石油天然气储运安全技术
sy 5225-2019石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
sy 5225-2019石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程石油和天然气的钻井、开发和储运是一个高风险的行业，其中防火防爆安全生产至关重要。
为了保障工作人员的生命安全和财产安全，中国石油和天然气行业制定了《SY 5225-2019石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》。
以下将对该技术规程进行详细的介绍。
该技术规程主要包括了钻井、开发和储运过程中的防火防爆措施、设备要求和操作要求等内容。
其中，防火防爆措施是保障安全生产的重要措施之一。
规程对各个环节中的防火防爆要求进行了详细的规定，从而确保在危险环境中工作的人员可以按照正确的方法和程序进行操作。
钻井环节是石油和天然气开发的重要环节之一。
在钻井过程中，规程要求必须设置防爆照明装置，以确保作业区域的照明符合安全要求。
同时，还规定了钻机设备、钻井液系统和天然气检测装置等的技术要求，以及作业人员的防火防爆培训和防护用具的使用。
在开发过程中，规程要求设备和管道必须符合相关的防爆技术要求，以及火花产生和积聚的防控措施。
此外，规程还对储运过程中的防爆要求进行了规定，包括储油罐的防爆安全阀的设置、防爆艇的选用和安全防范措施等。
除了控制火源和防范爆炸之外，规程还强调了事故应急预案的建议和应急装备的准备。
在紧急情况下，工作人员必须根据预案进行迅速的反应和处置，以尽可能减少事故对人员和环境的伤害。
总的来说，《SY 5225-2019石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》为石油和天然气行业提供了具体的安全操作要求和技术要求。
通过遵循规程的要求，可以预防和控制事故的发生，保证作业人员的生命安全和财产安全。
同时，该规程还有助于提高行业的整体安全水平，促进石油和天然气行业的可持续发展。
石油天然气钻井,开发,储运防火防爆安全生产技术规程
石油天然气钻井,开发,储运防火防爆安全生产技术规程石油天然气钻井,开发,储运防火防爆安全生产技术规程在石油和天然气行业中，防火防爆安全生产技术规程是至关重要的。
它涉及到钻井、开发、储运等环节的安全问题，关乎生产和工作人员的生命财产安全。
为了更好地了解和掌握这些技术规程，我们需要对其进行全面评估和深入理解。
1. 石油天然气钻井的防火防爆安全生产技术规程在石油天然气行业中，钻井是一个关键的环节。
钻井评台上的作业环境复杂，安全风险巨大。
钻井的防火防爆安全生产技术规程显得尤为重要。
钻井评台上的设备和工具必须符合相关的防火防爆标准，防止因设备故障或不合格设备导致火灾爆炸事故。
作业人员必须严格遵守安全操作规程，如穿戴防火防爆服装、正确使用防爆工具等。
钻井评台必须配备完善的消防设备和应急处理措施，以便在发生火灾爆炸事故时能够及时有效地进行灭火和疏散。
2. 石油天然气开发的防火防爆安全生产技术规程石油天然气的开发过程也存在着诸多安全隐患。
在开采、输送、加工过程中，易产生可燃气体，一旦积聚到一定浓度就可能发生火灾爆炸事故。
在石油天然气开发中，防火防爆安全生产技术规程显得尤为重要。
开发场地必须进行防火防爆区域划分，并采取相应的防护措施，如安装爆炸隔离设施、使用防爆设备等。
开发设备和管道必须进行定期维护和检修，确保设备状态稳定和运行安全。
开发场地的作业人员必须接受防火防爆安全培训，并了解应急处理措施。
3. 石油天然气储运的防火防爆安全生产技术规程在石油天然气的储存和运输过程中，防火防爆安全生产技术规程同样至关重要。
石油和天然气是易燃易爆的危险品，一旦在储运过程中发生事故，后果不堪设想。
储存设施必须符合相关的防火防爆标准，如储罐防火防爆设计、安全阀装置等。
运输车辆和船舶必须进行定期检修和维护，确保车船完好无损，杜绝因设备故障引发的火灾爆炸事故。
储运人员必须严格执行规定的操作流程，如装卸作业中的防火防爆要求，以及在运输过程中的安全措施等。
油气储运技术及油气储运设施安全维护
油气储运技术及油气储运设施安全维护摘要：油气储运技术是石油和天然气产业中的重要环节，同时也涉及到安全问题。
油气储运设施的安全维护对于保障运营安全和防止意外事故的发生至关重要。
本文将探讨油气储运技术的相关方面以及安全维护的措施，旨在为能源行业和环境保护提供重要的参考和指导。
通过深入研究和应用这些技术和措施，可以推动油气行业的可持续发展，保障能源供应的安全与环境的可持续性。
关键词：油气储运技术；设施；安全维护；措施引言油气储运技术及相应设施的安全维护是保障能源供应和环境保护的重要环节。
随着全球能源需求的增长和环境意识的增强，油气储运技术的发展和设施的安全维护显得尤为关键。
有效的油气储运技术和安全维护措施能够确保石油和天然气的安全输送、存储和利用，减少事故风险，降低环境污染。
1 油气储运技术的介绍1.1阴极保护技术阴极保护技术是一种常用于油气储运系统的腐蚀控制方法。
它基于电化学原理，通过在金属结构表面施加一个负电位，使其成为阴极，从而减少或消除金属的腐蚀现象。
阳极通常由惰性材料制成，如铂、钽或铂钽合金。
这些阳极产生的正向电流会与自然环境中存在的自发腐蚀电流相抵消，从而实现腐蚀控制。
另一种阴极保护技术是铜杆地床式。
在这种方法中，金属结构与一种更活泼的金属（通常是锌或铝）通过导电连接器连接起来。
