NB／T 10622-2021  液化天然气汽车加气装置检验规则及气体损耗评价方法

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值外，还应考虑能否满足到下一检验周期的使用要求。 直空度降低速率计算公式：

4.6.3.2使用近3次真空度测量的数据新闻出版标准，对真空度降低速率进行修正，计算下一周期真空度降1 速率：

式中： e一一前一周期真空度降低速率，Pa/d; e——本周期真空度降低速率，Pa/d; e一下一周期真空度降低速率，Pa/d。 .6.3.3当下一周期真空度降低速率e3确定后，使用式（1）计算下一周期可能达到的真空度。 4.6.3.4判断计算出的下一周期可能达到的真空度是否满足使用要求，否则需重新抽真空。 .6.4静态蒸发率测量 .6.4.1储罐静态蒸发率测量 LNG储罐静态蒸发率测量按照GB/T18443.5的规定进行。 .6.4.2系统静态蒸发率测量 系统测试蒸发率测量可按照GB/T18443.5的规定进行，按照系统预冷循环操作方法，使 灌中LNG经泵池、管路系统返回储罐，达到操作说明书要求后，关闭潜液泵和储罐出液阀门 汀开储罐和管路回气阀，打开放散阀，在集中放散管口进行测试蒸发率测量，蒸发气体的流 稳定后，应在不大于1h的时间间隔采集、记录流量计示值、环境温度、大气压力、流量计人 温度和压力，且记录数据的时间应为24h。根据储罐夹层绝热类型按照GB/T18443.5的规定 算系统静态蒸发率

4.6.4静态蒸发率测量

4.6.4.3泵池及管路系统静态蒸发率测量

如果LNG泵池具备从管路系统独立出来的条件，则可按照GB/T18443.5的规定进行静态蒸发 率测量；如果不具备独立条件，从系统静态蒸发率中减去储罐静态蒸发率，可计算LNG泵池及管 路系统的静态蒸发率。

容器外壳厚度测定一般采用NB/T47013.3规定的超声测量方法，带涂层情况下也可采用电磁超 声测量方法，测定位置应当有代表性，测定位置应重点选择制造成形壁厚减薄部位、变形磨损部位、 接管部位、宏观检验发现可疑部位

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管道壁厚测定一般采用电磁超声测量方法， 采用NB/T47013.11规定的X射线数字成像方 法检测。测定点的位置和测定抽查比例应符合不 同级别压力管道对应的要求

4.6.6表面缺陷检测

表面缺陷检测的要求如下： a）容器与气、液相接管连接的角焊缝及气、液相接管与气化器连接的角焊缝应进行表面缺陷 检测；隔热层破损或者有可能渗入雨水的奥氏体不锈钢管道，应当在管体相应部位进行外 表面无损检测；承受应力或温度交变载荷的管道，应当进行表面无损检测，重点检查对接 焊缝； b）表面缺陷检测应当采用NB/T47013.4规定的磁粉检测方法、NB/T47013.5规定的渗透检测 方法或NB/T47013.6规定的涡流检测方法，表面温度低于5℃时可采用涡流检测方法，检 测比例不能低于压力容器和压力管道定期检验标准中的最低要求； c）检测中发现裂纹时，应当扩大表面无损检测的比例或者区域。

4.6.7安全附件检验

安全附件检验的要求如下： a）是否按照设计文件的要求设置安全阀，安全阀的外观是否完好，铅封有无损坏，是否在校 验有效期内； b）紧急切断阀自始闭起，通径小于DN50mm的应在5s内完全闭止，通径不小于DN50mm的 应在10s内完全闭止；

4. 6. 8密封性试验

可采用容器、管道内介质对加气装置进行密封性试验，试验压力应为本次检验确定的允许（监 控）使用压力，在达到试验压力后，经便携式可燃气体探测仪等检查无泄漏和异常现象，保压时间 不少于30min，压力不下降即为合格。 密封性试验由使用单位负责实施，检验机构负责检验

