LNG气站的操作规程.docx
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LNG气站的操作规程
LNG液化气站操作规程
1本岗位的主要任务及管辖范围
液化气站的主要任务是接受、存储液态的液化气，并向厂内液化气用户提供气态液化气。
管辖范围为液化气站所属的设备、管线及附件、电气、仪表、安全、消防等设施。
2工艺概述
2.1LNG的物性数据如下：
分子量：
17.3
气化温度：
-162.3℃（常压1.053bar）
临界温度：
-82.5℃
液相密度：
460-470kg/Nm3
气相温度：
0.75kg/Nm3（15.5℃）
燃点：
650℃
热值：
8700kcai/Nm3
汽化潜热：
0.51MJ/kg（121Kcai/kg）
运动精度:
12.072×10-6m2/s
燃烧值：
45.18CP
华白数：
54.23MJ/m3
爆炸极限：
上限15.77％
爆炸极限：
下限4.91％
2.2LNG的特点
2.2.1天然气液化后，体积缩小600多倍，可以在公路、铁路、船舶上实现经济运输。
2.2.2LNG可作为优质清洁的车用燃料，有效减少汽车尾气排放对大气的污染，应用前景广阔。
2.2.3LNG的气化过程，释放出大量的冷量，由很高的综合利用价值。
2.2.4LNG生产使用较液化石油气更为安全可靠。
其燃点为650℃，比汽油高230℃，爆炸极限为5％--15％，气相密度为0.772kg/Nm3左右，比空气轻得多，稍有泄漏立即飘逸飞散，不致引起爆炸。
2.2.5当LNG气化与空气的混合物浓度达到爆炸极限范围内时，遇到明火、火星却可发生爆炸，一旦爆炸将会酿成较大事故。
2.2.6LNG火灾灭火后在未切断可燃气体的气源或易燃可燃液体液源的情况下，遇到火源或高温将发生复燃、复爆。
故LNG一旦燃烧，只有在完全切断气源或有非常可行、可靠的安全措施的情况下，方可灭火，否则只能在安全保护下让其安全燃烧掉。
否则，将引起复燃、复爆，造成更大的损失。
2.2.7LNG在液化过程中已经脱除了H2O，重烃类、H2S等杂质，是一种十分清洁的能源，其燃烧尾气不会对大气造成污染。
2.3气化站布置
气化站可分为两大区域：
生产区及辅助生产区。
生产区：
主要有LNG储罐、空温式气化器、水浴式加热器、缓冲罐等生产设备，也包括卸车台及槽车回转场地。
辅助生产区：
包括控制室、变配电室。
根据设计规范要求，站区对外开有2个大门，生产区只允许LNG槽车进出，不允许无关人员出入，不卸车时生产区大门关闭气化站的操作人员进入站内从辅助生产区的大门进出，做到人货分流，生产操作人员进入生产区由辅助生产区与生产区之间的隔墙便门进出，非操作人员不得进入生产区。
2.4气化站生产工艺流程
天然气的主要成分是甲烷，其临界温度为-83°C，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。
通常的液化天然气（LiquefiedNaturalGass,简称LNG）多存储在温度为-162°C、压力为0.1MPa左右的低温储罐内，其密度为标准状态下的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分有利于输送和储存。
液化天然气用槽车从液化工厂运来，在卸车台用槽车自带的增压器给槽车增压，将LNG送入低温储罐储存。
储罐内的LNG用自增压器增压到0.45MPa（g）,自流进入空温式气化器，在气化器中，液态天然气经过与空气换热，发生相变，成为气态，并升高温度，夏季可达到5℃以上，直接经过调压器调压至0.3MPa（g）,进入管网，送入化机车间淬火炉。
流程可见下图：
低温真空粉末绝热储罐的日蒸发率一般在0.3％以下，这部分气化的气体如不按时排出，会使储罐上部气相空间的压力升高。
