第2章 术 语



2．0．1 城镇燃气city gas

从城市、乡镇或居民点中的地区性气源点，通过输配系统供给居民生活、商业、工业企业生产、采暖通风和空调等各类用户公用性质的，且符合本规范燃气质量要求的可燃气体。城镇燃气一般包括天然气、液化石油气和人工煤气。

2．O．2 人工煤气 manufactured gas

以固体、液体或气体(包括煤、重油、轻油、液体石油气、天然气等)为原料经转化制得的，且符合现行国家标准《人工煤气》GB 13612质量要求的可燃气体。人工煤气又简称为煤气。

2．0．3 居民生活用气gas for domestic use

用于居民家庭炊事及制备热水等的燃气。

2．0．4 商业用气 gas for commercial use

用于商业用户(含公共建筑用户)生产和生活的燃气。

2．0．5 基准气 reference gas

代表某种燃气的标准气体。

2．0．6 加臭剂odorant

一种具有强烈气味的有机化合物或混合物。当以很低的浓度加入燃气中，使燃气有一种特殊的、令人不愉快的警示性臭味，以便泄漏的燃气在达到其爆炸下限20％或达到对人体允许的有害浓度时，即被察觉。

2．0．7 直立炉 vertical retort

指武德式连续式直立炭化炉的简称。

2．0．8 自由膨胀序数 crucible swelling number

是表示煤的粘结性的指标。

2．0．9 葛金指数 Gray—King index

是表示煤的结焦性的指标。

2．O．10 罗加指数 Roga index

是表示煤的粘结能力的指标。

2．O．11 煤的化学反应性 chemical reactivity of coal

是表示在一定温度下，煤与二氧化碳相互作用，将二氧化碳还原成一氧化碳的反应能力的指标，是我国评价气化用煤的质量指标之一。

2．O．12 煤的热稳定性thermal stability of coal

是指煤块在高温作用下(燃烧或气化)保持原来粒度的性质(即对热的稳定程度)的指标，是我国评价块煤质量指标之一。

2．O．13 气焦gas coke

是焦炭的一种，其质量低于冶金焦或铸造焦，直立炉所生产的焦一般称为气焦，当焦炉大量配入气煤时，所产生的低质的焦炭也是气焦。

2．0．14 电气滤清器(电捕焦油器) electric filter

用高压直流电除去煤气中焦油和灰尘的设备。

2．0．15 调峰气 peak shaving gas

为了平衡用气量高峰，供作调峰手段使用的辅助性气源和储气。

2．0．16 计算月 design month

指一年中逐月平均的日用气量中出现最大值的月份。

2．O．17 月高峰系数 maximum uneven factor of monthly consumption

计算月的平均日用气量和年的日平均用气量之比。

2．0．18 日高峰系数 maximum uneven factor of daily consumption

计算月中的日最大用气量和该月日平均用气量之比。

2．O．19 小时高峰系数 maximum uneven factor of hourly consumption

计算月中最大用气量日的小时最大用气量和该日平均小时用气量之比。

2．0．20 低压储气罐 low pressure gasholder

工作压力(表压)在10kPa以下，依靠容积变化储存燃气的储气罐。分为湿式储气罐和干式储气罐两种。

2．0．21 高压储气罐 high pressure gasholder

工作压力(表压)大于O．4MPa，依靠压力变化储存燃气的储气罐。又称为固定容积储气罐。

2．O．22 调压装置 regulator device

将较高燃气压力降至所需的较低压力调压单元总称。包括调压器及其附属设备。

2．0．23 调压站 regulator station

将调压装置放置于专用的调压建筑物或构筑物中，承担用气压力的调节。包括调压装置及调压室的建筑物或构筑物等。

2．0．24 调压箱(调压柜) regulator box

将调压装置放置于专用箱体，设于用气建筑物附近，承担用气压力的调节。包括调压装置和箱体。悬挂式和地下式箱称为调压箱，落地式箱称为调压柜。

2．0．25 重要的公共建筑important public building

指性质重要、人员密集，发生火灾后损失大、影响大、伤亡大的公共建筑物。如省市级以上的机关办公楼、电子计算机中心、通信中心以及体育馆、影剧院、百货大楼等。

2．0．26 用气建筑的毗连建筑物 building adjacent to building supplied with gas

指与用气建筑物紧密相连又不属于同一个建筑结构整体的建筑物。

2．0．27 单独用户 individual user

指主要有一个专用用气点的用气单位，如一个锅炉房、一个食堂或一个车间等。

2．O．28 压缩天然气 compressed natural gas(CNG)

指压缩到压力大于或等于1OMPa且不大于25MPa的气态天然气。

2．O．29 压缩天然气加气站 CNG fuelling station

由高、中压输气管道或气田的集气处理站等引入天然气，经净化、计量、压缩并向气瓶车或气瓶组充装压缩天然气的站场。

2．O．30 压缩天然气气瓶车 CNG cylinders truck transportation

由多个压缩天然气瓶组合并固定在汽车挂车底盘上，具有压缩天然气加(卸)气系统和安全防护及安全放散等的设施。

2．0．31 压缩天然气瓶组 multiple CNG cylinder installations

具有压缩天然气加(卸)气系统和安全防护及安全放散等设施，固定在瓶筐上的多个压缩天然气瓶组合。

2．0．32 压缩天然气储配站 CNG stored and distributed station

具有将槽车、槽船运输的压缩天然气进行卸气、加热、调压、储存、计量、加臭，并送入城镇燃气输配管道功能的站场。

2．0．33 压缩天然气瓶组供应站 station for CNG multiple cylinder installations

采用压缩天然气气瓶组作为储气设施，具有将压缩天然气卸气、调压、计量和加臭，并送入城镇燃气输配管道功能的设施。

2．0．34 液化石油气供应基地 liquefied petroleum gases(LPG) supply base

城镇液化石油气储存站、储配站和灌装站的统称。

2．O．35 液化石油气储存站 LPG stored station

储存液化石油气，并将其输送给灌装站、气化站和混气站的液化石油气储存站场。

2．0．36 液化石油气灌装站 LPG filling station

进行液化石油气灌装作业的站场。

2．0．37 液化石油气储配站 LPG stored and delivered station

兼有液化石油气储存站和灌装站两者全部功能的站场。

2．O．38 液化石油气气化站 LPG vaporizing station

配置储存和气化装置，将液态液化石油气转换为气态液化石油气，并向用户供气的生产设施。

2．0．39 液化石油气混气站LPG-air(other fuel gas)mixing station

配置储存、气化和混气装置，将液态液化石油气转换为气态液化石油气后，与空气或其他可燃气体按一定比例混合配制成混合气，并向用户供气的生产设施。

2．0．40 液化石油气-空气混合气 LPG-air mixture

将气态液化石油气与空气按一定比例混合配制成符合城镇燃气质量要求的燃气。

2．0．41 全压力式储罐 fully pressurized storage tank

在常温和较高压力下盛装液化石油气的储罐。

2．0．42 半冷冻式储罐 semi—refrigerated storage tank

在较低温度和较低压力下盛装液化石油气的储罐。

2．0．43 全冷冻式储罐 fully refrigerated storage tank

在低温和常压下盛装液化石油气的储罐。

2．O．44 瓶组气化站 vaporizing station of multiple cylinder installations

配置2个以上15kg、2个或2个以上50kg气瓶，采用自然或强制气化方式将液态液化石油气转换为气态液化石油气后，向用户供气的生产设施。

2．0．45 液化石油气瓶装供应站 bottled LPG delivered station

经营和储存液化石油气气瓶的场所。

2．O．46 液化天然气 liquefied natural gas(LNG)

液化状况下的无色流体，其主要组分为甲烷。

2．O．47 液化天然气气化站 LNG vaporizing station

具有将槽车或槽船运输的液化天然气进行卸气、储存、气化、调压、计量和加臭，并送入城镇燃气输配管道功能的站场。又称为液化天然气卫星站(LNG satellite plant)。

2．0．48 引入管service pipe

室外配气支管与用户室内燃气进口管总阀门(当无总阀门时，指距室内地面1m高处)之间的管道。

2．O．49 管道暗埋 piping embedment

管道直接埋设在墙体、地面内。

2．0．50 管道暗封 piping concealment

管道敷设在管道井、吊顶、管沟、装饰层内。

2．O．51 钎焊 capillary joining

钎焊是一个接合金属的过程，在焊接时作为填充金属(钎料)是熔化的有色金属，它通过毛细管作用被吸入要被连接的两个部件表面之间的狭小空间中，钎焊可分为硬钎焊和软钎焊。



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第3章 用气量和燃气质量

3．1 用气量
3．1．1 设计用气量应根据当地供气原则和条件确定，包括下列各种用气量：
1 居民生活用气量；
2 商业用气量；
3 工业企业生产用气量；
4 采暖通风和空调用气量；
5 燃气汽车用气量；
6 其他气量。
注：当电站采用城镇燃气发电或供热时，尚应包括电站用气量。
3．1．2 各种用户的燃气设计用气量，应根据燃气发展规划和用气量指标确定。
3．1．3 居民生活和商业的用气量指标，应根据当地居民生活和商业用气量的统计数据分析确定。
3．1．4 工业企业生产的用气量，可根据实际燃料消耗量折算，或按同行业的用气量指标分析确定。
3．1．5 采暖通风和空调用气量指标，可按国家现行标准《城市热力网设计规范》CJJ 34或当地建筑物耗热量指标确定。
3．1．6 燃气汽车用气量指标，应根据当地燃气汽车种类、车型和使用量的统计数据分析确定。当缺乏用气量的实际统计资料时，可按已有燃气汽车城镇的用气量指标分析确定。
3．2 燃气质量
3．2．1 城镇燃气质量指标应符合下列要求：
1 城镇燃气(应按基准气分类)的发热量和组分的波动应符合城镇燃气互换的要求；
2 城镇燃气偏离基准气的波动范围宜按现行的国家标准《城市燃气分类》GB／T 136ll的规定采用，并应适当留有余地。
3．2．2 采用不同种类的燃气做城镇燃气除应符合第3．2．1条外，还应分别符合下列第1～4款的规定。
1 天然气的质量指标应符合下列规定：
1) 天然气发热量、总硫和硫化氢含量、水露点指标应符合现行国家标准《天然气》GB 17820的一类气或二类气的规定；
2) 在天然气交接点的压力和温度条件下：
天然气的烃露点应比最低环境温度低5℃；
天然气中不应有固态、液态或胶状物质。
2 液化石油气质量指标应符合现行国家标准《油气田液化石油气》GB 9052．1或《液化石油气》GB lll74的规定；
3 人工煤气质量指标应符合现行国家标准《人工煤气》 GB 13612的规定：
4 液化石油气与空气的混合气做主气源时，液化石油气的体积分数应高于其爆炸上限的2倍，且混合气的露点温度应低于管道外壁温度5℃。硫化氢含量不应大于20mg／m3。
3．2．3 城镇燃气应具有可以察觉的臭味，燃气中加臭剂的最小量应符合下列规定：
1 无毒燃气泄漏到空气中，达到爆炸下限的20％时，应能察觉；
2 有毒燃气泄漏到空气中，达到对人体允许的有害浓度时，应能察觉：
对于以一氧化碳为有毒成分的燃气，空气中一氧化碳含量达到0．02％(体积分数)时。应能察觉。
3．2．4 城镇燃气加臭剂应符合下列要求：
1 加臭剂和燃气混合在一起后应具有特殊的臭味；
2 加臭剂不应对人体、管道或与其接触的材料有害；
3 加臭剂的燃烧产物不应对人体呼吸有害，并不应腐蚀或伤害与此燃烧产物经常接触的材料；
4 加臭剂溶解于水的程度不应大于2．5％(质量分数)；
5 加臭剂应有在空气中应能察觉的加臭剂含量指标。



