金時(shí)燃?xì)釲NG調(diào)峰儲(chǔ)配站作業(yè)指導(dǎo)書

QB

高唐金時(shí)燃?xì)庥邢薰竟芾硪?guī)范化指導(dǎo)文件

Q/GTJS-2022-003

LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站作業(yè)指導(dǎo)書

（2022年A版）

編制：安全部

2022年1月1日發(fā)布2022年1月1日實(shí)施

高唐金時(shí)燃?xì)庥邢薰景l(fā)布

前百

為了保證LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站安全運(yùn)行，指導(dǎo)場站作業(yè)人員

安全操作，規(guī)范操作流程，確保作業(yè)過程得到有效控制，依

據(jù)有關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范及LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站設(shè)備特點(diǎn)，編寫了

本《LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站作業(yè)指導(dǎo)書》。

本指導(dǎo)書是有效落實(shí)公司質(zhì)量方針、保證場站運(yùn)行安全

的指導(dǎo)性文件，是對調(diào)峰儲(chǔ)配站作業(yè)過程的指南和對危害因

素的控制文件。共分為九個(gè)章節(jié)，主要內(nèi)容包括基礎(chǔ)知識(shí)、

工藝流程、操作規(guī)程、維修保養(yǎng)、應(yīng)急措施等。

本手冊適用于金時(shí)公司LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站，供LNG調(diào)峰儲(chǔ)

配站操作人員和場站管理人員使用，其他各門站也可參考本

指導(dǎo)書，并根據(jù)本場站實(shí)際情況及設(shè)備特點(diǎn)，制訂更加切合

實(shí)際的操作文件。

由于時(shí)間倉促和編寫水平有限，難免存在缺陷或不足，

敬請大家給予批評指正。

安全部

二。二二年一月一日

目錄

第一章術(shù)語及定義.................................................1

1.1一般術(shù)語....................................................1

1.2定義...................................................4

第二章天然氣與液化天然氣(LNG)知識(shí)..............................7

2.1天然氣知識(shí).................................................7

2.2LNG基本性質(zhì)...............................................12

第三章LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站工藝流程....................................16

3.1LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站工藝流程簡介.................................16

3.2卸車工藝流程...............................................16

3.3LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站加氣工藝流程..................................19

3.4BOG處理工藝流程............................................20

3.5安全泄放工藝流程..........................................21

3.6儲(chǔ)罐調(diào)壓工藝流程...........................................21

第四章LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站操作規(guī)程....................................24

4.1LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站營業(yè)室、控制室操作注意事項(xiàng)...................24

4.2LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站卸車操作規(guī)程................................25

4.3氣瓶檢查操作規(guī)程.........................................31

4.4LNG儲(chǔ)罐運(yùn)行操作規(guī)程.......................................32

4.5LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站安全加氣操作規(guī)程.............................35

4.6閥門操作、修理規(guī)程........................................39

4.7電氣操作規(guī)程...............................................40

4.8滅火器操作規(guī)程............................................41

4.9LNG儲(chǔ)罐管理操作規(guī)程.......................................43

4.10氣瓶殘液、殘氣回收規(guī)程...................................43

4.11柴油發(fā)電機(jī)操作規(guī)程.......................................44

4.12安全操作注意事項(xiàng).........................................46

4.13巡回檢查操作規(guī)程.........................................47

第五章LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站設(shè)備維修維護(hù)與保養(yǎng)..........................49

5.1設(shè)備維護(hù)..................................................49

5.2定期保養(yǎng)...................................................50

5.3LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站故障排除作業(yè)指導(dǎo)..............................54

第六章安全附件操作指導(dǎo)書........................................65

6.1壓力表操作指導(dǎo)書...........................................65

6.2安全閥作業(yè)指導(dǎo)書...........................................67

6.3可燃?xì)怏w探測器操作指導(dǎo)書..................................68

6.4消防器材操作指導(dǎo)書.........................................69

第七章消防......................................................75

7.1消防設(shè)施..................................................75

7.2消防安全管理...............................................76

7.3操作要求..................................................79

7.4操作注意事項(xiàng)...............................................79

第八章LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站應(yīng)急處理措施................................80

8.1介質(zhì)危險(xiǎn)性及對周邊的影響..................................80

8.2危險(xiǎn)區(qū)域消防配備..........................................83

8.3檢測預(yù)監(jiān)測................................................83

8.4預(yù)防措施..................................................83

8.5事故應(yīng)急處理..............................................84

8.6緊急救護(hù)應(yīng)急處理...........................................94

第九章專業(yè)相關(guān)知識(shí)..............................................96

9.1電氣知識(shí)..................................................96

9.2壓力容器及其運(yùn)行..........................................100

9.3安全附件..................................................104

9.4滅火的基本常識(shí)............................................112

第一章術(shù)語及定義

1.1一般術(shù)語

1.1.1液化天然氣(LNG)liquefiednaturalgas(LNG)

一種在液態(tài)狀況下的無色流體，主要由甲烷組成，組分可能含有少量

的乙烷、丙烷、氮和通常存在于天然氣中的其他組分。

1.1.2液化天然氣(LNG)調(diào)峰儲(chǔ)配站liquefiednaturalgas(LNG)

Peakshavingstorageanddistributionstation

天然氣汽車低溫絕熱瓶充裝車用液化天然氣(LNG)的專門場所。

1.1.3撬裝式液化天然氣(LNG)汽車調(diào)峰儲(chǔ)配站skid-mounted

fuelingstatingforLNGvehicle

將LNG儲(chǔ)存系統(tǒng)、管理輸送系統(tǒng)、計(jì)量系統(tǒng)、控制系統(tǒng)、安全監(jiān)控及

保護(hù)系統(tǒng)集成安裝在單個(gè)或多個(gè)撬體上(其中安全監(jiān)控及保護(hù)系統(tǒng)可

集成安裝于控制室)，并具有對LNG汽車加氣、計(jì)量、自動(dòng)控制、安

全監(jiān)控和自動(dòng)報(bào)警功能的場所。

1.1.4液化天然氣儲(chǔ)罐LNGtank

儲(chǔ)存液化天然氣的低溫容器。

1.1.5地下LNG儲(chǔ)罐buriedLNGtank

安裝在罐池中，且罐頂?shù)陀谥車?m范圍內(nèi)地面標(biāo)高0.2m的LNG儲(chǔ)罐。

1.1.6半地下LNG儲(chǔ)罐undergroundLNGtank

安裝在罐池中，且一半以上罐體安裝在周圍4m范圍內(nèi)地面以下的LNG

儲(chǔ)罐。

1.1.7液化天然氣泵LNGpump

輸送LNG液體的泵。

1.1.8LNG增壓器LNGvaporizer

利用熱源，將LNG氣化從而提高LNG儲(chǔ)罐或LNG槽車壓力的裝置。

1.1.9LNG加熱器LNGheater

與LNG儲(chǔ)罐放散裝置連接，利用熱源如大氣、海水、熱水等將LNG氣

化為天然氣的加熱裝置。

1.1.10EAG加熱器EAGheater

與集中放散管連接，利用熱源如大氣、海水、熱水等加熱低溫天然氣

氣體的裝置。低溫天然氣氣體經(jīng)加熱后再集中放散。

1.1.11LNG加氣機(jī)LNGdispenser

給液化天然氣汽車充裝LNG,并帶有計(jì)量、計(jì)價(jià)裝置的專用設(shè)備。

1.1.12LNG加氣槍LNGdispensernozzle

附屬加氣機(jī)與加氣軟管連接，直接給液化天然氣汽車儲(chǔ)氣瓶充裝LNG

的專用工具。

1.1.13拉斷閥breakawaycoupling

2

安裝在加氣機(jī)出口。在一定外力作用下可被拉斷成兩節(jié)，拉斷后具有

自密封功能的閥門，防止拉斷后天然氣泄漏的裝置

1.1.14煙霧滅火系統(tǒng)smokefireextinguishingsystems

由煙霧產(chǎn)生器、探測引燃裝置、噴射裝置等組成，在發(fā)生火災(zāi)后，能

自動(dòng)向儲(chǔ)罐內(nèi)噴射滅火煙霧的滅火系統(tǒng)。

1.1.15干粉滅火系統(tǒng)dry-powderfireextinguishingsystems

由干粉儲(chǔ)存裝置、驅(qū)動(dòng)裝置、管道、噴射裝置、火災(zāi)報(bào)警及聯(lián)動(dòng)控制

裝置等組成，能自動(dòng)或手動(dòng)向被保護(hù)對象噴射干粉滅火劑的滅火系

統(tǒng)。

1.1.16液化天然氣槽車LNGroadtanker

運(yùn)輸液化天然氣的專用公路運(yùn)輸車。

1.1.17液化天然氣罐式集裝箱LNGtankcontainer

儲(chǔ)存或運(yùn)輸液化天然氣的集裝箱式的低溫壓力容器。

1.1.18LNG卸液口LNGunloadingport

調(diào)峰儲(chǔ)配站內(nèi)接卸LNG槽車所載LNG的固定接口。

1.1.19緊急停車系統(tǒng)emergencyshutdowndevice(ESD)

