LNG加气站调试专项方案及专项应急专项预案.docx

1、LNG加气站调试专项方案及专项应急专项预案LNG加气站调试方案及专题应急预案项目名称：巩义市华鑫清洁能源（小里河撬装加气站）协议编号：DLX140311-1104投运站址：河南省巩义市米河镇小里河村工业区工程概况：LNG撬装三级站，加气站设计日最大加气能力为30000Nm3/d；关键建设内容包含60m3卧式储罐1台，LNG泵撬+LNG加气机撬1台（含LNG泵撬1座，LNG加气机2台）总述为确保此次 LNG 撬装加气站工程顺利开车，特制订该装置每个单元试车工作具体方案，方便试车期间能够依据本方案进行装置试车和事故处理。本方案内容包含：联动试车目标；联动试车组织指挥系统；总体试车前应含有条件和检验

2、准备工作；联动试车程序，包含各单元试车前其它单元应含有条件及试车指标；附表。在联动试车过程中，首先开启公用工程单元，公用工程单元能提供稳定电源、液氮能够汽化出合格氮气；而且消防系统正常，然后进行卸车储存单元、汽化单元、加气单元、装车单元试车，具体在试车计划表（见附表1）中能够表现。联动试车计划用时2天，具体时间依据工程进度调整。本联动试车具体工作由企业组织实施，由设备厂家、设计单位、施工单位、监理单位配合。一、联动试车目标及组织联动试车是检验装置设备、管道、阀门、电气、仪表、控制等性能和质量是否符合设计和规范要求。是连接单机试车工作和投料关键步骤。此次联动试车由企业晋豫大区工程部负责组织,经过

3、对设计方和施工方及设备厂家进行协调, 开车项目组进行总指挥，装置单元责任人（工程师）帮助，操作人员进行现场操作。1.调试及试运行人员安排1.1项目调试领导组 全方面主管企业LNG加气站调试指挥工作，组织实施调试计划等全方面工作。 总指挥： 1.2安全小组全方面主管企业LNG加气站试压、吹扫、调试、运行过程安全工作，包含安全问题操作或施工，必需时有权勒令停工，帮助总指挥实施调试现场安全监督。 安全责任人： 安全小组组员： 监理 1.3技术小组 全方面负责处理企业LNG加气站站在调试、试运行中技术问题，规范贮备站全部操作人员操作，指导操作人员对突发事件进行安全处理，操作过程中由安全责任人帮助处理可

4、能发生危险地方，按调试方案进行，对可能发生故障地方有预见性，全部调试过程中技术问题由技术副组长帮助处理，假如组长不在现场，则由技术副组长全权负责。 技术组长： 技术副组长： 华气厚普 技术小组组员： 施工单位、 场站技术员1.4后勤保障小组 全方面负责处理企业LNG加气站在调试、试运行中后勤工作，如调试工具准备，通讯设备保障，设备供电，LNG进源协调，必需人员休息，饮用水，医药包，交通工具等后勤工作。 后勤保障责任人： 后勤保障小组组员： 二、试车前应含有条件和检验、准备工作试车前应含有条件和检验、准备工作，这些工作包含以下内容：2.1 全部机械安装工作必需完成，全部包含到系统全部经安装区域工

5、程师书面确定合格而且单项工程或装置中间交接已完成；2.2 电源已正常,设备位号、管道介质及流向标志完成；2.3 试车方案和相关操作规程已印发到个人；2.4 联锁值、报警值已经同意并公布；2.5 机、电、仪维护人员已到位，控制室已交付使用；2.6 劳动保护已到位、通讯系统已通畅；2.7 各岗位职责已明确，人员持证上岗；2.8 安全、消防、监控系统处于完好状态；2.9 保运队伍已组建并到位；2.10 依据技术规范和PID对配管和设备进行检验；2.11 对仪表、安全设施和联锁进行功效测试，这种功效测试不可替换安装期间进行回路测试；2.12 全部动机器，如电机、泵等单机试车已完成；2.13 配合试运转

