LNG气化站操作说明(初版)(DOC)

1、LNG 气化站操作说明书四川华气清源科技有限公Sichua n Huaqi Qin gyua n Tech no logy Co.Ltd地址： 成都市蛟龙工业港双流园区清江路10座139号 电话（传真）ttp目录邮编：610200:/目 录2第3页共18页1概述 .61.1流程简述 .61.2技术指标 . 错误！未定义书签。2操作人员要求 .63结构特点 .64主要设备 .74.1储罐 .74.2空温式气化器 .74.3水浴式电加热器（选装） . 84.4调压器 .84.5流量计 .84.6加臭装置 .94.7控制系统 .95安装 .95.1总体要求 .95.2控制

2、系统 .105.3接地 .106运行 .106.1注意事项 .106.2卸车 .116.3运行 .117维护保养12第4页共18页7.1首检 .127.2巡检 .127.2月例行检查 .127.3定期检查 .138维修或更换 .138.1总体要求 .138.2检漏 .138.3泄漏 .138.4零件维修或更换 .149异常情况处理 .159.1储罐压力过高 .159.2储罐冒汗结霜 .159.3安全阀起跳 .159.4法兰泄露 .159.5阀门泄露 .159.6电磁阀泄露 .159.7阀门结冰 .1610设备管理规范 .1611应急处理预案 .1611.1应急处理人员着装要求 .1611.2火

3、灾环境 .1612安全规范16第5页 共18页12.1警示语 .1612.2安全要求 .1712.3安全检查 .1712.4卸车作业规定 .1712.5动火要求 .17附件A LNG气化站安全管理 .181概述1.1流程简述液化天然气（LNG）般采用槽车运输、低温储罐储存。槽车在LNG储配站灌装后运输至LNG气化站，通过卸车增压撬（或槽车自增压系统）充装至低温储罐中；系统工作时，通过储罐增压 器（撬）进行增压，低温储罐内的LNG进入到主气化器中气化并加热，转化为气态天然气（若环 境温度过低，则需要水浴式电加热器进行复热），达到标定温度后，经过滤、调压、计量、加 臭后进入下游燃气主管道（前述各部

4、件依据流程图选装），再分别向各用气点供气。系统工作时产生的少量天然气，根据要求进行回收或放散处理，回收气经BOGrn热器加热 后汇入主管道，放散气汇总至放散塔进行放散处理（低温放散气须经EAG加热器加热）。2操作人员要求2.1熟悉LNG气化站运行和管理等方面的相关知识，遵守LNG气化站安全使用的制度和规程2.2掌握LNG气化站中低温储罐、空温式气化器、水浴式电加热器、调压器、流量计、加臭 装置、放散塔、仪表风系统、PLC站控系统等主要设备的工作原理、特点、维修或更换、 维护保养等方法。2.3定期检查LNG气化站的使用情况，并能及时对故障进行申报处理。3结构特点LNG气化站主要设备包括：低温储罐

5、、储罐增压器（撬）、不锈钢软管、卸车增压撬、气化 器（撬）、调压计量加臭撬（名称根据选装部件变化）、仪表风系统、放散系统、仪器仪表、燃气 报警装置及阀门管件等，配置压力和温度现场显示（或传远）、控制系统（根据用户选择简易或 高配）等，所有仪表接线汇总到防爆接线盒中，整个气化站的信号可集中控制，信号传输到PLC总控制室，对气化站的运行状况进行实时监控。LNG气化站为模块化设计、撬装式安装，其工艺特点为：安装机动灵活、占地少、安全环 保、供气稳定、能耗较低、自动化程度高，易操作，可以迅速向各用气点供气。第6页共18页4主要设备储罐增压BOG加热器过滤器BOG调压器加臭装气体流量计1 q用户管网第7

