GB/T 20368-2021 液化天然气（LNG）生产、储存和装运
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资料介绍
ICS 75 . 060 CCS E 24
中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准
GB/T 20368—2021
代替 GB/T20368—20 12
液化天然气(LNG)生产、储存和装运
production，storageandhandlingofliquefiednaturalgas(LNG)
2021-08-20 发布 2022-03-01 实施
国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会
发
布
GB/T 20368—202 1
GB/T 20368—202 1
GB/T 20368—202 1
GB/T 20368—202 1
前 言
本文件按照 GB/T 1 . 1—2020《标准化工作导则 第 1 部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
本文件代替 GB/T 20368—2012《液化天然气(LNG) 生产、储存和装运》，与 GB/T 20368—2012 相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：
a) 更改了范围的规定(见第 1 章，2012 年版的第 1 章);
b) 更改了规范性引用文件(见第 2 章，2012 年版的第 2 章);
c) 增加了“液化天然气站场、点火源、储罐系统、转运系统、液化天然气压力储罐、主容器、次容器、蒸气云、避让距离、自动隔离阀、管道系统、低温管中管系统”等术语和定义，更改了“液化天然气、不燃材料、拦蓄区、拦蓄堤、单容罐、双容罐、全容罐、薄膜罐、气化器、环境热源气化器、加热热源气化器、整体加热热源气化器、远程加热热源气化器”等术语和定义，删除了“批准、主管部门、船舶加油、槽车、组件、储罐、冻土地下储罐、预应力混凝土储罐、可控制应急、设计压力、失效保护、明火设备、火焰蔓延指数、危险流体、LNG 工厂、最大允许工作压力、模型、停运、过量充装、转运区、过度接头、水容积”等术语和定义(见第 3 章，2012 年版的第 3 章);
d) 更改了低温设施的土壤保护的规定(见 4 . 1 , 2012 年版的 5 . 5),更改了冰雪坠落的规定(见 4 . 2 , 2012 年版的 5 . 6),删除了腐蚀控制审查的规定(见 2012 年版的 4 . 1),删除了记录的规定(见2012 年版的 4 . 4) ;
e) 增加了选址应符合的国家、行业、地区、港口规划及国家产业政策规定(见 5 . 1 . 2~5 . 1 . 3),增加了对利用港口资源、陆域所在地区的自然条件、周围依托条件的选择规定(见 5 . 1 . 4~5 . 1 . 12) ,将泄漏后果场景(可燃或有毒气体扩散、火灾、爆炸)影响评估要求归纳为规范性附录 A,对站场与界区外周边设施间距确定、站场外部安全防护距离确定进行了规定，更改了基于风险分析的工厂选址内容为“采用定量风险分析(QRA)进行 LNG 站场性能化选址”并作为规范性附录(见 5 . 1 . 12,附录 B, 2012 年版的附录 E),对如何开展 QRA进行站场选址进行了规定，将原
第 5 章中有关拦蓄区划分、拦蓄区及 LNG 收集排放系统相关设计要求独立成章，形成本文件第 12 章“拦蓄区及排放系统”，增加了平面布置的一般要求(见 5 . 2) ,更改了 LNG储罐间距要求(见 5 . 3 . 1 、5 . 3 . 2 , 2012 年版的 5 . 2 . 4 . 1),更改了双容罐、全容罐和薄膜罐应与相邻的单、双容罐布置的规定(见 5 . 3 . 3 , 2012 年版的 5 . 2 . 4 . 2), 增 加 了 混 凝 土 储 罐 外 罐 防 火 设 计 的 规 定(见 5 . 3 . 3),更改了气化器间距的规定(见 5 . 4 , 2012 年版的 5 . 2 . 5),增加了可燃气体压缩机房的间距规定(见 5 . 5 . 2),增加了拦蓄区内热通量的规定(见 5 . 6 . 4),更改了建构筑物距 LNG 和其他危险液体距离的规定(见 5 . 7 , 2012 年版的 5 . 3),删除了设计者和制造者资格的规定(见 2012年版的 5 . 4) ;
f) 将气化设施调整至工艺设备(见 6 . 3 , 2012 年版的第 8 章);增加了一般要求(见 6 . 1 , 2012 年版的 6 . 1 、6 . 3 、6 . 4 . 1 、6 . 4 . 2 和 6 . 4 . 3);删除了 内燃机或燃气轮机安装的规定(见 2012 年版的6 . 4 . 4);增加了铝制板翅式换热器的规定(见 6 . 1 . 8);更改了气化器系统 LNG 入口设置切断阀的规定(见 6 . 3 . 6 , 2012 年版的 8 . 3 . 1、8 . 3 . 3、8 . 3 . 5 . 2);更改了无人值守 LNG装置安装的规定(见6 . 3 . 7 , 2012 年版的 8 . 3 . 5、8 . 3 . 5 . 1、8 . 3 . 5 . 2、8 . 3 . 6、8 . 3 . 6 . 1);更改了有人值守 LNG装置安装的规定(见 6 . 3 . 8 , 2012 年版的 8 . 3 . 4、8 . 3 . 5 . 3、8 . 3 . 6 . 2);将 LNG移动式设备调整至工艺设备(见 6 . 4 , 2012 年版的 5 . 8) ;更改了 LNG移动式设备的规定(见 6 . 4 . 1 , 2012 年版的 5 . 8 . 1) ;
g) 删除了对公司、检验员、工程师资质等方面的管理规定;更改了检验规定(见 7 . 3 , 2012 年版的
GB/T 20368—202 1
7 . 1);新增一般要求，规定了几种主要罐型应符合的规范(见 7 . 1);调整了陆上现场建造储罐的抗震设计的操作基准地震(OBE)、安全停运地震(SSE)定义，增加了安全停运地震余震(ALE)的定义(见 7 . 4 . 7 . 2 , 2012 年版的 7 . 2 . 2);删除了陆上工厂制造储罐的抗震设计(见 2012 年版的7 . 2 . 3);删除了洪水荷载的规定(见 2012 年版的 7 . 2 . 4);增加了对储罐场地进行液化评价的规定(见 7 . 4 . 4 . 2);增加了设计操作压力大于或等于 100 kPa 的金属储罐的焊接检测要求(见7 . 4 . 5 . 2~7 . 4 . 5 . 5);删除了混凝土储罐中关于混凝土、钢筋和预应力钢筋的材料要求及施工、检验和试验要求(见 7 . 4 . 1~7 . 4 . 3) ;更改了 LNG 储罐的试验，增加了薄膜罐的试验要求(见7 . 4 . 8 , 2012 年版的 7 . 6);增加了薄膜罐的其他要求(见 7 . 4 . 9) ;更改了 LNG压力储罐罐型的规定(见 7 . 5 . 1 , 2012 年版的 7 . 3 . 2 . 1) ;更改了 LNG双壁储罐内罐的基本要求(见 7 . 5 . 2 , 2012 年版的 7 . 3 . 2 . 2);删除了 LNG双壁储罐外罐的基本要求(见 2012 年版的 7 . 3 . 2 . 3);增加了 LNG单壁储罐的基本要求(见 7 . 5 . 3) ;更改了 LNG双壁储罐内罐支撑系统的设计要求(见 7 . 5 . 9 , 2012年版的 7 . 3 . 2 . 6);增加了 LNG压力储罐的抗震设计基本要求(见 7 . 5 . 11);增加了 LNG 压力储罐罐内液位控制配套装置的规定(见 7 . 5 . 12);增加了 LNG 压力储罐试验的基本要求(见7 . 5 . 13);增加了 LNG压力储罐运输过程防护要求(见 7 . 5 . 14) ;
