《Q_SY08312-2023滩海石油天然气开采安全规程.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《Q_SY08312-2023滩海石油天然气开采安全规程.docx（29页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。
1、O/SY中国石油天然气集团有限公司企业标准Q/SY083122023代替Q/SY083122016滩海石油天然气开采安全规程Specificationforsafetypracticeofbeachshallowwateroil&gasexplorationandproduction2023-12-27发布20240201实施中国石油天然气集团有限公司发布前言III1范围12规范性引用文件13术语和定义24资质与证书35评价与检验检测36设计47建造施工58设备设施管理69作业管理1710应急管理2211备案管理22参考文献23本文件按照GB/T1.12020标准化工作导则第1部分：标准化文件
2、的结构和起草规则的规定起草。本文件代替Q/SY08312-2016滩海陆岸石油设施安全规则，与Q/SY08312-2016相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：a）更改了标准名称，由滩海陆岸石油设施安全规则改为滩海石油天然气开采安全规程；b）更改了范围（见第1章，2016年版的第1章）。c）更改了规范性引用文件（见第2章，2016年版的第2章）；d）增加了“石油人工高”“滩海石油设施”等术语（见第3章）；e）更改了“发证检验”的术语（见3.5,2016年版的3.4）D增加了安全生产许可证资质要求和海洋石油安全中介机构资质要求（见4.I、4.2）;g）增加了特殊作业的人员安全资格要求
3、和安全培训机构条件要求（见4.5）;h）将“评价与检测”更改为“评价与检验检测”见第5章，2016年版的第5章）；i）增加了安全验收评价的要求（见5.1）j）增加了安全风险评估的要求（见5.2）;k）增加了工程建造阶段的发证检验要求（见5.4）;1）更改了专业设备检验的要求（见5.6,2016年版的16.1）;m）增加了检验检测服务合同的要求（见5.7）;11）增加了生产系统设计、结构设计的要求（见611、6.1.2）;o）增加了人工岛靠船设施的要求（见6.1.4）;p）增加了安全警示标志的要求（见6.1.5）;q）更改了分区布置的要求（见6.4.1.1,2016年版的6.4）;r）增加了平面
4、布置特殊规定的要求（见6.4.2）;s）更改了建造检验提交文件的要求（见7.1.1,2016年版的7.1.1）;t）将“钻、修井系统”“油（气）生产工艺系统”“电气设备及电缆”“通信”“探测报警系统”“消防系统”“救生设备”“助航标志与信号”八个章节合并为“设备设施管理”（见第8章，2016年版的第8章至第15章）；u）增加了远程控制台的设置要求（见8.L2.2）;v）增加了油（气）生产工艺系统防护措施的要求（见8.2.2.2）;w）增加了工艺运行参数的要求（见8.2.2.6）;x）更改了地面安全阀、井下安全阀的设置要求（见8.2.3.3,2016年版的6.4.2）;y）更改了井口槽仪表及控制
5、系统的设置要求（见8.2.3.4,2016年版的6.4.2）;z）更改了输油管道安全防护设施的设置要求（见8.2.4,2016年版的9.3.6）;aa）增加了注水压力保护的要求（见8.2.5.2）;ab）增加了注天然气压力保护的要求（见8.2.5.3）;ac）增加了加热炉、电加热器、蒸汽锅炉的安全要求（见8.2.7）;ad）增加了火炬系统的安全要求（见8.2.10）;ae）增加了潮汐对电气接地电阻影响防控措施的要求（见8.3.1.4）;af）增加了冰凌对电缆挤压的防控措施的要求（见8.3.1.5）;ag）增加了通信系统的设置要求（见8.4）;ah）增加了仪表和控制系统的设置要求（见8.5）;a
