标准编号:	GB 50156-2021
中文名称:	汽车加油加气加氢站技术标准
英文名称:	Technical standard of fuelling station
行业分类:	GB    国家标准
发布机构:	中华人民共和国住房和城乡建设部
发布日期:	2021-06-28
实施日期:	2021-10-1
标准状态:	现行
替代旧标准:	GB 50156-2012 汽车加油加气站设计与施工规范 GB 50156-2012(2014) 汽车加油加气站设计与施工规范
翻译语言:	英文
文件格式:	PDF
中文字符数:	140000 字
翻译价格(元):	9670.00 元
交付时间:	付款后 1 个工作日

1 General provisions



1.0.1 This standard is formulated with a view to implementing the relevant national principles and policies in the design and construction of fuelling stations, unifying technical requirements and achieving the goal of safety and serviceability, technical advancement and economic rationality.



1.0.2 This standard is applicable to the design and construction of constructed, extended and renovated oil fuelling station, gas fuelling station, oil and gas combined fuelling station, oil and hydrogen combined fuelling station, gas and hydrogen combined fuelling station, and oil and gas and hydrogen combined fuelling station engineerings.



1.0.3 In addition to this standard, the design and construction of fuelling stations shall also comply with those stipulated in the current relevant standards of the nation.



 

2 Terms and abbreviations



2.1 Terms



2.1.1 fuelling station

location for filling motor vehicles with vehicle fuels, including gasoline, diesel oil, LPG, CNG, LNG, gaseous hydrogen and liquefied hydrogen, which is a generic term for oil fuelling station, gas fuelling station, oil and gas combined fuelling station, oil and hydrogen combined fuelling station, gas and hydrogen combined fuelling station, and oil and gas and hydrogen combined fuelling station



2.1.2 oil fuelling station

location equipped with oil storage facilities for filling motor vehicles with gasoline (including methanol gasoline, ethanol gasoline), diesel oil and other vehicle fuels by oil dispensers



2.1.3 gas fuelling station

location equipped with gas storage facilities for filling motor vehicles with vehicle fuel gases such as vehicle LPG, CNG and LNG by gas dispensers



2.1.4 LPG fuelling station

location for filling LPG storage cylinders with vehicle LPG and providing other services for convenience



2.1.5 CNG fuelling station

generic term for various CNG fuelling stations.



2.1.6 conventional CNG fuelling station

location where natural gas is taken from the natural gas pipeline outside the station, processed and pressurized into vehicle CNG, and then filled into the CNG storage cylinders for vehicles by gas dispensers



2.1.7 primary CNG fuelling station

location where natural gas is taken from the natural gas pipeline outside the station, processed and pressurized into CNG, and then filled into CNG tube trailers or tube bundle containers serving secondary CNG fuelling stations by dispensing poles



2.1.8 secondary CNG fuelling station

location where CNG is brought in by CNG tube trailer or tube bundle container, and is filled into the CNG storage cylinders for vehicles by gas dispensers



2.1.9 LNG fuelling station

location equipped with LNG storage facilities for filling LNG storage cylinders with vehicle LNG by LNG dispenser



2.1.10 L-CNG fuelling station

location where LNG can be transformed into CNG, and vehicle CNG can be filled into CNG storage cylinders



2.1.11 hydrogen fuelling facilities

generic term for hydrogen fuelling process equipment, pipelines and other systems, including high pressure gaseous hydrogen storage and fuelling facilities, liquefied hydrogen storage and fuelling facilities, and hydrogen fuel storage and transportation facilities



2.1.12 oil and gas combined fuelling station

location equipped with oil (gas) storage facilities for filling the motor vehicles with vehicle fuels and vehicle gases



2.1.13 oil and hydrogen combined fuelling station

location for filling both the fuel tanks of automobiles with gasoline or diesel oil, and the hydrogen storage cylinders of hydrogen powered vehicles with gaseous hydrogen or liquefied hydrogen



2.1.14 gas and hydrogen combined fuelling station

location for filling both the storage cylinders of natural gas vehicles with compressed natural gas or liquefied natural gas, and the hydrogen storage cylinders of hydrogen powered vehicles with gaseous hydrogen or liquefied hydrogen



2.1.15 oil and gas and hydrogen combined fuelling station

location for filling the oil tanks of automobiles with gasoline or diesel oil, the storage cylinders of natural gas vehicles with compressed natural gas or liquefied natural gas, and the hydrogen storage equipment of hydrogen vehicles with gaseous hydrogen or liquefied hydrogen



2.1.16 combined fuelling station

generic term for oil and hydrogen combined fuelling station, gas and hydrogen combined fuelling station, and oil and gas and hydrogen combined fuelling station



2.1.17 station house

buildings used for management, operation and provision of other services for convenience in fuelling stations



2.1.18 operation area

area where the process equipment is arranged in fuelling stations, the boundary line of which is the boundary line of equipment explosive hazardous area plus 3m, and is the outer edge of equipment plus 3m for diesel-fuelling equipment



2.1.19 auxiliary service area

area outside the operation area within the boundary line of the fuelling station



2.1.20 safe-break valve

special protective device installed on the hoses of oil dispensers, gas dispensers, hydrogen dispensers and dispensing (bleeding) poles, able to automatically break under the action of a certain external force into two sections which have a self-sealing function, to prevent the hoses from leaking due to breaking



2.1.21 piping components

components for connecting or assembling pipelines, including pipes, fittings, valves, flanges, gaskets, fasteners, joints, pressure-resistant hoses, filters and flame arresters



2.1.22 process equipment

generic term for liquid fuel unloading interface, oil tank, LPG tank, LNG tank, CNG storage cylinder, CNG (H2) storage well, gaseous hydrogen storage vessel, liquefied hydrogen storage tank, oil dispenser, gas (hydrogen) dispenser, gas (hydrogen) dispensing (bleeding) pole, breather pipe (vent pipe), CNG and hydrogen tube trailer, LPG pump, LNG pump, CNG compressor, LPG compressor, LNG gasifier, hydrogen compressor, liquefied hydrogen booster pump, liquefied hydrogen gasifier, etc. in fuelling stations



2.1.23 EV charging facilities

relevant electrical equipment providing charging service for electric vehicles, such as low-voltage switch cabinet, DC charging pile, AC charging pile and battery replacement device



2.1.24 unloading point

fixed location for unloading oil products, LPG, LNG and liquefied hydrogen from tankers



2.1.25 buried oil tank

horizontal oil storage tank which is buried underground by covering soil directly or filling sand in the tank pool, with the tank top lower than the surrounding ground within 4m



2.1.26 oil fuelling island

platform for installing the oil dispenser



2.1.27 gasoline-fuelling equipment

gasoline tank (including its breather pipe), gasoline dispenser and other fixed equipment set up for filling motor vehicles with gasoline



2.1.28 diesel-fuelling equipment

diesel oil tank (including its breather pipe), diesel oil dispenser and other fixed equipment set up for filling motor vehicles with diesel oil



2.1.29 vapor recovery system for gasoline unloading process

system for airtight recovery of the vapor generated when the tanker unloads gasoline into the gasoline tank to the tanker



2.1.30 vapor recovery system for fuelling process

system for airtight recovery of the vapor generated during fuelling of gasoline vehicles to the gasoline tank



2.1.31 portable oil device

ground fuelling device of which the fire-proof and explosion-proof oil tank, oil dispenser, automatic fire extinguisher and other equipment and their accessories are integrally assembled in a steel skid



2.1.32 self-service oil fuelling station (area)

oil fuelling station (area) equipped with appropriate safety protection facilities, where customers can complete the vehicle fuelling operation by themselves



2.1.33 buried LPG tank

horizontal LPG tank which is buried underground by covering soil directly or filling sand in the tank pool, with the tank top lower than the surrounding ground within 4m



2.1.34 gas fuelling island

platform for installing the gas (hydrogen) dispenser



2.1.35 CNG fuelling (unloading) facility

generic term for CNG dispenser, dispensing pole and bleeding pole



2.1.36 gas dispenser

special equipment for filling the storage cylinders of gas-fuelled vehicles with LPG, CNG or LNG, complete with metering and billing devices



2.1.37 CNG (H2) dispensing (bleeding) pole

special equipment for filling (discharging) CNG (H2) into (from) the storage cylinders of tube trailers or tube bundle containers, complete with metering device



2.1.38 CNG (H2) storage well

tubular facility buried vertically underground for storing CNG or H2, which is composed of bottom hole device, shaft, built-in drain pipe, wellhead device, etc.