6、或在此之前，全部配管、容器、塔和其它设备应是清洁；2.14 操作工应熟悉全部设备及控制系统具体位置及具体情况。2.15 吹扫、预冷工程已完成；2.16 防雷及接地工程已验收合格；三、调试及试运行方案3.1 吹扫3.1.1空气吹扫应利用生产装置大型压缩机，也可利用装置中大型容器蓄气，进行间歇性吹扫；吹扫压力不得超出容器和管道设计压力，流速不宜小于20m/s。 3.1.2 吹扫忌油管道时，应使用不含油压缩空气。3.1.3空气吹扫检验方法，是在吹扫管道排气口，设有白布或涂有白油漆靶板检验，5min内靶板上无铁锈、泥土、或其它脏物即为合格。 3.2 试压3.2.1 首先确保储灌根部法兰全关闭到位（无任

7、何泄漏），连接撬体和储罐间真空软管（要求密封圈要和管道对正，螺丝拧到位），连接撬体及加气机上各气动阀仪表风管路。3.2.2 手动关闭撬体主管道上全部截止阀及紧急切断阀，仔细对照整个撬体工艺步骤，确保各阀处于对应开关状态（具体每个阀开关状态及阀编号正处于统计中，等候统计完后作具体说明）。3.2.3 开启泵撬体及加气机上全部和安全阀相连维修用截止阀，同时关闭手动放空阀。试验前，应用空气进行预试验，试验压力为0.2MPa。试验时，应缓慢升压，当压力升至试验压力50%时，如未发觉异状或泄漏，应继续按试验压力10%逐层升压，每级稳压3min，直至试验压力。应在试验压力下稳压10min，再将压力降至设计压

8、力，应用发泡剂检验有没有泄漏，停压时间应依据查漏工作需要确定；依据石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范SH3501-之8.1.20要求，分段试压合格管道系统，如连接两段之间接口焊缝经过100%射线检测合格，则可不再进行整体系统压力试验；3.2.6 手动打开撬体上全部紧急切断阀（气动阀），要求开启管路中间全部阀，将真空管两端截止阀关掉，放空阀关闭，同时开启储罐根部气相阀；使用检漏壶逐一检验全部焊接点及密封位置有没有泄漏，假如出现泄漏应立即关闭根部阀并放空管道中气体，立即配合机械部门进行各漏点焊接或更换处理，等候处理完后再反复上述操作进行检漏。3.2.7 首先将加注机回气管和撬体上回气

9、管经过真空软管相连，要求法兰要拧到位，无泄漏现象，手动开启加注机内两个紧急切断阀及一个截止阀，保持管道通路通畅，开启压力表对应针形阀，用仪表风对加气枪头及插枪座进行吹扫，吹扫完后，将加气枪头插入插枪口，打开储灌根部回气管截止阀，使用储灌内高压氮气对整个管道进行吹扫，吹扫完后将两个气动阀手动关闭并还原，再接上加注机进液管和撬体泵出液管之间真空软管，使用检漏液检验加气机内管路全部焊接点及密封位置有没有泄漏，假如出现泄漏立即处理。3.2.8 要求操作人员必需佩戴好防护手套及护目镜，开启储罐下进液口、上进液口、回液口，观察撬体上各个密封位置在低温状态下有没有出现泄漏情况，如有泄漏应该第一时间处理，假如

10、无法立即处理，应该立即关闭储罐下进液口，打开撬体及加注机上放空阀排尽管道中全部液体，等候处理完后反复上述操作，确定无误后才能往下操作。3.3 空管气体置换 3.3.1 站内设备及连接管道投入运行前先使用液氮置换空气；当含氧量1%时，改用LNG直接置换。 3.3.2 LNG加气机出厂前已用液氮置换，投入运行前可直接使用LNG置换。 3.3.3 用皮囊取适量置换放散气体，远离放散点进行点火试验（选择上风口），燃烧火焰以黄焰为合格。 3.4 潜液泵预冷操作规程3.4.1 此工作应于卸车前2小时进行。3.4.2 管道流液：轻微开启一储罐底部进液阀，将罐内部分LNG缓慢流经泵池，打开泵池溢流口处阀门至储

11、罐。3.5 泵进口测温3.5.1 观察控制柜上显示温度，如温度低于100，则认为已达预冷状态。3.5.2 保持该状态，等液化天然气车到来后开始卸车。3.6 液氮卸车操作3.6.1液氮槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地线，垫好防溜木块。3.6.2 检验槽车罐和储罐压力及液位，确定卸车方案：当储罐压力高于槽车压力时，宜采取顶部进液；不然反之。如压力相近，可用上部或下部进，也可同时进.3.6.3 检验液相、气相卸车软管完好情况。3.6.4 检验储罐区内储罐内压力，液位。3.6.5 按液氮充装步骤检验卸车台至储罐全部阀门开停位置是否正常。3.6.6 以上各点正确无误后，站内操作员检验槽车

