LNG操作基础手册.doc

LNG操作手册海螺沟银泉天然气二零一三年九月目 录1 设计参数32 工艺步骤简述43 控制及安全报警系统53.1 压力测量点一览表53.2 液位测量点一览表63.3 温度测量点一览表63.4 紧急切断阀设置一览表63.5 可燃气体泄漏报警检测器设置一览表63.6 安全阀设置一览表73.7 远传报警控制系统74 岗 位 操 作84.1 LNG液体装卸操作94.2 LNG气化操作114.3 关键设备及辅助系统125 安全管理制度145.1 LNG站操作人员值班制度145.2 站长岗位责任制145.3 操作人员岗位责任制155.4 液化天然气站安全规程155.5 LNG站防火安全制度165.6 安全用火要求175.7 消防队员岗位工作职责185.8 LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定时检验要求195.9 罐车装卸液监护制度205.10 罐车安全操作规程205.11 站区火险应急方案226. 设备巡检237. 故障处理247.1 储罐压力过高247.2 罐体出现冒汗结霜现象247.3 安全阀起跳247.4 低温部位法兰发生泄漏处理257.5 低温阀门泄漏处理257.6 气动阀门打不开258. 安全须知268.1 液化天然气安全知识268.2 安全操作注意事项289. 附件299.1 工艺管道及仪表步骤图299.2 工艺图例及符号说明299.3 仪表控制点图例及符号说明299.4 汽车罐车泄液统计291 设计参数1.1 气化能力A高峰小时用气量600Nm3/h，输送压力0.250.35MPa。B小时用气量800 Nm3/h，经二次调压后输送压力812KPa。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-2050；工作温度-1050。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0.60.7MPa，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0.250.35MPa，安全阀开启压力为0.380.4MPa。B经二次调压后部分：设计压力0.1MPa，工作压力812KPa，安全阀开启压力为20KPa。1.4 储罐设计压力100 m3LNG低温储罐一台，设计压力0.94MPa（-0.1MPa外压），最高工作压力0.8MPa，工作压力0.60.7MPa，安全阀开启压力0.84MPa。2 工艺步骤简述液化天然气(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增压器(或站内增压器)给槽车增压至0.60.8MPa，利用压差将LNG送入储罐(100 m3LNG低温储罐一台)。经过储罐自增压器对储罐增压至0.60.7MPa，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)，在空温式气化器加热段升高温度，夏季气体温度最高达成15，冬季气体温度-10。经调压、计量、加臭后进入城市管网，管网压力设定为：0.250.35MPa。为控制LNG储罐使用压力，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气体经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号仪表位号控制对象设定值备注1PI101卸车液相管01.6MPa现场显示2PI102卸车气相管01.6MPa现场显示3PI203V201储罐01.6MPa现场显示PIA203V201储罐0.60.8MPa声光报警远传至控制室（可调）4PI204V202储罐01.6MPa现场显示PIA204V202储罐0.60.8MPa声光报警远传至控制室（可调）5PI205E-201后01.6MPa现场显示6PI206E-202后01.6MPa现场显示7PI307BOG加热器后01.6MPa现场显示8PI308BOG加热器后01.6MPa现场显示9PI309BOG加热器后01.6MPa现场显示10PI310BOG加热器后01.6MPa现场显示11PI311TY-301前01.6MPa现场显示PI312TY-301后01.0MPa现场显示13PI313出站后01.0MPa现场显示14PI314TY-303前01.6MPa现场显示PI315TY-303后00.4MPa现场显示15PI316TY-304前00.4MPa现场显示PI317TY-304后020KPa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1LIA-201V201储罐0.15H或0.90H发出声光报警信号远传至控制室2LIA-202V202储罐0.15H或0.90H发出声光报警信号远传至控制室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1FI401出站温度-2080流量计显示温度、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1CV-201V201储罐底部进液氮气0.4MPa手动切断2CV-202V201储罐底部出液氮气0.4MPa手动切断3CV-203V202储罐底部进液氮气0.4MPa手动切断4CV-204V202储罐底部出液氮气0.4MPa手动切断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3AIA-303E301a/E301b/E302气化区0.9%VOL控制室声光报警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0.84MPa2AV-102低温气相管0.84MPa3AV-203V201储罐0.84MPa组合式4AV-204V202储罐0.84MPa组合式5AV-205V201增压器0.84MPa6AV-206V202增压器0.84MPa7AV-207储罐出液管0.84MPa8AV-308E301a气化器0.84MPa9AV-309E301b气化器0.84MPa3.7 