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第4章 制 气



4．1 一般规定

4．1．1 本章适用于煤的干馏制气、煤的气化制气与重、轻油催化裂解制气及天然气改制等工程设计。

4．1．2 各制气炉型和台数的选择，应根据制气原料的品种，供气规模及各种产品的市场需要，按不同炉型的特点，经技术经济比较后确定。

4．1．3 制气车间主要生产场所爆炸和火灾危险区域等级划分应符合本规范附录A的规定。

4．1．4 制气车间的“三废”处理要求除应符合本章有关规定外，还应符合国家现行有关标准的规定。

4．1．5 各类制气炉型及其辅助设施的场地布置除应符合本章有关规定外，还应符合现行国家标准《工业企业总平面设计规范》 GB 50187的规定。

4．2 煤的干馏制气

4．2．1 煤的干馏炉装炉煤的质量指标，应符合下列要求：

1 直立炉：

挥发分(干基) >25％；

坩埚膨胀序数 11/2～4；

葛金指数 F～G1；

灰分(干基) <25%；

粒度 <50mm(其中小于10mm的含量应小于75％)。

注：1生产铁合金焦时，应选用低灰分、弱粘结的块煤。

灰分(干基) <10％；

粒度 15～50mm

热稳定性(TS) >60％。

2 生产电石焦时，应采用灰分小于10％的煤种，粒度要求与直立炉装炉煤粒度相同。

3 当装炉煤质量不符合上述要求时，应做工业性的单炉试验。

2 焦炉：

挥发分(干基) 24%～32％；

胶质层指数(Y) 13～20mm；

焦块最终收缩度(X) 28～33mm；

粘结指数 58～72；

水分 <10%；

灰分(干基) ≤11％；

硫分(干基) <1％；

粒度(<3mm的含量) 75％～80%。

注：1 指标仅给出范围，最终指标应按配煤试验结果确定。

2 采用焦炉炼制气焦时，其灰分(干基)可小于16％。

3 采用焦炉炼制冶金焦或铸造焦时，应按焦炭的质量要求决定配煤的质量指标。

4．2．2 采用直立炉制气的煤准备流程应设破碎和配煤装置。

采用焦炉制气的煤准备宜采取先配煤后粉碎流程。

4．2．3 原料煤的装卸和倒运应采用机械化运输设备。卸煤设备的能力，应按日用煤量、供煤不均衡程度和供煤协议的卸煤时间确定。

4．2．4 储煤场地的操作容量应根据来煤方式不同，宜按10～40d的用煤量确定。其操作容量系数，宜取65％～70 %。

4．2．5 配煤槽和粉碎机室的设计，应符合下列要求：

1 配煤槽总容量，应根据日用煤量和允许的检修时间等因素确定；

2 配煤槽的个数，应根据采用的煤种数和配煤比等因素确定；

3 在粉碎装置前，必须设置电磁分离器；

4 粉碎机室必须设置除尘装置和其他防尘措施，室内含尘量应小于10mg／m3；

排入室外大气中的粉尘最高允许浓度标准为150mg／m3；

5 粉碎机应采用隔声、消声、吸声、减振以及综合控制噪声等措施，生产车间及作业场所的噪声A声级不得超过90dB。

4．2．6 煤准备流程的各胶带运输机及其相连的运转设备之间，应设连锁集中控制装置。

4．2．7 每座直立炉顶层的储煤仓总容量，宜按36h用煤量计算。辅助煤箱的总容量，应按2h用煤量计算。储焦仓的总容量，宜按一次加满四门炭化室的装焦量计算。

焦炉的储煤塔，宜按两座炉共用一个储煤塔设计，其总容量应按12～16h用煤量计算。

4．2．8 煤干馏的主要产品的产率指标，可按表4．2．8采用。

表4．2．8煤干馏的主要产品的产率指标

主要产品名称 直立炉 焦炉
煤气 350～380m3／t 320～340m3／t
全焦 71％～74％ 72％～76％
焦油 3.3％～3.7％ 3.2％～3.7％
硫铵 O．9％ 1．O％
粗苯 O．8％ 1.00%


注：1 直立炉煤气其低热值为16．3MJ/m3；

2 焦炉煤气其低热值为17．9MJ／m3；

3 直立炉水分按7％的煤计；

4 焦炉按干煤计。

4．2．9 焦炉的加热煤气系统，宜采用复热式。

4．2．10 煤干馏炉的加热煤气，宜采用发生炉(含两段发生炉)或高炉煤气。

发生炉煤气热值应符合现行国家标准《发生炉煤气站设计规范》GB 50195的规定。

煤干馏炉的耗热量指标，宜按表4．2．10选用。

表4．2．10 煤干馏炉的耗热量指标[kJ／kg(煤)]


加热煤气种类 焦炉 直立炉 适用范围
焦炉煤气 2340 - 作为计算生产消耗用
发生炉煤气 2640 3010
焦炉煤气 2570 - 作为计算加热系统设备用
发生炉煤气 2850 -


注：1 直立炉的指标系按炭化室长度为2．1m炉型所耗发生炉热煤气计算。

焦炉的指标系按炭化室有效容积大于20m3炉型所耗冷煤气计算。

2 水分按7％的煤计。

4．2．11 加热煤气管道的设计应符合下列要求：

1 当焦炉采用发生炉煤气加热时，加热煤气管道上宜设置混入回炉煤气装置；当焦炉采用回炉煤气加热时，加热煤气管道上宜设置煤气预热器；

2 应设置压力自动调节装置和流量计；

3 必须设置低压报警信号装置，其取压点应设在压力自动调节装置的蝶阀前的总管上。管道末端应设爆破膜；

4 应设置蒸汽清扫和水封装置；

5 加热煤气的总管的敷设，宜采用架空方式。

4．2．12 直立炉、焦炉桥管上必须设置低压氨水喷洒装置。直立炉的荒煤气管或焦炉集气管上必须设置煤气放散管，放散管出口应设点火燃烧装置。

焦炉上升管盖及桥管与水封阀承插处应采用水封装置。

4．2．13 炉顶荒煤气管，应设压力自动调节装置。调节阀前必须设置氨水喷洒设施。调节蝶阀与煤气鼓风机室应有联系信号和自控装置。

4．2．14 直立炉炉顶捣炉与炉底放焦之间应有联系信号。焦炉的推焦车、拦焦车、熄焦车的电机车之间宜设置可靠的连锁装置以及熄焦车控制推焦杆的事故刹车装置。

4．2．15 焦炉宜设上升管隔热装置和高压氨水消烟加煤装置。

4．2．16 氨水喷洒系统的设计，应符合下列要求：

1 低压氨水的喷洒压力，不应低于0．15MPa。氨水的总耗用量指标应按直立炉4m3／t(煤)、焦炉6～8m3／t(煤)选用；

2 直立炉的氨水总管，应布置成环形；

3 低压氨水应设事故用水管；

4 焦炉消烟装煤用高压氨水的总耗用量为低压氨水总耗用量的3．4％～3．6 %，其喷洒压力应按1．5～2．7MPa设计。

注：1 直立炉水分按7％的煤计；

2 焦炉按干煤计。

4．2．17 直立炉废热锅炉的设置应符合下列规定：

1 每座直立炉的废热锅炉，应设置在废气总管附近；

2 废热锅炉的废气进口温度，宜取800～900℃，废气出口温度宜取200℃；

3 废热锅炉宜设置1台备用；

4 废热锅炉应有清灰与检修的空间；

5 废热锅炉的引风机应采取防振措施。

4．2．18 直立炉排焦和熄焦系统的设计应符合下列要求：

1 直立炉应采用连续的水熄焦，熄焦水的总管，应布置成环形。熄焦水应循环使用，其用水量宜按3～4m3／t(水分为7 %的煤)计算；

2 排焦传动装置应采用调速电机控制；

3 排焦箱的容量，宜按4h的排焦量计算；

采用弱粘结性煤时，排焦箱上应设排焦控制器；

4 排焦门的启闭，宜采用机械化装置；

5 排出的焦炭运出车间以前，应有大于80s的沥水时间。

4．2．19 焦炉可采用湿法熄焦和干法熄焦两种方式。当采用湿法熄焦时应设自动控制装置，在熄焦塔内应设置捕尘装置。

熄焦水应循环使用，其用水量宜按2m3／t(干煤)计算。熄焦时间宜为90～120s。

粉焦沉淀池的有效容积应保证熄焦水有足够的沉淀时间。清除粉焦沉淀池内的粉焦应采用机械化设施。

大型焦化厂有条件的应采用干法熄焦装置。

4．2．20 当熄焦使用生化尾水时，其水质应符合下列要求：

酚≤0．5mg／L；

CN-≤0．5mg／L；

CODcr≈350mg／L。

4．2．21 焦炉的焦台设计宜符合下列要求：

1 每两座焦炉宜设置1个焦台；

2 焦台的宽度，宜为炭化室高度的2倍；

3 焦台上焦炭的停留时间，不宜小于30min；

4 焦台的水平倾角，宜为28°。

4．2．22 焦炭处理系统，宜设置筛焦楼及其储焦场地或储焦设施。

筛焦楼内应设有除尘通风设施。

焦炭筛分设施，宜按筛分后的粒度大于40mm、40～25mm、25～10mm和小于10mm，共4级设计。

注：生产冶金、铸造焦时，焦炭筛分设施宜增加大于60m或80mm的一级。生产铁合金焦时，焦炭筛分设施宜增加10～5mm和小于5mm两级。

4．2．23 筛焦楼内储焦仓总容量的确定，应符合下列要求：

1 直立炉的储焦仓，宜按10～12h产焦量计算；

2 焦炉的储焦仓，宜按6～8h产焦量计算。

4．2．24 储焦场的地面，应做人工地坪并应设排水设施。

4．2．25 独立炼焦制气厂储焦场的操作容量宜按焦炭销售运输方式不同采用15～20d产焦量。

4．2．26 自产的中、小块气焦，宜用于生产发生炉煤气。自产的大块气焦，宜用于生产水煤气。

4．3 煤的气化制气

4．3．1 本节适用于下列炉型的煤的气化制气：

1 煤气发生炉；两段煤气发生炉；

2 水煤气发生炉；两段水煤气发生炉；

3 流化床水煤气炉。

注：1 煤气发生炉、两段煤气发生炉为连续气化炉；水煤气发生炉、两段水煤气发生炉、流化床水煤气炉为循环气化炉。

2 鲁奇高压气化炉暂不包括在本规范内。

4．3．2 煤的气化制气宜作为人工煤气气源厂的辅助(加热)和掺混用气源。当作为城市的主气源时。必须采取有效措施，使煤气组分中一氧化碳含量和煤气热值等达到现行国家标准《人工煤气》GB 13612质量标准。

4．3．3 气化用煤的主要质量指标宜符合表4．3．3的规定。

表4．3．3 气化用煤主要质量指标

指标项目 煤气发生炉 两段煤气发生炉 水煤气发生炉 两段水煤气发生炉 流化床水煤气炉
粒度(mm) - - - - -
1无烟煤 6～13，13～25，25～50 - 25～100 - O～13
2烟煤 - 20～40，25～50，30～60 - 20～40，25～50，30～60 其中1以下<10％，大于13<15％
3焦炭 6～10，10～25．25～40 - 25～100 -
质量指标 - - - - -
1 灰分(干基) <35％(气焦) <25％(烟煤) <33％(气焦) 25％(烟煤) -
<24％(无烟煤) 　- <24％(无烟煤) 　- <35％(各煤)
2 热稳定性(TS)+6 >60％ >60％ >60％ >60％ >45％
3 抗碎强度(粒度大于25mm) >60％ >60％ >60％ >60％ -
质量指标 - - - - -
4 灰熔点 >1200℃(冷煤气) >1250℃ >1300℃ >1250℃ >1200℃
(ST) >1250℃(热煤气) - - - -
5 全硫(干基) <1％ <1％ <1％ <1％ <1％
6 挥发分(干基) - >20％ <9％ >20％ -
7 罗加指数(R．I) - ≤20 - ≤20 <45
8 自由膨胀序数(F．S．I) - ≤2 - ≤2 -
9 煤的化学反应性(a) - - - - >30％(1000℃时)


