lng加气站常见问题描述及解决
LNG加气站常见问题答疑
LNG加气站常见问题答疑一．LNG液体密度是多少，它是不变的吗，气化后它的密度是多少？答：LNG液体密度在-162.12℃,压力为0MPa时，密度为0.426Kg /M3,这会随着液体的温度、甲烷的含量和压力而变化，当温度升高或压力降低时，密度会降低，一般温度在-124℃，压力0.85MPa时，液体在0.35左右。
天然气的密度在0℃,101.352Kpa时为0.7174Kg/Nm 二．增温器，和EAG，它们各是指的什么？答：增温器就是汽化器，它的作用是给LNG液体增加温度。
EAG 也是汽化器，它是专给放散系统加热的，对排放的液体或气液混合物加热气化，使其比重小于大气而不下沉，以免放散时候发生安全事故或者伤人。
三．一般我需要的液体的温度是越低越好，为什么需要对液体增温呢？答：有一些液化工厂液化的LNG温度非常低，卸车进储罐后达-152℃,加注到汽车的气瓶中，汽车在使用时，由于汽车汽化器比较小，汽化量不足以汽化非常低的LNG液体，汽化后有可能造成温度非常低，或有一些残液，进入发动机后，会造成发动机动力不足，耗气量大大增加。
预先对储罐内的液体进行增温后，就会解决这些问题。
四．怎么区分BOG和EAG？答：BOG由于低温贮罐与低温槽车内的LNG的日蒸发率(约为0.3%以下)，这部分蒸发气体（温度较低）简称BOG，使贮罐气相空间的压力升高。
为保证贮罐的安全及装卸车的需要，在设计中设置了贮罐安全减压阀（可根据贮罐储存期间压力自动排除BOG），产生的BOG 气体通过放空阀至BOG加热器加热后，再进入BOG储罐储存。
EAG低温系统安全阀放空的全部是低温气体，在大约-107℃以下时，天然气的重度大于常温下的空气，排放不易扩散，会向下积聚，容易产生安全隐患。
因此设置一台空温式放散气体加热器，放散气体先通过该加热器，经过与空气换热后的天然气比重会小于空气，高点放散后将容易扩散，从而不易形成爆炸性混合物。
五．储罐内LNG液体温度保持多少度时最好？答：如果加液站运营较正常的情况下，储罐液体的温度保持在-132℃，压力为0.65MPa左右最好。
LNG加气站故障处理
LNG加气站故障处理一.储罐压力过高
二.罐体出现冒汗结霜现象
三.安全阀起跳
△注意:问题处理完毕，建议从新调校安全阀，关闭安全阀根据阀，拆下安全阀，送安全阀至责能部门校验，校验合格后将安全阀装上，打开安全阀根部阀。
四.低温部位法兰发生泄漏处理
将泄漏的法兰进行紧固，若紧不住则关闭该泄漏法兰的上下游阀门，泄压且温度升至常温后更换垫片，重新紧固后试压,直到不泄漏为止。
五.低温阀门泄漏处理
低温阀门内漏是阀门密封面损坏，由于低温阀门是软密封结构，可以先用扳手加力紧，若仍泄漏则需更换四氟密封垫片。
若仍是泄漏则可能是阀座损坏，需更换阀门。
低温阀门外漏分阀体法兰泄漏和阀杆填料泄漏两种，一般采用紧固的方法处理或者更换填料。
六.气动阀门打不开。
LNG加气站建设风险及规避对策
LNG加气站建设风险及规避对策LNG加气站是指采用液化天然气(LNG)作为燃料的加气站，是一种新型的清洁能源加气技术。
随着环保意识的不断提高和对传统燃料的需求量不断增加，LNG加气站建设获得了政府和市场的大力支持。
在LNG加气站建设过程中存在着诸多风险，需要从技术、政策、市场等多个方面进行规避。
本文将从这些方面讨论LNG加气站建设的风险及规避对策。
一、技术风险1.设备选型不当：LNG加气站的设备选型直接关系到加气站的整体性能和运行质量。
如果选用的设备质量不达标，就会导致设备故障率增加，影响到加气站的运行效率。
解决这一问题的对策是对设备进行严格筛选，选择质量可靠的设备品牌，并在安装时进行严格的质量检测。
2.安全性问题：LNG加气站的安全性是建设过程中最重要的问题之一。
LNG液化气体具有低温、易燃等特点，一旦发生泄漏或事故，将对周围环境和人身安全造成极大威胁。
在建设LNG加气站时，需对场地进行严格的环境评估和安全评估，确保符合相关的安全标准。
3.技术配套不完善：LNG加气站的建设除了设备本身外，还需要相应的周边技术配套支持。
LNG的供应链、运输设施、气源管线等。
这些技术配套是否完善也直接关系到LNG 加气站的运行稳定性。
规避这一风险的对策是要在建设前充分做好前期规划，确保技术配套完善。
二、政策风险1.政策支持不足：LNG加气站所需要的政策支持包括环保政策、能源政策、补贴政策等多方面。
如果政府对LNG加气站建设缺乏支持或政策不明确，将使得LNG加气站建设面临更多的阻力。
为避免政策风险，加气站运营方需密切关注政策动向，并积极与政府部门进行沟通，争取更多的政策支持。
2.政策环境变化频繁：由于政府政策环境的变化，LNG加气站建设所需的政策支持可能会发生改变。
这意味着建设LNG加气站的风险也会随之发生变化。
运营方需时刻关注政策动向，及时调整建设策略，以适应政策环境的变化。
三、市场风险1.市场需求不足：LNG加气站是为供应天然气驱动车辆提供燃料的设施，如果周边地区的天然气车辆需求不足，将影响加气站的运营。
LNG加气站设备故障分析与处理对策
LNG加气站设备故障分析与处理对策摘要：随着人们对环境的要求越来越高，天然气汽车得到了前所未有的发展，目前液化天然气由于其安全可靠、行驶里程长、价格便宜等巨大优势被广泛用作长途客车、大型货车的燃料，同时与之配套LNG加气站数量猛增，笔者在此结合公司几个LNG加气站主要设备运行期间出现的故障进行分析，同时提出相应的处理对策，希望对LNG加气站从业者有所帮助。
