标准规范下载简介
GB／T 22724-2022 液化天然气设备与安装 陆上装置设计.pdf14.1.2LNG站场布置
4.1.2.1LNG站场的站址评估应包含其对站场周边的影响（见4.3.5）
14.1.2.3防护间距的确定应包括以下因素： a）火灾辐射热； b）可燃下限范围； c）噪声； d）爆炸冲击波。 14.1.2.4LNG站场布置宜考虑主风向。在可建站的地区，建筑物和点火源不宜布置在可燃泄漏源的 下风向JTS／T 148-2020标准下载，并远离爆炸危险区。 14.1.2.5站场建筑物宜设在危害影响区域之外。建筑物的岗位人数也应纳人评估范围。 14.1.2.6集中控制室应位于工艺装置区和爆炸危险区之外。集中控制室应设计为能在危害评估中确 定的事故场景下安全运行。 14.1.2.7对于所有设备，例如空气压缩机、内燃工艺设备、燃气轮机、柴油驱动的消防水泵和应急发电 机，进气口应位于爆炸性环境0区和1区之外。空气压缩机进气口应装有可燃气体探测器，以便设备停 运或切断。 14.1.2.8两个相邻储罐之间的间距应通过详细的危害评估确定，且应符合GB50183的规定
可能对人员造成危险的站场区域应设置逃生路线。设计宜考虑LNG泄漏时，由于空气中水汽凝 吉产生的“雾”。
宜避免形成密闭或部分密闭空间，特别是：
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a 如果可以避免，天然气或LNG管线不宜布置在密闭涵洞内； 如果储罐采用高桩承台，承台应保证足够的高度以便空气流通； C 放置电缆的管涵内应用砂子填实。若因沙子沉降导致上覆的平板下落，可充填沙子将平板 复位。
4.1.6根据危险区域划分选择合适的电气组件
装的电气设备应按照GB/T3836.1的要求进行议
14.1.7.1控制LNG或可燃液体泄漏后的事故后果，可采取： 限制泄漏量的措施； b）导液沟和集液池应设置防止泄漏的LNG和可燃液体流入其他区域或站场界区外，并缩小扩 散隔离区的措施； 泄漏收集系统应设置雨水排水设施及防止LNG和可燃液体进人其他水源的措施； d）控制泄漏和溢出的措施。 4.1.7.2若扩散计算表明泄漏可能升级为更为严重的事故，应设置固定的泄漏探测系统，可实现手动 戈自动隔离站场工艺系统，并停用明火设备等潜在点火源。 14.1.7.3集液池设计应确保LNG和可燃液体不进入地表水系统，并应设置泄漏检测装置、控制LNG 和可燃液体蒸发速率的措施（高倍数泡沫系统等）。导液沟和集液池应设置绝热层以减少蒸发。 4.1.7.4不应使用依靠水和LNG密度差的分离措施
14.1.8工艺区及转运区的泄漏收集系统
14.1.8.1工艺区和转运区泄漏的LNG和可燃液体应被尽快导人集液池。 14.1.8.2集液池的位置应根据风险分析确定，泄漏收集系统的导液沟和集液池应为开散式设计， 14.1.8.3工艺区的设计泄漏量应根据风险分析确定，并增加10%的余量。在站场进行改扩建时，泄漏 收集系统的能力应重新进行核算。 14.1.8.4对于有可能发生泄漏的转运区和工艺管道，应通过风险分析来确定集液池容积，并考虑潜在 的泄漏源、泄漏流量、检测系统、操作管理水平和事故响应时间
14.2.1.1对于失效后可能造成事故升级或威胁应急响应人员的设备应采取防火保护措施，如：紧急切 新阀、安全关键控制设备、可燃液体容器和结构性支撑。对于受到的辐射热超过附录A规定限值并持 卖而导致失效的设备，应提供防火保护。防火时间应根据火灾持续时间确定，且不低于90min 14.2.1.2对于受到的辐射热超过附录A规定限值的压力容器的防火保护措施包括绝热材料或水喷雾 系统，以防出现设备失效和过热液体泄漏，进而导致沸腾液体扩展蒸汽云爆炸。 14.2.1.3压力容器可能受到重大事故影响（LNG储罐火灾等）时，防火时间应根据风险分析确定，且不 低于90min
