GB50156-2012标准规范下载简介：

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GB50156-2012 汽车加油加气站设计与施工规范(2014年版)(1)

注：需“·"的加气站专指CNG 式

.U.IZALN加拍CNG

GB 222-84 钢的化学分析用试样取样法及成品化学成分允许偏差表3,0.12ALNG加气站与CNG常规加气站或CNG

表3.0.12ALNG加气站与CNG常规加气站或CNG 加气子站的合建站的等级划分

注表中指号内数字为CNG储气设版采用健气非的点容程

3.0.13加油与LPG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.1 的规定。

3.0.T3加润与LPG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.13 的规定。

表3.0.13加油与LPG加气合建站的等级别分

LPG储媒总容积 LPG储罐总客积 合建站等级 (m) 与油品储罐 总客积合计（m) 一级 V≤45 120

注，1禁油罐容程可折半计人油罐总容积。 2当油带总容积大于90m时，油装单罐容积不应大于50m，当油强总容积 小于或等于90m时.汽消罐单速容积不应大于30m，案油罐单蒙容积不 应大于50m L.P储罐单继容积不应人于30m， 3.0.14加油与CNG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.14 的规定。

表3.0.14加油与CNG加气合建站的等级划分

2当清总容积人于90m时.消额单罐容只不应人于50m；当油罐总容积 小于或等于90m时，汽油罐单能容积不度大于30m²，柴油罐单罐客积不 成大于50m, 3表中矫号内数字为CNG储气没座采用储气并的总客程。

■以及加油与LNG加气和CNG加气合建站的等级划全

注：1荣消踪客积可新卡计人油露总容积， 2当油媒总客积大于90m时.油单超容积不应人于50m²，当油罐总客积 小于或等于90m时，汽油银单错容程不应大于30m²，案油罐单锯容积不 应大于50m 31.NG储媒的单罐容积不应大于60m 3.0.16作为站内储气设施使用的CNG车载储气瓶组拖车，其 单车储气瓶组的总容积不应大于24m

注：1荣消踪客积可折卡计人油露总容积， 2当油媒总客积大于90m时.油单超容积不应人于50m，当油罐总客积 小于或等于90m时，汽油银单罐容程不应大于30m²，案油罐单锯容积不 应大于50m 31.NG储媒的单罐容积不应大于60m 3.0.16作为站内储气设施使用的CNG车载储气瓶组拖车，其 单车储气瓶组的总容积不应大于24m

4.0.1加油加气站的站址选择，应符合城乡规划、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在城市建成区不宜建一级加油站、一级加气站、一级加油 加气合建站、CNG加气母站。在城市中心区不应建一级加油站、 一级加气站、一级加油加气合建站、CNG加气母站。 .0.3城市建成区内的加油加气站，宜靠近城市道路，但不宜选 在城市干道的交叉路口附近。 4.0.4加油站、加油加气合建站的汽油设备与站外建（构)筑物的 安全间距，不应小于表4.0.4的规定。

4.0.5加油站、加油加气合建站的柴油设 凯物的 安全间距，不应小于表4.0.5的规定。

表0紫油设备与站外建构统物的安企前胞m

注1 室外变、配电站报电力系线电压为3 10MV·A以上的室外变、配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5 的室外降压变电站。其他规格的室外变、配电站或变压器应按丙类物品 生产厂房确定。 2表中道路指机动车道路。油罐、加消机和油罐通气管管口与郊区公路的 安全间距应按城市道路确定，高速公路、一级和二级公路应按城市快速 路主于路建定：三级和四级公路应按城市次干路、支路确定。

注：1 外、配电站报电力系线电压为5 10MV·A以上的室外变、配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5 的室外降压变电站。其他规格的室外变、配电站或变压器应按丙类物品 生产厂房确定。 2表中道路指机动车道路。油罐、加消机和油慧通气管管口与区公路的 安全间距应按城市道路确定，高速公路、一级和二级公路应按城市快速 路主王路建定：三级和四级公路应按城市次干路、支路确定。

4.0.6LPG加气站、加油加气合建站的LPG储罐与站外建（构 筑物的安全间距，不应小于表4.0.6的规定。

表4.0.61PG情建与站分建（物管物的安会间距（m

表4，07代制车点气放数店站外建淘物的安全间距m）

4.0.8CNG加气站和加油加气合建站的压缩天然气工艺设备与 站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.8的规定。CNG加 气站的撬装设备与站外建（构筑物的安全间距，应符合表4.0.8 的规定。

表4.0.8CNG工艺设备与站外建（构)筑物的安全间距（m

10MV·A以上的室外变、配电站，以及工业企业的变压器总油量大于5t 的室外降压变电站。其他规格的室外变、配电站或变压器应按丙类物品 生产厂房确定。 2表中道路指机动车道路。站内CNG工艺设备与郊区公路的安全闽距应 按城市道路确定，高速公路、一级和二级公路应按城市快速路、主干路确 定：三级和固级公路应按城市次干路、支路确定。 S 与重要公共建筑物的主要出入口（包括铁露、地铁和二级及以上公路的隧 道出入口）尚不应小于50m。 4 储气瓶拖车固定停车位与站外建（构）款物的防火间距，应按本表储气瓶 的安全间距确定。 5一、二级醇火等级民用建筑物面向加气站一侧的增为无门窗洞口实体墙 时，站内CNG工艺设备与该民用建筑物的距离，不座低于本表规定的安 全间距的70%。 .0.9 加气站、加油加气合建站的LNG储罐、放散管管口、LNG 卸车点、LNG撬装设备与站外建（构）筑物的安全间距，不应小于 表4.0.9的规定。LNG加气站的撬装设备与站外建（构)筑物的 安全间距，应符合本规范表4.0.9的规定。

