摘 要

6 工艺及设施
6.1 设计规模
6.2 工艺及设备
6.3 管道及附件

6.1 设计规模

6.1.1 压缩天然气加气站的设计规模应根据用户的需求量与天然气气源的稳定供气能力确定。
6.1.2 压缩天然气储配站的设计规模应根据城镇天然气用户的总用气量和供应本站的天然气管道输送能力、压缩天然气加气站供气能力及气瓶车运输条件等综合确定。
6.1.3 压缩天然气储配站的总储气量应根据气源、运输和气候等条件确定，且不应小于本站计算月平均日供气量的1.5倍。当有补充或替代气源时，可按工艺条件确定。
6.1.4 压缩天然气加气站内气瓶车在固定车位的最大总储气容积不应大于45000m³，总几何容积不应大于200m³。压缩天然气储配站内气瓶车在固定车位的最大总储气容积不应大于30000m³，总几何容积不应大于120m³。
6.1.5 压缩天然气瓶组供气站内气瓶组最大总储气容积不应大于1000m³，总几何容积不应大于4m³。
6.1.6 供应居民用户压缩天然气瓶组供气站的供气规模不宜大于1000户。站内气瓶组的总储气容积应按1.5倍计算月平均日供气最确定。
6.1.7 压缩天然气加气站、压缩天然气储配站内固定式储气瓶组的总几何容积不宜大于18m³。

条文说明
 
6.1.1 压缩天然气加气站的供应对象是周边的城镇用户，确定其设计规模时应进行用户用气量的调查并落实气源供气能力。
6.1.2 压缩天然气储配站设计首先应落实气源的供气能力，对气瓶车的运输道路应作实地考察、调研，并在对用户用气情况调研的基础上，进行技术经济分析确定设计规模。
6.1.3 压缩天然气储配站应有必要的储气量，以保证在特殊的气候和交通条件(如：洪水、暴雨、冰雪、道路及气源距离等)造成气瓶车运输中断的紧急情况时，可以连续稳定的向用户供气。一般地区的储配站至少应备有相当于其计算月平均日供气量的1.5倍储气量。对有补充、替代气源(如液化石油气混空气等)及气候与交通条件特殊的情况，应按实际情况确定储气能力。
    压缩天然气储配站的总储气量包括站内储气井、储气瓶组和停靠在固定车位的气瓶车及站内天然气储罐等的储气量总和。
    压缩天然气储配站通常是由停靠在站内固定车位的气瓶车供气，气瓶车经卸气、调压等工艺将天然气通过城镇天然气输配管道供给各类用户。气瓶车在站内是一种转换型的供气设施，一车气用完后转由另一车供气。未供气的气瓶车则起储存作用。因此压缩天然气储配站的天然气总储气量包括停靠在站内固定车位气瓶车压缩天然气的储量、压缩天然气储气井或储气瓶组的储量及站内天然气储罐的储量。气瓶车在站内应采取转换式的供气、储气方式(运输、供气、储存按管理顺序转换)，避免气瓶车在站内储气时间(停靠时间)过长。气瓶车是一种活动式的储气设施，储气量过大，停靠固定车位的气瓶车数量过多会给安全管理、运行管理带来不便，增加事故发生概率。根据我国已投产和在建的压缩天然气储配站实际情况调研，确定气瓶车在固定车位的最大储气能力不大于30000m³是比较适宜的。
    当储配站天然气总储量大于30000m³时，除采用气瓶车储气外，应设置天然气储罐、储气井等其他储气设施。
6.1.4 气瓶车在固定车位的最大储气总容积按在固定车位各气瓶车的几何容积(m³)与最高储气压力(绝对压力，102kPa)乘积并除以压缩因子后的总和计算。控制气瓶车在固定车位的最大储气总容积和总几何容积，即是控制气瓶车在充装完毕后的实车停靠数量，是安全管理的需要。
6.1.5、6.1.6 压缩天然气瓶组供气站一般设置在用气用户附近，为保证安全管理和安全运行，应限制其储气量和供应规模。气瓶组最大总储气容积为气瓶组的总几何容积(m³)与其最高储气压力(绝对压力102kPa)乘积之和，并除以压缩因子。
6.1.7 压缩天然气固定式储气瓶组在地上设置，为保证运行安全和便于管理，总容积不宜过大。通过对压缩天然气固定式储气瓶组与储气井在安全、投资等方面的比较和收到的实际运行情况反馈，采用储气井更为适宜。因此，压缩天然气储配站较大规模储气时，不推荐采用储气瓶组。
 

