压缩天然气供气合同

压缩天然气供气合同（精选6篇）

1.压缩天然气供气合同 篇一

压缩天然气槽车租赁合同范本

在人民愈发重视法律的社会中，合同对我们的约束力越来越不可忽视，在达成意见一致时，制定合同可以享有一定的自由。知道吗，写合同可是有方法的哦，以下是小编精心整理的压缩天然气槽车租赁合同范本，欢迎阅读，希望大家能够喜欢。

合同编号： 出租方：（以下简称“甲方”）

承租方：（以下简称“乙方”）

根据《中华人民共和国合同法》及相关法律的规定，甲乙双方在平等、互利、诚信的原则下，本着建立长期稳定的战略合作伙伴的共同意愿，经双方充分协商，特订立本合同，以便双方共同遵守。

第一条 租赁设备情况

本合同项下运输的货物是。甲方提供运输车辆为 管束式集装箱压缩天然气运输车。甲方提供的出租设备有天然气运输车头一台和天然气运输集装箱半挂车两台。车头车牌号码是__________。两辆半挂车的车辆大架号是_______________和_________________。

第二条 租赁车辆工作方式

本合同约定的期限内，乙方租赁甲方的管束式集装箱天然气运输车车和车头运输天然气。按照甲方和乙方合同约定好的路线运输，不得违规使用。

第三条 租赁期限

自____年__月__日开始，租赁至____年__月__日，具体租赁截止日期由甲方确定，但甲方必须提前15天将终止租车的意愿告知乙方。租赁期自车辆进入甲方指定的接收地点，经验收合格后，交付甲方之日起开始计算。

第四条 验收地点及方法

1、交车时间：____年__月__日

2、交车地点：黑龙江省哈尔滨市五常市

3、验收方法：甲方检查相关手续以及车辆的实际情况，甲方必须保证所出租的车辆手续齐全、状况良好。

第五条 车辆权属及车辆驾驶员管理

1、甲方与乙方系租赁关系，租用车辆产权归甲方所有；驾驶人员和押运人员要持证上岗，人员管理权归乙方，受甲方监督核实。

2、租用车辆及驾驶员必须受甲方的不定期监督，乙方要严格执行甲方的车辆管理制度，保证车辆设备完好，保持车容车貌、驾驶员仪容整洁，按时参加甲方的检查考核，确保安全行车。

第六条 租赁费用及结算方式

1、租赁价格：车辆租赁费用合计为人民币2500元/天（大写：贰仟伍佰元整）。车辆的`司机工资、过路、过桥、停车费用和燃料费用由乙方负担。

2、结算方式：车辆租赁费用以月计费单位，甲方自合同签订之日起应一次行交付保证金人民币贰拾万元整（￥200000元）；乙方在甲方车辆交付使用三十日内，将第一个月的租金以银行转账的形式一次性付给乙方；第二个月，每30日为一个付款周期，甲方出具正式合法有效发票。

第七条 双方责任及义务

1、乙方提供的驾驶员和押运员必须证照齐全，车辆完好，技术安全性能可靠，符合甲方需要，租赁期间甲方有权对车辆及驾驶和押运人员监督考核，出现违规按甲方的管理制度进行罚款。

2、甲方因其他原因在租赁期内终止本协议，必须于七日前书面通知家甲方，具体事宜双方协商解决。

3、甲方必须保证车辆在使用过程中服从乙方的安排，因故不能及时提供服务的，应迅速通知甲方，因此给乙方造成的损失，由乙方承担。

4、甲乙双方在车辆使用过程中严格遵守《中华人民共和国道路交通安全法》，不得以任何理由违反交通法规，如因违反交通法规造成车辆损失和违章罚款由违规方自行承担。

5、甲方负责车辆正常的年审费用、保险等国家规定的车辆本身必须具有的相关手续及行车证件；车辆的正常维护、保养、维修及维修期间的费用由乙方负责，甲方负责监督。

第八条 其他

1、本合同自甲、乙双方法定代表人或授权代表签字并盖章之日起生效。

2、合同双方应对合同的内容及条款予以保密，未经对方允许不能透露给第三方。

3、合同的未尽事宜由双方协商解决；本合同履行过程中发生争议，由双方协商解决或报绥化仲裁机关仲裁。

4、本合同一式肆份，双方各持贰份。本合同自签字盖章之日起生效（传真件具有同等的法律效力，手写涂改无效）。

签字（签章）

甲方：

乙方：

年日

2.天然气供气意向书 篇二

甲方（供气单位）：丽水天燃气公司 乙方（用气单位）：

甲、乙双方本着平等自愿、诚实守信、互利互惠的原则，依照国家有关法律法规，经共同协商，达成如下合作事宜，签订本天然气供需意向书。

一、拟供气时间：从 年 月 日到 年 月 日为止。

二、天然气用量：在拟供气时间内，甲方供应乙方天然气用

量为2012年 万方、2013年 万方、2014年 亿方、2015年 亿方。

三、天然气价格：依据国家发改委确定的秦皇岛—沈阳管道天然气出口价格和管输运行费用确定，天然气价格根据国家政策的调整随之调整。现经双方协商暂定价格 元/方。

四、计量方式：以天然气交付点流量计计量值为准，若计量有误差，双方协商解决。

五、质量要求：在合同期内，甲方交付给乙方的天然气质量应符合中华人民共和国国家标准《天然气》（gb17820-1999）中所规定的二类天然气。

六、结算方式：执行按月结算方式，具体条件按双方未来签订的《天然气购销合同》规定执行。

七、其他说明：本意向书是双方进一步合作的基础，是双方未来签订《天然气购销合同》中包含的主要条件与条款的意向性 1 陈述。

本意向书经双方签字、盖章后生效。待双方签订正式天然气购销合同后自然终止。

本意向书一式四份，甲、乙双方各持二份。未尽事宜双方协商解决。甲 方：丽水天燃气公司

（公章）

代表人：

年 月 日

乙 方：

（公章）

代表人：

年2 日

月篇二：天然气意向书

商业用户管道燃气供气意向书

甲方：

乙方：

本管道燃气供气意向书（下称“本意向书”）由以下双方在河北省唐山市丰润区签署：（下称“甲方”）：一家依中国法律合法成立和存续的公司，地址位于，邮编（下称“乙方”）：一家依中国法律合法成立和存续的有限公司，地址位于，邮编。

鉴于：

1、甲方作为唐山市最大的燃气管道运营商，为上游供气企业单位提供、上报科学天然气供气需求量，有义务保障下游用气企业单位天然气供应。

2、乙方利用天然气优质、高效的特点，节约经济成本，提高工作效率，同时改善城市能源结构，建立绿色、高效生产企业经营模式，计划使用天然气。

3、甲乙双方愿意在本意向书的基础上开展谈判，并就甲方向乙方销售、乙方向甲方使用、购买天然气达成后续协议。据此，甲乙双方本着平等、自愿、公平、合法和诚实信用的原则，经甲、乙双方友好协商，达成以下意向：

第一条 定义

1.一方：指本意向书的任一方。2.双方：指本意向书的甲方和乙方。3.后续协议：指甲方和乙方就天然气供气事宜一致达成的管道燃气供气合同。

第二条 条件 1.本意向书双方理解并同意，双方同意，本意向书表达了双方努力签订天然气供气协议的真诚愿望，可作为双方上报主管部门及相关部门，申请天然气管道建设安装、供气项目的支持性文件。

2.双方在本意向书项目下的合作，须符合河北省天然气产业规划。

第三条 质量

双方同意甲方按照本意向书向乙方提供的天然气产品应符合天然气执行标准gb50028-2006。

第四条 供气时间、年限及数量 1.供气起始时间为甲方为乙方进行天然气管道建设工程安装、验收完毕，甲方结清工程款后，具备供气条件，签订管道燃气供气合同。2.双方同意甲方向乙方供应天然气产品的交付期应不少于起始日之后的三十年。3.甲方在2014年以前将管道铺设到乙方项目工地，以方便乙方2014年项目总体规划。

第五条 有限期

本意向书的有效期限为自签订之日起十八（18）个月，在有效期限内双方未签署燃气管道建设安装合同与燃气供气合同，本供气意向书视为作废，如果双方同意，本意向书予以延期。

