海底鋼管保溫管道絕大多數是雙重鋼管保溫結構。該項保溫結構的設計和施工技術是由中國海油從日本引進的。
1．設計關鍵技術
雙重鋼管保溫結構的海底管道設計，關鍵技術是平管部分結構分析和立管膨脹彎系統的整體分析。
對平管部分的結構分析，應用日本新日鐵公司開發的“DPIPE”計算機分析程序。該分析程序的結構模型如圖15-9所示。
圖15-9平管結構分析模型
A,A′—外管的不動點；B,B′，E,E′一內外管之間的錨固點（隔艙壁）；D—內管的不動點；KB,KB´—彈簧常數；Wf—與土壤的摩擦荷載；A-A′—不動部分（外管）；Li+Lm,Li′＋Lm′—可動部分（外管）
圖中，模擬兩端立管膨脹彎約束的彈簧剛度KB、KB´由其后說明的立管膨脹彎和平管連接整體分析模型求出。
對埋地管道，管土之間的摩擦荷載Wf由下式計算：
中國海洋石油高新技術與實踐
式中：W=r'hDo；μ是摩擦系數；Do為管道外徑；ws為管道水下單位重量；r´為土壤水下容重；h為埋深。
對立管膨脹彎系統的整體分析，采用日本新日鐵公司開發的大型三維管道結構分析程序“PIDES”軟件。
圖15-10給出按該軟件建立三維結構分析模型的一個工程實例圖。
圖15-10立管膨脹彎系統結構分析模型實例示意圖
圖15-11工況組合分析實例示意圖
對所建立的系統結構分析模型，要按規范要求和工程實際情況進行充分和必要的多種荷載工況組合分析，一般要考慮的荷載有功能荷載（壓力、溫度、質量等）、環境荷載（風、浪、流、冰等）、特殊荷載（如地震）以及立管依附的平臺位移和平管膨脹伸長施加的荷載。
圖15-11給出了一個立管膨脹系統工況組合分析的實例，荷載作用方向是要考慮的重要因素。
2．施工關鍵技術
從日本引進的雙重鋼管保溫結構的海底管道陸上預制和海上安裝技術，主要特點是：預制時單根管節（12m長）保溫材固定在內管上，保溫材與外管內壁間有一定量空氣層，允許內外鋼管相互移動，只是在一定長度上（比如2km或1km）才設置剛性錨點法蘭形成環形空間的水密隔艙。這樣，在海上鋪管法安裝時，管節連接將能如前圖15-6所示，內管焊接合格再補上接口防腐涂裝和相應保溫材后，采用拉移外管對口焊接的做法，會明顯減少外管接口焊接工作量，提高海上鋪管速度。
（三）在渤海蓬萊（PL)19-3油田I期海底管道工程中的應用
雙重鋼管保溫結構的海底管道，通過我國諸多工程實踐的檢驗表明是安全可靠的，但也存在用鋼量大、海上安裝速度慢導致工程造價高的缺點。研究和采用單管保溫結構，是保溫海底管道技術發展方向。
其中采用鎖接螺旋薄鋼板（厚1mm）作外套的單管保溫結構在2002年由PHILLIPS公司操作的蓬萊19-3油田I期海底管道工程中成功地被應用了。圖15-12給出了該保溫管道的斷面結構。
中國海油正在研究試制用高密度聚乙烯（PE）作外套的單管保溫結構管道。這項技術在國外早有應用，結合我國具體情況，特別是在渤海水深小于30m，甚至諸多灘海油田水深小于5米的情況下，采用這種保溫結構經濟可靠，所用材料和技術均可實現本地化和國產化，有很好的應用前景。
圖15-13示出正在研制的PE外套保溫管道斷面結構。
圖15-12PL19-3海底管道斷面結構
圖15-13PE外套保溫管斷面結構
表15-3給出所研制保溫管道的技術參數。
表15-3保溫管道技術參數表
當然，真正意義上的單管保溫結構管道，應該是取消外護套系統，在輸油鋼管外面施加既能防水也具良好保溫性能且有較強抗靜水壓力及抗機械破損能力的保溫材，無疑這是該項技術發展的最終方向。目前，在我國南海東部惠州26-1北油田（水深約120m）一條直徑為254mm、長約8.7km的海底保溫輸油管道，通過深入研究和招標推動，已經具備了工程實用基礎，其技術可行性和價格被接受性都得出了較好的結論。
加油站的防雷接地要求比較高，防雷接地施工要求比較嚴格，所以在加油站的防雷接地中，選擇放熱焊粉和電解離子接地極的時候一定要選擇高品質的接地品牌耗材，因為加油站這類地方，汽油易揮發，稍微的一點靜電就有可能引起嚴重的后果，所以這類地方禁止打電話，加油站更要做好全面的防雷接地，并且這類地方防雷接地有嚴格的施工規范要求。具體防雷接地需要做好以下這些點：
1、油罐進行防雷接地，且接地點不少于兩處。
2、當加油站的防雷、防靜電接地、電氣設備的工作接地、保護接地及信息系統的接地等共用接地裝置時，其接地電阻不大于4ω。
3、當加油站的防雷、防靜電接地、電氣設備的工作接地、保護接地及信息系統的接地等各自單獨設置接地裝置時，油罐的防雷接地裝置的接地電阻、配線電纜金屬外皮兩端和保護鋼管兩端的接地裝置的接地電阻不大于10ω；保護接地電阻不大于4ω；地上油品管道始、末端和分支處的接地裝置的接地電阻不大于30ω。
4、埋地油罐與露出地面的工藝管道相互做電氣連接并接地。
5、當加油站內的站房和罩棚等建筑物需要防直擊雷時，采用避雷帶（網）保護。
6、加油站的信息系統采用鎧裝電纜或導線穿鋼管配線。配線電纜金屬外皮兩端、保護鋼管兩端均接地。
7、加油站信息系統的配電線路首、末端與電子器件連接時，裝設與電子器件耐壓水平相適的過電壓（電涌）保護器。
8、供電系統的電纜金屬外皮或電纜金屬保護管兩端均接地，在供配電系統的電源端安裝與設備耐
壓水平相適應的過電壓（電涌）保護器。
9、地上或管溝敷設的油品管道的始、末端和分支處設防靜電和防感應雷的聯合接地裝置，其接地電阻不大于30ω。
10、加油站的汽油罐車卸車場地，設罐車卸車時用的防靜電接地裝置。
11、在爆炸危險區域內的油品管道上的法蘭、膠管兩端等連接處采用金屬線跨接。當法蘭的連接螺栓不少于5根時，在非腐蝕環境下，可不跨接。
12、防靜電接地裝置的接地電阻不大于100ω。
13、防雷防靜電裝置經檢測合格，并處于檢測合格有效期內。