第一篇：蘇州市澄陽路CNG汽車加氣站機電施工施工總結(jié)

蘇州市澄陽路CNG汽車加氣站機電竣工總結(jié)

一、工程概況

蘇州市澄陽路CNG汽車加氣站工程位于蘇州澄陽路太陽路交叉口，建、構(gòu)筑物占地面積為669.9平方米，建筑結(jié)構(gòu)為磚混結(jié)構(gòu)，站內(nèi)設有站房1座，站房功能包括營業(yè)室、控制室、值班室等；另外設有壓縮機、干燥機、儲氣井罩棚，罩棚內(nèi)主要設備有風冷式撬裝壓縮機2臺，干燥機1臺，儲氣井3口，單口容積為3 m3、6 m3、9m3；設有加氣棚1座，內(nèi)設加氣機4臺，具備日充裝天然氣30000m3功能。該工程由蘇州潔源天然氣利用有限責任公司投資興建，機電部分由陜西首創(chuàng)天城工程技術有限公司設計、蘇州市歐嘉機電設備安裝工程有限公司施工。本工程于2010年12月10日開工，2011年10月8日竣工并正式交付試運行。

二、具體施工內(nèi)容及結(jié)構(gòu)情況

1、給排水系統(tǒng)

給水管道采用PPR管道、排水采用pvc管道敷設，室外設有電開水爐，以便于駕乘人員使用

2、建筑電氣系統(tǒng)

電氣系統(tǒng)包括低壓送配電系統(tǒng)、防雷接地系統(tǒng)、動力系統(tǒng)、照明系統(tǒng)、設備安裝。完成的主要工程量有：低壓送配電柜（箱）及設備控制箱安裝8臺；電纜敷設3仟多米；電線管敷設2仟多米，壓縮機2臺，干燥機1臺，緩沖罐1臺，加氣機4臺；防爆燈具29套；接地扁鋼敷設400多米。

該工程總配電系統(tǒng)總?cè)萘考s520KW,由市電10KV引入，設有630KVA變壓器1臺，其高壓部分由供電部分單獨安裝。

低壓配電部分主要由變電所低壓控制柜接至設備控制室。a、采用ZR-VV22-3*185+2*70mm2電纜接至壓縮機控制柜，再由控制箱接至設備，接至設備的電纜采用ZR-VV22-3*150+1*70mm2，每臺2根，由于壓縮主機功率大，采用了軟啟動裝置，接至壓縮機內(nèi)部的輔助設備較多，其ZR-VV22-4*2.5mm2電纜有10根，ZR-RVVR22-24*1.5mm2的控制電纜5根。

b、采用ZR-VV22-3*50+2*25mm2電纜接至干燥機控制柜，再由控制柜接至干燥機，ZR-VV22-4*10mm2；ZR-VV22-4*4mm2；ZR-VV22-4*2.5mm2,；ZR-RVVR22-14*1.5mm2等電纜工9根。

c、加氣機及計費電源部分，采用的是UPS電源不間斷供電系統(tǒng)。d、站區(qū)照明，采用的應急電源裝置，市電斷電后能滿足90分鐘的照明。

3、氣體泄漏報警裝置

本站區(qū)為Ⅱ級爆炸危險場所，在易泄漏源上方1.5米處設置了燃氣泄漏報警探頭，共7套，在供氣總管處設有電磁閥。氣體泄漏凝結(jié)點達到5.1濃度時會發(fā)生爆炸，在氣體泄漏達5.1濃度的20%時，會產(chǎn)生預警，此時應檢查泄漏源，修復后在消除預警，達到探測器感應25%濃度時，自動切斷電磁閥電源，使其處于關閉狀態(tài)，停止供氣，確保安全。

4、監(jiān)控系統(tǒng)

整個站區(qū)設有10個防爆攝像頭，便于掌握整個站區(qū)的日常工作情況；監(jiān)控主機硬盤為4000G,容量大，可回放2-3個月的攝像內(nèi)容。

5、設備安裝

站內(nèi)主要設備有：風冷式撬裝壓縮機2臺，干燥機1臺，儲氣井3口（由專業(yè)單位施工）；加氣機4臺，緩沖罐1臺。

三、施工總結(jié)

