山东省LNG加气站安全技术规定Word格式文档下载.docx

1、GB50052 供配电系统设计规范GB50057 建筑物防雷设计规范GB50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50217 电力工程电缆设计规范GB50140 建筑灭火器配置设计规范GB50191 构筑物抗震设计规范GB50235 工业金属管道工程施工及验收规范GB50236 现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范GB50257 电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范GB50264 工业设备及管道绝热工程设计规范GB50303 建筑电气工程施工质量验收规范GB50316 工业金属管道设计规范GB50484 石油化工建设工程施工安全技术规范GB50493 石油化工可

2、燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB50517 石油化工金属管道工程施工质量验收标准HG/T2059220635 钢制法兰、垫片、紧固件SH/T3412 石油化工管道用金属软管选用、检验及验收SH/T3521 石油化工仪表工程施工技术规程TSG D0001 压力管道安全技术监察规程工业管道TSG R0004 固定式压力容器安全技术监察规程TSG ZF001 安全阀安全技术监察规程2 一般要求2.1 LNG加气站分级 LNG加气站分级应符合汽车加油加气站设计与施工规范（GB 501562012）和液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T1001-2011）的规定。推荐建设二级LNG加气站

3、，在前期车辆相对较少时可按二级站设计，分期建设。在高速公路服务区可建设三级LNG加气站和油气合建二级站。2.2 加气站站址选择 （1）LNG加气站的站址选择，应符合城镇规划和燃气专项规划、环境保护和防火安全的要求，并应选在交通便利，便于车辆加气的地方。 （2）在城市建成区内不应建一级 LNG 加气站、一级 L-CNG 加气站、一级 LNG 和 L-CNG 两用加气站。在人口密集区、停车场不宜建设LNG加气站。 （3）城市建成区内的LNG加气站，宜靠近城市道路，不宜选在城市干道的交叉路口附近。 （4）LNG加气站及合建站的设备与站外建、构筑物的防火距离，应符合建筑设计防火规范（GB50016）及

4、汽车加油加气站设计与施工规范（GB 501562012）、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T1001-2011）等。（5）高速公路服务区LNG加气站不应隔匝道与加油站对面设置，距离高速公路路基斜坡底部边缘不小于8m，可建设LNG和加油合建站，建设规模应为二级合建站。2.3 LNG加气站平面布置 （1）LNG加气站的围墙、车辆出、入口、站区内停车位、道路、储罐、加气岛及罩棚设置及防火间距应符合建筑设计防火规范（GB50016）及汽车加油加气站设计与施工规范（GB 501562012）、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T1001-2011）规定，加气罩棚大小应能有效保护

5、加气机仪表不被日光暴晒和淋雨；（2）LNG加气站罐区与加气区应通过透明或非透明不燃墙栅隔离开，防止加气车辆紧靠罐区加气和非工作人员随意进入LNG罐区。 （3）LNG加气站可用地范围内设置的经营性餐饮、或建筑物内的明火设备应按“明火或散发火花地点”对待，这些设施站内LNG液体或BOG气体设备的防火距离，应符建筑设计防火规范（GB50016）及汽车加油加气站设计与施工规范（GB 501562012）、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T1001-2011）规定。 （4）LNG加气站站区的爆炸危险区域的划分应符合汽车加油加气站设计与施工规范（GB 501562012）和液化天然气（LNG

6、）汽车加气站技术规范（NB/T1001-2011）的规定，爆炸危险区域并不应超出站区围墙和可用地界线，爆炸危险区域内的电气设备应防爆。（5）LNG加气站、卸车和汽车加气产生的BOG气体每天超过20m3时应设回收利用装置，可采用BOG储罐回收，将BOG储罐气体调压计量后供给管道、CNG加气站或自用，也可装车外运，对于无回收利用的放散管道宜设放散量计量考核装置。3 LNG 储罐、泵、气化器和加气机等设备选择3.1 LNG加气站及合建站内 LNG 储罐的选择和设置应符合下列规定： （1）储罐设计应符合现行国家标准钢制压力容器GB150，低温绝热压力容器GB18442 和固定式压力容器安全技术监察规程

7、TSG R0004 的有关规定。 （2）储罐内筒的设计温度不应高于-196，设计压力应符合下列公式的规定：1）当Pw0.9MPa时： PdPw+0.18MPa （3-1） Pf=Pw+0.1 （3-2）P0=Pw+0.18Pd （3-3）2）当Pw0.9MPa时：Pd1.2Pw （3-4） Pf=Pw+0.1Pd （3-5） P0=Pw+0.18Pd （3-6） 式中：Pw设备最大工作压力（MPa）；Pd设计压力（MPa）；P0安全阀的定压（MPa）；PfBOG气体人工放散压力。储罐外筒的设计压力不应小于 0.1MPa，设计温度不应高于-18。 （3）内罐与外罐之间夹层应设绝热层，绝热层应与

