2011液化天然气（LNG）汽车加气站设计与规范.doc

住建部备案号：住建部备案号：j11871j1187120112011 海南省工程建设地方标准海南省工程建设地方标准 dbj 1717 2 2 0 0 1 1 1 1 液化天然气（液化天然气（lnglng）汽车加气站设计与施工规范）汽车加气站设计与施工规范 code for design and construction of automotive liquified natural gas（lng）filling station 2011 - 0815 发布 2011 08 20 实施 海南省住房和城乡建设厅海南省住房和城乡建设厅 发布发布 海南省工程建设地方标准海南省工程建设地方标准 液化天然气（液化天然气（lnglng）汽车加气站设计与施工规范）汽车加气站设计与施工规范 code for design and construction of automotive liquified natural gas（lng）filling station dbj 1 1 7 7 2 2 0 0 1 1 1 1 批准部门：海南省住房和城乡建设厅批准部门：海南省住房和城乡建设厅 施行日期：施行日期：20112011 年年 8 8 月月 2020 日日 2011 海口海口 前前 言言 本规范在编制过程中，进行了广泛的调查研究,总结了海南省及国内现有液 化天然气（lng）加气站的设计、施工、建设、管理经验，借鉴了国内已有的国 家标准和国外发达国家的相关标准。 本标准共分 13 章和 3 个附录，主要内容包括总则，规范性引用文件，缩略 语和术语，基本规定，站址选择，总平面布置，工艺设施，管道系统和安全泄放 装置，自控系统及报警系统，电气，消防，建（构）筑物、通风、绿化和工程施 工等方面的规定。 本规范中 4.0.1、4.0.2、5.2.1、5.2.2、6.1.5、6.1.6、6.4.1、7.2.3、7.2.4、7.8.2、8.2.5、8.2.6 、9.2.1、9.2.3、9.2.6、9.3.1、9.3.4、9.4.1、9.4.2、10.2.1、10.2.2、10.4.3（第 2（3）款）、 11.1.1、11.1.2、11.1.3、11.2.1、12.1.2、12.1.5、12.2.1、13.1.3、13.1.4、13.1.5、 13.2.2、13.2.6、13.4.5、13.4.6、13.5.2、13.7.4、13.7.5 为强制性条文（正文中黑 体字标志的条文），必须严格执行。 本规范由海南省公安消防总队负责具体技术内容的解释。请各应用单位在执 行过程中，注意总结经验、积累资料，如有意见和建议请随时函告海南省公安消 防总队，以供修订时参考。 4 本规范主编单位、参编单位、本规范主编单位、参编单位、 主要起草人员和主要审查人员名单主要起草人员和主要审查人员名单 主编单位：主编单位：海南省公安消防总队 参编单位：参编单位：陕西省燃气设计院 海南省住房和城乡建设厅 海南省工业与信息化厅 海南省安全生产监督管理局 海南中油深南石油技术开发有限公司 主要起草人：主要起草人： 叶有林 郭宗华 林国朝 夏 雨 伍 林 张 刚 钟道迪 田红梅 程玉排 张 哲 孙于萍 林亚芒 杨祖华 吴多胜 吴 思军 王明忠 孔祥龙 张飞云 李忠家 黄 斌 王建庄 吴坤 德 陈益峰 许丁凡 刘广智 关鹏程 张懿君 主要审查人：主要审查人：傅江明 陈 莹 张笑波 潘绍富 叶 军 姚振飞 邓伦诚 刘 威 5 目目 录录 1 1 总则总则 8 8 1.1 目的.8 1.2 适用范围8 1.3 协调性.8 2 2 规范性引用文件规范性引用文件 9 9 3 3 缩略语和术语缩略语和术语 1111 3.1 缩略语.11 3.2 术语.11 4 4 基本规定基本规定 1313 5 5 站址选择站址选择 1414 5.1 一般规定14 5.2 与站外建（构）筑物的防火距离.14 6 6 总平面布置总平面布置 1616 6.1 一般规定16 6.2 储罐围堰17 6.3 站区排水17 6.4 总平面布置的防火距离.18 6.5 站内道路18 7 7 工艺设施工艺设施 2020 7.1 lng 储罐20 7.2 lng 泵20 7.3 lng 增压器.21 7.4 放空加热器21 7.5 高压气化器21 7.6 lng 柱塞泵.22 7.7 卸车设施22 7.8 lng 加气设施.22 8 8 管道系统和安全泄放装置管道系统和安全泄放装置 2323 8.1 管道系统23 8.2 安全泄放设施.24 6 9 9 自控系统及报警系统自控系统及报警系统 2525 9.1 仪表及自控25 9.2 报警系统25 9.3 紧急切断系统.25 9.4 控制系统动力源.26 1010 电气电气 2727 10.1 负荷等级27 10.2 爆炸危险区域等级范围划分及防爆电器选择.27 10.3 电缆敷设27 10.4 防雷、防静电及接地27 1111 消防消防 2929 11.1 干粉灭火器设置.29 11.2 消防给水系统.29 1212 建（构）筑物、通风、绿化建（构）筑物、通风、绿化 3131 12.1 建（构）筑物.31 12.2 通风.31 12.3 绿化.32 1313 工程施工工程施工 3333 13.1 一般规定33 