标准规范下载简介
GB／T 20368-2021 液化天然气（LNG）生产、储存和装运.pdf17.4.1设施、设备开车前应制定试车方案，以测试和验证所有部件在其设计范围内能正常运转。 7.4.2 管道应按照GB/T32270、GB50251和GB50316的规定进行调试（如适用）。 17.4.3 锅炉和压力容器应按照TSG21的规定进行调试。 17.4.4控制系统和仪表应按照GB50093的规定进行调试
LNG和易燃液体的输送
17.5. 1 般要求
度应与容器中已有的LNG兼容。当组分 和密度不兼容时GA／T 41-2019标准下载，应采取措施防止 导致的翻滚
17.5.2罐车、槽车和罐箱的装卸操作
17.5.2.1同一地点装卸多种介质时，装卸臂和汇管应标识或标记所处理的介质。 7.5.2.2 装卸前应用仪表设定好装卸数据，防止发生超装 17.5.2.3 装卸设施在使用前应进行检查，确认各阀门处于正确位置。 7.5.2.4 装卸操作开始时应缓慢进行，如果出现压力或温度变化异常，应立即停止操作。 17.5.2.5装卸作业期间应监控压力和温度。 7.5.2.6 当罐车、槽车或罐箱进行装卸作业时，LNG设施7.6m范围内、蒸发气密度天于空气的制冷 剂设施15m范围内，不应有铁路和车辆通行。同时应符合以下要求： a 车辆连接前应进行检查，确认正确设置刹车、脱轨器或开关的位置，设置警告标志或警示灯；在 完成装卸作业且拆除车辆连接装置前，不应移除或重置警告标志或警示灯； b） 车辆就位以后，应设置好静电接地装置； 装卸作业中应关闭车辆发动机； d 装卸设施与车辆连接前，应设置好刹车，并摆放楔形枕木； e） 在槽车与装车设施脱开连接且释放出的蒸发气消散之后，车辆发动机才能启动。 17.5.2.7 装卸前车辆应停要，以便在输送作业完成后，车辆能不需要倒车就能驶出该区域 17.5.2.8 需要从罐顶装卸的，在打开顶盖前应将整个管道电屏蔽或接地。 17.5.2.9在装卸地点应配备通信设备，以便操作员能与在远处配合装卸作业的人员联系
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17.5.3船舶海运及装卸
.5.3.1船舶抵港应符合以下要求： a） 将17.2.6的要求告知船方，以保障船舶靠离泊安全； b） 为每艘船舶根据船型制定特定的系泊方案： C 船舶以安全有效的方式系泊 7.5.3.2 输送前应做下列准备： a）在LNG输送开始前，应做好以下工作： 1）检查输送LNG所用的输送管道和设备，并更换任何磨损或无法操作的部件； 2） 核实各个船舱的压力、温度和体积，确保安全地输送； 与船方商定输送作业顺序； 4） 与船方商定输送速率； 与船方商定输送作业期间船岸双方值班人员保持直接通信联系的方式（如专用通信通道 等）； 确保输送连接可充许船舶在不超过装卸臂正常动作范围的情况下在正常系泊范围内 移动； 确保输送系统的气液接口匹配，以保证物料流向对应位置； 8） 核实船上气液相管道、装卸臂和岸上输送管道系统里的氧气已吹扫置换十净，氧含量2% 以下； 9） 测试传感和报警系统、紧急关断系统和通信系统，确认处于可用状态。 b）输送开始前，负责船侧货物输送的船员和岸侧负责人应检查各自的设施，以确保输送设备处于 良好工况； c）按照b)所述的检查，负责船侧货物输送的船员和岸侧负责人应会面并确定输送程序，核实是 否建立船岸通信，并审查应急程序； d 船岸双方应持续监控在15.7.2中要求的船岸通信系统。 .5.3.3 船岸连接应符合以下规定： 当连接装卸臂用于装卸作业时，应将法兰上的所有螺栓进行连接，或使用液压快速接头（QC DC)时，应保证卡爪对中夹紧船方法兰并锁定； b） 未投入装卸作业的装卸臂上应安装盲板或盲法兰； C 所有连接件应密封，并在作业前进行严密性测试； d 装卸臂使用前应进行吹扫，并在输送完成后进行排净和吹扫； 装卸臂的连接和断开操作应在常压下进行。 5.3.4车 输送作业应符合以下规定： a 应设置警告标志或路障； b 船舶装卸保障物资（包括氮气）期间，负责保障品装卸作业的人员不应同时负责船货的输送 作业； C） 输送作业进行时，输送作业区域不应有点火源； d 当LNG或易燃液体通过管道系统输送时，除供应LNG船舶的保障物资外的普通货物不应在 码头上距离LNG和易燃液体输送连接处30m范围内进行装卸。