h) 增加了对消防系统的规定(见 8 . 1 . 1 . 3);增加了对动力系统的规定(见 8 . 1 . 1 . 4);删除了 LNG 设施管道的地 震 类 别(见 2012 年 版 的 9 . 1 . 2 . 1);更 改 了 管 道 类 别(见 8 . 1 . 2 . 1 , 2012 年 版 的 9 . 1 . 2 . 2) ;更改了 B类管道响应修正因子的最大值(见 8 . 1 . 2 . 1 , 2012 年版的 9 . 1 . 2 . 2);增加了用于火灾环境下绝热材料应该满足的条件(见 8 . 1 . 4 . 4);增加了螺纹连接时无需密封的条件[见8.3.1.4 d)];增加了管子接头的规定(见 8 . 3 . 1 . 7);增加了禁用的管道连接方式(见 8 . 3 . 1 . 8);增加了其他管道组件和法兰连接的规定(见 8 . 3 . 1 . 9);更改了接 口 口径的下限(见 8 . 3 . 2 . 5 , 2012 年版的 9 . 3 . 2 . 5);更改了紧急切断阀的操作机构(见 8 . 3 . 2 . 7 , 2012 年版的 9 . 3 . 2 . 7);增加了对紧急关断阀的喷涂要求(见 8 . 3 . 2 . 11);增加了钎焊的有关内容(见 8 . 3 . 3 . 4);增加了管道标记的内容[见 8 . 3 . 4 d)];增加了危险源的隔离(见 8 . 4);增加了对介质和流向的标识要求(见 8 . 6 . 2);增加 了置换口的设置(见 8 . 8 . 2);增加了火炬和放散管的规定(见 8 . 10);增加了地下或海底管道的安装规定(见 8 . 12) ;
i) 增加了站场设施设计部分，包括设计分类、厂房设施设计的规定(见第 9 章)，更改了对供存放LNG 和易燃流体的火灾和爆炸设计的规定(见 9 . 5 , 2012 年版的 5 . 3 . 2) ;
j) 电气、仪表和通信分开成章(见第 10 章和第 11 章，2012 年版的第 10 章);增加了供电电源要求的规定(见 10 . 1);删除了电气设备和配线总体要求(见 2012 年版的 10 . 9 . 1);更改了电气爆炸危险区域划分要求(见 10 . 2 , 2012 年版的 10 . 6 . 2);删除了可燃流体系统和电气配管或配线之间的密封要求(见 2012 年版的 10 . 6 . 3);删除了设置主密封外的其他检测可燃流体泄漏的规定(2012 年版的 10 . 6 . 4);删除了可燃气体—空气混合物被点燃时通风管道系统的规定(见 2012年版的 10 . 6 . 5);增加了电力装置设计的相关规定(见 10 . 3);增加了电气防雷接地和防静电接地方面的相关规定(见 10 . 4);增加了照明方面的相关规定(见 10 . 5) ;
k) 增加了关于仪表及控制系统的一般要求(见 11 . 1 . 1);更改了液位仪表设置、设计、安装、报警和联锁等规定(见 11 . 1 . 2 , 2012 年版的 10 . 1) 。更改了压力仪表的设置规定，区分了 LNG储罐和非 LNG危险流体储罐的设置要求(见 11 . 1 . 3 , 2012 年版的 10 . 2) 。更改了温度仪表的设置规定，增加了低温管道温度仪表的设置要求(见 11 . 1 . 5 , 2012 年版的 10 . 4) 。增加了故障安全设计的规定(见 11 . 1 . 6) 。删除了关于紧急关断的设置规定(见 2012 年版的 10 . 5) 。更改了紧急停车系统的设置规定(见 11 . 1 . 7 , 2012 年版的 12 . 2) 。更改了火气检测的设置规定，增加了有毒气体、氧气含量检测的设置要求(见 11 . 1 . 8 , 2012 年版的 12 . 3);增加了通信内容(见 11 . 2) ;
l) 将拦蓄区及排放系统独立成章(见第 12 章);
m) 更改了消防与防火评估的规定(见 13 . 1 , 2012 年版的 12 . 1);更改了消防水系统的规定(见
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13 . 2 , 2012 年版的 12 . 4);更改了移动消防设施的规定(见 13 . 3 , 2012 年版的 12 . 5);更改了个人防护的规定(见 13 . 4 , 2012 年版的 12 . 7);更改了安全的规定(见 13 . 5 , 2012 年版的 12 . 8) ;
n) 增加了防腐规定(见第 14 章);
o) 删除了装卸区警示牌的规定(见 2012 年版的 11 . 1 . 1);增加了对动力切断阀关闭时间分析的规定(见 15 . 2 . 2 和 15 . 2 . 3);删除了泊位设计要求的规定(见 2012 年版的 11 . 4 . 1);删除了火源的规定(见 2012 年版的 11 . 4 . 2);删除了水下管道的规定(见 2012 年版的 11 . 4 . 3 . 2);删除了槽车运输和槽车批准的规定(见 2012 年版的 11 . 5 . 1 和 11 . 5 . 2);删除了装卸管道排放的规定(见2012 年版的 11 . 6 . 6);删除了软管设计的规定(见 2012 年版的 11 . 7 . 2);删除了软管接头、结冰、检测的规定(见 2012 年版的 11 . 7 . 3、11 . 7 . 5 和 11 . 7 . 6);删除了装卸船作业测试的规定(见 2012年版的 11 . 7 . 7) ;
p) 增加了小型 LNG设施的规定(见第 16 章);
q) 增加了 LNG容器吹扫的规定(见 17 . 3 . 5);增加了设备启动前的调试规定(见 17 . 4);增加了对安全阀检查间隔要求的规定(见 17 . 7 . 3 . 5~17 . 7 . 3 . 9);增加了对 LNG 储罐体系外表面检查的规定(见 17 . 7 . 4) 。
本文件由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC 355)提出并归口 。
本文件起草单位：中石化中原石油工程设计有限公司、中海石油气电集团有限责任公司、中国寰球工程有限公司北京分公司、中国石化青岛液化天然气有限责任公司。
本文件主要起草人：仝淑月、陈峰、李金光、高继峰、毕晓星、舒小芹、吴仲昆、孙娟、陈锐莹、程静、赵保才、陈团海、安小霞、王怀飞、安东雨、刘博、任重海、刘永浩、郑建华、李迎伟、田靓、穆长春、庞涛、钟曦、赵欣、刘学勤、张超、高贤、韦建中、彭延建、孙金英、高景德、扬帆、李文忠、赵钦、姜夏雪、杨娜、刘元宝、曹玉、刘冬林、王红人、杨庆、安忠敏、肖丁铭、倪平平、李丽萍、荣建丰、罗珊。
本文件于 2006 年首次发布，2012 年第一次修订，本次为第二次修订。
GB/T 20368—202 1
液化天然气(LNG)生产、储存和装运
1 范围
本文件规定了液化天然气(LNG)站场设计、施工、运行和维护等的技术要求。
本文件适用于陆上新建、扩建和改建的 LNG站场。