这个更活泼的金属被称为牺牲阳极，因为它会自愿腐蚀以保护被保护结构。
当牺牲阳极逐渐耗尽时，需要定期更换。
定期检查和维护也是确保阴极保护系统正常运行的关键步骤。
阴极保护技术是一种可靠且有效的油气储运系统腐蚀控制方法。
它通过施加负电位来保护金属结构，延长其寿命并减少维修成本。
随着技术的不断发展和改进，阴极保护技术将在油气行业中继续发挥重要作用。
1.2地下水封油库技术地下水封油库技术是一种用于防止油库泄漏对地下水造成污染的方法。
由于石油和石油产品具有毒性和污染性，确保储存设施的安全性对环境保护至关重要。
地下水封油库技术通过在储罐周围建立有效的屏障，防止泄漏物质渗入地下水。
油气储运安全技术与管理课程设计
油气储运安全技术与管理课程设计一、背景介绍石油和天然气是现代社会的重要能源，其生产、储存、运输过程中安全是至关重要的。
在这一背景下，油气储运安全技术与管理课程应运而生。
本文将从课程设计的角度探讨油气储运安全技术与管理的基本概念、主要内容和教学方法。
二、课程目标油气储运安全技术与管理课程旨在通过理论讲授和实践操作使学生掌握以下知识和能力：1.掌握油气储运安全的基本概念和规范要求；2.熟悉油气储存和运输设备以及其维护和检修；3.熟悉油气储运过程中的安全预防、事故处理和应急措施；4.培养学生的安全意识和应对突发事件的能力；5.提升学生的团队协作和沟通能力。
三、课程内容1. 油气储存技术与设备本章主要介绍油气储存的技术和相关设备。
包括不同类型的储罐和出口设备，以及与储存有关的安全隐患和控制措施。
2. 油气运输技术与设备本章主要介绍油气运输的技术和相关设备。
包括管道、船舶、卡车等运输方式和与运输有关的安全隐患和控制措施。
3. 安全管理与规范要求本章主要介绍油气储运过程中的安全管理和规范要求。
包括管理制度、操作规程、安全评估和风险控制等方面内容。
4. 应急措施与事故处理本章主要介绍油气储运过程中的应急措施和事故处理。
包括紧急救援、事故调查、危险源削减等方面内容。
四、教学方法1.提供教材和课堂讲解；2.布置课外阅读和作业；3.安排实践操作和模拟演练；4.组织学生参观实际场地和现场考察；5.鼓励学生进行文献调研和专题报告；6.提供案例分析和讨论。
五、课程评估课程评估是评价学生学习成绩和课程教学效果的重要手段。
本课程的评估方式包括课堂参与、作业完成情况、实践操作成绩、期中期末考试等多项因素。
同时，也将对学生的团队协作和沟通能力进行评估。
六、总结油气储运安全技术与管理课程是油气领域人才培养的重要组成部分。
本文从课程目标、教学内容、教学方法和课程评估等方面提出了具体建议。
希望有关教育部门和教师可以参考本文，推动油气储运安全技术与管理课程的进一步发展和优化。
石油天然气油气储运安全技术规范
石油天然气油气储运安全技术（四）3输气站(1)输气站的选址。
输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段；站的区域布置、总平面布置应符合GB 50183和GB 50251的规定，并满足输送工艺的要求。
(2)输气站场设备。
进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀；压缩机房的每一操作层及其高出地面3 m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口及通向地面的梯子，操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的距离不得大于 25 m，安全出口和通往安全地带的通道，应畅通无阻；工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验；输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程；含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水；站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设；清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。
(3)输气站场的消防。
天然气压缩机厂房的设置应符合GB 50183和GB 50251的规定；气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150 m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置；站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合GB 50140；站内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。
(4)输气站场的防雷、防静电。
输气站场内建(构)筑物的防雷分类及防雷措施符合GB 50057；工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地；可燃气体、天然气凝液的钢罐应设防雷接地；防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10 Ω,仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30Ω；对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电的设备和管道，均应采取防静电措施；每组专设的防静电接地装置的接地电阻不宜大于100Ω。
