加油站油气回收改造指导意见改版Word格式文档下载.docx

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4.2.1现场踏勘应由各省（市、区）公司项目组织部门负责，组织加油站所在地的分公司的工程建设、加管、质安等部门及设计院等部门人员进行现场踏勘。

4.2.2加油站调研勘察，应了解现有加油站内部地埋管路、电缆敷设的走向及埋深。

无法提供现场管线资料的现有站，应采取管线探测技术确定现有工艺、电气及给排水管线。

4.2.3加油站所在地的分公司的工程建设部门，按照经济适用原则和地方政府相关要求，对改造范围、改造方式【卸油油气回收系统、加油油气回收系统（分散式、集中式）、油气排放处理装置】、相关设备设施改造提出建议，报主管领导及省（市、区）公司项目组织部门批复后，设计单位据此进行方案设计。

4.3设计方案

4.3.1设计院提交的设计方案应包括总图、油气回收流程图及主要设备材料表等技术文件。

4.3.2设计方案报省（市、区）公司项目组织部门，由其组织加管、质安等部门，及加油站所在地的分公司的工程建设人员、设计院进行方案审核，报主管领导批复。

4.4施工图设计

4.4.1设备选型

由各省（市、区）公司项目组织部门提供油气回收设备入围供应商名单，设计院依此选取相关设备。

设备选型应遵循安全可靠、技术先进、经济实用、满足排放标准的原则，并采用安装简洁、方便的、现场改造量少的产品。

并注意以下事项：

4.4.1.2同一区域宜选择同一厂家的设备，便于售后服务。

4.4.1.2年汽油加油量3000吨以上且汽油枪10条以上的加油站宜选用集中式加油油气回收系统，其余宜选用分散式加油油气回收系统。

4.4.1.3根据加油机内部空间选择不同类型的加油油气回收技术与设备。

如二次回收分散式真空泵宜采用功率较小，可利用加油机原有电源驱动的形式，不宜另外敷设电源电缆。

为减少储罐改造量，集中式真空泵宜采用电驱动的真空泵，不宜采用潜油泵驱动的真空泵。

4.4.1.4油气排放处理装置应根据加油站周围环境、场地大小和经营量选择。

油气排放处理装置的油气最大处理能力宜为最大加油量的10%～20%。

4.4.2施工图设计

4.4.2.1设计院依据批复的设计方案进行施工图设计。

4.4.2.2加油站油气回收管道，应采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T8163的无缝钢管，油品管道设计压力不低于0.6MPa，油气回收管道的设计压力应不小于0.13MPa。

不能采用热塑性塑料管道等柔性材料管道。

4.4.2.3埋地钢制管道外表面的防腐设计，应符合现行国家标准《钢制管道外腐蚀控制规范》GB/T21447的有关规定。

4.4.2.4与油罐相连通的所有管道均应坡向油罐。

油气回收管道和油罐通气管横管的坡度不应小于1%。

当放坡坡度无法满足上述要求时，可在油气回收管道上加装集液器，且管道坡向集液器坡度不应小于1%。

集液器宜靠近油罐设置。

集液器有效容积应能满足液阻要求，宜采用DN300钢管制作，集液器油气回收管道出口应高于进口。

4.4.2.5卸油和油气回收接口应安装DN100mm的截流阀、密封式快速接头和帽盖，现有加油站已采取卸油油气排放控制措施但接口尺寸不符的可采用变径连接，汽油卸油口、柴油卸油口及汽油回气管口应有明显的标识。

卸油油气回收主管公称直径不宜小于DN80。

4.4.2.6加油油气回收系统应采取防止油气反向流至加油枪的措施。

当多台汽油加油机共用1根油气回收管道时，油气回收管道公称直径不应小于DN50。

4.4.2.7在设计油气回收管路走向时，应尽量避开站内原有管路、电缆敷设。

无法避让的，应错层交叉敷设。

按照油气回收管线放坡要求，无法错层交叉的，应在交叉点将油气回收管路分为两根，交叉管上面敷设一根走气、下面敷设一根走凝结油，然后再汇成一根。

4.4.2.8在加油机底部与油气回收立管的连接处，应安装一个用于检测液阻和系统密封性的丝接三通，其旁通短管上应设置公称直径为25mm的球阀及丝堵，便于检测，不检测时应封闭。

4.4.2.9汽油油罐应采取卸油时的防满溢措施。

宜在原有卸油管（罐内）加装防溢流阀，对于卸油管未经人孔盖直接进罐的加油站，不宜采用在罐内卸油管上加装防溢流阀，而应在罐内通气管及油气回收管线上加装防溢油浮球阀的设计。