6、页共18页4.1储罐气化站使用立式或卧式低温储罐，作为一种低温绝热压力容器，设计有双层（真空）结构。内胆用来储存LNG在其外壁缠有多层绝热材料，具有很强的隔热性能，同时夹套（两层容器之间的空间）被抽成高真空，共同形成良好的绝热系统。外壳和支撑系统的设计能够承受运输 车辆在行驶时所产生的相关外力。内容器在气相管路上设计有安全阀在超压时起到保护储罐的作用。超压时，安全阀打开， 其作用是放散由绝热层和支撑正常的漏热损失导致的压力上升， 或真空遭破坏后以及在失火条 件下的加速漏热导致的压力上升。外壳在超压条件下的保护是通过爆破装置来实现的。如果内胆发生泄漏（导致夹套压力超 高），爆破装置将打开泄压。

7、若爆破装置发生泄漏将导致真空破坏， 这时可以发现外壳出现 “发 汗”和结霜现象（与罐体连接的管道末端出现的结霜或凝水现象是正常的）。所有的管阀件都设置在储罐的一端。4.2空温式气化器气化器分为立式和卧式两种，进液及出气管口均专用法兰联接和垫圈密封,换热管之间为 菱形补偿连接，四周为桥式连接，外围采用高强度防锈铝合金保护，不易积霜，可消除正常使 用时热胀冷缩产生的应力。4.2.1储罐增压器储罐增压器安装在撬体或储罐上， 用以提高储罐或卸液槽车的压力， 当储罐内液体液位较 低时，增压速度缓慢，因此，建议用户在使用前，应将罐内的压力提高到0.5MPa,以便系统工作时储罐内的压力能够满足要求。4.2.

8、2卸车增压器卸车增压器安装在卸车增压撬上， 用以卸车时对槽车增压， 当槽车压力过低， 槽车自增压 系统工作效率降低不能满足卸车要求时， 使用卸车增压器增加槽车内压力， 以便槽车能够快速 高效对储罐进行充装。4.2.3主气化器主气化器立式安装，根据现场地理环境单独安装或成撬安装均可， 主气化器一般设置两台，8小时切换使用； 当气温较低时， 主气化器结霜严重， 则需要缩短单独工作时间， 及时化霜（自 然化霜、强制通风或淋浇热水等）。4.2.4 BOG加热器BOGm热器根据现场地理环境单独安装或成撬安装均可，用以加热系统各阶段产生的闪蒸汽，达到标定温度后，汇入主管路计量。4.2.5 EAG加热器第8

9、页 共18页EAG加热器安装在撬体（或其他合适位置）上，用以加热系统安全阀排放或手动排放出的低 温气体，经过管道阻火器后通过放散塔排入大气，避免低温的气体冻伤操作人员。4.3水浴式电加热器（选装）LNG气化站主气化器后的复热装置采用水浴式电加热器，利用高效率电加热器加热筒体内的水，再利用热水浴加热紧凑式换热管内的低温天然气，工作时气化量非常稳定，包含筒体、 电加热器、控制箱、液位计、 温度计、进水阀、排污阀等多个部件。主气化器出口天然气温度过低， 则需要开启电加热器对低温天然气进行复热， 用以加热使 其流经调压器的温度达标，保护后续装置不被低温损坏。4.4调压器在使用调压器时，应注意以下几点：

10、a.为防止调压器过压情况的发生，调压器应该安装充分的过压保护措施。b.调压器通常都适用于温度-2060C的范围，坚决不允许进入调压器的温度低于标定范 围。c.高流量和大幅度压力降落会使调压器会产生噪音，噪音易使部件疲劳，从而可能引起 故障。因此，噪音需要保持在110dBA以下。d.当调压器表现出不能通过其规定的流量时，一定要检查在调压器阀体入口连接处测量的入口压力。调压器前后连接的管道都可能引起较大的流动压力损失。e.在调节设置点时，调压器的流量至少应该为正常操作时流量的5%。f.若后端有膜盒压力表，必须在调压期间关闭下端仪表阀。4.5流量计在使用流量计时，应注意以下几点：a.流量计属于精密测

