2. 0. 9 BOG 总管 BOG header

收集LNG接收站内所有存有LNG的容器和处理LNG的设 备中产生的BOG的低压汇管

用于收集事故时泄漏至地面的液化天然气的构筑物

2.0.11 液化天然气罐车LNG tank vehicle

低温液化天然气罐车是LNG公路运输采用的主要设备，也 称LNG槽车，由车头、拖车底盘、液化大然气储罐及配套安全系 、集装箱（如需要）等组成。目前我国使用的液化天然气罐车主 要有两种形式设备标准，即LNG半挂式运输罐车和LNG集装箱式罐车。

以天然气作为燃料，天然气通过燃烧器燃烧产生的高温烟气 直接进入水浴中的壳程加热水，管程内的LNG被热水加热气化 的设备

2.0.13中间介质气化器

利用一种中间介质蒸发冷凝的相变过程将热源的热量传 给液化大然气，便其气化的设备。

2.0.14开架式气化器openrackvaporizer(ORV)

以海水为热源，LNG在管内向上流动，海水由气化器顶部喷 淋，在管外表面自上而下流动，将管内LNG气化的设备。 2.0.15操作基准地震operating base earthquake（OBE) 不会造成系统损坏、不影响系统重新启动并继续安全运行的 最大地震。该级别的地震作用不会损害储罐系统运行的完整性， 能够保证公共安全

不会造成系统损坏、不影响系统重新启动并继续安全运行的 最大地震。该级别的地震作用不会损害储罐系统运行的完整性， 能够保证公共安全。

2.0.16安全停运地震safeshutdownearthquake（SSE）

不会造成系统基本功能失效和破坏的最大地震。该级别的 地震作用可能会造成装置和储罐系统的局部永久性损坏，但不会 破坏系统的完整性

3.0.1液化天然气以急诸备调峰站的选址以符合地区城市规划 与港口规划，且应避开人员密集场所、重要公共设施、水源保护 区、文物保护区等重要目标

3.0.2液化天然气应急储备调峰站的选址应根据地区的地形、

3.0.2液化天然气应急储备调峰站的选址应根据地区的地开 地质、水文、气象、市政、交通等条件，经安全评估、环境影响评价 技术经济比较后综合确定。

3.0.3液化天然气应急储备调峰站的站址应避开地震带，宜布

3.0.3液化天然气应急储备调峰 址应避开地震带，宜 置于邻近城镇或居民区全年最小频率风向的上风侧且具有人 疏散条件。

3.0.4液化天然气应急储备调峰站应根据城市天然气系统规划

3.0.4液化天然气应急储备调峰站应根据城市天然气系统规划 科学选址，其出站输送管道必须与城市天然气主干管网合理 衔接。

3.0.6公路、地区架空电力线路、地区输油（输气）管道不应穿

4.1.1液化天然气应急储备调峰站的总平面布置，应根据其生 立工艺特点、火灾危险性，结合地形、地质、风向等条件，按功能分 区相对集中布置，生产区与生活行政区应分区域布置。罐车装卸 区宜布置在站区边沿或站区外，并独立成区。 4.1.2站内的消防道路应按划分的区域设计成环形消防车道 主车道净宽不应小于6m，次要车道净宽不应小于4m。 4.1.3液化天然气应急储备调峰站区与站外明火、散发火花地 点和建（构）筑物、堆场的最小防火间距不应小于表4.1.3中的 规定。

表4.1.3液化天然气应急储备调峰站区与站外明火、散发火花 地点和建（构）筑物、堆场的最小防火间距（m）

注：1液化天然气储罐总容积大于2000m以上小于20000m的应按现行国家标准 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定执行， 防火间距的起算点应按现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GE 50183的有关规定执行。

液化天然气储罐总容积大于2000m以上小于20000m的应按现行国家标准 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定执行

