DG∕TJ 08-2014-2018 液化天然气应急储备调峰站设计标准

上海市住房和城乡建设管理委员会发布上海市工程建设规范液化天然气应急储备调峰站设计标准主编单位：上海燃气(集团)有限公司上海燃气工程设计研究有限公司批准部门：上海市住房和城乡建设管理委员会施行日期：2019年5月1日上海市住房和城乡建设管理委员会文件上海市住房和城乡建设管理委员会关于批准《液化天然气应急储备调峰站设计标准》为上海市工程建设规范的通知各有关单位：由上海燃气(集团)有限公司和上海燃气工程设计研究有限公司主编的《液化天然气应急储备调峰站设计标准》,经我委审核，现批准为上海市工程建设规范，统一编号为DG/TJ08—2014—2018,自2019年5月1日起实施，原《液化天然气事故备用调峰站设计规程》(DGJ08—2014—2007)本规范由上海市住房和城乡建设管理委员会负责管理，上海燃气(集团)有限公司负责解释。特此通知。上海市住房和城乡建设管理委员会二○一八年十二月十七日本标准是根据上海市城乡建设和管理委员会《关于印发<2015年上海市工程建设规范编制计划〉的通知》(沪建管〔2014〕966号)的要求，由上海燃气(集团)有限公司等单位在《液化天然气事故备用调峰站设计规程》DGJ08-2014-2007基础上，通过深入调查研究，认真总结实践经验，参考有关国内外标准，并在广泛征求意见的基础上，修订完成本标准。本次修订的主要内容有：1.删除了原规程中过期废止的引用文件，采用并补充现行有效的引用文件，用现行国家标准文件替代原规程中引用的国外标准文件。3.删除了原规程中关于“储罐围堰区设计”的有关条款。6.调整了原规程中关于“液化天然气事故备用调峰站区与站内、外建(构)筑物的最小防火间距”的相关规定，按不低于现行国家标准《石油天然气设计防火规范》GB50183、《液化天然气接收关规定执行。7.增加了站区消防水系统设计和使用高倍数泡沫灭火系统的设计内容，同时对消防控制和火灾报警系统的内容进行了增补。8.增加和调整了原规程中的术语和定义，力图使术语和定义更完整，并与标准体系中的同类术语和定义表述统一。各单位及相关人员在执行本标准的过程中，如有意见或建议，请反馈至上海燃气(集团)有限公司(地址：上海市闵行区虹井路159号；邮编：201103),或上海燃气工程设计研究有限公司(地址：上海市浦东新区崮山路887号；邮编：200135;E-mail:Jiali.huang@),或上海市建筑建材业市场管理总站(地址：上海市徐汇区小木桥路683号；邮编：200032;E-mail:bzglk@shjjw.),以供今后修订时参考。上海燃气工程设计研究有限公司参编单位：中交第三航务工程勘察设计院有限公司中交上海航道勘察设计研究院有限公司上海市消防局上海市城市规划设计研究院上海天然气管网有限公司上海液化天然气有限责任公司主要起草人：王者洪臧良李念文刘军张明上海市建筑建材业市场管理总站2018年9月—1— 1 23站址选择 44平面布置 54.1陆域布置 54.2泊位布置 84.3码头水域 4.5防波堤和护岸 4.6进出港航道 4.8港作船舶 5水工建筑物 5.1结构安全等级、抗震设防和变形 5.2作用力计算参数的取值 5.3作用和作用效应组合 5.5码头安全设施 6工艺及工艺设备 207液化天然气储罐 217.1液化天然气储罐的设计要求 217.2储罐的泄放装置 237.3抗震设计 247.4储罐的检验和试验 7.5储罐的干燥、置换和冷却 —2—8液化天然气气化器 8.2气化器布置 268.3气化器设计 28 9.2管道的检查与试验 9.3管道系统置换 2910液化天然气的转运 3010.1泵与压缩机的控制 3010.2船舶装卸 10.3液化天然气罐车装卸设施 3110.4管线装卸 10.5装卸臂 11站区消防安全设施 3411.1一般规定 3411.2建筑耐火等级和防火防爆 11.3消防设施的设计 3511.4站区和码头灭火系统 11.5消防控制和火灾报警系统 4112电气、仪表及自动控制 43 4312.2自动控制系统 4312.3过程检测仪表 4412.4紧急切断系统 4513通信、照明和导航设施 本标准用词说明 48引用标准名录 49条文说明 —3— 1 2 4 5 5 84.3Wharfwaters 4.5Breakwatersandre 5.1Structuralsafety,earthquakefortifi 5.2Forcecalculati 5.3Combinationofact 5.5Wharfsafetyfacilit 6Processandprocesseq 20 217.1DesignrequirementsofLNGsto 217.2Releasingdevicesofstorage 237.3Earthquakeresistan —4—7.4Inspectionandtestingofstorage 247.5Drying,replacingandcoolingof 25 26 26 28 28 29 30 30 30 3411.2Fireresistancele 11.3Designoffireprotectionf 11.4Areaand 36 4112Electricity,instrumentationan 43 43 44 —5— Explanationofwordinginthisstandard Explanationofprovisions 531.0.1为统一本市液化天然气应急储备调峰站设计技术要求，有效控制液化天然气应急储备调峰站工程建设质量和安全，制定本标准。1.0.2本标准适用于新建、扩建和改建的陆上液化天然气应急储备调峰站工程设计1.0.3本标准适用于以船运方式接收液化天然气的液化天然气应急储备调峰站工程设计1.0.4液化天然气应急储备调峰站的设计，除应遵守本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定2.0.1液化天然气liquefiednaturalgas(LNG)2.0.2应急储备调峰站emergencypeak-shavingstation为应对城市天然气供应时可能出现的下游负荷不均匀或上游气源减供引起的短期性天然气供需失衡而建设的具有一定应急储备规模的调峰站。