关键词：天然气；加气站；设备；故障；处理对策一、LNG加气站简介一个典型LNG加气站主要有卸车、调压、加气、卸压四个工艺流程。
卸车流程主要是指将由LNG运输车运送来的LNG转移至加气站内LNG储罐的过程，LNG卸车主要有三种方式：卸车增压器卸车、潜液式低温泵卸车、增压器和泵联合卸车。
调压流程主要是利用增压装置对储罐内LNG进行增压。
升压方式有三种：通过储罐自增压装置升压、通过低温泵进行升压、通过储罐压力调节器与泵低速循环联合进行升压。
加气流程是将储罐中的饱和LNG经由泵加压后经过加气机给LNG汽车加气，最高的加气压力可达1.6MPa,通过液相软管对LNG汽车气瓶进行加液，由气相软管对气瓶中的BOG进行回收，以保证气瓶的加气速度和正常的工作压力。
卸压流程主要是指在卸车、加气以及加气站的日常运行过程中，储罐内的压力会随着BOG的产生逐渐的增大，为保证储罐的安全，需要打开相关的自动减压阀门，释放储罐中的蒸汽，目前的做法为直接放空，但这样一方面会造成资源的浪费，另一方面增加了安全方面的隐患。
二、LNG加气站主要设备常见故障及对策LNG加气站设备包括LNG储罐、LNG低温泵、LNG加气机、一系列低温阀门、管道及LNG加气站仪表控制系统组成。
1、LNG储罐常见故障及相应对策LNG储罐是储存加气站内LNG液体的设备，从结构上分为卧式储罐和立式储罐，从绝热形势可以分为真空粉末和玻璃纤维缠绕式储罐，一般容积为60立方米，工作压力1.2Mpa，工作温度-162℃，主要由内胆支撑、绝热层、内胆、外壳、上液位管、上进液管、气相管、下进液管、出液管、下液位管等一系列阀门、控制系统组成，LNG储罐常见故障及相应对策有：⑴、LNG储罐出现大量的长时间冒汗或结霜，且压力不停快速上涨，应首先考虑其真空失效，进行紧急处理，手动排压，并将储罐内LNG迅速进行转移。
LNG加气站维修
LNG加气站维修LNG加气站设备简介及维修点处理办法一:储罐简介储罐外部管路由六个部分组成1:组合充装系统2:增压、减压系统3:安全系统4:供液(气)系统5:仪表检测系统6:抽真空及测量系统当客户用液时，随着储罐内液体的减少，储罐气相空间的压力也逐渐降低，通过设定，当储罐内压力低于客户用气压力时，升压调节阀自动打开，液体从储罐底部流出，经外部管路进入增压器气化成气体，再经过升压调节阀，通过外部管路回到罐体顶部气相空间，从而使储罐压力上升，维持储罐内压力平衡，保证储罐内压力满足客户用气要求。
(2):升压调节阀压力调节方法在增压系统各阀门打开的前提下，将升压调节阀螺丝拧紧，可看见增压管路及汽化器结霜，这是由于管路中有低温液体通过，吸热气化后的气体回到储罐内使储罐压力升高，升压调节阀用来设定储罐压力，拧紧调节螺丝1/2周，则增加设定压力越0.15Mpa,反之降低设定压力，增压结束时，增压器或管路开始化霜，此时压力表显示压力为升压调节阀刚刚调定压力，如果此压力不满足使用要求，可继续按上述过程调节，通常调到规定压力需要继续上调3到4次。
增压系统常见故障故障:压力不能保持可能原因:增压器输入、输出阀未打开(打开输入阀、输出阀) 升压调节阀设定压力过低:(重新设定，按上述文件重新调节)升压调节阀失常(弹簧卡住或者阀座密封面有异物或者划伤):(拆开阀化冰或清除表面异物，修磨密封面划痕) 储罐液体量少:(补液)储罐压力上升过快:储罐初次使用或者停用长时间未使用:(打开储罐放空阀排空降压)储罐真空度较差:(现场补抽真空)储罐充装过量:(保持90%的充装量)现场用气量较少或者液体在储罐储存时间过长:(打开储罐放空阀排空降压)增压器输入阀内漏关不严:(更换阀芯垫片) 弹簧卡住或者阀座密封面有异物或者划伤):(拆开阀化冰或清除表面异物，修磨密封面划痕)储罐安全装置储罐装有组合安全装置(安全阀)，以防止设备超压运行。
每台储罐还配有辅助防爆装置，以进一步防止设备超压，此防爆片在安全阀发生故障和雅鹿超过防爆片承受压力时会完全爆裂使储罐压力得以释放。
LNG加气站建设风险及规避对策
LNG加气站建设风险及规避对策LNG加气站的建设风险主要包括技术风险、市场风险和安全风险。
以下是建设LNG加气站时可能面临的风险，并提出相应的规避对策。
技术风险：1. 压力设备技术风险：LNG加气站的核心设备是储罐和加气机组，存在着压力设备泄漏、爆破等风险。
规避对策包括选择优质的压力设备供应商，严格按照设计规范和操作规程进行施工和运营，定期进行设备检查和维修。
2. 装置运行与维护技术风险：LNG加气站的运行和维护需要一定的专业技术，对设备的操作人员需求较高。
规避对策包括进行设备操作员的培训和考核，建立健全的设备运行和维护管理制度。
3. LNG供应技术风险：LNG加气站需要从LNG供应商处获取稳定的LNG供应。
规避对策包括与LNG供应商建立长期合作关系，签订供应协议，并建立备用供应渠道以应对突发情况。
市场风险：1. 消费需求不足风险：建设LNG加气站需要消费者对LNG车辆的需求足够高，否则会导致加气站投入产出比低下。
规避对策包括在建设LNG加气站之前进行市场调研，了解附近地区LNG车辆的使用情况和潜在需求，确保加气站的可行性。
2. 竞争风险：随着LNG加气站的建设不断增加，市场竞争也会越来越激烈，相关企业可能面临价格竞争和服务质量竞争。
规避对策包括寻找差异化竞争策略，例如提供更优质的服务、建立用户忠诚度等。
安全风险：1. 火灾和爆炸风险：由于LNG具有极低的温度和高燃烧性，一旦发生泄漏，可能会导致火灾和爆炸。
规避对策包括建设严密的防火和防爆设施，加强安全培训，制定灭火和应急预案。
2. 人员和货物安全风险：LNG加气站需要有专门的人员进行运营和管理，同时需要储存大量的LNG。