11、量仪表，在运输、仓储和操作时必须小心装卸。b.流量计宜缓慢地加压和启动，快速打开阀门的冲击负载通常会损坏叶轮。如果需要在 流量计附近的管线上做焊接工作，则必须将流量计拆下来进行。否则，管道温度过高 会导致流量计的永久性破坏。c.安装流量计时，注意使气体流动方向与表盘上箭头所指的方向一致，安装失误会致使 流量计损坏。d.管道不能有震动，管道内的气流不能有大的脉动和杂质，没有灰尘和液体，进入管路 的外来物质会严重地损坏流量计， 当预计气体流中可能存在损坏流量计的外来物质时， 建议在流量计上游管道安装过滤器。e.对于安装在户外的流量计，为了防风雨，应对其提供适当的保护措施。f.建议流量计的实际使用流

12、量应在流量计的最大额定流量的20%80%之间。流量计允许短时过载，但实际最大流量不能超过流量计允许最大流量的20%，而且持续时间不能超过半小时g.流量计安装时务必保证流量计入口和出口的连接同轴对准，且各螺栓力均匀，以免影 响密封效果。为了得到准确的测量结果，必须保证没有密封件从法兰伸入管线。第9页 共18页4.6加臭装置加臭装置主要功能是向天然气中加入臭剂， 当燃气泄漏时能闻到臭味， 臭剂按燃气流量变 化比例进行添加。在使用加臭装置时，应注意以下几点：a.定时对设备阀门及导管连接处检漏，发现泄漏应及时处理，以防泄漏扩大化。臭剂禁 止随意倾倒造成污染。b.臭剂补注时应使用氮气作为高压气，将臭剂压

13、入储液罐，同时应注意检查连接部位的 严密性，保障不漏。c.加注时注意观察液位，达到需要高度时立即关闭阀门，整理好上料装置，密封臭剂；加 注气源压力不能过高，以防臭剂爆裂，造成伤害。4.7控制系统整个仪表自动控制系统由现场仪表、传感器、变送器加控制中的PLC可编程控制器和上位工控机、 网卡以及相关的编程软件、 应用软件等几种或多种组成。 控制系统按功能划分为三个 区域和控制中心， 三个区域是低温储罐区、 气化区和调压计量区。 除各区域有现场就地仪表显 示外，自控系统对大量的运行参数实现远程显示、记录、控制和报警，可以大大提高系统运行 的安全性、可靠性，也可以大量的减轻操作人员的工作负担。PLC对

14、现场运行参数进行采集，供操作人员监视，运行参数在计算机内自动记录供查询、 打印。当储罐的液位超限时，通过进液气动切断阀进行控制；当储罐的压力超限时，通过进液 气动切断阀进行控制；当调压前的压力超限时， 通过出液气动切断阀进行控制； 当调压后的压 力超限时， 通过出液气动切断阀进行控制； 所有的控制可在计算机界面操作。 可按工艺要求通 过计算机界面对有关运行参数进行设定实现超限报警和控制，并对报警信息显示、记录。5安装5.1总体要求5.1.1安装位置选择、安装高度、设施(储罐、放散口等)与站内建、构筑物的防火距离及防 火安全规范应符合 城镇燃气设计规范(GB50028-2006)及建筑设计防火规

15、范(GB 50016-2006)中规定的相关要求。5.1.2设备安装在远离震动和有强磁源的场所，避免干扰。5.1.3设备应安装在专设的水泥基础上，并用地脚螺栓紧固。水泥基础应高出地面，卸车增 压撬、储罐增压撬、空温式气化器、调压计量加臭撬等的水泥基础应高出地面至少100mm储罐部分(撬)的水泥基础一般高于地面500mm现场吊装过程必须轻吊轻放， 严禁倾斜倒置。5.1.4安装前必须确认进口压力、出口压力、适用介质和介质流向等是否符合规定要求。5.1.5安装前必须将天然气流经的所有管道吹扫干净,低温液相管线必须做保冷处理。5.1.6检查阀门和测试仪表是否完好灵敏。5.1.7管线试压时，必须在进出口

