lng加气站岗位职责

2024-07-23

lng加气站岗位职责（精选6篇）

篇1：lng加气站岗位职责

LNG加气站介绍

一、圣汇气体化工装备公司简介

二、LNG加气站分类

三、LNG加气站工艺流程

四、LNG加气站工艺设备

五、LNG加气站仪电控制系统

六、撬装式LNG加气站

七、固定式LNG汽车加气站

八、圣汇公司LNG加气站业绩

九、选择圣汇的理由

一、圣汇公司简介

圣汇公司始建于1984年，2006年4月与挪威斯考根海运集团合资组建了张家港圣汇气体化工装备有限公司。圣汇公司目前下设四大分部。第一分部为非标容器部；第二分部为低温容器部；第三分部为球罐部；第四分部为船用设备部。公司注册资金2.616亿元人民币，现有员工850余名。具有国家质量监督检验检疫总局颁发的A1、A2、A3、C2级锅炉压力容器制造许可证和A2、A3级特种设备设计许可证，获取了美国机械工程师协会颁发的ASME授权证书及“U”钢印、同时具有进出口企业资格证书、企业资信等级AAA证书、计量保证确认书、ISO9001：2000等证书，并获得了挪威DNV、法国BV、日本NK、德国GL等船级社认可证书。圣汇公司主要从事压力容器（用于化工、石油、天然气、冶金、电站设备和船用等领域）和其成套设备的生产、安装和调试；从事化工、冶金、石油、天然气、电站和船用设备的生产、安装。圣汇总部圣汇南沙分厂

圣汇公司组织机构图股东会董事会总经理监事会副总经理副总经理副总经理副总经理总工程师财务总监经营部生产部采购部质控部行政部研发部设计部工艺部财务部非标压力容器低温储运设备球罐压制和安装大型液罐和港机设备新疆工厂安装公司

二、LNG加气站分类加气站分类 LNG加气站加气站固定式LNG加气站撬装式LNG加气站移动式LNG加气站

三、LNG加气站流程加气站流程基本流程一泵双机流程

四、LNG加气站工艺设备加气站工艺设备 LNG储罐 LNG低温泵 LNG售气机增压器、调压器管路、阀门

储罐选择项目容积（m3）容积（m3）数量压力等级（MPa)压力等级（MPa)绝热方式形式储罐充装率特别要求 LNG撬装站 20、30、50 1 LNG常规站 50、70、80、100 1/2/3 1.0（0.8）、1.2 高真空多层卧式高真空多层或真空粉末立式/卧式 95% 热虹吸罐 LNG移动站 20、30 1 1.2 高真空多层卧式低温泵和泵池

◆ 高真空多层缠绕绝热;◆ 独特的隔热结构,确保最小冷量损失;◆ 真空管道一体化设计,简洁实用.低温泵撬增压调压气化器 LNG泵池泵仪表柜 LNG加气机加气机名称工作介质充液速度最大工作压力进液流量计类型精度读数最小分度值计量单位加气枪接口售气软管卸压软管 50 GPM 长度4m 长度4m Kg、L或Nm3 L/min MPa 单位技术参数 LNG 60～200 1.6 1“低温质量流量计 ±1% 0.01 Kg、Nm3、L J.C Carter加气接头 1”不锈钢柔性软管 1/2"不锈钢柔性软管 LNG加气机的布置加气机的布置双售气机方式单售气机方式低温阀门

■ 选用国产优质低温阀门 ■ 选用进口根部阀门 ■ 选用进口气动球阀 ■ 选用进口知名品牌电磁阀 ■ 主要管路采用真空管道

■ 非真空管路采取PPR保冷非真空管路采取PPR保冷 PPR 所有管路焊接100 100％ ■ 所有管路焊接100％拍片 ■ 低温管道采取冷缩补偿措施低温管道

五、LNG加气站控制系统加气站控制系统仪电组合柜控制监控画面一次仪表控制撬的设计仪表风系统

六、LNG撬装式加气站撬装式加气站

撬装LNG加气站布置加气站布置撬装纵列式布置加气岛式布置仪表和雨棚可以采用不锈钢和夹胶玻璃雨棚不锈钢面板和进口压力表

七、固定式LNG加气站固定式加气站中型LNG加气站加气站中型围堰和踏步设计固定站标准布局

八、圣汇LNG加气站业绩圣汇加气站业绩 2006年开始LNG加气站的开发 2006年开始出国内第一座LNG撬装站 2007年建成国内第一座LNG撬装站并投入使用截止2009年6月在国内已建成6座LNGA加气站圣汇公司LNG加气站全部一次投产成功

海口LNG撬装站撬装站海口气站类型地址业主建设时间加气能力服务对象撬装式海口市海燃嘉润 2007年3月 8000m3/d 公交车、卡车 30m3储罐进口低温泵主要配置一台售气机 PLC控制进口控制阀其它特征运行状况油气混合站良好

杭州公交LNG撬装站撬装站杭州公交气站类型地址业主建设时间加气能力服务对象撬装式杭州市上海通达 2007年9月 8000m3/d 公交车 30m3储罐进口低温泵主要配置一台售气机 PLC控制进口控制阀其它特征运行状况独立撬装站良好

盐田3 盐田＃LNG撬装站撬装站气站类型地址业主建设时间加气能力服务对象撬装式深圳盐田港中海油深燃 2008年10月 8000m3/d 集装箱运输车 30m3储罐进口低温泵一台售气机 PLC控制进口控制阀主要配置其它特征运行状况油气混合站良好

盐田2 盐田＃LNG撬装站撬装站气站类型地址业主建设时间加气能力服务对象撬装式深圳盐田港中海油深燃 2009年5月 8000m3/d 集装箱运输车 30m3储罐进口低温泵主要配置一台售气机 PLC控制进口控制阀其它特征运行状况油气混合站良好

海口LNG固定站固定站海口气站类型地址业主建设时间加气能力服务对象固定式海口市海燃嘉润 2009年4月 12000m3/d 公交车 80m3储罐国产低温泵主要配置 2台售气机 PLC控制进口控制阀其它特征运行状况独立加气站试运行

三亚LNG撬装站撬装站三亚气站类型地址业主建设时间加气能力服务对象撬装式三亚市海燃嘉润 2009年6月 10000m3/d 公交车 50m3储罐国产低温泵主要配置 2台售气机 PLC控制进口控制阀其它特征运行状况独立撬装站良好

九、选择圣汇的理由技术成熟、先进，性能最佳国内业绩最多，经验丰富规格型号多，方案灵活，选择余地大服务热情、周到，无后顾之忧合资企业、品质保障、信誉良好.