石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程目录1. 引言1.1 背景和意义1.2 结构概述1.3 目的2. 钻井安全技术规程2.1 钻井设备的防火防爆要求2.2 钻井作业中的风险管控措施2.3 钻井作业人员的安全培训与管理3. 开发安全技术规程3.1 油气田开发工艺的防火防爆要求3.2 油气开采过程中的装备安全管理3.3 现场作业人员的职责和安全操作规范4. 储运安全技术规程4.1 储油罐、储气库等设施的防火防爆要求4.2 液体和气体储存过程中的风险控制策略4.3 储运作业人员的危险品处理和紧急情况应对能力培养5. 结论与展望5.1 成就总结5.2 不足与问题分析5.3 未来发展方向1. 引言1.1 背景和意义石油天然气钻井、开发、储运是现代工业生产中不可或缺的重要环节。
然而，由于其特殊性质和操作过程中存在的安全隐患，相关的防火防爆措施尤为关键。
事故统计数据显示，钻井、开发和储运过程中发生的火灾和爆炸事件时有发生，不仅造成了人员伤亡和财产损失，还对环境带来严重影响。
因此，制定针对石油天然气钻井、开发和储运防火防爆安全生产技术规程具有重要的背景意义和实际意义。
本文旨在对石油天然气钻井、开发和储运过程中的防火防爆技术规程进行系统化整理和总结，以指导相关企业落实安全管理措施，减少事故风险，并切实保护企业员工的生命财产安全以及环境资源。
1.2 结构概述本文按照以下结构组织：•第2部分将详细讨论钻井安全技术规程，其中包括钻井设备的防火防爆要求、钻井作业中的风险管控措施以及钻井作业人员的安全培训与管理等内容。
•第3部分将涵盖开发安全技术规程，重点关注油气田开发工艺的防火防爆要求、油气开采过程中的装备安全管理以及现场作业人员的职责和安全操作规范等方面。
•第4部分将详细论述储运安全技术规程，包括储油罐、储气库等设施的防火防爆要求，液体和气体储存过程中的风险控制策略以及储运作业人员的危险品处理和紧急情况应对能力培养等内容。
油气储运技术及安全管理方法分析
油气储运技术及安全管理方法分析随着我国能源需求的不断增加，油气资源的勘探开发以及储运技术已成为能源行业的重要环节。
油气储运技术的先进与否直接影响着能源资源的利用效率和安全性。
开展油气储运技术及安全管理方法的分析对于保障能源安全、促进能源行业的可持续发展具有重要意义。
一、油气储运技术分析1. 油气储存技术油气储存技术是保障油气资源能够安全储存和有效利用的重要环节。
目前，常见的油气储存技术主要包括地下储气库、地下储油库和地面储油罐等。
地下储气库是指将天然气储存在地下洞穴或盐层中，通过地下管网输送到用户端使用。
地下储油库则是将原油储存在地下罐内，通过管道输送到加工厂进行加工。
地面储油罐则是将原油储存在地面的金属罐内，通过轮船、火车或管道进行运输。
油气运输技术是将油气资源从勘探开采地点运输至加工厂或用户端的关键环节。
目前，常见的油气运输技术主要包括管道输送、铁路运输和海运。
管道输送是最常见的方式，其具有输送能力大、成本低、安全性高的优势，被广泛应用于油气资源的长距离输送。
二、油气储运安全管理方法分析1. 风险评估在油气储运过程中，可能存在着多种安全风险，如泄漏、爆炸、火灾等。
进行全面的风险评估是确保油气储运安全的关键。
通过对储存和运输环节的风险进行评估，制定相应的安全管理措施，从根本上降低事故发生的可能性。
2. 安全监测油气储运过程中，需要建立健全的安全监测系统，以实时监测油气的储存和运输情况。
通过使用先进的监测设备和技术手段，可以随时监测储存和运输过程中的压力、温度、流速等参数，及时发现异常情况并采取相应的措施。
3. 应急预案在油气储运过程中，可能面临着火灾、爆炸等突发事件，因此建立完善的应急预案是确保安全的重要保障。
对于可能发生的突发事件，需要提前进行预案制定和演练，以保证能够及时、有效地应对各种突发情况。
4. 技术创新在油气储运安全管理中，技术创新是提升安全水平的重要手段。
通过引进先进的监测设备和技术手段，结合人工智能、大数据等技术，可以实现对油气储运过程的全面监控和管理，提高安全性和可靠性。
油气储运安全技术 第七章 油气管道安全管理
2）输油管道的特点：从安全、经济、方便等方面综合考虑， 有以下五个方面的特点：
♦ 生产连续运行、工作压力高； ♦ 外输能力大，便于管理； ♦ 密闭输送，无噪音，无污染，隐蔽性好且受地理环境影
因管子结构和管道设备老化导致事故率上升的 阶段
管道老化，达到设计寿命后期，因腐蚀及磨损，此阶段 的事故曲线明显上升
外部干扰
腐蚀
因外在原因或由 第三方的责任事 故以及不可抗拒 的外力而诱发的 管道事故
材料失效 施工缺陷
天然气管道
事 故
腐蚀可使管道壁厚大 面积减薄，从而导致 管道过度变形或破裂， 也有可能直接造成管 道穿孔，或应力腐蚀 开裂，引发漏气事故。
7.3 输油管道生产运行安全技术
7.3.1 输油管道投产的安全技术 1、准备工作
(1)全线要建立坚强、统一 的指挥机构。
(2)配备好各岗位的 工作人员。
(1)制定投产方案 (2)编制下发各种操作
规程、规章制度 (3)其它有关工作
准备工作
配备必要的抢修装备 和抢修手段
