2020新版天然气储配站安全管
理
the implementation process
Safety management is an important part of production management. Safety and production are in
( 安全管理 )
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2020新版天然气储配站安全管理
备注说明：安全管理是生产管理的重要组成部分，安全与生产在实施过程，两者存在着密切的联系，存在着进行共同管理的基础。 一、压缩天然气储配(供应)站
城镇燃气输配系统中，随燃气性质(如天然气、矿井气、人工煤气等)、供气压力不同，需建成具有不同功能的站、场，如靠近气源的首站及分布于城区的罐站。可以划分为接受气源来气、储存燃气、调节控制供气压力三种基本功能，凡具备储存燃气功能的站场，皆可称为储配站。
城市天然气是逐月、逐日、逐时都在变化，但天然气供应量不可能按用户的用气量而随时改变，因此为了保证用户需求，不间断供气，必须解决气源和用气的平衡问题。建造储气设施是解决城市用气波动的基本措施。在建造储配站时，首先在工程可行性研究阶段，就要抓住设计方案的技术经济比较，确定供气和储气的方案与储罐的容积和数量，使有限的资金得到合理利用以取得最大投资效益。城镇居民、商业和工业企业燃气用户是依靠中、低压管网系统
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供气的，以CNG作气源的燃气供应系统，必须在该管网系统的起点建立相当于城镇燃气储配站(或门站)的设施，对由母站来的气瓶转运车的CNG进行卸车、降压和储存，并按燃气用户的要求输气，可以把城镇中、低压管网系统起点处的CNG卸车、降压、储存工艺设施统称为城镇CNG供应站。
CNG供应站包括以下几个系统：①卸车系统；②调压换热系统；③流量计量系统；④加臭系统；⑤控制系统；⑥加热系统；⑦调峰储气系统(根据需要设置)。其作业流程框图如图5-1所示。 1.设计原则
储气站站址的选择要科学合理，其与周围建筑物、构筑物的防火间距必须满足现行的国家标准《建筑设计防火规范》(GBJ16)的有关规定，并远离居民稠密区、大型公共建筑、重要物资仓库以及通信和交通枢纽等重要设施。
储气站站址应具有适宜的地形、工程地质、供电和给排水等条件。储气站建设应尽量少占农田，节约用地并应注意与城市总体景观的协调。站内的消防设施、防火间距和消防车道应按现行的国家
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标准执行。
储气站宜设置测定天然气组成、密度、热值、湿度和各项有害杂质的仪器仪表，周围宜设置围栅和罐区排水设施。
天然气储存的储罐设计应根据输配系统所需储气总容量和气体混配要求确定。储气站的储气方式及储罐的形式应根据天然气进站压力、供气规模、输配管网压力和各种储罐及其相关设备等因素，经技术经济比较后确定。确定储罐单体或单组容积时，应考虑储罐检修期间供气系统的调度平衡。
低压储气罐宜分别设有天然气进、出气管，各管应设水封阀和闸阀。天然气进出管的设计应能适应气罐地基沉降引起的变形。水封阀的有效高度应取设计工作压力(mmH2
O)加500mm。低压储气罐应设有指示器，显示气体储量及可调节的高低限位声、光报警装置。
湿式储气罐的水封高度应通过计算得到，内侧应设有溢水口，水封应设有上水管和防冻设施。干式储气罐密封系统必须能够可靠连续地运行。
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高压储气罐宜分别设置天然气进、出管(不需起混气作用的高压罐进出口管可合为一条)，应设置安全阀、压力表。在罐顶和罐底各设一个人孔，在底部应设排水管，在顶部应设放散管。储气罐应设有防雷接地设施，其接地电阻应小于10Q。储气罐高度超过当地有关规定时，应设高度障碍标志。 2.设计规模
储气站的主要作用是储存一定量的天然气，在发生意外，如检修管道系统或用气高峰时进行调配用。因此要根据城镇天然气最大输供气量和全城区最大日用气量来确定储气规模，从设计的技术经济方案比较上作出最佳选择。 现举南方某中等城市为例。
据该市用气分析，城市用气日调峰量为全城区最大日用气量的50%。其量在2002年为24×104 m3
/d，到2006年为33.6×104 m3
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/d，2010年以后逐步扩大到69.6×104 m3
/d。因此决定储气方式采用公称容积10000m3
、储气压力1.6MPa的高压球罐，分别于2002年、2006年、2011年建成2个、1个和2个，共计5个高压球罐储存天然气。 由于季节调峰量和事故调峰量甚大，估计以上储气设施仍不能满足要求，为安全可靠起见，在设计中可考虑建设一定规模的液化石油气空混调峰站，以满足高峰用气要求。 3.储存方式和功能
储存城市天然气的形式有低压储存、高压储存、输气管线储存、地下储存、液化储存等。目前国内常用低压储存和高压储存两种形式。
低压储存是用湿式储存罐和干式储存罐进行储存，工作压力一般为数千帕。工作压力波动不大，通常只用于气源压力比较低的供气系统。低压储气罐中湿式与干式比较见表5-5。
由表5-5可知，低压储气采用干式储气罐是比较合适的。表5
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—6列出了天然气储气罐中高压、低压储气罐的比较。
从表5-6两者比较可知，一般采用高压储气罐较为经济合理。 在国外，利用高压球罐储存天然气已较为普遍，很多国家已经建成各种规格的大型高压球罐。
随着我国石油、天然气工业的发展，天然气作为城市燃气气源已日渐增多，天然气在城市燃气中所占比例也逐渐增大，因此，高压球罐也必将成为我国各城市天然气储存的主要设施。
由于球罐的制造、安装的水平不断提高，目前球罐的容积也在逐渐增大。如北京在1986年建成4台5000m3
的高压天然气球罐，20世纪90年代以来，重庆、成都、北京、天津等城市又相继建成3300m3 、5000m3 、10000m3 高压储气球罐。
表5-5低压储气罐中湿式与干式比较 项目
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低压湿式螺旋罐 曼型干式罐 罐内压力
随储气罐塔节的增减而改变，燃气压力是波动的 储气压力稳定 罐内湿度
罐内湿度大，出口燃气含水分高 储气气体干燥 保温蒸汽用量
寒冷地区冬季保温，除水槽加保护墙外，所有水封部位加引射器喷射蒸汽保温，蒸汽用量大 无 使用寿命
一般为30年，由于水槽底部细菌繁殖，使水中硫酸盐生化还原成H2
S，易使罐体内壁腐蚀
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一般为50年，由于内壁表面经常保持一层厚0.5mm的油膜，保护钢板不受到腐蚀 抗震性能
由于水槽各部塔节为浮动结构，在发生强地震和强风时易造成塔体倾斜，产生导轮错动、脱丝、卡阻等现象 活塞不受强风和冰雪影响 基础
水槽内水量大，在软土地基上建罐应进行基础处理，但罐体允许有较大的沉降量 自重轻，地基处理简单 罐体耗钢量 低
高(为湿式罐的1.35～1.5倍) 罐体造价 低
高(为湿式罐的1.5～2.0倍)
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安装精度要求 低 高
表5-6天然气储气罐中高压、低压储气罐的比较 项目 低压储气罐 高压储气罐 项目 低压储气罐 高压储气罐 储气压力 低 高 运行费用 高(消耗电及油) 低
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供气压力 需加压耗电 无需加压耗电 单位占地面积 大 小 储气质量 另有油污夹带 无油污夹带 单位耗钢量 大 小 储罐构造 复杂 简单 单位投资