本文件不适用于冻土容器、在室内安装或使用的移动式储罐、LNG加注车和 LNG燃料车。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。 其中，注 日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;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。
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GB 50093 自动化仪表工程施工及质量验收规范
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GB 50151 泡沫灭火系统设计规范
GB 50160 石油化工企业设计防火标准
GB 50183 石油天然气工程设计防火规范
GB 50193 二氧化碳灭火系统设计规范
GB 50219 水喷雾灭火系统技术规范
GB 50235—2010 工业金属管道工程施工及验收规范
GB 50251 输气管道工程设计规范
GB 50261 自动喷水灭火系统施工及验收规范
GB 50264 工业设备及管道绝热工程设计规范
GB 50316 工业金属管道设计规范
GB 50316—2000(2008 年版) 工业金属管道设计规范
GB 50347 干粉灭火系统设计规范
GB 50370 气体灭火系统设计规范
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GB 50650 石油化工装置防雷设计规范
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GB 50898 细水雾灭火系统技术规范
GB 50974 消防给水及消火栓系统技术规范
GB 50991 埋地钢质管道直流干扰防护技术标准
GB 51081 低温环境混凝土应用技术规范
GB 51156 液化天然气接收站工程设计规范
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SY/T 7349 低温储罐绝热防腐技术规范
SY/T 7350 低温管道与设备防腐保冷技术规范
SY/T 7419 低温管道绝热工程设计、施工和验收规范
TSG 21 固定式压力容器安全技术监察规程
TSG G0001 锅炉安全技术监察规程
XF 39 消防车 消防要求和试验方法
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3 . 1 通用
3 . 1 . 1
液化天然气 liquefiednaturalgas;LNG
一种低温液态流体，主要组分是甲烷，可能含有少量的乙烷、丙烷、氮或通常存在于天然气中的其他组分。
[来源：GB 51261—2019,2 . 0 . 1]
3.1.2
液化天然气站场 liquefiednaturalgasplant
LNG站场 LNG plant
具有天然气净化和液化、液化天然气储存和装运、液化天然气接卸和再气化功能的站场。
注：如基本负荷型天然气液化工厂、调峰型液化工厂、液化天然气接收站、液化天然气卫星站。
3.1.3
点火源 sourcesofignition
能够使可燃物与助燃物发生燃烧反应的能量来源。
注：这种能量既可以是热能、光能、电能、化学能，也可以是机械能。
3.1.4
不燃材料 noncombustiblematerial
在预期条件下使用时，遇火遇热不着火、不燃烧、不助燃或不释放可燃蒸气，且燃烧性能等级为A级的建筑材料。
3.1.5
拦蓄区 impoundingarea
用拦蓄堤或利用地形条件圈定的用于容纳事故溢出或泄漏液化天然气或其他危险性液体的区域。
3.1.6
拦蓄堤 impoundingwall
液化天然气储罐发生泄漏事故时，防止液化天然气漫流或火灾蔓延的构筑物。
GB/T 20368—202 1
[来源：GB 51156—2015,2 . 0 . 16]
3.1.7
蒸气云 vaporcloud
当液化天然气泄漏或溢出至大气环境时，将大气环境中的水蒸气冷却、冷凝，形成与之混合的气体云团。
[来源：GB/T 8423 . 3—2018,5 . 2 . 5]
3.1.8
避让距离 setbackdistance
LNG储罐最大液体管线上的自动隔离阀至站外建筑物或建筑界线的最小距离。
3.1.9
转运系统 transfersystems
LNG站场内在储存容器或储罐与接卸点或装运点之间转运 LNG 或其他危险介质的系统，转运方式可为管道、槽车、罐车、罐箱或船舶。
3 . 2 气化设施
3.2.1
气化器 vaporizer
以一种可控的方式引入热量使得液体变成蒸气或气态的设备。
3.2.2
环境热源气化器 ambientvaporizer
气化器的主要热源与实际的气化换热器不分离，主要热源为环境、海水或地热水等。
注：包括空温式气化器。
[来源：GB 51261—2019,2 . 0 . 16,有修改]
3.2.3
加热热源气化器 heatedvaporizer
气化器的主要热源来自于燃料的燃烧、电加热或废热(如锅炉或内燃机废热)。
[来源：GB 51261—2019,2 . 0 . 13,有修改]
3.2.4
整体加热热源气化器 integralheatedvaporizer
主要热源与气化器换热器为一体的加热热源气化器。
注：包括浸没燃烧式气化器。
[来源：GB 51261—2019,2 . 0 . 14,有修改]
3.2.5
远程加热热源气化器 remoteheatedvaporizer
主要热源与实际的气化换热器分离开，中间介质(如水、异戊烷、乙二醇)作为加热传输媒介的加热热源气化器。
注：包括开架式气化器、中间介质气化器。
[来源：GB 51261—2019,2 . 0 . 15,有修改]
GB/T 20368—202 1
3 . 3 储存设施
3.3.1
储罐系统 tanksystem
用于储存液化天然气或其他危险液体的低压(操作压力小于 100 kPa)现场组装、立式、圆筒、平底的设备。
注：包括一个或多个容器，以及各种附件、附属物和绝热材料。
3.3.2
主容器 primarycontainer
用来盛装低温液体，并直接与低温液体接触的容器。
[来源：GB/T 8423 . 3—2018,5 . 2 . 24]
3.3.3
次容器 secondarycontainer
一般位于主容器之外，泄漏时盛装低温液体，正常运行工况下不与低温液体接触的容器。
[来源：GB/T 8423 . 3—2018,5 . 2 . 25]
3.3.4
单容罐 singlecontainmenttank
只有一个储存低温液体的自支撑式钢制储罐，该储罐可由带绝热层的单壁或双壁结构组成，具有液密性和气密性。
[来源：GB/T 8423 . 3—2018,5 . 2 . 26]
3.3.5
双容罐 doublecontainmenttank
具有液密性的次容器和建立在次容器之中的单容罐共同组成的储罐，次容器与主容器水平距离不大于 6 m且顶部向大气开口 。
[来源：GB/T 8423 . 3—2018,5 . 2 . 27]
3.3.6
全容罐 fullcontainmenttank
具有液密性、气密性的次容器和建立在次容器之中的主容器共同组成的储罐，次容器为独立的自支撑带拱顶的闭式结构。
[来源：GB/T 8423 . 3—2018,5 . 2 . 28]
3.3.7
薄膜罐 membranetank
