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中華人民共和國國家標準

汽車加油加氣加氫站技術標準

Technical standard of fuelling station

GB 50156-2021

施行日期：2 0 2 1 年 1 0 月 1 日

1 總則

1.0.1 為了在汽車加油加氣加氫站設計和施工中貫徹國家有關方針政策，統一技術要求，做到安全適用、技術先進、經濟合理，制定本標準。

1.0.2 本標準適用于新建、擴建和改建的汽車加油站、加氣站、加油加氣合建站、加油加氫合建站、加氣加氫合建站、加油加氣加氫合建站工程的設計和施工。

1.0.3 汽車加油加氣加氫站的設計和施工，除應符合本標準外，尚應符合國家現行有關標準的規定。

2 術語和縮略語

2.1 術語

2.1.1 汽車加油加氣加氫站 fuelling station

為機動車加注車用燃料，包括汽油、柴油、LPG、CNG、LNG、氫氣和液氫的場所，是加油站、加氣站、加油加氣合建站、加油加氫合建站、加氣加氫合建站、加油加氣加氫合建站的統稱。

2.1.2 加油站 oil fuelling station

具有儲油設施，使用加油機為機動車加注汽油(含甲醇汽油、乙醇汽油)、柴油等車用燃油的場所。

2.1.3 加氣站 gas fuelling station

具有儲氣設施，使用加氣機為機動車加注車用LPG、CNG或LNG等車用燃氣的場所。

2.1.4 LPG加氣站 LPG fuelling station

為LPG汽車儲氣瓶充裝車用LPG，并可提供其他便利性服務的場所。

2.1.5 CNG加氣站 CNG fuelling station

各類CNG加氣站的統稱。

2.1.6 CNG常規加氣站 conventional CNG fuelling station

從站外天然氣管道取氣，經過工藝處理并增壓后，通過加氣機給汽車CNG儲氣瓶充裝車用CNG的場所。

2.1.7 CNG加氣母站 primary CNG fuelling station

從站外天然氣管道取氣，經過工藝處理并增壓后，通過加氣柱給服務于CNG加氣子站的CNG長管拖車或管束式集裝箱充裝CNG的場所。

2.1.8 CNG加氣子站 secondary CNG fuelling station

用CNG長管拖車或管束式集裝箱運進CNG，通過加氣機為汽車CNG儲氣瓶充裝CNG的場所。

2.1.9 LNG加氣站 LNG fuelling station

具有LNG儲存設施，使用LNG加氣機為LNG汽車儲氣瓶充裝車用LNG的場所。

2.1.10 L-CNG加氣站 L-CNG fuelling station

能將LNG轉化為CNG，并為CNG汽車儲氣瓶充裝車用CNG的場所。

2.1.11 加氫設施 hydrogen fuelling facilities

加氫工藝設備與管道等系統的統稱，包括高壓儲氫加氫設施、液氫儲氫加氫設施、氫燃料儲運設施等。

2.1.12 加油加氣合建站 oil and gas combined fuelling station

具有儲油(氣)設施，既能為機動車加注車用燃油，又能加注車用燃氣的場所。

2.1.13 加油加氫合建站 oil and hydrogen combined fuelling station

既為汽車的油箱充裝汽油或柴油，又為氫燃料汽車的儲氫瓶充裝氫氣或液氫的場所。

2.1.14 加氣加氫合建站 gas and hydrogen combined fuelling station

既為天然氣汽車的儲氣瓶充裝壓縮天然氣或液化天然氣，又為氫燃料汽車的儲氫瓶充裝氫氣或液氫的場所。

2.1.15 加油加氣加氫合建站 oil and gas and hydrogen combined fuelling station

為汽車油箱充裝汽油或柴油，為天然氣汽車的儲氣瓶充裝壓縮天然氣或液化天然氣，為氫能汽車儲氫設備充裝車用氫氣或液氫的場所。

2.1.16 加氫合建站 combined fuelling station

加油加氫合建站、加氣加氫合建站、加油加氣加氫合建站的統稱。

2.1.17 站房 station house

用于汽車加油加氣加氫站管理、經營和提供其他便利性服務的建筑物。

2.1.18 作業區 operation area

汽車加油加氣加氫站內布置工藝設備的區域。該區域的邊界線為設備爆炸危險區域邊界線加3m，對柴油設備為設備外緣加3m。

2.1.19 輔助服務區 auxiliary service area

汽車加油加氣加氫站用地紅線范圍內作業區以外的區域。

2.1.20 安全拉斷閥 safe-break valve

在一定外力作用下自動斷開，斷開后的兩節均具有自密封功能的裝置。該裝置安裝在加油機、加氣機、加氫機、加(卸)氣柱的軟管上，是防止軟管被拉斷而發生泄漏事故的專用保護裝置。

2.1.21 管道組成件 piping components

用于連接或裝配管道的元件，包括管子、管件、閥門、法蘭、墊片、緊固件、接頭、耐壓軟管、過濾器、阻火器等。

2.1.22 工藝設備 process equipment

設置在汽車加油加氣加氫站內的液體燃料卸車接口、油罐、LPG儲罐、LNG儲罐、CNG儲氣瓶、儲氣井、儲氫容器、液氫儲罐、加油機、加氣(氫)機、加(卸)氣(氫)柱、通氣管(放空管)、CNG和氫氣長管拖車、LPG泵、LNG泵、CNG壓縮機、LPG壓縮機、LNG氣化器、氫氣壓縮機、液氫增壓泵、液氫氣化器等的統稱。

2.1.23 電動汽車充電設施 EV charging facilities

為電動汽車提供充電服務的相關電氣設備，如低壓開關柜、直流充電樁、交流充電樁和電池更換裝置等。

2.1.24 卸車點 unloading point

接卸汽車罐車所載油品、LPG、LNG、液氫的固定地點。

2.1.25 埋地油罐 buried oil tank

罐頂低于周圍4m范圍內的地面，并采用覆土或罐池充沙方式埋設在地下的臥式油品儲罐。

2.1.26 加油島 oil fuelling island

用于安裝加油機的平臺。

2.1.27 汽油設備 gasoline-fuelling equipment

為機動車加注汽油而設置的汽油罐(含其通氣管)、汽油加油機等固定設備。

2.1.28 柴油設備 diesel-fuelling equipment

為機動車加注柴油而設置的柴油罐(含其通氣管)、柴油加油機等固定設備。

2.1.29 卸油油氣回收系統 vapor recovery system for gasoline unloading process

將油罐車向汽油罐卸油時產生的油氣密閉回收至油罐車內的系統。

2.1.30 加油油氣回收系統 vapor recovery system for fuelling process

將汽油車輛加油時產生的油氣密閉回收至汽油罐的系統。

2.1.31 橇裝式加油裝置 portable oil device

將防火防爆油罐、加油機、自動滅火裝置等設備及其配件整體裝配于一個鋼制橇體的地面加油裝置。

2.1.32 自助加油站(區) self-service oil fuelling station(area)

具備相應的安全防護設施，可由顧客自行完成車輛加注燃油作業的加油站(區)。

2.1.33 埋地LPG罐 buried LPG tank

罐頂低于周圍4m范圍內的地面，并采用直接覆土或罐池充沙方式埋設在地下的臥式LPG儲罐。

2.1.34 加氣(氫)島 gas fuelling island

用于安裝加氣(氫)機的平臺。

2.1.35 CNG加(卸)氣設備 CNG fuelling (unloading)facility

CNG加氣機、加氣柱、卸氣柱的統稱。

2.1.36 加氣機 gas dispenser

用于向燃氣汽車儲氣瓶充裝LPG、CNG或LNG，并帶有計量、計價裝置的專用設備。

2.1.37 CNG(氫氣)加(卸)氣柱 CNG(H2)dispensing (bleeding) pole

用于向長管拖車或管束式集裝箱儲氣瓶充裝(卸出)CNG(氫氣)，并帶有計量裝置的專用設備。

2.1.38 儲氣井 CNG(H2)storage well

豎向埋設于地下，用于儲存CNG或氫氣的管狀設施，由井底裝置、井筒、內置排液管、井口裝置等構成。

2.1.39 CNG儲氣瓶組 CNG storage cylinder group

將若干個瓶式壓力容器組裝在一個橇體上并配置相應的連接管道、閥門、安全附件，用于儲存CNG的裝置。

2.1.40 CNG固定儲氣設施 CNG fixed storage facility

安裝在固定位置的地上或地下儲氣瓶(組)和儲氣井的統稱。

2.1.41 CNG儲氣設施 CNG storage facility

儲存CNG的儲氣瓶(組)、儲氣井和車載儲氣瓶組的統稱。

2.1.42 CNG儲氣設施的總容積 total volume of CNG storage facility

CNG固定儲氣設施與所有處于滿載或作業狀態的車載CNG儲氣瓶(組)的幾何容積之和。

2.1.43 地下LNG儲罐 underground LNG tank

罐頂低于周圍4m范圍內的地面，標高不小于0.2m，并設置在罐池中的LNG儲罐。

2.1.44 半地下LNG儲罐 semi-underground LNG tank

罐體一半以上安裝在周圍4m范圍內地面以下，并設置在罐池中的LNG儲罐。

2.1.45 防護堤 safety dike

用于攔蓄LPG、LNG儲罐事故時溢出的易燃和可燃液體的構筑物。

2.1.46 LNG橇裝設備 LNG portable equipments

將LNG儲罐、加氣機、放空管、泵、氣化器等LNG設備全部或部分裝配于一個橇體(即剛性底架，可帶箱體)上的設備組合體。

2.1.47 儲氫容器 gaseous hydrogen storage vessel

儲存氫氣的壓力容器，包括罐式儲氫壓力容器和瓶式儲氫壓力容器。

2.1.48 儲氫瓶組 cylinder assemblies storage for gaseous hydrogen

將若干個瓶式壓力容器組裝在一個橇體上并配置相應的連接管道、閥門、安全附件，用于儲存氫氣的裝置。

2.1.49 氫氣儲存設施 gaseous hydrogen storage facility

儲氫容器和氫氣儲氣井的統稱。

2.1.50 液氫儲罐 liquefied hydrogen storage tank

儲存液化氫氣的罐式壓力容器。

2.1.51 加氫機 hydrogen dispenser

用于向氫能汽車的儲氫設備充裝氫氣或液氫，并帶有控制、計量、計價裝置的專用設備。

2.1.52 橇裝工藝設備 portable process equipments

由制造廠整體制造，將工藝設備及其配件裝配于一個鋼制橇體上，具有一定功能的設備組合體。

2.1.53 未爆先漏 leak-before burst

容器的裂紋在厚度范圍內穩定擴展，在發生失穩爆破前穿透壁厚導致內部介質泄漏的情況。

2 術語和縮略語

2.1 術語

2.1.1 汽車加油加氣加氫站 fuelling station

為機動車加注車用燃料，包括汽油、柴油、LPG、CNG、LNG、氫氣和液氫的場所，是加油站、加氣站、加油加氣合建站、加油加氫合建站、加氣加氫合建站、加油加氣加氫合建站的統稱。

2.1.2 加油站 oil fuelling station

具有儲油設施，使用加油機為機動車加注汽油(含甲醇汽油、乙醇汽油)、柴油等車用燃油的場所。

2.1.3 加氣站 gas fuelling station

具有儲氣設施，使用加氣機為機動車加注車用LPG、CNG或LNG等車用燃氣的場所。

2.1.4 LPG加氣站 LPG fuelling station

為LPG汽車儲氣瓶充裝車用LPG，并可提供其他便利性服務的場所。

2.1.5 CNG加氣站 CNG fuelling station

根據《GB50156-2002汽車加油加氣站設計與施工規范》的規定，加油站與周邊重要公共建筑的安全距離為50米，二級站與周邊民用建筑安全距離（一類20米、二類16米、三類12米）。1、一級站：即油罐容量在120立方及以上的，也可以。

各類CNG加氣站的統稱。

2.1.6 CNG常規加氣站 conventional CNG fuelling station

從站外天然氣管道取氣，經過工藝處理并增壓后，通過加氣機給汽車CNG儲氣瓶充裝車用CNG的場所。

2.1.7 CNG加氣母站 primary CNG fuelling station

從站外天然氣管道取氣，經過工藝處理并增壓后，通過加氣柱給服務于CNG加氣子站的CNG長管拖車或管束式集裝箱充裝CNG的場所。

2.1.8 CNG加氣子站 secondary CNG fuelling station

用CNG長管拖車或管束式集裝箱運進CNG，通過加氣機為汽車CNG儲氣瓶充裝CNG的場所。

2.1.9 LNG加氣站 LNG fuelling station

具有LNG儲存設施，使用LNG加氣機為LNG汽車儲氣瓶充裝車用LNG的場所。

2.1.10 L-CNG加氣站 L-CNG fuelling station

能將LNG轉化為CNG，并為CNG汽車儲氣瓶充裝車用CNG的場所。

2.1.11 加氫設施 hydrogen fuelling facilities

加氫工藝設備與管道等系統的統稱，包括高壓儲氫加氫設施、液氫儲氫加氫設施、氫燃料儲運設施等。

2.1.12 加油加氣合建站 oil and gas combined fuelling station

具有儲油(氣)設施，既能為機動車加注車用燃油，又能加注車用燃氣的場所。

2.1.13 加油加氫合建站 oil and hydrogen combined fuelling station

既為汽車的油箱充裝汽油或柴油，又為氫燃料汽車的儲氫瓶充裝氫氣或液氫的場所。

2.1.14 加氣加氫合建站 gas and hydrogen combined fuelling station

既為天然氣汽車的儲氣瓶充裝壓縮天然氣或液化天然氣，又為氫燃料汽車的儲氫瓶充裝氫氣或液氫的場所。

2.1.15 加油加氣加氫合建站 oil and gas and hydrogen combined fuelling station

為汽車油箱充裝汽油或柴油，為天然氣汽車的儲氣瓶充裝壓縮天然氣或液化天然氣，為氫能汽車儲氫設備充裝車用氫氣或液氫的場所。

2.1.16 加氫合建站 combined fuelling station

加油加氫合建站、加氣加氫合建站、加油加氣加氫合建站的統稱。

2.1.17 站房 station house

用于汽車加油加氣加氫站管理、經營和提供其他便利性服務的建筑物。

2.1.18 作業區 operation area

汽車加油加氣加氫站內布置工藝設備的區域。該區域的邊界線為設備爆炸危險區域邊界線加3m，對柴油設備為設備外緣加3m。

2.1.19 輔助服務區 auxiliary service area

汽車加油加氣加氫站用地紅線范圍內作業區以外的區域。

2.1.20 安全拉斷閥 safe-break valve

在一定外力作用下自動斷開，斷開后的兩節均具有自密封功能的裝置。該裝置安裝在加油機、加氣機、加氫機、加(卸)氣柱的軟管上，是防止軟管被拉斷而發生泄漏事故的專用保護裝置。

2.1.21 管道組成件 piping components

用于連接或裝配管道的元件，包括管子、管件、閥門、法蘭、墊片、緊固件、接頭、耐壓軟管、過濾器、阻火器等。

2.1.22 工藝設備 process equipment

設置在汽車加油加氣加氫站內的液體燃料卸車接口、油罐、LPG儲罐、LNG儲罐、CNG儲氣瓶、儲氣井、儲氫容器、液氫儲罐、加油機、加氣(氫)機、加(卸)氣(氫)柱、通氣管(放空管)、CNG和氫氣長管拖車、LPG泵、LNG泵、CNG壓縮機、LPG壓縮機、LNG氣化器、氫氣壓縮機、液氫增壓泵、液氫氣化器等的統稱。

2.1.23 電動汽車充電設施 EV charging facilities

為電動汽車提供充電服務的相關電氣設備，如低壓開關柜、直流充電樁、交流充電樁和電池更換裝置等。

2.1.24 卸車點 unloading point

接卸汽車罐車所載油品、LPG、LNG、液氫的固定地點。

2.1.25 埋地油罐 buried oil tank

罐頂低于周圍4m范圍內的地面，并采用覆土或罐池充沙方式埋設在地下的臥式油品儲罐。

2.1.26 加油島 oil fuelling island

用于安裝加油機的平臺。

2.1.27 汽油設備 gasoline-fuelling equipment

為機動車加注汽油而設置的汽油罐(含其通氣管)、汽油加油機等固定設備。

2.1.28 柴油設備 diesel-fuelling equipment

為機動車加注柴油而設置的柴油罐(含其通氣管)、柴油加油機等固定設備。

2.1.29 卸油油氣回收系統 vapor recovery system for gasoline unloading process

將油罐車向汽油罐卸油時產生的油氣密閉回收至油罐車內的系統。

2.1.30 加油油氣回收系統 vapor recovery system for fuelling process

將汽油車輛加油時產生的油氣密閉回收至汽油罐的系統。

2.1.31 橇裝式加油裝置 portable oil device

將防火防爆油罐、加油機、自動滅火裝置等設備及其配件整體裝配于一個鋼制橇體的地面加油裝置。

2.1.32 自助加油站(區) self-service oil fuelling station(area)

具備相應的安全防護設施，可由顧客自行完成車輛加注燃油作業的加油站(區)。

2.1.33 埋地LPG罐 buried LPG tank

罐頂低于周圍4m范圍內的地面，并采用直接覆土或罐池充沙方式埋設在地下的臥式LPG儲罐。

2.1.34 加氣(氫)島 gas fuelling island

用于安裝加氣(氫)機的平臺。

2.1.35 CNG加(卸)氣設備 CNG fuelling (unloading)facility

CNG加氣機、加氣柱、卸氣柱的統稱。

2.1.36 加氣機 gas dispenser

用于向燃氣汽車儲氣瓶充裝LPG、CNG或LNG，并帶有計量、計價裝置的專用設備。

2.1.37 CNG(氫氣)加(卸)氣柱 CNG(H2)dispensing (bleeding) pole

用于向長管拖車或管束式集裝箱儲氣瓶充裝(卸出)CNG(氫氣)，并帶有計量裝置的專用設備。

2.1.38 儲氣井 CNG(H2)storage well

豎向埋設于地下，用于儲存CNG或氫氣的管狀設施，由井底裝置、井筒、內置排液管、井口裝置等構成。

2.1.39 CNG儲氣瓶組 CNG storage cylinder group

將若干個瓶式壓力容器組裝在一個橇體上并配置相應的連接管道、閥門、安全附件，用于儲存CNG的裝置。

2.1.40 CNG固定儲氣設施 CNG fixed storage facility

安裝在固定位置的地上或地下儲氣瓶(組)和儲氣井的統稱。

2.1.41 CNG儲氣設施 CNG storage facility

儲存CNG的儲氣瓶(組)、儲氣井和車載儲氣瓶組的統稱。

2.1.42 CNG儲氣設施的總容積 total volume of CNG storage facility

CNG固定儲氣設施與所有處于滿載或作業狀態的車載CNG儲氣瓶(組)的幾何容積之和。

2.1.43 地下LNG儲罐 underground LNG tank

罐頂低于周圍4m范圍內的地面，標高不小于0.2m，并設置在罐池中的LNG儲罐。

2.1.44 半地下LNG儲罐 semi-underground LNG tank

罐體一半以上安裝在周圍4m范圍內地面以下，并設置在罐池中的LNG儲罐。

2.1.45 防護堤 safety dike

用于攔蓄LPG、LNG儲罐事故時溢出的易燃和可燃液體的構筑物。

2.1.46 LNG橇裝設備 LNG portable equipments

將LNG儲罐、加氣機、放空管、泵、氣化器等LNG設備全部或部分裝配于一個橇體(即剛性底架，可帶箱體)上的設備組合體。

2.1.47 儲氫容器 gaseous hydrogen storage vessel

儲存氫氣的壓力容器，包括罐式儲氫壓力容器和瓶式儲氫壓力容器。

2.1.48 儲氫瓶組 cylinder assemblies storage for gaseous hydrogen

將若干個瓶式壓力容器組裝在一個橇體上并配置相應的連接管道、閥門、安全附件，用于儲存氫氣的裝置。

2.1.49 氫氣儲存設施 gaseous hydrogen storage facility

儲氫容器和氫氣儲氣井的統稱。

2.1.50 液氫儲罐 liquefied hydrogen storage tank

儲存液化氫氣的罐式壓力容器。

2.1.51 加氫機 hydrogen dispenser

用于向氫能汽車的儲氫設備充裝氫氣或液氫，并帶有控制、計量、計價裝置的專用設備。

2.1.52 橇裝工藝設備 portable process equipments

由制造廠整體制造，將工藝設備及其配件裝配于一個鋼制橇體上，具有一定功能的設備組合體。

2.1.53 未爆先漏 leak-before burst

容器的裂紋在厚度范圍內穩定擴展，在發生失穩爆破前穿透壁厚導致內部介質泄漏的情況。

2.2 縮略語

LPG liquefied petroleum gas 液化石油氣

CNG compressed natural gas 壓縮天然氣

LNG liquefied natural gas 液化天然氣

L-CNG transform LNG to CNG 由LNG轉化為CNG

3 基本規定

3.0.1 向汽車加油加氣加氫站供應汽油、柴油、LPG、LNG、液氫，可采取罐車或罐式集裝箱運輸或管道輸送的方式，供應CNG、氫氣可采取長管拖車、管束式集裝箱運輸或管道輸送的方式。

3.0.2 汽車加油加氣加氫站的規模應根據資源條件、市場需求、周邊環境等因素統籌確定。加油站、加氣站、加氫站可按本標準第3.0.12條～第3.0.23條的規定聯合建站。

3.0.3 橇裝式加油裝置不得用于企業自用、臨時或特定場所之外的場所，并應單獨建站。采用橇裝式加油裝置的加油站，其設計與安裝應符合現行行業標準《采用橇裝式加油裝置的汽車加油站技術規范》SH/T 3134和本標準第6.4節的有關規定。

3.0.4 加油站內乙醇汽油設施的設計，除應符合本標準的規定外，尚應符合現行國家標準《車用乙醇汽油儲運設計規范》GB/T 50610的有關規定。

3.0.5 汽車加油加氣加氫站內可設置電動汽車充電設施。電動汽車充電設施的設計，除應符合本標準的規定外，尚應符合現行國家標準《電動汽車充電站設計規范》GB 50966的有關規定。

3.0.6 CNG加氣站、LNG加氣站與城鎮天然氣門站和儲配站、LNG氣化站的合建站，以及CNG加氣站、LNG加氣站與城鎮天然氣接收門站的合建站，設計與施工除應符合本標準的規定外，尚應符合現行國家標準《城鎮燃氣設計規范》GB 50028的有關規定。

3.0.7 CNG加氣站與天然氣輸氣管道場站合建站的設計與施工，除應符合本標準的規定外，尚應符合現行國家標準《石油天然氣工程設計防火規范》GB 50183的有關規定。

3.0.8 汽車加油加氣加氫站可按國家有關規定設置經營非油品業務的設施。

3.0.9 加油站的等級劃分應符合表3.0.9的規定。

3.0.10 LPG加氣站的等級劃分應符合表3.0.10的規定。

3.0.11 CNG加氣站儲氣設施的總容積，應根據設計加氣汽車數量、每輛汽車加氣時間、母站服務的子站個數、規模和服務半徑等因素綜合確定。在城市建成區內，CNG加氣站儲氣設施的總容積應符合下列規定：

1 CNG加氣母站儲氣設施的總容積不應超過120m3。

2 CNG常規加氣站儲氣設施總容積不應超過30m3。

3 CNG加氣子站內設置有固定儲氣時，站內停放的CNG長管拖車不應多于1輛。固定儲氣設施采用儲氣瓶時，總容積不應超過18m3；固定儲氣設施采用儲氣井時，總容積不應超過24m3。

4 CNG加氣子站內無固定儲氣設施時，站內停放的CNG長管拖車不應多于2輛。

5 CNG常規加氣站可采用LNG儲罐作補充氣源，但LNG儲罐容積、CNG儲氣設施的總容積和加氣站的等級劃分，應符合本標準第3.0.12條的規定。

3.0.12 LNG加氣站、L-CNG加氣站、LNG和L-CNG加氣合建站的等級劃分，應符合表3.0.12的規定。

3.0.13 LNG加氣站與CNG常規加氣站或CNG加氣子站的合建站的等級劃分，應符合表3.0.13的規定。

3.0.14 加油與LPG加氣合建站的等級劃分，應符合表3.0.14的規定。

3.0.15 加油與CNG加氣合建站的等級劃分應符合表3.0.15的規定。

3.0.16 加油與LNG加氣合建站的等級劃分應符合表3.0.16的規定。

汽車加油加氣站設計規范2021，3.0.17 加油與L-CNG加氣、LNG/L-CNG加氣以及加油與LNG加氣和CNG加氣合建站的等級劃分，應符合表3.0.17的規定。

