《工艺安全管理制度【最新8篇】》
在日常生活和工作中，制度的使用频率逐渐增多，制度就是在人类社会当中人们行为的准则。那么制度的格式，你掌握了吗？
工艺安全管理制度 1
第一条目的和范围
一、为加强工艺安全管理，防范工艺安全事故，确保安全生产正常运行，特制定本制度。
二、本制度适用于公司各分厂、车间工艺管理。
第二条职责
一、各分厂办公室是公司工艺安全归口管理部门，负责组织对生产工艺运行的监督管理，定期组织进行工艺检查及考核；负责操作规程的制定和修订；参与装置投产前或开车前（长期停车）的安全检查，对工艺条件进行确认。
二、各车间对本车间工艺安全管理承担主体责任。
（一）负责日常工艺安全运行管理。
（二）负责制定和修订本单位岗位操作规程、应急预案，并组织培训和实施。
（三）负责根据标准、操作规程等制定本单位内的相关《工艺安全检查表》，定期组织工艺安全专业检查。
（四）负责制订本车间装置检修计划并具体实施，组织装置开车前的厂级安全检查。
（五）各单位分管安全生产负责人应组织工艺、设备、安全等专业进行工艺过程风险分析。
1、风险分析内容包括但不限于：工艺反应及设备运行过程中的危险、工作场所潜在事故发生因素、控制失效的影响、人为因素等。
2、分析方法、频次
⑴对涉及“两重点一重大”的生产储存装置应采用HAZOP（危险与可操作性分析）技术每三年开展一次。
⑵对其他生产装置应根据其复杂程度的不同，选用安全检查表、工作危害分析、预危险性分析、故障类型和影响分析（FMEA）、HAZOP技术等方法或方法组合，可每五年开展一次。
第三条工艺安全过程控制
一、工艺安全信息
（一）所有管理和操作人员必须掌握本岗位或区域的工艺安全信息，主要包括：
1、化学品危险性信息：物理特性、化学特性、毒性、职业危害、职业接触限值；
2、工艺信息：工艺流程、反应过程、工艺参数安全上下限值；
3、设备仪表信息：设备操作规程、设备材料、设备和管道图纸、电气仪表类别、连锁装置、监控及报警装置、安全设施。
（二）各单位应落实安全员、工艺员对工艺安全信息进行管理，并及时更新，保证工艺安全信息随时保持完整、有效、可靠。
二、操作规程
（一）各产品的生产均应有岗位操作规程。
（二）新装置投入生产，应同时交付岗位操作规程，否则新装置不得投入生产。新装置技术文件（操作规程和操作记录），均由项目开发工艺负责人制订，并报相关分厂办公室备案。
（三）当引进新工艺或改变工艺条件时，要逐级审查批准，重新修订审批操作规程，及时发放和培训。
（四）所有操作人员应严格按照操作规程精心操作，并有权拒绝违章作业的指令，严禁违章操作；严禁擅自更改操作规程；严禁对装置进行试验性操作。
三、工艺安全培训
工艺培训应涵盖本单位、岗位工艺安全内容。根据各岗位、各层面员工的现状及岗位能力要求确定其培训需求，使之掌握相应的安全注意事项、安全巡检内容、异常情况判断、应急处理措施等安全知识。
四、工艺参数控制
（一）对工艺参数运行出现的偏离情况及时分析，保证工艺参数控制不超出安全限值，偏差及时得到纠正，并作好运行原始记录。
（二）各单位应组织对运行原始记录进行统计分析，找出进行中可能存在的缺陷和改进点，不断提高工艺安全可靠性。
五、工艺检查
（一）工艺检查主要包括工艺指标和岗位操作规范性检查、工艺执行、物料质量、产品质量、原始操作记录、原料能源消耗、工艺安全等方面内容。
（二）定期检查各工序工艺执行情况，车间工艺检查频次每旬至少1次，分厂组织检查频次为每月至少1次。识别存在的问题并积极组织改进，将不良因素消灭在萌芽状态，避免人的疏忽或物的缺陷而导致的不良影响。
六、装置开停车工艺安全
（一）生产装置正常停车
单套生产装置正常停车按照操作规程中规定的步骤进行，并有停车记录。
生产装置区域性（工段以上）停车应根据操作规程和实际情况编制停车计划，按照停车计划停车，并有停车记录。工段停车计划在车间存档，车间及以上停车计划在分厂办公室存档。
用于紧急处理的自动停车联锁系统不得用于正常停车。
（二）生产装置紧急停车
1、各单位应定期对泄压、排空及切断等紧急操作系统及紧急停车系统进行检查，确保正常。
2、发现或发生紧急情况，应按照避免人员伤害、减小社会影响、降低事故损失为原则，应迅速采取措施，并通知有关岗位协调处理，同时上报调度、车间领导和分厂协调处理，必要时按程序紧急停车。
3、发生停电、停水、停气（汽）时，必须按照操作规程采取措施，防止系统超温、超压、跑料、泄漏及机电设备的损坏。
4、生产装置泄压系统或排空系统排放的危险化学品应引至安全地点并得到妥善处理，并上报安全环保科。要严密注意易燃、易爆、易中毒等危险化学物品的排放和散发，防止造成事故。
5、发生爆炸、着火、大量泄漏等事故时，应首先切断料源、汽源和电源，同时尽快通知相关岗位并按公司事故报告程序报告，并按公司综合应急预案执行。
（三）开车工艺安全检查
新生产装置开车、大型装置停车检修后开车以及区域性（全车间、全厂）停车检修后的开车，由分厂办公室牵头组织安全环保科、机电维修车间等相关科室、车间进行开车前的确认。应满足下列要求：
1、编制并落实了装置开车方案；
2、现场工艺和设备符合设计规范；
3、系统试压试漏、设施空运转调试合格；
4、各种危险已消除或控制；
5、操作规程和应急预案已制订，涉及工艺、设备变更的必须重新编制操作规程；
6、操作人员培训合格；
7、各种原材料、中间产品、产品均有有效的防护措施。
（四）工艺变更
1、工艺变更范围：生产能力变更、管线改动、主要操作方法改变、工艺参数改变、配方/改变、检测方法改变以及主要设备和原料改变等。
2、工艺变更程序：
⑴车间必须在接到工艺变更批复单后，方可将变更后工艺投入生产运行，否则视为违章指挥作业。
⑵工艺变更必须有详细的工艺方案，附在工艺变更申请单中，审批后执行。
⑶对工艺方案进行可行性分析和验证，报公司主管领导审批。
⑷工艺变更后由相关科室负责对现有的相关技术标准进行修订。
3、工艺参数以《工艺卡片》或《工艺变更通知单》进行控制，如任何操作人员及管理人员必须严格遵守工艺纪律，不得擅自改变工艺参数。
（五）工艺操作事故调查处理
发生工艺操作事故，应按照《工艺管理制度》规定及时上报，采取最佳方案进行补救，不得迟报、瞒报，以免事故扩大或造成次生事故。事故的调查和处理按“四不放过”的原则进行。车间应建立事故台账，并对事故物料或批次建立跟踪台账。
七、工艺过程风险分析及要求
（一）反应温度控制
各种化学反应都有其最佳反应温度范围和安全温度范围。正确控制反应温度不但是保证产品收率、质量的条件，而且也是防爆所必须的。
正确选择传热介质，安全、及时除去反应热；防止传热面结垢；防止搅拌中断；控制进料速度；控制升温速度。
超温可能造成气相压力升高、引发分解等副反应、生成危险的副产物或过反应物，甚至导致爆炸；升温过快、过高或冷却设施发生故障，可能会引起剧烈反应，乃至冲料或爆炸。温度过低会造成反应速度减慢或停滞，温度一旦恢复正常，往往
（二）系统压力控制
1、确保反应釜、换热器、物料储罐、工艺管线通畅，防爆膜、放空系统通畅有效。确保压力、液位等监视测量设备有效。
2、新增带压管道及储罐要求论证安装防爆膜的必要性。防止正压、负压超过安全范围压造成设备管道损坏，甚至发生爆炸事故。
3、液封
⑴液封一般用于隔绝空气防止被氧化、防止气体溢出及液体挥发、防止气体倒流或走短路以及防爆泄压的场合，一般密封的内外压差不是很大。液封选用的介质要求不与密封的气液体发生互溶和化学反应，液液密封一般要求密封液体的密度比被密封液体的密度小。
⑵各车间新增装置的液封及技改装置的液封应选用合适的介质，需要根据允许压力范围经过计算确定液封高度，经分厂办公室审核、安全环保科审批后方可实施。
4、积液
⑴管道中不正常的积液形成的液封应及时通过泄压、管线改造等措施消除，确保通畅。
⑵应在受控条件下定期排空高空放空管中的积液（如氯甲烷尾气管、真空泵排气管等）。
5、储罐液位控制
⑴储罐液位控制在安全运行液位之间对于罐区的安全生产有着非常重要的意义。液位低于规定的安全下限可能造成机泵抽空、损坏设备及设备空转起火发生火灾爆炸。如果是原料罐，会造成装置原料中断装置停工。如果是浮顶罐，液位处于或低于浮子起浮区间，可能造成浮子损坏并且增加损耗，浮子同油面之间存在油汽空间，增加火灾危险性。如果是有加温盘管的油罐，液面低于加温盘管，使加温盘管暴露在油汽空间中可能。如果液位超过安全液位高度上限，可能造成冒罐、损坏浮子及发生火灾爆炸等事故。
⑵为保证设备完好及安全生产，必须规定储罐的安全储存液位，并确保储罐、储罐进出物料量正常液位仪表显示和远传有效、高低液位报警器有效。正常储罐一般控制上下限±50cm，同时以80%—90%容量为存储上限。储罐上下限必须明确用红或黄颜色等警示颜色标示。正常生产情况下要求液位运行在规定下限和上限之间，利用自控系统及人工巡检对液位进行监控，在接近储罐安全液位上下限之前及时进行切换。
⑶各单位根据《设备安全管理制度》定期对储罐进行安全检查和检验，并经过安全评价后重新确定存储上、下限，确定后由使用车间重新进行限位标识。存储上、下限由分厂办公室审核、安全环保科审批。
（三）溢料和泄漏的控制
1、溢料
溢料主要是指化学反应过程中由于进料过快、升温速度较快或含有发泡成分产生液沫或泡沫夹带引起的物料溢出（包括工艺物料及循环水等公用工程介质）。
⑴溢料危害
由于溢料时相界面不清，给液面的调节控制带来困难。溢料会使管道、设备排气孔堵塞，容易发生安全环保事故。在连续封闭的反应过程中，如塔器、脱醇釜中，溢流又容易引起液泛、冲料等操作事故，还可能造成反应物料外泄，引发安全、环保事故。
⑵操作注意事项
为了减少泡沫，防止出现溢料、冲料现象，首先应该稳定加料量、进料速度、升温速度，平稳操作，在工艺允许的情况下通过采用降低搅拌强度、平缓升温、真空消泡、消泡剂消泡等措施，减少泡沫和溢料。
车间添加水处理剂必须提前通知公司调度和相关车间、科室，密切注意水质变化，防止起泡、沉淀等异常现象。
2、泄漏
