LNG操作手册杨众喜

LNG操作规程-【一】

杨众喜

新疆宝塔石化专家委

2014新疆。奎屯

目录

1设计参数......................................................................4

2工艺流程简述..................................................................5

3控制及安全报警系统...........................................................6

3.1压力测量点一览表........................................................6

3.2液位测量点一览表........................................................7

3.3温度测量点一览表........................................................7

3.4紧急切断阀设置一览表....................................................7

3.5可燃气体泄漏报警检测器设置一览表......................................8

3.6安全阀设置一览表........................................................8

3.7远传报警控制系统........................................................8

4岗位操作...................................................................9

4.1LNG液体装卸操作.......................................................10

4.2LNG气化操作...........................................................12

4.3主要设备及辅助系统.....................................................14

5安全管理制度.................................................................15

5.1LNG站操作人员值班制度............................................15

5.2站长岗位责任制.......................................................16

5.3操作人员岗位责任制..................................................16

5.4液化天然气站安全规程...............................................16

5.5LNG站防火安全制度.................................................17

5.6安全用火规定............................................................18

5.7消防队员岗位工作职责...............................................20

5.8LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定期检验要求..............20

5.9罐车装卸液监护制度....................................................21

5.10罐车安全操作规程.......................................................22

5.11站区火险应急方案.......................................................23

6.设备巡检24

7.故障处理.....................................................................25

7.1储罐压力过高...........................................................25

7.2罐体出现冒汗结霜现象..................................................25

~

74

低温部位法兰发生泄漏处理..............................................26

75

低温阀门泄漏处理.......................................................26

7

.6气功阀门打不开.........................................................27

8.安全须知.....................................................................27

8.1液化天然气的安全知识..................................................27

8.2安全操作注意事项.......................................................31

9.附件.........................................................................32

9.1工艺管道及仪表流程图...................................................32

9.2工艺图例及符号说明.....................................................32

9.3仪表控制点图例及符号说明..............................................32

9.4汽车罐车泄液记录.......................................................32

1设计参数

1.1气化能力

A.高峰小时用气量600Nm3/h,输送压力0.25〜0.35MPa。

B.小时用气量800Nm3/h,经二次调压后输送压力8〜12KPa。

1.2设计温度

换热器前天然气管道：设计温度・196℃；工作温度・162℃(标准状态)；

换热器后天然气管道：设计温度・20C〜50℃;工作温度・10℃〜50℃。

1.3管道设计压力：

调压前部分：设计压力0.94MPa,最高工作压力().8MPa,工作压力

0.6〜0.7MPa,安全阀开启压力0.84MPa;