规避对策包括进行严格的人员背景调查，确保人员的安全可靠性；加强安全监控和监测，防止盗窃和恶意破坏。
为了降低风险，建设LNG加气站时应确保充分的前期准备工作，如项目可行性研究、市场调研等；选择可靠的供应商和合作伙伴；制定完备的管理制度和安全操作规程；加强与相关政府部门的沟通和合作，确保项目符合相关法律法规。
LNG加气站发展面临的问题与应对措施
LNG加气站发展面临的问题与应对措施LNG即液化天然气（Liquefied Natural Gas）是一种新型的清洁能源，节能、低碳、环保，有着很好的经济发展前景。
因此，LNG汽车是汽车行业发展的一个新趋势，受到了广泛的关注。
LNG加气站也是应运而生，但LNG加气站的发展却存在着这样那样的问题，严重制约了LNG汽车行业的发展。
文章中列出了LNG加气站发展方面所面临的问题，做了进一步的探讨，并且提出了一些相应的应对措施。
标签：LNG加气站;发展问题;应对措施前言：近年来，国家提出“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”，天然气作为清洁能源，消费量逐年增长。
LNG汽车凭借着其排污量低，环保节能，在汽车行业内的发展速度十分迅猛。
因此，LNG加气站也随之兴起，但其在发展方面却存在着诸多的问题和风险，规范审批，电动汽车的竞争等方面都还阻碍着其发展。
在文章中，将会提出一些方法和措施以供参考。
1、LNG加气站现状1.1 LNG加气站行业现状在国家节能减排政策及相关技术的推动下，天然氣的应用得到了迅猛的发展。
LNG汽车较普通的汽车而言，不仅可以减少大量的有害气体排放，价格也比柴油和汽油要低很多，并且能够使汽车发动机的使用寿命延长。
随着LNG汽车的逐年增加，我国的LNG加气站的建设数量也在逐年的增加，分布的范围也越来越广泛。
LNG加气站是一种为LNG汽车提供专门的添加燃料的场所，可以实现LNG卸车、加注、计量、报警和故障安全监控等一系列的功能。
除此之外，LNG加气站的主要优势是不受天然气管网的限制，建站地点更灵活、可以在任何需要的地方建站，LNG加气站平时的运行费用和维护费用也比CNG加气站节约很多。
但是，从目前LNG加气站的发展和运营现状来看，整体上却是处于停滞不前并且亏损的状态。
也就是说，LNG加气站的建设和发展存在着不可忽视的风险和问题。
2、LNG加气站发展面临的问题2.1 LNG加气站审批规范问题LNG加气站一直存在着发展困难的问题，根据相关统计，目前我国已经投产的LNG加气站数量并不是很多。
LNG加气站主要危险因素及防护措施
LNG加气站主要危险因素及防护措施【摘要】液化天然气（LNG）是一种清洁能源，但同时也存在着一定的危险性。
本文结合LNG加气站的实际情况，总结了LNG加气站的主要危险因素及防护措施。
首先介绍了LNG加气站常见的危险因素，包括火灾爆炸风险、液化天然气泄漏以及人为操作失误。
然后详细阐述了针对这些危险因素的防范措施，包括加强火灾爆炸风险的防护措施、液化天然气泄漏的应急措施以及加强员工培训和意识提升的重要性。
最后强调了LNG加气站安全防护的重要性，提出了持续改进安全管理措施、加强员工培训和意识提升的建议，以确保LNG加气站的安全运营。
通过本文的阐述，可以有效提高LNG加气站的安全管理水平，减少事故发生的概率，保障人员生命财产安全。
【关键词】LNG加气站, 危险因素, 防护措施, 火灾爆炸风险, 液化天然气泄漏, 人为操作失误, 安全防护, 改进安全管理, 员工培训, 意识提升.1. 引言1.1 LNG加气站主要危险因素及防护措施LNG加气站是一种对液化天然气进行储存和加注的设施，其独特的特性使其具有一定的危险性。
在日常运营中，LNG加气站存在着诸多潜在的危险因素，如火灾爆炸风险、液化天然气泄漏等。
必须采取有效的防护措施来保障加气站的安全运行。
针对LNG加气站的常见危险因素，包括高压气体的储存和输送、液化气体的特殊性质以及易燃性等，必须采取相应的防范措施。
建立完善的安全管理制度、定期进行巡检维护、加强安全培训和意识提升等。
在面对火灾爆炸风险时，必须加强火灾风险评估和预防控制措施，包括安装火灾报警系统、设置应急疏散通道、配备消防器材等。
对于液化天然气泄漏的情况，应建立泄漏监测系统、配备泄漏报警设备、制定应急处置预案等。
人为操作失误也是导致事故的常见原因之一，因此加强员工培训和意识提升也是至关重要的。
只有全面认识到LNG加气站的危险性，采取科学有效的防护措施，才能确保加气站的安全运营。
持续改进安全管理措施，不断提升员工的安全意识和技能，是保障LNG加气站安全的重要保障。
LNG加气站主要危险因素及防护措施
LNG加气站主要危险因素及防护措施随着我国LNG加气站数量的不断增加，LNG加气站的安全问题也越来越受到人们的关注。
LNG加气站主要危险因素包括LNG液化和再气化过程中可能引发的火灾爆炸，以及设备泄漏导致的毒气危害等。
下面将介绍LNG加气站主要危险因素及防护措施。
一、LNG液化和再气化过程中的安全风险1.火灾爆炸等危险LNG液化和再气化过程中，由于LNG的低温和高压，可能发生危险的情况。
例如，LNG 在加卸料过程中可能因瞬间液化和变形而产生静电火花，导致火灾爆炸。
此外，在LNG的泵送和储存过程中，因接口漏气、系统运行故障等原因，也可能引发火灾爆炸等安全事件。
2.身体危害LNG液化和再气化过程中可能会产生大量的CO2和CH4等毒气，对人体造成危害。
例如，CO2可能导致中毒和窒息，而CH4则是一种无色无味的气体，很难被发现。
