GB/T 42097-2022标准规范下载简介：

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GB_T 42097-2022 地上石油储（备）库完整性管理规范

6.2.2.1应明确地上石油储（备）库设施全生命周期不同阶段产生的数据种类和属性，并按照源头采集 原则进行采集，各阶段数据宜尽可能完整，便于追溯和分析， 6.2.2.2典型的地上石油储（备）库全生命周期完整性数据管理流程如图2所示

GB/T42097—2022设计资料峻工资料运行数据维护数据事故数据决策支持应急、修复数据采集数据整合储（备）库完整性更新管理数据库展示利用危害类别风险诉估检验策略完整性评价维护、修理图2地上石油储（备）库全生命周期完整性数据管理流程6.2.3数据采集范围地上石油储（备）库完整性管理数据采集范围应覆盖储（备）库全生命周期，包括静设备、动设备、仪表、电气、防腐和构筑物，以及设计图纸、出厂证明、施工记录、维修维护记录等数据，具体数据采集范围应满足附录A和附录B的规定。6.33数据移交6.3.1宜统筹考虑建设期与运行期需求，统一数据结构形式，实现建设期数据向运行阶段移交，6.3.2应建立数据库进行数字化移交，保证储（备)库资产全生命周期数据的有效利用。6.3.3数据移交形式宜采集结构化数据，按运营单位完整性管理数据要求移交。6.4数据存储与更新6.4.1宜采用结构化的实体数据模型，实现全生命周期数据的管理和有效维护。6.4.2结构化数据的存储宜通过基于数据模型的数据库进行管理和维护。6.4.3文档、图片、视频等非结构化数据的存储宜建立文件清单。非结构化数据应保证提交数据和文件清单相一致。6.4.4应采取管理措施保证数据的准确性和有效性。6.4.5宜具备数据内容更新方式和数据校验的方法，宜使用更新过或校验过的数据。6.4.6数据更新宜符合下列要求：a)存储的数据已进行例行性检查确保一致性和完整性：b）设备及设施均建立相对独立、完整的数据库文件，并及时更新，其内容包括但不限于：·储罐及其附属设备设施台账，压力容器和安全阀的检定检验记录，压力管道的台账和定期检测记录，闲置设备和报废设备的统计台账，·故障案例统计及隐患治理跟踪表，·特种设备使用登记台账，关键部位壁厚检测记录以及重要设施；c)更新应标识版本详细信息，并能通过历史数据和当前数据的比较反映设施变化；6

）数据的更新宜按照数据变更管理流程进行，并做好相应记录。

.1.1地上石油储（备)库风险评价对象：静设备（储罐、工艺管道、消防管道、特种设备、压力容器等）、 动设备（泵机组、压缩机等转动设备）、工艺流程、安全仪表系统及其他附属设施等。 7.1.2地上石油储（备）库风险评价的范围包括但不限于设备设施本体、作业文件、管理文件、工艺流 程、人员操作等。 7.1.3地上石油储（备）库风险评价每3年可进行1次。当储（备）库设备设施、工艺流程有重大调整SY/T 6597-2014 油气管道内检测技术规范，或 发生重大事故时，应及时开展风险评价

在进行风险评价时，宜分析以下内容： a）危险有害因素识别； b）事故失效的可能性分析； c）事故后果评价及次生、衍生后果分析； d）风险排序并确定风险等级

7.3.1应基于现有数据的完整程度以及经济投人等因素，选择适用的评价方法。 7.3.2可采取一种或多种风险评价方法来实现对地上石油储（备）库的风险评价。风险评价方法参见 GB/T27921

3.1应基于现有数据的完整程度以及经济投人等因素，选择适用的评价方法。 3.2可采取一种或多种风险评价方法来实现对地上石油储（备)库的风险评价。风险评价方法参 B/T27921

在进行风险评价时，宜按照风险评价准备、评价实施和编制评价报告的程序进行，并包含以下步骤： a）确定风险评价单元； b1 收集评价所需资料，主要包括运行记录、检维修记录、以往失效记录等数据并核实基础资料的 真实性； 明确风险评价准则； d) 选择风险评价方法； e) 危险有害因素辨识； f) 风险评价； g) 确定风险等级； h) 制定削减措施。 风险评价流程图如图3所示

a) 降低事故发生的可能性； b) 限制事故的范围； 降低事故长期和短期的影响。 7.8.3应对提出的风险削减措施建议的有效性进行分析

风险评价结束后，汇总评价中发现的问题 平价报告，给出风险评价建议与管控措施。事故评 价报告应当客观公正、数据准确、内容完整、结论明确、措施可行。风险评价报告编制内容应至少包括 a） 企业概况； b) 地上储（备）库设施运行情况； c） 风险因素识别； d) 风险评价方法； e) 风险评价及分级； f) 风险削减； g） 问题整改和下一步计划。

