金时燃气LNG调峰储配站作业指导书

QB

高唐金时燃气有限公司管理规范化指导文件

Q/GTJS-2022-003

LNG调峰储配站作业指导书

（2022年A版）

编制：安全部

2022年1月1日发布2022年1月1日实施

高唐金时燃气有限公司发布

前百

为了保证LNG调峰储配站安全运行，指导场站作业人员

安全操作，规范操作流程，确保作业过程得到有效控制，依

据有关技术标准、规范及LNG调峰储配站设备特点，编写了

本《LNG调峰储配站作业指导书》。

本指导书是有效落实公司质量方针、保证场站运行安全

的指导性文件，是对调峰储配站作业过程的指南和对危害因

素的控制文件。共分为九个章节，主要内容包括基础知识、

工艺流程、操作规程、维修保养、应急措施等。

本手册适用于金时公司LNG调峰储配站，供LNG调峰储

配站操作人员和场站管理人员使用，其他各门站也可参考本

指导书，并根据本场站实际情况及设备特点，制订更加切合

实际的操作文件。

由于时间仓促和编写水平有限，难免存在缺陷或不足，

敬请大家给予批评指正。

安全部

二。二二年一月一日

目录

第一章术语及定义.................................................1

1.1一般术语....................................................1

1.2定义...................................................4

第二章天然气与液化天然气(LNG)知识..............................7

2.1天然气知识.................................................7

2.2LNG基本性质...............................................12

第三章LNG调峰储配站工艺流程....................................16

3.1LNG调峰储配站工艺流程简介.................................16

3.2卸车工艺流程...............................................16

3.3LNG调峰储配站加气工艺流程..................................19

3.4BOG处理工艺流程............................................20

3.5安全泄放工艺流程..........................................21

3.6储罐调压工艺流程...........................................21

第四章LNG调峰储配站操作规程....................................24

4.1LNG调峰储配站营业室、控制室操作注意事项...................24

4.2LNG调峰储配站卸车操作规程................................25

4.3气瓶检查操作规程.........................................31

4.4LNG储罐运行操作规程.......................................32

4.5LNG调峰储配站安全加气操作规程.............................35

4.6阀门操作、修理规程........................................39

4.7电气操作规程...............................................40

4.8灭火器操作规程............................................41

4.9LNG储罐管理操作规程.......................................43

4.10气瓶残液、残气回收规程...................................43

4.11柴油发电机操作规程.......................................44

4.12安全操作注意事项.........................................46

4.13巡回检查操作规程.........................................47

第五章LNG调峰储配站设备维修维护与保养..........................49

5.1设备维护..................................................49

5.2定期保养...................................................50

5.3LNG调峰储配站故障排除作业指导..............................54

第六章安全附件操作指导书........................................65

6.1压力表操作指导书...........................................65

6.2安全阀作业指导书...........................................67

6.3可燃气体探测器操作指导书..................................68

6.4消防器材操作指导书.........................................69

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

7.1消防设施..................................................75

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

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

7.4操作注意事项...............................................79

第八章LNG调峰储配站应急处理措施................................80

8.1介质危险性及对周边的影响..................................80

8.2危险区域消防配备..........................................83

8.3检测预监测................................................83

8.4预防措施..................................................83

8.5事故应急处理..............................................84

8.6紧急救护应急处理...........................................94

第九章专业相关知识..............................................96

9.1电气知识..................................................96

9.2压力容器及其运行..........................................100

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

9.4灭火的基本常识............................................112

第一章术语及定义

1.1一般术语

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

一种在液态状况下的无色流体，主要由甲烷组成，组分可能含有少量

的乙烷、丙烷、氮和通常存在于天然气中的其他组分。

1.1.2液化天然气(LNG)调峰储配站liquefiednaturalgas(LNG)