油料达到油罐容量95%时，应能自动停止油料继续进罐。

4.4.2.10所有汽油储罐的通气管地上部分汇总合并为两根通气管（均安装球阀），其中一根顶部安装阻火器及呼吸阀、另一根安装阻火通气帽，通气横管设计高度宜高于地面1.5米；

呼吸阀的工作正压宜为2～3KPa，工作负压宜为-1.5～-2KPa；

对于乙醇汽油的加油站，两根通气管上应保留干燥器。

4.4.2.11对暂未要求安装油气排放处理装置的加油站，宜考虑大于5000吨以上的加油站预留油气排放处理装置管道接口及配电线路接口。

4.4.2.12由各省（市、区）公司项目组织部门组织加管、质安等部门，及加油站所在地的分公司的工程建设人员、设计院进行施工图审核，报主管领导批复。

5、工程施工

5.1施工和监理单位的选择

加油站油气回收系统工程施工、监理单位，应由各省（市、区）公司项目组织部门负责，在入围单位中选择确定，并报主管领导签字同意。

施工与安装单位应具有化工石油设备管道安装和工业管道（GC2）安装资质。

5.2施工准备

5.2.1施工前，加油站所在地的分公司的工程建设部门应组织分公司质安、加管等部门，及设计院、施工单位、监理单位等相关方对施工图纸进行会审并进行现场核对、确认。

5.2.2施工单位应详细了解油气回收改造内容，并对所改造的加油站进行现场勘查，并编制详细的实施方案，方案应重点突出改造过程中安全防护措施、不影响加油作业的具体施工步骤及进度安排。

5.2.3施工单位编制的加油站油气回收改造施工方案，报监理单位审批后，报加油站所在地的分公司的工程建设部门。

5.2.4加油站所在地的分公司的工程建设部门，组织分公司质安、加管、施工单位、监理单位等部门对施工方案审核后加，报主管领导签字同意。

5.2.5加油站所在地的分公司的质安部门应同施工与安装单位签订安全协议书和HSE承诺书，明确双方责任，落实安全措施。

应在合同中约束施工单位不得擅自改动施工设计、油气回收设备及其附件的品牌型号、施工材料等，不得损坏现场设备设施。

5.2.6施工单位入场施工前，须对施工现场和加油站周边环境进行观测检查，开展防火、防爆、防触电、防窒息、防高空坠落等危害识别和风险评估，并制定施工安全应急预案，做到一站一预案。

将风险识别结果及控制措施报加油站所在地的分公司的质安部门审核确认。

5.2.7进场作业人员要详细了解、掌握实施方案、安全防护措施及要点，经加油站所在地的分公司的质安部门安全培训合格后方可进场作业。

5.2.8作业前必须进行交底。

进场前要进行设计、现场安全和现场技术交底，加油站长或现场负责人必须参加并接受交底后方可作业，涉及重大作业或关键作业必须在审批的基础上，有分公司的质安、工程建设、加管等部门的管理人员到场监管。

