河南省加油加气站建设程序

2024-10-07

河南省加油加气站建设程序（精选11篇）

1.河南省加油加气站建设程序篇一

加油加气站建设所需办理的证件

1、取得省商务厅关于加油加气站发展规划确认文件

2、加油加气站发改委备案

3、加油加气站建设用地规划许可证

4、加油加气站国有土地使用证

5、加油机气站建设工程规划许可证

6、加油机气站建筑工程施工许可证

7、加油加气站道路出入口开口批准文件

8、加油加气站施工安全三同时批准文件

9、加油加气站环境影响评价

10、加油加气站劳动安全卫生评价

11、加油加气站消防设计审核意见书

12、加油加气站消防验收意见书

13、加油站危险化学品经营许可证

14、加油加气站防雷防静电装置安全检测证

15、加油加气站成品油经营许可证

2.河南省加油加气站建设程序篇二

随着国民经济的持续高速发展, 公共交通设施不断完善, 城市道路客流量迅猛增大。在全球能源危机, 石油价格居高不下的形势下, 如何调整能源结构, 将资源优势就地转化为产业优势, 事关我国能源的战略安全, 亦事关经济的可持续发展。随着我国汽车保有量的迅速增加。机动车辆的排放污染也越来越大。近年来, 天然气汽车引领的清洁能源行动正在我国各大中小城市如火如荼的发展。目前这种发展主要集中在城市的公交和出租车辆上, 使城市的环境质量得到了有效的改善。发展清洁能源汽车, 打造绿色物流, 是治理交通干线及沿线区域大气污染的根本途径。大型运输车辆使用清洁燃料, 以天然气为佳, 而发展天然气运输车辆必须加快天然气加气站的建设。

我国城市用地都较为紧张, 尤其是大中型城市, 可以说是寸土寸金, 在城市建成区 (包含城市中心区) 要想为加气站找一块合适的建设用地都是一件非常困难的事。而加气站所处区位对于加气站的客户群体又显得非常重要。鉴于这一矛盾, 对于LNG和CNG用户, 很多城市的做法是在公交车停车场内建设橇装LNG加气站的形式, 或者是利用已建加油站的用地进行加油加气站合建。公交车停车场一般面积较大, 在停车场内建设LNG橇装加气站, 其形式比较灵活, 也便于公交车加注LNG。而利用已建加油站的用地进行加油加气站的合建, 也是一种很好的建站模式, 一般加油站网点布局随着城市发展日臻合理, 利用加油站用地进行加油加气站合建, 既便于城市管理, 又便于汽车加油或者加气。本文对国家规范、融合建站形式等方面进行分析, 针对加油站和天然气加气站网点融合建设技术做简单的探讨。

二、国家规范分析

1. 专门性加油加气站规范

目前国内关于天然气加气站的专门性规范, 除了地方性的规范、标准以外, 最主要的就是《液化天然气 (LNG) 汽车加气站技术规范》NB/T 1001-2011[1]和《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012[2]。

《液化天然气 (LNG) 汽车加气站技术规范》NB/T 1001-2011为国家能源局于2011年7月28日发布, 2011年11月1日实施的行业标准。其规范条文主要是针对LNG部分, 虽然其中也给出了一些L-CNG方面的条文规定, 但条文比较简略。

《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012是国家住建部和国家质量监督检验检疫总局于2012年6月28日联合发布, 2013年3月1日正式实施的国家标准。该国标是在《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002 (2006年版) 的基础上修订完成的。与GB50156-2002 (2006年版) 相比, GB50156-201有以下一些变化:

v增加了LNG (液化天然气) 加气站内容;

v增加了自助加油站 (区) 内容;

v增加了电动汽车充电设施内容;

v细化了压缩天然气加气母站和子站内容;

v调整了民用建筑物保护类别划分标准。

2. 加油和加气融合建站在规范方面的比较

(1) 网点融合建站的相关规定

在加油与加气网点融合建设方面, 《液化天然气 (LNG) 汽车加气站技术规范》NB/T 1001-2011和《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012相关规范条文比较如表1所示:

从上表可以看出, 上述两个规范对于加油和加气融合建站都做出了明确规定, 肯定了加油和加气合建的方式。

(2) 网点融合建站的等级

加油和加气合建, 就有一个合建规模等级的问题。下面就上述规范对于合建规模等级的相关规定条款, 分为加油和LNG/L-CNG加气合建的规模等级以及加油和CNG加气合建的规模等级两部分来简略说明。

加油和LNG/L-CNG加气合建的规模等级

在上述两个规范中, 加油和LNG/L-CNG加气合建的规模等级限定大致相同, 如表2所示:

目前国内主要有30m3、45m3、50m3三种规格的LNG半挂式槽车罐, 为了能一次性卸尽槽车内的LNG, 以避免同一辆槽车的LNG供应两座加气站而引起计量纠纷, 且考虑卸车前站内LNG储罐尚有一定的余量, 加气站的储罐总容积不宜低于60m3。且由于表中柴油罐容积可以折半计算。因此一般只设一个LNG储罐的二级加油加气合建站, 除去60m3的LNG储罐之外, 还有90m3的油品容积。按照柴油折半来计算, 其油品容积最大总容积可以是180m3柴油, 最小总容积可以是90m3汽油。这样的油品总容积等同于一个三级的加油站。对于城市建成区 (包括城市中心区) , 这样的LNG与油品的比例分配是最合理、最恰当、也是最多被采用的。

加油和CNG加气合建的规模等级

对于加油和CNG加气站合建的规模等级, NB/T 1001-2011中并未涉及, 只有GB50156-2012给出了相关等级划分, 如表3所示:

在城市建成区, 尤其是在城市中心区, 很多已建加油站周边道路车流较大, 公交车辆或者大型客货车辆排队加气容易引起交通拥堵。因此, 有些加油站改建不考虑LNG加气功能, 只考虑CNG或者L-CNG是合理的。鉴于LNG转化为L-CNG较之于管道气压缩为CNG购气成本要高, 将已建加油站改建为加油和CNG加气合建站, 服务CNG汽车, 主要是出租汽车, 这种方式是值得推广的。

3. 设计规范对选址及消防水的要求

在加油和加气合建的等级规模明确之后, 一般加油加气站的站址选择, 应符合城乡规划、环境保护和防火安全的要求, 并应选在交通便利的地方。上述两个规范对加油和加气合建站址选择及消防水的要求如表4所示。

三、融合建站技术

1. 加油和LNG/L-CNG加气融合建站技术

如前所述, 城市建成区用地紧张、土地资源宝贵, 且建、构筑物密集, 城市中心区尤甚。这些区域一般没有闲置土地用于新建加气站, 而必须采用加油站扩建油气合建站的形式。一般已建加油站因处于城市建成区或者中心区, 周边地块多为民用二类保护物甚至民用一类保护物, 且由于合建站的等级一般均不低于二级, 原加油站一般不具有消防给水系统, 很多都不具备新建消防给水系统的场地和条件。为了节约用地, 规避消防给水系统的建设, 尽量缩短与周边建构筑物的防火间距, 因此LNG储罐需采用地下或半地下的形式。不论是半地下LNG储罐, 还是地下LNG储罐, 其储罐的设置形式一般都只能为卧罐。

扩建后的加油加气合建站可利用原加油站的道路、站房、给排水等设施, 且加气岛往往可以采用原加油岛, 无需另设单独的加气棚, 故配套设施建设投资较少, 主要投资为设备投资和半地下或地下罐池及设备基础建设投资。

考虑到加油和加气作业区的分隔和管理, 也有一些加油站扩建的案例, 是在原有站房的后方建设一加气棚, 使得新建加气棚和已建加油棚以站房为对称轴, 加油和加气共用站房而又分区管理, 便于加气公交车辆和出租车辆排队加气。

