SY T 6711-2014 液化天然气接收站技术规范.pdf

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1、ICS 13. 100; 71. 00. 30 E 09 备案号:48219-2015 SY 中华人民共和国石油天然气行业标准SY /T 6711-2014 代替SY/T 6711-2008 液化天然气接收站技术规范Technical code for Iiquefied natural gas receiving terminal 2014-10-15发布2015-03-01实施国家能源局发布, 寸-一SY /T 6711-2014 目次凹111222333344445555566677788999un-臼H离理靠护HHHUU处压统船-uuuuu保uuuu川及增系件成HHHHHHHH气桥空H

2、验u收气空量U文H形定成定置置翩定然战统定热础真统线测试回然放计用义域规形置规布布u规天及系规绝基和系管泵监的气天及输及引定陆般址域布般面向响般化头料般罐罐力表罐内构罐艺发化化炬外压性和及一选陆面一平竖建一液码卸一储储压仪储罐结储工蒸液气火气调围范语址平头罐场言范规术选111总11jj码12J储jjjjr7011站12J天J444555566667777777778888 前123456789SY/T 6711-2014 11111222222233334445555566666677777788888 盘统UUUU制制uuuuuuuu川HHUuu系川川川控buu统控uUUH川UUU-uuu川

3、统统u视统uuu地Mu区系量川讯uuuuu验UUH统系系监系.就蔽归川统车道流通-u业定uu试uU系定制表统视叫定求及屏护明保定u统统川生MMU系装管和臂、罐池作规与阅制规控仪系电呼规要箱和保照环规系系.逃在-车车艺力车地集液量卸道般热装查换全腐控般程全禁路播备般源线地雷急全般估测火装员晚白眼装槽工压装接收集计装管一绝安检置安防及一过安门闭广设一电接接防应安一评检灭涂人精力车艺表气康23槽11jiijil工jjj7仪12jii电11jjjr健12JJJ0000000001111111222222333333444444 QJQ，且唱ATAt且且4it且4iti且411i噜且i咽A414且且A4

4、14AtA。uei司4句3A丛丁HHSY/T 6711-2014 、, nynynynynynynynvnunvou4且且1111111222222 程工川UUU川训助HHH川川培辅uuu行uu员他运-u人案其统气统试全和u求川训预及系空系和安行护要培急统水表气理工运维则作护员应系海仪氮管施试、总操维人用工作7公12J施12操11JjA斗L3r3FL3/O/OIf/叮fRJfO叮，.mu SY /T 6711-2014 前本标准按照GB/T1. 1-2009 (标准化工作导则第1部分z标准的结构和编写给出的规则起草。本标准是在对国外液化天然气接收站调查的基础上，吸收了近年来我国沿海大型液化天然

5、气接收站设计建设运营经验，广泛征求了国内液化天然气接收站建设领域专家的意见，结合我国液化天然气接收站实际情况，将2008年版液化天然气接收站安全技术规程)(SY/T 6711-2008)修订编制而成，根据2013年12月11日在青岛召开的液化天然气接收站安全技术规程审查会会议纪要，将规范名称液化天然气接收站安全技术规程修改为液化天然气接收站技术规范。本标准替代SY/T6711一2008(液化天然气接收站安全技术规程).与SY/T 6711-2008相比，主要技术变化如下z一一石油天然气行业标准液化天然气术语征求意见稿已经发布，为保持术语定义一致，本次修订参照液化天然气术语作了修订p消防车库不应

6、与汽车库合建，考虑到我国在建接收站均没有将消防站和汽车库合建的实例，本次修订改为消防车库应位于人流、车流不影响消防车执行灭火任务时迅速通往火场的地段气一-2008年版规定了码头控制室和配电室的电气设施应采用防爆型电气设施，与GB3836一2010 (爆炸性环境的相关规定有矛盾，本次修订予以删除p一一一国务院安全生产监督管理委员会办公室2008年9月14日发布的安委办26号E关于进一步加强危险化学品安全生产工作的指导意见】第16条规定禁止使用软管充装液化天然气，本次修订删除了2008年版的11.4. 4; 一一对接收站过程控制系统、安全仪表系统、门禁系统、广播系统作了规定，但层次逻辑有些混乱，本

7、次修订对条文内容作了调整;一一现有液化天然气接收站没有采用爆破片设计的LNG储罐，本次修订删除了有关爆破片的内容$2013年1月1日发布实施的JT/T844-2012 (港口设施保安设备设施配置及技术要求)(交通运输部行业标准)，第5.1. 1. 1条规定港口设施周界应采用永久性实体围墙(围网，栅栏封闭，围墙高度不应低于2.5m.本次修订将原围墙高度2.2m改为2.5m。本标准由全国石油天然气标准化技术委员会液化天然气分技术委员会(SACTC355/SC1)提出并归口。本标准主要起草单位:中海石油气电集团有限责任公司、中海福建天然气有限责任公司、广东大鹏液化天然气有限责任公司、北京交运安全卫生