蘇州市澄陽路CNG汽車加氣站機電安裝工程通過我司同志的共同努力，各個分部工程都達到了設計要求和國家規(guī)范，質(zhì)量符合標準。

盡管在施工安裝過程中，我們遇到了一些困難，但是在公司的指導以及業(yè)主和各參建單位的幫助、協(xié)作下，我們始終堅持“服從監(jiān)理、服務業(yè)主”的原則，抱著“大局為重、積極配合”的態(tài)度，有組織、有計劃地完成了蘇州澄陽路CNG汽車加氣站機電安裝工程的全部工作內(nèi)容，我們將一如既往地以飽滿的熱情做好本工程的其他相關工作。

蘇州市歐嘉機電設備安裝工程有限公司

2011年10月31日

第二篇：CNG汽車加氣站的可行性分析

邯鄲市燃氣工程從1985年起步，經(jīng)過多年的建設，目前使用LPG、焦爐煤氣和天然氣3種氣源。現(xiàn)有LPG儲配站l座，儲氣量630 t，用戶2.4×10戶；焦爐煤氣儲配站2座，儲氣量18×10m，用戶14×10戶；天然氣門站l座。市內(nèi)3區(qū)的氣化率達65%以上。

由于天然氣熱值高、潔凈、輸送方便，被稱為綠色能源。隨著國家西氣東輸工程的竣工，邯鄲市煤氣公司(以下簡稱公司)在高新技術開發(fā)區(qū)建設了1座天然氣門站和天然氣加氣母站。天然氣引入邯鄲市后，公司將逐步用天然氣取代焦爐煤氣，發(fā)展工商業(yè)戶，減少燃煤對城市的污染。

目前，城市大氣最大的污染源之一是燃油汽車的尾氣。在國外發(fā)達國家，為了降低能耗，減少大氣污染，政府出臺了許多優(yōu)惠政策鼓勵將燃油汽車改裝成燃氣汽車。在我國一些大城市，也在積極推廣發(fā)展燃氣汽車，汽車燃料多樣化將是汽車工業(yè)發(fā)展的必然趨勢。邯鄲市有充足的天然氣氣源和資金建設CNG汽車加氣站(以下簡稱加氣站)，推廣CNG汽車將給邯鄲帶來非常可觀的社會效益。加氣站的建設規(guī)模

1.1 加氣站的規(guī)劃4434

邯鄲市計劃建1座加氣母站，10座加氣子站，5座加氣標準站。根據(jù)公司燃氣設施的分布和發(fā)展情況，首先在高新技術開發(fā)區(qū)內(nèi)建設1座加氣母站，然后根據(jù)城市的發(fā)展規(guī)劃、汽車改裝的進度和數(shù)量、市區(qū)車輛的流動量和線路分布等在市區(qū)內(nèi)逐步建設加氣子站和加氣標準站。

1.2 加氣站的分類

①加氣母站

公司計劃于2005年，在邯鄲市高新技術開發(fā)區(qū)建設1座加氣母站，占地1×10m。加氣母站的天然氣來自高壓管道，經(jīng)過調(diào)壓、計量脫水和壓縮后裝在高壓儲氣瓶(壓力為25 MPa)內(nèi).由運瓶車送至各加氣子站。加氣母站的設計加氣量為6×10m／h。

②加氣子站

加氣子站占地2000～2500m，可與加油站合建。加氣子站接收運瓶車運來的鋼瓶組，通過小型壓縮機和加氣機向汽車加氣。根據(jù)車輛改裝情況，每年擬建2～3座加氣子站，至2010年計劃建成10座。加氣子站的設計加氣量為1000m／h。

③加氣標準站

加氣標準站占地2500～3000m，可與加油站合建。必須建在中壓管道附近，從中壓管道接收天然氣，經(jīng)過過濾、計量、脫水、加壓后通過加氣機向汽車加氣。根據(jù)邯鄲市天然氣管道的敷設情況，每年擬建l座標準站，至2010年擬建成5座。加氣標準站設計加氣量為1000 m/h。32324342市場分析

邯鄲市現(xiàn)有機動車逾10×10輛，其中公交車約1000輛，出租車約5000輛，環(huán)衛(wèi)車約120輛。由于公交車和出租車的利用率高，排放量大，因此在2008年以前主要對公交車和出租車進行改造。在CNG汽車推廣使用的初級階段，可能加氣子站相對較少，所以改裝車需要增加儲氣瓶及1套CNG裝置并保存燃油裝置。公司計劃2005年改造公交車及出租車總量的25%，2006年改造公交車及出租車總量的25%，2007年改造公交車及出租車總量的15%，2008年改造出租車總量的155%，2009年以后考慮改裝其他類型的車輛。

