性能试验数据。
4.3.3.2 混凝土骨料应符合ASTM C 33《混凝土骨料规格标准》（美国）或CSA标准CAN/CSA A23.1《混凝土材料和混凝土施工方法》（加拿大）。骨料应密实，应具有可靠的物理化学性质，从而提供高强度、经久耐用的混凝土。
4.3.3.3 压力喷浆应符合ACI 506.2《喷浆混凝土的材料、配比和应用规定》 4.3.3.4 预应力混凝土用高抗拉强度构件，应满足下列标准的要求：
(1) （美国）：ASTM A 416《预应力混凝土用无涂层7股钢丝标准规定》，ASTM A 421《预应力
混凝土用无涂层消除应力的钢丝标准规定》，ASTM A 722 《预应力混凝土用无涂层高强度钢筋标准规定》，ASTM A 821 《预应力混凝土储罐用冷拔钢丝标准规定》 (2) （加拿大）：CSA G 279 《预应力混凝土钢筋束的钢材》（1998）。
另外，还应采用那些适宜在LNG温度条件下使用的任何材料，如API 620 《大型焊接低压储罐设计与施工》附录Q中主要组件规定的那些材料，或经试验证明可用于LNG的材料。混凝土中钢筋弯钩用材料，应适宜在LNG温度条件下使用。
4.3.3.5 混凝土用钢筋，应符合ACI 318 《钢筋混凝土建筑规范要求》。
例外：不允许使用ASTM A 966 《钢筋混凝土用钢轨钢和车轴钢异型钢条的标准规定》规定的材料。
在加拿大，混凝土用钢筋，应符合以下CSA标准的要求：G30.3《钢筋混凝土用冷拔钢丝》，G30.5《钢筋混凝土用焊接钢筋网》，和CAN/CSA G30.18《钢筋混凝土用坯钢条》。
4.3.3.6 非结构金属层，加入预应力混凝土中起组合作用，在正常操作期间将直接与LNG接触，应为API 620 《大型焊接低压储罐设计与施工》附录Q中规定“主要组件”或“次要组件”类金属，对组合截面施加预应力，以便在任何设计荷载条件下不会产生明显的拉应力。
4.3.3.7 非结构金属层，加入预应力混凝土中起组合作用，主要用作内部绝热储罐防水层，应为API 620 《大型焊接低压储罐设计与施工》附录Q中规定的“主要组件”或“次要组件”类金属，或应为符合ASTM A 366《碳钢、薄钢板、商用级冷轧钢标准规定》要求的钢。对组合截面施加预应力，以便在任何设计荷载条件下不会产生明显的拉应力。 4.3.4 施工、检验和试压
4.3.4.1 混凝土LNG储罐的施工，应符合以下标准和出版物的要求：
(1) （美国）：ACI 318R 《结构混凝土建筑规范要求》，ACI 301第9节 《结构混凝土规范》，
ACI 372R《配有钢丝和股绞丝的预应力混凝土构筑物的设计和施工》，和ACI 373R《环向钢筋束预应力混凝土构筑物的设计和施工》
(2) （加拿大）：CSA 标准 CAN 3-A23.3 《混凝土构筑物的设计》
4.3.4.2 混凝土LNG储罐的检验，应符合ACI 311.4R 《混凝土检验导则》，和 本标准6.5节的规定。
4.3.4.3 金属构件的施工和检验，应符合API 620 《大型焊接低压储罐设计与施工》附录Q的规定。
4.3.4.4 用于建造LNG混凝土储罐的其它材料，使用前应检查和试验合格。 4.4 LNG储罐的标记
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4.4.1 各储罐应在易接近的地方加上耐腐蚀铭牌进行标识，标出下列内容： (1) 制造商名称和制造日期
(2) 公称液体容积（barrel，gal或m3） (3) 罐顶甲烷气的设计压力 (4) 储存液体的最大允许密度
(5) 储罐中可充装储存液体的最高液位（见4.1.6） (6) 储罐中可充装试压用水（如果可应用）的最高液位 (7) 储罐设计所依据的最低温度，℉或 ℃。
4.4.2 对储罐的所有开口，应标出其开口功能，在结霜情况下，应能看得见标记。