泄漏包括内漏和外漏。介质外漏易导致人身、设备安全事故。内漏将导致介质串料，不但影响收率、消耗等经济指标，还导致不同介质串料，存在安全隐患。应通过加强公用工程介质管理，加强设备检查和计划检修，减缓、避免设备及管道腐蚀、穿孔。
⑴物料泄漏及公用工程介质泄漏
循环水、冷冻盐水等冷冻介质要求制订水处理操作规程，编制水处理剂添加计划，并按计划进行添加。
⑵各车间应按要求进行巡检、观察和取样检测，以及时发现异常情况，避免物料泄漏和减轻泄漏影响。
⑶各车间应按照《工艺管理制度》规定进行巡检、观察和取样检测，以及时发现异常情况，避免物料泄漏和减轻泄漏影响。
⑷车间定期检测循环水、清水、冷冻盐水pH值、COD、TP等各项指标，以及时发现水质异常、物料内漏等情况。车间对0℃、—15℃冷冻盐水及5℃清水、循环水pH值每个班检测二次，对COD、TP每天至少检测一次。
3、跑、冒、滴、漏现象控制
化工生产中物料的跑、冒、滴、漏的现象，容易引起毒害、腐蚀、火灾爆炸等事故。工艺操作过程中应精心平稳操作，防止错开阀门等误操作，降低泄漏率。
（四）物料及废液控制
1、物料及样品
取样完毕后，及时标识清楚。标签内容包括：样品名称、来源、采样批号和部位、样品序号、采样日期和时间、采样者、需检项目（特别是非常规检测项目）等。要按样品品种、批次号、序号有序摆放，以便查找。留样样品还应注明分析后如何处置（保存、废弃或交回委托人）。标识应按照化验室要求统一进行简写及编号。
车间送检样品除化验室明确要求留样外，一律由送检者带回车间按照本规定处理。化验室取样及留样样品由化验室按照相关规定妥善处理。
危险化学品禁止使用饮料瓶取样。用饮料瓶制作临时取样瓶的必须将外包装纸撕除，并贴好标签，以防误饮、误食。
物料、样品应避免阳光直射，避免直接露天放置，光敏、热敏性物料应采取相应措施。与空气、水等接触发生剧烈物化反应的物料应有效隔离。以防在阳光、热源、空气、水等作用下变质或生成易燃易爆有毒有腐蚀性物质甚至爆炸。
不得放置在操作台、办公桌及应急柜，不得与饮料、食品及应急药品混放。
易燃易爆物料及监控危险化学品物料取样口应上锁。
需用水、煤油等液体浸泡保存的样品（例如黄磷）应注意避免密封液干涸，以免样品发生泄漏、自燃等意外事故。
2、废液
样品不得随意掺水；不得随意丢弃（无标签的未知样品应格外注意）；样品一律不得泼到地面及倒入下水道、雨水沟。不同的物料、样品、化学试剂不得随意混合，以防发生物化反应出现意外。如三氯化磷遇潮湿空气、浓硫酸遇水、草甘膦母液废水遇液碱废水等等。
润洗残液、样品及各处滴漏的物料一般都有回收利用的`价值，而且随意丢弃还存在安全环保隐患，故应统一回收处理。
回收桶容积应不大于50L，要求完好、有盖，不得敞口，应施加醒目标识。桶口放置漏斗，以方便倒料，避免物料洒出。挥发性物料、有毒有害物料、易分解变质物料还必须用盖子密闭。易挥发性物料回收桶在用盖子密封同时还必须加装防爆膜（可用塑料膜制作）。
检修、动火作业应远离样品残液等物料桶（水平方向、垂直方向），或将物料桶撤离现场并将地面清理干净、确认无残留、满足动火条件后再动火。
（五）防止静电及火花工艺控制
1、工艺设计及生产过程中应按照《化工企业静电接地设计规程》（HG/T 20675—1990）及《石油化工静电接地设计规范》（SH 3097—2000）标准要求，从工艺流程、设备结构、材料选择和操作管理等方面采取措施，限制静电的产生或控制静电的积累。采取防静电措施，消除设备、管线、人体所带静电，使之达不到危险的程度，防止产生电击或放电，引起可燃性物质着火、爆炸等事故的发生。
2、常见防静电措施有：
⑴导静电管材；
⑵法兰接口处铜带跨接；
⑶系统接地（接地线、静电球）；
⑷控制流速，温度；
⑸抽料结束后，有充分的时间静止；
⑹塑料管缠绕铜丝；
⑺增湿；
⑻添加抗静电剂；
⑼防静电工作服（衣服、鞋、手套等）。
3、增大物料移动中的摩擦速度或液体物料在管道中的流速等参数，会增大静电量。管道工艺流体速度不能超过安全流速。各车间（科室）换用大流量的泵、换用小口径的管道或更换管道材质需提交安全流速计算过程，并经审批以后方可实施。
为了避免液体在容器内喷溅产生静电，应从底部注入或将管道延伸至容器底部液面下。不得使用铁棒、铁锤敲击铁质设备，以防产生火花引燃工艺物料或油料等物质。如合成釜铁质料斗、氯甲烷尾气管不能使用铁棍敲击。
八、工艺标识
（一）工艺标识包括工艺管线标识、物料标识以及与工艺操作相关的设备、仪表标识等。
（二）工艺管线标识具体要求（包括名称、颜色、间距等）参见《工业管道的基本识别色、识别符号和安全标识》（GB 7231－2003）。物料标识按照公司体系文件（标识与可追溯性）要求进行。
（三）标识可采用油漆、挂牌、贴牌（定制塑牌、标签牌）等方式。所有标示要求清晰、牢固、易于识别。
（四）反应釜、换热器、物料储罐、工艺管道及其它设备仪器都应标示名称和编号。主管线及易混淆管线必须标示名称、走向，支管线应标示走向。阀门、开关、温度表应标示名称和编号。各种原材料、中间产品、成品应做好标识。
（五）隐蔽工艺管线标识
地埋管线采用预制水泥桩，顺输送介质流向的左侧，距离管道中心线1.5m处（即桩体垂直中心线与管道轴向水平距离），埋设偏差为±0.25m。直管每隔100米设置一个，弯管在拐点处必须加。跨越公路、河流、沟渠时大于50m的则应在两端均设立，小于50m的可只在一侧设立。
穿墙管线在孔的两侧应予以标识。隐蔽工程应在工程及工艺图纸上进行标示。
九、联锁报警装置
联锁报警装置管理按照《控制系统报警处置管理制度》执行。
十、奖励与处罚
1、对违反《工艺安全管理制度》的行为，按照《工艺管理制度》及《工艺考核细则》进行处罚。
2、鼓励员工积极参与工艺安全管理，对提出合理化建议或技术革新的，按照《工艺管理制度》及《工艺考核细则》进行奖励。
工艺安全管理制度 2
为了更好地支撑公司招投标业务，收集有效的、精准的项目信息，不断开发新的业务，特制定此管理制度：
第一章术语
第一条项目信息管理是指对项目信息筛选、收集、分析、汇总、上报、备案及后期对有效项目信息的跟进等一系列工作的总称，把项目信息作为管理对象进行管理。项目信息管理的目的是保证决策者能及时、准确地获得有效信息，并根据信息作出有效决策。
第二条项目信息是指我公司从事的业务范围相关联的项目信息。收集者首先要熟悉公司的目标客户群体、公司业务范围、公司资质、公司业绩，准确地去判断有效信息。
第二章项目信息收集原则
一、准确性原则
要求所收集到的信息要真实、精准，准确性是对收集工作最基本要求，收集者对所收集到的信息要进行准确的辨别，不断审查。
二、全面性原则
要求收集面要广泛，全面完整，只有广泛、全面的收集信息，才能确保我们占得市场先机；
三、时效性原则
项目信息的价值在于该信息是否能及时地提供，即时效性。招投标项目均有时限性，只有项目信息及时有效，才能把握机会，做充分准备。
第三章项目信息收集的方法
一、客户群体：我公司主要面向的客户有刑侦（公安、司法）、医疗疾控（医院、疾控中心等行业或单位。
二、市场范围：目前我公司业务面向全国市场，主要的业务布局在安徽省、山东省、河南省、云贵川、广东省、重庆市、上海市、深圳市。
三、收集渠道：目前项目信息主要从各类招投标网站中去收集，目前我公司常用的招投标网站如下：工程大数据平台、安徽省招标投标信息网、优质采、信E采这几大招投标网站，也可以通过各代理机构网站及目标客户群体的官方网站。
四、项目阶段：包括立项批复、勘察、设计招标（包含大楼设计及实验室专项设计）、施工图审查招标（包含大楼设计及实验室专项设计施工图审查招标）、监理招标、资格预审、标前公示、施工招标（含大楼土建及专项实验室）、中标公告等，通过项目不同标段落实查找不同时期的进度和招标信息。
五、查找方式：首先快速地浏览可用信息，没有的。再在每个网站上面进行关键字输入查找，例如：实验室、医院、疾病预防控制、公共卫生、食品药品等，网站会把这类信息统一列出来，便于查找，关键字可参考客户群体内容。查找信息要求收集者要做到对我公司的业务范围及业绩内容非常了解，能够敏锐、精准地抓取关键字，快速筛选有效信息。有的网站还需要VIP会员才能够查看的，可以将项目信息名称或关键字复制到百度进行详细搜索，或进入其官网查找。
六、筛选汇总：将有效的项目信息按查找时间进行有序登记，包括项目名称、业主单位名称、项目进行阶段、信息发布时间、超级链接等关键信息进行登记备案，并上报领导，领导要求重点关注的项目做出醒目标记，并持续关注后续进展情况，项目进展有最新情况应及时更新项目登记表并向总经理汇报。项目信息汇总表见附件1。
七、查找时间：鉴于招投标信息量大，信息收集人员每工作日下班前应至少重点浏览以下网站：重点浏览以下省份：安徽省、山东省、云贵川、广东省、重庆市。
八、项目信息收集注意事项：1）浏览当日的项目信息最好在次日的早上再进行一次查漏补缺，避免招标代理机构当日发布信息时间太晚而遗漏，并将信息表电子版发给领导；2）学会抓住关键字快速浏览，某个关键字搜索不到可以调换关键字或减少关键字再次进行搜索；3）不能因我公司资格条件达不到而放弃项目，不能因项目小而放弃项目。4）熟悉掌握我公司经营的业务范围。
第四章职能职责
项目收集工作应该配备1~2名项目信息收集专员，其工作职责为：
1、常用网站的维护及新网站的拓展运用；
2、负责每天浏览相关网站收集有用项目信息；
3、负责对项目信息的筛选、评审；
4、负责有用项目信息的汇总、呈报；
5、将上级要求关注的重点项目进行标记，实时跟进最新项目进展，并汇报给上级；
6、项目信息的归档、整理；
7、协助领导下载所需的项目招标公告或招标文件；
完成领导临时交待的其他事宜。
公司考勤休假管理规章制度
液化天然气产业链 3
液化天然气产业链
目前，液化天然气代表了国际燃气行业中最令人激动的产业发展方向。尽管燃气运输的总百分比中，LNG仅占全球燃气贸易量的10%都不到，但其发展迅猛，且有越来越多的买方和卖方加入到这个市场中。在过去20年中，LNG贸易呈现飞速发展，而到2020年为止，预估LNG贸易仍将继续发展，不会呈现衰退态势。
