LNG操作手册.doc

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LNG操作手册教程

目录

1设计参数 3

2工艺流程简述 4

3控制及安全报警系统 5

3.1压力测量点一览表 5

3.2液位测量点一览表 6

3.3温度测量点一览表 6

3.4紧急切断阀设置一览表 6

3.5可燃气体泄漏报警检测器设置一览表 6

3.6安全阀设置一览表 7

3.7远传报警控制系统 7

4岗位操作 8

4.1LNG液体装卸操作 9

4.2LNG气化操作 11

4.3主要设备及辅助系统 12

5安全管理制度 14

5.1LNG站操作人员值班制度 14

5.2站长岗位责任制 14

5.3操作人员岗位责任制 15

5.4液化天然气站安全规程 15

5.5LNG站防火安全制度 16

5.6安全用火规定 17

5.7消防队员岗位工作职责 18

5.8LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定期检验要求 19

5.9罐车装卸液监护制度 20

5.10罐车安全操作规程 20

5.11站区火险应急方案 22

6.设备巡检 23

7.故障处理 24

7.1储罐压力过高 24

7.2罐体出现冒汗结霜现象 24

7.3安全阀起跳 24

7.4低温部位法兰发生泄漏处理 25

7.5低温阀门泄漏处理 25

7.6气动阀门打不开 25

8.安全须知 26

8.1液化天然气的安全知识 26

8.2安全操作注意事项 28

9.附件 29

9.1工艺管道及仪表流程图 29

9.2工艺图例及符号说明 29

9.3仪表控制点图例及符号说明 29

9.4汽车罐车泄液记录 29

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控制及安全报警系统

3.1压力测量点一览表

序号

仪表位号

控制对象

设定值

备注

1

PI101

卸车液相管

0～1.6MPa

现场显示

2

PI102

卸车气相管

0～1.6MPa

现场显示

3

PI203

V201储罐

0～1.6MPa

现场显示

PIA203

V201储罐

0.6~0.8MPa声光报警

远传至控制室（可调）

4

PI204

V202储罐

0～1.6MPa

现场显示

PIA204

V202储罐

0.6~0.8MPa声光报警

远传至控制室（可调）

5

PI205

E-201后

0～1.6MPa

现场显示

6

PI206

E-202后

0～1.6MPa

现场显示

7

PI307

BOG加热器后

0～1.6MPa

现场显示

8

PI308

BOG加热器后

0～1.6MPa

现场显示

9

PI309

BOG加热器后

0～1.6MPa

现场显示

10

PI310

BOG加热器后

0～1.6MPa

现场显示

11

PI311

TY-301前

0~1.6MPa

现场显示

PI312

TY-301后

0~1.0MPa

现场显示

13

PI313

出站后

0~1.0MPa

现场显示

14

PI314

TY-303前

0~1.6MPa

现场显示

PI315

TY-303后

0~0.4MPa

现场显示

15

PI316

TY-304前

0~0.4MPa

现场显示

PI317

TY-304后

0~20KPa

现场显示

3.2液位测量点一览表

序号

仪表位号

控制对象

设定值

备注

1

LIA-201

V201储罐

≤0.15H或≥0.90H发出声光报警信号

远传至控制室

2

LIA-202

V202储罐

≤0.15H或≥0.90H发出声光报警信号

远传至控制室

3.3温度测量点一览表

序号

仪表位号

控制对象

设定值

备注

1

FI401

出站温度

-20～80℃

流量计显示温度、压力

3.4紧急切断阀设置一览表

序号

仪表位号

控制对象

设定值

备注

1

CV-201

V201储罐底部进液

氮气0.4MPa

手动切断

2

CV-202

V201储罐底部出液

氮气0.4MPa

手动切断

3

CV-203

V202储罐底部进液

氮气0.4MPa

手动切断

4

CV-204

V202储罐底部出液

氮气0.4MPa

手动切断

3.5可燃气体泄漏报警检测器设置一览表

序号

仪表位号

控制对象

设定值

备注

1

AIA-101

卸车台

0.9%VOL

控制室声光报警

2

AIA-202

V201、V201罐区

0.9%VOL

控制室声光报警

3

AIA-303

E301a/E301b/E302气化区

0.9%VOL

控制室声光报警

3.6安全阀设置一览表

序号

位号

控制对象

设定值

备注

1

AV-101

卸车进液管

0.84MPa

2

AV-102

低温气相管

0.84MPa

3

AV-203

V201储罐

0.84MPa

组合式

4

AV-204

V202储罐

0.84MPa

组合式

5

AV-205

V201增压器

0.84MPa

6

AV-206

V202增压器

0.84MPa

7

AV-207

储罐出液管

0.84MPa

8

AV-308

E301a气化器

0.84MPa

9

AV-309

E301b气化器

0.84MPa

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~