GBT液化天然气（LNG）加液装置）.docx

《GBT液化天然气（LNG）加液装置）.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《GBT液化天然气（LNG）加液装置）.docx（46页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。

1、ICS91.140P47中华人民共和G昌I家标准GB/TXXXXX-XXXX液化天然气（LNG）加液装置1.iquefiednaturalgas(LNG)fuelinginstallations征求意见稿2020-07-29XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施国家市场监督管理总局中国国家标准化管理委员会液化天然气（LNG）加液装置1范围本文件规定了液化天然气（LNG）加液装置（以下简称加液装置）的分类、代号和型号、结构和材料、要求、试验方法、检验规则、质量证明文件、标志、包装、运输和贮存。本文件适用于在城镇液化天然气供应站、汽车加气站等场站内使用的液化天然气（LNG）加液装置。城镇

2、液化天然气供应站内使用的液化天然气（LNG）装卸装置可参照执行。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。GB/T GB/T GB/T GB/T GB/T GB/T GB/T GB/TGB/T15019122912203090（所有部分）压力容器包装储运图示标志金属材料夏比摆锤冲击试验方法不锈钢棒不锈钢小直径无缝钢管3098. 6紧固件机械性能不锈钢螺栓、螺钉和螺柱3098. 15紧固件机械性能不锈钢母31903280变形铝及铝合金化学成

3、分 不锈钢冷轧钢板和钢带GBGBGBGBGBGBGBGB3836. 13836. 23836. 33836. 43836. 53836. 93836. 143836. 15爆炸性环境 爆炸性环境 爆炸性环境 爆炸性环境 爆炸性环境 爆炸性环境第1部分:第2部分:第3部分:第4部分:第5部分:第9部分:设备通用要求由隔爆外壳“d”保护的设备 由增安型“e”保护的设备 由本质安全型“i”保护的设备 由正压外壳“p”保护的设备 由浇封型m保护的设备爆炸性环境第14部分:爆炸性环境第15部分:场所分类爆炸性气体环境 电气装置的设计、选型和安装GB/T4208外壳防护等级（IP代码）第1部分：通用要求G

4、B/T4272设备及管道绝热技术通则GB4943.1-2011信息技术设备安全GB/T6388运输包装收发货标志GB/T7306.255密封管螺纹第2部分：圆锥内螺纹与圆锥外螺纹GB7723固定式电子衡器GB/T8423.3石油天然气工业术语第3部分：油气地面工程GB8624建筑材料及制品燃烧性能分级GB/T9113整体钢制管法兰GB/T9124（所有部分）钢制管法兰GB/T12221金属阀门结构长度GB/T12224钢制阀门一般要求GB/T12230通用阀门不锈钢铸件技术条件GB12358作业场所环境气体检测报警仪通用技术要求GB/T12459钢制对焊管件类型与参数GB/T1271660密封

5、管螺纹GB/T13401钢制对焊管件技术规范GB/T13955剩余电流动作保护装置安装和运行GB/T14383锻制承插焊和螺纹管件GB/T14525波纹金属软管通用技术条件GB/T14976流体输送用不锈钢无缝钢管GB15322（所有部分）可燃气体探测器GB16808可燃气体报警控制器GB/T17116.1管道支吊架第1部分:技术规范GB/T17393覆盖奥氏体不锈钢用绝热材料规范GB/T17371硅酸盐复合绝热涂料GB/T18442（所有部分）固定式真空绝热深冷压力容器GB/T19204液化天然气的一般特性GB/T20801（所有部分）压力管道规范-工业管道GB/T24918低温介质用紧急切

6、断阀GB/T24925低温阀门技术条件GB/T25986汽车用液化天然气加注装置GB/T25997绝热用聚异制服酸酯制品GB/T26640阀门壳体最小壁厚尺寸要求规范GB/T29026低温介质用弹簧直接载荷式安全阀GB/T35741工业阀门用不锈钢锻件技术条件GB/T36126汽车用液化天然气加气机GB/T38343法兰接头安装技术规定GB/T38810液化天然气用不锈钢无缝钢管GB50028城镇燃气设计规范GB50057建筑物防雷设计规范GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范GB50093自动化仪表工程施工及质量验收规范GB50126工业设备及管道绝热工程施工规范GB50156汽车加油加