由一个薄的钢制主容器(即薄膜)、绝热层和预应力混凝土罐体共同组成的能储存低温液体的复合结构。
[来源：GB/T 8423 . 3—2018,5 . 2 . 31]
3.3.8
液化天然气压力储罐 liquefiednaturalgaspressurecontainer
LNG压力储罐 LNG pressurecontainer
由工厂制造的用于储存液化天然气且操作压力大于或等于 100 kPa 的钢制容器。
GB/T 20368—202 1
3 . 4 管道系统和管道元件
3.4.1
管道系统 pipingsystem
简称管系，按流体与设计条件划分的多根管道连接成的一组管道。
[来源：GB 50316—2000(2008 年版)，2 . 1 . 7]
3.4.2
低温管中管系统 cryogenicpipe-in-pipesystem
由内管、外管组成的低温夹套系统。
注 ：内管输送低温介质，外管起保护作用。
3.4.3
自动隔离阀 automaticproductretentionvalve
LNG储罐事故发生时能够自动进入安全状态的阀门。
4 基本要求
4 . 1 低温设施的土壤保护
在设计和施工 LNG储罐、冷箱、管道和管架及其他低温设施的基础时，应采取措施防止土壤结冰或冻胀产生的破坏力。
4 . 2 冰雪坠落
对于高大设施顶部的堆积冰雪，应采取有效措施防止冰雪坠落引起人员伤害和设备损坏。
4 . 3 混凝土结构设计与材料
4 . 3 . 1 长期或定期与 LNG 接触的混凝土结构，应能承受设计荷载，特别是极端温度的影响，此类结构应包括但不限于低温设备的基础，其材料应符合 GB 51081 的规定。 LNG容器以外的其他构筑物的材料和设计应符合 GB 50010 的规定。
4 . 3 . 2 事故状态下与 LNG接触过的混凝土，应在其恢复到大气温度后立即进行检查和必要的检测，如有必要应进行修补。
4 . 4 控制室
4 . 4 . 1 LNG站场应设置控制室，控制室的设置应根据站场的规模和特点，并结合管理和生产模式的不同要求确定。 控制室主要具备生产操作、过程控制、安全保护、仪表维护等功能。
4 . 4 . 2 控制室的设置应符合下列规定：
a) 中心控制室应有人值守进行操作控制;
b) 无人值守的控制室应具备声光报警功能以提醒操作人员;
c) LNG站场设置多个控制室时，中心控制室与其他控制室之间应设置备用通信方式;
d) 在紧急状态下控制室能够在所有有人的区域启动声光报警。
GB/T 20368—202 1
5 站址选择和平面布置
5 . 1 站址选择
5 . 1 . 1 站场选址应根据所在地区的地形、地质、水文、气象、交通、消防、供排水、供电、通信、可利用土地和社会生活等条件，对可供选择的具体站址进行技术、经济、安全、环境、征地、拆迁、管理等方面的综合评价，选择最优建站场地址。
5 . 1 . 2 站场选址应符合当地城镇规划、工业区规划和港区规划，宜选在自然条件有利于废气扩散、废水排放的地区，并宜远离其他环境敏感目标。
5 . 1 . 3 站场选址应根据 LNG进出站场的位置及用地面积确定，并宜选择在天然气需求量大、用户集中的地区。
5 . 1 . 4 站场应具备全天候疏散条件。
5 . 1 . 5 站场宜位于临近城镇或居民区全年最小频率风向的上风侧。
5 . 1 . 6 公路、地区架空电力线路、地区输油(输气)管道不应穿越站场。
5 . 1 . 7 站场应位于不受洪水、潮水或内涝威胁的地带，当不可避免时，应采取可靠的防洪、排涝措施。
5 . 1 . 8 站场防洪标准应按站场规模设计重现期。
5 . 1 . 9 站场不应设在下列地区和区段内：
a) 有土崩、活动断层、滑坡、沼泽、流沙、泥石流的地区和地下矿藏开采后有可能塌陷的地区;以及其他方面不满足工程地质要求的地区;
b) 抗震设防烈度为 9 度及以上的地区;
c) 蓄(滞)洪区 ;
d) 饮用水水源保护区;
e) 自然保护区;
f) 历史文物、名胜古迹保护区。
5 . 1 . 10 站场不宜建在抗震设防烈度为 8 度的 Ⅳ类场地地区。
5 . 1 . 1 1 站场与界区外相邻工厂或设施的防火间距应符合 GB 50183 的规定，并按照附录 A规定的泄漏后果场景对影响范围进行核算。
5 . 1 . 12 站场外部安全防护距离按照 GB/T 37243—2019 第 6 章规定计算程序确定，并按照附录 B执行。
5 . 2 平面布置
5 . 2 . 1 装置和设备的布置应符合站场的操作和检维修通道要求。
5 . 2 . 2 装置和设备的布置宜考虑主导风向和点火源。
5 . 2 . 3 装置和设备的布置应符合人员的紧急逃生要求。
5 . 3 储罐间距
5 . 3 . 1 操作压力小于 100 kPa 的储罐，防火间距应按表 1 确定。
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表 1 操作压力小于 100 kpa的储罐布置防火间距
单位为米
双容罐、采用钢质外罐的全容罐罐间防火间距的计算，还应符合以下要求：
a) 宜考虑站场区域出现频率大于或等于 5%的风速、环境温度、相对湿度等气象条件;
b ) 拦蓄区内 LNG 引燃产生的热辐射量大于或等于 30 kW/ m2 的界线不应超出 LNG 站场围墙，当拦蓄区毗邻无建、构筑物的海域时，隔热距离不限;
c) 站内设施应根据允许接受的热辐射量设置，并应符合以下规定：
1) 热辐射量大于或等于 4 . 73 kW/ m2 的界线以内，不应有办公楼;
2) 热辐射量大于或等于 9 kW/ m2 的界线以内，不应有集中控制室、仪表控制间、维修车间、化验室和仓库等建筑物;
3) 热辐射量大于或等于 15 kW/ m2 的界线以内，不应有压力容器、工艺设施及金属外壁储罐;
4) 热辐射量大于或等于 32 kW/ m2 的界线以内，不应有混凝土外壁储罐。
5 . 3 . 2 操作压力大于等于 100 kPa 的储罐，从拦蓄堤或泄漏收集系统设施边沿至站场围墙的防火间距应符合表 2 和表 3 的规定。
表 2 地上储罐布置防火间距
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表 3 操作压力大于等于 100 kpa的埋地罐布置防火间距
5 . 3 . 3 双容罐、全容罐和薄膜罐应与相邻的单、双容罐的拦蓄区分隔开，避免相邻拦蓄设施内的火灾或泄漏导致储罐受损。 应采用工程分析方法确定储罐的罐顶、壁或其拦蓄材料结构的耐火温度，在分析中包括下列条件：
a) 对液体容器完全泄漏到符合 12 . 2 . 1 要求的拦蓄区的火灾进行分析;
b ) 分析宜考虑以下因素：
1) 在预设大气条件下的火灾持续时间、火灾辐射热散发特征和火灾的物理属性;
2) 应使用产生最大危险距离的大气条件，但根据该地区的记录数据并使用附录 A 的火灾模型，但在出现频次少于 10%的情况除外;
3) 被动安全措施或主动安全措施，以降低表面辐射热或限制表面温度;
4) 分析 LNG储罐的材料、设计和施工方法。
5 . 3 . 4 若无防火措施，混凝土外罐应进行外部火灾防火设计，通过热分析来确定温度分布和火灾作用时间：
a) 对于薄膜罐系统，防火设计时应包含储存液体在设计液位时的静水压力作用。 所有类型的储罐在进行防火设计时，应假定内部气体为正压;
b ) 混凝土外罐的设计宜考虑以下因素：
1) 火灾情况下，预应力钢筋与罐壁混凝土在高温下的热膨胀系数存在差异，导致罐壁有效预应力减小;
2) 由于混凝土外罐温度升高，导致外罐混凝土、钢筋和预应力钢筋的强度和弹性模量降低;
