SY/T 7783-2024 海上石油天然气建设项目安全设施设计导则

　　ICS13.100CCSE09

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T7783—2024

　　海上石油天然气建设项目安全设施设计导则

　　Guidelines for safety facilities design of construction projectfor offshore oilandgas

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/T7783—2024

　　目次

　　前言 Ⅲ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3 术语、定义和缩略语 1

　　3.1术语和定义 1

　　3.2缩略语 1

　　4总体要求 2

　　5 安全设施设计 2

　　5.1 环境条件 2

　　5.2 总体布置 2

　　5.3 工艺1公用系统 3

　　5.4 消防系统 5

　　5.5 通风系统 6

　　5.6 救逃生系统 7

　　5.7电气系统 8

　　5.8仪表与控制系统 9

　　5.9通信系统 11

　　5.10结构 11

　　5.11生活区 12

　　5.12防腐蚀设计 12

　　5.13装载及稳性 12

　　5.14系泊系统 13

　　5.15海底管缆 13

　　5.16安全风险分析 14

　　6安全设施设计专篇编制 14

　　6.1设计依据 14

　　6.2 建设项目概况 15

　　6.3危险有害因素分析 16

　　6.4 主要危害因素控制措施 16

　　6.5安全风险分析 17

　　6.6安全管理机构及人员 18

　　6.7安全设施投资 18

　　SY/T7783—2024

　　6.8结论与建议 18

　　6.9 附图与附表 18

　　6.10安全设施设计专篇编制格式要求 19

　　附录A(资料性)封面及签署页格式 21

　　参考文献 23

　　SY/T7783—2024

　　前

　　本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则

　　言

　　第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的 规定起草。

　　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。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会石油工业安全专业标准化技术委员会(CPSC/TC20)提 出并归口。

　　本文件起草单位：中海油研究总院有限责任公司、中油辽河工程有限公司、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海洋采油厂。

　　本文件主要起草人：刘涛、周伟、杨雅琪、刘国恒、张倩、胡军、张艺、矫亚涛、郭欣、孙雁

　　伯、李虎、郝静敏、王魁涛、王玉虎、冯现洪、申得济、刘欢、李濛、陈邦敏、余晓毅、张昊、杨金丽、李刚、李洪彬、郭庆照、曹宏远、于 清 澄 、李亚忠、曹苏军、李旭志。

　　海上石油天然气建设项目安全设施设计导则

　　1范围

　　本文件规定了海上石油天然气建设项目安全设施设计的内容及专篇编制的要求。

　　本文件适用于海上固定平台、浮式生产装置及附属设施的新建、改建和扩建项目的基本(初步)设计。

　　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。

　　GB5749—2022生活饮用水卫生标准

　　GB/T 20972(所有部分)石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料

　　GB/T25444.5 移动式和固定式近海设施 电气装置第5部分：移动设施

　　GB/T37307海洋平台用直升机甲板设计要求

　　GB40554.1海洋石油天然气开采安全规程第1部分：总 则

　　MH5013民用直升机场飞行场地技术标准

　　SY/T 7385防静电安全技术规范

　　IEC61511过程工业领域安全仪表系统的功能安全要求(所有部分)[Functionalsafety一Safety instrumented for theprocess systems industry sector(ALLPARTS)]

　　SOLAS 国际海上人命安全公约(International conventionforsafetyof life atsea)

　　3术语、定义和缩略语

　　3.1术语和定义

　　本文件没有需要界定的术语和定义。

　　3.2缩略语

　　下列缩略语适用于本文件。

　　AIS: 船舶自动识别系统(automatic identification system)

　　DIFFS: 甲板综合消防系统(deck integrated fire fightingsystem)

　　ESD: 应急关断(emergencyshutdown)

　　FEA:火灾爆炸分析(fire &explosion analysis)

　　HAZOP:危险与可操作性(hazard and operability)

　　HIPPS: 高完整性压力保护系统(highintegritypressureprotectionsystem)

　　SY/T7783—2024

　　HVAC:空气调节系统(heating,ventilationandairconditioning)

　　IMMS: 一体化海洋监测系统(integratedmarinemonitoringsystem)

　　LPG: 液化石油气(liquifiedpetroleumgas)

　　NDB: 非定向信标 (non-directional beacon)

　　PFP:被动防火(passivefireproof)

　　PSV:压力安全阀(pressuresafetyvalve)

　　SDV:关断阀(shutdownvalve)

　　SIL:安全完整性等级(safetyintegritylevel)

　　UPS:不间断电源设备(uninterruptiblepowersystem)

　　VHF-AM:调幅甚高频电话系统(very high frequency-amplitude modulation)

　　4总体要求

　　4.1海洋石油天然气生产经营单位在海上石油天然气建设项目基本(初步)设计阶段时，应委托有相应资质的设计单位对建设项目安全设施进行设计，编制安全设施设计专篇。

　　4.2 安全设施设计应符合有关国家标准、行业标准等技术规范的规定，宜采用先进适用的工艺、技术和可靠的设备、设施。

　　4.3 安全设施设计专篇的编制内容应满足项目安全风险控制的需要，编制内容及格式应符合第6章的要求。

　　5安全设施设计

　　5.1环境条件

　　5.1.1设计参考的环境条件应确定数据来源，环境条件数据变化时，应对设计内容进行校核。

　　5.1.2海上设施工程选址及海底管缆路由应进行勘察。

　　5.1.3存在浅层气、沙坡沙脊、古河道、断层等威胁海上设施的不良地质条件时，应评估其影响，并采取安全措施。

　　5.1.4宜开展地震安全性评估、通航安全影响论证等研究，并应根据研究结论，开展安全设施设计。

　　5.1.5安全设施设计宜考虑海冰及台风等极端环境工况的影响。

　　5.2总体布置

　　5.2.1一般要求

　　应满足消防安全及人员救逃生需要，并应设置安全可靠的登乘方式及防止外部人员登上平台的装置。

　　5.2.2平台方位

　　5.2.2.1平台方位设计应结合平台所在海域风向、海流(海浪)方向及本海域已建平台方位等因素，满足船舶靠离泊及直升机起降需求。

　　5.2.2.2 与已建平台栈桥连接的新建平台，平台方位设计应减小直升机起降、船舶停靠、工程船舶施工、自升式钻(修)井船就位等新老平台生产作业相互影响。 5.2.3分区布置

