目 录
第一章 概 述 ............................................................................................................. 2
1。1 设备基本参数............................................................................................... 2 1.2 系统简介及流程图.......................................................................................... 5 1.3 安全要点.......................................................................................................... 6 第二章 运行操作操作 ................................................................................................. 7
2。1 启动前准备................................................................................................... 7
2.1。1 工器具准备......................................................................................... 7 2。1.2 劳保准备............................................................................................. 7 2。1。3 参数及设备检查项目...................................................................... 7 2。2 系统操作....................................................................................................... 8
2。2。1 CNG设备操作 ................................................................................. 8 2。2.2 LNG 液体装卸操作 ........................................................................... 8 2.3 运行作业危害分析........................................................................................ 10 第3章 检修操作规程 ............................................................................................... 11
3.1 维护保养职责的划分.................................................................................... 11
3。1。1 运行工职责.................................................................................... 11 3.1。2 检修工职责....................................................................................... 11 3。2完好标准...................................................................................................... 11 3。3维护保养内容.............................................................................................. 11
3.3。1运行人员............................................................................................ 11 3.3。2检修人员............................................................................................ 12 3。4 常见故障处理............................................................................................. 12 第四章 燃气站泄漏事故现场处置方案 ................................................................... 14
4.1 事故特征........................................................................................................ 14 4.2现场处置......................................................................................................... 14 4。3 注意事项..................................................................................................... 17
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第一章 概 述
1.1 设备基本参数
一、 CNG 部分：
CNG部分主要由换热装置、调压装置、管道组成。
CNG减压站的主要性能参数表
参数名称 小时流量 结构形式 换热形式 调压级数 出口气体温度 一级调压后压力 二级调压后压力 出口气体压力 进口口径 出口口径 1.1卸气系统
高压胶管(带快装接头） 高压球阀：DN25 针型阀：DN15 1.2调压系统 一级调压器：DN25 二级调压器：DN50 一级安全阀：DN25 二级安全阀：DN25 高压过滤器:DN25 气动切断阀：DN25
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单位 Nm3/h ℃ MPa MPa MPa mm mm 参数性能 1000 一开一备 电换热 两级调压 5~10 1.0～2。0 0.1~0.4 0。1~0。4 DN25 DN100 高压球阀:DN25 换热器:PN250
压力变送器：0～25MPa、0～2.5MPa、0～0。6MPa 压力表：Y100 1。3 计量系统
智能型涡轮流量计(单独计量） 1.4换热系统 电加热(32KW） 二、LNG 部分
LNG部分主要由汽化器、调压装置、加臭装置及管道组成. 2。1、主气化器
气化器结构形式及材料：由于气化器进口是液化天然气,这就要求气化器的材质必须是耐低温(-196℃)的，目前国内常用的材料为铝合金（F21）；立式，长方体;气化（输送）管路为翅片式.
气化器主要工艺参数如下：
·设计进口温度/运行进口温度：—196℃/—162℃
·设计出口温度/运行出口温度:—20℃～30℃/（环境温度—10℃） ·设计压力:1。6MPa ·运行压力:0。4～0。6MPa ·单台设计流量:1000Nm3/h
·满负荷连续运行时间：不大于6小时（夏季）、不大于4小时（冬季） 2.2、水浴式复热器 水浴式NG加热器:
数量1台，加热能力为1000Nm3/h。 主要工艺参数如下：
•设计进口温度/运行进口温度:-196℃/—162℃ •设计出口温度/运行出口温度：-20～50℃/常温 •设计压力：1.6MPa
•运行压力：0。50～0.60 MPa
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•单台设计流量：1000Nm3/h 2。3、空温式BOG气化器 空温式BOG加热器：
数量1台,加热能力为300Nm3/h.
按工艺技术要求,在BOG处理装置上需设置进、出气附管、安全放散、压力指示接口.
