《海洋石油天然气开采安全规程第5部分：陆岸终端部分》征求意见稿及编制说明.docx

ICS13.100CCS09G目中华人民共和家标准GB/TXXXXX.520XX海洋石油天然气开采安全规程第5部分：陆岸终端部分Codeofsafetypracticeforoffshoreoil&gasexplorationandproductionPart5:Onshoreterminal（征求意见稿）20XX -XX-XX 实施20XX-XX-XX发布国家市场监督管理总局妗希周家标准化管理委员会发布目次前言II引言III1范围12规范性引用文件13术语和定义14总体要求15生产系统25.1一般要求21.2 原油处理系统21.3 天然气处理系统21.4 污水处理系统31.5 储运系统31.6 登陆管道36 设备管理46.1 消防设备46.2 防雷及防静电46.3 3泵和压缩机46.4 车辆管理57 作业管理57.1装车作业57.2码头外输作业57.3储罐作业67.4特殊作业68应急管理78.1防台、防汛、防风暴潮78.2应急预案及演练7本文件按照GB/T1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件是GB40554海洋石油天然气开采安全规程的第5部分。GB40554已经发布了以下部分：第1部分：总则。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中华人民共和国应急管理部提出。本文件由全国安全生产标准化技术委员会石油天然气开采安全分技术委员会(SAC/TC288/SC10)归口。为了加强海洋石油安全管理工作，保障从业人员生命和财产安全，防止和减少海洋石油生产安全事故，根据中华人民共和国安全生产法等法律、法规和标准，制定本GB40554海洋石油天然气开采安全规程系列标准。GB40554旨在规定从事海洋石油天然气开采作业活动过程的安全要求，分为五个部分。第1部分:总则。目的在于规定适用于海洋石油天然气开采的安全生产通用要求。第2部分:海上部分。目的在于规定在海上（水深大于15m）进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生产要求。一一第3部分:浅海部分。目的在于规定在浅海（水深5m15m）进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生产要求。一一第4部分:滩海部分。目的在于规定在滩海（水深小于5m）进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生产要求。第5部分:陆岸终端部分。目的在于规定在陆岸终端进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生产要求。本文件作为GB40554的第5部分，提出了海洋石油天然气开采陆岸终端作业活动的安全生产要求，明确了陆岸终端设备设施、作业管理、应急管理的安全技术指标，用于规范海洋石油陆岸终端安全管理行为，固化成熟经验和技术，控制作业活动风险，保障相关人员生命和财产安全，防止和减少海洋石油生产安全事故，为海洋石油陆岸终端安全管理规范化、标准化提供依据。海洋石油天然气开采安全规程第5部分：陆岸终端部分1范围本文件规定了从事海洋石油天然气开采陆岸终端作业活动的安全生产要求。本文件适用于海洋石油陆岸终端。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而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。GB40554.1海洋石油天然气开采安全规程第1部分总则GB13348液体石油产品静电安全规程GB50057建筑物防雷设计规范GB15599石油与石油设施雷电安全规范GB50151泡沫灭火系统技术标准GB50370气体灭火系统设计规范GB50974消防给水及消火栓系统技术规范3术语和定义GB40554.1界定的术语和定义适用于本文件。4总体要求1.1 陆岸终端安全生产要求除应符合本文件外，还应符合海洋石油天然气开采安全规程第1部分：总则GB40554.1的要求。