4.6.9埋藏缺陷检测

埋藏缺陷检测应当采用NB/T47013（适用部分）中的射线检测或者超声检测等方法，重点检测 宏观检验和表面检测中发现缺陷的部位、承受交变载荷的焊接接头和其他应力集中的部位。检测比 例不能低于压力容器和压力管道定期检验标准中的最低要求

对非真空管道材质有怀疑时，可以采用光谱检测方法进行材质分析，而对于其他部位，如内容 器或内管道的材质有怀疑时，一般无法进行材质分析，只能通过其他方式确认。重点审查制造资料 和监督检验报告中相关材料部分的内容

对腐蚀（及磨蚀）深度超过腐蚀裕量、名义壁厚不明、结构不合理（并且已经发现严重缺陷）， 或者检验人员对强度有怀疑的压力容器，应当进行强度校核。容器强度校核由检验机构或者委托有 能力的压力容器设计单位进行。

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当管道组成件全面减薄量超过公称厚度的20%，或者检验人员对管道强度有怀时，应当进行 强度校核，校核用压力应当不低于管道允许（监控）的使用压力。管道强度校核参照管道设计标准 的要求进行

宏观检验中发现管道有较大变形、挠曲的，由管系应力引起密封结构泄漏、破坏的，支吊架异常 损坏的，结构不合理已经发现严重缺陷的，壁厚存在严量 重全面减薄的管道应当进行应力分析。

耐压试验要求如下： a）检验过程中，使用单位或者检验机构对压力容器的安全状况有怀疑时，应当进行耐压试验 耐压试验的试验参数[试验压力、温度等，以本次检验确定的允许（监控）使用参数为基 础计算］、准备工作、安全防护、试验介质、试验过程、合格要求等按照试验对象设计制 造的相关规定执行； b）检验过程中，使用单位或者检验机构对压力管道的安全状况有怀疑时，应当进行耐压试验 耐压试验的试验参数、准备工作、安全防护、试验介质、试验过程、试验结论等应当符合 GB/T20801.5等的相关规定，试验压力、温度等试验参数以本次检验确定的允许（监控 使用参数为基础计算； c）耐压试验由使用单位负责实施，检验机构负责检验

必要时，加气装置中的安全防护系统应进行检验，具体检验要求如下： a）检查压力表的精度等级、刻度范围、安装位置是否符合有关规程、标准的规定；检查压力 表是否在检定有效期内； b） 检查LNG潜液泵管路系统和附属设施是否设置压力、温度或液位检测装置并远程监控， 自动控制系统显示参数与现场就地显示数据是否一致； C 检查高液位报警器是否与进液管道紧急切断阀设置联锁，紧急切断阀和LNG泵是否设置 联锁装置，并具有手动和自动切断的功能，紧急切断系统是否具有手动复位功能，紧急切 断系统启动位置是否符合GB50156或NB/T1001的规定； d） 检查是否按照SY6503或其他相关标准设置可燃气体检测报警系统，检测传感器是否定 期校验； e）检查LNG储罐与接地导线末端之间的电阻值是否符合GB/T18442.6的规定。抽查管道防 静电接地电阻值是否符合GB50156的规定，法兰间接触电阻值应当小于0.032

压力容器和压力管道分别按照各自的定期检验标准进行安全状况等级评定，加气装置的安 全状况等级，以其中项目等级最低者为评定等级，综合评定安全状况等级为1级～3级的 加气装置（容器1级3级，管道1级～2级），检验结论为符合要求，可以继续使用；安 全状况等级为4级的加气装置（容器4级，管道3级），检验结论为基本符合要求，有条 件的监控使用；安全状况等级为5级的加气装置（容器5级，管道4级），检验结论为不 符合要求，不得继续使用：

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b）需要进行改造或修理的加气装置，按照改造或者修理后的检验结果评定安全状况等级； c）安全附件与仪表检验不合格的加气装置，不允许投入使用

