GB∕T 22724-2022 液化天然气设备与安装 陆上装置设计.pdf

4.2.1环境影响评价

1.1在项目可行性研究阶段，应对所选的站址进行初步环境影响分析；确定站址时，应进行环境 价工作。 1.2应辨识站场内的所有排放物，包括废气、废水、固体废物、液体废物等，并采取措施保证不会

防雷标准规范范本人员、财产、环境等造成影

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.1.3应建立废水和废气的环境管理及监测计划，制定处理污染物的措施及方案。 .1.4应对因项目施工和运行增加的活动进行环境影响评估，以消除、减少和限制对环境的不良影 主要评估内容包括但不限于以下内容： a）施工方案及施工期污染物排放； b 交通运输方案及污染物排放（船舶运输的进出航道、LNG槽车进出充装站的道路及外输管线 工程等）； C） 场站营运期工艺废气及燃烧烟气排放； d 场站营运期污水排放； e 场站营运期固体废物处置方案； f 场站营运期噪声排放； 8 场站营运期环境风险评估

以下排放应在安全的前提下进行控制： a）燃烧产物； b）正常或事故气体的放空； c） 正常或事故气体的燃烧； d）酸性气体溶剂的处理； e） 废汞试剂的处理（当脱汞工艺不可再生时，使用后的吸附剂应进行储存及处理，或由有资质的 固体废物接收单位处置）； f 干燥器再生冷凝废水或来自设备的含油废水： g 冷却水设备中，由于换热器泄漏产生的含烃污水； 固体废物（包括废油和含氯有机化合物）； i) 气化器排水； 1 产生异味的化学品

站场设计原则为正常工况下没有 放空气排至火炬或放空系统。设计合理 确保正常运行过程中产生的废气尽可能回收，不应排至火炬或放空系统

站场设计应采取控制噪声的措施，以减少对暴露于站场内的人员以及站场周边社区的影响。 站场的噪声控制应满足GB12523和GB12348等的要求。

4.3.1装置功能描述

居站场区域和工艺功能编写站场装置的功能描述，

3.2.1场址研究应包括

岩土工程勘察； 地形研究，便于液体漫流和蒸汽云扩散计算； ） 植被研究，便于辨识植被火灾风险； d） 地下水位研究； e） 杂散电流源（源于高压电线、铁路的杂散电流等）研究； f 海水水生环境和海水取排水口的研究； 海水水质和水温研究； h） 潮汐研究； i） 地震和洪水（海啸、大坝断裂等）研究； 周边基础设施勘察（工业站场、已建区域、通信设施等）。 4.3.2.2 岩土勘察应包括地质勘察，确定地基下层土的地质力学特征；地质和构造调查 4.3.2.3 应对该地区地质特征进行充分细致的勘察，以对形成该地区的自然作用以及潜在的地震活动 有清楚的了解。 4.3.2.4应对场地及其附近的喀斯特地形、石膏地形、冻胀黏土，溶盐沉积、土壤液化、块体移动进行更 为详尽的勘察，并应评价其相互影响。 4.3.2.5场地选择时应避开不利地质。 当无法避开时，应采取有效措施来解决潜在的问题

气候研究应包括： 风力和风向（飓风的频率和强度等）； b) 温度； 大气稳定度； 大气压变化的范围及速率； e) 降雨、降雪、结冰； f) 空气的腐蚀性； g) 洪水危险； h) 雷击频率； i) 相对湿度。 气候研究宜包括当地的气候变化趋势

4.3.4.1地分为水平地震和竖向地震。 加速度应振据GB5OO11描还为 a）地震影响系数曲线； b） 地震影响系数最大值。 4.3.4.2应对工程场地进行地震活动概率评估，并形成储罐所在场地的地震安全性评价报告。报告中 应包括对地震、海啸、滑坡和火山活动等灾害风险评估。报告中应提出储罐及周边地区的地震地面运动 特性及储罐设计所需的所有地震参数。 4.3.4.3应根据场地地勘报告确定待勘察区域的范围。 4.3.4.4应对距场地以及周边的区域进行详细勘察（区域地震调查），查明是否存在断层和震源。 4.3.4.5调查对场地有影响或可能有影响的历 主对其进行详细的研究、审香及评价