Peakshavingstorageanddistributionstation

天然气汽车低温绝热瓶充装车用液化天然气(LNG)的专门场所。

1.1.3撬装式液化天然气(LNG)汽车调峰储配站skid-mounted

fuelingstatingforLNGvehicle

将LNG储存系统、管理输送系统、计量系统、控制系统、安全监控及

保护系统集成安装在单个或多个撬体上(其中安全监控及保护系统可

集成安装于控制室)，并具有对LNG汽车加气、计量、自动控制、安

全监控和自动报警功能的场所。

1.1.4液化天然气储罐LNGtank

储存液化天然气的低温容器。

1.1.5地下LNG储罐buriedLNGtank

安装在罐池中，且罐顶低于周围4m范围内地面标高0.2m的LNG储罐。

1.1.6半地下LNG储罐undergroundLNGtank

安装在罐池中，且一半以上罐体安装在周围4m范围内地面以下的LNG

储罐。

1.1.7液化天然气泵LNGpump

输送LNG液体的泵。

1.1.8LNG增压器LNGvaporizer

利用热源，将LNG气化从而提高LNG储罐或LNG槽车压力的装置。

1.1.9LNG加热器LNGheater

与LNG储罐放散装置连接，利用热源如大气、海水、热水等将LNG气

化为天然气的加热装置。

1.1.10EAG加热器EAGheater

与集中放散管连接，利用热源如大气、海水、热水等加热低温天然气

气体的装置。低温天然气气体经加热后再集中放散。

1.1.11LNG加气机LNGdispenser

给液化天然气汽车充装LNG,并带有计量、计价装置的专用设备。

1.1.12LNG加气枪LNGdispensernozzle

附属加气机与加气软管连接，直接给液化天然气汽车储气瓶充装LNG

的专用工具。

1.1.13拉断阀breakawaycoupling

2

安装在加气机出口。在一定外力作用下可被拉断成两节，拉断后具有

自密封功能的阀门，防止拉断后天然气泄漏的装置

1.1.14烟雾灭火系统smokefireextinguishingsystems

由烟雾产生器、探测引燃装置、喷射装置等组成，在发生火灾后，能

自动向储罐内喷射灭火烟雾的灭火系统。

1.1.15干粉灭火系统dry-powderfireextinguishingsystems

由干粉储存装置、驱动装置、管道、喷射装置、火灾报警及联动控制

装置等组成，能自动或手动向被保护对象喷射干粉灭火剂的灭火系

统。

1.1.16液化天然气槽车LNGroadtanker

运输液化天然气的专用公路运输车。

1.1.17液化天然气罐式集装箱LNGtankcontainer

储存或运输液化天然气的集装箱式的低温压力容器。

1.1.18LNG卸液口LNGunloadingport

调峰储配站内接卸LNG槽车所载LNG的固定接口。

1.1.19紧急停车系统emergencyshutdowndevice(ESD)

