lng加气站安全检查表

lng加气站安全检查表（共8篇）

lng加气站安全检查表 篇1

动力设施(发生煤气站)安全检查表

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说明

煤气设施在运行、操作、维修中稍有设备故障，处理不当或不安全行为，就会发生煤气中毒、着火、爆炸等事故。所以，加强煤气设施的动态检查，及时消除隐患，控制不安全行为是至关重要的。

煤气站的安全装置和安全设施是用来消除暂时故障、保护人身安全的。这种装置和设施，必须是灵敏、可靠。

煤气站人员还必须有强烈的自我保护和相互保护意识，学会排除故障和现场急救法，提高消灾救护能力。设备检查

1.0 煤气站区置位。

1.1.1 煤气站应布置在工厂夏季最大频率风向的上风向.1.1.2 冷煤气站煤气发生炉厂房应与其它生产厂分开布置,距生产车间应大于或等于40m,小型煤气站（厂）可与用煤气的车间厂房相邻。但应与防火墙隔发，其距离依热煤气的产量而定。当产量小于500m3/h时，可与用户直接连接，用防火墙隔开；而至其它车间应不小于13m。当产量为5000～35000m3/h时，与用户车间应相距13m。

1.1.3 厂外煤气发生站的区域周围应有大于或等于2m高的围墙，非煤气站使用的铁路、道路，不准穿越煤气站区域。

1.1.4 煤气站与居民区的距离：煤气产量大于50000m3/h为1000m；25000～50000m3/h为500m；5000～25000m3/h为300m；小于5000m3/h为100m。

1.0 煤气站区布置

1.2.1 煤气站区内应设有消防车道，其宽度大于或等于3.5m，并设有回车道。

1.2.2 煤气发生炉应单列，外壳之间距离大于或等于3m。

1.2.3 主厂房内设备与墙之间的净距离用作通道不应小于1.5m

1.2.4 煤气净化设备应排成一行，设备之间的净距不小于2.5m

1.2.5 煤气排送机间、空气鼓风机间和机器间的设备之间，以及设备与墙之间的净距为0.8～

1.2m。如用作通道则应不小于1.5～2m。

1.2.6 鼓风机的吸风口应设在室外，且有防雨和降低噪声的措施。

1.2.7 循环水沟应设有盖板、沉淀池，冷、热水，周围应有护栏。

1.0 煤气站防火、防爆、隔声的要求

1.3.1 主厂房属乙类生产厂房，耐火等级不低于二级。厂房、房顶、房架、地板沟必须为金属结构或混凝土结构。

1.3.2 煤气排送机和机器间属有爆炸危险的乙类生产厂房，耐火等级不低于三级。

1.3.3 主厂房的运煤贮煤层，当煤气有可能从加煤机漏入煤斗时，属Q—3级爆炸危险场所，其它均属H-2级火灾危险场所；应有防爆措施。

1.3.4 煤气排送机间、机器间属Q—3级爆炸危险场所，应有防爆措施。

1.3.5 焦油泵房，焦油库属H-1级；煤场属H-3级；煤斗间，破碎筛分间、输煤带或输送机走廊属H--2级火灾危险场所。

1.3.6 煤气管道的排水器房属Q—3级爆炸危险场所。

1.3.7 各层完全出口不少于两个，但每层面积不超过1000m2，且同一时间的生产人数不超过5人者，可设一个安全出口。

1.3.8 煤气操作层的换气次数每小时不少于6次。

1.3.9 站房的噪声小于85dB（A）。值班室，化验室、整流式仪表室、通风机间均应有隔音措施。

1.3.10 露天煤库，煤气贮气罐与建筑物的防火间距，应符合JBJ11—82《发生炉煤气站设计规范》

1.0 煤气生产安全要求

1.4.1 煤气站的煤斗间、输煤系统排送机间及有煤焦油的地区，不得抽烟和生火取暖，不得存放易燃易爆物品。

1.4.2 确认设备及各处水封、水位安全装置、仪表指示装置、电器控制阀门、消防通讯设施等完好。水、电、气煤供应正常，方可投产。

1.4.3 煤气设施严禁在负压状态下运行。

1.4.4 严禁用汽油、煤油等易燃物体作点火助燃剂。

1.4.5 用点火棒点火，禁止进入炉内点火，适时关闭透炉孔

1.4.6 生产时，无论在何种情况下，炉底压力必须大于炉出压力50cm（H2O）

1.4.7 当炉出压力剧烈降低或系统内压力剧烈波动时，禁止打开透炉孔。运行中，不开汽封则不准打开透炉孔。

1.4.8 生产炉运行时，禁止打开自然风阀及鼓风箱的清理孔；冷、热备用炉的竖管水封必须保持上部溢流；热备用炉的透孔炉，严禁打开和加煤。

1.4.9 煤气中含氧量超过0.5%时，不准与网路接通。

1.4.10 停电时，迅速关空气阀，加大饱和蒸气，调节生产炉最大阀。停蒸气时，应减少用户流量或停炉。停自来水时，应启动加压泵补充，若存水用完，应减少用户或停炉。

1.4.11 集汽器缺水，应打开其底部排水阀，无水流出时，应采取紧急措施；打开安全阀，关出口蒸汽阀，检查水套水位。若水位高出水套一半，可缓慢加水；若含少量水或无水，即向水套内注入蒸汽。

1.4.12 送气时，应用蒸气或惰性气体和煤气对煤气设备与管网进行吹洗。

1.4.13 空气鼓风机、煤气排送机和循环水泵不得带负荷启动。启动前，必须用手盘。

1.4.14 循环水系统，应严格控制补水，不得满水。

1.0 加煤机的安全要求

1.5.1 加煤机结构完整，运转可靠，气密性良好。

1.5.2 传动机构与加煤机的摇杆连接处，应有过载保险销。

1.5.3 洒煤锥丝杆通水冷却，排水温度不得超过45℃，水质应符合规定要求。

1.5.4 加煤机上部的储煤斗，应设有煤气放散管通室外。

1.5.5 煤气发生炉热备用时，必须将上下钟罩严密关闭。

1.5.6 加煤机损坏，炉出温度超过800℃时应停炉。

1.0 炉身

1.6.1 探火孔的塞子与孔座应严密不漏煤气。

1.6.2 探火孔的蒸汽环管末端应装排除冷却凝水装置。

1.6.3 每台煤气发生炉只允许打开两个不相邻的探火孔。

1.6.4 打开探火孔前，确认蒸汽压力达到设计要求；先开蒸汽阀门，高速至既不吸入空气又不泄漏煤气的程度。

1.6.5 水套应定期排污，水套用水应经化学处理，水质符合GB1576—79《低压锅炉水质标准》的规定。

1.0 出灰机

1.7.1 注意保持灰盘水位。

1.7.2 热备用炉的灰盘严禁启动。

1.7.3 灰盘机构损坏，不能出灰应停炉。

1.0 排送机

1.8.1 运行中鼓风机，排送机应联锁运行。

1.8.2 各部的压力，温度变化不准超过规定。

1.8.3 排水系统和蒸汽吹洗系统应畅通好用。

1.8.4 排送机拆修或长期停用时，进出口阀门处应堵盲板。

1.8.5 当排送机和鼓风机振动异常，轴承温度超过65℃或损坏时，要立即停车。

1.8.6 排送机事故停车后，打开最大阀，调节压力，但无法降低炉出压力时应停炉。

1.0 安全装置与安全设施

1.9.1 最大阀（钟罩阀）

1.9.1.1 钟罩阀内放散水封的有效高度为设计压力的水柱高度加50mm，但不得大于200mm。

1.9.1.2 钟罩应有重锤平衡装置，遇超压应能自动跳开放煤气。

1.9.1.3 运行钟罩不断水，不得把进水管直接接到水封上，应通过漏斗。

1.9.1.4 溢流水管应通过漏斗排水，不得将溢水管与排水管接通。

1.9.1.5 钟罩阀与放散管的十字接头应常查，勿堵塞。

1.9.2 逆止阀

1.9.2.1 逆止阀应灵敏可靠，密封良好。

1.9.2.2 逆止阀后的混合空气管应有排除冷凝水的装置。

1.9.3 汽包（集汽器）

1.9.3.1 每台发生炉应有独立的汽包，汽包应设在高位。

1.9.3.2 汽包进水管上应有两套逆止阀，球阀和水位自动控制器；一套手控，一套为自动控制。

1.9.3.3 汽包上必须有水位表、压力表和安全阀。

1.9.4 水位表

1.9.4.1 汽包应有高低水位表各一支。

1.9.4.2 水位表清晰明亮

1.9.5 压力表

1.9.5.1 压力表精度为1.5～2级，表盘直径大于或等于100mm，表盘刻度最大值为最大工作压力的1.5～3倍，最好为2倍。

1.9.5.2 压力表的刻度盘应划有工作压力的红线且铅封。

1.9.6 安全阀垂直装在汽包最高位置，其排气管尽可能通室外安全地点

1.9.7 防爆膜应装在设备薄弱部位或易受气浪冲击的部位，防爆膜为铝片，且标上爆破压力。

1.10 煤气排送机的电机与鼓风机或空气总管及煤气排送机前的低压总管，必须装有压力继电器联锁装置。当压力下降到预定值时，仪表系统发出灯光或声响信号，如压力下降到危险值时，排送机应能自动停止运转。