简而言之，相比从生产商处运输天然气至消费者处，液化是一种替代选项。天然气（甲烷C1H4）被冷却至-161.5℃（-260℉），从气态被转换成了更易运输的液态，体积大约被缩小了600倍。（实际被缩小了将近610倍，但通常应用600倍。）因此，就是说600立方英尺的天然气会被缩小至1立方英尺的洁净、无味的LNG。并且，其储存和运输通常是在低温、低压下完成的。
转换成液态的天然气将会通过海上运输，从遥远的开采地被带回接收地，相比航运，管道运输显得既不经济，又不合理。在接收地，液态的甲烷从船上被卸下，然后加热，使其由液态再次回归到气态。随后，就像当地开采出的天然气一样，以管道运输的方式，被运往各个燃气消费者。
液化天然气的整个运输过程相比管道运输更为复杂。接下来所提到的“LNG产业链”包含了整个过程中各个分散的板块：上游、中游液化工厂，航运，再汽化，以及最后的天然气分配输送。
（上游开采至终端发电过程）
LNG的技术并不新颖。早在1941年美国克利夫兰市就建造了世界上第一个商业LNG设备，作为（电力）调峰设施。在短则数小时、长则几季的需求淡季，天然气（通过运输管道输送至工厂中）被液化；而在需求旺季，天然气则被加热成气态，随后通过泵，被压入输送管道形成的气网中。不幸的是，在1944年，由于天然气泄漏所引发的爆炸，使得这家工厂最终倒闭。
究竟是通过液化天然气，还是直接通过管道运输天然气，成了天然气储地必须作出的商业化决定，而这主要取决于其距离需求市场的距离。通常被各国所遵循的一个重要规则是——相比管道运输，当满足下列特征时，LNG 天然气产地拥有至少3万亿立方英尺至5万亿立方英尺的可采天然气。液化工厂的天然气生产成本低于1美元/百万英热单位（/MMBtu）。天然气包含极少量的其他杂质，比如CO2或硫磺。天然气产地附近拥有能够建造液化工厂的海港。
国家的政治局势支持大规模的、长期的天然气投资。
进口国的市场价格高到足够支撑整个生产链，并能为天然气出口公司和出口国提供丰厚的回报。
天然气运输需要穿越无关的第三方国家，这种情况下，应用管道替换方案将会引起购买方对天然气供应安全的担忧。
LNG贸易中使用的单位足够令人困惑。刚开采出的天然气是以体积为单位的（立方米或立方英尺），但一旦转换为LNG，则由众多单位可供选择，通常使用的是吨或百万吨。（缩写为MMT，或者更常用的MT。百万吨在技术中的缩写是MMT；然而，LNG行业会使用MT来代替。）LNG船舶尺寸一般以货物体积标识（典型的为几千立方米），并且一旦LNG被重新气化，它则会以能源单位被售出（百万英热单位，MMBtu）。
一吨LNG所包含的能量相当于48,700立方英尺（1,380立方米）的天然气。而一台LNG设备每年都可生产100万吨（百万吨/年，MTA）的LNG，这相当于每年生产487亿立方英尺（13.8亿立方米）的天然气，相当于每天生产1.33亿立方英尺的天然气。
LNG产业链：上游和中游
LNG产业链的上游和中游部分与传统燃气系统的上游和中游部分十分相似，拥有相同的气井、井口和气田处理设备。因为LNG需要将天然气冷却至非常低的温度，所以在送至液化工厂处理前，必须注意从甲烷流中移除所有的杂质，尤其是水。
LNG产业链：液化工厂
首个大规模的LNG工厂于1964年在阿尔及利亚的阿尔泽成立，并在1965年上线。在1969年，飞利浦公司在阿拉斯加建造了Kenai LNG工厂。而至2006年，全球至少有17家LNG工厂，主要分布在非洲、中东、亚洲、澳大利亚、加勒比地区和阿拉斯加处。尽管每家工厂在设计和尺寸上都是独特的，但他们仍有许多共同的特点。下图显示了一种典型的LNG液化和装载设施的布置。
（NGL to Fractionation：液态天然气分馏法；propane chiller：丙烷冷却器；condensate：冷凝物；LNG heat exchanger：LNG换热器）
接收到LNG设备中的天然气必须没有杂质，且必须越接近纯甲烷越好。任何其他的成分，比如CO2和硫磺，都可能对天然气冷却单元造成损害，或者降低LNG成品的质量，或者两者皆有。
全球的LNG从业者都已接受了两种主要的天然气液化过程：纯多端冷却过程（即飞利浦过程）、和预冷后混合丙烷的混合冷媒过程（MCR）（由空气产品公司、壳牌及其他公司改进，且应用于大多数LNG工厂）。首批在阿尔及利亚和阿拉斯加设立的LNG工厂应用的是飞利浦多端冷却过程，并使用丙烷、乙烯和甲烷作为冷却剂。然而，从那以后，大部分的大型LNG基地装载项目使用的都是空气产品公司的（丙烷）混合冷媒过程，以及低温换热器。不同的研究显示：这两种加工过程中主要工作的处理效率是相似的。因此，选择哪种过程主要取决于各个公司不同的考虑、特许费用的差距和个人所理解的优势。
一般来讲，液化工厂是一整个LNG项目中最昂贵的部分。因为运输到工厂中8%-10%的天然气会被用于作为冷却过程的燃料，即使其他费用，比如人工费和维修费较为低廉，总体的操作费仍就高昂。
因为规模经济十分重要，所以新建的LNG工厂将拥有更大的、更高效的生产线，并且对于邻近的LNG工厂（比如卡塔尔的），这些新建的工厂会与它们共享设备，以减少单位成本。然而，不断上升的对钢铁和镍的需求量，以及对于其他工程建造资源的高需求，使得长期下降的成本趋势有所回升。最近发布的LNG工厂项目，比如（澳）Woodside’s Pluto项目，所需成本相对几年前建造的工厂项目要翻5番以上。这样令人警醒的趋势将会迫使项目发起者制订更为激进的LNG价格预测，并将毋庸置疑地导致某些项目的取消，且很有可能是那些价格从现有水平调低后就无法盈利的项目（低定价）。
但是，不断上涨的LNG价格也反向促进了从前被认为是难以盈利的天然气资源的开发。更小的、距离更远的天然气田被发掘出来，通过改装、或特别定制的船舶将LNG生产和储备系统连接起来，这有些类似于油田的浮式生产储存卸货装置。另外，现在仍有许多有关LNG的技术挑战摆在眼前，最典型的就是半装满储罐的‘摇晃’问题——当LNG被产出时——以及LNG从一艘浮动船舶被卸载至另一艘浮动船舶时。目前，有许多公司正在改进它们的FLNG（浮动式LNG）理念，首批产品应该会在2011-2012年左右出炉，可能在西非或东南亚/澳大利亚地区着陆。
LNG产业链：运输
LNG通常通过特别设计的冷藏船舶被运输给天然气消费者。船舶要求在低大气压下运营（不像液化石油气船，可以在相对较高的气压下运营），LNG被装在独立绝缘的储罐中运输。储罐周围的绝缘层帮助维持LNG的温度，并使蒸发率（重新转变为气态）保持在最低的水平。因为大多数老旧船舶没有船上制冷系统，船舶使用刚刚生产出的、会蒸发的天然气作为能源、燃料。在一次典型的航程中，一般每天有0.1%-0.25%的LNG会转换成气态，作为燃料。
大部分LNG工厂有他们自己特定的LNG船队，作为“虚拟”管道。当一艘船舶处于装载状态，肯定有一艘姐妹船舶正在卸载货物，而船队剩余的船只则要么在去买方气化设施的途中，要么在回LNG工厂装载新货的途中。然而，当LNG短期交易和即期交易量不断上升时，船舶会从不同的工厂装载LNG，并且将它们卸载至出价最优的地方。
LNG产业链：再汽化终端
LNG接收终端，也被称为再汽化设施或气化设施，会接待LNG船舶，储存LNG（直到被需要），并且输送气态甲烷至当地管道气网。气化设施中主要的设备为卸载泊位、港口设施、LNG储备罐、蒸发器（将LNG转换成气态），以及连接当地供气网的管道通路。另外，LNG船舶也会在近岸处卸载，远离拥挤的、水位较浅的港口。这一般会通过一个浮动系泊系统完成（相似于原油进口中用到的系统）——即船舶近岸卸载时，天然气会从海底绝缘的LNG管道被运输至岸上的气化设施。
接收终端资本花费最多的板块是蒸发器设备。蒸发器可以将LNG从-161.5℃加热至超过5℃，使甲烷从液态转变为气态。从概念上来说，蒸发器属于相对简单的部分，当LNG通过泵被压入管式或板式换热器时，蒸发器发生作用，使其温度上升。在温暖的季节，将加热器与海水接触，或在寒冷的季节，将其与加热的水接触，都能保证换热器温暖。所以大规模的海水会持续流动在蒸发器系统中，以避免各面板结冰。
常规岸上气化设施中，卸载下的LNG通常被储存在大型储罐中，陆上储罐或半掩埋储罐，直到天然气被消费者所需要。半掩埋储罐，罐与罐之间的距离比较近，所以在日本十分常见，因为那里的土地资源比较稀缺。另外，LNG也可以在近岸被卸载，而且通常是通过船上有再汽化设备的、改进后的LNG船舶卸载LNG。这些船舶有能力直接将气态甲烷输送入管道气网内；或者通过离岸系泊设备将LNG输送进低温管道，再送到岸上进行气化；也可以采用LNG常规卸载，即通过固定悬臂完成近岸卸载。船到船的LNG转移仍在其早期阶段，所有的技术障碍还没有完全消除。一旦这个过程变的常规了，我们可以预见大型船舶在近岸处卸载LNG至更为小型的船舶，随后这些小船会直接驶向港口，当LNG被转换成甲烷后，再通过管道直接输入当地气网。
液化天然气站消防设计探讨 4
LNG—液化天然气站消防设计探讨 概述
LNG—液化天然气的缩写，按照美国国家标准NFPA 59A定义为：一种基本上是甲烷构成的液态流体，含有微量的乙烷、丙烷、氮或通常在天然 气中存在的其他成分。天然气主要来源于气田和油井伴生气，通常是作为燃料使用。由于其液化储运技术要求较高，所以国内一直是近距离管道输送，资源浪费严 重。发达国家很早就将天然气进行液化储运，应用于生活、工业、汽车燃气等各个行业。1999年上海引进法国工艺技术建成了第一个LNG站，作为城市燃气的 备用气源。2000年淄博引进日本技术建设了LNG气化站，主要供应工业生产用气。由于目前我国未出台LNG站消防设计规范，笔者结合淄博LNG站消防设 计审查经验，提出一点浅见，供同行及设计人员参考。设计依据探讨
1．1 目前国内相关规范
①《石油化工企业设计防火规范》（1999年修订版）GB50160—92
②《城镇燃气设计规范》（1998年版）GB50028—93
⑧《建筑设计防火规范》（1997年修订版）GBn687
