LNG加气站调试专项方案及专项应急专项预案.doc

LNG加气站调试方案及专题应急预案
项目名称：巩义市华鑫清洁能源（小里河撬装加气站）
协议编号：DLX140311-1104
投运站址：河南省巩义市米河镇小里河村工业区
工程概况：LNG撬装三级站，加气站设计日最大加气能力为30000Nm3/d；
关键建设内容包含60m3卧式储罐1台，LNG泵撬+LNG加气机撬1台
（含LNG泵撬1座，LNG加气机2台）
总述
为确保此次 LNG 撬装加气站工程顺利开车，特制订该装置每个单元试车工作具体方案，方便试车期间能够依据本方案进行装置试车和事故处理。
本方案内容包含：①联动试车目标；②联动试车组织指挥系统；③总体试车前应含有条件和检验准备工作；④联动试车程序，包含各单元试车前其它单元应含有条件及试车指标；⑤附表。
在联动试车过程中，首先开启公用工程单元，公用工程单元能提供稳定电源、液氮能够汽化出合格氮气；而且消防系统正常，然后进行卸车储存单元、汽化单元、加气单元、装车单元试车，具体在试车计划表（见附表1）中能够表现。联动试车计划用时2天，具体时间依据工程进度调整。本联动试车具体工作由企业组织实施，由设备厂家、设计单位、施工单位、监理单位配合。
一、 联动试车目标及组织
联动试车是检验装置设备、管道、阀门、电气、仪表、控制等性能和质量是否符合设计和规范要求。是连接单机试车工作和投料关键步骤。
此次联动试车由企业晋豫大区工程部负责组织,经过对设计方和施工方及设备厂家进行协调, 开车项目组进行总指挥，装置单元责任人（工程师）帮助，操作人员进行现场操作。
1. 调试及试运行人员安排
1.1 项目调试领导组
全方面主管企业LNG加气站调试指挥工作，组织实施调试计划等全方面工作。
总指挥：
1.2 安全小组
全方面主管企业LNG加气站试压、吹扫、调试、运行过程安全工作，包含安全问题操作或施工，必需时有权勒令停工，帮助总指挥实施调试现场安全监督。
安全责任人：
安全小组组员： 监理
1.3 技术小组
全方面负责处理企业LNG加气站站在调试、试运行中技术问题，规范贮备站全部操作人员操作，指导操作人员对突发事件进行安全处理，操作过程中由安全责任人帮助处理可能发生危险地方，按调试方案进行，对可能发生故障地方有预见性，全部调试过程中技术问题由技术副组长帮助处理，假如组长不在现场，则由技术副组长全权负责。
技术组长：
技术副组长： 华气厚普
技术小组组员： 施工单位、 场站技术员
1.4 后勤保障小组
全方面负责处理企业LNG加气站在调试、试运行中后勤工作，如调试工具准备，通讯设备保障，设备供电，LNG进源协调，必需人员休息，饮用水，医药包，交通工具等后勤工作。
后勤保障责任人：
后勤保障小组组员：