2.1.39 CNG storage cylinder group

device for storing CNG by assembling several cylinder pressure vessels on a skid together with corresponding connecting pipes, valves and safety accessories



 

2.1.40 CNG fixed storage facility

generic term for aboveground or underground storage cylinders (groups) and storage wells installed in fixed positions



2.1.41 CNG storage facility

generic term for gas cylinders (groups), storage wells and on-board storage cylinder groups for storing CNG



2.1.42 total volume of CNG storage facility

sum of the geometric volume of CNG fixed storage facility and all on-board CNG storage cylinders (groups) in full load or operating state



2.1.43 underground LNG tank

LNG tank arranged in a tank pool, of which the top is lower than the surrounding ground within 4m and the elevation is not less than 0.2m



2.1.44 semi-underground LNG tank

LNG tank arranged in a tank pool, with more than half of the tank body installed below the surrounding ground within 4m



2.1.45 safety dike

structure for intercepting the flammable and combustible liquids spilled from LPG and LNG tanks in case of accidents



2.1.46 LNG portable equipments

an equipment assembly in which all or part of LNG equipment such as LNG tank, gas dispenser, vent pipe, pump and gasifier are assembled on a skid (i.e., rigid base frame, with a box)

1 General provisions
2 Terms and abbreviations
2.1 Terms
2.2 Abbreviations
3 Basic requirements
4 Site choice of station
5 Layout of station
6 Oil fuelling process and facilities
6.1 Oil tank
6.2 Oil dispenser
6.3 Pipeline system
6.4 Portable oil device
6.5 Anti-leakage measures
6.6 Self-service oil fuelling station (area)
7 LPG fuelling process and facilities
7.1 LPG tank
7.2 Pump and compressor
7.3 LPG dispenser
7.4 LPG pipeline system
7.5 Unloading point of tank car
8 CNG fuelling process and facilities
8.1 Process facilities of conventional CNG fuelling station and primary CNG fuelling station
8.2 Facilities of secondary CNG fuelling station
8.3 Protection measures for CNG process facilities
8.4 CNG pipelines and components
9 LNG and L-CNG fuelling process and facilities
9.1 LNG tank, pump and gasifier
9.2 LNG unloading process
9.3 LNG fuelling area
9.4 LPG pipeline system
10 High pressure hydrogen storage and fuelling process and facilities
10.1 General requirements
10.2 Hydrogen unloading facilities
10.3 Hydrogen pressure boost facility
10.4 Gaseous hydrogen storage facility
10.5 Hydrogen filling facility
10.6 Pipeline and components
10.7 Safety protection of process system
11 Liquefied hydrogen storage process and facilities
11.1 Liquefied hydrogen storage facilities
11.2 Liquefied hydrogen unloading and pressure boost facilities
11.3 Liquefied hydrogen pipeline and cryogenic gaseous hydrogen pipelines pipeline and their components
12 Fire protection system and water supply and drainage system
12.1 Fire extinguishers
12.2 Water supply for fire protection
12.3 Water supply and drainage system
13 Electric, alarm system and emergency cut-off system
13.1 Power supply and distribution
13.2 Lightning-proof and anti-static measures
13.3 Charging facilities
13.4 Alarm system
13.5 Emergency cut-off system
14 Heating, ventilation, buildings and virescence
14.1 Heating and ventilation
14.2 Buildings
14.3 Virescence
15 Construction
15.1 General requirements
15.2 Material and equipment inspection
15.3 Civil engineering construction
15.4 Installation of equipment
15.5 Oil, CNG and LNG pipelines
15.6 Gaseous hydrogen and liquefied hydrogen pipelines
15.7 Installation of electrical instruments
15.8 Anticorrosion and thermal insulation
15.9 Handover documents
Annex A Starting and ending points for calculation of distance
Annex B Protection classes of civil buildings
Annex C Class and scope division of explosive hazardous areas in fuelling stations
Annex D Technical requirements for high pressure gaseous hydrogen pipelines, low temperature stainless steel pipelines and their components
Explanation of wording in this standard
List of quoted standards