6.2 工艺及设备

6.2.1 压缩天然气供应站的工艺和设备能力应适应输配系统的输配气能力和调度、调峰的要求。
6.2.2 压缩天然气系统的设计压力应根据工艺条件确定，且不应小于系统最高工作压力的1.1倍。
6.2.3 向压缩天然气储配站和压缩天然气瓶组供气站运送压缩天然气的气瓶车和气瓶组，在充装温度为20℃时，充装压力不应大于20.0MPa(表压)。
6.2.4 压缩天然气储气井的工艺设计应符合下列规定：
    1 储气井的设计应符合现行行业标准《高压气地下储气井》SY/T 6535的有关规定。
    2 储气井应设置进、出气管道，不同时工作的进、出气管道可合并设置。
    3 储气井应设置排污装置、压力监测装置和安全放散装置。排污管道应设置限位和支撑装置，并宜从储气井顶部封头的中心位置引出。
    4 储气井进、出气管道上应设置根部切断阀，独立工作储气井的进、出气管道和成组工作储气井的进、出气总管道应设置操作用切断阀和紧急切断阀。
    5 储气井的排污管道应设置根部切断阀和操作用切断阀。多个储气井排污汇总管道的排放管口应引至安全地点。
    6 井口应采用便于对储气井进行无损检测的可开启形式，规格宜符合国家现行标准的有关规定。
    7 井管深度宜为80m～150m。井口应高出地面300mm～500mm。在土质疏松的地表应设置导管，并应注入水泥浆封固。
    8 井管之间及井管与封头之间螺纹连接的密封材料应性能可靠，且应耐天然气及土壤腐蚀。井管与井底、井壁的间隙应采用硅酸盐水泥填充。
    9 井管、管箍和管底封头的外表面宜进行防腐处理。
    10 储气井四周地坪宜进行硬化和排水处理。
    11 储气井之间的距离不宜小于1.5m。
6.2.5 压缩天然气瓶组的工艺设计应符合下列规定：
    1 气瓶应集中设置在瓶筐上，并应采取可靠固定和限位措施。
    2 在一个储气瓶组内，气瓶的进、出气口应根据需要分别采用管道相连，并应汇总至一个或多个进、出气汇气管道；汇气管道应分别设置切断阀、安全阀、放散管及压力检测装置。
    3 应具有排污功能，气瓶的排污管道应汇总连接至储气瓶组排污总管道。
    4 站内储气瓶组的几何容积和总储气容积应符合本规范第3.0.10条、第6.1.5条、第6.1.6条和第6.1.7条对相应等级压缩天然气供应站的有关规定。
    5 固定式储气瓶组宜选用同一种规格型号的气瓶，并宜符合现行国家标准《站用压缩天然气钢瓶》GB 19158的有关规定。
    6 移动式储气瓶组应采用钢制气瓶或具有防火功能的树脂纤维缠绕气瓶，并应符合现行国家标准《汽车用压缩天然气钢瓶》GB 17258和《车用压缩天然气钢质内胆环向缠绕气瓶》GB 24160的有关规定。
    7 移动式储气瓶组内气瓶与固定和限位支架之间宜垫厚度不小于10mm的橡胶垫板，不得硬性施力固定气瓶。
    8 移动式储气瓶组中连接各气瓶进、出气口的短管应具有一定的伸缩性，管道连接形式应考虑对气瓶振动、晃动所产生位移的补偿。
6.2.6 放散装置的设置应符合下列规定：
    1 压缩天然气供应站进(出)站管道事故放散、总几何容积大于18m³固定式储气瓶组事故放散、压缩天然气供应站与天然气储配站合建站内储气罐检修及事故放散应设置集中放散装置。集中放散装置的放散管口应高出距其25m范围内的建(构)筑物2m以上，且距地面高度不得小于10m。
    2 压缩机、加气、卸气、脱水、脱硫、减压等工艺设备的操作放散、检修放散、安全放散的放散管口和储气井、总几何容积不大于18m³固定式储气瓶组的检修放散、事故放散、安全放散的放散管口应高出距其10m范围内的建(构)筑物或露天设备平台2m以上，且距地面高度不得小于5m。
