燃气工程建设与安全管理(20140627-2)

张增刚山东建筑大学副教授、硕士生导师、工学博士《煤气与热力》杂志社编委委员山东省住房和城乡建设厅专家委员会委员山东省土木建筑学会燃气专业委员会委员山东一通工程技术服务有限公司总经理、国家注册动力设备师联系电话-mail:zzz250014@燃气工程建设与安全管理——场站工程第一部分：压缩天然气场站第二部分：液化石油气场站第三部分：场站安全运行规定1压缩天然气供应系统2压缩天然气加气站3压缩天然气储配站4压缩天然气瓶组供气站5压缩天然气场站安全管理第一部分：压缩天然气场站1.1压缩天然气质量要求1.1.1压缩天然气质量要求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大然气的质量，必须符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的规定。GB50156-2002(2006年版)第8.1.1条

项目质量指标试验方法高热值MJ/Nm3A组>31.4GB/T11062GB/T13610B组14.65~31.4总硫（以硫计）mg/m3,<150(I),270(II),460(III)GB/T11061硫化氢mg/m3,<6(I),20(II)GB/T13610含二氧化碳量体积%,<3GB/T17283水分无游离水机械分离目测《天然气》GB17820项目技术指标高位发热量，MJ/m3＞31.4总硫（以硫计），mg/m3≤200硫化氢，mg/m3≤15二氧化碳yco2，％≤3.0氧气yo2，％≤0.5水露点，℃在汽车驾驶的特定地理区域内，在最高操作压力下，水露点不应高于-13℃；当最低气温低于-8℃，水露点应比最低气温低5℃。注：本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa，20℃车用压缩天然气（GB18047)

1.1.2天然气作为汽车燃料的特点-优点燃烧性好，发热量大，烟尘少，不结碳；运行安全：燃点、爆炸极限、盛装容器不同；天然气燃烧迅速充分无爆震现象且价格低；燃料可以备用。燃料充装量少，行驶里程短；改车需要增加投资；天然气为气态燃料，不易储存和携带，需要建设加气站网络；动力性能下降约10%。1.1.2天然气作为汽车燃料的特点-缺点1.2压缩天然气的生产天然气在环境温度为-40℃至50℃时，加压到20MPa以上并以气态储存在容器中即为压缩天然气(CNG)。它是天然气经过净化、压缩、脱水后而形成的。压缩天然气与管道天然气的组分基本相同，主要成分均为甲烷（CH4）。1.3压缩天然气的运输压缩天然气的运输可采用汽车载运气瓶组或拖挂气瓶车，也可采用船载气瓶组或气瓶车水上运输。压缩天然气长管拖车的充气压力最高不允许超过20MPa。

天然气加压后通过高压胶管和快装接头向压缩天然气气瓶组（车）充气，压缩天然气气瓶组（车）通过公路或水路运输到达城镇卸气站或加气子站。1.4压缩天然气的应用方式我国压缩天然气应用技术已经比较成熟，目前除了应用于城市天然气汽车之外，对城镇的天然气供应也已陆续开始。压缩天然气按用途分为车用和民用两类，两类用户的应用方式包括压缩天然气汽车加气站、压缩天然气储配站和压缩天然气瓶组供应站。1.4压缩天然气的应用方式1.4.1压缩天然气汽车加气站压缩天然气汽车加气站是由高、中压输气管道或气田的集气处理站等引入天然气，经净化、计量、压缩并向气瓶车或气瓶组充装压缩天然气的站场。燃气汽车发展的三大技术要素所涉及的内容有：气：气源、气质-生产、运输、储存、充装；车：车型、排放-匹配、批量、工况、净化；站：站址、规范-选址、设备、建设、管理。1.4压缩天然气的应用方式根据站区现场或附近是否有管线天然气，压缩天然气加气站一般可分为3种类型：常规站、母站和子站。1.4压缩天然气的应用方式1.4.2压缩天然气储配站压缩天然气储配站是具有将槽车、槽船运输的压缩天然气进行卸气、加热、调压、储存、计量、加臭，并送入城镇燃气输配管道功能的站场。根据压缩天然气储配站的实际用途，可以将其分为四种类型的典型应用：作为在管道天然气到达之前的过渡阶段主气源，中小城镇和中小城市的主要气源，工业用户的主要气源，大型城市储配站或调峰气源、补充应急气源。1.4压缩天然气的应用方式1.4.3压缩天然气瓶组供气站压缩天然气瓶组供气站是采用压缩天然气气瓶组作为储气设施，具有将压缩天然气卸气、调压、计量和加臭，并送入城镇燃气输配管道功能的设施。由于城市燃气管网建设不能与住宅开发建设同步，而居民小区建设必须同步配套燃气管道，在建设大型站场尚不具备条件的情况下，采用瓶组气化供应站作为居民小区的过渡气源是一种有效的供气方法。2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置在城市建成区内，CNG加气站储气设施的总容积应符合下列规定：1CNG加气母站储气设施的总容积不应超过120m3。2CNG常规加气站储气设施的总容积不应超过30m3。3CNG加气子站内设置有固定储气设施时，固定储气设施的总容积不应超过18m3，站内停放的车载储气瓶组拖车不应多于1辆。4CNG加气子站内无固定储气设施时，站内停放的车载储气瓶组拖车不应多于2辆。5CNG常规加气站可采用LNG储罐做补充气源，但LNG储罐容积、CNG储气设施的总容积和加气站的等级划分，应符合本规范第3.0.12条的规定。2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置表3.0.12LNG加气站、L-CNG加气站、LNG和L-CNG加气合建站的等级划分级别LNG加气站L-CNG加气站、LNG和L-CNG加气合建站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储气设施总容积（m3）一级120＜V≤180≤60120＜V≤180≤60≤12一级*--60＜V≤120≤60≤24二级60＜V≤120≤6060＜V≤120≤60≤9二级*--V≤60≤60≤18三级V≤60≤60V≤60≤60≤9三级*--V≤30≤30≤18注：带“*”的加气站专指CNG常规加气站以LNG储罐做补充气源的建站形式。

2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置加油与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级别油品储罐总容积（m3）常规CNG加气站储气设施总容积（m3）加气子站储气设施（m3）一级90＜V≤120V≤24固定储气设施总容积≤12可停放1辆车载储气瓶组拖车二级

V≤90三级

V≤60V≤12可停放1辆车载储气瓶组拖车注：1柴油罐容积可折半计入油罐总容积。2当油罐总容积大于90m3时，油罐单罐容积不应大于50m3；当油罐总容积小于或等于90m3时，汽油罐单罐容积不应大于30m3，柴油罐单罐容积不应大于50m3。

2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置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。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。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。2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置压缩天然气加气站站址选择1．压缩天然气加气站的布点、选址的主要原则（1）压缩天然气加气站安全性及评价标准1）重要公共建筑和涉及国计民生的其它重要建、构筑物周围50m范围内不得建压缩天然气加气站。2）加气站选址应有效避开居民稠密区和人员密集的繁华地段，以减少事故时对人员的伤害。2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置3）城区内压缩天然气加气站的规模一般控制在天然气售量为10000～20000Nm3/d。加气站规模大，要求安全防范距离大，城市区域不易满足，发生事故对周围危害也大，且容易造成车辆拥挤而堵塞交通，在城区范围内不易多建。4）压缩天然气加气站与站外建、构筑物以及与明火和散发火花地点的防火间距及安全评价标准应满足下列规范的规定：《建筑设计防火规范》GB50016；《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156CNG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。《城镇燃气设计规范》