GB/T 42097—2022SY/T5921执行；工艺管道的检测按照TSGD7005执行；特种设备的检测按照TSGZ8002执行；消防设施管道的检测按照GB50974执行；仪表电气系统的检测按照GB/T25921执行。8.1.2地上石油储（备）库设施完整性检测包括日常检测、定期检测和专项检测。8.2储罐检测8.2.1日常检测8.2.1.1日常检测应包含日常巡检和年度检查，其内容应包括检查储罐外观、结构以及附件情况是否满足储罐安全使用的要求以及有无可能影响使用的腐蚀、宏观缺陷或环境因素，以目视检查为主，必要时辅以壁厚测定等方法。8.2.1.2年度检查检测宜每年进行1次，按照检测项目进行评分，检测具体内容参照附录F。完整性管理实施采取等级分类管理，完整性评价总分为600分，完整性等级划分为4个等级，完整性等级表见表2，常检测完整性等级评定程序见图4。根据得分评定储罐的完整性等级，对于评定为I、Ⅱ等级的储罐应对存在的风险因素进行监控，评定为Ⅲ、IV等级的储罐应进行安全评价，制定整改措施。表2完整性等级表等级得分描述罐体本身及附件结构完整性良好，几乎未发现或者只存在轻微缺陷，不影响运行安全，I≥500储罐可以继续正常运行罐体本身及结构附件完整性存在一定程度的缺陷和问题，需进行监控，若可能影响安II400~<500全运行，则需要进行整改储罐本身以及结构附件存在缺陷，具有潜在隐患，需专业人员进行检测后及时进行整I300~<400改，并监控运行IV<300储罐本身以及结构附件存在严重缺陷，需要立即停产维修罐底基础情况评分平面布置情况评分盛情况评分日常检测完整性总分完整性等级璧壁附件评分项情况评分浮顶附件评分图4日常检测完整性等级评定程序8.2.2定期检测8.2.2.1在线检测在线检测主要考虑以下几方面：10

a）储罐进行在线检测用以确定储罐是否需要维修以及维修的优先顺序，延长储罐的检修周期等； b）在线检测内容包括但不限于储罐主体及附件宏观检查、基础沉降检测、几何形体检测、测厚、一 二次密封油气浓度检测等内容。可采用的方法包括声发射检测或其他纳人国家标准或行业标 准的可靠检测方法； c）声发射检测按照GB/T26644执行； d）几何形体及基础沉降检测按照SY/T5921执行。

8.2.2.2开罐检测

开罐检测主要考虑以下几方面： a）开罐检测是在储罐停运、清洗且具备人员进人检测条件后，对储罐主体、基础、附件等设备设施 进行的检测； b） 开罐检测内容包括但不限于宏观检查、基础沉降检测、儿何形体检测、管体腐蚀检测、厚度测 定、焊缝无损检测、附件检查等。可采用的方法包括漏磁、超声、射线、磁粉渗透、泄漏检测等检 测方法或其他纳人国家标准或行业标准的可靠检测方法； 漏磁检测按照JB/T10765、NB/T47013.12执行； 超声、射线、磁粉、渗透等检测按照NB/T47013.3、NB/T47013.2、NB/T47013.4、执行： 泄漏检测按照SY/T5921和NB/T47013.1执行； f 原油储罐开罐检测周期一般为5年～7年，新建储罐第一次开罐检测周期不宜超过10年，经 过在线可靠检测分析评价储罐状况，根据评价结果，开罐检测周期可适当延长或缩短，

8.2.3.1补偿器检测

补偿器检测主要考虑以下几方面： a） 补偿器检测是指针对储罐补偿器本体及附件进行的外观检查、高程及壁厚测量等，可根据储罐 管理及使用单位情况定期开展； b）具体检测按照GB/T1452及GB/T12777执行

