液化石油气气化站 文档
液化石油气供应站安全示范文本
文件编号：RHD-QB-K6458 （安全管理范本系列）编辑：XXXXXX查核：XXXXXX时间：XXXXXX液化石油气供应站安全示范文本液化石油气供应站安全示范文本操作指导：该安全管理文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。
，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。
一、重点部位的要求(一)液化石油气接卸站台液化石油气储备供应站是指炼油厂或石油化工厂的对外对内供应液化石油气的站点，是负责各种分配、零售供应站。
储备供应站作为专门供应燃料的独立部门、窗口单位，涉及面很广，规模也大小不一，储存和供应型式也多种多样，必须建立健全完整的安全监督制度。
储备供应站应按照作业的性质不同，确立自己安全监督的重要部位。
接卸站台都是事故多发区，必须严格监督管理。
(二)液化石油气灌瓶间灌瓶间是接卸、灌装液化石油气的场所，因液化石油气钢瓶完好程度不一，装、卸和灌装操作频繁，剩余的灌装的注气口内的液化石油气不断泄放，环境内的可燃气体浓度在爆炸范围之内，很容易因为明火或摩擦火花引起火灾和爆炸；压力高液化气高流速泄放，产生静电的危险性增加，也容易引起火灾爆炸。
(三)液化石油气气瓶库更换液化石油气的气瓶库在城市、工矿企业、大型机关团体的职工住宅集中的地方广泛存在。
充满液化石油气的钢瓶阀门关闭不严或存在缺陷，都可能使液化石油气气瓶库内成为充满爆炸性气体混合物的空间，加上来往换气的人员复杂，携带明火和产生摩擦火花、撞击火花的可能性非常大，管理不好很容易造成各种事故。
(四)液化石油气压缩机间和仪表间在压缩机间和仪表间周围都存在易燃易爆物品和爆炸性气体危险区域。
设备故障和仪表误动失灵都可能带来严重的问题，导致不同事故发生。
(五)消防灭火设施消防灭火设施对于液化石油气站的救灾活动十分重要，应该按规范要求进行配置，并保证其完好。
二、重点部位的安全技术要求(一)储备供应站的接卸站台1．铁路接卸站台铁路接卸站台的安全监督问题已经在装卸栈台一节进行了详细说明，本节只做一些必要的补充说明。
液化天然气LNG气化站运行操作手册
第一章天然气与液化天然气（LNG）知识1.1 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。
中国天然气产业正面临着前所未有的发展机遇和挑战。
随着科技进步，世界能源消费结构不断地向低碳化演变，天然气作为低碳化的清洁能源在世界各国都得到了高度的重视和发展，而目前中国天然气产业的发展与国民经济及社会发展很不适应。
为此，国家从能源结构调整、加强环保和可持续发展等基本国策出发，“十五”将大力发展天然气的开发利用，这将为天然气产业的发展创造良好环境。
1.1.1 天然气组成天然气是由烃类和非烃类组成的复杂混合物。
大多数天然气的主要成份是气体烃类，此外还含有少量非烃类气体。
天然气中的烃类基本上是烷烃，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、以及少量的已烷以上烃类。
在C中6有时还含有极少量的环烷烃（如甲基不戊烷）及芳香烃（如苯、甲苯）。
天然气中的非烃类气体，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氦、氩、氙等。
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。
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。
液化气站质量手册范本
液化气充装站质量手册一、总则1、前言2、适用围3、质量方针4、质量目标5、组织机构图二、管理程序1、文件控制程序2、岗位职责3、管理制度三、工作标准1、生产工艺规程2、设备操作规程3、工作见证表卡汇编总则1、前言液化气站位于XXX，面积2000平方米，建筑使用面积600平方米，始建于2006年，拥有固定资产50万元，拥有职工10人，其中工程师1人。
2、适用围手册是液化石油气生产质量体系的文字表达，是质量体系的实施和保持的准则，适用于本站的所有人员，所有人员必须认真遵守。
3、质量方针遵守法律法规强化安全意识坚持持续改进满足顾客需求4、质量目标质量──充装气体合格率100%服务──追求用户满意率100%改进──改进措施落实率100%。
4.1质量目标分解：A、站办1) 出勤率高于95%；2) 员工培训覆盖率95%，专业技术人员培训时间不少于40小时/年，管理人员培训时间不少于20小时/年，工人培训时间不少于20小时/年；3) 各职能部门、充装车间文件资料完整率95%；B、技术科1) 确保产品工艺的可行性,设计工装的可利用率95%以上；2) 确保全面受控，不出现重大问题，工艺文件的正确率95%以上；3) 确保工艺文件的执行率96%以上, 针对重点工序的工艺跟踪服务率99%以上；4) 技术文件归档合格率100%；5) 设备完好率95%以上。