GB50028

。2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置3.1.2压缩天然气加气站平面布置加气站的围墙设置应符合以下规定：1．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以及规范规定防火距离的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。2．面向进出口道路的一侧宜设置非实体围墙，或开敞。3．车辆入口和出口应分开设置。2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置站区内停车场和道路应符合下列规定：车辆入口和出口应分开设置。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加气母站内单车道或单车停车位宽度，不应小于4.5m，双车道或双车停车位宽度不应小于9m；其他类型加油加气站的车道或停车位，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于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。加油加气作业区与辅助服务区之间应有界线标识。2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置加油加气作业区内，不得有“明火地点”或“散发火花地点”。加油加气站的变配电间或室外变压器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。变配电间的起算点应为门窗等洞口。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。站房的一部分位于加油加气作业区内时，该站房的建筑面积不宜超过300m2，且该站房内不得有明火设备。2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置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4.0.4～4.0.9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”。按本规范附录C划分的爆炸危险区域，不应超出站区围墙和可用地界线。加油加气站内设施之间的防火距离，不应小于表5.0.13-1和表5.0.13-2的规定。2.2.1压缩天然气加气母站工艺流程a1.2加气母站2.2.2压缩天然气加气常规站工艺流程a2.2.3天然气加气子站（液压式）工艺流程CNG汽车20MPa液体启动按钮连接快装软管加气机CNG加气柱加气母站2.2.4天然气加气子站（压缩机式）工艺流程2.3压缩天然气加气站主要设备设施2.3.1调压计量系统目前国内外常用的脱水方式有两种：前置脱水，脱水装置安装在压缩机进气口之前，对进站天然气进行深度脱水，工作压力为管网进站压力；后置脱水，脱水装置安装在压缩机排气口之后，对压缩后的高压天然气进行深度脱水，工作压力为压缩机的排气压力。2.3.2脱水装置高压脱水工艺流程-低压脱水工艺流程两种方式比较◆先脱水后压缩，可减轻超压缩机负荷，防止液击现象发生，减少气体中酸性杂质对压缩机的损害。◆先压缩后脱水，可减少吸附剂用量，使脱水装置体积减少。◆管网压力：进站管网压力较高(≥0.4MPa)时，应优先选用前置脱水方式；管网压力较低(<0.15MPa)时，应考虑选用后置脱水方式。两种方式比较◆处理气量：前置脱水可处理大流量气体，可达1.5×104Nm3/h，后置脱水方式因受高压管件、阀门限制，目前只宜处理小流量气体，一般<3500Nm3/h。◆再生方式：前置脱水可采用独立的闭式循环系统进行再生，不受压缩机是否开机的限制。后置脱水再生气回收困难：①如果让再生气回流到压缩机进气管线，则必须再生过程与压缩机工作过程同步进行。如压缩机工作时间短，则易造成再生过程中断，再生不完全，无法保证成品气体露点达到要求，甚至使成品气有可能带水。②再生气进入废气回收系统，不仅费用高，还存在安全隐患。③再生气放空，将会造成能源浪费，CNG加气站运行费用增加。两种方式比较◆成品气品质：前置脱水可充分利用庞大的管网系统作为脱水装置的缓冲器，使脱水过程中压力保持稳定，从而使气体品质(露点)保持稳定。后置脱水装置的工作压力在压缩机开启时，或CNG加气站加气过程中容易波动，工作压力的波动势必造成气体品质的不稳定。◆吸附剂寿命：前置脱水装置的吸附剂寿命远高于后置脱水装置。两种方式比较◆成本比较：后置脱水装置的重量和体积约是同流量前置脱水装置的1/2，设备价格也较低。但因高压阀门、管件价格昂贵，每台高压脱水装置的年维修费用是每台低压脱水装置年维修费用的7～10倍。

两种方式比较压缩机的结构形式结构形式优点缺点对称平衡式D型、M型1惯性力平衡最好2振动很小3无须设置大飞轮4维护方便5驱动机功率脉动小，最适宜电机驱动1占地积面积太大，不利于小型化2活塞自重落在汽缸壁上磨损较严重不宜采用无油润滑立式Z型1气缸与活塞间的摩擦磨损均匀，耗功最少2采用无油润滑。从而提高气体质量免除液气分离器等设备，简化维修3占地面积小，易于小型化撬装式1惯性力不平衡2要设置很大的飞轮3驱动机功率脉动最大，对电网要求高4排气量受气缸数限制不能设计的很大角度式L型

V型

W型

1惯性力可以较大程度的平衡2结构紧凑3气缸数较多，压力比较小4可采用风冷却气缸，尤其适于缺水地区5宜于小型化6易于系列化，变型容易1维护不太方便2活塞与气缸间仍存在偏磨，不太适宜无油润滑3结构复杂，制造工艺要求高2.3.3

天然气增压设备压缩机气缸的润滑方式润滑方式优点缺点无油润滑1无须安装油分离器等设备2节省了费用和机器空间3耗油量低4维护工作量降低5润滑系统简化1对气缸特别是活塞环材质要求极高，成本上升有油润滑1对气缸和活塞环材质要求不高2可以利用气缸润滑油带走一部分摩擦热量，保证压缩机工作在可靠程度范围内3有油润滑技术难度小，安全可靠，同时可减少摩擦耗功1必须在排气口安装油分离器2机组体积增大，成本上升3润滑系统复杂4维修工作量大5耗油量大6从气缸带出的润滑油可能使干燥物质失效压缩机的冷却方式冷却方式优点缺点闭式循环水冷1冷却效果好，气缸壁工作温度低2降低压缩机对高温环境的敏感度，确保高可靠性，高效率3减轻冷却器的热负荷，减少其体积1气缸结构复杂2需要定期更换冷却液3增加一套冷却水循环系统，使得整机系统更复杂气缸无散热翅片的风冷1气缸结构简单2无须对气缸套清洗水垢3无须冷却水循环系统1气缸工作温度最高对材料要求高2冷却效果好坏完全取决于冷却器3同样进排气条件下冷却器体积最大气缸有散热翅片的风冷1气缸结构比较简单2冷却风扇可以同时对气缸和冷却器进行冷却，冷却效果好1气缸散热翅片使得铸造工艺复杂1．地下储气井设计压力为25Mpa，储气井的深度一般为150米。套管是按照API标准5CT制造的N80钢级石油套管,钢号为30Mn4和28CrMo6。其占地面积很小，有利于站场平面布置；虽然初期投资较大，但储气井至少可以使用25年以上，并可以节省检验维护费，安全可靠性好。其缺点是耐压试验无法检验强度和密封性,制造缺陷也不能及时发现.排污不彻底,容易对套管造成应力腐蚀。3.3.4

储存设施2．储气瓶组2.3.5顺序控制系统控制对储气系统按程序供气的阀门系统叫顺序控制盘。顺序控制盘应当实现当储气系统的压力低于21-22MPa时，压缩机可以直接给汽车加气（称为慢充），如果此时没有汽车需要加气，那么压缩后的高压气体则通过顺序控制盘按“高压瓶，中压瓶，低压瓶”的次序，进入储气系统，为储气系统充气，使各瓶组压力达到25Mpa。通过优先顺序控制系统和储气瓶组的分组联接，可提高气瓶组的利用率和加气速度。2.3.5顺序控制系统脱水装置操作规程增压设备操作规程