8.2.3.2防火堤检测

防火堤检测主要包括防火堤的结构及功能的完 规性等内容，具体内容参见GB50351。

B.3.1.1巡视检查

8.3.1.2监控检测

8.3.1.2监控检测

8.3.2.1年度检查

年度检查的具体要求如下： a）由管道使用方或者有资质的检验机构按照TSGD7005中的相关规定，进行综合性在线检查， 每年至少1次，井做好检查记录； b） 年度检查的内容包括但不限于安全管理情况检查、管道运行状况检查、壁厚测定、电阻值测量 接地电阻值测量、安全附件与仪表检查； c）检查记录应定期存档。

8.3.2.2定期检验

定期检验的具体要求如下： a）地上石油储（备）库的工艺管道定期检验周期按照TSGD7005相关要求执行，重点检测部位包 括运行频次较低的管段、盲封头、相对位置低洼处管段、出现过泄漏的管段、应力集中以及突变 管段等需要作为检测的重点部位。 b）检测对象包括焊缝、管道本体、管件、补偿器等。 c）检测方法包括： ·焊缝检测方法：承受循环载荷的焊缝，如机泵出入口的第一、二道焊缝应进行表面无损检 测，铁磁性材质应优先选用磁粉检测。对于焊缝埋藏缺陷采用超声检测或者超声类新型 有效的检测技术，如超声波衍射时差（TOFD)技术、超声相控阵（PAUT)技术等： ·管道本体检测：以腐蚀检测为主，外部腐蚀主要采取目视及宏观检查。对管道内部腐蚀进 行检测时，结构简单的长直管道可采用超声导波检测技术进行检测，检测时尽量避开管件 等可产生扰信号的部位；短距离以及局部管道的本体可采用超声相控阵双线阵探头进 行检测； · 管件检测：除按TSGD7005要求的比例进行厚度测量外，检验人员认为有必要时应采用超 声相控阵双线阵探头进行厚度测量； ·补偿器（波纹管补偿器、大拉杆补偿器）检测：检查选型是否符合设计，外观有无腐蚀、破 损、结构破坏，测量补偿器是否符合设计要求等

8.4动设备（泵）检测

8.4.1动设备的监测宜采用状态监测与故障诊断的方法，通过安装应力、应变、加速度、位移等传感器 监测动设备的动态性能，并建立故障库，对动设备的运行状态提前进行诊断及预警 3.4.2泵机组及阀门检查：以宏观检查为主，主要检查泵机组有无异常震动、密封及油位状态等；主要 检查阀门防腐及保温层是否完好、是否存在渗漏以及电控系统运行状况等

1地上石油储（备）库完整性评价包括储罐罐体和基础、工艺管线、动设备系统（泵）、自动化及 阴极保护、防腐涂层、防雷防静电设施等完整性评价，必要时进行合于使用评价， 2储罐应在投用后6年内完成首次完整性评价。再评价时间间隔根据上一次评价结果确定，评

告格式参照附录G，地上石油储（备)库设 险评价报告的内容参照G.1，地上石油储（备）库设

9.2罐体、附件及基础完整性评价

9.2.1储罐顶板、壁板、底板和罐基础的在线检验、开罐检验结果完整性评价按GB/T30578的相关要 求进行。 9.2.2储罐自动化及仪表系统包括地上石油储（备）库设施远传的液位仪表、测温仪表、测压仪表、流量 议表、调节阀、切断阀、可燃气体和有毒气体报警器、火灾报警器及相应的控制系统等。自动化及仪表系 统完整性评价的具体内容及要求参见GB/T37327

9.3工艺管线完整性评价

9.3.1全面检验是按一定的检验周期在在用工艺管道进行的较为全面的检验，地上石油储（备）库库区 工艺管道的全面检验按照8.3中要求进行。检验完成后，评价机构应当结合管线检测情况进行完整评 价，并且确定管道许用参数与下次检测日期。 9.3.2对检测中发现的危害管道完整性的超标缺陷进行剩余强度评价，并根据剩余强度评价结果提出 运行维护意见

9.4动设备（泵）完整性评份

9.4.1地上石油储（备）库动设备主要包括泵等，宜采用可靠性的评价方法，针对动设备的运行特性、振 动特性采取监测与故障诊断的方法进行。 9.4.2可靠性评价方法的步骤包括基础数据采集、设备和系统评价单元划分、失效模式影响分析、可靠 性指标确定、维修维护策略制定5个步骤

