一、大中型LNG储罐在国内应用概况
目前的国内(含国外引进技术建造)的大型储罐容量规格为300-500m3至10-20多m3。
目前沿海一带的进口LNG接收站配套的大型LNG储罐一般为10万一至20万m3，甚至更大。储罐一般为常压全容罐或薄膜罐。此规格的大型储罐目前完全依赖国外进口技术及国内大型工程集团公司承建。如：中海油在宁波的三座16万立方米混凝土全容罐为中集安瑞科TGE与中国成达工程公司组成的联合体承建。
而国内陆上大型储配站、调峰站、LNG液化工厂配套的LNG储罐一般规格为4000-5000m3到2-3万 m3LNG常压单容罐或600—3000m3LNG带压罐。对于4000-5000m3到2-3万m3常压单容罐，此规格范围的常压储罐经近几年国内自主研发或引进技术等方式，包括设备内外钢板及绝热材料、现场安装质量控制、进液调试等方面都已成熟，目前已基本能实现国产化。
本文以下重点介绍的内容就针对陆上几百到几万立方配套LNG液化工厂、大型储配站或调峰站的大中型压力罐及常压单容罐。
二、大中型LNG储罐的压力划分
根据LNG的储存压力高低(一般按工作压力 O.1Mpa)划分为带压储罐和常压储罐。两种不同压力等级的储罐各自的使用范围有一定的差别。目前，较大容量的LNG压力罐常见类型或组合方式为：1)LNG带压子母罐2)LNG真空罐群3)LNG带压球罐等。以上3种类别的LNG带压罐多用于LNG城市调峰站(配套下游用气管网)及大型工业用户。
三、大中型LNG储罐的T程应用实例
根据不同液化工艺流程的压力要求，配套液化工厂的储罐有常压罐和压力罐。目前大部分的液化工厂配套的是常压罐。但也有少量的液化工厂配备压力罐，如重庆民生燃气石柱黄水5万方／天液化工厂配套600m3LNG带压子母罐；内蒙古鄂托克前旗15万方／天液化工厂配套1750m3LNG带压子母罐。而大部分的城市调峰站选用的是压力罐。但也有少数的城市调峰站选用的是常压罐，如合肥城市调峰站配套的是4500m3LNG常压罐。
几种类别储罐的分类使用实例见表1：
四、大中型LNG压力罐的优缺1占111比较
对于600-3000m3容积范围的LNG带压储罐，其压力等级一般在O.5-0.8Mpa之间，可满足绝大部分的工艺要求。在600-3000m3的容积区间，由于容积量相对较小，设备成本一般，较多的配置在一些小型液化工厂、调峰站、卫星站等工程中。此容积范围储罐常采用子母罐、真空罐群以及带压球罐等几种方式储存较为合理。对于子母罐来说，单个子罐一般为150m3、200m3、250m3，单台子罐最优配置个数为3个、4个、7个、10个、12个。对应的子母罐容积规格在600-3000m3之间。低于或超过这个容积区间，都不经济。对于带压球罐，这也是合理的容积范围。真空罐的单台容量一般为lOOm3-200m3之间，常见组合为4-12台偶数组合。
在带压子母罐、带压球罐、真空储罐群之间，各自的优缺点分析如下：
①带压球罐的优势是占地省，设备成本较低，配管简单；缺点是现场施工工作量大，难度高。而且单台球罐不能胜任同时进液、对外排液的连续作业工况。
②带压子母罐却与之相反，优势是单台子母罐可以进行内部分组使用，l台可当2台使用，占地省；缺点是成本较高，内部配管复杂漏点多。
⑨真空罐群的优势是组合或拆分性好，独立性强，现场施工工作量小。缺点是占地面积大，外部阀门及配管多，操作复杂，价格无明显优势。
综合以上分析，我们在选择带压储罐时需要多方面进仃比较选择。
五、大中型LNG常压储罐的结构差开
在结构方面，由于罐体直径与容量的关系，一般在5000-6000m3以下规格常采用内外罐体自支撑双拱顶结构，即内外罐体及夹层绝热空间是相互独立的，设备内罐承受主要的气相压力及液柱静压，外罐几乎不承压。而在10000ma及以上规格均采用内悬项外拱顶的结构，内罐气相空间与夹层空间相通，内罐仅承受液柱静压，外罐承受气压。
六、大中型LNG常压储罐的设计标准探讨及低温泵设置方式
由于常压罐自身气相压力的限制，常压罐对外排液装车或气化进管网，都需要配置低温泵进行增压排液。对于低温泵的设置，目前国内常见的有罐内潜液泵(管顶部出液)和罐外泵(罐底部或底侧部出液)两种方式。仔细分析目前现有的国内外相关规范，对此问题也可有不同的解读方式。
1．国内标准
严格意义来讲，对于适用于一100~C以下的冷藏液体(如LNG、LOX、LIN、LAr等类别的深冷介质的大型常压储罐，国内尚无针对性的设计标准和适用规范。目前国内的相关标准均是根据国外标准进行的翻译、转化。与此相关的标准有：
①NB／T47003．1-2009《钢制焊接常压容器))(原 JB4735-1997)
此标准为能源部推荐标准，对于(翎制焊接常压容器》标准，无论是新版NB／T 47003．1-2009还是旧版JB4735-1997，都不适用于-100~C以下的冷藏液体储罐的设计、建造。
⑦SYT 0608-2006 钛型焊接低压储罐的设计与建勘