　　5.2.3.1平台受甲板面积限制，生产设备设施应按功能分区布置。

　　5.2.3.2井口区宜设在最小风频上风向，且通风良好的区域，并远离生活区。

　　5.2.3.3中控室应布置在非危险区内。

　　5.2.3.4油(气)生产处理区的设备宜远离点火源，或与点火源隔开;不宜布置在潜在点火源设备的上方或下方;若不可避免，应采取隔离措施。

　　5.2.3.5危险区和非危险区之间应有充分的物理空间隔离，或使用防火墙/防爆墙进行分隔。

　　5.2.3.6潜在点火源宜远离危险区布置，若不可避免，则应将其封闭并保证足够的正压通风。

　　5.2.3.7明火设备应布置在非危险区内。

　　5.2.3.8底层甲板的高程设计应结合极端环境条件下水位和波浪的最不利组合工况，宜满足底层甲板结构梁不会上浪的要求。

　　5.2.4设施布置

　　5.2.4.1消防泵海水吸入口和动力源的布置应保证在平台上任何一个处所失火时，不致使两套消防泵(组)都失去作用。

　　5.2.4.2火炬/冷放空宜布置在平台最小风频上风向，并远离生活区和直升机甲板;浮式生产装置的火炬/冷放空宜远离生活区和直升机甲板。

　　5.2.4.3收发球筒的朝向应保证在操作失效的情况下不对其他设备、设施造成影响。

　　5.2.4.4油气管道不宜通过生活区及其他非危险区的围蔽、半围蔽处所，若不可避免，通过上述区域的管段上不应有可拆连接。

　　5.2.4.5设备布置宜考虑起重设备的吊装路径和落物风险。

　　5.2.5直升机起降

　　5.2.5.1 直升机甲板布置应符合GB/T 37307及MH5013的有关要求。

　　5.2.5.2平台上部的排烟口宜远离直升机甲板。

　　5.2.6被动防火设计

　　PFP的设计应满足FEA结论推荐的耐火范围、耐火时间及超压值;未开展FEA的参照《海上固定平台安全规则》执行;浮式生产装置PFP的设计，未开展FEA的参照《浮式生产储油装置(FPSO)安全规则》执行。

　　5.2.7重量控制

　　在设计、建造和施工等阶段均应对海上设施重量进行有效控制和管理，并减小设施重量偏心。

　　5.3 工艺1公用系统

　　5.3.1工艺系统安全设计

　　5.3.1.1油(气)生产工艺系统应设置两级安全保护。一级安全保护为最高级保护，二级安全保护为次一级安全保护。两级保护应由互相独立的不同型式安全保护装置完成。安全保护装置不能作为过程 控制装置使用。

　　5.3.1.2流程安全分析应采用安全分析和功能评价表，应列出所有工艺设备和安全设施及其功能，应 把所有的检测设施、关断阀、关断设施和应急辅助系统与它们的功能连系起来。

　　5.3.1.3 对关断时间有严苛要求的超压保护，也可采用HIPPS快速隔离导致超压的源头或采用满足关断时间要求的关断阀。

　　5.3.1.4 应对工艺流程及控制系统进行HAZOP分析。

　　5.3.1.5当海底管道有置换等流动安全保障要求时，应在集输系统中设置置换泵。置换泵宜由平台上满足流量和压力需求的外输泵、注水泵、井用泵等代替;当无满足要求的泵时，需单独设置。未设置置换泵的平台，可用来自周边平台的注水进行置换。

　　5.3.1.6油气处理系统设备和管道上的PSV应设置一套备用。测试加热器、测试分离器、清管器收/发装置等间歇使用的设备、生产水处理系统内设备、多序列并联运行且有一套备用序列的设备，其PSV可不设置备用。

　　5.3.1.7稠油热采注气井中注入的氮气浓度应大于95%。

　　5.3.1.8稠油热采井出油管线应设高温报警保护。

　　5.3.1.9稠油热采系统工艺流程及系统内的设备和管道需考虑注热产生的二氧化碳、硫化氢、一氧化碳等酸性组分导致的腐蚀，宜采取如下措施：

　　——设计适宜的工艺流程;

　　——选择耐腐蚀材料;

　　——考虑足够的腐蚀裕量;

　　——关键部位设置二氧化碳、硫化氢、 一氧化碳监测和报警装置;

　　——在系统和流程的关键位置添加缓蚀剂或脱硫剂;

　　——设备内设防腐涂层等。

　　5.3.1.10LPG储存、外输系统设计应满足：

　　—应设置1台等容量的事故罐;

　　—每座LPG储罐应设置不合格LPG处理流程;

　　—储罐应设置用于火灾工况一用一备的安全泄放阀;

　　—储罐底部应设置水封流程;

　　储罐顶部应设置氮气密封流程，注氮压力应大于储罐操作压力;

　　储罐LPG进出口应设置应急关断阀，其位置宜设置在储罐区以外。

　　5.3.2公用系统安全设计

　　5.3.2.1 公用系统应开展HAZOP分析。

　　5.3.2.2与开排罐(开排沉箱)相连的各类开排管汇上应设置水封。

　　5.3.2.3开排罐(开排沉箱)顶部放空管道上应设置阻火器，放空口应引至安全的位置。

　　5.3.2.4闭式排放系统与火炬/冷放空系统合并时，闭排管汇和火炬/冷放空管汇应分别设置。

　　5.3.2.5冷放空系统设计应满足可燃气体扩散浓度、安全隔离距离及可燃气体意外点燃情况下的热辐射限值要求。

　　5.3.2.6平台火炬臂、冷放空臂应远离生活区和生产区的处所，其位置及长度、角度需综合考虑下列因素：

　　——主风向;

　　——气体最大排放量时，连续燃烧所产生的热辐射、噪声对离火炬头最近部位的设备及人员安全操作的影响;

　　——直升机起降。

　　5.3.2.7 化学药剂常压储罐应设置阻火器，储存易挥发的药剂应设覆盖气。

　　5.3.2.8 热介质锅炉与蒸汽锅炉安全设计应符合下列要求：

　　——每台锅炉的燃料供应总管上应安装速闭阀，并置于适当地点，以便在应急情况下就地关闭，且应能在位于该处所以外易于接近的安全地点予以遥控关闭;燃料供应总管上应设燃料高、低压或流量监测装置。

　　——当燃烧器接有蒸汽吹洗或蒸汽雾化设施时，应设有防止燃料进入蒸汽系统的设施。

　　——应设置可靠的止回装置，以防止在切断燃烧器的燃料供应后，燃料从回流系统流至燃烧器。——为防可燃气体在炉膛内的积聚引起爆炸，应设火焰故障探测器并进行点火前的预扫风。

　　——应设有点火失败关断燃料供应并触发报警的措施。

　　——锅炉装置应设控制盘，当发生异常情况时，在控制盘上进行声、光报警，并进行相应的控制。

　　5.3.3浮式生产装置

　　除符合5.3.1和5.3.2的要求外，还应符合以下要求：

　　——浮体运动不应影响油气水处理设备正常工作;

　　——浮式生产装置油气输入管线上应设有SDV, 应急关断阀应接近船体接入点;

　　——每一原油舱(含生产水舱及污油水舱)应设透气装置;

　　——含原油舱的浮式生产装置应设置惰气系统;