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4.3.4.6 仕系邻物地 4.3.4.7 应对工程场地进行地震活动概率评估，确定下列加速度反应谱 a） 安全停运地震（SSE）； b）运行基准地震（OBE）。 4.3.4.8发生SSE地震的重现期为2475a（50a超越概率2%），发生OBE地震的重现期为475a（50 超越概率10%），

价至少应包括以下因素： a）住宅开发； b）零售及休闲发展； c）工业发展； d）交通基础设施； 敏感项目（学校、医院、社会福利设施、体育馆、文化设施等）。 .3.5.2选址后，应进行详细的场地选址评价。选址评价的方法和范围宜考虑拟建站场、周边已建和规 刻项目的危险物料总量和规模

4.4.1.1.1危害评估可选用确定性法和（或）概率法

a） 确定性法包括以下步骤： 1） 站场外部和内部的潜在危险源； 可信事件的确定； 3） 后果的确定； 4） 必要的降低危险性的安全改进措施， b 概率法包括以下步骤： 站场外部和内部的潜在危险源； 2） 事故场景的后果及其后果等级的确定； 3） 失效概率的收集和输人； 事故频率或可能性的确定； 5） 汇总处在任一后果级别中所有危险的频率，归类其后果的频率范围； 6） 确定风险等级。 1.1.2 针对LNG站场的个人风险和社会风险的安全改进措施应符合GB36894的规定。 1.1.3 危害评估宜以下列分析方法为基础，如： a） 危险和可操作性研究（HAZOP）； 失效模式与后果分析（FMEA）； c 事件树方法（ETM）； d）事故树方法（FTM）。 1.1.4设计过程的所有阶段均应进行危害评估。危害评估建议在项目的早期阶段进行。 1.1.5 可用其他危害评估方法评估站场设计的适用性，但需至少包含（包括但不限于）人员风陷 并在站场设计和后续重大改造阶段被证明为风险可接受。 1.1.6风险分析及其结论不应违背良好的工程设计实践

4.4.1.2外部危险源

宜识别可能由下列情况引起的站场外部危险： a）LNG船舶以超速或大角度的方向进入泊位； b）重型船舶经过泊位时与码头和/或LNG船舶相撞的可能性； 交通工具（船舶、车辆、飞机等）碰撞及抛射物的影响； 自然事件（雷电、洪水、地震、潮汐、冰山、海啸等）； 高能量无线电波； f) 由附近设施的火灾和/或爆炸引起的“次生事故”； 易燃、有毒或室息性蒸汽云； h 永久点火源，例如高压电线（电晕效应）； i 靠近站场的外部不受控点火源

4.4.1.3内部危险源

4.4.1.3.1液化天然气

危险源识别应包括站场内所有设备的泄漏事故场景，包括但不限于闪蒸、气溶胶的形成、液体喷射、 液池形成和漫流、蒸汽气体扩散、喷射火、闪火、蒸汽云爆炸、火球、池火、压力容器爆炸和沸腾液体扩展 蒸汽云爆炸。泄漏事故场景可按照下列原则确定： a）危险存在的可能性； b） 泄漏位置； C） 流体物理状态； d） 泄漏流量和持续时间； e） 气象条件（风速、风向、大气稳定度、环境温度、相对湿度等）； f) 地面的热传导率和地貌（包括拦蓄区）； 对低温或深冷脆性敏感的钢结构； h 快速相变产生的非燃烧超压。 LNG储罐的事故场景应按表1确定

表1不同储罐类型在危害评估中的事故场景

4.4.1.3.2其他危害

其他危害应包括： a）液化石油气和重烃储存； b）在多产品码头上同时装卸船； ） 船岸间通信条件较差； 施工和运行期间站场内的交通； 其他危险物质泄漏，尤其是易燃制冷剂； f 爆炸产生的抛射物； g) 承压设备和蒸汽发生设备； h) 加热炉和锅炉； i) 动设备； j) 公用设施、催化剂及化学物质（燃料油、润滑油、甲醇等）； 液化站场进料气中的有毒气体； 1) 电气设施； m）与LNG站场相关的港口设施； n) 安保（入侵、破坏等）； D) 施工和维护期间的事故； P) 次生事故

