一、作业准备

1、主要风险

（1）阀位状态不正确，造成进气管憋压，引发事故；

（2）压力表不准确，造成管路超压，引发事故。

2、操作要点

进气前应认真检查，确保工艺流程、阀门状态正确，压力表、安全阀经校验在有效期内，确保准确、可靠。

二、补气作业

1、主要风险

监护不到位，造成管路憋压，导致压缩机停机。

2、操作要点

在补气时注重监护压力表，不得超压。

三、高压气地下储气井使用须知

1、储气井在投入使用前、使用一年，用户应向建造单位提交书面通知，对储气井装置进行复检；

2、加气站操作人员必修经培训合格后持证上岗；

3、储气井四周应有护栏，标明“高压地带非工作人员未经许可不准入内”等标识；

4、储气井范围内严禁烟火，严禁使用手机；

5、操作人员不得跨越储气井间的高压管道；

6、严禁操作人员酒后上班和上班时打瞌睡；

7、严禁操作人员违章操作；

8、操作人员应穿防静电工作服，防止产生火花引起火灾；

9、工器具不得乱扔乱甩，以防碰坏高压零部件，造成高压气泄漏而引发火灾事故；

10、井内有压力时严禁进行任何检测及维修；

11、储气井间的高压管道及排液管均应进行固定；

12、储气井使用期间，应按相关规程进行检修排液，每口井要有记录并建档；

13、储气井各阀门开关时切勿猛开猛关，如为双阀时先开关内阀再开关外阀；

14、一人开关阀门，需另一人观察压力表压力变化，按压力上升快慢决定阀门开大或关小；

15、雷击区应架设避雷针，禁用裸线照明，照明要用防爆灯或探照灯。

四、高压气地下储气井井筒排液

由于天然气是一种混合物，其中含水量大大超过车用燃气规范和储气标准，虽然在储气前工艺已经进行脱水处理，但天然气中始终含有一定的水份，这些水份随着温度、压力的变化汇聚在储气井中，故需要不定期的将井筒内的水和凝析液排出以后达到清洁天然气的目的，其具体方法是：

1、储气井在使用期间，通常应在3个月至6个月排放井内积液一次；

2、将储气井压力卸压降至2MPa左右，缓慢开启排液阀进行排液。开启排液阀时，应注意安全，操作人员所站位置不得正对排液管口；

3、当排液压力降低至0.5MPa时，可关闭排液阀，补气到井中，使压力达到2MPa，重复2步骤，直到将井内液体全部排尽为止。排液管出现气体，关闭排液阀，然后缓慢充气升压至工作压力。

表一：各类储气井井筒内容积参考表

表二：排水压力参考表

 

 

 

 

 

五、高压气地下储气井的安全维护和保养

 

六、高压气地下储气井排液压力操作须知

卸压后再重复。

七、高压气地下储气井发生以外事故的应急措施

 

一、槽车对位

1、主要风险

（1）导静电拖地带断裂或没有触地，卸车时容易积聚静电。

（2）汽车排气管阻火装置失效，装车时容易引发火灾。

2、操作要点

检查卸车单确认品名和数量，检查汽车导静电拖地带和排气管阻火装置确认完好，引导车辆对位。

二、准备

1、主要风险

（1）车辆未熄火进行装卸作业，引发火灾；

（2）没有手刹制动，车辆移动造成设备损坏或人身伤害。

（3）没有放置档车牌，司机误启动车辆，拉断软管造成设备损坏。

（4）导静电夹没有可靠连接，导静电积聚，引发火灾。

（5）安全附件损坏，引发事故。

（6）紧急切断阀没有打开，造成泄漏，导致人员冻伤或发生火灾。

2、操作要点

确认车辆熄火手刹已制动，放置挡车牌，连接导静电线。释放人体静电，打开操作箱检查各安全附件和压力温度，连接气液相软管，打开槽车和软管连接阀门。

三、卸车作业

1、主要风险

（1）软管阀门未开启，装卸车时造成管线憋压。

（2）未检查管线法兰连接、阀门、设备泄漏或损坏不能及时发现。

2、操作要点

卸车时：卸车工艺管线包括液相连接管线、气相连接管线、槽车增压管线。低温槽车中的LNG利用站区专用卸车增压器增压至0.68Mpa，利用压差将LNG送入LNG储罐。卸液速度≤3h/车。

四、卸车结束

1、主要风险

（1）拆卸软管时受到机械伤害，软管余压未排净造成冻伤。

（2）软管未复位，槽车开动时拉断软管。

2、操作要点

关闭软管和槽车阀门，对软管排空，拆卸软管，加装软管堵头，检查安全附件，关闭操作箱，待槽车启动后，收起静电接地线盒警示桩，指挥司机缓速驶出卸车区。

一、加气站工艺

二、贮存增压工艺

1、操作流程

贮罐增压设备包括空温式储罐增压器、气动薄膜调节阀及若干低温阀和仪表。LNG储罐储存参数为0.3～0.6Mpa，运行时随着储罐内LNG不断排出，压力不断降低。因此需要对LNG储罐进行增压，以维持其0.4～0.6Mpa的压力，保证后续工艺的顺利进行。当LNG储罐压力低于设定压力0.4Mpa时，调节阀关闭，储罐增压器停止工作，随着罐内LNG的排出，储罐压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将LNG储罐压力维持在0.4～0.6Mpa。

