液化天然气(lng)汽车加气站技术规范

'NB中华人民共和国行业标准NB00**-2010液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范TechnicalStandardforvehicleLiquefiedNaturalGasFuelingStation（报批稿）××××-××-××发布××××-××-××实施国家能源局发布 目次前言11范围12规范性引用文件23术语34加气站分级和站址选择54.1基本规定54.2加气站的等级划分64.3站址选择65站内平面布置75.1围墙85.2道路85.3防护堤85.4加气岛及罩棚的设置85.5防火间距96工艺设施116.1LNG储罐系统116.2卸车116.3LNG泵116.4加气设施126.5气化器126.6管道系统126.7紧急切断系统136.8可燃气体报警系统136.9LNG移动加气装置137消防设施及排水147.1灭火器材设置147.2消防水系统1410 7.3排水158电气158.1供配电158.2防雷、防静电159建构筑物、采暖通风、绿化169.1建构筑物169.2采暖通风169.3绿化1710施工与验收1710.1一般规定1710.2设备和材料的检验1810.3土建施工1910.4工艺设备安装2110.5管道工程2210.6电气、仪表施工2310.7防腐、绝热工程2310.8预冷、保冷及试车2410.9竣工验收24附录A25（规范性附录）25计算间距的起讫点25附录B26（规范性附录）26加气站内爆炸性气体环境危险区域范围划分26附录C29（规范性附录）29本规范用词说明292810 前言本标准按照GB/T1.1-2009给出的规则起草。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，为规范液化天然气（LNG）汽车加气站的建设，统一技术要求，做到安全可靠、技术先进、经济合理，特制订本标准。本标准共分为10章和3个附录，主要内容包括范围、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。本标准由中华人民共和国国家能源局油气司提出并归口。本标准在执行过程中，希望各单位结合工程实践，总结经验，积累资料，如发现对本标准需要修改和补充，请将意见和相关资料函寄中国市政工程华北设计研究总院第四设计院《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》编写组（地址：天津市河西区气象路99号，邮编：300074）以便修订时参考。本标准负责起草单位：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本标准主要起草人：邓渊杨楚生吴洪松杜建梅陈海龙马景柱张树刚焦伟王建军高永和吕凤芹曾力王立军符一平魏鸿袁树明10 1范围1.1本标准制定了液化天然气（LNG）汽车加气站的设计、施工建造等方面的规定。1.2本标准适用于LNG储存量不超过180m3，LNG工作压力不大于1.6MPa，L-CNG工作压力不大于25.0MPa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：a）液化天然气（LNG）加气站（以下简称LNG加气站）；b）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）；c）LNG和L-CNG联建的加气站（以下简称LNG/L-CNG加气站）；d）LNG、L-CNG、LNG/L-CNG加气与加油的合建站（以下简称加油加气站）。1.3加气站的设计、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。2规范性引用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，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用规范，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。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GB50019采暖通风与空气调节设计规范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10 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及验收规范GB50236现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范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收规范GB50264工业设备及管道绝热工程设计规范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/T20592~20635钢制法兰、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TSGD0001压力管道安全技术监察规程—工业管道TSGR0004固定式压力容器安全技术监察规程TSGZF001安全阀安全技术监察规程3术语3.1液化天然气（LNG）LiquefiedNaturalGas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压缩天然气（CNG）Compressednaturalgas主要成份为甲烷的压缩气体燃料。10 3.3LNG加气站LNGFuelingStation为LNG汽车储瓶充装LNG燃料的专门场所。