這項計劃能否順利實施，需要市政府的支持以及群眾環(huán)保意識的提高，并考慮價格因素等各方面的影響。3 資金來源 4

①加氣母站

加氣母站的主要設備為調(diào)壓、計量、儲氣及脫水裝置，壓縮機組，配電系統(tǒng)，冷卻系統(tǒng)，運瓶車等，總造價約2000×10元(不計征地費)。

②加氣子站

加氣子站主要設備為儲氣瓶組、壓縮機、配電系統(tǒng)和加氣機等，其總造價約550×10元(計征地費用200×10元)。

③加氣標準站

標準站的主要設備為調(diào)壓裝置、計量裝置、壓縮機、配電系統(tǒng)、儲氣瓶組和加氣機等，總造價約700×10元(計征地費用250×10元)。

④汽車改裝費

改裝天然氣汽車需增加儲氣瓶及油、氣轉(zhuǎn)換裝置。公交車改造費平均為8000元／輛，出租車改裝費平均為3000～4000形輛。

⑤資金來源

建設加氣母站、加氣子站和加氣標準站的資金由華新天然氣開發(fā)有限公司提供，其中30%自籌，70%來自銀行貸款。汽車改裝費用由車主承擔。

4經(jīng)濟效益和社會效益

4.1經(jīng)濟效益 44444

天然氣購進價格為1.48元/ m。加氣母站售給子站的價格為2.30元/ m，加氣子站對外的售價為2.50元／m。加氣子站年收入為483×10元，年毛利潤為42×10。元。若考慮運輸費用、各種稅費及不確定因素(參照其他城市經(jīng)驗數(shù)據(jù)約需40×10元)，一座子站的年純利潤約2×10元，若加氣子站供氣量增加，相應利潤會提高。加氣母站供1座加氣子站的年利潤為67.2×lO元。若考慮運輸費用、各種稅費及不確定因素(參照其他城市經(jīng)驗數(shù)據(jù)約需50×10元)，加氣母站只有達到設計規(guī)模，才能有一定的經(jīng)濟效益。

以天然氣為燃料的雙燃料汽車發(fā)動機冷啟動效果好，運轉(zhuǎn)平穩(wěn)，氣體不含雜質(zhì)，因而在燃燒時不會產(chǎn)生積碳。由44444433

3于天然氣中硫的含量和機械雜質(zhì)均遠低于汽油和柴油，所以對各種零部件的危害較小，也不會對機油產(chǎn)生稀釋，能延長汽車發(fā)動機的壽命，減少50%的維修費用。

4.2社會效益

①減少對大氣的污染。燃料與空氣混合均勻，燃燒比較完全，可大幅度降低CO、硫化物和碳氫化合物的排放，減少微粒排放污染。

②比汽油更安全可靠。汽油燃點在430℃以內(nèi)，著火極限為1.3%～7.6%。壓縮天然氣的燃點高，在537℃以上，著火極限為5%～15%，不易形成可燃性混合氣體，所以汽車用壓縮天然氣不易發(fā)生火災事故。投資回收期

5.1 子站投資回收期

總造價550×10元，子站運行年限在20a以上，因受加氣量、地理位置等諸多因素影響，投資回收期不易確定。

5.2 母站投資回收期 4

總造價(包含征地費)2300×10元，若達到10座子站的規(guī)模，投資回收期為15a。四川一些城市的數(shù)據(jù)表明一般為5～6a，北方城市相對時問長些。

5.3 汽車改裝成本回收期 4

據(jù)我們考察，南方發(fā)達城市，尤其在天然氣豐富的省份，由于價格便宜，出租汽車半年可收回成本，公交車相對長些。在我市，由于價格相對較高，成本回收期公交車為200d，出租汽車為150～200d。結(jié)語

天然氣汽車加氣站的社會效益遠遠大于經(jīng)濟效益，項目的實施取決于市場和汽車改裝量。目前邯鄲市政府倡導天然氣改裝汽車，建議出臺配套優(yōu)惠政策，推廣CNG汽車項目。