第六条 其他约定

1.本意向书的未尽事宜，将由双方在管道燃气供气合同中进一步协商确定。2.本协议一式 肆 份，双方各执 贰份。3.本意向书自各方法定代表人签署并加盖公章之日起成效。（以下无正文）

甲方（盖章）： 乙方（盖章）：

法人代表或委托代理人：

联系电话：

签约日期： 年 月

法人代表或委托代理人：联系电话： 日篇三：用气合作意向书

用气合作意向书

甲方（供气单位）： 海阳奥德燃气有限公司 乙方（用气单位）：

鉴于天然气优质、高效的特点，为了节约经济成本，提高工作效率，同时优化城市的能源结构，建立绿色、高效生产企业经营模式，甲、乙双方本着平等自愿、诚实守信、互利互惠的原则，依照国家的法律法规，经共同协商，达成初步用气合作事宜，特签订本合作意向书。

一、甲方在海阳域内管线项目建成并投入使用后，将向乙方供应管道天然气。

二、甲方在海阳域内管线项目建成并投入使用后，乙方将使用甲方提供的天然气。

三、天然气用量：乙方天然气用量预计为 万方/年。

四、天然气价格：根据物价局核准天然气价格收取。

五、计量方式：以天然气流量计计量值为准。

六、结算方式：按照双方协商的结果方式予以结算。

七、其他说明：本意向书是双方进一步合作的基础，是双方未来签订供气合同中包涵的主要条件和条款的意向性的陈述，具体约点按双方未来签订的《管道燃气供气合同》 规定执行。

本意向书一式两份，甲、乙双方各持一份，经双方签字、盖章后生效。待双方签订正式《管道燃气供气合同》后终止。未尽事宜双方协商解决。

甲方：海阳奥德燃气有限公司

（公章）

代表人签字： 2015 年 日 乙方：（公章）代表人签字： 月篇四：中国石油西气东输天然气供气意向书

编号：西气(意向书)第yxs-122号

中国石油西气东输

天然气供气意向书

卖方：中国石油天然气股份有限公司

西气东输销售分公司

买方：中国华电集团新能源发展有限公司

中国石油西气东输天然气供气意向书

本意向书由以下缔约方联合签署： 1.中国石油天然气股份有限公司西气东输销售分公司（简称“卖方”或“西气东输”）2.中国华电集团新能源发展有限公司（简称“买方”或“华电新能源”）买方和卖方以下单独称为“任何一方”，合称为“双方”。双方同意由中国华电集团新能源发展有限公司开展江西华电南昌分布式能源项目的前期工作，待项目落实后，由中国华电集团新能源发展有限公司承担项目主体，并签署合同。

本意向书于 年 月 日 在 上海 签署。

序言：

双方以平等互利为原则签订本意向书，旨在记录经双方原则同意的关于天然气买卖的基本条件与条款。据此条件与条款，卖方愿意销售、运输和交付，且买方愿意购买和在供用双方协商的分输站接收规定数量、价格的中国石油供应的天然气。具体条件与条款分述如下： 1．定义

(具体定义条款待双方商谈明确记述)2．有关本意向书 2-1.本意向书是双方关于未来签署的国际惯例照付不议《天然气销售协议》（以下简称“合同”）中将包含的部分主要条件与条款的意向性约定。2-2.本意向书属商业秘密。未经双方同意，任何一方不得将意向书内容向第三方透露。因相关法律规定、有管辖权的司法机关要求或政府部门要求披露的除外。2-3.本意向书在出现导致意向书无法正式执行的“不可抗力”时，或在“合同”正式签订后，自动终止。本意向书终止前双方发生的费用由各方自行承担。2-4.本意向书一式四份，卖方执二份、买方执二份。3．合同洽谈 3-1.在本意向书签署之后，买卖双方应书面指定专人进一步洽谈、签署正式合同；合同将在双方共同确认的基础上，对根据第4条至第21条的内容进一步明确。1 西气东输与华电新能源的《中国石油西气东输天然气供气意向书》 4．标的物 “合同”的标的物为“天然气”。5.供气时间及年限 5-1.“起始日”为双方共同议定的一个具体日期。本意向书规划的具体供气时间将根据西气东输相关工程建设进展情况在合同中约定。5-2.“交付提取期”为从起始日起到“合同”规定的某一日期为止的卖方销售和交付且买方支付和提取天然气的期间。卖方承诺在合同期间内连续、稳定供气，买方承诺在合同期间内连续、稳定用气。6．数量 6-1.“年合同量”，合同量中约定。6-2.“最大日量”，是交付和提取的天然气最大日用量，具体在合同种进行明确。6-3.“全年日均合同量”，是交付和提取的日平均气量，是“年合同量”÷ 全年实际总天数。6-4.“最大年量”，是交付和提取的天然气最大年用量，是“年合同量”+“补提气量”，但年内任何一日的日交付量不应大于“最大日量”。6-5．双方同意，供气气源用中国石油进口自中亚或lng的国外气源以及其他气源进行统一平衡。7．交货方式与地点

7-1.卖方将通过中国石油的管道将天然气在“交付点”交付给买方。7-2.“交付点”，是买卖双方通过计量进行交付和提取天然气的地点。本意向书规划天然气

具体交气地点双方将根据工程建设情况进行明确。7-3.卖方在交付点向买方交付 天然气的压力具体事宜在合同中约定。8.价格

8-1.本意向书确定天然气气价：执行届时国家发改委或中国石油对天然气气价之规定。天 2 西气东输与华电新能源的《中国石油西气东输天然气供气意向书》

然气的具体价格将在合同中详细规定。9,照付不议 9-1.执行照付不议原则。“照付不议量”按计算，如气量变更，须双方协商，并考虑补提、违约气量等因素。9-2.“年照付不议量”，供气当年（日历年）为双方设备试运转期，不执行照付不议条款，第二年及以后为年合同量的[ ]%,具体系数在合同中进行约定。9-3.“年净照付不议量”，是“年照付不议量”扣减应该“扣减数量” 后的量。9-4.“扣减数量”包括：买方因“不可抗力”事件免责的未提取气量；卖方因不可抗力原因发生的“未交付气量”；买方因气质不合格拒收的气量。9-5.如果买方实际提取数量少于“年净照付不议量”，则买方将按“年净照付不议量”进行结算气款；其中，已付款但未提取气量称为“补提气量”。9-6.当买方在任何年份实际提取气量超出“年净照付不议量”时，买方可在剩余期间内，提取不超出累计“补提气量剩余数量”（“补提余额”）的气量。9-7.“补提气量”需在其产生之后3年内予以提取完毕，并需以其产生先后顺序交付。9-8.如果合同期在买方回收完毕全部补提余额之前结束，则相应处理方法应在合同中进一步明确。合同期满之日的补提气量到期另行商议。10．短缺交付 10-1.“短缺交付量”为卖方在交付提取期内的任一日的实际交付量少于日指定量的天然气量。

10-2．任一日的违约气量，是该日的短缺交付量减去因不可抗力和买方违约行为而未能交付气量后的余额。10-3．违约气量是该合同年内任一日违约气量的累计量。对于该违约气量，卖方应向买方按天然气价的一定比例减收气款。11.指定程序 11-1.指定程序，是供用双方为实现日常交付需要，对买方向卖方提前通知季、月、周、日用气量议定的工作程序，具体通知程序和时间在“合同”中明确，并列入日常调度规则。11-2.“日指定气量”，是买卖双方确认的由卖方承担的日交付气量，以指定程序中的最后书面通知为准。12.质量 3 西气东输与华电新能源的《中国石油西气东输天然气供气意向书》 12-2.卖方应尽合理努力在整个合同期内交付合格天然气，并应至少提前三天将预期气质变化通知对方。12-3.买方可以接受和利用不符合双方议定的气质要求但仍适用的天然气，这部分天然气的价格将采用供用双方议定的气价。12-4.如果卖方向买方交付的天然气将危害买方设施、违反环境标准或严重影响买方经济性，买方有权拒绝接收不合格天然气。如果买方知情并接收，卖方不承担任何责任。如果买方在不知情的情况下接受交付，并因此确实遭受损失，则卖方应当赔偿买方所遭受的直接损失。13.计量 13-1.天然气暂按体积（立方米）计量。如国家能量计量标准和政策出台，则应另外转换衔接并以计量补充协议明确。13-2.天然气计量按惯例应以卖方的计量设施为准，买方可自费安装检查设施；依照国家有关规定，买卖双方所属的计量设施均需每年定期标定，届时双方将派代表参与见证、签字确认。如买方对卖方计量结果存在疑义，买方有权要求卖方对其计量设施进行标定，如标定符合标准，由买方承担费用；如标定结果不符合标准，由卖方承担费用。13-3.流量计量技术标准、计量程序及误差处置将依规范在“合同”中明确。13-4.有关天然气损耗承担，执行现行规范。14.天然气所有权 14-1.在交付点交付的所有天然气，卖方保证对其拥有所有权，且该等天然气不带有任何担保权、债权设定和索赔情况。14-2.卖方向买方交付的所有天然气的所有权和风险，将在交付点卖方流量计出口法兰转移给买方。