二、 试车前应含有条件和检验、准备工作
试车前应含有条件和检验、准备工作，这些工作包含以下内容：
2.1 全部机械安装工作必需完成，全部包含到系统全部经安装区域工程师书面确定合格而且单项工程或装置中间交接已完成；
2.2 电源已正常,设备位号、管道介质及流向标志完成；
2.3 试车方案和相关操作规程已印发到个人；
2.4 联锁值、报警值已经同意并公布；
2.5 机、电、仪维护人员已到位，控制室已交付使用；
2.6 劳动保护已到位、通讯系统已通畅；
2.7 各岗位职责已明确，人员持证上岗；
2.8 安全、消防、监控系统处于完好状态；
2.9 保运队伍已组建并到位；
2.10 依据技术规范和PID对配管和设备进行检验；
2.11 对仪表、安全设施和联锁进行功效测试，这种功效测试不可替换安装期间进行回路测试；
2.12 全部动机器，如电机、泵等单机试车已完成；
2.13 配合试运转或在此之前，全部配管、容器、塔和其它设备应是清洁；
2.14 操作工应熟悉全部设备及控制系统具体位置及具体情况。
2.15 吹扫、预冷工程已完成；
2.16 防雷及接地工程已验收合格；
三、 调试及试运行方案
3.1 吹扫
3.1.1空气吹扫应利用生产装置大型压缩机，也可利用装置中大型容器蓄气，进行间歇性吹扫；吹扫压力不得超出容器和管道设计压力，流速不宜小于20m/s。
3.1.2 吹扫忌油管道时，应使用不含油压缩空气。
3.1.3空气吹扫检验方法，是在吹扫管道排气口，设有白布或涂有白油漆靶板检验，5min内靶板上无铁锈、泥土、或其它脏物即为合格。
3.2 试压
3.2.1 首先确保储灌根部法兰全关闭到位（无任何泄漏），连接撬体和储罐间真空软管（要求密封圈要和管道对正，螺丝拧到位），连接撬体及加气机上各气动阀仪表风管路。
3.2.2 手动关闭撬体主管道上全部截止阀及紧急切断阀，仔细对照整个撬体工艺步骤，确保各阀处于对应开关状态（具体每个阀开关状态及阀编号正处于统计中，等候统计完后作具体说明）。
3.2.3 开启泵撬体及加气机上全部和安全阀相连维修用截止阀，同时关闭手动放空阀。
试验前，应用空气进行预试验，试验压力为0.2MPa。
试验时，应缓慢升压，当压力升至试验压力50%时，如未发觉异
状或泄漏，应继续按试验压力10%逐层升压，每级稳压3min，直至试验压力。应在试验压力下稳压10min，再将压力降至设计压力，应用发泡剂检验有没有泄漏，停压时间应依据查漏工作需要确定；
依据《石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范》SH
3501-之8.1.20要求，分段试压合格管道系统，如连接两段之间接口焊缝经过100%射线检测合格，则可不再进行整体系统压力试验；
3.2.6 手动打开撬体上全部紧急切断阀（气动阀），要求开启管路中间全部阀，将真空管两端截止阀关掉，放空阀关闭，同时开启储罐根部气相阀；使用检漏壶逐一检验全部焊接点及密封位置有没有泄漏，假如出现泄漏应立即关闭根部阀并放空管道中气体，立即配合机械部门进行各漏点焊接或更换处理，等候处理完后再反复上述操作进行检漏。
3.2.7 首先将加注机回气管和撬体上回气管经过真空软管相连，要求法兰要拧到位，无泄漏现象，手动开启加注机内两个紧急切断阀及一个截止阀，保持管道通路通畅，开启压力表对应针形阀，用仪表风对加气枪头及插枪座进行吹扫，吹扫完后，将加气枪头插入插枪口，打开储灌根部回气管截止阀，使用储灌内高压氮气对整个管道进行吹扫，吹扫完后将两个气动阀手动关闭并还原，再接上加注机进液管和撬体泵出液管之间真空软管，使用检漏液检验加气机内管路全部焊接点及密封位置有没有泄漏，假如出现泄漏立即处理。
3.2.8 要求操作人员必需佩戴好防护手套及护目镜，开启储罐下进液口、上进液口、回液口，观察撬体上各个密封位置在低温状态下有没有出现泄漏情况，如有泄漏应该第一时间处理，假如无法立即处理，应该立即关闭储罐下进液口，打开撬体及加注机上放空阀排尽管道中全部液体，等候处理完后反复上述操作，确定无误后才能往下操作。
3.3 空管气体置换
3.3.1 站内设备及连接管道投入运行前先使用液氮置换空气；当含氧量≤1%时，改用LNG直接置换。
3.3.2 LNG加气机出厂前已用液氮置换，投入运行前可直接使用LNG置换。
3.3.3 用皮囊取适量置换放散气体，远离放散点进行点火试验（选择上风口），燃烧火焰以黄焰为合格。
3.4 潜液泵预冷操作规程
3.4.1 此工作应于卸车前2小时进行。
3.4.2 管道流液：轻微开启一储罐底部进液阀，将罐内部分LNG缓慢流经泵池，打开泵池溢流口处阀门至储罐。
3.5 泵进口测温
3.5.1 观察控制柜上显示温度，如温度低于－100℃，则认为已达预冷状态。
3.5.2 保持该状态，等液化天然气车到来后开始卸车。
