LNG汽车加气站技术规范.ppt

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1、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范NB/T1001-2011,张增刚,编制背景根据国家能源局2010年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知国能科技【2010】320号的要求；2010年受国家能源局委托，由中国市政工程华北设计研究总院、新疆广汇实业股份有限公司、中海石油气电集团有限责任公司共同编制液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范；2010年10月完成送审稿，2010年11月在北京召开送审稿专家评审会；经修改完善后于2011年5月完成报批稿，在天津召开报批稿专家评审会，于5月底进行网上公示并征求意见；先后征求了全国各地相关部门近百十条意见或建议，在此基础上规范编制组针对收到的意见对

2、本规范再次进行修改与完善，于2011年6月25日完成最终版报批稿；国家能源局经会审后于2011年7月28日颁布本规范，于2011年11月1日起液化天然气汽车加气站的建设将执行本规范。,国内LNG汽车的试验研究始于1961年。四川省科委组织四川省机械研究设计院、自贡汽研等单位合作进行LNG汽车研究。当时国内仅有四川威远化工厂生产LNG，且为提纯氦的副产品。1962年、1964年、1970年先后使用该气源进行LNG汽车试验。1971年，国内自行设计制造了第一台LNG汽车容器，并安装在一辆解放牌4吨卡车上。1987年河南开封利用中原油田伴生气开始进行LNG公交车试验，并自制了100L的LNG储罐。试

3、验车辆累计行程4000公里，1989年6月通过河南省科委鉴定。1990年国家科委、北京市科委组织相关单位在北京建成小型LNG试验装置，改装了1辆两用燃料汽车。,1993年，中科院低温试验中心与绵阳燃气集团合作，研制了1套300L/h的LNG装置，利用天然气膨胀制冷，并改装了2辆两用燃料汽车。之后通过了四川省科委鉴定。1996年，中科院低温试验中心与吉林油田合作，研制了1套500L/h的LNG装置，采用氮气膨胀制冷，同时改装了1辆大客车，并进行了相关的试验。2001年，北京公交总公司与中原公司合作，组建了一个规模为50辆LNG公交车的示范车队，车辆储罐和加气站主要采用进口设备。,新疆广汇2004

4、年在乌鲁木齐建成第一座示范站，并通过验收。新疆目前已建成LNG汽车加气站100余座，推广LNG重型卡车3500余辆。无论是LNG加气站的数量还是LNG汽车数量，新疆均为国内之首。全区计划到2015年，发展LNG加气站300座，推广LNG汽车3万辆。2006年深圳大鹏湾码头投入运行，为该省发展LNG汽车创造了良好的资源条件。,2007年9月，广东首座LNG加气站在湛江投产。目前，广东省各城市均有建设LNG加气站的规划。目前，海口、三亚、琼海均建有LNG加气站，LNG公交车保有量为300辆左右。v根据海南国际旅游岛建设发展规划纲要，未来三年，海南将建设LNG加气站100座,2010年3月福建首座L

5、NG加气站建成投产。目前福州拥有3座LNG加气站和210辆LNG公交车。莆田拥有1座LNG加气站。福建省计划在福州厦门间的高速公路建设30座LNG加气站，推广2000辆LNG汽车。福建省规划到2020年建成147座LNG加气站。2006年起贵阳公交开始进行试验LNG公交车。贵州省LNG汽车主要集中在贵阳市，且以LNG公交车为主。目前，贵阳市建有4座LNG加气站，拥有800余辆LNG公交车，成为全球拥有LNG公交车最多的城市,内蒙古气源优势明显，目前已建成投产LNG加气站14座，分布在鄂尔多斯、呼和浩特、包头、乌海等5个城市。鄂尔多斯市LNG加气站规划已通过审批，该市及周边地区计划在2020年前

6、建设100多座LNG加气站。目前浙江杭州、山东青岛、辽宁大连、云南昆明、湖北武汉、天津滨海、江苏张家港等城市均建成投产了12座LNG加气站，拥有3080辆规模的LNG汽车，并且具有进一步发展的潜力。,液化天然气的一般特性GB/T19204-2003液化天然气(LNG)的生产、储存和装运GB/T20368-2006液化天然气专用装置安装要求GB/T20734-2006天然气汽车和液化石油气汽车标志GB/T17676-1999天然气汽车和液化石油气汽车词汇GB/T17895-1999车用天然气单燃料发动机技术条件QC/T691-2006液化天然气汽车定型试验规程QC/T754-2006液化天然气（