6、i）更改了消防系统的设置要求（见8.6,2016年版的第13章）；aj）更改了救生设备的设置要求（见8.7,2016年版的第14章）；ak）更改了助航标志与信号的设置要求（见8.8,2016年版的第15章）；al）增加了“作业管理”“应急管理”（见第9章、第10章）；am）更改了试生产、安全竣工验收的要求（见第11章，2016年版的第17章）。本文件由中国石油天然气集团有限公司标准化委员会健康安全环保专业标准化技术委员会提出并归口。本文件起草单位：冀东油田分公司、大港油田分公司、辽河油田分公司、安全环保技术研究院有限责任公司、东方地球物理勘探有限责任公司。本文件主要起草人：张玉楼、影联合、罗宇
7、鹏、郭瑞、周炜、张显富、李罡、王云鹏、王高杰、师鹏、苏晓迪、张永娟、韩开、张恩铭、冯再晨、李文杰、李涛、焦石、赵艳。本文件审查专家：杨光胜、王国成、孙德坤、于博、吕忠、宋志伟、景希余、尹超、杨学刚、曾勇、张新伟、岳宗杰、魏忠华、雷绿银、魏巍。本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：2010年首次发布为Q/SY18122010;2016年变更标准编号发布为Q/SY083122016;一本次为第一次修订。IV滩海石油天然气开采安全规程1范围本文件规定了滩海石油天然气开采作业活动的资质与证书、评价与检验检测、设计、建造施工、设备设施管理、作业管理、应急管理、备案管理的基本要求，本文件适用于中国石油
8、天然气集团有限公司所属企业在国内利用石油人工岛和滩海陆岸石油设施进行的石油天然气开采作业活动。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用面构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB190危险货物包装标志GB2894安全标志及其使用导则GB3836.1爆炸性环境第1部分：设备通用要求GB3836.14爆炸性环境第14部分：场所分类爆炸性气体环境GB/T4208外壳防护等级（IP代码）GB/T4302救生圈GB4696中国海区水上助航标志GB13348液体石油产品静电安全规程GB1
9、5599石油与石油设施雷电安全规范GB40554.1海洋石油天然气开采安全规程GB50016建筑设计防火规范GB50057建筑物防雷设计规范GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范GB50074石油库设计规范GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50151泡沫灭火系统设计规范GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50193二氧化碳灭火系统设计规范GB50257电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范GB50370气体灭火系统设计规范GB/T50493石油化工可燃气体和有毒气体监测报警设计标准GB50974消防给水及消火栓系统技术规范SH/T3
10、029石油化工排气筒和火炬塔架设计规范SY0031石油工业用加热炉安全规程SY/T0060油气田防静电接地设计规范SY/T0310滩海石油工程仪表与控制系统设计规范SY/T0311滩海石油工程通信技术规范SY/T5262火筒式加热炉规范SY/T6044浅（滩）海石油天然气作业安全应急要求SY/T6345海洋石油作业人员安全资格SY/T6432浅海石油作业井控规范SY/T6500滩（浅）海石油设施检验规程SY/T6503石油天然气工程可燃气体和有毒气体检测报警系统安全规范SY/T6505浅海石油设施涂色规定SY/T6608海洋石油作业人员安全培训要求SY/T6671石油设施电气设备场所I级0区、
11、1区和2区的分类推荐作法SY/T6680石油天然气钻采设备钻机和修井机出厂验收规范Q/SY1379滩海油田人工岛生产系统设计规则Q/SY08805安全风险分级防控和隐患排查治理双重预防机制建设导则3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1滩海beachshallowwater海图水深不足5m（含5m）的海域来源：GB40554.12021,3.23.2滩海陆岸石油设施beachshallowoilandgasfacilities采用筑路或者栈桥等方式与陆岸相连接，从事石油作业活动所修筑的滩海通井路、滩海井台及其他石油设施。来源：GB40554.12021,3.63.3滩海通井路theroa