篇2：lng加气站岗位职责

lng小强 2017-11-28 08:30:35 2017年11月24日晚，杨凌LNG加气站发生泄漏爆炸事故，初步确定起火是由于发生管道轻微液体泄露，并起火引燃管道外保温材料。事故造成一人死亡，两人受伤。

晚上8点56接110指挥中心转警，说杨凌南庄地区发生剧烈震荡，具体情况不明。9点08分，辖区消防中队出动消防车5车20人第一时间赶到现场，发现陕西天然气LNG加注站装载区下方有明火，经现场消防员目测过火面积约20平方米。

事发加气站为何作为天然气公司大力推广的LNG加气站在最近几年，事故频频发生，而CNG加气站却相对比较平静呢？笔者从以下几点进行了分析:

1、从2011年开始LNG加气站呈现出井喷态势，至2017年，全国保守估计应该已经3千多座了，作为LNG车辆最多的陕西省，加气站规模更是处在前列，国有、民营、私人加气站片地开花，地方政府为了投资及税收对手续办理更是睁一只眼闭一只眼，记得2015年9月8日，央视焦点访谈对陕西的违法加气站进行的曝光。

榆林违法加气站被曝光

在无土地使用手续的情况下，许多加气站至少已存在了3年，在无具体经营地址的情况下，工商局就为其发营业执照，可想而知问题的严重性，当然这种现象在全国其他地方肯定也有的，只是暂时没有被曝光出来。当然手续难办这是LNG几加气站面临的共同问题，但是这不是生产经营单位逃避安全生产责任的借口。

2、当一个行业开始高速发展的时候，避免不了出现各种问题，LNG加气站行业也一样，适用的国家标准一直到2012年才实施，确实相对滞后了行业发展速度，另外许多企业片面最求利益，忽视了对从业人员的培训管理，也是事故出现原因。

篇3：LNG加气站安全设计

国家环保总局、发展改革委制定的《国家环境保护“十二五”规划》中明确提出了主要污染物排放总量控制目标,明确提出将加大机动车污染的防治力度,大力开发和使用节能型和清洁燃料汽车,降低机动车污染物排放,并且明确要求大型、特大型城市要把防治机动车尾气污染作为改善城市环境质量的重要内容。天然气汽车以其能耗低、污染物排放量小而受到各国的欢迎,是国际公认的最理想的车用替代能源。

LNG做为新兴的车用天然气使用方式,正在受到越来越多的关注,LNG加气站的建设正在逐渐兴起,如何保证LNG加气站的安全运营成为大众日益关心的话题。下面就LNG加气站的主要危害因素和安全设计方面提出自己的一些看法,以供大家参考。

1 LNG加气站主要流程及建设内容

LNG加气站是利用LNG槽车在天然气液化工厂充装LNG,通过公路运输至站内卸入站内LNG储罐。经过储存、泵送,为LNG汽车充装。站内一般设置LNG工艺装置区、加气站房、加气岛及其他附属设施。

LNG工艺装置区主要包括LNG储罐(包含立式储罐和卧式储罐)、LNG泵撬(包括LNG潜液泵、EAG放空系统、储罐自增压系统、LNG槽车卸车系统及管路连接系统)。

2 LNG加气站主要危害因素分析

2.1 介质的危害性

LNG加气站生产过程中主要介质为LNG,其产生的危害因素主要包括火灾爆炸、低温危害及毒性。

a)火灾爆炸:火灾的产生来源于泄漏。当天然气在空气中积聚到一定数量,遇明火即燃;含量达到爆炸极限时,遇明火等火源着火爆炸,酿成事故;

b)LNG的低温危害:LNG的温度一般在-162℃左右,在LNG站接触LNG低温操作或者LNG发生泄漏时,可以引发人员的低温冻伤、低温麻醉。当人体直接接触时,皮肤表面会粘在低温物体表面上,皮肤及皮肤以下组织冻结,很容易撕裂,并留下伤口;

c)LNG的毒性危害:LNG是烷烃为主的混合气体,主要成分为CH4,在气态形式下是无色、无臭气体,属低度毒性物质,长期接触天然气可出现神经衰弱综合症。

2.2 装置的危险性

2.2.1 LN G低温储罐

LNG低温储罐,单罐容积不大于60 m3,采用卧式真空粉末绝热,双层结构,内外筒之间用珠光砂填充并抽真空绝热。LNG储罐最大的危险性在于真空破坏,绝热性能下降,其次可能的危险性还有储罐根部阀门之前产生泄漏。

2.2.2 低温泵

低温泵设在LNG泵撬泵池内,泵的进出口有可能因密封失效产生泄漏。

2.2.3 加气机

加气机直接给汽车加气,其接口为软管连接,接口处容易漏气,也可能因接口脱落或软管爆裂而泄漏。

2.3 生产过程产生的危险性

a)储罐液位超限。LNG储罐在生产过程中可能产生液位超限而发生LNG泄漏,易使工作人员冷灼伤,或者大量泄漏导致火灾爆炸发生;

b)LNG设施的预冷。LNG储罐在投料前需要预冷,生产中工艺管道每次开车前需要预冷,如预冷速度过快或者不进行预冷,有可能使工艺管道接头阀门发生脆性断裂和冷收缩引发泄漏事故,易使工作人员冷灼伤,或者大量泄漏导致火灾爆炸发生;

c)加气工误操作引发的安全事故。由于加气工操作失误引发的LNG泄漏,使工作人员冷灼伤,或者大量泄漏导致火灾爆炸发生。

2.4 自然灾害产生的危险性

a)噪音:噪音主要来源于LNG潜液泵等;

b)地震:地震是一种产生巨大破坏力的自然现象,尤其对建构筑物的破坏作用更为严重;

c)雷击:雷击能破坏建筑物和设备,并可能导致火灾和爆炸事故的发生,其出现的频率不大,作用时间短暂;

d)车辆伤害:LNG加气站进出的车辆很多,如果站内道路不符合要求或道路的安全指示标志不明确,有可能发生车辆伤害事故。

3 LNG加气站设计过程中采取的安全技术措施

通过以上对LNG加气站可能发生的危险性分析,在设计过程中采取如下措施来降低危害发生的可能性,从而减少和避免灾害的发生。

3.1 总平面布置

a)根据LNG加气站站外建构筑物特点,结合地形、风向等因素合理布置储罐等危险源设备,使其远离人口密集区,远离明火场所;

b)站内各设施之间防火间距按规范确定。站内设施满足相关规范的防火间距要求;