14-3.在交付点之前对天然气征收的一切税费由卖方承担；在交付点之后，对天然气征收的一切税费由买方承担。15.调峰

15-1.买方同意用气性质属于燃气电站及工业用气的气量安排上配合卖方季节调峰。15-2.卖方同意尽合理努力协助买方解决由于燃气电站及工业用气所引起的小时用气不均 4 西气东输与华电新能源的《中国石油西气东输天然气供气意向书》篇五：天然气意向书

商业用户管道燃气 供气意向书

甲方：丽水天燃气公司

乙方：

签订地址：

签订时间：

本管道燃气供气意向书（下称“本意向书”）由以下双方在山西省朔州市右玉县签署：（下称“甲方”）：一家依中国法律合法成立

和存续的公司，地址位于，邮编

（下称“乙方”）：一家依中国法律合法成立和

存续的有限公司，地址位于，邮编。

鉴于：

1、甲方利用天然气优质、高效的特点，节约经济成本，提高工作效率，同时改善城市能源结构，建立绿色、高效生产企业经营模式，计划使用天然气。

2、乙方作为丽水市最大的燃气管道运营商，为上游供气企业单位提供、上报科学天然气供气需求量，有义务保障下游用气企业单位天然气供应。

3、甲乙双方愿意在本意向书的基础上开展谈判，并就乙方向甲方销售、甲方向乙方使用、购买天然气达成后续协议。

据此，甲乙双方本着平等、自愿、公平、合法和诚实信用的原则，经甲、乙双方友好协商，达成以下意向：

第一条 定义

1.一方：指本意向书的任一方。2.双方：指本意向书的甲方和乙方。3.后续协议：指甲方和乙方就天然气供气事宜一致达成的燃气管道建设安装合同和管道燃气供气合同。4.年：指在任一公历年-月-日北京时间00:00时开始并在一个公历年-月-日相同时间结束的时间。

第二条 条件 1.本意向书双方理解并同意，双方同意，本意向书表达了双方努力签订天然气供气协议的真诚愿望，可作为双方上报主管部门及相关部门，申请天然气管道建设安装、供气项目的支持性文件。

2.双方在本意向书项目下的合作，须符合山西省天然气产业规划。

第三条 质量

双方同意乙方按照本意向书向甲方提供的天然气产品应符合天然气执行标准gb50028-2006。

第四条 供气时间、年限及数量 1.供气起始时间为乙方为甲方进行天然气管道建设工程安装、验收完毕，甲方结清工程款后，具备供气条件，签订管道燃气供气合同。2.双方同意乙方向甲方供应天然气产品的交付期应不少于起始日之后的三十年。3.用气设备使用我公司壁挂炉，预计用气时间为： 年 月。4.乙方在2012年以前将管道铺设到甲方项目工地，以方便甲方2012年项目总体规划。

第五条 有限期

本意向书的有效期限为自签订之日起十八（18）个月，在有效期限内双方未签署燃气管道建设安装合同与燃气供气合同，本供气意向书视为作废，如果双方同意，本意向书予以延期。第六条 其他约定

3.压缩天然气供气合同 篇三

梅德韦杰夫当天在俄气总部举行的记者会上表示，根据双方达成的协议，中石油将在俄气对华供气前，向后者支付250亿美元预付款，但支付细节尚未敲定。他强调，对华供气协议将给俄气带来盈利，有关协议给俄气造成损失的质疑声是“一派胡言”。

梅德韦杰夫说，俄气将在4至6年内实现对华供气，这取决于中国境内天然气接收配套设施的准备情况。他认为，中方将在最短时间内完成相关设施建设。梅德韦杰夫表示，俄气近期将与中方就西线供气和液化天然气供应等问题继续展开谈判。他说，尽管已经与中方签署管道供气协议，但俄气不会拒绝对华出口液化天然气的机会。

4.压缩天然气加气站概述 篇四

2.1原料天然气

城市输配管网供气的CNG加气站、其低压原料气压力等于或大于0.3MPa、与压缩机要求的进气压力相 匹配。川西地区有丰富的天然气资源，供应CNG加气 站的原料天然气有两种：一种来自川渝供气环网(北环输气干线与南环输气干线)，有一定量的硫化氢含量; 另一种为西油局系统供气，其天燃气组份中无硫化氢。

2.2进气调压计量系统

低压原料天然气进入CNG加气站后，首先进入调 比计量系统、这个系统包括过滤、分离、调压、计量、 缓冲等装置。若原料气组份中含有超标硫化氢成份时， 应设置脱硫装置、进行脱硫处理。

2.3深度脱水

原料天然气进入脱水装置的吸附塔、塔内的4A型 分子筛能有效吸附天然气中的水份，使天然气中的水 含量达到车用压缩天然气水含量的要求。深度脱水装 置及其设置有两种：

(1)低压脱水装置，设置在压缩机前，原料天然气 经调压计量系统后，即进入深度脱水装置，经过脱除 水份的天然气进入压缩机，对压缩机亦有一定的保 护作用;

(2)高压脱水装置，设置在压缩机后，原料天然气 经调压计量系统后即进入压缩机，压缩后的天然气压 力升高至25MPa，然后进入深度脱水装置脱除水份。

2.4压缩机装置

低压天然气经压缩机加压后，天然气压力升高到 25MPa。我省使用比较普遍的压缩机是：V―1.55/3― 250一III、L一2.5/3―250、L一7/3―250等三种 型号。目前、四川省建设的CNG加气站生产规模多为 10000Nm’/d和15000Nm’/d，一般配备3台压缩机， 通常有3种组合方式：3台V型压缩机、3台L型压缩 机、或1台L型压缩机与2台V型压缩机组合。

2.5储气系统

为了满足汽车不均衡加气的.需要，CNG加气站必须设置高压储气系统、以储存压缩机加压的高压气。储气系统采用的储气方式有以下几种：

(1)小气瓶储气，单个小气瓶水容积仅50升，需要气瓶数量多、接点多、泄漏点多、维护与周检工作量大。

(2)管井储气，使用API进口石油套管加装高压封头，立式深埋地下100米、形成水容积1.9m3的储气管井。这种储气管井的有关技术，如全程固井、联接密封、维护。与检验等尚需进一步深入与提高。

(3)大型容器储气、常用的有以下几种：多层包扎的天然气储气罐、公称直径为DN800、水容积规格为2、3、4m3。分卧式与立式两种;柱型(球型)单层结构高压储气罐、水容积规格为2、3、4m3或以上;引进美国CPI公司制造的高压储气瓶，单个储气瓶水容积1.3m3，系无缝锻造，按需要由多个气瓶组合使用。

2.6售气

售气机是用来给CNG加气汽车添加高压天然气。它由科里奥利质量流量计、微电脑控制售气装置和压缩天然气气路系统组成。其屏幕显示售气单价、累计金额和售气总量。

3生产消耗定额

我省建成的CNG加气站规模多为10000Nm3/d或15000Nm3/d、其生产消耗是影响运行成本和经济效益的重要部分，必须严格控制。以10000Nm3/d规模的CNG加气站为例，生产消耗如下：

