中华人民共和国国家标准城镇燃气设计规范GB 50028-2006 10
6 调压站的超压保护装置种类很多，目前国内主要采用安全水封阀，适用于放散量少的情况，一旦放散量较多时对环境的污染及周围建筑的火灾危险性是不容忽视的，一些管理部门反映，在超压放散的同时，低压管道压力仍然有可能超过5000Pa，造成一些燃气表损坏漏气事故，说明放散法并不绝对安全，设计宜考虑使用能快速切断的安全阀门或其他防止超压的设备。调压的安全保护装置提倡选用人工复位型，在人工复位后应对调压器后的管道设备进行检查，防止发生意外事故。
本款对安全保护装置(切断或放散)的启动压力规定，是等效采用美国联邦法规49-192《气体管输最低安全标准》的规定。
6.6.12 本条规定了地上式调压站的建筑物设计要求。
3 关于地上式调压站的通风换气次数，曾有过不同规定。北京最初定为每小时6次，但冬季感到通风面积太大，操作人员自动将进风孔堵上；后改为3次，但仍然认为偏大。上海地上调压站室内通风换气次数为2次，他们认为是能够满足运行要求的，冬季最冷的时候，调压器皮膜虽稍感有些僵硬，但未影响使用。《原苏联建筑法规》对地上调压站室内通风换气定为每小时3次。
原上海市煤气公司曾用"臭敏检漏仪"对调压站室内煤气(人工煤气)浓度进行测定，在正常情况下(通风换气为每小时2次)，地上调压站室内空气中的煤气含量是极少的，详见表35。
综上所述，对地上式调压站室内通风换气次数规定为每小时不应小于2次。
表35 上海市部分调压站室内煤气浓度的测定记录(体积分数)时间 煤气浓度 高压站地址刚打开时5min后1Omin后15min后调压站形式
宜川四村 0 0 0 0 地上式
大陆机器厂光复西路 0 0 0 0 地上式
横滨路；四川北路 0.2／1000 0 0 0 地上式
常熟路、淮海中路 80／1000 18／1000 12／1000 4／1000 地下式
江西中路、武昌路 2.4／1000 2／1000 2／1000 1.4／1000 地下式
6.6.13 我国北方城镇燃气调压站采暖问题不易解决，所以本条规定了使用燃气锅炉进行自给燃气式的采暖要求，以期在无法采用集中供热时用此办法解决实际问题，对于中、低调压站，宜采用中压燃烧器作自给燃气式采暖锅炉的燃烧器，可以防止调压器故障引起停止供热事故。
调压器室与锅炉室门、窗开口不应设置在建筑物的同一侧；烟囱出口与燃气安全放散管出口的水平距离应大于5m；这些都是防止发生事故的措施，应予以保证。
6.6.14 本条给出地下式调压站的建筑要求。设计中还应提出调压器进、出口管道与建筑本身之间的密封要求，以防地下水渗漏事故。
6.6.15 当调压站内外燃气管道为绝缘连接时，室内静电无法排除，极易产生火花引起事故，因此必须妥善接地。
6.7 钢质燃气管道和储罐的防腐
6.7.1 金属的腐蚀是一种普遍存在的自然现象，它给人类造成的损失和危害是十分巨大的。据国家科委腐蚀科学学科组对200多个企业的调查表明，腐蚀损失平均值占总产值的3.97％。某市一条ф325输气干管，输送混合气(天然气与发生炉煤气)，使用仅4年曾3次爆管，从爆管的部位查看，管内壁下部严重腐蚀，腐蚀麻坑直径5～14mm，深度达2mm，严重的腐蚀是引起爆管的直接原因。
设法减缓和防止腐蚀的发生是保证安全生产的根本措施之一，对于城镇燃气输配系统的管线、储罐、场站设备等都需要采用优质的防腐材料和先进的防腐技术加以保护。对于内壁腐蚀防治的根本措施是将燃气净化或选择耐腐蚀的材料以及在气体中加入缓蚀剂；对于净化后的燃气，则主要考虑外壁腐蚀的防护。本条明确规定了对钢质燃气管道和储罐必须进行外防腐，其防腐设计应符合《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ 95和《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007的规定。
6.7.2 关于土壤的腐蚀性，我国还没有一种统一的方法和标准来划分。目前国内外对土壤的研究和统计指出，土壤电阻率、透气性、湿度、酸度、盐分、氧化还原电位等都是影响土壤腐蚀性的因素，而这些因素又是相互联系和互相影响的，但又很难找出它们之间直接的，定量的相关性。所以，目前许多国家和我国也基本上采用土壤电阻率来对土壤的腐蚀性进行分级，表36列出的分级标准可供参考。
表36 土壤腐蚀等级划分参考表等级 电阻率(Ω／m) 国别 极 强 强 中 弱 极弱
美国 ＜20 20～45 45～60 60～100
原苏联 ＜5 5～10 10～20 20～100 ＞100
中国 ＜20 20～50 ＞50
注：中国数据摘自SY 0007规范。
土壤电阻率和土壤的地质、有机质含量、含水量、含盐量等有密切关系，它是表示土壤导电能力大小的重要指标。测定土壤电阻率从而确定土壤腐蚀性等级，这为选择防腐蚀涂层的种类和结构提供了依据。
6.7.3 随着科学技术的发展，地下金属管道防腐材料已从初期单一的沥青材料发展成为以有机高分子聚合物为基础的多品种、多规格的材料系列，各种防腐蚀涂层都具有自身的特点及使用条件，各类新型材料也具有很大的竞争力。条文中提出的外防腐涂层的种类，在国内应用较普遍。因它们具有技术成熟，性能较稳定，材料来源广，施工方便，防腐效果好等优点，设计人员可视工程具体情况选用。另外也可采用其他行之有效的防腐措施。
