CNG个人总结

第一篇：CNG个人总结

篇一：2012年公交cng工作总结 2011年公交cng工作总结

时间过得真快，转眼间我来公司以8年有余了，自

2003年6月20号进公司至2009年这6年期间，基本上浪费了6年的宝贵时间。没学到什么真才实学，也没有增长能力。但是我学会了努力工作，学会了吃苦耐劳，以及真诚的对待每一位员工，我想这也算是一种收获吧！自2009年公司任命我为公交cng站长至今，不到3年的时间里，我学会了很多东西，管理、技术、设备维修等各个方面都有了较大提高。在这里我非常感谢公司领导给我这个增长能力的平台，今后我会好好利用好公司给我的平台，把以前失去的东西，尽自己最大努力弥补回来。

2011年已悄然离去，回首往事，有喜有悲，有得有失

失，失去的是一年宝贵的时光，得到的是：自己的工作能力，人员管理，设备维修都有了一定的提高。还有就是2011年注册安全工程师考试过了2门，分别是案例分析和安全生产技术。2012年我有信心也有能力把剩下的2门安全管理和法律法规拿下。2011年是公司的市场开发年，通过这一年公司的大力

支持与部门的努力，加气量不断上升，圆满完成了公司与部门定的目标。但是不能就这样满足，还要继续努力。争取更大的发展。对于市场开发，我觉得首先：做好文明服务工作，其次：是做好大力宣传工作，再次：做好深入调查工作。2012年随着公司规模的不断壮大，做好市场开发工作刻不容缓。2012年将围绕着这3个方面做好全年的市场开发工作，争取再上一个新台阶。安全管理：

公司一直倡导“关注安全、关爱生命、安全第一、预防为主”这项工作方针，不断让我们每位员工去学习安全知识。只有有了安全、有了思路、才能有发展。2011年公司举办了“安全、文明”双百活动，取得了圆满成功，也使每位员工学到了很多东西。2011年本部门安全生产事故为“0”。这与公司领导的正确指挥是分不开的。安全工作要常抓不懈，安全工作只有起点，没有终点。安全工作责任重于泰山，我们不能把安全第一只放在口头，只做成标语，我们要实实在在的在思想上刻上安全第一，做每件事前要考虑安全，工作的每时每刻也注意安全。

在安全管理中，通过每月2次的安全生产例会与每天的班前会，向员工讲明安全的重要性，并学习安全生产知识。根据这断时间的生产情况，总结经验，吸取教训。杜绝事故的发生。认真执行交接班制度，每天上下班，对全站设备，物品进行仔细检查，并通过每季度一次的业务考试，来增强员工的安全知识与安全意识。坚持做好每10天一次的安全检查，并认真做好记录，发现隐患及时进行整改。并在夜间不定时到站进行检查，保证夜班期间的安全生产。并教育员工注意夜班期间的设备、物品及安全生产。坚持每天检查并做好细致化表格并及时进行更新。人员管理

做好人员管理，是做好本部门工作的关键所在，这需要本部门全体员工的通力合作，才能真正做好部门的人员管理工作。不断加强员工的日常教育工作，提高员工的实际操作能力。做好人员管理，首先：要相信员工，平等交流，打消员工的戒备心理，同时与员工拉近距离。其次：与员工说话或安排工作，不能用命令的口气，我感觉这样会让员工产生逆反心理，甚至适得其反。再次：了解处理好员工的合理要求，对于员工的合理要求，及时作出反应，不能拖拖拉拉，要让员工看到公司的办事效率，增强员工对公司的信任。最后：以自己的实际行动昭示大家，并对大家树立榜样，只有自己努力工作，才能带动全体员工共同努力工作，这样人员也好管理。设备管理 2011年本部门设备运行安全平稳，没有发生一次设备安全事故。这与公司的正确领导分不开，也与全体员工的努力、认真工作分不开.2011年本部门对全部设备均按时进行大、小维护保养，并对所有设备建立台账，做好维护保养记录。对所有设备、管线、仪表制定设备管理责任卡，责任到人，做到台台设备，条条管线，快快仪表，个个阀门有人负责。并坚持做好每10天一次的设备安全检查与每月一次的安全阀及所有阀门接头的测漏工作。规章制度

公司的规章制度制定的很全面，也很合理，但是有了好的制度，我们没有去认真执行，没有去认真落实。一切等于“0”。2012年根据邹总要求严格按照公司制度进行执行与落实。通过近期观察发现，病假制度有很大漏洞，也给公司带来一定损失，现在的现状是，只要有医院证明，就可以休病假。现在医院只要有人开个证明不成问题，这其中也有准备辞职的先请病假。我觉得，请病假要有诊断证明、交费单、医院证明。这要才是公平合理的。2012年，我要更加努力工作，认真学习，来提高自身素质与能力，决不辜负公司对我的期望，并根据公司要求与指示做好每一项工作

公交cng 2012.1.10篇二：cng站二〇一一年度工作总结 二0一一年度工作总结

二〇一一年我们在董事长和集团公司的领导下，全体员工团结协作，携手共进，踏实工作，努力为加气站的生产经营、发展壮大、安全运行尽力工作。这一年中胜利归到三峡燃气这个家，安全工作得到了加强，日加气量稳步增长，整个工作取得了一定成绩。现将二〇一一年度工作总结如下。

一、内部环境

本站现有员工25人，其中一线员工16人，三台压缩机日均产气量23000方，年售气量近800万方。

二、人员方面

加气站所有员工思想单纯，默默无闻，埋头实干，近几年来，加气站人员基本保持稳定，员工思想健康，即使在公司出现剧烈变动，上面人事频繁变动之际，所有员工思想都不曾有所动荡。遵章守纪，爱岗敬业，具有强烈的责任感和事业心，积极主动认真的学习相关专业知识和业务技能，工作态度端正，认真负责，在自己的岗位上兢兢业业，顶酷暑，战寒冬，与公司一起平稳的发展进步。

三、工作方面

加气站的危险性不仅仅是天然气本身具有易燃易爆的特性，更重要的是压力非常高，对安全管理有很特殊的要求，特别是对设备设施的要求都很高，质量、使用、管理都来不得半点闪失和马虎，并且加气现场又是一个公共场所，汽车的气瓶所有权在车主，管理起来难度较大，特别是cng气瓶给我们带来的安全风险，在某种程度上具非可控性。针对加气站的这些特点，公司管理者首先注重加强自身的学习，提高自身的业务知识和管理水平，积极汲取别人的经验和长处，同时在三峡燃气集团公司指导下，结合本站的实际逐步制定和修订了较为完整的管理制度、各岗位工作职责、各种设备设施的操作规程和保养要求。安全管理的基础建立在了设备设施和配件的质量上，安全管理的重点放在对各个安全环节的控制，注重细节管理，安全的日常管理工作重在制度的落实，规范、标准和操作规程的执行上。

加强了对员工的安全教育培训，新进的员工都要经过入司安全教育，运行工、加气工按要求必须通过专业培训，取得上岗资格证书后才充许上岗，我司14名一线操作员工中有13名已经取得了上岗资格证书（12月份1名岗位调整的员工等待送培），达到了持证上岗的要求。每月集中全体员工进行一次安全学习教育，通过持续的学习教育及培训，员工逐步掌握了安全常识和安全生产技能，全员的安全意识得到强化，树立起了安全生产经营观念和安全才是效益的观念。

年初公司和科室、班组、员工层层签订了安全目前管理责任书，层层落实安全责任，将安全的责权利相结合，安全责任落实到人，安全措施落实到人。公司下上都抓安全，人人都管安全，对安全齐抓共管，互相监督促进。本年度安全隐患整改率和及时率都达到了100%，设备完好率100%，全年没有发生过安全事故，实现了安全生产，平稳运行，不出安全事故的安全目标。

在2011年，我们站都在平稳中运行，虽然没有做出惊天动地的业绩，但也并非碌碌无为：（1）坚持每天对设备认真进行巡回检查，根据设备运行情况认真维护保养，发现不安全因素及时整改排除。所有安全隐患都在潜伏期被顺利查找并处理。回顾2011年全年，公司没有发生安全事故，没有造成经济财产损失。

（2）本年度设备较大的检修：一号、二号压缩机依靠自身力量更换了卧段填料及活塞环；一号压缩机更换三级冷却器内毛细管。

（3）为确保成品气的质量，在四月和十月对干燥塔里的干燥剂分子筛进行了更换。

（4）为确保设备循环水的冷却效果，在五月对三台压缩机冷却系统内壁进行了酸洗（每年一次）；在十二月对冷却水塔填料进行了更换，提高了压缩机的冷却效果。

（5）为确保公司消防安全，在十一月对可燃气体探测器进行了整改恢复，包括更换主机箱和和探头四个。

（6）为确保原料气的质量，在十二月对脱硫塔脱硫剂进行了更换。（7）为规范公司管理，对公司各项制度进行了补充完善。

（8）为了对cng汽车气瓶的规范管理，在三月对公司加气机系统进行了改造，配置了电子标签管理系统，借助高科技手段强化了对cng气瓶的有效管控，降低了公司的安全风险。（9）为符合新的防雷标准和进一步保障设备和人身安全，在十二月对本站防雷设施等进行了升级改造。

（10）为完善公司站貌，提升加气站外在形象，对已经陈旧变色的加气罩棚进行更新。

四、存在的不足

1、员工的安全意识还需进一步加强，部分人员还认为安全管理知识是管理人员的事情，会有意无意地忽视安全的细节。

2、部分设备因使用年久，为降低成本，在维护保养的过程中只是哪痛医哪里，很多地方配合存在潜在的问题。

五、2012年工作计划安排

新的一年新的希望，展望新的一年，加气站的工作计划如下：

(1)全工作：2012年应加大安全管理的力度和深度，加强员工安全、业务技能培训。将安全管理工作做细做实，不留安全管理的死角。针对存在的薄弱环节，重抓安全意识的强化，重点做好日常工作中每个环节每个细节的安全，注重安全管理的监督检查，真正做到安全工作的常抓不懈。