天然气进站量 10500―10800Nm3/d

天然气进销差 500―800Nm3/d

脱硫剂耗量 84.2kg/d

吸附剂耗量 5kg/d

循环水量 20t/d

电耗量 900Kwh/d

润滑油耗量 3kg/d

4加气站建设与运行管理应注意的问题

4.1加气站的建站标准

四川省于颁布了DB51/5013―“车用压缩天然气充装站建设技术规范”。石油天然气总公司发布了SY0092―98“汽车用压缩天然气加气站设计规范”，四川地区目前建设CNG加气站主要依据这两个标准，但有的主要依据四川省地方标准。这两个标准在某些内容上是有一些差异的，特别是防火间距有明显的不同，导致城市建站建设用地面积的差异。7月1日将实行CJJ-84"汽车用燃气加气技术规范”强制性标准。以上所述标准均疏通几标准、均属同级标准，执行中各标准出现的差异将影响站的建设，为此、个人认为各同级标准间应按时间原则互相渗透，即以后发布的为准绳、从而克服矛盾。体现技术进步。当然、为更好地促进CNG加气站建设、应尽快发布国家标准。

4.2协调管理，落实政策，促进加气站建设

城巾建设CNG加气站。必须在统―规划的前提下文施、 入能实现安全可靠、经济合理、良性发展。统“规划的实现涉及到计划、规划和建设等诸方面行政管理的协调运作;问时加气站建设耗资较大、成都市建设一座15000 Nm’/d CNG加气站、仅工程建设费就需450万--500万元人民币，为此亦需各方面管理部门协调落实国家与地方有关扶持政策，促进CNG加气站建设史快发展。

4.3城市管网的供气压力

城市管网的运行压力受日、时高峰的影响而波动CNG加气站要求进气压力适应于压缩机，而且压力要稳定。因此、CNG加气站的调压计量系统的设计和接管位置的确定足值得重视的问题，只有妥善处置了这矛盾、才能保证压缩机的设计能力得到充分发挥，取得最佳效益。

4.4合理设置储气容积

储气容积与CNG加气站规模和不均衡充气程度紧密相关。四川省地方标准“车用压缩天然气充装站建设技术规范”规定的储气容积如下：

压缩机总排气量 储气总容量

<1800Nm3/h <7500Nm3

<1200Nm3/h <5000Nm3

<600Nm3/h <2500Nm3

对公交或环卫车辆为主要服务对象的CNG加气站、应尽量通过调度手段缓解加气过分集中、从而减少所需储气容器。

4.5加强管理，提高经济效益

国外有公司提出。天然气进销价差0.08美元/Nm3足CNG加气站经营的临界值，四川地区CNG加气站目前仅接近或低于这个值，为此提高经济效益是当前的紧迫问题。要提高经济效益，有两个重要技术环节值得引起我们的重视：

(1)选用节能型压缩机、运行中充分发挥其能力;

5.压缩天然气供气合同 篇五

第一条 为加强压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站安全管理，保障公共安全，根据国务院《危险化学品安全管理条例》、《特种设备安全监察条例》和《重庆市天然气管理条例》等有关法律法规规定，结合本市实际，制定本办法。

第二条 本市行政区域内的压缩天然气汽车改装、维修，气瓶使用，压缩天然气汽车加气站建设与运营以及相关安全监督管理活动，适用本办法。

第三条 压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站安全监督管理工作遵循安全第一、预防为主的原则。

第四条 市天然气汽车推广应用领导小组是压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站行业发展的综合协调机构，负责全市压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站行业发展中的综合协调、指导监督。

市天然气行政主管部门根据天然气管网布局和压缩天然气汽车加气站专项规划，负责压缩天然气汽车加气站定点审批和监督管理工作。区县(自治县)天然气行政主管部门负责压缩天然气汽车加气站日常监督管理工作。

市危险化学品经营管理部门负责压缩天然气汽车加气站危险化学品经营许可。

市质量技术监督部门负责压缩天然气汽车加气站气瓶充装许可，并对压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站的特种设备实施监督管理。区县(自治县)质量技术监督部门负责改装和整车出厂的压缩天然气汽车车用气瓶使用登记，并负责日常监督管理工作。

区县(自治县)道路运输管理机构负责压缩天然气汽车改装、维修行政许可，并负责改装、维修企业日常监督管理工作。市道路运输管理机构要加强对区县(自治县)道路运输管理机构实施压缩天然气汽车改装、维修行政许可与日常监管工作的指导和监督。

公安交通管理部门负责改装后的压缩天然气汽车备案工作。

科技、建设、公安消防、安全生产监督管理、环保等有关行政管理部门根据各自职责，协同做好压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站安全监督管理工作。

第五条 市天然气行政主管部门应当根据城市总体规划，按照确保安全原则，会同市规划、危险化学品经营管理、公安消防、建设等部门编制压缩天然气汽车加气站发展专项规划，报市人民政府批准后实施。

第六条 市人民政府设立压缩天然气汽车安全管理科技专项资金，支持压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站有关安全设备、关键技术研发。

压缩天然气汽车安全管理科技专项资金使用办法由市财政部门会同科技等有关部门另行制定。

第二章 加气站建设与运营安全管理

第七条 压缩天然气汽车加气站建设遵循统一规划、合理布局、油气合建、确保安全的原则。

第八条 申请建设压缩天然气汽车加气站，申请人应当持有关申请材料向市天然气行政主管部门提出定点申请。市天然气行政主管部门应当自受理申请之日起20日内作出是否批准的决定。符合条件的，予以批准，并书面通知申请人;不符合条件的，不予批准，并书面说明理由。

压缩天然气汽车加气站定点审批条件和程序由市天然气行政主管部门根据有关法律、法规和技术规范另行制定，并按照规范性文件审查登记程序经审查登记后予以公布。

第九条 压缩天然气汽车加气站应当由具备相应资质的设计、施工、安装单位按照国家有关技术标准进行设计、施工、安装，并按照基本建设程序办理有关手续。

第十条 压缩天然气汽车加气站建设项目完成后，应当由市天然气、规划、质量技术监督、公安消防、环保、建设等有关部门按照国家有关规定组织验收，并依法申领《气瓶充装许可证》、《危险化学品经营许可证》。

第十一条 压缩天然气汽车加气站生产经营活动应当符合以下规定：

(一)生产的气体质量符合国家强制性标准;

(二)有健全的安全生产经营规章制度;

(三)有相关安全措施和应急救援预案;

(四)主要负责人、安全生产管理人员、特种设备作业人员按照国家相关规定考核合格;

(五)配备使用符合国家规定的计量器具。

第十二条 压缩天然气汽车所有人或管理人应当按照本市有关规定办理气瓶使用登记，并领取《重庆市车用CNG气瓶使用登记证》;气瓶经定期检验合格的，领取《重庆市车用CNG气瓶检验合格标志》。

压缩天然气汽车加气站不得为无《重庆市车用CNG气瓶使用登记证》、《重庆市车用CNG气瓶检验合格标志》的压缩天然气汽车加气。

第十三条 压缩天然气汽车加气站应当在市天然气行政主管部门规定期限内提出检修安排，经综合平衡后，由市天然气行政主管部门制订全市压缩天然气汽车加气站年度检修计划，并提前30日公布。

第十四条 压缩天然气汽车加气站不得擅自终止生产经营活动。

经原审批机关批准终止生产经营活动的，应当妥善处理有关善后安全事宜，并办理企业注销手续。

压缩天然气汽车加气站需要临时停止生产经营活动6个月以内的，应当报原审批机关备案。

第三章 汽车改装与维修安全管理

第十五条 从事压缩天然气汽车改装、维修活动，申请人应当向所在地区县(自治县)道路运输管理机构提出申请，经所在地区县(自治县)道路运输管理机构审查合格后，依法颁发压缩天然气汽车改装(维修)许可证件。

从事压缩天然气汽车改装、维修活动的许可条件和程序由市道路运输管理机构根据有关法律、法规和技术规范另行制定，并按照规范性文件审查登记程序经审查登记后予以公布。

第十六条 压缩天然气汽车改装、维修实行一证一点制度。

第十七条 压缩天然气汽车改装、维修企业使用的压缩天然气汽车专用装置，其质量应当符合相应的国家、地方或行业标准。

第十八条 压缩天然气汽车改装、维修企业应当按照国家或地方有关标准对改装、维修后的压缩天然气汽车进行检验，检验合格后签发改装、维修竣工合格证。

第十九条 压缩天然气汽车改装、维修企业应当对改装、维修的压缩天然气汽车建立档案，并按一车一档备查。

第二十条 压缩天然气汽车应当按照国家有关规定定期保养。

第二十一条 市质量技术监督部门应当按照国家有关规定对压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站的压力容器、压力管道、有关安全附件、计量器具、气体质量等进行定期检验或校验。