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4.2.1.4防火保护措施应根据 4.2.1.5防火措施包括： a）预制或喷涂的混凝土； b）由矿物纤维、陶瓷、硅酸钙或泡沫玻璃制成的绝热材料； c）膨胀及非膨胀涂料。 4.2.1.6耐火保护应符合GB50183、GB51156—2015和GB51261—2019的规定
14.2.2.1应对低温流体泄漏对相邻设施、设备和钢结构的影响进行评估，并通过选择适当的材料或脆 裂保护防止事故升级或威胁应急响应人员， 4.2.2.2通过选择适当的材质（混凝土、不锈钢等或使用绝热材料来保护设备及结构性支撑免受低温 中击。绝热层的设计施工应符合SY/T7350的规定，并应采取防止外表面磨损的措施。 14.2.2.3设备及结构性支撑的保护应保证在站场运行期间.其功能及形式不受影响
NG站场应设置围墙，并宜设置安全防范报警系统
LNG站场应设置火灾及气体检测系统，并符合15.4的规定， 在适当的地方宜设置地震加速度监测，当地震达到预定水平时，发出报警信号
LNG站场主动保护措施的设置，应根据其规模、介质性质、储存方式、储存容量、储存温度、火灾危 险性及所在区域的消防站布局、消防站装备情况及外部协作条件等综合因素确定
[15. 1 一般要求
[15.2过程控制系统
15.2.1.3常见的工艺参数的异常可能导致设备非安全的关断，该关断应由过程控制系统触发。
[5.3.1设计原则
5.3.1.1安全仪表系统的设计应符合GB/T50770的规定。 5.3.1.2安全仪表系统应满足LNG站场安全完整性等级的要求，安全完整性等级应根据安全完整性 等级评估的结果确定。 5.3.1.3安全仪表系统应能检测危险并减轻危险产生的后果，应至少具有以下功能： a）具有现场区域或设备单体紧急停车功能、远程紧急停车功能； b）对工艺参数及安全设施的监测、启动和联锁保护，确保装置处于安全状态
.1.1安全仪表系统的设计应符合GB/T50770的规定。 1.2安全仪表系统应满足LNG站场安全完整性等级的要求，安全完整性等级应根据安全完整 评估的结果确定。 1.3安全仪表系统应能检测危险并减轻危险产生的后果，应至少具有以下功能： a）具有现场区域或设备单体紧急停车功能、远程紧急停车功能； b）对工艺参数及安全设施的监测、启动和联锁保护，确保装置处于安全状态
15.3.2紧急停车和安全功能
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5.3.2.9在防火区内使用紧急切断阀，可以减少下游设备或管道故障导致的危险流体泄漏的危险。 5.3.2.10ESD可为危险事故提供分级响应。 5.3.2.11LNG站场典型的ESD分级如下： 1级关断：全站泄压关断。该级关断由地震、重大事故、重大火灾、重大LNG泄漏、极端气象环 境等外部原因引起，需全站人员撤离，必要时手动触发，1级关断将触发2级、3级和4级关断。 b 2级关断：全站保压关断。该级关断由主电源、仪表风、热媒等公用系统故障或生产系统的重 要装置故障引起，可手动和自动触发，2级关断将触发3级和4级关断。 C 3级关断：单元关断。该级关断由工艺装置区、罐区或装车区内的设备故障或单元内的安全事 故等引起，可手动和自动触发，3级关断将触发4级关断 d）4级关断：设备关断。该级关断由单个设备故障或极限报警引起，此关断仅关断故障设备本 身，而不影响其他设备的正常操作，可手动和自动触发
15.4火灾和气体检测系统
5.4.1LNG站场应设置可燃气体检测报警系统和火灾自动报警系统，用于监控火灾、可燃气体 NG泄漏。 5.4.2可燃气体检测报警系统的设置应符合GB/T50493的规定。 5.4.3火灾自动报警系统的设置应符合GB50116的规定
15.5码头设施监测和控制