1 总则
1.0.1 为了在汽车加油加气加氢站设计和施工中贯彻国家有关方针政策，统一技术要求，做到安全适用、技术先进、经济合理，制定本标准。
1.0.2 本标准适用于新建、扩建和改建的汽车加油站、加气站、加油加气合建站、加油加氢合建站、加气加氢合建站、加油加气加氢合建站工程的设计和施工。
1.0.3 汽车加油加气加氢站的设计和施工，除应符合本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2 术语和缩略语
2.1 术语
2.1.1 汽车加油加气加氢站 fuelling station
为机动车加注车用燃料，包括汽油、柴油、LPG、CNG、LNG、氢气和液氢的场所，是加油站、加气站、加油加气合建站、加油加氢合建站、加气加氢合建站、加油加气加氢合建站的统称。
2.1.2 加油站 oil fuelling station
具有储油设施，使用加油机为机动车加注汽油(含甲醇汽油、乙醇汽油)、柴油等车用燃油的场所。
2.1.3 加气站 gas fuelling station
具有储气设施，使用加气机为机动车加注车用LPG、CNG或LNG等车用燃气的场所。
2.1.4 LPG加气站 LPG fuelling Station
为LPG汽车储气瓶充装车用LPG，并可提供其他便利性服务的场所。
2.1.5 CNG加气站 CNG fuelling Station
各类CNG加气站的统称。
2.1.6 CNG常规加气站 conventional CNG fuelling station
从站外天然气管道取气，经过工艺处理并增压后，通过加气机给汽车CNG储气瓶充装车用CNG的场所。
2.1.7 CNG加气母站 primary CNG fuelling Station
从站外天然气管道取气，经过工艺处理并增压后，通过加气柱给服务于CNG加气子站的CNG长管拖车或管束式集装箱充装CNG的场所。
2.1.8 CNG加气子站 secondary CNG fuelling Station
用CNG长管拖车或管束式集装箱运进CNG，通过加气机为汽车CNG储气瓶充装CNG的场所。
2.1.9 LNG加气站 LNG fuelling station
具有LNG储存设施，使用LNG加气机为LNG汽车储气瓶充装车用LNG的场所。
2.1.10 L-CNG加气站 L-CNG fuelling Station
能将LNG转化为CNG，并为CNG汽车储气瓶充装车用CNG的场所。
2.1.11 加氢设施 hydrogen fuelling facilities
加氢工艺设备与管道等系统的统称，包括高压储氢加氢设施、液氢储氢加氢设施、氢燃料储运设施等。
2.1.12 加油加气合建站 oil and gas combined fuelling station
具有储油(气)设施，既能为机动车加注车用燃油，又能加注车用燃气的场所。
2.1.13 加油加氢合建站 oil and hydrogen combined fuelling station
既为汽车的油箱充装汽油或柴油，又为氢燃料汽车的储氢瓶充装氢气或液氢的场所。
2.1.14 加气加氢合建站 gas and hydrogen combined fuelling station
既为天然气汽车的储气瓶充装压缩天然气或液化天然气，又为氢燃料汽车的储氢瓶充装氢气或液氢的场所。
2.1.15 加油加气加氢合建站 oil and gas and hydrogen combined fuelling station
为汽车油箱充装汽油或柴油，为天然气汽车的储气瓶充装压缩天然气或液化天然气，为氢能汽车储氢设备充装车用氢气或液氢的场所。
2.1.16 加氢合建站 combined fuelling station
加油加氢合建站、加气加氢合建站、加油加气加氢合建站的统称。
2.1.17 站房 Station house
用于汽车加油加气加氢站管理、经营和提供其他便利性服务的建筑物。
2.1.18 作业区 operation area
汽车加油加气加氢站内布置工艺设备的区域。该区域的边界线为设备爆炸危险区域边界线加3m，对柴油设备为设备外缘加3m。
2.1.19 辅助服务区 auxiliary service area
汽车加油加气加氢站用地红线范围内作业区以外的区域。
2.1.20 安全拉断阀 Safe-break valve
在一定外力作用下自动断开，断开后的两节均具有自密封功能的装置。该装置安装在加油机、加气机、加氢机、加(卸)气柱的软管上，是防止软管被拉断而发生泄漏事故的专用保护装置。
2.1.21 管道组成件 piping components
用于连接或装配管道的元件，包括管子、管件、阀门、法兰、垫片、紧固件、接头、耐压软管、过滤器、阻火器等。
2.1.22 工艺设备 process equipment
设置在汽车加油加气加氢站内的液体燃料卸车接口、油罐、LPG储罐、LNG储罐、CNG储气瓶、储气井、储氢容器、液氢储罐、加油机、加气(氢)机、加(卸)气(氢)柱、通气管(放空管)、CNG和氢气长管拖车、LPG泵、LNG泵、CNG压缩机、LPG压缩机、LNG气化器、氢气压缩机、液氢增压泵、液氢气化器等的统称。
2.1.23 电动汽车充电设施 EV charging facilities
为电动汽车提供充电服务的相关电气设备，如低压开关柜、直流充电桩、交流充电桩和电池更换装置等。
2.1.24 卸车点 unloading point
接卸汽车罐车所载油品、LPG、LNG、液氢的固定地点。
2.1.25 埋地油罐 buried oil tank
罐顶低于周围4m范围内的地面，并采用覆土或罐池充沙方式埋设在地下的卧式油品储罐。
2.1.26 加油岛 oil fuelling island
用于安装加油机的平台。
2.1.27 汽油设备 gasoline-fuelling equipment
为机动车加注汽油而设置的汽油罐(含其通气管)、汽油加油机等固定设备。
2.1.28 柴油设备 diesel-fuelling equipment
为机动车加注柴油而设置的柴油罐(含其通气管)、柴油加油机等固定设备。
2.1.29 卸油油气回收系统 vapor recovery system for gasoline unloading Process
将油罐车向汽油罐卸油时产生的油气密闭回收至油罐车内的系统。
2.1.30 加油油气回收系统 vapor recovery system for fuelling process
将汽油车辆加油时产生的油气密闭回收至汽油罐的系统。
2.1.31 橇装式加油装置 portable oil device
将防火防爆油罐、加油机、自动灭火装置等设备及其配件整体装配于一个钢制橇体的地面加油装置。
2.1.32 自助加油站(区) Self-service oil fuelling station(area)
具备相应的安全防护设施，可由顾客自行完成车辆加注燃油作业的加油站(区)。
2.1.33 埋地LPG罐 buried LPG tank
罐顶低于周围4m范围内的地面，并采用直接覆土或罐池充沙方式埋设在地下的卧式LPG储罐。
2.1.34 加气(氢)岛 gas fuelling island
用于安装加气(氢)机的平台。
2.1.35 CNG加(卸)气设备 CNG fuelling (unloading)facility
CNG加气机、加气柱、卸气柱的统称。
2.1.36 加气机 gas dispenser
用于向燃气汽车储气瓶充装LPG、CNG或LNG，并带有计量、计价装置的专用设备。
2.1.37 CNG(氢气)加(卸)气柱 CNG(H2)dispensing(bleeding) Pole
用于向长管拖车或管束式集装箱储气瓶充装(卸出)CNG(氢气)，并带有计量装置的专用设备。
2.1.38 储气井 CNG(H2)storage well
竖向埋设于地下，用于储存CNG或氢气的管状设施，由井底装置、井筒、内置排液管、井口装置等构成。
2.1.39 CNG储气瓶组 CNG storage cylinder group
将若干个瓶式压力容器组装在一个橇体上并配置相应的连接管道、阀门、安全附件，用于储存CNG的装置。
2.1.40 CNG固定储气设施 CNG fixed storage facility
安装在固定位置的地上或地下储气瓶(组)和储气井的统称。
2.1.41 CNG储气设施 CNG storage facility
储存CNG的储气瓶(组)、储气井和车载储气瓶组的统称。
2.1.42 CNG储气设施的总容积 total volume of CNG storage facility
CNG固定储气设施与所有处于满载或作业状态的车载CNG储气瓶(组)的几何容积之和。
2.1.43 地下LNG储罐 underground LNG tank
罐顶低于周围4m范围内的地面，标高不小于0.2m，并设置在罐池中的LNG储罐。
2.1.44 半地下LNG储罐 semi-underground LNG tank
罐体一半以上安装在周围4m范围内地面以下，并设置在罐池中的LNG储罐。
2.1.45 防护堤 safety dike
用于拦蓄LPG、LNG储罐事故时溢出的易燃和可燃液体的构筑物。
2.1.46 LNG橇装设备 LNG portable equipments
将LNG储罐、加气机、放空管、泵、气化器等LNG设备全部或部分装配于一个橇体(即刚性底架，可带箱体)上的设备组合体。
2.1.47 储氢容器 gaseous hydrogen storage vessel
储存氢气的压力容器，包括罐式储氢压力容器和瓶式储氢压力容器。
2.1.48 储氢瓶组 cylinder assemblies storage for gaseous hydrogen
将若干个瓶式压力容器组装在一个橇体上并配置相应的连接管道、阀门、安全附件，用于储存氢气的装置。
2.1.49 氢气储存设施 gaseous hydrogen storage facility
储氢容器和氢气储气井的统称。
2.1.50 液氢储罐 liquefied hydrogen storage tank
储存液化氢气的罐式压力容器。
2.1.51 加氢机 hydrogen dispenser
用于向氢能汽车的储氢设备充装氢气或液氢，并带有控制、计量、计价装置的专用设备。
2.1.52 橇装工艺设备 portable process equipments
由制造厂整体制造，将工艺设备及其配件装配于一个钢制橇体上，具有一定功能的设备组合体。
2.1.53 未爆先漏 leak-before burst
容器的裂纹在厚度范围内稳定扩展，在发生失稳爆破前穿透壁厚导致内部介质泄漏的情况。
2.2 缩略语
LPG liquefied petroleum gas 液化石油气
CNG compressed natural gas 压缩天然气
LNG liquefied natural gas 液化天然气
L-CNG transform LNG to CNG 由LNG转化为CNG
3 基本规定
3.0.1 向汽车加油加气加氢站供应汽油、柴油、LPG、LNG、液氢，可采取罐车或罐式集装箱运输或管道输送的方式，供应CNG、氢气可采取长管拖车、管束式集装箱运输或管道输送的方式。
3.0.2 汽车加油加气加氢站的规模应根据资源条件、市场需求、周边环境等因素统筹确定。加油站、加气站、加氢站可按本标准第3.0.12条～第3.0.23条的规定联合建站。
3.0.3 橇装式加油装置不得用于企业自用、临时或特定场所之外的场所，并应单独建站。采用橇装式加油装置的加油站，其设计与安装应符合现行行业标准《采用橇装式加油装置的汽车加油站技术规范》SH/T 3134和本标准第6.4节的有关规定。
