LNG操作手册资料

LNG操作手册

海螺沟银泉天然气有限企业

九月

目录

1设计参数.................................................错误!未定义书签。

2工艺流程简述.............................................错误!未定义书签。

3控制及安全报警系统.......................................错误!未定义书签。

3.1压力测量点一览表...................................错误!未定义书签。

3.2液位测量点一览表....................................错误!未定义书签。

3.3温度测量点一览表....................................错误!未定义书签。

3.4紧急切断阀设置一览表...............................错误!未定义书签。

3.5可燃气体泄漏报警检测器设置一览表...................错误!未定义书签。

3.6安全阀设置一览表....................................错误!未定义书签。

3.7远传报警控制系统...................................错误!未定义书签。

4岗位操作..............................................错误!未定义书签。

4.1LNG液体装卸操作...................................错误!未定义书签。

4.2LNG气化操作.......................................错误!未定义书签。

4.3重要设备及辅助系统.................................错误!未定义书签。

5安全管理制度.............................................错误!未定义书签。

5.1LNG站操作人员值班制度..........................错误!未定义书签。

5.2站长岗位责任制...................................错误!未定义书签。

5.3操作人员岗位贲任制..............................错误!未定义书签。

5.4液化天然气站安全规程............................错误!未定义书签。

5.5LNG站防火安全制度..............................错误!未定义书签。

5.6安全用火规定........................................错误!未定义书签。

5.7消防队员岗位工作职责............................错误!未定义书签。

5.8LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定期检查规定错误！未定义书

签。

5.9罐车装卸液监护制度.................................错误!未定义书签。

5.10罐车安全操作规程...................................错误!未定义书签。

5.11站区火险应急方案...................................错误!未定义书签。

6.设备巡检................................................错误!未定义书签。

7.故障处理................................................错误!未定义书签。

7.1储罐压力过高........................................错误!未定义书签。

7.2罐体出现冒汗结霜现象...............................错误!未定义书签。

7.3安全阀起跳..........................................错误!未定义书签。

7.4低温部位法兰发生泄漏处理...........................错误!未定义书签。

7.5低温阀门泄漏处理...................................错误!未定义书签o

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℃（原则状

态）；

换热器后天然气管道：设计温度-20℃〜50℃;工作温度-10℃〜

50℃o

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0.8MPa,工作压

力0.6〜0.7MPa,安全阀启动压力0.84MPa;

A.调压后部分：设计压力0.40MPa,工作压力0.25〜0.35MPa,

安全阀启动压力为0.38〜0.4MPa。

B.经二次调压后部分：设计压力0.1MPa,工作压力8〜12KPa,

安全阀启动压力为20KPao

1.4储罐设计压力

100m3LNG低温储罐一台，设计压力0.94MPa（-O.IMPa夕卜压）,

最高工作压力0.8MPa,工作压力0.6〜0.7MPa,安全阀启动压力

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，

在卸车台处运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,运用压差将LNG送入储罐（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，夏季气体温度最高到达

15℃,冬季气体温度.10℃。经调压、计量、加臭后进入都市管网，管

网压力设定为：0.25〜0.35MPa。

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敝间高空泄压（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℃o

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

号号

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

PIA20V201储罐

30.6〜0.8MPa声光远传至控制室（可

3

报警调）

PI204V202储罐0~1.6MPa现场显示

4PIA20V202储罐0.6〜0.8MPa声光远传至控制室（可

4报警调）

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

10PI310BOG加热器后0~1.6MPa现场显示

PI311TY-301前0~1.6MPa现场显示

11

PI312TY-301后O-l.OMPa现场显示

13PI313出站后O-l.OMPa现场显示

PI314TY-303前0~l.6MPa现场显示

14

PI315TY-3O3后0〜0.4MPa现场显示

PI316TY-304前0〜0.4MPa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

1LIA-201V201储罐>0.90H发出声远传至控制室

光报警信号

<0.15H或

2LIA-202V202储罐>0.90H发出声远传至控制室

光报警信号

3.3温度测量点一览表

序号仪表位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

1CV-201氮气0.4MPa手动切断

部进液

V201储罐底

2CV-202氮气0.4MPa手动切断

部出液

V202储罐底

3CV-203氮气0.4MPa手动切断

部进液

V202储罐底

4CV-204氮气0.4MPa手动切断

部出液

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-202V201>V201罐区0.9%VOL控制室声光报警