6.7.4 地下燃气管道的外防腐涂层一般采用绝缘层防腐，但防腐层难免由于不同的原因而造成局部损坏，对于防腐层已被损坏了的管道，防止电化学腐蚀则显得更为重要。美国、日本等国都明确规定了采用绝缘防腐涂层的同时必须采用阴极保护。石油、天然气长输管道也规定了同时采用阴极保护。实践证明，采取这一措施都取得了较好的防护效果。阴极保护法已被推广使用。
阴极保护的选择受多种因素的制约，外加电流阴极保护和牺牲阳极保护法各自又具有不同的特性和使用条件。从我国当前的实际情况考虑，长输管道采用外加电流阴极保护技术上是比较成熟的，也积累了不少的实践经验；而对于城镇燃气管道系统，由于地下管道密集，外加电流阴极保护对其他金属管道构筑物干扰大、互相影响，技术处理较难，易造成自身受益，他家受害的局面。而牺牲阳极保护法的主要优点在于此管道与其他不需要保护的，金属管道或构筑物之间没有通电性，互相影响小，因此提出城市市区内埋地敷设的燃气干管宜选用牺牲阳极保护。
6.7.5 接地体是埋人地中并直接与大地接触的金属导体。它是电力装置接地设计主要内容之一，是电力装置安全措施之一。其埋设地位置和深度、形式不仅关系到电力装置本身的安全问题，而且对地下金属构筑物都有较大的影响，地下钢质管道必将受其影响，交流输电线路正常运行时，对与它平行敷设的管道将产生于扰电压。据资料介绍，对管道的每10V交流干扰电压引起的腐蚀，相当于O.5V的直流电造成的腐蚀。在高压配电系统中，甚至可产生高达几十伏的干扰电压。另外，交流电力线发生故障时，对附近地下金属管道也可产生高压感应电压，虽是瞬间发生，也会威胁人身安全，也可击穿管道的防腐涂层，故对此作了邀一规定。
6.8 监控及数据采集
6.8.1 城市燃气输配系统的自动化控制水平，已成为城市燃气现代化的主要标志。为了实现城市燃气输配系统的自动化运行，提高管理水平，城市燃气输配系统有必要建设先进的控制系统。
6.8.2 电子计算机的技术发展很快。作为城市燃气输配系统的自动化控制系统，必须跟上技术进步的步伐，与同期的电子技术此平同步。
6.8.4 监控及数据采集(SCADA)系统一般由主站(MTU)和远端站(RTU)组成，远端站一般由微处理机(单板机或单片机)加上必要的存储器和输入／输出接口等外围设备构成，完成数据采集或控制调节功能，有数据通信能力。所以，远端站是一种前端功能单元，应该按照气源点、储配站、调压站或管网监测点的不同参数测、控或调节需要确定其硬件和软件设计。主站一般由微型计算机(主机)系统为基础构成，特别对图像显示部分的功能应有新扩展，以使主站适合于管理监视的要求。在一些情况下，主机配有专用键盘更便于操作和控制。主站还需有打印机设备输出定时记录报表、事件记录和键盘操作命令记录，提供完善的管理信息。
6.8.5 SCADA系统的构成(拓扑结构)与系统规模、城镇地理特征、系统功能要求、通信条件有很密切的关系，同时也与软件的设计互相关联。SCADA系统中的MTU与RTU结点的联系可看成计算机网络，但是其特点是在RTU之间可以不需要互相通信，只要求各RTU能与MTU进行通信联系。在某些情况下，尤其是系统规模很大时在MTU与RTU之间增设中间层次的分级站，减少MTU的连接通道，节省通信线路投资。
6.8.6 信息传输是监控和数据采集系统的重要组成部分。信息传输可以采用有线及无线通信方式。由于国内城市公用数据网络的建设发展很快，且租用价格呈下降趋势，所以充分利用已有资源来建设监控和数据采集系统是可取的。
6.8.8 达到标准化的要求有利于通用性和兼容性，也是质量的一个重要方面。标准化的要求指对印刷电路板、接插件、总线标准、输入／输出信号、通信协议、变送器仪表等等逻辑的或物理的技术特性，凡属有标准可循的都要做到标准化。
6.8.9 SCADA是一种连续运转的管理技术系统。借助于它，城镇燃气供应企业的调度部门和运行管理人员得以了解整个输配系统的工艺。因此，可靠性是第一位的要求，这要求SCADA系统从设计、设备器件、安装、调试各环节都达到高质量，提高系统的可靠性。从设计环节看，提高可靠性要从硬件设计和软件设计两方面都采取相应措施。硬件设计的可靠性可以通过对关键部件设备(如主机、通信系统、CRT操作接口，调节或控制单元、各极电源)采取双重化(一台运转一台备用)，故障自诊断，自动备用方式(通过监视单元Watch Dog Unit)控制等实现。此外，提高系系统的抗干扰能力也属于提高系统可靠性的范畴。在设计中应该分析干扰的种类、来源和传播途径，采取多种办法降低计算机系统所处环境的干扰电屏。如采用隔离、屏蔽、改善接地方式和地点等，改进通信电缆的敷设方法等。在软件设计方面也要采取措施提高程序的可靠性。在软件中增加数字滤波也有利于提高计算机控制系统的抗于扰能力。
6.8.10 系系统的应用软件水平是系统功能水平高低的主要标志。采用实时瞬云瞬态模拟软件可以实时反映系统运行工况，进行调度优化，并根据二踞分析和预测结果对系统采取相应的调度控制措施。
6.8.11 SCADA系统中每一个RTU的最基本功能要求是数据采集和与主站之间的通信。对某些端点应根据工艺和管理的需要增加其他功能，如对调压坫可以增设在远端站建立对调压器的调节和控制回路，对压缩车间运行进行监视或设置由远端站进行的控制和调节。
随着SCADA技术应用的推广及设计、运行经验的积累，SCADA的功能设计可以逐渐丰富和完善。
