液化天然气(LNG)汽车加气站设计与施工规范.doc

NB中华人民共和国能源行业标准NB/1001-2011液化天然气（LNG）汽车加气站设计与施工规范Standard for Design and Construction of vehicle Liquefied NaturalGas（LNG） Filling Station20110728发布 2011-11-01实施中华人民共和国能源局 发布目 次1 范围52 规范性引用文件53 术语64 加气站分级和站址选择74。1 基本规定74。2 加气站的等级划分74。3 站址选择85 总平面布置95.1 围墙95。2 道路95。3 防护堤95.4 加气岛及罩棚的布置105。5 防火距离106 工艺设施126.1 LNG储罐系统126.2 卸车126。3 LNG泵126。4 加气设施136.5 气化器136。6 管道系统136。7 紧急切断系统136。8 报警系统146.9 LNG移动加气装置147 消防设施及排水147。1 灭火器材设置147。2 消防水系统147。3 排水158 电气装置158。1 供配电158.2 防雷、防静电159 建构筑物、采暖通风、绿化159。1 建构筑物159.2 采暖通风169。3 绿化1610 施工与验收1610。1 一般规定1610。2 设备和材料的检验1710。3 土建施工1710。4 设备安装1710.5 管道工程1710.6 电气、仪表施工1810.7 预冷及试车1810。8 保冷1810.9 竣工验收1811安全与培训1911。1 防火1911.2 火源控制1911。3 人员安全及培训1911。4 安保1911。5 警示标志19附录A （规范性附录) 计算间距的起讫点20附录B （规范性附录） 民用建筑物保护类别划分21附录C （规范性附录） 加气站内爆炸性气体环境危险区域范围划分22附录D （规范性附录） 本规范用词说明22条文说明错误！未定义书签。前 言根据国家能源局2010年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知国能科技2010320号的要求，为规范液化天然气（LNG)汽车加气站的建设，统一技术要求,规范设计施工，做到安全可靠、技术先进、经济合理，特制订本规范。本规范的编制主要参照液化天然气（LNG）生产、储存和装运标准GB/T 20368、汽车加油加气站设计与施工规范GB50156等标准，借鉴了国内已有的地方标准和企业标准，吸取了国内已建成LNG加气站的设计、施工、建设和运营管理经验，对主要问题进行了多次讨论、协调，最后经审查定稿。本规范共分为11章和4个附录,主要内容包括范围、规范性引用文件、术语、加气站分级和站址选择、总平面布置、工艺设施、消防设施和给排水、电气装置、建筑物、采暖通风、绿化、施工与验收和安全及培训等方面的规定.本规范由中华人民共和国能源局油气司归口管理。授权由中国市政工程华北设计研究总院负责解释。本规范在执行过程中,希望各单位结合工程实践，总结经验，积累资料，如发现对本规范需要修改和补充，请将意见和相关资料函寄中国市政工程华北设计研究总院第四分院能源行业标准管理组（地址：天津市气象路，邮编：300074）以便修订时参考。本规范主编单位、参编单位、主要起草人:主编单位： 中国市政工程华北设计研究总院 新疆广汇实业投资(集团）有限责任公司中海石油气电集团有限责任公司上海交通大学机械动力工程学院参编单位： 中国石油规划总院 内蒙古西部天然气股份有限公司 中国汽车工程研究院本标准主要起草人： 邓 渊 吴洪松 杜建梅 陈海龙 马景柱 张树刚 焦 伟 高永和 王建军 魏 红 杨楚生 （其他单位人员待定）1 范围1.1 本文件制定了液化天然气（LNG）汽车加气站、油气合建站的设计、施工建造等方面的规定.1。2 本规范适用于LNG储存量不超过180m3，LNG工作压力不大于1.6MPa,LCNG工作压力不大于25。0 MPa下列新建、扩建和改建的汽车加气站工程的设计、施工及验收：a）液化天然气(LNG）加气站（以下简称LNG加气站）；b)液化天然气经液态加压、气化的天然气加气站（以下简称L-CNG加气站）；c）LNG和LCNG联建的加气站（以下简称LNG/LCNG加气站）;d）LNG、L-CNG、LNG/L-CNG加气与加油的合建站（以下简称加油加气站)。