LNG储配站应急抢险预案

第一篇：LNG储配站应急抢险预案

LNG储配站应急抢险预案

1、LNG储罐破裂，LNG大量泄漏后着火应急抢险预案（1）立即向119报警，随后向公司调度报告。

（2）立即发出警报，全站停止运行，同时启动消防喷淋系统。（3）保护着火LNG储罐附近设备、设施，以免事故扩大。（4）立即派出警戒人员阻止LNG储配站周围一切车辆和行人通行。（5）组织抢险人员配合消防部门对LNG储罐进行灭火。

2、LNG储罐破裂，LNG大量泄漏应急抢险预案

（1）发现LNG储罐破裂，LNG大量泄漏，立即发出警报，全站停止运行，同时启动消防喷淋系统。

（2）立即向119报警，随后向公司调度报告。

（3）立即派出警戒人员阻止LNG储配站周围一切车辆和行人通行。（4）组织抢险人员穿戴好防护服用水枪驱散天然气。（5）控制一切着火源，让天然气慢慢散发完毕。

3、LNG气相管线大量泄漏

（1）迅速关闭泄漏管段两端阀门，控制泄漏。

（2）关闭LNG储配站总电源（除消防电源），关闭储罐出液总阀后相继停止全站运行，熄灭一切明火，同时至安全区电话向公司领导汇报。（3）立即设立警戒区，阻止无关人员进入。（4）待漏气管段内天然气安全放散完后，进行抢修。

4、LNG气相管线大量泄漏并着火

（1）迅速关闭漏气管段两端阀门，控制泄漏。（2）关闭LNG储配站总电源（除消防电源），启动紧接按钮使整个生产系统停止运行。

（3）开启储罐消防喷淋系统对储罐进行热隔离，立即向119报警和向主管领导汇报。

（4）组织抢险人员穿戴好防护服并到达现场，待火势变小后，用灭火器进行灭火。

（5）火势较大时，操作人员要协同消防人员灭火。（6）警戒人员立即设立警戒区，阻止无关人员进入。

（7）灭火后待漏气管段内天然气放散完后抢修，检查并完好后可恢复送气。

5、LNG液相管破裂大量外泄

（1）立即关闭破裂管上下游阀门，全站停止运行。

（2）关闭LNG储配站总电源（除消防电源），熄灭一切明火,同时至安全区迅速向公司领导汇报。

（3）设定警戒区域，进行现场监督，做好消防灭火准备。（4）待LNG充分放散，管内无天然气，且管道温度升至近常温时方可进行抢修（必须用防爆工具）,确认修好后可恢复供气。

6、LNG液相管破裂大量泄漏并着火

（1）立即关闭破裂管上下游阀门，按下紧急停车按钮，全站立即停止运行。

（2）立即向119报警，同时开启储罐消防喷淋系统对储罐进行热隔离。（3）立即设立警戒区，阻止无关人员进入，迅速向主管领导汇报。（4）组织抢险人员穿戴好防护服并到达现场，协助消防人员灭火。（5）灭火后待漏气管段内天然气安全放散管道内无压力后迅速进行抢修。

7、卸车过程中发生泄漏（1）关闭相关阀门，停止卸车。

（2）控制一切火源，划出警戒范围，做好消防灭火准备。（3）有关人员立即进入现场查找泄漏部位和原因，采取相关措施止漏。否则，迅速向有关领导汇报，组织处理。

（4）如果LNG槽车泄漏，控制不住，则进一步降低储罐内压力，加快卸车的速度，同时、报告公司领导，做好灭火准备。

8、一般泄漏应急抢险预案

8.1低温部位法兰发生泄漏应急抢险预案

（1）维修人员穿戴防静电工作服和低温防护用品，使用防爆工具，将泄漏的法兰进行紧固。

（2）不能紧固，则关闭泄漏法兰的上下游阀门。（3）泄压并且法兰温度升至常温后再更换法兰垫片。（4）重新紧固后试漏，直至不漏为止。8.2低温阀门发生泄漏应急抢险预案（1）低温阀门发生内漏

用F扳手紧固阀门，若仍泄漏则可能是阀座损坏，须更换阀门。（2）低温阀门发生外漏 阀门外漏分为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。

9、LNG储罐超装应急抢险预案

（1）立即进行倒灌作业，将超量LNG输入其他的LNG储罐。（2）立即向公司调度报告。

（3）打开LNG储罐安全阀的旁通阀进行放空，降低LNG储罐压力。（40打开LNG储罐BOG减压阀的旁通阀门，使BOG直接进入BOG汽化器并输入湛江天然气市政中压管网，并降低LNG储罐压力。

10、储罐压力超高应急抢险预案

（1）立即打开LNG储罐安全阀的旁通阀进行放空。（2）立即向公司调度报告。

（3）打开LNG储罐BOG减压阀的旁通阀门，使BOG直接进入BOG汽化器并输入湛江天然气市政中压管网。

11、站区电气事故应急抢险预案 11.1外供电源停电应急抢险预案

（1）立即与供电局联系，尽快查明停电原因并向供电局说明情况紧急，及早供电。

（2）迅速启动柴油发电机进行自备发电，保证天然气的安全输送。（3）立即向公司调度报告。11.2配电室发生火灾应急抢险预案（1）立即停止所带设备负荷。（2）立即向公司调度报告。（3）切断电源，使用干粉灭火器或二氧化碳灭火器进行灭火，严禁使用水和泡沫灭火器进行灭火。（4）若火势较大应立即向119报警。

（5）险情消除后，送电前应对电器设备进行测试和试验。（6）险情消除后，应及时查找原因杜绝事故隐患并做好纪录。11.3电动机着火应急抢险预案

（1）立即切断电源并向公司调度报告。

（2）使用干粉灭火器或二氧化碳灭火器进行灭火，严禁使用水、泡沫灭火器、沙子、泥土等进行灭火。（3）若火势较大，应立即向119报警。

（4）险情消除后，送电前应对电器设备进行测试和试验。（5）险情消除后，应及时查找原因杜绝事故隐患并做好纪录。11.4电缆着火应急抢险预案

（1）立即切断电源并向公司调度报告。（2）使用灭火器进行灭火。

（3）若火势较大，应立即向119报警。

（4）险情消除后，送电前应对配电系统和用电设备进行测试和试验。（5）险情消除后，应及时查找原因杜绝事故隐患并做好纪录。

第二篇：LNG储配站交接班管理制度

LNG储配站交接班管理制度1、2、接班人员必须提前上岗，值班期间不能脱岗、空岗。接班人员要详阅《交接班记录》，如不清楚要向交班者提出。交班者要详细答复，待接班人员完全清楚后，交班者才能下班。接班人员未到岗或交接未清楚，当班者不得离岗。