注：1 发生炉入炉的无烟煤或焦炭，粒度可放宽选用相邻两级。

2 两段煤气发生炉、两段水煤气发生炉用煤粒度限使用其中的一级。

4．3．4 煤场的储煤量，应根据煤源远近、供应的不均衡性和交通运输方式等条件确定，宜采用1O～30d的用煤量；当作为辅助、调峰气源使用本厂焦炭时，宜小于1d的用焦量。

4．3．5 当气化炉按三班制时，储煤斗的有效储量应符合表4．3．5的要求。

表4．3．5储煤斗的有效储量

备煤系统工作班制 储煤斗的有效储量
一班工作 20～22h气化炉用煤量
二班工作 14～16h气化炉用煤量


注：1 备煤系统不宜按三班工作。

2 用煤量应按设计产量计算。

4．3．6 煤气化后的灰渣宜采用机械化处理措施并进行综合利用。

4．3．7 煤气化炉煤气低热值应符合下列规定：

1 煤气发生炉，不应小于5MJ／m3。

2 两段发生炉，上段煤气不应小于6．7MJ／m3；

下段煤气不应大于5．44MJ／m3。

3 水煤气发生炉，不应小于10MJ／m3。

4 两段水煤气发生炉，上段煤气不应小于13．5M／m3；

下段煤气不应大于10．8MJ／m3。

5 流化床水煤气炉，宜为9．4～11．3MJ／m3。

4．3．8 气化炉吨煤产气率指标，应根据选用的煤气发生炉炉型、煤种、粒度等因素综合考虑后确定。对曾用于气化的煤种，应采用其平均产气率指标；对未曾用于气化的煤种，应根据其气化试验报告的产气率确定。当缺乏条件时，可按表4．3．8选用。

表4．3．8 气化炉煤气产气率指标

原料 产气率(m3/t)(干基) 　
煤气发生炉 两段煤气发生炉 水煤气发生炉 两段水煤气发生炉 流化床水煤气炉 灰分含量
无烟煤 3000～3400 - 1500～1700 - - 15％～25％
烟煤 - 2600～3000 - 800～11OO 18％～25％
焦炭 3100～3400 - 1500～1650 - 900～1000 13％～21％
气焦 2600～3000 - 1300～1500 - 25％～35％

4．3．8 气化炉吨煤产气率指标，应根据选用的煤气发生炉炉型、煤种、粒度等因素综合考虑后确定。对曾用于气化的煤种，应采用其平均产气率指标；对未曾用于气化的煤种，应根据其气化试验报告的产气率确定。当缺乏条件时，可按表4．3．8选用。

表4．3．8 气化炉煤气产气率指标

原料 产气率(m3/t)(干基) 　
煤气发生炉 两段煤气发生炉 水煤气发生炉 两段水煤气发生炉 流化床水煤气炉 灰分含量
无烟煤 3000～3400 - 1500～1700 - - 15％～25％
烟煤 - 2600～3000 - 800～11OO 18％～25％
焦炭 3100～3400 - 1500～1650 - 900～1000 13％～21％
气焦 2600～3000 - 1300～1500 - 25％～35％


4．3．9 气化炉组工作台数每1～4台宜另设一台备用。

4．3．10 水煤气发生炉、两段水煤气发生炉，每3台宜编为1组；流化床水煤气炉每2台宜编为1组；合用一套煤气冷却系统和废气处理及鼓风设备。

4．3．12 循环气化炉的煤气缓冲罐宜采用直立式低压储气罐，其容积宜为O．5～1倍煤气小时产气量。

4．3．13 循环气化炉的蒸汽系统中应设置蒸汽蓄能器，并宜设有备用的蒸汽系统。

4．3．14 煤气排送机和空气鼓风机的并联工作台数不宜超过3台，并应另设一台备用。

4．3．15 作为加热和掺混用的气化炉冷煤气温度宜小于35℃，其灰尘和液态焦油等杂质含量应小于20mg／m3；气化炉热煤气至用气设备前温度不应小于350℃，其灰尘含量应小于300mg/m3。

4．3．16 采用无烟煤或焦炭作原料的气化炉，煤气系统中的电气滤清器应设有冲洗装置或能连续形成水膜的湿式装置。

4．3．17 煤气的冷却宜采用直接冷却。

冷却用水和洗涤用水应采用封闭循环系统。

冷循环水进口温度不宜大于28℃，热循环水进口温度不宜小于55℃。

4．3．18 废热锅炉和生产蒸汽的水夹套，其给水水质应符合现行的国家标准《工业锅炉水质标准》GB 1576中关于锅壳锅炉水质标准的规定。

4．3．19 当水夹套中水温小于或等于100℃时，给水水质应符合现行的国家标准《工业锅炉水质标准》GB 1576中关于热水锅炉水质标准的规定。

4．3．20 煤气净化设备、废热锅炉及管道应设放散管和吹扫管接头，其位置应能使设备内的介质吹净；当净化设备相联处无隔断装置时，可仅在较高的设备上装设放散管。

设备和煤气管道放散管的接管上，应设取样嘴。

4．3．21 放散管管口高度应符合下列要求：

1 高出管道和设备及其走台4m，并距地面高度不小于10m；

2 厂房内或距厂房10m以内的煤气管道和设备上的放散管管口，应高出厂房顶4m。

4．3．22 煤气系统中应设置可靠的隔断煤气装置，并应设置相应的操作平台。

4．3．23 在电气滤清器上必须装有爆破阀。洗涤塔上宜设有爆破阀，其装设位置应符合下列要求：

1 装在设备薄弱处或易受爆破气浪直接冲击的位置：

2 离操作面的净空高度小于2m时，应设有防护措施；

3 爆破阀的泄压口不应正对建筑物的门或窗。

4．3．24 厂区煤气管道与空气管道应架空敷设。热煤气管道上应设有清灰装置。

4．3．25 空气总管末端应设有爆破膜。煤气排送机前的低压煤气总管上，应设爆破阀或泄压水封。

4．3．26 煤气设备水封的高度，不应小于表4．3．26的规定。

表4．3．26 煤气设备水封有效高度

最大工作压力(Pa) 水封的有效高度(mm)
<3000 最大工作压力(以Pa表示)×0.1+150，但不得小于250
3000～10000 最大工作压力(以Pa表示)×0.1×1.5
>lO000 最大工作压力(以Pa表示)×0.1+500


注：发生炉煤气钟罩阀的放散水封的有效高度应等于煤气发生炉出口最大工作压力(以Pa表示)乘0．1加50mm。

4.3.27 生产系统的仪表和自动控制装置的设置应符合下列规定：

1 宜设置空气、蒸汽、给水和煤气等介质的计量装置；

2 宜设置气化炉进口空气压力检测仪表；

3 宜设置循环气化炉鼓风机的压力、温度测量仪表；

4 宜设置连续气化炉进口饱和空气温度及其自动调节；

5 宜设置气化炉进口蒸汽和出口煤气的温度及压力检测仪表；

6 宜设置两段炉上段出口煤气温度自动调节；

7 应设置汽包水位自动调节；

8 应设置循环气化炉的缓冲气罐的高、低位限位器分别与自动控制机和煤气排送机连锁装置，并应设报警装置；

9 应设置循环气化炉的高压水罐压力与自动控制机连锁装置，并应设报警装置；

10 应设置连续气化炉的煤气排送机(或热煤气直接用户如直立炉的引风机)与空气总管压力或空气鼓风机连锁装置。并应设报警装置；

11 应设置当煤气中含氧量大于1％(体积)或电气滤清器的绝缘箱温度低于规定值、或电气滤清器出口煤气压力下降到规定值时，能立即切断高压电源装置，并应设报警装置；

12 应设置连续气化炉的低压煤气总管压力与煤气排送机连锁装置。并应设报警装置；

13 应设置气化炉的加煤的自动控制、除灰加煤的相互连锁及报警装置；

14 循环气化系统应设置自动程序控制装置。

4．4 重油低压间歇循环催化裂解制气

4．4．1 重油制气用原料油的质量，宜符合下列要求：

碳氢比 (C／H)<7．5；

残炭 <12 %；

开口闪点 >120℃；

密度 900～970kg／m3。

4．4．2 原料重油的储存量，宜按15～20d的用油量计算，原料重油的储罐数量不应少于2个。

4．4．3 重油低压间歇循环制气应采用催化裂解工艺，其炉型宜采用三筒炉。

4．4．4 重油低压间歇循环催化裂解制气工艺主要设计参数宜符合下列要求：

1 反应器液体空间速度：0．60～0．65m3／(m3·h)；

2 反应器内催化剂层高度：O．6～0．7m；

3 燃烧室热强度：5000～7000MJ／(m3·h)；

4 加热油用量占总用油量比例：小于16％；

5 过程蒸汽量与制气油量之比值：1．0～1．2(质量比)；

6 循环时间：8min；

7 每吨重油的催化裂解产品产率可按下列指标采用：

煤气：1100～1200m3(低热值按21MJ／m3计)；

粗苯：6％～8%；

焦油：15%左右；

8 选用含镍量为3％～7 %的镍系催化剂。

4．4．5 重油间歇循环催化裂解装置的烟气系统应设置废热回收和除尘设备。

4．4．6 重油间歇循环催化裂解装置的蒸汽系统应设置蒸汽蓄能器。

4．4．7 每2台重油制气炉应编为1组，合用1套冷却系统和鼓风设备。

冷却系统和鼓风设备的能力应按1台炉的瞬时流量计算。

4．4．8 煤气冷却宜采用间接式冷却设备或直接一间接一直接三段冷却流程。冷却后的燃气温度不应大于35℃，冷却水应循环使用。

4．4．9 空气鼓风机的选择，应符合下列要求：

1 风量应按空气瞬时最大用量确定；

2 风压应按油制气炉加热期的空气废气系统阻力和废气出口压力之和确定；

3 每1～2组炉应设置1台备用的空气鼓风机；

4 空气鼓风机应有减振和消声措施。

4．4．10 油泵的选择，应符合下列要求：

1 流量应按瞬时最大用量确定；

2 压力应按输油系统的阻力和喷嘴的要求压力之和确定；

3 每1～3台油泵应另设1台备用。

4.4．11 输油系统应设置中间油罐，其容量宜按1d的用油量确定。

4．4．12 煤气系统应设置缓冲罐，其容量宜按0．5～1.0h的产气量确定。缓冲气罐的水槽，应设置集油、排油装置。

4．4．13 在炉体与空气系统连接管上应采取防止炉内燃气窜入空气管道的措施。并应设防爆装置。

4．4．14 油制气炉宜露天布置。主烟囱和副烟囱高出油制气炉炉顶高度不应小于4m。

4．4．15 控制室不应与空气鼓风机室布置在同一建筑物内。控制室应布置在油制气区夏季最大频率风向的上风侧。

4．4．16 油水分离池应布置在油制气区夏季最小频率风向的上风侧。对油水分离池及焦油沟，应采取减少挥发性气体散发的措施。

4．4．17 重油制气厂应设污水处理装置。污水排放应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978的规定。

