2026年燃气输配场站工试题库（综合题）

2026年燃气输配场站工(试题库（综合题）1.某城镇燃气公司新建一座LNG气化站，设计日供气规模为12×10⁴Nm³/d，气化站进站LNG管道设计压力为0.8MPa，出站气化后城镇中压燃气管道设计压力为0.4MPa，站场设置2台100m³立式LNG储罐，采用水浴式气化器，出站管道设置调压器组、加臭装置以及紧急切断系统。请结合该场站情况回答以下问题：（1）简述LNG储罐进液作业的操作流程及安全控制要点；（2）分析气化器出口温度持续低于5℃可能的原因及应采取的应急处置措施；（3）说明场站日常巡检中对紧急切断阀的检查内容和维护要求；（4）若出站管道发生第三方破坏引发泄漏着火，简述现场应急处置的步骤。答案要点：（1）LNG储罐进液作业操作流程：①作业前准备：对进液管道、储罐附件进行检查，确认储罐压力、液位处于正常待进液状态，连接卸车软管（或硬管）前对连接部位进行吹扫置换，检测可燃气体浓度合格，静电接地装置连接完好，设置安全警示标识，作业人员穿戴好防寒防静电防护用具；②抽真空试漏：连接好卸车软管后，对连接段管道进行抽真空，检测真空度符合要求后进行试漏，确认无泄漏；③缓慢开启卸车台进液总阀、储罐进液阀，控制进液流速，初始进液流速不超过1m/s，待管道冷却完成后可逐步提高至不超过3m/s；④进液过程中每30分钟记录一次储罐液位、压力，监测进液管道温度变化，当储罐压力接近设计工作压力上限时，打开储罐气相放空阀回收至BOG系统，控制储罐压力在正常工艺范围内；⑤进液临近结束时，提前关闭进液阀，关闭卸车泵，对管道内残留LNG进行泄压回收，确认管道压力卸净后拆除连接软管，封闭进液口，整理作业现场，做好进液记录。安全控制要点：①严格控制进液流速，防止流速过快引发静电积聚以及水击破坏管道；②控制储罐压力，防止超压，严禁储罐液位超过设计最高允许液位，一般LNG储罐最高液位不超过储罐容积的90%；③作业过程中严禁在进液管、储罐周边进行动火、敲击作业，防止产生火花；④作业人员接触低温LNG部位必须做好防护，防止低温冻伤，一旦发生LNG喷溅，立即用大量常温水冲洗，不得揉搓冻伤部位；⑤进液作业全过程严禁脱岗，安排专人值守，一旦出现异常立即停止作业，进行应急处置。（2）气化器出口温度持续低于5℃的原因：①LNG进液流量过大，气化器换热负荷超过设计额定值，换热不充分，LNG未能完全气化；②水浴式气化器循环水温度过低，或者循环水流量不足，换热热源不足；③气化器管束结霜严重，结霜厚度过大，增加了换热热阻，降低了换热效率；④气化器内部管道堵塞，部分管束无法正常参与换热，实际换热面积减小；⑤LNG组分发生变化，甲烷含量降低，重烃组分含量升高，气化需要的热量增加，原有换热条件无法满足完全气化需求。应急处置措施：①立即降低LNG进液流量，适当减少气化负荷，观察出口温度变化；②检查水浴式气化器循环水系统，若循环水温度过低，开启循环水加热装置，提高水温至工艺要求范围（一般控制在20~40℃），若循环水流量不足，检查循环水泵运行状态，清理入口过滤器堵塞杂物，恢复正常循环流量；③采用低压氮气对气化器表面结霜进行吹扫化霜，或者暂时切换备用气化器，对结霜气化器进行停机化霜处理；④若怀疑气化器内部管道堵塞，立即切换备用气化器，对故障气化器进行停机泄压、置换，之后拆开检查疏通堵塞部位，检测合格后方可重新投用；⑤化验LNG组分，若重烃含量过高，调整气化工艺参数，适当提高气化器热源温度，若仍无法满足要求，调整储罐进液配比，降低重烃组分占比；⑥经处置后出口温度仍然低于5℃，不得继续向外供气，立即关闭出站阀门，切断气源，排查故障，防止液态LNG进入下游管道引发冰堵或者超压事故。