7、气站设计与施工规范GB50160石油化工企业设计防火规范GB50217电力工程电缆设计标准GB50235工业金属管道工程施工规范GB50236现场设备、工业管道焊接工程施工规范GB50257电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范GB50264工业设备及管道绝热工程设计规范GB50316工业金属管道设计规范GB50493石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB50650石油化工装置防雷设计规范GB50683现场设备、工业管道焊接工程施工质量验收规范HG/T20222铝及铝合金焊接技术规程I1G/T20592钢制管法兰（PN系列）HG/T20610钢制管法兰用缠绕式垫片（P

8、N系列）HG/T20611钢制管法兰用具有覆盖层的齿形组合垫（PN系列）HG/T20613钢制管法兰用紧固件（PN系列）HG/T20615钢制管法兰（ClaSS系列）HG/T20632钢制管法兰用具有覆盖层的齿形组合垫（ClaSS系列）HG/T21608液体装卸臂工程技术要求NB/T47020-NB/T47023压力容器法兰分类与技术条件JB/T2549铝制空气分离设备制造技术规范JB/T7248阀门用低温钢铸件技术条件JB/T12621液化天然气阀门技术条件JB/T12624液化天然气用截止阀、止回阀JB/T12625液化天然气用球阀JB/T12665真空绝热低温管JJF1524液化天然气加

9、气机型式评价大纲NB/T47009低温承压设备用合金钢锻件NB/T47010承压设备用不锈钢和耐热钢锻件NB/T47013（所有部分）承压设备无损检测NB/T47014承压设备焊接工艺评定NB/T47020-NB/T47023压力容器法兰分类与技术条件SH/T3019石油化工仪表管道线路设计规范SH/T3097-2017石油化工静电接地设计规范SY/T6503石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范TSG21固定式压力容器安全技术监察规程TSGDOOOl压力管道安全技术监察规程-工业管道TSGR0006气瓶安全技术监察规程3术语和定义、缩略语3.1术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1

10、.1液化天然气IiqUefiednaturaIgas；LNG主要由甲烷组成，可能含有少量的乙烷、丙烷、氮气或通常存在于天然气中的其他组分的一种无色低温液态流体。来源：GB/T8423.3-2018,2.1.143.1.2液化天然气(LNG)加液装置LNGfuelinginstalIations将LNG的储存设备、LNG泵、LNG加气机、计量设备、管道及附件、安全放散装置、可燃气体报警装置、监控装置等设备全部或部分装配于一个底座上的元件组合装置，能够实现对LNG气瓶、罐箱或其他储存设备充装LNG,集加注计量、自动控制、安全监控、自动报警等附属功能一体化的装置。3.1.31.NG泵LNGPUmP输

11、送LNG液体的泵。3.1.4泵池pumptank由内容器、外壳和真空绝热层等构成的用于放置浸润潜液泵的罐体。3.1.51.NG加气机LNGdispenser用于向液化天然气汽车储气瓶充装LNG,并带有计量、计价装置的专用设备。来源:GB/T50156-2012(2014),2.L31,有修改3.1.6安全拉断阀Safetybreakawayvalve安装在加气机、加(卸)气柱软管上，在一定的外力作用下能自动断开，断开后的两端部均具有自密封功能，能防止软管被拉断发生泄漏事故的专用安全保护装置。来源：GB/T50156-2012(2014),2.1.8,有修改3.1.7加气切断装置fueIings

12、hutoffdevice加气软管在外力作用下，加气系统具有自切断功能的安全装置。3.1.81.NG增压器LNGvaporizer利用热源将LNG气化从而提高LNG储罐或LNG槽车压力的装置。包括储罐增压器和卸车增压器。3.1.9气化器vaporizer用于气化液态LNG的设备。3.1.10放散气emissionambientgas当系统超压、检修时，液化天然气厂站集中放散的天然气。3.1.11放散气加热器EAGheater与集中放散管连接，利用热源加热放散的低温天然气的设备。3.1.12紧急切断装置emergencycut-offdevice发生紧急情况时能就地或遥控操作，切断LNG加液装置设

13、备内部LNG流动的设施。3.1.13紧急泄放装置emergencyreIiefdevice紧急情况下用于迅速排放LNG加液装置设备内的天然气、释放其内部压力的装置。3.1.14事故切断系统emergencyshutdowndevice使阀门或设备在紧急情况下迅速切断或停止运行的装置。3.1.15可燃气体检测报警系统combustiblegasdetectionandaIarmsystem实现可燃气体检测、报警以及联动控制的控制系统。3.1.16不锈钢围堰stainlessdike用于拦蓄LNG储罐事故时溢出的LNG的耐低温不锈钢制构筑物3.1.17保冷coldinsulation为减少周围环境