4.4.1.4概率计算

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设备发生LNG和其他有害物料泄漏的频率可按GB/T20368确定，也可选择数据充足并具有统计 意义的企业历史数据库和修正的泄漏频率

4.4.1.5后果计算

4.4.1.5.1溢出LNG的气化

4.4.1.5.1.1应使用普遍认可并应用的模型进行计算，计算包括以下因素： a）LNG泄漏流量及持续时间； LNG组分； c） 地面特性（热传导、比热、密度、地形特征等）； d） 地面温度或水温； e 气象条件（环境温度、湿度、风速等）； f） 大气稳定度或温度梯度； g） 瞬时气化现象（闪蒸，包括可能形成的气溶胶）。 4.4.1.5.1.2模型应能确定以下内容： a） 液池的扩展速度； b） 单位时间内所浸湿的面积，尤其是最大浸湿面积； 单位时间内气化量.尤其是最大气化量

4.4.1.5.2液化天然气蒸汽的大气扩散

1LNG闪蒸和气化产生的蒸汽云可能与地面或水面接触时，扩散计算应至少考虑下列情况： 液池直径；

.4.1.5.2.1LNG闪蒸和气化产生的蒸汽云可能与地面或水面接触时，扩散计算应至 a）液池直径：

b）蒸发速率； ） 蒸汽特性； d 地面特性（热传导、比热、密度等）； 地面温度或水温； 气象条件（环境温度、湿度、风速）； g）大气稳定度或温度梯度； h）现场地形（地面粗糙度、建筑物分布等）。 .4.1.5.2.2扩散计算应包括可同时发生并导致超过10%时长的最远扩散范围的风速和大气稳定度 租合。 .4.1.5.2.3无相关气象数据时，可按帕斯奎尔大气稳定度F或等效的温度梯度，风速为2m/s，相对湿 度为50%计算 .4.1.5.2.4模型应能确定： a）扩散速度； b）浓度分布；

4.4.1.5.3天然气或液化天然气的喷射释放

喷射释放源应包括排放至大气的安全阀、 、未点燃的火炬和放空管。宜考虑形成气溶胶的可能性 模型应能确定喷射高度和距离以及任 点的气体浓度

4.4.1.5.4爆炸超压

计算爆炸超压的模型可采用多能法或恒速燃烧法等。 应假定混凝土储罐的半个周长区域都存在爆炸超压。 模型应能确定建筑物和混凝土储罐受到的爆炸超压值和持续时间

4.4.1.5.5火灾辐射热

4.4.1.5.5.1池火和喷射火的模型应包括以下因素 a）池火的面积或火焰的长度； b）池火或火焰的表面辐射热； c）环境温度、风速和相对湿度。 4.4.1.5.5.2辐射热计算应按同时发生并导致超过10%时长的最远辐射热范围的风速和大气稳定度 组合。 4.4.1.5.5.3无相关气象数据时，可按帕斯奎尔大气稳定度F或等效的温度梯度，风速为10m/s，相对 湿度为50%计算。 4.4.1.5.5.4模型应能确定事故状态下不同距离和高度处的辐射热

4.4.2安全改进措施

当危害评估表明辐射热超过了限值（限值按附录A确定）或风险进人尽可能降低区和不可接受区 时，可采取如下措施： a） 设置安全仪表系统、火灾及气体报警系统，从而减少事故损失（见4.5、第14章和15.1～15.5）； b） 加快可燃蒸汽云的稀释； 消除可燃蒸汽云内的潜在点火源； d）通过降低热量传递降低蒸发率；

