加油站改造工程（精选8篇）
以施工现场安全管理为中心，预先进行分析，找出安全控制点，有针对性的制定预防措施。重点是地下作业、施工机械作业、施工用电作业、消防安全四个方面。确保施工过程中无重大伤亡及交通、电力机械设备、火灾、爆炸、中毒事故发生，保证加油站安全升级改造工程如期顺利进行。
一、改造内容及控制重点
1、原油罐罐顶接合管人工拆除；油罐、加油机拆除吊运至甲方指定地点；埋地输油管道、油罐、加油机拆除；安装5台双层油罐。（重点）
2、双层输油管道、加油站一二次油气回收管道安装；潜油泵、加油机安装。加油机、潜油泵、液位仪动力信号线路埋地穿管铺设；潜泵控制箱安装；罩棚、灯箱照明线路埋地穿管敷设；罩棚投光灯、油品灯箱安装。加油站防雷防静电设施综合安装。
3、加油区地面硬化、罩棚墙体拆除及罩棚简易装修。（重点）
4、加油站，120#溶剂油储存及运输。（重点）
二、特点与难点
1、本工程用地狭小，工作量集中，工期短，施工管理与协调难度大，安装与土建平行作业多。
2、工程前期拆除工程量大，安全防护要求高。
3、罐区施工难度大，油罐吊装难度大，应保证吊装定位准确率高，确保一次到位。
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三、采取的措施
1、成立加油站安全升级改造项目组，明确安全、技术等方面负责人。
2、对现场施工人员进行必要的安全教育，内容涉及事物危险性及防范措施。
3、加油站封闭施工，无关人员不得在加油站内逗留，加油站安排专人作现场安全监护人员，协调开具动火、受限空间作业票等相关事宜。
4、施工方分别做出安全施工承诺书或安全施工协议。
5、控制重点环节，尤其旧油罐清洗、开挖及油罐吊装环节。油品与空气混合容易形成爆炸气体，遇火花易燃易爆，同时防止机械伤害，确保各种防护措施到位。
6、施工现场临时用电一律采用“三相五线制”配线，每个临时配电板(箱)必须全部安装灵敏的漏电保护器，均采用绝缘电缆连接。
7、起重、架子、电焊、气焊、维护电工等特殊工种必须持证上岗。
8、氧气瓶、乙炔瓶要定点分开放置，与明火的安全操作距离不小于10米。
9、按照相关的技术标准对施工质量进行检验，对不符合要求的，尤其隐蔽工程，提出整改意见，以免给工程留下缺陷，埋下安全隐患。
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10、加油场地，加强我方人员安全教育，遵守加油站安全管理规定及对方安全管理要求。天气炎热，120#溶剂油闪点低，易燃易爆，建议早7点，晚6点进行加油作业，避开中午高温作业，由集团物料管理处安排专人进行管理。
11、如发生险情，马上启动加油站防火应急预案。
加油站 2014年5月30日
附件一：油罐清洗等重点部位施工方案
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附件一：油罐清洗等重点部位施工方案
一、油罐清洗
1、清洗前的准备工作
1.1防爆工具、防爆电器和设备，并检查其技术性能，合格的方可使用。进入施工现场的人员应按要求正确穿戴和使用安全帽、防腐鞋、防腐防静电服装、救生安全绳、防护镜、口罩、防毒面具、呼吸器和其他个人防护装备。
1.2 排空油罐内剩余残油，按照作业施工方案用盲板隔离封堵进出油管、呼吸管、断开接地地线。
1.3 填写和审批受限空间作业票、作业许可证、临时用电作业票、需要动火的要填写动火作业票。进入罐区施工的人员必须进行登记。
2、打开人孔
打开人孔卸下进（出）油管线阀门，切断与其他输油管线或油罐的通路。在打开人孔时必须按照操作规程去做，做到打开人孔时不产生磕碰火花现象，防止事故发生。在打开人孔时，必须高度重视罐内油品油气的浓度，以免浓度过高造成施工人员中毒、窒息，油气过浓时用防爆风机对人孔进行排风，置换气体直至没有油气为止。
3、排出底油
· 4 · 3.1 用防爆型抽油泵罐底油污水，抽油泵应放置在罐口3米以外的安全地带。
3.2 接通电源，启动抽油泵，将罐内残油及油渣污水抽吸至罐外容器内，如罐底油泥较多，可用清水稀释后再抽吸一次，如油较少用泵抽吸不上，通过防爆风机排除油蒸汽，达到人工进罐作业条件后，用铝制桶和铜铲把油渣收到油渣回收容器里。
3.3 当确认油污抽吸干净后，此项工程完成，可进行下一步工作。
4、油罐清洗、通风及气体浓度检测 4.1 油罐清洗
该油罐清洗采用高压水冲洗法。待油罐油污杂质清除干净后，用含有金属清洗剂的高压水冲洗，再采用干锯木粉对油罐内的残留油质进行吸附，反复进行多次，待残留油质吸附干净后，再进行清理擦拭，达到无铁锈、无杂质、无水分、无油污。
4.2 强制通风
油罐清洗完毕后，需经过24小时的强制通风。再用可燃气体测试仪进行测试，测试可燃气体浓度达到：20%以下、有毒气体为0%、氧气浓度达到19.5%以上、23.5%以下后才可在油罐及周边进行动火、动土作业。
4.2.1 在距人孔3m处，安装风机，并有效接地。
4.2.2 将风筒连接风机出口至人孔100mm处，并有效接地。4.2.3 启动防爆型离心风机，进行强制性通风。直至油气浓
· 5 · 度达到该油品爆炸下限的20%以下。
4.3 气体浓度检测
4.3.1 检测人员进行检测时必须佩戴防毒空气呼吸器。4.3.2 当检测的油气浓度值低于爆炸下限20%时，可进行罐顶及周围动火动土作业。
4.3.3 检测的范围包括：罐内、作业场所及附近35米范围内可能存留油品蒸气处。
4.3.4 气体检测应沿油罐圆周方向进行，选择易于聚集油气的低洼部位、死角的油气浓度。
4.3.5 作业期间，定时进行油气浓度的测试，正常作业中，每2小时内不少于2次，以确保油气浓度在规定范围之内。若用于动火分析的油气浓度的测试，用可燃气体测试仪和测爆仪同时测定，并于动火前30分钟之内进行。如动火作业时间较长，在动火过程中，必须进行复测。以防动火作业时，油气浓度回升超过规定值。
二、油罐拆除及安装
1、旧油罐拆除
1.1油罐顶部原有的覆土，必须人工开挖，不得使用机械作业。
1.2原有的旧罐必须经常测试可燃气体浓度，控制在安全施工条件内。
1.3旧罐底部附属配件拆除后，方可进行吊装作业。
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2、新油罐安装准备
2.1吊装前需作好以下准备工作：油罐运输、就位和堆放；油罐型号、数量和外观等质量检查；油罐基础准备、吊具准备等。
2.2储罐安装前，必须对储罐基础测量与验收，保证基础水平，符合质量标准后进行安装。
2.3吊机停放在平整的砼路面，四个主要支撑点在下面铺设四块专用路基板，后面二只支腿下铺设一块1500*1500的路基作为支撑板。
2.4油罐吊装就位前，应在基础上划出十字中心线，油罐底部鞍座螺栓孔位应与预埋螺栓重合，就位后用夹具或点焊临时固定。
3、新油罐的吊装 3.1吊装顺序
绑扎→扶直与就位→吊升→临时固定→校正和最后固定。3.2油罐吊装前应对满堂基础进行抄平放线，其具体方法为：先测出基础顶面的实际标高，量出油罐底至油罐顶面的实际长度。然后根据油罐尺寸在基础面上弹出油罐轮廓线，撒白灰标记。同时并复核预埋螺栓的位置是否正确，并记录偏差尺寸，作为油罐吊装调整依据。
3.3油罐绑扎点应选在油罐专用吊耳处，左右对称于油罐的重心。本工程油罐为30m，尺寸为2.5×6.5m，绑扎应采用两点绑扎，并事先对吊装应力进行验算。油罐绑扎的吊索与水平夹角
3· 7 · 不宜小于45°。
3.4油罐采用悬吊法吊升，油罐起吊后旋转至设计位置上方、离基础顶约300mm，然后缓缓下落在基础面上，向内用橇棍拔动油罐鞍座，缓缓对到安装位置，力求对准安装准线。
3.5、油罐校正完毕应立即按设计规定用螺母或电焊固定，油罐固定后方可松吊钩。
3.6油罐就位后，应进行水准测量，确保罐体水平，再进行螺栓固定。
三、管道压力试验
1、管道安装完毕，进行压力试验，本次工程的管道采用气压试验。
2、当进行压力试验时，划好禁区，无关人员不得进入。
