T-GDRX 1008-2025 农村液化天然气（LNG）气化供气设施建设与运维

ICS75.180.99CCSE24T/GDRXConstructionandOperationofRuralLiquefiedNaturalGas(LNG)VaporizationIT/GDRX1008—2025 2规范性引用文件 3术语和定义 4基本规定 5农村气化供气设施设计 5.1LNG气化供气设施主要构成 65.2LNG气化供气设施选址 105.3LNG气化供气设施平面布置 125.4LNG气化供气设施工艺设计 125.5LNG气化供气设施消防及安全防护要求 6安装与验收 6.1一般规定 6.2设备与管道安装 6.3竣工验收 7运行与维护 7.1一般规定 7.2气化供气设施的运行 7.3气化供气设施的维护 7.4故障/事故抢修 条文说明 T/GDRX1008—2025为规范广东省农村地区液化天然气（LNG）供气设施建设与运维，确保安全可靠、技术可行、经济合理，保障农村燃气的供用气安全，根据相关标准规范规定，结合广东省实际，制订本文件。本文件共包括7章，主要内容为：1.范围；2.规范性引用文件；3.术语和定义；4.基本规定；5.农村气化供气设施设计；6.安装与验收；7.运行与维护。本文件依照T/CGAS1000—2021《中国城市燃气协会标准起草规则》的规定起草。主编单位：北京市公用工程设计监理有限公司、佛山市华燃能建设有限公司、广州奕博石油化工工程设计有限责任公司参编单位：杭州云气控股有限公司、佛山市华禅能燃气设计有限公司、佛山市三水能源有限公司、肇庆佛燃能源有限公司、中润安全技术有限公司、广东省燃气协会主要起草人：赵杰、梁耀劲、王奕元、郝蕴华、李亚勤、庄瑞活、孙士博、胡明、蒋小慧、陶顶峰、雷洪、陈碧涛、林爽、邓枝成、宗杰文、李达江、侯畅、张科、杨庆波主要审查人：张红威、郎满囤、唐斌、张文君、杨青本文件为首次发布。本文件由广东省燃气协会提出并归口管理，其版权归广东省燃气协会所有。除了用于国家法律或事先得到广东省燃气协会书面许可，标准的任何部分不得以任何形式和任何手段进行复制、发行、改变、翻译和汇编。如需申请版权许可，请联系广东省燃气协会标准工作委员会秘书处。联系地址：广州市天河区兴科路768号路信科技园2栋3楼邮政编码：510650联系电话子邮箱：gdrqxh@163.com1T/GDRX1008—2025农村液化天然气（LNG）气化供气设施建设与运维本文件适用于广东省农村地区的天然气供应，总容积不大于50m3且单罐容积不大于20m3液化天然气气化站与总容积不大于4m3的液化天然气瓶组站的设计、施工、验收及运行与维护。本文件涉及的设计单位、施工单位、监理单位、运维单位及设备供应商应具有主管部门批准或认可的相应资质。本文件涉及的供气设施的建设与维护除应符合本文件的规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。GB50028城镇燃气设计规范（2020版）GB50039农村防火规范GB50052供配电系统设计规范GB50057建筑物防雷设计规范GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范GB50093自动化仪表工程施工及质量验收规范GB50126工业设备及管道绝热工程施工规范GB50140建筑灭火器配置设计规范GB50156汽车加油加气加氢站技术标准GB50191构筑物抗震设计规范GB50202建筑地基基础工程施工质量验收标准GB50264工业设备及管道绝热工程设计规范GB50316工业金属管道设计规范GB50348安全防范工程技术标准GB50395视频安防监控系统工程设计规范GB51004建筑地基基础工程施工规范2T/GDRX1008—2025GB55009燃气工程项目规范GB/T150.1～GB/T150.4压力容器GB/T3098.1紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱GB/T3098.2紧固件机械性能螺母GB/T3098.6紧固件机械性能不锈钢螺栓、螺钉和螺柱GB/T3098.15紧固件机械性能不锈钢螺母GB/T3836.15爆炸性环境第15部分：电气装置的设计、选型和安装GB/T4272设备及管道绝热技术通则GB/T8163输送流体用无缝钢管GB/T9124钢制管法兰技术条件GB/T12224钢制阀门一般要求GB/T12459钢制对焊管件类型与参数GB/T13401钢制对焊管件技术规范GB/T14383锻制承插焊和螺纹管件GB/T14976流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T17393覆盖奥氏体不锈钢用绝热材料规范GB/T18442.1～GB/T18442.7固定式真空绝热深冷压力容器GB/T20368液化天然气（LNG）生产、储存和装运GB/T20801.1～GB/T20801.5压力管道工业管道GB/T24918低温介质用紧急切断阀GB/T24925低温阀门技术条件GB/T29026低温介质用弹簧直接载荷式安全阀GB/T32919信息安全技术工业控制系统安全控制应用指南GB/T38530城镇液化天然气（LNG）气化供气装置GB/T38753液化天然气GB/T38810液化天然气用不锈钢无缝钢管GB/T50493石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计标准GB/T50680城镇燃气工程基本术语标准GB/T51257液化天然气低温管道设计规范GB/T51474城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术标准CJJ/T146城镇燃气报警控制系统技术规程3T/GDRX1008—2025CJJ/T148城镇燃气加臭技术规程CJJ/T153城镇燃气标志标准CJ/T448城镇燃气加臭装置HG/T20507自动化仪表选型设计规范HG/T20592～HG/T20635钢制管法兰、垫片、紧固件NB/T47008承压设备用碳素钢和合金钢锻件NB/T47009低温承压设备用合金钢锻件NB/T47010承压设备用不锈钢和耐热钢锻件SH/T3005石油化工自动化仪表选型设计规范SH/T3097石油化工静电接地设计规范TSG21固定式压力容器安全技术监察规程TSG23气瓶安全技术规程TSGD0001压力管道安全技术监察规程—工业管道3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1农村countryside乡镇级（含）以上人民政府驻地的城市和乡镇规划区以外的自然村，农林场场部以外的农林场作业区、生产队的统称。