1、ICS 75.060 P 47 DB51 备案号：28208-2010 四川省地方标准 DB51/T 11182010 液化天然气加气站设计规范 Code for design of liquefied natural gas filling station 2010 - 06 - 01 发布 2010 - 07 - 01 实施 四川省质量技术监督局 发布 DB51/T T11182010 I 目 次 前言 . II 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 2 4 一般规定 . 3 5 站址选择 . 4 6 总平面布置 . 5 7 液化天然气（LNG）加气工艺及设施
2、. 10 8 液化天然气（L-CNG）加气工艺及设施（参见附录E 6） . 16 9 消防（参见附录E 7） . 17 10 电气装置 （参见附录E 8） . 19 11 采暖通风、建筑物、绿化 . 20 附录A（规范性附录） 计算间距的起讫点 . 22 附录B（规范性附录） 加油加气站内爆炸危险区域的等级范围划分 . 23 附录C（规范性附录） 民用建筑物保护类别划分 . 30 附录D（规范性附录） 本规范用词说明 . 32 附录E（资料性附录） 条文说明 . 33 DB51/T T11182010 II 前 言 1.液化天然气加气站设计规范由四川省发展和改革委员会提出并归口管理。 2. 本
3、标准由四川省质量技术监督局批准发布。 3. 本标准由四川省清洁汽车产业协会负责对条文进行解释。 4. 本标准主要起草单位：四川省清洁汽车产业协会 四川省机械研究设计院 泸州泸天化化工设计有限公司 中国市政工程西南设计研究院 主要起草人： 刘震华、陈嘉宾、王达胜、王 强、朱 丹、龙其云、周小枫、陈鲁宇、丁微波、 余祖强、钟 声、吴忠全、陈立峰 DB51/T T11182010 1 液化天然气加气站设计规范液化天然气加气站设计规范 1 范围 1.1 本标准适用于下列新建、扩建和改建的液化天然气加气站及其加油加气合建站工程的设计：（参 见附录 E1.1） 1）液化天然气（LNG）加气站； 2）液化天
4、然气气化(L-CNG)加气站； 3) 液化天然气（LNG）及液化天然气气化(L-CNG)加气与加油合建站； 1.2 本标准规定了上述液化天然气加气站及其加油加气合建站的站址选择、总平面布置、液化天然气 加气工艺及设施、消防、安全等设计内容。 1.3 上述液化天然气加气站及其加油加气合建站工程的设计除应执行本标准外，尚应符合国家现行的 有关强制性标准的规定。（参见附录 E1.2） 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文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB 15586 设备及管道保冷设计
5、导则 GB 18442 低温绝热压力容器 GB 18984低温管道用无缝钢管 GB 21447-2008钢质管道外腐蚀控制规范 GB 50016 建筑设计防火规范 GB 50028城镇燃气设计规范 GB 50058爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50156 汽车加油加气站设计与施工规范 GB 50183石油天然气工程设计防火规范 GB 50196高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50264 工业设备及管道绝热工程设计规范 GB 5310高压锅炉用无缝钢管 GB/T 14976 流体输送用不锈钢无缝钢管 GB/T 19204 液化天然气的一般特性 GB/T 203682006
6、液化天然气生产、储存和装运 SH 3063石油化工企业可天然气体和有毒气体检测报警设计规范 SH/T3134采用橇装式加油装置的加油站技术规范 SY/T 67112008 液化天然气接收站安全技术规程 HG/T 20643 化工设备基础设计规定 API 620 大型焊接低压储罐设计和施工 DB51/T T11182010 2 NFPA 57 液化天然气车辆燃料 3 术语和定义 3.1 液化天然气 liquefied natural gas 主要由甲烷组成的液态流体，并且包含少量的乙烷、丙烷、氮和其它成分。 3.2 液化天然气加气站 liquefied n atural gas filling