（3）日常巡检检查内容：①检查紧急切断阀的外观，确认阀体无变形、无腐蚀、连接螺栓无松动，法兰连接部位无泄漏，填料函无燃气渗漏；②检查紧急切断阀的气源动力系统（气动阀）或者供电系统（电动阀），确认气源压力正常，无漏气，供电线路连接完好，绝缘层无破损，电压符合设计要求；③检查阀位指示器，确认阀位指示与实际工作状态一致，开启状态下指示器显示全开，关闭状态显示全关，无错位；④手动触发一次紧急切断测试（带压测试周期不超过1个月），检查切断动作是否灵敏，关闭后是否存在内漏，关闭时间是否符合要求，一般气动紧急切断阀关闭时间不得超过10秒；⑤检查易熔塞是否完好，无破损、无变形，易熔塞温度符合环境要求，在紧急切断阀过温保护范围内。维护要求：①每月对紧急切断阀的活动部件加注润滑油，保证启闭动作灵活，防止卡涩；②每季度对动力系统进行检查保养，气动阀定期排放储气罐内的凝液，清理过滤器滤芯，检查密封圈老化情况，及时更换老化失效的密封件；③每半年进行一次全面的密封性试验，检查阀体、连接部位、内漏情况，内漏检测合格标准为关闭阀门后，下游侧压力1小时内压降不超过设计压力的1%；④易熔塞出现破损、老化或者过温熔化后，必须更换同规格合格的易熔塞，不得使用其他材料封堵代替；⑤紧急切断阀长期处于开启状态时，每3个月进行一次手动启闭试验，活动阀门，防止阀杆长期不动作产生锈卡，保证紧急状态下能够正常切断。（4）现场应急处置步骤：①场站值班人员发现泄漏着火后，第一时间按下站场紧急切断按钮，切断站内进站LNG储罐出站阀门，关闭所有储罐紧急切断阀，切断气源，同时拨打燃气公司应急救援电话以及当地119火警电话，上报事故位置、火势大小、泄漏介质类型，通知周边群众疏散；②启动场站应急应急预案，应急人员穿戴好防护用具、携带防毒面具、可燃气体检测仪，对站场人员进行疏散，设置警戒区域，严禁无关人员、车辆进入警戒区，在上风向布置监测点，监测可燃气体浓度；③在火势不大、切断气源后，可以使用干粉灭火器、二氧化碳灭火器对着火点进行灭火，冷却泄漏点周边的储罐、管道，防止受高温烘烤发生超压破裂，对着火点相邻的LNG储罐进行喷淋降温，控制储罐温度压力，若火势较大无法靠近，不得盲目灭火，在消防人员到达前持续监控储罐压力温度，做好撤离准备；④若泄漏火势较大，紧急切断阀失效无法切断气源，立即关闭站场进LNG的总阀，封堵进液源头，组织所有人员撤离至安全区域，等待消防救援，不得擅自进入危险区域；⑤消防救援到达后，配合消防部门制定灭火方案，提供站场工艺流程图、阀门位置、储罐存储量等信息，引导消防人员对储罐进行冷却，控制火势，待气源完全切断后灭火；⑥灭火后，对泄漏区域进行通风置换，检测可燃气体浓度合格后，排查泄漏点破坏情况，评估站场设备受损程度，制定抢修方案，完成抢修、试压、置换合格后方可逐步恢复供气；⑦事故处置完成后，整理事故过程记录，分析事故原因，总结应急处置经验，修订应急预案。2.某高压燃气门站，设计进站压力为4.0MPa，出站压力为1.6MPa，设计输气量为50×10⁴Nm³/d，站场设置过滤分离器、调压器组、计量装置、安全放散装置，站场位于城郊，周边500m范围内有3处居民村落。某次日常维护中发现过滤分离器进口法兰存在微量燃气泄漏，站场值班班长安排2名操作工进行带压堵漏作业。请结合该案例回答以下问题：（1）简述该门站过滤分离器的日常维护内容和泄漏可能的原因；（2）说明带压堵漏作业的安全许可要求和作业前的准备工作；（3）分析带压堵漏作业过程中可能存在的风险，以及对应的风险防控措施；（4）若带压堵漏过程中泄漏突然扩大，引发爆燃，简述应急处置措施。