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从叁数方面看，对燃气输配系统最重要的是压力与流量。在某些场合需要考虑温度、浓度以及火灾或人员侵入报警信号。具体哪些参数列入SCADA的范围，要因工程而异。
6.8.12 一般的SCADA系统都应有通过键盘CRT进行人机对话的功能。在需经由主站控制键盘对远端的调节控制单元组态或参数设置或紧急情况进行处理和人工干预时，系统应从硬件及软件设计上满足这些功能要求。
7 压缩天然气供应
7.1 一般规定
7.1.1 本条规定了压缩天然气供应工程设计的适用范围。
压缩天然气供应是城镇天然气供应的一种方式。目前我国天然气输气干线密度较小，许多城市还不具备由输气干线供给天然气的条件，对于一些距气源(气田或天然气输气干线等)不太远(一般在200km以内)，用气量较少的城镇，可以采用气瓶车(气瓶组)运输天然气到城镇供给居民生活、商业、工业及采暖通风和空调等各类用户作燃料使用，并在城镇区域内建设城镇天然气输配管道或工业企业供气管道。在选择压缩天然气供应方式时，应与城市其他燃气供应方式进行技术经济比较后确定。
1 本条提出的工作压力限值(25.0MPa)是指天然气压缩后系统、气瓶车(气瓶组)加气系统及卸气系统(55一级调压器前)的压力限值。
2 压缩天然气加气站的主要供应对象是城镇的压缩天然气储配站和压缩天然气瓶组供气站；与汽车用天然气加气母站不同，它可以远离城市而且供气规模较大，可以同时供应数个城镇的用气。压缩天然气加气站也可兼有向汽车用天然气加气子站供气的能力。
对每次只向1辆气瓶车加气，在加气完毕后气瓶车即离站外运的压缩天然气加气站，可按现行国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156执行。
7.1.2 压缩天然气采用气瓶车(气瓶组)运输，必须考虑硫化物在高压下对钢瓶的应力腐蚀，则应严格控制天然气中硫化氢和水分含量。压缩天然气需在储配站中下调为城镇天然气管道的输送压力(一般为中低压系统)，调压过程是节流降压吸热过程，为防止温度过低影响设备、设施及管道和附件的使用，保证安全运行，则应对天然气进行加热，也应控制天然气中不饱和烃类含量。所以规定了压缩天然气的质量应符合《车用压缩天然气》GB 18047的规定。
7.2 压缩天然气加气站
7.2.1 本条规定对压缩天然气加气站站址的基本要求：
1 必须有稳定、可靠的气源条件，宜尽量靠近气源。交通、供电、给水排水及工程地质等条件不仅影响建设投资，而且对运行管理和供气成本也有较大影响，是选择站址应考虑的条件，与用户(各城镇的压缩天然气储配站和压缩天然气瓶组供气站等)间的交通条件尤为重要。
2 压缩天然气加气站多与油气田集气处理站、天然气输气干线的分输站和城市天然气门站、储配站毗邻。在城镇区域内建设压缩天然气加气站应符合城市总体规划的要求，并应经城市规划主管部门批准。
7.2.2 气瓶车固定车位应在场地上标志明显的边界线；在总平面布置中确定气瓶车固定车位的位置时，天然气储罐与气瓶车固定车位防火间距应从气瓶车固定车位外边界线计算。
7.2.4 气瓶车在压缩天然气加气站内加气用时较长，以及因运输调度的需要，实车(已加完气的气瓶车)可能在站内较长时间停留，从全站安全管理考虑，应将停靠在固定车位的实车在安全防火方面视同储罐对待。气瓶车固定车位与站内外建、构筑物的防火间距，应从固定车位外边界线计算。为保证安全运行和管理，气瓶车在固定车位的最大储气总容积不应大于30000m3。
气瓶车固定车位储气总几何容积不大于18m3(最大储气总容积不大于4500m3)符合国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156中压缩天然气储气设施总容积小于等于18m的规定，应执行其有关规定。
7.2.6 为保证停靠在固定车位的气瓶车之间有足够的间距，各固定车位的宽度不应小于4.5m。为操作方便和控制加气软管的长度，每个固定车位对应设置1个加气嘴是适宜的。
气瓶车进站后需要在固定车位前的回车场地上进行调整，需倒车进入其固定车位，要求在固定车位前有较宽敞的回车场地。
7.2.7 气瓶车在固定车位停靠对中后，可采用车带固定支柱等设施进行固定，固定设施必须牢固可靠，在充装作业中严禁移动以确保充装安全。
7.2.8 控制气瓶车在固定车位的最大储气总容积，即控制气瓶车在充装完毕后的实车停靠数量(气瓶车一般充装量为4500m3／辆)，是安全管理的需要。
7.2.9 加气软管的长度不大于6m，根据气瓶车加气操作要求，气瓶车与加气柱间距2～3m为宜。
7.2.10 天然气压缩站的供应对象是周边的城镇用户，确定其设计规模应进行用户用气量的调查。
7.2.11 进站天然气含硫超过标准则应在进入压缩机前进行脱硫，可以保护压缩机。进站天然气中含有游离水应脱除。
天然气脱硫、脱水装置的设计在国家现行标准《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156作了规定。
7.2.12 控制进入压缩机天然气的含尘量、微尘直径是保护压缩机，减少对活塞、缸体等磨损的措施。
7.2.13 为保证压缩机的平稳运行在压缩机前设置缓冲罐，并应保证天然气在缓冲罐内有足够的停留时间。