主要工艺参数如下：
·设计进口温度/运行进口温度：-196℃/-162℃
·设计出口温度/运行出口温度：—20～50℃/环境温度—10℃ ·设计压力:1。6MPa ·运行压力：0.50～0.60 MPa ·单台设计流量：300Nm3/h
·满负荷连续运行时间:不大于4小时 2。4、空温式EAG气化器 主要工艺参数如下：
·设计进口温度/运行进口温度：-196℃/≮—162℃ ·设计出口温度/运行出口温度：-20～50℃/≮常温 ·设计压力：常压 ·运行压力：常压 ·设计流量：300Nm3/h 2.5、卸车增压器 主要工艺参数如下:
设计进口温度/运行进口温度：—196℃/—162℃ 设计出口温度/运行出口温度:-196℃/-162℃ 设计压力:1。6MPa 运行压力：0.6MPa 单台设计流量:200Nm3/h
满负荷连续运行时间：不大于4小时 2。6、调压装置
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调压计量装置为一开一旁通的“1＋1”结构,调压器带有超压切断保护装置.其主要工艺设计参数如下：
入口压力:0.4～0。6MPa ; 出口压力：0.4MPa； 设计流量：1000Nm3/h 2.7、加臭装置
本设计采用的燃气加臭装置设置于燃气总出口,与总出口流量计进行通讯。该装置配备70L不锈钢臭剂罐，采用电磁驱动隔膜式柱塞计量泵驱动加臭剂四氢塞吩的滴入，滴入量控制在15～20mg/Nm3。加臭控制器采用工业单片机，可以根据流量计提供的4～20mA流量信号控制加臭量,实现根据燃气流量随动的自动控制。
1.2 系统简介及流程图
本站主要是为锅炉房提供低压气态天然气，主要由换热器、汽化器、调压装置及管道组成。气源由压缩天然气（CNG）槽车和液态天然气（LNG)罐车提供，CNG通过减压装置转化为低压天然气,LNG通过汽化器和调压装置转化为低压气态天然气。
换热器调压装置CNG槽车用户 CNG流程
LNG流程
汽化器LNG槽车调压装置用户 5
1。3 安全要点
1.3。1进站须知
1) 车辆、人员进站站前必须经门卫检查、登记。 2) 车辆经允许方可进站，保证车况完好,尾气管带防火罩. 3） 车辆必须有良好的接地线，严格执行防静电规定。 4） 人员进站前，必须关闭手机。 5) 人员进站必须穿防静电制服.
6） 站内操作过程必须由值班工作人员完成.
7） 外来人员严禁入内，如有工作需要，必须经上级领导签字方可进入。 1。3.1 站内禁令
1） 严禁在站内吸烟及携带各种火种. 2） 严禁不办理动火手续在站内动火。 3) 严禁穿带铁钉的鞋上岗。
4）严禁在站内用汽油、轻油清洗设备、衣物、工具及地面. 5）严禁未经批准的车辆及人员入站。 6）严禁堆放易燃易爆品和化学危险品. 7)严禁在站内用黑色金属击打。
8)严禁堵塞消防通道及随意挪用消防工具和设备。 9）严禁随便使用消防水源.
10）严禁损坏生产区内的防爆装置及设施 1。3。2 CNG操作安全注意事项
1） 卸车时操作人员必须穿防静电工作服，戴安全头盔，严禁穿带钉的鞋子，并且关闭手机。
2) 操作时必须使用防爆工具或在钢制工具上涂抹黄油。 3） 严禁任何杂质进入管道.
4） 卸车时应注意保护高压软管,避免磕碰. 5） 高压胶管快速接头应用钢丝缆进行固定。
6）下列情况严禁卸车：雷雨天气；附近有明火；管道设备漏气；压力异常。 1。3。3 LNG操作安全注意事项
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1)操作人员必须穿防静电服，戴上防冻手套，安全帽等劳保用品，若出现泄漏，蒸汽浓度较高，必须带上呼吸装置.
2） 发生大的泄漏，立即关断上游阀门，现场泡沫覆盖，并及时拨打119,应避免与LNG 接触，并设法控制LNG 的蒸发.
3） 失火时使用干粉灭火剂灭火，LNG 大量泄漏时严禁用水直接灭火。 4） 装置区内的阀门管线,特别是低温管线严禁踩踏。 5） 低温阀门操作应缓慢进行.
6） 两低温阀门中间段管线未设置安全放空阀时,两阀门严禁同时关闭。 7） 进入操作区后应注意防滑。
8） 低温管线距离LNG 储罐最近的阀门一般为常开阀门，第二阀门为经常性操作阀门.
9） 任何情况下，严禁水份、油份、机械杂质进入管路，以免堵塞管路. 10) 严禁敲打或用火烘烤冷冻部位，也不得用水喷淋，应避免用热气加热解冻.