动化及仪表系统完整性计

自动化及仪表系统包括地上石油储（备)库设施远传的液位仪表、测温仪表、测压仪表、流量仪表、调 节阀、切断阀、可燃气体和有毒气体报警器、火灾报警器及相应的控制系统等。自动化及仪表系统完整 主评价的具体内容及要求参见GB/T37327

9.6阴极保护完整性评价

9.6.1地上石油储（备）库阴极保护系统的完整性评价包括储罐罐底的阴极保护、库区的区域阴极保护 以及罐内部的阴极保护等评价内容。 9.6.2地上石油储（备）库阴极保护系统主要的测试内容包括土壤腐蚀性能检测、电性能测试、阴极保 系统测试、防腐涂层性能测量、阳极地床电位检测、杂散电流测试、防腐涂层电阻测试、罐内部的检测 等。具体的评价方法参见GB/T37327、GB/T21246及GB/T35508

9.7防腐涂层完整性评价

地上石油储（备）库防腐涂层的完整性评价包括储罐及工艺管道的防腐涂层质量检测。具体的 法参见GB50727及GB/T37327

9.8防雷防静电设施完整性评价

防雷防静电设施完整性评价包括外观检查、接地体的接地电阻测试、避雷网和避雷带以及浪涌 测试。具体的评价方法参见GB50737

9.1合于使用评价的一年

进行合于使用评价时一般宜包括对评定对象的状况调查（历史、工况、环境等）、缺陷和损伤检测、损 伤模式识别和缺陷成因分析、材料性能获取、必要的实验与计算，并根据相关标准的规定对评定对象的 安全性进行综合分析和评价

9.9.2储罐的合于使用评价

析与评价。合于使用评价参见GB/T37327， 无法通过评价时，宜进行修理或更换

9.9.3地上石油储（备）库辅助设施的合于使用评价

地上石油储（备）库辅助设施，包括密封系统、阴极保护、防腐涂层、呼吸阀、仪表电气系统、防雷防 施、安全附件等，不符合9.2～9.8完整性评价的要求时，宜进行修理或更换

9.9.4储罐基础的合于使用评价

储罐基础的合于使用评价要求如下： a 储罐基础沉降评价时，宜考虑其运行条件、建造材料、土壤性质、储罐基础结构和服役历史，评 价包括以下内容： ·储罐基础评价包括标高的检测评价、罐区场地排水情况和储罐基础构造的检测评价，应按 照SY/T5921进行评定； ·如果由于储罐基础的沉降，导致储罐罐壁底端和罐底出现沉降，按照SY/T5921进行 评定。 b 储罐基础沉降不满足a)的要求或发现其他超出建造标准的变形时，可采用有限元应力分析方 法，进行介质充装量最大时的应力强度校核和稳定性校核，同时宜考虑地震、强降雨、强风、冰 雪、洪水、不均匀沉降、地基的端变等附加载荷，如各类应力强度和稳定性均满足要求，可通过 评价。

9.9.5工艺管道的合于使用评价

应对检测中发现的危害工艺管道完整性的超标缺陷进行合于使用评价，评价应包括对工艺管道 查（历史、工况、环境等）、缺陷成因分析、失效模式判断、材料检验（性能、损伤与退化等）、应力分机 的试验与计算，并对评定对象的安全性进行综合分析和评价，按照GB/T19624执行

等各项活动应保留记录。 10.1.4宜定期对库区输油泵机组等动设备的效率及静设备的安全、经济运行状况进行分析，并及时进 行运行调整或改造，确保系统和设备的高效运行。 10.1.5地上石油储（备）库及周界噪声及污染物排放要求参见GB3096和GB16297。