14、中的热量传入低温设备及管道内部，防止低温设备及管道外壁表面凝露，在其外表面采取的包覆措施。3.1.18绝热结构thermaIinsulationconstruction由绝热层、防潮层、保护层等组成的结构综合体。3.1.19低温氮气试验cryogenicnitrogentest在设备投入使用前，使用低温氮气对LNG管道进行降温，以检验系统性能及适用性的冷却性试验。3. 1.20最大工作压力maximumoperatingpressure在设计温度范围内，系统在正常工作条件下可连续工作的最大压力。3.2缩略语下列缩略语适用于本文件。EAG：放散气(emissionambientgas)ESD：事

15、故切断系统(emergencyshutdowndevice)1.EL：爆炸下限(IOwerexplosivelimit)1.NG：液化天然气(IiqUefiednaturalgas)4分类、代号和型号4.1分类4.1.1 按最大工作压力可分为：L6MPa、2.5MPa等。4. 1.2按加注对象可分为：LNG汽车车用瓶加液装置、LNG焊接绝热气瓶加液装置。4. 1.3按功能分为：加注、卸车。4.2代号4.2.1产品代号，LFL4.2.2最大工作压力，以其数值表示，如：1.6、2.5等。4.2.3结构型式代号，以各设备代号和数量的组合表示，各设备用“+”连接，见表1。4.2.4加注量，以各路的加注

16、量数值表示，单位为：kg/h或1/min。表1结构型式代号设备设备代码结构组合代号示例泵BB（泵的数量）两台泵：B2加气机/灌装秤J/GJ（加气机数量）/G（灌装秤数量）两台加气机数量：J2/两台灌装秤数量：G2卸车增压器XX（卸车增压器数量）两台卸车增压器:X2其他设备注1：结构型式代号中，各设备用连接，并用设备代码和数量的组合表示，无设备时，对应代号缺省。4.3型号型号编制按以下格式：1.FI匚自定义号，如总储存量（it?）卸车量（kg/h）或（1/min）第1路加注量+第n路加注量（kg/h）或（1/min）最大工作压力（MPa）结构型式代号（见表1）LNG加液装置代号示例：最大工作压力

17、为1.6MPa,配置两台泵、两台加气机、壹台卸车增压器，加注量分别为240kgh240kgh,卸车量为500kgh,自定义储存量为20m3的液化天然气加液装置，表示为：1.FI-B2+J2+X-l.6240+240+500-20o最大工作压力为L6MPa,配置两台泵、两台灌装秤、壹台卸车增压器，加注量分别为12Okg小、120kgh,卸车量为500kgh,自定义储存量为20m3的液化天然气加液装置，表示为：1.FI-B2+G2+X-1.6/120+120+500-20o5结构和材料5.1.1 一般要求5.1.2 1.NG加液装置应能够承受温度、压力变化导致的管道的拉伸、压缩和弯曲载荷。5.1.

18、3 1.NG加液装置与外部受液或卸液设备管道的连接界面应符合下列要求：a）焊接连接的第一道环向接头端面；b）螺纹连接的第一个螺纹接头端面；c）法兰连接的第一个法兰密封面；5.1.4 d）专用连接件或管件连接的第一个密封面。5.1.5 1.NG加液装置工艺配置应符合下列要求：5.1.3.1汽车加气站用LNG加液装置应符合下列要求：a）基本配置：低温泵、阀门、管路组件、安全放散装置、紧急切断装置、可燃气体报警装置、仪表、电气控制装置、必要的支撑防护等相关配套设备。b）可选配置：加气机、卸车增压器、储罐增压器、EAG加热器等。5.1.3.2城镇液化天然气供应站用LNG加液装置应符合下列要求：a）基本

19、配置：低温泵、阀门、管路组件、安全放散装置、紧急切断装置、可燃气体报警装置、仪表、电气控制装置、必要的支撑防护等相关配套设备。a） b）可选配置：计量设备、卸车增压器、储罐增压器、EAG加热器等。b） 1.NG加液装置设备和管道的布置应做到结构合理、布线规范、便于操作和观测、方便检修。c） 1.NG加液装置应能适应工作环境的温度、湿度、风速、海拔等，并应符合下列要求：d） 1.NG加液装置内工艺设备和管道的设计压力、设计温度的选择应满足最苛刻的压力和温度组合工况；e） 1.NG加液装置的强度应能抵抗使用环境可能存在的大风、结冰、雪等偶然负荷。5.1.4 加液装置的材料应依据其使用条件（设计温度