7、station LNG 加气站和 L-CNG 加气站的总称。 3.3 液化天然气（LNG）加气站 liquefie d natural gas(LNG) filling station 为天然气汽车低温绝热瓶充装车用液化天然气（LNG）的专门场所。 3.4 液化天然气（L-CNG）加气站 liq uefied natural gas(L-CNG) filling station 液化天然气经低温液态增压、高压气化、储存，再为天然气汽车高压(CNG)储气瓶充装压缩天然气 的专门场所。 3.5 加油加气合建站 automobile gasoline and gas filling station
8、既可为汽车油箱充装汽油、柴油，又可为天然气汽车低温绝热瓶充装液化天然气或为天然气汽车高 压(CNG)储气瓶充装压缩天然气的专门场所。 3.6 站房 station house 用于液化天然气加气站及其加油加气合建站管理和经营的建筑物。 3.7 加气岛 gas filling island 用于安装加气机的平台。 3.8 加气机 （LNG、L-CNG）dispenser 给汽车储气瓶充装车用液化天然气或压缩天然气，并带有计量、计价装置的专用设备。 DB51/T T11182010 3 3.9 LNG 储罐 LNG container 用于储存液化天然气的容器。 3.10 LNG 储罐容量 nom
9、inal volu me of LNG container 经计算并圆整后的公称容量。 4 一般规定 4.1 液化天然气加气站与加油站、CNG 加气站可合建成合建站。（参见附录 E2.1） 4.2 液化天然气加气站的等级划分，应符合表 1 的规定。 表 1 液化天然气加气站的等级划分表 单位为立方米 液化天然气储罐容积 级 别 总容积 单罐容积 一级 120V180 60 二级 60V120 60 三级 V60 30 注： V为液化天然气储罐总容积。 4.3 液化天然气加气站与加油站合建站的等级划分，应符合表 2 的规定（参见附录 E2.3） 表 2 液化天然气加气站与加油站合建站的等级划分表
10、 单位为立方米 加 油 站 液化天然气加气站 一级120V180 二级60V120 三级30V60 一级120V180 X X 一级 二级60V120 一级 一级 二级 三级V60 一级 二级 二级 注1： V为为油罐总容积或液化天然气罐总容积（m 3 ） 注2： 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。 注3： 当油罐总容积大于60 m 3 时，油罐单罐容积不应大于50 m 3。 ；当油罐总容积小于或等于60 m 3 时，油罐单罐容 积不应大于30 m 3 注4： 液化天然气罐单罐容积不应大于60 m 3. 。 注5： X 表示不应合建。 4.4 液化天然气加气与加油合建站， 若加油系统采用橇装式装
11、置，其设计与施工应执行国家现行标准采 用橇装式加油装置的加油站技术规范SH/T 3134，若液化天然气加气站采用橇装式装置，应执行相关 规定。 DB51/T T11182010 4 4.5 液化天然气加气站与液化天然气生产厂联合建站设施的设计，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。 5 站址选择 5.1 液化天然气加气站及其加油加气合建站的站址选择，应符合城镇规划、环境保护和防火安全的要 求，并应选择在交通便利的地方。（参见附录 E3.1） 5.2 站址选择宜选在易于排除雨水的地段，一般不应设在受洪水和内涝威胁的地段。在山区建站时， 应避开山洪及泥石流对站址的威胁，并不应位