4.1.4液化天然气应急储备调峰站内储罐与散发火花地点和

表4.1.4液化天然气应急储备调峰站内储罐与 散发火花地点和基地内建（构)筑物的最小防火间距(m）

续表 4. 1. 4

续表 4. 1. 4

：1 液化大然气储罐总容积天于2000m°小于20000m°的按表4.1.4储罐总容积 20000m～100000m（序号2，3，5，9，11）的防火间距减少50%。但序号1，4，6， 7,8,10除外。 2与基地内建（构)筑物的防火间距以液化天然气储罐的外壁为准。 表4.1.4以外的建（构)筑物与基地内液化天然气储罐的防火间距应按现行国 家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定执行

液化大然气储罐总容积天于2000m°小于20000m°的按表4.1.4储罐总容积 20000m～100000m（序号2，3，5，9，11）的防火间距减少50%。但序号1，4，6， 7,8,10除外。 2与基地内建（构)筑物的防火间距以液化天然气储罐的外壁为准。 表4.1.4以外的建（构）筑物与基地内液化天然气储罐的防火间距应按现行国 家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定执行

4.1.5液化天然气应急储备调峰站内装置间的最小防火间距应

4.1.5液化天然气应急储备调峰站内装置间的最小防火间距应 不小于表4.1.5的规定

表4.1.5液化天然气应急储备调峰站内 装置间的最小防火间距(m)

续表 4. 1. 5

注：本表以外的基地内装置与各建（构)筑物之间的防火间距应按现行国家标准《建筑 设计防火规范》GB50016和《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定 热行

4.1.6站内液化天然气储罐与储罐之间的防火间距应按现行国 家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定 执行。 4.1.7液化天然气储罐与气化装置区、槽车装卸区、事故处理和

4.1.6站内液化天然气储罐与储罐之间的防火间距应按现行国 家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定 执行。 4.1.7液化天然气储罐与气化装置区、槽车装卸区、事故处理和 辅助设施等陆上区域之间的距离不应小于50m。 4.1.8液化天然气应急储备调峰站的码头区、储罐区、装车区和 工艺装置区应设置泄漏收集系统；泄漏收集系统的导液沟和集液 池设计应按现行国家标准《液化天然气接收站工程设计规范》GB 51156的有关规定执行。

4.1.8液化天然气应急储备调峰站的码头区、储罐区、装车区和 工艺装置区应设置泄漏收集系统；泄漏收集系统的导液沟和集液 池设计应按现行国家标准《液化天然气接收站工程设计规范》GB 51156的有关规定执行。

2.1液化大然气船舶泊位平面布置应符合港口发展规划，可

4.2.1液化天然气船舶泊位平面布置应符合港口发展

与液化石油气泊位共用或相邻布置，其船舶间净距应满足第

4.2.4条的要求。

4.2.3液化天然气码头操作平台至接收站储罐的净距应按现 行业标准《液化天然气码头设计规范》JTS165一5的有关规 执行。

4.2.4液化天然气泊位与液化烃、油品或液体化学品以外的其

通行其他船舶的航道边线的净距不应小于100m；在河港系泊 液化天然气船舶与附近通行其他船舶的航道边线的净距不应 于50m。

4.2.6液化天然气船舶进出港航行、靠泊操作和装卸作业时的

允许风速、波高、能见度和流速应符合表4.2.6的规定。当风速、 波高任一项预报超过表4.2.6规定的系泊标准限值时，液化天然 气船舶应提前离泊。

表4.2.6液化天然气船舶作业条件标准

续表 4. 2. 6

主：1表中横浪指与船舶的夹角大于等于 流指与胎 舶的夹角大于等于15°的水流，小于15°的为顺流。 2对于波浪平均周期大于表中限值时应作专门论证。 3H4%为波列积累频率4%的波高。 根据码头防冲和系缆设施条件，经论证表中数值可适当增减，必要时通过模型 试验验证

主：1表中横浪指与船舶的夹角大于等于 流指与 舶的夹角大于等于15°的水流，小于15°的为顺流。 2对于波浪平均周期大于表中限值时应作专门论证。 3H4%为波列积累频率4%的波高。 根据码头防冲和系缆设施条件，经论证表中数值可适当增减，必要时通过模型 试验验证