由于中心区货车较少, 而大客车加气容易导致进口堵塞从而影响交通, 因此中心区的加气站应以供应L-CNG和CNG、服务出租车等加气车辆为主;这种加油站改建的油气合建站, 加气枪数量往往较少, 因此选点应遵循“点小面广”的原则, 一方面缓解加气的压力, 另一方面也缩小加气站的服务半径, 减少加气车辆的加气空载里程数, 出租车的加气空载里程数以3~5km为宜。

建成区内其他区域的LNG加气站, 应选在交通便利的地方, 并尽量靠近目标用户, 如选址在靠近公交线路发点站或终点站, 靠近客运站等地点。

对于原加油站场地条件较富余的情形, 也可考虑加气站和加油站分别建站, 不采用合建的形式, 以规避消防给水的要求或建站规模的限制。另外, GB50156-2012规定在城市建成区不宜建一级加气站和一级加油加气合建站;在城市中心区不应建一级加气站和一级油气合建站;并且在城市中心区内, 各类LNG加气站及油气合建站, 应采用埋地、地下或半地下LNG储罐。

这就从规模上和罐池设置形式上对于城市建成区和中心区的LNG加气站做出了规定。根据我国的国情, 城镇化发展十分迅速, 全国各省市的城市规划也在不断修编。很多本来位于城市建成区的加气站或加油站, 可能因为城市的发展扩张, 在五年、十年之后就因城市规划的修编, 变成位于城市中心区。因此如果在城市建成区建设有一级加气站或者一级加油加气合建站, 一旦其周边环境发展起来, 从消防安全的角度, 消防安全的责任与意义将变得十分重要。

另外, 鉴于LNG/L-CNG加气站BOG的处理问题, 很多加气站的做法是直接排放到大气中, 也有一些加气站能够做到将BOG回收到城市中压燃气管道。现在国内正积极探索BOG的处理方法, 就笔者了解的情况, 国内已有将BOG回收至回收罐、通过天然气压缩机将BOG加压成CNG并储存到CNG储气设施的案例。其实际效果如何, 有待进一步观察。如果其效果很好, 则解决了两个问题。一是解决了BOG的排放问题, 既环保又节能, 有较好的社会效益和经济效益。二是解决了L-CNG的加臭问题。因L-CNG的加压设备为LNG柱塞泵, 在LNG柱塞泵前因为LNG液体温度较低无法加臭, 而LNG柱塞泵后压缩天然气压力太高对加臭泵压力要求较高, 成本较高, 而且实际案例说明其效果不佳。如BOG能通过天然气压缩机压缩为CNG, 则在BOG回收之后、BOG进入天然气压缩机之前对天然气进行加臭, L-CNG的加臭问题可以有效得到解决。

2. 加油和CNG加气融合建站技术

对于加油和CNG加气融合建站技术, 如前所述, 在城市建成区, 尤其是在城市中心区, 很多已建加油站周边道路车流较大, 公交车辆或者大型客货车辆排队加气容易引起交通拥堵。因此, 有些加油站改建不考虑LNG加气功能, 只考虑CNG或者L-CNG是合理的。鉴于LNG转化为L-CNG较之于管道气压缩为CNG购气成本要高, 将已建加油站改建为加油和CNG加气合建的方式。

这种形式的合建, 具体到CNG的工艺分类, 可以分为两种, 一种是CNG常规站的形式, 一种是CNG子站的形式。

(1) 加油和CNG常规站加气融合建站技术

对于这种形式而言, 需要在已建加油站的基础上, 新建天然气接收装置、脱硫脱水装置、天然气压缩机和CNG储存设施等工艺设施。由于天然气压缩机一般振动较大、噪音较大, 所以一般放置于室内, 即放置于天然气压缩机房内。而因其气源来自于管输天然气, 管道气较LNG杂质多, 需要脱硫脱水, 因此设备需要定期排污, 对于加油加气站附近居民小区比较密集以及环保和噪音要求较高的地区, 这种CNG建站方式就不太合适。

另外, 因为其气源来自于管输天然气, 所以在城市用气高峰时段, 可能城市管网天然气压力较低, 影响天然气压缩机的正常运行, 导致其排气量降低。如正好遇到加气高峰期, 将不能有力保障加气。鉴于此, GB50156-2012规定对于CNG常规站, 可以以LNG储罐作为补充气源并明确了其规模等级的限制规定。即在城市用气的高峰时段, 利用L-CNG作为CNG的补充。但可惜的是, 规范未给出加油与CNG常规站加气合建站是否还能利用LNG储罐作为补充气源。规范仅对于加油和CNG常规站加气合建站的油品总容积和CNG储气设施总容积做出了规定。

(2) 加油和CNG子站加气融合建站技术

相对于加油和CNG常规站加气融合建站技术, 加油和CNG子站加气融合建站技术其形式更加灵活。因为CNG子站的气源来自于CNG车载储气瓶组拖车, 而CNG车载储气瓶组拖车是从CNG母站加气并运输到加气站的。现在普遍使用的是液压式CNG子站的方式, 这种建站方式不需要新建CNG常规站的天然气压缩机以及相关生产设施, 只需要增加CNG液压泵、CNG加气机和相关控制系统即可。其工艺比之于CNG常规站, 较为简洁。

对于这种融合建站形式, 加油站的扩建工程量是最小的。而CNG车载储气瓶组拖车的固定车位可以随着加油加气站周边环境的变化做出及时的调整, 且一旦发生安全事故, CNG车载储气瓶组拖车还可以迅速驶离危险区域。

不仅如此, 这种形式的融合建站方式, 还规避了城市用气高峰时段CNG常规站的天然气压缩机排气量小、打压不足的情况。其风险在于, 一旦加油加气站内的CNG车载储气瓶组拖车上的CNG售罄, 而其他的车载储气瓶组拖车不能及时到位补充, 可能出现暂时的停业状况。鉴于此, GB50156-2012对于加油和CNG子站合建的一级站和二级站, 允许其在固定储气设施总容积小于等于12m3的同时停放一辆车载储气瓶组拖车。

结论

在城市建成区, 尤其是城市中心区, 利用已建加油站改建为加油和加气合建站是合理可行的, 符合我国当前城镇化发展的基本国情。这种加油和加气网点融合建设形式, 既可以节省城市用地, 又可以解决新建加气站的用地和规划问题。其以国家相关规范为依托, 融合建设技术形式多种多样, 必将在未来一段时间内为我国的加气站建设乃至于清洁能源供应产生积极的影响。

摘要：本文主要探讨加油与加气的网点融合建设技术, 即加油站与加气站的合建模式。

关键词：加油站,加气站,加油加气站,网点,融合建设

参考文献

[1]国家能源局, 液化天然气 (LNG) 汽车加气站技术规范NB/T 1001-2011, 2011.

3.加油站建设审批条件及程序篇三

一、办事依据《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》（国务院令第412号）、《成品油市场管理暂行办法》（商务部2004年第23号令）、《湖北省成品油市场管理办法》（省政府2001年第209号令）、《省商务厅关于规范成品油市场秩序，加强成品油市场监管工作的通知》（鄂商运[2005]7号）

二、申报条件及审批程序：

（一）新建加油站

1、申请从事成品油零售经营的企业应当具备以下条件：

（1）具有稳定的成品油供应渠道，与具有批发经营资格的成品油经营企业签订供油协议；

（2）符合黄石市加油站行业发展规划；

（3）加油站的设计、施工符合相应的国家标准；

（4）加油站建设符合国家土地管理、消防安全、环境保护等有关规定；（5）具备成品油检验、计量、储存、消防安全等知识的专业技术人员；（6）从事船用成品油供应经营的水上加油站（船），除符合上述规定外，还应当符合港口、水上交通安全和防止水域污染等有关规定。

2、申报材料及程序。申报新建加油站的企业根据发布的建站信息，向市商务局提出建站申请，并提交如下申请材料：新建加油站申请、企业注册资金情况（一般不低于300万元）、可行性研究报告、拟建地段加油站现状图。对多个建设单位同时申请同一地点的新建加油站，由市商务局组织竞标或协同国土资源部门进行土地竞拍。市商务局收到建设单位申报材料后认真审查，并将审查合格的材料集中上报省商务厅（集中上报时间为每季度第二个月中旬）。

