ICS75.060
P47
备案号：DB51 四川省地方标准
DB 51/ T1075—2010
液化天然气加气站设计规范
Code for design of liquefied natural gas filling station
点击此处添加与国际标准一致性程度的标识
（报批稿）
2010–06-01发布2010-07-01实施
目次
前言 (Ⅱ)
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (2)
4 一般规定 (3)
5 站址选择 (3)
6 总平面布置 (6)
7 液化天然气（LNG）加气工艺及设施 (11)
8 液化天然气（L-CNG）加气工艺及设施 (17)
9 消防及安全设施 (18)
10 电气装置 (19)
11 采暖通风、建筑物、绿化 (21)
附录A（规范性附录）计算间距的起讫点 (23)
附录B（规范性附录）加油加气站内爆炸危险区域的等级范围划分 (24)
附录C（规范性附录）民用建筑物保护类别划分 (31)
附录D（规范性附录）本规范用词说明 (33)
附录E（资料性附录）条文说明 (34)
前言
1.《液化天然气加气站设计规范》由四川省发展和改革委员会提出并归口管理。
2. 本标准由四川省质量技术监督局批准发布。
3. 本标准由四川省清洁汽车产业协会负责对条文进行解释。
4. 本标准主要起草单位：四川省清洁汽车产业协会
四川省机械研究设计院
泸州泸天化化工设计有限公司
中国市政工程西南设计研究院
主要起草人：刘震华、陈嘉宾、王达胜、王强、朱丹、龙其云、周小枫、陈鲁宇、丁微波、余祖强、钟声、吴忠全、陈立峰
液化天然气加气站设计规范
1 范围
1.1 本标准适用于下列新建、扩建和改建的液化天然气加气站及其加油加气合建站工程的设计：（参见附录E1.1）
1）液化天然气（LNG）加气站；
2）液化天然气气化(L-CNG)加气站；
3) 液化天然气（LNG）及液化天然气气化(L-CNG)加气与加油合建站；
1.2 本标准规定了上述液化天然气加气站及其加油加气合建站的站址选择、总平面布置、液化天然气加气工艺及设施、消防、安全等设计内容。
1.3 上述液化天然气加气站及其加油加气合建站工程的设计除应执行本标准外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。（参见附录E1.2）
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修改版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB 15586 《设备及管道保冷设计导则》
GB 18442 《低温绝热压力容器》
GB 18984《低温管道用无缝钢管》
GB 21447-2008《钢质管道外腐蚀控制规范》
GB 50016 《建筑设计防火规范》
GB 50028《城镇燃气设计规范》
GB 50058《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》
GB 50156 《汽车加油加气站设计与施工规范》
GB 50183《石油天然气工程设计防火规范》
GB 50196《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》
GB 50264 《工业设备及管道绝热工程设计规范》
GB 5310《高压锅炉用无缝钢管》
GB/T 14976 《流体输送用不锈钢无缝钢管》
GB/T 19204 《液化天然气的一般特性》
GB/T 20368－2006 《液化天然气生产、储存和装运》
SH 3063《石油化工企业可天然气体和有毒气体检测报警设计规范》
SH/T3134《采用橇装式加油装置的加油站技术规范》
SY/T 6711－2008 《液化天然气接收站安全技术规程》