13.2 材料和设备检验.34 13.3 土建工程34 13.4 工艺设备安装.36 13.5 管道工程37 13.6 电气仪表施工.38 13.7 防腐绝热工程.39 13.8 交工文件39 附附 录录 a a 计算防火距离的起讫点计算防火距离的起讫点 4242 附附 录录 b b 民用建筑物保护类别划分民用建筑物保护类别划分 4343 附录附录 c c lnglng 加气站内爆炸危险区域的等级范围划分加气站内爆炸危险区域的等级范围划分 4545 附：条文说明附：条文说明 4848 7 1 1 总则总则 1.11.1 目的目的 1.1.1 为了规范 lng 汽车加气站、l-cng 汽车加气站的设计和施工，提高设计和 工程质量水平，防止和减少火灾和爆炸损失，保障人民生命财产安全，保护环境， 节约能源，节约土地，制定本规范。 1.21.2 适用范围适用范围 1.2.1 本规范适用于新建、扩建和改建的以 lng 为车用燃料气的各种类型汽车 加气站工程，以及加气站与加油站的合建站工程的设计与施工。 1.31.3 协调性协调性 1.3.1 lng 汽车加气站、l-cng 汽车加气站的设计与施工，除执行本规范外， 尚应符合国家现行有关标准的强制性条款的规定。 1.3.2 本规范涉及到加油站与加气站的合建站油品部分或 l-cng 加气站的 cng 部分，均应执行汽车加油加气站设计与施工规范 gb 50156。 8 2 2 规范性引用规范性引用文件文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日 期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修 改单）适用于本文件。 gb 150 钢制压力容器 gb 18047 车用压缩天然气 gb 18442 低温绝热压力容器 gb 50011 建筑抗震设计规范 gb 50016 建筑设计防火规范 gb 50026 工程测量规范 gb 50057 建筑物防雷设计规范 gb 50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 gb 50126 工业设备及管道绝热工程施工规范 gb 50140 建筑灭火器配置设计规范 gb 50156 汽车加油加气站设计与施工规范 gb 50160 石油化工企业设计防火规范 gb 50183 石油天然气工程设计防火规范 gb 50191 构筑物抗震设计规范 gb 50223 建筑工程抗震设防分类标准 gb 50235 工业金属管道施工及验收规范 gb 50264 工业设备及管道绝热工程设计规范 gb 50316 工业金属管道设计规范 gb 50351 储罐区防火堤设计规范 gb 50453 石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准 gb 50484 石油化工建设工程施工安全技术规范 gb 50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 gb/t 8923 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 9 gb/t 10924 液化天然气一般特性 gb/t 12459 钢制对焊无缝管件 gb/t 14976 流体输送用不锈钢无缝钢管 gb/t 20368 液化天然气（lng）生产、储存及装运 gb/t 20801 压力管道规范-工业管道 gb/t 22724 液化天然气设备与安装 陆上装置设计 hg 2059220635 钢制管法兰、垫片、紧固件 hg/t 20675 化工企业静电接地设计规程 jb/t4730.14730.6 承压设备无损检测 sh/t 3412 石油化工管道用金属软管选用、检验及验收 tsgr0004 固定式压力容器安全技术监察规程 10 3 3 缩略语和术语缩略语和术语 3.13.1 缩略语缩略语 cngcompressed natural gas（压缩天然气）的缩略语。 lngliquefied natural gas（液化天然气）的缩略语。 l-cng由 lng 转化为 cng 的缩略语。 3.23.2 术语术语 3.2.1 液化天然气 liquefied natural gas (lng) 一种在液态状况下的无色流体，主要由甲烷组成，组分可能含有少量的乙烷、 丙烷、氮或通常存在于天然气中的其他组分。 3.2.2 lng 加气站 automobile lng filling station 为车载燃料瓶充装 lng 的场所。 3.2.3 l-cng 加气站 automobile l-cng filling station 由 lng 转化为 cng，为车载燃料瓶充装 cng 的场所。 3.2.4 两用加气站 automobile lng and l-cng filling station lng 加气站和 l-cng 加气站的合建站。 3.2.5 油气合建站 automobile gasoline and gas filling station 汽车加气站与加油站的合建站。 3.2.6 lng 储罐 lng container 用来储存 lng 的容器。 