1.2 消防控制室值班人员、码头危险货物储存安全管理人员、危险化学品装卸操作人员等应按有关主管部门的要求进行培训，取得相应资格证书。1.3 作业者与承包者应签订安全生产管理协议，明确双方安全管理界面，落实风险分级管控、隐患排查治理和应急处置等措施。1.4 两个及以上生产作业单位在同一作业区域内进行可能危及对方安全的生产作业活动，应明确作业过程中各自的安全管理职责和应当采取的安全措施，并指定专职安全管理人员进行安全检查与协调。1.5 作业者组织终端设施发证检验工作，主要包括年度检验、定期检验、临时检验。在下列情况下，应进行临时检验：一终端发生事故或自然灾害，对设施造成损害或影响安全；一终端结构、机电设备、容器储罐等进行重大改造或更换。1.6 陆岸终端应设置可燃气体探测报警系统、有毒有害气体探测报警系统、火灾探测报警系统、应急关断系统，并保持系统功能有效。1.7 新建陆岸终端选址、登陆管道路由和总平面布置应当考虑地形、地貌、工程和水文地质条件，充分考虑海水倒灌、台风、风暴潮、洪水、泥石流、地质沉降和滑坡等自然灾害的影响，合理规划。终端选址和布置应考虑与相邻居民点、工矿企业和其它公用设施的相互影响，合理设置安全距离。1.8 应对陆岸终端主要建构筑物进行沉降监测，对已知存在地基沉降的陆岸终端，应进行定期评估。1.9 经发证检验机构认可的设施危险区域划分图、防火控制图、逃生路线图应张贴在设施明显位置。4. 10应建立门禁制度，对出入车辆、人员进行登记和安全告知。4.11应建立并执行硫化氢防护、变更管理等安全管理制度。5生产系统5. 1一般要求5.1.1 油气计量、处理、存储和外输等生产场所应采取防火防爆、防超压、防雷击、防静电等安全措施。5.1.2 油气集输、处理、储运系统中设置的自动控制调节阀、减压阀、安全阀、泄压阀等主要阀门应按照运行和维护规程进行操作和维护。5.1.3 工艺装置停运和启运前，应制订相应的停运、启运方案和安全措施，按照管理流程批准后，方可组织实施。5.1.4 工艺装置上进行维修、改造施工作业前，应根据生产工艺过程，对作业全过程进行风险识别，制定作业方案和风险防控措施。5.1.5 生产处理装置大修后重新投用前，应对机组、管道、容器、装置系统进行气体置换，置换合格后方可投运。进行气体置换应配备可燃气体检测设备，当排放的气体含氧量不大于2%时为置换合格。用于置换的气体应为氮气等惰性气体。5.1.6 应建立防火防爆管理制度，生产区与办公区应有分界标志，并设有“严禁烟火”等防火标志。5.2原油处理系统5.2.1 送电前应把电脱水器内的气体排出干净，并经全面检查合格后方可送电。5. 2.2电脱水器有下列情况之一时不应送电：在关闭进出口阀时。进油后未放气或有气时。内压力小于脱水器允许的最低操作压力时。安全门联锁装置未经检查或失灵时。5.2.3原油稳定塔长期停运时应及时将塔内及附属流程内原油吹扫至原油罐内，并加装盲板进行隔离。5.3天然气处理系统5.3.1 天然气脱硫，应满足以下要求： 在天然气处理及输送过程中使用化学药剂时，应严格执行技术操作规程和措施要求，并落实防冻伤、防中毒和防化学伤害等措施； 设备、容器和管线与高温硫化氢、硫蒸气直接接触时，应有防止高温硫化氢腐蚀的措施；与二氧化硫接触时，应合理控制金属壁温： 作业人员进入终端工艺装置的脱硫、再生、硫回收、排污放空区等可能存在硫化氢泄漏的区域进行检修和抢险时，应携带硫化氢监测仪和佩戴正压式空气呼吸器；一一有可能形成硫化氢和二氧化硫聚集处应设置明显清晰的硫化氢警示标志，使用防爆通风设备，并设置风向标、逃生通道及安全区；一应对天然气处理装置的腐蚀进行监测和控制，对可能的硫化氢泄漏进行检测，制定硫化氢防护措施。5.3.3 5.3.2天然气液化应设置独立于储罐安全阀的蒸发气处理系统，用于安全处理工艺设备和LNG储罐中产生的蒸发气。蒸发气应排放到密闭系统或大气安全地点，以免对人员、设备或周边设施造成危害。5.3.4 1.PG系统应设置事故流程，以保障LPG无法外输工况下和LPG装置故障检修工况下油气处理系统正常运行。5.3.5 火炬系统应有防止回火措施和可靠的点火装置。5.4污水处理系统5.4.1 药剂存放应符合相关化学品存放规定，室内加药场所应安装强制通风设施。