3.0.4 加油站内乙醇汽油设施的设计，除应符合本标准的规定外，尚应符合现行国家标准《车用乙醇汽油储运设计规范》GB/T 50610的有关规定。
3.0.5 汽车加油加气加氢站内可设置电动汽车充电设施。电动汽车充电设施的设计，除应符合本标准的规定外，尚应符合现行国家标准《电动汽车充电站设计规范》GB 50966的有关规定。
3.0.6 CNG加气站、LNG加气站与城镇天然气门站和储配站、LNG气化站的合建站，以及CNG加气站、LNG加气站与城镇天然气接收门站的合建站，设计与施工除应符合本标准的规定外，尚应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028的有关规定。
3.0.7 CNG加气站与天然气输气管道场站合建站的设计与施工，除应符合本标准的规定外，尚应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
3.0.8汽车加油加气加氢站可按国家有关规定设置经营非油品业务的设施。
3.0.9 加油站的等级划分应符合表3.0.9的规定。
表3.0.9 加油站的等级划分
加油站等级 加油站油罐容积(m3)
总容积V 单罐容积
一级 150＜V≤210 ≤50
二级 90＜V≤150 ≤50
三级 V≤90 汽油罐≤30，柴油罐≤50
注：V为油罐总容积。柴油罐容积可折半计入油罐总容积。
3.0.10 LPG加气站的等级划分应符合表3.0.10的规定。
表3.0.10 LPG加气站的等级划分
LPG加气站等级 LPG罐容积(m3)
总容积V 单罐容积
一级 45＜V≤60 ≤30
二级 30＜V≤45 ≤30
三级 V≤30 ≤30
3.0.11 CNG加气站储气设施的总容积，应根据设计加气汽车数量、每辆汽车加气时间、母站服务的子站个数、规模和服务半径等因素综合确定。在城市建成区内，CNG加气站储气设施的总容积应符合下列规定：
1 CNG加气母站储气设施的总容积不应超过120m3。
2 CNG常规加气站储气设施总容积不应超过30m3。
3 CNG加气子站内设置有固定储气时，站内停放的CNG长管拖车不应多于1辆。固定储气设施采用储气瓶时，总容积不应超过18m3；固定储气设施采用储气井时，总容积不应超过24m3。
4 CNG加气子站内无固定储气设施时，站内停放的CNG长管拖车不应多于2辆。
5 CNG常规加气站可采用LNG储罐作补充气源，但LNG储罐容积、CNG储气设施的总容积和加气站的等级划分，应符合本标准第3.0.12条的规定。
3.0.12 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG和L-CNG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.12的规定。
表3.0.12 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG和L-CNG加气合建站的等级划分
LNG加气站及合建站等级 LNG加气站 L-CNG加气站、LNG和L-CNG加气合建站
LNG储罐总容积V(m3) LNG储罐单罐容积(m3) LNG储罐总容积V(m3) LNG储罐单罐容积(m3) CNG储气设施总容积(m3)
一级 120＜V≤180 ≤60 120＜V≤180 ≤60 ≤12
一级* — — 60＜V≤120 ≤60 ≤24
二级 60＜V≤120 ≤60 60＜V≤120 ≤60 ≤9
二级* — — V≤60 ≤60 ≤18
三级 V≤60 ≤60 V≤60 ≤60 ≤9
三级* — — V≤30 ≤30 ≤18
注：带“*”的加气站专指CNG常规加气站以LNG储罐作补充气源的建站形式。
3.0.13 LNG加气站与CNG常规加气站或CNG加气子站的合建站的等级划分，应符合表3.0.13的规定。
表3.0.13 LNG加气站与CNG常规加气站或CNG
加气子站的合建站的等级划分
合建站等级 LNG储罐总容积V(m3) LNG储罐单罐容积(m3) CNG储气设施总容积(m3)
一级 60＜V≤120 ≤60 ≤24(30)
二级 V≤60 ≤60 ≤18(30)
三级 V≤30 ≤30 ≤18(25)
注：1 V为LNG储罐总容积。
2 括号内数字为CNG储气井和CNG加气子站的储气设施总容积。
3.0.14 加油与LPG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.14的规定。
表3.0.14 加油与LPC加气合建站的等级划分
合建站等级 油罐与LPG储罐总容积计算公式
一级 VO1/240＋VLPG1/60≤1
二级 VO2/180＋VLPG2/45≤1
三级 VO3/120＋VLPG3/30≤1
注1 VO1、VO2、VO3分别为一、二、三级合建站中油品储罐总容积(m3)；VLPG1、VLPG2、VLPG3分别为一、二、三级合建站中LPG储罐总容积(m3)。“/”为除号。
2 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。
3 当油罐总容积大于90m3时，油罐单罐容积不应大于50m3；当油罐总容积小于或等于90m3时，汽油罐单罐容积不应大于30m3，柴油罐单罐容积不应大于50m3。
4 LPG储罐单罐容积不应大于30m3。
3.0.15 加油与CNG加气合建站的等级划分应符合表3.0.15的规定。
表3.0.15 加油与CNG加气合建站的等级划分
合建站等级 油品储罐总容积V(m3) 常规CNG加气站储气设施总容积V(m3) 加气子站储气设施(m3)
一级 120＜V≤150 V≤24 固定储气设施总容积≤12(18)，可停放1辆CNG长管拖车；当无固定储气设施时，可停放2辆CNG长管拖车
二级 V≤120
三级 V≤90 V≤12 固定储气设施总容积≤9(18)，可停放1辆CNG长管拖车
注：1 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。
2 当油罐总容积大于90m3时，油罐单罐容积不应大于50m3；当油罐总容积小于或等于90m3时，汽油罐单罐容积不应大于30m3，柴油罐单罐容积不应大于50m3。
3 表中括号内数字为CNG储气设施采用储气井的总容积。
3.0.16 加油与LNG加气合建站的等级划分应符合表3.0.16的规定。
表3.0.16 加油与LNG加气合建站的等级划分
合建站等级 油罐与LPG储罐总容积计算公式
一级 VO1/240＋VLPG1/180≤1
二级 VO2/180＋VLPG2/120≤1
三级 VO3/120＋VLPG3/60≤1
注：1 VO1、VO2、VO3分别为一、二、三级合建站中油品储罐总容积(m3)；VLPG1、VLPG2、VLPG3分别为一、二、三级合建站中LNG储罐的总容积(m3)。“/”为除号。
2 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。
3 当油罐总容积大于90m3时，油罐单罐容积不应大于50m3；当油罐总容积小于或等于90m3时，汽油罐单罐容积不应大于30m3，柴油罐单罐容积不应大于50m3。
4 LNG储罐的单罐容积不应大于60m3。
3.0.17 加油与L-CNG加气、IJNG/L-CNG加气以及加油与LNG加气和CNG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.17的规定。
表3.0.17 加油与L-CNG加气、LNG/L-CNG加气以及加油与
LNG加气和CNG加气合建站的等级划分
合建站等级 油罐与LNG储罐总容积计算公式 CNG储气设施总容积(m3)
一级 VO1/240＋VLNG1/180≤0.8 ≤12
VO1/240＋VLNG1/180≤0.7 ≤24
二级 VO2/180＋VLNG2/120≤0.8 ≤9
VO2/180＋VLNG2/120≤0.7 ≤24
三级 VO3/120＋VLNG3/60≤0.8 ≤9
VO3120＋VLNG3/60≤0.7 ≤24
注：1 VO1、VO2、VO3分别为一、二、三级合建站中油品储罐总容积(m3)；VLPG1、VLPG2、VLPG3分别为一、二、三级合建站中LNG储罐的总容积(m3)。“/”为除号。
2 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。
3 当油罐总容积大于90m3时，油罐单罐容积不应大于50m3；当油罐总容积小于或等于90m3时，汽油罐单罐容积不应大于30m3，柴油罐单罐容积不应大于50m3。
4 LNG储罐的单罐容积不应大于60m3。
3.0.18 加油与高压储氢加氢合建站的等级划分应符合表3.0.18的规定。
表3.0.18 加油与高压储氢加氢合建站的等级划分
合建站等级 油罐总容积与氢气总储量计算公式 油品储罐单罐容积(m3)
一级 VO1/240＋GH1/8000≤1 ≤50
二级 VO2/180＋GH2/4000≤1 汽油罐≤30，柴油罐≤5
三级 VO3/120＋GH3/2000≤1 ≤30
注：1 VO1、VO2、VO3分别为一、二、三级合建站中油品储罐总容积(m3)；GH1、GH2、GH3分别为一、二、三级合建站中氢气的总储量(kg)。“/”为除号。
2 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。
3 储氢总量包含作为站内储氢容器使用的氢气长管拖车或管束式集装箱储氢量。
4 氢气储量计算基于20℃温度和储氢容器的额定工作压力。
3.0.19 加油与液氢储氢加氢合建站的等级划分应符合表3.0.19的规定。
表3.0.19 加油与液氢储氢加氢合建站的等级划分
合建站等级 油罐与液氢储氢总容积计算公式 配套储氢容器、氢气储气井总容积(m3) 油品储罐单罐容积(m3)
一级 VO1/240＋VH1/180≤1 ≤15 ≤50
二级 VO2/180＋VH2/120≤1 ≤12 汽油罐≤30，
柴油罐≤50
三级 VO3/120＋VH3/60≤1 ≤9 ≤30
注：1 VO1、VO2、VO3分别为一、二、三级合建站中油品储罐总容积(m3)；VH1、VH2、VH3分别为一、二、三级合建站中液氢储罐总容积(m3)。“/”为除号。
2 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。
3.0.20 CNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分，应符合表3.0.20的规定。
表3.0.20 CNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分
合建站等级 高压储氢加氢设施 液氢储氢加氢设施 常规CNG加气站储气设施总容积(m3) CNG加气子站储气设施总容积(m3)
储氢总量G(kg) 液氢储罐总容积V(m3) 配套储氢容器、氢气储气井总容积(m3)
一级 2000＜G≤4000 60＜V≤120 ≤15 ≤24 固定储气设施总容积≤12(18)，可停放1辆CNG长管拖车；当无固定储气设施时，可停放2辆CNG长管拖车
二级 1000＜G≤2000 30＜V≤60 ≤12 ≤24
三级 G≤1000 V≤30 ≤9 ≤12 固定储气设施总容积≤9(18)，可停放1辆CNG长管拖车
注：1 表中括号内数字为CNG储气设施采用储气井的总容积。
2 储氢总量包含作为站内储氢容器使用的氢气长管拖车或管束式集装箱储氢量。
3 氢气储量计算基于20℃温度和储氢容器的额定工作压力。
4 V为液氢储罐总容积。
3.0.21 LNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分，应符合表3.0.21的规定。