1。3 加气站的设计、建设除应执行本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件.凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单）适用于本规范。GB150 钢制压力容器GB/T11790 设备及管道保冷技术通则GB/T14976 流体输送用不锈钢无缝钢管GB18047 车用压缩天然气GB18442 低温绝热压力容器GB19204 液化天然气的一般特性GB/T20368 液化天然气（LNG)生产、储存和装运GB50016 建筑设计防火规范GB50019 采暖通风与空气调节设计规范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GB50140 建筑灭火器设计规范GB50156 汽车加油加气站设计与施工规范GB50191 构建筑物抗震设计规范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GB50264 工业设备及管道绝热工程施工及验收规范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 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范HB20592 钢制法兰、垫片、紧固件SH/T3412-1999 石油化工管道用金属软管选用、检验及验收TSG D0001-2009 压力管道安全技术监察规程-工业管道TSG R00042009 固定式压力容器安全技术监察规程TSG ZF001-2006 安全阀安全技术监察规程3 术语3。1 液化天然气(LNG)Liquefied Natural Gas一种在液态状况下的无色流体,主要由甲烷组成，组分可能含有少量的乙烷、丙烷、氮或通常存在于天然气中的其他组分。3.2 压缩天然气(CNG）主要成份为甲烷的压缩气体燃料。3。3 LNG加气站为LNG汽车储瓶充装LNG燃料的专门场所.3.4 LCNG加气站由LNG转化为CNG，为CNG汽车储瓶充装CNG燃料的专门场所.3。5 LNG/LCNG加气站LNG加气站与L-CNG加气站联建的统称。3.6 加油加气合建站汽车加油站与天然气汽车加气站合建的统称。3。7 地下LNG储罐罐顶低于周围4m范围内标高0.2m的LNG储罐.3。8 半地下LNG储罐一半以上罐体安装在周围4m范围内地面以下的LNG储罐。3.9 防护堤用来建设防止液化天然气事故溢出的结构.3.10 设计压力储罐、设备或管道设计中,用于确定最小允许厚度或其部件物理特性的压力.确定任何特殊部件厚度的设计压力包括静压头。设计压力的确定为包括静压头。3。11 工作压力压力容器、管路系统等在正常工作情况下，可能达到的最高压力。3.12 LNG卸车点 LNG unloading place接卸LNG运输车辆所载LNG的固定接头处。3。13 站房用于加油加气站管理和经营的建筑物。3。14 加气岛用于安装加气机的平台。3.15 LNG/CNG加气机 LNG/CNG dispenser给LNG/CNG汽车储液（气）瓶充装LNG/CNG,并带有计量、计价装置的专用设备。3.16 拉断装置 breakaway device在一定外力作用下被拉成两节，拉开后的两节均具有自密封功能的装置。3.17 加气枪 dispenser nozzle附属加气机与供气软管连接，向LNG/CNG储气瓶充装LNG/CNG的专用设备。4 加气站分级和站址选择4。1 基本规定4。1。1 加气站的火灾危险类别，应为“甲”类。4。1.2 LNG卸车应在固定的卸车点。4。1。3 加气站内不应设置地下或半地下建（构)筑物(储罐区、消防水池除外）。站内地下LNG管沟应考虑通风.4.1。4 在城市中心区内不应建一级加气站、一级加油加气合建站。4。1.5 LNG加气可与LCNG加气联合建站。各类天然气加气站可与加油站合建。4。2 加气站的等级划分4.2.1 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站的等级划分，应符合表4.1的规定。