GBT38530-2020城镇液化天然气（LNG）气化供气装置

储存量（水容积）（m） 结构型式代号（见表2） 最大工作压力/出口工作压力（MPa） 供气量（m/h） 气化器换热方式代号（见表1） LNG气化供气装置代号

GB/T 385302020

5. 1 ± 一般要求

5.1.1LNG气化供气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 5.1.2LNG气化供气装置应具有远程监测工作压力、流量、温度、可燃气体浓度的能力 卫生标准，并具备报警切 新功能。 5.1.3LNG气化供气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 5.1.4LNG气化供气装置与外部管道的连接界面应符合下列要求：

5.1.1LNG气化供气装置应能够承受温度、

弯曲教何 2LNG气化供气装置应具有远程监测工作压力、流量、温度、可燃气体浓度的能力，并具备报警 能。 3LNG气化供气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 4LNG气化供气装置与外部管道的连接界面应符合下列要求：

5.1.5LNG气化供气装置工艺配置应符合下列

a）基本配置：气化器、过滤器、调压装置、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、管路阀门组件、必要的支撑防护等相关配套设备； b）可选配置：储存设备、复热器、加热器、计量装置、加臭装置等。 5.1.6LNG气化供气装置应适应工作环境的温度、湿度、风速、海拔等，并应符合下列要求： a）LNG气化供气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。压力容器应符合GB/T150、GB/T18442、TSG21的规定。 b） 对于环境温度超出工作温度范围时，应采取有效的措施使LNG气化供气装置内设备、管道和 仪表能正常运行，并应调节LNG气化量、出口燃气温度满足要求。 c）调压过程中，因压力大幅下降而导致管道及附件工作温度低于0℃或露点温度，影响正常运行 时，应在该级调压器前应对燃气加热。加热设计应符合GB50028的要求 d）LNG气化供气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。 5.1.7LNG气化供气装置的材料应依据其设计压力、工作温度、工作介质及材料性能等选用，并应符 合GB/T18442、GB/T150、GB50028、GB/T20801、JB/T2549、HG/T20222、TSG21、TSGR0006、 TSGDO001的规定。 5.1.8垫片、密封圈等配件应具有足够的机械强度和化学稳定性，与工作温度范围相适应，与燃气介质 兼容且应对燃气加臭剂和燃气中允许的杂质有抗腐蚀能力。 5.1.9LNG气化供气装置运行噪声应符合GB12348的有关规定。

5.2.1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。

5.2.2低温管道补偿方式应采用自然补偿。 5.2.3LNG气化供气装置与其上、下游管道的连接型式应符合下列要求： a）法兰端：法兰结构尺寸及密封面型式应符合HG/T20592、HG/T20615、NB/T47020～NB/T47023 GB/T9124的规定； b） 管螺纹：仅可用于公称尺寸不大于DN50的管路，并应符合GB/T7306.2或GB/T12716的 规定。 5.2.4LNG气化供气装置的设备、管道的连接应符合下列要求：

a）设计温度低于或等于一20℃的低温管道与管道、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的应采用对焊连接；设计温度高于一20℃的天然气管道之 间宜采用对接焊接连接或法兰连接； b 公称直径小于或等于DN50的常温管道与储罐、容器、设备及阀门可采用法兰、螺纹连接；公称 直径大于DN50的常温管道与储罐、容器、设备及阀门连接，应采用法兰或焊接连接； C 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 （液化大然气钢瓶自带的阀门除外），连接方式宜采用焊接： d）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。 2.5低温金属软管应符合下列要求： a）卸液管道上应设置切断阀、止回阀和过滤器，气相管道上应设置切断阀； 低温金属软管应采用奥氏体不锈钢波纹软管或柔性金属软管，其公称压力不应小于卸液系统 工作压力的2倍，其设计爆破压力不应小于公称压力的5倍，且其最小爆破压力不应小于公称 压力的4倍； 低温金属软管应适用于装卸系统的设计温度，且不应高于一196℃； d） 低温金属软管长度不宜大于6m； e 低温金属软管的性能应符合GB/T14525的要求； 低温金属软管及环松套法兰接头材料应能适应LNG低温介质，在最低使用温度下应有良好 的韧性；环松套法兰接头应有良好的密封结构； 低温金属软管的电阻应小于0.5Q

5.3.2材料应保证适配性和可焊性，焊接前应对材料以及焊材核实，必要时应复验。焊接工艺评定应 符合NB/T47014的规定

符合NB/T47014的规定。 5.3.3焊接应按GB/T20801、GB50236、TSGD0001和TSG21等执行。 5.3.4焊缝应平整，焊缝应无裂纹、气孔、夹渣及未焊透等缺陷。焊缝外观质量应符合GB50683规定 的工级。

5.4.1碳钢管路的涂装应符合SY/T7036的规定。喷涂前应经喷砂（抛丸）或机械除锈处理，除去铁 锈、油污等杂质，表面质量应符合GB/T8923中Sa2.5级的规定。 5.4.2涂层质量应符合6.14的要求，

5.5.1.1气化装置的材料规格与性能应符合有国家现行有关标准的规定，应与使用温度、适用工况相适 应，且应对城镇燃气、加臭剂和燃气中充许的杂质具有抗腐蚀能力。 5.5.1.2气化装置承压部件使用的材料应提供有效的质量证明文件，其质量不得低于国家现行有关标 准的规定，并应按供货方提供材料的化学成分、热处理、无损检验和力学性能报告等证明文件验收，必要 时进行复验。 5.5.1.3气化装置用储罐、气瓶、钢管、钢板、管件、阀门等承压设备和管道元件材料应依据设计压力、工

5.1.3气化装置用储罐、气瓶、钢管、钢板、管件、阀门等承压设备和管道元件材料应依据设计压力 温度、工作介质及材料性能等选用，并应符合GB/T20801、TSGD0001、GB/T18442、GB/T1