16、处加盲板，以免损坏零部件。第10页 共18页5.1.8撬装进出口管道及其前、后管道的对接严禁强力安装。5.1.9安装时应注意除去进出口法兰上的防尘盲孔垫片。5.1.10必须是管道（或容器）安装经验的人员进行安装， 安装完成后应进行相关检查， 对接焊 缝应进行100%无损检测（RT），合格后方可使用。5.2控制系统控制系统的安装必须符合防火、防爆的要求。5.3接地整套设备管道系统及电气系统应确保导电率，并确保接地，且接地电阻不大于4Q,主要设备（如撬体）要直接和地面接触，应设置专用接地柱,操作时应确保电位的平均。因为电气系 统要求有良好的接地系统，信号等传输才不至于受到干扰。6运行6.1注意事项

17、6.1.1初次使用前应使用惰性气体置换。6.1.2气化器前工艺连接管道投入运行前必须进行预冷，控制温度下降速度约50C/h。6.1.3不允许快速启动阀门，以免损坏设备。发现阀门出现冻住不能拧动的情况，正常的处 理方法是用温水解冻后再进行操作。禁止使用扳手强拧、使用锤头敲击或用明火烧烤 的方式打开阀门。6.1.4空温式气化器约68小时切换使用，以提高热交换性能。6.1.5严禁在取压管未拆除（或关闭）的情况下，向出口管道充入过高压力，以免损坏调压器 内部零件。6.1.6流量计在启用、设定、维护、试验等情况下，进出口阀门必须缓慢开启，使前后管道 的压力缓慢上升，稳定后再进一步开大，直至全开。否则，可

18、能造成流量计损坏等。6.1.7缓慢开启进口阀门，观察并确认进出口压力表的示值是否在允许的压力范围。一般情 况下，为避免压力表在充气时超过量程而损坏， 可先关闭或略微开启压力表下针形阀（膜盒压力表必须关闭），待压力稳定后再完全开启。6.1.8安全阀根部阀门应保持常开状态，以保证安全阀（放散器）可以正常放散；安全阀（放散 器）旁通阀（若有）一般应保持关闭状态，需人工放散时才能打开。6.2卸车6.2.1卸车条件a.站内设施和槽车没有泄露。b.储罐液位计、压力表、安全附件、供电设施运行正常，消防器材完备。c.站内无施工、动火、无雷电天气。d.操作人员引导槽车驶入装卸台，正确停车，槽车接地。6.2.2卸

19、车准备a.确认槽车 连接气、液 相连接软管正确。正确操作置换软管，管道、阀门无泄漏。b.确定卸车方案。例：吹扫卸车管道，采取上进液卸车，对储罐内部喷淋降压；当储罐压力为0.3MPa左第11页 共18页右时，开启 下进液，加快卸车速度。6.2.3卸车操作a.开启槽车气相卸车阀，吹扫卸车软管，关闭阀门。b.逐次打开液相卸车管道阀门，对卸车管道进行吹扫，放散阀出现结霜现象后，关闭放 散阀、槽车气相卸车阀。c.启动卸车增压器，将槽车压力增到高于储罐压力0.2Mpa以上。开启槽车液相卸车阀， 进行上进液冷却、降压卸车。储罐降低到要求的压力后，进行下进液操作。d.观察卸车软管结霜并有流液声表示卸车正常。若