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高 低 施工要求 较严格 严格 施工周期 7～8个月 8～9个月 维修费用 高(密封油) 低
二、液化天然气储配(供应)站
液化天然气(LNG)比其他燃料清洁，燃烧时温室气体排放量低，是公认的未来世界普遍采用的燃料。以前，如果说将天然气液化，远距离运输作为燃料使用，是很困难的。但今天，液化天然气已成为世界工业的重要组成部分，是令人瞩目的新兴工业之一。液化天
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然气是将天然气低温冷却液化，液化后体积约为常态下体积的1/600，便于运输。多年来，LNG在世界上已经大量地应用，如发电、民用燃气、汽车或火车的燃料等。在城市里布有天然气的输配管线，数以千计的LNG罐车在美国的高速公路上运输，没有发生过重大的事故。以LNG或CNG作燃料的汽车，虽然发生一些碰撞事故，但LNG燃料系统没有发生重大的损坏，没有引起LNG的泄漏和火灾。当然，LNG的温度很低，极易气化，会引发一些低温液化石油气体带来的安全问题。无论是设计还是操作，都应该像对待所有的易燃介质那样小心。了解和掌握天然气不同相态的物理特性及其燃烧特性，可有助于天然气的安全使用。
(一)液化天然气的有关安全特性 1.基本物理状态
液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度约为-162℃，密度大约为424kg/m3
。LNG是非常冷的液体，在泄漏或溢出的地方，会产生明显的白色蒸气云。白色蒸气云的形成，是空气中的水蒸气被溢出的LNG冷
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却所致。当LNG转变为气体时，其密度为1.5kg/m3
，气体温度上升到-107℃时，气体密度与空气的密度相当。意味着LNG气化后，温度高于-107℃时，气体的密度比空气小，容易在空气中扩散。液态天然气的容积大约是气体的1/625。天然气无毒、无味、无色，漏泄到空气中不易发觉，因此，通常在天然气管网系统中，有意地加入一种难闻的气味，即加臭处理，以便气体泄漏时易于察觉。 2.燃烧特性
燃烧范围是指可燃气体与空气形成混合物，能够产生燃烧或爆炸的浓度范围。通常用燃烧下限和燃烧上限来界定其燃烧范围，只有当燃料在空气中的比例在燃烧范围之内，混合气体才可能产生燃烧。对于天然气，在空气中达到燃烧的比例范围比较窄，其燃烧范围大约在体积分数的5%～15%之间，即体积分数低于5%和高于15%都不会燃烧。由于不同产地的天然气组分会有所差别，燃烧范围的值也会略有差别。LNG的燃烧下限明显高于其他燃料，柴油在空气中的含量只需要达到体积分数0.6%，点火就会燃烧。
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在-162℃的低温条件下，其燃烧范围为体积分数的6%～13%。燃烧速度是火焰在空气-燃料的混合物中的传递速度。燃烧速度也称为点燃速度或火焰速度。天然气的燃烧速度相对比较慢，其最高燃烧速度只有0.3m/s。随着天然气在空气中的比例增加，燃烧速度亦增加。所以在敞开的环境条件下，LNG和蒸气一般不会因燃烧引起爆炸。天然气燃烧产生的黑烟很少，导致热辐射也少。碳氢化合物的燃烧极限比甲烷的低。如果LNG中碳氢化合物的含量增加，将使LNG的燃烧范围的下限降低。
自动着火温度是可燃气体混合物，在达到某一温度后，能够自动点燃着火的最低温度。自动着火温度并不是一个固定值，它和空气与燃料的混合浓度和混合气体的压力有关。在大气压条件下，纯甲烷的平均自动着火温度为650℃。如果混合气体的温度高于自动着火点，则在很短的时间后，气体将会自动点燃。如果温度比着火点高得多，气体将立即点燃。LNG的自动着火温度随着组分的变化而变化，例如，若LNG中碳氢化合物的重组分比例增加，则自动着火温度降低。
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除了受热点火外，天然气也能被火花点燃。如衣服上的静电，也能产生足够的能量点燃天然气。因此，工作人员不能穿化纤布(尼龙、腈纶等)类的衣服操作天然气，化纤布比天然纤维更容易产生静电。
3.低温特性
LNG既有可燃的特性，又有低温的特性。低温液体的处理和操作并不是一门新的技术。在许多标准中，低温设备的操作有比较明确的要求。对于安全的考虑，主要是在低温条件下，一些材料会变脆、易碎。使设备产生损坏，引起LNG的泄漏。如今低温液氮和液氧的应用更为普遍。LNG的温度还没有液氮和液氧的温度低。从低温介质安全操作的角度，与液氮和液氧的安全考虑基本是一致的，主要是防止低温条件下材料的脆性断裂和冷收缩对设备引起的危害。操作时主要是防止低温流体对人体的低温灼伤。
天然气的低温特性对人体生理上的影响很大。曾经有过报道，人员暴露在甲烷的体积分数为9%的气氛中没有什么不良反应。如果吸入含量更高的气体，会引起前额和眼部有压迫感，但只要恢复呼
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吸新鲜空气，就可消除这种不适的感觉。如果持续地暴露在这样的气氛环境下，会引起意识模糊和窒息。甲烷是一种普通的窒息物质。LNG与外露的皮肤持续接触，会引起严重的低温灼伤和组织损坏。 天然气在空气中的体积分数大于40%时，如果吸入过量的天然气会引起缺氧窒息。如果吸入的是冷气体，对健康是有害的。若是短时间内吸进冷气体，会使呼吸不舒畅，而长时间的呼吸冷气体，将会造成严重的疾病。虽然LNG蒸气是无毒的，如果吸进纯的LNG蒸气，会迅速失去知觉，几分钟后死亡。当大气中的氧含量逐渐减少时，工作人员有可能警觉不到，慢慢地窒息，待到发觉时已经很晚了。缓慢窒息的过程分成4个阶段阶段，见表5-7。 表5-7缓慢窒息的过程 阶段
氧气的体积分数/% 第一阶段 14～21
脉搏增加，肌肉跳动影响呼吸
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第二阶段 10～14
判断失误，迅速疲劳，对疼痛失去知觉恶心， 第三阶段 6～10
呕吐，虚脱，造成永久性脑部伤害 第四阶段 ＜6
呼吸停止，死亡
当空气中氧气的体积分数低于10%，天然气的体积分数高于50%，对人体会产生永久性伤害。在这种情况下，工作人员不能进入LNG蒸气区域。
天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为190.58K(-82.57℃)，故在常温下，无法仅靠加压将其液化，需要采用液化工艺，将天然气最终在温度为112K、压力为0.1MPa左右的条件下将其液化。其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分
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有利于输送和储存。
但是，由于LNG本身具有易燃、易爆的危险性，又具有低温储存的特点，因此，LNG站在建设布局、设备安装、操作管理等安全方面提出了很高的要求。 (二)LNG供气站的工艺流程
LNG供气站的工艺大致分为两种：一种是蒸发气体(BOG)再液化工艺；另一种是BOG直接压缩工艺。两种工艺并无本质上的区别，仅在蒸发气体的处理上有所不同。图5-2是采用BOG再液化工艺的LNG供气站的工艺流程。
在LNG供气站，LNG运输船(或槽车)抵达码头后，经卸料臂将LNG输送到储罐储存。来自储罐的LNG由泵升压后送入气化器，LNG受热气化后输送到下游用户管网。LNG在储存中，由于储罐不可避免的漏热，部分LNG会从液相蒸发出来，这部分蒸发气体即BOG。 采用再液化工艺时，BOG先通过压缩机加压到1MPa左右，然后与LNG低压泵送来的压力为1MPa的LNG过冷液体换热并重新液化为LNG。若采用BOG直接压缩工艺，则由压缩机压缩到用户所需压力后