3、压力试验前应具备下列条件：
3.1 试验范围内的管道安装工程除涂漆、绝热外，已按设计图纸全部完成，安装质量符合有关规定。
3.2 焊逢及其它待检部位尚未涂漆和绝热。3.3 装有膨胀节的管道，设置适当的临时支架。
3.4 试验用压力表已经检验，并在周检期内，其精度不得低于1.5级，表的满刻度值应为被测最大压力的1.5~2倍，压力表不得少于两块。
3.5 待试管道与无关系统已用盲板或采取其它措施隔开。3.6 待试管道上的安全阀，爆破板及仪表元件已经拆下或加以隔离。
· 8 · 3.7 管道强度试验压力为设计压力的1.15倍，试验介质为压缩空气。
3.8 试验前，必须用空气进行预试验，试验压力宜为0.2MPa。3.9 试验时，应逐步缓慢增加压力，当压力升至试验压力的50%时，如未发现异状或泄漏，继续按试验压力的10%逐级升压，每级稳压3min，直至试验压力。稳压10min ,再将压力降至设计压力，停压时间应根据查漏工作的需要而定。以发泡剂检验部泄漏为合格。
3.10管道泄漏性试验，试验压力为设计压力，试验介质为压缩空气，以发泡剂检验不泄露为合格。
3.11经气压试验合格，且在试验后未经拆卸过的管道可不进行泄漏性试验。
3.12当试验过程中发现泄漏时，不得带压处理；消除缺陷后，应重新进行试验。
加油站改造直接关系到加油站的安全管理和服务需要,所以在改造过程中工程质量控制要严格执行改造规范和质量控制标准,这样才能保证加油站使用安全。在加油站的改造工程质量控制中,对工艺管道、设备安装等需要严格把控,杜绝因工程质量问题给加油站周围人群及环境造成威胁,保护国家及人身安全。
1 加油站施工规范
1.1 土建工程
加油站改造施工混凝土设备基础模板、钢筋、混凝土施工要符合《石油化工设备混凝土基础工程施工质量验收规范》SH/T3510。拆除模板时的基础混凝土强度要芏设计强度的40%;钢筋混凝土的保护层厚度偏差控制在10mm内;设备安装时,混凝土强度芏设计强度的75%;对于设备有沉降量要求,则基础均匀沉降保证6天内的沉降量芨12mm。
1.2 设备安装工程
在加油站油罐选择中,双层油罐被广泛的应用。油罐的安装要保证罐体不发生位移现象,储油罐的基础要做回弹强度试验,可利用旧罐基础进行测试。罐体向液相管方向具有0.01-0.02坡度,在最低处设置排污阀。罐体预埋螺栓的埋置要在300mm厚的混凝土基础上进行高度校正,预埋栓露出混凝土高度芏100mm。
1.3 管道工程
加油站管道工程要保证送油安全的同时保证送油通畅。管道的管路必须光滑,管径的选择要根据地区大气压、流量需求确定。加油站固定工艺管道采用无缝钢管或者是耐腐蚀和导静电的复合管材,接口处采用焊接,油罐车卸油管直径芏50mm,油品管道可承受压力芏0.6mpa。管道安装必须保证芏5‰的坡度,坡向渗漏检测点。管道两端安装必须安装中空层检测阀门。
2 影响加油站工程质量的因素
2.1 技术因素
在加油站施工中所涉及到的技术种类繁多,并且多数技术都有严格的执行标准。而根据工程施工的内容又可以划分为直接技术因素和间接技术因素。直接技术因素主要是针对改造过程中的设计技术和施工技术,如:对混凝土的加固要求与实际需求不符,管道焊接是等级不达标等技术问题;间接技术因素主要包括检验技术和实验技术没有符合工程要求,如:对可燃介质管道焊接接头抽样检验不完全,施工水泥硬度实验检测不规范等。
2.2 管理组织因素
在管理组织方面首先对加油站改造的具体方案进行决策过程中出现的错误可直接导致改造工程的失败;另外在组织管理中各个单位、部门之间的协调合作如果出现差错也容易导致对工程的施工质量造成安全隐患。例如:在对加油站进行改造时,会涉及到几家单位合作施工,这样在计划、协调、检查和监督的过程中,工作的衔接如果不连贯会可能导致工程质量出现问题。
2.3 人为因素
人为因素主要是施工人员培训不到位,对工程技术及质量的要求没有深刻的认识,导致施工过程出现工序弄错,隐蔽工程不达标,施工时间控制不准确,设计强度不达标等问题,同时监理人员工作不认真,施工质量检查不全面就会给加油站改造后的使用安全造成隐患。
3 加油站改造工程质量控制要点
3.1 土建施工质量控制要点
站房的改造室内地坪高度应高于室外0.2m,室内层高芏3.5m,站房与加油机之间的距离要芏5m,地面采用非燃烧材料进行铺设。加油岛的安装要高出加油停车屏0.2m,加油岛宽度芏1.2m,为防止加油车辆进入挂碰到加油岛,加油岛两侧采用半圆形设计。加油机的安装位置需要在土建时预埋M14×130地脚螺丝四只,预埋地脚螺栓要高于加油岛水平面60mm,地坑边缘与地脚螺栓之间距离芏50mm,并在四脚之间设置地坑放置加油机,并引出电源线、接地线、控制线,引入进油管。配电间的墙体要使用非燃烧材料的实体墙,配电间的穿墙空要使用非燃烧材料密实填充,门窗采用外开式朝向非爆炸危险场所。加油机的罩棚采用钢筋混凝土结构,高度芏4.5m,遮盖范围要完全覆盖加油机及操作范围,避免日光的直射。加油站内的道路采用混凝土铺设,不可使用沥青和添加易燃工程辅料。加油站进出口为敞开式设计,车辆出口坡度芨6%,宽度芏5m弯曲半径芏12m。
3.2 油罐施工质量控制要点
储油罐的安装前检查水泥枕弧度、中心线、水泥枕的水平是否一直,地脚螺栓露出混凝土高度不低于100mm,水泥枕数量芏3,水泥枕颗粒物芨3mm。水泥枕面上要铺设10mm橡胶减震胶垫。双层油罐预埋必须选择优质黄沙,每埋300mm黄沙须浇水一次,保证黄沙无间隙。对于FF储油罐的回填料要选择3-12mm级配砂石,SF储有罐回填料选择小于5mm沙石。
3.3 管道施工质量控制要点
加油站输油管道采用38mm镀锌无缝钢管,并使用螺纹接头连接,接头密封采用氮化铝与甘油填充。双层管道应安装芏100mm厚度的垫层,加油机管道保证绝对密封,管道连接要密封可靠,并可承受一定的压力,可使用0.2mpa压力进行管道密封检测。加油机进油管水平距离芨20m,垂直距离芨6m,加油机出油端高出加油岛水平面30mm。加油机进油管深入油罐入口处安装DF-40底阀,防止汽油回流。
3.4 配电柜及电路施工质量控制要点
加油站电源控制设置在室内配电柜,电源电缆选择五芯多股铜芯的绝缘电缆,规格符合GB50058-92标准。配电柜与加油机的连接电缆深入镀锌钢管埋入地下,以防止电缆线破裂。配电柜到加油机之间的电缆采用无接头电缆线,避免电火花的产生。
3.5 施工组织与管理控制要点
为了确保工程质量符合建设标准,要加强施工组织与管理方面的够工作,严格按施工程序进行施工,每一项施工工序都保证完整;严格按照施工设计图纸进行施工和监理,施工方和监理方的技术人员需要能够完全看懂工程图纸内容,并掌握相关技术,将工作安排给施工人员时注意技术要点的管理,每一道工序都要与图纸设计相吻合。严格把好隐藏工程的质量关,包括埋设的管道、电缆等。在人员的管理上,要求每项工作的技术人员和施工人员都能够完全胜任,并时刻提醒施工人员质量意识。
4 结束语
加油站的改造是为了更好的服务于社会,更加安全的保护人身及财产安全。因此,改造施工的工程质量控制至关重要,施工中要充分掌握技术要求,并严格按照施工技术标准进行施工。为杜绝影响加油站工程质量的因素要使用成熟技术的同时,加强施工管理、组织管理、人员管理,施工的每一个环节都要做好质量检验,保证施工质量符合建设标准。此外,对施工中涉及到质量问题的要点及数据要严格掌控,使加油站的改造工程安全有效、保证质量的完成。
摘要：随着我国汽车保有量的不断增加,原有加油站在规模、加油工艺、辅助服务等方面已经无法满足实际需要。此外,根据《汽车加油加气站设计与施工规范》,原有的加油站多数已经难以达到国家规定标准。因此,加油站整体或者局部改造已经迫在眉睫。文章以加油站设计规范为改造质量标准,思考影响加油站施工质量的因素,提出加油站改造工程质量控制要点。
关键词：加油站改造,质量控制,改造施工
参考文献
[1]李素萍.加油站油气回收治理改造工程质量的关键点控制[J].石油库与加油站,2011(2):14-16.