20、接头泄露或有不正常情况立即停止卸 车，排除泄漏现象。e.卸车完毕后，关闭储罐底部充装阀，开启顶部充装阀。同时打开槽车气相阀，将卸车软管及管道内的LNG吹扫至LNG储罐内。f.关闭顶部充装阀、卸车液相管道阀门及槽车卸车阀。释放尾气至放散管，降低卸车软 管内的压力，卸下软管。g.打开阀门放散液相卸车管中残余气体后关闭。观察卸车口压力表，若卸车管道内出现 压力回升现象，需再次放散，直至压力表读数为零。h.观察LNG罐压力是否正常。i.上述工作完成后，引导槽车驶离卸车台。6.3运行a.确认低温储罐的工作压力在标定范围之内，若低于此，先通过储罐自增压系统或储罐 增压器进行增压，从而获得足够的供液能力。b

21、.确认出口阀门是否呈关闭状态。c.缓慢打开储罐出液阀门，观察气化器翅片表面结霜程度，确认进站压力表的示值是否 在允许的压力范围。d.打开调压器后端压力表下的针形阀， 检查调压器的运行是否正常。 放气时因流量过小， 出口压力表可能有微小波动，待出口阀门打开后会自动消除。e.当调压器两端压力正常后可缓慢开启出口阀门， 同时准确调节出口压力。 通常情况下， 出口性能参数由制造厂按用户要求设定，若需重新调节调压器出口压力，必须调节相 应切断阀（若有）切断压力和安全阀（放散阀）的整定压力。f.当流量计投入使用时，应缓慢打开流量计前的阀门，防止气流冲击流量计，造成流量 计损坏，然后再缓慢打开流量计后的阀门

22、g.加臭装置若采用手动加臭，人工调节臭剂注入针型阀开度大小，控制加臭量，当储罐 内的压力与管道气的压力平衡后，臭剂自动加入燃气管道。h.停止使用时，应首先关闭储罐出液阀门，然后打开各处放空阀，将系统内残余气体放 净，最后打开排污阀，将残余液体排干净；仪表阀、放空阀和排污阀等直通大气的阀 门在停用期间应关闭。7维护保养第12页 共18页7.1首检7.1.1首检应在首次运行一周后进行。7.1.2检查过滤器积垢程度。7.1.3检查撬外泄漏情况及阀门、管线的异常结霜。7.1.4检查阀门的常开和常闭状态。7.1.5检查进出口压力。7.2巡检7.2.1每隔15分钟巡视一次站区。巡视内容如下：常开、常闭阀门

23、的状态，储罐外侧是否冒 汗，工艺流程是否正确，放散阀是否起跳，阀门管线的异常结霜，温度、压力是否正 常。722每隔1小时记录一次站内运行数据。检查LNG储罐的液位，记录数据以备查验；检查 站内压力表、温度计、流量计读数，记录数据以备查验。7.2.3巡视过程中发现异常情况及泄露现象及时报告调度中心， 并记录异常情况及处理结果。7.2月例行检查7.2.1检漏仪检测撬有无泄漏及阀门、管线的异常结霜。7.2.2观察压力记录仪或压力表，检查撬的出口压力。7.2.3检查切断阀（若有）脱扣机构能否正常工作，检查切断关闭是否严密。7.2.4过滤器检查a.一般情况下，当过滤器前后压力差 P0.20.3bar时，

24、应清洗或更换滤芯。b.流量计（如有）前过滤器，其前后压力差P0.10.15bar时，应清洗或更换滤芯。c.若无压差表，应目视检查气质清洁程度，定期进行清洗、更换滤芯排水或排污。d清洗或更换滤芯时，应先将过滤器前后阀门关闭并泄压后方可进行。7.2.5检查撬装有无外力损坏。7.3定期检查7.3.1调压器关闭压力一般按每3个月检查一次。7.3.2切断阀（若有）、安全阀（放散器）的压力设定值一般按每3个月检查一次。733调压器、切断阀（若有）的内部零件一般应每隔36个月进行一次清洗和维护，检查阀辨密封件、膜片和“O型密封圈等易损件，并及时更换业已溶胀、老化及压痕不均匀 的密封件。7.3.4调压器、切断