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直接进入外输管网。BOG直接压缩工艺需要将气体直接升压至管网压力，需要消耗大量压缩功；而LNG再液化工艺是将液体用泵升压，由于液体体积要小得多，且液体的压缩性很小，因此液体升压过程的能耗比BOG直接升压过程可节约50%左右。
为了防止LNG在卸船(车)过程中造成LNG船舱(车厢)形成负—压，一部分BOG需要返回LNG船(车)以平衡压力。 (三)LNG供气站的主要设备
LNG供气站的设备主要有储罐、汽化器、泵和压缩机等。 1.LNG储罐
液化天然气储罐主要有金属储罐和钢筋混凝土储罐两大类。根据防漏设施不同又可分为以下四种形式。
(1)单容积式储罐此类储罐在金属罐外有一比罐高低得多的混凝土围堰，围堰内容积与储罐容积相等。该形式储罐造价最低，但安全性稍差，占地较大。
(2)双容积式储罐此类储罐在金属罐外有一与储罐简体等高的无顶混凝土外罐，即使金属罐内LNG泄漏也不至于扩大泄漏面积，
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只能少量向上空蒸发，安全性比前者好。
(3)全容积式储罐此类储罐在金属罐外有一带顶的全封闭混凝土外罐，金属罐泄漏的LNG只能在混凝土外罐内而不至于外泄，在上述两种地J三式储罐中安全性最高，造价也最高，在欧美国家应用较多。
(4)地下式储罐与以上三种类型不同的是此类储罐完全建在地面以下，金属罐外是深达百米左右的混凝土连续地中壁。地下储罐主要集中在日本，抗地震性好，适宜建在海滩回填区上，占地少，多个储罐可紧密布置，对站周围环境要求较低，安全性最高。但这种储罐投资大(约比单容积储罐高出一倍)，且建设周期长。 2.液化天然气汽化器
LNG气化器按其热源的不同，可分为以下三种类型：
(1)加热汽化器汽化装置的热量来源于燃料燃烧、电力、锅炉或内燃机废热。加热汽化器有整体加热汽化器和远程加热汽化器两种类型。整体加热汽化器采用热源整体加热法使低温液体汽化，最典型的即是浸没式燃烧汽化器。远程加热气化器中的主要热源与实际
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汽化交换器分开，并采用某种流体(如水、水蒸气、异戊烷、甘油)作为中间传热介质；由中间介质与LNG换热，使LNG汽化。 (2)环境汽化器汽化的热量来自自然环境的热源，如大气、海水、地热水。当然，自然环境的热量如果不是直接使LNG汽化，而是通过加热一种中间介质，再由中间介质使LNG汽化的话，则这就是一种远程加热汽化器，而不是环境汽化器。如果自然热源与实际的汽化器是分开的并使用了可控制的传热介质，则应认为这种汽化器是远程加热汽化器，应符合加热汽化器的规定。
(3)工艺汽化器汽化的热量来源于另外的热动力过程或化学过程，或有效利用液化天然气的制冷过程。实际上，在各种LNG冷能利用的综合流程中，如发电、化工、空分等流程，将需要排出热量的过程与LNG的吸热汽化过程结合起来，可以节约用于LNG汽化的能量，同时使各工艺过程的能量利用效率得到提高。 3.泵和压缩机
液化天然气汽化站中使用的泵和压缩机，应满足下列要求： ①泵和压缩机应当使用在可能遇到的度和压力条件下都能正常
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工作的材料来制造；
②阀门的安装应使每一台泵或压缩机都能单独维修。在泵或离心式压缩机因操作需要并列安装的场合，每一个出口管线上应配一个止回阀；
③泵和压缩机应当在出口管线上装备一个减压装置来限制压力，使之低于机壳和下游管道、设备的设计最大安全工作压力； ④每一台泵应当装备有足够能力的安全放散，用以防止泵壳在冷却时产生最大流量期间超压；
⑤低温泵的地基和油池的设计和施工中，应防止冷冻膨胀； ⑥用于输送温度低于-29℃的液体泵，应配备预冷装置，确保泵不被损坏或造成临时或永久失效；
⑦处理可燃气体的压缩设备，应在各个气体可能泄漏的点设排气道，使气体能排出到建筑物外部可供安全排放的地方。 (四)测量仪表 1.液位测量
LNG储罐应当设置两套独立的液位测量装置。在选择测量装置时
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应考虑密度的变化。这些液位计应在不影响储罐正常运行时可以更换。
另外，储罐还应当设置一个高液位报警器。报警器应使操作人员有充足的时间停止进料，使液位不致超过最大允许装料高度，并应安装在控制装料人员能够听到报警声的地方。即使使用高液位进料切断装置，也不能用它来代替报警器。 2.压力测量
每个LNG储罐都应当安装一个压力表。此压力表应连接到储罐的最高预期液位上方的位置。 3.真空表
真空夹套设备应当装备仪表或接头，用以检测夹层空间内的绝对压力。 4.温度检测
当LNG储罐投入使用时，应在储罐内配置温度检测装置，用来帮助控制温度，或作为检查和校正液位计的手段。
汽化器应当安装温度指示器来检测液化天然气、蒸发气体以及
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加热介质流体的进口和出口温度，保证传热效率。
在低温设备和容器的支座基础可能会受到冻结、大地冻胀等不利影响的场合，应当安装温度检测系统。 5.检测仪表的紧急切断
在可能范围内，液化、储存和汽化设备的仪表在出现电力或仪表气动故障时，应使系统处于失效保护状态，直到操作人员采取适当措施来重新启动或维护该系统。 (五)有关安全检测设备
在有可燃气体、火焰、烟、高温、低温等潜在危险存在的地方，安装一些必要的探测器，对危险状况进行预报，可以使工作人员能及时采取紧急处理措施。LNG工厂中通常用以下几种检测器：甲烷气体检测器，火焰检测器，高、低温检测器，烟火检测器。除了低温检测器外，其他几种检测器都是必备的设备。每一个检测器都要与自动停机系统相连，在发现危险时能自动起作用。 1.可燃气体检测器(CGD)
防火控制系统必须对LNG的泄漏进行监测。可以通过观察、检
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测仪器或两者综合使用。白天LNG发生溢出，可以通过产生的蒸气云团看见。然而，在晚上及照明不好的情况下就不容易看清楚。如果仅仅依靠人工观察来检测泄漏，显然是不够的。
对于比较大的LNG装置，应当安装可燃气体检测装置，对系统进行连续的监测。在最有可能发生泄漏的位置安装传感器。当检测系统探测到空气中可燃气体的含量达到最低可燃范围下限(HL )的10%～20%时，将向控制室发出警报。控制室的人员确定应对措施并发出控制命令。在一些关键的地方，当含量达到燃烧下限(UL )的20%时，会自动切断整个系统。考虑到LNG装置有限的人员配备和可燃气体的存在，有必要设置实时的监测系统，连续地进行监控，消除人为的疏忽和大意的可能性。对于比较小的装置，由于系统相对简单，产生泄漏的可能性较小，因此没有必要安装过多的自动报警系统。
经验证明，工作人员的误操作，经常引起这些系统误报警，发出一些不必要的警报。应正确分析警报器及传感器的安装位置和可燃气体源的位置，并对报警系统进行有效的定期保养。
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每一个可燃气体检测系统发出的警报，控制室或操作台的工作人员都要能听得到和看得见，除此之外，气体泄漏的区域也应能听到警报声。气体检测系统安装后要进行测试，并符合有关的要求。 有LNG设备或管道等设施的建筑都应安装可燃气体检测系统，当可燃气体在空气中的含量达到一定的程度就能发出警报。可燃气体传感器的灵敏度要有合适的等级。安装区域和相关的检测器灵敏度等级分类，如下所述。
(1)没有可燃气体设备的区域主要是办公区，这些区域的检测器应当非常灵敏，当检测到气体后发出警报。