加气机操作规程检查充气车辆燃气系统是否完好、可靠。检查充气车辆是否具有有效的充装许可证、气瓶是否在检验周期内，否则拒绝充装。检查各充装阀和放散阀是否开启灵活、可靠。检查充气枪头的密封圈是否符合要求。加气柱、卸气柱操作规程

天然气拖车的操作规程2.4加气站主要设备操作规程CNG加（卸）气设备设置应符合下列规定：1加（卸）气设施不得设置在室内。2加（卸）气设备额定工作压力应为20MPa。3加气机流量不应大于0.25m3/min(工作状态)。4加（卸）气柱流量不应大于0.5m3/min(工作状态)。5加气（卸气）枪软管上应设安全拉断阀。加气机安全拉断阀的分离拉力宜为400N～600N，加气卸气柱安全拉断阀的分离拉力宜为600N～900N。软管的长度不应大于6m。6加卸气设施应满足工作温度的要求。2.5CNG加气站主要安全技术措施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℃。

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阀的位置应便于发生事故时能及时切断气源。CNG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。天然气拖车的操作规程2.5CNG加气站主要安全技术措施2.6消防设施加油站、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，可不设消防给水系统。GB50156，10.2.3每2台加气机应配置不少于2只4kg手提式干粉灭火器；加气机不足2台按2台计算。压缩机操作间（棚）应按建筑面积每50m2设4kg手提式干粉灭火器2只，总数不应少于2只。GB50156，10.1.1爆炸危险场所的地面做不发火花地面；管沟（电缆沟）应该填充干砂。2.7其他安全设施燃气泄漏报警器的设置。防雷防静电。建构筑物的耐火等级、防爆泄压、通风问题。3.1压缩天然气储配站站址的选择及其平面布置压缩天然气储配站站址的选择压缩天然气储配站站址选择应符合下列要求：1．符合城镇总体规划的要求；2．应具有适宜的地形、工程地质、交通、供电、给排水及通信条件；3．少占农田、节约用地并注意与城市景观协调。3.1压缩天然气储配站站址的选择及其平面布置压缩天然气储配站平面布置压缩天然气储配站一般由压缩天然气卸气、调压、计量、加臭等主要生产工艺系统及循环热水、给排水、供电、自动控制等辅助的生产工艺系统及办公用房等组成。储配站的总平面应遵循现行国家相关规范,结合储配站的性质、生产工艺流程、安全、运输等要求进行布置,一般应分为两个区域，即生产区和辅助区。3.1压缩天然气储配站站址的选择及其平面布置压缩天然气储配站的系统组成与总平面布置应符合下列规定：（1）储配站宜由生产储气区和配套设施区组成。（2）卸气柱应设置在站内的前沿，且便于压缩天然气气瓶转运车出入的地方；（3）储配站应设高度不小于2.2m的非燃烧实体围墙；面向气瓶转运车进、出道路的一侧宜开放，也可建非实体围墙或栅栏；（4）站内各设施之间的防火间距应符合《城镇燃气设计规范》的相应规定。3.2压缩天然气储配站工艺流程压缩天然气储配站按流程和设备功能分为：（1）卸车系统，即与气瓶转运车对接的卸气柱及其阀件、管道；（2）调压换热系统，由高压紧急切断阀、一级和二级换热器、调压器、一级和二级放散阀组成；（3）流量计量系统；3.2压缩天然气储配站工艺流程（4）加臭系统（加臭机）；（5）控制系统（含与在线仪表、传感器相联系的中央控制台）；（6）加热系统（燃气锅炉、热水泵等）（7）调峰储罐系统。压缩天然气储配站工艺流程图3.3压缩天然气储配站主要设备压缩天然气调压计量撬

储存设施

压缩天然气运输设备卸气柱(承压能力不小于20MPa)，一般由高压软管、高压无缝钢管、止回阀、球阀、放散阀或拉断阀组成。3.4压缩天然气储配站主要设备操作规程压缩天然气调压计量撬操作规程

高压储气罐（井）操作规程

压缩天然气运输设备操作规程

4.1压缩天然气瓶组供气站站址的选择及其平面布置压缩天然气瓶组供气站宜设置在供气小区边缘。（1）气瓶组应在站内固定地点设置。气瓶组及天然气放散口、调压装置至明火散发火花的地点和建、构筑物的防火间距不应小于《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）压缩天然气瓶组供气站表7.4.3的规定。（2）压缩天然气瓶组供气站的生产厂房及其他附属建筑物的耐火等级不应低于二级。4.1压缩天然气瓶组供气站站址的选择及其平面布置（3）在地震烈度为7度或7度以上地区建设的压缩天然气瓶组供气站的建、构筑物抗震设计，应符合现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191和《建筑物抗震设计规范》GB50011的有关规定。（4）站内具有爆炸危险的封闭式建筑应采取良好的通风措施；在非采暖地区宜采用敞开式或半敞开式建筑。压缩天然气瓶组供气站气瓶组应在站内固定地点设置，气瓶组储气量小，可与调压计量装置设置在一起；气瓶组的气瓶应符合国家有关现行标准的规定；气瓶组供气站的调压也应符合相关规范的规定；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。4.1压缩天然气瓶组供气站站址的选择及其平面布置4.2压缩天然气储配站工艺流程压缩天然气瓶组供气站供气工艺流程是高压（20MPa）天然气从气瓶导出，经调压、加臭后,天然气通过小区的低压管网供居民用户使用。气瓶组最大储气总容积不应大于1000m3，气瓶组总几何容积不应大于4m3