表4.1 LNG加气站、LCNG加气站、LNG/LCNG加气站的等级划分级别LNG加气站LCNG加气站、LNG/LCNG加气站LNG储罐总容积(m3）LNG储罐单罐容积(m3）LNG储罐总容积（m3）LNG储罐单罐容积（m3）CNG储气设施（m3)一级120V18060120V1806012二级60V1206060V120608三级60606注：V为LNG储罐总容积。4.2.2 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG/L-CNG加气站与加油站合建站的等级划分，应符合表4。2的规定。表4。2 LNG加气站、LCNG加气站、LNG/LCNG加气站与加油站合建站的等级划分加油站LNG加气站、L-CMG加气站、LNG/LCNG加气站一级二级三级一级（120V180)一级二级（60V120）一级二级二级三级（V60）二级二级三级注1:加油站的等级划分应执行汽车加油加气站设计与施工规范GB50156的规定。注2:LNG储罐或油罐的单罐容积不应大于独立站的规定值;注3：柴油罐容积可折半计入油罐总容积;注4:“”表示不应合建.4。3 站址选择4.3.1 站址选择应符合城市规划、交通规划、环境保护和消防安全的要求，并应选在交通便利的地方.4.3.2 城市建成区内的加气站，宜靠近城市道路，与道路交叉路口的距离应符合交通主管部门的要求.4。3。3 加气站的LNG储罐、放散管管口、LNG卸车点与站外建、构筑物的防火距离，不应小于表4。3的规定。表4.3 LNG储罐、放散管管口、LNG卸车点与站外建、构筑物的防火距离（m）级 别项 目LNG储罐放散管管 口LNG卸车点一级站二级站三级站重要公共建筑物8060505050明火或散发火花地点3530252525民用建筑保护物类别一类保护物二类保护物2520161616三类保护物1816141414甲、乙类生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐3530252225其他类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐,以及容积不大于50 m3的埋地甲、乙类液体储罐2522201820室外变配电站3835303030铁 路7060505050地铁出入口以及进、排风口100100100100100电缆沟、暖气管沟、下水道1210101010道 路快速路、主干路；高速、级12101088次干路、支路；、级108866架空电力线电压380V1.5倍杆高1。5倍杆高1倍杆高电压380V1倍杆高0.75倍杆高架空通信线国家、级1。5倍杆高1。5倍杆高1倍杆高一般1倍杆高0.75倍杆高0。75倍杆高注1:地下和半地下LNG储罐与站外建、构筑物的防火距离可按本表减少30和20。注2：LNG储罐、放散管管口、LNG卸车点与站外建筑面积不超过200m2的独立民用建筑物，其防火距离可按本表的三类保护物减少20%。注3：LNG储罐、放散管管口、LNG卸车点与站外小于或等于1000KVA箱式变压器、杆装变压器的防火距离可按本表的三类保护物减少20。注4：民用建筑物面向加气站一侧的墙为一、二级耐火等级的无门窗洞口实体墙，则储罐、加气机和放散管与该民用建筑物的防火距离可按本表规定的距离减少30。注5：对国家有特殊规定的铁路线、公路线，应按照相关规定执行。4.3.4 加气站、加油加气合建站内的CNG工艺装置与站外建、构筑物的防火距离，应符合汽车加油加气站设计与施工规范(GB50156）的有关规定。5 总平面布置5.1 围墙5。1.1站内工艺设施与站外建、构筑物之间的距离小于或等于25m时,相邻一侧应设置高度不低于2。2m的非燃烧实体围墙。5.1。2 站内工艺设施与站外建、构筑物之间的距离大于25m时，相邻一侧应设置隔离墙，隔离墙可为非实体围墙.5。1。3 面向加气站进、出口道路的一侧宜设置非实体围墙或开敞。5。2 道路5.2。1 车辆入口和出口应分开设置。5。2。2 单车道宽度不应小于4m，双车道宽度不应小于6m。5。2.3 道路转弯半径按行驶车型确定,且不宜小于9m；道路坡度不应大于6,且宜坡向站外。 5。2.4 站内道路不应采用沥青路面。5。