E301a/E301b/E302

3AIA-3030.9%VOL控制室声光报警

气化区

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-309E301b气化器0.84MPa

3.7远传报警控制系统

3.7.1压力报警系统

LNG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

LNG储罐液位变送至控制室，设定压力90H或S0.15H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O.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。因此，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，注意观测设备的压力、温度、

液位参数。熟悉本站的工艺流程，启动低温阀门速度要慢，注意设备、

管线、阀门异常结霜等现象。

对气化站操作人员的规定：“四懂”懂性能、懂原理、懂构造、懂

工艺流程；“三会”会操作、会保养、会排除故障。

LNG气化站操作重要分为三类：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、迅速接头以

及接地线，同步观测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，启动卸车液

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，#LNG-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，可运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（紧急状况下出液装车及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，同步连

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启动储罐自增压系统，将储罐压力增长至0.6-0.7MPa。

4.1.2.4视储罐液位状况确定与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LNG-101阀，打开谜罐顶

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

槽车液相阀和储罐顶部进液线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启动出液罐刍增压系统，将储罐增压至0.7〜0.8MPa,启动出

液罐BOG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至0.35〜0.38MPa,也可以

启动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倒罐完毕后，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泄压完毕后关闭对应的阀门。

4.1.3.5一般状况，储罐内应保持少许LNG（观测液位显示、罐，呆持冷

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~

E30ib/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0.25〜0.35MPa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-10C（可调整）时，可增长工艺管道

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，增压阀启动，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注意观测储罐压力的变化（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0.7~0.8MPa时，手动启动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紧急状况，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区力至

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重要设备及辅助系统

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0.35〜0.38MPa,工作温

度-10C〜50℃。

4.3.1.2设置A路主调压器双路，入口P产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

P尸0.4〜0.8MPa,出口Pi=0.l~0.12MPa,二次调压入口Pi=0.1〜0.12MP,

出口Pi=8〜12Kpa

4.3.1.3调压器设定后无需常常调整，必要时做微量调整。

4.3.1.4调压器组旁通启动，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150nl3/h。

4.3.2.3LNG空温式气化器E301a、E301b,工作压力0.8MPa,

Q=600Nm3/h;LNG空温式气化器E304a、E304b,工作压力0.8MPa,

Q=800Nm3/ho

4.3.2A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动力气源采用氮气钢瓶。

4.3.3.3启动工作压力0.3MPa〜0.6MPa,由氮气调压器输出。

4.3.3.4紧急切断阀关闭，动作时间不不小于10秒。

4.3.3.5氮气管线设置安全阀，启动压力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

4.3A.2LNG加臭装置一套Q=0〜25ml/min,输出压力4.0MPa（与流量

计联动）。

4.3.4.3NG流量计组（含压力、温度赔偿并可现场显示）一套

Q=600-800Nm3/h,公称压力L6MPa。

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，准时换岗。

5.1.2做好设备运转状况的记录工作。

5.1.3必须常常对站进行巡回安全检查，及时发现处理多种事

故苗子。

5.1.4有关突发事故及时处理。发现险情及时报警，并采用急

救措施。

5.1.5常常检查消防器材与否完好，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碰到一般故障，应尽快排除并恢复供气，保证正常生产需要。

5.2.7碰到紧急状况时应采用坚决措施，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，认真填写登记表。

5.3.4维护好运行设备及防火设备，为企业节省开支。

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，严禁闲杂人员进入。

5.4液化天然气站安全规程

5.4.1非本站工作人员未经同意不得入内。

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验证，并按规定操作。

5.4.6本站所有安全设施定期保养及送脸。

5.4.7本站实行24小时值班制，定期检查系统运转状况，

5.4.8一旦发生事故，应关闭系统，并积极进行扑救，同步汇

报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，视情节轻重予以批评教育、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未经容许，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、仪表接口等轻易泄漏的地方应常常检查，发现问题及