3.4L-CNG加气站L-CNGFuelingStation由LNG转化为CNG，为CNG汽车储瓶充装CNG燃料的专门场所。3.5LNG/L-CNG加气站LNG/L-CNGFuelingStationLNG加气站与L-CNG加气站联建的统称。3.6加油加气合建站oilandgasFuelingStation汽车加油站与天然气汽车加气站合建的统称。3.7地下LNG储罐buriedLNGtank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。3.8半地下LNG储罐undergroundLNGtank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储罐。3.9防护堤dike用于拦蓄LNG储罐事故时溢出的LNG的构筑物。3.10设计压力designPressure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。3.11工作压力operatingpressure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。10 3.12LNG卸车口pointoftransfer接卸LNG运输车辆所载LNG的固定接头处。3.13站房stationhouse用于加油加气站管理和经营的建筑物。3.14加气岛fuelingisland用于安装加气机的平台。3.15LNG（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。3.16加气切断装置shutoffdevice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。3.17加气枪fuelingConnector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。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。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。4.1.4LNG加气可与L-CNG加气联合建站，也可与加油站联合建站。4.1.5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。4.1.6LNG卸车应在固定的区域。10 4.2加气站的等级划分4.2.1LNG加气站、L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站的等级划分，应符合表4.1的规定。表4.1LNG加气站、L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站的等级划分级别LNG加气站L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站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储气总容积（m3）一级120＜V≤180≤60120＜V≤180≤6012二级60＜V≤120≤6060＜V≤120≤609三级≤60≤608注：V为LNG储罐总容积。4.2.2LNG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，应符合表4.2的规定。表4.2LNG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≤120150＜V≤210二级≤6090＜V≤150三级≤60≤90注1：V为LNG储罐、油罐总容积。注2：油罐的单罐容积不应大于GB50156的有关规定；LNG储罐的单罐容积不应大于本规范表4.1的规定。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。4.3.2城市建成区内的加气站，宜靠近城市道路，与道路交叉路口的距离应符合交通主管部门的要求。4.3.3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4.3的规定。10 表4.3LNG储罐、放散管管口、LNG卸车口与站外建、构筑物的防火间距（m）级别项目LNG储罐放散管管口LNG卸车口一级站二级站三级站重要公共建筑物8080805050明火或散发火花地点3530252525民用建筑保护物类别一类保护物二类保护物2520162020三类保护物1816141515甲、乙类生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐3530252525丙、丁、戊类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐，以及容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐2522202020室外变配电站4035302525铁路8060505050电缆沟、暖气管沟、下水道1210101010道路快速路、主干路；高速、Ⅰ、Ⅱ级1210888次干路、支路；Ⅲ、Ⅳ级108866架空电力线无绝缘层1.5倍杆高1.5倍杆高1.5倍杆高有绝缘层1倍杆高1倍杆高架空通信线国家Ⅰ、Ⅱ级1.5倍杆高1.5倍杆高1倍杆高一般1倍杆高0.75倍杆高0.75倍杆高注1：民用建筑保护物类别的划分应执行《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156的有关规定。注2:LNG加气站的橇装设备与站外建、构筑物的防火间距应按本表相应设备的防火间距确定。注3:地下和半地下LNG储罐与站外建、构筑物的防火间距可按本表减少30%和20%。