(2)可能含有被检测气体的区域这里的传感器在较低含量下(最低可燃极限的10%～20%)发出警报。这种区域主要是在一般操作时，可能含有天然气。
(3)很有可能含有被检测气体的区域在这些区域中，当气体达到危险程度(最低可燃极限的20%)时发出警报。该工作区可能有自动切断系统，因此在检测到可燃性气体后有两种选择：每隔30s发出一声报警，并切断整个设备运行；或者只是发出警报，警告工作人员。
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这些区域主要是安装压缩机和气体涡轮机的厂区、LNG车补给燃料处和汽车发动机等部位。 2.火焰检测器
火焰检测器有紫外线(UV)火焰检测器和红外线(IR)火焰检测器，检测热辐射产生的热量。火焰产生的辐射能通过紫外线和红外线探测器的波长信号来检测。当辐射达到一定的程度后，会发出警报。应该注意的是某些光源可能导致误报警，如焊接产生的电弧光和太阳光的反射等，也能产生紫外线或红外线。 3.高温检测器
高温检测器对固定温度和温度上升的速率都很灵敏。检测器对温度上升速度的检测，可以避免由于温度波动产生的误警报。高温检测器中有一个可熔化的钢丝，在高温下熔化(如82℃)。熔化后可以触发警报、使设备关闭、或者启动消防系统。这些检测器直接安装在有着火危险的区域或设备上。危险性高的设备不仅安装高温检测器，有时还需安装燃气气体检测器。 4.低温检测器
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低温检测器在LNG或冷蒸气泄漏时发出警报。这些检测器的传感器主要是热电偶或热电阻。随着温度的变化，其电特性也会变化，因此可以间接的测量温度。低温检测器装在LNG设备的底部，以及产生溢流后，可能聚集液体和蒸汽的低部位置。 5.烟火检测器
烟火检测器主要是用来检测烟雾和火焰。LNG蒸气燃烧时产生的烟很少。因此，这些检测器主要用来检测电气设备和仪器是否着火。这些设备着火时会产生烟。除了高温检测器外，采用烟火检测器是因为少量的烟火，有可能产生不了足够的热量来触发高温检测器。主要用于防止火焰延伸到LNG设备。烟火检测器通常安装在控制室的电气设备和其他有可能产生烟火的设备上面。 6.缺氧检测设备
可采用多通道的气体检测系统，对不同区域是否缺氧进行检测。气体检测器使用一个内置式的取样泵，抽取来自不同区域的气体样品，通过气体成分分析，指示是否缺氧及缺氧的程度。检测系统应具有同时指示可燃气体含量和缺氧状况的功能。
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(六)主要设施的安全要求
在考虑LNG装置的基础设施时，应充分考虑装置对附近交通、周边环境可能产生的影响。从设备的角度，应防止LNG从系统中泄漏或溢出，同时还必须考虑意外情况下万一发生LNG泄漏或溢出时，配套相应的防范措施，如在LNG储罐周围设置围堰或蓄液区。即使发生LNG的泄漏或溢出的事故，可燃液体可被限制在蓄液区内，不会四处流淌。围堰区的作用除了控制可燃液体四处流淌以外，如果发生火灾，还能阻止火焰蔓延到周边地区。可以将事故产生的危害降低到最小。围堰或蓄液区的最小容积，可按照有关的标准规定进行设计。
1.LNG站的安全距离
LNG储罐之间需要有适当的通道，便于设备的安装、检查和维护，按照美国消防协会NFPA-59A的标准。储罐之间的最小间距不应小于相邻储罐直径之和的1/4，且不应小于1.5m。容量在0.5m3 以上的液化天然气储罐不应放置在建筑物内。液化天然气气化站的液化天然气储罐、集中放散装置的天然气放散总管与站外建、
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构筑物的防火间距不应小于表5-8的规定。
液化天然气汽化站的液化天然气储罐、集中放散装置的天然气放散总管与站内建、构筑物的防火间距不应小于表5-9的规定。 2.汽化器等工艺设备的安装距离
汽化器等工艺设备距离控制室、办公室、车间和场地边界也需要离开一定的距离。用于管道输送的液化天然气装卸码头，离附近的桥梁至少30m以上。液化天然气装卸用的连接装置，距工艺区、储罐、控制大楼、办公室、车间和其他重要的装置至少在15m以上。 用于处理液化天然气的建筑物和围墙，应采用轻质的、不可燃的非承重墙。有LNG流体的工作间、控制室或车间之间墙体至少有2层，而且能承受4.8kPa的静压，墙体上不能有门和其他连通的通道，墙体还需要有足够的防火能力。有LNG流体的建筑物内，应当具有良好的通风，防止可燃气体或蒸气聚集而产生爆燃。
表5-8液化天然气气化站的液化天然气储罐、天然气放散总管与站外建构筑物的防火间距单位：m 项目
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储罐总容积/m3 集中放散 ≤10 ＞10～≤30 ＞30～≤50 ＞50～≤200 ＞200～≤500 ＞500～≤1000 ＞1000～≤2000 装置的天然气放散总管
居住区、村镇和影剧院、体育馆、学校等重要公共建筑建、构筑物外墙) 30 35 45 50
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(最外侧实用文本 | DOCUMENT TEMPLATE
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70 90 110 45
工业企业(最外侧建、构筑物外墙) 22 25 27 30 35 40 50 20
明火、散发火花地点和室外变、配电站 30 35
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45 50 55 60 70 30
民用建筑，甲、乙类液体储罐，甲、乙类生产厂房，甲、乙类物品仓库，稻草等易燃材料堆场 27 32 40 45 50 55 65 25
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丙类液体储罐，可燃气体储罐，丙、丁类生产厂房，丙、丁类物品仓库 25 27 32 35 40 45 55 20
铁路(中心线) 国家线 40 50 60 70
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80 40 企业专用线 25 30 35 30
公路、道路 高速、Ⅰ、Ⅱ级城市快速 20 25 15 其他 15 20 10
(路边) 第 36 页
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架空电力线(中心线) 1.5倍杆高
1.5倍杆高，但35kV以上架空电力线不应小于40m 2.0倍杆高
架空通信线(中心线) Ⅰ、Ⅱ级 1.5倍杆高 30 40 1.5倍杆高 其他 1.5倍杆高
注：1.居住区、村镇系指1000人或300户以上者，以下者按本表民用建筑执行。
2.与本表规定以外的其他建、构筑物的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016执行。
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3.间距的计算应以储罐的最外侧为准。
表5-9液化天然气气化站的液化天然气储罐、天然气放散总管与站内建、构筑物的防火间距单位：m 项目
储罐总容积/m3
集中放散装置的天然气放散总管 ≤10 ＞10～≤30 ＞30～≤50 ＞50～≤200 ＞200～≤500 ＞500～≤1000 ＞1000～≤2000 明火、散发火花地点 30 35
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45 50 55 60 70 30
办公、生活建筑 18 20 25 30 35 40 50 25