7.2.14 压缩天然气系统运行压力高，气瓶数量多、接头多，其发生天然气泄漏的概率较高，为便于运行管理和安全管理，在压缩站采用生产区和辅助区分区布置是必要的。压缩站宜设2个对外出入口可便于车辆运行、消防和安全疏散。
7.2.15 在进站天然气管道上设置切断阀，并且对于以城市高、中压输配管道为气源时，还应在切断阀后设安全阀；是在事故状萨下的一种保护措施，避免事故扩大。
1 切断阀的安全地点应在事故情况便于操作，又要离开事故多发区，并且能快速切断气源。
2 安全阀的开启压力应不大于来气的城市高、中压输配管道的最高工作压力，以避免天然气压缩系统高压的天然气进入城市高中压输配管道后，造成管道压力升高而危及附近用户的使用安全。
7.2.16 压缩天然气系统包括系统中所有的设备、管道、阀门及附件的设计压力不应小于系统设计压力。系统中设有的安全阀开启压力不应大于系统的设计压力。这是与国内外有关标准的规定相一致的。
在压缩天然气储配站及瓶组供气站内停靠的气瓶车或气瓶组，具备运输、储存和供气功能，在站内停留时间较长，在炎热季节气瓶车或瓶组受日晒或环境温度影响，将导致气瓶内压缩天然气压力升高。为控制储存、供气系统压缩天然气的工作压力小于25.OMPa，则应控制气瓶车或气瓶组的充装压力。一般地区在充装温度为20℃时，充装压力不应大于20.OMPa。对高温地区或充装压力较高的情况，应考虑在固定车位或气瓶组停放区加罩棚等措施。
7.2.17 本条规定了压缩机的选型要求。选用型号相同的压缩机便于运行管理和维护及检修。根据运行经验，多台并联压缩机的总排气量为各单机台称排气量总和的80％～85％。设置备用机组是保证不间断供气的措施。
7.2.18 有供电条件的压缩天然气加气站，压缩机动力选择电动机可以节省投资，运行操作及维护都比较方便；对没有供电条件的压缩站也可选用天然气发动机。
7.2.20 控制压缩机进口管道中天然气的流速是保证压缩机乎稳工作、减少振动的措施。
7.2.21 本条规定了压缩机进、出口管道设置阀门等保护措施要求。
1 进口管道设置手动阀和电动控制阀门(电磁阀)，控制阀门可以与压缩机的电气开关连锁。
2 在出口管道上设置止回阀可以避免邻机运行干扰，设置安全阀对压缩机实施超压保护。
3 安全阀放散管口的设置必须符合要求，应避免天然气窜入压缩机室和邻近建筑物。
7.2.22 由压缩机轴承等处泄漏的天然气量很少，不宜引到压缩机入口等处，以保证运行的安全。
7.2.23 压缩机组采用计算机集中控制，可以提高机组运行的安全可靠程度及运行管理水平。
7.2.24 本条规定了压缩机的控制及保护措施。
1 受运行和环境温度的影响而发生排气温度大于限定值(冷却水温度达不到规定值)时，压缩机应报警并人工停车，操作及管理人员应根据实际发生的情况进行处理。
2 如果发生各级吸、排气压力不符合规定值、冷却水(或风冷鼓风机)压力或温度不符合规定值、润滑油的压力和温度及油箱液位不符合规定值、电动机过载等情况应视为紧急情况，应报警及自动停车，以便采取紧急措施。
7.2.25 压缩机停车后应卸载，然后方可启动。压缩卸载排气量较多，为使卸载天然气安全回收，天然气应通过缓冲罐等处理后，再引入压缩机进口管道。
7.2.26 本条规定了对压缩机排出的冷凝液处理要求。
1 压缩机排出的冷凝液中含有压缩后易液化的天然气中的C3、C4等组分，若直接排入下水道会造成危害。
2 采用压缩机前脱水时，压缩机排出的冷凝液中可能含有较多的C3、C4等组分，应引至室外储罐进行分离回收。
3 采用压缩机后脱水或中段脱水时，压缩机排出的冷凝液中含有的C3、C4等组分较少，应引至室外密封水塔，经露天储槽放掉冷凝液中溶解的可燃气体(释放气)后，方可集中处理。
7.2.27 从冷却器、分离器等排出的冷凝液，溶解少量的可燃气体，可引至室外密封水塔，经露天储槽放掉溶解的可燃气体后，方可排放冷凝液。
7.2.28 为防止误操作，预防事故发生，本条规定了天然气压缩站检测和控制装置的要求。一些重要参数除设置就地显示外，宜在控制室设置二次仪表和自动、手动控制开关。
7.3 压缩天然气储配站
7.3.1 压缩天然气储配站选址时应符合城镇总体规划的要求，并应经当地规划主管部门批准。为了靠近用户，储配站一般离城镇中心区域较近，选址应考虑环保及城镇景观的要求。
7.3.2 压缩天然气储配站首先应落实气源(压缩天然气加气站)的供气能力，对气瓶车的运输道路应作实地考察、调研(可以用其他车辆运输作参考)，并在对用户用气情况的调研基础上，进行技术经济分析确定设计规模。
7.3.3 压缩天然气储配站应有必要的天然气储存量，以保证在特殊的气候和交通条件(如：洪水、暴雨、冰雪、道路及气源距离等)下造成气瓶车运输中断的紧急情况时，可以连续稳定的向用户供气。一般地区的储配站至少应备有相当于其计算月平均日供气量的1.5倍储气量。对有补充、替代气源(如：液化石油气混空气等)及气候与交通条件特殊的情况，应按实际情况确定储气能力。
压缩天然气储配站通常是由停靠在站内固定车位的气瓶车供气，气瓶车经卸气、调压等工艺将天然气通过城镇天然气输配管道供给各类用户。气瓶车在站内是一种转换型的供气设施，一车气用完后转由另一车供气。未供气的气瓶车则起储存作用。因此压缩天然气储配站的天然气总储气量包括停靠在站内固定车位气瓶车压缩天然气的储量和站内天然气储罐的储量。气瓶车在站内应采取转换式的供气、储气方式，避免气瓶车在站内储气时间(停靠时间)过长，应转换使用(运输、供气、储存按管理顺厅转换)。气瓶车是一种活动式的储气设施，储气量过大，停靠在固定车位的气瓶车数量过多会给安全管理、运行管理带来不便，增加事故发生概率；根据我国已投产和在建的压缩天然气储配站实际情况调研，确定气瓶车在固定车位的最大储气能力不大于30000m3是比较适宜的。