注4:LNG储罐、放散管管口、LNG卸车口与站外建筑面积不超过200m2的独立民用建筑物（非明火），其防火间距可按本表的三类保护物减少20%。注5:民用建筑物面向加气站一侧的墙为一、二级耐火等级的无门窗洞口实体墙，则储罐、加气机和放散管与该民用建筑物的防火间距可按本表规定的距离减少20%。注6:对国家有特殊规定的铁路线、公路线，应按照相关规定执行。5站内平面布置10 5.1围墙5.1.1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。5.1.2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。5.2道路5.2.1车辆入口和出口应分开设置。5.2.2LNG槽车单车道不应小于4.5m，其他单车道宽度不应小于4m，双车道宽度不应小于7m。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。5.3防护堤5.3.1LNG储罐四周应设置防护堤，防护堤的设置应符合下列规定：a）应采用非燃烧实体材料。b）防护堤内的有效容量不应小于单个最大LNG储罐的容量。c）防护堤高于堤内地面不宜小于0.6m。5.3.2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。5.3.3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。5.3.4防护堤内宜设置排水设施，但不应直接排入市政排水管道。5.4加气岛及罩棚的设置5.4.1加气岛应高出加气区地坪0.15～0.20m；宽度不应小于1.2m。5.4.2罩棚的设计应符合下列规定：a）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；b）罩棚支柱距加气岛端部不应小于0.6m；c）加气区应设照明灯，照度不得小于100lx。10 5.4.3加气机附近应设置防撞柱（栏），防撞柱（栏）高度不应小于0.5m。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。5.5.2加气站内设施之间的防火间距不应小于表5.1的规定。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。10 表5.1站内设施之间的防火间距（m）设施名称LNG储罐CNG储气瓶[井]天然气放散管口密闭卸油点LNG卸车口加油机CNG加气机LNG加气机LNG潜液泵池LNG柱塞泵高压气化器站房消防泵房和消防水池取水口燃气（油）热水炉间、发电间变配电间站区围墙一级站二级站三级站CNG系统LNG系统汽、柴油罐埋地油罐151210**6*6**4665*****通气管管口12108**6*8**8885*****LNG储罐一级站2--65-126886-26102015126二级站2-44-103664-2481512105三级站244-82642-236151284CNG储气瓶[井]**3*6**6663*****天然气放散管口CNG系统--*6**646-*****LNG系统-6-68----81212103密闭卸油点-6**6665*****LNG卸车口-66--246151282加油机**2666*****CNG加气机-2665*****LNG加气机---561588-LNG潜液泵池--5615882LNG柱塞泵-2615882高压气化器-615882站房-**-*消防泵房和消防水池取水口-*-*燃气（油）热水炉间、发电间--*变配电间-*站区围墙-注1:表内*为《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156的规定;注2:地下和半地下LNG储罐与站内建、构筑物的防火间距可按本表减少30%和20%;注3:LNG加气站的橇装设备与站内建、构筑物的防火间距应按本表相应设施的防火间距确定;注4:非空温式气化器与CNG储气瓶组的防火间距可根据工艺要求确定;注5:非高压气化器与LNG储罐、LNG柱塞泵的防火间距可根据工艺要求确定;注6:站房、变配电间的起算点应为门窗;注7:表中：“-”表示无防火间距要求。10 6工艺设施6.1LNG储罐系统6.1.1LNG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》TSGR0004的有关规定。6.1.2LNG储罐附属设备的设置应符合下列规定：a)应设置就地指示的液位计、压力表；b)储罐应设置液位上、下限及压力上限报警，并远程监控；c）储罐的液相连接管道上应设置紧急切断阀；d）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》TSGR0004的有关规定；e）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；f）与储罐气相空间相连的管道上应设置人工放散阀。6.2卸车6.2.1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。6.2.2LNG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。6.3LNG泵6.3.1LNG潜液泵管路系统和附属设备的设置应符合下列规定：a）LNG储罐的底部（外壁）与潜液泵池的顶部（外壁）的高差应符合LNG潜液泵的安装使用要求；b）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；c）应设置压力、温度或液位检测装置并远传监控；d）在泵出口管道上应设置全启封闭式安全阀和切断阀。