1、汽车加油加气站设计与施工规范27 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 储罐设计应符合国家现行标准钢制压力容器GB150、钢制卧式容器JB4731和固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004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
2、和附属设备的设置应符合下列规定： 1 储罐必须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。地上储罐放散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。地下储罐的放散管管口应高出地面5.0m及以上。放散管管口应垂直向上，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散管，其公称直
3、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 储罐宜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
4、邻较大罐的直径。2 罐组四周应设置高度为1m的防护堤，防护堤内堤脚线至罐壁净距不应小于2m。 3 储罐的支座应采用钢筋混凝土支座，其耐火极限不应低于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，其厚度不应小于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（含盖板）不应小于
5、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35。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技术规范SH 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
6、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规范第7.2.5条第1、3款的规定。7
7、.2.7 潜液泵的管路系统设计除应符合本规范第7.2.5条第3款的规定外，并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3min5min计算。7.3.3 加气机应具有充装和计量功能，其技术要求应符合下列规
8、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安全拉断阀，其分离拉力宜为400N600N。 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L PG储液瓶受气口配套。加气嘴应配置自密封阀，其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
9、。7.3.5 加气机附近应设置防撞柱(栏)，其高度不应低于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，其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
10、 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（管顶至路面）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/T21447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
11、拉力宜为400 N 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。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
12、然气GB18047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GB18047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
13、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25.0MPa（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
14、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，设计温度应满足环境温度要求。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 固定储气瓶组宜选用同一种规格型号的大容积储气瓶。8.1.16 储气瓶组应固定在独立支架上，且宜卧式存放。8.1.17 固定储气设施应有排污措施，并应收集处理措施。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
15、.1.19储气井本体的设计疲劳次数不应小于2.5104次。8.1.20储气井工程设计和建造，应符合国家法规和现行行业标准高压气地下储气井SY/T6535的有关规定。储气井口应便于开启检测。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400N600N，加气卸气柱安全拉断阀的分离拉力宜为600N900N。软管的长度不应大于6m
16、。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
17、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。8.2 CNG加气子站工艺设施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。8.2.2 采用液压设备增压工艺的CNG加气子站，其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，应符合本规范第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、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，应
18、符合本规范第8.1.21条的规定。8.3 CNG工艺设施的安全保护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散管、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 加气站内各级管道和设备的设计压力低于来气可能达到的最高压
19、力时，应设置安全阀。安全阀的设置，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的有关规定。安全阀的定压P0除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的有关规定外，尚应符合下列公式的规定：1 当Pw1.8MPa时：P0=Pw+0.18 （8.3.5-1）式中：Pw设备最大工作压力（MPa）。P0安全阀的定压（MPa）。2 当1.8MPaPw4.0MPa时：P0=1.1Pw （8.3.5-2）3 当4.0MPaPw8.0MPa时：P0=Pw+0.4 （8.3.5-3）4 当8.0MPaPw25.0MPa时：P0=1.05Pw （8.3.5-4）8.3
20、.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定压。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，应通过放散管迅速排放。2 一次泄放量大于2m3(基准状态)，泄放次数平均每小时23次以上的操作排放，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 加气站的天然气放散管设置应符合下列规定：1 不同压力级别系统的放散管宜分别设置。2 放散管管口应高出设备平台2m及以上，且应高出所在地面5m