8、技术咨询中心、北京华夏诚智安全环境技术有限公司。本标准主要起草人z卢向东、陈峰、陈文煌、李庆祥、李志勇、王成硕、杨建新、牛军锋、刘新凌、李兆葱、J马景信、李银喜。N P A SY/T 6711-2014 液化天然气接收站技术规范1 范围本标准规定了液化天然气接收站选址、设计、施工、运行管理、维护过程中的技术要求。本标准适用于我国境内沿海地区通过船舶接卸LNG的新建和改扩建全容式低温液化天然气储罐的液化天然气接收站，建设其他罐型的液化天然气接收站可参照执行。本标准不适用于建设冻土地下储罐的液化天然气接收站。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版

9、本适用于本文件。凡是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 3836一2010爆炸性环境GB/T 20368-2012 液化天然气(LNG)生产、储存和装运GB 50007 建筑地基基础设计规范GB 50052 供配电系统设计规范GB 50057 建筑物防雷设计规范AQ 2012一2007石油天然气安全规程JB/T 4730-2005 承压设备无损检测JT 556 港口防雷与接地技术要求JT/T 557 港口装卸区域照明照度及测量方法JTJ 237 装卸油品码头防火设计规范JTS 165 - 5-2009 液化天然气码头设计规拖SH 3076 石油化工企业建筑物结

10、构设计规范SY/T 0329 大型油罐基础检测方法3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1 班化天然气Iiquefied natrual gas 主要由甲烧组成，可能含有少量的乙烧、丙皖、丁饶、氮或通常存在于天然气中的其他组分的一种无色液态流体。3.2 溃化天然气接收站LNG receiving terminal 对船运液化天然气进行接收(码头卸船)、储存、气化和外输(含槽车装车站)等作业的场站。3.3 全窑罐full containment tank SY/T 6711-2014 具有液密性、气密性的次容器和建立在次容器之中的单容罐共同组成的容器。3.4 蒸发气boil-off ga

11、s 由于外界的热量引人以及在容器进料过程中的闪蒸等原因，引起LNG气化产生的气体。3.5 翻潦roll-over 容器(通常为储罐)中不同深度的LNG因温度和/或密度的差异而产生传热、传质，致使各液体层发生快速的混合并伴随大量蒸发气从LNG容器中急剧释放的现象。3.6 工艺装置process plant 在本标准适用范围的作业区内，用于对液化天然气、天然气进行处理或气化的所有系统。3.7 集液池impounding basin 在拦蓄区或泄漏收集区域内，或与拦蓄区或世漏收集区域连接的，用来收集并安全控制泄漏液化天然气的一种收集容器。3.8 气化器vaporizer 一种加热LNG.使LNG转变

12、为气态天然气的热交换装置。3.9 输气首站g描transmissioninitial station 输气管道的起点站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。3.10 加真知odorant 一种具有强烈气昧的有机化合物或混合物。以很低的浓度加入天然气中，使天然气有一种特殊的、通常令人不愉快的警示性臭味，以便泄漏的天然气在低于其爆炸下限浓度时即被察觉。3.11 清管检测系统pi酶ingand detection system 为提高管道输送效率而设置的清除管内凝聚物和沉积物的全套设备，其中包括清管器，清管器收发筒、清管器指示器及清管器示踪仪。4 选址及陆蜡形成4.1 一艘规定液化天然气接收站宜选

13、在交通方便、易于疏散的地点p站址选在孤岛或人工岛上时，应对灾害状态下，人员逃逸、避让及紧急救助作重点关注，满足全天候逃生要求。4.2 选址4.2.1 接收站站址应具有满足站场设施安全运行需要的工程地质条件，未经专门论证，严禁选在地质构造复杂和存在近晚期活动性断裂等抗震不利地段。4.2.2 接收站全容罐的罐外壁到建筑红线及居民区的距离应符合GB/T20368-2012中5.2.3.2的辐射热和5.2.3.3的气体扩散浓度的规定，使火灾蔓延到建筑红线外造成明显危害的可能性最小。4.2.3 接收站站址宜选在易于排除雨水的地段，一般不应设在受洪水和内涝威胁的地段。在山区择址时，应避开山洪及泥石流对站址