码头设施的监测和控制应符合GB/T24963的规定，以下功能可用时，宜将其连接到站场自控系 充中： 监测作业环境监测系统（系泊时的风、浪、流、潮位等）； b） 监测靠泊辅助系统（靠泊时的移动速度、距离、夹角等）； C 监测缆绳张力监测系统（系泊时所有缆绳的受力状况）； d 监测快速脱缆钩的状态； e 监测和控制装卸臂； 监测船岸紧急切断系统
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15.6.9门禁系统应与火灾报警系统联动，当发生火灾时，所有门禁前端设备应处于常开状态。当站场 设置有多套门禁系统时，宜采用IP联网 15.6.10一键报警系统应与当地公安部门联网
16.1环境、安全生产、职业健康和质量
16.1.1环境管理应符合GB/T24001的要求。安全生产管理应符合GB/T33000的要求。职业健康 应符合GB/T45001的要求。质量保证和质量控制应符合GB/T19001的要求，并应对不同阶段的设 计、制造和施工进行质量监控： a） 项目组织阶段； b） 设计和采购阶段； 设备的工厂制造阶段； d 设备的储存和运输阶段； e） 施工阶段。 16.1.2 工艺设备或系统的承压部件应提供检验证书。 注.强制性检验 各金
高压管道应符合GB50184的要求； 八所有部分的要求；明欠设备应付 合GB/T16507.6的要求。 对LNG储罐，应按6.13进行试验
16.3开、停车前的准备
6.3.1在投料开车前，应进行以下程序： a） 系统充入惰性气体以便排除氧，使氧的含量最大为4%（体积分数）； b） 使用以下方法之一对装置进行干燥： 1）真空干燥； 2）氮气干燥。 6.3.2 LNG管道的干燥极限目标露点温度通常控制在一40℃。 6.3.3 在停车检修，要求打开某个管路时，则需采取以下措施： a) 可靠的系统隔离； b) 除去回路中的液烃； c) 通过热循环的干燥气体来除霜并加热至环境温度； d）在能向大气排放之前通人氧气吹扫来惰化
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7.1.3选择防腐层时，宜考虑腐蚀性环境和操作条件。 7.1.4对所有的平台及支撑钢结构要进行防腐保护。 7.1.5镀锌表面一般不需要进行涂装，如果在海洋大气环境中使用，宜进行涂装。对于奥氏体不锈 钢，防腐层中不应含有锌、铅、铜及其化合物，且防腐层固化后不应含有游离的、可溶性氯化物或其他卤 化物。 7.1.6地上LNG装置的所有设备和管道均应使用规定的颜色或标记，以识别内部介质。 7.1.7所有涂层、镀锌层、颜色编码和标记均应符合SY/T0043的规定
属构件的阴极保护应符合GB/T35508的规定
8.1应为装置操作人员提供书面操作程序。操作程序应涵盖所有正常的和应急操作工况 8.2个人防护应符合GB39800.1和GB39800.2的要求。 8.3从事应急操作的操作人员应配备必要的防护服和设备。便携式可燃气体探测器应随时可用 8.4从业人员应接受LNG的危害、特性方面应急响应程序的培训。 18.5从业人员培训计划应根据个人在组织中的岗位职责和责任而制定，并应取得相应资格证书
接收站码头运行方、海事管理人员、船舶操控人员、引航员和拖轮操作者，应在首船投产前采用模拟 器进行操作前培训
A.1液化天然气火灾辐射热
A.1.1LNG站场内火灾辐射热限值按表A.1确定。LNG火灾的辐射热值应采用普遍认可并应用的 模型计算
表A.1站场内允许的辐射热
.2设计者应证明计算表面温度时使用的最大辐射热和持续时间与预期火灾一致，并足够低，以 备和结构的完整性。在计算中宜考虑与温度有关的材料性质和机械特性。 3对于LNG储罐，确定允许的辐射热时应包括以下因素：