装4.0.9LNG设备与站外建【检1算物的安全间距（m

5.0.1车辆人口和出口应分开设置。

5.0.2站区内停车位和道路应符合下列规定

1站内车道或停车位宽度应按车辆类型确定，CNG加气母 占内单车道或单车停车位觉度，不应小于4.5m，双车道或双车停 车位宽度不成小于9m；其他类型加油加气站的个道或停车位，单 车道或单车停车位宽度不应小于4m，双车道或双车停车位不应小 F·6m。 2站内的道路转弯半径应按行驶车型确定，且不宜小于9m。 3站内停车位应为平坡，道路坡度不应大于8%，且宜坡向 站外。 4 加油加气作业区内的停车位和道路路面不应采用沥青 路面。 5.0.3加油加气作业区与辅助服务区之间应有界线标识。 5.0.4 在加油加气合建站内，宜将柴油布置在PG储罐或 NG储气瓶（组）、LNG储罐与汽油罐之间。 5.0.5加油加气作业区内，不得有“明火地点”或“散发火花 地点”。 5.0.6柴油尾气处理液加注设施的布置，应符合下列规定： 1不符合防爆要求的设备，应布置在爆炸危险区域之外，且 与爆炸危险区域边界线的距离不应小于3m。 2符合防爆要求的设备，在进行平面布置时可按加油机 对待。 5.0.7电动汽车充电设施应布置在辅助服务区内。

区域之外，且与爆炸危险区域边界线的距离不应小于3m。变配电 间的起算点应为门窗等洞口。 5.0.9站房可布置在加油加气作业区内，但应符合本规范第 12.2.10条的规定。 5.0.10加油加气站内设置的经营性餐饮、汽车服务等非站房所 属建筑物或设施，不应布置在加油加气作业区内，其与站内可燃液 体或可燃气体设备的防火间距，应符合本规范第4.0.4条至第 4.0.9条有关三类保护物的规定。经营性餐饮、汽车服务等设施 内设置明火设备时，则应视为“明火地点"或“散发火花地点”。其 中，对加油站内设置的燃煤设备不得按设置有油气回收系统折减 距离。 5.0.11加油加气站内的爆炸危险区域，不应超出站区围墙和可 用地界线。

注：1 括号内数值为储气并与储气并、柴油加油机与自用有燃煤或燃气（油）设备 极装式加油装置的油罐与站内设施之间的防火间距应按本表汽油战、柴油 当卸油采用消气国收系统时，汽油通气管管口与站区围增的距高不应小 .G罐放版 LPG储距离不限，与站内其他设施的防火间距 LIG泵和压缩机、天然气压缩机、调压器和天然气脱殖和脱水设备露天布置 天然气调压器设置在非开款的室内时，民算点应为该类设备所在建筑物的 气站，其请路与站 应按本表相应设备 站房、有燃煤就燃气油 10表中一、二、三级站包括LPG加气站、加油与LPG加气合建站。 11表中"一“表量无防火间距要求，"X"表示该类设施不应合建。

的房间的距商。 罐增加30% 于2m。 可按相应级别的LPG埋地储罐确定。 或布置在开微的建筑物内时，起算点应为设备外缘；LPG泵和压缩机、天然气压缩机、 门窗等洞口。 内其他设焦的防火间距，不应低于本表三级站的地上储露防火阔距的80%。 的防火间距确定。 站房内设置有变配电间时，配电间的布置应符合本规范第5.0.8各的报定

注站房、有燃气油火设的回的单点皮为门窗等温口。

表中“一表示无防火间距要求。括号内数值为案油加油机与自用有燃煤

或燃气（油）设备的房阅的距离

或燃气（油）设备的房阅的距离

6.1.1除撬装式加油装置所配置的防火防爆油罐外，加油站的汽 油罐和柴油罐应埋地设置，严禁设在室内或地下室内。 6.1.2汽车加油站的储油罐，应采用卧式油罐 6.1.3理地油罐需要采用双层油罐时，可采用双层钢制油罐、双 层玻璃纤维增强塑料油罐、内钢外玻璃纤维增强塑料双层油罐 既有加油站的埋地单层钢制油罐改造为双层油罐时，可采用玻璃 纤维增强塑料等满足强度和防渗要求的材料进行衬里改造。 6.1.4单层钢制油罐、双层钢制油罐和内钢外玻璃纤维增强塑料 双层油罐的内层罐的罐体结构设计，可按现行行业标准《钢制常压 储罐第一部分：储存对水有污染的易燃和不易燃液体的埋地卧式 圆简形单层和双层储罐》AQ3020的有关规定执行，并应符合下 列规定： 1钢制油罐的罐体和封头所用钢板的公称厚度，不应小于表 6.1.4的规定

表6.1.4微制油的健体和封头所用领板的公盗原度（mm

2钢制油罐的设计内压不应低于0.08MPa

.1.5双层玻璃纤维增强塑料油罐的内、外层壁厚，以及内钢外

玻璃纤维增强塑料双层油罐的外层壁厚，均不应小于4mm。 6.1.6与罐内油品直接接触的玻璃纤维增强塑料等非金属层， 应满足消除油品静电荷的要求，其表面电阻率应小于10Q；当 表面电阻率无法满足小于10"α的要求时，应在罐内安装能够消 除油品静电电荷的物体。消除油品静电电荷的物体可为没人油 品中的钢板，也可为钢制的进油立管、出油管等金属物，其表 面积之和不应小于式（6.1.6)的计算值。安装在罐内的静电 消除物体应接地，其接地电阻应符合本规范第11.2节的有关 搜定：

A=0. 04V (6.1.f

钢制油醒的周周应回填中性沙或细土，其厚度不应小于0.3m；外 层为玻璃纤维增强塑料材料的油罐，其回填料应符合产品说明书 的要求。 6.1.11当理地油罐受地下水或雨水作用有上浮的可能时，应采 取防止油罐上浮的措施。 6.1.12埋地油罐的人孔应设操作并。设在行车道下面的人孔并 应采用加油站车行道下专用的密闭井盖和井座。 6.1.13油罐应采取卸油时的防满溢措施，油料达到油罐容量 90%时，应能触动高液位报警装置；油料达到油罐容量95%时，应 能白动停止油料继续进罐。高液位报警装置应位于工作人员便于 觉察的地点， 6.1.14设有油气回收系统的加油加气站，其站内油罐应设带有 高液位报警功能的液位监测系统。单层油罐的液位监测系统尚应 具备渗漏检测功能，其渗漏检测分辨率不宜大于0.81./h。 6.1.15与土壤接触的钢制油罐外表面.其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蚀设计规范》SH/T3022 的有关规定，且防胸等级不应低于加强级