4．4．18 自动控制装置的程序控制系统设计，应符合下列要求：

1 能手动和自动切换操作；

2 能调节循环周期和阶段百分比；

3 设置循环中各阶段比例和阀门动作的指示信号；

4 主要阀门应设置检查和连锁装置。在发生故障时应有显示和报警信号，并能恢复到安全状态。

4．4．19 自动控制装置的传动系统设计，应符合下列要求：

1 传动系统的形式应根据程序控制系统的形式和本地区具体条件确定；

2 应设置储能设备；

3 传动系统的控制阀、自动阀和其他附件的选用或设计，应能适应工艺生产的特点。

4． 5轻油低压间歇循环催化裂解制气

4．5．1 轻油制气用的原料为轻质石脑油，质量宜符合下列要求：

1 相对密度(20℃)O．65～0．69；

2 初馏点>30℃；终馏点<130℃；

3 直链烷烃>80％(体积分数)，芳香烃<5％(体积分数)，烯烃<1％(体积分数)；

4 总硫含量1×10-4(质量分数)，铅含量1×10-7(质量分数)；

5 碳氢比(质量)5～5．4；

6 高热值47．3～48．1MJ／kg。

4．5．2 原料石脑油储存应采用内浮顶式油罐，储罐数量不应少于2个，原料油的储存量宜按15～20d的用油量计算。

4．5．3 轻油低压间歇循环催化裂解制气装置宜采用双筒炉和顺流式流程。加热室宜设置两个主火焰监视器，燃烧室应采取防止爆燃的措施。

4.5.4 轻油低压间歇循环催化裂解制气工艺主要设计参数宜符合下列要求：

1 反应器液体空间速度：0．6～0．9m3／(m3·h)；

2 反应器内催化剂高度：O．8～1．0m；

3 加热油用量与制气用油量比例，小于29／100；

4 过程蒸汽量与制气油量之比值为1．5～1．6(质量比)；有CO变换时比值增加为1．8～2．2(质量比)；

5 循环时间：2～5min；

6 每吨轻油的催化裂解煤气产率：

2400～2500m。(低热值按15．32～14．70MI／m3计)；

7 催化剂采用镍系催化剂。

4． 5轻油低压间歇循环催化裂解制气

4．5．1 轻油制气用的原料为轻质石脑油，质量宜符合下列要求：

1 相对密度(20℃)O．65～0．69；

2 初馏点>30℃；终馏点<130℃；

3 直链烷烃>80％(体积分数)，芳香烃<5％(体积分数)，烯烃<1％(体积分数)；

4 总硫含量1×10-4(质量分数)，铅含量1×10-7(质量分数)；

5 碳氢比(质量)5～5．4；

6 高热值47．3～48．1MJ／kg。

4．5．2 原料石脑油储存应采用内浮顶式油罐，储罐数量不应少于2个，原料油的储存量宜按15～20d的用油量计算。

4．5．3 轻油低压间歇循环催化裂解制气装置宜采用双筒炉和顺流式流程。加热室宜设置两个主火焰监视器，燃烧室应采取防止爆燃的措施。

4.5.4 轻油低压间歇循环催化裂解制气工艺主要设计参数宜符合下列要求：

1 反应器液体空间速度：0．6～0．9m3／(m3·h)；

2 反应器内催化剂高度：O．8～1．0m；

3 加热油用量与制气用油量比例，小于29／100；

4 过程蒸汽量与制气油量之比值为1．5～1．6(质量比)；有CO变换时比值增加为1．8～2．2(质量比)；

5 循环时间：2～5min；

6 每吨轻油的催化裂解煤气产率：

2400～2500m。(低热值按15．32～14．70MI／m3计)；

7 催化剂采用镍系催化剂。

4.5．5 制气工艺宜采用CO变换方案，两台制气炉合用一台变换设备。

4.5．6 轻油制气增热流程宜采用轻质石脑油热增热方案，增热程度宜限制在比燃气烃露点低5℃。

4.5．7 轻油制气炉应设置废热回收设备，进行CO变换时应另设置废热回收设备。

4.5．8 轻油制气炉应设置蒸汽蓄能器，不宜设置生产用汽锅炉。

4．5．9 每2台轻油制气炉应编为一组，合用一套冷却系统和鼓风设备。

冷却系统和鼓风设备的能力应按瞬时最大流量计算。

4．5．10 煤气冷却宜采用直接式冷却设备。冷却后的燃气温度不宜大于35℃，冷却水应循环使用。

4．5．11 空气鼓风机的选择，应符合本规范第4．4．9条的要求，宜选用自产蒸汽来驱动透平风机，空气鼓风机人口宜设空气过滤装置。

4．5．12 原料泵的选择，应符合本规范第4．4．10条的要求，宜设置断流保护装置及连锁。

4．5．13 轻油制气炉宜设置防爆装置，在炉体与空气系统连接管上应采用防止炉内燃气窜入空气管道的措施，并应设防爆装置。

4．5．14 轻油制气炉应露天布置。

烟囱高出制气炉炉顶高度不应小于4m。

4．5．15 控制室不应与空气鼓风机布置在同一建筑物内。

4．5．16 轻油制气厂可不设工业废水处理装置。

4．5．17 自动控制装置的程序控制系统设计，应符合本规范第4．4．18条的要求，宜采用全冗余，且宜设置手动紧急停车装置。

4．5．18 自动控制装置的传动系统设计，应符合本规范第4．4．19条的要求。

4．6 液化石油气低压间歇循环催化裂解制气

4．6．1 液化石油气制气用的原料，宜符合本规范第3.2.2条第2款的规定，其中不饱和烃含量应小于15％(体积分数)。

4．6．2 原料液化石油气储存宜采用高压球罐，球罐数量不应小于2个，储存量宜按15～20d的用气量计算。

4．6．3 液化石油气低压间歇循环催化裂解制气工艺主要设计参数宜符合下列要求：

1 反商器液体空间速度：O．6～0．9m3／(m3·h)；

2 反应器内催化剂高度：0．8～1．0m；

3 加热油用量与制气用油量比例：小于29／100；

4 过程蒸汽量与制气油量之比为1．5～1．6(质量比)，有 C0变换时比值增加为1．8～2．2(质量比)；

5 循环时间：2～5min；

6 每吨液化石油气的催化裂解煤气产率：

2400～2500m。(低热值按15．32～14．70MJ／m3计算)；

7 催化剂采用镍系催化剂。

4．6．4 液化石油气宜采用液态进料，开关阀宜设置在喷枪前端。

4．6．5 制气工艺中CO变换工艺的设计应符合本规范第4．5．5条的要求。

4．6．6 制气炉后应设置废热回收设备，选择C0变换时，在制气后和变换后均应设置废热回收设备。

4．6．7 液化石油气制气炉应设置蒸汽蓄能器，不宜设置生产用汽锅炉。

4．6．8 冷却系统和鼓风设备的设计应符合本规范第4．5．9条的要求。

煤气冷却设备的设计应符合本规范第4．5．10条的要求。

空气鼓风机的选择，应符合本规范第4．5．11条的要求。

4．6．9 原料泵的选择，应符合本规范第4．5．12条的要求。

4.6．10 炉子系统防爆设施的设计，应符合本规范第4．5．13条的要求。

4.6．11 制气炉的露天布置应符合本规范第4．5．14条的要求。

4．6．12 控制室不应与空气鼓风机室布置在同一建筑物内。

4.6．13 液化石油气催化裂解制气厂可不设工业废水处理装置。

4.6．14 自动控制装置的程序控制系统设计，应符合本规范第4．4．18条的要求。

4.6．15 自动控制装置的传动系统设计应符合本规范第4．4．19条的要求。

4．7 天然气低压间歇循环催化改制制气

4．7．1 天然气改制制气用的天然气质量，应符合现行国家标准《天然气》GB 17820二类气的技术指标。

4．7．2 在各个循环操作阶段，天然气进炉总管压力的波动值宜小于O．O1MPa。

4．7．3 天然气低压间歇循环催化改制制气装置宜采用双筒炉和顺流式流程。

4．7．4 天然气低压间歇循环催化改制制气工艺主要设计参数宜符合下列要求：

l 反应器内改制用天然气空间速度：500～600m3／(m3·h)；

2 反应器内催化剂高度：0．8～1．2m；

3 加热用天然气用量与制气用天然气用量比例：小于29／100；

4 过程蒸汽量与改制用天然气量之比值：1．5～1．6(质量比)；

5 循环时间：2～5min；

6 每千立方米天然气的催化改制煤气产率：

改制炉出口煤气：2650～2540m3(高热值按12．56～13．06MJ／m3计)。

4．7．5 天然气改制煤气增热流程宜采用天然气掺混方案，增热程度应根据煤气热值、华白指数和燃烧势的要求确定。

4．7．6 天然气改制炉应设置废热回收设备。

4．7．7 天然气改制炉应设置蒸汽蓄热器，不宜设置生产用汽锅炉。

4．7．8 冷却系统和鼓风设备的设计应符合本规范第4．5．9条的要求。

天然气改制流程中的冷却设备的设计应符合本规范第

4．5．10 条的要求。

空气鼓风机的选择，应符合本规范第4．5．11条的要求。

4．7．9 天然气改制炉宜设置防爆装置，并应符合本规范第4．5．13条的要求。

4．7.10 天然气改制炉的露天布置应符合本规范第4．5．14条的要求。

4．7．11 控制室不应与空气鼓风机布置在同一建筑物内。

4．7．12 天然气改制厂可不设工业废水处理装置。

4.7.13 自动控制装置的程序控制系统设计应符合本规范第4．4．18 条的要求。

4.7.14 自动控制装置的传动系统设计，应符合本规范第4．4．19条的要求。

4．8 调 峰

4.8.1 气源厂应具有调峰能力，调峰气量应与外部调峰能力相配合，并应根据燃气输配要求确定。

在选定主气源炉型时，应留有一定余量的产气能力以满足用气高峰负荷需要。

4.8.2 调峰装置必须具有快开、快停能力，调度灵活，投产后质量稳定。

4.8.3 气源厂的原料和产品的储量应满足用气高峰负荷的需要。

4.8.4 气源厂设计时，各类管线的口径应考虑用气高峰时的处理量和通过量。混合前、后的出厂煤气，均应设置煤气计量装置。

4.8．5 气源厂应设置调度室。

4.8.6 季节性调峰出厂燃气组分宜符合现行国家标准《城市燃气分类》GB／T 13611的规定。

怎么没了 继续啊！

5.6.9 调压站内调压器的布置应符合下列要求：
（1）调压器的水平安装高度应便于维护检修；
（2）2台以上调压器平行布置时，相邻调压器外缘净距宜大于1m；调压器与墙面之间的净
距和室内主要通道的宽度均宜大于0.8m。
5.6.10 地上式调压站的建筑物设计应符合下列要求：
（1）建筑耐火等级应符合现行的国家标准《建筑设计防火规范》GBJ16的不低于“二级”
设计的规定；
（2）调压器室与毗连房间之间应用实体隔墙隔开，其设计应符合下列要求：
1）隔墙厚度不应小于24cm，且应两面抹灰。
2）隔墙内不得设置烟道和通风设备。
3）塥墙有管道通过时，应采用填料箱密封或将墙洞用混凝土等材料填实。
4）调压器室的其他墙壁也不得设有烟道；
（3）调压器室及其他有漏气危险的房间，应采取自然通风措施，每小时换气次数不应小
于2次；
（4）调压器室及其他有燃气泄漏可能的房间电气防爆等级应符合现行的国家标准《爆炸
和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058“1区”设计的规定；
（5）调压器室内的地坪应采用不会产生火花的材料；
（6）调压器室应有泄压措施，其设计应符合现行的国家标准《建筑设计防火规范》GBJ16
的规定；?
（7）调压器室的门、窗应向外开启，窗应设防护栏和防护网；当门采用木质材料制成时，
