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| 标准编号 | GB 50156-2012 (GB50156-2012) | | 中文名称 | 汽车加油加气站设计与施工规范(附条文说明) | | 英文名称 | [Including 2014XG1] Code for design and construction of filling station | | 行业 | 国家标准 | | 中标分类 | P34 | | 国际标准分类 | 91.040.20 | | 字数估计 | 192,110 | | 旧标准 (被替代) | GB 50156-2002 | | 引用标准 | GB 50009; GB 50011; GB 50026; GB 50028; GB 50058; GBJ 97; GB 50108; GB 50126; GB 50140; GB 50168; GB 50169; GB 50171; GB 50183; GB 50202; GB 50203; GB 50204; GB 50205; GB 50207; GB 50209; GB 50210; GB 50231; GB 50242; GB 50257; GB 50264; GB 50275; GB 5030 | | 起草单位 | 中国石化工程建设有限公司 | | 归口单位 | 中国石油化工集团公司 | | 标准依据 | 住房和城乡建设部公告第1435号;住房和城乡建设部公告第498号(局部修订) | | 范围 | 本规范适用于新建、扩建和改建的汽车加油站、加气站和加油加气合建站工程的设计和施工。 | GB 50156-2012: 汽车加油加气站设计与施工规范(不含条文说明)
GB 50156-2012 英文名称: [Including 2014XG1] Code for design and construction of filling station
1 总则
1.0.1为了在汽车加油加气加氢站设计和施工中贯彻国家有关方针政策，统一技术要求，做到安全适用、技术先进、经济合理，制定本标准。
1.0.2 本标准适用于新建、扩建和改建的汽车加油站、加气站、加油加气合建站、加油加氢合建站、加气加氢合建站、加油加气加氢合建站工程的设计和施工。
1.0.3 汽车加油加气加氢站的设计和施工，除应符合本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2 术语和缩略语
2.1 术语
2.1.1 汽车加油加气加氢站 fuelling station
为机动车加注车用燃料，包括汽油、柴油、LPG、CNG、LNG、氢气和液氢的场所，是加油站、加气站、加油加气合建站、加油加氢合建站、加气加氢合建站、加油加气加氢合建站的统称。
2.1.2 加油站 oil fuelling station
具有储油设施，使用加油机为机动车加注汽油(含甲醇汽油、乙醇汽油)、柴油等车用燃油的场所。
2.1.3 加气站 gas fuelling station
具有储气设施，使用加气机为机动车加注车用LPG、CNG或LNG等车用燃气的场所。
2.1.4 LPG加气站 LPG fuelling station
为LPG汽车储气瓶充装车用LPG，并可提供其他便利性服务的场所。
2.1.5 CNG加气站 CNG fuelling station
各类CNG加气站的统称。
2.1.6 CNG常规加气站 conventional CNG fuelling station
从站外天然气管道取气，经过工艺处理并增压后，通过加气机给汽车CNG储气瓶充装车用CNG的场所。
2.1.7 CNG加气母站 primary CNG fuelling station
从站外天然气管道取气，经过工艺处理并增压后，通过加气柱给服务于CNG加气子站的CNG长管拖车或管束式集装箱充装CNG的场所。
2.1.8 CNG加气子站 secondary CNG fuelling station
用CNG长管拖车或管束式集装箱运进CNG，通过加气机为汽车CNG储气瓶充装CNG的场所。
2.1.9 LNG加气站 LNG fuelling station
具有LNG储存设施，使用LNG加气机为LNG汽车储气瓶充装车用LNG的场所。
2.1.10 L-CNG加气站 L-CNG fuelling station
能将LNG转化为CNG，并为CNG汽车储气瓶充装车用CNG的场所。
2.1.11 加氢设施 hydrogen fuelling facilities
加氢工艺设备与管道等系统的统称，包括高压储氢加氢设施、液氢储氢加氢设施、氢燃料储运设施等。
2.1.12 加油加气合建站 oil and gas combined fuelling station
具有储油(气)设施，既能为机动车加注车用燃油，又能加注车用燃气的场所。
2.1.13 加油加氢合建站 oil and hydrogen combined fuelling station
既为汽车的油箱充装汽油或柴油，又为氢燃料汽车的储氢瓶充装氢气或液氢的场所。
2.1.14 加气加氢合建站 gas and hydrogen combined fuelling station
既为天然气汽车的储气瓶充装压缩天然气或液化天然气，又为氢燃料汽车的储氢瓶充装氢气或液氢的场所。
2.1.15 加油加气加氢合建站 oil and gas and hydrogen combined fuelling station
为汽车油箱充装汽油或柴油，为天然气汽车的储气瓶充装压缩天然气或液化天然气，为氢能汽车储氢设备充装车用氢气或液氢的场所。
2.1.16 加氢合建站 combined fuelling station
加油加氢合建站、加气加氢合建站、加油加气加氢合建站的统称。
2.1.17 站房 station house
用于汽车加油加气加氢站管理、经营和提供其他便利性服务的建筑物。
2.1.18 作业区 operation area
汽车加油加气加氢站内布置工艺设备的区域。该区域的边界线为设备爆炸危险区域边界线加3m，对柴油设备为设备外缘加3m。