25、阀（若有）内部的关键零件应定期检查，对磨损的和变形严重的零件必须 及时更换。7.3.5检查管道及各部件外观油漆涂层，对剥落严重的外观应重新除锈补漆。7.3.6若调压器、切断阀（若有）需拆开或拆卸维修时，必须在维修前将调压通道前后阀门关 闭，并泄压后方可进行。7.3.7切断阀（若有）复位第13页 共18页a.若有切断阀，切断阀在执行切断功能后必须进行人工复位。b.在进行人工复位前应查明切断的原因，若管网压力冲击或调压器故障，可经排除后进 行人工复位；在进行人工复位前，必须关闭撬进、出口阀门及出口端压力表下的针形 阀。7.3.8维修总装完毕后，必须进行气密性试验，试验合格后方可重新使用。7.3.9

26、压力表及温度计每半年检定一次，安全阀每一年检定一次，流量计每三年检定一次。8维修或更换8.1总体要求8.1.1维修或更换整体部件，必须关闭其前后阀门，再进行操作。8.1.2维修或更换部件上的零件，必须先关闭部件的前后阀门，将整体部件取出，再进行操 作。8.2检漏 可以用便携式甲烷探测器对瓶系统的天然气泄漏点进行检查。 为确保瓶正常运行， 应定期的进行系统检漏， 如果发现漏点应立即进行维修。 在一些特殊条件下用探测器难以准确判断泄 漏点时，可以借助肥皂液检查漏点。8.3泄漏8.3.1任何泄漏，一经发现必须维修。8.3.2管螺纹泄漏应拆开连接、清洁连接面、使用规定的密封胶再组装。8.3.3管件泄漏

27、应对其解体并严格检查，如果螺母和卡套外观没有损伤则可继续使用，重新 安装管线并拧紧螺母，最后进行压力检漏。8.3.4如果在安全阀根部或回路发现漏点，必须在开始维修之前将罐内或管道内的压力放空 至零，并完全吹除管道内天然气。8.4零件维修或更换 在按以下程序进行操作前， 应当首先查阅设备运转记录和零部件装配图， 根据图纸确定其 正确位置。8.4.1安全阀更换 安全阀的更换应按以下程序进行：a.打开放空阀，将阀内压力泄尽。b.拆下安全阀。 安全阀的更换应注意以下事项：a.不得维修或重新调整安全阀。b.清理阀座内螺纹上的密封胶。c.安装新的安全阀。d.对相应管道增压、检漏。8.4.2截止阀维修 安全

28、阀的维修应按以下程序进行：a.打开放空阀，将管路或储罐内压力泄尽。b.如果维修放空阀，在解体前应将其加热。c.如果维修液体根部阀，应将储罐中的LNG和压力全部放空。d.拆下手柄固定螺钉、垫片、护帽。第14页 共18页e.拧开阀帽，取出阀杆和阀杆密封。f.取出阀芯和衬套组件。g.清洗阀座。h.更换受损零件并按与解体相反的步骤装回。8.4.3低温储罐真空失效通常，伴随着真空失效，盛装有LNG的储罐会出现罐体冒汗、结霜或罐内压力急剧升高等 现象。但是，对于新储罐或者久置未用的储罐，由于内胆温度较高，充装液体时压力上升也较 快，这种现象应属正常。过度的压力上升可以作为判断储罐真空失效的依据之一。 低温

29、储罐的外壳装有一个爆破装 置，当储罐真空失效时，爆破装置会爆裂。平时，爆破装置外套着一个塑料护帽（不要打开）， 如果发现瓶真空失效，请及时联系厂家维修或更换。9异常情况处理9.1储罐压力过高9.1.1打开降压流程卸压，观察压力表，若压力不下降，压力表可能损坏，更换压力表。9.1.2充装时槽车增压太高，卸压至正常。9.1.3若压力频繁过高，可能是低温储罐保冷性能下降，报告调度中心，联系厂家处理。9.2储罐冒汗结霜9.2.1检查储罐的真空度是否遭到破坏。若储罐真空度遭到破坏，报告调度中心，联系厂家 处理。9.2.2其它因素影响低温储罐的绝热性能，报告调度中心，根据具体情况处理。9.3安全阀起跳9.