3.0.18 加油與高壓儲氫加氫合建站的等級劃分應符合表3.0.18的規定。

3.0.19 加油與液氫儲氫加氫合建站的等級劃分應符合表3.0.19的規定。

3.0.20 CNG加氣與高壓儲氫或液氫儲氫加氫合建站的等級劃分，應符合表3.0.20的規定。

3.0.21 LNG加氣與高壓儲氫或液氫儲氫加氫合建站的等級劃分，應符合表3.0.21的規定。

3.0.22 加油、CNG加氣與高壓儲氫或液氫儲氫加氫合建站的等級劃分，應符合表3.0.22的規定。

3.0.23 加油、LNG加氣與高壓儲氫或液氫儲氫加氫合建站的等級劃分，應符合表3.0.23的規定。

3.0.24 儲存CNG、LNG、氫氣和液氫的設備，應經試驗或實際應用證明技術成熟，并應符合國家特種設備的相關規定。

3.0.25 汽車加油加氣加氫站內不應設置存放甲、乙類火災危險性物品的封閉式房間。

3.0.26 除埋地油罐外，各類工藝設備可單獨或組合安裝于一個鋼制橇體上，設備間距應符合本標準第5.0.13條和第5.0.14條的規定。

3.0.27 汽車加油加氣加氫站應設置電視監視系統，監視范圍應覆蓋作業區。

4 站址選擇

4.0.1 汽車加油加氣加氫站的站址選擇應符合有關規劃、環境保護和防火安全的要求，并應選在交通便利、用戶使用方便的地點。

4.0.2 在城市中心區不應建一級汽車加油加氣加氫站、CNG加氣母站。

4.0.3 城市建成區內的汽車加油加氣加氫站宜靠近城市道路，但不宜選在城市干道的交叉路口附近。

4.0.4 加油站、各類合建站中的汽油、柴油工藝設備與站外建(構)筑物的安全間距，不應小于表4.0.4的規定。

4.0.5 LPG加氣站、加油加氣合建站中的LPG設備與站外建(構)筑物的安全間距，不應小于表4.0.5的規定。

4.0.6 CNG加氣站、各類合建站中的CNG工藝設備與站外建(構)筑物的安全間距，不應小于表4.0.6的規定。

4.0.7 LNG加氣站、各類合建站中的LNG工藝設備與站外建(構)筑物的安全間距，不應小于表4.0.7的規定。

4.0.8 加氫合建站中的氫氣工藝設備與站外建(構)筑物的安全間距，不應小于表4.0.8的規定。

4.0.9 本標準表4.0.4～表4.0.8中，設備或建(構)筑物的計算間距起止點應符合本標準附錄A的規定。

4.0.10 本標準表4.0.4～表4.0.8中，重要公共建筑物及民用建筑物保護類別劃分應符合本標準附錄B的規定。

4.0.11 本標準表4.0.4～表4.0.8中，“明火地點”和“散發火花地點”的定義及“甲、乙、丙、丁、戊類物品”和“甲、乙、丙類液體”的劃分應符合現行國家標準《建筑設計防火規范》GB 50016的有關規定。

4.0.12 架空電力線路不應跨越汽車加油加氣加氫站的作業區。架空通信線路不應跨越加氣站、加氫合建站中加氫設施的作業區。

4.0.13 與汽車加油加氣加氫站無關的可燃介質管道不應穿越汽車加油加氣加氫站用地范圍。

5 站內平面布置

5.0.1 車輛入口和出口應分開設置。

5.0.2 站區內停車位和道路應符合下列規定：

1 站內車道或停車位寬度應按車輛類型確定。CNG加氣母站內單車道或單車停車位寬度不應小于4.5m，雙車道或雙車停車位寬度不應小于9m；其他類型汽車加油加氣加氫站的車道或停車位，單車道或單車停車位寬度不應小于4m，雙車道或雙車停車位寬度不應小于6m。

2 站內的道路轉彎半徑應按行駛車型確定，且不宜小于9m。

3 站內停車位應為平坡，道路坡度不應大于8％，且宜坡向站外。

4 作業區內的停車場和道路路面不應采用瀝青路面。

5.0.3 作業區與輔助服務區之間應有界線標識。

5.0.4 在加油加氣、加油加氫合建站內，宜將柴油罐布置在儲氣設施或儲氫設施與汽油罐之間。

5.0.5 加油加氣加氫站作業區內，不得有“明火地點”或“散發火花地點”。

5.0.6 柴油尾氣處理液加注設施的布置應符合下列規定：

1 不符合防爆要求的設備應布置在爆炸危險區域之外，且與爆炸危險區域邊界線的距離不應小于3m；

2 符合防爆要求的設備，在進行平面布置時可按柴油加油機對待；

3 當柴油尾氣處理液的儲液箱(罐)或橇裝設備布置在加油島上時，容量不得超過1.2m3，且儲液箱(罐)或橇裝設備應在島的兩側邊緣100mm和島端1.2m以內布置。

5.0.7 電動汽車充電設施應布置在輔助服務區內。

5.0.8 加油加氣加氫站的變配電間或室外變壓器應布置在作業區之外。變配電間的起算點應為門窗等洞口。

5.0.9 站房不應布置在爆炸危險區域。站房部分位于作業區內時，建筑面積等應符合本標準第14.2.10條的規定。

5.0.10 當汽車加油加氣加氫站內設置非油品業務建筑物或設施時，不應布置在作業區內，與站內可燃液體或可燃氣體設備的防火間距，應符合本標準第4.0.4條～第4.0.8條有關三類保護物的規定。當站內經營性餐飲、汽車服務、司機休息室等設施內設置明火設備時，應等同于“明火地點”或“散發火花地點”。

5.0.11 汽車加油加氣加氫站內的爆炸危險區域，不應超出站區圍墻和可用地界線。

5.0.12 汽車加油加氣加氫站的工藝設備與站外建(構)筑物之間，宜設置不燃燒體實體圍墻，圍墻高度相對于站內和站外地坪均不宜低于2.2m。當汽車加油加氣加氫站的工藝設備與站外建(構)筑物之間的距離大于本標準表4.0.4～表4.0.8中安全間距的1.5倍，且大于25m時，可設置非實體圍墻。面向車輛入口和出口道路的一側可設非實體圍墻或不設圍墻。與站區限毗鄰的一、二級耐火等級的站外建(構)筑物，其面向加油加氣加氫站側無門、窗、孔洞的外墻，可視為站區實體圍墻的一部分，但站內工藝設備與其的安全距離應符合本標準表4.0.4～表4.0.8的相關規定。

5.0.13 加油加氣站站內設施的防火間距不應小于表5.0.13-1和表5.0.13-2的規定。

5.0.14 加氫合建站站內設施的防火間距不應小于表5.0.14的規定。

5.0.15 本標準表5.0.13-1、表5.0.13-2和表5.0.14中，工藝設備與站區圍墻的防火間距還應符合本標準第5.0.11條的規定。設備或建(構)筑物的計算間距起止點應符合本標準附錄A規定。

5.0.16 加油加氣加氫站內爆炸危險區域的等級和范圍劃分應符合本標準附錄C的規定。

6 加油工藝及設施

6.1 油罐

6.1.1 除橇裝式加油裝置所配置的防火防爆油罐外，加油站的汽油罐和柴油罐應埋地設置，嚴禁設在室內或地下室內。

6.1.2 汽車加油站的儲油罐應采用臥式油罐。

6.1.3 埋地油罐需要采用雙層油罐時，可采用雙層鋼制油罐、雙層玻璃纖維增強塑料油罐、內鋼外玻璃纖維增強塑料雙層油罐。既有加油站的埋地單層鋼制油罐改造為雙層油罐時，可采用玻璃纖維增強塑料等滿足強度和防滲要求的材料進行襯里改造。

6.1.4 單層鋼制油罐、雙層鋼制油罐和內鋼外玻璃纖維增強塑料雙層油罐的內層罐的罐體結構設計，可按現行行業標準《鋼制常壓儲罐 第一部分：儲存對水有污染的易燃和不易燃液體的埋地臥式圓筒形單層和雙層儲罐》AQ 3020的有關規定執行，并應符合下列規定：

1 鋼制油罐的罐體和封頭所用鋼板的公稱厚度，不應小于表6.1.4的規定。

2 鋼制油罐的設計內壓不應低于0.08MPa。

6.1.5 選用的雙層玻璃纖維增強塑料油罐應符合現行行業標準《加油站用埋地玻璃纖維增強塑料雙層油罐工程技術規范》SH/T 3177的有關規定；選用的鋼-玻璃纖維增強塑料雙層油罐應符合現行行業標準《加油站用埋地鋼-玻璃纖維增強塑料雙層油罐工程技術規范》SH/T 3178的有關規定。

6.1.6 加油站在役油罐進行加內襯防滲漏改造時，應符合現行國家標準《加油站在役油罐防滲漏改造工程技術標準》GB/T 51344的有關規定。

6.1.7 與罐內油品直接接觸的玻璃纖維增強塑料等非金屬層，應滿足消除油品靜電荷的要求，其表面電阻率應小于109Ω；當表面電阻率無法滿足小于109Ω的要求時，應在罐內安裝能夠消除油品靜電電荷的物體。消除油品靜電電荷的物體可為浸入油品中的鋼板，也可為鋼制的進油立管、出油管等金屬物，表面積之和不應小于下式的計算值。

A＝0.04Vt (6.1.7)

式中：A——浸入油品中的金屬物表面積之和(m2)；

Vt——儲罐容積(m3)。

6.1.8 安裝在罐內的靜電消除物體應接地，接地電阻應符合本標準第11.2節的有關規定。

6.1.9 雙層油罐內壁與外壁之間應有滿足滲漏檢測要求的貫通間隙。

6.1.10 雙層鋼制油罐、內鋼外玻璃纖維增強塑料雙層油罐和玻璃纖維增強塑料等非金屬防滲襯里的雙層油罐，應設滲漏檢測立管，并應符合下列規定：

1 檢測立管應采用鋼管，直徑宜為80mm，壁厚不宜小于4mm；

2 檢測立管應位于油罐頂部的縱向中心線上；

3 檢測立管的底部管口應與油罐內、外壁間隙相連通，頂部管口應裝防塵蓋；

4 檢測立管應滿足人工檢測和在線監測的要求，并應保證油罐內、外壁任何部位出現滲漏均能被發現。

6.1.11 油罐應采用鋼制人孔蓋。

6.1.12 油罐設在非車行道下面時，罐頂的覆土厚度不應小于0.5m；設在車行道下面時，罐頂低于混凝土路面不宜小于0.9m。鋼制油罐的周圍應回填中性沙或細土，其厚度不應小于0.3m；外層為玻璃纖維增強塑料材料的油罐，回填料應符合產品說明書的要求。

6.1.13 當埋地油罐受地下水或雨水作用有上浮的可能時，應采取防止油罐上浮的措施。

6.1.14 埋地油罐的人孔應設操作井。設在行車道下面的人孔井應采用加油站車行道下專用的密閉井蓋和井座。

6.1.15 油罐卸油應采取防滿溢措施。油料達到油罐容量的90％時，應能觸動高液位報警裝置；油料達到油罐容量的95％時，應能自動停止油料繼續進罐。高液位報警裝置應位于工作人員便于覺察的地點。

6.1.16 設有油氣回收系統的加油站，站內油罐應設帶有高液位報警功能的液位監測系統。單層油罐的液位監測系統尚應具備滲漏檢測功能，滲漏檢測分辨率不宜大于0.8L/h。

6.1.17 與土壤接觸的鋼制油罐外表面，防腐設計應符合現行行業標準《石油化工設備和管道涂料防腐蝕設計標準》SH/T 3022的有關規定，且防腐等級不應低于加強級。

6 加油工藝及設施

6.1 油罐

6.1.1 除橇裝式加油裝置所配置的防火防爆油罐外，加油站的汽油罐和柴油罐應埋地設置，嚴禁設在室內或地下室內。

6.1.2 汽車加油站的儲油罐應采用臥式油罐。

6.1.3 埋地油罐需要采用雙層油罐時，可采用雙層鋼制油罐、雙層玻璃纖維增強塑料油罐、內鋼外玻璃纖維增強塑料雙層油罐。既有加油站的埋地單層鋼制油罐改造為雙層油罐時，可采用玻璃纖維增強塑料等滿足強度和防滲要求的材料進行襯里改造。

6.1.4 單層鋼制油罐、雙層鋼制油罐和內鋼外玻璃纖維增強塑料雙層油罐的內層罐的罐體結構設計，可按現行行業標準《鋼制常壓儲罐 第一部分：儲存對水有污染的易燃和不易燃液體的埋地臥式圓筒形單層和雙層儲罐》AQ 3020的有關規定執行，并應符合下列規定：

1 鋼制油罐的罐體和封頭所用鋼板的公稱厚度，不應小于表6.1.4的規定。

2 鋼制油罐的設計內壓不應低于0.08MPa。

6.1.5 選用的雙層玻璃纖維增強塑料油罐應符合現行行業標準《加油站用埋地玻璃纖維增強塑料雙層油罐工程技術規范》SH/T 3177的有關規定；選用的鋼-玻璃纖維增強塑料雙層油罐應符合現行行業標準《加油站用埋地鋼-玻璃纖維增強塑料雙層油罐工程技術規范》SH/T 3178的有關規定。

6.1.6 加油站在役油罐進行加內襯防滲漏改造時，應符合現行國家標準《加油站在役油罐防滲漏改造工程技術標準》GB/T 51344的有關規定。

6.1.7 與罐內油品直接接觸的玻璃纖維增強塑料等非金屬層，應滿足消除油品靜電荷的要求，其表面電阻率應小于109Ω；當表面電阻率無法滿足小于109Ω的要求時，應在罐內安裝能夠消除油品靜電電荷的物體。消除油品靜電電荷的物體可為浸入油品中的鋼板，也可為鋼制的進油立管、出油管等金屬物，表面積之和不應小于下式的計算值。

A＝0.04Vt (6.1.7)

式中：A——浸入油品中的金屬物表面積之和(m2)；

Vt——儲罐容積(m3)。

6.1.8 安裝在罐內的靜電消除物體應接地，接地電阻應符合本標準第11.2節的有關規定。

6.1.9 雙層油罐內壁與外壁之間應有滿足滲漏檢測要求的貫通間隙。

6.1.10 雙層鋼制油罐、內鋼外玻璃纖維增強塑料雙層油罐和玻璃纖維增強塑料等非金屬防滲襯里的雙層油罐，應設滲漏檢測立管，并應符合下列規定：

1 檢測立管應采用鋼管，直徑宜為80mm，壁厚不宜小于4mm；

2 檢測立管應位于油罐頂部的縱向中心線上；

3 檢測立管的底部管口應與油罐內、外壁間隙相連通，頂部管口應裝防塵蓋；

4 檢測立管應滿足人工檢測和在線監測的要求，并應保證油罐內、外壁任何部位出現滲漏均能被發現。

6.1.11 油罐應采用鋼制人孔蓋。

6.1.12 油罐設在非車行道下面時，罐頂的覆土厚度不應小于0.5m；設在車行道下面時，罐頂低于混凝土路面不宜小于0.9m。鋼制油罐的周圍應回填中性沙或細土，其厚度不應小于0.3m；外層為玻璃纖維增強塑料材料的油罐，回填料應符合產品說明書的要求。

6.1.13 當埋地油罐受地下水或雨水作用有上浮的可能時，應采取防止油罐上浮的措施。

6.1.14 埋地油罐的人孔應設操作井。設在行車道下面的人孔井應采用加油站車行道下專用的密閉井蓋和井座。

6.1.15 油罐卸油應采取防滿溢措施。油料達到油罐容量的90％時，應能觸動高液位報警裝置；油料達到油罐容量的95％時，應能自動停止油料繼續進罐。高液位報警裝置應位于工作人員便于覺察的地點。

6.1.16 設有油氣回收系統的加油站，站內油罐應設帶有高液位報警功能的液位監測系統。單層油罐的液位監測系統尚應具備滲漏檢測功能，滲漏檢測分辨率不宜大于0.8L/h。

6.1.17 與土壤接觸的鋼制油罐外表面，防腐設計應符合現行行業標準《石油化工設備和管道涂料防腐蝕設計標準》SH/T 3022的有關規定，且防腐等級不應低于加強級。

6.2 加油機

6.2.1 加油機不得設置在室內。

6.2.2 加油槍應采用自封式加油槍，汽油加油槍的流量不應大于50L/min。

6.2.3 加油軟管上宜設安全拉斷閥。

6.2.4 以正壓(潛油泵)供油的加油機，底部的供油管道上應設剪切閥，當加油機被撞或起火時，剪切閥應能自動關閉。

6.2.5 采用一機多油品的加油機時，加油機上的放槍位應有各油品的文字標識，加油槍應有顏色標識。

6.3 工藝管道系統

6.3.1 汽油和柴油油罐車卸油必須采用密閉卸油方式。汽油油罐車應具有卸油油氣回收系統。

6.3.2 每個油罐應各自設置卸油管道和卸油接口。各卸油接口及油氣回收接口應有明顯的標識。

6.3.3 卸油接口應裝設快速接頭及密封蓋。

6.3.4 加油站卸油油氣回收系統的設計應符合下列規定：

1 汽油罐車向站內油罐卸油應采用平衡式密閉油氣回收系統；

2 各汽油罐可共用一根卸油油氣回收主管，回收主管的公稱直徑不宜小于100mm；

3 卸油油氣回收管道的接口宜采用自閉式快速接頭和蓋帽，采用非自閉式快速接頭時，應在靠近快速接頭的連接管道上裝設閥門和蓋帽。

6.3.5 加油站宜采用油罐裝設潛油泵的一泵供多機(槍)的加油工藝。采用自吸式加油機時，每臺加油機應按加油品種單獨設置進油管和罐內底閥。

6.3.6 加油站應采用加油油氣回收系統。

6.3.7 加油油氣回收系統的設計應符合下列規定：

1 應采用真空輔助式油氣回收系統；

2 汽油加油機與油罐之間應設油氣回收管道，多臺汽油加油機可共用一根油氣回收主管，油氣回收主管的公稱直徑不應小于50mm；

3 加油油氣回收系統應采取防止油氣反向流至加油槍的措施；

4 加油機應具備回收油氣功能，其氣液比宜設定為1.0～1.2；

綠化2019/6/283規范性引用文件《汽車加油加氣站設計與施工規范》GB50156)《建筑結構荷載規范》（GB5009）《建筑抗震設計規范》（GB50011）《加油站大氣污染物排放標準》（GB20952）《爆炸和火災危險環境電力裝置設計規范》（GB。

5 在加油機底部與油氣回收立管的連接處，應安裝一個用于檢測液阻和系統密閉性的絲接三通，其旁通短管上應設公稱直徑為25mm的球閥及絲堵。

6.3.8 油罐的接合管沒置應符合下列規定：

1 接合管應為金屬材質；

2 接合管應設在油罐的頂部，其中進油接合管、出油接合管或潛油泵安裝口應設在人孔蓋上；

3 進油管應伸至罐內距罐底50mm～100mm處，進油立管的底端應為45°斜管口或T形管口，進油管管壁上不得有與油罐氣相空間相通的開口；

4 罐內潛油泵的入油口或通往自吸式加油機管道的罐內底閥，應高于罐底150mm～200mm；

5 油罐的量油孔應設帶鎖的量油帽，量油孔下部的接合管宜向下伸至罐內距罐底200mm處，并應有檢尺時使接合管內液位與罐內液位相一致的技術措施；

6 油罐人孔井內的管道及設備應保證油罐人孔蓋的可拆裝性；

7 人孔蓋上的接合管與引出井外管道的連接，宜采用金屬軟管過渡連接。

6.3.9 汽油罐與柴油罐的通氣管應分開設置。通氣管管口高出地面的高度不應小于4m。沿建(構)筑物的墻(柱)向上敷設的通氣管，管口應高出建筑物的頂面2m及以上。通氣管管口應設置阻火器。

6.3.10 通氣管的公稱直徑不應小于50mm。

6.3.11 當加油站采用油氣回收系統時，汽油罐的通氣管管口除應裝設阻火器外，尚應裝設呼吸閥。呼吸閥的工作正壓宜為2kPa～3kPa，工作負壓宜為1.5kPa～2kPa。

6.3.12 加油站工藝管道的選用應符合下列規定：

1 地面敷設的工藝管道應采用符合現行國家標準《輸送流體用無縫鋼管》GB/T 8163的無縫鋼管；

2 其他管道應采用輸送流體用無縫鋼管或適于輸送油品的熱塑性塑料管道，所采用的熱塑性塑料管道應有質量證明文件，非烴類車用燃料不得采用不導靜電的熱塑性塑料管道；

3 無縫鋼管的公稱壁厚不應小于4mm，埋地鋼管的連接應采用焊接；

4 熱塑性塑料管道的主體結構層應為無孔隙聚乙烯材料，壁厚不應小于4mm，埋地部分的熱塑性塑料管道應采用配套的專用連接管件電熔連接；

5 導靜電熱塑性塑料管道導靜電襯層的體電阻率應小于108Ω·m，表面電阻率應小于1010Ω；

6 不導靜電熱塑性塑料管道主體結構層的介電擊穿強度應大于100kV；

7 柴油尾氣處理液加注設備的管道，應采用奧氏體不銹鋼管道或能滿足輸送柴油尾氣處理液的其他管道。

6.3.13 油罐車卸油時用的卸油連通軟管、油氣回收連通軟管，應采用導靜電耐油軟管，其體電阻率應小于108Ω·m，表面電阻率應小于1010Ω，或采用內附金屬絲(網)的橡膠軟管。

6.3.14 加油站內的工藝管道除必須露出地面的以外，均應埋地敷設。當采用管溝敷設時，管溝必須用中性沙子或細土填滿、填實。

6.3.15 卸油管道、卸油油氣回收管道、加油油氣回收管道和油罐通氣管橫管，應坡向埋地油罐。卸油管道的坡度不應小于2‰，卸油油氣回收管道、加油油氣回收管道和油罐通氣管橫管的坡度，不應小于1％。

6.3.16 受地形限制，加油油氣回收管道坡向油罐的坡度無法滿足本標準第6.3.14條的要求時，可在管道靠近油罐的位置設置集液器，且管道坡向集液器的坡度不應小于1％。

6.3.17 埋地工藝管道的埋設深度不得小于0.4m。敷設在混凝土場地或道路下面的管道，管頂低于混凝土層下表面不得小于0.2m。管道周圍應回填不小于100mm厚的中性沙子或細土。

6.3.18 工藝管道不應穿過或跨越站房等與其無直接關系的建(構)筑物；與管溝、電纜溝和排水溝相交叉時，應采取相應的防護措施。

6.3.19 不導靜電熱塑性塑料管道的設計和安裝，除應符合本標準第6.3.12條的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 管道內油品的流速應小于2.8m/s；

2 管道在人孔井內、加油機底槽和卸油口等處未完全埋地的部分，應在滿足管道連接要求的前提下，采用最短的安裝長度和最少的接頭。

6.3.20 埋地鋼質管道外表面的防腐設計，應符合現行國家標準《鋼質管道外腐蝕控制規范》GB/T 21447的有關規定。

6.4 橇裝式加油裝置

6.4.1 橇裝式加油裝置應采用雙壁鋼制油罐，兩層罐壁之間的空間應設漏油檢測裝置，并應保證內罐與外罐任何部位出現滲漏時均能被發現。

6.4.2 橇裝式加油裝置的汽油罐內罐應安裝防爆裝置或材料。防爆裝置或材料的燃爆增壓值不應大于0.05MPa。采用金屬阻隔防爆裝置時，阻隔防爆裝置的選用和安裝應按現行行業標準《阻隔防爆橇裝式汽車加油(氣)裝置技術要求》AQ 3002的有關規定執行；采用非金屬防爆材料時，應按現行行業標準《道路運輸車輛油箱及液體燃料運輸罐體阻隔防爆安全技術要求》JT/T 1046的有關規定執行。