则应包敷铁皮或以其他防火材料涂覆；
（8）重要调压站宜设保护围墙；
（9）设于空旷地带的调压站及采用高架遥测天线的调压站应单独设置避雷装置，其接地
电阻值应少于10Ω。
5.6.11 输送湿燃气调压站的调压器室室内温度不能满足本规范第5.6.6条的要求时，严禁在
调压室内用明火采暖，但可采用集中供热或在调压站内设置燃气、电气采暖系统，其设计应
符合下列要求：
（1）燃气采暖锅炉可设在与调压器室毗连的房间内；
调压器室的门、窗与锅炉室的门、窗不应设置在建筑的同一侧；
（2）采暖系统宜采用热水循环式；
采暖锅炉烟囱排烟温度严禁大于300℃；烟囱出口与燃气安全放散管出口的水平距离应大
于5m；
（3）燃气采暖锅炉应有熄火保护装置或设专人值班管理；
（4）采用防爆式电气采暖装置时，可对调压器室或单体设备用电加热采暖。电采暖设备
的外壳温度不得大于115℃。电采暖设备应与调压设备绝缘。
5.6.12 地下式调压站的建筑物设计应符合下列要求：
（1）室内净高不应低于2m；
（2）宜采用混凝土整体浇筑结构；
（3）必须采取防水措施；在寒冷地区应采取防寒措施；
（4）调压器室顶盖上必须设置两个呈对角位置的人孔，孔盖应能防止地表水浸入；
（5）室内地坪应为不会产生火花的材料，并应在一侧人孔下的地坪上设置集水坑；
（6）调压器室顶盖应采用混凝土整体浇筑的结构形式。
5.6.13 当调压站内、外燃气管道为绝缘连接时，调压器及其附属设备必须接地，接地电阻
应小于100Ω。
5.7 钢质燃气管道和储罐的防腐
5.7.1 钢质燃气管道和储罐必须进行外防腐。其防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及
储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007 的规定。
5.7.2 地下燃气管道 防腐设计，必须考虑土壤电阻率。对高、中压输气干管宜沿燃气管道途
经地段选点测定其土壤电阻率。应根据土壤的腐蚀性、管道的重要程度及所经地段的地质、
环境条件确定其防腐等级。
5.7.3 本条删除。
5.7.4 地下燃气管道的外防腐涂层的种类，根据工程的具体情况，可选用石油沥青、聚乙烯
防腐胶带、环氧煤沥青、聚乙烯防腐层、氯磺化聚乙烯、环氧粉末喷涂等。当选用上述涂层
时，应符合国家现行的有关标准的规定。
5.7.5 本条删除。
5.7.6 采用涂层保护埋地敷设的钢质燃气干管宜同时采用阴极保护。
市区外埋地敷设的燃气干管，当采用阴极保护时，宜采用强制电流方式，其设计应符合国
家现行标准《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036的规定。
市区内埋地敷设的燃气干管，当采用阴极保护时，宜采用牺牲阳极法，其设计应符合国 家
现行标准《埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范》SY/T0019的规定。
5.7.7 地下燃气管道与交流电力线接地体的净距不应小于表5.7.7的规定。
地下燃气管道与交流电力线接地体的净距（m） 表5.7.7
┌──────────┬──────┬─────┬──────┬───────┐
│ 电压等级（kv） │ 10 │ 35 │ 110 │ 220 │
├──────────┼──────┼─────┼──────┼───────┤
│ 铁塔或电杆接地体 │ 1 │ 3 │ 5 │ 10 │
├──────────┼──────┼─────┼──────┼───────┤
│ 电站或变电所接地体 │ 5 │ 10 │ 15 │ 30 │
└──────────┴──────┴─────┴──────┴───────┘
5.7.8 本条删除。
5.7.9 本条删除。
5.8 监控及数据采集
5.8.1 城市燃气输配系统，宜设置监控及数据采集系统。
5.8.2 监控及数据采集系统应采用电子计算机为基础的装备和技术，其设计应符合国家现行
标准的规定，并与同期的计算机技术水平相适应。
5.8.3 监控及数据采集系统应采用分级结构。
5.8.4 监控及数据采集系统应设主站、远端站。主站应设在燃气企业调度服务部门，并宜与
城市公用数据库连接。远端站宜设置在区域调压站、专用调压站、管网压力监测点、储配站、
门站和气源厂等。
5.8.5 按照监控及数据采集系统拓扑结构设计的需要，在等级系统中可在主站与远端站之间
设置通信或其他功能的分级站。
5.8.6 监控及数据采集系统的通信中信息传输介质及方式应根据当地通信系统条件、系统规
模和特点、地理环境，经全面的技术经济比较后确定。宜利用城市公共数据通信网络作为通
信方式。
5.8.7 监控及数据采集系统所选用的设备、器件、材料和仪表应选用通用性产品。
5.8.8 监控及数据采集系统的电路和接口设计应符合国家有关标准的规定，并具有通用性、
兼容性，系统应具有可扩性。
5.8.9 监控及数据采集系统应从硬件和软件两方面充分提高可靠性，并应设置系统自身诊断
功能。对关键设备应采用冗余技术。
5.8.9A 监控及数据采集系统的应用软件宜配备实时瞬态模拟软件，对系统进行调度优化、
泄漏检测定位、工况预测、存量分析、负荷预测及调度员培训等。
5.8.10 监控及数据采集系统远端站应具有数据采集和通信功能。对需要进行控制或调节的
对象点，应有对选定的参数或操作进行控制或调节功能。
5.8.11 本条删除。
5.8.12 主站硬件和软件设计应具有良好的人机对话功能，可及时调整参数或处理紧急情况。
5.8.13 远端站数据采集等工作信息的类型和数量应按实际需要予以合理地确定。
5.8.14 设置监控和数据采集设备的建筑应符合现行的国家标准《计算站场地技术要求》GB
2887和《电子计算机机房设计规范》GB50174以及《计算机机房用活动地板技术条例》GB6
550的有关规定。
5.8.15 监控及数据采集系统的主站机房，应设置可靠性较高的不间断电源和后备电源。
5.8.16 远端站的设置应符合不同地点防爆、防护的相关要求。
5.9压力大于1.6MPa的室外燃气管道
5.9.1 本节适用于压力大于1.6MPa（表压）但不大于4.0MPa（表压）的城镇燃气（不包括液
态燃气）室外管道工程的设计。
5.9.2 城镇燃气管道通过的地区，应按沿线建筑物的密集程度，划分为四个地区等级，并依
据地区等级作出相应的管道设计。
5.9.3 城镇燃气管道地区等级的划分应符合下列规定：
（1）沿管道 中心线两侧各200m范围内，任意划分为1.6km长并能包括最多供人居住的独
立建筑物数量的地段，按划定地段内的房屋建筑密集程度，划分为四个等级。
注：在多单元住宅建筑物内，每个独立住宅单元按一个供人居住的独立建筑物计算。
（2）地区等级的划分：
1）一级地区：有12个或12个以下供人居住建筑物的任一地区分级单元。
2）二级地区：有12个以上，80个以下供人居住建筑物的任一地区分级单元。
3）三级地区：介于二级和四级之间的中间地区。有80个和80个以上供人居住建筑物的任
一地区分级单元；或距人员聚集的室外场所90m内铺设管线的区域。
4）四级地区：地上4层或4层以上建筑物普遍且占多数的任一地区分级单元（不计地下室
层数）。
（3）二、三、四级地区的长度可按如下规定调整：
1）四级地区的边界线与最近地上4层或4层以上建筑物相距200m。
2）二、三级地区的边界线与该级地区最近建筑物相距200m。
（4）确定城镇燃气管道地区等级应为该地区的今后发展留有余地，宜按城市规划划分地
区等级。
5.9.4 高压燃气管道采用的钢管和管道附件材料应符合下列要求：
（1）燃气管道所用钢管、管道附件材料的选择，应根据管道的使用条件（设计压力、温
度、介质特性、使用地区等）、材料的焊接性能等因素，经技术经济比较后确定。
（2）燃气管道选用的钢管，应符合现行的国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术
条件第1部分：A级钢管》GB/T9711.1（L175级钢管除外）、《石油天然气工业输送钢管交货
技术条件第2部分：B级钢管》GB/T9711.2和《输送流体用无缝钢管》GB/T8163的规定，或符
合不低于上述三项标准相应技术要求的其他钢管标准。
（3）燃气管道所采用的钢管和管道附件应根据选用的材料、管径、壁厚、介质特性、使
用温度及施工环境温度等因素，对材料提出冲击试验和（或）落锤撕裂试验要求。
（4）当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材质应相同或相近。
（5）管道附件中所用的锻件，应符合国家现行标准《压力容器用碳素钢和低合金钢锻件》
JB4726、《低温压力容器用低合金钢锻件》JB4727的有关规定。
（6）管道附件不得采用螺旋焊缝钢管制作，严禁采用铸铁制作。
5.9.5 燃气管道强度设计应根据管段所处地区等级和运行条件，按可能同时出现的永久载荷
和可变载荷的组合进行设计。当管道位于地震设防烈度7度及7度以上地区时，应考虑管道所
承受的地震载荷。
5.9.6 钢质燃气管道直管段计算壁厚应按式（5.9.6）计算，计算所得到的厚度应按钢管标准
规格向上选取钢管的公称壁厚。最小公称壁厚不应小于表5.3.1A的规定。
PD
δ=---------------------- （5.9.6）
2σsφF?
式中δ——钢管计算壁厚（mm）；
P——设计压力（MPa）；
D——钢管外径（mm）；
σs——钢管的最低屈服强度（MPa）；
F——强度设计系数，按表5.9.8和表5.9.9选取。
φ——焊缝系数。当采用符合第5.9.4条第二款规定的钢管标准时取1.0。
5.9.7 对于采用经冷加工后又经加热处理的钢管，当加热温度高于320℃（焊接除外）时；
或采用经过冷加工或热处理的管子煨弯成弯管时，则在计算该钢管或弯管壁厚时，其屈服强
度应取该管材最低屈服强度（σs）的75%。
5.9.8 城镇燃气管道的强度设计系数F应符合表5.9.8的规定。
城镇燃气管道的强度设计系数 表5.9.8
┌──────────────────┬───────────────────┐
│ 地区等级 │ 强度设计系数F │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 一级地区 │ 0.72 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 二级地区 │ 0.60 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 三级地区 │ 0.40 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 四级地区 │ 0.30 │
└──────────────────┴───────────────────┘
5.9.9 穿越铁路、公路和人员聚集场所的管道以及门站、储配站、调压站内管道的强度设计
系数，应符合表5.9.9的规定。
穿越铁路、公路和人员聚集场所的管道以及门站、
│ │