第三篇：汽車加油加氣站設計與施工規(guī)范

LPG加氣工藝及設施

7.1 LPG儲罐

7.1.1 加氣站內(nèi)液化石油氣儲罐的設計，應符合下列規(guī)定：

儲罐設計應符合國家現(xiàn)行標準《鋼制壓力容器》GB150、《鋼制臥式容器》JB4731和《固定式壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》TSG R0004的有關規(guī)定。

儲罐的設計壓力不應小于1.78MPa。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(nèi)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(guī)定：

儲罐的進液管、液相回流管和氣相回流管上應設止回閥。

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(tǒng)和附屬設備的設置應符合下列規(guī)定： 儲罐必須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(tài)。地上儲罐放散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。地下儲罐的放散管管口應高出地面5.0m及以上。放散管管口應垂直向上，底部應設排污管。管路系統(tǒng)的設計壓力不應小于2.5MPa。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(qū)，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。對儲罐內(nèi)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。儲罐應設置檢修用的放散管，其公稱直徑不應小于40mm，并宜與安全閥接管共用一個開孔。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罐測量儀表的設置應符合下列規(guī)定： 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。儲罐宜設置液位上限限位控制和壓力上限報警裝置。在一、二級LPG加氣站或合建站內(nèi)，儲罐液位和壓力的測量宜設遠程監(jiān)控系統(tǒng)。

7.1.5 LPG儲罐嚴禁設在室內(nèi)或地下室內(nèi)。在加油加氣合建站和城市建成區(qū)內(nèi)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(guī)定： 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。罐組四周應設置高度為1m的防護堤，防護堤內(nèi)堤腳線至罐壁凈距不應小于2m。儲罐的支座應采用鋼筋混凝土支座，其耐火極限不應低于5h。7.1.7 埋地LPG儲罐的設置應符合下列規(guī)定： 儲罐之間距離不應小于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?shù)母餐梁穸龋粦∮?.5m；罐周圍應回填中性細沙，其厚度不應小于0.5m。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(guī)定： 罐池內(nèi)壁與罐壁之間的凈距不應小于1m。罐池底和側(cè)壁應采取防滲漏措施，池內(nèi)應用中性細沙或沙包填實。3 罐頂?shù)母采w厚度（含蓋板）不應小于0.5m，周邊填充厚度不應小于0.9m。池底一側(cè)應設排水溝，池底面坡度宜為3‰。抽水井內(nèi)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(xiàn)行行業(yè)標準《石油化工設備和管道涂料防腐蝕技術規(guī)范》SH 3022的有關規(guī)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?cè)莘e大于30m3時，卸車可選用LPG壓縮機；LPG儲罐總?cè)莘e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(nèi)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(jù)其所供應的加氣槍數(shù)量確定。

7.2.3 加氣站內(nèi)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(tǒng)設計應符合下列規(guī)定： 泵的進、出口宜安裝長度不小于0.3m撓性管或采取其他防振措施。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。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(tǒng)設計應符合本規(guī)范第7.2.5條第1、3款的規(guī)定。

7.2.7 潛液泵的管路系統(tǒng)設計除應符合本規(guī)范第7.2.5條第3款的規(guī)定外，并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(guī)定：

進口管道應設過濾器。出口管道應設止回閥和安全閥。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(nèi)。7.3.2 加氣機數(shù)量應根據(jù)加氣汽車數(shù)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，其技術要求應符合下列規(guī)定： 1 加氣系統(tǒng)的設計壓力不應小于2.5MPa。2 加氣槍的流量不應大于60L/min。

加氣軟管上應設安全安全拉斷閥，其分離拉力宜為400N～600N。4 加氣機的計量精度不應低于1.0級。加氣槍的加氣嘴應與汽車車載L PG儲液瓶受氣口配套。加氣嘴應配置自密封閥，其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(guī)定： 當加氣機被撞時，設置的事故切斷閥應能自行關閉。

過流閥關閉流量宜為最大工作流量的1.6倍~1.8倍。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(tǒng)不得受損壞。

7.3.5 加氣機附近應設置防撞柱(欄)，其高度不應低于0.5m。

7.4 LPG管道系統(tǒng)

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，其技術性能應符合現(xiàn)行國家標準《輸送流體用無縫鋼管》GB/T 8163的有關規(guī)定。管件應與管子材質(zhì)相同。

7.4.2 管道上的閥門及其他金屬配件的材質(zhì)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(tǒng)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（管頂至路面）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(xiàn)行國家標準《鋼質(zhì)管道外腐蝕控制規(guī)范》GB/T21447的有關規(guī)定。