变配电室、仪表间、值班室、汽车槽车库、汽车衡及其计量室、
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空压机室
汽车槽车装卸台柱(装卸口)、钢瓶罐装台 15 18 20 22 25 30 25
汽车库、机修间、燃气热水炉间 25 30 35 40 25
天然气(气态)储罐
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20 24 26 28 30 31 32 20
液化石油气全压力式储罐 24 28 32 34 36 38 40
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25
消防泵房、消防水池取水口 30 40 50 20
站内道路(路边) 主要 10 15 2 次要 5 10 围墙 15
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20 25 2
集中放散装置的天然气放散总管 25 —
注：1.自然蒸发的储罐(BOG罐)与液化天然气储罐的间距按工艺要求确足。
2.与本表规定以外的其他建、构筑物的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016执行。 3.间距的计算应以储罐的最外侧为准。 3.LNG储罐的防震
在设计LNG储罐及其管路系统时，应该考虑它的地震负荷(抗震性)。对所选的地址要进行详细的调查，以获得有关的地震特性和地质信息，如地震活动性、地质条件、预期的频率和最大振幅等重要信息。
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按照《锅炉和压力容器规范》设计和制造的LNG储罐，支承系统应根据垂直方向和水平方向的加速度来设计。 (七)LNG储存中的安全问题
液化天然气在储存期间，无论隔热效果如何好，总要产生一定数量的蒸发气体。储罐容纳这些气体的数量是有限的，当储罐内的工作压力达到允许最大值时，蒸发的气体继续增加，会使储罐内的压力上升。LNG储罐的压力控制对安全储存有非常重要意义，涉及到LNG的安全充注数量，压力控制与保护系统和储存的稳定性等诸多因素。
液化天然气储存安全技术主要有以下几方面。
(1)储罐材料材料的物理特性应适应在低温条件下工作，如材料在低温工作状态下的抗拉和抗压等机械强度、低温冲击韧性和热膨胀系数等。
(2)LNG充注储罐的充注管路设计应考虑在顶部和底部均能充灌，这样能防止LNG产生分层，或消除已经产生的分层现象。 (3)储罐的地基应能经受得起与LNG直接接触的低温，在意外情
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况下万一LNG产生漏泄或溢出，LNG与地基直接接触，地基应不会损坏。
(4)储罐的隔热隔热材料必须是不可燃的，并有足够的牢度，能承受消防水的冲击力。当火蔓延到容器外壳时，隔热层不应出现熔化或沉降，隔热效果不应迅速下降。
(5)安全保护系统储罐的安全保护系统必须可靠，能实现对储罐液位、压力的控制和报警，必要时应该有多级保护。 1.LNG储罐的充注条件
对于任何需要充注LNG或其他可燃介质的储罐(或管路)，如果储罐(或管路)中是空气，不能直接输入LNG，需要对储罐(或管路)进行惰化处理，避免形成天然气与空气的混合物。如储罐(包括管路系统)在首次充注LNG之前和LNG储罐在需要进行内部检修时，修理人员进去作业之前，也不能直接将空气充入充满天然气气氛的储罐内，而是在停止使用以后，先向储罐内充入惰化气体，然后再充入空气。操作人员方能进入储罐内进行检修。惰化的目的是要用惰性气体将储罐内和管路系统内的空气或天然气置换出来，然后才能充
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注可燃介质。
储罐在首次充注LNG之前，必须经过惰化处理，惰化处理是将惰性气体置换储罐内的空气，使罐内的气体中的含氧量达到安全的要求。用于惰化的惰性气体，可以是氮气、二氧化碳等。通常可以用液态氮或液态二氧化碳汽化来产生惰性气体。LNG槽船上则设置惰性气体发生装置。通常采用变压吸附、氨气裂解和燃油燃烧分离等方法制取惰性气体。
充注LNG之前，还有必要用LNG蒸气将储罐中的惰化气体置换出来。具体方法是用气化器将LNG汽化并加热至常温状态，然后送入储罐，将储罐中的惰性气体置换出来，使储罐中不存在其他气体。置换工作完成之后，方可进入冷却降温和LNG的加注过程。为了使置换效果更好，置换时需要考虑惰性气体密度与储罐内空气或可燃气体的密度，以确定正确的送气部位。LNG充注数量主要通过储罐内的液位来控制。在LNG储罐中设置了液位指示装置，是观测储罐内部液位的“眼睛”，对储罐的安全至关重要。液化天然气储罐应当装备有两套独立的液位测量装置。在选择测量装置时，应考虑密度变
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化对液位的影响。液位计的更换应在不影响储罐正常运行的情况下进行。以保证随时可以对储罐内的液位进行检测。
除了液位测量装置以外，储罐还应装备高液位报警器，使操作人员有充足的时间停止充注，不至于使液位超过允许的最大液位高度。报警器应安装在操作人员能够听到的地方。 NFPA-59A规定：对于容量比较小的储罐(265m3
以下)，允许装备一个液位测试阀门来代替高液位报警器，通过人工手动的方法来控制，当液位达到液位测试阀门时，手动切断进料。
2.LNG储罐的压力控制
LNG储罐的内部压力控制是最重要的防护措施之一，必须控制在允许的压力范围之内。罐内压力过高或过低(出现负压)，对储罐都是潜在的危险。影响储罐压力的因素很多，诸如热量进入引起液体的蒸发、充注期间液体的快速闪蒸、大气压下降或错误操作，都可能引起罐内压力上升。另外，如果以非常快的速度从储罐向外排液或抽气，有可能使罐内形成负压。
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LNG储罐内压力的形成主要是液态天然气受热引起蒸发所致，过多的蒸发气体(BOG)会使储罐内的压力上升。必须有可靠的压力控制装置和保护装置来保障储罐的安全。使罐内的压力在允许范围之内。在正常操作时，压力控制装置将储罐内过多的蒸发气体输送到供气管网、再液化系统或燃料供应系统。但在蒸发气体骤增或外部无法消耗这些蒸发气体的意外情况下，压力安全保护装置应能自动开启，将蒸发气体送到火炬燃烧或放空。因此，LNG储罐的安全保护装置必须具备足够的排放能力。
此外，有些储罐还应安装有真空安全装置。真空安全装置能感受储罐内的压力和当地的大气压，能够判断罐内是否出现真空。如果出现真空，安全装置应能及时地向储罐内部补充LNG蒸气。 安全保护装置(安全阀)不仅用于LNG储罐的防护，在LNG系统中，LNG管路、LNG泵、气化器等所有有可能产生超压的地方，都应该安装足够的安全阀。安全阀的排放能力应满足设计条件下的排放要求。
为了维修或其他目的，在安全阀和储罐之间安装有截止阀，将
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LNG储罐和压力安全阀、真空安全阀等隔开。但截止阀必须处在全开位置，并有锁定装置和铅封。只有在安全阀需要检修时，截止阀才能关闭，而且必须由有资格的专管人员操作。 3.间歇泉和水锤现象
如果储罐底部有很长的而且充满LNG的竖直管路，由于管内流体受热，管内的蒸发气体可能会定期地产生LNG突然喷发。产生这种突然喷发的原因，是由于管路蒸发的气体不能及时地上升到液面，温度不断升高，气体的密度减小，当气体产生浮力足以克服LNG液柱高度产生的压力时，气体会突然喷发。气体上升时，将管路中的液体也推到储罐内，由于这部分气体温度比较高，上升时与液体进行热交换，液体大量的闪蒸。使储罐内的压力迅速升高。如果竖直管路的底'部又是比较长的水平管路，这种现象更为严重。在管内液体被推到储罐的过程中，管内部分空间被排空，储罐中的液体迅速补充到管内，又重新开始气泡的积聚，过一段时间以后，再次形成喷发。这种间歇式的喷发，称之为间歇泉现象。储罐内的压力骤然上升，有可能导致全阀的开启。因此，储罐底部竖直管路比较长时，