TSGR0006和TSG21的规定 5.5.1.4工艺设备和管道的保温层应采用不燃烧材料，保冷层应采用不燃烧材料或难燃烧材料，且应具 有良好的防潮性和耐候性。 5.5.1.5电气仪表应采用防爆设计，并应符合GB50058的规定，防爆电器设备应有防爆合格证

5.5.2LNG储存设备

5.5.2.1LNG储存设备及附件的设计、制造应符合GB/T18442、GB/T150、GB50028、TSG21、TSG R0006的规定。 5.5.2.2LNG储罐外表面可能接泄漏的LNG或低温蒸汽的部位，应设计成适宜低温或有不受低温影 的保护措施。 5.5.2.3LNG储罐应采用低温真空绝热储罐，并应符合下列要求： a 储罐宜采用卧式罐。 b 储罐内罐的设计温度不应高于一196℃，设计压力应符合国家现行有关标准的规定 C 储罐容积不应大于20m，充装量不应大于储罐容积的90% d） 内罐与外罐之间应设绝热层，绝热层应与LNG和天然气相适应，并应为不燃材料。外罐外部 看火时，绝热层不应因熔融、塌陷等使绝热层的绝热性能明显降低。 5.5.2.4 储罐阀门的设置应符合下列要求： a）LNG储罐安全阀的设置应符合TSG21的有关规定。应设置2个奥氏体不锈钢封闭全启式 安全阀，其中1个应为备用。 b 安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态。 ） 储罐进、出液管应设置低温紧急切断阀，并与储罐液位联锁控制。 d）LNG储罐液相管道根部阀门与液相管的连接应采用焊接，材质应同为奥氏体不锈钢材料。 5.5.2.5 LNG储罐液位、压力、温度仪表的设置应符合下列要求： a） 储罐应设置液位计及高、低液位报警器，高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。 b） 储罐最高液位以上部位应设置压力表和超压报警器。 C 在内罐与外罐之间应设置检测环形空间绝对压力的仪器或检测接口。 d）LNG储罐应设置满足正常操作、高压、低压监测需要的压力表。高压、低压监测仪表应具有报 警和联锁功能。 e） 外罐内壁下部及底部环形空间宜设置监测泄漏的温度计，并能够低限温度报警温度达到低限 值时应报警。 f） 液位计、压力表应能就地指示和远传。 5.5.2.6LNG瓶组单个LNG低温气瓶容积不应大于0.5m（几何容积），总储存量不应大于4m，气 化量不应大于500m/h 5.5.2.7LNG低温气瓶的材料、设计、制造、充装使用和检验应符合TSGR0006的规定，充装量不应大 于公称容积的90%。 5.5.2.8LNG低温气瓶除应符合TSGR0006的规定外，还应符合下列规定： a） LNG低温气瓶应采用真空低温绝热气瓶，并自带增压气化盘管。 D LNG低温气瓶外壳与内胆材质相同。内胆和外壳之间的绝热层应为适应LNG和大然气的不 可燃材料。 c）LNG气瓶的进液口、出液口、BOG接口应能在结霜情况下清晰可见。 d 真空绝热气瓶的真空层应设置定期检测接口。 5.5.2.9LNG低温气瓶组应设2组，一用一备。 5.5.2.10 LNG瓶组应设2个安全阀，安全阀应采用全启式安全阀弹簧、阀体材质应采用奥氏体不锈钢

5.5.2.1LNG储存设备及附件的设计、制造应符合GB/T18442、GB/T150、GB50028、TSG21、TSG R0006的规定。 5.5.2.2LNG储罐外表面可能接泄漏的LNG或低温蒸汽的部位，应设计成适宜低温或有不受低温影 的保护措施。 5.5.2.3LNG储罐应采用低温真空绝热储罐，并应符合下列要求： a 储罐宜采用卧式罐。 b 储罐内罐的设计温度不应高于一196℃，设计压力应符合国家现行有关标的规定 C 储罐容积不应大于20m，充装量不应大于储罐容积的90% ） 内罐与外罐之间应设绝热层，绝热层应与LNG和天然气相适应，并应为不燃材料。外罐外部 看火时，绝热层不应因熔融、塌陷等使绝热层的绝热性能明显降低。 5.5.2.4储罐阀门的设置应符合下列要求： a）LNG储罐安全阀的设置应符合TSG21的有关规定。应设置2个奥氏体不锈钢封闭全启式 安全阀，其中1个应为备用。 安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态。 ） 储罐进、出液管应设置低温紧急切断阀，并与储罐液位联锁控制。 d）LNG储罐液相管道根部阀门与液相管的连接应采用焊接，材质应同为奥氏体不锈钢材料。 5.5.2.5 LNG储罐液位、压力、温度仪表的设置应符合下列要求： a） 储罐应设置液位计及高、低液位报警器，高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。 储罐最高液位以上部位应设置压力表和超压报警器。 C 在内罐与外罐之间应设置检测环形空间绝对压力的仪器或检测接口。 d）LNG储罐应设置满足正常操作、高压、低压监测需要的压力表。高压、低压监测仪表应具有报 警和联锁功能。 e 外罐内壁下部及底部环形空间宜设置监测泄漏的温度计，并能够低限温度报警温度达到低限 值时应报警。 f 液位计、压力表应能就地指示和远传。 5.5.2.6LNG瓶组单个LNG低温气瓶容积不应大于0.5m（几何容积），总储存量不应大于4m，气 化量不应大于500m/h 5.5.2.7LNG低温气瓶的材料、设计、制造、充装使用和检验应符合TSGR0006的规定，充装量不应大 于公称容积的90%。 5.5.2.8LNG低温气瓶除应符合TSGR0006的规定外，还应符合下列规定： a） LNG低温气瓶应采用真空低温绝热气瓶，并自带增压气化盘管。 D LNG低温气瓶外壳与内胆材质相同。内胆和外壳之间的绝热层应为适应LNG和大然气的不 可燃材料。 c）LNG气瓶的进液口、出液口、BOG接口应能在结霜情况下清晰可见。 真空绝热气瓶的真空层应设置定期检测接口。 5.5.2.9LNG低温气瓶组应设2组，一用一备。 5.5.2.10 LNG瓶组应设2个安全阀，安全阀应采用全启式安全阀，弹簧、阀体材质应采用奥氏体不锈钢。