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0.8MPa时，发出声光报警信号，以预防该储罐压力超高；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0.90H或0.15H时，发出声光报警信号，以预防该储罐液位过低或超高，确保正常见气。3.7.3 紧急切断阀控制紧急切断阀为气开，由设置在控制室周围氮气瓶组及调压装置为其提供动力气源，调压装置出口压力范围为0.3MPa0.6MPa，紧急切断阀关闭延迟时间不超出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-162，不良操作会造成设备、管线或人员严重损坏或损伤。所以，LNG气化站操作人员必需养成良好操作习惯，严格遵守操作规程和安全要求，在操作中应穿戴必需劳防用具，注意观察设备压力、温度、液位参数。熟悉本站工艺步骤，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。对气化站操作人员要求：“四懂”懂性能、懂原理、懂结构、懂工艺步骤；“三会”会操作、会保养、会排除故障。LNG气化站操作关键分为三类：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。4.1 LNG液体装卸操作4.1.1 LNG液体卸车操作4.1.1.1 LNG槽车在卸车台旁停稳后，安装上装卸软管、快速接头和接地线，同时观察LNG槽车上压力情况。4.1.1.2 确定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阀门。4.1.1.3 缓慢打开LNG槽车气相阀门，将LNG-101线初步预冷，若储罐压力超出0.70.8MPa，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、液位改变。4.1.1.5 LNG卸完后，关闭LNG槽车液相阀，打开气相阀，将LNG-101中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槽车驾驶员卸车完成。4.1.1.8 以上为V-201储罐卸车操作，V-202储罐和这类同。4.1.1.9 LNG槽车如未带自增压器，可利用本站未进液罐自增压器。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。4.1.2 LNG储罐出液装车操作(紧急情况下出液装车及LNG外销)4.1.2.1 LNG槽车停靠后和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 确定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0.350.38MPa(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0.60.7MPa。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压力和液位改变。4.1.2.6 LNG装完后，关闭储罐底部进液线LNG-101阀，打开储罐顶部进液线LNG-101阀，将LNG-101中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槽车驾驶员装车完成。4.1.3 LNG倒罐操作4.1.3.1 开启出液罐自增压系统，将储罐增压至0.70.8MPa，开启出液罐BOG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至0.350.38MPa，也能够开启手动放空管线阀门泄压(限量)。4.1.3.2 确定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、液位改变。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，将LNG-101和BOG-101线导通泄压(经BOG泄压)。4.1.3.4 泄压完成后关闭对应阀门。4.1.3.5 通常情况，储罐内应保持少许LNG(观察液位显示、罐保持冷态)。4.2 LNG气化操作4.2.1 LNG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气化步骤，储罐内LNG经LNG-203管线进入气化器E301aE301b/E304aE304b换热。4.2.1.2 A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。