此规范为石油天然气行业标准，是根据美标 APl620-2002(伏型低压焊接储罐设计与建造》为原版的翻译修编版。此标准中的附录Q适用于金属温度不低于-168"C的液化烃低压储罐，可用于LNG常压储罐的设计参考。此规范中没有明确规定大型储罐的开孔设置要求。
③GB／T 22724-2008 贼化天然气设备与安装陆上装置设啪此规范是根据欧标EN 1473—1997为原版的翻译修编版。此规范适用范围涵盖总储存能力在200t(约450m3)以上的LNG卫星站。此规范相关章节明确规定储罐的管壁或罐底不能开口且使用潜液泵。
对于此标准的此条款要求，个人理解是不妥当或不严谨：
首先，此标准为国家推荐适用性标准，并不是针对LNG储罐的结构设计及制造的专业规范，不应对储存容器的结构设置等内容作出过于“武断“的限定。
第二，此标准中对总储存能量超过200t的描述中未限定是单台储罐容量。试想，若一个储存总量为600m3(4：Icl50m3)的LNG卫星站，容量设置满足此规范要求，能按此标准要求采用潜液泵?显然是不可能的。
第三，对于大部分实际工程项目，LNG进口潜液泵(国产产品性能不过关，一般选用进口产品)的价格占储罐本体造价的60～70％甚至更高，对于容量小于2～3000m3的LNG常压储罐，潜液泵的价格都超过储罐本身的价格，显然不具备合理的经济适用性，也与编制标准规范促进行业的健康发展的意愿相悖。
④GBT20368-2006辙化天然气(LNG)生产、储存和装运》
此规范是美标NFPA 59A一2001的翻译版本。对于大型储罐的开孔设置，此标准中有提及顶部开孔及侧壁开孔的相关内容。
此标准中内容有“储罐排液口低于液面”和“不低于液面排液口”的描述。表明此规范允许有液面以下的底开孔。同样美标NFPA 59A-2001中对应章节中有类似的描述。因此，设置罐外排液泵是符合本标准要求。
2．国外标准
①美标：美国石油学会APl620-2002(伏型低压焊接储罐设计与建勘
此标准适用于储罐金属温度不超过250。F(121℃)和罐内气体或蒸汽空间不超过151bf／in。表压(0．1MPa)的储罐设计。此标准的附录Q以API 620标准要求为基础，适用于储装液化乙烷、乙烯和甲烷储罐的材料、设计和制造的要求。所有其他API 620标准的要求均适用。此规范中没有明确规定大型储罐的开孔设置要求。
②欧标：欧盟标准ENl4620-2006(段计和现场建造立式、圆筒形、平底、钢制、操作温度介于O0C-1650C的冷却液化气储锚)
根据国家相关标准技术工作组的安排，原计划2008年制定国家标准(操作温度O0C-1650C储存冷冻液化气的立式圆筒平底钢质储罐设计与现场建造》(等同采用欧洲标准ENl4620-2006)，但到目前仍未推出。
此标准的初稿版中有如下界定：储罐******设计压力限于500mbar。对于较高的压力，可参考其他相关标准。需要储存的气体，其操作范围应介于O0C-1650C 之间。不含储存液化氧、氮和氩的储罐。罐内应储存的代表性产品有： 甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、乙烯、丙烯、丁二烯(此范围包括液化天然气和液化石油气的产品)。
此标准中，对储罐的开孔设置有明确的规定要求：
以上要求非常明确注释到：如设置了可靠的远程切断及相应的开孔补强措施，是可在储罐底部开孔的。因此，设置罐外排液泵是符合本标准要求的。
鉴于以上情形，目前国内的大型LNG常压储罐(包括同类别的空气分离产品的深冷介质)大部分按照或参照上述的美标APl620或欧标ENl4620进行设计、建造。
在实际工程项目中，一般在超过10000m3及以上规格的储罐中，采用的是顶部开孔，设置2台(1用1备)内置式潜液泵。而在10000m3以下规格的常压储罐设置的是底部开孔，相应的配备的是2台罐外低温泵。同时在此类储罐内部设置了可远程控制的内置式紧急切断装置，且设置了专门的补强结构，符合规范要求。
虽然在常见的间歇性使用工况条件下，罐外泵较内置潜液泵有预冷时间长、预冷气化损失大(可回收)
的不足，但对实际工况的操作和成本影响是不大的。相反，罐外泵具备维护方便；价格优势明显(同样是进口品牌的罐外输送泵价格是潜液泵的十分之一)：交货期短(能有效缩短项目建成周期)的巨大优势。
③其他国家标准：
如日本燃气协会(JGA)制定的LNG储罐及设计设计与建造规范，国内外引用或参照的较少，在此不作讨论。
作者简介：何江山，男，毕业于四川大学化工机械专业，工科本科学历，工程师，现任张家港中集圣达因低温装备有限公司工程业务部经理。何江山先生在低温压力容器行业具有近12年的技术设计和商务管理经验，尤其擅长大型低温容器、低温工程成套类项目的技术设计、工程预算和商务管理。其参与设计、管理的大型低温容器和低温工程项目的产品主要介质为液化天然气、液氧、液氮、液氩类等深冷液体。何江山先生曾多次主持和参与城市LNG调峰站、LNG气化站、LNG加气站等工程类项目的技术及商务管理相关工作，对燃气类项目工程具有较深刻的认识。