④《建筑防雷设计规范》GB50057-94
⑤《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058—92
⑥《建筑灭火器配置设计规范)2BJl40—90
⑦《火灾自动报警系统设计规范》》GB50116—98
⑧《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3004—1999
2．2 国外有关规范
①美国国家标准NFPA 59A《液化天然气（LNG)生产、储存和装卸标准》(1996年版）
②日本部颁标准KHK—4《一般高压瓦斯保安法则》（平成6年修订版）
2．3 适用规范探讨
由于目前国家尚未出台LNG站消防设计规范或标准，现对以上列出的有关规范的适用性作如下分析：
《城镇燃气设计规范》（1998年版）（以下简称《燃规》）第102条规定：本规范适用于新建、扩建或改建的城镇燃气工程和装置设计。另据《燃规》名词解释，城镇燃气是指符合本规范燃气质量要求的，供给居民生活、公共建筑和工业企业生产作燃料用的，公用性质的燃
气。一般包括天然气、液化石油气和人工煤气。《燃规》第六章对液化石油气储运供应做了明确规定，但对液化天然气未作说明。
《石油化工企业设计防火规范》（1999年修订版）（以下简称《石化规》）第102条规定：本规范适用于以石油、天然气及其产品为原料的石油化工新建、扩建或改建工程的防火设计。《石化规》对液化烃的储运设计做了明确规定。另据《石化规》名词解释，液化烃指的是
15℃时蒸汽压大于0.1 MPa的烃类液体及其他类似的液体。应包括液化天然气。
淄博新建LNG站属液化天然气气化、供气站，向周围企业、居民提供工业与民用天然气，应属城镇燃气范围，但《燃规》对液化天然气储运供应设计未作规定。本着无明确规范执行相近规范的原则，可执行《石化规》。该工程LNG储罐储存条件为0.3MPa(绝)、一
145℃，按照《燃规》规定应属于“半冷冻式储罐”。但《石化规》把液化烃储罐分为两类：“全压力式储罐”和“全冷冻式储罐”，没有“半冷冻式储罐”。为 此，设计组专门向《石化规》国家标准管理组进行了请示，得到明确答复：“液化烃半冷冻式储罐可参照《石化规》对液化烃全压力式储罐的要求进行防火设计”。
综上所述，淄博新建LNG站工程的消防设计主要依据《石化规》有关条款，其他专业规范均参照执行。美国、日本规范标准对LNG站的储罐、电器仪表、工艺设施、安全消防均作了详细规定，虽不能作为设计依据，但可以借鉴参考。火灾危险性分析
3．1 LNG火灾危险性分析
淄博的液化天然气来源于中原油田，主要组分为（体积百分比V％）：甲烷93.609；乙烷4.1154，丙烷1.1973；其它组分（丁烷、戊烷、氮、二氧化碳等）1.0783。
物性参数：分子量：17.3；气化温度：-162.3℃：液相密度：447kg／m3；气相密度：0.722kg／m3；液态／气态膨胀系数： 612.5m3／m3（15.5℃）；燃点：650ºC；热值：9260kcal／m3；气化潜热；121kcal／kg;储存条件：温度-145℃；压 力0.3MPa（绝)。天然气闪点为-190ºC，与空气混合能形成爆炸性混合物，爆炸下限（V％）为3.6—6.5，爆炸上限(V％）为13—17，最大爆炸压力6.8 kg。
天然气火灾有以下特点：火灾爆炸危险性大；火焰温度高、辐射热强；易形成大面积火灾；具有复燃、复爆性。
3．2 主要设计火灾危险性
3．2．1 LNG储罐
LNG储罐为100m3卧式真空粉末绝热低温储罐，双层结构，内胆材料为不锈钢0Cr18Ni9（0表示含碳量不足1％），其化学成分、含量与美 国(ASTM)304钢以及日本(JIS)SUS304钢的成分基本相同，外壳材料为Q235A（一种A型钢）。内胆与外壳之间填充珠光砂并抽真空绝热，内胆外面包一层弹性绝热材料以防止珠光砂沉积压实造成绝热性能下降。其最大的危险在于绝热性能下降，因为LNG是低温深冷储存，一旦绝热性能下降，储罐压 力剧增，会造成储罐破裂事故。
3．2．2 气化器
气化器有冬季使用的水浴式气化器和其他季节使用的空浴式气化器两种，其主要作用是LNG流经气化器换热发生相变，转化为气体并提高温度，经过调压器调至0.4MPa(绝)后进入管网，然后送给用户。因为进入气化器的是液化天然气，在气化之前一旦发生泄漏 极易造成火灾爆炸事故。
3．2．3 BOG储罐
钢制储罐，用来储存LNG储罐罐顶蒸发气体(Boiloffgas)。该罐主要用来平衡LNG储罐的压力，一旦LNG储罐温度发生波动，气化出的气体便进入该罐。因此BOG储罐应有配套的液化回收系统或放空设施，避免超压造成泄漏事故。
3．3 工艺火灾危险性
本工艺装置的火灾危险性为甲类，装置区内的大部分区域为爆炸危险1区。工艺流程比较简单，LNG用槽车运至气站后卸人储罐，气化、加臭、计量后进人管网送给用户。主要火灾危险有以下几点：
3．3．1 LNG运输中的分层和涡旋问题
LNG是一种多组分混合物，温度和组成的变化会引起密度变化，继而引起分层和涡旋，表面蒸发率剧增（涡旋时的蒸发率比正常状态要大20倍），引起槽车内压力骤增造成泄漏事故，1971年意大利曾发生过类似事故。
3．3．2 LNG泄漏问题
由于LNG是低温深冷储存，所以它的泄漏一般液化烃有所不同。LNG一旦从储罐或管道中泄漏，一小部分立即急剧气化成蒸气，剩下的泄漏到地面，沸腾气化后与周围的空气混合成冷蒸气雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。
LNG泄漏冷气体在初期比周围空气浓度大，易形成云层或层流。气化量取决于土壤、大气的热量供给，刚泄漏时气化率很高，一段时间后趋近于一个常数，这时的LNG泄漏到地面上会形成一种液流。消防设计探讨
4．1 总平面布局
站址选择及总平面布置均参照《石化规》有关要求执行。
4．1．1 站址选择
站址应处于全年最小频率风向的上风侧，站内应平坦，通风良好，便于LNG的扩散。距离公共建筑及民用建筑均应大于120米（日本规范分别为98.3米和65.6米）。
4．1．2 总图布置
在满足工艺流程的前提下，应合理布置功能分区，储存区、生产及辅助区和办公区应分开设置。综合考虑防火间距、消防车道及防火防爆要求。
4．2 建筑结构（耐火等级）
站内建构物均应按《建筑设计防火规范》进行设计，其耐火等级、层数、长度、占地面积、防火间距、防爆及安全疏散均按规范要求进行设计；建构筑物 墙、楼板、柱、梁、吊顶的选材和结构均需要满足规范规定的强度、耐火、防爆要求。建构筑物及重要设备的联合平台，均应设置两个以上的安全疏散口；生产装置 内的承重钢框架、支座、裙座、管架等按规范要求涂覆耐火层保护，耐火层的耐火极限不低于1.5小时。
由于LNG的特殊性质，站内建构筑物及重要设备支架除应满足相应的耐火等级外，还要满足抗冷性能。特别是储罐基础、防火堤及挡液堤必须能承受-145℃以下的低温。
4．3 工艺装置
装置均设计成密闭系统，在控制的操作条件下使被加工的物料保持在由设备和管道组成的密闭系统内。在装置的进出口总管上设置紧急切断阀，以杜绝引起火灾爆炸的可能性。
4．4 储运设施
储运设施的设计均严格按照《石化规》有关要求执行。
4．4．1 储罐安全措施
在储罐的液相管上设紧急切断阀，每个储罐两个，以便在装置发生意外时切断储罐与外界的通道，防止储罐内的LNG泄漏。
储罐内罐设安全放空阀，连通火炬；外罐设泄压设施，放空气体引至高点排放。
4．4．2 管道安全措施
在液相管道的两个切断阀之间设置安全阀，一旦两个切断阀关闭，管道内的液体受热气化时，安全阀自动起跳，以防超压造成事故。
气相总管上设紧急放空装置，一旦有误操作或设备超压，安全阀起跳，以保护气相管道的安全。
4．4．3 泄漏处置措施
根据LNG的特殊性质，LNG的泄漏处置是最重要的设施。美国国家标准NFPA 59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准》明确提出： LNG站内应按规范要求设置拦截区，服务于LNG储灌区、装卸区和生产工艺区。且LNG和可燃制冷剂、储罐防护堤、拦截墙和泄流系统必须采用压实土、混凝 土、金属等耐低温材料建造。
储罐周围设置防护堤，高度1米，储罐与防护堤的间距按照储罐液位高度减去防护堤高度计算。在储罐防火堤内设置LNG导流沟和集液池，以防泄漏的LNG接触其他储罐基础。
卸车台处另设一集液池，用来收集卸车过程中泄漏的LNG。
所有集液池内的LNG均应采取可靠的保护措施，使其安全气化，避免造成危险。
4．4．4 安全放散
站内设专用放空火炬，高30～40米，LNG储罐、BOG储罐、工艺管道及各生产工段的超压泄放气体均引入火炬，避免在站内形成爆炸性混合物。4．5 电气仪表
4，5．1 火灾探测及DCS联动系统
DCS为自动监视控制系统，有异常发生时及时报警并通过ESD（紧急停车）快速切断使各部设备处于安全状态。
在储罐区、气化区、卸车台等可能产生天然气泄漏的区域均设置可燃气体浓度监测报警装置，在储罐、气化器等关键设备的适当部位安装火灾探测器；在控制室设有集中报警控制系统，一旦有气体泄漏或发生火灾，能够及早发现并采取措施。
另外站内还设有一套先进的监控系统，能监控各装置设备的工艺参数（温度、压力、液位等）并能连锁控制，有异常情况时发出警报提醒操作人员及时处理，特殊情况下可以启动紧急切断装置（站内所有紧急切断阀均从日本进口，电动控制），确保各主要设备处于安
全状态。
4．5．2 电气设备及电缆
站内电气设计严格执行《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》要求。电气设备和灯具均满足相应的防爆级别，电缆沟进行防火封堵并采用阻燃性电缆。
4．5．3 防雷防静电
根据生产性质、发生雷电的可能性和后果，站内生产装置和辅助设施、工业建筑均采用装设避雷网和避雷针防止雷击。装置区内的封闭金属罐、塔及设备管道按规范要求作好防雷接地。