　　——原油舱的压力及惰性气体压力低时，应自动停止原油外输。

　　5.4消防系统

　　5.4.1一般要求

　　应根据消防防护处所的火灾性质和危险程度设置水消防系统、泡沫灭火系统、气体灭火系统、高压细水雾灭火系统等固定式灭火系统。

　　5.4.2水消防系统

　　5.4.2.1水消防系统由消防泵、消防总管、消防软管站、消防水带和消防水枪(或炮式喷射器)等组成，在寒冷地区经常充水的管线或设施应采取防冻措施。

　　5.4.2.2有人驻守平台和浮式生产装置应配备由独立动力源驱动的消防主泵(组)和备用泵(组),每套泵(组)均应满足任何一个火区一次火灾所需100%的消防水量的需求。

　　5.4.2.3当钻/修井装备的水消防系统可以满足所在无人驻守平台消防水用量需求时，该无人驻守平台可不设置消防泵。

　　5.4.2.4每层甲板应在较为安全的地点至少设置两个消防软管站或消火栓。

　　5.4.2.5应配备至少一个符合 SOLAS规定的国际通岸接头。

　　5.4.2.6消防泵的性能应满足最大火区的消防需求，当新设置的消防系统依托已建设施的消防泵时，消防泵的性能分析应以近期实测的性能曲线为准。

　　5.4.3泡沫灭火系统

　　5.4.3.1针对油类火灾宜设置泡沫灭火系统。

　　5.4.3.2高倍泡沫灭火系统适用于扑灭机器处所内的油类火灾，其泡沫膨胀率不应超过1000:1。

　　5.4.3.3井口区、油气处理设备区和直升机甲板宜设水/泡沫两用的软管站，泡沫软管站自带泡沫箱。

　　5.4.3.4泡沫系统宜优先采用水消防泵供水，不设置消防泵时应设置专用泵或惰性气体压力装置供水。 5.4.3.5直升机甲板应设置固定式泡沫灭火系统，有人驻守平台宜设置水/泡沫两用消防炮，无人驻守平台宜设置DIFFS或具有遥控功能的水/泡沫两用消防炮。

　　5.4.4气体灭火系统

　　5.4.4.1电气设施房间宜设置全淹没式气体灭火系统。

　　5.4.4.2灭火剂宜选用环境友好和对人体伤害较小的产品。

　　5.4.4.3冷放空口应设置二氧化碳灭火系统进行保护。

　　5.4.5高压细水雾灭火系统

　　5.4.5.1系统型式应根据保护对象所在处所、保护对象特性及所选喷头特性等因素确定。当用于保护油浸式或外形不规则的电气设备时，宜优先采用开式局部应用方式;当用于保护干式电气设备或非电气设备时，宜采用开式全淹没应用方式。

　　5.4.5.2 高压细水雾灭火系统水质应满足GB5749—2022的要求。

　　5.4.6便携式灭火设备

　　5.4.6.1应根据消防防护处所的火灾性质和危险程度设置泡沫、干粉、二氧化碳等灭火器。在寒冷地区的露天区域，不宜设置泡沫灭火器。

　　5.4.6.2任何存在失火危险的处所，均应配备消灭初始火灾的手提式灭火器;有较大油类失火危险的处所，应配备推车式灭火器。

　　5.4.6.3同一场所选用两种或两种以上类型灭火器时，应采用灭火剂相容的灭火器。

　　5.4.6.4灭火器应布置在易于看到，且在失火时能迅速和容易到达的地点，并应设有一定数量的冗余。

　　5.4.6.5 直升机甲板处应设置至少两具总容量不小于45kg、每具容量不小于9kg的干粉灭火器和总容量不小于18kg的二氧化碳灭火器。

　　5.4.7消防员装备

　　5.4.7.1有人驻守平台应至少配备4套消防员装备，且至少有两套应存放在直升机甲板附近。

　　5.4.7.2无人驻守平台应至少配备2套消防员装备。

　　5.4.8浮式生产装置

　　除应满足5.4.1～5.4.7的要求外，还应符合以下要求：

　　——原油储存区域应设置固定式泡沫灭火系统;

　　——泡沫灭火系统应能将泡沫液输送到整个原油储存区域甲板及甲板以上的原油处理模块;

　　——大舱透气桅处设置二氧化碳灭火系统。

　　5.5通风系统

　　5.5.1机器处所应有足够的通风，可能积聚可燃混合气体的处所应进行有效的通风。

　　5.5.2通风系统的进气口应位于安全区域。若其进气管线通过一个危险程度更大的处所，其管线内压力应高于该处所。

　　5.5.3通风系统的排出管应通向开敞空间，并应防止排出的污浊空气被本系统或其他系统吸入。

　　5.5.4所有的风机，应在其处所外易于到达的安全处所设有应急关断设施。 5.5.5在释放二氧化碳和其他气体灭火剂之前，被保护处所的所有通风机应自动停止，防火阀自动关闭。

　　5.5.6危险区和非危险区的通风系统应彼此独立。

　　5.5.7 固定平台封闭的危险处所应设置有效的通风设备，以使其可燃气体浓度降至安全范围之内。对于1类、2类危险区的处所，通风量应分别大于每小时更换空气20次、12次;浮式生产装置的危险区通风量应大于每小时更换空气12次。

　　5.5.8浮式生产装置通风系统安全设施设计除符合5.5.1～5.5.8的要求外，还需考虑如下因素：

　　——原油泵舱应设有固定的动力抽吸式通风系统，该系统不应与其他处所的通风系统相连接，通风机排出的油气应引至开敞甲板上的安全地点。

　　——原油泵舱的通风量应足以最大限度地降低可燃蒸气积聚的可能性。根据该处所的总容积，换气次数应至少为每小时20次。

　　——当由于原油泵舱舱底浸水使下进气口被封闭时，则通过上部进气口至少应达到每小时5次换气量。在通风导管的进出口上，应配置网孔不大于13mm的防护网。

　　——燃烧设备罩壳内应设有效的通风装置，使罩壳内换气次数不少于每小时12次。

　　5.6救逃生系统

　　5.6.1一般要求

　　救逃生装置应能在平台所处海域的环境条件下存放和正常使用，并在紧急情况下，应能立即投入使用。

　　5.6.2救生艇

　　5.6.2.1有人驻守平台应配备能容纳其总人数的耐火救生艇，若总人数超过30人，所配备的救生艇装置不应少于2套。无人驻守平台上可不设救生艇装置。

　　5.6.2.2救生艇应根据海域环境条件和设施结构特征进行合理选型。

　　5.6.2.3救生艇应设置在非危险区内，保证在应急时能安全使用。

　　5.6.2.4救生艇装置的存放处所应有足够的供乘员集合的甲板面积。

　　5.6.2.5浮式生产装置每舷应配备总容量能容纳浮式装置总人数的救生艇。

　　5.6.3救助艇

　　5.6.3.1有人驻守平台至少应配备1艘救助艇，如救生艇及其释放和回收装置符合救助艇的要求，可兼作救助艇。

　　5.6.3.2浮式生产装置救助艇的设置应符合船级社入级要求。

　　5.6.4气胀式救生筏

　　5.6.4.1有人驻守平台和浮式生产装置所配备的气胀式救生筏应能容纳其总人数，无人驻守平台至少配备一个12人气胀式救生筏。

　　5.6.4.2气胀式救生筏的额定乘员应满足6～25人。

　　5.6.4.3气胀式救生筏宜在非危险区沿平台甲板边缘合理地布置，并根据救生筏的存放位置，在尽量接近水面的甲板边缘设置绳梯或其他等效的登乘装置。 5.6.5梯道、脱险通道