通过水幕、水喷雾、泡沫系统或绝热材料来减少辐射热； 通过使用泡沫或水幕降低蒸汽云扩散距离 g）增大设备间距； h）抗爆设计； i）设置报警系统

4.5.1低温设备和管道设计

管道和设备的设计压力与温度应能覆盖所有预期运行和异常情况的工况 应包括可能发生的液体冲击、气蚀、闪蒸和两相流等物理现象

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所有装置应符合危险区域划分要求 应符合GB50058的规定 在特定场所使用的设备，应根据GB/ 该场所危险区划分的类别选择确定

4.5.3内部超压保护

4.5.3.1应设置超压保护安全装置，以应对所有可能引起内部超压的工况（包含火灾）。 4.5.3.2常规安全装置（安全阀、泄放阀）的出口，宜排向火炬/放空系统或储罐。储罐和气化器安全阀 的泄放，如果未排入火炬/放空系统，则应排放至安全位置， 4.5.3.3若将低压和高压泄放至同一系统，应避免背压过高。若高压泄放可能引起低压泄放系统的背 玉过高，可对高压和低压泄放分别设置独立的火炬/放空系统

4.5.4.1宜设置泄压系统以实

4.5.4.1宜设置泄压系统以实现以下目的： a）降低内压； b）减少泄漏的程度； c）避免盛有LNG、烃类冷剂或纯气相的压力容器和管线因外部辐射而发生破裂。 4.5.4.2高压设备的泄压装置应使一个或多个设备的压力实现迅速下降。所泄放的气体应送到火炬系 统，火炬系统应能处理泄压产生的低温工况， 4.5.4.3应设置可在控制室及其他远程位置触发关闭或自动关闭的切断阀，将某个工艺单元隔离为几 个子系统，以及实现敏感设备的有效隔离。通过隔离限制烃类进人火灾区域，使站场仅进行局部泄压

应设置安全仪表系统、火灾及气体检测系统，对危险事件进行适当的识别、传达和响应。

4.5.6.1本质安全保护原则应包括： a）将泄漏的LNG限制在站场内，尽可能降低蒸汽云扩散出站场围墙的风险； b） 尽可能降低火灾在站场不同区域间蔓延的可能性； C 通过设置防火分区、增加间距、设置切断阀减少隔离系统危险介质量来降低火灾损失 4.5.6.2 建议优先采用本质安全设计。 4.5.6.3 本质安全措施详见14.1

4.5.6.1本质安全保护原则应包括： a）将泄漏的LNG限制在站场内，尽可能降低蒸汽云扩散出站场围墙的风险； b） 尽可能降低火灾在站场不同区域间蔓延的可能性； C 通过设置防火分区、增加间距、设置切断阀减少隔离系统危险介质量来降低火灾损 4.5.6.2 建议优先采用本质安全设计。 4.5.6.3 本质安全措施详见14.1

4.5.7被动保护和脆裂保护

4.5.7.1被动保护和脆裂保护应包括以下措施： a 针对在火灾事故中可能受到影响的设备和主体结构支撑，应采取减小事故升级的危险、保护事 故救援人员的措施； b） 保护主体结构构件免受低温飞溅脆性破坏和由此导致的整体塌。 4.5.7.2被动保护措施详见14.2

应设置控制和应对紧急情况的设备和系统 主动保护设备和系统应符合14.5的要求。

4.5.9其他安全措施

站场的设计宜消除或降低事故发生的后果和频率。其他安全措施包括： a）在设备维护和气象条件充许的情况下，宜将含有可燃流体的装置和设备布在空旷处； 适度的管道柔性以适应所有操作条件； 除适当考虑试车、隔离、检修的需求外，宜减少管线上法兰接头的使用，首选焊接阀门。法兰的 安装方位布置宜使泄漏发生时喷射流不会冲击附近的设备； 储罐罐顶安全阀的尾管高度和位置应根据尾管排放气可能出现的喷射火辐射热影响范围进行 核算； e 设计压力应在操作压力之上留有足够余量，以减少安全阀的起跳频率； f 应使用潜液泵或高可靠性集装式密封的非潜液泵； g 对表面镀锌设备及设施的布置，宜采取措施避免火灾时锌污染奥氏体不锈钢管道和设备； h 在钢和铜设备上方安装锌和铝设施时，应采取措施对钢制或铜制设备进行保护； 对于装有易燃液体的压力容器，切断阀的布置宜靠近液相出口的管口，但应安装在容器裙座外 侧。切断阀应能够在安全地点远程操作，或通过安全仪表系统进行自动操作（见15.3）