发生紧急情况时，能就地或遥控操作，切断调峰储配站内部LNG流动

设施。

1.1.20紧急泄放装置emergencyreliefdevice

3

紧急情况下用于迅速排放LNG低温储罐内的LNG,以释放储罐内压力

的装置。

1.1.21充气口fuelingconnector

用于输送LNG或天然气气体，将汽车储气瓶与加气软管连接起来的装

置。

1.1.22加液口fuelingreceptacle

固定安装在汽车上、与加液枪配套使用的接口。

1.2定义

1.2.1LNG：液化天然气。

1.2.2ESD：紧急停止按钮。

1.2.3设备检查：指对设备的运行情况、工作精度、磨损或腐蚀程度

进行测量和校验。

1.2.4设备维护保养：是指为保持设备清洁整齐、润滑良好、安全运

行而进行的清洁、润滑、紧固松动的紧固件、调整活动部分的间隙、

对易生锈的部位除锈防腐等活动。按工作量大小和难易程度可分为：

1.2.4.1日常保养：进行清洁、润滑、紧固易松动的零件；检查零、

部件的完整。这类保养的项目和部位较少，大多数在设备外部，一般

由操作工人承担。

1.2.4.2一级保养：普遍地进行拧紧、清洁、润滑、紧固，还要部分

进行调整。一般由操作工人承担。

4

1.2.4.3二级保养：内部清洁、润滑、局部解体检查和调整。一般在

操作工人的参与下，由专职维修保养人员承担。

1.2.4.4三级保养：对设备主体部分进行解体检查和调整工作，必要

时对达到规定磨损限度的零件加以更换，此外，还要对主要零件部分

的磨损情况进行测量、鉴定和纪录。一般在操作工人的参与下，由专

职维修保养人员承担。

1.2.5设备修理：是指修复由于正常或不正常的原因而造成的设备损

坏和精度劣化，使设备性能得到恢复。根据修理范围大小、修理周期

长短、修理费用多少可分为小修、中修和大修。

1.2.5.1小修：通常只需修复、更换部分磨损较快和使用期限等于或

小于修理间隔期的零件，调整设备的局部结构。一般由专职维修人员

在生产现场进行。

1.2.5.2中修：是对设备进行部分解体、修理或更换部分主要零件与

基准件，以及修理使用期限到修理间隔期的零件；同时要检查整个机

械系统，紧固所有机件，消除扩大的间隙，校正设备的基准。一般由

专职维修人员在生产现场进行。

1.2.5.3大修：是指通过更换，修复设备主要零部件，恢复其原有精

度、性能和生产效率的全面修理。

1.2.6事故：造成死亡、疾病、伤害、损害或者其他损失的意外情况。

1.2.7事件：导致或可能导致事故的情况。

1.2.8组织：职责、权限和相互关系得到安排的一组人员和设施。

1.2.9顾客：接受产品的组织或个人。

5

1.2.10风险：某一特定危险情况发生的可能性与后果的组合。

1.2.11风险评价：评估风险程度以及确定风险是否容许的全过程。

1.2.12记录：阐明所取得的结果或提供所从事活动的证据的文件。

1.2.13要求：明示的、通常隐含的或必须履行的需求或期望。

1.2.14顾客满意：顾客对其要求已被满足的程度的感受。

1.2.15过程：一组将输入转化为输出的相互关联或相互作用的活动。

1.2.16产品：过程的结果。

6

第二章天然气与液化天然气（LNG）知识

2.1天然气知识

近20多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持

在2%,预计2020在世界能源组成中的比重将会增加到29%左右。中

国是开发利用天然气资源最早的国家。新中国成立后，天然气产业有

了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入

高速发展时期。但从全世界看，中国天然气产业整体水平还很低，资

源探明程度仅7%左右，储量动用程度约50%,特别是天然气在能源结

构中所占的比例极低，不到世界平均水平的十分之一。随着中国国民

经济的持续发展，工业化程度的不断提高，对清洁能源的需求不断增

大，预示着天然气具有很大的发展空间，中国天然气产业具有良好的

发展前景。

2.1.1天然气组成

天然气是由妙类和非烧类组成的复杂混合物。大多数天然气的

主要成份是气体烧类，此外还含有少量非烧类气体。天然气中的母类

基本上是烷烧，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、以

及少量的己烷以上烧类。在瞋中有时还含有极少量的环烷烧（如甲

基不戊烷）及芳香烧（如苯、甲苯）。天然气中的非烧类气体，一般

为少量的氮气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，以及微量

的惰性气体如氮、氮、就等。天然气中的水蒸气一般呈饱和状态。

天然气的组成并非固定不变，不仅不同地区油、气藏中采出的

7

天然气组成判别很大，甚至同一油、气藏的不同生产井采出的天然气

组成也会有很大的区别。

2.1.1.1根据化学组成的不同分类

(1)干性天然气：含甲烷90%以上的天然气。

(2)湿性天然气：除主要含甲烷外，还有较多的乙烷、丙烷、

丁烷等气体。

2.L1.2根据天然气的来源分类

(1)纯天然气：气藏中通过采气井开采出来的天然气称为气井

气。这种气体属于干性气体，主要成分是甲烷。

(2)油田伴生气：系指在油藏中与原油呈平衡接触的气体，包

括游离气和溶解在原油中的溶解气两种。油田气是与石油伴生的，是

天然气的一种，从化学组成来说属于湿性天然气。开采时与原油一起

打出，气油比(m3/t)一般在20~500范围内。这种气体中含有60%~90%

的甲烷，10%~40%的乙烷、丙烷、丁烷和高碳烷妙。

(3)凝析气田气：是含有容易液化的丙烷和丁烷成分的富天然

气。这种气体通常含有甲烷85婷90%,碳三到碳五约2%~5%。可采用

压缩法、吸附法或低温分离法，将后者分离出去制液化石油气。

(4)矿井气口从井下煤层抽出的矿井气，习惯称为矿井瓦斯气。

2.1.2天然气燃烧特性

天然气最主要的成分是甲烷，基本不含硫，无色、无臭、无毒、

无腐蚀性，具有安全、热值高、洁净和应用广泛等优点，目前已成为

众多发达国家的城市必选燃气气源。

8

城市燃气应按燃气类别及其燃烧特性指数（华白数w和燃烧势

CP）分类，并应控制其波动范围。

华白数W按式（1）计算：

w2

«（1）

式中:W一华白数,MJ/m3（kcal/n）3）；Qg一燃气高热值，MJ/m3/

3

（kcal/m）；d一燃气相对密度（空气相对密度为1）0

燃烧势CP按式2计算：

1.0/72+0.6（Cm/7„+CO）+0.3CH4

L1—1\-Xy-：

♦d（2）

K=1+0.0054xO；⑶

式中：CP——燃烧势；

H2——燃气中氢含量，%（体积）；

CmHn——燃气中除甲烷以外的碳氢化合物含量，%（体

积）；

CO——燃气中一氧化碳含量，%（体积）；

CH.——燃气中甲烷含量，%（体积）；

d——燃气相对密度（空气相对密度为1）;