5.9.9 穿越铁路、公路和人员聚集场所的管道以及门站、储配站、调压站内管道的强度设计
系数，应符合表5.9.9的规定。
穿越铁路、公路和人员聚集场所的管道以及门站、
储配站、调压站内管道的强度设计系数 表5.9.9
┌────────────────────────┬─────────────┐
│ │ 地区等级 │
│ 管道及管段 ├──┬───┬───┬──┤
│ │ 一 │ 二 │ 三 │ 四 │
│ ├──┴───┴───┴──┤
│ │ 强度设计系数F │¦
├────────────────────────┼──┬───┬───┬──┤
│ 有套管穿越Ⅲ、Ⅳ级公路的管道 │ 0.72│ 0.6 │ │ │
├────────────────────────┼──┼───┤ │ │
│无套管穿越Ⅲ、Ⅳ级公路的管道 │ 0.6 │ 0.5 │ │ │
├────────────────────────┼──┼───┤ │ │
│有套管穿越Ⅰ、Ⅱ级公路、高速公路、铁路的管道 │ 0.6 │ 0.6 │ │ │¦
├────────────────────────┼──┼───┤ 0.4 │ 0.3 │
│门站、储配站、调压站内管道及其上、下游各200m 管 │ │ │ │ │
│道，截断阀室管道及其上、下游各50m管道（其距离从 │ 0.5 │ 0.5 │ │ │
│ 站和阀室边界线起算） │ │ │ │ │
├────────────────────────┼──┼───┤ │ │
│人员聚集场所的管道 │0.4 │ 0.4 │ │ │
└────────────────────────┴──┴───┴───┴──┘
5.9.10下列计算或要求应符合现行的国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的相应
规定：
（1）受约束的埋地直管段轴向应力计算和轴向应力与环向应力组合的当量应力校核；
（2）受内压和温差共同作用下弯头的组合应力计算；
（3）管道附件与没有轴向约束的直管段连接时的热膨胀强度校核；
（4）弯头和弯管的管壁厚度计算；
（5）燃气管道径向稳定校核。
5.9.11一级或二级地区地下燃气管道与建筑物之间的水平净距不应小于表5.9.11的规定。
一级或二级地区地下燃气管道与建筑物之间的水平净距（m） 表5.9.11
┌─────────────────┬────────────────────┐
│ │ 地下燃气管道压力（MPa） │
│ 燃气管道公称直径DN ├──────┬──────┬──────┤
│ （mm） │ 1.61 │ 2.50 │ 4.00 │
├─────────────────┼──────┼──────┼──────┤
│ 900＜DN≤1050 │ 53 │ 60 │ 70 │
├─────────────────┼──────┼──────┼──────┤
│ 750＜DN≤900 │ 40 │ 47 │ 57 │
├─────────────────┼──────┼──────┼──────┤
│ 600＜DN≤750 │ 31 │ 37 │ 45 │
├─────────────────┼──────┼──────┼──────┤
│ 450＜DN≤600 │ 24 │ 28 │ 35 │
├─────────────────┼──────┼──────┼──────┤
│ 300＜DN≤450 │ 19 │ 23 │ 28 │
├─────────────────┼──────┼──────┼──────┤
│ 150＜DN≤300 │ 14 │ 18 │ 22 │
├─────────────────┼──────┼──────┼──────┤
│ DN≤150 │ 11 │ 13 │ 15 │
└─────────────────┴──────┴──────┴──────┘
注：①如果燃气管道强度设计系数不大于0.4时，一级或二级地区地下燃气管道与建筑物之
间的水平净距可按表5.9.12确定。
②水平净距是指管道外壁到建筑物出地面处外墙面的距离。建筑物是指供人使用的建筑物。
③当燃气管道压力与表中数不相同时，可采用直线方程内插法确定水平净距。
5.9.12三级地区地下燃气管道与建筑物之间的水平净距不应小于表5.9.12的规定。
三级地区地下燃气管道与建筑物之间的水平净距（m） 表5.9.12
┌─────────────────┬────────────────────┐
│ │ 地下燃气管道压力（MPa） │
│ 燃气管道公称直径和壁厚δ（mm） ├─────┬──────┬───────┤
│ │ 1.61 │ 2.50 │ 4.00 │
├─────────────────┼─────┼──────┼───────┤
│ A.所有管径δ＜9.5 │ 13.5 │ 15.0 │ 17.0 │
├─────────────────┼─────┴──────┴───────┤
│ │ 地下燃气管道压力（MPa） │
│ 燃气管道公称直径和壁厚δ（mm） ├─────┬──────┬───────┤
│ │ 1.61 │ 2.50 │ 4.00 │
├─────────────────┼─────┼──────┼───────┤
│ B.所有管径9.5≤δ＜11.9 │ 6.5 │ 7.5 │ 9.0 │
├─────────────────┼─────┼──────┼───────┤
│ C.所有管径δ≥11.9 │ 3.0 │ 3.0 │ 3.0 │
└─────────────────┴─────┴──────┴───────┘
注：①如果对燃气管道采取行之有效的保护措施,δ＜9.5mm的燃气管道也可采用表中B行
的水平净距。
②水平净距是指管道外壁到建筑物出地面处外墙面的距离。建筑物是指供人使用的建筑物。
③当燃气管道压力与表中数不相同时，可采用直线方程内插法确定水平净距。
④管道材料钢级不低于现行的国家标准GB/T9711.1或GB/T9711.2规定的L245。
5.9.13 高压地下燃气管道与构筑物或相邻管道之间的水平和垂直净距，不应小于表5.3.2-1
和表5.3.2-2次高压A的规定。但高压A和高压B地下燃气管道与铁路路堤坡脚的水平净距分别
不应小于8m和6m；与有轨电车钢轨的水平净距分别不应小于4m和3m。
注：当达不到本条净距要求时，采取行之有效的防护措施后，净距可适当缩小。
5.9.14 四级地区地下燃气管道输配压力不宜大于1.6MPa（表压）。其设计应遵守本规范5.3
节的有关规定。
5.9.15 高压燃气管道的布置应符合下列要求：
（1）高压燃气管道不宜进入城市四级地区；不宜从县城、卫星城、镇或居民居住区中间
通过。当受条件限制需要进入或通过本款所列区域时，应遵守下列规定：
1）高压A地下燃气管道与建筑物外墙面之间的水平净距不应小于30m（当管道材料钢级不
低于GB/T9711.1、GB/T9711.2标准规定的L245，管壁厚度δ≥9.5mm且对燃气管道采取行之有
效的保护措施时,不应小于20m）；
2）高压B地下燃气管道与建筑物外墙面之间的水平净距不应小于16m（当管道材料钢级不
低于GB/T9711.1、GB/T9711.2标准规定的L245，管壁厚度δ≥9.5mm且对燃气管道采取行之有效的保
护措施时，不应小于10m）；
3）管道分段阀门应采用遥控或自动控制。
（2）高压燃气管道不应通过军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护单位的安全保
护区、飞机场、火车站、海（河）港码头。当受条件限制管道必须在本款所列区域内通过
时，必须采取安全防护措施。
（3）高压燃气管道宜采用埋地方式敷设。当个别地段需要采用架空敷设时，必须采取安
全防护措施。
5.9.16 当管道安全评估中危险性分析证明，可能发生事故的次数和结果合理时，可采用与表
5.9.11、表5.9.12和5.9.15 条不同的净距和采用与表5.9.8、表5.9.9不同的强度设计系数F。
5.9.17 焊接支管连接口的补强应符合下列规定：
（1）补强的结构型式可采用增加主管道或支管道壁厚或同时增加主、支管道壁厚、或三
通、或拔制扳边式接口的整体补强型式，也可采用补强圈补强的局部补强型式。
（2）当支管道公称直径大于或等于1/2主管道公称直径时，应采用三通。
（3）支管道的公称直径小于或等于50mm时，可不作补强计算。
（4）开孔削弱部分按等面积补强，其结构和数值计算应符合现行的国家标准《输气管道
工程设计规范》GB 50251的相应规定。其焊接结构还应符合下述规定：
1）主管道和支管道的连接焊缝应保证全焊透，其角焊缝腰高应大于或等于1/3的支管道壁
厚，且不小于6mm；
2）补强圈的形状应与主管道相符，并与主管道紧密贴合。焊接和热处理时补强圈上应开
一排气孔，管道使用期间应将排气孔堵死，补强圈宜按国家现行标准《补强圈》JB/T 4736
选用。
5.9.18 燃气管道附件的设计和选用应符合下列规定：
（1）管件的设计和选用应符合国家现行标准《钢制对焊无缝管件》GB 12459、《钢板制
焊管件》GB/T13401、《钢制法兰管件》GB/T17185、《钢制对焊管件》SY/T0510和《钢制弯
管》SY/T5257等有关标准的规定。
（2）管法兰的选用应符合国家现行标准《钢制管法兰》GB/T9112～9124、《大直径碳钢
法兰》GB/T13402 或《钢制法兰、垫片、紧固件》HG 20592～20635的规定。法兰、垫片和
紧固件应考虑介质特性配套选用。
（3）绝缘法兰、绝缘接头的设计应符合国家现行标准《绝缘法兰设计技术规定》SY/T0516
的规定。
（4）非标钢制异径接头、凸形封头和平封头的设计，可参照现行国家标准《钢制压力容
器》GB 150 的有关规定。
（5）除对焊管件之外的焊接预制单体（如集气管、清管器接收筒等），若其所用材料、
焊缝及检验不同于本规范所列要求时，可参照现行的国家标准《钢制压力容器》GB 150进行
设计、制造和检验。
（6）管道与管件的管端焊接接头型式宜采用现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB?
50251的相应规定。
（7）用于改变管道走向的弯头、弯管应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB?
50251的相应规定，且弯曲后的弯管其外侧减薄处应不小于按式（5.9.6）计算得到的计算厚
度。
5.9.19 燃气管道阀门的设置应符合下列要求：
（1）在高压燃气干管上，应设置分段阀门；分段阀门的最大间距：以四级地区为主的管
段不应大于8km；以三级地区为主的管段不应大于13km；以二级地区为主的管段不应大于
24km；以一级地区为主的管段不应大于32km。
（2）在高压燃气支管的起点处，应设置阀门。
（3）燃气管道阀门的选用应符合有关国家现行标准。应选择适用于燃气介质的阀门。
（4）在防火区内关键部位使用的阀门，应具有耐火性能。需要通过清管器或电子检管器
的阀门，应选用全通径阀门。
5.9.20 高压燃气管道及管件设计应考虑日后清管或电子检管的需要，并宜预留安装电子检
管器收发装置的位置。
5.9.21 埋地管线的锚固件应符合下列要求：
（1）埋地管线上弯管或迂回管处产生的纵向力，必须由弯管处的锚固件、土壤摩阻，或
管子中的纵向应力加以抵消。
（2）若弯管处不用锚固件，则靠近推力起源点处的管子接头处应设计成能承受纵向拉力。
若接头没采取此种措施，则应加装适用的拉杆或拉条。
5.9.22 高压燃气管道的地基、埋设的最小覆土厚度、穿越铁路和电车轨道、穿越高速公路
和城镇主要干道、通过河流的形式和要求等应符合本规范5.3节有关条款的规定。
5.9.23 市区外地下高压燃气管道沿线应设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性标志。
市区内地下高压燃气管道应设立管位警示标志。在距管顶不小于500mm处应埋设警示带。
6 液化石油气供应
6.1 一般规定
6.1.1 本章适用于液化石油气供应工程设计：
（1）液化石油气运输工程；
（2）液化石油气储存站、储配站和灌瓶站；
（3）液化石油气气化站、混气站和瓶装供应站；
（4）液化石油气用户。
6.1.2 本章不适用于下列液化石油气工程和装置设计：
（1）炼油厂、石油化工厂、油气田、天然气气体处理装置的液化石油气加工、储存、灌
装和运输工程；
（2）液化石油气全冷冻式储存、灌装和运输工程（液化石油气供应基地的全冷冻式贮罐
与基地外建、构筑物的防火间距除外）；
（3）海洋和内河的液化石油气运输；
（4）用于轮船、铁路车辆和汽车上的液化石油气装置。
6.2 液态液化石油气运输

