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GB／T 20368-2021 液化天然气（LNG）生产、储存和装运.pdfGB/T20368—2021
L来源:GB511562015,2.0.16 3.1.7 蒸气云 vaporcloud 当液化天然气泄漏或溢出至大气环境时，将大气环境中的水蒸气冷却、冷凝，形成与之混合的气件 云团。 [来源:GB/T8423.3—2018,5.2.5] 3.1.8 避让距离setbackdistance LNG储罐最大液体管线上的自动隔离阀至站外建筑物或建筑界线的最小距离。 3.1.9 转运系统 transfersystems LNG站场内在储存容器或储罐与接卸点或装运点之间转运LNG或其他危险介质的系统，转运 式可为管道、槽车、罐车、罐箱或船舶
气化器vaporizer 以一种可控的方式引人热量使得液体变成蒸气或气态的设备。 3.2.2 环境热源气化器 ambientvaporizer 气化器的主要热源与实际的气化换热器不分离，主要热源为环境、海水或地热水等。 注：包括空温式气化器。 ［来源：GB51261—2019,2.0.16,有修改］ 3.2.3 加热热源气化器heatedvaporizer 气化器的主要热源来自于燃料的燃烧、电加热或废热（如锅炉或内燃机废热）。 ［来源：GB51261—2019,2.0.13,有修改］ 3.2.4 整体加热热源气化器integralheatedvaporizer 主要热源与气化器换热器为一体的加热热源气化器 注：包括浸没燃烧式气化器。 ［来源：GB51261—2019,2.0.14，有修改］ 3.2.5 远程加热热源气化器remoteheatedvaporizer 主要热源与实际的气化换热器分离开，中间介质（如水、异戊烷、乙二醇）作为加热传输 热源气化器。
主要热源与实际的气化换热器分离开YY/T 1766.2-2021 X射线计算机体层摄影设备图像质量评价方法 第2部分：低对比度分辨率评价，中间介质（如水、异戊烷、乙二醇)作为加热传输媒介的加热 热源气化器。 注：包括开架式气化器、中间介质气化器 「来源：GB51261—2019,2.0.15,有修改
GB/T 203682021
3.4管道系统和管道元件
4.1低温设施的士壤保护
在设计和施工LNG储罐、冷箱、管道和管架及其他低温设施的基础时，应采取措施防止 或冻胀产生的破坏力
4.3.1长期或定期与LNG接触的混凝土结构，应能承受设计荷载，特别是极端温度的影响，此类结构 应包括但不限于低温设备的基础，其材料应符合GB51081的规定。LNG容器以外的其他构筑物的材 科和设计应符合GB50010的规定。 4.3.2事故状态下与LNG接触过的混凝土，应在其恢复到大气温度后立即进行检查和必要的检测，如 有必要应进行修补
LNG站场应设置控制室，控制室的设置应根据站场的规模和特点，并结合管理和生产模式的 求确定。控制室主要具备生产操作、过程控制、安全保护、仪表维护等功能。 2控制室的设置应符合下列规定：
.4，！LV站场以设首控制至：
a 中心控制室应有人值守进行操作控制； b）无人值守的控制室应具备声光报警功能以提醒操作人员； c）LNG站场设置多个控制室时，中心控制室与其他控制室之间应设置备用通信方式； d）在紧急状态下控制室能够在所有有人的区域启动声光报警
.1.1站场选址应根据所在地区的地形、地质、水文、气象、交通、消防、供排水、供电、通信、可利用土地 和社会生活等条件，对可供选择的具体站址进行技术、经济、安全、环境、征地、拆迁、管理等方面的综合 平价，选择最优建站场地址。 .1.2站场选址应符合当地城镇规划、工业区规划和港区规划，宜选在自然条件有利于废气扩散、废水 非放的地区，并宜远离其他环境敏感目标。 .1.3站场选址应根据LNG进出站场的位置及用地面积确定，并宜选择在天然气需求量天、用户集中 的地区。 .1.4站场应具备全天候疏散条件。 .1.5站场宜位于临近城镇或居民区全年最小频率风向的上风侧。 .1.6公路、地区架空电力线路、地区输油（输气）管道不应穿越站场 市.1.7 站场应位于不受洪水、潮水或内涝威胁的地带，当不可避免时，应采取可靠的防洪、排涝措施。 6.1.8站场防洪标准应按站场规模设计重现期， .1.9 站场不应设在下列地区和区段内： a 有土崩、活动断层、滑坡、沼泽、流沙、泥石流的地区和地下矿藏开采后有可能塌陷的地区；以及 其他方面不满足工程地质要求的地区； b） 抗震设防烈度为9度及以上的地区； ） 蓄（滞）洪区； 饮用水水源保护区； e） 自然保护区： f 历史文物、名胜古迹保护区。 .1.10 站场不宜建在抗震设防烈度为8度的IV类场地地区。 .1.11 站场与界区外相邻工厂或设施的防火间距应符合GB50183的规定，并接照附录A规定的泄漏 后果场景对影响范围进行核算。 .1.12 2站场外部安全防护距离按照GB/T37243一2019第6章规定计算程序确定，并按照附录B 执行。
5.1.4站场应具备全天候疏散条件
5.1.9站场不应设在下列地区和区段内： a）有土崩、活动断层、滑坡、沼泽、流沙、泥石流的地区和地下矿藏开采后有可能塌陷的地区；以及 其他方面不满足工程地质要求的地区； b） 抗震设防烈度为9度及以上的地区； C 蓄（滞）洪区； d 饮用水水源保护区； e） 自然保护区； f 历史文物、名胜古迹保护区。 5.1.10 站场不宜建在抗震设防烈度为8度的IV类场地地区。 5.1.11 站场与界区外相邻工厂或设施的防火间距应符合GB50183的规定，并按照附录A规定的泄漏 后果场景对影响范围进行核算。 5.1.12 站场外部安全防护距离按照GB/T37243一2019第6章规定计算程序确定，并按照附录B 执行。
5.2.1装置和设备的布置应符合站场的操作和检维修通道要求
5.2.1装置和设备的布置应符合站场的操作和检维修通道要求， 5.2.2装置和设备的布置宜考虑主导风向和点火源， 5.2.3装置和设备的布置应符合人员的紧急逃生要求
5.3.1操作压力小于100kPa的储罐，防火间距应按表1确定。
5.3.1操作压力小于100kPa的储罐，防火间距应按表1确定。
GB/T 203682021