    3 不同压力级别的放散管宜分别设置。
    4 采用人工操作控制的放散装置宜将放散的天然气引至管道或容器内回收。
6.2.7 压缩天然气供应站的工艺管道应根据系统要求设置安全阀，并应符合下列规定：
    1 安全阀应采用全启封闭式弹簧安全阀，安全阀的开启压力应根据管道系统的最高允许工作压力确定，且不应大于管道系统设计压力。
    2 当安全阀采用集中放散时，应符合本规范第4.2.4条、第5.2.7条和第6.2.6条的规定。
    3 安全阀进口管道应设置切断阀。
6.2.8 压缩天然气供应站内属于压力容器的储气设施及工艺设备的设计应符合现行国家标准《压力容器》GB 150及有关安全技术规定。
6.2.9 压缩天然气加气站内的加气柱、压缩天然气储配站内的卸气柱、压缩天然气瓶组供气站内的卸气装置应设置拉断阀、紧急切断阀和放空阀，并宜设置质量式流量计量装置。紧急切断阀应与紧急切断系统连锁。
6.2.10 压缩天然气加气站、压缩天然气储配站内固定式压缩天然气储气设施的最高工作压力不应大于25.0MPa(表压)，设计温度应满足最高和最低工作温度要求。
6.2.11 压缩天然气加气站、压缩天然气储配站的进(出)站天然气管道应在安全地点设置事故情况下便于操作的切断阀。进站天然气管道应设置紧急切断阀，紧急切断阀前应设置安全阀。
6.2.12 当进站天然气的硫化氢含量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047的规定时，应对进入生产压缩天然气环节的天然气进行脱硫。脱硫系统设计应符合下列规定：
    1 脱硫装置应设置在压缩机前。
    2 宜采用固体脱硫剂。
    3 脱硫装置的配置数量应能满足系统在检修周期内不间断工作的需要。
    4 天然气通过脱硫装置的流速宜为150mm/s～200mm/s，天然气与脱硫剂接触的时间宜为20s～40s。
    5 寒冷地区的脱硫设备应采取保温措施。
    6 应设置脱硫后天然气硫化氢含量的检测设施。
6.2.13 当进站天然气的含水量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047对压缩天然气含水量的规定时，应对进入生产压缩天然气环节的天然气进行脱水。脱水系统设计应符合下列规定：
    1 脱水装置的设置和选型应根据压缩机的性能和天然气的含水量确定。
    2 脱水装置的配置数量应能满足系统在检修周期内不间断工作的需要。
    3 脱水工艺宜采用固体吸附法。压缩机前段脱水宜采用分子筛二级脱水；压缩机后段或中段脱水宜采用分子筛一级脱水。
    4 天然气通过压缩机前段脱水装置的流速宜为150mm/s～200mm/s，天然气与脱水剂的接触时间宜为40s～60s。寒冷地区脱水装置的流速宜为150mm/s，接触时间宜为60s。
    5 应设置脱水后天然气含水量的检测设施。
6.2.14 压缩机的选型应符合下列规定：
    1 排气压力不应大于25.0MPa(表压)。
    2 应根据进站天然气压力、脱水工艺、设计规模、调度要求、排气量等进行选型。所选设备应便于操作维护、安全可靠，并应符合节能、高效、低振和低噪声的要求。
    3 站内装机台数不宜过多，且压缩机的型号宜一致。压缩天然气储配站内应设置备用机组。
    4 多台并联运行压缩机的总排气量应按各台压缩机公称容积流量之和的80％～85％计算。
    5 压缩机各级冷却后的排气温度不宜大于40℃。