　　5.6.5.1 主脱险通道净宽应不小于1m, 辅脱险通道宽度应不小于0.8m, 脱险通道净空高度应不小于

　　2.2m。

　　5.6.5.2脱险梯道宽度应与脱险通道的宽度一致，斜度不宜大于45°。如扶梯总长度超过8m,应在中途设置过渡小平台。

　　5.6.5.3主脱险通道的栏杆应为连续的。

　　5.6.5.4主脱险梯道应从顶层甲板依次延伸向下至底层甲板，并与导管架上的脱险梯道相连通。

　　5.6.5.5每层甲板至少应设置两条尽可能远离的、便于到达应急集合区的脱险通道;对于狭小的局部甲板，经发证检验机构同意，脱险梯道可仅设一条。

　　5.6.5.6每条脱险通道应便于通过并且没有障碍，沿通道所有出口的门应朝脱险方向开启。

　　5.6.5.7封闭区域内不应设置长度超过7m 且一端不通的脱险通道。

　　5.6.6其他

　　5.6.6.1救生圈、救生衣等逃生设施应按照总人数的210%配备;在寒冷地区的有人驻守平台，每位工作人员应配备一套保温救生服。

　　5.6.6.2 对存在硫化氢等有毒有害气体泄漏风险的平台，应符合GB40554.1的要求。

　　5.6.6.3注二氧化碳平台操作人员应配备防冻服。

　　5.6.6.4直升机甲板应设置直升机应急救助工具。

　　5.7电气系统

　　5.7.1应根据危险区划分对电气设备的防爆等级进行设计。

　　5.7.2电气设备供电应保证正常情况下的生产作业和生活用电;在主电源失效的情况下，应确保安全所必需的电气设备的供电。

　　5.7.3应设有独立的应急电源及配套的应急配电系统。

　　5.7.4应急蓄电池组的自动放电装置，应确保随时自动向应急电路供电。

　　5.7.5应急电源可由下列三者中的部分或全部组成：

　　——柴油机发电机组(简称应急发电机);

　　——蓄电池组;

　　——交流不间断电源。

　　5.7.6应急电源的供电时间参照《海上固定平台安全规则》的要求执行，对于未设置应急机的无人驻守平台，应设置UPS为重要安全负荷进行供电，如火气及ESD系统。

　　5.7.7 应急电源和应急配电板的安装处所，应尽量远离主发电机所在的机器处所，应至少用A-60 级防火隔壁及甲板将与其相邻的有火灾危险的处所隔开。

　　5.7.8除具有双重绝缘设备的金属外壳和为防止轴电流流通的绝缘轴承座以外，其他所有电气设备的金属外壳、固定安装的机械、井架的金属构件及直升机甲板均应可靠接地;若不能通过正常构造达到这一要求时，则应采取专门的接地措施;接地、避雷及防干扰措施具体配置参照《海上固定平台安全规则》执行。

　　5.7.9 应设置防静电措施，具体配置应符合SY/T 7385的要求。

　　5.7.10 应设置雾笛导航系统，具体配置参照《海上固定平台安全规则》执行。

　　5.7.11 浮式生产装置除符合5.7.1～5.7.10的要求外，还应符合如下要求：

　　——电气系统设施应在表1所述条件下保持正常工作;

　　——对于浮式近海设施，按GB/T 25444.5的规定，当其在竖直时及在完好与损坏状态下接近最

　　大倾角时，应急发电机及其原动机和所有应急蓄电池组功能应为设计满额定功率;——浮式生产装置需设置雾笛导航系统，配置应符合GB/T 25444.5的规定;

　　——应急电源的供电时间参照《浮式生产储油装置(FPSO) 安全规则》执行。

　　表1电气设施适用倾角

　　单位为度

　　电气设备 倾斜角 横向 纵向 横倾 横摇 纵倾 纵摇 应急电气设备、开关设备、电气和电子设备 22.5 22.5 10 10 其他设备、组件 15 22.5 5 7.5 注1:倾斜角可能同时发生横向和首尾向倾斜。

　　注2:当海上浮式生产装置的长度超过100m时，纵倾角度一般按500/L取值。L为船式海上浮式生产装置的船长。 5.8仪表与控制系统

　　5.8.1一般要求

　　5.8.1.1安全仪表系统应取得符合项目SIL要求的认证。

　　5.8.1.2仪表与控制系统设施和现场仪表应满足海洋环境、危险区电气设施的防护和防爆等级。设在开敞区不关断的设备应为适宜在该危险区使用的防爆电气设备，平台室外安装的仪表和控制系统外壳防护等级不应低于IP56。控制系统防腐等级宜达到ISA71.04中规定的G3 等级。

　　5.8.1.3控制系统应由双电源供电，其中一路至少为UPS。UPS后备时间至少为30min。

　　5.8.2井口安全控制系统

　　5.8.2.1井口应设置井口安全控制系统，包括井口控制盘、控制管线和在井口区内适当地点设置的ESD 按钮等，井口控制盘应设在井口区的敞开环境中。

　　5.8.2.2井口控制盘应采用失效安全型设计。

　　5.8.2.3井口控制盘应具有手动开关井和自动关井功能。

　　5.8.2.4井口宜设置易熔塞控制回路，并接入井口控制盘。

　　5.8.2.5具有短期无人值守需求的有人驻守平台，地面安全阀可远程开启，可在中控系统手动复位;除此之外，井下安全阀/放气阀和地面安全阀不应远程开启，应在井口控制盘上进行就地复位。