12、dtothebeachpetroleuminstallations在滩海区域内，修筑的陆地与滩海陆岸井台或滩海陆岸井台间连接的通道。3.4石油人工岛petroleumartificialisland在滩海水域内，以砂、石、混凝土等为主要材料建成的与陆岸无连接的岛式构筑物及与勘探开发配套的石油设施。其中岛式构筑物包括岛体、靠船设施、连接通道（路、桥）。来源：SY/T67772017,3.13.5发证检验Certifyinginspection由发证检验机构根据国家主管机关颁发、指定或认可的安全规则对海洋石油生产设施实施旨在保证海洋石油生产设施安全生产技术条件的检验工作，并出具证书的活动。来源：A
13、Q20792020,3.23.6滩海石油设施beach-shallowwateroilandgasfacilities在滩海区域内，从事石油作业活动所修筑的包括石油人工岛、滩海陆岸石油设施等石油设施。4资质与证书4.1 从事海上采油（气）、钻井、物探、测井、录井、井下作业、管道储运、海油工程的单位（以下简称“海洋石油企业”）应具备国家有关法律、行政法规及国家标准、行业标准规定的安全生产条件，依法取得安全生产许可证。4.2 从事海洋石油安全评价、生产设施发证检验，专业设备检测检验、勘察设计等服务的机构应取得相应的资质证书。4.3 从事钻井、物探、测井、录井、井下作业等作业的队伍，应具备中国石油天
14、然气集团有限公司颁发的有效资质。4.4 海洋石油企业主要负责人和安全生产管理人员必须具备相应的安全生产知识和管理能力，经培训考核合格。4.5 从事油气消防、井控技术、硫化氢防护等特殊作业的人员及出海作业人员，应具备SY/T6345规定的安全资格。安全培训机构的师资条件、措训管理及考核评估，应符合SY/T6608的规定。4. 6特种作业人员应按照应急管理部有关规定经专门的安全作业培训，取得相应资格方可上岗作业。4.7 滩海石油天然气开采活动中的安全风险防控与隐患排查治理应符合Q/SY08805的规定。4.8 海洋石油企业主要负责人应组织建立安全生产管理组织机构，建立健全并督促落实全员安全生产责任
15、制和各项安全生产管理制度，保证本单位安全生产所需的资金投入。5评价与检验检测5. 1滩海石油开采新建、改建、扩建工程项目（以下统称“建设项目”），应按照国家有关规定进行安全评价。建设项目在可行性研究阶段或者总体开发方案编制阶段应进行安全预评价。建设项目安全设施竣工或者试生产完成后应进行安全验收评价。5.7 石油人工岛和滩海陆岸石油设施出现以下情况应开展专门的安全风险评估，符合GB40554.12021中5.3.1、5.6、13.1.3的规定；a）滩海石油生产设施试生产前b）滩海石油生产设施弃置前；c）超过设计年限的海洋石油生产设施d）作业者和承包者组织编制应急预案前；e）其他国家海洋石油安全生
16、产监督管理机构认定的重要事项5.8 在滩海石油生产设施的设计、建造、安装、生产全过程实施发证检验。发证检验包括建造检验、年度检验、生产过程中的定期检验和临时检验。5.9 建设项目在设计阶段，滩海石油生产设施的重要设计文件及安全专篇，应经海洋石油生产设施发证检验机构（以下简称“发证检验机构”）审查同意。滩海石油生产设施在工程建造阶段的发证检验，应符合GB40554.12021中5.2的规定。5.10 滩海石油生产设施试生产前，应经发证检验机构检验合格，取得最终检验证书或者临时检验证书。5.11 在生产阶段，滩海石油企业应制订专业设备检测检验计划，对锅炉与压力容器、起重和升降设备、火灾和可燃气体探
17、测、报警及控制系统、安全阀、救生设备等专业设备开展检测检验，符合SY/T6500的规定。5.12 海洋石油企业委托发证检验机构及专业设备检验检测机构开展技术服务时，应签订委托服务合同，明确服务对象、范围、权利、义务和责任。5.13 检验检测机构应与海洋石油企业共同制订检验检测方案，检验检测方案、检验检测结果应向国家海洋石油安全生产监督管理机构报告，并接受监督检查。检验检测机构提出的事故预防、隐患整改意见，海洋石油企业应及时落实。5.14 发证检验机构对生产设施的最终检验证书（或者临时检验证书）和检验报告负责。5.15 海洋石油专业设备应依据海上固定平台安全规则中19.3.3对设备检验的规定，分