当储配站天然气总储量大于30000m3时，除可采用气瓶车储气外，应设置天然气储罐等其他储气设施。
7.3.4 现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016规定了有关要求。
7.3.11 压缩天然气储配站有高压运行的压缩天然气系统，气瓶车运输频繁，其总平面布置应分为生产区和辅助区，宜设2个对外出入口。
7.3.12 一些规模较大的压缩天然气储配站选用液化石油气混空气设置作为替代气源，以减少天然气储气量，也有的压缩天然气储配站是在原液化石油气混气站、储配站站址内扩建的，这种合建站站内天然气储罐(包括气瓶车固定车位)与液化石油气储罐的防火间距应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定。
7.3.14 本条规定了压缩天然气调压工艺要求。
1 在一级调压器进口管道上设置快速切断阀，是在事故状态下快速切断气源(气瓶车)的保护措施，其安装地点应便于操作 。
2 为保证调压系统安全、稳定运行，保护设备、管道及附件，必须严格控制各级调压器的出口压力，在出现调压器出口压力异常，并达到规定值(切断压力值)时，紧急切断阀应切断调压器进口。调压器出口压力过低时，也应有切断措施。
各级调压器后管道上设置的安全放散阀是对调压器出口压力异常的紧急状况的第二级保护设施。安全放散阀是在调压出口压力达到紧急切断压力值后，紧急切断阀的切断功能失效而出口压力继续升高时，达到安全阀开启力值，安全放散天然气，以保护调压系统。所以安全放散阀的开启压力高于该级调压器紧急切断压力。
3 对压差较大，流量较大的压缩天然气调压过程，吸热量需求很大，会造成系统运行温度过低，危及设备、管道、阀门及附件，所以必须加热天然气。在加热介质管道或设备设超压泄放装置是为了在发生压缩天然气泄漏时，保护加热介质管道和设备。
7.4 压缩天然气瓶组供气站
7.4.1 压缩天然气瓶组供气站一般设置在用气用户附近，为保证安全管理和安全运行，应限制其储气量和供应规模。
7.4.4 压缩天然气瓶组供气站的气瓶组储气量小，且调压、计量、加臭装置为气瓶组的附属设施，可设置在一起。
天然气放散管为气瓶组及调压设施的附属装置，应设置在气瓶组及调压装置处。
7.5 管道及附件
7.5.1 压缩天然气管道的材质是由压缩天然气系统的压力和环境温度确定的，必须按规定选用。
7.5.2 本条规定是根据压缩天然气系统的最高工作力可达25.0MPa，其设计压力不应小于25.0MPa，根据卡套式锥管螺纹管接头的使用范围，对公称压力为40.0MPa时为DN28；公称压力为25.0MPa时为DN42，在本规范中考虑压缩天然气的性质以及压缩天然气系统在本章中的设计压力规定范围，所以限定外径小于或等于28mm的钢管采用卡套连接是比较安全的、可靠的。
7.5.4 本条对充气、卸气软管的选用作了规定，是安全使用的需要。
7.5.6 本条规定了采用双卡套接头连接和室内的压缩天然气管道宜采用管沟敷设，是为了便于维护、检修。
8 液化石油气供应
8.1 一般规定
8.1.1 规定了本章的适用范围。这里要说明的是新建工程应严格执行本章规定，扩建和改建工程执行本章规定确有困难时，可采取有效的安全措施，并与当地有关主管部门协商后，可适当降低要求。
8.1.2 规定了本章不适用的液化石油气工程和装置设计，其原因是：
1 炼油厂、石油化工厂、油气田、天然气气体处理装置的液化石油气加工、储存、灌装和运输是指这些企业内部的工艺过程，应遵循有关专业规范。
2 世界各发达国家对液化石油气常温压力储存和低温常压储存分别称全压力式储存和全冷冻式储存，故本次规范修订采用国际通用命名。
液化石油气全冷冻式储存在国外早就使用，且有成熟的设计、施工和管理经验。我国虽在深圳、太仓、张家港和汕头等地已建成液化石油气全冷冻式储存基地，但尚缺乏设计经验，故暂未列入本规范。由于各地有关部门对全冷冻式储罐与基地外建、构筑物之间的防火间距希望作明确规定，故仅将这部分的规定纳入本规范。
3 目前在广州、珠海、深圳等东南部沿海和长江中下游等地区，采用全压力式槽船运输液化石油气，并积累一定运行经验，但属水上运输和码头装卸作业，其设计应执行有关专业规范。
4 在轮船、铁路车辆和汽车上使用的液化石油气装置设计，应执行有关专业规范。
8 液化石油气供应
8.1 一般规定
8.1.1 规定了本章的适用范围。这里要说明的是新建工程应严格执行本章规定，扩建和改建工程执行本章规定确有困难时，可采取有效的安全措施，并与当地有关主管部门协商后，可适当降低要求。
8.1.2 规定了本章不适用的液化石油气工程和装置设计，其原因是：
1 炼油厂、石油化工厂、油气田、天然气气体处理装置的液化石油气加工、储存、灌装和运输是指这些企业内部的工艺过程，应遵循有关专业规范。
2 世界各发达国家对液化石油气常温压力储存和低温常压储存分别称全压力式储存和全冷冻式储存，故本次规范修订采用国际通用命名。