3、交班前要将值班室卫生打扫干净，保持设备清洁，通讯设备和工具都要进行交接。

4、当班者事情未处理完，由双方共同协商解决，接班人员同意后，方可下班，但必须要在《交接班记录》上签字。

5、当交接班时有紧急情况发生时，交接班人员需共同值班共同处理，完毕后交班者要在《交接班记录》上记录清楚并签字后才能下班。

6、7、领导交办的工作任务要交接清楚。

交班者要将本班全部工作内容当班时发生的所有情况，不安全隐患和全部事件处理和结果都要进行交接。

8、当班者要将本班工作情况，上个班接下来的任务、设备运行情况、物资保管情况、领导安排的任务、会议精神、领导指令全部进行交接。

9、指令发出后正在执行的任务情况也要进行交接。LNG储配站运行操作人员职责1、2、在站长的指导下，负责完成站内的各项工作任务。

熟悉站内工艺流程，掌握管道的走向、阀门位置，了解阀门用途，掌握控制盘的控制信号与设备的对应关系。

3、负责站内设备的运行、维护、维修、保养工作，保证设备设施的安全、正常运行、做好设备的维护维修记录，根据指令进行设备的启闭、运行参数的调整、切换等工作，确保燃起输送的正常运行，登记设备运行记录。

4、5、负责LNG槽车的卸车等工作，严格执行安全操作规程。对站内设备进行定期巡查，监控设备运行工况，注意现场的仪表的压力、液位、流量和温度等工艺参数的数值，并于二次仪表的显示进行比对，做好数据抄报工作。

6、注意观察LNG站内设备的运行情况，监控燃气输送状况，发现异常，要及时处理并做好记录。

7、负责仪表和消防器材的安全检查，有异常及通知相关人员处理，并做好记录，遇突发事故，按事故抢险有关规定及时处理。

8、认真做好交接班工作，负责站区工具器材的保管责任，并做好本岗位的精神文明和站区环境的卫生工作。

9、服从领导，完成领导交办的其它临时性工作。

LNG储配站储罐区安全管理制度1、2、操作人员和非本站人员进入罐区必须严格执行《进站须知》。LNG储罐、管道的安全附件（安全阀、压力表、液位计）完好可用，并已经检验合格。

3、LNG储罐不得超量储存，液位应控制在15％－90％（体积百分数）之间。

4、LNG储罐或管道进行放空操作不得就地放散，必须经放散管引至高空放散。

5、LNG储罐压力不得超过0.6MPa ,当LNG储罐压力上升至0.55MPa 时，要打开LNG储罐上的手动放空阀门进行放散，以降低LNG储罐压力。

6、严禁敲打或用火烤管道的冻结部位，也不得用水喷射这些部位。

7、LNG储罐外筒为外压真空容器严禁在负压条件下在外管道上施焊。

8、液相管道两阀门间不得存有液体，当存有LNG时要在关闭两阀门时，必须对该管段进行放散，以防止管道超压运行。

9、LNG储罐排液完毕，要保证罐内至少留有0.1 MPa 余压，192mmH2O余液，保证储罐正压运行。

10、储罐区消防设施要保证完好，并能随时投入使用。

LNG储配站应急抢险预案

1、LNG储罐破裂，LNG大量泄漏后着火应急响应预案

（1）立即向119报警，随后向公司调度报告。

（2）立即发出警报，全部停止运行，同时启动消防喷淋系统。（3）保护着火LNG储罐附近设备、设施，以免事故扩大。（4）立即派出警戒人员阻止LNG储配站周围一切车辆和行人通行。（5）组织抢险人员配合消防部门对LNG储罐进行灭火。

2、LNG储罐破裂，LNG大量泄漏应急响应预案

（1）发现LNG储罐破裂，LNG大量泄漏，立即发出警报，全部停止运行，同时启动消防喷淋系统。

（2）立即向119报警，随后向公司调度报告。

（3）立即派出警戒人员阻止LNG储配站周围一切车辆和行人通行。（4）组织抢险人员穿戴好防护服用水枪驱散天然气。（5）控制一切着火源，让天然气慢慢散发完毕。

3、管线大量泄漏并着火应急抢险预案

（1）关闭泄漏管线两端阀门控制火势，全部停止运行。

（2）立即向119报警，同时启动消防喷淋系统，对LNG储罐进行热隔离。

（3）组织抢险人员穿戴好防护服并到达现场，待火势变小后，用灭火器进行灭火。

（4）警戒人员立即设立警戒区，阻止无关人员进入LNG储配站。

4、一般泄漏应急抢险预案

4.1.低温部位法兰发生泄漏应急抢险预案（1）维修人员穿戴防静电工作服和低温防护用品，使用防爆工具将泄漏的法兰进行紧固。

（2）不能紧固，则关闭泄漏法兰的上下游阀门。（3）卸压并且法兰温度升至常温后再更换垫片。（4）重新紧固后试漏，直至不漏为止。4.2.低温阀门发生泄漏应急抢险预案

（1）低温阀门发生内漏 用F帮手紧固阀门，若仍泄漏则可能是阀座损坏，需更换阀门。

（2）低温阀门发生外漏 阀门外漏分为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。

5、LNG储罐超装应急抢险预案

（1）立即进行倒罐作业，将超量LNG输入其它的LNG储罐。（2）立即向公司调度报告。

（3）打开LNG储罐安全阀的旁通阀进行放空，降低LNG储罐压力。（4）打开LNG储罐BOG减压阀的旁通阀门，使BOG直接进入BOG汽化器并输入中压管网，并降低LNG储罐压力。