5.4.2 含油污水处理浮选机应可靠接地、外露旋转部位应有防护罩。5.4.3 向污油池排液时应确保平稳、低流速。5.4.4 铁质油桶内的散装废油预先静置后方可倒入污油池，严禁将塑料桶中的散装废液倒入污油池。5. 4.5人员在化学药剂加药间工作应穿戴合格的劳动防护用品。5.5 储运系统5.5.1 储罐物料进出口管道靠近罐体处应设置总截断阀，并能远程操作。5.5.2 作业者应建立储罐完整性管理制度和技术档案。5.5.3 储罐应建立专项检查制度，包括月度检查、年度检查、汛期检查及冬季检查。5.5.4 储罐发生以下异常现象时，应立即采取紧急措施：一一工作压力、液体温度或罐壁温度超过设计值，采取措施仍不能得到有效控制；一一主要受压元件（罐顶、罐壁、罐底、接管、法兰、浮顶等）发生损坏、裂缝、鼓包、变形、泄漏等危及安全的现象；锚栓、测量及控制仪器仪表等主要附件失效或损坏，已不能有效起到安全保护的作用；储罐本体或附近发生火灾等异常现象，可能危及储罐安全操作的；一过量充装或液位异常，采取措施仍不能有效控制；一基础沉降不均匀，局部或整体沉降异常；一一保温材料破坏，导致罐壁结冰严重或罐体温度明显上升。5.5.5 储罐风险评估应符合下列要求：一一自储罐投入使用起，应每两年开展1次储罐风险评估；一一储罐介质、操作工艺发生改变或其他导致储罐损伤机理或速率变化时，应对储罐重新开展风险分析工作。5.5.6 储罐停用前，应制定储罐清理和安全处置方案；对停用的储罐，应设置停用标记。5.6 登陆管道5.6.1 登陆管道应设置截断阀，必要时可设置阀室。截断阀应具有手动功能，并应设置在操作方便的地方。5.6.2 登陆管道应避开不良工程地质区，当受条件限制必须通过时，应采取防护措施并选择合适位置。5.6.3 管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和警示牌等永久标志。5.6.4作业者应制定登陆管道安全管理制度。5.6.5 作业者应制定管道巡检方案，明确巡检的内容、频次和重点关注位置。5.6.6 登陆管道涉及外包管理的，双方应编制相关安全协议文件，明确责任、工作范围、工作界面和应急事件处理机制。5.6.7 作业者应建立第三方施工管理程序，对影响登陆管道安全的施工作业，作业者应密切监控作业情况，并告知安全风险。6设备管理6.1 消防设备6.1.1 消防设备的管理应满足下列要求： 按照国家标准配置消防设施、器材，设置消防安全标志，并定期组织检验、维修，确保完好有效；消防设施的定期维护管理应按照GB50974相关规定的内容和频次执行； 对消防设施每年至少进行1次全面测试，确保完好有效； 保障疏散通道、安全出口、消防车通道畅通，保证防火防烟分区、防火间距符合消防技术标准； 组织防火检查，及时消除火灾隐患； 组织进行有针对性的消防演练。6.1.2泡沫灭火系统应符合GB50151的规定，气体灭火系统应符合GB50370的规定。6.1.3对于陆岸终端因改扩建改变场站等级或超出原有消防设备能力的，应重新组织对消防设施进行论证或设计验收审查。6. 2防雷及防静电6.1. 1防雷6.2. 1.1陆岸终端内构筑物的防雷应在调查地理、地质、土壤、气象、环境等条件和雷电活动规律及被保护物特点的基础上，制定防雷措施。6.3. 1.2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。6.4. 1.3应建立防雷设施定期检查制度，雷雨季节前应对防雷电装置进行检查。防雷装置检测应当每年一次，对爆炸危险环境场所的防雷装置应当每半年检测一次。6.2.2防静电6.2.2.1石油设施防静电应符合GB13348的相关规定。1.2.2.2 汽车罐车和装卸场所，应设防静电专用接地线。1.2.2.3 进入生产区的人员，应穿防静电工衣和工鞋，生产区入口应设消除人体静电装置。1.2.2.4 应建立防静电装置定期检查制度。6. 3泵和压缩机7. 3.1泵和压缩机应满足下列要求：压缩机应有启动及事故停车安全联锁，并设置防静电接地装置；应设置隔离阀，保证维修时能进行能量隔离；并联运行的泵或离心式压缩机，每条出口管线应设置止回阀；当泵和压缩机壳体、下游管道和设备的设计压力低于泵和压缩机的最大排出压力时，泵和压缩机的出口应设置泄压装置，以防止壳体、下游管线和设备超过设计压力；可燃气体压缩机应在气体正常逸散的各点设置放空口，放空口应用管道引至安全排放点。