20、、设计压力、介质特性和操作特点等）、材料的性能（力学性能、化学性能、物理性能和工艺性能）、制造工艺以及经济合理性综合因素选择，并应符合GB/T18442、GB/T150、GB50156、GB50028、GB/T20801、TSG21、TSGDOOOl的规定。5.1.5 加液装置的材料应具有足够的机械强度和化学稳定性,且与充装介质接触的材料应与介质相容。5.1.6 加液装置各设备之间的安全间距宜符合GB50156、GB50028的规定。5.1.7 装液管道的连接口应符合罐车卸液软管接口的要求。5.1.8 加气机附件应设压缩空气或氮气吹扫接口，气源压力、露点应满足工艺要求。5.1.9 储罐的结构和

21、材料应符合附录B的要求。5.2结构5. 2.1管路系统6. 2.1.1管道及连接5.2.1.1.1低温管道应进行柔性计算，柔性计算的范围和方法应符合GB50316的规定。5.2.1.1.2LNG加液装置工艺管道的设计应符合TSGDOOOKGB/T20801和GB50316的有关规定。5.2.1.1.3LNG低温管道系统的设计温度不应高于-1965.2.1.1.4LNG加液装置的管道及管件的设计压力不应低于最大工作压力1.2倍，且不应小于所连接设备（或容器）的设计压力与静压头之和。5.2.1.1.5与设备连接的管道，其设计压力不应低于连接设备的设计压力，且其在任何情况下均不低于安全阀的开启压力。

22、5.2.1.1.6LNG管道流速，泵前宜小于lms,泵后宜小于3m/s。5.2.1.1.7LNG焊接绝热气瓶的充装时间不应小于3min.5.2.1.1.8管路及安全附件、阀门、仪表等装置布局应合理，各安全泄放装置出口、放空口等应分不同压力级制集中放散5.2.1.1.9低温管道补偿方式应采用自然补偿。5.2.1.1.10LNG加液装置与其上、下游管道的连接应符合下列要求：a）法兰端：兰结构尺寸及密封面型式应符合HG/T20592、HG/T20615.NB/T47020NBT47023、GB/T9124等的规定，法兰装配应符合GB/T38343的规定；b）管螺纹：适用于公称尺寸不大于DN50的管路

23、，并应符合GB/T7306.2或GB/T12716的规定，涂敷耐低温厌氧不固化密封胶。5.2.1.1.11LNG加液装置的设备、管道的连接应符合下列要求：a）低温管道与管道、LNG储罐、设备等应采用对接焊接或法兰连接，阀门公称直径大于等于DN50的宜采用对焊连接；管道和管道、阀门连接应采用焊接连接，管道和LNG储罐、设备连接宜采用法兰。b）LNG阀门应适用于液化天然气介质，LNG管道低温阀门应采用加长阀杆和能在线检修结构的阀门（液化天然气钢瓶自带的阀门除外），连接方式宜采用焊接；c）承压件采用焊接连接时，应考虑材料焊接性能，保证低温下焊缝的可靠性。5.2.1.2低温阀门低温阀门结构应符合下列要

24、求：a）低温切断阀应选用球阀或截止阀，低温切断阀宜采用一体化顶装结构，与管道焊接连接，执行机构宜采用单作用弹簧复位型气动执行机构；b）低温阀门的结构宜采用整体式，上装式阀门应能不需要拆卸阀体进行在线阀门内件的维护；c）低温阀门阀体和阀盖应采用螺柱连接，阀杆应采用加长阀杆，阀门（止回阀除外）应能在与垂直方向成45内安装和操作；d）低温阀门的阀盖应根据不同的使用温度要求采用便于保冷的长颈阀盖结构，以保证填料函底部的温度保持在0以上。阀盖加长颈的长度应符合川/T12621的规定；e）阀门设置隔离滴盘时，隔离滴盘的位置应符合JB/T12621的规定,隔离滴盘和加长颈之间应密封，隔离滴盘宜采用焊接或螺栓

25、夹紧方式固定在阀盖加长颈上：f）低温截止阀应具有上密封结构，上密封应位于阀盖加长颈靠近填料函的下部，阀瓣应采用锥面或球面密封结构，不应使用平面密封的阀瓣；g）球阀应为防火、防静电结构，整个放电路径的最大电阻值不应超过10Q；h）低温切断球阀应有超压自泄放功能；i）双向密封的球阀应有阀腔泄压结构。对有泄压方向要求的阀门，阀体上应有泄放方向的标志。j）低温阀门采用焊接结构时，应为对焊型式，应保证材料焊接性能及低温下焊缝的可靠性；k）阀门的最小壁厚应符合GB/T26640的规定；1）紧急切断阀宜选用气动阀，紧急切断阀关闭响应时间不应大于10s；e）控制气源应为不间断气源；气源管路采用电磁阀时，应选防