3、加油站建设计划的下达与实施。省商务厅收到市商务局上报的材料后，对上报材料进行审核。对符合申报条件的建设单位，下达建站计划。市商务局根据省商务厅下达的建站计划，通知建设单位。建设单位凭建站计划到当地规划、土地、消防、安全等部门办理手续后，方可动工新建。新建加油站计划应当年实施，自批准之日起一年内有效，过期作废，不再接转下。同时建设单位不得以任何理由再次在原址上重新申报。

加油站竣工后，经过审计部门竣工决算审计，填写省商务厅统一印制的加油站竣工验收表。市商务局组织有关单位进行验收。省商务厅审核合格后，颁发《成品油零售经营批准证书》。建设单位凭《成品油零售经营批准证书》到工商部门办理登记注册手续，到税务部门办理税务登记手续后，方可营业。

（二）迁建加油站

1、对各项手续齐备但由于修建道路、城市用地性质改变等行政行为因素确需搬迁的加油站，经市商务局同意，并报省商务厅批准，可以搬迁到符合加油站行业发展规划要求的地点。

2、迁建的加油站原则上不得超过原加油站规模，建设手续按照新建加油站条件进行申报。

（三）改（扩）建加油站对各项手续齐备但由于加油站设施、消防等原因确需改（扩）建的加油站，填报加油站改（扩）建申请表，由市商务局批准并报省商务厅备案。加油站改（扩）建必须严格按国家标准，合理确定等级，不得超规模建设。

（四）农村加油点根据《商务部办公厅关于规范成品油零售经营批准证书印制与发放工作的通知》（商改字[2004]77号）精神，加油点的审批由省商务厅负责，市商务局收到加油点企业申报材料后认真审查，并将审查合格的材料集中上报省商务厅。申请从事农村加油点经营的企业，应当具备下列条件：

一是具有稳定的成品油供应渠道，与具有批发经营资格的成品油经营企业签订供油协议；

二是只能从事柴油、煤油经营；

三是设在远离国道、省道，交通不便的地段；

4.加油加气站总平面布置要求篇四

5．0．1 加油加气站的围墙设置应符合下列规定：

加油加气站的工艺设施与站外建、构筑物之间的距离小于或等于25m以及小于或等于表4．0．4至表4．0．7中的防火距离的1．5倍时，相邻一侧应设置高度不低于2．2m的非燃烧实体围墙。

加油加气站的工艺设施与站外建、构筑物之间的距离大于表4．0．4至表4．0．7中的防火距离的1．5倍，且大于25m时，相邻一例应设置隔离墙，隔离墙可为非实体围墙。3 面向进、出口道路的一侧宜设置非实体围墙，或开敞。5．0．2 车辆入口和出口应分开设置。

5．0．3 站区内停车场和道路应符合下列规定：

l 单车道宽度不应小于3．sin，双车道宽度不应小于6m。

站内的道路转弯半径按行驶车型确定，且不宜小于 9m；道路坡度不应大于6％，且宜坡向站外；在汽车槽车（含子站车）卸车停车位处，宜按平坡设计。3 站内停车场和道路路面不应采用沥青路面c 5．0．4 加油岛、加气岛及汽车加油、加气场地宜设罩棚，罩棚应采用非燃烧材料制作，其有效高度不应小于4．5m。罩棚边缘与加油机或加气机的平面距离不宜小于2m。5．0．5 加油岛、加气岛的设计应符合下列规定：

l 加油岛、加气岛应高出停车场的地坪0．15～0．2。2 加油岛、加气岛的宽度不应小于1．2m。

加油岛、加气岛上的罩棚支柱距岛端部，不应小于0．6m。5．0．6 液化石油气罐的布置应符合下列规定：

地上罐应集中单排布置，罐与罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径。

地上罐组四周应设置高度为1m的防火堤，防火堤内堤脚线至罐壁净距不应小于2。3 埋地罐之间距离不应小于2m，罐与罐之间应采用防渗混凝土墙隔开。如需设罐池，其池内壁与罐壁之间的净距不应小于1m。

5．0．7 在加油加气合建站内，宜将柴油罐布置在液化石油气罐或压缩天然气储气瓶组与汽油罐之间。

5.汽车加油加气站设计与施工规范篇五

7.1 LPG储罐

7.1.1 加气站内液化石油气储罐的设计，应符合下列规定：

储罐设计应符合国家现行标准《钢制压力容器》GB150、《钢制卧式容器》JB4731和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。

储罐的设计压力不应小于1.78MPa。储罐的出液管道端口接管高度，应按选择的充装泵要求确定。进液管道和液相回流管道宜接入储罐内的气相空间。7.1.2 储罐根部关闭阀门的设置应符合下列规定：

储罐的进液管、液相回流管和气相回流管上应设止回阀。

出液管和卸车用的气相平衡管上宜设过流阀。

7.1.3 储罐的管路系统和附属设备的设置应符合下列规定：储罐必须设置全启封闭式弹簧安全阀。安全阀与储罐之间的管道上应装设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开状态。地上储罐放散管管口应高出储罐操作平台2m及以上，且应高出地面5m及以上。地下储罐的放散管管口应高出地面5.0m及以上。放散管管口应垂直向上，底部应设排污管。管路系统的设计压力不应小于2.5MPa。在储罐外的排污管上应设两道切断阀，阀间宜设排污箱。在寒冷和严寒地区，从储罐底部引出的排污管的根部管道应加装伴热或保温装置。对储罐内未设置控制阀门的出液管道和排污管道，应在储罐的第一道法兰处配备堵漏装置。储罐应设置检修用的放散管，其公称直径不应小于40mm，并宜与安全阀接管共用一个开孔。过流阀的关闭流量宜为最大工作流量的1.6倍~1.8倍。7.1.4 LPG罐测量仪表的设置应符合下列规定：储罐必须设置就地指示的液位计、压力表和温度计，以及液位上、下限报警装置。储罐宜设置液位上限限位控制和压力上限报警装置。在一、二级LPG加气站或合建站内，储罐液位和压力的测量宜设远程监控系统。

7.1.5 LPG储罐严禁设在室内或地下室内。在加油加气合建站和城市建成区内的加气站，LPG储罐应埋地设置，且不应布置在车行道下。7.1.6 地上LPG储罐的设置应符合下列规定：储罐应集中单排布置，储罐与储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径。罐组四周应设置高度为1m的防护堤，防护堤内堤脚线至罐壁净距不应小于2m。储罐的支座应采用钢筋混凝土支座，其耐火极限不应低于5h。7.1.7 埋地LPG储罐的设置应符合下列规定：储罐之间距离不应小于2m，且应采用防渗混凝土墙隔开。2 直接覆土埋设在地下的LPG储罐罐顶的覆土厚度，不应小于0.5m；罐周围应回填中性细沙，其厚度不应小于0.5m。LPG储罐应采取抗浮措施。

7.1.8 埋地LPG储罐采用地下罐池时，应符合下列规定：罐池内壁与罐壁之间的净距不应小于1m。罐池底和侧壁应采取防渗漏措施，池内应用中性细沙或沙包填实。3 罐顶的覆盖厚度（含盖板）不应小于0.5m，周边填充厚度不应小于0.9m。池底一侧应设排水沟，池底面坡度宜为3‰。抽水井内的电气设备应符合防爆要求。

7.1.9 储罐应坡向排污端，坡度应为3‰～5‰。

7.1.10 埋地LPG储罐外表面的防腐设计，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》SH 3022的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层，同时应采取阴极保护措施。在LPG储罐根部阀门后，应安装绝缘法兰。