。压缩天然气瓶组站工艺流程图4.3压缩天然气瓶组站主要设备压缩天然气调压计量撬

储存设施

压缩天然气运输设备5.1安全管理组织机构及其职责5.1.1安全管理组织机构5.1.2设立班组兼职安全员5.1.3建立双重消防安全制度5压缩天然气场站安全管理

5.2安全管理措施5.2.1开展安全教育5.2.2安全技术措施5.2.3作业现场安全防范措施（1）防漏气措施（2）安全检查制度场站安全检查的主要内容包括：安全责任制落实情况、作业现场安全管理、设备技术状况、灭火作战预案以及隐患整改情况等。5.2.4安全教育措施5.2.5安全管理制度5.2.2安全技术措施压缩天然气场站的安全技术措施是针对压缩天然气及其场站特有的性质(高压、易燃、易爆)而做出的对策。(1)压缩天然气场站的各岗位操作人员必须经过本岗位的安全技术培训，并经考试合格方能上岗操作。调换工种或离开本岗位半年以上的操作人员，必须重新培训合格后方能重新上岗操作。(2)在压缩天然气场站的各个工作区，需要有人操作的区域必须有人坚守岗位，不得擅自离开。无人操作的区域的进出口应根据区域内设备和介质的特性设置护栏，无关人员不得入内。(3)试漏或者检查泄漏时，应按规定的方法进行。一般可用肥皂液涂抹试漏处，察看有无气泡。也可用检漏仪检查。不得点燃火柴或用其它明火试漏。在全系统处于带压工况时，不准进行修理作业。5.2.2安全技术措施(4)压缩天然气场站的各个工作场所，不得有垃圾、废物、易燃物品，工作场所的垃圾和废物应倒入金属制垃圾桶内，并及时清运，不得长期放在场内。(5)露天的储罐区、管道区、绿化带等区域的杂草必须铲除干净，特别是枯草及其它易燃易爆物不准遗留在场内的任何地方。(6)应将灭火器按规定放在指定的位置，在任何时候都可以取用，对使用灭火器的人员必须经过专门的培训。(7)应在压缩天然气场站的醒目的地点挂牌，写明公安、消防、医院和急救部门的名称、地址、电话。(8)凡外来压缩天然气场站的人员，只能在规定的地点停留，不得在场站内随处活动，更不能搬动任何开关和阀门。外来检查、参观、学习的人员必须本单位人员陪同才能入内。5.3消防安全管理5.3.1用火的安全管理压缩天然气场站的用火安全管理主要分为：生活用火的安全管理和施工动火的安全管理两部分。5.3.2消防设施配置及其使用方法5.3.3场站常见的火灾扑救方法5.4场站防静电措施加气站救援预案：加气站的危险因素1、物理因素：设备老化，压力容器耐压失效，设备故障等。2、化学因素：天然气泄漏超标，介质混合超标，高温造成材质特性变化等。3、人的因素：人的行为违章、失误，管理失控等。加气站危险点加气站的设备和管理现状，至少有三个重大危险点(储气瓶组、压缩机、售气机)，是巡回检查和事故预防的重点。加气站救援预案：当压缩天然气出现大量泄漏时，应迅速切断站内天然气气源、电源、设置安全警戒，采取有效措施控制和消除泄漏点。第一部分：压缩天然气场站第二部分：液化石油气场站第三部分：场站安全运行规定1液化石油气基础知识2液化石油气储配站3液化石油气气化与供应4液化石油气瓶装供应5液化石油气安全管理第二部分：液化石油气场站1.1液化石油气组成及来源组成丙烷（C3H8）、丙烯（C3H6)、丁烷(C4H10)、丁烯(C4H8)残液少量C2馏分、C5馏分、C6馏分、水来源炼厂石油气催化裂化气天然石油气1.2液化石油气的密度和相对密度液态液化石油气密度气态液化石油气密度空气密度1.2931kg/m31.3液化石油气的膨胀系数液态液化石油气的膨胀系数液化石油气不允许超量灌装液化石油气不允许超量灌装气体如何变液体加压降温钢瓶不允许超量灌装任何物质均热胀冷缩液态液化气的体积膨胀系数为水的10-16倍大约每升高10℃体积膨胀3-4%温度升高到一定程度,整个罐变成液体如果此时温度升高1℃,压力急剧升高2-3Mpa钢瓶的爆破压力是8.MPa,温度仅需升高3-4℃1.4液化石油气的爆炸极限爆炸极限液化石油气着火爆炸特点液化石油气泄漏后如何处理液化石油气罐着火后的扑救A.爆炸极限

可燃气体与空气的混合物遇到火源能够发生爆炸燃烧的浓度范围称为爆炸极限；爆炸燃烧的最低浓度称爆炸浓度下限，最高浓度称爆炸浓度上限爆炸极限燃烧极限着火极限火焰传播极限B.液化石油气着火爆炸特点1）极易燃烧和爆炸2）火势猛，灾害损失大

A.热辐射强度高，人员不易接近着火点

B.热辐射加热管道和罐，容易导致压力升高，泄漏加剧，火灾扩大，容器爆炸3）易挥发，且事故具有隐蔽性

密度大，容易堆积，且沿地面漂移而不易逸散到空中，远处的火源也能引燃，隐蔽性强4）极限浓度低，继发生灾害严重

扑灭火焰后，如无关闭堵塞措施，继续外泄的气体容易被引燃，引发第二次爆炸事故C.液化石油气泄漏如何处理1）不能惊慌,冷静2）开门窗,加强通风,或清扫3）查找漏气点分段查漏用肥皂水涂抹可能出现漏气的地方禁止明火查找仪器查漏燃气表泄漏用手背4）处理漏气点(管道液化气）关闭阀门管道先用湿布包扎D.液化气石油罐着火后的扑救液化石油气燃烧时，热值大、温度高，一旦发生火灾，燃烧猛烈，形成立体燃烧，蔓延迅速，还可引起爆炸。因此，燃气罐着火后，要用侵湿的棉被褥、衣物等捂盖灭火，并迅速关闭阀门。1.5液化石油气的热值热值单位燃气完全燃烧所释放出来的热量kj/m3或者kj/kg液化石油气热值燃气燃气热值MJ/Nm3天然气36焦炉煤气17液化石油气94-108价格2.液化石油气储配站2.1液化石油气储配站的任务2.2液化石油气储配站布置2.3液化石油气装卸2.4液化石油气灌瓶2.5液化石油气残液回收2.6安全附件2.1液化石油气储配站的任务接纳LPG，并通过压缩机、烃泵将LPG卸入储罐储存。将储罐内LPG通过泵灌装到槽车或钢瓶中，并向外发送。从有缺陷钢瓶中回收LPG，从待灌瓶中回收残液对自有产权钢瓶进行建档管理，对所充装、调换钢瓶的安全负责。对灌装前的钢瓶进行检查，对不符合灌装条件的钢瓶送交检验单位检测或进行报废处理。保证液化石油气储配站的安全运营

2.2液化石油气储配站选址和布置液化石油气供应基地的布局应符合城市总体规划的要求，且应远离城市居住区、村镇、学校、影剧院、体育馆等人员集聚的场所。

GB50028-2006-8.3.5液化石油气供应基地的站址宜选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧，且应是地势平坦、开阔、不易积存液化石油气的地段。同时，应避开地震带、地基沉陷和废弃矿井和雷区等地段。GB50028-2006-8.3.6液化石油气供应基地的全压力式储罐与基地外建、构筑物、堆场的防火间距不应小于表8.3.7的规定。半冷冻式储罐与基地外建、构筑物的防火间距可按表8.3.7的规定执行。GB50028，8.3.7液化石油气供应基地全冷冻式储罐与基地外建、构筑物、堆场的防火间距不应小于表8.3.8的规定。GB50028，8.3.82.2液化石油气储配站选址和布置(1)分区隔离的要求(2)满足防火间距的要求(3)便于消防扑救的要求(4)有利于发展的要求2.2液化石油气储配站选址和布置液化石油气供应基地的储罐与基地内建、构筑物的防火间距应符合下列规定：1全压力式储罐的防火间距不应小于表8.3.9的规定；2半冷冻式储罐的防火间距可按表8.3.9的规定执行；3全冷冻式储罐与基地内道路和围墙的防火间距可按表8.3.9的规定执行。GB50028，8.3.92.2液化石油气储配站选址和布置全冷冻式液化石油气储罐与全压力式液化石油气储罐不得设置在同一罐区内，两类储罐之间的防火间距不应小于相邻较大储罐的直径，且不应小于35m。GB50028，8.3.10液化石油气供应基地的生产区应设置高度不低于2m的不燃烧实体围墙。辅助区可设置不燃烧体非实体围墙。GB50028，8.3.122.2液化石油气储配站选址和布置液化石油气供应基地的生产区和辅助区至少应各设置1个对外出入口。当液化石油气储罐总容积超过1000m3