表1操作压力小于100kPa的储罐布置防火间
双容罐、采用钢质外罐的全容罐罐间防火间距的计算，还应符合以下要求： a）宜考虑站场区域出现频率大于或等于5%的风速、环境温度、相对湿度等气象条件； b）拦蓄区内LNG引燃产生的热辐射量大于或等于3OkW/m²的界线不应超出LNG站场围墙， 当拦蓄区毗邻无建、构筑物的海域时，隔热距离不限； C 站内设施应根据充许接受的热辐射量设置，并应符合以下规定： 1）热辐射量大于或等于4.73kW/m的界线以内，不应有办公楼； 2） 热辐射量大于或等于9kW/m²的界线以内，不应有集中控制室、仪表控制间、维修车间、 化验室和仓库等建筑物； 3 热辐射量天于或等于15kW/m²的界线以内，不应有压力容器、工艺设施及金属外壁 储罐； 4）热辐射量天于或等于32kW/m的界线以内，不应有混凝土外壁储罐。 操作压力大于等于100kPa的储罐，从拦蓄堤或泄漏收集系统设施边沿至站场围墙的防火间距 合表2和表3的规定，
应符合表2和表3的规定
表2地上储罐布置防火间距
GB/T 20368—2021表3操作压力大于等于100kPa的埋地罐布置防火间距储罐单罐容量，V至临近建筑物和站场围墙的最小防火间距储罐组内储罐间的最小防火间距m3mmV<165516≤V<11485V>11413当储罐毗邻无建、构筑物的海域时，储罐至站场围墙的防火间距不限。5.3.3双容罐、全容罐和薄膜罐应与相邻的单、双容罐的拦蓄区分隔开，避免相邻拦蓄设施内的火灾或泄漏导致储罐受损。应采用工程分析方法确定储罐的罐顶、壁或其拦蓄材料结构的耐火温度，在分析中包括下列条件：a）对液体容器完全泄漏到符合12.2.1要求的拦蓄区的火灾进行分析；b）分析宜考虑以下因素：1）不在预设大气条件下的火灾持续时间、火灾辐射热散发特征和火灾的物理属性；2）J应使用产生最大危险距离的大气条件，但根据该地区的记录数据并使用附录A的火灾模型，但在出现频次少于10%的情况除外；3）#被动安全措施或主动安全措施，以降低表面辐射热或限制表面温度；分析LNG储罐的材料、设计和施工方法。5.3.4若无防火措施，混凝土外罐应进行外部火灾防火设计，通过热分析来确定温度分布和火灾作用时间：a)对于薄膜罐系统，防火设计时应包含储存液体在设计液位时的静水压力作用。所有类型的储罐在进行防火设计时，应假定内部气体为正压；b)混凝土外罐的设计宜考虑以下因素：1)2火灾情况下，预应力钢筋与罐壁混凝土在高温下的热膨胀系数存在差异，导致罐壁有效预应力减小；2)E由于混凝土外罐温度升高，导致外罐混凝土、钢筋和预应力钢筋的强度和弹性模量降低；3）由于预应力钢筋在高温下的软化和松弛，导致罐壁有效预应力减少。5.3.5多个储罐切断阀应留有至少0.9m的操作空间。5.3.6大于0.5m的LNG储罐不应建于室内。5.3.7易燃液体和易燃制冷剂储罐不应布置在第12章规定的LNG储罐拦蓄区内。5.4气化器间距5.4.1除5.4.5的规定外，气化器距站场围墙不应小于30m。5.4.2相邻气化器间的距离不应小于1.5m。5.4.3当使用可燃介质作为热源的气化器时，除下列情况外，其一次热源与任何点火源的距离不应小于15m：a)i两台以上的气化器在同一区域布置时，相邻气化器或一次热源可不作为点火源考虑；b）气化器与工艺加热器或其他明火设备设有联锁保护时，当气化器正在运行或其管道系统已被冷却或正被冷却，由于联锁气化器不能被操作，上述工艺加热器或明火设备可不作为点火源考虑。9
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5.4.4内置加热式气化器距拦蓄堤、集液池、工艺设备不应小于15m。 5.4.5当气化器与单罐容量小于265m的储罐整体安装使用时，气化器与围墙的距离可根据储罐容 量按表2确定。 5.4.6气化器与其他设备的距离宜按GB50183一2004表5.2.1中密闭工艺设备确定 5.4.7加热式气化器人口LNG管线的切断阀与其距离不应小于15m。当加热式气化器布置在室内 时，其入口LNG管线切断阀与此建筑物的距离不应小于15m。 5.4.8采用可燃性中间介质加热的气化器，应在中间介质的冷、热侧均设置切断阀，且切断阀的控制设 施与气化器的距离不应小于15m。
5.4.4内置加热式气化器距拦蓄堤、集液池、工艺设备不应小于15m。 5.4.5当气化器与单罐容量小于265m*的储罐整体安装使用时，气化器与围墙的距离可根据储罐容 量按表2确定。 5.4.6气化器与其他设备的距离宜按GB50183一2004表5.2.1中密闭工艺设备确定。 5.4.7加热式气化器人口LNG管线的切断阀与其距离不应小于15m。当加热式气化器布置在室内 时，其入口LNG管线切断阀与此建筑物的距离不应小于15m。 5.4.8采用可燃性中间介质加热的气化器，应在中间介质的冷、热侧均设置切断阀，且切断阀的控制设
5.4.4内置加热式气化器距拦蓄堤、集液池、工艺设备不应小于15m。
5.5.1含有LNG、制冷剂、易燃液体和可燃气体的工艺设备与点火源、集中控制室、仪表控制间、办公 室、厂房和其他有人建、构筑物的距离不应小于15m。 5.5.2可燃气体压缩机房中如设有控制室，建筑物结构应符合9.5的规定。 5.5.3明火设备和其他火源到任一拦蓄区或容器开放排放系统的距离不应小于15m
5.6.1用于管道输送LNG的码头或停泊位置，应使任何正在装卸或卸载的船舶距任何跨越通航水道 的桥梁不应小于30m。 5.6.2装卸汇管与跨越航道的桥之间的距离，不应小于61m。 5.6.3除与装卸操作有直接关联的设备外，LNG和易燃制冷剂的装卸臂到不受控制的点火源、工艺 区、储罐、控制室、办公室、车间和其他有人设施或重要站场设施的距离，不应小于15m。 5.6.4拦蓄区的相对位置应保证区域内产生的火灾热通量不会对LNG运输船造成严重结构性损坏
5.7.19.4～9.6未涉及的建构筑物宜安装在适当位置或做出其他规定减少可燃气体或蒸发气的进入。 5.7.29.4～9.6未涉及的建构筑物距离储罐、船或装有LNG和其他危险液体的设备连接处不应小于 15m
5.7.19.4～9.6未涉及的建构筑物宜安装在适当位置或做出其他规定减少可燃气体或蒸发气的进入。 5.7.29.4～9.6未涉及的建构筑物距离储罐、船或装有LNG和其他危险液体的设备连接处不应小于 15m