發(fā)生緊急情況時(shí)，能就地或遙控操作，切斷調(diào)峰儲(chǔ)配站內(nèi)部LNG流動(dòng)

設(shè)施。

1.1.20緊急泄放裝置emergencyreliefdevice

3

緊急情況下用于迅速排放LNG低溫儲(chǔ)罐內(nèi)的LNG,以釋放儲(chǔ)罐內(nèi)壓力

的裝置。

1.1.21充氣口fuelingconnector

用于輸送LNG或天然氣氣體，將汽車儲(chǔ)氣瓶與加氣軟管連接起來的裝

置。

1.1.22加液口fuelingreceptacle

固定安裝在汽車上、與加液槍配套使用的接口。

1.2定義

1.2.1LNG：液化天然氣。

1.2.2ESD：緊急停止按鈕。

1.2.3設(shè)備檢查：指對設(shè)備的運(yùn)行情況、工作精度、磨損或腐蝕程度

進(jìn)行測量和校驗(yàn)。

1.2.4設(shè)備維護(hù)保養(yǎng)：是指為保持設(shè)備清潔整齊、潤滑良好、安全運(yùn)

行而進(jìn)行的清潔、潤滑、緊固松動(dòng)的緊固件、調(diào)整活動(dòng)部分的間隙、

對易生銹的部位除銹防腐等活動(dòng)。按工作量大小和難易程度可分為：

1.2.4.1日常保養(yǎng)：進(jìn)行清潔、潤滑、緊固易松動(dòng)的零件；檢查零、

部件的完整。這類保養(yǎng)的項(xiàng)目和部位較少，大多數(shù)在設(shè)備外部，一般

由操作工人承擔(dān)。

1.2.4.2一級(jí)保養(yǎng)：普遍地進(jìn)行擰緊、清潔、潤滑、緊固，還要部分

進(jìn)行調(diào)整。一般由操作工人承擔(dān)。

4

1.2.4.3二級(jí)保養(yǎng)：內(nèi)部清潔、潤滑、局部解體檢查和調(diào)整。一般在

操作工人的參與下，由專職維修保養(yǎng)人員承擔(dān)。

1.2.4.4三級(jí)保養(yǎng)：對設(shè)備主體部分進(jìn)行解體檢查和調(diào)整工作，必要

時(shí)對達(dá)到規(guī)定磨損限度的零件加以更換，此外，還要對主要零件部分

的磨損情況進(jìn)行測量、鑒定和紀(jì)錄。一般在操作工人的參與下，由專

職維修保養(yǎng)人員承擔(dān)。

1.2.5設(shè)備修理：是指修復(fù)由于正常或不正常的原因而造成的設(shè)備損

壞和精度劣化，使設(shè)備性能得到恢復(fù)。根據(jù)修理范圍大小、修理周期

長短、修理費(fèi)用多少可分為小修、中修和大修。

1.2.5.1小修：通常只需修復(fù)、更換部分磨損較快和使用期限等于或

小于修理間隔期的零件，調(diào)整設(shè)備的局部結(jié)構(gòu)。一般由專職維修人員

在生產(chǎn)現(xiàn)場進(jìn)行。

1.2.5.2中修：是對設(shè)備進(jìn)行部分解體、修理或更換部分主要零件與

基準(zhǔn)件，以及修理使用期限到修理間隔期的零件；同時(shí)要檢查整個(gè)機(jī)

械系統(tǒng)，緊固所有機(jī)件，消除擴(kuò)大的間隙，校正設(shè)備的基準(zhǔn)。一般由

專職維修人員在生產(chǎn)現(xiàn)場進(jìn)行。

1.2.5.3大修：是指通過更換，修復(fù)設(shè)備主要零部件，恢復(fù)其原有精

度、性能和生產(chǎn)效率的全面修理。

1.2.6事故：造成死亡、疾病、傷害、損害或者其他損失的意外情況。

1.2.7事件：導(dǎo)致或可能導(dǎo)致事故的情況。

1.2.8組織：職責(zé)、權(quán)限和相互關(guān)系得到安排的一組人員和設(shè)施。

1.2.9顧客：接受產(chǎn)品的組織或個(gè)人。

5

1.2.10風(fēng)險(xiǎn)：某一特定危險(xiǎn)情況發(fā)生的可能性與后果的組合。

1.2.11風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)：評估風(fēng)險(xiǎn)程度以及確定風(fēng)險(xiǎn)是否容許的全過程。

1.2.12記錄：闡明所取得的結(jié)果或提供所從事活動(dòng)的證據(jù)的文件。

1.2.13要求：明示的、通常隱含的或必須履行的需求或期望。

1.2.14顧客滿意：顧客對其要求已被滿足的程度的感受。

1.2.15過程：一組將輸入轉(zhuǎn)化為輸出的相互關(guān)聯(lián)或相互作用的活動(dòng)。

1.2.16產(chǎn)品：過程的結(jié)果。

6

第二章天然氣與液化天然氣（LNG）知識(shí)

2.1天然氣知識(shí)

近20多年來，世界天然氣需求持續(xù)穩(wěn)定增長，平均增長率保持

在2%,預(yù)計(jì)2020在世界能源組成中的比重將會(huì)增加到29%左右。中

國是開發(fā)利用天然氣資源最早的國家。新中國成立后，天然氣產(chǎn)業(yè)有

了很大發(fā)展。特別是“八五”以來，中國儲(chǔ)量快速增長，天然氣進(jìn)入

高速發(fā)展時(shí)期。但從全世界看，中國天然氣產(chǎn)業(yè)整體水平還很低，資

源探明程度僅7%左右，儲(chǔ)量動(dòng)用程度約50%,特別是天然氣在能源結(jié)