5.2.9加油站提供预制场地，以便施工方对油气回收管线等进行预制工作。

提供施工用电、用水，设专人在施工现场进行安全监督，提供详实的地下隐蔽工程资料。

5.2.10施工机具应有合格证及检验报告，并配有防护隔离带、管沟钢盖板等，施工间歇期间恢复加油站正常营业的辅助设备及材料。

5.2.11施工单位需设现场项目经理，下设专职安全员，特殊工种作业人员须持证上岗（电工、焊工）；

加油站设置兼职安全监护人，负责监督。

5.2.12加油站站长是加油站油气回收改造施工与安装现场安全监管第一责任人，负责施工现场的安全监督检查，发现不安全行为有权责令施工人员立即停止施工并上报。

省（市、区）公司或地市级公司项目组织部门负责对油气回收改造施工加油站站长的专业培训，确保其具备施工现场安全监管履职能力。

5.3工程施工

5.3.1严格按照国家现行相关施工标准、规范进行施工。

5.3.2施工现场安全员、监理、站长或加油站安全监护人不在现场监护时，不得进行高空、动火、破土和进入受限空间等作业。

5.3.3施工涉及动火、临时用电、进入受限空间、高处作业、起重、破土等作业，须履行作业许可证审批手续，相关分公司的质安、加管等部门审批人员必须到现场确认。

在此审批范围以外的，施工单位按照国家有关规定必须自行履行审批手续。

5.3.4改造过程中，对于与加油站现有的设施进行连接，不采用焊接方式，对于必须采用焊接的，应采取拆除移至场外焊接。

对于新敷设管线应尽量采用场外预制，减少现场焊接量。

5.3.5汽油储罐人孔盖改造

5.3.5.1储罐人孔盖改造宜分别单独改造。

将该储罐供油的加油机停止作业封存，将该罐安装的潜油泵、液位仪、可燃气体报警器的电源线、信号线及静电接地端子断开，拆除该液位计。

5.3.5.2打开人孔盖所有进出管路法兰，排放管路内部存油，并可靠收集。

拆除人孔盖，将罐口、外接管口可靠封闭。

5.3.5.3站外按设计对人孔盖开孔、焊接各类接管，接管接口临时加装法兰盖盲死。

焊接作业前应排除该人孔盖上所有管路内部的存油，并进行清理，保证焊接安全。

5.3.5.4改造完成后，更换人孔盖密封垫，安装人孔盖、保证密封，恢复管路连接，恢复液位计、可燃气体报警器、潜液泵电缆，恢复柜内各电缆接线，校线无误后恢复供电。

恢复该罐及对应加油机营运。

5.3.6通气管改造

5.3.6.1通气管改造宜宜分别单独改造且与该罐人孔盖改在同步进行。

若单独作业，应将该储罐供油的加油机停止作业封存，将该罐安装的潜油泵、液位仪、可燃气体报警器的电源线、信号线及静电接地端子断开。

5.3.6.2地面引出的通气管线割断应采用人工管刀子切割，并采用黄油塞封堵，封堵位置位于切断点下200mm左右。

通气管切断处进行套丝处理，安装螺纹连接法兰。

通过法兰将通气管恢复。

5.3.6.3所有通气管加装法兰改造完成后，按照设计，站外预制汽油通气管的连通管，现场安装通气管的连通管应停止所有汽油加油枪作业。

5.3.7电缆沟、工艺管沟挖掘

5.3.7.1施工作业前应同建设方确认站内地下管道、电线电缆等隐蔽工程位置，在地面上进行定位放线，防止施工中造成损坏。

5.3.7.2电缆沟、工艺管沟挖掘应在加油量小的时段进行，停止加油站运行，同时须进行安全围护。

5.3.7.3砼路面切割时，切割机切割深度不应大于砼路面厚度，并应在切割机上加装切割限深装置。

5.3.7.4砼路面垫层挖掘时，不宜采用镐、气锤等宜损坏原有埋地管路、电缆的设备。

5.3.7.5地面开槽，槽底必须夯实，以保证管道坡度要求。

5.3.7.6恢复加油站营业时，行车道上的已开挖完或正在开挖的管沟，应采用加盖钢板，保证加油站正常营业时行车。

5.3.8油气回收管线敷设

5.3.8.1管线应尽量采用场外预制，现场组对。

管线现场组对焊接时，应在加油少的时段进行，停止加油作业。

5.3.8.2埋地油气回收管道铺设每完成一个相对独立的管段，均应及时吹扫和进行压力、坡度测试，合格后方可覆土回填。

5.3.8.3严禁在管道与加油机和油罐连接状态下进行压力测试和吹扫。

测试合格后应将油气回收管道端口进行临时封堵，防止杂物进入。

5.3.9对加油站原有加油机加装加油油气回收设备的改造工作，必须由原加油机厂商负责对加油机进行改造，并对改造加油机的整机防爆安全负责。

6工程验收

6.1加油机改造后，应确保加油机内部油气回收管道连接牢固可靠，无渗漏；

接插件接触良好，符合整机防爆性能要求，并取得国家指定的检验单位颁发的整机防爆合格证和检测报告。

6.2工程竣工后应绘制竣工图，明确标注油气回收管道、电源线、信号线等线路的走向、埋深、长度及与相邻建（构）筑物的距离。

6.3金属管道焊接接头无损检测宜采用超声检测，管道焊接接头的合格标准为Ⅱ级；

抽查比率不得低于10%，固定焊的接头不得低于40%，且不低于1个。

6.4管道系统的压力试验宜以洁净水进行，油品管道试验压力应为0.9MPa，油气管道试验压力应为0.2MPa；

当采用氮气进行压力试验时，油品管道试验压力应为0.69MPa，油气管道试验压力应为0.15MPa。

6.5在环保部门检测前，加油站所在地的分公司的工程建设部门应组织施工单位、设备供应商对油气回收系统整体进行自检，确保油气回收系统密闭性、液阻、气液比等技术指标符合要求，再申请环保部门验收。