6 液化石油气供应
6.1 一般规定
6.1.1 本章适用于液化石油气供应工程设计：
（1）液化石油气运输工程；
（2）液化石油气储存站、储配站和灌瓶站；
（3）液化石油气气化站、混气站和瓶装供应站；
（4）液化石油气用户。
6.1.2 本章不适用于下列液化石油气工程和装置设计：
（1）炼油厂、石油化工厂、油气田、天然气气体处理装置的液化石油气加工、储存、灌
装和运输工程；
（2）液化石油气全冷冻式储存、灌装和运输工程（液化石油气供应基地的全冷冻式贮罐
与基地外建、构筑物的防火间距除外）；
（3）海洋和内河的液化石油气运输；
（4）用于轮船、铁路车辆和汽车上的液化石油气装置。
6.2 液态液化石油气运输
6.2.1 液态液化石油气由生产厂或供应基地至接收站可采用管道、铁路槽车、汽车槽车或
槽船运输。运输方式的选择应经技术经济比较后确定。条件接近时，应优先采用管道输送。
6.2.2 液态液化石油气管道应按设计压力P分为3级，并应符合表6.2.2的要求。
液态液化石油气管道设计压力（表压）分级 表6.2.2
┌──────────────────┬───────────────────┐
│ 名 称 │ 压 力（MPa） │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ I级管道 │ P＞4.0 │¦
├──────────────────┼───────────────────┤©
│ II级管道 │ 1.6≤P≤4.0 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ III级管道 │ P ＜1.6 │
└──────────────────┴───────────────────┘
6.2.3 输送液态液化石油气管道的设计压力应按管道系统起点的最高工作压力确定，可按
下式计算：
P=H+Pb （6.2.3）
式中P——管道设计压力（MPa）；
H——所需泵的扬程（MPa）；
Pb——始端贮罐最高工作温度下的液化石油气饱和蒸气压力（MPa）。
6.2.4 液态液化石油气采用管道输送时，泵的扬程应大于按公式6.2.4的计算值。
Hj=ΔPz+Py+ΔH （6.2.4）
式中Hj——泵的计算扬程（MPa）；
ΔPz——管道总阻力损失，可取1.05～1.10倍管道摩擦阻力损失（MPa）；
Py——管道终点余压，可取0.2～0.3（MPa）；
ΔH——管道终、起点高程差引起的附加压力（MPa）。
6.2.5 液态液化石油气管道摩擦阻力损失，应按下式6.5.2-1计算：
lｕ^2ρ
ΔP=10^-6λ-------------------- （6.2.5-1）
2d
式中ΔP——管道摩擦阻力损失（MPa）；
l——管道计算长度（m）；
u——管道中液态液化石油气的平均流速（m/s）；?
d——管道内径（m）；
ρ——最高工作温度下液态液化石油气的密度（kg/m^3）；
λ——管道的摩擦阻力系数。
K 68
λ=0.11(------------ +-----------) ^0.25 （6.2.5-2）
d Re
式中 K——管壁内表面当量绝对粗糙度，对钢管取0.2mm；
Re——雷诺数。
du
Re=----------------- （6.2.5-3）
υ
式中 υ——最高工作温度下液态液化石油气的运动黏度（m^2/s）。
6.2.6 液态液化石油气在管道内的平均流速，应经技术经济比较后确定，可取0.8～1.4m/s，
最大不应超过3m/s。
6.2.7 液态液化石油气输送管线不得穿越居住区和公共建筑群。
6.2.8 液态液化石油气管道宜采用埋地敷设，其埋设深度应在土壤冰冻线以下，且覆土厚
度（路面至管顶）不应小于0.8m。
6.2.9 地下液态液化石油气管道与建、构筑物和相邻管道等之间的水平净距和垂直净距不
应小于表6.2.9-1和表6.2.9-2的规定。
地下液态液化石油气管道与建、构筑物和相邻管道等之间的水平净距（m） 表6.2.9-1
┌────────────────────┬─────────────────┐
│ │ 管 道 级 别 │
│ 项 目 ├─────┬─────┬─────┤
│ │ I级 │ II级 │ III级 │
├────────────────────┼─────┴─────┴─────┤
│特殊建、构筑物（危险品库、军事设施等） │ 200 │
├────────────────────┼─────┬─────┬─────┤
│ 居民区、村镇、重要公共建筑 │ 75 │ 50 │ 30 │¦
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ 一般建、构筑物 │ 25 │ 15 │ 10 │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ 给水管 │ 2 │ 2 │ 2 │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ 排水管 │ 2 │ 2 │ 2 │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ 暖气管、热力管等管沟外壁 │ 2 │ 2 │ 2 │
├──────┬─────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ │ 电 力 │ 10 │ 10 │ 10 │
│ 埋地电缆 ├─────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ │ 通 讯 │ 2 │ 2 │ 2 │
├──────┴─────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ 其他燃料管道 │ 2 │ 2 │ 2 │
├──────┬─────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ │ 高速、Ⅰ、Ⅱ级 │ 10 │ 10 │ 10 │
│ 公路路边 ├─────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ │ Ⅲ、Ⅳ级 │ 5 │ 5 │ 5 │
├──────┼─────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ 国家铁路 │ 干线 │ 25 │ 25 │ 25 │¦
│ ├─────────────┼─────┼─────┼─────┤¤
│（中心线） │ 支线 │ 10 │ 10 │ 10 │¦
├──────┼─────────────┼─────┴─────┴─────┤
│ │ 电力线（中心线） │ 1 倍杆高，且不小于10 │
│ 架空 ├─────────────┼─────┬─────┬─────┤
│ │ 通讯线（中心线） │ 2 │ 2 │ 2 │
├──────┴─────────────┼─────┼─────┼─────┤
│ 树 木 │ 2 │ 2 │ 2 │
└────────────────────┴─────┴─────┴─────┘
注：执行本表有困难时，采取有效的安全措施后，其间距可适当减少。
地下液态液化石油气管道与构筑物和相邻管道等之间的垂直净距（m） 表6.2.9-2
┌──────────────────┬───────────────────┐
│ 项 目 │ 垂 直 净 距 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 给水管、排水管 │ 0.20 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 暖气管、热力管（管沟） │ 0.20 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 直埋电缆 │ 0.50 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 铠装电缆 │ 0.20 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 其他燃料管道 │ 0.20 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 铁路（轨底） │ 1.2 │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ 公路（路面） │ 0.80 │
└──────────────────┴───────────────────┘
6.2.10 输送液态液化石油气的管道，在下列地点应设置阀门：
（1）起、终点和分支点；
（2）穿越国家铁路线、高速公路、Ⅰ、Ⅱ级公路和大型河流两侧；
（3）管道沿线每隔5000m左右处。
6.2.11 地上液态液化石油气管道两阀门之间的管段上应设置管道安全阀。
地下管道分段阀门之间应设置放散阀，其放散管管口距地面不应小于2m。
6.2.12 地下液态液化石油气管道的防腐应符合本规范第5章的有关规定。
6.2.13 液化石油气铁路槽车和汽车槽车应符合国家现行的标准《液化气体铁路槽车技术条
件》HG 5—1472 和《液化石油气汽车槽车技术条件》HG 5—1471 的规定。
6.3 液化石油气供应基地
6.3.1 液化石油气供应基地按其功能可分为储存站、储配站和灌瓶站。
6.3.2 液化石油气供应基地的规模应以城镇燃气总体规划为依据，根据供应用户类别、户
数和用气量指标等因素确定。
6.3.3 液化石油气供应基地的贮罐设计总容量应根据其规模、气源情况、运输方式和运距
等因素确定。
6.3.4 当液化石油气供应基地贮罐设计总容量超过3000m^3时，宜将贮罐分别设置在储存站
和灌瓶站。灌瓶站的贮罐设计容量宜为1周左右的计算月平均日供应量，其余为储存站的贮
罐设计容量。
当贮罐设计总容量小于3000m^3时，可将贮罐全部设置在储配站。
6.3.5 液化石油气供应基地的布局应符合城市总体规划的要求，且应远离城市居住区、村
镇、学校、工业区和影剧院、体育馆等人员集中的地区。
6.3.6 液化石油气供应基地的站址应选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧，且应是
地势平坦、开阔、不易积存液化石油气的地段。同时，应避开地震带、地基沉陷、废弃矿井
和雷区等地区。
6.3.7 液化石油气供应基地的贮罐与基地外建、构筑物的防火间距应符合下列规定：
（1）液化石油气供应基地的全压力式贮罐与基地外建、构筑物的防火间距不应小于表6.3.7-1
的规定；半冷冻式贮罐的防火间距可按表6.3.7-1的规定执行；
（2）液化石油气供应基地的全冷冻式贮罐与基地外建、构筑物的防火间距不应小于表6.3.7-2
的规定；
（3）液化石油气全冷冻式贮罐与基地外建、构筑物、堆场的防火间距不应小于表6.3.7-3的
规定。
液化石油供气应基地的全压力式贮罐与基地外建、构筑物的防火间距（m） 表6.3.7-1