第二十二条 改装后的压缩天然气汽车，其车辆所有人或管理人应当向公安交通管理部门备案。

第二十三条 压缩天然气汽车和压缩天然气汽车加气站不得使用未经法定检验机构检验、超期未检验或报废的气瓶。

第二十四条 压缩天然气汽车更换气瓶，其车辆所有人或管理人应当向区县(自治县)质量技术监督部门登记。

第四章 法律责任

第二十五条 违反本办法第八条第一款规定，压缩天然气汽车加气站未经定点审批进行建设的，由市天然气行政主管部门依照《重庆市天然气管理条例》的有关规定处罚。

第二十六条 违反本办法第九条规定，压缩天然气汽车加气站未由具有相应资质的设计、施工、安装单位按照国家有关技术标准进行设计、施工、安装的，不得投入使用，有关行政管理部门不予验收。

第二十七条 违反本办法第十条规定，压缩天然气汽车加气站建设项目未按照国家有关规定组织验收投入使用或未依法取得《气瓶充装许可证》、《危险化学品经营许可证》进行生产经营活动的，由有关行政管理部门依法处理。

第二十八条 违反本办法第十一条第(一)、(五)项规定，压缩天然气汽车加气站生产的气体质量不符合国家强制性标准或未配备使用符合国家规定的计量器具的，由质量技术监督部门依法处理。

违反本办法第十一条第(二)、(三)项规定，压缩天然气汽车加气站不符合有关安全生产经营活动要求的，由天然气行政主管部门责令限期改正;逾期未改正的，处5000元以上10000元以下罚款。

违反本办法第十一条第(四)项规定，压缩天然气汽车加气站主要负责人、安全生产管理人员、特种设备作业人员未经考核合格上岗作业的，由安全生产监督管理或质量技术监督部门按照职责分工依法处理。

第二十九条 违反本办法第十二条第二款规定，压缩天然气汽车加气站为无《重庆市车用CNG气瓶使用登记证》、《重庆市车用CNG气瓶检验合格标志》的压缩天然气汽车加气的，由质量技术监督部门责令改正，并处10000元以上30000元以下罚款。

第三十条 违反本办法第十四条第一款规定，压缩天然气汽车加气站擅自终止生产经营活动的，由原审批机关责令限期恢复生产经营活动，并处0元以上30000元以下罚款。

违反本办法第十四条第二款规定，压缩天然气汽车加气站经批准终止生产经营活动，但未妥善处理有关善后安全事宜或未办理企业注销手续的，由有关行政管理部门责令限期改正，并依法给予处罚;给他人造成经济损失的，依法承担赔偿责任。

第三十一条 压缩天然气汽车改装、维修企业有下列行为之一的，由县级以上道路运输管理机构责令改正;逾期未改正的，处20000元以上30000元以下罚款：

(一)未经许可从事压缩天然气汽车改装、维修活动的;

(二)超范围作业的;

(三)未经许可异地设点的;

(四)不签发压缩天然气汽车改装、维修竣工合格证或签发虚假的改装、维修竣工合格证的;

(五)未建立压缩天然气汽车改装、维修档案的。

第三十二条 有下列行为之一的，由质量技术监督部门依法处理：

(一)使用未经法定检验机构检验、超期未检验或报废气瓶的;

(二)更换气瓶未登记的。

第五章 附则

6.压缩天然气供气合同 篇六

本标准规定了工作压力不大于25MPa压缩天然气加气站安全管理主要内容和要求。

本标准适用于工作压力不大于25MPa压缩天然气加气站（简称CNG加气站）安全管理，油气田未进入系统的零散气，边缘井气CNG加气站参照本标准执行。2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB 12348 工业企业厂界环境噪声排放标准 GB 17820 天然气

GB 18047 车用压缩天然气 GB 50028 城镇燃气设计规范 GB 50057 建筑物防雷设计规范

GB 50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50156 汽车加油加气站设计与施工规范 GB 50209 建筑地面工程施工质量验收规范 GA 95 灭火器维修与报废规程

SY 5984 油（气）田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规范 TSG R0004 固定式压力容器安全技术监察规程 Q/SY 1240 作业许可管理规范 Q/SY 1241 动火作业安全管理规范

危险化学品安全管理条例 中华人民共和国国务院令 第591号 中国石油天然气集团公司安全目视化管理规范 安全[2009]552号

中国石油天然气集团公司企业领导人员定点联系关键生产装置和要害部位（单位）管理办法 中油质安字[2006]740号 3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1 车用压缩天然气 compressed natural gas as vehicle fuel

以专用压力容器储存的，用作车用燃料的压缩天然气 3.2 压缩天然气加气站 CNG filling station

为燃气汽车储气瓶充装车用压缩天然气的专门场所。3.3 加气岛 gas filling island

用于安装加气机的平台。3.4 加气机 CNG dispenser

给汽车储气瓶充装压缩天然气，并带有计量、计价装置的专用设备。3.5 压缩天然气加气母站 gas primary filling station

可为车载储气瓶充装压缩天然气的压缩天然气加气站。3.6 压缩天然气加气子站 gas secondary filling station

用车载储气瓶运进压缩天然气，为汽车进行加气作业的压缩天然气加气站。3.7 储气井 gas storage well

压缩天然气加气站内用于储存压缩天然气的立井。3.8 安全锁 safety lock

用来锁住能量隔离设施的安全器具。

3.9 “危险禁止操作”标牌 label for dangerous and operation is prohibited

用来对设备作整体性的管制，保护人员免于受伤、设备免于受损的一种措施，通常与安全锁配套使用。其标示内容应包含：挂牌者姓名、日期、单位、简短的说明。3.10 电子围栏 electronic fence

具有高压电子脉冲的金属围栏，它可以阻止外来物体的非法闯入。3.11 风向标 weathervane

位于站场内指示风向的风向袋，夜间应有夜光显示。3.12 疏散路线 evacuation route

从危险区域撤离至安全区的路线。总则

4.1 为了在CNG加气站生产运行过程中贯彻“安全第一、预防为主”的方针，切实落实国家有关方针政策，规范CNG加气站安全管理，建立安全生产的长效机制，制定本标准。

4.2 加气站进站天然气的质量应符合 GB 17820 中规定的Ⅱ类气质标准和压缩机运行要求的有关规定。增压后进入储气装置及出站压缩天然气质量应符合GB 18047的规定。

压缩天然气应加臭，加臭剂的最小量应符合当天然气泄漏到空气中，达到爆炸下限的20%浓度时，应能察觉。

4.3 加气站安全管理除应执行本标准外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。基础管理

5.1 规章制度和操作规程

5.1.1 建立健全各项规章制度，包括但不限于以下内容：

a)危险化学品防火防爆制度。

b)管束车使用登记制度和检查制度。c)消防管理及消防设施维护保养制度。d)巡回检查制度。e)特种设备管理制度。f)隐患管理制度。

g)设备设施（如压缩机、阀门等）定期维护保养制度。5.1.2 建立各项设备设施操作规程，包括但不限于以下内容：

a)压缩机开停车操作规程。b)卸气操作规程。c)加气操作规程。

d)分离器排污操作规程。e)加臭操作规程。f)气质分析操作规程。g)更换分子筛操作规程。

5.1.3 明确各区域属地安全生产责任人，明确属地安全管理职责。5.2 培训与能力

5.2.1 主要负责人应负责本站的安全培训工作。应将安全培训工作纳入本站工作计划，必须保证本站安全培训工作所需资金。

5.2.2 主要负责人和安全生产管理人员应取得当地安全生产监督管理部门颁布的安全管理人员资格证，特种作业人员必须接受当地政府有关部门的专业培训，经考核合格，取得特种作业操作资格证，并在有效期内上岗作业。