18、类进行取证检验。6设计6.1 一般规定6.1.1 滩海石油设施的设计应符合Q/SY1379的规定6.1.2 结构设计应根据使用要求、施工条件、环境条件和荷载条件等，采用适合海上环境的材料、结构和防护措施。6.1.3 采用新设备、新工艺、新技术、新材料的应开展安全评估，施工方案中应编制相应的安全技术措施。6.1.4 石油人工岛靠船设施应根据环境条件、地质条件、承载力、靠泊要求选择结构型式、靠泊方式及防碰撞措施。6.1.5 滩海石油设施的重要设备设施及危险区域，应根据其可能出现的事故模式，设置符合GB2894的安全警示标志。6.2 环境要求6 .2.1滩海石油设施结构设计应充分考虑所处海域的环境条
19、件，包括但不限于水文、气象、海冰、地震、海生物、腐蚀及地质构造和地貌特征C用以确定设计环境条件的资料应以国家主管部门或具有资质的单位所提供的实测资料为基础，原始资料应可靠、连续和有代表性。7 .2.2滩海石油设施结构设计的环境条件重现期，应根据滩海石油设施的用途、重要程度、油气田生产寿命等因素综合考虑确定。6.3 开发设计要求油（气）田开发工程的主要设计条件为：a）油（气）田地理位置；b）油藏特性及开发方案；c）油藏流体物理性质及化学成分；d）钻井方案，完井方式及修井方式；e）井口流压和静压、井口流体温度、油气比、油水比及油田生产压降；O油田生产寿命，逐年油、气、水产量及注水量；g）油井的最大
20、油、气、水日产量；h）环境条件。6.4 设施布置及危险区划分6.4.1 一般规定6. 4.1.1油气开采、油气处理、油气储存、油气输送、配电、消防、控制中心、生活设施应分区布置，并将火灾危险类别相同的厂房和设备集中布置，减少单体数量。分区布置符合SY/T6777-2017中6.L3的规定。7. 4.1.2应按照GB3836.14、SY/T6671进行危险区划分，危险区划分图、防火控制图应根据实际情况变化及时更新。8. 4.1.3平面布置应遵循以下原则，并符合SY/T67772017中6.2的规定：a）应对潜在的泄漏源进行安全分析，确定防火墙、气密墙、防燥、水幕等措施的设计；b）满足安全、防火、
21、消防、人员逃生和救生的需要；c）满足生产作业及外输的需要；d）满足维修及事故处理的需要；e）满足结构合理性的需要：f）满足海上施工的需要；g）满足职业卫生防护的要求h）满足钻井、井下作业、采油和油气集输工艺的设备安全距离的要求；i）顶面高程应在极端高水位以上，并在设施上设置混凝土挡浪墙。6.4.2 特殊规定6.4.3 .1油气生产区应满足采油（气）井口、注水井口、钻井设施、修井设施布置及作业场地的需求，与存储大量燃料的区域分开布置，并满足通风要求。6.4.2.2有火处理区的设备应远离井口、无火处理区和原油储罐。6.4.2.3原油储存区应远离井口及潜在的着火源，罐区应采取防渗措施。6.4.2.4
22、生活区应布置安全区，并处于设施全年最小频率风向的卜风侧。6.4.2.5设施的平面布置图应经发证检验机构认可。6. 4.2.6设备的布置应留有合适的通道和照明以便于操作人员进行操作、监视、检查和维修。7建造施工6.1 施工前准备6.1.1 建造单位应向发证检验机构提交AQ20792020中附录C规定的有关文件。7.1. 2滩海石油设施应由符合规定资质或者能力的专业单位按照发证检验机构审查同意的设计方案或者图纸施工和建造。7.1.3建设项目工程开工前，应根据工程特点、施工方法、资源配置和作业环境，编制海上施工设计和专项施工方案，并进行审批。施工设计或专项施工方案的内容应至少包括施工工艺、技术措施、
23、安全技术措施、进度计划和质量计划等。海上施工设计和专项施工方案的安全技术措施需要经过发证检验机构审查同意。7. 1.4施工单位应对施工人员进行安全教育和培训，配备必要的个人劳动防护用品、救逃生用品，并组织进行应急演练。8. 1.5使用的施工船舶、设备应证件齐全，并满足施工要求。7.2施工作业7.2.1在施工中，应按质量检验计划（或检验程序表）要求及时向发证检验机构报验。未经检验或检验未通过工序的不得进行下道工序的施工。7. 2.2施工期间所在海域发布台风、风暴潮等气象预警时，施工单位应采取相应的应急措施。8设备设施管理7.1 钻修井系统7.1.1 一般要求8.1.1.1钻机和修井机应具备SY/