HG/T 20643 《化工设备基础设计规定》
API 620 《大型焊接低压储罐设计和施工》
NFPA 57 《液化天然气车辆燃料》
3 术语和定义
3.1
液化天然气 liquefied natural gas
主要由甲烷组成的液态流体，并且包含少量的乙烷、丙烷、氮和其它成分。
3.2
液化天然气加气站 liquefied natural gas filling station
LNG 加气站和 L-CNG 加气站的总称。
3.3
液化天然气（LNG）加气站 liquefied natural gas(LNG) filling station
为天然气汽车低温绝热瓶充装车用液化天然气（LNG）的专门场所。
3.4
液化天然气（L-CNG）加气站 liquefied natural gas(L-CNG) filling station
液化天然气经低温液态增压、高压气化、储存，再为天然气汽车高压(CNG)储气瓶充装压缩天然气
的专门场所。
3.5
加油加气合建站 automobile gasoline and gas filling station
既可为汽车油箱充装汽油、柴油，又可为天然气汽车低温绝热瓶充装液化天然气或为天然气汽车高压(CNG)储气瓶充装压缩天然气的专门场所。
3.6
站房 station house
用于液化天然气加气站及其加油加气合建站管理和经营的建筑物。
3.7
加气岛 gas filling island
用于安装加气机的平台。
3.8
加气机（LNG、L-CNG）dispenser
给汽车储气瓶充装车用液化天然气或压缩天然气，并带有计量、计价装置的专用设备。
3.9
LNG储罐 LNG container
用于储存液化天然气的容器。
3.10
LNG储罐容量 nominal volume of LNG container
经计算并圆整后的公称容量。
4 一般规定
4.1 液化天然气加气站与加油站、CNG加气站可合建成合建站。（参见附录E2.1）
4.2 液化天然气加气站的等级划分，应符合表1的规定。
表1 液化天然气加气站的等级划分表
单位为立方米
4.3 液化天然气加气站与加油站合建站的等级划分，应符合表2的规定（参见附录E2.3）
表2 液化天然气加气站与加油站合建站的等级划分表
单位为立方米
4.4 液化天然气加气与加油合建站，若加油系统采用橇装式装置，其设计与施工应执行国家现行标准《采用橇装式加油装置的加油站技术规范》SH/T 3134，若液化天然气加气站采用橇装式装置，应执行相关规定。
4.5 液化天然气加气站与液化天然气生产厂联合建站设施的设计，除应符合本规范的规定外，尚应符合现行国家有关标准的规定。
5 站址选择
5.1 液化天然气加气站及其加油加气合建站的站址选择，应符合城镇规划、环境保护和防火安全的要求，并应选择在交通便利的地方。（参见附录E3.1）
5.2 站址选择宜选在易于排除雨水的地段，一般不应设在受洪水和内涝威胁的地段。在山区建站时，应避开山洪及泥石流对站址的威胁，并不应位于窝风地带。（参见附录E3.2）。
5.3 在城市建成区内不应建一级液化天然气加气站和一级加油加气合建站。（参见附录E3.3）
5.4 城市建成区的液化天然气加气站及其加油加气合建站，宜靠近城市道路，不宜选在城市干道的交叉路口附近。（参见附录E3.4）
5.5 液化天然气加油加气合建站的储罐、加油机、加气机和放散管管口与站外建、构筑物的防火距离，不应小于表3的规定。（参见附录E3.5）
表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
单位为米
5.6 液化天然气储罐（区）宜布置在地势平坦、开阔地带。（参见附录E3.6）
5.7 液化天然气储罐组或储罐区四周应设置高度不小于1.0m的不燃烧体实体防火堤。防火堤的设置还应符合本规范
6.15条的规定。（参见附录E3.7）