14、的威胁，并不应位于窝风地带。SY /T 6711-2014 、司4.2.4 接收站选址时应考虑对大型危险设施、重要军事设施、重点文物保护地区、飞机起落、雷达导航、天文观察等设施的影响。4.3 陆域形成4.3.1 接收站陆域形成前，应进行地质勘探调研，选择可行的施工方案。4.3.2 在山地、丘陵地区采用开山填拘营造人工场地时，应注意避开山洪流经的沟谷，防止回填土石方塌方、流失，确保填挖方地段的稳定性。4.3.3 陆域形成设计应充分考虑土石方平衡，回填或吹填形成的陆域应选择合理、可行的基础处理方法，限制工后沉降量及不均匀沉降量。4.3.4 液化天然气接收站的地基处理、回填料、承载力计算等应遵循GB

15、50007 , SY /T 0329 , SH 3076中的有关规定，且应满足总体设计对承载力的要求。5 总平面布置.l. 5.1 一般规定5.1.1液化天然气接收站总平面布置，应根据其生产工艺特点、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，生产区与生活区和行政区应分区域布置。5. 1. 2 站场内平面布置应与竖向布置相协调。5. 1. 3 站场内储罐、气化器、再冷凝器、加压泵等重要生产设施不应布置在存在地震断裂等不良地质条件的地段。5. 1. 4 站场内管线应在满足安全、维修方便的条件下合理布置，各类管线的线路力求做到流向合理、流程顺畅、缩短物流距离，并应使管线之间，管

16、线与建(构)筑物之间在平面及竖向上相互协调，紧凑合理。5.1.5 站内绿化应符合下列规定:生产区不应种植含油脂多的树木，宜选择含水分较多的树种。一一工艺装置区、LNG储罐与其周围的消防车道之间，不应种植树木。一一LNG储罐区地面可植生长高度不超过0.15m、四季常绿的草皮。一一站内的绿化不应妨碍消防操作。5. 1. 6 总平面布置应考虑方便施工，并根据建设条件，注意施工场地的安排。5.2 平面布置5.2.1 可能散发可燃气体的罐区、装车区、工艺装置，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。5.2.2 接收站高架火炬和放空筒宜布置在地势较高处，并考虑风向影响，如布置在

17、最大频率风向的下风侧时，应考虑接收站泄漏的蒸气云扩散至火炬被点燃的风险。5.2.3 槽车装车区宜布置在厂区边沿或厂区外，并宜独立成区。5.2.4 采用架空电力线路进入厂区的总变配电所，应布置在厂区边沿。5.2.5 站场内热动力设施和锅炉房宜布置在场区边沿。5.2.6 消防车库应位于人流、车流不影响消防车执行灭火任务时迅速通往火场的地段。5.2.7 接收站出人口不应少于两个，并尽可能位于不同方位。5.2.8 站场内道路的布置应与竖向设计及管线布置相结合，并应与站场外道路有顺畅方便的连接。5.2.9 站场内储罐区及工艺区应设置环形消防车道，受地形限制时，应设有回车场的尽头式消防车道，回车场的面积应

18、按所配消防车辆的车型确定，但不宜小于15mx 15mo 3 SY/T 6711-2014 5.2.10 接收站内主干道应采用双车道，罐区和生产区的环形消防车道路面宽度不应小于6m，路面内沿转弯半径不应小于15m。5.2.11 当道路高出附近地面2.5m以上，且在距道路边缘15m范围内有工艺装置、储罐及管道时，应在该段道路的边缘设护墩、矮墙等防护设施。5.2.12 接收站应设置高度不低于2.5m的非燃烧材料围栏或围墙，站场内的35kV及以上的变配电站应设置高度为1.5m的围栏或围墙。5.2.13 液化天然气储罐罐壁间净距应不小于相邻罐直径之和的四分之一。5.2.14 如果气化器的热源介质是可燃介

19、质，则气化器和其主热掘距任何火源应至少15m。在多组气化器情况下，邻近的气化器或主热源不应视为火源。5.2.15 整体式加热气化器到建筑红线的距离不应小于30m，与下列设施的距离不应小于15m。一一液化天然气或易燃流体的收集设施。液化天然气、易燃液体的装卸接头。一一控制室、办公室、维修车间等设施。5.2.16 气化器之间的净间距，不应小于1.5m。5.2.17 液化天然气槽车装卸接头到储罐、控制室、办公室、维修车间和其他重要设施的距离，不应小于15mo5.2.18 接收站储罐区、工艺区、汽车槽车装车区及码头作业区应设置集液池，并有可靠的排水系统。5.3 坚向布置5.3.1 站场的竖向设计应与场

20、区外周围地形标高、道路及防洪排水条件相协调。5.3.2 竖向设计应符合下列要求:一一合理利用地形，为站场各单项建(构)筑物提供适宜的建设场地和标高。一一雨水能迅速排除，场地不受洪水和内涝水淹没。一一满足站场内道路设计要求，并为与外部道路的连接提供良好的条件。一一结合工程地质、水文条件，确保边坡稳定，避免海水倒灌。5.3.3 站场分期建设时，应对竖向设计统一考虑，确保近远期工程协调衔接。5.3.4 竖向设计应根据建设规模、站场地形和地质条件等因素，选择平坡式或阶梯式。5.4 建/构筑物5.4.1 供装运液化天然气和可燃气体的建构筑物防火防爆及通风应符合GB/T20368-2012中5.3 的规定