3.2.7 lng 槽车 lng cargo transport container 装有 lng 储罐的专用运输车辆。 3.2.8 车载燃料瓶 vehicular fuel container 受气车上存储燃料的容器。 3.2.9 围堰 cofferdam 可燃液态物料储罐发生泄露事故时，能容纳堤内最大储罐容积液体的构筑物。 11 3.2.10 紧急切断系统 emergency shutdown device(esd) 通过就地或远程操作，能够快速使工艺系统内的介质不再流动的装置。 3.2.11 加气岛 gas filling island 用于安装加气机的平台。 3.2.12 加气枪 fueling connector 在 lng 加气站通过燃料加注软管与车辆燃料加注系统相连接的装置，用于输 送 lng 或蒸发气；在 l-cng 加气站通过加气软管向车载 cng 气瓶加 cng 的装置。 3.2.13 加气机 fueling facility 给车载燃料瓶充装 lng 或 cng，并带有计量、计价装置的专用设备。 3.2.14 环境气化器 ambient vaporizer 从自然热源，如大气、海水以及地热水中获取气化所需热量的气化器。 3.2.15 地下 lng 储罐 underground lng tank 罐顶标高低于周围 4m 范围内地面最低标高 0.2m 的 lng 储罐。 3.2.16 半地下储罐 semi-underground tank 一半以上罐体安装在周围 4m 范围内地面以下的 lng 储罐。 3.2.17 埋地 lng 储罐 underground lng tank 采用直接覆土、罐池充沙（细土）或填充防渗透水泥等方式埋设在地下的卧 式 lng 储罐，其罐内最高液面低于罐外 4m 范围内地面最低标高 0.2m。 12 4 4 基本规定基本规定 4.0.14.0.1 加气站的等级划分应按表 4.0.1 规定执行。 表 4.0.1 lng 加气站、l-cng 加气站、lng 和 l-cng 两用加气站的等级划分 lng 加气站l-cng 加气站、lng 和 l-cng 加气合建站 级别lng 储罐 总容积（m3） lng 储罐单 罐容积 （m3） lng 储罐 总容积（m3） lng 储罐单罐 容积（m3） cng 储气设施 总容积（m3） 一级120v18060120v1806012 一级 * 60v1206024 二级60v1206060v120609 二级 * v606018 三级v6060v60608 三级 * v303018 注：带“*”的加气站专指 cng 常规加气站以 lng 储罐做补充气源的建站形式。 4.0.24.0.2 lng 加气站、l-cng 加气站、lng 和 l-cng 加气站与加油站合建站的等级 划分，应符合表 4.0.2 的规定。 表 4.0.2 lng 加气站、l-cng 加气站、lng 和 l-cng 加气站与加油站合建站的等 级划分 合建站等级 lng 储罐总容积 （m3） lng 储罐总容积与 油品储罐总容积合计 （m3） 一级v120150v210 二级v6090v150 三级v6090 注： lng 储罐的单罐容积不应大于表 4.0.1 的规定值。 4.0.3 液化天然气的质量应符合国家标准液化天然气的一般特性 gb/t 19204。 13 4.0.4 液化天然气火灾危险性为甲 a 类，天然气（气态）的火灾危险性为甲 b 类。 5 5 站址选择站址选择 5.15.1 一般规定一般规定 5.1.1 加气站和油气合建站站址选择，应符合城市规划、交通规划及环境保护 和防火安全要求。 5.1.2 加气站和油气合建站应根据相邻单位、设施特点、火灾危险性及人口密 集程度等，结合地理位置与风向等因素，合理布置。 5.1.3 在城市建成区内不应建设一级加气站和一级油气合建站。 5.1.4 加气站宜与加油站合建。 5.1.5 加气站和油气合建站沿江河布置时，宜位于临近江河的城镇、村庄、重 要水域设施等的下游。 5.1.6 安全放散管宜位于加气站和油气合建站全年最小频率风向的上风侧，且 宜布置在站内地势较高处。 5.1.7 加气站和油气合建站选址应避开地震断裂带。 5.25.2 与站外建（构）筑物的防火距离与站外建（构）筑物的防火距离 5.2.15.2.1 加气站、油气合建站的 lng 储罐、放散管管口、lng 卸车点与站外建、构 筑物的防火距离，不应小于表 5.2.1 的规定。 14 表 5.2.1 lng 储罐、放散管管口、lng 卸车点与站外建、构筑物的防火距离 （m） 地上 lng 储罐 级别 项目一级站二级站三级站 放散管管口、 加气机 lng 卸 车点 重要公共建筑物8080805050 明火或散发火花地点 一类保护物 3530252525 二类保护物2520162020 民用建筑保 护物类别 三类保护物1816141515 甲、乙类生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐3530252525 其他类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐， 以及容积不大于 50 m3的埋地甲、乙类液体储 罐 2522202020 室外变、配电站4035303030 铁路8060505050 电缆沟、暖气管沟、下水道1210101010 快速路、主干路；高速、 级 1210888 道路 次干路、支路；、级108866 无绝缘层1.5 倍杆高1.5 倍杆高 架空电力线 有绝缘层 1.5 倍 杆高1 倍杆高1 倍杆高 国家、级 1.5 倍 杆(塔)高 1.5 倍杆(塔)高1 倍杆(塔)高架空通信线 和通信发射 塔一般 1 倍(塔) 杆高 0.75 倍杆(塔)高0.75 倍杆(塔)高 注：1 埋地 lng 储罐、地下 lng 储罐和半地下 lng 储罐与站外建、构筑物的防火距离 可分别按本表地上 lng 储罐减少 50%、30%和 20%，但最小不应小于 6 m。 