[2]鲜爱国.关于加油站油气回收改造的几点建议[J].石油库与加油站,2013(4):19-21.
[3]胡建华.加油站油气回收改造关键节点控制[J].安全、健康和环境,2013(10):45-48.
[4]郭明若.关于加油站建设中应注意的几个问题的分析[J].化工管理,2013(24):24.
【摘要】真对加油站油气回收改系统造项目，在安全设施初步设计完成后，利用危险与可操作性分析（HAZOP）对加油站卸油油气回收工艺控制和加油油气回收工艺控制进行HAZOP分析，分析出卸油油气回收工艺操作和加油油气回收工艺操作中存在的不足，通过提出安全对策措施建议，对安全设施设计进行修改完善，同时指导加油站制定完善的安全操作规程和安全管理制度，降低加油站在加油和卸油过程中的风险，为企业的安全管理和事故风险预防提供了科学依据。
【关键词】油气回收；安全设施设计；HAZOP分析；加油站
引言
根据《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发〔2013〕37号）精神，要求加油站要限时完成油气回收治理。根据《河南省人民政府关于印发<河南省蓝天工程行动计划>的通知》（豫政 〔2014〕32号）要求：全面开展油气回收治理。新建储油库、加油站必须同步建设油气回收装置。2014年儲油库、油罐车和加油站按照标准完成油气回收治理[1-2]。
国家安全监管总局、工业和信息化部《关于危险化学品企业贯彻落实<国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知>的实施意见》（安监总管三〔2010〕186号）要求：企业要建立生产工艺装置危险有害因素辨识和风险评估制度，定期开展全面的危险有害因素辨识，采用相应的安全评价方法进行风险评估，提出针对性的对策措施。企业要积极利用危险与可操作性分析（HAZOP）等先进科学的风险评估方法，全面排查本单位的事故隐患，提高安全生产水平。建设单位在建设项目设计合同中应主动要求设计单位对设计进行危险与可操作性（HAZOP）审查，并派遣有生产操作经验的人员参加审查，对HAZOP审查报告进行审核。涉及“两重点一重大”和首次工业化设计的建设项目，必须在基础设计阶段开展HAZOP分析。设计单位应加强对建设项目的安全风险分析，积极应用HAZOP分析等方法进行内部安全设计审查[3]。
加油站在油气回收系统改造鼓励进行危险与可操作性分析，因此在安全设施初步设计完成后，由设计单位邀请组织有关人员组成HAZOP分析小组，根据工艺设计图纸进行HAZOP分析，讨论[4-5]。
HAZOP分析方法特别适合化工、石油化工等生产装置，对处于设计、运行、报废等各阶段的全过程进行危险分析，既适合连续过程也适合间歇过程。
1.HAZOP分析方法介绍：
HAZOP分析方法，是一种用于辨识设计缺陷、工艺过程危害及操作性问题结构化的分析方法。采用结构化和系统化方式分析给定系统，目的是：识别系统中潜在的危险；识别系统中潜在的可操作性问题，尤其是识别可能导致各种事故的生产操作失误与设备故障。其方法的本质是通过一系列的会议对工艺图纸和操作规程进行分析，研究的侧重点是工艺部分或操作步骤的各种具体值，其基本过程就是以引导词为引导，对过程中工艺状态（参数）可能出现的变化（偏差）加以分析，找出其可能导致的危险。引导词的主要目的之一是能够使所有相关偏差的工艺参数得到评价。建设项目及在役装置均可使用HAZOP方法[6-7]。
偏差的通常形式为“引导词+工艺参数”。
HAZOP分析的重要作用在于通过结构化和系统化的方式识别潜在的危险与可操作性问题，分析结果有助于确定合适的补救措施。
HAZOP分析的特点是由各专业技术人员组成分析小组 ，以“分析会议”的形式进行。会议期间，在分析小组组长的引导下，使用一套核心引导词，对系统的设计进行全面、系统地检查，识别对系统设计意图的偏差。该技术旨在利用系统的方法激发参与者的想象力，识别系统中潜在的危险与可操作性问题。
在识别潜在危险与可操作性问题时，虽然HAZOP分析需要更多的详细信息，却能更加全面地识别出给定系统的危险和设计缺陷。
2、HAZOP分析步骤：
2.1、HAZOP分析准备
2.1.1组建分析小组
组建分析小组，小组主要由主持人、记录员、工艺、设备、电气、仪表、操作人员等组成，并明确各自职责和任务。
2.1.2准备资料
对于新、改、扩建项目开展HAZOP分析工作，要准备以下资料：物料危害数据资料、工艺设计资料、设备设计资料等；在役装置除了前面的资料外，还需准备：装置历次分析评价的报告、相关的技改、技措等变更记录、检维修记录、装置历次事故记录和调查报告、装置现行操作规程和管理制度等[8-9]。
2.1.3人员培训
由主持人在进行HAZOP分析前对小组成员进行有关HAZOP分析的相关培训。
2.2、HAZOP分析程序
HAZOP分析程序通常包括：确定分析范围、划分节点、描述节点的设计意图、确定偏差、分析偏差导致的后果、分析偏差导致的原因、列出现有的安全保护、评估风险等级、提出建议措施、分析记录、循环上述分析过程、编制分析报告。
2.3、沟通与交流
分析小组应 在HAZOP分析结束后将分析报告初稿提交委托方进行沟通和交流。向委托方说明整个HAZOP分析过程和提出建议措施的依据，征求委托方意见，并对HAZOP分析报告修改、完善。
2.4、审查
分析程序和结果在HAZOP分析报告修改、完善后，可接受委托方或法律法规的审查。应在委托方的程序文件中说明须审查的标准和事项，其中包括：人员、准备工作、程序、记录文档和跟踪情况及技术方面的全部情况。
2.5、建议措施跟踪
委托方应对HAZOP分析报告中提出的建议措施进行进一步的评估，根据风险管理的最低合理可行原则和可接受风险要求，做出书面回复，对每条具体建议措施可采用完全接受、修改后接受或拒绝接受的形式。
3、加油站油气回收系统HAZOP分析
3.1、分析对象的确定
根据《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发〔2013〕37号）和《河南省人民政府关于印发<河南省蓝天工程行动计划>的通知》（豫政 〔2014〕32号）要求，加油站油气回收系统改造项目：卸油油气回收和加油油气回收工艺装置为分析对象。
3.2、分析准备
成立HAZOP分析组，由加油站负责人、河南爱维安全评价有限公司的安全评价师和江苏中建工程设计研究院有限公司组成、中石化鹤壁分公司安环部人员。具体分工如下：
加油站负责人，负责召集组员、主持分析例会，侧重于参加工艺危险性分析。
江苏中建工程设计研究院有限公司的技术人员负责收集所分析单元工艺规程、技术资料；工程师负责操作规程的收集和偏差原因分析，并将所有分析记录进行整理，最终形成分析报告。
中石化鹤壁分公司安环部人员负责安全、环保方面的分析。
河南爱维安全评价有限公司安全评价师侧重于从安全控制、保护和防范措施方面进行分析。
3.3、卸油油气回收和加油油气回收工艺描述
3.3.1汽油卸油油气回收工艺及自控描述[10]
汽油卸油工艺采用平衡式密闭油气回收系统。汽油油罐车卸下一定数量的油品就需吸入大致相等的气体补充到油罐车内部，而加油站内地埋罐也因注入油品而向外排出相当数量的汽油油气，通过安装一根气相管线，将油罐车与汽油储罐连通，卸油过程中，油罐车内部的汽油通过卸油管线进入地埋罐，储罐的油气经过气相管线输回油罐车内，完成密闭式卸油过程。回收到油罐车内的油气可由油罐车带回油库后，再经油库安装的油气回收装置回收处理。
采取的安全措施：带阻火器的呼吸阀、高低液位报警系统、快速密闭式接头，球阀；通气管、防静电跨接、接地等。
3.3.2汽油加油油气回收工艺及自控描述
汽油加油采用自吸式加油工艺及真空辅助式油气回收系统。加油油品从地埋罐内抽出，经过加油机油气分离器、计量器，再经过加油枪加到受油容器（主要是汽车油箱）内。