2.0.3液化天然气接收站liquefiednaturalgasreceivingte对船运液化天然气进行接收、储存、气化和外输作业的场站。2.0.4液化天然气船舶LNGcarrier运输液化天然气的专用船舶。2.0.5液化天然气码头LNGportandjetty为运输液化天然气船舶提供靠离泊和装卸作业的港口设施。由于处于不同液位液化天然气的密度或温度不同而形成的液化天然气不同层之间剧烈运动的不稳定状态，并释放出大量的液化天然气蒸发气的现象。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LNGtankvehicle低温液化天然气罐车是LNG公路运输采用的主要设备，也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2.0.13中间介质气化器intermediatefluidvaporizer(IFV)利用一种中间介质蒸发冷凝的相变过程将热源的热量传递给液化天然气，使其气化的设备。2.0.14开架式气化器openrackvaporizer(ORV)2.0.15操作基准地震operatingbaseearthquake(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液化天然气应急储备调峰站的选址应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、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员疏散条件。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3.0.5液化天然气应急储备调峰站选址应根据液化天然气码头、站内罐区布置和外输方式等条件综合确定。3.0.6公路、地区架空电力线路、地区输油(输气)管道不应穿越液化天然气应急储备调峰站。4.1陆域布置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)序号储罐总容积V(m³)安全间距(m)1明火、散发火花地点2公共建筑(最外侧建、构筑物外墙)3工业企业(最外侧建、构筑物外墙)4民用建筑、甲乙类液体储罐、甲乙类生产厂5序号储罐总容积V(m³)安全间距(m)6铁路(中心线)国家线78公路(路肩)高速公路I、Ⅱ级9架空电力线(中心线)1.5倍杆高架空通讯线(中心线)注：1液化天然气储罐总容积大于2000m³以上小于20000m³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。2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》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基地内建(构)筑物的最小防火间距应满足表4.1.4的要求。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)储罐总容积V(m³)防火间距(m)1码头(工作平台)2明火、散发火花地点345汽车库、机修间、燃气热水炉间6消防泵房、消防水池取水口储罐总容积V(m³)防火间距(m)789围墙注：1液化天然气储罐总容积大于2000m³小于20000m³的按表4.1.4储罐总容积20000m³~100000m³(序号2,3,5,9,11)的防火间距减少50%。但序号1,4,6,2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。3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)电控池水口装卸台一5续表4.1.5电控池水口装卸台水池取水口5汽车槽车装卸台一55一注：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的有关规定执行。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》GB51156的有关规定执行。4.2泊位布置4.2.1液化天然气船舶泊位平面布置应符合港口发展规划，可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行业标准《液化天然气码头设计规范》JTS165—5的有关规定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4.2.5液化天然气船舶在海港系泊时，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小于100m;在河港系泊时，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小于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波高(m)能见度流速(m/s)一系泊一续表4.2.6波高(m)能见度流速(m/s)≤V<一系泊一≤V<一系泊一I一系泊一注：1表中横浪指与船舶的夹角大于等于15°的波浪，小于15°的为顺浪；横流指与船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。4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，船艏宜朝向有利于船舶紧急离开码头的方向。4.3码头水域4.3.1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倍设计船长。