構(gòu)中所占的比例極低，不到世界平均水平的十分之一。隨著中國國民

經(jīng)濟(jì)的持續(xù)發(fā)展，工業(yè)化程度的不斷提高，對清潔能源的需求不斷增

大，預(yù)示著天然氣具有很大的發(fā)展空間，中國天然氣產(chǎn)業(yè)具有良好的

發(fā)展前景。

2.1.1天然氣組成

天然氣是由妙類和非燒類組成的復(fù)雜混合物。大多數(shù)天然氣的

主要成份是氣體燒類，此外還含有少量非燒類氣體。天然氣中的母類

基本上是烷燒，通常以甲烷為主，還有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、以

及少量的己烷以上燒類。在瞋中有時(shí)還含有極少量的環(huán)烷燒（如甲

基不戊烷）及芳香燒（如苯、甲苯）。天然氣中的非燒類氣體，一般

為少量的氮?dú)?、氧氣、氫氣、二氧化碳、水蒸氣、硫化氫，以及微?/p>

的惰性氣體如氮、氮、就等。天然氣中的水蒸氣一般呈飽和狀態(tài)。

天然氣的組成并非固定不變，不僅不同地區(qū)油、氣藏中采出的

7

天然氣組成判別很大，甚至同一油、氣藏的不同生產(chǎn)井采出的天然氣

組成也會(huì)有很大的區(qū)別。

2.1.1.1根據(jù)化學(xué)組成的不同分類

(1)干性天然氣：含甲烷90%以上的天然氣。

(2)濕性天然氣：除主要含甲烷外，還有較多的乙烷、丙烷、

丁烷等氣體。

2.L1.2根據(jù)天然氣的來源分類

(1)純天然氣：氣藏中通過采氣井開采出來的天然氣稱為氣井

氣。這種氣體屬于干性氣體，主要成分是甲烷。

(2)油田伴生氣：系指在油藏中與原油呈平衡接觸的氣體，包

括游離氣和溶解在原油中的溶解氣兩種。油田氣是與石油伴生的，是

天然氣的一種，從化學(xué)組成來說屬于濕性天然氣。開采時(shí)與原油一起

打出，氣油比(m3/t)一般在20~500范圍內(nèi)。這種氣體中含有60%~90%

的甲烷，10%~40%的乙烷、丙烷、丁烷和高碳烷妙。

(3)凝析氣田氣：是含有容易液化的丙烷和丁烷成分的富天然

氣。這種氣體通常含有甲烷85婷90%,碳三到碳五約2%~5%?？刹捎?/p>

壓縮法、吸附法或低溫分離法，將后者分離出去制液化石油氣。

(4)礦井氣口從井下煤層抽出的礦井氣，習(xí)慣稱為礦井瓦斯氣。

2.1.2天然氣燃燒特性

天然氣最主要的成分是甲烷，基本不含硫，無色、無臭、無毒、

無腐蝕性，具有安全、熱值高、潔凈和應(yīng)用廣泛等優(yōu)點(diǎn)，目前已成為

眾多發(fā)達(dá)國家的城市必選燃?xì)鈿庠础?/p>

8

城市燃?xì)鈶?yīng)按燃?xì)忸悇e及其燃燒特性指數(shù)（華白數(shù)w和燃燒勢

CP）分類，并應(yīng)控制其波動(dòng)范圍。

華白數(shù)W按式（1）計(jì)算：

w2

?（1）

式中:W一華白數(shù),MJ/m3（kcal/n）3）；Qg一燃?xì)飧邿嶂?，MJ/m3/

3

（kcal/m）；d一燃?xì)庀鄬γ芏龋諝庀鄬γ芏葹?）0

燃燒勢CP按式2計(jì)算：

1.0/72+0.6（Cm/7?+CO）+0.3CH4

L1—1\-Xy-：

?d（2）

K=1+0.0054xO；⑶

式中：CP——燃燒勢；

H2——燃?xì)庵袣浜浚?（體積）；

CmHn——燃?xì)庵谐淄橐酝獾奶細(xì)浠衔锖浚?（體

積）；

CO——燃?xì)庵幸谎趸己浚?（體積）；

CH.——燃?xì)庵屑淄楹浚?（體積）；

d——燃?xì)庀鄬γ芏龋諝庀鄬γ芏葹?）;

K——燃?xì)庵醒鹾啃拚禂?shù)；

02——燃?xì)庵醒鹾浚?（體積）。

2.1.3天然氣的儲(chǔ)運(yùn)

天然氣是以氣態(tài)燃用，但儲(chǔ)運(yùn)方式有管輸天然氣、壓縮天然氣、

液化天然氣等多種形式。另外，目前還在發(fā)展天然氣水合物。

9

2.1.3.1壓縮天然氣（CNG）

壓縮天然氣（CNG）是通過壓縮機(jī)加壓的方式，將天然氣壓縮至

容器，增加容器存儲(chǔ)體積的天然氣運(yùn)輸方式。一般情況下，天然氣經(jīng)

過幾級(jí)壓縮，達(dá)到20MPa的高壓，在用氣時(shí)在經(jīng)減壓閥降壓使用。在

20MPa高壓下，天然氣的壓縮比可以達(dá)到276oCNG在生產(chǎn)和利用過

程中成本相對較低，能耗低。但是由于采用笨重的高壓氣瓶，導(dǎo)致

CNG單車運(yùn)輸量比較小，運(yùn)輸成本高。因此，一般認(rèn)為該種方式只適

合為距離氣源地近、用氣量小的城市供應(yīng)燃?xì)狻?/p>

CNG項(xiàng)目的特點(diǎn)：與LNG相比，設(shè)備相對簡單、投資少；與管道

天然氣相比要靈活，因?yàn)楣艿酪坏┙ㄔO(shè)好以后，無法根據(jù)市場的需要

發(fā)生轉(zhuǎn)移。

2.1.3.2液化天然氣（LNG）

當(dāng)天然氣在大氣壓下，冷卻至約-162C時(shí)，天然氣由氣態(tài)轉(zhuǎn)變

成液態(tài)，稱為液化天然氣（LiquefiedNaturalGas,縮寫為LNG）。

LNG體積約為同量氣態(tài)天然氣體積的1/625,密度在450kg/m3左右。

可見液化天然氣具有較大的氣液，便于運(yùn)輸。另外，由于LNG的燃點(diǎn)

及爆炸極限高于汽油，所以不易發(fā)生爆炸，安全性能好。

2.1.3.3管輸天然氣（PNG）

管輸天然氣是通過管道直接將天然氣輸運(yùn)到用戶點(diǎn)的一種運(yùn)輸

方式，主要針對氣源地用戶或與氣源地通過陸地相連的國家之間天然

氣運(yùn)送。管道長度對于PNG方式有一定要求。對于距離氣源地較遠(yuǎn)的

地區(qū)，只有當(dāng)用氣量較大時(shí)才會(huì)具有較好經(jīng)濟(jì)性。由于海底管道的建

10

造和維護(hù)費(fèi)用高，當(dāng)天然氣的海上運(yùn)輸距離較長時(shí)，將會(huì)傾向于采用

LNG船運(yùn)輸。

與LNG項(xiàng)目不同，PNG項(xiàng)目既不需要液化工廠也不需要再氣化工

廠。管道基本建設(shè)投資是影響項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)可行性的主要決定因素?；?/p>

建設(shè)投資額隨著管線距離、管線走向、地理環(huán)境和負(fù)荷系數(shù)的變化而

變化。天然氣井口價(jià)格也對PNG項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)可行性有較大影響。當(dāng)天

然氣的進(jìn)口價(jià)格一定時(shí)，運(yùn)輸距離是決定其貿(mào)易方式的主要因素。如

果輸送距離高于臨界點(diǎn)，LNG項(xiàng)目將更加可行。據(jù)英國BP公司提供

數(shù)據(jù)，管道天然氣和液化天然氣運(yùn)輸成本運(yùn)輸距離的臨界值大致在

4000-5000公里間。

2.1.3.4其他技術(shù)

除了上述三種已經(jīng)成熟的天然氣存儲(chǔ)技術(shù)，各國還在積極探尋

其他更經(jīng)濟(jì)有效方式。其中包括天然氣水合物(NGH,NaturalGas

Hydrate)和吸附天然氣(ANG,AdsorptionNaturalGas)等。

天然氣水合物資源是世界能源開發(fā)的下一個(gè)主要目標(biāo)。海底的

天然氣水化物資源豐富，其開發(fā)利用技術(shù)已成為一個(gè)國際能源領(lǐng)域的

熱點(diǎn)。天然氣水合物是在一定條件(合適的溫度、壓力、氣體飽和度、

水的鹽度、pH值等)下由水和天然氣組成的類冰的、非化學(xué)計(jì)量的、

籠形結(jié)晶化合物，其遇火即可燃燒。形成天然氣水合物的主要?dú)怏w為

甲烷，對甲烷分子含量超過99%的天然氣水合物通常稱為甲烷水合

物(MethaneHydrate)o在標(biāo)準(zhǔn)狀況下，1單位體積的氣水合物分解

最多可產(chǎn)生164單位體積的甲烷氣體。但是根據(jù)目前的發(fā)展來看，該

11

技術(shù)距離工業(yè)應(yīng)用的成熟水平還有一定的距離。

吸附天然氣技術(shù)是利用一些諸如活性炭等多孔性固體物質(zhì)對氣

體的吸附特性進(jìn)行儲(chǔ)氣。由于這種新型的儲(chǔ)氣方式也要求在一定的壓

力作用下（通常為3MPa-4MPa）方能最大限度地提高氣體附量（如在

儲(chǔ)存壓力為3.5MPa時(shí)，理論儲(chǔ)氣量可達(dá)其容積體積的150倍），因

此從一定意義上講，該儲(chǔ)存方式同屬壓力儲(chǔ)存。但由于儲(chǔ)存壓力較

CNG大為降低，因此容器重量相應(yīng)減輕，安全性相對提高。當(dāng)儲(chǔ)氣容

器的改良同樣是減輕車輛無效載重、提高空間利率、減緩容器內(nèi)外壁

腐蝕等部題的最根本方法。目前該技術(shù)的關(guān)鍵部分：吸附劑以及熱能

儲(chǔ)存器的開發(fā)已有了較大進(jìn)展。作為天然氣儲(chǔ)存的一種方式，由于單

位存儲(chǔ)介質(zhì)的吸附量還比較小，還不能在工業(yè)中得到大規(guī)模的應(yīng)用。

目前只有少數(shù)機(jī)構(gòu)可以將其應(yīng)用到天然氣汽車上。

2.2LNG基本性質(zhì)