26、爆型结构，且应选用断电放气关闭的紧急切断阀。m）紧急切断阀易熔金属塞的熔断温度宜为705Co11）在工作条件下，手动操作阀门时，在手柄或手轮边缘最大作用力应不超过360N,低温阀门在开启或关闭瞬间的最大操作力应符合川/T12621的要求；o）远程控制的阀门均应有手动操作功能。P）阀门上应有开关位置指示。5.2.1.3过滤器过滤器的设置应符合下列要求：a）加液泵入口管路和流量计前应设过滤器，卸液泵入口管道上宜设过滤器。b）过滤精度应能满足加液泵、卸液泵和流量计的运行要求,且过滤目数不低于40目。c）过滤器设置应满足通过介质最大流量的要求，并应符合检修的要求。5.2.1.4法兰、垫片、紧固件法兰、

27、垫片、紧固件应符合下列要求：a）法兰、垫片和紧固件应根据介质性质、特性、压力配套选用；b）法兰、垫片、紧固件的配置应与相连装置、阀门等压力等级、规格相一致。c）低温垫片宜选柔性石墨填充金属缠绕垫片、柔性石墨覆盖波齿/齿形复合垫片等型式的垫片，适用温度T96；5.2.1.5支吊架、管托5.2.1.5.1管道支架应有足够的强度和刚度。管道支架设置位置、间距应满足强度和热胀冷缩应力位移的要求。5.2.1,5.2管托应有足够的强度和刚度，并适应LNG低温工况，能承受管道热胀冷缩应力。5.2.1.5.3支架应设有适当的起吊装置。5.2.1.6保冷5.2.1.6.1LNG加液装置在预冷完成后应对低温管线保

28、冷，保冷设计温度不应高于796（外表面温度）。5.2.1.6.2管线、设备的保冷应符合GB/T4272、GB50264、GB50126的规定。5.2.1.6.3保冷结构应符合下列要求：a）保冷结构应由保冷层、防潮层和保护层组成；b）保冷结构的保冷层、防潮层系统应密封良好，在管道膨胀或收缩情况下应具有良好的水汽阻隔性能。5.2.1.7LNG饱和循环系统5.2.1.7.1加注装置中应设置用以提高LNG储罐中LNG饱和压力或温度的循环系统，应具备向LNG车用瓶充装0.8MPa饱和液体的能力，以满足汽车LNG燃料发动机对供气压力的要求。5.2.1.7.2LNG饱和循环系统应配置气化器，其设计应满足以下

29、要求：a）气化器的汽化量应按照LNG储罐容积、充装液体的饱和温度及LNG燃料发动机要求的供气压力等参数进行选择。b）气化器的设计压力不应小于L2倍LNG储罐最大工作压力。5.2.2卸车、储罐增压系统5.2,2.1卸车、储罐增压器5.2.2.1.1LNG增压器应满足设计压力、温度和使用介质等要求。5.2.2.1.2LNG增压器及管线部件的设计温度不应高于-196。LNG经气化、加热后的温度应保证后续设备及管道在允许工作温度范围工作。5.2.2,1.3卸车、储罐增压器的压力等级应与储罐、瓶组设计压力相匹配，卸车、储罐增压器设计工作压力应不小于LNG泵的最大排出压力和储罐系统压力的最大值。5.2.2

30、.1.4卸车、储罐增压器的设计压力不低于最大工作压力的1.2倍且不应低于1.6MPa05.2.2.1.5卸车、储皤增压器所选材料应与LNG介质相容，且应考虑使用工况材料的热胀冷缩影响。5.2.2.1.6卸车、储罐增压器的气化量应能满足设计卸液速率和升压速率的要求。5.2.2.1.7增压气化器的液相进口应设置在增压气化器的底部，气体回流管路应设置在顶部。5.2.2,1.8卸车、储罐增压器的最大压降不宜大于0.05MPao5.2.2,1,9卸车、储罐增压器进口管线上应设紧急切断阀，出口管线应设有截止阀，并在截止阀之前应设安全阀。安全阀的泄放能力应为增压气化器额定气化量的1.5倍。5.2.2.1.1