5.8.1拦蓄设施的位置应符合附录A设计泄漏危害不影响场外的规定。 5.8.2拦蓄设施的位置应符合表2的规定。 5.8.3拦蓄设施的位置距离不受控的点火源、控制室、办公室和其他有人建筑或站场的重要结 小于15m
6.1.1LNG及其他危险介质的工艺设备安装，应符合下列要求： a）室外安装，应便于操作、人工灭火及事故状态下液体和气体的排放； b）室内安装，封闭式构筑物应符合6.3.12～6.3.16的规定。 6.1.2工艺设备熔焊和钎焊应符合下列要求
6.1.1LNG及其他危险介质的工艺设备安装，应符合下列要求： a）室外安装，应便于操作、人工灭火及事故状态下液体和气体的排放； b）室内安装，封闭式构筑物应符合6.3.12～6.3.16的规定。 6.1.2工艺设备熔焊和钎焊应符合下列要求：
GB/T20368202
a）工艺设备的熔焊和钎焊应符合设备设计和制造符合6.1.5～6.1.8的规定； b）所有熔焊和钎焊作业应符合TSG21和GB/T150（所有部分）的规定。 6.1.3LNG以外的危险品储存容器和设备应符合附录A的规定。 6.1.4工艺设备应标明最大允许工作压力。 6.1.5锅炉的设计和制造应符合GB/T16507（所有部分）、GB/T16508和TSGG0001的规定。 6.1.6压力容器的设计和制造应符合GB150/T（所有部分）和TSG21的规定。 6.1.7 管壳式换热器的设计和制造应符合GB/T151和TSG21的规定。 6.1.8铝制板翅式换热器的设计和制造应符合TSG21和NB/T47006的规定。 6.1.9 用于系统紧急泄压或其他工艺目的设置的火炬，应符合SH3009的规定。 6.1.10 应设置独立于储罐安全阀的蒸发气处理系统，用于安全处理工艺设备和LNG储罐中产生的蒸 发气。 6.1.11蒸发气应排放到密闭系统或大气安全地点，以免对人员、设备或周边设施造成危害。 6.1.12 2可能形成真空的工艺设备、管道、冷箱或其他设备，应按照能承受的真空条件进行设计或采 防止真空措施。如采用补气措施，应防止系统内形成可燃混合物
6.2.1泵和压缩机材料选用应符合设计温度和设计压力的规定。 6.2.2应设置阀门，使每台泵或压缩机维修时能隔离。 6.2.3并联运行的泵或离心式压缩机，每条出口管线应设置止回阀。 6.2.4当泵和压缩机壳体、下游管道和设备的设计压力低于泵和压缩机的最大排出压力时，泵和压缩 机的出口应设置泄压设施，以防止壳体、下游管线和设备超过设计压力。 6.2.5每台泵应设置放空和/或安全阀防止以最大速度冷却时泵壳体超压。 6.2.6可燃气体压缩机应在气体正常逸散的各点设置放空口，放空口应用管道引至安全排放点
6.3.1如果环境热源气化器天然热源的温度超过100C，此气化器应视为远程加热热源气化器。 6.3.2如果环境热源气化器的天然热源与实际气化器分离，且在热源与气化器之间使用可控制的传热 介质循环，此气化器应视为远程加热热源气化器，并符合加热热源气化器的规定。 6.3.3符合压力容器定义的气化器，其设计、建造和检验应符合TSG21的规定。 6.3.4气化器设计压力应不小于LNG泵的最大出口压力或供给气化器的加压存储系统设计压力的最 大值。 6.3.5每台气化器出口阀及出口阀与气化器之间的管件（包括安装在气化器出口阀上游的安全阀）应 按照气化器操作温度进行设计。 6.3.6气化器或气化器系统的LNG人口应设置至少一个手动或自动切断阀，在出现下列任意情况时 应关闭： a 管道失压（即流量过大）； b）气化器或切断阀附近发生火灾； c）气化器及出口管道温度超出设计温度范围。 6.3.7无人值守的LNG站场，或安装在距离热源或可燃液体容器15m范围内的气化器，若在气化器 或气化器系统半径3m范围内安装自动切断阀，自动切断阀的设置应符合11.1.7.2的规定。 6.3.8有人值守的LNG站场.且气化器安装在距离热源或可燃液体容器15m范围外.应至少在距离
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气化器、气化系统或气化器建筑物15m处安装自动或手动切断阀。 6.3.9安装在气化器或气化器系统LNG入口处的手动或自动切断阀，应具有就地操作或远程控制 功能。 6.3.10手动或自动切断阀应独立于其他流量控制系统。 6.3.11采用可燃中间介质的气化器，中间介质系统的冷热管道均应设置切断阀，且切断阀的控制设施 应距气化器至少15m。 6.3.12加热热源气化器或工艺热源气化器的安全阀泄放能力，应在不高于气化器最大允许工作压力 10%情况下，为额定气化然气流量的110%。 6.3.13环境热源气化器的安全阀泄放能力，应在小于等于气化器最大允许工作压力10%情况下，为额 定气化天然气流量的150%。 6.3.14如果泄压阀未采取耐高温设计，加热热源气化器上泄压阀的安装位置应保证其在正常运行期 间不超过60℃。 6.3.15整体加热热源气化器所需空气或远程加热热源气化器的主要热源，应取自完全封闭的建（构） 筑物之外。 6.3.16整体加热热源气化器或远程加热热源气化器的主要热源安装在建筑物内时，应采取措施防止 燃烧的有害产物聚集
元化器、气化系统或气化器建筑物15m处安装目动或手动切断阀。 6.3.9安装在气化器或气化器系统LNG入口处的手动或自动切断阀，应具有就地操作或远程控制 功能。 6.3.10手动或自动切断阀应独立于其他流量控制系统。 6.3.11采用可燃中间介质的气化器，中间介质系统的冷热管道均应设置切断阀，且切断阀的控制设施 应距气化器至少15m。 6.3.12加热热源气化器或工艺热源气化器的安全阀泄放能力，应在不高于气化器最大允许工作压力 0%情况下，为额定气化天然气流量的110%。 6.3.13环境热源气化器的安全阀泄放能力，应在小于等于气化器最大允许工作压力10%情况下，为额 定气化天然气流量的150%。 6.3.14如果泄压阀未采取耐高温设计，加热热源气化器上泄压阀的安装位置应保证其在正常运行期 可不超过60℃。 6.3.15整体加热热源气化器所需空气或远程加热热源气化器的主要热源，应取自完全封闭的建（构） 筑物之外。 6.3.16整体加热热源气化器或远程加热热源气化器的主要热源安装在建筑物内时，应采取措施防止 燃烧的有害产物聚集，