6.3.2柱塞泵的设置应符合下列规定：a）LNG柱塞泵的设置应符合泵吸入压头要求；b）泵的进、出口管道应设置柔性、防震装置；29 c）泵的出口管道上应设置止回阀和全启封闭式安全阀；d）柱塞泵出口应设置温度和压力检测装置，超压联锁停泵。6.3.3柱塞泵运行产生的噪声范围应符合区域环境噪音有关规定。6.4加气设施6.4.1LNG加气机的技术要求应符合下列规定：a）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；b）加气机计量误差不宜大于1.5%；c)加气机加气管端口应设拉断装置及切断阀；d）加气机配置软管应符合第6.2.2条的有关规定。6.4.2LNG加气岛上宜配置氮气或压缩空气管吹扫接头。6.5气化器6.5.1多台LNG储罐可共用一台增压气化器。6.5.2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。6.5.3气化器的设计压力不应小于1.2倍最大工作压力。6.5.4高压气化器出口温度应满足储气、加气装置的要求，并设置温度检测及联锁装置。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：a）管道系统的设计应符合《工业金属管道设计规范》GB50316的规定；b）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》TSGR0004的有关规定；c）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《流体输送用无缝管件》GB12459的有关规定；d）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;e）LNG在管道内的流速泵前宜小于1m/s，泵后宜小于3m/s。6.6.2LNG储罐根部阀与储罐应采用焊接连接。29 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。6.6.4管道的防腐应符合标准《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。6.6.5LNG管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置。6.6.6天然气放散应符合下列规定：a）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；b）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℃。6.7紧急切断系统6.7.1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。6.7.2紧急切断阀宜为气动阀。6.7.3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。6.7.4紧急切断系统应具有手动复位功能。6.7.5紧急切断系统宜能在以下位置启动：a）距卸车点5m以内。b）在加气机附近工作人员容易接近的位置。c）在控制室或值班室。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，就地及控制室设置声、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《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493的有关规定。6.9LNG移动加气装置6.9.1LNG移动加气装置的储罐容积不应大于20m3。6.9.2进行加气的LNG移动加气装置与站内、外建、构筑物的防火间距应符合本规范三级站的有关规定。6.9.3LNG移动加气装置的工艺设备应符合本规范第6章的有关规定。29 6.9.4LNG移动加气装置可不设防护堤。6.9.5爆炸性气体环境危险区域内的电气设施应符合8.1.4条的有关规定。6.9.6LNG加气作业时，车体应固定。6.9.7LNG移动加气装置应配备不少于4只4kg干粉灭火器。7消防设施及排水7.1灭火器材设置7.1.1每台加气机、储罐应设置不少于2只4kg干粉灭火器。7.1.2LNG加气站内应配置2台35kg推车式干粉灭火器，当两种介质储罐之间的距离超过15m时，应分别设置。7.1.3建筑物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》GB50140的规定。7.2消防水系统7.2.1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。7.2.2设置在城市建成区外严重缺水地区的设有地上LNG储罐的一、二级LNG加气站、油气合建站，在符合下例条件时可不设消防给水系统：a）LNG储罐、放散管、卸车点与站外建、构筑物距离应增加1倍及以上；b）LNG储罐之间的净距不应小于4m；c）LNG站区消防灭火器材的配置应增加一倍。7.2.3设置在城市建成区内的设有地上LNG储罐的二级LNG加气站、油气合建站在符合下例条件之一时，可不设消防给水系统：a）在市政消火栓保护半径150m以内，且供水量不小于15L/s；b）LNG储罐之间的净距不应小于4m，且在罐间设防火墙。防火墙的高度不应低于储罐高度，宽度至两侧防护堤。7.2.4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LNG储罐的三级LNG加气站可不设消防给水系统。7.2.5LNG设施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要求时，应自建消防给水系统。29 7.2.6消防给水设计应符合下列规定：a)一级站消火栓消防水量不应小于20L/s。b）二级站消火栓消防水量不应小于15L/s。c）连续给水时间不应小于3h。