2 如果一、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，则地上 lng 储罐、放 散管管口、加气机、lng 卸车点与该民用建筑物的防火距离可按本表规定的距离减少 30%。 3 lng 储罐、放散管管口、加气机、lng 卸车点与站外建筑面积不超过 200 m2的独立民用建筑物， 其防火距离可按本表的三类保护物减少 20 %。 15 5.2.25.2.2 室外变、配电站指电力系统电压为 35500kv，且每台变压器容量在 10mva 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表 5.2.1 其它类物品生产厂房的 防火距离确定。 6 6 总平面布置总平面布置 6.16.1 一般规定一般规定 6.1.1 加气站和油气合建站总平面布置应按工艺流程、火灾危险性、功能要求 及特点，结合地形、风向等条件，经技术经济比较后确定。 6.1.2 lng 加气站和油气合建站总平面布置应符合下列规定： 1 可能散发可燃液体、气体的工艺设施，放散管等宜布置在人员集中场所及 明火和散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。 2 lng 储罐宜布置在站内地势较低处。当受条件限制时布置在地势较高处时， 应采取有效措施防止液体流散。 3 加气站和油气合建站内采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄露的可 燃液体漫流的措施。 6.1.3 l-cng 加气站的柱塞泵宜布置在远离周边居民区的一侧。 6.1.4 加气站和油气合建站的室外变、配电站及职工食堂等有明火或散发火花 的地点，宜布置在站内边缘地带。 6.1.56.1.5 加气站和油气合建站的车辆出入口应分开设置。 6.1.66.1.6 液化天然气的储存区临近江河、城市排洪沟布置时应采取措施，防止泄 漏液体流入水域或排洪沟内。 6.1.7 加气站和油气合建站应设置围墙，围墙设计应符合下列规定： 1 除出入口一侧外应设置实体围墙。 2 实体围墙高度不低于 2.2m，围墙应采用不燃材料建造。 6.1.8 加气站和油气合建站内不得建有营业性的住宿、娱乐和餐饮设施。 6.1.9 加油加气区及卸车区内不应有明火或火花散发点。 16 6.1.10 加气区域宜设敞开罩棚，罩棚设置应符合下列规定： 1 罩棚净空高度不小于 4.5m。 2 罩棚边缘与加气机的水平投影距离不应小于 3m。 3 罩棚支柱应在加气岛内，支柱边缘距加气岛顶端水平距离不应小于 0.6m。当罩棚支柱不在加气岛内时，支柱外（车辆可能触及的地方）应设防撞柱。 防撞柱高度不应小于 0.6m。 6.1.11 加气机应安装在加气岛上，加气岛宽度不应小于 1.2m，高度不应小于 150mm。 6.1.12 按本规范附录 c 划分的爆炸危险区域不应超出站区围墙和可用地界线。 6.26.2 储罐储罐围堰围堰 6.2.1 地上 lng 储罐四周应设围堰。 6.2.2 围堰设计应符合下列规定 1 围堰内的有效容积不小于罐组内一个最大储罐的容积。 2 围堰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，且不渗漏。 3 储罐罐壁距围堰内壁的距离不应小于 3m。 4 围堰的高度不应小于 1m，不宜大于 1.6m（以围堰内设计地坪标高为基准） 。 5 围堰内的不同方位应设置不少于 2 个人行台阶或梯子。 6 管道穿堤处应采用不燃烧材料严密封堵。 7 围堰内应设置集液池。 8 围堰内不应设置其他可燃液体、气体储罐。 9 l-cng 站的高压储气瓶组不应设置在围堰内。 10 集液池内的积水若采取自流排水，应采取措施防止 lng 通过排水系统外 流；若采用潜水泵排水，潜水泵启动之前应确认集液池内无泄漏的液体或气体。 17 6.36.3 站区排水站区排水 6.3.1 站内地面雨水可散流排出站外。当雨水由明沟排到站外时，在排出 围墙之前，应设置水封装置。 6.3.2 排出站外的污水应符合国家有关的污水排放标准。 6.46.4 总平面布置的防火总平面布置的防火距离距离 6.4.16.4.1 加气站和油气合建站站内设施之间的防火距离，不应小于表 6.4.1 规定。 6.56.5 站内道路站内道路 6.5.1 lng 储存区至少应有两个通向外部道路的出入口。 6.5.2 加气站和油气合建站应有可供消防车辆出入或回转的车道。