2.1.19 辅助服务区 auxiliary service area
汽车加油加气加氢站用地红线范围内作业区以外的区域。
2.1.20 安全拉断阀 safe-break valve
在一定外力作用下自动断开，断开后的两节均具有自密封功能的装置。该装置安装在加油机、加气机、加氢机、加(卸)气柱的软管上，是防止软管被拉断而发生泄漏事故的专用保护装置。
2.1.21 管道组成件 piping components
用于连接或装配管道的元件，包括管子、管件、阀门、法兰、垫片、紧固件、接头、耐压软管、过滤器、阻火器等。
2.1.22 工艺设备 process equipment
设置在汽车加油加气加氢站内的液体燃料卸车接口、油罐、LPG储罐、LNG储罐、CNG储气瓶、储气井、储氢容器、液氢储罐、加油机、加气(氢)机、加(卸)气(氢)柱、通气管(放空管)、CNG和氢气长管拖车、LPG泵、LNG泵、CNG压缩机、LPG压缩机、LNG气化器、氢气压缩机、液氢增压泵、液氢气化器等的统称。
2.1.23 电动汽车充电设施 EV charging facilities
为电动汽车提供充电服务的相关电气设备，如低压开关柜、直流充电桩、交流充电桩和电池更换装置等。
2.1.24 卸车点 unloading point
接卸汽车罐车所载油品、LPG、LNG、液氢的固定地点。
2.1.25 埋地油罐 buried oil tank
罐顶低于周围4m范围内的地面，并采用覆土或罐池充沙方式埋设在地下的卧式油品储罐。
2.1.26 加油岛 oil fuelling island
用于安装加油机的平台。
2.1.27 汽油设备 gasoline-fuelling equipment
为机动车加注汽油而设置的汽油罐(含其通气管)、汽油加油机等固定设备。
2.1.28 柴油设备 diesel-fuelling equipment
为机动车加注柴油而设置的柴油罐(含其通气管)、柴油加油机等固定设备。
2.1.29 卸油油气回收系统 vapor recovery system for gasoline unloading process
将油罐车向汽油罐卸油时产生的油气密闭回收至油罐车内的系统。
2.1.30 加油油气回收系统 vapor recovery system for fuelling process
将汽油车辆加油时产生的油气密闭回收至汽油罐的系统。
2.1.31 橇装式加油装置 portable oil device
将防火防爆油罐、加油机、自动灭火装置等设备及其配件整体装配于一个钢制橇体的地面加油装置。
2.1.32 自助加油站(区) self-service oil fuelling station(area)
具备相应的安全防护设施，可由顾客自行完成车辆加注燃油作业的加油站(区)。
2.1.33 埋地LPG罐 buried LPG tank
罐顶低于周围4m范围内的地面，并采用直接覆土或罐池充沙方式埋设在地下的卧式LPG储罐。
2.1.34 加气(氢)岛 gas fuelling island
用于安装加气(氢)机的平台。
2.1.35 CNG加(卸)气设备 CNG fuelling (unloading)facility
2.1.36 加气机 gas dispenser
用于向燃气汽车储气瓶充装LPG、CNG或LNG，并带有计量、计价装置的专用设备。
2.1.37 CNG(氢气)加(卸)气柱 CNG(H2)dispensing (bleeding) pole
用于向长管拖车或管束式集装箱储气瓶充装(卸出)CNG(氢气)，并带有计量装置的专用设备。
2.1.38 储气井 CNG(H2)storage well
竖向埋设于地下，用于储存CNG或氢气的管状设施，由井底装置、井筒、内置排液管、井口装置等构成。
2.1.39 CNG储气瓶组 CNG storage cylinder group
将若干个瓶式压力容器组装在一个橇体上并配置相应的连接管道、阀门、安全附件，用于储存CNG的装置。
2.1.40 CNG固定储气设施 CNG fixed storage facility
安装在固定位置的地上或地下储气瓶(组)和储气井的统称。
2.1.41 CNG储气设施 CNG storage facility
储存CNG的储气瓶(组)、储气井和车载储气瓶组的统称。
2.1.42 CNG储气设施的总容积 total volume of CNG storage facility
CNG固定储气设施与所有处于满载或作业状态的车载CNG储气瓶(组)的几何容积之和。
2.1.43 地下LNG储罐 underground LNG tank
罐顶低于周围4m范围内的地面，标高不小于0.2m，并设置在罐池中的LNG储罐。
2.1.44 半地下LNG储罐 semi-underground LNG tank
罐体一半以上安装在周围4m范围内地面以下，并设置在罐池中的LNG储罐。
2.1.45 防护堤 safety dike
用于拦蓄LPG、LNG储罐事故时溢出的易燃和可燃液体的构筑物。
2.1.46 LNG橇装设备 LNG portable equipments
将LNG储罐、加气机、放空管、泵、气化器等LNG设备全部或部分装配于一个橇体(即刚性底架，可带箱体)上的设备组合体。
2.1.47 储氢容器 gaseous hydrogen storage vessel
储存氢气的压力容器，包括罐式储氢压力容器和瓶式储氢压力容器。
2.1.48 储氢瓶组 cylinder assemblies storage for gaseous hydrogen
将若干个瓶式压力容器组装在一个橇体上并配置相应的连接管道、阀门、安全附件，用于储存氢气的装置。
2.1.49 氢气储存设施 gaseous hydrogen storage facility
储氢容器和氢气储气井的统称。
2.1.50 液氢储罐 liquefied hydrogen storage tank
储存液化氢气的罐式压力容器。
2.1.51 加氢机 hydrogen dispenser