C、检验科1）确保检测错误率低于0.2%；2）确保计量工具受控率98%以上；3）出厂产品合格率100%；D、充装车间1）确保工艺文件的执行率98%；2）确保生产计划完成率100%。
组织机构图任命书为了贯彻安全第一、预防为主的经营方针，强化防意识，保证安全充装，特任命宽宽同志为安全员，负责液化气站安全工作，其主要职责是：1、熟悉安全方面的有关法律法规知识，熟悉本站设备仪器。
2、负责对本站职工进行安全知识方面的宣传、培训。
3、负责本站安全生产工作，时刻加强防，将安全事故控制在萌芽状态。
液化天然气瓶组气化站气源方案及安全运行
液化天然气瓶组气化站气源方案及安全运
行
简介
本文档旨在介绍液化天然气瓶组气化站的气源方案，以及相关的安全运行措施。
气源方案
为确保站点气源充足且安全，本项目建议采用管道天然气和液化石油气双重供应的方式。
其中，管道天然气为主要气源，液化石油气为备用气源。
在确定气源方案时，应考虑以下几个因素：
- 气源充足：在管道天然气供应不足时，液化石油气可以为站点提供备用气源，保障站点正常运行。
- 安全性：管道天然气和液化石油气在输送过程中均需要注意安全问题，严格执行安全操作规程。
安全运行措施
为确保站点运行过程中的安全，应采取以下措施：
- 加强操作培训：对站点操作人员进行培训，确保其掌握正确
的操作方法和安全规程。
- 定期维护检查：对站点仪器设备进行定期检查和维护，发现
问题及时处理。
- 应急预案：建立站点应急预案，指定专人负责处理突发事件，并组织演练以测试预案的可行性。
以上是本文介绍的液化天然气瓶组气化站的气源方案和安全运
行措施，希望对相关人员有所帮助。
第10章 液化天然气气化站
李兆慈 中国石油大学(北京)
概述
LNG作为液体状态有利于储存和运输，但 天然气最终被利用必须是气态。
因此，LNG在被利用前必须先经过汽化。
LNG汽化站是一个接收、储存和分配LNG的基 地，是城镇或燃气企业把LNG从生产厂家转往用户 的中间调节场所。
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汽化站在建设布局、 设备安装、操作管理等方面都有一些特殊要求。
2) 汽化站储存总量确定 储罐设计总容积：
V=nKGr/( )
式中，V——总储存容积，m3； n——储存天数，d； K——月高峰系数，推荐使用K=1.2～1.4； Gr——年平均日用气量，kg/d；
——最高工作温度下的液化天然气密度，kg/m3； ——最高工作温度下的储罐允许充装率
2) 汽化器传热面积的确定 汽化器的传热面积：
淄博LNG汽化站
工艺流程
LNG槽车
LNG储罐
空温汽化器
用户
BOG
BOG储罐
调压计量、加臭
水浴汽化器
主要设备 LNG储罐：立式，几何容积106m3，12台 空浴汽化器：汽化能力1500kg/h，8台 水浴汽化器：汽化能力4000kg/h，1台 储存条件：压力0.3MPa，温度-145 °C
1 2 3
e) 不应受洪水和山洪的淹灌和冲刷。
f)应考虑站址的地质条件 。
2) 围堰区和排放系统设计
LNG储罐周围必须设置围堰区，保证储罐发 生事故时对周围设施造成的危害降低到最小程度。
可燃液体与可燃制冷剂的储罐不能位于LNG 的储罐的围堰区内。
围堰区最小允许容积
a. 单个储罐 V=储罐中液体的总容积（假定储罐充满）
大型液化石油气气化站运行管理模式的探讨参考文本
大型液化石油气气化站运行管理模式的探讨参考文本In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of EachLink To Achieve Risk Control And Planning某某管理中心XX年XX月大型液化石油气气化站运行管理模式的探讨参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。
一、概况深圳市从一九八二年开始，借鉴和移植香港地区小区气化的经验，采用了投资省、见效快的城市气化途径一—液化石油气小区中央气化管道供气方式，以适应深圳这个现代化城市的建设需求，在《全面规划，分区建设，逐步联网，逐步实现石油气供应管道化》的方针指引下，十多年来已先后建成了罗湖、滨河、木头龙、百花、东乐、莲花、金湖、罗芳、南油等十多个中央气化站，为特区内30多万居民和公福用户提供着优质的气源。
随着深圳燃气管网的建设和发展，相对独立的小区气化站逐步联网运行，1998年大型液化石油气气化站罗芳气化站投产后，十多个中央气化站先后退出运行，深圳市管道燃气事业进入了一个新时代—大燃气联网供气时代。