6.4.3 橇裝式加油裝置儲罐的內罐設計壓力不應小于0.8MPa，建造應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21、國家現行標準《壓力容器》GB 150.1～GB 150.4、《臥式容器》NB/T 47042和《石油化工鋼制壓力容器》SH/T 3074的有關規定。

6.4.4 雙壁鋼制油罐的外罐，設計壓力可為常壓，建造應符合現行行業標準《鋼制焊接常壓容器》NB/T 47003.1的有關規定。

6.4.5 油罐附件設置應符合下列規定：

1 油罐應設緊急泄壓裝置、防溢流閥、液位計，液位計應在油罐內的液位上升到油罐容量的90％時發出報警信號，防溢流閥應在油罐內的液位上升到油罐容量的95％時自動停止油料進罐；

2 油罐出油管道應設置高溫自動斷油保護閥；

3 油罐進油口應設置在油罐上部，進油管的高點應高于油罐的最高液位，進油管應伸至罐內距罐底50mm～100mm處，進油管應采取防虹吸措施；

4 卸油軟管接頭應采用自閉式快速接頭；

5 油罐出油管管口距罐底宜為0.15m，油罐出油管的高點應高于油罐的最高液位；

6 油罐的最高液位以下有連接法蘭和快速接頭的區域應設置收集漏油的容器；

7 油罐通氣管管口應高于油罐周圍地面4m，且應高于罐頂1.5m，管口應設阻火器和呼吸閥，呼吸閥的工作正壓宜為2kPa～3kPa，工作負壓宜為1.5kPa～2kPa。

6.4.6 油罐應設防曬罩棚或采取隔熱措施。

6.4.7 加油機設置應符合下列規定：

1 加油機安裝在箱體內時，箱體應采取良好的通風措施；

2 加油機上方應設自動滅火器，自動滅火器的啟動溫度不應高于95℃；

3 加油槍應采用自封式加油槍，汽油加油槍的流量不應大于50L/min；

4 加油軟管上應設安全拉斷閥。

6.4.8 橇裝式加油裝置不得沒在室內或其他有氣相空間的封閉箱體內。

6.4.9 橇裝式加油裝置的汽油設備應采用卸油和加油油氣回收系統。

6.4.10 橇裝式加油裝置四周應設防護圍堰或漏油收集池，防護圍堰內或漏油收集池的有效容量不應小于儲罐總容量的50％。防護圍堰或漏油收集池應采用不燃燒實體材料建造，且不應滲漏。

6.4.11 橇裝式加油裝置鄰近行車道一側應設防撞設施。

6.5 防滲措施

6.5.1 加油站埋地油罐應采用下列之一的防滲方式：

1 采用雙層油罐；

2 單層油罐設置防滲罐池。

6.5.2 防滲罐池的設計應符合下列規定：

1 防滲罐池應采用防滲鋼筋混凝土整體澆筑，并應符合現行國家標準《地下工程防水技術規范》GB 50108的有關規定；

2 防滲罐池應根據油罐的數量設置隔池，一個隔池內的油罐不應多于兩座；

3 防滲罐池的池壁頂應高于池內罐頂標高，池底宜低于罐底設計標高200mm，墻面與罐壁之間的間距不應小于500mm；

4 防滲罐池的內表面應襯玻璃鋼或其他材料防滲層；

5 防滲罐池內的空間應采用中性沙回填；

6 防滲罐池的上部應采取防止雨水、地表水和外部泄漏油品滲入池內的措施。

6.5.3 防滲罐池的各隔池內應設檢測立管，檢測立管的設置應符合下列規定：

1 檢測立管應采用耐油、耐腐蝕的管材制作，直徑宜為100mm，壁厚不應小于4mm；

2 檢測立管的下端應置于防滲罐池的最低處，除設置在車道下的油罐外，檢測立管的上部管口應高出罐區設計地面200mm；

3 檢測立管與池內罐頂標高以下范圍應為過濾管段，過濾管段應能允許池內任何層面的滲漏液體進入檢測管，并應能阻止泥沙侵入；

4 檢測立管周圍應回填粒徑為10mm～30mm的礫石；

5 檢測口應有防止雨水、油污、雜物侵入的保護蓋和標識。

6.5.4 裝有潛油泵的油罐人孔操作井、卸油口井、加油機底槽等可能發生油品滲漏的部位，也應采取相應的防滲措施。

6.5.5 加油站埋地加油管道應采用雙層管道。雙層管道的設計應符合下列規定：

1 雙層管道的內層管應符合本標準第6.3節的有關規定；

2 采用雙層非金屬管道時，外層管應滿足耐油、耐腐蝕、耐老化和系統試驗壓力的要求；

3 采用雙層鋼質管道時，外層管的壁厚不應小于5mm；

4 雙層管道系統的內層管與外層管之間的縫隙應貫通；

5 雙層管道系統的最低點應設檢漏點；

6 雙層管道坡向檢漏點的坡度不應小于5‰，并應保證內層管和外層管任何部位出現滲漏均能在檢漏點處被發現；

7 管道系統的滲漏檢測宜采用在線監測系統。

6.5.6 雙層油罐、防滲罐池的滲漏檢測宜采用在線監測系統。采用液體傳感器監測時，傳感器的檢測精度不應大于3.5mm。

6.5.7 既有加油站油罐和管道需要更新改造時，應符合本標準第6.5.1條～第6.5.6條的規定。

6.6 自助加油站(區)

6.6.1 自助加油站(區)應明顯標示加油車輛引導線，并應在加油站車輛入口和加油島處設置醒目的“自助”標識。

6.6.2 在加油島和加油機附近的明顯位置，應標示油品類別、標號以及安全警示。

6.6.3 不宜在同一加油車位上同時設置汽油、柴油兩種加油功能。

6.6.4 自助加油機除應符合本標準第6.2節的規定外，尚應符合下列規定：

1 應采用防靜電加油槍、鍵盤，或專設消除人體靜電裝置并有顯著標識；

2 應標示自助加油操作說明；

3 應具備音頻提示系統，在提起加油槍后可提示油品品種、標號并進行操作指導；

4 加油槍應設置跌落時即自動停止加油作業的功能，并應具有無壓自封功能；

5 應設置緊急停機開關。

6.6.5 自助加油站應設置視頻監視系統，該系統應能覆蓋加油區、卸油區、人孔井、收銀區、便利店等區域。視頻設備不應因車輛遮擋而影響監視。

6.6.6 自助加油站的營業室內應設監控系統，該系統應具備下列監控功能：

1 營業員可通過監控系統確認每臺自助加油機的使用情況；

2 可分別控制每臺自助加油機的加油和停止狀態；

3 發生緊急情況時可啟動緊急切斷開關停止所有加油機運行；

4 可與顧客進行單獨對話，指導其操作；

5 可對整個加油場地進行廣播。

7 LPG加氣工藝及設施

7.1 LPG儲罐

7.1.1 加氣站內液化石油氣儲罐的設計，應符合下列規定：

1 儲罐設計應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21、國家現行標準《壓力容器》GB 150.1～GB 150.4、《臥式容器》NB/T 47042的有關規定；

2 儲罐的設計壓力不應小于1.78MPa；

3 儲罐的出液管道端口接管高度應按選擇的充裝泵要求確定，進液管道和液相回流管道宜接入儲罐內的氣相空間。

7.1.2 儲罐根部關閉閥門的設置應符合下列規定：

1 儲罐的進液管、液相回流管和氣相回流管上應設置止回閥；

2 出液管和卸車用的氣相平衡管上宜設過流閥。

7.1.3 儲罐的管路系統和附屬設備的設置應符合下列規定：

1 儲罐應設置全啟封閉式彈簧安全閥。安全閥與儲罐之間的管道上應裝設切斷閥，切斷閥在正常操作時應處于鉛封開狀態。地上儲罐放空管管口應高出儲罐操作平臺2m及以上，且應高出地面5m及以上。地下儲罐的放空管管口應高出地面5.0m及以上。放空管管口應垂直向上，底部應設排污管。

2 管路系統的設計壓力不應小于2.5MPa。

3 在儲罐外的排污管上應設兩道切斷閥，閥間宜設排污箱。在寒冷和嚴寒地區，從儲罐底部引出的排污管的根部管道應加裝伴熱或保溫裝置。

4 對儲罐內未設置控制閥門的出液管道和排污管道，應在儲罐的第一道法蘭處配備堵漏裝置。

5 儲罐應設置檢修用的放空管，其公稱直徑不應小于40mm，并宜與安全閥接管共用一個開孔。

6 過流閥的關閉流量宜為最大工作流量的1.6倍～1.8倍。

7.1.4 LPG儲罐測量儀表的設置應符合下列規定：

1 儲罐必須設置就地指示的液位計、壓力表和溫度計，以及液位上、下限報警裝置；

2 儲罐應設置液位上限限位控制和壓力上限報警裝置；

3 在一、二級LPG加氣站或合建站內，儲罐液位和壓力的測量宜設遠程監控系統。

7.1.5 LPG儲罐嚴禁設置在室內或地下室內。在加油加氣合建站和城市建成區內的加氣站，LPG儲罐應埋地設置，且不應布置在車行道下。

7.1.6 地上LPG儲罐的設置應符合下列規定：

1 儲罐應集中單排布置，儲罐與儲罐之間的凈距不應小于相鄰較大罐的直徑；

2 罐組四周應設置高度為1m的防護堤，防護堤內堤腳線罐壁凈距不應小于2m；

3 儲罐的支座應采用鋼筋混凝土支座，耐火極限不應低于5h。

7.1.7 埋地LPG儲罐的設置應符合下列規定：

1 儲罐之間的距離不應小于2m，且應采用防滲混凝土墻隔開；

2 直接覆土埋設在地下的LPG儲罐罐頂的覆土厚度不應小于0.5m，罐周圍應回填中性細沙，厚度不應小于0.5m；

3 LPG儲罐應采取抗浮措施。

7.1.8 埋地LPG儲罐采用地下罐池時，應符合下列規定：

1 罐池內壁與罐壁之間的凈距不應小于1m；

2 罐池底和側壁應采取防滲漏措施，池內應用中性細沙或沙包填實；

3 罐頂的覆蓋厚度不應小于0.5m，周邊填充厚度不應小于0.9m；

4 池底一側應設排水溝，池底面坡度宜為3‰，抽水井內的電氣設備應符合防爆要求。

7.1.9 儲罐應坡向排污端，坡度應為3‰～5‰。

7.1.10 埋地LPG儲罐外表面的防腐設計，應符合現行行業標準《石油化工設備和管道涂料防腐蝕設計標準》SH/T 3022的有關規定，并應采用最高級別防腐絕緣保護層，同時應采取陰極保護措施。在LPG儲罐根部閥門后應安裝絕緣法蘭。

7 LPG加氣工藝及設施

7.1 LPG儲罐

7.1.1 加氣站內液化石油氣儲罐的設計，應符合下列規定：

1 儲罐設計應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21、國家現行標準《壓力容器》GB 150.1～GB 150.4、《臥式容器》NB/T 47042的有關規定；

2 儲罐的設計壓力不應小于1.78MPa；

3 儲罐的出液管道端口接管高度應按選擇的充裝泵要求確定，進液管道和液相回流管道宜接入儲罐內的氣相空間。

7.1.2 儲罐根部關閉閥門的設置應符合下列規定：

1 儲罐的進液管、液相回流管和氣相回流管上應設置止回閥；

2 出液管和卸車用的氣相平衡管上宜設過流閥。

7.1.3 儲罐的管路系統和附屬設備的設置應符合下列規定：

1 儲罐應設置全啟封閉式彈簧安全閥。安全閥與儲罐之間的管道上應裝設切斷閥，切斷閥在正常操作時應處于鉛封開狀態。地上儲罐放空管管口應高出儲罐操作平臺2m及以上，且應高出地面5m及以上。地下儲罐的放空管管口應高出地面5.0m及以上。放空管管口應垂直向上，底部應設排污管。

2 管路系統的設計壓力不應小于2.5MPa。

3 在儲罐外的排污管上應設兩道切斷閥，閥間宜設排污箱。在寒冷和嚴寒地區，從儲罐底部引出的排污管的根部管道應加裝伴熱或保溫裝置。

4 對儲罐內未設置控制閥門的出液管道和排污管道，應在儲罐的第一道法蘭處配備堵漏裝置。

5 儲罐應設置檢修用的放空管，其公稱直徑不應小于40mm，并宜與安全閥接管共用一個開孔。

6 過流閥的關閉流量宜為最大工作流量的1.6倍～1.8倍。

7.1.4 LPG儲罐測量儀表的設置應符合下列規定：

1 儲罐必須設置就地指示的液位計、壓力表和溫度計，以及液位上、下限報警裝置；

2 儲罐應設置液位上限限位控制和壓力上限報警裝置；

3 在一、二級LPG加氣站或合建站內，儲罐液位和壓力的測量宜設遠程監控系統。

7.1.5 LPG儲罐嚴禁設置在室內或地下室內。在加油加氣合建站和城市建成區內的加氣站，LPG儲罐應埋地設置，且不應布置在車行道下。

7.1.6 地上LPG儲罐的設置應符合下列規定：

1 儲罐應集中單排布置，儲罐與儲罐之間的凈距不應小于相鄰較大罐的直徑；

2 罐組四周應設置高度為1m的防護堤，防護堤內堤腳線罐壁凈距不應小于2m；

3 儲罐的支座應采用鋼筋混凝土支座，耐火極限不應低于5h。

7.1.7 埋地LPG儲罐的設置應符合下列規定：

1 儲罐之間的距離不應小于2m，且應采用防滲混凝土墻隔開；

2 直接覆土埋設在地下的LPG儲罐罐頂的覆土厚度不應小于0.5m，罐周圍應回填中性細沙，厚度不應小于0.5m；

3 LPG儲罐應采取抗浮措施。

7.1.8 埋地LPG儲罐采用地下罐池時，應符合下列規定：

1 罐池內壁與罐壁之間的凈距不應小于1m；

2 罐池底和側壁應采取防滲漏措施，池內應用中性細沙或沙包填實；

3 罐頂的覆蓋厚度不應小于0.5m，周邊填充厚度不應小于0.9m；

4 池底一側應設排水溝，池底面坡度宜為3‰，抽水井內的電氣設備應符合防爆要求。

7.1.9 儲罐應坡向排污端，坡度應為3‰～5‰。

7.1.10 埋地LPG儲罐外表面的防腐設計，應符合現行行業標準《石油化工設備和管道涂料防腐蝕設計標準》SH/T 3022的有關規定，并應采用最高級別防腐絕緣保護層，同時應采取陰極保護措施。在LPG儲罐根部閥門后應安裝絕緣法蘭。

7.2 泵和壓縮機

7.2.1 LPG卸車宜選用卸車泵；LPG儲罐總容積大于30m3時，卸車可選用LPG壓縮機；LPG儲罐總容積小于或等于45m3時，可由LPG槽車上的卸車泵卸車，槽車上的卸車泵宜由站內供電。

7.2.2 向燃氣汽車加氣應選用充裝泵。充裝泵的計算流量應依據其所供應的加氣槍數量確定。

7.2.3 加氣站內所設的卸車泵流量不宜小于300L/min。

7.2.4 設置在地面上的泵和壓縮機，應設置防曬罩棚或泵房(壓縮機間)。

7.2.5 LPG儲罐的出液管設置在罐體底部時，充裝泵的管路系統設計應符合下列規定：

1 泵的進、出口宜安裝長度不小于0.3m的撓性管或采取其他防振措施；

2 從儲罐引至泵進口的液相管道，應坡向泵的進口，且不得有窩存氣體的位置；

3 在泵的出口管路上應安裝回流閥、止回閥和壓力表。

7.2.6 LPG儲罐的出液管設在罐體頂部時，抽吸泵的管路系統設計應符合本標準第7.2.5條第1款、第3款的規定。

7.2.7 潛液泵的管路系統設計除應符合本標準第7.2.5條第3款的規定外，尚宜在安裝潛液泵的筒體下部設置切斷閥和過流閥。切斷閥應能在罐頂操作。

7.2.8 潛液泵宜設超溫自動停泵保護裝置。電機運行溫度至45℃時，應自動切斷電源。

7.2.9 LPG壓縮機進、出口管道閥門及附件的設置，應符合下列規定：

1 進口管道應設過濾器；

2 出口管道應設止回閥和安全閥；

3 進口管道和儲罐的氣相之間應設旁通閥。

7.3 LPG加氣機

7.3.1 加氣機不得設置在室內。

7.3.2 加氣機數量應根據加氣汽車數量確定。每輛汽車加氣時間可按3min～5min計算。

7.3.3 加氣機應具有充裝和計量功能，技術要求應符合下列規定：

1 加氣系統的設計壓力不應小于2.5MPa；

2 加氣槍的流量不應大于60L/min；

3 加氣軟管上應設安全拉斷閥，分離拉力宜為400N～600N；

4 加氣機的計量精度不應低于1.0級；

5 加氣槍的加氣嘴應與汽車車載LPG儲液瓶受氣口配套，加氣嘴應配置自密封閥，卸開連接后的液體泄漏量不應大于5mL。

7.3.4 加氣機的液相管道上宜設事故切斷閥或過流閥。事故切斷閥和過流閥應符合下列規定：

1 當加氣機被撞時，設置的事故切斷閥應能自行關閉；

2 過流閥關閉流量宜為最大工作流量的1.6倍～1.8倍；

3 事故切斷閥或過流閥與充裝泵連接的管道應牢固，當加氣機被撞時，該管道系統不得受損壞。

7.3.5 加氣機附近應設置防撞柱(欄)，高度不應低于0.5m。

7.4 LPG管道系統

7.4.1 LPG管道應選用10號、20號鋼或具有同等性能材料的無縫鋼管，技術性能應符合現行國家標準《輸送流體用無縫鋼管》GB/T 8163的有關規定。管件應與管子材質相同。

7.4.2 管道上的閥門及其他金屬配件的材質宜為碳素鋼。

7.4.3 LPG管道組成件的設計壓力不應小于2.5MPa。

7.4.4 管子與管子、管子與管件的連接應采用焊接。

7.4.5 管道與儲罐、容器、設備及閥門的連接宜采用法蘭連接。

7.4.6 管道系統上的膠管應采用耐LPG腐蝕的鋼絲纏繞高壓膠管，壓力等級不應小于6.4MPa。

7.4.7 LPG管道宜埋地敷設。當需要管溝敷設時，管溝應采用中性沙子填實。

7.4.8 埋地管道應埋設在土壤冰凍線以下，且覆土厚度不得小于0.8m。穿越車行道處宜加設套管。

7.4.9 埋地管道防腐設計，應符合現行國家標準《鋼質管道外腐蝕控制規范》GB/T 21447的有關規定。

7.4.10 液態LPG在管道中的流速，泵前不宜大于1.2m/s，泵后不應大于3m/s；氣態LPG在管道中的流速不宜大于12m/s。

7.4.11 液化石油氣罐的出液管道和連接槽車的液相管道上，應設置緊急切斷閥。

7.5 槽車卸車點

7.5.1 連接LPG槽車的液相管道和氣相管道上應設置安全拉斷閥。

7.5.2 安全拉斷閥的分離拉力宜為400N～600N，關斷閥與接頭的距離不應大于0.2m。

7.5.3 在LPG儲罐或卸車泵的進口管道上應設過濾器。過濾器濾網的流通面積不應小于管道截面積的5倍，并應能阻止粒度大于0.2mm的固體雜質通過。

7.5.4 LPG卸車應采用具備自動鎖定、脫落和拉斷能自封閉的專用接頭。

8 CNG加氣工藝及設施

8.1 CNG常規加氣站和加氣母站工藝設施

8.1.1 天然氣進站管道宜采取調壓或限壓措施。天然氣進站管道設置調壓器時，調壓器應設置在天然氣進站管道上的緊急關斷閥之后。

8.1.2 天然氣進站管道上應設計量裝置，計量準確度不應低于1.0級。體積流量計量的基準狀態，壓力應為101.325kPa，溫度應為20℃。

8.1.3 進站天然氣硫化氫含量不符合現行國家標準《車用壓縮天然氣》GB 18047的有關規定時，應在站內進行脫硫處理。脫硫系統的設計應符合下列規定：

1 脫硫應在天然氣增壓前進行；

2 脫硫設備應設在室外；

3 脫硫系統宜設置備用脫硫塔；

4 脫硫設備宜采用固體脫硫劑；

5 脫硫塔前后的工藝管道上應設置硫化氫含量檢測取樣口，也可設置硫化氫含量在線檢測分析儀。

8.1.4 進站天然氣含水量不符合現行國家標準《車用壓縮天然氣》GB 18047的有關規定時，應在站內進行脫水處理。脫水系統的設計應符合下列規定：

1 脫水系統宜設置備用脫水設備；

2 脫水設備宜采用固體吸附劑；

3 脫水設備的出口管道上應設置露點檢測取樣接口，站內應設置露點檢測儀。

8.1.5 進入壓縮機的天然氣不應含游離水，含塵量和微塵直徑等質量指標應符合所選用的壓縮機的有關規定。

8.1.6 壓縮機排氣壓力不應大于CNG儲存容器的最大工作壓力。

8.1.7 壓縮機組進口前應設分離緩沖罐，機組出口后宜設排氣緩沖罐。緩沖罐的設置應符合下列規定：

1 分離緩沖罐應設在進氣總管上或每臺機組的進口位置處；

2 分離緩沖罐內應有凝液捕集分離結構；

3 機組排氣緩沖罐宜設置在機組排氣除油過濾器之后；

4 天然氣在緩沖罐內的停留時間不宜小于10s；

5 分離緩沖罐及容積大于0.3m3的排氣緩沖罐，應設壓力指示儀表，并應有超壓安全泄放措施。

8.1.8 設置壓縮機組的吸氣、排氣管道時，應避免振動對管道系統、壓縮機和建(構)筑物造成有害影響。

8.1.9 天然氣壓縮機宜單排布置，壓縮機房的主要通道寬度不宜小于2m。

8.1.10 壓縮機組宜配置專用的可編程邏輯控制器(PLC系統)進行運行管理，PLC系統應與加氣站自動化過程控制系統進行通信。

8.1.11 壓縮機的卸載排氣不應對外放空，宜回收至壓縮機緩沖罐或廢氣回收罐。

8.1.12 壓縮機組排出的冷凝液應集中處理。

8.1.13 固定儲氣設施的最大工作壓力不應大于40MPa，且不應超過相對應加氣設備額定工作壓力5MPa及以上。

8.1.14 CNG加氣站內所設置的固定儲氣設施應選用瓶式容器或儲氣井。

8.1.15 瓶式容器的設計和制造應符合現行行業標準《鋼制壓力容器——分析設計標準》JB 4732的有關規定，并應符合相關產品技術要求。

8.1.16 儲氣瓶(組)應固定在獨立支架上，地上儲氣瓶(組)宜臥式放置。

8.1.17 固定儲氣設施應有積液收集處理措施。

8.1.18 儲氣井不宜建在地質滑坡帶及溶洞等地質構造上。

8.1.19 儲氣井本體的設計疲勞次數不應小于2.5×104次。

8.1.20 儲氣井的工程設計和建造，應符合現行行業標準《儲氣井工程技術規范》SH/T 3216的有關規定。儲氣井口應便于開啟檢測。

8.1.21 儲氣井應分段設計，埋地部分井筒應符合現行行業標準《套管柱結構與強度設計》SY/T 5724的有關規定，地上部分應符合現行行業標準《鋼制壓力容器——分析設計標準》JB 4732的有關規定。