7.2.7消防水泵宜设2台。当设2台消防水泵时，可不设备用泵。消防水泵可不设双动力源。7.2.8消防水枪出口处给水压力不应小于0.2MPa，并宜采用多功能水枪。7.3排水7.3.1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。7.3.2加气站、加油加气合建站的排出污水应在建筑物墙外或围墙内设水封井。水封井的水封高度不应小于O.25m。水封井应设沉泥段，沉泥段高度不应小于O.25m。7.3.3排出站外的污水应符合国家有关的污水排放标准。8电气8.1供配电8.1.1加气站的用电负荷等级为三级。加气站的信息及监控系统应设置不间断供电电源。8.1.2站内设置的小型内燃发电机组的排烟管口应安装阻火器。8.1.3站内所有变配电设施不应采用充油型电气设备。8.1.4站内爆炸性气体环境危险区域范围划分应按附录B。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》GB50058的有关规定。8.1.5站内的消防泵房、变配电间、营业室、控制室应设置应急照明，应急照明的照度应符合《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定。8.1.6站内电缆宜采用铠装并直埋敷设，穿越行车道的电缆应穿钢管保护。电缆不应与油品、天然气管道和热力管道同沟敷设。8.2防雷、防静电8.2.1站内建筑物的防雷设计应符合《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定。8.2.2站内罩棚的防雷措施应满足第二类防雷建筑物防雷措施的要求。29 8.2.3站内建筑物防雷装置的接地、静电接地、电气和电子信息系统等接地应共用接地装置，其接地电阻不应大于4Ω。对单独设置的LNG储罐防雷装置的接地电阻不应大于10Ω；地上天然气管道始、末端接地装置的接地电阻不应大于10Ω。8.2.4LNG车辆卸车处应设置卸车接地装置，并应与就近的接地装置可靠连接。8.2.5爆炸危险区域内的所有钢制法兰两侧应采用金属导线跨接。9建构筑物、采暖通风、绿化9.1建构筑物9.1.1站内站房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，顶棚不应采用燃烧体建造。罩棚活荷载、雪荷载、风荷载的标准值应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009的有关规定执行。9.1.2建构筑物的抗震等级应按现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191的有关规定执行。9.1.3建筑物的门、窗应向外开启。9.1.4站房可由营业室、变配电间、控制室等组成。9.1.5站房内不得有明火或散发火花设备。9.2采暖通风9.2.1加气站内各类房间的采暖室内计算温度宜采用表9.1的数值。表9.1各类房间的采暖室内计算温度房间名称采暖室内计算温度（。C）营业室、控制室、办公室、值班休息室18浴室、更衣室25卫生间12发电间5消防器材间59.2.2加气站的采暖应优先利用城市、小区或邻近单位的热源。当无上述条件，可在加气站内设置热水炉间。29 9.2.3设置在站房内的热水炉间，应符合下列规定：a）热水炉间应设耐火极限不低于3h的隔墙与其它房间隔开；b）热水炉间的门窗不宜直接朝向LNG储罐区；c）当采用燃气热水炉采暖时，热水炉应设有排烟系统和熄火保护等安全装置。排烟系统应采取防止火星外逸的有效措施。9.2.4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：a）采用强制通风时，事故状态下，通风换气次数不小于12次/时，正常工作时不小于6次/时。通风设备应防爆并应与可燃气体浓度报警器联锁；b）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。9.2.5加气站室外采暖管道宜直埋敷设，当采用干沙填实管沟敷设时，进出建筑物处应采取隔断措施。9.3绿化9.3.1加气站内不得种植油性植物。9.3.2工艺设备区不应绿化。10施工与验收10.1一般规定10.1.1承建LNG加气站建筑工程的施工单位应具有建筑工程相应的资质。10.1.2承建LNG加气站安装工程的施工单位应具有相应的设备、管道安装工程资质。压力容器及压力管道安装单位应取得特种设备许可证。承建LNG加气站高压气地下储气井的施工单位应具有国家质量监督检验检疫总局颁发的特种设备制造许可证A1级（高压储气井）。10.1.3焊接压力管道的焊工，应按《特种设备焊接操作人员考核细则》TSG6002进行考试，取得焊工合格证。10.1.4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。29 10.1.5LNG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，如需修改设计或材料代用，应有原设计单位变更设计的书面文件或经原设计单位同意的设计变更书面文件。10.1.6施工单位应编制施工方案，并在施工前进行技术交底。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。10.1.7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。10.1.8LNG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。10.1.9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。10.1.10施工中的安全技术和劳动保护应执行现行国家标准《石油化工建设工程施工安全技术规范》GB50484的有关规定。