7.4. Lắp đặt và thử nghiệm

Hệ thống hóa hơi LNG phải được lắp đặt đúng quy trình hướng dẫn của nhà chế tạo và theo các quy định chung ở 4.3.

Hệ thống hóa hơi LNG phải được thử nghiệm và kiểm tra theo đúng quy trình nhằm đảm bảo hiệu năng hoạt động của hệ thống.

CHÚ THÍCH: Các mối hàn phải được thử nghiệm và kiểm tra theo các quy trình kiểm tra mối hàn trong các tiêu chuẩn liên quan.

7.5. Các thiết bị phụ trợ

7.5.1. Yêu cầu chung

Các thiết bị phụ trợ cho hệ thống hóa hơi LNG phải được thiết kế, chế tạo, lắp đặt, thử nghiệm và kiểm tra theo đúng quy trình của nhà chế tạo, đảm bảo phù hợp với các điều kiện vận hành của toàn trạm LNG.

7.5.2. Ống dẫn phụ

Ống dẫn phụ (nếu có) của hệ thống hóa hơi LNG phải phù hợp với chức năng của nó và các điều kiện vận hành chung của hệ thống.

...

...

...

7.5.3. Thiết bị đo lường

Các thiết bị đo lường tối thiểu phải trang bị cho hệ thống hóa hơi LNG bao gồm (không giới hạn):

- Thiết bị đo lưu lượng, áp suất và nhiệt độ khí bay hơi;

- Thiết bị đo lưu lượng và nhiệt độ lưu chất vào và ra bộ trao đổi nhiệt;

7.5.4  Van xả an toàn

Để đảm bảo an toàn, hệ thống hóa hơi phải được lắp đặt ít nhất là một van xả an toàn. Thông số kỹ thuật của van xả an toàn này phải được tính toán dựa trên (không giới hạn) các yếu tố sau:

- Địa điểm lắp đặt hệ thống hóa hơi;

- Vị trí lắp đặt van xả an toàn. Van xả có thể được xả trực tiếp ra ngoài không khí tại vị trí an toàn. Nếu không đảm bảo an toàn, phải dẫn đường xả của van đến hệ thống đốt/xả khí chung của trạm LNG.

- Điều kiện vận hành (công suất, nhiệt độ, áp suất) của hệ thống hóa hơi.

...

...

...

Hệ thống hóa hơi LNG phải được lắp đặt hệ thống cảnh báo các điều kiện nguy hiểm, ít nhất bao gồm (không giới hạn):

- Áp suất khi bay hơi cao hơn hoặc thấp hơn khoảng áp suất vận hành theo thiết kế;

- Lưu lượng lưu chất (lỏng và khí) bên trong bộ trao đổi nhiệt cao hơn lưu lượng tối đa theo thiết kế;

- Nhiệt độ của khí bay hơi thấp hơn nhiệt độ tối thiểu theo thiết kế;

- Nhiệt độ lưu chất trao đổi nhiệt (nước, không khí) lên cao hơn nhiệt độ tối đa theo thiết kế.

7.5.6. Hệ thống phòng chống rò rỉ LNG

Hệ thống hóa hơi LNG phải có thiết bị phòng và chống sự rò rỉ của LNG dạng lỏng và khí.

Thiết bị phòng chống rò rỉ phải có thông số kỹ thuật phù hợp với các điều kiện vận hành của hệ thống hóa hơi LNG.

7.5.7. Thiết bị ngưng hơi LNG

...

...

...

Thiết bị ngưng hơi LNG phải có thể được thao tác nhanh, chính xác bằng cách tự động hoặc thủ công.

CHÚ THÍCH: Một số thiết bị khác trong trạm LNG như thiết bị trao đổi nhiệt (không nằm trong hệ thống hóa hơi) hoặc máy nén cũng cần thiết phải lắp đặt bộ ngưng hơi.

8. Xử lý khí bay hơi

Trạm LNG phải được lắp đặt hệ thống thu hồi và xử lý khí bay hơi do LNG hấp thụ nhiệt trong quá trình vận chuyển và LNG bay hơi trong bồn chứa.

Không được dẫn khí bay hơi liên tục vào hệ thống đốt/xả khí của trạm LNG để giảm thiểu lượng phát thải ra ngoài môi trường.

Khí bay hơi có thể được:

- Hóa lỏng lại và đưa vào hệ thống tồn chứa LNG;

- Sử dụng làm khí nhiên liệu;

- Nén lại và vận chuyển tới mạng lưới phân phối khí cho hộ tiêu thụ.

...

...

...

9. Hệ thống đường ống LNG

9.1. Vật liệu

Vật liệu chế tạo ống dẫn LNG và các thiết bị gắn trực tiếp trên đường ống có tác dụng giữ, nối, tách nhánh ống đều phải tuân thủ các yêu cầu chung về vật liệu ở 4.1.

9.2. Thiết kế, cấu tạo

9.2.1. Nguyên tắc chung

Ống dẫn phải được thiết kế phù hợp với các điều kiện làm việc của hệ thống như nhiệt độ, áp suất, tải trọng, v.v... Tổ hợp các tải trọng được nêu trong Bảng 1.

Nhiệt độ vận hành thấp nhất của các bộ phận tiếp xúc với LNG phải thấp hơn nhiệt độ sôi của LNG ở áp suất khí quyển.

Ống dẫn LNG phải được thiết kế dựa trên các tính toán về dòng chảy của chất lỏng tại nhiệt độ siêu lạnh. Về đặc tính dòng chảy, xem 9.3.2 của TCVN 8611:2010.

Ống dẫn LNG phải được thiết kế dựa trên các đặc tính về giãn nở nhiệt của vật liệu chế tạo ống. Hệ thống đường ống cũng phải được cấu tạo theo cách thức hấp thụ tối đa các giãn nở nhiệt, gây ra các tác động tối thiểu tới các kết nối.

...

...

...

9.2.2. Các bộ phận trên đường ống

9.2.2.1. Đoạn ống và mối nối

Về các yêu cầu cho đoạn ống và mối nối, xem 9.5.2 của TCVN 8611:2010. Cần chú ý các vấn đề sau:

- Mối nối giữa các đoạn ống bao gồm cả ống nối nhánh vào ống chính phải là một trong hai kiểu: hàn hoặc mặt bích;

- Khi nối hai đoạn ống có độ dày và đường kính khác nhau, cần xem xét sử dụng phụ kiện và phương pháp hàn phù hợp với vật liệu và hình dáng ống;

- Khi sử dụng kết nối mặt bích cho hai đoạn ống bằng hai vật liệu khác nhau, phải sử dụng gioăng đệm bằng vật liệu phù hợp nhằm đảm bảo triệt tiêu được sự sai khác về đặc tính giãn nở nhiệt; Về thử nghiệm tính tương thức của các loại vòng đệm (gioăng), xem TCVN 8614:2010;

- Bu lông và ốc ren sử dụng cho kết nối mặt bích cũng phải là chủng loại có thể sử dụng trong môi trường nhiệt độ thấp;

- Với phần nối nhánh: góc giữa đường tâm ống chính và đường tâm ống nhánh phải nằm trong khoảng từ 45° đến 90° tính theo hướng dòng chảy của lưu chất.

9.2.2.2. Van

...

...

...

9.2.2.3. Van xả áp

Các yêu cầu đối với van xả áp theo quy định tại 9.7 của TCVN 8611:2010.

9.2.2.4. Giá đỡ đường ống

Đường ống LNG phải được lắp đặt khung và giá phù hợp với các điều kiện vận hành.

Giá đỡ phải cho phép đường ống dịch chuyển do giãn nở nhiệt mà không gây vượt quá ứng suất cho phép. Thiết kế giá đỡ phải phù hợp với chức năng và phải tránh trở thành cầu nối lạnh giữa đường ống và cấu trúc mà giá đỡ đang tựa vào hoặc treo lên.

Thiết kế giá đỡ và đường ống liên quan phải tính đến tải trọng dao động và sóng của dòng chảy lưu chất trong đường ống. Các giá trị tính toán phải là giá trị lớn nhất, không phải là giá trị vận hành.

Tại một số vị trí có thể xuất hiện rung chấn trong quá trình vận hành, cần lắp đặt các kết cấu giảm chấn. Các kết cấu giảm chấn phải đảm bảo việc dịch chuyển của ống gây ra bởi hiện tượng giãn nở nhiệt.

Nếu giá đỡ có một (vài) kết cấu bắt buộc phải hàn vào đường ống dẫn, phải sử dụng vật liệu tương thích hoặc đồng nhất với vật liệu chế tạo ống dẫn.

9.2.2.5. Cầu dẫn ống

...

...

...

9.3. Chế tạo và lắp đặt

9.3.1. Yêu cầu chung

Đường ống dẫn LNG phải được chế tạo và lắp đặt đúng quy trình của nhà chế tạo. Đơn vị chế tạo và lắp đặt đường ống cũng phải có năng lực, thẩm quyền và hệ thống quản lý chất lượng phù hợp.

9.3.2. Xác nhận vật liệu

Trước khi chế tạo, phải xác nhận vật liệu phù hợp với thiết kế. Nếu cần, phải dán nhãn để phân biệt các chủng loại vật liệu khác nhau.

9.3.3. Cắt ống

Quá trình cắt ống phải tuân theo các yêu cầu chung được quy định tại 4.3.2.1.

9.3.4. Tạo hình

Quá trình tạo hình cho đoạn ống cần phải thực hiện theo phương pháp phù hợp nhằm giảm thiểu các tác động lên đặc tính vật liệu và bề mặt kết cấu.

...

...

...

Quá trình hàn ống phải được thực hiện theo các tiêu chuẩn liên quan TCVN 8366:2010, TCVN 8615-5:2010, ISO 15607-1:2003, ISO 15609-1:2004 và ISO 15614-1:2004.

9.3.6. Lắp đặt

Quá trình lắp đặt ống, van và các phụ kiện phải theo quy định của nhà chế tạo. Cần chú ý các điều sau:

- Trước khi lắp đặt, phải kiểm tra và xác nhận vật liệu chế tạo ống và linh kiện, phụ kiện, chủng loại ống và linh kiện, phụ kiện là chính xác theo thiết kế; Việc kiểm tra có thể thực hiện bằng mắt dựa trên các nhãn dãn trên bề mặt thiết bị;

- Trước khi lắp đặt, phải kiểm tra và xác nhận bên trong lòng ống không có chứa các dị vật có thể gây ảnh hưởng tới quá trình thi công;

- Khi lắp đặt van, cần chú ý ký hiệu hướng dòng chảy của lưu chất;

- Chỉ được phép lắp đặt van khi các mối nối trên đường ống đã hoàn toàn kín;

- Cần thao tác của van phải được lắp ngang bằng hoặc hướng lên trên so với mặt phẳng nằm ngang;

- Van sau khi lắp đặt không được phép gây ra các tải trọng và ứng lực bất thường tới đường ống. Nếu cần thiết, phải lắp đặt các thiết bị đỡ và giảm chấn cho van;

...

...

...

- Khi lắp đặt ống vào các thiết bị khác như máy nén hay bơm, cần chú ý không làm thay đổi đặc tính kỹ thuật của các thiết bị này. Đường ống cũng không được gây ra các tải trọng và ứng lực bất thường lên các thiết bị đó.

9.3.7. Làm sạch ống

Trước khi làm sạch, cần kiểm tra bên trong ống trong các công đoạn sau:

- Khi tiếp nhận đoạn ống;

- Khi tiếp nhận ống đã gia công sẵn;

- Khi hoàn thành thi công lắp đặt ống.

Quá trình làm sạch ống phải được tiến hành theo phương pháp nhằm tránh các tác động xấu tới bề mặt bên trong ống và hiệu năng của các đồng hồ đo trên đường ống.

Nhiệt độ của chất khí hoặc lỏng làm sạch phải nằm trong giới hạn nhiệt độ thiết kế của đường ống. Áp suất bên trong ống trong quá trình làm sạch phải trong giới hạn thiết kế của đường ống.

Sau khi làm sạch, nếu cần thiết, phải các biện pháp ngăn chặn các vật lọt vào và làm bẩn ống.

...

...

...

Hệ thống đường ống được kiểm tra và thử nghiệm theo yêu cầu chung tại 4.4 và các mục kiểm tra sau đây:

- Kiểm tra quá trình xử lý, lắp đặt;

- Kiểm tra và xác nhận quá trình lắp đặt các van, mặt bích, bu lông, ốc, đồng hồ đo, cút nối, giá đỡ, máng ống là đúng quy trình của nhà chế tạo.

9.5. Kiểm tra áp lực

Tất cả hệ thống đường ống phải được kiểm tra áp lực theo các tiêu chuẩn tính toán áp dụng cho đường ống công nghiệp. Một số yêu cầu cho quá trình kiểm tra áp lực đường ống LNG xem 9.4 của TCVN 8611:2010.

9.6. Cách nhiệt

Phải lắp đặt hệ thống cách nhiệt cho đường ống LNG.

Ngoài các yêu cầu chung tại 4.6, xem thêm 9.8 của TCVN 8611:2010 về các quy định cụ thể cho hệ thống cách nhiệt cho đường ống LNG.

Hệ thống cách nhiệt đường ống phải được lắp đặt theo quy trình của nhà chế tạo cung cấp, chú ý:

...

...

...

- Chuẩn bị vật liệu cách nhiệt, tuyệt đối không có nước.