8.1.22 CNG加(卸)氣設備設置應符合下列規定：

1 加(卸)氣設施不得設置在室內；

2 加氣設備額定工作壓力不應大于35MPa；

3 加氣機流量不應大于0.25m3/min(工作狀態)；

4 加(卸)氣柱流量不應大于0.5m3/min(工作狀態)；

5 加(卸)氣槍軟管上應設安全拉斷閥，加氣機安全拉斷閥的分離拉力宜為400N～600N，加(卸)氣柱安全拉斷閥的分離拉力宜為600N～900N，軟管的長度不應大于6m；

6 向車用儲氣瓶加注CNG時，應控制車用儲氣瓶內的氣體溫度不超過65℃；

7 額定工作壓力不同的加氣機，其加氣槍的加注口應采用不同的結構形式。

8.1.23 儲氣瓶(組)的管道接口端不宜朝向辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物。不可避免時，儲氣瓶(組)的管道接口端與辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物之間應設厚度不小于200mm的鋼筋混凝土實體墻隔墻，并應符合下列規定：

1 固定儲氣瓶(組)的管道接口端與辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物之間設置的隔墻，其高度應高于儲氣瓶(組)頂部1m及以上，隔墻長度應為儲氣瓶(組)寬度兩端各加2m及以上；

2 長管拖車和管束式集裝箱的管道接口端與辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物之間設置的隔墻，圍墻高度應高于儲氣瓶組拖車的高度1m及以上，圍墻長度不應小于車寬兩端各加1m及以上；

3 儲氣瓶(組)管道接口端與站外建筑物之間設置的隔墻，可作為站區圍墻的一部分。

8.1.24 加氣設施的計量準確度不應低于1.0級。

8.1.25 用于天然氣氫氣混合燃料汽車的氫氣質量，應符合現行國家標準《氫氣 第1部分：工業氫》GB/T 3634.1的有關規定。

8.1.26 在CNG加氣站內設置的用于調配天然氣氫氣混合燃料的儲氫設施，應符合本標準有關儲氫設施的規定。

8 CNG加氣工藝及設施

8.1 CNG常規加氣站和加氣母站工藝設施

8.1.1 天然氣進站管道宜采取調壓或限壓措施。天然氣進站管道設置調壓器時，調壓器應設置在天然氣進站管道上的緊急關斷閥之后。

8.1.2 天然氣進站管道上應設計量裝置，計量準確度不應低于1.0級。體積流量計量的基準狀態，壓力應為101.325kPa，溫度應為20℃。

8.1.3 進站天然氣硫化氫含量不符合現行國家標準《車用壓縮天然氣》GB 18047的有關規定時，應在站內進行脫硫處理。脫硫系統的設計應符合下列規定：

1 脫硫應在天然氣增壓前進行；

2 脫硫設備應設在室外；

3 脫硫系統宜設置備用脫硫塔；

4 脫硫設備宜采用固體脫硫劑；

5 脫硫塔前后的工藝管道上應設置硫化氫含量檢測取樣口，也可設置硫化氫含量在線檢測分析儀。

8.1.4 進站天然氣含水量不符合現行國家標準《車用壓縮天然氣》GB 18047的有關規定時，應在站內進行脫水處理。脫水系統的設計應符合下列規定：

1 脫水系統宜設置備用脫水設備；

2 脫水設備宜采用固體吸附劑；

3 脫水設備的出口管道上應設置露點檢測取樣接口，站內應設置露點檢測儀。

8.1.5 進入壓縮機的天然氣不應含游離水，含塵量和微塵直徑等質量指標應符合所選用的壓縮機的有關規定。

8.1.6 壓縮機排氣壓力不應大于CNG儲存容器的最大工作壓力。

8.1.7 壓縮機組進口前應設分離緩沖罐，機組出口后宜設排氣緩沖罐。緩沖罐的設置應符合下列規定：

1 分離緩沖罐應設在進氣總管上或每臺機組的進口位置處；

2 分離緩沖罐內應有凝液捕集分離結構；

3 機組排氣緩沖罐宜設置在機組排氣除油過濾器之后；

4 天然氣在緩沖罐內的停留時間不宜小于10s；

5 分離緩沖罐及容積大于0.3m3的排氣緩沖罐，應設壓力指示儀表，并應有超壓安全泄放措施。

8.1.8 設置壓縮機組的吸氣、排氣管道時，應避免振動對管道系統、壓縮機和建(構)筑物造成有害影響。

8.1.9 天然氣壓縮機宜單排布置，壓縮機房的主要通道寬度不宜小于2m。

8.1.10 壓縮機組宜配置專用的可編程邏輯控制器(PLC系統)進行運行管理，PLC系統應與加氣站自動化過程控制系統進行通信。

8.1.11 壓縮機的卸載排氣不應對外放空，宜回收至壓縮機緩沖罐或廢氣回收罐。

8.1.12 壓縮機組排出的冷凝液應集中處理。

8.1.13 固定儲氣設施的最大工作壓力不應大于40MPa，且不應超過相對應加氣設備額定工作壓力5MPa及以上。

8.1.14 CNG加氣站內所設置的固定儲氣設施應選用瓶式容器或儲氣井。

8.1.15 瓶式容器的設計和制造應符合現行行業標準《鋼制壓力容器——分析設計標準》JB 4732的有關規定，并應符合相關產品技術要求。

8.1.16 儲氣瓶(組)應固定在獨立支架上，地上儲氣瓶(組)宜臥式放置。

8.1.17 固定儲氣設施應有積液收集處理措施。

8.1.18 儲氣井不宜建在地質滑坡帶及溶洞等地質構造上。

8.1.19 儲氣井本體的設計疲勞次數不應小于2.5×104次。

8.1.20 儲氣井的工程設計和建造，應符合現行行業標準《儲氣井工程技術規范》SH/T 3216的有關規定。儲氣井口應便于開啟檢測。

8.1.21 儲氣井應分段設計，埋地部分井筒應符合現行行業標準《套管柱結構與強度設計》SY/T 5724的有關規定，地上部分應符合現行行業標準《鋼制壓力容器——分析設計標準》JB 4732的有關規定。

8.1.22 CNG加(卸)氣設備設置應符合下列規定：

1 加(卸)氣設施不得設置在室內；

2 加氣設備額定工作壓力不應大于35MPa；

3 加氣機流量不應大于0.25m3/min(工作狀態)；

4 加(卸)氣柱流量不應大于0.5m3/min(工作狀態)；

5 加(卸)氣槍軟管上應設安全拉斷閥，加氣機安全拉斷閥的分離拉力宜為400N～600N，加(卸)氣柱安全拉斷閥的分離拉力宜為600N～900N，軟管的長度不應大于6m；

6 向車用儲氣瓶加注CNG時，應控制車用儲氣瓶內的氣體溫度不超過65℃；

7 額定工作壓力不同的加氣機，其加氣槍的加注口應采用不同的結構形式。

8.1.23 儲氣瓶(組)的管道接口端不宜朝向辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物。不可避免時，儲氣瓶(組)的管道接口端與辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物之間應設厚度不小于200mm的鋼筋混凝土實體墻隔墻，并應符合下列規定：

1 固定儲氣瓶(組)的管道接口端與辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物之間設置的隔墻，其高度應高于儲氣瓶(組)頂部1m及以上，隔墻長度應為儲氣瓶(組)寬度兩端各加2m及以上；

2 長管拖車和管束式集裝箱的管道接口端與辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物之間設置的隔墻，圍墻高度應高于儲氣瓶組拖車的高度1m及以上，圍墻長度不應小于車寬兩端各加1m及以上；

3 儲氣瓶(組)管道接口端與站外建筑物之間設置的隔墻，可作為站區圍墻的一部分。

8.1.24 加氣設施的計量準確度不應低于1.0級。

8.1.25 用于天然氣氫氣混合燃料汽車的氫氣質量，應符合現行國家標準《氫氣 第1部分：工業氫》GB/T 3634.1的有關規定。

8.1.26 在CNG加氣站內設置的用于調配天然氣氫氣混合燃料的儲氫設施，應符合本標準有關儲氫設施的規定。

8.2 CNG加氣子站工藝設施

8.2.1 CNG加氣子站可采用壓縮機增壓或液壓設備增壓的加氣工藝，也可采用儲氣瓶直接通過加氣機給CNG汽車加氣的工藝。當采用液壓設備增壓的加氣工藝時，液壓油不得影響CNG的質量。

8.2.2 采用液壓設備增壓工藝的CNG加氣子站，液壓設備不應使用甲類或乙類可燃液體，液體的操作溫度應低于液體的閃點至少5℃。

8.2.3 CNG加氣子站的液壓設施應采用防爆電氣設備，液壓設施與站內其他設施的間距可不限。

8.2.4 CNG加氣子站儲氣設施、壓縮機、加氣機、卸氣柱的設置，應符合本標準第8.1節的有關規定。

8.2.5 儲氣瓶(組)的管道接口端不宜朝向辦公區、加氣島和鄰近的站外建筑物。不可避免時，應符合本標準第8.1.23條的規定。

8.3 CNG工藝設施的安全保護

8.3.1 天然氣進站管道上應設置緊急切斷閥。可手動操作的緊急切斷閥的位置應便于發生事故時能及時切斷氣源。

8.3.2 站內天然氣調壓計量、增壓、儲存、加氣各工段，應分段設置切斷氣源的切斷閥。

8.3.3 儲氣瓶(組)、儲氣井與加氣機或加氣柱之間的總管上應設主切斷閥。每個儲氣瓶(井)出口應設切斷閥。

8.3.4 儲氣瓶(組)、儲氣井進氣總管上應設安全閥及緊急放空管、壓力表及超壓報警器。車載儲氣瓶組應有與站內工藝安全設施相匹配的安全保護措施，但可不設超壓報警器。

8.3.5 加氣站內設備和各級管道應設置安全閥。安全閥的設置應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21的有關規定，安全閥的整定壓力P0尚應符合下列公式的規定：

1 當Pw≤1.8MPa時：

P0=Pw+0.18 (8.3.5-1)

式中：Pw——設備最大工作壓力(MPa)；

P0——安全閥的整定壓力(MPa)。

2 當1.8MPa＜Pw≤4.0MPa時：

P0＝1.1Pw (8.3.5-2)

3 當4.0MPa＜Pw≤8.0MPa時：

P0＝Pw+0.4 (8.3.5-3)

4 當8.0MPa＜Pw≤35.0MPa時：

P0＝1.05Pw (8.3.5-4)

8.3.6 加氣站內的所有設備和管道組成件的設計壓力，應高于最大工作壓力10％及以上，且不應低于安全閥的整定壓力。

8.3.7 加氣站內的天然氣管道和儲氣瓶(組)應設置泄壓放空設施，泄壓放空設施應采取防堵塞和防凍措施。泄放氣體應符合下列規定：

1 一次泄放量大于500m3(基準狀態)的高壓氣體，應通過放空管迅速排放；

2 一次泄放量大于2m3(基準狀態)，泄放次數平均每小時大于或等于2次的操作排放，應設置專用回收罐；

3 一次泄放量小于2m3(基準狀態)的氣體可排入大氣。

8.3.8 加氣站的天然氣放空管設置應符合下列規定：

1 不同壓力級別系統的放空管宜分別設置；

2 放空管管口應高出設備平臺及以管口為中心半徑12m范圍內的建(構)筑物2m及以上，且應高出所在地面5m及以上；

3 放空管應垂直向上。

8.3.9 壓縮機組運行的安全保護應符合下列規定：

1 壓縮機排氣口與第一個截斷閥之間應設安全閥，安全閥的泄放能力不應小于壓縮機的安全泄放量；

2 壓縮機進氣口、排氣口應設高、低壓報警和高壓越限停機裝置；

3 壓縮機組控制系統應設置進氣壓力偏低報警、進氣壓力超高報警和高壓越限停機、排氣壓力超高報警和高壓越限停機裝置；

4 壓縮機組控制系統應設置排氣溫度超高報警和高溫越限停機裝置；

5 壓縮機組控制系統應設置潤滑油系統低壓報警和停機裝置。

8.3.10 CNG加氣站內的設備及管道，凡經增壓、輸送、儲存、緩沖或有較大阻力損失需顯示壓力的位置，均應設壓力測點，并應設供壓力表拆卸時高壓氣體泄壓的安全泄氣孔。壓力表量程范圍宜為工作壓力的1.5倍～2.0倍。

8.3.11 CNG加氣站內下列位置應設高度不小于0.5m的防撞柱(欄)：

1 固定儲氣瓶(組)或儲氣井與站內汽車通道相鄰一側；

2 加氣機、加氣柱和卸氣柱的車輛通過側。

8.3.12 CNG加氣機、加氣柱的進氣管道上，宜設置防撞事故自動切斷閥。

8.4 CNG管道及其組成件

8.4.1 天然氣管道應選用無縫鋼管。設計壓力低于4.0MPa的天然氣管道，應符合現行國家標準《輸送流體用無縫鋼管》GB/T 8163的有關規定；設計壓力大于或等于4.0MPa的天然氣管道，應符合現行國家標準《流體輸送用不銹鋼無縫鋼管》GB/T 14976或《高壓鍋爐用無縫鋼管》GB/T 5310的有關規定。

8.4.2 加氣站內與天然氣接觸的所有設備和管道組成件的材質，應與天然氣介質相適應。

8.4.3 站內高壓天然氣管道宜采用焊接連接，管道與設備、閥門可采用法蘭、卡套、錐管螺紋連接。

8.4.4 室外天然氣管道宜埋地或管溝敷設。埋地敷設時其管頂距地面不應小于0.5m，冰凍地區宜敷設在冰凍線以下；采用管溝敷設時，應采取防止天然氣泄漏積聚的措施。室內管道宜采用管溝敷設，管溝應用中性沙填充。

8.4.5 埋地管道防腐設計應符合現行國家標準《鋼質管道外腐蝕控制規范》GB/T 21447的有關規定。

9 LNG和L-CNG加氣工藝及設施

9.1 LNG儲罐、泵和氣化器

9.1.1 LNG儲罐的建造應符合下列規定：

1 儲罐的建造應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21、現行國家標準《壓力容器》GB 150.1～GB 150.4和《固定式真空絕熱深冷壓力容器》GB/T 18442.1～GB/T 18442.7的有關規定。

2 儲罐內筒的設計溫度不應高于-196℃，設計壓力應滿足下列公式的要求：

1)當Pw＜0.9MPa時：

Pd≥Pw+0.18MPa (9.1.1-1)

2)當Pw≥0.9MPa時：

Pd≥1.2Pw (9.1.1-2)

式中：Pw——設備最大工作壓力(MPa)；

Pd——設計壓力(MPa)。

3 內罐與外罐之間應設絕熱層，絕熱層應與LNG和天然氣相適應，并應為不燃材料。外罐外部著火時，絕熱層的絕熱性能不應明顯降低。

9.1.2 在城市中心區內，各類LNG加氣站及加油加氣合建站，應采用地下LNG儲罐或半地下LNG儲罐。

9.1.3 地上LNG儲罐等設備和非箱式LNG橇裝設備的設置，應符合下列規定：

1 LNG儲罐之間的凈距不應小于相鄰較大罐的直徑的1/2，且不應小于2m。

2 LNG儲罐組四周應設防護堤，堤內的有效容量不應小于其中一個最大LNG儲罐的容量。防護堤內地面應至少低于周邊地面0.1m，防護堤頂面應至少高出堤內地面0.8m，且應至少高出堤外地面0.4m。防護堤內堤腳線至LNG儲罐外壁的凈距不應小于2m。防護堤應采用不燃燒實體材料建造，應能承受所容納液體的靜壓及溫度變化的影響，且不應滲漏。防護堤的雨水排放口應有封堵措施。

3 防護堤內不應設置其他可燃液體儲罐、CNG儲氣瓶(組)或儲氣井。非明火氣化器和LNG泵可設置在防護堤內。

9.1.4 箱式LNG橇裝設備的設置應符合下列規定：

1 LNG橇裝設備的主箱體內側應設攔蓄池，攔蓄池內的有效容量不應小于LNG儲罐的容量，且攔蓄池側板的高度不應小于1.2m，LNG儲罐外壁至攔蓄池側板的凈距不應小于0.3m；

2 攔蓄池的底板和側板應采用耐低溫不銹鋼材料，并應保證攔蓄池的強度和剛度能滿足容納泄漏的LNG的需要；

3 LNG橇裝設備主箱體應能容納橇體上的儲罐、潛液泵池、加注系統、管路系統、計量與防爆控制系統等設備，主箱體側板高出攔蓄池側板以上的部位和箱頂應設置百葉窗，百葉窗應能有效防止雨水淋入箱體內部；

4 LNG橇裝設備的主箱體應采取通風措施，并應符合本標準第14.1.4條的規定；

5 箱體材料應為金屬材料，不得采用可燃材料。

9.1.5 地下或半地下LNG儲罐的設置應符合下列規定：

1 儲罐宜采用臥式儲罐；

2 儲罐應安裝在罐池中，罐池應為不燃燒實體防護結構，應能承受所容納液體的靜壓及溫度變化的影響，且不應滲漏；

3 儲罐的外壁距罐池內壁的距離不應小于1m，同池內儲罐的間距不應小于1.5m；

4 罐池深度大于或等于2m時，池壁頂應至少高出罐池外地面1m，當池壁頂高出罐池外地面1.5m及以上時，池壁可設置用不燃燒材料制作的實體門；

5 半地下LNG儲罐的池壁頂應至少高出罐頂0.2m；

6 儲罐應采取抗浮措施；

7 罐池上方可設置開敞式的罩棚。

9.1.6 儲罐基礎的耐火極限不應低于3.00h。

9.1.7 LNG儲罐閥門的設置應符合下列規定：

1 儲罐應設置全啟封閉式安全閥，且不應少于2個，其中1個應為備用，安全閥的設置應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21的有關規定；

2 安全閥與儲罐之間應設切斷閥，切斷閥在正常操作時應處于鉛封開啟狀態；

3 與LNG儲罐連接的LNG管道應設置可遠程操作的緊急切斷閥；

4 LNG儲罐液相管道根部閥門與儲罐的連接應采用焊接，閥體材質應與管子材質相適應。

9.1.8 LNG儲罐的儀表設置應符合下列規定：

1 LNG儲罐應設置液位計和高液位報警器，高液位報警器應與進液管道緊急切斷閥聯鎖；

2 LNG儲罐最高液位以上部位應設置壓力表；

3 在內罐與外罐之間應設置檢測環形空間絕對壓力的儀器或檢測接口；

4 液位計、壓力表應能就地指示，并應將檢測信號傳送至控制室集中顯示。

9.1.9 充裝LNG汽車系統使用的潛液泵宜安裝在泵池內。潛液泵罐的設計應符合本標準第9.1.1條的規定。LNG潛液泵罐的管路系統和附屬設備的設置應符合下列規定：

1 LNG儲罐的底部(外壁)與潛液泵罐的頂部(外壁)的高差，應滿足LNG潛液泵的性能要求；

2 潛液泵罐的回氣管道宜與LNG儲罐的氣相管道接通，且不應有袋形；

3 潛液泵罐應設置溫度和壓力檢測儀表，溫度和壓力檢測儀表應能就地指示，并應將檢測信號傳送至控制室集中顯示；

4 在泵的出口管道上應設置全啟封閉式安全閥和緊急切斷閥，泵出口宜設置止回閥。

9.1.10 L-CNG系統采用柱塞泵輸送LNG時，柱塞泵的設置應符合下列規定：

1 柱塞泵的設置應滿足泵吸入壓頭要求；

2 泵的進、出口管道應設置防振裝置；

3 在泵的出口管道上應設置止回閥和全啟封閉式安全閥；

4 在泵的出口管道上應設置壓力檢測儀表，壓力檢測儀表應能就地指示，并應將檢測信號傳送至控制室集中顯示；

5 應采取防噪聲措施。

9.1.11 氣化器的設置應符合下列規定：

1 氣化器的選用應符合當地冬季氣溫條件下的使用要求；

2 氣化器的設計壓力不應小于最大工作壓力的1.2倍；

3 高壓氣化器出口氣體溫度不應低于5℃；

4 高壓氣化器出口應設置溫度和壓力檢測儀表，并應與柱塞泵聯鎖，溫度和壓力檢測儀表應能就地指示，并應將檢測信號傳送至控制室集中顯示。

9 LNG和L-CNG加氣工藝及設施

9.1 LNG儲罐、泵和氣化器

9.1.1 LNG儲罐的建造應符合下列規定：

1 儲罐的建造應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21、現行國家標準《壓力容器》GB 150.1～GB 150.4和《固定式真空絕熱深冷壓力容器》GB/T 18442.1～GB/T 18442.7的有關規定。

2 儲罐內筒的設計溫度不應高于-196℃，設計壓力應滿足下列公式的要求：

1)當Pw＜0.9MPa時：

Pd≥Pw+0.18MPa (9.1.1-1)

2)當Pw≥0.9MPa時：

Pd≥1.2Pw (9.1.1-2)

式中：Pw——設備最大工作壓力(MPa)；

Pd——設計壓力(MPa)。

3 內罐與外罐之間應設絕熱層，絕熱層應與LNG和天然氣相適應，并應為不燃材料。外罐外部著火時，絕熱層的絕熱性能不應明顯降低。

9.1.2 在城市中心區內，各類LNG加氣站及加油加氣合建站，應采用地下LNG儲罐或半地下LNG儲罐。

9.1.3 地上LNG儲罐等設備和非箱式LNG橇裝設備的設置，應符合下列規定：

1 LNG儲罐之間的凈距不應小于相鄰較大罐的直徑的1/2，且不應小于2m。

2 LNG儲罐組四周應設防護堤，堤內的有效容量不應小于其中一個最大LNG儲罐的容量。防護堤內地面應至少低于周邊地面0.1m，防護堤頂面應至少高出堤內地面0.8m，且應至少高出堤外地面0.4m。防護堤內堤腳線至LNG儲罐外壁的凈距不應小于2m。防護堤應采用不燃燒實體材料建造，應能承受所容納液體的靜壓及溫度變化的影響，且不應滲漏。防護堤的雨水排放口應有封堵措施。

3 防護堤內不應設置其他可燃液體儲罐、CNG儲氣瓶(組)或儲氣井。非明火氣化器和LNG泵可設置在防護堤內。

9.1.4 箱式LNG橇裝設備的設置應符合下列規定：

1 LNG橇裝設備的主箱體內側應設攔蓄池，攔蓄池內的有效容量不應小于LNG儲罐的容量，且攔蓄池側板的高度不應小于1.2m，LNG儲罐外壁至攔蓄池側板的凈距不應小于0.3m；

2 攔蓄池的底板和側板應采用耐低溫不銹鋼材料，并應保證攔蓄池的強度和剛度能滿足容納泄漏的LNG的需要；

3 LNG橇裝設備主箱體應能容納橇體上的儲罐、潛液泵池、加注系統、管路系統、計量與防爆控制系統等設備，主箱體側板高出攔蓄池側板以上的部位和箱頂應設置百葉窗，百葉窗應能有效防止雨水淋入箱體內部；

4 LNG橇裝設備的主箱體應采取通風措施，并應符合本標準第14.1.4條的規定；

5 箱體材料應為金屬材料，不得采用可燃材料。

9.1.5 地下或半地下LNG儲罐的設置應符合下列規定：

1 儲罐宜采用臥式儲罐；

2 儲罐應安裝在罐池中，罐池應為不燃燒實體防護結構，應能承受所容納液體的靜壓及溫度變化的影響，且不應滲漏；

3 儲罐的外壁距罐池內壁的距離不應小于1m，同池內儲罐的間距不應小于1.5m；

4 罐池深度大于或等于2m時，池壁頂應至少高出罐池外地面1m，當池壁頂高出罐池外地面1.5m及以上時，池壁可設置用不燃燒材料制作的實體門；

5 半地下LNG儲罐的池壁頂應至少高出罐頂0.2m；

6 儲罐應采取抗浮措施；

7 罐池上方可設置開敞式的罩棚。

9.1.6 儲罐基礎的耐火極限不應低于3.00h。

9.1.7 LNG儲罐閥門的設置應符合下列規定：

1 儲罐應設置全啟封閉式安全閥，且不應少于2個，其中1個應為備用，安全閥的設置應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21的有關規定；