3.6 液氮卸车操作
3.6.1液氮槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地线，垫好防溜木块。
3.6.2 检验槽车罐和储罐压力及液位，确定卸车方案：当储罐压力高于槽车压力时，宜采取顶部进液；不然反之。如压力相近，可用上部或下部进，也可同时进.
3.6.3 检验液相、气相卸车软管完好情况。
3.6.4 检验储罐区内储罐内压力，液位。
3.6.5 按液氮充装步骤检验卸车台至储罐全部阀门开停位置是否正常。
3.6.6 以上各点正确无误后，站内操作员检验槽车压力、温度、液位并统计。
3.6.7 卸车区至罐区操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。充装过程中，巡回检验全部工艺阀门、管线、仪表工况，作好统计工作，并注意避险；
3.6.8 具体卸车操作：
3.6.8.1 给槽车增压，将槽车压力增高至储罐压力加0.2Mpa。
3.6.8.2 确定槽车压力达要求后，关闭气液相连通阀，正确开启进液阀门。
3.6.8.3 观察进液管，如结霜并有流液声，表示卸车正常；如接头等泄露，立即停止卸车操作，排除险情。
3.6.8.4 观察槽车及储罐压力及液位改变情况，经过储罐减压及槽车增压操作，保持压差在0.2Mpa左右。
3.6.8.5 待液氮卸完后，关闭液相管进口阀门及储罐进口切断阀前阀门，打开上部进液阀；
3.6.8.6 给槽车降压，将槽车气相管接到卸车台气相管上，将槽车内气体送到储罐或外输管线，当槽车内压力降到0.3Mpa时，应停止操作。
3.6.9 卸车完后，站内操作员关闭卸车台低温阀门、罐底阀门，检验监督押运员：
3.6.9.1 关闭槽车内相关阀门；
3.6.9.2 如管内留有残掖应安全排除，切防伤人；
3.6.9.3 卸下软管，收好接地线及防溜木块。
3.6.10 将储罐上部进液阀处于开启状态，使液相管内残留液体自然缓慢汽化后进入罐顶内；液相管上结霜全部化掉后即说明内部液体已全部汽化，可关掉储罐顶部进液阀；
3.6.11 双方签字并交接相关单据及必需气质汇报，槽车驶离站区。
3.6.12 注意事项
² 槽车站内速度不超出5Km/hr。
² 槽车罐充装压力（增压器压力）控制在0.6Mpa±10%。
² 储罐内压力严禁超限高于0.4 Mpa。
下列情况下不得卸车：
² 站内有动火作业。
² 雷雨天气。
² 站内有漏气现象。
² 站内其它不安全原因。
² 槽车无安全保护设施不得进入站区（防火帽、接地链等）。
² 卸车期间不得移动车辆、维护保养车辆。
² 卸车期间必需有些人职守巡查。
² 预防漏液冻伤。
² 有其它重大危险情况按应急方案处理。
3.7 LNG卸车调试操作
卸车调试关键调试卸车系统，卸车泵（此泵为ACDAC32管道泵），储罐上下进行液切换系统，储罐内氮气置换等调试工作。
3.7.1 LNG卸车操作规程
作业程序
（一）液化天然气槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地.线，垫好防溜木块；
（二）检验槽车和储罐压力，查看随车气质汇报，确定卸车方案：当储罐液体温度高于槽车时，宜采取顶部进液,不然反之。
（三）检验卸车系统液相、增压液相、增压气相卸车软管是否完好；
（四）检验统计储罐区内储罐内压力，液位；
（五）根据操作规程中卸车操作规程（见3-4页）检验卸车台至储罐全部阀门开停位置是否正常；
（六）站内操作员检验槽车压力、液位并统计；
（七）卸车区至罐区操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。卸车过程中，巡回检验全部工艺阀门、管线、仪表有没有异常，如泄漏异响等，作好统计工作，并注意避险；
（八）统计员认真填写调试统计，卸车调试统计表见附表2、附表3，各阀门位编号见附图1；
3.7.2 LNG燃气置换要求
3.7.2.1 检测点可燃气浓度为起源气浓度99%，证实置换合格，或别用气球采集检测点气体，远离现场上风口点火试验，以火焰为黄色证实置换合格。
3.7.2.2 各个检测点燃气浓度检测3次，每次间隔5分钟,3次全部合格时证实置换完成。
3.7.2.3 置换时就熄灭置换区域全部火源，关闭全部电器电源。
3.7.2.4 操作员穿防静电服，严禁穿着带铁钉鞋进入现场，闲杂人等离开现场，严禁拔打手机。
3.8 卸车系统调试操作：
1) 将槽车液相、增压液相、增压气相至卸车系统卸车口、增压液相口、增压气相口相连接；
2) 置换和排放储罐内残余液氮或氮气，打开储罐内下出液口手动阀门、气动阀门，排放掉储罐残余液氮或氮气；当储罐内两组内罐压力降为0.1MPa时，关闭下出液口手动阀门、气动阀门；打开储罐两组子罐气相放空阀门。使其在卸车过程中可对子罐进行LNG置换。