10. Bơm LNG

10.1. Yêu cầu chung

Chủng loại và số lượng bơm (vận hành liên tục và dự phòng) được tính toán dựa trên công suất và điều kiện vận hành của trạm LNG.

Nếu trạm LNG sử dụng nhiều bơm cùng một lúc, việc dừng một bơm để sửa chữa hay bảo dưỡng định kỳ có thể không ảnh hưởng nhiều tới công suất cấp LNG của trạm. Trong trường hợp này có thể không cần lắp đặt bơm dự phòng.

10.2. Vật liệu

Vật liệu chế tạo bơm LNG phải tuân thủ các yêu cầu chung về vật liệu tại 4.1. Mọi cấu kiện của bơm phải có thể vận hành bình thường ở nhiệt độ thấp và hoàn toàn không bị tác động bởi khí LNG.

10.3. Thiết kế và cấu tạo

10.3.1. Yêu cầu chung

...

...

...

Bơm LNG phải được thiết kế để vận hành được tất cả các chức năng của nó với công suất định mức trong mọi điều kiện vận hành của hệ thống.

Bơm LNG phải được thiết kế để có thể dễ dàng sửa chữa, bảo dưỡng. Yêu cầu này bao gồm cả việc dễ dàng làm sạch bơm bằng khí trơ khi tiến hành sửa chữa, bảo dưỡng và khả năng thoát khí của vỏ bơm.

Nếu cần thiết, phải xem xét khả năng hấp thụ nhiệt của bơm. Các kết cấu của bơm phải được thiết kế có tính toán đến tính giãn nở nhiệt.

10.3.2. Thân bơm

Các bộ phận chuyển động như động cơ chính, quạt làm mát phải chịu được các tải trọng và tốc độ chuyển động.

Phải xem xét khả năng cong vênh của trục xoay tại điều kiện nhiệt độ thấp.

Đối với bơm sử dụng vòng bi, phải xem xét khả năng vận hành của vòng bi trong điều kiện được làm mát và bôi trơn bằng LNG. Vòng bi cũng không được phép chịu tải trọng lớn quá mức.

Phải luôn đảm bảo động cơ có thể vận hành ở mức công suất tối đa khi cần thiết. Động cơ phải được làm mát bằng LNG nhằm ngăn ngừa hiện tượng quá nhiệt.

Phải đảm bảo LNG không tác động tới cáp truyền tín hiệu và các bộ phận điện khác của bơm.

...

...

...

10.3.3.1. Ống dẫn

Các ống dẫn của bơm phải được chế tạo từ các loại vật liệu phù hợp với chức năng và công suất của bơm và phải có cấu tạo để dễ dàng sửa chữa, bảo dưỡng.

Các ống dẫn không được làm ảnh hưởng tới chức năng của bơm do hiện tượng giãn nở nhiệt.

Ống dẫn gắn trực tiếp vào bơm cũng là cấu kiện cần được cách nhiệt.

Trong trường hợp cần thiết, phải lắp hệ thống lọc và van một chiều ở đầu ra của bơm.

Ống dẫn thoát khí phải được thiết kế đảm bảo khả năng thoát khí được dễ dàng. Khí thoát ra từ bơm phải được dẫn tới vị trí xả an toàn.

10.3.3.2. Đồng hồ đo

Bơm phải có đồng hồ đo được các giá trị sau đây (không giới hạn):

- Áp lực đẩy;

...

...

...

- Nhiệt độ và lưu lượng của lưu chất đi qua bơm.

10.3.3.3. Thiết bị cảnh báo và thiết bị dừng khẩn cấp

Thiết bị cảnh báo phải có chức năng cảnh báo khi lưu lượng của bơm xuống dưới giá trị thấp nhất hay áp suất đầu vào và đầu ra của bơm vượt ra ngoài khoảng an toàn theo thiết kế.

Thiết bị dừng khẩn cấp phải có chức năng dừng vận hành bơm một cách an toàn và nhanh chóng khi:

- Lưu lượng của bơm xuống dưới giá trị thấp nhất theo thiết kế trong một khoảng thời gian nhất định;

- Áp suất đầu vào và đầu ra của bơm vượt ra ngoài khoảng an toàn theo thiết kế;

- Tải trọng của động cơ điện vượt quá mức cho phép trong một khoảng thời gian nhất định;

- Trong các tình huống khẩn cấp khác như cháy nổ, rò rỉ khí,...

10.3.4. Chế tạo và lắp đặt

...

...

...

Ống dẫn cho bơm LNG phải được chế tạo và lắp đặt theo các yêu cầu tại 9.3.

10.3.5. Kiểm tra và thử nghiệm

Phải thực hiện đầy đủ các bước kiểm tra và thử nghiệm sau:

- Vật liệu chế tạo;

- Quá trình gia công (cắt, hàn);

- Giá và móc treo bơm (loại bơm treo);

- Độ kín khí và thử áp lực;

- Quá trình lắp đặt;

- Tính năng theo thiết kế của bơm và các phụ kiện, bao gồm cả thiết bị cảnh báo và dừng khẩn cấp. Nếu dùng một chất lỏng siêu lạnh để thử nghiệm tính năng của bơm (ví dụ nitơ lỏng) thì phải chú ý tính tương thích của vật liệu chế tạo bơm với chất lỏng này;

...

...

...

11. Thiết bị điện

11.1. Quy định chung

Để đảm bảo không gây trở ngại cho quá trình vận hành trạm LNG, phải phân chia hệ thống thành các hệ thống/vùng nhỏ hơn để thuận tiện cho việc kiểm tra, sửa chữa, bảo dưỡng.

Các thiết bị điện phải sử dụng loại dễ bảo dưỡng và có độ tin cậy cao.

11.2. Nguồn điện

11.2.1. Nguồn điện chính

Trạm LNG có thể sử dụng điện từ lưới điện quốc gia hoặc trạm phát điện riêng. Các yêu cầu tối thiểu với nguồn điện chính là:

- Cung cấp điện liên tục cho trạm;

- Đủ công suất cho việc vận hành liên tục của trạm ở công suất lớn nhất, bao gồm cả việc cho phép khởi động các động cơ hoặc thiết bị điện có công suất lớn vào bất kỳ thời điểm nào mà không gây ra hiện tượng sụt áp.

...

...

...

Trạm LNG phải được trang bị nguồn điện khẩn cấp. Nguồn điện khẩn cấp phải được thiết kế nhằm đảm bảo duy trì toàn bộ hoạt động của trạm cũng như an toàn cho người lao động và thiết bị trong trường hợp nguồn điện chính gặp sự cố.

Nguồn điện khẩn cấp phải có khả năng đưa các thiết bị trong toàn trạm về trạng thái dừng hoàn toàn theo quy trình dừng an toàn.

Máy phát điện khẩn cấp phải có khả năng nạp nhiên liệu khi đang hoạt động.

11.2.3. Bộ lưu điện UPS

Trạm LNG phải được lắp đặt bộ lưu điện (nguồn cấp điện không gián đoạn).

Bộ lưu điện phải cung cấp điện cho các hệ thống điều khiển và hệ thống an toàn quan trọng sao cho nhà máy có thể giữ trạng thái an toàn trong ít nhất là 30 min.

11.3. Thiết bị điện trong khu vực nguy hiểm

11.3.1. Quy định chung

Các thiết bị điện lắp đặt trong khu vực có yêu cầu nghiêm ngặt về an toàn hoặc có độ ẩm cao phải là loại phòng nổ. Tùy thuộc vào đặc tính của chất khí xung quanh, thiết bị điện phải có tính năng phòng ngừa hiện tượng phóng tia lửa điện ở mức độ phù hợp. Xem TCVN 8610:2010 về khoảng bắt cháy của khí thiên nhiên trong không khí.

...

...

...

Các thiết bị điện được sử dụng trong trạm LNG phải tuân thủ các quy định trong TCVN 5334:2007 và ISO/IEC 60079 (các phần).

11.4. Thiết bị điện trong khu vực nhiệt độ thấp

11.4.1. Vật liệu

Các thiết bị điện và dây dẫn lắp đặt trong khu vực có nhiệt độ thấp phải chịu được nhiệt độ thấp trong điều kiện vận hành bình thường.

Một số ví dụ về dây dẫn điện sử dụng ở nhiệt độ thấp được nêu trong Bảng 2.

Bảng 2 - Một số loại dây dẫn sử dụng ở nhiệt độ thấp

Chủng loại dây dẫn

Nhiệt độ giới hạn sử dụng, °C

1. Vỏ kín vinyl - cách nhiệt vinyl

...

...

...

2. Vỏ kín vinyl - cách nhiệt cao su EP

3. Vỏ kín vinyl - cách nhiệt polyetylen

4. Vỏ kín cao su EP - cách nhiệt cao su EP

-60

5. Vỏ kín polyetylen - cách nhiệt polyetylen

6. Vỏ kín FEP+polyetylen - cách nhiệt teflon

-70 (có thể dùng trong LNG)

7. Vỏ kín polyetylen - cách nhiệt teflon

11.4.2. Lắp đặt

...

...

...

Sử dụng cáp dẫn điện để kết nối các thiết bị được khu vực nhiệt độ thấp.

11.5. Các quy định khác

11.5.1. Chiếu sáng

Phải bố trí đèn chiếu sáng tại khu vực trạm LNG và tại nơi diễn ra các hoạt động yêu cầu an toàn khi cần thiết.

Phải bố trí hệ thống chiếu sáng dùng pin/ắc quy dự phòng để cho phép nhân viên rời khỏi khu vực an toàn trong trường hợp điện và thiết bị chiếu sáng bị hỏng hoặc trong tình huống khẩn cấp.

11.5.2. Phòng thiết bị điện

Phòng chứa các thiết bị điện phải được phân chia theo khu vực cụ thể, đảm bảo tính thuận tiện trong các quá trình thao tác, kiểm tra và bảo trì. Thiết kế phòng chứa thiết bị điện phải đáp ứng được các quy định sau:

- Sàn, cột, dầm, tường, mái phải được chế tạo bằng vật liệu chống cháy;

- Cửa ra vào phải đảm bảo đóng mở dễ dàng và cấu tạo bằng vật liệu chống cháy được quy định ở Điều 4;

...

...

...

Phải lắp đặt thiết bị thông khí cho phòng chứa thiết bị điện nhằm đảm bảo nhiệt độ ổn định và ở mức an toàn.

11.5.3. Hệ thống nối đất (thiết bị chống tĩnh điện)

Yêu cầu về hệ thống nối đất cho các thiết bị điện sử dụng điện lưới quốc gia tuân thủ theo quy định hiện hành [1].

Các bộ phận phải nối đất:

- Bồn chứa, thiết bị hóa hơi, thiết bị trao đổi nhiệt, thiết bị chuyển động, ống thông hơi;

- Hệ thống đường ống dẫn lưu chất, ống dẫn dùng để nạp cho xe bồn và xe bồn khi vào tiếp hàng.

Nhân viên vận hành các thiết bị cần nối đất nêu trên phải được trang bị trang phục bảo hộ lao động phù hợp.

CHÚ THÍCH: Các thiết bị liên tiếp được nối với nhau bằng các mối hàn liên kết kim loại thì chỉ cần nối đất một thiết bị.

11.5.4. Hệ thống chống sét

...

...

...

11.6. Kiểm tra và thử nghiệm

Tiến hành kiểm tra nghiệm các thông số kỹ thuật của các thiết bị điện theo đúng thiết kế và tuân thủ các quy định liên quan.

12. Thiết bị đo lường và cảnh báo

12.1. Quy định chung

Các thiết bị đo lường và cảnh báo phải phải là loại có độ tin cậy cao và phải được thiết kế, chế tạo và lắp đặt phù hợp với chủng loại lưu chất, điều kiện và địa điểm vận hành, đảm bảo dễ dàng vận hành, bảo trì, thay thế.

Các thiết bị đo lường và cảnh báo phải được thiết kế đảm bảo việc giảm thiểu thời gian dừng vận hành của toàn bộ hệ thống khi tiến hành sửa chữa, thay thế các thiết bị này.

12.2. Đồng hồ đo mức chất lỏng

Dựa vào đặc tính của chất lỏng, bồn chứa LNG phải được lắp đặt hai đồng hồ đo chất lỏng hoạt động độc lập nhằm bổ sung thông tin cho nhau.

Thiết bị đo mức chất lỏng phải bao gồm bộ cảnh báo mức chất lỏng cao và rất cao, thấp và rất thấp. Bộ cảnh báo này phải có khả năng phát ra báo động bằng âm thanh và ánh sáng tới người vận hành. Thiết bị ngắt dòng lỏng vào bồn được sử dụng kết hợp với bộ cảnh báo, nhưng không được coi là một phần của thiết bị đo mức chất lỏng.

...

...

...

Bồn chứa LNG (và bồn chứa các chất lỏng khác nếu có) phải được lắp đặt ít nhất là một áp kế tại vị trí cao hơn mức chất lỏng cao nhất theo thiết kế.

Áp kế trong toàn trạm LNG phải là loại đo áp suất liên tục.

Thiết bị cảnh báo áp suất cao và áp suất thấp được sử dụng độc lập với áp kế.

12.4. Nhiệt kế

Nhiệt kế phải có khả năng đo được tất cả các giá trị nhiệt độ trong dải giá trị vận hành của hệ thống.

Tất cả các thiết bị trong dây chuyền xử lý khí đều phải được trang bị ít nhất một nhiệt kế hoạt động độc lập.