6、储罐压力超高应急抢险预案

（1）立即打开LNG储罐安全阀的旁通阀进行放散（2）立即向公司调度报告。

（3）LNG储罐BOG减压阀的旁通阀门使BOG直接进入BOG汽化器并输入管网。

7、站区电器事故应急抢险预案 7．1配电室发生火灾应急抢险预案（1）立即停止所带设备负荷。（2）立即向公司调度报告。

（3）切断电源使用干粉灭火器或二氧化碳灭火器进行灭火，严禁使用水和泡沫灭火器进行灭火。（4）若火势较大应立即向119报警。

（5）险情消除后，送电前应对电器设备进行测试和试验。（6）险情消除后，应及时查找原因杜绝事故隐患并做好记录。7.2电缆着火应急抢险预案

（1）立即切断电源并向公司调度报告。（2）使用灭火器进行灭火。

（3）若火势较大应立即向119报警。

（4）险情消除后，送电前应对配电系统和用电设备进行测试和试验。

（5）险情消除后，应及时查找原因杜绝事故隐患并做好记录。

第三篇：液化气储配站应急抢险现场处置方案

液化气储配站应急抢险现场处置方案

【本文由危化镖局整理，来源中国安全生产网】

一、总则

为了有效预防液化石油气事故的发生，提高职工对液化石油气事故应急处理能力，保证事故发生时能迅速、有效、有序的开展应急救援工作，控制和消除事故，最大限度的减少人员伤亡、财产损失和环境污染等后果，编制本方案。

二、工作原则

坚持以人为本、预防为主、统一领导、分工协作、快速反应的工作原则。

三、编制依据

依据《中华人民共和国安全生产法》、《危险化学品事故应急预案》、《城市燃气安全管理规定》、《液化石油气安全管理规定》、《生产经营单位安全生产事故应急救援预案编制导则》及液化石油气储配站《重大危险源专项应急救援预案》等要求，结合实际工作情况来制定无背景应急抢险现场处置预案。

四、适用范围

误操作、工艺失控、设备设施故障、管道腐蚀、泄漏溢出、容器爆炸、管道破裂及液化石油气钢瓶的大量泄漏且在短时间无法控制的火灾、爆炸事故及站内其它事故。

五、液化石油气特性

1、液化石油气组成：民用液化石油气主要成分有：丙烷、正丁烷及异丁烷，液化石油气为无色气体或黄柠色油状液体有特殊臭味。

2、理化特性：液化石油气常压下为气态，具有气体的性质，经降温和加压处理后密度增大成为液态。闪点为-74℃，引燃温度为426─537℃，爆炸极限范围约为2─10%，在浓度相当低的情况下就有发生爆炸的危险。液态的液化石油气挥发性较强，液态挥发成气态时，其体积扩大250倍，同时吸收大量的热、其热值大，最高燃烧温度可达1900℃。相对密度为空气的1.56倍，低洼处沉积。

3、燃烧特点：气相燃烧时，呈明显的黄色火焰。当压力高气流量大时，火焰高度可达50m，并发出喷燃的哨声;液相燃烧时，呈鲜艳的橙黄包火焰，烟雾较浓;气液相混合区燃烧时，火焰高度呈周期性变化，颜色呈黄、橙、黄交替变化火焰低时是灭火的良好时机;流散液化气燃烧时，火焰高度比燃烧面积直径大2─2.5倍。

4、爆炸特点：液化气的爆炸极限范围约为2%～10%。1kg液化气全部气化后，体积近500L，若以2%浓度计算，可组成25m3的爆炸性气体。液化气的爆炸威力大，爆速2000～3000m/s，1kg液化气的爆炸威力约等于40kgTNT炸药的当量。液化气爆炸易形成大面积燃烧，爆炸时形成的强大气浪不仅会使建筑物倒塌，而且瞬间形成大体积空间火焰，造成重大破坏和人员伤亡。

盛装液化石油的钢瓶，储罐受热后，压力迅速增加，当超过其设计压力时，容器破裂使压力突然下降，液化石油气迅速沸腾气化而爆沸，气体大量泄出，可形成二次爆炸并形成大面积燃烧。

六、现场处置

(一)、储罐超压、超液位、冒顶的应急抢救：

在运行中，当储罐发生超压、超液位现象时，应采取储罐串气、倒罐方法处理，如因液温升高造成压力升时，可采取喷淋降温方法降压。当发生冒顶事故时，禁止用压缩机进行倒灌，应打开冒顶储罐充装阀门和备用罐充装阀门，让冒顶储罐中液化石油气自行流入备用罐，用烃泵及时倒罐，将冒顶储罐液化石油气储存液位降至安全液位，再检查所用机械设备是否进液，及时排除险情。

1、及时发现冒顶事故处置方法：(1)、立即关闭冒顶罐进液阀，改进备用罐，然后及时报告领导;(2)、停止卸液，检查管路是否损坏、泄漏、安全阀是否正常开启;(3)、检查压缩机是否进液(由气相管引入)如压缩机正在运行，应立即停车，防止发生撞缸事故，关闭通向储罐的气相管阀门，采取排液措施;(4)、根据现场风力风向情况，设置警戒线，疏散无关人员，停止机动车行驶;(5)、待情况稳定后，将冒顶罐的液倒入其它罐;(6)、全面检查储罐、管路、设备等情况，对于已经发生和可能发生的问题，应认真检查分析，并对损坏设备部位进行检修。

2、未及时发现冒顶事故时处置方法：

由于未及时发现冒顶，液化石油气已大量泄漏外出，在空间已形成爆炸性混合气体，情况十分危险。在报告领导的同时，一般应采取下述措施：

(1)、立即停止生产，停止机动车辆行驶，疏散无关人员;(2)、立即关闭进液总阀;(3)、停止卸液;(4)、根据风力风向在现场外设警戒线，禁止无关人员进入现场，做好消防、抢救准备工作;(5)、在各种准备工作完成后，运行工或抢险人员，从上风或侧风向进入现场检查。关闭出液阀门或抢修堵漏;(6)、待液化石油气浓度降至安全范围时，全面检查冒顶情况;(7)、情况稳定后，将冒顶罐的液倒入其它罐;(8)外溢液化石油气的处理，用雾状水进行稀释，降低其浓度，浓度降到安全范围后，进入现场进一步处理。(9)、查明原因，根据冒顶造成的后果，做好善后工作。(二)、储罐根部与液相阀门间大量液化石油气泄漏的处理方法：