防护措施：为了预防LNG加气站在液化和再气化过程中可能引发的安全事件，需要采取以下防护措施：1）确保设备的正常运行，随时对设备进行检查和维护；2）采取适当的防爆措施，例如使用防爆电器、采用防爆液位计等；3）采用先进的安全控制技术，例如实施质量管理、安全管理和环境管理等；4）加强安全意识教育，提高员工安全意识，防范安全事故的发生。
二、储罐等装置泄漏引起的危险LNG加气站中的储罐、泵和管道等设备，由于长期使用以及环境因素，可能发生泄漏等安全问题，对周围环境和人员构成危害。
为了减少泄漏对周围环境和人员的危害，需要采取以下防护措施：1）设备正确安装，严格执行操作规程；2）加强设备维护和管理，保障设备运行状态的稳定；3）加强设备检查，及时发现泄漏等问题，采取合适的应急措施，尽早解决安全问题； 4）定期开展安全检查，包括预案演练、安全评估等，以保证设备运行的安全稳定。
综上所述，LNG加气站的安全风险是由多种因素共同作用引起的，包括火灾爆炸、身体危害以及装置泄漏等问题。
为了避免这些危险对人员和环境造成损害，需要采取相应的防护措施，包括设备运行和维护规范、安全控制技术、员工安全教育和定期安全检查等。
LNG加气站专项整治方案
LNG加气站专项整治方案一、LNG加气站的安全隐患1. 液化天然气的特性：LNG是一种高压、低温液体燃气，具有易燃、易爆、易泄露等特点，一旦发生泄漏或液化气体遇到热源引发事故后果不堪设想。
2. 环境风险：LNG加气站的建设和运营会对周边环境产生一定影响，特别是噪音、废气、废水、污染物的排放等会对周边居民和生态环境造成影响。
3. 设备设施老化：LNG加气站设备设施在长期使用过程中会出现老化、损坏等情况，存在一定的安全隐患。
4. 运营管理不规范：一些LNG加气站存在管理不善、操作不规范等情况，容易导致事故发生。
二、LNG加气站专项整治方案1. 加强安全管理（1）建立健全LNG加气站安全管理制度，明确各级责任人的管理职责和安全目标，细化安全管理措施并落实到位。
（2）加强安全隐患排查，定期进行设施设备的安全检查和隐患排查，及时修复和整改存在的问题。
（3）建立完善的安全监测体系，安装监控设备对LNG加气站运营情况进行实时监控，及时发现并解决潜在安全隐患。
2. 强化环保管理（1）加强环保监测，定期对LNG加气站产生的废气、废水等进行监测，确保不超标排放。
（2）加强噪音治理，对LNG加气站周边的噪音进行治理，保障周边居民的生活环境。
（3）推动清洁能源使用，加快LNG加气站设备更新和改造，推动清洁、高效的能源利用。
3. 加强设施设备维护（1）建立完善的设施设备维护和保养机制，定期对LNG加气站设施设备进行检修、保养和维护，确保设备的安全可靠。
（2）加强技术培训，对LNG加气站的操作人员进行定期的安全技术培训，提高其应急处置能力和安全意识。
4. 规范运营管理（1）强化安全防范意识，对LNG加气站的管理和操作人员进行安全防范意识的培训，确保他们具备应对突发事件和事故的能力。
（2）加强与政府部门的沟通协调，积极配合政府相关部门的监督检查，及时整改存在的问题。
（3）加强消防安全管理，确保消防设施设备的完好，定期进行消防演练，提高应急处置水平。
LNG加气站气损原因和解决措施
LNG加气站气损原因和解决措施摘要：LNG加气站在运行过程中，由于各种原因，往往会因为天然气损失问题，造成天然气资源的不必要损失，不仅增加了加气站的运营成本，也造成了资源的浪费。
因此，有必要分析天然气损失的原因，找到适当的方法来减少加油站的天然气损失现象，降低企业成本损耗。
本文首先分析了LNG加气站的优点，全面探讨了LNG气量损失的原因及提高其实际可操作性的对策，以供参考。
关键词：LNG；加气站；对策；提高前言：液化天然气（LNG）是指将天然气液化为气态，以便于运输和储存。
净化后的天然气在大气压下冷却至-162℃，由气态变为液态，称为液化天然气。
液化天然气的体积约为同等质量天然气体积的1/620，重量约为同一体内水的45%。
在设备制造、储罐、设备和工艺流程中都会出现气体损失，并给出了相应的解决方案，以减少气体损失。
然而，它们仍然不能减少实际操作中的气体损失，具有一定的局限性。
1.LNG加气站的优点首先，液化天然气加气站的建设是灵活的。
与其他能源相比，液化天然气不受管道运输的限制，非常方便，大大增强了液化天然气加气站的辐射能力。
其次，LNG加气站占地面积较小。
液化天然气以低压和液体的形式储存，这缩短了它与其他建筑物之间的安全距离。
根据计算，LNG加气站的安全距离仅为压缩天然气（CNG）加气站的三分之一，因此LNG加气站面积相对较小。
第三，液化天然气加气站投资少。
LNG加气站易于操作，不需要大型电力设备，从而降低了土地和设备成本。
2.LNG加气站气损原因2.1设备制造水平首先是储罐。
虽然目前的隔热材料性能已经大大提高，隔热技术也相当成熟，但仍然无法实现绝对真空隔热。
这会导致储存LNG的储罐与外部环境之间发生热交换，导致气体损失。
第二，流量计。
目前，液化天然气加气站使用的流量计大多是质量流量计。
质量流量计具有零漂移，即当它们高于零时，实际填充体积大于测量的填充体积，从而导致隐藏的气体损失。
低温泵。
与储罐一样，低温泵无法实现绝对真空隔热，导致低温泵与外部环境之间发生热交换，导致气体损失。
LNG加气站故障分析汇总
真空管失效
真空管外壁严重冒汗
真空失效
增加BOG
在真空管外层进行发泡保冷处理
撬装区
13
保冷层失效
管道上保冷层的外部大量结霜
保冷失效
增加BOG
去除该部分管路原先的保冷材料，重新对管路保冷