5.3.1船舶抵港应符合
.2输送前应做下列准备
17.6.1维护手册应包括以下内容
a）检查、测试和维护的事项、执行方式、频率： b）本文件其他章节要求的维护措施； c）设备自身的维护程序。 17.6.2应明确低温管中管及其真空度的检查、维修和维护程序，并与安装条件相适应
LNG设施中可能积聚可燃混合物的部件在停止使用后和恢复便用前应接照17.3.5的规定进行吹 扫置换
17.7.2.1主要工艺设备的支撑系统或基础应至少每年检查一次 17.7.2.2应急电源应至少每月检测一次以确保其正常运行。 17.7.2.3拦蓄设施表面的隔热系统应至少每年检查一次
17.7.3控制系统、检查和测试
17.7.3.1对停止使用30d及以上的控制系统在使用前应进行测试，以确保其正常运行 7.7.3.2季节性使用的控制系统应在使用前进行检查和测试。 17.7.3.3作为LNG设施防火和危险检测系统一部分的控制系统应按照适用的消防规范进行检查和 测试，并符合以下要求： a）监测设备应按照GB50016进行维护； b）消防用水系统的维护应符合GB50084、GB50183、GB50261、GB50898和GB50974的规定； 应按照第15章的规定确定设计位置，在LNG设施内和油罐车上提供适用于气体火灾的便携 式或轮式灭火器； d） 固定灭火系统和其他消防设备的维护应符合GB50151、GB50160、GB50183、GB50193 GB50347和GB 50370的规定； e）GB50016未涵盖的检测设备应按照制造商的说明进行测试和校准，每年一次，间隔不超过 15个月。 17.7.3.4除17.7.3.2和17.7.3.3中提到的控制系统外，控制系统应在每年进行检查和测试，间隔不超 过15个月。 17.7.3.5固定式LNG容器安全阀应至少每年进行一次检查和定压试验，以确保每个阀门在适当的设 定值下泄压。 17.7.3.6压力安全阀或真空安全阀的隔离阀应锁定或密封。 17.7.3.7除非由授权人员操作，否则不应操作安全阀的隔离阀。 17.7.3.8LNG储罐上同时关闭安全阀的隔离阀不应超过一个。 17.7.3.9工艺设备和管道只设置一个安全阀时，安全阀因维修或修理时其设备和管道应停止使用
17.7.4液化天然气储罐系统
7.4.1LNG储罐的外表面应进行以下检查和测试： a）内外罐泄漏； b）隔热层有效性：
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C 储罐基础 出加热系统； 设备老化情况， 7.4.2 双容罐、全容罐和薄膜罐外罐的外表面应至少每5年检查一次。 a 应测试老化迹象、混凝土的剥落或损坏、裂缝、风化、渗水及其他影响结构完整性的因素； b） 应检查后拉伸钢筋的横向、纵向锚固头的完整性； C 记录老化部位和严重程度； d 如果检查发现钢筋锈蚀、混凝土开裂、混凝土老化、表面潮湿或渗水等问题，应进行复查并根据 评估情况采取补救措施； e 如果混凝土的结构承载力因腐蚀降低，应进行风险评估和修复；
A.1泄漏后果场景的确定
除原料气和外输气管线外，应在站场内评估计 十算以下泄漏后果场景： a）可燃气体或蒸气扩散至浓度控制限值的距离； b）有毒气体或蒸气扩散至浓度控制限值的距离； c）爆炸至超压限值的距离； d）池火热辐射至热通量或热剂量限值的距离
A.3.1计算模型应有可信的科学基础，且不应忽视能够影响蒸气形成速率的下
附录A （规范性） 泄漏后果场景分析
1计算模型应有可信的科学基础，且不应忽视能够影响蒸气形成速率的下述过程现象 a）从管道或设备的泄漏过程，与此过程相关的闪蒸和喷射效应； b）液体到拦蓄区的输送过程，及随后的蒸发； c）由于液体流入并滞留在拦蓄区内