11) 卸车操作时应注意保护低温软管，避免踩踏。 12） 装置区内自动调节阀门和仪表严禁随便调整。
13） 卸车时,应注意车辆移动，以免拉断软管，造成大量LNG 泄漏. 14） 操作区内严禁非操作人员进入。
第二章 运行操作操作
2.1 启动前准备
2.1.1 工器具准备
铜制活口扳手 套管 2。1。2 劳保准备 操作员进入车间前,必须穿好防静电服、防静电鞋，戴防冻手套等。
2。1。3 参数及设备检查项目
2。1。3.1 外围参数检查 1) 检查设备配电柜是否供电
2) 压缩空气：要求设备的压缩空气压力至少为5bar； 3) 检查压力表和安全阀是否在校验期内,并且无损坏；
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4) 检查管路连接法兰无跑冒滴漏现象; 5) 检查个阀门是否在合适的位置。
2.2 系统操作
2。2。1 CNG设备操作
2.2。1.1 卸气准备：
1)仔细检查调压器及附属设施,使调压器保持良好，各路阀门完好灵活； 2）检查水温是否达到要求，一般水温在60℃-—70℃(根据现场实际情况，可自行设定）
3）将CNG撬车停在指定位置,打开CNG撬车后车门，挂好风钩,并接好撬车接地线，接好高压软管与撬车连接的快装接头，并检查牢固可靠，挂好高压软管安全保护绳，并由监护人检查，以确认是否连接完好；
4)先缓慢打开撬车各分路阀门，再缓慢打开撬车总阀开启度的三分之一，然后缓慢开启二级调压器后阀门，待气流平稳后，将撬车总阀缓慢完全开启; 5）观察调压设备压力表，把所需压力调至规定范围，一调出口压力为（1。5—2MPa）,二调为（0.1—0。4MPa），观察其运行情况根据实际情况进行适当调整。
2。2。1。2停止卸气操作
1）卸气完毕，先关闭撬车总阀，再关闭二级调压器后球阀； 2）缓慢打开放散阀，将余气放干净，取下快装接头,关闭放散阀门； 3）取下CNG撬车接地线。
2.2.2 LNG 液体装卸操作
2.2。2。1 卸车准备
1） LNG槽车进站停靠卸车台,关闭汽车发动机，槽车钥匙交站区操作人员,槽车前后轮加限位块，槽车防静电接地线连接完好；
2） 开启槽车操作箱，正确连接槽车与卸车台间三条工艺金属软管。 3) 开启车载气动引压阀,打开车载增压液相、增压气相及出液管上紧急切断阀。
2.2。2.2 卸车台阀前置换
1) 依次开启卸车台增压器液相进口、气相出口、BOG管道阀门；
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2） 开启槽车增压液相手动阀，打开槽车气相手动放空阀，30秒钟后关闭放空阀;
3） 开启卸车台阀前气液联通阀，打开槽车出液管手动放空阀，10秒钟后关闭放空阀。
2。2。2。3 槽车增压
1） 关闭卸车台阀前气液连通阀，缓慢开启槽车气相手动阀,将槽车增压至0。5~0。6MPa，或大于进液储罐压力0。2MPa。
2)当槽车压力增至0.6MPa时,关闭卸车台增压器进液阀。 3）当槽车压力降至0。5MPa时,开启卸车台增压器进液阀。 2。2。2。4 LNG 气化器操作
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-206 管线进入气化器E302~E303 换热。 2)打开气化器出口阀,天然气进入NG-301 管线至主调压器。 3)调压至0。1MPa 经计量、加臭后出站.
4)关闭LNG 气化系统时应先关闭LNG 罐出液阀，确认LNG—206 管线无液体时关闭空温式加热气化器进出口阀。
5)气态天然气出站温度低于-5℃（可调整）时，温度控制系统报警，开启备用蒸汽水浴式(NG）加热器,对空温式气化器出口天然气进行二次换热，以保证正常供气。
2.2.2。5 自增压气化器操作
1）LNG 储罐压力低于0。5MPa 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。5MPa时增压阀关闭。
2)注意观察储罐压力的变化（必要时手动操作泄压)。 2。2.2.6 BOG 系统的操作
1)LNG 储罐压力超过0。6MPa 时，手动开启BOG 加热器后端阀门，经气相管线进入管网。
2）也可打开BOG 加热器后端旁通阀，将BOG 排出至NG—302线。 3） 装卸液、灌瓶、倒罐管线中余液可进入BOG 系统，经BOG 加热器E—301，调压、稳压后出站,防止管路中液态膨胀.