24、T6680规定的证书及材料。8. 1.1.2设置在危险区内的钻井、试（油）气和井下作业的电气设备应符合电气防爆要求。8. 1.1.3钻机（模块钻修一体化机）、修井机应至少设立两套工作原理相异的防碰天车装置。钻机（模块钻修一体化机）的一套防碰大车装置还应具有防止顿钻的功能。9. 1.2井控管理8.1.2,1井控装置应符合GB40554.1和SY/T6432的相关规定。8.1.2.2石油人工岛、滩海陆岸大修井、试油（气）井、压裂井、气井、实施气体驱替的注入井及受效井（不含气体吞吐并）、地层压力系数（预测）大于1.0的井、高温油气井、含硫化氢等有毒有害气体的井应安装液压双闸板防喷器（全封+半封）和一
25、套远程控制台。硫化氢含量不小于30gm3的油气井宜增加剪切闸板防喷器组合8.1.2.3模块钻修一体化机进行试（油）气和井下作业期间参照钻井作业或对应的有关规定执行。8. 1.2.4石油人工岛钻井、试（油）气和井下作业期间应配备井控装备附件应急库房，包括常用尺寸闸板芯子及常用配件等。橡胶件储藏环境应满足橡胶件储藏要求。8.1. 2.5承包者现场应配备符合海洋石油企业认可资质单位生产的井控装备。海洋石油企业和承包者确认的进口井控装备应符合国际相关标准规范。8.1.2.6钻井过程中应进行井控坐岗和井涌监测，井涌监测内容包括但不限于：a）钻井液池中循环钻井液量和液位增减量；b）钻井液所测全燃含量和气体
26、（油、水）上返速度；c）天然气及有毒有害气体浓度d）出入井口的钻井液密度：e）起下钻濯入和返出钻井液计量差值。8.2油（气）生产工艺系统8.21sa油（气）生产工艺系统包括以下相关的系统和设备：a）采油设备，包括井下采油设备及工具、地面采油设备、采油井口；b）集油系统（主要包括管道、油气分离器、热媒炉、热交换器、储油罐、泵等）；C）油气处理系统：d）天然气排放和燃烧系统；e）原油储罐；f）输油设备；g）注水系统。8.2,2一般要求8.2.2.1油（气）生产工艺系统设计阶段，应采用危险及可操作分析方法对油气开采流程及其控制系统的安全技术条件进行分析，并就其安全仪表系统开展安全完整性等级分析与验证
27、工作。8.2.2.2油（气）生产工艺系统中的设备和管道应有相应的隔热保温、防腐蚀、防静电、防雷措施。并符合以下要求：a）防静电、防雷措施符合GB15599和GB13348的规定：b）隔热保温、防腐蚀措施符合SY/T6777-20179.4的规定c）应满足海上防盐雾、防潮湿、防霉菌要求；d）应符合使用环境的防燥等级和防护等级，符合GB/T4208的规定。8.2.2.3易受到海水侵蚀的管道应采取管沟敷设、埋地、打保护桩或架高的措施，埋地管道应采取有针对性的防护措施。布置在易受碰损处的管道应有可靠的防护措施。8.2.2.4管道应根据输送介质的不同，涂以不同颜色的面漆或色环，并设置标明流向的标识，涂色
28、和标志应符合SY/T6505的要求8.2.2.5工艺系统管道安装完成后，应按设计要求进行试压。管道上重要的手动阀门应设置标明开、关状态的标志脾。8.2.2.6压力、温度、液位等参数应符合设计及不同工况、季节的运行要求。8.2.3采油树8.2.3.1根据井筒和地层流体特性、油藏压力选择采油（气）树。8.2.3.2采油树生产阀门、套管阀门、总阀门、胶皮阀门、井口安全阀及手柄、压力表等零部件配备齐全完好，仪表有出厂合格证书。8.2.3.3气井、自喷井和有自溢能力的无杆泵井应安装井下封隔涔和井下安全阀。地面安全阀、井下安全阀、易熔塞等应由安全阀控制盘统一控制，应有手动和自动控制两种方式。8. 2.3.
29、4井口槽应根据可燃气体扩散及通风效果模拟、计算结果确定通风方式。采用机械通风时，应与槽内的可燃气体探测报警器联动。8.24管道8.2.4.1井口出油管道应设置压力异常远传报警装置。8.2.4.2生产设施上的集油管道上应设高压安全保护，但以下情况例外：a）每个输入源都设有高压安全保护，且高压安全保护的设定点低于集油管道的额定工作压力；b）集油管道与下游工艺设备连接，且下游工艺设备上装有高压安全保护。8.2.4.3每条外输管道上游端都应设置高低压安全保护，其下游端应设压力检测装置。8.2.4.4每条外输管道均应设置紧急关断阀、温度检测装置。8.2.5注入系统8.2.5.1注入系统由泵机组、储罐、油