8、LNG 和天然气相适应，绝热层的填充应饱满，并为不可燃材料，外罐外部着火时，绝热层的绝热性能不应明显降低。储罐封结真空度、真空夹层漏率、漏放气速率应符合现行国家标准低温绝热压力容器 GB18442的规定， LNG气体最大静态蒸发率小于等于0.3%/天,。3.2 地下或半地下 LNG储罐的设置应符合下列规定： （1）储罐宜采用卧式储罐。 （2）应采取措施防止渗水结冰。 （3）储罐应安装在罐池中，半地下 LNG 储罐的罐池内有效容量不应小于 1 个最大 LNG 储罐的容量。罐池应为不燃烧实体防护结构，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不渗漏，并应采取防雨措施。 （4）储罐的外壁距罐池内壁

9、的距离不应小于 1m，同池内储罐之间的间距不应小于 1.5 米。 （5）储罐应采取抗浮措施。 （6）地下 LNG 储罐的池顶应比储罐顶部高 0.6m 及以上。 （7）地下 LNG 储罐的罐池宜用干沙或珠光沙填充。3.3 储罐基础应能耐LNG低温，当采用不耐低温基础，应采取措施避免基础接触低温 LNG。储罐基础的耐火极限不应小于 3h。3.4 LNG 储罐阀门的设置应符合下列规定： （1）储罐应设置全启封闭式弹簧安全阀，且不应少于 2 个（1 用 1 备）。安全阀的设置应符合现行国家标准固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004 的有关规定。 （2） 安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正

10、常操作时处于铅封开启状态。安全阀所设置的放散管直径径不应小于安全阀进口管的直径。 （3）与 LNG 储罐连接的进出 LNG 管道应设置可远程操作的紧急切断阀。 （4）与储罐气相空间相连的管道上应设置人工放散控制阀。3.5 LNG 储罐的仪表设置应符合下列规定： （1）LNG 储罐应设 2 套独立的液位计，可以共用1个压力信号取样孔。 （2）LNG 储罐应设 2 套高液位报警器，高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。高液位报警器可以是液位计的一部分。 （3）LNG 储罐最高液位以上部位应设压力表。 （4）在内罐与外罐之间应设置检测环形空间绝对压力的仪器或检测接口。 （5）LNG 储罐应设温度计

11、。 （6）液位计、压力表、温度计应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。3.6 充装 LNG 汽车系统宜使用潜液泵，潜液泵应安装在泵罐内。潜液泵罐（池）的设计应符合汽车加油加气站设计与施工规范（GB 501562012）和液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T1001-2011）规定。3.7 LNG 潜液泵罐（池）的管路系统和附属设备的设置应符合下列规定：（1）从 LNG 储罐至潜液泵罐（池）前的液相管道应坡向潜液泵罐（池），且中间不得有存气体的地方。（2）潜液泵罐（池）的回气管道应与 LNG 储罐的气相管道接通。当利用潜液泵卸车时，潜液泵罐（池）的回气管道宜与槽车气相管相

12、接。（3）在泵出口管道上应设置止回阀和全启封闭式弹簧安全阀。（4）每台泵的出口管道上应设置压力表。压力表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。3.8 L-CNG 系统宜使用柱塞泵输送 LNG。3.9 LNG 柱塞泵进、出口管道阀门及附件的设置应符合下列规定：（1）从 LNG 储罐至泵前的液相管道，应坡向泵的进口，且不得有窝存气体的地方。（2）泵的回气管道上宜安装长度不小于 0.3m 的挠性管或采取其他防振措施。（4）在泵出口管道上应设置压力表。压力表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室。3.10 LNG 卸车 3.10.1 连接槽车的液相管道上，在靠近与槽车的接口处应设置紧急切

13、断阀和止回阀，气相管道上宜设置紧急切断阀。3.10.2 LNG卸车宜采用奥氏体不锈钢金属真空保温软管，其公称压力不应小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力应大于4倍的公称压力，管道吸热量不大于10w/m。3.11 LNG 加气区 3.11.1 加气机应设在符合要求的加气岛上，每座LNG加气站或油气合建站加气机不得少于2台，加气机不得设在储罐防液堤内、泵撬上或室内。3.11.2 LNG 加气机的技术性能应符合下列规定：（1）加气机计量精度不应低于 1.0 级，宜采用质量计量销售，计量单位kg，当采用体积计量销售，应考虑不同LNG成分组成造成的热值差异。（2）加气机应配置 LNG 预冷系统，充

14、装汽车 LNG 储罐的放散气宜回收利用或引至安全放散区。（3） 加气枪卸开连接后所放出的 LNG 量不应大于 5mL。（4）加气机配置软管应采用奥氏体不锈钢金属缠绕软管，其公称压力不应小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力应大于4倍的公称压力。3.11.3 在 LNG 加气岛上应配置用于吹扫加气枪接头冻冰的设施。3.11.4 加气机附近应设置防撞（柱）栏，其高度不应小于 0.5m。3.12 关键节点的阀门，压力、温度和液位仪表，流量计和加气泵等设备应选择性能可靠优质进口或国产设备。4 LNG 管道系统4.1 LNG 管道和低温气相管道的设计应符合下列规定：（1）管道及附件公称压力不小于1.