3) 由于预应力钢筋在高温下的软化和松弛，导致罐壁有效预应力减少。
5 . 3 . 5 多个储罐切断阀应留有至少 0 . 9 m 的操作空间。
5 . 3 . 6 大于 0 . 5 m3 的 LNG储罐不应建于室内。
5 . 3 . 7 易燃液体和易燃制冷剂储罐不应布置在第 12 章规定的 LNG储罐拦蓄区内。
5 . 4 气化器间距
5 . 4 . 1 除 5 . 4 . 5 的规定外，气化器距站场围墙不应小于 30 m。
5 . 4 . 2 相邻气化器间的距离不应小于 1 . 5 m。
5 . 4 . 3 当使用可燃介质作为热源的气化器时，除下列情况外，其一次热源与任何点火源的距离不应小于 15 m :
a) 两台以上的气化器在同一区域布置时，相邻气化器或一次热源可不作为点火源考虑;
b ) 气化器与工艺加热器或其他明火设备设有联锁保护时，当气化器正在运行或其管道系统已被冷却或正被冷却，由于联锁气化器不能被操作，上述工艺加热器或明火设备可不作为点火源考虑。
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5 . 4 . 4 内置加热式气化器距拦蓄堤、集液池、工艺设备不应小于 15 m。
5 . 4 . 5 当气化器与单罐容量小于 265 m3 的储罐整体安装使用时，气化器与围墙的距离可根据储罐容量按表 2 确定。
5 . 4 . 6 气化器与其他设备的距离宜按 GB 50183—2004 表 5 . 2 . 1 中密闭工艺设备确定。
5 . 4 . 7 加热式气化器入口 LNG管线的切断阀与其距离不应小于 15 m。当加热式气化器布置在室内时，其入口 LNG管线切断阀与此建筑物的距离不应小于 15 m。
5 . 4 . 8 采用可燃性中间介质加热的气化器，应在中间介质的冷、热侧均设置切断阀，且切断阀的控制设施与气化器的距离不应小于 15 m。
5 . 5 工艺设备间距
5 . 5 . 1 含有 LNG、制冷剂、易燃液体和可燃气体的工艺设备与点火源、集中控制室、仪表控制间、办公室、厂房和其他有人建、构筑物的距离不应小于 15 m。
5 . 5 . 2 可燃气体压缩机房中如设有控制室，建筑物结构应符合 9 . 5 的规定。
5 . 5 . 3 明火设备和其他火源到任一拦蓄区或容器开放排放系统的距离不应小于 15 m。
5 . 6 装卸设备间距
5 . 6 . 1 用于管道输送 LNG 的码头或停泊位置，应使任何正在装卸或卸载的船舶距任何跨越通航水道的桥梁不应小于 30 m。
5 . 6 . 2 装卸汇管与跨越航道的桥之间的距离，不应小于 61 m。
5 . 6 . 3 除与装卸操作有直接关联的设备外，LNG 和易燃制冷剂的装卸臂到不受控制的点火源、工艺区、储罐、控制室、办公室、车间和其他有人设施或重要站场设施的距离，不应小于 15 m。
5 . 6 . 4 拦蓄区的相对位置应保证区域内产生的火灾热通量不会对 LNG运输船造成严重结构性损坏。
5 . 7 建构筑物
5 . 7 . 1 9 . 4~9 . 6 未涉及的建构筑物宜安装在适当位置或做出其他规定减少可燃气体或蒸发气的进入。
5 . 7 . 2 9 . 4~9 . 6 未涉及的建构筑物距离储罐、船或装有 LNG 和其他危险液体的设备连接处不应小于15 m 。
5 . 8 拦蓄设施间距
5 . 8 . 1 拦蓄设施的位置应符合附录 A设计泄漏危害不影响场外的规定。
5 . 8 . 2 拦蓄设施的位置应符合表 2 的规定。
5 . 8 . 3 拦蓄设施的位置距离不受控的点火源、控制室、办公室和其他有人建筑或站场的重要结构，不应小于 15 m。
6 工艺设备
6 . 1 -般要求
6 . 1 . 1 LNG及其他危险介质的工艺设备安装，应符合下列要求：
a) 室外安装，应便于操作、人工灭火及事故状态下液体和气体的排放;
b) 室内安装，封闭式构筑物应符合 6 . 3 . 12~6 . 3 . 16 的规定。
6 . 1 . 2 工艺设备熔焊和钎焊应符合下列要求：
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a) 工艺设备的熔焊和钎焊应符合设备设计和制造符合 6 . 1 . 5~6 . 1 . 8 的规定;
b ) 所有熔焊和钎焊作业应符合 TSG 21 和 GB/T 150(所有部分)的规定。
6 . 1 . 3 LNG 以外的危险品储存容器和设备应符合附录 A 的规定。
6 . 1 . 4 工艺设备应标明最大允许工作压力。
6 . 1 . 5 锅炉的设计和制造应符合 GB/T 16507(所有部分)、GB/T 16508 和 TSG G0001 的规定。
6 . 1 . 6 压力容器的设计和制造应符合 GB 150/T(所有部分)和 TSG 21 的规定。
6 . 1 . 7 管壳式换热器的设计和制造应符合 GB/T 151 和 TSG 21 的规定。
6 . 1 . 8 铝制板翅式换热器的设计和制造应符合 TSG 21 和 NB/T 47006 的规定。
6 . 1 . 9 用于系统紧急泄压或其他工艺目的设置的火炬，应符合 SH 3009 的规定。
6 . 1 . 10 应设置独立于储罐安全阀的蒸发气处理系统，用于安全处理工艺设备和 LNG储罐中产生的蒸发气。
6 . 1 . 1 1 蒸发气应排放到密闭系统或大气安全地点，以免对人员、设备或周边设施造成危害。
6 . 1 . 12 可能形成真空的工艺设备、管道、冷箱或其他设备，应按照能承受的真空条件进行设计或采取防止真空措施。 如采用补气措施，应防止系统内形成可燃混合物。
6 . 2 泵和压缩机
6 . 2 . 1 泵和压缩机材料选用应符合设计温度和设计压力的规定。
6 . 2 . 2 应设置阀门，使每台泵或压缩机维修时能隔离。
6 . 2 . 3 并联运行的泵或离心式压缩机，每条出口管线应设置止回阀。
6 . 2 . 4 当泵和压缩机壳体、下游管道和设备的设计压力低于泵和压缩机的最大排出压力时，泵和压缩机的出口应设置泄压设施，以防止壳体、下游管线和设备超过设计压力。
6 . 2 . 5 每台泵应设置放空和/或安全阀防止以最大速度冷却时泵壳体超压。
6 . 2 . 6 可燃气体压缩机应在气体正常逸散的各点设置放空口，放空口应用管道引至安全排放点。
6 . 3 气化设施
6 . 3 . 1 如果环境热源气化器天然热源的温度超过 100 ℃ ,此气化器应视为远程加热热源气化器。
6 . 3 . 2 如果环境热源气化器的天然热源与实际气化器分离，且在热源与气化器之间使用可控制的传热介质循环，此气化器应视为远程加热热源气化器，并符合加热热源气化器的规定。
6 . 3 . 3 符合压力容器定义的气化器，其设计、建造和检验应符合 TSG 21 的规定。
6 . 3 . 4 气化器设计压力应不小于 LNG泵的最大出口压力或供给气化器的加压存储系统设计压力的最大值。
6 . 3 . 5 每台气化器出口阀及出口 阀与气化器之间的管件(包括安装在气化器出 口 阀上游的安全阀)应按照气化器操作温度进行设计。
6 . 3 . 6 气化器或气化器系统的 LNG入口应设置至少一个手动或自动切断阀，在出现下列任意情况时应关闭：
a) 管道失压(即流量过大);
b ) 气化器或切断阀附近发生火灾;
c) 气化器及出口管道温度超出设计温度范围。
6 . 3 . 7 无人值守的 LNG站场，或安装在距离热源或可燃液体容器 15 m 范围内的气化器，若在气化器或气化器系统半径 3 m 范围内安装自动切断阀，自动切断阀的设置应符合 11 . 1 . 7 . 2 的规定。