12、于窝风地带。（参见附录 E3.2）。 5.3 在城市建成区内不应建一级液化天然气加气站和一级加油加气合建站。（参见附录 E3.3） 5.4 城市建成区的液化天然气加气站及其加油加气合建站，宜靠近城市道路，不宜选在城市干道的交 叉路口附近。（参见附录 E3.4） 5.5 液化天然气加油加气合建站的储罐、加油机、加气机和放散管管口与站外建、构筑物的防火距离， 不应小于表 3 的规定。（参见附录 E3.5） 表3 LNG储罐、放散管管口、LNG卸车点与站外建、构筑物的防火距离 单位为米 地上LNG储罐 项目 一级站 二级站 三级站 放散管管口、 加气机 LNG卸车 点 重要公共建筑物 80 60 5
13、0 50 50 明火或散发火花地点 一类保护物 35 30 25 18 25 二类保护物 25 20 16 14 16 民用建筑保护 物类别 三类保护物 18 16 14 10 13 甲、乙类生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 32 32 20 20 22 其他类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐，以及容 积不大于50 m 3 的埋地甲、乙类液体储罐 24 24 20 14 16 室外变配电站 32 32 28 20 22 铁路 45 45 45 22 22 电缆沟、暖气管沟、下水道 6 6 6 - 8 快速路、主干路； 高速、级 10 8 8 8 8 道路 次干路、支路； 、级 8 6 6 6
14、6 电缆无绝缘层 1.5倍杆高 1倍杆高 架空电力线 电缆有绝缘层 1.5倍 杆高 1倍杆高 0.75倍杆高 国家、级 1.5倍 杆(塔)高 1.5倍杆(塔)高 1倍杆(塔)高 架空通信线和 通信发射塔 一般 1倍(塔)杆 高 0.75倍杆(塔)高 0.75倍杆(塔)高 DB51/T T11182010 5 注：1地下 LNG储罐和半地下 LNG储罐与站外建、构筑物的防火距离可分别按本表地上 LNG储罐减少 40%和 20%，但最 小不应小 于 6m。 2民用建筑物面向加气站的一侧墙,如果为一、二级耐火等级的无门窗洞口实体墙，则该民用建筑物与地上 LNG储罐、放散 管管口、加气机、LNG卸车点
15、的防火距离可按本表规定的距离减少 30%。 3 LNG储罐、放散管管口、加气机、LNG卸车点与站外建筑面积不超过200m 2 的独立民用建筑物，其防火距离可按本表的三类保护物减少20%。 4 LNG 储罐、放散管管口、LNG 卸车点与站外小于或等于1000KVA 箱式变压器、杆装变压器的防火距离可按本表的三类保护物减少 20%。 5.6 液化天然气储罐（区）宜布置在地势平坦、开阔地带。（参见附录 E3.6） 5.7 液化天然气储罐组或储罐区四周应设置高度不小于 1.0m 的不燃烧体实体防火堤。防火堤的设置还 应符合本规范 6.15 条的规定。（参见附录 E3.7） 5.8 液化天然气储罐区应与
16、装卸区、辅助生产区及办公区分开布置。（参见附录 E3.8） 5.9 甲类厂房、甲类仓库，可燃材料堆垛，甲、乙类液体储罐，液化天然气储罐，可燃、助燃气体储罐 与架空电力线的最近水平距离不应小于电杆（塔）高度的 1.5倍，丙类液体储罐与架空电力线的最近水 平距离不应小于电杆（塔）高度的 1.2倍。但架空通信线和架空电力线与站区最高工艺设施的高度差在 80m 以上时，采用相应的防护措施，征得主管部门认可后，可以建站。（参见附录 E3.9） 5.10 液化天然气加气站及其与加油站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，应 按 GB 50156 汽车加油加气站设计与施工规范中表 4.0.7
17、 的规定执行。 6 总平面布置 6.1 液化天然气加气站及其加油加气合建站总平面布置，应根据其生产工艺特点、火灾危险性，结合地 形、地质、风向等条件，按功能分区相对集中布置，生产区与生活区和行政区应分区域布置。（参见附 录E4.1） 6.2 液化天然气加气站及其加油加气合建站内平面布置应与竖向布置相协调。（参见附录 E4.2） 6.3 站内储罐、气化器、天然气压缩机和泵等重要生产设施不应布置在存在地震断裂等不良地质条件的 地段。（参见附录 E4.3） 6.4 液化天然气加气站及其加油加气合建站的绿化，应符合 GB 50183石油天然气工程设计防火规范 第 5.1.8 的规定。 6.5 可能散发