A.调压后部分：设计压力0.40MPa,工作压力0.25〜0.35MPa,安全阀

开启压力为0.38〜0.4MPa。

B.经二次调压后部分：设计压力O.IMPa,工作压力8〜12KPa,安全

阀开启压力为20KPao

1.4储罐设计压力

5()m3LNG低温储罐一台、1()()m3LNG低温储罐一台，设计压力().94MPa

(■O.IMPa外压)，最高工作压力0.8MPa,工作压力0.6〜().7MPa,安全阀开

启压力0.84MPao

2工艺流程简述

液化天然气（简称LNG）由LNG低温槽车［0.2MPa、・145℃］运来，在卸

车台处利用槽车自带的增压器（或站内增压器）给槽车增压至0.6〜0.8MPa,利

用压差将LNG送入储罐（5（）rrPLNG低温储罐一台、100m3LNG低温储罐一

台）。

通过储罐自增压器对储罐增压至0.6〜0.7MPa,然后自流进入空温式气

化器，在空温式气化器中LNG吸热气化发生相变，成为气态（简称NG）,

在空温式气化器的加热段升高温度，夏季气体温度最高达到15℃,冬季气

体温度・10℃。经调压、计量、加药（加臭）后进入外输管网，管网压力设

定为A路：0.25〜0.35MPa;B路:8〜12Kpa。

为控制LNG储罐的使用压力，分别设有储罐增压器和BOG加热器（自

动泄压），也可操作罐区手动放散阀高空泄压（限量）。

设置安全装置：

A.BOG气体通过自动泄压经调压进入管网；

B.各点安全阀；

C.手动高点放散阀；

低温管道工作温度最低为.162℃,用液氮作预冷，故设计温度为・196℃。

3控制及安全报警系统

3.1压力测量点一览表

序仪表位

控制对象设定值备注

1PI101卸车液相管0~1.6MPa现场显示

2PI102卸车气相管0~1.6MPa现场显示

PI203V201储罐0~1.6MPa现场显示

3

PIA203V201储罐0.6〜0.8MPa声光报警远传至控制室（可调）

PI204V202储罐0~1.6MPa现场显示

4

PIA204V202储罐0.6〜0.8MPa声光报警远传至控制室（可调）

5PI205E-201后0~1.6MPa现场显示

6PI206E-202后0~1.6MPa现场显示

7PI307BOG加热器后0~1.6MPa现场显示

8PI308BOG加热器后0~1.6MPa现场显示

9PI309BOG加热器后0〜1.6MPa现场显示

1()PI310BOG加热器后0~1.6MPa现场显示

PI311TY-301前(M.6MPa现场显示

11

PI312TY-301后0〜l.OMPa现场显示

13PI313出站后(M.OMPa现场显示

PI314TY-303前0〜L6MPa现场显示

14

PI315TY-303后。〜0.4MPa现场显示

PI316TY-304前()〜().4MPa现场显示

15

PI317TY-304后0〜20KPa现场显示

3.2液位测量点一览表

序号仪表位号控制对象设定值备注

<0.15H或K).90H

1LIA-201V201储罐远传至控制室

发出声光报警信号

<0.15H或X).9()H

2LIA-202V202储罐远传至控制室

发出声光报警信号

3.3温度测量点一览表

序号仪表仪号控制对象设定值备注

流量计显示温度、

1FI401出站温度-20〜80℃

压力

3.4紧急切断阀设置一览表

序号仪表位号控制对象设定值备注

V201储罐底部

1CV-201氮气0.4MPa手动切断

进液

V201储罐底部

2CV-202氮气0.4MPa手动切断

出液

V202储罐底部

3CV-203氮气0.4MPa手动切断

进液

V202储罐底部

4CV-204氮气0.4MPa手动切断

出液

3.5可燃气体泄漏报警检测器设置一览表

序号仪表位号控制对象

设定值备注

1AIA-101卸车台0.9%VOL控制室声光报警

2AIA-202V20KV201罐区0.9%VOL控制室声光报警

E301a/E301b/E302气

3AIA-3030.9%VOL控制室声光报警

化区

3.6安全阀设置一览表

序号位号控制对象

设定值备注

1AV-101卸车进液管0.84MPa

2AV-102低温气相管0.84MPa

