LNG汽车维护技术规范全.docx
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LNG汽车维护技术规范全
LNG汽车维护保养技术规范
一、LNG汽车维护技术规范
1、LNG汽车维护的分级和周期
LNG汽车维护的分级和周期应符合公司机务管理规定。
1.1、日常维护
出车前，行车中，收车后。
以清洁、补给、检漏和安全检视为作业中心内容，由驾驶员负责执行的车辆维护作业。
1.2、一级维护
除日常维护作业外,以清洁、润滑、密封性检查（特别是供气系统检漏）、调整、紧固为作业中心内容,并检查有关制动、操纵、LNG专用装置（燃气供气系统包括LNG储气瓶、手动切断阀、燃气过滤器、低压电磁阀、汽化器、电控调压器和混合器）等安全部件,由LNG汽车维修企业负责执行的车辆维护作业。
LNG汽车一级维护周期确定以行驶里程为基本依据，其一级维护间隔里程为2000KM—3000KM。
1.3、二级维护
在一级维护作业的基础上,以检查、调整转向节、转向摇臂、制动蹄片、悬架等经过一定时间的使用容易磨损或变形的安全部件以及LNG专用装置的紧固、密封及其性能保持为主,并拆检轮胎,进行轮胎换位,检查调整发动机工作状况、排气污染控制装置以及影响车辆使用与行驶安全的相关装置等,由LNG汽车维修企业负责执行的车辆维护作业。
LNG汽车二级维护周期确定以行驶里程为基本依据，其二级维护间隔里程为20000KM—25000KM。
2、维护作业的安全要求
2.1、LNG汽车维护作业前,应首先进行LNG专用装置的密封性检查,如有泄漏应先排除故障,在确认系统密封良好后再进行维护作业。
2.2、维护作业中应先进行涉及LNG使用的检查、维护等作业,然后关闭储气瓶手动液气切断阀并使管路内的LNG耗尽,再进行其他项目的维护。
2.3、当需要进行焊割等有明火的作业时,应拆掉蓄电池及重要总成的电控元件。
应安全拆卸气瓶并放入专用库房妥善保管;或在专用的符合安全防护要求的场地将LNG供气系统（包括储气瓶）卸压,确保供气系统内无LNG液态燃料。
2.4、如需在气瓶附近打磨或切割时,应先将其拆掉或进行有效隔离。
应由具备认可资格的单位、人员从事气瓶维护与检测,不得在气瓶上进行挖补、焊割等作业。
2.5、LNG汽车如发生漏气,应立即关闭电源和储气瓶手动液气切断阀,然后在专用场地进行处理。
如果气管路破裂或脱落导致气体大量泄漏而无法关闭储气瓶手动液气切断阀时,应立即将现场进行隔离,不允许人、车入内,隔离火源,待液化气散尽后再作处理。
2.6、如发生火情,除立即关闭电源和储气瓶手动液气切断阀外,应隔离现场,立即采取有效的灭火与救援措施。
2.7、在操作液化天然气工作时，需戴护目镜、脸罩、绝热手套，靴子不能掌有铁钉。
3、LNG汽车日常维护
3.1、驾驶员应在出车前、行车中和收车后对车辆进行日常维护，除总公司机务管理规定外，并重点观查LNG专用装置有无泄漏和异常情况。
3.1.1、发车前，检查LNG储气量，记录液位表气压或液位数据，液位降至规定值以下时应立即加充LNG液态燃料。
若发现气压升至1.5mpa以上（含）时，应立即送LNG汽车维修企业进行维修。
3.1.2、行车中，应随时观察车辆各系统工作状况,当发现LNG专用装置有过热、过冷、异味等异常现象时,应立即关闭LNG储气瓶手动液气切断阀,并及时送LNG汽车维修企业进行维修。
3.1.3、收车后，检视LNG专用装置（燃气供气系统包括LNG储气瓶、手动切断阀、燃气过滤器、低压电磁阀、汽化器、电控调压器和混合器）各部件工作状态及其连接和密封,要求状态正常且无松动、泄漏、损坏。
气瓶及固定支架固定牢固、无损伤,必要时更换管线不得与其他部件擦碰。
3.2车辆结束当日运行后，驾驶员应观察并记录气瓶压力、液位数据等，视情关闭手动液气切断阀。
以上作业内容由驾驶员负责执行。