3) 对槽车进行增压，将槽车压力增高至0.6MPa左右；打开槽车上增压液相阀门，撬上卸车系统增压液相阀门，增压气相阀门，槽车上气相排空阀门置换管内空气，此时液进入汽化器，半分钟后关闭该排空阀门（气化器及管路中空气等杂质被置换），打开槽车上气相阀门，对槽车进行增压，当槽车压力达成0.6MPa时停止（该压力以比现场LNG槽车最高压力低0.05MPa为准）。同时，当槽车压力达成0.6MPa时，合适关小增压液相口，以避免刚卸车时，速度比较慢，而槽车压力升高过快引发槽车安全阀起跳。
4) 确定槽车压力达0.6MPa后，正确开启储罐进液截止阀；
5) 打开卸车泵进口手动阀门微开三分之一左右，储罐下进液气动阀门，观察进液管，如结霜和轻微振动并有流液声，表示卸车正常；储罐放散系统应有排放气体声音，且卸车过程中注意不要随意关闭储罐放空阀门；如法兰接头等泄漏，立即停止卸车操作，排除险情；
6) 观察槽车及储罐压力及液位改变情况，并10分钟统计一次，经过对储罐减压及槽车增压操作，保持二者之间压差在0.2MPa左右；
7) 开启卸车泵卸车，当卸车后LNG液体流经卸车泵泵体后，同时会预冷卸车泵，当检测到卸车泵预冷完成后，在控制系统上进行启泵操作，卸车泵开启完成后，观察卸车泵进出口压差，当没有压差时，应对卸车泵电机电源进行反相操作。
8) 整个卸车过程中，槽车液体必需保持压力不能降低，储罐放空阀门可依据情况逐步减小开度；顶部进液调试，提议在槽车液体剩下三分之一时进行。
9) 当槽车液位指示到零刻度后，停止卸车泵电源。打开卸车管路上排放阀门排放卸车管路及增压管路残液。
3.9 卸车完成后处理
1) 卸车完成后，站内操作员关闭卸车台低温阀门；
2) 槽车押运员关闭槽车内相关阀门；
3) 如管内留有残掖应安全排除，以防伤人；
4) 卸下软管，收好接地线及防溜木块。
5) 双方签字并交接相关单据，槽车驶离站区。
3.10 卸车系统调试要求
1) 各手动截止阀门打开和关闭正常，无卡阻、无泄漏现象，或经维护后能正常开关闭管路。
2) 调试时各气动阀门能正能经过控制系统远程开启，动作时无异响，无泄漏，开度指示正确。
3) 卸车增压器能正常给槽车进行增压，且能保持增压速度不降低。
4) 管道泵开启后，能正常运转，无异响噪音，能正常起压。
5) 储罐液位指示表能依据卸车LNG量进行对应指示。
6) 控制系统能正常采集现场相关数据并进行显示或控制。
3.11 注意事项
（1）槽车站内速度不超出5Km/h；
（2）槽车压力控制在0.6MPa±10%；
（3）储罐内压力严禁超限高于0.6 MPa；
（4）储罐严禁超装，当液位达成容积90%时，应略为开启测满阀，观察测满阀有液体流出时表示储罐已经充满，此时应立即停止卸车；
（5）下列情况下不得卸车：
a.站内有动火作业；
b.雷雨天气；
c.站内有漏气现象；
d.站内其它不安全原因；
e.槽车无安全保护设施不得进入站区（防火帽、接地链等）；
f.卸车期间不得移动车辆、维护保养车辆；
g.卸车期间必需有些人职守巡查；
h.有其它重大危险情况按应急方案处理；
3.12 LNG加注系统功效调试操作
（一） 调试前准备
A． 检验确定全部阀门（除安全阀及仪表根部阀外）均处于关闭状态；
B． 确定控制系统处于完好状态、报警系统等无报警提醒；
C． 各工艺设施及仪器仪表参数在正常范围内；
D．仪表风（氮气）压力应不低于0.4Mpa。
（二）LNG加气机操作要求
A．加气机上电前设备检验
B．打开加气机上部显示窗口，看是否有进水现象，以预防电路板发生短路现象，如有应打开窗口，用干毛巾擦拭洁净，并通风凉干后才能上电。
C． 检验加气机各机械连接管道有没有松动和脱落现象发生，如有则先用搬手紧固后才能进行加气操作，以防伤害操作工人。
D． 通电后检验加气机是否能正常显示，并进入加注空闲状态。
E． 给加注机仪表风通气以后，观察二个气动阀能否正常工作。
F．检验加气枪和回气枪是否连接完好，密封性是否良好。
G． 检验控制系统是否正常，各数据采集信息是否正常，泵撬上气动阀门能正常控制开启和关闭。
H． 加注系统调试时数据填入附表5、附表6中。
（三） LNG加气前准备工作和相关注意事项
A． 要求：加气前要求操作人员必需佩戴防冻手套，而且不许可穿露胳膊或腿脚着装进行加气操作。
B．加气过程及大小循环预冷过程中，不许可用手指触摸加气机内部金属软管表面结霜部分，以免发生意外冻伤事故，请操作人员务必引发高度重视并参考此说明书进行规范操作。
C．开启储罐出液手动阀门，，储罐气相阀门；储罐下进液阀门（即加液机回液阀门）；使PLC控制在自动状态，储罐上4个气动阀和撬上泵后加液阀门将自动提起，此时LNG液体流入泵池，对潜液泵进行预冷（可合适排放泵池内气体加紧液体流入愈加好愈加快预冷泵）。当潜液泵预冷完成后才能进行下一步操作。