液化石油气全冷冻式储存在国外早就使用，且有成熟的设计、施工和管理经验。我国虽在深圳、太仓、张家港和汕头等地已建成液化石油气全冷冻式储存基地，但尚缺乏设计经验，故暂未列入本规范。由于各地有关部门对全冷冻式储罐与基地外建、构筑物之间的防火间距希望作明确规定，故仅将这部分的规定纳入本规范。
3 目前在广州、珠海、深圳等东南部沿海和长江中下游等地区，采用全压力式槽船运输液化石油气，并积累一定运行经验，但属水上运输和码头装卸作业，其设计应执行有关专业规范。
4 在轮船、铁路车辆和汽车上使用的液化石油气装置设计，应执行有关专业规范。
8.3 液化石油气供应基地
8.3.1 使用液化石油气供应基地这一用语，其目的为便于本节条文编写。
液化石油气供应基地按其功能可分为储存站、储配站和灌装站。各站功能如下：
储存站即液化石油气储存基地，其主要功能是储存液化石油气，同时进行灌装槽车作业，并将其转输给灌装站、气化站和混气站。
灌装站 即液化石油气灌瓶基地，其主要功能是进行灌瓶作业，并将其送至瓶装供应站或用户。同时，也可灌装汽车槽车，并将其送至气化站和混气站。
储配站 兼有储存站和灌装站的全部功能，是储存站和灌装站的统称。
8.3.2 对液化石油气供应基地规模的确定做了原则性规定。其中居民用户液化石油气用气量指标应根据当地居民用气量指标统计资料确定。当缺乏这方面资料时，可根据当地居民生活水平、生活习惯、气候条件、燃料价格等因素并参考类似城市居民用气量指标确定。
我国一些城市居民用户液化石油气实际用气量指标见表39。
表39 我国一些城市居民用户液化石油气实际用气量指标城市名称 北京 天津 上海 沈阳 长春 桂林 青岛 南京 济南 杭州
每户用气量 指标kg／(户·月) 9.6～10.76 9.65～10.8 13～14 10.5～11 10.4～11.5 10.23～10.3 10.0 15～17 10.5 10.0
每人用气量 指标kg／(人·月) 2.4～2.69 2.4～2.69 3.25～3.5 2.6～2.5 2.6～3.25 2.55～3.07 2.50 3.75～4.25 2.6 2.50
根据上表并考虑生活水平逐渐提高的趋势，北方地区可取15kg／(月·户)，南方地区可取20kg／(月·户)。
8.3.3 关于液化石油气供应基地储罐设计总容量仅作了原则性的规定。主要考虑如下：
1 20世纪80年代以来，我国各大、中城市建成的液化石油气储配站储罐容积多为35～60d的用气量。
近年来我国液化石油气供销已实现市场经济模式运作，因此，其供应基地的储罐设计总容量不宜过大，应根据建站所在地区的具体情况确定。
2 2000年我国液化石油气年产量为870万t，进口液化石油气约570万t，年总消耗量达1440万t，基本满足市场需要。
3 目前我国已建成一批液化石油气全冷冻式储存基地(一级站)，在我国东南沿海、长江中下游和内地等地区已有大型全压力式储存站(二级站)近百座。总储存能力可满足国内市场需要。
8.3.4 液化石油气供应基地储罐设计总容量分配问题
本条规定了液化石油气供应基地储罐设计总容量超过3000m3时，宜将储罐分别设置在储存站和灌装站，主要是考虑城市安全问题。
灌装站的储罐设计总容量宜取一周左右计算月平均日供应量，其余为储存站的储罐设计总容量，主要依据如下：
1 国内外液化石油气火灾和爆炸事故实例表明，其单罐容积和总容积越大，发生事故时所殃及的范围和造成的损失越大。
2 世界各液化石油气发达国家，如：美国、日本、原苏联、法国、西班牙等国的液化石油气分为三级储存，即一、二、三级储存基地。一级储存基地是国家或地区级的储存基地，通常采用全冷冻式储罐或地下储库储存，其储存量达数万吨级以上。二级储存量基地其储存量次之，通常采用全压力式储存，单罐容积和总容积较大。三级储存基地即灌装站，其储存量和单罐容积较小，储罐总容量一般为1～3d的计算月平均日供应量。
3 我国一些大城市，如：北京、天津、南京、杭州、武汉、济南、石家庄等地采用两级储存，即分为储存站和灌装站两级储存。
一些城市液化石油气储存量及分储情况见表40。
表40 一些城市液化石油气储存量及分储情况表城 市 北京 天津 南京 杭州 济南 石家庄
总计 储罐总容量(m3) 17680 9992 7680 2398 约4000 5020
总储存天数(d) 21.8 52.4 36.4 70 43.9 77
储存站 储罐总容量(m3) 15600 7600 5600 2000 3200 4000
储存天数(d) 17.3 37.2 24.4 59 36 56
灌装站 储罐总容量(m3) 2080 2392 2080 398 约800 1020
储存天数(d) 4.5 15.2 12 11 约7.9 11
注；本表为1987年统计资料。
从上表可见，灌装站储罐设计容量定为计算月平均日供气量的一周左右是符合我国国情的。
8.3.5 因为液化石油气供应基地是城市公用设施重要组成部分之一，故其布局应符合城市总体规划的要求。
液化石油气供应基地的站址应远离居住区、村镇、学校、影剧院、体育馆等人员集中的地区是为了保证公共安全，以防止万千发生像墨西哥和我国吉林那样的恶性事故给人们带来巨大的生命财产损失和长期精神上的恐惧。
8.3.6 本条规定了液化石油气供应基地选址的基本原则
1 站址推荐选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧，主要考虑站内储罐或设备泄漏而发生事故时，避免和减少对保护对象的危害；