撬装区
14
安全阀失效
安全阀结霜
安全阀失灵
增加LNG的放散
更换新的校验过且在有效期的安全阀
撬装区
15
泵出口安全阀频繁起跳
观察加液管路中是否气相空间太大操作lng运输车辆或加气车辆不按照顺序进站或车辆在站内调头撞到人员或设备车辆倒车因观察不周刮擦或撞坏设备造成车辆损坏或设备损坏人身伤害加气工现场引导操作同时进站加气车辆较多容易发生碰撞因拥挤或繁忙导致车辆撞人撞物人员伤害设备损害操作人员注意引导注意观察和提醒操作操作人员离开加气现场或让顾客代为操作加气枪易脱落或其他不可预料事故发点火源起火燃烧或爆炸人员伤害设备损害严格按照操作规程进行加气操作服务过程操作人员必须在现场不得离岗操作加气或其他相关操作过程中操作人员不带防护手套人员手被冷灼伤或冻伤人员手或皮肤接触低温管路或设施人员伤害加气和卸车操作必须使用防护手套操作在设备运行操作过程中lng泄露并喷溅到人身上人员被冻lng低温伤害人员伤害操作人员严格执行操作规程同时尽量在可能的泄露点侧面上风向工作操作操作人员操作不熟练产生误操引发各类设备或安全事故因不熟练误操作设备从而引发各类事故人员伤害设备损失持证上岗同时加强安全和技术教育并进行考试张家港富瑞特种装备股份有限公司lng加气站操作手册操作人员未持证上岗岗前未进行安全和技术教易误操作设备因缺乏相关的技术和安全知识误操作设备引发事故引发各类事故造成人员伤亡或设备损失定期进行教育和培训持证上岗进行三级安全教育操作口挡板液压力度较大挡板易弹出伤人挡板容易击伤人的面部或头部机械伤害开启挡板时要注意发现力度过大的及时与公交公司联系并整改操作禁区内的电气设施设备不符合防爆要求释放电气火花泄露的lng遇电气火花起火燃烧或爆人员伤亡设备损害选用防爆型电气设备设施并定期进行安全检查做好维护保养工作操作10缺少相应的应急预案或不进行应急演练发生事故处理不及时或不当未缺乏准备一旦发生事故不能及时进行或采取有效措施予以处理救援不力扩大事故后果编制切实可行的应急预案并定期进行演练操作11临近的公交公司或其他单位发生火灾爆炸事故易引发爆炸或火灾事故其他组织发生事故因处理不善等因素导致事故扩大到我站火灾或爆炸日常作好观察和应急演练工作并制订应急预案操作12操作手持电动工机械伤人触电使用时粗心大意缺乏安全集体性人员伤害增强安全意识熟练操作技术遵守操作规程操作13使用尖锐刃电动工器具工具伤人或电器漏疏忽大意无资质操作违章操作或工器具故障漏电致人扎割触电等伤害正确使用尖锐刃电动工器具
LNG站常见设备故障和处理方法
LNG站常见设备故障和处理方法LNG（液化天然气）站常见设备故障及处理方法：1.压缩机故障：-故障原因：压缩机过热、润滑系统故障、排气压力异常等。
-处理方法：停车排除异常，检查润滑系统、冷却系统，清洁压缩机。
如无法排除，需要更换或维修压缩机。
2.冷却器故障：-故障原因：冷却水流量不足、冷却水污染、冷却器结冰等。
-处理方法：检查冷却水供应，清洁冷却器，提高冷却水流量。
如结冰严重，需要停车解冻冷却器。
3.泵故障：-故障原因：泵堵塞、泵轴弯曲、密封失效等。
-处理方法：清洁泵内部，检查泵轴状态，更换密封件。
如泵无法修复，需要更换泵。
4.储罐故障：-故障原因：泄漏、压力异常、结冰等。
-处理方法：迅速寻找泄漏源，进行紧急修理。
对于压力异常，检查与调整储罐压力阀。
结冰情况下，需要采取解冻措施。
5.管道故障：-故障原因：管道堵塞、泄漏、腐蚀等。
-处理方法：清理堵塞物、修复泄漏部位，进行管道防腐处理。
如管道严重受损，需要更换管段。
6.仪表故障：-故障原因：传感器损坏、电路故障、误差超标等。
-处理方法：更换损坏的传感器，修复电路故障。
对于误差超标，进行校准或更换精度更高的仪表。
7.电力故障：-故障原因：电力供应中断、电源故障、线路短路等。
-处理方法：检查电力供应情况，修复或更换电源设备，消除线路故障。
8.安全阀故障：-故障原因：安全阀卡阀、泄漏、失灵等。
-处理方法：检查和调整安全阀，清洁阀门和阀座。
如无法修复，需要更换安全阀。
9.点火器故障：-故障原因：点火器电极磨损、火花传导不良等。
-处理方法：清洁电极，调整电极间距，更换磨损严重的电极。
10.控制系统故障：-故障原因：传感器失效、控制面板故障、控制逻辑错误等。
-处理方法：检查传感器状态，修复或更换控制面板，调整控制逻辑。
为了保障LNG站的运行安全和稳定性，设备故障的及时排除尤为重要。
在故障处理过程中，应根据具体情况进行相应的维修、更换或校准，以确保设备能够正常运行。
LNG加气站主要危险因素及防护措施
LNG加气站主要危险因素及防护措施近年来，随着LNG加气站的快速发展，人们对LNG加气站的安全问题越来越关注。
LNG 加气站是将液化天然气（LNG）转换成气态天然气（CNG）进行加气的设施，LNG在加气站使用过程中存在一定的危险性。
了解LNG加气站的主要危险因素及相应的防护措施，对于提升LNG加气站的安全性具有重要意义。
一、LNG加气站主要危险因素1. LNG的低温液化天然气（LNG）的温度非常低，通常为-162℃左右。
当LNG泄漏时，会在短时间内迅速蒸发成气态天然气（CNG），造成瞬间温度急剧下降，对周围环境和设备构成较大的危害。
2. LNG的易燃性尽管LNG是非常安全的天然气形式之一，但在特定条件下，它仍可能引发火灾或爆炸。
因此LNG加气站的管理和操作中必须非常小心，以防止意外点火引起事故。
3. LNG的挥发性LNG是一种易挥发的液体，在加气站中存储和运输时，难免会有一定的挥发损耗。
挥发的LNG在室内或封闭空间中积聚，一旦达到一定浓度，可能引发爆炸或火灾。