1.0 运煤系统和排渣系统各机械之间，电气联锁装置应灵敏可靠。

1.0 主厂房、排送机间、机器间内各设备的操作岗位，煤气防护站等应设有事故照明。1.0 煤气设备及管道场地照明采用防爆灯具，其电压不超过36V工作行灯电压不超过12V。1.0 建筑物、净化设备、煤气管道的防雷设施应符合《建筑防雷设计规范》的规定。1.0 循环水沟应有盖板，沉淀池、冷热水井周围应有栏杆。

1.0 所有传动装置的外露部分应设防护罩。

1.11 发生炉煤气站的净化设备

1.17.1竖管

1.11.1.1 竖管下部有倾斜形隔板构成水封，水封有效高度应符合规定。

1.11.1.1 第一联竖管的煤气入口处应设挡水板。第二联竖管与半净煤气总管联接法兰处应设有易装卸盲板的撑铁。

1.17.1.3 竖管的给水总管应有逆水阀。

1.11.1 洗涤塔

1.17.2.1 洗涤塔应设蒸汽切断吹扫装置，最高处有放散管。

1.17.2.2 进水管路上应设逆水阀。

1.17.2.3 排水管应插入水封内，水封有效高度应符合规定。

1.17.2.4 洗涤塔上、下部有入孔，上、下通行有斜梯（平台及护栏）。

1.17.3电除焦油器

1.17.3.1 电除焦油器应有自动切断装置，当煤气含氧量大于0.8%时，煤气压力低于5mm时，能自动断电，并发信号。

1.17.3.2 电除焦油器有防爆阀及放散管。

1.17.3.3 电除焦油器上油封高度为煤气发生炉出口最高压力加1.45kPa。

1.18 煤气站的通风及除尘

1.18.1 煤气可能从加煤机漏入贮煤斗时，贮煤斗内应有煤气排出室外的设施，主厂房贮煤层为封闭建筑时，贮煤斗内上部应有机械排放设施；加煤机与贮煤斗不相连时，加煤机上方应设机械排放装置。

1.18.2 煤气排送机间和机器间应设防爆排风装置。

1.18.3 机械化运煤系统中，破碎机、振动筛和其它产生粉尘严重地点，应采取封闭结构或机械除尘。粉尘含量要符合国标。

1.18.4 通风机的进风口若悬河不得设在煤气净化设备区一侧。

1.19 煤气管道

1.19.1 煤气管道架空敷设与建筑物和其它管线的散水水平净距，以及与铁路、道路，架空电力线路和其它管道之间最小交叉距离，应符合JBJ11—82《发生炉煤气站设计规范》

1.19.2 煤气管道上禁设有腐蚀性的气体液体管道以及与煤气系统无关的电线。管道下面不许堆放易燃易爆品，并保持畅通。

1.19.3 煤气管道不在燃料、木材堆场内甫设，不穿过不用煤气的建筑物。

1.19.4 煤气阀门应用明杆围阀，有醒目“开”“关”字样和前头方向。

1.19.5 煤气泄漏处应挂警告牌，并符合GB2894—82《安全标志》的规定。

1.19.6 煤气管道接地（零）可靠电阻值应小于10Ω，且有导除静电的接地措施。

1.19.7 煤气管道的最高处和末端，以及接车间和设备的煤气管道阀门前应装放散管。

1.19.8 煤气管道的最低处和每个煤气使用点前，要有排水装置，且好用。

1.19.9蒸汽管道与煤气管道应用软管联接，不用时予以断开。

1.19.10自来水热循环水的连通管应加两道阀门切断。两道阀门之间装疏水阀。行为检查

2.1 严格遵守设备操作规程、岗位责任制、交接班制度及其它安全管理制度。

2.2 检修、清理设备必须两人以上在一起工作。

2.3 值班岗位及工作场所严禁瞌睡，严禁吸烟。

2.4 检查漏气，禁止用鼻子或明火试控。

2.5 煤气防护人员禁止穿铁钉鞋。

2.6 进入煤气危险区处理泄漏事故或带煤气作业时，应有四人以上在场，适时轮换，工作时必须戴氧气呼吸器，工作场地40m内严禁明火，车辆和无关人员不得入内。

2.7 维修

2.7.1 带煤气动火

2.7.1.1 动火必须办理申请手续，经批准方可进行。

2.7.1.2 动火时，必须有现场监护人，备好灭火工具、急救工具和防护用品。

2.7.1.3 检修点附近不准有明火，切断电源应挂警告牌。

2.7.1.4 系统保持正压，压力在0.2～0.6kPa，应有人监护。

2.7.1.5 只准电焊，不准气焊。

2.7.2 停煤气检修

2.7.2.1 一般检修，必须用盲板切断煤气来源。临时性检修可用水封切断，并派专人看管。

2.7.2.2 用蒸汽或空气吹扫，CO小于0.03mg/L，或进行生物试验后方可动火。

2.7.2.3 动火办手续、清除可燃物、备好灭火工具，必要时通入蒸汽。

2.7.3 抽堵盲板或带煤气检修

2.7.3.1 检修前，须经煤气防护站同意，并派人现场监护。

2.7.3.2 检修人员必须配带防毒面具，不得使用过滤性面具。

2.7.3.3 30m内禁止一切火源。

2.7.3.4 敲打时要用铜质工具，使用铁质工具必须涂上甘油。

2.8 进入电除焦油器内应切断电源，并可靠接地。

2.9 检修用的照明只准用12V。

2.10 从事煤气生产和使用的人员，必须凭证操作。

2.11 排水下水道的冷弟水及洗涤煤气的水等，经处理应符合GBJ4—74《工业三废排放试行标准》

2.12 输煤系统启动与停车，必须发联络信号。带式输送机运行时，人不得从上面跨越或清理积灰。

2.13 煤气站一般不得接用临时电线。作业环境

3.1 煤气站各生产场地应备有灭火和黄沙等。

3.2 工作平台宽应大于或等于800mm，栏杆高度不低于1050mm，栏杆底部有高度不低于150mm防护板。高于3m的直梯应有防护圈。

3.3 站房的噪声应符合有关标准规定。

3.4 值班岗位及工作场所应通风良好，工作地区应有鸽子、黄雀等生物，观察它们的异常状态。

3.5 煤气管道应按国家统一规定的颜色涂刷。

3.6 煤气站现场的明显位置应悬挂“严禁吸烟”等完全标志，并不得存放易燃易爆品。个人防护

4.1 有足够的安全救援装备和测试仪器，并有专人维护和定期检查，确保处于完好状态。

4.2 如发生中毒，应立即救人，施行人工抢救。

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lng加气站安全检查表 篇2

1LNG站应用现状及前景分析

1.1 LNG汽车加气站工艺组成

LNG燃料是将天然气经脱水、脱重烃、脱酸性气体等一系列净化处理并经过-162 ℃深度冷制以后形成的液体。在常温常压下, 其体积约为同量气态天然气的1/625。LNG站是专门对LNG汽车加气的加气站, 主要设备包括LNG储罐、自增压器、LNG加气机等, LNG加气站工艺流程见图1所示, 国外常见LNG站平面布局见图2所示。

1.2 LNG站应用优势

LNG汽车是继CNG汽车和LPG汽车之后于近年才开始发展起来的一种新型环保天然气汽车。由于LNG燃料密度大, 储气瓶自身轻、占用空间小, 汽车一次充气能行驶300～800 km。同时, 又能像油品一样运输, 不仅具有CNG和LPG的优点, 而且克服了它们的不足, 因此具有更强的实用性。目前已经公认, LNG汽车具有经济、安全、环保、适用、方便、机动等优势, 是天然气汽车的发展方向, 同时也是城市规模化发展天然气汽车的理想途径。

2LNG站火灾危险性以及消防安全技术问题

2.1 LNG站火灾危险性分析

LNG的主要成分是甲烷 (CH4) 和乙烷 (C2H6) , 均为易燃易爆物质, 属甲类火灾危险品, 爆炸极限为5%～15%, 对空气的相对密度为0.675, 扩散系数为0.196。因此, LNG具有燃烧爆炸的火灾危险性。LNG站使用的管道、阀门等设备质量不符合现行国家标准的要求或因操作不当, 易引起LNG燃料泄漏, 可能引起火灾爆炸事故。另外, LNG燃料属于低温液体, 一旦发生泄漏, 处理不当极易造成人员低温冻伤事故。