3AV-203V201储罐0.84MPa组合式

4AV-204V202储罐0.84MPa组合式

5AV-205V201增压器0.84MPa

6AV-206V202增压器0.84MPa

7AV-207储罐出液管0.84MPa

8AV-308E301a气化器0.84MPa

9AV-309E3()lb气化器0.84MPa

3.7远传报警控制系统

3.7.1压力报警系统

3.7.1.1V201LNG储罐压力变送至控制室，设定压力K).8MPa时，发出声

光报警信号，以防止该储罐压力超高；

3.7.1.2V202LNG储罐压力变送至控制室，设定压力K).8MPa时，发出声

光报警信号，以防止该储罐压力超高；

3.7.2储罐液位控制系统

3.7.2.1V201LNG储罐液位变送至控制室，设定液位K).90H或柳」5H时，

发出声光报警信号，以防止该储罐液位过低或超高，保证储罐充装液位和

正常供气；

3.7.2.2V202LNG储罐液位变送至控制室，设定压力K).90H或W0.15H时，

发出声光报警信号，以防止该储罐液位过低或超高，保证正常用气。

3.7.3紧急切断阀控制

紧急切断阀为气开，由设置在控制室附近的氮气瓶组及调压装置为其提

供动力气源，调压装置的出口压力范围为0.3MPa〜0.6MPa,紧急切断阀的

关闭延迟时间不超过10秒。操作人员在控制室内可实现远程操控及现场操

控并设有手动排放切断控制。

4岗位操作

LNG属甲类易燃易爆液体，储存和工作温度最低为-162C,不良的操

作会导致设备、管线或人员的严重损坏或损伤。所以，LNG气化站的操作

人员必须养成良好的操作习惯，严格遵守操作规程和安全规定，在操作中

应穿戴必要的劳防用品，注意观察设备的压力、温度、液位参数。熟悉本

站的工艺流程，开启低温阀门速度要慢，注意设备、管线、阀门异常结霜

等现象。

对气化站操作人员的要求：“四懂”懂性能、懂原理、懂结构、懂工艺

流程；“三会”会操作、会保养、会排除故障。

LNG气化站操作主要分为三类：LNG液体装卸操作；LNG气化操作；

设备及辅助系统操作。

注：本系统安装调试、运管检修严禁进水、进油。

4.1LNG液体装卸操作

4.1.1LNG液体卸车操作

4.1.1.1LNG槽车在卸车台旁停稳后，安装上装卸软管、快速接头以及接

地线，同时观察LNG槽车上的压力状况。

4.1.1.2确认卸车气相放散线和储罐底部进液阀门关闭，开启卸车液相线和

储罐顶部进液线的阀门。

4.1.1.3缓慢打开LNG槽车气相阀门，＜LWG-101线初步预冷，若储罐压

力超过0.7〜0.8MPa,打开BOG加热器E302后端调压器旁通阀泄压。

4.1.1.4关闭LNG槽车气相阀门,缓慢打开槽车液相阀门，将卸车线冷透,

并对LNG储罐预冷，当LNG储罐有液位时，打开储罐底部进液线阀门，

加速LNG进液，操作中注意LNG储罐和LNG槽车压力、压力、液位的变

化。

4.1.1.5LNG卸完后，关闭LNG槽车液相阀，打开气相阀，将LNG-101

中的LNG吹入储罐，然后关闭罐顶部进液及底部进液线阀门及槽车气相阀。

4.1.1.6关闭卸车液相阀门，打开卸车气相放散线阀门，将软管中天然气放

散掉。

4.1.1.7取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员卸车完毕。

4.1.1.8以上为V-201储罐卸车操作，V-202储罐与此类同。

4.1.1.9LNG槽车如未带自增压器，可利用本站未进液罐的自增压器。槽

车液相经LNG-101卸车液相线等管线进上述自增压器，由气相线对槽车增

压。

4.1.2LNG储罐出液装车操作（紧急情况下出液装车及LNG外销）

4.1.2.1LNG槽车停靠后与装卸台液相接头及气相接头连接，同时连接好

静电接线。

4.1.2.2确认槽车自增压系统关闭，打开槽车气相阀和卸车气相放散管线

BOG-101经BOG泄压至0.35〜0.38MPa（旁通阀操作，注意控制管网压力）。

4.1.2.3开启储罐自增压系统，将储罐压力增加至0.6〜0.7MPa。

4.1.2,4视储罐液位情况确定是否关闭出液罐本站生产系统。

4.1.2.5导通储罐LNG-101管线，打开LNG槽车液相阀进液，操作中注意

槽车和储罐的压力和液位的变化。