4.5.10拦蓄堤和集液池

4.5.10.2LNG站场拦蓄堤和集液池的天然气蒸汽云扩散隔离区应符合GB50183的规定。 4.5.10.3LNG站场集液池应设置高倍数泡沫灭火系统或其他抑制天然气蒸发的措施。应采取措施避 免拦蓄堤和集液池内的LNG、易燃液体排入站场内的公共排水系统

4.5.11抗震设计分类

4.5.11.1站场的设计应在发生OBE地震后进行简单修复即可恢复运行。 4.5.11.2以下系统应能抗震（从OBE到SSE）： a） 断裂可能会对装置产生危险的系统； b 运行时要求保持最低安全等级的保护系统。 4.5.11.3 站场系统及其组件应按照附录B进行重要性分类 4.5.11.4 具有安全功能或通常有人值守的建筑，应确保在发生SSE地震时仍可保持整体结构的完整 性。供热、通风和空调的设计应满足它所处的建筑物的等级标准。

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液化装置通常指天然气液化厂和LNG调峰站内的工艺系统，由天然气净化、液化和LNG储存等 构成

5.3.1LNG质量指标应符合GB/T38753的规定。 5.3.2应根据原料气中氮气组分含量和GB/T38753中对LNG指标的要求，在天然气液化过程中设置 悦氮设施。 5.3.3液化装置的主换热器可采用绕管式换热器或板翅式换热器；对可能因冷冻而产生堵塞的设备和 管道，应采取防冻和解冻措施。 5.3.4冷剂压缩机采用有油润滑的往复式或螺杆式机组时，应设置除油设施，且除油精度与压降应满 足后序工艺要求。 5.3.5冷剂压缩机采用燃气轮机驱动时，宜考虑环境空气温度对燃气轮机效率的影响。 5.3.6选择燃气轮机驱动时，宜考虑燃气轮机废气余热回收

LNG储存应符合第6章的规定。 烃类冷剂一般常温储存，乙烯、液氮应低温储存。冷剂储存应符合GB51261一2019中7.5的规

的类型见附录C,其他型式储罐应符合6.3的规定

设计压力高于50kPa的储罐应符合GB/T150（所有部分）和GB/T18442.3等相应压力容器设 规范的要求。LNG储罐的设计应符合以下基本要求： a） 安全储存LNG； b） 确保气密性； C 安全装卸LNG； d） 安全释放LNG蒸发气； e） 防止空气和水蒸气进人罐内，真空补压除外； f 防止结霜，减小热损； g） 能抵抗内、外部因素引起的破坏； 在设计压力范围内安全操作； 在设计寿命内能够承受多次的冷热交变，

5.3.2.2 在危害评估中应详细说明外部超载（冲击损害、热辐射和爆炸时的抗泄漏能力）。 5.3.2.3 应通过连续焊接板、薄膜或加强预应力低温混凝土来保证LNG主容器的密封性， 5.3.2.4 LNG次容器的密封性应通过下列方式保证： a 连续焊接板； b） 带内衬混凝土； 预应力系统； 其他合适的材料 6.3.2.5 暴露于大气的储罐外层（金属或混凝土）设计应防止渗水，包括地表水、消防水、雨水或空气水 蒸气。 6.3.2.6 双容罐和全容罐次容器的设计应满足下列要求： 金属次容器应为低温容器； b 预应力混凝土次容器，其预应力钢筋应满足泄漏后最大静水压力和温度的共同作用。计算时 假定内表面的温度为LNG的温度；如果需要也包括绝热层； C 应能承受GB/T26978（所有部分）规定的荷载工况。如果次容器损坏，应限制损坏尺寸以防正 破坏主容器。 6.3.2.7对于混凝土承台与罐壁刚性连接的混凝土次容器，应预设一个热角保护系统，防止在该连接区 或出现不受控制的开裂。该热角保护系统的设计应符合GB/T26978（所有部分）的要求，

