8.1 CNG常规加气站和加气母站工艺设施
8.1.1 天然气进站管道宜采取调压或限压措施。天然气进站管道设置调压器时，调压器应设置在天然气进站管道上的紧急关断阀之后。
8.1.2 天然气进站管道上应设计量装置。计量准确度不应低于1.0级。体积流量计量的基准状态，压力应为101.325kPa，温度应为20℃。
8.1.3 进站天然气硫化氢含量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047的有关规定时，应在站内进行脱硫处理。脱硫系统的设计应符合下列规定：
1 脱硫应在天然气增压前进行。
2 脱硫设备应设在室外。
3 脱硫系统宜设置备用脱硫塔。
4 脱硫设备宜采用固体脱硫剂。
5 脱硫塔前后的工艺管道上应设置硫化氢含量检测取样口，也可设置硫化氢含量在线检测分析仪。
8.1.4 进站天然气含水量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047的有关规定时，应在站内进行脱水处理。脱水系统的设计应符合下列规定：
1 脱水系统宜设置备用脱水设备。
2 脱水设备宜采用固体吸附剂。
3 脱水设备的出口管道上应设置露点检测仪。
8.1.5 进入压缩机的天然气不应含游离水，含尘量和微尘直径等质量指标应符合所选用的压缩机的有关规定。
8.1.6 压缩机排气压力不应大于25MPa（表压）。
8.1.7 压缩机组进口前应设分离缓冲罐，机组出口后宜设排气缓冲罐。缓冲罐的设置应符合下列规定：
1 分离缓冲罐应设在进气总管上或每台机组的进口位置处。
2 分离缓冲罐内应有凝液捕集分离结构。
3 机组排气缓冲罐宜设置在机组排气除油过滤器之后。
4 天然气在缓冲罐内的停留时间不宜小于10s。
5 分离缓冲罐及容积大于0.3m³的排气缓冲罐，应设压力指示仪表和液位计，并应有超压安全泄放措施。
8.1.8 设置压缩机组的吸气、排气管道时，应避免振动对管道系统、压缩机和建(构)筑物造成有害影响。
8.1.9 天然气压缩机宜单排布置，压缩机房的主要通道宽度不宜小于2m。
8.1.10 压缩机组的运行管理宜采用计算机集中控制。
8.1.11 压缩机的卸载排气不应对外放散，宜回收至压缩机缓冲罐。
8.1.12 压缩机组排出的冷凝液应集中处理。
8.1.13 固定储气设施的额定工作压力应为25MPa。
8.1.14 CNG加气站内所设置的固定储气设施应选用储气瓶或储气井。
8.1.15 此条删除。
8.1.16 储气瓶(组)应固定在独立支架上，地上储气瓶(组)宜卧式放置。
8.1.17 固定储气设施应有积液收集处理措施。
8.1.18 储气井不宜建在地质滑坡带及溶洞等地质构造上。
8.1.19 储气井本体的设计疲劳次数不应小于2.5X104次。
8.1.20 储气井的工程设计和建造，应符合国家现行有关标准的规定。储气井口应便于开启检测。
8.1.20A 储气井应分段设计，埋地部分井筒应符合现行行业标准《套管柱结构与强度设计》SY/T 5724的有关规定，地上部分应符合现行国家标准《压力容器》GB 150.1~ GB 150.3的有关规定。
8.1.21 CNG加(卸)气设备设置应符合下列规定：
1 加(卸)气设施不得设置在室内。
2 加(卸)气设备额定工作压力应为20MPa。
3 加气机流量不应大于0.25m³ /min（工作状态）。
4 加(卸)气柱流量不应大于0.5m³ /min（工作状态）。
5 加气(卸气)枪软管上应设安全拉断阀。加气机安全拉断阀的分离拉力宜为400N~600N，加气卸气柱安全拉断阀的分离拉力宜为600N~900N。软管的长度不应大于6m。
6 加卸气设施应满足工作温度的要求。
8.1.22 储气瓶(组)的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，储气瓶(组)的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间应设厚度不小200mm的钢筋混凝土实体墙隔墙，并应符合下列规定：
8.1.22 储气瓶(组)的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，储气瓶(组)的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间应设厚度不小200mm的钢筋混凝土实体墙隔墙，并应符合下列规定：