车道的 净空高度不应小于 5m，宽度不应小于 6m，车道的转弯半径不应小于 12m。 6.5.3 lng 储存区的消防车道与围堰的距离不应小于 5m。 6.5.4 加气站和油气合建站内单车道宽度不应小于 4.5m，双车道不应小于 9m。 6.5.5 加油加气站和油气合建站内的车道不应采用沥青路面。 18 表表 6.4.16.4.1 站内总平面布置的防火距离站内总平面布置的防火距离(m)(m) lng 储罐天然气放散管管口 设施名称 一 级 站 二 级 站 三 级 站 cng 储 气设施 cng 系统 lng 系统 密闭 卸油 点 lng 卸车 点 天然气 压缩机 （间） 天然气调 压器（间） 天然气脱硫、 脱水装置 加油机 cng 加气机 lng 加气机 lng 潜 液泵池 lng 柱塞泵 lng 增压器、 高压气化器、 放空加热器 站房 消防泵房 和消防水 池取水口 有燃气（油） 设备的房间 站区 围墙 油罐1512106*66*46* 汽、柴油罐 通气管管口121088*6*8*885* 一级站26512666688621020156 二级站2441034446642815125lng 储罐 三级站244824446422615124 cng 储气设施6441.5(1)366335666656143 cng 系统5446666656143天然气放散 管管口lng 系统3633468812123 密闭卸油点12108666666546665108 lng 卸车点6326636336615122（注 4） 天然气压缩机（间）6443634446658122 天然气调压器（间）644336345666658122 天然气脱硫、脱水装置6445455 5566515123 加油机866666646542666568 cng 加气机8646684646542665612 lng 加气机64266666622158（注 4） lng 潜液泵池64666666461582（注 4） lng 柱塞泵2226662666666261582（注 4） lng 增压器、高压气化器、 放空加热器 33546666555281582（注 4） 注： 1 有燃气（油）等明火设备的房间面向可燃液体或可燃气体设备一侧的墙,如果为一、二级耐火等级的无门窗洞口实体墙，则其与可燃液体或可燃气体设备的防火距离可按本表规定的距离减少 30%，但不得位于加油加气作 业区内。 2 表中：“”表示无防火距离要求。 3 表中：“*”表示按照汽车加油加气站设计与施工规范gb 50156的规定。 4 lng 卸车点、lng 加气机、lng 潜液泵池、lng 柱塞泵和 lng 增压器、高压气化器、放空加热器与站区围墙的防火间距还应符合本规范第 6.1.12 条的规定。 5 括号内数值为储气井与储气井的距离。 19 7 7 工艺工艺设施设施 7.17.1 lnglng 储罐储罐 7.1.1 lng 储罐的设计应符合钢制压力容器 gb 150、 低温绝热压力容器 gb 18442 和固定式压力容器安全技术监察规程 tsgr0004 的规定。 7.1.2 lng 储罐内罐的设计压力不应小于 1.2mpa，设计温度不应高于-196。 外罐的设计压力不应小于 0.1mpa，设计温度应满足当地的环境温度。 7.1.3 lng 储罐应设置压力表。 7.1.4 lng 储罐应设置全启封闭式弹簧安全阀，且不应少于 2 个（1 用 1 备） 。 安全阀的设置应符合固定式压力容器安全技术监察规程 tsgr0004 的有关规 定。 7.1.5 lng 储罐宜设置两套独立的液位计，液位计必须具有现场和远传显示功能， 高液位和低液位时应能报警。最高液位和最低液位报警时应能连锁切断装置。 7.1.6 lng 储罐应露天布置或棚式布置。 7.1.7 地下、半地下 lng 储罐或埋地储罐的设置应符合下列规定： 1 储罐宜采用卧式储罐。 2 应采取措施防止土壤渗水层的温度降到 0以下。 3 储罐应安装在罐池中，半地下 lng 储罐的罐池内有效容积不应小于 1 个最大 lng 储罐的容量。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，且不渗漏，并应采取防止雨水进入的措施。 4 储罐的外壁距罐池池壁的距离不应小于 1m，同池内储罐之间的间距不应小于 1.5m。 5 储罐应采取抗浮措施。 6 地下 lng 储罐的池顶应比储罐顶部高 0.6m 及以上。 20 7.27.2 lnglng 泵泵 7.2.1 lng 泵宜为浸没式离心泵，浸没式泵应安装在泵池中。泵池的制造应符合 钢制压力容器gb 150、 低温绝热压力容器gb 18442 及压力管道规范-工 业管道gb/t 20801 的规定。 7.2.2 泵池的入口应安装切断阀。 7.2.37.2.3 泵的出口应安装切断阀和止回阀。 7.2.47.2.4 泵池应设置人工放空阀和安全阀。 7.2.5 泵池应安装压力表、温度检测装置。 7.2.6 泵池内的结构应满足 lng 泵维修拆卸的要求。 7.37.3 lnglng 增压器增压器 7.3.1 增压器宜选用环境气化器。 7.3.2 每台增压器的入口、出口应安装切断阀。 7.47.4 放空加热器放空加热器 7.4.1 放空系统应设置放空加热器，放空加热器的规格应能满足储罐真空失效时 的放空要求。 