5.8 液化天然气储罐区应与装卸区、辅助生产区及办公区分开布置。（参见附录E3.8）
5.9 甲类厂房、甲类仓库，可燃材料堆垛，甲、乙类液体储罐，液化天然气储罐，可燃、助燃气体储罐与架空电力线的最近水平距离不应小于电杆（塔）高度的1.5倍，丙类液体储罐与架空电力线的最近水平距离不应小于电杆（塔）高度的1.2倍。但架空通信线和架空电力线与站区最高工艺设施的高度差在80m以上时，采用相应的防护措施，征得主管部门认可后，可以建站。（参见附录E3.9）
5.10 液化天然气加气站及其与加油站合建站的压缩天然气工艺设施与站外建、构筑物的防火距离，应按GB 50156 《汽车加油加气站设计与施工规范》中表4.0.7的规定执行。
6 总平面布置
6.1 液化天然气加气站及其加油加气合建站总平面布置，应根据其生产工艺特点、火灾危险性，结合地形、地质、风向等条件，按功能分区相对集中布置，生产区与生活区和行政区应分区域布置。（参见附录E4.1）
6.2 液化天然气加气站及其加油加气合建站内平面布置应与竖向布置相协调。（参见附录E4.2）
6.3 站内储罐、气化器、天然气压缩机和泵等重要生产设施不应布置在存在地震断裂等不良地质条件的地段。（参见附录E4.3）
6.4 液化天然气加气站及其加油加气合建站的绿化，应符合GB 50183《石油天然气工程设计防火规范》第5.1.8的规定。
6.5 可能散发可燃气体的罐区、装车区、工艺装置，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。（参见附录E4.5）
6.6 槽车卸车区应布置在装置区边缘，并宜独立成区。（参见附录E4.6）
6.7 采用架空电力线路进入站区的变电室，下线杆应布置在站区边缘。（参见附录E4.7）
6.8 液化天然气加气站及其加油加气合建站的出入口应分开设置。（参见附录E4.8）
6.9 液化天然气加气站及其加油加气合建站内储罐区及工艺区宜设置环形消防车道，受地形限制时，应设有回车场的尽头式消防车道，回车场的面积应按所配消防车辆的车型确定，但不宜小于15m×15m。（参见附录E4.9）
6.10 回收用天然气压缩机厂房宜采用开敞式或半开敞式厂房。（参见附录E4.4）
6.11 液化天然气加气站及其加油加气合建站的围墙设置应符合下列规定：（参见附录E4.10）
6.11.1 液化天然气加气站及其加油加气合建站的工艺设施与站外建、构筑物之间的防火距离≤25m以及≤表3中的防火距离的1.5倍时，相邻一侧应设置高度不低于2.2m的非燃烧实体围墙。
6.11.2 液化天然气加气站及其加油加气合建站的工艺设施与站外建、构筑物之间的防火距离＞表3中的防火距离的1.5倍，且＞25m时，相邻一侧应设置隔离墙，隔离墙可为非实体围墙。
6.11.3 面向进出口道路的一侧宜设置非实体围墙，或敞开。
6.12 站区内停车场和道路应符合下列规定：（参见附录E4.11）
6.12.1 单车道宽度不应小于3.5m，双车道宽度不应小于6m。
6.12.2 站内的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；在汽车槽车卸车停车位处，宜按平坡设计。
6.12.3 站内停车场和道路路面不应采用沥青路面。
6.13 加油岛、加气岛及汽车加油加气场地宜设罩棚，罩棚应采用非燃烧材料制作，其有效高度不应小于4.5m。罩棚边缘与加油机或加气机的平面距离不宜小于2m。（参见附录E4.12）
6.14 加油岛、加气岛的设计应符合GB 50156《汽车加油加气站设计与施工规范》第5.0.5条的规定。（参见附录E4.13）
6.15 液化天然气储罐区应设防火堤，并应符合下列规定：（参见附录E4.14）