持设备和结构的完整性。在计算中宜考虑与温度有关的材料性质和机械特性。 A.1.3对于LNG储罐，确定允许的辐射热时应包括以下因素： a） 冷却水应能从安全区域获得，才被认为是安全改进措施； b） 容器的强度损失； C 容器内压力积聚； d） 安全阀泄放能力； e） 火灾表面辐射热。 A.1.4 可以通过防火间距、水喷雾、耐火保护、防辐射屏障或类似设施将辐射热降至所需限值 A.1.5 LNG站场外火灾辐射热限值按表A.2确定
容器内压力积聚； d） 安全阀泄放能力； e）火灾表面辐射热。 A.1.4可以通过防火间距、水喷雾、耐火保护、防辐射屏障或类似设施将辐射热降至所需限值 A.1.5LNG站场外火灾辐射热限值按表A.2确定
2站场外允许的辐射热
GB/T22724—2022A.1.6混凝土厚度应确保在发生外部火灾时，预应力钢筋的温度保持在足够低的水平，以保持LNG储罐在满液位和最高设计压力下的完整性。如果未针对储罐设置固定冷却水系统，则应确保外部水源提供足够的消防水量。应使用普遍应用并认可的方法和模型确定混凝土的最小厚度。A.2火炬和放空管的辐射热LNG站场火炬和放空管的辐射热限值按表A.3和表A.4确定。表A.3站场内允许的辐射热单位为千瓦每平方米站场内设施辐射热限值按照11.8规定的流量正常事故荒芜区域的最高值专用（限制）区域的边缘5道路和公共区3储罐和工艺设备1.55控制室、维修车间、实验室、仓库1.5行政办公楼1.5 不包括太阳辐射。表A.4站场外允许的辐射热"单位为千瓦每平方米站场外辐射热限值偏远区域35敏感区域1.51.5其他区域1.53不包括太阳辐射。人迹罕至的区域，如沼泽地、农田、沙漠等。重要的无防护区域或城市，该区域人员在包括紧急情况的任何时间都不穿戴防护服；或在危险和紧急情况下疏散困难（如医院、养老院、体育馆、学校、户外剧场）d其他区域包括液化天然气站场外的工业区域45
.1.1抗震设计分类包括： a）A类：对站场安全极重要的系统，或需要维持最低安全级别运行的保护系统。在发生OBE地 震和SSE地震时，它们应持续运行，安全仪表系统和LNG的次容器应列为A类。 D B类：对站场运行起重要作用的系统，或破裂会造成站场危险、塌会对环境造成重大影响或 导致额外危险的系统。这些系统应在OBE地震后仍持续运行，而且在SSE地震后，应保持其 完整性，所有LNG储罐的主容器应列为B类。 c）C类：其他系统，这些系统应在OBE地震之后仍然保持运行，而且在SSE地震后，不会冲击或 影响其他系统和组件。 注：这些系统包括相关的设备、管线、阀门、仪表、供电及其支撑结构。结构应按其支撑的最重要的系统部件的等级 进行设计 .1.2当发生震级超过某一特定数值L该值低于操作基准地震（（BE）加速度值」时的地震，站场宜关 ；关闭命令可以由操作者决定或由地震监测设备自动做出有序的关闭，而不是由单个检测设备造成的 几械随机跳闸。
B.1.1抗震设计分类包括
B.1.3重启运行之前，应进行全面的安全检查，
a）可操作性； b）完整性； c）稳定性。 B.1.4发生OBE后，所有的设备或者系统应保持运行状态。除非操作者认为这些设备或系统没有保 持运行的必要，可以关闭。 B.1.5发生安全停运地震（SSE)后，站场应处于安全状态。地震发生后，可采取措施来确保安全恢复运 行，或停产。 B.1.6安全管理体系中应明确发生SSE后，启动的应急程序，并确保人员安全的情况下，落实进行站场 监测和检查时所采取的临时措施
B.2.1基于上述原则,抗震划分见表B.1
B.2.2做危害评估时应对这些以下三个类别进
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a）A类包括： 1 消防设备和系统（仅用于本地操作）； 2） 地下的消防水管线； 3） 紧急切断阀； 4） 中控室内安全控制系统的可操作性； 5 与安全控制系统相关的不间断电源； 6） 中控室内显示的关键信号； 烃类储罐的压力安全阀或者控制阀； 8） LNG储罐的次容器。 b） B类包括： 所有设备和管道系统，包括烃类或者有风险的介质； 2） 支撑此类设备和管道系统的所有构筑物： 3 LNG储罐的主容器。 C类包括：除A类和B类外，在A类或者B类附近倒塌能影响A类或B类的设施