18、可燃气体的罐区、装车区、工艺装置，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全 年最小频率风向的上风侧。（参见附录 E4.5） 6.6 槽车卸车区应布置在装置区边缘，并宜独立成区。（参见附录 E4.6） 6.7 采用架空电力线路进入站区的变电室，下线杆应布置在站区边缘。（参见附录 E4.7） 6.8 液化天然气加气站及其加油加气合建站的出入口应分开设置。（参见附录 E4.8） 6.9 液化天然气加气站及其加油加气合建站内储罐区及工艺区宜设置环形消防车道，受地形限制时，应 设有回车场的尽头式消防车道，回车场的面积应按所配消防车辆的车型确定，但不宜小于 15m15m。 （参见附录 E4.9） DB
19、51/T T11182010 6 6.10 回收用天然气压缩机厂房宜采用开敞式或半开敞式厂房。（参见附录 E4.4） 6.11 液化天然气加气站及其加油加气合建站的围墙设置应符合下列规定：（参见附录 E4.10） 6.11.1 液化天然气加气站及其加油加气合建站的工艺设施与站外建、构筑物之间的防火距离25m 以 及表 3 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。 6.11.2 液化天然气加气站及其加油加气合建站的工艺设施与站外建、构筑物之间的防火距离表 3 中 的防火距离的 1.5 倍，且25m 时，相邻一侧应设置隔离墙，隔离墙可为非实体围墙。 6.1
20、1.3 面向进出口道路的一侧宜设置非实体围墙，或敞开。 6.12 站区内停车场和道路应符合下列规定：（参见附录 E4.11） 6.12.1 单车道宽度不应小于 3.5m，双车道宽度不应小于 6m。 6.12.2 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； 在汽车槽车卸车停车位处，宜按平坡设计。 6.12.3 站内停车场和道路路面不应采用沥青路面。 6.13 加油岛、加气岛及汽车加油加气场地宜设罩棚，罩棚应采用非燃烧材料制作，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。（参见附录 E4.12） 6.14 加油岛、
21、加气岛的设计应符合 GB 50156汽车加油加气站设计与施工规范第 5.0.5 条的规定。 （参见附录 E4.13） 6.15 液化天然气储罐区应设防火堤，并应符合下列规定：（参见附录 E4.14） 6.15.1 操作压力小于或等于 100KPa的储罐，储罐至防火堤最近边沿的距离，应为储罐最高液位高度加 上储罐气相空间压力的当量压头之和与防火堤高度之差（见图 1）；当罐组内的储罐已采取了防低温或 火灾的影响措施时，防火堤区内的有效容积应不小于罐组内一个最大储罐的容积；当储罐未采取防低温 和火灾的影响措施时，防火堤区内的有效容积应为罐组内储罐的总容积。 6.15.2 在低温设备和易泄漏部位应设置
22、液化天然气液体收集系统； 6.15.3 防火堤区应配有集液池； 6.15.4 防火堤区必须能够承受所包容液化天然气的全部静压头，所圈闭液体引起的快速冷却、火灾的 影响、自然力（如地震、风雨等）的影响，且不渗漏； 6.15.5 储罐与工艺设备的支架需考虑耐火和耐低温，其耐火极限不小于 0.25h； 6.15.6 储罐区内水泥地平面必须按防冻设计处理，在施工时采用隔热层或隔热涂层等措施。 DB51/T T11182010 7 注1：尺寸“”应等于或大于尺寸“”加液面上蒸汽压力的LNG当量压头。 注2：例外：当防火堤或拦蓄墙的高度达到或超过最高液位时，“”可为任意值。 注3：尺寸“”为储罐的内壁到防
23、护堤或拦蓄墙最近砌面的距离。 注4：尺寸“”为储罐中最高液位到防火堤或拦蓄墙顶部的距离。 图1 防火堤或拦蓄墙到储罐的距离 6.16 防火堤和集液池至室外活动场所、建（构）筑物的隔热距离（作业者的设施除外），应按GB 50183 石油天然气工程设计防火规范第10.3.4条款进行计算，当计算出的安全防火距离大于本标准表5要 求的安全防火距离时，应按计算出的安全防火距离执行。（参见附录E4.15） 6.17 GB 50183石油天然气工程设计防火规范第 10.3.4条 2 款（1）、（2）项中的室外活动场所、 建筑物，以及站内重要设施不得设置在天然气蒸汽云扩散隔离区内。扩散隔离区的边界应按 GB