3.2液化天然气liquefiednaturalgas（LNG）低温液态流体，主要成份为甲烷，含有少量的乙烷、丙烷、氮或天然气中常见的其它组分，简称LNG。3.3液化天然气瓶（组）供气设施liquefiednaturalgascylinderssupplyfacilities使用液化天然气储气瓶（组）作为储存设备，具有储存、气化、调压、计量、加臭功能，并向用户供气的天然气供应系统。由储气瓶（组）和气化调压橇，以及相关附属设施组成。3.4液化天然气橇装气化设施liquefiednaturalgasskid-mountedsupplyfacilities使用总容积不大于50m3，单个容积不大于20m3液化天然气储罐作为储存设备，具有储存、气化、调压、计量、加臭功能，并向用户供气的天然气供应系统。由橇装气化装置和相关附属设施组成。3.5气化调压橇gasificationandpressureregulatingskid4T/GDRX1008—2025将空温式气化器、水浴式复热器（冬季使用）、BOG加热器、EAG加热器、调压系统、计量系统、管道系统、加臭装置、放散系统、电气仪表系统、燃气浓度检测报警系统，以及仪表电控柜、仪表气系统等集成安装在一个橇体上，具有气化、调压、计量、加臭、自动控制、安全监控和自动报警功能的装置。3.6橇装气化装置skid-mountedsupplydevice将LNG储罐、空温式气化器、水浴式复热器（冬季使用）、增压器、BOG加热器、EAG加热器、调压系统、计量系统、管道系统、加臭装置、放散系统、电气仪表系统、燃气浓度检测报警系统，以及仪表电控柜、仪表气系统等集成安装在橇体上，并且具有接收、储存、气化、调压、计量、加臭、自动控制、安全监控和自动报警功能的装置。3.7本地控制装置localcontroldevice由成套安装在液化天然气供气设施上的控制器（PLC）、仪表和执行机构等组成，对供气设施进行数据采集和控制，保证供气设施独立运行的装置。本地控制装置能通过通信接口与远程终端单元进行实时数据交换。3.8远程终端单元remoteterminalunit（RTU）能完成本地数据采集和控制，支持多种远程通信协议、可通过多种信道进行远程数据交换的监控设备。3.9监控中心dispatchingcentre指燃气公司输配管网监控系统（即SCADA监控系统）的主/备监控中心。由安装在监控室和机房内的服务器、工程师/操作员站、网络通信设备、安全设备、外部设备、存储等硬件，及监控类、分析类、应用类等软件组成，实现数据接收、监测、控制、分析处理、优化管理等功能的设施。3.10无人值守LNG供气设施LNGvaporizingstationofunattended具备利用自动控制和数据远程通讯技术，能将现场设备运行参数和视频监控信号远程传输到控制中心，能在控制中心实现远程监测、报警或紧急切断操作的LNG供气设施。3.11运行operation从事燃气供应的专业人员，按照工艺要求和操作标准对燃气设施进行巡检、操作、记录等常规工作。3.12维护maintenance为保障燃气设施的正常运行，预防故障、事故发生所进行的检查、维修、保养等工作。3.13抢修rush-repair5T/GDRX1008—2025燃气设施发生危及安全的泄漏以及引起停气、中毒、火灾、爆炸等事故时，采取紧急措施的作业。4基本规定4.1农村地区供气设施建设应根据供气对象区域位置、气源供应条件、用气规模和特点综合考虑，并应保证供气稳定性和连续性。4.2LNG的质量应符合《液化天然气》GB/T38753的有关规定。供给用户的燃气应有可以察觉的臭味，燃气中加臭剂的质量和加臭量应符合《燃气工程项目规范》GB55009和《城镇燃气加臭技术规程》CJJ/T148的规定。4.3LNG供气设施对外供气压力（表压）不应大于0.4MPa，应设置防止管道超压的安全保护装置。4.4供气设施的出口宜经计量的天然气，供气温度应不低于0℃且比天然气水露点高5℃。4.5瓶组供气设施的气瓶组总容积不应大于4m3。按照气瓶组总容积划分为三级，详见表1。表1供气设施气瓶组总容积分级4.6橇装气化装置总储存容积不应大于50m3，单罐容积不应大于20m3。橇装气化装置储罐容积宜设置1m3、2m3、4m3、5m3、20m3等规格。4.7LNG供气设施的供气方式应根据用气需求确定，供气方式与气化橇的气化能力的匹配宜采用表2中系列。表2供气方式与气化能力匹配表1234566T/GDRX1008—20254.8为适应农村地区用气需求小且供气不连续的特点，LNG供气设施应采用合理的供气形式及储气规模，以减少供气设施运行中产生过剩的BOG。4.9不得利用LNG运输车等移动式压力容器向LNG气化供气设施供气。4.10LNG气化供气设施内所使用的设备和材料应满足介质特性、设计条件的要求。4.11LNG气化供气设施内所使用的橇装设备设计使用年限不应小于30年。4.12LNG气化供气设施设置场所的防洪标准应根据所在地的自然条件等因素确定，且不低于所在地防洪标准的要求。4.13抗震设防烈度大于或等于6度地区的橇装设备应进行抗震设计，并应符合《构筑物抗震设计规范》GB50191的有关规定。4.14供气设施建设与运维应进行系统数字化管理，信息安全应符合《信息安全技术工业控制系统安全控制应用指南》GB/T32919的有关规定。4.15当LNG气化供气设施采用无人值守时，需实时获取场站内关键运行参数及信息并传送到监控中心，站内需设置远传设备及监控措施。4.16LNG气化供气设施运行维护应符合《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术标准》GB/T51474及其他现行国家标准的规定。5农村气化供气设施设计5.1LNG气化供气设施主要构成5.1.1储存设备a）LNG储存设备总容积的选择应符合下列规定：1）当采用强制气化方式供气时，储罐总容积可按1d～2d的计算月最大日用气量确定；2）当采用自然气化方式供气时，储罐总容积应根据高峰用气时间内平均小时用气量、高峰用气持续时间计算确定；3）瓶组供气设施的总储气容积应综合其供气量和周边气瓶配送条件，宜按2d计算月最大日供气量确定；当瓶组供气设施附近设置气源配送或应急储备能力时，宜按1.5d计算月最大日供气量确定。