D．泵后管路及LNG加液机置换，能够打开在加液机内排空阀进行排空置换操作，置换要求见2.1.2节。当潜液泵预冷完成、且加液机置换完成后才能进行下一步操作，
（四） LNG加注操作调试过程
A． 佩戴好防冻手套，调试时加液机加液枪插在插枪座上，进行大循环调试。
B．使用装有干燥压缩气体枪头冲洗加注枪头和回气枪头，将枪头内部冷凝水蒸气吹出，预防冰堵现象发生。
C． 操作员把加液枪插入插枪座上。
D．做好加注前一切准备工作，具体操作步骤以下：
⑴．按一次操作面板上“定量”按钮，输入定量值“100”单位为“㎏”，并按“确定”键，再按“加气”键进入小循环“预冷”状态，此时液晶屏上将显示：“进气温度”、“进气密度”、“进气增益”，此时工作人员不许可再操作键盘。
⑵．等候加液机管道内液体温度和密度达成设定值时，加注机将自动打开加注枪进入加注状态，并在加注机左右两侧液晶屏上刷新目前加注状态：“加液量”、“加液金额”和“单价”，在键盘旁边LCD显示器上显示：“进气流量”、“”、“回气流量”、“回气增益”。
⑶．加注到定量值时，加注机会自动关闭加注枪上汽动阀门停止加液，并把此次加注加液量，加液金额和单价显示在加注机左右两侧液晶屏上。
⑷．反复测试数次，并统计相关数据如：加液总量、加液金额、单价等参数。
⑸．使用装有高压氮气枪头冲洗进液口和回气口，预防因温度过低而造成空气中水蒸气冷凝而结冰堵塞管道口，并盖上盖子，结束此次加注调试过程。
E．调试结束后，关闭储罐出液气动阀门JQ5/JQ6，储罐气相阀门J56/J59；LNG加注泵撬上泵池进口阀门GV01，泵池溢流口阀门GV02；打开泵撬上全部安全旁通阀门，排出加注系统管路中残液。
（五） LNG加气机调试结果要求：
A.各手动截止阀门打开和关闭正常，无卡阻、无泄漏现象，或经维护后能正常开关闭管路。
B.调试时各气动阀门能正能经过控制系统远程开启，动作时无异响，无泄漏，开度指示正确。
C.潜液泵能在正常加注参数设置时自动预冷完成。
D.加液机控制系统正常，显示各类数据，接收操作者指令，和控制系统正常联动动作，加液枪能正常进行加气操作。吹扫枪能正常吹扫无泄漏。
E.潜液泵转速为5200转/分时，泵前后压差应达成0.5MPa以上，运转时电流应在9-12A左右。且声音明细，无其它异响和噪音。
F.控制系统应依据加液机加液完成能自动停止潜液泵运行。
G.各连接处应无泄漏现象。不应有安全阀起跳现象。
H.控制系统能正常采集到现场相关数据并进行显示或控制。
四、 LNG储罐增压系统调试
4.1 运行前准备
4.1.1 检验确定全部阀门（除安全阀及仪表根部阀外）均处于关闭状态；
4.1.2 确定控制系统处于完好状态、报警系统无报警提醒；
4.1.3 各工艺设施及仪器仪表参数在正常范围内；
4.1.4仪表风（压缩空气）压力应不低于0.5Mpa。
4.1.5 检验储罐压力应在0.3-0.8MPa为宜，最高1.05MPa。
4.1.6增压系统调试时，能够设定以储罐目前压力值加0.1MPa为储罐增压结束压力值，但不应高于0.6MPa。
4.1.7增压系统调试统计见附表7。
4.2 LNG储罐增压系统调试操作
4.2.1 将plc控制调为手动控制，手动开启储罐出液阀、储罐上进液阀、储罐泵池回气阀，撬上增压气相和增压液相气动阀。将储罐根部截止阀门中出液阀、气相阀和顶部充装阀开启。
4.2.2 手动点击开启变频器（频率设置相对较低可设为35-50Hz），使低温潜液泵开启，储罐内LNG液体经泵打压由泵后缓慢流经增压液相管道，至气化器进行汽化成NG返回储罐，使其压力上升。
4.2.3确定调试压力达成预想值后，点击停止变频器从而停泵，并将plc控制重新改为自动控制后，将储罐根部阀门手动恢复到待机状态。同时，将调压用气化器放散阀门打开排压。
l 注意：
1、增压调试时，必需有巡查人员时刻观察,配合调试人员进行相关辅助工作，在调试过程中，切记相关调试人员离开现场，以防储罐超压发生安全事故。
2、对储罐调温，和调压相同，只是泵频率设置相对较高，使液体快速流入气化器后并快速流入底部充装阀后，进入储罐。
4.3 LNG储罐增压系统调试结果要求：
4.3.1 各手动截止阀门打开和关闭正常，无卡阻、无泄漏现象，或经维护后能正常开关闭管路。
4.3.2 调试时各气动阀门能正能经过控制系统远程开启，动作时无异响，无泄漏，开度指示正确。
4.3.3 增压器应正常全部结霜，气化能力强劲。
4.3.4 储罐压力指示应伴随增压进行，压力值逐步上升，达成预定压力值。
4.3.5 整个调试过程中不应有安全阀起跳，如有起跳现象应查明原因。
4.3.6 控制系统能正常采集到现场相关数据并进行显示或控制。