c)设置防液堤。LNG储罐的周围设置防液堤,防液堤的作用是在LNG储罐发生泄漏时,防止流体流淌蔓延,将流体限制在一定区域内;

d)LNG加气站出入口分开设置。站区内加气区的出入口分开设置,方便车辆的有序出入;

e)LNG装置露天化、敞棚化。LNG装置露天设置可以使泄漏的LNG迅速挥发、扩散,避免与空气混合后形成爆炸混合物。

3.2 工艺设计

a)LNG加气站管路系统采用超压自动放散。同时,设有事故状态紧急报警、快速切断和安全放散功能,以确保场站安全生产;

b)低温储罐设有紧急切断阀,装在储罐进出液管道上,在装置发生意外时,可马上切断储罐与外界的通道,防止储罐内液体流出;

c)储罐设有放空阀、安全阀、超压报警、高低液位报警、检测等安全设施;

d)设置集中放空系统。对低温放散天然气通过EAG加热器加热后,达到常温温度进行排放。由于常温天然气密度比空气轻,高空排放可使其迅速扩散。同时为防止放空口处出现着火时火焰回窜,在放空系统汇集管的末端装设阻火器,起阻隔火焰作用,以保证系统安全。

3.3 建筑设计

站内主要建构筑物有加气站房、加气罩棚等。站内建筑物耐火等级均按二级设计,满足相关规范要求,站内工艺装置区为甲类生产区,地面采用混凝土硬化地面。

3.4 电气设计

a)站内控制室及有爆炸危险的场所,均设置正常照明和应急照明。在爆炸危险场所,所有电气设备及照明灯具均选用隔爆型;防爆等级不低于ExdⅡBT4,防护等级室内不低于IP54,室外不低于IP65。配电线路采用铠装电缆直接埋地敷设或电线穿镀锌钢管明装敷设;

b)站内配电系统采用TN-S接地方式,配电系统采用接地保护;站内金属设备、各工艺管线均考虑防雷和防静电接地;站区内的所有电气设备做保护接地,接地电阻均不大于4Ω。

3.5 自控设计

a)LNG加气站内工艺装置区及加气岛设置燃气泄漏报警检测装置。各检测区域CH4浓度达到报警设定值(20%LEL)时,控制室可燃气体报警控制器发出声光报警信号;

b)LNG加气站内工艺装置区设置自控报警连锁系统。其中防液堤内报警信号与防液堤内积水坑潜水泵的启停联锁;LNG储罐设备及管道设置温度、压力、液位检测仪表,在现场和控制室的计算机操作站上集中显示,并设置安全联锁装置,当储罐液位值超限时发出报警信号并关闭储罐进、出液阀门;

c)站内主要区域设置紧急停车及连锁控制(ESD)。控制室控制柜及现场操作盘面板设置紧急切断按钮,事故或紧急状况下可紧急切断所有紧急切断阀。

3.6 消防设计

LNG加气站根据建设规模设置消防水系统和灭火器。

a)一级LNG加气站同时设置消防水系统和灭火器。消防水系统主要建设内容包括消防水泵房、消防水池及消防给水系统,同时设置备用柴油发电机满足消防水用电需求;

b)二、三级LNG加气站一般只设置灭火器,灭火器一般按如下原则设置:工艺装置区一般设置手推式干粉灭火器,控制室设置二氧化碳灭火器,其他位置设置手提式干粉灭火器。

4 LNG加气站运行过程中采取的防范措施

安全生产管理是保证LNG加气站建成后,实现充气过程以安全为目的的现代化、科学化的管理。其基本任务是发现、分析和控制充装过程中的危险、有害因素,制定相应的安全卫生规章制度,对企业内部实施安全卫生监督、检查,对各类人员进行安全、卫生知识的培训和教育,防止发生事故,避免、减少损失。

a)建立和健全各项安全生产制度。认真贯彻执行《中华人民共和国安全生产法》、《危险化学品安全管理条例》等法律、法规。建立和健全各项安全生产制度。操作人员持证上岗;

b)明确各级人员的安全生产岗位责任制,对日常安全管理工作,应建立相应的《安全检查制度》、《交接班制度》等;

c)在安全教育培训方面,建立日常安全教育和考核制度;

d)应按照《安全生产法》的有关规定设置安全生产管理机构,配备安全生产管理人员;

e)安全培训、教育和考核。按照《安全生产法》要求,生产经营单位的主要负责人,安全生产管理人员和生产一线操作人员都必须接受相应的安全教育和培训。企业的负责人和负责安全生产的管理人员必须参加由政府有关部门组织的安全生产培训教育,并取得“安全生产培训合格证”;

f)完善、实施重大事故应急预案。按照《中华人民共和国安全生产法》第十七条规定,生产经营单位必须编制与完善事故应急救援预案。以便发生事故后,各部门各司其职有条不紊地组织抢险和救助,最大限度地减少事故损失。

5 结语

篇4：LNG汽车加气站建设

关键词：加气站液化天然气橇装低温泵

中图分类号：U49 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）08（a）-0129-01

LNG是将天然气在常压下气态的冷却至-162 ℃形成液体。本公司的天然气液化后带压0.45 MPa，-137 ℃，可以降低储运空间和成本，而且具有热值大、性能高等特点。

1 建站方式的选择

LNG汽车加气站（以下简称加气站）的设计，首先，应根据建站场地的实际情况，选择合适的自己建站方式。目前加气站的建站方式有两种：站房式、橇装式。

1.1 站房式加气站

这种建站方式占地面积比较大，建站费用高，设备较多。需要基础建筑，施工周期长，加气站的土建施工费、设备安装费用高。若建站点位于LNG应用的初期，LNG汽车的数量少，LNG使用量小，成本回收周期较长，这种建站方式适合LNG用量大或政府资金支持的城镇。

1.2 橇装式加气站

这种建站方式占地面积小，设备集成，施工周期短，加气站的土建施工费、设备安装费较少，建站整体造价低，易于成本回收。这种建站方式适合LNG加气站建设初期。

综合两种方式的比较，目前在我们安阳市周边地区的LNG汽车的发展还处于初期阶段，选择撬装式加气站比较合理。

2 工艺流程的选择

LNG加气站工艺流程的选择可根据LNG加气站的建站方式进行选择，LNG加气站的工艺流程包括三部分：卸车流程、储罐调压流程、加气流程。

2.1 卸车流程

LNG加气站的卸车工艺，是将槽车内的LNG转移至加气站的LNG储罐内，LNG的卸车工艺流程主要有两种：即潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。

