苏州市澄阳路CNG汽车加气站机电施工施工总结

第一篇：苏州市澄阳路CNG汽车加气站机电施工施工总结

苏州市澄阳路CNG汽车加气站机电竣工总结

一、工程概况

苏州市澄阳路CNG汽车加气站工程位于苏州澄阳路太阳路交叉口，建、构筑物占地面积为669.9平方米，建筑结构为砖混结构，站内设有站房1座，站房功能包括营业室、控制室、值班室等；另外设有压缩机、干燥机、储气井罩棚，罩棚内主要设备有风冷式撬装压缩机2台，干燥机1台，储气井3口，单口容积为3 m3、6 m3、9m3；设有加气棚1座，内设加气机4台，具备日充装天然气30000m3功能。该工程由苏州洁源天然气利用有限责任公司投资兴建，机电部分由陕西首创天城工程技术有限公司设计、苏州市欧嘉机电设备安装工程有限公司施工。本工程于2010年12月10日开工，2011年10月8日竣工并正式交付试运行。

二、具体施工内容及结构情况

1、给排水系统

给水管道采用PPR管道、排水采用pvc管道敷设，室外设有电开水炉，以便于驾乘人员使用

2、建筑电气系统

电气系统包括低压送配电系统、防雷接地系统、动力系统、照明系统、设备安装。完成的主要工程量有：低压送配电柜（箱）及设备控制箱安装8台；电缆敷设3仟多米；电线管敷设2仟多米，压缩机2台，干燥机1台，缓冲罐1台，加气机4台；防爆灯具29套；接地扁钢敷设400多米。

该工程总配电系统总容量约520KW,由市电10KV引入，设有630KVA变压器1台，其高压部分由供电部分单独安装。

低压配电部分主要由变电所低压控制柜接至设备控制室。a、采用ZR-VV22-3*185+2*70mm2电缆接至压缩机控制柜，再由控制箱接至设备，接至设备的电缆采用ZR-VV22-3*150+1*70mm2，每台2根，由于压缩主机功率大，采用了软启动装置，接至压缩机内部的辅助设备较多，其ZR-VV22-4*2.5mm2电缆有10根，ZR-RVVR22-24*1.5mm2的控制电缆5根。

b、采用ZR-VV22-3*50+2*25mm2电缆接至干燥机控制柜，再由控制柜接至干燥机，ZR-VV22-4*10mm2；ZR-VV22-4*4mm2；ZR-VV22-4*2.5mm2,；ZR-RVVR22-14*1.5mm2等电缆工9根。

c、加气机及计费电源部分，采用的是UPS电源不间断供电系统。d、站区照明，采用的应急电源装置，市电断电后能满足90分钟的照明。

3、气体泄漏报警装置

本站区为Ⅱ级爆炸危险场所，在易泄漏源上方1.5米处设置了燃气泄漏报警探头，共7套，在供气总管处设有电磁阀。气体泄漏凝结点达到5.1浓度时会发生爆炸，在气体泄漏达5.1浓度的20%时，会产生预警，此时应检查泄漏源，修复后在消除预警，达到探测器感应25%浓度时，自动切断电磁阀电源，使其处于关闭状态，停止供气，确保安全。

4、监控系统

整个站区设有10个防爆摄像头，便于掌握整个站区的日常工作情况；监控主机硬盘为4000G,容量大，可回放2-3个月的摄像内容。

5、设备安装

站内主要设备有：风冷式撬装压缩机2台，干燥机1台，储气井3口（由专业单位施工）；加气机4台，缓冲罐1台。

三、施工总结

苏州市澄阳路CNG汽车加气站机电安装工程通过我司同志的共同努力，各个分部工程都达到了设计要求和国家规范，质量符合标准。

尽管在施工安装过程中，我们遇到了一些困难，但是在公司的指导以及业主和各参建单位的帮助、协作下，我们始终坚持“服从监理、服务业主”的原则，抱着“大局为重、积极配合”的态度，有组织、有计划地完成了苏州澄阳路CNG汽车加气站机电安装工程的全部工作内容，我们将一如既往地以饱满的热情做好本工程的其他相关工作。

苏州市欧嘉机电设备安装工程有限公司

2011年10月31日

第二篇：CNG汽车加气站的可行性分析

邯郸市燃气工程从1985年起步，经过多年的建设，目前使用LPG、焦炉煤气和天然气3种气源。现有LPG储配站l座，储气量630 t，用户2.4×10户；焦炉煤气储配站2座，储气量18×10m，用户14×10户；天然气门站l座。市内3区的气化率达65%以上。