液化天然气船舶制动距离可取4倍～5倍设计船长。4.3.2回旋水域应符合下列规定：1海港液化天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计算确定。设计船型可通过分析论证确定，也可按现行行业标准4.4.2液化天然气码头前沿顶高程应按现行行业标准《海港总4.4.3海港液化天然气码头前沿设计水深应按保证满载设计船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4.4.4码头前沿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防波堤和护岸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》JTS165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—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。1斜坡式护岸防浪墙的顶高程可按下式估算：EHWL——重现期为100年的年极值高水位(m);2直立式护岸防浪墙的顶高程可按下式估算：EHWL——重现期为100年的年极值高水位(m);7mx—重现期为100年的H₁%(波列累积频率为1%的波高)静水面以上的波峰面高度(m);△——富裕值(m),可根据使用要求和护岸重要性取4.5.5当液化天然气码头紧靠防波堤布置时，防波堤顶高程的确定可根据防波堤的型式分别按式(4.5.3-1)和式(4.5.3-2)估算。4.6进出港航道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。4.6.3采用C型独立液货舱设计、船舷侧具有良好的防碰撞设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，警，并且其前后各300m、左右各100m的范围内不得有无关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单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面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4.8港作船舶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4.8.2海港液化天然气码头拖船配置应符合下列规定。 180000m³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。280000m³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。5水工建筑物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一级，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。5.1.5防波堤和不直接掩护应急储备调峰站的护岸抗震设防标准应按现行行业标准《水运工程抗震设计规范》JTS146的有关规定执行。5.1.6敷设工艺管线的栈桥、工作平台等结构的变形应满足管线的使用和安全要求。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5.2.2液化天然气码头结构设计波浪要素重现期应采用100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》JTS144-1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°。5.2.5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5.3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。5.3.2码头设计应考虑下列四种设计状况：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。5.3.3对持久状况的正常使用极限状态，根据不同的设计要求，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：C——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列内容：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167-1和《水运工程混凝土结构设计规范》JTS151的有关规定5.4.2高桩墩台应按空间结构计算。5.5码头安全设施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，应能满足扑救码头火灾和辅助扑救停泊设计船型火灾的要求。5.5.4海港液化天然气码头应设置快速脱缆钩，河港液化天然气码头宜设置快速脱缆钩。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助设施。5.5.6液化天然气码头应设置警示标志和夜间警示灯。5.5.7液化天然气码头安全设施应按现行行业标准《液化天然6工艺及工艺设备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150和《固定式真空绝热深冷压力容器》GB/T18442.1～GB/T18442.6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的有关规定执行。