6.2.15 压缩机应根据环境和气候条件设置于露天或单层建筑物的厂房内，也可采用橇装设备。
6.2.16 压缩机室的工艺设计应符合下列规定：
    1 压缩机宜按独立机组配置进、出气管道及阀门、旁通、冷却器、安全放散、供油和供水等设施。
    2 压缩机进气管道应设置手动和电动(或气动)控制阀门；压缩机出气管道上应设置安全阀、止回阀和手动切断阀。出口管道安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放量。安全阀放散管的设置应符合本规范第6.2.6条的规定。
    3 压缩机的进、出气管道宜采用直埋或管沟敷设，并宜采取减振降噪措施。
    4 应设置用于投产置换、生产维修和安全保护的附属设备。
    5 压缩机及附属设备的布置应符合下列规定：
        1)压缩机宜单排布置；
        2)压缩机之间及压缩机与墙壁之间的净距不宜小于1.5m；
        3)重要通道的宽度不宜小于2m；
        4)机组联轴器及皮带传动装置应采取安全防护措施；
        5)高出地面2m以上的检修部位应设置移动或可拆卸式维修平台或扶梯；
        6)维修平台及地坑周围应设置防护栏。
    6 压缩机室宜根据设备情况设置检修用起吊设备。
    7 压缩机紧急停车启动装置应设置在机组近旁。
6.2.17 进入压缩机的天然气不应含有游离水，含尘量不应大于5mg/m³，微尘直径应小于10μm，且应符合所选用压缩机的使用要求。当天然气含尘量和微尘直径超过规定值时，应进行除尘净化。
6.2.18 压缩机进、出口应设置缓冲罐，缓冲罐的容积宜按天然气在罐内停留时间不小于10s确定。
6.2.19 压缩机进气总管道中天然气的流速不宜大于15m/s。
6.2.20 压缩机应设置自动和手动停车装置，各级排气温度大于限定值时，应报警并人工停车。发生下列情况之一时，应报警并自动停车：
    1 各级吸、排气压力不符合规定值；
    2 冷凝水(或风冷鼓风机)压力和温度不符合规定值；
    3 润滑油压力、温度和油箱液位不符合规定值；
    4 压缩机电机过载。
6.2.21 压缩机卸载排气宜通过缓冲罐回收，并引至进站天然气管道。
6.2.22 压缩机、冷却器、分离器排出冷凝液的处理应符合下列规定：
    1 冷凝液应集中收集，不得直接排入下水道；
    2 共用冷凝液汇总管道的设备应设置避免冷凝液排放相互影响的装置；
    3 压缩机宜设置自动排出冷凝液的装置；
    4 密闭式冷凝液收集分离罐的设计压力应为冷凝系统最高工作压力的1.2倍。
6.2.23 压缩天然气储配站应根据输配系统调度要求设置向下游管道供配气的计量和调压装置。计量和调压装置应根据工作环境要求设置在露天或厂房内。
6.2.24 压缩天然气储配站、压缩天然气瓶组供气站的压缩天然气供气系统应根据工艺要求分级调压，并应符合下列规定：
    1 宜采用自力式调压器，不得采用手动装置节流减压；
    2 应根据工艺要求设置紧急切断阀和安全放散装置，安全放散装置的设置应符合本规范第6.2.6条、第6.2.7条的规定；
    3 一级调压器进口管道应设置快速切断阀，宜设置过滤器。
6.2.25 压缩天然气储配站、压缩天然气瓶组供气站应根据燃气流量、压力降等工艺条件设置天然气加热装置。加热能力应保证燃气设备、管道及附件正常运行。
6.2.26 压缩天然气储配站、压缩天然气瓶组供气站与液化石油气混气站合建时，站内液化石油气系统的设计应符合现行国家标准《液化石油气供应工程设计规范》GB 51142的有关规定。