由于天然气热值高、洁净、输送方便，被称为绿色能源。随着国家西气东输工程的竣工，邯郸市煤气公司(以下简称公司)在高新技术开发区建设了1座天然气门站和天然气加气母站。天然气引入邯郸市后，公司将逐步用天然气取代焦炉煤气，发展工商业户，减少燃煤对城市的污染。

目前，城市大气最大的污染源之一是燃油汽车的尾气。在国外发达国家，为了降低能耗，减少大气污染，政府出台了许多优惠政策鼓励将燃油汽车改装成燃气汽车。在我国一些大城市，也在积极推广发展燃气汽车，汽车燃料多样化将是汽车工业发展的必然趋势。邯郸市有充足的天然气气源和资金建设CNG汽车加气站(以下简称加气站)，推广CNG汽车将给邯郸带来非常可观的社会效益。加气站的建设规模

1.1 加气站的规划4434

邯郸市计划建1座加气母站，10座加气子站，5座加气标准站。根据公司燃气设施的分布和发展情况，首先在高新技术开发区内建设1座加气母站，然后根据城市的发展规划、汽车改装的进度和数量、市区车辆的流动量和线路分布等在市区内逐步建设加气子站和加气标准站。

1.2 加气站的分类

①加气母站

公司计划于2005年，在邯郸市高新技术开发区建设1座加气母站，占地1×10m。加气母站的天然气来自高压管道，经过调压、计量脱水和压缩后装在高压储气瓶(压力为25 MPa)内.由运瓶车送至各加气子站。加气母站的设计加气量为6×10m／h。

②加气子站

加气子站占地2000～2500m，可与加油站合建。加气子站接收运瓶车运来的钢瓶组，通过小型压缩机和加气机向汽车加气。根据车辆改装情况，每年拟建2～3座加气子站，至2010年计划建成10座。加气子站的设计加气量为1000m／h。

③加气标准站

加气标准站占地2500～3000m，可与加油站合建。必须建在中压管道附近，从中压管道接收天然气，经过过滤、计量、脱水、加压后通过加气机向汽车加气。根据邯郸市天然气管道的敷设情况，每年拟建l座标准站，至2010年拟建成5座。加气标准站设计加气量为1000 m/h。32324342市场分析

邯郸市现有机动车逾10×10辆，其中公交车约1000辆，出租车约5000辆，环卫车约120辆。由于公交车和出租车的利用率高，排放量大，因此在2008年以前主要对公交车和出租车进行改造。在CNG汽车推广使用的初级阶段，可能加气子站相对较少，所以改装车需要增加储气瓶及1套CNG装置并保存燃油装置。公司计划2005年改造公交车及出租车总量的25%，2006年改造公交车及出租车总量的25%，2007年改造公交车及出租车总量的15%，2008年改造出租车总量的155%，2009年以后考虑改装其他类型的车辆。

这项计划能否顺利实施，需要市政府的支持以及群众环保意识的提高，并考虑价格因素等各方面的影响。3 资金来源 4

①加气母站

加气母站的主要设备为调压、计量、储气及脱水装置，压缩机组，配电系统，冷却系统，运瓶车等，总造价约2000×10元(不计征地费)。

②加气子站

加气子站主要设备为储气瓶组、压缩机、配电系统和加气机等，其总造价约550×10元(计征地费用200×10元)。

③加气标准站

标准站的主要设备为调压装置、计量装置、压缩机、配电系统、储气瓶组和加气机等，总造价约700×10元(计征地费用250×10元)。

④汽车改装费

改装天然气汽车需增加储气瓶及油、气转换装置。公交车改造费平均为8000元／辆，出租车改装费平均为3000～4000形辆。

⑤资金来源

建设加气母站、加气子站和加气标准站的资金由华新天然气开发有限公司提供，其中30%自筹，70%来自银行贷款。汽车改装费用由车主承担。

4经济效益和社会效益

4.1经济效益 44444

天然气购进价格为1.48元/ m。加气母站售给子站的价格为2.30元/ m，加气子站对外的售价为2.50元／m。加气子站年收入为483×10元，年毛利润为42×10。元。若考虑运输费用、各种税费及不确定因素(参照其他城市经验数据约需40×10元)，一座子站的年纯利润约2×10元，若加气子站供气量增加，相应利润会提高。加气母站供1座加气子站的年利润为67.2×lO元。若考虑运输费用、各种税费及不确定因素(参照其他城市经验数据约需50×10元)，加气母站只有达到设计规模，才能有一定的经济效益。