21、。5.4.2 布置在危险区域内的控制室、配电室应采用正压通风，面向生产装置一侧不应设置窗户。5.4.3 压缩机厂房宜采用开敞式或半开敞式厂房。6 码头6.1 -酷规定6. 1. 1 液化天然气码头与工作船码头、液化天然气储罐及周围建筑物的安全距离，液化天然气码头防火及靠离泊应符合JTS165-5-2009及JTJ237的相关要求。6.1.2 液化天然气码头供电、供水、消防、控制、通讯、医疗救助等设计应与站场设计相协调。6. 1. 3 码头应设置防火、防泄漏和防止事故扩大蔓延的安全设施。4 A 晶 SY/T 6711-2014 6.2 班化天然气船靠、商泊6.2.1 LNG船舶停泊后，船岸双方应

22、交换船岸检查表，并且经双方确认后，方可进行接卸作业。6.2.2 液化天然气船舶在进行卸船作业前，应按照港口设施保安规则，办理相关手续。6.2.3 液化天然气船舶在进行卸船作业前，应符合JTJ237的要求，做好船岸跨接工作。6.2.4 接收站应配备与液化天然气船舶相匹配的通讯接口，包括电缆、光缆等，并在卸船前进行紧急切断系统测试。6.2.5 液化天然气码头靠泊液化天然气船舶时，应划定警戒水域，设立禁火区，至少150m范围内严禁无关船舶驶入，并且应有一艘消拖船和一艘警戒船监护。6.2.6 液化天然气船舶不宜在夜间进出港和靠离泊作业，如需在夜间进行靠离泊作业时，应进行专门的安全评估。6.3 码头及枝

23、桥6.3.1 码头及战桥上的液化天然气管道应采取措施避免交通车辆或其他可能的原因损坏。6.3.2 码头应设置液化天然气泄漏收集系统。6.3.3 码头应有完备的消防设施，应符合JTS165 -5-2009中9.2的规定。6.3.4 码头防雷接地及码头装卸区域照明照度，应符合JT556及JT/T557的规定。6.3.5 码头平台的面积应考虑检修装卸臂等设备的操作空间。6.3.6 战桥应采用不可燃或阻燃性材料。6.3.7 战桥宽度设计时，在充分考虑管带宽度的同时，应预留足够宽度的检修车辆通道，钱桥宽度不宜小于15m。6.3.8 码头及战桥上均应设置于动报警按钮，并加防护罩。6.3.9 码头及战桥上均

24、应设置声光自动火灾报警系统和手动火灾报警按钮，并加防护罩。6.3.10 码头应设置快速脱缆装置。6.3.11 码头应配置满足港口设施保安要求的通信设施和船岸专用有线通信系统，并宜设置应急广播对讲系统。6.3.12 码头应设置视频监控系统等监控设施。6.4 卸料系统6.4.1 装卸系统应设置切断阀及排液、排空接口，排液和排气口应采用封闭措施。6.4.2 装卸臂应有切断、断开功能，应设置紧急脱离装置，并应设置移动超眼报警装置。7 储罐7.1 -般规定接收站中用于储存液化天然气的全容式液化天然气储罐应满足z安全地储存低温液体。一一安全地充装和外输。一一蒸发气可以安全地排出。除真空保护外，可以防止空气

25、和水气进入。一一最大限度降低冷量散失，满足操作要求，避免土壤结冻引起的拱起。一能抗住可能的外部力量对储罐的损坏。一在最高和最低设计压力之间安全地运行。5 SY /T 6711-2014 一一在设计寿命内可满足多次停产检修充装。一一暴露于大气的储罐外壁要能够防止渗水，无论是表面水、消防水、雨水或是水气。7.2 储罐绝热7.2.1 绝热材料应避免对接触件造成腐蚀。7.2.2 当罐壁间绝热材料为膨胀珍珠岩时，应采用能吸收储罐径向变形的材料。7.3 储罐基础I 7.3.1 储罐基础的抗震设计师合工程地震安全性评价报告中的相关要求。7.3.2储罐基础应保证不均匍沉降低于储罐承台的许值。7.3.3 储罐基