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2。3 运行作业危害分析
序号 1 工作步骤 危害或潜在事件 主要后果 现有安全控制措施 槽车是由供气厂家操作，燃气站操作人员远离运行中的槽车 接地线连接准确到位 穿防静电服，戴防冻手套，槽车接地线连接好 穿防静电服,戴防冻手套,非本岗位操作人员禁止操作 穿防静电服,戴防冻手套，使用铜板手操作螺丝，管内液体放散完全后再操作,禁止踩踏低温软管 槽车是由供气厂家操作，燃气站操作人员远离运行中的槽车 穿防静电服,戴防冻手套,使用铜板手操作螺丝, 按操作规程进行操作，加强巡检 操作人员远离放散口，操作人员穿防静电服，按操作规程操作，加强巡检 建议改进/控制措施 槽车就位 槽车碰伤 碰伤 2 倒液准备 接地线接不好,静电易积聚 低温液体泄漏 低温软管表面是金属鳞片材质 低温液体泄漏 若低温软管内的液体未完全放散完毕 低温软管表面是金属鳞片材质 槽车体积大 气体泄漏爆炸 冻伤、爆炸 金属软管鳞片划伤割伤 冻伤 爆炸 低温液体冻伤 软管划伤割伤 3 连接低温软管 4 按顺序打开阀门进行倒液 5 倒液结束，拆开低温软管 6 槽车退出 槽车碰伤 人身伤害 爆炸 不能满足使用如锅炉停机 管道压力高 7 按顺序打开阀门进行供液 低温液体泄漏 8 增压操作 增压不及时 9 泄压操作 泄压不及时 10
第3章 检修操作规程
3.1 维护保养职责的划分
3。1.1 运行工职责
生产人员按照非专业点检作业指导书，对设备上的关键部位进行有无异常的预防性周密检查的过程，做好设备清扫、清理、检查等工作，以使设备的隐患和缺陷能够得到早期的发现、早期预防、早期处理,提高设备的现代化管理水平，及时掌握设备运行状态，确保设备安全稳定运行.
3。1。2 检修工职责
检修人员按照日常巡查管理制度、设备定期维护保养制度对设备进行日常维护与保养，最大限度减少设备的隐患并改进缺陷,严格按照设备故障维修列表对设备常见故障进行维修,保证设备的完好率。
3.2完好标准
1）供气末端性能指标符合设计要求，能满足使用的需要； 2)操作过程中运转正常，易于平稳地控制操作参数; 3）管路密封性能良好,无泄漏现象；
4）空气汽化器换热效率达到设计要求，接口密封良好,无泄漏现象; 5）水浴汽化器无严重结垢， 法兰连接处均能密封良好，无泄漏现象； 6)调压装置、安全装置、及仪器仪表完整、性能完好，质量符合设计要求； 7）阀门及各类可拆连接部位无跑、冒、滴、漏现象,阀门操作灵活； 8）气体泄漏检测装置完好、测量精准,能及时测量并提供报警信息； 9）设备基础牢固，支座无严重锈蚀,外管道情况正常； 10)安全附件检定、校验和更换。
3。3维护保养内容
3。3。1运行人员
编号 1 2 3 设备区域 电器柜表面 电器柜仪表 电器柜指示灯 标 准 无脏物、油污 状态点检方法 目视 目视 目视 处 理 方法 清扫 确认 确认 道具 眼 眼 眼 周期 日 周 √ √ √ 无破损,旋转转换开关正常 停 无破损，与机组运行一致 运/停 11
运/停 运/
4 5 6 7 8 9 10 11 控制面板 槽车控制台 槽车液位 所有低温阀门 所有供气管路 所有仪表 汽化器 地面 无赃物、油污 无赃物、油污 运/停 停 目视 目视 目视 目视 目视 目视 目视 目视 清扫 清扫 确认 确认 确认 清扫 确认 清扫 无尘纸 √ 扫帚 眼 眼 眼 眼 眼 眼 √ √ √ √ √ √ √ 3.3.2检修人员 液位不得少于5立方米 运/停 运/无跑冒滴漏现象 停 运/无跑冒滴漏现象 停 示数准确清晰，无污垢 运/停 结霜程度不得超过50％ 运/停 干净，无油污,无水渍 运/停 3。3。2。1 日常巡查
按照设备日常巡查记录表和车间温湿度表每隔两小时巡查一次,表单内容见常用表单
3。3。2.2 定期维护保养 1、日常保养：
1） 检查LNG 储罐的液位、压力是否正常； 2）检查一、二次仪表是否一致；
3）检查混气撬和CNG撬的工作状态是否正常；
4）检查空温式气化器、增压器、水浴式汽化器加热器工作状态是否正常； 5）检查工艺及辅助管线压力表、温度计是否正常;
6）检查辅工艺及助设备、管线、阀门是否有泄漏,有无异常现象发生； 7）检查常开、常闭阀门的状态;
8）检查工艺管道阀门、管线的异常结霜。 2、月度保养：
1）对法兰连接处的低温垫片进行检查，有破损漏气现象的进行更换； 2)压力表每6个月进行校验一次;安全阀每1年进行校验一次； 3）安全阀和压力表在校验期内出现损坏及时进行更换。 4）检查加臭机内加臭剂的液位，及时进行添加.