用于向氢能汽车的储氢设备充装氢气或液氢，并带有控制、计量、计价装置的专用设备。
2.1.52 橇装工艺设备 portable process equipments
由制造厂整体制造，将工艺设备及其配件装配于一个钢制橇体上，具有一定功能的设备组合体。
2.1.53 未爆先漏 leak-before burst
容器的裂纹在厚度范围内稳定扩展，在发生失稳爆破前穿透壁厚导致内部介质泄漏的情况。
2.2 缩略语
LPG liquefied petroleum gas 液化石油气
CNG compressed natural gas 压缩天然气
LNG liquefied natural gas 液化天然气
L-CNG transform LNG to CNG 由LNG转化为CNG
3 基本规定
3.0.1 向汽车加油加气加氢站供应汽油、柴油、LPG、LNG、液氢，可采取罐车或罐式集装箱运输或管道输送的方式，供应CNG、氢气可采取长管拖车、管束式集装箱运输或管道输送的方式。
3.0.2 汽车加油加气加氢站的规模应根据资源条件、市场需求、周边环境等因素统筹确定。加油站、加气站、加氢站可按本标准第3.0.12条～第3.0.23条的规定联合建站。
3.0.3 橇装式加油装置不得用于企业自用、临时或特定场所之外的场所，并应单独建站。采用橇装式加油装置的加油站，其设计与安装应符合现行行业标准《采用橇装式加油装置的汽车加油站技术规范》SH/T 3134和本标准第6.4节的有关规定。
3.0.4 加油站内乙醇汽油设施的设计，除应符合本标准的规定外，尚应符合现行国家标准《车用乙醇汽油储运设计规范》GB/T 50610的有关规定。
3.0.5 汽车加油加气加氢站内可设置电动汽车充电设施。电动汽车充电设施的设计，除应符合本标准的规定外，尚应符合现行国家标准《电动汽车充电站设计规范》GB 50966的有关规定。
3.0.6 CNG加气站、LNG加气站与城镇天然气门站和储配站、LNG气化站的合建站，以及CNG加气站、LNG加气站与城镇天然气接收门站的合建站，设计与施工除应符合本标准的规定外，尚应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028的有关规定。
3.0.7 CNG加气站与天然气输气管道场站合建站的设计与施工，除应符合本标准的规定外，尚应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
3.0.8 汽车加油加气加氢站可按国家有关规定设置经营非油品业务的设施。
3.0.9 加油站的等级划分应符合表3.0.9的规定。
3.0.10 LPG加气站的等级划分应符合表3.0.10的规定。
3.0.11 CNG加气站储气设施的总容积，应根据设计加气汽车数量、每辆汽车加气时间、母站服务的子站个数、规模和服务半径等因素综合确定。在城市建成区内，CNG加气站储气设施的总容积应符合下列规定：
1 CNG加气母站储气设施的总容积不应超过120m3。
2 CNG常规加气站储气设施总容积不应超过30m3。
3 CNG加气子站内设置有固定储气时，站内停放的CNG长管拖车不应多于1辆。固定储气设施采用储气瓶时，总容积不应超过18m3；固定储气设施采用储气井时，总容积不应超过24m3。
4 CNG加气子站内无固定储气设施时，站内停放的CNG长管拖车不应多于2辆。
5 CNG常规加气站可采用LNG储罐作补充气源，但LNG储罐容积、CNG储气设施的总容积和加气站的等级划分，应符合本标准第3.0.12条的规定。
3.0.12 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG和L-CNG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.12的规定。
3.0.13 LNG加气站与CNG常规加气站或CNG加气子站的合建站的等级划分，应符合表3.0.13的规定。
3.0.14 加油与LPG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.14的规定。
3.0.15 加油与CNG加气合建站的等级划分应符合表3.0.15的规定。
3.0.16 加油与LNG加气合建站的等级划分应符合表3.0.16的规定。
3.0.17 加油与L-CNG加气、LNG/L-CNG加气以及加油与LNG加气和CNG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.17的规定。
3.0.18 加油与高压储氢加氢合建站的等级划分应符合表3.0.18的规定。
3.0.19 加油与液氢储氢加氢合建站的等级划分应符合表3.0.19的规定。
3.0.20 CNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分，应符合表3.0.20的规定。
3.0.21 LNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分，应符合表3.0.21的规定。
3.0.22 加油、CNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分，应符合表3.0.22的规定。
3.0.23 加油、LNG加气与高压储氢或液氢储氢加氢合建站的等级划分，应符合表3.0.23的规定。
3.0.24 储存CNG、LNG、氢气和液氢的设备，应经试验或实际应用证明技术成熟，并应符合国家特种设备的相关规定。
3.0.25 汽车加油加气加氢站内不应设置存放甲、乙类火灾危险性物品的封闭式房间。
3.0.26 除埋地油罐外，各类工艺设备可单独或组合安装于一个钢制橇体上，设备间距应符合本标准第5.0.13条和第5.0.14条的规定。
3.0.27 汽车加油加气加氢站应设置电视监视系统，监视范围应覆盖作业区。
4 站址选择
4.0.1 汽车加油加气加氢站的站址选择应符合有关规划、环境保护和防火安全的要求，并应选在交通便利、用户使用方便的地点。