3 防护堤5.3.1 LNG储罐四周应设置防护堤，防护堤的设计应符合下列规定：a）应采用非燃烧实体材料.b）防护堤内的有效容量不应小于最大LNG储罐的容量。c) 防护堤宜比堤内地面高不小于0.8m，且应比周边地面高不小于0。4m.d) 防护堤与立式LNG储罐的净距不应小于2m，与卧式LNG储罐的净距不应小于1m，与地下或半地下LNG储罐净距不小于1。5m。5。3.2 防护堤内LNG储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的1/2直径,且不应小于2m。5.3。3 防护堤内不应设置其他可燃液体储罐、CNG高压瓶组或储气井。非明火气化器和LNG泵可设置在防护堤内。5。3.4 防护堤内宜设置排水设施。但不应直接排入市政排水管道。5.4 加气岛及罩棚的布置5.4。1 加气岛的设计应符合下列规定：a）加气岛应高出地坪0.15m；宽度不应小于1.2m。b）同一加气岛上两台加气机之间的距离不宜小于2。0m；5.4.2 罩棚的设计应符合下列规定：a）加气岛应设置非燃烧材料的罩棚。罩棚净高不应小于4.5m;距加气机的投影距离不宜小于2。0m。多排加气岛应设置整体防护罩棚；b）罩棚支柱距加气岛端部不应小于0.6m；c）加气区应设照明灯，照度不得小于100 lx。5.5 防火距离5.5。1 加注站的储罐、工艺装置宜露天布置，加气区应敞开布置。5。5.2 加气站内设施之间的防火距离不应小于表5.1的规定。表5.1 站内设施之间的防火间距 (m)设施名称汽、柴油罐LNG储罐CNG储气瓶 井天然气放散管口密闭卸油点LNG卸车点加油机CNG 加气机LNG加气机LNG潜液泵池LNG柱塞泵高压气化器站房、控制间消防泵房和消防水池取水口其他建筑物燃气（油）热水炉间发电间、变配电间（箱）、道路站区围墙埋地油罐通气管管口一级站二级站三级站CNG系统LNG系统汽、柴油罐埋地油罐643*6*6*4665*通气管管口866*68*8885*LNG储罐一级站2-6512688626102010151246二级站244-103664-248158121035三级站24482642226156121034CNG储气瓶井36*6663*天然气放散管口CNG系统-*646*LNG系统668-8128121033密闭卸油点646665*8*LNG卸车点66-246158127-加油机*2666*CNG加气机22465*LNG加气机2-568888-LNG潜液泵池2561588723LNG柱塞泵261588723高压气化器-61588723站房、控制间*消防泵房和消防水池取水口-*其他建筑物*燃气(油）热水炉间*发电间、变配电间（箱）-*道路站区围墙-注1:表内为汽车加油加气站设计与施工规范GB50156（2006年版)的规定。注2：非空温式气化器和CNG储气瓶组的间距可根据工艺要求确定.注3：非高压气化器距储罐、LNG柱塞泵的间距可根据工艺要求确定.注4： LNG储罐总容积60m3的撬装设备与站内其他设施的防火距离，可按本表中三级站减少20。注5：站房、控制间、变配电间的起算点应为门窗，变配电箱、撬装体的起算点应为外壁、外轮边。注6:表中：“表示无防火间距要求。6 工艺设施6。1 LNG储罐系统6.1.1 LNG储罐的设置应符合下列规定：a)储罐设计与制造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TSG R0004的有关规定。b）储罐的设计压力不应小于1。2倍最大工作压力，设计温度不应高于196。6。1.2 LNG储罐附属设备的设置应符合下列规定：a) 应设置就地指示的液位计、压力表；b) 储罐宜设置液位上限限位控制和压力上限报警装置；c) 储罐液位和压力的测量宜设远传二次仪表；d)储罐的液相连接管道上应设置紧急切断阀。e） 储罐必须设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个（1用1备）。安全阀的设置应符合TSG R0004的有关规定;f）安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时处于铅封开启状态；g)与储罐气相空间相连的管道上应设置人工放散阀。6。2 卸车6。