4. 设备故障LNG加气站的设备故障可能导致LNG泄漏或其他安全问题，例如储罐泄漏、泵站故障等，都可能对LNG加气站的安全性构成威胁。
二、LNG加气站的防护措施1. 安全培训LNG加气站的所有工作人员都必须通过专业的培训，熟悉LNG的性质和特点，掌握安全操作规程，了解事故应急处置要领。
只有经过专业培训的人员才能保证LNG加气站的正常运行和安全性。
2. 设备检修LNG加气站的所有设备都必须进行定期的检修和维护，确保设备的正常运行和安全性。
对LNG加气站的关键设备，如储罐、泵站等，应建立完善的设备运行记录和故障处理记录，及时发现和排除安全隐患。
3. 泄漏监测LNG加气站应配备LNG泄漏监测装置，对储存、输送过程中的LNG泄漏进行实时监测，及时发现和处理泄漏事件。
4. 火灾监测LNG加气站应配备火灾监测装置，对加气站内的火灾风险进行实时监测，一旦发现火灾隐患，及时采取措施加以处理。
L-CNG加气站常见问题汇总
①泵池内气相过多形成气蚀，预冷温度不能高于零下130℃或者手动打开泵池顶部 放散阀手动放散排除泵池多余气相；
②泵池液相进口阀或者储罐液相出口阀未打开，此阀门基本为气动控制阀门。检 查阀门异常原因，基本为气缸漏气、气缸内出现冰碴或仪表风压力不足； ③潜液泵和加气机预冷温度设定超过当前LNG存液温度，根据实际情况进行修订； A. 储罐LNG存液期限超过一周、储罐压力在1Mpa左右时，泵池预冷温度按照期限 适当提高预冷温度，一般一周提高5℃为宜，但是泵池预冷时间应适当延长，潜 液泵转速频率适当降低。此时也可通过泵池顶部放散管手动放散提高预冷效果； B. 储罐压力低于0.8Mpa时，潜液泵运转模式置于自动控制，频率设定90%左右。 储罐压力高于0.8Mpa时，潜液泵运转模式置于手动控制，频率设定尽量不低于 70%。根据储罐压力变化适时修改运转模式和潜液泵频率设定；
二、LNG潜液泵
2、指示灯正常、阀门开启、预冷时电机报警空载
①供电电源电压过高或过低，变频器过电保护。检查配电电源交流稳压器是否正 常，此操作应由电工操作；
②检查变频器显示故障代码根据使用说明书进行处理或联系厂家，一般情况下重 启系统就可以； ③日常变频器的相关维护和零配件更换必须在切断电源情况下进行，根据使用说 明书中的维护章则进行操作，严禁不按流程操作；
三、气动紧急切断阀门
2、气动紧急切断阀门密封圈更换步骤
①先将阀门置于关闭状态；
②拆下阀门手柄； ③拆下阀门气缸连接螺栓； ④将阀门手柄重新装上不用安装 紧固螺栓， 逆时针旋转阀门手柄直至气缸升起、连接阀 门手柄丝杠全部；
三、气动紧急切断阀门
2、气动紧急切断阀门密封圈更换步骤 ⑤将活塞杆与阀杆连接螺丝松到最底； ⑥用插口扳手固定住活塞杆，将活塞环逆 时针旋转直至全部卸下；
LNG加气站安全风险及应对措施
LNG加气站安全风险及应对措施自液化天然气LNG由于其清洁、高效的特殊优势,自出现以来就获得了世界范围内的广泛应用;由于市场需求的激增,我国LNG加气站的数量也成爆发式增长;但是由于我国LNG产业起步较晚,相关的规程、规范建设相对滞后,很多不规范的加气站频繁发生泄漏甚至爆炸事故,如何辨别危险源并加以有效的防范措施是LNG加气站当前需要关注的问题;LNG加气站的核心设备可分为三大部分：一是LNG低温储罐；二是LNG从储罐加注到汽车材料箱的低温潜液泵和加气机,以及相关配套的低温管线及阀门；三是控制整个运行过程的自动控制系统及相关的安全配套设施;LNG加气站的主要危险源是LNG本身,如何利用加气站设施设备将LNG控制在安全状态,防止LNG意外泄漏时控制LNG加气站安全运行的根本所在;安全风险及防范措施①LNG储罐设备老化,真空遭到破坏;LNG外罐材质为Q345R碳钢,内罐材质为O6Cr19Ni10,内外罐之间设有绝热层并抽真空,其最大危险性在于真空破坏,绝热性能下降,从而使低温液体受热而气化膨胀,罐内压力剧增,储罐爆裂导致LNG泄漏,甚至燃烧爆炸;主要预防措施是在储罐的顶部安装安全放散阀,当储罐压力升高到一定值,安全放散阀门会开启,通过集中放散释放压力;②LNG设备漏液漏气现象;潜液泵安装在密闭的潜液泵池中,与LNG储罐之间的阀门是开启相通的,泵的进出口可能会出现密封失效,产生LNG泄漏;增压液化器的进出口和LNG储罐与LNG槽车的液相出口连通,同样可能出现密封失效产生泄漏;主要应对措施是当LNG出现微量泄漏时,泄露出会呈现结霜的现象,此时应切断结霜处两侧阀门,检查并更换泄漏出管道或管道附件,防止发生大量的泄漏;LNG储罐紧急切断阀后端部位发生泄漏且达到爆炸下限的20%时,LNG场站的可燃气体泄漏报警器就会报警,并及时通过与检测仪表联锁的紧急切断阀切断储罐上的排液阀门,或通过人工操作关闭紧急切断阀;微量泄漏的LNG可直接气化为冷蒸气云,冷蒸气云再吸热后立即升空扩散,泄漏量大且来不及气化时刻通过集液池收集,此时可用干粉灭火器喷洒液体表面,隔绝空气,降低气化速度;LNG场站操作人员的安全管理LNG固有的危险性和潜在的危险性,要求现场操作人员必须经过专业技术培训,经过考核合格后方可上岗;加气站操作人员必须熟知加气站的工艺流程、设备的结构及工作原理、岗位操作规程等等;现场操作人员都应戴上无吸收性的宽松手套,同时防止可能发生激烈的喷射或飞溅,应使用面罩或护目镜;如果在操作过程中发生冻伤,应该用大量温水41-46℃冲洗皮肤冻伤处,然后送至医院处理;。
LNG加气站建设风险及规避对策
LNG加气站建设风险及规避对策一、安全风险在LNG加气站建设过程中，安全风险是最为关键的问题之一。