10.2设备和材料的检验10.2.1材料和设备的规格、型号、材质等应符合设计文件的要求。10.2.2材料和设备必须具有有效的质量证明文件，并应符合下列规定：a)材料质量证明文件的特性数据应符合相应产品标准的规定。b)“压力容器产品质量证明书”应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的规定，且应有“锅炉压力容器产品安全性能监督检验证书”。c)气瓶应具有符合《气瓶安全监察规程》要求的“产品合格证和批量检验质量证明书”，且应有“锅炉压力容器产品安全性能监督检验证书”。d)压力容器应按现行国家标准《钢制压力容器》GB150的规定进行检验与验收；LNG储罐还应按现行国家标准《低温绝热压力容器》GB18442的规定进行检验与验收。29 e)储气井应由当地锅炉压力容器（特种设备）检验单位对储气井的建造、组装、试验、固井进行综合评价后，出具储气井的“压力容器（储气井）产品安全性能监督检验证书”方可投入使用。f)其它设备应有符合相应标准要求的质量证明文件。g)引进的设备尚应有商检部门出具的进口设备商检合格证。10.2.3计量仪器应在计量鉴定合格有效期内。10.2.4设备的开箱检验，应由有关人员参加，按照装箱清单进行下列检查：a)核对设备的名称、型号、规格、包装箱号、箱数并检查包装状况。b)检查随机技术资料及专用工具。c)对主机、附属设备及零、部件进行外观检查，并核实零、部件的品种、规格、数量等。d)检验后应提交有签证的检验记录。10.2.5可燃介质管道的组成件应有产品标识，并应按现行国家标准《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》GB50517的规定进行检验。10.2.6当材料和设备有下列情况之一时，不得使用：——质量证明文件特性数据不全或对其数据有异议的。——实物标识与质量证明文件标识不符的。——要求复验的材料未进行复验或复验后不合格的。10.2.7可燃介质管道上的阀门在安装前应按国家现行《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》GB50517的规定进行检验。10.3土建施工10.3.1工程测量应按现行国家标准《工程测量规范》GB50026的规定进行。施工过程中应对平面控制桩、水准点等测量成果进行检查和复测，并对水准点和标桩采取保护措施。10.3.2进行场地平整和土方开挖回填作业时，应采取防止地表水或地下水流入作业区的措施。排水出口应设置在远离建筑物的低洼地点，并保证排水畅通。排水暗沟的出水口处应有防止冻结的措施。临时排水设施应待地下工程土方回填完毕后方可拆除。10.3.3在地下水位以下开挖土方时，应根据工程地质资料、挖方量、现场条件采取降低地下水位的措施，防止周围建、构筑物产生附加沉降。10.3.4当设计文件无要求时，场地平土应向排水沟方向成不小于2‰的坡度。29 10.3.5土方工程应按现行国家标准《建筑地基基础施工质量验收规范》GB50202的规定进行验收。10.3.6混凝土设备基础模板、钢筋和混凝土工程施工除执行国家现行标准《石油化工设备混凝土基础工程施工及验收规范》SH3510外，尚应符合下列规定：a拆除模板时基础混凝土达到的强度，不应低于设计强度的40%。b钢筋的混凝土保护层厚度允许偏差为±10mm。c设备基础的工程质量应符合下列规定：a）基础混凝土不得有裂缝、蜂窝、露筋等缺陷；b）基础周围土方应夯实、整平；c）螺栓应无损坏、腐蚀，螺栓预留孔和预留洞中的积水、杂物应清理干净；d）设备基础应标出轴线和标高，基础的允许偏差应符合表10.3.6的规定；e）由多个独立基础组成的设备基础，各个基础间的轴线、标高等的允许偏差应按表10.3.6的要求检查。表10.3.6块体式设备基础的允许偏差(mm)项次项目允许偏差1轴线位置202不同平面的标高（不计表面灌浆层厚度）0-203平面外形尺寸±204凸台上平面外形尺寸0-205凹穴平面尺寸+2006平面度(包括地坪上需安装设备部分)每米5全长107侧面垂直度每米5全高108预埋地脚螺栓标高（顶端）+100螺栓中心圆直径±5中心距（在根部和顶部两处测量）±29地脚螺栓预留孔中心线位置10深度+200孔中心线铅垂度10d基础交付设备安装时，混凝土强度不应低于设计强度的75%。29 10.3.7站房及其他附属建筑物的基础、构造柱、圈梁、模板、钢筋、混凝土以及砖石工程等的施工应符合现行国家标准《建筑地基与基础工程施工质量验收规范》GB50202、《砌体工程施工质量验收规范》GB50203和《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的规定。10.3.8防渗混凝土的施工应符合现行国家标准《地下工程防水技术规范》GB50108的规定。10.3.9站房及其它附属建筑物的屋面工程、地面工程和建筑装饰工程的施工应符合现行国家标准《屋面工程质量验收规范》GB50207、《建筑地面工程施工质量验收规范》GB50209和《建筑装饰装修工程质量验收规范》GB50210的规定。10.3.10钢结构的制作、安装应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的规定。建筑物和钢结构的防火涂层的施工应符合国家现行有关标准的规定和设计文件与产品使用说明书的要求。10.3.11站区建筑物的采暖和给排水施工应符合现行国家标准《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242的规定进行验收。10.3.12站区混凝土地面施工，应符合国家现行标准《公路路基施工技术规范》JTJ033、《公路路面基层施工技术规范》JTJ034及《水泥混凝土路面施工及验收规范》GBJ97的规定，并按地基土回填夯实、垫层铺设、面层施工的工序进行控制，上道工序未经检查验收合格，下道工序不得施工。