(2)办公楼防水：办公室存在房顶渗水现象，因此计划在在四月以前做好公司防水整改。屋面二百平米，需费用大约两万五千元。(3)压缩机：随长时间使用，产气量在逐渐变小（原650方的现620方左右），各配件均存在一定的磨损，按照设备的特性和保养维修要求，应该逐一进行一次全面的大修，以保证压缩机组正常运行、提高设备的运行效率、延长设备的使用寿命。外协大修一台费用约二万元，合约六万元。

(4)冷却循环水系统：凉水塔经长期使用电机轴间隙变大，致使其负荷加重，运行时容易保护跳闸，原换下电机经检修后虽能运行但其密封达不到要求易进水，因此需更换电机一台，费用约三千元。水泵个配件运行时间较长（7年），磨损度较大，致使水量逐渐降低，长此下去恐有误生产，经咨询目前使用型号已停产，配件无法购买，因此建议对水泵进行改造，两台价格约一万元。

(5)变压器：该变压器容量小，为315kva，使用时间较长，有一定老化，一到夏天，气温高负荷重时，易熔片就会烧坏，跌落开关就会自动断开，给生产造成影响，因此，计划对变压器进行改造。

(6)硫化氢水分仪：该设备在长年使用过程中，设备老化、探头失灵，所检测气体质量数据极为不准，计划2012年对该设备进行恢复。

(7)加气站在用压力容器于2012年达到定期检验时间，需要进行压力容器的定期全面检验。(8)人员配置：本站现有加气员工12人实行三班两倒，四台机篇三：2013年云阳cng加气站工作总结(修改稿)云阳县三峡压缩天然气有限公司 2013年度工作总结

时间如指间流沙，龙年悄然离我们而去，云阳县三峡压缩天然气有限公司在集团及公司领导的正确引导下，全站同事团结协作共同努力，在全年供气形式严峻的情况下，全年cng销售量达797.8万，较好的完成了集团下达的生产任务，现将2012年的工作做一个总结，并对2013年工作计划做一个简要的说明。2012年主要工作内容如下： １、公司基本经营情况

本站现有员工26人，其中运行、加气工１8人，日均售气量2.１８万方，２０１２年累计购进原料气833.63万方，比去年同期818.20万方增加15.43万方；全年累计销售压缩天然气797.80万方，比去年同期796.00万方增加1.8万方。全年累计输差率为4.30%，去年同期2.71%增加了1.59%。其输差主要是门站至加气站长输气损有所增长。全年管理费用96.75万元、销售费用60.50万元、制造费用220.3万元，实现税收80余万元。

2、狠抓安全管理，实现“3个零”的安全目标

2012年，本站始终把安全生产管理作为重点工作。坚持预防为主、加强教育的原则，利用每月一次的安全例会，组织员工学习岗位安全知识和技能，加强对新进人员和转岗人员的安全教育培训。通过安全教育，让员工认识站内的危险因素，增强员工的安全意识和自我防护能力，从而学习如何规避危险的发生。定期对安全附件、压力容器、计量设备等进行校检。不定期对加气人员和压缩机操作人员进行抽查操作情况并对其进行考核。加气站加气车辆多，司乘人员比较复杂，站内严格执行安全进站制度，加强对外来人员的控制和管理，凡是进站车辆必须站外下客，禁止乘客进入充装区。以保证良好的生产秩序。本站全年0安全事故，0人员伤亡，0财产损失，实现“3个零”的安全目标。

3、开展安全隐患自查消除安全隐患 加气站的设备都为高压设备，为了保证设备的完好率，每天当班人员都对全站的设备进行一次全面检查，每周由营运保障科牵头组织人员对站内设备进行安全大检查，每月末公司再组织人员进行一次大检查。及时发现安全隐患，及时排查处理。并建立了隐患台帐，确保安全生产。

4、加强整改力度，实现优质稳定运作（1）、为了本站良好的企业形象，今年二月对本站站容站貌进行了整改，对本站的安全警示宣传标语做了全面更新。（3）、为了给加气现场员工一个良好的工作环境，今年四月，新做了四套实木座椅，6套实木条凳，替换掉原有破旧桌椅。（4）、本站循环水凉水塔使用年旧故障频出，为保障设备的正常运行，今年五月更换一套新的凉水塔风机。（5）、本站加气机加气软管使用时间较长，使用最长时间的达6年之久，软管外层因常年与地面摩擦，显露出金属骨架，存在严重安全隐患，今年五月陆续更换四台加气机软管，消除潜在安全隐患。（6）、本站原有水分仪使用年久，其检测数据差别甚大，为市场淘汰设备，为保障cng气质指标，在加强设备运行管理的同时，在五月更换一台微量硫化氢水分仪。（7）、为推动企业文化建设，突出人性化管理，在六月更换加气现场四台防爆风扇，新修一间员工冲凉房。（8）、本站压缩机使用时间超过大修时限，出力降低，在九月对三台压缩机进行了大修。更换了部分易损零部件，以提高设备工作效率。（9）、本站水泵使用年久，各部件磨损严重，严重影响设备安全运行，因我站该水泵已脱产无法修复，因此在10月新更换水泵两台。（10）、本站户外塔罐表面防腐脱落，产生微锈，在九月对户外压力容器、压力管道进行了防腐。（11）、本站循环水电源线为直埋线，因埋线短路、窜电，设备无法正常运行，在十月将其电源线进行了全面整改更换。（12）、十一月请专人对本站配电柜进行了检查，更换电容数组，以节约电气运行成本，并对现场照明进行了整改更换。（13）、由于本站进出人员复杂，监控系统模糊不清，为了保障公司安全运作，12月对站内监控系统进行了整改，设定16通道，全站监控基本无死角，确保发生事故后有事实可查，有证据可取。（13）、因进站前段低压阀门使用年数较旧，前置系统气质较差，致使阀门关闭不严、阀体存在沙眼渗漏，在12月更换进站阀井阀门一个、脱硫塔进口阀一个。以保障设备的安全运行。这些整改措施为设备完好、安全生产提供了坚强的基础，保障了本站2012年的平稳发展。2013年工作安排

1、强化安全管理

加气站是一个环境复杂的场所，人多车多，必须将安全贯穿于日常管理工作中，一方面要加强员工及外来人员的安全教育和宣传工作，另一方面要落实安全管理制度，安全警示标识标牌到位，要做好做足外在工作。力争做到合理化、制度化、标准化。打造安全、责任、标准、高效的一流团队。

2、推进技改工作

随着相关部门对cng质量监督管理的加强和cng市场的放开。本站目前的配置已无法满足现实的需要。因此急需进行技术改造。改造工程计划分为五部分：储气系统、循环水系统、脱水系统、加气系统、配电系统。储气系统计划更换储气瓶替代储气井；循环水系统新增一套大型号的循环冷却系统；脱水系统在后置脱水前增加一个气液分离器或者改为前置脱水工艺；加气系统加装收费系统；配电系统整改其埋地电缆。

3、加强设备管理

机器设备是社会生产力的的三要素之一，是赖以进行生产的主要手段。它得到重视和科学的管理，生产水平才能上去，经济效益才能提高。所以如何管好、用好、修好这些机器设备，使它们充分发挥作用，以提高企业的经济效益是一项十分重要的任务。因此必须加强设备管理工作，搞好维护保养，划区划片责任到人，层层落实责任，力保设备安全、经济、平稳运行。

4、加强人员管理

在人性化管理的同时仍需进一步加强人员监督管理工作，让员工自律、互助，相互监督，实现人性化与制度化的互补管理模式，加强员工的安全意识、增强责任心，提高团队合作精神。

5、重视加气站应急预案及演练。

天然气易燃易爆，设备、管道高压运行，潜在危险性极大，必须重视应急预案的编制和演练工作。由于加气站值班人员及值班时间的特殊性，计划2013年以班组为单位，以岗位为单元，分类制定相关应急预案演练模式，全年每位员工不低于1次应急演练，让所有员工不但要熟悉预案演练流程，熟悉站内消防设施设备、应急装备的配置并熟练使用消防器材等应急装备，提升员工对突发事件的处理能力。

2012年cng公司通过全体员工的努力，圆满的完成了集团公司下达的销售指标，实现了三个零的安全目标，虽然做出了一些成绩，但离集团公司要求的卓越运营还有一定距离。2012年已成历史，在新的一年本站将会在集团及公司的领导下，继续严格执行公司的安全生产制度，狠抓安全，继续发扬加气站的优良传统，狠抓业绩，在成绩中找差距，在差距中找原因，从原因中找方法，圆满完成来年的各项工作任务。

云阳县三峡压缩天然气有限公司 2013—1

第二篇：CNG技术交流

压缩机回收罐压力高报警交流

感谢领导给予关于CNG技术交流的机会，现在我对南昌CNG在生产运行中遇到的压缩机回收罐压力高报警故障与大家一起进行技术交流，希望大家对处理办法提出自己的宝贵意见，有宜于我们改进。

回收罐对于压缩机是非常重要的一部分，主要是将每一级压缩后的天然气经冷却分离后，随冷凝油一起排出的一部分废气，一起排到回收罐；压缩机停机后，对留在系统中的天然气进行回收；各种气动阀门的回流气体等先回收起来，并通过一个调压减压阀，返回到压缩机入口。当罐中压力超过其上的安全阀压力时，将自动集中排放。同时，凝结分离出来的重烃油可定期从回收罐底部排出。因此有必要对其遇到的故障进行学习交流:

一、故障描述：

2012年1月10号，调压撬厂家来站上维修主路调压器，调试正常后把以前的由辅路调压变为主路调压。但是到了11号3#压缩机出现了回收罐压力高的情况，压力超过了压缩机设定值，开机后就发现有警告提示，值班人员及时把情况报告给站长及保运公司人员，一起对回收罐进气阀和出气阀进行观察，没发现阀门有漏气异常;又排查是否是回收罐内污物过多使压力过高，于是对回收罐进行了排污作业，但是等到再次使用时压力仍然过高;经过几天的观察，发现其他二台压缩机回收罐压力也出现了压力高的情况。在2月初到2月末这段时间公司的整个管网进行了降压，这段时间内并没有发生回收罐压力高报警现象。由于是在调压撬维修后才出现的故障，所以认为可能是调压撬调压不稳的缘故导致的。

二、可能的原因排查：

１、压缩机的卸载阀关不严漏气；

２、调压撬主路调压器调压不稳，使得压缩机进口压力高了；

３、回收罐内油水污物过多，没有及时排污导致压力过高。

三、分析检查结果：

１、检查卸载阀无异常

２、对回收罐彻底排污后，故障没解决

因此初步确定应该是调压撬调压不稳的缘故。

四、解决办法：

１、每次开机前进行排污

２、可以把回收罐报警压力在允许范围内稍微调高

由于考虑到每次开机前都对压缩机进行排污会浪费，所以决定把回收罐报警压力暂时调高由以前的750Psi跳到780Psi。

南昌CNG刘照洋

2012年3月 15日

第三篇：CNG行业标准

总 则

1.0.1 为了在汽车加油加气站设计和施工中贯彻国家有关方针政策，统一技术要求.做到安全可靠、技术先进、经济合理，制定本规范。

1.0.2 本规范适用于新建、扩建和改建的汽车加油站、液化石油气加气站、压缩天然气加气站和汽车加油加气合建站工程的设计和施工

1.0.3 汽车加油加气站设计和施工除应执行本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标淮的规定。术 语

2.0.1 加油加气站 automobile gasoline/gas filling station 加油站、液化石油气加气站、压缩天然气加气站、加油加气合建站的统称。2.0.2 加油站 automobile gasoline filling station 为汽车油箱充装汽油、柴油的专门场所。

2.0.3 液化石油气加气站 automobile LPG filling station 为燃气汽车储气瓶充装车用液化石油气的专门场所。2.0.4 压缩天然气加气站 automobile CNG filling station 为燃气汽车储气瓶充装车用压缩天然气的专门场所。

2.0.5 加油加气合建站 automobile gasoline and gas filling station 既可为汽车油箱充装汽油、柴油，又可为燃气汽车储气瓶充装车用液化石油气或车用压缩天然气的专门场所。

2.0.6 加气站 automobile LPG or CNG filling station 液化石油气加气站或压缩天然气加气站的简称。

2.0.7 站房 station house 用于加油加气站管理和经营的建筑物 2.0.8 加油岛 gasoline filling island 用于安装加油机的平台 2.0.9 加气岛 gas filling island 用于安装加气机的平台

2.0.10 埋地油罐 underground storage gasoline tank 采用直接覆土或罐池充沙（细土）方式埋设在地下，且罐内最高液面低于罐外4m范围内地面的最低标高0.2m的卧式油品储罐。

2.0.11 埋地液化石油气罐 underground storage LPG tank 采用直接覆土或罐池充沙（细土）方式埋设在地下，且罐内最高液面低于罐外4m范围内地面的最低标高0.2m的卧式液化石油气储罐。

2.0.12 密闭卸油点 closed unloading gasoline point 埋地油罐以密闭方式接卸汽车油罐车所载油品的固定接头处。

2.0.13 卸油油气回收系统 vapor recovery system for unloading gasoline 将汽油油罐车卸油时产生的油气回收至油罐车里的密闭油气回收系统。

2.0.14 加油油气回收系统 vapor recovery system for filling gasoline 将给汽油车辆加油时产生的油气回收至埋地汽油罐的密闭油气回收系统。

2.0.15 加气机 LPG（CNG）dispenser 给汽车储气瓶充装液化石油气或压缩天然气，并带有计量、计价装置的专用设备。

2.0.16 拉断阀 break away coupling在一定外力作用下可被拉断成两节，拉断后具有自密封功能的阀门

2.0.17 压缩天然气加气母站 gas primary filling station 可为车载储气瓶充装压缩天然气的压缩天然气加气站。2.0.18 压缩天然气加气子站 gas secondary filling station 用车载储气瓶运进压缩天然气。为汽车进行加气作业的压缩天然气加气站。

2.0.19 储气井 gas storage well 压缩天然气加气站内用于储存压缩天然气的立井。2.0.20 撬装式加油装置 portable fuel device 地面防火防爆油罐、加油机、自动灭火器等设备整体装配于一体的地面加油装置。2.0.21 管道组成件 piping components 用于连接或装配成管道的元件（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）。一般规定

3.0.1 向加油加气站供油供气，可采取罐车运输或管道输送的方式。当压缩天然气加气站采用管道供气方式时，不应影响管网其它用户正常使用。

3.0.2 加油站与液化石油气加气站或加油站与压缩天然气加气站可联合建站。3.0.3 加油站的等级划分应符合规定。

3.0.4 液化石油气加气站的等级划分应符合规定。

3.0.5 压缩天然气加气站储气设施的总容积应根据加气汽车数量、每辆汽车加气时间等因素综合确定，在城市建成区内储气设施的总容积应符合下列规定： 1 管道供气的加气站固定储气瓶（井）不应超过18m3； 加气子站的站内固定储气瓶（井）不应超过8m3，车载储气瓶的总容积不应超过18m3。3.0.6 加油和液化石油气加气合建站的等级划分，应符合规定。3.0.7 加油和压缩天然气加气合建站的等级划分，应符合规定。

3.0.8 采用撬装式加油装置的加油站，其设计与施工应执行国家现行标准《采用撬装式加油装置的加油站技术规范》SH/T 3134。

3.0.9 加油站内乙醇汽油设施的设计，除应符合本规范的规定外，尚应符合现行国家有关标准的规定。站址选择

4.0.1 加油加气站的站址选择，应符合城镇规划、环境保护和防火安全的要求，并应选在交通便利的地方。

4.0.2 在城市建成区内不应建一级加油站、一级液化石油气加气站和一级加油加气合建站。4.0.3 城市建成区内的加油加气站，宜靠近城市道路，不宜选在城市干道的交叉路口附近。4.0.4 加油站、加油加气合建站的油罐、加油机和通气管管口与站外建、构筑物的防火距离的规定。

4.0.5 液化石油气加气站、加油加气合建站的液化石油气罐与站外建、构筑物的防火距离规定。

4.0.6 液化石油气加气站以及加油加气合建站的液化石油气卸车点、加气机、放散管管口与站外建、构筑物的防火距离de规定。

4.0.7 压缩天然气加气站和加油加气合建站的压缩天然气工艺设施与站外建、构筑物的防火距离的规定。总平面布置

5.0.1 加油加气站的围墙设置应符合下列规定： 加油加气站的工艺设施与站外建、构筑物之间的距离小于或等于25m以及小于或等于表4.0.4至表4.0.7中的防火距离的1.5倍时，相邻一侧应设置高度不低于2.2m的非燃烧实体围墙。加油加气站的工艺设施与站外建、构筑物之间的距离大于表4.0.4至表4.0.7中的防火距2 离的1.5倍，且大于25m时，相邻一侧应设置隔离墙，隔离墙可为非实体围墙。3 面向进、出口道路的一侧宜设置非实体围墙，或开敞。5.0.2 车辆入口和出口应分开设置。

5.0.3 站区内停车场和道路应符合下列规定： 单车道宽度不应小于3.5m，双车道宽度不应小于6m。站内的道路转弯半径按行驶车型确定，且不宜小于9m；道路坡度不应大于6％，且宜坡向站外；在汽车槽车（含子站车）卸车停车位处，宜按平坡设计。站内停车场和道路路面不应采用沥青路面。

5.0.4 加油岛、加气岛及汽车加油、加气场地宜设罩棚，罩棚应采用非燃烧构料制作，其有效高度不应小于4.5m。罩棚边缘与加油机或加气机的平面距离不宜小于2m。5.0.5 加油岛、加气岛的设计应符合下列规定： 1 加油岛、加气岛应高出停车场的地坪0.15～0.2m。2 加油岛、加气岛的宽度不应小于1.2m。加油岛、加气岛上的罩棚支柱距岛端部，不应小于0.6m。

5.0.6 液化石油气罐的布置应符合下列规定： 地上罐应集中单排布置，罐与罐之间的净距离不应小于相邻较大罐的直径。地上罐组四周应设置高度为1m的防火堤，防火堤内堤脚线至罐壁净距离不应小于2m。3 埋地罐之间距离不应小于2m，罐与罐之间应采用防渗混凝土墙隔开。如需设罐池，其池内壁与罐壁之间的净距离不应小于1m。

5.0.7 在加油加气合建站内，宜将柴油罐布置在液化石油气罐或压缩天然气储气瓶组与汽油罐之间。

5.0.8 加油加气站内设施之间的防火距离的规定。

5.0.9 压缩天然气加气子站储气拖车和压缩天然气加气母站充装车在站内应有固定的停放区，储气瓶拖车与站内建、构筑物的防火距离应按表5.0.8中压缩天然气储气瓶组（储气井）的防火距离确定。