7液化天然气储罐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—29℃)接触的所有材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，应符合本标准第9章的规定。7.1.4液化天然气储罐的绝热设计应符合下列要求：1液化天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的设计和安装、热应力和机械应力产生的开裂，应不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。基础底板宜预埋2根相互正交的测斜仪管。7.1.8液化天然气全容罐内罐应符合下列要求：1液化天然气全容罐的内罐设计应按现行国家标准《现场组装立式圆筒平底钢质液化天然气储罐的设计与建造第2部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《现场组装立式圆筒平底钢质液化天然气储罐的设计与建造第3部分：混有关规定执行。7.2储罐的泄放装置7.2.1液化天然气储罐应按规定配备压力和真空泄放装置，泄放装置应符合下列要求：1将液化天然气储罐的内部压力控制在允许的压力范围之内。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安全阀和储罐之间应装有手动全开式截止阀，将液化天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，应注意防6安全阀的最小泄放能力应不低于24h内排出满罐容量7.2.2卸压装置的尺寸应按最大的一次事故的排放量或合理的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，应关规定执行。7.2.3安全泄放装置在各种工况条件下的泄放总热流量和排气量可按现行国家标准《液化天然气接收站工程设计规范》GB51156的有关规定执行。7.3抗震设计7.3.1液化天然气储罐设计中，应考虑地震荷载。建设单位应进行现场调查，委托有资质单位进行地震安全影响评价，确定地震动特征和反应谱。7.3.2液化天然气储罐系统的抗震设计，应按现行国家标准《液化天然气接收站工程设计规范》GB51156的有关规定执行，确定合适的操作基准地震(OBE)和安全停运地震(SSE)两水准地震动的反应谱数值进行设计。7.3.3液化天然气储罐应在SSE工况下安全停运。SSE之后，7.4储罐的检验和试验7.4.1液化天然气全容罐的钢质内罐壁板的所有竖向、水平(环向)对接焊缝均应进行100%的射线检验。其无损检测方法和合格标准应按现行国家标准《液化天然气接收站工程设计规范》GB51156的有关规定执行。7.4.2液化天然气储罐试验应按现行国家标准《现场组装立式圆筒平底钢质液化天然气储罐的设计与建造第5部分：试验、7.4.3在水压试验充水和排水过程中，应测量和监控内罐和外罐的沉降。每当充液或清空达到1/2或3/4试验液位以及达到7.4.4水压试验用水的质量应清澈，无异味。储罐底部不允许出现沉淀物。7.4.6储罐试压试验完成放空水后，应重新检查并重新拧紧锚7.4.7应按照有关规定对压力安全阀和真空安全阀进行气动7.4.8在验收试验完成后，液化天然气储罐不得再进行焊接。7.5储罐的干燥、置换和冷却7.5.1液化天然气储罐干燥、置换和冷却应按现行国家标准《现场组装立式圆筒平底钢质液化天然气储罐的设计与建造第5部分：试验、干燥、置换及冷却》GB/T26978.5的有关规定执行。8.1一般规定8.1.1液化天然气气化器的型式应根据气候及供水条件、应急化器(ORV)、浸没燃烧式气化器(SCV)和中间介质气化器8.1.2气化器的布置应满足操作维修的要求。液化天然气应急储备调峰站宜采用浸没燃烧式气化器，其操作范围可在10%~100%内调节。8.2气化器布置8.2.2调压、计量装置可设置在气化区或气化间内。8.3气化器设计8.3.1液化天然气应急储备调峰站宜选择多台液化天然气浸没燃烧式气化器。气化器应在整个操作范围内具有稳定的运行8.3.2气化器换热器的设计工作压力应不小于液化天然气泵的8.3.4加热气化器进口LNG管线和出口管线上应设置紧急切断阀，并离气化器不小于15m,且该阀门应与被加热介质出口的测温装置连锁。8.3.6停运的并联气化器应关闭其进出口阀门，防止液化天然气漏入。两阀门之间的液化天然气或天然气宜采取安全措施集8.3.8气化器必须设置安全阀。加热气化器或工艺气化器安全计压力1.1倍的情况下，泄放量应为天然气额定流量的1.1倍。8.3.9浸没燃烧式气化器的设计还应按现行国家标准《液化天然气接收站设计规范》GB51156的有关规定执行。9管道系统9.1管道设计9.1.1应急储备调峰站站内的管道布置及管道设计、管道材料、管道应力分析和管道的绝热与防腐设计均应按现行国家标准《液化天然气接收站工程设计规范》GB51156的有关规定执行。站内液化天然气气化器后的燃气管道设计还应按现行上海工程建设规范《城镇高压、超高压天然气管道工程技术规程》DGJ08—102或《城市煤气、天然气管道工程技术规程》DGJ08-10的有关规定执行。9.1.2对于输送温度低于-20℃流体的管道应采用奥氏体不锈钢无缝钢管，其技术性能应按现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976的有关规定执行。9.1.3液化天然气低温管道上的两个截断阀之间必须设置安全9.1.4工艺管道除根据工艺需要设置切断阀门外，在通向水域引桥、引堤的根部和装卸平台靠近装卸设备的管道上，应设置便于操作的切断阀，当采用自动控制方式时，应能手动操作。9.2管道的检查与试验9.2.1管道安装完毕，所有管道均应按现行行业标准《承压设备无损检测》JB/T4730的有关规定进行无损检测。合格后，应进行压力试验。1压力试验以水为介质时，其强度试验的压力应为设计压力的1.5倍；以压缩空气为试验介质时，其强度试验的压力应为设计压力的1.25倍。严密性试验时，试验压力应等于设计压力。