4．5．4 消防用电及通讯
应确保站内的消防用电及通讯设施。消防控制系统、消防水泵、气压给水设备等主要用电设备应有备用电源（双电源供电或采用备用发电设备）；站内控制中心应设外线报警电话或与消防队直通的专线电话。
4．6 消防设施
消防系统的设计均严格按照《石化规》有关要求并参照国外的先进经验执行。
4.6．1 消防给水系统
消防给水系统由消防泵房、消防水罐、消防管道及消火栓、消防水炮等组成。站内按一次火灾计算，LNG储罐所需消防用水量最大，一次用水量为478m3／h，火灾延续时间为6h，贮水量不应小于2866m3（站内设置两个公称容量1500m3的固定顶消防水储罐）。
站内设置环状DN300消防水管网，管网上设置地上式消火栓。罐区周围设置固定式消防水炮及箱式消火栓，另外设两台移动消防水泡，放在泵房内备用。
消防泵房内除按照站区所需消防用水量要求设置主备用泵外，另设一套消防气压给水设备，平时用来维持管网的恒压状态(0.38MPa)，火灾时自动启动消防水泵，达到0.8～0.9MPa，形成临时高压消防给水系统。
4．6．2 蒸汽灭火系统：
按照《石化规》要求，在生产工艺装置处设置蒸汽消防系统，利用站内锅炉产生的高压蒸气，在工艺设备、管道及框架、平台等易泄漏处设有消防蒸汽管及接头，遇有紧急情况时，可方便地灭火或对设备、管道进行保护。
4．6．3 泡沫系统（高倍数泡沫保护和低倍数泡沫灭火系统）
为了有效地控制泄漏的LNG流淌火灾，借鉴国外先进经验，站内设置了高倍数泡沫保护系统。采用PF4型水轮式高倍数泡沫发生器和3％的高倍数泡沫 液，发泡量为100～200m3／min。主要用来覆盖保护储罐区、管道、卸车台泄漏及事故集液池内的LNG，使其安全气化，避免产生危险。
有条件的站内还可按规范要求设置固定式低倍数泡沫灭火系统。在储罐区、管道、卸车台及事故集液池等处设置泡沫管道及管牙接口，并配置一定数量的泡沫钩枪。也可在储罐、管道、卸车台及重要设备上方设置泡沫喷淋灭火装置。
4．6．4 干粉灭火系统
在LNG储罐、BOG储罐、管道安全阀等气体放空部位，可设置于粉灭火装置，一旦排出的气体被点燃，可以自动释放干粉灭火，避免事故扩大造成危险。
4．6．5 气体灭火系统
在总控制室、自备发电机房、变配电室等封闭空间内可采用气体自动灭火系统，有人值班的可采用手动控制，现场无人值班的应采用自动控制。
4．6．6 移动式灭火器材
根据《建筑灭火器配置设计规范))GBJl40—90规定，该装置生产区为严重危险级场所，设置MFA8型手提式干粉灭火器和MFAT50型推车式干粉灭火器。辅助生产区属轻危险级，设置MFA8型手提式干粉灭火器。控制室、变配电室内配置MT7型手提式二氧化碳 灭火器，以保证迅速有效地扑灭初期火灾和零星火灾。
4．7 灭火对策
4．7．1 切断气源，控制泄漏。如不能有效控制堵住泄漏，可允许泄漏气体稳定燃烧，防止大量气体扩散造成二次危害。
4．7．2 对着火罐及邻近罐和设备进行冷却保护，固定式冷却设备失效时应迅速采用消防水泡等移动式设备进行冷却，避免储罐设备受热超压造成更大灾害。
4．7．3 要控制泄漏出的LNG流淌，可筑堤堵截或挖导向沟，将LNG引至事故集液池等安全地带，然后用高倍数泡沫覆盖，使其安全气化，避免燃烧扩大。
4．7．4 初起小火可利用现场配置的移动式灭火器材进行扑救，火势较大时应立即报警，调动大型消防车辆灭火。结论
在目前我国没有LNG站消防设计规范的情况下，参照《石化规》的有关要求及国外的先进经验进行的上述设计，基本能够满足LNG站的消防安全要求，各种设备得到了最大程度的保护，为LNG站的安全运行提供了有力的保障，实践证明是行之有效的。
液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择 5
液化天然气接收站气化厂主工艺设备方案选择
作者：李健胡 文章来源：广东珠海金湾液化天然气有限公司 点击数：162 更新时间：
2011-3-1 21:40:48概述
随着中国对能源需求的不断增长，中国正在大力引进LNG和建设LNG接收站。在接收站项目中，一般包括码头工程、气化厂工程（储存和气化）、长输管道工程3部分。其中，气化环节里的主要工艺设备技术难度高，目前尚不能国产，因此，气化厂的工艺设备对整个项目有着关键的影响。
4目前国内常规的LNG接收站的规模均为300×10t/a左右，因此，本文主要对此规模的接收站的气化厂
主工艺设备进行分析，并结合国内外部分接收站的设备配置情况，对接收站主工艺设备的方案进行探讨。2 主工艺流程与主工艺设备设计原则
① 主工艺流程
气化厂主要的工艺设备有LNG低压泵、LNG高压泵、气化器、蒸发气(Boil Off Gas，BOG)压缩机。其工艺流程一般为：LNG储罐内的LNG由低压泵泵出，经再冷凝器后，用高压泵加压后输送至气化器，气化后进入长输管道。储罐内的BOG从罐顶排出，经BOG压缩机压缩后送入再冷凝器中，与自低压泵出来的LNG汇合。再冷凝器的作用是用从低压泵出来的LNG冷却和混合BOG压缩机出来的BOG，使 气化器由海水泵提供海水作为热源，加热LNG，使之气化。主工艺设备5+1方案工艺流程见图1。
② 主工艺设备设计原则
a.低压泵、高压泵、气化器数量应尽可能一致，即在启停1台低压泵时，相应启停1台高压泵、气化器、气化器配套的海水泵，以便于运行调节、自动控制。b.各主工艺设备应考虑备用，即坚持n+1原则。c.同类设备的容量、型号应完全一致，能够互为备用。d.考虑到进口设备价格高昂，工程应尽可能降低造价，尤其是首期工程。
本方案设计中，对于次要的因素，如低压泵供应槽车、保冷循环等予以忽略。实际设计时，可根据实际需要予以相应调整。主工艺设备数量与容量的确定
3.1 低压泵数量的初步方案
低压泵一般置于储罐内，因此，其首期工程的数量应与储罐数量相对应。在LNG接收站的首期工程中，基于经济性，应当建设2台或3台储罐。若建设2台储罐，则低压泵数量应为2的倍数，即2，4，6，……。若建设3台储罐，则低压泵数量应为3的倍数。具体数量还应结合高压泵及气化器等设备再行确定。
对于每1台储罐，如果仅配置1台低压泵，则缺乏备用，因此，每1台储罐内，低压泵至少应为2台。若首期工程建设2台储罐，则低压泵数量至少应为4台。
3.2 高压泵及气化器数量的初步方案
根据运行要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵尽可能数量1对1地对应。如果数量过多，则系统复杂。尤其是海水泵与气化器之间的管道，需设置母管制总管运行，这样设备数量不宜过多。建议设备数量在6台或以下。结合上述低压泵为2或3的倍数的初步选择，则泵及气化器的数量可以有2个方案：低压泵、高压泵、气化器各设4台，或各设6台。考虑备用设备各1台，则得到n+1方案为：3+1方案，5+1方案。若建设3台储罐，且各泵及气化器初选数量较大时，无须另加备用，可直接为3的倍数的方案。如中国台湾台中LNG接收站，3台储罐，配9台低压泵、9台高压泵。若泵及气化器数量的初选结果为3时，考虑数量过少，宜再加1台作为备用。如日本扇岛接收站，3台罐，配4台气化器。具体设计时可结合单台设备容量、气化厂整体情况再进一步选择或修正。
3.3 单台泵容量的计算
4泵的容量应根据最大小时流量确定。对于常规的规模为300×10t/a的LNG接收站，泵的平均容量约为
342t/h，若最大小时流量量为700t/h，最小连续稳定流量为100t/h，则不同方案的泵的容量计算如下。对于3+1方案，单台泵的最大小时流量为233t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取250t/h。此时，泵的最小流量为设汁容量的40%，低于泵的稳定工作点，因此，单台泵的设计容量偏大，需要增加泵的数量。
对于5+1方案，单台泵的最大小时流量为140t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取160t/h。此时，泵的最小流量为设计容量的62.5%，处于泵的稳定工作区。若考虑低压泵另有其他输出时（保冷循环、槽车、槽船等），则容量宜进一步增大。如中国台湾台中的LNG接收站，低压泵流量为250t/h，高压泵流量仅为100t/h。
3.4 泵及气化器的最终选择方案
对主工艺管道的要求如下：
① 根据运行的要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵均需要数量对应，从经济性考虑，低压泵到高压泵、高压泵到气化器之间均采用1条LNG总管的方案。
② 从安全性考虑，低压泵与高压泵之间、高压泵与气化器之间为气化厂甚至整个接收站项目的关键部位，如果该处总管泄漏或发生故障，则整个接收站必须中断运营，且无法立即恢复。因此，宜采用分别设2条总管的方案。
③ 但对于上述5+1的方案，则当6台泵连接在同一条总管时，连接复杂，宜简化。
根据上面3个要求，综合考虑，采用2条总管的方案，但并不是每条总管均与6台泵相连接，而是每3台泵（气化器）连接在一起。切换时，整项3台泵（气化器）一起切换，即低压泵、高压泵、气化器之间，均为2条总管。气化器与海水泵之间，也为2条海水总管。
因此，最终选择5+1方案，单台泵或气化器的设计容量为160t/h。每3台1组共同1条总管，共2组。低压泵的出口压力一般为1.0～1.5MPa。如广东大鹏LNG接收站低压泵出口流量为420m/h的LNG（折算约200t/h），出口压力为1.4MPa。
高压泵出口压力主要根据长输管道的需要确定。对于长度为150～300km的长输管道，高压泵的出口压力一般为7～10MPa（视用户需要而定）。考虑管道阻力，泵出口压力宜稍大些。如广东大鹏LNG接收站、中国台湾台中LNG接收站的高压泵出口压力约10MPa。日本扇岛LNG接收站因不承担调节管网压力的任务且接近用户，故只设一级泵，无低压、高压之分，LNG泵出口压力约4MPa。