时，生产区应设置2个对外出入口，其间距不应小于50m。对外出入口宽度不应小于4m。GB50028，8.3.14液化石油气供应基地的生产区内禁止设置地下和半地下建、构筑物（寒冷地区的地下式消火栓和储罐区的排水管、沟除外）。生产区内的地下管（缆）沟必须填满干砂。GB50028，8.3.152.2液化石油气储配站选址和布置全压力式液化石油气罐不应少于2台，其储罐区的布置应符合下列要求：1地上储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径；2数个储罐的总容积超过3000m3时，应分组布置。组与组之间相邻储罐的净距不应小于20m；3组内储罐宜采用单排布置；4储罐组四周应设置高度为1m的不燃烧体实体防护墙；5储罐与防护墙的净距：球形储罐不宜小于其半径，卧式储罐不宜小于其直径，操作侧不宜小于3.0m。6防护墙内储罐超过4台时，至少应设置2个过梯，且应分开布置。GB50028，8.3.192.2液化石油气储配站选址和布置灌瓶间和瓶库与站内建、构筑物的防火间距不应小于表8.3.26的规定。

GB50028，8.3.262.2液化石油气储配站选址和布置商业用户使用的气瓶组严禁与燃气燃烧器具布置在同一房间内。GB50028，8.7.4平面布置举例打开储罐和槽车的液相管道和气相管道，气相管道是起压力平衡作用泵的吸入口压力必须比饱和压力大,形成”气塞”提高槽车的高度泵安装在槽车下不能完全排空2.3液化石油气装卸-泵泵装卸车注意事项气液软管应注意排净管内空气软管拆卸时,应先卸压装卸时应严密监视液位和压力的变化有泄漏或报警器发出警报,应停止装卸严禁过量充装雷雨和暴风天气,严禁装卸正确填写操作记录和运行记录2.4液化石油气灌瓶压缩机灌瓶烃泵灌瓶压缩机与烃泵联合灌瓶压缩机和烃泵联合灌瓶自动灌装秤可设置为总重灌装、自动去皮净重灌装、总重和自动去皮净重复合灌装低于空瓶下限拒装功能，灌装上限限制功能（防止意外超装）2.5液化石油气残液回收压缩机回收残液(正压回收法)烃泵回收残液烃泵和引射器回收法中间聚集器回收残液具有爆炸危险的建、构筑物的防火、防爆设计应符合下列要求：1建筑耐火等级不应低于二级；2门、窗应向外开；3封闭式建筑应采取泄压措施，其设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的规定；4地面面层应采用撞击不会产生火花的材料，其技术要求应符合现行国家标准《建筑地面工程施工质量验收规范》GB50209的规定。GB50028，8.9.12.6建构筑物防火、防爆液化石油气储罐区消防用水量应按其储罐固定喷水冷却装置和水枪用水量之和计算。GB50028，8.10.2消防水池的容量应按火灾连续时间6h所需最大消防用水量计算确定。但储罐总容积小于或等于220m3，且单罐容积小于或等于50m3的储罐或储罐区，其消防水池的容量可按火灾连续时间3h所需最大消防用水量计算确定。GB50028，8.10.4液化石油气供应基地、气化站和混气站生产区的排水系统应采取防止液化石油气排入其他地下管道或低洼部位的措施。GB50028，8.10.82.7消防给水、排水液化石油气供应基地内消防水泵和液化石油气气化站、混气站的供电系统设计应符合现行国家标准《供电系统设计规范》GB50052“二级负荷”的规定。GB50028，8.11.1液化石油气供应基地、气化站、混气站、瓶装供应站具有爆炸危险建、构筑物的防雷设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057中“第二类防雷建筑物”的有关规定。GB50028，8.11.32.8供电、防雷3.液化石油气气化与供应3.1液化石油气气化方式3.2自然气化及其特点3.3强制气化及其特点3.4液化石油气气化站3.5液化石油气瓶组管道供应3.1液化石油气气化方式气化方式自然气化依靠自身热量和吸收外界环境热量而气化的过程强制气化提供人为的热量进行液化气的气化容器内气相压力低于一定温度下的饱和蒸汽压力时，发生气化3.2自然气化及其特点液体温度等于气相温度（环境温度）液相温度，低于气相温度（环境温度）液体组分的变化自然气化能力自然气化再液化问题气化过程组分变化具有一定气化能力适应性无再液化问题冬天钢瓶在室外或低温地方为什么不出气钢瓶的液化气的自然气化初时用气时,室温与液化气温度相同打开钢瓶,气体出来.钢瓶内压力降低,气液平衡破坏,液体再变成气体汽化的热量来自自身.释放出自身的显热,产生温差温差的产生,空气的热量传递到钢瓶内,进行汽化冬季室温低,空气向钢瓶传递的热量少,导致出气量少3.3强制气化及其特点热水气化器蒸汽气化器电气化器空温气化器无组分的变化气化能力大有再液化现象3.4液化石油气气化站3.5液化石油气瓶组管道供应单瓶供应双瓶供应自然气化管道供应强制气化管道供应耐油胶管丁腈橡胶耐油,耐寒耐热,抗老化对天然橡胶具有一定的溶解性,溶胀而软化1-2米1米短,离灶近,拉直.达不到自然下垂2米长,可能折弯,压折变形,导致流量降低不允许穿墙铁丝或管夹,力度适中4.液化石油气瓶装供应4.1液化石油气钢瓶安全使用4.2液化石油气钢瓶的定期检验4.3液化石油气瓶装供应站4.1液化石油气钢瓶安全使用钢瓶不允许过量灌装正确使用钢瓶与灶具避免空烧，防止熄火定期检查，防止液化石油气泄漏炉具漏气处理及其注意事项发生火灾事故的处理严禁乱倒残液4.2液化石油气钢瓶的定期检验检验准备外观初检与评定残液残气回收处理焊缝检验壁厚测定容积测定瓶阀座检验耐压试验或残余变形率的测定瓶阀检验气密性检验检验标志钢瓶报废处理4.3液化石油气供应站液化石油气供应站在城镇中设于居民区专门供应居民用户使用瓶装液化石油气的站点。供应站的作用是接收由灌瓶厂（站）用汽车送来的气瓶，再将气瓶供应居民用户使用供应站的选址供应站的防火安全要求5.液化石油气安全管理5.1液化石油气站的安全防范措施5.2静电的控制及防护5.3电器安全及管理5.4雷电控制及防护5.5液化石油气火灾与扑救5.1液化石油气站的安全防范措施加强明火管理,严防火种进入站内动火,须经批准搞好事故抢修演练,及时堵住泄漏点搞好电气管理,预防电火花产生其他防范措施及要求A.加强明火管理,严防火种进入