24、50183 石油天然气工程设计防火规范第 10.3.5 条要求确定：（参见附录 E4.16） 6.18 液化天然气储罐间距应符合下列要求：（参见附录 E4.17） 6.18.1 储罐间距应按表 4 确定，且应满足本规范第 6.16条和第 6.17条的规定。 6.18.2 多台储罐并联安装时，为便于接近所有隔断阀，必须留有至少 0.9 m 的距离。 6.18.3 容量超过0.5 m 3 的储罐不应设置在建筑物内。 表 4 地上液化天然气储罐间距表 序号 储罐单罐容量 （m 3 ） 储罐总容量 （m 3 ） 储罐排水系统至建筑物或建筑界线的 最小距离（m） 储罐之间的最小距离 （m） 1 0.5
25、10 0 0 2 0.51.9 见表1 3 1 3 1.97.6 见表1 4.6 1.5 4 7.656.8 见表1 7.6 1.5 5 56.8114 见表1 15 1.5 DB51/T T11182010 8 6.19 整体式加热气化器距防火堤区、导液沟、工艺设备应大于 15 m；间接加热气化器和环境式气化器 可设在按规定容量设计的防火堤区内。（参见附录 E4.18） 6.20 严禁将液化天然气直接排入封闭的排水沟内。（参见附录 E4.19） 6.21 液化天然气加气站及其加油加气合建站站内设施之间的防火距离，不应小于表 5 的规定。（参见 附录E4.20） 6.22 加油加气合建站中的加
26、油工艺及设施应按现行国家标准 GB 50156 汽车加油加气站设计与施工 规范第六章“加油工艺及设施”相关条款执行。计算间距的起讫点参见附录 A。 表 5 站内设施之间的防火距离 单位为米 汽柴油罐 液化天然气罐 地上罐 设施 名称 地埋 油罐 通气 管管 口 一 级 站 二 级 站 三 级 站 压缩天 然气储 气瓶组 （储气 井） 压缩天 然气放 散管管 口 密闭卸 油点 液化天 然气卸 车点 液化天 然气泵 房、压 缩间 天然 气压 缩机 间 天然气 调压器 间 汽柴油罐 地埋油罐 0.5 6 4 3 6 6 6 5 6 6 汽柴油罐 通气管管 口 8 6 6 8 6 3 8 6 6 6
27、一级 站 2 6 8 12 10 12 6 6 二级 站 2 4 6 10 8 10 4 4 液 化 天 然 气 地 上 罐 三级 站 2 4 6 8 6 8 4 4 压缩天然 气储气瓶 组（储气 井） 1.5（1） 6 压缩天然 气放散管 管口 6 密闭卸油 点 4 6 6 6 液化天然 气卸车点 DB51/T T11182010 9 液化天然 气泵房、压 缩间 表 5 （续） 单位为米 设施名称 加油机 加气机 站房 其它建、 构筑物 燃煤独 立锅炉 燃油 （气）热 水炉间 变配电间 道路 站区 围墙 汽柴油罐地埋油罐 4 4 5 18.5 8 5 3 汽柴油罐通气管管口 8 4 7 18
28、.5 8 5 3 3 一级站 8 10 10 12 45 14 12 5 6 二级站 6 8 8 12 38 16 10 4 5 液化天然 气地上罐 三级站 6 6 6 12 33 16 9 3 4 压缩天然气储气瓶组 （储气井） 6 5 10 25 14 6 4 3 压缩天然气放散管管口 6 5 10 15 14 6 4 3 密闭卸油点 4 5 10 15 8 6 液化天然气卸车点 6 8 10 12 12 15 2 液化天然气泵房、压缩 机间 4 5 15 25 12 15 2 2 天然气调压器间 6 5 10 25 12 6 2 2 加油机 4 5 8 15 8 6 加气机 5 8 18
29、 12 6 站房 6 6 其它建、构筑物 6 5 燃煤独立锅炉 5 油（气）热水炉间 5 变配电间 LNG潜液泵罐 6 10 2 LNG柱塞泵 6 10 2 气化器 8 10 2 道路 站区围墙 注1： 括号内数值为储气井的距离。 注2： 加油机、加气机与非实体围墙的防火距离不应小于5m。 注3： 液化天然气储罐放散管管口与液化天然气储罐距离不限。 注4： 采用小于或等于 30m 3 的地上液化天然气储罐的整体装配式的加气站，其储罐与站内其它设施的防火距离，可按本表中三级站的地上 储罐减少20%。 注5： 压缩天然气加气站的撬装设备与站内其它设施的防火距离，应按本表相应设备的防火距离确定。 注