7.2 泵和压缩机

7.2.1 LPG卸车宜选用卸车泵；LPG储罐总容积大于30m3时，卸车可选用LPG压缩机；LPG储罐总容积小于或等于45m3时，可由LPG槽车上的卸车泵卸车，槽车上的卸车泵宜由站内供电。

7.2.2 向燃气汽车加气应选用充装泵。充装泵的计算流量应依据其所供应的加气枪数量确定。

7.2.3 加气站内所设的卸车泵流量不宜小于300L/min。

7.2.4 设置在地面上的泵和压缩机，应设置防晒罩棚或泵房（压缩机间）。7.2.5 LPG储罐的出液管设置在罐体底部时，充装泵的管路系统设计应符合下列规定：泵的进、出口宜安装长度不小于0.3m挠性管或采取其他防振措施。从储罐引至泵进口的液相管道，应坡向泵的进口，且不得有窝存气体的位置。在泵的出口管路上应安装回流阀、止回阀和压力表。

7.2.6 LPG储罐的出液管设在罐体顶部时，抽吸泵的管路系统设计应符合本规范第7.2.5条第1、3款的规定。

7.2.7 潜液泵的管路系统设计除应符合本规范第7.2.5条第3款的规定外，并宜在安装潜液泵的筒体下部设置切断阀和过流阀。切断阀应能在罐顶操作。

7.2.8 潜液泵宜设超温自动停泵保护装置。电机运行温度至45℃时，应自动切断电源。

7.2.9 LPG压缩机进、出口管道阀门及附件的设置，应符合下列规定：

进口管道应设过滤器。出口管道应设止回阀和安全阀。进口管道和储罐的气相之间应设旁通阀。

7.3 LPG加气机

7.3.1 加气机不得设置在室内。7.3.2 加气机数量应根据加气汽车数量确定。每辆汽车加气时间可按3min～5min计算。

7.3.3 加气机应具有充装和计量功能，其技术要求应符合下列规定： 1 加气系统的设计压力不应小于2.5MPa。2 加气枪的流量不应大于60L/min。

加气软管上应设安全安全拉断阀，其分离拉力宜为400N～600N。4 加气机的计量精度不应低于1.0级。加气枪的加气嘴应与汽车车载L PG储液瓶受气口配套。加气嘴应配置自密封阀，其卸开连接后的液体泄漏量不应大于5mL。

7.3.4 加气机的液相管道上宜设事故切断阀或过流阀。事故切断阀和过流阀应符合下列规定：当加气机被撞时，设置的事故切断阀应能自行关闭。

过流阀关闭流量宜为最大工作流量的1.6倍~1.8倍。事故切断阀或过流阀与充装泵连接的管道应牢固，当加气机被撞时，该管道系统不得受损坏。

7.3.5 加气机附近应设置防撞柱(栏)，其高度不应低于0.5m。

7.4 LPG管道系统

7.4.1 LPG管道应选用10号、20号钢或具有同等性能材料的无缝钢管，其技术性能应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163的有关规定。管件应与管子材质相同。

7.4.2 管道上的阀门及其他金属配件的材质宜为碳素钢。7.4.3 LPG管道组成件的设计压力不应小于2.5MPa。7.4.4 管子与管子、管子与管件的连接应采用焊接。

7.4.5 管道与储罐、容器、设备及阀门的连接，宜采用法兰连接。7.4.6 管道系统上的胶管应采用耐LPG腐蚀的钢丝缠绕高压胶管，压力等级不应小于6.4MPa。

7.4.7 LPG管道宜埋地敷设。当需要管沟敷设时，管沟应采用中性沙子填实。

7.4.8 埋地管道应埋设在土壤冰冻线以下，且覆土厚度（管顶至路面）不得小于0.8m。穿越车行道处，宜加设套管。

7.4.9 埋地管道防腐设计，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。

7.4.10 液态LPG在管道中的流速，泵前不宜大于1.2m/s，泵后不应大于3m/s；气态LPG在管道中的流速不宜大于12m/s。

7.4.11 液化石油气罐的出液管道和连接槽车的液相管道上，应设置紧急切断阀。

7.5 槽车卸车点

7.5.1 连接LPG槽车的液相管道和气相管道上应设置安全拉断阀。7.5.2 安全拉断阀的分离拉力宜为400 N ~600N，关断阀与接头的距离不应大于0.2m。

7.5.3 在LPG储罐或卸车泵的进口管道上应设过滤器。过滤器滤网的流通面积不应小于管道截面积的5倍，并应能阻止粒度大于0.2mm的固体杂质通过。CNG加气工艺及设施

8.1 CNG常规加气站和加气母站工艺设施

8.1.1 天然气进站管道宜采取调压或限压措施。天然气进站管道设置调压器时，调压器应设置在天然气进站管道上的紧急关断阀之后。8.1.2 天然气进站管道上应设计量装置。计量准确度不应低于1.0级。体积流量计量的基准状态，压力应为101.325kPa，温度应为20℃。8.1.3 进站天然气硫化氢含量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的有关规定时，应在站内进行脱硫处理。脱硫系统的设计应符合下列规定：脱硫应在天然气增压前进行。2 脱硫设备应设在室外。3 脱硫系统宜设置备用脱硫塔。4 脱硫设备宜采用固体脱硫剂。脱硫塔前后的工艺管道上应设置硫化氢含量检测取样口，也可设置硫化氢含量在线检测分析仪。

8.1.4 进站天然气含水量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的有关规定时，应在站内进行脱水处理。脱水系统的设计应符合下列规定：脱水系统宜设置备用脱水设备。2 脱水设备宜采用固体吸附剂。脱水设备的出口管道上应设置露点检测仪。

8.1.5 进入压缩机的天然气不应含游离水，含尘量和微尘直径等质量指标应符合所选用的压缩机的有关规定。

8.1.6 压缩机排气压力不应大于25.0MPa（表压）。

8.1.7 压缩机组进口前应设分离缓冲罐，机组出口后宜设排气缓冲罐。缓冲罐的设置应符合下列规定：分离缓冲罐应设在进气总管上或每台机组的进口位置处。2 分离缓冲罐内应有凝液捕集分离结构。3 机组排气缓冲罐宜设置在机组排气除油过滤器之后。4 天然气在缓冲罐内的停留时间不宜小于10s。分离缓冲罐及容积大于0.3m3的排气缓冲罐，应设压力指示仪表和液位计，并应有超压安全泄放措施。

8.1.8 设置压缩机组的吸气、排气管道时，应避免振动对管道系统、压缩机和建（构）筑物造成有害影响。

8.1.9 天然气压缩机宜单排布置，压缩机房的主要通道宽度不宜小于2m。8.1.10 压缩机组的运行管理宜采用计算机集中控制。

8.1.11 压缩机的卸载排气不应对外放散，宜回收至压缩机缓冲罐。8.1.12 压缩机组排出的冷凝液应集中处理。

8.1.13 固定储气设施的额定工作压力应为25MPa，设计温度应满足环境温度要求。

8.1.14 CNG加气站内所设置的固定储气设施应选用储气瓶或储气井。8.1.15 固定储气瓶组宜选用同一种规格型号的大容积储气瓶。8.1.16 储气瓶组应固定在独立支架上，且宜卧式存放。8.1.17 固定储气设施应有排污措施，并应收集处理措施。8.1.18 储气井不宜建在地质滑坡带及溶洞等地质构造上。8.1.19储气井本体的设计疲劳次数不应小于2.5×104次。

8.1.20储气井工程设计和建造，应符合国家法规和现行行业标准《高压气地下储气井》SY/T6535的有关规定。储气井口应便于开启检测。8.1.21 CNG加（卸）气设备设置应符合下列规定：加（卸）气设施不得设置在室内。加（卸）气设备额定工作压力应为20MPa。3 加气机流量不应大于0.25m3/min(工作状态)。4 加（卸）气柱流量不应大于0.5m3/min(工作状态)。加气（卸气）枪软管上应设安全拉断阀。加气机安全拉断阀的分离拉力宜为400N～600N，加气卸气柱安全拉断阀的分离拉力宜为600N～900N。软管的长度不应大于6m。加卸气设施应满足工作温度的要求。8.1.22 储气瓶组的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，储气瓶组的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间应设厚度不小于200mm的钢筋混凝土实体墙隔墙，并应符合下列规定：