30、润滑、水冷却、密闭系统等设施组成，包括注水、注天然气、注蒸汽、注氮气及注聚合物。8.2.5.2注水井的注入压力不应超过采油树和地下管柱设计压力、地层破裂压力。注水装置应设有安全阀装置。8.2.5.3注天然气井采油树的注气管线上应安装井上安全阀，地面注天然气系统的设计、施工、使用应在同一压力等级。8.2.5.4注水装置的布置应紧凑合理，并应有设备吊装、操作维修等空间与场地。化验、仪表等应统一考虑。8.2. 5.5运转部件应设防护罩或栏杆。8 .2.5.6注水站外的注水管道不应从建（构）筑物基础下方穿过。注水管网不应串接其他生产或生活用水管道。9 .2.6压力容器8.2.6.1压力容器的压力检测、
31、超限报警装置、安全阀应进行定期校验。8.2.6.2压力容器应设置压力传感器及高、低压报警装置，压力安全防护应符合如下要求：a）接受来自油井或其他输入源的流体且可能导致超压的压力容器，应采用高压安全保护以切断流入；b）其他设备、管道上的低压安全保护可以保护压力容器，或压力容器在常压下作业或运行时经常变到常压，则压力容器上可以不设低压安全保护c）压力容器应采用一个或多个有合适释放能力的安全阀，若上游或下游设备上的安全阀能保护连通的压力容器时，则压力容器可不设安全阀；d）压力容器在可能出现导致毁坏的负压下工作，则应设置能维持适宜压力的气体（惰性气体或天然气）补给系统。8.2.6.3凡压力容器，除非有
32、其他可靠的措施，一般应设置高液位安全装置（LSH）和低液位安全装置（LSL）o8.2.6.4如压力容器中的流体需要加热，则应设高温安全装置（TSH）,以便当工艺流体超温时切断热源。8.2.7加热装置8.2.7.1加热炉的设计应按照SY/T5262的规定执行。8.2.7.2加热炉的安装和使用应符合SY0031的规定。8.2.7.3加热炉应符合以下要求a）安全阀、压力表、液位计、报警装置、燃烧系统安全设施等安全附件应齐全有效。b）附属的燃料气加热装置应设置高温报警和自动启停装置。c）设置自动点火和断电、熄火时自动切断燃料供给的熄火保护控制装置。d）未采用全自动燃烧装置的加热炉应设置泄爆装置。泄爆装
33、置排泄口不应正对着操作人员的操作方位和通道，且不应危及其他设备安全。e）对于大于120OkW加热炉的自动燃气燃烧器，应具备漏气检测功能。8.2.7.4电加热器应符合以下要求：a）设置超温保护开关，当温度超限时能够自动断电；b）装置内未通过或无介质流动时，不应投入运行；c）装置长期停止使用时，应断开断路器。8.2.7.5蒸汽锅炉符合以下要求。a）安全阀、压力表、液位计、报警装置及超限停炉装置应齐全有效。b）锅炉房应单独设置，满足其所在区域防爆要求，且不应设在生活区内或主要逃生通道的两旁。燃料供给总管上应设置速闭阀。c）受热面积不小于46.Sn?的锅炉应至少装设两个安全阀。d）燃烧器附近应设置弱火
34、焰安全装置，燃料的回流管上应设置止回阀。8.28常压容器8.2.8.1常压容器应设置压力平衡装置。储存含有碳氢化合物的常压容器的呼吸系统应设阻火器。8.2.8.2常压容器采取液位安全保护措施，除流入作业有人监视或溢流能导入其他工艺设备外，常压容器应设置液位检测及高低液位报警装置。8.2.9液体排放系统8.2.9.1 生产区内的液体排放系统分为开式排放系统和闭式排放系统。8. 2.9.2开式排放系统管道应考虑尽量减少弯管的数量。排放管道应沿流动方向向下倾斜1%的坡度。在特殊情况下允许保持平衡，但不允许向上倾斜。8.2. 9.3闭式排放系统中的闭式排放罐的设计压力和容积应符合所用规范、标准的规定。
35、8.2.10火炬系统8.2.10.1火炬系统处理设备的设计和安装布置应考虑：可燃物的总量，主导风向，包括钻机、人员居住区、吸气口、靠船点等其他设备及设施的位置等各种因素。8.2.10.2火炬系统依据SHT3029进行设计，并符合下列要求：a）应考虑气体最大排量时连续燃烧所产生的热幅射对火炬底部设备及人员安全操作的影响：b）天然气在进入火炬前应经过气液分离，分离出气体直径大于300液滴，分离出的液滴应密闭回收；c）火炬前应有防止回火的措施，低压火炬管道在进入火炬前应设阻火装置；d）距火炬筒30m范围内，严禁可燃气体放空；e）火炬可以通过自动和手动两种方式点火；f）火炬放空管道应保持畅通。8.2.