4.5 LNG储罐的试验。LNG储罐应按指导性施工规范和标准进行泄漏试验，所有泄漏处应予以修补。
4.5.1 对于设计压力小于等于 103 kPa (15 psi) 的储罐，没有单独指明应用施工规范时，应用等同的API 620 《大型焊接低压储罐设计与施工》。
4.5.2 对于设计压力大于 103 kPa (15 psi) 的储罐，应按下列规定试验：
(a) 工厂预制储罐，应在运到安装现场以前由制造商进行压力试验。
(b) 内罐的试验，应符合ASME《锅炉和压力容器规范》，或CSA B 51《锅炉、压力容器和压力管道规范》。外罐应进行泄漏试验。管道应按6.6节进行试验。
(c) 储罐及连接管线在充装LNG以前应进行泄漏试验。
4.5.3 在验收试验完成后，不得在LNG储罐上进行焊接。在以下情况下，应要求采用相应方法对修补或修改部分进行重新试验：修补或修改使构件受到影响而要求重新试验，和为证实修补或修改是否满足要求而要求重新试验。
例外1：鞍板和支架允许现场焊接。
例外2：修补或修改符合储罐制造时所遵循的规范或标准，允许现场焊接。
4.6 储罐的置换和冷却。LNG储罐投入使用之前，应按11.3.5和11.3.6进行置换和冷却。 4.7 泄放装置
4.7.1 基本要求。 所有储罐应按以下规定配备压力和真空泄放装置：
(a) 压力等于或小于15 psi (103 kPa) 的储罐设计，使用API 620 《大型焊接低压储罐设计与施工》。泄放装置的尺寸应按4.7节定。
(b) 压力大于15 psi (103 kPa) 的储罐设计，ASME《锅炉和压力容器规范》第Ⅷ卷。泄放装置的尺寸应按4.7节定。
4.7.2 泄放装置应直接通往大气。如果储罐遇到大于设计真空度的条件，应按以下规定安装真空解除装置：
4.7.2.1 应用手动全开式隔断阀把LNG储罐的各压力和真空安全阀与储罐隔开，以便检修和其它。隔断阀应锁定或铅封在全开位置。储罐上应安装足够数量的压力和真空安全阀，以便隔开和检修单个安全阀时保持要求的泄放能力。只要求安装一个泄放装置时，可用一个全开式三通阀连到安全阀，备用口连到罐上，或者在储罐上安装两个独立的安全阀（各有一个阀）。
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4.7.2.2 不能同时关闭一个以上的隔断阀
4.7.2.3 安全阀排放火炬或放空管的设计和安装，应防止水、冰、雪或其它异物聚集，并应垂直向上排放。
4.7.3 泄放装置的尺寸选择
4.7.3.1 卸压 卸压装置能力选择依据： (1) 与火焰接触
(2) 操作失常，如控制装置失灵 (3) 设备故障和误操作引起的其它情况 (4) 充装时置换的蒸气
(5) 充装期间闪蒸气，因充装或不同组分产品混合产生的闪蒸气 (6) 冷冻失效 (7) 从泵回流输入热 (8) 大气压降低
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排放量来选择。 4.7.3.2 *最小能力。 最小泄放能力lb / hr (kg / h)，应不低于24小时内排出满罐容量的3%。 4.7.3.3 真空解除。 真空解除装置能力选择依据： (1) 按最大流量抽取液体或蒸气。 (2) 大气压升高。
(3) 过冷液体进入使蒸气空间压力降低
真空解除装置的尺寸，应按最大的一次事故的排量或合理的和可能的组合事故排量，低于因罐装物最低正常吸热产生的气化量来选择。不允许考虑气体再压缩或蒸气补充系统的真空排量。 4.7.3.4 与火焰接触。 与火焰接触要求的泄放能力应按下式计算：
H?34500FA0.82?Btu??Hn??
?hr??H式中：
H-----总热流量，Btu / hr (W)
?71000FA0.82?Hn?W??