表3.0.21 LNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分
LNG加气与高压储氢加氢合建站 LNG加气与液氢储氢加氢合建站
合建站等级 LNG储罐总容积与氢气总储量计算公式 LNG储罐与液氢储罐总容积计算公式 配套储氢容器、氢气储气井总容积(m3)
一级 VLNG1/180＋GH1/8000≤1 VLNG1/180＋VH1/180≤1 ≤15
二级 VLNG2/120＋GH2/4000≤1 VLNG2/120＋VH2/120≤1 ≤12
三级 VLNG3/60＋GH3/2000≤1 VLNG3/60＋VH3/60≤1 ≤9
注：1 VLNG1、VLNG2、VLNG3分别为一、二、三级合建站中LNG储罐的总容积(m3)；GH1、GH2、GH3分别为一、二、三级合建站中氢气的总储量(kg)；VH1、VH2、VH3分别为一、二、三级合建站中液氢储罐总容积(m3)。“/”为除号。
2 表中LNG加气站包括L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站，LNG储罐和液氢储罐单罐容积应小于或等于60m3。
3 储氢总量包含作为站内储氢容器使用的氢气长管拖车或管束式集装箱储氢量。
3.0.22 加油、CNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分，应符合表3.0.22的规定。
表3.0.22 加油、CNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分
合建站等级 油罐总容积与氢气总储量计算公式 油罐与液氢储罐总容积计算公式 CNG加气站储气容器总容积(m3)
常规加气站 加气子站
一级 VO1/240＋GH1/8000≤0.67 VO2/240＋VH1/180≤0.67 ≤24 固定储气容器总容积≤12(18)，可停放1辆长管拖车；当无固定储气容器时，可停放2辆长管拖车
二级 VO2/180＋GH2/4000≤0.67 VO2/180＋VH2/120≤0.67 ≤12 固定储气容器总容积≤9(18)，可停放1辆长管拖车
注：1 VO1、VO2分别为一、二级合建站中油品储罐总容积(m3)；GH1、GH2分别为一、二级合建站中氢气的总储量(kg)；VH1、VH2分别为一、二级合建站中液氢储罐总容积(m3)。“/”为除号。
2 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。汽油罐单罐容积应小于或等于30m3，柴油罐单罐容积应小于或等于50m3。
3 括号内数字为CNG储气设施采用储气井的总容积。
4 液氢储罐配套储氢容器、氢气储气井总容积应小于或等于12m3。
5 储氢总量包含作为站内储氢容器使用的氢气长管拖车或管束式集装箱储氢量。
3.0.23 加油、LNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分，应符合表3.0.23的规定。
表3.0.23 加油、LNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分
合建站等级 油罐和LNG储罐总容积、氢气总储量计算公式 油罐、LNG储罐和液氢储罐总容积计算公式
一级 VO1/240＋VLNG1/180＋GH1/8000≤1 VO1/240＋VLNG1/180＋VH1/180≤1
二级 VO2/180＋VLNG2/120＋GH2/4000≤1 VO2/180＋VLNG2/120＋VH2/120≤1
注：1 VO1、VO2分别为一、二级合建站中油品储罐总容积(m3)；VLNG1、VLNG2分别为一、二级合建站中LNG储罐的总容积(m3)；GH1、GH2分别为一、二级合建站中氢气的总储量(kg)；VH1、VH2分别为一、二级合建站中液氢储罐总容积(m3)。“/”为除号。
2 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。汽油罐单罐容积应小于或等于3Om3，柴油罐单罐容积应小于或等于50m3，LNG储罐和液氢储罐单罐容积应小于或等于60m3。
3 LNG加气站包括L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站。
4 配套储氢容器、氢气储气井总容积，CNG储气设施总容积应小于或等于12m3。
5 储氢总量包含作为站内储氢容器使用的氢气长管拖车或管束式集装箱储氢量。
3.0.24 储存CNG、LNG、氢气和液氢的设备，应经试验或实际应用证明技术成熟，并应符合国家特种设备的相关规定。
3.0.25 汽车加油加气加氢站内不应设置存放甲、乙类火灾危险性物品的封闭式房间。
3.0.26 除埋地油罐外，各类工艺设备可单独或组合安装于一个钢制橇体上，设备间距应符合本标准第5.0.13条和第5.0.14条的规定。
3.0.27 汽车加油加气加氢站应设置电视监视系统，监视范围应覆盖作业区。
4 站址选择
4.0.1 汽车加油加气加氢站的站址选择应符合有关规划、环境保护和防火安全的要求，并应选在交通便利、用户使用方便的地点。
4.0.2 在城市中心区不应建一级汽车加油加气加氢站、CNG加气母站。
4.0.3 城市建成区内的汽车加油加气加氢站宜靠近城市道路，但不宜选在城市干道的交叉路口附近。
4.0.4 加油站、各类合建站中的汽油、柴油工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.4的规定。
表4.0.4 汽油(柴油)工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距(m)
站外建(构)筑物 站内汽油(柴油)工艺设备
埋地油罐 加油机、油罐通气管口、油气回收处理装置
一级站 二级站 三级站
重要公共建筑物 35(25) 35(25) 35(25) 35(25)
明火地点或散发火花地点 21(12.5) 17.5(12.5) 12.5(10) 12.5(10)
民用建筑物保护类别 一类保护物 17.5(6) 14(6) 11(6) 11(6)
二类保护物 14(6) 11(6) 8.5(6) 8.5(6)
三类保护物 11(6) 8.5(6) 7(6) 7(6)
甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 17.5(12.5) 15.5(11) 12.5(9) 12.5(9)
丙、丁、戊类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐以及单罐容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐 12.5(9) 11(9) 10.5(9) 10.5(9)
室外变配电站 17.5(15) 15.5(12.5) 12.5(12.5) 12.5(12.5)
铁路、地上城市轨道线路 15.5(15) 15.5(15) 15.5(15) 15.5(15)
城市快速路、主干路和高速公路、一级公路、二级公路 7(3) 5.5(3) 5.5(3) 5(3)
城市次干路、支路和三级公路、四级公路 5.5(3) 5(3) 5(3) 5(3)
架空通信线路 1.0(0.75)H，且≥5m 5(5) 5(5) 5(5)
架空电力线路 无绝缘层 1.5(0.75)H，且≥6.5m 1.0(0.75)H，且≥6.5m 6.5(6.5) 6.5(6.5)
有绝缘层 1.0(0.5)H，且≥5m 0.75(0.5)H，且≥5m 5(5) 5(5)
注：1 表中括号内数字为柴油设备与站外建(构)筑物的安全间距。站内汽油工艺设备是指设置有卸油和加油油气回收系统的工艺设备。
2 室外变配电站指电力系统电压为35kV～500kV，且每台变压器容量在10MV·A以上的室外变配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5t的室外降压变电站。其他规格的室外变配电站或变压器应按丙类物品生产厂房确定。
3 汽油设备与重要公共建筑物的主要出入口(包括铁路、地铁和二级及以上公路的隧道出入口)的安全间距尚不应小于50m。
4 一、二级耐火等级民用建筑物面向加油站一侧的墙为无门窗洞口的实体墙时，油罐、加油机和通气管管口与该民用建筑物的距离。不应低于本表规定的安全间距的70％，且不应小于6m。
5 表中一级站、二级站、三级站包括合建站的级别。
6 H为架空通信线路和架空电力线路的杆高或塔高。
4.0.5 LPG加气站、加油加气合建站中的LPG设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.5的规定。
表4.0.5 LPG设备与站外建(构)筑物的安全间距(m)
站外建(构)筑物 地上(埋地)LPG储罐 LPC卸车点 LPG放空管管口 LPG加气机、LPG泵(房)、LPG压缩机(间)
一级站 二级站 三级站
重要公共建筑物 100
(100) 100
(100) 100
(100) 100 100 100
明火地点或散发火花地点 45
(30) 38
(25) 33
(18) 25 18 18
民用建筑物保护类别 一类保护物
二类保护物 35
(20) 28
(16) 22
(14) 16 14 14
三类保护物 25
(15) 22
(13) 18
(11) 13 11 11
甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 45
(25) 45
(22) 40
(18) 22 20 20
丙、丁、戊类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐,以及单罐容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐 32
(18) 32
(16) 28
(15) 16 14 14
室外变配电站 45
(25) 45
(22) 40
(18) 22 20 20
铁路、地上城市轨道线路 45
(22) 45
(22) 45
(22) 22 22 22
城市快速路、主干路和高速公路、一级公路、二级公路 15
(10) 13
(8) 11
(8) 8 8 6
城市次干路、支路和三级公路、四级公路 12
(8) 11
(6) 10
(6) 6 6 5
架空通信线路 1.5
(1.0)
H 1.0
(0.75)
H 1.0
(0.75)
H 0.75H
架空电力线路 无绝缘层 1.5
(1.5)
H 1.5
(1.0)
H 1.5
(1.0)
H 1.0H
有绝缘层 1.5
(1.0)
H 1.0
(0.75)
H 1.0
(0.75)
H 0.75H
注：1 表中括号内数字为埋地LPG储罐与站外建(构)筑物的安全间距。
2 室外变配电站指电力系统电压为35Kv～5O0kV，且每台变压器容量在10MV·A以上的室外变配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5t的室外降压变电站。其他规格的室外变配电站或变压器应按丙类物品生产厂房确定。
3 液化石油气设备与站外一、二、三类保护物地下室的出入口、门窗的距离，应按本表一、二、三类保护物的安全间距增加不低于50％。
4 一、二级耐火等级民用建筑物面向加气站一侧的墙为无门窗洞口实体墙时，LPG设备与该民用建筑物的距离不应低于本表规定的安全间距的70％。
5 容量小于或等于10m3的地上LPG储罐整体装配式的加气站，其罐与站外建(构)筑物的距离不应低于本表三级站的地上罐安全间距的80％，且不应小于11m。