5.0.10 压缩天然气加气子站车载储气瓶的卸气端应设钢筋混凝土实体墙，其高度不应低于储气瓶拖车的高度，长度不应小于车宽的2倍。该墙可作为站区围墙的一部分。液化石油气加气工艺及设施 7.1 液化石油气质量和储罐

7.1.1 汽车用液化石油气质量应符合国家现行标准《汽车用液化石油气》SY 7548的有关规定。

7.1.2 加气站内液化石油气储罐的设置应符合下列规定： 1.储罐设计应符合现行国家标准《钢制压力容器》GB150、《钢制卧式容器》JB4731和《压力容器安全技术监察规程》的有关规定。2.储罐的设计压力不应小于1.77MPa。

3.储罐的出液管道端口接管位置，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。

7.1.3 储罐首级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。2 出液管和卸车用的气相平衡管上宜设过流阀。止回阀和过流阀宜设在储罐内。

7.1.4 储罐的管路系统和附属设备的设置应符合下列规定： 1.管路系统的设计压力不应小于2.5MPa。

2.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2.5m及以上。放散管管口应设有防雨罩。

3.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。

4.对储罐内未设置控制阀门的出液管道和排污管道，应在罐的第一道法兰处配备堵漏装置。5.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。

6.过流阀的关闭流量宜为最大工作流量的1.6～1.8倍。7.1.5 液化石油气罐测量仪表的设置应符合下列规定：

1.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。2.储罐宜设置液位上限限位控制和压力上限报警装置。

3.在一、二级站内，储罐液位和压力的测量宜设远传二次仪表。

7.1.6 液化石油气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，液化石油气罐应埋地设置，且不宜布置在车行道下。7.1.7 埋地液化石油气罐采用的罐池应符合下列规定；

1.罐池应采取防渗措施，池内应用中性细沙或沙包填实。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。

2.池底一侧应没排水沟，池底面坡度宜为3‰。抽水井内的电气设备应符合防爆要求。7.1.8 直接覆土埋设在地下的液化石油气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。

7.1.9 液化石油气储罐应采用钢筋混凝土基础，并应限制基础沉降。储罐应坡向排污端.坡度应为3‰～5‰。当储罐受地下水或雨水作用有上浮的可能时.应采取防止储罐上浮的措施。

7.1.10 埋地液化石油气罐外表面的防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层。此外，还应采取阴极保护措施。在液化石油气罐引出管的阀门后，应安装绝缘法兰。

7.2 泵和压缩机

7.2.1 液化石油气卸车宜选用卸车泵；液化石油气罐总容积大于30m时、卸车可选用液化石油气压缩机：液化石油气罐总容积小于或等于45m3 时，可由液化石油气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 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： 1.泵的进、出口宜安装长度不小于0.3m挠性管或采取其它防震措施。

2.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地方。3.在泵的出口管路上应安装回流阀、止回阀和压力表。

7.2.6 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款、第3款的规定。

37.2.7 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，应自功切断电源。7.2.9 液化石油气压缩机进、出口管道阀门及附件的设置应符合下列规定： 1.进口管道应设过滤器。

2.出口管道应设止回阀和安全阀。

3.进口管道和储罐的气相之间应设旁通阀。

7.3 液化石油气加气机

7.3.1 加气机不得设在室内。

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3～5min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。

3.加气软管上应设拉断阎，其分离拉力宜为400～600N。

4.加气机的计量精度不应低于1.0级。

5.加气枪上的加气嘴应与汽车受气口配套。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：

1.当加气机被撞时，设置的事故切断阀应能自行关闭。2.过流阀关闭流量宜为最大流量的1.6～1.8倍。

3.事故切断阀或过流阀与充装泵连接的管道必须牢固，当加气机被撞时，该管道系统不得受损坏。

7.3.5 加气机附近应设防撞柱（栏）。

7.5 紧急切断系统

7.5.1 加气站和加油加气合建站应设置紧急切断系统。该系统应能在事故状态下迅速关闭重要的液化气管道阀门和切断液化石油气泵、压缩机的电源。液化石油气泵和压缩机应采用人工复位供电。

7.5.2 液化石油气罐的出液管道和连接槽车的液相管道上应设紧急切断阀。7.5.3 紧急切断阀宜为气动阀。

7.5.4 紧急切断阀以及液化石油气泵和压缩机电源，应能由手动启动的遥控切断系统操纵关闭。

7.5.5 紧急切断系统至少应能在以下位置启动： 1 距卸车点5m以内。

在加气机附近工作人员容易接近的位置。3 在控制室或值班室内。

7.5.6 紧急切断系统应只能手动复位。7.6 槽车卸车点

7.6.1 连接槽车的液相管道和气相管道上应设拉断阀。

7.6.2 拉断阀的分离拉力宜为400～600N。全关阀与接头的距离不应大于0.2m。7.6.3 在液化石油气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，且能阻止粒度大于0.2mm的固体杂质通过。压缩天然气加气工艺及设施

8.1 天然气的质量、调压、计量、脱硫和脱水

8.1.1 压缩天然气加气站进站天然气的质量应符合现行国家标准《天然气》GB17820中规定的Ⅱ类气质标准和压缩机运行要求的有关规定。增压后进入储气装置及出站的压缩天然气的质量，必须符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047的规定。

进站天然气需脱硫处理时，脱硫装置应设在室外。脱硫装置应设双塔。当进站天然气需脱水处理时，脱水可在天然气增压前、增压中或增压后进行。脱水装置设双塔。8.1.2 天然气进站管道上宜设置调压装置。

8.1.3 天然气进站管道上应设计量装置，计量装置的设置应符合下列规定： 天然气流量采用标准孔板计量时，应符合国家现行标准《天然气流量的标准孔板计量方法》SY/T 6143中的有关规定，其流量计量系统不确定度，不应低于1.5级。2 体积流量计量的基准状态为：压力101.325kPa；温度20℃。

8.1.4 加气站内的设备及管道，凡经增压、输送、储存需显示压力的地方，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。压力表量程范围应为2倍工作压力，压力表的准确度不应低于1.5级。8.2 天然气增压

8.2.1 天然气压缩机的选型和台数应根据加气进、出站天然气压力，总加气能力和加气的工作特征确定。加气母站宜设一台备用压缩机.加气子站宜设一台小型倒气用压缩机。8.2.2 压缩机动力机宜选用电动机，也可选用天然气发动机。8.2.3 压缩机前应设缓冲罐。

8.2.4 设置压缩机组的吸气、排气和泄气管道时，应避免管道的振动对建、构筑物造成有害影响。

8.2.5 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。8.2.6 压缩机组的运行管理宜采用计算机集中控制。

8.2.7 压缩机组运行的安全保护应符合下列规定：

1.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。

2.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。

4.压缩机组的润滑油系统应设低压报警及停机装置。

8.2.8 压缩机的卸载排气不得对外放散。回收购天然气可输至压缩机进口缓冲罐。8.2.9 压缩机排出的冷凝液应集中处理。8.3 压缩天然气的储存

8.3.1 加气站内压缩天然气的储气设施宜选用储气瓶或储气井。

8.3.2 储气设施的工作压力应为25MPa，其设计温度应满足环境温度要求。8.3.3 储气瓶应选用符合国家有关规定和标准的产品。8.3.4 加气站宜选用同一种规格型号的大容积储气瓶。当选用小容积储气瓶时，每组储气瓶的总容积不宜大干4m，且瓶数不宜大于60个。

8.3.5 加气站内的储气瓶宜按运行压力分高、中、低三级设置，各级瓶组应自成系统。8.3.6 小容积储气瓶应固定在独立支架上，且宜卧式存放。卧式瓶组限宽为1个储气瓶的长度，限高1.6m，限长5.5m。同组储气瓶之间净距不应小于0.03m，储气瓶组间距不应小于1.5m。

8.3.7 储气井的设计、建造和检验应符合国家现行标准《高压气地下储气井》SY/T 6535的有关规定。

8.3.8 储气瓶组或储气井与站内汽车通道相邻一侧，应设安全防撞拦或采取其它防撞措施。8.3.9 压缩天然气加气站也可采用撬装式储气加气设备。8.4 压缩天然气加气机 8.4.1 加气机不得设在室内。

8.4.2 加气机的数量应根据加气汽车数量、每辆汽车加气时间4～6min计算确定。8.4.3 加气机应具有充装与计量功能，并应符合下列规定： 1 加气机额定工作压力应为20MPa。加气机加气流量不应大于0.25m3/min（工作状态）。3 加气机应设安全限压装置。加气机计量准确度不应低于1.0级。加气量计量应以立方米为计量单位。最小分度值应为0.1m3。加气量计量应进行压力、温度校正，并换算成基准状态（压力101.325kPa，温度20℃）下的数值。在寒冷地区应选用适合当地环境温度条件的加气机。8 加气机的进气管道上宜设置防撞事故自动切断阀。

8.4.4 加气机的加气软管上应设拉断阀。

8.4.5 加气软管上的拉断阀、加气软管及软管接头等应符合下列规定： 1.拉断阀在外力作用下分开后，两端应自行密封。当加气软管内的天然气工作压力为20MPa时，拉断阀的分离拉力范围宜为400～600N。

2.加气软管及软管接头应选用具有抗腐蚀性能的材料。8.4.6 加气机附近应设防撞柱（栏）。

8.5 加气工艺设施的安全保护

8.5.1 天然气进站管道上应设紧急截断阀。手动紧急截断阀的位置应便于发生事故时能及时切断气源。

8.5.2 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。每个储气瓶（井）出口应设截止阀。车载储气瓶组应有与站内工艺安全设施相匹配的安全保障措施，但可不设超压报警器。