10.3工艺管线风险消减

0.3.1地上石油储（备）库管道系统安装完毕后，在投人生产之前，宜进行吹扫、试压、干燥和惰性气体 置换。 0.3.2 库内工艺管线（包括排污管线、放空管线等）宜定期进行检查，发现异常情况宜及时处理。 0.3.3 根据管输介质温度、环境温度等参数，管道宜采取有效措施防冻、防凝、防烫，具体要求如下： a 地面裸露安装的工艺管线宜在站场日常巡检时进行目测检查； b） 包覆有保温层的地面工艺管线宜每年选点保温层进行检查； ） 埋地工艺管线宜每3年进行部分开挖检查； 站场工艺管线宜每3年开展1次全面检查、检测； e） 防腐层失效、泄漏等宜及时开展全面检查； f 库区工艺管线的三通、弯头处宜每年测试壁厚。 0.3.4 不宜对管道或管道组件使用有腐蚀性的补口带和其他包装材料。 10.3.5 所有地下金属部分宜采用符合相关标准规范要求的涂层和阴极保护。 10.3.6 地上石油储（备)库位于沿海地区时，宜特别注意靠近海水的金属构件的阴极涂层的保护。 0.3.7 地上石油储（备）库装置的金属设备、管道及金属结构表面、站场内管架，宜采用涂层保护，混凝 土结构宜根据要求采用防火涂料防护。涂装宜考虑在池火与喷射火两种情况下设备及构筑物的耐火 时间。

10.3.1地上石油储（备）库管道系统安装完毕后，在投人生产之前，宜进行吹扫、试压、干燥和惰性气体 置换。 10.3.2 库内工艺管线（包括排污管线、放空管线等)宜定期进行检查，发现异常情况宜及时处理。 10.3.3 根据管输介质温度、环境温度等参数，管道宜采取有效措施防冻、防凝、防，具体要求如下： a) 地面裸露安装的工艺管线宜在站场目常巡检时进行目测检查； b) 包覆有保温层的地面工艺管线宜每年选点保温层进行检查； ? 埋地工艺管线宜每3年进行部分开挖检查； 站场工艺管线宜每3年开展1次全面检查、检测； 防腐层失效、泄漏等宜及时开展全面检查； f) 库区工艺管线的三通、弯头处宜每年测试壁厚。 10.3.4 不宜对管道或管道组件使用有腐蚀性的补口带和其他包装材料。 10.3.5 所有地下金属部分宜采用符合相关标准规范要求的涂层和阴极保护。 10.3.6 地上石油储（备)库位于沿海地区时，宜特别注意靠近海水的金属构件的阴极涂层的保护。 0.3.7 地上石油储（备）库装置的金属设备、管道及金属结构表面、站场内管架，宜采用涂层保护，混凝 土结构宜根据要求采用防火涂料防护。涂装宜考虑在池火与喷射火两种情况下设备及构筑物的耐火 时间。

10.4机械设备风险消减

增压设备风险消减的具体要求如下： a）增压设备（如输油泵机组、空压机、增压泵等)及其附属系统，宜根据生产制造商技术要求进行 维护、修理； b）设备运行期间的振动、温度、噪声等参数宜符合生产制造商或设计技术要求； c）设备维护、修理期间，宜进行有效能量隔离，确保作业安全

10.4.2加热、冷却设备

加热、冷却设备风险消减的具体要求如下： a）加热设备设施（包括锅炉、加热炉、换热器、电加热器等）、冷却设备及其附属系统，宜根据生 制造商技术要求进行维护、修理； b）设备运行期间的振动、温度、噪声等参数宜符合生产制造商或设计技术要求：

、冷却设备风险消减的具体要求如下： 加热设备设施（包括锅炉、加热炉、换热器、电加热器等）、冷却设备及其附属系统，宜根据生产 制造商技术要求进行维护、修理； 设备运行期间的振动、温度、噪声等参数宜符合生产制造商或设计技术要求；

C）设备维护、修理期间.宜进行有效能量隔离，确保作业安全。

储罐风险消减的具体要求如下： a）立式圆筒形钢制焊接油罐管理宜符合SY/T5921的规定； b） 储罐呼吸阀、安全阀、阻火器等，宜定期进行检查、校验； C） 储罐宜配备压力检测仪表，压力检测仪表宜设置连续的压力测量，按照不同液位进行压力 测量； d） 储罐的清洗、大修应制定作业方案，罐底板在大修期间应进行腐蚀检测； e）储罐膨胀弯头及波纹管宜进行定期检查。

储罐风险消减的具体要求如下： a） 立式圆筒形钢制焊接油罐管理宜符合SY/T5921的规定： b） 储罐呼吸阀、安全阀、阻火器等，宜定期进行检查、校验； C 储罐宜配备压力检测仪表，压力检测仪表宜设置连续的压力测量，按照不同液位进行压力 测量； d 储罐的清洗、大修应制定作业方案，罐底板在大修期间应进行腐蚀检测； e）储罐膨胀弯头及波纹管宜进行定期检查。