4.0.2 在城市中心区不应建一级汽车加油加气加氢站、CNG加气母站。
4.0.3 城市建成区内的汽车加油加气加氢站宜靠近城市道路，但不宜选在城市干道的交叉路口附近。
4.0.4 加油站、各类合建站中的汽油、柴油工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.4的规定。
4.0.5 LPG加气站、加油加气合建站中的LPG设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.5的规定。
4.0.6 CNG加气站、各类合建站中的CNG工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.6的规定。
目前脱硫塔一般不进行再生处理，所以脱硫脱水塔安全性比较可靠，均按储气井的距离确定是可行的。
储气井由于安装于地下，一旦发生事故，影响范围相对地上储气瓶要小，故允许其与站外建(构)筑物的安全间距小于地上储气瓶。
表4.0.6注4“一、二级耐火等级民用建筑物面向加气站一侧的墙为无门窗洞口实体墙时，站内CNG工艺设备与该民用建筑物的距离，不应小于本表规定的安全间距的70％”的意思是，CNG工艺设备与民用建筑物无门窗洞口的实体墙的距离可以减少30％。
4.0.7 LNG加气站、各类合建站中的LNG工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.7的规定。
4.0.8 加氢合建站中的氢气工艺设备与站外建(构)筑物的安全间距，不应小于表4.0.8的规定。
4.0.9 本标准表4.0.4～表4.0.8中，设备或建(构)筑物的计算间距起止点应符合本标准附录A的规定。
4.0.10 本标准表4.0.4～表4.0.8中，重要公共建筑物及民用建筑物保护类别划分应符合本标准附录B的规定。
4.0.11 本标准表4.0.4～表4.0.8中，“明火地点”和“散发火花地点”的定义及“甲、乙、丙、丁、戊类物品”和“甲、乙、丙类液体”的划分应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定。
4.0.12 架空电力线路不应跨越汽车加油加气加氢站的作业区。架空通信线路不应跨越加气站、加氢合建站中加氢设施的作业区。
4.0.13 与汽车加油加气加氢站无关的可燃介质管道不应穿越汽车加油加气加氢站用地范围。
5 站内平面布置
5.0.1 车辆入口和出口应分开设置。
5.0.2 站区内停车位和道路应符合下列规定：
1 站内车道或停车位宽度应按车辆类型确定。CNG加气母站内单车道或单车停车位宽度不应小于4.5m，双车道或双车停车位宽度不应小于9m；其他类型汽车加油加气加氢站的车道或停车位，单车道或单车停车位宽度不应小于4m，双车道或双车停车位宽度不应小于6m。
2 站内的道路转弯半径应按行驶车型确定，且不宜小于9m。
3 站内停车位应为平坡，道路坡度不应大于8％，且宜坡向站外。
4 作业区内的停车场和道路路面不应采用沥青路面。
5.0.3 作业区与辅助服务区之间应有界线标识。
5.0.4 在加油加气、加油加氢合建站内，宜将柴油罐布置在储气设施或储氢设施与汽油罐之间。
5.0.5 加油加气加氢站作业区内，不得有“明火地点”或“散发火花地点”。
5.0.6 柴油尾气处理液加注设施的布置应符合下列规定：
1 不符合防爆要求的设备应布置在爆炸危险区域之外，且与爆炸危险区域边界线的距离不应小于3m；
2 符合防爆要求的设备，在进行平面布置时可按柴油加油机对待；
3 当柴油尾气处理液的储液箱(罐)或橇装设备布置在加油岛上时，容量不得超过1.2m3，且储液箱(罐)或橇装设备应在岛的两侧边缘100mm和岛端1.2m以内布置。
5.0.7 电动汽车充电设施应布置在辅助服务区内。
5.0.8 加油加气加氢站的变配电间或室外变压器应布置在作业区之外。变配电间的起算点应为门窗等洞口。
5.0.9 站房不应布置在爆炸危险区域。站房部分位于作业区内时，建筑面积等应符合本标准第14.2.10条的规定。
5.0.10 当汽车加油加气加氢站内设置非油品业务建筑物或设施时，不应布置在作业区内，与站内可燃液体或可燃气体设备的防火间距，应符合本标准第4.0.4条～第4.0.8条有关三类保护物的规定。当站内经营性餐饮、汽车服务、司机休息室等设施内设置明火设备时，应等同于“明火地点”或“散发火花地点”。
5.0.11 汽车加油加气加氢站内的爆炸危险区域，不应超出站区围墙和可用地界线。
5.0.12 汽车加油加气加氢站的工艺设备与站外建(构)筑物之间，宜设置不燃烧体实体围墙，围墙高度相对于站内和站外地坪均不宜低于2.2m。当汽车加油加气加氢站的工艺设备与站外建(构)筑物之间的距离大于本标准表4.0.4～表4.0.8中安全间距的1.5倍，且大于25m时，可设置非实体围墙。面向车辆入口和出口道路的一侧可设非实体围墙或不设围墙。与站区限毗邻的一、二级耐火等级的站外建(构)筑物，其面向加油加气加氢站侧无门、窗、孔洞的外墙，可视为站区实体围墙的一部分，但站内工艺设备与其的安全距离应符合本标准表4.0.4～表4.0.8的相关规定。
5.0.13 加油加气站站内设施的防火间距不应小于表5.0.13-1和表5.0.13-2的规定。
5.0.14 加氢合建站站内设施的防火间距不应小于表5.0.14的规定。
5.0.15 本标准表5.0.13-1、表5.0.13-2和表5.0.14中，工艺设备与站区围墙的防火间距还应符合本标准第5.0.11条的规定。设备或建(构)筑物的计算间距起止点应符合本标准附录A规定。
5.0.16 加油加气加氢站内爆炸危险区域的等级和范围划分应符合本标准附录C的规定。
6 加油工艺及设施
6.1 油罐
6.1.1 除橇装式加油装置所配置的防火防爆油罐外，加油站的汽油罐和柴油罐应埋地设置，严禁设在室内或地下室内。
6.1.2 汽车加油站的储油罐应采用卧式油罐。
6.1.3 埋地油罐需要采用双层油罐时，可采用双层钢制油罐、双层玻璃纤维增强塑料油罐、内钢外玻璃纤维增强塑料双层油罐。既有加油站的埋地单层钢制油罐改造为双层油罐时，可采用玻璃纤维增强塑料等满足强度和防渗要求的材料进行衬里改造。