b）LNG储存设备及附件的设计、制造、安装、监督检验等应符合《固定式真空绝热深冷压力容器》GB/T18442.1～GB/T18442.7、《压力容器》GB/T150、《城镇燃气设计规范（2020版）》GB50028、《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21、《气瓶安全技术规程》TSG23的规定；c）LNG储罐应采用低温真空绝热储罐，并应符合下列要求：7T/GDRX1008—20251）单罐容积大于5m³的储罐宜采用卧式罐；2）储罐内罐的设计温度不应高于-196℃,设计压力应符合国家现行有关标准的规定；3）储罐容积不应大于20m³,充装量不应大于储罐容积的90%；4）内罐与外罐之间应设绝热层，绝热层应与LNG和天然气相适应，并应为不燃材料。外罐外部着火时，绝热层不应因熔融、塌陷等使绝热层的绝热性能明显降低。d）LNG瓶组应采用真空低温绝热气瓶，并应符合下列要求：1）单个LNG低温气瓶容积宜为410L（几何容积），总储存量不应大于4m3。LNG瓶组应设2组；2）LNG低温气瓶的材料、设计、制造、充装使用和检验应符合《气瓶安全技术规程》TSG23的规定，充装量不应大于公称容积的90%；3）LNG低温气瓶应自带增压气化盘管；4）LNG低温气瓶外壳与内胆材质相同。内胆和外壳之间的绝热层应为适应LNG和天然气的不可燃材料；5）LNG低温气瓶的进液口、出液口、BOG接口应在结霜情况下清晰可见；6）真空绝热气瓶的真空层应设置定期检测接口。e）LNG储存设备阀门的设置应符合下列要求：1）储罐安全阀的设置应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21的有关规定。应设置2组奥氏体不锈钢封闭全启式安全阀；2）安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态；3）储罐进、出液管应设置低温紧急切断阀，并与储罐液位联锁控制；4）储罐液相管道根部阀门与液相管的连接应采用焊接，材质应同为奥氏体不锈钢材料；5）LNG瓶组应设2个安全阀且为全启式安全阀，弹簧、阀体材质应采用奥氏体不锈钢。f）LNG储存设备仪表的设置，应符合下列要求：1）储罐应设置液位计及高、低液位报警器，高液位报警器应与进液管紧急切断阀连锁，低液位报警器应与出液管紧急切断阀联锁；2）储罐最高液位以上部位应设置压力表和超压报警器；3）在内罐与外罐之间应设置检测环形空间绝对压力的仪器或检测接口；4）储罐应设置满足正常操作、高压、低压监测需要的压力表。高压、低压监测仪表应具有报警和联锁功能；8T/GDRX1008—20255）外罐内壁下部及底部环形空间宜设置监测泄漏的温度计，并能够实现低限温度报6）储罐液位计、压力表应能就地指示和远传；7）LNG气瓶应设置压力表，宜设液位检测装置。5.1.2气化调压橇a）气化调压橇工艺配置应符合下列要求：1）基本配置：气化器、过滤器、调压装置、安全放散装置、紧急切断装置、仪表、电气控制装置、管路阀门组件、必要的支撑防护等相关配套设备；2）可选配置：复热器、加热器。b）气化调压橇内空温式气化器及复热器的设置，应符合下列要求：1）气化器供气能力应根据高峰小时用气量确定，配置台数不应少于2台，且应有1台备用；2）气化器在最低环境温度、最大湿度工况下连续以最大设计流量工作时间不应高于6h～8h；3）气化器的设计压力不应小于其最大工作压力的1.2倍；4）气化器出口管道上应设置安全阀，安全阀泄放能力应满足在1.1倍的最大工作压力下，泄放量不应小于气化器设计额定流量的1.5倍；5）空温气化器的天然气出口温度不应低于5℃,当无法满足时，应设置水浴式复热器；6）水浴式复热器宜采用电加热方式，具备自我保护功能，流通天然气的管道应采用奥氏体不锈钢材质，设计天然气进口温度宜为-40℃,出口温度不应小于5℃;7）气化器及复热器的液体进口管道上应设置紧急切断阀，该阀门应与天然气出口的测温装置连锁。c）气化调压橇内BOG及EAG加热器的设置，应符合下列要求：1）BOG加热器、EAG加热器宜采用空温式气化器；2）BOG加热器、EAG加热器的设计温度不应高于-196℃,设计压力不应低于1.6MPa；3）BOG加热器出口温度低于5℃时应设复热器提高燃气温度；4）EAG加热器出口温度不应低于-107℃,且低温气体不应对后端管道造成破坏。d）气化调压橇内调压计量（加臭）装置的设置，应符合下列要求：1）调压器出口压力应根据供气设施与用户的距离经水力计算确定，宜为2kPa～3kPa；2）调压器宜选用自力式调压器，调压器的额定流量不应低于气化装置供气量的1.2倍；9T/GDRX1008—20253）调压装置的安全控制模式宜采用切断+调压+放散模式，切断后采用手动复位；4）调压装置出口应设置安全阀；5）每一路调压装置进口管道上宜单独设置过滤器；6）气化调压橇宜设置流量计，精度不应低于1.5级。带修正仪、防浪涌保护器、远程无线采集器；7）流量计前后直管段的设计应满足流量测试的稳定性，直管段长度需满足相关标准要求；8）流量计应具有现场显示和数据远传功能；9）LNG气化供气设施内应设加臭装置。加臭剂宜采用硫醇、四氢噻吩或其他低硫臭剂；10）加臭装置的设计压力应为气化装置加臭剂加入点最高工作压力的1.2倍～1.5倍；11）加臭装置的加臭能力应按《城镇燃气设计规范（2020版）》GB50028规定的加臭量的2倍～3倍选型；12）加臭装置应符合《城镇燃气加臭装置》CJ/T448的规定，燃气加臭剂质量及添加量应符合《城镇燃气设计规范（2020版）》GB50028的规定；13）加臭剂储罐应设置不锈钢材质的集液池，并应能容纳全部的臭剂。5.1.3橇装组合a）橇装气化装置或瓶组供气装置应由LNG储罐（LNG瓶组）、安全附件、气化装置、调压计量（加臭）装置、配套管道、阀门、附件、仪表及远程监控系统等组成，各设备的规格应根据用气规模和运输距离等因素确定；b）橇装气化装置可由单个或多个橇体组合，橇内设施或橇体之间应满足设备操作、维修、巡检要求，多个橇体组合时储罐之间的净距不应小于相邻储罐直径之和的1/4，且不应小于1.5m；c）橇体底座应有足够的强度、刚度及稳定性，底座应采用耐低温材料或采取防止低温破坏的其他措施；d）橇体应设地脚螺栓孔及吊耳（或吊装孔），地脚螺栓孔、吊耳（或吊装孔）应有足够的强度；e）橇装气化装置内LNG储罐采用耐低温不锈钢围堰时，围堰应符合下列要求：1）围堰应采用耐低温奥氏体不锈钢材料，并保证拦蓄池有足够的强度和刚度；2）围堰容积不应小于LNG储罐的总容积；3）围堰应进行盛水试验，试验中不允许出现泄漏和变形；4）围堰底部应设置手动排水阀，排水阀的设计温度应按-196℃进行选型。T/GDRX1008—20255.2LNG气化供气设施选址5.2.1LNG气化供气设施的站址应符合下列规定：a）应避开山洪、滑坡、低洼等不良地质地段，宜具有适宜的地形、工程地质、交通、供电、排水和通信等条件；b）应防范台风破坏影响，宜远离高大树木；c）供气设施应靠近用气村庄，宜选择在村庄全年最小频率风向的上风侧；d）应符合少占农田、节约用地、环境保护和防火安全的要求；e）进出道路宽度不应小于4m，转弯半径应按行驶车型确定，且不宜小于9m，道路坡度不应大于8%；f）宜远离学校、医院等人员密集的场所；g）公路、地区架空电力线路、地区输油（输气）管道不应穿越站场。