8.5.3 储气瓶组（储气井）与加气枪之间应设储气瓶组（储气井）截断阀、主截断阀、紧总截断阀和加气截断阀

1——储气瓶（储气井）

2——储气瓶组（储气井）截断阀 33——主截断阀 4——输气管道 5——紧急截断阀 6——供气软管 7——加气截断阀 8——加气枪

8.5.4 加气站内缓冲罐、压缩机出口、储气瓶组应设置安全阀。安全阀的设置应符合《压力容器安全技术监察规程》的有关规定。安全阀的定压P0除应符合《压力容器安全技术监察规程》的有关规定

8.5.5 加气站内的天然气管道和储气瓶组应设置泄压保护装置，泄压保护装置应采取防塞和防冻措施。泄放气体应符合下列规定：

一次泄放量大于500m（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。8.5.6 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。

8.6 压缩天然气管道系统

8.6.1 增压前的天然气管道应选用无缝钢管，并应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB 8163的有关规定。增压后的天然气管道应选用高压无缝钢管，并应符合现行国家标准《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310或《不锈钢无缝钢管》GB/T 14976的有关规定。

8.6.2 加气站内的所有设备和管道组成件的设计压力应比最大工作压力高10％且在任何情况下不应低于安全阀的定压。

8.6.3 加气站内与压缩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。8.6.4 增压前的天然气管道宜埋地敷设，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。

8.6.5 加气站内室外高压管道宜埋地敷设。若采用低架敷设，其管底距地面不应小于0.3m。管道跨越道路时，管底距地面净距不应小于4.5m。室内管道宜采用管沟敷设，管沟应用干沙填充，并设活门及通风孔。

8.6.6 埋地管道防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层。消防设施及给排水

9.0.1 液化石油气加气站、加油和液化石油气加气合建站应设消防给水系统。

9.0.2 加油站、压缩天然气加气站、加油和压缩天然气加气合建站可不设消防给水系统。9.0.3 液化石油气加气站、加油和液化石油气加气合建站的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。9.0.4 液化石油气加气站、加油和液化石油气加气合建站的生产、生活给水管道宜和消防给水管道合并设置，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。液化石油气加气站、加油和液化石油气加气合建站的消防水量应按固定式冷却水量和移动水量之和8 计算。

9.0.5 液化石油气加气站的消防给水设计应符合下列规定： 采用地上储罐的加气站，消火栓消防用水量不应小于20L/s；总容积超过50m3或单罐容积32超过20m的储罐还应设置固定式消防冷却水系统，其给水强度不应小于0.15L/m·s，着火罐的给水范围按其全部表面积计算，距着火罐直径与长度之和0.75倍范围内的相邻储罐的给水范围按其表面积的一半计算。采用埋地储罐的加气站，一级站消火栓消防用水量不应小于15L/s；

二、三级站消火栓消防用水量不应小于10L/s。液化石油气罐地上布置时，连续给水时间不应小于3h；液化石油气罐埋地敷设时，连续给水时间不应小于1h。

9.0.6 加油和液化石油气加气合建站的消防给水设计应符合下列规定： 1 消火栓消防用水量不应小于15L/s。连续消防给水时间不应小于1h。

9.0.7 消防水泵宜设2台。当设2台消防水泵时，可不设备用泵。当计算消防用水量超过35L/s时，消防水泵应设双动力源。9.0.8 液化石油气加气站、加油和液化石油气加气合建站利用城市消防给水管道时，室外消火栓与液化石油气储罐的距离宜为30～50m。三级站的液化石油气罐距市政消火栓不大于80m，且市政消火栓给水压力大于0.2MPa时，可不设室外消火栓。

9.0.9 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。9.0.10 加油加气站的灭火器材配置应符合下列规定： 每2台加气机应设置不少于1只8kg手提式干粉灭火器或2只4kg手提式干粉灭火器；加气机不足2台按2台计算。每2台加油机应设置不少于2只4kg手提式干粉灭火器或1只4kg手提式干粉灭火器和1只6L泡沫灭火器。加油机不足2台按2台计算。地上储罐应设35kg推车式干粉灭火器2个。当两种介质储罐之间的距离超过15m时，应分别设置。地下储罐应设35kg推车式干粉灭火器1个。当两种介质储罐之间的距离超过15m时，应分别设置。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只，总数不应少于2只。一、二级加油站应配置灭火毯5块，沙子2m3；三级加油站应配置灭火毯2块，沙子2m3。加油加气合建站按同级别的加油站配置灭火毯和沙子。其余建筑的灭火器材配置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的规定。

9.0.11 加油加气站设置的水冷式压缩机系统的压缩机冷却水供给，应符合压缩机的水量、水质要求，且宜循环使用。

9.0.12 加油加气站的排水应符合下列规定： 站内地面雨水可散流排出站外。当雨水有明沟排到站外时，在排出围墙之前，应设置水封装置。加油站、液化石油气加气站或加油和液化石油气加气合建站的排出建筑物或围墙的污水，在建筑物墙外或围墙内应分别设水封井。水封井的水封高度不应小于0.25m；水封井应设沉泥段，沉泥段高度不应小于0.25m。清洗油罐的污水应集中收集处理，不应直接进入排水管道。液化石油气罐的排污（排水）9 应采用活动式回收桶集中收集处理，严禁自接接入排水管道。4 排出站外的污水应符合国家有关的污水排放标准。5 加油站、液化石油气加气站、不应采用暗沟排水。电气装置 10.1 供 配 电

10.1.1 加油加气站的供电负荷等级可为三级。加气站及加油加气合建站的信息系统应设不间断供电电源。

10.1.2 加油站、液化石油气加气站、加油和液化石油气加气合建站的供电电源宜采用电压为380/220V的外接电源；压缩天然气加气站、加油和压缩天然气加气合建站的供电电源宜采用电压为6/10kV的外接电源。加油加气站的供电系统应设独立的计量装置。

10.1.3 一、二级加油站、加气站及加油加气合建站的消防泵房、罩棚、营业室、液化石油气泵房、压缩机间等处，均应设事故照明。

10.1.4 当引用外电源有困难时，加油加气站可设置小型内燃发电机组。内燃机的排烟管口，应安装阻火器。排烟管口至各爆炸危险区域边界的水平距离应符合下列规定： 1 排烟口高出地面4.5m以下时不应小于5m。2 排烟口高出地面4.5m及以上时不应小于3m。10.1.5 低压配电装置可设在加油加气站的站房内。

10.1.6 加油加气站的电力线路宜采用电缆并直埋敷设。电缆穿越行车道部分.应穿钢管保护。

10.1.7 当采用电缆沟敷设电缆时，电缆沟内必须充沙填实。电缆不得与油品、液化石油气和天然气管道、热力管道敷设在同一沟内。

10.1.8 加油加气站内爆炸危险区域的等级范围划分应按附录B确定。爆炸危险区域内的电气设备选型、安装、电力线路敷设等，应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058的规定。

10.1.9 加油加气站内爆炸危险区域以外的站房、罩棚等建筑物内的照明灯具，可选用非防爆型，但罩棚下的灯具应选用防护等级不低于IP44级的节能型照明灯具。

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 当加油加气站内的的站房和罩棚等建筑物需要防直击雷时，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。.4 报警系统

10.4.1 加气站、加油加气合建站应设置可燃气体检测报警系统。

10.4.2 加气站、加油加气合建站内的液化石油气储罐区、压缩天然气储气瓶间（棚）、液化石油气或天然气泵和压缩机房（棚）等场所，应设置可燃气体检测器。

10.4.3 可燃气体检测器报警（高限）设定值应小于或等于可燃气体爆炸下限浓度（V%）值的25%。

10.4.4 报警器宜集中设置在控制室或值班室内。

10.4.5 可燃气体检测器和报警器的选用和安装，应符合国家现行标准《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH 3063的有关规定。采暖通风、建筑物、绿化

11.1 采暖通风

11.1.1 加油加气站内各类房间的采暖室内计算温度应符合的规定。11.1.2 加油加气站的采暖应首先利用城市、小区或邻近单位的热源。当无上述条件，加油加气站内可设置锅炉房。11.1.3 设置在站房内的热水锅炉间，应符合下列要求： 锅炉间应设耐火极限不低于3h的隔墙与其它房间隔开。2 锅炉间的门窗不宜直接朝向加油机、加气机，卸油点、卸气点及通气管管口、放散管管口。3 锅炉宜选用额定供热量不大于140kW的小型锅炉。4 当采用燃煤锅炉时，宜选用具有除尘功能的自然通风型锅炉,锅炉烟囱出口应高出屋顶2m及以上、且应采取防止火星外逸的有效措施 当采用燃气热水器采暖时，热水器应设有排烟系统和熄火保护等安全装置。

11.1.4 加油加气站内，爆炸危险区域内的房间应采取通风措施，并应符合下列规定： 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时换气15次计算，在工艺设备非工作期间应按每小时换气5次计算。

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，且应靠近可燃气体积聚的部位设置。

11.1.5 加油加气站室内外采暖管道宜直埋敷设，当采用管沟敷设时，管沟应充沙填实，进出建筑物处应采取隔断措施。

11.2 建 筑 物

11.2.1 加油加气站内的站房及其它附属建筑物的耐火等级不应低于二级。当罩棚顶棚的承重构件为钢结构时，其耐火极限可为0.25h，顶棚其它部分不得采用燃烧体建造。11.2.2 加气站、加油加气合建站内建筑物的门、窗应向外开。有爆炸危险的建筑物，应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GBJ 16的有关规定，采取泄压措施。