(1)保证油品供销工作 (2)备齐用具、燃料油、 及车辆 (3)准备投产用水源及排放 场地、措施
气等设备故障。
施工
7.2.2 输气管道的事故统计分析
输气管道事故实例 1971年5月22日威成线爆管事故 1971年5月22日深夜，我国四川威成输气管道的越溪 段，正常运行中管线突然爆管，气流将管子沿焊缝平行 方向撕裂，重达201kg的管子碎片飞出151m远。气流冲断 了10m外的输电线起火。火灾使50m以外两栋宿舍着火， 伤26人，死亡4人，停输两天。抢修后换上新管段，运行 7个多月后，1972年1月13日，同一部位第二次爆管。
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石油天然气储运安全技术
一、管道线路
1.管道线路的布置及水工保护
输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路合理走向。
输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。
因条件限制无法避开时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。
输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查．及时处理输油气管道沿线的异常情况。
埋地输油气管道与地面建(构)筑物的最小间距应符合GB50251和GB50253规定。
埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合GB50061和GB50253规定；与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20m．因条件限制无法满足要求时，应对管道采取相应的防霄保护措施，且防雷保护措施不应影响管道的阴级保护效果和管道的维修；与高压输电线交叉敷设时，距输电线20m范围内不应设置阀室及可能发生油气泄露的装置。
埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于
10m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施；交叉时，二者净空间距应不小于0．5m。
且后建工程应从先建工程下方穿过。
埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10m；特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施，且应保持两管道间有足够的维修、抢修间距；交叉时，二者净空间距应不小于O．5m，且后建工程应从先建工程下方穿过。
输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩。
里程桩宜设置在管道的整数里程处，每公里一个．且与阴极保护测试桩合用。
输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。
根据现场实际情况实施管道水工保护。
管道水工保护形式应因地制宜、合理选用；定期对管道水工保护设施进行检查，发现问题应及时采取相应措施。
2.线路截断阀
输油、气管道应设置线路截断阀，天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。
定期对截断阀进行巡检。
有条件的管道宜设数据远传、控制及报警功能。
天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。
3.管道穿跨越
输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件，及两岸的村镇、交通等现状，并考虑到管道的总体走向、日后管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置。
考虑到输油气管道的安全性，管道通过河流、公路、铁路时宜采用穿越方式。
输油气管道跨越河流的防洪安全要求，应根据跨越工程的等级、规模及当地的水文气象资料等，合理选择设计洪水频率。
位于水库下游20km范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。
管道穿跨越工程上游20km范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。
输油气管道穿跨越河流、公路、铁路的钢管、结构、材料应符合国家现行的原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的有关规定。
管道跨越河流的钢管、塔架、构件、缆索应选择耐大气环境腐蚀、耐紫外线、耐气候老化的材料做好防腐。
管道管理单位应根据防腐材料老化情况．制定跨越河流管道的维修计划和措施。
管道穿越河流时与桥梁、码头应有足够的间距。
穿越河流管段的埋深应在冲刷层以下，并留有充足的安全余量。
采用挖沟埋设的管道，应根据工程等级与冲刷情况的要求确定其埋深。
穿越河流管段防漂管的配重块、石笼在施工时．应对防腐层有可拄的保护措施。
每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段，对穿跨越河流臂段采用石笼保护
时，石笼不应直接压在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。