2.2 LNG站消防设计依据规范标准

对于CNG站 , 其发展已久, 工艺及设计均较为成

熟, 其消防设计主要依据GB 50156-2002 (2006年版) 《汽车加油加气站设计与施工规范》, 而对于LNG站, 我国目前尚无相关国家设计标准, LNG站的建设过程中主要依据美国标准:NFPA 52-2006《车辆燃料系统规范》、NFPA 59A-2001《液化天然气 (LNG) 生产、储存和装卸标准》, 而这些规程规定的安全间距与我国消防规范规定的安全间距相差甚远, 尚不能保证LNG站及其周围建 (构) 筑物的安全。如何从LNG站的选址、安全间距、操作与管理及处理突发事件等方面确保LNG汽车加气站的消防安全, 已成为消防部门面临的又一个新问题。

3LNG站消防设计要点

3.1 LNG汽车加气站等级为划分

LNG燃料与汽油、柴油一样, 同属于液态, 储存于真空粉末绝热储罐中, 其贮存条件要比汽油、柴油安全得多。因此, 参照GB 50156-2002 (2006年版) 《汽车加油加气站设计与施工规范》中加油站分级规定, 将LNG站分为三级, 见表1。

3.2 LNG站的选址及与周围建筑物的防火间距

虽然LNG站的介质比空气轻、泄漏后迅速散发到空气中, 不易聚积, 但为了确保消防安全, 在选址及防火间距方面可依据GB 50026 (2006版) 《城镇燃气设计规范 》要求, 除了符合城市规划、区域交通规划、环境保护和防火安全的要求、选在交通便利的地方并符合国家现行强制标准要求外, 应符合以下几个方面的规定:

(1) LNG站应尽量避开居民稠密区、医院、学校、影剧院等人员集中的场所和城市繁华地段及国家 (省) 级重要物资仓库、交通邮电枢纽等重要场所。避开人口密度大的地区及高大建筑物群。

(2) 场地标准高应适当低于周边建筑物场地或城市道路标高, 以防止LNG溢出或泄漏后流出界区。

(3) 场地宜位于城市全年最小频率风向的上风侧、临近有火源存在的设施的上风侧。

(4) LNG站站内建筑物的安全间距在国内无明确规范的情况下可参照美国标准NFPA 52-2006《车辆燃料系统规范》 (见表2所示) , 不足部分由GB 50156-2002 (2006年版) 《汽车加油加气站设计与施工规范》、GB/T 20368《液化天然气生产、储存和装运》做补充。

(5) LNG站内应设置环形车道或回车场地, 总平面布置时要考虑到方便消防车从场地中进退, 方便LNG槽车的进出, 特别要考虑到事故状态下需要向LNG槽车倒出事故储罐液体, 要方便LNG槽车快捷进入。

(6) 在LNG站与站外建筑物相邻的一侧应设置高度不低于2.2 m非燃烧体的实体围墙。

(7) LNG站内的建筑物的耐火等级不应低于二级。

3.3 工艺设备选用与工艺防火设计

(1) LNG储罐。

LNG储罐的设置应符合现行国家标准GB 150《钢制压力容器》, GB 18442《低温绝热压力容器》和TSG R0004《固定式压力容器安全技术监察规程》的有关规定。 储罐内筒和外筒的设计压力不应小于1.2 MPa和0.1 MPa, 设计温度不应高于-196 ℃和-18 ℃。在LNG储罐周围应设置高度不低于1.0 m的非燃烧体的实体围堰。在LNG储罐上应设安全阀、放空阀、调压阀、超压报警及高、低液位报警系统。

(2) 管路系统。

管路系统的设计压力不应小于1.6 MPa, 设计温度不应高于-196 ℃。在储罐的液相区连接大于DN20的管道上应设置紧急切断阀。储罐必须设置全启封闭式弹簧安全阀, 且不少于2个。与储罐气相空间相连的管道上应设置人工放散控制阀。LNG站内的低温管道、法兰和阀门应选用真空绝热管道、真空法兰和低温不锈钢阀门且法兰、阀门应设保冷套。

(3) 紧急切断系统。

应在LNG储罐的液相进出管道和LNG汽化器的进口管道上设紧急切断阀, 一旦发生LNG泄漏, 可立即切断储罐的液相进出管道和关闭汽化器, 防止LNG从储罐中流出和泄漏。紧急切断阀宜为气动阀, 气源可选1台小型空压机或氮气系统。紧急切断阀以及LNG泵电源应能由手动启动的遥控切断系统操纵关闭。LNG系统应采用人工复位供电。紧急切断阀系统应只能手动复位。

(4) 报警系统。

LNG站内储罐区、卸车点、LNG泵区、控制间、加气岛等危险场所应设置天然气检测器。报警装置宜集中设置在控制室内, 并与加气站供电系统 (消防泵除外) 联锁和配有不间断电源。检测器所测环境天

然气浓度报警设定值不应大于爆炸下限值的20%。

(5) 防爆、防雷、防静电设计。

LNG站内的1、2区 (爆炸危险区域) 内所有的用电设施及控制设备均应采用隔爆型, 其防爆等级不应低于1级。LNG站内防雷等级按第二类防雷设计。

3.4 消防设施设计

3.4.1 消防水系统的设置

水在LNG站场与其他消防系统的用途不同, 水既不能控制也不能熄灭LNG站场的火灾, LNG火灾遇到水时, 只会加速LNG的气化, 进而加快其燃烧速度。对火灾的控制只能起到相反的作用。水在LNG站场主要是用来冷却其他受到火灾热辐射的储罐或设备。

加气站用的LNG储罐设计压力较高, 绝热材料较好, 有较高的安全系数, 且有严格的液位控制和压力控制装置, LNG储罐发生爆裂事故的概率很小。LNG设备、管道和阀门等会发生微漏, 通过外表面的结露结冰就能很快察觉到, 在事故初起即刻进行处理, 一般不会酿成重大事故。若发生LNG储罐、管道或阀门等损坏, 造成LNG迸出的主要处理方法是迅速切断电源和气源, 降低罐压, 减小泄漏量, 创造堵漏条件, 并严格控制火种, 设置防雷防静电等装置和严格控制泄漏的措施。对流淌在围堰区内的LNG引至集液池内, 主要采用高倍数泡沫或干式化学灭火剂等覆盖, 使其缓慢气化、蒸发。对未着火的LNG系统轻易采用消防水喷淋, 会增加LNG的气化, 增大泄漏量或发生爆裂事故, 反而会增加事故处理难度。

因此对规模较小的二、三级LNG站及加油加气站, 为节约用地, 站内可不设消防给水系统。对规模较大的一级加气站, 发生事故的危害较大, 宜提高消防级别, 设置2台以上LNG储罐宜设LNG储罐固定喷淋装置。固定喷淋装置供水强度不应小于0.15 L/ (m2·s) , 着火储罐的保护面积应按其全表面积计算, 距着火立式储罐直径1.5倍 (卧式储罐按其直径和长度之和的一半) 的相邻储罐的保护面积可按其表面的一半计算。

3.4.2 自动灭火设施

(1) 干粉灭火系统。

在拦蓄区、卸车区, 加气区设置干粉灭火器, 一旦排出的泄漏气体被引燃时, 人工快速释放干粉灭火, 把事故消灭在萌芽状态。

(2) 气体灭火系统。

在控制室、配电室等建筑物内设置气体灭火器, 如二氧化碳型灭火器等扑灭电气火灾。

(3) 泡沫灭火系统。

在拦蓄区、卸车区、加气区设置泡沫灭火器, 主要用于隔绝流体与空气的接触;扑灭流淌火灾。

3.4.3 灭火器材的配置

每2台加气机应设置不少于1只8 kg手提式干粉灭火器或2只4 kg手提式干粉灭火器;加气机不足2台按2台计算。 地上罐或半地下罐应设35 kg推车式干粉灭火器2个, 地下罐应设35 kg推车式干粉灭火器1个。应按照GB 50156-2002 (2006年版) 《汽车加油加气站设计与施工规范》第9.0.10条的有关规定配置灭火毯和砂子。 其余建筑的灭火器材配置应该符合现行的国家标准GB 50140《建筑灭火器配置设计规范》的有关规定。

4对于LNG站规范编制的建议

GB 50156-2002 (2006年版) 《汽车加油加气站设计与施工规范》对CNG和LPG加气站的建设起到了十分重要的指导作用。但我国目前尚无LNG站相关消防技术标准, 建议LNG的主管部门会同消防部门尽快组织专家和技术人员制定《LNG车用加气站设计与施工规范》, 促进我国LNG燃料技术应用和加快LNG站的建设工作。规范制定过程中, 相关各方应加强合作, 加强基础理论研究, 为规范的编制提供更加科学的依据, 规范的编制应尽量征求相关各方的意见, 在规范中根据实际情况适当增加设计单位、主管部门的裁量权。

摘要：对LNG汽车加气站和CNG汽车加气站应用现状进行比照分析, LNG站将是未来城市规模化发展天然气汽车的理想途径。由于我国目前尚无LNG汽车加气站的设计规范, 针对LNG汽车加气站消防安全设计进行探讨分析。

关键词：LNG汽车加气站,CNG汽车加气站,消防设施

参考文献

[1]GB 50156-2001 (2006版) , 汽车加油加气站设计与施工规范[S].

[2]GB 50028-2006, 城镇燃气设计规范[S].

[3]CJJ 84-2000, 汽车用燃气加气站技术规范[S].