6.3.5 液化石油气供应基地的布局应符合城市总体规划的要求，且应远离城市居住区、村
镇、学校、工业区和影剧院、体育馆等人员集中的地区。
6.3.6 液化石油气供应基地的站址应选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧，且应是
地势平坦、开阔、不易积存液化石油气的地段。同时，应避开地震带、地基沉陷、废弃矿井
和雷区等地区。
6.3.7 液化石油气供应基地的贮罐与基地外建、构筑物的防火间距应符合下列规定：
（1）液化石油气供应基地的全压力式贮罐与基地外建、构筑物的防火间距不应小于表6.3.7-1
的规定；半冷冻式贮罐的防火间距可按表6.3.7-1的规定执行；
（2）液化石油气供应基地的全冷冻式贮罐与基地外建、构筑物的防火间距不应小于表6.3.7-2
的规定；
（3）液化石油气全冷冻式贮罐与基地外建、构筑物、堆场的防火间距不应小于表6.3.7-3的
规定。
液化石油供气应基地的全压力式贮罐与基地外建、构筑物的防火间距（m） 表6.3.7-1
┌──────────┬──┬──┬───┬───┬────┬────┬────┐
│ ＼ 单罐＼ 总容积 │≤50│51～│ 201～ │ 501～ │ 1001～ │ 2501～ │ ＞5000 │¦
│＼间距＼ 容积＼(m^3) │ │ 200 │ 500 │ 1000 │ 2500 │ 5000 │ │
│ ＼ (m) ＼(m^3)＼ ├──┼──┼───┼───┼────┼────┼────┤
│名称＼ ＼ ＼ │≤20│≤50│ ≤100 │ ≤200 │ ≤400 │ ≤1000 │ - │
├──────────┼──┼──┼───┼───┼────┼────┼────┤
│居住区、村镇、学校、│ │ │ │ │ │ │ │
│影剧院、体育馆等人员│ 60 │ 70 │ 90 │ 120 │ 150 │ 180 │ 200 │
│集中的地区（最外侧 │ │ │ │ │ │ │ │
│建、构筑物外墙） │ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼──┼──┼───┼───┼────┼────┼────┤
│工业区（最外侧建、构│ 50 │ 60 │ 70 │ 90 │ 120 │ 150 │ 180 │
│筑物外墙） │ │ │ │ │ │ │ │
├─────┬────┼──┼──┴───┼───┴────┼────┴────┤
│ 铁路 │ 国家线 │ 60 │ 70 │ 80 │ 100 │
│（中心线）├────┼──┼──────┼────────┼─────────┤
│ │ 企业专 │ 25 │ 30 │ 35 │ 40 │¦
│ │ 用线 │ │ │ │ │
├─────┼────┼──┼──────┴────────┴────┬────┤
│ 公路 │ 高速、│ 20 │ 25 │ 30 │
│ （路肩） │Ⅰ、Ⅱ级│ │ │ │
│ ├────┼──┼────────────────────┼────┤¤
│ │Ⅲ、Ⅳ级│ 15 │ 20 │ 25 │
├─────┴────┼──┴───┬────────────────┴────┤
│架空电力线路(中心线) │ 1.5倍杆高 │1.5倍杆高，但35kV及以上架空电力线应大于40m│¦
├──────────┼──────┼─────────────────────┤
│ Ⅰ、Ⅱ级通讯线路 │ 30 │ 40 │
│ （中心线） │ │ │
└──────────┴──────┴─────────────────────┘
注：①防火间距应按本表总容积和单罐容积较大者确定。
②居住区系指1000人或300户以上居民区。与零星民用建筑的防火间距可按本规范第6.3.8
条执行。
③地下贮罐防火间距可按本表减少50%。
④地下贮罐单罐容积应小于或等于50m^3，总容积应小于或等于400m^3。
⑤与本表以外的其他建、构筑物的防火间距应按现行的国家标准《建筑设计防火规范》
GBJ 16执行。
⑥间距的计算应以贮罐的最外侧为准。
液化石油气供应基地的全冷冻式贮罐与基地外建、构筑物的防火间距（m） 表6.3.7-2
┌──────┬───────┬────┬─────┬─────┬────┬───┐
│ ＼ 名称 │居住区、村镇、│ 工业区 │ 铁路 │ 公路 │ │ │
│ 间距＼ │学校、影剧院、│（最外侧│（中心线）│ （路肩） │架空电力│Ⅰ、Ⅱ│
│＼ (m) ＼ │体育馆等人员集│建、构筑├──┬──┼──┬──┤线路（中│级通讯│
│ ＼ ＼ │中的地区（最外│物外墙）│国家│企业│高速│Ⅲ、│心线） │ 线路 │
│单罐＼ │侧建、构筑物的│ │ 线 │专用│Ⅰ、│Ⅳ级│ │（中心│
│容积 ＼ │外墙） │ │ │ 线 │Ⅱ级│ │ │线） │¦
├──────┼───────┼────┼──┼──┼──┼──┼────┼───┤
│ │ │ │ │ │ │ │1.5倍杆 │ │
│ │ │ │ │ │ │ │高但35kV│ │
│ ＞5000m^3 │ 200 │ 180 │ 100 │ 40 │ 30 │ 25 │及上架空│ 40 │
│ │ │ │ │ │ │ │电力线应│ │
│ │ │ │ │ │ │ │大于40m │ │
└──────┴───────┴────┴──┴──┴──┴──┴────┴───┘
注：①本表所指贮罐为设有防液堤的全冷冻式液化石油气贮罐。当单罐容积小于或等于
5000m^3时，其防火间距可按表6.3.7-1中总容积小于或等于5000m^3的防火间距执行。
②居住区系指1000人或300户以上的居民区。
液化石油气全冷冻式贮罐与基地外建、构筑物、堆场的防火间距（m） 表6.3.7-3
┌──────┬─────┬─────┬─────┬────┬────────┐
│ ＼ 名称 │明火、散发│甲、乙类液│丙类液体贮│助燃气体│ 其他建筑 │
│ 间距＼ │火花地点和│体贮罐、甲│罐可燃气体│贮罐可燃├────────┤
│＼ (m) ＼ │民用建筑 │类物品库 │贮罐 │材料堆场│ 耐火等级 │
│ ＼ ＼ │ │房、易燃材│ │ ├──┬──┬──┤
│单罐＼ │ │料堆场 │ │ │一、│三级│四级│
│容积 ＼ │ │ │ │ │二级│ │ │
├──────┼─────┼─────┼─────┼────┼──┼──┼──┤
│ ＞5000m^3 │ 120 │ 95 │ 85 │ 75 │ 50 │ 65 │ 75 │
└──────┴─────┴─────┴─────┴────┴──┴──┴──┘
注：①本表所指贮罐为设有防液堤的全冷冻式液化石油气贮罐，当单罐容积小于或等于
5000m^3时，应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GBJ16执行。
②民用建筑系指零星民用建筑。
6.3.8 液化石油气供应基地贮罐与明火、散发火花地点和基地内建、构筑物的防火间距应
符合下列规定：
（1）全压力式贮罐的防火间距不应小于表6.3.8的规定；
（2）半冷冻式贮罐的防火间距可按表6.3.8的规定执行；
（3）全冷冻式贮罐与基地围墙的防火间距可按表6.3.8的有关规定执行。
液化石油气供应基地的全压力式贮罐与明火、散发火花地点和基地内建、
构筑物的防火间距（m） 表6.3.8
┌────────┬──┬───┬────┬────┬────┬───┬───┐
│ ＼单罐＼ 总容积 │ │ │ │ │ │ │ │
│ ＼容积＼(m^3) │≤50│ 51～ │ 201～ │ 501～ │ 1001～ │2501～│＞5000│
│间距 ＼(m^3)＼ │ │ 200 │ 500 │ 1000 │ 2500 │ 5000 │ │
│＼ (m) ＼ ＼ │ │ │ │ │ │ │ │
│ ＼ ＼ ├──┼───┼────┼────┼────┼───┼───┤¤
│项目＼ ＼ │≤20│ ≤50 │ ≤100 │ ≤200 │ ≤400 │≤1000│ - │¦
├────────┼──┼───┼────┼────┼────┼───┼───┤
│明火、散发火花地│ 45 │ 50 │ 55 │ 60 │ 70 │ 80 │ 120 │
│点 │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──┼───┼────┼────┼────┼───┼───┤
│民用建筑（最外 │ │ │ │ │ │ │ │
│侧建、构筑物外 │ 40 │ 45 │ 50 │ 55 │ 65 │ 75 │ 100 │
│墙） │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──┼───┼────┴────┼────┼───┼───┤
│罐瓶间、瓶库、压│ │ │ │ │ │ │
│缩机室、汽车槽车│ 18 │ 20 │ 25 │ 30 │ 40 │ 50 │¦
│ 库（外墙） │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──┼───┼─────────┼────┼───┼───┤
│空压机室、变配电│ │ │ │ │ │ │
│室、仪表间、汽车│ │ │ │ │ │ │
│库、机修间、新瓶│ 18 │ 20 │ 25 │ 30 │ 40 │ 50 │
│库、门卫、值班室│ │ │ │ │ │ │
│（外墙） │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──┼───┼─────────┼────┴───┼───┤
│汽车槽车装卸台 │ │ │ │ │ │
│（柱）（装卸口）│ 18 │ 20 │ 25 │ 30 │ 40 │
├────────┼──┴───┴─────────┴────────┼───┤

２．３．１聚乙烯燃气管道不得与其他管道或电缆同沟敷设。

２．３．２聚乙烯燃气管道与供热管之间水平净距不应小于表２．３．２的规定。

聚乙烯燃气管道与供热管之间水平净距 表２．３．２

供热管种类
净距（ｍ）
注

ｔ＜１５０℃直埋供热管道

供热管

回水管
３．０

２．０
燃气管埋深小于２ｍ

ｔ＜１５０℃热水供热管沟

蒸气供热管沟
１．５

ｔ＜２８０℃蒸气供热管沟
３．０
聚乙烯管工作压力不超过０．１ＭＰａ

燃气管埋深小于２ｍ


２．３．３聚乙烯燃气管道与各类地下管道或设施的垂直净距不应小于表２．３．３的规定。

聚乙烯燃气管道与各类地下管道或设施的垂直净距 表２．３．３

名称
净距（ｍ）

聚乙烯管道在该设施上方
聚乙烯管道在该设施下方

给水管

燃气管
－
０．１５
０．１５

排水管
－
０．１５
０．２０加套管

电缆
直埋
０．５０
０．５０

在导管内
０．２０
０．２０

供热管道
ｔ＜１５０℃

直埋供热管
０．５０加套管
１．３０加套管

ｔ＜１５０℃热水供热

管沟蒸汽供热管沟
０．２０加套管或０．４０
０．３０加套管

ｔ＜２８０℃

蒸汽供热管沟
１．００加套管，套管有降温

措施可缩小
不允许

铁路轨底
－
－
１．２０加套管


《城镇燃气设计规范》ＧＢ５００２８－９３

５．４．２储配站站址选择应符合下列要求：

（１）储配站与周围建、构筑物的防火间距，必须符合国家现行标准的规定。

５．４．３储配站内防火间距、消防设施和消防车道等应按国家现行标准执行。

５．４．７高压储气罐工艺设计，应符合下列要求：

（２）高压储气罐应设安全阀和压力表；

（３）在顶部应设放散管；

（４）高压储气罐应有防雷接地设施，其接地电阻应小于１０Ω。

５．４．１２压缩机室应符合国家现行标准“甲类生产厂房”设计的规定，其建筑耐火等级不应低于“二级”。

５．４．１３储配站供电系统应符合国家现行标准“一级负荷”设计的规定。

５．５．３门站站址的选择应符合下列要求：

（１）门站与周围建筑物的防火间距，必须符合国家现行标准的规定。

５．５．４门站的工艺设计及计量仪表设置应符合下列要求：

（１）进、出站管道上应设置燃气流量的指示及累计仪表、压力的指示及自动记录仪表和温度的指示

仪表；

（３）进、出站管道上必须设置阀门；

（５）站内管道上应设安全保护及安全放散装置，放散管应引至站外，放散管管口高度应高出门站建

筑物２ｍ以上。

５．５．５门站内生产用房应符合国家现行标准“甲类生产厂房”设计的规定，其建筑耐火等级不应低于

“二级”。

５．５．８门站建筑物室内电气防爆等级应符合国家现行标准“１区”设计的规定，站区内防雷等级应符合

国家现行标准“第二类”设计的规定。

５．６．２调压装置的设置，应符合下列要求：

（１）调压箱进口压力不应大于０．４ＭＰａ；

（２）液化石油气和相对密度大于１．０的燃气调压装置不得设于地下室和半地下室内。

５．６．３调压站与其他建筑物、构筑物的水平净距应符合表５．６．３的规定。

调压站与其他建筑物、构筑物水平净距（ｍ） 表５．６．３

建筑形式
调压装置入口

燃气压力级制
距建筑物

或构筑物
距重要公

共建筑物
距铁路或

电车轨道

地上单独建筑
高压（Ａ）

高压（Ｂ）

中压（Ａ）

中压（Ｂ）
１０．０

８．０

６．０

６．０
３０．０

２５．０

２５．０

２５．０
１５．０

１２．５

１０．０

１０．０

地下单独建筑
中压（Ａ）

中压（Ｂ）
５．０

５．０
２５．０

２５．０
１０．０

１０．０


注：１．当调压装置露天设置时，则指距离装置的边缘。

２．当达不到上表净距要求时，采取有效措施，可适当缩小净距。

５．６．８调压站（或调压箱）的工艺设计应符合下列要求：

（２）高压燃气调压站室外进、出口管道上必须设置阀门；

（４）在调压器燃气出口处，应设防止燃气出口压力过高的安全保护装置；

（５）各种安全放散装置的放散管管口应高出调压站屋檐１．５ｍ以上。落地式调压箱的安全放散管管

口距地面的高度不应小于４ｍ；

注：清洗管道吹扫用的放散管、指挥器的放散管与安全水封放散管属于同一工作压力时，允许将它们连接在同一放

散管上。

（６）调压站内调压器及过滤器前后均应设置指示式压力表。调压器后应设置自动记录式压力仪表。

５．６．１０地上式调压站的建筑物设计应符合下列要求：

（１）建筑耐火等级应符合国家现行标准不低于“二级”设计的规定；

（２）调压器室与毗连房间之间应用实体隔墙隔开，其设计应符合下列要求：

１）隔墙厚度不应小于２４ｃｍ，且应两面抹灰。

２）隔墙内不得设置烟道和通风设备。

３）隔墙有管道通过时，应采用填料箱密封或将墙洞用混凝土等材料填实。

４）调压器的其他墙壁也不得设有烟道。

（３）调压器室及其他有漏气危险的房间，应采取自然通风措施，每小时换气次数不应小于２次；

（４）调压器室及其他有燃气泄漏可能的房间电气防爆等级应符合国家现行标准“１区”设计的规定；

（５）调压器室内的地坪应采用不会产生火花的材料；

（６）调压器室应有泄压措施，其设计应符合国家现行标准的规定；

（７）调压器室的门、窗应向外开启，窗应设防护栏和防护网；

（８）设于空旷地带的调压站及采用高架遥测天线的调压站应单独设置避雷装置，其接地电阻值应小

于１０Ω。

５．７．７地下燃气管道与交流电力线接地体的净距不应小于表５．７．７的规定。

地下燃气管道与交流电力线接地体的净距（ｍ） 表５．７．７

电压等级（ｋＶ）
10
35
110
220

铁塔或电杆接地体
1
3
5
10

电站或变电所接地体
5
10
15
30