36、11放空系统8.2.11.1 冷放空应考虑其位置及高度、气体扩散、热辐射和可燃界限。8.2.11.2 冷放空，对于来自压力低的间歇释放源，气体可在一个安全位置放至大气中。8.3电气设备8.3.18.3.1.1生产区域应在明显的位置公示区域内的防爆区域及等级，并进行风险提示及动态更新。8.3.1.2生产管理单位应对属地内的用电负荷进行负荷分级，一级负荷和重要负荷应进行存档并动态更新。&3.L3所有的电气设备和电缆应具有符合要求的出厂合格证，电气设备投产运行前应按照GB50150的规定试验，每年应进行预防性试验或按计划进行状态检修。8.3.1.4电气设备接地应满足GB50169的规定，因地质情况或
37、潮汐影响导致接地电阻不满足设计要求时，应采用降阻措施，接地装置应定期进行检测。8.3.1.5海缆引出端根据现场情况增加防冰凌挤压等保护措施。8.3.28.3.2.1 主电源容量应满足最大的工况要求。8. 3.2.2配电装置包括变压器、配电柜及其他电气装置。配电装置应满足以下要求：a）变压器、配电柜的技术性能应符合所用标准的要求；b）变压器处应有良好的通风，变压器、配电柜的安装应与其安装处所的环境条件相适应；c）主控屏正面走道净宽度不应小于0.8m,背面走道不应小于0.6m,控制屏的地面应铺设耐油的绝缘橡胶板或经过绝缘处理的木格栅。8.3.3应急电源8.3.3.1 应急电源的配备8.3.3.1.
38、1设施上配备的应急电源可由下列三者中的部分或全部组成a）应急发电机；b）蓄电池组；c）交流不间断电源。8.3.3.1.2应急电源的供电应能满足设计应急负荷的要求，其供电设备应符合以下要求。a）应急发电机在主电源失效的情况下，455之内能自动启动和供电。b）蓄电池组在主电源失效的情况下能自动供电，在整个供电时间内电压的变化应保持在额定电压的12%范围内。c）交流不间断电源应能在主电源供电失效时立即不间断地接替供电。其电压和频率的变化应符合所用现行标准规范的要求。8.3.3.1.3应急电源与主电源应采取防止并列运行的措施，当有特殊需求需要短时并列时，应采取安全运行的措施。8.3.3.2应急电源供电
39、时间8.3.3.2.1 对标示石油人工岛的信号灯（包括障碍灯）和声响信号应能供电4d。8.3.3.2.2对下列各处的应急照明应能供电18ha）所有逃生通道、艇筏登乘处和逃生用起重设备处；b）机器处所和控制室（站）；c）消防员装备存放处所；d）消防泵处所、喷淋水泵间及其控制处所；e）所有安装灭火设备的站（室）；f）通信及有关应急设备等处所；g）直升机停机坪；h）辅助用房等附属设施。8.3.3.2.3对下列设备应能供电18h:a）通信设备；b）火灾与可燃气体探测报警系统；c）手动火灾报警器按钮和应急时所需的一切内部信号设备；d）电动防喷器关闭装置；e）应急发电机供电的消防泵；f）中央控制盘和应急关
40、断盘；g）其他影响设施安全的重要设备。8.3.3.2.4火灾与可燃气体探测报警系统、中央控制盘和应急关断盘由交流不间断电源供电，应至少为3Omino8.3.3.3应急电源的布置8.3.3.3.1应急电源和应急配电盘的安装处所应远离主电源和生产区域。8.3.3.3.2应急发电机与应急配电盘宜安装在同一处所。8.3.3.3.3应急发电机与日用燃油柜在同一处所，应保持安全距离。8.3.3.3.4蓄电池组应根据其性能妥善布置、维护、保养，其处所应有良好的通风。8.3.4危险区内的电气设备及电缆8.3.4.1危险区内电气设备的设计、选型、安装、维护、试验应符合GB3836.1、GB3836.14的规定。
41、8.3.4.2危险区内的电缆的设计和施工应满足GB50058、GB50257的相关要求。8.3.4.3危险区内的照明设备应符合如卜要求。a）危险区内的照明采用隔爆灯具照明时，其照明窗的结构应是坚固气密式的，并设有能防止机械损伤的保护栅。b）危险区照明用的分电箱宜设置在非危险区内。c）照明开关及保护电器应能分断全部绝缘极或相，照明灯的控制应优先考虑集中控制。集中控制的各个回路开关，应安装在安全区内的值班室或控制室内。8.3.4.4在1、2类危险区内的便塘照明灯具应选择下列型式：a）带有独立蓄电池的本质安全型，隔爆型：b）采用空气驱动型。8.3.5接地和避雷8.3.5.1接地8.3.5.1.1所有