Nếu trạm LNG được đặt ở các khu vực có nhiệt độ thấp, gây ra hiện tượng đóng băng và đông nở nền đất, phải lắp đặt hệ thống theo dõi nhiệt độ cho móng đỡ bồn chứa.

12.5. Lưu lượng kế

Các đường ống chính và đầu vào/ra của bồn chứa LNG phải được lắp lưu lượng kế để theo dõi liên tục lưu lượng của lưu chất chảy qua.

...

...

...

12.6. Thiết bị phát hiện và cảnh báo rò rỉ khí

Toàn bộ dây chuyền xử lý và vận chuyển khí phải được lắp đặt hệ thống phát hiện rò rỉ khí, xem 14.4.1.

Hiệu năng của thiết bị phát hiện và cảnh báo không được phép thay đổi khi có sự biến đổi về điện áp nguồn trong khoảng 10 %.

Sau khi phát ra cảnh báo, hệ thống không được tự ý dừng việc cảnh báo kể cả khi nồng độ khí thay đổi, trừ khi có sự xác nhận của nhân viên về việc ghi nhận và xử lý sự cố.

Tín hiệu cảnh báo phải ở cả hai dạng âm thanh và ánh sáng.

12.7. Thiết bị phát hiện cháy

Trạm LNG phải có thiết bị phát hiện và cảnh báo cháy.

Thiết bị phát hiện và cảnh báo cháy phải là loại có khả năng hoạt động liên tục. Tín hiệu cảnh cáo phải ở cả hai dạng âm thanh và ánh sáng.

12.8. Thiết bị đo lường và cảnh báo khác

...

...

...

13. Móng

13.1. Quy định chung

Vật liệu chế tạo móng (bê tông, thép, v.v...) phải tuân theo các tiêu chuẩn liên quan.

Một số yêu cầu cho móng bồn chứa LNG bằng bê tông, tham khảo TCVN 8615-3:2010, Điều B.7, Phụ lục B.

Móng của các thiết bị tại trạm LNG phải được thiết kế, thi công, kiểm tra và thử nghiệm phù hợp với các điều kiện môi trường, vị trí lắp đặt, và các tiêu chuẩn kỹ thuật liên quan.

13.2. Thiết kế

Thiết kế móng phải đảm bảo các tiêu chuẩn về ứng lực, độ ổn định, cân bằng,... khi có các biến động như bão, động đất,...

CHÚ THÍCH: Tải trọng khi thiết kế cơ sở cần xem xét cả tải trọng của các tác động của môi trường như tải trọng động đất, tải trọng xoay (gió bão). Cần lưu ý các bộ phận tiếp xúc với nước biển để tránh bị ăn mòn do muối biển.

13.3. Thi công, kiểm tra và thử nghiệm .

...

...

...

Móng phải được kiểm tra và xác nhận các thông số kỹ thuật (kích thước, hình dáng, khả năng chịu lực, v.v...) sau khi hoàn thành quá trình thi công để đảm bảo tính phù hợp với thiết kế.

14. Bố trí mặt bằng

14.1. Quy định chung

Việc bố trí trạm LNG trong tương quan với khu vực xung quanh phải thông qua các đánh giá về mặt bằng và các vị trí trên công trường được lập cùng với báo cáo khả thi xây dựng trạm.

Trạm LNG phải được bố trí sao cho việc xây dựng, vận hành, bảo trì và các thao tác khẩn cấp được thực hiện an toàn và phải tuân theo các quy định trong các tiêu chuẩn liên quan.

Việc phân bố khoảng cách giữa các hệ thống thiết bị phải tính đến các yếu tố liên quan, cụ thể:

- Các mức thông lượng bức xạ. Các ngưỡng bức xạ nhiệt xem Phụ lục A của TCVN 8611:2010;

- Đường giới hạn cháy dưới;

- Độ ồn;

...

...

...

Hướng gió chính cũng phải được xem xét trong việc bố trí mặt bằng trạm LNG. Nơi có khả năng cháy nổ các công trình, các vật liệu dễ bắt cháy và nguồn gây cháy không được bố trí liên hoàn theo cùng một hướng gió. Tất cả phải được bố trí ở ngoài khu vực nguy hiểm.

Nhà xưởng phải được bố trí ngoài khu vực có nguy cơ bị ảnh hưởng bởi mối nguy hiểm hoặc được thiết kế để chịu được các kịch bản rủi ro này. Mật độ nhân viên làm việc của tòa nhà cũng là một phần của đánh giá trên.

Phòng điều khiển trung tâm phải bố trí ngoài các khu vực xử lý khí và ngoài khu vực nguy hiểm. Ngoài ra, thiết kế của phòng điều khiển phải đảm bảo chịu được tác động của các mối nguy hiểm đã được đánh giá.

Đối với tất cả các thiết bị, như máy nén khí, các thiết bị đốt, bơm chữa cháy chạy bằng nhiên liệu điêzen và máy phát điện khẩn cấp, đường dẫn không khí vào phải được bố trí ngoài khu vực 0 và khu vực 1. Phân loại vùng nguy hiểm tham khảo 4.5.2.1.b) của TCVN 8611:2010. Các đường dẫn không khí vào phải được lắp đặt thiết bị phát hiện khí ga để tự động ngắt các thiết bị.

Phải quy định trong trạm LNG các cách tiếp cận an toàn, đường, cầu thang và mặt sàn.

Hệ thống đường lưu thông bên trong trạm LNG phải được thiết kế để xe chữa cháy và các phương tiện phản ứng khẩn cấp có thể tiếp cận được.

14.2. Vị trí các bồn chứa LNG

Bồn chứa LNG có dung tích 3,8 m³ và nhỏ hơn được bố trí như sau:

- Dung tích bằng 0,47 m³ hoặc nhỏ hơn, không quy định khoảng cách từ bồn chứa đến đường ranh giới;

...

...

...

Khoảng cách tối thiểu từ chân đê bao hoặc hệ thống thoát chất lỏng của bồn chứa trên mặt đất và trên bồn chứa nổi dung tích lớn hơn 3,8 m³ đều phải đáp ứng các yêu cầu trong Bảng 3:

- Các công trình lân cận xung quanh;

- Các đường ranh giới;

- Khoảng cách giữa các bồn chứa.

Khoảng cách từ chân đê bao tới các tòa nhà hoặc tường của công trình bằng gạch hay bê tông có thể nhỏ hơn các khoảng cách nêu trong Bảng 3 với điều kiện có sự chấp thuận của cơ quan có thẩm quyền và giá trị này không được nhỏ hơn 3 m.

Các bồn LNG dưới mặt đất phải được lắp đặt theo Bảng 4.

Phải có một khoảng không gian trống, ít nhất là 1,5 m, để tiếp cận tất cả các van cách ly phục vụ cho nhiều bồn chứa.

Không được bố trí đặt các bồn chứa LNG có sức chứa lớn hơn 0,5 m³ trong các tòa nhà.

Các điểm xuất nhập hàng không được bố trí gần hơn 7,6 m từ các địa điểm sau:

...

...

...

- Đường giới hạn liền kề có thể xây dựng.

Vị trí đặt bồn chứa LNG và các thiết bị liên quan phải tuân thủ các quy định hiện hành về an toàn lưới điện [1].

Khoảng cách tối thiểu từ bồn chứa LNG tới vị trí tiếp nhận LNG bằng xe bồn là 15 m.

14.3. Lối thoát nạn

Lối thoát nạn phải được thiết kế cho tất cả các khu vực của trạm LNG, nơi có thể xảy ra nguy hiểm cho nhân viên. Lối thoát nạn phải được thiết kế sao cho dễ nhìn nhất để hướng dẫn mọi người thoát từ vùng có độ nguy hiểm cao sang vùng độ nguy hiểm thấp hơn và phải xét đến tình trạng xảy ra hỗn loạn trong tình huống khẩn cấp. Người thiết kế phải tính đến yếu tố như khi LNG tràn thành “sương mù” do ngưng tụ ở độ ẩm khí quyển.

Bảng 3 - Khoảng cách giữa các bồn chứa nổi với nhau và với các công trình lân cận

Dung tích nước, m³

Khoảng cách tối thiểu từ mặt ngoài đê bao bể chứa (hoặc đầu thoát nước thải bể chứa đê bao) đến các công trình lân cận xung quanh, m

Khoảng cách tối thiểu giữa các bồn chứa, m

...

...

...

4,6

1,5

Từ 7,6 đến nhỏ hơn 56,8

7,6

1,5

Từ 56,8 đến 400

10,0

¼ tổng đường kính của hai bồn lân cận (tối thiểu là 1,5 m)

Bảng 4 - Khoảng cách giữa các bồn chứa ngầm với nhau và với các công trình lân cận

...

...

...

Khoảng cách tối thiểu từ các công trình lân cận xung quanh và đường ranh giới có thể xây dựng, m

Khoảng cách tối thiểu giữa các bồn chứa, m

Nhỏ hơn 15,8

4,6

4,6

Từ 15,8 đến 114,0

7,6

4,6

Lớn hơn 114,0

...

...

...

4,6

15. Phòng ngừa sự cố

15.1. Các cảnh báo an ninh chung

Trạm LNG phải được bao quanh bởi hệ thống hàng rào chung và có thể được trang bị hệ thống phát hiện chống xâm nhập trái phép.

Trong một số khu vực nội bộ như trạm điện có thể lắp đặt hàng rào hoặc các biển cảnh báo hạn chế xâm nhập.

Tại một số thiết bị quan trọng như bồn chứa LNG, bộ hóa hơi, phải có biển cảnh báo/thông báo. Biển báo này phải có thiết kế dễ nhìn từ xa và trong điều kiện thiếu sáng.

Trong khu vực các bồn chứa LNG cần có các biển cảnh báo nghiêm cấm việc sử dụng lửa và các tác nhân gây hỏa hoạn khác.

15.2. Phòng ngừa sai sót trong thao tác

Phải có mũi tên chỉ hướng vận hành đối với tất cả các van.

...

...

...

Với các van đặc biệt quan trọng và các van không sử dụng thường xuyên, ngoài bảng chỉ dẫn số hiệu, phải có bộ phận khóa vận hành để sử dụng nếu cần thiết.

Tại các điểm tiếp xúc giữa đường ống và các van quan trọng, phải có mũi tên chỉ chiều chảy và tên của lưu chất.

Tại vị trí các van, phải đảm bảo không gian phù hợp đảm bảo cho việc vận hành van dễ dàng.

15.3. Van của các thiết bị xử lý và vận chuyển khí

Van của các thiết bị xử lý khí hay vận chuyển khí phải được lắp đặt ở các vị trí phù hợp, đảm bảo dễ dàng cho việc sửa chữa, bảo dưỡng, thay thế khi cần thiết.

CHÚ THÍCH: Tại các đường ống vận chuyển khí sử dụng thường xuyên và tại các van thường xuyên vận hành, nếu cần thiết phải lắp đặt hệ thống ống nhánh song song dự phòng (by-pass) để đảm bảo việc vận hành liên tục của hệ thống trong trường hợp đường ống chính và/hoặc van chính gặp sự cố.

Các van nạp và xả cho các thiết bị này phải được lắp đặt ở các vị trí có thể vận hành dễ dàng.

Van xả của các thiết bị có chứa khí phải được lắp đặt ở vị trí có thể xả an toàn ra môi trường hoặc vào hệ thống thu gom khí của toàn trạm. Van xả phải là loại van một chiều.

Van xả của các thiết bị chứa khí phải được lắp đặt thiết bị cảnh báo và dừng vận hành van tự động hoặc bằng tay khi lưu lượng xả hoặc nồng độ khí xung quanh khu vực xả vượt quá giá trị cho phép. Giá trị này thường bằng một phần tư (1/4) giới hạn dưới nồng độ bắt cháy của khí thiên nhiên tại áp suất khí quyển. Đối với khoảng giá trị bắt cháy của hỗn hợp khí thiên nhiên xem TCVN 8610:2010.

...

...

...

15.4.1. Rò rỉ khí

Trạm LNG phải được lắp đặt hệ thống phát hiện khí rò rỉ thông qua nồng độ (đầu báo nồng độ khí cháy). Giá trị cảnh báo thường bằng một phần tư (1/4) giới hạn dưới nồng độ bắt cháy của khí thiên nhiên tại áp suất khí quyển. Đối với khoảng giá trị bắt cháy của hỗn hợp khí thiên nhiên xem TCVN 8610:2010.

Hệ thống phòng ngừa rò rỉ khí phải được sử dụng kết hợp với hệ thống phòng ngừa quá áp. Khí xả từ hệ thống xả thông thường hoặc phòng ngừa quá áp được khuyến cáo dẫn tới thống đốt/xả khí chung của trạm LNG (trong một số trường hợp, khí xả có thể được dẫn trở lại bồn chứa LNG). Nếu khí xả ra không được dẫn tới hệ thống đốt/xả khí chung thì phải được xả ra môi trường ở vị trí an toàn. Vị trí này được quy định trong bản thiết kế trạm LNG.

Hệ thống thoát/xả khí có chứa khí dễ cháy phải có độ cao phù hợp đảm bảo nồng độ khí dưới mặt đất nằm trong khoảng giá trị an toàn. Các van thoát khí/xả khí có chứa khí dễ cháy cũng phải đặt ở các vị trí an toàn cho nhân viên của trạm.

Hệ thống đốt khí của trạm LNG phải có độ cao phù hợp đảm bảo mức bức xạ nhiệt xuống mặt đất nằm trong giá trị an toàn. Đối với các ngưỡng bức xạ nhiệt, xem Phụ lục A của TCVN 8611:2010.