天然氣的主要組分是甲烷，其臨界溫度為一832,故在常溫下,

無法僅靠加壓將其液化。通常的液化天然氣（LiquefiedNaturalGas,

簡稱LNG）多存儲(chǔ)在溫度為-162（、壓力為0.IMPa左右的低溫儲(chǔ)罐

內(nèi)，其密度為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下甲烷的600多倍，體積能量密度為汽油的

72%,十分有利于輸送和儲(chǔ)存。

液化天然氣是經(jīng)過凈化處理（脫水、脫燒、脫酸性氣體）后，

采用節(jié)流膨脹及外加冷源冷卻的工藝使得天然氣液化的。預(yù)處理主要

包括%的清除，以免低溫下凍結(jié)、堵塞。

12

天然氣液化裝置按用途可分為兩大類，即基本負(fù)荷型天然氣液

化裝置和調(diào)峰型天然氣液化裝置?；矩?fù)荷型天然氣液化裝置由天然

氣預(yù)處理系統(tǒng)、液化系統(tǒng)、儲(chǔ)存系統(tǒng)、控制系統(tǒng)、裝卸設(shè)施和消防系

統(tǒng)等組成，是一個(gè)復(fù)雜龐大的系統(tǒng)工程。調(diào)峰型天然氣液化裝置是小

流量的天然氣液化裝置，并非常年連續(xù)運(yùn)行。因此，調(diào)峰型液化流程

要求具有高效、靈活、簡便、低成本的特點(diǎn)。

天然氣液化工廠的工藝流程不同，出廠LNG的溫度和壓力也有

所不同，如新疆廣匯液化工廠出廠LNG溫度約為一162(,壓力為常

壓；中原綠能高科液化工廠出廠LNG溫度約為一145C,壓力為

0.35MPa0

2.2.1LNG組分

現(xiàn)以新疆廣匯和中原綠能LNG工廠生產(chǎn)LNG舉例，其組分如下:

體積含量mol%

組分分子式

新疆廣匯中原油田

甲烷CH”86.2395.857

乙烷C2H612.772.936

丙烷C3H80.34280.733

異丁烷C4H100.201

正丁烷C4H100.105

異戊烷C5H120.037

正戊烷C5H120.031

已烷CeHii0.009

庚烷C7H160.003

辛烷C8H180.003

氮N20.65500.085

2.2.2LNG物性數(shù)據(jù)

新疆廣匯LNG的物性如下：

13

參數(shù)數(shù)值

分子量：17.3

氣化溫度-162.3℃(常壓1.053bar)

臨界溫度一82.5℃

液相密度440kg/Nm3

氣相密度0.75kg/Nm3(15.5℃)

燃點(diǎn)：650℃

熱值：8700kcal/Nm3

氣化潛熱：0.51MJ/Kg(121Kcal/Kg)

運(yùn)動(dòng)粘度：12.072X10-m7s

燃燒勢：45.18CP

華白數(shù)：54.23MJ/m3

上限15.77%

爆炸極根

下限4.91%

2.2.3LNG特點(diǎn)

(1)天然氣液化后，體積縮小600多倍，可以在公路、鐵路、船

舶上實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)運(yùn)輸。

(2)儲(chǔ)存效率高、占地少、投資省。

(3)建設(shè)模式機(jī)動(dòng)靈活，可由小到大，由點(diǎn)到面，逐步投入和發(fā)

展。

(4)LNG可作為優(yōu)質(zhì)清潔的車用燃料，有效減少汽車尾氣排放對

大氣的污染，應(yīng)用前景廣闊。

(5)LNG的氣化過程，釋放出大量的冷量，有很高的綜合利用價(jià)

值。

(6)LNG生產(chǎn)使用較液化石油氣更為安全可靠。其燃點(diǎn)為650℃,

比汽油高230℃,爆炸極限為5%—15%,氣相密度為0.772kg/Nm3

左右，比空氣輕得多，稍有泄漏立即飄逸飛散，不致引起爆炸。

當(dāng)LNG氣化與空氣的混合物濃度達(dá)到爆炸極限范圍內(nèi)時(shí)，遇到

14

明火、火星即可發(fā)生爆炸，一旦爆炸將會(huì)釀成較大事故。

LNG火災(zāi)滅火后在未切斷可燃?xì)怏w的氣源或易燃可燃液體液源

的情況下，遇到火源或高溫將發(fā)生復(fù)燃、復(fù)爆。故LNG一旦燃燒，只

有在完全切斷氣源或有非?？尚小⒖煽康陌踩胧┑那闆r下，方可滅

火，否則只能在安全保護(hù)下讓其安全燃燒掉。否則，將引起復(fù)燃，復(fù)

爆，造成更大的損失。

LNG在液化過程中已經(jīng)脫除了乩0、重?zé)?、H2s等雜質(zhì)，是一種

十分清潔的能源，其燃燒尾氣不會(huì)對大氣造成污染。

15

第三章LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站工藝流程

3.1LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站工藝流程簡介

LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站工藝流程比較簡單，主要設(shè)備包括低溫儲(chǔ)罐（屬

壓力容器），低溫潛液泵，EAG氣化器，調(diào)壓氣化器，BOG氣化器，BOG

回收罐，真空管道等，其簡易工藝流程圖如下：

圖3-1LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站工藝流程圖

3.2卸車工藝流程

LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站卸車工藝流程包括潛液泵卸車工藝流程和自增

壓卸車工藝流程。

3.2.1潛液泵卸車工藝流程

潛液泵卸車工藝流程如圖3-2所示。這種卸車工藝是將LNG運(yùn)

輸槽車（或罐式集裝箱）內(nèi)的LNG送至站內(nèi)LNG儲(chǔ)罐中的過程。卸車時(shí),

LNG經(jīng)LNG槽車卸液口通過液相管進(jìn)入潛液泵，潛液泵將LNG增壓后

充入LNG儲(chǔ)罐。在這個(gè)過程中，LNG槽車氣相口與儲(chǔ)罐的氣相管連通,

16

使得LNG儲(chǔ)罐中的BOG氣體通過氣相管返入LNG槽車，這樣一方面為

LNG槽車因液體減少造成的氣相壓力降低而及時(shí)增壓，另一方面解決

了LNG儲(chǔ)罐因液體增多造成的氣相壓力升高而及時(shí)降壓。整個(gè)卸車過

程不需要單獨(dú)對儲(chǔ)罐泄壓，可以直接進(jìn)行卸車操作。

-------------液相管

-------------氣相管

圖3-2潛液泵卸車工藝流程

該方式的優(yōu)點(diǎn)是卸液速度快，時(shí)間短，自動(dòng)化程度高，無需對

站內(nèi)儲(chǔ)罐泄壓，不消耗LNG；缺點(diǎn)是工藝流程較復(fù)雜，管道連接較煩

瑣，需要消耗電能。

3.2.2自增壓卸車工藝流程

自增壓卸車工藝流程如圖3-3所示。卸車前先對LNG槽車增壓。

LNG液體通過LNG槽車出液口進(jìn)入卸車增壓器，LNG在其內(nèi)氣化并增

壓，然后通過氣相管返回LNG槽車內(nèi)，從而提高LNG槽車的氣相壓力。

當(dāng)LNG槽車壓力與儲(chǔ)罐形成0.2MPa以上的壓力差后，LNG液體經(jīng)過

LNG槽車卸液口液相充人到LNG儲(chǔ)罐內(nèi)。在卸車過程中，隨著LNG槽

17

車內(nèi)液體的減少，要持續(xù)對LNG槽車氣相空間進(jìn)行增壓。如果卸車時(shí)