31、0卸车、储罐增压器LNG入口管线上宜设压力检测装置，出口管线上应设温度、压力检测仪表，并应与相关阀门连锁。5.2.2.1.11并联增压器其进出口均应有切断阀门。5.2.2.2卸车管路5.2.2.2.1连接槽车的卸液管道上应设置紧急切断阀和止回阀和过滤器，气相管道上应设置切断阀，液相、气相装卸管道或装卸软管上应设置防拉脱的联锁保护装置。5.2.2.2.2LNG卸车点应有泄漏报警装置。5.2.2,2.3卸液管道连接口应满足卸液软管接口的要求。5.2.2.2.4LNG卸液软管应采用奥氏体不锈钢波纹软管，其公称压力不小于装卸系统工作压力的2倍,最小爆破压力不应小于公称压力的4倍，并应按TSG21的要求

32、每年进行一次液压试验。5.2.3EAG加热系统5.2.3.1加热器5.2.3.2EAG加热器应满足设计压力、温度、使用介质等要求。5.2.3.3EAG加热器管线及相连部件的设计温度不应高于-196。LNG经气化、加热后的温度应保证后续设备及管道在允许工作温度范围。5.2.3.4EAG加热器的设计压力不低于最大工作压力的L2倍且不应低于1.6MPa。1.2.3.5 EAG加热器出口温度不应低于T07C,且低温气体不应对后端管道造成破坏。1.2.3.6 EAG加热器宜采用空温式气化器。5. 2.4LNG泵输送系统6. 2.4.1LNG加液泵5.2.4.1.1泵的性能（如流量、扬程、必需汽蚀余量等）

33、除满足用户的使用要求之外,还应与受液容器的容积相适应。5. 2.4.1.2宜选用低温潜液泵。泵的流量应与充装的气瓶和储罐相匹配，并符合下列要求：a）容积小于5m3的小型接受储罐,单路流量不宜超过340L/min：b）充装汽车车用瓶时，单路流量不应超过200Lmin;充装杜瓦瓶时，单路流量不应超过90Lmin5.2.4,1.3在符合50058规定的防爆分区内使用的输送LNG的卸液泵、加注泵应选用防爆设备。5.2.4.1.4在输送泵出口管道上应设置全启封闭式安全阀和紧急切断阀，泵出口还应设置止回阀。5.2.4.1.5输送泵的安装位置应便于拆装和维修。5.2.4.1.6泵应设超温、超压自动停泵保护装

34、置，泵应与紧急切断系统（ESD）联锁，当ESD动作后泵应停止运行。5.2.4.1.7输送泵的出口管线上应设置压力表、压力仪表并远程控制。5.2.4.1.8泵进液管路设计压力应不低于罐的设计压力，出液管路的设计压力不低于泵可能达到的最大输出压力。5.2.4,1.9输送泵的安全阀口和放空阀口应接通，并应经EAG加热器加热后排入放散管集中放散。5.2.4.1.10泵入口管路应设过滤器，过滤精度应能满足卸液泵的要求。5.2.4.1.11潜液泵的进口位置应低于内容器的出液位置，以保证LNG介质可以顺畅进入潜液泵。5.2.4.1.12泵应有预冷措施。5.2.4.1.133台及以上多台泵并联布置时，应符合下

35、列要求：a）多台并联运行时应设隔离以便于检修。b）多台泵并联布置时，应同程设计，防止相互干扰，且每台泵的出液管线上应分别设置一个止回阀。c）每台泵均应配卸压装置或者安全阀，或者两者兼有，以防止泵超压。d）每台泵池的安全阀口、放空阀口和排污阀口应接入集中放散管，经EAG加热器加热后，并通过装有阻火装置的放散总管放空。f）泵后管道尽量短，不同规格泵前后管道宜分路布置，不宜汇合一起。5.2.4.2LNG卸液泵5.2.4,2.1卸液泵出口之后的管路设计压力不应低于受液储罐的设计压力。5.2.4.2.2卸液泵入口之前的管路设计压力不应低于给液储罐的设计压力。5.2.4.2.3管路设计压力应不低于罐体安全

36、泄压装置的整定压力，卸液泵出口管路的设计压力不小于泵出口压力。5.2.4.2.4卸液泵出口压力选择，应符合槽车增压饱和压力、储罐静液注、泵扬程的工艺要求，且不应大于LNG储罐EAG设定压力。5.2.4.3LNG潜液泵池5.2.4.3.1潜液泵池的设计应符合GB/T18442、GB/T150、TSG21的规定。5.2.4,3.2泵池的内容器的设计温度不应高于T96C,设计压力不小于正常工作时可能出现的最大内外压力差，不低于最大工作压力的L2倍且不应低于L6MPa。外容器的设计压力不小于0.1MPa。5.2.4,3.3潜液泵池的设计计算应考虑管路压力损失和液体的压力降，防止泵发生气蚀。潜液泵池的布