五、 调试过程中特殊情况处理方案
5.1 储罐压力超高
5.1.1 检测储罐现场就地压力表显示值是否和控制系统显示值相对应，确定储罐压力超时，经过手动打开储罐气相排空阀门，降低储罐压力。
5.1.2 充装时槽车增压太高，打开排空阀卸压至正常。
5.1.3 若压力频繁过高，可能是LNG储罐保冷性能下降，汇报调度中心，联络生产厂商处理。
5.2 储罐冒汗结霜
5.2.1 假如液氮储罐外壳冒汗，则联络厂家技术人员，检验储罐真空度是否遭到破坏。若储罐真空度遭到破坏，汇报调度中心，联络生产厂商处理。
5.2.2 LNG储罐冒汗，则联络厂家技术人员，由厂家技术人员检验确定，如情况严重需汇报调度中心，依据具体情况处理。
5.3 安全阀起跳
5.3.1 LNG储罐安全阀起跳，手动放空，加速卸压，分析超压原因。
5.3.2 管路系统安全阀频繁起跳，立即打开上下游阀门，平衡压力。
5.3.3 重新调校安全阀，关闭安全阀根部阀后拆下安全阀，送检验所进行校验。
5.3.4 校验合格后安装到原位置，打开安全阀根部阀，投入使用。
5.4 法兰泄露
5.4.1. 使用防爆扳手紧固泄露法兰。
5.4.2.适量紧固后仍泄露，则关闭该泄露法兰上下游阀门，卸压至200Pa-500Pa，更换垫片，重新紧固后试压。
5.4.3.需要停气处理，汇报调度中心，根据和用户约定停气时间，关闭储罐供液截止阀，卸压至200Pa-500Pa，温度升至常温后，更换垫片，重新紧固后试压。
注意：操作必需由多人帮助，不许可单独操作，相互协调做好安全防范工作，操作必需按方案进行，预防误操作，并适时安排人检验有没有氮气泄漏，经过氧气浓度仪检测，浓度超标必需立即对人员进行疏散和通风处理，等浓度下降后再进行更换操作。
5.5 低温阀门泄漏
5.5.1 低温阀门内漏，先用防爆扳手紧固。
5.5.1.1 若仍泄漏，更换阀内聚四氟密封垫，
注意：更换前需要关闭储罐根部阀门，泵撬上阀门打开排放，管道卸压后，再按正规操作对阀门进行拆装和更换，还原安装时一定要将螺丝拧紧，防脱落，更换好后需要进行试压，再进行下一步调试工作，操作必需由多人帮助，不许可单独操作，相互协调做好安全防范工作，操作必需按方案进行，预防误操作，并适时安排人检验有没有氮气泄漏，经过氧气浓度仪检测，浓度超标必需立即对人员进行疏散和通风处理，等浓度下降后再进行更换操作。
5.5.1.2 若仍泄漏，更换阀门，注：更换阀门需要闭储罐根部阀门，泵撬上阀门打开排放，管道卸压后，再按正规操作对阀门进行更换，需要动火焊接或重新安装地方，安装企业人员必需全力配合，还原安装时一定要将螺丝拧紧，防脱落，更换好后需要进行试压。再进行下一步调试工作，操作必需由多人帮助，并适时安排人检验有没有氮气泄漏，经过氧气浓度仪检测，浓度超标必需立即对人员进行疏散和通风处理，等浓度下降后再进行更换操作
5.5.2 低温阀门外漏，先用F扳手紧固。
5.5.2.1 若仍泄漏，更换阀杆填料。
5.6 电磁阀泄漏
5.6.1 电磁阀螺纹接口漏气，使用厂家提供密封胶封堵。
5.6.2 阀芯、阀体泄漏，汇报调度中心，联络生产厂商处理。
5.7 阀门冻住
5.7.1 使用清洁无油温水或热氮气解冻后，再进行操作。
6. 紧急情况下停气操作规程
（1）站区内忽然发生火灾、爆炸、管线破裂；
（2）设备、阀门、管线、法兰泄漏、破裂；
（3）防爆用电设施意外；
（4）紧急停气时，先切断紧急切断阀，关闭气源，再关其它相关阀门，开放空阀放散，然后汇报站长。