Tạo mùi cho khí thiên nhiên cung cấp cho các hộ tiêu thụ được coi là một biện pháp giảm thiểu hậu quả của sự cố. Yêu cầu về hệ thống tạo mùi, xem Phụ lục N của TCVN 8611:2010.

15.4.2. Rò rỉ chất lỏng

Việc rò rỉ chất lòng (đặc biệt là LNG) phải được hạn chế bằng các biện pháp sau (không giới hạn):

- Lắp đặt hệ thống đê ngăn chất lỏng tràn và chứa vào các khu thu gom. Thể tích đê ngăn tràn ít nhất phải bằng 110 % thể tích bồn chứa LNG mà nó bảo vệ. Trong khu vực đê bao có chứa chất tạo bọt nhằm hạn chế sự bay hơi của LNG;

...

...

...

- Các biện pháp hạn chế lượng chất lỏng tràn ra khi có sự cố.

Các khu vực nhập hàng, hóa hơi và vận chuyển LNG cũng phải được trang bị hệ thống thu gom LNG rò rỉ. Sức chứa của hệ thống thu gom phải được tính toán dựa trên tổng thể tích và tốc độ chảy của LNG trong các thiết bị xử lý và vận chuyển khí.

15.5. Phòng ngừa quá áp

Phải lắp đặt các thiết bị phòng ngừa hiện tượng quá áp (thiết bị giảm áp) bên trong các thiết bị, kể cả trong trường hợp có hỏa hoạn.

CHÚ THÍCH: Trong trường hợp hỏa hoạn, nhiệt độ bên ngoài và/hoặc bên trong thiết bị tăng cao, khiến cho áp suất bên trong thiết bị cũng tăng nhanh. Thiết bị phòng ngừa quá áp phải đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp này.

Nếu cần thiết, xem xét việc lắp đặt hệ thống giảm áp khẩn cấp. Mục đích của biện pháp này là để:

- Giảm nhanh áp suất bên trong, nhất là trong trường hợp thiết bị hoặc đường ống chịu tác động của bức xạ nhiệt cao bất thường.

- Giảm nguy cơ rò rỉ khí.

Thiết bị giảm áp phải cho phép áp suất của một hay nhiều thiết bị giảm một cách nhanh chóng. Thiết bị giảm áp được sử dụng kết hợp với các van cô lập, nhằm cô lập một hoặc một cụm thiết bị khi cần thiết.

...

...

...

Yêu cầu an toàn khi giao nhận sản phẩm LNG theo quy định tại TCVN 8613:2010.

15.7. Đảm bảo nguồn điện khi có sự cố

Nguồn điện khẩn cấp (11.2.2) khi có sự cố phải đảm bảo được ít nhất các hoạt động sau:

- Cung cấp điện cho một bơm LNG trực tiếp vào bồn chứa. Việc vận hành bồn chứa kèm các thiết bị phụ trợ cũng phải được đảm bảo;

- Đảm bảo việc giao nhận LNG từ xe bồn hay tàu thủy diễn ra an toàn và đúng quy trình;

- Khởi động và vận hành hệ thống bơm chữa cháy;

- Đảm bảo vận hành bình thường các thiết bị đo lường, liên lạc, giám sát, cảnh báo và chiếu sáng các lối đi khẩn cấp.

15.8. Phòng chống cháy

15.8.1. Các yêu cầu và biện pháp xử lý chung

...

...

...

Nhân viên của trạm phải được đào tạo, tập huấn và diễn tập về các kịch bản và phương thức chữa cháy. Các thiết bị bảo hộ lao động và trang phục chữa cháy phải luôn sẵn sàng tại trạm.

Phải có các biện pháp bảo vệ các thiết bị trong dây chuyền xử lý và vận chuyển khí như cách nhiệt, giảm nhiệt, chống cháy (vật liệu cách ly, sơn chống cháy, phun nước, ngập nước). Độ dày các lớp cách nhiệt được tính toán dựa trên thông lượng bức xạ nhiệt tối đa mà thiết bị chịu được. Các ngưỡng bức xạ nhiệt xem Phụ lục A TCVN 8611:2010.

Phòng lắp đặt các thiết bị điện và thiết bị đo lường phải được thông gió liên tục. Nhiệt độ bên trong phòng phải được đảm bảo ở mức không quá cao bằng hệ thống điều hòa nhiệt độ (khuyến cáo lắp đặt).

Khi phát hiện khí rò rỉ trong khu vực xử lý và vận chuyển khí, phải tắt hệ thống thông gió tại khu vực đó bằng điều khiển từ xa nhằm tránh phát tán khí sang các khu vực khác.

Khi phát hiện khí rò rỉ trong hệ thống thông gió chung thì phải kích hoạt các quạt hút phía ngoài và đóng cửa thông gió vào các phòng điện và thiết bị đo lường.

15.8.2. Hệ thống phát hiện và cảnh báo cháy

Trạm LNG phải được lắp đặt hệ thống phát hiện cháy, khói và khí rò rỉ.

Tín hiệu cảnh báo phải ở cả hai dạng âm thanh và ánh sáng. Mức độ giới hạn nồng độ của đầu báo nồng độ khí cháy phát tín hiệu cảnh báo là 25 % và phát tín hiệu báo động là 50 % giá trị giới hạn cháy dưới.

Nếu cần thiết, hệ thống báo cháy có thể kích hoạt hệ thống dừng khẩn cấp (ESD) sau một thời gian nhất định không có sự xác nhận của nhân viên về việc ghi nhận tình trạng báo động.

...

...

...

Các hệ thống cảm biến, phát hiện cháy, khói và khí rò rỉ phải được bảo dưỡng, kiểm tra theo quy trình của nhà chế tạo để đảm bảo hiệu năng vận hành ở mức tốt nhất.

15.8.3. Các biện pháp chữa cháy chủ động

Trạm LNG phải được trang bị các biện pháp chữa cháy sau:

- Hệ thống cấp nước chữa cháy cố định (bao gồm mạng hệ thống cấp nước chữa cháy bằng các họng, trụ nước chữa cháy cho toàn bộ khu vực trạm LNG và hệ thống cấp nước chữa cháy tự động cho các bồn chứa);

- Hệ thống cấp bọt chữa cháy cho khu vực đê bao;

- Các phương tiện chữa cháy ban đầu như các bình bột, bình bọt, v.v…;

- Các phương tiện chữa cháy cơ giới như máy bơm di động;

16. Giám sát và kiểm soát

Hệ thống giám sát và kiểm soát trạm LNG phải cho phép người vận hành thực hiện được ít nhất những việc sau:

...

...

...

- Thông tin nhanh chóng, chính xác về vị trí và mức độ sự cố từ bất cứ khu vực nào trong trạm;

- Giám sát và kiểm soát được các hành động khắc phục sự cố và đảm bảo an toàn cho trạm;

- Giám sát và kiểm soát được việc ra vào trạm;

- Trao đổi thông tin liên lạc một cách liên tục nội bộ trạm và với bên ngoài trong mọi điều kiện.

Các hệ thống chính đảm nhiệm chức năng giám sát và kiểm soát bao gồm (không giới hạn):

- Hệ thống điều khiển quy trình công nghệ (xử lý, vận chuyển, hóa hơi);

- Hệ thống kiểm soát an toàn (phát hiện khí, phát hiện tràn, phát hiện cháy, dừng khẩn cấp);

- Hệ thống kiểm soát ra vào và chống xâm nhập;

- Hệ thống thông tin liên lạc.

...

...

...

Phụ Lục A

(Tham khảo)

Ví dụ về trạm LNG

Trong ví dụ này, LNG trong trạm được cung cấp bởi xe bồn LNG. Sau khi được bơm vào bồn chứa, LNG được dùng để cung cấp cho hệ thống khí (mạng lưới khí) hoặc các phương tiện giao thông.

1) LNG được bơm từ bồn chứa trên xe vào các bồn chứa của trạm.

2) Để cân bằng thể tích của chất lỏng bơm ra từ bồn của xe, một lượng nhỏ LNG được cho hóa hơi thông qua thiết bị hóa hơi áp suất khí quyển và dòng khí chảy trở lại bồn chứa của xe. Tốc độ dòng khí trong chu trình này được kiểm soát bởi áp suất bồn chứa của xe.

3) Trong các giai đoạn mà bồn chứa của trạm chưa đầy chất lỏng mà áp suất khí đủ cao, khí có thể được chuyển qua mạng lưới phân phối khí (gas grid). Trước khi chuyển qua mạng lưới khí thì khí được gia nhiệt thông qua thiết bị trao đổi nhiệt áp suất khí quyển.

4) Chất lỏng được bay hơi thông qua thiết bị trao đổi nhiệt và phân phối đến mạng lưới khí.

5) Chất lỏng được bơm ở áp suất cao, bay hơi qua thiết bị trao đổi nhiệt và nạp vào các bồn chứa chịu áp lực của xe bồn.

...

...

...

7) Nitơ lỏng có thể được sử dụng để làm lạnh pha khí của bồn chứa.

8) Nitơ lỏng có thể được sử dụng để làm lạnh sâu LNG cho các bồn chứa của xe và làm lạnh sơ bộ hệ thống vận chuyển khí.

9) LNG được hóa hơi thông qua thiết bị trao đổi nhiệt để tăng áp cho bồn chứa LNG.

Hình A.1 - Ví dụ về trạm LNG điển hình

Phụ lục B

(Tham khảo)

Một số kiểu bồn chứa LNG

...

...

...

b) Bồn chứa nằm ngang trên mặt đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong chân không

c) Bồn chứa dưới đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong chân không

Hình B.1 - Một số kiểu bồn chứa chịu áp hình trụ sử dụng cho trạm LNG có sức chứa đến 200 tấn

d) Bồn chứa dưới đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong khí quyển nitơ

e) Bồn chứa dưới đất. Hệ thống cách nhiệt: Pec-lít hoặc vải bông khoáng trong chân không

...

...

...

CHÚ DẪN:

1

Bồn chứa chính (bằng thép)

8

Nắp (bằng thép)

2

Bồn chứa phụ (bằng thép)

9

...

...

...

3

Lớp cách nhiệt dưới đáy

10

Nắp bê tông

4

Móng

11

Bể chứa ngoài bằng bê tông dự ứng lực (bồn chứa phụ)

5

...

...

...

6

Đệm chèn khe hở, dẻo và cách nhiệt

12

Cách nhiệt mặt trong của bể chứa ngoài bằng bê tông dự ứng lực

7

Nắp treo

Hình B.2 - Ví dụ về bồn chứa hoàn chỉnh, kiểu hình trụ đáy phẳng trên mặt đất

THƯ MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

...

...

...

[2]  QCVN 06:2010/BXD, Quy chuẩn Kỹ thuật quốc gia về An toàn cháy cho nhà và công trình.

[3]  QCVN QTĐ-6:2008/BCT, Quy chuẩn Kỹ thuật quốc gia về Kỹ thuật điện.

[4]  BS EN 13445-1:2009, Unfired pressure vessels - Part 1: General (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng - Phần 1: Yêu cầu chung).

[5]  BS EN 13445-2:2009, Unfired pressure vessels - Part 2: Materials (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng -Phần 2: Vật liệu).

[6]  BS EN 13445-3:2009, Unfired pressure vessels - Part 3: Design (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng - Phần 3: Thiết kế).

[7]  BS EN 13445-4:2009, Unfired pressure vessels - Part 4: Fabrication (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng - Phần 4: Chế tạo).

[8]  BS EN 13445-5:2009, Unfired pressure vessels - Part 5: Inspection and testing (Bồn chứa chịu áp lực không đốt nóng - Phần 5: Kiểm tra và thử nghiệm).

[9]  EN 13645:2002, Installations and equipment for liquefied natural gas. Design of onshore installations with a storage capacity between 5 tons and 200 tons (Thiết bị và lắp đặt cho khí thiên nhiên hóa lỏng. Thiết kế hệ thống trên bờ với công suất từ 5 tấn đến 200 tấn).

[10]  TCVN 5307:2009, Kho dầu mỏ và sản phẩm dầu - Yêu cầu thiết kế.

...

...

...

[12]  TCVN 6486:2008, Khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) tồn chứa dưới áp suất - Yêu cầu về thiết kế và vị trí lắp đặt.

[13]  AS 3992:2015, Pressure equipment - Welding and brazing qualification (Thiết bị áp lực - Xác định mối hàn).

MỤC LỤC

Lời nói đầu

1. Phạm vi áp dụng

2. Tài liệu viện dẫn

3. Thuật ngữ và định nghĩa

4. Yêu cầu chung

...

...

...

6. Bồn chứa LNG

7. Thiết bị hóa hơi LNG

8. Xử lý khí bay hơi

9. Hệ thống đường ống LNG

10. Bơm LNG

11. Thiết bị điện

12. Thiết bị đo lường và cảnh báo

13. Móng

14. Bố trí mặt bằng

...

...

...

16. Giám sát và kiểm soát

Phụ lục A (tham khảo) Ví dụ về trạm LNG

Phụ lục B (tham khảo) Một số kiểu bồn chứa LNG

Thư mục tài liệu tham khảo

NATIONAL STANDARDS

TCVN 11278:2015

LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG) - EQUIPMENTS AND INSTALLATION LNG TERMINAL WITH A STORAGE CAPACITY UP TO 200 TONS

Foreword

The TCVN 11278:2015 is drafted by Sub-committee for National Technical Regulation TCVN/TC98/SC4 Design basis for gasoline - petroleum structures, appraised by Commission for the Standards, Metrology and Quality of Vietnam, and published by Ministry of Science and Technology.

LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG) - EQUIPMENTS AND INSTALLATION LNG TERMINAL WITH A STORAGE CAPACITY UP TO 200 TONS

1. Scope

This Standard prescribes design, manufacturing, and installation of primary equipment in liquefied natural gas (LNG) terminals with a storage capacity up to 200 tonne connected to gas pipes or gas consuming households (hereinafter referred to as “LNG terminal”).

...

...

...

2. Referencing document

The following documents are necessary for application of this document. If a reference document is mentioned together with its publishing year, only the referenced edition shall prevail. If a reference document is not mentioned together with its publishing year, the latest version and all its amendments and revisions (if any) shall prevail.

TCVN 5334:2007, Electrical apparatus for petroleum and petroleum product terminal - Requirements on safety in design, installation, and operation.

TCVN 6700 (ISO 9606) (all parts), Qualification testing for welders - Fusion welding.

TCVN 7473 (ISO 14731), Welding coordination - Tasks and responsibilities.

TCVN 7507:2005, Non-destructive examination of fusion welds - Visual examination.

TCVN 7508:2005. Non-destructive examination of welds – Radiographic examination of welded joints – Acceptance level. 

TCVN 8366:2010, Pressure vessels - Design and manufacturing requirements.

TCVN 8610:2010, Liquefied Natural Gas (LNG) - Equipment and installations - General characteristics of LNG.

...

...

...

TCVN 8612:2010, Liquefied natural gas (LNG) - Equipment and installations - Design and testing of loading/unloading arms.

TCVN 8613:2010, Liquefied natural gas (LNG) - Equipment and installations - Ship to shore interface.

TCVN 8614:2010, Liquefied natural gas (LNG) - Equipment and installations - Suitability testing of gaskets designed for flanged joints used on LNG piping.

TCVN 8615-1:2010, Design and manufacture of site built, vertical, cylindrical, flat-bottomed steel tanks for the storage of refrigerated, liquefied gases with operating temperatures between 0 °C and -165 °C - Part 1: General.

TCVN 8615-2:2010, Design and manufacture of site built, vertical, cylindrical, flat-bottomed steel tanks for the storage of refrigerated, liquefied gases with operating temperatures between 0 °C and -165 °C - Part 2: Metal parts.

TCVN 8615-3:2010, Design and manufacture of site built, vertical, cylindrical, flat-bottomed steel tanks for the storage of refrigerated, liquefied gases with operating temperatures between 0 °C and -165 °C - Part 3: Concrete parts.

TCVN 8616:2010, Liquefied natural gas (LNG) - Requirements for production, storage and handling.

ISO 15607-1:2003, Specification and qualification of welding procedures for metallic materials - Part 1: General rules.

ISO 15609-1:2004, Specification and qualification of welding procedures for metallic materials - Welding procedure specification - Part 1: Arc welding.

...

...

...

ISO/IEC 60079 (all parts), Electrical apparatus for explosive gas atmospheres.

3. Terms and definitions

This Standard uses terms and definitions under TCVN 8611:2010 and the following terms and definitions:

3.1. Above ground tank

Means a tank that is entirely or partially above the ground. This type of tank may or may not be covered in sand/soil.

3.2. Underground tank

Means a tank that is entirely buried below the general grade plane of equipment system.

3.3. Boil-off gas

Means gas resulting from evaporation of LNG near its equilibrium state.

...

...

...

Means a system for safely and effectively shutting down the entire stations or individual equipment/area in case of emergency.

3.5. Flash gas

Means gas recovered from sudden evaporation of LNG outside of balance state.

3.6. Impounding area

Means an area limited by embankment or structures of similar shapes for the purpose of preventing LNG overflow in case of emergency.

3.7. LNG fuelling station

Means a system consisting of LNG tanks which provide LNG fuel in liquid or gas form.

3.8. Operating personnel

Means authorized individuals capable of controlling station operation remotely or locally.

...

...

...

3.9. Unloading area

Means an area in which LNG is delivered from transport vehicles and transferred to tanks in terminals.

3.10. Quick connect/disconnect coupler (QCDC)

Means a mechanical-hydraulic mechanism or manual operation that connects loading/unloading arms with reception/distribution system without the use of bolts.

3.11. Radiant flux

Means a unit measured by the amount of heat transmitted to an object which absorbs the heat energy over a period of time and over a surface area of the object.

NOTE: Radiant flux is expressed in Watt per square meter (W/m²).

3.12. Flammable gas detector

Means a detector that activates where concentration of combustible gas in the air reaches a preset value.

...

...

...

Means the minimum concentration limit of combustible gas or vapor in the air at which the mixture can combust at a specific temperature and pressure.

3.14. Lower flammability limit contour

Means a line limiting the area around a location from which volatile liquid, combustible gas or vapor is leaking. The concentration of combustible gas or vapor in the air on the contour line reaches the lower flammability limit (3.13).

4. General requirements

4.1. Materials

This Article prescribes general requirements pertaining to materials that make direct contact with LNG. Regulations pertaining to materials for foundation or thermal insulation shall be specified under corresponding articles.

Materials used in LNG equipment must be maintain absolute safety at the highest pressure possible according to design of the equipment. Materials used must be appropriate to the type and size of equipment and capable of withstanding physical and chemical effect caused by liquid at supercooling temperature. Materials for used with LNG can be selected among those specified in Schedule 3 and Schedule 4 of TCVN 8610:2010.

Boiling point of LNG at atmospheric pressure must be examined so as to establish appropriate operating conditions of pressure elements, especially elements that make direct contact with LNG.

Materials of LNG tanks and of steel class must meet requirements pertaining to stress, welding methods, elasticity modulus, etc. for the purpose of safe operation.

...

...

...

4.2.1. General provisions

Equipment and parts must be designed so as to be able to withstand external and internal factors in normal operation conditions.

The following factors shall be taken into consideration:

- Noise levels;

- Vibration levels;

- Night working, effect of light;

- Gas flaring and venting;

- Warming or cooling of local water sources.

Loads that must be taken into consideration during design of LNG system include (but are not limited to):

...

...

...

- Liquid load: caused by liquid in containment and transportation system (tanks, pipes);

- Internal pressure load: caused by the maximum operating pressure of the system;

- Thermal load: caused by thermal expansion of materials;

- Environmental load: caused by external factors such as snow, frost, earthquake, wind.

NOTE: Earthquake-resistance design of tanks is specified under 7.14 of TCVN 8615-1:2010. Wind-resistance design of tanks is specified under 7.3.2.2.3 of TCVN 8615-1:2010.

4.2.2. Pressure elements

Pressured elements must be designed in accordance with solution therein, storage capacity, maximum working pressure, maximum and minimum temperature during operation.

4.2.3. Brackets

Bracket strength must be corresponding to load that the brackets support throughout normal operation. Design of brackets must take into account movements of relevant elements (during operation) such as working platforms, stairs, etc.

...

...

...

4.3.1. Material confirmation

Materials must be thoroughly inspected and cross-checked against design before being processed to ensure adequate quantity and type. Non-destructive examination methods shall be prioritized.

4.3.2. Processing

4.3.2.1. Cutting and rounding

Material cutting and rounding shall be implemented via methods appropriate to the type of materials. Cutting and rounding can be done by machine or manually.

Cut and rounded work piece must not contain cracks, peelings, etc. Cut and rounded surface must not contain elements such as iron rust, grease, slag that hinder welding or subsequent processing steps. Cut and rounded surface must be protected from corrosion and rust until subsequent process steps are performed.

4.3.2.2. Casting

Materials must be cast using appropriate methods without affecting physical and chemical properties of materials. Surface of cast products must not contain scratches.

 4.3.3. Installation

...

...

...

4.3.4. Welding

Metal parts must be welded in accordance with certified procedures. See AS 3992 for metal welding procedures.

Welders and welding supervisors must possess welder certificate and welding supervisor certificate respectively in accordance with TCVN 6700 (ISO 9606) and TCVN 7473 (ISO 14731) or under training appropriate to the equipment to be welded.

See Article 7 and Article 8 of TCVN 8615-2:2010 for welding procedures for LNG tanks.

4.4. Examination and test

4.4.1. Materials

Materials must be thoroughly examined so as to ensure physical, chemical properties and other properties according to design.

4.4.2. Processing

Parts/equipment must be examined so as to ensure that previous processing steps are accurate and to verify technical specifications.

...

...

...

4.4.3. Welding

Welded parts/equipment must be examined so as to ensure that technical specifications are compliant with design.

All welded joints must be examined and evaluated in accordance with TCVN 7507:2005 and TCVN 7508:2005.

Welded joints of LNG tanks and pipes shall be examined by ultrasound and liquid penetrant.

NOTE: In respect of materials such as stainless steel or austenitic steel or areas where examination using ultrasound is not feasible, the outermost welded layer can be examined using liquid penetrant.

Where non-destructive examination methods are not feasible , other approved examination methods shall be adopted.

4.4.4. Assembly

Assembled parts/equipment must be examined so as to ensure that technical specifications are compliant with design.

4.4.5. Pressure test

...

...

...

WARNING: Upon cooling a piece of equipment without completely drying said piece of equipment, frosting must be taken into consideration.

Pressure test conducted using hydraulic load shall conform to 5.10 of TCVN 8366:2010.

Pressure test conducted using compressed air shall conform to 5.11 of TCVN 8366:2010.

Pressure test of LNG pipes shall conform to 9.4 of TCVN 8611:2010.

4.4.6. Airtightness examination

Pressure parts/equipment must undergo airtightness examination following pressure test so as to prevent leak.

A minimum of 2 manometers shall be required for testing. Manometers must be of an appropriate and certified type.

4.5. Thermal insulation system

4.5.1. General provisions

...

...

...

4.5.2. Materials

Thermal insulation materials of thermal insulation system must meet all physical and chemical requirements in accordance with system design. Materials shall be evaluated by minimum criteria below:

- Thermal conductivity;

- Physical, chemical properties;

- Resistance against water and steam;

- Ability to interact with supercool liquid (LNG) in tanks and pipes;

- Ignitability.

Materials below and thermal insulation materials of similar characteristics can be considered for use individually and/or in combination with each other in thermal insulation system of LNG tanks and pipes:

- Hardwood;

...

...

...

- Granule or block lightweight concrete;

- Conventional concrete;

- Glass wool;

- Perlite;

- Rockwool;

- PVC foam;

- Phenolic foam;

- Polystyrene.

Where primary materials that do not make direct contact with LNG in normal operating conditions, see Schedule 4 of TCVN 8610:2010. Thermal insulation materials must have low concentration of chlorine to prevent corrosion of stainless steel materials.

...

...

...

Where different types of thermal insulation materials are used, materials with appropriate thermal conductivity shall be evaluated and selected.

Coating of thermal insulation layers (usually of metal) shall be evaluated by the following criteria before being selected:

- Weather durability, heat resistance, corrosion resistance, abrasion resistance;

- The ability to reshape depending on installation location;

- The ability to interact with thermal insulation materials and supercool liquid in tanks or pipes;

Secondary materials of thermal insulation system such as glue, paint, sealant, coagulant, desiccant, etc. shall be thoroughly evaluated so as to ensure compliance with thermal insulation materials in normal operating conditions.

4.5.3. Structure and design

Thermal insulation system shall be designed and structured in accordance with type and characteristics of thermal insulation materials, installation location, and characteristics of contained liquid.

NOTE: In respect of high-volume LNG tanks, as thickness of thermal insulation layers is significant thus the difference in temperature on the inside and outside surface of the thermal insulation layers is also significant, insulation system should consist of multiple layers to avoid damage to the system caused by thermal stress.

...

...

...

Thermal insulation system at joints shall be continuous to guarantee thermal insulation property of the materials. Thickness of thermal insulation layers shall be designed on the basis of:

- Economic characteristics: compare costs for manufacturing thick thermal insulation layers with costs for cooling and loss of liquid fuel inside in case of thin thermal insulation layers;

- Amount of heat emitted to the environment shall correspond to surface area of thermal insulation layers;

- Difference between the innermost surface temperature (that makes contact with tank/pipe) and outermost surface temperature (that makes contact with the environment/protective layer) of thermal insulation layers.

4.5.4. Manufacturing and installation

Prior to manufacturing, materials shall be examined for technical specifications as per design.

Manufacturing process shall adhere to regulations of the law and be appropriate to characteristics of thermal insulation materials so as to retain their physical and chemical properties.

For the purpose of preventing dampness, wetness, and damage during transportation, thermal insulation materials shall be safely packed if necessary.

During installation, physical and chemical properties of thermal insulation materials shall be taken into consideration.

...

...

...

Thermal insulation layers shall be installed in accordance with procedures and regulations of the law and manufacturers.

Damp proofing and protective solutions for thermal insulation materials shall be implemented at the same time as installation of thermal insulation materials.

4.5.5. Examination and test

During installation, visual inspection shall be conducted to ensure that previous installation does not damage thermal insulation system.

Thermal insulation layers after installation shall undergo examination for any signs of deformation, cracks, perforations, bending on the outside.

Technical specifications of thermal insulation layers shall also be examined in accordance with technical procedures so as to ensure that these specifications are compliant with the design.