6 . 3 . 8 有人值守的 LNG站场，且气化器安装在距离热源或可燃液体容器 15 m 范围外，应至少在距离
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气化器、气化系统或气化器建筑物 15 m处安装自动或手动切断阀。
6 . 3 . 9 安装在气化器或气化器系统 LNG 入口处的手动或 自动切断阀，应具有就地操作或远程控制功能。
6 . 3 . 10 手动或自动切断阀应独立于其他流量控制系统。
6 . 3 . 1 1 采用可燃中间介质的气化器，中间介质系统的冷热管道均应设置切断阀，且切断阀的控制设施应距气化器至少 15 m。
6 . 3 . 12 加热热源气化器或工艺热源气化器的安全阀泄放能力，应在不高于气化器最大允许工作压力10%情况下，为额定气化天然气流量的 110%。
6 . 3 . 13 环境热源气化器的安全阀泄放能力，应在小于等于气化器最大允许工作压力 10%情况下，为额定气化天然气流量的 150%。
6 . 3 . 14 如果泄压阀未采取耐高温设计，加热热源气化器上泄压阀的安装位置应保证其在正常运行期间不超过 60 ℃ 。
6 . 3 . 15 整体加热热源气化器所需空气或远程加热热源气化器的主要热源，应取自完全封闭的建(构)筑物之外。
6 . 3 . 16 整体加热热源气化器或远程加热热源气化器的主要热源安装在建筑物内时，应采取措施防止燃烧的有害产物聚集。
6.4 LNG移动式设备
6 . 4 . 1 在天然气系统维修、改造临时使用 LNG移动式设备时，应符合以下要求：
a) 应采取措施最大限度地减少容器中 LNG事故排放的可能性，避免危及邻近财产、重要工艺设备和构筑物或进入地表排水系统;
b ) 可使用移动式和临时容器;
c) 气化器和控制设施应符合 6.3.3~6.3.5、6.3.6 a)、6.3.6 b) 和 6.3.12~6.3.14 的规定;
d) 加热式气化器应设燃料远程切断设施，且可就地操作;
e) 设备和工艺管道、管道组件、仪表、电气和传输系统的设计，应符合 6 . 1 . 4~6 . 1 . 8 、6 . 2 . 2~6 . 2 . 5 、 8.1.1.1、8.1.1.2、8.1.4.1、8.1.4.2c)、8.2.1.1~8.2.1.4、8.2.2 和 8.2.3 的规定，如果使用低温管中管系统应符合 8 . 11 、10 . 1 、10 . 2、10 . 4、10 . 5、11 . 2、13 . 1 和 13 . 2 的规定;
f) LNG设施间距应符合表 2 和表 3 的规定;
g) 应采取措施最大限度避免泄漏导致的意外起火;
h) 消防系统应符合 11.1.7、11.1.8.1、11.1.8.2c)、13.3.1、13.4.1、13.5.1.1 和 13.5.1.2 的规定;
i ) 应在关键部位配置符合 GB 50140 规定的手提式或推车式气体灭火器;
j) 操作和维修应符合 11. 1.8.2、17. 1、17. 2、17. 5. 1、17. 5. 2. 3 ~ 17. 5. 2. 6、17. 6、17. 7. 1、17. 7. 3. 1 和
17 . 7 . 3 . 2的规定 。
6 . 4 . 2 临时设施需要加臭时，如果设施中可燃加臭剂不超过 76 L,则设备间距可不采用表 2 和表 3 的规定。
7 液化天然气储罐
7 . 1 -般要求
7 . 1 . 1 LNG薄膜罐、LNG金属储罐和 LNG混凝土储罐应符合 7 . 4 的规定。
7 . 1 . 2 薄膜罐的金属膜片、承压的绝热层和外罐防潮层的材料选用、设计、安装、检验和试验应符合
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GB/T 26978(所有部分)和 7 . 4 的规定。
7 . 1 . 3 LNG 压力储罐应符合 GB/T 150(所有部分)、TSG 21 和 7 . 5 的规定，压力容器的使用应符合TSG 21 的规定。
7 . 2 设计要求
7 . 2 . 1 LNG储罐系统中与 LNG 或低温 LNG蒸气(温度低于- 20 ℃)接触的所有材料，应与其相应的操作温度相适应。
7 . 2 . 2 LNG储罐的外表面，在可能接触到法兰、阀门、密封件或其他非焊接接头处的 LNG 或低温蒸发气的部位，应能适应低温或采取措施保护其不受低温影响。
7 . 2 . 3 LNG 的密度为单位体积的液体在最低储存温度下的实际质量，液体密度设计值应不小于470 kg/m3 。
7 . 2 . 4 用于 LNG储罐设计的风荷载和雪荷载，应按照 GB 50009 中 100 年一遇取值。
7 . 2 . 5 LNG储罐和 LNG压力储罐的标识设置应符合以下规定：
a) LNG储罐应在易靠近的地方安装耐腐蚀铭牌;
b ) LNG压力储罐应安装耐腐蚀铭牌，铭牌应符合 TSG 21 和 GB/T 150(所有部分)的规定;
c) LNG储罐和 LNG压力储罐的所有开孔都应标识其用途;
d) LNG储罐和 LNG压力储罐结霜时，开孔的标识应能清晰可见。
7 . 2 . 6 半地下 LNG储罐和地下 LNG 储罐应设置加热系统确保储罐周围任何位置上的温度不低于0 ℃,在一条加热带或加热管路发生故障时，加热系统的备用管路仍能满足该要求。
7 . 2 . 7 加热系统上安装的加热元件和温度传感器应易于更换。
7 . 2 . 8 与腐蚀性土壤接触的埋地或者半埋地部件应采用耐腐蚀材料或采用阴极保护及防腐涂层等保护措施。
7 . 2 . 9 LNG储罐系统投入使用前应按照 17 . 1 . 5 和 17 . 3 . 5 的规定进行干燥、置换和冷却。
7 . 3 检验
7 . 3 . 1 LNG储罐系统投用前应进行检验，确保工程设计、材料、制造、安装和试验符合本文件的规定。
7 . 3 . 2 验收完成后，除有特殊要求外，不应在 LNG储罐上进行现场焊接。
7 . 4 液化天然气储罐系统
7 . 4 . 1 管道
7 . 4 . 1 . 1 储罐所有承受外部管路压力的液体管道应能承受泄压阀的整定压力作用，并且该压力不低于345 kPa 。
7 . 4 . 1 . 2 双容罐、全容罐和薄膜罐的设计液位以下不应设置贯穿罐壁的接管。
7 . 4 . 1 . 3 全部包入绝热空间的惰性气体吹扫系统和泄放阀的出口管道不受 7 . 4 . 1 . 1 和 7 . 4 . 1 . 2 的限制。
7 . 4 . 1 . 4 储罐不采取工艺措施防止液体分层时，应在储罐的顶部和底部设置进料管线同时进料。
7 . 4 . 2 储罐绝热
7 . 4 . 2 . 1 外部绝热层应为不可燃、不含水且耐消防水冲刷、具有防潮功能的材料，其外壳应采用钢或钢筋混凝土建造，且外保护层的火焰蔓延指数不应大于 25 。
7 . 4 . 2 . 2 内罐和外罐之间的环形空间应填充能与 LNG 和低温 LNG蒸气相适应的不燃绝热材料，并符合以下规定：
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a) 外罐外部着火时，不应引起绝热系统损坏，且不应因绝热系统任一部件的损坏而降低内罐的性能;
b) 底部承重的绝热层在热应力和机械应力共同作用下产生的开裂不应影响 LNG 储罐的整体性;
c) 在设计压力和温度作用下，长期与 LNG 或低温 LNG蒸气接触的材料，其燃烧性能应符合本文件的规定;