7.4.2 放空加热器为环境气化器。 7.57.5 高压气化器高压气化器 7.5.1 高压气化器应选择环境气化器。 7.5.2 高压气化器出口应设置温度计。 7.5.3 高压气化器的设计压力不应小于 27.5 mpa。 21 7.67.6 lnglng 柱塞泵柱塞泵 7.6.1 柱塞泵的入口和出口应设置防震装置。 7.6.2 柱塞泵的出口应设置止回阀和全启封闭弹簧安全阀。 7.6.3 柱塞泵的出口应安装压力表。 7.77.7 卸车卸车设施设施 7.7.1 与卸车管道相接的进液管道上应安装紧急切断阀和止回阀，止回阀应设 旁通阀。 7.7.2 卸车处应设有 lng 储罐高液位、低液位和最高液位、最低液位声光报警 裝置。 7.87.8 lnglng 加气加气设施设施 7.8.1 加气枪的最大输送压力应小于受气车辆的车载燃料瓶的最高工作压力。 7.8.27.8.2 加气机液体金属软管均应设拉断保护装置。 7.8.3 加气软管的长度不应超过 6m。 7.8.4 加气岛上应设置干燥的氮气或压缩空气吹扫接头。氮气或压缩空气的露 点不应高于-40。 22 8 8 管道系统和安全泄放装置管道系统和安全泄放装置 8.18.1 管道系统管道系统 8.1.1 管道组成件的选择应按工业金属管道设计规范gb 50316， 工业设备 及管道绝热工程施工规范gb 50126， 压力管道规范-工业管道gb/t 20801， 石油化工管道用金属软管选用、检验及验收sh/t 3412 执行。 8.1.2 管道及管道连接有温度变化引起的收缩与膨胀，应按工业金属管道设 计规范gb 50316 第 9 章的规定执行。 8.1.3 加气站和油气合建站低温管道所采用的绝热保冷材料应为具有良好防潮 性能的不燃材料。低温管道绝热工程应符合工业设备及管道绝热工程设计规范 gb 50264 的规定。 8.1.4 lng 加气站内工艺管道系统的设计压力不应小于 1.2 倍最大工作压力，且 不应小于所连接设备（或容器）的设计压力与静压头之和。设计温度不应高于- 196。 8.1.5 l-cng 加气站工艺管道系统的设计压力不应小于 1.2 倍最大工作压力，且 不应小于所连接设备（或容器）的设计压力与静压头之和。高压气化器之前的工 艺管道系统的设计温度不应高于-196。 8.1.6 低温管道的组成件（包括紧固件）应采用奥氏体不锈钢 06cr19ni10，管 材应符合流体输送用不锈钢无缝钢管 gb/t 14976 的规定，管件应符合钢 制对焊无缝管件 gb 12459 的规定，法兰、紧固件应符合钢制管法兰、垫片、 紧固件 hg 2059220635 的规定。 8.1.7 管道布置应能满足操作、维修及人员安全逃生的要求。 8.1.8 液态 lng 在管道中的流速，泵前不宜大于 1.2m/s，泵后不应大于 3m/s； 低压天然气在管道中的流速不宜大于 20m/s，高压天然气在管道中的流速不宜大 于 5m/s。 23 8.28.2 安全泄放安全泄放设施设施 8.2.1 安全阀与设备或管道之间应设置切断阀，切断阀必须处于全开位置并被 锁定或铅封。 8.2.2 lng 工艺系统的低温放空气体，应经过加热器加热至高于常温后方可排入 放散管。 8.2.3 容器设置安全阀的地方同时应设置人工放空阀,工艺管道上设置安全阀的 地方宜同时设置人工放空阀。 8.2.4 低温液相和气相管道上两截断阀之间应设安全阀。安全阀的设置应符合 压力管道规范-工业管道gb/t 20801、压力容器安全技术监察规程 tsgr0004 的规定。 8.2.58.2.5 lng 加气站内的放散管应集中放散，l-cng 加气站内的高压放散管和低压 放散管应分开设置。 8.2.68.2.6 放散管管口应高出周围 12m 之内的建（构）筑物 2m 及以上，且距地面高 度不应小于 5m。 8.2.7 放散管管口不宜设置雨罩等改变放空气体方向的装置，管口应与水平方 向成 45向上,底部宜设置排污阀。 8.2.8 放散管应远离站内人员集中的地方。 24 9 9 自控系统自控系统及报警系统及报警系统 9.19.1 仪表及自控仪表及自控 9.1.1 加气站和油气合建站的生产工艺过程和工艺设施应实时监控。 9.1.2 控制系统应具有防止误操作的联锁功能及系统工艺参数越限时的报警功 能。 9.1.3 工艺设施现场应设置检测仪表，重要的参数应能远传至控制室。 9.29.2 报警系统报警系统 9.2.19.2.1 加气站和油气合建站内的工艺装置和储运设施的区域内应设置可燃气体 检测报警系统。 9.2.2 加气站和油气合建站的 lng 储罐区应设置低温检测报警系统。 9.2.39.2.3 可燃气体检测报警系统和低温检测报警系统应固定安装，指示报警设备 应安装在有人值守的控制室或值班室。 9.2.4 可燃气体检测报警系统、低温检测报警系统宜独立设置。 9.2.5 报警系统应具有声光报警功能。 9.2.69.2.6 可燃气体检测报警系统的检测装置和指示报警设备的选用和安装应符合 gb 50493石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范的规定。 9.2.7 lng 储罐设置的液位计应具有最高液位和最低液位报警功能，并与紧急切 断系统（esd）联锁。 