K——燃气中氧含量修正系数；

02——燃气中氧含量，%（体积）。

2.1.3天然气的储运

天然气是以气态燃用，但储运方式有管输天然气、压缩天然气、

液化天然气等多种形式。另外，目前还在发展天然气水合物。

9

2.1.3.1压缩天然气（CNG）

压缩天然气（CNG）是通过压缩机加压的方式，将天然气压缩至

容器，增加容器存储体积的天然气运输方式。一般情况下，天然气经

过几级压缩，达到20MPa的高压，在用气时在经减压阀降压使用。在

20MPa高压下，天然气的压缩比可以达到276oCNG在生产和利用过

程中成本相对较低，能耗低。但是由于采用笨重的高压气瓶，导致

CNG单车运输量比较小，运输成本高。因此，一般认为该种方式只适

合为距离气源地近、用气量小的城市供应燃气。

CNG项目的特点：与LNG相比，设备相对简单、投资少；与管道

天然气相比要灵活，因为管道一旦建设好以后，无法根据市场的需要

发生转移。

2.1.3.2液化天然气（LNG）

当天然气在大气压下，冷却至约-162C时，天然气由气态转变

成液态，称为液化天然气（LiquefiedNaturalGas,缩写为LNG）。

LNG体积约为同量气态天然气体积的1/625,密度在450kg/m3左右。

可见液化天然气具有较大的气液，便于运输。另外，由于LNG的燃点

及爆炸极限高于汽油，所以不易发生爆炸，安全性能好。

2.1.3.3管输天然气（PNG）

管输天然气是通过管道直接将天然气输运到用户点的一种运输

方式，主要针对气源地用户或与气源地通过陆地相连的国家之间天然

气运送。管道长度对于PNG方式有一定要求。对于距离气源地较远的

地区，只有当用气量较大时才会具有较好经济性。由于海底管道的建

10

造和维护费用高，当天然气的海上运输距离较长时，将会倾向于采用

LNG船运输。

与LNG项目不同，PNG项目既不需要液化工厂也不需要再气化工

厂。管道基本建设投资是影响项目经济可行性的主要决定因素。基本

建设投资额随着管线距离、管线走向、地理环境和负荷系数的变化而

变化。天然气井口价格也对PNG项目的经济可行性有较大影响。当天

然气的进口价格一定时，运输距离是决定其贸易方式的主要因素。如

果输送距离高于临界点，LNG项目将更加可行。据英国BP公司提供

数据，管道天然气和液化天然气运输成本运输距离的临界值大致在

4000-5000公里间。

2.1.3.4其他技术

除了上述三种已经成熟的天然气存储技术，各国还在积极探寻

其他更经济有效方式。其中包括天然气水合物(NGH,NaturalGas

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

天然气水合物资源是世界能源开发的下一个主要目标。海底的

天然气水化物资源丰富，其开发利用技术已成为一个国际能源领域的

热点。天然气水合物是在一定条件(合适的温度、压力、气体饱和度、

水的盐度、pH值等)下由水和天然气组成的类冰的、非化学计量的、

笼形结晶化合物，其遇火即可燃烧。形成天然气水合物的主要气体为

甲烷，对甲烷分子含量超过99%的天然气水合物通常称为甲烷水合

物(MethaneHydrate)o在标准状况下，1单位体积的气水合物分解

最多可产生164单位体积的甲烷气体。但是根据目前的发展来看，该

11

技术距离工业应用的成熟水平还有一定的距离。

吸附天然气技术是利用一些诸如活性炭等多孔性固体物质对气

体的吸附特性进行储气。由于这种新型的储气方式也要求在一定的压

力作用下（通常为3MPa-4MPa）方能最大限度地提高气体附量（如在

储存压力为3.5MPa时，理论储气量可达其容积体积的150倍），因

此从一定意义上讲，该储存方式同属压力储存。但由于储存压力较

CNG大为降低，因此容器重量相应减轻，安全性相对提高。当储气容

器的改良同样是减轻车辆无效载重、提高空间利率、减缓容器内外壁

腐蚀等部题的最根本方法。目前该技术的关键部分：吸附剂以及热能

储存器的开发已有了较大进展。作为天然气储存的一种方式，由于单

位存储介质的吸附量还比较小，还不能在工业中得到大规模的应用。

目前只有少数机构可以将其应用到天然气汽车上。

2.2LNG基本性质

天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为一832,故在常温下,

无法仅靠加压将其液化。通常的液化天然气（LiquefiedNaturalGas,

简称LNG）多存储在温度为-162（、压力为0.IMPa左右的低温储罐

内，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%,十分有利于输送和储存。

液化天然气是经过净化处理（脱水、脱烧、脱酸性气体）后，

采用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化的。预处理主要

包括%的清除，以免低温下冻结、堵塞。

12

天然气液化装置按用途可分为两大类，即基本负荷型天然气液

化装置和调峰型天然气液化装置。基本负荷型天然气液化装置由天然

气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系

统等组成，是一个复杂庞大的系统工程。调峰型天然气液化装置是小

流量的天然气液化装置，并非常年连续运行。因此，调峰型液化流程

要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。

天然气液化工厂的工艺流程不同，出厂LNG的温度和压力也有

所不同，如新疆广汇液化工厂出厂LNG温度约为一162(,压力为常

压；中原绿能高科液化工厂出厂LNG温度约为一145C,压力为

0.35MPa0

2.2.1LNG组分

现以新疆广汇和中原绿能LNG工厂生产LNG举例，其组分如下:

体积含量mol%

组分分子式

新疆广汇中原油田

甲烷CH”86.2395.857

乙烷C2H612.772.936

丙烷C3H80.34280.733

异丁烷C4H100.201

正丁烷C4H100.105

异戊烷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物性数据

新疆广汇LNG的物性如下：

13

参数数值

分子量：17.3

气化温度-162.3℃(常压1.053bar)

临界温度一82.5℃

液相密度440kg/Nm3

气相密度0.75kg/Nm3(15.5℃)

燃点：650℃

热值：8700kcal/Nm3

气化潜热：0.51MJ/Kg(121Kcal/Kg)

运动粘度：12.072X10-m7s

燃烧势：45.18CP

华白数：54.23MJ/m3

上限15.77%

爆炸极根

下限4.91%

2.2.3LNG特点

(1)天然气液化后，体积缩小600多倍，可以在公路、铁路、船

舶上实现经济运输。

(2)储存效率高、占地少、投资省。

(3)建设模式机动灵活，可由小到大，由点到面，逐步投入和发

展。

(4)LNG可作为优质清洁的车用燃料，有效减少汽车尾气排放对

大气的污染，应用前景广阔。

(5)LNG的气化过程，释放出大量的冷量，有很高的综合利用价

值。

(6)LNG生产使用较液化石油气更为安全可靠。其燃点为650℃,

比汽油高230℃,爆炸极限为5%—15%,气相密度为0.772kg/Nm3

左右，比空气轻得多，稍有泄漏立即飘逸飞散，不致引起爆炸。

当LNG气化与空气的混合物浓度达到爆炸极限范围内时，遇到

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明火、火星即可发生爆炸，一旦爆炸将会酿成较大事故。

LNG火灾灭火后在未切断可燃气体的气源或易燃可燃液体液源

的情况下，遇到火源或高温将发生复燃、复爆。故LNG一旦燃烧，只

有在完全切断气源或有非常可行、可靠的安全措施的情况下，方可灭

火，否则只能在安全保护下让其安全燃烧掉。否则，将引起复燃，复

爆，造成更大的损失。

LNG在液化过程中已经脱除了乩0、重烧类、H2s等杂质，是一种

十分清洁的能源，其燃烧尾气不会对大气造成污染。

15

第三章LNG调峰储配站工艺流程

3.1LNG调峰储配站工艺流程简介

LNG调峰储配站工艺流程比较简单，主要设备包括低温储罐（属

压力容器），低温潜液泵，EAG气化器，调压气化器，BOG气化器，BOG

回收罐，真空管道等，其简易工艺流程图如下：

图3-1LNG调峰储配站工艺流程图

3.2卸车工艺流程

LNG调峰储配站卸车工艺流程包括潜液泵卸车工艺流程和自增

压卸车工艺流程。

3.2.1潜液泵卸车工艺流程

潜液泵卸车工艺流程如图3-2所示。这种卸车工艺是将LNG运

输槽车（或罐式集装箱）内的LNG送至站内LNG储罐中的过程。卸车时,

LNG经LNG槽车卸液口通过液相管进入潜液泵，潜液泵将LNG增压后

充入LNG储罐。在这个过程中，LNG槽车气相口与储罐的气相管连通,

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使得LNG储罐中的BOG气体通过气相管返入LNG槽车，这样一方面为