6.4LNG 移动式设备
1在天然气系统维修、改造临时使用LNG移动式设备时，应符合以下要求： a）应采取措施最大限度地减少容器中LNG事故排放的可能性，避免危及邻近财产、重要工艺设 备和构筑物或进人地表排水系统； b 可使用移动式和临时容器； c）气化器和控制设施应符合6.3.3～6.3.5、6.3.6a）、6.3.6b）和6.3.12～6.3.14的规定； d）加热式气化器应设燃料远程切断设施，且可就地操作； e 设备和工艺管道、管道组件、仪表、电气和传输系统的设计，应符合6.1.4～6.1.8、6.2.2～6.2.5、 8.1.1.1、8.1.1.2、8.1.4.1、8.1.4.2c)、8.2.1.1~8.2.1.4、8.2.2和8.2.3的规定，如果使用低温管中 管系统应符合8.11、10.1、10.2、10.4、10.5、11.2、13.1和13.2的规定； LNG设施间距应符合表2和表3的规定； 8） 应采取措施最大限度避免泄漏导致的意外起火； h 消防系统应符合11.1.7、11.1.8.1、11.1.8.2c）、13.3.1、13.4.1、13.5.1.1和13.5.1.2的规定； 1 应在关键部位配置符合GB50140规定的手提式或推车式气体灭火器； 操作和维修应符合11.1.8.2、17.1、17.2、17.5.1、17.5.2.3~17.5.2.6、17.6、17.7.1、17.7.3.1和 17.7.3.2的规定。 5Z1C 临时设施需要加臭时，如果设施中可燃加臭剂不超过76L，则设备间距可不采用表2和表3的
4.1在天然气系统维修、改造临时使用LNG移动式设备时，应符合以下要求： a）应采取措施最大限度地减少容器中LNG事故排放的可能性，避免危及邻近财产、重要工艺设 备和构筑物或进人地表排水系统； b 可使用移动式和临时容器； c）气化器和控制设施应符合6.3.3～6.3.5、6.3.6a）、6.3.6b）和6.3.12～6.3.14的规定； d）加热式气化器应设燃料远程切断设施，且可就地操作； e）设备和工艺管道、管道组件、仪表、电气和传输系统的设计，应符合6.1.4~6.1.8、6.2.2～6.2.5、 8.1.1.1、8.1.1.2、8.1.4.1、8.1.4.2c)、8.2.1.1~8.2.1.4、8.2.2和8.2.3的规定，如果使用低温管中 管系统应符合8.11、10.1、10.2、10.4、10.5、11.2、13.1和13.2的规定； f LNG设施间距应符合表2和表3的规定； 应采取措施最大限度避免泄漏导致的意外起火； h） 消防系统应符合11.1.7、11.1.8.1、11.1.8.2c）、13.3.1、13.4.1、13.5.1.1和13.5.1.2的规定； i 应在关键部位配置符合GB50140规定的手提式或推车式气体灭火器； 操作和维修应符合11.1.8.2、17.1、17.2、17.5.1、17.5.2.3~17.5.2.6、17.6、17.7.1、17.7.3.1和 17.7.3.2的规定。 5Z1 4.2 临时设施需要加臭时，如果设施中可燃加臭剂不超过76L，则设备间距可不采用表2和表3的 包定
7.1.1LNG薄膜罐、LNG金属储罐和LNG混凝土储罐应符合7.4的规定。 7.1.2薄膜罐的金属膜片、承压的绝热层和外罐防潮层的材料选用、设计、安装、检验和试验应符合
GB/T26978（所有部分）和7.4的规定 7.1.3LNG压力储罐应符合GB/T150（所有部分）、TSG21和7.5的规定，压力容器的使用应符合 TSG 21 的规定。
7.2.1LNG储罐系统中与LNG或低温LNG蒸气（温度低于一20℃）接触的所有材料，应与其相应的 操作温度相适应。 7.2.2LNG储罐的外表面，在可能接触到法兰、阀门、密封件或其他非焊接接头处的LNG或低温蒸发 气的部位，应能适应低温或采取措施保护其不受低温影响。 7.2.3LNG的密度为单位体积的液体在最低储存温度下的实际质量，液体密度设计值应不小于 470kg/m。 7.2.4用于LNG储罐设计的风荷载和雪荷载，应按照GB50009中100年一遇取值。 7.2.5LNG储罐和LNG压力储罐的标识设置应符合以下规定：
7.2.1LNG储罐系统中与LNG或低温LNG蒸气（温度低于一20℃）接触的所有材料，应与其相应的
a）LNG储罐应在易靠近的地方安装耐腐蚀铭牌： b）LNG压力储罐应安装耐腐蚀铭牌，铭牌应符合TSG21和GB/T150（所有部分）的规定； C LNG储罐和LNG压力储罐的所有开孔都应标识其用途； d）LNG储罐和LNG压力储罐结霜时，开孔的标识应能清晰可见。 7.2.6半地下LNG储罐和地下LNG储罐应设置加热系统确保储罐周围任何位置上的温度不低于 ℃，在一条加热带或加热管路发生故障时，加热系统的备用管路仍能满足该要求。 7.2.7加热系统上安装的加热元件和温度传感器应易于更换 7.2.8与腐蚀性土壤接触的埋地或者半埋地部件应采用耐腐蚀材料或采用阴极保护及防腐涂层等保 护措施。 7.2.9LNG储罐系统投人使用前应按照17.1.5和17.3.5的规定进行干燥、置换和冷却
7.3.1LNG储罐系统投用前应进行检验，确保工程设计、材料、制造、安装和试验符合
3.1LNG储罐系统投用前应进行检验，确保工程设计、材料、制造、安装和试验符合本文件的规定 3.2验收完成后，除有特殊要求外，不应在LNG储罐上进行现场焊接
7.4液化天然气储罐系统
.4.1.1储罐所有承受外部管路压力的液体管道应能承受泄压阀的整定压力作用，并且该压力不低 45kPa。 .4.1.2双容罐、全容罐和薄膜罐的设计液位以下不应设置贯穿罐壁的接管。 .4.1.3全部包入绝热空间的惰性气体吹扫系统和泄放阀的出口管道不受7.4.1.1和7.4.1.2的限制 .4.1.4储罐不采取工艺措施防止液体分层时，应在
345kPa 7.4.1.2双容罐、全容罐和薄膜罐的设计液位以下不应设置贯穿罐壁的接管。 7.4.1.3全部包入绝热空间的惰性气体吹扫系统和泄放阀的出口管道不受7.4.1.1和7.4.1.2的限制 的顶部和底部设置进料管线同时进料