4.6. Paint

Types of paint shall be considered, evaluated, and selected depending on painted surface, ambient temperature in normal operating conditions, and local weather conditions.

NOTE: Welded joints between steel materials located in coastal areas are prone to corrosion due to high concentration of salt in the air. Paint types shall be selected on the basis of the environmental conditions.

...

...

...

Paint coatings shall be of appropriate thickness as per regulations of the law. In case of multiple layers of pain, inner layers shall be of appropriate dryness before applying the next layers.

Upon applying paints, weather conditions shall be taken into consideration. Paint application shall not be allowed:

- Where temperature is lower than 5 ^oC and humidity is greater than 85%; if paint is applied in this weather conditions, construction contractors shall prove that protective properties of paint are not affected relative to standard conditions.

- During rain;

- Where the air contains high concentration of dust;

- Where surface to be painted is wet due to dew.

5. LNG reception

5.1. General provisions

Signs that read “CẤM LỬA” (NO FIRE) shall be erected in reception areas of LNG and other gas products. Combustion sources such as sparks (from arc welding) or unclassified electrical equipment must not be present at reception areas during reception process.

...

...

...

Product loading/unloading procedures shall be developed and issued in form of physical copies at LNG terminals.

Product reception areas shall be physically isolated via appropriate means.

5.2. Pipes and valves

Gauge valves shall be installed at the end of each reception area. Emergency valves shall be installed at easily areas that are easily accessible in case of emergency.

Where multiple products are being unloaded simultaneously (such as LNG and liquefied nitrogen), signs and symbols shall be required to distinguish pipes serving each type of product.

Where there are more than one pipe, valves shall be located in a designated area.

Other than electric operation, all valves must be designed for manual operation.

Gauge valves and discharge valves shall be installed at liquid and gas return pipes so as to ensure that pressure of reception system is at safe level upon connection and before disconnection.

Liquid and gas shall be discharged at safe positions when necessary.

...

...

...

5.3. QCDC

Connection between LNG carriers and reception system at LNG terminals primarily uses:

- Flanged joints;

- Manual QCDC;

- Hydraulic QCDC.

All 3 methods above must allow flanged connection with loading/unloading system of vehicles/ships/trains. Calibration and centering equipment shall be provided depending on dimensions of flanges.

Where QCDC is used, requirements below must be met:

- Clamp bars shall be designed appropriately to prevent excessive tension of connection flanges of loading/unloading system from tanks in both connected and disconnected state;

- QCDC must facilitate connation and fastening of flanges and allow safe goods unloading process without external forces (manpower, hydraulic, etc.);

...

...

...

Pressure of liquid inside shall be at least 1,9 MPa or equal to specific design pressure, whichever is higher. See 4.7.2 of TCVN 8612:2010 regarding analysis of load applied to LNG loading/unloading system.

Safety coefficient shall be determined to orient the clutch so that the number of rings affected by torque is at the minimum. See Article 6 of TCVN 8612:2010 for safety coefficients of QCDC between carriers and receiving system.

Hydraulic QCDC shall be operated from control center on piers or hanging remote control and can be manually deactivated.

5.4. Pumps and air compressors

In addition to on-site equipment for pump or air compressor deactivation, remove control devices that are easily accessible shall be required to shut down pumps or air compressors in case of emergency. Minimum separation distance of remote control devices shall be 8 m.

Control devices for shutting down pumps and air compressors shall be required at product reception areas.

Signal lights shall be required at loading/unloading areas to indicate working state of pumps or air compressors.

5.5. LNG delivery

LNG delivery procedures between ships and docks/ports shall conform to TCVN 8613:2010.

...

...

...

Brackets of receiving pipes or other equipment shall be of non-combustible materials.

Loading areas of vehicles shall be large enough to accommodate vehicles when they are turning.

Pipes, pumps, and air compressors shall be located in appropriate locations or protected by protective sheets to prevent damage during transportation.

5.6. Communication and lighting

Communication system shall be installed at loading/unloading areas to allow operating personnel to communicate with relevant individuals.

Loading/unloading areas in LNG loading/unloading structures shall be illuminated while working at night.

A minimum of one ship-port communication system and an independent emergency ship-port communication system shall be required in LNG loading/unloading areas for waterway transport.

Communication system shall be under constant monitoring from ship and from land.

6. LNG tank

...

...

...

Metal parts, concrete parts, and warning devices for LNG tanks of steel alloy resistant to cold temperature, of vertical cylinder in shape and flat bottom with maximum operating pressure of 50 kPa (500 mbar) shall conform to TCVN 8615:2010 (parts 1 through 3); Thermal insulation system shall conform to BS EN 14620-4:2006; Test, drying, cleaning, and cooling process shall adhere to EN 14620-5:2006.

Materials, design, manufacturing process, and test of steel tanks with operating pressure greater than 50 kPa (500 mbar) shall consult BS EN 13445:2009 (parts 1 through 5).

See Appendix B for types of LNG tanks.

7. LNG evaporators

7.1. General provisions

See 8.1 of TCVN 8611:2010 for general requirements of LNG evaporation system.

It is possible to adopt the following evaporation system or system(s):

- Evaporation system using circulated water;

- Evaporation system using open cycle water;

...

...

...

- Evaporation system using other fluid as heat exchangers.

See Appendix E of TCVN 8611:2010 for specific requirements for common LNG evaporation systems.

7.2. Materials

Materials used in LNG evaporation system must meet general requirements under 4.1.

7.3. Design and manufacturing

LNG evaporation system must be designed and manufactured in accordance with load applied to the system. Combined load in normal operation of the system must be calculated. Schedule 1 provides a combination of load applied to the system. Irregular load (earthquake, wind, frost) must be included in combined calculation with regular loads.

Evaporation systems shall be designed in accordance with lower temperature of evaporating LNG. The lowest operating temperature of evaporation system must be lower than boiling point of LNG at atmospheric pressure.

Capacity and dimensions of LNG evaporation system must be designed and manufactured in accordance with capacity, pressure, and operating conditions of LNG terminal.

Schedule 1 - Combined load applied to the system

...

...

...

Regular

Earthquake

Wind

Frost

1. Regular load

...

...

...

×

×

×

×

- Hydraulic load

×

×

×

×

...

...

...

×

×

×

×

- Thermal load

×

×

×

×

...

...

...

×

×

×

×

2. Load in case of earthquake

×

...

...

...

×

4. Load caused by frost

×

...

...

...

LNG evaporation system shall be installed in accordance with manufacturers’ instructions and general provisions under 4.3.

LNG evaporation system shall undergo test and examination in accordance with procedures so as to ensure operating capacity of the system.

NOTE: All welded joints shall undergo test and examination in accordance with procedures for welded joint examination under relevant standards.

7.5. Auxiliary equipment

7.5.1. General requirements

Auxiliary equipment of LNG evaporation system shall be designed, manufactured, installed, tested, and examined in accordance with manufacturers' procedures and operating conditions of LNG terminals.

7.5.2. Auxiliary pipes

Auxiliary pipes (if any) of LNG evaporation system must be appropriate to functions of the system and general operating conditions of the system.

Auxiliary pipes shall be designed, manufactured, and installed in a manner that ensures thermal expansion of the pipes does not negatively affect evaporation system.

...

...

...

Minimum measuring instruments that must be outfitted to LNG evaporation system include (but are not limited to):

- Instruments for measuring flow capacity, pressure, and temperature of evaporated gas;

- Instruments for measuring flow capacity and temperature of fluid entering and exiting heat exchangers;

7.5.4 Emergency discharge valves

For the purpose of safety, evaporation system shall be outfitted with at least one emergency discharge valve. Technical specifications of these emergency discharge valves shall be calculated on the basis of the following elements (included but are not limited to):

- Installation location of evaporation system;

- Installation location of emergency discharge valve. Emergency discharge valve may discharge directly to the air at safe locations. Where safety is not guaranteed, discharge of the valve shall lead to general flaring/venting system of LNG terminal.

- Operating conditions (capacity, temperature, pressure) of evaporation system.

7.5.5. Warning devices

...

...

...

- Pressure in the event of evaporation is higher or lower operating pressure range according to design;

- Flow capacity of fluid (liquid and gas) in heat exchangers is higher than the maximum flow capacity according to design;

- Temperature of evaporated gas is lower than minimum temperature according to design;

- Temperature of heat exchanger fluid (water, air) is higher than the maximum temperature according to design.

7.5.6. LNG leak prevention system

LNG evaporation system must be outfitted with equipment for preventing and preparing for leak of liquefied and gas LNG.

Technical specifications of leak prevention equipment shall conform to operating conditions of LNG evaporation system.

7.5.7. LNG condenser

LNG condenser shall be installed to adjust temperature inside evaporator of evaporation system. In case of emergency of evaporators, LNG condensation will lessen the impact of the leak.

...

...

...

NOTE: Other equipment in LNG terminals such as heat exchangers (not included in evaporators) or air compressors must also be outfitted with condensers.

8. Treatment of evaporated gas

LNG station must also be outfitted with vapor recovery and treatment system for vapor resulting from heat absorption of LNG during transport and LNG evaporation in tanks.

Evaporated gas shall not be directed to flaring/venting system of LNG terminal in a continuous manner to reduce emission to the environment.

Evaporated gas can be:

- Re-liquefied and introduced to LNG storage system;

- Used as fuel gas;

- Compressed and transported to gas distribution network to distribute to consuming households.

Evaporated gas recovery and treatment system shall be designed and manufactured in accordance with practical operating conditions. Such system shall also be insulated.

...

...

...

9.1. Materials

Materials of LNG pipes and equipment installed directly on the pipes which brace, connect, branch pipes must adhere to general requirements under 4.1.

9.2. Design and structure

9.2.1. General principles

Pipes shall be designed in accordance with working conditions of the system such as temperature, pressure, load, etc. Combined load is specified under Schedule 1.

Minimum operating temperature of parts that make contact with LNG must be lower than boiling point of LNG at atmospheric pressure.

LNG pipes shall be designed on the basis of calculation of flow of liquid at supercooling temperature. See 9.3.2 of TCVN 8611:2010 for flow characteristics.

LNG Pipes shall be designed on the basis of thermal expansion characteristics of pipe materials. Pipe system shall also be designed so as to absorb thermal expansion at a maximum extent and affect joints at a minimum extent.

In principle, LNG pipes shall be joined by welding. However, in respect of points at which pipes are connected to specific equipment or at specific locations, appropriate connection method shall be considered in order to facilitate future maintenance and replacement.

...

...

...

9.2.2.1. Pipe segments and joints

See 9.5.2 of TCVN 8611:2010 for requirements of pipe segments and joints. The following details should be taken into consideration:

- Connection between pipe segments, including branching pipes and primary pipes shall either be welded or of flanges;

- Where pipe segments have varying thicknesses and diameters, fittings and welding methods shall be considered for adoption depending on materials and pipe shape;

- Where flanged connection is used for two pipe segments of different materials, washers of appropriate materials shall be adopted so as to negate the difference in thermal expansion characteristics. See TCVN 8614:2010 for compatibility test of washers.

- Bolts and threaded screws used for flanged connection must also be of types that can be used in low temperature environment;

- In respect of branching pipes: the angle created by centerline of primary pipes and centerline of branching pipes shall be between 45^o and 90^o depending on flow direction of fluid.

9.2.2.2. Valve

Requirements for valves on LNG pipes shall be compliant with 9.6 of TCVN 8611:2010.

...

...

...

See 9.7 of TCVN 8611:2010 for requirements for relief valves.

9.2.2.4. Pipe brackets

LNG pipes shall be placed on brackets and braces in accordance with operating conditions.

Brackets shall allow pipes to displace due to thermal expansion without exceeding stress limit. Design of brackets shall conform to functions of the pipes and must not become a cold bridge between pipes and structures on which brackets are attached to or hung from.

Design of relevant brackets and pipes must take into account load caused by movement and wave of fluid flow in the pipes. Values for calculation shall be maximum value and not operational values.

In respect of areas susceptible to vibration during operation, vibration damping structures shall be required. Vibration damping structures must be able to accommodate pipe displacement caused by thermal expansion.

Where structure(s) of brackets must be welded onto guide pipes, such structures shall be

9.2.2.5. Pipe way

See 9.9 of TCVN 8611:2010 for pipe way requirements.

...

...

...

9.3.1. General requirements

LNG pipes shall be manufactured and installed in accordance with manufacturers’ procedures. Entities manufacturing and installing pipes must have sufficient capability, powers, and quality control system.

9.3.2. Material confirmation

Prior to manufacturing, materials shall be verified for conformance to design. Where necessary, labeling shall be implemented in order to distinguish different types of material.

9.3.3. Pipe cutting

Pipe cutting process shall adhere to general requirements under 4.3.2.1.

9.3.4. Shaping

Pipe shaping shall be implemented via appropriate solutions so as to minimize influence on material characteristics and structure surface.

9.3.5. Pipe welding

...

...

...

9.3.6. Installation

Installation of pipes, valves, and fittings shall conform to regulations of manufacturers. The following details shall be taken into account:

- Prior to installation, materials and types of pipes, fittings, accessories shall be examined for compliance with design; Examination can be done visually via labels on surface of the equipment.

- Prior to installation, inspection shall be conducted so as to verify that the inside of pipes does not contain foreign objects that affect construction process;

- Upon pipe installation, symbols indicating flow direction of fluid shall be paid attention to;

- Valves shall only be installed if all joints on the pipes are completely airtight;

- Operating levers of valves shall be perfectly horizontal or pointing upwards relative to horizontal plane;

- Installed valves shall not apply irregular stress and load onto the pipes. Where necessary, brackets and vibration-damping devices shall be outfitted to valves;

- Voltage of valves shall be examined prior to examination;

...