7.4.10 液態(tài)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(tài)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400 N ~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(wǎng)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(zhì)通過。CNG加氣工藝及設施

8.1 CNG常規(guī)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(diào)壓或限壓措施。天然氣進站管道設置調(diào)壓器時，調(diào)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(tài)，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(xiàn)行國家標準《車用壓縮天然氣》GB18047的有關規(guī)定時，應在站內(nèi)進行脫硫處理。脫硫系統(tǒng)的設計應符合下列規(guī)定： 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(tǒng)宜設置備用脫硫塔。4 脫硫設備宜采用固體脫硫劑。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(xiàn)行國家標準《車用壓縮天然氣》GB18047的有關規(guī)定時，應在站內(nèi)進行脫水處理。脫水系統(tǒng)的設計應符合下列規(guī)定： 脫水系統(tǒng)宜設置備用脫水設備。2 脫水設備宜采用固體吸附劑。脫水設備的出口管道上應設置露點檢測儀。

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(zhì)量指標應符合所選用的壓縮機的有關規(guī)定。

8.1.6 壓縮機排氣壓力不應大于25.0MPa（表壓）。

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(guī)定： 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(nèi)應有凝液捕集分離結(jié)構(gòu)。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(nèi)的停留時間不宜小于10s。分離緩沖罐及容積大于0.3m3的排氣緩沖罐，應設壓力指示儀表和液位計，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(tǒng)、壓縮機和建（構(gòu)）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 壓縮機組的運行管理宜采用計算機集中控制。

8.1.11 壓縮機的卸載排氣不應對外放散，宜回收至壓縮機緩沖罐。8.1.12 壓縮機組排出的冷凝液應集中處理。

8.1.13 固定儲氣設施的額定工作壓力應為25MPa，設計溫度應滿足環(huán)境溫度要求。

8.1.14 CNG加氣站內(nèi)所設置的固定儲氣設施應選用儲氣瓶或儲氣井。8.1.15 固定儲氣瓶組宜選用同一種規(guī)格型號的大容積儲氣瓶。8.1.16 儲氣瓶組應固定在獨立支架上，且宜臥式存放。8.1.17 固定儲氣設施應有排污措施，并應收集處理措施。8.1.18 儲氣井不宜建在地質(zhì)滑坡帶及溶洞等地質(zhì)構(gòu)造上。8.1.19儲氣井本體的設計疲勞次數(shù)不應小于2.5×104次。

8.1.20儲氣井工程設計和建造，應符合國家法規(guī)和現(xiàn)行行業(yè)標準《高壓氣地下儲氣井》SY/T6535的有關規(guī)定。儲氣井口應便于開啟檢測。8.1.21 CNG加（卸）氣設備設置應符合下列規(guī)定： 加（卸）氣設施不得設置在室內(nèi)。加（卸）氣設備額定工作壓力應為20MPa。3 加氣機流量不應大于0.25m3/min(工作狀態(tài))。4 加（卸）氣柱流量不應大于0.5m3/min(工作狀態(tài))。加氣（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，加氣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。加卸氣設施應滿足工作溫度的要求。8.1.22 儲氣瓶組的管道接口端不宜朝向辦公區(qū)、加氣島和臨近的站外建筑物。不可避免時，儲氣瓶組的管道接口端與辦公區(qū)、加氣島和臨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(guī)定：

固定儲氣瓶組的管道接口端與辦公區(qū)、加氣島和臨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。車載儲氣瓶組的管道接口端與辦公區(qū)、加氣島和臨近的站外建筑物之間設置的隔墻，其高度應高于儲氣瓶組拖車的高度1m及以上，長度不應小于車寬兩端各加1m及以上。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(qū)圍墻的一部分。

8.1.23 加氣設施的計量準確度不應低于1.0級。

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。8.2.2 采用液壓設備增壓工藝的CNG加氣子站，其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(nèi)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，應符合本規(guī)范第8.1節(jié)的有關規(guī)定。

8.2.5 儲氣瓶（組）的管道接口端不宜朝向辦公區(qū)、加氣島和臨近的站外建筑物。不可避免時，應符合本規(guī)范第8.1.21條的規(guī)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(fā)生事故時能及時切斷氣源。