2 站址应是地势平坦、开阔、不易积存液化石油气的地带，而不应选择在地势低洼，地形复杂，易积存液化石油气的地带，以防止一旦液化石油气泄漏，因积存而造成事故隐患。同时也考虑减少土石方工程量，节省投资；
3 避开地震带、地基沉陷和废弃矿井等地段是为防止万一发生自然灾害而造成巨大损失。
8.3.7 本条规定了液化石油气供应基地全压力式储罐与站外建、构筑物的防火间距。
条文中表8.3.7按储罐总容积和单罐容积大小分为七个档次，分别规定不同的防火间距要求。
第一、二档指小型灌装站；
第三、四档指中型灌装站；
第五、六档指大型储存站、灌装站和储配站；
第七档指特大型储存站。
表8.3.7规定的防火间距主要依据如下：
1 根据国内外液化石油气爆炸和火灾事故实例。当储罐、容器或管道破裂引起大量液化石油气泄漏与空气混合遇到点火源发生爆炸和火灾时，殃及范围和造成的损失与单罐容积、总容积、破坏程度、泄漏量大小、地理位置、气温、风向、风速等条件，以及安全消防设施和扑救等因素有关。
当储罐容积较大，且发生破裂时，其爆炸和火灾事故的殃及范围通常在100～300m甚至更远(根据资料记载最远可达1500m)。
当储罐容积较小，泄漏量不大时，其爆炸和火灾事故的殃及范围近者为20～30m，远者可达50～60m。
在此应说明，像我国吉林和墨西哥那样的恶性事故不作为本条编制依据，因为这类事故仅靠防火间距确保安全既不经济，也不可行。
2 国内有关规范
1)本规范在修订过程中曾与现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016国家标准管理组多次协调。两规范规定的储罐与站外建、构筑物之间的防火间距协调一致。
2)国内其他有关规范规定的液化石油气储罐与站外建、构筑物之间的防火间距见表41。
表41 国内有关规范规定的储罐与站外建、构筑物的防火间距(m)规范名称 储罐容积 项目 《石油化工企业设计防火规范》 GB 50160 《原油和天然气工程设计防火规范》 GB 50183
液化烃罐组 液化石油气和天油气凝液厂、站、库(m3)
≤200 201～1000 1001～2500 2501～5000 ＞5000
居住区、公共福利设施、村庄 120 50 60 80 100 120
相邻工厂(围墙) 120 50 60 80 100 120
国家铁路线(中心线) 55 40 50 50 60 60
厂外企业铁路线(中心线) 45 35 40 45 50 55
国家或工业区铁路编组站(铁路中心线或建筑物) 55 -- -- -- -- --
厂外公路(路边) 25 20 25 25 30 30
变配电站(围墙) 80 50 60 70 80 80
架空电力线 (中心线) 35kV以下 1.5倍杆高 1.5倍杆高
35kV以上 1.5倍杆高， 且≥30 40
架空通信线 (中心线) Ι、Ⅱ级 50 40
其他 -- 1.5倍杆高
通航江、河、海岸边 25 --
注：1 居住区、公共福利设施和村庄在GB 50183中指100人以上。
2 变配电站一栏GB 50183指35kV及以上的变电所，且单台变压器在10000kV·A及以上者，单台变压器容量小于10000kV·A者可减少25％。
3 国外有关规范
1)美国有关规范的规定美国国家消防协会《液化石油气规范》NFPA58(1998年版)规定的储罐(单罐容积)与重要建筑、建筑群的防火间距见表42。
美国消防协会《液化石油气规范》MFPA58 表42 (1998年版)规定的全压力式储罐与重要公共建筑、 建筑群的防火间距安装形式 间距 英尺（m） 每个储罐的水容积 加仑（m3） 覆土储罐或 地下储罐 地上储罐
＜125(0.5) -- --
125～250(＞0.5～1.0) 10 (3) 10 (3)
251～500(＞1.0～1.9) 10 (3) 10 (3)
501～2000(＞1.9～7.6) 10 (3) 25 (7.6)
2001～30000(＞7.6～114) 50 (15) 50 (15)
30001～70000(＞114～265) 50(15) 75 (23)
70001～90000(＞265～341) 50 (15) 100(30)
90001～120000(＞341～454) 50 (15) 125 (38)
120001～200000(＞454~757) 50 (15) 200(61)
200001～1000000(＞757～3785) 50 (15) 300(91)
＞1000000(＞3785) 50 (15) 400(122)
美国国家消防协会《公用供气站内液化石油气储存和装卸标准》NFPA59(1998年版)规定的全压力式储罐与液化石油气站无关的重要建筑、建筑群或可以用于建设的相邻地产之间的距离与NFPA58的规定基本相同，故不另列表。
美国石油协会《LPG设备的设计与制造》AP12510(1995年版)规定的全压力式储罐(单罐容积)与建、构筑物的防火间距见表43。
表43 美国石油协会《LPG设备设计和制造》API 2510 (1995年版)规定的全压力式储罐与建、 构筑物的防火间距每个储罐的水容量 加仑(m3) 与可能开发的相邻地界线 英尺(m)
2000～30000(7.6～114) 50 (15)
30000～70000(＞114～265) 75 (23)