压缩机的吸入口应有防止进入空气的措施，高压排出管线应设单向阀；压缩机间应有强制通风设施及安全警示标志；容积式压缩机和泵的出口管线上，在截断阀前应设置安全阀。安全阀弹簧应具有防腐蚀性能或必要的防腐保护措施。6.4车辆管理6.4.1应制定车辆安全管理制度。6.4.2进入陆岸终端生产区、装车区车辆应配备车用阻火器（防火帽）。6.4.3道路应设置限速、导向、限高、限宽等交通安全标志。7作业管理7.1 装车作业7.1.1 应制定装车作业安全管理制度、操作规程和岗位职责。7.1.2 应明确装车操作界面，严禁司乘人员对栈台设备设施进行操作。7.1.3 应制定装车作业现场应急处置方案，并进行培训和定期演练，配备所需的应急救援物资。7.1.4 槽车进厂前应进行安检；对槽车使用证、押运证、准运证和槽车司乘人员的资质证照等进行检查，对司乘人员进行进厂安全教育或安全提示。7.1.5 装车作业前，应对工艺流程、设备、消防器材等进行检查。7.1.6 装车作业期间，应满足下列要求：司乘人员要服从终端人员的指挥与调度；一一操作人员应严格控制鹤管流速，防止产生静电：槽车应处于熄火状态，装车操作人员和槽车司机不得离开现场，要加强巡检，防止发生超装、物料泄漏或其它危险情况；一一装车区内禁止一切与装车无关的作业。7.1.7 装车结束后，应对设备运行情况进行检查，保证装载系统恢复到正常状态。7.1.8 装油完毕，油品应静置后，再进行拆除接地线和车辆启动。7.1.9 若出现以下情况之一时，应立即停止装车作业：雷电天气；一一发生泄漏或火灾；一一槽车罐内技术参数异常；一一设备异常；一一其他不安全因素。7.2 码头外输作业7.2.1 应制定码头外输作业安全管理制度、操作规程和岗位职责。7.2.2 应制定作业现场应急处置方案，并进行培训和定期演练，配备所需的应急救援物资。7.2.3 码头外输作业前，应满足以下要求：一一应对工艺流程、设备、消防器材等进行检查；一一应对货船进行安全检查，以确认货船符合终端对其提出的安全管理要求：一一外输管道应进行试压，连接后检漏；明确外输期间发生火灾、泄漏等意外事件船岸各方应采取的应急措施。1.1.4 码头外输作业期间，应满足以下要求：严禁使用非防爆对讲机、手电筒及个人电子用品；禁止附近海域漂浮物和无关船只进入终端外输的安全海域；应对外输系统的压力、温度、流量的变化以及跑冒滴漏情况进行监测；作业区内禁止与外输无关的作业。1.1.5 外输作业结束后，应对设备运行情况进行检查，保证外输系统恢复到正常状态。1.1.6 若出现以下情况之一时，应立即停止码头外输作业：雷电天气；系泊缆突然断开；外输管道破损；货轮与终端码头发生剧烈碰撞；发生泄漏或火灾；其他不安全因素。7.3 储罐作业7.3.1 清罐作业前，应满足以下要求： 应选择具有相应资质和施工技术能力的施工单位承担； 作业者和承包者应共同对作业活动进行风险辨识，编制清罐作业方案，制订安全防范措施和应急预案： 应对作业人员进行安全技术培训和风险告知，使其熟知清罐作业过程中存在的安全风险，并掌握安全防范措施； 作业者和承包者应按受限空间、临时用电、动火作业、高处作业、吊装作业等作业管理要求，对施工作业安全条件进行检查确认，符合安全条件后方可办理、签批相关作业票证： 清罐前清空罐内余料，所有与储罐相连的管线、阀门应加盲板断开。7.3.2 清罐作业时，应满足以下要求： 对储罐进行吹扫、蒸煮、置换、通风等工艺处理后，应对储罐内的氧气、可燃气体、有毒有害气体的浓度进行测试。检测或采样应具有代表性，当罐内气体检测浓度达到合格标准，并办理、签批“受限空间作业票”后，方可允许进入作业； 储罐清洗过程中应实施强制通风，所使用的清洗机械、通风设施等电气设施应符合防爆等级要求，所使用的工用具应为防爆工具；储罐清洗作业人员应佩戴适合作业场所安全要求和作业特点的劳动防护用品； 储罐清洗作业应划定施工区域，现场设置警戒线和安全标识，并配有专职监护人员对作业过程全程监控。7.4 特殊作业7.4.1动火（热工）作业、受限空间作业、高处作业、电力作业和管线打开作业等应符合GB40554.18.4相关规定。