以天然气为燃料的双燃料汽车发动机冷启动效果好，运转平稳，气体不含杂质，因而在燃烧时不会产生积碳。由44444433

3于天然气中硫的含量和机械杂质均远低于汽油和柴油，所以对各种零部件的危害较小，也不会对机油产生稀释，能延长汽车发动机的寿命，减少50%的维修费用。

4.2社会效益

①减少对大气的污染。燃料与空气混合均匀，燃烧比较完全，可大幅度降低CO、硫化物和碳氢化合物的排放，减少微粒排放污染。

②比汽油更安全可靠。汽油燃点在430℃以内，着火极限为1.3%～7.6%。压缩天然气的燃点高，在537℃以上，着火极限为5%～15%，不易形成可燃性混合气体，所以汽车用压缩天然气不易发生火灾事故。投资回收期

5.1 子站投资回收期

总造价550×10元，子站运行年限在20a以上，因受加气量、地理位置等诸多因素影响，投资回收期不易确定。

5.2 母站投资回收期 4

总造价(包含征地费)2300×10元，若达到10座子站的规模，投资回收期为15a。四川一些城市的数据表明一般为5～6a，北方城市相对时问长些。

5.3 汽车改装成本回收期 4

据我们考察，南方发达城市，尤其在天然气丰富的省份，由于价格便宜，出租汽车半年可收回成本，公交车相对长些。在我市，由于价格相对较高，成本回收期公交车为200d，出租汽车为150～200d。结语

天然气汽车加气站的社会效益远远大于经济效益，项目的实施取决于市场和汽车改装量。目前邯郸市政府倡导天然气改装汽车，建议出台配套优惠政策，推广CNG汽车项目。

第三篇：汽车加油加气站设计与施工规范

LPG加气工艺及设施

7.1 LPG储罐

7.1.1 加气站内液化石油气储罐的设计，应符合下列规定：

储罐设计应符合国家现行标准《钢制压力容器》GB150、《钢制卧式容器》JB4731和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。

储罐的设计压力不应小于1.78MPa。储罐的出液管道端口接管高度，应按选择的充装泵要求确定。进液管道和液相回流管道宜接入储罐内的气相空间。7.1.2 储罐根部关闭阀门的设置应符合下列规定：

储罐的进液管、液相回流管和气相回流管上应设止回阀。

出液管和卸车用的气相平衡管上宜设过流阀。

7.1.3 储罐的管路系统和附属设备的设置应符合下列规定： 储罐必须设置全启封闭式弹簧安全阀。安全阀与储罐之间的管道上应装设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开状态。地上储罐放散管管口应高出储罐操作平台2m及以上，且应高出地面5m及以上。地下储罐的放散管管口应高出地面5.0m及以上。放散管管口应垂直向上，底部应设排污管。管路系统的设计压力不应小于2.5MPa。在储罐外的排污管上应设两道切断阀，阀间宜设排污箱。在寒冷和严寒地区，从储罐底部引出的排污管的根部管道应加装伴热或保温装置。对储罐内未设置控制阀门的出液管道和排污管道，应在储罐的第一道法兰处配备堵漏装置。储罐应设置检修用的放散管，其公称直径不应小于40mm，并宜与安全阀接管共用一个开孔。过流阀的关闭流量宜为最大工作流量的1.6倍~1.8倍。7.1.4 LPG罐测量仪表的设置应符合下列规定： 储罐必须设置就地指示的液位计、压力表和温度计，以及液位上、下限报警装置。储罐宜设置液位上限限位控制和压力上限报警装置。在一、二级LPG加气站或合建站内，储罐液位和压力的测量宜设远程监控系统。

7.1.5 LPG储罐严禁设在室内或地下室内。在加油加气合建站和城市建成区内的加气站，LPG储罐应埋地设置，且不应布置在车行道下。7.1.6 地上LPG储罐的设置应符合下列规定： 储罐应集中单排布置，储罐与储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径。罐组四周应设置高度为1m的防护堤，防护堤内堤脚线至罐壁净距不应小于2m。储罐的支座应采用钢筋混凝土支座，其耐火极限不应低于5h。7.1.7 埋地LPG储罐的设置应符合下列规定： 储罐之间距离不应小于2m，且应采用防渗混凝土墙隔开。2 直接覆土埋设在地下的LPG储罐罐顶的覆土厚度，不应小于0.5m；罐周围应回填中性细沙，其厚度不应小于0.5m。LPG储罐应采取抗浮措施。

7.1.8 埋地LPG储罐采用地下罐池时，应符合下列规定： 罐池内壁与罐壁之间的净距不应小于1m。罐池底和侧壁应采取防渗漏措施，池内应用中性细沙或沙包填实。3 罐顶的覆盖厚度（含盖板）不应小于0.5m，周边填充厚度不应小于0.9m。池底一侧应设排水沟，池底面坡度宜为3‰。抽水井内的电气设备应符合防爆要求。

7.1.9 储罐应坡向排污端，坡度应为3‰～5‰。

7.1.10 埋地LPG储罐外表面的防腐设计，应符合现行行业标准《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》SH 3022的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层，同时应采取阴极保护措施。在LPG储罐根部阀门后，应安装绝缘法兰。