4.2.1.3 A路调压至0.250.35MPa经计量、加药(加臭)后出站，B路经二次调压至812KPa、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，确定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步骤图上已预留水浴式电加热汽化器。4.2.2 储罐自增压气化器操作4.2.2.1 LNG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0.60.7MPa时增压阀关闭。4.2.2.2 注意观察储罐压力改变(必需时手动操作泄压)。4.2.3 BOG系统操作4.2.3.1 LNG储罐压力超出0.70.8MPa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，超压能够打开罐区手动放空管线阀门，就地将BOG放空卸压（限量）。4.2.3.4 NG-302管线上放散型调压器调整气态NG压力至0.350.38MPa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，预防管路中液态膨胀。4.3 关键设备及辅助系统4.3.1 调压器4.3.1.1 BOG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0.60.7Mpa，调压器设定出口压力0.350.38MPa，工作温度-1050。4.3.1.2 设置A路主调压器双路，入口P1=0.40.8MPa,出口P20.250.35MPa,Q=600Nm3/h；另设B路调压器双路，一次调压入口P1=0.40.8MPa，出口P1=0.10.12MPa，二次调压入口P1=0.10.12MP，出口P1=812KPa4.3.1.3 调压器设定后无需常常调整，必需时做微量调整。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。4.3.2.2 BOG气化器E302一台（双路），工作压力0.8MPa，每路流量150m3/h。4.3.2.3 LNG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/h。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。4.3.3.2 动力气源采取氮气钢瓶。4.3.3.3 开启工作压力0.3MPa0.6MPa，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4.3.4.1 LNG 100m3低温立式储罐二台V201（容积100m3）、V202（容积50m3）。4.3.4.2 LNG加臭装置一套Q=025ml/min，输出压力4.0MPa(和流量计联动)。4.3.4.3 NG流量计组(含压力、温度赔偿并可现场显示)一套Q=600800Nm3/h，公称压力1.6MPa。5 安全管理制度5.1 LNG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 做好设备运转情况统计工作。5.1.3 必需常常对站进行巡回安全检验，立即发觉处理多种事故苗子。5.1.4 相关突发事故立即处理。发觉险情立即报警，并采取抢救方法。5.1.5 常常检验消防器材是否完好，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在上级领导及相关部门指导下，认真落实实施国家及相关部门颁布法规、要求及条例。5.2.2 全方面负责站区设备运行及防火安全工作。5.2.3 努力提升自己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 做好每日报表汇总工作。5.2.6 碰到通常故障，应立即排除并恢复供气，确保正常生产需要。5.2.7 碰到紧急情况时应采取果断方法，确保生命和财产安全。5.3 操作人员岗位责任制5.3.1认真学习国家及相关部门颁布法规、要求及条例，努力提升自己业务水平。5.3.2 做到每小时巡回检验一次设备及工艺系统，并做好报表和统计。5.3.3 认真做好液化气卸液工作，认真填写统计表。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，应切断阀门并立即向站长汇报。5.3.6 做好站区内清洁卫生工作，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 本站全部工作人员必需持证上岗。5.4.3 进入本站严禁带入火种。5.4.4 本站动火、检修等一律按要求送审。5.4.5 进入本站液化气罐车必需验证，并按要求操作。5.4.6 本站全部安全设施定时保养及送验。5.4.7 本站实施二十四小时值班制，定时检验系统运转情况。5.4.8 一旦发生事故，应关闭系统，并主动进行扑救，同时汇报公安消防队及相关部门。5.4.9 本站工作人员必需严格实施系统技术操作步骤。5.4.10违反本要求者，视情节轻重给批评教育、罚款或报请相关部门处理。6.4.11本要求如和上级相关要求相抵触，应实施上级要求。6.4.12本要求从气化站运行之日起实施。5.5 LNG站防火安全制度5.5.1 站区内、外设置醒目标“严禁烟火”警告牌。5.5.2 未经许可，机动车不得入内。需要进入站区机动车必需用专用套子罩住排气口。5.5.3 站区内照明、排气等设备必需采取防爆型。5.5.4 对阀门、仪表接口等轻易泄漏地方应常常检验，发觉问题立即处理。