LNG槽车因液体减少造成的气相压力降低而及时增压，另一方面解决

了LNG储罐因液体增多造成的气相压力升高而及时降压。整个卸车过

程不需要单独对储罐泄压，可以直接进行卸车操作。

-------------液相管

-------------气相管

图3-2潜液泵卸车工艺流程

该方式的优点是卸液速度快，时间短，自动化程度高，无需对

站内储罐泄压，不消耗LNG；缺点是工艺流程较复杂，管道连接较烦

琐，需要消耗电能。

3.2.2自增压卸车工艺流程

自增压卸车工艺流程如图3-3所示。卸车前先对LNG槽车增压。

LNG液体通过LNG槽车出液口进入卸车增压器，LNG在其内气化并增

压，然后通过气相管返回LNG槽车内，从而提高LNG槽车的气相压力。

当LNG槽车压力与储罐形成0.2MPa以上的压力差后，LNG液体经过

LNG槽车卸液口液相充人到LNG储罐内。在卸车过程中，随着LNG槽

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车内液体的减少，要持续对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，则要对储罐进行泄压，以增大LNG槽车与

LNG储罐之间的压力差，这就需要消耗一定量的LNG。理论上，由于

LNG槽车的设计压力为0.7MPa左右，储罐的气相操作压力不能低于

0.4MPa,故卸车最大压差为0.3MPa。

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；缺点是自动化程度低，随着LNG储罐内液体不断增多需

要不断泄压，放散气体多，且卸车速度比潜液泵卸车慢。从运行实践

看，潜液泵卸车流程中卸一台标准罐式集装箱约2h,而自增压卸车

流程则需要2.5〜3.0h0

-----------液相管增压气化器

-----------气相管

图3-3自增压卸车工艺流程

18

3.3LNG调峰储配站加气工艺流程

LNG加气流程为LNG从储罐流出，经潜液泵的打压使加气机加注

压力升高后，经过计量由加气机向LNG汽车加气。加气速度快、充装

时间短。但如果加气前，车载储气瓶压力过高，则需要对气瓶进行卸

压，通过加气机上的回气口管线回收瓶内气体，以降低压力。在加气

过程中，由于车载储气瓶为上进液方式，加进的LNG直接吸收储气

瓶内气体的热量，使得瓶内压力降低，减少了放空气体，从而提高了

加气速度。LNG调峰储配站加气工艺流程如图3-4所示：

即"“集中放空工艺流程图

F一流量A-报警H一上限

L一液位C-控制HH一上上隈

P-压力1一指示L一下限

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Z-闰位F一瞬时流量

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图3-4LNG调峰储配站加气工艺流程

由图中标线得知，整个加气流程为：LNG自储罐经泵池打压后压

入车载气瓶内，车载气瓶内的气态天然气沿回气管线回流至储罐内，

红色管线为LNG流向，黄色管线为气态天然气回气路线。

19

3.4BOG处理工艺流程

由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体(BoilOff

Gas),运营中BOG气体包括：

(1)LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体

(2)LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体

(3)进入储罐内的LNG与原贮槽内温度较高的LNG接触产生的

蒸发气体

(4)卸车时进入储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体

(5)进入贮槽内压力较高时进行减压操作产生的气体

(6)真空管道内的残余气体

(7)泵池内LNG气化的气体

一般站点采取槽车自压回收方式回收BOG,回收BOG的工艺流程

如图3-5所示。回收的BOG的处理采用缓冲输出的方式，排出的BOG

气体为高压低温状态，且流量不稳定。因此需设置BOG加热器及缓冲

调压输出系统并入用气管网，冬季可经过调压后去热水炉(供应水浴

加热器)。

P1WP2

图3-5槽车BOG回收工艺流程

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3.5安全泄放工艺流程

天然气为易燃易爆物质，在温度低于-i2（rc左右时，天然气密度

重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密

度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安

全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆

破片、EAG加热器、放散塔组成。

设置EAG加热器，对放空的低温LNG进行集中加热后，经阻火器

后通过放散塔高点排放，EAG加热器采用500Nnf7h空温式加热器。常

温放散NG直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐高温陶瓷环，

安装在放空总管路上。

为了提高LNG储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放

空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。安全阀设定压力

为储罐的设定压力1.2Mpa。

缓冲罐上设置安全阀及爆破片，安全阀设定压力为储罐设计压

力。在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重

措施。

3.6储罐调压工艺流程

储罐调压是给LNG汽车加气前需要调整储罐内LNG饱和蒸汽压的

工艺操作，该工艺流程有潜液泵调压工艺流程和自增压调压工艺流程

两种。

3.6.1潜液泵调压工艺流程

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潜液泵调压时，LNG经储罐的出液口进入潜液泵，由潜液泵增压

后进入增压气化器气化，气化后的天然气经储罐的气相管返回到储罐

的气相空间，为LNG储罐调压，当储罐内的饱和压力达到设定压力时

停止气化，采用潜液泵为储罐调压时，增压气化器的入口压力为潜液

泵出口压力，一般讲出口压力设为1.2MPa,而增压气化器的出口压

力为储罐的气相压力，一般在0.4〜0.6MPa,因此，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、时间短，目