儲(chǔ)罐氣相空間壓力較高，則要對儲(chǔ)罐進(jìn)行泄壓，以增大LNG槽車與

LNG儲(chǔ)罐之間的壓力差，這就需要消耗一定量的LNG。理論上，由于

LNG槽車的設(shè)計(jì)壓力為0.7MPa左右，儲(chǔ)罐的氣相操作壓力不能低于

0.4MPa,故卸車最大壓差為0.3MPa。

自增壓卸車方式與潛液泵卸車方式相比，優(yōu)點(diǎn)是流程簡單，管

道連接簡單；缺點(diǎn)是自動(dòng)化程度低，隨著LNG儲(chǔ)罐內(nèi)液體不斷增多需

要不斷泄壓，放散氣體多，且卸車速度比潛液泵卸車慢。從運(yùn)行實(shí)踐

看，潛液泵卸車流程中卸一臺(tái)標(biāo)準(zhǔn)罐式集裝箱約2h,而自增壓卸車

流程則需要2.5?3.0h0

-----------液相管增壓氣化器

-----------氣相管

圖3-3自增壓卸車工藝流程

18

3.3LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站加氣工藝流程

LNG加氣流程為LNG從儲(chǔ)罐流出，經(jīng)潛液泵的打壓使加氣機(jī)加注

壓力升高后，經(jīng)過計(jì)量由加氣機(jī)向LNG汽車加氣。加氣速度快、充裝

時(shí)間短。但如果加氣前，車載儲(chǔ)氣瓶壓力過高，則需要對氣瓶進(jìn)行卸

壓，通過加氣機(jī)上的回氣口管線回收瓶內(nèi)氣體，以降低壓力。在加氣

過程中，由于車載儲(chǔ)氣瓶為上進(jìn)液方式，加進(jìn)的LNG直接吸收儲(chǔ)氣

瓶內(nèi)氣體的熱量，使得瓶內(nèi)壓力降低，減少了放空氣體，從而提高了

加氣速度。LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站加氣工藝流程如圖3-4所示：

即"“集中放空工藝流程圖

F一流量A-報(bào)警H一上限

L一液位C-控制HH一上上隈

P-壓力1一指示L一下限

T一混度Q-累計(jì)流量11一下下阪

Z-閏位F一瞬時(shí)流量

D一泄焉T一發(fā)送

Ki-Ui

￥'lK5??Cell>i?S4S

圖3-4LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站加氣工藝流程

由圖中標(biāo)線得知，整個(gè)加氣流程為：LNG自儲(chǔ)罐經(jīng)泵池打壓后壓

入車載氣瓶內(nèi)，車載氣瓶內(nèi)的氣態(tài)天然氣沿回氣管線回流至儲(chǔ)罐內(nèi)，

紅色管線為LNG流向，黃色管線為氣態(tài)天然氣回氣路線。

19

3.4BOG處理工藝流程

由于吸熱或壓力變化造成LNG的一部分蒸發(fā)為氣體(BoilOff

Gas),運(yùn)營中BOG氣體包括：

(1)LNG儲(chǔ)罐吸收外界熱量產(chǎn)生的蒸發(fā)氣體

(2)LNG卸車時(shí)儲(chǔ)罐由于壓力、氣相容積變化產(chǎn)生的蒸發(fā)氣體

(3)進(jìn)入儲(chǔ)罐內(nèi)的LNG與原貯槽內(nèi)溫度較高的LNG接觸產(chǎn)生的

蒸發(fā)氣體

(4)卸車時(shí)進(jìn)入儲(chǔ)罐內(nèi)氣相容積相對減少產(chǎn)生的蒸發(fā)氣體

(5)進(jìn)入貯槽內(nèi)壓力較高時(shí)進(jìn)行減壓操作產(chǎn)生的氣體

(6)真空管道內(nèi)的殘余氣體

(7)泵池內(nèi)LNG氣化的氣體

一般站點(diǎn)采取槽車自壓回收方式回收BOG,回收BOG的工藝流程

如圖3-5所示?；厥盏腂OG的處理采用緩沖輸出的方式，排出的BOG

氣體為高壓低溫狀態(tài)，且流量不穩(wěn)定。因此需設(shè)置BOG加熱器及緩沖

調(diào)壓輸出系統(tǒng)并入用氣管網(wǎng)，冬季可經(jīng)過調(diào)壓后去熱水爐(供應(yīng)水浴

加熱器)。

P1WP2

圖3-5槽車BOG回收工藝流程

20

3.5安全泄放工藝流程

天然氣為易燃易爆物質(zhì)，在溫度低于-i2（rc左右時(shí)，天然氣密度

重于空氣，一旦泄漏將在地面聚集，不易揮發(fā)；而常溫時(shí)，天然氣密

度遠(yuǎn)小于空氣密度，易擴(kuò)散。根據(jù)其特性，按照規(guī)范要求必須進(jìn)行安

全排放，設(shè)計(jì)采用集中排放的方式。安全泄放工藝系統(tǒng)由安全閥、爆

破片、EAG加熱器、放散塔組成。

設(shè)置EAG加熱器，對放空的低溫LNG進(jìn)行集中加熱后，經(jīng)阻火器

后通過放散塔高點(diǎn)排放，EAG加熱器采用500Nnf7h空溫式加熱器。常

溫放散NG直接經(jīng)阻火器后排入放散塔。阻火器內(nèi)裝耐高溫陶瓷環(huán)，

安裝在放空總管路上。

為了提高LNG儲(chǔ)罐的安全性能，采用降壓裝置、壓力報(bào)警手動(dòng)放

空、安全閥（并聯(lián)安裝爆破片）起跳三層保護(hù)措施。安全閥設(shè)定壓力

為儲(chǔ)罐的設(shè)定壓力1.2Mpa。

緩沖罐上設(shè)置安全閥及爆破片，安全閥設(shè)定壓力為儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)壓

力。在一些可能會(huì)形成密閉的管道上，設(shè)置手動(dòng)放空加安全閥的雙重

措施。

3.6儲(chǔ)罐調(diào)壓工藝流程

儲(chǔ)罐調(diào)壓是給LNG汽車加氣前需要調(diào)整儲(chǔ)罐內(nèi)LNG飽和蒸汽壓的

工藝操作，該工藝流程有潛液泵調(diào)壓工藝流程和自增壓調(diào)壓工藝流程

兩種。

3.6.1潛液泵調(diào)壓工藝流程

21

潛液泵調(diào)壓時(shí)，LNG經(jīng)儲(chǔ)罐的出液口進(jìn)入潛液泵，由潛液泵增壓

后進(jìn)入增壓氣化器氣化，氣化后的天然氣經(jīng)儲(chǔ)罐的氣相管返回到儲(chǔ)罐

的氣相空間，為LNG儲(chǔ)罐調(diào)壓，當(dāng)儲(chǔ)罐內(nèi)的飽和壓力達(dá)到設(shè)定壓力時(shí)

停止氣化，采用潛液泵為儲(chǔ)罐調(diào)壓時(shí)，增壓氣化器的入口壓力為潛液

泵出口壓力，一般講出口壓力設(shè)為1.2MPa,而增壓氣化器的出口壓

力為儲(chǔ)罐的氣相壓力，一般在0.4?0.6MPa,因此，增壓氣化器的入

口壓力遠(yuǎn)高于其出口壓力，所以使用潛液泵調(diào)壓速度快、時(shí)間短，目

前多數(shù)LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站采用此流程。調(diào)壓工藝流程圖（3-6）如下：

圖3-6潛液泵調(diào)壓工藝流程

3.6.2自增壓調(diào)壓工藝流程

自增壓調(diào)壓（工藝流程如圖3-7）時(shí)，LNG液體由LNG儲(chǔ)罐出液

口直接進(jìn)入增壓氣化器，氣化后的氣體經(jīng)LNG儲(chǔ)罐的氣相管返回儲(chǔ)罐

的氣相空間，為LNG儲(chǔ)罐調(diào)壓。采用此種方式調(diào)壓時(shí)，增壓氣化器入

22

口壓力為LNG儲(chǔ)罐未調(diào)壓前氣相壓力與儲(chǔ)罐內(nèi)液體所產(chǎn)生的液柱靜

壓力之和，出口壓力為LNG儲(chǔ)罐氣相壓力，壓差較小，增壓速度慢、

時(shí)間長。

圖3-7自增壓調(diào)壓工藝流程

23

第四章LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站操作規(guī)程

4.1LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站控制室操作注意事項(xiàng)