A.3.2计算模型应在国内外行业内普遍应用并认可，且应有可获取的文件证明以下内
4.3.2计算模型应在国内外行业内普遍应用并认可，且应有可获取的文件证明以下内容；
a）对适用于物理场景的试验数据中观察到的物理现象进行科学评估； b）物理学、分析和执行过程的详细验证过程： c）用适用于物理场景的试验数据进行验证，该数据应包括可实现的现场规模
A.4.1用于可燃气体扩散和有毒气体扩散的模型应包括以下参数： a） 在计算危害距离时，10m参考高度处风速、环境温度、大气稳定度、相对湿度等参数，应使用可 得到最大距离的、发生频次大于或等于10%该区域气象数据的组合： b 当没有区域气象数据可用时，计算最大距离可采用10m高处2m/s风速、F大气稳定度、当地 平均环境温度和50%相对湿度； ） 宜考虑所有风向； 应选用拟建场地上风向有代表性的表面粗糙度； e 被动安全措施和被认可的主动安全措施的削减贡献。 1.4.2 用于喷射火和池火的模型应包括以下参数： a 在计算危害距离时，10m参考高度处风速、环境温度、相对湿度等参数，应使用可得到最天距 离的、发生频次大于或等于10%该区域气象数据的组合； b 当没有区域气象数据可用时，计算最大距离可采用10m高处9m/s风速、当地平均环境温度 和50%相对湿度；
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d）被动安全措施和被认可的主动安全措施的削减贡献 A.4.3扩散、火灾和爆炸危害范围宜考虑气象参数的不确定性对后果的影响
A.5可燃气体或蒸气扩散
LNG站场的天然气蒸气云扩散隔离区应符合GB50183的规定。
A.6有毒气体或蒸气扩散
应确保发生GB50183规定的泄漏时，不 预测最高浓度不超过表A.1所规定限值
表A.1站场界区和有人场所有毒物质浓度限值
应确保发生GB50183规定的泄漏时，等量可燃蒸气云进入受限或拥塞区域，点燃后所产生的最 车超压值不超过表A.2所规定限值
表A.2站场界区和有人场所爆炸超压限值
的拦蓄区和集液池距站内外设施的隔热距离应符
B.1.1本附录给出了LNG站场个人风险和社会风险的计算要求。 B.1.2整个站场所有设施应作为一个整体符合本附录要求。 B.1.3定量风险分析中使用的所有输入、假设、方法和评估内容应保留完整记录。 B.1.4 选址时量化的个人和社会风险水平应确保符合站场的风险可接受基准。 B.1.5 当变更导致站场重大条件变化的，应重新评估站场厂址风险 B.1.6 定量风险分析每隔五年重新评估或符合相关管理部门要求，
B.1.1本附录给出了LNG站场个人风险和社会风险的计算要求。 B.1.2整个站场所有设施应作为一个整体符合本附录要求。 B.1.3定量风险分析中使用的所有输入、假设、方法和评估内容应保留完整记录 B.1.4 选址时量化的个人和社会风险水平应确保符合站场的风险可接受基准。 B.1.5 当变更导致站场重大条件变化的，应重新评估站场厂址风险，
B.2风险计算和评估基础
采用定量风险分析（QRA）进行液化天然气站场性能化选址
B.2.1个人风险应以确定的个人风险等值线来表示。 B.2.2社会风险应以年累积频率和暴露人数的关系曲线表示。 B.2.3计算出的风险应与拟建或在役站场附近因自然因素或人员活动所导致的风险进行比较
B.2.2社会风险应以年累积频率和暴露人数的关系曲线表示。
B.3液化天然气和其他有害物料泄漏场景
B.3.1泄漏场景选择
B.3.2泄漏场景规定
.3.2.1应详细说明LNG和有害物料泄漏场景的以下内容： a） 物料组成； b） 物料正常压力和温度； 流体物理状态； d） 独立单元持液量； e） 泄漏孔径； 泄漏位置和方向； g 泄漏持续时间。 S1 每种泄漏场景的泄漏流量宜考虑到泵增压、流体相态等因素。 应按照B.4的规定，对每种泄漏场景的年发生频率进行详细说明。 3.2.2宜在后果建模中规定和考虑暴露于泄漏液体基底层的热力学和物理特性。 3.2.3宜考虑并记录由于泄漏流体与基底层、环境等因素之间相互作用引起的危害范围的变化，包 但不限于闪蒸、气溶胶的形成、液体喷射、液池形成和漫流、蒸气气体扩散、喷射火、闪火、蒸气云爆炸、 球、池火、压力容器爆炸和沸腾液体扩展蒸气云爆炸（BoilingLiquidExpandingVaporExplosion， LEVE