5.2.3 从业人员应接受本单位安全培训，应熟悉安全生产规章制度，掌握本岗位的安全操作规程，具备风险辨识、事故预防、应急处理能力。

5.2.4 工作调换、转岗、脱岗6个月以后重新上岗的人员，应重新进行安全培训。

加气站实施新工艺、新技术或使用新设备、新材料时，相关人员应进行有针对性的安全及技术培训。

5.2.5 主要负责人和安全生产管理人员每年安全培训时间不少于16学时。操作人员每年安全培训时间不得少于20学时。主要负责人和安全管理人员的安全培训内容主要是安全生产法律法规与规章制度、生产现场危害因素、安全防护、事故应急措施等。操作人员的安全培训内容主要是规章制度。设备工作原理和结构、操作规程、岗位应知应会、安全生产重要信息等。5.2.6 建立健全从业人员安全培训档案，详细、准确记录培训考核情况。5.3 安全组织及活动

5.3.1 应建立安全生产组织机构，母站应设置专（兼）职安全管理人员，子站应设置兼职安全员。

5.3.2 安全生产领导小组必须每月组织召开一次安全生产例会，形成会议记录。会议主要内容包括：

——开展安全经验分享。

——分析本月安全情况、存在的问题及注意事项，布置下一步安全生产工作。

——学习安全生产法律、法规、标准、规范及安全生产规章制度，传达上级部门有关文件要求。

——宣传安全生产先进经验、事迹，通报安全生产事故、违章违纪和不安全行为。5.3.3 班组应按相关规定开展安全学习和安全检查，并做好记录。5.3.4 班组应定期开展设备设施的维护保养，并做好记录。

5.3.5 班组交接班时，应召开班前、班后会，交待上班生产情况和接班注意事项，并做好交接班记录。

5.3.6 日常巡检应满足以下要求：

——巡检人员必须正确穿戴防静电工作服、鞋和安全帽等劳动防护用品。——巡检人员必须佩戴便携式可燃气体检测报警器。

——巡检人员应按照巡检制度规定的路线、时间和巡检点进行巡检。——压缩机房内巡检人员身上不能有悬挂物。

——发现异常情况应立即处理，做好处理记录。不能处理的应立即上报，并制定预防控制措施。

——巡检人员应做好巡检记录。

——加气站应实行每日防火巡查，确定人员、内容、部位、路线等，并建立防火巡查记录。5.4 作业指导书和操作卡

5.4.1 加气站应配备作业指导书和操作卡，应按操作卡确定的步骤执行。5.4.2 作业指导书和操作卡应在工艺设备发生变更时进行评审。

5.4.3 操作卡应包括但不限于压缩机开停车、加气、卸气、分离器排污等操作。5.5特种设备管理

5.5.1 应建立特种设备管理、维护保养制度及操作规程，并设置专（兼）职管理人员。5.5.2 应建立特种设备管理台账，特种设备应登记注册和定期检验。5.5.3 固定式压力容器及其附件的定期检验应符合TSG R0004的规定。5.5.4 车用气瓶的定期检验应符合TSG R0009的规定。5.5.5 储气井应按照第三类压力容器进行管理。储气井使用单位应办理使用登记和申报定期检验。

5.5.6 安全阀、温度计、压力表及可燃气体检测报警器等应按国家相关规定进行检验。5.6 隐患管理

5.6.1 应建立隐患台账并对隐患进行跟踪管理。

5.6.2 隐患管理应落实整改责任人、整改措施、整改期限。

5.6.3 不能立即排除的隐患，应制定监控措施，同时列入整改计划。5.7 交通安全管理

5.7.1 管束车辆驾驶员和押运员必须持有危险品运输资质证和押运证。5.7.2 应每周组织驾驶员和押运员进行安全学习，并做好学习记录。5.7.3 车辆应停放在指定停车点。5.8 安全联系

各级安全联系人应按《中国石油天然气集团公司企业领导人员定点联系关键生产装置和要害部位（单位）管理办法》（中油质安字[2006]740号）的规定执行。5.9 应急管理 5.9.1 应急预案

5.9.1.1 加气站应每年组织开展危害因素识别和评价。

5.9.1.2 加气站应根据危害因素识别和评价制定或修改相应的应急预案和现场应急处置程序。5.9.1.3 应急预案应报上级单位审批、发布，并报当地府有关部门备案。5.9.1.4 应急预案应定期进行评审。

5.9.1.5 在下列情况下可对应急救援预案实施变更： ——预案演练过程中发现存在错误或缺陷。——危险源发生变化。

——组织机构或人员发生变化。——作业环境发生变化。——救援技术的改进等。5.9.2 应急物资

5.9.2.1 加气站应根据已批复的应急预案所列物资清单，配备足够的应急救援物资。加气站应配备应急物资，包括但不限于发电机（母站应配备）、防爆工具、便携式可燃气体检测仪器、应急照明灯、防爆电筒、防静电工作服、手套、防爆通信设备、急救药箱、各类安全警示标志牌、隔离警戒带等。

5.9.2.2 加气站应建立重要应急物资的监管、储备和使用管理制度。加气站应建立应急物资台账，明确需要使用的应急物资类型、数量、性能、存放位置、管理责任人及联系方式等内容。5.9.2.3 相关场所配备的报警装置和必要的应急救援设备、设施应注明使用方法。5.9.2.4 加气站应每月对应急物资进行检查和维护，并做好记录。5.9.3应急演练

5.9.3.1 加气站应制定详细的应急预案演练方案，组织应急预案演练，演练频次每月不少于一次。

5.9.3.2 演练结束后，加气站应对预案的可行性和有效性进行评价。6 现场管理 6.1站场标识

6.1.1 生产作业现场标识应符合《中国石油天然气集团公司安全目视化管理规范》（安全[2009]552号）。

6.1.2 加气站入口处应设置入站安全告知牌，内容中应包括站场的风险提示、对外来人员进站要求以及紧急疏散要求等。

6.1.3 加气站入口处应设置站场区域及风险示意图，图中应标明加气站内风向标位置、紧急逃生线路走向以及紧急集合点的位置。6.2风向标、应急疏散和紧急集合点

6.2.1 风向标应设置在加气站内易于观察的位置，生产区、辅助区分别设置，每个区域不得少于一个风向标。

6.2.2 应急疏散路线应在加气站门口风险示意图中明确标注。

6.2.3 应急疏散通道地面上每隔5m、拐角处应有明显指向，通道旁每隔20m在醒目位置应疏散方向的指示牌。

6.2.4 应急疏散路线设置遵循畅通的原则，并就近指向加气站疏散出口。应急疏散出口附近应避免有埋地输气管线。

6.2.5 加气站应在工艺装置区、压缩机房等设置至少两处疏散通道，疏散通道门应向外开启。6.2.6 加气站宜设置至少一处紧急集合点，集合点应有醒目的标识。紧急集合点的设置不满足： ——在加气站发生火灾或爆炸影响的距离之外。——有便于疏散和撤离的通道。——能容纳加气站内所有员工。6.3 总平面布置

6.3.1 总平面应分区布置，即分为生产区和辅助区。加气站宜设两个对外出入口。应保持站内进出通道、安全疏散出口畅通和完好，并设置符合国家规定的疏散标志。

6.3.2 管束车固定车位与站外建、构筑物的防火间距以及与站内建、构筑物的防火间距均应符合GB 50028的规定。

6.3.3 站内工艺设施（储气井、罐、瓶组、压缩机、放散管等）与站外建、构筑物的防火距离以及与站内建、构筑物的防火距离均应符合GB 50156的规定。

6.3.4 站区内建筑物、停车场和道路等应符合GB 50156的规定。爆炸危险区域内地面应采用撞击时不会产生火花的材料，其技术要求应符合GB 50209的规定。

6.3.5 属地管理划分宜为压缩机区、加卸气区、储气区、工艺生产区、生活区等，各区域的防火距离应符合6.3.2和6.3.3的规定。

6.3.6 为设置驾驶员或乘客等候处，提示驾驶员或乘客进入等候区等候。6.4 配气区域

6.4.1 进站天然气管道上应设紧急切断阀。当气源为城市高、中压输与管道时，还应在紧急切断阀后设安全阀。紧急切断阀应设置在事故情况下便于操作的安全地点。安全阀整定压力应符合GB 50156的规定。