7.2 泵和压缩机

7.2.1 LPG卸车宜选用卸车泵；LPG储罐总容积大于30m3时，卸车可选用LPG压缩机；LPG储罐总容积小于或等于45m3时，可由LPG槽车上的卸车泵卸车，槽车上的卸车泵宜由站内供电。

7.2.2 向燃气汽车加气应选用充装泵。充装泵的计算流量应依据其所供应的加气枪数量确定。

7.2.3 加气站内所设的卸车泵流量不宜小于300L/min。

7.2.4 设置在地面上的泵和压缩机，应设置防晒罩棚或泵房（压缩机间）。7.2.5 LPG储罐的出液管设置在罐体底部时，充装泵的管路系统设计应符合下列规定： 泵的进、出口宜安装长度不小于0.3m挠性管或采取其他防振措施。从储罐引至泵进口的液相管道，应坡向泵的进口，且不得有窝存气体的位置。在泵的出口管路上应安装回流阀、止回阀和压力表。

7.2.6 LPG储罐的出液管设在罐体顶部时，抽吸泵的管路系统设计应符合本规范第7.2.5条第1、3款的规定。

7.2.7 潜液泵的管路系统设计除应符合本规范第7.2.5条第3款的规定外，并宜在安装潜液泵的筒体下部设置切断阀和过流阀。切断阀应能在罐顶操作。

7.2.8 潜液泵宜设超温自动停泵保护装置。电机运行温度至45℃时，应自动切断电源。

7.2.9 LPG压缩机进、出口管道阀门及附件的设置，应符合下列规定：

进口管道应设过滤器。出口管道应设止回阀和安全阀。进口管道和储罐的气相之间应设旁通阀。

7.3 LPG加气机

7.3.1 加气机不得设置在室内。7.3.2 加气机数量应根据加气汽车数量确定。每辆汽车加气时间可按3min～5min计算。

7.3.3 加气机应具有充装和计量功能，其技术要求应符合下列规定： 1 加气系统的设计压力不应小于2.5MPa。2 加气枪的流量不应大于60L/min。

加气软管上应设安全安全拉断阀，其分离拉力宜为400N～600N。4 加气机的计量精度不应低于1.0级。加气枪的加气嘴应与汽车车载L PG储液瓶受气口配套。加气嘴应配置自密封阀，其卸开连接后的液体泄漏量不应大于5mL。

7.3.4 加气机的液相管道上宜设事故切断阀或过流阀。事故切断阀和过流阀应符合下列规定： 当加气机被撞时，设置的事故切断阀应能自行关闭。

过流阀关闭流量宜为最大工作流量的1.6倍~1.8倍。事故切断阀或过流阀与充装泵连接的管道应牢固，当加气机被撞时，该管道系统不得受损坏。

7.3.5 加气机附近应设置防撞柱(栏)，其高度不应低于0.5m。

7.4 LPG管道系统

7.4.1 LPG管道应选用10号、20号钢或具有同等性能材料的无缝钢管，其技术性能应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163的有关规定。管件应与管子材质相同。

7.4.2 管道上的阀门及其他金属配件的材质宜为碳素钢。7.4.3 LPG管道组成件的设计压力不应小于2.5MPa。7.4.4 管子与管子、管子与管件的连接应采用焊接。

7.4.5 管道与储罐、容器、设备及阀门的连接，宜采用法兰连接。7.4.6 管道系统上的胶管应采用耐LPG腐蚀的钢丝缠绕高压胶管，压力等级不应小于6.4MPa。

7.4.7 LPG管道宜埋地敷设。当需要管沟敷设时，管沟应采用中性沙子填实。

7.4.8 埋地管道应埋设在土壤冰冻线以下，且覆土厚度（管顶至路面）不得小于0.8m。穿越车行道处，宜加设套管。

7.4.9 埋地管道防腐设计，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447的有关规定。

7.4.10 液态LPG在管道中的流速，泵前不宜大于1.2m/s，泵后不应大于3m/s；气态LPG在管道中的流速不宜大于12m/s。

7.4.11 液化石油气罐的出液管道和连接槽车的液相管道上，应设置紧急切断阀。

7.5 槽车卸车点

7.5.1 连接LPG槽车的液相管道和气相管道上应设置安全拉断阀。7.5.2 安全拉断阀的分离拉力宜为400 N ~600N，关断阀与接头的距离不应大于0.2m。

7.5.3 在LPG储罐或卸车泵的进口管道上应设过滤器。过滤器滤网的流通面积不应小于管道截面积的5倍，并应能阻止粒度大于0.2mm的固体杂质通过。CNG加气工艺及设施