12、压力、温度、液位并统计。3.6.7 卸车区至罐区操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。充装过程中，巡回检验全部工艺阀门、管线、仪表工况，作好统计工作，并注意避险；3.6.8 具体卸车操作：3.6.8.1 给槽车增压，将槽车压力增高至储罐压力加0.2Mpa。3.6.8.2 确定槽车压力达要求后，关闭气液相连通阀，正确开启进液阀门。3.6.8.3 观察进液管，如结霜并有流液声，表示卸车正常；如接头等泄露，立即停止卸车操作，排除险情。3.6.8.4 观察槽车及储罐压力及液位改变情况，经过储罐减压及槽车增压操作，保持压差在0.2Mpa左右。3.6.8.5 待液氮卸完后，关闭液相管进口

13、阀门及储罐进口切断阀前阀门，打开上部进液阀；3.6.8.6 给槽车降压，将槽车气相管接到卸车台气相管上，将槽车内气体送到储罐或外输管线，当槽车内压力降到0.3Mpa时，应停止操作。3.6.9 卸车完后，站内操作员关闭卸车台低温阀门、罐底阀门，检验监督押运员：3.6.9.1 关闭槽车内相关阀门；3.6.9.2 如管内留有残掖应安全排除，切防伤人；3.6.9.3 卸下软管，收好接地线及防溜木块。3.6.10 将储罐上部进液阀处于开启状态，使液相管内残留液体自然缓慢汽化后进入罐顶内；液相管上结霜全部化掉后即说明内部液体已全部汽化，可关掉储罐顶部进液阀；3.6.11 双方签字并交接相关单据及必需气质汇

14、报，槽车驶离站区。3.6.12 注意事项槽车站内速度不超出5Km/hr。槽车罐充装压力（增压器压力）控制在0.6Mpa10%。储罐内压力严禁超限高于0.4 Mpa。下列情况下不得卸车：站内有动火作业。雷雨天气。站内有漏气现象。站内其它不安全原因。槽车无安全保护设施不得进入站区（防火帽、接地链等）。卸车期间不得移动车辆、维护保养车辆。卸车期间必需有些人职守巡查。预防漏液冻伤。有其它重大危险情况按应急方案处理。3.7 LNG卸车调试操作卸车调试关键调试卸车系统，卸车泵（此泵为ACDAC32管道泵），储罐上下进行液切换系统，储罐内氮气置换等调试工作。3.7.1 LNG卸车操作规程 作业程序（一）液化

15、天然气槽车进站后，引导监督其按指定卸车位停靠，接好接地.线，垫好防溜木块；（二）检验槽车和储罐压力，查看随车气质汇报，确定卸车方案：当储罐液体温度高于槽车时，宜采取顶部进液,不然反之。（三）检验卸车系统液相、增压液相、增压气相卸车软管是否完好；（四）检验统计储罐区内储罐内压力，液位；（五）根据操作规程中卸车操作规程（见3-4页）检验卸车台至储罐全部阀门开停位置是否正常；（六）站内操作员检验槽车压力、液位并统计；（七）卸车区至罐区操作由站内操作员进行，槽车至卸车台操作由槽车押运员进行。卸车过程中，巡回检验全部工艺阀门、管线、仪表有没有异常，如泄漏异响等，作好统计工作，并注意避险；（八）统计员认真

16、填写调试统计，卸车调试统计表见附表2、附表3，各阀门位编号见附图1；3.7.2 LNG燃气置换要求 3.7.2.1 检测点可燃气浓度为起源气浓度99%，证实置换合格，或别用气球采集检测点气体，远离现场上风口点火试验，以火焰为黄色证实置换合格。 3.7.2.2 各个检测点燃气浓度检测3次，每次间隔5分钟,3次全部合格时证实置换完成。3.7.2.3 置换时就熄灭置换区域全部火源，关闭全部电器电源。3.7.2.4 操作员穿防静电服，严禁穿着带铁钉鞋进入现场，闲杂人等离开现场，严禁拔打手机。3.8 卸车系统调试操作：1)将槽车液相、增压液相、增压气相至卸车系统卸车口、增压液相口、增压气相口相连接；2)