d) 绝热材料在施工安装环境下应能用低温 LNG蒸气吹扫，吹扫后残留的少量低温 LNG蒸气不应增加绝热材料的可燃性;
e) 绝热材料在施工安装环境下应为不燃材料;
f) 绝热系统在施工建造和停运检修时应采取以下防护措施：
1) 除绝热材料应受到适当保护，不受火源的影响外，绝热材料施工或停运检修后，不应在其附近进行可能导致其燃烧的动火作业;
2) 绝热系统施工或维修期间使用的工具或设备，可能将热量引入可燃绝热部件时，应进行故障安全温度控制。
7 . 4 . 3 泄放装置
7 . 4 . 3 . 1 储罐应设置安全阀和真空安全阀。
7 . 4 . 3 . 2 压力和真空泄放装置使用时应直接与大气相通。
7 . 4 . 3 . 3 储罐可能出现负压且会超过其设计压力时，应设置真空泄放装置。
7 . 4 . 3 . 4 储罐的安全阀和真空安全阀应能使用手动全开式切断阀与储罐隔离，并应符合以下规定：
a) 切断阀应锁定或铅封在全开位置;
b) 当任意一个阀门隔离时，其余阀门的能力仍能满足泄放要求;
c) 如只需要一个泄放装置，应安装通径全开三通阀将泄放阀及其备件连接到储罐，或安装两个独立的、带有阀门的泄放阀;
d) 不应同时关闭一个以上的切断阀;
e) 储罐的安全阀排放筒或放空管应垂直向上并能防止水、冰、雪或其他异物聚集。
7 . 4 . 3 . 5 压力泄放装置的性能应符合以下规定：
a) 确定压力泄放装置的泄压能力时宜考虑火灾、操作失常(如控制装置失灵)、设备故障和误操作引起的其他情况、充装时置换的蒸发气、充装期间因充装或不同组分产品混合产生的闪蒸、制冷失效、泵循环带入的热量、大气压降低和翻滚等因素;
b) 压力泄放装置应能泄放最大单一工况的排放量，或任何合理和可能的组合工况产生的排放量;
c) 压力泄放装置的最小泄压能力(单位为千克每小时 kg/h)应符合在 24 h 内泄放不低于满罐容量 3%的规定。
7 . 4 . 3 . 6 真空泄放装置的性能应符合以下规定：
a) 确定真空泄放装置的解除能力时宜考虑液体或气体排出的最大速率、大气压升高和过冷液体进入使气相空间压力降低等因素。
b) 真空泄放装置应能解除最大单一工况的真空，或任何合理的和可能的组合工况产生的真空，并要减去罐内物料最小正常吸热产生的气化量;
c) 真空泄放装置的能力不应使用气体再增压系统和补气系统进行抵消。
7 . 4 . 3 . 7 外部火灾计算应符合以下规定：
a) 外部火灾计算所需的压力泄放能力应按公式(1)计算：
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H = 71 000FA0.82 + Hn ……………………( 1 )
式中：
H — 总热流量，单位为瓦(W) ;
F — 环境因子(见表 4) ;
A —储罐与火焰接触的湿表面积，单位为平方米(m2 ) ; Hn — 冷罐的正常漏热量，单位为瓦(W) 。
表 4 环境因子
b ) 与火焰接触的湿表面积应为地面以上 9 m 内的面积;
c) 绝热层应能防止被消防水冲掉，应不可燃，而且在 538 ℃的温度下不会分解;
d) 压力泄放阀的泄放能力应按公式(2)确定：
W ……………………( 2 )
式中：
W —在泄放条件下产品蒸发气的泄放能力，单位为克每秒(g/s) ;
H — 总热流量，单位为瓦(W) ;
L —储存液体在泄放压力及温度下的气化潜热，单位为焦每克(J/g) 。
e) 当量气体流量应按公式(3)确定：
Q ……………………( 3 )
式中：
Qa —在 15 ℃和绝对压力 100 kPa 时的当量气体流量;
T — 在泄放条件下产品蒸发气的绝对温度，单位为开(K) ;
Z — 在泄放条件下产品蒸发气的压缩因子;
M — 产品蒸发气的相对分子质量。
7 . 4 . 4 储罐基础
7 . 4 . 4 . 1 储罐基础设计开始前应进行岩土工程勘察，确定场地地基土的土层和物理性质。
7 . 4 . 4 . 2 储罐场地的液化评价应符合 GB 51156 和 GB 50011 的规定。
7 . 4 . 4 . 3 外罐底部宜高于地下水位，否则应采取抗渗措施，并进行抗浮验算。
7 . 4 . 4 . 4 外罐底部与腐蚀性的土壤接触时，应采用耐腐蚀材料或采用阴极保护及防腐涂层等保护措施。
GB/T 20368—202 1
7 . 4 . 4 . 5 储罐基础下部未设置空气流通空间时，应设置符合下列要求的加热系统：
a) 加热系统应能进行功能和性能监测;
b ) 在地基中不连续的地方(如底部管道)设置加热系统时应格外注意并单独处理;
c) 加热系统应确保储罐周围任何位置上的温度不低于 0 ℃,在一条加热带或管路发生故障时，加热系统的备用管路仍能满足上述要求;
d) 加热系统上安装的加热元件和温度传感器应易于更换;
e) 加热系统应采取措施防止导管积水。
7 . 4 . 4 . 6 储罐基础下部设置空气流通空间时，外罐底板的材料应能与外部环境温度相适应。
7 . 4 . 4 . 7 储罐基础上应安装沉降测量标记，宜设置测斜管，并在墙体和穹顶施工过程中，水压试验之前、期间和之后进行沉降测量，以后每隔 3 个月测量一次，直到沉降稳定为止。
7 . 4 . 5 金属储罐
7 . 4 . 5 . 1 金属储罐设计操作压力应小于 100 kPa。
7 . 4 . 5 . 2 主容器和次容器的罐壁纵向和环向对焊焊缝(不包括罐壁与罐底板的大角焊缝)、底板边缘板的径向对接焊缝，应进行 100%射线检测或超声波检测。
7 . 4 . 5 . 3 薄膜罐的焊接工艺和焊接试验应符合以下规定：
a) 所有焊缝均应进行 100%的外观检查;
b ) 将焊缝冷却至室温后，应根据焊缝位置、焊接方向和焊接的复杂性，每天选择每种类型焊接接头长度的至少 5%进行渗透检测(PT),如有泄漏的迹象，需要附加每个焊工总焊接长度 5%的焊缝进行渗透检测;
c) 薄膜片焊接完成后应进行泄漏试验和焊接接头的应力试验，应力试验应在绝热空间进行三个压力循环，试验压力由大气压升至 2 kPa,至少保持 30 min作为一个循环;发生泄漏的所有区域应按照本文件和制造商的制造工艺程序进行修复和检查。
7 . 4 . 5 . 4 返修后，应对所有修复区域进行目视检查(VT)、真空箱检测(VBT) 和渗透检测(PT),如果每1 000 m2 的薄膜罐有超过 4 处泄漏，则应进行附加气密性检测。
7 . 4 . 5 . 5 薄膜片在储罐内安装完成后应进行验收检测，在储罐与绝热空间之间建立压差，确定薄膜的整体密封性;在储罐内用干燥空气加压，检测主绝热空间中氧气含量，确定潜在泄漏点。
7 . 4 . 5 . 6 施工设备拆除时，在绝热空间内应抽真空，每日进行密封性检查和监测;压力升高时，应进行报告并采取校正措施。
7 . 4 . 6 混凝土储罐
7 . 4 . 6 . 1 无内衬的主包容混凝土储罐应包含检测和清除环隙空间中液体积聚的措施。
7 . 4 . 6 . 2 混凝土储罐上起防潮或蒸气屏障作用的金属隔气层，其材料性能应与低温 LNG 蒸气温度相适应。
7 . 4 . 7 抗震设计
7 . 4 . 7 . 1 储罐的建设场地应进行地震安全评价，以确定地震动特征和反应谱。
a) 建设场地岩土工程勘察宜考虑区域地震活动和地质、断层和震源区的重现期概率和最大震级、场地相对于这些地震源的位置、近源效应和地下土层的特征;
b ) 对于每一种概率水平的地震反应谱，其竖向和水平向加速度反应谱应涵盖整个阻尼比范围和储罐系统自振周期，包括所储存的 LNG晃动(对流)模态的特征周期和阻尼比;