为保证储罐的安全，储罐出口管路上装有降压调节阀，可根据压力自动排出灌顶的蒸发气体（BOG），因此设置了BOG加热器，回收的BOG，并入输气管网。
与空温式气化器串联安装一套水浴式加热器，在冬季或雨季当空温式气化器的气化效率降低不能正常工作时使用，以保证供气不间断。
储罐装有高低液位报警装置，内罐压力高位报警，超压时自力式调节阀以及安全阀自动排放灌顶气体（BOG），以保证储罐的安全。
在储罐进出口的LNG管线上设有自动切断阀，当有紧急情况发生时，会自动关闭阀门，以保证系统的安全。
3设备规格及主要工艺控制参数
3.1设备规格参数
序号
名称
作用
数量
备注
1
低温储罐
LNG的储存
1个
体积100m3
2
储罐增压器
使储罐内压力升高，实现LNG流向空浴式气化器
1台
400m3/h
3
空温式气化器
空温式气化器出口的天然气温度达不到要求时，使用该设备加热
2台
1000m3/h
4
水浴式加热器
冬季或雨季空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，还必须使用水浴式加热器，使其温度达到15℃
1台
2000+300m3/h
5
BOG缓冲罐
储罐静置过程中，由于漏热将有部分LNG气化，形成BOG。
为了防止储罐内压力过高，将BOG输送到BOG储罐。
1台
40m3
6
BOG加热器
使BOG在进入BOG储罐之前的加热。
1台
300m3/h
7
卸车增压器
增加槽车的压力有利益卸车操作
1台
400m3/h
8
排气筒
用于天然气的放散
1台
20m3
3.2储罐操作工艺指标
3.2.1操作温度：
-145℃
3.2.2最高工作压力：
0.6MPa（表压）+液位静压
3.2.3充装系数：
冬季0.90，夏季0.85
3.3氮气系统工作压力为0.4~0.6MPa
4操作步骤：
4.1投用前的准备
4.1.1设备安装、电气、仪表施工完成，三查四定问题整改完毕
4.1.2设备、管线水压试验合格
4.1.3氮气组、热水、消防水供应正常
4.1.4仪表、阀门、自力式减压阀校验合格、按照调试完成
4.1.5液化气站安全阀调试合格
4.1.6液化气站消防设施齐备
4.1.7液化气系统试漏合格
4.1.8联系电气送电
4.1.9液化气站操作人员相对稳定，并经培训、考试合格
4.2储罐操作规程
4.2.1储罐第一次罐装或检修后第一次投产时，必须进行置换，使罐内含氧量小于2％时，方可进行灌装。
4.2.2储罐应严格控制液位在85％以下，压力应小于0.6MPa。
4.2.3安全阀要经过校验，每年至少校验一次，液位计、压力表应保持灵敏，失灵和损坏应立即更换，压力表每年校验一次。
4.2.4罐上阀门应保持开关灵活，严密不漏，根据流程需要开、关阀门，严禁任意操作。
4.2.5进液操作规程：
4.2.5.1接到进液通知后，按卸车操作规程做好准备工作。
4.2.5.2打开需要进液储罐的液相进口阀与槽车液相管连通，打开相应储罐的气相阀，使槽车的气相与储罐的气相相连接。
4.2.5.3进液过程中要注意储罐的压力不超过0.75MPa，夏季液位不超过85%，严禁超装，冬季液位不超过90%。
4.2.5.4储罐的紧急切断阀正常情况下应处于常开状态，遇到紧急情况及时打开空气放散阀，所有紧急切断阀立即处于关闭状态。
4.2.5.5进液时操作人员不得离开现场，出现异常立即停止灌装，待排除故障后继续卸车，排除不了应及时上报。
4.2.5.6进液完毕应做好储罐压力、液位记录并签字。
4.3液化气卸车的准备工作
4.3.1槽车应按指定位置停车，用手闸制动，并熄灭引擎。
停车有滑动可能时，车轮应加固定块。
4.3.2.作业前应接好安全地线。
用防爆工具将液相软管连接到槽车上，
管道和管接头连接必须牢靠，并应排尽空气。
4.3.3卸车作业时，操作人员和槽车押运员均不得离开现场。
在正常装卸时，不得随意起动车辆。
4.3.4.液化气站首次或大修后投用，系统置换气体含氧量不大于2％。