[4]NFPA 52-2006, 车辆燃料系统规范[S].

LNG加气站的安全系统分析 篇3

关键词：LNG；加气站；风险分析；安全系统；应对措施

中图分类号：U473.8 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）27-0068-02

改革开放以来，我国创造了经济高速增长的奇迹，但这一增长是以牺牲环境、破坏资源为代价，以高投入、高消耗、高污染、低效率的粗放型增长方式为特征。

化石燃料的使用，使得空气污染严重，PM2.5严重超标。而天然气作为一种清洁能源，以其低污染、低排放的特点受到全世界的关注。LNG作为柴油的一种替代燃料，得到了广泛应用。

因此，LNG加气站的安全运营也成为经营者及消费者关注的核心问题。

1 LNG加气站的危险性分析

1.1 LNG介质的危险性

LNG的主要成分是甲烷，储存温度约-162 ℃，爆炸极限为4.6%～14.57%。其主要危险性在于可燃、低温、易爆、无毒但有害。LNG一旦由于储存不当导致泄露的话，会大量气化，遇明火即燃，严重时可产生巨大的火灾。若局部空气中密集分布着大量甲烷气体，并且与空气充分混合，当混合气体中天然气占比达到爆炸极限后，一旦遇到明火就会形成爆炸。同时LNG是深冷液体，运行时正常温度为-160～-120 ℃，若工作人员不慎接触到LNG，立刻会产生严重的低温冻伤，撕裂皮肤，留下伤疤。而如果长期暴露于LNG含量较多的空气中，而没有相应的保护措施，长时间就会造成低温麻醉的危险。所以在LNG低温场所工作，必须给工作人员做好相应的保护工作，防止低温冻伤、低温麻醉的情况发生。LNG本身是无毒无味的，但是这种液化气含氧量极低，人类不可短时间吸入过多的LMG蒸汽，否则会因缺氧而窒息。所以，在工作人员必须进入LNG液化气工作环境时，则一定要采取相应的保护措施，防止受到侵害。

1.2 LNG加气站硬件设备的危险性

1.2.1 LNG储罐

LNG储罐外壳体材质为Q345钢，内罐材质为O6Cr19Ni10，内外罐之间设有绝热层并抽真空。储罐的设计压力一般为1.2 MPa，其最大的危险性在于一旦真空层遭到破坏，其绝热性能就会快速下降，罐内储存的LNG就会因受热而膨胀，从而大量气化，导致储罐压力急速升高，最终导致物理爆炸和化学爆炸事故的发生。针对这种情况，所能采取的防范措施就是在储存罐顶部安装安全放散阀，当罐内压力到达一定限度时，放散阀便会打开，释放一定的压力，以确保储存器不会破裂，防止爆炸或者火灾的发生。

1.2.2 工艺管线

LNG加气站的工艺管线分为真空管和不锈钢焊管保温的方式。真空管原理同储罐一样，也是采用双层夹套管，内层采用不锈钢材料，但不锈钢材料在低温工作状态下会有3‰的收缩量，所以内层不锈钢管材上有波纹管。其危险性在于夹套真空失效后，管材内LNG吸热，大量气化，在排放不及时的情况下，会将波纹管段破坏，最终导致大量泄漏产生严重的危害。而普通不锈钢管大部分是焊接，但也有个别地方为法兰连接，由于LNG运行时的冷热交替，很可能会导致法兰垫片冷收缩，从而导致LNG泄漏。增压汽化器的进出口和LNG储罐与LNG槽车的液相出口连通，同样可能出现密封失效产生泄漏。

1.2.3 加气机

LNG经过潜液泵到达加气机后，压力可达1.2～1.5 MPa，而加液软管由于长时间在地面磨损，局部管线厚度达不到要求，在较高压力下，很可能会发生软管破裂，LNG泄漏造成人身伤害的发生。或者采用质量不好的加液软管也会导致该种情况的发生。目前已经有好几起案例发生。

加气枪在加气过程中，由于频繁插枪、拔枪，导致密封垫片磨损，也会导致漏液情况的发生。且加气区域可能存在司机停车不熄火的情况，会大大增加LNG泄漏后的危险程度。

1.3 LNG加气站操作过程的危险性

目前国内LNG加气站主要采取人工加气，加气口主要是软管连接，比较容易发生泄漏。且不规范的操作方式会导致泄漏发生可能性的增加。

LNG 槽车一般容积为42～52 m3，卸车软管与槽车连接时，也会产生LNG泄漏，此时要紧急停止泵的工作。卸车一般要求次数少，时间短，控制在2～3 h内。尽量选择人流量小的时候操作，并由LNG加气站专业人员进行。

LNG储罐在投运前需要预冷，每次加液前也需要对工艺管道进行预冷，如未进行预冷或者预冷速度过快，可能会导致工艺管道连接部位发生脆性断裂和冷收缩，从而引发泄露事故，造成工作人员冷灼伤或火灾爆炸事故。

2 LNG加气站安全防范系统

2.1 LNG泄露处理系统

LNG在少量泄露的情况下，泄露处呈现的是结霜现象，面对这种情况，一般采取开动紧急关停阀门，检查并清理泄露处，完毕后进行安全加气。

若泄露气体已达到爆炸下限20%时，此时燃气报警系统就会自动启动声光报警，以警示工作人员，快速采取措施，此时按下急停按钮后，系统还会启动停机系统，紧急切断阀会关闭，从根源上断绝LNG的排放，防止泄漏量的继续增大，在切断源头之后，人工采取干粉灭火器，将其喷洒在液化气表面，降低其气化的速度，为处理危险争取时间。

如果泄漏事故发生在第一道阀门之前，则无法通过关闭第一道总阀门来处理危险情况，而此时加气站所设置的围堰便会产生巨大的作用，泄露的液化气可以被全部围截在围堰之中而不会扩散到整个场区之内，泄露的LNG经过气化后向大气中扩散，降低站内危险因素。在事故初期，站内安全员要疏散无关人员，并封锁站前道路，关闭站内电源，以将灾害损失达到最低，保证人们的生命安全。

2.2 管道处泄露的预防处理系统

在低温液化气LNG在管道内运行的时候，由于其过低的温度，管道的金属壁会出现收缩的情况，所以在管道接口处可能会出现裂缝，导致LNG液化气的挥发或者溢出。针对这种情况，首先应该注意的是加气站施工时，严格把关管道的施工质量，尤其是管道接口处焊接的质量。所以，加气站对于这些设备、管道的质量有极高的要求，加气站应该严格按照规范来对站内设备进行检查、检验，保证其通过检验之后，才能投入使用。一旦发生管道泄露事故时，工作人员应以最快的速度切断管线两端阀门，然后采取干粉灭火器或者围堰、管沟等天然屏障来进行补救措施。

2.3 火灾处理系统

若少量LNG液化气泄露时，在工作人员采取了相应的措施进行解决之后，并且在保证明火不再危害站内设备的情况下，可以让火彻底燃烧，以确保可燃气体的彻底消灭。若泄露量过大，或者起火点接近储存罐附近时，则应该立即报警，展开灭火工作，因为风向很可能会危及到储存罐，可能会产生更大的火灾，所以在报警之后，工作人员会立即组织站内救援，采用站内所有可用的灭火设施来组织灭火，疏散无关人员，封锁站前道路，尽力将损害降到最低。

3 结 语

LNG 是一种绿色新能源，但也是一种危险的燃料，LNG加气站的工作者应该充分了解其特性，规避不安全因素，时刻将安全放在第一位上，杜绝事故的发生。LNG加气站的安全系统是一项复杂的系统，设计者要综合考虑各个方面的因素，根据具体情况，事先做好防护措施，从而保证LNG加气站的安全。

参考文献：

[1] 宋振兴.LNG加气站工艺技术、安全及经济性分析[D].哈尔滨：哈尔滨工业大学，2010.

[2] 李欣.L-CNG加气站安全评价体系研究[D].成都：西南石油大学，2014.

[3] 刘卫国.LNG汽车加气站安全运行管理[J].石油库与加油站，2012，（1）.

[4] 高钦.LNG加气站安全设计[J].能源与节能，2012，（7）.