30、6： 压缩天然气加气站内压缩机间、调压器间、变配电间与储气瓶组的距离不能满足本表的规定时，可采用防火隔墙，防火间距可不限。 防火隔墙的设置应满足国家现行标准的规定。 注7： 站房/变配电间的起算点应为门窗。其它建构筑物系指根据需要独立设置的汽车洗车房、润滑油储存及加注间、小商品便利店等。 DB51/T T11182010 10 注8：表中：“”表示无防火间距要求。 7 液化天然气（LNG）加气工艺及设施 7.1 液化天然气质量、储罐及配套设施 7.1.1 液化天然气的质量应符合国家现行标准 GB/T 19204液化天然气的一般特性的有关规定。 7.1.2 加气站内液化天然气储罐设置的基本要求（
31、参见附录 E5.1.1） 7.1.2.1 储罐的设计和制造均应由国家认定的有相应资质的设计和制造单位来承担。 储罐应满足安全地 储存低温液体，最初使用前，应对储罐进行检测，以确保符合工程设计和材料、制造、组装与测试。 7.1.2.2 使用单位应申请国家认定的有资质的检测部门对储罐进行检测，作出检测报告，出具检验合格 证，建立设备档案。 7.1.2.3 储罐基础的抗震设计应符合工程地震安全性评价报告中的相关要求。为减轻地震的影响，基础 设计可考虑采用减震垫。 7.1.2.4 LNG储罐设计中风荷载和雪荷载应按 100 年一遇考虑。 7.1.2.5 储罐基础的设计应符合现行标准 HG/T 2064
32、3化工设备基础设计规定。储罐承台可以采用 地面式、架空式和半地下式。 7.1.2.6 低温储罐绝热应按低温储罐相关标准执行。 7.1.2.7 储罐区地面和储罐基础应考虑地面和设备基础防冻设计， 以防泄漏事故后导致设备基础出现问 题。 7.1.3 储罐自增压器 储罐自增压器的设计、施工及运行管理按 GB/T 20368 第5 章的规定执行。 7.1.4 液位计 （参见附录 E5.1.2） LNG 储罐应配备两套独立的液位计；储罐中应配备两个高液位报警器；LNG 储罐还应配备高液位液 流切断装置。 7.1.5 压力表 （参见附录 E5.1.3） 储罐应配备压力表，装在合适的位置来检测储罐的压力变化
33、。 7.1.6 安全阀 （参见附录 E5.1.4） 7.1.6.1 操作压力大于 100KPa 的储罐，在储罐上应配备安全阀。 7.1.6.2 操作压力和安全阀释放压力之间应考虑足够的余量，避免不必要的放空。 7.1.6.3 储罐至少应装配两个可以直接向大气泄压的安全阀，安全阀应考虑至少有一个备用。直接向大 气泄压的安全阀,其排气管口应高出 8m 范围内储罐罐顶平台 3m以上。 DB51/T T11182010 11 7.1.6.4 安全阀的排放量应按照GB/T 20368 2006 液化天然气生产、储存和装运第4.7条款设置。 7.1.7 温度计 （参见附录 E5.1.5） 现场装配的储罐上
34、应配备温度检测装置，以便在储罐投入使用时控制温度，或作为检查和标定液 位计的一种辅助手段。 7.1.8 密度计 （参见附录 E5.1.6） 液化天然气储罐上应配备密度计。 7.1.9 事故切断 （参见附录 E5.1.7） 储罐及配套设施的控制仪表，在电力或仪表风的供应发生故障时，能让系统回到并保持在安全的 状态，直到操作人员采取适当措施或重新启动此系统，或保护系统。 7.2 泵和压缩机 （参见附录E5.2） 7.2.1 液化天然气卸车宜选用卸车泵。 7.2.2 向天然气汽车加气应选用低温潜液泵，通过加气机来控制泵运转输送的流量。 7.2.3 加气站内所设的卸车泵流量不宜小于 300L/min。
35、 7.2.4 设置在地面上的泵和压缩机，宜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： 7.2.5.1 管路系统设计压力不小于 1.6MPa。 7.2.5.2 储罐的出液口至泵的入口宜用真空夹套管路，其真空度要求1.3310 -3 Pa。 7.2.5.3 泵的进出口宜采取防震措施。 7.2.5.4 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。 7.2.5.5 在泵的出口管路上应安装回流阀、止回阀和压力表。 7.2.6 低温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。低温泵的设置