6.6加油站油气回收验收遵照《加油站大气污染物排放标准》GB20952－2007中相关规定进行。

加油站油气回收系统需进行验收项目包括油气管线液阻测试、密闭性检测及气液比检测等检验内容（详见附录）。

6.7施工单位自检合格后，报请加油站所在地的分公司的工程建设部门验收，由其组织分公司质安、加管等部门，及设计院、监理单位对工程进行验收，验收结果报主管领导及省（市、区）公司项目组织部门。

6.8提交的验收技术资料

6.8.1设计资料：

油气回收系统施工图、图纸会审记录、设计变更记录、工程竣工图。

6.8.2设备资料：

加油油气回收设备清单及技术说明书、加油油气回收设备气液比自检报告、油气回收系统分项密闭性自检报告、油气排放处理装置清单及技术说明书、油气排放处理装置排放浓度自检报告、地下油气回收管道液阻自检报告、设备安装确认单。

6.8.3施工资料：

施工单位资质文件及证照复印件、施工组织设计方案及工期、质量目标、开工报告、岗位工种作业证复印件、特殊作业许可证、监理报告、隐蔽工程验收记录、施工交底记录、竣工报告、政府部门验收资料。

7安全保证措施

7.1通用要求

7.1.1施工人员、监理人员应遵守国家相关及建设单位安全管理规定。

施工现场监理人员、施工单位项目负责人和双方安全员应挂牌上岗。

7.1.2施工人员着装应符合劳动保护要求。

并且任何人进入现场必须佩戴安全帽，无关人员严禁进入施工现场范围。

7.1.3施工作业前要进行安全教育，考试合格后方可持证上岗，并做好记录。

7.1.4施工前加油站站长应检查消防器材合格有效并按要求摆放到位，做到取用方便。

7.1.5工人穿戴的工作防用品应防静电；

严禁将烟、打火机、手机等危险物品带到加油站内；

施工过程中一律使用防爆工具，如铜板手、铜榔头等。

7.1.6施工现场一旦发现安全隐患，须立即停止作业，马上上报，待隐患消除后方可继续进行施工作业。

7.1.7施工单位要和建设单位共同做好加油作业和施工作业的协调统筹工作，尽量避免在加油、卸油与施工作业同时进行。

7.2临建工程

7.2.1施工前应对加油站施工区域进行围挡并设置安全警示标志，夜间应设置警示灯。

7.2.2设置临时预制区域，动火作业应远离加油站。

7.2.3站内布设临时施工用电设施时，应采取必要的防护措施。

7.2.4夜间施工应设置足够的防爆光源。

7.3工艺施工安全控制

7.3.1气相管线安装安全控制

管线在油站外进行预制，现场组对焊接管线时，应对周围进行安全围挡，并对地漏、下水井等部位进行遮盖；

动火作业前，应对作业点周围进行检查，符合安全要求后才能进行动火作业；

水压试验时应严格安全操作规程，严禁超压。

7.3.2储罐改造安全控制

编制改造专项方案时，要对现场进行详细踏勘，查找隐患点，制定隐患措施；

开工前应上报专项方案，经审批后实施；

作业前办理作业票；

作业前对作业人员进行安全技术培训和安全技术交底；

在拆卸人孔法兰及管线设备时应使用合格的防爆工具，严禁使用易产生火花的铁质工具。

7.4动土作业安全控制措施

7.4.1在开挖电缆沟及气相管线沟前，应与业主及时沟通，详细了解地下工艺管线及电缆的走向及深度。

7.4.2检查是否切断施工区域的电源。

7.4.3切割硬化地面及风镐破除作业时采用冷却水保护，以免产生火花。

7.4.4过路沟槽在停止施工后，铺设钢板，保证车辆可以通行；

其它沟槽应拉警戒线，并挂醒目标识。

7.4.5大风或风向朝向罐区时禁止动火作业。

8附则

8.1本指导意见由销售分公司工程建设处负责解释。

附录A

（规范性附录）

液阻检测方法

A.1适用范围

本附录适用于加油机至埋地油罐的地下油气回收管线液阻检测，并应对每台加油机至埋地油罐的地下油气回收管线进行液阻检测。

特别注意：

检测时应严格执行加油站有关安全生产的规定。

A.2检测原理和概述

A.2.1以规定的氮气流量向油气回收管线内充入氮气，模拟油气通过油气回收管线。

A.2.2用压力表或同等装置检测气体通过管线的液体阻力，了解管线内因各种原因对气体产生阻力的程度，用来判断是否影响油气回收。

A.3偏差和干扰