二、罗芳气站简介罗芳气化站是目前国内规模最大、自动化程度最高的液化石油气气化站，该站的设计采用了花园式气化站的新概念，罗芳气站原设计供气能力为20万户，根据目前的运行状况，我们认为该站的供气能力可达到50万户左右，该站共由以下七个部分组成：1、罐区：罗芳气站罐区采用六个100立方米地下罐储存液化石油气，最大储气能力为285吨；2、卸车台：有四个卸车位，可同时对四部气槽车进行卸气；3、压缩机房：配有两台美国产CORKEN--69l压缩机；4、气化炉区：配有四台美国产RANSoME ID--2500明火水浴式气化炉，单台气化能力为4.8吨／小时；5、配电区：由市电和自备电两部分组成，自备发电机容量为90千伏安；6、消防区：由一个600立方米的消防水池和两台流量为100立方米／小时的消防水泵组成；7、控制中心：是罗芳气站的核心部位，罗芳气站采用现代化的计算机监控系统对整个气站运行操作进行控制，站内每个重要工艺参数都通过二次仪表传送到控制主机上，坐在控制主机前就能观测到气站运行情况，并且能够通过主机控制储罐上的阀门、压缩机、气化炉，该系统具有强大的预警功能，气站运行时任何环节出现细小偏差，主机就会报警，并自动切换到报警画面，气站工作人员可根据报警画面的提示采取相应的措施对出现的问题进行处理。
液化石油气气化站、混气站施工及验收记录
工程名称
编号
施工单位
分项工程名称
分项工程部位
执行标准
项目
储罐和气化器等大型设备安装前， 应对其混凝土基础的质量进行验收 合格后方可进行。
室内管道安装应在室内墙面喷浆和 打混凝土地面以前进行。
设 与储罐连接的第一对法兰、垫片和 备 紧固件应符合有关规定。其余可采 及 用高压耐油橡胶石棉垫密封。 管 道 管道及管道与设备之间的连接应采 安 用焊接或法兰连接。焊接宜采用氩 装 弧焊打底，分层施焊；焊接、法兰
连接应符合规范规定。
管道安装时，坡度及方向应符合设 计要求。
管道及设备的焊接质量应符合规范 要求。 储罐的水压试验压力应为设计压力 的1.25倍，安全阀、液位计不应参 试 与试验。试验时压力缓慢上升，打 验 到规定压力后保持半小时，无泄漏 及 、无可见变形、无异常声响为合格 验。 收 储罐的水压试验合格后，装上安全 阀、液位进行严密性试验。
标准条号 11.4.1 11.4.1 11.4.1
11.4.1 11.4.1 11.4.1
11.4.2
11.4.2
施工单位自检
监理（建设）单位验收
自
验
检
收
结
年月日
结
年月日
果
技术负责人
质检员
论
Hale Waihona Puke 技术负责人检查员项目负责人
监理（建设）负责人
液化天然气气化站设计方案
液化天然气气化站设计方案1.总论1.1 项目概况1.1.1建设单位广东新捷燃气有限公司1.1.2项目名称潮州市雅然陶瓷工艺制作有限公司液化天然气(LNG)气化站1.1.3建设规模（1）本站为LNG气化站，给企业生产用气提供清洁燃料。
（2）设计规模：气相10X104Nm3/d，总库容200 Nm3/d（一期）。
（3）站内主要设备见表1-11.1.4建设单位概况广东新捷燃气有限公司主要从事液化天然气的储存、供气、销售，年销售量达5000余吨LNG，供应潮州市及潮安县各类陶瓷工业企业。
主要为当地陶瓷行业、机械行业、金属行业等工业企业供气。
1.1.5项目目标项目通过使企业使用清洁燃料，然后在潮安境内逐步推广，为企业节省资金，并落实节能减排的国策，使潮州市环境最佳化，经济效益最大化。
1.1.6项目建设的必要性及意义1.1.6.1项目建设的必要性城市燃气是现代城市建设不可缺少的重要基础性市政设施；又是一种优质的能源。
城市管道燃气化又是基础设施的根本体现。
从总体上讲，我国的城市燃气建设，起步较晚，而且发展水平也不平衡，尽管国内省会城市和一些大城市都经历了煤制气、油制气等建设发展过程，这显然给国家和地方财政、经济发展背上包袱，显示出其建设的不经济性与城市燃气的发展不相吻合。
近几年来，在广东地区液化石油气得到很大的发展，但其能源利用率低，安全可靠性差，仅仅作为一种过渡性和临时燃料使用方式，终必会被天然气所代替。
根据这一现状，省内其它沿海城市，特别是深圳、广州等地自八十年代初，借鉴国外和香港地区小区中央管道燃气供气的成功经验，结合当地的城市建设和地理等特点，在全国率先进行液化石油气管道供气的城市燃气建设，并获得液化石油气气化和供气的成功经验和进一步发展液化石油气供应的应用技术。
根据我国的能源特点及近几年城市燃气发展现状，沿海城市发展的总体指导思想为：城镇燃气建设前期的气源以液化石油气为主，以瓶装液化石油气作为过渡，逐步改用管道供气，最终发展到与天然气供应相接轨。
液化石油气瓶组气化站方案
正常工作时，通风量应按换气次数不少于6次／h确定；
事故通风时，事故排风量应按换气次数不少于12次／h确定；
不工作时，通风量应按换气次数不少3次／h确定。
9、瓶组气化间
瓶组气化间与瓶组间毗连时，隔墙应采用无门窗洞口的防火墙，且隔墙的耐火极限不应低于3h。
1、液化石油气钢瓶配置
液化石油气瓶组气化站:配置2个或以上液化石油气钢瓶，采用自然或强制气化方式将液态液化石油气转换为气态液化石油气后，经稳压后通过管道向用户供气的专门场所。