1、迅速倒罐，其方法如下：通过用烃泵抽泄漏罐中的液体，倒向备用罐。

2、用棉被或止漏夹包住泄漏处，并用消防水枪冲稀。

3、准备好灭火器材。

4、严禁用压缩机加压倒罐。

5、等到事故罐中液化石油气抽空后，周围浓度降至爆炸下限安全范围后，查明原因，进行换垫抢修。

(三)、槽车卸液高压胶管爆裂的处置方法：

当槽车在卸液时。出现高压胶管爆裂，会产生大量液化石油气泄漏，在场的槽车押运员、运行工，一般应采取下述措施：

1、要求槽车押运员立即打开槽车上紧急切断阀油压开关，卸掉紧急切断阀油泵压力(压力卸掉后紧急切断阀自动关闭)，关闭槽车上液相阀门，切断液化石油气气源。

2、同时，运行工关闭卸液台管道上液相阀门，切断液化石油气气源。

3、关闭压缩机，关闭工艺管线上气相阀门。

4、迅速报告站领导，并保护好事故现场，等待处理。

5、等到浓度降至爆炸下限安全范围后，方可进入事故现场。、(四)、液化气储罐抢修作业

1、阀体冻裂，罐法兰连接部位出现险情

(1)、如冻裂阀体在两阀之间，关闭两端阀门，更换相同型号的阀门。(2)、漏点在两阀之间，关闭两端阀门，更换法兰垫片。

(3)、如阀门与罐体连接，无法截断气源，用布带、棉被等包堵，并立即进行水冷却。具体方法：

A、用棉被等包住泄漏阀门，用水喷射，使之结冰以减少泄漏。

B、安排人员将液化气全部导入相邻空罐，该罐压力降至0.02MPa以下时，放散全部液化气。

C、在倒罐期间严禁采用加压法，为确保安全可酌情进行排空降压。D、检测符合安全标准后，进行抢修，更换相同型号的阀门或垫.

第四篇：LNG储配站置换预冷方案

概述

天然气作为目前世界上的优质能源，在我国城市燃气气源的选择中已被高度重视，大力推广天然气应用已成为我国的能源政策。但由于天然气长距离管道输送工程规模大、建设期长，难以满足各城市对天然气的迫切需求。而液化天然气(LNG)能够解决资源地域分布与市场需求之间的特殊矛盾，因此我国作出大规模引进液化天然气以解决能源短缺问题的决策。可以预见，在未来10～20年内，LNG在能源供应中的比例将迅速增加。

为了迎接LNG到来，一些城市加紧了LNG站的建设。由于LNG低温、易燃的特点，在应用过程中涉及到一些新技术。许多城市都是第一次应用LNG，在工程投运时难免遇到一些困难，需要采取一系列行之有效的措施来解决。为此，本文结合广西南宁管道燃气公司LNG气化站工程实践，就LNG气化站投运前准备、设备和管道预冷、天然气置换等方面的工作进行总结探讨。2 投运前准备

投运前准备工作可以分为成立组织机构、制定投运方案、投运前工程检查、投运现场准备4部分内容。2.1 成立组织机构

总指挥：一般由有经验的公司领导担任。主要负责投运工作的全面领导、投运方案的审定、现场重大事务的决策及处理、现场领导工作。

工程检查组：一般由工程管理部门、施工单位保障人员、关键设备技术人员组成。主要负责工程检验，投运前各设施仪表、阀门状态等工艺检查，投运过程中的工艺流程切换、检查及核实，投运过程中工程维修。

安全技术保障组：一般由技术管理部门、安全管理部门、生产管理部门、政府消防管理部门人员组成。主要负责气化站工程投运方案的编制，员工的工作培训，气化站投运前消防器材到位情况、设备接地情况、安全措施检查，置换过程中消防准备、安全检查，置换过程中突发泄漏、火灾等事故的消防等工作。

后勤保障组：一般由公司负责物资采购和后勤服务的部门组成。主要负责液体氮气的落实，工作人员生活保障，新闻媒体的接待等。

组织机构成立后，应根据各自职责确定相关人员职责，制定各组工作程序、工作准则以及详细工作实施计划。各小组应加强方案和应急预案学习，做好投运前准备工作及置换过程中各小组职责范围内工作。2.2 制定投运方案

投运方案重点确定以下5个方面的内容：

① 确定工程投运范围。一般主要包括气化站工艺管道、卸车增压器、储罐增压器、气化器、LNG储罐、BOG加热器、EAG加热器、调压计量设备、出站燃气管道。

② 确定投运时间。为了节省人力、物力，制定出每台设备和每条管道的预冷、置换时间，绘制气化站设备管道预冷、置换时间表。[2]

[1] ③ 确定方案措施。根据预冷工艺流程图，制定出包含每台设备、每条管道在内的预冷方案，并且制定出相应的应急措施。

④ 确定操作人员。明确操作人员岗位，统一布置、统一指挥。尤其是操作人员要进行实际操作演练，一切要做到思想到位、人员到位、动作到位。

⑤ 制定应急预案。2.3 投运前工程检查

① 检查设计漏项。结合现场实际情况，对设计施工图进行最后一次的严格审查，查看是否有设计中的漏项，是否有需要补充的设计，是否有需要改进的设计。

② 检查工程完工手续。检查安装工程压力管道检验证书；检查消防安全检验合格证书；对于施工质量的内部检查，要求查看安装材料的质量证明书，焊接材料的质量证明书、检焊接工艺评定及无损检测报告、吹扫试压报告。

③ 现场工艺设备检查。检查工艺管道在施工过程中是否与设计施工图有出入；检查各类设备、阀门及管道是否严格按照要求进行试压，并验证试压记录和检查焊缝测试资料；检查储罐真空度；检查设备是否按要求接地，并验证接地电阻记录；流程管道挂牌、流向标定。检查各类阀门、阀件是否配备齐全，阀门开启是否灵活、严密；检查安全阀调校记录，保证其启跳灵活，回座严密无泄漏；检查弯管质量证明文件；低温压力管道焊缝外观检验。