7、LNG）汽车专用装置技术条件QC/T755-2006车用燃气喷嘴QC/T809-2009液化天然气罐式集装箱JB/T4780-2002,LNG加气站技术规范的主要编制依据,GB150 钢制压力容器TSG R0004 固定式压力容器安全技术监察规程GB18442 低温绝热压力容器GB50187 工业企业总平面设计规范GB50016 建筑设计防火规范GB50156 汽车加油加气站设计与施工规范 报批稿GB19204 液化天然气的一般特性GB/T20368 液化天然气（LNG）生产、储存和装运GB50235 工业金属管道工程施工规范GB50236 现场设备、工业管道焊接工程施工规范GB50257 电

8、气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范GB50264 工业设备及管道绝热工程设计规范GB50126 工业设备及管道绝热工程施工规范,范围、规范性引用文件、术语 加气站分级和站址选择 站内平面布置、工艺设施、消防设施及排水、电气、建筑物、采暖通风 绿化和施工与验收等方面的规定。,LNG加气站技术标准的主要内容,主要内容包括:,1 范围 本规范制定了液化天然气（LNG）汽车加气站的设计、施工建造等方面的规定。本规范适用于LNG储存量不超过180m，LNG工作压力不大于1.6MPa，L-CNG工作压力不大于25.0 MPa下列新建、扩建和改建的汽车加气站工程的设计、施工及验收：1）液

9、化天然气（LNG）加气站（以下简称LNG加气站）；2）液化天然气经液态加压、气化的天然气加气站（以下简称L-CNG加气站）；3）LNG和L-CNG联建的加气站（以下简称LNG/L-CNG加气站）；4）LNG、L-CNG、LNG/L-CNG加气与加油的合建站（以下简称加油加气站）。说明、1.0.2 考虑到目前国内加油加气站的现状，为满足我国对LNG、L-CNG加气站建设的要求，特组织编制本规范。本规范适用于LNG加气站、L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站、LNG、L-CNG撬装加气站及LNG、L-CNG加气站和加油站的合建站这几种建设形式的新建、扩建或改建项目。,1.0.3 加气站的设计

10、、建设除应执行本标准外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。说明 加油加气站设计涉及到专业较多，接触的面也广，本规范只能规定加油加气站特有的问题。对于其他专业性较强且已有国家或行业标准规范作出规定的问题，本规范不再做规定，以免产生矛盾，造成混乱。本规范明确规定者，按本规范执行；本规范未做规定者执行国家现行有关强制性标准的规定。,2 规范性引用文件说明 本规范编制中，所列出的主要引用文件是本规范编制 的依据和应遵照执行的相关条款。GB150 钢制压力容器GB/T11790 设备及管道保冷技术通则GB/T14976 流体输送用不锈钢无缝钢管GB18047 车用压缩天然气GB18442 低温绝热压

11、力容器GB19204 液化天然气的一般特性GB/T20368 液化天然气（LNG）生产、储存和装运GB50016 建筑设计防火规范GB50052 供配电系统设计规范GB50019 采暖通风与空气调节设计规范GB50057 建筑物防雷设计规范GB50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50217 电力工程电缆设计规范GB50140 建筑灭火器配置设计规范GB50156 汽车加油加气站设计与施工规范GB50191 构筑物抗震设计规范,GB50235 工业金属管道工程施工规范GB50236 现场设备、工业管道焊接工程施工规范GB50257 电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验

12、收规范GB50264 工业设备及管道绝热工程设计规范GB50126 工业设备及管道绝热工程施工规范GB50303 建筑电气工程施工质量验收规范GB50316 工业金属管道设计规范GB50484 石油化工建设工程施工安全技术规范GB50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB50517 石油化工金属管道工程施工质量验收标准HG/T2059220635 钢制管法兰、垫片、紧固件SH/T3412 石油化工管道用金属软管选用、检验及验收SH/T3521 石油化工仪表工程施工技术规程SY0007 钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范TSG D0001 压力管道安全技术监察规程工业管道TSG

13、R0004 固定式压力容器安全技术监察规程TSG ZF001 安全阀安全技术监察规程,3 术语为本规范编制的专用名称的表叙，且具有一定的通用性。3.0.1 液化天然气（LNG）Liquefied Natural Gas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。3.0.2 压缩天然气（CNG）Compressed natural gas指压缩到压力不大于25MPa的气态天然气。3.0.3,LNG加气站 LNG Fueling Station为LNG汽车储瓶充装LNG燃料的专门场所。3.0.4 L-CNG加气站 L-CNG Fuel

14、ing Station由LNG转化为CNG，为CNG汽车储瓶充装CNG燃料的专门场所。3.0.5 LNG/L-CNG加气站 LNG/L-CNG Fueling StationLNG加气站与L-CNG加气站联建的统称。3.0.6,加油加气合建站 oil and gas Fueling Station汽车加油站与天然气汽车加气站合建的统称。3.0.7 地下LNG储罐 buried LNG tank安装在罐池中，且罐顶低于周围4m范围内地面标高0.2m的LNG储罐。3.0.8 半地下LNG储罐 underground LNG tank安装在罐池中，且一半以上罐体安装在周围4m范围内地面以下的LNG储