15、9 MPa，管路系统的设计压力不小于1.6 Mpa，泵入口前管路系统最高工作压力应与储罐最高工作压力相同，泵出口最高工作压力不应超过1.3MPa。（2）管道的设计温度不应高于-196，储罐与泵或泵撬连接应采用钢管连接，不应采用真空软管连接。（3）管件应与管子材质相同，应采用低温不锈钢。选用的管子应符合流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T14976 的有关规定，选用的管件应符合钢制对焊无缝管件GB/T 12459 的有关规定。4.2 LNG 储罐液相管道首道阀门与管道的连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质一致。4.3 LNG 储罐的液相管道、低温气相管道应采取保冷措施，保冷设计按工业设备及管道绝热工

16、程施工规范GB50264执行，管道吸热量不大于2w/m，含设备管道吸热量不大于5w/m，综合管路系统吸热量不大于4w/m，管路系统最大日静态蒸发量不大于储罐设计储存量的0.3%。绝热保冷材料应为具有良好防潮性能的不燃材料，防水保护层接口应紧密不透水，应采用不锈钢铁皮或镀锌铁皮做保护层。4.4加气站及油气合建站内的天然气放散应符合下列规定：（1）天然气系统宜集中放散。放散管管口应高出 LNG 储罐及 12m 范围内的建、构筑物（含加气罩棚） 2m以上，且距地面不应小于 5m。放散管管口不宜设雨罩等改变放散气流垂直向上的装置。放散管底部应有排污措施。（2）需放散的天然气应按储罐（含加气车辆LNG罐

17、）和槽车二个压力系统进行汇总回收或放散。（3）低温天然气系统的放散应气化器进行加热气化和提高温度后回收或放散。放散天然气的温度不宜低于环境温度 25及以下。4.5 邻近有天然气中低压管道的加气站，LNG 储罐蒸发气可经气化器加热、加臭和调压后输入该管道，并应在接入该管道的站内 LNG 储罐蒸发气管道上设止回阀。输入中低压管道的 LNG 储罐蒸发气小于或等于中低压管道输气量的5%时，可不加臭。5 电气装置及安防系统5.1 供配电 5.1.1 加油加气站的供电负荷等级可为三级。 加气站及加油加气合建站的信息系统应设不间断供电电源。5.1.2 LNG 加气站、L-CNG 加气站、加油和 CNG（或

18、LNG 加气站、L-CNG 加气站）加气合建站的供电电源宜采用电压为 6/10kV的外接电源。加气站的供电系统应设独立的计量装置。5.1.3 一、二级加气站及加油加气合建站的消防泵房、罩棚、营业室、灌区、压缩机间等处，均应设事故照明。5.1.4 当引用外电源有困难时，加油加气站可设置小型内燃发电机组。内燃机的排烟管口，应安装阻火器。排烟管口至各爆炸危险区域边界的水平距离应符合下列规定：（1）排烟口高出地面 4.5m 以下时不应小于 5m。（2）排烟口高出地面 4.5m 及以上时不应小于 3m。5.1.5 加油加气站的电力线路宜采用电缆并直埋敷设。电缆穿越行车道部分，应穿钢管保护。5.1.6 当

19、采用电缆沟敷设电缆时，电缆沟内必须充沙填实。电缆不得与油品、LNG管道敷设在同一沟内。5.1.7 爆炸危险区域内的电气设备选型、安装、电力线路敷设等，应符合现行国家标准爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058 的规定。5.1.8 加油加气站内爆炸危险区域以外的站房、罩棚等建筑物内的照明灯具，可选用非防爆型， 但罩棚下的灯具应选用防护等级不低于 IP44级的节能型照明灯具。5.2 防雷、防静电 5.2.1 LNG 储罐、油罐和 CNG 储气瓶组必须进行防雷接地，接地点不应少于两处。5.2.2 加气站的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地等，宜共用接地装置，其