5.5.2.1LNG储存设备及附件的设计、制造应符合GB/T18442、GB/T150、GB50028、TSG21、TSG R0006的规定。 5.5.2.2LNG储罐外表面可能接泄漏的LNG或低温蒸汽的部位，应设计成适宜低温或有不受低温影 响的保护措施

5.5.2.11LNG瓶组应设置压力表.宜设液位检测装置

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5.5.3.1LNG气化供气装置工艺管道的设计应符合TSGD0001、GB/T20801和GB50316的有关 规定。 5.5.3.2LNG低温管道系统的设计温度不应高于一196℃。 5.5.3.3LNG气化供气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，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。 5.5.3.4管道及附件应根据选用的材料、管径、壁厚、介质特性、使用温度及施工环境温度等因素，对材 料提出低温冲击试验的要求。 5.5.3.5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。 5.5.3.6低温管路部件中的液、气相管路宜采用保冷绝热材料或真空绝热管道，真空绝热管道应符合 JB/T12665、GB/T18443、TSGD7002的规定。 5.5.3.7复热器前管道应采用不锈钢管，复热器后宜采用碳钢管，且不应使用铸铁等脆性材料管道。 5.5.3.8LNG气化供气装置管路及组件材料应符合下列规定： a）对于设计温度低于一20℃的低温管道应采用奥氏体不锈钢无缝钢管，其技术性能应符合 GB/T14976的规定，管件材料应为奥氏体不锈钢，其技术性能应符合GB/T12459、 GB/T13401的规定，锻钢承插焊管件应符合GB/T14383的规定。 b） 对于设计温度不低于一20℃的常温管道，应根据材料使用温度、设计压力选用无缝钢管，其技 术性能不应低于GB/T14976、GB/T9948、GB/T9711、GB/T6479、GB/T5310、GB/T8163 的规定。钢制无缝管件（包括弯头、三通、四通、异径管、管帽等）应符合GB/T12459、 GB/T13401的规定，管件不应采用铸铁等脆性材料制作。 无缝钢管材料应符合表3的规定，或选用不低于表3规定的其他材料，其力学成分、材料力学 性能除应符合相应产品标准外，还应符合GB/T20801、TSGD0001的规定。

表3常用管路组件材料

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5.5.4法兰、垫片和紧固件

5.5.5.1LNG气化供气装置阀门应符合下列通月

a）阀体在受介质压力和温度交变产生的应力及管道安装引起的附加应力的载荷下，应能保持 够的强度和刚度，在工作温度下，材料性能应稳定，不应产生低温脆性破坏 b）低温阀门内部零部件材料在低温工况下应经久耐用，操作中不应出现卡阻、咬合和擦伤等

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象，材料应具有耐电化学腐蚀和耐燃气性能。 C） 制造阀门的材料应符合GB/T12228、GB/T12229、JB/T7248、GB/T12225、GB/T12230、 GB/T24925有关标准的规定。不应使用灰口铸铁、可锻铸铁及球墨铸铁阀门等脆性材料。 阀门的使用温度、工作压力应符合GB/T20801、GB/T12224、GB/T24925的规定。 e） 阀门端面结构长度应符合GB/T12221的规定。 阀门的最小壁厚应符合GB/T26640的规定。 g） 阀门应为防火、防静电结构，整个放电路径的最大电阻值不应超过10Q2。 h 阀杆应采用防吹出设计。阀杆应能够传递必需的扭矩或推力到阀门关闭件上，并能承受操作 的载荷附加应力。 阀杆材料应采用不锈钢，阀座的材料宜采用不锈钢。 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不应超过360N，低温阀门在 开启或关闭瞬间的最大操作力应符合JB/T12621的要求，常温阀门应符合GB/T19672的 要求。 k） 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；低温切断球阀应有超压自泄放功能。 1） 阀门上应有开关位置指示，对有流动方向要求的阀门，应在阀体上铸造或打印永久性指示介质 流向的标志。 5.5.2 低温阀门除应符合5.5.5.1外，还应符合下列要求： 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。 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（正回阀除外)应能在与垂直 方向成45内安装和操作。 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JB/T12621的规定。 e 长颈部分与阀盖可浇铸成一体，也可采用与本体材质相同的无缝钢管堆焊到阀盖和填料箱上， 对于公称直径不大于DN50的小口径的锻造阀门，焊后应消除应力 f 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夹紧方式固定在阀盖加长领上。 名 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。 h 低温阀门的密封副应采用金属对金属或金属对软密封面。如采用软密封面应有金属阀座支 承，软密封阀座不应产生冷流变形。 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， 除浮动阀座外，金属阀座与阀体应采用焊接连接 k 用于一101℃以下的低温阀门，其阀体、阀盖、阀瓣、阀座、阀杆等零件在精加工前应进行深冷 处理。 低温阀门应选用公称压力不低于2.5MPa的产品，应能适应液化天然气介质，且应符合 GB/T24925、JB/T12621、JB/T12624、JB/T12625的规定。 m） 低温紧急切断阀应符合GB/T24918、GB/T24925的规定。 5.5.37 常温阀门除应符合5.5.5.1外，还应符合下列要求： a 常温阀门应选用公称压力不低于1.6MPa的产品，不应使用铸铁或非金属材料制造的阀门，其 使用温度、工作压力应符合GB/T20801、GB/T12224的规定； b）常温阀门应符合GB/T12224、GB/T19672、GB/T12235、GB/T12237、GB/T28776、