Hn----冷罐的正常漏热量，Btu / hr (W) A-----储罐与火焰接触的湿表面积，ft2 (m2) F-----环境因子（按表4.7.3.4）
对于大型储罐，与火焰接触的湿表面积应为地面以上到30 ft (9.15 m )高度的面积。
表 4.7.3.4 环境因子
依据部位
F 因子
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储罐本体 用水设施 降压和倒空设施 地下储罐 绝热或热防护
绝热或热防护（公制单位）
1.0 1.0 1.0 0
F=U (1660-Tf) / 34 500 F=U (904-Tf) / 71 000
注：U 是绝热系统的总传热系数Btu / (hr ft2 ℉)[W/(m2 ℃)]，用从Tf到 1660 ℉ (904 ℃) 温度范围内的平均值。Tf 在放空条件下容器内介质温度，℉(℃)。
下列内容也应执行：
(a) *绝热层应能防止消防水流冲掉，应不可燃，而且在1000℉（538℃）的温度下不会分解。如果绝热层达不到这一标准，这种绝热层就绝对不合格。
泄放能力由下式决定：
W=H/L
这里：
W = 在泄放条件下蒸气产品的泄放能力，单位为lb/hr（g/s）。 L = 储存液体在泄放压力及温度下的气化潜热，Btu/lb（J/g）。 泄放能力W确定后，当量气体流量按下式计算：
Q??3.09WQ??0.93WTZMTZM?ft?m3/hr/hr?
3?这里：
Q? =当量气体流量，ft3/hr（m3/hr），在60℉（15℃）时和14.7psia (101kPa)的压力下。 Z = 在泄放条件下产品蒸气的压缩因子。 T = 在泄放条件下产品蒸气的绝对温度?R（K）； M = 产品蒸气的相对分子质量，lbm/lb mol（g/gmol）。
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5 气化设施
5.1 气化器的分类
5.1.1 加热气化器。加热气化器是指从燃料的燃烧、电能或废热，如锅炉或内燃机废热，取热的气化器。
5.1.1.1 整体加热气化器。整体加热气化器是指热源与实际气化换热器为一体的加热气化器。这类气化器包括浸没燃烧式气化器。
5.1.1.2 远距离加热气化器。远距离加热气化器是指主热源与实际气化换热器分离，且用热媒流体（如水、蒸汽、异戊烷、乙二醇等）作传热介质的加热气化器。
5.1.2 环境气化器。环境气化器是指从天然热源取热的气化器，天然热源如大气、海水或地热水。如果天然热源温度超过212℉（100℃），此气化器应视为远距离加热气化器。
如果该天然热源与实际气化换热器分离，且在热源与气化换热器之间使用可控制的传热介质循环，此气化器应视为远距离加热气化器，并应用加热气化器的有关规定。
5.1.3 工艺气化器。工艺气化器是指从另一个热力或化学过程取热，或储备或利用LNG冷量的气化器。
5.2 设计及施工用材料
5.2.1 气化器设计、制造和检验，应符合ASME《锅炉和压力容器规范》第Ⅷ卷 第1篇。由于气化器在-260℉到100℉（-162℃到37.7℃）温度范围内运行，ASME《锅炉和压力容器规范》第Ⅰ卷PVG部分的规定对其不适用。
5.2.2 气化器换热器，设计工作压力至少应等于进料LNG泵的最大排出压力或加压储罐系统压力，取其较大者。
5.3 气化器管道、热媒流体管道及储存
5.3.1 对并联气化器，各气化器进口和出口应有隔断阀。
5.3.2 各气化器出口阀及出口阀上游的管件和安全阀，设计温度应为LNG温度 [-260℉（-162℃）]。 5.3.3 应设置自动化设备，防止进入配气系统的LNG或气化气体温度，高于或低于输出系统的设计温度。该自动化设备应与其它流体控制系统独立，而且应包括紧急情况专用的干线阀。 5.3.4 应用两个进口阀隔离停运的并联气化器，以防止LNG漏入。应采取安全措施处置两阀间聚集的LNG或天然气。环境气化器进口2in（50mm）或更小，不要求遵守这项规定。 5.3.5 各加热气化器上应配备一个热源切断装置。这个装置应就地和远距离都能控制。远距离控制点离气化器应至少50ft（15m）。
5.3.6 通向加热气化器的LNG管线上应装一个切断阀，离气化器至少50ft（15m）。如果气化器装在建筑物内，切断阀应离该建筑物至少50ft（15m）安装。允许在6.3.3.2中的规定。切断阀应就地控制或远距离控制，且应保护该阀，防止因外部结冰而不能操作。
例外：气化器离其供应储罐不到50ft（15m），应遵守5.3.7。
5.3.7 安装在LNG储罐50ft（15m）内的任何环境气化器或加热气化器，其进液管线上应配备自动切断阀。该阀的位置应离气化器至少10ft（3m），且当管道失压（流量过大）时、当紧靠气化器监测到异常温度（失火）时、或当气化器的出口管道上出现低温时应关闭。有人值守的设施，
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