LNG是一种低温液化气体，具有极强的挥发性和易燃性。
一旦发生泄漏或泄露，将给周围环境和人员带来极大的安全威胁。
1.规避对策（1）合理选址：选择LNG加气站的建设地点时，需充分考虑周围环境因素，如人口密集程度、水源地、交通情况等，避免在高风险区域建设。
（2）技术设施完备：LNG加气站需要配备完备的泄漏探测装置、安全感应器等设施，及时发现并处理潜在的安全隐患。
（3）建设规范：在建设LNG加气站时，需严格按照相关的安全规范和标准进行施工，保证设施的安全性。
二、环境风险LNG加气站建设过程中，可能造成一定的环境污染和生态破坏。
LNG的挥发性较强，一旦泄漏，可能对周围的土壤、水源、植被等造成不可逆的影响。
（1）环境评估：在建设LNG加气站前，需进行严格的环境评估，充分了解建设对周围环境的影响，制定相应的环保措施。
（2）环境监测：在建设完成后，需对LNG加气站周围环境进行定期监测，及时发现和处理环境污染问题。
（3）生态保护：在建设LNG加气站时，需尊重并保护周围的生态环境，最大程度地减少对生态系统的影响。
三、技术风险LNG加气站的建设需要依靠先进的技术装备和运营管理，因此存在着技术风险。
一旦技术设备出现故障或操作不当，可能导致事故发生。
（1）引进先进设备：建设LNG加气站时，应优先选择具有先进技术和稳定性好的设备，降低技术风险。
（2）技术培训：加强员工的技术培训和管理，提高其对设备操作和维护的认识和能力，提高设备的使用效率和安全性。
（3）定期维护：加气站设备需要进行定期的维护和保养，确保设备的正常运转和安全使用。
四、经济风险LNG加气站的建设需要投入大量的资金，一旦投资失利或经营不善，可能导致资金无法回收和经济损失。
（1）市场调研：在建设LNG加气站前，需要充分了解当前市场的需求和发展趋势，避免盲目投资。
（2）合理运营：建设完成后，需要合理制定经营计划和管理措施，确保经济效益和资金回收。
LNG站常见设备故障和处理方法
1.加强维护保养
2.正确使用
3.定期试用、保障设备时常处于待命状态
2.加强设备维护保养
3.严格遵守操作规程、缓慢开启带气阀门
安全阀无法回座
1.定期效验
2.加强维护保养
3.加强巡检巡查
4.用常温自来水喷淋使其自动回座
LNG加气机
无法预冷
1.检查出液阀门是否正常开启
2.检查储罐压力是否过低
3.检查空压机仪表风压力是否正常
4.检查PIC柜电源
5.断电五分钟重启设备
6.检查各电源以及信号线接头是否松动
数据显示不正常
1.检查核心处理器是否正常
2.断电五分钟重启设备
3.检查各电源以及信号线接头是否松动
预冷不停止
1.检查核心处理器是否正常
2.检查气动阀是否正常
3.检查空压机仪表风是否正常
4.断电五分钟重启设备
5.检查各电源以及信号线接头是否松动
6.检查按键是否咔住
充装过
2.检查泵池起泵指标是否达到
3.充装过程检查泵池液位
4.储罐压力是否过低
5.检查预冷是否不到位
空压机压力缺失
1.检查空压机电源
2.定期排放废水
3.检查管道有无泄漏
4.检查压力表是否损坏
低温潜液泵无法启动
1.检查PIC柜泵池电源
2.检查仪控起泵指标
LNG储罐
保温层失效
1.加强巡检巡查，加强保养维护
2.通知厂家及时维修
LNG站常见设备故障和处理方法
设备名称
可能出现的故障
排除方法
备注
LNG空温汽化器
出口压力过高安全阀起跳
1.关闭汽化器进液阀
2.关闭储罐出液阀
lng加气站常见问题描述及解决
泵出口压力大于泵池设定的工作压力，在预冷与加注开始时会出 现 6 泵池压差超限 泵出口压力设定值不在正常范围内 泵池内气相较多 7 指示灯一切正常，阀门也已开启，预冷 供电电源电压过高或过低，变频器过电保护 时显示电机空载同时泵池不工作 车载储气瓶压力过高 8 加气过程中机器自动停止加液，但是用 车载储气瓶的增压阀未关闭 户反应没有加满 加液过程中泵后压力表晃动幅度较大
加气机增益参数设定值大于规定值（增益参数小于10%）
4
预冷时正常，一加注泵的电机就显示空 泵池里面有时会有气液共存的状态，尤其泵池温度在-130℃以上 载报警 的情况下偶尔会出现这种现象。
5
保持液体温度在-130℃以下
潜液泵温度尽可能控制在-130℃的方法
泵出口压力大于泵池设定的工作压力，在预冷与加注开始时会出 现 6 泵池压差超限
泵池液相进口阀是否打开； 修改泵出口压力设定值（一般设定在1.2-1.3MPa）； 排放泵池的气体； 供电电源配备交流稳压器； 排放车载储气瓶压力至低于1.0MPa； 关闭车载瓶增压阀； 1、打开泵池气相平衡阀 少量气体； 按故障复位键； 关闭电源3分钟重新启动，并等待15分钟。（给机器15分 钟的传输缓冲时间，如15分钟后未恢复正常，联系厂家人 员）； 经安技部或工程部、设备厂家的同意后由站长修改泵出口 压力设定值，并做好相关记录； 打开泵池回气阀； 断开回气枪与车载储气瓶的连接； 加气操作前手动关闭加气机内部循环气动阀或者等仪表风 压力稳定在0.4MPa时在开始加气操作； 通知厂家更换加气机内部循环气动阀； 2、打开泵池上方的排空阀排放
泵卸车过程中，如来车加液，停止泵卸车改成加注模式下 加注，液会直接从槽车加到车载储气瓶内。加完液后改成 卸车模式继续卸车流程；
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泵出口压力大于泵池设定的工作压力，在预冷与加注开始时会出 现 6 泵池压差超限 泵出口压力设定值不在正常范围内 泵池内气相较多 7 指示灯一切正常，阀门也已开启，预冷 供电电源电压过高或过低，变频器过电保护 时显示电机空载同时泵池不工作 车载储气瓶压力过高 8 加气过程中机器自动停止加液，但是用 车载储气瓶的增压阀未关闭 户反应没有加满 加液过程中泵后压力表晃动幅度较大