9.39.3 紧急切断系统紧急切断系统 9.3.19.3.1 加气站和油气合建站应设置紧急切断系统（esd） ，当系统出现不可恢复 的紧急状况或事故状态时应立即关闭储罐或管道阀门，切断 lng 泵和 lng 柱塞泵 的电源。 25 9.3.2 紧急切断系统应具有手动、自动功能，并具有远程切断功能。远程人工 切断按钮至少有一处距储罐不应小于 10m。 9.3.3 紧急切断系统应只能手动复位。 9.3.49.3.4 加气站和油气合建站应在卸车处、加气机上、控制室（或值班室）设置 紧急切断系统的人工切断按钮。 9.49.4 控制系统动力源控制系统动力源 9.4.19.4.1 加气站和油气合建站控制系统的电源除市电外，应设置不间断供电电源 （ups） 。 9.4.29.4.2 控制系统应有失效保护功能，当电源或仪表风中断时，工艺系统应能停止 在安全状态。 26 1010 电气电气 10.110.1 负荷等级负荷等级 10.1.1 加油加气站的供电负荷等级可为三级，信息系统应设不间断供电电源。 10.210.2 爆炸危险区域等级范围划分及防爆电器选择 10.2.110.2.1 加气站和油气合建站爆炸危险区域的等级范围划分应符合汽车加油 加气站设计与施工规范gb 50156 的规定，并应按附录 c 确定。 10.2.210.2.2 爆炸危险区域的电器设备和电缆的选择应符合爆炸和火灾危险环境 电力装置设计规范gb 50058 的规定。 10.310.3 电缆敷设电缆敷设 10.3.1 爆炸危险区域的电缆宜直埋敷设。采用管沟敷设时，管沟应用干砂填 实。电缆进出建筑物时应采用封堵措施。 10.3.2 lng 管道与电缆、仪表接口及金属导体交汇处，应设置密封或隔离措 施。 10.410.4 防雷、防静电及接地防雷、防静电及接地 10.4.1 防雷 1 加气站和油气合建站防雷设计应按建筑物防雷设计规范gb 50057 执 行。 2 加气站和油气合建站内的所有金属物件及各种管道，应采取等电位连接。 3 lng 储罐、工艺装置可不设独立避雷针，但在不同方位的两处应作防雷接 27 地。 4 加气站和油气合建站控制室的控制室应设置防雷击电磁脉冲设施，具体 设计应按建筑物防雷设计规范gb 50057 执行。 10.4.2 防静电 1 加气站和油气合建站的防静电设计应符合化工企业静电接地设计规程 hg/t 20675 的规定。 2 加气站和油气合建站在卸车、储存、加气过程中应避免产生大量静电荷。 3 站内所有金属导体应实行等电位连接。 4 工艺管道每隔 30m 处应设防静电接地装置。 5 管道中的法兰、阀门当采用金属螺栓连接时，可不另接接地跨接线，但 应保证至少有 5 个螺栓具有良好的导电接触面。 6 平行管道管壁净距小于 100mm 时，应每隔 20m 加跨接线连接。 7 加气站和油气合建站作业区域的入口和卸车处应设置静电释放柱，加气 机和卸车处应设置静电接地装置。 8 工艺装置，金属导体如与防雷接地，各种电气接地，信息系统接地等接 地系统相连接时，可不设专用的防静电接地装置。 10.4.3 接地 1 加气站和油气合建站的供电系统宜采用 tn-s 系统，或 tn-c-s 系统。 2 接地装置 1）接地装置应埋设于土壤中，埋设深度不应小于 0.5m，埋设在车行道下时 不应小于 0.8m。 2）接地线和接地体应采用镀锌扁钢或圆钢、角钢。 3 3）加气站和油气合建站的电气工作接地、保护接地、防雷接地、防静电接 地、信息系统接地宜共用接地装置，接地电阻不应大于 1。 4）加气站和油气合建站的各种接地装置如单独敷设，接地电阻不大于下列 规定： 电气工作接地：4 保护接地：4 28 防雷接地：10 防静电接地：100 信息系统接地：1 1111 消防消防 11.111.1 干粉灭火器设置干粉灭火器设置 11.1.111.1.1 每 2 台加气机应设置不少于 1 具 8kg 手提式干粉灭火器或 2 具 5kg 手提 式干粉灭火器；加气机不足 2 台按 2 台计算。 11.1.211.1.2 lng 储罐应设 50kg 推车式干粉灭火器 2 台。当两种介质储罐之间的距离 超过 15m 时，应分别设置。 11.1.311.1.3 泵、压缩机操作间（棚）应按建筑面积每 50m2设 8kg 手提式干粉灭火器 1 具，总数不应少于 2 具。 11.1.4 其余建筑的灭火器材配置应符合建筑灭火器配置设计规范gb 50140 的规定。 11.211.2 消防给水系统消防给水系统 11.2.111.2.1 设置有地上 lng 储罐的一、二级 lng 加气站、油气合建站应设消防给水系 统，但符合下例条件之一时可不设消防给水系统： 1 设置在城市建成区内的设有地上 lng 储罐的二级 lng 加气站、油气合建站， 位于市政消火栓保护半径 150m 以内，且供水量不小于 15 l/s。 2 设置在城市建成区内的设有地上 lng 储罐的二级 lng 加气站、油气合建站， lng 储罐之间的净距不小于 4m，且在 lng 储罐之间设置钢筋混凝土防火隔墙。防 火隔墙顶部高于 lng 储罐顶部，长度至两侧围堰，厚度不小于 0.2m, 耐火极限不 低于 3.0h。 