8.1 CNG常规加气站和加气母站工艺设施

8.1.1 天然气进站管道宜采取调压或限压措施。天然气进站管道设置调压器时，调压器应设置在天然气进站管道上的紧急关断阀之后。8.1.2 天然气进站管道上应设计量装置。计量准确度不应低于1.0级。体积流量计量的基准状态，压力应为101.325kPa，温度应为20℃。8.1.3 进站天然气硫化氢含量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的有关规定时，应在站内进行脱硫处理。脱硫系统的设计应符合下列规定： 脱硫应在天然气增压前进行。2 脱硫设备应设在室外。3 脱硫系统宜设置备用脱硫塔。4 脱硫设备宜采用固体脱硫剂。脱硫塔前后的工艺管道上应设置硫化氢含量检测取样口，也可设置硫化氢含量在线检测分析仪。

8.1.4 进站天然气含水量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的有关规定时，应在站内进行脱水处理。脱水系统的设计应符合下列规定： 脱水系统宜设置备用脱水设备。2 脱水设备宜采用固体吸附剂。脱水设备的出口管道上应设置露点检测仪。

8.1.5 进入压缩机的天然气不应含游离水，含尘量和微尘直径等质量指标应符合所选用的压缩机的有关规定。

8.1.6 压缩机排气压力不应大于25.0MPa（表压）。

8.1.7 压缩机组进口前应设分离缓冲罐，机组出口后宜设排气缓冲罐。缓冲罐的设置应符合下列规定： 分离缓冲罐应设在进气总管上或每台机组的进口位置处。2 分离缓冲罐内应有凝液捕集分离结构。3 机组排气缓冲罐宜设置在机组排气除油过滤器之后。4 天然气在缓冲罐内的停留时间不宜小于10s。分离缓冲罐及容积大于0.3m3的排气缓冲罐，应设压力指示仪表和液位计，并应有超压安全泄放措施。

8.1.8 设置压缩机组的吸气、排气管道时，应避免振动对管道系统、压缩机和建（构）筑物造成有害影响。

8.1.9 天然气压缩机宜单排布置，压缩机房的主要通道宽度不宜小于2m。8.1.10 压缩机组的运行管理宜采用计算机集中控制。

8.1.11 压缩机的卸载排气不应对外放散，宜回收至压缩机缓冲罐。8.1.12 压缩机组排出的冷凝液应集中处理。

8.1.13 固定储气设施的额定工作压力应为25MPa，设计温度应满足环境温度要求。

8.1.14 CNG加气站内所设置的固定储气设施应选用储气瓶或储气井。8.1.15 固定储气瓶组宜选用同一种规格型号的大容积储气瓶。8.1.16 储气瓶组应固定在独立支架上，且宜卧式存放。8.1.17 固定储气设施应有排污措施，并应收集处理措施。8.1.18 储气井不宜建在地质滑坡带及溶洞等地质构造上。8.1.19储气井本体的设计疲劳次数不应小于2.5×104次。

8.1.20储气井工程设计和建造，应符合国家法规和现行行业标准《高压气地下储气井》SY/T6535的有关规定。储气井口应便于开启检测。8.1.21 CNG加（卸）气设备设置应符合下列规定： 加（卸）气设施不得设置在室内。加（卸）气设备额定工作压力应为20MPa。3 加气机流量不应大于0.25m3/min(工作状态)。4 加（卸）气柱流量不应大于0.5m3/min(工作状态)。加气（卸气）枪软管上应设安全拉断阀。加气机安全拉断阀的分离拉力宜为400N～600N，加气卸气柱安全拉断阀的分离拉力宜为600N～900N。软管的长度不应大于6m。加卸气设施应满足工作温度的要求。8.1.22 储气瓶组的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，储气瓶组的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间应设厚度不小于200mm的钢筋混凝土实体墙隔墙，并应符合下列规定：

固定储气瓶组的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间设置的隔墙，其高度应高于储气瓶组顶部1m及以上，隔墙长度应为储气瓶组宽度两端各加2m及以上。车载储气瓶组的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间设置的隔墙，其高度应高于储气瓶组拖车的高度1m及以上，长度不应小于车宽两端各加1m及以上。储气瓶组管道接口端与站外建筑物之间设置的隔墙，可作为站区围墙的一部分。

8.1.23 加气设施的计量准确度不应低于1.0级。

8.2 CNG加气子站工艺设施

8.2.1 CNG加气子站可采用压缩机增压或液压设备增压的加气工艺。8.2.2 采用液压设备增压工艺的CNG加气子站，其液压设备不应使用甲类或乙类可燃液体，液体的操作温度应低于液体的闪点至少5℃。8.2.3 CNG加气子站的液压设施应采用防爆电气设备，液压设施与站内其他设施的间距可不限。