2.1.1 潜液泵卸车方式

该方式是通过潜液泵将LNG从槽车转移到加气站储液罐中。潜液泵卸车方式是LNG液体用潜液泵将LNG槽车卸液口抽出，经潜液泵增压后充入加气站储液罐中。LNG槽车气相与储罐的气相管连通，LNG储罐中的气体通过气相管充入LNG槽车，形成回路，整个卸车过程不需要对储罐泄压，可以直接进行卸车操作。

该方式的优点是速度快，卸车时间短，自动化程度高，无需对站内储罐泄压，基本不消耗LNG液体；缺点是需要消耗电能。

2.1.2 自增压卸车方式

LNG液体通过LNG槽车自增压口进入自增压气化器，经气化器气化后返回LNG槽车，使槽车内压力增高。利用LNG槽车与站内储液罐之间的压差进行卸车。这种方式需要消耗一定量的LNG液体。

自增压卸车方式自动化程度低，随着LNG储罐内液体不断增多，如压力升高，需要泄压，放散气体，以保持足够的压力差，增大损耗。

在站房式LNG加气站，这两种方式可以任选其一，也可以同时采用，如空间足够建议同时选择两种方式。如空间受限，可选自增压卸车方式，可节省空间降低成本，便于设备整体成橇。

2.2 储罐调压流程

储罐调压流程是给LNG汽车加气前，需要调整储罐内压力的操作，该操作流程有两种：潜液泵和自增压调压流程。

2.2.1 潜液泵调压流程

LNG液体经潜液泵LNG储罐的出液口抽出，经潜液泵增压后进入增压气化器气化，气化后的天然气经气相管返回到LNG储罐中，为LNG储罐调压。采用潜液泵调压，潜液泵的出口压力，一般设置为1.2 MPa，增压气化器的出口压力约为0.6 MPa。增压气化器的人口压力远高于出口压力，所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短。

2.2.2 自增压调压流程

LNG液体由LNG储罐的出液口直接进入自增压气化器气化，气化后的气体经气相管返回LNG储罐，为LNG储罐调压。采用这种调压方式调压，调压速度慢、压力低。

2.3 加气流程

潜液泵的加气速度快、压力高、充装时间短，LNG加气站应首选潜液泵式加气流程。

3 分析

目前国内各个省市均在积极筹备车用LNG加气站的建设，据不完全统计，目前国内已建设加气站千余座，中石油预计新建站2000余座，中海油新建1000座。其中，中石油昆仑能源有限公司计划在山东建设720座，山西省已建成加气站50余座。LNG加气站主要有以下几个特点。

3.1 应用安全、可靠

天然气主要成分为甲烷（CH4），自燃温度为732 ℃，辛烷值高达110，抗爆性能好，爆炸极限为5%～15%；天然气相对空气的比重仅为0.6～0.7，一旦泄漏，可迅速扩散空气中，不易在户外聚集，造成安全隐患；是一种最理想的清洁车用替代能源。

3.2 经济效益明显，较燃油车辆运行成本降低30%以上

LNG重卡与柴油重卡相比，售价每辆要贵8万～10万元但通过测算，使用LNG重卡要柴油车节省燃料费30%～40%，每年大约节省8万～12万元。以360马力重卡车年行驶10万公里、百公里油耗40 L测算，燃料成本如下：燃油成本=（10万公里/100）×40升/百公里×7.8元/升=31.2万元，燃油成本=（10万公里/100）×40升/百公里×5.0）元/升=20万元。

3.3 技术成熟，应用广泛

汽车用天然气加气站和车用改装技术经过数十年的发展，已经十分成熟，相关设备也极为可靠，非常安全。初步统计，安阳地区重型卡车数量接近30000辆，其中，林州近8000辆，安阳市区约3500辆，其它县区基本均在4000辆以上，如果能够推动卡车“油改气”项目实施，将会极大的促进安阳地区节能减排工作，同时为改善和提升安阳地区环境质量提供有力保证。

3.4 投资少见效快

建设一座LNG加气站投资约400万元左右，包括设备、安装、土地租赁、安评、环评等费用；按照每座加气站每天加气7 t，每吨利润800元计算，年利润约800×7×360=200万元，两年就可收回投资。如果加气量大于7吨，效益更佳。

4 结论

安彩应该加快在安阳周边300 km范围内形成较为完善的LNG液体供应保障体系，建设30～50座LNG加气站，以推动全市新能源车辆及物流产业的快速发展。建设LNG加气站，不仅可以大大提高公司的市场竞争力，还能对安阳市燃气汽车产业的推广与发展，改善大气环境，带来巨大的社会效益、经济效益和环境效益。

参考文献

[1]任永平，殷劲松，邬品芳.橇装式LNG汽车加气站的应用[J].煤气与热力，2010（10）：11-14.

[2]朱伦.LNG加气站储罐安全风险分析与防治对策[J].科技与企业，2013（12）：344-345.