5.2.2LNG气化供气设施应设置安全警示标志和专用标志，并应符合《城镇燃气标志标准》CJJ/T153的有关规定。5.2.3瓶组供气设施应在固定地点露天（可设置罩棚）设置。气瓶组与建、构筑物的防火间距不应小于表3的规定。表3气瓶组与建、构筑物的防火间距（m）55注：气瓶总容积应按配置气瓶个数与单瓶几5.2.4三级瓶组供气设施在同时满足以下条件的情况下可与建筑物（住宅、重要公共建筑和高层民用建筑及裙房除外）毗连布置：a）瓶组供气设施的气化能力不大于200Nm3/h；T/GDRX1008—2025b）单个气瓶容积不大于210L；c）瓶组供气设施的管路系统设计压力不小于1.6MPa；d）毗邻建筑的外墙无门、窗、洞口；e）毗邻建筑的外墙耐火等级不低于二级；f）与明火、散发火花地点的防火间距不小于14m，与其他建筑物的防火间距不小于7m；g）瓶组供气设施周边设置8kg干粉灭火器，配置数量不少于2具。5.2.5橇装气化装置应在固定地点露天设置。橇装气化装置与建、构筑物的防火间距不应小于表4的规定。表4橇装气化装置与建、构筑物的防火间距（m）88866432注：1一、二级耐火等级民用建筑物面向橇装气化装置一侧的墙为无门窗洞口实体墙时T/GDRX1008—20255.3LNG气化供气设施平面布置5.3.1LNG气化供气设施的四周应设置高度不低于2m的不燃烧体实体围墙，并应保证围墙内无枯枝落叶等易燃物存留。5.3.2LNG气化供气设施内的爆炸危险区域，不宜超出站区围墙和可用地界线。确因项目用地限制，爆炸危险区域超出围墙范围，超出区域应设置高度不低于1.5m的防护围栏，并应设置醒目的安全警示标志。5.3.3LNG气化供气设施至少应设置1个对外出入口。5.3.4LNG气化供气设施内气瓶组、储罐、天然气放散管管口、LNG卸车口与站内建筑的防火间距不应小于表3和表4的规定。5.3.5槽车卸车口宜设置在橇装气化装置上，距离储罐不小于2m，距离集中放散管道不小于3m。卸车口外应设置高度不低于0.6m的防撞柱。5.3.6瓶组供气设施内气化器与气瓶组的间距应满足操作的要求，与明火、散发火花地点或其他建筑的防火间距应符合本文件第5.2.3条中气瓶总容积小于等于2m3的规定。5.3.7瓶组供气设施内天然气放散管宜集中设置，与明火、散发火花地点或其他建筑的防火间距应符合本文件第5.2.3条中气瓶总容积小于等于2m3的规定。5.3.8LNG橇装气化设施站区内道路设计应符合下列规定：a）站内道路应满足LNG罐车、消防车辆等车辆的行车要求，道路净宽度不小于4m；b）站内宜设置环形消防车道，或设置尽头式消防车道和面积不小于12m×12m的回车场地，站外有满足消防车通行、转弯和停靠要求的道路时除外；c）站内道路转弯半径按行驶车辆确定，且不小于9m；d）站内停车位设计为平坡，坡度与车辆卸车方向一致；e）站内道路坡度不应大于8%，且宜坡向站外；f）站内场地不应采用沥青路面。5.4LNG气化供气设施工艺设计5.4.1管道a）LNG气化供气设施内工艺管道的设计应符合《压力管道安全技术监察规程—工业管道》TSGD0001、《压力管道规范工业管道》GB/T20801和《工业金属管道设计规范》GB50316的有关规定；b）LNG低温管道系统的设计温度不应高于-196℃;c）LNG气化供气设施的管道及管件的设计压力不应低于最大工作压力1.2倍，与设备连接的管道，其设计压力不应低于连接设备的设计压力；T/GDRX1008—2025d）管道设计及管材管件选取应符合下列规定：1）对于设计温度低于-20℃的低温管道应采用奥氏体不锈钢无缝钢管，其技术性能应符合《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976的规定，管件材料应为奥氏体不锈钢，其技术性能应符合《钢制对焊管件类型与参数》GB/T12459、《钢制对焊管件技术规范》GB/T13401的规定，锻钢承插焊管件应符合《锻制承插焊和螺纹管件》GB/T14383的规定；2）对于设计温度不低于-20℃的常温管道，应根据材料使用温度、设计压力选用无缝钢管，其技术性能不应低于《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976、《输送流体用无缝钢管》GB/T8163的规定。钢制无缝管件（含弯头、三通、四通、异径管、管帽等）应符合《钢制对焊管件类型与参数》GB/T12459、《钢制对焊管件技术规范》GB/T13401的规定，管件不应采用铸铁等脆性材料制作；e）低温管道和常温架空管道宜采用自然补偿的方式，不宜采用补偿器进行补偿。5.4.2阀门及连接件a）用于输送低温介质的阀门应符合《低温阀门技术条件》GB/T24925的规定，低温阀门应选用公称压力不低于2.5MPa的产品，应能适应LNG介质，LNG管道应采用加长阀杆和能在线检修功能的阀门，连接宜采用焊接；b）低温紧急切断阀的选用应符合《低温介质用紧急切断阀》GB/T24918的规定；c）常温阀门应选用公称压力不低于1.6MPa的产品，不应使用铸铁或非金属材料制造的阀门，其使用温度、工作压力应符合《压力管道规范工业管道》GB/T20801、《钢制阀门一般要求》GB/T12224的规定；d）液相管道阀门应采用加长阀杆，连接宜采用焊接，其安装位置应能保证操作。低温阀门阀杆和管线宜垂直或倾斜45°角以内安装；e）LNG管道上的两个切断阀之间应设置安全阀；f）LNG液相管道安全阀应采用弹簧微启式，气相管道安全阀应采用弹簧全启式，安全阀的性能应符合《低温介质用弹簧直接载荷式安全阀》GB/T29026的规定；g）LNG工艺管道系统采用法兰连接时，应采用对焊法兰及标准管件；h）法兰、垫片和紧固件应符合下列要求：系列）》HG/T20615、《钢制管法兰技术条件》GB/T9124的规定，设计温度低于-20℃的管道法兰应采用奥氏体不锈钢材质，锻件材料应符合《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件》NB/T47010的要求，应选06Cr19Ni10、06Cr17Ni12Mo2，Ⅲ级以上锻件；其他常温管道法兰采用20T/GDRX1008—2025或16Mn，法兰锻件材料应符合《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB/T47008、《低温承压设备用合金钢锻件》NB/T47009的要求，应选20或16Mn，Ⅱ级以上锻件；2）低温垫片宜选柔性石墨填充金属缠绕垫片、柔性石墨覆盖波齿/齿形复合垫片等型式的垫片，适用温度-196℃；常温垫片宜选金属包覆垫片等半金属垫或金属环垫、缠绕式垫片、聚四氟乙烯包覆垫片等形式的垫片；3）低温螺栓采用HG/T20613、HG/T20634精制06Cr19Ni10全螺纹螺柱，螺母采用《管精制06Cr19Ni10Ⅱ型六角螺母；或螺栓采用《紧固件机械性能不锈钢螺栓、螺钉和螺柱》GB/T3098.6精制A4-80级奥氏体不锈钢螺柱，螺母采用《紧固件机械性能不锈钢螺母》GB/T3098.15精制A4-70级奥氏体不锈钢螺母；常温螺栓、螺母应按《紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱》GB/T3098.1、《紧固件机械性能螺母》GB/T3098.2、《紧固件机械性能不锈钢螺栓、螺钉和螺柱》GB/T3098.6、《紧固件机械性能不锈钢螺母》GB/T3098.15、《管规定的牌号等级配套选用。