2对于低温系统，可选用气体试验。9.3管道系统置换9.3.1管道在投产前应进行吹扫。吹扫介质应采用压缩空气，吹扫流速宜不低于20m/s。吹扫压力不应大于设计压力。9.3.2投产后管道应以安全的方式置换出空气或其他气体。置换介质应采用含氧量不大于5%的惰性气体。10液化天然气的转运10.1泵与压缩机的控制10.1.1泵和压缩机除了就地控制外，还应设置易接近的远距离控制装置紧急切断泵与压缩机。远距离控制装置距离设备不小于10m。10.1.2专用槽车或船舶装卸远距离设置的泵和压缩机，应在装卸区及泵和压缩机的位置设停车控制。在船舶上的控制装置亦应符合本规定。10.1.3装卸区应设置信号灯，显示装卸操作时远距离设置的泵和压缩机的启停状态。10.1.4液化天然气罐内泵宜选择专用的液化天然气立式潜液泵，并按工艺条件需要的流量和压力为基础选择所需的泵型号。他特性的工艺条件来选择合适的无油润滑型往复式压缩机。要求至少有三级气量控制系统(0-50%-100%)。10.2船舶装卸10.2.3液化天然气船舶在港通过管道系统转运的过程中，散装货轮或其他非液化天然气专用船距离液化天然气船舶的净距，海港不应小于100m,河港不应小于50m。严禁从驳船给船加油。10.2.4码头或平台上的管道及水下管道不应受任何形式的损10.2.5装卸管汇上应设切断阀及液体和气体回流管道用排放1液体切断阀及口径不小于200mm的气体切断阀应能手动操作和电动操作。2电动阀应能就地关闭和在离管汇区不少于15m远距离控制站关闭。阀周围15m范围内的电源，火灾发生后，电动阀应保持不低于4阀应设在装卸臂与管汇的接口处。5排放口或放空口应通向安全的区域排放。10.2.6除管汇上的切断阀外，每条气体回流管线和液体转运管线还应设一个紧急切断阀，布置在距码头前沿距离不小于20m的栈桥根部陆域侧。10.2.7仅用于卸船的液体管线上，应在管汇上邻近管汇切断阀处设1个止回阀。10.2.8码头装船系统与装船泵房之间应有可靠的通信联络或设置启停联锁装置。10.2.9液化天然气船舶装卸作业时，应有1艘警戒船和1艘消拖两用船值守。10.3液化天然气罐车装卸设施10.3.1液化天然气罐车装卸区的布置，应符合下列要求：1罐车装卸区的选址和平面布置，应按现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028和《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定执行。2液化天然气罐车装卸区，应布置在场站的边缘，独立成3罐车装卸区应有足够的面积。装卸区的进出口宜分开设4罐车装卸区车场应采用现浇混凝土地面。5罐车装卸区鹤管之间的距离不应小于4m,与相邻生产设施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6严禁采用明沟(槽)卸车系统。10.3.2液化天然气应由经批准的专用罐车进行运输，专用罐车应符合现行国家特种设备安全技术规范《移动式压力容器充装许可规则》TSGR4002的有关规定。10.3.3装卸区如有框架结构，应采用不燃材料制成，如钢材或混凝土。10.3.4转运管道、泵和压缩机应以围栏保护，不受车辆的移动而受损。10.3.5装卸管汇上应设切断阀及液体和蒸气回流管线用的排放口接头。排放口和放空口应朝向安全的区域。10.3.6除了在管汇上的切断阀，还应为液体和气体总管道上设一个紧急切断阀，它们设置在离装卸鹤管不小于10m,但不大于30m处。这些阀紧急情况使用时应易接近。还应在通向装卸区的总管上安装一个总阀。10.3.7卸车管线上，应在管汇上邻近管汇切断阀的地方设止回阀。10.4管线装卸10.4.1各转运系统末端应安装切断阀。设置电动切断阀，应通过分析来确定关闭时间。当出现很大的应力，应采取延长阀门关闭时间或其他措施把应力降至安全水平。10.4.2定期输冷流体的管道系统在使用之前应采取预冷措施。10.4.4转运系统连接管线系统的所有接点上，应设置隔断阀。10.4.5应采取措施，确保转运到管输系统的介质温度和压力不超出管线系统的限制。10.5.1装卸臂用于从船至储罐之间或储罐至槽车之间液化天然气装卸臂应按操作温度和压力来设计。其设计压力应不小于系统最高工作压力的5倍。10.5.3用于码头装卸的装卸臂应配备移动超限警报装置。10.5.4应对装卸臂提供适当的支撑。平衡力应考虑装卸臂上结冰增加的重量。11站区消防安全设施11.1一般规定11.1.1液化天然气应急储备调峰站应根据接收站现场条件、火灾危险性、邻近单位或设施情况，设置相适应的消防设施。11.1.2液化天然气应急储备调峰站火灾报警后，当公共消防站无法30min内到达现场时，应单独设置企业消防站。站内消防车辆的车型宜设置高喷车和高倍数泡沫干粉联用消防车。11.1.3液化天然气码头应设置消防控制系统，并应具备超限保护报警、紧急制动和防止误操作的功能；应设置可燃气体检测报警仪、火灾声光报警仪等信号装置。其消防控制设备和火灾报警系统设备的设计及选择，应按现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定执行，检测方式应按现行国家标准《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493的有关规定执行。检测仪表的选用应按现行国家标准《作业环境气体检测报警仪通用技术要求》GB12358的有关规定11.1.4液化天然气应急储备调峰站内的罐区、气化装置区、调区域。防爆区域的等级划分和相应电器设备设计应按现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定11.1.5液化天然气应急储备调峰站应配有遥控摄像、录像11.2建筑耐火等级和防火防爆11.2.1液化天然气应急储备调峰站内各建(构)筑物的构件应采用非燃材料，其耐火极限应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定执行。