液化石油气气化站 文档
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。
液化气站安全技术交底模板
一、交底目的为确保液化气站的安全运行，提高员工的安全意识，预防事故发生，特制定本安全技术交底。
二、交底对象液化气站全体员工三、交底内容1. 液化气理化特性及危险分析液化石油气（LPG）具有易燃易爆、气化性、受热膨胀性、滞留性、带电性、腐蚀性及窒息性等特点。
其主要成分包括丙烷、丁烷、异丁烷等，属于甲类火灾危险性物质。
2. 安全操作规程（1）员工必须经过专业培训，取得上岗证后方可从事液化气站相关工作。
（2）进入液化气站必须佩戴防静电鞋、防静电手套等防护用品。
（3）禁止在液化气站内吸烟、使用明火，禁止携带易燃易爆物品。
（4）操作设备前，必须确认设备处于正常状态，方可进行操作。
（5）操作过程中，严格遵守操作规程，严禁违章操作。
3. 防火防爆措施（1）储罐区应设置防火堤，防止液体泄漏扩散。
（2）储罐区设置消防设施，如灭火器、消防栓等，确保消防设施完好。
（3）液化气站内禁止存放易燃易爆物品，禁止进行动火作业。
（4）液化气站内设置泄漏报警装置，确保及时发现泄漏。
4. 应急处理措施（1）发生泄漏时，立即关闭泄漏点附近的阀门，切断泄漏源。
（2）迅速启动泄漏报警装置，通知相关人员。
（3）采取隔离措施，防止泄漏扩散。
（4）启动应急预案，进行灭火、疏散等应急处置。
5. 安全检查与维护（1）定期对液化气站设备进行检查、维护，确保设备正常运行。
（2）检查消防设施、泄漏报警装置等，确保其完好。
（3）对员工进行安全培训，提高安全意识。
四、交底要求1. 员工必须认真学习本安全技术交底，掌握安全操作规程。
2. 员工应严格遵守安全操作规程，确保液化气站安全运行。
3. 员工应积极参与安全检查与维护工作，共同维护液化气站安全。
4. 员工应主动报告安全隐患，及时消除事故隐患。
五、交底人（姓名）六、接受人（姓名）七、交底日期（年月日）。
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）
液化石油气气化站 文档
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。
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。
液化石油气的气化详细版
文件编号：GD/FS-4028（安全管理范本系列）液化石油气的气化详细版In Order To Simplify The Management Process And Improve The Management Efficiency, It Is Necessary To Make Effective Use Of Production Resources And Carry Out Production Activities.编辑：_________________单位：_________________日期：_________________液化石油气的气化详细版提示语：本安全管理文件适合使用于平时合理组织的生产过程中，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到实现简化管理过程，提高管理效率，实现预期的生产目标。
，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。
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。
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。
液化石油气气化站和混气站安全管理范文（二篇）
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。
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%。
液化石油气供应基地与气化站、混气站
液化石油气供应基地与气化站、混气站液化石油气供应基地布局与站址应符合哪些要求？( l ）液化石油气供应基地的布局应符合城市总体规划的要求，且应远离城市居住区、村镇、学校、工业区和影剧院、体育馆等人员集中的地区。