15、罐。,3.0.9 防护堤dike用于拦蓄LNG储罐事故时溢出的LNG的构筑物。3.0.10 设计压力 design Pressure储罐、设备或管道设计中，用于确定最小允许厚度或其部件物理特性的压力。确定任何特殊部件厚度的设计压力包括静压头。设计压力的确定为包括静压头。3.0.11 工作压力operating pressure压力容器、管路系统等在正常工作情况下，可能达到的最高压力。,3.0.12 LNG卸车口 point of transfer接卸LNG运输车辆所载LNG的固定接头处。3.0.13 站房 station house用于加油加气站管理和经营的建筑物。3.0.14 加气岛fuel

16、ing platform用于安装加气机的平台。,3.0.15 LNG（CNG）加气机 LNG（CNG）dispenser给LNG（CNG）汽车储气瓶充装LNG（CNG），并带有计量、计价装置的专用设备。3.0.16 加气切断装置 shut off device加气软管在一定外力作用下，加气系统具有自切断功能的安全装置。3.0.17 加气枪 fueling Connector附属加气机与加气软管连接，向LNG（CNG）储气瓶充装LNG（CNG）的专用设备。,4 加气站分级和站址选择4.1 基本规定4.1.1 加气站的火灾危险性类别应为“甲”类。说明 根据建筑设计防火规范GB50016，LNG和经

17、气化后的天然气，其火灾危险类别应为甲类。4.1.2 在城市建成区不应建一级加气站、一级加油加气合建站。说明 因为一级站的储罐较多，容积较大，加油、加气量大，对周围建、构筑物及人群的安全和环保方面的有害影响也较大，站前车流量大会造成交通堵塞等问题，所以本条规定在城市建成区内不应建一级加气站、一级加油加气合建站。对于城区的边缘地带、城际公路两侧等开阔地带可建一级站。同时，在这些地区提高加气站LNG储罐容积，符合今后LNG货车的加气需求。,4.1.3 在城市中心区内所建的加气站、加油加气合建站宜采用地下或半地下LNG储罐。说明 城市中心区是指城市中心和副中心区域。地下或半地下LNG储罐一旦发生泄漏，

18、易积聚在地下或半地下空间内，缓慢气化后向上扩散，会减小对周围的影响。此外，地下或半地下储罐可减小周围人们的心理畏惧，故编制此条。当然，采用地下和半地下储罐会带来LNG管线长，产生的BOG量大，运行管理的不便。在非城市中心区内还应以采用地上LNG储罐为主。由于立式LNG储罐的可卸量高于卧式LNG储罐，且利于LNG泵的平稳运行，故在城市郊区或市际公路上所建的加气站宜采用立式LNG储罐。,LNG加气可与L-CNG加气联合建站，也可与加油站联合建站。说明 LNG加气站可与L-CNG加气站联合建站，以满足各类天然气汽车加气的需要。两站合建，两类加气系统可合用卸车装置、LNG储罐、供配电、消防等设施，有利

19、于节省投资、减小用地、方便加气、提高加气站经营效益等优点。在城区边缘地区、城际公路及公交车场、大型运输厂矿等需建的各类加气站可与加油站联合建站。加气站内不应设置地下或半地下建（构）筑物（储罐区、消防水池除外）。站内地下LNG管沟应自然通风，其他管沟应采用干沙填实。说明 防止LNG储罐系统发生重大事故后可能产生LNG和低温天然气流淌或散发到地下或半地下建（构）筑物内，引发二次事故。考虑到保冷管道不适宜埋地，故站内地下LNG管沟应自然通风，其他管沟为防止天然气积聚，故采用干沙填实。4.1.6 LNG卸车应在固定的区域,4.2 加气站的等级划分 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气

20、站的等级划分，应符合表的规定。表4.2.1 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站的等级划分,加气站的等级划分，综合考虑的因素：1、加气站设置的规模与周围环境条件的协调；2、依其汽车加气业务量；3、LNG储罐的容积应能接受进站槽车的卸量。目前大型LNG槽车的卸量在52m左右。加气站LNG储罐容积宜按13天的销售量进行配置。1)本规范制定三级站规模的理由：、根据LNG的物理特性和LNG汽车所需加气量，规模可适当加大；、LNG槽车运距普遍在500公里以外，主要使用大容积运输槽车或集装箱，且宜在1座加气站内完成卸量。目前运送加气站的LNG数量主要由供应点的汽车地中衡计量，通过加气站

