汽车加油加气站工程施工.docx

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汽车加油加气站工程施工

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13.1一般规定

13.1.1承建加油加气站建筑工程的施工单位应具有建筑工程的相应资质。

13.1.2承建加油加气站安装工程的施工单位应具有安装工程的相应资质。

从事锅炉、压力容器及压力管道安装、改造、维修的单位，应取得相应的特种设备许可证。

13.1.3从事锅炉、压力容器和压力管道焊接的焊工，应按现行行业标准《特种设备焊接操作人员考核细则》TSGZ6002的有关规定，取得与所从事的焊接工作相适应的焊工合格证。

13.1.4无损检测人员应取得相应的资格。

13.1.5加油加气站工程施工应按工程设计文件及工艺设备、电气仪表的产品使用说明书进行，需修改设计或材料代用时，应有原设计单位变更设计的书面文件或经原设计单位同意的设计变更书面文件。

13.1.6施工单位应编制施工方案，并应在施工前进行设计交底和技术交底。

施工方案宜包括下列内容：

1工程概况。

2施工部署。

3施工进度计划。

4资源配置计划。

5主要施工方法和质量标准。

6质量保证措施和安全保证措施。

7施工平面布置。

8施工记录。

13.1.7施工用设备、检测设备性能应可靠，计量器具应经过检定，处于合格状态，并应在有效检定期内。

13.1.8加油加气站施工应做好施工记录，其中隐蔽工程施工记录应有建设或监理单位代表确认签字。

13.1.9当在敷设有地下管道、线缆的地段进行土石方作业时，应采取安全施工措施。

13.1.10施工中的安全技术和劳动保护，应按现行国家标准《石油化工建设工程施工安全技术规范》GB50484的有关规定执行。

13.2材料和设备检验

13.2.1材料和设备的规格、型号、材质等应符合设计文件的要求。

13.2.2材料和设备应具有有效的质量证明文件，并应符合下列规定：

1材料质量证明文件的特性数据应符合相应产品标准的规定。

2“压力容器产品质量证明书”应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定，且应有“锅炉压力容器产品安全性能监督检验证书”。

3气瓶应具有“产品合格证和批量检验质量证明书”，且应有“锅炉压力容器产品安全性能监督检验证书”。

4压力容器应按现行国家标准《压力容器》GB150.4的有关规定进行检验与验收；LNG储罐还应按现行国家标准《低温绝热压力容器》GB18442的有关规定进行检验与验收。

5油罐等常压容器应按设计文件要求和现行行业标准《钢制焊接常压容器》NB／T47003.1的有关规定进行检验与验收。

6储气井应取得“压力容器（储气井）产品安全性能监督检验证书”后投入使用。

7可燃介质阀门应按现行行业标准《石油化工钢制通用阀门选用、检验及验收》SH／T3064的有关规定进行检验与验收。

8进口设备尚应有商检部门出具的进口设备商检合格证。

13.2.3计量仪器应经过检定，处于合格状态，并应在有效检定期内。

13.2.4设备的开箱检验，应由有关人员参加，并应按装箱清单进行下列检查：

1应核对设备的名称、型号、规格、包装箱号、箱数，并应检查包装状况。

2应检查随机技术资料及专用工具。

3应对主机、附属设备及零、部件进行外观检查，并应核实零、部件的品种、规格、数量等。

4检验后应提交有签字的检验记录。

13.2.5可燃介质管道的组成件应有产品标识，并应按现行国家标准《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》GB50517的有关规定进行检验。