( 2 ）液化石油气供应基地的站址应选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧，且应是地势平坦、开阔、不易积存液化石油气的地段。
同时，应避开地震带、地基沉陷、废弃矿井和雷区等地区。
液化石油气供应基地的储罐与基地外建、构筑物的防火间距应符合哪些要求？液化石油气供应基地的储罐与基地外建、构筑物的防火间距应符合下列规定：( l ）液化石油气供应基地的全压力式储罐与基地外建、构筑物的防火间距不应小于表4 . 1 . 111 一1的规定；半冷冻式储罐的防火间距可按表4 . 1 . 111 一1的规定执行；( 2 ）液化石油气供应基地的全冷冻式储罐与基地外建、构筑物的防火间距不应小于表4 . 1 . 11l 一2 的规定；( 3 ）液化石油气全冷冻式储罐与基地外建、构筑物、堆场的防火间距不应小于表4 . 1 . 111 —3 的规定。
注：①防火间距应按本表总容积和单罐容积较大者确定。
②居住区系指1000人或300户以上居民区。
与零星民用建筑的防火间距可按本章表4 . 1 . 112中的规定执行。
③地下储罐防火间距可按本表减少50 ％。
④地下储罐单罐容积应小于或等于50 m3，总容积应小于或等于400 m3。
⑤与本表以外的其他建、构筑物的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GBJ16 执行。
⑥间距的计算应以储罐的最外侧为准。
表4 . 1 . 111 —2 液化石油气供应基地的全冷冻式储罐与基地外建、构筑注：① 本表所指储罐为设有防液堤的全冷冻式液化石油气储罐。
当单罐容积小于或等于5000m3时，其防火间距可按表4 . 1 . 111 一1 中总容积小于或等于5000m 3的防火间距执行。
② 居住区系指1000人以上或300户以上的居民区。
液化石油气瓶组气化站安全生产隐患排查表
5）通风良好的液化石油气气化间等生产性建筑的爆炸危险区域等度7.5m和半径为7.5m，顶部与释放源距离为7.5m的范围宜划分为2区；在2区范围内，地面以下的沟、坑等低洼处宜划分为1区。
8、电气
液化石油气供应站具有爆炸危险场所的电力装置设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定，爆炸危险区域等级和范围的划分符合3.5的规定。
9、防雷及防静电
1）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。
6）液化石油气瓶组间不得设置在地下室和半地下室内。
7）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；与建筑的防火间距应按第4）条的规定执行。
8）瓶组气化站的四周围墙上部宜设置非实体围墙，围墙下部实体部分高度不应低于0.6m。围墙应采用不燃烧材料。
9）当采用瓶组气化供气时，应设置自动切换装置。使用自动切换装置是为了保证不间断供气。
液化石油气瓶组气化站安全生产隐患排查表
1、术语
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。
2、基本规定
1）向用户供应的混合气应具有可以察觉的警示性臭味；混合气中加臭剂的添加量应使得当混合气泄漏到空气中，达到爆炸下限的20％时，嗅觉正常的人应能察觉。
10）瓶组间采用自然通风时，每个自然间应设2个连通室外的下通风式百叶窗，瓶组间通风口的总有效面积不应小于该房间地面面积的3％。通风口下沿距室内地坪宜小于0.2m。当不能满足自然通风条件时，应设置独立的机械送、排风系统，并应采用防爆轴流风机，通风量应符合下列规定：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。
2024年液化石油气站的安全技术（三篇）
2024年液化石油气站的安全技术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。
预防储罐泄漏技术1.储罐的设计、制造、安装、检查和验收应符合规范的有关规定，其中城市液化石油气站储罐的设计压力为1.77MPa。
2.储罐的接管除出液管端口随选择的加气泵要求外，要求将其他管道端口设置在罐顶，优点是：一旦管口接头发生泄漏主要是气相，便于处理。
3.为防止储罐超装可能产生的事故隐患，要求设置液位上、下限报警装置，并宜设置液位上限报警装置。
压力、温度、液位3个计量仪表，除现场指示外，并远传至中央控制室，以便操作人员随时监视。