④ 附属工程检查。现场通信具备通话条件；站内道路和装置区地坪必须按设计要求建成，以利于各种车辆通行；各生产用仪表、检查仪表校验合格证安放校验完毕，具备使用条件；加臭装置安装完成，经验收合格，能投入使用；置换过程所需的检测仪器(如便携式可燃气体监测仪、便携式露点监测仪等)校验合格，具备使用条件；生产及现场维修所需工具、设备按要求配备到位；供电设施按照要求安全齐备，处于随时投运状态；防雷、防静电措施齐备；厂站应急照明措施完备；消防设施按要求配置到位并能正常运行。

以上检查由专人负责，需认真作好记录，发现的问题及时报告总指挥，由总指挥向相关单位发整改命令，限期整改，整改后须经检查合格。2.4 投运现场准备

① 施工器具撤离现场，站内场地清理干净。

② 站区内灭火器材按设计要求摆放，消防设施能够正常运行并通过消防单项验收。

③ 所需预冷、置换用介质按要求配置到位，具备使用条件。

④ 相关组织机构成立，人员到位，参加置换人员经过培训、熟悉置换过程。

⑤ 生产管理、操作人员必须熟悉气化站工艺流程、各设备操作方法，能熟练地对站内工艺设施进行操作。

⑥ 通信要保持畅通，能进行有效地调度。

⑦ 人员着装、场地状况、应急措施、救护条件、人员配备等情况符合要求。3 设备、管道预冷 LNG气化站设备、管道施工完成后，虽然储罐及管道为不锈钢材料，具有优异的低温性能，但是由于LNG超低温的特殊要求，设备及管道在温度变化速率较大时，还存在热应力过大而使材料或连接部位产生损坏的问题。这就要求低温设备和管道在LNG进入前，先进行预冷操作，确保投运安全。经过预冷检验并调试合格后方可接收LNG。预冷过程也是对设备和液氮作为预冷介质。3.1 预冷目的

预冷主要是为了检验和测试低温设备和管道的低温性能，包括：检验加热器低温材料质量，检验低温管道材料及焊接质量，检验管道收缩量和管托支撑的变化，检验低温阀门的严密性，使储罐达到工作状态。3.2 预冷前准备工作 3.2.1预冷材料、工具

(1)液氮：根据储罐容积配备。(2)测氧仪：1台。(3)真空计：1台。(4)红外线温度计：1套。(5)便携式可燃气体报警仪：2台。(6)露点仪：1台。

(7)铜制紧固工具、铜锤2套。(8)与液氮槽车卸车口连接的快装接头。

(9)预冷工作人员专用的工作服、工作鞋、防冻手套若干套。(10)预冷过程记录表格。(11)消防灭火器材若干。3.2.2阀门开闭确认

① 关闭所有阀门。

② 打开所有压力表根部阀门、安全阀根部阀门、一次仪表阀门。保持放空系统畅通。

③ 打开所有气动阀门，保持紧急切断阀打开。

④ 所有预留管道用盲板封堵。

⑤ 在每次用软管连接槽车与卸车口之前，需用常温氮气对卸车口相连管道进行吹扫。

⑥ 用软管连接槽车与卸车口，进入准备状态。

⑦ 将液氮槽车增压到0.4MPa。3.3 安全检查

① 在现场预冷隔离区域树立警告标志和警示彩带，未经许可人员禁止入内。预冷开始前，在通往作业区的所有进口道路设置警示标志。

② 所有现场预冷人员必须佩戴安全帽、防低温手套，穿纯棉工作服。

③ 各岗位人员在预冷过程中应坚守岗位，不得随意串岗。3.4 预冷流程及步骤

预冷流程一般首先利用气相氮气对设备及管道进行初级预冷，然后用液相氮气对设备及管道进行深度预冷。预冷流程见图1。

一般预冷顺序为：液氮槽车、卸车增压器、气相管道、进液管道、储罐、出液管道、气化器、BOG加热器、EAG加热器、储罐增压器。

① 低温气相氮气对系统进行预冷

将氮气槽车气相管与LNG气相管连接，缓慢打开阀门将低温氮气引入气相管道，通过BOG加热器、计量橇后在放散塔放空。BOG加热器和管道系统正常后，将低温气相氮气接到进液管上，将气相氮气缓慢引入液相管和储罐，观察储罐压力，当压力达到0.2MPa时，关闭下进液管阀门，保冷15min。打开溢流管阀门，使用露点仪检测排出气体露点。重复以上工作，直至露点低于-40℃。缓慢打开储罐出液阀门，将储罐内低温气相氮气缓慢引入气化器，通过计量橇后放空。气化器预冷正常后再对EAG加热器、储罐增压器、卸车增压器、剩余管道进行预冷。

检查该步骤完成后，将本步骤已打开的所有阀门关闭，然后方可进行下一步骤。

② 液氮预冷

气相氮气预冷后，系统温度大约在-40℃左右。为使系统达到运行状态，还必须再进行液态氮气预冷，直至温度降至-160℃。

将槽车液相管与进液管连接，然后缓慢打开储罐上进液阀门，使槽车内的低温氮气进入储罐内。在储罐内液相氮气迅速气化，打开储罐气相管出口管道上的阀门，使气化后的氮气通过BOG管道和放散塔放散。及时测量储罐溢流口处的气体温度，当储罐内的温度下降到-100℃以下，可以关闭储罐上进液阀。此后由于储罐和液氮间不断地换热，还会排放大量气体。此时利用排放的气体对管道进一步冷却。打开下进液阀，观察液位计，当液位计显示约5m液位时，停止充装。关闭

3下进液阀门，冷却储罐30min。当储罐压力稳定，氮气气化量极少的情况下，可以判定储罐预冷基本完成。然后对气化器进行预冷，打开气化器后阀门、计量橇入口阀门、放空阀门。缓慢打开储罐出液阀门，液氮进入气化器，对气化器进行预冷。观察气化器情况，检查气化器蛇管是否有泄漏。最后对其他设备和管道进行预冷。