2 安全閥與儲罐之間應設切斷閥，切斷閥在正常操作時應處于鉛封開啟狀態；

3 與LNG儲罐連接的LNG管道應設置可遠程操作的緊急切斷閥；

4 LNG儲罐液相管道根部閥門與儲罐的連接應采用焊接，閥體材質應與管子材質相適應。

9.1.8 LNG儲罐的儀表設置應符合下列規定：

1 LNG儲罐應設置液位計和高液位報警器，高液位報警器應與進液管道緊急切斷閥聯鎖；

2 LNG儲罐最高液位以上部位應設置壓力表；

3 在內罐與外罐之間應設置檢測環形空間絕對壓力的儀器或檢測接口；

4 液位計、壓力表應能就地指示，并應將檢測信號傳送至控制室集中顯示。

9.1.9 充裝LNG汽車系統使用的潛液泵宜安裝在泵池內。潛液泵罐的設計應符合本標準第9.1.1條的規定。LNG潛液泵罐的管路系統和附屬設備的設置應符合下列規定：

1 LNG儲罐的底部(外壁)與潛液泵罐的頂部(外壁)的高差，應滿足LNG潛液泵的性能要求；

2 潛液泵罐的回氣管道宜與LNG儲罐的氣相管道接通，且不應有袋形；

3 潛液泵罐應設置溫度和壓力檢測儀表，溫度和壓力檢測儀表應能就地指示，并應將檢測信號傳送至控制室集中顯示；

4 在泵的出口管道上應設置全啟封閉式安全閥和緊急切斷閥，泵出口宜設置止回閥。

9.1.10 L-CNG系統采用柱塞泵輸送LNG時，柱塞泵的設置應符合下列規定：

1 柱塞泵的設置應滿足泵吸入壓頭要求；

2 泵的進、出口管道應設置防振裝置；

3 在泵的出口管道上應設置止回閥和全啟封閉式安全閥；

4 在泵的出口管道上應設置壓力檢測儀表，壓力檢測儀表應能就地指示，并應將檢測信號傳送至控制室集中顯示；

5 應采取防噪聲措施。

9.1.11 氣化器的設置應符合下列規定：

1 氣化器的選用應符合當地冬季氣溫條件下的使用要求；

2 氣化器的設計壓力不應小于最大工作壓力的1.2倍；

3 高壓氣化器出口氣體溫度不應低于5℃；

4 高壓氣化器出口應設置溫度和壓力檢測儀表，并應與柱塞泵聯鎖，溫度和壓力檢測儀表應能就地指示，并應將檢測信號傳送至控制室集中顯示。

9.2 LNG卸車

9.2.1 連接槽車的卸液管道上應設置切斷閥和止回閥，氣相管道上應設置切斷閥。

9.2.2 LNG卸車軟管應采用奧氏體不銹鋼波紋軟管，其公稱壓力不得小于裝卸系統工作壓力的2倍，其最小爆破壓力不應小于公稱壓力的4倍。

9.3 LNG加氣區

9.3.1 加氣機不得設置在室內。

9.3.2 LNG加氣機應符合下列規定：

1 加氣系統的充裝壓力不應大于汽車車載瓶的最大工作壓力；

2 氣機計量誤差不宜大于1.5％；

3 加氣機加氣軟管應設安全拉斷閥，安全拉斷閥的脫離拉力宜為400N～600N；

4 加氣機配置的軟管應符合本標準第9.2.2條的規定，軟管的長度不應大于6m。

9.3.3 在LNG加氣島上宜配置氮氣或壓縮空氣管吹掃接頭，其最小爆破壓力不應小于公稱壓力的4倍。

9.4 LNG管道系統

9.4.1 LNG管道和低溫氣相管道的設計應符合下列規定：

1 管道系統的設計壓力不應小于最大工作壓力的1.2倍，且不應小于所連接設備或容器的設計壓力與靜壓頭之和；

2 管道的設計溫度不應高于-196℃；

3 管道和管件材質應采用耐低溫不銹鋼，管道應符合現行國家標準《液化天然氣用不銹鋼無縫鋼管》GB/T 38810的有關規定，管件應符合現行國家標準《鋼制對焊管件 類型與參數》GB/T 12459的有關規定。

9.4.2 閥門的選用應符合現行國家標準《低溫閥門 技術條件》GB/T 24925的有關規定。緊急切斷閥的選用應符合現行國家標準《低溫介質用緊急切斷閥》GB/T 24918的有關規定。

9.4.3 遠程控制的閥門均應具有手動操作功能。

9.4.4 低溫管道所采用的絕熱保冷材料應為防潮性能良好的不燃材料或外層為不燃材料、里層為難燃材料的復合絕熱保冷材料。低溫管道絕熱工程應符合現行國家標準《工業設備及管道絕熱工程設計規范》GB 50264的有關規定。

9.4.5 LNG管道的兩個切斷閥之間應設置安全閥或其他泄壓裝置，泄壓排放的氣體應接入放空管。

9.4.6 LNG設備和管道的天然氣放空應符合下列規定：

1 加氣站內應設集中放空管，LNG儲罐的放空管應接入集中放空管，其他設備和管道的放空管宜接入集中放空管；

2 放空管管口應高出以管口為中心半徑12m范圍內的建筑物頂或設備平臺2m及以上，且距地面不應小于5m；

3 低溫天然氣系統的放空應經加熱器加熱后放空，放空天然氣的溫度不宜低于-107℃。

9.4.7 當LNG管道需要采用封閉管溝敷設時，管溝應采用中性沙子填實。

10 高壓儲氫加氫工藝及設施

10.1 一般規定

10.1.1 用于氫燃料電池汽車的氫氣，質量應滿足現行國家標準《質子交換膜燃料電池汽車用燃料 氫氣》GB/T 37244的要求。

10.1.2 進站氫氣的計量應符合現行國家標準《加氫站技術規范》GB 50516的有關規定。

10.1.3 加氫合建站需要設置制氫裝置或氫氣純化裝置時，應符合現行國家標準《加氫站技術規范》GB 50516的有關規定。

10 高壓儲氫加氫工藝及設施

10.1 一般規定

10.1.1 用于氫燃料電池汽車的氫氣，質量應滿足現行國家標準《質子交換膜燃料電池汽車用燃料 氫氣》GB/T 37244的要求。

10.1.2 進站氫氣的計量應符合現行國家標準《加氫站技術規范》GB 50516的有關規定。

10.1.3 加氫合建站需要設置制氫裝置或氫氣純化裝置時，應符合現行國家標準《加氫站技術規范》GB 50516的有關規定。

10.2 氫氣卸車設施

10.2.1 當采用運輸車輛卸氣時，站內應設有固定的卸氣作業車位并應有明確標識。停車位數量不宜超過2個，停車位應配備限位裝置。

10.2.2 卸氣柱與氫氣運輸車輛相連的管道上應設置拉斷閥并宜設置防甩脫裝置，拉斷閥應滿足下列要求：

1 拉斷閥分離拉力為600N～900N；

2 拉斷閥在超過限值的外力作用下可斷開為兩部分，各部分端口應能自動封閉；

3 拉斷閥在外力作用下自動分成的兩部分可重新連接并能正常使用。

10.2.3 卸氣管道上應設置能阻止粒度大于10μm的固體雜質通過的過濾器。

10.2.4 卸氣柱應設置泄放閥、緊急切斷閥、就地和遠傳壓力測量儀表。

10.3 氫氣增壓設施

10.3.1 加氫設施進站氫氣管道或氫氣長管拖車供應氫氣的壓力不能滿足站內儲存壓力需要時，站內應設增壓用氫氣壓縮機。氫氣壓縮機不應影響氫氣質量。

10.3.2 氫氣壓縮機安全保護裝置的設置應符合下列規定：

1 壓縮機進、出口與第一個切斷閥之間應設安全閥，安全閥應選用全啟式安全閥；

2 壓縮機進口應設置壓力高、低限報警系統，出口應設置壓力高高限、溫度高高限停機聯鎖系統；

3 潤滑油系統應設油壓高、低或油溫高的報警裝置，以及油壓過低的停機聯鎖系統；

4 壓縮機的冷卻水系統應設溫度、壓力或流量的報警和停機聯鎖系統；

5 壓縮機進、出口管路應設置置換吹掃口；

6 采用膜式壓縮機時，應設膜片破裂報警和停機聯鎖系統；

7 壓縮機內自動控制閥門應設置閥位狀態故障報警。

10.3.3 氫氣壓縮機卸載排氣宜回流至壓縮機前的管路或緩沖罐。

10.3.4 增壓設施用管道、閥門、儀表等，在設計選用時應考慮氫脆的影響。

10.3.5 氫氣壓縮機的布置應符合下列規定：

1 設在壓縮機間的氫氣壓縮機宜單排布置，且與墻壁之間的距離不應小于1.0m，主要通道寬度不應小于1.5m；

2 當氫氣壓縮機安裝在非敞開的箱柜內時，應設置排氣設施、氫氣濃度報警、火焰報警、事故排風及其聯鎖裝置等安全設施。

10.4 氫氣儲存設施

10.4.1 氫氣儲存設施可選用儲氫容器或儲氣井。單個儲氫容器的水容積不應大于5m2。

10.4.2 加氫設施內的高壓氫氣儲存系統的工作壓力應根據氫燃料汽車車載儲氫氣瓶的充氫壓力確定。當充氫壓力為35MPa時，固定氫氣儲存系統的工作壓力不宜大于45MPa；當充氫壓力為70MPa時，固定氫氣儲存系統的工作壓力不宜大于90MPa。

10.4.4 儲氫容器的工作溫度不應低于-40℃且不應高于85℃。

10.4.5 儲氫容器應滿足未爆先漏的要求。

10.4.6 氫氣儲存設施的選材應根據材料的化學成分、力學性能、微觀組織，使用條件的壓力、溫度、氫氣品質，應力水平和制造工藝的旋壓、熱處理、焊接等因素綜合確定對氫脆的影響。

10.4.7 氫氣儲存設施設計中應對容器各種可能的失效模式進行判斷，材料選擇和結構設計應滿足避免發生脆性斷裂失效模式的要求。應對氫氣儲存設施的塑性垮塌、局部過度應變、泄漏和疲勞斷裂等失效模式進行評定。

10.4.8 氫氣儲存設施的設計單位應出具風險評估報告，風險評估報告至少應包括下列內容：

1 氫氣儲存設施在運輸、安裝和使用過程中可能出現的所有失效模式，針對這些失效模式，在設計和制造過程中已經采取的控制措施以及用戶在使用、維修、改造過程中應采取的控制措施；

2 氫氣儲存設施失效可能帶來的危害性后果，提出現場使用時有效監測儲氫容器的措施，如定期超聲檢測、在線監測、設置氫氣泄漏報警裝置等；

3 提出一旦氫氣儲存設施發生介質泄漏、燃燒和爆炸時應該采取的措施，便于用戶制訂合適的應急預案；

4 提出氫氣儲存設施定期檢驗計劃及檢驗內容。

10.4.9 加氫設施應結合服務車輛和儲氫系統的取氣效率，對高壓儲氫系統工作壓力按2級～3級設置，各級儲氫設備容量應按各級儲氣壓力、充氫壓力和充裝氫氣量等因素確定。

10.4.10 固定式儲氫容器應設置下列安全附件：

1 應設置安全閥和放空管道，安全閥前后應分別設1個全通徑切斷閥，并應設置為鉛封開或鎖開；當拆卸安全閥時，有不影響其他儲氫容器和管道放空的措施，則安全閥前后可不設切斷閥。安全閥應設安全閥副線，副線上應設置可現場手動和遠程控制操作的緊急放空閥門。安全閥的排放能力不應小于相應壓縮機的最大排氣量。

2 應設置壓力測量儀表，并應分別在控制室和現場指示壓力。應在控制室設置超壓報警和低壓報警裝置。

3 應設置氮氣吹掃置換接口。

10.4.11 儲氫容器、氫氣儲氣井的控制系統應自動記錄壓力波動范圍超過20％設計壓力的工作壓力波動次數。

10.5 氫氣加注設施

10.5.1 加氫機應設置在室外或通風良好的箱柜內。

10.5.2 加氫機應具有充裝、計量和控制功能，并應符合下列規定：

1 加氫機額定或公稱工作壓力應為35MPa或70MPa，最大工作壓力應為1.25倍的額定工作壓力；

2 氫氣加注流量應符合現行國家標準《汽車用壓縮氫氣加氣機》GB/T 31138的有關規定；

3 加氫機應設置安全泄壓裝置，安全閥應選用全啟式安全閥，安全閥的整定壓力不應大于車載儲氫瓶的最大允許工作壓力或設計壓力；

4 加氫機計量宜采用質量流量計，計量精度不宜低于1.5級，最小分度值宜為10g；

5 加氫機應設置能實現控制及聯鎖保護功能的自動控制系統，當單獨設置可編程邏輯控制器(PLC)時，則信號應通過通信方式與位于控制室的加氫設施控制系統進行信號往來，聯鎖信號應通過硬線與加氫設施控制系統進行信號往來；

6 加氫機進氣管道上應設置自動切斷閥，當達到車載儲氫容器的充裝壓力高限值時，自動切斷閥聯鎖關閉；

7 加氫機在現場及控制室或值班室均應設施緊急停車按鈕，當出現緊急情況時，可按下該按鈕，關閉進氣閥門；

8 加氫機的箱柜內部氫氣易積聚處應設置氫氣檢測器，當氫氣含量(體積比)達到0.4％時，應在氫氣報警系統內高報警；當氫氣含量(體積比)達到1％時，應在氫氣報警系統內高高報警，同時向加氫設施控制系統發出聯鎖停機信號，由加氫設施控制系統發出停加氫機及關閉進氣管道自動切斷閥的聯鎖信號；

9 額定工作壓力不同的加氫機，其加氫槍的加注口應采用不同的結構形式；

10 加氫機應設置脫槍保護裝置，發生脫槍事故時應能阻止氫氣泄漏；

11 額定工作壓力為70MPa的加氫機應設置可與車載儲氫瓶組相連接的符合相應標準的通信接口，在加注過程中應將車載儲氫瓶的溫度、壓力信號輸入到加氫機，當通信中斷或者有超溫或超壓情況發生，加氫機應能自動停止加注氫氣作業。

10.5.3 加氫機的加氣軟管應設置拉斷閥。拉斷閥應能夠在400N～600N的軸向載荷作用下斷開連接，分離后兩端應自行密閉。

目前這個是最新的了，沒有06版的。你看看詳細的信息吧 標準編號:GB 50156-2002 標準名稱:汽車加油加氣站設計與施工規范 標準狀態:現行 英文標題:Code for design and construction of automobile gasoline and gas filling st。

10.5.4 加氣軟管及軟管接頭應選用具有抗腐蝕性能的材料。

10.5.5 向氫燃料汽車車載儲氫瓶加注氫氣時，應對輸送至儲氫瓶的氫氣進行冷卻，但加注溫度不應低于-40℃。冷卻設備的冷媒管道應設置壓力檢測及安全泄放裝置，并應能在管道發生泄漏事故，高壓氫氣進入冷媒管道時，立即自動停止加氫作業和系統運行。

10.5.6 向氫燃料汽車車載儲氫瓶加注氫氣時，車載儲氫瓶內氫氣溫度不應超過85℃，充裝率不應超過100％，且不宜小于95％。

10.5.7 測量加氫機壓力變送器，壓力取源應位于加氫機拉斷閥的上游，并宜靠近加氫機軟管拉斷閥，壓力取源與分離裝置之間的長度不應大于1m。當測量的初始壓力小于2MPa或大于相應壓力等級的額定工作壓力時，加氫設施應能在5秒內終止燃料加注作業。

10.6 管道及其組成件

10.6.1 氫氣管道材質應具有與氫良好相容的特性。設計壓力大于或等于20MPa的氫氣管道應采用316/316L雙牌號鋼或經實驗驗證的具有良好的氫相容性的材料。316/316L雙牌號鋼常溫機械性能應滿足兩個牌號中機械性能的較高值，化學成分應滿足L級的要求，且鎳(Ni)含量不應小于12％，許用應力應按316號鋼選取。

10.6.2 加氫設施內所有氫氣管道、閥門、管件的設計壓力不應小于最大工作壓力的1.1倍，且不得低于安全閥的整定壓力。

10.6.3 氫氣管道的連接應符合下列規定：

1 外徑小于或等于25.4mm，且設計壓力大于或等于20MPa的高壓氫氣管道應采用卡套連接；

2 氫氣管道與設備的連接，根據需要宜采用卡套連接或螺紋連接，螺紋連接處應采用聚四氟乙烯薄膜作為填料；

3 由于振動、壓力脈動及溫度變化等可能產生交變荷載的部位，不宜采用螺紋連接；

4 設計壓力小于20MPa的氫氣管道的連接可采用焊接或法蘭連接；

5 除非經過泄漏試驗驗證，螺紋連接不宜用于設計壓力大于48MPa的系統；

6 外螺紋組成件的壁厚不應小于Sch160，對小于DN15的外螺紋組成件，螺紋部分的最小壁厚應滿足其受到的應力小于管道屈服應力50％的要求。

10.6.4 設計壓力大于或等于20MPa的氫氣管道及其組成件的技術要求應符合本標準附錄D的規定。

10.6.5 氫氣放空管的設置應符合下列規定：

1 不同壓力級別系統的放空管宜分別引至放空總管，并宜以向上45℃角接入放空總管，放空總管公稱直徑不宜小于DN80；

2 放空總管應垂直向上，管口應高出設備平臺及以管口為中心半徑12m范圍內的建筑物頂或平臺2m及以上，且應高出所在地面5m及以上；

3 自放空設備至放空總管出口，放空管道的壓力降不宜大于0.1MPa；

4 氫氣放空排氣裝置的設置應保證氫氣安全排放，放空管道的設計壓力不應小于1.6MPa；

5 放空總管應采取防止雨水積聚和雜物堵塞的措施，宜在放空總管底部設置排水管及閥門。

10.6.6 氫氣管道宜地上布置在管墩或管架上。氫氣管道不應敷設在未充沙的封閉管溝內。在與加油站共同作業的作業區內，氫氣管道不應采用明溝敷設。氫氣管道埋地敷設時，管頂距地面不應小于0.7m。冰凍地區宜敷設在冰凍線以下。

10.6.7 站內氫氣管道明溝敷設時，應符合下列規定：

1 明溝頂部宜設置格柵板或通氣蓋板；

2 管道支架、格柵板應采用不燃材料制作；

3 當明溝設置蓋板時，應保持溝內通風良好，并不得有積聚氫氣的空間。

10.6.8 氫氣管道布置應滿足柔性要求，管道宜采用自然補償。

10.6.9 氫氣管道宜在流量計、調節閥等易產生振動的設備附近設置固定點。

10.6.10 氫氣管道的設計除應符合本節的規定外，尚應符合現行國家標準《工業金屬管道設計規范》GB 50316和《壓力管道規范工業管道》GB/T 20801的有關規定。

10.7 工藝系統的安全防護

10.7.1 以管道輸送供應氫氣的進站管道上，應設置可手動操作的緊急切斷閥，位置應便于發生事故時及時切斷氣源。

10.7.2 儲氫容器、氫氣儲氣井與加氫機之間的總管上應設主切斷閥和通過加氫設施控制系統操作的緊急切斷閥、吹掃放空裝置。每個儲氫容器、氫氣儲氣井出口應設切斷閥。

10.7.3 儲氫容器、氫氣儲氣井進氣總管上應設安全閥及緊急放空管、就地和遠傳壓力測量儀表。遠傳壓力儀表應有超壓報警功能。

10.7.4 儲氫容器、氫氣儲氣井應設置可現場手動和遠程開啟的緊急放空閥門及放空管道。

10.7.5 儲氫容器、氫氣儲氣井和各級管道應設置安全閥。安全閥的設置應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21的有關規定。安全閥的整定壓力不應大于管道和設備的設計壓力。

10.7.6 氫氣系統和設備均應設置氮氣吹掃裝置，所有氮氣吹掃口前應配置切斷閥、止回閥。吹掃氮氣的純度不得低于99.5％。

10.7.7 儲氫區、長管拖車或管束式集裝箱卸載區、氫氣增壓區應設置火災報警探測器。探測器宜選用熱成像類型，火災場景的設備表面覆蓋率不應小于85％。

10.7.8 氫氣壓縮機應按本標準第10.3.2條的規定設置報警系統。

10.7.9 加氫設施內易積聚泄漏氫氣的房間或箱柜頂部應設置氫氣檢測器。當空氣中氫氣含量(體積比)達到0.4％時應報警，達到1％時自動控制系統應能聯鎖啟動相應的事故排風風機，達到1.6％時應啟動緊急切斷系統。可燃氣體檢測器的設置、選用和安裝，應符合現行國家標準《石油化工可燃氣體和有毒氣體檢測報警設計標準》GB/T 50493的有關規定。

10.7.10 加氫設施應設置手動(人工)啟動的緊急切斷系統，在事故狀態下，可手動關停壓縮機、液氫增壓泵和加氫機，同時緊急關閉氫氣管道上的緊急切斷閥。緊急切斷系統設置應符合本標準第13.5節的規定。

10.7.11 加氫設施鄰近行車道的地上氫氣設備應設防撞柱(欄)。

10.7.12 儲氫容器、氫氣儲氣井的出口管道上宜設置過流防止閥或采取其他防過流措施。

10.7.13 氫氣長管拖車或管束式集裝箱卸氣端不宜朝向辦公區、加氫島和鄰近的站外建筑物。不可避免時，氫氣長管拖車或管束式集裝箱卸氣端與辦公區、加氫島、鄰近的站外建筑物之間應設厚度不小于0.2m的鋼筋混凝土實體墻隔墻，高度應高于氫氣長管拖車或管束式集裝箱的高度1m及以上，長度不應小于車寬兩端各加1m及以上。該實體墻隔墻可作為站區圍墻的一部分。

10.7.14 設置有儲氫容器、氫氣儲氣井、氫氣壓縮機、液氫儲罐、液氫氣化器的區域應設實體墻或柵欄與公眾可進入區域隔離。實體墻或柵欄與加氫設施設備之間的距離不應小于0.8m。應使用不燃材料制作實體墻或柵欄，高度不應小于2m。

10.7.15 站內固定儲氫容器、氫氣儲氣井、氫氣壓縮機與加氫區、加油站地上工藝設備區、加氣站工藝設備區、站房、輔助設施之間應設置不小于0.2m厚的鋼筋混凝土實體防護墻或厚度不小于6mm且支持牢固的鋼板，高度應高于儲氫容器頂部和氫氣壓縮機頂部0.5m及以上，且不應低于2.2m；寬度不應小于儲氫容器、氫氣儲氣井、氫氣壓縮機長度或寬度方向兩側各延伸1m。

10.7.16 氫氣壓縮機間或箱柜應有泄壓結構，并應符合現行國家標準《建筑設計防火規范》GB 50016的有關規定。

10.7.17 工藝管道不應穿過或跨越站房等與其無直接關系的建(構)筑物；與管溝、電纜溝和排水溝相交叉時，應采取相應的防護措施。

10.7.18 氫氣管道系統應設置防止高壓管道系統的氣體竄入低壓管道系統造成超壓的止回閥或控制閥。止回閥或控制閥的設置位置如下：

1 卸氣柱與壓縮機之間；

2 壓縮機出口；

3 儲氫容器、氫氣儲氣井進氣管和出氣管；

4 氫氣預冷器與加氫機之間；

5 氮氣集氣格出口；

6 各氮氣吹掃管線與工藝管線連接處；

7 其他有高壓管道系統的氣體竄入低壓管道系統危險的位置。

11 液氫儲存工藝及設施

11.1 液氫儲存設施

11.1.1 液氫儲罐應符合下列規定：

1 儲罐內容器的最低設計金屬溫度不應高于-253℃；

2 儲罐內容器的工作壓力范圍宜為0.10MPa～0.98MPa，設計壓力不應小于安全閥的整定壓力PO；

3 液氫儲罐應采用高真空多層或其他高性能真空的絕熱形式，絕熱材料應符合現行國家標準《深冷容器用高真空多層絕熱材料》GB/T 31480的規定，且應滿足液氫條件下的使用要求，可能與氧氣或富氧環境接觸的材料應與氧相容，相容性試驗方法與試驗結果判定應符合現行國家標準《深冷容器用材料與氣體的相容性判定導則》GB/T 31481的規定，內外容器間的支撐件宜選用導熱率低、具備真空下放氣率低、有良好低溫韌性等性能的材料；