2.1 连接槽车的液相管道上应设置切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。6.2.2 LNG卸车软管应采用奥氏体不锈钢金属软管，其爆破压力不应小于系统最大工作压力的5倍.6。3 LNG泵6.3。1加气用的LNG泵宜采用变频调速启动。6。3。2 一、二级LNG加气站宜设置2台及2台以上LNG泵。6.3.3 LNG潜液泵罐的管路系统和附属设备的设置应符合下列规定：a）LNG储罐的底部（外壁）与潜液泵池的顶部（外壁)的高差不宜小于0。5m,且应符合LNG潜液泵的安装使用要求；b）潜液泵池的回气管道宜与LNG储罐的气相管道相接通。当利用潜液泵卸车时,则宜与槽车气相管相接。c）潜液泵池应设置温度和压力检测装置；d）在泵出口管道上应设置全启封闭式安全阀和紧急切断阀。6。3.4 一、二级L-CNG加气站及合建站宜设置2台及2台以上LNG柱塞泵。6。3。5 邻近居民区、旅业、公寓及办公楼等加气站，柱塞泵应采用防噪设施，产生的噪声应符合国家和地区相关规定。6.3。6 柱塞泵的设置应符合下列规定：a）LNG柱塞泵的设置应符合泵吸入压头要求；b）泵的进、出口管道应设置柔性、防震装置；c）泵的出口管道上应设置止回阀和全启封闭式安全阀；d）柱塞泵应设置温度和压力检测装置。6.4 加气设施6.4.1 LNG加气机的技术要求应符合下列规定：a)加气系统的充装压力不应大于汽车车载瓶的设计压力；b）加气机计量误差不宜大于1。5；c) 加气机充装软管应设拉断装置；d）加气机配置软管应符合第6。2。2条的有关规定。6.4。2 LNG加气岛上宜配置氮气或压缩空气管吹扫接头。6。4.3 加气机应设置防撞护栏。防撞护栏高度不应小于0.5m。6。5 气化器6.5。1 多台LNG储罐可共用一台增压气化器。6.5。2 气化器选用的计算环境温度值不宜高于当地冬季的最低温度50。6.5.3 气化器的设计压力应不小于1。2倍的最大工作压力。6。5。4 高压气化器出口应设置温度计。当出口气体温度低于5时,应采取措施加热到5以上。6。6 管道系统6。6.1 加气站的LNG管道和低温气相管道的设计应符合下列规定：a）管路系统的设计压力不应小于最大工作压力的1。2倍,设计温度不应高于196;b)管材和管件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、工业金属管道设计规范GB50316和固定压力容器安全技术监察规程TSG R0004的有关规定；c)不锈钢无缝钢管应符合流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T14976-2002，管件应符合流体输送用无缝管件GB12459标准的有关规定；d)法兰、垫片、紧固件的配制应与相连装置、阀门等连件的标准体系、规格一致。6.6.2 LNG储罐根部阀应采用焊接连接。阀门制造质量应符合工业金属管道设计规范GB50316的有关规定.6.6.3 低温管道所采取的绝热措施应符合工业设备及管道绝热工程施工及验收规范GB50264的有关规定。6。6。4 管道的防腐要求应符合设计文件的规定.6。6。5 液态天然气管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置。6。6。6 天然气放散应符合下列规定：a) 放散管管口应高出LNG储罐及12。0m范围内的建、构筑物2.0m以上,且距地面不应小于5.0m。放散管管口不得设雨罩等改变放散气流垂直向上的装置。放散管底部宜采取排污措施；b）低温天然气应经加热器加热后放散。放散天然气的温度不宜比周围温度低50。6。6。7 加气站的蒸发气可导入临近城市天然气管网。6.7 紧急切断系统6.7。1 加气站、加油加气合建站应设置紧急切断系统,应能在事故状态下迅速关闭重要的LNG管道阀门和切断LNG泵电源。6.7。2 LNG储罐的液相管道上应设紧急切断阀。6.7。3 紧急切断阀宜为气动阀。6。7.4 紧急切断阀以及LNG泵应设置连锁装置,并具有手动和自动切断的功能。6。7.5 紧急切断系统应具有手动复位功能。