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c) 反应谱中任意周期对应的加速度应与结构的阻尼比相对应，该阻尼比宜按 GB 51156 的规定取值;
d) 当没有可靠数据建立竖向反应谱时，竖向反应谱的纵坐标应不小于水平反应谱纵坐标的 2/3;当有可靠数据建立竖向反应谱时，竖向反应谱的纵坐标应不小于水平反应谱纵坐标的 1/2。
7 . 4 . 7 . 2 储罐及其拦蓄系统的设计应涵盖操作基准地震(OBE)、安全停运地震(SSE) 和安全停运地震余震(ALE)三种水准地震动，这三种水准地震动的定义与取值应符合附录 C 的规定。
7 . 4 . 7 . 3 以下结构和系统应采用 7 . 4 . 7 . 2 定义的三种水准地震动进行抗震设计：
a) 储罐及其拦蓄系统;
b) 隔离储罐并将其保持在安全停运状态的系统组件;
c) 可能影响 a)或 b)完整性的构筑物或系统，例如消防系统。
7 . 4 . 7 . 4 储罐系统在 OBE地震期间和 OBE地震之后应能保持正常运行。
7 . 4 . 7 . 5 单容罐、双容罐和全容罐系统中主容器和薄膜罐系统中金属薄膜在 SSE设计工况下应不降低其储存能力，储罐系统应能在 SSE地震期间隔离和 SSE地震之后维修。
7 . 4 . 7 . 6 单容罐、双容罐或全容罐的次容器或拦蓄系统应能承受其未盛装液体但主容器盛装最大正常操作液位液体时的 SSE地震作用，并能承受其直接盛装液体时的 ALE地震作用，此时盛装的液体容积应等于主容器按最大正常操作液位计算的容积。
7 . 4 . 7 . 7 薄膜罐盛装液体的所有组件，包括薄膜层、绝热系统、热角保护系统和混凝土外罐，应能承受储罐最大正常操作液位时的 SSE地震作用而不失效。 当薄膜片失效时，混凝土外罐和热角保护系统应能承受储罐最大正常操作液位时的 ALE地震作用。
7 . 4 . 7 . 8 超过 OBE作用的地震发生后，应对储罐系统进行持续安全运行评估;SSE作用的地震发生后，储罐在重新开始充装操作前应进行清空和检查。
7 . 4 . 7 . 9 储罐系统未坐落在基岩上时，储罐按 GB 50011 的规定进行土 — 结构相互作用分析。
7 . 4 . 8 储罐试验
7 . 4 . 8 . 1 储罐的主容器应进行水压试验和泄漏试验，并对所有泄漏点进行修复。
7 . 4 . 8 . 2 薄膜罐应按照 GB/T 26978 . 5 的规定进行检测：
a) 泄漏检测应按照 GB/T 26978 . 5 的规定进行;
b) 薄膜罐正常运行期间，应控制介质通过薄膜向绝热空间的泄漏，并采用惰性气体吹扫绝热空间，使薄膜与绝热空间的气体浓度保持在爆炸下限的 30%以下。 当不能满足要求时，储罐应停止使用并重新进行检测;
c) 在进行爆炸下限的 30%气体浓度测试时，环隙空间内吹扫气体的流率不应高于正常操作流率。
7 . 4 . 8 . 3 薄膜罐设计时应通过模型试验的数据对其金属膜片及相关部件进行验证。
7 . 4 . 9 薄膜罐的其他要求
7 . 4 . 9 . 1 薄膜罐热角保护系统在功能上应与全容罐混凝土外罐的热角保护系统相同。
7 . 4 . 9 . 2 热角保护系统应保护外罐的整个底部以及至少 5 m 以下的罐壁，使其与低温液体保持必要的温度隔离，并保证罐壁与底板之间整体连接或铰接连接处的液密性。
7 . 4 . 9 . 3 热角保护系统应采用与 LNG 温度相适应的金属或非金属材料，在机械荷载和温度载荷作用下能够保持储罐结构的完整性和液密性。
7 . 4 . 9 . 4 薄膜供应商应提供由第三方机构独立见证和验证的试验结果，证明热角保护系统的所有部件
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在泄漏条件下的液密性。
7 . 4 . 9 . 5 薄膜罐热角保护系统无损检测验收合格后应与全容罐金属热角保护系统提供的液密性相当。
7 . 4 . 9 . 6 薄膜罐的混凝土外罐应符合 GB/T 26978(所有部分)对混凝土次容器的规定，包括材料、设计、施工、检验和试验以及薄膜绝热系统的安装要求。
7 . 5 液化天然气压力储罐
7 . 5 . 1 LNG压力储罐应设计成单壁储罐或双壁储罐。
7 . 5 . 2 LNG压力储罐采用双壁储罐时，内罐应符合 GB/T 150(所有部分)、GB/T 18442 和 TSG 21 的规定。
7 . 5 . 3 LNG压力储罐采用单壁储罐时，应符合 GB/T 150(所有部分)和 TSG 21 的规定，其接管位置应高于最大允许液面。
7 . 5 . 4 LNG压力储罐鞍座和支腿的设计宜考虑运输荷载、安装荷载、地震荷载、风荷载和温度荷载。
7 . 5 . 5 LNG压力储罐基础和支座应按耐火等级不低于 2 h 进行防护，并应防止绝热材料被消防水流冲掉。
7 . 5 . 6 支撑系统应采用垫板等方式，最大限度减小应力集中。
7 . 5 . 7 双壁储罐的应力计算应包含内罐的膨胀和收缩。
7 . 5 . 8 内罐和外罐之间绝热空间内的管道，应按内罐的最大允许工作压力加上热应力进行设计，并应符合以下要求：
a) 绝热空间内不应使用波纹管;
b ) 管材应能在- 165 ℃下使用，并符合 GB/T 150(所有部分)的规定;
c) 外罐外部的液体管线未进行 2 h 的耐火保护时不应采用铝管、铜管或铜合金管;
d) 允许使用过渡接头。
7 . 5 . 9 支撑系统应保证内罐与外罐同心，除应符合 GB/T 18442 的规定外，还应能承受下列二者中的最大荷载：
a) 对于装运荷载，支撑系统应按内罐的空载质量乘以可能遇到的最大加速度计算;
b ) 对于操作荷载，支撑系统应按内罐质量与地震载荷及罐内盛装的液体质量组合计算，液体质量应按操作温度范围内给定的液体最大密度计算，但最小密度应为 470 kg/m3 。
7 . 5 . 10 支承构件允许的设计应力应取室温条件下抗拉强度的 1/3 和屈服强度的 5/8 二者的最小值。对螺纹连接的构件，应采用螺纹根部的最小面积。
7 . 5 . 1 1 工厂制造的 LNG压力储罐应按相应的压力容器规范进行抗震设计。
7 . 5 . 12 LNG压力储罐应设置防止储罐装满液体或储罐内液位达到安全阀入口的溢流装置。
7 . 5 . 13 LNG压力储罐应按照 GB/T 150(所有部分)、GB/T 18442 和 TSG 21 的规定进行试验。
7 . 5 . 14 LNG压力储罐运输时应充装惰性气体，充装惰性气体压力应不小于 69 kPa。
8 管道系统和管道元件
8 . 1 一般要求
8 . 1 . 1 管道
8 . 1 . 1 . 1 储罐内部和外部工艺管道系统和管件均为 LNG 储罐的一部分，应符合 GB/T 150(所有部分)、GB/T 20801(所有部分)或 GB 50316 的规定。 其余工艺管道应符合 GB/T 20801(所有部分)或GB 50316 的规定。
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8 . 1 . 1 . 2 危险介质管道系统及管道元件，应符合本章和 GB/T 20801(所有部分)或 GB 50316 的规定。
8 . 1 . 1 . 3 消防系统管道应符合 GB 50974 的规定。
8 . 1 . 1 . 4 动力管道应符合 GB/T 32270 的规定。
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