4 應根據力學性能、物理性能和工藝性能，以及與液氫的相容性選擇液氫儲罐的材料；

5 液氫儲罐的內外容器間的夾層中不得有法蘭連接接頭、螺紋連接接頭和膨脹節。

11.1.2 液氫儲罐的內容器應設置全啟式安全閥，外容器應設置超壓泄放裝置，并應符合下列規定：

1 內容器安全閥不應少于2個(組)，其中1個(組)應為備用，每個(組)安全閥的排放能力應滿足儲罐過度充裝、環境影響、火災時熱量輸入等工況產生的氫氣排放需要；

2 內容器安全閥的整定壓力PO不應大于1.08MPa，安全閥的最大泄放壓力不應大于1.1PO；

3 安全閥的設置尚應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21的有關規定；

4 安全閥的性能和質量應符合現行國家標準《安全閥 一般要求》GB/T 12241和《彈簧直接載荷式安全閥》GB/T 12243的規定；

5 外容器超壓泄放裝置的開啟壓力不應大于外容器的設計壓力；

6 爆破片安全裝置爆破時不允許有碎片，當爆破片安全裝置與安全閥串聯時，兩者之間的腔體應設置壓力表、排氣口及報警指示器等。

11.1.3 液氫儲罐其他閥門的設置應符合下列規定：

1 安全閥與儲罐之間應設切斷閥，切斷閥在正常操作時應處于鉛封開啟狀態或在連接使用安全閥與備用安全閥的管道上設置三通切換閥，保證至少有50％的安全閥始終處于使用狀態；

2 液氫儲罐液相管道靠近儲罐應設置一道可遠程控制操作的緊急切斷閥，該閥與液氫儲罐之間所有管道的連接應采用焊接；

3 液氫儲罐內容器應設置泄壓管道，管道上應設可遠程控制操作的閥門。

11.1.4 液氫儲罐應設置可在控制室和就地分別指示的壓力和液位測量儀表，并應符合下列規定：

1 當壓力達到0.95PO時，應在控制室發出超壓報警信號；

2 在控制室設置液位高報警、高高報警和液位低報警系統，液位高高報警時，應聯鎖關閉進液管道緊急切斷閥。

11.1.5 液氫儲罐額定充裝率不應大于內容器幾何容積的90％。

11.1.6 采用液氫增壓泵輸送液氫時，液氫增壓泵的設置應符合下列規定：

1 液氫增壓泵的設置應滿足泵吸入壓頭要求；

2 泵的進、出口管道應設置防振裝置；

3 在泵出口管道上應設置止回閥和全啟封閉式安全閥；

4 在泵出口管道上應設置壓力檢測儀表，并應在控制室和就地分別指示，達到壓力高限值時應聯鎖停泵；

5 液氫增壓泵應設溫度檢測儀表，并應在控制室和就地分別指示，超限時應報警；

6 應采取防噪聲措施。

11.1.7 氣化器的設置應符合下列規定：

1 氣化器的選用應符合當地冬季氣溫條件下的使用要求；

2 氣化器的設計壓力不應小于最大工作壓力的1.2倍；

3 氣化器出口氣體溫度應滿足高壓儲氫設施使用溫度要求；

4 氣化器出口應設置溫度和壓力檢測儀表，并應分別在現場及控制室指示溫度和壓力，同時參與液氫增壓泵的聯鎖邏輯。

11.1.8 箱式液氫橇裝設備箱體的設置應符合下列規定：

1 液氫橇裝設備主箱體內應能容納液氫儲罐、液氫增壓泵、管路系統、計量與防爆控制系統等設備，主箱體側板和箱頂應設置有利于氫氣擴散的結構；

2 液氫橇裝設備的主箱體應采取通風措施，并應符合本標準第14.1.4條的規定；

3 箱體不得采用可燃材料，且主體材料應為金屬材料；

4 箱體內設備之間的防火間距應符合本標準第5.0.14條的規定。

11.1.9 儲罐基礎的耐火極限不應低于3.00h，儲罐支座的耐火極限不應低于2.00h。

11.1.10 液氫儲罐的設計單位應針對儲罐制造階段和使用階段預期可能出現的所有工況編寫風險評估報告。風險評估報告至少應包括下列內容：

1 液氫儲罐的基本設計參數，包括工作條件、液氫危害特性、結構、材料、制造工藝；

2 描述所有可能出現的工況條件，主要包括內容器冷沖擊試驗、夾套抽空、運輸、吊裝、首次充液、正常充液、增壓、對外供液等工況；

3 設計時，通過分析所有工況下可能發生的失效模式制定技術措施；

4 提出液氫少量泄漏、大量涌出、爆炸狀況下的處置措施；

5 告知用戶可能出現的破壞形式及破壞可能帶來的危害性后果，提出防止容器出現破壞的措施；

6 提出一旦容器發生破壞時操作人員的防護裝置、應該采取的措施，便于用戶制訂合適的應急預案。

11 液氫儲存工藝及設施

11.1 液氫儲存設施

11.1.1 液氫儲罐應符合下列規定：

1 儲罐內容器的最低設計金屬溫度不應高于-253℃；

2 儲罐內容器的工作壓力范圍宜為0.10MPa～0.98MPa，設計壓力不應小于安全閥的整定壓力PO；

3 液氫儲罐應采用高真空多層或其他高性能真空的絕熱形式，絕熱材料應符合現行國家標準《深冷容器用高真空多層絕熱材料》GB/T 31480的規定，且應滿足液氫條件下的使用要求，可能與氧氣或富氧環境接觸的材料應與氧相容，相容性試驗方法與試驗結果判定應符合現行國家標準《深冷容器用材料與氣體的相容性判定導則》GB/T 31481的規定，內外容器間的支撐件宜選用導熱率低、具備真空下放氣率低、有良好低溫韌性等性能的材料；

4 應根據力學性能、物理性能和工藝性能，以及與液氫的相容性選擇液氫儲罐的材料；

5 液氫儲罐的內外容器間的夾層中不得有法蘭連接接頭、螺紋連接接頭和膨脹節。

11.1.2 液氫儲罐的內容器應設置全啟式安全閥，外容器應設置超壓泄放裝置，并應符合下列規定：

1 內容器安全閥不應少于2個(組)，其中1個(組)應為備用，每個(組)安全閥的排放能力應滿足儲罐過度充裝、環境影響、火災時熱量輸入等工況產生的氫氣排放需要；

2 內容器安全閥的整定壓力PO不應大于1.08MPa，安全閥的最大泄放壓力不應大于1.1PO；

3 安全閥的設置尚應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21的有關規定；

4 安全閥的性能和質量應符合現行國家標準《安全閥 一般要求》GB/T 12241和《彈簧直接載荷式安全閥》GB/T 12243的規定；

5 外容器超壓泄放裝置的開啟壓力不應大于外容器的設計壓力；

6 爆破片安全裝置爆破時不允許有碎片，當爆破片安全裝置與安全閥串聯時，兩者之間的腔體應設置壓力表、排氣口及報警指示器等。

11.1.3 液氫儲罐其他閥門的設置應符合下列規定：

1 安全閥與儲罐之間應設切斷閥，切斷閥在正常操作時應處于鉛封開啟狀態或在連接使用安全閥與備用安全閥的管道上設置三通切換閥，保證至少有50％的安全閥始終處于使用狀態；

2 液氫儲罐液相管道靠近儲罐應設置一道可遠程控制操作的緊急切斷閥，該閥與液氫儲罐之間所有管道的連接應采用焊接；

3 液氫儲罐內容器應設置泄壓管道，管道上應設可遠程控制操作的閥門。

11.1.4 液氫儲罐應設置可在控制室和就地分別指示的壓力和液位測量儀表，并應符合下列規定：

1 當壓力達到0.95PO時，應在控制室發出超壓報警信號；

2 在控制室設置液位高報警、高高報警和液位低報警系統，液位高高報警時，應聯鎖關閉進液管道緊急切斷閥。

11.1.5 液氫儲罐額定充裝率不應大于內容器幾何容積的90％。

11.1.6 采用液氫增壓泵輸送液氫時，液氫增壓泵的設置應符合下列規定：

1 液氫增壓泵的設置應滿足泵吸入壓頭要求；

2 泵的進、出口管道應設置防振裝置；

3 在泵出口管道上應設置止回閥和全啟封閉式安全閥；

4 在泵出口管道上應設置壓力檢測儀表，并應在控制室和就地分別指示，達到壓力高限值時應聯鎖停泵；

5 液氫增壓泵應設溫度檢測儀表，并應在控制室和就地分別指示，超限時應報警；

6 應采取防噪聲措施。

11.1.7 氣化器的設置應符合下列規定：

1 氣化器的選用應符合當地冬季氣溫條件下的使用要求；

2 氣化器的設計壓力不應小于最大工作壓力的1.2倍；

3 氣化器出口氣體溫度應滿足高壓儲氫設施使用溫度要求；

4 氣化器出口應設置溫度和壓力檢測儀表，并應分別在現場及控制室指示溫度和壓力，同時參與液氫增壓泵的聯鎖邏輯。

11.1.8 箱式液氫橇裝設備箱體的設置應符合下列規定：

1 液氫橇裝設備主箱體內應能容納液氫儲罐、液氫增壓泵、管路系統、計量與防爆控制系統等設備，主箱體側板和箱頂應設置有利于氫氣擴散的結構；

2 液氫橇裝設備的主箱體應采取通風措施，并應符合本標準第14.1.4條的規定；

3 箱體不得采用可燃材料，且主體材料應為金屬材料；

4 箱體內設備之間的防火間距應符合本標準第5.0.14條的規定。

11.1.9 儲罐基礎的耐火極限不應低于3.00h，儲罐支座的耐火極限不應低于2.00h。

11.1.10 液氫儲罐的設計單位應針對儲罐制造階段和使用階段預期可能出現的所有工況編寫風險評估報告。風險評估報告至少應包括下列內容：

1 液氫儲罐的基本設計參數，包括工作條件、液氫危害特性、結構、材料、制造工藝；

2 描述所有可能出現的工況條件，主要包括內容器冷沖擊試驗、夾套抽空、運輸、吊裝、首次充液、正常充液、增壓、對外供液等工況；

3 設計時，通過分析所有工況下可能發生的失效模式制定技術措施；

4 提出液氫少量泄漏、大量涌出、爆炸狀況下的處置措施；

5 告知用戶可能出現的破壞形式及破壞可能帶來的危害性后果，提出防止容器出現破壞的措施；

6 提出一旦容器發生破壞時操作人員的防護裝置、應該采取的措施，便于用戶制訂合適的應急預案。

11.2 液氫卸車和增壓設施

11.2.1 液氫罐車或罐箱宜采用壓差輸送的卸車工藝或采用泵卸車工藝。卸車應盡量減少氫氣排放。

11.2.2 連接液氫罐車的卸液管道上應設置切斷閥和止回閥，氣相管道上應設置切斷閥。輸送液氫的裝卸閥門、軟管和快速裝卸接頭應采用真空絕熱或其他保溫結構。

11.2.3 卸車軟管應采用與液氫介質相容的材料，公稱壓力不得小于裝卸系統工作壓力的2倍，最小爆破壓力不應小于公稱壓力的4倍。快速裝卸接頭應有良好的密封結構，裝卸接頭應帶有防塵蓋。

11.2.4 液氫管道應設置吹掃置換系統。液氫的裝卸軟管和快速裝卸接頭在裝配前后均應進行充分的吹掃置換。

11.2.5 采用液氫儲氫方式的加氫設施，宜采用液氫增壓泵和高壓氣化器增壓方式。

11.2.6 液氫增壓系統的設置尚應符合現行國家標準《加氫站技術規范》GB 50516的有關規定。

11.3 液氫管道和低溫氫氣管道及其組成件

11.3.1 液氫管道和低溫氫氣管道的設計除應符合現行國家標準《液氫車輛燃料加注系統接口》GB/T 30719的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 管道系統的設計壓力不應小于最大工作壓力的1.1倍，且不應小于所連接設備(或容器)的設計壓力與靜壓頭之和；

2 管道的設計溫度不應高于-253℃；

3 管道及其組成件應采用奧氏體不銹鋼，并應進行低溫沖擊試驗，低溫沖擊試驗應符合本標準附錄D的有關規定；

4 液氫管道之間的連接宜采用焊接連接、卡套連接或真空法蘭連接，焊接接頭應采用不帶墊板的全焊透對接焊接接頭，低溫氣相管道的連接應符合本標準第10.6.3條的規定，增壓泵后宜采用卡套連接；

5 兩端關閉且有可能存留液氫或低溫氫氣的管道，應設置安全閥或其他泄壓裝置，整定壓力應大于內容器安全泄放裝置的整定壓力，但不應高于管道的設計壓力，泄壓排放的氣體應接入放空管；

6 在操作過程中可能變冷結霜的管道應與常溫構件保持300mm及以上的間距，對于低溫介質的出口和排放方向，周邊及可能產生液化空氣滴落的下方應設置滴液盤。

11.3.2 閥門的選用和安裝應符合下列規定：

1 液氫閥門與管道的連接宜采用焊接連接、卡套連接或真空法蘭連接，其中焊接接頭應采用不帶墊板的全焊透對接焊接接頭。真空絕熱閥門及與之相連的真空絕熱管道應具有獨立的真空腔，且不得與罐體的真空腔連通。增壓泵后宜采用卡套連接。

2 遠程控制的閥門均應具有手動操作功能。

11.3.3 液氫管道和低溫氫氣管道應采用真空絕熱或其他保溫措施。低溫管道所采用的絕熱保冷材料應為防潮性能良好的不燃材料或外層為不燃材料，里層為阻燃材料的復合絕熱保冷材料。低溫管道絕熱工程應符合現行國家標準《工業設備及管道絕熱工程設計規范》GB 50264和《設備及管道絕熱設計導則》GB/T 8175的有關規定。

11.3.4 液氫設備和管道的放空應符合下列規定：

1 液氫儲罐和管道的放空管應與高壓氫氣放空管分開設置；

2 放空管管口應高出液氫儲罐及以管口為中心半徑12m范圍內的建筑物頂或設備平臺2m及以上，且距地面不應小于5m；

3 自放空設備至放空總管出口，放空管道的壓力降不宜大于0.1MPa；

4 氫氣放空排氣裝置的設置應保證氫氣安全排放，放空管道的設計壓力不應小于1.6MPa。

12 消防設施及給排水

12.1 滅火器材配置

12.1.1 加油加氣加氫站工藝設備應配置滅火器材，并應符合下列規定：

1 每2臺加氣(氫)機應配置不少于2具5kg手提式干粉滅火器，加氣(氫)機不足2臺應按2臺配置；

2 每2臺加油機應配置不少于2具5kg手提式干粉滅火器，或1具5kg手提式干粉滅火器和1具6L泡沫滅火器，加油機不足2臺應按2臺配置；

3 地上LPG儲罐、地上LNG儲罐、地下和半地下LNG儲罐、地上液氫儲罐、CNG儲氣設施，應配置2臺不小于35kg推車式干粉滅火器，當兩種介質儲罐之間的距離超過15m時，應分別配置；

4 地下儲罐應配置1臺不小于35kg推車式干粉滅火器，當兩種介質儲罐之間的距離超過15m時，應分別配置；

5 LPG泵、LNG泵、液氫增壓泵、壓縮機操作間(棚、箱)，應按建筑面積每50m2配置不少于2具5kg手提式干粉滅火器；

6 一、二級加油站應配置滅火毯5塊、沙子2m3；三級加油站應配置滅火毯不少于2塊、沙子2m3。加油加氣合建站應按同級別的加油站配置滅火毯和沙子。

12.1.2 其余建筑的滅火器配置，應符合現行國家標準《建筑滅火器配置設計規范》GB 50140的有關規定。

12 消防設施及給排水

12.1 滅火器材配置

12.1.1 加油加氣加氫站工藝設備應配置滅火器材，并應符合下列規定：

1 每2臺加氣(氫)機應配置不少于2具5kg手提式干粉滅火器，加氣(氫)機不足2臺應按2臺配置；

2 每2臺加油機應配置不少于2具5kg手提式干粉滅火器，或1具5kg手提式干粉滅火器和1具6L泡沫滅火器，加油機不足2臺應按2臺配置；

3 地上LPG儲罐、地上LNG儲罐、地下和半地下LNG儲罐、地上液氫儲罐、CNG儲氣設施，應配置2臺不小于35kg推車式干粉滅火器，當兩種介質儲罐之間的距離超過15m時，應分別配置；

4 地下儲罐應配置1臺不小于35kg推車式干粉滅火器，當兩種介質儲罐之間的距離超過15m時，應分別配置；

5 LPG泵、LNG泵、液氫增壓泵、壓縮機操作間(棚、箱)，應按建筑面積每50m2配置不少于2具5kg手提式干粉滅火器；

6 一、二級加油站應配置滅火毯5塊、沙子2m3；三級加油站應配置滅火毯不少于2塊、沙子2m3。加油加氣合建站應按同級別的加油站配置滅火毯和沙子。

12.1.2 其余建筑的滅火器配置，應符合現行國家標準《建筑滅火器配置設計規范》GB 50140的有關規定。

12.2 消防給水

12.2.1 加油加氣站的LPG設施和加氫合建站中的儲氫容器應設置消防給水系統。

12.2.2 設置有地上LNG儲罐的一、二級LNG加氣站和地上LNG儲罐總容積大于60m3的合建站應設消防給水系統，但符合下列條件之一時可不設消防給水系統：

1 LNG加氣站位于市政消火栓保護半徑150m以內，且能滿足一級站供水量不小于20L/s或二級站供水量不小于15L/s時；

2 LNG儲罐之間的凈距不小于4m，且在LNG儲罐之間設置耐火極限不低于3.00h的鋼筋混凝土防火隔墻，防火隔墻頂部高于LNG儲罐頂部，長度至兩側防護堤，厚度不小于200mm；

3 LNG加氣站位于城市建成區以外，且為嚴重缺水地區；LNG儲罐、放空管、儲氣瓶(組)、卸車點與站外建(構)筑物的安全間距不小于本標準表4.0.7規定的安全間距的2倍；LNG儲罐之間的凈距不小于4m；滅火器材的配置數量在本標準第12.1節規定的基礎上增加1倍。

12.2.3 加油站、CNG加氣站、三級LNG加氣站和采用埋地、地下、半地下LNG儲罐的各級LNG加氣站及合建站，可不設消防給水系統。合建站中地上LNG儲罐總容積不大于60m3時，可不設消防給水系統。

12.2.4 消防給水宜利用城市或企業已建的消防給水系統。當無消防給水系統可依托時，應自建消防給水系統。

12.2.5 LPG、LNG設施的消防給水管道可與站內的生產、生活給水管道合并設置，消防水量應按固定式冷卻水量和移動水量之和計算。

12.2.6 LPG設施的消防給水設計應符合下列規定：

1 LPG儲罐采用地上設置的加氣站，消火栓消防用水量不應小于20L/s；總容積大于50m3的地上LPG儲罐還應設置固定式消防冷卻水系統，冷卻水供給強度不應小于0.15L/(m2·s)，著火罐的供水范圍應按全部表面積計算，距著火罐直徑與長度之和0.75倍范圍內的相鄰儲罐的供水范圍，可按相鄰儲罐表面積的一半計算；

2 采用埋地LPG儲罐的加氣站，一級站消火栓消防用水量不應小于15L/s；二級站和三級站消火栓消防用水量不應小于10L/s；

3 LPG儲罐地上布置時，連續給水時間不應少于3h；LPG儲罐埋地敷設時，連續給水時間不應少于1h。

12.2.7 按本標準第10.2.2條規定應設消防給水系統的LNG加氣站及加油加氣合建站，消防給水設計應符合下列規定：

1 一級站消火栓消防用水量不應小于20L/s，二級站消火栓消防用水量不應小于15L/s；

2 連續給水時間不應少于2h。

12.2.8 為儲氫容器設置的消防給水系統應符合下列規定：

1 加氫合建站內用于儲氫容器的消火栓消防用水量不應小于15L/s，消火栓供水壓力應保證移動式水槍出口處水壓不小于0.2MPa；

2 當沒有可依托的城市或鄰近企業已建消火栓時，加氫合建站應設置消防水泵和消防儲水罐(池)，容積不宜小于30m3，消防水宜回收循環使用。

12.2.9 消防水泵宜設2臺。當設2臺消防水泵時，可不設備用泵。當計算消防用水量超過35L/s時，消防水泵應設雙動力源。

12.2.10 LPG設施或儲氫容器的消防給水系統利用城市消防給水管道時，室外消火栓與LPG儲罐或儲氫容器的距離宜為30m～50m。三級LPG加氣站的LPG儲罐、加氫設施的儲氫容器距市政消火栓不大于80m，且市政消火栓給水壓力在移動式水槍出口處不小于0.2MPa時，站內可不設消火栓。

12.2.11 設置固定式消防噴淋冷卻水系統時，固定式消防噴淋冷卻水的噴頭出口處給水壓力不應小于0.2MPa。移動式消防水槍出口處給水壓力不應小于0.2MPa，并應采用多功能水槍。

12.3 給排水系統

12.3.1 汽車加油加氣加氫站設置的水冷式壓縮機系統的壓縮機冷卻水供給，應滿足壓縮機的水量、水質要求，且宜循環使用。

12.3.2 汽車加油加氣加氫站的排水應符合下列規定：

1 站內地面雨水可散流排出站外，當加油站、LPG加氣站或加油與LPG加氣合建站的雨水由明溝排到站外時，應在圍墻內設置水封裝置；

2 加油站、LPG加氣站或加油與LPG加氣合建站排出建筑物或圍墻的污水，在建筑物墻外或圍墻內應分別設水封井，水封井的水封高度不應小于0.25m，水封井應設沉泥段，沉泥段高度不應小于0.25m；

3 清洗油罐的污水應集中收集處理，不應直接進入排水管道，LPG儲罐的排污(排水)應采用活動式回收桶集中收集處理，不應直接接入排水管道；

4 排出站外的污水應符合國家現行有關污水排放標準的規定；

5 加油站、LPG加氣站不應采用暗溝排水。

12.3.3 排水井、雨水口和化糞池不應設在作業區和可燃液體出現泄漏事故時可能流經的部位。

13 電氣、報警和緊急切斷系統

13.1 供配電

13.1.1 汽車加油加氣加氫站的供電負荷等級可分為三級，信息系統應設不間斷供電電源。

13.1.2 加油站、LPG加氣站宜采用電壓為380/220V的外接電源，CNG加氣站、LNG加氣站、加氫合建站宜采用電壓為10kV的外接電源。

13.1.3 汽車加油加氣加氫站的消防泵房、罩棚、營業室、LPG泵房、壓縮機間等處均應設應急照明，連續供電時間不應少于90min。

13.1.4 當引用外電源有困難時，汽車加油加氣加氫站可設置小型內燃發電機組。內燃機的排煙管口應安裝阻火器。排煙管口至各爆炸危險區域邊界的水平距離，應符合下列規定：