6.15.1 操作压力小于或等于100KPa的储罐，储罐至防火堤最近边沿的距离，应为储罐最高液位高度加上储罐气相空间压力的当量压头之和与防火堤高度之差（见图1）；当罐组内的储罐已采取了防低温或火灾的影响措施时，防火堤区内的有效容积应不小于罐组内一个最大储罐的容积；当储罐未采取防低温和火灾的影响措施时，防火堤区内的有效容积应为罐组内储罐的总容积。
6.15.2 在低温设备和易泄漏部位应设置液化天然气液体收集系统；
6.15.3 防火堤区应配有集液池；
6.15.4 防火堤区必须能够承受所包容液化天然气的全部静压头，所圈闭液体引起的快速冷却、火灾的影响、自然力（如地震、风雨等）的影响，且不渗漏；
6.15.5 储罐与工艺设备的支架需考虑耐火和耐低温，其耐火极限不小于0.25h；
6.15.6 储罐区内水泥地平面必须按防冻设计处理，在施工时采用隔热层或隔热涂层等措施。
注1：尺寸“ｘ”应等于或大于尺寸“ｙ”加液面上蒸汽压力的LNG当量压头。
注2：例外：当防火堤或拦蓄墙的高度达到或超过最高液位时，“ｘ”可为任意值。
注3：尺寸“ｘ”为储罐的内壁到防护堤或拦蓄墙最近砌面的距离。
注4：尺寸“ｙ”为储罐中最高液位到防火堤或拦蓄墙顶部的距离。
图1 防火堤或拦蓄墙到储罐的距离
6.16 防火堤和集液池至室外活动场所、建（构）筑物的隔热距离（作业者的设施除外），应按GB 50183《石油天然气工程设计防火规范》第10.3.4条款进行计算，当计算出的安全防火距离大于本标准表5要求的安全防火距离时，应按计算出的安全防火距离执行。（参见附录E4.15）
6.17 GB 50183《石油天然气工程设计防火规范》第10.3.4条2款（1）、（2）项中的室外活动场所、建筑物，以及站内重要设施不得设置在天然气蒸汽云扩散隔离区内。扩散隔离区的边界应按GB 50183《石油天然气工程设计防火规范》第10.3.5条要求确定：（参见附录E4.16）
6.18 液化天然气储罐间距应符合下列要求：（参见附录E4.17）
6.18.1 储罐间距应按表4确定，且应满足本规范第6.16条和第6.17条的规定。
6.18.2 多台储罐并联安装时，为便于接近所有隔断阀，必须留有至少0.9 m的距离。
6.18.3 容量超过0.5 m3的储罐不应设置在建筑物内。
表4 地上液化天然气储罐间距表
6.19 整体式加热气化器距防火堤区、导液沟、工艺设备应大于15 m；间接加热气化器和环境式气化器可设在按规定容量设计的防火堤区内。（参见附录E4.18）
6.20 严禁将液化天然气直接排入封闭的排水沟内。（参见附录E4.19）
6.21 液化天然气加气站及其加油加气合建站站内设施之间的防火距离，不应小于表5的规定。（参见附录E4.20）
6.22 加油加气合建站中的加油工艺及设施应按现行国家标准GB 50156 《汽车加油加气站设计与施工规范》第六章“加油工艺及设施”相关条款执行。计算间距的起讫点参见附录A。
表5 站内设施之间的防火距离
单位为米
表 5 （续）
单位为米
7 液化天然气（LNG）加气工艺及设施
7.1 液化天然气质量、储罐及配套设施
7.1.1 液化天然气的质量应符合国家现行标准GB/T 19204《液化天然气的一般特性》的有关规定。
7.1.2 加气站内液化天然气储罐设置的基本要求（参见附录E5.1.1）
7.1.2.1 储罐的设计和制造均应由国家认定的有相应资质的设计和制造单位来承担。储罐应满足安全地储存低温液体，最初使用前，应对储罐进行检测，以确保符合工程设计和材料、制造、组装与测试。
7.1.2.2 使用单位应申请国家认定的有资质的检测部门对储罐进行检测，作出检测报告，出具检验合格证，建立设备档案。
7.1.2.3 储罐基础的抗震设计应符合工程地震安全性评价报告中的相关要求。为减轻地震的影响，基础设计可考虑采用减震垫。
7.1.2.4 LNG储罐设计中风荷载和雪荷载应按100年一遇考虑。
7.1.2.5 储罐基础的设计应符合现行标准HG/T 20643《化工设备基础设计规定》。储罐承台可以采用地面式、架空式和半地下式。
7.1.2.6 低温储罐绝热应按低温储罐相关标准执行。