11.2.2装卸液化天然气的泵房应采用地风能力在工作期间不宜小于6次/h,非工作期间不宜小于311.2.3具有爆炸危险的建筑物应采用钢筋混凝土柱、钢柱承重的框架或排架结构，钢构件应采用防火保护层。具有爆炸危险的建(构)筑物的防火、防爆设计应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定执行。11.2.4具有爆炸危险的封闭式建筑物应采取良好的通风措施，通风换气不应小于6次/h。11.2.5在地震烈度为7度或7度以上的地区建设液化天然气应急储备调峰站时，其建(构)筑物的抗震设计，应按现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB50011、《构筑物抗震设计规范》GB50191的有关规定执行。11.3消防设施的设计11.3.1液化天然气应急储备调峰站应为两路供电(当采用第二路外接电源确有困难时，可设置自备发电设备)、两路供水。消防设备应按一级负荷供电。11.3.2液化天然气应急储备调峰站应配有移动式高倍数泡沫灭火系统。罐区、码头和槽车装卸区等区域的事故集液池应设有固定式全淹没高倍数泡沫灭火系统，并应与低温探测报警装置高倍数泡沫灭火系统的设计应按现行国家标准《泡沫灭火系统设计规范》GB50151的有关规定执行。11.3.3液化天然气码头的消防设施应包括远控消防水炮系统、水幕系统、干粉灭火系统、高倍数泡沫灭火系统等固定式消防设施和消防船或消拖两用船等可移动的消防设施。11.3.4引桥或引堤上的消防供水管上应设消火栓或管牙接口，并在消火栓处配备消防水枪和水带，其间距不宜超过60m。消防供水管上宜设置国际通岸法兰，在必要时向LNG船消防总11.3.5预应力混凝土全容罐的罐顶泵出口、仪表、阀门、安全阀平台及检修通道处应设置固定水喷雾系统。11.3.6液化天然气应急储备调峰站所配备的陆上和水上的设施，应能满足扑救码头火灾和液化天然气船的初起火灾要求。11.3.7液化天然气应急储备调峰站的消防设计除应符合本标11.4站区和码头灭火系统11.4.1液化天然气应急储备调峰站站区和码头的消防给水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和现行行业标准《液化天然气码头设计规范》JTS111.4.2码头消防给水系统应符合下列要求：1码头消防给水的水源可由天然水源、给水管网或消防水池供给。2利用天然水源时，应确保极端低潮位或枯水期最低水位和冬季消防用水的可靠性，并应设置可靠的取水设施。当以海水为消防用水时，消防设备应采取相应的防腐措施。3直接利用港区给水管网的水作为消防水源时，港区给水能通过100%的消防用水和70%的生活、生产用水的总量。1消防水池的容积，应满足火灾延续时间内岸上消防设施用水量的要求。当在火灾情况下能保证向消防水池连续补水时，其容积可减去火灾延续时间内的补水量。2当消防水池的容积超过1000m³时，应分设或分隔成两个消防水池，并在两池间设带阀门的连通管。3消防水池的补水时间，不宜超过48h。4消防用水与生活、生产用水合并的水池，应有确保消防用水不被它用的技术措施。11.4.4码头的消防水量，应为其火灾所需最大消防用水量(灭火用水量、冷却水量和水幕用水量的总和)加上60L/s的移动消11.4.5当船舶发生火灾时，应对舱甲板面进行冷却，冷却水可以由水上和陆上消防设备共同提供，但陆上消防设备所提供的冷却水量不应小于全部冷却水量11.4.6冷却水量可按公式(11.4.6)计算。B——最大船宽(m);L——最大舱的纵向长度(m);q——冷却水供给强度(取2.5L/min·m²)。T——冷却水供给时间(h)。装卸液化天然气的码头，冷却水供给时间为6h;当配备水上消防设施进行监护时，陆上消防设备冷却水供给时间可缩短11.4.7水幕的设置应符合下列要求：2消防塔架应自带水幕保护装置。3水幕喷头的安装不得影响船舶的系统作业。11.4.8引桥式码头在引桥或引堤上设置的消防供水管，可采用单根管道。管材宜采用钢管并焊接连接。寒冷地区的消防供水管应采取可靠的防冻措施。11.4.9码头消防设施的选用应符合下列规定：2)水炮的射程应满足覆盖设计船型的全船范围，当有水上消防设施监护时，可联合满足上述要求。3)消防炮应具有变幅和回转的性能。4)靠近码头前沿的固定式消防炮宜采用遥控方式。3采用半固定式灭火方式，当选用移动式消防炮时，应符合下列规定：1)码头消防炮的数量不应少于2门。2)与消防炮配套的消火栓或管牙接口的口径及数量应经计算确定。4配套消火栓宜选用DN65消火栓，消火栓栓口处的出口压力超过0.5MPa时，应有减压设施。5在寒冷地区设置的消防炮、水幕喷头和消火栓等固定消防设备应采取防冻措施。6码头作业期间，水上消防设施的监护应符合下列规定：1)消防船或拖消两用船的配备数量，应根据需要水上消防设施提供的冷却水量来确定。2)每艘消防船消防炮的总流量不应小于120L/s,每艘消拖两用船消防炮的总流量不应小于100L/s。11.4.10干粉灭火系统应符合下列要求：1液化天然气储罐罐顶安全阀处应设置固定式自动干粉灭的有关规定执行。2码头应设置干粉炮系统，槽车装卸区宜设置干粉炮系统，干粉量应经过计算确定，且喷射量不应小于2000kg,干粉炮系统应按现行国家标准《固定消防炮灭火系统设计规范》GB50338的有关规定执行。11.4.11消防泵房的设计应满足下列要求：1消防泵房的耐火等级不应低于二级，其位置宜靠近装卸码头，但与保护对象的距离不宜小于35m,并应满足水泵启动后将水或泡沫混合液输送到最远灭火点的时间不超过5min的2消防水泵应采用自灌式吸水或自动引水启动。3消防水泵的吸水管、出水管应符合下列规定：1)每台消防水泵应有独立的吸水管，2台以上成组布置时，其吸水管不应少于2条，当其中一条关闭时，其余吸水管应能确保吸取全部消防水量。2)泵的出水管道宜设防止超压的安全设施。4)消防泵应在接到警报后2min内投入运行。5)消防水泵应设双动力源。