4.2.1外部绝热层应为不可燃、不含水且耐消防水冲刷、具有防潮功能的材料，其外壳应采用钢 混凝土建造，且外保护层的火焰蔓延指数不应大于25 4.2.2内罐和外罐之间的环形空间应填充能与LNG和低温LNG蒸气相适应的不燃绝热材料，并 以下规定
GB/T 203682021
a）外罐外部着火时，不应引起绝热系统损坏，且不应因绝热系统任一部件的损坏而降低内罐的 性能； b 底部承重的绝热层在热应力和机械应力共同作用下产生的开裂不应影响LNG储罐的整 体性； c）在设计压力和温度作用下，长期与LNG或低温LNG蒸气接触的材料，其燃烧性能应符合本 文件的规定； d）绝热材料在施工安装环境下应能用低温LNG蒸气吹扫，吹扫后残留的少量低温LNG蒸气不 应增加绝热材料的可燃性； e 绝热材料在施工安装环境下应为不燃材料： 绝热系统在施工建造和停运检修时应采取以下防护措施： 1）除绝热材料应受到适当保护，不受火源的影响外，绝热材料施工或停运检修后，不应在其 附近进行可能导致其燃烧的动火作业； 2）绝热系统施工或维修期间使用的工具或设备，可能将热量引人可燃绝热部件时，应进行故 障安全温度控制。
.4.3.1储罐应设置安全阀和真空安全阀。 .4.3.2压力和真空泄放装置使用时应直接与大气相通。 .4.3.3 储罐可能出现负压且会超过其设计压力时，应设置真空泄放装置。 .4.3.4 储罐的安全阀和真空安全阀应能使用手动全开式切断阀与储罐隔离，并应符合以下规定： a 切断阀应锁定或铅封在全开位置； b） 当任意一个阀门隔离时，其余阀门的能力仍能满足泄放要求； C） 如只需要一个泄放装置，应安装通径全开三通阀将泄放阀及其备件连接到储罐，或安装两个独 立的、带有阀门的泄放阀； d 不应同时关闭一个以上的切断阀；A e） 储罐的安全阀排放筒或放空管应垂直向上并能防止水、冰、雪或其他异物聚集。 .4.3.5 压力泄放装置的性能应符合以下规定： a） 确定压力泄放装置的泄压能力时宜考虑火灾、操作失常（如控制装置失灵）、设备故障和误操作 引起的其他情况、充装时置换的蒸发气、充装期间因充装或不同组分产品混合产生的闪蒸、制 冷失效、泵循环带入的热量、大气压降低和翻滚等因素； b） 压力泄放装置应能泄放最大单一工况的排放量，或任何合理和可能的组合工况产生的排放量； 压力泄放装置的最小泄压能力（单位为干克每小时kg/h)应符合在24h内泄放不低于满罐容 量3%的规定。 .4.3.6 真空泄放装置的性能应符合以下规定： a）确定真空泄放装置的解除能力时宜考虑液体或气体排出的最大速率、大气压升高和过冷液体 进入使气相空间压力降低等因素。 b 真空泄放装置应能解除最大单一工况的真空，或任何合理的和可能的组合工况产生的真空，并 要减去罐内物料最小正常吸热产生的气化量； C） 真空泄放装置的能力不应便用气体再增压系统和补气系统进行抵消。 .4.3.7 外部火灾计算应符合以下规定： a） 外部火灾计算所需的压力泄放能力应按公式（1）计算：
7.4.3.1储罐应设置安全阀和真空安全阀。 7.4.3.2压力和真空泄放装置使用时应直接与大气相通。 7.4.3.3 储罐可能出现负压且会超过其设计压力时，应设置真空泄放装置。 7.4.3.4 储罐的安全阀和真空安全阀应能使用手动全开式切断阀与储罐隔离，并应符合以下规定： a 切断阀应锁定或铅封在全开位置； b） 当任意一个阀门隔离时，其余阀门的能力仍能满足泄放要求； 如只需要一个泄放装置，应安装通径全开三通阀将泄放阀及其备件连接到储罐，或安装两个独 立的、带有阀门的泄放阀； d）不应同时关闭一个以上的切断阀；A e） 储罐的安全阀排放筒或放空管应垂直向上并能防止水、冰、雪或其他异物聚集。 7.4.3.5 压力泄放装置的性能应符合以下规定： a） 确定压力泄放装置的泄压能力时宜考虑火灾、操作失常（如控制装置失灵）、设备故障和误操作 引起的其他情况、充装时置换的蒸发气、充装期间因充装或不同组分产品混合产生的闪蒸、制 冷失效、泵循环带入的热量、大气压降低和翻滚等因素； b） 压力泄放装置应能泄放最大单一工况的排放量，或任何合理和可能的组合工况产生的排放量； C 压力泄放装置的最小泄压能力（单位为干克每小时kg/h)应符合在24h内泄放不低于满罐容 量3%的规定。 7.4.3.61 真空泄放装置的性能应符合以下规定： a）确定真空泄放装置的解除能力时宜考虑液体或气体排出的最大速率、大气压升高和过冷液体 进人使气相空间压力降低等因素。 b） 真空泄放装置应能解除最大单一工况的真空，或任何合理的和可能的组合工况产生的真空，并 要减去罐内物料最小正常吸热产生的气化量； C 真空泄放装置的能力不应便用气体再增压系统和补气系统进行抵消。 7.4.3.7 外部火灾计算应符合以下规定： a 外部火灾计算所需的压力泄放能力应按公式（1）计算：
式中： H 总热流量，单位为瓦（W）； F 环境因子（见表4）； A 储罐与火焰接触的湿表面积，单位为平方米（m"）； H. 冷罐的正常漏热量，单位为瓦（W）
式中： H 总热流量，单位为瓦（W）； F 环境因子（见表4）； A 储罐与火焰接触的湿表面积，单位为平方米（m"） H. 冷罐的正常漏热量，单位为瓦（W）
H=71 000FA0.82 ±H
b）与火焰接触的湿表面积应为地面以上9m内的面积： c）绝热层应能防止被消防水冲掉，应不可燃，而且在538℃的温度下不会分解； d）压力泄放阀的泄放能力应按公式（2）确定
式中： W———在泄放条件下产品蒸发气的泄放能力，单位为克每秒（g/s）； 总热流量，单位为瓦（W）； L 储存液体在泄放压力及温度下的气化潜热，单位为焦每克（J/g）。 e）当量气体流量应按公式（3）确定
式中： Q.——在15℃和绝对压力100kPa时的当量气体流量； T—在泄放条件下产品蒸发气的绝对温度，单位为开（K）； Z 在泄放条件下产品蒸发气的压缩因子； M 一产品蒸发气的相对分子质量
4.4.1储罐基础设计开始前应进行岩土工程勘察，确定场地地基土的土层和物理性质。 4.4.2储罐场地的液化评价应符合GB51156和GB50011的规定。 4.4.3外罐底部宜高于地下水位，否则应采取抗渗措施，并进行抗浮验算。 4.4.4外罐底部与腐蚀性的土壤接触时，应采用耐腐蚀材料或采用阴极保护及防腐涂层等保护指