油气回收：汽车加油过程中，将原来油箱口逸散的油气通过油气回收专用加油枪手机，利用动力设备经油气回收管线输送到汽油储罐，实现加油与油气等体积置换，从而实现油气回收的目的。
采取的安全措施：真空泵、油气分离器、计量器、PV阀、紧急切断阀、拉断阀、紧急切断按钮等。
3.4、HAZOP分析结果
经分析小组讨论、分析、最终形成以下分析记录。见表1、表2。
4、结论
通过采用HAZOP分析方法，对加油站油气回收系统改造项目卸油油气回收和加油油气回收工艺进行了全面的审查和分析，并提出了相应的建议措施。这些建议的提出有助于该加油站安全生产条件的进一步完善，有助于预防同类安全事故的重复发生，有助于生产过程中的操作维护。
根据目前所掌握的技术资料，通过采取HAZOP分析方法对加油站油气回收系统改造项目进行工艺安全分析，认为该加油站安全设施初步设计的工艺安全符合安全生产的要求。建议在此基础上，充分考虑HAZOP分析报告所提出的建议和措施，进行下一步的改进，提高装置运行的安全水平。要求加油站在今后的建设、施工、运行中应按照国家有关法律、法规、标准、规范的要求，严格落实现有规章制度和安全管理体系，培训、配备高素质的员工，严格执行岗位操作规程，则该站的工艺安全是能够得到有效保证的。
参考文献
[1]河南省环境保护厅 关于印发《河南省2014年整治违法排污企业保障群众健康环保专项行动工作方案》的通知（豫环〔2014〕81号）[B].
[2]河南省人民政府 《河南省人民政府关于印发<河南省蓝天工程行动计划>的通知》（豫政〔2014〕32号）[B].
[3]国家安全监管总局、工业和信息化部《关于危险化学品企业贯彻落实<国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知>的实施意见》（ 安监总管三〔2010〕186号）[B].
[4]宋军，邓秀琼，纪红兵.有机过氧化物在生产、储运过程中的危险与可操作性分析[J].中国安全生产科学技术，2015，11（1）：156-160.
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[6]中国安全生产协会 编写 安全评价师（第二版）[M].中国劳动社会保障出版社.
[7]国家安全生产监督管理局.AQ/T 3049-2013 危险与可操作性分析（HAZOP分析）应用导则[S].煤炭工业出版社.
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[9]中国石油天然气集团公司. Q/SY1364-2011 危险与可操作性分析技术指南[S].
[10]住房城乡建设部.《汽车加油加气站设计与施工规范（2014年版）》（GB50156-2012）[S].中国计划出版社.
在此一并感谢加油站负责人、江苏中建工程设计研究院有限公司工程技术人员、中石化鹤壁分公司安环部人员的参与和指导。
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一、填空题：（每空2分,共70分）
1、加油站油气回收系统由卸油油气回收系统、汽油密闭储存、加油油气回收系统、在线监测系统和油气排放处理装置组成。
2、加油站油气回收系统技术的气液比应在大于等于1.0和小于等于1.2范围内。
3、油气排放处理装置的油气排放质量浓度应小于等于25g/m3,排放口距地平面高度
不应小于4m。排放浓度应每年至少检测1次。
4、油气回收改造施工过程中，加油站站长对本站人员、设备设施和财产的安全负
责，并负责监督施工单位在施工全过程中各项安全制度和防护措施的落实情况，发现“三违”现象立即责令施工单位停工、整改，并将相关情况及时报告油气回收改造工程项目组。
5、油气回收改造过程中，施工单位在现场必须设置安全设施和安全标志，每个作业区必须配置消防器材，做到取用便捷、完好有效，并组织、培训义务消防员。
6、作业区域内禁止非作业人员进入，作业人员必须佩戴安全帽，施工现场禁止吸
烟。
7、特种作业人员必须持证作业，作业时必须佩戴防护器具，必须指派专人进行监
护。
8、临时用电、动火、高处作业、进入受限空间、破土前，施工单位必须办理作业
证，并按照作业证的要求进行危害识别，落实防护措施。
9、临时用电架空线应采用绝缘铜芯线，架空最大弧度与地面间距不小于2.5m，严
禁在树木和脚手架上架设。
10、氧气瓶、乙炔瓶工作间距不小于5m，两瓶同时明火作业时，距离不小于10m，禁止在工程内使用液化石油气和乙炔发生器作业。
11、油气回收管线开槽，宽度为350mm-500mm，深度为管道顶部距地面大于等于500mm，底部填沙夯实，坡向油罐或凝液罐，坡度大于等于1%。
12、清罐作业前应先将设备打开通风孔进行自然通风，必要时采用强制通风或佩戴空气呼吸器，但设备内缺氧时，严禁用通氧气的方法补充氧。
13、受限空间进出口通道，不得有阻碍人员进出的障碍物。
二、简答题：（每题10分，共30分）
1、油气回收施工五要、五不要？
答：五要：
1、要充分识别风险
2、要双方共同监护
3、要分清作业区域
4、要封堵彻底分开
5、要防范措施有效
五不要：
1、不要罐区动火
2、不要空罐作业
3、不要旧管线无保障动火
4、不要无票证操作
5、不要忽略使用安全
2、砼地面开槽时应注意什么？
答：①确认加油站原有管线、电缆的位置和走向，对于无法确认的项目要谨慎施工；②严禁脱水作业；③作业时注意避让加油站原有管线和电缆，发现异常现象立即停止作业④及时修复受损部位。
3、加油站内动火有什么要求？
总则
随着国家对加油站排放标准要求越来越严格，为了规范化加油站油气回收改造工程需要，并减小油气回收系统改造对加油站正常营业的影响，实现错峰改造，即加油站加油高峰时正常停业，加油低谷时停业或不停业改造。同时为加强加油站油气回收改造施工管理，规范设备安装、检测过程中的安全行为，特制订本指导意见。基本要求
2.1加油站油气回收改造必须符合《中华人民共和国建筑法》、《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》、《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）、《储油库大气污染物排放标准》（GB20950-2007）、《汽油运输大气污染物排放标准》（GB20951-2007）、《加油站大气污染物排放标准》（GB20952-2007）、《储油库、加油站大气污染治理项目验收检测技术规范》（HJ/T431）、《油气回收系统工程技术导则》（Q/SH 0117）、《石油化工管道设计器材选用通则》（SH3059）、《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》（SH3501）和中国石油天然气集团公司、股份公司和销售公司有关加油站建设及安全管理规定。
2.2 各省（市、区）公司可按照本指导意见结合本地情况制定实施细则。加油站油气回收改造的主要内容 3.1卸油油气回收系统（一次回收）
3.1.1从卸车点埋地敷设一根油气回收管线与加油站的低标号汽油储罐的气相空间联通，油气回收管线卸车侧安装截流阀、密封式快速接头和帽盖。
3.1.2原有汽油储罐内部卸车管安装防溢油阀
3.1.3卸车液相管无法安装防溢油阀时，汽油罐内所有油气回收管线、通气管安装卸车气相防溢油浮球阀
3.2加油油气回收系统（二次回收）
3.2.1加油机改造，汽油加油枪更换成套的油气回收专用加油枪、拉断阀、加油软管，采用分散式加油油气回收系统的，还要在加油机内部安装真空泵；
3.2.2从各汽油加油机敷设加油油气回收埋地管线，并汇总为一根管线至低标号汽油储罐，与其气相连接。
