8.1 CNG常规加气站和加气母站工艺设施

8.1.1 CNG进站管道设置调压装置以适应压缩机工况变化需要，满足压缩机的吸入压力，平稳供气，并防止超压，保证运行安全。
8.1.3 在进站天然气的硫化氢含量达不到现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047的硫含量要求时，需要进行脱硫处理。加气站脱硫处理量较小，一般采用固体法脱硫，为环保需要，固体脱硫剂不在站内再生。设置备用塔，可作为在1塔检修或换脱硫剂时的备用。脱硫装置设置在室外是出于安全需要。设置硫含量检测是工艺操作的要求。
8.1.4 CNG加气站多以输气干线内天然气为气源，其气质可达到现行国家标准《天然气》GB 17820中的Ⅱ类气质指标，但给汽车加注的天然气须满足《车用压缩天然气》GB 18047对天然气的水露点的要求。一般情况下，来自输气干线内的天然气质量达不到GB 18047要求的指标，所以还要进行脱水。
    因采用固体吸附剂脱水可能会增加气体中的含尘量，对压缩机安全运行有影响，可通过增加过滤器来解决。
8.1.6 本条本次修订为配合固定储气设施的额定工作压力升级至35.0MPa(表压)，规定“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 压缩机前设置缓冲罐可保证压缩机平稳工作。设置排气缓冲罐是为了减少排气脉冲带来的振动，若振动小，不设置排气缓冲罐也是可行的。
8.1.9 压缩机单排布置主要考虑水、电、气、汽的管路和地沟可在同一方向设置，工艺布置合理。通道留有足够的宽度方便安装、维修、操作和通风。
8.1.11 当压缩机停机后，机内气体需及时泄压放掉以待第二次启动。由于泄压的天然气量大、压力高，又在室内，因此需将泄放的天然气回收再用。
8.1.12 压缩机排出的冷凝液中含有凝析油等污物，有一定危险，所以应集中处理，达到排放标准后才能排放。压缩机组包括本机、冷却器和分离器。
8.1.13 随着储气设备制造技术水平的提高，本次修订将固定储气设施的额定工作压力调整为“不应大于40MPa”，可提高CNG加气站储气效率，改善经营条件，更好地为社会服务。规定“且不应超过相对应加气设备额定工作压力5MPa及以上”是为了保证加气过程的安全。
8.1.14 目前CNG加气站固定储气设施主要用储气瓶(组)和储气井。储气瓶(组)有易于制造、维护方便的优点。储气井具有占地面积小、运行费用低、安全可靠、操作维护简便和事故影响范围小等优点，因此被广泛采用。目前已建成并运行的储气井规模为：储气井井筒直径为ф177.8mm～ф244.5mm；最大井深为大于300m；储气井水容积为1m³～10m³；最大工作压力为25MPa。
8.1.16 储气瓶(组)采用卧式排列便于布置管道及阀件，方便操作保养，当瓶内有沉积液时易于外排。
8.1.18 在地质滑坡带上建造储气井难以保证井筒稳固，溶洞地质不易钻井施工和固井。
8.1.19 疲劳次数要求是为了保证储气井本体有足够的使用寿命。为保证储气井的安全性能，储气井在使用期间还需定期气密性检查、排液及定期检验。
8.1.21 现行行业标准《套管柱结构与强度设计》SY/T 5724适用于几十MPa甚至上百MPa的天然气井和储气井，该标准考虑了地层对储气井埋地部分的本体(井筒)的反作用力，符合实际工况，能更好地指导储气井埋地部分井筒的设计，故本标准引用此标准。
8.1.22 本条规定了加气机、加气柱、卸气柱的选用和设置要求。
    1 本款为强制性条款，必须严格执行。加气机设在室内，泄漏的CNG气体不易扩散，易引发爆炸和火灾事故，故做本款规定。
    2 本款本次修订，将“加(卸)气设备额定工作压力为20MPa”改为“加气设备额定工作压力不应大于35MPa”，以满足CNG汽车储气瓶压力升级的需要。
    3、4 控制加气速度的规定是根据美国天然气汽车加气标准的限速值和目前CNG加气站操作经验制定的。
    7 本款为强制性条款，必须严格执行。本款是本次修订的新增规定，在加气枪上采用不同结构形式的加注口可以防范加气作业误插，从而提高安全保障。
8.1.23 本条的储气瓶(组)包括固定储气瓶(组)和车载储气瓶(组)。储气瓶(组)的管道接口端是储气瓶(组)的薄弱点，故采取此项措施加以防范。