21、的销售量进行复验核实、认定。若由1辆槽车供应2座加气站，难以核查2座加气站的卸气量而引发计量纠纷。三级站的总容积规模，是按能接纳1辆槽车的可卸量，并考虑卸车前站内LNG储罐尚有一定的余量。因此，将三级站的容积定为小于或等于60m较为合理。2）各类加气站的单罐容积规模多罐运行较为复杂，易发生误操作事故；在向储罐充装LNG初期产生的BOG量较大。目前的BOG多数采用放空，造成浪费和污染。因此，在加气站内宜由1台储罐来完成接纳1辆槽车的卸量。因此，将单罐容积上限提高至60m，有利于加气站的运行和节能。3）二、三级站规模按增加1台和2台60mLNG储罐设定。,说明,LNG加气站、L-CNG加气站、LN

22、G/L-CNG加气站与加油站合建站的等级划分，应符合表的规定。表4.2.2 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站与加油站合建站的等级划分,说明 按本条规定，可充分利用已有的二、三级加油站改扩建成加油和LNG加气合建站，有利于节省土地和提高加油加气站效益、有利于加气站的网点布局，促进其发展，实用可行。,4.3 站址选择4.3.1 站址选择应符合城市规划、交通规划、环境保护和消防安全的要求，并应选在交通便利的地方。说明 在进行加气站网点布局和选址定点时，首先应符合城市规划、交通规划、环境保护和防火安全的要求，同时应方便加气且不影响交通。城市建成区内的加气站,宜靠近城市道路,与道

23、路交叉路口的距离应符合交通主管部门的要求说明 加气站、加油加气站建在交叉路口附近,容易造成车辆堵塞,会降低路口的同行能力.,加气站的LNG储罐、放散管管口、LNG卸车口与站外建、构筑物的防火间 距，不应小于表的规定。表4.3.3 LNG储罐、放散管管口、LNG卸车口与站外建、构筑物的防火间距（m）,说明 本条制定了加气站的LNG储罐、放散管管口、LNG卸车口与站外建、构筑物的防火距离，编制依据：1 LNG加气站的安全性要比LPG加气站高，其事故危险性较小，主要反应在：1）LNG加气站储罐是采用圆柱形，双层壁，高真空多层缠绕结构，在运行中发生泄漏，其外壁处将会出现结露、结冰现象，易于发现与处理。

24、2）LNG储罐的压力一般在0.4MPa左右，远低于LPG加气站储罐的压力。3）在国内发生的几起LPG储罐爆燃事故中，是因储罐根部阀的法兰垫片处的泄漏所引发的，而加气站的LNG储罐根部阀的接口是采用焊接连接，基本不会发生接口处的LNG泄漏。LNG加气站发生重大泄漏事故主要来自储罐、管道或其连接处的破裂、重要阀门的失效，在LNG加气站发生一般事故的处理，首先切断气源、控制火源，在泄漏处采用湿被等包扎，浇水结冰等手段进行堵漏。LNG加气站的建设必须采用安全可靠的设备、材料，采用先进可靠的安全控制技术。在以技术和管理保生产安全的基础上制定防火间距。,2 参照汽车加油加气站设计与施工规范GB50156，

25、结合LNG加气站的特性和建站条件，编制本条文。1）距重要公共建筑物的防火距离，一级站为80m，二级站为80m，三级站为80m，基本上在重大事故影响范围之外。以三级站1台60m3LNG储罐发生全泄漏，泄漏天然气量最大值为32400m3，在静风中成倒圆锥体扩散，与空气构成爆炸危险的体积648000m3（按爆炸浓度上限值5%计算），发生爆燃的影响范围约60m。2）民用建筑物视其使用性质、重要程度和人员密集程度，将民用建筑物分为三个保护类别，并分别制定了加气站与各类民用建筑物的防火距离。一类保护物重要程度高，建筑面积大，人员较多，虽然建筑物材料多为一、二级耐火等级，但仍然有必要保持较大的防火距离，所以

26、确定三个级别加气站与一类保护物的防火距离分别为35m、30m、25m，而与二、三类保护物的防火距离依其重要程度的降低分别递减为25m、20m、16m和18m、16m、14m。3）因LNG加气站的安全性要比LPG加气站高，根据建筑设计防火规范第，LPG罐发生爆炸和火灾事故，危及范围近者20m30米，故本规范确定三个级别加气站内LNG储罐与明火的距离分别为35m、30m、25m。4）站外甲、乙类物品生产厂房火灾危险性大，加气站与这类设施应有较大的防火距离，本条款按三个级别分别定为35m、30m和25m。5）由于变配电站的重要性，城市变配电站的规模都比较大。LNG储罐与室外变配电站的防火距离按照明火