六、 设备预冷调试过程中易出现事故及处理
企业应急指挥部接到事故目击者或小组组员事故汇报后，预案即为开启。
预案开启后由指挥部调配车辆，抢救组组员立即赶往事故现场，将现场情况立即汇报给指挥部，本着高效标准组织抢救，尽可能降低事故造成损失、抢救受伤人员。
设备预冷调试易出现关键事及防范预案实施处理：
1、冻伤事故，因管道连接不到位，法兰紧固不够，操作问题等等全部可能造成出现冻伤事故。
防范：操作前穿带好防护设施，并制订方案，操作要慢，且要有指挥人员和后勤小组配合。预案实施：
(1)除去全部影响冻伤部位血液循环衣物。
(2)立即将冻伤部位浸入41-46℃热水中，决不可使用干燥加热方法，假如水温超出46℃，则会加剧冻伤部位组织损伤。
(3)同时，立即将受伤人员送往医院作深入诊疗，假如伤者是大面积冻伤，且体温已下降，则需将伤者整个浸在41-46℃热水中，在这种情况下，最好先将伤者送往医院去做，因为在受热过程中有可能出现休克。
(4)冻伤组织无疼痛感，展现苍白、淡黄色蜡样，当加热时，组织开始疼痛、肿胀、且易感染。冻伤部位恢复需要15-60分钟，以后还要不停地加热，
直至皮肤由浅蓝色变成粉红色或红色。在加热过程中，使用吗啡等镇痛剂止痛。
(5)假如身体冻伤部位已接收医疗处理时加过热，就不需要加热了，这时，使用干燥无菌纱布包裹好即可。
(6)注射破伤风针剂。
(7)不许可受伤人员抽烟喝酒，不然会降低流往冻伤组织血液量。
2、窒息事故，因设备故障或操作不妥而造成严重泄漏，可能造成窒息事故。
要求：如出现严重泄漏，不要慌乱，不应单独一人独立操作。应冷静分析现场情况，尤其对深坑围堰，应采取强通风设施，强行将空气灌入围堰内，然后，用气体分析仪，进行气体分析，当氧气含低于19%时，严禁下围堰操作。
预案实施： （1）对有害气体中毒人员抢救
多种有害气体中毒，严重者全部有窒息可能。窒息一旦发生，伤员生命就处于危机状态。所以，必需千方百计、争分夺秒地进行抢救。
①、快速将伤员运输道空气新鲜地方区 ，给氧气吸入；必需时做口对口人工呼吸。人工呼吸连续时间以恢复自主性呼吸或到伤员真正死亡时为止。当救护队来到现场后，应转由救护队用苏生器苏生。
②、对昏迷伤员，一定要取侧俯卧位，使口中分泌物流出，预防舌后坠；同时，把舌拉出口外，必需时请医务人员进行气管切开。
③、假如伤员出现脉搏微弱、血压下降等循环衰竭症状或体征时，应请医务人员注射强心、均压药品，如皮下注射苯甲酸钠咖啡因25％2毫升。经过抢救待病情平稳后，快速送往医院救治。
（2）对缺氧窒息人员抢救
首先使患者脱离缺氧环境，转到地面上或通风良好地方。并立即拔打120，向上级汇报。 救出人员，应立即移至空气新鲜通风良好地方，松开衣领、内衣和腰带等。对呼吸困难者立即给氧气吸入，或做口对口人工呼吸，必需时注射呼吸中枢兴奋剂。对心跳微弱已不规则或刚停止者，同时施行胸外心脏按压，注射肾上腺素等。
救援者本人进入地下建筑内后，若感到头晕、眼花、心慌、呼吸困难等症状，立即返回，以免中毒。即使佩戴防毒面具，也应严格计算时间，切勿大意。
3、氮气或液氮、LNG较轻微泄漏
预案实施：（1）人工巡检，查找泄漏原因，若是阀门螺帽、接头松动等原因造成泄露，能够采取工具进行紧固处理。
（2） 工作人员打电话向企业指挥部汇报泄露情况。
（3） 进行维修作业，工作完成后检漏。
4、若是管线破裂、法兰及阀门根部呲开等原因造成大量泄
预案实施处理方法
（1） 打电话向企业指挥部汇报情况，请求抢修支援。
（2 ）立即关闭泄漏点最近前后阀门，使泄漏量减小。
（3） 同时另一名工作人员到配电室断掉可能自动运转设备（如空压机）电源。
（4）穿上防护服，带上防冻手套，进入现场点对泄漏点进行处理。
（5）泄漏管线修复后经过置换方可投入使用。
（6）抢修期间要亲密注意周围情况，预防有外人进入增加危险源。