答案要点：（1）过滤分离器日常维护内容：①每日巡检检查过滤分离器的进出口压力差，记录压差数据，当压差超过0.1MPa时，及时进行滤芯更换作业；②每周检查分离器的排水排凝阀，打开排凝阀排出分离器内积存的凝液和杂质，排凝时控制排凝速度，防止大量燃气泄漏排出，排凝完成后关闭排凝阀，确认无泄漏；③每季度对分离器筒体进行外观检查，检查防腐层是否完好，有无腐蚀、变形、焊缝开裂等缺陷，连接法兰、螺栓有无松动、腐蚀；④每半年对安全阀、压力表进行校验，确认安全阀在校验有效期内，压力表显示准确，安全阀起跳压力符合设计要求；⑤更换滤芯作业后，重新组装分离器必须进行密封性试验，确认筒体法兰、进出口法兰无泄漏，整体气密性合格。泄漏可能的原因：①法兰密封垫片老化，长期受压力、温度变化影响，垫片失去弹性，密封性能下降，产生泄漏；②法兰连接螺栓松动，长期受燃气压力波动、管道热胀冷缩影响，螺栓预紧力下降，出现松动，引发密封面泄漏；③法兰密封面存在损伤，安装过程中密封面磕碰，或者长期受燃气中杂质腐蚀，密封面出现凹坑、划痕，导致密封不严；④垫片选型错误，不符合燃气压力、介质要求，耐腐蚀性不足，出现老化变形；⑤管道应力作用，管道安装存在应力，或者地基沉降引发管道移位，对法兰产生额外应力，导致密封面错位泄漏。（2）带压堵漏作业安全许可要求：①带压堵漏作业属于特级风险作业，必须办理一级动火作业许可证以及带压堵漏作业审批手续，由燃气公司主要技术负责人审批，作业前编制专项作业方案和应急处置预案，经审批后方可实施；②作业单位必须具备带压堵漏相应资质，作业人员必须经过专门培训，取得带压堵漏作业操作资格证书，方可上岗作业；③作业前必须对作业现场进行可燃气体浓度检测，作业点10m范围内可燃气体浓度低于爆炸下限的25%方可作业，作业过程中持续进行浓度监测；④作业现场必须安排专人监护，监护人员不得离开作业现场，随身携带应急救援器材，熟悉应急处置流程，发现异常立即停止作业，撤离人员；⑤作业人员必须穿戴防静电工作服、防静电工作鞋，佩戴防毒面具，使用防爆工具，严禁使用非防爆工具作业，作业现场严禁吸烟，严禁携带非防爆通讯设备。作业前准备工作：①对作业现场进行清理，移除作业现场周边的易燃易爆物品，设置安全警戒区，禁止无关人员进入；②提前准备好带压堵漏专用工具、合格的堵漏夹具、密封胶，检查工具是否完好，符合压力等级要求；③提前确认站内紧急切断阀状态良好，能够正常动作，作业前在泄漏点上下游阀门处安排专人值守，一旦发生异常能够立即切断气源；④检测作业现场气象条件，雨天、雪天、雾天以及风力大于5级的天气，不得进行带压堵漏作业，环境温度低于堵漏密封胶最低工作温度时不得作业；⑤对所有作业人员进行作业前安全技术交底，明确作业内容、泄漏点位置、作业风险、应急疏散路线，每一名作业人员清楚自身职责和应急处置要求。（3）带压堵漏作业过程中可能存在的风险及防控措施：①燃气泄漏引发爆炸燃爆风险：作业过程中密封失效导致泄漏扩大，或者静电积聚引发火花，引燃泄漏燃气；防控措施：作业全过程持续监测可燃气体浓度，所有设备、工具可靠接地，作业人员穿戴防静电防护用品，使用防爆工具，作业现场配备足够的干粉灭火器、消防水带，在上风向布置应急救援人员；②作业人员中毒窒息风险：泄漏燃气中可能含有硫化氢等有毒组分，浓度过高引发人员中毒；防控措施：作业人员必须佩戴合格的防毒面具，或者正压式空气呼吸器，不得使用过滤式防毒面具在高浓度环境作业，监护人员随时观察作业人员状态，一旦出现中毒症状立即将人员撤离至通风区域，进行急救；③高压燃气喷射伤人风险：泄漏点在高压作用下，