篇5：LNG加气站投产方案

一、说明

**********于***年5月建成，根据目前天然气汽车的使用情况，公司要求该站在近期投入使用。为了确保该项目投产工作的安全顺利进行，特制定该投产方案。投产工作包括：液N2预冷、系统低温气密性试验、N2置换、LNG进液、加气等步骤。

二、前期准备工作

1、项目各项整改工作全部完成；

2、各种操作规程及制度制定完成并上墙；

3、职工培训工作完成；

4、职工各种劳保用品采购并发放；

5、各种操作工具、检测工具到位；

6、各种安全消防器材采购、到位；

7、各种生产表格已编制完成；

三、投产组织与分工

为搞好LNG加气站的投产工作，特成立投产领导小组。投产领导小组下设操作组、安全检查组、后勤组。

（一）投产领导小组组长：副组长：成员：

职责：负责投产工作的决策以及各小组之间的协调

（二）操作组组长：成员：操作工

职责：负责投产过程的实际操作

（三）安全检查组组长：

成员：公司、加气站、设备等有关厂家人员职责：负责设备安全检查

（四）后勤组组长：成员：

职责：负责投产过程中参加人员的后勤保障工作

四、投产步骤

（一）LN2预冷、气密性试验、N2置换 1．1 目的

1、将要加气站在低温下工作的设备、工艺管道内的水分、空气置换出去，以免水分在低温下冻结，堵塞设备和管道，损坏阀门。

2、考察、检验加气站在低温下工作的设备、工艺管道、阀门、仪表的耐低温性能，发现问题便于及时处理，消除事故隐患。

3、检查设备、工艺管道、法兰、接头、焊缝是否泄露，发现问题（如调整管托限位，维修阀门的跑、冒、滴、漏，预冷后紧固法兰螺栓等）及时处理，消除事故隐患。

4、将加气站设备、工艺管道内的空气用N2置换出去，以免LNG进入设备内与设备、工艺管道内的空气混合而发生着火爆炸事故。

5、通过液氮预冷，模拟LNG运行，组织人员学习工艺流程。1．2 LN2预冷、气密性试验、N2置换应具备的条件

1、吹扫、试压、仪表联校工作等已完成并经过确认

2、设备处于完好状态

3、安全阀全部就位并经过校验

4、设备保冷工作完毕

5、操作人员已培训完并经考试合格

6、操作人员劳保作品配带齐全 1．3 具体操作 1．3．1预冷

1、参加预冷的所有操作人员必须穿戴好劳保用品，包括安全帽、防低温手套、纯棉工作服等；

2、无关人员不得进入预冷现场；

3、参加预冷的所有必须遵守现场安全规定；

4、预冷所需工具在出发到现场前再次确认完好；

5、预冷过程中应把安全放在首位，做好一切防范，严防事故发生。

（二）预冷注意事项

1、预冷前、中、后应对储罐的基础高程进行测试，并做好书面记录；

2、预冷中，测量放散气体温度达到－10度时，储罐才可开始充装液氮；

3、预冷过程中，任何时候在任何设备的任何一点，其温降速度不得超过1度/分钟；每当管道或设备温度降低20度，停止冷却，检查系统气密性、管道和设备的位移；

4、充装液氮开始时，因液氮的气化率很高，产生的气体使储罐内压上升，应密切注意压力上升速度，控制液氮充装速度，当压力上升至0.6MPa时，打开BOG手动放空阀、降压旁通阀或底部进液阀，从而降低储罐压力。当储罐内压不再上升或降低时，可进行下进液，并增大充液速度；

5、充氮预冷过程中如发现有泄漏或设备材料发生问题时，应及时关闭阀门，停止该段的预冷并标注位置，及时报告及时处理，处理合格后方可再行预冷；

6、预冷过程中和预冷后，必须注意观察设备材料（包括储罐、气化器、阀门、法兰、管件等）性能、技术参数的变化，并进行书面记录。如设备材料发生突变应采取紧急措施进行处理；

7、预冷过程中发现储罐某种性能、技术参数发生突变，应及时告知储罐厂家，同时停止对储罐进行预冷，直到储罐生产厂家书面认可的前提下，才继续对储罐进行预冷；

1．3．2系统气密性试验

1、将系统所有安全阀的根部阀关闭。

2、用肥皂水检查系统所有设备、管线、阀门、法兰、接头、焊缝，对发现的泄露部位要作好记录，局部或全部泄压后处理漏点，漏点处理完毕继续升压，对处理后的漏点试漏，直到全部合格为止。

3、系统气密性试验完毕，打开系统放空阀门，将系统泄压。1．3．3氮气置换

1、确认气化器进液总管阀门处于关闭状态；

2、缓慢打开储罐出液管阀门，观察出液管冷却情况，导通储罐至空温式气化器管线；

4、打开出站总阀前的放散阀门，控制放散阀门的开度控制LN2气化量，利用气化后的氮气逐一将设备（包括BOG气化器、NG加热器等）、工艺管道及站外管道内的空气置换掉，并放空；

5、用含氧气体分析仪检测放空处的气体含氧量，当氧含量≤0.5%时，合格；

（二）LNG进液

2.1 LNG进液应具备的条件

1、LN2预冷、气密、N2置换工作已完成。

2、仪表联校、控制、联锁、报警系统调校完毕，准确可靠。

3、各项生产管理制度已落实。

4、LNG进液操作方案已向操作员交底。

5、供电系统正常。

6、紧急切断阀空气系统正常。

7、通讯联络系统运行正常。

8、安全、消防、急救系统运行正常。2.2 LNG进液操作

1、打开放散管线阀门，利用空温式气化器使LNG储罐内的LN2全部气化并放空，LNG储罐内的LN2全部气化后且储罐压力降为0.1Mpa后，关闭放散阀门。

2、上述工作在LNG进液前2小时进行。

3、将LNG槽车的液相软管与卸车台的液相管线相连。

4、启动LNG槽车增压器，将LNG槽车压力升至0.6～0.7MPa。

5、打开LNG储罐上进液阀和LNG槽车上液相阀，进LNG气体预冷，当进液管温度无明显变化时，关闭LNG槽车上液相阀，打开LNG槽车下液相阀，当LNG储罐建立液位后，打开LNG储罐底部液相阀，将LNG槽车内的LNG全部卸至LNG储罐。

7、LNG槽车卸车完毕，关闭LNG槽车下液相阀，打开LNG槽车液相阀，用LNG槽车内的气相将LNG槽车液相软管，进液管内的LNG扫回LNG储罐。

8、将LNG槽车液相软管内的天然气放空。

9、拆LNG槽车液相软管，并将其放回车内。

（三）给汽车加天燃气

为加强LNG加气站加气工作管理，严禁违章违规操作，确保安全生产。

1、加气员必须具备LNG知识、加气安全操作知识及消防知识，并经过培训上岗，当班员工必须着工装并穿戴劳动用品。

2、加气车辆定位后，加气员检查发动机是否熄火、车灯是否关闭、手刹是否刹住。

3、车辆加气前，加气员应按照安全操作规范要求，要求驾驶员自己打开车辆加气仓门，并按《LNG车辆驾驶员安全操作规程》检查气瓶是否在使用期内以及贴有规定的标签，通过看、听、嗅等方法检验气瓶的液位计、阀门、配管是否有气体泄漏或出现其他异常情况。

4、加气员经过检查后，将加气枪与车辆气瓶加气口连接，确认牢固后开始加气，严禁加气管交叉和缠绕在其他设备上。

5、加气作业中，加气员在加气时要观察气瓶流量计及气瓶压力表，严禁过量充装。

6、加气作业中，严禁加气员将加气枪交给驾驶员操作，禁止一人操作两把加气枪。

7、加气作业中，加气员不得擅自离开正在加气的车辆。

8、加气作业中，加气员应监督驾驶员不能使用毛刷清洁车辆或打开发动机盖维修车辆。

9、加气过程中，如发生气体泄漏时，加气员应立即关闭车辆气瓶阀，并切断供气阀门，把气体泄漏控制在最小范围内。

10、加气过程中，如发现加气车辆有气体泄漏、气瓶配件不全、无加气通知手续、加气车辆未经过检测的，加气员有权拒绝给车辆加气。

11、加气结束后，加气员卸下加气枪并正确放置好加气枪。

12、加气结束后，由驾驶员自己关闭车辆加气仓门，严禁加气员违反加气安全操作规范给车辆关闭加气仓门。

13、加气员工作中要加强对设备及LNG储罐的压力检查，当储罐压力大需排压时，应当缓慢开户减压阀排压，不准瞬间开大阀门排压，以避免造成排压时形成蒸气云团或管道喷液、冰堵的不安全情况发生。