5.3.3.1 储罐管口应能承受管道施加的荷载。储罐接管应满足以下要求： 开口不应引起过多的热量输入； b 宜考虑开孔处的热位移，如有必要，储罐管口应补强，外部管道设计应采取热补偿措施以减小 对管口施加的荷载； C 不宜在内罐、外罐的罐壁及罐底开孔； d）应设置氮气接头以便吹扫环隙空间。

5.3.3.1 储罐管口应能承受管道施加的荷载。储罐接管应满足以下要求： 开口不应引起过多的热量输入； b 宜考虑开孔处的热位移，如有必要，储罐管口应补强，外部管道设计应采取热补偿措施以减小 对管口施加的荷载； C 不宜在内罐、外罐的罐壁及罐底开孔； d）应设置氮气接头以便吹扫环隙空间

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5.3.3.2储罐罐壁及罐底无开孔，应选用 泵吊出。 6.3.3.3储连接应防止虹吸现象

6.3.4.1绝热材料宜从GB/T19204一2020所列材料中选择。 6.3.4.2 所安装的绝热系统不应腐蚀或损坏承压组件。 6.3.4.3罐底绝热应安装在主容器底板之下以减少基础上的热传递。如需加热，加热量应最小。 6.3.4.4 罐底绝热应能承受GB/T26978（所有部分）中规定的荷载组合作用。 6.3.4.5 宜考虑组件的热膨胀，保护安装在主容器外面的绝热材料（膨胀珍珠岩）以防沉降。如通过弹 性毡来吸收主容器径向变化的方式进行调整。 6.3.4.6 薄膜罐的绝热层应能承载静液压荷载 6.3.4.7 球罐外部绝热，不应受内部液压或机械作用的影响。 6.3.4.8 外部绝热应通过增加保护层和安装汽密封来防潮。暴露在外的绝热材料应不可燃 6.3.4.9 绝热质量应达到要求，即大气温度大于或等于5℃的情况下，储罐外表层任一点不低于0℃ 绝热层厚度计算应包括但不限于大气、土壤等因素。无气象资料时，可使用以下资料： a）地上储罐的情况： 1)风速为1.5m/s; 2）大气温度为5℃。 b） 地下储罐的情况： 1）对罐顶，同地上储罐； 2）加热系统宜考虑绝热层的老化

6.3.5.1LNG储罐应能承受GB/T26978（所有部分）中所规定的荷载组合作用及下列因素产生的 影响： a）最初冷却和加热到环境温度； b）充装和排空循环。 6.3.5.2 应说明储罐在冷却和加热操作期间所能抵抗温度变化的最大变化率。 6.3.5.3对自支撑钢制储罐，主容器应可承受操作阶段所有可能出现的最大压差

.4.1储罐结构的设计应能承受GB/T26978（所有部分）中所规定的荷载组合作用，并满足以下要求： a）在正常情况以及老化、位移、沉降和振动的情况下均能正常运行； b）对抗疲劳失效有足够的安全性： c）在局部损坏的情况下具有延展性、防止裂缝扩展、整体结构安全可控； d）避免集中应力发生； e）便于状态监测、维护和修理

5.1基础的设计应确保不均匀沉降符合GB51156一2015的规定。 5.2为了避免冻胀，储罐可使用高桩承台基础或在承台中设置加热系统。如采用承台中设置加热

础的设计应确保不均匀沉降符合GB51156一2015的规定。 了避免冻胀，储罐可使用高桩承台基础或在承台中设置加热系统。如采用承台中设置加热系

统，加热设施应可在线更换及维修，要求加热设施有100%的余。 6.5.3基础设计应依据地震安全评估报告和岩土工程勘察报告。 6.5.4为降低地震影响可设置隔震支座。隔震支座可更换而无需对储罐清空。承台可高架、置于地 上、半埋或埋于地下。 6.5.5当承台高架时，所留空间应充足，便于空气自然流通，承台下表面温度与大气温差不超过5℃。 宜在承台底部安装可燃气体探测器，监测LNG泄漏。 6.5.6建在岩石上的球罐，地面排水良好且绝热层与岩石之间的空间适宜通风或吹扫，无需设加热 系统。