6.3.7油罐的接合管设置应符合下列规定

1接合管应为金属材质。 2接合管应设在油罐的顶部，其中进油接合管、出油接合管 或潜油泵安装口，应设在人孔盖上。 3进油管应伸至罐内距罐底50mm~100mm处。进油立管 的底端应为45斜管口或T形管口。进油管管壁上不得有与油罐 气相空间相通的开口。 4罐内潜油泵的人油日或通往白吸式加油机管道的罐内底 阀，应高于端底150mm~200mm。 5油罐的量油孔应设带锁的量油帽。量油孔下部的接合管 宜向下伸至罐内距罐底200mm处，并应有检人时使接合管内液 位与罐内液位相一致的技术措施。 6油罐人孔井内的管道及设备，应保证油罐人孔盖的可拆 装性。 7人孔盖上的接合管与引出并外管道的连接，宜采用金属软 管过渡连接（包括潜油泵山油管）。 6.3.8汽油罐与柴油罐的通气管应分开设置。通气管管口高出 地面的高度不应小于4m。沿建（构）筑物的墙（柱)向上敷设的通 气管，其管口应高出建筑物的顶面1.5m及以上。通气管管口应 设置阻火器 6.3.9通气管的公称直径不应小于50mm。 6.3.10当加油站采用油气回收系统时，汽油罐的通气管管口除 应装设阻火器外，尚应装设呼吸阅。呼吸阀的工作正压宜为 2kPa～3kPa工作负压宜为1.5kPa～2kPa。 6.3.11加油站工艺管道的选用，应符合下列规定： 油罐通气管道和露出地面的管道，应采用符合现行国家标 准《输送流体用无缝钢管》GB/T8163的无缝钢管。 2其他管道应采用输送流体用无缝钢管或适于输送油品的 热塑性塑料管道。所采用的热塑性塑料管道应有质量证明文件。 非烃类车用燃料不得采用不导静电的热塑性塑料管道

1接合管应为金属材质。 2接合管应设在油罐的顶部，其中进油接合管、出油接合管 或潜油泵安装口，应设在人孔盖上。 3进油管应伸至罐内距罐底50mm~100mm处。进油立管 的底端应为45°斜管或T形管。进油管管壁上不得有与油罐 气相空间相通的开口。 4罐内潜油泵的人油口或通往白吸式加油机管道的罐内底 阀，应高于端底150mm~200mm。 5油罐的量油孔应设带锁的量油帽。量油孔下部的接合管 宜向下伸至罐内距罐底200mm处，并应有检人时使接合管内液 位与罐内液位相一致的技术措施。 6油罐人孔井内的管道及设备，应保证油罐人孔盖的可拆 装性。 7人孔盖上的接合管与引出并外管道的连接，宜采用金属软 管过渡连接（包括潜油泵山油管）。 6.3.8汽油罐与柴油罐的通气管应分开设置。通气管管口高出 地面的高度不应小于4m。沿建（构)筑物的墙（柱)向上敷设的通 气管，其管口应高出建筑物的顶面1.5m及以上。通气管管口应 设置阻火器 6.3.9通气管的公称直径不应小于50mm。 6.3.10当加油站采用油气回收系统时，汽油罐的通气管管口除 应装设阻火器外，尚应装设呼吸阅。呼吸阀的工作正压宜为 2kPa～3kPa，工作负压宜为1.5kPa~2kPa。 6.3.11加油站工艺管道的选用，应符合下列规定： 油罐通气管道和露出地面的管道，应采用符合现行国家标 维《输送流体用无缝钢管>GB/T8163的无缝钢管。 2其他管道应采用输送流体用无缝钢管或适于输送油品的 热塑性塑料管道。所采用的热塑性塑料管道应有质量证明文件。 非轻类车燃料不供采不品整中的热部业制能置

3无缝钢管的公称壁厚不应小于4mm，埋地钢管的连接应 采用焊接。 4热塑性塑料管道的主体结构层应为无孔隙聚乙烯材料，量 厚不应小于4mm。埋地部分的热塑性塑料管道应采用配套的专 用连接管件电熔连接。 5导静电热塑性塑料管道导静电衬层的体电阻率应小于 10°Q·m，表面电阻率应小于10°Q。 6不导静电热塑性塑料管道主体结构层的介电击穿强度应 大于100kV。 7柴油尾气处理液加注设备的管道，应采用奥氏体不锈钢管 道或能满足输送柴油尾气处理液的其他管道。 6.3.12油罐车卸油时用的卸油连通软管、油气回收连通软管，应 采用导静电耐油软管，其体电阻率应小于10"Q·m，表面电阻率 应小于10"Q，或采用内附金属丝（网)的橡胶软管。 6.3.13加油站内的工艺管道除必须露出地面的以外，均应埋地数 设。当采用管沟设时，管沟必须用中性沙子或组土填满、填实。 6.3.14卸油管道、卸油油气回收管道、加油油气回收管道和油罐 通气管横管，应坡向埋地油罐。卸油管道的坡度不应小于2%，卸 油油气回收管道、加油油气回收管道和油罐通气管横管的坡度，不 应小于1%。 6.3.15受地形限制，加油油气回收管道坡向油罐的坡度无法满 足本规范第6.3.14条的要求时，可在管道靠近油罐的位置设置集 液器，且管道坡向集液器的坡度不应小于1%。 6.3.16理地工艺管道的理设深度不得小于0.4m。数设在混凝 土场地或道路下面的管道，管顶低于混凝土层下表面不得小于 0.2m，管道周围应回填不小于100mm厚的中性沙子或细土。 5.3.17工艺管道不应穿过或跨越站房等与其无直接关系的建 构)筑物；与管沟、电缆沟和排水沟相交叉时，应采取相应的防护 措施。