阀门风险消减的具体要求如下： a 通用阀门管理宜参见SY/T6470的规定； b）安全阀宜每年进行校验； C 自力式泄压阀、放空阀宜每季度至少检查1次设定值，必要时进行泄压或放空测试； d） ESD截断阀宜定期进行开关操作，确认其功能完好，宜每年至少1次； 储罐进出口的工艺截断球阀宜每年至少检查1次； 阀门应定期维护和保养，避免锈蚀、内漏以及水击等情况

10.5电气系统风险消减

10.5.1电气作业安全宜符合GB19517的规定 10.5.2所有位于危险区域的电气设备、仪表设备及装置宜符合GB3836.1中的规定。 10.5.3所有电气设备的不带电金属外壳和工艺要求接地的非用电设备均宜可靠接地 10.5.4在地上石油储（备)库内运行过程中会产生静电积累的管道、容器、储罐和加工设备均宜作静电 接地，其接地系统与其他公用接地系统连接时接地电阻宣符合其中最小值的要求 10.5.5地上石油储（备）库内装卸作业时，相应设备宜配备静电接地保护装置，并确保静电接地保护装 置在接地不符合要求的情况下能够自动中止装卸作业。 10.5.6电气设备日常管理按照SY/T6325执行。 10.5.7 高压电气设备的运行、异常及故障处理按照DL/T596的规定执行。 10.5.8 变频器的运行与维护宜符合DL/T1195的规定。 10.5.9 UPS的运行与维护按照YD/T1970.4执行。 10.5.10 站场备用或应急供电电源宜每月启动试验1次。 10.5.11 地上石油储（备)库宜每年进行2次防雷、防静电检测，对于发现的异常情况宜及时处理。 10.5.12 地上石油储（备）库内宜安装应急照明系统，照明系统可照明时间最少为30min。 10.5.13 储罐及其他高架结构宜根据航空航海安全规则配备警告信号灯

10.5.2所有位于危险区域的电气设备、仪表设备及装置宜符合GB3836.1中的规定。 10.5.3所有电气设备的不带电金属外壳和工艺要求接地的非用电设备均宜可靠接地 10.5.4在地上石油储（备）库内运行过程中会产生静电积累的管道、容器、储罐和加工设备均宜作静电 接地，其接地系统与其他公用接地系统连接时接地电阻宜符合其中最小值的要求 10.5.5地上石油储（备）库内装卸作业时，相应设备宜配备静电接地保护装置，并确保静电接地保护装 置在接地不符合要求的情况下能够自动中止装卸作业。 10.5.6电气设备日常管理按照SY/T6325执行。 10.5.7 高压电气设备的运行、异常及故障处理按照DL/T596的规定执行。 10.5.8 变频器的运行与维护宜符合DL/T1195的规定。 10.5.9 UPS的运行与维护按照YD/T1970.4执行。 10.5.10 站场备用或应急供电电源宜每月启动试验1次。 10.5.11 地上石油储（备)库宜每年进行2次防雷、防静电检测，对于发现的异常情况宜及时处理。 10.5.12 地上石油储（备）库内宜安装应急照明系统，照明系统可照明时间最少为30min。 10.5.13 储罐及其他高架结构宜根据航空航海安全规则配备警告信号灯

10.6自动化系统风险消减

10.6.1压力、温度等各类现场检测仪表宜定期进行校准和检定。 0.6.2开关类执行器的维护检查宜符合SY/T6069的规定。 10.6.3罐区管网运行时，联锁保护程序宜保持投用。对于不能投用的，宜及时处理并纠正。