固定储气瓶组的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间设置的隔墙，其高度应高于储气瓶组顶部1m及以上，隔墙长度应为储气瓶组宽度两端各加2m及以上。车载储气瓶组的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间设置的隔墙，其高度应高于储气瓶组拖车的高度1m及以上，长度不应小于车宽两端各加1m及以上。储气瓶组管道接口端与站外建筑物之间设置的隔墙，可作为站区围墙的一部分。

8.1.23 加气设施的计量准确度不应低于1.0级。

8.2 CNG加气子站工艺设施

8.2.1 CNG加气子站可采用压缩机增压或液压设备增压的加气工艺。8.2.2 采用液压设备增压工艺的CNG加气子站，其液压设备不应使用甲类或乙类可燃液体，液体的操作温度应低于液体的闪点至少5℃。8.2.3 CNG加气子站的液压设施应采用防爆电气设备，液压设施与站内其他设施的间距可不限。

8.2.4 CNG加气子站储气设施、压缩机、加气机、卸气柱的设置，应符合本规范第8.1节的有关规定。

8.2.5 储气瓶（组）的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，应符合本规范第8.1.21条的规定。

8.3 CNG工艺设施的安全保护

8.3.1 天然气进站管道上应设置紧急切断阀。可手动操作的紧急切断阀的位置应便于发生事故时能及时切断气源。

8.3.2 站内天然气调压计量、增压、储存、加气各工段，应分段设置切断气源的切断阀。8.3.3 储气瓶(组)、储气井与加气机或加气柱之间的总管上应设主切断阀。每个储气瓶(井)出口应设切断阀。

8.3.4 储气瓶(组)、储气井进气总管上应设安全阀及紧急放散管、压力表及超压报警器。车载储气瓶组应有与站内工艺安全设施相匹配的安全保护措施，但可不设超压报警器。

8.3.5 加气站内各级管道和设备的设计压力低于来气可能达到的最高压力时，应设置安全阀。安全阀的设置，应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。安全阀的定压P0除应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定外，尚应符合下列公式的规定：当Pw≤1.8MPa时：

P0=Pw+0.18（8.3.5-1）

式中：Pw—设备最大工作压力（MPa）。

P0—安全阀的定压（MPa）。2 当1.8MPa＜Pw≤4.0MPa时：

P0=1.1Pw（8.3.5-2）当4.0MPa＜Pw≤8.0MPa时：

P0=Pw+0.4（8.3.5-3）当8.0MPa＜Pw≤25.0MPa时：

P0=1.05Pw（8.3.5-4）

8.3.6 加气站内的所有设备和管道组成件的设计压力，应高于最大工作压力10％及以上，且不应低于安全阀的定压。

8.3.7 加气站内的天然气管道和储气瓶组应设置泄压放空设施，泄压放空设施应采取防堵塞和防冻措施。泄放气体应符合下列规定：一次泄放量大于500m3(基准状态)的高压气体，应通过放散管迅速排放。一次泄放量大于2m3(基准状态)，泄放次数平均每小时2～3次以上的操作排放，应设置专用回收罐。一次泄放量小于2m3(基准状态)的气体可排入大气。8.3.8 加气站的天然气放散管设置应符合下列规定： 1 不同压力级别系统的放散管宜分别设置。放散管管口应高出设备平台2m及以上，且应高出所在地面5m及以上。放散管应垂直向上。

8.3.9 压缩机组运行的安全保护应符合下列规定：压缩机出口与第一个截断阀之间应设安全阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放量。

压缩机进、出口应设高、低压报警和高压越限停机装置。3 压缩机组的冷却系统应设温度报警及停车装置。压缩机组的润滑油系统应设低压报警及停机装置。

8.3.10 CNG加气站内的设备及管道，凡经增压、输送、储存、缓冲或有较大阻力损失需显示压力的位置，均应设压力测点，并应设供压力表拆卸时高压气体泄压的安全泄气孔。压力表量程范围宜为工作压力的1.5倍~2.0倍。

8.3.11 CNG加气站内下列位置应设高度不小于0.5m的防撞柱(栏)：固定储气瓶组或储气井与站内汽车通道相邻一侧。2 加气机、加气柱和卸气柱的车辆通过侧。

8.3.12 CNG加气机、加气柱的进气管道上，宜设置防撞事故自动切断阀。

8.4 CNG管道及其组成件

8.4.1 天然气管道应选用无缝钢管。设计压力低于4.0MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163的有关规定；设计压力等于或高于4.0MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976或《高压锅炉用无缝钢管》GB5310的有关规定。

8.4.2 加气站内与天然气接触的所有设备和管道组成件的材质，应与天然气介质相适应。

8.4.3 站内高压天然气管道宜采用焊接连接，管道与设备、阀门的连接应根据接口形式可采用法兰、卡套、锥管螺纹连接。

8.4.4 天然气管道宜埋地或管沟充沙敷设，埋地敷设时其管顶距地面不应小于0.5m。冰冻地区宜敷设在冰冻线以下。室内管道宜采用管沟敷设，管沟应用中性沙填充。

8.4.5 埋地管道防腐设计，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。9.LNG和L-CNG加气工艺及设施 9.1 LNG储罐、泵和气化器

9.1.1 加气站、加油加气合建站内LNG储罐的设计，应符合下列规定：储罐设计应符合国家现行标准《钢制压力容器》GB150、《低温绝热压力容器》GB18442和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。储罐内筒的设计温度不应高于-196℃，设计压力应符合下列公式的规定：

1）当Pw＜0.9MPa时：

Pd≥Pw+0.18MPa（9.1.1-1）

2）当Pw≥0.9MPa时：

Pd≥1.2Pw（9.1.1-1）

式中：Pw—设备最大工作压力（MPa）。

Pd—设计压力（MPa）。内罐与外罐之间应设绝热层，绝热层应与LNG和天然气相适应，并应为不燃材料。外罐外部着火时，绝热层的绝热性能不应明显降低。9.1.2 在城市中心区内，各类LNG加气站及加油加气合建站，应采用埋地LNG储罐、地下LNG储罐或半地下LNG储罐。

9.1.3 地上LNG储罐等设备的设置，应符合下列规定： LNG储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径的1/2，且不应小于2 m。LNG储罐组四周应设防护堤，堤内的有效容量不应小于其中1个最大LNG储罐的容量。防护堤内地面应至少低于周边地面0.1m，防护堤顶面应至少高出堤内地面0.8m，且应至少高出堤外地面0.4m。防护堤内堤脚线至LNG储罐外壁的净距不应小于2m。防护堤应采用不燃烧实体材料建造，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。防护堤的雨水排放口应有封堵措施。防护堤内不应设置其他可燃液体储罐、CNG储气瓶组或储气井。非明火气化器和LNG泵可设置在防护堤内。9.1.4 地下或半地下LNG储罐的设置，应符合下列规定：储罐宜采用卧式储罐。储罐应安装在罐池中。罐池应为不燃烧实体防护结构，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。储罐的外壁距罐池内壁的距离不应小于1m，同池内储罐的间距不应小于1.5 m。罐池深度大于或等于2m时，池壁顶应至少高出罐池外地面1m。5 半地下LNG储罐的池壁顶应至少高出罐顶0.2m。6 储罐应采取抗浮措施。罐池上方可设置开敞式的罩棚。9.1.5 储罐基础的耐火极限不应低于3h。9.1.6 LNG储罐阀门的设置应符合下列规定：储罐应设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个，其中，1个备用。安全阀的设置应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态。与LNG储罐连接的LNG管道应设置可远程操作的紧急切断阀。4 与储罐气相空间相连的管道上应设置可远程控制的放散控制阀。5 LNG储罐液相管道根部阀门与储罐的连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质相适应。