燃气高速喷射，损伤作业人员眼睛或者皮肤，或者带压堵漏夹具安装过程中固定不牢飞出伤人；防控措施：作业人员佩戴防护面罩，安装夹具时缓慢紧固螺栓，均匀受力，不得暴力敲击夹具，作业人员避开泄漏点喷射方向，站在上风向侧位作业；④低温冻伤风险：高压燃气泄漏后膨胀吸热，温度急剧下降，接触人体引发冻伤；防控措施：作业人员穿戴长袖防寒防护用具，佩戴加厚手套，避免直接接触泄漏部位，一旦发生冻伤，立即撤离至温暖区域，进行急救处理，不得随意揉搓冻伤部位；⑤发生意外无法及时切断气源风险：作业过程中出现紧急情况，阀门无法及时关闭，导致事故扩大；防控措施：作业前提前检查泄漏点上下游紧急切断阀和阀门，确认启闭灵活，安排专人在阀门处值守，作业过程中不得离开，随时做好切断气源的准备。（4）带压堵漏过程中泄漏突然扩大引发爆燃的应急处置措施：①现场监护人员立即发出应急撤离信号，所有作业人员立即停止作业，撤离至安全区域，作业点值守人员立即关闭泄漏点上下游紧急切断阀，切断气源；②值班人员立即拨打119火警电话、120急救电话，上报燃气公司应急管理部门，告知事故位置、泄漏压力、伤亡情况，通知周边村落居民疏散，关闭周边区域的火源电源；③启动站场应急预案，设置警戒区域，封锁周边道路，严禁无关车辆、人员进入危险区域，监测可燃气体扩散范围，在下风方向村落入口设置警示，禁止人员进入高浓度区域；④若爆燃后没有发生大面积火灾，切断气源后，确认现场没有二次爆炸风险后，对受伤人员进行急救，将受伤人员转移至安全区域，等待医疗救援；⑤若爆燃后引发大面积火灾，无法靠近关闭阀门，立即组织所有人员撤离到站场外围安全区域，消防人员到达后，配合消防部门提供站场工艺图纸，说明阀门位置、管道压力，引导消防人员对着火区域周边设备进行冷却，控制火势，防止发生管道超压破裂引发二次爆炸；⑥灭火完成后，对事故区域进行通风置换，检测可燃气体浓度合格后，进入现场排查泄漏点，清理事故现场，统计设备损失和人员伤亡情况，分析事故原因，落实整改措施后，方可恢复站场运行。3.某压缩天然气（CNG）加气母站，设计日处理能力为20×10⁴Nm³/d，进站天然气压力为1.6MPa，经脱水、压缩后储存于25MPa储气瓶组，设计向CNG运输车充装压力不超过20MPa。站场设置1台往复式压缩机，4组储气瓶组，6个充装柱。某次运行过程中，压缩机排气温度突然升高，超过160℃的报警值，气缸出现异常异响。请结合该场站情况回答以下问题：（1）简述CNG母站压缩机日常运行的巡检内容，分析本次故障排气温度升高的可能原因；（2）说明压缩机排气温度超温后的处置步骤；（3）简述储气瓶组的定期检验内容和日常维护要求；（4）分析充装作业过程中发生CNG泄漏的应急处置措施。答案要点：（1）压缩机日常运行巡检内容：①检查压缩机进出口压力、排气温度、润滑油压力、润滑油温度，每1小时记录一次运行参数，确认参数在工艺允许范围内；②检查压缩机运行声音，倾听气缸、曲轴箱有无异常异响，有无异常振动，检查连接部位螺栓有无松动；③检查润滑油油位，油位保持在油标刻度的1/2~2/3之间，检查润滑油有无变质，泄漏情况，定期补充润滑油；④检查冷却系统，水冷压缩机检查冷却水进水压力、出水温度，冷却水量足够，无结垢堵塞，风冷压缩机检查冷却风扇运行正常，风冷器表面无积尘堵塞，进出风温度正常；⑤检查气缸填料涵有无燃气泄漏，泄漏量超过允许范围及时处置，检查各级气阀工作状态，有无异常温度升高；⑥检查压缩机电机运行电流、电压正常，电机温度不超过允许值，接地装置连接完好。