30、3.1低温储罐安全阀起跳，手动放空，加速卸压，分析超压原因。9.3.2管路系统安全阀频繁起跳，及时打开上下游阀门，平衡压力。9.3.3重新调校安全阀，关闭安全阀根部阀后拆下安全阀，送检验所进行校验。9.3.4校验合格后安装到原位置，打开安全阀根部阀，投入使用。9.3.5放空的液体不允许随意排放。9.4法兰泄露9.4.1使用防爆扳手紧固泄露的法兰。9.4.2适量紧固后仍泄露，则关闭该泄露法兰的上下游阀门，卸压，更换垫片，重新紧固后 试压。9.4.3需要停气处理的，报告调度中心，按照与用户约定的停气时间，关闭储罐的供液截止 阀，卸压，温度升至常温后，更换垫片，重新紧固后试压。9.5阀门泄露9.5.

31、1内漏a.阀门内漏，先用防爆扳手紧固。第15页 共18页b.若仍泄露，更换阀内密封垫。c.若仍泄露，更换阀门。9.5.2外漏a.阀门外漏，先用防爆扳手紧固。b.若仍泄露，更换阀杆填料。9.6电磁阀泄露9.6.1电磁阀螺纹接口漏气，使用厂家提供密封胶封堵。9.6.2阀芯、阀体泄露，报告调度中心，联系生产厂商处理。9.7阀门结冰若阀门冻住， 应使用温水解冻后再进行操作。 禁止使用扳手强拧、 使用锤头敲击或用明火 烧烤的方式打开阀门。10设备管理规范10.1严格执行设备巡检工作，及时发现事故隐患，及时处理。10.2定期做好以下工作。a.安全阀每年送检一次。b.压力表每半年送检一次。c.加气软管，回气

32、软管每年检验一次。d.静电接地系统每半年检测一次。e.发电机、消防水泵每月试车一次。f.漏气报警系统每月试车一次。g.气站消防演习每季度进行一次。10.3对在线运行的所有仪器仪表建立档案，由专人负责管理。10.4对各重点设备建立管理档案； 记录设备的运行、 维修保养、 事故故障、备品备件等情况。11应急处理预案11.1应急处理人员着装要求皮肤或眼睛接触到液化天然气会导致冷灼伤，注意不要使LNG溅落或溢出。对眼睛、皮肤等易与液体接触的部位进行保护， 戴上防护镜或面套， 戴上易于脱下的防护手套和长套袖， 穿 上无箍口长裤，裤管盖住鞋颈，以抵挡溢出的液体。应急处理人员的衣服应为棉制，最好没有 口袋也

33、没有卷起的部分，严禁穿戴可能引起静电的化纤衣物，脚部应穿没有铁钉的劳保皮鞋。11.2火灾环境发生火灾时， 应及时关闭所有的储罐根部阀门。 当阀门无法关闭或泄漏处无法塞时， 切不 可用水直接喷淋液体泄漏处， 推荐使用干粉灭火器。 应急处理人员应经过对LNG引发的火灾使 用干粉灭火器的训练。第16页 共18页12安全规范12.1警示语场站应在醒目的位置设置安全警示语、警示牌，应包括如下内容：a.站内严禁烟火。b.站内严禁检修车辆、敲击铁器等易产生火花的作业。c.机动车辆加气时必须熄火。d.不准在加气现场使用手机。12.2安全要求12.2.1严禁带压操作。1222严禁带火源到LNG气化站周围进行操作