5.5.5 确保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 安全用火要求5.6.1 用火概念在企业范围内从事下列作业之一者均属本要求用火范围：5.6.1.1 使用电焊、气割、喷灯等产生显性火焰作业。5.6.1.2 在仓储区使用非防爆型工具、非固定型燃油发电机、非防爆车辆、摄影机、穿外露铁钉鞋等产生隐性火花作业。5.6.1.3 在仓储区出事绝热压缩、聚焦、吸烟等产生高温作业。5.6.2 严禁吸烟依据国家相关要求和企业实际情况，决定企业范围内一律严禁吸烟（除在特定准许吸烟场所），如有违反一经发觉一律严惩。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：申请人必需是本企业正式职员，而且负责该项目用火工作，了解该工作内容。5.6.3.2填单：申请人必需认真填写该项工作“动火/危险作业许可证”。5.6.4 用火分级依据液化气环境、部位主次、危险程度大小，将用火区域划分为三个等级：5.6.4.1 一级用火部位：液化气站、化学品储存间和同类性质场所。5.6.4.2 二级用火部位：仓库、变电房、压缩机房、化验室、计算机房和同类性质场所。5.6.4.3 三级用火部位：各车间、办公室和同类性质场所。6.6.5 用火审批权限5.6.5.1 一级用火必需得到企业总经理同意。5.6.5.2 二、三级用火必需得到企业安全部门责任人同意。5.6.5.3 对危险性大作业，须提前3天以上提出申请。对尤其危险用火作业，须专题研究，报企业安全委员会同意后才能实施。5.6.6 用火标准对危险原因较大关键要害部位施工用火作业，必需从严掌握，尽可能做到用火时间短、用火范围小，并严格掌握以下标准：5.6.6.1 凡需用火构件有条件拆卸移至安全场所用火，应尽可能拆卸用火后再装上。5.6.6.2 凡能够采取其它方法替换用火作业，一样能达成对应效果，应尽可能采取替换方法处理。5.6.6.3 对必需用火作业，应尽可能压缩，并集中一定时间加以完成。5.6.7 用火基础要求5.6.7.1 防火、灭火方法不落实不动火。5.6.7.2 周围（15米内）易燃易爆物未根本清除不动火。5.6.7.3 盛装过易燃液体容器、管道未经清洗，检测分析不合格不动火。5.6.7.4 没有有效“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 用火过程要求5.6.8.1 现场要有安全检验人，负责动火周围情况观察、检测、监护。5.6.8.2 一旦出现不安全苗子威胁安全时，必需立即停止用火。5.6.8.3 用火人员要严格实施相关安全操作规程。5.6.9 用火结束后要求用火结束后必需做到“三清”：5.6.9.1 清设备：清除设备内残余物料。5.6.9.2 清管道：拆除管件，要立即装妥，加堵屏蔽板要拆除。5.6.9.3 清现场：清理现场多种施工设备、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 对上级命令要绝对服从。5.7.1.2 对部署工作要按时按质完成。对自己职责范围内工作做好总结，并立即向相关人员、部门汇报工作情况。5.7.1.3 熟悉本企业储存物品性能、特点。同时了解建筑高度、道路、水源情况。5.7.1.4 熟悉本企业消防设施分布，灭火器及报警器分布位置。5.7.1.5 熟悉使用各类灭火器材，和各类消防设备操作。5.7.1.6 保管及保养好各类消防器材、消防设备。5.7.1.7 值勤时提升警惕做好随时出动准备。5.7.2 工作范围5.7.2.1 每个月两次检验灭火器压力、插销和喷管。5.7.2.2 每七天一次检验消防箱内水带、水枪和扳手数量。5.7.2.3 每六个月一次检验灭火器重量和外表情况。5.7.2.4 每个月一次对消防栓进行放水。5.7.2.5 每七天两次检验消防泵工作情况。5.7.2.6 每三个月一次检验自动喷淋阀系统和烟感系统。5.7.2.7 每六个月一次检验报警器。5.7.2.8 每六个月一次检验泡沫质量，开关情况。5.7.3 保养5.7.3.1 消防泵每个月进行一次保养。5.7.3.2消防阀门每三个月一次检验保养。5.7.3.3自动喷淋阀系统每三个月一次保养。5.7.3.4消防水带使用压力接扣紧固每十二个月检验一次。5.7.3.5空气呼吸器每使用一次检验和保养，平时每个月一次检验保养。5.8 LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定时检验要求5.8.1 压力表六个月校验一次；（资质单位）5.8.2 安全阀每十二个月校验一次；（锅检所）5.8.3 贮罐每十二个月常规检验一次（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、不锈钢软管每十二个月检验一次；（资质单位）5.8.5 气化设备、压缩机、液位计、紧急切断阀、调压器每十二个月检验一次；（资质单位）5.8.6 可燃气体报警，每十二个月检验一次；（资质单位）5.8.7 避雷防静电设施每十二个月检测一次；（资质单位）5.8.8 消防设施六个月检验、演练一次；（厂内组织）5.8.9 油漆、标志每十二个月刷新一次；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，专职消防员必需到现场监护，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，装卸液完成后负责拆除；5.9.4 泵房操作工在装卸液前认真检验管道、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，罐现场应有专员监护液位计，严禁超量卸液。