时处理。

5.5.5保证消防器材一直处在良好状态，纯熟掌握消防技能，做到有

备无患。

5.6安全用火规定

5.6.1用火的概念

在企业范围内从事下列作业之一者均属本规定用火范围：

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、摄影机、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严禁吸烟

根据国家有关规定和企业实际状况，决定企业范围内一律

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：申请人必须是我司的正式职工，并且负责该项

目用火工作，理解该工作的内容。

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，将用

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企业总经理的同意。

5.6.5.2二、三级用火必须得到企业安所有门负责人的同意。

5.6.5.3对危险性大的作业，须提前3天以上提出申请。对尤

其危险的用火作业，须专题研究，报企业安全委员会同意

后才能实行。

5.6.6用火原则

对危险原因较大的重点要害部位的施工用火作业，必须从

严掌握，尽量做到用火时间短、用火范围小，并严格掌握如下

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

尽量拆卸用火后再装上。

5.6.6.2凡可以采用其他方式替代用火作业，同样能到达对应

效果的，应尽量采用替代的措施处理。

5.6.6.3对必须用火的作业，应尽量压缩，并集中一定的时间

加以完毕。

5.6.7用火基本规定

5.6.7.1防火、灭火措施不贯彻不动火。

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用火过程的规定

5.6.8.1现场要有安全检查人，负贡动火周围状况的观测、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用火结束后的规定

用火结束后必须做到“三清”：

5.6.9.1清设备：清除设备内的残存物料。

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：清理现场的多种施工设备、火种，在保证安

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对布置的工作要准时按质完毕。对自己职责范围内的工作

做好总结，并及时向有关人员、部门汇报工作状况。

5.7.1.3熟悉我司储存物品性能、特点。同步理解建筑高度、道路、

水源状况。

5.7.1.4熟悉我司消防设施的分布，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每六个月一次检查灭火器重量和外表状况。

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状况。

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每六个月一次检查报警器。

5.7.2.8每六个月一次检查泡沫质量，开关状况。

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消防水带使月压力接扣紧固每年检查一次。

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查规定

5.8.1压力表六个月校验一次；（资质单位）

5.8.2安全阀每年校验一次；（锅检所）

5.8.3贮罐每年常规检查一次（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消防设施六个月检查、演习一次；（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；

5.9.2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、阀门与否处在正常状态，

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汽车罐车必须具有《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同意；

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，如故意外，

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，视情节轻重予以惩罚。

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、压力与否正常；

2.检查一、二次仪表与否一致；

3.检查空温式气化器的工作状态与否正常；

4.检查水浴式电加热器工作状态与否正常；

5.检查管线压力表、温度计与否正常；

6.检查站内设备、管线、阀门与否有泄漏，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

也许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络

7.2罐体出现冒汗结霜现象

序

亭也许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络

2储罐绝热性能的故障与储罐制造厂家联络

7.3安全阀起跳

序

也许出现的故障处理方法

及时手动放空、加速泄压，

1LNG储罐安全阀起跳分析储罐超压原因，并及时

处理

及时打开管线上下游阀门、

2管路安全阀起跳

平衡压力

△注意:问题处理完毕，提汉从新调校安全阀，关闭安全阀根据问，

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

构造，可以先用扳手加力紧，若仍泄漏则需更换四氟密封垫片。

若仍是泄漏则也许是阀座损坏，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

采用紧固的措施处理或者更换填料。

7.6气动阀门打不开

序

也许出现的故障处理方法

号

检查氮气压力与否低于

0.4MPa

1气动阀门打不开

压力局限性需调整压力

更换氮气钢瓶

8.安全须知

8.1液化天然气的安全知识

重要物理参数

序

物理参数数值

号

1分子量16.85

2气化温度-162.3℃(常压1.053bar)

3临界温度-66.52℃

4冰点-66.52℃

5液相密度460Kg/m3(15.5℃)

6气相密度0.754Kg/Nm3

蒸汽密度与空气密度的比

70.6

值

8液态/气态膨胀系数610m3/(15.5℃)

9燃点