4.1.1計(jì)算機(jī)：

4.1.1.1LNG微機(jī)控制室操作人員必須能熟練操作計(jì)算機(jī)，并經(jīng)過培

訓(xùn)后上崗。

4.1.1.2LNG微機(jī)控制室操作人員上崗時(shí)，應(yīng)對微機(jī)控制室設(shè)備進(jìn)行

檢查，看是否有無異常情況。

4.1.1.3啟動(dòng)計(jì)算機(jī)時(shí)，要嚴(yán)格按照操作程序操作，不能采取非正常

方法啟動(dòng)計(jì)算機(jī)，應(yīng)先打開UPS電源，再打開計(jì)算機(jī)上的電源開關(guān)。

4.1.1.4關(guān)閉計(jì)算機(jī)時(shí)，應(yīng)先點(diǎn)擊系統(tǒng)“開始”頁面上的“關(guān)閉電源”,

待確認(rèn)計(jì)算機(jī)關(guān)閉后，方可關(guān)閉UPS電源。

4.1.2控制柜：

4.1.2.1計(jì)算機(jī)操作人員要正確掌握控制柜的操作，并根據(jù)計(jì)算機(jī)提

示對控制柜進(jìn)行正確操作。

4.1.2.2計(jì)算機(jī)操作人員要隨時(shí)監(jiān)控控制柜的運(yùn)行情況，發(fā)現(xiàn)非正常

情況時(shí)，應(yīng)立即關(guān)閉控制柜的緊急切斷閥。

4.1.2.3計(jì)算機(jī)操作人員要隨時(shí)觀察控制柜的溫度是否過高，觀察風(fēng)

扇是否正常運(yùn)轉(zhuǎn)，隨時(shí)保持控制柜在正常溫度范圍內(nèi)運(yùn)行。

4.1.3配電柜、配電箱及空調(diào)：

4.1.3.1控制室操作人員要隨時(shí)監(jiān)控配電柜的工作狀態(tài)，如發(fā)現(xiàn)停電

和非正常供電，要立即通知站領(lǐng)導(dǎo)及配電房電工啟動(dòng)應(yīng)急電源，確保

24

調(diào)峰儲(chǔ)配站的正常運(yùn)行。

4.1.3.2控制室操作人員要隨時(shí)監(jiān)控配電柜電壓表、電流表的指示是

否在正常值，如發(fā)現(xiàn)電壓過高或過低時(shí)，要立即切斷配電柜的電源總

閘。

4.1.3.3控制室操作人員在控制室內(nèi)溫度低于10度或高于25度時(shí)，

方能啟用空調(diào)，保持室內(nèi)溫度。在不用空調(diào)時(shí)，要及時(shí)關(guān)閉空調(diào)電源。

4.2LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站卸車操作規(guī)程

4.2.1職責(zé)

卸車臺(tái)至罐區(qū)的各項(xiàng)操作由站內(nèi)值班人員操作，槽車的操作由司

機(jī)與押運(yùn)人員操作。

4.2.2卸車條件

4.2.2.1站內(nèi)設(shè)施和槽車沒有泄露。

4.2.2.2儲(chǔ)罐液位計(jì)、壓力表、安全附件、供電設(shè)施運(yùn)行正常，消防

器材完備。

4.2.2.3操作人員不少于兩名。

4.2.2.4站內(nèi)無施工、動(dòng)火、無雷電天氣。

4.2.2.5操作人員引導(dǎo)槽車駛?cè)胙b卸臺(tái)，確認(rèn)司機(jī)關(guān)閉發(fā)動(dòng)機(jī)、拉緊

制動(dòng)器，保管槽車點(diǎn)火開關(guān)鑰匙，準(zhǔn)確連接槽車接地。

4.2.3卸車準(zhǔn)備

4.2.3.1LNG槽車就位，將接地線接到槽車上。

4.2.3.2確認(rèn)槽車司機(jī)連接氣、液相連接軟管準(zhǔn)確。正確操作置換軟

25

管，管道、閥門無泄漏。

4.2.3.3確定卸車方案。（例如：首先吹掃卸車管道，采取上進(jìn)液卸

車，對儲(chǔ)罐內(nèi)部噴淋降壓。當(dāng)儲(chǔ)罐壓力為0.3MPa左右時(shí)，開啟下進(jìn)

液，加快卸車速度。）

4.2.4操作規(guī)程

4.2.4.1LNG槽車就位，接好地線，通知槽車司機(jī)連接好LNG槽車與

LNG槽車卸車液相軟管、卸車臺(tái)液相軟管和氣相軟管。

4.2.4.2打開槽車卸車增壓器前放散閥、卸車增壓器進(jìn)口閥、槽車增

壓氣相閥。

4.2.4.3通知槽車司機(jī)打開槽車增壓氣相閥，對槽車增壓系統(tǒng)進(jìn)行置

換。

4.2.4.4當(dāng)放散閥口結(jié)霜時(shí)關(guān)閉卸車增壓器前放散閥。

4.2.4.5啟動(dòng)LNG卸車增壓器，若調(diào)峰儲(chǔ)配站儲(chǔ)罐壓力過高，需要先

做氣相平衡，將槽車氣相與儲(chǔ)罐氣相用卸車軟管相連，平衡壓力后將

槽車壓力增至高于儲(chǔ)罐壓力0.2Mpa。若儲(chǔ)罐壓力低于0.4Mpa,只需

直接將LNG槽車壓力升至0.55Mpa左右。

4.2.4.6通知槽車司機(jī)打開LNG槽車進(jìn)液閥，打開液相管放空閥，在

液相管放空處置換管內(nèi)空氣。在液相管放空處結(jié)霜后關(guān)閉液相管放空

閥。

4.2.4.7打開LNG儲(chǔ)罐上進(jìn)液閥、進(jìn)液管緊急切斷閥、進(jìn)液總閥，打

開LNG儲(chǔ)罐上進(jìn)液流程，預(yù)冷儲(chǔ)罐進(jìn)液管道，向儲(chǔ)罐緩慢充裝LNG。

4.2.4.8LNG儲(chǔ)罐壓力不再升高后，逐步打開LNG儲(chǔ)罐下進(jìn)液閥，緩

26

慢加快LNG儲(chǔ)罐的充裝速度，并注意觀察壓力和液位的變化。此處有

兩種卸液方式：一是壓差卸液，通過控制好卸車增壓器閥門的大小，

保持好卸車過程中槽車壓力與儲(chǔ)罐壓力的壓差，全程增壓卸車。二是

泵卸車，即全程做好氣相平衡，起泵將槽車內(nèi)的LNG輸送到調(diào)峰儲(chǔ)配

站儲(chǔ)罐內(nèi)。可根據(jù)實(shí)際情況，兩種卸液方式結(jié)合使用。

4.2.4.9LNG槽車內(nèi)的LNG卸完后，關(guān)閉LNG儲(chǔ)罐下進(jìn)液閥，打開LNG

儲(chǔ)罐上進(jìn)液閥，用LNG槽車內(nèi)的LNG氣相將LNG槽車軟管與管道內(nèi)的

LNG吹掃至LNG儲(chǔ)罐。

4.2.4.10關(guān)閉儲(chǔ)罐進(jìn)液總閥，打開氣液平衡閥將卸車管道的壓力通

過氣相線泄至B0G系統(tǒng)，當(dāng)槽車內(nèi)氣相不能再卸下時(shí)，關(guān)閉LNG槽車

進(jìn)液閥，打開前端放空閥，將LNG槽車軟管內(nèi)的LNG氣相放空，打開

氣液閥，平衡壓力后關(guān)閉，若沒有BOG回收系統(tǒng)，可直接進(jìn)行氣相平

衡后，拆除軟管，結(jié)束卸車。

4.2.4.11卸液過程中若發(fā)生泄漏，應(yīng)立即按下緊急關(guān)閉按鈕，并采

取相應(yīng)的應(yīng)急措施。

4.2.4.12如遇有電閃雷擊、卸液設(shè)備發(fā)生故障、調(diào)峰儲(chǔ)配站周圍發(fā)