7.1.2.7 储罐区地面和储罐基础应考虑地面和设备基础防冻设计，以防泄漏事故后导致设备基础出现问题。
7.1.3 储罐自增压器
储罐自增压器的设计、施工及运行管理按GB/T 20368第5章的规定执行。
7.1.4 液位计（参见附录E5.1.2）
LNG储罐应配备两套独立的液位计；储罐中应配备两个高液位报警器；LNG储罐还应配备高液位液流切断装置。
7.1.5 压力表（参见附录E5.1.3）
储罐应配备压力表，装在合适的位置来检测储罐的压力变化。
7.1.6 安全阀（参见附录E5.1.4）
7.1.6.1 操作压力大于100KPa的储罐，在储罐上应配备安全阀。
7.1.6.2 操作压力和安全阀释放压力之间应考虑足够的余量，避免不必要的放空。
7.1.6.3 储罐至少应装配两个可以直接向大气泄压的安全阀，安全阀应考虑至少有一个备用。直接向大气泄压的安全阀,其排气管口应高出8m范围内储罐罐顶平台3m以上。
7.1.6.4 安全阀的排放量应按照GB/T 20368－2006 《液化天然气生产、储存和装运》第4.7条款设置。
7.1.7 温度计（参见附录E5.1.5）
现场装配的储罐上应配备温度检测装置，以便在储罐投入使用时控制温度，或作为检查和标定液位计的一种辅助手段。
7.1.8 密度计（参见附录E5.1.6）
液化天然气储罐上应配备密度计。
7.1.9事故切断（参见附录E5.1.7）
储罐及配套设施的控制仪表，在电力或仪表风的供应发生故障时，能让系统回到并保持在安全的状态，直到操作人员采取适当措施或重新启动此系统，或保护系统。
7.2 泵和压缩机（参见附录E5.2）
7.2.1 液化天然气卸车宜选用卸车泵。
7.2.2 向天然气汽车加气应选用低温潜液泵，通过加气机来控制泵运转输送的流量。
7.2.3 加气站内所设的卸车泵流量不宜小于300L/min。
7.2.4 设置在地面上的泵和压缩机，宜设置防晒罩棚或泵房（压缩机间）。
7.2.5 储罐的出液管设置在罐体底部时，充装泵的管路系统设计应符合下列规定：
7.2.5.1 管路系统设计压力不小于1.6MPa。
7.2.5.2 储罐的出液口至泵的入口宜用真空夹套管路，其真空度要求≤1.33×10-3Pa。
7.2.5.3 泵的进出口宜采取防震措施。
7.2.5.4 从储罐引至泵进口的液相管道，应坡向泵的进口，且不得有窝存气体的地方。
7.2.5.5 在泵的出口管路上应安装回流阀、止回阀和压力表。
7.2.6 低温泵宜设超温自动停泵保护装置。电机运行温度至45℃时，应自动切断电源。低温泵的设置还应作到：
7.2.6.1 每个泵都应单独配备阀门。
7.2.6.2 泵出口与下游隔离阀之间应安装一个止回阀，并应采取措施以避免水击。
7.2.6.3 应根据泵的特性设置泵的小流量循环管线。
7.2.6.4 设计应考虑排气管线放掉泵筒内产生的天然气。
7.2.6.5 电缆充氮密封腔体应提供压力检测并引入安全连锁。
7.2.7 液化天然气泵进、出口管道阀门及附件的设置应符合下列规定：
7.2.7.1 进口管道应设过滤器。
7.2.7.2 出口管道应设止回阀和安全阀。
7.2.7.3 进口管道和储罐的气相之间应设旁通阀。
7.2.8 液化天然气泵和压缩机除了就地控制外，还应设易接近的远距离控制装置紧急切断泵与压缩机，远距离控制装置距设备的距离至少7.6m。
7.3 液化天然气加气机（参见附录E5.3）
7.3.1 液化天然气加气机不得设在室内。
7.3.2 液化天然气加气机数量应根据加气汽车数量确定。每辆汽车加气时间可按3～5 min计算。
7.3.3 液化天然气加气机应具有充装和计量功能，其技术要求应符合下列规定：
7.3.3.1 加气系统的设计压力不应小于1.6 MPa。
7.3.3.2 加气枪的流量可采用单、双流量计控制。
7.3.3.3 天然气流经的所有管道必须清理干净，管道必须做隔热保冷处理，管道与加气机宜使用真空多层缠绕管连接，加气软管上应设拉断阀，其分离拉力宜为400～600N。