当所有设备和管道经过液氮预冷后，整个预冷过程完成。4 天然气置换

4.1 天然气置换技术要求

(1)置换过程应保持连续平稳。(2)置换不得在雷雨天及夜间进行。

(3)置换过程应在放空系统集中排放，不得使用阀门井放散管直接将混合气体排至阀门井内。

(4)置换过程使用的工具必须是防爆型(或有安全防爆措施)。(5)置换时应保证设备接地良好。

(6)放散点必须有专人负责，发现问题及时报告和处理。

(7)放散点周围设置安全警戒线，要有专人负责，通气置换合格后方可解除。(8)作业人员必须熟悉、掌握作业方案，做到“流程清、置换净、职责明”。(9)置换过程中，置换警戒区内不得有明火，警戒区为气化站周围各50m范围。

(10)置换过程中，置换警戒区内所有施工必须停止。

(11)置换前，在放散管道立管上安装DN 40mm取样管，其上安装DN 40mm球阀。

4.2 前期准备

① 确保置换前关闭所有阀门。

② 打开所有安全阀根部阀以及所有仪表根部阀，打开气动紧急切断阀。

③ 打开储罐至计量橇之间的阀门，利用设备预冷时储罐内储存的液氮对储罐后的低温管道进行冷却。4.3 氦气放散

① 依次打开管道手动放散阀、计量旁通路上切断阀、调压路上调压器前后切断阀、设备至放散塔之间的阀门。

② 利用储罐增压器为储罐进行增压，并缓慢打开储罐出液阀门，将储罐中液氮进行气化并放散，当液位计显示为0后关闭液相出液阀门。

③ 打开储罐气相阀门进行氮气放散，直到储罐压力降低至0.02MPa后关闭阀门。

④ 关闭所有阀门。4.4 天然气置换

① LNG槽车就位并接静电接地线，接卸车金属软管。② 打开LNG槽车自增压管道出口阀以及BOG管道阀门，为槽车进行增压。

③ 当槽车压力达到0.6MPa时，打开槽车出液口阀门，并缓慢打开进液液相管道阀门，待液相管道结霜后全开阀门。缓慢打开储罐下进液阀门。同时观察储罐压力。

④ 当槽车LNG液位趋近于0，槽车压力与储罐压力基本持平时，视为卸车完毕。关闭槽车出液阀。打开卸车增压器中BOG管道，将槽车中约0.40～0.02MPa的剩余气相气体输送到BOG总管中进行管道置换。

⑤ 打开储罐增压器，当储罐压力达到0.6MPa时，关闭储罐增压器。打开储罐气相管道放散，对气相管道进行置换。置换完成后关闭气相管道阀门。

⑥ 重新为储罐增压至0.6MPa，打开出液管阀门，对液相管道进行置换。

⑦ 打开管道出口处手动放散阀进行放散并检测放散气体中甲烷的浓度，直至合格后认为置换合格。

⑧ 打开调压路上所有阀门，关闭调压旁通路上阀门；打开计量路上计量仪表前后阀门，关闭计量旁通路上阀口确保出站总阀关闭。

⑨ 以上所有工作完成后，相关单位人员对置换资料成果整理及验收，整个置换工作结束。5 经验和教训

① 液氮预冷是预冷环节中最为核心的部分，这个过程中会伴随着剧烈的管道收缩和嘭嘭的响声。由于剧烈的管道收缩，法兰与设备连接处会产生局部氮气泄漏现象。指挥人员应有充分的思想准备，指挥维修人员进行有序的维修。

② 液氮开始进入储罐时液氮的气化率很高，产生的气体使储罐内压力迅速上升，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0.45MPa时，打开BOG手动放空阀从而降低储罐压力。在储罐进液态氮气过程中观察储罐压力，如果压力上升至高于输送压力，或者接近储罐安全阀放散压力，必须用手动放空阀对储罐泄压，如果压力继续升高，需要中断充装使压力下降。

③ 气化器预冷过程中如果发现有局部严重凝霜，可能是气化器有泄漏点，需立即关闭进液阀，对气化器进行仔细检查。

④ 管道、阀门在液氮预冷过程中如果发现有结冰现象，可能有漏气点，需要仔细检查。

⑤ 预冷过程中，一旦发生异常，首先关闭液氮卸车阀门。如果发生管道泄漏，应先停止充液，关闭储罐的进出口阀门，关闭相应管段的阀门，然后人员应迅速撤离泄漏点周围3m之外，以防冻伤，等待指令处理。若能将泄漏管段隔离，在总指挥批准的情况下，方可继续其他管道和储罐的预冷。

⑥ 在置换过程中特别要注意储罐压力不得低于0.05MPa，不得高于0.6MPa，否则必须重新为储罐增压或对储罐进行放散。

⑦ 在进液过程中，如果储罐出现异常，由总指挥召集设备供应商、现场指挥员、安全技术指导员、操作指挥员、协调员、施工负责人协商解决。

[3] ⑧ 要注意保证放散口周围人员的呼吸安全。现场人员如果出现冻伤、碰伤等人身伤害事故，应立即就地简单医治后再视情况送往附近医院救治。

⑨ 一般1台100m的储罐预冷约需2～3h，即使预冷完成，储罐的上下部位、里外绝热层还有较大的温度梯度，需要利用储罐间倒换液氮的方式进行进一步冷却，确保储罐整体进入工作状态。

第五篇：LNG储配站的预冷

LNG储配站的预冷

作者：付明宇 李… 文章来源：秦皇岛市燃气总公司 点击数：

152 更新时间：2009-8-11 21:45:33 1 概述

随着城市经济的快速发展和城市规模的不断扩大，人工煤气供应已不能满足社会发展的要求，发展天然气势在必行[1～3]。为适应社会及公司发展的需要，我公司决定建设LNG储配站工程，以扩大供应能力并实现天然气转换。且LNG储配站可作为未来管输天然气的事故应急及调峰气源。

LNG储配站设有10台150m3立式LNG储罐(采用真空粉末隔热)[4]。工艺区设有4台单台气化能力为2000m3/h的空温式气化器，1台加热能力为24000m3/h的天然气加热器，1台气化能力为20000m3/h的水浴式LNG气化器，一台处理能力为1000m3/h的BOG(Boil Off Gas，蒸发气体)加热器，1台处理能力为500m3/h的EAG(紧急放散气体)加热器。LNG储配站工艺流程见图1。