7.4.2动土作业应满足以下要求：作业前，应调查并确认地下隐蔽设施的分布情况。暴露后的地下隐蔽设施应及时予以确认，不能确认时，应立即停止作业；基于对土质地基承载力的分析，履带式挖掘机的履带与工作面边缘的距离应大于1m,轮胎式挖掘机的轮胎与工作面边缘距离应大于1.5m；多台机械同时作业时，挖掘机间距应大于相邻两台挖掘机旋转半径之和。人工挖掘基坑（槽）、管沟时，作业人员之间应保持2.5m以上的安全距离；一一动土开挖时，应根据土壤类别、力学性质、开挖深度、荷载等因素采取防止滑坡和塌方措施。管沟开挖时，管沟沟壁及距管沟边1m范围内不应有浮石；线缆、非油气管道等地下隐蔽设施两侧2m范围内应采用人工开挖。油气输送管道管沟动土时，在地下设施两侧5m范围内应先采用人工探挖；一一危及邻近的建（构）筑物安全时，应对建（构）筑物采取支撑或其它保护措施；一一挖出物或其它物料应至少距坑（槽）、管沟边沿1m,堆积高度不应超过1.5m,坡度不大于1:1,不应堵塞下水道、窖井以及作业现场的逃生通道和消防通道；一一开挖深度超过1.2m时，应设临边防护和安全梯道。需设置多条安全梯道的，间距不应超过25m；一一不应在土壁上挖洞攀登，不应在坑（槽）内休息，不应在升降设备、挖掘设备下或坑（槽）上端边沿站立、走动：动土作业形成的坑（槽）符合受限空间危险特征的，应同时按照受限空间作业的要求执行；暴雨天气应停止露天动土作业。雨后复工，应确认土壁稳定或支撑等措施符合要求后方可作业；施工结束时应及时回填土石，恢复地面设施。8应急管理8.1防台、防汛、防风暴潮8.1.1陆岸终端应建立工作小组，全面负责防台、防汛、防风暴潮期间的生产、抢修及人员撤离等工作。8.1.2当陆岸终端获得台风、风暴潮预警时，应根据防台风专项应急预案，针对台风进入不同警戒区采取防台准备工作。8.1.3具备对海上平台进行远程遥控能力的陆岸终端，应制定台风期间的管理程序，明确海上平台人员避台撤离前终端的准备工作。8.2应急预案及演练1.1.1 2.1应急预案应根据演练和实际情况进行制修订，并与相关政府部门制定的生产安全事故应急预案相衔接。1.1.2 作业者应定期组织应急演练，并开展与海上关联平台和属地的联合应急演练。应急演练期限应满足下列要求：一消防和硫化氢演习期限应符合GB40554.113.1.6的要求；一一根据属地政府部门的安排，参加属地的联合应急演练。1.1.3 事故风险可能影响周边企业单位和人员的，应告知有关事故风险的性质、影响范围和应急防范措施。1.1.4 发生事故需要周边居民撤离时，应联络地方政府相关部门组织居民撤离，同时向周边企业单位告知相关情况。海洋石油天然气开采安全规程第5部分：陆岸终端部分（征求意见稿）编制说明标准编制工作组二o二三年十二月一、工作简况（一）任务来源根据2022年12月3日国家标准化管理委员会关于下达（电动自行车用锂离子蓄电池安全技术规范等32项强制性国家标准制修订计划及相关标准外文版计划的通知，强制性国家标准海洋石油天然气开采安全规程第5部分：陆岸终端部分制定计划正式下达，计划号为20221478-Q-450o由应急管理部海油安监办组织起草，委托TC288SC10（全国安全生产标准化技术委员会石油天然气开采安全分会）执行。（二）起草单位主要起草单位：中海油研究总院有限责任公司、中国海洋石油集团有限公司、中海油能源发展股份有限公司、中海石油（中国）有限公司、中海油安全技术服务有限公司、中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司、应急管理部上海消防研究所、中国地质大学（武汉）、中国石油大学（北京）。（三）标准制订的目的及意义为深入贯彻落实安全生产法海洋石油安全生产规定（原国家安监总局第4号令）和海洋石油安全管理细则（原国家安监总局第25号令）的有关要求，进一步规范海洋石油天然气开采作业，提高安全管理水平，制定海洋石油天然气开采安全规程系列标准，本标准为系列标准的第5部分：陆岸终端部分，主要解决以下问题：（1）近40年以来，我国海洋石油天然气开采过程中，陆岸终端都是以海洋石油海上部分延伸到陆地的设施进行管理，其生产经营活动与海上开采活动紧密相关，但未系统性地就其安全生产条件进行综合性研究。