5.9.6 雷雨天或周围有火灾，严禁装卸；5.9.7 专职消防人员应认真做好装卸液监护统计；5.9.8 罐车装卸液完成后，让其自然通风510分钟，方可开启，离开现场。5.10 罐车安全操作规程5.10.1 汽车罐车必需含有液化气槽车行使证；5.10.2 驾驶员、押运员必需持有公安机关核发工作证；5.10.3 技监局核发汽车贮罐使用证、准驾证、押运证、车况、安全附件立期维修及送审；5.10.4 运行时间及路线经相关部门同意；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 作业前装卸口必需和罐车做好防静电联接；5.10.8 装卸作业必需严格监视温度、压力、流速及阀门，如有意外，立即切断阀门，罐车脱离现场；5.10.9 罐车作业严格遵守系统技术操作步骤；5.10.10违反本要求者，视情节轻重给处罚。5.10.11附LNG汽车罐车卸液统计。5.11 站区火险应急方案火警：119救护：120公安：110 现场指挥 值班员 安全和消防 报警 自救互救 消防栓 喷淋 灭火器6. 设备巡检1. 检验LNG储罐液位、压力是否正常；2. 检验一、二次仪表是否一致；3. 检验空温式气化器工作状态是否正常；4. 检验水浴式电加热器工作状态是否正常；5. 检验管线压力表、温度计是否正常；6. 检验站内设备、管线、阀门是否有泄漏，有没有异常现象发生；7. 检验常开、常闭阀门状态；8. 检验阀门、管线异常结霜。7. 故障处理防患以未然，发觉异常现象或故障立即处理，消除隐患。7.1 储罐压力过高序号可能出现故障处 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立即泄压3罐增压器入口阀关闭不严将阀门关闭严实4储罐保冷性能下降和储罐制造厂家联络7.2 罐体出现冒汗结霜现象序号可能出现故障处 理 方 法1储罐真空度受到破坏和储罐制造厂家联络2储罐绝热性能故障和储罐制造厂家联络7.3 安全阀起跳序号可能出现故障处 理 方 法1LNG储罐安全阀起跳立即手动放空、加速泄压，分析储罐超压原因，并立即处理2管路安全阀起跳立即打开管线上下游阀门、平衡压力注意:问题处理完成，提议从新调校安全阀，关闭安全阀依据阀，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法兰进行紧固，若紧不住则关闭该泄漏法兰上下游阀门，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，因为低温阀门是软密封结构，能够先用扳手加力紧，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，通常采取紧固方法处理或更换填料。7.6 气动阀门打不开序号可能出现故障处 理 方 法1气动阀门打不开检验氮气压力是否低于0.4MPa 压力不足需调整压力更换氮气钢瓶8. 安全须知8.1 液化天然气安全知识关键物理参数序号物理参数数 值1分子量16.852气化温度-162.3（常压1.053bar）3临界温度-66.524冰点-66.525液相密度460 Kg/m3（15.5）6气相密度0.754 Kg/Nm37蒸汽密度和空气密度比值0.68液态/气态膨胀系数610 m3/ m3（15.5）9燃点650 10热值38.53 MJ/Nm3（9200Kcal/Nm3）11气化潜热0.51MJ/Kg(120Kcal/Kg）12运动粘度12.07210-6 m2/s13燃烧势45.18 CP14华白数54.23 MJ / m315爆炸极限上限 14.6%下限 4.6 % 注意:液化天然气表现实状况态:无色无味液态；其危害性极易燃烧、爆炸或造成窒息。液化天然气对人体影响： 序号人体部位表 现 特 征紧 急 救 护1皮肤液体飞溅沫会造成皮肤冷灼伤处理受伤者动作要轻慢，在患处用4050温水中浸渍，达成解冻目标并立即就医诊疗2眼睛液体飞溅沫进入眼睛会造成严重永久性伤害用水进行冲洗，立即就医诊疗3吸入引发头痛、晕眩和昏睡，浓度高时使人失去知觉把受伤者移至空气新鲜场所，必需时进行人工呼吸，立即送入医院诊疗456注意:装卸低温液体时应注意不要使其飞溅或溢出，通常有可能接触到液体、冷管道、冷设备和冷气体身体部位均应加以保护。手臂应使用易脱下清洁绝热长袖手套保护。穿无克夫长裤，裤脚应包在靴子外面或盖到鞋子上面，以避免溅落液体冻伤皮肤。8.2 安全操作注意事项1） 处理LNG时必需戴上防护镜和聚乙烯或皮质手套，若蒸汽浓度较高，必需带上呼吸装置。2) 发生大泄漏，立即关断上游阀门，现场泡沫覆盖，并立即拨打119，应避免和LNG接触，并设法控制LNG蒸发。3) 失火时使用高浓度泡沫灭火剂灭火，LNG大量泄漏时严禁用水直接灭火。4) 操作人员必需穿戴好老保用具。5) 装置区内阀门管线，尤其是低温管线严禁踩踏。6) 低温阀门操作应缓慢进行。7) 两低温阀门中间段管线未设置安全放空阀时，两阀门严禁同时关闭。8) 进入操作区后应注意防滑。9) 低温管线距离LNG储罐最近阀门通常为常开阀门，第二阀门为常常性操作阀门。10) 任何情况下，严禁水份、油份、机械杂质进入管路，以免堵塞管路。11) 严禁敲打或用火烘烤冷冻部位，也不得用水喷淋，应避免用热气加热解冻。12) 卸车操作时应注意保护低温软管，避免踩踏。13) 装置区内自动调整阀门和仪表严禁随便调整。14) 卸车时，应注意车辆移动，以免拉断软管，造成大量LNG泄漏。15) 操作区内严禁闲杂人等进入。9. 附件9.1 工艺管道及仪表步骤图9.2 工艺图例及符号说明9.3 仪表控制点图例及符号说明9.4 汽车罐车泄液统计