3.2.3所有汽油储罐的通气管地上部分汇总合并为两根排放管，一根安装球阀、顶部安装一个真空压力阀（带阻火功能），一根安装球阀、顶部安装一个阻火通气帽。
3.3油气回收装置（三次回收）
油气回收装置（三次回收）的安装及相应的电缆敷设、控制器安装。油气回收装置（三次回收）入口管线与高标号汽油油罐气相连接，出口管线及凝液回流管线与低标号汽油储罐气相连接。工程设计 4.1 设计单位选择
加油站油气回收系统工程设计单位，应由各省（市、区）公司项目组织部门负责，在板块入围的设计院中选取，并报主管领导签字同意。
设计单位应具有石油化工工程设计资质和工业管道（GC2）设计资质的单位承担。
4.2 现场踏勘
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0.13 MPa。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。恢复该罐及对应加油机营运。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》GB 20952－2007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（规范性附录）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。
特别注意：检测时应严格执行加油站有关安全生产的规定。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密闭性检测装置(参见图A.1所示)。B.4.4 秒表。同A.4.4。B.4.5 三通检测接头。同A.4.5。B.4.6 软管。同A.4.6。B.4.7 接地装置。同A.4.7。B.4.8 泄漏探测溶液。任何能用于探测气体泄漏的溶液，用于检验系统组件的密闭性。B.5 灵敏度、范围和精度
B.5.1 机械式压力表表盘最小直径100mm，量程范围0～750Pa，精度为满量程的2%，最小刻度25Pa。B.5.2 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%。
B.5.3 单体油罐的最小油气空间应为3800L或占油罐容积的25%，二者取较小值。连通油罐的最大合计油气空间不应超过95000L。以上均不包括所有油气管线的容积。B.5.4 充入的氮气流量范围为30～100L/min。B.5.5 浮子流量计同A.5.4。B.5.6 秒表同A.5.5。
B.5.7 所有计量仪器应按计量标准校准。B.6 检测前程序
B.6.1 应遵循下列安全警示： B.6.1.1 只允许使用氮气给系统加压。
B.6.1.2 应安装一个6.9kPa的泄压阀，防止储罐内压力过高。B.6.1.3 向系统充入氮气过程中应接地线。
B.6.2 如果不遵循以下的时间和行为限制，将会导致该检测结果无效。B.6.2.1 在检测之前的24h内没有进行气液比的检测。
B.6.2.2 在检测之前3h内或在检测过程中，不得有大批量油品进出储油罐。B.6.2.3 在检测之前30min和检测过程中不得为汽车加油。
B.6.2.4 检测前30min计时，同时测量储油罐油气空间的压力，如果压力超过125Pa，应释放压力。完成30min计时后，在向系统充入氮气之前，如果有必要，应再次降低储油罐油气空间压力，使其不超过125Pa。
B.6.2.5 所检测的加油站应属于正常工作的加油站。检查压力/真空阀是否良好，处理装置是否关闭，所有加油枪都正确地挂在加油机上。
B.6.3 测量每个埋地油罐当前的储油量，并且从加油站记录中获得每个埋地油罐的实际容积。用实际容积减去当前的储油量，计算出每个埋地油罐的油气空间。
B.6.4 确认储油罐的油面至少比浸没式卸油管的最底部出口高出100mm。B.6.5 如果排气管上安装了阀门，要求在检测期间全部开启。
B.6.6 检测在油气回收管线立管处进行，打开被检测加油机的底盆，找到预留的三通和检测接头。
B.6.7 所有的压力测量装置在检测之前应使用标准压力表或倾斜压力计进行校准。分别对满量程的20%、50%和80%进行校准，精度应在每个校准点的2%之内，校准频率不超过90d。B.6.8 用公式B.1计算将系统加压至500Pa大约所需要的时间。
B.6.9 用软管将密闭性检测装置与氮气瓶、三通检测接头连接。开通短接管路上的切断阀。读取油罐和地下管线的初始压力，如果初始压力大于125Pa，通过释放压力使油罐和地下管线的压力小于125Pa。B.6.10 任何电子式压力计在使用前应先做预热和漂移检查(见B.3.4)。B.7 检测程序
B.7.1 向油气回收系统（或独立子系统）充压。打开氮气瓶阀门，设置低压调节器的压力为35kPa，调节氮气流量在30～100L/min范围，开启秒表。充压至约550Pa，在充压过程中如果到达500Pa所需的时间已超过公式B.1计算值的2倍，则停止检测，说明系统不具备检测条件。
B.7.2 充压至约550Pa时关闭氮气阀门，调节泄压阀使压力降至500Pa初始压力时开启秒表。B.7.3 每隔1min记录1次系统压力。5min之后，记录最终的系统压力。B.7.4 根据加油站的安全规定释放油气回收系统压力。
B.7.5 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。
B.7.6 如果油气回收系统由若干独立的油气回收子系统组成，那么每个独立子系统都应做密闭性检测。B.8 检测后程序
将5min之后的系统压力检测值与表2最小剩余压力限值进行比较，判定加油站是否符合标准。如果实际油气空间数值处于表2中所列两油气空间数值之间时，用内插公式B.2计算最小剩余压力限值。B.9 计算公式
B.9.1 将系统油气空间的压力从0Pa提高到500Pa所需的最少时间通过公式B.1计算：
t式中：
V ……………（B.1）
265Ft－将系统中油气空间的压力提高至500Pa所需的最少时间； V－检测所影响的油气空间，L； F－充入系统的氮气流量，L/min； 265－压力和油气空间转换系数。
B.9.2 如果实际油气空间数值处于表2中所列两油气空间数值之间时，用内插公式B.2计算最小剩余压力限值：
P式中：
(VVn)(Pn1Pn)Pn …………………（B.2）
Vn1VnP－实际油气空间对应的最小剩余压力限值，Pa； V－实际油气空间数值，L；
Vn－表2中小于且与实际油气空间数值V相邻的值，L； Vn+1－表2中大于且与实际油气空间数值V相邻的值，L； Pn－表2中与Vn对应的最小剩余压力限值，Pa； Pn+1－表2中与Vn+1对应的最小剩余压力限值，Pa。
B.10 检测记录
密闭性检测结果记录参见附录F中的表F.2。
附 录 C（规范性附录）气液比检测方法
C.1 适用范围
本附录适用于加油站加油油气回收系统的气液比检测。特别注意：检测时应严格执行加油站有关安全生产的规定。C.2 检测原理和概述
在加油枪的喷管处安装一个密合的适配器。该适配器与气体流量计连接，气流先通过气体流量计，然后进入加油枪喷管上的油气收集孔。所计量的气体体积与加油机同时计量的汽油体积的比值称为气液比。通过气液比的检测，可以了解油气回收系统的回收效果。C.3 偏差和干扰
C.3.1 如果加油枪喷管与适配器因各种原因不能良好的匹配，则不能进行检测。C.3.2 如果被检测加油枪的加油流量不能达到20L/min以上，则不能进行检测。C.3.3 如果与被检测加油枪共用一个真空泵的其他加油枪被密封了，会使检测结果产生偏差。
C.3.4 如果被检测的加油枪使汽油进入检测装置，则此加油枪的气液比检测值将被认作无效。
C.3.5 检测前，不要排空加油软管气路和加油机油气管中的汽油，否则将使检测结果产生偏差。