4.1.2.6LNG装完后，关闭储罐底部进液线LNGJ01阀，打开储罐顶部进

液线LNG-101阀，将LNG-101中的LNG吹入槽车，然后关闭LNG槽车液

相阀和储解顶部进液线LNG-101阀。

4.1.2.7关闭卸车液相线阀，打开卸车气相放散线阀门，将软管中余气放散

掉。

4.1.2.8取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员装车完毕。

4.1.3LNG倒罐操作

4.1.3.1开启出液罐自增压系统，将储罐增压至0.7〜（）.8MPa,开启出液罐

BOG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至（）.35〜（）.38MPa,也可以开启手动放

空管线阀门泄压（限量）。

4.1.3.2确认卸车液相线阀门关闭，打开出液罐和进液罐底部进液阀，LNG

开始倒罐，操作中注意两罐压力、液位变化。

4.1.3.3倒罐完成后，关闭出液罐和进液罐底部进液阀，打开卸车液相线旁

通阀及卸车气相放散线阀门，LNG-101和BOG-101线导通泄压（经BOG

泄压）。

4.1.3.4泄压完成后关闭相应的阀门。

4.1.3.5一般情况，储罐内应保持少量LNG（观察液位显示、罐保持冷态）。

4.2LNG气化操作

4.2.1LNG气化器操作

4.2.1.1依次打开空温式气化器进液阀、LNG罐出液阀，导通LNG气化流

程，储罐内LNG经LNG-203管线进入气化器E301a-E301b/E304a-E304b

换热。

4.2.1.2A路经气化器，天然气进入NG-301管线至主调压器；B路经气化

器，天然气进入NG-303管线至主调压器。

4.2.1.3A路调压至（）.25〜（）.35MPa经计量、加药（加臭）后出站，B路经二次

调压至8〜12KPa、加臭后出站。

4.2.1.4关闭LNG气化系统时应先关闭LNG罐出液阀，确认LNG-203管

线无液体时关闭空温式加热气化器进出口阀。

4.2.1.5气态天然气出站温度低于・10℃（可调整）时，可增加工艺管道及仪表

流程图上已预留的水浴式电加热汽化器。

4.2.2储罐自增压气化器操作

4.2.2.1LNG储罐压力低于0.4MPa时，增压阀开启，LNG经储罐自增压

气化器将LNG气化并返回至LNG储罐，给储罐增压，储罐压力高于

0.6〜0.7MPa时增压阀关闭。

4.2.2.2注意观察储罐压力的变化（必要时手动操作泄压）。

4.2.3BOG系统的操作

4.2.3.1LNG储罐压力超过（）.7〜（）.8MPa时，手动开启BOG加热器后端调

压器，经气相管线进入管网。

4.2.3.2也可打开BOG加热器后端调压器旁通阀，将BOG排出至NG-302

线。

4.2.3.3紧急情况，超压可以打开罐区的手动放空管线阀门，就地将BOG

放空卸压（限量）。

4.2.3.4NG-302管线上的放散型调压器调整气态NG压力至0.35〜0.38MPa

后进入总管出站。

4.2.3.5装卸液、灌瓶、倒罐管线中余液可进入BOG系统，经BOG加热

器E-302,调压、稳压后出站，防止管路中液态膨胀。

4.3主要设备及辅助系统

4.3.1调压器

4.3.1.1BOG管线进入出站总管前设置放散阀、627型调压器，放散阀出口

压力0.6〜0.7Mpa,调压器设定出口压力0.35〜O.38MPa,工作温度-10℃〜

50℃o

4.3.1.2设置A路主调压器双路，入口P尸0.4〜0.8MPa,出口P2=

0.25〜0.35MPa,Q=600Nm3/h;另设B路调压器双路，一次调压入口

Pi=0.4〜0.8MPa,出口P]=0.1〜0.12MPa,二次调压入口Pi=0.1〜0.12MP,出

口Pi=8〜12KPa

4.3.1.3调压器设定后无需经常调节，必要时做微量调整。

4.3.1.4调压器组旁通开启，应监控操作。

4.3.2气化器

4.3.2.1储罐自带增压器二台，工作压力0.8MPa、Q=200Nm3/h.台。

4.3.2.2BOG气化器E302一台（双路），工作压力0.8MPa,每路流量

150m3/ho

4.3.2.3LNG空温式气化器E301a、E301b,工作压力0.8MPa,Q=600Nm3/h;