8.3.2 站內(nèi)天然氣調(diào)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散管、壓力表及超壓報警器。車載儲氣瓶組應有與站內(nèi)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(nèi)各級管道和設備的設計壓力低于來氣可能達到的最高壓力時，應設置安全閥。安全閥的設置，應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《固定式壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》TSG R0004的有關規(guī)定。安全閥的定壓P0除應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《固定式壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》TSG R0004的有關規(guī)定外，尚應符合下列公式的規(guī)定： 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—安全閥的定壓（MPa）。2 當1.8MPa＜Pw≤4.0MPa時：

P0=1.1Pw（8.3.5-2）當4.0MPa＜Pw≤8.0MPa時：

P0=Pw+0.4（8.3.5-3）當8.0MPa＜Pw≤25.0MPa時：

P0=1.05Pw（8.3.5-4）

8.3.6 加氣站內(nèi)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定壓。

8.3.7 加氣站內(nèi)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(guī)定： 一次泄放量大于500m3(基準狀態(tài))的高壓氣體，應通過放散管迅速排放。一次泄放量大于2m3(基準狀態(tài))，泄放次數(shù)平均每小時2～3次以上的操作排放，應設置專用回收罐。一次泄放量小于2m3(基準狀態(tài))的氣體可排入大氣。8.3.8 加氣站的天然氣放散管設置應符合下列規(guī)定： 1 不同壓力級別系統(tǒng)的放散管宜分別設置。放散管管口應高出設備平臺2m及以上，且應高出所在地面5m及以上。放散管應垂直向上。

8.3.9 壓縮機組運行的安全保護應符合下列規(guī)定： 壓縮機出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。

壓縮機進、出口應設高、低壓報警和高壓越限停機裝置。3 壓縮機組的冷卻系統(tǒng)應設溫度報警及停車裝置。壓縮機組的潤滑油系統(tǒng)應設低壓報警及停機裝置。

8.3.10 CNG加氣站內(nèi)的設備及管道，凡經(jīng)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(nèi)下列位置應設高度不小于0.5m的防撞柱(欄)： 固定儲氣瓶組或儲氣井與站內(nèi)汽車通道相鄰一側(cè)。2 加氣機、加氣柱和卸氣柱的車輛通過側(cè)。

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(xiàn)行國家標準《輸送流體用無縫鋼管》GB/T 8163的有關規(guī)定；設計壓力等于或高于4.0MPa的天然氣管道，應符合現(xiàn)行國家標準《流體輸送用不銹鋼無縫鋼管》GB/T14976或《高壓鍋爐用無縫鋼管》GB5310的有關規(guī)定。

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

8.4.3 站內(nèi)高壓天然氣管道宜采用焊接連接，管道與設備、閥門的連接應根據(jù)接口形式可采用法蘭、卡套、錐管螺紋連接。

8.4.4 天然氣管道宜埋地或管溝充沙敷設，埋地敷設時其管頂距地面不應小于0.5m。冰凍地區(qū)宜敷設在冰凍線以下。室內(nèi)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(xiàn)行國家標準《鋼質(zhì)管道外腐蝕控制規(guī)范》GB/T21447的有關規(guī)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 加氣站、加油加氣合建站內(nèi)LNG儲罐的設計，應符合下列規(guī)定： 儲罐設計應符合國家現(xiàn)行標準《鋼制壓力容器》GB150、《低溫絕熱壓力容器》GB18442和《固定式壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》TSG R0004的有關規(guī)定。儲罐內(nèi)筒的設計溫度不應高于-196℃，設計壓力應符合下列公式的規(guī)定：

1）當Pw＜0.9MPa時：

Pd≥Pw+0.18MPa（9.1.1-1）

2）當Pw≥0.9MPa時：

Pd≥1.2Pw（9.1.1-1）

式中：Pw—設備最大工作壓力（MPa）。

Pd—設計壓力（MPa）。內(nèi)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(qū)內(nèi)，各類LNG加氣站及加油加氣合建站，應采用埋地LNG儲罐、地下LNG儲罐或半地下LNG儲罐。