前多数LNG调峰储配站采用此流程。调压工艺流程图（3-6）如下：

图3-6潜液泵调压工艺流程

3.6.2自增压调压工艺流程

自增压调压（工艺流程如图3-7）时，LNG液体由LNG储罐出液

口直接进入增压气化器，气化后的气体经LNG储罐的气相管返回储罐

的气相空间，为LNG储罐调压。采用此种方式调压时，增压气化器入

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口压力为LNG储罐未调压前气相压力与储罐内液体所产生的液柱静

压力之和，出口压力为LNG储罐气相压力，压差较小，增压速度慢、

时间长。

图3-7自增压调压工艺流程

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第四章LNG调峰储配站操作规程

4.1LNG调峰储配站控制室操作注意事项

4.1.1计算机：

4.1.1.1LNG微机控制室操作人员必须能熟练操作计算机，并经过培

训后上岗。

4.1.1.2LNG微机控制室操作人员上岗时，应对微机控制室设备进行

检查，看是否有无异常情况。

4.1.1.3启动计算机时，要严格按照操作程序操作，不能采取非正常

方法启动计算机，应先打开UPS电源，再打开计算机上的电源开关。

4.1.1.4关闭计算机时，应先点击系统“开始”页面上的“关闭电源”,

待确认计算机关闭后，方可关闭UPS电源。

4.1.2控制柜：

4.1.2.1计算机操作人员要正确掌握控制柜的操作，并根据计算机提

示对控制柜进行正确操作。

4.1.2.2计算机操作人员要随时监控控制柜的运行情况，发现非正常

情况时，应立即关闭控制柜的紧急切断阀。

4.1.2.3计算机操作人员要随时观察控制柜的温度是否过高，观察风

扇是否正常运转，随时保持控制柜在正常温度范围内运行。

4.1.3配电柜、配电箱及空调：

4.1.3.1控制室操作人员要随时监控配电柜的工作状态，如发现停电

和非正常供电，要立即通知站领导及配电房电工启动应急电源，确保

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调峰储配站的正常运行。

4.1.3.2控制室操作人员要随时监控配电柜电压表、电流表的指示是

否在正常值，如发现电压过高或过低时，要立即切断配电柜的电源总

闸。

4.1.3.3控制室操作人员在控制室内温度低于10度或高于25度时，

方能启用空调，保持室内温度。在不用空调时，要及时关闭空调电源。

4.2LNG调峰储配站卸车操作规程

4.2.1职责

卸车台至罐区的各项操作由站内值班人员操作，槽车的操作由司

机与押运人员操作。

4.2.2卸车条件

4.2.2.1站内设施和槽车没有泄露。

4.2.2.2储罐液位计、压力表、安全附件、供电设施运行正常，消防

器材完备。

4.2.2.3操作人员不少于两名。

4.2.2.4站内无施工、动火、无雷电天气。

4.2.2.5操作人员引导槽车驶入装卸台，确认司机关闭发动机、拉紧

制动器，保管槽车点火开关钥匙，准确连接槽车接地。

4.2.3卸车准备

4.2.3.1LNG槽车就位，将接地线接到槽车上。

4.2.3.2确认槽车司机连接气、液相连接软管准确。正确操作置换软

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管，管道、阀门无泄漏。

4.2.3.3确定卸车方案。（例如：首先吹扫卸车管道，采取上进液卸

车，对储罐内部喷淋降压。当储罐压力为0.3MPa左右时，开启下进

液，加快卸车速度。）

4.2.4操作规程

4.2.4.1LNG槽车就位，接好地线，通知槽车司机连接好LNG槽车与

LNG槽车卸车液相软管、卸车台液相软管和气相软管。

4.2.4.2打开槽车卸车增压器前放散阀、卸车增压器进口阀、槽车增

压气相阀。

4.2.4.3通知槽车司机打开槽车增压气相阀，对槽车增压系统进行置

换。

4.2.4.4当放散阀口结霜时关闭卸车增压器前放散阀。

4.2.4.5启动LNG卸车增压器，若调峰储配站储罐压力过高，需要先

做气相平衡，将槽车气相与储罐气相用卸车软管相连，平衡压力后将

槽车压力增至高于储罐压力0.2Mpa。若储罐压力低于0.4Mpa,只需

直接将LNG槽车压力升至0.55Mpa左右。

4.2.4.6通知槽车司机打开LNG槽车进液阀，打开液相管放空阀，在

液相管放空处置换管内空气。在液相管放空处结霜后关闭液相管放空

阀。

4.2.4.7打开LNG储罐上进液阀、进液管紧急切断阀、进液总阀，打

开LNG储罐上进液流程，预冷储罐进液管道，向储罐缓慢充装LNG。

4.2.4.8LNG储罐压力不再升高后，逐步打开LNG储罐下进液阀，缓

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慢加快LNG储罐的充装速度，并注意观察压力和液位的变化。此处有

两种卸液方式：一是压差卸液，通过控制好卸车增压器阀门的大小，

保持好卸车过程中槽车压力与储罐压力的压差，全程增压卸车。二是

泵卸车，即全程做好气相平衡，起泵将槽车内的LNG输送到调峰储配

站储罐内。可根据实际情况，两种卸液方式结合使用。

4.2.4.9LNG槽车内的LNG卸完后，关闭LNG储罐下进液阀，打开LNG

储罐上进液阀，用LNG槽车内的LNG气相将LNG槽车软管与管道内的

LNG吹扫至LNG储罐。

4.2.4.10关闭储罐进液总阀，打开气液平衡阀将卸车管道的压力通

过气相线泄至B0G系统，当槽车内气相不能再卸下时，关闭LNG槽车

进液阀，打开前端放空阀，将LNG槽车软管内的LNG气相放空，打开

气液阀，平衡压力后关闭，若没有BOG回收系统，可直接进行气相平

衡后，拆除软管，结束卸车。

4.2.4.11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。

4.2.4.12如遇有电闪雷击、卸液设备发生故障、调峰储配站周围发

生不能保障其安全和正常工作的事件时应暂停卸液。

4.2.5卸车台增压操作流程

4.2.5.1槽车停稳塞好三角木、接好地线后，通知司机接好增压液相

出液软管，增压气相进气软管和卸车液相出液软管。

4.2.5.2通知槽车司机打开槽车气相进气管路的放空阀放散。

4.2.5.3卸车操作人员打开增压器液相进口阀和气相出口阀。

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4.2.5.4待司机打开少许槽车增压液相出液阀，对槽车增压出液管和