6.1.4 单层钢制油罐、双层钢制油罐和内钢外玻璃纤维增强塑料双层油罐的内层罐的罐体结构设计，可按现行行业标准《钢制常压储罐 第一部分：储存对水有污染的易燃和不易燃液体的埋地卧式圆筒形单层和双层储罐》AQ 3020的有关规定执行，并应符合下列规定：
1 钢制油罐的罐体和封头所用钢板的公称厚度，不应小于表6.1.4的规定。
2 钢制油罐的设计内压不应低于0.08MPa。
6.1.5 选用的双层玻璃纤维增强塑料油罐应符合现行行业标准《加油站用埋地玻璃纤维增强塑料双层油罐工程技术规范》SH/T 3177的有关规定；选用的钢-玻璃纤维增强塑料双层油罐应符合现行行业标准《加油站用埋地钢-玻璃纤维增强塑料双层油罐工程技术规范》SH/T 3178的有关规定。
6.1.6 加油站在役油罐进行加内衬防渗漏改造时，应符合现行国家标准《加油站在役油罐防渗漏改造工程技术标准》GB/T 51344的有关规定。
6.1.7 与罐内油品直接接触的玻璃纤维增强塑料等非金属层，应满足消除油品静电荷的要求，其表面电阻率应小于109Ω；当表面电阻率无法满足小于109Ω的要求时，应在罐内安装能够消除油品静电电荷的物体。消除油品静电电荷的物体可为浸入油品中的钢板，也可为钢制的进油立管、出油管等金属物，表面积之和不应小于下式的计算值。
A＝0.04Vt (6.1.7)
式中：A--浸入油品中的金属物表面积之和(m2)；
Vt--储罐容积(m3)。
6.1.8 安装在罐内的静电消除物体应接地，接地电阻应符合本标准第11.2节的有关规定。
6.1.9 双层油罐内壁与外壁之间应有满足渗漏检测要求的贯通间隙。
6.1.10 双层钢制油罐、内钢外玻璃纤维增强塑料双层油罐和玻璃纤维增强塑料等非金属防渗衬里的双层油罐，应设渗漏检测立管，并应符合下列规定：
1 检测立管应采用钢管，直径宜为80mm，壁厚不宜小于4mm；
2 检测立管应位于油罐顶部的纵向中心线上；
3 检测立管的底部管口应与油罐内、外壁间隙相连通，顶部管口应装防尘盖；
4 检测立管应满足人工检测和在线监测的要求，并应保证油罐内、外壁任何部位出现渗漏均能被发现。
6.1.11 油罐应采用钢制人孔盖。
6.1.12 油罐设在非车行道下面时，罐顶的覆土厚度不应小于0.5m；设在车行道下面时，罐顶低于混凝土路面不宜小于0.9m。钢制油罐的周围应回填中性沙或细土，其厚度不应小于0.3m；外层为玻璃纤维增强塑料材料的油罐，回填料应符合产品说明书的要求。
6.1.13 当埋地油罐受地下水或雨水作用有上浮的可能时，应采取防止油罐上浮的措施。
6.1.14 埋地油罐的人孔应设操作井。设在行车道下面的人孔井应采用加油站车行道下专用的密闭井盖和井座。
6.1.15 油罐卸油应采取防满溢措施。油料达到油罐容量的90％时，应能触动高液位报警装置；油料达到油罐容量的95％时，应能自动停止油料继续进罐。高液位报警装置应位于工作人员便于觉察的地点。
6.1.16 设有油气回收系统的加油站，站内油罐应设带有高液位报警功能的液位监测系统。单层油罐的液位监测系统尚应具备渗漏检测功能，渗漏检测分辨率不宜大于0.8L/h。
6.1.17 与土壤接触的钢制油罐外表面，防腐设计应符合现行行业标准《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计标准》SH/T 3022的有关规定，且防腐等级不应低于加强级。
6.2 加油机
6.2.1 加油机不得设置在室内。
6.2.2 加油枪应采用自封式加油枪，汽油加油枪的流量不应大于50L/min。
6.2.3 加油软管上宜设安全拉断阀。
6.2.4 以正压(潜油泵)供油的加油机，底部的供油管道上应设剪切阀，当加油机被撞或起火时，剪切阀应能自动关闭。
6.2.5 采用一机多油品的加油机时，加油机上的放枪位应有各油品的文字标识，加油枪应有颜色标识。
6.3 工艺管道系统
6.3.1 汽油和柴油油罐车卸油必须采用密闭卸油方式。汽油油罐车应具有卸油油气回收系统。
6.3.2 每个油罐应各自设置卸油管道和卸油接口。各卸油接口及油气回收接口应有明显的标识。
6.3.3 卸油接口应装设快速接头及密封盖。
6.3.4 加油站卸油油气回收系统的设计应符合下列规定：
1 汽油罐车向站内油罐卸油应采用平衡式密闭油气回收系统；
2 各汽油罐可共用一根卸油油气回收主管，回收主管的公称直径不宜小于100mm；
3 卸油油气回收管道的接口宜采用自闭式快速接头和盖帽，采用非自闭式快速接头时，应在靠近快速接头的连接管道上装设阀门和盖帽。
6.3.5 加油站宜采用油罐装设潜油泵的一泵供多机(枪)的加油工艺。采用自吸式加油机时，每台加油机应按加油品种单独设置进油管和罐内底阀。
6.3.6 加油站应采用加油油气回收系统。
6.3.7 加油油气回收系统的设计应符合下列规定：
1 应采用真空辅助式油气回收系统；
2 汽油加油机与油罐之间应设油气回收管道，多台汽油加油机可共用一根油气回收主管，油气回收主管的公称直径不应小于50mm；
3 加油油气回收系统应采取防止油气反向流至加油枪的措施；
4 加油机应具备回收油气功能，其气液比宜设定为1.0～1.2；
5 在加油机底部与油气回收立管的连接处，应安装一个用于检测液阻和系统密闭性的丝接三通，其旁通短管上应设公称直径为25mm的球阀及丝堵。
6.3.8 油罐的接合管没置应符合下列规定：
1 接合管应为金属材质；
2 接合管应设在油罐的顶部，其中进油接合管、出油接合管或潜油泵安装口应设在人孔盖上；
3 进油管应伸至罐内距罐底50mm～100mm处，进油立管的底端应为45°斜管口或T形管口，进油管管壁上不得有与油罐气相空间相通的开口；
4 罐内潜油泵的入油口或通往自吸式加油机管道的罐内底阀，应高于罐底150mm～200mm；
5 油罐的量油孔应设带锁的量油帽，量油孔下部的接合管宜向下伸至罐内距罐底200mm处，并应有检尺时使接合管内液位与罐内液位相一致的技术措施；
6 油罐人孔井内的管道及设备应保证油罐人孔盖的可拆装性；
7 人孔盖上的接合管与引出井外管道的连接，宜采用金属软管过渡连接。