42、电气设备的金属外壳、固定安装的机械、井架的金属构件应可靠接地。不能通过正常构造达到这一要求时，应采取专门的接地措施。&3.&1.2油气管道的阀门、法兰等连接处的过渡电阻大于0.032时，连接处应用金属线跨接。当不少于5根螺栓连接时，在非腐蚀环境下可不跨接。&1&1.3设施上平行敷设的管道，当它们之间的距离小于100mm时，每隔20m应用金属导体将其连接并接地；交叉距离小于100inm时，也应用金属导体将其相互连接并接地。8.3.5.1.4易燃液体和气体输送管系的头部、尾部、拐弯处、每隔200m300m处及其分支管系都应可靠地接地。8.3.5.1.5容器、机泵等固定设备的接地应符合SY/T006
43、0的规定。金属储罐的防静电接地应符合GB50074的规定。&3.5.L6设施上的架空管道进入建筑物时，应将入口处的管道接地，并在距管道入口处25m范围内，应将管道至少重复接地一次。8.3.5.2避雷8.3.5.2.1建筑物防雷应符合GB50057的规定：石油设施防雷应符合GB15599的规定。8.3.5.2.2应定期对避雷系统进行检测。8.4通信8.4.1通信系统包括外部通信设备、内部通信设备及附属设施。8.4.2 应配备两种以上不同类型可靠的外部通信设备，满足对岸、对船通信需要。石油人工岛外部通信设备的配置应符合SY/T0311的规定。设置直升机停机坪的设施还应满足对空通信需要。8.4.3
44、石油人工岛、滩海陆岸石油设施内部通信设备应满足中控室与无线电室、办公室、值班室、工作间、配电间等处所的通信需要。8.4.4 应配置一套有线广播系统，室外广播应符合设施全覆盖，并能播放报警信号。8.4.5 通信设备应定期进行测试8.5仪表及控制设备8.5.1一般规定8.5.1.1仪表和控制系统有关设计应符合SY/T0310的规定。8.5.1.2仪表和控制系统应适用于含盐雾及高湿度的海洋环境。8.5.1.3安装于危险区的电气仪表和控制系统应取得符合安装处所要求的防爆等级证书。8.5.1.4仪表和控制设备应能实现数据采集、上传，远程控制，报警，联锁保护等功能，能保障人员安全、生产正常运行、设施安全、
45、井口作业安全和应急关断等。8.5.2探测报警系统8.5.2.1可燃气体和有毒气体探测、报警系统的设计应符合GB/T-50493和SY/T6503的规定。可燃气体和有毒气体探测报警系统与广播系统联动，及时发出报警信号；与消防系统联动，及时发出控制信号。8.5.2.2未设置固定式监测报警系统，应配备便携式可燃气体和有毒气体监测仪。8.5.2.3探测报警系统应符合下列要求：a）报警系统包括逻辑组件、闪光报警器、声报警器、报警显示盘（器）等设备和装置。报警器或报警显示盘应配置灯试验按钮、复位和确认按钮。b）高压安全保护、低压安全保护、高液位安全装置、低液位安全装置、高温安全装置及可燃气体探测等应有可靠
46、的对应声，光报警装置。c）生产工艺系统的报警系统应具备非正常状态的首次及连续声、光报警，首次及连续报警的确认、记录，功能试验等功能。d）关键生产数据应能实现就地读取、远传监控。当就地数据与远传数据出现偏差时，应校核。8.5.3应急关断系统8.5.3.1应设置自动和手动应急关断系统。8.5.3.2应急关断系统具有自动检测故障的功能，应能在不干扰其他系统的情况下进行测试。8.5.3.3可根据具体情况，确定不同的关断级别及其相应的关断内容，采用以下几个关断级别及相应的关断内容。a）单元关断：可关断单台设备或单系列设备。单元关断可自动关断或手动开关实现。b）生产关断：可关断生产中的部分或所有设备，关断原油外输管线。生产关断可由生产系统的重要监控信号、仪表气压过低信号、海底管道压力过低信号、生产管道压力过高信号、供电系统故障信号及全部井口翼阀关闭信号等引发完成。O火灾关断：应导致生产关断，关断所有的井上安全阀、打开泄压阀、关断井下安全阀，但消防设施、通信设备、障碍灯、雾笛、应急照明及发电和供电设备应保持工作状态。可由井口易熔塞回路检测到的火情直接导致设施的火灾关断，或由火灾与可燃气体探测器探测到的异常情况自动地或经人工确认后手动地启动火灾关断。d）最终关断：在遇有不可抗拒的情况时，人员撤离设施前，应执行最终关断。8.5.3.4海洋石油企业应根据生产实际情