加气装置一般于投用后3年内进行首次定期检验。以后的检验周期由检验机构根据加气装置的 安全状况等级，按照以下要求确定： a）安全状况等级为1、2级的，一般每6年检验一次； b）安全状况等级为3级的，一般每3年～6年检验一次； c） 安全状况等级为4级的，监控使用，其检验周期由检验机构确定，累计监控使用时间不得 超过3年，在监控使用期间，使用单位应当采取有效的监控措施； d) 安全状况等级为5级的，应当对缺陷进行处理，否则不得继续使用。 4.7.3 检验报告应当符合以下要求： a） 检验机构应当保证检验工作质量，检验时必须有记录，检验后出具报告，报告的格式应当 符合相关法规和标准的要求； b） 加气装置的检验报告应当包括装置内所有的压力容器和压力管道的检验报告，必要时包括 安全防护系统的检验报告

5.1.1测试评价机构

从事LNG汽车加气装置气体损耗评价的机构（以下简称评价机构），应当具备气体损耗评价 的能力，配备满足保冷性能测试的仪器设备和人员，严格控制测试评价质量，对评价结果的准确性、 公正性和可溯源性负责

5.1.2评价工作程序

确定进行相关测试期间加气装置压力、温度、流量等操作条件，测试期间是否需要临时停止加 气作业等要求，实际条件如不满足相关测试要求，需与使用单位进行协商，以保证测试结果满足评 价要求。

根据待评价加气装置实际情况建立能量平衡模型（适当时，建立物料平衡模型），确定气 所需采集数据详细列表。

根据所需采集数据制订测试计划，应明确以下内容： a）测量时机，应包括装置加注、待机、预冷、静置等不同工作状态，以保证测量结果的代表 b）测量位置，在系统示意图中标注测量点位布置和测量参数类型，泵池及管路系统漏热

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量可参照附录A； c）测量清单，明确所用仪器设备类型、测量频率和测量时间； d）环境要求，如风速不大于0.5m/s、避免阳光直射、避免雨雪天气等； e）验证要求，尤其是使用装置上已配置的监测仪器仪表采集的数据，应满足验证要求。

应编制数据采集表，明确所需采集的加气装置质量平衡数据、数据来源、验证方法。数据来 可分为装置上监测仪器仪表采集的数据，现场测试/检查采集的数据，系统运行记录，设计、制造 安装等提供的设备和系统数据等。与装置运行状况相关的测量数据应尽可能在同一时间进行采集 以确保数据的“匹配性”

5.6.2装置监测数据采集

应当确认已配置在装置上的温度、压力、流量、电能等计量仪表的有效性，确认仪表安装位置 正确、能够正常操作，并在检定/校准有效期内。只有经过确认的计量仪器仪表，其输出数据才能作 为评价之用

5.6.3现场测试数据采集

根据待测设备的运行参数（如温度、压力、流量）选择合适的测量仪器设备及其量程范围，使 其满足测量的需要。评价所使用的测量仪器设备、数据记录装置和其他数据采集设备及其软件应达 到要求的准确度，在投入使用前应进行检定/校准和检查，以证实其能够满足测量要求。常用的测量 仪器设备包：

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a）温度测量设备，GB/T8174规定的表面温度测试方法所采用的热电偶、表面温度计、红外 辐射温度计、红外热像仪等； b）热流测量设备，GB/T8174规定的表面散热（冷）损失测试方法中所采用的热流计； c）压力测量设备，如压力计、数字或充液压力表等； d）流量测量设备，如超声波流量计、电磁流量计等。

5.6.3.2测试方法确认

需采集的数据确定后，应确认测试方法，要求如下： a）确认测量仪器设备适用性，并确定其功能、检定/校准状态； b） 确认测量仪器设备安装位置、安装程序的正确性，选择的取样设备和取样程序与测量仪器 的匹配性； c） 确定测量数据采集时机和采集频率，如数据采集时，装置的压力、温度、流量等运行参数 及保持稳定的时间

5.6.3.3测试计划的实施

应当根据测试计划，按照GB/T8174的要求对设备和管道绝热效果进行测试，按照GB/T 要求采用热流计法和表面温度法，或按照GB/T33651的要求采用红外热像法进行表面热损失 定。