6 LPG储罐与站外建筑面积不超过20m2的独立民用建筑物的距离，不应低于本表三类保护物安全间距的80％，且不应小于三级站的安全间距。
7 表中一级站、二级站、三级站包括合建站的级别。
8 H为架空通信线路和架空电力线路的杆高或塔高。
4.0.6 CNG加气站、各类合建站中的CNG工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.6的规定。
表4.0.6 CNG工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距(m)
站外建(构)筑物 站内CNC工艺设备
储气瓶 集中放空管管口 储气井、加(卸)气设备、脱硫脱水设备、压缩机(间)
重要公共建筑物 50 30 30
明火地点或散发火花地点 30 25 20
民用建筑物保护类别 一类保护物
二类保护物 20 20 14
三类保护物 18 15 12
甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 25 25 18
丙、丁、戊类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐以及单罐容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐 18 18 13
室外变配电站 25 25 18
铁路、地上城市轨道线路 30 30 22
城市快速路、主干路和高速公路、一级公路、二级公路 12 10 6
城市次干路、支路和三级公路、四级公路 10 8 5
架空通信线路 1.0H 0.75H 0.75H
架空电力线路 无绝缘层 1.5H 1.5H 1.0H
有绝缘层 1.0H 1.0H
注：1 室外变配电站指电力系统电压为35kV～500kV，且每台变压器容量在10MV·A以上的室外变配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5t的室外降压变电站。其他规格的室外变配电站或变压器应按丙类物品生产厂房确定。
2 重要公共建筑物的主要出入口(包括铁路、地铁和二级及以上公路的隧道出入口)的安全间距尚不应小于50m。
3 长管拖车固定停车位与站外建(构)筑物的防火间距。应按本表储气瓶的安全间距确定。
4 一、二级耐火等级民用建筑物面向加气站一侧的墙为无门窗洞口实体墙时，站内CNG工艺设备与该民用建筑物的距离，不应低于本表规定的安全间距的70％。
5 H为架空通信线路和架空电力线路的杆高或塔高。
4.0.7 LNG加气站、各类合建站中的LNG工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.7的规定。
表4.0.7 LNG工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距(m)
站外建(构)筑物 站内LNG工艺设备
地上LNG储罐 放空管管口、LNG加气机、LNG卸车点
一级站 二级站 三级站
重要公共建筑物 80 80 80 50
明火地点或散发火花地点 35 30 25 25
民用建筑保护物类别 一类保护物
二类保护物 25 20 16 16
三类保护物 18 16 14 14
甲、乙类生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 35 30 25 25
丙、丁、戊类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐.以及单罐容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐 25 22 20 20
室外变配电站 40 35 30 30
铁路、地上城市轨道线路 80 60 50 50
城市快速路、主干路和高速公路、一级公路、二级公路 12 10 8 8
城市次干路、支路和三级公路、四级公路 10 8 8 6
架空通信线路 1.0H 0.75H 0.75H
架空电力线路 无绝缘层 1.5H 1.5H 1.0H
有绝缘层 1.0H 0.75H
注：1 室外变配电站指电力系统电压为35kv～50kv，且每台变压器容量在10MV·A以上的室外变配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5t的室外降压变电站。其他规格的室外变配电站或变压器应按丙类物品生产厂房确定。
2 地下LNG储罐和半地下LNC储罐与站外建(构)筑物的距离，分别不应低于本表地上LNG储罐的安全间距的70％和80％，且不应小于6m。
3 一、二级耐火等级民用建筑物面向加气站一侧的墙为无门窗洞口实体墙时，站内LNG设备与该民用建筑物的距离，不应低于本表规定的安全间距的70％。
4 LNG储罐、放空管管口、加气机、LNG卸车点与站外建筑面积不超过200m2的独立民用建筑物的距离，不应低于本表的三类保护物的安全间距的80％。
5 表中一级站、二级站、三级站包括合建站的级别。
6 H为架空通信线路和架空电力线路的杆高或塔高。
4.0.8 加氢合建站中的氢气工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.8的规定。
表4.0.8 加氢合建站中的氢气工艺设备与站外建
(构)筑物的安全间距(m)
项目名称 储氢容器(液氢储罐) 放空管管口 氢气储气井、氢气压缩机、加氢机、氢气卸气柱、氢气冷却器、液氢卸车点
一级站 二级站 三级站
重要公共建筑物 50(50) 50(50) 50(50) 35 35
明火或散发火花地点 40(35) 35(30) 30(25) 30 20
民用建筑物保护类别 一类保护物 35(30) 30(25) 25(20) 25 20
二类保护物 30(25) 25(20) 20(16) 20 14
三类保护物 30(18) 25(16) 20(14) 20 12
甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 35(35) 30(30) 25(25) 25 18
丙、丁、戊类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐以及单罐容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐 25(25) 20(20) 15(15) 15 12
室外变配电站 35(35) 30(30) 25(25) 25 18
铁路、地上城市轨道线路 25(25) 25(25) 25(25) 25 22
城市快速路、主干路和高速公路、一级公路、二级公路 15(12) 15(10) 15(8) 15 6
城市次干路、支路和三级公路、四级公路 10(10) 10(18) 10(8) 10 5
架空通信线路 1.0H 0.75H
架空电力线路 无绝缘层 1.5H 1.0H
有绝缘层 1.0H 1.0H
注：1 加氢设施的橇装工艺设备与站外建(构)筑物的防火距离，应按本表相应设备的防火间距确定。
2 氢气长管拖车、管束式集装箱与站外建(构)筑物的防火距离，应按本表储氢容器的防火距离确定。
3 表中一级站、二级站、三级站包括合建站的级别。
4 当表中的氢气工艺设备与站外建(构)筑物之间设置有符合本标准第10.7.15条规定的实体防护墙时.相应安全间距(对重要公共建筑物除外)不应低于本表规定的安全间距的50％，且不应小于8m，氢气储气井、氢气压缩机间(箱)、加氢机、液氢卸车点与城市道路的安全间距不应小于5m。
5 表中氢气设备工作压力大于45MPa时，氢气设备与站外建(构)筑物(不含架空通信线路和架空电力线路)的安全间距应按本表安全间距增加不低于20％。
6 液氢工艺设备与明火或散发火花地点的距离小于35m时，两者之间应设置高度不低于2.2m的实体墙。
7 表中括号内数字为液氢储罐与站外建(构)筑物的安全间距。
8 H为架空通信线路和架空电力线路的杆高或塔高。
4.0.9 本标准表4.0.4～表4.0.8中，设备或建(构)筑物的计算间距起止点应符合本标准附录A的规定。
4.0.10 本标准表4.0.4～表4.0.8中，重要公共建筑物及民用建筑物保护类别划分应符合本标准附录B的规定。
4.0.11 本标准表4.0.4～表4.0.8中，“明火地点”和“散发火花地点”的定义及“甲、乙、丙、丁、戊类物品”和“甲、乙、丙类液体”的划分应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定。
4.0.12 架空电力线路不应跨越汽车加油加气加氢站的作业区。架空通信线路不应跨越加气站、加氢合建站中加氢设施的作业区。
4.0.13 与汽车加油加气加氢站无关的可燃介质管道不应穿越汽车加油加气加氢站用地范围。
5 站内平面布置
5.0.1 车辆入口和出口应分开设置。
5.0.2 站区内停车位和道路应符合下列规定：
1 站内车道或停车位宽度应按车辆类型确定。CNG加气母站内单车道或单车停车位宽度不应小于4.5m，双车道或双车停车位宽度不应小于9m；其他类型汽车加油加气加氢站的车道或停车位，单车道或单车停车位宽度不应小于4m，双车道或双车停车位宽度不应小于6m。
2 站内的道路转弯半径应按行驶车型确定，且不宜小于9m。
3 站内停车位应为平坡，道路坡度不应大于8％，且宜坡向站外。
4 作业区内的停车场和道路路面不应采用沥青路面。
5.0.3 作业区与辅助服务区之间应有界线标识。
5.0.4 在加油加气、加油加氢合建站内，宜将柴油罐布置在储气设施或储氢设施与汽油罐之间。
5.0.5 加油加气加氢站作业区内，不得有“明火地点”或“散发火花地点”。
5.0.6 柴油尾气处理液加注设施的布置应符合下列规定：
1 不符合防爆要求的设备应布置在爆炸危险区域之外，且与爆炸危险区域边界线的距离不应小于3m；
2 符合防爆要求的设备，在进行平面布置时可按柴油加油机对待；
3 当柴油尾气处理液的储液箱(罐)或橇装设备布置在加油岛上时，容量不得超过1.2m3，且储液箱(罐)或橇装设备应在岛的两侧边缘100mm和岛端1.2m以内布置。
5.0.7 电动汽车充电设施应布置在辅助服务区内。
5.0.8 加油加气加氢站的变配电间或室外变压器应布置在作业区之外。变配电间的起算点应为门窗等洞口。
5.0.9 站房不应布置在爆炸危险区域。站房部分位于作业区内时，建筑面积等应符合本标准第14.2.10条的规定。
5.0.10 当汽车加油加气加氢站内设置非油品业务建筑物或设施时，不应布置在作业区内，与站内可燃液体或可燃气体设备的防火间距，应符合本标准第4.0.4条～第4.0.8条有关三类保护物的规定。当站内经营性餐饮、汽车服务、司机休息室等设施内设置明火设备时，应等同于“明火地点”或“散发火花地点”。
5.0.11 汽车加油加气加氢站内的爆炸危险区域，不应超出站区围墙和可用地界线。
5.0.12 汽车加油加气加氢站的工艺设备与站外建(构)筑物之间，宜设置不燃烧体实体围墙，围墙高度相对于站内和站外地坪均不宜低于2.2m。当汽车加油加气加氢站的工艺设备与站外建(构)筑物之间的距离大于本标准表4.0.4～表4.0.8中安全间距的1.5倍，且大于25m时，可设置非实体围墙。面向车辆入口和出口道路的一侧可设非实体围墙或不设围墙。与站区限毗邻的一、二级耐火等级的站外建(构)筑物，其面向加油加气加氢站侧无门、窗、孔洞的外墙，可视为站区实体围墙的一部分，但站内工艺设备与其的安全距离应符合本标准表4.0.4～表4.0.8的相关规定。
5.0.13 加油加气站站内设施的防火间距不应小于表5.0.13-1和表5.0.13-2的规定。