1 排煙口高出地面4.5m以下時，不應小于5m；

2 排煙口高出地面4.5m及以上時，不應小于3m。

13.1.5 汽車加油加氣加氫站的電纜宜采用直埋或電纜穿管敷設。電纜穿越行車道部分應穿鋼管保護。

13.1.6 當采用電纜溝敷設電纜時，作業區內的電纜溝內必須充沙填實。電纜不得與氫氣、油品、LPG、LNG和CNG管道以及熱力管道敷設在同一溝內。

13.1.7 爆炸危險區域內的電氣設備選型、安裝、電力線路敷設應符合現行國家標準《爆炸危險環境電力裝置設計規范》GB 50058的有關規定。

13.1.8 汽車加油加氣加氫站內爆炸危險區域以外的照明燈具可選用非防爆型。罩棚下處于非爆炸危險區域的燈具應選用防護等級不低于IP44級的照明燈具。

13 電氣、報警和緊急切斷系統

13.1 供配電

13.1.1 汽車加油加氣加氫站的供電負荷等級可分為三級，信息系統應設不間斷供電電源。

13.1.2 加油站、LPG加氣站宜采用電壓為380/220V的外接電源，CNG加氣站、LNG加氣站、加氫合建站宜采用電壓為10kV的外接電源。

13.1.3 汽車加油加氣加氫站的消防泵房、罩棚、營業室、LPG泵房、壓縮機間等處均應設應急照明，連續供電時間不應少于90min。

13.1.4 當引用外電源有困難時，汽車加油加氣加氫站可設置小型內燃發電機組。內燃機的排煙管口應安裝阻火器。排煙管口至各爆炸危險區域邊界的水平距離，應符合下列規定：

1 排煙口高出地面4.5m以下時，不應小于5m；

2 排煙口高出地面4.5m及以上時，不應小于3m。

13.1.5 汽車加油加氣加氫站的電纜宜采用直埋或電纜穿管敷設。電纜穿越行車道部分應穿鋼管保護。

13.1.6 當采用電纜溝敷設電纜時，作業區內的電纜溝內必須充沙填實。電纜不得與氫氣、油品、LPG、LNG和CNG管道以及熱力管道敷設在同一溝內。

13.1.7 爆炸危險區域內的電氣設備選型、安裝、電力線路敷設應符合現行國家標準《爆炸危險環境電力裝置設計規范》GB 50058的有關規定。

13.1.8 汽車加油加氣加氫站內爆炸危險區域以外的照明燈具可選用非防爆型。罩棚下處于非爆炸危險區域的燈具應選用防護等級不低于IP44級的照明燈具。

13.2 防雷、防靜電

13.2.1 鋼制油罐、LPG儲罐、LNG儲罐、CNG儲氣瓶(組)、儲氫容器和液氫儲罐必須進行防雷接地，接地點不應少于兩處。CNG和氫氣的長管拖車或管束式集裝箱停放場地、卸車點車輛停放場地應設兩處臨時用固定防雷接地裝置。

13.2.3 當LPG儲罐的陰極防腐符合下列規定時，可不另設防雷和防靜電接地裝置：

1 LPG儲罐采用犧牲陽極法進行陰極防護時，犧牲陽極的接地電阻不應大于10Ω，陽極與儲罐的銅芯連線橫截面不應小于16mm2；

2 LPG儲罐采用強制電流法進行陰極防護時，接地電極應采用鋅棒或鎂鋅復合棒，其接地電阻不應大于10Ω，接地電極與儲罐的銅芯連線橫截面不應小于16mm2。

13.2.4 埋地鋼制油罐、埋地LPG儲罐以及非金屬油罐頂部的金屬部件和罐內的各金屬部件，必須與非埋地部分的工藝金屬管道相互做電氣連接并接地。

13.2.5 汽車加油加氣加氫站內油氣放空管在接入全站共用接地裝置后，可不單獨做防雷接地。

13.2.6 當汽車加油加氣加氫站內的站房和罩棚等建筑物需要防直擊雷時，應采用接閃帶(網)保護。當罩棚采用金屬屋面時，宜利用屋面作為接閃器，但應符合下列規定：

1 板間的連接應是持久的電氣貫通，可采用銅鋅合金焊、熔焊、卷邊壓接、縫接、螺釘或螺栓連接；

2 金屬板下面不應有易燃物品，熱鍍鋅鋼板的厚度不應小于0.5mm，鋁板的厚度不應小于0.65mm，鋅板的厚度不應小于0.7mm；

3 金屬板應無絕緣被覆層。

13.2.8 汽車加油加氣加氫站信息系統的配電線路首、末端與電子器件連接時，應裝設與電子器件耐壓水平相適應的過電壓(電涌)保護器。

13.2.9 380/220V供配電系統宜采用TN-S系統，當外供電源為380V時，可采用TN-C-S系統。供電系統的電纜金屬外皮或電纜金屬保護管兩端均應接地，在供配電系統的電源端應安裝與設備耐壓水平相適應的過電壓(電涌)保護器。

13.2.10 地上或管溝敷設的油品管道、LPG管道、LNG管道、CNG管道、氫氣管道和液氫管道應設防靜電和防感應雷的共用接地裝置，接地電阻不應大于30Ω。

13.2.11 加油加氣加氫站的油罐車、LPG罐車、LNG罐車和液氫罐車卸車場地應設卸車或卸氣臨時用的防靜電接地裝置，并應設置能檢測跨接線及監視接地裝置狀態的靜電接地儀。

13.2.12 在爆炸危險區域內工藝管道上的法蘭、膠管兩端等連接處應用金屬線跨接。當法蘭的連接螺栓不少于5根時，在非腐蝕環境下可不跨接。

13.2.13 油罐車卸油用的卸油軟管、油氣回收軟管與兩端接頭，應保證可靠的電氣連接。

13.2.14 采用導靜電的熱塑性塑料管道時，導電內襯應接地；采用不導靜電的熱塑性塑料管道時，不埋地部分的熱熔連接件應保證長期可靠的接地，也可采用專用的密封帽將連接管件的電熔插孔密封，管道或接頭的其他導電部件也應接地。

13.2.15 防靜電接地裝置的接地電阻不應大于100Ω。

13.2.16 油罐車、LPG罐車、LNG罐車和液氫罐車卸車場地內用于防靜電跨接的固定接地裝置不應設置在爆炸危險1區。

13.3 充電設施

13.3.1 戶外安裝的充電設備的基礎應高于所在地坪200mm及以上。

13.3.2 戶外安裝的直流充電樁和交流充電樁的防護等級不應低于IP54。

13.3.3 直流充電樁或交流充電樁與站內汽車通道或充電車位相鄰一側應設置車擋或防撞(柱)欄，防撞(柱)欄的高度不應小于0.5m。

13.4 報警系統

13.4.1 加氣站、加油加氣合建站、加油加氫合建站內設置有LPG設備、LNG設備的露天場所和設置有CNG設備、氫氣設備與液氫設備的房間內、箱柜內、罩棚下，應設置可燃氣體檢測器。

13.4.2 可燃氣體檢測器一級報警設定值應小于或等于可燃氣體爆炸下限的25％。

13.4.3 LPG儲罐和LNG儲罐應設置液位上限、下限報警裝置和壓力上限報警裝置。

13.4.4 報警器宜集中設置在控制室或值班室內。

13.4.5 報警系統應配有不間斷電源，供電時間不宜少于60min。

13.4.6 可燃氣體檢測器和報警器的選用和安裝應符合現行國家標準《石油化工可燃氣體和有毒氣體檢測報警設計標準》GB/T 50493的有關規定。

13.4.7 LNG泵應設超溫、超壓自動停泵保護裝置。

13.5 緊急切斷系統

13.5.1 汽車加油加氣加氫站應設置緊急切斷系統，該系統應能在事故狀態下實現緊急停車和關閉緊急切斷閥的保護功能。

13.5.2 緊急切斷系統應至少在下列位置設置緊急切斷開關：

1 在汽車加油加氣加氫站現場工作人員容易接近且較為安全的位置；

2 在控制室、值班室內或站房收銀臺等有人員值守的位置。

13.5.3 工藝設備的電源和工藝管道上的緊急切斷閥應能由手動啟動的遠程控制切斷系統操縱關閉。

13.5.4 緊急切斷系統應只能手動復位。

14 采暖通風、建(構)筑物、綠化

14.1 采暖通風

14.1.1 汽車加油加氣加氫站內的各類房間應根據站場環境、生產工藝特點和運行管理需要進行采暖設計。采暖房間的室內計算溫度不宜低于表14.1.1的規定。

14.1.2 汽車加油加氣加氫站的采暖宜利用城市、小區或鄰近單位的熱源。無利用條件時，可在汽車加油加氣加氫站內設置鍋爐房。

14.1.3 設置在站房內的熱水鍋爐房(間)應符合下列規定：

1 鍋爐宜選用額定供熱量不大于140kW的小型鍋爐。

2 當采用燃煤鍋爐時，宜選用具有除塵功能的自然通風型鍋爐。鍋爐煙囪出口應高出屋頂2m及以上，并應采取防止火星外逸的有效措施。

3 當采用燃氣熱水器采暖時，熱水器應設有排煙系統和熄火保護等安全裝置。

14.1.4 汽車加油加氣加氫站內爆炸危險區域中的房間或箱體應采取通風措施，并應符合下列規定：

1 采用強制通風時，通風設備的通風能力在工藝設備工作期間應按每小時換氣12次計算，在工藝設備非工作期間應按每小時換氣5次計算。通風設備應防爆，并應與可燃氣體濃度報警器聯鎖。

2 采用自然通風時，通風口總面積不應小于300cm2/m2(地面)，通風口不應少于2個，且應靠近可燃氣體積聚的部位設置。

14.1.5 汽車加油加氣加氫站室內外采暖管道宜直埋敷設，當采用管溝敷設時，管溝應充沙填實，進、出建筑物處應采取隔斷措施。

14 采暖通風、建(構)筑物、綠化

14.1 采暖通風

14.1.1 汽車加油加氣加氫站內的各類房間應根據站場環境、生產工藝特點和運行管理需要進行采暖設計。采暖房間的室內計算溫度不宜低于表14.1.1的規定。

14.1.2 汽車加油加氣加氫站的采暖宜利用城市、小區或鄰近單位的熱源。無利用條件時，可在汽車加油加氣加氫站內設置鍋爐房。

14.1.3 設置在站房內的熱水鍋爐房(間)應符合下列規定：

1 鍋爐宜選用額定供熱量不大于140kW的小型鍋爐。

2 當采用燃煤鍋爐時，宜選用具有除塵功能的自然通風型鍋爐。鍋爐煙囪出口應高出屋頂2m及以上，并應采取防止火星外逸的有效措施。

3 當采用燃氣熱水器采暖時，熱水器應設有排煙系統和熄火保護等安全裝置。

14.1.4 汽車加油加氣加氫站內爆炸危險區域中的房間或箱體應采取通風措施，并應符合下列規定：

1 采用強制通風時，通風設備的通風能力在工藝設備工作期間應按每小時換氣12次計算，在工藝設備非工作期間應按每小時換氣5次計算。通風設備應防爆，并應與可燃氣體濃度報警器聯鎖。

2 采用自然通風時，通風口總面積不應小于300cm2/m2(地面)，通風口不應少于2個，且應靠近可燃氣體積聚的部位設置。

14.1.5 汽車加油加氣加氫站室內外采暖管道宜直埋敷設，當采用管溝敷設時，管溝應充沙填實，進、出建筑物處應采取隔斷措施。

14.2 建(構)筑物

14.2.1 作業區內的站房及其他附屬建筑物的耐火等級不應低于二級。罩棚頂棚可采用無防火保護的鋼結構。

14.2.2 汽車加油加氣加氫場地宜設罩棚，罩棚的設計應符合下列規定：

1 罩棚應采用不燃燒材料建造；

2 進站口無限高措施時，罩棚的凈空高度不應小于4.5m；進站口有限高措施時，罩棚的凈空高度不應小于限高高度；

3 罩棚遮蓋加油機、加氣機的平面投影距離不宜小于2m；

4 罩棚的安全等級和可靠度設計應按現行國家標準《建筑結構可靠度設計統一標準》GB 50068的有關規定執行；

5 罩棚設計應計及活荷載、雪荷載、風荷載，其設計標準值應符合現行國家標準《建筑結構荷載規范》GB 50009的有關規定；

6 罩棚的抗震設計應按現行國家標準《建筑抗震設計規范》GB 50011的有關規定執行；

7 設置于CNG設備、LNG設備和氫氣設備上方的罩棚應采用避免天然氣和氫氣積聚的結構形式；

8 罩棚柱應有防止車輛碰撞的技術措施。

14.2.3 加油島、加氣島、加氫島的設計應符合下列規定：

1 加油島、加氣島、加氫島應高出停車位的地坪0.15m～0.20m；

2 加油島、加氣島、加氫島兩端的寬度不應小于1.2m；

3 加油島、加氣島、加氫島上的罩棚立柱邊緣距島端部不應小于0.6m；

4 靠近島端部的加油機、加氣機、加氫機等島上的工藝設備應有防止車輛誤碰撞的措施和警示標識。采用鋼管防撞柱(欄)時，其鋼管的直徑不應小于100mm，高度不應小于0.5m，并應設置牢固。

14.2.4 布置有可燃液體或可燃氣體設備的建筑物的門、窗應向外開啟，并應按現行國家標準《建筑設計防火規范》GB 50016的有關規定采取泄壓措施。

根據《汽車加油加氣站設計與施工規范》（GB50156），撬裝式加油裝置可用于政府有關部門許可的企業自用、臨時或特定場所。

14.2.5 布置有LPG或LNG設備的房間的地坪應采用不發生火花地面。

14.2.6 加氣站的CNG儲氣瓶(組)間宜采用開敞式或半開敞式鋼筋混凝土結構或鋼結構。屋面應采用不燃燒輕質材料建造。儲氣瓶(組)管道接口端朝向的墻應為厚度不小于200mm的鋼筋混凝土實體墻。

14.2.7 汽車加油加氣加氫站內的工藝設備不宜布置在封閉的房間或箱體內；工藝設備需要布置在封閉的房間或箱體內時，房間或箱體內應設置可燃氣體檢測報警器和強制通風設備，并應符合本標準第14.1.4條的規定。

14.2.8 當壓縮機間與值班室、儀表間相鄰時，值班室、儀表間的門窗應位于爆炸危險區范圍之外，且與壓縮機間的中間隔墻應為無門窗洞口的防火墻。

14.2.9 站房可由辦公室、值班室、營業室、控制室、變配電間、衛生間和便利店等組成，站房內可設非明火餐廚設備。

14.2.10 站房的一部分位于作業區內時，該站房的建筑面積不宜超過300m2，且該站房內不得有明火設備。

14.2.11 輔助服務區內建筑物的面積不應超過本標準附錄B中三類保護物標準，消防設計應符合現行國家標準《建筑設計防火規范》GB 50016的有關規定。

14.2.12 站房可與設置在輔助服務區內的餐廳、汽車服務、鍋爐房、廚房、員工宿舍、司機休息室等設施合建，但站房與餐廳、汽車服務、鍋爐房、廚房、員工宿舍、司機休息室等設施之間應設置無門窗洞口，且耐火極限不低于3.00h的實體墻。

14.2.13 站房可設在站外民用建筑物內或與站外民用建筑物合建，并應符合下列規定：

1 站房與民用建筑物之間不得有連接通道；

2 站房應單獨開設通向汽車加油加氣加氫站的出入口；

3 民用建筑物不得有直接通向汽車加油加氣加氫站的出入口。

14.2.14 站內的鍋爐房、廚房等有明火設備的房間與工藝設備之間的距離符合表5.0.13的規定，但小于或等于25m時，朝向作業區的外墻應為無門窗洞口且耐火極限不低于3.00h的實體墻。

14.2.15 加油站、LPG加氣站、LNG加氣站和L-CNG加氣站內不應建地下和半地下室，消防水池應具有通風條件。

14.2.16 埋地油罐和埋地LPG儲罐的操作井、位于作業區的排水井應采取防滲漏措施，位于爆炸危險區域內的操作井和排水井應有防止產生火花的措施。

14.3 綠化

14.3.1 汽車加油加氣加氫站作業區內不得種植油性植物。

14.3.2 LPG加氣站作業區內不應種植樹木和易造成可燃氣體積聚的其他植物。

15 工程施工

15.1 一般規定

15.1.1 汽車加油加氣加氫站工程施工應按工程設計文件及工藝設備、電氣儀表的產品使用說明書進行，當需修改設計或材料代用時，應有原設計單位變更設計的書面文件或經原設計單位同意的設計變更書面文件。

15.1.2 施工開工前建設單位應組織或委托監理單位組織設計單位、施工單位進行設計交底、圖紙會審。

15.1.3 施工單位應組織施工圖紙核查、參加設計交底、編制施工方案，報監理單位或建設單位代表審批。施工方案應包括下列內容：

1 工程概況；

2 施工部署；

3 施工進度計劃；

4 資源配置計劃；

5 主要施工方法和質量標準；

6 質量保證措施和安全保證措施；

7 施工平面布置；

8 施工記錄。

15.1.4 施工用設備、檢測設備性能應可靠，計量器具應經過檢定或校準，處于合格狀態，并應在有效期內使用。

15.1.5 汽車加油加氣加氫站施工應做好施工記錄，其中隱蔽工程施工記錄應有相關單位代表參加現場驗收并書面確認簽字。

15.1.6 當在敷設有地下管道、線纜的地段進行土石方作業時，應采取能保證現有地下管道、線纜安全的施工措施，并應制定相應的應急措施。

15.1.7 施工中的安全技術和勞動保護應按現行國家標準《石油化工建設工程施工安全技術標準》GB/T 50484的有關規定執行。

15 工程施工

15.1 一般規定

15.1.1 汽車加油加氣加氫站工程施工應按工程設計文件及工藝設備、電氣儀表的產品使用說明書進行，當需修改設計或材料代用時，應有原設計單位變更設計的書面文件或經原設計單位同意的設計變更書面文件。

15.1.2 施工開工前建設單位應組織或委托監理單位組織設計單位、施工單位進行設計交底、圖紙會審。

15.1.3 施工單位應組織施工圖紙核查、參加設計交底、編制施工方案，報監理單位或建設單位代表審批。施工方案應包括下列內容：

1 工程概況；

2 施工部署；

3 施工進度計劃；

4 資源配置計劃；

5 主要施工方法和質量標準；

6 質量保證措施和安全保證措施；

7 施工平面布置；

8 施工記錄。

15.1.4 施工用設備、檢測設備性能應可靠，計量器具應經過檢定或校準，處于合格狀態，并應在有效期內使用。

15.1.5 汽車加油加氣加氫站施工應做好施工記錄，其中隱蔽工程施工記錄應有相關單位代表參加現場驗收并書面確認簽字。

15.1.6 當在敷設有地下管道、線纜的地段進行土石方作業時，應采取能保證現有地下管道、線纜安全的施工措施，并應制定相應的應急措施。

15.1.7 施工中的安全技術和勞動保護應按現行國家標準《石油化工建設工程施工安全技術標準》GB/T 50484的有關規定執行。

15.2 材料和設備檢驗

15.2.1 材料和設備的規格、型號、材質等應符合設計文件的要求。

15.2.2 材料和設備應具有質量證明文件和批號，并應符合下列規定：

1 材料質量證明文件的特性數據應符合相應產品標準的規定；

2 “壓力容器產品質量證明書”應符合《固定式壓力容器安全技術監察規程》TSG 21的有關規定，且應有“鍋爐壓力容器產品安全性能監督檢驗證書”；

3 氣瓶應具有“產品合格證和批量檢驗質量證明書”，且應有“鍋爐壓力容器產品安全性能監督檢驗證書”；

4 壓力容器應按現行國家標準《壓力容器 第4部分：制造、檢驗和驗收》GB/T 150.4的有關規定進行檢驗與驗收，LNG儲罐還應按現行國家標準《固定式真空絕熱深冷壓力容器 第5部分：檢驗與試驗》GB/T 18442.5的有關規定進行檢驗與驗收；

5 油罐等常壓容器應按設計文件要求和現行行業標準《鋼制焊接常壓容器》NB/T 47003.1的有關規定進行檢驗與驗收；

6 儲氣井應取得“壓力容器(儲氣井)產品安全性能監督檢驗證書”后投入使用；

7 可燃介質閥門應按現行國家標準《石油化工金屬管道工程施工質量驗收規范》GB 50517的有關規定進行檢驗與驗收；

8 進口設備尚應有進口設備商檢合格證。

15.2.3 低溫鋼質量證明文件應包含低溫夏比沖擊試驗值，合格標準應符合相應的產品標準。

15.2.4 焊接材料熔敷金屬的化學成分和力學性能應與母材相近，低溫沖擊韌性值不低于母材標準值。

15.2.5 設計壓力大于或等于10MPa的管子和管件，外表面應逐件進行表面無損檢測，且不得有線性缺陷。

15.2.6 設計壓力大于或等于10MPa的管子和管件，外表面應逐件進行磁粉或滲透檢測，檢測結果應符合現行行業標準《承壓設備無損檢測 第4部分：磁粉檢測》NB/T 47013.4-2015中的Ⅰ級和《承壓設備無損檢測 第5部分：滲透檢測》NB/T 47013.5-2015中的Ⅰ級的規定，且不得有線性缺陷。經磁粉或滲透檢測發現的表面缺陷應進行修磨，修磨后的實際壁厚不得小于管子名義厚度的90％，且不得小于設計壁厚。

15.2.7 計量儀器應經過檢定處于合格狀態，并應在有效檢定期內。

15.2.8 設備的開箱檢驗應由采購單位組織，供貨單位、施工單位、建設單位等有關人員參加，并應按裝箱清單進行下列檢查：

1 應核對設備的名稱、型號、規格、包裝箱號、箱數，并應檢查包裝狀況；

2 應檢查隨機技術資料及專用工具；

3 應對主機、附屬設備及零部件進行外觀檢查，并應核實零部件的品種、規格、數量等；

4 檢驗后應提交有參與各方簽字的檢驗記錄。

15.2.9 可燃介質管道的組成件應有產品標識，并應按現行國家標準《石油化工金屬管道工程施工質量驗收規范》GB 50517的有關規定進行檢驗。

15.2.10 油罐在安裝前應進行下列檢查：

1 鋼制油罐應進行壓力試驗，試驗用壓力表精度不應低于2.5級，試驗介質應為溫度不低于5℃的潔凈水，試驗壓力應為0.1MPa。升壓至0.1MPa后，應停壓10min，然后降至0.08MPa，再停壓30min，應以不降壓、無泄漏和無變形為合格。壓力試驗后，應及時清除罐內的積水及焊渣等污物。

2 雙層油罐內層與外層之間的間隙應以35kPa空氣靜壓進行正壓或真空度滲漏檢測，持壓30min，不降壓、無泄漏為合格。

3 油罐在制造廠已進行壓力試驗并有壓力試驗合格報告，經現場外觀檢查罐體無損傷，且雙層油罐內外層之間的間隙持壓符合本條第2款的要求時，施工現場可不進行壓力試驗。

4 橇裝式加油裝置油罐的內罐的耐壓試驗應符合國家現行標準《壓力容器 第4部分：制造、檢驗和驗收》GB/T 150.4和《石油化工鋼制壓力容器》SH/T 3074的有關規定；外罐壓力試驗應符合本條第1款～第3款的規定。

15.2.11 LPG儲罐、LNG儲罐和CNG儲氣瓶安裝前，應檢查確認內部無水、油和焊渣等污物。

15.2.12 當材料和設備有下列情況之一時，不得使用：

1 質量證明文件特性數據不全或對其數據有異議的；

2 實物標識與質量證明文件標識不符的；

3 要求復驗的材料未進行復驗或復驗后不合格的；

4 不滿足設計或國家現行有關產品標準和本標準要求的。

15.2.13 屬下列情況之一的油罐應根據國家現行有關標準和本標準第6.1節的規定，進行技術鑒定合格后再使用：

1 舊罐復用及出廠存放時間超過2年的；

2 有明顯變形、銹蝕或其他缺陷的；

3 對質量有異議的。

15.2.14 埋地油罐的罐體質量檢驗應在油罐就位前進行，并應有記錄，質量檢驗應包括下列內容：

1 油罐直徑、壁厚、公稱容量；

2 出廠日期和使用記錄；

3 腐蝕情況及技術鑒定合格報告；

4 壓力試驗合格報告。

15.3 土建工程

15.3.1 工程測量應按現行國家標準《工程測量標準》GB 50026的有關規定進行。施工過程中應對平面控制樁、水準點等測量成果進行檢查和復測，并應對水準點和標樁采取保護措施。