i）低温金属软管应符合下列要求：1）LNG卸车软管应采用奥氏体不锈钢金属软管或其他满足要求的软管，其设计温度为-196℃,长度不应超过6m；2）卸车软管的公称压力不应小于卸车系统最大工作压力的2倍，其设计爆破压力不应小于公称压力的5倍，且其最小爆破压力不应小于系统最大工作压力的4倍，并每一年至少有一次耐压试验记录；3）气瓶组汇流管出口连接软管应采用奥氏体不锈钢波纹软管，设计爆破压力不应小于6.4MPa，长度应不大于4.5m。j）LNG装卸系统中与卸车软管相连的管道上应设置拉断阀，并宜设置防甩脱装置；k）连接槽车的卸液管道上应设置紧急切断阀和止回阀，气相管道应设置紧急切断阀。5.4.3放散管道放散管道应符合以下要求：a）供气设施调压前后的泄压放散宜分别集中放散，调压前放散管应采用低温不锈钢管材，调压后放散管可采用碳钢管材；b）集中放散管道放散管口应高出橇体及以管口为中心半径12m范围内的建（构）筑物2m及以上，且距地面不应小于5m；T/GDRX1008—2025c）集中放散管上应设置阻火器，放散管口不应设雨罩等影响放散气流垂直向上的装置，底部设有排污阀；d）低温天然气的放散应经过EAG加热器后放散，放散天然气密度应比同等工况下空气密度小。5.4.4保冷及保温a）供气设施在预冷完成后应对低温管线保冷，保冷设计温度不应高于-196℃（外表面温度）。水浴式气化器应设置保温层，工作状态下设备表面温度不超过50℃。低温管线、设备的保冷及保温应符合《设备及管道绝热技术通则》GB/T4272、《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264、《工业设备及管道绝热工程施工规范》GB50126的规定；b）绝热材料的选择应符合下列要求：1）设备和管道的保温层应采用不燃烧材料，保冷层应采用不燃烧材料或外层为不燃材料，内层为难燃材料的复合保冷材料；2）保冷材料宜选用聚异三聚氰酸酯（PIR）制品或泡沫玻璃（FG）制品，不得选用石棉材料及其制品；3）用于奥氏体不锈钢管道上的绝热材料，其氯化物、氟化物、硅酸根、钠离子的含量应符合《覆盖奥氏体不锈钢用绝热材料规范》GB/T17393的有关规定，在25℃时其浸出液的pH值应为7.0～11.0。5.4.5无人值守LNG供气设施除应符合本文件的规定外，尚应符合下列规定：a）LNG橇装气化设施内储罐数量不应超过2个；b）LNG瓶（组）供气设施内LNG气瓶组应一用一备；c）总规模不应大于20m³;d）调压器至少应设置两路，具有超压切断和欠压切断功能；e）气化器至少有一开一备两组，且每组气化器的气化能力应为设计供气能力的1.5倍；f）BOG回路具有独立的调压器和自动减压阀；g）仪表风压力数据能远传到控制中心。仪表风至少有两路独立的驱动气体。5.5LNG气化供气设施消防及安全防护要求5.5.1消防要求LNG气化供气设施站区内消防设计应符合下列规定：T/GDRX1008—2025a）供气设施内可不设置消防给水系统；b）供气设施内应设置小型干粉灭火器，其设置数量应符合表5和表6的规定外，还应符合《建筑灭火器配置设计规范》GB50140的规定。表5瓶组供气设施干粉灭火器的配置表6橇装气化设施干粉灭火器的配置按装置台数，每台装置设置8kg手提式干粉和35k具注：8kg和35kg分别指手提式和5.5.2电气要求a）供气设施的供电系统设计宜符合《供配电系统设计规范》GB50052的规定，信息系统应设UPS不间断供电电源。无人值守LNG供气设施，UPS供电系统应满足满负荷时供电时间不少于4h；b）电气防爆设计应符合下列规定：1）爆炸危险场所的电力装置设计应符合《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058的规定；2）爆炸危险区域等级和范围的划分宜符合《城镇燃气设计规范（2020版）》GB50028附录D的规定。c）供气设施的防雷应符合以下要求：1）LNG罩棚和工艺装置等应设防雷接地装置，并应符合《建筑物防雷设计规范》GB50057“第二类防雷建筑物”的有关规定。所有电气设备金属外壳应接地；2）防雷接地（独立接闪装置的接地装置除外）、防静电接地、信息系统的接地等，宜共用接地装置，其接地电阻应按其中接地电阻值要求最小的接地电阻值确定，且不宜大于3）橇装气化设施可由空温式气化器自带接闪器，并应复核整个供气设施的防雷；T/GDRX1008—20254）瓶组供气设施可利用罩棚金属屋面作为接闪器。d）供气设施的防静电应符合以下要求：1）供气设施的工艺装置、金属支架及金属管道等应进行静电接地。静电接地设计应符合《石油化工静电接地设计规范》SH/T3097的有关规定；2）在供气设施和卸车点的入口处应设置消除人体静电装置；3）卸车作业区应设置静电接地装置，罐车卸车作业时与接地装置可靠连接，并应设置能检测跨接线及监视接地装置状态的静电接地仪；4）燃气金属管道采用法兰连接时，应采用金属导体跨接。当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下可不跨接。5.5.3自控系统要求a）供气设施应设置场站控制系统和可燃气体报警系统，场站控制系统应具备工艺数据采集、数据记录、信息处理、远程控制、报警等功能；b）供气设施的监测和控制应符合下列要求：1）储罐应设置液位监测装置，并应设定高低位报警和警戒液位与储罐进、出液紧急切断阀进行联锁；2）储罐应设置压力监测装置，并应设定高低限报警；3）在储罐易泄漏危险处应设置低温检测器；4）调压器前后应设压力监测仪表；5）气化器出口管道应设带就地和远传功能的温度检测仪以及压力监测仪，出口温度低时应能停止LNG液体进入；6）水浴式气化器应监测进出口水温、气化器内的水位，以及LNG进液口、出气口温度、压力。