象，材料应具有耐电化学腐蚀和耐燃气性能。 C 制造阀门的材料应符合GB/T12228、GB/T12229、JB/T7248、GB/T12225、GB/T12230 GB/T24925有关标准的规定。不应使用灰口铸铁、可锻铸铁及球墨铸铁阀门等脆性材料。 d） 阀门的使用温度、工作压力应符合GB/T20801、GB/T12224、GB/T24925的规定。 阀门端面结构长度应符合GB/T12221的规定。 阀门的最小壁厚应符合GB/T26640的规定。 阀门应为防火、防静电结构，整个放电路径的最大电阻值不应超过10Q2。 阀杆应采用防吹出设计。阀杆应能够传递必需的扭矩或推力到阀门关闭件上，并能承受操作 的载荷附加应力。 阀杆材料应采用不锈钢，阀座的材料宜采用不锈钢。 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不应超过360N，低温阀门在 开启或关闭瞬间的最大操作力应符合JB/T12621的要求，常温阀门应符合GB/T19672的 要求。 k） 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；低温切断球阀应有超压自泄放功能。 1） 阀门上应有开关位置指示，对有流动方向要求的阀门，应在阀体上铸造或打印永久性指示介质 流向的标志。 5.5.5.21 低温阀门除应符合5.5.5.1外，还应符合下列要求： 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。 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JB/T12621的规定。 e） 长颈部分与阀盖可浇铸成一体，也可采用与本体材质相同的无缝钢管堆焊到阀盖和填料箱上 对于公称直径不大于DN50的小口径的锻造阀门，焊后应消除应力 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夹紧方式固定在阀盖加长领上。 g 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。 h 低温阀门的密封副应采用金属对金属或金属对软密封面。如采用软密封面应有金属阀座支 承，软密封阀座不应产生冷流变形。 1） 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 除浮动阀座外，金属阀座与阀体应采用焊接连接 用于一101℃以下的低温阀门，其阀体、阀盖、阀瓣、阀座、阀杆等零件在精加工前应进行深冷 处理。 低温阀门应选用公称压力不低于2.5MPa的产品，应能适应液化天然气介质，且应符合 GB/T24925、JB/T12621、JB/T12624JB/T12625的规定。 m） 低温紧急切断阀应符合GB/T24918、GB/T24925的规定。 5.5.5.3 常温阀门除应符合5.5.5.1外，还应符合下列要求： 常温阀门应选用公称压力不低于1.6MPa的产品，不应使用铸铁或非金属材料制造的阀门，其 使用温度、工作压力应符合GB/T20801、GB/T12224的规定； b）常温阀门应符合GB/T12224、GB/T19672、GB/T12235、GB/T12237、GB/T28776、

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CJ/T514、TSGD7002、TSGD0001的规定； 切断阀和放散阀应符合CJ/T335的要求，安全阀应符合GB/T12241的规定

5.5.6 支吊架、管托

5.5.6.1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。 5.5.6.2管道支吊架材料应符合GB/T17116.1的要求。 5.5.6.3保冷管托、隔热块宜选用高密度异氰酸酯或高密度聚氨酯材料。 5.5.6.4保冷管托用低温黏结剂、密封胶应满足设计温度的要求。 5.5.6.5保冷管托防潮层应采用弹性树脂、复合铝箔材料，并应与保冷材料相容。 5.5.6.6保冷管托防护层宜采用不锈钢材料，厚度不低于0.6mm。

5.5.6.1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。 5.5.6.2管道支吊架材料应符合GB/T17116.1的要求。 5.5.6.3保冷管托、隔热块宜选用高密度异氰酸酯或高密度聚氨酯材料。 5.5.6.4保冷管托用低温黏结剂、密封胶应满足设计温度的要求。 5.5.6.5保冷管托防潮层应采用弹性树脂、复合铝箔材料，并应与保冷材料相容。 5.5.6.6保冷管托防护层宜采用

5.5.7.2绝热结构应符合下列要求！

保温结构应由保温层和保护层组成； b） 保冷结构应由保冷层、防潮层和保护层组成； C 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 5.5.7.3 绝热材料的选择应符合下列要求： a） 设备和管道的保温层应采用不燃烧材料，保冷层应采用不燃烧材料或外层为不燃材料，内层为 难燃材料的复合保冷材料； b） 保冷应选用闭孔型材料及其制品，不宜选用纤维材料或其制品，不得选用石棉材料及其制品 保冷材料宜选用聚异三聚氰酸酯（PIR）制品和泡沫玻璃（FG）制品； d 设备和管道的外表面温度大于100℃时，绝热材料应选择燃烧性能不低于GB8624中规定的 A2级材料，设备和管道的外表面温度小于或等于100℃时，绝热材料应选择燃烧性能不低于 GB8624中规定的B1级材料，其氧指数不应小于30%； e）与奥氏体不锈钢表面接触的绝热材料，其氯化物、氟化物、硅酸根、钠离子的含量应符合 GB/T17393的有关规定，在25℃时其浸出液的pH值应为7.0～11.0； f LNG气化供气装置用绝热材料性能应符合表4的要求，或选择不低于表4规定的其他材料： 绝热材料的主要物理性能和化学性能、导热系数等应符合GB50264的规定