13.2.6油罐在安装前应进行下列检查：

1钢制油罐应进行压力试验，试验用压力表精度不应低于2.5级，试验介质应为温度不低于5℃的洁净水，试验压力应为0.1MPa。

升压至0.1MPa后，应停压10min，然后降至0.08MPa，再停压30min，应以不降压、无泄漏和无变形为合格。

压力试验后，应及时清除罐内的积水及焊渣等污物。

2双层油罐内层与外层之间的间隙，应以35kPa空气静压进行正压或真空度渗漏检测，持压30min，不降压、无泄漏为合格。

3双层油罐内层与外层的夹层，应以34.5kPa进行水压或气压试验或以18kPa进行真空试验。

持压1h，应以不降压、无泄漏为合格。

4油罐在制造厂已进行压力试验并有压力试验合格报告，并经现场外观检查罐体无损伤，且双层油罐内外层之间的间隙持压符合本条第2款的要求时，施工现场可不进行压力试验。

13.2.7LPG储罐、LNG储罐和CNG储气瓶（含瓶口阀）安装前，应检查确认内部无水、油和焊渣等污物。

13.2.8当材料和设备有下列情况之一时，不得使用：

1质量证明文件特性数据不全或对其数据有异议的。

2实物标识与质量证明文件标识不符的。

3要求复验的材料未进行复验或复验后不合格的。

4不满足设计或国家现行有关产品标准和本规范要求的。

13.2.9属下列情况之一的储罐，应根据国家现行有关标准和本规范第6.1节的规定，进行技术鉴定合格后再使用：

1旧罐复用及出厂存放时间超过2年的。

2有明显变形、锈蚀或其他缺陷的。

3对质量有异议的。

13.2.10埋地油罐的罐体质量检验应在油罐就位前进行，并应有记录，质量检验应包括下列内容：

1油罐直径、壁厚、公称容量。

2出厂日期和使用记录。

3腐蚀情况及技术鉴定合格报告。

4压力试验合格报告。

13.3土建工程

13.3.1工程测量应按现行国家标准《工程测量规范》GB50026的有关规定进行。

施工过程中应对平面控制桩、水准点等测量成果进行检查和复测，并应对水准点和标桩采取保护措施。

13.3.2进行场地平整和土方开挖回填作业时，应采取防止地表水或地下水流入作业区的措施。

排水出口应设置在远离建筑物的低洼地点，并应保证排水畅通。

排水暗沟的出水口处应采取防止冻结的措施。

临时排水设施应待地下工程土方回填完毕后再拆除。

13.3.3在地下水位以下开挖土方时，应采取防止周围建（构）筑物产生附加沉降的措施。

13.3.4当设计文件无要求时，场地平土应以不小于2‰的坡度坡向排水沟。

13.3.5土方工程应按现行国家标准《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB50202的有关规定进行验收。

13.3.6混凝土设备基础模板、钢筋和混凝土工程施工，除应符合现行行业标准《石油化工设备混凝土基础工程施工及质量验收规范》SH／T3510的有关规定外，尚应符合下列规定：

1拆除模板时基础混凝土达到的强度，不应低于设计强度的40％。

2钢筋的混凝土保护层厚度允许偏差应为±10mm。

3设备基础的工程质量应符合下列规定：

1）基础混凝土不得有裂缝、蜂窝、露筋等缺陷；

2）基础周围土方应夯实、整平；

3）螺栓应无损坏、腐蚀，螺栓预留孔和预留洞中的积水、杂物应清理干净；

4）设备基础应标出轴线和标高，基础的允许偏差应符合表13.3.6的规定；

5）由多个独立基础组成的设备基础，各个基础间的轴线、标高等的允许偏差应按表13.3.6的规定检查。

表13.3.6块体式设备基础的允许偏差（mm）

4基础交付设备安装时，混凝土强度不应低于设计强度的75％。

5当对设备基础有沉降量要求时，应在找正、找平及底座二次灌浆完成并达到规定强度后，按下列程序进行沉降观测，应以基础均匀沉降且6d内累计沉降量不大于12mm为合格：

1）设置观测基准点和液位观测标识；

2）按设备容积的1／3分期注水，每期稳定时间不得少于12h；

3）设备充满水后，观测时间不得少于6d。

13.3.7站房及其他附属建筑物的基础、构造柱、圈梁、模板、钢筋、混凝土，以及砖石工程等的施工，应符合现行国家标准《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB50202、《砌体工程施工质量验收规范》GB50203和《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定。