14、加气站工作人员，要自觉遵守《安全管理“十五大禁令”》，禁止在加气区域使用手机等移动通讯设备和严禁明火等规定。

15、加气站如遇电闪雷击天气、计量器具发生故障、加气站周围发生不能保障加气站安全和正常工作的情况，应立即停止加气作业。

篇6：LNG加气站应急预案

全面主管公司LNG加气站调试的指挥工作，组织实施；总指挥：；1.2安全小组；全面主管公司LNG加气站的试压、吹扫、调试、运行；安全负责人：；安全小组组员：监理；1.3技术小组；全面负责处理公司LNG加气站站在调试、试运行中的；技术组长：；技术副组长：华气厚普；技术小组组员：施工单位、场站技术员；1.4后勤保障小组；全面负责处理公司LNG加气站在调试、试运行中

全面主管公司LNG加气站调试的指挥工作，组织实施调试计划等全面工作。

总指挥： 1.2 安全小组

全面主管公司LNG加气站的试压、吹扫、调试、运行过程的安全工作，涉及安全问题的操作或施工，必要时有权勒令停工，协助总指挥实施调试现场的安全监督。

安全负责人：安全小组组员：监理 1.3 技术小组

全面负责处理公司LNG加气站站在调试、试运行中的技术问题，规范储备站所有操作人员的操作，指导操作人员对突发事件进行安全处理，操作过程中由安全负责人协助处理可能发生危险的地方，按调试方案进行，对可能发生故障的地方有预见性，所有调试过程中的技术问题由技术副组长协助处理，如果组长不在现场，则由技术副组长全权负责。

技术组长：

技术副组长：华气厚普技术小组组员：施工单位、场站技术员 1.4 后勤保障小组

全面负责处理公司LNG加气站在调试、试运行中的后勤工作，如调试工具准备，通讯设备保障，设备供电，LNG进源协调，必要的人员休息，饮用水，医药包，交通工具等后勤工作。

后勤保障负责人：后勤保障小组组员：

二、试车前应具备的条件和检查、准备工作

试车前应具备的条件和检查、准备工作，这些工作包括以下内容： 2.1 所有的机械安装工作必须完成，所有涉及到的系统都经安装区域工程师

书面确认合格并且单项工程或装置中间交接已完成； 2.2 电源已正常,设备位号、管道介质及流向标志完毕； 2.3 试车方案和有关操作规程已印发到个人； 2.4 联锁值、报警值已经批准并公布；

2.5 机、电、仪维护人员已到位，控制室已交付使用； 2.6 劳动保护已到位、通讯系统已畅通； 2.7 各岗位职责已明确，人员持证上岗； 2.8 安全、消防、监控系统处于完好状态； 2.9 保运队伍已组建并到位；

2.10 根据技术规范和PID对配管和设备进行检查；

2.11 对仪表、安全设施和联锁进行功能测试，这种功能测试不可替代安装期间进行的回路测试；

2.12 所有的动机器，如电机、泵等单机试车已完成；

2.13 配合试运转或在此之前，所有的配管、容器、塔和其它设备应是清洁；

2.14 操作工应熟悉所有设备及控制系统的具体位置及详细情况。2.15 吹扫、预冷工程已完成； 2.16 防雷及接地工程已验收合格；

三、调试及试运行方案 3.1 吹扫

3.1.1空气吹扫应利用生产装置的大型压缩机，也可利用装置中的大型容器蓄气，进行间歇性吹扫；吹扫压力不得超过容器和管道的设计压力，流速不宜小于20m/s。

3.1.2 吹扫忌油管道时，应使用不含油的压缩空气。

3.1.3空气吹扫的检验方法，是在吹扫管道的排气口，设有白布或涂有白油漆的靶板检查，5min内靶板上无铁锈、泥土、或其他脏物即为合格。

3.2 试压

3.2.1 首先确保储灌根部法兰全关闭到位（无任何泄漏），连接撬体与储罐间的真空软管（要求密封圈要与管道对正，螺丝拧到位），连接撬体及加气机上各气动阀的仪表风管路。

3.2.2 手动关闭撬体主管道上的所有截止阀及紧急切断阀，仔细对照整个撬体的工艺流程，确保各阀处于对应的开关状态（具体每个阀的开关状态及阀的编号正处于统计中，等待统计完后作详细说明）。

3.2.3 开启泵撬体及加气机上所有与安全阀相连的维修用截止阀，同时关闭手动放空阀。试验前，应用空气进行预试验，试验压力为0.2MPa。

试验时，应缓慢升压，当压力升至试验压力的50%时，如未发现异状或泄漏，应继续按试验压力的10%逐级升压，每级稳压3min，直至试验压力。应在试验压力下稳压10min，再将压力降至设计压力，应用发泡剂检验有无泄漏，停压时间应根据查漏工作需要确定；

根据《石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范》SH 3501-2011之8.1.20的规定，分段试压合格的管道系统，如连接两段之间的接口焊缝经过100%射线检测合格，则可不再进行整体系统压力试验；

3.2.6 手动打开撬体上所有紧急切断阀（气动阀），要求开启管路中间的所有阀，将真空管两端的截止阀关掉，放空阀关闭，同时开启储罐根部气相阀；使用检漏壶逐一检查所有焊接点及密封位置有无泄漏，如果出现泄漏应立即关闭根部阀并放空管道中的气体，及时配合机械部门进行各漏点焊接或更换处理，等待处理完后再重复上述操作进行检漏。

3.2.7 首先将加注机回气管与撬体上的回气管通过真空软管相连，要求法兰要拧到位，无泄漏现象，手动开启加注机内两个紧急切断阀及一个截止阀，保持管道通路畅通，开启压力表对应的针形阀，用仪表风对加气枪头及插枪座进行吹扫，吹扫完后，将加气枪头插入插枪口，打开储灌根部回气管截止阀，使用储灌内的高压氮气对整个管道进行吹扫，吹扫完后将两个气动阀手动关闭并还原，再接上加注机的进液管与撬体泵出液管之间的真空软管，使用检漏液检查加气机内管路所有焊接点及密封位置有无泄漏，如果出现泄漏及时处理。

3.2.8 要求操作人员必须佩戴好防护手套及护目镜，开启储罐下进液口、上进液口、回液口，观察撬体上各个密封位置在低温状态下有无出现泄漏状况，如有泄漏应当第一时间处理，如果无法立即处理的，应当立即关闭储罐下进液口，打开撬体及加注机上的放空阀排尽管道中的所有液体，等待处理完后重复上述操