4.3.5检查槽车罐体、各阀门及液位计、压力表、温度计是否正常，消防器材是否完好待用。
4.3.6用储罐内的LNG对卸车台液相管道进行预冷。
4.3.7确认除安全阀、安全阀第一道阀及进液阀必须的阀门以外的阀门全部关闭。
在卸车操作时，储罐升压调节阀前阀应关闭。
4.3.8卸下软管上的封堵，检查软管内有无积水、灰尘及杂物，若有必须清理干净。
4.3.9确认LNG储罐的紧急切断阀呈开启状态，确认所有的安全阀与根部阀打开。
确认储罐下进液阀、上进液阀、气相根部阀打开。
4.3.10打开槽车紧急切断阀，检查有无泄露。
4.3.11开槽车增压器给槽车增压，增至高于储罐压力0.2MPa以上（一般升压到0.6MPa）。
4.4LNG接收
4.4.1打开储罐手动BOG阀CGH49-2及CGH1623阀24阀将储罐压力降至0.4MPa以下为宜。
压力下降后关闭CGH49-2阀。
4.4.2稍打开卸车增压液相阀⑤阀，关闭卸液BOG阀即②阀与④阀，开3阀对卸车增压气相管线进行置换吹扫，打开槽车放空阀，置换完毕关闭放空阀。
稍打开槽车出液阀对进液管进行置换吹扫，打开*1放空阀放空（检查1阀应关闭），置换完毕关闭放空阀。
4.4..3打开槽车增压液相阀、槽车气相阀，对槽车进行增压。
将压力增至0.5—0.6MPa
4.4.4检查关11阀，开8阀9阀，打开槽车出液阀，稍打开卸车区进液阀①阀对进液管进行预冷。
进液管法兰结霜视为预冷完毕。
4.4.5全开卸车区进液阀①阀开始进行卸液。
4.4.6根据情况采用上进液或下进液，打开上部进液操作阀CGV36-2也就是图上⑨阀，为上进液，开CGV38-2进液为下进液；
4.4.7当充装到储罐充装量的75％时，停止充装5分钟，待罐内液面平静后，打开进液操作阀可继续充装。
4.4.8卸车时经常观察进液罐和槽车的液位及压力，将二者压差控制在0.2－0.4MPa之间。
发现漏气、假液位、压力过高、附件损坏以及有杂音，应立即停止装卸，查明原因，维修好，再进行装卸。
4.4.9槽车液位显示趋于零且槽车压力与储罐压力接近时视为卸液完毕，关闭槽车出液阀、和卸车区进液阀①阀.关增压液相5阀。
关储槽进液阀9阀及CGV38-2阀
4.4.10操作注意：
0.2Mpa≤御车压差≤0.4Mpa
关注液位计及压力，防止超液位，储槽液位≤85%
防止超压,储槽压力≤0.6Mpa
4.5槽车降压：
4.5.1开槽车气相阀，关34阀，开2阀将槽车内的气体送至BOG罐，给槽车降压。
降压后关闭槽车气相阀
4.5.2打开7阀,使卸车管内的残留液体慢慢气化，真至卸车液相的管道结霜全部化掉。
4.5.3上述过程完成后关闭2阀
4.6卸车完成后的收尾工作
4.6.1检查下列阀门处于关闭状态
槽车液相、气相阀，放空阀
1阀，2阀，3阀，5阀。
4.6.2卸下软管，将其封堵
4.6.3卸下接地线
4.6.4收回警示牌
4.6.5槽车启动前，确认无泄漏
4.6.6核定卸车后液位，与押运员在卸车操作记录上签字。
4.6.7检查现场，并在通风5～10分钟后，方可启动行车。
4.6.8凡出现雷雨、附近发生火灾，气体泄漏、压力异常及其它不安全因素时，应立即停止装卸作业。
4.7LNG气化供应工作流程
4.7.1主气化器属于空温式气化器，分两组，一开一备，开启一台空温式气化器进、出口后管路所有阀门。
4.7.2观察空温式气化器底部的结霜情况及出口管上的压力和温度变化；根据环境温度和出站NG温度决定是否使用电热水浴式气化器，如果出站NG温度低于5℃或环境温度低于15℃，则投入使用水浴式气化器
4.7.3开CGV38-2、CEH1-2、13、22、21、CGV47-2、CGV42-2启用储罐。
增压器给储罐升压，直至储罐压力升至0.45Mpa左右。
4.7.4开启储罐出口根部阀，CGV44-2CEH2-2CGH43-2,开启151617等气相管路阀，气化器出现结霜，开始气化，气化天然气经调压后进入天然气管网。