37、置位置应能确保潜液泵的轴承能被LNG介质完全浸润。5.2.4.3.4LNG储罐的底部（外壁）与潜液泵池的顶部（外壁）的高差，应满足LNG潜液泵的性能要求。5.2.4.3.5潜液泵池应有真空绝热设施，顶盖宜设置隔热层，进、出潜液泵池的液相和气相管线应有绝热保护。5.2.4.3.6潜液泵池的回气管道宜与LNG储罐的气相管道接通。利用潜液泵卸车时，宜与LNG槽车罐的气相管道接通。5.2.4.3.7 潜液泵池应设温度和压力检测仪表，温度和压力检测仪表应能就地指示，并将检测信号传送至中控室连锁控制。5.2.4.3.8 潜液泵出口管道应设全启封闭式安全阀和紧急切断阀，泵出口应设止回阀。安全阀的整定压力应不

38、高于泵池的设计压力。5.2.4.3.9泵前后宜设不锈钢金属软管以避免泵承受外力或应力，同时吸收温差引起的收缩和膨胀。5.2.4.3.10泵池的进液管直径不应小于泵吸入口的直径，泵池的出液管直径不应小于泵出口管径。进液管道应短而直。5.2.4.3.11潜液泵池应设排污阀，排污阀与泵池的连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质相适应。5.2.4.3.12潜液泵池支撑结构应能承受运输和操作工况下的静载荷和动载荷。5.2.4.3.13泵池的安全阀口、放空阀口和排污阀口应接至集中放散管，经EAG加热器加热后放空。5.2.5加注计系统5.2.5.1LNG加气机5.2.5.1.1加气机应与LNG介质相容，设计温

39、度应不高于T96C,设计压力不低于泵最大出口压力。5.2.5.1.2加气机的充装压力不应大于加注气瓶或储罐的最大工作压力；5.2.5.1.3为防止储气容器过充，加气过程中，加气机加气和回气功能应能避免同时工作。5.2.5.1.4加气机应配备紧急停机装置，在发生泄漏、火灾、拉断等紧急情况下，迅速手动触发或加气机可提供紧急信号，关闭重要的LNG阀门和切断LNG潜液泵电源，且触发后应经人工确认方可复位。紧急停车装置应设在明显位置并标示其功能，同时具有保护措施，防止误动作。5.2.5.1.5加气机的防爆型式和防爆性能应符合GB3836和GB50058中满足液化天然气使用场合的防爆要求，并取得防爆合格证

40、。5.2.5.1.6加气机附近应配置氮气或压缩空气吹扫接头。5.2.5.1,7车用天然气瓶充装枪宜当具有防伪识读信息化标签的功能，只能对可以识读的气瓶进行充装；5.2.5.1.8车用液化天然气加液装置应当具备向气瓶充装蒸汽压不小于0.8MPa的饱和液体的能力。5.2.6灌装计系统5. 2.6.1.1灌装计量系统的电器、仪表配置、安装验收应符合GB50058和GB50257的要求。6. 2.6.1.2LNG焊接绝热气瓶应采用称重法进行充装。7. 2.6.1.3应配备与充装接头数量相匹配、具有防超装自动切断功能的计量衡器。复检与充装的计量衡器应分开使用。计量衡器应符合下列要求：a）LNG充装所采用

41、的称重计量衡器的量程、校验应符合国家有关标准的规定，应能适应加注量变化的工况，保证最高、最低流量工况下的计量精度；b）计量衡器的最大称量值不得大于所充气瓶实重（包括气瓶自重与充装液体重量）的3倍，且不小于1.5倍；c）LNG灌装电子衡器应符合GB/T7723的有关规定，精度应不低于3级秤的要求；d）计量衡器应按规定定期检定,每天使用前应校正一次,保证其示值准确可靠；e）称重计量衡器应设置过量充装报警装置及潜液泵自动停泵的联锁装置。5.2.6.1.4灌装计量系统的供电负荷可为三级，控制系统应有UPS不间断电源，并有失效保护功能，即使电源或仪表风中断时，系统能处于安全状态。5.2.6.1.5LNG