21、及以上。3 放散管应垂直向上。8.3.9 压缩机组运行的安全保护应符合下列规定：1 压缩机出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、出口应设高、低压报警和高压越限停机装置。 3 压缩机组的冷却系统应设温度报警及停车装置。4 压缩机组的润滑油系统应设低压报警及停机装置。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
22、)：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 CNG管道及其组成件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；设计压力等于或高于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/T14976或高压锅炉用无缝钢管GB5310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
23、采用焊接连接，管道与设备、阀门的连接应根据接口形式可采用法兰、卡套、锥管螺纹连接。8.4.4 天然气管道宜埋地或管沟充沙敷设，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。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/T21447的有关规定。9. LNG和L-CNG加气工艺及设施9.1 LNG储罐、泵和气化器9.1.1 加气站、加油加气合建站内LNG储罐的设计，应符合下列规定：1 储罐设计应符合国家现行标准钢制压力容器GB150、低温绝热压力容器GB18442和固定式压力容器安全技术监察规程TSG
24、R0004的有关规定。2 储罐内筒的设计温度不应高于-196，设计压力应符合下列公式的规定： 1）当Pw0.9MPa时：PdPw+0.18MPa （9.1.1-1） 2）当Pw0.9MPa时：Pd1.2Pw （9.1.1-1） 式中：Pw设备最大工作压力（MPa）。Pd设计压力（MPa）。3 内罐与外罐之间应设绝热层，绝热层应与LNG和天然气相适应，并应为不燃材料。外罐外部着火时，绝热层的绝热性能不应明显降低。9.1.2 在城市中心区内，各类LNG加气站及加油加气合建站，应采用埋地LNG储罐、地下LNG储罐或半地下LNG储罐。9.1.3 地上LNG储罐等设备的设置，应符合下列规定：1 LNG储
25、罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径的1/2，且不应小于2 m。2 LNG储罐组四周应设防护堤，堤内的有效容量不应小于其中1个最大LNG储罐的容量。防护堤内地面应至少低于周边地面0.1m，防护堤顶面应至少高出堤内地面0.8m，且应至少高出堤外地面0.4m。防护堤内堤脚线至LNG储罐外壁的净距不应小于2m。防护堤应采用不燃烧实体材料建造，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。防护堤的雨水排放口应有封堵措施。3 防护堤内不应设置其他可燃液体储罐、CNG储气瓶组或储气井。非明火气化器和LNG泵可设置在防护堤内。9.1.4 地下或半地下LNG储罐的设置，应符合下列规定：1 储罐宜采用卧
26、式储罐。2 储罐应安装在罐池中。罐池应为不燃烧实体防护结构，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。3 储罐的外壁距罐池内壁的距离不应小于1m，同池内储罐的间距不应小于1.5 m。4 罐池深度大于或等于2m时，池壁顶应至少高出罐池外地面1m。5 半地下LNG储罐的池壁顶应至少高出罐顶0.2m。6 储罐应采取抗浮措施。7 罐池上方可设置开敞式的罩棚。9.1.5 储罐基础的耐火极限不应低于3h。9.1.6 LNG储罐阀门的设置应符合下列规定：1 储罐应设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个，其中，1个备用。安全阀的设置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的
27、有关规定。2 安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态。3 与LNG储罐连接的LNG管道应设置可远程操作的紧急切断阀。4 与储罐气相空间相连的管道上应设置可远程控制的放散控制阀。5 LNG储罐液相管道根部阀门与储罐的连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质相适应。9.1.7 LNG储罐的仪表设置应符合下列规定：1 LNG储罐应设置液位计和高液位报警器。高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。2 LNG储罐最高液位以上部位应设置压力表。3 在内罐与外罐之间应设置检测环形空间绝对压力的仪器或检测接口。4 液位计、压力表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。9.1.8
28、 充装LNG汽车系统使用的潜液泵宜安装在泵池内。潜液泵罐的设计应符合本规范第9.1.1条的规定。LNG潜液泵罐的管路系统和附属设备的设置，应符合下列规定：1 LNG储罐的底部（外壁）与潜液泵罐的顶部（外壁）的高差，应满足LNG潜液泵的性能要求。2 潜液泵罐的回气管道宜与LNG储罐的气相管道接通。3 潜液泵罐应设置温度和压力检测仪表。温度和压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。4 在泵出口管道上应设置全启封闭式安全阀和紧急切断阀。泵出口宜设置止回阀。9.1.9 L-CNG系统采用柱塞泵输送LNG时，柱塞泵的设置应符合下列规定：1 柱塞泵的设置应满足泵吸入压头要求。2 泵的
29、进、出口管道应设置防振装置。3 在泵出口管道上应设置止回阀和全启封闭式安全阀。4 在泵出口管道上应设置温度和压力检测仪表。温度和压力检测仪表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。5 应采取防噪音措施。9.1.10 气化器的设置应符合下列规定： 1 气化器的选用应符合当地冬季气温条件下的使用要求。 2 气化器的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍。3 高压气化器出口气体温度不应低于5。4 高压气化器出口应设置温度计。9.2 LNG卸车9.2.1 连接槽车的液相管道上应设置紧急切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。9.2.2 LNG卸车软管应采用奥氏体不锈钢波纹软管，其公称压力不得
30、小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力不应小于公称压力的4倍。9.3 LNG加气区9.3.1 加气机不得设置在室内。9.3.2 LNG加气机应符合下列规定：1 加气系统的充装压力不应大于汽车车载瓶的最大工作压力。2 加气机计量误差不宜大于1.5%。3 加气机加气软管应设安全拉断阀，安全拉断阀的脱离拉力宜为400N600N。4 加气机配置的软管应符合本规范第9.2.2条的规定，软管的长度不应大于6m。9.3.3 在LNG加气岛上宜配置氮气或压缩空气管吹扫接头，其最小爆破压力不应小于公称压力的4倍。9.3.4 加气机附近应设置防撞（柱）栏，其高度不应小于0.5m。9.4 LNG管道系统9.4.
31、1 LNG管道和低温气相管道的设计，应符合下列规定：1 管道系统的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍，且不应小于所连接设备（或容器）的设计压力与静压头之和。2 管道的设计温度不应高于-196。3 管道和管件材质应采用低温不锈钢。管道应符合现行国家标准流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T14976的有关规定，管件应符合现行国家标准钢制对焊无缝管件GB/T 12459的有关规定。9.4.2 阀门的选用应符合现行国家标准低温阀门技术条件GB/T24925的有关规定。紧急切断阀的选用应符合现行国家标准低温介质用紧急切断阀GB/T24918的有关规定。9.4.3 远程控制的阀门均应具有手动操作功能。9.4.4 低温管道所采用的绝热保冷材料应为防潮性能良好的不燃材料。低温管道绝热工程应符合现行国家标准工业设备及管道绝热工程设计规范GB50264的有关规定。9.4.5 LNG管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置