　　5.8.2.6无人驻守平台，可远程开启地面安全阀，当本地手动关井后，应屏蔽远程开启地面安全阀功能。

　　5.8.2.7井下安全阀/放气阀复位之前，地面安全阀应保持关闭。井下安全阀/放气阀关闭之前，需要先关闭地面安全阀。延迟时间在10s～120s 内可调。

　　5.8.2.8井口控制盘应与过程控制系统和安全仪表系统互传重要信号，实现报警及联锁关断。

　　5.8.3应急关断系统

　　5.8.3.1应急关断系统的设计应遵循故障安全原则。

　　5.8.3.2 高级别关断应自动触发低级别关断。 5.8.3.3应急关断系统应由安全仪表系统实现，现场检测仪表和执行元件宜满足安全分析所要求的安全完整性要求。

　　5.8.3.4应在中控室或中控设备间(无人驻守平台)设置应急操作盘或按钮，应急关断控制盘应具有手动复位装置和关断信号旁路开关功能。

　　5.8.3.5如有被动防火需求时，SDV的防火要求应根据FEA结果进行设计。

　　5.8.4火气系统

　　5.8.4.1生活楼宜设置独立的火灾探测及报警系统，包括火灾报警控制盘、烟热探头及火灾报警按钮。

　　5.8.4.2生活楼进风口应设置可燃气体探测器和/或有毒气体探测器。

　　5.8.4.3钻修井机应设置独立的火灾探测及报警系统，实现可燃气泄漏或有毒气体泄漏的检测及火灾探测，与火气系统之间应有硬接线及通信接口连接。

　　5.8.4.4上部模块井口区、生产区等应设置可燃气体探测器和火焰探测器或易熔塞，如果工艺处理介质含有有毒气体组分，还应设置有毒气体探测器。

　　5.8.4.5电气房间通风口处、空压机进风口处、发电机进风口处等应设置可燃气体探测器，如果工艺处理介质有有毒气体组分，还应设置有毒气体探测器。

　　5.8.4.6采用六氟化硫气体绝缘电气设备的电气房间，应设置六氟化硫气体探测器、氧气探测器和相应的报警装置。

　　5.8.4.7电池间应设置氢气探测器。

　　5.8.4.8稠油热采设施可设置蒸汽泄漏监测系统。

　　5.8.4.9火灾报警按钮应布置在人员易于到达的设备区域出口处、逃生通道或楼梯口，生活区火灾报警按钮应布置在走廊、楼梯口两侧墙上。

　　5.8.4.10弃平台按钮应布置在中控室和救生艇、直升机或登船处等逃离平台的地方。

　　5.8.4.11主逃生通道和噪声大于85dB 的高噪声区域应设置平台状态灯。

　　5.8.4.12气体灭火系统释放和抑制/停止按钮应布置在被保护房间门外。

　　5.8.4.13气体灭火系统释放按钮和释放警灯警铃与六氟化硫报警灯铃，宜布置在被保护房间内外门口上方便于观察的位置。

　　5.8.5 高完整性压力保护系统(HIPPS)

　　5.8.5.1高完整性压力保护系统的设计应遵循独立设置原则，主要由现场检测仪表、逻辑控制器和执行元件组成，设计应遵循IEC61511。

　　5.8.5.2高完整性压力保护系统应满足安全分析要求的安全完整性等级要求。

　　5.8.6浮式生产装置

　　除符合5.8.1~5.8.5的要求外，还需考虑如下因素：

　　——应设置阀门遥控系统、液位遥测系统和货舱液位高高报警系统;

　　——应设置独立的装载计算机，应采用冗余配置，软件需船级社认证;

　　——应设置固定式碳氢化合物气体探测系统，用于测量与货油舱相邻的双壳及双底处所内所有压载舱和空舱的碳氢气体浓度，如船体设有货油泵舱，该系统应与货油泵舱气体探测系统分开设置;

　　——宜设置单点监测系统或IMMS, 监测系统宜采用就地信号采集和集中监测的方式，设备的防护等级和防爆等级应满足所在区域的要求。

　　5.9通信系统

　　5.9.1 海上平台群与陆地控制中心和海上平台之间的通信系统可采用卫星通信、微波通信或光纤通信。

　　5.9.2平台无线电及应急通信设备的配置参照《海上固定平台安全规则》执行。

　　5.9.3 有直升机运输服务的有人驻守平台应配置VHF-AM系统、NDB系统。

　　5.9.4平台应设有可靠的内部通信系统，至少包括自动电话系统、广播告警系统。

　　5.9.5中心平台应配备双主机冗余广播系统，广播系统应与电话交换系统、火气系统互联，广播报警音应包括火灾报警、可燃气体报警、有毒气体报警及弃平台报警。

　　5.9.6平台应配置安防系统，包括视频监控、入侵监视及报警，并宜与火气系统联动。

　　5.9.7平台宜配置溢油监测系统。

　　5.9.8 平台(除栈桥井口平台)应配备AIS船舶自动识别系统。

　　5.9.9 若平台周围无雷达覆盖，中心平台宜设置海事雷达系统。

　　5.9.10 浮式生产装置除符合5.9.3～59.9的要求外，还需考虑如下因素：

　　——外部通信设备的配置应根据作业海区、是否自航及实际生产需要进行，参照《海上移动式平台技术规则》执行;

　　——重要处所应设有可靠的内部通信设备，包括自动电话系统、冗余通用广播告警系统、声力电

　　话系统等;

　　——浮式生产装置采用动力定位油轮外输时，宜采用外输遥测靠泊辅助系统，保障外输安全。

　　5.10结构

　　5.10.1结构设计应以可靠的计算分析为基础，使用的计算机程序应是已被工程实际应用证明可靠和适当的，或是由发证检验机构认可的。

　　5.10.2结构设计荷载应包括结构在施工阶段和使用阶段可能遇到的所有荷载，并对可能同时出现的最不利的荷载条件进行组合。

　　5.10.3 结构分析的模型应能够准确地模拟实际结构。结构分析应包括结构在施工阶段和使用阶段所需要的所有总体和局部分析。主要包括：

　　—平台结构在位工况分析;

　　——平台结构施工工况分析;

　　——重点附属结构设计(如裙桩套筒、吊耳等);

　　—特殊需求的结构设计(如有防撞需求的需防撞结构设计，冰区平台开展防冰结构设计);

　　——其他必需的附属结构设计，如防外来人员登临结构设计。

　　5.10.4海上固定式设施结构应根据平台设施安全等级及服役区域要求，按照相应规范、标准进行设计，还需考虑如下因素：

　　——平台结构设计满足总体布局及生产操作需求;

　　平台结构设计能够适应属地环境条件及场址地质条件;——结构设计应满足构件强度、稳定性和疲劳的要求。

　　5.10.5浮式生产装置结构应符合如下要求：

　　——原油储油舱、污油水舱和生产水舱应具有双舷侧结构，双舷侧结构应具有足够的间距;

　　——可能遭到冰挤压和/或流冰冲击的浮式生产装置，应结合抗冰加强或设置防冰设施;

　　—结构设计应结合装载变化及安全储油、外输所需附加系统的影响;

　　——结构设计应满足构件强度、稳定性和疲劳的要求;

　　—结构设计应结合甲板上浪、船艏及船艏底部波浪砰击的影响，以及对舱室液体晃荡对液舱边 界结构的影响进行分析;