3无缝钢管的公称壁厚不应小于4mm，埋地钢管的连接应 采用焊接。 4热塑性塑料管道的主体结构层应为无孔隙聚乙烯材料，壁 厚不应小于4mm。埋地部分的热塑性塑料管道应采用配套的专 用连接管件电熔连接。 5导静电热塑性塑料管道导静电衬层的体电阻率应小于 10°Q·m，表面电阻率应小于10°Q。 6不导静电热塑性塑料管道主体结构层的介电击穿强度应 大于100kV。 7柴油尾气处理液加注设备的管道，应采用奥氏体不锈钢管 道或能满足输送柴油尾气处理液的其他管道。 6.3.12油罐车卸油时用的卸油连通软管、油气回收连通软管，应 采用导静电耐油软管，其体电阻率应小于10"Q·m，表面电阻率 应小于10"Q，或采用内附金属丝（网)的橡胶软管。 6.3.13加油站内的工艺管道除必须露出地面的以外，均应埋地数 设。当采用管沟败设时，管沟必须用中性沙子或组土填满、填实。 6.3.14卸油管道、卸油油气回收管道、加油油气回收管道和油罐 通气管横管，应坡向埋地油罐。卸油管道的坡度不应小于2%，卸 油油气回收管道、加油油气回收管道和油罐通气管横管的坡度，不 应小于1%。 6.3.15受地形限制，加油油气回收管道坡向油罐的坡度无法满 足本规范第6.3.14条的要求时，可在管道靠近油罐的位置设置集 液器，且管道坡向集液器的坡度不应小于1%。 5.3.16理地工艺管道的理设深度不得小于0.4m。数设在混凝 土场地或道路下面的管道，管顶低于混凝土层下表面不得小于 .2m，管道周围应回填不小于100mm厚的中性沙子或细土。 5.3.17工艺管道不应穿过或跨越站房等与其无直接关系的建 构)筑物；与管沟、电缆沟和排水沟相交叉时，应采取相应的防护 普施。

6.3.18 不导静电热塑性塑料管道的设计和安装，除应符合本规 范第6.3.1条至第6.3.17条的有关规定外，尚应符合下列规定： 1管道内油品的流速应小于2.8m/s， 2管道在人孔井内、加油机底槽和卸油口等处术完全埋地的 部分，应在满足管道连接要求的前提下，采用最短的安装长度和最 少的按头。 6.3.19埋地钢质管道外表面的防属设计，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

直不 用阻隔防爆装置时，阻隔防爆装置的选用和安装，应按现行行业标 准《阻隔防爆概装式汽车加油（气）装置技术要求》AQ3002的有 关规定执行， 6.4.2撬装式加油装置应采用双层钢制油罐。 6.4.3 撬装式加油装置的汽油设备应采用卸油和加油油气回收 系统。 6.4.4双壁油罐应采用检测仪器或其他设施对内罐与外罐之间 的空间进行渗漏监测，并应保证内罐与外罐任何部位出现渗漏时 均能被发现。 6.4.5概撬装式加油装置的汽油罐应设防晒罩棚或采取隔热措施。 6.4.6撬装式加油装置四周应设防护用报或漏油收集池，防护围 垠内或漏油收集池的有效容量不应小于储罐总容量的50%。防 护围堰或漏油收集池应采用不燃烧实体材料建造，且不应渗漏

法规、法令的要求，采取防止油品渗漏的措施。 6.5.2采取防止油品渗漏保护措施的加油站，其埋地油罐应采用

下列之一的防渗方式： 1单层油罐设置防渗罐池： 2采用双层油罐。 6.5.3防渗罐池的设计应符合下列规定： 1防渗罐池应采用防渗钢筋混凝土整体浇筑，并应符合现行 国家标准《地下工程防水技术规范》GB50108的有关规定。 2防渗罐泡应根据油罐的数量设置隔池。一个隔池内的油 罐不应多于两座。 3防渗罐池的池壁顶应高于池内罐顶标高，池底宜低于罐底 设计标高200mm，墙面与罐壁之间的间距不应小于500mm。 4防渗罐池的内表面应衬玻璃钢或其他材料防渗层。 5防渗罐池内的空间，应采用中性沙回填。 6防渗罐池的上部，应采取防止雨水、地表水和外部泄漏油 品渗人池内的措施。 6.5.4防渗罐池的各隔池内应设检测立管，检测立管的设置应符 合下列规定： 1检测立管应采用耐油、耐腐蚀的管材制作，直径宜为 100mm，壁厚不应小于4mm。 2检测立管的下端应置于防渗罐池的最低处，上部管口应高 出罐区设计地面200mm（油罐设置在车道下的除外）。 3检测立管与池内罐项标高以下范围应为过滤管段。过滤 管段应能允许池内任何层面的渗漏液体（油或水)进人检测管，并 应能阻止泥沙侵人。 4检测立管周围应回填粒径为10mm~30mm的砾石。 5检测口应有防止雨水、油污、杂物侵人的保护盖和标识。 6.5.5装有潜油泵的油罐人孔操作井、卸油口井、加油机底槽等 可能发生油品渗漏的部位，也应采取相应的防渗措施。 6.5.6采取防渗漏措施的加油站，其埋地加油管道应采用双层管 道。双层管道的设计，应符合下列规定：

下列之一的防渗方式： 1单层油罐设置防渗罐池： 2采用双层油罐。 6.5.3防渗罐池的设计应符合下列规定： 1防渗罐池应采用防渗钢筋混凝土整体浇筑，并应符合现行 国家标准《地下工程防水技术规范》GB50108的有关规定。 2防渗罐泡应根据油罐的数量设置隔池。一个隔池内的油 罐不应多于两座。 3防渗罐池的池壁顶应高于池内罐顶标高，池底宜低于罐底 设计标高200mm，墙面与罐壁之间的间距不应小于500mm。 4防渗罐池的内表面应衬玻璃钢或其他材料防渗层。 5防渗罐池内的空间，应采用中性沙回填。 6防渗罐池的上部，应采取防止雨水、地表水和外部泄漏油 品渗人池内的措施。 6.5.4防渗罐池的各隔池内应设检测立管，检测立管的设置应符 合下列规定： 1检测立管应采用耐油、耐腐蚀的管材制作，直径宜为 100mm，壁厚不应小于4mm。 2检测立管的下端应置于防渗罐池的最低处，上部管口应高 出罐区设计地面200mm（油罐设置在车道下的除外）。 3检测立管与池内罐项标高以下范围应为过滤管段。过滤 管段应能允许池内任何层面的渗漏液体（油或水)进人检测管，并 应能阻止泥沙侵人。 4检测立管周围应回填粒径为10mm~30mm的砾石。 5检测口应有防止雨水、油污、杂物侵人的保护盖和标识。 6.5.5装有潜油泵的油罐人孔操作井、卸油口井、加油机底槽等 可能发生油品渗漏的部位，也应采取相应的防渗措施。 6.5.6采取防渗漏措施的加油站，其埋地加油管道应采用双层管 道。双层管道的设计，应符合下列规定：

