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1、LNG操作手册45177 LNG操作手册 海螺沟银泉天然气有限公司 二零一三年九月1 设计参数 . 1 2 工艺流程简述 . 2 3 控制及安全报警系统 . 3 3.1 压力测量点一览表 . 3 3.2 液位测量点一览表 . 4 3.3 温度测量点一览表 . 4 3.4 紧急切断阀设置一览表 . 4 3.5 可燃气体泄漏报警检测器设置一览表 . 5 3.6 安全阀设置一览表 . 5 3.7 远传报警控制系统 . 6 4 岗 位 操 作 . 6 4.1 LNG液体装卸操作 . 7 4.2 LNG气化操作 . 9 4.3 主要设备及辅助系统 . 11 5 安全管理制度 . 12 5.1 LNG站操

2、作人员值班制度 . 12 5.2 站长岗位责任制. 13 . 13 . 制任责位岗员人操作 5.3 5.4 液化天然气站安全规程 . 14 5.5 LNG站防火安全制度 . 14 5.6 安全用火规定 . 15 5.7 消防队员岗位工作职责 . 17 5.8 LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定期检验要求 . 18 5.9 罐车装卸液监护制度 . 18 5.10 罐车安全操作规程 . 19 5.11 站区火险应急方案 . 20 6. 设备巡检 . 21 7. 故障处理 . 22 7.1 储罐压力过高 . 22 7.2 罐体出现冒汗结霜现象 . 22 7.3 安全阀起跳 . 22 7.4 低温

3、部位法兰发生泄漏处理 . 23 7.5 低温阀门泄漏处理 . 23 7.6 气动阀门打不开 . 23 8. 安全须知 . 24 8.1 液化天然气的安全知识 . 24 8.2 安全操作注意事项 . 26 . 27 . 附件9. 9.1 工艺管道及仪表流程图 . 27 9.2 工艺图例及符号说明 . 27 9.3 仪表控制点图例及符号说明 . 27 . 27 . 汽车罐车泄液记录 9.4 1 设计参数 1.1 气化能力 3/h，输送压力0.250.35MPa600Nm。 A高峰小时用气量3/h，经二次调压后输送压力812KPa。 B小时用气量800 Nm1.2 设计温度 换热器前天然气管道：设计

4、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-2050；工作温度-1050。 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0.60.7MPa，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0.250.35MPa，安全阀开启压力为0.380.4MPa。 B经二次调压后部分：设计压力0.1MPa，工作压力812KPa，安全阀开启压力为20KPa。 1.4 储罐设计压力 3LNG低温储罐一台，设计压力0.94MPa（100 m-0.1MPa外压），最高工作压力0.8MPa，工作压力0.60

5、.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3LNG低温储罐一台)。，利用压差将LNG送入储罐(100 m 0.60.8MPa通过储罐自增压器对储罐增压至0.60.7MPa，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、加臭后进入城市管网，管网压力设定为：0.250.35MPa。 为控制LNG储罐的使用压力，分别设有储罐

6、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 仪表控制对设定备现场显1.6MPa1PI101卸车液相现场显卸车气相1.6MPa2PI102现场显PI203V20储1.6MPaPIA2V20储0.60.8MP声制33调报PI2041.6MPaV20储现场显制4声V20储PIA20.60.8MP报调41.6MPaE-205PI205现场显1.6MPa6

7、PI206现场显E-20BO加热器现场显7PI3071.6MPaBO加热器现场显8PI3081.6MPaBO加热器现场显9PI3091.6MPaBO加热器现场显1.6MPa10PI310TY-30现场显PI31101.6MPa1101.0MPaPI312现场显TY-3001.0MPa现场显出站13PI31301.6MPaTY-30现场显PI3141400.4MPaPI315现场显TY-3000.4MPa现场显TY-30PI31615020KPaPI317现场显TY-30 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0.15远传至控制发出0.90V20储1LIA-201光报警

8、信0.15远传至控制发出0.902LIA-202V20储光报警信号 温度测量点一览表 3.3 设定值 序号仪表位号 控制对象备注 流量计显示温度、 FI401 1 80 出站温度-20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 储罐底V201手动切断 0.4MPa 氮气CV-201 1 部进液储罐底V2010.4MPa 氮气手动切断 CV-202 2 部出液储罐底V2020.4MPa 氮气手动切断 CV-203 3 部进液储罐底V202 手动切断0.4MPa 氮气CV-204 4 部出液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

9、备注0.9%VOL控制室声光报1AIA-101卸车0.9%VOL控制室声光报2AIA-202V20罐V20E301a/E301b/E300.9%VOL控制室声光报AIA-3033气化区3.6 安全阀设置一览表 序控制对设定备10.84MPa卸车进液V-1010.84MPaV-1022低温气相0.84MPaV-203组合V20储3组合0.84MPaV20储V-2044 0.84MPa V201V-205 A增压器 5 0.84MPa 6 V202V-206 A增压器7 0.84MPa 储罐出液管V-207 A8 0.84MPa E301a气化器 V-308 A9 0.84MPa 气化器E301b

10、V-309 A 3.7 远传报警控制系统 3.7.1 压力报警系统 LNG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 LNG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0.3MPa0.6MPa，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

11、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。 懂性能、懂原理、懂结构、懂”四懂“对气化站操作人员的要求：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。 4.1 LNG液体装卸操作 4.1

12、.1 LNG液体卸车操作 4.1.1.1 LNG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0.70.8MPa，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

13、变化。 4.1.1.5 LNG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。 关闭卸车液相阀门，打开卸车气相放散线阀门，将软管中天 4.1.1.6 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。 4.1.1.9 LNG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。 4.1.2 LNG储罐出液装车操作(紧急情况下出液装车及LNG

14、外销) 4.1.2.1 LNG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0.350.38MPa(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0.60.7MPa。 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。 4.1.2.6 LNG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

15、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。 槽车驾驶员装车完毕。LNG示意取下软管接头和静电接地线， 4.1.2.8 4.1.3 LNG倒罐操作 4.1.3.1 开启出液罐自增压系统，将储罐增压至0.70.8MPa，开启出液罐BOG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至0.350.38MPa，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

16、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)。 4.2 LNG气化操作 4.2.1 LNG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E301aE301b/E304aE304b换热。 4.2.1.2 A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

17、线至主调压器。 4.2.1.3 A路调压至0.250.35MPa经计量、加药(加臭)后出站，B路 、加臭后出站。812KPa经二次调压至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 4.2.2.1 LNG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0.60.7MPa时增压阀关闭。 4.2.2.2

18、注意观察储罐压力的变化(必要时手动操作泄压)。 4.2.3 BOG系统的操作 4.2.3.1 LNG储罐压力超过0.70.8MPa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）。 4.2.3.4 NG-302管线上的放散型调压器调整气态NG压力至0.350.38MPa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