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CNG储存容器的最大工作压力。
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，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 压缩机组宜配置专用的可编程逻辑控制器(PLC系统)进行运行管理，PLC系统应与加气站自动化过程控制系统进行通信。
8.1.11 压缩机的卸载排气不应对外放空，宜回收至压缩机缓冲罐或废气回收罐。
8.1.12 压缩机组排出的冷凝液应集中处理。
8.1.13 固定储气设施的最大工作压力不应大于40MPa，且不应超过相对应加气设备额定工作压力5MPa及以上。
8.1.14 CNG加气站内所设置的固定储气设施应选用瓶式容器或储气井。
8.1.15 瓶式容器的设计和制造应符合现行行业标准《钢制压力容器——分析设计标准》JB 4732的有关规定，并应符合相关产品技术要求。
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2.5×104次。
8.1.20 储气井的工程设计和建造，应符合现行行业标准《储气井工程技术规范》SH/T 3216的有关规定。储气井口应便于开启检测。
8.1.21 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行业标准《钢制压力容器——分析设计标准》JB 4732的有关规定。
8.1.22 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 加气设备额定工作压力不应大于35MPa；
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(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(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 向车用储气瓶加注CNG时，应控制车用储气瓶内的气体温度不超过65℃；
7 额定工作压力不同的加气机，其加气枪的加注口应采用不同的结构形式。
8.1.23 储气瓶(组)的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和邻近的站外建筑物。不可避免时，储气瓶(组)的管道接口端与办公区、加气岛和邻近的站外建筑物之间应设厚度不小于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、加气岛和邻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 长管拖车和管束式集装箱的管道接口端与办公区、加气岛和邻近的站外建筑物之间设置的隔墙，围墙高度应高于储气瓶组拖车的高度1m及以上，围墙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。
8.1.24 加气设施的计量准确度不应低于1.0级。
8.1.25 用于天然气氢气混合燃料汽车的氢气质量，应符合现行国家标准《氢气 第1部分：工业氢》GB/T 3634.1的有关规定。
8.1.26 在CNG加气站内设置的用于调配天然气氢气混合燃料的储氢设施，应符合本标准有关储氢设施的规定。
8.2.1 CNG加气子站可采用压缩机增压或液压设备增压的加气工艺，也可采用储气瓶直接通过加气机给CNG汽车加气的工艺。当采用液压设备增压的加气工艺时，液压油不得影响CNG的质量。
8.2.2 采用液压设备增压工艺的CNG加气子站，液压设备不应使用甲类或乙类可燃液体，液体的操作温度应低于液体的闪点至少5℃。
8.2.3 CNG加气子站的液压设施应采用防爆电气设备，液压设施与站内其他设施的间距可不限。
8.2.4 CNG加气子站储气设施、压缩机、加气机、卸气柱的设置，应符合本标准第8.1节的有关规定。
8.2.5 储气瓶(组)的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和邻近的站外建筑物。不可避免时，应符合本标准第8.1.23条的规定。
8.3.1 天然气进站管道上应设置紧急切断阀。可手动操作的紧急切断阀的位置应便于发生事故时能及时切断气源。
8.3.2 站内天然气调压计量、增压、储存、加气各工段，应分段设置切断气源的切断阀。
8.3.3 储气瓶(组)、储气井与加气机或加气柱之间的总管上应设主切断阀。每个储气瓶(井)出口应设切断阀。
8.3.4 储气瓶(组)、储气井进气总管上应设安全阀及紧急放空管、压力表及超压报警器。车载储气瓶组应有与站内工艺安全设施相匹配的安全保护措施，但可不设超压报警器。
8.3.5 加气站内设备和各级管道应设置安全阀。安全阀的设置应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG 21的有关规定，安全阀的整定压力P0尚应符合下列公式的规定：
1 当Pw≤1.8MPa时：
P0=Pw+0.18 (8.3.5-1)
式中：Pw——设备最大工作压力(MPa)；
P0——安全阀的整定压力(MPa)。
2 当1.8MPa＜Pw≤4.0MPa时：
P0＝1.1Pw (8.3.5-2)
3 当4.0MPa＜Pw≤8.0MPa时：
P0＝Pw+0.4 (8.3.5-3)
4 当8.0MPa＜Pw≤35.0MPa时：
P0＝1.05Pw (8.3.5-4)
8.3.6 加气站内的所有设备和管道组成件的设计压力，应高于最大工作压力10％及以上，且不应低于安全阀的整定压力。
8.3.7 加气站内的天然气管道和储气瓶(组)应设置泄压放空设施，泄压放空设施应采取防堵塞和防冻措施。泄放气体应符合下列规定：
1 一次泄放量大于500m3(基准状态)的高压气体，应通过放空管迅速排放；
2 一次泄放量大于2m3(基准状态)，泄放次数平均每小时大于或等于2次的操作排放，应设置专用回收罐；
3 一次泄放量小于2m3(基准状态)的气体可排入大气。
8.3.8 加气站的天然气放空管设置应符合下列规定：
1 不同压力级别系统的放空管宜分别设置；
2 放空管管口应高出设备平台及以管口为中心半径12m范围内的建(构)筑物2m及以上，且应高出所在地面5m及以上；
3 放空管应垂直向上。
8.3.9 压缩机组运行的安全保护应符合下列规定：
1 压缩机排气口与第一个截断阀之间应设安全阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放量；
2 压缩机进气口、排气口应设高、低压报警和高压越限停机装置；
3 压缩机组控制系统应设置进气压力偏低报警、进气压力超高报警和高压越限停机、排气压力超高报警和高压越限停机装置；
4 压缩机组控制系统应设置排气温度超高报警和高温越限停机装置；
5 压缩机组控制系统应设置润滑油系统低压报警和停机装置。
8.3.10 CNG加气站内的设备及管道，凡经增压、输送、储存、缓冲或有较大阻力损失需显示压力的位置，均应设压力测点，并应设供压力表拆卸时高压气体泄压的安全泄气孔。压力表量程范围宜为工作压力的1.5倍～2.0倍。
8.3.11 CNG加气站内下列位置应设高度不小于0.5m的防撞柱(栏)：
1 固定储气瓶(组)或储气井与站内汽车通道相邻一侧；
2 加气机、加气柱和卸气柱的车辆通过侧。
8.3.12 CNG加气机、加气柱的进气管道上，宜设置防撞事故自动切断阀。
8.4.1 天然气管道应选用无缝钢管。设计压力低于4.0MPa的天然气管道，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；设计压力大于或等于4.0MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T 14976或《高压锅炉用无缝钢管》GB/T 5310的有关规定。
8.4.2 加气站内与天然气接触的所有设备和管道组成件的材质，应与天然气介质相适应。
8.4.3 站内高压天然气管道宜采用焊接连接，管道与设备、阀门可采用法兰、卡套、锥管螺纹连接。
8.4.4 室外天然气管道宜埋地或管沟敷设。埋地敷设时其管顶距地面不应小于0.5m，冰冻地区宜敷设在冰冻线以下；采用管沟敷设时，应采取防止天然气泄漏积聚的措施。室内管道宜采用管沟敷设，管沟应用中性沙填充。
8.4.5 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。
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
8.2 CNG加气子站工艺设施
8.3 CNG工艺设施的安全保护
8.4 CNG管道及其组成件
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