17、置换和排放储罐内残余液氮或氮气，打开储罐内下出液口手动阀门、气动阀门，排放掉储罐残余液氮或氮气；当储罐内两组内罐压力降为0.1MPa时，关闭下出液口手动阀门、气动阀门；打开储罐两组子罐气相放空阀门。使其在卸车过程中可对子罐进行LNG置换。3)对槽车进行增压，将槽车压力增高至0.6MPa左右；打开槽车上增压液相阀门，撬上卸车系统增压液相阀门，增压气相阀门，槽车上气相排空阀门置换管内空气，此时液进入汽化器，半分钟后关闭该排空阀门（气化器及管路中空气等杂质被置换），打开槽车上气相阀门，对槽车进行增压，当槽车压力达成0.6MPa时停止（该压力以比现场LNG槽车最高压力低0.05MPa为准）。同时，当槽

18、车压力达成0.6MPa时，合适关小增压液相口，以避免刚卸车时，速度比较慢，而槽车压力升高过快引发槽车安全阀起跳。4)确定槽车压力达0.6MPa后，正确开启储罐进液截止阀；5)打开卸车泵进口手动阀门微开三分之一左右，储罐下进液气动阀门，观察进液管，如结霜和轻微振动并有流液声，表示卸车正常；储罐放散系统应有排放气体声音，且卸车过程中注意不要随意关闭储罐放空阀门；如法兰接头等泄漏，立即停止卸车操作，排除险情；6)观察槽车及储罐压力及液位改变情况，并10分钟统计一次，经过对储罐减压及槽车增压操作，保持二者之间压差在0.2MPa左右；7)开启卸车泵卸车，当卸车后LNG液体流经卸车泵泵体后，同时会预冷卸车

19、泵，当检测到卸车泵预冷完成后，在控制系统上进行启泵操作，卸车泵开启完成后，观察卸车泵进出口压差，当没有压差时，应对卸车泵电机电源进行反相操作。8)整个卸车过程中，槽车液体必需保持压力不能降低，储罐放空阀门可依据情况逐步减小开度；顶部进液调试，提议在槽车液体剩下三分之一时进行。9)当槽车液位指示到零刻度后，停止卸车泵电源。打开卸车管路上排放阀门排放卸车管路及增压管路残液。3.9 卸车完成后处理1)卸车完成后，站内操作员关闭卸车台低温阀门；2)槽车押运员关闭槽车内相关阀门；3)如管内留有残掖应安全排除，以防伤人；4)卸下软管，收好接地线及防溜木块。5)双方签字并交接相关单据，槽车驶离站区。3.10

20、 卸车系统调试要求1)各手动截止阀门打开和关闭正常，无卡阻、无泄漏现象，或经维护后能正常开关闭管路。2)调试时各气动阀门能正能经过控制系统远程开启，动作时无异响，无泄漏，开度指示正确。3)卸车增压器能正常给槽车进行增压，且能保持增压速度不降低。4)管道泵开启后，能正常运转，无异响噪音，能正常起压。5)储罐液位指示表能依据卸车LNG量进行对应指示。6)控制系统能正常采集现场相关数据并进行显示或控制。3.11 注意事项（1）槽车站内速度不超出5Km/h；（2）槽车压力控制在0.6MPa10%；（3）储罐内压力严禁超限高于0.6 MPa；（4）储罐严禁超装，当液位达成容积90%时，应略为开启测满阀，

21、观察测满阀有液体流出时表示储罐已经充满，此时应立即停止卸车；（5）下列情况下不得卸车： a.站内有动火作业； b.雷雨天气； c.站内有漏气现象； d.站内其它不安全原因； e.槽车无安全保护设施不得进入站区（防火帽、接地链等）； f.卸车期间不得移动车辆、维护保养车辆； g.卸车期间必需有些人职守巡查； h.有其它重大危险情况按应急方案处理；3.12 LNG加注系统功效调试操作（一） 调试前准备A 检验确定全部阀门（除安全阀及仪表根部阀外）均处于关闭状态；B 确定控制系统处于完好状态、报警系统等无报警提醒；C 各工艺设施及仪器仪表参数在正常范围内；D仪表风（氮气）压力应不低于0.4Mpa。（