进气管的空气进行放散。

4.2.5.5待增压器出气管前端冷却后，通知槽车司机关闭放空阀，打

开增压进气阀进行增压。

4.2.5.6待槽车压力升至高于进气储罐压力0.2Mpa后，按卸车流程

进行卸车操作。

4.2.5.7卸车后，待司机拆卸完增压器各连接软管前，要及时关闭增

压器相关阀门，以免空气进入增压器。

4.2.5.8将LNG槽车软管拆下，拆除接地线，LNG槽车驶离卸车台。

注意：卸车时应尽量减少放散、排空，避免槽车放散口朝向着人员流

动密集处。

4.2.6LNG槽车进站行使及停放规定

4.2.6.1到站的LNG槽车必须按规定路线进入站区，且行驶速度不得

超过5公里/小时，并按指定位置停放。

4.2.6.2LNG槽车进入站区前应将导静电接地线提起，车辆停稳后，

司机应将车辆熄火，并拉好手刹确保车辆不会移动。

4.2.6.3卸车过程中必须在车头或车辆旁放在安全警示牌，以及移动

的安全防护栏，提示站内其他人员以及非工作人员注意安全，阻止其

靠近。

4.2.6.4车辆进站必须有专人负责指引，同时司机以及站内工作人员

必须维护现场。

4.2.6.5LNG槽车在调峰储配站卸液，没有特殊情况一般不容许停放。

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4.2.6.6必须停放时，停放位置不得处于调峰储配站车辆流通道路，