7.3.3.4 加气机的计量准确度等级不应低于1.0级。
7.3.3.5 加气枪上的加气嘴应与汽车受气口配套。加气枪头应配置自密封阀。
7.3.4 加气机的液相管道上宜设事故切断阀或过流阀。事故切断阀和过流阀应符合下列规定：
7.3.4.1 当加气机被撞时，设置的事故切断阀应能自行关闭。
7.3.4.2 过流阀关闭流量宜为最大工作流量的1.6～1.8倍。
7.3.4.3 事故切断阀或过流阀与充装泵连接的管道必须牢固，当加气机被撞时，该管道系统不得受损坏。
7.3.5 加气机附近应设防撞柱（栏）。
7.3.6 液化天然气加气的输送可采用低温潜液泵或柱塞泵，潜液泵应带夹套保冷系统，泵的布置宜就近储罐安装，以减少连接管道的热损失，提高泵运行的可靠性。
7.3.7 在LNG加气岛上宜配置用于吹扫加气枪接头可能产生冰冻的氮气管。
7.4 液化天然气管道系统（参见附录E5.4）
7.4.1 液化天然气低温管道和高压管道，应采用0Cr18Ni9或具有同等性能材料的无缝钢管，其技术性能应符合国家现行标准GB/T 14976《流体输送用不锈钢无缝钢管》或GB 5310《高压锅炉用无缝钢管》的规定。非低温管道和非高压管道应选用20号钢或具有同等性能材料的无缝钢管，其技术性能应符合国家现行标准GB 8163《流体输送用无缝钢管》的规定。管件应与管子材质应相同。
7.4.2 管道上的阀门材质应与管子材质相同。阀门还要求：
7.4.2.1 加长阀杆阀应用填料密封，安装的位置不应因结冰引起阀门泄漏或误操作。
7.4.2.2 如果安装在低温管道上的阀门的加长阀杆向上偏离正垂线超过450，应确保它能正确地动作。
7.4.2.3 阀及阀的执行机构应能在结冰的条件下操作。
7.4.2.4 紧急切断阀应同时配备动力操作和手动执行机构。
7.4.2.5 与储罐相连的液化天然气管线上的储罐第一道阀应能隔离LNG储罐并保证其安全停车。
7.4.3 液化天然气管道组成件的设计压力不应小于1.6MPa,宜采用真空夹套管。
7.4.4 液化天然气液相管道为焊接、法兰及螺纹连接，液化天然气气相管道为焊接、法兰、螺纹及卡套连接。所有管道（包括埋地管道）尽量采用焊接方式连接。
7.4.5 管道与储罐、容器、设备及阀门的连接宜采用法兰连接。公称直径大于50 mm的管道连接应采用焊接或法兰，并应尽可能多用焊接方式。不同的金属之间应采用法兰或经试验验证的过渡连接件连接。垫片应选用防火材料。
7.4.6 液化天然气管道可采用埋地、管沟或低架敷设。当采用管沟敷设时，管沟应采用中性沙子填实，并设活门及通风孔。
7.4.7 埋地管道外表面的防腐设计应符合国家现行标准GB21447-2008《钢质管道外腐蚀控制规范》的有关规定，并应采用最高级别的防腐绝缘保护层。
7.4.8 埋地管道应埋设在土壤冰冻线以下，且覆土厚度（管顶至路面）不得小于0.8m，穿越车行道处，宜加设套管。
7.4.9 液化天然气在管道中的流速，泵前不宜大于1.2m/s，泵后不应大于3 m/s；气态天然气在管道中的流速不宜大于12m/s。
7.4.10 冷管道的管架在设计时应选用导热性差的材料或设计隔热层防止热传递，良好的导热性会因结冰或管架钢材变脆形成对管线的约束。
7.4.11 如工艺系统不能满足储罐及低温管道预冷要求时，应设置专用的储罐冷却管线，用于储罐的最初冷却，冷却管末端可采用喷嘴或环形喷淋管的形式。
7.4.12 进料管线：进料应设置顶部进料和较低部位进料两条管线。
7.4.13 管道系统安装完毕后，在投入生产前，应进行吹扫、试压、干燥和惰性气体置换。站内管道设计、安装应采取减小振动和热应力的措施。
7.4.14 主要及辅助工艺系统应尽可能露天安装，管道跨越道路时，净空高度不应小于5m。
7.4.15 所有的管道应至少符合下列防火要求之一
7.4.15.1 管道材料既能承受正常的操作温度，又能承受紧急状态下的极端温度。