条文说明
 
6.2.1 压缩天然气供应站的工艺和设备能力应与上游管道输送或车载气生产、运输等气源的能力相适应，与采用管道输送或车载运输向下游用户供气需要的能力和方式相适应。
6.2.2 压缩天然气系统的最高工作压力应不大于设计压力，系统中所有的设备、管道、阀门及附件等的设计压力均不应小于系统设计压力。国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316-2000(2008年版)第3.1.2.4条规定：“装有泄压装置的管道的设计压力不应小于泄压装置的开启压力”；第14.2.4条规定：“安全阀的开启压力(整定压力)除工艺有特殊要求外，为正常最大工作压力的1.1倍，最低为1.05倍”。本条要求设计压力不小于最高工作压力的1.1倍即是由此而来。安全阀的开启压力不大于系统设计压力的要求是与国内外有关标准的规定相一致的。
6.2.3 在压缩天然气储配站及瓶组供气站内停靠的气瓶车或储气瓶组，具备运输、储存和供气功能，在站内停留时间较长，气瓶车或储气瓶组在炎热天气受日晒或环境温度影响，将导致压缩天然气压力升高。为控制储存、供气系统压缩天然气的工作压力小于25.0MPa，应控制气瓶车或储气瓶组的充装压力。本条规定充装温度为20℃时，充装压力不应大于20.0MPa(表压)，能够使气瓶车或储气瓶组受日晒或环境影响工作温度达到90℃时，工作压力小于25.0MPa，可以满足在国内正常环境的工作要求。如果出现工作温度超过90℃的极端异常情况，则应降低充装压力或采取降温措施。
6.2.4 本条规定了储气井的工艺设计要求。
    3 储气井排污管道排污时会有震动，因此要求限位和支撑装置必须牢固可靠。
    4 设置根部切断阀是为了在发生操作用切断阀故障或储气井事故时，实现储气井自身的封闭切断，以保证运行安全和控制事故范围。进、出气总管上设置紧急切断阀可以实现事故状态的远程切断。
    5 由于储气井内的压力高，因此，排污操作必须控制好操作阀的开度，避免由于压差过大造成危险；多个储气井的排污宜设置中间罐缓冲后再行排放；排放管口引至安全地点是为了避免排放压力较高造成事故。
    6 为了实现定期对储气井进行无损检测，要求井口为可开启的形式。井口规格可按现行国家标准《石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树》GB/T 22513的有关规定执行。
6.2.5 本条规定了压缩天然气瓶组的工艺设计要求。
    5 固定式储气瓶组推荐选用气瓶的产品标准。
    6 移动式储气瓶组选用气瓶的产品标准。
    7、8 移动式储气瓶组内气瓶采取减震、缓冲措施的要求。
6.2.6 本条规定了放散装置的工艺设计要求。
    1 明确了需要设置集中放散装置的情况和要求。
    2 明确了操作放散、检修放散、安全放散等放散管的设置情况和设置要求；此类情况的放散量不大，即使设置共用放散管汇总排放，也可不按本条第1款中的集中放散装置对待；但当与本条第1款中规定的放散量较大的情况汇总排放时，则应设置集中放散装置。
6.2.7 对天然气和压缩天然气管道压力的安全保护提出了要求。
    1 安全阀的开启压力不应大于管道的最高工作压力，以避免超压。
    3 为便于安全阀的检修和标定，要求在安全阀进口管道设置切断阀。
6.2.8 符合国家对压力容器设计的要求，还应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004等的有关规定。
6.2.9 压缩天然气加气站内的加气柱、压缩天然气储配站内的卸气柱、压缩天然气瓶组供气站内的卸气装置均是与压缩天然气瓶车或移动式储气瓶组相连进行压缩天然气装卸的重要工艺设备，且为事故多发环节，因此，必须加强设置安全保护设施。