4、LNG汽车一级维护作业内容
4.1LNG汽车一级维护工艺流程
LNG汽车一级维护按DB35/T164-2002《汽车维护工艺规范》工艺流程执行。
4.2LNG汽车一级维护基本作业项目和技术要求
除公司机务管理规定外,还需进行的基本作业项目、作业内容和技术要求见表1
表1LNG汽车一级维护增加的基本作业项目、作业内容和技术要求
序号
项目
作业内容
技术要求
1
储气装置
LNG气瓶及固定支架
检查外观和紧固情况
1）气瓶鉴定审验有效；
2）气瓶表面应无严重划伤、凹凸、裂纹等缺陷；
3）固定支架及扎带完好、无裂纹固定牢固，垫层完好、无损坏，气瓶应固定可靠，无窜动和旋动现象。
2
LNG管路及卡箍
1）检查紧固管路及接头；
2）检查各链接部位有无泄漏现象。
1）气管路及接头应擦伤及其他损伤；
2）接头紧固良好，无泄漏现象。
涂检漏液至少观察10秒后，无气泡出现；
3）软管无老化、油垢、裂纹，链接可靠，与其他部件无摩擦。
4）安装位置、方式符合出厂技术规定的要求。
3
截止阀、加液阀等各类控制阀及相关仪表等
检查密封和工作性能
1）各种阀密封良好、开闭性能灵活有效，相关仪表工作正常、安装牢固可靠；
2）安装位置、方式符合出厂技术规定的要求。
4
加液口和回气阀
1）检查加液口、回气阀的安装及紧固情况；
2）检查单向阀
1）加液口、回气阀固定牢固、清洁；
2）加液口、回气阀、单向阀工作可靠无漏气现象，防尘盖可靠有效。
5
LNG供给装置
汽化器、稳压器、电控调压器
1）视外观，按规定进行调整；
2）清洁；
3）检查各接头
外观清洁，安装牢固，无泄漏现象，各部件性能良好
6
混合器
喷气装置
检查
各气道通畅、无阻塞、无泄漏，混合器应清洁、固定牢固、装配正确
7
低压电磁阀
检查各电磁阀及其控制装置技术状况
连接可靠、工作正常
8
LNG电喷控制装置
检查各功能有效性
各参数均正常
9
整车
检查、测试
燃气系统工作正常，LNG汽车标志符合规定
5、LNG汽车二级维护作业内容
5.1、LNG汽车二级维护作业过程、工艺流程及检测诊断
LNG汽车一级维护按DB35/T164-2002《汽车维护工艺规范》执行。
5.2、LNG汽车二级维护基本作业项目、作业内容和技术要求
除公司机务管理规定外还需进行的基本作业项目、作业内容和技术要求见表2。
表2LNG汽车二级维护增加的基本作业项目、作业内容和技术要求
序号
维护项目
作业内容
技术要求
1
储气装置
LNG气瓶及固定支架
1）检查气瓶检定证明；
2）清洁气瓶；
3）紧固连接部位；
4）视情更换安全装置
1）气瓶检定审验有效；
2）气瓶外观清洁；
3）气瓶有下列情况应更换：
a瓶体或附件出现裂纹或明显的凹陷、膨胀、弯曲；b外表明显损伤或严重锈蚀；
4）气瓶及支架安装牢固。
5）安全装置完好、有效。
2
LNG管路及卡箍
拆装、检查、紧固各管路及接头，更换密封圈、环形卡箍
1）管路及接头应无损伤及挤压变形，LNG管路无老化、腐蚀，与相邻部件无碰擦现象；
2）接头紧固良好，无漏气、阻塞现象，涂检漏液，至少观察10秒后，无气泡出现；
3）管路通畅符合使用要求。
3
截止阀、加液阀等各类控制阀及相关仪表等
1）检查各阀门工作性能及接口有无泄漏；
2）视情拆检阀门，更换密封圈、垫
阀门开关灵活，紧固牢靠，阀门无泄漏，性能满足要求
4
加液口、回气阀
1）清洁、紧固加液口、回气阀；
2）视情更换单向阀阀芯及防尘盖
1）加液口、回气阀无油污、灰尘；
2）单向阀工作可靠，无泄漏；
3）防尘盖完好。
5
液位传感器
性能检查
1）显示准确；
2）与进气座连接处无泄漏
6
限量充装阀
性能检查
满足设计要求
7
LNG供给装置
汽化器、稳压器、电控调压器
1）清洁各部件；
2）检漏；
3）检查安全阀；
4）检查外观；
5）检查有关热循环装置
1）各部件无变形、锈蚀；