13.3.8防渗混凝土的施工应符合现行国家标准《地下工程防水枝术规范》GB50108的有关规定。

防渗罐池施工应符合现行行业标准《石油化工混凝土水池工程施工及验收规范》SH／T3535的有关规定。

13.3.9站房及其他附属建筑物的屋面工程、地面工程和建筑装饰工程的施工，应符合现行国家标准《屋面工程质量验收规范》GB50207、《建筑地面工程施工质量验收规范》GB50209和《建筑装饰装修工程质量验收规范》GB50210的有关规定。

13.3.10钢结构的制作、安装应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的有关规定。

建筑物和钢结构的防火涂层的施工，应符合设计文件与产品使用说明书的要求。

13.3.11站区建筑物的采暖和给排水施工，应按现行国家标准《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242的有关规定进行验收。

13.3.12站区混凝土地面施工，应符合国家现行标准《公路路基施工技术规范》JTGF10、《公路路面基层施工技术规范》JTJ034和《水泥混凝土路面施工及验收规范》GBJ97的有关规定，并应按地基土回填夯实、垫层铺设、面层施工的工序进行控制，上道工序未经检查验收合格，下道工序不得施工。

13.4设备安装工程

13.4.1加油加气站工程所用的静设备宜在制造厂整体制造。

13.4.2静设备的安装应符合现行国家标准《石油化工静设备安装工程施工质量验收规范》GB50461的有关规定。

安装允许偏差应符合表13.4.2的规定。

表13.4.2静设备安装允许偏差（mm）

注：

D为静设备外径；L为卧式储罐长度；H为立式塔器高度。

13.4.3油罐和液化石油气罐安装就位后，应按本规范第13.3.6条第5款的规定进行注水沉降。

13.4.4静设备封孔前应清除内部的泥沙和杂物，并应经建设或监理单位代表检查确认后再封闭。

13.4.5CNG储气瓶（组）的安装应符合设计文件的要求。

13.4.6CNG储气井的建造除应符合现行行业标准《高压气地下储气井》SY／T6535的有关规定外，尚应符合下列规定：

1储气井井筒与地层之间的环形空隙应采用硅酸盐水泥全井段填充，固井水泥浆应返出地面，且填充的水泥浆的体积不应小于空隙的理论计算体积，其密度不应小于1650kg／m3。

2储气井应根据所处环境条件进行防腐蚀设计及处理。

3储气井组宜在井口装置下端面至地下埋深不小于1.5m、以井口中心点为中心且半径不小于1m的范围内，采用C30钢筋混凝土进行加强固定。

4储气井的钻井和固井施工应由具有相应资质的工程监理单位进行过程监理，并应取得“工程质量监理评估报告”。

5储气井地上部分的建造、检验和验收，尚应符合现行国家标准《压力容器》GB150.4的有关规定。

13.4.7LNG储罐在预冷前罐内应进行干燥处理，干燥后储罐内气体的露点不应高于-20℃。

13.4.8加油机、加气机安装应按产品使用说明书的要求进行，并应符合下列规定：

1安装完毕，应按产品使用说明书的规定预通电，并应进行整机的试机工作。

在初次上电前应再次检查确认下列事项符合要求：

1）电源线已连接好；

2）管道上各接口已按设计文件要求连接完毕；

3）管道内污物已清除。

2加气枪应进行加气充装泄漏测试，测试压力应按设计压力进行。

测试不得少于3次。

3试机时不得以水代油（气）试验整机。

13.4.9机械设备安装应符合现行国家标准《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB50231的有关规定。