本次排气温度突然升高的可能原因：①进气阀或者排气阀故障，阀片破损、弹簧断裂，导致气体压缩过程中串气，高温气体回流，引发排气温度升高；②气缸冷却水套结垢严重，或者冷却水流量不足、进水温度过高，冷却效果下降，气缸热量无法及时带出，引发排气温度升高；③活塞环磨损严重，密封失效，高压高温气体从压缩腔串入曲轴箱，同时导致排气压力不足，温度升高；④进气压力过低，或者进气流量不足，压缩机吸气量减少，相同压缩比下气体升温更高，导致排气温度超标；⑤压缩比过大，后端排气阀门堵塞，或者储气瓶组压力过高，导致压缩机出口压力升高，压缩比增大，排气温度升高；⑥气缸润滑油不足，润滑不良，摩擦生热增加，导致气缸和排气温度升高。（2）压缩机排气温度超温后的处置步骤：①当排气温度达到报警值后，首先降低压缩机负荷，减少压缩气量，观察温度变化，检查冷却系统运行状态，确认冷却水进水压力、流量，风冷的话检查冷却风扇是否正常，清理风冷器表面积尘；②若调整负荷后温度持续升高，超过停机设定值（一般为180℃），立即触发压缩机紧急停机，关闭压缩机进出口阀门，对压缩机进行泄压；③停机后切断压缩机电源，检查各级气阀，拆开气阀检查阀片、弹簧是否破损，若气阀损坏，更换同规格合格的气阀组件；④检查冷却系统，若冷却水套结垢，对水套进行除垢清洗，清理冷却水过滤器堵塞杂物，恢复冷却水正常流量，调整进水温度至工艺要求；⑤检查活塞环密封状态，若活塞环磨损超标，更换活塞环，检查气缸壁有无拉痕损伤，若气缸壁损伤，进行修磨或者更换气缸；⑥检查压缩机进出口管道，若后端管道存在堵塞，清理堵塞杂物，排除堵塞，确认排气通道畅通；⑦故障排除后，对压缩机进行点动试机，检查运行声音、振动正常，逐步提升负荷，监测排气温度，确认温度稳定在允许范围内，投入正常运行，若故障无法排除，联系设备厂家专业人员进行维修，做好停机隔离。（3）储气瓶组定期检验内容：①储气瓶组的定期检验周期按照压力容器检验规范要求，首次检验3年，以后每6年检验一次，对于超过设计使用年限的储气瓶组，按照要求进行强度校核和安全性评估，合格后方可继续使用；②检验内容包括：外观检查，检查瓶体表面有无腐蚀、变形、焊缝开裂、机械损伤，防腐层有无脱落，瓶阀连接部位有无泄漏；③进行壁厚测定，对瓶体腐蚀部位进行壁厚检测，确认剩余壁厚满足强度要求，最小壁厚不得小于设计最小壁厚的90%；④进行气密性试验，试验压力为储气瓶组设计压力的1.0倍，保压30分钟，无泄漏、无压力降为合格；⑤进行磁粉或者超声探伤，检查瓶体焊缝、瓶口螺纹有无裂纹缺陷，发现裂纹必须进行处理，无法处理的予以报废；⑥检验安全阀、压力表、爆破片等安全附件，安全阀校验合格，压力表检定合格，爆破片符合使用年限要求，更换到期的安全附件。日常维护要求：①每日巡检检查储气瓶组的压力、温度，记录压力变化，检查瓶体连接管道、阀门有无泄漏，用可燃气体检测仪检测泄漏情况，发现泄漏及时处置；②每周检查储气瓶组的排污阀，打开排污阀排出瓶组内积存的凝液和水分，排污时控制压力，防止高速燃气喷出引发静电，排污完成后关闭排污阀，确认无泄漏；③每月对储气瓶组连接螺栓进行检查紧固，对阀门活动部件加注润滑油，保证阀门启闭灵活，定期进行阀门启闭试验，防止锈卡；④每季度检查储气瓶组的防腐层，防腐层脱落及时补涂，瓶体出现局部腐蚀及时进行防腐处理，做好腐蚀记录；⑤严禁储气瓶组超压运行，最高工作压力不得超过设计压力，长期停运的储气瓶组，关闭进出口阀门，保持瓶内正压，定期检查压力变化，发现压力异常下降及时排查泄漏。