（2）从事海洋石油天然气开采作业活动主要的三大石油公司，在其陆岸终端的安全管理模式与最低安全条件要求不尽相同，需要从国家层面进行系统化的安全标准建设。（3）现行的规范海洋石油天然气开采作业活动的部门规章与标准，未细化陆岸终端的安全生产条件要求。（4）陆岸终端安全生产条件设定面临了以下重要的挑战，需要国家层面以技术标准的形式进行统一规定：陆岸终端生产系统安全要求；消防设备和防雷防静电要求；陆岸终端开展的各类重大作业的安全条件要求；终端的应急要求。（四）标准编制过程主要工作过程如下：（1） 2022年4月，成立标准编制工作组，完成工作方案编制，明确编制单位及人员职责，制定标准编制工作计划。（2） 2022年4-5月，工作组各主要起草人根据职责分工，广泛调研收集、整理国内外陆岸终端作业安全相关法规和技术标准、终端安全和应急管理制度等资料并进行分析，形成编制大纲。（3） 2022年6-8月，工作组完成标准初稿的编制，征求相关单位意见，组织与中海油天津分公司等多家单位及终端人员的讨论；中海油组织对标准初稿进行了审查讨论。（4） 2022年5月-12月：应急管理部危化二司（海油安监办）对标准初稿组织四次审查讨论，来自中海油、中石油、中石化等单位的20多名专家参与审查，编制组根据审查意见修改完善，形成标准讨论稿。（5） 2023年1月-7月：应急管理部危化二司（海油安监办）组织对标准进行研讨，编制组对讨论稿修改完善后，形成标准征求意见稿。二、标准编制原则和强制性国家标准主要技术要求的论据（一）标准编制原则本标准为强制性国家标准，总体上全面规范生产经营单位在从事海洋石油天然气开采陆岸终端作业活动的安全生产要求，需要依托成熟工业体系，依据成熟安全生产与应急管理经验，按照标准的标准化语言体系进行编制。标准制定工作以现行海洋石油天然气开采规章规定为基础，制定工作反映我国海洋石油天然气开采陆岸终端的技术进步，要有前瞻性。在充分调研，总结中国海洋石油近40年对外合作、自主经营的基础上，提炼对海洋石油天然气开采陆岸终端作业活动的安全管理具有普遍意义的要求。本标准制订工作遵循以下原则：（1）本标准定位为强制性国家标准，并与海洋石油天然气开采安全规程第1部分：总则配套使用，用于规范海洋石油天然气开采陆岸终端作业活动的安全生产要求。（2）突出陆岸终端的特点和要求，如陆岸终端的选址、终端生产流程、终端高风险作业（装船和装车作业、清罐作业和挖掘作业）等、终端应急特点。（3）吸收目前现行法律、法规、标准、规范，以及企业安全管制和工程实践中与海洋石油陆岸终端安全技术相关的要求，主要的依据是相关国家标准、行业标准，以及中石油、中石化和中海油的成熟做法和成功经验。（4）标准的内容具有普遍适用性，既考虑陆岸终端现状，也要考虑不同公司的实际情况，总体要求是满足陆岸终端风险管控基本要求。（二）标准主要技术要求的依据及理由一、基于已经实施运行多年的经验。（1）我国经历了40多年在海洋石油天然气开采陆岸终端作业实践，在安全生产方面积累了大量的宝贵的经验，可以作为本部分编制的依据和技术支撑；（2）中国海油、中国石油、中国石化作为海洋石油天然气开发陆岸终端作业的主体单位，已经形成了一系列行之有效的陆岸终端行业及企业安全生产标准，经过系统的梳理优化可以上升为国标。在编制过程中充分参考、借鉴上述己有的、行之有效的法规相关条款中的技术方面的内容，确保技术标准的层次结构的合理性和内容的全面性。二、业内成熟做法与专家建议在本标准制订过程中，应急管理部海油安监办组织多次研讨，历经多次内审、外审、函审，既有各作业者单位也有承包者单位，还包括船级社、消防研究所、检验监测机构等，覆盖了海洋石油天然气开采全行业的专家，标准各部分内容充分征求了各业内专家。（1）梳理中国海油运行良好的企业标准和做法，梳理出规范陆岸终端作业活动安全要求的相关标准；（2）规范从事海洋石油天然气开采陆岸终端生产经营单位安全生产责任制、制度、规程、培训、场所要求、风险分级管控与隐患排查治理、安全技术措施等生产经营单位应落实的基本安全生产条件要求。（3）将陆岸终端整体作为一个生产设施，需要辨识潜在重大作业风险，规范化其安全管理、责任体系、人员要求、保障措施、应急处置能力等安全生产条件与保障措施。