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有可能出现间歇泉。上面提及的系统被周期性的减压和增压，则该处形成液体不断地排空和充注。管路中产生的甲烷蒸气被重新注入的液体冷凝。形成水锤现象，产生很大的瞬间高压。这种高压有可能造成管路中的垫圈和阀门损坏。 (八)管路和阀件的安全要求
管道系统的材料应不仅能够承受正常运行温度，还应能承受可能遇到的紧急状况时的极限温度。管道系统应有良好的绝热或其他措施，防止管道在极端温度下出现的损坏。在紧急情况下，若管路暴露在燃烧的环境中，应将其与火焰隔离并截断管内流体流动。对于储罐的输液管线、冷箱等部件，损坏后有可能释放出大量的可燃流体，应该有防火材料保护。管路接头处一般不采用铝、铜和铜合金等材料。管道系统不允许使用F形接管、螺旋焊接结构和对接焊的焊接结构。铸铁类的管道也不允许使用。
与容器连接的管路，如果口径大于25mm，并有液体经过的接头处，应当装备至少一个能自动关闭的阀门，或能远程控制的快速截止阀。
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LNG管道支架对安全也有非常重要的影响。它们可能遭遇明火或接触到溢出的低温液体时，应当有足够的承受能力，或有相应的保护措施来避免其不受火灾或溢出的低温液体的破坏。用于LNG或低温流体管路的管架，在设计时应注意避免产生过高的热量传导，引起结冰或支架材料的脆裂。管径小于等于50mm的管路，可以采用螺纹、焊接或法兰等密封结构。而50mm以上的LNG管路，接头不能使用压紧式法兰或螺纹连接的密封结构，可采用焊接的法兰接头。工作温度低于-30℃的管路，其支撑结构应尽量减少传热，避免结冰。在低温下工作的波纹形膨胀节内部应有绝热措施，避免在波纹上形成冰。
(九)装卸作业
进行LNG装卸作业时，应有具有资格认证的操作人员始终参与操作。操作说明书不仅应标明正常的操作方法，也应标明紧急状态的应急措施。进行LNG输送时，装卸区域应杜绝一切火源，如焊接、火焰，以及一般性的电气设备运行。装卸区还应有“禁止吸烟”的警示牌。进行LNG输送作业时，应先对储罐内的液位进行检查。所
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有的阀门也应检查和调整，开始时启动应缓慢。如果压力或温度有异常，应立即停止操作，直到查明原因并予以纠正。
在输送操作过程中，应密切关注压力和温度的变化情况。LNG输送管道应安装液体和气体的排放接头，使输送管在卸开连接之前，排空内部的残液，排放口应连通到比较安全的地方。在LNG输送作业期间，整个系统不得进行重大的维修。
槽车在进行装卸作业时，周围禁止车辆通行。输液管连接到槽车之前，汽车应用垫块垫稳并刹车。并按要求设立警示牌或警示灯。关闭槽车发动机。发动机只能在槽车输送管路断开以后，并且在所有排出的蒸气都彻底散开后才能启动。
把LNG装到一个不是专门用于LNG运输的车辆之前，应对储罐内的含氧量进行测定。当LNG专用槽车内的压力出现负压时，也需要测试含氧量，防止空气被吸入到系统内。如果氧的体积分数超过2%时，应对储罐进行置换，直到氧的体积分数低于2%后，才能用来运输LNG。
用于输送LNG的软管应能承受可能遇到的温度和压力，其承压
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能力至少是工作压力的5倍以上。当设计的工作温度低于-51℃时，应用金属软管或旋转接头。装卸用的管路应有足够的支撑装置，非绝热型软管上需要考虑到输送LNG时形成的冰所产生的载荷。对输送管应定期检查是否存在损坏或缺陷，一般至少每年检查一次，检查压力为最大工作压力。 (十)消防和防护
为了将可燃介质泄漏造成的危害降到最低。应设置有消防安全设备，以及泄漏和溢出的控制装置，同时还包括工厂安全保障的基本措施。所有的LNG设施均应配备消防设备。
防护的范围需要对实际情况进行分析和评估，评估包括下列内容，如下所述。
①可燃介质的泄漏检测及控制所需要的设备类型、数量和位置。 ②非工艺性火险情和电气产生的火灾所需要的检测和控制设备类型、数量和位置。
③保护设备和建筑免受火灾影响的必要方法的消防用水系统。 ④灭火及其他火势控制设施。
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⑤紧急关闭系统(ESD)中的设备和工作过程口。 ⑥紧急关闭系统必要的传感器的类型和位置。
⑦紧急情况下厂区人员的职责，以及外部接应人员应采取的应急措施。
⑧执行紧急责任人员所需的保护装置和特别训练。不管火灾是否发生，都应准备详细的事故处理措施，防止潜在的隐患发展成为事故。这些措施包括(但不限于)以下内容：
a.设备的关闭或隔离措施，确保切断可燃流体的流失或尽可能减少流失；
b.消防设施的使用； c.急救；
d.工作人员的职责。
操作控制室中应常备故障处理手册。故障处理手册应根据设备或工序的改变而不断更新内容。所有的工作人员应针对他们在故障处理手册中分工的职责进行培训。负责使用消防设备或其他应急设备的人员，应经过培训，并至少每年训练一次。
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通常由可燃气体引发的火灾(包括LNG引起的火灾)，应在燃料源切断后才能扑灭。
控制区内禁止吸烟和非工艺性火源。焊接、切割及类似的操作只能在特别批准的时间和地点进行。
有潜在火源的车辆或其他运输工具禁止进入围堰区，与装有LNG或可燃液体的储罐和设备的距离至少在15m以上。除非经过特别批准，并有全程保护监视的地区或用在特殊目的的装卸货物的地区。 对于那些可能发生的可燃气体积集和LNG泄漏而引发火灾的地区，应进行监控。监控内容主要有低温和可燃气体。能进行连续监控的低温传感器或可燃气体监测系统，应能在作业场所或经常有操作人员的地方发出警报。当监控的气体的含量超过其燃烧下限的25%时监测系统应启动一个可听见或可视的报警信号。同时应有完备的消防用的水系统，提供足够的水来保护暴露的设备，冷却储罐的表面、管道和阀件，并控制火焰向未着火的地方蔓延。
LNG设施内和槽车上的关键位置，应有便携式或轮式灭火器，应能扑灭气体发生的火灾。如果使用机动或移动式灭火器，则不得将
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它们用于其他目的。进入场区的机动车辆最少应配备一个便携式干粉灭火器，其容量不低于9kg。
以下设施应有外层防护栏、围墙等。这些设施包括： ①LNG储罐； ②可燃制冷剂储罐； ③可燃液体储罐； ④其他危险物的存放区域； ⑤室外的工艺设备区域；
⑥有工艺设备或控制设备的建筑； ⑦沿岸的装卸设施。 (十一)紧急关闭系统
每个LNG设备都应装上一个紧急关闭系统(ESD)，可进行LNG来源的隔离或切断操作，并关闭一些设备。紧急关闭系统(ESD)系统可控制LNG的连续释放产生的危害，如果设备的关闭会引起另外的危险或导致重要部件的损坏，这些设备或辅助设备的关闭可不包括系统中。
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如果储存LNG的储罐没有保护措施，当它暴露在火灾中时，可能会受到金属过热的影响并造成灾难性的损坏，应有紧急泄放系统减压。ESD系统本身也应有失效保护装置，使紧急情况时失控的可能性降到最小。没有失效保护的ESD系统，距离所要控制的设备在15m之内。安装在不可能被火焰直接燃烧到的地方，即使被火焰包围，至少应能安全运行10min以上系统的启动可以是手动、自动的或两者兼有紧急关闭系统本身应有良好的保护系统，避免在紧急状态下不起作用。