13.4.10压缩机与泵的安装应符合现行国家标准《风机、压缩机、泵安装工程施工及验收规范》GB50275的有关规定。

13.4.11压缩机在空气负荷试运转中，应进行下列各项检查和记录：

1润滑油的压力、温度和各部位的供油情况。

2各级吸、排气的温度和压力。

3各级进、排水的温度、压力和冷却水的供应情况。

4各级吸、排气阀的工作应无异常现象。

5运动部件应无异常响声。

6连接部位应无漏气、漏油或漏水现象。

7连接部位应无松动现象。

8气量调节装置应灵敏。

9主轴承、滑道、填函等主要摩擦部位的温度。

10电动机的电流、电压、温升。

11自动控制装置应灵敏、可靠。

13.4.12压缩机空气负荷试运转后，应清洗油过滤器并更换润滑油。

13.5管道工程

13.5.1与储罐连接的管道应在储罐安装就位并经注水或承重沉降试验稳定后进行安装。

13.5.2热塑性塑料管道安装完后，埋地部分的管道应将管件上电熔连接的通电插孔用专用密封帽或绝缘材料密封。

非埋地部分的管道应按本规范第11.2.14条的规定执行。

13.5.3在安装带导静电内衬的热塑性塑料管道时，应确保各连接部位电气连通，并应在管道安装完后或覆土前，对非金属管道做电气连通测试。

13.5.4可燃介质管道焊缝外观应成型良好，与母材圆滑过度，宽度宜为每侧盖过坡口2mm，焊接接头表面质量应符合下列规定：

1不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在。

2CNG和LNG管道焊缝不得有咬肉，其他管道焊缝咬肉深度不应大于0.5mm，连续咬肉长度不应大于100mm，且焊缝两侧咬肉总长不应大于焊缝全长的10％。

3焊缝表面不得低于管道表面，焊缝余高不应大于2mm。

13.5.5可燃介质管道焊接接头无损检测方法应符合设计文件要求，缺陷等级评定应符合现行行业标准《承压设备无损检测》JB／T4730.1～JB／T4730.6的有关规定，并应符合下列规定：