42、气瓶应在灌装台进行灌装，灌装应符合下列要求：a）严禁在储罐不锈钢围堰设置LNG气瓶灌装台（口）；b）灌装台应设置计量衡器、泄漏检测设施、识别气瓶剩余气体的检测设备和检测卸车或充装管道、气瓶内体积含氧量超标的检测装置；c）灌装台应保证气瓶直立充装,严禁卧放或斜放充装；d）应采用防错装装置,防止产品混装；e）充装量不能超过气瓶铭牌规定的最大充装量,并应逐瓶对充装量复验，不得过量充装，过量充装气瓶应进行处置，不得出站；f）装后应检查阀门应关闭,管路及各附件无漏气现象。气瓶外观无结霜、结露现象；g）灌装台爆炸危险场所应设置可燃气体检测报警装置。可燃气体报警检测器一级报警设定值应小于等于天然气爆炸下限的

43、20%o5.2.6.1.6设备及管道上的压力指示计应根据所装介质的特性选用。压力计的精度不低于1.6级，指针式压力计表盘直径不小于100mm.5.2.6.1.7管道应设置防止气化超压的安全阀，低温液体管道上的两个切断阀之间必须设置安全阀。安全阀结构应符合低温性能要求。安全阀下部设置的阀门应处于常开位置，并设置指示启闭的标识。安全阀泄放宜引至安全地点集中处理放散。5.2.6.1.8应按GB50057的规定设置可靠的防雷装置，静电接地应符合HG/T20675的规定。管道、阀门、储罐等应设置导除静电的可靠接地装置，其接地电阻不得大于10。，管道法兰间的跨接电阻不应大于0.03。，装卸及充装软管的电阻

44、值不大于0.5。5.2.6.1.9卸车管道、气瓶充装管道必须采用可靠的绝热保温措施，确保低温液体在卸车和气瓶充装过程中不产生集中气化现象。管道的保温材料应采用不燃烧材料,该材料应具有良好的防潮性和耐候性。5.2.7安全设施系统5. 2.7.1紧急切断装置一般由紧急切断阀、远程控制系统以及易熔合金塞组成。紧急切断装置应操作灵活、性能可靠、便于检修且不应兼作他用。a） 2.7,2紧急切断阀应符合下列规定：b） 1.NG加液装置应设置超压紧急切断阀，且紧急切断阀应采用人工复位方式；c） 1.NG卸车、储罐增压器的进液管道上应设置紧急切断阀，并应与出口天然气管道的温度信号联锁；d） 1.NG低温紧急切

45、断阀宜为气动阀或电动阀；d）紧急切断阀应具有现场和远程操作，紧急切断阀应仅能手动现场复位；e）LNG槽车卸车出液管道应设有紧急切断装置。5.2.7.3远程控制系统应满足如下要求：1）当远程控制系统采用气动控制系统时，所用气体宜采用外置压缩空气或氮气源，且满足下列要求：一一压缩空气或氮气应无油且洁净、干燥；一压缩空气或氮气的压力应与紧急切断阀的操作压力匹配，且应为不间断稳定的气源；2）关闭操作装置应设置在人员易于达到的位置，并有明显指示标识。a） 2.7.4安全放散阀应符合下列规定：b） 1.NG液相管道安全阀应采用弹簧微启式，气相管道安全阀应采用弹簧全启式，安全阀的性能应符合GB/T29026

46、的规定。c） 1.NG液相管道上的两个截断阀之间应按GB50028的规定设置安全阀，安全阀设定压力应不大于管道设计压力的120%和系统试验压力的最小值。c）增压器和加热器出口管道上应设置安全阀，安全阀应选择全启式安全阀。安全阀泄放能力应满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.5倍；5. 2.7.5放散管应符合下列要求：a）LNG加液装置宜设置集中放散管，LNG储存设备的放散管应接入集中放散管，其他设备和管道的放散管宜接入集中放散管；b）放散总管可设置在加液装置上，应确保放散气体不会沉积。放散口应高出LNG储罐顶2m以上,且距地面不低于5m,放散管管口不宜设雨罩等影响放散气流垂直向上的装置，放散管底部应有排污措施；c）放散低温气体应经EAG加热器加热后集中放散，温度不应低于T07C。d）放散路上应设置管道阻火器，保证气体放空安全。5.2.7.6LNG泵应设超温、超压自动停泵保护装置，并应与紧急切断装置联锁。5.2.8装卸附件5.2.8.1装卸阀门装卸阀门应符合如下要求：a）卸液泵进口前的装卸阀门公称