3

LNG空温式气化器E304a、E304b,工作压力0.8MPa,Q=800Nm/ho

4.3.2.4以上三条所列增压器、气化器均为空温式，无需动力。

4.3.2.5预留一台水浴式电加热器位置，工作压力0.8MPa,Q=600Nm3/h.台。

4.3.3紧急切断阀

4.3.3.1储罐进出液口均设置紧急切断阀共四台。

4.332动力气源采用氨气钢瓶。

4.3.3.3开启工作压力（）.3MPa〜0.6MPa,由氮气调压器输出。

4.3.3.4紧急切断阀关闭，动作时间小于10秒。

4.3.3.5氮气管线设置安全阀，开启压力0.84MPa。

4.3.3.6紧急切断控制阀，值班室、卸车台，罐区多点设置。

4.3.4贮存、加臭、计量

4.3.4.1LNGlOOn?低温立式储罐二台V201（容积lOOn?）、V202（容积

50m3）o

4.342LNG加臭装置一套Q=0〜25ml/min,输出压力4.0MPa（与流量计联

动）。

4.343NG流量计组（含压力、温度补偿并可现场显示）一套

3

Q=600-800Nm/h,公称压力1.6MPao

5安全管理制度

5.1LNG站操作人员值班制度

5.1.1严格坚守岗位，按时换岗。

5.1.2做好设备运转情况的记录工作。

5.1.3必须经常对站进行巡回安全检查，及时发现处理各种事故苗

子。

5.1.4有关突发事故及时处理。发现险情及时报警，井采取抢救措

施。

5.1.5经常检查消防器材是否完好，做到安全第一。

5.1.6值班期间严禁喝酒、吸烟。

5.1.7保持站容站貌和设施完好。

5.2站长岗位责任制

5.2.1在上级领导及有关部门的指导下，认真贯彻执行国家及有关部门颁布

的法规、规定及条例。

5.2.2全面负责站区设备运行及防火安全工作。

5.2.3努力提高自己的专业水平和管理水平。

5.2.4认真组织站内操作人员学习国家法规及专业知识。

5.2.5做好每日报表的汇总工作。

5.2.6遇到一般故障，应尽快排除并恢复供气，确保正常生产需要。

5.2.7碰到紧急情况时应采取果断措施，保证生命与财产的安全。

5.3操作人员岗位责任制

5.3.1认真学习国家及有关部门颁布的法规、规定及条例，努力提高自己的

业务水平。

5.3.2做到每小时巡回检查一次设备及工艺系统，并做好报表和记录。

5.3.3认真做好液化气的卸液工作，认真填写记录表。

5.3.4维护好运行设备及防火设备，为公司节约开支。

5.3.5发生紧急事件时，应切断阀门并及时向站长汇报。

5.3.6做好站区内的清洁卫生工作，禁止闲杂人员进入。

5.4液化天然气站安全规程

5.4.1非本站工作人员未经批准不得入内。

5.4.2本站所有工作人员必须持证上岗。

5.4.3进入本站严禁带入火种。

5.4.4本站动火、检修等一律按规定送审。

5.4.5进入本站的液化气罐车必须脸证，并按规定操作。

5.4.6本站所有安全设施定期保养及送验。

5.4.7本站实行24小时值班制，定期检查系统运转情况。

5.4.8一旦发生事故，应关闭系统，并积极进行扑救，同时报告公

安消防队及有关部门。

5.4.9本站工作人员必须严格执行《系统技术操作流程》。

5.4.10违反本规定者，视情节轻重给予批评教育、罚款或报请有关

部门处理。

6.4.11本规定如与上级有关规定相抵触，应执行上级规定。

6.4.12本规定从气化站运行之日起执行。

5.5LNG站防火安全制度

5.5.1站区内、外设置醒目的“严禁烟火”警告牌。

5.5.2未经允许，机动车不得入内。需要进入站区的机动车必须用专用套

子罩住排气口。

5.5.3站区内照明、排气等设备必须采用防爆型。

5.5.4对阀门、仪表接口等容易泄漏的地方应经常检查，发现问题及时处

理。

5.5.5保证消防器材一直处于良好状态，熟练掌握消防技能，做到有备无

患。

5.6安全用火规定

5.6.1用火的概念

在公司范围内从事下列作业之一者均属本规定用火范畴：

5.6.1.1使用电焊、气割、喷灯等产生显性火焰的作业。

5.6.1.2在仓储区使用非防爆型的工具、非固定型燃油发电机、非

防爆车辆、照相机、穿外露铁钉的鞋等产生隐性火花的作业。

5.6.1.3在仓储区出事绝热压缩、聚焦、吸烟等产生高温的作业。