2）各部件外观清洁、工作正常；
3）各处无泄漏；
4）安全阀工作可靠；
5）热循环装置工作正常
8
混合器
1）清洗混合器各部件，检查、更换密封胶圈；
2）检查喷气装置
1）各部件清洁，各处密封良好、无泄漏；
2）混合器工作正常
9
低压电磁阀
清洗电磁阀芯，必要时更换
工作正常
10
安全阀
检查
按要求在标定压力范围内能及时开启和关闭
11
低压管路及卡箍
检查并视情更换
管路固定可靠、完好，无泄漏
5.3、LNG汽车检验要求
LNG汽车二级维护的过程检验、竣工验收除执行公司机务管理规定内容外，必须对LNG专用装置及系统的安装及密封性进行检查验收，确认符合相关规定，确认无泄漏。
6、其它的注意事项
6.1、进行LNG发动机维护和修理的人员，须经过专业培训，其他未经许可人员不得擅自维修。
6.2、维修场地严禁吸烟，场内应有防火消防措施。
如气瓶已充气，车辆和周围明火距离不得小于10米。
6.3、维修车辆时，严禁敲击、碰撞气瓶、减压阀、管路、钢瓶及各种阀体。
6.4、车辆在维护和故障排除时，如涉及燃气装置的管路接头、阀门、仪表、压力装置的拆装、调整等作业时，维修人员应首先断开蓄电池供电电路，关闭总气阀，打开维修泄压开关，待泄压后方可拆卸故障部位。
6.5、如漏气或故障部位准确诊断困难，在保证车辆周围10米内无明火的前提下，允许开启总气阀带压检查，漏气部位明确后，应立即关闭总气阀和全部气钢瓶阀，待卸压后方可拆卸、维修。
6.6、在排除供气系统故障时，必须关闭总气阀和全部钢瓶气阀，进行管路卸压，严禁在带压状态下进行修理作业。
6.7、禁止随意敲击、扭曲、挪动全车天然气气路。
在故障部位维修时，应严格检查卡套是否完好无损，管线、卡套接头只能更换新的，不允许重复使用。
在修理好后，应采用气体泄漏检测仪或肥皂水进行泄漏检验。
6.8、维修人员在维修中必须严格检查传感器及各线路插头，电脑板及转换开关接线头是否牢固，以避免线路短路，接触不良。
6.9、整车线路的布置不允许擅自变动，造成与气路相搭、缠绕或靠近高温区。
6.10、LNG车辆在各维护作业中，若需添加或更换机油，必须使用LNG发动机专用机油。
每15000KM必须更换机油，且同时更换机油滤芯。
6.11、LNG发动机一定要使用防冻液作为发动机冷却水。
6.12、进行电焊作业时，切记关掉总电源，同时拔下ECU上接插件，以免烧坏ECU等电控元件。
附注：
LNG专用装置指燃气供气系统包括LNG储气瓶、手动切断阀、燃气过滤器、低压电磁阀、汽化器、电控调压器和混合器等。
1设计参数1.1气化能力
A．高峰小时用气量600Nm3/h，输送压力0.25~0.35MPa。
B．小时用气量800Nm3/h，经二次调压后输送压力8~12KPa。
1.2设计温度
换热器前天然气管道：
设计温度-196℃；工作温度-162℃（标准状态）；
换热器后天然气管道：
设计温度-20℃～50℃；工作温度-10℃～50℃。
1.3管道设计压力:
调压前部分：
设计压力0.94MPa，最高工作压力0.8MPa，工作压力0.6~0.7MPa，安全阀开启压力0.84MPa；
A．调压后部分：
设计压力0.40MPa，工作压力0.25~0.35MPa，安全阀开启压力为0.38~0.4MPa。
B．经二次调压后部分：
设计压力0.1MPa，工作压力8~12KPa，安全阀开启压力为20KPa。
1.4储罐设计压力
50m3LNG低温储罐一台、100m3LNG低温储罐一台，设计压力0.94MPa（-0.1MPa外压），最高工作压力0.8MPa，工作压力0.6~0.7MPa，安全阀开启压力0.84MPa。
2工艺流程简述液化天然气（简称LNG）由LNG低温槽车[0.2MPa、-145℃]运来，在卸车台处利用槽车自带的增压器（或站内增压器）给槽车增压至0.6~0.8MPa，利用压差将LNG送入储罐（50m3LNG低温储罐一台、100m3LNG低温储罐一台）。