还需根据陆岸终端作业形式与作业特点，有针对性地提出作业者和承包者的管理组织、管理程序、人员要求以及责任主体定义的规范性要求。（4）各章节中的具体内容应包括作业活动潜在的重大风险，及其相应的安全管理要求和安全保障措施。总体上，本标准条款内容从满足对陆岸终端全生产流程的安全监管、识别重大风险、防范重大隐患的需求出发，对编写内容及条款进行规划，通过广泛对标相关法律法规、国家标准、安全行业标准、石油行业标准，并适当参考中海油、中石油、中石化等企业标准、规章制度和事故案例，结合工程实践后进行编写，规范了陆岸终端生产流程、安全设备、作业活动的安全要求，保障标准的指导性、实用性、专业性和可操作性。序号条款号条款内容依据14.24.2消防控制室值班人员、码头危险货物储存安全管理人员、危险化学品装卸操作人员等应按有关主管部门的要求进行培训，取得相应资格证书。1、2019年6月26Fl,应急管理部消防救援局发布文件消防救援局关于贯彻实施国家职业技能标准消防设施操作员的通知（应急消（2019）154号）：持初级（五级）证书的人员可监控、操作不具备联动控制功能的区域火灾自动报警系统及其他消防设施；监控、操作设有联动控制设备的消防控制室和从事消防设施检测维修保养的人员，应持中级（四级）及以上等级证书。2、依据消防控制室通用技术要求（GB25506-2010）4.2.1消防控制室管理应符合下列要求：实行每日24h专人值班制度，每班不应少于2人，值班人员应持有消防控制室操作职业资格证书。3、依据石油天然气安全规程（AQ2012-2007）6.8.4.4操作人员接受安全和技术培训，并取得培训证书。6.8.5.2油气码头的工作人员应经油气作业业务、安全作业和应急作业的培训，持证上岗。3、根据港口危险货物安全管理规定第二十一条，从事危险化学品作业的，还应当具有取得从业资格证书的装卸管理人员。4、依据危险货物水路运输从业人员考核和从业资格管理规定第二条危险货物水路运输从业人员包括：（一）从事港口危险货序号条款号条款内容24.54.5作业者组织终端设施发证检验工作，主要包括年度检验、定期检验、临时检验。在下列情况下，应进行临时检验：-终端发生事故或自然灾害，对设施造成损害或影响安全；一终端结构、机电设备、容器储罐等进行重大改造或更换。34.74.7新建陆岸终端选址、登陆管道路由和总平面布置应当考虑地形、地貌、工程和水文地质条件，充分考虑海水倒灌、台风、风暴潮、洪水、泥石流、地质沉降和滑坡等自然灾害的影响，合理规划。终端选址和布置应考虑与相邻居民点、工矿企业和其它公用设施的相互影响，合理设置安全距离。44.84.8应对陆岸终端主要建构筑物进行沉降监测，对已知存依据物储存作业的港口经营人的主要负责人和安全生产管理人员；(二)危险化学品港口经营人的装卸管理人员；第六条港口危货储存单位主要安全管理人员应当按照中华人民共和国安全生产法的规定，经安全生产知识和管理能力考核合格。1、依据中国船级社海洋石油陆岸终端发证检验指南(2014),1.2.2.1条陆岸终端的有关证书的检验包括初次检验(含建造检验)、年度检验、换证检验和临时检验。1.7.1.1条己获得终端符合证书的终端，如遇下列情况，应进行临时检验：(1)终端发生重大损坏，影响到证书的有效性时，临时检验的范围应视损坏范围而定，并应取得验船师的同意；(2)涉及终端结构、机电设备、容器储罐等进行重大改装或更换时，临时检验应根据情况进行全面或局部的检验，并确认其符合本指南的有关规定。2、参考中海油关于生产设施检验管理规定中临时检验要求。在下列情况下，应进行临时检验：(1)更换或修理危险区域内的电气设备：(2)改建更动主要设备或做重要修理；(3)发生事故或自然灾害，对设施造成损害和影响安全，须进行恢复修理：(4)起重机若更换或修理影响强度的部件，应进行验证实验和全面检查：(5)浮式生产储油装置更改使用区域。1、依据石油天然气安全规程(AQ2012-2007)7.2.1选址和总平面布置7.2.1.1站场选址应考虑地形、地貌、工程和水文地质条件。7.2.1.2站场与相邻居民点、工矿企业和其他公用设施安全距离及站场内的平面布置，应符合国家现行标准关于输油、输气、管道工程设计的要求。