9.1.7 LNG储罐的仪表设置应符合下列规定： LNG储罐应设置液位计和高液位报警器。高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。LNG储罐最高液位以上部位应设置压力表。在内罐与外罐之间应设置检测环形空间绝对压力的仪器或检测接口。液位计、压力表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。

9.1.8 充装LNG汽车系统使用的潜液泵宜安装在泵池内。潜液泵罐的设计应符合本规范第9.1.1条的规定。LNG潜液泵罐的管路系统和附属设备的设置，应符合下列规定： LNG储罐的底部（外壁）与潜液泵罐的顶部（外壁）的高差，应满足LNG潜液泵的性能要求。潜液泵罐的回气管道宜与LNG储罐的气相管道接通。潜液泵罐应设置温度和压力检测仪表。温度和压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。在泵出口管道上应设置全启封闭式安全阀和紧急切断阀。泵出口宜设置止回阀。

9.1.9 L-CNG系统采用柱塞泵输送LNG时，柱塞泵的设置应符合下列规定：柱塞泵的设置应满足泵吸入压头要求。2 泵的进、出口管道应设置防振装置。在泵出口管道上应设置止回阀和全启封闭式安全阀。在泵出口管道上应设置温度和压力检测仪表。温度和压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。应采取防噪音措施。

9.1.10 气化器的设置应符合下列规定：气化器的选用应符合当地冬季气温条件下的使用要求。

气化器的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍。高压气化器出口气体温度不应低于5℃。4 高压气化器出口应设置温度计。

9.2 LNG卸车

9.2.1 连接槽车的液相管道上应设置紧急切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。

9.2.2 LNG卸车软管应采用奥氏体不锈钢波纹软管，其公称压力不得小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力不应小于公称压力的4倍。

9.3 LNG加气区

9.3.1 加气机不得设置在室内。9.3.2 LNG加气机应符合下列规定： 1 加气系统的充装压力不应大于汽车车载瓶的最大工作压力。2 加气机计量误差不宜大于1.5%。加气机加气软管应设安全拉断阀，安全拉断阀的脱离拉力宜为400N～600N。加气机配置的软管应符合本规范第9.2.2条的规定，软管的长度不应大于6m。

9.3.3 在LNG加气岛上宜配置氮气或压缩空气管吹扫接头，其最小爆破压力不应小于公称压力的4倍。

9.3.4 加气机附近应设置防撞（柱）栏，其高度不应小于0.5m。

9.4 LNG管道系统

9.4.1 LNG管道和低温气相管道的设计，应符合下列规定：管道系统的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍，且不应小于所连接设备（或容器）的设计压力与静压头之和。管道的设计温度不应高于-196℃。管道和管件材质应采用低温不锈钢。管道应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976的有关规定，管件应符合现行国家标准《钢制对焊无缝管件》GB/T 12459的有关规定。

9.4.2 阀门的选用应符合现行国家标准《低温阀门技术条件》GB/T24925的有关规定。紧急切断阀的选用应符合现行国家标准《低温介质用紧急切断阀》GB/T24918的有关规定。

9.4.3 远程控制的阀门均应具有手动操作功能。

9.4.4 低温管道所采用的绝热保冷材料应为防潮性能良好的不燃材料。低温管道绝热工程应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264的有关规定。

9.4.5 LNG管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置，泄压排放的气体应接入放散管。

6.河南省加油加气站建设程序篇六

汽车加油、加气站的雷电灾害风险评估

根据龙庆加油、加气站设备和所在地的年平均雷电日数,分别计算出建筑物、构筑物年雷击次数、可接受的最大年平均雷击次数、防雷装置拦截效率,由此将该加油站的雷电防护进行防护等级划分,并对电源线路进行多级感应雷防护设计、信号系统设置SPD保护和防雷接地等电位连接,为加油、加气站综合防雷工程设计提供参考依据.

作者：韩盛涛王波杨彦滨作者单位：黑龙江省防雷中心,黑龙江,哈尔滨,150080 刊名：黑龙江科技信息英文刊名：HEILONGJIANG SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION 年，卷(期)： “”(1) 分类号：U4 关键词：汽车加油加气站雷击风险评估损害

7.河南省加油加气站建设程序篇七

安全员岗位职责

1、认真执行安全生产方针、政策、法令、法规及公司有关安全生产标准，严格执行各项安全生产规章制度。开展安全生产宣传教育，普及消防、安全知识。监督指导加气车辆司机遵守加气站安全制度。

2、协助站长做好本站的安全工作，协助站长开展安全事故救援工作。

3、认真执行公司的安全、消防、交通等安全制度、规定，经常对本站员工进行安全教育。督促员工遵守安全操作规程和各项安全生产制度，在安排生产任务的同时，结合本班组内实际情况，向员工具体交待安全操作方法和注意事项。

4、督促员工正确穿戴个人防护用品，严禁违章、冒险作业。深入现场巡回检查，对各种直接作业环节进行安全监督，及时纠正违章和失职行为，督促检查隐患整改，遇有紧急情况有权令其停止作业。

5、培训义务消防队队员，开展防火、防安全事故的紧急预案演练。

6、经常教育和检查员工遵守安全操作规程，制止一切违章操作行为，使设备、安全设施等处于良好状态。组织制定、颁布站内各项管理制度，严格执行充装工艺和安全技术操作规程，确保站内质量保证体系、安全生产体系的有效运作。

7、管理和维护站内消防器材、设施和设备。

8、发生安全事故时，要积极组织开展抢救工作，保护事故现场，并立即向相关部门和公司报告，协助公司和有关部门调查事故原因。发北京绿源达顺清洁能源发展有限公司加气站管理制度

生事故时，积极抢险、救灾，保护现场，按“三不放过”原则协助领导查处事故，督促落实防止事故的措施

8.加气站氮气系统的操作程序篇八

加气站的氮气系统作业是为加气站内的紧急切断阀提供气源，并控制紧急切断阀开启和关闭。加气站工艺流程图中，绿色虚线部分即表示氮气系统。具体操作程序如下：

1、氮气瓶的拆卸和安装

1)以1#氮气瓶为例，首先将须拆下的空氮气瓶上的出口阀门关闭，将氮气瓶连接到氮气减压阀1上的顶针螺栓松开，关闭减压阀上游的球阀3.2)拆除空氮气瓶上的固定夹，即可将空氮气瓶移走。

3)将新换的氮气瓶移至1#氮气瓶的安装位置。将氮气减压阀1安装在氮气瓶上，需牢固、严密。并将氮气瓶固定。

4)打开氮气瓶上的出口阀门。观看氮气减压阀上的高压压力表、满瓶的氮气:其压力指示值应在9～11Mpa之间。打开球阀３，安装完成。

2、氮气系统的压力调校

1)确认氮气系统上的阀门6、8、10是否打开（常开）2)确认氮气系统阀门组中的阀门12、13、14、15、16是否打开（常开），17、18、19、20、21是否关闭（常闭）。

3)确认电磁阀７是否打开（常开），电磁阀９是否关闭（常闭）。并确认各紧急切断阀24附近的气源球阀22是否打开（常开）。

4)如果利用１#氮气瓶对氮气系统进行供气，应打开１#氮气瓶上出口阀门及球阀３。关闭２#氮气瓶上出口阀门及球阀４。旋动氮气减压阀１上的顶针旋转应缓慢，旋转方向为顺时针方向。5)如果利用２＃氮气瓶对氮气系统进行支持，应打开２＃氮气瓶上出口阀门及球阀４。关闭１＃氮气瓶上出口阀门及球阀３。旋动氮气瓶减压阀２上的顶针，旋转应缓慢，旋转方向为顺时针方向。