4.7.5两组气化器每6－8小时进行切换运行，视出口温度和气化器结冰情况调节切换时间；
4.7.6联系化机同意确认后开20阀向化机送气
4.7.7系统天然气温度≥5℃出0.45Mpa≤储罐压力≤0.6Mpa
4.7.8当储罐液位下降到报警液位时就必须进行LNG的装填。
4.8正常停车程序：
4.8.1关闭储罐根部阀CGV38-2阀、CGV44-2阀、CGV36-2阀。
4.8.2关闭储罐气相根部阀CGV42-2阀。
4.8.3停车时间较短，关系统出口20阀，维持系统压力（防超压）
4.8.4如停车时间较长，先关系统出口20阀，再将管内压力卸至0.1-0.2MPa后关闭15阀、16阀、17阀。
4.8.5维持系统正压
4.8.6储槽压力升高用BOG管线卸压至缓冲罐。
4.8.7根据情况关闭其余气、液管线阀门
5单体设备操作规程
5.1储罐增压操作程序
5.1.1增压系统为储罐压力调节系统，当储罐压力低于设定值时，我们打开增压调节阀给储罐增压。
5.1.2打开储罐增压器液相阀LNG直接进入增压气化器，经过气化后通过BOG进入储罐。
此时，应密切观察压力，当储罐压力达到所需值时，关闭增压液相阀。
5.1.3注意：
LNG储罐运行时，必须保证其液位≥15%；
5.2储罐出液操作程序
5.2.1准备工作：
5.2.1.1检查储罐的压力表、液位计、温度计、可燃气体检测器和安全阀是否处于正常工作状态。
5.2.1.2检查管路阀门、压力表、安全阀是否处于正常工作状态。
5.2.1.3准备所用防爆工具以及穿戴好劳保用品。
5.3气化器安全操作程序
5.3.1操作时首先将系统中进液、出液阀门关闭，然后缓慢打开进液阀，当管外出现结霜时，缓慢开启出气阀，直至气化量达到要求后，稳定阀门开度。
5.3.2若出气管发现结霜，造成出气温度过低，表明进液量太大，必须立即关小进液阀，以防过液，并应及时清除管外结霜增加通风设备或采取其他相应措施。
5.3.3气化器要禁油，操作时应戴好无油保温手套，当确定气化器被油污染了，应对换热管进行清洗。
可用60～80℃热水清洗，必须时用加热至80～100℃的氮气吹扫，确认无油吹干为止。
5.3.4严重时，应采用四氯化碳清洗，清洗时应加强警觉，气味剧烈时应戴上防毒面具。
药剂洗后用无油、无杂质的清水清洗，直至水中无药剂成分为止，最后再用加温至80～100℃的氮气吹除水分，确认吹干为止。
5.3.5每半年对气化器及全站管线进行泄漏量检查，并做好记录
5.4氮气瓶组操作规程
5.4.1氮气系统工作压力为0.4-0.6MPa，当瓶组压力低于0.6MPa，瓶组进行切换，此时应把压力低的瓶组换下，换上符合压力的瓶组。
5.4.2定期检查瓶内压力看是否有泄漏，避免由此造成的氮气损失。
5.4.3定期检查压力表，不合格的应及时更换。
6事故处理及应急处理预案
6.1事故处理
6.1.1储罐压力过高可能出现的原因和处理方法：
6.1.1.2压力表失灵应及时更换压力表
LNG充装时槽车增压过快，及时泄压。
6.1.1.3储罐增压阀故障，进行检查调整。
6.1.1.4储罐降压阀故障，进行检查调整。
6.1.1.5储罐保冷性能下降，与厂家联系进行检查。
6.1.2罐体出现冒汗结霜现象
可能是真空度受到破坏，应联系LNG储罐生产商，检查LNG储罐的真空度是否受到破坏，或是否有其他影响储罐绝热性能的故障发生，并根据具体情况进行处理。
6.1.3安全阀起跳
分析安全阀起跳的原因，若是LNG储罐安全阀起跳，应及时手动放空，加速泄压，并分析超压原因；若是管路系统安全阀起跳，应及时打开上下游阀门平衡压力。
问题处理完毕，建议重新调校安全阀。
6.1.4低温部位法兰发生泄漏
将泄漏法兰进行紧固，若紧固不住则关闭该泄漏法兰的上下游阀门，泄压在温度升高后更换垫片。
6.1.5紧急切断阀打不开