6.3.9 汽油罐与柴油罐的通气管应分开设置。通气管管口高出地面的高度不应小于4m。沿建(构)筑物的墙(柱)向上敷设的通气管，管口应高出建筑物的顶面2m及以上。通气管管口应设置阻火器。
6.3.10 通气管的公称直径不应小于50mm。
6.3.11 当加油站采用油气回收系统时，汽油罐的通气管管口除应装设阻火器外，尚应装设呼吸阀。呼吸阀的工作正压宜为2kPa～3kPa，工作负压宜为1.5kPa～2kPa。
6.3.12 加油站工艺管道的选用应符合下列规定：
1 地面敷设的工艺管道应采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163的无缝钢管；
2 其他管道应采用输送流体用无缝钢管或适于输送油品的热塑性塑料管道，所采用的热塑性塑料管道应有质量证明文件，非烃类车用燃料不得采用不导静电的热塑性塑料管道；
3 无缝钢管的公称壁厚不应小于4mm，埋地钢管的连接应采用焊接；
4 热塑性塑料管道的主体结构层应为无孔隙聚乙烯材料，壁厚不应小于4mm，埋地部分的热塑性塑料管道应采用配套的专用连接管件电熔连接；
5 导静电热塑性塑料管道导静电衬层的体电阻率应小于108Ω·m，表面电阻率应小于1010Ω；
6 不导静电热塑性塑料管道主体结构层的介电击穿强度应大于100kV；
7 柴油尾气处理液加注设备的管道，应采用奥氏体不锈钢管道或能满足输送柴油尾气处理液的其他管道。
6.3.13 油罐车卸油时用的卸油连通软管、油气回收连通软管，应采用导静电耐油软管，其体电阻率应小于108Ω·m，表面电阻率应小于1010Ω，或采用内附金属丝(网)的橡胶软管。
6.3.14 加油站内的工艺管道除必须露出地面的以外，均应埋地敷设。当采用管沟敷设时，管沟必须用中性沙子或细土填满、填实。
6.3.15 卸油管道、卸油油气回收管道、加油油气回收管道和油罐通气管横管，应坡向埋地油罐。卸油管道的坡度不应小于2‰，卸油油气回收管道、加油油气回收管道和油罐通气管横管的坡度，不应小于1％。
6.3.16 受地形限制，加油油气回收管道坡向油罐的坡度无法满足本标准第6.3.14条的要求时，可在管道靠近油罐的位置设置集液器，且管道坡向集液器的坡度不应小于1％。
6.3.17 埋地工艺管道的埋设深度不得小于0.4m。敷设在混凝土场地或道路下面的管道，管顶低于混凝土层下表面不得小于0.2m。管道周围应回填不小于100mm厚的中性沙子或细土。
6.3.18 工艺管道不应穿过或跨越站房等与其无直接关系的建(构)筑物；与管沟、电缆沟和排水沟相交叉时，应采取相应的防护措施。
6.3.19 不导静电热塑性塑料管道的设计和安装，除应符合本标准第6.3.12条的有关规定外，尚应符合下列规定：
1 管道内油品的流速应小于2.8m/s；
2 管道在人孔井内、加油机底槽和卸油口等处未完全埋地的部分，应在满足管道连接要求的前提下，采用最短的安装长度和最少的接头。
6.3.20 埋地钢质管道外表面的防腐设计，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447的有关规定。
6.4 橇装式加油装置
6.4.1 橇装式加油装置应采用双壁钢制油罐，两层罐壁之间的空间应设漏油检测装置，并应保证内罐与外罐任何部位出现渗漏时均能被发现。
6.4.2 橇装式加油装置的汽油罐内罐应安装防爆装置或材料。防爆装置或材料的燃爆增压值不应大于0.05MPa。采用金属阻隔防爆装置时，阻隔防爆装置的选用和安装应按现行行业标准《阻隔防爆橇装式汽车加油(气)装置技术要求》AQ 3002的有关规定执行；采用非金属防爆材料时，应按现行行业标准《道路运输车辆油箱及液体燃料运输罐体阻隔防爆安全技术要求》JT/T 1046的有关规定执行。
6.4.3 橇装式加油装置储罐的内罐设计压力不应小于0.8MPa，建造应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG 21、国家现行标准《压力容器》GB 150.1～GB 150.4、《卧式容器》NB/T 47042和《石油化工钢制压力容器》SH/T 3074的有关规定。
6.4.4 双壁钢制油罐的外罐，设计压力可为常压，建造应符合现行行业标准《钢制焊接常压容器》NB/T 47003.1的有关规定。
6.4.5 油罐附件设置应符合下列规定：
1 油罐应设紧急泄压装置、防溢流阀、液位计，液位计应在油罐内的液位上升到油罐容量的90％时发出报警信号，防溢流阀应在油罐内的液位上升到油罐容量的95％时自动停止油料进罐；
2 油罐出油管道应设置高温自动断油保护阀；
3 油罐进油口应设置在油罐上部，进油管的高点应高于油罐的最高液位，进油管应伸至罐内距罐底50mm～100mm处，进油管应采取防虹吸措施；
4 卸油软管接头应采用自闭式快速接头；
5 油罐出油管管口距罐底宜为0.15m，油罐出油管的高点应高于油罐的最高液位；
6 油罐的最高液位以下有连接法兰和快速接头的区域应设置收集漏油的容器；
7 油罐通气管管口应高于油罐周围地面4m，且应高于罐顶1.5m，管口应设阻火器和呼吸阀，呼吸阀的工作正压宜为2kPa～3kPa，工作负压宜为1.5kPa～2kPa。
6.4.6 油罐应设防晒罩棚或采取隔热措施。
6.4.7 加油机设置应符合下列规定：
1 加油机安装在箱体内时，箱体应采取良好的通风措施；
2 加油机上方应设自动灭火器，自动灭火器的启动温度不应高于95℃；
3 加油枪应采用自封式加油枪，汽油加油枪的流量不应大于50L/min；
4 加油软管上应设安全拉断阀。
6.4.8 橇装式加油装置不得没在室内或其他有气相空间的封闭箱体内。
6.4.9 橇装式加油装置的汽油设备应采用卸油和加油油气回收系统。
6.4.10 橇装式加油装置四周应设防护围堰或漏油收集池，防护围堰内或漏油收集池的有效容量不应小于储罐总容量的50％。防护围堰或漏油收集池应采用不燃烧实体材料建造，且不应渗漏。
6.4.11 橇装式加油装置邻近行车道一侧应设防撞设施。
6.5 防渗措施
6.5.1 加油站埋地油罐应采用下列之一的防渗方式：
1 采用双层油罐；
2 单层油罐设置防渗罐池。
6.5.2 防渗罐池的设计应符合下列规定：