6.4.2 仪器仪表应按期进行检定，未经检定或检定不合格的仪器仪表不能使用。

6.4.3 天然气放散管设置。不同压力级别系统的放散管宜分别设置。放散管管口应高出建筑物2m以上，且距地面不应小于5m。

6.4.4 排污系统应保持通畅，管线及阀门无堵塞，污水池应设置防护措施和警示标志。6.5 脱水装置

6.5.1 CNG加气站母站、标准站应安装在线水分析仪，方法宜选用冷却镜面法。

6.5.2 在线水分析仪监测无缺漏，可靠，精度±1℃，并及时整理、汇集、存档相关数据。6.5.3 在线水分析仪应每年进行校验一次，且不超出该仪器维护校验周期。

6.5.4 脱水后天然气的水露点应满足：在最高操作压力下，不应高于-13℃；当最低温度低于-8℃时，应比最低气温低5℃。6.5.5 脱水装置安全运行要求：

——投运前脱水装置应用惰性气体对系统内空气进行置换。

——每次压缩机开车前应使脱水装置各阀门处于正确的开关状态。

——吸附柱升降压时应尽量降低升降压速度（一般不大于0.5MPa/min为宜），以减少吸附剂损失。6.5.6 更换脱水装置分子筛安全要求：

——加气站更换脱水装置分子筛操作时，应执行Q/SY 1240。

——更换脱水装置分子筛操作时，压缩机应停止运行，且已卸载完毕。

——应确认脱水装置与高压储气设施相连的关键阀门处于关闭状态，并上锁挂牌。6.6 脱硫装置

6.6.1 进站天然气需脱硫处理时，在压缩机前应设脱硫装置，脱硫装置应设双塔。6.6.2 CNG加气母站、标准站应安装在线硫化氢分析仪。

6.6.3 在线硫化氢分析仪应每年进行校验一次，并不超出该仪器维护校验周期。6.6.4 装置运行安全要求脱硫装置进气气质和压力应符合参数要求。6.6.5 脱硫装置安全运行要求：

——脱硫塔的开停车等操作应严格按照作业指导书进行，并填写操作卡，脱硫塔的升压和降压应严格控制升、降压速度。

——当脱硫塔内有脱硫剂时，禁止带压排污操作，进脱硫塔的原料气中不能夹带游离水。——应按期检测脱硫后天然气硫化氢含量，不符合气质要求时应及时更换脱硫剂。——脱硫塔投用、脱硫剂更换前后应用惰性气体进行置换。

——脱硫装置系统运行压力严格控制在设计工作压力之内，禁止超压运行。6.6.6 更换脱硫装置内脱硫剂的安全要求：

——加气站更换脱硫剂操作时，应执行Q/SY 1240。

——更换脱硫装置内脱硫剂操作时，应确认装置与气源相连的关键阀门处于关闭状态，并上锁挂牌。

——废脱硫剂应按照危险化学品处理，应符合《危险化学品安全管理条例》（中华人民共和国国务院令 第591号）的规定。属地单位对处理全过程的安全、环保负责，不得造成环境污染。6.7 压缩机

6.7.1 压缩机入口端应设置缓冲罐。压缩机组运行的安全保护应符合GB 50156的规定。6.7.1.2 压缩机的卸载排气不得直接对外放散。

6.7.1.3 压缩机排出的冷凝液应集中处理，应符合环保要求。

6.7.1.4 压缩机开停车应严格执行压缩机安全操作规程，并做好记录。

6.7.1.5 压缩机正常启动后，压缩机操作工应按照巡回检查路线进行巡回检查，并做好记录。6.7.1.6 压缩机应按照出厂《维护保养手册》规定的周期进行维护保养。6.7.1.7 压缩机组的运行管理宜采用计算机集中控制。

6.7.1.8 在压缩机组前的通道、控制室等处应设有紧急停车按钮。

6.7.1.9 控制室宜独立设置，当与压缩机房相邻时，控制室与压缩机间应设具有隔声性能的隔墙，隔墙上应设隔声观察窗。

6.7.1.10 与压缩机房相邻的值班室、仪表间 控制室应采取有效的防爆隔离措施。6.7.1.11 环境噪声排放应符合GB 12348的规定。6.7.2 压缩机检修安全要求

6.7.2.1 压缩机检查操作时，应执行Q/SY 1240。

6.7.2.2 应确认压缩机已卸载完成，与之相连的关键阀门牌关闭状态，并上锁挂牌。6.7.2.3 应确认压缩机控制电源开关已断开，并上锁挂牌和测试。6.8 供配电

6.8.1 爆炸危险区域内的电气设备选型、安装、电力线路敷设等，应符合GB 50058的规定。6.8.2 加气站的消防泵房、罩棚、营业室、压缩机间等处，均应设事故照明，事故照明灯应每月检查一次，保证完好。站内应配备便携式防爆型照明灯具。

6.8.3 应由电气专业人员每季度对供配电系统进行维护保养。母站应至少配备两名专（兼）职电工。

6.8.4 电气检测工具、绝缘工具及辅助用具应定期进行检测。6.9 防雷、防静电 6.9.1 防雷

6.9.1.1 站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应按GB 50057的有关规定。

6.9.1.1 工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度大于或等于4mm时，可不设避雷针保护，但必须设防雷接地。

6.9.1.3 压缩天然气储气罐和瓶组必须设防雷接地，避雷针（线）的保护范围，应包括整个储气罐和瓶组。

6.9.1.4 压缩天然气储气罐和瓶组防雷接地引下线不应少于两根，并应沿罐周均匀或对称布置。

6.9.1.5 加气站内设施防雷防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地等，宜共用接地装置，其接地电阻不应大于4Ω。当各自单独设置接地装置时，压缩天然气储气瓶组的防雷接地装置的接地电阻、配线电缆金属外皮两端和保护金属管两端的接地装置的接地电阻不应大于10Ω。

6.9.1.6 加气站站房、厂房（棚）应采用避雷带（网），其引下线不应少于两根，并应褒建筑物四周均匀布置，间距不应大于18m。网格不应大于10m×10m或12m×8m。

6.9.1.7 信息系统应采用铠装电缆或导线穿金属管配线。配线电缆金属外皮两端、保护钢管两端均应接地。信息系统的配电线路首、末端与电子器件连接时，应装设与电子器件耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。

6.9.1.8 供电系统的电缆金属外皮或电缆金属保护管两端均应接地，在供配电系统的电源端应安装与设备耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。

6.9.1.10避雷装置应每年检测一次，对检测不合格的点应及时进行整改。

6.9.1.11 建筑物上的防雷设施采用多根引下线时，应在各引下线距地面1.5m~1.8m处设置断接卡，断接卡应加保护措施。

6.9.1.12 电气装置的接地上多个分接地装置部分组成时，应按设计要求设置便于分开的断接卡。自然接地体与人工接地体连接处应有便于分开的断接卡。断接卡应有保护措施。6.9.2 防静电

6.9.2.1 对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电危险的设备和管道，均应采取防静电措施。6.9.2.2 天然气管道的始、末端和分支处应设防静电和防感应雷的联合接地装置，其接地电阻不应大于30Ω。

6.9.2.3在爆炸危险区域内的天然气管道上的法兰两端等连接处应用金属线跨接。当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下，可不跨接。6.9.2.4 防静电接地装置的接地电阻不应大于100Ω。6.10 装卸区域

6.10.1 母站和子站应设置管束车固定车位，每个管束车的固定车位宽度不应小于4.5m，长度宜为管束车长度，在固定车位场地上应标有各车位明显的边界线，每台车位宜对应一个加气枪，在固定车位前应留有足够的回车场地。

6.10.2子站管束车的卸气端应设钢筋混凝土实体围墙，其高度不应低于储气瓶拖车的高度，长度不应小于车宽的2倍，厚度宜为300cm。该墙可作为站区围墙的一部分。6.10.3 装卸气区域内应设置车辆装卸气的专用静电释放装置。

6.10.4管束车应停靠在固定车位处，并应采取固定措施，在充气作业中禁止移动。6.10.5加气机的加气软管上应设拉断阀。

6.10.6加气软管应每班进行检查，至少两年应更换一次。6.10.7加气管理：

a)母站加气管理应做到：

——管束车辆进站后，由操作人员引导停放在指定位置，车头与管束车分离，管束车车头悬挂“正在加气”警示牌。

——应对进站管束车辆的检查登记，对客户管束车档案（含司机）及时进行备案更新。——检查管束车各阀门接口处是否完好。——管束车应与专用静电释放装置连接。——气瓶充装压力不能大于20MPa。