A.3.1相关油气管线的任何泄漏会导致液阻测量值偏低。

A.3.2如果等待氮气流量稳定的时间少于30s就开始检测，会产生错误的液阻测量值。

A.4检测设备

A.4.1氮气和氮气瓶。

使用商用等级氮气，带有两级压力调节器和一个6.9kPa泄压阀的高压氮气瓶。

A.4.2压力表。

使用A.5.1、A.5.2和A.5.3描述的压力表。

A.4.3浮子流量计。

使用A.5.4描述的浮子流量计，与压力表共同组装成液阻检测装置（参见图A.1所示）。

A.4.4秒表。

使用A.5.5描述的秒表。

A.4.5三通检测接头。

预留在加油油气回收立管上用来检测的设备（参见图A.2所示）。

A.4.6软管。

用于液阻检测装置氮气出口与三通检测接头的连接，通过软管向油气回收管线充入氮气。

A.4.7接地装置。

设备和安装方法应符合有关规定。

图A.1液阻和密闭性检测装置示意图

图A.2三通检测接头示意图

A.5灵敏度、范围和精度

A.5.1提供的压力表应能够测量液阻最大值和最小值。

A.5.2和A.5.3描述了推荐的机械式或电子式压力表的量程范围。

A.5.2机械式压力表表盘最小直径100mm，满量程范围0～250Pa，精度为满量程的2%，最小刻度5Pa。

A.5.3电子式压力测量装置满量程范围0～2.5kPa，精度为满量程的0.5%；

满量程范围0～5.0kPa，精度为满量程的0.25%。

A.5.4浮子流量计的量程范围为0～100L/min，精度为满量程的2%，最小刻度2L/min。

A.5.5秒表精度在0.2s之内。

A.5.6所有计量仪器应按计量标准校准。

A.6检测程序

A.6.1打开被检测加油机的底盆，找到预留在加油油气回收立管上的三通和检测接头。

A.6.2通过软管将液阻检测装置与三通检测接头连接。

A.6.3氮气瓶接地，将氮气管与液阻检测装置的氮气入口接头连接。

A.6.4开启对应油罐的卸油油气回收系统油气接口阀门。

A.6.5如检测新、改、扩建加油站，应在油气管线覆土、地面硬化施工之前向管线内注入10L汽油。

A.6.6开启氮气瓶，设置低压调节器的压力为35kPa。

用浮子流量计控制阀调节氮气流量，从表1中最低氮气流量开始，分别检测3个流量对应的液阻。

在读取压力表数值之前，氮气流量稳定的时间应大于30s。

A.6.7如果3个液阻检测值中有任何1个大于表1规定的最大压力限值，则加油站液阻检测不合格。

如果因压力表指针抖动无法确定检测数值时，则认定液阻检测不合格。

A.6.8取下三通检测接头上连接的软管，恢复原来油气回收管线的连接。

A.6.9关闭对应油罐的油气接口阀门。

A.7检测记录

油气回收管线液阻检测结果记录参见附录F中的表F.1。

附录B

密闭性检测方法

B.1适用范围

本附录适用于加油站油气回收系统密闭性检测。

B.2检测原理和概述

B.2.1用氮气对油气回收系统加压至500Pa，允许系统压力衰减。

检测5min后的剩余压力值与表2规定的最小剩余压力限值进行比较，如果低于限值，表明系统泄漏程度超出允许范围。

B.2.2对新、改、扩建加油站，该检测应在油气回收系统安装完毕达到使用要求后进行。

B.2.3检测在加油油气回收立管处进行。

B.3偏差和干扰

B.3.1只能用气态氮气进行检测。

充入系统的氮气流量超过100L/min会引起检测结果的偏差。

B.3.2如果油气回收系统装有处理装置，检测时应关闭收集单元和处理装置的电源。

B.3.3如果在这项检测之前的24h内进行过气液比检测，那么密闭性检测结果将无效。

B.3.4电子式压力计存在热偏差，至少应有15min的预热过程，接着还要做5min的漂移检查。

如果漂移超过了2.5pa，此仪器将不能使用。

B.3.5若油气回收管线上使用了单向阀或采用的真空辅助装置使气体在系统中不能反向导通而影响整个系统进行密闭性检测时，应设置一段带有切断阀的短接管路。

B.4检测设备

B.4.1氮气和氮气瓶。

同A.4.1。

B.4.2压力表。

使用B.5.1、B.5.2描述的压力表。

B.4.3浮子流量计。

同A.4.3，与压力表共同组装成