2、石油天然气工程设计防火规范(GB50183-2004)4.0.1区域布置应根据石袖天然气站场、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。1、依据中国船级社海洋石油陆岸终端发证检验指南(2014)3.2.1.3对于现行国序号条款号条款内容依据在地基沉降的陆岸终端，应进行定期评估。家标准建筑地基基础设计规范(GB5OOO7)规定需要进行地基变形计算的建筑物或构筑物，经地基处理后，应进行沉降观测，直至沉降达到稳定为止。2、依据建筑地基基础设计规范(GB50007-2011),10.3.8下列建筑物应在施工期间及使用期间进行沉降变形观测：1地基基础设计等级为甲级建筑物；2软弱地基上的地基基础设计等级为乙级建筑物；3处理地基上的建筑物；4加层、扩建建筑物：5受邻近深基坑开挖施工影响或受场地地下水等环境因素变化影响的建筑物；6采用新型基础或新型结构的建筑物。55.1.55.1.5生产处理装置大修后重新投用前，应对机组、管道、容器、装置系统进行气体置换，置换合格后方可投运。进行气体置换应配备可燃气体检测设备，当排放的气体含氧量不大于2%时为置换合格。用于置换的气体应为氮气等惰性气体，置换速度应不大于5mso1、依据石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程(SY/T5225-2019)6.3.2天然气处理装置的气体置换天然气处理装置在投产前或大修后重新投用前应进行气体置换，应配备可燃气体检测设备，当排放出的气体含弱量不大于2%时为置换合格。用于置换的气体应为氮气等惰性气体，置换速度应不大于5mso2、依据输气管道工程设计规范(GB50251-2015)IL3.2条中的管道气体置换要求：用天然气推动惰性气体作隔离段置换空气时，隔离气段的长度应保证到达置换管线末端天然气与空气不混合，置换管道末端测得的含氧量不应大于2%；置换过程中管内气体流速度不宜大于5ms4,3、依据陆上油气田油气集输安全规程(SY6320-2016)6.2.5新安装或检修投运压缩机系统装置前，应对机泵、管道、容器、装置进行系统氮气置换，置换速度应不大于5/so在气体排放口和检修部位氧的含量应不大于2%o65.2.1电脱水器顶部操作平台的栏杆安全门应装设安全联锁开关，当安全门开启时，自动切断电脱水器的供电电源。1、依据陆上油气田油气集输安全规程(SY6320-2016)5.2.3电脱水器高压部分应每年检修一次，及时更换极板；应有围栅，安全门应有锁，并有电、气联锁自动断电装置。2、依据石油天然气安全规程(AQ2012-2007)5.7.2.4原油脱水序号条款号条款内容依据梯子口应有醒目的安全瞥示标志；电脱水器高压部分应有围栅，安全门应有锁，并有电气连锁自动断电装置；绝缘棒应定期进行耐压试验，建立试验台账，有耐压合格证：高压部分应每年检修一次，及时更换极板；一油水界面自动控制设施及安全附件应完好可靠，安全阀应定期检查保养；一脱水投产前应进行强度试验和气密试验。75.2.2送电前应把脱水器内的气体排出干净，并经全面检查合格后方可送电。1、依据石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程(SY/T5225-2019)7.3.1.4送电前应把脱水器内的气体排出干净，并经全面检查合格后方可送电。85.2.3电脱水器有下列情况之一时不应送电：在关闭进出口阀时。一进油后未放气或有气时。-内压力小于脱水器允许的最低操作压力时。-安全门联锁装置未经检查或失灵时。1、依据石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程(SY/T5225-2019)7.3.1.5脱水器有下列情况之一时不应送电：a)在关闭进出口阀时。b)进油后未放气或有气时。c)内压力小于脱水器允许的最低操作压力时。d)安全门联锁装置未经检查或失灵时。95.2.4原油稳定塔长期停运时应及时将塔内及附属流程内原油吹扫至原油罐内，并加装盲板进行隔离。1、依据轻嫌回收安全规程(SY/T6562-2018)6.1.4稳定塔长期停运时应及时将塔内及附属流程内原油吹扫至原油罐内，并加装盲板进行能量隔离。105.3.1天然气脱硫，应满足以下要求：一在天然气处理及输送过程中使用化学药剂