6)同时观察压力表５，直至压力表上指数为0.4MPa左右时，停止旋转顶针，待压力表上的指数稳定后，观测其指示压力应在0.3～0.5MPa之间，最好在0.4MPa左右。随着氮气瓶内气体的消耗，其压力亦随着下降，同时氮气减压阀的出口压力下降，应随时观察压力表５上的压力值或操作台上微机指示的氮气压力值。如果低于0.3MPa时，应立即调整氮气减压阀上的顶针位置，提高氮气系统压力直至规定值范围内。

7)如果氮气瓶上的氮气减压阀高压表指示的压力值为0.3MPa时，即表示氮气瓶已空。应立即更换，用另一氮气瓶对氮气系统进行供气。否则，氮气系统压力过低，影响加气机系统的正常工作。

3、氮气系统的操作

1)氮气系统压力正常，各阀门开、关位置正常。

2)操作配电间内操作台上的各紧急切断阀的开关按钮。同时观察各按钮对应的紧急切断阀是否工作正常（此项工作交工前由施工单位完成）．

3)对应加气机、变容泵入口紧急切断阀应处于常开位置。对应卸车泵的紧急切断阀是常闭（只有卸车时打开）。如果出现错误，将影响到加气系统运行。

4)如果加气机系统出现液化石油气泄漏，需要紧急切断时，在卸车区及加气区内设置急停按钮。控制台上亦有急停开关，只需按动紧急按钮或开关。电磁阀７将关闭，电磁阀９打开，将氮气系统内氮气快速的排放，使所有的紧急切断阀关闭。此时整个加气系统不能正常工作。

5)如果只是想关闭某个紧急切断，可通过操作台上开关按钮进行操作即可实现。

9.加油站审批程序篇九

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发布部门：县商务局所属类型：项目审批发表日期：2013-07-02 1 范

围：

1、《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》2 设立依据：

（国务院令第412号）；

2、《成品油市场管理办法》（商务部令2006年第23号）。

3、国务院办公厅《关于开展加油站专项整治工作的通知》（国办发 [2002]18号）办事主体： 4 授权形式：

县商务局窗口

巢湖市商务局办事程序

1、窗口受理、审核

2、对拟改扩建地5 办理程序：

点实地核查

3、窗口行文(批复)

4、领导签发（改建在市批，扩建报省批）

巢湖市商务局所需材料

1、县区商务主管部门初审意见的请示；

2、符合当地加油站（点）布局规划的改（扩）建可行性报告；申报材料：

3、《改（扩）建加油站（点）备案表》；

4、说明在原址改（扩）建加油站（点）理由的规划、土地、消防等部门的证明文件；

5、符合当地加油站（点）布局规划的改（扩）建可行性报告；

6、《成品油零售经营批准证书》复印件。收费标准： 8 收费依据：

不收费

10.河南省加油加气站建设程序篇十

一、审批事项

加油站建设项目安全条件审查备案、建设项目安全设施设计审查备案和建设项目安全设施竣工验收。

二、审批实施机关

梅州市安全生产监督管理局

三、审批依据

（一）《中华人民共和国安全生产法》(主席令第十八号)；

（二）《中华人民共和国行政许可法》(主席令第七号)；

（三）《危险化学品安全管理条例》（国务院令591号）

（四）《危险化学品建设项目安全监督管理办法》（国家安监总局令45号）；

（五）《广东省安全生产监督管理局关于<危险化学品建设项目安全监督管理办法>的实施意见》(粤安监〔2012〕62号)。

四、审批范围

加油站的新建、改建（含隐患整改局部改建的）、扩建

五、审批条件和要求

（一）建设项目安全条件审查 1．安全条件论证报告已对建设项目主要危险、有害因素进行全面辨识和评价；

2．建设项目与周边场所、设施的距离或者拟建场址自然条件符合有关安全生产法律、法规、规章和国家标准、行业标准的规定；

3．主要技术、工艺已确定，且符合有关安全生产法律、法规、规章和国家标准、行业标准的规定;

4．对安全设施设计提出的对策与建议符合法律、法规、规章和国家标准、行业标准的规定。

（二）建设项目安全设施设计审查

1．建设项目安全条件审查已经审查备案通过； 2．选择了相应资质的设计单位进行设计，且设计单位资质符合相关规定；

3．按照有关安全生产的法律、法规、规章和国家标准、行业标准的规定进行设计；

4．采纳建设项目安全条件论证报告中的安全对策和建议。

（三）建设项目安全设施竣工验收 1．已委托具备相应资质的施工单位施工；

2．按照已经通过审查的建设项目安全设施设计施工且施工质量达到建设项目安全设施设计文件要求； 3．建设项目安全设施的施工符合国家标准、行业标准的规定；

4．建设项目安全设施竣工后依法进行了检验、检测； 5．已委托具备相应资质的安全评价机构进行安全验收评价；

6．安全设施和安全生产条件符合且达到有关安全生产法律、法规、规章和国家标准、行业标准的规定；

7．安全验收评价报告已对建设项目的主要危险和有害因素进行全面辨识和评价。

六、办理程序

（一）加油站申请企业向梅州市安全生产监督管理局窗口提交建设项目安全条件审查备案相关材料，窗口工作人员对符合备案条件的，当日向建设单位出具建设项目安全条件审查告知性备案回执。不符合备案条件的，不予受理并说明理由。

（二）加油站申请企业直接向梅州市安全生产监督管理局窗口提交建设项目安全设施设计审查备案相关材料，窗口工作人员对符合备案条件的，当日向建设单位出具建设项目安全审查告知性备案回执。不符合备案条件的，不予受理并说明理由。

（三）加油站申请企业向梅州市安全生产监督管理局窗口申报建设项目安全设施竣工验收，按下列流程进行： 1.受理

梅州市安全生产监督管理局窗口接到企业提交的申请材料后，应对申请材料进行审查，并按照下列情形分别进行处理：

（1）对不属于本部门职权范围的，要即时作出不予受理的决定，并告知申请人向有关行政机关提出申请；

（2）对申请材料存在的能够在申请时当场更正的错误，允许申请人当场更正；

（3）对申请材料不齐全或者不符合法定形式的，当场或者在5日内出具申请材料补正告知书，一次性告知申请单位需要补正的全部内容，逾期不告知的，即为受理；

（4）对经审查申请材料齐全、符合法定形式的或者申请人依照本行政机关的要求提交全部补正材料的，出具许可申请受理通知书，受理日期为本行政机关收到申请人提交的齐全、符合法定形式的申请材料或者申请人依照本行政机关的要求提交全部补正材料全部材料的当天。

2.审查

受理企业申请后，窗口人员应于2个工作日内将相关材料移交局行政审批科，行政审批科应及时组织有关人员及专家完成以下审查工作：

（1）对申报材料的齐全、有效性和符合法定形式性，及申请单位是否具备安全生产条件进行审查；（2）指派2名以上工作人员并组织专家进行现场核查。3.承办

行政审批科指定1名承办人员，汇总审查情况，签署意见后报科室领导审核。

4.审核

科室领导组织科务会议进行讨论审定，签署审核意见后，报局分管领导批准。

5.批准

局分管领导对行政审批科上报材料进行审批，作出准予许可决定或不予许可决定。

6.办结

对准予许可决定的，应当自决定之日起10个工作日内颁发意见书；对不予许可决定的，应当在10个工作日内书面告知申请人并说明理由。

七、申报材料

（一）建设项目安全条件审查

1．建设项目安全条件审查申请书及实行告知性备案的申请报告；

2．工商行政管理部门颁发的企业营业执照或企业名称预先核准通知书； 3．加油站建设项目安全条件论证报告（含加油站平面布置图和反映加油站与周边区域、场所、设施安全距离的四至图）；

4．加油站建设项目所需经营的成品油品种清单（包括油罐的容积和数量、加油站的最大储存量）；

5．省经贸委出具的规划定点审批文件；改建加油站（含隐患整改局部改建的）的可提供安全生产监督管理部门出具的《责令改正指令书》和省经贸委颁发的《成品油零售经营批准证书》。