（4）充装作业过程中CNG泄漏的应急处置措施：①充装工发现泄漏后，立即停止充装作业，关闭充装柱出口阀门，关闭CNG运输车气瓶阀门，拔掉充装枪，若泄漏量较小，关闭泄漏点上下游阀门，对泄漏部位进行检查，若为充装枪密封垫片泄漏，更换密封垫片，检测浓度合格后恢复作业；②若泄漏量较大，无法立即封堵，立即按下充装区域紧急切断按钮，关闭储气瓶组出站总阀，切断气源，所有人员立即撤离至上风向安全区域，严禁在泄漏区域开关电器、使用非防爆通讯设备，防止产生电火花；③值班人员立即拨打应急救援电话，在站场出入口设置警戒，禁止无关人员、车辆进入，对泄漏区域进行通风，自然通风驱散CNG，不得使用非防爆风机进行通风；④检测泄漏区域可燃气体浓度，浓度降到爆炸下限以下后，进入现场排查泄漏点，若为充装柱阀门密封泄漏，对泄漏段管道进行泄压置换，更换密封件，试压合格后恢复使用；⑤若泄漏过程中发生火灾，立即切断气源，使用干粉灭火器灭火，灭火后持续冷却气瓶，防止气瓶受高温超压爆炸，若火灾无法控制，立即组织所有人员撤离，拨打119报警，通知周边人员疏散；⑥泄漏处置完成后，对整个充装系统进行检查，确认无其他隐患后，恢复充装作业，做好事故记录，分析泄漏原因，落实整改措施。4.某城镇燃气调压站，进站压力为0.4MPa，出站压力为0.1MPa，负责向城区1.2万户居民供气，调压器采用雷诺式调压器，配有安全阀、进口过滤器、进出口压力表。运行3年后发现出站压力持续缓慢升高，超过设定压力0.02MPa，且持续上涨无法稳定。请回答以下问题：（1）分析该调压站出站压力升高的可能原因；（2）简述故障处置的操作步骤；（3）说明雷诺式调压器日常维护保养的内容；（4）简述调压站漏气故障的应急处置方法。答案要点：（1）出站压力持续升高的可能原因：①调压器主阀阀芯密封磨损，密封不严，进口高压燃气串入出口，导致出口压力升高；②调压器指挥器薄膜破损，指挥器压力控制失效，无法准确感应出口压力变化，导致主阀关闭不严，出口压力升高；③调压器主阀阀杆卡涩，主阀无法正常关闭，当出口用气量减少时，主阀不能关小，导致出口压力持续升高；④进口过滤器堵塞，进口压力波动过大，导致调压器调节灵敏度下降，无法稳定出口压力，引发压力升高；⑤调压器弹簧疲劳失效，弹簧预紧力发生变化，设定的出口压力偏移，导致出口压力升高；⑥出口用户用气量突然大幅减少，调压器关闭精度不足，导致压力缓慢升高，若安全阀失效，压力会持续上涨；⑦安全阀起跳压力设定过高，或者安全阀阀芯卡涩，当出口压力超压后安全阀无法起跳放散，导致压力持续升高；⑧调压器指挥器进气管堵塞，指挥器无法正常获取出口压力信号，调节失灵，导致主阀无法正常关闭。（2）故障处置操作步骤：①首先降低进站压力，打开站内放散阀，缓慢降低出站压力，控制压力下降速度，避免压力快速下降影响下游用户供气，若调压站有备用调压器，首先切换至备用调压器运行，隔离故障调压器，保证下游正常供气，再对故障调压器进行检修；②关闭故障调压器进出口阀门，对调压器进行泄压，打开调压器放散阀，将调压器内部压力卸至常压；③拆开调压器，检查主阀阀芯密封面，若密封面磨损、橡胶密封老化变形，更换密封件，检查阀杆有无弯曲、锈蚀，若阀杆卡涩，对阀杆进行打磨除锈，加注润滑油，阀杆弯曲变形的更换阀杆；④检查指挥器薄膜，若薄膜存在破损、老化裂纹，更换同规格的指挥器薄膜，重新组装指挥器，检查指挥器启闭灵敏度；⑤检查指挥器进气通道，清理通道内的杂质、污垢，保证进气通道畅通，能够准确传递出口压力信号；⑥检查调压器弹簧，若弹簧疲劳变形，弹性下降，更换符合设计刚度要求的弹簧，重新调整调压器出口压力设定值；⑦检查安全阀，对安全阀进行校验，调整起跳压力至设计要求范围（一般为出站设计压力的1.5倍，且不超过进站设计压力），若安全阀阀芯卡涩，拆解清洗安全阀，更换密封件，校验合格后重新安装；⑧检修完成后，对调压器进行气密性