20、接地电阻不应大于 4。当各自单独设置接地装置时， LNG储罐、油罐和CNG 储气瓶组的防雷接地装置的接地电阻、配线电缆金属外皮两端和保护钢管两端的接地装置的接地电阻不应大于 10；保护接地电阻不应大于 4；天然气、地上油品管道始、末端和分支处的接地装置的接地电阻不应大于 30。5.2.3 加气站内油气放散管在接入全站共用接地装置后可不单独做防雷处理。5.2.4 当加气站内的站房和罩棚等建筑物需要防直击雷时，应采用避雷带（网）保护。在彩钢屋面厚度大于0.5mm、搭接长度大于100mm且下面无易燃物品时，可作为接闪器，不采用避雷带（网）保护。5.2.5 加油加气站的信息系统应采用铠装电缆或导线穿钢

21、管配线。配线电缆金属外皮两端、保护钢管两端均应接地。5.2.6 加气站信息系统的配电线路首、末端与电子器件连接时，应装设与电子器件耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。5.2.7 380/220V 供配电系统宜采用 TNS 系统，当外供电源为 380V 时，可采用 TNCS 系统。供电系统的电缆金属外皮或电缆金属保护管两端均应接地，在供配电系统的电源端应安装与设备耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。5.2.8 地上或管沟敷设的LNG 、CNG和油品管道的始、末端和分支处应设防静电和防感应雷的联合接地装置，其接地电阻不应大于 30。5.2.9 加油加气站的汽油罐车、LPG罐车和LNG 罐车卸车

22、场地和CNG加气子站内的车载储气瓶组的卸气场地，应设卸车或卸气时用的防静电接地装置，并应设置能检测跨接线及监视接地装置状态的静电接地仪。5.2.10 在爆炸危险区域内的油品、LPG、LNG 和 CNG 管道上的法兰、胶管两端等连接处应用金属线跨接。当法兰的连接螺栓不少于 5 根时，在非腐蚀环境下，可不跨接。5.2.11 油罐车卸油用的卸气软管、气回收软管与两端快速接头应保证可靠的电气连接。5.2.12 采用导静电的非金属复合材料管道时，导电内衬应接地；采用不导静电的非金属复合材料管道时，不埋地的热熔连接件应保证长期可靠的接地或使用气密性密封封闭，管道或接头的其他导电部件应接地。5.2.13 防

23、静电接地装置的接地电阻不应大于 100。5.3 报警系统 5.3.1 加气站、加油加气合建站应设置可燃气体检测报警系统。5.3.2 加气站、加油加气合建站内设置LNG 设备和 CNG 设备（包括罐、瓶、泵、压缩机、加气机等）的场所，应设置可燃气体检测器。5.3.3 可燃气体检测器报警（高限）设定值应小于或等于可燃气体爆炸下限浓度（V%）值的 20%。5.3.4 报警器监控系统宜集中设置在控制室或值班室内。5.3.5 报警系统应配有不间断电源。5.3.6 可燃气体检测器和报警器的选用和安装，应符合现行国家标准石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB50493 的有关规定。5.3.7 LNG

24、 储罐应设置液位上、下报警装置和压力上限报警装置。5.3.8 CNG 储气瓶应设置压力上限报警装置。5.3.9 LNG 柱塞泵宜设超温自动停泵保护装置，电机运行温度超过 45时，应自动切断电源。5.4 紧急切断系统 5.4.1 加气站应设置紧急切断系统，该系统应能在事故状态下迅速切断LNG泵、CNG压缩机的电源和关闭重要的 LNG、CNG管道阀门。紧急切断系统应具有失效保护功能。5.4.2 紧急切断阀宜为气动阀。5.4.3 加油泵、LNG泵的电源和紧急切断阀，应能由手动启动的遥控切断系统操纵关闭。5.4.4 紧急切断系统至少应能在以下位置启动：（1）距卸车点 5m 以内。（2）在加油机、加气机

25、附近工作人员容易接近的位置。（3）在控制室或值班室内。5.4.5 紧急切断系统应只能手动复位。6 撬装设备及其他6.1 撬装设备要符合以下要求：6.1.1 不允许选择整体撬装加气设备和移动式撬装加气设备。6.1.2 对于罐撬、泵撬、泵池（罐）、加气机等集成撬装设备需要经过省主管部门认定，并满足以下要求： （1）集成撬装设备各组成部件材质、设计压力、保温等应符合本技术规程的要求。（2）集成设备的组装应符合有关规范标准关于试压、方便操作、维护、维修、抢修和监测、自动监控等方面的要求。（3）撬装设备的真空缠绕保温管道，应标准化设计，当真空度达不到保温要求，可现场更换。（4）罐撬和泵撬之间禁止用真空软管连接，采用不锈钢管道连接，现场保温，连接管道应尽量短。（5）设备厂家、经销商应在24小时内排除设备故障。6.2 真空保温管需要经过省主管部门认定，保证真空度的保质期应在两年及以上，并应能在现场抽真空或保温。6.3 其他部分工程设计按国家现行相关标准的要求执行。