8.2.4 CNG加气子站储气设施、压缩机、加气机、卸气柱的设置，应符合本规范第8.1节的有关规定。

8.2.5 储气瓶（组）的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，应符合本规范第8.1.21条的规定。

8.3 CNG工艺设施的安全保护

8.3.1 天然气进站管道上应设置紧急切断阀。可手动操作的紧急切断阀的位置应便于发生事故时能及时切断气源。

8.3.2 站内天然气调压计量、增压、储存、加气各工段，应分段设置切断气源的切断阀。8.3.3 储气瓶(组)、储气井与加气机或加气柱之间的总管上应设主切断阀。每个储气瓶(井)出口应设切断阀。

8.3.4 储气瓶(组)、储气井进气总管上应设安全阀及紧急放散管、压力表及超压报警器。车载储气瓶组应有与站内工艺安全设施相匹配的安全保护措施，但可不设超压报警器。

8.3.5 加气站内各级管道和设备的设计压力低于来气可能达到的最高压力时，应设置安全阀。安全阀的设置，应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。安全阀的定压P0除应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定外，尚应符合下列公式的规定： 当Pw≤1.8MPa时：

P0=Pw+0.18（8.3.5-1）

式中：Pw—设备最大工作压力（MPa）。

P0—安全阀的定压（MPa）。2 当1.8MPa＜Pw≤4.0MPa时：

P0=1.1Pw（8.3.5-2）当4.0MPa＜Pw≤8.0MPa时：

P0=Pw+0.4（8.3.5-3）当8.0MPa＜Pw≤25.0MPa时：

P0=1.05Pw（8.3.5-4）

8.3.6 加气站内的所有设备和管道组成件的设计压力，应高于最大工作压力10％及以上，且不应低于安全阀的定压。

8.3.7 加气站内的天然气管道和储气瓶组应设置泄压放空设施，泄压放空设施应采取防堵塞和防冻措施。泄放气体应符合下列规定： 一次泄放量大于500m3(基准状态)的高压气体，应通过放散管迅速排放。一次泄放量大于2m3(基准状态)，泄放次数平均每小时2～3次以上的操作排放，应设置专用回收罐。一次泄放量小于2m3(基准状态)的气体可排入大气。8.3.8 加气站的天然气放散管设置应符合下列规定： 1 不同压力级别系统的放散管宜分别设置。放散管管口应高出设备平台2m及以上，且应高出所在地面5m及以上。放散管应垂直向上。

8.3.9 压缩机组运行的安全保护应符合下列规定： 压缩机出口与第一个截断阀之间应设安全阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放量。

压缩机进、出口应设高、低压报警和高压越限停机装置。3 压缩机组的冷却系统应设温度报警及停车装置。压缩机组的润滑油系统应设低压报警及停机装置。

8.3.10 CNG加气站内的设备及管道，凡经增压、输送、储存、缓冲或有较大阻力损失需显示压力的位置，均应设压力测点，并应设供压力表拆卸时高压气体泄压的安全泄气孔。压力表量程范围宜为工作压力的1.5倍~2.0倍。

8.3.11 CNG加气站内下列位置应设高度不小于0.5m的防撞柱(栏)： 固定储气瓶组或储气井与站内汽车通道相邻一侧。2 加气机、加气柱和卸气柱的车辆通过侧。

8.3.12 CNG加气机、加气柱的进气管道上，宜设置防撞事故自动切断阀。

8.4 CNG管道及其组成件

8.4.1 天然气管道应选用无缝钢管。设计压力低于4.0MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163的有关规定；设计压力等于或高于4.0MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976或《高压锅炉用无缝钢管》GB5310的有关规定。

8.4.2 加气站内与天然气接触的所有设备和管道组成件的材质，应与天然气介质相适应。

8.4.3 站内高压天然气管道宜采用焊接连接，管道与设备、阀门的连接应根据接口形式可采用法兰、卡套、锥管螺纹连接。

8.4.4 天然气管道宜埋地或管沟充沙敷设，埋地敷设时其管顶距地面不应小于0.5m。冰冻地区宜敷设在冰冻线以下。室内管道宜采用管沟敷设，管沟应用中性沙填充。

8.4.5 埋地管道防腐设计，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447的有关规定。9.LNG和L-CNG加气工艺及设施 9.1 LNG储罐、泵和气化器

9.1.1 加气站、加油加气合建站内LNG储罐的设计，应符合下列规定： 储罐设计应符合国家现行标准《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。储罐内筒的设计温度不应高于-196℃，设计压力应符合下列公式的规定：