表4LNG气化供气装置常用绝热材料

GB/T38530—2020

GB/T385302020

5.5.7.4防潮层材料应符合下列要求： 防潮层材料应选化学性能稳定、无毒且耐腐蚀的材料，并不得对绝热材料和保护层材料产生废 蚀或溶解作用； b 防潮层材料应具有良好抗渗透性、防水性和防潮性，且其吸水率不大于1.0%； 防潮层材料应阻燃，其氧指数不应小于30%； d 防潮层材料应选择安全使用温度范围大、不软化、不起泡、不脆化、不开裂、不脱落的产品。 5.5.7.5 保护层材料应符合下列要求： 保护层宜采用金属材料，材料应具有防水、防潮、抗大气腐蚀、化学性能稳定、机械强度高，且在 使用环境下不软化、不脆化的材料，并不应对防潮层或绝热材料产生腐蚀或溶解作用； 保护层在环境变化与振动情况下，不应渗水、散落和脱落； C 保护层材料的耐燃性能不应低于GB8624中A2级（耐易燃介质）。 5.5.7.6 黏结剂、密封剂应符合下列要求 a 应根据保冷材料的性能及使用温度选择，应在使用温度范围保持黏结性能和密封性能； 黏结剂、密封剂和耐磨剂等辅材不应对金属产生腐蚀，且不应引起保冷材料溶解。

5.5.7.4防潮层材料应符合下列要求

5.5.8.1卸车、储罐及瓶组增压气化器宜选用空温式气化器，所用空温式气化器应符合附录A的要求。 5.5.8.2卸车、储罐及瓶组增压气化器的压力等级应与储罐、瓶组设计压力相匹配，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 5.5.8.3卸车、储罐及瓶组增压气化器的气化量应能满足设计卸液速率和升压速率的要求，

5.5.9.1气化器根据工程条件可选用空温式气化器和水浴式气化器。 5.5.9.2 气化器应符合附录A的要求。 5.5.9.3 气化器的最大压降不宜大于0.05MPa。 5.5.9.4气化器出口天然气温度低于5℃时，应加复热器提高天然气温度。 5.5.9.5 气化器进口管线上应设紧急切断阀，出口管线上应设安全阀。 5.5.9.6 气化器LNG人口管线上宜设温度、压力检测仪表，出口管线上应设温度、压力检测仪表。气 化器出口应单独设置用于气化器紧急停车联锁的温度检测仪表

5.5.9.1 气化器根据工程条件可选用空温式气化器和水浴式气化器。 5.5.9.2 气化器应符合附录A的要求。 5.5.9.3 气化器的最大压降不宜大于0.05MPa。 5.5.9.4气化器出口天然气温度低于5℃时，应加复热器提高天然气温度。 5.5.9.5 气化器进口管线上应设紧急切断阀，出口管线上应设安全阀。 5.5.9.6 气化器LNG人口管线上宜设温度、压力检测仪表，出口管线上应设温度、压力检 化器出口应单独设置用于气化器紧急停车联锁的温度检测仪表

5.5.10.1BOG加热器、EAG加热器宜采用空温式气化器。 5.5.10.2BOG加热器、EAG加热器的设计温度不应高于一196℃，设计压力不应低于1.6MPa。 5.5.10.3BOG加热器出口温度低于5℃时应设复热器提高天然气温度。 5.5.10.4EAG加热器出口温度不应低于一107℃，且低温气体不应对后端管道造成破坏

5.10.1BOG加热器、EAG加热器宜采用空温式气化器。 5.10.2BOG加热器、EAG加热器的设计温度不应高于一196℃，设计压力不应低于1.6MPa. 5.10.3BOG加热器出口温度低于5℃时应设复热器提高天然气温度。 5.10.4EAG加热器出口温度不应低于一107℃，且低温气体不应对后端管道造成破坏

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5.5.11.1当气化器出口温度无法满足后续设备、仪表、管道、阀门的输配安全时，应设复热器， 经过强制换热后温度升至+5℃以上。

5.5.11.2复热器应符合下列要求

复热器宜采用水浴式气化器，条件允许时也可采用空温式气化器； 复热器的结构、材料、设计制造及检验应符合A.5的规定； 复热器的进水温度、回水温度不应超出正常工作范围； d） 复热器加热后的天然气应保证调压器出口温度不低于5℃； e） 电加热水浴式复热器宜采用盘管式或补偿管式换热方式： 水浴式复热器的筒体内部及出口处应安装温度计或温度测量传感器； 名 水浴式复热器宜安装液位远传测量仪表监测媒介液位上、下限值； 设备上的仪表及接线盒应具有防爆性能，防爆性能应符合GB3836.1、GB3836.2、GB3836.3、 GB3836.4、GB3836.9、GB3836.14、GB3836.15的规定，防护等级不应低于GB/T4208中 IP65

.12.1调压器宜选用自力式调压器，调压器的流量不应低于气化装置供气量的1.2倍， .12.2 调压器的材料及性能应符合GB27790的规定。 .12.3 调压器集成切断阀应符合下列要求： a 切断阀控制方式为自力式，人工复位； b) 切断阀的响应时间不应大于1S； 切断阀的开关信号应具有远传功能

5.5.13.1过滤器型式及布置应根据气质条件、使用环境确定。 5.5.13.2过滤器的过滤精度应满足流量计、调压装置及后端设备的运行要求和气质要求。 5.5.13.3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。 5.5.13.4常温过滤器应符合GB/T36051的规定，过滤精度不应低于20um，过滤器的初始阻力不宜 大于70kPa。 5.5.13.5低温过滤器的壳体及滤网应采用奥氏体不锈钢材料制造，壳体材料应符合NB/T47010的规 定，其性能不应低于06Cr19Ni10、06Cr17Ni12Mo2、06Cr18Ni11Ti等Ⅲ级以上锻件的要求，不锈钢丝滤 网应符合GB/T5330.1的规定