检查氮气压力是否低于0.4MPa，压力不足需要调整压力或更换氮气瓶；若电磁阀故障应检修电磁阀。
6.1.6突然断电
6.1.6.1关闭储罐液相出口阀
6.1.6.2注意观察缓冲槽的压力
6.1.7雷雨天气的操作
6.1.7.1雷雨天气不能卸车
6.1.7．2关闭储罐的气相阀
6.1.7．3注意观察储罐和缓冲槽的压力
6.2LNG气化站应急预案
天然气属于易燃易爆介质，在天然气应用过程中，安全问题应该始终是放在非常重要的地位。
天然气液化是天然气储藏和运输的一种有效地方法，在实际应用中，液化天然气也是要转变为气态使用，所以在考虑LNG气化站安全问题时，不仅要考虑天然气所具有的易燃易爆的危险性，还要考虑LNG的低温特性和液化特征所应起的安全问题，对可能出现的事故进行预防和紧急处理，减少造成的危害。
6.2.1危险分析：
液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-162℃，密度大约为467㎏/m3。
LNG是非常冷的液体，在泄漏或溢出的地方会产生明显的白色蒸汽云。
白色蒸汽云的形成是由于空气中的水蒸气被溢出的LNG冷却所致。
在LNG转变成气体时，其密度为1.5㎏/m3.。
气体温度上升至-107℃时，气体密度与空气密度相当。
这意味着LNG气化后，温度高于-107℃时，气体密度比空气密度小，容易在空气中扩散。
来自天然气的危险：
着火：
在天然气泄漏的情况下，由于它比空气轻，便会立即上升。
如果对气体着火，是极其危险的。
首先除去火源，可消除所有危险。
火灾危险性类别为甲级。
爆炸：
在一个非常闭的空间，气体团延迟点火造成的超压非常低，仅能引起轻微的机械损伤，主要结果是热效应。
来自LNG得危险
LNG在饱和状态下储存，一些热传递会使压力升高超压；
LNG低温储存并操作，泄漏时低温会引起:
a.对人造成冻伤
b.造成不耐低温材料突然破裂，导致更要重的泄露
c.低温蒸汽造成人员肺损伤及窒息
6.2.2风险控制
6.2.2.1对可能产生超压的设备管线设置安全泄压系统
6.2.2.2设置紧急事故切断系统
6.2.2.3设置可燃气体报警设施
6.2.2.4配置移动式小型干粉灭火器
6.3事故应急预案
6.3.1天然气泄漏
6.3.1.1.人工巡检或可燃气体报警发现后，查看泄漏原因、泄漏量大小。
6.3.1.2若是螺丝松动等原因造成销量泄露，可以通过简单维修解决。
6.3.1.3工作人员分打电话向公司汇报泄漏情况。
6.3.1.4人带防毒工具，把2个8㎏灭火器放到现场。
6.3.1.5进行维修作业，工作完成后检漏。
6.3.1.6向公司汇报问题解决。
6.3.2若是管线破裂等原因造成大量泄漏。
6.3.2.1一名工作人员在中控室按下总紧急切断开关，打电话向公司汇报情况，请求抢修支援。
同事另一名工作人员到配电室断掉可能运转的设备（机泵、空调主机等）的电源，消防泵除外。
6.3.2.2工作人员把35kg灭火器推到泄漏点上风口一定距离进行监护，一旦着火，进行扑灭。
6.3.2.3泄露明显减少是，关闭泄漏点最近的前后阀门。
6.3.2.4测试空气中天然气浓度小于5%后，可配合抢修人员进行抢修。
6.3.3天然气着火
6.3.3.1火势不很大，形成比较稳定的扩散燃烧火焰。
6.3.3.2按总紧急切断阀，尽量关闭泄露着火点最近的前后阀门。
6.3.3.3两人各拿一台8㎏干粉灭火器从上风口对火焰根部进行喷射、灭火。
6.3.3.4扑灭后，一人在现场监护防止复燃，一人打电话向公司汇报情况。
6.3.4天然气着火，火势很大
6.3.4.1一名工作人员按总紧急切断阀，打119报警，打电话向公司汇报，
6.3.4.2同时，另一名工作人员消防水稀释，
6.3.4.3报警人员到配电切断燃烧区电源，打开生产区大门，以便消防车进入。
6.3.5LNG储罐根部阀之前大量泄漏，
6.3.5.1一名工作人员打电话向公司汇报情况，
6.3.5.2同时另一名工作人员用消防水稀释。