70001～90000(＞265～341) 100(30)
90001～120000(＞341～454) 125 (38)
＞120001(＞454) 200 (61)
注：1 与储罐无关建筑的水平间距100英尺(30m)。
2 与火炬或其他外露火焰装置的水平间距100英尺(30m)。
3 与架空电力线和变电站的水平间距50英尺(15m)。
4 与船运水路、码头和桥礅的水平间距100英尺(30m)。
美国以上三个标准中的储罐均指单罐，当其水容积在12000加仑(45.4m3)或以上时，规定一组储罐台数不应超过6台，组间距不应小于50英尺(15m)。当设置固定水炮时，可减至25英尺(7.6m)。当设置水喷雾系统或绝热屏障时，一组储罐不应超过9台，组间距不应小于25英尺(7.6m)。
2)澳大利亚标准《LPG-储存和装卸》AS1596-1989规定的地上储罐与建、构筑物的防火间距见表44。
表44 澳大利亚标准《LPG-储存和装卸》AS 1596-1989 规定的地上储罐与建、构筑物的防火间距储罐储存能力 (m3) 与公共场所或铁路线 的最小距离(m) 与保护场所的最小间距 (m)
20 9 15
50 10 18
100 1l 20
200 12 25
500 22 45
750 30 60
1000 40 75
2000 50 100
3000 60 120
4000及以上 65 130
注：1 保护场所包括以下任何一种场所：
住宅、礼拜堂、公共建筑、学校、医院、剧院以及人们习惯聚集的任何建筑物；
工厂、办公楼、商店、库房以及雇员工作的建筑物；
可燃物存放地，其类型和数量足以在发生火灾时产生巨大的辐射热而危及液化石油气储罐；位于固定泊锚设施的船舶。
2 公共场所指不属于私人财产的任何为公众开放的场所，包括街道和公路。
3)《日本液化石油气安全规则》和《JLPA001 一般标准》(1992年)规定。
第一类居住区(指居民稠密区)严禁设置液化石油气储罐，其他区域对储罐容量作了如表45的规定。
表45 液化石油气储罐设置容量的限制表所在区域 一般居住区 商业区 准工业区 工业区或工业专用用地
储罐容量(t) 3.5 7.0 35 不限
液化石油气储罐与站外一级保护对象或二级保护对象之间的防火间距分别按公式(10)、(11)计算确定。
式中 L1--储罐与一级保护对象的防火间距(m)；当按此式计算结果超过30m时，取不小于30m；
L4--储罐与二级保护对象的防火间距(m)；当按此式计算结果超过20m时，取不小于20m；
x--储罐总容量(kg)。
注：1 一级保护对象指居民区、学校、医院、影剧院、托幼保育院、残疾人康复中心、博物院、车站、机场、商店等公共建筑及设施。
2 二级保护对象指一级保护对象以外的供居住用建筑物。当储罐与保护对象不能满足上述公式计算得出的防火间距时，可按《JLPA001一般标准》中的规定，采用埋地、防火墙或水喷雾装置加防火墙等安全措施后，按该标准中规定的相应的公式计算确定。
此外，当单罐容量超过20t时，与保护对象的防火间距不应小于50m，且不应小于按公式[式中：W为储存能力(t)的平方根]计算得出的间距值。例如：当储
存能力为1000t时，其防火间距不应小于104m。可见日本对单罐容积超过20t时，其防火间距要求较大，主要是考虑公共安全。
4 原规范执行情况和局部修订情况
原规范(1993年版)规定的全压力式液化石油气储罐与基地外建、构筑物之间的防火间距是根据20世纪80年代国内情况制订的。原规范1993年颁布以来大都反映表6.3.7中第一、二项规定的防火间距偏大，选址比较困难。据此本规范国家标准管理组根据当时我国液化石油气行业水平，参考国外有关规范，会同有关部门认真讨论，在1998年进行了局部修订，将储罐与居住区、村镇和学校、影剧院、体育馆等重要公共建筑的防火间距，按罐容大小改定为60～200m；将储罐与工业区的防火间距改定为50～180m。并于1998年10月1日起以局部修订(1998年版)颁布实施。
5 本次修订情况
20世纪90年代以来在我国东南沿海和长江中下游地区先后建成数十座大型液化石油气全压力式储存基地。这些基地的建成带动了我国液化石油气行业的发展，其技术和装备、施工安装、运行管理和员工素质等均有较大提高。有些方面接近或达到世界先进水平。据此，本次修订本着逐步与先进国家同类规范接轨的原则，在1998年局部修订的基础上对原规范第6.3.7条作了修订：
1)与居住区、村镇和学校、影剧院、体育馆等重要公共建筑的防火间距，按储罐总容积和单罐容积大小由60～200m减少至45～150m。
本项中，学校、影剧院和体育馆(场)人员流动量大，且集中，故其防火间距应从围墙算起。
2)将工业区改为工业企业，其防火间距由50～180m减少至27～75m。必须注意，当液化石油气储罐与相邻的建、构筑物不属于本表所列建、构筑物时，方按工业企业的防火间距执行。
3)本表第3项至第项是新增加的。根据各项建、构筑物危险性大小和万一发生事故时，与液化石油气储罐之间的相互影响程度，其防火间距与现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定协调一致。
4)架空电力线的防火间距做了调整后，与《建筑设计防火规范》的规定一致。
5)与Ⅰ、Ⅱ级架空通信线的防火间距不变，增加了与其他级架空通信