4.2.7液化天然气船舶停靠码头时，船宜朝向有利于船舶紧 急离开码头的方向。

3.1液化天然气船舶制动段宜按进港方向的直线设置。当布

4.3.1液化天然气船舶制动段宜按进港方向的直线设置

局有困难时，可布置在曲线上，但曲率半径不得小于5倍设计船

4.3.2回旋水域应符合下列规定

1海港液化大然气船舶回旋水域应设在方便船舶进出港口 和靠离码头的位置。回旋水域的回旋圆直径不宜小于2.5倍设 计船长。当布置较困难且水流流速较小时，回旋圆直径不应小于 2倍设计船长。受水流影响较大的港口，回旋水域可采用椭圆形 布置，可加长沿水流方向的长度至不小于3倍设计船长。 2河港液化天然气码头回旋水域沿水流方向的长度不宜小 于2.5倍设计船长，当流速大于1.5m/s时，回旋水域长度可适当 加大。垂直水流方向的宽度不宜小于1.5倍设计船长。 4.3.3液化天然气码头前沿停泊水域不得占用主航道，宽度可 取2倍设计船宽。河港中水流较急河段码头前沿停泊水域宽度 可取2.5倍设计船宽。

4.4.1码头尺度应根据液化天然气设计船型尺度和自然条件 算确定。设计船型可通过分析论证确定，也可按现行行业标 《海港总体设计规范》JTS165选用相应等级的船型

4.4.2液化天然气码头前沿顶高程应按现行行业标准《

体设计规范》JTS165或《河港工程总体设计规范》JTJ212的有关 规定执行。

4.4.3海港液化天然气码头前沿

明在当地理论最低潮面时安全停靠计算确定，河港液化大然气码 头前沿设计水深应按保证满载设计船舶在码头设计低水位时安 全停靠计算确定。

标准《海港总体设计规范》JTS165或《河港工程总体设计规范 JTJ212的有关规定执行

4.4.5码头长度应满足船舶安全靠泊、离泊和系泊作业的要求。 通过模拟试验确定，但不宜小于1倍设计船长。 4.4.6墩式液化天然气码头宜设置两个靠船墩，两墩中心间距 可取设计船长的25%～45%。当停靠船型差别较大时，可设置辅 助靠船墩或由工作平台兼做靠船墩。 4.4.7大、中型液化天然气码头工作平台上宜设置操作平台 操作平台的平面布置和高度，应按设计船型管汇位置确定，并应 满足液化天然气船舶在当地最大潮差和波浪变动范围内的安全 作业要求。

4.4.5码头长度应满足船舶安全靠泊、离泊和系泊作业的要求， 通过模拟试验确定，但不宜小于1倍设计船长。 4.4.6墩式液化大然气码头宜设置两入靠船墩，两墩中心间距 可取设计船长的25%～45%。当停靠船型差别较大时，可设置辅 助靠船墩或由工作平台兼做靠船墩

F，4，/ 操作平台的平面布置和高度，应按设计船型管汇位置确定，并应 满足液化天然气船舶在当地最大潮差和波浪变动范围内的安全 作业要求。

4.4.8大、中型液化天然气码头宜设置登船梯和工作船泊位

4.5.1防波堤的布置应按现行行业标准《海港总体设计规范》 ITS165的有关规定执行。防波堤设计应按现行行业标准《防波 堤设计与施工规范》JTS154一1的有关规定执行。 4.5.2护岸的设计应按现行行业标准《港口及航道护岸工程设 计与施工规范》JTJ300的有关规定执行。 4.5.3护岸防浪墙顶高程可根据护岸型式按下列方法估算，且 不应低于当地城市防洪标准。必要时，护岸防浪墙顶高程应通过 模拟试验确定。