通过储罐自增压器对储罐增压至0.6～0.7MPa，然后自流进入空温式气化器，在空温式气化器中LNG吸热气化发生相变，成为气态（简称NG），在空温式气化器的加热段升高温度，夏季气体温度最高达到15℃，冬季气体温度-10℃。
经调压、计量、加药（加臭）后进入外输管网，管网压力设定为A路：
0.25～0.35MPa；B路：
8~12KPa。
为控制LNG储罐的使用压力，分别设有储罐增压器和BOG加热器（自动泄压），也可操作罐区手动放散阀高空泄压（限量）。
设置安全装置：
A．
BOG气体通过自动泄压经调压进入管网；
B．
各点安全阀；
C．
手动高点放散阀；
低温管道工作温度最低为-162℃，用液氮作预冷，故设计温度为-196℃。
3.1压力测量点一览表
3.2液位测量点一览表
3.5可燃气体泄漏报警检测器设置一览表
3.7远传报警控制系统3.7.1压力报警系统
3.7.1.1V201LNG储罐压力变送至控制室，设定压力≥0.8MPa时，发出声光报警信号，以防止该储罐压力超高；
3.7.1.2V202LNG储罐压力变送至控制室，设定压力≥0.8MPa时，发出声光报警信号，以防止该储罐压力超高；
3.7.2
储罐液位控制系统
3.7.2.1V201LNG储罐液位变送至控制室，设定液位≥0.90H或≤0.15H时，发出声光报警信号，以防止该储罐液位过低或超高，保证储罐充装液位和正常供气；
3.7.2.2V202LNG储罐液位变送至控制室，设定压力≥0.90H或≤0.15H时，发出声光报警信号，以防止该储罐液位过低或超高，保证正常用气。
3.7.3
紧急切断阀控制
紧急切断阀为气开，由设置在控制室附近的氮气瓶组及调压装置为其提供动力气源，调压装置的出口压力范围为0.3MPa～0.6MPa，紧急切断阀的关闭延迟时间不超过10秒。
操作人员在控制室内可实现远程操控及现场操控并设有手动排放切断控制。
4岗位操作LNG属甲类易燃易爆液体，储存和工作温度最低为-162℃，不良的操作会导致设备、管线或人员的严重损坏或损伤。
所以，LNG气化站的操作人员必须养成良好的操作习惯，严格遵守操作规程和安全规定，在操作中应穿戴必要的劳防用品，注意观察设备的压力、温度、液位参数。
熟悉本站的工艺流程，开启低温阀门速度要慢，注意设备、管线、阀门异常结霜等现象。
对气化站操作人员的要求：
“四懂”懂性能、懂原理、懂结构、懂工艺流程；“三会”会操作、会保养、会排除故障。
LNG气化站操作主要分为三类：
LNG液体装卸操作；LNG气化操作；设备及辅助系统操作。
注：
本系统安装调试、运管检修严禁进水、进油。
4.1LNG液体装卸操作4.1.1LNG液体卸车操作
4.1.1.1LNG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。
4.1.1.2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。
4.1.1.3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。
4.1.1.4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。
4.1.1.5LNG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。
4.1.1.6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。
4.1.1.7取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员卸车完毕。
4.1.1.8以上为V-201储罐卸车操作，V-202储罐与此类同。