1 双层管道的内层管应符合本规范第6.3节的有关规定。 2采用双层非金属管道时，外层管应满足耐油、耐腐蚀、耐老 化和系统试验压力的要求。 3采用双层钢质管道时，外层管的壁厚不应小于5mm。 4双层管道系统的内层管与外层管之间的缝原应贯通。 5双层管道系统的最低点应设检漏点 6双层管道坡向检漏点的坡度，不应小于5%，并应保证内 层管和外层管任何部位出现渗漏均能在检漏点处被发现。 7管道系统的渗漏检测宜采用在线监测系统。 6.5.7双层油罐、防渗罐池的渗漏检测宜采用在线监测系统。采 用液体传感器监测时，传感器的检测精度不应大于3.5mm。 6.5.8既有加油站油罐和管道需要更新改造时，应符合本规范第 6.5.1条~第6.5.7条的规定

5应设置紧急停机开关。 6.6.5自助加油站应设置视频监视系统，该系统应能覆盖加油 区、卸油区、人孔井、收银区、使利店等区域。视频设备不应因车辆 遮挡而影响监视。 6.6.6自助加油站的营业室内应设监控系统，该系统应具备下列 监控功能： 1管业员可通过监控系统确认每台白助加油机的使用情况， 2可分别控制每台自助加油机的加油和停止状态。 3发生紧急情况可启动紧急切断开关停止所有加油机运行。 4可与顾客进行单独对话，指导其操作。 5对整个加油场地进行广播。 6.6.7 经营汽油的自助加油站，应设置加油油气回收系统

7LPG加气工艺及设施

7. 1 LPG 储罐

7. 1 LPG 储罐

7.加气站内液化石油气储罐的设计，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《固定式压力容器安全技术监察规程》 TSGR0004的有关规定。 2储罐的设计压力不应小于1.78MPa。 3储罐的山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大储罐内的气柑空间。 7.1.2储罐根部关闭阅门的设置应符合下列规定： 1 储罐的进液管、液相回流管和气相回流管上应设置止 回阀。

3确的管路系统和附展设备的设暨应签全下创规完

十储罐必须设置全启封闭式弹簧安全阀。安全闽与储罐之 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启 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5m 及以上。放散管管口应垂直向上，底部应设排污管。 2管路系统的设计压力不应小于2.5MPa。 3在储罐外的排污管上应设两道切断阀，阅间宜设排污箱。 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对储端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

5储罐应设置检修用的放散管，其公称直径不应小于 0mm，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T作流量的1.6倍1.8倍。 .1.4LPG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 夜位上、下限报警装置。 2储罐应设置液位上限限位控制和压力上限报警装置。 3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， 7.1.5LPG储罐严禁设置在室内或地下室内。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： 1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。 2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。 3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： 1 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。 3LPG储罐应采取抗浮措施。 7.1.8 理地LPG储罐采用地下罐池时，应符合下列规定： 1 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

罐项的覆盖厚度（含盖板)不应小于0.5m，周边填充厚度 不应小于0.9m。 4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理地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设计规范》SH/T3022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。

7.2.7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，还宜在安装潜液系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潜液泵宜设超温白动停泵保护装置。电机运行温度至 45℃时，应白动切断电源。 7.2.9LPG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务通阅， 如气

7.3.1加气机不得设置在室内。

3事敌故切断阅或过流阅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。 7.4LPG管道系统 7.4.1LPG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/T8163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。 7.4.3LPG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。 7.4.7LPG管道宜埋地数设。当需要管沟敷设时，管沟应采用 中性沙子填实。 7.4.8理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理地管道防腐设计，应符合现行国家标准《钢质管道外离 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。

3事敌切断阀或过流阅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。 7.4LPG管道系统 7.4.1LPG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/T8163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。 7.4.3LPG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。 7.4.7LPG管道宜理地数设。当需要管沟敷设时，管沟应采用 中性沙子填实。 7.4.8理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理地管道防设计，应符合现行国家标准《钢质管道外离 蚀控制规范>GB/T21447的有关规定。 .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。 .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。

5. 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400N～600N，关断阀与接 46

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

8CNG加气工艺及设施

8.1CNG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： 1 脱硫应在天然气增压前选行。 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。 5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仅。 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： 1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， 3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天于25MPa（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： 1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铺集分离结构。 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。 5分离缓冲罐及容积大于0.3m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。 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。 8.1.151 此条册除。 8. 1.16 储气瓶（组)应固定在独立支架上，地上储气瓶（组）宜卧 式放置。 8. 1.17 固定储气设施应有积液收集处理措施。 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2.5X10°次。 8.1.20 储气并的工程设计和建造，应符合国家现行有关标准的 规定。储气井口应便于开启检测。 8.1.20A储气并应分段设计，埋地部分并简应符合现行行业标

8.1.6压缩机排气压力不应天于25MPa（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： 1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铺集分离结构， 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。 5分离缓冲罐及容积大于0.3m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。 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。 8.1.151 此条删除。 8. 1.16 储气瓶（组)应固定在独立支架上，地上储气瓶（组）宜卧 式放置。 8. 1.17 固定储气设施应有积液收集处理措施。 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2.5X10°次。 8.1.20 储气井的工程设计和建造，应符合国家现行有关标准的 规定。储气井口应便于开启检测。 8.1.20A储气并应分段设计，埋地部分并简应符合现行行业标