4.5.1防波堤的布置应按现行行业标准《海港息体设计规范

Zc =EIWL+R1% +A

EHWL 重现期为100年的年极值高水位（m）； R1%一一重现期为100年累积频率为H1%的波浪爬高（m）； △一一富裕值（m），可根据使用要求和护岸重要性取0～1m 2直立式护岸防浪墙的顶高程可按下式估算：

Z=EIIWL+ nmax +4

4.6.1中、小型液化天然气船舶在海港进出港航道航行时，应设 置移动安全区，其具体尺度应通过专题论证确定。 4.6.2中、小型液化天然气船舶可与其他船舶共用进出港航道 是否实行交通管制应通过专题论证确定。必要时，应对航行安全 进行评估。 4.6.3采用C型独立液货舱设计、船航侧具有良好的防碰撞设 计、符合中国船级社现行造船相关规范，且允许在内河航行的小 型液化天然气运输船在进出港航道航行时，在正常航行状态下， 应启动声光示警；在故障状态下，液化天然气船舶应启动声光示 警，并且其前后各300m、左右各100m的范围内不得有无关船舶 靠近。在液舱破损泄漏的情况下，液化天然气船舶周围1100m范 围内应采取措施防止无关船舶和人员进入

4.6.4海港液化天然气应急储备调峰站码头进出港航道宜按

线航道设计；不可避免时，也可与其他船舶交汇通航。进出港航 道通航宽度包括航迹带宽度、船舶间富裕宽度和船舶与航道底边 线间的富裕宽度，单、双线航道通航宽度可分别按现行行业标准

《液化天然气码头设计规范》JTS165一5的相关规定计算。 4.6.5当影响航道尺度的因素复杂时，航道通航宽度应进行船 舶模拟试验验证。必要时，可结合实船观测等方式确定航道通航 宽度。

4.6.6海港液化天然气码头的进出港航道设计水深的计算基

宜采用当地理论最低潮面。设计水深计算中的各项富裕深度应 按现行行业标准《海港总体设计规范》TS165的有关规定确定。 4.6.7河港液化天然气码头的进出港航道尺度设计应按现行国 家标准《内河通航标准》GB50139的有关规定执行，进出港航道

宜采用当地理论最低潮面。设计水深计算中的各项富裕深度应 按现行行业标准《海港总体设计规范》JTS165的有关规定确定，

宜采用当地理论最低潮面。设计水深计算中的各项富裕深度

4.6.7河港液化天然气码头的进出港航道尺度设计应按现行国 家标准《内河通航标准》GB50139的有关规定执行，进出港航道 设计水深的计算基准面应采用设计最低通航水位

4.7.1液化天然气应急储备调峰站码头应设置液化天然气船舶 应急锚地。液化天然气船舶可与油气化学品运输船舶共用应急 锚地。海港应急锚地与航道、其他非危险品锚地的安全净距不应 小于1000m。河港应急锚地与航道、其他非危险品锚地的安全净 距不应小于1100m。 4.7.2应急锚地布置和尺度应按现行行业标准《海港总体设计

4.7.2应急锚地布置和尺度应按现行行业标准《海港总体设计

4.7.2应急锚地布置和尺度应按现行行业标准《海港总体设计 规范》JTS165和《河港工程总体设计规范》JTJ212的有关规定执 行。必要时，应急锚地可设置航标予以标示

4.8.1海港液化天然气船舶靠泊和离泊时宜配备全回转型拖船 协助作业。拖船的总拖力应按现行行业标准《海港总体设计规 范》JTS165的有关规定执行。

4.8.2海港液化天然气码头拖船配置应符合下列规定

80000m及以上的液化天然气船舶靠泊时，可配置

3艘～5艘拖船协助作业；离泊时，可配置2艘～3艘拖船协助作 业。单船最小功率不应小于3000kW。 280000m以下的液化天然气船舶靠、离泊时，应根据实际 情况确定拖船配备方案。 4.8.3河港液化天然气码头拖船配置应根据实际情况确定。 4.8.4当液化天然气码头风、浪、流等作业条件复杂时，港作拖 船的数量和总功率应根据液化天然气码头设计船型，通过模拟试 验确定