22、二）LNG加气机操作要求A加气机上电前设备检验B打开加气机上部显示窗口，看是否有进水现象，以预防电路板发生短路现象，如有应打开窗口，用干毛巾擦拭洁净，并通风凉干后才能上电。C 检验加气机各机械连接管道有没有松动和脱落现象发生，如有则先用搬手紧固后才能进行加气操作，以防伤害操作工人。D 通电后检验加气机是否能正常显示，并进入加注空闲状态。E 给加注机仪表风通气以后，观察二个气动阀能否正常工作。F检验加气枪和回气枪是否连接完好，密封性是否良好。G 检验控制系统是否正常，各数据采集信息是否正常，泵撬上气动阀门能正常控制开启和关闭。H 加注系统调试时数据填入附表5、附表6中。（三） LNG加气前准备工

23、作和相关注意事项A 要求：加气前要求操作人员必需佩戴防冻手套，而且不许可穿露胳膊或腿脚着装进行加气操作。B加气过程及大小循环预冷过程中，不许可用手指触摸加气机内部金属软管表面结霜部分，以免发生意外冻伤事故，请操作人员务必引发高度重视并参考此说明书进行规范操作。C开启储罐出液手动阀门，储罐气相阀门；储罐下进液阀门（即加液机回液阀门）；使PLC控制在自动状态，储罐上4个气动阀和撬上泵后加液阀门将自动提起，此时LNG液体流入泵池，对潜液泵进行预冷（可合适排放泵池内气体加紧液体流入愈加好愈加快预冷泵）。当潜液泵预冷完成后才能进行下一步操作。D泵后管路及LNG加液机置换，能够打开在加液机内排空阀进行排空

24、置换操作，置换要求见2.1.2节。当潜液泵预冷完成、且加液机置换完成后才能进行下一步操作，（四） LNG加注操作调试过程A 佩戴好防冻手套，调试时加液机加液枪插在插枪座上，进行大循环调试。B使用装有干燥压缩气体枪头冲洗加注枪头和回气枪头，将枪头内部冷凝水蒸气吹出，预防冰堵现象发生。C 操作员把加液枪插入插枪座上。D做好加注前一切准备工作，具体操作步骤以下：按一次操作面板上“定量”按钮，输入定量值“100”单位为“”，并按“确定”键，再按“加气”键进入小循环“预冷”状态，此时液晶屏上将显示：“进气温度”、“进气密度”、“进气增益”，此时工作人员不许可再操作键盘。等候加液机管道内液体温度和密度达成

25、设定值时，加注机将自动打开加注枪进入加注状态，并在加注机左右两侧液晶屏上刷新目前加注状态：“加液量”、“加液金额”和“单价”，在键盘旁边LCD显示器上显示：“进气流量”、“”、“回气流量”、“回气增益”。加注到定量值时，加注机会自动关闭加注枪上汽动阀门停止加液，并把此次加注加液量，加液金额和单价显示在加注机左右两侧液晶屏上。反复测试数次，并统计相关数据如：加液总量、加液金额、单价等参数。使用装有高压氮气枪头冲洗进液口和回气口，预防因温度过低而造成空气中水蒸气冷凝而结冰堵塞管道口，并盖上盖子，结束此次加注调试过程。E调试结束后，关闭储罐出液气动阀门JQ5/JQ6，储罐气相阀门J56/J59；LN

26、G加注泵撬上泵池进口阀门GV01，泵池溢流口阀门GV02；打开泵撬上全部安全旁通阀门，排出加注系统管路中残液。（五） LNG加气机调试结果要求： A.各手动截止阀门打开和关闭正常，无卡阻、无泄漏现象，或经维护后能正常开关闭管路。B.调试时各气动阀门能正能经过控制系统远程开启，动作时无异响，无泄漏，开度指示正确。C.潜液泵能在正常加注参数设置时自动预冷完成。D.加液机控制系统正常，显示各类数据，接收操作者指令，和控制系统正常联动动作，加液枪能正常进行加气操作。吹扫枪能正常吹扫无泄漏。E.潜液泵转速为5200转/分时，泵前后压差应达成0.5MPa以上，运转时电流应在9-12A左右。且声音明细，无其