9.1.3 地上LNG儲罐等設備的設置，應符合下列規(guī)定： 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2 m。LNG儲罐組四周應設防護堤，堤內(nèi)的有效容量不應小于其中1個最大LNG儲罐的容量。防護堤內(nèi)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(nèi)地面0.8m，且應至少高出堤外地面0.4m。防護堤內(nèi)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。防護堤內(nèi)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(nèi)。9.1.4 地下或半地下LNG儲罐的設置，應符合下列規(guī)定： 儲罐宜采用臥式儲罐。儲罐應安裝在罐池中。罐池應為不燃燒實體防護結(jié)構(gòu)，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。儲罐的外壁距罐池內(nèi)壁的距離不應小于1m，同池內(nèi)儲罐的間距不應小于1.5 m。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。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。罐池上方可設置開敞式的罩棚。9.1.5 儲罐基礎的耐火極限不應低于3h。9.1.6 LNG儲罐閥門的設置應符合下列規(guī)定： 儲罐應設置全啟封閉式安全閥，且不應少于2個，其中，1個備用。安全閥的設置應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《固定式壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》TSG R0004的有關規(guī)定。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(tài)。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 與儲罐氣相空間相連的管道上應設置可遠程控制的放散控制閥。5 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(zhì)應與管子材質(zhì)相適應。

9.1.7 LNG儲罐的儀表設置應符合下列規(guī)定： 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連鎖。LNG儲罐最高液位以上部位應設置壓力表。在內(nèi)罐與外罐之間應設置檢測環(huán)形空間絕對壓力的儀器或檢測接口。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。

9.1.8 充裝LNG汽車系統(tǒng)使用的潛液泵宜安裝在泵池內(nèi)。潛液泵罐的設計應符合本規(guī)范第9.1.1條的規(guī)定。LNG潛液泵罐的管路系統(tǒng)和附屬設備的設置，應符合下列規(guī)定： 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。潛液泵罐的回氣管道宜與LNG儲罐的氣相管道接通。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。在泵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。

9.1.9 L-CNG系統(tǒng)采用柱塞泵輸送LNG時，柱塞泵的設置應符合下列規(guī)定： 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。在泵出口管道上應設置止回閥和全啟封閉式安全閥。在泵出口管道上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。應采取防噪音措施。

9.1.10 氣化器的設置應符合下列規(guī)定： 氣化器的選用應符合當?shù)囟練鉁貤l件下的使用要求。

氣化器的設計壓力不應小于最大工作壓力的1.2倍。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計。

9.2 LNG卸車

9.2.1 連接槽車的液相管道上應設置緊急切斷閥和止回閥，氣相管道上宜設置切斷閥。

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(tǒng)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(qū)

9.3.1 加氣機不得設置在室內(nèi)。9.3.2 LNG加氣機應符合下列規(guī)定： 1 加氣系統(tǒng)的充裝壓力不應大于汽車車載瓶的最大工作壓力。2 加氣機計量誤差不宜大于1.5%。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。加氣機配置的軟管應符合本規(guī)范第9.2.2條的規(guī)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。

9.3.4 加氣機附近應設置防撞（柱）欄，其高度不應小于0.5m。

9.4 LNG管道系統(tǒng)

9.4.1 LNG管道和低溫氣相管道的設計，應符合下列規(guī)定： 管道系統(tǒng)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。管道的設計溫度不應高于-196℃。管道和管件材質(zhì)應采用低溫不銹鋼。管道應符合現(xiàn)行國家標準《流體輸送用不銹鋼無縫鋼管》GB/T14976的有關規(guī)定，管件應符合現(xiàn)行國家標準《鋼制對焊無縫管件》GB/T 12459的有關規(guī)定。

9.4.2 閥門的選用應符合現(xiàn)行國家標準《低溫閥門技術條件》GB/T24925的有關規(guī)定。緊急切斷閥的選用應符合現(xiàn)行國家標準《低溫介質(zhì)用緊急切斷閥》GB/T24918的有關規(guī)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。低溫管道絕熱工程應符合現(xiàn)行國家標準《工業(yè)設備及管道絕熱工程設計規(guī)范》GB50264的有關規(guī)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散管。

9.4.6 LNG設備和管道的天然氣放散應符合下列規(guī)定： 加氣站內(nèi)應設集中放散管。LNG儲罐的放散管應接入集中放散管，其他設備和管道的放散管宜接入集中放散管。2 放散管管口應高出LNG儲罐及以管口為中心半徑12m范圍內(nèi)的建（構(gòu)）筑物2m及以上，且距地面不應小于5m。放散管管口不宜設雨罩等影響放散氣流垂直向上的裝置。放散管底部應有排污措施。低溫天然氣系統(tǒng)的放散應經(jīng)加熱器加熱后放散，放散天然氣的溫度不宜低于-107℃。