3 lng 加气站、油气合建站位于城市建成区以外，且为严重缺水地区；lng 储罐、放散管、储气瓶组、卸车点与站外建、构筑物的防火间距，不小于本规范 表 5.2.1 规定的防火间距的 2 倍；lng 储罐之间的净距不小于 4m；灭火器材的配 置数量在本规范 11.1 节规定的基础上增加 1 倍。 11.2.2 设置地下或半地下lng储罐的各类lng加气站及油气合建站、设置地上 29 lng储罐的三级lng加气站可不设消防给水系统。 11.2.3 消防给水应利用城市或企业已建的给水系统。当已有的给水系统不能满 足消防给水的要求时，应自建消防给水系统。 11.2.4 消防给水管道可和站内的生产、生活给水管道合并设置，且当生产、生 活用水达到最大小时用水量时仍应保证消防用水量。消防水量应按固定式冷却水 量和移动式水枪用水量之和计算。 11.2.5 当根据 11.2.1 条需设消防给水系统时，消防给水设计应符合下列规定： 1 一级站消火栓消防用水量不应小于 20 l/s，二级站消火栓消防用水量不 应小于 15l/s。 2 地上 lng 储罐应设置固定式消防冷却水系统，其给水强度不应小于 0.15 l/m2.s，着火罐的给水范围应按其全部表面积计算，距着火罐直径（卧式罐按罐 直径和长度之和的一半计）1.5 倍范围内的相邻储罐的给水范围可按其表面积的 一半计算。 3 连续给水时间不应小于 3h。 11.2.6 消防水泵应设置备用泵，其工作能力不应小于最大一台消防工作泵。当 计算消防用水量超过 35l/s 时，消防水泵应设双动力源。 11.2.7 加气站和油气合建站内的消防给水系统利用城市消防给水管道时，室外 消火栓与 lng 储罐的距离宜为 3050m。三级站的 lng 储罐距市政消火栓不应大 于 80m，且市政消火栓给水压力大于 0.2mpa 时，站内可不设消火栓。 11.2.8 固定式消防喷淋冷却水的喷头出口处给水压力不应小于 0.2mpa，移动式 消防水枪出口处给水压力不应小于 0.25mpa，并应采用多功能水枪。 30 1212 建（构）筑物、通风、绿化建（构）筑物、通风、绿化 12.112.1 建（构）筑物建（构）筑物 12.1.1 加气站的储罐、工艺装置宜露天布置，加气区应采用敞开式布置。 12.1.212.1.2 加气站具有爆炸危险区域的建（构）筑物的设计应符合下列规定： 1 1 建（构）筑物的耐火等级不应低于二级。 2 2 建筑物的门窗应向外开。 3 3 加气场地宜设罩棚，罩棚应采用不燃烧材料制作，其耐火极限不应小于 0.25h。 4 4 封闭式建筑应采取泄压措施，其设计应符合建筑设计防火规范gb 50016 的相关规定。 12.1.3 加气站和油气合建站的站房及其辅助用房的耐火等级不应低于二级。 12.1.4 加气站和油气合建站内，爆炸危险区域内的房间的地坪应采用不发火花 地面。 12.1.512.1.5 加气站和油气合建站内的建（构）筑物抗震设计应符合建筑抗震设计 规范gb 50011、 建筑工程抗震设防分类标准gb 50223、 构筑物抗震设计规 范gb 50191 的规定。 12.212.2 通风通风 12.2.112.2.1 加气站和油气合建站内，爆炸危险区域内的房间或箱体应采取 通风措施，并应符合下列规定： 1 1 采用强制通风时，通风设备的通风能力在工艺设备工作期间应按每小 31 时换气 12 次计算，在工艺设备非工作期间应按每小时换气 6 次计算。通风设备 应防爆并应与可燃气体浓度报警器联锁。 2 2 采用自然通风时，通风口总面积不应小于 300cm2/m2（地面） ，通风口 不应少于 2 个，且应靠近可燃气体容易积聚的部位设置。 12.312.3 绿绿化化 12.3.1 加气站内可种植草坪及树木，但不得种植油性植物。 12.3.2 树木的位置、树冠及高度应不影响灭火及应急救援。 12.3.3 储罐区的围堰内不得绿化。 32 1313 工程施工工程施工 13.113.1 一般规定一般规定 13.1.1 承建加气站建筑工程的施工单位应具有建筑工程相应的资质。 13.1.2 承建加气站安装工程的施工单位应具有设备、管道安装工程相应的 资质。压力容器及压力管道安装单位应取得特种设备许可证。 13.1.313.1.3 焊接压力管道的焊工，应按锅炉压力容器压力管道焊工考试与管 理规则进行考试，取得焊工合格证。 13.1.413.1.4 无损检测人员应按特种设备无损检测人员考核与监督管理规则 进行考核，取得相应的资格。 13.1.513.1.5 加气站工程施工应按工程设计文件及工艺设备、电气仪表的产品使 用说明书进行。 13.1.6 施工单位应编制施工方案，并在施工前与设计院进行设计交底和技 术交底。施工方案宜包括下列内容： 工程概况； 施工部署； 施工进度计划； 资源配置计划； 主要施工方法和质量标准； 质量保证措施和安全保证措施； 施工平面布置； 施工记录。 13.1.7 施工用设备、检测设备性能应可靠，计量器具应在有效检定期内。 13.1.8 加气站施工应做好施工记录，其中隐蔽工程施工记录应有建设或监 理单位代表确认签字。 33 13.1.9 当在敷设有地下管道、线缆的地段进行土石方作业时，应采取安全 施工措施。 13.1.10 施工中的安全技术和劳动保护应按石油化工建设工程施工安全技 术规范 gb 50484 执行。 13.213.2 材料和设备检验材料和设备检验 13.2.1 材料和设备的规格、型号、材