[4]

预冷是确保LNG储配站顺利投产试运行的重点工作。通过预冷使常温的LNG管道和储罐达到低温工作状态，防止LNG突然进入常温管道和储罐，引起管道和储罐急剧收缩，从而可能造成管道和储罐的损坏。另外，可以检验低温设备和管道设施的低温性能，主要包括低温材料的质量、焊接质量、管道冷缩量和管托支撑的变化、低温阀门的密封性、储罐的真空性能[5]。

我们于2008年6月一次性顺利完成了LNG储配站预冷工作，现将预冷工作进行总结。2 准备工作 2.1 现场条件

① LNG储配站现场除保冷以外工程全部完成，包括土建工程、站区安装工程、消防工程、自控系统及配电系统等。

② 所有设备的单机调试以及整个系统的调试全部完成，防静电测试合格。

③ 整个工艺系统的强度试验、气密性试验和干燥氮气吹扫全部合格。

④ 所有阀门处于关闭状态，放空系统所有盲板拆除。

⑤ 储罐及进出液管道内保持0.1MPa左右的氮气。2.2 工具设备及劳保用品

露点仪1台，真空表1支，温度计(-196～20℃)1支，水平仪1台，人员所需的防冻鞋、工作服及防冻手套，铜质紧固工具及液氮槽车卸车口连接的快装接头，液氮约120m3。2.3 组织工作

① 安全操作规程

a.设备安全操作规程编辑成册，且相关规程全部上墙。b.现场设备及工艺管道、阀门等按照图纸规定编号挂牌、标示。

② 人员配置 a.预冷工作设总指挥1名，负责整个预冷工作的指挥、实施、组织、监督、协调。

b.现场指挥1名，负责预冷工作现场的指挥、实施、组织、调度。c.卸车台操作员设3人，储罐区操作员设3人，气化区操作员设3人，自控室操作员设2人，预冷管道操作员设2人，所有操作人员负责各自分区的数据的记录、阀门的开关、分区情况的观察、突发事件的应急处理等。

③ 实施

a.预冷开始前2d所有操作人员应全部到位，根据安排，统一调度，集中熟悉预冷工艺，为后续工作打下基础。

b.后勤保障工作成立专门小组，负责预冷过程的液氮及各种材料的供应、现场工作人员的生活保障等工作。

c.通知关键设备、阀门(如储罐、气化器、低温阀门等)供应商以及自控系统安装公司、气化站安装公司等的有关人员到预冷现场，以解决出现的紧急情况。3 预冷工艺流程 3.1 预冷工艺流程

液氮槽车有带自增压和不带自增压两种类型，直接影响预冷方式的选择。LNG储配站预冷工艺流程见图2。

3.2 液氮槽车不带自增压系统的预冷流程

① 接车：液氮槽车以不大于5km/h的速度进入LNG储配站，运行人员对槽车进行复磅，然后槽车到卸车台就位。提示司机拉上手刹，拔下车钥匙，挡好防滑块，车前放好警示牌，提起车辆静电导除线挂好，避免因其与地面虚接产生静电火花。然后将卸车台接地线与槽车接好。打开槽车后门卸下法兰盖，连接好气、液相软管。确认卸车台所有阀门处于关闭状态，并将情况汇报给控制室人员。控制室人员做好记录，随时关注自控数据，发现异常及时和现场沟通。

② 槽车增压：首先吹扫软管，打开槽车紧急切断阀，开启卸车台自增压液相放散阀X403。然后微开槽车自增压液相阀，对自增压液相软管吹扫1min左右，关闭放散阀，同时关闭槽车自增压液相阀。随即打开卸车台自增压液相控制阀X104，打开卸车台白增压气相控制阀X201，以及槽车气相放散阀，微开槽车自增压液相控制阀，对自增压器和自增压气相软管进行吹扫。合格后关闭槽车气相放散阀，开启槽车白增压气相阀，打开槽车自增压液相控制阀，对槽车增压。③ 用低温氮气进行储罐预冷：当槽车压力达到0.6MPa时，打开卸车台第一道进液控制阀X101，打开卸车台第一道气液连通阀X102，缓慢打开储罐上进液阀G103、下进液阀G104，用低温氮气进行储罐预冷。待储罐压力升至0.2MPa时，关闭阀X101，此时关注槽车压力，适当调节槽车自增压液相控制阀。储罐保冷15min后，打开储罐BOG双向安全阀的旁通阀G415，经EAG系统排空氮气。如此升降压反复进行，保证管道和储罐与低温氮气充分、均匀接触，从而使管道和储罐降温均匀、缓慢。测满阀是为检测储罐是否过量充装而设置的阀门，它从储罐内筒上部引出，经保冷层由罐体下封头引出罐体外设置，它内部的气体温度最接近于储罐内部的温度[4]。判断储罐内部温度，通过测满阀放出气体，用温度计测量，至预期值，储罐气体预冷完成。

④ 液氮预冷：将储罐放空至微正压，关闭储罐下进液阀G104，关闭卸车台第一道气液连通阀X102，缓慢打开槽车出液控制阀，使液氮从储罐上部进液少量。控制槽车出液阀门开度，打开阀G415经EAG总管给储罐泄压，使储罐压力保持在0.3MPa。当储罐压力升高较快时要及时关闭槽车出液阀。

⑤ 通过测满阀放出气体，测量温度降到-110℃，并且液位计有指示后，说明储罐内部温度基本达到液氮常压下的沸点(-196℃)，这时可以慢慢打开储罐下进液阀，上、下同时进液。进液过程中要密切观察，记录储罐压力，防止压力升高。若压力升高则要及时关闭下进液阀停止进液。用手感觉罐体外温度，确认储罐保冷层真空度无问题。