LNG汽车加气站建设及安全管理 篇4

摘

要：结合LNG汽车加气站的建设、运行情况，分析LNG汽车加气站的工艺流程及加气站的安全管理。在国内目前无相应设计规范、安全规章的情况下，探讨了LNG汽车加气站的建设及安全管理。进行了效益分析，提出了加气站运行中存在的问题与建议。

关键词 ：LNG；加气站；工艺；安全。、加气站建设及工艺流程 1、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,选择合适的建站方式。目前广汇加气站的建站方式主要有2种：站房式、橇装式。

1.1.1站房式加气站

这种建站方式占地面积大,土地费用高,设备与基础相连,施工周期长,加气站的土建施工、设备安装费用高。若城镇处于LNG应用的初期,LNG汽车的数量少,LNG消耗量小,则成本回收周期长,这种建站方式适合已经有一定量LNG汽车或政府资金支持的城镇。

1.1.2橇装式加气站

这种建站方式占地面积小,土地费用低,设备绝大多数集成在一个或多个橇块上,施工周期短,加气站的土建施工、设备安装费用少,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。

1.1.3 LNG加气站的选址及安全间距

目前,LNG加气示范站的服务对象为城市区间车,发展对象为城市公交车及出租车。加气站布点是否合理直接影响到LNG汽车的推广。若加气站的服务对象为公交车,选址在公交车的停车场附近比较合适,便于晚间集中加气。若服务对象为城市区间车,可考虑在高速公路沿线的加油站处合建。若服务对象为出租车,则要充分考虑出租车加气的便利性,合理布点,建议尽量与现有的加油站合建。

目前,国内还未出台针对LNG气化站、加气站的设计、施工和验收规范,在LNG气化站设计中,行业普遍认可的是参照LPG相关规范。其理论依据是基于LNG和LPG的特性参数。LNG的主要成分为CH4 ,LPG的主要成分为C3H8、C4H10 ,二者的特性参数比较见表1。

由此可见,同样条件下, LPG要比LNG危险性大。规范中参照执行的LPG处于常温、压力储存状态,因此LNG与LPG比较,在理论上是较为安全的。实践证明,在LNG气化站中参照执行LPG规范是安全可靠的。而在LNG加气站设计中,若与LNG气化站一样,参照LPG的相关规范,这在寸土寸金的市区建设LNG加气站没有占地上的优势

1.2 工艺流程的选择

LNG加气站工艺流程的选择与LNG加气站的建站方式有关,目前广汇LNG加气站的工艺主要包括3部分流程:卸车流程、储罐调压流程、加气流程。1.2.1 卸车流程

LNG的卸车工艺是将集装箱或槽车内的LNG转移至LNG储罐内的操作,LNG的卸车流程主要 有两种方式可供选择:潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。1.2.1.1潜液泵卸车方式

该方式是通过系统中的潜液泵将LNG从槽车转移到LNG储罐中,目前用于LNG加气站的潜液泵主要是美国某公司生产的TC34型潜液泵, 该泵最大流量为340 L /min,最大扬程为488 m, LNG卸车的工艺流程见图1—1。潜液泵卸车方式是LNG液体经LNG槽车卸液口进入潜液泵,潜液泵将LNG增压后充入LNG储罐。LNG槽车气相口与储罐的气相管连通,LNG储罐中的BOG气体通过气相管充入LNG槽车,一方面解决LNG槽车因液体减少造成的气相压力降低,另一方面解决LNG储罐因液体增多造成的气相压力升高,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,时间短,自动化程度高,无需对站内储罐泄压,不消耗LNG液体;缺点是工艺流程复杂,管道连接繁琐,需要消耗电能。

图 1—1 1.2.1.2自增压卸车方式

自增压卸车方式见图1-2, LNG液体通过LNG槽车增压口进入增压气化器,气化后返回LNG槽车,提高LNG槽车的气相压力。将LNG储罐的压力降至0.4MPa后,LNG液体经过LNG槽车的卸液口充入到LNG储罐。自增压卸车的动力源是LNG槽车与LNG储罐之间的压力差,由于LNG槽车的设计压力为0.8MPa,储罐的气相操作压力不能低于0.4MPa,故最大压力差仅有0.4MPa。如果自增压卸车与潜液泵卸车采用相同内径的管道,自增压卸车方式的流速要低于潜液泵卸车方式,卸车时间长。随着LNG槽车内液体的减少,要不断对LNG槽车气相空间进行增压,如果卸车时储罐气相空间压力较高,还需要对储罐进行泄压, 以增大LNG槽车与LNG储罐之间的压力差。给LNG槽车增压需要消耗一定量的LNG液体。自增压卸车方式与潜液泵卸车方式相比,优点是流程简单,管道连接简单,无能耗;缺点是自动化程度低,放散气体多,随着LNG储罐内液体不断增多需要不断泄压,以保持足够的压力差。在站房式的LNG加气站中两种方式可以任选其一,也可以同时采用,一般由于空间足够建议同时选择两种方式。对于橇装式LNG加气站,由于空间的限制、电力系统的配置限制,建议选择自增压卸车方式,可以简化管道,降低成本,节省空间,便于设备整体成橇。

图 1-2 1.2.2 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LNG的饱和蒸气压的操作,该操作流程有潜液泵调压流程和自增压调压流程两种。1.2.2.1潜液泵调压流程

LNG液体气经LNG储罐的气相管返回到LNG储罐的气相空间,为LNG储罐调压。采用潜液泵为储罐调压时,增压气化器的入口压力为潜液泵的出口压力,美国某公司的TC34型潜液泵的最大出口压力为2.2MPa,一般将出口压力设置为1.2 MPa,增压气化器的出口压力为储罐气相压力,约为0.6 MPa。增压气化器的入口压力远高于其出口压力,所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短、压力高。

1.2.2.2自增压调压流程

LNG液体由LNG储罐的出液口直接进入增压气化器气化,气化后的气体经LNG储罐的气相管返回LNG储罐的气相空间,为LNG储罐调压。采用这种调压方式时,增压气化器的入口压力为LNG储罐未调压前的气相压力与罐内液体所产生的液柱静压力(容积为30 m3 的储罐充满时约为0.01 MPa)之和,出口压力为LNG储罐的气相压力(约0.6MPa),所以自增压调压流程调压速度慢、压力低。

1.2.3 加气流程

LNG液体由LNG储罐的出液口进入低温潜液泵通过潜液泵出来的液体经过流量计加气枪进入汽车车载瓶。由于潜液泵的加气速度快、压力高、充装时间短,成为LNG加气站加气流程的首选方式。、LNG加气站的安全管理

2.1 LNG 的固有特性和潜在的危险性

2.1.1 LNG 的固有特性

LNG 的主要成份为 CH 4 , 常压下沸点在-162 ℃ 左右，气液比约为 600:1。其液体密度约 426kg/m 3，其时液体密度约 1.5 kg/m 3。爆炸极限为 5%-15%（积积），燃点约 450 ℃ 等等。

2.1.2 LNG 潜在的危险性

LNG 虽是在低温状态下储存、气化，但和管输天然气一样，均为常温气态应用，这就决定了 LNG 潜在的危险性：

2.1.2.1、低温的危险性：

人们通常认为天然气的密度比空气小，LNG 泄漏后可气化身空气飘散，较为安全。但事实远非如此，当 LNG 泄漏后迅速蒸发，然后降至某一固定的蒸发速度。开始蒸发时气气体密度大于空气密度，在地面形成一个流动层，当温度上升约-110 ℃以上时，蒸气与空气的混合物在温度上升 过各中形成了密度小于空气的“云团”。同时，由于 LNG 泄漏时的温度很低，其周围大气中的水蒸气被冷凝成“雾团”，然后，LNG 再进一步与空气混合过程完全气化。LNG 的低温危险性还能使相关设备脆性断遇害冷收缩，从而损坏设备和低温灼伤操作者。

2.1.2.2、BOG 的危险性：

虽然 LNG 存在于绝热的储罐中，但外界传入的能量均能引起 LNG 的蒸发，这就是 BOG（蒸发气体）。故要求 LNG 储罐有一个极低的日蒸发率，要求储罐本身设有全理的安全系统放空。否则，BOG 将大大增加，严重者使储罐内温度、压力上升过快，直至储罐破裂。

2.1.2.3、着火的危险性：

天然气在空气中百分含量在 5%-15%（体积 %），遇明火可产生爆燃。因此，必须防止可燃物、点火源、氧化剂（空气）这三个因素同时存在。

2.1.2

3、翻滚的危险性：

通常，储罐内的 LNG 长期静止将形成两个稳定的液相层，下层密度大于上层密度。当外界热量传入罐内时，两个液相层自发传质和传并相混合，液层表面也开始蒸发，下层由于吸收了上层的热量，而处于“过度”状态。当二液相层密度接近时，可在短时间内产生大量气体，使罐内压力急剧上升，这就是翻滚现象。

2.2 LNG加气站应有完善的运行功能（措施）

本人认为，不论是 LNG汽车加气站还是民用 LNG 站，不论是汽车加气还是民用管输气，不论规模、容 量大小，LNG 站都应有以下完善的使用功能（措施）：卸车功能、储存功能、LNG 储压功能、气化功能、BOG 释放接收功能、紧急情况安全放空功能、通常情况紧急切断功能 LNG泄漏（溢出）后的处理功能等，还应具有 LNG 装车功能，以保证异常情况 LNG 的导出和生产经营需要。要据实际情况是否设计 BOG 再液化系统。目前国内有些 LNG 站运行功能就不完善，这将为今后 LNG 站的安全技术管理留下陷患。

2.3 LNG 加气站尚有可靠的安全措施

除 LNG 储罐本身具有的安全措施外，工艺管线中要设置安全阀、压力表、紧急切断阀、降压调节阀等安全措施消防水池、消防水泵、LNG 储罐喷淋降温设施、LNG 泄漏导出防护设施。应设置可靠的防雷、防静电设施；设置必要的保冷措施和燃气加臭措施（民用户）。此外，还要设置异常情况下的安全连锁系统。