表5.0.13-1加油站、LPG加气站、加油与LPG加气合建站
站内设施的防火间距(m)
设施名称 汽油罐 柴油罐 汽油通气管管口 柴油通气管管口 加油机 油品卸车点 LPG地上罐 LPG埋地罐 LPG卸车点 LPG泵(房)、压缩机(间) LPG加气机 消防泵房和取水口
无固定喷淋装置 有固定喷淋装置
汽油罐 0.5 0.5 — — — — 不应合建 不应合建 3 5 5 4 10
柴油罐 0.5 0.5 — — — — 3 3.5 3.5 3 7
汽油通气管管口 — — — — — 3 6 8 6 8 10
柴油通气管管口 — — — — — 2 4 6 4 6 7
加油机 — — — — — — 4 6 4 4 6
油品卸车点 — — 3 2 — — 3 4 4 4 10
LPG地上罐 无固定喷淋装置 不应合建 D D × 8 8 8 30
有固定喷淋装置 不应合建 D D × 6 6 6 20
LPG埋地罐 3 3 6 4 4 3 × × 2 3 4 4 12
LPG卸车点 5 3.5 8 6 6 4 8 6 3 — 5 5 8
LPG泵(房)、压缩机(间) 5 3.5 6 4 4 4 8 6 4 5 — 4 8
LPG加气机 4 3 8 6 4 4 8 6 4 5 4 — 6
消防泵和取水口 10 7 10 7 6 10 30 20 12 8 8 6 —
自用燃煤锅炉房和燃煤厨房 12.5 10 12.5 10 12.5(10) 15 33 33 18 25 25 18 12
自用有燃气(油)设备的房间 8 6 8 6 8(6) 8 16 12 8 12 12 12 —
站区围墙 2 2 2 2 一 一 5 5 3 3 2 — —
注：1 D为LPG地上罐相邻较大罐的直径。
2 括号内数值为对应于柴油加油机的相关间距。
3 橇装式加油装置的油罐与站内设施的防火间距应按本表汽油罐、柴油罐增加不低于30％。
4 LPG储罐放空管管口与LPG储罐距离不限，与站内其他设施的防火间距应按LPG埋地储罐确定。
5 LPG泵和压缩机露天布置或布置在开敞的建筑物内时，起算点应为设备外缘；LPG泵和压缩机设置在非开敞的室内时，起算点应为该类设备所在建筑物的门窗等洞口。
6 容量小于或等于10m3的地上LPG储罐的整体装配式加气站，其储罐与站内其他设施的防火间距不应低于本表地上储罐防火间距的80％。
7 站房、有燃煤或燃气(油)等明火设备的房间的起算点应为门窗等洞口。站房内设置有变配电间时，变配电间的布置应符合本标准第5.0.8条的规定。
8 表中“一”表示无防火间距要求，“×”表示该类设施不应合建。
表5.0.13-2 CNG加气站、LNG加气站、加油与CNG加气和LNG
加气合建站站内设施的防火间距(m)
设施名称 CNG储气设施 CNG放空管管口 CNG加气机、加(卸)气柱 天然气压缩机(间) 天然气调压器(间) 天然气脱硫和脱水设备 LNG储罐 LNG放空管管口 LNG卸车点 LNG加气机 LNG潜液泵池 LNG柱塞泵 LNG高压气化器
汽油罐 6 6 4 6 6 5 10 6 6 4 6 6 5
柴油罐 4 4 3 4 4 3.5 8 6 6 4 6 6 5
汽油通气管管口 8 6 8 6 6 5 8 6 8 8 8 8 5
柴油通气管管口 6 4 6 4 4 3.5 8 6 6 6 6 6 5
油品卸车点 6 6 4 6 6 5 8 6 6 6 6 6 5
加油机 6 6 4 4 6 5 6 6 6 2 6 6 6
CNC储气设施 1.5(1) — — — — — 4 3 6 6 6 6 3
CNG放空管管口 — — — — — — 4 — 4 6 4 4 —
CNG加气机、加(卸)气柱 — — — — — — 4 8 6 2 6 6 5
LNG储罐 4 4 4 4 4 4 2 — 2 2 — — 3
LNG放空管管口 3 — 8 — 3 4 — — 3 — — — —
LNG卸车点 6 4 6 3 3 3 2 3 — — — 2 4
LNG加气机 6 6 2 6 6 6 2 — — — — — 5
LNG潜液泵池 6 4 6 6 6 6 — — — — — — 5
LNG柱塞泵 6 4 6 6 6 6 2 — 2 — — — 2
LNG高压气化器 3 — 5 6 6 6 3 — 4 5 5 2 —
站房 5 5 5 5 5 5 6 8 6 6 6 6 8
消防泵房和消防水池取水口 6 6 6 8 8 15 15 12 15 15 15 15 15
自用燃煤锅炉房和燃煤厨房 25 15 18 25 25 25 25 15 25 18 25 25 25
自用有燃气(油)设备的房间 14 14 12 12 12 12 12 12 12 8 8 8 8
站区围墙 3 3 — 2 2 — 4 3 2 — 2 2 2
注：1 天然气压缩机(间)、天然气调压器(间)、天然气脱硫和脱水设备之间无防火间距要求。
2 加油设备之间及加油设备与站房等建(构)筑物的防火间距应符合本标准表5.0.13-1的规定。
3 CNG加气站的橇装设备、LNG加气站的橇装设备与站内其他设施的防火间距，应按本表相应设备的防火间距确定。
4 括号内数值为储气井与储气井的间距。
5 天然气压缩机、天然气调压器、天然气脱硫和脱水设备露天布置或布置在开敞的建筑物内时，起算点应为设备外缘；天然气压缩机、天然气调压器设置在非开敞的室内时，起算点应为该类设备所在建筑物的门窗等洞口。
6 站房、有燃煤或燃气(油)等明火设备的房间的起算点应为门窗等洞口。站房内设置有变配电间时，变配电间的布置应符合本标准第5.0.8条的规定。
7 站房、自用燃煤锅炉房和燃煤厨房、自用有燃气(油)设备的房间、站区围墙之间无防火间距要求。
8 表中“一”表示无防火间距要求。
5.0.14 加氢合建站站内设施的防火间距不应小于表5.0.14的规定。
表5.0.14 加氢合建站站内设施的防火间距
设施名称 储氢容器 氢气储气井 液氢储罐 氢气放空管管口 氢气压缩机 加氢机 氢气冷却器 液氢柱塞泵 液氢汽化器 液氢卸车点 氢气卸气柱 消防泵和取水口
储氢容器 — 2 4 — — 6 — 6 3 6 — 10
氢气储气井 2 1 4 — — 4 — 4 3 4 — 10
液氢储罐 4 4 2 — 4 4 — — 3 2 — 15
氢气放空管管口 — — — — — 6 — — — 3 6 15
氢气压缩机 — — 4 — — 4 — 6 6 3 — 15
氢气卸气柱— — — 6 — — — — — — — — 6
加氢机 6 4 4 6 4 — — 6 5 6 — 6
氢气冷却器 — — — — — — — — — — — 6
埋地汽油罐 3 3 10 6 9 6 6 6 5 6 6 10
埋地柴油罐 3 3 5 3 5 3 3 3 3 3 3 5
油罐通气管管口 6 4 8 6 9 6 6 8 5 8 6 10
加油机 6 4 6 6 9 4 4 6 6 6 4 10
油品卸车点 8 6 8 6 6 4 4 6 5 6 4 10
CNG储气设施 5 4 8 — 3 6 6 6 3 6 6 15
CNG压缩机 9 6 6 6 9 4 4 6 6 3 4 15
CNG、LNG加气机 8 6 8 6 4 4 4 6 5 6 4 6
LNG储罐、泵 8 6 8 — 9 10 10 8 6 8 10 15
LNG卸车点 8 6 8 6 6 6 6 8 6 8 4 15
CNG、LNG放空管 8 6 8 — 9 8 8 8 6 8 8 15
站房 8 6 6 5 5 5 5 6 8 8 5 —
自用燃煤锅炉房和燃煤厨房 25 25 35 15 25 18 18 25 25 25 18 12
自用有燃气(油)设备的房间 14 14 20 14 12 12 12 8 8 12 12 6
站区围墙 4.5 4.5 7.5 4.5 4.5 4.5 4.5 7.5 7.5 7.5 4.5 —
注：1 消防水储水罐埋地设置和消防泵设置在地下时，其与站内其他设施的防火间距不应低于本表中相应防火间距的50％。
2 表中柴油加油机与其他设施的防火间距不应低于本表中相应防火间距的70％，且不应小于4m。
3 作为站内储氢设施使用的氢气长管拖车或管束式集装箱应按本表储氢容器确定防火间距。
4 压缩机冷却水机组、加氢机冷冻液机组等设备的非防爆电器设备，应布置在爆炸危险区域之外。
5 表中设备露天布置或布置在开敞的建筑物内时.起算点应为设备外缘；表中设备设置在非开敞的室内或箱柜内时，起算点应为该类设备所在建筑物的门窗等洞口。
6 表中“一”表示无防火间距要求。