1 固定储气瓶(组)的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间设置的隔墙，其高度应高于储气瓶(组)顶部1m及以上，隔墙长度应为储气瓶(组)宽度两端各加2m及以上。
2 车载储气瓶组的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间设置的隔墙，其高度应高于储气瓶组拖车的高度1m及以上，长度不应小于车宽两端各加1m及以上。
3 储气瓶(组)管道接口端与站外建筑物之间设置的隔墙，可作为站区围墙的一部分。
8.1.23 加气设施的计量准确度不应低于1.0级。
条文说明
8.1 CNG常规加气站和加气母站工艺设施
8.1.1 CNG进站管道设置调压装置以适应压缩机工况变化需要，满足压缩机的吸入压力，平稳供气，并防止超压，保证运行安全。
8.1.3 在进站天然气的硫化氢含量达不到现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047的硫含量要求时，需要进行脱硫处理。加气站脱硫处理量较小，一般采用固体法脱硫，为环保需要，固体脱硫剂不在站内再生。设置备用塔，可作为在一塔检修或换脱硫剂时的备用。脱硫装置设置在室外是出于安全需要。设置硫含量检测是工艺操作的要求。
8.1.4 CNG加气站多以输气干线内天然气为气源，其气质可达到现行国家标准《天然气》GB 17820中的Ⅱ类气质指标，但给汽车加注的天然气须满足现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047对天然气的水露点的要求。一般情况下来自输气干线内天然气质量达不到《车用压缩天然气》GB 18047要求的指标，所以还要进行脱水。
因采用固体吸附剂脱水，可能会增加气体中的含尘量对压缩机安全运行有影响，可通过增加过滤器来解决。
8.1.7 压缩机前设置缓冲罐可保证压缩机工作平稳。设置排气缓冲罐是减少为了排气脉冲带来的振动，若振动小，不设置排气缓冲罐也是可行的。
8.1.9 压缩机单排布置主要考虑水、电、气、汽的管路和地沟可在同一方向设置，工艺布置合理。通道留有足够的宽度方便安装、维修、操作和通风。
8.1.11 当压缩机停机后，机内气体需及时泄压放掉以待第二次启动。由于泄压的天然气量大、压力高、又在室内，因此需将泄放的天然气回收再用。
8.1.12 压缩机排出的冷凝液中含有凝析油等污物，有一定危险，所以应集中处理，达到排放标准后才能排放。压缩机组包括本机、冷却器和分离器。
8.1.13 我国CNG汽车规定统一运行压力为20MPa，CNG站的储气瓶压力为25MPa，以满足CNG汽车充气需要。
8.1.14 日前CNG加气站固定储气设施主要用储气瓶(组)和储气井。储气瓶(组)有易于制造，维护方便的优点。储气井具有占地面积小、运行费用低、安全可靠、操作维护简便和事故影响范围小等优点，因此被广泛采用。目前已建成并运行的储气井规模为：储气井井筒直径
；最大井深大于300m；储气井水容积1m³~10m³；最大工作压力25MPa。
；最大井深大于300m；储气井水容积1m³~10m³；最大工作压力25MPa。
8.1.15 此条删除。
8.1.16 储气瓶(组)采用卧式排列便于布置管道及阀件，方便操作保养，当瓶内有沉积液时易于外排。
8.1.18 在地质滑坡带上建造储气井难于保证井筒稳固，溶洞地质不易钻井施工和固井。
8.1.19 疲劳次数要求是为了保证储气井本体有足够的使用寿命。为保证储气井的安全性能，储气井在使用期间还需定期气密性检查、排液及定期检验。
8.1.20A 《套管柱结构与强度设计》SY/T 5724适用于几十MPa甚至上百MPa的天然气井和储气井，该标准考虑了地层对储气井埋地部分的本体(井筒)的反作用力，符合实际工况，能更好地指导储气井埋地部分的井筒的设计，故本次局部修订引用此标准。
8.1.21 本条规定了加气机、加气柱、卸气柱的选用和设置要求：
1 加气机设在室内，泄漏的CNG气体不易扩散，易引发爆炸和火灾事故，故此款作为强制性条文规定。
3、4 控制加气速度的规定是参照美国天然气汽车加气标准的限速值和目前CNG加气站操作经验制定的。
8.1.22 本条的储气瓶(组)包括固定储气瓶(组)和车载储气瓶组。储气瓶(组)的管道接口端是储气瓶的薄弱点，故采取此项措施加以防范。
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