2.4 LNG加气站的储存设备、气化设备、加气设备制造安装质量要精良朋

LNG 储罐作为 LNG 加气站中的关键设备，本身制造质量要达到设计文件、合同文件和国家有关压力容器制造标准、规定的要求，决不能偷工减料;LNG 气化器、特别是民用 LNG 站空浴气化器，由于列管焊口较多，应注意焊口质量，按规程、设计文件要求检验； LNG 的输送设备设施，如 LNG 气相、液相工艺管道，要选用符合要求的管材，按要求焊接、检验；低温阀门、阀件也应符合要求。

2.5 LNG 加气站的安全技术管理

LNG 因有的特性和潜在的危险性，要求我们必须对 LNG 加气站进行合理的工艺、安全设计及设备制造这将为搞好 LNG 站的安全技术管理打下良朋好的碁础。2.5.1 LNG 加气站的机构与人员配量

应有专门的机构负责 LNG加气站的安全技术管理；同进应配备专业技术管理人员；还是岗位操作人员均应经专业技术培训，经考核合格后方可上岗。2.5.2 技术管理

2.5.1 建立健全 LNG 加气站的技术档案

包括前期的科研文件、初步设计广件、施工图、整套施工资料、相关部门的审批手续及文件等 2.5.2 制定各岗位的操作规程

包括 LNG 车操作规程、LNG加气机操作规程、LNG 储罐增压操作规程、BOG 储罐操作规程、消防操作规程、中心调度操作规程、LNG 进（出）站称重计量操作规程等。2.5.3 做好 LNG 加气站技术改造计划 2.6（生产）安全管理

2.6.1 做好岗位人员的安全技术培训

包括 LNG 加气站工艺流程、设备的结构及工作原理、岗位操作规程、设备的日常维护及保养知识、消 防器材的使用与保养等，都应进行培训，做到应知应会。2.6.2 建立各岗位的安全生产责任制度，设备巡回检查制度

这也是规范安全行为的前提。如对长期静放的 LNG 应定期倒罐并形成制度，以防“翻滚”现象的发生。2.6.3 建立事故符合工艺要求的各类原始记录

包括车记录、LNG 储罐储存记录、控制系统运行记录、巡查记录等，并切实执行。2.6.4 建立事故应急抢险救援预案

预案应对抢先救的组织、分工、报警、各种事故（如 LNG 少量泄漏、大量泄漏、直至着火等）的处置方法等，应详细明确。并定期进行演练，形成制度 2.6.5 加强消防设施的管理

重点对消防水池（罐）、消防泵、干粉灭火设施、可燃气体报警器报警设施要定期检修（测），确保其完好有效。

2.6.6 加强日常的安全检查与考核

通过检查与考核，规范操作行为，杜绝违章操作，克服麻痹思想。如 LNG 的卸车就值得规范，从槽车进站、计量称重、槽车就位、槽车增压、软管连接、静电接地线连接、LVG 管线置换、卸车、卸车完毕后余气的回收、槽车离位以及卸车过程中的巡检、卸车台（位）与进液储罐的安全 等等，都应有一套完整的规程要求。2.7 设备管理

由于 LNG 加气站的生产设备（储罐、加气设备等）均为国产，加之规范的缺乏，应加强对站内生产设施的管理。

2.7.1 建立健全生产设备的台帐、卡片、专人管理，做到帐、卡、物相符

LNG 储罐等 压务容 器应取得《压力容器使用证》；设备的命名用说明书、合格证、质量明书、工艺结构图、维修记录等 应保存完好并归档。

2.7.2 建立完善的设备管理制度、维修保养制度和完好标准

具体的生产设备应用专人负责，定期维护保养。2.7.3 强化设备的日常维护与巡回检查

LNG 储罐：外观是否清洁；是否存在腐蚀现象；是否存在结霜、冒汉情况；安全附件是否完好；基础是否牢固等。

LNG 加气机、气化器：外观是否清洁；（气化）结霜是否均匀；焊口是否有开裂泄漏现象；安全附件是否正常完好。

LNG 工艺管线：（装）卸车管线、LNG 储罐出液线保温层是否完好；（装）卸车及出液气化过程中工 艺管线伸缩情况是否正常则否有焊口泄漏现象；工艺管线上的阀门（特别是低温阀门）是否有泄漏现象法兰连接处是否存在泄漏现象；安全附件是否完好。2.7.4 抓好设备的定期检查 1 LNG储罐：

储罐的整体外观情况（周期：一年）；真空粉末约热储罐夹层真空度的测定（周其：一年）；储罐的日蒸发率的测定（可通过 BOG 的排出量来测定）（周期可长可短，但发现日蒸发率）突然增大或减小时应找出原因，立即解决；储罐基础牢固、变损情况（周期：三个月）；必要时可对储罐焊缝进行复检。同时，应检查储罐的原始运行记录。

2、LNG加气机、气化器：

外观整体状况；翅片有无变形，焊口有无开裂；设备基础是否牢固；必要时可对焊口进行无损检测。检查周期：一年。2.8、LNG工艺管线：

根据日常原始巡检记录，检查工艺管线的整体运行状况，必要时可检查焊口；也可剥离保冷情况；对不锈钢裸管进行渗碳情况检查。（检查期：一年）2.9、安全附件：

对各种设备、工艺管线上的安全阀、压力表、温度计、液位表、压力变送器、差压变送器、温度变送器及连锁装置等进行检验。检验周期：一年。值得说明的是，上述安全附件的检验应有相应检验资质的单位进行。2.10、其他：

防雷、防静电设施的检验一年一次。其他设备、设施也应及时定期检查。2.11 应逐步应用现代化的管理手段和方法，加强 LNG 加气站的安全技术管理

3、结束语

撬装LNG加气站流程 篇5

撬装LNG加注站操作说明

一，卸车流程（在正常加气工作状态下）

1：将三根低温不锈钢软管按照接口依次对应的连接到LNG罐车上。2：关闭低温泵回气阀打开撬装卸车口处管路阀门。

3：打开LNG罐车上的增压气相阀和增压器出气口的根部截止阀和卸车增压气相出口阀，待罐车上的压力与储槽的压力平衡后关闭储槽气相阀，打开罐车增压液相阀，对罐车增压。

4：当槽车压力高于储罐0.2-0.3MPa时可打开槽车出液阀，开始卸液，此时（也可晚至半小时后）关闭储槽出液阀，打开真空箱上的进出液联通阀，继续卸液。

5：当罐车内的液体卸完后（罐车液位计表针到0处，并且罐车压力与储槽压力平衡后，可视为罐车内液体已卸完），应及时关闭撬装上的增压液相阀、增压气相根部阀、增压气相出口阀、液相卸车阀和进出液联通阀，打开储槽上的出液阀、气相阀和低温泵的回气阀。恢复到正常的加气状态，操作完毕后关闭罐车上的出液阀，增压液相阀和增压气相阀，打开出口排污（或放空）阀，将软管拆下并包扎或封闭各连接口，将软管归位。此卸液过程结束。

6：此卸液过程不影响正常的加气工作，可同时进行，如在卸车过程发现泵池温度高报警，可打开泵池上的放空阀排气，待温度降下来后关闭放空阀，可继续加气工作。

7：如需泵卸车时可在以上操作的基础上将撬装真空箱上的泵卸车阀打开，将进出液联通阀关闭，将控制系统改为手动，然后启动低温泵即可（注意用泵卸车时不能同时进行加气工作），其它同以上工作流程。

二，加气流程

1：先检查撬装设备上的各放空阀，增压液相阀增压气相根部阀是否关闭，各安全阀下的根部 :l 阀是否处于打开状态，然后检查仪表风压力是否正常，各紧急切断阀操控是否受控。2：打开储槽的气相根部手动阀、储槽气相紧急切断阀和泵池气相紧急切断阀，检查泵池压力情况和各连接法兰及阀门的密封状态，是否有漏气现象，如有应及时排除。3：打开储槽的出液根部手动阀、储槽出液紧急切断阀和泵池进液紧急切断阀。

4：打开储槽上进液的根部手动阀和紧急切断阀，对泵进行预冷，并随时关注各阀门压冒和连接法兰，不能出现漏气现象，一经发现应立刻维修排除。并观察泵池的温度变化。5：泵池预冷时检查撬装真空箱上泵卸车阀和进出液联通阀是否关闭，加气出口阀和加气回流阀是否打开，加气机管路进口的各截止阀是否打开，加气机真空箱上的两个气动紧急切断阀手轮是否处于自由状态，站控系统是否转到自动模式下，各仪表参数是否正常。6：当泵预冷完毕后，即可对加液机上电进行预冷操作，预冷操作完成后即可等待为LNG燃料货车加气工作，此部分操作详见LNG加气机操作说明书。

7气机的枪座上，否则液体不能正常循环可能影响到正常的工作显示状态。

三，储槽增压和排压

1：LNG低温储槽正常运行状态下应保持在0.4-0.6MPa压力下，此压力既能保证正常加气压力又不影响卸车工作。工作人员应时刻关注储槽的压力情况，当超出此范围后应当及时调节。