——加气过程中，操作人员应值守现场，注意观察有无漏气及其他异常现象。——加气过程中，操作人员严格按操作规程操作。——加气区域禁止非工作人员入内。b)子站、标准站加气管理应做到：

——乘客应在站外下车，休息区域等候。禁止乘客进入加气站区域。

——操作人员加气前应核对当地质量监督检验部门核发的气瓶检验合格证书。禁止对未经检验或检验不合格的气瓶加气。

——加气前、加气过程中，操作人员应对气瓶外观进行检查，检查内容包括但不限于：未固定、裂纹、严重腐蚀、凹陷及鼓包等缺陷的气瓶。

c)加气区域安全措施应做到： ——禁止在站内吸烟。

——禁止机动车辆在站内不熄火加气。——禁止在站内使用非防爆无线电设备。

——遇到高强电闪、雷击频繁时，以及加气站内、站外发生突发事件时（如加气区车辆或其他设备着火泄漏），必须停止加气作业。

——禁止非本岗位操作人员进行加气操作。——加气区的操作人员都进行静电释放。

——在车辆加气过程中，车辆驾驶员应在等候区等候。6.11储气区域

6.11.1储气设施的工作压力不应大于25MPa。

6.11.2 储气瓶组（储气井）与站内汽车通道相邻一侧，应设安全防撞栏或采取其他防撞措施。6.11.3 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。每个储气瓶（储气井）出口应设截止阀。车载储气瓶组应有与站内安全设施相匹配的安全保护措施。

6.11.4 储气瓶组（储气井）应定期排污。

6.12 加气机及其安全防护装置应符合GB 50156的规定。

6.12.1 加气柱宜设在固定车位附近，距固定车位2m~3m。加气柱距站内天然气储罐不应小于12m，距围墙不应小于6m，距压缩机室、调压室、计量室不应小于6m，距燃气热水炉室不应小于12m。

6.13 冷却水及给排水

6.13.1 加气站设置的水冷式压缩机系统的压缩机冷却水供给，应符合压缩机规定的水量、水质要求，且宜循环使用。水质达不到规定要求的，应增设处理装置。

6.13.2 压缩机冷却水系统每小时巡回检查一次，做好记录。巡回检查内容至少应包括：水泵出口压力、蓄水池水位、冷水塔进出口水温、电机运行温度、压缩机排气温度等。

6.13.3 加气站的排水系统应采取清污分流原则。站内地面雨水可散流排出站外。当雨水有明沟排到站外时，在排出围墙之前，应设置水封装置。水封井的水封高度不应小于0.25m；水封井应设沉泥段，沉泥段高度不应小于0.25m。

6.13.4 加气站的生产、生活污水应处理后就近排入水体，排出站外的污水应符合国家有关的污水排放标准。

6.14 管道安全运行对于站属管线应建立管道技术参数资料。6.14.2 站内设备设施应纳入完整性管理。

6.14.3 应按周期进行巡管，测取压力流量等数据，在雨季或其他灾害发生季节应加密巡管周期。

6.14.4 露天天然气管道宜采用埋地敷设，其管顶距地面埋深不应小于0.6m，冰冻地区应敷设在冰冻层以下。

6.14.5 室内天然气管道宜采用管沟敷设。管底与管沟底的净距不应小于0.2m.管沟应用干砂填充，并应设活动门与通风口。

6.14.6 室外管沟盖板应按通行重载汽车负荷设计。6.14.7 管网和钢质设备应采取防腐保护措施。6.14.8 管线、阀件应严密无泄漏。

6.14.9 应根据运行压力对管道和设备设置安全阀，并定期进行校验。

6.14.10 每月应至少一次对管道绝缘法兰/绝缘接头保护端与未保护端电位进行测试，并做好记录。

6.15 上锁挂牌

6.15.1 在作业时，为避免设备设施或系统区域内蓄积危险能量的意外释放，对所有危险能量的设施均应上锁挂牌。

6.15.2 上锁挂牌适用的设备包括但不限于：配电箱（柜）、电气开关、泵、压缩机、阀门、法兰、仪表等。

6.15.3 隔离点的辨识、隔离及隔离方案制定等应由属地人员、作业人员或双方共同确认；作业前，参与作业的每一个人都应确认隔离已到位并已上锁挂牌，并及时与相关人员进行沟通。整个作业期间（包括交接班），应始终保持上锁挂牌。

6.15.4 上锁挂牌时，应随锁附上“危险，禁止操作”标识。

6.15.5 上锁挂牌后，应通过检测确认危险能量已去除或已被隔离，否则所有危险能量的来源都应认为是没有被消除的。对所有存在电气危害的，断电后应实施验电或放电接地检验，同时应进行测试确认和状态确认。

6.15.6 加气站应在《上锁挂牌点》清单（见附录A）中详细记录所有上锁挂牌点，加气站对《上锁挂牌点》清单的正确性负责。

6.15.7 锁的解除由作业相关方共同确认，按《上锁挂牌点》清单进行逐一解除。6.15.8 上锁步骤、方式、解锁及安全锁应明确的信息应符合Q/SY 1241的规定。

6.16 安防系统

6.16.1 加气站视频监控系统、火灾报警系统及可燃气体检测报警系统应由专人负责管理，并应定期进行检查和维护。

6.16.2 可燃气体检测报警系统：

——安装和使用的可燃气体检测报警器应有经国家指定认可的计量器具制造认证、防爆性能认证和消防认证。

——可燃气体检测报警器报警（高限）设定值应小于或等于可燃气体爆炸下限浓度（体积分数）值的25%。

——加气站每周应对可燃气体检测报警器自检系统试验一次，检查指示系统运行状况。——加气站每两周对可燃气体检测报警器进行一次外观检查，项目包括：连接部位、可动部件、显示部位和控制旋钮；故障灯；检测器防爆密封件和坚固件；检测器部件是否堵塞；检测器防水罩；现场报警器。

6.16.3 火灾自动报警系统：

——站内宜设置火灾自动报警系统，并有专人负责。

——系统的操作维护人员应是经过专门培训，并经消防监督机构组织考试合格的专门人员，值班人员应熟悉掌握本系统的工作原理和操作规程，应对本单位火灾自动报警系统的报警区域和探测区域的划分熟悉掌握。

——站内应具有系统竣工图、设备技术资料、使用说明书、调试开通报告、竣工报告及操作使用规程等有关资料。

——系统投入正常使用后，应按定期检查制度进行定期检查和试验。每日检查：使用单位值班人员每日应检查集中报警控制器和区域报警控制器的功能（如火警功能、故障功能、复位、消音等）是否正常，有关指示灯是否损坏，值班人员不将每日检查、处理问题情况进行记录；每周检查：进行主、备电源自动转换试验，并做好记录；季度试验和检查：探测器的动作是否正常，确认灯显示是否清晰，声、光显示是否正常，并做好记录；制度检查试验：用专用加烟（或加温）试验器对安装的所有探测器进行检查试验，至少全部检查试验一遍，并做好记录。

6.17 电子围栏

6.17.1 加气站宜设电子围栏。应每隔10m挂一块具有荧光显示的“电子围栏，禁止攀爬”警示牌。

6.17.2 户外高压电子脉冲主机应安装在防雨箱内，并且安装避雷器。6.17.3 电子围栏的布线应与电力线路保持安全距离。

6.17.4 在经过爆炸危险区域时，必须做好防爆技术处理或采用其他的防范设施。6.17.5 电子围栏系统建成后，应建立定时检查维修制度。

——1个~2个月应沿周界巡查一遍。

——每3个月进行一次开路、断路报警试验。——电子围栏两侧的树枝应及时修剪。

——每3个~4个月应停电检查清洁绝缘子，清除其表面灰尘及污物。同时，应做好运行和维护记录。

6.17.6 在进行设备更换或围栏维修时，必须切断电源，让围栏的高压脉冲消失，再进行维修操作。

6.18 消防

6.18.1 加气站应建立消防设备台账。

6.18.2 加气站应设专（兼）职人员管理消防器材。消防器材应每月检查、维护保养，并做好记录。

6.18.3 加气站应定期开展对外消防宣传和对内人员消防培训。

6.18.4 消防器材应设置在明显和便于取用的地点，且不得影响安全疏散。6.18.5 员工应会正确使用消防设备和器材。6.18.6 灭火器应按照GB 50156的规定配置。