作，确定无误后才能往下操作。3.3 空管气体置换

3.3.1 站内设备及连接管道投入运行前先使用液氮置换空气；当含氧量≤1%时，改用LNG直接置换。

3.3.2 LNG加气机出厂前已用液氮置换，投入运行前可直接使用LNG置换。

3.3.3 用皮囊取适量置换放散气体，远离放散点进行点火试验（选择上风口），燃烧火焰以黄焰为合格。

3.4 潜液泵预冷操作规程

3.4.1 此工作应于卸车前2小时进行。

3.4.2 管道流液：轻微开启一储罐的底部进液阀，将罐内部分LNG缓慢流经泵池，打开泵池溢流口处的阀门至储罐。

3.5 泵进口测温

3.5.1 观察控制柜上的显示温度，如温度低于－100℃，则认为已达预冷状态。

3.5.2 保持该状态，等液化天然气车到来后开始卸车。3.6 液氮卸车操作

3.6.1液氮槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地线，垫好防溜木块。

3.6.2 检查槽车罐与储罐压力及液位，确定卸车方案：当储罐压力高于槽车压力时，宜采用顶部进液；否则反之。如压力相近，可用上部或下部进，也可同时进.3.6.3 检查液相、气相卸车软管完好状况。3.6.4 检查储罐区内储罐内压力，液位。

3.6.5 按液氮充装流程检查卸车台至储罐的所有阀门开停位置是否正常。

3.6.6 以上各点准确无误后，站内操作员检查槽车压力、温度、液位并记录。

3.6.7 卸车区至罐区的操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。充装过程中，巡回检查所有工艺阀门、管线、仪表工况，作好记录工作，并注意避险；

3.6.8 具体卸车操作：

3.6.8.1 给槽车增压，将槽车压力增高至储罐压力加0.2Mpa。3.6.8.2 确认槽车压力达规定后，关闭气液相连通阀，正确开启进液阀门。

3.6.8.3 观察进液管，如结霜并有流液声，表示卸车正常；如接头等泄露，立即停止卸车操作，排除险情。

3.6.8.4 观察槽车及储罐的压力及液位变化情况，通过储罐的减压及槽车增压操作，保持压差在0.2Mpa左右。

3.6.8.5 待液氮卸完后，关闭液相管进口阀门及储罐进口切断阀前阀门，打开上部进液阀；

3.6.8.6 给槽车降压，将槽车气相管接到卸车台气相管上，将槽车内气体送到储罐或外输管线，当槽车内压力降到0.3Mpa时，应停止操作。

3.6.9 卸车完后，站内操作员关闭卸车台低温阀门、罐底阀门，检查监督押运员：

3.6.9.1 关闭槽车内相关阀门；

3.6.9.2 如管内留有残掖应安全排除，切防伤人； 3.6.9.3 卸下软管，收好接地线及防溜木块。

3.6.10 将储罐上部进液阀处于开启状态，使液相管内残留液体自然缓慢汽化后进入罐顶内；液相管上的结霜全部化掉后即说明内部液体已全部汽化，可关掉储罐顶部进液阀；

3.6.11 双方签字并交接有关单据及必要的气质报告，槽车驶离站区。3.6.12 注意事项

? 槽车站内速度不超过5Km/hr。

? 槽车罐充装压力（增压器压力）控制在0.6Mpa±10%。? 储罐内压力严禁超限高于0.4 Mpa。下列情况下不得卸车： ? 站内有动火作业。? 雷雨天气。? 站内有漏气现象。? 站内其他不安全因素。

? 槽车无安全保护设施不得进入站区（防火帽、接地链等）。书面确认合格并且单项工程或装置中间交接已完成；；2.2电源已正常,设备位号、管道介质及流向标志完；2.3试车方案和有关操作规程已印发到个人；；2.4联锁值、报警值已经批准并公布；；2.5机、电、仪维护人员已到位，控制室已交付使用；2.6劳动保护已到位、通讯系统已畅通；；2.7各岗位职责已明确，人员持证上岗；；2.8安全、消防、监控系统处于完好状态；；2.9保

书面确认合格并且单项工程或装置中间交接已完成； 2.2 电源已正常,设备位号、管道介质及流向标志完毕； 2.3 试车方案和有关操作规程已印发到个人； 2.4 联锁值、报警值已经批准并公布； 2.5 机、电、仪维护人员已到位，控制室已交付使用； 2.6 劳动保护已到位、通讯系统已畅通； 2.7 各岗位职责已明确，人员持证上岗； 2.8 安全、消防、监控系统处于完好状态； 2.9 保运队伍已组建并到位；