11.2.3 当液化石油气加气站采用地下储罐池时，罐池底和侧壁应采取防渗漏措施。地上储耀的支座应采用钢筋混凝土支座，其耐火极限不应低于5h。

11.2.4 加油加气站内，爆炸危险区域内的房间的地坪应采用不发火花地面。

11.2.5 压缩天然气加气站的储气瓶（储气井）间宜采用开敞式或半开敞式钢筋混凝土结构或钢结构。屋面应采用非燃烧轻质材料制作

11.2.6 压缩天然气加气站的储气瓶组（储气井）与压缩机、调压器间、变配电间相邻布置，其间距不能满足本规范表5.0.9的要求时，应采用钢筋混凝土防火隔墙隔开。隔墙顶部应比储气瓶组（储气井）顶部高1m及以上，隔墙长度应为储气瓶组（储气井）总长，并在两端各加2m及以上，隔墙厚度不应小于0.2m。

11.2.7 压缩天然气加气站的压缩机房宜采用单层开敞式或半开敞式建筑，净高不宜低于4m；屋面应为非燃烧材料的轻型结构。

11.2.8 当压缩机房与值班室、仪表间相邻时，应设具有隔声性能的隔墙，隔墙上应设隔声观察窗。

11.2.9 站房可由办公室、值班室、营业室、控制室和小商品（限于食品、饮料、润滑油、汽车配件等）便利店等组成。

11.2.10 加油加气站内不得建经营性的住宿、餐饮和娱乐等设施。

11.2.11 燃煤锅炉房、燃煤厨房与站房合建时，应单独设对外出入口，与站房之间的隔墙应为防火墙。

11.2.12 加油加气站内不应建地下和半地下室。

11.2.13 位于爆炸危险区域内的操作井、排水井应采取防渗漏和防火花发生的措施。

11.3 绿 化

11.3.1 加油加气站内可种植草坪、设置花坛，但不得种植油性植物

11.3.2 液化石油气加气站内不应种植树木和易造成可燃气体积聚的其它植物。

第四篇：CNG加气员总结

工作总结

时间过的可真快，转眼间我来公司快已一个年头了。在此期间，无论是在思想上，工作中，还是在生活上。都得到了公司及加气站的各位领导，师傅们的关心、培养和教育。一切使我深切地感受到，生活工作在公司如同在家一般的亲切和温暖。

初来加气站期间虽然很苦很累，但我却没有退缩。始终把加气当成自己的事业，爱岗敬业，对加气站这个高危行业，我时刻牢记把安全放在第一位。把停车熄火、关闭所有电器设备、严禁烟火、禁止携带乘客进站、加气时禁止车上坐人、禁止使用无线通讯设备等工作规程和要求都深深的刻在我的脑海当中。让自己时时刻刻记住安全对我们整个气站的重要性。因为我知道，只要有一点点的疏忽大意，不仅会对公司带来负面的影响和损失，也会对自身及他人的生命安全带来不可预料的后果。所以我们要不断提醒自己，将这些规章准则牢记在心，避免任何隐患出现，确保气站的安全高效运行。

作为一名普通的加气员，我的差距还很大。改进措施： 1.加强对专业知识的学习，在工作中时刻树立细心、谨慎、为他人服务的意识。

2.努力提高与其他部门及合作公司交流沟通的能力，以利于日常工作更好地顺利完成。

第五篇：CNG用途 发展前景

CNG用途

CNG汽车是指以压缩天然气替代常规汽油或柴油作为汽车燃料的汽车。目前，国内外有天然气管网条件的地区均以发展CNG汽车为主。

CNG汽车是指主要由甲烷构成的天然气在25Mpa左右的压力下储存在车内类似于油箱的气瓶内，用作汽车燃料。主要工艺过程在CNG汽车站将0.3~0.8Mpa低压天然气，经过天然气压缩机升压到25Mpa，由顺序控制盘控制，按高、中、低压顺序储存到储气钢瓶组，再由CNG加气机向汽车钢瓶加注。而汽车钢瓶高压气再经过减压装置减压后经燃气混合气向发动机供气。

1、节约燃料费用，降低运输成本。

1立方米天然气相当于1.1-1.3升汽油。

2、比燃油安全性高。

CNG自燃温度为732℃，汽油自燃温度为232~482 ℃。同时天然气相对空气的比重仅为0.6~0.7。一旦泄漏，可在空气中迅速扩散，不易在户外聚集达到爆炸极限。

同时CNG是非致癌、无毒、无腐蚀性的。未发生过重大燃烧和爆炸事故。从国内使用十多年CNG的经验来看，天然气汽车比燃油汽车更安全。

3、CNG燃料抗暴性能好。

CNG的抗暴性相当于汽油的辛烷值在130左右，而目前使用的汽油辛烷值最高仅在96左右，所以CNG作为汽车燃料不需添加剂。如像铅等抗爆剂。

4、CNG汽车具有很好的环保效果。

使用CNG替代汽油作为汽车燃料，可使CO排放量减少97%，CH化合物减少72%，NO化合物减少39%，CO2减少24%，SO2减少90%，噪音减少40%。而且CNG不含铅、苯等制癌的有毒物质。所有CNG是汽车运输行业解决环保问题的首选燃料。

5、燃用CNG可延长汽车发动机的维修周期。

汽车发动机以CNG为燃料，发动机运行平稳，噪音低。无重烃可减少积碳，可延长汽车大修理时间20%以上，润滑油更换周期延长到1.5万km。

车用CNG未来的发展趋势

用天然气作燃料的清洁能源客车，是目前最环保、最节能的一种新型的客车，天然气汽车的一氧化碳排放量比燃油汽车降低90%，碳氢化合物排放量、氮氢化合物排放量也比燃油汽车分别降低70%、35%。再加上气发动机比普通柴油发动机噪声低。这对于尾气排放要求较高的地区来说，具有相当大的吸引力。同时，也符合我国城市环保发展的大趋势。因此，无论是从城市政府责任,还是从可持续发展、赢利的角度来看，天然气客车有着无以比拟的优势。

以天然气为燃料的清洁能源客车，确实会给客户带来很多好处。最直接的就是省钱。与普通的柴油动力客车相比，天然气车的使用成本可以比普通柴油车要少很多。而常隆此次开发的天然气客车，营运成本更低，据测算，如按目前百公里油耗35升，每百公里天然气汽车比柴油车节省42.5元，如每台车按每天跑250公里，每年出车300天计算，则每台车每年能节省31875元。而且可大大降低城市的有害气体排放。

天然气也是易爆气体，然而其爆炸是有一定条件的。天然气的燃点为650℃，比汽油高出200℃，因此不像汽油那样容易被点燃；天然气比空气轻，其密度仅为空气的55%，如发生意外事故漏气，很容易扩散到大气中，不易达到燃烧的浓度范围（5～15%），天然气在空气中比例即使达到爆炸极限，没有火源也不会发生爆炸；加上天然气汽车从储气瓶到供气系统安全措施已相当完善，保证了使用的安全性。美国过去20多年来，天然气汽车发生过数以千计起碰撞事故，天然气系统从未引起爆炸或着火。意大利70多年来天然气汽车行车纪录也证明了这一点。

CNG汽车常规加气过程为CNG加气站压缩机先向站内高压储气瓶组灌气，气体压力可达25MPa，储气瓶组再分低、中、高三级向汽车储气瓶加气，当车载气瓶压力达到20 MPa时便自动停止加气，加气时间一般为5～10分钟，一次加气汽车行驶里程在300公里左右。

CNG汽车按照使用方式可分为天然气、汽油或柴油两用型和天然气专用型两种。两用型是在原有汽车上增加一套CNG储气和供气装置，可使用天然气、汽油或柴油两种燃料工作，由于改造费用低，灵活性高，较适合CNG加气站少的地区。目前国内以两用型CNG汽车为主，多数是对在用车进行改装，但由于传统发动机改装的天然气发动机动力下降，功率和扭矩比原有的大约低10%，汽车一次加气行驶里程也较短。两用型CNG汽车发展趋势是由改造在用车向汽车厂生产新车过渡。单燃料专用型CNG汽车则对发动机进行了改造，将压缩比提高到12以上，充分发挥了天然气高抗爆的特性，从而使汽车动力性和经济性明显提高，排出的废气更干净，同时还可延长发动机使用寿命，节约维修费用，是CNG汽车的发展方向。北京、上海目前进口单燃料专用型天然气发动机由整车提供新车，国产专用型天然气发动机正在研制之中。

天然气作为公认的清洁能源，与煤炭、石油并列为世界能源的三大支柱。据研究资料显示，世界已探明的石油储量，按现在的消耗速度只能再支撑40～70年。而已经探明的天然气储量，预计可以开采利用200年以上。

天然气汽车的应用与运营之所以在世界各国获得成功，除了资源丰富这一主要促进因素之外，它还是一种优良的绿色环保汽车燃料。同时，天然气汽车的燃料消耗成本较低，通常比燃油汽车节约燃料费50%左右。除此之外，通过加大供气基础设施的建设和随车贮气装置的改善，天然气汽车的运行能力也不断提高。社会普遍认为，天然气汽车是目前最具有推广价值的低污染、低消耗的汽车。可以说，21世纪是天然气汽车工业发展的一个重要方向，是天然气汽车的新世纪。

一、天然气汽车的普及情况与发展前景

1、世界天然气汽车的普及情况。天然气汽车以低排放、抑制温室效应和摆脱对石油的依赖这三大特性，正在世界范围内得到普及和推广。截止到目前，仅亚太地区就拥有495万辆天然气汽车。其中，位居第一位的巴基斯坦保有量为200万辆；中国第四位，保有量约40万辆。

近二十多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持在2%。预计到2020年，天然气在世界能源组成中的比重将会增加到30%。到21世纪中后期，天然气在世界能源结构中的比重将超过石油，成为世界第一大能源。