5.6.2禁止吸烟

根据国家有关规定和公司实际情况，决定公司范围内一律严禁

吸烟（除在特定准许吸烟的场所），如有违反一经发现一律严惩。

5.6.3用火申请

用火作业一律办理“动火/危险作业许可证“，无"动火/危险作业

许可证”，一律不准从事用火作业。

5.6.3.1申请：申请人必须是本公司的正式职工，并且负责该项目

用火工作，了解该工作的内容。

5.6.3.2填单：申请人必须认真填写该项工作的“动火/危险作业许

可证

5.6.4用火分级

根据液化气环境、部位的主次、危险的程度的大小，将月火区

域划分为三个级别：

5.6.4.1一级用火部位：液化气站、化学品储存间以及同类性质的

场所。

5.6.4.2二级用火部位：仓库、变电房、压缩机房、化验室、计算

机房以及同类性质的场所。

5.6.4.3三级用火部位：各车间、办公室以及同类性质的场所。

6.6.5用火审批权限

5.6.5.1一级用火必须得到公司总经理的小匕准。

5.6.5.2二、三级用火必须得到公司安全部门负责人的批准。

5.6.5.3对危险性大的作业，须提前3天以上提出申请。对特别危

险的用火作业，须专题研究，报公司安全委员会批准后才能实

施。

5.6.6用火原则

对危险因素较大的重点要害部位的施工用火作业，必须从严掌

握，尽可能做到用火时间短、用火范围小，并严格掌握以下原则：

5.6.6.1凡需用火的构件有条件拆卸移至安全场所用火的，应尽可

能拆卸用火后再装上。

5.6.6.2凡可以采用其它方式代替用火作业，同样能达到相应效果

的，应尽量采用代替的方法处理。

5.6.6.3对必须用火的作业，应尽可能压缩，并集中一定的时间加

以完成。

5.6.7用火基本要求

5.6.7.1防火、灭火措施不落实不动火。

5.6.7.2周围（15米内）易燃易爆物未彻底清除不动火。

5.6.7.3盛装过易燃液体的容器、管道未经清洗，检测分析不合格

不动火。

5.6.7.4没有有效的“动火/危险作业许可证”和操作证不动火。

5.6.7.5没有监护人不动火。

5.6.8用火过程的要求

5.6.8.1现场要有安全检查人，负责动火周围情况的观察、检测、

监护。

5.6.8.2一旦出现不安全苗子威胁安全时，必须立即停止用火。

5.6.8.3用火人员要严格执行有关安全操作规程。

5.6.9用火结束后的要求

用火结束后必须做到“三清”：

5.6.9.1清设备：清除设备内的残余物料。

5.6.9.2清管道：拆除的管件，要及时装妥，加堵的屏蔽板要拆除。

5.6.9.3清现场：清理现场的各种施工设备、火种，在确保安全无

隐患时，才能离开。

5.7消防队员岗位工作职责

5.7.1岗位职责

5.7.1.1对上级的命令要绝对服从。

5.7.1.2对布置的工作要按时按质完成。对自己职责范围内的工作做好

总结，并及时向有关人员、部门汇报工作情况。

5.7.1.3熟悉本公司储存物品性能、特点。同时了解建筑高度、道路、

水源情况。

5.7.1.4熟悉本公司消防设施的分布，灭火器及报警器的分布位置。

5.7.1.5熟悉使用各类灭火器材，以及各类消防设备的操作。

5.7.1.6保管及保养好各类消防器材、消防设备。

5.7.1.7值勤时提高警惕做好随时出动的准备。

5.7.2工作范围

5.7.2.1每月两次检查灭火器压力、插销和喷管。

5.7.2.2每周一次检查消防箱内水带、水枪和扳手数量。

5.7.2.3每半年一次检查灭火器重量和外表情况。

5.7.2.4每月一次对消防栓进行放水。

5.7.2.5每周两次检查消防泵工作情况。

5.7.2.6每季度一次检查自动喷淋阀系统和烟感系统。

5.7.2.7每半年一次检查报警器。

5.7.2.8每半年一次检查泡沫质量，开关情况。

5.7.3保养

5.7.3.1消防泵每月进行一次保养。

5.7.3.2消防阀门每季度一次检查保养。

5.7.3.3自动喷淋阀系统每季度一次保养。

5.7.3.4消防水带使用压力接扣紧固每年检杳一次。

5.7.3.5空气呼吸器每使用一次检查和保养，平时每月一次检查保养。

5.8LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定期检验要求

5.8.1压力表半年校验一次；（资质单位）