34、。12.2.3低温操作时，操作者必须穿戴好相关的劳保用品（如棉质或防静电的长衣长裤、绝缘 手套、护目镜等）。12.2.4关闭低温阀门时要确保设备管道无液封存在。12.2.5管线（特别是低温管线）严禁踩踏。12.3安全检查场站每班应有专职安全生产管理人员进行安全检查， 并填写检查记录。 安全检查中发现的 问题和隐患应立即报告站长，加气站能解决的，应立即整改；加气站暂时无法解决的，要书面 向主管上级报告，同时采取有效的防范措施。12.4卸车作业规定12.4.1卸车场地应设卸车时用的防静电接地装置， 并宜设置能检测跨接线及监视接地装置状态的静电接地仪；12.4.2卸气点附近必须配备灭火器材。12.4

35、.3卸气过程中， 驾驶员和接卸人员均不得离开现场，随时检查运行情况， 发现异常应立即停止接卸。12.4.4卸气过程中，禁止闲杂人员逗留围观；12.4.5卸气完毕后，驾驶员应全面检查，确认状况正常后，方可发动车辆移开接卸现场。12.4.6遇到雷雨天气、附近有明火、管道设备大量泄漏气、液压异常等情况，严禁进行卸气作业。12.4.7非加气站的工作人员不得进行卸气工作。12.5动火要求因设备检修等情况必须动用明火时，要书面报告上级安全部门，经批准同意后方可动火。动火过程中，应停止加气作业，并采取可靠安全措施。12.6加气站内加气车辆之间的间距应符合紧急疏散的条件。第17页 共18页12.7加气站要按照

36、国家安全生产监督管理局危险化学品事故应急救援预案编制导则 （安 监管危化字200443号）编制符合本站实际的生产安全事故应急救援预案，明确应急 救援的指挥和协调机构，涉及的应急救援人员分工和职责划分，应急设备设施， 紧急处 置、人员疏散、抢险、医疗等急救措施方案，社会支持救助方案，应急救援组织的训练 和演习等。12.8加气站的应急预案要每季度演练一次，并有演练记录和演练现场照片。12.9及时修订和完善应急预案，保证应急预案的有效性和可操作性。附件 A LNG 气化站安全管理A1加强安全培训，人员持证上岗A1.1液化天然气（LNG）是深冷物资，其性能与日常接触的热物资不同，因此必须提早对相关 人

37、员进行LNG安全培训，在气化站建设、吹扫、预冷时，相关技术、运行、检修人员提 前介入，熟悉相关系统、工艺、性能等。A1.2气化站使用的低温储罐、 管道、槽车都是承装易燃、 易爆物资的压力容器， 属特种设备， 受国家严格监控， 所有安全管理人员和操作人员必须接受相关培训， 取得压力容器特种 设备管理人员和作业人员的上岗证，特种设备也必须严格按国家相关规定管理。A2.加强对外来车辆和司机的管理A2.1外来车辆和司机，对LNG气化站及场站周边的情况不熟悉，因此必须从开始就对其加强 安全管理。车辆进入气化站必须在排气管上带上防火帽；车辆在站内，每辆车附近至少 有1名司机，一旦发生意外，可以及时处理，必要时可以将车辆驶离气化站；卸车时， 确保双方各有1名员工在车旁， 万一发生异常情况， 双方各自处理自己管辖范围内的状 况，力争将事态控制在最小范围。A2.2为防止双方沟通有误， 造成在卸车软管没有分离的情况下启动车辆拉坏卸车软管， 应在 车前轮下放置阻挡楔木，在驾驶室车门上悬挂“卸车中禁止启动车辆”警示牌，卸车完 毕，只有在双方确认完全分离卸车软管的情况下，才能摘下警示牌、撤离阻挡楔木，司 机方可启动