当采用强制气化方式供气时，钢瓶的配置数量可按1d～2d的计算月最大日用气量确定。
2、储气规模
液化石油气供应站按储气规模分为8级，总体积≤10m³为第8级。
10、自动切换装置
当采用瓶组气化供气时，应设置自动切换装置Hale Waihona Puke 使用自动切换装置是为了保证不间断供气。
11、管材
液化石油气管道应采用无缝钢管，并应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163的有关规定。
不得采用电阻焊钢管、螺旋焊缝钢管制作管件。
12、管道附件
当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材质应相同或相近。
17、防雷
液化石油气供应站具有爆炸危险建筑的防雷设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057中第二类防雷建筑物的有关规定。
防雷接地装置的电阻值，应按现行国家标准《石油库设计规范》GB 50074和《建筑物防雷设计规范》GB 50057的有关规定执行。
18、及防静电
液化石油气气化、计量装置及低支架和架空敷设的管道应采取静电接地。
3、总供气能力
液化石油气瓶组气化站供气方案及安全运行
液化石油气瓶组气化站供气方案及安全运行1. 引言本文档旨在提供液化石油气（LPG）瓶组气化站的供气方案及安全运行指南。
液化石油气瓶组气化站是供应家庭、商业和工业用途的重要设施，因此其运行和供气方案的安全性至关重要。
2. 供气方案2.1 瓶组配置液化石油气瓶组气化站的供气方案应根据需求进行合理的瓶组配置。
配置应考虑以下因素：- 供气量: 根据用户需求和预计用气量确定瓶组数量。
- 接口设计：确保与用户设备接口的兼容性，如使用适当的接头和阀门进行连接。
- 安全距离：瓶组应远离潜在的火源和易燃材料，以确保安全。
2.2 瓶组更换瓶组在使用过程中需定期更换。
供气方案应考虑以下因素：- 更换周期：根据瓶组的使用寿命和安全要求，制定合理的更换周期。
- 更换程序：确保更换瓶组的程序简单、安全，包括正确关闭阀门、拆卸旧瓶组、安装新瓶组等步骤。
- 安全储存：更换的旧瓶组应安全储存，远离火源和易燃材料，并采取适当的防护措施。
3. 安全运行液化石油气瓶组气化站的安全运行是确保供气安全的关键。
以下是相关指南：3.1 值班与培训- 确保有专人负责瓶组气化站的运行和日常维护。
- 进行安全培训，使值班人员熟悉操作程序、紧急事故处理和安全防范措施。
3.2 定期检查与维护- 建立定期检查和维护计划，包括检查瓶组、连接设备和阀门的完整性和安全性。
- 及时修复和更换损坏或老化的设备，以确保其正常运行和安全性。
3.3 安全措施- 提供适当的消防设备，如灭火器和火灾报警器，并确保其处于有效状态。
- 加强现场安全监控，定期进行巡视和检查，及时发现并处理安全隐患。
- 建立应急预案，包括应对泄漏、火灾等突发情况的措施和应急联系人信息。
4. 结论本文档提供了液化石油气瓶组气化站供气方案及安全运行的指南。
供气方案应根据需求合理配置瓶组，并定期更换。
安全运行涉及值班与培训、定期检查与维护以及采取安全措施等方面。
通过遵守这些指南，能确保液化石油气瓶组气化站的供气安全和正常运行。
液化气站规范word精品
（总贮量在51—200m3或单罐容积〉20m31、距站外工业区外墙至少应有 60米;2、 距民用建筑45米；3、 距站外高速、I 、U 级公路路肩至少应有 25米;4、 距站外IH>W 级公路路肩至少应有 20米；5、 距站外架空电力线路至少应有1.5倍杆高;6、 距站外I 、U 级通讯线路至少应有 30米。
贮罐与基地 外建（构）筑物的防火间 距 《城镇燃气设 计规范》9充装台和瓶库与站内建（构）筑物的防火间距（月平均日充装量小于200瓶）1、距明火、散发火花地点、民用建筑不应少于25米；2、距槽车库、配电室不应少于12米；3、距站区围墙不应少于10米；4、距汽车库不应少于25米；5、距新瓶库、备件库等非明火建筑不应少于12米；6、距消防水池、消防房不应少于25米；7、装卸柱可设在充装台无门窗洞口的山墙一侧；8、瓶库与灌瓶间的距离不限。
《城镇燃气设计规范》、《建筑设计防火规范》10瓶装供应站（点）安全要求1、液化气瓶装供应站的供应范围为10000湖左右；实瓶存瓶数量取计算月平均日销售量的1.5倍，空瓶存瓶数量取计算月平均日销售量的1倍。
液化气瓶装供应站的四周应设置咼度不低于2米的非燃烧实体围墙；瓶库应分为实瓶区、空瓶区和年检瓶区。
2、安全要求：⑴须设立醒目的“严禁烟火”警示牌；⑵须配备跔的消防器材和防火、防爆设施（如防燃灯、防燃开关、防燃电扇等）；⑶建筑物是3层以下的砖混结构；⑷钢瓶应当存放在瓶库，空瓶、实瓶、年检瓶分区存放；⑸距民用建筑至少不应少于10米；⑹距明火、散发火花地点至少不应少于30米；⑺与重要公共建筑间距不应小于10米；⑻与主要道路间距不应小于10米；⑼与次要道路间距不应小于5米；《江西省液化石油气瓶装供应站管理办法》、《城镇燃气设计规范》、《建筑设计防火规范13消防车通道及消防设施要求1、液化石油气供应基地的生产区应设置环形消防车道。