26、础应保证基础下面土壤不能结冰。如果无法避免结冰，应安装加热设施。加热设施应能在储罐不停产情况下检修和更换;同时应考虑一用一备。7.3.4 为减轻地震的影响，基础设计可考虑呆用减震垫。7.3.5 储罐承台可以采用地面式、架空式和半地下式。吁采用架雪式承台时，地面和承台间高度应保证承台下空气自然对流使承伊脚度不低于环境?如7.4 压力和真空保护/ 7.4.1 压力检测: / 储罐要配备压力检测仪表卢荣在合适的位置来检测储罐的压力变化，压力检测应设置z一一-连续的压力测量。/- 1 一一独立的高高压力检测飞! 独立的低低压力检测，检测到压力低低后，蒸发气压缩机和罐内泵应自动停机，必要的话，真空保护间

27、应自动忖开。I-在保冷层和内罐之间应设置压差回或者在保冷层安装单独的压力检测。7.4.2 储罐安全阀7.4.2.1 储罐的操作压力和安全阅释放压力之间应考虑足够的余量，避免不必要的放空。7.4.2.2 储罐安全间应考虑至少有一台备用，I可以直接向大气酣月二$如果安全评估后认为直接放空不安全时，可以接入火炬系缉。7.4.2.3 安全阔的排放量应考虑在储罐最高生作压力时，火灾情况下的热量输入或者是下述原因中可能同时发生的几种情况组合产生的气体流量I一-由于热量输入而造成的气化。一一由于进料而造成的排电。/一一进料时的闪蒸。一一大气压力的变化。一一罐内泵循环。一一控制阀出故障。一一罐内液体翻滚。7.

28、4.3 真空保妒/ 7.4.3.1 储罐负压保护通过罐内泵及蒸发气压缩机的自动停机和两套真空保护系统来实现。7.4.3.2 储罐的真空间应至少有一台备用。真空间的流量应考虑下面原因中可能同时发生的情况组合时需要流量的1.1倍。一一大气压的变化。一一罐内泵正常运行。一一蒸发气压缩机正常运行。SY/T 6711-2014 7.5 仪表系统唱储罐需配备的仪表应保证技运，操作及重新投运的安全。仪表系统至少包括液位、压力、温度、密度，且应至少符合以下配置要尽t一一-与安全和运行相关仪表要有足静曲冗余。一与安全功能有关的检测仪表应与控制议表独立配置。一一应把测量结果及报警街号传送到控制室。 7.5.1 液

29、位监测 7.5.1.1 宜采用高精度和独立的液位控制进行被位保护。7.5. 1. 2 储罐应配备可以监控液面并且能够启动保护机构动作的仪表，对这些仪表要求z至少两个独立系统且对液面能进行连续的测量4每个系统都能实现高液位警报、高高液位警报、低液位报警、低低液位报警和关断。，/ 7.5.2 温度监测! / 储罐应配备温度监测仪表，丁且应z一应能对不同深度的温度进轩测量，情邻巧合传感器之间的垂直距事不应超过2m。一一气相的温度。!( 一一内罐罐壁和罐底的温度。一一外罐的罐壁和罐底曲祖度。7.5.3 密度监测应对罐内不同深度的密度进行监测，7.6 储罐管线7.6.1 储罐冷却管线 , / 7.6.

30、1. 1 宜设置专用的储罐冷却管线，用于储罐的最剖冷却，冷却管末端可采用喷嘴或环形喷淋管的形式。I7.6. 1. 2 如果储罐的进料管较为喷淋式设计，进料管线电!可以作为冷却管线使用。-/ / 7.6.2 进料管线进料应设置顶部进料和较低部位进料两条管线。7.7 罐内泵7.7.1 应采用电动潜液泵从罐内泵出液化天然气。7.7.2 具体要求如下:一一每个泵都要单独配备阅门。应根据泵的特性设置泵的小流量循环管线。7 SY /T 6711-2014 7.8 结构监测储罐应配备结构检测设施来监测储罐的结构(包括罐底状态，监测设施应能显示正常值、报警和紧急报警。7.8.1 温度监测7.8. 1. 1 应

31、考虑设置三套温度监测:一一装在内罐罐壁外及罐底，用于监测储罐冷却和停产升温过程。一一一装在罐壁及罐底绝热层的外侧，以探测泄漏及保温性能下降引起的绝热效果降低。一一装在全容罐的掘凝土罐壁的外面及混凝土承台的外面或各种储罐的支撑点上，用来监测温度梯度。7.8. 1. 2 来自所有传感器的参数在控制室都要有记录，确认检测到泄漏都要发出报警。传感器的覆盖要充分，可以确保探测到泄漏及监测到温度梯度。7.8. 1. 3 如果罐底设有加热系统，应连续记录加热系统的电能消艳。7.8.2 沉降监测应对基础沉降进行监测或定期检测。7.8.3 内罐泄漏监测7.8.3.1 内外罐之间保冷层应设氮气系统，并设置温度检测