　　——对于半潜式和船形浮式生产装置应进行疲劳分析，疲劳分析方法及衡准应符合发证检验机构

　　规范和标准的要求。

　　5.11生活区

　　5.11.1宜处于平台全年最小风频下风向。

　　5.11.2应布置在非危险区，远离井口区、油气水处理区、原油存储区及火炬和冷放空等潜在燃料源。

　　5.11.3正上、正下方不应布置油气处理设施和油气立管。

　　5.11.4生活区内的绝缘、防火及通风、排气、空调和照明设备应满足人员安全居住的必要条件。

　　5.11.5应根据定员设置具有基本医疗条件的医务室，并配备相应的药品及急救设施。

　　5.11.6厨房应配置厨房灭火系统。

　　5.12防腐蚀设计

　　5.12.1一般要求

　　5.12.1.1防腐蚀设计范围应涵盖设计所规定的构件、设施和部位，如平台上部设施、导管架、桩、隔水套管、海底管道、水下生产系统、浮式生产装置等。

　　5.12.1.2防腐蚀设计年限应与被保护单元的设计年限相适应。

　　5.12.2设备管线及海底管道内防腐

　　5.12.2.1与腐蚀性介质接触的设备管线及海底管道内表面应进行防腐蚀设计，如采用耐腐蚀材料、添加缓蚀剂、杀菌剂、设计腐蚀裕量、内涂/镀层及阴极保护等。

　　5.12.2.2介质环境含有硫化氢(H₂S) 时，材料选择应按照GB/T 20972(所有部分)的要求执行。

　　5.12.2.3选用碳钢时，宜在典型位置设置内腐蚀监测或检测装置。

　　5.12.3钢结构外防腐设计

　　5.12.3.1钢结构在海洋中所处的外部腐蚀环境分为：大气区、飞溅区、全浸区和海泥区。应根据不同海洋环境区域的特点，对钢结构采取相应的防腐蚀措施。

　　5.12.3.2大气区中的平台结构、管线、设备外壁应根据基材类型、设计温度、所处环境等参数进行涂层设计。

　　5.12.3.3飞溅区中的钢结构应采用玻璃鳞片环氧、氯丁橡胶或其他高性能防腐涂层，还应设计一定的外腐蚀裕量。

　　5.12.3.4全浸区及海泥区中的钢结构应采用阴极保护，也可采取阴极保护与涂层联合防腐的措施。阴极保护可采用牺牲阳极法或外加电流法或两者联合方法。

　　5.13装载及稳性

　　5.13.1典型使用工况应包括作业工况、拖航工况、检修工况及自存工况。对半潜式浮式装置还应包括临时(加压载/减压载)工况。应对浮式生产装置在使用阶段可能出现的多种装载状况进行稳性校核。

　　5.13.2 稳性参照IMOMODUCode执行，初稳性、完整稳性和破舱稳性均应满足发证检验机构认可的规范和标准的要求。

　　5.13.3干舷参照《1966年国际载重线公约1988年议定书》计算。 5.13.4 各设计工况需校核的稳性要求应符合表2的规定。

　　表2设计工况校核稳性要求 稳性 作业工况 拖航工况 检修工况 自存工况

　　船型浮式设施 完整稳性 × × 一 × 破舱稳性 × × 一 /

　　半潜式浮式设施 完整稳性 × × × × 破舱稳性 × × / / 注：“×”表示要求校核。“一”表示不适用。“/”表示不要求校核，但有作业限制的规定，如在自存工况下不准船只停靠于浮式生产装置。 5.14系泊系统

　　5.14.1应根据作业海域环境条件、作业水深、浮式装置类型等选择合适的系泊方式，系泊系统的设计、建造和维护应符合发证检验机构认可的规范及标准的要求。

　　5.14.2系泊系统的布置宜考虑与周边固定设施、水下生产设施、海底管道等的干涉和碰撞，并应保持足够的安全距离。

　　5.14.3 系泊系统设计分析应结合作业工况、风暴自存工况或极端工况、外输工况等，并考虑任意一根系泊缆失效时的破损风暴自存工况或极端工况，以及破损作业工况。

　　5.14.4系泊系统分析应结合浮式生产装置的各种预期装载状况，应至少考虑满载和压载两种工况。

　　5.14.5系泊系统应能保证浮式生产装置的最大水平偏移保持在动态管缆的允许范围内。

　　5.14.6系泊系统最大张力及疲劳寿命应满足发证检验机构的设计安全系数要求。

　　5.14.7采用桩基或吸力锚等作为系泊系统的基础时，需要考虑基础受到系泊缆拉力的角度。

　　5.14.8系泊缆可由钢缆、纤维缆、锚链或以上各种系泊缆的组合而构成，系泊缆上还可设有浮筒、配重块。当系泊缆上采用浮筒、配重块时，应分析其加速度及可能的共振效应的影响。

　　5.14.9系泊系统设计应采用增加锚链直径的方法防止锚链因腐蚀和磨损而出现破坏，在进行系泊系统强度分析时，锚链破断强度应按扣除服役年限内腐蚀和磨损量后的直径确定。

　　5.15海底管缆

　　5.15.1海底管缆结构

　　5.15.1.1海底管道结构设计应开展与安全性相关的分析工作，宜开展稳定性、在位强度、悬跨、立管及膨胀弯挠性和整体屈曲等分析。

　　5.15.1.2海底管缆路由应经过勘察，并对不良地质进行评估。

　　5.15.1.3海底管缆应根据实际情况和项目设计要求考虑埋深及保护方案。登陆段、近平台区域、交叉跨越及海上接头区域、穿航道和水道区域、近锚地区域等管段应进行特殊设计。

　　5.15.1.4海图水深60m 以浅常规区域内的海底钢质管道设计埋深不宜小于1.5m。

　　5.15.1.5位于导管架外侧及可能承受船舶碰撞的立管区域应设置立管保护架。

　　5.15.1.6存在拖拽风险的区域，以及具有凸起附属构件(如阀门、试压封头、施工用封头等),应设置保护装置，海底管道水下连接法兰应设置法兰保护器。

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　　5.15.2海管工艺

　　5.15.2.1应根据油气藏配产、输送流体性质、压力需求等要求并结合经济性，进行海底管道管径选择，以保障所选管径满足合理输送要求。

　　5.15.2.2应根据输送物流性质、凝点、黏度及环境因素等开展分析合理设计管道海底管道保温形式，管道正常输送时沿线各点温度应至少高于原油凝点3℃~5℃,保障管道中流体安全输送到下游。

　　5.15.2.3应针对推荐方案和管径，开展典型输送工况的关键参数(压力、温度、流速、水击分析、滞液量等)分析。

　　5.15.2.4应对管道停输后进行温降和安全停输时间分析，判断停输后管道内流体是否有凝管等安全风险。

　　5.15.2.5应对管道开展停输置换分析，对于高凝油管道，若停输和再启动时间不超过管道安全停输时间，则管道内的介质无需置换;若停输和再启动时间预计超过管道安全停输时间，则宜尽早对管内介质进行置换，且应保证管道内流体在安全停输时间内完成置换。对于稠油管道，应进行环境温度下冷流体顶挤启动的工况分析，长时间停输时宜选择置换。