36、还应作到： 7.2.6.1 每个泵都应单独配备阀门。 7.2.6.2 泵出口与下游隔离阀之间应安装一个止回阀，并应采取措施以避免水击。 7.2.6.3 应根据泵的特性设置泵的小流量循环管线。 7.2.6.4 设计应考虑排气管线放掉泵筒内产生的天然气。 7.2.6.5 电缆充氮密封腔体应提供压力检测并引入安全连锁。 7.2.7 液化天然气泵进、出口管道阀门及附件的设置应符合下列规定： 7.2.7.1 进口管道应设过滤器。 7.2.7.2 出口管道应设止回阀和安全阀。 DB51/T T11182010 12 7.2.7.3 进口管道和储罐的气相之间应设旁通阀。 7.2.8 液化天然气泵和压缩机除了
37、就地控制外，还应设易接近的远距离控制装置紧急切断泵与压缩机， 远距离控制装置距设备的距离至少 7.6m。 7.3 液化天然气加气机（参见附录 E5.3） 7.3.1 液化天然气加气机不得设在室内。 7.3.2 液化天然气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 35 min 计算。 7.3.3 液化天然气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： 7.3.3.1 加气系统的设计压力不应小于 1.6 MPa。 7.3.3.2 加气枪的流量可采用单、双流量计控制。 7.3.3.3 天然气流经的所有管道必须清理干净，管道必须做隔热保冷处理，管道与加气机宜使用真空多 层缠绕管
38、连接，加气软管上应设拉断阀，其分离拉力宜为 400600N。 7.3.3.4 加气机的计量准确度等级不应低于 1.0 级。 7.3.3.5 加气枪上的加气嘴应与汽车受气口配套。加气枪头应配置自密封阀。 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： 7.3.4.1 当加气机被撞时，设置的事故切断阀应能自行关闭。 7.3.4.2 过流阀关闭流量宜为最大工作流量的 1.61.8 倍。 7.3.4.3 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）。 7.3.6 液化天然气加气的
39、输送可采用低温潜液泵或柱塞泵，潜液泵应带夹套保冷系统，泵的布置宜就近 储罐安装，以减少连接管道的热损失，提高泵运行的可靠性。 7.3.7 在LNG加气岛上宜配置用于吹扫加气枪接头可能产生冰冻的氮气管。 7.4 液化天然气管道系统（参见附录 E5.4） 7.4.1 液化天然气低温管道和高压管道，应采用 0Cr18Ni9或具有同等性能材料的无缝钢管，其技术性 能应符合国家现行标准 GB/T 14976 流体输送用不锈钢无缝钢管或 GB 5310高压锅炉用无缝钢管 的规定。非低温管道和非高压管道应选用 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 国家现行标准 GB 8163流体输送用无
40、缝钢管的规定。管件应与管子材质应相同。 7.4.2 管道上的阀门材质应与管子材质相同。阀门还要求： 7.4.2.1 加长阀杆阀应用填料密封，安装的位置不应因结冰引起阀门泄漏或误操作。 7.4.2.2 如果安装在低温管道上的阀门的加长阀杆向上偏离正垂线超过 45 0 ，应确保它能正确地动作。 7.4.2.3 阀及阀的执行机构应能在结冰的条件下操作。 DB51/T T11182010 13 7.4.2.4 紧急切断阀应同时配备动力操作和手动执行机构。 7.4.2.5 与储罐相连的液化天然气管线上的储罐第一道阀应能隔离 LNG 储罐并保证其安全停车。 7.4.3 液化天然气管道组成件的设计压力不应小