32、或可燃气体检测以监测内罐泄漏。7.8.3.2 对于绝热层和内罐完全隔离的储罐，要在绝热层内设置氮气系统，通过探测氯气吹扫中的碳氢组分监测内罐的密封度。7.9 储罐的试验7.9.1 强度和气密性试验储罐应进行强度和气密性试验，两者可结合起来进行，也可以分开进行。7.9.2 外罐全容罐的外罐需要进行强度和气密性试验。试验压力应为:一一125%的设计表压。一一125%的设计真空度。7.9.3 内罐7.9.3.1 全容罐应对内罐进行的试验。7.9.3.2 罐壁进行保温前，应进行水压试验，将内罐加载至125%的额定负荷。7.9.3.3 不宜采用海水进行试验。使用海水时，应采取适当措施避免内罐和罐内金属构

33、件腐蚀，试压后应及时将海水冲洗干净。7.9.3.4 水压试验应按照下列方法及要求按步骤完成z8 一一往罐内充水，直至作用在底板上的压力与正常进料条件下的操作压力相等(流体及罐壁保温材料的重量)。进料过程按额定负荷的25%，50% , 75% , 100%四个阶段进行，记录每个液位时的沉降数据。一一一对所有的焊缝进行目测。, SY /T 6711-2014 一一向储罐内充水，直至压力达到测试压力，至少稳压24h。一一记录沉降数据，检查内罐的状况。一一排水至压力负荷为额定负荷。一-记录沉降数据，并检查内罐的状况。一一排水分75%，50% , 25% , 0%四个阶段进行，每个阶段记录沉降数据，将预

34、先计算的沉降数据与实际数据相比较，对于出现的偏差进行分析。8 站场工艺8.1 蒸发气回收及处理8.1.1 一般规定8. 1. 1. 1 接收站应安装蒸发气回收装置收集蒸发气。8.1.1.2 对可能出现真空的管道、工艺容器或其他设备，设计中应考虑该设备能承受相应的负压;或应采取措施，防止真空对设施造成的损坏。如果采用引人气体的方式来防止真空，则引人的气体不能使系统内形成可燃混合物。8.1.2 蒸发气收集系统8.1.2.1 该系统的设计应保证在正常操作过程中低温气体不能直接释放到大气中，同时该系统应至少收集以下可能产生的蒸发气z一一储罐及所有容纳液化天然气的容器中闪蒸出的蒸发气。一-液化天然气的设

35、备及管道的气体安全泄放系统排放的蒸发气。8.1.2.2 蒸发气系统的材质应具有低温特性。8.1.2.3 蒸发气系统管线的保温层厚度应与同样管径的低压液化天然气管线保温层厚度一致，蒸发气到火炬/放空系统的的管线除外。8. 1. 2. 4 蒸发气系统的最大工作压力应满足气体安全泄放系统开启时可能达到的最大压力。8.1.2.5 排液阅门应安装在所有主管线或火炬管线(在火炬收集罐的上游)的低点，并与排液收集系统相连接。8. 1. 3 液化天然气运输船的气体返回系统8. 1.3. 1 应设置液化天然气船的气体返回系统。8. 1. 3. 2 如果液化天然气船的气体返回系统的回气压力不足，可使用增压装置向液

36、化天然气船补气。8.1.4 蒸发气压缩机8.1.4.1 压缩机的材质应适应其工作范围下的温度和压力。8.1.4.2 蒸发气压缩机应可以手动或自动停车，同时应设置相应阔门，使压缩机能隔离维修。8; 1.4.3 蒸发气压缩机出口管线应设置止回阅。8.2 渡化天然气增压8.2.1 液化天然气增压系统的材质应适应其所有工作范围下的温度和压力，同时要注意各种材质之间的匹配性。8.2.2 应确保每台泵进行维修时都能够独立地隔离、排液和氮气吹扫。8.2.3 应在泵与下游隔断阅之间安装止回间，同时应采取预防措施避免水击。9 SY/T 6711-2014 8.2.4 应在泵轴上安装震动监测装置。8.2.5 应设

37、排液管线，排液阔的安装应易于操作。8.3 气化8.3.1 隔断阀各气化器进口和出口应设隔断闹。8.3.2 设计温度各气化器出口阀及出口阀上游的管线、管件和安全阀，设计温度应为液化天然气的温度。 、8.3.3 自动关断 . 应设置独立的自动关断系统，防止进入外输系统的被化夭然气戎气体温度高于或低于外输系统的设计温度。8.3.4 热源切断/ 各加热气化器上应配备热掠切断装置。该装置压乒可以就地和远距离控制。远距离控制点离气化器应至少15mo8.3.5 进料切断/ 加热气化器的液化天然气进口管线上应装一个切断阀，该阔离气化器至少15m。如果气化器装在建筑物内，切断阔应距该建筑物至少15肌切断间应可以