1 防渗罐池应采用防渗钢筋混凝土整体浇筑，并应符合现行国家标准《地下工程防水技术规范》GB 50108的有关规定；
2 防渗罐池应根据油罐的数量设置隔池，一个隔池内的油罐不应多于两座；
3 防渗罐池的池壁顶应高于池内罐顶标高，池底宜低于罐底设计标高200mm，墙面与罐壁之间的间距不应小于500mm；
4 防渗罐池的内表面应衬玻璃钢或其他材料防渗层；
5 防渗罐池内的空间应采用中性沙回填；
6 防渗罐池的上部应采取防止雨水、地表水和外部泄漏油品渗入池内的措施。
6.5.3 防渗罐池的各隔池内应设检测立管，检测立管的设置应符合下列规定：
1 检测立管应采用耐油、耐腐蚀的管材制作，直径宜为100mm，壁厚不应小于4mm；
2 检测立管的下端应置于防渗罐池的最低处，除设置在车道下的油罐外，检测立管的上部管口应高出罐区设计地面200mm；
3 检测立管与池内罐顶标高以下范围应为过滤管段，过滤管段应能允许池内任何层面的渗漏液体进入检测管，并应能阻止泥沙侵入；
4 检测立管周围应回填粒径为10mm～30mm的砾石；
5 检测口应有防止雨水、油污、杂物侵入的保护盖和标识。
6.5.4 装有潜油泵的油罐人孔操作井、卸油口井、加油机底槽等可能发生油品渗漏的部位，也应采取相应的防渗措施。
6.5.5 加油站埋地加油管道应采用双层管道。双层管道的设计应符合下列规定：
1 双层管道的内层管应符合本标准第6.3节的有关规定；
2 采用双层非金属管道时，外层管应满足耐油、耐腐蚀、耐老化和系统试验压力的要求；
3 采用双层钢质管道时，外层管的壁厚不应小于5mm；
4 双层管道系统的内层管与外层管之间的缝隙应贯通；
5 双层管道系统的最低点应设检漏点；
6 双层管道坡向检漏点的坡度不应小于5‰，并应保证内层管和外层管任何部位出现渗漏均能在检漏点处被发现；
7 管道系统的渗漏检测宜采用在线监测系统。
6.5.6 双层油罐、防渗罐池的渗漏检测宜采用在线监测系统。采用液体传感器监测时，传感器的检测精度不应大于3.5mm。
6.5.7 既有加油站油罐和管道需要更新改造时，应符合本标准第6.5.1条～第6.5.6条的规定。
6.6 自助加油站(区)
6.6.1 自助加油站(区)应明显标示加油车辆引导线，并应在加油站车辆入口和加油岛处设置醒目的“自助”标识。
6.6.2 在加油岛和加油机附近的明显位置，应标示油品类别、标号以及安全警示。
6.6.3 不宜在同一加油车位上同时设置汽油、柴油两种加油功能
6.6.4 自助加油机除应符合本标准第6.2节的规定外，尚应符合下列规定：
1 应采用防静电加油枪、键盘，或专设消除人体静电装置并有显著标识；
2 应标示自助加油操作说明；
3 应具备音频提示系统，在提起加油枪后可提示油品品种、标号并进行操作指导；
4 加油枪应设置跌落时即自动停止加油作业的功能，并应具有无压自封功能；
5 应设置紧急停机开关。
6.6.5 自助加油站应设置视频监视系统，该系统应能覆盖加油区、卸油区、人孔井、收银区、便利店等区域。视频设备不应因车辆遮挡而影响监视。
6.6.6 自助加油站的营业室内应设监控系统，该系统应具备下列监控功能：
1 营业员可通过监控系统确认每台自助加油机的使用情况；
2 可分别控制每台自助加油机的加油和停止状态；
3 发生紧急情况时可启动紧急切断开关停止所有加油机运行；
4 可与顾客进行单独对话，指导其操作；
5 可对整个加油场地进行广播。
7 LPG加气工艺及设施
7.1 LPG储罐
7.1.1 加气站内液化石油气储罐的设计，应符合下列规定：
1 储罐设计应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG 21、国家现行标准《压力容器》GB 150.1～GB 150.4、《卧式容器》NB/T 47042的有关规定；
2 储罐的设计压力不应小于1.78MPa；
3 储罐的出液管道端口接管高度应按选择的充装泵要求确定，进液管道和液相回流管道宜接入储罐内的气相空间。
7.1.2 储罐根部关闭阀门的设置应符合下列规定：
1 储罐的进液管、液相回流管和气相回流管上应设置止回阀；
2 出液管和卸车用的气相平衡管上宜设过流阀。
7.1.3 储罐的管路系统和附属设备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。安全阀与储罐之间的管道上应装设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开状态。地上储罐放空管管口应高出储罐操作平台2m及以上，且应高出地面5m及以上。地下储罐的放空管管口应高出地面5.0m及以上。放空管管口应垂直向上，底部应设排污管。
2 管路系统的设计压力不应小于2.5MPa。
3 在储罐外的排污管上应设两道切断阀，阀间宜设排污箱。在寒冷和严寒地区，从储罐底部引出的排污管的根部管道应加装伴热或保温装置。
4 对储罐内未设置控制阀门的出液管道和排污管道，应在储罐的第一道法兰处配备堵漏装置。
5 储罐应设置检修用的放空管，其公称直径不应小于40mm，并宜与安全阀接管共用一个开孔。
6 过流阀的关闭流量宜为最大工作流量的1.6倍～1.8倍。
7.1.4 LPG储罐测量仪表的设置应符合下列规定：
1 储罐必须设置就地指示的液位计、压力表和温度计，以及液位上、下限报警装置；
2 储罐应设置液位上限限位控制和压力上限报警装置；
3 在一、二级LPG加气站或合建站内，储罐液位和压力的测量宜设远程监控系统。
7.1.5 LPG储罐严禁设置在室内或地下室内。在加油加气合建站和城市建成区内的加气站，LPG储罐应埋地设置，且不应布置在车行道下。
7.1.6 地上LPG储罐的设置应符合下列规定：
1 储罐应集中单排布置，储罐与储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径；
2 罐组四周应设置高度为1m的防护堤，防护堤内堤脚线罐壁净距不应小于2m；
3 储罐的支座应采用钢筋混凝土支座，耐火极限不应低于5h。
7.1.7 埋地LPG储罐的设置应符合下列规定：
1 储罐之间的距离不应小于2m，且应采用防渗混凝土墙隔开；