准《餐管柱结构与强度设计》SY/T5724的有关规定，地上部分应 符合现行国家标准《压力容器》GB150.1～GB150.3的有关

8.1.21CNG加（卸）气设备设置应符合下列规定

8.1.23加气设施的计量准确度不应低于1.0级

8.2CNG加气子站工艺设施

8.2.1CNG加气子站可采用压缩机增压或液压设备增压的加气 工艺，也可采用储气瓶直接通过加气机给CNG汽车加气的工艺。

8.2.1CNG加气子站可采用压缩机增压或液压设备增压的加气 工艺，也可采用储气瓶直接通过加气机给CNG汽车加气的工艺。

当采用液压设备增压的加气工艺时，液压油不得影喇CNG的质

3.2.2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℃。 .2.3CNG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。 8.2.4CNG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8.1.22条的规定。 8.3CNG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 急切断阅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，应设置安全阅。安全阅的设置，应符合现行行业标 准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定。 安全阀的定压P。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》TSGR0004的有关规定外，尚应符合下列公式的 规定： 1当P.≤1.8MPa时：

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℃C。 8.2.3CNG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。 8.2.4CNG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8.1.22条的规定。

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者寒和防冻措施。泄放气体应符合下 列规定： 1一次泄放量大于50)m（基准状态》的高压气体，应通过放 敢管迅速排放。 2一次放量大于2n"（基准状态)，泄放次数平均每小时2 次～3次以上的操作排放，应设置专用回收罐。 3一次泄放量小于2n（基准状态)的气体可排人大气。 8.3.8加气站的天然气放改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。 2放散管管口应高出设备平台及以管口为中心半径12m范 围内的建（构)筑物2m及以上，且应高出所在地面5m及以上。 3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： 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效量。 2压缩机进、出口应设高、低压报警和高压越限停机装置。 3压缩机组的冷却系绕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。 8.3.10CNG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倍。 8.3.11CNG加气站内下列位置应设高度不小于0.5m的防撞 柱（栏）： 1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。 8.3.12CNG加气机、加气柱的进气管道上，宜设置防擅事故自 动切断阀。

8.4CNG管道及其组成件

8.4CNG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4MPa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/T8163的有关规定；设计压力等于或高于4MPa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 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数设，埋地数设时其管顶距 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 宜采用管沟数设，管沟应用中性沙填充。 8.4.5理地管道防设计，应符合现行国家标准《钢质管道外属 蚀控制规范》GB/T21447的有关规定

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，防护提顶面应至少高出内地面0.8m，且应至少高出 提外地面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 本的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。防护堤的围水排放口 拉有封堵措施 3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

9.1.3A箱式LNG撬装设备的设置，应符合下列规定：

1LNG撬装设备的主箱体内侧应设拦蓄池，拦蓄池内的有 效容量不应小于LNG储罐的容量，且拦蓄池侧板的高度不应小 于1.2m，LNG储罐外壁至拦著池侧板的净距不应小于0,3m。 2拦蓄池的底板和侧板应采用耐低温不锈钢材料，并应保证 拦蓄池有足够的强度和刚度。 3LNG概装设备主箱体应包覆撬体上的设备。主箱体侧板 高出拦蓄池侧板以上的部位和箱项应设置百叶窗，百叶窗应能有 效防止雨水淋人箱体内部。 4LNG橘装设备的主箱体应采取通风措施，并应符合本规 范第12.1.4条的规定。 5箱体材料应为金属材料，不得采用可燃材料。 9.1.4地下或半地下LNG储罐的设置，应符合下列规定： 1储罐宜采用卧式储罐。 2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。 3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1.5m。 4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。当池壁顶高出罐池外地面1.5m及以上时，池壁可设置用 不燃烧材料制作的实体门。

5半地下LNG储罐的池壁顶应至少高出罐顶0.2m。 储罐应采取抗浮措施。 7罐池上方可设置开散式的罩棚。 9.1.5储罐基础的耐火极限不应低于3h。 9.1.6LNG储罐阀门的设置应符合下列规定： 1储罐应设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个，其中1 个应为备用。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》TSGR0004的有关规定。 2安全闵与储罐之间应设切断阀，切断阅在正常操作时应处 于铅封开启状态。 3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此款删除。 5LNG储罐液相管道根部阀门与储罐的连接应采用焊接， 阅体材质应与管子材质相适应。 9.1.7LNG储罐的仪表设置应符合下列规定： 1LNG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。 2LNG储罐最高液位以上部位应设置压力表。 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系池内。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： 1LNG储罐的底部（外壁）与潜液泵罐的项部（外壁）的高 差，应满足LNG潜液泵的性能要求。 2潜液泵罐的回气管道宜与LNG储罐的气相管道接通。 ·56

相 上应设置切断阀， 9.2.2LNG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

9.3.1加气机不得设置在室内。

9.3.1加气机不得设置在室内。

9.3.2LNG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%。 3加气机加气软管应设安全拉断阀，安全拉断阅的脱离拉力 宜为400N~600N。 4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

9.4LNG管道系结

9.4.1LNG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。 2管道的设计温度不应高于一196℃。 3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/T12459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 燃材料或外层为不燃材料，里层为难燃材料的复合绝热保冷材料。 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，

9.4.5LNG管道的两个切断阔之间应设置安全阔或其他泄压装 置，泄压排放的气体应接人放散管。 9.4.6LNG设备和管道的天然气放散应符合下列规定： 1加气站内应设集中放散管。LNG储罐的放散管应接人集 中放散管，其他设备和管道的放散管宜接人集中放散管。 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重直向上的装置。放散管底部应 有排污措施。 3低温天然气系统的放散应经加热器加热后放散，放散天然 气的温度不宜低于一107℃。 9.4.7当LNG管道需要采用封闭管沟敷设时，管沟应采用中性 沙子填实。