3.5 BOG压缩机的容量与数量
理论上，BOG的处理方式有两种：
① 将BOG直接加压，送入外输气体总管。
② 先将BOG压缩冷却液化，送入LNG液体总管，然后与其他LNG混合后一起经气化器气化后再外输（见图1）。
对于气态直接外输，由于直接加压外输经济性较差，大型接收站一般不采用。因此，采用压缩液化方案。
3对于LNG接收站，正常运行时应做到BOG对外零排放。因此，应满足以下要求：
① 单台BOG压缩机运行容量至少应为整个LNG接收站不卸船时正常的BOG产生量。常规LNG接收站若
43按2台工作容积为16×10m的储罐、0.05%的蒸发量估算，不卸船时2台储罐蒸发量共约3t/h，整个LNG接收
站BOG量总计则不超过5t/h。
② 所有BOG压缩机的运行容量总和，应大于最大的BOG量。
最大的BOG量包括：储罐正常的蒸发量、卸船时的蒸发量、LNG注入储罐时的空间置换及焓不同造成的蒸发量、大气压变化造成的蒸发量、保冷循环带回的蒸发量。最大的BOG量统计计算较复杂，且涉及许多不确定的因素如船上的LNG压力、温度等。
设计中，对各项BOG量进行统计计算后，得出最大的BOG量，作为BOG压缩机选择时的总容量。对于简化的估算，可以用卸船时的BOG量为非卸船时的2倍来估算。对于拥有2台工作容积为16×10m的储罐的常规LNG接收站，不卸船时全站的BOG量为5t/h，则最大的BOG总量约为10t/h。
BOG压缩机的数量应根据运行与备用要求、经设备造价比较后确定。由于至少有1台备用，因此，BOG压缩机数量至少应为1+1配置。BOG压缩机的生产厂家较少，价格较高，容量为5～15t/h的BOG压缩机在2008年的价格约(2000～3000)×10元/台。当采用少量的BOG压缩、液化工艺时，压缩机做功相对电耗较多，其经济性并不明显。除非政策强制要求，否则少量的BOG可以考虑适度放空。因此，BOG压缩机备用及裕度设计取较小值，数量取1+1方案，单台容量为6t/h。设备类型选择
4.1 低压泵类型
低压泵均选择立式筒型离心泵（潜液式电动泵）。泵的设置有2种方案：
① 泵套底部设阀门。泵出故障时，可通过阀门隔离，吹扫后可提出泵来检修。
② 泵套不设底阀，泵出故障时，不能抽取出来，直待储罐检修时，全罐吹空后再检修。
对于首期工程，建议泵套设底阀。这是因为LNG接收站刚建设，设备故障多，且此时储罐尚少，全罐吹空来检修。对于二期以后的工程，可以考虑不设底阀。
4.2 高压泵类型
高压泵也为立式筒型离心泵。泵的设置也有2种方案：
① 架空式。泵悬空于地面。
② 埋地式。泵部分埋入地下，一般埋入1/3左右，也可整个泵位于地面下。视再冷凝器高度及有效气蚀余量确定。
由于高压泵的入口压力取决于再冷凝器的标高，因此，若泵采用架空式，则泵的进出口管及再冷凝器标高应相应提高，管架及再冷凝器的建设成本上升，而泵本身的建设成本下降。埋地式则管架及再冷凝器建设成本降低而泵本身建设成本上升。在同样的再冷凝器标高的情况下，采用埋地式的泵比架空式的泵能获得更高的入口压力。对于首期工程，建议考虑埋地式，以确保运行中有足够的入口压力，且再冷凝器不必采用较高的标高。
4.3 气化器类型
[2]气化器根据海水条件及容量选定。其主要类型有：
① 开架式气化器(Open Rack Vaporizer，ORV)。以海水为加热介质，因此对海水水质要求较高。使用条件主要为：海水常年温度≥7℃，固体悬浮物含量≤80mg/kg，铜离子含量≤10μg∥kg，汞离子检测不出
[3][1]443。据日本及中国一些接收站的资料，0RV热态备用时15min可达满负荷。因此ORV可作为主气化器，也可作为备用气化器。
② 浸没式燃烧气化器(Submerged Combusion Vaporizer，SCV)。使用条件几乎无限制，但燃烧天然气，运行成本高，多选作备用气化器，不宜作主气化器。
③ 中间介质气化器(Intermediate Fluid Vaporizer，IFV)或壳管式气化器(Shell Tube Vaporizer，STV)或冷能利用的气化装置。在海水温度高但水质差的环境中选用，热源可以是水质较差的海水或由LNG冷能利用系统提供。
④ 环境空气加热气化器、温水水浴式气化器、蒸汽加热器等。部分气化器同时兼具环境空气加热式和水浴式两种功能。采用环境空气（自然通风或强制通风）加热LNG，占地面积大，容量有限，适于在LNG卫星
[4]站选用。
以上①、②、③这3种类型的气化器截至2009年尚不能国产，国外厂家较少，价格较高，厂家主要在日
本、德国。选型时根据海水条件选用0RV或IFV，备用气化器可选SCV或ORV（视水质而定）。日本扇岛LNG接收站和中国台湾台中LNG接收站中，气化器全部选用ORV。广东大鹏LNG接收站则以ORV为主，1台SCV备用。
4.4 BOG压缩机类型
压缩机根据压缩原理可分为两类：离心式压缩机和往复式压缩机。离心式压缩机造价稍高，功率大，效率高，多用于超大型的LNG接收站或液化厂。往复式压缩机根据布置方式又分为两种：
① 立式压缩机。优点：占地少，启动快。缺点：工作时对地面有一定的往复冲击力。
② 卧式压缩机。优点：运行冲击力小（平衡），造价低。缺点：卧式压缩机检修稍困难。一般设计成对置平衡式，两边对称，冲击力平衡，容量比立式压缩机稍大。
在常规接收站中，上述①、②两种压缩机均可选用。但适用技术标准不同，厂家极少，价格高昂。截至2009年，立式压缩机几乎只有瑞士1个厂家生产，卧式压缩机几乎只有日本1个厂家生产，其压缩机主要型式为厂家专利。卧式压缩机由于为日本厂家生产，因此在日本所有的LNG接收站均有应用。目前中国的几个LNG接收站有的采用卧式压缩机，有的采用立式压缩机。选型时选定厂家，则型式也就因此确定。参考文献：
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industries(10 Edition)[S]。[2] BS EN 1473：1997，Installation and equipment for liquefled natural gas-design of onshore
installations(English version)[S]。[3] 顾安忠，鲁雪生，汪荣顺，等。液化天然气技术[M]。北京：机械工业出版社，2003.[4] 高华伟，段常贵，解东来，等。LNG空温式气化器气化过程的数值分析[J]。煤气与热力，2008，28(2)：
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thservices(4 Edition)[S]。th[5]
液化天然气气化站的安全设计 6
液化天然气气化站的安全设计
作者：石志俭，„
文章来源：燃气技术专题的博客
点击数：170
更新时间：2010-5-7 概述
液化天然气气化站（以下称LNG气化站），作为中小城市或大型工商业用户的燃气供应气源站，或者作为城镇燃气的调峰气源站，近年来在国内得到了快速发展。
LNG气化站是一种小型LNG接收、储存、气化场所，LNG来自天然气液化工厂或LNG终端接收基地，一般通过专用汽车槽车运来。本文仅就LNG气化站内储罐、气化器、管道系统、消防系统等装置的安全设计进行探讨。LNG储罐
2.1 LNG储罐的工艺设计
LNG储罐是LNG气化站内最主要的设备。天然气的主要成分甲烷常温下是永久性气体，即在常温下不能用压缩的方法使其液化，只有在低温条件下才能变为液体。LNG储罐的工作压力一般为0.3～0.6MPa，工作温度约-140℃，设计压力为0.8MPa，设计温度为-196℃[1]。
LNG气化站内150m3及以下容积的储罐通常采用双层真空绝热结构，由内罐和外罐构成，内罐材质为0Cr18Ni9不锈钢，外罐材质为16MnR压力容器用钢。内罐和外罐之间是由绝热材料填充而成的绝热层。当外罐外部着火时绝热材料不得因熔融、塌陷等原因而使绝热层的绝热性能明显变差。
目前生产厂家所用的绝热材料一般为珠光砂，填充后抽真空绝热。为防止周期性的冷却和复热而造成绝热材料沉积和压实，以致绝热性能下降或危及内罐，宜在内罐外面包一层弹性绝热材料（如玻璃棉等），以补偿内罐的温度形变，使内外罐之间的支撑系统的应力集中最小化。支撑系统的设计应使传递到内罐和外罐的应力在允许极限内。
储罐静态蒸发率反映了储罐在使用时的绝热性能，其定义为低温绝热压力容器在装有大于50%有效容积的低温液体时，静止达到热平衡后，24h内自然蒸发损失的低温液体质量与容器的有效容积下低温液体质量的比值。一般要求储罐静态蒸发率≤0.3%[
1、2]。除绝热结构外，储罐必须设计成可以从顶部和底部灌装的结构，以防止储罐内液体分层。
2.2 LNG储罐的布局
根据GB
50028—2006《城镇燃气设计规范》的规定，储罐之间的净距不应小于相邻储罐直径之和的1/4，且不应小于1.5m。储罐组内的储罐不应超过两排，储罐组的四周必须设置周边封闭的不燃烧实体防护墙，储罐基础及防护墙必须保证在接触液化天然气时不被破坏。LNG罐区的设计应通过拦蓄设施(堤)、地形或其他方式把发生事故时溢出的LNG引到安全的地方，防止LNG流入下水道、排水沟、水渠或其他任何有盖板的沟渠中。
储罐防护墙内的有效容积V应符合下列规定：①对因低温或因防护墙内一储罐泄漏、着火而可能引起的防护墙内其他储罐泄漏，当储罐采取了防止措施时，V不小于防护墙内最大储罐的容积。②当储罐未采取防止措施时，V不小于防护墙内所有储罐的总容积。
2.3 储罐抗震、防雷、防静电设计
GB
50223—2004《建筑工程抗震设防分类标准》规定，20万人以上城镇和抗震设防烈度为8、9度的县及县级市的主要燃气厂的储气罐，抗震设防类别划为乙类。美国NFPA59A《液化天然气（LNG)生产、储存和装运标准》(2001年版）规定，LNG气化站内设施及构筑物的抗震设计应考虑操作基准地震(OBE)和安全停运地震(SSE)两种级别地震的影响。