严防火种的产生是安全管理的一项首要措施应在醒目的位置设立”严禁烟火””禁火区”等警戒标语和标牌。禁止任何人携带火种和医产生碰撞火花的钉鞋进入站内.操作和维修设备采用不发火工具。门卫处设立进站要求和安全管理规定,接受门卫安全检查生产区内，不准无阻火器的车辆行驶，严格限制外单位车辆进入灌装区B.站内动火,须经批准1)对动火部位的隔离和清除详细检查动火位置周围的阀门，法兰等密封点是否泄漏；清除动火周围环境的易燃物质；将工艺管道和设备与周围环境完全隔离机电传动设备的隔绝。电源拉闸并挂牌禁止启动动火现场易燃物质清除范围是10米内，对阴沟，凹坑处仔细清洗并隔绝2）对动火设备和管道进行清洗和置换清洗置换是利用惰性气体，将设备或管道内危险物质驱赶排出，然后用蒸汽经一定时间吹扫，最后通入空气3）动火分析取样分析，确定浓度范围取样时间，不得早于半小时取样位置，应注意下部位置浓度要求，不大于0.2%4）消防措施5）没有批准动火证，任何情况严禁动火c.搞好事故抢修演练,及时堵住泄漏点为提高防范事故的能力，积累对应急事故抢修抢救的经验根据工艺特点、设备、法兰状况及站内布置等情况，设置专门的事故抢险抢修队伍，配备专业人员、防护用品，消防器材，通讯工具等，指定切实可行的事故预警方案，定期组织进行有针对性的事故抢险演练，使职工掌握处理事故的本领。做到明确险情，抢救措施得当，及时排除事故，将突发事件消除在初始阶段，避免酿成大的灾害D.搞好电气管理,预防电火花产生电气火花、雷电火花、静电火花均能引起液化石油气的燃烧和爆炸，液化石油气站除了在设计选型、安装施工中按规定要求采取预防这类火源产生的措施外，在日常的管理中，还应做到以下几点。①定期对电气设备和设施进行检查、维护与保养。发现电气设施有老化或发热冒烟现象，应迅速查明原因，及时排除事故隐患。严禁电气设备超负荷运行，不得采用不符合规范要求的电气设施。②雷雨季节前，应对避雷设备进行全面的检查，发现问题及时修复或更换，要保证避雷设施处于完好的状态，在雷雨时，要停止液化石油气的装卸和充灌作业。③所有的接地装置每年应校验一次，对接地电阻大于10欧接地，要及时予以处理。保证接地电阻在10欧以下。④生产区内，要严禁穿戴化学纤维衣装的人员进入。操作人员应穿规定的工作服装上岗操作⑤在对罐车进行装卸作业时，要先接好接地线，再进行操作。灌装时严防喷嘴向室内喷放液化石油气，严禁为加速倒空速度将钢瓶中的残液任意放散。E.其他防范措施及要求1）严谨非操作人员进入生产现场从事操作活动2）安全装置设备不齐全或失灵的设备不准使用3）生产区内不准堆放易燃物质和与操作无关的物品4）不准喝酒，儿童禁入生产区5.2静电的控制及防护静电的产生摩擦生电液化气在管道中流动烃泵和压缩机中流动,及皮带传动液化气从较小的管口,喷嘴附近形成游浮的空间电荷操作人员的衣服,化纤衣服防范抑制静电荷的产生;产生电荷的消散防静电措施静电接体应小于100欧姆设备金属外壳连接进行静电接地,尽量减少管道的变形和弯曲金属配管中间的非导体,除需屏蔽保护外,两端的金属管分别与接地干线相接用做静电接地的材料,安装前不能涂漆,导电部分除锈并紧密连接操作地面,采用掺混铁屑的不发火地面,不应铺满橡胶板液化石油气流速控制在3m/s以内烃泵,压缩机采用联轴器传动;皮带传动的内侧涂防电石蜡或以碳黑为主要成分的涂料穿着防静电的衣服和手套5.3电器安全及管理绝缘保护保护接地和保护接零电气安全装置漏电保护联锁装置和信号控制5.4雷电控制及防护雷电直击雷,雷电感应,雷电波侵入,球形雷雷电接地接闪器避雷针,避雷带,避雷网引下线截面积不小于48mm2,尽量短而直接地系统防雷措施及要求单支避雷针的保护半径是1.5倍高度,小型设置2支储罐或设备的放散管,应在放散管或附近设置避雷针,且针尖高出管口不小于3m,管口上方1米应在保护范围平行敷设的管道间距小于100mm时应进行跨接;交叉敷设的,在交叉处连接引入室内的架空金属管道,在入户处应和接地装置相连5.5液化石油气火灾的扑救1）堵塞泄漏，杜绝火种2）控制火区，扑灭火灾3）冷却降温，减压放散4）严密组织，指挥得当1）堵塞泄漏，杜绝火种消除泄漏，杜绝火种的产生，是消除火灾蔓延最重要的步骤关闭泄漏点管道上的阀门时，应站在上风侧，并离开气雾区或火区；最近的上游阀门关闭；内衬橡皮的卡箍临时堵塞阀门无法关闭，迅速将周围的钢瓶、罐车移走，不能转移的进行冷却仅泄漏的情况，堵塞时严防着火；设立警戒区；堵住后用水枪或蒸汽进行驱散气雾杜绝火种2）控制火区，扑灭火灾切断的同时，启用消防器材稳定的火炬燃烧，用直流水枪或高压水枪，对准根部，或用干粉灭火机，二氧化碳灭火剂火灾发生罐间，除集中对火源喷射灭火剂外，加大冷却水量。条件允许将罐内液化气进行倒罐钢瓶，罐车，设法移出生产区，移到空旷地带3）冷却降温，减压放散喷水降温打开放散阀进行卸压4）严密组织，指挥得当冷静，准确判断，合理调度指挥，采取正确对策将火灾消灭在初发阶段有效的控制，为消防人员扑救赢得时间第一部分：压缩天然气场站第二部分：液化石油气场站第三部分：液化天然气场站第四部分：场站安全运行规定1液化天然气(LNG)的应用2液化天然气(LNG)的特性3液化天然气(LNG)气化站4液化天然气(LNG)加气站第三部分：液化天然气场站1液化天然气(LNG)的应用液化天然气(LNG)的应用的一个主要应用领域是城镇燃气。目前液化天然气(LNG)气化站，所供液化天然气(LNG)作为城镇燃气气源，主要供应城市居民，及工业企业生产用气，部分作为城镇燃气调峰和应急备用气源。近几年开发的液化天然气(LNG)汽车等项目，进一步拓宽了液化天然气(LNG)的应用领域。2液化天然气的特性作为液化天然气主要组分的甲烷，其分子式为CH4，是最简单的烷烃，常温常压下为无色无味的可燃气体。常压下LNG的沸点为-166℃-157℃（一般取-162℃），与组分有关。密度：LNG的密度通常在430~470Kg/m3之间，与组分有关。气液体积比：标准状况下，LNG的气液体积比约为600：1（与组分有关），即标准状况下1个体积的LNG气化后转变为约600个体积的气体，这非常有利于LNG的高效运输和储存。同时也表明，当LNG泄漏溢出时，少量的液体能转变为大量气体。2液化天然气的特性蒸发气特征：LNG储存于绝热储罐中，外界任何传导至储罐中的热量都会导致一些液体蒸发为气体，这种气体叫蒸发气（BOG，boiloffgas）。当LNG蒸发时，氮和甲烷首先从液体中气化，剩余的液体中较高相对分子质量的烃类组分增大，即密度增大。它们都比周围空气轻。LNG的溢出：当LNG倾倒在地面上时（例如事故溢出），最初会猛烈沸腾，然后蒸发速率将迅速衰至一个固定值。2液化天然气的特性气体云团的膨胀和扩散：最初，蒸发气体的温度几乎与LNG的温度一样，其密度比周围空气的密度大。这种气体首先沿地面上的一个层面流动，直到气体从大气中吸热升温后为止。当纯甲烷的温度上升到约-113℃，或LNG的温度上升到-80℃（与组分有关），其密度将比周围空气的密度小。在压力容器或管道发生溢出时，LNG将以喷射流的方式进入大气中，且同时发生节流（膨胀）和蒸发。这一过程与空气强烈混合同时发生。大部分LNG最初作为空气溶胶的形式被包容在气云之中。这种溶胶最终将以空气进一步混合而蒸发。2液化天然气的特性翻滚:翻滚是指大量气体在短时间内从LNG容器中释放的过程。除非争取预防措施或对容器进行特殊设计防止“翻滚”，“翻滚”将使容器变到超压的危害。“翻滚”的形成过程：在储存LNG的容器中可能存在两个稳定的分层或单元，这是由于新注入的LNG与密度不同的底部LNG混合不充分造成的。在每个单元内部，液体密度是均匀的，但是底部单元液体的密度大于上部单元液体的密度。随后，由于热量输入到容器中而产生单元间的传热、传质及液体表面的蒸发，单元之间的密度将达到均衡并且最终混为一体，这种自然的混合形成或称之为“翻滚”