B.3发生SSE后基本安全措施
要的信息应在中控室显示（储罐的压力、液位和温度等） 受地震作用易造成破坏的站场构筑物，其硬接线、关键信号和控制电缆分开布线 发生SSE后，能远程控制储罐的压力控制系统，安全阀应保持运行
（资料性） 不同类型液化天然气储罐示意图
不同类型的立式平底圆简形LNG储罐应符合GB51156一2015的规定（示例见图C.1～图C.4 比之外，以下球形储罐和低温混凝土储罐也可考虑，
图C.1单容罐示意图
图C.2双容罐示意图
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图C.3全容罐示意图
图C.4薄膜罐示意图
图C.5）。球形储罐的设计和建造应依照国际海运组织气体运输船规范（IMOB型罐） 球形储罐几何结构稳定，可设计用于高地震加速度区， 地上球形储应设置拦蓄堤（次容器）（见6.8）容纳泄漏的液体
图C.5球形储罐示意图
低温混凝土储罐为立式平底圆筒形结构，其主容器和次容器的罐壁都是预应力混凝土（示例见 图C.6)
图C.6低温混凝土储罐示意图
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D低温混凝土储罐示意图（二
图C.6低温混凝土储罐示意图（续）
D.1热量输入引起的气体排放量V
V为储罐在正常操作条件下由于热量输人引起的最大蒸发量。确定该值时，环境温度设定为夏 日所观测到的最高气温
VT为储罐在正常操作条件下由子 人引起的最大蒸发量。确定该值时，环境温度设定为 观测到的最高气温
D.2液相充装引起的气体排放量V
储罐在充装时产生活塞效应，充液引起的气体排放量V取储罐以最大体积流量充装时产生的（罐 顶气相实际温度和压力下）气体体积流量。 V.为人口控制阀故障开时可达到的最大流量
若不能排除过量充装导致LNG溢流人储罐环隙空间的可能性，LNG一且进入储罐环隙则立即气 化。可根据需要，进一步强化见6.6.2所采取的液位监控措施
D.4充装过程中闪蒸引起的气体排放量V
向储罐内充装LNG时，立即会发生气化（即“闪蒸”），闪蒸产生的主要原因有： LNG在泵送时被加热； b） 装卸过程中的管线漏冷； C 储罐液位上升时对罐壁的冷却； d）与储罐内原存有的LNG混合； e）带压LNG进入储罐膨胀，若膨胀前的温度高于储罐压力下的泡点温度，即发生气化 V是最大流量充装状态下控制阀故障开时的闪蒸量，应依据所有上述原因确定该值。 若LNG在充装前处于平衡态，其膨胀前的温度高于储罐中LNG的泡点温度，部分液体在充装时 生闪蒸，闪蒸率（F）由公式（D.1）计算
LNG的热容，单位为焦耳每开尔文每千克[J/（K·kg)]； T1—LNG膨胀前的温度，单位为开尔文（K)； T2LNG在储罐压力下的沸点，单位为开尔文（K)； L一LNG的气化潜热，单位为焦耳每千克（J/kg）。 随后可用公式（D.2）计算VF： VF=FXW ·（D.2） 式中： W一充装流量，单位为千克每秒(kg/s）。 若没有更精确的数据，且绝对压力的下降值不大于0.1MPa，则F可用公式（D.3)取值进行简化 计算：
W———充装流量，单位为千克每秒（kg/s）。 若没有更精确的数据，且绝对压力的下降值不大于0.1MPa，则F可用公式（D.3)取值i 计算：
C=3.53X10J/(K:kg)
式中： （p?p）——LNG初始存储绝对压力与目的储罐绝对压力之间的压降，单位为帕(Pa)
（p.二,）—LNG初始存储绝对压力与目的储罐绝对压力之间的压降，单位为帕(Pa）
D.5用一台潜液泵循环LNG引起的气体排放量