5.1结构安全等级、抗震设防和变形

5.1.1液化天然气码头的结构安全等级应采用一级。 5.1.2直接掩护应急储备调峰站的护岸结构安全等级应采用， 级，其余护岸结构安全等级宜采用二级 5.1.3液化天然气码头和直接掩护应急储备调峰站的护岸抗震 设防采用的地震动参数应根据专项地震安全性评价结果确定，且 不得低于现行地震动参数区划图确定的数值。 5.1.4液化天然气码头和直接掩护应急储备调峰站的护岸等水

工建筑物的抗震应按下面两种工况验算：

1操作基准地震工况应采用50年超越概率10%的地震作 用水准作为设计地震，进行承载能力极限状态验算，结构重要性 系数按水工建筑物一级采用。当需控制结构变形时，尚应对结构 变形进行专题论证。 2安全停运地震工况应采用50年超越概率2%的地震作用 水准作为设计地震，进行承载能力极限状态验算，结构重要性系 数可采用1.0。

准应按现行行业标准《水运工程抗震设计规范》JTS146的

5.1.6 敷设工艺管线[

5.2作用力计算参数的取值

5.2.1基本风压宜采用港口附近空旷平坦地面、离地10m高、 100年一遇的风速计算。承载能力极限状态和正常使用极限状态 结构设计风速宜取10min平均最大风速。工作平台和栈桥面以 上的管架等结构承载能力极限状态的设计风速宜取3s平均最大 风速。

5.2.2液化天然气码头结构设计波浪要素重现期应采用10

年，且不应小于历史实测值。波列累积频率应按现行行业标准 《港口与航道水文规范》JTS145的有关规定执行。

年，且不应小于历史实测值。波列累积频率应按现行行业标准 《港口与航道水文规范》JTS145的有关规定执行。 5.2.3液化天然气码头的设计靠泊法向速度应按现行行业标准 《港口工程荷载规范》JTS1441的有关规定执行，且不小于 15cm/s。对大、中型液化天然气船舶，控制靠泊法向速度应小于 10cm/s,靠泊角度应小于5°。 5.2.4码头护舫的面压不应大于200kPa。 5.2.5直接掩护应急储备调峰站的护岸设计波浪要素重现期应 采用100年。 5.2.6直接掩护应急储备调峰站的护岸承载能力极限状态计算 时，斜坡式护岸的胸墙、堤顶方块，以及直立式护岸的堤身的结构 重要性系数应取1.1，设计波高的波列累积频率应取1%。 5.2.7直接掩护应急储备调峰站的斜坡式护岸计算护面块石 护面块体和护底块石的稳定性时，设计波高的波列累积频率应取

5.2.3液化天然气码头的设计靠泊法向速度应按现行行业标准

（港口工程荷载规范》JTS144二1的有关规定执行，且不小于 15cm/s。对大、中型液化天然气船舶，控制靠泊法向速度应小于 10cm/s,靠泊角度应小于5

5.2.4码头护的面压不应大于200kPa。

时，斜坡式护岸的胸墙、堤顶方块，以及直立式护岸的堤身的结

5.2.7直接掩护应急储备调峰站的斜坡式护岸计算护面块石、

5.2.7直接掩护应急储备调峰站的斜坡式护岸计算护面块石 护面块体和护底块石的稳定性时，设计波高的波列累积频率应 4%

5.3作用和作用效应组合

5.3.1码头结构设计的极限状态应分为承载能力极限状态和正 常使用极限状态。

1持久状况：结构使用时期应分别按承载能力极限状态和 正常使用极限状态设计。 2短暂状况：结构施工时期、短期特殊使用时期或维修时期 可能出现的作用，应按承载能力极限状态设计，必要时可同时按 正常使用极限状态设计。 3偶然状况：有特殊要求时进行承载能力极限状态设计或 防护设计。 4地震状况：使用期遭受地震作用时仅按承载能力极限状 态设计。