6.2.10 固定式压缩天然气储气设施的最高工作压力不应大于25.0MPa(表压)与现行国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156的规定一致。
6.2.11 在进站天然气管道上设置切断阀、紧急切断阀、安全阀，是对事故状态的保护措施，可以避免事故扩大。切断阀设置的安全地点应在事故情况下便于操作，能够快速切断气源，并应避开事故多发区。
6.2.12 进站天然气含硫量超过规定值则应在进入压缩机前进行脱硫，可以保护压缩机和保证生产压缩天然气的含硫量达到要求。对于不进入压缩机生产压缩天然气而直接进入出站管道的天然气，其硫化氢含量超过城镇燃气要求的20mg/m³时，也应进行脱硫。
6.2.13 保证压缩天然气中不含有游离水。
6.2.14 本条规定了压缩机选型的要求。
    3 选用型号相同的压缩机便于运行管理和维护及检修。设置备用机组是保证不间断供气的措施。
    4 根据运行经验，多台并联压缩机的总排气量为各单机公称排气量总和的80％～85％。
6.2.16 本条规定了压缩机室的工艺设计要求。
    1、4 针对工艺管道施工设计有时缺少投产置换及停产维修时必须的管口及管件而作出的规定。
    5 规定“压缩机宜单排布置”，使机组之间相互干扰少，管理维修方便，通风也较好。但考虑新建、扩建时压缩机室的用地条件不尽相同，故规定“宜”。
6.2.17 控制进入压缩机天然气的含尘量、微尘直径是为了保护压缩机，减少对活塞、缸体等磨损的措施。
6.2.18 为保证压缩机的平稳运行，应在压缩机前设置缓冲罐，并保证天然气在缓冲罐内有足够的停留时间。
6.2.19 控制压缩机进口管道中天然气的流速是保证压缩机平稳工作、减少振动的措施。
6.2.20 本条规定了压缩机的控制及保护措施。受运行和环境温度的影响而发生排气温度大于限定值(冷却水温度未达到规定值)时，压缩机应报警并人工停车，操作及管理人员应根据实际情况进行处理。
    如果发生各级吸、排气压力不符合规定值、冷却水(或风冷鼓风机)压力或温度不符合规定值、润滑油的压力和温度及油箱液位不符合规定值、电动机过载等情况应视为紧急情况，应报警并自动停车，以便采取紧急措施。
6.2.21 压缩机停车后应卸载，然后方可启动。压缩卸载排气量较多，为使卸载天然气安全回收，天然气应通过缓冲罐等处理后，再引至进站管道。
6.2.22 本条规定了对压缩机、冷却器、分离器排出冷凝液的处理要求。
    1 冷凝液中可能含有较多的C3、C4等组分，若直接排入下水道会造成危害，应进行分离回收。
    2 可采用设置压力平衡阀和止回阀的方式，避免冷凝液排放相互影响。
6.2.24 本条规定了压缩天然气调压工艺要求。
    1 压缩天然气压力高，手动装置节流减压难以保证出口压力稳定，频繁超压容易引发事故。
    2 为保证调压系统安全、稳定运行，保护设备、管道及附件，必须严格控制各级调压器的出口压力，在出现调压器出口压力异常，并达到规定值(切断压力值)时，紧急切断阀应切断。
    3 在一级调压器进口管道上设置快速切断阀，是在事故状态下快速切断气源的保护措施，其安装位置应便于操作。
6.2.25 对压差较大、流量较大的压缩天然气调压过程，吸热量很大，如果系统运行温度过低，会造成危及设备、管道、阀门及附件的安全事故，因此，应对天然气进行加热。
6.2.26 液化石油气与空气的混合气又被称为代天然气，与天然气具有较好的互换性。该特点也决定了液化石油气混气站在天然气供应系统中作为备用、调峰、应急气源的首选地位。本条直接引用现行国家标准对液化石油气混气站与压缩天然气储配站、压缩天然气瓶组供气站合建站内液化石油气系统设计提出了要求。
 