c）无人值守LNG供气设施，场站控制系统还应符合下列规定：1）压力、温度、流量等关键运行参数以及可燃气体浓度、视频监控等，应远传至24h监控管理平台或值守人员手机，并具有数据异常的实时报警通知功能；2）应设置紧急切断系统，并应与可燃气体泄漏报警系统联锁；3）供气设施应采用自动加臭方式，加臭泵应与流量信号联锁。d）仪表选型应根据工艺参数、安装环境、自动控制水平等确定，并应符合《石油化工自动化仪表选型设计规范》SH/T3005或《自动化仪表选型设计规范》HG/T20507的有关规定。设置在爆炸危险区域的仪表应符合《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定。T/GDRX1008—20255.5.4报警要求a）供气设施应设置可燃气体泄漏报警系统，并应符合下列规定：1）可燃气体探测器和报警控制器的选用和安装，应符合《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计标准》GB/T50493和《城镇燃气报警控制系统技术规程》CJJ/T146的有关规定；2）可燃气体的报警浓度设定值不应大于其爆炸下限值（体积分数）的20应设置固定式可燃气体浓度报警装置；3）可燃气体报警控制器宜与控制系统联锁；4）应在供气设施外墙的显眼位置设置与可燃气体泄漏报警系统联锁的声光报警装置。b）储罐区、卸车作业区及气化调压橇区等有可能发生LNG泄漏的区域内应设置低温检测报警装置和相关联锁装置，报警器应安装在有人值守的控制中心或值班室，无人值守时，应将报警信号远传至24h监控管理平台或值守人员手机。5.5.5紧急切断系统供气设施的事故紧急切断系统应符合下列规定：a）供气设施应设置ESD系统，该系统应能在事故状态下关闭管道上的阀门，迅速切断供气；b）ESD应是独立的控制系统，具有手动和自动启动功能；c）工艺装置断电后应具备紧急自动切断功能；d）气化器的出口管道上应设置紧急切断阀，该阀门应与天然气出口的测温装置联锁；e）储罐进出液应设置紧急切断阀，并应与储罐液位控制连锁；f）ESD系统应具备远程切断功能。5.5.6安防系统a）供气设施的安全防范系统设计应符合《安全防范工程技术标准》GB50348和《视频安防监控系统工程设计规范》GB50395的有关规定；b）供气设施的安防系统应符合下列规定：1）站区所有出入口宜设置高清摄像头，视频监控资料应远传至24h监控管理平台或值守人员手机，历史记录保留不宜少于30d；2）供气设施四周围墙上方应设置红外线周界报警器或刀片刺绳或电子围栏。5.5.7无线通讯a）将所有采集的数据向调度中心监控系统全面开放，并提供标准化的数据开放接口，确保数据安全性、透明度和监管效率；T/GDRX1008—2025b）采用运行稳定、数据准确可靠的传输技术，传输速率应不低于4G无线通信传输方c）数据传输的通讯协议应采用加密技术，确保数据的安全性和机密性。5.5.8监控系统a）农村LNG供气设施监控系统应符合下列基本规定：1）监控系统的建设应符合安全性、可靠性、实时性、经济性的原则；2）监控系统的运行环境应满足对防爆、防火、防水、防雷、防电磁干扰的要求；3）监控系统应具备实时采集与监测生产运行数据，并下达控制指令的功能；4）监控系统的组成应包括：本地控制装置、远程终端单元、通信网络、监控中心，如图1所示；图1液化天然气供气设施监控系统的组成5）RTU应具有与本地控制装置进行双向数据通信的能力，能通过RTU完成对供气设施的数据采集、监测和控制，将数据通过通信网络实时传输到监控中心，并可执行监控中心的控制命令；6）RTU与监控中心之间的通讯网络应符合网络安全与可靠性的要求；7）监控系统的关键设备和通信网络应采取冗余措施；8）监控系统的安全保护应按照信息安全保护等级第三级要求进行设计和实施。b）本地控制装置1）LNG供气设施应具备功能完善的本地控制装置，该装置应能独立完成供气设施的安全运行及控制；2）本地控制装置应具备下列功能（参数监控及连锁见本文件附录A）：——工艺参数、设备运行状态采集及监测；T/GDRX1008—2025——工艺参数、设备的本地手动/自动控制；——工艺参数超限、设备故障的自动联锁保护；——紧急切断功能；——与远程终端单元进行双向数据通信；——历史数据存储，时间跨度不低于7d；——报警事件记录。3）本地控制装置应为RTU提供220VAC电源。c）远程终端单元RTU1）应满足与监控中心完全兼容；2）应支持采用主、备信道的冗余信道远程通信模式；3）应支持监控中心主、备服务器的冗余服务器结构；4）应支持主、备监控中心的系统构架；5）运行环境温度应满足-30℃~70℃的要求；6）应安装在独立的防爆机箱中，防爆等级应符合《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定；7）机箱的防护等级应不低于IP65；8）应采用220VAC供电；9）RTU性能应满足以下要求：——能通过通信接口，实时读取本地控制装置采集的工艺数据、设备运行状态信息，具体采集及监控信息见本文件附录B；——能响应监控中心的读取数据命令，向监控中心上传供气设施的工艺数据、设备运行状态信息；——能在本地控制装置发生报警时，主动向监控中心上传报警信息；——能接受监控中心的远程设定命令，修改本地控制装置的工作参数设定值及报警上下限设定值；——能接受监控中心的远程控制命令，控制本地控制装置执行事故紧急切断及其他控制操作；——采用带时间标签的数据结构，同时具有本地历史数据存储功能，存储时间不低于30d；——具有历史数据回填功能，可自动将历史数据回填至监控中心；——具有时钟系统，并能自动与监控中心保持时钟同步，误差不超过5s；T/GDRX1008—2025——具有计量数据处理功能，可通过计算生成统计数据；——具有本地和远程组态下装程序的功能；——具有电源监视功能，能够向监控中心上报供电电源状态信息。d）通信接口及协议1）远程终端单元与本地控制装置的通信接口及协议应符合下列规定：——通讯接口应独立配置；——通讯接口的电气标准为RS485，字符格式为8N1，通信速率为9600bps；——通信协议为Modbus/RTU，智能网关Modbus为主站。2）远程终端单元与监控中心的通信接口及协议应符合下列规定：——通讯接口应采用冗余配置；——通讯接口应支持公共网络服务商提供的有线、无线专网通信；——网络层协议为TCP/IP、VPN协议；——应用层协议为DNP3.0。6安装与验收6.1一般规定6.1.1工程设计文本及图纸齐全。6.1.2施工单位应已制定详细的施工方案。6.1.3场地满足施工需求，已落实施工用水、用电等。6.1.4材料、设备等按产品特性进行分类储存，堆放应安全、整齐。6.1.5施工人员应具备相应的专业知识并取得上岗资格许可。