5.6.4记录资料数据采集

5.6.4.1运行数据和信息资料主要有：

a）评价周期内装置卸液记录数据，包括年度、月度汇总表，单次卸车记录单等； b）评价周期内加注记录数据，包括年度、月度汇总表，单次加注记录等； c）安全阀起跳记录，包括启动压力、持续时间、是否顺利回位； d）装置预冷记录，包括开始前、后各传感器所在位置温度，潜液泵电压、电流、功率，预冷 前后储罐压力等； e）潜液泵、柱塞泵工作记录，包括每天启动、停止时间，泵运行次数，累计时间，单次运行 电压、电流、功率等。 5.6.4.2维修保养方法和数据主要有： a）LNG储罐、LNG泵池、真空绝热管抽真空操作记录； b）管路系统保冷结构维修更换记录； c）潜液泵、柱塞泵、加液机维修保养记录； d）监测装置运行参数的仪器仪表校准程序、步骤和周期； e）计划停机和非计划停机的历史记录。 5.6.4.3设计、制造、改造资料和数据主要有： a）LNG储罐、LNG泵池、真空绝热管设计资料，至少包括绝热设计计算； b）LNG储罐、LNG泵池、真空绝热管制造资料，至少包括封口真空度、漏放气速率等绝热 性能指标，隔热层材料、厚度等资料； c） 保温管道安装峻工资料，应包括隔热层材料、厚度，防潮层材料，保护层材料，黏接剂 密封胶和耐磨胶质量证明书等； d）其他进行漏热计算时可能用到的数据

5.6.4.2维修保养方法和数据主要有

应对采集到的装置上已配置的监测仪器数据、现场测试数据和装置运行记录进行核查以确定数 据的有效性。核查方法可以包括交叉检查，即对同一数据将从已配置的监测仪器采集的与现场测试 的进行比较。 当结果出现不一致或与其他数据冲突时，应选择在相同操作条件下得到的第二套数据来验证原 数据。如第一套数据和第二套数据严重不一致，应该复核测试时的采样程序、仪器校准情况和设备 操作方法。只有找到不一致的原因，并经校正后的数据才能应用于评价。 如发现设备或运行参数将影响安全和质量，应立即向使用单位管理人员通报

分析装置的漏热量及其分布。可采用GB/T8174中规定的公式进行数据处理和保冷效果评价，报告 中应明确所采用的计算方法、假设及依据标准或有关文件。对于被评价的装置，能量平衡应以图表 形式反映热量输人、分布、装置内能量的再循环。 装置的气体损耗状况可采用量化指标（如系统气体损耗率）进行表述，并对由手工艺设计布局 设备保冷效果、操作维护管理等因素造成的气损权重分别进行计算，并分析其原因，给出建议措施。

评价报告应条理清晰，并附有足够的原始数据，测试与评价 测试与评价报告的格式由评价机构在其质量管理体系中规定，关 a）委托单位信息； b） 装置制造单位信息及产品编号； 测试与评价机构信息； 测试评价工作负责人和主要参加人员； e) 测试装置技术数据（名称、型号、结构参数等）； f) 测试环境条件（当地大气压、环境温度、环境湿度等）； g) 测试用流体介质； h) 测量参数及测量布置图； i) 测量仪器仪表及精度； j) 测试数据表； k) 测试曲线； 1) 气体损耗率计算过程； m）气体损耗评价结果； n) 结论和实施建议等。

附录A （资料性） 泵池及管路系统漏热量测量方法

附录A （资料性） 泵池及管路系统漏热量测量方法

表面温度测量法适用于管路系统预冷状态下，LNG泵池、真空绝热管路及其管件、橡塑或发泡 保冷管路及其管件的漏热量测量。 通过测量真空绝热管路和保冷管路的外表面温度及对应的环境温度，按大空间自然对流计算 漏热量，按测得的接头空气侧温度与液体温度的差值计算接头的导热量。测温点设置样例如图A.1 所示。