（二）建设项目安全设施设计审查

1．建设项目安全设施设计审查申请书及实行告知性备案的申请报告；

2．设计单位的资质证书及委托协议；

3．新建加油站的应提交安全设施设计专篇；改、扩建加油站的，提交平面布置图、工艺流程图以及安全设施一览表；

4．建设项目安全条件审查告知性备案回执。

（三）建设项目安全设施竣工验收

1．建设项目安全设施竣工验收申请书及文件； 2．加油站建设项目安全设施施工、监理情况报告； 3．加油站建设项目安全验收评价报告；

4．为从业人员缴纳工伤保险费的证明材料（复制件）； 5．危险化学品事故应急预案备案登记表（复制件）； 6．建设项目安全设施设计审查告知性备案回执。

八、办理时限

（一）加油站安全条件审查备案和建设项目安全设施设计审查备案时限为1个工作日，建设单位修改申请文件、资料所需时间不计算在规定的期限内。

（二）加油站安全设施竣工验收审查时限为20个工作日（20日内不能作出决定的，经局领导批准，可以延长10个工作日，并将延长期限的理由告知建设单位），现场核查时间，建设单位整改现场核查发现的有关问题和修改申请文件、资料所需时间不计算在规定的期限内。

加油站经营企业自收到同意投入生产（使用）的建设项目安全设施竣工验收意见书之日起十个工作日内，按照有关法律法规及其配套规章的规定向市安全监管部门申领《危险化学品经营许可证》。

九、收费依据和标准不收费

十、受理地点、办理科室及联系电话

受理地点：梅州市行政服务中心３楼安监局窗口（原梅州市人民大会堂），窗口电话（传真）： 613389

2办理科室：行政审批科，联系电话（传真）：2392161

11.加油站加气站雷电防护规章制度篇十一

雷电防护安全生产规章制度

目

录

防雷安全生产责任制度安全培训制度自检巡查制度

防雷装置维护保养制度交接班制度定期报检制度事故报告制度安全事故责任追究制

雷电防护安全管理制度

为进一步贯彻落实《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国气象法》、国务院办公厅《关于进一步做好防雷减灾工作的通知》，河北省相关文件精神，切实加强本站雷电防护防御管理，有效预防雷电引发的事故，减轻雷电灾害可能造成的损失、保护公司财产和员工生命安全，结合公司实际，特制订本制度。

防雷安全生产责任制度

防雷安全责任人职责：

一、单位主要负责人为本单位防雷安全第一责任人，对本单位的防雷安全工作负总责；

二、贯彻执行防雷法规，掌握本单位的防雷安全情况，确保单位防雷安全符合规定；

三、组织制定本单位防雷安全制度；

四、督促落实防雷隐患整改，及时处理涉及防雷安全的其它重大问题。

防雷安全管理员职责：

一、负责本单位日常防雷安全管理工作；

二、组织制订防雷安全制度并检查督促落实；

三、组织防雷安全检查，及时申报防雷装置定期检测，落实防雷隐患整改，建立防雷安全管理档案；

四、参加相关部门组织的防雷知识培训；

五、定期向防雷安全责任人报告防雷安全情况，及时报告涉及防雷安全的重大问题；

六、及时向当地气象主管机构报告雷灾，并配合做好雷灾调查。

安全培训制度

一、加油站要对新工人进行安全生产的入场教育，车间教育禾现场教育，并经考试合格后，进入操作岗位。

二、加油站建立安全活动日和班前班后安全例会制度。对职工进行经常性的安全教育，并且结合文化生活，进行各种安全生产的宣传活动。

三、经常对员工进行用电、防雷、消防知识教育，使每个员工均能熟练掌握所用器材的使用。

四、组织好用电、防雷、消防演练、提高技能。

自检巡查制度

为了贯彻执行国家和上级有关安全生产的方针政策，加强防雷装置的安全监察力度，保障企业安全生产，特制订本制度。

一、巡查人员负责站内电气、仪表、配电设施，通排风装置及建筑物的巡查管理，使其处于完好状态。

二、巡查人员定期检查配电室的安全装置，变压器、避雷装置及用电设备上的负荷行程限制装置的巡查管理工作。

三、认真执行交接班制度，做到班前讲安全，班中查安全，班后总结安全。

四、巡查人员，每天对运行设备进行一次检查，对设备安全运行负责管理，并做好记录。

五、每周组织一次安全检查，每天深入作业现场检查，及时整改事故隐患，积极督促有关人员做好防雷设备安全装置的维护保养工作，使其处于完好状态。

六、每周组织一次安全生产活动，定期召开安全会议，组织开展安全生产竞赛，总结交流安全生产经验。

七、严格劳动纪律和工艺操作，制止违章违纪行为，消除用电过程中的各种不安全因素，防止事故的发生。

防雷装置维护保养制度

为加强防雷装置安全维护保养，防止和减少事故，保障公司员工生命和财产安全，促进生产发展，特制订本制度。

一、班前检查保养，要求操作工班前对设备的润滑、运转系统、操纵机构等定点部位进行检查，加油、紧固松动部件，确认无问题后，再开动设备，实时更新检查记录。

二、操作工要严格执行《防雷安全操作规程》，坚守岗位职责，发现问题及时处理或协助维修工修理。

三、下班前要认真清扫设备，擦拭清洁。每周要对设备彻底清扫、擦拭。按照“整齐、清洁、润滑、安全”四项要求进行维护。

四、每周对设备进行预防性检修工作，对设备局部或重点部位拆卸和检查，彻底清洗内部机件和外表，清除故障隐患，保证设备完好运转。

交接班制度

为了贯彻执行国家和上级有关安全生产的方针政策，加强防雷装置的安全监察力度，防止和减少事故发生，促进生产发展，特制订本制度。一、二、三、四、定期报检制度交接班工作必须严肃认真，交清当班记录、设备、安全及处理情况。做好各项生产工作准备，为下一班创造条件。提出建议，共同商讨，搞好工作。接班人员提前到岗，做好接班准备。一、二、三、在用防雷装置定期进行检验，定期进行全部检验。运行检验及内外部检验由气象等专业部门检验。

在用防雷装置的修理改造需在定期检验的基础上，参照有关部门的规定要求进行报检。

事故报告制度

一、严格执行国家有关防雷安全设备管理的法规政策，按规定程序投入使用，并定期进行检查、维护、保养，保证设备安全可靠。

二、对事故隐患及时进行治理，一时难以治理的，要采取防范监护措施，同时要积极新的隐患行成。

三、防雷使用和重大危险源应当登记、建档，进行定期检测、评估、监控，并制定应急预案，告知从业人员和相关人员在紧急情况下应当采取的应急措施，应当按照国家相关规定将重大危险源及有关安全措施、应急措施报上级安全和气象部门。

四、防雷使用发生生产安全事故必须立即组织抢救，按规定立即向上级安全和气象部门报告，不拖延隐瞒。不在事故调查处理期间擅离职守或私自处理。

五、发生事故隐患或者其他不安全因素，应当立即向现场安全管理人员或单位负责人报告，接到报告的人员应担及时予以处理。

安全事故责任追究制

为了加强安全生产监督管理，防止和减少安全事故，保障人民群众生命和财产安全，促进经济发展，根据国家法律法规有关规定，结合本站实际情况，特制订本制度。

一、安全生产工作应坚持“安全第一、预防为主”的方针，加油站应建立健全安全隐患排查整改机制，做到事故预防关口前移，重心下移。

二、按照“谁主管，谁负责”的原则，加油站主要负责人是企业安全生产的第一责任人，对本站安全生产工作负全面责任，分管安全生产的责任人对安全生产工作负直接责任。

三、对加油站重大事故或发现重大险情不及时采取有效措施或指挥不当，导致事故后果扩大的，对发生伤亡事故隐瞒不报、慌报、虚报的加油站将对生产安全责任人追究领导责任。