15.3.2 進行場地平整和土方開挖回填作業時，應采取防止地表水或地下水流入作業區的措施。排水出口應設置在遠離建筑物的低洼地點，并應保證排水暢通。排水暗溝的出水口處應采取防止凍結的措施。臨時排水設施應待地下工程土方回填完畢后再拆除。

15.3.3 在地下水位以下開挖土方時，應采取防止周圍建(構)筑物產生附加沉降的措施。

15.3.4 當設計文件無要求時，場地平整應以不小于2‰的坡度坡向排水溝。

15.3.5 土方工程應按現行國家標準《建筑地基基礎工程施工質量驗收標準》GB 50202的有關規定進行驗收。

15.3.6 混凝土設備基礎模板、鋼筋和混凝土工程施工除應符合現行行業標準《石油化工設備混凝土基礎工程施工質量驗收規范》SH/T 3510的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 拆除模板時基礎混凝土達到的強度不應低于設計強度的40％。

2 鋼筋的混凝土保護層厚度允許偏差應為±10mm。

3 設備基礎的工程質量應符合下列規定：

1)基礎混凝土不得有裂縫、蜂窩、露筋等缺陷；

2)基礎周圍土方應夯實、整平；

3)螺栓應無損壞、腐蝕，螺栓預留孔和預留洞中的積水、雜物應清理干凈；

4)設備基礎應標出軸線和標高，基礎的允許偏差應符合表15.3.6的規定；

5)由多個獨立基礎組成的設備基礎，各個基礎間的軸線、標高等的允許偏差應按表15.3.6的規定檢查。

4 基礎交付設備安裝時，混凝土強度不應低于設計強度的75％。

5 當對設備基礎有沉降量要求時，應在找正、找平及底座二次灌漿完成并達到規定強度后，按下列程序進行沉降觀測，應以基礎均勻沉降且6d內累計沉降量不大于12mm為合格：

1)應設置觀測基準點和液位觀測標識；

2)按設備容積的1/3分期注水，每期穩定時間不得少于12h；

3)設備充滿水后，觀測時間不得少于6d。

15.3.7 站房及其他附屬建筑物的基礎、構造柱、圈梁、模板、鋼筋、混凝土，以及磚石工程等的施工應符合現行國家標準《建筑地基基礎工程施工質量驗收標準》GB 50202、《砌體結構工程施工質量驗收規范》GB 50203和《混凝土結構工程施工質量驗收規范》GB 50204的有關規定。

15.3.8 防滲混凝土的施工應符合現行國家標準《地下工程防水技術規范》GB 50108的有關規定。防滲罐池施工應符合現行行業標準《石油化工混凝土水池工程施工及驗收規范》SH/T 3535的有關規定。

15.3.9 站房及其他附屬建筑物的屋面工程、地面工程和建筑裝飾工程的施工應符合現行國家標準《屋面工程質量驗收規范》GB 50207、《建筑地面工程施工質量驗收規范》GB 50209和《建筑裝飾裝修工程質量驗收標準》GB 50210的有關規定。

15.3.10 鋼結構的制作、安裝應符合現行國家標準《鋼結構工程施工質量驗收標準》GB 50205的有關規定。建筑物和鋼結構的防火涂層的施工應符合設計文件與產品使用說明書的要求。

15.3.11 站區建筑物的采暖和給排水施工應按現行國家標準《建筑給水排水及采暖工程施工質量驗收規范》GB 50242的有關規定進行驗收。

15.3.12 站區混凝土地面施工應符合國家現行標準《公路路基施工技術規范》JTG F10、《公路路面基層施工技術細則》JTG/T F20和《水泥混凝土路面施工及驗收規范》GBJ 97的有關規定，并應按地基土回填夯實、墊層鋪設、面層施工的工序進行控制，上道工序未經檢查驗收合格，下道工序不得施工。

15.4 設備安裝工程

15.4.1 汽車加油加氣加氫站工程所用的靜設備宜在制造廠整體制造。

15.4.2 靜設備的安裝應符合現行國家標準《石油化工靜設備安裝工程施工質量驗收規范》GB 50461的有關規定。設備安裝允許偏差應符合表15.4.2的規定。

15.4.3 油罐安裝就位后，應按本標準第15.3.6條第5款的規定進行注水沉降。

15.4.4 靜設備封孔前應清除內部的泥沙和雜物，并應經建設或監理單位代表檢查確認后再封閉。

15.4.5 CNG儲氣瓶(組)和氫氣儲氫瓶(組)的安裝應符合設計文件的要求。

15.4.6 CNG儲氣井和氫氣儲氣井的建造除應符合現行行業標準《儲氣井工程技術規范》SH/T 3216的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 儲氣井井筒與地層之間的環形空隙應用硅酸鹽水泥全井段填充，固井水泥漿應返出地面，且填充水泥漿的體積不應小于空隙的理論計算體積，密度不應小于1650kg/m3；

2 儲氣井應根據所處環境條件進行防腐蝕設計及處理；

3 儲氣井組宜在井口裝置下端面至地下埋深不小于1.5m，以井口中心點為中心且半徑不小于1.0m的范圍內采用C30鋼筋混凝土進行加強固定；

4 儲氣井的鉆井和固井施工應由工程監理單位進行過程監理，并應取得“工程質量評估報告”；

5 儲氣井地上部分的建造、檢驗和驗收尚應符合現行行業標準《鋼制壓力容器——分析設計標準》JB 4732的有關規定。

15.4.7 在預冷前，LNG儲罐、液氫儲罐內應進行干燥處理，干燥后儲罐內氣體的露點不應高于-20℃。

15.4.8 加油機、加氣機、加氫機安裝應按產品使用說明書的要求進行，并應符合下列規定：

1 安裝完畢，應按產品使用說明書的規定預通電，并應進行整機的試機工作。在初次上電前應再次檢查確認下列事項符合要求：

根據《汽車加油加氣站設計與施工規范》的規定：一級加油站不設市區；二級加油站（儲罐容積在31～45立方米）離居民區的短距離應在12米以上；三級加油站（儲罐容積的上限為30立方米）離居民區至少在10米以上。加油站所銷售的石。

1)電源線已連接好；

2)管道上各接口已按設計文件要求連接完畢；

3)管道內污物已清除。

2 加氣槍應進行加氣充裝泄漏測試，測試壓力應按設計壓力進行。測試不得少于3次。

3 試機時不得以水代油(氣)試驗整機。

15.4.9 機械設備安裝應符合現行國家標準《機械設備安裝工程施工及驗收通用規范》GB 50231的有關規定。

15.4.10 壓縮機與泵的安裝應符合現行國家標準《風機、壓縮機、泵安裝工程施工及驗收規范》GB 50275的有關規定。

15.4.11 壓縮機在負荷試運轉中應進行下列各項檢查和記錄：

1 潤滑油的壓力、溫度和各部位的供油情況；

2 各級吸、排氣的溫度和壓力；

3 各級進、排水的溫度、壓力和冷卻水的供應情況；

4 各級吸、排氣閥的工作應無異常現象；

5 運動部件無異常響聲；

6 連接部位無漏氣、漏油或漏水現象；

7 連接部位無松動現象；

8 氣量調節裝置靈敏；

9 主軸承、滑道、填函等主要摩擦部位的溫度；

10 電動機的電流、電壓、溫升；

11 自動控制裝置應靈敏、可靠。

15.4.12 壓縮機進行模擬負荷試運轉后，應采用惰性氣體對工藝系統進行整體置換。

15.5 油品、CNG和LNG管道工程

15.5.1 與儲罐連接的管道應在儲罐安裝就位并經注水或承重沉降試驗穩定后進行安裝。

15.5.2 熱塑性塑料管道安裝完后，埋地部分的管道應將管件上電熔連接的通電插孔用專用密封帽或絕緣材料密封。非埋地部分的管道應按本標準第13.2.14條的規定執行。

15.5.3 在安裝帶導靜電內襯的熱塑性塑料管道時，應確保各連接部位電氣連通，并應在管道安裝完后或覆土前對非金屬管道做電氣連通測試。

15.5.4 可燃介質管道焊縫外觀應成型良好，與母材圓滑過渡，寬度宜為每側蓋過坡口2mm，焊接接頭表面質量應符合下列規定：

1 不得有裂紋、未熔合、夾渣、飛濺、氣孔存在；

2 CNG和LNG管道焊縫不得有咬邊，其他管道焊縫咬肉深度不應大于0.5mm，連續咬肉長度不應大于100mm，且焊縫兩側咬肉總長不應大于焊縫全長的10％；

3 焊縫表面不得低于管道表面。管道壁厚小于或等于6mm時，焊縫余高不應大于1.5mm；管道壁厚大于6mm時，焊縫余高不應大于2mm。

15.5.5 可燃介質管道焊接接頭無損檢測方法應符合設計文件的要求，缺陷等級評定應符合現行行業標準《承壓設備無損檢測》NB/T 47013.1～NB/T 47013.15的有關規定，并應符合下列規定：

1 射線檢測時，射線檢測技術等級不得低于AB級，管道焊接接頭的合格標準應符合下列規定：

1)LPG、LNG和CNG管道Ⅱ級應判為合格；

2)油品和油氣管道Ⅲ級應判為合格。

2 超聲檢測時，管道焊接接頭的合格標準應符合下列規定：

1)LPG、LNG和CNG管道Ⅰ級應判為合格；

2)油品和油氣管道Ⅱ級應判為合格。

3 當射線檢測改用超聲檢測時，應征得設計單位同意并取得證明文件。

15.5.6 每名焊工施焊焊接接頭射線或超聲檢測百分率應符合下列規定：

1 油品管道焊接接頭不得低于10％；

2 LPG管道焊接接頭不得低于20％；

3 CNG和LNG管道焊接接頭應為100％；

4 固定焊的焊接接頭不得少于檢測數量的40％，且不應少于1個。

15.5.7 可燃介質管道焊接接頭抽樣檢驗有不合格時，應按該焊工的不合格數加倍檢驗，仍有不合格時應全部檢驗。同一個不合格焊縫返修次數，碳鋼管道不得超過3次，其他金屬管道不得超過2次。

15.5.8 可燃介質管道上流量計孔板上游、下游直管的長度應符合設計文件要求，且設計文件要求的直管長度范圍內的焊縫內表面應與管道內表面平齊。

15.5.9 加油站工藝管道系統安裝完成后應進行壓力試驗，并應符合下列規定：

1 壓力試驗宜以潔凈水進行；

2 壓力試驗的環境溫度不得低于5℃；

3 除設計另有規定外，加油站工藝管道系統的工作壓力和試驗壓力可按表15.5.9取值。

15.5.10 LPG、CNG、LNG管道系統安裝完成后應進行壓力試驗，并應符合下列規定：

1 鋼制管道系統的壓力試驗應以潔凈水進行，試驗壓力應為設計壓力的1.5倍。奧氏體不銹鋼管道以水作試驗介質時，水中的氯離子含量不得超過50mg/L。

2 LNG管道系統宜采用氣壓試驗。當采用液壓試驗時，應有將試驗液體完全排出管道系統并進行干燥處理的措施。

3 管道系統采用氣壓試驗時，應有經施工單位技術總負責人批準的安全措施，試驗壓力應為設計壓力的1.15倍。

4 壓力試驗的環境溫度不得低于5℃。

15.5.11 壓力試驗過程中有泄漏時，不得帶壓處理。缺陷消除后應重新試壓。

15.5.12 可燃介質管道系統試壓完畢應及時拆除臨時盲板，并應恢復原狀。

15.5.13 可燃介質管道系統試壓合格后應用潔凈水進行沖洗或用干燥、潔凈的空氣、氮氣或其他惰性氣體進行吹掃，并應符合下列規定：

1 不應安裝法蘭連接的安全閥、儀表件等，對已焊在管道上的閥門和儀表應采取保護措施。

2 不參與沖洗或吹掃的設備應隔離。

3 CNG、LNG、氫氣和液氫管道宜采用干燥、潔凈的空氣、氮氣或其他惰性氣體吹掃。吹掃壓力不得超過設備和管道系統的設計壓力。CNG、氫氣管道應以無游離水為合格，LNG、液氫管道應以露點測試達-20℃以下為合格。

4 水沖洗流速不得小于1.5m/s。

15.5.14 可燃介質管道系統采用水沖洗時，應目測排出口的水色和透明度，應以出入口水色和透明度一致為合格。采用空氣吹掃時，應在排出口設白色油漆靶檢查，應以5min內靶上無鐵銹及其他雜物顆粒為合格。經沖洗或吹掃合格的管道應及時恢復原狀。

15.5.15 可燃介質管道系統應以設計壓力進行嚴密性試驗，試驗介質應為壓縮空氣或氮氣。

15.5.16 LNG管道系統在預冷前應進行干燥處理，干燥處理后管道系統內氣體的露點不應高于-20℃。

15.5.17 油氣回收管道系統安裝、試壓、吹掃完畢之后和覆土之前應按現行國家標準《加油站大氣污染物排放標準》GB 20952的有關規定，對管路密閉性和液阻進行自檢。

15.5.18 可燃介質管道工程的施工除應符合本節的規定外，尚應符合國家現行標準《石油化工金屬管道工程施工質量驗收規范》GB 50517和《石油化工有毒、可燃介質鋼制管道工程施工及驗收規范》SH 3501的有關規定。

15.6 氫氣和液氫管道工程

15.6.1 不銹鋼管和其他有色金屬管宜采用機械或等離子方法加工。

15.6.2 非焊接管件連接的氫氣管道應采用機械加工進行切割，管子端口加工應符合下列規定：

1 切口表面應平整，無裂紋、重皮、毛刺、凸凹、縮口、熔渣、氧化物、鐵屑等缺陷；

2 端口加工尺寸應滿足與之連接的高壓錐面螺紋接頭的要求。

15.6.3 卡套管彎管制作應采用專用的彎管器冷彎。當設計文件無規定時，卡套管最小彎曲半徑應符合表15.6.3的規定。

15.6.4 接觸氫氣的表面應徹底去除毛刺、焊渣、鐵銹和污垢。

15.6.5 碳鋼管的焊接宜采用氬弧焊作底焊，不銹鋼管的焊接應采用氬弧焊。

15.6.6 氫氣管道焊接接頭應按照現行行業標準《承壓設備無損檢測 第2部分：射線檢測》NB/T 47013.2或《承壓設備無損檢測 第11部分：X射線數字成像檢測》NB/T 47013.11或《承壓設備無損檢測 第14部分：X射線計算機輔助成像檢測》NB/T 47013.14進行100％射線檢測，射線檢測技術等級不得低于AB級，質量等級不應低于Ⅱ級。

15.6.7 機械抓緊雙卡套接頭安裝應符合下列規定：

1 應垂直于管子長度方向切割管道，切割后應保持管端平齊，并應去除管端毛刺；

2 應將卡套管完全插入雙卡套接頭的底部，用手擰緊螺母，固定接頭本體，按照制造廠家規定的擰緊圈數擰緊螺母或按照制造廠家要求的安裝力矩擰緊螺母；

3 初次安裝后應用檢測工具檢測安裝是否正確。

15.6.8 高壓錐面螺紋接頭安裝應符合下列規定：

1 管子加工錐面角度應按制造廠家的規定，螺紋為左旋螺紋；

2 錐面螺紋接頭加工完成后應去除毛刺和碎屑，錐面不應有劃痕和損傷，管子內壁的切削油應清洗干凈；

3 安裝前接管和螺紋應涂上潤滑油，先將壓緊螺母套到管子，套環擰到管子上，再將接管、套環和管子一同插入到接頭本體中，用手擰緊后，用力矩扳手擰到要求的力矩值。

15.6.9 管道接頭安裝完成后應根據卡套接頭生產廠家的技術規定對接頭進行檢驗。

15.6.10 在初次運行前，氫氣管道系統應進行強度壓力試驗、氣體泄漏性試驗和泄漏量試驗。

15.6.11 除設計文件規定進行氣壓試驗的管道外，管道系統的壓力試驗應以液體介質進行。當液壓試驗確有困難時，經設計單位和建設單位同意，且滿足現行國家標準《石油化工金屬管道工程施工質量驗收規范》GB 50517規定的條件時，可用氣壓試驗代替。

15.6.12 液壓試驗和氣壓試驗均應符合現行國家標準《石油化工金屬管道工程施工質量驗收規范》GB 50517的有關規定。

15.6.13 壓力試驗合格后應采用空氣或氮氣進行氣體泄漏性試驗，試驗壓力應為管道系統設計壓力的1.05倍和設備試驗壓力兩者的較小者。氣體泄漏性試驗達到規定試驗壓力后，應保壓10min，用涂刷高性能發泡劑的方法檢查所有密封點，然后降至設計壓力，對焊縫及連接部位進行泄漏檢查，應以無泄漏為合格。

15.6.14 管道系統的氣體泄漏量試驗應符合下列規定：

1 泄漏量試驗應在壓力試驗合格后進行，試驗介質宜采用氮氣或氦氣；

2 泄漏量試驗壓力應為設計壓力；

3 當使用氮氣進行泄漏量試驗時，應保壓24h，平均每小時泄漏率不應超過0.5％；當使用氦氣進行泄漏量試驗時，應保壓1h以上，平均每小時泄漏率不應超過0.5％；

4 平均每小時泄漏率可按下式計算：

式中：A——泄漏率(％/h)；

P1、P2——試驗開始、結束時的絕對壓力(MPa)；

t1、t2——試驗開始、結束時的溫度(℃)。

15.7 電氣儀表安裝工程

15.7.1 盤、柜及二次回路接線的安裝除應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范》GB 50171的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 母線搭接面應處理后搪錫，并應均勻涂抹電力復合脂；

2 二次回路接線應緊密、無松動，采用多股軟銅線時，線端應采用相應規格的接線耳與接線端子相連。

15.7.2 電纜施工除應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收標準》GB 50168的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 電纜進入電纜溝和建筑物時應穿管保護；保護管出入電纜溝和建筑物處的空洞應封閉，保護管管口應密封；

2 作業區內的電纜溝應充沙填實；

3 有防火要求時，在電纜穿過墻壁、樓板或進入電氣盤、柜的孔洞處應進行防火和阻燃處理，并應采取隔離密封措施。

15.7.3 照明施工應按現行國家標準《建筑電氣工程施工質量驗收規范》GB 50303的有關規定進行驗收。

15.7.4 接地裝置的施工除應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 接地裝置施工及驗收規范》GB 50169的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 接地體頂面埋設深度設計文件無規定時，不宜小于0.6m。角鋼及鋼管接地體應垂直敷設，除接地體外，接地裝置焊接部位應做防腐處理。

2 電氣裝置的接地應以單獨的接地線與接地干線相連接，不得采用串接方式。

15.7.5 設備和管道的靜電接地應符合設計文件的規定。

15.7.6 所有導電體在安裝完成后應進行接地檢查，接地電阻值應符合設計要求。

15.7.7 爆炸及火災危險環境電氣裝置的施工除應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 爆炸和火災危險環境電氣裝置施工及驗收規范》GB 50257的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 接線盒、接線箱等的隔爆面上不應有砂眼、機械傷痕；

2 電纜線路穿過不同危險區域時，在交界處的電纜溝內應充沙、填阻火堵料或加設防火隔墻，保護管兩端的管口處應將電纜周圍用非燃性纖維堵塞嚴密，再填塞密封膠泥；

3 鋼管與鋼管、鋼管與電氣設備、鋼管與鋼管附件之間的連接應滿足防爆要求。

15.7.8 儀表的安裝調試除應符合現行行業標準《石油化工儀表工程施工技術規程》SH/T 3521的有關規定外，尚應符合下列規定：

1 儀表安裝前應進行外觀檢查，并應經調試校驗合格；

2 儀表電纜電線敷設及接線前應進行導通檢查與絕緣試驗；

3 內浮筒液面計及浮球液面計采用導向管或其他導向裝置時，導向管或導向裝置應垂直安裝，并應保證導向管內液流暢通；

4 安裝浮球液位報警器用的法蘭與工藝設備之間連接管的長度應保證浮球能在全量程范圍內自由活動；

5 儀表設備外殼、儀表盤(箱)、接線箱等當有可能接觸到危險電壓的裸露金屬部件時，應做保護接地；

6 計量儀器安裝前應確認在計量鑒定合格有效期內，如計量有效期滿，應及時與建設單位或監理單位代表聯系；

7 儀表管路工作介質為油品、油氣、LPG、LNG、CNG等可燃介質時，其施工應符合現行國家標準《石油化工金屬管道工程施工質量驗收規范》GB 50517的有關規定；

8 儀表安裝完成后，應按設計文件規定進行各項性能試驗，并應做書面記錄；

9 電纜的屏蔽單端接地宜在控制室一側接地，電纜現場端的屏蔽層不得露出保護層外，應與相鄰金屬體保持絕緣，同一線路屏蔽層應有可靠的電氣連續性。

15.7.9 信息系統的通信線和電源線在室內敷設時宜采用暗鋪方式；當無法暗鋪時，應使用護套管或線槽沿墻明鋪。

15.7.10 信息系統的電源線和通信線不應敷設在同一鍍鋅鋼護套管內，通信線管與電源線管出口間隔不宜小于300mm。

15.8 防腐絕熱工程

15.8.1 汽車加油加氣加氫站設備和管道的防腐蝕要求應符合設計文件的規定。

15.8.3 汽車加油加氣加氫站管道的防腐蝕施工應符合現行國家標準《鋼質管道外腐蝕控制規范》GB/T 21447的有關規定。

15.8.4 當環境溫度低于5℃、相對濕度大于80％或在雨、雪環境中，未采取可靠措施，不得進行防腐作業。

15.8.5 進行防腐蝕施工時，嚴禁在站內距作業點18.5m范圍內進行有明火或電火花的作業。

15.8.6 已在車間進行防腐蝕處理的埋地金屬設備和管道應在現場對其防腐層進行電火花檢測，不合格時，應重新進行防腐蝕處理。

15.8.7 設備和管道的絕熱應符合現行國家標準《工業設備及管道絕熱工程施工規范》GB 50126的有關規定。

15.9 交工文件

15.9.1 施工單位按合同規定范圍內的工程全部完成后，應及時進行工程交工驗收。

15.9.2 工程交工驗收時，施工單位應提交下列資料：

1 綜合部分應包括下列內容：

1)交工技術文件說明；

2)開工報告；

3)工程交工證書；

4)設計變更一覽表；

5)材料和設備質量證明文件及材料復驗報告。

2 建筑工程應包括下列內容：

1)工程定位測量記錄；

2)地基驗槽記錄；

3)鋼筋檢驗記錄；

4)混凝土工程施工記錄；

5)混凝土/砂漿試件試驗報告；

6)設備基礎允許偏差項目檢驗記錄；

7)設備基礎沉降記錄；

8)鋼結構安裝記錄；

9)鋼結構防火層施工記錄；

10)防水工程試水記錄；

11)填方土料及填土壓實試驗記錄；

12)合格焊工登記表；

13)隱蔽工程記錄；

14)防腐工程施工檢查記錄。

3 安裝工程應包括下列內容：

1)合格焊工登記表；

2)隱蔽工程記錄；

3)防腐工程施工檢查記錄；

4)防腐絕緣層電火花檢測報告；

5)設備開箱檢驗記錄；

6)設備安裝記錄；

7)設備清理、檢查、封孔記錄；

8)機器安裝記錄；

9)機器單機運行記錄；

10)閥門試壓記錄；

11)安全閥調試記錄；

12)管道系統安裝檢查記錄；

13)管道系統壓力試驗和嚴密性試驗記錄；

14)管道系統吹掃/沖洗記錄；

15)管道系統靜電接地記錄；

16)電纜敷設和絕緣檢查記錄；

17)報警系統安裝檢查記錄；

18)接地極、接地電阻、防雷接地安裝測定記錄；

19)電氣照明安裝檢查記錄；

20)防爆電氣設備安裝檢查記錄；

21)儀表調試與回路試驗記錄；

22)隔熱工程質量驗收記錄；

23)綜合控制系統基本功能檢測記錄；

24)儀表管道耐壓/嚴密性試驗記錄；

25)儀表管道泄漏性/真空度試驗條件確認與試驗記錄；

26)控制系統機柜/儀表盤/操作臺安裝檢驗記錄。

4 竣工圖。

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