41、于 1.6MPa,宜采用真空夹套管。 7.4.4 液化天然气液相管道为焊接、法兰及螺纹连接，液化天然气气相管道为焊接、法兰、螺纹及卡套 连接。所有管道（包括埋地管道）尽量采用焊接方式连接。 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。公称直径大于 50 mm 的管道连接应采用 焊接或法兰，并应尽可能多用焊接方式。不同的金属之间应采用法兰或经试验验证的过渡连接件连接。 垫片应选用防火材料。 7.4.6 液化天然气管道可采用埋地、管沟或低架敷设。当采用管沟敷设时，管沟应采用中性沙子填实， 并设活门及通风孔。 7.4.7 埋地管道外表面的防腐设计应符合国家现行标准 GB21447-
42、2008钢质管道外腐蚀控制规范的 有关规定，并应采用最高级别的防腐绝缘保护层。 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 液化天然气在管道中的流速，泵前不宜大于 1.2m/s，泵后不应大于 3 m/s；气态天然气在管道中 的流速不宜大于 12m/s。 7.4.10 冷管道的管架在设计时应选用导热性差的材料或设计隔热层防止热传递，良好的导热性会因结 冰或管架钢材变脆形成对管线的约束。 7.4.11 如工艺系统不能满足储罐及低温管道预冷要求时，应设置专用的储罐冷却管线，用于储罐的最 初冷却，冷却管末端可采用喷嘴
43、或环形喷淋管的形式。 7.4.12 进料管线：进料应设置顶部进料和较低部位进料两条管线。 7.4.13 管道系统安装完毕后，在投入生产前，应进行吹扫、试压、干燥和惰性气体置换。站内管道设 计、安装应采取减小振动和热应力的措施。 7.4.14 主要及辅助工艺系统应尽可能露天安装，管道跨越道路时，净空高度不应小于 5m。 7.4.15 所有的管道应至少符合下列防火要求之一 7.4.15.1 管道材料既能承受正常的操作温度，又能承受紧急状态下的极端温度。 7.4.15.2 能通过保温层或其它方式延迟极端温度导致的管道失效，直到作业者采取措施。 7.4.15.3 在遭受溢出物着火高温的情况下，管道能隔
44、离。 7.4.16 管道绝热 7.4.16.1 在可能发生火灾区域使用的管道绝热材料应具有耐火性。 7.4.16.2 应选用符合相应标准规范要求的绝热材料。 7.4.16.3 应使用低氯化物含量的绝热材料。 DB51/T T11182010 14 7.4.16.4 应避免使用可能吸附甲烷气的多孔绝热材料。 7.4.16.5 应设隔潮层，绝热材料本身不透水蒸气的情况除外。 7.5 紧急切断系统（参见附录 E5.5） 7.5.1 液化天然气加气站及其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 重要的液化天然气管道阀门和切断液化天然气泵、压缩机的电源。液化天然气泵和压缩机应采
45、用人工复 位供电。 7.5.2 液化天然气储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天然气泵和压缩机电源，应能由手动启动的遥控切断系统操作关闭。 7.5.5 紧急切断系统应具有手动、自动或手动自动同时启动的性能，手动启动器应设置在事故时方便到 达的地方。手动启动器应具有明显的功能标志。 7.5.6 紧急停车应具有自锁功能，触发后应经人工确认并复位。 7.5.7 应根据风险评估，建立一个因果图，以确保一旦检测到异常情况，紧急停车能按照所定义的因果 逻辑正常动作。 7.6 槽车卸车 （参见附录E5.6） 7.6.1 连接槽车的液相管道和气相管道上宜设拉断阀。拉断阀的分离拉力宜为 400600N。全关阀与接 头的距离不应大于 0.2m。液化天然气槽车应该有良好的阻火系统。 7.6.2 液化天然气槽车卸车点应设置固定位置，与其它装置的距离应按照本规范表 5 的距离确定。 7.6.3 装卸管汇上应设切断阀及排液、排空接口，槽车卸车宜设置天然气回收装置，以回收卸车完成后 槽车内剩余的天然气，不能回收的应通过固定管道引至高处放空。切断阀宜设置火灾保护装置。装车软 管的使用应与危险评估相符，软管的设计应符合有关标准，软管应按相关规定进行检测，且每次使用前 应检查外观是否有损坏或缺陷。 7.6.4 卸车管道 7.6