1射线检测时，射线检测技术等级不得低于AB级，管道焊接接头的合格标准，应符合下列规定：

1）LPG、LNG和CNG管道Ⅱ级应判为合格；

2）油品和油气管道Ⅲ级应判为合格。

2超声波检测时，管道焊接接头的合格标准，应符合下列规定：

1）LPG、LNG和CNG管道Ⅰ级应判为合格；

2）油品和油气管道Ⅱ级应判为合格。

3当射线检测改用超声波检测时，应征得设计单位同意并取得证明文件。

13.5.6每名焊工施焊焊接接头射线或超声波检测百分率，应符合下列规定：

1油品管道焊接接头，不得低于10％。

2LPG管道焊接接头，不得低于20％。

3CNG和LNG管道焊接接头，应为100％。

4固定焊的焊接接头不得少于检测数量的40％，且不应少于1个。

13.5.7可燃介质管道焊接接头抽样检验，有不合格时，应按该焊工的不合格数加倍检验，仍有不合格时应全部检验。

同一个不合格焊缝返修次数，碳钢管道不得超过3次，其他金属管道不得超过2次。

13.5.8可燃介质管道上流量计孔板上、下游直管的长度，应符合设计文件要求，且设计文件要求的直管长度范围内的焊缝内表面应与管道内表面平齐。

13.5.9加油站工艺管道系统安装完成后，应进行压力试验，并应符合下列规定：

1压力试验宜以洁净水进行。

2压力试验的环境温度不得低于5℃。

3管道的工作压力和试验压力，应按表13.5.9取值。

表13.5.9加油站工艺管道系统的工作压力和试验压力

注：

表中压力值为表压。

13.5.10LPG、CNG、LNG管道系统安装完成后，应进行压力试验，并应符合下列规定：

1钢制管道系统的压力试验应以洁净水进行，试验压力应为设计压力的1.5倍。

奥氏体不锈钢管道以水作试验介质时，水中的氯离子含量不得超过50mg／L。

2LNG管道系统宜采用气压试验，当采用液压试验时，应有将试验液体完全排出管道系统的措施。

3管道系统采用气压试验时，应有经施工单位技术总负责人批准的安全措施，试验压力应为设计压力的1.15倍。

4压力试验的环境温度不得低于5℃。

13.5.11压力试验过程中有泄漏时，不得带压处理。

缺陷消除后应重新试压。

13.5.12可燃介质管道系统试压完毕，应及时拆除临时盲板，并应恢复原状。

13.5.13可燃介质管道系统试压合格后，应用洁净水进行冲洗或用空气进行吹扫，并应符合下列规定：

1不应安装法兰连接的安全阀、仪表件等，对已焊在管道上的阀门和仪表应采取保护措施。

2不参与冲洗或吹扫的设备应隔离。

3CNG、LNG管道宜采用空气吹扫。

吹扫压力不得超过设备和管道系统的设计压力，空气流速不得小于20m／s，应以无游离水为合格。

4水冲洗流速不得小于1.5m／s。

13.5.14可燃介质管道系统采用水冲洗时，应目测排出口的水色和透明度，应以出、入口水色和透明度一致为合格。

采用空气吹扫时，应在排出口设白色油漆靶检查，应以5min内靶上无铁锈及其他杂物颗粒为合格。

经冲洗或吹扫合格的管道，应及时恢复原状。

13.5.15可燃介质管道系统应以设计压力进行严密性试验，试验介质应为压缩空气或氮气。

13.5.16LNG管道系统在预冷前应进行干燥处理，干燥处理后管道系统内气体的露点不应高于-20℃。

13.5.17油气回收管道系统安装、试压、吹扫完毕之后和覆土之前，应按现行国家标准《加油站大气污染物排放标准》GB20952的有关规定，对管路密闭性和液阻进行自检。

13.5.18可燃介质管道工程的施工，除应符合本节的规定外，尚应符合现行国家标准《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》GB50517的有关规定。

13.6电气仪表安装工程

13.6.1盘、柜及二次回路结线的安装除应符合现行国家标准《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171的有关规定外，尚应符合下列规定：

1母线搭接面应处理后搪锡，并应均匀涂抹电力复合脂。

2二次回路接线应紧密、无松动，采用多股软铜线时，线端应采用相应规格的接线耳与接线端子相连。

13.6.2电缆施工除应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168的有关规定外，尚应符合下列规定：

1电缆进入电缆沟和建筑物时应穿管保护。

保护管出入电缆沟和建筑物处的空洞应封闭，保护管管口应密封。

2加油加气作业区内的电缆沟内应充沙填实。

3有防火要求时，在电缆穿过墙壁、楼板或进入电气盘、柜的孔洞处应进行防火和阻燃处理，并应采取隔离密封措施。

13.6.3照明施工应按现行国家标准《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303的有关规定进行验收。

13.6.4接地装置的施工除应符合现行国家标准《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169的有关规定外，尚应符合下列规定：

1接地体顶面埋设深度设计文件无规定时，不宜小于0.6m。

角钢及钢管接地体应垂直敷设，除接地体外，接地装置焊接部位应作防腐处理。

2电气装置的接地应以单独的接地线与接地干线相连接，不得采用串接方式。

13.6.5设备和管道的静电接地应符合设计文件的规定。

13.6.6所有导电体在安装完成后应进行接地检查，接地电阻值应符合设计要求。

13.6.7爆炸及火灾危险环境电气装置的施工除应符合现行国家标准《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》GB50257的有关规定外，尚应符合下列规定：

1接线盒、接线箱等的隔爆面上不应有砂眼、机械伤痕。

2电缆线路穿过不同危险区域时，在交界处的电缆沟内应充砂、填阻火堵料或加设防火隔墙，保护管两端的管口处应将电缆周围用非燃性纤维堵塞严密，再填塞密封胶泥。

3钢管与钢管、钢管与电气设备、钢管与钢管附件之间的连接，应满足防爆要求。

13.6.8仪表的安装调试除应符合现行行业标准《石油化工仪表工程施工技术规程》SH／T3521的有关规定外，尚应符合下列规定：

1仪表安装前应进行外观检查，并应经调试校验合格。

2仪表电缆电线敷设及接线前，应进行导通检查与绝缘试验。

3内浮筒液面计及浮球液面计采用导向管或其他导向装置时，导向管或导向装置应垂直安装，并应保证导向管内液流畅通。

4安装浮球液位报警器用的法兰与工艺设备之间连接管的长度，应保证浮球能在全量程范围内自由活动。

5仪表设备外壳、仪表盘（箱）、接线箱等，当有可能接触到危险电压的裸露金属部件时，应作保护接地。

6计量仪器安装前应确认在计量鉴定合格有效期内，如计量有效期满，应及时与建设单位或监理单位代表联系。

7仪表管路工作介质为油品、油气、LPG、LNG、CNG等可燃介质时，其施工应符合现行国家标准《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》GB50517的有关规定。