7安全操作规程
7.1安全管理制度
7.1.1安全防火“十大禁令”
本十大禁令适用于气化站范围内的重点防火单位和部位：
7.1.1．1严禁吸烟，不准携带火柴和打火机等引火源。
7.1.1.2严禁不带阻火器的机动车辆进入。
7.1.1.3严禁穿钉子鞋进入，不准穿易产生静电的服饰工作。
7.1.1.4严禁碰撞、敲打容器或管道。
7.1.1.5严禁无动火许可证动火，不准乱拉临时电线。
7.1.1.6严禁拆卸防爆设施，不准损坏报警仪器。
7.1.1.7严禁用汽油清洗工具设备。
7.1.1.8严禁挪用或损坏消防设施和器材。
7.1.1.9严禁在雷雨天气时进行装卸作业，一切设备必须接地良好。
7.1.1.10严禁无关人员进入，参观者必须经上级部门批准，并有管理
人员陪同。
7.1.2防火、防爆安全规定
7.1.2.1进入生产区人员必须遵守《生产区安全管理规定》，否则不得进入。
7.1.2.2进入生产区的职工，必须穿戴防爆工作服，严禁穿化纤衣服及带有钉子的鞋。
7.1.2.3气化站工作人员必须严格执行本岗位的有关责任制及操作规程，严禁违章操作。
7.1.2.4加强对消防设备、管道和阀门的跑、冒、滴、漏现象的巡回检查，保持气化站正常运行。
7.1.2.5定期对消防器材进行检查，保持消防设备处于良好状态。
7.1.2.6定期对电气设备进行检查测量，保持电气设备正常运行。
7.1.2.7如发生火灾,应尽快利用站内消防器材，全力投入抢救，并立即报警及通知有关领导。
7．1.3安全管理规定
7.1.3.1气化站供气运行必须保证24小时值班。
7.1.3.2生产区内不准停放车辆，严禁无阻火器车辆进入站区，员工班前，班前不准喝酒。
7.1.3.3非本站职工，未经批准一律不得进入生产区，经批准进入，也必须有站内工作人员陪同，必须自觉遵守本站的有关安全规定。
所有人员一律不得穿带钉鞋和易产生静电的服饰进入生产区，未经许可不得在生产区内使用手机、照相机和摄像机等电器。
7.1.3.4站内为严禁有易燃易爆物品和其他不安全隐患。
7.1.3.5电话、电气照明设备必须正常完好。
7.1.3.6站内的消防器材必须要严格管理，无特殊情况，不得随意使用。
7.1.3.7站内在明显处挂有“严禁烟火”等字样的标志牌，非工作人员严禁入内，加强明火管理，员工进入站区，不准穿带铁钉的鞋，各种通信工具按指定的地点存放，工作时间内不准使用。
站内去严禁吸烟，如有违反规定者，罚款200元。
7.1.3.8检修主要供气、输配设备时。
安全措施落实不到位，不准检修。
7.1.3.9检修人员要严格执行操作规程，检修前应办理相关手续吗，并经安全环保部批准同意，重大设备检修须经分管经理签字。
检修后的设备，未经彻底检查认可，不准启动，检修完毕后将检修地清理干净，不留任何杂物。
7.2液化站设备管理安全规程
7.2.1全站工作人员应爱护站内所有设备。
7.2.2站内设一名安全技术员，安全技术员应熟悉站内设施的性能、结构和安全操作规程，并负责站内的设备管理。
7.2.3操作人员必须正确使用设备，不准超压、超速、朝负荷运转。
操作过程应做到按规定顺序启动，按顺序停车，安全保护装置到位。
7.2.4应定期对设备进行检查和维护，设备不得带病运行。
7.2.4.1LNG储罐每年至少一次真空度检验和外观检查。
7.2.4.2安全阀每年至少一次校验。
7.2.4.3压力表、温度计及流量计按计量部门的规定定检周期进行校验。
7.2.4.4机泵等设备按照机电设备维修周期进行维修保养。
8、生产岗位八项管理制度
8.1岗位责任制
8.1.1岗位承担的任务。
本岗位的任务：
LNG气化站的功能是将LNG气化后安全的供应给用户，日常工作主要包括LNG储罐的进液、LNG的气化供应、机电仪设备的使用和维护保养。
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