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7.4.4.5 储罐基础下部未设置空气流通空间时，应设置符合下列要求的加热系统： 加热系统应能进行功能和性能监测； 在地基中不连续的地方（如底部管道）设置加热系统时应格外注意并单独处理； C 加热系统应确保储罐周围任何位置上的温度不低于0℃，在一条加热带或管路发生故障时，加 热系统的备用管路仍能满足上述要求； d） 加热系统上安装的加热元件和温度传感器应易于更换； e） 加热系统应采取措施防止导管积水 7.4.4.6 储罐基础下部设置空气流通空间时，外罐底板的材料应能与外部环境温度相适应。 7.4.4.7 储罐基础上应安装沉降测量标记，宜设置测斜管，并在墙体和穹顶施工过程中，水压试验之前、 期间和之后进行沉降测量，以后每隔3个月测量一次，直到沉降稳定为止
.4.4.5 储罐基础下部未设置空气流通空间时，应设置符合下列要求的加热系统： a） 加热系统应能进行功能和性能监测； 在地基中不连续的地方（如底部管道）设置加热系统时应格外注意并单独处理； C 加热系统应确保储罐周围任何位置上的温度不低于0℃，在一条加热带或管路发生故障时，加 热系统的备用管路仍能满足上述要求； d） 加热系统上安装的加热元件和温度传感器应易于更换； e) 加热系统应采取措施防止导管积水 .4.4.6 储罐基础下部设置空气流通空间时，外罐底板的材料应能与外部环境温度相适应。 4.4.7 储罐基础上应安装沉降测量标记，宜设置测斜管，并在墙体和穹顶施工过程中，水压试验之前 期间和之后进行沉降测量，以后每隔3个月测量一次，直到沉降稳定为止
4.5.1金属储罐设计操作压力应小于100kPa。 4.5.2主容器和次容器的罐壁纵向和环向对焊焊缝（不包括罐壁与罐底板的大角焊缝）、底板边缘板 径向对接焊缝，应进行100%射线检测或超声波检测。 4.5.3薄膜罐的焊接工艺和焊接试验应符合以下规定： a） 所有焊缝均应进行100%的外观检查； b）将焊缝冷却至室温后，应根据焊缝位置、焊接方向和焊接的复杂性，每天选择每种类型焊接接 头长度的至少5%进行渗透检测（PT），如有泄漏的迹象，需要附加每个焊工总焊接长度5%的 焊缝进行渗透检测； c）薄膜片焊接完成后应进行泄漏试验和焊接接头的应力试验，应力试验应在绝热空间进行三个 压力循环，试验压力由大气压升至2kPa，至少保持30min作为一个循环；发生泄漏的所有区 域应按照本文件和制造商的制造工艺程序进行修复和检查。 4.5.4返修后，应对所有修复区域进行目视检查（VT）、真空箱检测（VBT)和渗透检测（PT），如果每 000m的薄膜罐有超过4处泄漏，则应进行附加气密性检测。 4.5.5薄膜片在储罐内安装完成后应进行验收检测，在储罐与绝热空间之间建立压差，确定薄膜的整 密封性；在储罐内用十燥空气加压，检测主绝热空间中氧气含量，确定潜在泄漏点。 4.5.6施工设备拆除时，在绝热空间内应抽真空，每日进行密封性检查和监测；压力升高时，应进行报 并采取校正措施
7.4.6.1无内衬的主包容混凝土储罐应包含检测和清除环隙空间中液体积聚的措施。 7.4.6.2混凝土储罐上起防潮或蒸气屏障作用的金属隔气层，其材料性能应与低温LNG蒸气温度相 适应。
.4.7.1储罐的建设场地应进行地震安全评价，以确定地震动特征和反应谱 a 建设场地岩土工程勘察宜考虑区域地震活动和地质、断层和震源区的重现期概率和最大震级、 场地相对于这些地震源的位置、近源效应和地下土层的特征； b） 对于每一种概率水平的地震反应谱，其竖向和水平向加速度反应谱应涵盖整个阻尼比范围和 储罐系统自振周期，包括所储存的LNG晃动（对流）模态的特征周期和阻尼比；
7.1储罐的建设场地应进行地震安全评价，以确定地震动特征和反应谱。 建设场地岩土工程勘察宜考虑区域地震活动和地质、断层和震源区的重现期概率和最大震级 场地相对于这些地震源的位置、近源效应和地下土层的特征； b）对于每一种概率水平的地震反应谱，其竖向和水平向加速度反应谱应涵盖整个阻尼比范围 储罐系统自振周期.包括所储存的LNG晃动（对流）模态的特征周期和阻尼比：
C 反应谱中任意周期对应的加速度应与结构的阻尼比相对应，该阻尼比宜按GB51156的规定 取值； d） 当没有可靠数据建立竖向反应谱时，竖向反应谱的纵坐标应不小于水平反应谱纵坐标的2/3： 当有可靠数据建立竖向反应谱时，竖向反应谱的纵坐标应不小于水平反应谱纵坐标的1/2。 7.4.7.2 储罐及其拦蓄系统的设计应涵盖操作基准地震（OBE）、安全停运地震（SSE）和安全停运地震 余震（ALE）三种水准地震动，这三种水准地震动的定义与取值应符合附录C的规定。 7.4.7.3以下结构和系统应采用7.4.7.2定义的三种水准地震动进行抗震设计： a） 储罐及其拦蓄系统； b 隔离储罐并将其保持在安全停运状态的系统组件； 可能影响a)或b)完整性的构筑物或系统，例如消防系统。 7.4.7.4储罐系统在OBE地震期间和OBE地震之后应能保持正常运行。 7.4.7.5单容罐、双容罐和全容罐系统中主容器和薄膜罐系统中金属薄膜在SSE设计工况下应不降低 其储存能力，储罐系统应能在SSE地震期间隔离和SSE地震之后维修。 7.4.7.6单容罐、双容罐或全容罐的次容器或拦蓄系统应能承受其未盛装液体但主容器盛装最大正常 操作液位液体时的SSE地震作用，并能承受其直接盛装液体时的ALE地震作用，此时盛装的液体容积 应等于主容器按最大正常操作液位计算的容积。 7.4.7.7薄膜罐盛装液体的所有组件，包括薄膜层、绝热系统、热角保护系统和混凝土外罐，应能承受储 罐最大正常操作液位时的SSE地震作用而不失效。当薄膜片失效时，混凝土外罐和热角保护系统应能 承受储罐最大正常操作液位时的ALE地震作用。 7.4.7.8超过OBE作用的地震发生后，应对储罐系统进行持续安全运行评估；SSE作用的地震发生后 储罐在重新开始充装操作前应进行清空和检查。 7.4.7.9储罐系统未坐落在基岩上时，储罐按GB50011的规定进行土 结构相互作用分析