2：当储槽压力低于0.4-0.6MPa时应当对储槽增压，增压时打开储槽的出液根部手动截止阀、气动紧急切断阀和气相的根部手动截止阀和气动紧急切断阀，然后打开撬装上的增压液相阀、增压根部气相阀和回气管路总截止阀。即可对储槽增压，当储槽压力达到需要的压力值后关闭相应的各阀门并打开增压器放空阀，储槽增压工作即完成。

3：当储槽压力超过正常的工作压力时，应当及时对储槽进行泄压操作，储槽本身配备了超压自泄压装置即双安全阀组，此安全阀组处于长期开启状态，当储槽压力到达储槽额定工作压力上限时此安全阀自动打开泄压，用于保障压力安全。一般情况下我们不要等压力高到额定工作压力上限就要手动打开放空截止阀排压，排到我们所需要的理想压力段。4：当储槽压力高时我们尽可能的提前用手动放空截止阀排放，因为低温安全阀经常排放会影响安全阀下次的排放压力值和精度，再者安全阀一般在储槽额定工作压力上限时才会排放，尔我们需要的正常工作压力和储槽的额定最高工作压力是有一定差距的，比如储槽的额定工作压力为1.2MPa，儿我们正常的工作压力在0.4-0.6MPa，当储槽的压力超过此数值时，往储槽内卸液就会受到影响甚至无法卸液，只能排放压力造成浪费。为此我们的工作人员应时刻关注储槽的压力变化，及时对储槽进行增压或排放措施以保证其它设备的正常运行。

四，加气工作注意事项

1：各设备的阀门状态是否正确。

2：各设备内的压力温度参数是否在正常工作范围内。

3：站控系统是否处于运行状态并转换到自动模式下。

4：站控系统各参数和燃气泄漏检测系统没有报警状态，5：加气机上各进口阀门处于打开状态，6：加气机真空箱上的气动紧急切断阀手轮处于自由状态。

7：加气车上的两个液体罐压力不超过规定充装压力，并且加气口上无尘土、油泥、水珠冰霜等污染杂物等。

8：加气机处于冷态，如不在冷态需先进行预冷操作。

9：加气过程中，储槽压力低于正常工作压力时应及时增压补充。

10：加气时不可将充装软管强力扭曲绕弯，应顺其自然的连接固定加注枪，以保证加气操作工人身安全和低温不锈钢 简易撬装LNG加注站操作流程_文档下载http:// 软管的使用寿命。

11：连接固定加注枪时应将枪头正直插到枪口上，待插到底后柔和快速的将枪扣上，卸枪时应正直的往外柔和快速的扒开枪扣，轻轻的将加注枪放到固定的专用枪架上。正确的操作有利于操作人员的安全和延长加注枪的使用寿命。

12：加气前应强制加气车辆熄火，并连接静电导线。加气区内严禁使用烟火，并禁止拨打手机。13：加气工作人员应配备相应的劳保用品（如防冻上手套，保护面罩，防静电工作服等）。14：加气站应严格管理，落实责任人，保证各项安全措施到位，除专业工作人员外应禁止其他一切人员进入设备区，避免影响设备正常运转和不必要的误操作损失。

15：加气区应设置明显的禁烟、禁火、勿动、闲杂人员不得入内等专用标志。

五，加气站各设备的一般设置参数值

1：加气机上的密度保护值为380至400，可根据管道保温效果和加气量做适当调整。加气机上的压力保护值应在1.6MPa以内，可根据加气车辆压力情况适当调整。加气机上的预冷温度值一般设置在零下100—零下120度范围内，加气机上的流量上限一般不超过100Kg/min,流量下限一般在8Kg/min以上，可根据当地加气环境和加气车辆的实际情况做适当调整。

2：站控系统储槽压力上限在0.75MPa以内，储槽容积上限设置数值不超过储槽总容积的90%以内，容积下限为立式储槽一般为1-3米，卧式储槽为0.5至1米为合适，泵池温度上限一般设置为零下110-120度为合适，仪表风工作压力为0.45-0.8MPa之间，泵后压力上限一般设置不超过1.6MPa，燃气泄漏报警低报值为20%，高报值为50%。

LNG加气站工艺流程 篇6

LNG加气站的工艺主要包括3部分流程：卸车流程、储罐调压流程、加气流程。1 卸车流程

LNG的卸车工艺是将集装箱或槽车内的LNG转移至LNG储罐内的操作，LNG的卸车流程主要有潜液泵卸车方式

该方式是通过系统中的潜液泵将LNG从槽车转移到LNG储罐中LNG卸车的工艺流程见图1。潜液泵卸车方式是LNG液体经LNG槽车卸液口进入潜液泵，潜液泵将LNG增压后充入LNG储罐。LNG槽车气相口与储罐的气相管连通，LNG储罐中的BOG气体通过气相管充入LNG槽车，一方面解决LNG槽车因液体减少造成的气相压力降低，另一方面解决LNG储罐因液体增多造成的气相压力升高，整个卸车过程不需要对储罐泄压，可以直接进行卸车操作。

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LNG的饱和蒸气压的操作，该操作流程有潜液泵调压流程。

LNG液体经LNG储罐的出液口进入潜液泵，由潜液泵增压以后进入增压气化器气化，气化后的天然气经LNG储罐的气相管返回到LNG储罐的气相空间，为LNG储罐调压。所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短、压力高。

3加气流程

LNG加气站安全防范措施研究 篇7

经济的不断向前发展促进了自液化天然气的出现, 这是一种绿色的能源, 而且能够完全替代汽油等类似的物品, 不仅解决了能源的问题, 同时也能够保护环境, 这是一种一举多得的方法。自液化天然气是一种占地面积比较小的产品, 它能够节省空间, 同时这种产品也具有一定的危险性, 我们需要探讨一下其安全问题并提出相应的解决措施。

2 出现的安全问题

2.1 本身具有的危险性

自液化天然气具有一定的危险性, 它是以甲烷为主要组成部分的, 储存它的温度比较低, 所以当温度升高时就有可能出现燃烧或者爆炸的情况。同时这种物体是无色无味的, 若是人呼吸了自液化天然气蒸气便会因为缺氧而导致窒息。

2.2 存储设备带来的安全隐患

存储自液化天然气的存储罐在正常的保存条件下是没有问题的, 但是若存储罐里面的气压发生了变化, 从而有可能导致里面的气体膨胀, 使存储罐发生破裂。这种情况发生时, 情节比较轻的就是发生自液化天然气的泄漏, 若是情节比较重的时候就有可能导致爆炸以及燃烧的发生, 这种情况一旦发生, 便会造成巨大的损失, 这对加气站来说是一件非常损害其利益的事情。

2.3 操作过程中带来的危险

将自液化天然气投入使用就需要把其放入到汽车等交通工具中, 在给汽车等加气的过程中, 需要软管将存储罐和加气口进行连接, 若是软管发生断裂或者时间太长, 质量无法保证的时候, 就有可能引发自液化天然气的泄漏, 少量的泄漏会对人的身体产生一定的影响, 但是当泄漏比较多的时候就可能导致燃烧爆炸的事情发生。这样的事情发生后便一定会出现无法弥补的损失, 这对于加气站的发展是非常不利的。

2.4 运输过程中的安全问题

自液化天然气并不是一种边产边销的产品, 必须要对其进行运输, 通过一段时间的颠簸才会到达加气站。在运输过程中若是保存不好同样也会发生爆炸的危险, 这种危险虽然不会危害到加气站的利益, 但是却把危害范围加大了, 路上行驶的每一辆车都有可能成为受害者。

3 解决措施

3.1 自身危险性的解决

对于温度升高可能引发爆炸和燃烧的情况, 可以设置一个温度控制仪器, 让其温度保持在保存自液化天然气应该需要的温度, 这样便会保证温度不会在人们不知情的情况下升高, 从而引发无法挽回的损失。若是要在其环境下工作必须做好应有的防护措施, 穿上规定的防护衣服。

3.2 存储设备安全问题的研究

针对存储罐里面的气压可能发生变化的情况, 就是在其最上面安装一个安全放散阀, 当存储罐里面的压力发生变化时便会启动安全放散阀, 让其对存储罐里面的压力进行调整, 从而避免爆炸以及延烧事故的发生, 保障了加气站和工作人员的安全。

3.3 操作过程中的注意事项

对于由于连接存储罐和加气口的软管发生断裂或者时间太长质量无法保证引发自液化天然气泄漏时, 一般都会采用一个紧急切断阀, 当有泄漏的事情发生时, 便会通过紧急切断阀对其进行操作, 尽可能地减少自液化天然气的泄漏。同时也要及时关注软管的质量, 对其进行及时更换, 避免因为此种问题引发自液化天然气泄漏, 从而导致无法挽救的恶果。

3.4 运输过程中的注意事项

对于在运输过程中出现的可能引发煤气泄漏从而导致爆炸发生的事情, 首先在运送前进行全面的检查, 保证不会因为检查不合格而引发不可避免的恶果;其次在运送过程中千万保证不要进行大幅度的颠簸, 否则有可能导致气压不稳定, 从而使存储罐破裂。

4 结语

在环境污染越来越严重的情况下, LNG的出现, 减少了环境污染, 改善了人们的生活环境, 促进了经济的快速向前发展。虽然自液化天然气会带来一定的危险, 但是, 只要我们采取相应的防护措施, 便会避免爆炸这种危险事件的发生, 确保人们的生活环境更加美好。

摘要：随着经济的不断向前发展, 各种交通工具渐渐进入到我们的生活中, 这些交通工具带来的不仅仅是让我们生活更加便捷, 同时也带来了严重的环境污染以及让我们居住的环境越来越拥挤, 很多交通工具都在排放着让我们的环境污染越来越严重的气体, 这让我们的生活环境变得越来越差, 自从出现了自液化天然气之后, 这种情况就减轻了许多。通过对LNG加气站的一些具体情况的讨论, 找出其可能出现的一些安全问题, 从而提出相应的防范措施。

关键词：LNG加气站,安全,防范措施,研究

参考文献

[1]陈凯阳, 赵忠方, 张丽燕.LNG加气站安全隐患及应对措施[J].现代商贸工业, 2014 (10) :184.