5.5.14.1装置配流量计时，流量计的精度等级应符合下列要求： a） 用于商业计量应根据流量范围和实际情况选用，不宜低于1.0级； b 用于其他计量不低于1.5级。 5.5.14.2 流量计应适应流量变化的工况，保证最高、最低流量工况下的计量精度。 5.5.14.3 流量计前后直管段的设计应流量测试的稳定性。 5.5.14.4 流量计应具有现场显示和数据远传功能。 5.5.14.5 流量应具有防爆性能，防爆性能应符合GB3836.1、GB3836.2、GB3836.3、GB3836.4、 GB3836.9、GB3836.14、GB3836.15的规定.防护等级不应低于GB/T4208中IP65

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5.5.15.1加臭系统应根据需要设置。向城镇燃气用户供气时，应设加臭装置，向工业企业供气时，若工 艺有对燃气介质的要求，可不设加臭装置 5.5.15.2加臭装置的设计压力应为气化装置加臭剂输人点最高工作压力的1.2倍～1.5倍。 5.5.15.3加臭装置的加臭能力应按GB50028规定的加臭量的2倍~3倍选型。 5.5.15.4加臭装置应符合CJ/T448的规定，燃气加臭剂质量及添加量应符合GB50028的规定。 5.5.15.5加臭装置应与LNG气化供气装置的控制系统联锁，加臭剂输出管线上应设置可靠的切断装 置或电磁阀（常闭型）与加臭控制器联锁

5.5.15.6加臭装置应符合下列要求！

a）加臭装置应设置在LNG气化供气装置的非低温区域，且通风良好； b） 加臭剂储罐和上料口应设置在LNG气化供气装置的外侧； 加臭剂注人喷嘴应垂直安装在LNG气化供气装置末端出口的水平钢质燃气管道上，且加臭 剂注人点的位置宜高于加臭剂储罐； d 液位计宜采用磁翻板式液位计或带远传功能的其他液位计，根部应加截正阀，阀体材质应为奥 氏体不锈钢； e 加臭装置应设置控制系统，保证在燃气流量充许范围内加臭剂浓度的均匀稳定，并具有数据存 储功能。 .5.15.7加臭装置的控制器应与LNG气化供气装置的控制系统安装在一起，宜在非防爆区内。确需 装在防爆区的控制器应采取防爆措施。 .5.15.8加臭装置呼吸阀内应加活性炭吸附加臭剂

5.5.16 安全装置

5.5.16.1测温装置应符合下列要求： a）LNG储罐上应配备温度检测装置，储罐温度仪表的设置应符合5.5.2.5的要求； b）LNG气化器和复热器的天然气出口（调压器前）应设置测温装置并应与相关阀门连锁； c）气化器出口及热媒流体管道的进、出口应配备测温装置，监测气化器出口温度及热媒流体的 进、出口温度； 低温容器和设备的基础，应配备温度监测系统。 5.5.16.2紧急切断阀应符合下列要求： a） LNG气化供气装置应设置防止天然气出口压力过高的超压紧急切断阀，超压紧急切断阀应采 用人工复位方式； 储罐进出液管道上应设置紧急切断阀。进液管紧急切断阀应与储罐高高液位信号联锁，出液 管紧急切断阀应与储罐低低液位信号及高高压力信号联锁； ） LNG气化器的进液管道上应设置紧急切断阀，并应与气化器出口天然气管道的温度信号 联锁； d）LNG低温紧急切断阀宜为气动阀或电动阀； 紧急切断阀应具有现场和远程操作以及阀位置信号远传功能，紧急切断阀应仅能手动现场 复位。

5.5.17安全放散阀

5.17.1LNG储罐安全阀的设置应符合5.5.2.4的要求，安全阀的性能应符合GB/T29026、TS 要求。

5.5.17.2LNG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的规定。 5.5.17.3复热器前的管路应按一196℃设计。 5.5.17.4液化天然气液相管道上的两个截断阀之间应按GB50028的规定设置安全阀，安全阀整定压 力不宜超过1.1倍管路最高工作压力且不超过设计压力。 5.5.17.5气化器或其出口管道上应设置安全阀，安全阀应选择全启式安全阀。安全阀的泄放能力应满 足下列要求： a 空温式气化器的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； b 水浴式气化器的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1.1倍。 5.5.17.6 燃气调压器后应设防止出口压力过高的放散阀。 5.5.17.7 放散管应符合下列要求： a LNG气化供气装置宜设置集中放散管，LNG储存设备的放散管应接人集中放散管、其他设备 和管道的放散管宜接人集中放散管； b 集中放散管路放散口应高出LNG储罐顶2m以上，且距地面不低于5m，底部应有排污措施 放散总管可设置在气化装置上，应确保放散气体不会沉积，且放空管不应因低温而产生破坏； d）放散低温气体应经EAG加热器加热后集中放散，温度不应低于一107℃

压力表应符合下列要求： a）LNG储罐应设置满足正常操作、高压、低压检测的压力表。高压、低压及仪表应具有报警和联 锁功能。 b）气化器压力表的设置除应符合5.5.9.6的要求外，还应符合GB/T150、GB/T18442和TSG21 的要求。 c）压力表应能适用LNG低温介质。压力表的测量范围宜为1.5倍～3.0倍工作压力，精度等级 不应低于1.6级，表盘直径不应小于100mm d）压力表应设在便于观察的位置，且应避免受到振动、冻结等不利因素影响

LNG储罐应设置满足正常操作、高压、低压检测的压力表。高压、低压及仪表应具有报警和联 锁功能。 b）气化器压力表的设置除应符合5.5.9.6的要求外，还应符合GB/T150、GB/T18442和TSG21 的要求。 c）压力表应能适用LNG低温介质。压力表的测量范围宜为1.5倍～3.0倍工作压力，精度等级 不应低于1.6级，表盘直径不应小于100mm d）压力表应设在便于观察的位置，且应避免受到振动、冻结等不利因素影响