7.4.15.2 能通过保温层或其它方式延迟极端温度导致的管道失效，直到作业者采取措施。
7.4.15.3 在遭受溢出物着火高温的情况下，管道能隔离。
7.4.16 管道绝热
7.4.16.1 在可能发生火灾区域使用的管道绝热材料应具有耐火性。
7.4.16.2 应选用符合相应标准规范要求的绝热材料。
7.4.16.3 应使用低氯化物含量的绝热材料。
7.4.16.4 应避免使用可能吸附甲烷气的多孔绝热材料。
7.4.16.5 应设隔潮层，绝热材料本身不透水蒸气的情况除外。
7.5 紧急切断系统（参见附录E5.5）
7.5.1 液化天然气加气站及其加油加气合建站应设置紧急切断系统。该系统应能在事故状态下迅速关闭重要的液化天然气管道阀门和切断液化天然气泵、压缩机的电源。液化天然气泵和压缩机应采用人工复位供电。
7.5.2 液化天然气储罐的出液管道和连接槽车的液相管道上应设紧急切断阀。
7.5.3 紧急切断阀宜为气动阀。
7.5.4 紧急切断阀以及液化天然气泵和压缩机电源，应能由手动启动的遥控切断系统操作关闭。
7.5.5 紧急切断系统应具有手动、自动或手动自动同时启动的性能，手动启动器应设置在事故时方便到达的地方。手动启动器应具有明显的功能标志。
7.5.6 紧急停车应具有自锁功能，触发后应经人工确认并复位。
7.5.7 应根据风险评估，建立一个因果图，以确保一旦检测到异常情况，紧急停车能按照所定义的因果逻辑正常动作。
7.6 槽车卸车（参见附录E5.6）
7.6.1 连接槽车的液相管道和气相管道上宜设拉断阀。拉断阀的分离拉力宜为400～600N。全关阀与接头的距离不应大于0.2m。液化天然气槽车应该有良好的阻火系统。
7.6.2 液化天然气槽车卸车点应设置固定位置，与其它装置的距离应按照本规范表5的距离确定。
7.6.3 装卸管汇上应设切断阀及排液、排空接口，槽车卸车宜设置天然气回收装置，以回收卸车完成后槽车内剩余的天然气，不能回收的应通过固定管道引至高处放空。切断阀宜设置火灾保护装置。装车软管的使用应与危险评估相符，软管的设计应符合有关标准，软管应按相关规定进行检测，且每次使用前应检查外观是否有损坏或缺陷。
7.6.4 卸车管道
7.6.4.1 卸车总管自动切断阀的关闭时间，应通过分析来确定。
7.6.4.2 管道系统中应根据需要安装止回阀，且应尽量靠近可能发生回流的接口处。
7.6.4.3 系统应采用安全的方式置换出空气或其它气体，应设置放空短管和扫线头，以便所有工艺和天然气管道的置换。
7.6.5 接地、通信
7.6.5.1 槽车卸液化天然气时应提供防静电接地保护设施，接地宜测试并保持与控制系统的硬线连接。
7.6.5.2 卸车地点宜配备通信设施，通讯方式可采用防爆电话、广播系统、无线电或信号灯。
7.7 保冷（参见附录E 5.7）
7.7.1 液化天然气加气站及其加油加气合建站具有下列工况之一的设备管道及其附件（设备支座、裙座、
支腿、吊耳、管道支架、吊架等）必须保冷：
7.7.1.1 为减少冷介质及载冷介质在生产和运输过程中的冷损失；
7.7.1.2 为防止或降低冷介质及载冷介质在生产和运输过程中温度升高或汽化；
7.7.1.3 为防止设备或管道外表面凝露；
7.7.1.4 与保冷设备或管道相连的仪表及其管道。
7.7.2 具有下列工况之一的设备管道及其附件不须保冷：
7.7.2.1 要求温度升高或必须裸露；
7.7.2.2 要求及时发现泄漏的设备和管道上的连接法兰；
7.7.2.3 要求经常监测防止发生损坏的部位；
7.7.2.4 工艺生产中排气放空等不需保冷的设备和管道。
7.7.3 保冷厚度：
7.7.3.1 设备和管道的保冷厚度根据当地自然环境条件、介质温度和保冷材料的性能，按“允许最大冷损失”方法计算保冷层厚度；
7.7.3.2 上述条款规定的保冷厚度计算公式及参数应按GB 50264《工业设备及管道绝热工程设计规范》第4章“绝热计算”的规定进行。