　　5.15.2.6应对管道进行初始投产启动和再启动分析。对于高凝油管道启动前应先预热，预热后管壁温度应高于原油凝点3℃~5℃。稠油输送管道启动前宜先预热，预热后管内壁温度应确保管道能够正常启动。

　　5.15.2.7海底管道安全输量应满足停输置换要求。

　　5.15.2.8应根据完整性要求确定是否进行清管分析，制订合理的清管方案。

　　5.15.2.9气液混输管道应开展段塞分析，需给出段塞流体积、段塞泄放时间、下游需要存储的段塞量，分析下游设备能否接收该段塞。

　　5.15.2.10气管道或者气液比较大管道应开展水合物生成预测模拟，并在此基础上判断水合物抑制剂的必要性和用量。

　　5.16安全风险分析

　　5.16.1新建项目、改造导致工艺流程发生重大变化的项目、水下生产系统项目宜开展HAZOP分析，并针对安全仪表系统的回路开展SIL定级分析。

　　5.16.2存在排放高温烟气装置的海上设施，且烟气对直升机起降造成重大影响的项目，宜开展烟气扩散分析。

　　5.16.3 高压气田等存在较大烃类物质泄漏风险和较大火灾爆炸风险的项目宜开展FEA。

　　5.16.4涉及高含硫化氢等有毒气体的项目宜开展有毒气体扩散分析。

　　6安全设施设计专篇编制

　　6.1设计依据

　　6.1.1列出建设项目支持性文件，包括但不限于建设项目的有关行政许可和建设单位批复等意见。

　　6.1.2应对安全预评价的审查情况给予说明;若有重大变更，还应说明补充安全预评价的审查情况。

　　6.1.3应对负责地质勘察、工程设计、安全评价等单位的资质情况进行说明。

　　6.1.4设计单位与建设单位签订的设计委托内容及要求应作为安全设施设计专篇的附件。

　　6.1.5列出设计依据的现行国家法律法规、部门规章和地方法规，应标明发布机构、令号和实施日期。

　　6.1.6列出设计依据的现行规范性文件，应标明发布机构、文号和实施日期。 6.1.7列出设计依据的现行国家和行业标准目录，应标明标准代号、顺序号和年代号。其他参考标准包括适用的国外标准和国内企业标准，应标明版本号或标准编号。

　　6.1.8描述与安全生产相关的地震安全性评价、通航安全影响论证、工程场址勘察、海底管缆路由勘察等工作的完成情况。

　　6.2建设项目概况

　　6.2.1项目概述

　　简述建设项目新建工程及依托改造工程概况及建设方案。

　　6.2.2油气田概述

　　描述油气田所处的海域、经纬度，与陆地重要城市(或海岸)、其他油气田的相对方位和距离，以及环境数据、气象数据、工程地质数据、油藏数据、油气田布局(置)及主要设施，并附油气田总体布置图，生产规模、产物(油、气、水)流向，产物(油、气、水)成分分析表。

　　6.2.3工程概述

　　6.2.3.1主工艺系统

　　简述油气水集输、处理、储运系统的工艺流程，说明各系统的主要技术参数，并附工艺流程图。

　　6.2.3.2公用系统

　　简述所有公用系统，如开闭式排放系统、海水系统、燃料气系统、仪表风系统、火炬及放空系统、柴油系统、惰性气体系统、热力系统(蒸汽、锅炉、导热油等)等，并附系统流程图。

　　6.2.3.3总图布置

　　简述布置原则及说明，并附设施平面和立面布置图。

　　6.2.3.4辅助生产系统

　　简述生产控制系统和通信系统、供配电系统，并附油气田通信系统图。

　　6.2.3.5结构

　　简述设施结构设计说明，固定设施还需简述海上安装方案。

　　6.2.3.6防腐

　　简述设施结构、海底管道及工艺生产设施的材质要求和防腐措施。

　　6.2.3.7海底管缆

　　简述海底管道工艺参数、海管设计结果及管缆的施工方案。

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　　6.3危险有害因素分析

　　6.3.1主要危险有害因素描述

　　可引用安全预评价报告中的内容，主要包括物料的危险有害因素分析、工艺过程的危险有害因素分析和自然环境的风险分析等。

　　6.3.2设计变更风险分析

　　对于变更的设计内容，应进行危险有害因素识别，并明确现有安全设施设计内容是否能够满足对新增风险的预防或控制。针对可能带来额外风险的设计变更进行风险分析。

　　设计变更分析表见图1。

　　设计变更分析表 序号 专业 可行性研究阶段设计 基本设计 变更内容 变更原因 危险有害因素识别 现有安全设施/设计符合情况 1 2 3 … 图1设计变更分析表样式

　　6.4主要危害因素控制措施

　　6.4.1总体布置

　　说明总体布置设计过程中的安全设施设计内容。

　　6.4.2危险区划分

　　说明海上设施危险区划分的结果。

　　6.4.3工艺安全系统

　　说明工艺/公用设计过程中的安全设施设计内容。

　　6.4.4重量控制

　　说明海上设施重量控制及减少重量偏心的设计内容。

　　6.4.5消防

　　说明消防水系统设计，包括设计原则、消防泵布置及能力、消防环网、喷淋阀、软管站、消防站等;简述气体灭火系统，描述气体灭火系统功能和释放原则，附消防系统流程图和消防安全设备布置图;并说明采取的被动防火防爆措施，包括防火防爆墙、防火门等，并附火区划分图。

　　6.4.6通信和报警

　　说明海陆通信主干链路方案，说明办公网隔离方式，附通信系统总框图;应说明无线电、应急通信等系统的主要配置方案;有直升机甲板的平台，应说明对空通信系统配置方案。对语音通信系统、广播报警系统和视频监控系统等内部通信系统的设计方案进行简述，包括系统架构、布置原则、联动功能等。附各相关系统图、布置图。

　　6.4.7救逃生

　　说明逃生路线设置总原则、标记，并附逃生路线布置图;描述人员逃生撤离方式，救逃生设施的类型、数量和布置位置，对救生艇的性能要进行较为详细的描述。

　　6.4.8火气探测

　　说明探测系统包括的内容，列出工艺区、公用区、控制间和电气间、电池间、生活楼等各区探测方式，并附火灾、可燃气体和有毒有害气体探测报警布置图。

　　6.4.9通风

　　说明HVAC出入口、防火风闸，以及各场所采取的通风方式。

　　6.4.10防雷和防静电

　　说明海上工程安全设施设计中需要防雷、防静电的设计内容。

　　6.4.11防腐

　　说明设施结构、海底管道、工艺设备及管道的防腐设计。

　　6.4.12海底管缆保护

　　说明海底管缆埋设深度、保护方式等安全设计。

　　6.4.13应急关断

　　说明仪控设计过程中的安全设施设计内容，简述关断系统功能、目标及关断级别，并附逻辑关断图。

　　6.4.14应急电源

　　说明应急电源的设置原则及主要性能等。

　　6.4.15安全预评价报告建议措施落实情况

　　安全预评价报告对设计的建议，应在安全设施设计阶段逐项落实，对于涉及后续设计阶段的建议，应说明已经落实的内容，并明确现阶段因设计条件或深度无法落实的部分。安全设施设计安全预评价建议落实表见图2。