真空设备应按GB/T18442配备直空度检测设备或设置检测接口

液位计应符合下列要求： 储罐应配置就地和远传的液位计，并应设置高、低液位报警装置，达到警戒液位时应报警和 联锁； 储罐液位计应能适应液体密度的变化，应安装在便于观察的位置，更换不应影响储罐使用 操作； c 水浴式气化器液位计的设置应符合A.5.1.7的要求； d） 液位计应根据介质、工作压力和温度正确选用； e） 液位计应采用防爆型结构，且应有防止泄漏的保护装置； 液位计应结构牢固、准确，精度等级不应低于2.5级。不应选用玻璃管（板）液位计或其他易碎 材料制作；

）液位计应有液位指示刻度与容积的对应关系数据

5.5.21箱体和底座

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5.5.21.1箱体结构应有足够的强度，应稳固、结实、布局合理，应能容纳LNG气化供气装置的储存设 备、管路系统、调压、计量、加臭、可燃气体报警装置、控制箱等设备部件。 5.5.21.2箱体宜采用散开式设计。非顶的箱体应设置爆炸泄放口，宜配备符合防爆要求的强制通风 设施，通风设施应与可燃气体探测器联锁。 5.5.21.3LNG气化供气装置底座应有足够的强度、刚度及稳定性，底座应采用耐低温材料或采取防止 低温破坏的其他措施。 5.5.21.4LNG气化供气装置应设地脚螺栓孔及吊耳（或吊装孔），地脚螺栓孔、吊耳（或吊装孔）应有足 够的强度。 5.5.21.5配置储罐的LNG气化供气装置，采用在箱体上设置耐低温不锈钢围堰时，围堰应符合下列 要求： 围堰应采用耐低温奥氏体不锈钢材料，并保证拦蓄池有足够的强度和刚度； 围堰容积不应小于LNG储罐的总容积； c）围堰应进行盛水试验，试验中不允许出现泄漏和变形； d）围堰底部应设置手动排水阀。排水阀的设计温度应按 196进行选型

5.6.1.1LNG气化供气装置内的所有的电气设备、电气仪表应符合GB50058的规定。 5.6.1.2LNG气化供气装置内的金属容器、气化设备、过滤器、调压器、计量装置、加臭装置、金属支架 及金属管道等应进行静电接地，静电接地应符合GB50160和SH/T3097的有关规定。 5.6.1.3LNG气化供气装置防雷设计应符合GB50057、GB50650和GB50028的有关规定 5.6.1.4电气仪表、控制系统的安装、检验应符合GB50093的规定。 5.6.1.5电气设备、电气仪表控制系统可能接触LNG及低温蒸汽应选用耐低温材料制造，或采取防低 温保护措施

5.6.1.1LNG气化供气装置内的所有的电气设备、电气仪表应符合GB50058的规定。 5.6.1.2LNG气化供气装置内的金属容器、气化设备、过滤器、调压器、计量装置、加臭装置、金属支架 及金属管道等应进行静电接地，静电接地应符合GB50160和SH/T3097的有关规定。 5.6.1.3LNG气化供气装置防雷设计应符合GB50057、GB50650和GB50028的有关规定。 5.6.1.4电气仪表、控制系统的安装、检验应符合GB50093的规定。 5.6.1.5电气设备、电气仪表控制系统可能接触LNG及低温蒸汽应选用耐低温材料制造，或采取防低 温保护措施

电气装置应符合下列要求： a）LNG气化供气装置的供电负荷等级可为二级。自控系统应设供电时间不小于1h的不间断 电源。 b）LNG气化供气装置的供电电源应使用电压为380/220V的外接电源。 c）LNG气化供气装置的爆炸危险区域的等级范围划分应符合GB50058、GB50028的规定，爆炸危 险场所的电力装置设计应符合GB50058的规定，电气设备应符合GB3836.1、GB3836.15的 规定。 d）LNG气化供气装置上设备防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及自控系统 的接地等，宜共用接地装置，其接地电阻不应大于4Q

电气仪表应符合下列要求： a）电气仪表应满足工艺系统的动作和控制的要求：

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b）自控系统所采集的远传信号应设定范围，并应实现超限报警和超限保护； 自控系统设备选型、安装应符合GB50217和GB50058的有关规定； 自控设备和仪表选型应满足使用环境的防爆要求，爆炸危险环境场所内安装的电气仪表应具 备防爆性能，电气仪表的防爆等级应符合GB50058的规定； e） 爆炸危险区域内应设静电接地装置，接地电阻不应大于1002 仪表应满足安装环境要求，暴露在潮湿、含盐空气中的仪表外壳，防护等级不应低于 GB/T 4208中 IP 65; g）仪表柜、仪表箱、仪表外壳、电缆桥架等应做保护接地，其接地电阻不应大于42

5.6.4仪表测量管路

仪表测量管路应符合下列要求： a 仪表测量管路设计应符合SH/T3019的要求； b 仪表引压管线测量低温时应消除低温冷缩的影响； C 测量低温压力时，引压管的长度应确保LNG充分气化，无法满足时，应采取伴热措施 d）用于消防联动、报警控制的控制电缆应满足耐火要求

LNG气化供气装置的监测和控制应符合下列要求： a）LNG储罐应设置液位监测装置，并应设定高低位报警和警戒液位与控制阀控制进行联锁； b LNG储罐应设置压力检测装置，并应设定高低限报警； ) 在LNG储罐易泄漏危险处应设置低温检测器； d 调压器前后应设压力监测仪表； ） 气化器出口管道应设带就地和远传功能的温度检测仪表以及压力监测仪表，出口温度低时 能停止LNG液体进人； 水浴式气化器应监测进出口水温、气化器内的水位，以及LNG进液口、出气口温度、压力。