[2]陈柯, 李念.LNG加气站安全防范措施研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2014 (11) :216.

LNG加气站的规章制度 篇8

一、建立防火、防爆和防泄漏制度

(1)建立防火安全责任制，落实专人管理，把防火、防爆、防泄漏安全管理工作放在各项工作的首位。在加气站经营过程中不能存有一丝麻痹思想和侥幸心理。

(2)根据加气站实际，科学合理地制订适应加气站的各岗位工作制度和操作规程。

(3)强化员工的安全教育，包括气体燃料知识的学习，树立安全观念，增强安全意识。

二、强化明火管理制度，严防火种进入

俗话说“水火无情”，液化天然气(LNG)站的“火”更无情，因火灾爆炸造成损失和危害比其他行业都大。一般物质火灾，蔓延和扩展的速度相对较慢，在发生的初期，范围较小，扑灭比较容易。液化天然气火灾蔓延和扩展速度及快，其火焰速度达2000m／s。以上，且难以扑灭，特别是爆炸事故，一旦发生，将立即造成重大灾害。加强明火管理，严防火种的进入是加气站安全管理的一项首要措施，具体应做好以下几点。

(1)加气站内应在醒目位置设立“严禁烟火”等警戒标语和标牌。操作和维修设备时，应采用防爆工具。(2)进入站内的汽车车速不得超过5km／h。禁止拖拉机、电瓶车、摩托车和畜力车等进入站内。

三、接卸气作业安全管理

(1)认真查验送货单据，核对品名、数量、质量化验和进气储罐位号，严禁腐蚀介质超标的气体卸入储罐。(2)严格按操作规程进行卸气作业。

(3)送汽车应按指定位置停车、熄火，并将车钥匙交操作员暂时保管。

(4)接卸气时，须先接静电接地线，确认气、液相软管上截止阀(球阀)处于关闭状态，再连接卸气管。槽车卸液设备应由送气方操作。

(5)卸气期间，操作员必须监护现场，随时检查压力、温度和液位。LNG储气罐液量不得超过储气罐容积的85％。CNG储气罐的压力不得超过25MPa。

(6)操作员应监督送气司机离开送气车辆，但不得远离作业现场，不得清扫、维修车辆。

(7)卸气结束后，由操作员拆卸输气管、静电接地线，检查无误后，将车钥匙交司机，送汽车辆方可启动，离开现场。

四、加气作业安全管理

(1)作业时，每台加气机应有一名操作人员，但一人不能同时操作两把加气枪作业。

(2)操作人员应站在侧面引导车辆进站，汽车应停在有明显标识的指定位置，保持与加气机lm以上距离。(3)汽车停稳后，操作员应监督司机拉紧手刹，引擎熄火，取下钥匙，离开驾驶室。夜间应关闭车灯。

(4)加气前，操作员应对车辆的储气瓶仪表、阀门管道进行安全检查，查看其是否在使用期限内。

(5)潜液泵在出液管路和回流管路的阀门全部打开后，方可启动。潜液泵旁通管路上的调节阀(或安全回流阀)不得关闭。

(6)作业时加气胶(软)管不得交错或饶过其他设备。(7)LPG储气瓶内部压力过高无法加气时，应连接气相回流管泄压，不得现场放空排气；CNG放空时，枪口严禁对准人。

(8)加气过程中，应注意监视加气机计量仪表及车辆的储气瓶的液位或压力是否正常。

(9)加气期间，操作人员不得离开现场，严禁让非操作人员代为操作，严禁非操作人员自己主动充装。(10)加气过程中如遇紧急情况(如车辆或设备泄漏)应立即停止作业。

(11)加气结束，关闭加气枪、车辆储气瓶阀、加气管阀，卸下加气枪，盖好加气口保护盖，核准加气数量，并确认无漏气现象后，方可容许司机启动车辆。

(12)接卸气、加气作业期间，安全员应定时巡检储气罐的运行参数，储气罐液位低于20％时应停止潜液泵的运行并停止加气作业。

(13)加气站严禁为无技术监督部门检验合格证的汽车储气瓶加气；严禁为汽车储气瓶以外的任何燃气装置、气瓶加气。

五、加气安全操作规程

(1)加气员必须具备LNG(或CNG)知识及消防知识，并应持证上岗。

(2)加气车辆定位后，加气员检查发动机是否熄火、手刹是否刹住。

(3)对改装车辆，加气前，加气员应要求驾驶员打开车辆后盖，检查容器是否在使用期内以及贴有规定的标签。通过看、听、嗅等方法检验容器的液面计、阀门、配管是否有气体泄漏或出现其他异常情况。对非改装车辆，应要求驾驶员配合做好上述工作。

(4)加气员经过检查将加气枪与车辆加气口连接，确认牢固。严禁加气管交*和缠绕在其他设备上。

(5)加气员在加气时要观察流量及容器的标尺，LNG加气量最大不得超过汽车储罐容器容积的85％或规定的红线；CNG加气量不得超过20MPa。

(6)加气作业中，加气员严禁将加气枪交给顾客操作，禁止一人操作两把加气枪，不得擅自离开正在加气的车辆。(7)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前盖维修车辆。

(8)加气过程中发生气体严重泄漏时，加气员应立即关闭车辆气瓶阀，同时按下现场紧急关闭按钮，把气体泄漏量控制在最小范围内。

(9)加气结束后，卸下并正确放置好加气枪。(10)加气必须分车进行，各车之间不得连码加气。在加气区域禁止使用手机等移动通讯设备。

六、接卸气安全操作规程

(1)专人负责监护整个卸液过程。

(2)引导槽车到指定位置后，由专人检查车辆的手刹、排气管防火罩等设备等是否完好，车辆是否挂挡，并检查出具的气体质量保证书(LPG应符合SY7548—1998的质量要求)。

(3)检查储罐及槽车的温度、压力、液位是否在正常值内，一次仪表与二次仪表读数是否一致，并根据液位显示测算进液数量。

(4)检查气、液相软管是否完好及其截止阀是否关闭，接地线接地是否良好。

(5)完成全部检查及手续后，由槽车押运员接装气、液相软管，并告知预测进液数。

(6)软管接装完毕后，打开卸液管上的气、液管接口上的截止阀，再启动电动按钮。

(7)槽车司机接到指令后方可启动卸液泵，严格控制卸液泵的压力在规定的压力范围内。

(8)检查一次仪表读数，当读数大于等于80％时应立即停止卸液泵工作。

(9)停泵后，应先关闭槽车上的截止阀，然后由专人负责关闭气、液相软管上的截止阀，切断电源，并将卸液软管复位。

(10)卸液结束，应在检查一、二次仪表读数是否一致，做好记录，并根据卸液前和卸液后的仪表读数计算实收量，确认与送液单相符方可签收。

(11)卸液过程中若发生泄漏，应立即按下紧急关闭按钮，并采取相应的应急措施。

七、应急措施

为了切实做好“预防为主，防消结合”工作，确保加气站经营活动的正常进行，并及时处理可能发生的突然事件，应制订应急措施。1．停电应急措施

加气站一旦发生停电，应立即开启应急灯，检查各重点部位；关闭各类开关，以防突然来电损坏电器设备，并及时向上级主管部门报告；查清停电原因，记录停电时间和来电时间。2．漏气应急措施

(1)加气站内如发现管网漏气，应迅速查明泄漏点，立即关闭泄漏点两端管线上的阀门和与该管线相连接的储罐阀门，把气源切断。

(2)切断电源，停止一切作业，做好人员和外来车辆的疏散工作，并消除一切火源，并防止因抢险造成气瓶或其他金属物品的碰撞而产生火花。

(3)用湿棉被包住泄漏点，用水对其冷却。

(4)如果泄漏量大，一时难以控制，应扩大警戒区域，迅速报警“119”。