38、就地控制或远距离控制，同时该阀应避免因外部结冰而无法操作。(8.3.6 易燃热媒介质使用易燃的热媒流体作为热掘的加热气化器，热媒流体系统的冷管道和热管道上应装切断间，这些间应离气化器至少15m。8.3.7 材质气化器的材质应适用于处理液化天然气，材质也要可加热流体相匹配不能产生锈蚀或腐蚀), 也可以采用防腐涂层保护。飞/8.3.8 保护层若气化器使用保护层(油i奈、金属喷涂、电镀、钵粉热镀等).则保护层应在液化天然气温度状况下和加热流体的最大温度状、现F都处于稳定状态，应/定期对保护层进行检修喷涂。8.3.9 气化器出口切断闹下游管线气化器出口管线材质的选择应按可能出现的最低温度确定。主要取决

39、于下列情况:一一自动关闭隔断阔的温度设置点。温度稳定之前的热瞬变。一一由于气体降压膨胀而造成的温度降低。8.3.10 安全泄压闹各气化器应设置安全阀，安全阀的泄放能力应满足z10 F 4 SY /T 6711-2014 一一一加热气化器或工艺气化器的安全阀泄放能力z在不允许压力高于气化器最大允许工作压力10%的情况下，世放流量应为额定气化天然气流量的110%。一一环境气化器的安全阀泄放能力:在不允许压力高于气化器最大允许工作压力10%的情况下，泄放流量应至少为额定气化天然气流量的150%。8.3.11 有害气体如果加热气化器或远距离加热气化器的热源安装在建筑物内，应采取措施防止燃烧的有害气体聚

40、集。 8.4 火炬及肢空系统 1、 8.4.1 火炬/放空系统的能方巫孕吉、可能出现的最天流量。8.4.2 火炬的布置应按照5.2的规定气将可燃气体与火炬接触的风险降至最小。， 9 天然气外输/ / 9.1 调压及计量/ / / 输气首站内调压、计量工艺设计应符合压方、温度、流量以及变工况等输气工艺设计要求，并应满足开、停工和检修需要。/ / 9.2 清管检测系统9.2.1 清管工艺应采用不停何密闭清管流程。:/ 9.2.2 清管器的通过指示器应安装在进出站的骨段上.并应将指示信号传至站内。9.2.3 清管器收发筒的结构应能满足通过清管器戎检测器的要求。9.2.4 清管器收发筒上的快:开盲板.

41、如无前爆踏.不应正对间靶小于或等于60m的重要建筑物。9.2.5 清管作业清除的污物应有专人进行收集肚理，不得随意排放。9.3 加臭9.3.1 根据客户需求加臭。9.3.2 加臭剂的最小量应符惜当天然气世漏拉到爆炸下眼的20%浓度时，应能被人的正常嗅觉所察觉。加臭剂常用具有明显臭味的硫醇、确陆或其他含硫他合物配制。10 槽车装车系统10.1 槽车装车区 / 10. 1. 1 槽车装车区应有足够的面积，使车辆尽可能少移动或转向，应与接收站相对独立，应设门禁系统。10.1.2 槽车的进出调度与灌装作业控制宜集成在统一的管理系统中。10.2 工艺管道系统10.2.1 装车总管紧急切断阀，应通过分析确

42、定关闭时间，防止水击造成管道及设备的失效。10.2.2 紧急切断阀应设置在距装车区大于7.6m且小于30m处，阀的安装位置应保证在紧急情况时操作人员易接近。11 SY /T 6711-2014 10.2.3 管道系统中应根据需要安装止回间，且应尽量靠近可能发生回流的接口处。10.2.4 系统应采用安全的方式置换出空气或其他气体，应设置放空短管和扫线头，以便所有工艺和可燃气体管道的置换。10.2.5 一个装车台上可布置一或两条装车线。10.3 压力和流量控制10.3.1 液化天然气装车总管可设压力控制阀，阀后压力控制应符合槽车要求;蒸发气返回总管宜设置压力控制阀。10.3.2 各装车线设置流量计

43、、流量控制阔或地衡，可采用集中控制系统或就地预设控制器控制装车流量。10.4 装车蕾10.4.1 装车臂的低温旋转接头应通过低温测试。装车臂的型式宜满足槽车尾部和侧部连接的需要。10.4.2 应对车臂提供适当的支撑，平衡力应考虑装车臂上结冰增加的重量。10.4.3 装卸臂与槽车的连接宜采用法兰或快速连接头，可加装紧急脱离设施。10.5 接地、通讯10. 5.1 槽车灌装液化天然气时应提供防静电接地保护设施，接地宜测试并保持与控制系统的硬线连接。10. S. 2 装卸地点应配备通讯设施，通讯方式可采用防爆电话、广播系统、无线电或信号灯。10.6 收集罐可设置收集罐收集液化天然气，收集罐周围宜设置