8仪表安装完成后，应按设计文件及国家现行有关标准的规定进行各项性能试验，并应做书面记录。

9电缆的屏蔽单端接地宜在控制室一侧接地，电缆现场端的屏蔽层不得露出保护层外，应与相邻金属体保持绝缘，同一线路屏蔽层应有可靠的电气连续性。

13.6.9信息系统的通信线和电源线在室内敷设时，宜采用暗敷方式；无法暗敷时，应使用护套管或线槽沿墙明敷。

13.6.10信息系统的电源线和通信线不应敷设在同一镀锌钢护套管内，通信线管与电源线管出口间隔宜为300mm。

13.7防腐绝热工程

13.7.1加油加气站设备和管道的防腐蚀要求，应符合设计文件的规定。

13.7.2加油加气站设备的防腐蚀施工，应符合现行行业标准《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》SH3022的有关规定。

13.7.3加油加气站管道的防腐蚀施工，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T21447的有关规定。

13.7.4当环境温度低于5℃、相对湿度大于80％或在雨、雪环境中，未采取可靠措施，不得进行防腐作业。

13.7.5进行防腐蚀施工时，严禁在站内距作业点18.5m范围内进行有明火或电火花的作业。

13.7.6已在车间进行防腐蚀处理的埋地金属设备和管道，应在现场对其防腐层进行电火花检测，不合格时，应重新进行防腐蚀处理。

13.7.7设备和管道的绝热应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程施工规范》GB50126的有关规定。

13.8交工文件

13.8.1施工单位按合同规定范围内的工程全部完成后，应及时进行工程交工验收。

13.8.2工程交工验收时，施工单位应提交下列资料：

1综合部分，应包括下列内容：

1）交工技术文件说明；

2）开工报告；

3）工程交工证书；

4）设计变更一览表；

5）材料和设备质量证明文件及材料复验报告。

2建筑工程，应包括下列内容：

1）工程定位测量记录；

2）地基验槽记录；

3）钢筋检验记录；

4）混凝土工程施工记录；

5）混凝土／砂浆试件试验报告；

6）设备基础允许偏差项目检验记录；

7）设备基础沉降记录；

8）钢结构安装记录；

9）钢结构防火层施工记录；

10）防水工程试水记录；

11）填方土料及填土压实试验记录；

12）合格焊工登记表；

13）隐蔽工程记录；

14）防腐工程施工检查记录。

3安装工程，应包括下列内容：

1）合格焊工登记表；

2）隐蔽工程记录；

3）防腐工程施工检查记录；

4）防腐绝缘层电火花检测报告；

5）设备开箱检验记录；

6）设备安装记录；

7）设备清理、检查、封孔记录；

8）机器安装记录；

9）机器单机运行记录；

10）阀门试压记录；

11）安全阀调试记录；

12）管道系统安装检查记录；

13）管道系统压力试验和严密性试验记录；

14）管道系统吹扫／冲洗记录；

15）管道系统静电接地记录；

16）电缆敷设和绝缘检查记录；

17）报警系统安装检查记录；

18）接地极、接地电阻、防雷接地安装测定记录；

19）电气照明安装检查记录；

20）防爆电气设备安装检查记录；

21）仪表调试与回路试验记录；

22）隔热工程质量验收记录；

23）综合控制系统基本功能检测记录；

24）仪表管道耐压／严密性试验记录；

25）仪表管道泄漏性／真空度试验条件确认与试验记录；

26）控制系统机柜／仪表盘／操作台安装检验记录。

4竣工图。