5.8.2安全阀每年校验一次；（锅检所）

5.8.3贮罐每年常规检脸一次（埋地罐打开罐池盖）；（技监局）

5.8.4阀门、法兰、压力管道、高压软管、不锈钢软管每年检查一次；（资

质单位）

5.8.5气化设备、压缩机、液位计、紧急切断阀、调压器每年检查一次；（资

质单位）

5.8.6可燃气体报警，每年检查一次；（资质单位）

5.8.7避雷防静电设施每年检测一次；（资质单位）

5.8.8消防设施半年检查、演练一次；（厂内组织）

5.8.9油漆、标志每年刷新一次；

5.8.10持证上岗人员二年复证。（原发证单位）

5.9罐车装卸液监护制度

5.9.1罐车进入装卸液现场应拉紧手制动，关闭发动机，钥匙交专职消防员；

592罐车在装卸液时，专职消防员必须到现场监护，驾驶员、押运员、泵

房操作工不得离开装卸现场；

5.9.3押运员负责结好静电接地线；认真做好气液胶管接头，装卸液完毕后

负责拆除；

5.9.4泵房操作工在装卸液前认真检查管道、阀门是否处于正常状态，严格

遵守操作规程；

5.9.5卸液作业时，罐现场应有专人监护液位计，严禁超量卸液。

5.9.6雷雨天或附近有火灾，严禁装卸；

5.9.7专职消防人员应认真做好装卸液监护记录；

5.9.8罐车装卸液完毕后，让其自然通风5〜10分钟，方可启动，离开现场。

5.10罐车安全操作规程

5.10.1汽车罐车必须具备《液化气槽车行使证》；

5.10.2驾驶员、押运员必须持有公安机关核发的工作证；

5.10.3技监局核发的汽车贮罐使用证、准驾证、押运证、车况、安全附件

立期维修及送审；

5.10.4运行时间及路线经有关部门批准；

5.10.5严禁火种带入气化站;

5.10.6进站作业时驾驶员不得离开驾驶室；

5.10.7作业前装卸口必须与罐车做好防静电联接；

5.10.8装卸作业必须严格监视温度、压力、流速及阀门，如有意外，及时

切断阀门，罐车脱离现场；

5.10.9罐车作业严格遵守《系统技术操作流程》；

5.10.10违反本规定者，视情节轻重给予处罚c

5.10.11附《LNG汽车罐车卸液记录》。

5.11站区火险应急方案

火警：119

救护：120

公安：110

6.设备巡检

1.检查LNG储罐的液位、压力是否正常；

2.检查一、二次仪表是否一致；

3.检查空温式气化器的工作状态是否王常；

4.检查水浴式电加热器工作状态是否正常；

5.检查管线压力表、温度计是否正常；

6.检查站内设备、管线、阀门是否有泄漏，有无异常现象发生;

7.检查常开、常闭阀门的状态；

8.检查阀门、管线的异常结霜。

7.故障处理

防患以未然，发现异常现象或故障及时处理，消除隐患。

7.1储罐压力过高

序号

可能出现的故障处理方法

1储罐压力表失灵更换压力表

2储罐充装时槽车增压太高槽车及时泄压

3罐增压器入口阀关闭不严将阀门关闭严实

4储罐保冷性能下降与储罐制造厂家联系

7.2罐体出现冒汗结霜现象

序号

可能出现的故障处理方法

1储罐真空度受到破坏与储罐制造厂家联系

2储罐绝热性能的故障与储罐制造厂家联系

7.3安全阀起跳

序号

可能出现的故障处理方法

及时手动放空、加速泄压，分

1LNG储罐安全阀起跳

析储罐超压原因，并及时处理

及时打开管线上下游阀门、平

2管路安全阀起跳

衡压力

△注意:问题处理完毕，建议从新调校安全阀，关闭安全阀根据阀，拆

下安全阀，送安全阀至责能部门校验，校验合格后将安全阀装上，打开安

全阀根部阀。

7.4低温部位法兰发生泄漏处理

将泄漏的法兰进行紧固，若紧不住则关闭该泄漏法兰的上下游

阀门，泄压且温度升至常温后更换垫片，重新紧固后试压，直到不

泄漏为止。

7.5低温阀门泄漏处理

低温阀门内漏是阀门密封面损坏，由于低温阀门是软密封结

构，可以先用扳手加力紧，若仍泄漏则需更换四氟密封垫片。若

仍是泄漏则可能是阀座损坏，需更换阀门。

低温阀门外漏分阀体法兰泄漏和阀杆填料泄漏两种，一般采用

紧固的方法处理或者更换填料。

7.6气动阀门打不开

序号

可能出现的故障处理方法

检查氮气压力是否低于

0.4MPa

1气动阀门打不开

压力不足需调整压力

更换氮气钢瓶

8.安全须知

8.1液化天然气的安全知识

主要物理参数

序号

物理参数