3。4 常见故障处理
一、储罐压力过高
可能出现的故障 处理方法
1．储罐压力表失灵-—————————-———-———---—————更换
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压力表
2．储罐充装时槽车增压太高-—-—-—-—-———-—槽车及时泄压 3．储罐自增压器入口阀门关闭不严-————将阀门关闭严实
4．储罐保冷性能下降-—-——------— —-—--—————与储罐制造厂家联系
二、罐体出现冒汗结霜现象
可能出现的故障 处理方法
1．储罐真空度受到破坏—————-与储罐制造厂家联系 2．储罐绝热性能的故—-—-—————与储罐制造厂家联系 三、安全阀起跳
可能出现的故障 处理方法
1．LNG 储罐安全阀起跳———-———-及时手动放空、加速泄压, 分析储罐超压原因，并及时处理.
2．管路安全阀起跳—————————-———-—-及时打开管线上下游阀门、平衡压力。
△注意：问题处理完毕,建议从新调校安全阀，关闭安全阀根部阀，拆下安全阀，送安全阀至责能部门校验，校验合格后将安全阀装上,打开安全阀根部阀.
四、低温部位法兰发生泄漏处理
将泄漏的法兰进行紧固,若紧不住则关闭该泄漏法兰的上下游阀门，泄压且温度升至常温后更换垫片,重新紧固后试压，直到不泄漏为止。
五、低温阀门泄漏处理
低温阀门内漏是阀门密封面损坏, 由于低温阀门是软密封结构, 可以先用扳手加力紧, 若仍泄漏则需更换四氟密封垫片。若仍是泄漏则可能是阀座损坏, 需更换阀门。
低温阀门外漏分阀体法兰泄漏和阀杆填料泄漏两种,一般采用紧固的方法处理或者更换填料.
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第四章 燃气站泄漏事故现场处置方案
4。1 事故特征
4。1。1危险性分析
天然气为易燃易爆的气体，一旦发生泄漏，容易引起爆炸等事故,若槽车泄漏,车内是零下160度的低温液体，人体一旦接触,会立刻冻死人体细胞,导致死亡和残疾.
4。1。2发生地点及涉及范围
事故发生地点在燃气站，涉及的是天然气安全，事故发生时可能波及到操作人员的人身安全和设备安全。 4。1。3危害程度
天然气为易燃易爆的气体,爆炸极限是空气体积含量的5%-15％,一旦发生泄漏，容易引起爆炸等事故，若槽车泄漏，车内是零下160度的低温液体，人体一旦接触，会立刻冻死人体细胞,导致死亡和残疾。 4.1。4事故前征兆
事故发生前管道压力会变低或超高，液化天然气泄漏时空气中会看到大量的水汽.
4.2现场处置
4.2.1 应急响应程序
1） 动力分厂或生产指挥中心中心接到报警，要问清事故发生的时间、地点、性质等,尽可能记录齐全，根据情况要求当事人采取必要的安全自救措施，同时上报公司领导并呼叫出动抢险队,在最短的时间内带齐必需的装备出发,以最快的速度赶赴出事现场.