2、天然气汽车在我国发展迅速。2001年以来，国内CNG汽车快速发展；

至2008年底，20个天然气汽车重点推广城市CNG汽车30万辆，全国近50万辆。汽车用天然气增长迅猛，2002年4.0亿立方米，2004年9.2亿立方米，2005年15亿立方米，2006年19.2亿立方米，2007年24.5亿立方米，2008年27亿立方米。在气源附近的城市如如四川、重庆、乌鲁木齐、西安、海南、银川和兰州等地，公交出租气化率达到90%以上，LPG汽车基本保持稳定甚至有所下降，而CNG汽车则保持了快速发展。

可以预见，随着国内加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广，天然气企业和天然气汽车行业的市场空间将更为广阔。

3、国内天然气汽车加气站稳定增长。

燃气汽车保有量的增加及使用率的提高极大的增加了汽车能源消耗的替代效益。截止到2008年底，中国已有80余个城市拥有了加气设施，加气站数超过780个。天然气市场逐步走向成熟，基本形成八大区域性市场。

目前，除西藏自治区未利用天然气外，其余30个省份都有不同程度的应用。其中广东已利用广东进口的LNG；广西部分利用北海气及小型LNG；江西、福建利用小型LNG；其它省市均不同程度的利用油田气和管道气。2008年，中国天然气消费达到784亿立方米，占能源消费的比重已从2002年的2.1%增长到3.3%。

4、天然气是国际公认的洁净能源。天然气的主要成分是甲烷，燃烧后的主要生成物为二氧化碳和水，氧化硫（SOX）的排放为零。图3为煤炭、石油、天然气三者燃烧后的排放情况的对比。当煤炭燃烧后二氧化碳（CO2）、氮氧化物（NOX）、氧化硫（SOX）的排放量为100时，天然气燃烧后二氧化碳（CO2）的排放为60%；氮氧化物（NOX）的排放为40～60%；氧化硫（SOX）的排放为0。

近几年来，我国汽车保有量增长较快，年增长率接近15%，汽车的污染问题在一些大城市已日趋严重。随着经济的增长和人们生活水平的提高，汽车的需求量还会不断扩大，尾气排放问题将越来越突出。我国政府对治理汽车污染十分重视，采取了一系列对策措施。从实际发展和使用情况来看，天然气汽车可有效降低汽车排气中的有害成分，是控制大气污染的有效措施之一。

二、天然气供应与能源消费结构调整

1、世界天然气探明储量十分丰富。推广和使用燃气汽车自然会联想到燃气的储量与供应状况。图4为近30年世界天然气探明储量示意图。其中显示，1970年天然气储量为石油储量的50%；1985年上升至80%；到2000年则达到了石油储量的103%，相当于1400亿吨石油。是十分客观的21世纪的能源消耗对象，堪称具有划时代意义的重大发现。

根据美国地质调研所2000年提供的世界天然气已探明储量分布情况。其中，前苏联约占40%；中东约占35%。同资料还列出了未探明储量的分布情况。其中显示：包括亚洲、北美、非洲、中南美洲在内的世界尚未探明的天然气储量与已探明的储量基本相当。如果继续进行资源开发的话，可能实现天然气探明储量翻一番。

2、中国开始大量进口天然气以替代煤炭和石油。中国第一个液化天然气接收站将在广东投产，这标志中国将通过进口清洁便宜的液化天然气，改善能源结构并解决大量石油替代。同时也表明液化天然气市场正在迅速发展和不断扩大。在未来几年内将迅速达到2500万吨/年以上。到2020年，按目前规划的在建项目，中国至少要进口6000万吨/年液化天然气，相当于进口8000万吨的石油，可以大量替代煤炭和石油。需要补充说明的的是，液化天然气的海上运输，已经可以象使用轮船运送石油一样方便。加之前苏联诸国家天然气资源又十分丰富，中国同这些友好国家确立的管道输送（进口）计划正在有步骤的实施。

3、推广使用天然气汽车有利于改善能源消费结构。我国以天然气替代石油具有巨大的现实发展空间。预计到2015年，天然气在我国能源消费结构中的比重，将由目前的3.3%提高到8%左右。以汽车燃料消耗为例，2005年我国汽车保有量达3800万辆（其中私车1300万辆），并以每年近9%的速度持续增长。预计到2020年将突破11000万辆（其中私车7200万辆）。目前，全国汽车年耗油量约11000万吨，占石油消耗量的40%。如果将20%的汽车改为CNG燃料，每年耗用天然气约242亿立方米，可替代原油2200万吨，占我国目前石油年消耗量的7.5%，占年石油进口量的22%，对国家能源结构调整战略贡献巨大。

我国也是天然气资源比较丰富的国家，气层资源蕴藏量为38万亿立方米，已探明的储量为1.52万亿立方米。储量集中的西部地区，天然气价格相对燃油价格具有较大优势，这些都十分有利于我国天然气汽车的快速发展。

4、世界天然气市场仍然是供大于求。尽管这两年液化天然气价格也在大幅上涨，但是上涨的幅度远远低于石油。中海油公司第一期为广东签的液化天然气是20美元/桶，每年370万吨，25年之内价格基本不变。根据种种理由推断，即使10年以后天然气也会比较便宜。即便天然气随着油价价格浮动，但石油价格每涨1块钱，天然气价格的上涨幅度大概也只相当于油价上涨幅度的20％。

各国政府和企业对未来天然气供应同样持乐观态度。以德国为例，2003年国内生产的天然气占消费总量的20%，其余80%分别依靠进口来满足，并不担心国家天然气安全供应问题。主要措施是，与欧洲天然气生产国建立长期合作关系，在天然气管网建设中联合投入了大量人力、物力和资金，为天然气多渠道进口奠定了坚实的设施基础。加之德国多家大型生产企业和进口公司，与国外主要天然气生产企业分别签订的是长期“照付不议”合同等，为未来稳定供气提供了有利保障。这些做法，同样也值得我们国家借鉴。

三、促进天然气汽车发展的对策措施

1、改善车用天然气的供应能力。天然气汽车在世界范围内迅速发展的一个主要推动力，是能源结构的调整和环境保护的压力。许多发达国家的政府为了保护环境，制定各种优惠政策鼓励发展燃气汽车。在这些国家，天然气供应网络已经形成。

在过去的二十多年中，我国城市天然气供应量有较大的增长，进口天然气的规划与建设项目也陆续完成，这些都为燃气汽车的发展提供了良好机遇。从图5可以看出，我国沿海主要城市已建成或正在建设中的LNG接收站已形成规模，而内陆的省份通过国家的西气东输、川气东送、陕汽进京及煤层气等的建设，天然气的供应瓶颈已基本解决。

2、加快天然气汽车关键技术的研究。其中主要包括：

1）电子控制技术。将先进的电子控制燃料喷射技术应用于天然气发动机，以便根据发动机的温度、负荷、转速等关键参数，对天然气供给、混合气浓度、点火正时等进行精确控制，以提高发动机的功率和降低排气污染。

2）空燃比控制和优化燃烧技术。空燃比控制在电子控制燃料喷射发动机的应用效果非常好，它通过监控发动机排放状态实时调节空然比，并通过高能、精确点火等自动协调优化方式，由此实现最佳经济性和排放性。

3）先进的后处理技术。由于欧IV排放法规，不仅要求限制天然气发动机非甲烷碳氢(NMHC)的排放，而且还要求控制总碳氢排放(THC)。先进的氧化型后处理技术，如何成功地运用于天然气发动机也成为关键技术之一。

4）动力性能改善技术。根据天然气的特性设计发动机参数，有利于改善发动机的动力性。使用天然气作为燃料的发动机，由于比汽油混合气的热值低，其动力性通常会有所下降。所以，将进气增压中冷、电控燃料喷射、高能电子点火等先进技术合理嫁接，可以有效地改善发动机的性能。美国和日本等国家的成功经验表明，进行深入开发的技术潜力仍然很大。

5）零部件的可靠性、先进性的研发。使用天然气作燃料的发动机，对相关零件有些特殊要求，提高其可靠性和使用寿命自然成为技术攻关的课题。此外，研制贮存量大、耐高压、质量轻的车载复合气瓶，也是一个必须解决的关键技术。目前使用的贮气瓶体积大、容重比低，不利于提高天然气汽车的续驶里程和承载能力。

3、鼓励发展天然气公共汽车，政府在政策和资金上给予必要的支持。鉴于天气汽车的节能环保效益显著，各国政府都在价格、税收、投资等方面给予政策倾斜。目前，国内有关城市相继出台的一些鼓励发展天然气汽车的优惠政策，如：对采购欧Ⅲ排放的车辆给予财政补贴等做法成效显著，建议城市主管部门给予支持。

四、结束语

天然气汽车的发展是一项利国利民的好事，随着材料技术以及电子技术的不断发展和广泛应用，天然气燃料的优势将会被大力开发和利用。建设部等六部委下发的《关于优先发展城市公共交通的意见》，对推动节能、环保公交车的发展起了重要作用。一些专家认为，再过大约10～20年的时间，具有绿色环保汽车的总量排序依次为天然气汽车、混合动力汽车和燃料电池汽车。我们有理由相信，在全社会的共同努力之下，带有“绿色环保”标志的天然气汽 车，必将成为21世纪汽车工业的新宠！