7.4.8.1储罐的主容器应进行水压试验和泄漏试验，并对所有泄漏点进行修复。 7.4.8.2薄膜罐应按照GB/T26978.5的规定进行检测： a） 泄漏检测应按照GB/T26978.5的规定进行； b） 薄膜罐正常运行期间，应控制介质通过薄膜向绝热空间的泄漏，并采用惰性气体吹扫绝热空 间，使薄膜与绝热空间的气体浓度保持在爆炸下限的30%以下。当不能满足要求时，储罐应 停止使用并重新进行检测： 在进行爆炸下限的30%气体浓度测试时，环隙空间内吹扫气体的流率不应高于正常操作 流率。 7.4.8.3 薄膜罐设计时应通过模型试验的数据对其金属膜片及相关部件进行验证
7.4.9薄膜罐的其他要求
7.4.9.1薄膜罐热角保护系统在功能上应与全容罐混凝土外罐的热角保护系统相同。 7.4.9.2热角保护系统应保护外罐的整个底部以及至少5m以下的罐壁，使其与低温液体保持必要的 温度隔离，并保证罐壁与底板之间整体连接或铰接连接处的液密性， 7.4.9.3热角保护系统应采用与LNG温度相适应的金属或非金属材料，在机械荷载和温度载荷作用 下能够保持储罐结构的完整性和液密性。 7.49.4薪脑供应商应
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在泄漏条件下的液密性， 7.4.9.5薄膜罐热角保护系统无损检测验收合格后应与全容罐金属热角保护系统提供的液密性相当。 7.4.9.6薄膜罐的混凝土外罐应符合GB/T26978（所有部分）对混凝土次容器的规定，包括材料、设计 施工、检验和试验以及薄膜绝热系统的安装要求
7.5液化天然气压力储罐
7.5.1LNG压力储罐应设计成单壁储罐或双壁储罐。 7.5.2LNG压力储罐采用双壁储罐时，内罐应符合GB/T150（所有部分）、GB/T18442和TSG21的 规定。 7.5.3LNG压力储罐采用单壁储罐时，应符合GB/T150（所有部分）和TSG21的规定，其接管位置应 高于最大允许液面。 7.5.4LNG压力储罐鞍座和支腿的设计宜考虑运输荷载、安装荷载、地震荷载、风荷载和温度荷载。 7.5.5LNG压力储罐基础和支座应按耐火等级不低于2h进行防护，并应防止绝热材料被消防水流 冲掉。 7.5.6支撑系统应采用垫板等方式，最大限度减小应力集中。 7.5.7双壁储罐的应力计算应包含内罐的膨胀和收缩。 7.5.8 内罐和外罐之间绝热空间内的管道，应接内罐的最天充许工作压力加上热应力进行设计，并应 合以下要求： a 绝热空间内不应使用波纹管； b） 管材应能在一165℃下使用，并符合GB/T150（所有部分）的规定； C 外罐外部的液体管线未进行2h的耐火保护时不应采用铅管、铜管或铜合金管； d） 允许使用过渡接头。 7.5.9支撑系统应保证内罐与外罐同心，除应符合GB/T18442的规定外，还应能承受下列二者中的最 大荷载： a）对于装运荷载，支撑系统应按内罐的空载质量乘以可能遇到的最大加速度计算； 对于操作荷载，支撑系统应按内罐质量与地震载荷及罐内盛装的液体质量组合计算，液体质量 应按操作温度范围内给定的液体最大密度计算，但最小密度应为470kg/m。 7.5.10支承构件允许的设计应力应取室温条件下抗拉强度的1/3和屈服强度的5/8二者的最小值 对螺纹连接的构件，应采用螺纹根部的最小面积。 7.5.11工厂制造的LNG压力储罐应按相应的压力容器规范进行抗震设计。 7.5.12LNG压力储罐应设置防止储罐装满液体或储罐内液位达到安全阀入口的溢流装置。 7.5.13LNG压力储罐应按照GB/T150（所有部分）、GB/T18442和TSG21的规定进行试验 7.5.14LNG压力储罐运输时应充装情性气体，充装惰性气体压力应不小于69kPa，
1.1储罐内部和外部工艺管道系统和管件均为LNG储罐的一部分，应符合GB/T150（所有 GB/T20801（所有部分）或GB50316的规定。其余工艺管道应符合GB/T20801（所有部分） 50316的规定
8.1.2抗震设计要求
8.1.2.1管道分类除了符合9.1的规定外，还应符合以下规定： a）A类管道：对于OBE设计，不考虑响应修正系数； b）B类管道：响应修正因子R，的最大值是3，重要值Ip应取1.5； c）C类管道：抗震设计应符合GB50011的规定。 8.1.2.2管道分析应使用当量静态分析或动态分析，应符合GB50011的规定。OBE、SSE和设计地震 荷载应使用GB50011的荷载组合方法与其他荷载组合。如果不是刚性支架，管道应力分析模型中应 包括支架在约束方向的刚度，刚性支架按下列准则确定： a）大于或等于0.3m的管道支架：支架在约束方向的最小刚度1797kg/mm； b）小于0.3m的管道支架：支架在约束方向的最小刚度179.7kg/mm
3.1.2.1管道分类除了符合9.1的规定外，还应符合以下规定： a）A类管道：对于OBE设计，不考虑响应修正系数； b）B类管道：响应修正因子R，的最大值是3，重要值Ip应取1.5； c）C类管道：抗震设计应符合GB50011的规定。 3.1.2.2管道分析应使用当量静态分析或动态分析，应符合GB50011的规定。OBE、SSE和设计地震 荷载应使用GB50011的荷载组合方法与其他荷载组合。如果不是刚性支架，管道应力分析模型中应 包括支架在约束方向的刚度，刚性支架按下列准则确定： a）大于或等于0.3m的管道支架：支架在约束方向的最小刚度1797kg/mm； b）小于0.3m的管道支架：支架在纟 向的最小刚度179.7kg/mm
8.1.3.1管道系统及元件设计宜考虑系统所承受的冷热循环引起的疲劳影响。 8.1.3.2管道及其连接的冷热补偿应符合GB50316一2000（2008年版）第9章的规定
3.1.4.1所有管材，包括垫片和螺栓润滑脂，应与输送的液体和气体及其温度范围相适应。 8.1.4.2在紧急状态下，暴露于溢出的LNG、制冷剂低温或着火引起的高温，可能导致管道失效时，管 道及其连接件应符合下列任一要求，
8.1.4.1所有管材，包括垫片和螺栓润滑脂，应与输送的液体和气体及其温度范围相适应。
8.1.4.2在紧急状态下，暴露于溢出的LNG、制冷剂低温或着火引起的高温，可能导致管道失效时，管 道及其连接件应符合下列任一要求： a）制造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； b）在操作人员采取措施之前，通过绝热层或其他方式延缓极端温度导致的失效； c）紧急状态下，着火高温环境的管道，应被隔断、关停。 8.1.4.3管道绝热材料应符合GB50264的规定，用于火灾区域时，其最大火焰蔓延指数应为25，在任 何紧急状态下（如暴露在火焰、热、冷或水中），应保持必须具有的属性。 8.1.4.4用于火灾环境下的绝热材料除应符合14.2的规定外，还应符合GB50264或SY/T7419的 规定。