1）当Pw＜0.9MPa时：

Pd≥Pw+0.18MPa（9.1.1-1）

2）当Pw≥0.9MPa时：

Pd≥1.2Pw（9.1.1-1）

式中：Pw—设备最大工作压力（MPa）。

Pd—设计压力（MPa）。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，绝热层的绝热性能不应明显降低。9.1.2 在城市中心区内，各类LNG加气站及加油加气合建站，应采用埋地LNG储罐、地下LNG储罐或半地下LNG储罐。

9.1.3 地上LNG储罐等设备的设置，应符合下列规定： LNG储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径的1/2，且不应小于2 m。LNG储罐组四周应设防护堤，堤内的有效容量不应小于其中1个最大LNG储罐的容量。防护堤内地面应至少低于周边地面0.1m，防护堤顶面应至少高出堤内地面0.8m，且应至少高出堤外地面0.4m。防护堤内堤脚线至LNG储罐外壁的净距不应小于2m。防护堤应采用不燃烧实体材料建造，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。防护堤的雨水排放口应有封堵措施。防护堤内不应设置其他可燃液体储罐、CNG储气瓶组或储气井。非明火气化器和LNG泵可设置在防护堤内。9.1.4 地下或半地下LNG储罐的设置，应符合下列规定： 储罐宜采用卧式储罐。储罐应安装在罐池中。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，且不应渗漏。储罐的外壁距罐池内壁的距离不应小于1m，同池内储罐的间距不应小于1.5 m。罐池深度大于或等于2m时，池壁顶应至少高出罐池外地面1m。5 半地下LNG储罐的池壁顶应至少高出罐顶0.2m。6 储罐应采取抗浮措施。罐池上方可设置开敞式的罩棚。9.1.5 储罐基础的耐火极限不应低于3h。9.1.6 LNG储罐阀门的设置应符合下列规定： 储罐应设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个，其中，1个备用。安全阀的设置应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定。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。与LNG储罐连接的LNG管道应设置可远程操作的紧急切断阀。4 与储罐气相空间相连的管道上应设置可远程控制的放散控制阀。5 LNG储罐液相管道根部阀门与储罐的连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质相适应。

9.1.7 LNG储罐的仪表设置应符合下列规定： LNG储罐应设置液位计和高液位报警器。高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。LNG储罐最高液位以上部位应设置压力表。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。液位计、压力表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。

9.1.8 充装LNG汽车系统使用的潜液泵宜安装在泵池内。潜液泵罐的设计应符合本规范第9.1.1条的规定。LNG潜液泵罐的管路系统和附属设备的设置，应符合下列规定： LNG储罐的底部（外壁）与潜液泵罐的顶部（外壁）的高差，应满足LNG潜液泵的性能要求。潜液泵罐的回气管道宜与LNG储罐的气相管道接通。潜液泵罐应设置温度和压力检测仪表。温度和压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。在泵出口管道上应设置全启封闭式安全阀和紧急切断阀。泵出口宜设置止回阀。

9.1.9 L-CNG系统采用柱塞泵输送LNG时，柱塞泵的设置应符合下列规定： 柱塞泵的设置应满足泵吸入压头要求。2 泵的进、出口管道应设置防振装置。在泵出口管道上应设置止回阀和全启封闭式安全阀。在泵出口管道上应设置温度和压力检测仪表。温度和压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。应采取防噪音措施。

9.1.10 气化器的设置应符合下列规定： 气化器的选用应符合当地冬季气温条件下的使用要求。

气化器的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍。高压气化器出口气体温度不应低于5℃。4 高压气化器出口应设置温度计。

9.2 LNG卸车

9.2.1 连接槽车的液相管道上应设置紧急切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。

9.2.2 LNG卸车软管应采用奥氏体不锈钢波纹软管，其公称压力不得小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力不应小于公称压力的4倍。

9.3 LNG加气区

9.3.1 加气机不得设置在室内。9.3.2 LNG加气机应符合下列规定： 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%。加气机加气软管应设安全拉断阀，安全拉断阀的脱离拉力宜为400N～600N。加气机配置的软管应符合本规范第9.2.2条的规定，软管的长度不应大于6m。

9.3.3 在LNG加气岛上宜配置氮气或压缩空气管吹扫接头，其最小爆破压力不应小于公称压力的4倍。

9.3.4 加气机附近应设置防撞（柱）栏，其高度不应小于0.5m。

9.4 LNG管道系统

9.4.1 LNG管道和低温气相管道的设计，应符合下列规定： 管道系统的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍，且不应小于所连接设备（或容器）的设计压力与静压头之和。管道的设计温度不应高于-196℃。管道和管件材质应采用低温不锈钢。管道应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976的有关规定，管件应符合现行国家标准《钢制对焊无缝管件》GB/T 12459的有关规定。

9.4.2 阀门的选用应符合现行国家标准《低温阀门技术条件》GB/T24925的有关规定。紧急切断阀的选用应符合现行国家标准《低温介质用紧急切断阀》GB/T24918的有关规定。