消防车通道宽度不应小于3.5米。
当总容积小于5OOm3 时，可设置尽头式消防车通道和面积不应小于12米X 12 米的回车场；2、液化石油气供应基地的消防给水系统应包括：消防水池、消防水房、给水管网、地上式消火栓和贮罐固定喷淋装置等。
266-液化石油气瓶组气化站
液化石油气瓶组气化站瓶组气化站供气(简称瓶组站)是大多数工商业客户的主要用气方式。
一、瓶组站★瓶组气化一般采用容装50公斤的大瓶组成。
使用瓶组的气瓶数量，应根据高峰用气时间内平均小时用气量、高峰小时用气时间和高峰用气小时及单瓶自然气化能力计算确定；★备用瓶组的气瓶配置数量，应和使用瓶组的气瓶配置数量相同。
瓶装液化石油气的气化方式有两种；一种是自然气化，一种是强制气化。
当小时耗气量较大，为了充分发挥设备效率，一般采用强制气化。
热源采用电、热水、水蒸汽等★工艺流程1）瓶组强制气化工艺流程是：钢瓶内液相石油气→气化器→调压装置→输气管线→(调压装置) →用气设备2）瓶组自然气化工艺流程是：钢瓶内气相石油气→调压装置→输气管线→(调压装置) →用气设备二、瓶组间的选址及设计要求：★为保证用户的供气压力稳定，站址宜靠近负荷区。
瓶组间与明火、散发火花地点和建、构筑物的防火间距不应小于下表的规定。
独立瓶组间与建、构筑物的最小防火间距（m）★当瓶组供应系统的气瓶总容积小于1m3时，可将其设置在建筑物附属的瓶组间或专用房间内，并应符合下列要求：1）房屋建筑耐火等级不应低于“二级”；2）应是通风良好，并设有直通室外的门；3）与其他房间相邻的墙应为无门窗洞口的防火墙；4）室温不应高于45℃，并不应低于0℃；5）房间内所有电气设施属防爆型。
★当瓶组供应系统的气瓶总容积大于1m3时，应将其设置在高度不低于2.2米的独立瓶组间内。
三、管线铺设技术合理布置管道、设备1、优先采用地上明管铺设，容易检查和发现漏气，便于维修，也更为安全。
2、石油气管道距结构物要有一定距离，避免被结构物或其它物体挤压；不要与其它管线放在一起，特别是不要靠近电力和氧气或空气管道。
3、管线穿越马路或过道需埋地铺设时，除增加埋深外必须加保护套管。
四、压力控制技术瓶组站输气管道气体输送压力不宜过高，一级调压器出口压力应小于等于0.12Mpa；二级调压器出口压力应等同于燃烧设备或炉具额定压力，正负偏差不能超过5%。
液化天然气瓶组气化站供气方案及安全运行
液化天然气瓶组气化站供气方案及安全运行天然气作为一种安全、清洁能源，在城镇、乡村及工业企业应用越来越广泛。
液化天然气瓶组供气投资省、占地小、周期短、易于操作、安全可靠，对于燃气管道尚未敷设到位的城镇和企业来讲是很便利的。
本文以作者集团内配套钢结构企业为例，介绍液化天然气瓶组气化站供气方案设计以及运行安全事项。
标签：液化天然气；运行；安全1 总体设计方案（1）工程概况。
本文配套钢结构企业位于东莞市麻涌镇，主要制作船舶上层建筑，天然气主要用于钢板切割、食堂，每日最高运行10小时，全年365天开工。
用气量预测见表1。
工程主要是在建设1座露天的液化天然气瓶组气化站为生产生活提供气源。
企业内低压天燃气管道主要设计为枝状，气站一路主管道出来后分三个支管，分别为钢加车间、组装场地和食堂供气。
（2）设计内容。
液化天然气瓶组供气系统主要包括场站工程、管网工程两大部分，其中场站工程主要包括气瓶储存、供液、气化、调压、加臭、计量、安全放散等；管网工程主要包括站内及出站后燃气管道的布局、管径计算、阀门和阻火器的设置、安全措施等。
本文主要介绍场站工程的设计及安全运行。
（3）工艺流程。
液化天然气瓶组供气系统供气工艺流程：液化天然气瓶组——汇流排——气化器——调压装置——加臭计量——总管道。
在汇流排区将液化天然气钢瓶通过金属软管与汇流排的气相、液相管道相连，液化天然气进入到空温式气化器后，在气化器内气化为气态的天然气，经过调压、加臭和计量后进入站内燃气主管道，然后分别进入各支管。
（4）设计方案。
1）设计规模：根据生产用气量预测（见表1），计算最大日用气量：2158m3，按日均工作10h计，则最大用气量：215.8m3/h，适当考虑余量，最后采用最大用气量300m3/h；2）总图说明：该液化天然气瓶组气化站占地面积约280m2，站内设1个值班室，四周设2.2m高的实体围墙，站内设备均露天设置，并设置遮雨、遮阳棚。
（5）主要设备。
液化石油气站的安全技术正式样本
文件编号：TP-AR-L9231In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives.（示范文本）编制：_______________审核：_______________单位：_______________液化石油气站的安全技术正式样本液化石油气站的安全技术正式样本使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。