事故切断系统应付合下列要求： a ESD应是独立的控制系统。 D LNG气化供气装置应设置ESD系统，应能在紧急情况时快速正确动作，切断LNG、天然气气 源或关闭事故设备。 C ESD系统应具有失效保护设计，应为故障安全型，当出现故障或事故时，失效的可能最小。 d） 控制室和气化装置上应同时设置ESD系统启动按钮。 ESD系统应能手动、自动或手动自动同时起动，手动起动器应位于事故时人能到达的位置，并 应标识明显。 ESD系统动作后，在操作人员采取有效措施前，系统应一直处于故障保护状态。复位方式应 为现场手动复位

5.8可燃气体泄漏报警装置

1LNG气化供气装置应设置可燃气体检测报警系统连续监测可燃气体浓度，应根据释放源的 地理条件及环境气候，设置在燃气易于积聚、便于采样检测和安装的位置。 2可燃气体检测报警系统应独立于集散控制系统设置，应采用固定式可燃气体检测器，检测器 方式宜选用扩散式

5.8.3可燃气体检测系统应采用两级报警，可燃气体的一级报警浓度设定值不应大于其爆炸下限值 （体积分数）的20%，可燃气体的二级报警浓度设定值不应大于其爆炸下限值（体积分数）的40%；二级 报警优先于一级报警。 5.8.4可燃气体探测器和报警控制器的设计、选用和安装应符合GB50493、SY/T6503的有关规定。 5.8.5可燃气体探测器达到报警浓度设定值时，应能联锁紧急切断阀和声光报警器。 5.8.6可燃气体探测器的数量应满足泄漏检测的要求。 5.8.7检测器的安装高度应满足燃气泄漏检测的要求。 5.8.8可燃气体泄漏报警系统的性能指标应符合下列要求： a） 系统技术性能应符合GB12358、GB15322和GB16808的规定； 系统防爆性能应符合GB3836.1、GB3836.2、GB3836.4、GB3836.14和GB3836.15的规定 C 可燃气体检测范围应为0%～100%LEL； d）可燃气体检测误差不应大于士5%FS，重复性不应大于士2%FS； e）防护性能应符合GB/T4208的规定；

5.8.3可燃气体检测系统应采用两级报警，可燃气体的一级报警浓度设定值不应大于其爆炸下限值 （体积分数）的20%，可燃气体的二级报警浓度设定值不应大于其爆炸下限值（体积分数）的40%；二级 报警优先于一级报警

a） 系统技术性能应符合GB12358、GB15322和GB16808的规定； b) 系统防爆性能应符合GB3836.1、GB3836.2、GB3836.4、GB3836.14和GB3836.15的规定； C 可燃气体检测范围应为0%~100%LEL； 可燃气体检测误差不应大于土5%FS，重复性不应大于土2%FS； e) 防护性能应符合GB/T4208的规定； 检测器防爆类型应符合GB50058的规定； g）检测器应能提供模拟量信号或数字量输出信号

6.1.1LNG气化供气装置应配置完整，表面应无损伤和缺陷；铸件不应有影响强度和使用寿命的裂 纹、砂眼、渣砂、缩孔等缺陷；碳钢管道表面应除锈涂防锈漆，涂层厚度均匀、光滑，色泽一致，不应有流 痕、鼓泡、裂纹及脱落现象；不锈钢管道应进行酸洗钝化或抛光处理。

合NB/T47013的规定

1）承压元件进行100%焊接接头检测时，射线检测的技术等级不低于AB级，质量等级不低 于Ⅱ级为合格； 2） 承压元件进行40%焊接接头检测时，射线检测的技术等级不低于AB级，质量等级不低 于Ⅲ级为合格。 超声检测应符合下列要求： 1）承压元件进行100%焊接接头检测时，质量等级不低于I级为合格； 2）承压元件进行40%焊接接头检测时，质量等级不低于Ⅱ级为合格。 ）磁粉和渗透检测.承压元件进行100%焊接接头检测.质量等级不低于I级为合格

6.4.1LNG气化供气装置应进行耐压试验。 5.4.2用水作为试压介质时，试验压力应为1.5倍设计压力。 6.4.3用空气或氮气为试验介质时验货标准，试验压力应为1.15倍设计压力。 6.4.4试验应无泄漏，无可见变形，试验过程中应无异常响声

6.4.1LNG气化供气装置应进行耐压试验。

6.4.1LNG气化供气装置应进行耐压试验。 6.4.2用水作为试压介质时，试验压力应为1.5倍设计压力。 6.4.3用空气或氮气为试验介质时，试验压力应为1.15倍设计压力。 6.4.4试验应无泄漏，无可见变形，试验过程中应无异常响声

6.5.1LNG气化供气装置应在耐压试验合格后进行整体气密性试验。 6.5.2调压器前和调压器后管道的气密性试验应分别进行。调压器前的试验压力应为设计压力。调 压器后的试验压力应为防止出口压力过高的安全装置的动作压力的1.1倍，且不应低于20kPa。 5.5.3气密性试验应无泄漏，试验过程中温度如有波动时，压力经温度修正后不应变化

LNG气化装置的出口压力设定值应满足用户使用要求，设定误差不应大于设定值的土10 及以上调压、带监控调压器等的调压装置特种设备标准规范范本，各调压器的出口压力应合理设置。

6.7.1切断装置启动压力的设定值应符合用户的使用要求或厂家声明值，设定误差不

切断装置启动压力的设定值应符合用户的使用要求或厂家声明值，设定误差不应大于设定值 2气化器的天然气出口和调压前应设置测温装置并应与紧急切断阀连锁