附近应无火源。

4.2.6.7停车后必须拔下车钥匙，锁好车，并采取防滑措施。驾驶员

以及押运员不得同时离开车辆，车上至少留一人。

4.2.6.8严禁在驾驶室内吸烟。

4.2.6.9停放车辆必须有安全防护栏保护。

4.2.6.10调峰储配站运行人员必须定期进行巡视，查看槽车压力、

液位等数据，并防止人为破坏。

4.2.6.11发现车辆异常情况，应立即报告，同时通知司机将问题车

辆转移至安全区域。

4.2.7LNG储罐调压操作规程

LNG储罐的工作压力一般为0.4Mpa—0.8Mpa,当运行过程中压力

不能满足柱塞泵需要时，应进行储罐增压。储罐都带有自增压系统，

为自动压力调节系统，当压力低于设定值时，增压调节阀打开，完成

自动增压。

手动操作时：

4.2.7.1打开自增压调节阀的旁通阀；

4.2.7.2打开气相根部阀；

4.2.7.3打开升压气化器进口阀；

4.2.74打开出液根部阀使LNG直接进入增压气化器，观察压力，当

储罐压力升到需要的压力时，关闭旁通阀。

注意：自增压系统手动操作时现场严禁离人。

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4.2.8LNG储罐BOG系统操作流程

BOG系统为自动压力调节系统，当压力高于设定值时，BOG调节

阀打开，完成自动泄压。

手动操作时：

4.2.8.1检查关闭自增压系统旁通阀；

4.2.8.2打开BOG调节阀的旁通阀；

4.2.8.3打开气相根部阀；使BOG直接进入BOG气化器，观察压力，

当储罐压力降到需要的压力时，关闭旁通阀。

4.2.9LNG储罐的放空操作流程

LNG储罐具有双安全阀自动放空系统，储罐压力达到起跳压力时放空。

安全阀起跳后放气，保护LNG储罐。

在异常情况下或工艺需要人为降低储罐压力时：

4.2.9.1打开储罐自减压旁通阀；

4.2.9.2打开储罐气相根部阀；

4.2.9.3打开手动放空阀放空，手动放空操作时应注意压力的变化,

操作完成方可离开。

4.2.10液化天然气卸车紧急情况处理

4.2.10.1液体泄露时的处理

1）法兰连接处出现少量泄露，应立即停止卸车，开气相阀关闭液相

阀，将液相顶入罐内，进行维修作业。

2）连接部位发生大量泄露时，立即关闭槽车出口和液化天然气储罐

入口紧急切断阀；同时设立警戒区，对现场进行警戒，杜绝出现火种,

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待气体散发完后，让槽车移至安全区域。然后进行维修。

4.2.10.2液化天然气泄露着火处理

(1)着火时立即切断储罐入口紧急切断阀。

(2)火势减小时关闭阀门，用灭火器灭火。为防止火灾扩大，

应及时报警。

4.3气瓶检查操作规程

严格贯彻执行国家相关法律法规，履行有关汽车用压缩天然气钢

瓶相关标准，建立气瓶充装前、后技术资料。协助技术负责人编拟气

瓶充装前、后检查操作规程，并负责贯彻实施。认真检查气瓶的相关

资料，并填写好《LNG调峰储配站气瓶充装记录》。

4.3.1气瓶充装前检查操作规程

4.3.1.1首次充装(新瓶、检验后)检查气瓶相关随机资料，应有产

品合格证，质量、检验检验证书；检查气瓶安全附件、安全保护装置

和有关附属仪表的性能是否完好。

4.3.1.2检查气瓶外观，是否有变形、划痕、脱漆现象。CNG气瓶采

用电子标签，扫描确认合格；

4.3.1.3检查气瓶安装是否布置合理，牢固可靠，相关附件卡箍有无

松动采用漏气检测仪或肥皂泡沫进行漏气检测，出现泄漏情况时，严

禁充装；

4.3.1.4检查气瓶是否在有效检验期，超期检验的气瓶严禁充装；

4.3.1.5LNG气瓶外壁出现结霜现象，真空失效的气瓶严禁充装；

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4.3.1.6手动截止阀开关是否灵活到位，防尘塞“0”型密型圈是否

完好可靠，安全阀、控制仪表是否灵敏可靠；

4.3.1.7以上任一项检查不符合规范要求，不得对气瓶进行充装。

4.3.2气瓶充装后检查操作规程

4.3.2.1重新检查充装后气瓶外观是否变化、检测连接工艺管路是否

漏气和结霜、气瓶压力是否正常。

4.3.2.2重新检查气瓶安全附件、安全保护装置和有关附属仪表的性

能是否完好。

4.3.2.3检查充装后气瓶与充装前同样正常，检查人员与充装人员才

能完成交接。

4.3.2.4确认正常后，填写相关记录，履行签字确保手续，拔加气枪、

拔静电夹、取掉三角垫木、交钥匙，引导车辆出站。

4.4LNG储罐运行操作规程

4.4.1目的：通过对LNG储罐运行的管理，保证设施的安全生产供气。

4.4.2适用范围：本LNG供气设施区域内的基础设施、设备、人员。

4.4.3职责

4.4.3.1站长（兼安全员，设备管理员）负责对LNG储罐运行作业进

行检查监督作业指导和管理。

4.4.3.2运行操作人员负责LNG储罐运行操作。

4.4.4工作程序

4.4.4.1储罐在首次使用前必须用氮气进行吹扫及预冷。最大吹扫压

32

力应相当于最大工作压力的50%,或者低于这个压力。

4.4.4.2首次充液时，应注意以下事项：

(1)打开B0G管线系统，自BOG向储罐内供气，同时打开出液

阀门排放储罐内的氮气，并在出站气化输出放空点检查可燃气体浓

度，可燃气体浓度达到85%以上时方可关闭放空阀和储罐的出液阀门。

(2)缓慢打开上进液阀，开始充装，当储罐的压力开始保持相

对稳定时，全开下进液阀门开始进液。

(3)若储罐的压力高于0.35MPa时应打开上进液阀门进行上充

装，直到压力低于0.3MPa时改为下进液。

(4)当罐车LNG液位达到400mm时，应改为上进液，直至槽车

压力迅速下降与储罐的压力平衡时视为卸车完毕。

(5)当充装到储罐容积的85%时，应关闭上进液操作阀，并停

止充装3分钟以使罐内液面镇静，然后打开上进液操作阀继续充装，

直到有液体从溢流口阀流出时，立即关闭溢流口阀，停止充装及关闭

上进液操作阀。

(6)在开始充液时，应拧松液位计两端的接头，完全打开液位

显示液相阀和液位显示气相阀，检查排放的气流中是否含有水分，应

继续排放，直到无水分时停止排放。并将液位计两端的接头拧紧，并

关闭平衡阀，使液位计处于正常工作状态。

4.4.4.3再充装程序

(1)储罐在首次正式充装后，进行再充装时，储罐内的气相压

力尽可能减低至0.4MPa以下。

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(2)充装过程参见《LNG调峰储配站卸车操作规程》，当充装到

储罐容积的85%时，应关闭上进液操作阀，并停止充装3分钟，以使

罐内液面镇静，然后打开上进液操作阀继续充装，直到有液体从溢流

阀排出时，关闭溢流阀停止充装，同时关闭上进液操作阀。

(3)在充装过程中观察压力表、液位表。(如果压力上升至高于

充装输送压力或接近安全阀压力，必须打开气体排放阀将储罐内的气

相进行适量排放)。

4.4.4.4储罐的使用

(1)储罐的正常使用前应检查各阀门是否处于以下状态。

a所有与安全阀进口相连的阀门为常开阀门，安全阀旁通管路中

阀门为常闭阀门。

b所有压力表和压力变送器前的阀门均为常开阀门。

c所有液位计和液位变送器前阀门为常开状态，液位平衡阀处于

关闭状态。

d贮槽根部阀门均处于常开状态，三通阀手柄打向中间，使安全

阀处于一开一备状态。

e自动升压阀和自动降压阀前后阀门均保持常开状态，对应旁通

阀保持常闭状态；或者自动升压阀和自动降压阀前后阀门均保持常闭

状态，对应旁通阀保持常开状态。

f主调压器和BOG调压器前后阀门均保持常开状态，对应旁通阀

保持常闭状态。

g流量计前后阀门均保持常开状态，旁通阀处于常闭状态。

34

h所有预留口前阀门均处于关闭状态。

以上各相关阀门处于上述状态时，方可按使用目的及要求，开始

正常工作。

(2)储罐压力调节

提高储罐压力：储罐气相压力的提高可通过自增压蒸发器使液体

气化后的气体返回储罐，使罐内压力保持一定，并通过调节增压管路

上的增压调节阀，可以调节储罐内的气相压力。

(3)降低储罐压力：打开BOG手动降压