的蒸发气的质量流量， 假定泵的全部能量都输人 式（D.4）进行估算
D.6大气压变化引起的气体排放量V
D.6.1如果储罐处于最大操作压力，大气压下降会导致储罐球冠中的气相发生膨胀产生排放气（VAG）， 还会导致罐内液相过热产生排放气（VAL）。与此类似，大气压上升则会产生真空。 0.6.2因气相膨胀产生的流量VAc可用公式（D.5）进行计算
VA =VAG + VAl
..(D.5 VA =VAG + VAI
VAG 储罐球冠中气相温度和压力下的实际体积流量，单位为立方米每小时（m"/h）； V 低液位储罐的最大气相空间，单位为立方米（m）； P 一绝对操作压力，单位为帕（Pa）； d，/d，一一大气压变化率的绝对值，单位为帕每小时（Pa/h）； VAL 液体过热产生的排放量，可采用D.4中F的计算方法进行估算。 D.6.3气压变化率应采用当地的气象数据。没有相关气象数据时，可采用大气压下降率值2000Pa/h，且 大气压变化总量为10kPa。该大气压变化值也可用来计算大气压上升时，需向储罐内补人的气相流量。
D.7控制阀失灵引起的气体排放量V
D.8火灾过程中热输入引起的气体排放量V
确定火灾过程中的LNG气化量时，假定火灾输人的热量立即将LNG气化，不考虑消防水的影 默认情况下，可假定储罐外罐立面受到的热流量等于LNG火焰的辐射力（见GB/T192C 20）。 储罐选址布置进行危害评估时，采用最苛刻工况下的热辐射值替代该值
D.9液相泵抽出引起的气体补充量V
为了防止出现负压，应向储罐中补气以抵消液相抽出造成的影响。补充气的体积流量等于泵。 大液相体积流量，
D.10压缩机抽出引起的气体补充量V。
储罐自蒸发量通常由蒸发气压缩机进行处理。正常工况下，通过调节压缩机入口体积流量与储罐 的蒸发率相匹配。然而，不能排除压缩机负荷过大造成储罐出现负压的可能性。Vc可表示为压缩机人 口最大体积流量
储罐自蒸发量通常由蒸发气压缩机进行处理。正常工况下，通过调节压缩机入口体积流量与储罐 的蒸发率相匹配。然而，不能排除压缩机负荷过大造成储罐出现负压的可能性。V。可表示为压缩机人 口最大体积流量
D.11翻滚引起的气体排放量V
翻滚产生的蒸发气量应采用经过验证的模型 取公式(D.7)计算结果的保守值： VB=100XV1 该值近似于以往翻滚事故实际发生时所观测到的最大排放量
翻滚产生的蒸发气量应采用经过验证的模型送 放量力 取公式（D.7)计算结果的保守值： VB=100XV1 . ( D.7 该值近似于以往翻滚事故实际发生时所观测到的最大排放量
E.1.1设计应满足下列规定
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附录E （规范性） 液化天然气泵附加要求
b）连接法兰、垫片和紧固件（螺母及螺栓)应符合9.4的要求。 E.1.2 制造和组装应符合下列要求： a） 紧固件在温度变化或振动的影响下应保持不松动； b)不 在制造或组装之前，应清除残余氧化物和其他污染物； c）焊接工艺及程序，焊条、焊丝及焊药的质量应符合GB50184的规定。 E.1.3泵应配备轴向力平衡系统，
E.1.2制造和组装应符合下列要求：
a）紧固件在温度变化或振动的影响下应保持不松动； b）在制造或组装之前，应清除残余氧化物和其他污染物； c）焊接工艺及程序，焊条、焊丝及焊药的质量应符合GB50184的规定。 E.1.3泵应配备轴向力平衡系统
为保证泵现场使用安全，受机械、旋转及热应力的部件应按照GB/T3215的规定进行检验和试验。 泵的制造商，应按业主的要求建立一套完整的检验程序，至少包括E.2.2～E.2.8规定的检验，并应 住质量计划中说明对材料的识别要求， 制造商应说明检验程序与参考标准的适应性，以及根据质量等级要求所选用标准的准确性
E.2.2承压部件和旋转部件的检验