5.0.15 本标准表5.0.13-1、表5.0.13-2和表5.0.14中，工艺设备与站区围墙的防火间距还应符合本标准第5.0.11条的规定。设备或建(构)筑物的计算间距起止点应符合本标准附录A的规定。
5.0.16 加油加气加氢站内爆炸危险区域的等级和范围划分应符合本标准附录C的规定。
6 加油工艺及设施
6.1 油罐
6.1.1 除橇装式加油装置所配置的防火防爆油罐外，加油站的汽油罐和柴油罐应埋地设置，严禁设在室内或地下室内。
6.1.2 汽车加油站的储油罐应采用卧式油罐。
6.1.3 埋地油罐需要采用双层油罐时，可采用双层钢制油罐、双层玻璃纤维增强塑料油罐、内钢外玻璃纤维增强塑料双层油罐。既有加油站的埋地单层钢制油罐改造为双层油罐时，可采用玻璃纤维增强塑料等满足强度和防渗要求的材料进行衬里改造。
6.1.4 单层钢制油罐、双层钢制油罐和内钢外玻璃纤维增强塑料双层油罐的内层罐的罐体结构设计，可按现行行业标准《钢制常压储罐第一部分：储存对水有污染的易燃和不易燃液体的埋地卧式圆筒形单层和双层储罐》AQ 3020的有关规定执行，并应符合下列规定：
1 钢制油罐的罐体和封头所用钢板的公称厚度，不应小于表6.1.4的规定。
表6.1.4 钢制油罐的罐体和封头所用钢板的公称厚度(mm)
油罐公称直径 单层油罐、双层油罐内层罐罐体和封头公称厚度 双层钢制油罐外层罐罐体和封头公称厚度
罐体 封头 罐体 封头
800～1600 5 6 4 5
1601～2500 6 7 5 6
2501～3000 7 8 5 6
2 钢制油罐的设计内压不应低于0.08MPa。
6.1.5 选用的双层玻璃纤维增强塑料油罐应符合现行行业标准《加油站用埋地玻璃纤维增强塑料双层油罐工程技术规范》SH/T 3177的有关规定；选用的钢-玻璃纤维增强塑料双层油罐应符合现行行业标准《加油站用埋地钢-玻璃纤维增强塑料双层油罐工程技术规范》SH/T 3178的有关规定。
6.1.6 加油站在役油罐进行加内衬防渗漏改造时，应符合现行国家标准《加油站在役油罐防渗漏改造工程技术标准》GB/T 51344的有关规定。
6.1.7 与罐内油品直接接触的玻璃纤维增强塑料等非金属层，应满足消除油品静电荷的要求，其表面电阻率应小于109Ω；当表面电阻率无法满足小于109Ω的要求时，应在罐内安装能够消除油品静电电荷的物体。消除油品静电电荷的物体可为浸入油品中的钢板，也可为钢制的进油立管、出油管等金属物，表面积之和不应小于下式的计算值。
A＝0.04Vt (6.1.7)
式中：A——浸入油品中的金属物表面积之和(m2)；
Vt——储罐容积(m3)。
6.1.8 安装在罐内的静电消除物体应接地，接地电阻应符合本标准第11.2节的有关规定。
6.1.9 双层油罐内壁与外壁之间应有满足渗漏检测要求的贯通间隙。
6.1.10 双层钢制油罐、内钢外玻璃纤维增强塑料双层油罐和玻璃纤维增强塑料等非金属防渗衬里的双层油罐，应设渗漏检测立管，并应符合下列规定：
1 检测立管应采用钢管，直径宜为80mm，壁厚不宜小于4mm；
2 检测立管应位于油罐顶部的纵向中心线上；
3 检测立管的底部管口应与油罐内、外壁间隙相连通，顶部管口应装防尘盖；
4 检测立管应满足人工检测和在线监测的要求，并应保证油罐内、外壁任何部位出现渗漏均能被发现。
6.1.11 油罐应采用钢制人孔盖。
6.1.12 油罐设在非车行道下面时，罐顶的覆土厚度不应小于0.5m；设在车行道下面时，罐顶低于混凝土路面不宜小于0.9m。钢制油罐的周围应回填中性沙或细土，其厚度不应小于0.3m；外层为玻璃纤维增强塑料材料的油罐，回填料应符合产品说明书的要求。
6.1.13 当埋地油罐受地下水或雨水作用有上浮的可能时，应采取防止油罐上浮的措施。
6.1.14 埋地油罐的人孔应设操作井。设在行车道下面的人孔井应采用加油站车行道下专用的密闭井盖和井座。
6.1.15 油罐卸油应采取防满溢措施。油料达到油罐容量的90％时，应能触动高液位报警装置；油料达到油罐容量的95％时，应能自动停止油料继续进罐。高液位报警装置应位于工作人员便于觉察的地点。
6.1.16 设有油气回收系统的加油站，站内油罐应设带有高液位报警功能的液位监测系统。单层油罐的液位监测系统尚应具备渗漏检测功能，渗漏检测分辨率不宜大于0.8L/h。
6.1.17 与土壤接触的钢制油罐外表面，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设计标准》SH/T 3022的有关规定，且防腐等级不应低于加强级。
6.2 加油机
6.2.1 加油机不得设置在室内。
6.2.2 加油枪应采用自封式加油枪，汽油加油枪的流量不应大于50L/min。
6.2.3 加油软管上宜设安全拉断阀。
6.2.4 以正压(潜油泵)供油的加油机，底部的供油管道上应设剪切阀，当加油机被撞或起火时，剪切阀应能自动关闭。
6.2.5 采用一机多油品的加油机时，加油机上的放枪位应有各油品的文字标识，加油枪应有颜色标识。
6.3 工艺管道系统
6.3.1 汽油和柴油油罐车卸油必须采用密闭卸油方式。汽油油罐车应具有卸油油气回收系统。
6.3.2 每个油罐应各自设置卸油管道和卸油接口。各卸油接口及油气回收接口应有明显的标识。
6.3.3 卸油接口应装设快速接头及密封盖。
6.3.4 加油站卸油油气回收系统的设计应符合下列规定：
1 汽油罐车向站内油罐卸油应采用平衡式密闭油气回收系统；
2 各汽油罐可共用一根卸油油气回收主管，回收主管的公称直径不宜小于100mm；
3 卸油油气回收管道的接口宜采用自闭式快速接头和盖帽，采用非自闭式快速接头时，应在靠近快速接头的连接管道上装设阀门和盖帽。
6.3.5 加油站宜采用油罐装设潜油泵的一泵供多机(枪)的加油工艺。采用自吸式加油机时，每台加油机应按加油品种单独设置进油管和罐内底阀。
6.3.6 加油站应采用加油油气回收系统。
6.3.7 加油油气回收系统的设计应符合下列规定：
1 应采用真空辅助式油气回收系统；
2 汽油加油机与油罐之间应设油气回收管道，多台汽油加油机可共用一根油气回收主管，油气回收主管的公称直径不应小于50mm；
3 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；
4 加油机应具备回收油气功能，其气液比宜设定为1.0～1.2；
5 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闭性的丝接三通，其旁通短管上应设公称直径为25mm的球阀及丝堵。
6.3.8 油罐的接合管设置应符合下列规定：
1 接合管应为金属材质；
2 接合管应设在油罐的顶部，其中进油接合管、出油接合管或潜油泵安装口应设在人孔盖上；
3 进油管应伸至罐内距罐底50mm～100mm处，进油立管的底端应为45°斜管口或T形管口，进油管管壁上不得有与油罐气相空间相通的开口；
4 罐内潜油泵的入油口或通往自吸式加油机管道的罐内底阀，应高于罐底150mm～200mm；
5 油罐的量油孔应设带锁的量油帽，量油孔下部的接合管宜向下伸至罐内距罐底200mm处，并应有检尺时使接合管内液位与罐内液位相一致的技术措施；
6 油罐人孔井内的管道及设备应保证油罐人孔盖的可拆装性；
7 人孔盖上的接合管与引出井外管道的连接，宜采用金属软管过渡连接。
6.3.9 汽油罐与柴油罐的通气管应分开设置。通气管管口高出地面的高度不应小于4m。沿建(构)筑物的墙(柱)向上敷设的通气管，管口应高出建筑物的顶面2m及以上。通气管管口应设置阻火器。
6.3.10 通气管的公称直径不应小于50mm。
6.3.11 当加油站采用油气回收系统时，汽油罐的通气管管口除应装设阻火器外，尚应装设呼吸阀。呼吸阀的工作正压宜为2kPa～3kPa，工作负压宜为1.5kPa～2kPa。
6.3.12 加油站工艺管道的选用应符合下列规定：
1 地面敷设的工艺管道应采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163的无缝钢管；
2 其他管道应采用输送流体用无缝钢管或适于输送油品的热塑性塑料管道.所采用的热塑性塑料管道应有质量证明文件，非烃类车用燃料不得采用不导静电的热塑性塑料管道；
3 无缝钢管的公称壁厚不应小于4mm，埋地钢管的连接应采用焊接；
4 热塑性塑料管道的主体结构层应为无孔隙聚乙烯材料，壁厚不应小于4mm.埋地部分的热塑性塑料管道应采用配套的专用连接管件电熔连接；
5 导静电热塑性塑料管道导静电衬层的体电阻率应小于108Ω·m，表面电阻率应小于1010Ω；
6 不导静电热塑性塑料管道主体结构层的介电击穿强度应大于100kV；
7 柴油尾气处理液加注设备的管道，应采用奥氏体不锈钢管道或能满足输送柴油尾气处理液的其他管道。
6.3.13 油罐车卸油时用的卸油连通软管、油气回收连通软管，应采用导静电耐油软管，其体电阻率应小于108Ω·m，表面电阻率应小于1010Ω，或采用内附金属丝(网)的橡胶软管。
6.3.14 加油站内的工艺管道除必须露出地面的以外，均应埋地敷设。当采用管沟敷设时，管沟必须用中性沙子或细土填满、填实。
6.3.15 卸油管道、卸油油气回收管道、加油油气回收管道和油罐通气管横管，应坡向埋地油罐。卸油管道的坡度不应小于2‰，卸油油气回收管道、加油油气回收管道和油罐通气管横管的坡度，不应小于1％。
6.3.16 受地形限制，加油油气同收管道坡向油罐的坡度无法满足本标准第6.3.14条的要求时，可在管道靠近油罐的位置设置集液器，且管道坡向集液器的坡度不应小于1％。
6.3.17 埋地工艺管道的埋设深度不得小于0.4m。敷设在混凝土场地或道路下面的管道，管顶低于混凝土层下表面不得小于0.2m。管道周围应回填不小于100mm厚的中性沙子或细土。
6.3.18 工艺管道不应穿过或跨越站房等与其无直接关系的建(构)筑物；与管沟、电缆沟和排水沟相交叉时，应采取相应的防护措施。
6.3.19 不导静电热塑性塑料管道的设计和安装，除应符合本标准第6.3.12条的有关规定外，尚应符合下列规定：
1 管道内油品的流速应小于2.8m/s；
2 管道在人孔井内、加油机底槽和卸油口等处未完全埋地的部分，应在满足管道连接要求的前提下，采用最短的安装长度和最少的接头。
6.3.20 埋地钢质管道外表面的防腐设计，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447的有关规定。
6.4 橇装式加油装置
6.4.1 橇装式加油装置应采用双壁钢制油罐，两层罐壁之间的空间应设漏油检测装置，并应保证内罐与外罐任何部位出现渗漏时均能被发现。
6.4.2 橇装式加油装置的汽油罐内罐应安装防爆装置或材料。防爆装置或材料的燃爆增压值不应大于0.05MPa。采用金属阻隔防爆装置时，阻隔防爆装置的选用和安装应按现行行业标准《阻隔防爆橇装式汽车加油(气)装置技术要求》AQ 3002的有关规定执行；采用非金属防爆材料时，应按现行行业标准《道路运输车辆油箱及液体燃料运输罐体阻隔防爆安全技术要求》JT/T 1046的有关规定执行。
6.4.3 橇装式加油装置储罐的内罐设计压力不应小于0.8MPa，建造应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG 21、国家现行标准《压力容器》GB 150.1～GB 150.4、《卧式容器》NB/T 47042和《石油化工钢制压力容器》SH/T 3074的有关规定。
6.4.4 双壁钢制油罐的外罐，设计压力可为常压，建造应符合现行行业标准《钢制焊接常压容器》NB/T 47003.1的有关规定。
6.4.5 油罐附件设置应符合下列规定：
1 油罐应设紧急泄压装置、防溢流阀、液位计，液位计应在油罐内的液位上升到油罐容量的90％时发出报警信号，防溢流阀应在油罐内的液位上升到油罐容量的95％时自动停止油料进罐；
2 油罐出油管道应设置高温自动断油保护阀；
3 油罐进油口应设置在油罐上部，进油管的高点应高于油罐的最高液位，进油管应伸至罐内距罐底50mm～100mm处，进油管应采取防虹吸措施；
4 卸油软管接头应采用自闭式快速接头；
5 油罐出油管管口距罐底宜为0.15m，油罐出油管的高点应高于油罐的最高液位；
6 油罐的最高液位以下有连接法兰和快速接头的区域应设置收集漏油的容器；
7 油罐通气管管口应高于油罐周围地面4m，且应高于罐顶1.5m，管口应设阻火器和呼吸阀，呼吸阀的工作正压宜为2kPa～3kPa，工作负压宜为1.5kPa～2kPa。
6.4.6 油罐应设防晒罩棚或采取隔热措施。
6.4.7 加油机设置应符合下列规定：
1 加油机安装在箱体内时，箱体应采取良好的通风措施；
2 加油机上方应设自动灭火器，自动灭火器的启动温度不应高于95℃；
3 加油枪应采用自封式加油枪，汽油加油枪的流量不应大于50L/min：
4 加油软管上应设安全拉断阀。
6.4.8 橇装式加油装置不得设在室内或其他有气相空间的封闭箱体内。
6.4.9 橇装式加油装置的汽油设备应采用卸油和加油油气回收系统。
6.4.10 橇装式加油装置四周应设防护围堰或漏油收集池，防护围堰内或漏油收集池的有效容量不应小于储罐总容量的50％。防护围堰或漏油收集池应采用不燃烧实体材料建造，且不应渗漏。
6.4.11 橇装式加油装置邻近行车道一侧应设防撞设施。