操作基准地震(OBE)是指设施在其设计寿命期内可承受的可能发生的地震，即在该级别地震发生时，设备将保持运行。安全停运地震(SSE)是指气化站所在地罕见的强烈地震，设施设计应能保存LNG并防止关键设备出现灾难性故障，不要求设施在发生SSE后保持运行。
LNG罐区防护墙及其他拦蓄系统的设计至少在空载时能承受SSE级别的荷载，要求在发生SSE之后，LNG储罐可能会出现故障，但防护墙和其他拦蓄系统必须保持完好。凡是失效之后可能会影响到LNG储罐完整性的系统和构件，以及隔离储罐并保证它处在安全停运状态所需要的系统组件，必须能承受SSE而不发生危险。
LNG储罐应按照OBE进行设计，并按照SSE进行应力极限校核。在工厂内制造的储罐，其设计安装应符合ASME《锅炉和压力容器规范》（2007年版）的要求，储罐和支座的设计还应考虑地震力和操作荷载的组合作用，使用储罐或支座设计规范标准中规定的许用应力增量。
LNG气化站的储罐区设置地下避雷接地网，LNG储罐的支柱与避雷接地网连接，LNG储罐上无须设置防雷保护装置。站区的防雷设计应符合GB
50057—94《建筑物防雷设计规范》（2000年版）中“第二类防雷建筑物”的有关规定。防静电设计应符合HG/T
20675—1990《化工企业静电接地设计规程》的要求。气化器和管道系统
LNG气化站使用的气化器一般分为环境气化器（空温式气化器）和加热气化器（水浴式气化器、电加热气化器）。各气化器的出口阀及出口阀上游的管件和阀门，设计温度应按-168℃计算。气化器的出口须设置测温装置，并设自动控制阀门，当气化后进入燃气输配系统的气体温度高于或低于输配系统的设计温度时，自动控制阀门应能自动切断天然气的输出。
气化器或其出口管道上必须设置安全阀，安全阀的泄放能力应满足以下要求：①环境气化器的安全阀泄放能力必须满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.5倍。②加热气化器的安全阀泄放能力必须满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.1倍。
LNG气化站内使用温度低于-20℃的管道应采用奥氏体不锈钢无缝钢管，工艺管道上的阀门应能适用于液化天然气介质，液相管道采用加长阀杆的长柄阀门，连接宜采用焊接。工艺管道采用自然补偿的方式，不宜采用补偿器进行补偿。LNG管道上的两个相邻的截断阀之间，必须设置安全阀，防止形成完全封闭的管段。液化天然气储罐必须设置安全阀，选用奥氏体不锈钢弹簧封闭全启式安全阀；单罐容积为100m3及以上的储罐应设置2个或2个以上安全阀。管道和储罐的安全阀都应设置放散管并集中放散。液化天然气集中放散设施的汇集总管应安装加热器，低温天然气经过加热器加热后变成比空气轻的气体后方可放散。安全检测、控制装置
LNG气化站储罐区、气化区以及有可能发生液化天然气泄漏的区域，一般应安装低温检测报警装置，爆炸危险场所应设置燃气浓度检测报警装置。LNG储罐都应设置检测液位的报警装置，可以设置储罐低液位报警、超低液位报警、高液位报警、超高液位报警，以提醒工作人员及时处理。气化站内还应设置事故紧急切断装置，当事故发生时，应切断或关闭液化天然气来源，还应关闭正在运行、可能使事故扩大的设备。切断系统应具有手动、自动或手动自动同时启动的性能，手动启动器应设置在事故时工作人员方便到达的地方，并与所保护设备的间距不小于15m。消防系统
LNG气化站的消防系统主要包括消防供水和高倍数泡沫系统。
LNG储罐消防用水量应按照储罐固定喷淋装置和水枪用水量之和计算。总容积超过50m3或单罐容积超过20m3的液化天然气储罐或储罐区应设置固定喷淋装置。LNG立式储罐固定喷淋装置应在罐体上部和罐顶均匀分布。生产区防护墙内的排水系统应采取防止液化天然气流入下水道或其他顶盖密封的沟渠中的措施。需要说明的是，水既不能控制也不能熄灭LNG液池火灾，水在LNG中只会加速LNG的气化，进而加快其燃烧速度，对火灾的控制只会产生相反的结果。因此，LNG气化站的消防用水大量用于冷却、保护受到火灾辐射的储罐和设备，以减少火灾升级和降低设备的危险。这一点在制定和实施LNG气化站事故应急救援预案时必须注意。
液化天然气火灾多是由于储罐、管道或其他连接处破裂、损坏，使液化天然气喷出或外溢而引起的，一般归结为以下两种因素：①液化天然气在破口处喷出时产生静电酿成火灾，形成喷火现象；②液化天然气泄漏后会迅速气化变成蒸气，与空气混合形成爆炸性气体，在受热后温度上升或接触其他明火时发生爆炸。
高倍数泡沫覆盖了泄漏燃烧的液化天然气，一方面其封闭效应使得大量的高倍数泡沫以密集状态封闭了火灾区域，防止新鲜空气流入，使火焰熄灭。另一方面其蒸汽效应（指火焰的辐射热使其附近的高倍数泡沫中的水蒸发，变成水蒸气，吸收大量的热量）阻挡了火焰对泄漏液化天然气的热传递，从而降低了液化天然气的气化速度，达到有效控制火灾的目的。
倍数过低的泡沫含水量大，当其析液接触泄漏的液化天然气时，往往会加快液化天然气的气化速度；倍数过高的泡沫抵抗燃烧能力差，泡沫破裂速度快，不能起到有效的封闭作用。GB
50196—93《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》（2002年版）规定了泡沫混合液供给强度为7.2L/(min·m2)，发泡倍数为300～500倍。结语
在美国、日本等发达国家，LNG气化站的建设、生产技术已经非常成熟，但在我国还处于起步阶段。我们应努力全面学习先进的建设管理经验，周密考虑，从设计、施工阶段严格执行规范和技术要求，为LNG气化站的长久安全运行奠定坚实的基础。
工艺安全管理制度 7
1. 坚决贯彻执行“安全第一、预防为主、防消结合”的方针，积极做好防火工作。
2. 各级领导应该重视防火安全，必须把防火安全工作列入领导议事日程，做到有布置、有检查，在实际工作中狠抓落实。
3. 对全体员工要加强防火安全教育，提高员工对防火安全的重要性、自觉性和责任感。
4. 落实防火安全的领导和管理，应建立、健全各级防火安全责任制，做到分工明确，责任奖罚分明，保障国家财产和员工的人身安全，以利促进生产的发展。
5. 建立防火安全检查、巡查制度。公司每月组织有关人员进行一次防火大检查；工段每周检查一次；班组每小时对重点防火设备(部位)巡查一次，并做好记录备查。
6. 在生产区内严禁烤火，以及使用汽油、酒精或易燃液体清洗机械设备，以防火灾。如维修需要办动火手续后方可使用。
7. 严禁在生产区内吸烟，吸烟者应在公司划定吸烟区内吸烟。管理人员若发现有违反吸烟规定的人员却不加以制止，对管理人员处以相等的扣罚。
8. 禁止在生产区内进行动火作业。需要动火时必须按规定向有关部门申报，经保卫、技安部门审批，办好动火证后，落实动火现场安全措施方可动火。动火时应严格执行动火许可证背面的安全规定。
9. 乙炔、氧气瓶不准高温存放，一般在35度以下。乙炔瓶与氧气瓶要分隔存放。动火作业时，瓶与瓶之间不少于5米，明火点与瓶之间不少于10米以上，以防发生危险。
10. 易燃、易爆物品应妥善保管。易燃液体如：汽油、酒精、苯等不准露天堆放。需用桶、缸等装储，容器应牢固密封，防止泄漏，杜绝火患。
11. 仓库内易燃物品和可燃物品应分类存放，对散落部份应及时清除，不准设吸烟室，以防火患。
12. 凡机动车辆进入工段要全部带防火罩，车辆要定期清洁，当班当值司机负责加水、加油等所有日常保养工作，以免油渍、纤维、积尘过多，预防明火发生火灾。
13. 生产线的火花探测报警装置在停机后及开机前都必须检测一次。要经常对其进行维护、保养，保持高度灵敏、正常。并做好维护、保养、检测记录留档。
14. 生产现场要注意防火。特别是热磨、热压、砂光报火警时，无论是否有火星，被送到401、411、602仓及袋滤器内必须派人到各自工段管辖范围内的有关部位查看，检查途径的风管是否有火，确认安全后办理有关手续和签名，方可开机生产。
15. 在生产区内严禁燃放烟花、鞭炮、“火箭”等，以防火患。
16. 防雷设备每年应在雷雨季节前会知有关单位进行检查测试一次。注意维护、保养以确保其正常工作。
17. 值班电工对电器设备应加强巡回检查。电器设备要保持清洁，电缆槽要定期揭盖检查、清理积尘或纤维，以防短路而引起火患。具体电器设备巡检按巡检要求执行。
18. 禁止摩托车、易燃物品储存、停放在生产工段内，以免发生火灾事故，需储存、停放在指定地点内。
19. 生产现场(工段)、仓库未经有关领导同意，禁止任何人员携带亲戚、朋友和外来人员进入生产现场、仓库参观、学习、探访等。
20. 外单位人员(包括运输)进入厂区范围内进行作业、参观、学习及运输等工作时，需由联系部门(含个人)督促填写安全合同。禁止在生产区域内吸烟，如若由此而造成火灾事故的，追究部门事故责任。
21. 原料场内木材堆放必须整齐，木材与消防栓之间距离1.5米以上，堆与堆之间必须留消防通道，不得有任何借口在消防通道上堆放木材和物品，要保证通道畅通无阻。
22. 车辆进、出场前检查。原则上由集团公司保卫部值班人员负责，检查是否带防火罩及登记进场。
23. 凡是消防通道、消防设备任何部门、工段都不能占用、封堵，应保持其畅通无阻。
24. 凡在生产过程中闻到烧焦味时当班人员必须查找原因，直到消除原因为止。必须在交班记录本上写明原因，再用口头交接清楚，接班人员需继续跟踪或查找隐患，必要时停机全面检查。
25. 电饭煲原则上是用于生产工作需要，严禁作其它使用。在使用工作中，操作者不得离开岗位，以防短路而引起火灾。
26. 临时线拉接时，无论是高、低压都必须按有关规定办理手续及操作，并会知生产技术部。
27. 消防器材实行分区管理，并落实其管理责任人，其它人员不准随意挪用，消防器材附近应留有一定位置，不准乱堆乱放杂物，以确保畅通无阻。
28. 现根据生产防火安全要求，确定公司重点设备和易起火部位定为防火安全重点管理部位有：208干燥管系统、211风送系统、401仓、411仓、602仓、452、513、514等风送系统、432废料输送系统、砂光机、热压“三机”(包括油压房)、压缩机。