2.10 根据技术规范和PID对配管和设备进行检查；

2.11 对仪表、安全设施和联锁进行功能测试，这种功能测试不可替代安装期间进行的回路测试；

2.12 所有的动机器，如电机、泵等单机试车已完成；

2.13 配合试运转或在此之前，所有的配管、容器、塔和其它设备应是清洁；

2.14 操作工应熟悉所有设备及控制系统的具体位置及详细情况。2.15 吹扫、预冷工程已完成； 2.16 防雷及接地工程已验收合格；

三、调试及试运行方案 3.1 吹扫

3.1.2 吹扫忌油管道时，应使用不含油的压缩空气。

3.1.3空气吹扫的检验方法，是在吹扫管道的排气口，设有白布或涂有白油漆的靶板检查，5min内靶板上无铁锈、泥土、或其他脏物即为合格。3.2 试压

3.2.3 开启泵撬体及加气机上所有与安全阀相连的维修用截止阀，同时关闭手动放空阀。

试验前，应用空气进行预试验，试验压力为0.2MPa。

作，确定无误后才能往下操作。3.3 空管气体置换

3.3.1 站内设备及连接管道投入运行前先使用液氮置换空气；当含氧量≤1%时，改用LNG直接置换。

3.3.2 LNG加气机出厂前已用液氮置换，投入运行前可直接使用LNG置换。

3.3.3 用皮囊取适量置换放散气体，远离放散点进行点火试验（选择上风口），燃烧火焰以黄焰为合格。

3.4 潜液泵预冷操作规程

3.4.1 此工作应于卸车前2小时进行。

3.4.2 管道流液：轻微开启一储罐的底部进液阀，将罐内部分LNG缓慢流经泵池，打开泵池溢流口处的阀门至储罐。

3.5 泵进口测温

3.5.1 观察控制柜上的显示温度，如温度低于－100℃，则认为已达预冷状态。

3.5.2 保持该状态，等液化天然气车到来后开始卸车。3.6 液氮卸车操作

3.6.1液氮槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地线，垫好防溜木块。

3.6.5 按液氮充装流程检查卸车台至储罐的所有阀门开停位置是否正常。

3.6.6 以上各点准确无误后，站内操作员检查槽车压力、温度、液位并记录。

3.6.8 具体卸车操作：

3.6.8.1 给槽车增压，将槽车压力增高至储罐压力加0.2Mpa。3.6.8.2 确认槽车压力达规定后，关闭气液相连通阀，正确开启进液阀门。

3.6.8.3 观察进液管，如结霜并有流液声，表示卸车正常；如接头等泄露，立即停止卸车操作，排除险情。

3.6.8.4 观察槽车及储罐的压力及液位变化情况，通过储罐的减压及槽车增压操作，保持压差在0.2Mpa左右。

3.6.8.5 待液氮卸完后，关闭液相管进口阀门及储罐进口切断阀前阀门，打开上部进液阀； 3.6.8.6 给槽车降压，将槽车气相管接到卸车台气相管上，将槽车内气体送到储罐或外输管线，当槽车内压力降到0.3Mpa时，应停止操作。

3.6.9 卸车完后，站内操作员关闭卸车台低温阀门、罐底阀门，检查监督押运员：

3.6.9.1 关闭槽车内相关阀门；

3.6.9.2 如管内留有残掖应安全排除，切防伤人； 3.6.9.3 卸下软管，收好接地线及防溜木块。

3.6.11 双方签字并交接有关单据及必要的气质报告，槽车驶离站区。3.6.12 注意事项

? 槽车站内速度不超过5Km/hr。

? 槽车无安全保护设施不得进入站区（防火帽、接地链等）。? 卸车期间不得移动车辆、维护保养车辆。? 卸车期间必须有人职守巡查。? 防止漏液冻伤。

? 有其他重大危险情况按应急方案处理。3.7 LNG卸车调试操作

卸车调试主要调试卸车系统，卸车泵（此泵为ACD的AC32管道泵），储罐的上下进行液切换系统，储罐内氮气的置换等的调试工作。

3.7.1 LNG卸车操作规程作业程序

（一）液化天然气槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地.线，垫好防溜木块；

（二）检查槽车与储罐压力，查看随车的气质报告，确定卸车方案：当储罐液体温度高于槽车时，宜采用顶部进液,否则反之。

（三）检查卸车系统的液相、增压液相、增压气相卸车软管是否完好；

（四）检查记录储罐区内储罐内压力，液位；

（五）按照操作规程中的卸车操作规程（见3-4页）检查卸车台至储罐的所有阀门开停位置是否正常；

（六）站内操作员检查槽车压力、液位并记录；

（七）卸车区至罐区的操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。卸车过程中，巡回检查所有工艺阀门、管线、仪表有无异常，如泄漏异响等，作好记录工作，并注意避险；

（八）记录员认真填写调试记录，卸车调试记录表见附表

2、附表3，各阀门位编号见附图1；

3.7.2 LNG燃气置换要求 3.7.2.1 检测点可燃气浓度为来源气浓度的99%，证明置换合格，或别用气球采集检测点气体，远离现场的上风口点火试验，以火焰为黄色证明置换合格。

3.7.2.2 各个检测点燃气浓度检测3次，每次间隔5分钟,3次都合格时证明置换完成。

3.7.2.3 置换时就熄灭置换区域的全部火源，关闭全部电器的电源。3.7.2.4 操作员穿防静电服，禁止穿着带铁钉的鞋进入现场，闲杂人等离开现场，禁止拔打手机。

3.8 卸车系统调试操作：

1)将槽车的液相、增压液相、增压气相至卸车系统的卸车口、增压液相口、增压气相口相连接；

2)置换和排放储罐内的残余液氮或氮气，打开储罐内的下出液口手动阀门、气动阀门，排放掉储罐残余的液氮或氮气；当储罐内两组的内罐压力降为0.1MPa时，关闭下出液口手动阀门、气动阀门；打开储罐两组子罐的气相放空阀门。使其在卸车过程中可对子罐进行LNG置换。

3)对槽车进行增压，将槽车压力增高至0.6MPa左右；打开槽车上的增压液

相阀门，撬上卸车系统的增压液相阀门，增压气相阀门，槽车上气相的排空阀门置换管内的空气，此时液进入汽化器，半分钟后关闭该排空阀门（气化器及管路中的空气等杂质被置换），打开槽车上的气相阀门，对槽车进行增压，当槽车压力达到0.6MPa时停止（该压力以比现场LNG槽车最高压力低0.05MPa为准）。同时，当槽车压力达到0.6MPa时，适当关小增压液相口，以避免刚卸车时，速度比较慢，而槽车压力升高过快引起槽车安全阀起跳。

4)确认槽车压力达0.6MPa后，正确开启储罐进液截止阀； 5)打开卸车泵进口手动阀门微开三分之一左右，储罐下进液气动阀门，观

察进液管，如结霜和轻微振动并有流液声，表示卸车正常；储罐放散系统应有排放气体的声音，且卸车过程中注意不要随意关闭储罐的放空阀门；如法兰接头等泄漏，立即停止卸车操作，排除险情；

6)观察槽车及储罐的压力及液位变化情况，并10分钟记录一次，通过对储

罐的减压及槽车增压操作，保持两者之间压差在0.2MPa左右； 7)启动卸车泵卸车，当卸车后LNG液体流经卸车泵的泵体后，同时会预冷卸

车泵，当检测到卸车泵预冷完成后，在控制系统上进行启泵操作，卸车泵启动完成后，观察卸车泵进出口压差，当没有压差时，应对卸车泵的电机电源进行反相操作。

8)整个卸车过程中，槽车的液体必须保持压力不能降低，储罐的放空阀门

可根据情况逐步减小开度；顶部进液调试，建议在槽车液体剩余三分之一时进行。

9)当槽车的液位指示到零刻度后，停止卸车泵的电源。打开卸车管路上的

排放阀门排放卸车管路及增压管路的残液。3.9 卸车完成后的处理

1)卸车完成后，站内操作员关闭卸车台低温阀门； 2)槽车押运员关闭槽车内相关阀门； 3)如管内留有残掖应安全排除，以防伤人； 4)卸下软管，收好接地线及防溜木块。5)双方签字并交接有关单据，槽车驶离站区。3.10 卸车系统调试要求

1)各手动截止阀门打开和关闭正常，无卡阻、无泄漏现象，或经维护后能

正常的开关闭管路。