2 直接覆土埋设在地下的LPG储罐罐顶的覆土厚度不应小于0.5m，罐周围应回填中性细沙，厚度不应小于0.5m；
3 LPG储罐应采取抗浮措施。
7.1.8 埋地LPG储罐采用地下罐池时，应符合下列规定：
1 罐池内壁与罐壁之间的净距不应小于1m；
2 罐池底和侧壁应采取防渗漏措施，池内应用中性细沙或沙包填实；
3 罐顶的覆盖厚度不应小于0.5m，周边填充厚度不应小于0.9m；
4 池底一侧应设排水沟，池底面坡度宜为3‰，抽水井内的电气设备应符合防爆要求。
7.1.9 储罐应坡向排污端，坡度应为3‰～5‰。
7.1.10 埋地LPG储罐外表面的防腐设计，应符合现行行业标准《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计标准》SH/T 3022的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层，同时应采取阴极保护措施。在LPG储罐根部阀门后应安装绝缘法兰。
7.2 泵和压缩机
7.2.1 LPG卸车宜选用卸车泵；LPG储罐总容积大于30m3时，卸车可选用LPG压缩机；LPG储罐总容积小于或等于45m3时，可由LPG槽车上的卸车泵卸车，槽车上的卸车泵宜由站内供电。
7.2.2 向燃气汽车加气应选用充装泵。充装泵的计算流量应依据其所供应的加气枪数量确定。
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，应设置防晒罩棚或泵房(压缩机间)。
7.2.5 LPG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：
1 泵的进、出口宜安装长度不小于0.3m的挠性管或采取其他防振措施；
2 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位置；
3 在泵的出口管路上应安装回流阀、止回阀和压力表。
7.2.6 LPG储罐的出液管设在罐体顶部时，抽吸泵的管路系统设计应符合本标准第7.2.5条第1款、第3款的规定。
7.2.7 潜液泵的管路系统设计除应符合本标准第7.2.5条第3款的规定外，尚宜在安装潜液泵的筒体下部设置切断阀和过流阀。切断阀应能在罐顶操作。
7.2.8 潜液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。
7.2.9 LPG压缩机进、出口管道阀门及附件的设置，应符合下列规定：
1 进口管道应设过滤器；
2 出口管道应设止回阀和安全阀；
3 进口管道和储罐的气相之间应设旁通阀。
7.3 LPG加气机
7.3.1 加气机不得设置在室内。
7.3.2 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3min～5min计算。
7.3.3 加气机应具有充装和计量功能，技术要求应符合下列规定：
1 加气系统的设计压力不应小于2.5MPa；
2 加气枪的流量不应大于60L/min；
3 加气软管上应设安全拉断阀，分离拉力宜为400N～600N；
4 加气机的计量精度不应低于1.0级；
5 加气枪的加气嘴应与汽车车载LPG储液瓶受气口配套，加气嘴应配置自密封阀，卸开连接后的液体泄漏量不应大于5mL。
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：
1 当加气机被撞时，设置的事故切断阀应能自行关闭；
2 过流阀关闭流量宜为最大工作流量的1.6倍～1.8倍；
3 事故切断阀或过流阀与充装泵连接的管道应牢固，当加气机被撞时，该管道系统不得受损坏。
7.3.5 加气机附近应设置防撞柱(栏)，高度不应低于0.5m。
7.4 LPG管道系统
7.4.1 LPG管道应选用10号、20号钢或具有同等性能材料的无缝钢管，技术性能应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163的有关规定。管件应与管子材质相同。
7.4.2 管道上的阀门及其他金属配件的材质宜为碳素钢。
7.4.3 LPG管道组成件的设计压力不应小于2.5MPa。
7.4.4 管子与管子、管子与管件的连接应采用焊接。
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。
7.4.6 管道系统上的胶管应采用耐LPG腐蚀的钢丝缠绕高压胶管，压力等级不应小于6.4MPa。
7.4.7 LPG管道宜埋地敷设。当需要管沟敷设时，管沟应采用中性沙子填实。
7.4.8 埋地管道应埋设在土壤冰冻线以下，且覆土厚度不得小于0.8m。穿越车行道处宜加设套管。
7.4.9 埋地管道防腐设计，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447的有关规定。
7.4.10 液态LPG在管道中的流速，泵前不宜大于1.2m/s，泵后不应大于3m/s；气态LPG在管道中的流速不宜大于12m/s。
7.4.11 液化石油气罐的出液管道和连接槽车的液相管道上，应设置紧急切断阀。
7.5 槽车卸车点
7.5.1 连接LPG槽车的液相管道和气相管道上应设置安全拉断阀。
7.5.2 安全拉断阀的分离拉力宜为400N～600N，关断阀与接头的距离不应大于0.2m。
7.5.3 在LPG储罐或卸车泵的进口管道上应设过滤器。过滤器滤网的流通面积不应小于管道截面积的5倍，并应能阻止粒度大于0.2mm的固体杂质通过。
7.5.4 LPG卸车应采用具备自动锁定、脱落和拉断能自封闭的专用接头。
8 CNG加气工艺及设施
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取样接口，站内应设置露点检测仪。
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......
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