6.8 报警系统6.8.1 加气站设置的天然气检漏报警装置应符合下列规定：a)工艺装置区等危险场所应设置可燃气体泄漏检测装置,报警信号宜集中引入控制室;b)天然气浓度报警设定值不应大于爆炸下限浓度(V%）值的20%；c）检漏报警装置的安装和使用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.6.8。2 LNG泵应设超温、超压自动停泵保护装置.6。9 LNG移动加气装置6。9。1 LNG 移动加注装置宜用于以下场所：a）应急保障;b）加注站维修或故障期；c）其他临时用途.6.9.2 LNG 移动加注装置应按第7.1条规定配置灭火器材。7 消防设施及排水7。1 灭火器材设置7。1.1 每2台加气机应设置不少于1只8kg手提式干粉灭火器或2只5kg手提式干粉灭火器；加气机不足2台按2台计算。7.1。2 LNG储罐区应设35kg推车式干粉灭火器2台。当两种介质储罐之间的距离超过15m时,应分别设置。7。1。3 其余建筑的灭火器材配置应符合现行国家标准建筑灭火器配置设计规范GB50140的规定.7。2 消防水系统7.2。1 一级LNG 、一级L-CNG、一级LNG和LCNG合建站、一级油气合建站应设消防给水系统,二、三级各类加气站可不设消防给水系统。对建在远离城镇10公里以上或严重缺水地区的各类一级加气站，在符合下例条件时可不设消防给水系统：1）LNG储罐、放散管、卸车点与站外建、构筑物距离应增加1倍及以上；2)LNG储罐之间的间距应加大到相邻较大储罐直径的1倍及以上,且不得小于4m；3）LNG站区消防灭火器材的配置应增加一倍。7.2.2 LNG设施的消防给水应利用城市或企业已建的给水系统.当已有的给水系统不能满足消防给水的要求时，应自建消防给水系统。自建的消防给水系统，消防水泵宜设备用泵.7。2.3 LNG设施的消防水量不应小于20 L/s。7.2。4 LNG加注站同一时间内的火灾次数应按一次考虑，其消防水量应按储罐区消防最大量确定，连续给水时间不应小于3h.7.2.5 加气站的消防给水系统利用城市消防给水管道时,室外消火栓与LNG储罐的距离宜为30m50m.7。3 排水7。3。1 站内地面雨水可散流排出站外。当雨水由明沟排到站外时,在排出围墙之前，应设置水封装置;7.3.2 加气站、加油加气合建站的排出污水应在建筑物墙外（或围墙内）设水封井。水封井的水封高度不应小于O.25m。水封井应设沉泥段,沉泥段高度不应小于O.25m;7。3.3 排出站外的污水应符合国家有关的污水排放标准。8 电气装置8。1 供配电8。1.1 加气站的供电负荷等级可为三级。设置消防水系统的一级加气站的消防供电系统应设置备用电源。加气站的信息及监控系统应设置不间断供电的电源。8。1。2 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。8.1。3 所有的变配电设备不应采用充油型电气设备.8。1。4 加气站内爆炸危险区域的等级划分应按附录C确定.爆炸危险区域内电气设备选型、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的有关规定。8。1。5 加气站的消防泵房、变配电间、营业室、控制室应设应急照明。8.1.6 加气站的电缆宜采用阻燃性电缆。8。1。7 加气站的电缆宜采用铠装电缆直埋敷设。电缆穿越行车道应穿管保护。电缆不应与油品、LNG、天然气管道和热力管道同沟敷设.8.2 防雷、防静电8.2.1 站内建、构筑物的防雷设计应符合建筑物防雷设计规范GB50057的有关规定。8。2。2 加气罩棚的防雷措施应满足第二类防雷建筑物的防雷措施的要求。8。2。3 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应共用接地装置,其接地电阻不应大于4. 对单独设置LNG储罐防雷接地装置的接地电阻不应大于10；地上或管沟敷设的油品、LNG和天然气管道始、末端的接地装置的接地电阻不应大于10。8.2.4 加气站的信息及监控系统应采用屏蔽电缆。电缆总屏蔽层应在两端与设备接地装置连接.8。2.5 LNG车辆卸车处应设卸车接地装置，并与接地系统可靠连接。8。2。6 爆炸危险区域内所有钢制管道法兰两侧应用金属导线跨接。9 建构筑物、采暖通风、绿化9.1 建构筑物9.1。1 加气站内的站房及其它附属建筑物的耐火等级不应低于二级。当罩棚顶棚的承重构件为钢结构时,其耐火极限可为0。