6.3 管道及附件

6.3.1 压缩天然气供应站内工艺管道的设计应符合现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316的有关规定。当属于压力管道时，还应符合现行国家标准《压力管道规范 工业管道》GB/T 20801及有关安全技术规定。
6.3.2 压缩天然气和天然气的管道、管件、设备与阀门的设计压力或压力级别不应小于相应的系统设计压力，其材质应与天然气介质相适应。
6.3.3 压缩天然气管道应采用无缝钢管，技术性能应符合现行国家标准《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310、《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T 14976或《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479的有关规定。
6.3.4 压缩天然气管道连接应符合下列规定：
    1 钢管外径大于28mm的压缩天然气管道的连接宜采用焊接，管道与设备、阀门的连接宜采用法兰连接。
    2 钢管外径不大于28mm的压缩天然气管道及其与设备、阀门的连接可采用双卡套接头、法兰或锥管螺纹连接。双卡套接头应符合现行国家标准《卡套式管接头技术条件》GB/T 3765的有关规定。
    3 管接头的复合密封材料和垫片应适应天然气介质的要求。
    4 当管道附件与管道采用焊接连接时，二者的材质应满足焊接工艺要求。
6.3.5 压缩天然气供应站内的天然气管道应采用钢管，可采用技术性能符合现行国家标准《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB/T 9711有关规定的钢管。当设计压力不大于4.0MPa时，电可采用技术性能符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163有关规定的钢管；当设计压力不大于0.4MPa时，也可采用技术性能符合现行国家标准《低压流体输送用焊接钢管》GB/T 3091有关规定的钢管。
6.3.6 压缩天然气的加气、卸气软管应采用适应天然气介质的气体承压软管，最高允许工作压力不应小于4倍的系统设计压力。软管长度不应大于6.0m，有效作用半径不应小于2.5m。
6.3.7 压缩天然气供应站内工艺管道在室外埋地敷设时，埋深不应小于0.6m，穿越车行道路的埋深不应小于0.9m，冰冻地区应敷设在冰冻线以下。
6.3.8 压缩天然气供应站内架空敷设工艺管道与道路、其他管线交叉的垂直净距不应小于表6.3.8的规定。
表6.3.8 压缩天然气供应站内架空工艺管道与道路、其他管线交叉的垂直净距

    注：在保证安全的情况下，架空工艺管道至车行道路路面的垂直净距可取4.50m。在车行道和人行道以外的地区，可在从地面到管底高度不小于0.35m的低支柱上敷设。
6.3.9 压缩天然气供应站内埋地钢质管道的防腐设计应符合现行行业标准《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ 95的有关规定。
6.3.10 压缩天然气供应站的进(出)站管道应根据需要设置电绝缘装置。

条文说明
 
6.3.1 与我国压力管道的管理接轨。压力管道设计还应符合现行行业标准《压力管道安全技术监察规程 工业管道》TSG D0001的有关规定。
6.3.2 对管道、管件、设备与阀门等压缩天然气管道系统组成件的基本要求，与国内外有关标准的规定相一致。
6.3.3 压缩天然气管道材质的选用是由压缩天然气系统的压力和温度决定的。本条对压缩天然气管道所采用钢管的选型作出了规定，按本条规定之外其他制管标准生产的无缝钢管，如果相关技术要求不低于条文中规定的标准，原则上也可采用。
6.3.4 压缩天然气系统的工作压力最高可达25.0MPa，设计压力不应小于系统最高工作压力的1.1倍；根据卡套式锥管螺纹管接头的使用范围，公称压力为40.0MPa时为DN28，公称压力为25.0MPa时为DN42。本规范考虑压缩天然气的性质以及对压缩天然气系统设计压力的规定，所以限定外径小于或等于28mm的钢管采用卡套连接是比较安全、可靠的。
6.3.5 对天然气管道所采用钢管的选型作出了规定，按本条规定之外其他制管标准生产的钢管，如果相关技术要求不低于条文中规定的标准，原则上也可采用。
6.3.6 对加气、卸气软管的选用作了规定，是安全使用的需要。
6.3.8 与道路和其他管线交叉时的最小垂直净距是参照现行国家标准《工业企业煤气安全规程》GB 6222和上海市的规定确定。
6.3.10 电绝缘装置用于对站内、站外钢质管道阴极保护系统进行分隔。

6 工艺及设施
6.1 设计规模
6.2 工艺及设备
6.3 管道及附件