附表1
LNG加气站试车计划表
序号
调试系统名称
调试内容
计划调试用时
备注
1
LNG卸车系统
卸车泵、卸车增压气化器、储罐上下进液、及各管路阀门等
4小时

2
LNG加注系统
潜液泵、储罐出液及各阀门、加液机、控制系统等。
4小时

3
储罐增压系统
储罐、储罐增压器、及相关气动阀门、控制逻辑等。
2小时

4
供气气化系统
储罐BOG调整系统、LNG气化/BO加热系统、调压计量加臭系统。
4小时

附表2
LNG加气站现场试车所需工具清单
序号
工具名称
型号及要求
数量
备注
1
外六角呆梅板手
8-32mm
2套
优选一端叉口一端梅花
2
内六角板手
3-10mm
1套
公、英制组合
3
活动板手
10寸
2把

4
活动板手
15寸
2把

5
螺丝刀
6×150（±型）
1套

6
螺丝刀
9.5×250（±型）
1套

7
螺丝刀
1.5×100（±型）
1套

8
钢丝钳
8寸
2把

9
尖嘴钳
6寸
2把

10
内卡簧钳
6寸
1把

11
外卡簧钳
6寸
1把

12
斜口钳
6寸
2把

13
管钳
18寸
1把

14
T型顶杆
350*12
1把
加液枪专修
15
摇表
0-1500V
1台

16
万用表
胜利VC890C+
1台
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17
测电笔
250V范围
2支

18
防爆对讲机
摩托罗拉GP328
2对
相关产品也可
19
防护头盔
ABS、PC眼镜内附透明韩国产WH-KH01
5只
相关产品也可
20
耐低温手套
培拉衬里长度35/40厘米，能够抵御-160到-200度低温
5双

21
工作服
防静电、防露
5套

22
氧气浓度探测仪
检测范围：0-100%Vol分辨率：0.01%Vol
2只

23
燃气浓度分析仪
CH4 0~100% VOL 0.01% VOL(MA)
2只

24
统计本
一般笔记本
2本

25
笔
一般中性笔
2只

注：本站正式设运时，1、2、3、4项必需换为防爆型。
附表3
卸车系统调试数据统计表
序号
储罐液位mm
槽车液位mm
储罐压力MPa
槽车压力MPa
卸车泵转速
卸车泵进口压力
卸车泵出口压力
卸车泵出口温度
卸车泵出口阀门开度（圈）
统计时间

附表4
加注系统调试数据统计表
序号
储罐液位mm
储罐压力MPa
潜液泵频率
潜液泵电流
潜液泵进口压力
潜液泵出口压力
泵池进口温度
泵池溢流口温度
加液机显示密度
加液机显示温度
统计时间

附表5
储罐增压系统调试统计

工程名称

施工单位

调试项目

汇报日期

试验时间
由 月 日 时 0 分