25h,顶棚其它部分不得采用燃烧体建造.罩棚活荷载、雪荷载、风荷载的设计标准值应按现行国家标准建筑结构荷载规范GB50009的有关规定执行。9。1。2 建构筑物的抗震设计应按现行国家标准建构筑物抗震设计规范GB50191的有关规定执行。9。1.3 建筑物的门、窗应向外开启。有爆炸危险的建筑物，应执行现行国家标准建筑设计防火规范GB50016的有关规定。9。1。4 加气站的地坪应采用不发火花地面.9.1.5 站房可由办公室、值班室、值班宿舍、营业室、变配电间、控制室、卫生间和便利店等组成。9.1.6 站房可与站内其他建筑物（餐饮、洗车房、汽车维修等）合建。9.2 采暖通风9。2。1 加气站内的各类房间应根据站场环境、生产工艺特点和运行管理需要决定是否进行采暖设计。如果需要进行采暖，其室内计算温度应符合表9.1的规定.表9.1 各类房间的采暖室内计算温度房间名称采暖室内计算温度（C。）营业室、控制室、办公室、值班休息室18浴室、更衣室25卫生间14发电间12消防器材间59.2.2 加气站的采暖应首先利用城市、小区或邻近单位的热源。当无上述条件，可在加气站内设置热水炉间。9。2。3 设置在站房内的热水炉间，应符合下列规定：a） 热水炉间应设耐火极限不低于3h的隔墙与其它房间隔开;b) 热水炉间的门窗不宜直接朝向LNG储罐区；c） 当采用燃气热水器采暖时，热水炉应设有排烟系统和熄火保护等安全装置，排烟系统应加阻火器。9。2。4 加气站内，爆炸危险区域内的房间或箱体应采取通风措施,并应符合下列规定：a） 采用强制通风时，通风设备的通风能力在工艺设备工作期间应按每小时换气15次计算,在工艺设备非工作期间应按每小时换气5次计算.通风设备应防爆并应与可燃气体浓度报警器联锁;b） 采用自然通风时，通风口总面积不应小于300cm2/m2（地面）,通风口不应少于2个，且应靠近可燃气体积聚的部位设置。9.2.5 加气站室内外采暖管道宜直埋敷设,当采用管沟敷设时，管沟应充沙填实，进出建筑物处应采取隔断措施.9。3 绿化9.3.1 加气站不得种植油性植物。9.3.2 储罐区不应绿化。10 施工与验收10.1 一般规定10。1.1 承建加气站建安工程的施工单位应具有相应的资质.10。1。2 特种作业施工人员须持证上岗。10。1.4 施工设备和检测设备应安全可靠,计量器具应定期校验。10.1.5 施工记录应齐全完整，隐蔽工程的施工应符合相关规范的要求。10。1.6 施工中的安全技术和劳动保护应按国家现行标准石油化工建设工程施工安全技术规范GB50484的有关规定执行。 10。2 设备和材料的检验10.2.1 设备和材料的规格、型号、材质、质量应符合设计及有关产品标准的规定。10。2。2 设备和材料应具有有效的质量证明文件，质量符合国家现行有关标准。10。2。3 压力容器应符合国家现行固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004的规定。10.2.4 引进设备应有商检部门出具的进口设备商检合格证。10.2.5 现场制作设备应按设计和国家有关标准进行检验.10.2.6 可燃介质管道的组成部件应有产品标识，并应按国家现行石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范SH3501的规定进行检验。10.2.7 管道及管件在施工安装前应进行质量检查。10。2.8 可燃介质管道上的阀门在安装前应按国家现行石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范SH3501的规定进行检验。10。3 土建施工加气站的土建施工应符合现行国家标准汽车加油加气站设计与施工规范GB50156的规定。10。4 设备安装10。4.1 LNG立式储罐安装允许误差应符合汽车加油加气站设计与施工规范GB50156静设备安装相关的规定，LNG卧式储罐宜坡向出液管段，但坡度不宜大于3%。10。4。2 加气机应按产品使用说明的要求进行安装，并应符合下列规定：a） 安装前应对设备基础位置和几何尺寸进行复验,对于成排（行）的加气机，应划定共同的安装基准线，其平面位置允许偏差应为2mm、标高允许偏差应为1mm;b） 加气机安装完毕后，应按照产品使用说明书的规定预通电，进行整