2液化天然气的特性包容:天然气在常温下不能通过加压液化。实际上，必须将温度降低到约-162℃以下才能在任意压力下液化。这意味着包容任何数量的LNG，例如在两个阀门之间或无孔容器中，都有可能随着温度的升高使压力增加，直到导致包容系统遭到破坏。LNG储罐新投用或检修后不能用水置换，LNG泄漏后不能用水对LNG进行喷射（淋），就是为了避免发生快速相变。3液化天然气加气站LNG作为汽车燃料的优势

安全

环保

能效高

经济LNG汽车及优势

使用方便一般采用高真空多层绝热技术，日蒸发率≤0.2%，保证7～14天基本不蒸发由于不断蒸发，气瓶上必需具备可靠的自泄压装置需要经过火烧、振动、高空坠落等多项极端可靠性试验美国CHART公司的气瓶代表国际最好水平，市场占有率较高。目前，四川空分，张家港富瑞、圣达因等企业掌握了气瓶制造技术，已实现国产化，达到了国际先进水平LNG汽车关键技术—车载低温瓶装配335L×2LNG供气系统的东风天龙牵引车国产LNG重卡LNG汽车关键技术—车载低温瓶LNG专用装置绝大部分实现了国产化LNG汽车的集成开发技术已经完全掌握发动机的动力性均能达到并超过原柴油机的水平LNG汽车展示了良好的燃料经济性LNG具有优越的排放性能，温室气体排放量减少20以上%LNG供给系统具有很好的可靠性，保障了汽车用户的利益国内LNG汽车关键技术154LNG加气站类型和特点LNGBOG主要工艺流程：通过低温泵和卸车增压器将槽车运来的LNG卸入LNG低温储罐，再通过低温泵和增压器将LNG调至汽车使用的饱合压力，由低温泵将LNG送入加气机，通过加气机将LNG加至LNG车辆储罐。LNG加注站工艺流程及设备

LNG加注站主要设备：LNG储罐、LNG低温泵、LNG计量装置、售气系统、控制系统和安全系统等。

LNG加气站的典型形式液化天然气绝热气瓶产品类别DPL型LNG绝热气瓶DPW型LNG绝热气瓶CDPW型LNG车用瓶系列产品规格DPL-210CDPL-175CDPW-580-410-1.6CDPW-500-275-1.59CDPW-600-335-1.59CDPW-600-450-1.37几何容积210L175L410L275L335L450L工作压力1.37MPa1.37MPa1.6MPa1.59MPa1.59MPa1.37MPa液化天然气运输车1、LNG储罐2、LNG潜液泵3、加气机4、空浴式增压器（加热器）5、低温管道系统6、仪表风系统7、安全设施及附件LNG加气站主要设备事故案例事故案例13.1一般规定

GB50156-2012相关规定LNG加气站施工要求承建加油加气站建筑工程的施工单位应具有建筑工程的相应资质。13.1.2承建加油加气站安装工程的施工单位应具有安装工程的相应资质。从事锅炉、压力容器及压力管道安装、改造、维修的单位，应取得相应的特种设备许可证。13.1.3从事锅炉、压力容器和压力管道焊接的焊工，应按现行行业标准《特种设备焊接操作人员考核细则》TSGZ6002的有关规定，取得与所从事的焊接工作相适应的焊工合格证。13.1.4无损检测人员应取得相应的资格。说明13.1.1~13.1.4此4条是根据国家有关管理部门的规定制定的。这里的“承建加油加气站建筑和安装工程的单位”包括检维修单位。条文13.1.113.2材料和设备检验

GB50156-2012相关规定LNG加气站施工要求

材料和设备应具有有效的质量证明文件，并应符合下列规定：1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。2“压力容器产品质量证明书”，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，且应有“锅炉压力容器产品安全性能监督检验证书”。3气瓶应具有“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”。4压力容器应按现行国家标准《钢制压力容器》GB150的有关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的有关规定进行检验与验收。5油罐等常压容器应按设计文件要求和现行行业标准《钢制焊接常压容器》NB/T47003.1的有关规定进行检验与验收。6储气井应取得“压力容器（储气井）产品安全性能监督检验证书”后投入使用。7可燃介质阀门应按现行行业标准《石油化工钢制通用阀门选用、检验及验收》SH3064的有关规定进行检验与验收。8进口设备尚应有商检部门出具的进口设备商检合格证。条文13.2.2当材料和设备有下列情况之一时，不得使用：1质量证明文件特性数据不全或对其数据有异议的；2实物标识与质量证明文件标识不符的；3要求复验的材料未进行复验或复验后不合格的；4不满足设计或国家现行有关产品标准和本规范要求的。说明13.2.8本条要求建设单位、监理和施工单位对工程所用材料和设备按相关标准和本节的规定进行质量检验发现的不合格品进行处置，以保证工程质量。条文13.2.8

LNG管道系统安装完成后，应进行压力试验，并应符合下列规定：1钢制管道系统的压力试验应以洁净水进行，试验压力应为设计压力的1.5倍。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50mg/L。2LNG管道系统宜采用气压试验，当采用液压试验时，应有将试验液体完全排出管道系统的措施。3管道系统采用气压试验时，应有经施工单位技术总负责人批准的安全措施，试验压力应为设计压力的1.15倍。4压力试验的环境温度不得低于5℃。条文13.5.10LNG加气站管道系统压力试验可燃介质管道系统应以设计压力进行严密性试验，试验介质应为压缩空气或氮气。13.5.16LNG管道系统在预冷前应进行干燥处理，干燥处理后管道系统内气体的露点不应高于-20℃。LNG加气站管道系统严密性试验/干燥条文13.5.15

施工单位按合同规定范围内的工程全部完成后，应及时进行工程交工验收。13.8.2工程交工验收时，施工单位应提交下列资料：1综合部分，应包括下列内容：1）交工技术文件说明；2）开工报告；3）工程交工证书；4）设计变更一览表；5）材料和设备质量证明文件及材料复验报告。LNG加气站交工文件条文13.8.12建筑工程，应包括下列内容：1）工程定位测量记录；2）地基验槽记录；3）钢筋检验记录；4）混凝土工程施工记录；5）混凝土/砂浆试件试验报告；6）设备基础允许偏差项目检验记录；7）设备基础沉降记录；8）钢结构安装记录；LNG加气站交工文件9）钢结构防火层施工记录；10）防水工程试水记录；11）填方土料及填土压实试验记录；12）合格焊工登记表；13）隐蔽工程记录；14）防腐工程施工检查记录。3安装工程，应包括下列内容：1）合格焊工登记表；2）隐蔽工程记录；LNG加气站交工文件