　　6.5安全风险分析

　　根据5.16的安全风险分析内容，对海上石油天然气项目在基本(初步)设计阶段开展的安全风险分析进行描述，简述分析的过程，重要的输入数据、输出数据，分析结论以及优化建议，并对建议 的落实进行跟踪描述，以确保给出的安全设施设计建议得到逐项落实。安全预评价建议落实表 序号 安全预评价报告建议 落实情况 备注 工 2 3 … 图2 安全预评价建议落实表样式

　　6.6安全管理机构及人员

　　简述油气田安全管理机构及安全管理人员配置，并附组织机构图。

　　6.7安全设施投资

　　简述项目安全设施的投资，应至少包含安全控制系统(PCS、ESD)、火气系统(FGS)、消防系统、救逃生系统和应急通信系统。

　　6.8结论与建议

　　6.8.1结论

　　归纳设计所采取的安全措施，明确安全预评价和安全分析报告中的安全措施是否落实到设计中; 说明设计是否满足国家法律法规要求。

　　6.8.2建议

　　应针对目前安全设施设计需要改进或增加的方面，提出进一步消除危险源的措施。

　　6.9附图与附表

　　6.9.1附图

　　给出清晰、合规的附图，包括但不限于：

　　——总体布置图;

　　——工艺流程图;

　　——火灾、可燃气体和有毒有害气体探测报警布置图;

　　——逻辑关断图;

　　——消防系统流程图;

　　—消防安全设备布置图;

　　—火区划分图;

　　—通信系统总框图;

　　——逃生路线布置图。

　　SY/T7783—2024

　　6.9.2附表

　　包括但不限于以下内容：

　　——机械设备表;

　　——电气负荷计算表。

　　6.10安全设施设计专篇编制格式要求

　　6.10.1大纲结构

　　6.10.1.1封面

　　封面格式见图A.1。

　　6.10.1.2签署页

　　签署页格式见图A.2。

　　6.10.1.3前言

　　前言中应包括工程概述、安全设施设计目的、设计过程和结论。

　　6.10.1.4目录

　　目录的编排应列出章、节的名称。目录中展示出的大纲级别为3级及以上。

　　6.10.1.5正文

　　报告正文。

　　6.10.2字体要求

　　6.10.2.1目录

　　目录应采用三号黑体字，章、节标题采用小四号宋体字。

　　6.10.2.2报告正文

　　报告主要内容的章、节标题应分别采用三号黑体、四号黑体字，内容的文字表述部分采用小四号宋体字，表名、图名采用五号黑体字，表格文字可选择采用五号或者小五号宋体字;页眉报告名称采用五号“楷体GB 2312”字，页脚页码采用五号“楷体GB 2312”字。

　　6.10.2.3排版

　　应采用A4 型白色胶版纸(70g以上);纵向排版，左边距28mm、右边距20mm、上边距25mm,下边距20mm; 页眉顶端距离20mm, 页脚底端距离15mm, 页码位于页面底端，对齐方式为居中;报告排版应符合表3的要求。

　　6.10.2.4印刷

　　除封面、签署页、附件、附图、附表外，应双面打印文本。

　　SY/T 7783—2024

　　6.10.2.5封装

　　报告装订线左侧，正式文本装订后，应在报告以下位置加盖公章或签字：——在封面加盖建设项目单位公章;

　　——在签署页手写签字，盖设计单位设计用章、第三方审核用章。

　　表3报告排版要求 序号 页别 排版要求 1 前言 前言标题居中

　　前言每段文字首行缩进2字符，回行时顶格。行间距为1.5倍行距

　　2

　　目录 目录标题居中

　　1章名(顶格)………××

　　1.1节名(缩进2字符)...××

　　1.2节名…………××行间距为1.5倍行距

　　3

　　正文 1章名标题居中，遇章分页 1.1节名标题顶格 1.1.1条名标题顶格 1.1.1.1条名标题顶格 每段文字首行缩进2字符，回行时顶格。正文行间距为1.5倍行距 表名位于表的上方，居中;图名位于图的下方，居中 4 附件、附图、附表 附件、附图、附表的标题居中

　　SY/T 7783—2024

　　附录A

　　(资料性)

　　封面及签署页格式

　　安全设施设计专篇封面和签署页格式见图A.1、图A.2。

　　×××××××(建设单位)

　　(居中，二号宋体加粗)

　　×××项目

　　(居中，二号宋体加粗)

　　××××(设计阶段)

　　(居中，二号宋体)

　　安全设施设计

　　×××××××(设计单位)

　　(居中，四号宋体)

　　时 间 ：年 月日

　　(居中，四号宋体) 图A.1安全设施设计专篇封面格式

　　× ×××××× 项目工号：××××××××

　　共×× 页 第1页 会签专业 签署 日期 0 供审批 (0) 供审查 版次 日期 说明 编制 校核 审定 批准 业主：

　　安全设施设计

　　(地理信息编码) 设计单位： 设计证书号： 文件编号 版次 BD-RPT-×××-RA-0001 图A.2 安全设施设计专篇签署页格式

　　SY/T7783—2024

　　参考文献

　　[1]GB/T35320危险与可操作性分析(HAZOP 分析)应用指南

　　[2]GBZ2.1工作场所有害因素职业接触限值 第1部分：化学有害因素

　　[3]SY/T6560海上石油设施电气安全规范

　　[4]SY/T6671石油设施电气设备场所I级0区、1区和2区的分类推荐作法

　　[5]海上固定平台安全规则国家经贸安〔2000〕944号

　　[6]浮式生产储油装置(FPSO)安全规则安监总海油〔2010〕88号

　　[7]小型商业运输和空中游览运营人运行合格审定规则(中华人民共和国交通运输部令2022年第4号)

　　[8]海上移动式平台技术规则(中华人民共和国海事局2023年第4号公告)

　　[9]1966年国际载重线公约1988年议定书

　　[10] IMO Adoption ofthe code fortheconstruction andequipmentofmobileoffshoredrillingunits(IMOMODUCode),2009

　　[11]ANSIISAS71.04—1985 过程测量和控制系统的环境条件：空气污染物(Environmental conditions for process measurement and control systems:airborne contaminants)