管道穿公路、铁路的位置，应避开公路或铁路站场、有职守道口、隧道．并应在管道穿公路、铁路的位置设立警示标志。
输油气管道穿越公路、铁路应尽量垂直交叉．因条件限制无法垂直交叉时，最小夹角不小于30°，并避开岩石和低洼地带。
输油气管道穿跨越河流上游如有水库，管道管理企业应与水利、水库单位取得联系，了解洪水情况．采取防洪措施。
水利、水库单位应将泄洪计划至少提前两天告知管道管理企业，且应避免大量泄洪冲毁管道。
二、输油气站场
1．一般规定
输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知。
对进人输油气站的外来人员应进行安全注意事项及逃生路线等应急知识的教育培训。
石油天然气站场总平面布置．应根据其生产工艺特点、火灾危险性等级功能要求，结合地形、风向等条件。
经技术经济比较确定。
石油天然气站场内的锅炉房、35kv及以上的变(配)电所、加热炉、水套炉等有明火或散发火花的地点，宜布置在站场或油气生产区边缘。
石油天然气站场总平面布置应符合下列规定：
(1)可能散发可燃气体的场所和设施，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。
(2)甲、乙类液体储罐，宜布置在站场地势较低处，当受条件限制或有特殊工艺要求时，可布置在地势较高处，但应采取有效的防止液体流散的措施。
(3)当站场采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄漏可燃液体漫流的措施。
(4)天然气凝液，甲、乙类油品储罐组，不宜紧靠排洪沟布置。
2输油站
(1)输油站的选址。
应满足管道工程线路走向的需要，满足工艺设计的要求；应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定；应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。
应贯彻节约用地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率，贯彻保护环境和水士保持等相关法律法规。
站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。
站场选址应避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段；在山区，应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避
开窝风地段；在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经的沟谷，防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定；应避开洪水、湖水或浪涌威胁的地带。
(2)输油站场的消防。
石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质，存储方式、储存温度及所在区域消防站布局及外部协作条件等综合因索确定。
油罐区应有完备的消防系统或消防设备；罐区场地夜间应进行照明，照明应符合安全技术标准和消防标准。
应按要求配备可燃气体检测仪和消防器材；站场消防设施应定期进行试运行和维护。
(3)输油站的防雷、防静电。
站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应接GB50057的有关规定执行；装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。
设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测；工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。
(4)输油站场工艺设备安全要求。
工艺管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验，管线设备、阀件应严密无泄漏；设备运行不应超温、超压、超速、超负荷运行，主要设备应有安全保护装置；输油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数；定期对原油加热炉炉体、炉管进行检测，间接加热炉还应定期检测热媒性能，加热炉应有相应措施，减少对环境造成污染的装置与措施；储油罐的安装、
位置和间距应该符合设计标准；对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应按相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验；管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求；应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态，并进行评价；臂网和钢质设备应采取防腐保护措施；根据运行压力对管道和设备配置安全泄放装置，并定期进行校验；定期测试压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄放阀设定参数；定期对自动化仪表进行检测和校验。