4.1.1.9LNG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。
4.1.2LNG储罐出液装车操作（紧急情况下出液装车及LNG外销）
4.1.2.1LNG槽车停靠后与装卸台液相接头及气相接头连接，同时连接好静电接线。
4.1.2.2确认槽车自增压系统关闭，打开槽车气相阀和卸车气相放散管线BOG-101经BOG泄压至0.35~0.38MPa（旁通阀操作，注意控制管网压力）。
4.1.2.3开启储罐自增压系统，将储罐压力增加至0.6~0.7MPa。
4.1.2.4视储罐液位情况确定是否关闭出液罐本站生产系统。
4.1.2.5导通储罐LNG-101管线，打开LNG槽车液相阀进液，操作中注意槽车和储罐的压力和液位的变化。
4.1.2.6LNG装完后，关闭储罐底部进液线LNG-101阀，打开储罐顶部进液线LNG-101阀，将LNG-101中的LNG吹入槽车，然后关闭LNG槽车液相阀和储罐顶部进液线LNG-101阀。
4.1.2.7关闭卸车液相线阀，打开卸车气相放散线阀门，将软管中余气放散掉。
4.1.2.8取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员装车完毕。
4.1.3LNG倒罐操作
4.1.3.1开启出液罐自增压系统，将储罐增压至0.7~0.8MPa，开启出液罐BOG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至0.35~0.38MPa，也可以开启手动放空管线阀门泄压（限量）。
4.1.3.2确认卸车液相线阀门关闭，打开出液罐和进液罐底部进液阀，LNG开始倒罐，操作中注意两罐压力、液位变化。
4.1.3.3倒罐完成后，关闭出液罐和进液罐底部进液阀，打开卸车液相线旁通阀及卸车气相放散线阀门，将LNG-101和BOG-101线导通泄压（经BOG泄压）。
4.1.3.4泄压完成后关闭相应的阀门。
4.1.3.5一般情况，储罐内应保持少量LNG（观察液位显示、罐保持冷态）。
4.2LNG气化操作4.2.1LNG气化器操作
4.2.1.1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。
4.2.1.2A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。
4.2.1.3A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。
4.2.1.4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。
4.2.1.5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。
4.2.2储罐自增压气化器操作
4.2.2.1LNG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。
4.2.2.2注意观察储罐压力的变化（必要时手动操作泄压）。
4.2.3BOG系统的操作
4.2.3.1LNG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。
4.2.3.2也可打开BOG加热器后端调压器旁通阀，将BOG排出至NG-302线。
4.2.3.3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）。
4.2.3.4NG-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。
4.2.3.5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。