C.3.6 在气液比检测之前，气液比适配器的O型圈应正确润滑，否则将使检测结果产生偏差。
C.4 检测设备
C.4.1 适配器。使用一个和加油枪匹配的气液比适配器，该适配器应能将加油枪的油气收集孔隔离开，并通过一根耐油软管与气体流量计连接，适配器安装参见图C.1所示。C.4.2 气体流量计。使用涡轮式或同等流量计测量回收气体体积，气体流量计安装参见图C.1所示。
C.4.3 气体流量计入口三通管。三通管用于连接油气回路管和气体平衡管（参见图C.1所 示）。
C.4.4 液体流量计。使用加油机上的流量计测量检测期间所加汽油的体积。
C.4.5 检测用油桶。满足防火安全的便携式容器，用于盛装检测期间所加出的汽油，材料和使用应满足消防安全要求。检测用油桶及配套管线、部件参见图C.2和图C.3所示。C.4.6 秒表。同A.4.4。
C.4.7 润滑剂。油脂或喷雾型润滑剂，确保气液比适配器O型圈和加油枪喷管间的密封。
图C.1 气体流量计和气液比适配器安装示意图
图C.2 检测用油桶部件安装示意图
图C.3 气液比检测装置安装安装示意图
图C.4 气液比适配器泄漏检测装置安装示意图
C.5 灵敏度、范围和精度
C.5.1 气体流量计最小量程不大于10L/min，最大量程范围120～1400L/min，分辩率小于0.2L，精度为读数的±5%，气体流量为7.5L/min和375L/min时的压降值分别不大于10Pa和175Pa。
C.5.2 连接适配器和气体流量计的软管长度在1000～1800mm范围。
C.5.3 气体流量计入口连通管的内径至少50mm，连通管进气管道长度在150～450mm范围。C.5.4 检测用油桶容积至少80L。C.5.5 秒表同A.5.5。
C.5.6 所有计量仪器应按计量标准校准。C.6 检测前程序
在开始下面的检测程序之前，按照评估报告列出的油气回收系统设备清单进行逐项检查，如缺项则不能进行气液比检测。
C.6.1 按图C.3安装检测用油桶部件和气体流量计，保证接地装置正确连接。
C.6.2 如果有其他加油枪与被检测加油枪共用一个真空泵，气液比检测应在其他加油枪都没有被密封的情况下进行。C.6.3 气体流量计每年至少校准1次，每次维修之后也应进行校准，校准的流量分别为15、30和45L/min，应保存一份最近的校准记录。
C.6.4 确保加油枪喷管与检测用油桶上的加油管之间是密封的。C.6.5 检查气液比适配器上的O型圈是否良好和完全润滑。
C.6.6 按图C.4所示，用一个替代喷管与气液比适配器连接，目的是对气液比适配器进行一次检测前泄漏检查。产生一个1245Pa的真空压力后，开启秒表，并在接触面和其他潜在的泄漏点喷上泄漏探测溶液。应没有气泡生成，或3min之后真空压力保持在1230Pa以上。没有通过泄漏检查的检测装置不能用于气液比检测。
C.6.7 检测前检查压力/真空阀是否良好，处理装置是否关闭。
C.6.8 装配好检测用油桶和气液比检测装置之后，向油桶中加油15～20L，使油桶具备含有油气的初始条件，在每个站开始检测之前都应完成这项初始条件设置。C.7 检测程序
C.7.1 依次检测每支加油枪的气液比。按图C.3正确连接气液比适配器和加油枪喷管，将加油枪的油气收集孔包裹起来，并且确保连接紧密。
C.7.2 在表F.3中记录每次检测之前气体流量计的最初读数。C.7.3 将秒表复位。将加油机上的示值归零。
C.7.4 确定检测时的加油流量。安装在线监测系统的加油站，将加油枪分别开启至加油机允许的最大流量和20～30L/min范围内的某一流量，每支加油枪获得2个气液比；未安装在线监测系统的加油站，仅将加油枪开启至加油机允许的最大流量，每支加油枪获得1个气液比。开始往检测用油桶中加油，确保在加油过程中加油枪喷管与检测用油桶（确定已经接地）上的加油管之间是密封的。当加油机开始加油时开启秒表。C.7.5 加入15～20L汽油。C.7.6 同时停止秒表计时和加油。
C.7.7 每一次检测之后在表F.3中记录以下信息：
a)加油机编号； b)汽油标号；
c)加油枪的型号和序列号； d)气体流量计的最初读数，L； e)加油机流量计上的最初读数，L； f)气体流量计的最终读数，L；
g)加油机流量计上的最终读数，L； h)加油时间，s。
C.7.8 如果按公式C.1计算出的气液比在标准限值范围内，则被测加油枪气液比检测达标。C.7.9 如果气液比不在标准限值范围内，而气液比检测值与限值的差小于或等于0.1时，应再做2次气液比检测，但之间不要对加油管线或油气回收管线做任何调整。为了保证测量的准确，允许对气液比检测装置进行必要的调整，包括气液比适配器和加油枪。如果对气液比检测装置进行了调整，那么这条枪前一次的检测结果作废。对3次检测结果做算术平均。如果气液比平均值在给出的限值范围内，则该加油枪气液比检测达标。如果平均值在限值范围之外，说明该加油枪气液比检测不达标。
C.7.10 如果气液比不在规定的限值范围内，而且气液比检测值与限值的差大于0.1，则被测加油点气液比检测不达标。
C.7.11 为了避免汽油的积聚，在每次检测之后，将气体流量计和检测用油桶部件之间软管，以及气液比适配器和气体流量计之间软管中凝结的汽油排净。C.8 检测后程序
C.8.1 从加油枪上拆下气液比适配器。
C.8.2 谨慎地把加出的汽油倒回相应的汽油储罐，并且在倒油之前一直保持检测用油桶接地。在没有得到加油站业主的同意，不要在油桶中混合不同标号的汽油。如果不同标号的汽油在油桶中混合了，应将混合汽油倒回低标号的储油罐。
C.8.3 在最终得出气液比检测是否达标之前，按照C.6.6对适配器进行一次检测后泄漏检查。如果检测装置不能通过泄漏检查，那么气液比检测期间获得的所有数据都将无效。C.8.4 在运输之前，将气体流量计的入口和出口小心地密封上，以防止外来异物进入流量计。
C.8.5 检测完成之后，注意运输和保管检测用设备。C.9 计算公式
C.9.1 气液比计算公式：
yVViAf ………………
LGfGi…（C.1）
式中：
A/L－气液比，无量纲；
y－气体流量计的修正因子，见公式C.3； Vi－气体流量计的最初读数，L； Vf－气体流量计的最终读数，L； Gi－加油机流量计上的最初读数，L； Gf－加油机流量计上的最终读数，L。
C.9.2 气液比检测过程中的加油流量计算公式：
QGfGigt60…（C.2）
式中：
Qg－加油流量，L/min；
Gi－加油机流量计上的最初读数，L； Gf－加油机流量计上的最终读数，L； t－加油时间，s；
60－分钟和秒的转换因子，s/min。
C.9.3 修正气体流量计观测值的修正因子计算公式：
yVrV m………(C.3）
式中：
y－气体流量计观测值的修正因子，无量纲； Vr－气体流量计当前校准的真实体积，L； Vm－气体流量计相应的观测值，L。
C.10 检测记录
气液比检测结果记录参见附录F中的表F.3。
………………
加快推进广东省加油站地下油罐更新改造工作方案
为贯彻落实《水污染防治行动计划》（国发〔2015〕17号）和《广东省人民政府关于印发广东省水污染防治行动计划实施方案的通知》（粤府〔2015〕131号），确保完成加油站地下油罐更新或防渗池设置任务，各地级以上市、各有关企业应依据《中华人民共和国水污染防治法》、环境保护部《加油站地下水水污染防治技术指南（试行）》（环办水体函〔2017〕323号）等文件，加快推进广东省加油站地下油罐更新改造，通知如下。
一、工作目标
各地、各企业要在保障社会成品油供应的前提下，中国石化销售有限公司广东石油分公司、中国石油天然气股份有限公司广东销售分公司、中海油广东销售有限公司、中油碧辟石油有限公司（以下简称“四桶油”）对属下各加油站，各地级以上市对辖区内其他加油站改造时间节点、顺序进行统筹安排，合理制定工作计划，分批、分段推进加油站地下油罐防渗设施改造。于2017年12月底前明确改造计划方案并上报至市级环保、经济和信息化主管部门备案。重点抓好沿江、沿河、水源地和城市中心等环境敏感地区的加油站地下油罐更新改造，对地下油罐使用时间超过15年以上、周围存在饮用水源等敏感目标或渗漏风险较大的加油站，应优先安排进行改造。新建加油站未按照设计规范要求进行建设的勒令其立即进行整改。