3.2.1.1不应采用F型钢管、螺旋焊缝管、搭接或对接锻焊管。 3.2.1.2管道材料应符合GB50316一2000（2008年版）第4章或GB/T20801.2的规定。 3.2.1.3管道元件耐压强度计算应符合GB50316一2000（2008年版）第6章或GB/T20801.3的规定。 8.2.1.4螺纹管壁厚应大于或等于Sch80。 3.2.1.5储罐、冷箱或其他绝热设备与其绝热保护层或夹套相连的液体管道，其失效会造成大量的易燃 流体释放，不应采用铝、铜、铜合金或其他熔点低于1093℃的材料。带有铝质内罐的储罐、铝质换热器 令箱底部液体管道充许便用铝质管道，铝质管道与不锈钢或其他材料间受热影响的过渡段应符合本条 的规定
8.2.1.1不应采用F型钢管、螺旋焊缝管、搭接或对接锻焊管。 8.2.1.2管道材料应符合GB50316一2000（2008年版）第4章或GB/T20801.2的规定。 8.2.1.3管道元件耐压强度计算应符合GB50316一2000（2008年版）第6章或GB/T20801.3的规定。 8.2.1.4螺纹管壁厚应大于或等于Sch80。 8.2.1.5储罐、冷箱或其他绝热设备与其绝热保护层或夹套相连的液体管道，其失效会造成大量的易燃 流体释放，不应采用铝、铜、铜合金或其他熔点低于1093℃的材料。带有铝质内罐的储罐、铝质换热器 冷箱底部液体管道允许使用铝质管道，铝质管道与不锈钢或其他材料间受热影响的过渡段应符合本条 的规定
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1.6过渡接头应进行防火保护；若绝热层会降低传热效果HG/T 2471-2011 电解槽金属阳极涂层，储罐、冷箱和其他类似设备的热过渡 绝热。 1.7危险介质不应使用铸铁、可锻铸铁和球墨铸铁管道
8.2.1.6过渡接头应进行防火保护；若绝热层会 储罐、冷箱和其他类似设备的热过渡段 不应绝热。 8.2.1.7危险介质不应使用铸铁、可锻铸铁和球墨铸铁管道
.1螺纹接头等级不应低于Sch80。 .2危险介质不应使用铸铁、可锻铸铁和球墨铸铁管件。 3弯管应符合以下规定： ）符合GB50316一2000（2008年版）中5.3的规定，不应使用有褶皱和波纹的弯管； 除了最低设计温度低于一20℃的仪表管，奥氏体不锈钢弯管或其他低温元件不准许冷弯加 工，下列情况除外： 1）按照工程设计要求的； 2）由专用弯管机械或者液压设备、工具制造的； 3）符合GB50316—2000（2008年版）中5.3.1.2和5.3.1.3规定的圆弧弯管； 4）弯管和管材生产工艺应符合GB50316一2000（2008年版）中5.2和5.3的规定，不应使用 波纹和褶皱管。 .4实心堵头或无缝钢管丝堵等级应大于或等于Sch80。 .5压合型管箍不应用于低于一20℃的场合，符合GB50316或GB/T20801（所有部分）规定的
2.1螺纹接头等级不应低于Sch80。 2.2危险介质不应使用铸铁、可锻铸铁和球墨铸铁管件。 2.3弯管应符合以下规定： a）符合GB50316一2000（2008年版）中5.3的规定，不应使用有褶皱和波纹的弯管； b） 除了最低设计温度低于一20℃的仪表管，奥氏体不锈钢弯管或其他低温元件不准许冷弯加 工，下列情况除外： 1）按照工程设计要求的； 2）由专用弯管机械或者液压设备、工具制造的； 3）符合GB50316—2000（2008年版）中5.3.1.2和5.3.1.3规定的圆弧弯管； 4） 弯管和管材生产工艺应符合GB50316一2000（2008年版）中5.2和5.3的规定，不应使用 波纹和褶皱管。 2.4实心堵头或无缝钢管丝堵等级应大于或等于Sch80。 2.5压合型管箍不应用于低于一20℃的场合，符合GB50316或GB/T20801（所有部分）规定的
8.2.2.4实心堵头或无缝钢管丝堵等级应大于或等于Sch80。
8.2.3.1阀门应符合下列任一条件： a）符合GB50316—2000（2008年版）中5.5的规定； b）符合GB/T51257、GB50251或GB/T20173的规定， 8.2.3.2不应使用铸铁、可锻铸铁和球墨铸铁阀门。
8.2.3.1阀门应符合下列任一条
8.3.1.1公称直径小于或等于DN50的管道应采用螺纹、焊接或法兰连接。 8.3.1.2公称直径大于DN50的管道应采用焊接或法兰连接。 8.3.1.3与设备或元件连接时WS/T 500.13-2016 电子病历共享文档规范 第13部分：输血记录，如果不产生疲劳应力，公称直径小于或等于DN100的管道应使用螺纹、 焊接或法兰连接。 8.3.1.4宜尽可能少用螺纹或法兰接头，采用螺纹连接时，应采用密封焊接或经验证的其他密封方法， 下列接口除外： a 焊接高温可能损坏仪表的接头处； b） 密封焊接可能妨碍维修通道处； ） 不易实现密封焊接的材料过渡段； d） 最小设计温度大于或等于一20℃的管道系统。 8.3.1.5 在不同的金属之间应采用法兰或其他经验证的过渡接头技术。 8.3.1.6 可能暴露于火灾的垫片应耐火。 8.3.1.7 管子接头应符合GB/T20801.3一2020中5.2.7的规定
8.3.1.1公称直径小于或等于DN50的管道应采用螺纹、焊接或法兰连 8.3.1.2公称直径大于DN50的管道应采用焊接或法兰连接， 8.3.1.3与设备或元件连接时，如果不产生疲劳应力，公称直径小于或等 焊接或法兰连接。 8.3.1.4宜尽可能少用螺纹或法兰接头，采用螺纹连接时，应采用密封 下列接口除外： a 焊接高温可能损坏仪表的接头处； b 密封焊接可能妨碍维修通道处； c） 不易实现密封焊接的材料过渡段； d） 最小设计温度大于或等于一20℃的管道系统。 8.3.1.5 在不同的金属之间应采用法兰或其他经验证的过渡接头技术。 8.3.1.6 可能暴露于火灾的垫片应耐火。 3.3.1.7管子接头应符合GB/T20801.3—2020中5.2.7的规定