4.3主要设备及辅助系统4.3.1调压器
4.3.1.1BOG管线进入出站总管前设置放散阀、627型调压器，放散阀出口压力0.6~0.7Mpa，调压器设定出口压力0.35~0.38MPa，工作温度-10℃～50℃。
4.3.1.2设置A路主调压器双路，入口P1=0.4~0.8MPa,出口P2＝0.25~0.35MPa,Q=600Nm3/h；另设B路调压器双路，一次调压入口P1=0.4~0.8MPa，出口P1=0.1~0.12MPa，二次调压入口P1=0.1~0.12MP，出口P1=8~12KPa
4.3.1.3调压器设定后无需经常调节，必要时做微量调整。
4.3.1.4调压器组旁通开启，应监控操作。
4.3.2气化器
4.3.2.1储罐自带增压器二台，工作压力0.8MPa、Q=200Nm3/h·台。
4.3.2.2BOG气化器E302一台（双路），工作压力0.8MPa，每路流量150m3/h。
4.3.2.3LNG空温式气化器E301a、E301b，工作压力0.8MPa，Q=600Nm3/h；LNG空温式气化器E304a、E304b，工作压力0.8MPa，Q=800Nm3/h。
4.3.2.4以上三条所列增压器、气化器均为空温式，无需动力。
4.3.2.5预留一台水浴式电加热器位置，工作压力0.8MPa，Q=600Nm3/h·台。
4.3.3紧急切断阀
4.3.3.1储罐进出液口均设置紧急切断阀共四台。
4.3.3.2动力气源采用氮气钢瓶。
4.3.3.3开启工作压力0.3MPa~0.6MPa，由氮气调压器输出。
4.3.3.4紧急切断阀关闭，动作时间小于10秒。
4.3.3.5氮气管线设置安全阀，开启压力0.84MPa。
4.3.3.6紧急切断控制阀，值班室、卸车台，罐区多点设置
4.3.4贮存、加臭、计量
4.3.4.1LNG100m3低温立式储罐二台V201（容积100m3）、V202（容积50m3）。
4.3.4.2LNG加臭装置一套Q=0~25ml/min，输出压力4.0MPa（与流量计联动）。
4.3.4.3NG流量计组（含压力、温度补偿并可现场显示）一套Q=600~800Nm3/h，公称压力1.6MPa。
5安全管理制度5.1LNG站操作人员值班制度5.1.1严格坚守岗位，按时换岗。
5.1.2做好设备运转情况的记录工作。
5.1.3必须经常对站进行巡回安全检查，及时发现处理各种事故苗子。
5.1.4有关突发事故及时处理。
发现险情及时报警，并采取抢救措施。
5.1.5经常检查消防器材是否完好，做到安全第一。
5.1.6值班期间严禁喝酒、吸烟。
5.1.7保持站容站貌和设施完好。
5.2站长岗位责任制5.2.1在上级领导及有关部门的指导下，认真贯彻执行国家及有关部门颁布的法规、规定及条例。
5.2.2全面负责站区设备运行及防火安全工作。
5.2.3努力提高自己的专业水平和管理水平。
5.2.4认真组织站内操作人员学习国家法规及专业知识。
5.2.5做好每日报表的汇总工作。
5.2.6遇到一般故障，应尽快排除并恢复供气，确保正常生产需要。
5.2.7碰到紧急情况时应采取果断措施，保证生命与财产的安全。
5.3操作人员岗位责任制5.3.1认真学习国家及有关部门颁布的法规、规定及条例，努力提高自己的业务水平。
5.3.2做到每小时巡回检查一次设备及工艺系统，并做好报表和记录。
5.3.3认真做好液化气的卸液工作，认真填写记录表。
5.3.4维护好运行设备及防火设备，为公司节约开支。
5.3.5发生紧急事件时，应切断阀门并及时向站长汇报。
5.3.6做好站区内的清洁卫生工作，禁止闲杂人员进入。
5.4液化天然气站安全规程5.
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