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B.4泄漏频率和条件频率
表B.1失效频率数据库
表B.1失效频率数据库（续）
B.4.2应用于分析的条件频率应证明并记录
B.5.1.1现场气象数据应通过在可以获得有统计意义数据的时间段内进 代表性的气象站收集。 B.5.1.2 气象数据应包括： a） 风向； b)风速; c）环境温度； d) 相对湿度。 B.5.1.3如果无法获取现场的月 则应使用保守的预测数据，
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B.5.3.1危害评估宜考虑站场内部和附近地形及结构特征导致的泄漏场景后果范围的扩大。 B.5.3.2对于蒸气云爆炸，宜考虑管道、设备和植被对蒸气云的封闭程度和拥塞程度的影响
B.5.3.1危害评估宜考虑站场内部和附近地形及结构特征导致的泄漏场景后果
B.5.4.1应对站场内部和附近的点火源位置和特征进行评估并记录。 B.5.4.2应对蒸气云扩散期间被点火源引燃的频率进行评估并记录
B.5.4.1应对站场内部和附近的点火源位置和特征进行评估并记录
3.6.1应计算按照B.3的规定确定的泄漏场景的危害范围。
B.6.2应按照B.3～B.5的规定，结合泄漏场景、危害类型、环境和站场运行条件的各种组合量化危害 范围。 B.6.3应评估下列类型的危害终点范围以量化潜在的致命后果或不可逆转伤害： a 可燃气体或蒸气扩散可达到的浓度终点范围； b）有毒气体和室息性气体或蒸气扩散达到的浓度终点范围； c）蒸气云爆炸、压力容器爆炸和沸腾液体扩展蒸气云爆炸达到的超压终点范围； d）池火、喷射火和火球导致的热辐射通量或热剂量终点范围。 应评估B.3中规定的站场边界内主要泄漏场景可能造成的潜在连锁危害。如评估发现初始危害恶 化，则风险计算应包括连锁效应， B.6.4应使用下列模型计算B.6.3中规定的危害类型的范围： a）应使用符合A.4.1中规定的标准模型计算蒸气云扩散的危害范围。蒸气云扩散的危害阈值应 符合表B.2的规定
a）可燃气体或蒸气扩散可达到的浓度终点范围； b）有毒气体和室息性气体或蒸气扩散达到的浓度终点范围； c）蒸气云爆炸、压力容器爆炸和沸腾液体扩展蒸气云爆炸达到的超压终点范围； d）池火、喷射火和火球导致的热辐射通量或热剂量终点范围， 应评估B.3中规定的站场边界内主要泄漏场景可能造成的潜在连锁危害。如评估发现初 化，则风险计算应包括连锁效应。
a）应使用符合A.4.1中规定的标准模型计算蒸气云扩散的危害范围。蒸气云扩散的危害阈值应 符合表B.2的规定。
表B.2蒸气扩散后果丝
b）应便用A.4.2中规定的标准模型计算热辐射通量和修正热剂量的危害范围 1）热辐射通量的危险值应符合表B.3的规定
表B.3热辐射后果终点
、易燃材料包括木质框架结构、沥青瓦、植被等
2）对于火球，应使用相当于热辐射通量为9kW/m²，暴露时间为30s[562（kW/m²）4/3s］的 剂量来计算暴露程度。 爆炸超压限值的计算应符合下列规定： 1）爆炸超压限值应符合表B.4的规定：
表B.4超压后果限值
2）对于沸腾液体扩展蒸气云爆炸或压力容器爆炸，室外人员应使用14.9N·m的动能 值，室内人员应使用14.9N·m的动能阈值或更高值来考虑暴露受到的抛射物冲击。 B.6.5对于B.3中确定的每种泄漏场景和危害以及B.6中评估的危害影响，每个危害范围内的总人数 应使用公众人口统计或人口调查数据列出
B.7.1特定地点的个人风险
B.7.2.3计算社会风险时宜考虑不确定性和
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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