⑥ 管道、绝热层降温达到热稳定状态需要一定保冷时间[5]，在此期间储罐蒸发率远远高于0.3%。按前期的考察经验，150m3的储罐每天液位下降5～10cm，LNG置换预定最长10d，因此确定保留罐内1m的液位。我们在保冷过程中实际平均每天液位下降5cm。储罐液位达到1m时进液结束，关闭储罐上、下进液阀。打开卸车台去BOG总管控制阀X202，再打开卸车台第二道气液连通阀X103，同时关闭槽车出液阀，使进液总管内积存的液氮气化产生的低温氮气通过BOG总管，经由阀Q414至放散总管放散。此过程同时对BOG回收管道进行了初步预冷。⑦ 储罐自增压系统预冷：依次打开储罐自增压第二道气相控制阀G202、自增压器出口阀、入口阀、自增压调节阀的旁通阀、自增压液相气动控制阀G109，关闭储罐气相根部控制阀G201，随即打开自增压液相控制阀G108。然后依次打开自增压管道上安全阀的旁通阀进行放散预冷处理，随后打开储罐气相手动放空阀G415，使自增压管道预冷后的低温氮气经由G415至EAG系统放空，预冷自增压系统管道。反复操作直至合格。合格后关闭G108，同时打开G201，关闭放散阀G415。

⑧ 气化系统预冷：依次打开空温式气化器出口放散旁通阀Q411、空温式气化器入口气动阀Q112、空温式气化器入口控制阀Q111。再打开储罐出液第二道控制阀G113(阀G111和G112为常开状态)，使低温氮气对出液管及空温式气化器系统进行吹扫预冷。依次打开出液管道上安全阀的旁通阀进行放散预冷处理。预冷后的低温氮气经空温式气化器出口放散旁通阀Q411至EAG系统排空。反复操作直至合格。合格后关闭储罐出液第二道控制阀G113，依压力情况开关空温式气化器出口放散旁通阀Q411。

⑨ BOG系统的预冷：打开BOG出口放散旁通阀Q414，并打通BOG管道系统，打开储罐降压调节阀旁通阀G205，对BOG系统进行吹扫预冷。合格后，关闭G205。打开G103、X103、X202，对卸车区连接BOG管道吹扫预冷至合格。合格后关闭G103、X103、X202，依管道压力情况开关Q414。3.3 液氮槽车带自增压系统的预冷流程

带自增压系统的液氮槽车的增压气相管道通过气相阀门直接与车体相连，无法与卸车台气相管道连接，因此不能提供低温氮气，故预冷前期应尽量放缓槽车出液速度，使液氮在进液管道内迅速完全气化，间接实现低温气体预冷，保证预冷质量。具体流程如下。

① 接车，同上。

② 槽车增压，通过槽车自增压系统给槽车增至0.6MPa。③ 缓慢打开槽车出液控制阀、卸车台第一道进液控制阀X101。缓慢打开储罐上进液阀，控制槽车出液阀门开度。打开阀G415经EAG总管给储罐泄压，使储罐压力保持在0.3MPa，当储罐压力升高较快时，要打开储罐出液阀及出液管道安全阀的旁通阀，必要时关闭槽车出液阀。此时不能关闭上进液阀，防止未完全预冷的进液管道内压力迅速升高。

④ 后续作业同上。4 工作要点

(1)气化站预冷工作开始之前，准备工作中的“现场条件”全部实现。(2)预冷前、中、后应对储罐区的高程进行测试，并做好书面记录。(3)预冷之前，用氮气对低温储罐、管道进行吹扫，进一步去除水分并置换空气。检验标准是采用露点仪检测置换气达到-30～-40℃的露点为止。(4)预冷的降温曲线目前尚无依据，暂按预冷初期缓慢降温进行。冷却速度控制在50℃/h，逐渐降温，同时观察各设备及管道技术参数的变化，积累数据，形成完整的预冷工艺流程。

(5)液氮预冷开始时储罐内部温度仍远高于液氮的沸点，必须采用上进液的方式，确保进入储罐的液氮完全气化，且有利于在罐内形成对流换热。充液过程控制在槽车与储罐的压力差为0.3MPa。

(6)充装液氮开始时液氮的气化率很高，产生的气体使储罐内压上升，当压力上升至0.5MPa以上时，打开BOG手动放空阀、BOG自力式降压阀或放散阀，从而保持储罐压力。当储罐内压不再上升或降低时可下进液，并增大充液速度，直至储罐液位达到1m。

(7)充氮预冷过程中如发现泄漏、设备材料发生问题，应及时关闭阀门，标注位置，及时报告，进行处理。处理合格后方可再行预冷。(8)预冷过程中和预冷后，必须注意观察设备材料性能、技术参数的变化，并进行书面记录。如储罐某种性能、技术参数发生突变，应针对该台储罐测试其蒸发率和真空度。

(9)在密闭空间内液氮吸收外部热量，将导致压力急剧上升，因此在操作中应注意阀门关闭顺序，严禁出现低温液体被封闭的情况。

(10)预冷过程中阀门遇冷收缩，可能导致螺栓松动，产生泄漏。若外界空气及水蒸气进入管道中，水蒸气遇冷凝结会产生冻住阀门的现象。因此应密切注意阀门情况，对松动、泄漏情况及时处理，及时采取措施，以免阀门冻住。(11)注意检查软管连接是否出现泄漏，人员应远离此处。

(12)储罐预冷采用由远及近的顺序逐台进行。为节约液氮，前一台储罐预冷完成后，将其气相管阀门打开，排出来的低温氮气经由气相管道导入相邻需要预冷的储罐，对储罐进行低温氮气预冷。5 设备检测标准

① 储罐外壁不出现结露、结霜现象，真空度合格。

② 气化器结霜部位焊口无泄漏，翅片不出现变形。

③ 低温阀门螺栓无松动，填料、阀体、法兰无泄漏。

④ 低温管道无泄漏，法兰螺栓无松动，管道伸缩均匀，支架无位移。

⑤ 储罐预冷的主要技术参数：储罐压力为0.2～0.5MPa，预冷时间为3h/台，液位为1m，可维持与LNG置换时间约10d。6 预冷完成后LNG置换前设备及管道状态

① 所有储罐保持1m左右液位，压力为0.2MPa。② 关闭所有储罐进出液阀门，开启阀Q411及储罐进出液管道连通阀(为简化图面，图2中未画出该阀)，待进出液管道恢复至常温且压力为0.1MPa时关闭阀Q411。

③ 密切注意储罐升压情况，超过0.5MPa时打开手动放散阀为储罐卸压。

④ 在此期间根据LNG的到站时间适时安排储罐升降压、出站调压系统的调试。参考文献：

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