6.2设备与管道安装6.2.1设备安装前应对基础的质量进行验收，合格后方可进行安装。基础施工及质量验收应按《建筑地基基础工程施工规范》GB51004和《建筑地基基础工程施工质量验收标准》GB50202的规定执行。6.2.2设备的接地、防雷系统施工应符合设计文件要求和现行国家标准的规定。6.2.3设备底座应与基础紧密贴合，受力应均匀，连接应牢固。6.2.4焊接应采用氩电联焊。6.2.5防爆电气设备安装应符合《爆炸性环境第15部分：电气装置设计、选型和安装》GB/T3836.15的要求。6.2.6装置仪表安装应符合《自动化仪表工程施工及质量验收规范》GB50093的要求。T/GDRX1008—20256.2.7设备、管道等存在法兰连接的，每对法兰间应采用金属导线跨接。当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下可不跨接。6.2.8设备及管道表面应无损伤、变形和锈蚀，防腐涂料应完好，不锈钢设备的防腐蚀面、低温设备表面不应有刻痕和各类钢印标记，不锈钢制设备表面应无氯离子污染，防腐涂料应无流坠、脱落和返锈。6.3竣工验收6.3.1施工单位完成工程设计文件和合同约定的全部内容后，应组织有关人员进行自检，自检合格后向监理单位提交验收申请。建设单位应组织监理、施工、设计等单位项目负责人进行工程竣工验收。6.3.2竣工验收不合格时，应提出书面意见和整改内容，签发整改通知，限期完成。整改完成后应重新验收，验收合格后才能交付使用。6.3.3工程竣工验收资料宜包括下列内容：a）合同文件、施工图、设计变更文件、工程联络（洽商）单及竣工图等；b）材料、设备、仪表等出厂合格证明，进场的验收记录等；c）工程技术文件：施工许可证、报建图、工程质量评估报告、工程变更单（图）、施工组织设计、施工方案、开工报告、工程竣工报告、工程保修书、焊工资格证、无损检测报告、测量记录、竣工测量成果、竣工测量验收合格证、隐蔽工程记录、焊接记录、管道吹扫合格记录、强度试验和严密性试验记录、阀门试验记录、电气仪表工程的安装调试记录等；d）工程质量验收记录：隐蔽工程验收记录、沟槽开挖及回填合格记录、防腐绝缘合格记录、焊接外观检查记录和无损探伤检查记录、管道吹扫合格记录、强度试验和严密性试验合格记录、电气仪表安装测试合格记录、储配与调压各项工程的程序验收及整体验收合格记录、其他相关记录等。7运行与维护7.1一般规定7.1.1运维单位制定的制度和操作规程应至少包含下列内容：a）安全生产管理制度；b）安全风险分级管控和隐患排查治理制度；c）工艺管道和气化供气设施的运行、维护制度和操作规程；d）应急管理制度、事故应急预案。7.1.2应建立健全的气化供气设施管理台账，详细记录各气化供气设施的生产厂家、安装T/GDRX1008—2025日期、主要技术和运行参数、维护检修记录、保养记录等内容和信息。7.1.3进入气化供气设施区域内不得携带火种、非防爆型无线通信设备，未经批准不得从事可能产生火花性质的作业。7.1.4LNG运输车辆应符合国家有关危险化学品运输的规定。7.1.5气化供气设施的巡查应每4h不少于1次。7.1.6采用无人值守的气化供气设施时，巡查人员应定期对物防、技防设施进行检查、测试，并对周边情况进行巡查。7.2气化供气设施的运行7.2.1储罐的运行应符合下列规定：a）储罐内LNG的液位、压力和地表温度应定期进行现场检查和实时监控；储存液位宜控制在20%～90%范围内，储存压力不得高于最大工作压力；b）检查储罐根部阀、连接管道、接口等部位无燃气泄漏现象；c）应对储罐外壁定期进行检查，表面应无凹陷，漆膜应无脱落，且应无结露、结霜现象。7.2.2工艺管道、阀门的运行应符合下列规定：a）管道按照介质状态的不同分别进行涂色或粘贴颜色标识，并应标明介质的流动方b）管道、阀门无腐蚀现象；出口管道应无异常结霜、结冰情况；c）管道焊缝、连接管件及阀门等应无泄漏，发现漏点时应及时进行处理；d）管道外保冷材料应完好无损，当材料的绝热保冷性能下降时应及时更换；e）管道管托、支架应完好，无明显位移、变形、断裂；f）压力管道应进行年度检查和定期检验；g）当管道与支架间有空隙时，应按照设计要求增加相应材质的垫板。7.2.3气化器的运行应符合下列规定：a）宜每周转换一次；b）应定期检查空温式气化器的结霜情况。当气化器结霜至其高度2/3时及时转换；c）应定期检查水浴式气化器储水量和水温状况；d）检查LNG经气化器气化后的温度，并应符合设计文件的要求；当设计文件没有明确要求时，温度不应低于5℃。7.2.4过滤器的运行应符合下列规定：a）检查法兰、阀门及快开盲板等连接部位有无泄漏；T/GDRX1008—2025b）检查过滤器的外观完好，防腐层完好无损；c）检查过滤器的压差表显示值是否符合要求，否则应及时排污、清洗或更换滤芯。7.2.5调压器的运行应符合下列规定：a）对新投入使用、保养或维修后重新启用的调压器，必须经过压力设定，达到技术要求后方可投入运行；b）应检查调压器工作情况，当发现有燃气泄漏或压力异常波动等问题时，应及时处c）调压器应无喘振、异响等；d）对停气后重新启用的调压器，应检查进出口压力及有关参数。7.2.6加臭装置的运行应符合下列规定：a）应定期检查储液罐内加臭剂的储量；b）加臭装置不得泄漏，加臭装置现场宜设置臭剂泄漏检测装置，检测信号远传至有人值守监控室。现场配备足够的中和剂和遮蔽剂；c）应采用自动加臭方式，加臭量应根据出气量而设定，并与流量信号联锁，确保符合供气要求。7.2.7卸车操作应符合下列规定：a）卸车台的周围应设警示标志，在槽车车轮位置处放置防移动块；b）卸车时，操作人员不得离开现场，并应按规定穿戴防护用具，人体未受保护部分不得接触未经隔离装有LNG的管道和容器；c）卸车前，应采用干燥氮气或LNG气体对卸车软管进行吹扫；d）卸车过程中，应按操作规程开关阀门；e）卸车结束后，应将卸车软管内的剩余液体回收；拆卸下的低温软管应处于自然伸缩状态，严禁强力弯曲，并应对其接口进行封堵；f）当储罐液位异常和阀门或接头有泄漏、损坏现象时，不得卸车；g）应填写卸车作业记录表。7.3气化供气设施的维护7.3.1储罐的维护应符合下列规定：a）真空绝热储罐的真空度检测每年不应少于1次；b）储罐外壁无腐蚀现象，否则应及时进行除锈防腐；c）按规定定期对压力容器进行年度及全面检验。7.3.2气化器的维护应符合下列规定：T/GDRX1008—2025a）定期检查气化器稳固情况，及时对法兰螺栓进行除锈防腐；b）定期对气化器配套安全附件进行检定。7.3.3过滤器的维护应符合下列规定：a）定期对过滤器内的污物进行排放及吹扫；b）定期或按需对过滤器滤芯进行更换或清洗；c）若过滤器属压力容器，应按相关规定进行年度及全面检验。