(十二)人员安全与救护
工作人员应进行定期的培训，使他们了解LNG的特性及LNG暴露在外能产生的危害和影响，防护用品的作用和正确的使用方法。紧急情况下需要进入对健康有害的大气中时，工作人员除了应具备必需的防护衣外，还应装备头盔、面罩、手套和靴子，应配备完备的呼吸用具。由于工艺设备中的LNG及其蒸气都没有味道，凭嗅觉检测不到它们的存在时，需要安装有合适的可燃气体指示器。 (十三)安全操作规程
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1.LNG卸车安全操作规程 (1)检查LNG槽车证件。
(2)按指定位置停好液化天然气槽车，对液化天然气槽车压力、液位进行检查，安装好固定车墩。
(3)连接好静电连接线，连接好卸车软管。
(4)确定接收液化天然气的储罐，确认槽车出口和接收液化天然气的储罐进液紧急切断阀呈正常开启状态。
(5)用槽车LNG气相对软管连接部位进行吹扫至合格。 (6)槽车升压至0.4～0.6MPa，开启槽车出口液相阀门、相应管线上的阀门和接收液化天然气的储罐进液阀门，开始卸车。 (7)卸车过程中，操作人员要一直在现场，检查连接部位的泄漏情况，观察槽车和储罐的压力液位，确保安全。
(8)观察槽车液位计，确认槽车无液体时，关闭槽车及储罐的相应阀门。检查槽车压力，若超压时通过BOG回收卸压至安全压力。 (9)当软管无压时卸下，并拆下静电连接线。
(10)卸车完成时，检查接收液化天然气的储罐的压力、液位情
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况，并做好相关记录。
(11)下列情况不得从事卸车作业： a.天气；
b.有明火或发生火灾； c.发生泄漏；
d.天然气储罐压力异常； e.不允许卸车的情况。 2.LNG装车安全操作规程 (1)检查LNG槽车证件。
(2)按指定位置停好液化天然气槽车，对液化天然气槽车压力、液位进行检查，安装好固定车墩。
(3)连接好静电连接线，连接好装车软管(气相、液相)。 (4)确定装车的液化天然气的储罐，确认该液化天然气储罐出液紧急切断阀呈正常开启状态。
(5)检查LNG槽车的压力和要装车的液化天然气储罐的压力、液位，通过用增压器对要装车的液化天然气储罐增压成对LNG槽车卸
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压的方法，使要装车的液化天然气储罐的压力大于LNG槽车的压力。 (6)用LNG储罐气相预冷至槽车的管道，气体通过BOG储罐回收。 (7)预冷完毕后，打开储罐液阀门、槽车入口液相阀门及相应管线上的阀门，开始装车。
(8)装车过程中，操作人员要一直在现场，检查连接部位的泄漏情况，观察槽车和储罐的压力液位，确保安全。
(9)观察槽车液位计至规定液位时，关闭槽车及储罐的相应阀门，余气通过BOG储罐回收。
(10)确认软管无压时卸下，并拆下静电连接线。
(11)装车完成时，检查装车的液化天然气储罐的压力、液位情况，并做好相关记录。
(12)下列情况不得从事装车作业： a.雷雨天气；
b.附近有明火或发生火灾； c.站内发生泄漏；
d.液化天然气储罐压力异常；
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e.其他不允许装车的情况。 3.气化输气操作规程
(1)确认管道上安全阀根部阀处于开启状态。 (2)根据大气温度选择送气方式。
a.大气温度高于10℃时选择“夏季运行”方式，用空浴式汽化器汽化输气，并确认空浴式气化器前后阀门处于开启状态。 b.大气温度在-10℃～10℃之间时选择“冬季运行”方式，空浴式气化器与水浴式气化器并用，并确认空浴式气化器与水浴式气化器前后阀门处于开启状态。
c.大气温度低于-10℃时选择“严冬运行”方式，只用水浴式气化器汽化输气，并确认水浴式气化器前后阀门处于开启状态。 (3)由卸车运行工选择出液罐，打开储罐出液阀和出液管紧急切断阀，向气化器输气。
(4)LNG经气化器汽化后，向管网供气。
(5)当储罐内储存压力较低不能满足用气要求时，应启动增压器增压。此时应根据实际情况选择用哪一组增压器。先将储罐增压阀
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打开，再将增压器前后阀门打开给储罐增压。
(6)运行过程中注意管道及气化器是否正常工作，当有异常情况时应立即处理。
4.燃气锅炉运行操作规程
(1)首先向锅炉内注水至上限水位，检查各接口处是否渗漏。当确定无渗漏时方可启动锅炉。
(2)锅炉的启动：接好电源插头，接通控制系统电源，锅炉控制器电源指示灯亮，风机开始吹扫。按下启动开关，控制器上指示灯亮；打开燃气阀门约1min，锅炉自动点火启动；燃烧正常时，控制器上工作指示灯亮，锅炉进入正常运行状态。
(3)点火过程是自动的，点火时间为3s，若点燃则正常指示灯亮，点火指示灯灭后，可以听到锅炉正常运行的声音，风机停止吹扫；若未点燃，风就会自动继续吹扫约1min，重复点火过程；若重复三次点火未点燃，应停止点火，检查排除故障后再启动。
(4)点火以前，必须确定锅炉内水位处于上限，严禁低水位和边加水边启动。
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(5)系统进入正常运行，要不断观察锅炉液位变化，低水位要补水到正常水位。如果水位下降太快，应检查是否有漏水的地方，水位要始终控制在正常水位。
(6)先关闭燃气阀门，待风机吹扫1min后关闭电源开关。 5.泵(稳压泵)安全操作规程 (1)安全检查
a.消防水泵外观检查是否异常(盘根、阀门、管线是否漏水，地脚螺栓是否紧固，压力表是否正常)。
b.机械或手转动泵轴是否转动灵活，泵轴转动灵活方可开启。 c.储水罐根部出水阀、泵前、泵后水阀应全部开启(回流阀视情况暂且关闭)。 d.电源是否正常。
(2)安全检查无异常情况下方可开启消防泵。 (3)发现下列情况之一，应立即停车检查修理。 a.大量漏水，盘根部位发热。 b.运转声音不正常(压力是否过高)。
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c.电动机温生过高，电流增大，电压升降超过额定值±50%。 d.运转中发现机械零件松动或其他故障。
(4)在运转过程中严禁将各种工具、物品放置泵体上，严禁擦拭或跨越泵体。
(5)水罐防冻保养，需定期给水罐打循环。将水罐根部回流阀开启，泵后回流阀开启，回流阀后出水阀关闭。 6.维护保养规程
(1)天然气运行工应熟悉储罐的结构、原理，严格按作业指导书进行液化天然气作业。
(2)液化天然气运行工应熟悉储罐的附件的性能、原理，掌握其一一对应关系。
(3)液化天然气储罐外筒为外压真空容器，严禁在负压下进行焊接作业。
(4)经常检查储罐外简体，观察有无结水结霜现象。发现有结水结霜时，要及时与制造厂联系，查明原因立即处理。
(5)经常检查储罐的连接管道、阀门等，观察有无结霜现象。发
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现问题及时维修。
(6)经常检查储罐的压力表、压力变送器、液位计、液位变送器，看指示是否正常。
(7)经常检查连接阀门的密封性能及开关动作，保证工作正常。 (8)按规定定期对安全阀、天然气报警器、压力表、压力变送器、液位计、液位变送器进行效验，保证工作正常。
(9)定期对储罐外简体进行防腐和对储罐的压力表、液位计进行外观清洁维护。
(10)定期对储罐的压力、液位控制仪器的控制三通阀等易锈蚀部位进行除锈防腐。
(11)每半年对储罐的真空度进行检测，掌握储罐的工作情况。 7.罐及附属设施维护保养规程
(1)运行工应熟悉储罐的结构、工作原理，严格按作业指导书进行操作。
(2)运行工应熟悉储罐连接管道走向和管道工艺流程，掌握其配套设施的正确使用方法和与储罐的对应关系。