2、主要风险

（1）储罐增压过程中超压

（2）增压过程中阀门管件出现泄漏

（3）液位超出80%时，增压阀门开度要小，不可全开，液体空间小会造成压力迅速上升。

三、汽化加热工艺

1、气化站气化加热工艺有夏季和冬季之分。夏季气温高，汽化加热工艺主要通过空温式汽化器完成。冬季气温低，空温式汽化器气体出口温度达不到要求，汽化加热工艺采用水浴式加热汽化器，通过热交换，以满足工艺的要求。

2、危险因素

预冷不充分或流速过快，气化器管件会突然因温度迅速下降可能开裂，管托可能移位。

四、BOG工艺

BOG即蒸发气体的简称。蒸发气体的产生主要是由于外界能量输入储罐造成的，如外界热量的导入，大气压的变化、环境的影响及LNG注入储罐时因压力降低罐内LNG体积的变化及流动液体冲击摩擦等。为了防止卸车过程和日常运行中产生的BOG使贮罐超压，系统设置BOG系统，同时考虑到冬季BOG工艺的正常运行，将BOG气体引入汽化加热器，确保BOG工艺的安全运行。

一、准备

1、主要风险

不及时倒灌，会发生分层现象，最终形成“翻滚”，造成储罐压力急剧上升，破坏LNG储罐，酿成事故发生，发现储罐的压力和液位波动不正常时，要仔细检查发现问题及时倒罐。

2、操作要点

对于长期储存的LNG要定期检查储罐的真空度，检查不同部位LNG的密度，防止分层现象发生，发现储罐的压力和液压波动不正常时，要仔细检查发现问题及时倒管。

进行倒罐的两个罐都应处于非生产状态。要认真检查两个罐的阀位状态，检查工艺中非生产罐、生产罐阀门开闭状态。

二、倒罐作业

1、主要风险

（1）改错流程，造成窜液、管线憋压等事故。

（2）进行倒罐的两个罐必须是同样气质、密度液体，否则会发生翻滚。

  （3）未及时检查进液罐的液位和压力会造成超装、超压。

2、操作要点

确认倒罐作业票，导通倒罐流程，检查确认流程正确无误。倒罐必须要保持最少0.2Mpa压力。如果压差不够，及时给储罐增压。同时将接受罐减压至尽量最低。

三、倒罐结束

1、主要风险

未恢复流程、关闭相应阀门或关闭不严，造成窜液发生质量事故。

2、操作要点

恢复流程关闭各阀门，检查设备及附件完好，清洁设备，填写设备运行记录。

1、主要风险

（1）未穿绝缘鞋、戴绝缘手套和使用专用工具进行作业，导致触电。

（2）没有悬挂警示牌和进行信息沟通，导致他人误操作造成事故。

（3）未对设备进行验电和断电确认，造成触电等事故。

（4）作业完毕后没有拆接地线，造成短路，烧毁电器设备。

（5）作业完毕后没有与其它岗位进行沟通，突然送电，造成他人伤害或设备损坏等事故。

2、操作要点

向相关岗位明确维修作业和注意事项告知，作业人员要穿绝缘靴，戴绝缘手套，拉闸停电，挂警示牌，连接临时接地线，携带好专用安全工具，对设备进行验电，与中控室、各岗位人员进行沟通，确认临时接地线，断电情况完好；按作业计划实施作业；作业完毕后，拆卸接地线，与相关岗位沟通告知，合闸送电，检查设备各运行参数正常后摘除警示牌。

  

一、检查

1、主要风险

（1）未检查电压表的读数，电压过高或过低，造成启泵时过载温度升高烧毁电机。

（2）系统未处于正常供电状态，开关打不开，贻误时间。

（3）泵、电动机接地线松动、断裂造成触电事故。

（4）连轴器错位，泵缺少润滑油、地脚螺栓松动、长期运行温度高于70℃，造成设备损坏。

（5）消防管线、阀门泄漏，压力达不到射程要求，不能满足需要。

（6）消防水池阀门常关，在危险来临时打不开阀门，贻误时间。

（7）内燃机油料、冷却液、电瓶电量不足，在停电时无法启动柴油泵，贻误时间。

（8）未检查消防补水泵，消防补水泵无法启动，消防水池水量不能及时补给。

2、操作要点

检查配电柜上的电压是否正常，系统处于正常状态，泵、电动机保护接地线良好、无松动、无断裂，连轴器灵活无异常，润滑良好，消防管线无泄漏，阀门密封良好，消防水池水位符合要求，出口阀门、泵出口阀门处于常开状态，备用内燃机油、冷却液、电瓶电量充足，消防补水泵完好。

二、出水作业

1、主要风险

   （1）启动泵机组后未打开回流阀门，在消防泵未打开的情况下，造成管线憋压。

   （2）与现场指挥人员联系不畅，操作压力不稳影响灭火。

2、操作要求

启动消防泵机组，打开内循环阀门，开启泵出口阀门，关闭回流阀门，调整压力达到0.8MPa ，与现场指挥人员保持通讯畅通，随时调整压力。

三、出水结束

1、主要风险

作业结束后，没有恢复流程，影响下次操作。

2、操作要点