27、考虑，本条款按三个级别分别定为40m、35m和30m。6）考虑到铁路的重要性，本规范加大了LNG储罐与站外铁路的防火距离，即铁路在加气站发生重大危险事故影响区以外，并在表下注提出，对国家有特殊规定的铁路线、公路线，应按规定执行。7）考虑到地铁、隧道口的环境和人口密集等因素，且地铁、隧道出入口处的“活塞风”大，对临近区有较大的吸气流，故进一步加大了LNG储罐等与其之间的防火距离。8）对地下和半地下LNG储罐与站外建、构筑物的防火距离可按地上LNG储罐减少30%和20%。随着LNG储罐安装位置的下移，发生泄漏沉积在罐区内的时间相对长，随着气化速度降低，对防护堤外的扩散减慢，危害降低，其防火距离可适

28、当减小。9）放散管口、LNG卸车口与站外建、构筑物的防火间距基本随三级站要求。,5.1 围墙站内工艺设施与站外建、构筑物之间的距离小于或等于25m时，相邻一侧应设置高度不低于2.2m的非燃烧实体围墙。站内工艺设施与站外建、构筑物之间的距离大于25m，且满足表4.3中防火间距的1.5倍时，相邻一侧可为非实体围墙。5.1.3 面向加气站进、出口道路的一侧宜设置非实体围墙或开敞。说明 加气站对围墙设置的要求,主要视工艺设施与站外建、构筑物之间的距离确定.5.2 道路 5.2 本条规定了站区内停车场和道路的布置要求。车辆入口和出口应分开设置。5.2.2 LNG槽车单车道不应小于4.5m，其他单车道宽度

29、不应小于4m，双车道宽度不应小于7m。5.2.3 道路转弯半径应按行驶车型确定，且不宜小于9m；站内停车位应为平坡，道路坡度不应大于6%，且宜坡向站外。5.2.4 站内道路不应采用沥青路面。说明 本节规定了站区内停车场和道路的布置要求.1 LNG加气站将以大客车、货车为主,要求LNG槽车单车道宽度不应小于4.5m,其他单车道宽度不应小于4m,双车道宽度不应小于7m,以满足大型车辆行驶要求.2 道路转弯半径应按行驶车型确定,不宜小于9m.在LNG槽车卸车停车位宜按平坡设计,以避免溜车.3 站内停车场和道路路面采用沥青路面,容易受到泄露油品的侵蚀,沥青层易于破坏.此外.发生火灾事故时沥青将发生熔融

30、而影响车辆撤离和消防工作正常进行,故规定不应采用沥青路面.,5.3 防护堤 LNG储罐四周应设置防护堤，防护堤的设置应符合下列规定：1）应采用非燃烧实体材料。2）防护堤内的有效容量不应小于单个最大LNG储罐的容量。3）防护堤内地面宜比堤外地面低，且不小于0.1m。防护堤顶面高于堤内地面不宜小于0.8m，且应高于堤外地面，不宜小于0.4m。说明 本条规定了防护堤的设置要求。LNG储罐四周设置的防护堤高于堤内地面不小于0.8m，其目的是使泄漏的LNG在堤区内缓慢气化，且以上升扩散为主，减小气雾沿地面扩散。防护堤与LNG储罐在堤区内距离的确定，一是操作与维修的需要，二是储罐及其管路发生泄漏事故，尽量

31、将泄漏的LNG控制在堤区内。,防护堤内LNG储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的1/2直径，且不应小于2m。防护堤内壁与LNG储罐外壁的净距：立式罐不应小于2m，卧式罐不应小于1.5m。说明 本条规定了LNG储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的1/2直径，且不应小于2m，与城镇燃气设计规范GB50028一致。防护堤内不应设置其他可燃液体储罐、CNG高压瓶组或储气井。说明 非明火的增压气化器、LNG潜液泵等装置宜与储罐相邻布置。CNG高压瓶组或储气井发生事故的爆破力较大，不宜布置在防护堤内。,5.4 加气岛及罩棚的设置 加气岛应高出加气区地坪0.150.20m；宽度不应小于1.2m。罩棚的设计应符合

32、下列规定：1）加气岛宜设置非燃烧材料的罩棚，罩棚净高不应小于5m；罩棚边缘与加气机的平面距离不宜小于2.0m；2）罩棚支柱距加气岛端部不应小于0.6m；3）加气区应设照明灯，照度不得小于100 lx。说明、本条规定了加气岛和罩棚的设计要求。加气机附近应设置防撞柱（栏），防撞柱（栏）高度不应小于0.5m。说明 加气机附近设置防撞护栏，以避免受汽车碰撞引发事故。,5.5 防火间距5.5.1 加气站的储罐、工艺装置宜露天布置，加气区应敞开布置。加气站内设施之间的防火间距不应小于表的规定。说明 本条根据LNG加气站内各设施的特点规定了各设施之间的防火间距。1 编制原则1）应符合汽车加油加气站设计与施工