生不能保障其安全和正常工作的事件時(shí)應(yīng)暫停卸液。

4.2.5卸車臺(tái)增壓操作流程

4.2.5.1槽車停穩(wěn)塞好三角木、接好地線后，通知司機(jī)接好增壓液相

出液軟管，增壓氣相進(jìn)氣軟管和卸車液相出液軟管。

4.2.5.2通知槽車司機(jī)打開槽車氣相進(jìn)氣管路的放空閥放散。

4.2.5.3卸車操作人員打開增壓器液相進(jìn)口閥和氣相出口閥。

27

4.2.5.4待司機(jī)打開少許槽車增壓液相出液閥，對槽車增壓出液管和

進(jìn)氣管的空氣進(jìn)行放散。

4.2.5.5待增壓器出氣管前端冷卻后，通知槽車司機(jī)關(guān)閉放空閥，打

開增壓進(jìn)氣閥進(jìn)行增壓。

4.2.5.6待槽車壓力升至高于進(jìn)氣儲(chǔ)罐壓力0.2Mpa后，按卸車流程

進(jìn)行卸車操作。

4.2.5.7卸車后，待司機(jī)拆卸完增壓器各連接軟管前，要及時(shí)關(guān)閉增

壓器相關(guān)閥門，以免空氣進(jìn)入增壓器。

4.2.5.8將LNG槽車軟管拆下，拆除接地線，LNG槽車駛離卸車臺(tái)。

注意：卸車時(shí)應(yīng)盡量減少放散、排空，避免槽車放散口朝向著人員流

動(dòng)密集處。

4.2.6LNG槽車進(jìn)站行使及停放規(guī)定

4.2.6.1到站的LNG槽車必須按規(guī)定路線進(jìn)入站區(qū)，且行駛速度不得

超過5公里/小時(shí)，并按指定位置停放。

4.2.6.2LNG槽車進(jìn)入站區(qū)前應(yīng)將導(dǎo)靜電接地線提起，車輛停穩(wěn)后，

司機(jī)應(yīng)將車輛熄火，并拉好手剎確保車輛不會(huì)移動(dòng)。

4.2.6.3卸車過程中必須在車頭或車輛旁放在安全警示牌，以及移動(dòng)

的安全防護(hù)欄，提示站內(nèi)其他人員以及非工作人員注意安全，阻止其

靠近。

4.2.6.4車輛進(jìn)站必須有專人負(fù)責(zé)指引，同時(shí)司機(jī)以及站內(nèi)工作人員

必須維護(hù)現(xiàn)場。

4.2.6.5LNG槽車在調(diào)峰儲(chǔ)配站卸液，沒有特殊情況一般不容許停放。

28

4.2.6.6必須停放時(shí)，停放位置不得處于調(diào)峰儲(chǔ)配站車輛流通道路，

附近應(yīng)無火源。

4.2.6.7停車后必須拔下車鑰匙，鎖好車，并采取防滑措施。駕駛員

以及押運(yùn)員不得同時(shí)離開車輛，車上至少留一人。

4.2.6.8嚴(yán)禁在駕駛室內(nèi)吸煙。

4.2.6.9停放車輛必須有安全防護(hù)欄保護(hù)。

4.2.6.10調(diào)峰儲(chǔ)配站運(yùn)行人員必須定期進(jìn)行巡視，查看槽車壓力、

液位等數(shù)據(jù)，并防止人為破壞。

4.2.6.11發(fā)現(xiàn)車輛異常情況，應(yīng)立即報(bào)告，同時(shí)通知司機(jī)將問題車

輛轉(zhuǎn)移至安全區(qū)域。

4.2.7LNG儲(chǔ)罐調(diào)壓操作規(guī)程

LNG儲(chǔ)罐的工作壓力一般為0.4Mpa—0.8Mpa,當(dāng)運(yùn)行過程中壓力

不能滿足柱塞泵需要時(shí)，應(yīng)進(jìn)行儲(chǔ)罐增壓。儲(chǔ)罐都帶有自增壓系統(tǒng)，

為自動(dòng)壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)，當(dāng)壓力低于設(shè)定值時(shí)，增壓調(diào)節(jié)閥打開，完成

自動(dòng)增壓。

手動(dòng)操作時(shí)：

4.2.7.1打開自增壓調(diào)節(jié)閥的旁通閥；

4.2.7.2打開氣相根部閥；

4.2.7.3打開升壓氣化器進(jìn)口閥；

4.2.74打開出液根部閥使LNG直接進(jìn)入增壓氣化器，觀察壓力，當(dāng)

儲(chǔ)罐壓力升到需要的壓力時(shí)，關(guān)閉旁通閥。

注意：自增壓系統(tǒng)手動(dòng)操作時(shí)現(xiàn)場嚴(yán)禁離人。

29

4.2.8LNG儲(chǔ)罐BOG系統(tǒng)操作流程

BOG系統(tǒng)為自動(dòng)壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)，當(dāng)壓力高于設(shè)定值時(shí)，BOG調(diào)節(jié)

閥打開，完成自動(dòng)泄壓。

手動(dòng)操作時(shí)：

4.2.8.1檢查關(guān)閉自增壓系統(tǒng)旁通閥；

4.2.8.2打開BOG調(diào)節(jié)閥的旁通閥；

4.2.8.3打開氣相根部閥；使BOG直接進(jìn)入BOG氣化器，觀察壓力，

當(dāng)儲(chǔ)罐壓力降到需要的壓力時(shí)，關(guān)閉旁通閥。

4.2.9LNG儲(chǔ)罐的放空操作流程

LNG儲(chǔ)罐具有雙安全閥自動(dòng)放空系統(tǒng)，儲(chǔ)罐壓力達(dá)到起跳壓力時(shí)放空。

安全閥起跳后放氣，保護(hù)LNG儲(chǔ)罐。

在異常情況下或工藝需要人為降低儲(chǔ)罐壓力時(shí)：

4.2.9.1打開儲(chǔ)罐自減壓旁通閥；

4.2.9.2打開儲(chǔ)罐氣相根部閥；

4.2.9.3打開手動(dòng)放空閥放空，手動(dòng)放空操作時(shí)應(yīng)注意壓力的變化,

操作完成方可離開。

4.2.10液化天然氣卸車緊急情況處理

4.2.10.1液體泄露時(shí)的處理

1）法蘭連接處出現(xiàn)少量泄露，應(yīng)立即停止卸車，開氣相閥關(guān)閉液相

閥，將液相頂入罐內(nèi)，進(jìn)行維修作業(yè)。

2）連接部位發(fā)生大量泄露時(shí)，立即關(guān)閉槽車出口和液化天然氣儲(chǔ)罐

入口緊急切斷閥；同時(shí)設(shè)立警戒區(qū)，對現(xiàn)場進(jìn)行警戒，杜絕出現(xiàn)火種,

30

待氣體散發(fā)完后，讓槽車移至安全區(qū)域。然后進(jìn)行維修。

4.2.10.2液化天然氣泄露著火處理

(1)著火時(shí)立即切斷儲(chǔ)罐入口緊急切斷閥。

(2)火勢減小時(shí)關(guān)閉閥門，用滅火器滅火。為防止火災(zāi)擴(kuò)大，

應(yīng)及時(shí)報(bào)警。

4.3氣瓶檢查操作規(guī)程

嚴(yán)格貫徹執(zhí)行國家相關(guān)法律法規(guī)，履行有關(guān)汽車用壓縮天然氣鋼

瓶相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，建立氣瓶充裝前、后技術(shù)資料。協(xié)助技術(shù)負(fù)責(zé)人編擬氣

瓶充裝前、后檢查操作規(guī)程，并負(fù)責(zé)貫徹實(shí)施。認(rèn)真檢查氣瓶的相關(guān)

資料，并填寫好《LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站氣瓶充裝記錄》。

4.3.1氣瓶充裝前檢查操作規(guī)程

4.3.1.1首次充裝(新瓶、檢驗(yàn)后)檢查氣瓶相關(guān)隨機(jī)資料，應(yīng)有產(chǎn)