2）抢修/抢险人员到达事故现场后,及时把现场的情况简洁明了的报告生产指挥中心，一般事故就地进行抢险，并采取必要的措施（如现场情况需要疏散人群、救火、救伤或其它情况时，由现场总指挥命令生产指挥中心人员与“110、119、96555或120”指挥中心取得联系，协同作好抢险救援工作)。
3）站内人员、抢修/抢险队应在事故发生点听从现场总指挥统一指挥,进行控制和实施抢修/抢险。 4。2。2 应急处理
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4。2.2.1应急预案分级
A级：对社会影响较大后果严重，需报公司启动公司应急预案的. B级:为保正燃气站正常运行,需报动力分厂组织应急抢险的。 C级：为一般事件,燃气站可自行处理的。 4.2。2。2应急处理
C级事故类型:
1）调压器失灵或漏气：
站内一级调压器如果失灵,出口压力会迅速升高，控制台会及时报警，（气动阀门会自动关闭,如果气动阀门不动作)。
值班人员迅速赶到现场，用防爆扳手关闭故障的一级调压器的进口阀门,然后关闭出口阀门。
启动备用回路进行供气,查看压力和仪表指示是否正常，
当时或尽快维修好故障的一路调压器，查明故障的原因且做出整改措施。 如果调压器漏气,处理方法相同. 2)调压器出口压力升高/降低
首先观察调压器是否有响声，看调压器的阀口指针打开状况，如果全部打开,这说明后面用气量太大,一路不能满足迅速打开另一路调压器。
如果调压器没有响声，而且调压器阀口指针全部缩进去，这时后面压力一直下降，这说明调压器皮膜破裂，使阀口关闭。这时关闭这一路的前后阀门,缓慢打开另一路调压器。
如果控制台报警，看出口压力是低还是高（控制台设置出口压力小于0。1MP出口压力高于0。3MP报警,这时会自动关闭电磁阀,）.如果高压力超过电解压力表上限0。3MP，这时要降低进口调压器的压力来保证出口压力的正常，如果压力低于0。1MP，这时应检查气泵打压是否正常（压力0.4—0。6MP)看压力管道能否通到设备处，如果通不到说明气泵管冰堵了，迅速更换备用的气泵或气泵管道,来确保正常的供气。
3）气泵不能打压或故障状态
这时应打开备用气泵,接通备用管确保正常的供气。
认真检查各个接口是否过气，气泵管是否通畅，最后检查气泵本身的机械故障，尽快修复好，做到一用一备。
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B级事故类型： 1）地下管道漏气或着火
接警时做好记录，同时委托报警人做好现场围护。
携带好设备（必要的抢险工具）到现场,根据事故的大小向主管领导及生产指挥中心汇报，由生产指挥中心负责相关部门配合抢险工作。
到现场后布置好隔离带,关闭相关阀门。
如果已经着火，用灭火器扑灭火灾，如果事故太大及时打当地的110，119,96555或120等相关部门支援。
如果没有着火，用捡漏仪查找漏气位置,漏气点确定后（由工程公司负责开挖施工），开挖时要做必要的防护工作。
安装好临时堵漏垫片和堵漏管卡。
抢修队如果要动火作业，要制定动火方案，如来不及制定的需要主管领导商议抢修方案,抢修完毕后要补办动火方案。
2)发生非燃气火灾
如果发生非燃气类的火灾，值班人员迅速到调压箱关闭总阀门，采取保护措施防止发生更大的火灾。
在消防部门抢救的同时，保护燃气设备,等到扑灭完后检查是否是漏气引起的火灾,以便做好相关处理工作。
如果事故后还需送气，这时要认真检查管道的各接点是否合格方可使用。 A级事故类型：
1）CNG槽车发生严重泄漏事故
应迅速关闭相关阀门，调集站内所有灭火器材，连接水龙带,开启消防泵（拴）对CNG橇车进行喷淋，水雾隔离.
打电话请求119，110救援。
抢险人员迅速查明泄漏原因,上报公司相关部门进行抢险工作,制定相关的抢修方案，并同时启动应急预案。确保在最短的时间内恢复供气。
2)发生严重燃气泄漏事故
以泄漏点为中心,20米范围内设立警戒线,然后在安全距离以外用手机打电话向生产指挥中心、车队领导汇报。
如情况严重或发生着火，要拨打119和110报警求助，如有伤员，应拨打
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96555或120急救。
警戒线范围内严禁有闲杂人员，禁止吸烟、打手机 等待救援，启动相关预案，制定抢修方案。
公司抢险人员到达现场后,监控检测环境甲烷浓度，浓度应低于1％，如浓度超标则须强制通风，抢修现场未经批准,不得使用非防爆型机电设备、工具仪器。
如遇其他一些动态事故，要根据实际情况汇报领导，随机处理.
4。3 注意事项
当发生液化天然气泄漏时,任何人员严禁靠近，以免冻伤，迅速站往上风口处，当发生重大火灾时,迅速离开现场，等待救援，离开时要按顺序迅速离开，不得拥挤，造成逃生混乱，根据逃生路线在集合点集合,清点人数,若有人员被困,立即向上汇报，车间根据实际情况组织救援.
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