33、规范GB50156的有关规定和参照液化天然气（LNG）生产、储存和装运GB/T20368-2006的有关条款等标准。2）根据LNG工艺系统低温深冷特性，过大的防火间距和过长的管道连接，都会使系统吸进的外热增大，造成体积膨胀，反而带来不安全隐患，并增大对BOG的处理（多数是放空）。3）与各类燃气加气站相比，LNG加气站较安全。LNG加气站的建设应以先进的技术和先进的运行管理保安全，应有严格控制泄漏的措施。适当减小LNG加气站内设施之间的安全间距，减小用地，实用可行，满足城市建站要求。,2 LNG储罐与站内设施之间防火间距的编制说明1）为实施加油加气合建站，减小油罐与LNG储罐发生事故时相互影响，

34、本规范适当加大了两类罐间的防火间距，一、二、三级合建站为15m、12m和10m。2）与CNG储气瓶（井）的防火间距，一级站和二、三级站为6m、4m和4m。主要考虑CNG储气瓶（井）压力高、储存容量较大，一旦发生事故对LNG储罐有较大威胁。3）与CNG系统放散管的防火间距，一级站和二、三级站为5m、4m和4m，CNG系统放散管基本与CNG储气瓶（井）一起布置，符合上款。与LNG系统放散管的防火间距基本无要求，主要考虑LNG系统的放散管普遍随罐敷设。对LNG系统放散管路的安全保证，主要应执行第条、第条等有关规定。其要点：一是LNG系统内的安全阀不允许就地卸压放散，须经汇总管集中放散，这就消除了安全

35、阀失效发生LNG直接泄喷事故；二是低温天然气须经加热后方可放散，即保证放散的天然气比空气轻，易向上飘散，基本不会对周围构成爆炸危险。4）与密封卸油点的防火间距，一级站和二、三级站分别为12m、10m和8m。在卸油过程中有专人负责，一般不会酿成危害。5）与LNG卸车口的防火间距，一级站和二、三级站分别为6m、3m和2m，该管路有紧急控制阀，在卸液过程中且有专人负责，一般不会酿成重大泄漏事故。,6）与加油机和加气机的防火间距，主要依据油、CNG和LNG的特性和实际的运行情况设定。一般LNG站相对较安全，连接管道也不宜太长，其间距比加油站、CNG站小。7）与LNG潜液泵无要求，主要视操作、维修等条件

36、确定。与LNG柱塞泵的防火间距不应小于2m，主要考虑柱塞泵运行时的振动对LNG储罐接管的影响。8）与高压气化器的防火间距，一级站和二、三级站分别为6m、4m和3m。主要考虑高压气化器运行压力高，空温式高压气化器需要有良好的通风环境。9）站房基本布置在站内爆炸性气体环境危险区域范围划分的2级区域以外，其防火间距基本满足要求。10）与消防泵房和消防水池取水口的防火间距，一级站和二、三级站分别为20m、15m和15m，该距离一般在发生较大泄漏事故范围以外，以确保消防水系统的启动与运行。11）与变配电间的防火间距，一级站和二、三级站分别为12m、10m和8m。变配电间是加气站的重要设施，发生LNG泄漏

37、事故，首先切断LNG泵电源和迅速关闭重要的LNG管道阀门。为保证对变配电系统的安全操作，适当加大LNG储罐与变配电间的防火间距是必要的。12）与站区围墙的防火间距基本符合使用要求。本规范不主张在防护堤外设置环形消防通道。一旦发生泄漏事故，消防等车辆不允许在站区及周边行驶。在防护堤外非操作面宜设置行人安全便道。3 LNG卸车口与天然气放散管口、加油机、CNG加气机、高压气化器、LNG柱塞泵等防火间距及与站内其它设置之间的防火间距，根据其运行特性和可能出现的事故与危害进行了分析和预案判断的基础上合理制定。5.5.3 按本规范附录B划分的爆炸危险区域不应超出围墙和可用地界线,表5.2.2 加气站内设

38、施之间的防火,6 工艺设施6.1 LNG储罐系统 LNG储罐设计与制造应符合现行国家标准钢制压力容器GB150，低温绝热压力容器GB18442和固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004的有关规定。说明 本条对LNG储罐系统的设计规定主要为：1）储罐设计与制造应符合现行国家标准钢制压力容器GB150，低温绝热压力容器GB18442和固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004的有关规定。2）符合现行国家标准钢制压力容器B6.2，容器的设计压力安全阀开启压力，安全阀开启压力（1.051.1）倍最大工作压力的要求。由于加气站非同于一般气化站，多数设在市区内，且数量多，提高储罐内罐的安全度