...

...

9.3.7. Pipe cleaning

Prior to cleaning, the inside of pipes shall be inspected upon:

- Receiving pipe segments;

- Receiving processed pipe segments;

- Completing pipe installation.

Pipe cleaning methods that avoid negative impact on the inside of pipes and effectiveness of meters installed on the pipes shall be selected.

Temperature of cleaning gas or liquid shall be within design temperature range of the pipes. Pressure inside pipes during cleaning process shall be within design range of the pipes.

Following cleaning process, if necessary, solutions shall be taken to prevent foreign objects from entering or contaminating the pipes.

9.4. Examination and test

...

...

...

- Be examined for treatment and installation process;

- Be examined to verify that installation process of valves, flanges, bolts, screws, meters, fittings, brackets, pipe trenches adheres to manufacturers’ procedures.

9.5. Pressure test

All pipe system shall undergo pressure test in accordance with standards applicable to industrial pipes. See 9.4 of TCVN 8611:2010 for requirements of LNG pipe pressure tests.

9.6. Thermal insulation

LNG pipes shall be outfitted with thermal insulation system.

In addition to general requirements under 4.6, specific provisions pertaining to thermal insulation system installed on LNG pipes are also specified under 9.8 of TCVN 8611:2010.

Thermal insulation system of pipes shall be installed in accordance with manufacturers’ procedures and in a manner that ensures:

- Construction surface is clean and does not contain water, salt, or grease;

...

...

...

10. LNG pumps

10.1. General requirements

Types and quantity of pumps (for continuous and backup operation) shall be calculated on the basis of capacity and operating conditions of LNG terminals.

Where LNG terminals utilize multiple pumps simultaneously, suspension of a pump for periodic repair or maintenance may not drastically affect LNG supply capacity of the terminals. In this case, backup pumps shall not be required.

10.2. Materials

LNG pump materials shall adhere to general requirements pertaining to materials under 4.1. All elements of pumps shall be able to operate normally at low temperature and shall not be affected by LNG.

10.3. Design and structure

10.3.1. General requirements

LNG pumps shall be designed so as to withstand loads and conform to continuous operating conditions of LNG terminals. See Schedule 1 for load combination.

...

...

...

LNG pumps shall be designed so as to be easily repaired and maintained. Such requirement also means that the pumps can be easily cleaned by inert gas during repair, maintenance and pump shell can be ventilated.

Where necessary, thermal absorption capability of pumps shall be taken into account. Pump structures shall be designed in a manner that takes into account thermal expansion.

10.3.2. Pump body

Moving parts such as main motor, cooling fans shall be able to withstand loads and moving speed.

Potential buckling or bending of rotating shafts at low temperature shall be taken into consideration.

In respect of pumps that utilize ball bearings, operating capability of ball bearings while being cooled and lubricated by LNG shall be taken into account. Ball bearings must not withstand excessive load.

Motors must always be able to operate at maximum capacity when necessary. Motors shall be cooled by LNG to prevent overheating.

LNG must not affect signal transmission cable and other electrical components of pumps.

10.3.3. Fittings

...

...

...

Pipes of pumps shall be of materials that suit functions and capacity of pumps and that are of design that can be easily repaired and maintained.

Thermal expansion of pipes shall not affect functions of pumps.

Pipes attached directly to pumps are also elements that must be insulated.

When necessary, filter system and check valves shall be outfitted to outlets of pumps.

Gas outlet pipes shall be designed so as to extract gas easily. Gas extracted from pumps shall be carried to safe discharge locations.

10.3.3.2. Meters

Pumps shall be outfitted with meters that read the following parameters (including but not limited to):

- Propulsion pressure;

- Suction pressure;

...

...

...

10.3.3.3. Warning devices and ESD

Warning devices shall be able to issue warnings where flow rate of pumps dip below the minimum value or input and output pressure of pumps fall out of safety range.

ESD shall be able to safely and rapidly shut down pumps when:

- Flow rate of pumps dips below the minimum design value in a specified period of time;

- Input and output pressure of pumps fall out of safety range;

- Load of electric motor exceeds the permissible value within a specified period of time;

- Other emergencies such as fire, gas leak, etc. occur

10.3.4. Manufacturing and installation

LNG pumps shall be manufactured in accordance with relevant standards and installed in accordance with 4.3.

...

...

...

10.3.5. Examination and test

The following examination and tests shall be conducted in full:

- Materials;

- Processing (cutting, welding);

- Brackets and hanging loops for pump (for hanging pumps);

- Airtightness and pressure;

- Installation;

- Design functionalities of pumps and fittings, including warning devices and EDS. Where a supercool fluid is used to test functionalities of pumps (such as liquefied nitrogen), compatibility of pump materials with this fluid shall be taken into consideration;

- Electric motor: resistance, current intensity, speed, and temperature during continuous operation.

...

...

...

11.1. General provisions

In order to not hinder LNG terminal operation, the system shall be divided into smaller systems/zones to facilitate examination, repair, and maintenance.

Electrical equipment shall be of types that can be easily maintained and have high reliability.

11.2. Power source

11.2.1. Primary power source

LNG terminals can be powered from national power grid or separate generator stations. Minimum requirements for primary power source shall be:

- Power must be provided to terminals continuously;

- Required capacity for continuous operation of terminals at maximum capacity, including allowing activation of high-power electric motor or electrical equipment at anytime without causing voltage drop is met.

11.2.2. Emergency power source

...

...

...

Emergency power source shall be able to bring all equipment in terminals to a complete shutdown as per safe shutdown procedures.

Emergency generators must be able to be refueled in the middle of operation.

11.2.3. Uninterruptible power supply (UPS)

LNG terminals shall be outfitted with UPS.

UPS shall be able to power control systems and important safety systems so as to maintain terminals in safe condition for at least 30 minutes.

11.3. Electrical equipment in dangerous areas

11.3.1. General provisions

Electrical equipment installed in areas subject to strict safety requirements or areas with high humidity shall be explosion-proof. Depending on characteristics of ambient gas, electrical equipment shall be able to prevent sparking at an appropriate extent. See TCVN 8610:2010 for flashpoint of natural gas in the air.

11.3.2. Design and installation

...

...

...

11.4. Electrical equipment in area with low temperature

11.4.1. Materials

Electrical equipment and wires in areas with load temperature shall be able to withstand low temperature in normal operating conditions.

Examples regarding electrical wires for use in low temperature are specified under Schedule 2.

Schedule 2 - Electrical wire used in low temperature

Types of electrical wires

Temperature limit, ^oC

1. Vinyl sheath - vinyl insulation

-20

...

...

...

3. Vinyl sheath - polyethylene insulation

4. EP rubber sheath - EP rubber insulation

-60

5. Polyethylene sheath - polyethylene insulation

6. FEP+polyethylene sheath - Teflon insulation

-70 (can be used in LNG)

7. Polyethylene sheath - Teflon insulation

11.4.2. Installation

Electrical boxes shall be adopted to connect external wires at ambient temperature with electrical equipment inside at low temperature.

...

...

...

11.5 Other provisions

11.5.1. Lighting

Lights shall be installed at LNG terminals and in areas where activities with certain safety requirements take place.

Backup lighting system powered by cells/batteries shall be required to allow employees to evacuate in case of failure of electrical and lighting system or in case of emergency.

11.5.2. Electrical equipment room

Rooms containing electrical equipment shall be divided into specific areas and in a manner that facilitates operation, examination, and maintenance. Rooms containing electrical equipment shall be so designed that:

- Floors, pillars, columns, girders, and roofs shall be of fire-resistant materials;

- Doors shall be easily opened and closed and of fire-resistant materials according to Article 4;

- Windows shall be of glass.

...

...

...

11.5.3. Grounding system (anti-static equipment)

Requirements pertaining to grounding system or electrical equipment connected to the national grid shall adhere to applicable regulations of the law [1].

Elements that must be grounded:

- Tanks, evaporators, heat exchangers, moving parts, vent ducts;

- Pipelines carrying fluids, pipes refilling tanker trucks, and tanker trucks entering terminal for loading/unloading.

Operating personnel of the aforementioned equipment shall also be provided with appropriate PPE.

NOTE: Where several consecutive equipment is joined by metal welding joint, only one of the equipment is required to be grounded.

11.5.4. Lightning protection system

LNG terminals shall be outfitted with appropriate lightning protection system to maintain safety of primary equipment. Requirements pertaining to lightning protection system serving equipment in terminals shall adhere to applicable regulations [1].

...

...

...

Examine technical specifications of electrical equipment in accordance with design and in a manner compliance with relevant regulations of the law.

12. Measuring instruments and warning devices

12.1. General provisions

Measuring instruments and warning devices shall have high reliability and be designed, manufactured, and installed depending on types of fluid, operating conditions and locations and in a manner that facilitates operation, maintenance, and replacement.

Measuring instruments and warning devices shall be so designed to minimize system down-time when these instruments and devices are repaired or replaced.

12.2. Liquid level gauge

Depending on liquid characteristics, LNG tanks shall be outfitted with two independent liquid gauges which complement reading of each other.

Liquid gauges shall consist of warning schemes for high liquid level, very high liquid level, low liquid level, and very low liquid level. The warning schemes shall be able to transmit siren and light warnings to operating personnel. Equipment interrupting inflow in tanks shall be used in tandem with warning devices but not considered a part of liquid level gauge.

12.3. Manometer

...

...

...

Manometers in LNG terminals shall be of types that measure pressure continuously.

High pressure and low pressure warning devices shall be used independently from manometers.

12.4. Thermometer

Thermometers shall be able to read all temperature values possible during operation of the system.

All equipment in gas processing sequence shall be outfitted with at least one functioning thermometers.

Where LNG terminals are located in areas with low temperature where freezing and soil freezing and expansion occur, temperature monitoring system shall be outfitted to supporting foundation of tanks.

12.5. Flow meter

Primary pipes and inlets/outlets of LNG tanks shall be outfitted with flow meters so as to continuously monitor flow rate of fluid.

These meters shall be used in tandem with warning devices and check valves.

...

...

...

Gas treatment and transportation sequence shall be outfitted with gas leak detector in accordance with 14.4.1.

Efficiency of detection and warning equipment shall not be changed in case source voltage fluctuates by approximately 10%.

Where warning is issued, the system shall not terminate the warning signal even if gas concentration changes until personnel verify, acknowledge, and deal with the incidents.

Warning signals shall be in form of sound and light.

12.7. Fire detectors

LNG terminals shall be outfitted with devices that detect fire and issue fire alarm.

Fire detectors and fire alarms shall be capable of operating continuously. Warning signals shall be in form of sound and light.

12.8. Other measuring instruments and warning devices

When necessary, LNG terminals shall be outfitted with seismographs and anemometers.

...

...

...

13.1. General provisions

Foundation materials (concrete, steel, etc.) shall adhere to relevant standards.

See TCVN 8615-3:2010 Article B.7 Appendix B for requirements for concrete foundation of LNG tanks.

Foundation of equipment in LNG terminals shall be designed, built, examined, and tested in accordance with environmental conditions, locations, and relevant technical regulations.

13.2. Design

Foundation design shall meet regulations pertaining to stress, stability, integrity, etc. in case of events such as storm, earthquake, etc.

NOTE: Load in fundamental design shall also take into account environmental load such as earthquake load, storm load. Elements that make contact with seawater shall be protected from saltwater corrosion.

13.3. Construction, examination, and test

Detail construction plans and solutions shall take into account characteristics of soil base, climate conditions, environment conditions, and influence on adjacent structures, etc.

...

...

...

14. Premise layout

14.1. General provisions

Placement of LNG terminals relative to surrounding area shall be decided via evaluation of premise and other locations in the premise which is prepared at the same time as terminal construction feasibility report.

LNG terminals shall be arranged in terms of layout in a way that construction, operation, maintenance, and emergency operation are implemented safely and compliant with relevant standards.

Separation distance between systems and equipment shall take into account relevant factors, to be specific:

- Radiant flux levels. Thermal radiation limits under Appendix A of TCVN 8611:2010;

- Lower flammability limit contour;

- Noise levels;

- Explosion effect.

...

...

...

Workshops shall be located outside of areas prone to danger or shall be so designed to withstand these risk scenarios. Density of employees in the buildings is also a part of the aforementioned evaluation.

Central control rooms shall be located outside of gas processing areas and dangerous areas. In addition, control rooms shall be so designed to withstand the effect of dangers in the evaluation.

In respect of equipment such as air compressors, incinerating equipment, fire pumps operating on diesel fuel, and emergency generators, air pipes shall be located outside of zone 0 and zone 1 according to classification of hazardous zones under 4.5.2.1.b) of TCVN 8611:2010. Air inlets shall be outfitted with automatic gas detectors so as to automatically shut down the equipment.

Regulations on safe approaches, paths, stairs, and floors in LNG terminals shall be imposed.

Internal roads of LNG terminals shall be so designed to allow fire trucks and other emergency vehicles to approach.

14.2. Locations of LNG tanks

In respect of LNG tanks of a volume of 3,8 m³ and lower:

- Separation distance from tanks of 0,47 m³ or lower in volume to boundary line is not mandatory;

- Separation distance from tanks of up to 3,8 m3 in volume to boundary line shall be 3 m.

...

...

...