材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。
在城市内建设的液化石油气站（如小区气化站、混气站和加气站等）应安全使用。
保证安全有二种途径，一是主要通过比较大的安全间距来减少事故的危害，二是主要通过技术措施保证运行的安全。
为减少事故而需设置的安全间距是很大的。
为了防止较大事故（如发生连续液体泄漏，泄漏时间30min）的安全距离：静风为36m，风速≤1.0m/s时下风向为80m;为防止重大事故(如爆发性液体泄漏)的安全距离:静风为65m,风速≤1.0m/s时下风向为150m.这对一般液化石油气站难以实现。
城市用地十分紧张，很难找到一片空地专用于液化石油气站建设。
这就要求液化石油气站的建设应以安全技术为主，即应采用先进成熟的技术和可靠的防止燃气泄漏措施，满足液化石油气站的建设的发展的需要。
预防外接管泄漏技术液化石油气储存系统发生重大泄漏事故的主要部位是：储罐、储罐外接管的第一道接口和阀门、汽车槽车的卸液处。
其他部位若发生泄漏，只要操作人员能迅速切断相关阀门的采取控制火源等措施后，基本不会引发爆炸等大事故。
液化石油气气化站和混气站安全管理范文
液化石油气气化站和混气站安全管理范文液化石油气（LPG）气化站和混气站是石油行业中重要的组成部分，它们的安全管理至关重要。
本文将重点探讨液化石油气气化站和混气站的安全管理措施，并提供一个范文供参考。
一、安全管理制度液化石油气气化站和混气站的安全管理是一个系统工程，需要建立完善的安全管理制度。
1. 安全生产责任制度液化石油气气化站和混气站应建立起一套行之有效的安全生产责任制度，明确各级管理人员和员工的职责。
比如，站长和分管安全的副站长要对安全生产负直接责任，严格执行安全制度和操作规程，保障站点安全。
2. 安全操作规程建立液化石油气气化站和混气站的安全操作规程，并定期进行培训和演练。
规定各项操作步骤和安全要求，确保操作人员掌握正确的操作技能和安全知识。
3. 事故应急预案制定液化石油气气化站和混气站的事故应急预案，包括事故报告、应急救援、人员疏散等方面的应对措施。
进行定期演练和评估，提高应急响应的能力。
4. 安全检查制度建立定期的安全检查制度，由专门的安全检查人员对站点进行巡查，发现安全隐患及时整改，并建立安全检查记录，保持安全管理的持续性。
二、安全设备液化石油气气化站和混气站的安全设备是保障安全生产的重要保证。
1. 安全阀在液化石油气气化站和混气站的管道系统设置安全阀，及时排除系统中的过压和过热，保证系统的安全运行。
2. 防火设施设置火灾自动报警器、消防栓、灭火器等消防设施和设备，同时配备专职的消防人员，定期进行消防演练和维护，确保站点的火灾安全。
3. 泄漏报警器安装液化石油气泄漏报警器，一旦有泄漏情况发生，能够及时发出警报，以便采取相应的措施。
4. 隔爆设备液化石油气气化站和混气站设置防爆设备，如防爆开关、防爆电机等，保证电气设备在爆炸性环境中的安全运行。
三、员工培训和管理液化石油气气化站和混气站的员工培训和管理是安全管理的重要环节。
1. 培训教育建立员工岗位培训计划，根据不同岗位的需求，进行必要的培训。
液化石油气气化站和混气站安全管理模版
液化石油气气化站和混气站安全管理模版一、安全管理目标和原则1. 安全管理目标：确保液化石油气气化站和混气站的安全运行，保护人员和环境安全。
2. 安全管理原则：a. 预防为主，以事故预防和隐患排查为重点，防患于未然；b. 安全第一，人员安全和生命安全始终放在首位；c. 法律法规合规，按照相关法律法规要求进行管理；d. 透明公开，信息共享和沟通畅通，促进员工和相关方面的参与和合作；e. 持续改进，通过不断的评估和改善，提高安全管理水平。
二、安全组织和责任1. 设立安全管理部门，明确安全管理人员的职责和权限。
2. 制定安全管理责任制，明确液化石油气气化站和混气站各级管理人员的安全职责。
3. 通过培训和教育，提高员工的安全意识，明确每个员工对安全工作的责任。
三、安全生产标准规范1. 编制并执行液化石油气气化站和混气站的安全生产标准规范。
2. 确保液化石油气气化站和混气站的设备、管道、阀门等符合相关安全标准和规范。
3. 严格按照操作规程进行操作，不得随意改变操作工艺和参数。
四、风险评估和隐患排查1. 定期进行风险评估，分析和评估液化石油气气化站和混气站的各项风险。
2. 建立隐患排查制度，定期对液化石油气气化站和混气站进行隐患排查，确保隐患得到及时整改。
3. 设置应急预案，针对可能出现的突发事件进行应急准备。
五、安全培训和教育1. 制定安全培训计划，对液化石油气气化站和混气站的工作人员进行安全培训和教育。
2. 安排定期的安全培训和演练，提高人员应对事故和应急情况的能力。