39、是必要的。3）LNG储罐的设计温度应考虑使用液氮进行预冷的要求。,LNG储罐附属设备的设置应符合下列规定：1)应设置就地指示的液位计、压力表；2)储罐应设置液位上、下限及压力上限报警，并远程监控；3）储罐的液相连接管道上应设置紧急切断阀；4）储罐应设置全启封闭式安全阀，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TSG R0004的有关规定；5）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；6）与储罐气相空间相连的管道上应设置人工放散阀。说明 本条对LNG储罐附属设备的设计规定主要为：1）为便于运行管理和安全，储罐应设置液位和压力的相关仪表和

40、报警装置。2）为防止泄漏事故的扩大，在储罐的液相连接管道上应设置紧急切断阀。3）作为安全和检查需要，储罐必须设置2台或2台以上全启封闭式安全阀。4）根据应急和事故处理需要，储罐应设置人工放散阀及相应的连接管道。,6.2 卸车 连接槽车的液相管道上应设置切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。说明 本条规定了槽车卸车管路上的阀门设置要求，为防止回流，在液相管道上应设置止回阀。LNG卸车宜采用奥氏体不锈钢金属软管，其公称压力不应小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力应大于4倍的公称压力。说明 本条根据LNG加气站的运行情况，在LNG加气站的卸车宜采用奥氏体不锈钢金属软管，其公称压力的规定是依据

41、 固定式压力容器安全技术监察规程SG R0004-2009第6.13条，装卸软管的公称压力不得小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力大于4倍的公称压力。有的站采用固定式装卸臂卸车，也是可行的。,6.3 LNG泵 LNG潜液泵管路系统和附属设备的设置应符合下列规定：1）LNG储罐的底部（外壁）与潜液泵池的顶部（外壁）的高差应满足LNG潜液泵的性能要求；2）潜液泵池的回气管道宜与LNG储罐的气相管道相接通;利用潜液泵卸车时，则宜与槽车气相管相接；3）应设置压力、温度或液位检测装置并远传监控；4）在泵出口管道上应设置全启封闭式安全阀和切断阀。说明 本条制定了对LNG潜液泵池的管路系统和附属设备的

42、设置规定。1）实践证明，LNG储罐的底与泵池顶间的高差、管径，将直接影响潜液泵的正常运行。2）潜液泵启动时，泵池压力骤降而引发的LNG气化，宜引至LNG储罐气相空间，形成连通以确保泵池的进液。当利用潜液泵卸车时，应与槽车的气相管相接，否则卸车缓慢。3）潜液泵池的温度是启动潜液泵的重要依据，故要求设置检测装置。4）在泵的出口管道上设置安全阀和紧急切断阀，是安全运行管理需要。,柱塞泵的设置应符合下列规定：1）LNG柱塞泵的设置应符合泵吸入压头要求；2）泵的进、出口管道应设置柔性、防震装置；3）泵的出口管道上应设置止回阀和全启封闭式安全阀；4）柱塞泵出口应设置温度和压力检测装置，超压联锁停泵。说明

43、本条规定了柱塞泵的设置要求。1）目前一些L-CNG加气站柱塞泵的运行不稳定，多数是由于储罐与泵的安装高差不足、管路较长、管径较小等设计缺陷造成的。2）柱塞泵的运行震动较大，在泵的进、出口管道上应设柔性、防震装置。3）为防止CNG储气瓶（井）内天然气倒流，需在泵的出口管道上设置止回阀，并应设全启封闭式安全阀。4）在泵的出口管道上设置温度和压力检测装置，便于运行控制。,柱塞泵应采取有效的防噪音措施，其运行噪音对周边环境的影响应符合区域环境有关规定。说明 目前一些L-CNG加气站所购置的柱塞泵运行噪音太大，严重干扰了周边环境。其因：一是泵的结构型式本身特性造成；二是一些管道连接不当。在泵型未改变前，

44、L-CNG加气站不宜建在居民区、旅业、公寓及办公楼等需求安静条件的地区。柱塞泵应采取有效的防噪音措施。,6.4 加气设施 LNG加气机的技术要求应符合下列规定：1）加气系统的充装压力不应大于汽车车载瓶的最大工作压力；2）加气机计量误差不宜大于1.5%；3)加气机加气管端口应设拉断阀，拉断阀的脱离拉力范围宜为400N600N。4）加气机配置软管应符合第条的有关规定。说明 本条是对加气机工艺技术选择的基本要求。1）加气系统的充装压力不应大于汽车车用瓶的最大工作压力，以防止汽车车用瓶超压。2）该条是对加气机的计量精度的要求。3）在加气机的充装软管上设切断装置，以防止在充装过程中发生汽车启离的恶性事故