每个铸件应提供化学分析及机械性能报告。 对锻造或滚轧的部件，应对样品进行机械试验。对每个部件，制造商应指明参考标准、取样位置和 方向。
立根据GB/T3215、GB/T9445和NB/T47013.2进行射线检测
GB/T3215、GB/T9445和NB/T47013.3进行
E.2.5表面缺陷检测
应根据GB/T3215、GB/T9445、GB/T18851.1和NB/T47013.3进行表面缺陷检测。具体方 渗透检测和磁粉检测
应进行下列电气检验： a）根据相应的标准进行电气性能测试； b）电平衡试验。 电气部件应保证与规定的危险场所分类一致
除非另有规定，下列试验介质应为液氮或LNG 如业主同意，也可使用其他试验介质代替。 对所有非LNG试验介质，制造商应与业主协调方案，以便从试验数据预知实际性能
E.3.2型式试验及验收试验
E.3.2.1 型式试验是泵定型的首次试验，验收试验是对该设计的所有泵进行试验。型式试验包括： a） 机械强度及气密性试验（静水压试验）； b） 性能试验； NPSH试验（NPSH的定义符合GB/T3216)； d） 在最高温度为一160℃时的低温试验（采用非LNG试验介质测试的泵）。 E.3.2.2 验收试验应至少包括机械强度、气密性试验和性能试验。 E.3.2.3 业主与泵的制造商应明确规定进行NPSH试验的场地、泵的数量和具体要求
E.3.3强度及气密性试验
E.3.4.1性能试验介质应优先采用LNG，且应规定其成分，并测量密度和温度。试验
算至少以下六个点。 a 关闭流量； b） 最小连续稳定流量； 在最小流量和额定流量之间的中间两个点； d） 额定流量； e） 最大允许流量。 E.3.4.2 当采用LNG作为试验介质时，泵试验应以正常转速土3%进行；采用其他合适的介质以适当 转速进行宁（波）台（州）温（州）高速公路乐清湖雾街至白鹭屿段房建工程项目施工组织设计，应征得买方的同意。 a 对于除关闭点外的各种流量条件下，应记录以下参数： 1）出口总压头； 2)人口总压头：
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3）泵效率及电机效率； 4） 电机输人功率； 5） 振动； 6）噪音。 b）对于关闭点，应记录以下参数： 1）出口总压头； 2） 电机输人功率。 E.3.4.3对于配备有变频电机的泵，宜以两种不同的运行速度（中速和最小速度）记录参数。 E.3.4.4对安装在储罐泵并中的泵，应进行泵停试验（抽空试验），该试验是在低液位下对泵的运行工 况进行测试，相当于扬程降低到正常值的40%，其试验的条件应提交业主批准。 E.3.4.5在额定流量下，应进行至少1h的连续运行测试
E.3.5NPSH试验
NPSH的试验应在试验介质平衡温度下用LNG进行，并应规定试验介质组成。相同设计的泵 台泵至少选用多个不同流量点，其他的泵可只选用一个流量，这些流量应与性能试验中选用的泛 致。
制造商应明确下列指标，并说明对应的LNG的密度和温度 a）零流量时的总压头； b）操作范围内最小流量时的总压头； c） 额定流量时的总压头； d) 操作范围内最大流量时的总压头； e) 操作范围内最小流量时要求的NPSH； f 额定流量时的NPSH； g） 操作范围内最大流量时要求的NPSH； h 额定流量时的功率消耗； i) 额定流量时泵及其驱动、变速装置的效率； 储罐内泵启动的最小浸没深度； k）在最小连续流量和最大流量下的功率消耗 在性能测试过程中（见E.3.4）某省道施工组织设计方案，上述值允许的偏差应符合GB/T3215的规定
每台泵及泵罐上宜有一个金属标牌，标示下列内容： a）制造厂家： b）生产序列号及业主订单号； c）额定流量（m"/h）； d）泵的额定扬程（m）； e）额定流量时的转速（r/min）； f） 最大工作压力及泵罐的试验日期； g）泵测试的日期和压力
E.6. 1 泵罐安装型