二、改造要求
（一）改造对象。加油站中采用单层罐且没有设置防渗池的地埋式油罐。已按国家《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156-2012）中防渗标准建设或已改造过的加油站，需提交相关证明文件和相关改造材料（包括双层罐出厂合格证、工程竣工验收资料、竣工图或发票等），分别报当地环保、经济和信息化等部门备案后，不再作为改造对象。各加油站不得利用改造机会擅自扩大储量，确需扩储的，应经经济和信息化主管部门、安监、消防、气象等部门批准，按照改扩建审批程序执行。
（二）改造方式及要求。
1、单层油罐设置防渗池。单层油罐设置防渗池参考《加油站地下水水污染防治技术指南（试行）》（环办水体函〔2017〕323号）相关要求。
2、采用双层油罐。
（1）单层油罐更新改造为双层油罐参考《加油站地下水水污染防治技术指南（试行）》（环办水体函〔2017〕323号）相关要求。（2）运用衬罐技术实现双层罐功能需经过权威机构认证和国际知名石油企业3年以上时间的成熟技术（衬罐技术施工单位提供具体相关资质证明文件和内衬产品合格证），且渗漏检测采用《双层罐渗漏检测系统》（GB/T 30040-2013）中压力或真空系统的渗漏检测方法。
三、工作机制
省环保厅会同省经济信息化委、省安全监管局等相关部门，协调推进各项工作。各市环保、经济和信息化、安全监管、消防、气象等相关部门根据各自职责，落实相关工作。所有加油站经营企业应按月向各市环保、经济和信息化主管部门上报改造进度。
四、工作流程。
（一）计划制定。各地按照目标任务，结合本地实际，合理制定加油站地下油罐改造计划，在不影响当地成品油供应的前提下，明确每个加油站的施工时间及完工时间，并由各地市环保部门分期、分批向油品经营企业下达限期治理通知书，督促企业按期组织实施。“四桶油”所属的加油站，应将统一制定的改造计划分别报当地环保和经济和信息化主管部门汇总，其他加油站由各市环保和经济和信息化主管部门会同其他部门制定改造计划。各地环保、经济和信息化主管部门对辖区内的加油站改造计划进行统一汇总，改造计划表加盖公章后，于2017年12月底前连同电子版一起报省环保厅、经济和信息化委备案。
（二）手续办理。各有关部门应特事特办，简化审批流程，加油站具体改造情况需在年度改造任务清单中一并明确。加油站改造前应向经济和信息化主管部门申请办理暂时歇业手续，交回《成品油零售经营批准证书》。
1、在加油站原有场地范围及格局下，罐容、罐数、油品品种及位置不变，未变更原消防设计且采用衬罐技术的加油站，原项目环评等手续完备的无需申报规划、建设项目安全审查、建设工程消防设计、环境影响评价及防雷装置设计审核和竣工验收行政许可。
2、在加油站原有场地范围及格局下，罐容、罐数、油品品种及位置不变，未变更原消防及防雷设计且采用换罐技术，需申报建设项目安全审查和防雷装置设计审核和竣工验收行政许可，无需申报建设工程消防设计，原项目环评手续完备的，无需环境影响评价相关行政许可。
3、在加油站原有场地范围及格局下，油品品种及位置不变，罐容不增加，罐数变化且采用换罐技术的，需申报建设工程消防设计、建设项目安全审查、防雷装置设计审核和竣工验收行政许可，原项目环评手续完备的，无需申报环境影响评价相关行政许可。
4、其他条件及形式的改造，应按照项目建设程序另行报批。
五、地下油罐改造工作监管任务分工
各地市加油站地下油罐改造监管任务由环保、经济和信息化、规划、安监、消防、气象等部门按职能协同实施，分工如下。
（一）环保部门。联合有关部门组织油品经营企业对加油站地下油罐基本情况开展调查，共同制定全市加油站地下油罐改造计划，督查各加油站地下油罐改造的落实情况，对未按期完成改造任务、防渗设施达不到要求的加油站依法限期治理，下达限期治理通知书并进行处罚，同时以正式文件形式通报同级有关部门。
（二）经济和信息化主管部门。配合环保部门组织油品经营企业对加油站地下油罐基本情况开展调查，共同制定全市加油站地下油罐改造计划。组织协调保障加油站改造期间的成品油稳定供应。按规定办理加油站扩建规划确认和歇业手续。配合其他部门开展工作。
（三）安监部门。依法负责实施地下油罐改造工程建设项目安全审查和危险化学品经营许可。
（四）消防部门。依法对涉及消防设计变更的地下油罐改造工程实施消防行政许可。
（五）气象部门。依法对涉及防雷装置变更的地下油罐改造工程实施防雷装置设计审核和竣工验收行政许可。
（六）“四桶油”。在确保成品油供应的前提下，通盘考虑和制定属下加油站地下油罐更新改造计划，报总公司批准后报当地环保、经济和信息化主管部门汇总，并抓好组织实施。
六、工作要求
（一）加强协调领导。
各地要将加油站地下油罐更新改造工作纳入本地水污染防治工作进行统一部署，环保、经济和信息化、安监、消防、住建（规划）等部门要加强协作，强化对加油站地下油罐改造过程中的监督管理，完善相关手续，强化督查考核。各地市要详细安排治理计划，细化各部门分工，明确工作责任，主动作为，尽早实施，确保任务按期完成。各地环保要联合有关部门建立工作督查和进度信息报送制度，定期检查督办，全面推进加油站地下油罐防渗改造工程的实施。
（二）确保改造质量。
1 工作原理
油站由油箱、油泵装置、滤油器、冷却器、仪表、管道、阀门等组成。结构为整体式。
工作时, 油液由齿轮泵从油箱吸出, 经单向阀、双筒过滤器、送给叶片调节装置, 另一路油以压力调节阀、单向阀、冷油器截流阀、流量开关等, 供给轴承箱润滑用。
为保证风机的运行可靠性, 设置两台齿轮泵装置, 一台工作, 一台备用。正常情况下工作油泵运行, 当压力<0.8MPa, 压力开关1动作, 联启备用泵, 保证向风机继续供油。油泵出口压力由安全阀来调定, 一般为3.5MPa, 当压力高于调定压力时, 油通过该阀溢流回油箱。滤油器双套结构, 一只工作, 一只备用。当差压大于0.1MPa时, 差压开关接点闭合发讯提示清洗过滤器。电加热器用于加热油液, 使得油保持一定的粘度。压力开关2用于主电机闭锁, 即当压力大于2.5MPa时才允许启动风机。液位开关用于监视油箱液位高度, 当液位低于报警值时, 接点闭合发讯。双温度开关用于监视油温, 当油温<30℃时, 发讯给控制设备开启电加热器, 当油温>40℃时停止加热。流量开关用于监视润滑油流量, 当流量<3L/min即发讯报警。
2 原控制回路结构及存在问题
改造前油站配有就地控制柜。引入两路 (一主一辅) 380VAC作为油泵马达和加热器工作电源。380VAC经过柜内变压器转换为220VAC作为控制回路电源。所有热工信号均接入该控制回路中, 通过回路中的中间继电器辅助触点送至DCS监视及报警。回路中仅有两对接点送至DCS作为油站运行和停止状态显示。回路中还设有远方/就地按钮来实现远操和就地手操功能。两台油泵的联锁功能由该回路中一个多功能转换开关来实现。该开关设计有四个位置, 分别是“单启#1泵”、“单启#2泵”、“1用2备”、“2用1备”。该回路接受DCS启停油站指令分别只有一个接点, 具体控制哪台油泵通过切换多功能开关的不同位置实现相应功能。加热器的联锁启停也在该回路实现。
此回路设计存在以下弊端:
(1) 回路复杂, 设备众多。油站中共有压力正常、压力低、过滤器差压大、油温<30℃、油温>40℃、油位低、流量低7个热工信号, 每个信号均通过中间继电器辅助接点送至DCS监视, 因此需7个中间继电器才能实现。两台油泵联锁功能及多功能转换开关还需6个中间继电器来实现。从而使整个控制柜布满继电器, 继电器数量多也导致线路繁杂, 故障节点增多。