应选用标准组合、频遇组合或准永久组合进行设计 5.3.4正常使用极限状态设计表达式应符合下式规定：

式中：S.一作用组合的效应设计值； C一结构构件达到正常使用要求所规定的变形、裂缝宽 度或应力等的限值

5.3.5作用分项系数应按与其结构型式相应的现行行业标准的 规定取值。

5.3.6作用在固定式系船、靠船结构上的船舶荷载应包括下

3.6作用在固定式系船、靠船结构上的船舶荷载应包括下列 容：

1由风和水流产生的系缆力。 2 由风和水流产生的挤靠力。 3船舶靠岸时产生的撞击力。 4 系泊船舶在波浪作用下产生的撞击力等

5.3.7系泊船舶在横浪作用下对靠船结构产生的撞击力标准

值，应通过数学模型计算或物理模型试验确定；对岸壁码头或横 浪周期不大于6s的墩式码头，当无试验资料时，可按现行行业标 准《港口工程荷载规范》JTS144一1的有关规定执行

5.4.1水工建筑物结构的计算应按现行行业标准《重力式码头 设计与施工规范》JTS167一2、《高桩码头设计与施工规范》JTS 167一1和《水运工程混凝土结构设计规范》JTS151的有关规定 执行。

5.4.2高桩墩台应按空间结构计

5.5.1液化天然气码头应设置靠泊辅助系统、缆绳张力监测系 统和作业环境监测系统。 5.5.2大、中、小型液化天然气船舶装卸作业时，应有1艘警戒 船在附近水面值守，并至少有1艘消防船或消拖两用船在旁 监护。

5.5.3液化天然气码头所配备的消防设施，应能满足扑

灭灭和辅助扑救停泊设计船型火灭的要求。

5.5.5液化天然气码头应设置人员保护设施和医疗紧急救

气码头设计规范》JTS165一5的有关规定执行。

6.0.1液化天然气应急储备调峰站的工艺系统设计应符合安全 及环保要求，并满足应急储备调峰站的正常生产、开停车和检维 修的要求。

6.0.2工艺设备应符合下列要求

1场站内工艺设备布置应按本标准第4.2.1条的规定布 置，其防火间距应符合本标准第4.2.4和4.2.5条的要求。 2工艺设备安装在室外，应便于操作，并便于人工灭火和便 于疏散事故排放液体和气体。有液化天然气液体或气体的工艺 设备安装在室内，其建（构）筑物的设计应按现行国家标准《建筑 设计防火规范》GB50016对厂房防火、防爆和安全疏散的有关规 定执行。 3场站内泵、压缩机和阀门的材料，应适合液化天然气规定 的温度和压力条件。 4场站内压力容器的设计和制造应按现行国家标准《固定 式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004、《钢制压力容器》GB 150和《固定式真空绝热深冷压力容器》GB/T18442.1～GB/T 18442.6的有关规定执行。 5液化天然气储罐的设计应符合本标准第7章的有关 规定。 6.0.3液化天然气应急储备调峰站内的火炬/放空系统应按现 行国家标准《液化天然气接收站工程设计规范》GB51156的有关 广

7.1液化天然气储罐的设计要求

7.1.1上海地区的液化天然气应急储备调峰站宜选用低温、常 压、现场建造的立式圆筒平底型、带预应力混凝土外罐结构的全 容罐。 7.1.2液化天然气储罐的设计应符合下列要求： 1液化天然气储罐应规定最大允许工作压力和最大允许真 空度。 2液化天然气储罐表面应采取预防保护措施，防止低温接 触影响。 3液化天然气储罐中与液化天然气接触的零部件和与液化 天然气或低温液化天然气蒸气（温度低于一29℃）接触的所有材 料，其物理化学性质应与液化天然气相适应，并应适宜在一168℃ 下使用。 4液化天然气储罐的地基设计可采取能经受与液化天然气 直接接触或采取措施防止与液化天然气接触。 5所有的液化天然气储罐应在顶部和底部之间设置间断或 连续的循环系统。 7.1.3液化天然气储罐组成部分的所有管道系统，应符合本标 盗然0喜频宝