10.6.4持续停用6个 完好后再投人 使用。 10.6.5库区安全联锁保护系统宜 逻辑、保护功能、响应效果

10.7公用设施风险消减

10.7.1生产区域安装的火焰探测报警系统、火灾探测报警系统和可燃气体探测报警系统宜定期检测 维护，确保其状况完好。可燃气体检测器、火灾探测器、报警器等宜每年至少检查或校验1次。 10.7.2气体检测系统宜在检测到气体不高于爆炸下限的25%时，发出声光警报。 10.7.3火灾和气体泄漏检测装置和监视设备布置原则宜符合GB50160和GB50183中的规定。 地上石油储（备）库设置的静电消除装置宜保持完好，进人生产区的人员宜释放人体静电 10.7.4地上石油储（备）库防爆区内不应使用非防爆器具和非防爆通信工具。 10.7.5灭火器材宜每季度至少检查1次，并按照生产厂商规定及时更换。 10.7.6 消防设备、水龙带、喷淋器等宜每半年至少检查1次 10.7.71 固定消防设施宜每周试运行1次，可采用压缩空气泡沫消防新技术，增加泡沫覆盖率和覆盖范 围，以及提高阻燃性能。 0.7.8 消防演练宜每年开展1次。 10.7.9立 站场、阀室的安全防护宜符合GA1166的规定。 10.7.10防水泵系统、灭火系统、紧急停车系统宜符合GB/T20368和GB50183的规定。 10.7.11建筑物、构筑物投用3年内，宜检查基础沉降情况，必要时进行检测。 10.7.12地上石油储（备）库内地面出现的沉降宜及时处理

运营单位应制定地上石油储（备）库的效能评价指标体系，宜每年定期开展1次完整性管理的效能 评价，并对指标体系持续改进，提出效能评价报告

1.2效能评价实施方式

效能评价的实施采取以下方式： a）第三方专业评价机构开展效能评价； b）运营单位自主开展效能评价检测，包括日常检查及专项检查；

效能评价报告包括以下内容： a) 基本情况概述； b) 效能指标设定； c) 效能评价实施； d) 问题总结与整改； e）体系的持续改进与计划安排

效能评价报告包括以下内容： 基本情况概述； b) 效能指标设定； c) 效能评价实施； d) 问题总结与整改； e）体系的持续改进与计划安排

.1应急响应成员应包含地上石油储（备）库完整性管理人员。 .2宜依据风险评价的结果，确定地上石油储（备)库一旦发生失效，潜在后果的种类和影响范围 据分析结果制定储（备）库在紧急状态下应采取的应急措施， .3应基于地上石油储（备)库由影像图、地图、高程图和水力分布图，预估泄漏点对环境的影响，

应急资源支持包括以下内容： a）应急资源的配置应按照GB30077规定执行； b）宜采用三维虚拟演练系统，结合无人机、消防机器人、固定式/半固定式压缩空气泡沫灭火系统 对地上右油储备（库)火灾场景进行演练分析，构建典型场景实体火灾模型检验固定式/半固定 式压缩空气泡沫灭火系统灭火作业的可行性： 应依据风险评价、完整性检测及完整性评价结果和险情分布情况，至少每年开展1次有效性 评价。

2.4.1应将应急抢险所需的资料进行整理，宜包括但不限于： a) 图纸，包括：库区平面图、库区工艺图、库区影像图、库区及周边地图等； b） 库罐区基本信息，包括：库罐区型号、库容量、罐区运行参数、工艺辅助系统、泵压及流量、溢油 池体积、防火堤、装卸码头高程等信息； ） 地上石油储（备）库周边设施的信息，包括： ·地上石油储（备）库周边100m范围内的地下设施、地上构筑物； 地上石油储（备）库周边200m范围内的人口、水体、公路、铁路等信息； ·地上石油储（备）库所属区域内或附近的道路上消防、医院、派出所等应急资源信息； ·地上石油储（备）库途径城市的地下排水排污等设施信息。 变更时，应及时更新相关数据

12.4.1应将应急抢险所需的资料进行整理，宜包括但不限于： 图纸，包括：库区平面图、库区工艺图、库区影像图、库区及周边地图等； b） 库罐区基本信息，包括：库罐区型号、库容量、罐区运行参数、工艺辅助系统、泵压及流量、溢 池体积、防火堤、装卸码头高程等信息； ） 地上石油储（备）库周边设施的信息，包括： ·地上石油储（备）库周边100m范围内的地下设施、地上构筑物； ·地上石油储（备）库周边200m范围内的人口、水体、公路、铁路等信息； ·地上石油储（备）库所属区域内或附近的道路上消防、医院、派出所等应急资源信息； ·地上石油储（备）库途径城市的地下排水排污等设施信息。 12.4.2当数据管理规定的数据发生变更时，应及时更新相关数据