9.4.3 远程控制的阀门均应具有手动操作功能。

9.4.4 低温管道所采用的绝热保冷材料应为防潮性能良好的不燃材料。低温管道绝热工程应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264的有关规定。

9.4.5 LNG管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置，泄压排放的气体应接入放散管。

9.4.6 LNG设备和管道的天然气放散应符合下列规定： 加气站内应设集中放散管。LNG储罐的放散管应接入集中放散管，其他设备和管道的放散管宜接入集中放散管。2 放散管管口应高出LNG储罐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。放散管管口不宜设雨罩等影响放散气流垂直向上的装置。放散管底部应有排污措施。低温天然气系统的放散应经加热器加热后放散，放散天然气的温度不宜低于-107℃。

第四篇：汽车加油加气站设计与施工规范

10.2 防 雷

10.2.1油罐、液化石油气罐和压缩天然气储气瓶组必须进行防雷接地，接地点不应少于两处。

10.2.2 加油加气站的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地等，宜共用接地装置。其接地电阻不应大于4Ω。

当各自单独设置接地装置时．油罐、液化石油气罐和压缩天然气储气瓶组的防雷接地装置的接地电阻、配线电缆金属外皮两端和保护钢管两端的接地装置的接地电阻不应大于10Ω；保护接地电阻不应大于4Ω；地上油品、液化石油气和天然气管道始、末端和分支处的接地装置的接地电阻不应大于30Ω。

10.2.3 当液化石油气罐的阴极防腐采取下述措施的，可不再单独设置防雷和防静电接地装置。

液化石油气罐采用牺牲阳极法进行阴极防腐时，牺牲阳极的接地电阻不应大于10Ω，阳极与储罐的铜芯连线横截面不应小于16mm2；液化石油气罐采用强制电流法进行阴极防腐时，接地电极必须用锌棒或镁锌复合棒，接地电阻不应大干10Ω，接地电极与储罐的铜芯连线横截面不应小于16mm2。

10.2.4 埋地油罐、液化石油气罐应与露出地面的工艺管道相互做电气连接并接地。10.2.5 当加油加气站的站房和罩棚需要防直击雷时，应采用避雷带(网)保护。10.2.6 加油加气站的信息系统应采用铠装电缆或导线穿钢管配线。配线电缆金属外皮两端、保护钢管两端均应接地。

10.2.7 加油加气站信息系统的配电线路首、末端与电子器件连接时，应装设与电子器件耐压水平相适应的过电压(电涌)保护器。

10.2.8 380／220V供配电系统宜采用TN-S系统，供电系统的电缆金属外皮或电缆金属保护管两端均应接地，在供配电系统的电源端应安装与设备耐压水平相适应的过电压(电涌)保护器。10.3 防 静 电

10.3.1 地上或管沟敷设的油品、液化石油气和天然气管道的始、末端和分支处应设防静电和防感应雷的联合接地装置，其接地电阻不应大于30Ω。

10.3.2 加油加气站的汽油罐车和液化石油气罐车卸车场地，应设罐车卸车时用的防雷电接地装置，并宜设置能检测跨接线及监视接地装置状态的静电接地仪。10.3.3 在爆炸危险区域内的油品、液化石油气和天然气管道上的法兰、胶管两端等连接处应用金属线跨接。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。10.3.4 防静电接地装置的接地电阻不应大于100Ω

第五篇：江苏省南京市CNG加气站项目施工计划(30座子站)

江苏省南京市CNG加气站项目施工计划（30座子站）

本项目计划分三期建成。

第一期

本期将建设10座子站，在项目批准后八个月内建成投产。项目实施进度如下：

2005年5月完成可研及评审；

2005年6月完成初步设计及天然气压缩机定货；

2005年7月～8月完成施工图设计，完成进口管线、阀门定货；2005年9月～10月完成征地、三通一平、土建施工；2005年11月完成工艺安装施工；

2005年12月完成仪表电气安装并进行开车、试生产。

第二期

本期将建设10座子站，七个月内建成投产。项目实施进度如下：2005年12月完成初步设计及天然气压缩机定货；

2006年1月～2月完成施工图设计，完成进口管线、阀门定货；2006年3月～4月完成征地、三通一平、土建施工；2006年5月完成工艺安装施工；

2006年6月完成仪表电气安装并进行开车、试生产。

第三期

本期将建设10座子站，七个月内建成投产。项目实施进度如下：2006年12月完成初步设计及天然气压缩机定货；

2007年1月～2月完成施工图设计，完成进口管线、阀门定货；2007年3月～4月完成征地、三通一平、土建施工；2007年5月完成工艺安装施工；

2007年6月完成仪表电气安装并进行开车、试生产。