10.4工艺设备安装10.4.1LNG储罐的安装应符合《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156的相关规定。10.4.2CNG储气瓶组的安装应执行设计文件的规定。10.4.3CNG高压储气井的建造除应符合国家现行有关标准规范的规定外，尚应应符合下列规定：a)储气井井筒与地层之间的环形空隙应用水泥浆填充，且填充的水泥浆的体积不应小于空隙的理论计算体积，其密度不应小于1.6t/m3。b)储气井组应在井口下法兰至地下埋深不小于1.5m，以井中心点为中心半径不小于1m的范围内采用C30钢筋混凝土进行加强固定。10.4.4LNG储罐在预冷前应进行干燥处理，干燥后储罐内气体的露点不应高于-20℃。10.4.5加气机安装应按产品使用说明书的要求进行，并应符合下列规定：a)安装完毕，应按照产品使用说明书的规定预通电，进行整机的试机工作。在初次供电前应再次检查确认下列事项符合要求：29 ---电源线已连接好；---管道上各接口已按设计文件要求连接完毕；---管道内污物已清除。b)加气枪应进行加气充装泄漏测试，测试压力应按设计压力进行。测试不得少于3次。c)试机时禁止以水代气试验整机。10.4.6机械设备安装应符合现行国家标准《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB50231以及产品使用说明书的有关规定。10.5管道工程10.5.1加气站管道工程的施工与验收应符合现行国家标准《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235、《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》GB50517、《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236的规定。10.5.2可燃介质管道焊缝外观应成型良好，与母材圆滑过度，宽度以每侧盖过坡口2mm为宜，焊接接头表面质量应符合下列规定：a)不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在。b)CNG和LNG管道焊缝不得有咬肉，其它管道焊缝咬肉深度不应大于0.5mm，连续咬肉长度不应大于100mm，且焊缝两侧咬肉总长不应大于焊缝全长的10%。c)焊缝表面不得低于管道表面，焊缝余高不应大于2mm。10.5.3可燃介质管道焊接接头无损检测方法应执行设计文件规定，缺陷等级评定应执行《承压设备无损检测》JB/T4730.1～JB/T4730.6的规定，且应符合下列规定：a)射线检测时，射线检测技术等级不得低于AB级，管道焊接接头的合格标准为II级。b)超声波检测时，管道焊接接头的合格标准为I级。10.5.4施焊焊接接头射线或超声波检测百分率为100%。10.5.5可燃介质管道焊接接头抽样检验，若有不合格时，应按该焊工的不合格数加倍检验，若仍有不合格则应全部检验。不合格焊缝的返修次数不得超过三次。10.5.6管道系统安装完成后，应进行压力试验，并应符合下列规定：a)钢制管道系统的强度试验的介质为洁净水（奥氏体不锈钢管道以水作试验介质时，水中的氯离子含量不得超过25mg/l）；b)钢制管道系统的严密性试验的介质宜为空气；29 c)压力试验要求应符合《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235的有关规定。10.5.7管道系统压力试验合格后，应按照设计要求进行吹扫,吹扫工作应符合下列规定：a)焊接在管道上的阀门和仪表应采取保护措施;b)不参与吹扫的设备应隔离;c)吹扫压力不得超过设备和管道系统的设计压力，吹扫气体的流速不得小于20m/s;d)排气口应设白色油漆靶检查，5min内靶上无铁锈、尘土、水分及其他杂物为合格。经吹扫合格的管道，应及时恢复原状。10.5.8低温管道系统在预冷前应进行管内干燥处理，干燥处理后管道系统内气体的露点不应高于-20℃。10.5.9给水排水管道工程的施工应执行现行国家标准《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242。10.6电气、仪表施工10.6.1建筑电气工程施工应按现行国家标准《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303的规定进行验收。10.6.2爆炸及火灾危险环境电气装置的施工应执行国家现行标准《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收规范》GB50257。10.6.3电缆施工应执行国家现行标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168。10.6.4接地装置的施工应执行国家现行标准《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169。10.6.5仪表的安装施工应执行现行标准《石油化工仪表工程施工技术规程》SH/T3521和《自动化仪表工程施工及验收规范》GB50093的规定。10.7防腐、绝热工程10.7.1LNG加气站设备和管道的防腐蚀要求应符合设计文件的规定。10.7.2管道的防腐应符合标准《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。10.7.3设备、管道的绝热应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程施工规范》GB50264的有关规定。