10.1.1加油加气站工艺设备应配置灭火器材，并应符合下列 规定： 1每2台加气机应配置不少于2具4kg手提式干粉灭火器， 加气机不足2台应按2台配置。 2每2台加油机应配置不少于2具4kg手提式干粉灭火器， 或1具4kg手提式干粉灭火器和1具6L泡沫灭火器。加油机不 足2台应按2台配置。 3地上LPG储罐、地上LNG储罐、地下和半地下LNG储 罐、CNG储气设施，应配置2台不小于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，应分别配置。 4地下储罐应配置1台不小于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，应分别配置。 5LPG泵和LNG泵、压缩机操作间（棚），应按建筑面积每 50m配置不少于2具4kg手提式干粉灭火器。 6一、二级加油站应配置灭火毯5块、沙子2m；三级加油站 应配置灭火毯不少于2块、沙子2m。加油加气合建站应按同级 别的加油站配置灭火毯和沙子。 10.1.2其余建筑的灭火器配置，应符合现行国家标准《建筑灭火 器配置设计规范》GB50140的有关规定。

10.2.1加油加气站的LPG设施应设置消防给水系统。 10.2.2设置有地上LNG储筛的一、二级LNG加气站和地上

LNG储确总容积大于60m的合建站应设消防给水系统，但符合 下列条件之一时可不设消防给水系统： 1LNG加气站位于市政消火栓保护半径150m以内，且 能满足一级站供水量不小于20L/s或二级站供水量不小于 15L/s 时, 2LNG储罐之间的净距不小于4m，且在LNG储罐之间设 置耐火极限不低于3h钢筋混凝土防火隔增。防火隔墙顶部高于 LNG储罐顶部，长度至两侧防护堤，厚度不小于200mm。 3LNG加气站位于城市建成区以外，且为严重缺水地区； LNG储罐、放散管、储气瓶（组）、卸车点与站外建（构)筑物的安全 间距，不小于本规范表4.0.8和表4.0.9规定的安全间距的2倍： LNG储罐之间的净距不小于4m；灭火器材的配置数量在本规范 第10.1节规定的基础上增加1倍， 10.2.3加油站、CNG加气站、三级LNG加气站和采用埋地、地 下和半地下LNG储罐的各级LNG加气站及合建站，可不设消防 给水系统。合建站中地上LNG储罐总容积不大于60m'时，可不 设消防给水系统。 10.2.4消防给水宜利用减市或企业已建的消防给水系统。当无 消防给水系统可依托时.应自建消防给水系统。 10.2.5LPG、LNG设施的消防给水管道可与站内的生产、生活 给水管道合并设置，消防水量应按固定式冷却水量和移动水量之 和计算， 10.2.6LPG设施的消防给水设计应符合下列规定： 1LPG储罐采用地上设置的加气站，消火栓消防用水量不 应小于20L/s；总容积大于50m的地上LPG的储罐还应设置固 定式消防冷却水系统，其冷却水供给强度不应小于0.15L/m²·S， 着火罐的供水范围应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供水范围，可按相邻储罐表面积 的一半计算。

LNG储确总容积大于60m的合建站应设消防给水系统，但符合 下列条件之一时可不设消防给水系统： 1LNG加气站位于市政消火栓保护半径150m以内，且 能满足一级站供水量不小于20L/s或二级站供水量不小于 15L/s 时, 2LNG储罐之间的净距不小于4m，且在LNG储罐之间设 置耐火极限不低于3h钢筋混凝土防火隔增。防火隔墙顶部高于 LNG储罐顶部，长度至两侧防护堤，厚度不小于200mm。 3LNG加气站位于城市建成区以外，且为严重缺水地区； LNG储罐、放散管、储气瓶（组）、卸车点与站外建（构)筑物的安全 间距，不小于本规范表4.0.8和表4.0.9规定的安全间距的2倍： LNG储罐之间的净距不小于4m；灭火器材的配置数量在本规范 第10.1节规定的基础上增加1倍， 10.2.3加油站、CNG加气站、三级LNG加气站和采用埋地、地 下和半地下LNG储罐的各级LNG加气站及合建站，可不设消防 给水系统。合建站中地上LNG储罐总容积不大于60m'时，可不 设消防给水系统。 10.2.4消防给水宜利用减市或企业已建的消防给水系统。当无 消防给水系统可依托时.应自建消防给水系统。 10.2.5LPG、LNG设施的消防给水管道可与站内的生产、生活 给水管道合并设置，消防水量应按固定式冷却水量和移动水量之 和计算， 10.2.6LPG设施的消防给水设计应符合下列规定： 1LPG储罐采用地上设置的加气站，消火栓消防用水量不 应小于20L/s；总容积大于50m的地上LPG的储罐还应设置固 定式消防冷却水系统，其冷却水供给强度不应小于0.15L/m²·S， 着火罐的供水范围应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供水范围，可按相邻储罐表面积 的一半计算。

10.3.1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，应满足压缩机的水量、水质要求，且宜循环使用。 10.3.2加油加气站的排水应符合下列规定： 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，应在围墙内设置水封装置。 2加油站、LPG加气站或加油与LPG加气合建站排出建筑 物或围墙的污水，在建筑物墙外或围墙内应分别设水封井（独立的 生活污水除外）。水封井的水封高度不应小于0.25m水封井应设 .62·

沉泥段，沉泥段高度不应小于0.25m。 3清洗油罐的污水应集中收集处理，不应直接进人排水管 道。LPG储罐的排污(排水)应采用活动式回收桶集中收集处理， 不应直接接人排水管道。 4排出站外的污水应符合国家现行有关污水排放标准的 规定。 5 加油站、LPG加气站，不应采用瞻沟排水

11电气、报警和紧急切断系统

防爆型。罩棚下处于非爆炸危险区域的灯具，应选用防护等级不 低于IP44级的照明灯具

11.2.1钢制油罐、LPG储罐、LNG储罐和CNG储气瓶（组）必须 进行防雷接地，接地点不应少于两处。CNG加气母站和CNG加 气子站的车载CNG储气瓶组拖车停放场地，应设两处临时用固定