7.3.4调压器的维护应符合下列规定：a）应及时清除各部位油污、锈斑，不得有腐蚀和损伤；b）应根据产品技术说明书定期更换调压器的皮膜等重要元件；c）应根据运行情况对调压器进行维护保养。7.3.5流量计的维护应符合下列规定：a）机械读数和修正仪读数校核每年不少于1次；b）机械式流量计应定期加注润滑油。7.4故障/事故抢修7.4.1设备发生故障/事故时，应立即停止使用。运行人员应按单位相关管理制度及时报告、做好现场监护，待抢修人员到场后配合抢修工作。7.4.2发生泄漏时，应消除明火、热源和火源，降低发生火灾爆炸的危险性。7.4.3储罐进、出液管道发生少量泄漏时，可根据现场情况采取措施消除泄漏。当泄漏不能消除时，应先关闭相关阀门，并应将管道内LNG放散（或通过火炬燃烧），待管道恢复至常温后再进行维修。维修后可利用干燥氮气进行置换检查，无泄漏方可投入运行。7.4.4当LNG大量泄漏时，应立即开启事故紧急切断系统，并应停止泄漏区域内全部作业，设置警戒区、快速撤离疏散人员，待LNG全部气化扩散后，再进行检修。7.4.5LNG泄漏着火后，不得用水灭火。当LNG泄漏着火区域周边设施受到火焰灼热威胁时，应对未着火的储罐、设备和管道进行隔热、降温处理。7.4.6恢复供气后应进行复查。确认安全后，抢修人员方可撤离。T/GDRX1008—2025农村液化天然气（LNG）气化供气设施建设与运维T/GDRX1008—2025条文说明T/GDRX1008—2025制订说明《农村液化天然气（LNG）气化供气设施建设与运维》于2024年5月正式启动后，编制组进行了广泛、深入的调查研究，总结了广东省农村地区燃气发展的实践经验，同时参考了国内相关标准后完成编制。本标准条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握本文件规定的参考。T/GDRX1008—2025本文件制定的目的是统一LNG供气设施设计、安装和调试的技术要求，结合农村地区的工程特点和需求，做到安全适用、技术先进、经济合理。农村LNG供气设施指在燃气管道难以到达的农村地区，结合现阶段农村用气需求和小型LNG供气设施的供应能力，确定本文件的适用范围为单罐储存容积不大于20m3，总储存容积确定为不大于50m3。LNG供应方式的主要优点是灵活，随着农村用气形式的丰富，也可为农村农业用气提供气源。3术语和定义3.4供气设施的相关附属设施包括消防、供电、防雷、防静电接地、围墙、安全标志等设施。橇装供气设施具有体积小、占地少、安装简便、建设周期短等优点，并且橇装供气设施的生产、组装在设备制造商的工厂内完成，相对于现场施工来说具有更高的可靠性，适于农村供气工程应用。橇装供气设施储罐容积不大于20m3是综合储罐外形尺寸、运输条件和消防要求确定的，如果20m3储罐无法满足用气量需求，可采用2套装置并联使用。3.5LNG瓶自增压器由瓶自带。LNG瓶产生的BOG可通过空温式气化器加热后供给用户使用，不再单设BOG加热器。4基本规定4.2LNG本身没有气味。为保障农村用户使用燃气安全，应对燃气加臭。4.4《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术标准》GB/T51474规定应定期检查LNG经气化器气化后的温度，温度应符合设计文件的要求，当设计文件没有明确要求时，温度不应小于5℃。农村供气设施与用户间的距离较短，气化后的燃气温度不会通过管道与环境的换热有显著变化。4.5考虑到瓶组供气设施供应方式灵活，为满足农村地区的用气需求，瓶组供气设施总容量小于等于4m3，主要是参考了《城镇燃气设计规范（2020版）》GB50028-2006中LNG气瓶组总容积不应大于4m3。本文件增加V≤1m3的小型LNG瓶组供气装置的技术要求，将瓶组供气设施分为三级。为避免供气设施产生过剩的BOG，结合部分农村地区用气需求小，并且不连续供气的特点，建议采用瓶组供气设施。4.6农村地区存在部分较大村庄，如全部采用LNG瓶组供气方式，因瓶组供气设施最大储存容积不大于4m3，需设置多个瓶组供气设施供应单个村庄，对于LNG供应经济性较差，且不易管理，增加管理人员及运行费用。因此本文件提出了采用橇装气化设施的供应方式。T/GDRX1008—20254.7设备、流程的系列化和规格化使LNG供气设施具有一致性、互换性，便于设计、招标、施工和运行维护，并且农村LNG供气很多情况下为管道气暂时无法实现的临时设施，通用和互换性对设备和项目管理也具有重要意义。本文件表2中单个气瓶容积宜为410L、210L或175L气瓶。4.11参考压力容器设计使用年限的基本规定。5农村气化供气设施设计5.1LNG气化供气设施主要构成5.1.1储存设备a）考虑广东省域内的交通及LNG储配站设置，在优化LNG配送方案的前提下，本文件涉及的橇装气化设施应满足1d～2d的LNG储存量，LNG瓶组供气设施应满足1.5d～2d的LNG储存量；b）LNG储罐设计应执行的有关标准规范，这些标准是保证LNG储罐设计质量的必要条件，本条主要依据《城镇燃气设计规范（2020版）》GB50028-2006中第9.4.9条。d）瓶组供气设施的单个气瓶容积宜为410L是为了减少瓶组和接头数量；e）本条规定LNG储存设备阀门的设置要求：1）设置安全阀是《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21的有关规定。为保证安全阀的安全可靠性和满足检验需要，储罐设置2个或2个以上全启封闭式安全阀是必要的；2）本款规定“安全阀与储罐之间应设切断阀”，是为了满足安全阀检验需要；3）本款的规定是为了在事故状态下，做到安全迅速地关闭与LNG储罐连接的管道阀门，防止泄漏事故的扩大；4）储罐液相管道根部阀门与储罐连接采用焊接，相对于法兰或螺纹连接严密性好，连接质量可靠。储罐液相管道根部阀门是最重要的阀门，故本款从严要求，防止在接口发生重大泄漏事故；f）本条的规定参考《汽车加油加气加氢站技术标准》GB50156-2021中9.1.8条。5.1.2气化调压橇b）本条参照《城镇燃气设计规范（2020版）》GB50028-2006和《汽车加油加气加氢站技术标准》GB50156-2021的相关规定；c）本条参照《城镇液化天然气（LNG）气化供气装置》GB/T38530-2020的相关规定；d）本条规定气化调压橇内调压计量（加臭）装置的设置要求：3）为保证调压系统安全、稳定运行，保护用户用气设备，必须严格控制调压器的出口压力，在出现调压器出口压力异常、并达到设定的超压切断压力时，紧急切断阀应切断调压器进口；T/GDRX1008—20254）安全放散阀是对调压器出口压力异常的紧急状况的第二级保护设施，安全放散阀的开启压力高于紧急切断阀。5