- Adjacent structures:

- Boundary lines;

- Other tanks.

Separation distance from the foot of embankment to buildings or building walls of bricks or concrete can be lower than values under Schedule 3 as long as competent authority approve the separation distance and shall not be lower than 3 m.

Underground tank shall be installed in accordance with Schedule 4.

An empty space of at least 1,5 m in area shall be reserved to facilitate access to gauge valves of multiple tanks.

LNG tanks of a storage capacity greater than 0,5 m³ shall not be located indoor.

Product unloading/loading areas shall be at least 7,6 m away from:

- The nearest important buildings that are not related to LNG loading/unloading activities;

...

...

...

Placement of LNG tanks and relevant equipment shall adhere to applicable regulations on electrical grid safety [1].

Minimum separation distance from LNG tanks to locations where LNG is unloaded from tanker trucks shall be 15 m.

14.3. Means of egress

Means of egress shall be implemented in areas of LNG terminals where dangers to employees are present. Means of egress shall be so designed to be best distinguishable so as to guide personnel from areas with a higher danger level to areas with a lower danger level even in emergency situations. Designing personnel shall take into account events in which overflowed LNG creates fog due to condensation at atmospheric humidity.

Schedule 3 - Separation distance between floating tanks and from floating tanks to adjacent structures

Volume, m³

Minimum separation distance from the outside of embankment (or wastewater outlets of embankment) to adjacent structures, m

Minimum separation distance between tanks, m

From 3,8 to less than 7,6

...

...

...

1,5

From 7,6 to less than 56,8

7,6

1,5

From 56,8 to 400

10,0

1/4 total diameter of two adjacent tanks (at least 1,5 m)

Schedule 4 - Separation distance between underground tanks and from underground tanks to adjacent structures

Volume, m³

...

...

...

Minimum separation distance between tanks, m

Less than 15,8

4,6

4,6

From 15,8 to 114,0

7,6

4,6

Greater than 114,0

12,2

...

...

...

15. Risk prevention

15.1. General security warning

LNG terminals shall be surrounded by general-purpose fences and may be outfitted with trespassing detector system.

Specific areas such as electrical stations can be outfitted with fences or no trespassing warning signs.

Warning signs/identification signs shall be installed to important equipment such as LNG tanks and evaporators. Such signs shall be so designed to be visible from afar and in limited lighting condition.

Warning signs regarding prohibition on the use of fire and other causes of fire shall be installed in LNG tank areas.

15.2. Prevention of operational errors

Arrows indicating direction of operation shall be required for all valves.

Panels indicating valve number and operation shall be installed for important valves.

...

...

...

Arrows indicating flow direction and name of fluid shall be installed where pipes and important valves make contact.

Sufficient space shall be reserved around location of valves to facilitate easy valve operation.

15.3. Valves of gas processing and transport equipment

Valves of gas processing and transport equipment shall be installed in appropriate locations where the valves can be repaired, maintained, and replaced when necessary.

NOTE: In respect of frequently used gas pipes and frequently operated valves, parallel by-pass pipes shall be installed if necessary to ensure continuous operation of the system in case primary pipes and/or primary valves fail.

Valves for filling and discharging these equipment shall be installed in places such that they can be operated easily.

Discharge valves of equipment containing gas shall be installed in such locations that gas will be discharged to the environment or into terminal-wide gas collection system. Discharge valves shall be non-return valves.

Discharge valves of equipment containing gas shall be outfitted with devices for warning and automatic or manual shutdown in case discharge rate or gas concentration around discharge location exceeds the limit. This limit usually equals 1/4 the lower flammability limit of natural gas at atmospheric pressure. See TCVN 8610:2010 for flammability range of natural gas mixture.

15.4. Leak prevention

...

...

...

LNG terminals shall be outfitted with leak detection system that relies on concentration (flammable gas detectors). The warning value usually equals 1/4 the lower flammability limit of natural gas at atmospheric pressure. See TCVN 8610:2010 for flammability range of natural gas mixture.

Gas leak prevention system shall be used in combination with overpressure protection system. Gas discharged via regular discharge system or overpressure protection system is recommended to be directed to general flaring/venting system of LNG terminals (in some cases, discharged gas can be returned to LNG tanks). Where discharged gas is not directed to general flaring/venting system, the gas shall be discharged to the environment at safe discharge locations. Such safe discharge locations shall be prescribed under LNG terminal design.

Gas discharge/venting system for combustible gas shall be located at appropriate elevation so as to maintain gas concentration at ground level within safety range. Gas discharge/venting valves for combustible gas shall be located at locations that are safe for terminal employees.

LNG flaring system of LNG terminals shall be of appropriate elevation so as to ensure the level of thermal radiation reaching the ground is within safety range. See Appendix A of TCVN 8611:2010 for thermal radiation limits.

Adding odorants to natural gas provided to consuming households is considered a method for minimizing incidents. See Appendix N of TCVN 8611:2010 for odorant system requirements.

15.4.2. Liquid leak

Liquid (especially LNG) leak shall be limited by any of the following solutions (including but not limited to):

- Embankment system shall be installed to prevent liquid from overflowing and to contain liquid within collection areas. Volume of embankments for preventing overflow shall equal at least 110% the volume of LNG tanks that they protect. Embankment areas shall contain foaming agents so as to limit LNG evaporation;

- Measures shall be taken to control overflow, leak and minimize dissipation zone of vapor cloud. See 5.4 of TCVN 8610:2010 for characteristics of leaked LNG and LNG cloud;

...

...

...

LNG unloading, evaporation, and transport areas shall also be outfitted with leak LNG collection system. Storage capacity of collection system shall be calculated on the basis of total volume and flow velocity of LNG in gas processing and transport equipment.

15.5. Overpressure protection

Overpressure protection equipment (pressure relief devices) shall be installed in all equipment, including when fire risks are present.

NOTE: In case of fire or in case of high external and/or internal temperature of equipment causing internal pressure to rise drastically, overpressure protection equipment must be able to operate normally.

Emergency pressure relief system shall be installed when necessary. This solution serves to:

- Rapidly relieve internal pressure, especially when equipment or pipes are susceptible to abnormally high thermal radiation.

- Reduce risk of gas leak.

Pressure relief devices shall be able to relieve pressure of a piece or pieces of equipment to rapidly. Pressure relief devices shall be used in combination with gauge valves so as to isolate a piece or pieces of equipment when necessary.

15.6. Safety in LNG loading and unloading

...

...

...

15.7. Emergency power sources

Emergency power sources (11.2.2) upon activation in case of emergency shall be able to:

- Power a pump to pump LNG directly into tanks; operate tanks and other auxiliary equipment;

- Allow safe and procedure-compliant LNG loading/unloading from tanker trucks and tanker vessels;

- Activate and operate fire pumps;

- Maintain normal operation of measurement, communication, supervision, warning, and means of egress lighting systems.

15.8. Fire prevention

15.8.1. General requirements and solutions

LNG terminals shall be outfitted with appropriate fire prevention and firefighting equipment and solutions. Quantity, type, capacity, and location of fire prevention and firefighting equipment shall be evaluated and determined during preparation of terminal construction feasibility report.

...

...

...

Protective measures for equipment in gas processing and transport sequences such as thermal insulation, thermal dampening, fireproofing (via isolating materials, fire-retardant paint, water misting, submersion) shall be adopted. Thickness of thermal insulation layers shall be calculated on the basis of maximum thermal radiant flux that the equipment can withstand. See Appendix A of TCVN 8611:2010 for thermal radiation limits.

Rooms in which electrical equipment and measuring instruments are located shall be continuously ventilated. Temperature in these rooms shall be regulated by air-conditioning system (recommended).

Where gas leak is detected in gas processing and transport areas, ventilation system of such areas shall be remotely deactivated so as to prevent gas spread to other areas.

Where gas leak is detected in general ventilation system, external exhaust fans shall be activated while air inlets of rooms where electrical equipment and measuring instruments are located shall be closed.

15.8.2. Fire detection and alarm system

LNG terminals shall be outfitted with fire, smoke, and gas leak detection systems.

Warning signals shall be in form of sound and light. Concentration of combustible gas at which detectors emit warnings shall be 25%, emit alarms shall be 50% of lower flammability limit.

Where terminal employees do not verify the situation, activation of fire alarm system shall also activate ESD after a preset period of time.

ESD buttons shall be located in different areas of LNG terminals. In case of emergency and under approval of management personnel, terminal operating terminal may activate ESD manually.

...

...

...

15.8.3. Active firefighting solutions

LNG terminals shall be outfitted with the following firefighting solutions:

- Fixed water supply for firefighting (including water supply system for firefighting via hoses, fire hydrants for the entirety of LNG terminals, and water supply system for automatic firefighting for tanks);

- Firefighting foam supply system for embankment;

- Initial firefighting facilities such as powder extinguishers, foam extinguishers, etc.;

- Mobile firefighting facilities such as mobile pumps;

16. Supervision and control

LNG terminal supervision and control system must allow operating personnel to:

- Supervise and control gas processing and transport process and other auxiliary systems;

...

...

...

- Supervise and control actions taken to remediate the emergencies and ensure terminal safety;

- Supervise and control access and exit of the terminals;

- Continuously communicate internally within the terminal and externally in all conditions.

Primary systems in charge of supervision and control functionalities include (but are not limited to):

- Control system for technology sequence (processing, transport, evaporation);

- Control system for safety (gas detection, overflow detection, fire detection, ESD);

- Control system for anti-trespassing;

- Communication system.

...

...

...

(Reference)

LNG terminal examples

In these examples, LNG is provided by tanker trucks. LNG loaded into tanks shall be provided to gas system (gas network) or vehicles.

1) LNG is pumped from tanker trucks to tanks of terminals.

2) For the purpose of balancing volume of liquid extracted from tanker trucks, a small amount of LNG is evaporated via evaporators at atmospheric pressure and directed to tanker trucks. Flow velocity in this sequence is controlled by pressure in tanker trucks.

3) During periods in which tanks of terminals are not filled with liquid at which point gas pressure is high enough, gas can be directed via gas grid. Prior to entering gas grid, gas shall be heated via heat exchangers at atmospheric pressure.

4) Liquid is evaporated via heat exchangers and distributed to gas grid.

5) Liquid is pumped at high pressure, evaporated via heat exchangers, and filled in pressure tanks of tanker trucks.

6) LNG if filled into tanks of vehicles at supercooled liquid state. It is possible to use liquefied hydrogen to supercool LNG.

...

...

...

8) Liquefied nitrogen can be used to supercool LNG in tanks and chill gas transport system.

9) LNG is evaporated via heat exchangers to increase pressure in LNG tanks.

Figure A.1 - Example of typical LNG terminal

Appendix B

(Reference)

Types of LNG tank

a) Above ground vertical tank. Thermal insulation system: Perlite or rockwool in vacuum

...

...

...

b) Above ground horizontal tank. Thermal insulation system: Perlite or rockwool in vacuum

c) Underground tank. Thermal insulation system: Perlite or rockwool in vacuum

Figure B.1 - Types of cylinder tanks used in LNG terminals of storage capacity of 200 tonne

b) Underground tank Thermal insulation system: Perlite or rockwool in atmospheric nitrogen

e) Underground tank. Thermal insulation system: Perlite or rockwool in vacuum

Figure B.1 (end)

...

...

...

LEGEND:

1

Primary tank (of steel)

8

Cover (of steel)

2

Secondary tank (of steel)

9

Insulation layer

...

...

...

Underside insulation layer

10

Concrete cover

4

Foundation

11

Outer tank of prestressed concrete (secondary tank)

5

Foundation heating system

...

...

...

Gap sealant, flexible, and insulated

12

Inside insulation of outer tank of prestressed concrete

7

Suspended cover

Schedule B.2 - Example of complete, flat-bottom, above ground cylindrical tank

REFERENCE

[1] QCVN 01:2020/BCT, National technical regulation on Electric safety.

...

...

...

[3] QCVN QTD-6:2008/BCT, National Technical Regulations on Electricity Engineering.

[4] BS EN 13445-1:2009, Unfired pressure vessels - Part 1: General.

[5] BS EN 13445-2:2009, Unfired pressure vessels - Part 2: Materials.

[6] BS EN 13445-3:2009, Unfired pressure vessels - Part 3: Design.

[7] BS EN 13445-4:2009, Unfired pressure vessels - Part 4: Fabrication.

[8] BS EN 13445-5:2009, Unfired pressure vessels - Part 5: Inspection and testing.

 [9] EN 13645:2002, Installations and equipment for liquefied natural gas. Design of onshore installations with a storage capacity between 5 tons and 200 tons.

[10] TCVN 5307:2009, Petroleum and oil product storage - Specifications for design.

[11] TCVN 6008:2010, Pressure equipments - Welds - Technical requirements and testing methods.

...

...

...

[13] AS 3992:2015, Pressure equipment - Welding and brazing qualification.

TABLE OF CONTENTS

Foreword

1. Scope

2. Referencing document

3. Terms and definitions

4. General requirements

5. LNG reception

...

...

...

7. LNG evaporators

8. Treatment of evaporated gas

9. LNG pipe system

10. LNG pumps

11. Electrical equipment

12. Measuring instruments and warning devices

13. Foundation

14. Premise layout

15. Risk prevention

...

...

...

Appendix A (reference) Example LNG terminal

Appendix B (reference) Types of LNG terminal

Reference

Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 11278:2015 về Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) - Hệ thống thiết bị và lắp đặt - Kho chứa LNG có sức chứa đến 200 tấn