13地上石油储（备）库风险管控信息平台

和控制。 13.1.2地上石油储（备)库完整性管理方案宜植人到储（备)库一体化风险管控平台中，并对方案进行 跟踪管理。

油储（备）库完整性管理方案宜植人到储（备）库一体化风险管控平台中，并对方案进行

13.2.1地上石油储（备）库三维引擎。地上石油储（备）库一体化风险管控平台宜采用三维引擎，实现 设备失量三维化，加载数据在组件上，实现地图的卫星图层、移动、缩放、定位、检索、标记等基本功能；地 图引用的接口功能开发，实现外部引用地图进行标记、空间查询等功能。 3.2.2地上石油储（备)库三维模块展示。实现三维引擎导人设备设施、三维设备设施数据展示、三维 工艺站场风险展示，以及三维工艺站场巡检功能。 13.2.3设备管理功能。实现设备管理、隐患管理、基础数据管理、统计分析等功能。 3.2.4安全管理功能。具备安全检查、安全检查计划、安全检查记录、检查结果处理、隐惠治理计划 隐患治理台账、抢维修人员信息管理、抢维修设备信息管理等功能。 13.2.5风险评价功能。宜嵌入半定量和定量化的风险评价模型，实现风险分区和分段、风险计算分 析、场景风险曲线描述、设备风险统计展示、风险后果影响范围趋势分析。 13.2.6完整性评价功能。实现工艺管道及附属设施完整性评价、管道缺陷完整性评价、管道复杂管系 力学计算、附属设施的完整性评价等功能。 13.2.7地上石油储（备）库检测数据管理。实现基础档案管理、检测数据管理、统计查询以及储（备）库 在役声发射、超声导波等无损检测数据人库与管理功能。 13.2.8地上石油储（备）库一体化动态监测管理。开发若干传感器接口，用于展示监测数据，应力应变 监测、阴极保护监测、位移监测、火灾探测、液位监测管理、可燃气体浓度监测、视频监控等多源数据。 13.2.9应急管理，开发应急资源分布查询、人口分布分析、最佳路由分析、应急预案输出，如有其他应 急应用平台，宜进行开发集成，如地上石油储（备）库应急无人机巡护、应急指挥等

14记录与文档管理、沟通与变更管理

14.1.1地上石油储（备）库全生命周期管理过程中应建立文档管理数据库，过程中的记录与文档宜每 半年人库1次， 4.1.2地上石油储（备）库宜建立内部之间、内外部之间沟通联络机制。 14.1.3地上石油储（备）库应建立技术变更、管理变更流程和内控操作程序。

14.2记录与文档管理

14.2.1记录与文档管理应保存以下内容： a) 全生命周期地上石油储（备)库安全运行与维护所需的历史信息； 地上石油储（备）库管理有效性和合规性的客观证据； c) 决策制定和允许的相关资料。 4.2.2 应建立管理计划以识别、收集、储存和废弃，包括如下内容： a）与地上石油储（备）库管理相关文档； b）与其他完整性管理方案相关文档。

4.2.3管理计划应包含电子和纸质记录与文档的管理流程。 14.2.4应建立和管理涉及地上石油储（备）库设计、采购、施工、运行、维护和废弃阶段完整性管理活动 的记录和文档JB/T 12252-2015 风力发电机用电刷， 14.2.5各阶段的报告等应通过专业评审，并对报送备案的情况进行记录

4.3.1应制定和实施沟

14.4.1应制定变更管理程序，以规范变更管理 14.4.2对于地上石油储（备）库工艺调整、大罐检修、库区扩容等变更，应及时更新数据，变更完整性管 理方案，

4.1应制定变更管理程序，以规范变更管理。 1.2对于地上石油储（备）库工艺调整、大罐检修、库区扩容等变更，应及时更新数据，变更完整性 案。

5.1地上石油储 通过培训和考核，包

15.2从事地上石油储（备）库完整性管理的相关人员应掌握相应技能，并通过培训和考核，包括： a 储（备）库数据采集与管理； b） 储（备）库风险识别与评价； c） 储（备）库设备设施检测与评价； d 储（备）库效能评价与管理； e） 储（备）库完整性管理方案编制； f 储（备）库风险削减。 15.3能力培训可分为两级：一级能力资格（操作级），二级能力资格（管理与分析级）。取得一级能力资 格及以上的人员承担的工作范围宜包括15.2a）、b）、f)所述工作，取得二级能力资格的人员承担的工作 范围宜包括15.1所述的全部工作，一级能力资格取得两年后方可进行二级能力资格的申请。 15.4应编制并贯彻执行对完整性管理人员进行培训和考核的书面计划大纲，定期审查培训计划DG/T J08-2020-2007 结构混凝土抗压强度检测技术规程，并根