当消防泵房的设备采用内燃机作动力源时，内燃机的油料储备量应满足机组连续运6)泡沫消防泵、泡沫比例混合器和泡沫原液罐的设计应按现行国家标准《泡沫灭火系统设计规范》GB50151的有关规定执行。11.4.12灭火器的配置应符合下列要求：1码头装卸区内宜设置干粉型或泡沫型灭火器，码头的中央控制室、装载臂控制室、消防控制室和变电所等宜设置二氧化碳等气体灭火器。2站区和码头装卸区内设置的单个灭火器的规格宜按表11.4.12选用。表11.4.12灭火器规格干粉型(碳酸氢钠)泡沫型(化学泡沫)容量(L)9重量(kg)3建筑物部分应按现行国家标准《建筑灭火器配置规范》GB50140的有关规定执行。11.4.13站区和码头内手提式干粉灭火器的配置，应符合下列规定：1扑救可燃气体火灾宜选用钠盐干粉灭火剂。器的最大保护距离不应超过9m。3每一个配置点的灭火器数量不应少于2具。4在液化天然气装载臂或接口15m范围内和站内危险的重保护距离不大于18m。11.5消防控制和火灾报警系统11.5.1根据消防设备的布置形式和性能，其控制方式可选用集中控制或就地手动控制。11.5.2设有固定式遥控灭火装置的码头应设消防控制室。当专设消防控制楼或控制塔。11.5.3消防控制室应具备下列功能：1接受火灾报警，发出火灾声光报警信号，向消防部门报警。2消防炮的俯仰和水平回转的操作。3消防供水管及泡沫混合液管道上所设的电动阀门的启闭控制。4消防水泵的启闭控制。5显示消防系统工作、故障状态。11.5.4消防控制室的灯光报警装置和音响报警装置其中一种发生的任何故障不应影响另一种装置正常工作。设有固定式遥控灭火装置的码头，宜设置工业电视监视系统。11.5.5液化天然气应急储备调峰站生产区内应设置可燃气体1在生产区内应设置固定式可燃气体检测报警仪，并应配备一定数量的便携式可燃气体检测报警仪。在检测到可燃气体或蒸气的浓度达到爆炸下限值的25%时，报警仪应能及时发出声光报警。2出现液化天然气泄漏形成积液的地点，应设置低温检测报警装置。3码头、工艺区、储罐区可能出现喷射火的地点应设置火焰检测报警装置。4工艺设施及液化天然气储罐四周道路路边应设置手动火灾报警按钮，其间距不宜大于100m。5报警信号应发送至现场和有人值守的控制室或值班室，并且进行声光报警。11.5.6重要的火灾危险场所应设置配有遥控摄像、录像的电视监视系统和消防应急广播。11.5.7接收站控制室、生产调度中心应设置与消防站直通的专用电话。11.5.8液化天然气储罐圆顶上应安装感温探测装置，必要时在此处喷水用于保护设备。在进行感温探测时，应在中央控制室11.5.9液化天然气储罐的楼梯和圆顶平台上应安装手动报警消防栓。该装置应不能启动喷水阀。喷水阀可从CCR启动。11.5.10火灾自动报警系统的设计，应按现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB50116的有关规定执行。12.1.1供电方式液化天然气应急储备调峰站的电力负荷等级，应按现行国家标准《供配电系统设计规范》GB50052的有关规定执行，重要负荷按一级负荷供电要求设计，其中特别重要的负荷，还应设有柴油发电机和UPS作为应急供电系统。12.1.2电力装置设计液化天然气应急储备调峰站爆炸危险场所的电力装置设计应按现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定执行。12.1.3防雷设计12.1.4静电接地设计液化天然气应急储备调峰站内工艺设备、管道、建(构)筑物的静电接地设计应按现行行业标准《石油化工静电接地设计规12.2自动控制系统12.2.1仪表及控制系统的设置应满足接收站的正常操作及开停车要求。12.2.2液化天然气应急储备调峰站内应设置分散控制系统(DCS)、安全仪表系统(SIS)、火灾及可燃气体监测系统(FGS)等不同的独立系统。12.2.3分散控制系统应具备接收站内工艺数据采集、信息处12.2.5安全仪表系统应具备监控保护设备、触发紧急关断、记录报警事件、在线测试及维修等功能。12.2.6安全仪表系统与联锁信号应硬线连接，系统联锁动作后应进行人工手动复位。12.2.7火灾及可燃气体检测系统应能监控接收站装置区内的火灾、可燃气体及液化天然气的泄漏情况，在火灾发生时应能实现进行生产设备的隔离和消防设备的联动功能。12.2.8火灾及可燃气体检测系统应独立于过程控制系统和安全仪表系统。12.3过程检测仪表12.3.1液位计应符合下列规定：1液化天然气储罐应设置两套独立的液位计，并应设置液位上限报警和连锁装置。仪表选型时应考虑密度的变化。设计和安装应使其更换不影响储罐操作。2液化天然气储罐中应配备两个高液位警报器，可以是液位计的一部分，它们应相互独立。在设置警报时应让作业者有充分的时间来中止液流，避免液位超出最大允许充装高度，且警报器应安装在充装作业者能听见的位置。3液化天然气储罐应配备高液位液流切断装置，并与其他 12.3.2压力表、真空表应符合下列规定：1各储罐应配备1台压力表，装在储罐最高液位以上的位2采用真空绝热的储罐，真空层必须设置真空表。在有真12.3.3温度计应符合下列规定：1现场装配的储罐上应配备温度检测装置。2气化器应配备温度指示仪，监测液化天然气、天然气及热3低温容器和设备的基础，当受到土地结冰或霜冻的不利影响，应配备温度监测系统。对于有可能受到土壤冻结或冻胀影响的储罐和设备基础，基础上必须设置温度监测系统。液化天然气储罐应安装不少于1台密度/温度仪表来监控液化天然气罐内的液体分层状况，避免罐内“翻滚”现象发生。不应用罐的任何液位仪表与此仪表组合使用。12.4紧急切断系统LNG或可燃气体来源，并关断继续运行将加剧或延长事故的12.4.2紧急切断系统的设计应符合下列规定：1紧急切断系统要求的阀门、控制系统和设备，若为满足本标准的其他要求需要有多项功能时，不要求重复安装。阀门、控制系统和设备应满足ESD系统的要求。 2当关停设备引起危险或导致设备的重大机械伤害，在易燃和可燃液体继续泄放影响可控时，应从ESD系统中取消该设备及辅机的关断功能。3ESD系统应具有失效保护设计，否则应安装、布置或保护使控制系统故障或事故时失效的可能性最小。