3）防腐工程施工检查记录；4）防腐绝缘层电火花检测报告；5）设备开箱检验记录；6）设备安装记录；7）设备清理、检查、封孔记录；8）机器安装记录；9）机器单机运行记录；10）阀门试压记录；11）安全阀调试记录；

12）管道系统安装检查记录LNG加气站交工文件

13）管道系统压力试验和严密性试验记录；14）管道系统吹扫/冲洗记录；15）管道系统静电接地记录；16）电缆敷设和绝缘检查记录；17）报警系统安装检查记录；18）接地极、接地电阻、防雷接地安装测定记录；19）电气照明安装检查记录；

20）防爆电气设备安装检查记录；

21）仪表调试与回路试验记录。LNG加气站交工文件

22）隔热工程质量验收记录。

23）综合控制系统基本功能检测记录；

24）仪表管道耐压/严密性试验记录；

25）仪表管道泄漏性/真空度试验条件确认与试验记录；

26）控制系统机柜/仪表盘/操作台安装检验记录。4竣工图。LNG加气站交工文件第一部分：压缩天然气场站第二部分：液化石油气场站第三部分：场站安全运行规定运行与维护--一般规定一、城镇燃气供应单位对城镇燃气设施的运行与维护应制定下列管理制度和操作规定：

1安全生产管理制度；

2城镇燃气管道及其附属系统、场站的工艺管道与设备的运行、维护制度和操作规定；

3用户设施的检查、维护、报修制度和操作规定；

4用户用气设备的报修制度；

5日常运行中发现问题或事故处理的报告程序。

二、严禁携带火种、非防爆型无线通信设备进入场站内生产区，未经批准严禁在场站内生产区从事可能产生火花性质的操作。三、

站内防雷设施应处于正常运行状态。每年雨季前应对接地电阻进行检测，其接地电阻值应符合设计要求；防静电装置每年检测不得少于2次。四、

应定期对用于液化石油气、压缩天然气、液化天然气装卸的软管及软管与工艺管道之间安装的防拉断阀进行检查和维护保养；软管应定期进行更换。

五、

装载液化石油气、压缩天然气、液化天然气的运输车在连接软管前，运输车必须处于制动状态；装卸作业过程中，应防止运输车移动，并宜设置防滑块。六、

进入燃气调压室、压缩机房、阀门井和检查井前应先检查有无燃气泄漏；在进入地下调压室、阀门井、检查井内作业前还应检查有无其他有害气体，确定安全后方可进入。七、进入燃气调压室、压缩机房、阀门井和检查井等场所作业时:应根据需要穿戴防护用具，系好安全带；应设专人监护，作业人员应轮换操作；维修电气设备时，应切断电源；带气进行维护检修时，应使用防爆工具或采取防爆措施，作业过程中严禁产生火花。

运行与维护--设备一、压缩机、烃泵的运行、维护应符合下列规定：

1应检查压力、温度、密封、润滑、冷却和通风系统。

2阀门开关应灵活，连接部件应紧固，运动部件应平稳，无异响、过热、泄漏及异常振动等。

3指示仪表应正常、各运行参数应在规定范围内。

4各项自动、连锁保护装置应正常。

5当有下列异常情况时应及时停车处理：

1）自动、连锁保护装置失灵；

2）润滑、冷却、通风系统出现异常；

3）压缩机运行压力高于规定压力；

4）压缩机、烃泵、电动机、发动机等有异声、异常振动、过热、泄漏等现象。

6压缩机检修完毕重新启动前应对设备进行置换，置换合格后方可开机。二、

压缩机、烃泵的大、中、小修理，应按设备的保养、维护标准执行。三、仪器、仪表、安全装置的运行维护、定期核验和更换应按国家有关规定执行。四、天然气加压站、压缩天然气加气站、压缩天然气瓶组供气站站内设施的运行、维护应符合下列规定：

1对站内管道、阀门应定期进行巡查和维护，并应符合下列规定：

1）管道、阀门不得锈蚀；

2）站内管道不应泄漏；

3）阀门和接头不得有泄漏、损坏现象；

4）定期对阀门进行启闭操作和维护保养，无法启闭或关闭不严的阀门，应及时维修或更换。

2对瓶组供应站内配有伴热系统的调压装置，在瓶组卸压时应观察各级调压器热媒的进水和回水温度，不得超出正常范围。

3压缩机运行、维护符合下列规定：

1）应定期对压缩机及其附属、配套设施进行排污，污物应集中处理不得随意排放；

2）压缩机橇箱内不得堆放任何杂物。

4干燥器、脱硫装置的运行、维护除应按设备的保养维护标准执行外还应符合下列规定：

1）系统内各部件运行应按设定程序进行；

2）指示仪表应正常，运行参数应在规定范围内；

3）阀门切换、开关应灵活，运动部件应平稳，无异响、泄漏等；

4)脱硫剂的处理应符合环境保护要求；

5）根据运行情况对干燥器定期进行排污。5加气、卸气设备的运行、维护应符合下列规定：

1）软管应根据使用工况定期更换；

2）应按国家现行有关标准的规定对流量计定期进行检定；

3）加气、卸气前应检查系统连接部位，确认密封良好，自动、连锁保护装置正常，接好地线。

五、被加压缩天然气的在用气瓶内应保持正压，加气压力不得超过气瓶的工作压力；严禁给无合格证或有故障的车辆加气。六、压缩天然气卸（装）车操作应符合下列要求：

1在接好软管准备打开瓶组阀门时，操作人员不得面对阀门；加气时不得正对加气枪口；与作业无关人员不得在附近停留。

2凡有以下情况之一时，不得进行加气或卸气作业：

1）雷击天气；

2）附近发生火灾；

3）检查出有燃气泄漏；

4）压力异常；

5）其他不安全因素。七、压缩天然气汽车载运气瓶组、拖挂气瓶车、牵引车及其运输应符合下列要求：

1气瓶组瓶体、安全阀、压力表、温度表、各类阀门、接头、连接管道等必须按规定定期检测或校验；

2运输时应遵守危险化学品运输的有关规定；

3运输车辆严禁携带其他易燃、易爆物品或搭乘无关人员；4应按指定路线和规定时间行车，途中不得随意停车；5运输途中因故障临时停车时，应避开其他危险品、火源和热源，宜停靠在阴凉通风的地方，并应设置醒目停车标志；6运输车辆加气、卸气或回厂后应在指定地点停放；7气瓶组满载时不得长时间停放在露天暴晒，否则必须进行泄压或降温处理；8运输车辆应配置有效的通信工具。

八、对液化天然气气化站站内设备、工艺管线等应定时进行巡检，发现问题应及时处理并做好记录。巡检应符合下列要求：

1储罐进出液时，应观察液位和压力变化情况，检查并记录储罐液位、压力和温度等参数；

2应定期检查室温式气化器结霜情况、储罐外壁结露情况及水浴式气化器水量和