3. 组织开展安全文化活动，增强员工的安全意识和安全责任感。
六、设备维护和管理1. 建立设备维护制度，对液化石油气气化站和混气站的设备进行定期维护和检修。
2. 设备故障和缺陷应及时报修，并进行记录和统计分析，确保设备的正常运行。
3. 做好设备的检测和监测工作，及时发现设备的异常情况。
七、安全检查和监督1. 设立安全检查制度，定期对液化石油气气化站和混气站进行安全检查。
液化石油气的气化
INSERT YOUR LOGO液化石油气的气化通用模板Daily management of production planning, organization, etc., to protect the safety of personnel and equipment, protect the production system, and promote the smooth development of enterprise management.撰写人/风行设计审核：_________________时间：_________________单位：_________________液化石油气的气化通用模板使用说明：本安全管理文档可用在日常管理中对生产进行的计划、组织、指挥、协调和控制等活动，实现保护人员和设备在生产过程中的安全，保护生产系统的良性运行，促进企业改善管理、提高效益，保障运作的顺利开展。
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一、自然气化液态液化石油气吸收本身的显热，或通过器壁吸收周围的热量而进行的气化，称为自然气化。
自然气化方式多用于居民用户和用气量不大的商服用户及小型工厂的供应系统中。
自然气化的特点1.气化能力的适应性容器或储罐内的液相液化石油气利用显热的气化量及原有容器内气体因降低压力向外导出的气体量与依靠传热的气化量性质不同，前两部分气化量决定于容器内的液体量、内容积、液温变化及压力变化等条件，而与时间无关。
因此可以在短时间内采用较大的气化量，如果减少或停止气化量，液温可以回升，那么还可以再利用由此积蓄起来的显热在短时间内以较大的速度气化。
也就是说，这种气化方式的气化能力，根据实际条件具有一定的缓冲性质，这种性质称为气化能力的适应性，这是自然气化的一个重要特性。
对于一般居民用户，一天有几个用气量高峰，要求短时间内用气量较大，而大部分时间用气量较小；对于工业用户的加热炉，在开始升温时用气量较大，而当炉温达到要求时，用气量较小，对这类短时间内需要消耗大量液化石油气的设备，即可以利用气化能力的适应性来确定需要的容器数。
液化石油气气化站和混气站安全管（二篇）
液化石油气气化站和混气站安全管经验证明，通过罐壁四周传热使液化石油气达到自然气化的目的，由于其传热系数是很小的，只有38kJ/(m2·h·K)，气化量自然有限。
然而，采用气化器把液态液化石油气进行间接加热，则每蒸发lkg 的液态液化石油气需消耗约418kJ的热量，其传热系数可达837～1674kJ/(m2·h·K)，这样强制气化的结果可以提高气化能力。
显然，后者生产效率高，在工业企业以及城市燃气的气源生产领域中有实际应用价值。
以液化石油气为原料，经汽化器气化成汽态后，用管道输送给用户作燃料用，按其热值范围可分为高热值纯气供应和较低热值混合气供应。
由于多组分(或沸点高的单一组分)液化石油气，在气化器用热媒强制气化后，向用户气相输送过程中，高沸点组分容易在管道节流处或降温时结露冷凝，所以在气化站生产高热值纯组分液化石油气，其输送及应用范围均受到限制。
在考虑燃气互换性和爆炸极限的基础上，将由气化器气化的液化石油气掺混空气，虽然其热值降低了，但保证送出混气站后的混合气在输送压力和温度下不会发生再液化现象，即保证了混合气的露点低于环境温度。
这种混合气可全天候供应，并且热值的调整可适应燃烧设备的性能，显得比较灵活和实用。
在气化站和混气站中，加热液化石油气所用的热媒通常采用热水或蒸汽。
它可由站内锅炉房供应，只要保持锅炉房里明火与气化器等液化石油气设备之间有足够的安全防火间距，其操作安全可靠性是十分有保障的。
现代新型气化器广泛采用以热水为中间介质的电加热方式或火焰直接加热方式，气化器的出力可大可小，操作灵活、便利、节能，然而气化器在防爆、防火方面的要求较为严格，以保证足够的安全可靠性。
一、气化站的工艺流程及其工艺布置液化石油气依靠储罐自压导入气化器中。
地下储罐一般储存量较小，只作中间储罐用，根据用户需要量而定，便于布置在居民区内或工业企业车间附近。
液化石油气通过液相管和气相管从定期运送汽车槽车卸入地下储罐中，并可用罐上的液位计检测液位变化情况。
266-液化石油气瓶组气化站
液化石油气瓶组气化站瓶组气化站供气(简称瓶组站)是大多数工商业客户的主要用气方式。
一、瓶组站★瓶组气化一般采用容装50公斤的大瓶组成。