29 10.8预冷、保冷及试车10.8.1设备、管路系统安装合格后，低温储罐应按照国家现行《低温绝热压力容器》GB18442以及制造厂家的有关要求进行预冷；低温管路系统应按照国家现行标准《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》GB50517的规定进行预冷。10.8.2预冷合格后，应对站内系统进行试车。10.8.3试压、预冷合格后应对低温管线进行保冷。低温管线的保冷应按照现行国家标准《设备及管道保冷技术通则》GB/T11790、《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264和设计文件的要求。10.8.4LNG泵的负荷试运转可结合冷试同时进行。负荷试运转应在2次以上，每次连续运行时间不少于1h。负荷试运转检查，应符合下列规定：a)泵运行平稳；b)运行参数应符合设备技术文件的规定；c)各密封点不得有泄漏；d)电气、仪表、控制装置应指示正确、灵敏可靠。10.9竣工验收10.9.1工程竣工后，施工安装单位应提供相关竣工资料。10.9.2加气站的竣工验收应按主管部门的要求实施。10.9.3加气站的竣工验收应具备下列资料：a)设计施工图和设计变更等有关资料；b)购进设备、材料等产品质量证明和安装、使用说明书；c)设备、管道及附件检验、检测报告和调试记录；d)电气、仪表和燃气检漏装置的合格证和调试记录；e)隐蔽工程施工和验收记录；f)设备和管道的吹扫、压力试验记录；g)安全和消防设施资料；h)施工安装工程质量事故处理记录；i)工程竣工图和竣工报告。10.9.4验收不合格的加气站，不应投入运行。29 附录A（规范性附录）计算间距的起讫点A.1道路——路面边缘。A.2铁路——铁路中心线。A.3管道——管子中心线。A.4储罐——罐外壁。A.5储气瓶——瓶外壁。A.6储气井——井管中心。A.7加油机、加气机——中心线。A.8设备——外缘。A.9架空电力、通信线路——线路中心线。A.10埋地电力、通信电缆——电缆中心线。A.11建筑物、构筑物——外墙。29 附录B（规范性附录）加气站内爆炸性气体环境危险区域范围划分B.1爆炸性气体环境危险区域的划分应符合国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058中关于“爆炸性气体环境危险区域划分”章节的规定。LNG加气站的所有区域内的释放源属于第二级释放源。B.2LNG加气机的爆炸危险区域的等级和范围划分应符合下列规定（图B.2）：1）LNG加气机的内部空间及爆炸危险区域内地坪下的坑、沟划为1区；2）距离LNG加气机的四周外壁4.5m的半径内，至罩棚顶的空间范围内划为2区；图B.2LNG加气机的爆炸危险区域划分B.3地上LNG储罐的爆炸危险区域的等级和范围划分应符合下列规定（图B.3）：1）LNG储罐内部的液体表面以上的空间划为0区；2）爆炸危险区域内地坪下的坑、沟划为1区；3）距离LNG储罐的外壁和顶部3m的范围内划为2区；4）储罐区的防护堤至储罐外壁，高度为堤顶高度的范围内划为2区；注：地下及半地下的LNG储罐的爆炸危险区域的等级和范围划分可参照本条规定划分。29 图B.3地上LNG储罐的爆炸危险区域划分B.4露天设置的LNG泵的爆炸危险区域的等级和范围划分应符合下列规定（图B.4）：1）爆炸危险区域内地坪下的坑、沟划为1区；2）距离设备或装置的外壁4.5m，高出顶部7.5m，地坪以上的范围内划为2区。3）当设置于防护堤内时，设备或装置外壁至防护堤，高度为堤顶高度的范围内划为2区；图B.4露天设置的LNG泵的爆炸危险区域划分B.5露天设置的空温式LNG气化器、输送易燃物质的管道上的阀门及法兰等第二级释放源的爆炸危险区域的等级和范围划分应符合B.4条的规定。B.6露天设置的水浴式LNG气化器的爆炸危险区域的等级和范围划分应符合下列规定：1）爆炸危险区域内地坪下的坑、沟划为1区；2）距离水浴式LNG气化器的外壁和顶部3m的范围内划为2区；3）当设置于防护堤内时，设备外壁至防护堤，高度为堤顶高度的范围内划为2区；29 B.7LNG卸气柱的爆炸危险区域的等级和范围划分应符合下列规定：1）以密闭式注送口为中心，半径为1.5m的空间和爆炸危险区域内地坪下的坑、沟划为1区；2）以密闭式注送口为中心，半径为4.5m的空间以及至地坪以上的范围内划为2区；B.8LNG加气橇的爆炸危险区域的等级和范围划分应符合下列规定：1）LNG加气橇的储罐内部的液体表面以上的空间划为0区；2）爆炸危险区域内地坪下的坑、沟划为1区；3）距离LNG加气橇的四周最外部设备或装置的外壁4.5m的半径内，顶部与装置的最高点的距离为7.5m，及装置的最高点至地坪以上的范围内划为2区。4）LNG加气橇的卸气柱的爆炸危险区域的等级和范围划分应符合B.7条的规定。B.9下列区域可划为非爆炸危险区域：1）没有释放源并不可能有易燃和可燃气体侵入的区域。2）易燃和可燃气体可能出现的最高浓度不超过其爆炸下限值的10%的区域。3）在生产过程中使用明火的设备附近区域，或炽热部件的表面温度超过区域内易燃物质引燃温度的设备附近区域，如热水炉间等。4）在生产装置区外，露天或开敞设置的输送易燃物质的架空（地上）管道地带，但其阀门处按具体情况确定。29 附录C（规范性附录）本规范用词说明C.1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1）表示很严格，非这样做不可的用词：正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。2）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：正面词采用“应”；反面词采用“不应”或“不得”。3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。C.2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。29'