(2) 检修不便。因所有热工信号均接入220VAC回路 (共用一个空开) , 当某一热工设备故障需检修处理时非常棘手。检修过程中如需拆线或更换设备则必须断电, 断电检修期间其它热工信号均不能正常发讯, 且油泵联锁功能也失效。
(3) 不利于DCS监控判断。热工信号均通过中间继电器辅助接点送至DCS监视, 当热工信号故障报警时, 不能及时判断是热工设备问题还是中间继电器问题。原设计中#1油泵和#2油泵的运行、停止信号没有独立送至DCS, 不能实时监控两台油泵的运行状况。例如在“1用2备”位置启动#1泵, 当压力低时#2泵联启后DCS侧是监控不到的。因此当出现异常工况时监盘人员毫不知情, 影响设备安全。
3 回路优化及改造
针对上述问题, 我们重新设计图纸, 编写改造方案并成功实施。
(1) 取消热工信号对应的7个中间继电器, 将热工信号直接接入DCS的DI通道。这样检修某一热工信号时, 只需将DCS中该点的逻辑屏蔽即可, 不影响其它热工信号的正常工作。
(2) 取消多功能转换开关和油泵联锁的6个中间继电器, 将油泵的联锁功能在DCS中组态完成。
(3) 从就地柜敷设电缆至DCS, 增加#1油泵和#2油泵启停指令和运行、停止信号并完成DCS逻辑组态。方便远方独立控制两台油泵, 使运行人员清晰监视两台油泵的实时状态。
(4) 考虑到广州地处中国南方, 一年四季气温较高, 取消油温高低时联锁启停加热器功能, 仅保留加热器就地启停功能。由运行人员根据油温情况自行操作。
4 结论
通过以上改造, 柜内已无中间继电器, 只保留两台油泵启停和加热器启停共三个接触器, 同时减少大量盘内线, 回路也简洁有效。统计分析改造前后油站的缺陷, 我们发现改造后缺陷数量明显降低, 检修便利性提高。运行监控更直接。随着DCS在火电厂的不断应用, 传统的继电器回路设备已不能满足系统控制可靠性的要求, 因此对其进行改造尤为必要。
摘要：分析恒运电厂300MW机组送风机油站控制回路设计中存在的弊端, 针对存在的问题重新设计图纸, 编写技术改造方案优化控制回路, 在机组A级检修中顺利实施。实践证明取得了良好效果。
关键词：送风机油站,控制回路,优化,改造升级
参考文献
对不同的部位施行“手术”自然有不同的目的，根据目的不同，我们将其分为七大类型。
旅游经济型：旅游路巧夺天工
作为济南市具体实施城市发展“东拓”战略的一项重要的基础设施建设，2006年6月通车的旅游路将济南主城区与规划中的东部城区、章丘市紧密地联系在了一起。
旅游路路面宽25米，其中快车道宽20米，设计时速为60公里／小时，两侧慢行一体各宽2.5米。沿线建有3座6条大型隧道，总长5000多米，分别为开元隧道、转山隧道和龙洞隧道。另外还建有1座大桥、1座分离式立交、6座中桥。自西而东为旅游路上最长的隧道，全长1 460米的开元隧道，穿过开元隧道继续往东行驶便来到了3座隧道中最短的隧道转山隧道，最东边的隧道是龙洞隧道。隧道内照明、排风、安全等设施齐备，不但考虑到行人车辆行走的方便，更想到行人车辆行走的安全。
旅游路通车不仅为市民们游山观景、出行旅游提供了方便，而且是带动两侧附近区域发展的经济大道。
树立典范型：BRT推广项目示范合作
济南虽然暂时上不了轻轨或地铁，但在2007年将有快速公交。
BRT试水北园大街，济南成为中国第一个BRT推广项目示范合作城市。北园大街快速公交与快车路，将直通长途总站、北园、全福立交桥与京福、京沪、绕城高速，无论是到达市内各个区域，还是去北京、上海、青岛方向的长途出行，都非常便捷。
快速公交BRT拥有专用的路权、改良型的公交车辆 设施齐备的车站、多样化线路与城市用地的紧密结合、功能齐全的配套设施、合理的票价体系、完善的管理机构等，一票制换乘、18米长车身、纳客量180人等强大优势都有效保障了公交车的运行效率，是可以和地铁运曹相媲美的交通模式，其建设成本相当于地铁建设的5％至10％，所以备受青睐。实施了BRT系统建设后，一个快速高效的城市交通体系将很快展现。
领跑世界型：电气化改造与无柱雨棚
2003年，铁道部和山东省研究决定对经济辐射EGDP占山东省70％左右的胶济铁路进行电气化改造，要达到世界铁路既有线改造先进水平，成为铁路跨越式发展的标志性工程和既有线提速改造的示范性工程。
经过近3年的紧张施工，2006年9月胶济电气化铁路改造结束，全线共设各类车站36个，旅客列车最高设计行车速度为200公里／小时，济南到青岛的运行时间将由4个小时缩短为2个半小时。货物列车最高设计行车速度为120公里／小时，并满足双层集装箱列车的运行条件，运行里程将由原来的393公里缩短为384公里，达到世界铁路既有线改造的先进水平。
济南站无柱雨棚改造工程是按照目前中国最先进的标准设计，总建筑面积为4.5万平方米。济南站无柱雨棚最大跨度为109.6米，是目前全国火车站中跨度最大的无柱雨棚。
浴火重生型：打造黄河岸边的“城隍庙”
曾经辉煌的大观园，几度沉浮，终于找到了自己的定位和发展方向：打破单一百货经营格局，恢复中华老字号和历史文化风貌，构建传统大观、特色大观、人文大观。按照这一规划设想，济南市将投资11.27亿元对大观园进行提升改造，改造后的大观园将分为四个功能区：老城中心区、老城历史风貌延续区、大观新城和综合整治区。北区改造工程已经展开，总投资1300万元，改造门头房30余家，新建面积近3万平方米，翻建危房6000余平方米。
大观园改造，不是“商场”改造，而是“园”的提升，要在城中建“园”。“赵家干饭铺”、“曹家扁食楼”、“曲艺厅”、“武术摔跤场”等这些老济南耳熟能详的名字，在改造后的大观园重新出现。有黄河岸边“城隍庙”美誉的大观园将雄风重振。
缓解压力型：纬二路
2006年3月，纬二路、英雄山路南段、二七新村南路、建设路等4条道路整修改造工程同时开工。
作为济南南北交通大动脉的纬二路，道路整修工程北起经一路，南至八一立交桥北，长约2000米。工程内容主要包括将现状慢车道改造为快车道，使快车道由原来的双向6车道增至双向8车道，并增设公交车专用道，纬二路变成了双向10车道，现状人行道改建为宽7.5米的慢行一体道路，同步改造路灯和交通安全设施。在原有绿波带基础上，进行进一步交通信号调试，在路口安装闯红灯自动拍照系统，保证过往车辆能达到一定速度。为了保证行人的安全，还设计了9个安全岛及新型的分车护栏。
7月31日通车后，济南市区堵车的现象得到明显缓解，从经八路路口行驶到经一路路口，只用不到10分钟的时间相当于没改造前的一半。
保护历史型：府学文庙大成殿修复工程
府学是中国古代官方为培养人才而兴办的学校，文庙是古人祭祀儒家学说创始人孔子的庙宇。自唐以后，文庙与府学合而为一。现在的大成殿为明代建筑，是济南体量最大的古建筑，也是山东省现存最大的单檐庑殿顶古建筑之一，在全国文庙大成殿中规模位列第三。鉴于文庙具有重要的历史文化价值和建筑艺术价值，它的安危多年来一直备受社会各界关注，整体修复文庙的呼声越来越高。
文庙建成以来规模最大的一次维修工程于2005年9月启动，如今，大成殿已被成功“落架提升”了1 5米，所有外部彩绘也已完成，大成殿的辉煌雄姿已初步显现。而大成门、影壁也已基本修复完成，牌坊、牺牲所、更衣所等其他建筑也在修复之中。春节之前，大成殿以南的大部分建筑将修复完成，绿化工程将随即跟进。
休闲生态型：新植物园开门纳客
经过两年多的建设施工，新规划建设的济南植物园于2006年国庆节前开园纳客。
新植物园位于章丘市埠村，占地100公顷，是现市区老植物园(今名“泉城公园”)的2.5倍。它西倚西山、南连锦屏山、东望胡山、北眺危山，东南临巴漏河，引章丘垛庄水库水构成以“六湖”(春华湖、夏香湖、秋实湖、冬韵湖、望云湖、云影湖)为构架的兼具观赏、灌溉、游乐功能的生态水系。