6.6.1.1仪表设置应满足储罐安全可靠的试运行、运行、生产维护和停运要求。仪表至少包括以下

1.1仪表设置应满足储罐安全可靠的试运行、运行、生产维护和停运要求。仪表至少包括以

液位指示器或开关； b) 压力指示器或开关； c 温度指示器或开关； d) 密度指示器（采取GB/T19204一2020中防翻滚措施的调峰设施除外）。 .6.1.2 为确保测量的可靠性，仪表设置应符合下列规定： a) 在线维护； b) 设置足够的允余； ) 设置具有安全功能（压力、LNG液位等）的联锁用检测仪表； d) 测量数据和报警应能远传至中央控制室

储罐应设置液位监控和联锁保护设施，以防止储罐发生溢流。仪表设置应符合下列规定： a 每个储罐至少应设置两个液位计用于连续测量液位，每个液位计均应设有高液位报警、高高液 位报警及停机联锁： b）每个储罐应设置一个高高液位检测仪表，该仪表应独立于上述连续测量液位计；液位高高信号 应触发进料管道与循环管道上的进料泵与阀门的ESD动作

储罐应设置压力测量仪表，仪表设置应符合下列规定： 储罐应设置压力连续测量仪表。 D 储罐应设置独立于压力连续测量仪表、具有安全功能的高高、低低压力检测仪表，压力高高、低 低联锁应能触发相关ESD动作。 应独立设置检测过低压（真空）仪表。检测到真空后，应停止蒸发气压缩机和泵，并设置自动控 制注人气体消除真空设施。 d 如果绝热层不与主容器接触，应在绝热层和主容器之间安装差压传感器或者在绝热层内安装 独立的压力传感器

应设置温度测量仪表，仪表设置应符合下列规定

石油天然气标准规范范本设置多点平均温度计检测不同层面 有效高度范围内每2m等间距平均布 置的原则确定测温点数； D 设置多点温度计测量蒸发气空间温度； ）设置多点温度计测量主容器壁和底部的温度； d）设置多点温度计测量次容器罐壁和罐底的温度（拦蓄区除外）

使用密度测量系统监测全液体高度的密度 超过设定值时，该系统应发出报警信号，警示操作人 员，并应采取防止翻滚措施 立租耳独立

蒸发气管路设计和安全阀选型应 种参比流量，逐罐对这些流量进行分析 计算。储罐的操作压力和设计压力之

除了利用再液化或压缩的方式对蒸发气进行回收，储罐的气相空间应可通过与之相连的火炬或放 空管、安全阀甚至爆破片，排放下列可能的组合工况所产生的蒸发气量： a）储罐、设备漏热以及冷循环导致的气化： b）以最大速率进料时的空间置换，或装船/车时从船/车方返气； 进料时的闪蒸； d） 大气压变化（见D.6）； e 减温器中LNG的气化； 潜液泵冷循环； 翻漆

储罐应设置安全阀（按n十1备用原则设置并安装）直接排向大气。不能直接排向大气时住宅楼标准规范范本，安全阀 应排向火炬管网或放空系统。最高操作压力下安全阀的最大排放量，为火灾工况下由于热量输人而产 生的排放量，或者是下列可能的组合工况所产生的排放量： a）热量输人引起的气化； b） 充装时的置换； ） 充装时的闪蒸； d）大气压变化（见D.6）； e 潜液泵冷循环； f 控制阀失效； g）翻滚（无防翻滚监测设施时）

7.4.1安全阀或火炬/放空系统的设计未考虑翻滚工况时，管道应安装爆破片或爆破片替代设施。 7.4.2爆破片宜作为储罐的最后一道超压保护设施，通过暂时栖牲储罐的气密性以保持其完整性 7.4.3爆破片的设计应满足：