7.7.4 保冷结构：
7.7.4.1 保冷结构一般由防锈层、保冷层、防潮层和保护层组成。保冷结构设计应符合保冷效果好，施工方便，防火，耐久和美观等要求；
7.7.4.2 凡需保冷的碳钢和铁素体合金钢设备、管道及其附件的外表面，应涂刷防锈层；
7.7.4.3 保冷层设计厚度≥80mm时，保冷结构应按双层设置，当内外层采用同一种保冷材料时，内外层厚度宜近似相等；
7.7.4.4 保冷层必须进行紧固，保冷结构必须具有一定的机械强度，不因自重或偶然外力的作用而破坏；
7.7.4.5 保冷结构一般不考虑可拆卸性，但需经常维修的部位如法兰、阀门和人孔宜采用可拆卸的保冷结构；
7.7.4.6 高于3m的立式设备、垂直管道及与水平夹角大于450，长度大于3m的管道应设置支承环，其间距不得大于5m。
7.7.4.7 硬质保冷材料施工安装时应预留伸缩缝，伸缩缝间应填塞与硬质保冷材料厚度相同的软质保冷材料，或填入发泡型粘接剂；
7.7.4.8 设备和管道的附件（如支座）的保冷长度应等于其相应设备或管道保冷层厚度的4倍或至垫座底部。
7.7.5 保冷层材料性能要求：
7.7.5.1 保冷层材料应是闭孔、憎水、不燃或难燃型材料；
7.7.5.2 保冷层材料的含水率不得大于1％，吸水率不得大于0.3％（质量分数）；
7.7.5.3 难燃型（B1级）保冷材料的氧指数应≥30；
7.7.5.4 当在不锈钢设备和管道上使用时，保冷材料内氯离子含量应符合GB 50126《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》的规定。
7.7.6 保冷层材料选择原则：
7.7.6.1在主要技术性能均能满足保冷要求的范围内，有不同保冷层材料可供选择时，应优先选用导热系数小、密度小、吸水及吸湿率低、耐低温性能好、易施工、造价低、其综合经济效益较高的材料。
7.7.6.2 保冷层材料的最低安全使用温度，应低于正常操作时介质最低温度。
7.7.6.3 在低温条件下经综合经济比较后，可选用两种或多种保冷层材料复合使用，或直接选用复合型保冷材料制品。
7.8 安全措施（参见附录 E 5.8）
7.8.1 加气机须设置防拉断装置。
7.8.2 液化天然气加气站及其加油加气合建站内应设置事故切断系统，事故发生时，应切断或关闭液化天然气来源，还应关闭正在运行可能使事故扩大的设备。
7.8.3 液化天然气加气站及其加油加气合建站应配置防火设施。其防护程度应根据防火工程原理、现场条件、设施内的危险性，结合站界内外相邻设施综合考虑确定。
7.8.4 液化天然气储罐，应设双套带高液位报警和记录的液位计、显示和记录罐内不同液相高度的温度计、带高低压力报警和记录的压力计、安全阀和真空泄放设施。储罐必须配备一套与高液位报警连锁的进罐流体切断装置。液位计应能在储罐运行情况下进行维修或更换，选型时必须考虑密度变化因素，必要时增加密度计，监视罐内液体分层，避免罐内“翻混”现象发生。
7.8.5 火灾和气体泄漏检测装置，应按以下原则配置
（1）装置区、罐区以及其它存在潜在危险需要经常观测处，应设火焰探测报警装置。相应配置适量的现场手动报警按钮。
（2）装置区、罐区以及其它存在潜在危险需要经常观测处，应设连续检测天然气体浓度的探测报警装置。
（3）装置区、罐区、集液池以及其它存在潜在危险需要经常观测处，宜设连续检测液化天然气泄漏的低温探测报警装置。
（4）探测器和报警器的信号盘应设置在其保护区的控制室或操作室内。
8 液化天然气（L-CNG）加气工艺及设施（参见附录E 6）
8.1液化天然气质量、储罐及配套设施：本条要求同本规范第7.1条款。
8.2 LNG增压及气化
8.2.1 液化天然气（L-CNG）增压方式宜采用液态增压方式。
8.2.2 液态增压应采用柱塞泵或分级增压泵，
8.2.3 一、二级L-CNG及合建站应设置两台及两台以上的增压泵。