图A.1测温点设置样例

A.2测量条件与测量设备

A.2.1.1测量环境应清洁、通风良好，且有防静电、防明火等措施。 A.2.1.2测量现场应设置警戒区域和红色信号标志。 A.2.1.3测量现场不应有强电磁干扰和强烈振动、冲击。 A.2.1.4环境压力为当地大气压，温度为0℃～40℃，相对湿度小于85%

A.2.2.1计量器具及仪器应经国家法定计量机构校准或检定合格，并在校验有效期内使用。 A.2.2.2温度计允许测量误差为±1℃。 A.2.2.3大气压力计允许测量误差为±50Pa

A.2.3.1LNG作为测量介质时，应设置安全区域，且不应有可能发生危险的危险源存在；站区满 足安全区域要求可不专门设置安全区域。 A1.2.3.2测量介质为LNG时，被检件和测量管路采取必要的防静电措施，且不应产生明火。 A.2.3.3LNG储罐充装LNG后，在静置准备阶段，应采用导气管将汽化的气体从LNG罐放空口 导向指定的安全区域。导气管及各连接件应密封良好，不应有泄漏现象

A.3.1.1泵池可以单独进行漏热量测量，也可视为真空绝热管路的一部分，与管路系统同时测量。 A.3.1.2管路系统中连续使用的调饱和回路与加气回路应包括在测量评价范围内，加注回路不具 备条件时可不测量。 A.3.1.3真空绝热管路或保冷管路测温点每来不少于1处，绝热方式或直径不同的管路都应布置 则温点，泵池测温点数不少于3处，整个管路系统测温点数不少于20处。测温点应布置在管路或 设备水平中心线以下，保证测温点低于内部液位高度。 A.3.1.4地沟内部无法测温的管路，经外观检查无裸露和结霜现象的，可以增加外漏部分管路的 测量温度点来代替。 1.3.1.5管路系统的漏热量测量是基于管路系统仍具备保冷功能，因此接头处、局部结露或破损 部位不布置测温点，但该部位必须修复。

A.3.2测量过程及记录

3.2.1按系统预冷循环操作方法，对调饱和回路（储罐液相中LNG经泵池、气相管路系统 藿），进行管路循环预冷，管路系统中LNG循环不少于1h后，方可记录数据，数据记录期间 盾环持续运行。数据记录应按不大于10min的时间间隔，采集表面及环境温度，直至1h内 居的相对误差小于±5%为止。

A.3.2.2按系统加气操作方法，对加气回路（储罐液相中LNG经泵池、加气机、气相管 回储罐）进行管路循环预冷，管路系统中LNG循环不少于1h后，方可记录数据，数据计 质循环持续运行。

表A.1和表A.2规定的表格格式填写测量记录和编写报告，区分真空绝热管路和保冷 冷管的隔热层厚度

管路，记录保冷管的隔热层厚度。

A.4.1测试漏热量O

Q—测试漏热量，W; T环境平均温度，K； D管道外直径，m; L管道长度，m; h—管道与空气的自然对流换热系数，W/（m·K）； 一管壁温度的平均值，K，按式（A.2）计算：

式中： Twi—壁面的各测量处温度，1，2，，n，K； 壁面温度测量数量。

h按式（A.3）计算：

hD 2 = 0.48×(Gr.Pr)* Vu

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A.4.1.2保冷管的测试漏热量9.应按式（A.6）计算：

式中： i 检测保冷管管道外半径，m； r2 隔热层管道外半径，m； 保冷材料的导热系数，W/（m·K

T一隔热层外表面温度的平均温度，K； i一检测保冷管管道外半径，m； 2隔热层管道外半径，m； 入一一保冷材料的导热系数，W/（m·K），由保冷厂家提供。 1.4.2标准大气压和环境温度下漏热量Q2.计算 A4.4.2.1标准大气压和环境温度下高真空多层绝热管的漏热量Q2.应按式（A.7）计算：

A.4.2标准大气压和环境温度下漏热量Q2计算 A.4.2.1标准大气压和环境温度下高真空多层绝热管的漏热量Q.应按式（A.7）计算

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通信标准表A.1漏热量测量记录

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表A.2漏热量测量报告