12
卸液过程中如何给车载储气瓶加气
泵卸车过程中，如来车加液，如何操作？
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加液过程频繁跳枪，每次加液量很少
加液机电磁阀坏了或者阀门太小
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LNG枪头滴液
加气时滴就是加气枪头的密封圈坏，加完气拔下枪头后滴就是枪芯松动密封不到位或是枪芯的密封垫磨损严重
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卸液过程中如何给车载储气瓶加气
泵卸车过程中，如来车加液，如何操作？
泵池液相进口阀是否打开； 修改泵出口压力设定值（一般设定在1.2-1.3MPa）； 排放泵池的气体； 供电电源配备交流稳压器； 排放车载储气瓶压力至低于1.0MPa； 关闭车载瓶增压阀； 1、打开泵池气相平衡阀 少量气体； 按故障复位键； 关闭电源3分钟重新启动，并等待15分钟。（给机器15分 钟的传输缓冲时间，如15分钟后未恢复正常，联系厂家人 员）； 经安技部或工程部、设备厂家的同意后由站长修改泵出口 压力设定值，并做好相关记录； 打开泵池回气阀； 断开回气枪与车载储气瓶的连接； 加气操作前手动关闭加气机内部循环气动阀或者等仪表风 压力稳定在0.4MPa时在开始加气操作； 通知厂家更换加气机内部循环气动阀； 2、打开泵池上方的排空阀排放
1、先开撬体总电源开关供电，3-5秒后再手动打开橇体PLC电源 开关，否则会出现“1#变频故障”的报警信息；2、开启仪表风 电源开关，确定仪表风压力控制在0.4MPa以上后，手动打开泵前 截止阀，手动关闭加液机内循环气动阀；
3 编辑时间：2012.10
解决方案
解 决 方 法 严格按照操作规范操作，预冷前一定要吹扫枪头与回气 口，保持枪头与回气口清洁；如每次都漏液需检查枪头、 回气口密封圈是否完好。 登陆富瑞特装LNG监控系统，读取用户IC卡，在用户办卡 充值栏里有个解恢按键，点击解恢； 把泵池上面的放空阀打开，排放泵池里面的气体使储罐的 液体迅速充满泵池。 打开储罐底部进液阀和泵池液相进口阀，机器在加注模式 下过5min左右进行预冷（利用罐体液位压力灌满泵体）。 其他情况正常时，预冷不停止，经工程部或安技部同意， 确定是由于储罐的温度较高引起的遇冷不停止，需在厂家 售后技术人员指导下由加气站站长修改加气机增益参数， 保证加气站正常运行，站长做好修改增益参数值的记录及 修改原因，加气正常后一定再将增益值修改为正常值，并 做好相关记录，保证流量计的计量误差在规定的范围之内 泵池温度在-130℃以上，需再次进行预冷 如果重复预冷多遍还是无法正常加注，需关闭泵池进液 阀，确保泵池里面气相完全排空，重新打开泵池进液阀， 让泵池里面充满新液。 规范卸车和加气操作，避免不必要的带热液体进入储罐。 当储罐液体达到8吨或压力达到0.5Mpa，40min以上不加液 时关闭泵池液相进口阀，防止循环损失储罐、泵体液体冷 量、防止储罐升压过快。（尽量避免操作罐体根部液相阀 门。） 加气枪是否插到回气口上；
9
断电后，来电开机，1#变频器出现故障 数据扫描过程中信号输送不通畅出现报警信息
10
预冷时正常，加注10公斤左右出现电机 空载报警
不明原因潜液泵出口压力未设定在1.2-1.3MPa； 储罐上的泵池回气阀未打开 回气枪与加气枪同时连接车载储气瓶上，出现循环联通现象；
11
加气机显示屏数据跳动过快
加气机内部小循环控制阀开启或者因为气动压力不足出现半开半 合状态； 加气机内部小循环控制阀不能正常开合；
意事项
泵卸车过程中，如来车加液，停止泵卸车改成加注模式下 加注，液会直接从槽车加到车载储气瓶内。加完液后改成 卸车模式继续卸车流程；
更换电磁阀或是上调阀门
枪头后滴就是枪芯松动密封不到位或是枪芯的密封垫磨损严重
泵卸车过程中，如来车加液，停止泵卸车改成加注模式下 加注，液会直接从槽车加到车载储气瓶内。加完液后改成 卸车模式继续卸车流程；
加气站常见问题描述及解决方案
序号 常 见 问 题 解 析
1
给车载瓶加气时加气枪头或者回气口泄漏 加气枪枪头、回气口有异物，需保持清洁
2
IC卡锁定
不确定因素锁卡，恢复出厂设置 潜液泵内气相过多，形成气蚀——泵池气相平衡阀未打开 储罐底部进液阀未打开（此阀门在缷液或维修之外禁止操作）。
3
1、预冷不停止 2、电机空载（一般是 泵池液相进口阀未打开 在预冷的情况下出现电机空载现象）
加气机增益参数设定值大于规定值（增益参数小于10%）
4
预冷时正常，一加注泵的电机就显示空 泵池里面有时会有气液共存的状态，尤其泵池温度在-130℃以上 载报警 的情况下偶尔会出现这种现象。
5
保持液体温度在-130℃以下
潜液泵温度ห้องสมุดไป่ตู้可能控制在-130℃的方法
泵出口压力大于泵池设定的工作压力，在预冷与加注开始时会出 现 6 泵池压差超限
停电来电后操作的注意事项
1 停电后应急措施 1、手动关闭橇体PLC电源开关；2、关闭电源控制柜橇体电源及 仪表风电源开关，开启电灯电源备用；3、手动关闭泵前截止阀 （泵体保冷）； 4、手动开启加液机内循环气动阀（防止管线憋 压）5、开启泵池气相平衡阀（保证泵池与储罐气相相通泵体保 冷）；
2
来电后的操作流程