第四篇：汽車加油加氣站設計與施工規(guī)范

10.2 防 雷

10.2.1油罐、液化石油氣罐和壓縮天然氣儲氣瓶組必須進行防雷接地，接地點不應少于兩處。

10.2.2 加油加氣站的防雷接地、防靜電接地、電氣設備的工作接地、保護接地及信息系統(tǒng)的接地等，宜共用接地裝置。其接地電阻不應大于4Ω。

當各自單獨設置接地裝置時．油罐、液化石油氣罐和壓縮天然氣儲氣瓶組的防雷接地裝置的接地電阻、配線電纜金屬外皮兩端和保護鋼管兩端的接地裝置的接地電阻不應大于10Ω；保護接地電阻不應大于4Ω；地上油品、液化石油氣和天然氣管道始、末端和分支處的接地裝置的接地電阻不應大于30Ω。

10.2.3 當液化石油氣罐的陰極防腐采取下述措施的，可不再單獨設置防雷和防靜電接地裝置。

液化石油氣罐采用犧牲陽極法進行陰極防腐時，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；液化石油氣罐采用強制電流法進行陰極防腐時，接地電極必須用鋅棒或鎂鋅復合棒，接地電阻不應大干10Ω，接地電極與儲罐的銅芯連線橫截面不應小于16mm2。

10.2.4 埋地油罐、液化石油氣罐應與露出地面的工藝管道相互做電氣連接并接地。10.2.5 當加油加氣站的站房和罩棚需要防直擊雷時，應采用避雷帶(網(wǎng))保護。10.2.6 加油加氣站的信息系統(tǒng)應采用鎧裝電纜或?qū)Ь€穿鋼管配線。配線電纜金屬外皮兩端、保護鋼管兩端均應接地。

10.2.7 加油加氣站信息系統(tǒng)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。

10.2.8 380／220V供配電系統(tǒng)宜采用TN-S系統(tǒng)，供電系統(tǒng)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(tǒng)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。10.3 防 靜 電

10.3.1 地上或管溝敷設的油品、液化石油氣和天然氣管道的始、末端和分支處應設防靜電和防感應雷的聯(lián)合接地裝置，其接地電阻不應大于30Ω。

10.3.2 加油加氣站的汽油罐車和液化石油氣罐車卸車場地，應設罐車卸車時用的防雷電接地裝置，并宜設置能檢測跨接線及監(jiān)視接地裝置狀態(tài)的靜電接地儀。10.3.3 在爆炸危險區(qū)域內(nèi)的油品、液化石油氣和天然氣管道上的法蘭、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(huán)境下，可不跨接。10.3.4 防靜電接地裝置的接地電阻不應大于100Ω

第五篇：江蘇省南京市CNG加氣站項目施工計劃(30座子站)

江蘇省南京市CNG加氣站項目施工計劃（30座子站）

本項目計劃分三期建成。

第一期

本期將建設10座子站，在項目批準后八個月內(nèi)建成投產(chǎn)。項目實施進度如下：

2005年5月完成可研及評審；

2005年6月完成初步設計及天然氣壓縮機定貨；

2005年7月～8月完成施工圖設計，完成進口管線、閥門定貨；2005年9月～10月完成征地、三通一平、土建施工；2005年11月完成工藝安裝施工；

2005年12月完成儀表電氣安裝并進行開車、試生產(chǎn)。

第二期

本期將建設10座子站，七個月內(nèi)建成投產(chǎn)。項目實施進度如下：2005年12月完成初步設計及天然氣壓縮機定貨；

2006年1月～2月完成施工圖設計，完成進口管線、閥門定貨；2006年3月～4月完成征地、三通一平、土建施工；2006年5月完成工藝安裝施工；

2006年6月完成儀表電氣安裝并進行開車、試生產(chǎn)。

第三期

本期將建設10座子站，七個月內(nèi)建成投產(chǎn)。項目實施進度如下：2006年12月完成初步設計及天然氣壓縮機定貨；

2007年1月～2月完成施工圖設計，完成進口管線、閥門定貨；2007年3月～4月完成征地、三通一平、土建施工；2007年5月完成工藝安裝施工；

2007年6月完成儀表電氣安裝并進行開車、試生產(chǎn)。