27、它异响和噪音。 F.控制系统应依据加液机加液完成能自动停止潜液泵运行。 G.各连接处应无泄漏现象。不应有安全阀起跳现象。 H.控制系统能正常采集到现场相关数据并进行显示或控制。四、LNG储罐增压系统调试4.1 运行前准备4.1.1 检验确定全部阀门（除安全阀及仪表根部阀外）均处于关闭状态；4.1.2 确定控制系统处于完好状态、报警系统无报警提醒；4.1.3 各工艺设施及仪器仪表参数在正常范围内；4.1.4仪表风（压缩空气）压力应不低于0.5Mpa。4.1.5 检验储罐压力应在0.3-0.8MPa为宜，最高1.05MPa。4.1.6增压系统调试时，能够设定以储罐目前压力值加0.1MPa为储罐增压

28、结束压力值，但不应高于0.6MPa。4.1.7增压系统调试统计见附表7。4.2 LNG储罐增压系统调试操作4.2.1 将plc控制调为手动控制，手动开启储罐出液阀、储罐上进液阀、储罐泵池回气阀，撬上增压气相和增压液相气动阀。将储罐根部截止阀门中出液阀、气相阀和顶部充装阀开启。4.2.2 手动点击开启变频器（频率设置相对较低可设为35-50Hz），使低温潜液泵开启，储罐内LNG液体经泵打压由泵后缓慢流经增压液相管道，至气化器进行汽化成NG返回储罐，使其压力上升。4.2.3确定调试压力达成预想值后，点击停止变频器从而停泵，并将plc控制重新改为自动控制后，将储罐根部阀门手动恢复到待机状态。同时，将

29、调压用气化器放散阀门打开排压。注意：1、增压调试时，必需有巡查人员时刻观察,配合调试人员进行相关辅助工作，在调试过程中，切记相关调试人员离开现场，以防储罐超压发生安全事故。2、对储罐调温，和调压相同，只是泵频率设置相对较高，使液体快速流入气化器后并快速流入底部充装阀后，进入储罐。4.3 LNG储罐增压系统调试结果要求： 4.3.1 各手动截止阀门打开和关闭正常，无卡阻、无泄漏现象，或经维护后能正常开关闭管路。 4.3.2 调试时各气动阀门能正能经过控制系统远程开启，动作时无异响，无泄漏，开度指示正确。 4.3.3 增压器应正常全部结霜，气化能力强劲。 4.3.4 储罐压力指示应伴随增压进行，压

30、力值逐步上升，达成预定压力值。 4.3.5 整个调试过程中不应有安全阀起跳，如有起跳现象应查明原因。 4.3.6 控制系统能正常采集到现场相关数据并进行显示或控制。五、调试过程中特殊情况处理方案 5.1 储罐压力超高 5.1.1 检测储罐现场就地压力表显示值是否和控制系统显示值相对应，确定储罐压力超时，经过手动打开储罐气相排空阀门，降低储罐压力。5.1.2 充装时槽车增压太高，打开排空阀卸压至正常。 5.1.3 若压力频繁过高，可能是LNG储罐保冷性能下降，汇报调度中心，联络生产厂商处理。 5.2 储罐冒汗结霜 5.2.1 假如液氮储罐外壳冒汗，则联络厂家技术人员，检验储罐真空度是否遭到破坏。

31、若储罐真空度遭到破坏，汇报调度中心，联络生产厂商处理。 5.2.2 LNG储罐冒汗，则联络厂家技术人员，由厂家技术人员检验确定，如情况严重需汇报调度中心，依据具体情况处理。 5.3 安全阀起跳 5.3.1 LNG储罐安全阀起跳，手动放空，加速卸压，分析超压原因。 5.3.2 管路系统安全阀频繁起跳，立即打开上下游阀门，平衡压力。 5.3.3 重新调校安全阀，关闭安全阀根部阀后拆下安全阀，送检验所进行校验。 5.3.4 校验合格后安装到原位置，打开安全阀根部阀，投入使用。 5.4 法兰泄露 5.4.1. 使用防爆扳手紧固泄露法兰。 5.4.2.适量紧固后仍泄露，则关闭该泄露法兰上下游阀门，卸压至200Pa-500Pa，更换垫片，重新紧固后试压。 5.4.3.需要停气处理，汇报调度中心，根据和用户约定停气时间，关闭储罐供液截止阀，卸压至200Pa-500Pa，温度升至常温后，更换垫片，重新紧固后试压。注意：操作必需由多人帮助，不许可单独操作，相互协调做好安全防范工作，操作必需