4.在液化石油气站内设置比较完善的燃气泄漏报警装置的紧急切断液化石油气泵、压缩机的电源。
5.为防止地下储罐的腐蚀，应采用特加强级防腐；为防止储罐生发点为腐蚀和局部的腐蚀，应采用阳极保护措施。
6.应重视对储罐基础沉降的限制，防止储罐接管严重受力，形成事故隐患。
预防储罐外泄漏技术1.若储罐外接管的第一道法兰及阀门发生泄漏，处理较为困难，尤其地下储罐无法处理空间。
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。
液化石油气站值班制度范文（4篇）
液化石油气站值班制度范文第一章总则为了规范液化石油气站的日常运营管理，保障值班人员的工作安全，提高工作效率，制定本值班制度。
第二章值班岗位设置液化石油气站的值班岗位设置包括站长、班长、值班员等。
第三章值班岗位职责1. 站长：负责站点的日常管理和指导工作，保障站点正常运营，做好安全工作。
2. 班长：协助站长做好日常管理工作，负责站点的安全管理，并进行安全检查。
3. 值班员：负责监测站点的运行情况，及时响应突发事件并报告上级主管。
第四章值班制度液化石油气站实行24小时值班制度，每天分为早班、中班、夜班。
班次的安排原则是早班7:00-15:00，中班15:00-23:00，夜班23:00-7:00。
第五章值班员职责1. 值班员必须按时到岗，认真履行职责。
2. 值班员必须密切监测站点的运行情况，确保设备正常运行，并做好相关记录。
3. 值班员发现设备异常情况时，应及时报告，配合站长或班长处理。
4. 值班员要进行设备巡查，确保设备处于良好状态，并及时发现并消除隐患。
5. 值班员要严格遵守液化石油气站的安全操作规范，不得违规操作。
6. 值班员要积极参加职业培训，提高自身的工作能力和专业水平。
第六章值班交接1. 值班员交接班时要将值班情况及设备运行情况进行详细记录，并将记录交给接班人。
2. 值班员交接班时要进行严格的设备巡查，确保设备处于正常状态，交接班时要将巡查结果告知接班人。
3. 值班员之间交接班时要互相协调，及时传达站点运行情况。
第七章值班员培训1. 液化石油气站必须对值班员进行培训，确保其具备必要的专业知识和操作技能。
2. 值班员必须经过培训并通过考核后方可上岗。
第八章奖惩制度1. 值班员要严格遵守值班制度，否则将受到相应的纪律处分。
2. 值班员发生违纪行为或出现安全事故时，将按照液化石油气站的相关规定进行处理。
3. 值班员在工作中表现突出、安全工作出色的，将获得相应的奖励。
第九章遵守保密制度1. 值班员在工作中必须遵守液化石油气站的保密制度，不得泄露涉及站点运营和安全的任何信息。
液化石油气瓶组气化站安全检查表
16
接地
设备接地线完好
现场检查
17
灭火器
至少配备8kg手提灭火器2具；灭火器完好有效，有定期检查记录
现场检查
18
通风
至少设有2个连通室外的下通风式百叶窗，通风口下沿距室内地坪小于0.2m
现场检查
19
环境整洁
除工艺装置外无杂物
现场检查
五、液化石油气瓶组气化站公用辅助设施
1
可燃气体报警控制器
可燃气体探测报警信号送至24小时有人值守的控制室或值班室，控制器和报警器工作正常，无人值守站可燃气体探测报警信号能远传至公司监控中心报警
现场检查和查阅记录
4
人员进出管理
除本站工作人员外，不得有其他无关人员，外来人员确需进入的，有登记并进行安全告知，严禁携带非防爆型电子设备和火种
现场检查和查阅记录
5
视频监控
应安装视频监控，监控图像清晰，应覆盖站区出入口、主要工艺装置，四周无死角，监控视频应储存不少于90天；无人值守站视频监控信号应能远传至公司监控中心
现场测量
4
围墙
围墙下部实体部分不低于0.6m
现场检查
二、液化石油气瓶组气化站站区管理
1
安全警示标志
入口或外墙有禁火、限速、禁止使用电子设备等安全警示标志；安全标志清晰
现场检查
2
值班
无人值守的气化站应有自动切换和远传监控报警等安全措施
现场检查
3
车辆进出管理
具有独立院墙的瓶组气化站，除液化石油气专用运瓶车外，无其他机动车辆停放；机动车辆进出生产区应登记并安装阻火器
现场检查
4
气瓶摆放
气瓶直立摆放，无码放现象
现场检查
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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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。