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(3)每日检查BOG储罐及连接管道的运行情况，发现问题及时处理。
(4)每日检查BOG储罐的安全附件，如压力表的运行情况，观察压力表显示是否正常。
(5)每日检查阀门及连接法兰的密封性能，保证无泄漏，发现漏气及时处理。
(6)规定每年对BOG储罐的压力表及安全阀校验一次，保证其工作正常。
(7)规定至少每6年对储罐全面检验一次，保证运行正常。 (8)每年对储罐及爬梯平台进行防腐，保证漆面光滑。 (9)按规定对储罐的连接管道、阀门、法兰、螺栓等进行防腐，保证管道表面漆无脱落、阀门无卡涩、法兰和螺栓无锈蚀。 8.锅炉维护保养规程
(1)应经常对锅炉的天然气管路和配管接头及供水管路系统、用电系统进行检查，如发现漏气、漏水、漏电现象应及时处理；特别注意每次启动前观察液位计水位不得低于规定水位。
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(2)定期进行排污，排污周期约为半年。 (3)每月定期检查火花塞，及时清扫表面积碳。 (4)定期对锅炉进行除垢，除垢周期约为一年。
(5)循环水泵应经常注润滑油，使润滑油保持1/3液位。 (6)循环水泵的电磁阀电源是同时连接在两台泵上的，不论哪台泵运行，另外一台泵电动机绕组始终带电。检修时要注意，必须切断电源再检修。
(7)冬季运行前、后对锅炉系统进行全面检修，确保锅炉系统正常运行；夏季对锅炉系统进行全面试车运行一次，确保锅炉系统处于完好状态。
9.泵及附属设施维护保养规程
(1)注意水泵的轴承温度，水泵轴承温升不应超过外界温度的10℃，但最高温度不应大于70℃。
(2)水泵换油时间，第一次在工作80h后进行，以后每工作2400h或检查水泵时换油。
(3)填料室内正常漏水程度每分钟约10～20滴为宜。
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(4)每月检查弹性联轴器，注意电动机轴承温升。
(5)每月检查水泵各部件的锈蚀、润滑情况，发现问题及时除锈、注油。
(6)每半年(春、秋季)启动消防水泵一次，运行半小时，开启消火栓、消防水炮、LNG喷淋系统进行全面消防用水系统检查，确保消防用水系统完好有效。 10.保养规程
运行维护保养人员应熟悉加臭机各部件的性能、结构工作原理，加臭工艺流程。 (1)日常维护保养
①应检查系统各阀门的开关是否正确，输入采样信号是否正确。 ②每班至少检查一次工艺管线的泄漏情况及输出情况。 ③每班至少一次检查储罐的药剂储量是否足够，计量罐内除臭剂不得少于液面计的20格标处，否则应补加除臭剂。
④每班至少一次检查输出泵的油位、膜片及排气情况，发现异常及时处理。
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⑤每班对系统清洁擦拭一次。 (2)定期维护保养
①每次更换药剂时，应对药剂排污一次，同时对储罐清洗一次。 ②每半年将过滤器拆开清洗一次。 ③液压油每两年更换一次。
④设备大修及移位时，应排污一次。 ⑤每半年进行一次泵的输出标定。 ⑥每月应检查膜片是否损坏。 ⑦每年应清洗检查单向阀。 ⑧每年检查油罐磨损情况。
⑨每年检查电缆绝缘情况，测试其绝缘电阻。
⑩每三年对设备进行一次大修，更换易损件及密封件。 11.罐区安全管理制度
(1)操作人员和非本厂人员进入罐区必须严格执行《安全防火制度》。
(2)储罐、管道的安全附件(安全阀、压力表、液位计)完好可用，
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并已经检验合格。
(3)储罐不得超量储存，液位应控制在20%～90%(体积百分数)之间。
(4)管道或储罐进行放空操作不得就地放散，必须经放空管引至高空放散。
(5)储罐最高工作压力不得超过0.5MPa。当储罐压力上升至0.45MPa时，要打开储罐上的手动放空阀门将LNG气体放散至BOG储罐，再输入供气管网。
(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)储罐外筒为外压真空容器，严禁在负压条件下在外筒上施焊。
(8)液相管道两阀门不得存有液体，当存有液体(液化天然气)时要在关闭两阀门同时对该管段进行放散，防止管道超压运行。 (9)储罐排液完毕，要保证罐内至少留有0.1MPa(表压)余压，1300mm高度余液，保证储罐正压运行。
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(10)储罐区消防设施(储罐喷淋水系统、储罐干粉灭火器系统、集液池高倍泡沫覆盖系统、高倍泡沫灭火系统、简易灭火器材等)要保证完好可用。
12.调压站调压箱(及用户调压箱)操作规程 (1)操作人员按规定要求着装上岗。
(2)通气前操作人员应详细检查站内阀门、仪表等是否处在正常状态。
(3)通气时要缓慢打开进口阀门，以免阀门开启过快，气体流速大，损坏设备。
(4)用手柄旋转切断阀方头，将少量气体进入后级，使切断阀缓慢地开启。
(5)观察后级压力表，一切正常时打开出口阀门供气。 (6)认真做好调压站地流量、压力、温度记录。 13.压站调压箱(及用户调压箱)维护保养规程
(1)每日检查调压器出口压力是否满足工作要求，如有不正常预兆，就要立即检查维护。
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(2)每月检查调压器关闭压力，如关闭压力过高或漏气，应检查调压器主阀及指挥器皮膜是否老化或破损、弹簧是否失去应有强度或清洗调压器阀口。
(3)每月检查调压器上切断阀的切断压力，如切断压力过低或漏气，应检查切断阀皮膜是否老化或破损、弹簧是否失去应有强度或折断，应检查是否需清洗切断阀阀口；如切断压力过高，则应重新调整切断阀。
(4)每年检查安全放散阀放散情况及放散压力。如安全放散阀放散压力过低或漏气，应检查安全放散阀皮膜是否老化或破损、弹簧是否失去应有强度或折断及清洗切断阀阀口；如放散压力过高，则应重新调整安全放散阀。
(5)每年更换调压器及切断阀、安全放散阀皮膜。 (6)每半年打开过滤器上排污阀排放污物。 (7)每半年清洗过滤器滤芯。
(8)每日检查设备外壁的油漆涂层，若剥落严重应予以除锈补漆。
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14.查制度
(1)巡检时间：岗位人员按本岗位巡检路线每小时到站内现场设备运行巡回检查一次(每日到站外管线设施巡回检查一次)，特殊情况(如气候异常、压力不稳等)应加密巡检次数，投产期每半小时巡回检查一次。
(2)巡检内容：各设备运行参数是否在正常范围；各安全附件、仪表是否灵敏可靠；设备、管线有无跑、冒、滴、漏现象；备用设备按运行设备检查；现场有无其他异常。
(3)巡检方法：应按巡回检查路线逐点检查，携带检漏设备和抹布，并做到四到(看到、听到、摸到、闻到)。
(4)巡回检查过程一旦发现异常情况应及时处理，对生产影响较大而处理不了地及时向首站或抢险队汇报。
(5)巡回检查后，将巡回检查及事故处理情况详细填写在《生产班组值班记录》上。 15.维护保养制度
(1)严格遵守本岗位安全操作规程，做到“四懂三会”：懂性能、
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懂原理、懂结构、懂用途，会使用、会保养、会排除故障。 (2)设备管理实行定人、定岗、定机“三定”制度，设备操作者需经考核合格后持证上岗。
(3)严格按操作规程操作设备，严禁超负荷使用设备，认真进行设备例行保养，使设备保持良好的技术状态，并认真填写设备运行保养记录。
(4)压力容器和防爆设备，应严格按照国家有关法律法规进行使用，并按规定进行校验。
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