7.1.4液化天然气储罐的绝热设计应符合下列要求：

1液化大然气储罐的绝热设计应满足渗入的全部热量使罐 内液化天然气的气化速率不超过指定值。 2液化天然气内外罐之间的绝热层，应与液化天然气和天

然气相适应，并为不可燃材料。外罐外部着火时，绝热层不得因 熔融、塌陷等而使绝热层的绝热性明显变差。承重的底部绝热层 的设计和安装、热应力和机械应力产生的开裂，应不危及储罐的 整体性，

7.1.5液化天然气储罐基础设计应符合下列要求：

1储罐基座和基础设计应将所有负载（包括正常使用负载 和异常负载）传递给适当的负载地层。储罐基座和基础应在发生 泄漏的情况下不渗透储存的产品，并且应能承受预期的不均匀和 总体沉降。 2液化天然气储罐底部应高于地下水位，否则应加以保护， 应始避免与地下水接触。 3在外罐与土壤接触处，应设置加热系统，以防止与外罐接 触的土壤温度低于0℃。 4若外罐的基础能以空气循环代替加热系统，则外罐底部 的材料应适应所接触的温度。 5应安装一套罐底温度监控系统。 7.1.6在设施寿命期，包括施工、静水试验、试运营和操作期间， 应对液化天然气储罐基础是否发生沉降，进行定期监测。对任何 超过设计规定的沉降，应进行调查并根据需要采取调整措施。 7.1.7沉降观测点应沿储罐基础底板外沿均匀设置，数量不宜 少于16个。用于监控内罐外壳和混凝土壁的沉降观察点，其间 隔不宜大于15m。 基础底板宜预理2根相互正交的测斜仪管

镀锌板标准1液化天然气全容罐的内罐设计应按现行国家标准《现场 组装立式圆简平底钢质液化天然气储罐的设计与建造第2部 分：金属构件》GB/T26978.2的有关规定执行。 2内罐材料的选用：液化天然气全容罐的内罐罐壳、底板及 转角保护系统和永久性附件的垫板应使用奥氏体不锈钢或9%镍

7.1.9预应力混凝土储罐的设计应按现行国家标准《现场组

立式圆简平底钢质液化天然气储罐的设计与建造第3部分：混 凝土构件》GB/T26978.3和《混凝土结构设计规范》GB50010的 有关规定执行。

7.2.1液化天然气储蹄 放装置应符合下列要求： 1将液化大然气储罐的内部压力控制在充许的压力范围之 内。当LNG蒸发气体骤增情况下，压力安全保护装置应能自动 开启，将蒸发气直接放空。 2液化天然气储罐应设置补气阀和真空安全阀。补气阀的 补气介质宜为天然气或氮气。真空安全阀应设置备用。 3安全和诸罐之间应装有手动全开式截止伐，将液化大 然气储罐和压力安全阀、真空安全阀门隔开。但截止阀应锁定或 铅封在全开位置。 4储罐上应安装足够数量的压力和真空安全阀门，不能同 时关闭1个以上的截止阀。 5在为安全放空阀设计和安装火炬或放空管时起重机标准规范范本，应注意防 正其中滞留水、冰、雪或其他外部异物。当直接向天气中排放，则 应垂直向上排放，并应有足够的排放高度。 6安全阀的最小泄放能力应不低于24h内排出满罐容量 的 3.%

7.2.2卸压装置的尺寸应按最大的一次事故的排放量

和可能的事故组合状态形成的排放量选择。对有完善的绝热保 温层的液化天然气储罐，其安全泄放量和安全阀的排放面积，应 按现行国家标准《压力容器第1部分：通用要求》GB150.1的有