使用瓶组的气瓶数量，应根据高峰用气时间内平均小时用气量、高峰小时用气时间和高峰用气小时及单瓶自然气化能力计算确定；★备用瓶组的气瓶配置数量，应和使用瓶组的气瓶配置数量相同。
瓶装液化石油气的气化方式有两种；一种是自然气化，一种是强制气化。
当小时耗气量较大，为了充分发挥设备效率，一般采用强制气化。
热源采用电、热水、水蒸汽等★工艺流程1）瓶组强制气化工艺流程是：钢瓶内液相石油气→气化器→调压装置→输气管线→(调压装置) →用气设备2）瓶组自然气化工艺流程是：钢瓶内气相石油气→调压装置→输气管线→(调压装置) →用气设备二、瓶组间的选址及设计要求：★为保证用户的供气压力稳定，站址宜靠近负荷区。
瓶组间与明火、散发火花地点和建、构筑物的防火间距不应小于下表的规定。
独立瓶组间与建、构筑物的最小防火间距（m）★当瓶组供应系统的气瓶总容积小于1m3时，可将其设置在建筑物附属的瓶组间或专用房间内，并应符合下列要求：1）房屋建筑耐火等级不应低于“二级”；2）应是通风良好，并设有直通室外的门；3）与其他房间相邻的墙应为无门窗洞口的防火墙；4）室温不应高于45℃，并不应低于0℃；5）房间内所有电气设施属防爆型。
★当瓶组供应系统的气瓶总容积大于1m3时，应将其设置在高度不低于2.2米的独立瓶组间内。
三、管线铺设技术合理布置管道、设备1、优先采用地上明管铺设，容易检查和发现漏气，便于维修，也更为安全。
2、石油气管道距结构物要有一定距离，避免被结构物或其它物体挤压；不要与其它管线放在一起，特别是不要靠近电力和氧气或空气管道。
3、管线穿越马路或过道需埋地铺设时，除增加埋深外必须加保护套管。
四、压力控制技术瓶组站输气管道气体输送压力不宜过高，一级调压器出口压力应小于等于0.12Mpa；二级调压器出口压力应等同于燃烧设备或炉具额定压力，正负偏差不能超过5%。
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液化石油气气化站文档
LNG液体卸车操作
LNG液体卸车操作
1 LNG槽车在卸车台旁停稳后，安装上装卸软管、快速接头以及接地线，同时观察
LNG槽车上的压力状况。
2 确认卸车气相放散线和储罐底部进液阀门关闭，开启卸车液相线和储罐顶部进液线
的阀门。
3 缓慢打开LNG槽车气相阀门，将LNG-101线初步预冷，若储罐压力超过0.7~0.8MPa，打开BOG加热器E302后端调压器旁通阀泄压。
4 关闭LNG槽车气相阀门，缓慢打开槽车液相阀门，将卸车线冷透，并对LNG储罐预冷，当LNG储罐有液位时，打开储罐底部进液线阀门，加速LNG进液，操作中注意LNG储
罐和LNG槽车压力、压力、液位的变化。
5 LNG卸完后，关闭LNG槽车液相阀，打开气相阀，将LNG-101中的LNG吹入储罐，
然后关闭罐顶部进液及底部进液线阀门及槽车气相阀。
6 关闭卸车液相阀门，打开卸车气相放散线阀门，将软管中天然气放散掉。
7 取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员卸车完毕。
8 以上为V-201储
罐卸车操作，V-202储罐与此类同。
9 LNG槽车如未带自增压器，可利用本站未进液罐的自增压器。
槽车液相经LNG-101
卸车液相线等管线进上述自增压器，由气相线对
槽车增压。
LNG气化操作
1 LNG气化器操作
1.1 依次打开空温式气化器进液阀、LNG罐出液阀，导通LNG气化流程，储罐内LNG
经LNG-203管线进入气化器E301a～E301b/E304a~E304b换热。
1.2 A路经气化器，天然气进入NG-301管线至主调压器；B路经气化器，天然气进入NG-303管线至主调压器。
1.3 A路调压至0.25~0.35MPa经计量、加药(加臭)后出站，B路经二次调压至
8~12KPa、加臭后出站。
1.4 关闭LNG气化系统时应先关闭LNG罐出液阀，确认LNG-203管线无液体时关闭空
温式加热气化器进出口阀。
1.5 气态天然气出站温度低于-10℃(可调整)时，可增加工艺管道及仪表流程图上已
预留的水浴式电加热汽化器。
2 储罐自增压气化器操作
2.1 LNG储罐压力低于0.4MPa时，增压阀开启，LNG经储罐自增压气化器将LNG气化
并返回至LNG储罐，给储罐增压，储罐压力高于0.6~0.7MPa时增压阀关闭。
2.2 注意观察储罐压力的变化(必要时手动操作泄压)。
3 BOG系统的操作
3.1 LNG储罐压力超过0.7~0.8MPa时，手动开启BOG加热器后端
调压器，经气相管线进入管网。
3.2 也可打开BOG加热器后端调压器旁通阀，将BOG排出至NG-302线。
3.3 紧急情况，超压可以打开罐区的手动放空管线阀门，就地将BOG放空卸压（限量）。
3.4 NG-302管线上的放散型调压器调整气态NG压力至0.35~0.38MPa后进入总管出站。
3.5 装卸液、灌瓶、倒罐管线中余液可进入BOG系统，经BOG加热器E-302，调压、
稳压后出站，防止管路中液态膨胀。