品合格證，質(zhì)量、檢驗(yàn)檢驗(yàn)證書；檢查氣瓶安全附件、安全保護(hù)裝置

和有關(guān)附屬儀表的性能是否完好。

4.3.1.2檢查氣瓶外觀，是否有變形、劃痕、脫漆現(xiàn)象。CNG氣瓶采

用電子標(biāo)簽，掃描確認(rèn)合格；

4.3.1.3檢查氣瓶安裝是否布置合理，牢固可靠，相關(guān)附件卡箍有無

松動(dòng)采用漏氣檢測儀或肥皂泡沫進(jìn)行漏氣檢測，出現(xiàn)泄漏情況時(shí)，嚴(yán)

禁充裝；

4.3.1.4檢查氣瓶是否在有效檢驗(yàn)期，超期檢驗(yàn)的氣瓶嚴(yán)禁充裝；

4.3.1.5LNG氣瓶外壁出現(xiàn)結(jié)霜現(xiàn)象，真空失效的氣瓶嚴(yán)禁充裝；

31

4.3.1.6手動(dòng)截止閥開關(guān)是否靈活到位，防塵塞“0”型密型圈是否

完好可靠，安全閥、控制儀表是否靈敏可靠；

4.3.1.7以上任一項(xiàng)檢查不符合規(guī)范要求，不得對氣瓶進(jìn)行充裝。

4.3.2氣瓶充裝后檢查操作規(guī)程

4.3.2.1重新檢查充裝后氣瓶外觀是否變化、檢測連接工藝管路是否

漏氣和結(jié)霜、氣瓶壓力是否正常。

4.3.2.2重新檢查氣瓶安全附件、安全保護(hù)裝置和有關(guān)附屬儀表的性

能是否完好。

4.3.2.3檢查充裝后氣瓶與充裝前同樣正常，檢查人員與充裝人員才

能完成交接。

4.3.2.4確認(rèn)正常后，填寫相關(guān)記錄，履行簽字確保手續(xù)，拔加氣槍、

拔靜電夾、取掉三角墊木、交鑰匙，引導(dǎo)車輛出站。

4.4LNG儲(chǔ)罐運(yùn)行操作規(guī)程

4.4.1目的：通過對LNG儲(chǔ)罐運(yùn)行的管理，保證設(shè)施的安全生產(chǎn)供氣。

4.4.2適用范圍：本LNG供氣設(shè)施區(qū)域內(nèi)的基礎(chǔ)設(shè)施、設(shè)備、人員。

4.4.3職責(zé)

4.4.3.1站長（兼安全員，設(shè)備管理員）負(fù)責(zé)對LNG儲(chǔ)罐運(yùn)行作業(yè)進(jìn)

行檢查監(jiān)督作業(yè)指導(dǎo)和管理。

4.4.3.2運(yùn)行操作人員負(fù)責(zé)LNG儲(chǔ)罐運(yùn)行操作。

4.4.4工作程序

4.4.4.1儲(chǔ)罐在首次使用前必須用氮?dú)膺M(jìn)行吹掃及預(yù)冷。最大吹掃壓

32

力應(yīng)相當(dāng)于最大工作壓力的50%,或者低于這個(gè)壓力。

4.4.4.2首次充液時(shí)，應(yīng)注意以下事項(xiàng)：

(1)打開B0G管線系統(tǒng)，自BOG向儲(chǔ)罐內(nèi)供氣，同時(shí)打開出液

閥門排放儲(chǔ)罐內(nèi)的氮?dú)?，并在出站氣化輸出放空點(diǎn)檢查可燃?xì)怏w濃

度，可燃?xì)怏w濃度達(dá)到85%以上時(shí)方可關(guān)閉放空閥和儲(chǔ)罐的出液閥門。

(2)緩慢打開上進(jìn)液閥，開始充裝，當(dāng)儲(chǔ)罐的壓力開始保持相

對穩(wěn)定時(shí)，全開下進(jìn)液閥門開始進(jìn)液。

(3)若儲(chǔ)罐的壓力高于0.35MPa時(shí)應(yīng)打開上進(jìn)液閥門進(jìn)行上充

裝，直到壓力低于0.3MPa時(shí)改為下進(jìn)液。

(4)當(dāng)罐車LNG液位達(dá)到400mm時(shí)，應(yīng)改為上進(jìn)液，直至槽車

壓力迅速下降與儲(chǔ)罐的壓力平衡時(shí)視為卸車完畢。

(5)當(dāng)充裝到儲(chǔ)罐容積的85%時(shí)，應(yīng)關(guān)閉上進(jìn)液操作閥，并停

止充裝3分鐘以使罐內(nèi)液面鎮(zhèn)靜，然后打開上進(jìn)液操作閥繼續(xù)充裝，

直到有液體從溢流口閥流出時(shí)，立即關(guān)閉溢流口閥，停止充裝及關(guān)閉

上進(jìn)液操作閥。

(6)在開始充液時(shí)，應(yīng)擰松液位計(jì)兩端的接頭，完全打開液位

顯示液相閥和液位顯示氣相閥，檢查排放的氣流中是否含有水分，應(yīng)

繼續(xù)排放，直到無水分時(shí)停止排放。并將液位計(jì)兩端的接頭擰緊，并

關(guān)閉平衡閥，使液位計(jì)處于正常工作狀態(tài)。

4.4.4.3再充裝程序

(1)儲(chǔ)罐在首次正式充裝后，進(jìn)行再充裝時(shí)，儲(chǔ)罐內(nèi)的氣相壓

力盡可能減低至0.4MPa以下。

33

(2)充裝過程參見《LNG調(diào)峰儲(chǔ)配站卸車操作規(guī)程》，當(dāng)充裝到

儲(chǔ)罐容積的85%時(shí)，應(yīng)關(guān)閉上進(jìn)液操作閥，并停止充裝3分鐘，以使

罐內(nèi)液面鎮(zhèn)靜，然后打開上進(jìn)液操作閥繼續(xù)充裝，直到有液體從溢流

閥排出時(shí)，關(guān)閉溢流閥停止充裝，同時(shí)關(guān)閉上進(jìn)液操作閥。

(3)在充裝過程中觀察壓力表、液位表。(如果壓力上升至高于

充裝輸送壓力或接近安全閥壓力，必須打開氣體排放閥將儲(chǔ)罐內(nèi)的氣

相進(jìn)行適量排放)。

4.4.4.4儲(chǔ)罐的使用

(1)儲(chǔ)罐的正常使用前應(yīng)檢查各閥門是否處于以下狀態(tài)。

a所有與安全閥進(jìn)口相連的閥門為常開閥門，安全閥旁通管路中

閥門為常閉閥門。

b所有壓力表和壓力變送器前的閥門均為常開閥門。

c所有液位計(jì)和液位變送器前閥門為常開狀態(tài)，液位平衡閥處于

關(guān)閉狀態(tài)。

d貯槽根部閥門均處于常開狀態(tài)，三通閥手柄打向中間，使安全

閥處于一開一備狀態(tài)。

e自動(dòng)升壓閥和自動(dòng)降壓閥前后閥門均保持常開狀態(tài)，對應(yīng)旁通

閥保持常閉狀態(tài)；或者自動(dòng)升壓閥和自動(dòng)降壓閥前后閥門均保持常閉

狀態(tài)，對應(yīng)旁通閥保持常開狀態(tài)。

f主調(diào)壓器和BOG調(diào)壓器前后閥門均保持常開狀態(tài)，對應(yīng)旁通閥

保持常閉狀態(tài)。

g流量計(jì)前后閥門均保持常開狀態(tài)，旁通閥處于常閉狀態(tài)。

34

h所有預(yù)留口前閥門均處于關(guān)閉狀態(tài)。

以上各相關(guān)閥門處于上述狀態(tài)時(shí)，方可按使用目的及要求，開始

正常工作。

(2)儲(chǔ)罐壓力調(diào)節(jié)

提高儲(chǔ)罐壓力：儲(chǔ)罐氣相壓力的提高可通過自增壓蒸發(fā)器使液體

氣化后的氣體返回儲(chǔ)罐，使罐內(nèi)壓力保持一定，并通過調(diào)節(jié)增壓管路

上的增壓調(diào)節(jié)閥，可以調(diào)節(jié)儲(chǔ)罐內(nèi)的氣相壓力。

(3)降低儲(chǔ)罐壓力：打開BOG手動(dòng)降壓