45、。6.4.2 LNG加气岛上宜配置氮气或压缩空气管吹扫接头。说明 制定本条主要为保证LNG加气枪头的清洁和防冰冻。,6.5 气化器 多台LNG储罐可共用一台增压气化器。说明 实践证明多台LNG储罐共用1台自增压空温式气化器可减少投资，节省用地，并可以保证正常工作。空温气化器的选型应满足当地最低气温条件下的使用要求。说明 为防止冬季里空温式气化器能力不足，特制定本条。,气化器的设计压力不应小于1.2倍最大工作压力。说明 本条规定了气化器的设计压力，略高于现行国家标准钢制压力容器GB150中容器设计压力安全阀开启压力，安全阀开启压力（1.051.1）倍最大工作压力的的规定。6.5.4 高压气化器出

46、口温度应满足储气、加气装置的要求，并设置温度检测及联锁装置。说明 为保证储气、加气装置的安全运行，以保护CNG储气瓶（井）、CNG汽车车用瓶、加气机在受气充装时工作温度不低于设备的许用温度。,6.6 管道系统6.6.1 加气站的LNG管道和低温气相管道的设计应符合下列规定：1）管道系统的设计应符合工业金属管道设计规范GB50316 的规定；2）管材和管件应符合现行国家标准钢制压力容器GB150、工业金属管道设计规范GB50316和固定压力容器安全技术监察规程TSG R0004的有关规定；3）不锈钢无缝钢管应符合流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T14976，管件应符合钢制对焊无缝管件GB/T124

47、59的有关规定；4）法兰、垫片、紧固件的配制应与相连装置、阀门等连件的标准体系、规格一致;5）LNG在管道内的流速泵前宜小于1m/s，泵后宜小于3m/s。说明 本条规定了加气站的LNG管道和低温气体管道的设计要求。1）本条规定了管路系统的设计压力和设计温度。2）管材和管件等应符合相应现行国家标准，以保证质量。,LNG储罐根部阀与储罐应采用焊接连接。说明 要求对LNG储罐根部阀应采用焊接连接，规避了在该处接口可能发生的重大泄漏事故，这是LNG加气站重要的一项安全措施。当然，选用优质阀门甚为重要。6.6.3 低温管道所采取的绝热措施应符合工业设备及管道绝热工程设计规范GB50264的有关规定。说明

48、 应重视对低温管道的保冷，是减少BOG放散损失的重要措施。6.6.4 管道的防腐应符合钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范SY0007-1999第4章的有关规定。6.6.5 LNG管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置。说明 为防止管道内LNG受热膨胀造成管道爆破，特制定此条。,天然气放散应符合下列规定：1）集中放散的放散管管口应高出LNG储罐及12.0m范围内的建筑物2.0m以上，且距地面不应小于5.0m。放散管管口不得设雨罩等阻滞气流向上的装置，底部宜采取排污措施；2）低温天然气应经加热器加热后放散,天然气的放散温度不宜比周围环境温度低50。3）放散管应设置防止回火的设施。说明 对L

49、NG加气站的天然气放散管的设计规定主要有：1）在加气站运行中，常发生LNG液相系统安全阀弹簧失效或发生冰卡而不能复位关闭，造成大量LNG泄喷，因此LNG加气站的各类安全阀不得就地放散，需集中引至安全区。2）为保证放散的低温天然气能迅速上浮至高空，应经空温式气化器加热，放散的天然气温度不宜比周围环境温度低50，该温度下的天然气比重（空气=1）约在0.7左右，以提高上浮力。放散管管口高度视周围环境确定，但不得低于本条规定。,6.7 紧急切断系统 加气站、加油加气合建站应设置紧急切断系统，应能在事故状态下迅速关闭重要的LNG管道阀门和切断LNG泵电源。说明 加气站一旦发生泄漏事故，应迅速关闭重要的L

50、NG管道阀门和切断LNG泵电源。视泄漏情况，确定是否进行倒罐或放散处理。紧急切断阀宜为气动阀。紧急切断阀和LNG泵应设置连锁装置，并具有手动和自动切断的功能。紧急切断系统应具有手动复位功能。紧急切断系统宜能在以下位置启动：1）距卸车点5m以内。2）在加气机附近工作人员容易接近的位置。3）在控制室或值班室。说明 6.7.5 本条规定了对紧急切断阀的设置要求。,6.8 可燃气体报警系统6.8.1 作业区等危险场所应设置可燃气体泄漏检测装置，并应在就地和控制室内设置声、光报警；6.8.2 天然气浓度报警设定值不应大于爆炸下限浓度（V%）值的20%；6.8.3 检漏报警系统的设计应符合现行国家标准石油