中华人民共和国国家发展和改革委员会令

第15号

《天然气利用政策》已经国家发展和改革委员会主任办公会议审议通过，现予公布，自2012年12月1日施行。

主任张平

2012年10月14日

天然气利用政策

为了鼓励、引导和规范天然气下游利用领域，特制定本政策。在我国境内所有从事天然气利用的活动均应遵循本政策。本政策中天然气是指国产天然气、页岩气、煤层气(煤矿瓦斯)、煤制气、进口管道天然气和液化天然气(LNG)等。国家发展改革委、国家能源局负责全国天然气利用管理工作。各省(区、市)发展改革委、能源局负责本行政区域内天然气利用管理工作。

一、基本原则和政策目标

(一)基本原则。坚持统筹兼顾，整体考虑全国天然气利用的方向和领域，优化配置国内外资源；坚持区别对待，明确天然气利用顺序，保民生、保重点、保发展，并考虑不同地区的差异化政策；坚持量入为出，根据资源落实情况，有序发展天然气市场。

(二)政策目标。按照科学发展观和构建社会主义和谐社会的要求，优化能源结构、发展低碳经济、促进节能减排、提高人民生活质量，统筹国内外两种资源、两个市场，提高天然气在一次能源消费结构中的比重，优化天然气消费结构，提高利用效率，促进节约使用。

二、天然气利用领域和顺序

(一)天然气利用领域

根据不同用气特点，天然气用户分为城市燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用户。

(二)天然气利用顺序

综合考虑天然气利用的社会效益、环境效益和经济效益以及不同用户的用气特点等各方面因素，天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。

第一类：优先类

城市燃气：

1、城镇(尤其是大中城市)居民炊事、生活热水等用气；

2、公共服务设施(机场、政府机关、职工食堂、幼儿园、学校、医院、宾馆、酒店、餐饮业、商场、写字楼、火车站、福利院、养老院、港口、码头客运站、汽车客运站等)用气；

3、天然气汽车(尤其是双燃料及液化天然气汽车)，包括城市公交车、出租车、物流配送车、载客汽车、环卫车和载货汽车等以天然气为燃料的运输车辆。

4、集中式采暖用户(指中心城区、新区的中心地带)；

5、燃气空调；工业燃料：

6、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中可中断的用户；

7、作为可中断用户的天然气制氢项目；其他用户：

8、天然气分布式能源项目(综合能源利用效率70%以上，包括与可再生能源的综合利用)；

9、在内河、湖泊和沿海航运的以天然气(尤其是液化天然气)为燃料的运输船舶(含双燃料和单一天然气燃料运输船舶)；

10、城镇中具有应急和调峰功能的天然气储存设施；

11、煤层气(煤矿瓦斯)发电项目；

12、天然气热电联产项目。

第二类：允许类

城市燃气：

1、分户式采暖用户；工业燃料：

2、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以天然气代油、液化石油气项目；

3、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以天然气为燃料的新建项目；

4、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中环境效益和经济效益较好的以天然气代煤项目；

5、城镇(尤其是特大、大型城市)中心城区的工业锅炉燃料天然气置换项目；天然气发电：

6、除第一类第12 项、第四类第1 项以外的天然气发电项目；天然气化工：

7、除第一类第7 项以外的天然气制氢项目；其他用户：

8、用于调峰和储备的小型天然气液化设施。

第三类：限制类

天然气化工：

1、已建的合成氨厂以天然气为原料的扩建项目、合成氨厂煤改气项目；

2、以甲烷为原料，一次产品包括乙炔、氯甲烷等小宗碳一化工项目；

3、新建以天然气为原料的氮肥项目。第四类：禁止类天然气发电：

1、陕、蒙、晋、皖等十三个大型煤炭基地所在地区建设基荷燃气发电项目(煤层气(煤矿瓦斯)发电项目除外)；天然气化工：

2、新建或扩建以天然气为原料生产甲醇及甲醇生产下游产品装置；

3、以天然气代煤制甲醇项目。

三、保障措施

(一)做好供需平衡。国家发展改革委、国家能源局统筹协调各企业加快推进天然气资源勘探开发，促进天然气高效利用，调控供需总量基本平衡，推动资源、运输、市场有序协调发展。

(二)制定利用规划。各省(区、市)发展改革委、能源局要根据天然气资源落实和地区管网规划建设情况，结合节能减排目标，认真做好天然气利用规划，确保供需平衡。同时，要按照天然气利用优先顺序加强需求侧管理，鼓励优先类、支持允许类天然气利用项目发展，对限制类项目的核准和审批要从严把握，列入禁止类的利用项目不予安排气量。优化用气结构，合理安排增量，做好用气计划安排。

(三)高效节约使用。在严格遵循天然气利用顺序基础上，鼓励应用先进工艺、技术和设备，加快淘汰天然气利用落后产能，发展高效利用项目。鼓励用天然气生产化肥等企业实施由气改煤技术。高含CO2 的天然气可根据其特点实施综合开发利用。鼓励页岩气、煤层气(煤矿瓦斯)就近利用(用于民用、发电)和在符合国家商品天然气质量标准条件下就近接入管网或者加工成LNG、CNG 外输。提高天然气商品率，增加外供商品气量，严禁排空浪费。

(四)安全稳定保供。国家通过政策引导和市场机制，鼓励建设调峰储气设施。天然气销售企业、天然气基础设施运营企业和城镇燃气经营企业应当共同保障安全供气，减少事故性供应中断对用户造成的影响。

(五)合理调控价格。完善价格机制。继续深化天然气价格改革，完善价格形成机制，加快理顺天然气价格与可替代能源比价关系；建立并完善天然气上下游价格联动机制；鼓励天然气用气量季节差异较大的地区，研究推行天然气季节差价和可中断气价等差别性气价政策，引导天然气合理消费，提高天然气利用效率；支持天然气贸易机制创新。

(六)配套相关政策。对优先类用气项目，地方各级政府可在规划、用地、融资、收费等方面出台扶持政策。鼓励天然气利用项目有关技术和装备自主化，鼓励和支持汽车、船舶天然气加注设施和设备的建设。鼓励地方政府出台如财政、收费、热价等具体支持政策，鼓励发展天然气分布式能源项目。

四、政策适用有关规定

(一)坚持以产定需，所有新建天然气利用项目(包括优先类)申报核准时必须落实气源，并签订购气合同；已用气项目供用气双方也要有合同保障。

(二)已建成且已用上天然气的用气项目，尤其是国家批准建设的化肥项目，供气商应确保按合同稳定供气。

(三)已建成但供气不足的用气项目，供气商应首先确保按合同量供应，有富余能力情况下逐步增加供应量。

(四)目前在建或已核准的用气项目，若供需双方已签署长期供用气合同，按合同执行；未签署合同的尽快签署合同并逐步落实气源。

(五)除新疆可适度发展限制类中的天然气化工项目外，其他天然气产地利用天然气亦应遵循产业政策。

五、其它

(一)本政策自发布之日起30 日后实施。从本政策实施之日起，天然气利用项目管理均适用本政策，除国家法律法

规另有规定外，均以此为准。

(二)本政策根据天然气供需形势变化适时进行调整，以确保天然气市场健康有序发展。

(三)本政策由国家发展改革委负责解释。各省(区、市)可在本政策规定范围内结合本地实际制定相关实施办法，并报国家发展改革委备案。国家能源局：天然气汽车的现状、存在的问题及对策建议

天然气是优质、高效、清洁能源，在交通领域替代石油具有良好的经济性和安全性。实际运行数据显示，CNG发动机燃烧1立方米天然气在城市内可替代1升汽油，高速公路可替代1.2-1.3升汽油。LNG重型卡车使用1立方米天然气可替代0.94升柴油。目前我国石油消费在交通能源中的比例达93%。以气代油具有广阔的市场前景。

近年来我国天然气汽车发展很快，2010年底保有量超过100万辆，并且在天然气汽车发动机和相关设备、天然气加注站建设方面也拥有成熟的技术。重庆、西安等西部地区城市 CNG出租车已经普及应用，新疆、内蒙古等省区正在推广LNG重型卡车、LNG城际客车。新疆、湖南、北京等省区正在发展替代柴油的公共汽车。在长江、大运河上用LNG替代柴油的船舶也开始运营。

但在交通领域推广使用天然气仍面临一些问题。一是相关法规和标准体系建设滞后。天然气汽车特别是LNG车船目前仍是新生事务，交通运输管理方面缺少相关法规。按照现行规定，改装LNG卡车禁止上路，LNG船只无法获得合法航行证书，燃油船舶改为天然气船舶需要通过繁琐手续方能获得航行许可。柴油车改装目前也尚无统一技术标准，对推广应用造成了障碍。二是LNG汽车的产业链尚需理顺。推广应用LNG汽车必须配套建设加注站和服务部门，同时LNG生产、运输和供应也要有保障，目前我国LNG加注站的建设仍相对滞后。三是相关政策体系尚未完善。目前新能源汽车主要指电动汽车，天然气汽车不能享受国家扶持政策。另外，天然气与成品油的定价机制尚未完全理顺，给机车业主在燃料成本比较上也带来了不确定性。

在油价不断飙升和环保压力不断增加的背景下，提高交通用气比重，对于降低石油对外依存度、优化能源结构、减少污染物排放、应对气候变化等具有重要的战略意义。“十二五”期间应重视交通领域天然气的应用。一要加强能源、交通、科技等相关部门统筹协调，尽快明确产业政策，做好天然气车船制造、加注站基础设施建设等相关规划。二要尽快制定技术标准，包括：柴油车改装LNG的统一标准，LNG汽车涉及的制造、运行、质量、安全标准，天然气汽车燃料和排放标准等。三要完善配套政策，应尽快制定和完善天然气汽车的准入、财税扶持政策；理顺天然气和其他燃料的价格关系，为天然气车船业主提供长期政策可预见性；借鉴国际经验，制定和完善相关交通运输管理法规，放宽天然气车船运营许可。