本附录提供了选择与使用操作基准地震（OBE）、安全停运地震（SSE）和安全停运地震余震（ALE 等不同地震水准的资料。本文件用于设计LNG储罐、隔离储罐并保证它处在安全停运条件需要的系 统组件，以及任何发生故障可能影响上述LNG储罐和组件完整性的构筑物或系统。
C.2操作基准地震(OBE)
操作基准地震是指设施在其设计寿命期内可承受的可能发生的地震。 根据GB51156一2015中7.1.4的规定，OBE定义为50年期限内超越概率10%（重现期475年）的 地震动，且其反应谱不应小于GB50011规定的所在地区的抗震设防地震所对应的值。设计反应谱应 覆盖LNG对流周期的合适范围和阻尼比，
C.3安全停运地震（SSE）
C.4安全停运地震余震（ALE）
根据GB51156一2015中7.1.4的规定，ALE定义为SSE地震动的50%。在SSE地震作用之后， 主容器可能发生泄漏事故，但次容器或周围的拦蓄系统应保持完整性，余震时仍应能容纳LNG储罐的 液体储存量
项目建设单位应委托有资质的单位进行场地地震安全评价，提供能够反映OBE及SSE地震动参 数的地震安全评价报告，
C.6.1工厂制造的LNG储罐及撬装小型LNG站场、工艺设备应按压力容器相关规范进行地震荷载 设计。 oo
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LNG储罐及海运终端装运LNG场所的爆炸危险区域应根据图D.1～图D.5进行划分。
围堰高度小于从储罐到围堰的距离（H小于L
D.2围堰高度大于从储罐到围堰的距离（H大三
图D.3储罐中的液面低于地面或围堰顶部
图D.4全容罐和薄膜罐系统
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DB33／T 700-2020 户外广告设施技术规范.pdfD.5海运终端装运LNG的场所划分
E.1防火和消防设施设计、安装和测试依据
根据13.1的评估结果而安装的防火和消防设施、措施，其设计、安装和测试应遵循： a） GB 50019 工业建筑供暖通风与空调调节设计规范： b) GB50084 自动喷水灭火系统设计规范； c） GB 50116 火灾自动报警系统设计规范； d) GB 50140 建筑灭火器配置设计规范； e） GB 50151 泡沫灭火系统设计规范； f) GB 50183 石油天然气工程设计防火规范； g） GB 50193 二氧化碳灭火系统设计规范 h) GB50261 自动喷水灭火系统施工及验收规范； i） GB 50347 干粉灭火系统设计规范； GB50370 气体灭火系统设计规范； k） GB 50779 石油化工控制室抗爆设计规范； 1） GB 50974 消防给水及消火栓系统技术规范： m) GB 51261 天然气液化工厂设计标准。 如果消防设备的设计、监理、安装或测试合适的规范或标准，则宜考虑采用其他公开、可行 准
如果消防设备的设计、监理、安装或测试合适的规范或标准，则宜考采用其他公 标准。
E.2防火评估主要内容
2.1防火评估内容包括但不限于： a 用于检测和控制明火、LNG和其他危险液体泄漏和溢出所需的设备类型、数量和位置； b） 用于检测和控制可能发生的非工艺和电气火灾所需的设备类型、数量和位置 保护设备和结构免明火影响的必要措施； 消防水系统要求； e 消防和其他消防控制设施要求； 安全仪表系统的设备和工艺HJ 212-2017 污染物在线监控（监测）系统数据传输标准.pdf，包括辅助系统分析、火灾或危险品泄放时储罐或设备泄压 需求； g 自动起动安全仪表系统或其辅助系统的传感器类型和位置； h 紧急状况下站内人员职责和外部人员的应对措施； 1） 站内人员个人防护设备、专业培训和资格、应急责任； j 其他危险防护设备设施。
E.2.2防火评估应涉及所有潜在的火灾危险，包
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