11.2.1钢制油罐、LPG储罐、LNG储罐和CNG储气瓶（组）必须

晒时用固定 防雷接地装置。 11.2.2加油加气站的电气接地应符合下列规定： 1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，其接地电阻应按其中接地电 阻值要求最小的接地电阻值确定。 2当各白单独设置接地装置时，油罐、LPG储罐、LNG储罐 和CNG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102， 电气系统的工作和保护接地电阻不应大于4Q，地上油品、LPG、 CNG和LNG管道始、末端和分支处的按地装置的接地电阻，不应 大于300。 11.2.3当LPG储罐的阴极防腐符合下列规定时，可不另设防雷 和防静电接地装置： 1LPG储罐采用牺牲阳极法进行阴极防腐时，辆牲阳极的 接地电阻不应大于10α，阳极与储罐的铜芯连线横截面不应小于 16mm. 2LPG储罐采用强制电流法进行阴极防腐时，接地电极应 采用锌棒或镁锌复合棒，其接地电阻不应大于100，接地电极与储 罐的铜芯连线横截面不应小于16mm， 11.2.4埋地钢制油罐、埋地LPG储罐和埋地LNG储罐，以及非 金属油罐顶部的金属部件和罐内的各金属部件，应与非埋地部分 的工艺金属管道相互做电气连接并接地

I1.2.2加油加气站的电气接地应符合下列规定

11.2.5加油加气站内油气放散管在接人全站共用接地装置后 可不单独做防雷接地。 11.2.6当加油加气站内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，当罩棚采用金属屋面时，宜利用屋面 作为接闪器，但应符合下列规定： 1板间的连接应是持久的电气贯通，可采用铜锋合金焊、熔 焊、卷边压接、缝接、螺钉或螺栓连接。 2金属板下面不应有易燃物品，热镀锌钢板的厚度不应小于 0.5mm，错板的厚度不应小于0.65mm，锌板的厚度不应小于 0.7mm。 3金属板应无绝缘被覆层。 注：薄的油清保护层或1mm厚通青层或0，5mm厚案氧乙好层均不属于绝缘被润 层， 11.2.7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。 11.2.8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。 11.2.9380/220V供配电系统宜采用TN一S系统，当外供电源 为380V时，可采用TN一C一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。 11.2.10地上或管沟数设的油品管道、LPG管道、LNG管道和 CNG管道，应设防静电和防感应雷的共用接地装置，其接地电阻 不应大于300。 11.2.11加油加气站的汽油罐车、LPG罐车和LNG罐车卸车场 地，应设卸车或卸气时用的防静电接地装置，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。 11.2.12在爆炸危险区域内工艺管道上的法兰、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 .66

环境下可不跨接。 11.2.13油罐车卸油用的卸油软管、油气回收软管与两端接头， 应保证可靠的电气连接。 11.2.14采用导静电的热塑性塑料管道时，导电内衬应接地：采 用不导静电的热塑性塑料管道时，不埋地部分的热熔连接件应保 证长期可靠的接地，也可采用专用的密封帽将连接管件的电熔插 孔密封，管道或接头的其他导电部件也应接地。 11.2.15防静电接地装置的接地电阻不应大于1000。 11.2.16油品罐车、LPG罐车、LNG罐车卸车场地内用于防静 电跨接的固定接地装置，不应设置在爆炸危险1区

11.3.1户外安装的充电设备的基础应高于所在地坏200mm。 11.3.2户外安装的直流充电机、直流充电桩和交流充电桩的防 护等级应为IP54。 11.3.3直流充电机、直流或交流充电桩与站内汽车通道（或充电 车位)相邻一侧，应设置车挡或防撞(柱)栏，防撞(柱)栏的高度不 应小于0.5m

11.3.1户外安装的充电设备的基础应高于所在地坏200mm。 11.3.2户外安装的直流充电机、直流充电桩和交流充电桩的防 护等级应为IP54。 11.3.3直流充电机、直流或交流充电桩与站内汽车通道（或充电 车位)相邻一侧，应设置车挡或防撞(柱)栏GB/T 33377-2016 软性电路板覆盖膜用非硅离型材料，防撞(柱)栏的高度不 应小于0.5m

11.4.1加气站、加油加气合建站应设置可燃气体检测报警系统。 11.4.2加气站、加油加气合建站内设置有LPG设备、LNG设备 的场所和设置有CNG设备（包括罐、瓶、泵、压缩机等)的房间内、 罩棚下，应设置可燃气体检测器。 11.4.3可燃气体检测器一级报警设定值应小于或等于可燃气体 爆炸下限的25%。 11.4.4LPG储罐和LNG储罐应设置液位上限、下限报警装置 和压力上限报警装置。 11.4.5报警器宜集中设置在控制室或值班室内

11.4.1加气站、加油加气合建站应设置可燃气体检测报警系统。 11.4.2加气站、加油加气合建站内设置有LPG设备、LNG设备 的场所和设置有CNG设备（包括罐、瓶、泵、压缩机等)的房间内、 罩棚下，应设置可燃气体检测器。 11.4.3可燃气体检测器一级报警设定值应小于或等于可燃气体 爆炸下限的25%。 11.4.4LPG储罐和LNG储罐应设置液位上限、下限报警装置 和压力上限报警装置。 11.4.5报警器宜集中设置在控制室或值班室内

11.4.6报警系统应配有不闻断电源 11.4.7可燃气体检测器和报警器的选用和安装，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。 11.4.8LNG泵应设超温、超压自动停泵保护装置

11.5紧急切断系统

11.5.1加油加气站应设置紧急切断系统DL/T 799.6-2019 电力行业劳动环境监测技术规范 第6部分：微波辐射监测，该系统应能在事故状 变下迅速切断加油泵、LPG泵、LNG泵、LPG压缩机、CNG压缩机 的电源和关闭重要的LPG、CNG、LNG管道阀门。紧急切断系统 应具有失效保护功能。 I1.5.2加油泵、LPG泵、LNG泵、LPG压缩机、CNG压缩机的 电源和加气站管道上的紧急切断阀，应能由手动启动的远程控制 切断系统操纵关闭。 11.5.3紧急切断系统应至少在下列位置设置启动开关： 1距加气站卸车点5m以内， 2在加油加气现场工作人员容易接近的位置。 3在控制室或值班室内。 11.5.4紧急切断系统应只能手动复位