4没有失效保护设计的ESD系统，被控制设备15m(50ft)以内的所有组件，应按下述方法之一防护：1)安装在或布置在不可能暴露于火的地方；5标明应急控制点和操作规程的作业指南应显著地张贴在装置区。6手动控制器应位于事故时能到达的区域，至少离所保护设备15m(50ft),并应显著地标示其设计功能。7紧急切断系统的切断阀应具有现场/远程、手动/自动操作功能。8紧急切断系统应只能手动复位。13通信、照明和导航设施13.0.1液化天然气应急储备调峰站码头应设置与外界统一的专用通信设施。13.0.2液化天然气船舶靠泊后，船舶与码头应建立专用有线通13.0.3液化天然气应急储备调峰站码头应根据危险品泊位安全应急通信要求，设置防爆型高频无线电话。13.0.4液化天然气应急储备调峰站码头应设置具备报警、广播和对讲通话等功能的应急广播对讲系统。13.0.5装卸地点应配备能与远处协助装卸工作的人员联络的13.0.6夜间在液化天然气转运区应有照明。13.0.7码头的装卸区平均照度不应低于151x,其照度均匀度不应低于0.2。有条件的码头可同时设置消防照明。13.0.8码头的消防泵房、消防控制室、变配电间和消防值班室等处应设置事故照明，其照度不宜低于一般照明照度的10%。事故照明供电支线应接于消防配电线路上。13.0.9液化天然气应急储备调峰站码头应配备完善的导助航设施。位于复杂通航环境的液化天然气码头宜配备带电子海图和DGPS的电子引航设施。本标准用词说明1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：3)对表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的2条文中指定应按其他有关标准、规范执行时，写法为“应1《压力容器》GB150.1～GB150.42《作业环境气体检测报警仪通用技术要求》GB123583《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T149764《固定式真空绝热深冷压力容器》GB/T18442.1～GB/T5《液化天然气的一般特性》GB/T192046《液化天然气(LNG)生产、储存和装运》GB/T203687《液化天然气设备与安装陆上装置设计》GB/T227248《现场组装立式圆筒平底钢质液化天然气储罐的设计与建造9《现场组装立式圆筒平底钢质液化天然气储罐的设计与建造10《现场组装立式圆筒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/T26978312《现场组装立式圆筒平底钢质液化天然气储罐的设计与建造13《混凝土结构设计规范》GB5001016《供配电系统设计规范》GB5005217《建筑物防雷设计规范》GB5005718《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB5005819《石油库设计规范》GB5007421《火灾自动报警系统设计规范》GB5011622《城镇燃气设计规范》GB5002823《内河通航标准》GB5013924《建筑灭火器配置设计规范》GB5014026《工程结构可靠性设计统一标准》GB5015327《港口工程结构可靠性设计统一标准》GB5015829《构筑物抗震设计规范》GB5019130《输气管道工程设计规范》GB5025131《自动喷淋灭火系统施工及验收规范》GB5026132《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50233《固定消防炮灭火系统设计规范》GB5033834《干粉灭火系统设计规范》GB5034736《城镇燃气技术规范》GB5049438《液化天然气接收站工程设计规范》GB5115639《液化天然气低温管道设计规范》GB/T5125740《装卸油品码头设计防火规范》JTJ23741《承压设备无损检测》JB/T4730.1～JB/T4730.542《水运工程混凝土结构设计规范》JTS15143《海港总体设计规范》JTS16545《河港工程总体设计规范》JTJ21246《港口及航道护岸工程设计与施工规范》JTJ30048《港口与航道水文规范》JTS14549《水运工程抗震设计规范》JTS14650《高桩码头设计与施工规范》JTS167-151《重力式码头设计与施工规范》JTS16753《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计规范》SH/T354《石油化工静电接地设计规范》SH309755《大型焊接低压储罐的设计和建造》SY/T060856《液化天然气接收站安全技术规程》SY/T671158《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR000459《移动式压力容器充装许可规则》TSGR400260《城市煤气、天然气管道工程技术规程》DGJ08-1061《城镇高压、超高压天然气管道工程技术规程》DGJ08—102上海市工程建设规范液化天然气应急储备调峰站设计标准—55— 593站址选择 60 61 61 64 674.5防波堤和护岸 4.6进出港航道 69 5水工建筑物 5.1结构安全等级、抗震设防和变形 715.2作用力计算参数的取值 5.3作用和作用效应组合 5.5码头安全设施 6工艺及工艺设备 7液化天然气储罐 7.1液化天然气储罐的设计要求 777.2储罐的泄放装置 80 827.4储罐的检验和试验 8液化天然气气化器 84 —56—8.2气化器布置 868.3气化器设计 9管道系统 879.1管道设计 9.2管道的检查与试验 10液化天然气的转运 8810.1泵与压缩机的控制 8810.2船舶装卸 10.3液化天然气罐车装卸设施 10.4管线装卸 9110.5装卸臂 11站区消防安全设施 9211.1一般规定 11.2建筑耐火等级和防火防爆 11.3消防设施