28.1.生产班组在接班前应对所属部位进行一次全面、仔细检查，接班时要阅读交接班记录，交班者要口头讲解本班设备运行情况。在生产过程中按规定每小时巡查一次，并做好记录、签名手续。
28.2.检查巡检内容
28.2.1.热磨工段
28.2.1.1.检查208、211风机是否振动，是否有磨擦声，皮带是否打滑。
28.2.1.2.检查加热器干燥系统是否有烧焦的异味。
28.2.1.3.检查211旋风分离器、袋滤器的粉尘溢出是否正常，旋转阀、螺旋是否有磨擦声，是否有烧焦的异味。
28.2.2.热压工段
28.2.2.1.检查401、411仓的传动系统是否有磨擦声，是否闻到焦味。
28.2.2.2.检查锯边纵横锯吸尘口是否堆塞，锯架是否振动，是否有磨擦声及烧焦味。
28.2.2.3.检查452、432风机是否振动，是否有磨擦声，皮带是否打滑及其管道。
28.2.2.4.检查旋风分离器、袋滤器的粉尘溢出是否正常，旋转阀是否有磨擦声及烧焦味。
28.2.2.5.检查“三机”是否有烧焦味和油压房设备是否有故障。
28.2.3.砂光工段
28.2.3.1.检查513、514风机是否振动，是否有磨擦声，皮带是否打滑。
28.2.3.2.检查袋滤器、旋风分离器、602仓的粉尘是否溢出，旋转阀、螺旋是否有磨擦声及烧焦味。
28.2.3.3.检查砂光机的砂带是否打滑，砂光机各部位是否有烟冒出。在检查过程中发现上述部位有异常或有烧焦的异味时应立即停机检查，处理程序参阅《火警处理程序》。
28.3.重点防火设备例行检修、清洁制度
28.3.1.自动火花报警及灭火系统每月检查一次，将检查结果作好记录并签名，经安技主管验收签名合格后方能开机生产。
28.3.2.所有风机每月检查一次风叶、皮带磨损情况，轴承发热情况(轴承温度不超过80度),在运行状态下由设备组验收。
28.3.3.袋滤器布袋每月检查并清洁一次，每半年水洗一次；振荡器、风门每个月检修一次。由设备组及安技员共同验收。
28.3.4.干燥管每次停机都要检查是否干净，若有纤维粘附要及时清理；每月清干燥管不少于一次，由设备组验收。
28.3.5.401、411仓每月检查一次所有传动系统，重点检查打散片是否变形，轴承是否发热，由设备组验收。
28.3.6.所有电机上不得有粉尘堆积，室内电机由设备所属工段负责，室外电机由电仪工段负责，由调度室负责检查。
2.8.3.7.热压“三机”每日一小清，工段负责验收。逢换厚度规一大清，屋顶风管每月清洁一次，工段、设备主管、安技同时验收签约，具体操作细节必须填写到清洁记录表上。
28.4.火警处理程序
28.4.1.自动报警时，若能复位，可先不停机，检查报警部位的整个系统；若无异常，向当班调度汇报，由调度决定是否停机；若不能复位或复位后在4小时内第二次报警。必须立即停机检查，由调度验收确认安全后方能开机。整个检查过程须仔细记录并签名。
28.4.2.检查时若发现生产线任何部位有明火或冒烟或焦味，必须立即全厂停机扑灭后除检查起火设备所属系统外，其前后联接设备也必须仔细检查，并通知主管厂长和安技员回厂，由主管厂长和安技员同意后方能开机。
28.4.3.报火警后各系统检查内容
28.4.3.1.208干燥系统火警：检查整个干燥管、风机、加热器、旋风分离器(打开观察孔用电筒检查。下同)。
28.4.3.2.211系统火警：检查袋滤器(打开袋滤器顶部、滤袋部位的检查门，每隔拆开一个滤袋用电筒观察下箱体内的情况。下同)、风机、旋风分离器、401仓。
28.4.3.3.452、514、513系统检查风机、旋风分离器、袋滤器；锯边吸风口；光机吸风口。
28.4.3.4.所有检查过程必须充分发挥嗅觉作用，如有烧焦气味，须找出火源。排除或确定无火警后，方可离开现场。
29. 各部门、工段(工段)、班组正职为防火安全责任人，对本部门、工段、班组的防火安全工作全面负责。
30. 部门、工段(工段)的。防火安全责任人应履行下列防火安全职责。
30.1.贯彻执行消防法规和机关、团体、企业、事业单位消防安全管理规定及本公司防火安全管理规定。
30.2.组织防火检查，督促落实火灾隐患整改，及时处理涉及防火安全问题。
30.3.组织实施对部门、工段防火设施、灭火器和防火安全标志的维护、保养，确保其完好有效，确保消防通道畅通无阻。
30.4.组织本部门、工段义务消防队员学习，在员工中组织开展防火知识、技能的宣传教育和培训。
31.0.班组的防火安全责任人对本部门、工段的防火安全责任人负责，实施和组织落实下列防火安全管理工作。
31.1.负责本班人员的防火安全知识教育和灭火器材的使用。
31.2.对本班的重点防火设备和易起火部位的巡检工作负责监督。
31.3.保障部门、工段防火设施、灭火器材、防火标志及消防通道不受损坏和堵塞。
31.4.督促巡检记录按时填写，保证完整无缺。
32.0.各部门、工段(工段)的灭火器材管理人每月对灭火器材进行检查、清洁、登记、签名。发现问题及时向安技组反映处理。
33.0.对违反防火安全管理规定的进行处理。
33.1.违反下列规定之一者处50元扣罚。
33.1.1.不按规定办理动火手续而强行焊接的，造成火灾事故按集团
33.1.2.摩托车不按规定停放造成安全事故负一切事故责任。
33.1.3.未经同意善自挪用消防器材。
33.2.违反下列规定之一者处100元以上扣罚。
33.2.1.违规吸烟者及发现违规吸烟而不加制止的相关管理人员。
33.2.2.未经公司领导同意携带亲戚朋友及外来人员进入生产现场、仓库进行参观、学习、探防的当事人。
液化天然气学习心得 8
学习心得
如果说页岩气对于我们尚比较陌生的话，那么LNG应该是我们每个天然气行业工作者耳熟能详，津津乐道的了。
LNG，即液态的天然气，为无色、无味、无毒、无腐蚀性液体，标准状态下沸点为-162℃，气液体积比约为620:1，正是由于LNG的这种物理性质，保障了LNG能够安全、大量的储存和运输，从而在天然气大规模远洋贸易中，起到至关重要的作用，虽然天然气仍然主要采用管道运输的方法，但是说道远洋运输，LNG是最好的也是目前唯一的手段。而LNG之所以如此受到青睐，主要是因为LNG的用途广泛，LNG可以用作民用燃气、发电、化工、运输工具的燃料和冷能利用几方面。
我国从2006年开始进口LNG，2008年进口总量为333.6万吨，2009年占全球贸易量3.14%，占亚太地区5%。2010年占全球贸易量4.3%，占亚太地区7.2%。预计到2020年，中国进口LNG为2500万吨/年。
这意味着我国急需形成大型化多元化的LNG产业链，LNG产业链包括天然气预处理、液化、储存、运输、接收、应用等环节。其中天然气的液化、储存、运输和应用是整个产业链的主要组成部分。目前我国已建和在建的天然气液化工厂约100座，但规模较小，国内技术已建成投产的装置约100套，工艺技术为单循环混合制冷剂和膨胀制冷，最大能力12万吨/年（膨胀制冷），混合冷剂技术建成的最大能力为60万吨/年。国内在建的天然气液化项目最大能力为100万吨/年。
天然气装置三大主要工艺系统为：天然气净化、天然气液化、LNG储运，其中天然气液化是技术核心和关键。而液化工艺分为三种：阶式制冷循环、膨胀机制冷循环、混合冷剂制冷循环。
阶式制冷循环流程复杂、设备多，但是能耗低，所以不单独采用；膨胀机制冷循环液化率低、能耗高，适用于中小型LNG装置；混合冷剂制冷循环系统简单、投资低，所以适用于大型LNG装置，目前采用较多的均为混合制冷循环。
远洋进口LNG由大型LNG船运送至接收站后，由陆地上的LNG罐车载运到各地，供居民燃气或工业燃气用。LNG罐车运载状态一般是常压，温度为112k的低温。LNG虽然相对于天然气较为安全，但仍然是易燃、易爆的介质，且陆地运输相对于管网运输也存在很大风险，所以，运输中的安全可靠是至关重要的。
LNG罐车由牵引车、低温储罐、行走机构（底盘）、充装泄压系统、增压减压系统、安全系统、仪表检测系统、抽真空及测量系统几部分构成。由于LNG的低温特性，所以储罐的保温防冻以及输送液体的泵也至关重要。采用泵送液体主要优点在于转注流量大、时间段，泵后压力高，泵前压力要求低，罐体设计压力低，这给LNG的充装节省了很多的资金和麻烦，但是LNG罐车的造价仍然较高，结构较复杂。
LNG大部分用途仍然是为了天然气的运输方便，所以，LNG气化站至关重要，LNG气化站是一个接受、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。LNG气化站主要包括卸车台、低温储罐、增压系统、气化系统及调压、计量和加臭系统。LNG通过低温槽车运到气化站，槽车储罐通过增压器进行增压，在压差作用下，通过卸车台的管道进入站内的低温储罐。低温储罐通过增压器使储罐压力达到一定值，罐内LNG通过出液管道进入气化系统，使LNG气化升温达到设定值，再通过出站调压器将压力降到要求值，然后通过计量和加臭系统进入燃气管网系统。气化站和LNG液化工厂等都需要合理的储罐进行储存LNG，由于储罐形式需要考虑储存规模、项目投资、建设周期、占地面积等因素，目前，国内LNG气化站常用的低温储槽有字母罐及单罐两种形式。一般储存量在1000m³以下的城市LNG气化站，基本都采用单罐储存。考虑到LNG储罐的运输、制造和国内的实际情况，由于占地小、国内厂家制造技术成熟等优点，对中小城市一般选择50m³、100m³、150m³的卧式或立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐。
之后我还了解了LNG工厂、LNG汽车、LNG工艺上及设备上的一些要求，以及LNG储罐的一些原理和储罐低温保温的填料要求。
这次的学习可以说对我的帮助很大，LNG对于每个天然气行业的工作者来说都不算陌生，但是其中很多重要的特性、工艺要求、设备要求及选型等，对我们来说还不是很懂，通过这次学习，使我对LNG整个产业链有了全新的认识，感谢公司以及老师给我的这次机会。