44、防世漏扩散堤。10.7 集遭池装车区可能世漏的液化天然气应被排入配有泡沫发生器的集液池。10.8 计量宜使用地衡称重计量。10.9 装卸作业10.9.1 一般规定10.9. 1. 1 装卸作业时，应由有资质的操作人员始终在现场值守。10.9. 1. 2 有效的书面操作程序应包括所有装车作业以及在紧急与正常情况下的操作程序，程序应及时更新，且所有操作人员可使用。10.9. 1. 3 在装卸现场不应有点火源、手机及非防爆电气设备。10.9. 1. 4 在装卸区应设置禁止吸烟的警示牌。10.9. 1. 5 应通过地衡、流量控制、检查槽车被位、监视气相返回线温度等措施确保槽车不超装，超装后应有反卸流程

45、。10.9. 1. 6 在装车之前，应先检查装车系统，确认阅处于正确的位置上。灌装过程应遵循灌装阶梯曲线进行;如果压力或温度出现任何异常变化，装车应立即停止直到查明原因井予以纠正。12 SY /T 6711-2014 10.9.2 槽车10.9.2.1 槽车司机应经过安全培训，取得相关证书。进入装车区的槽车应符合国家有关标准，应使用有关部门批准的专用槽车。10.9.2.2 液化天然气槽车的储罐，如果储罐中为非正压，则应测试氧含量。如果槽车罐中的氧体积含量超过2%，则不能装车，应进行置换使氧体积含量低于2%。10.9.2.3 装车后宜不需倒车就能驶出该区。10.9.2.4 在槽车进行装卸的过程中

46、，距装车台边缘8m内不应允许其他类型的车辆行驶。10.9.2.5 装卸开始前，接地设施应连接至槽车并应经过测试确认。装卸结束后，在装卸连接管置换合格后，才能脱开连接，车辆的发动机才能启动。11 工艺管道11.1 一般规定11. 1. 1 管道系统安装完毕后，在投入生产前，应进行吹扫、试压、干燥和惰性气体置换。11. 1. 2 站内管道设计、安装应采取减小振动和热应力的措施。11.1.3 管道应采用地上或埋地敷设，不应采用管沟敷设。11. 1. 4 管道穿越车行道路时，宜采用套管保护。11. 1. 5 主要及辅助的工艺系统应尽可能露天安装，管道跨越道路时，净空高度不应小于5m。11. 1. 6

47、所有的管道应至少符合下列防火要求之一:管道材料既能承受正常的操作温度，又能承受紧急状态下的极端温度。通过保温层或其他方式延迟极端温度导致的管道失效。在遭受溢出物着火高温的情况下，管道能够隔离。11.2 绝热11.2.1 在可能发生火灾区域使用的管道绝热材料应具有耐火性。11.2.2 应选用符合相应标准规范要求的绝热材料。11.2.3 应使用低氯化物含量的绝热材料。11.2.4 应避免使用可能破附甲烧气的多孔绝热材料。11.2.5 应设隔潮层，绝热材料本身不透水蒸气的情况除外。11.3 安装11.3.1 管道连接11.3. 1. 1 公称直径大于50mm的管道连接应采用焊接或法兰。11.3. 1

48、. 2 应尽可能地少用螺纹接口和法兰接口。11.3.1.3 不同的金属之间应采用法兰或其他经试验验证的过渡连接技术连接。11.3.1.4 垫片应选用防火材料。11.3.2阎11.3.2.1 加长阀杆间应用填料密封，安装的位置不应因结冰引起阀门泄漏或误动作。11.3.2.2 如果安装在低温管道上的阔门的加长阔杆向上偏离正垂线超过4，应确保它能正确地动作。13 SY/T 6711-2014 11.3.2.3 在容器和储罐的接口处应设切断阀。11.3.2.4 在储存有液化天然气或低温气体的系统中应安装可以就地控制和远距离控制的阀门。11.3.2.5 间及阔的执行机构应能在结冰的条件下操作。11.3.2.6 公称直径200mm及以上的紧急切断间应同时配备动力操作和手动执行机构。11.3.2.7 与储罐相连的液化天然气管线上的储罐隔断间应能隔离LNG储罐并保证其安全停车。11.3.3 焊接11.3.3.1 参加焊接的焊工应持有相应的资格证书。11.3.3.2 焊工施焊的范围应与本人资格考试所取得的资格范围相一致，且应持证上岗。11.3.3.3 在焊接冲击试验的材料时，应选择合格的焊接程序，使管道材料的低温性能损害最小。11.3.3.4 把附件焊到超薄的管道上时，应选择适当的焊接技术、程序，最大程度减小烧穿的可能。11.3.3.5 不应采用气焊焊接。11.4 检查