LNG管理制度.docx

1、LNG管理制度1 前 言自从 LNG （液化天然气）制成以来，由于 LNG 的特殊优势，在世界范围内获得了广泛的应用。上世纪末以来，我国的 LNG 技术研究及应用发展较快，随着中原油田、新疆广汇 LNG 生产工厂的建成投用，国内的 LNG 供气站已有几十个，现在广东、福建 LNG 接收基地项目正在紧锣密鼓的实施，为今后我国 LNG 的较大规模应用打下坚实的供应基础。 由于我国目前还没有相应的 LNG 技术设计、防火规范，对 LNG 某些深层次的技术问题研究不深， LNG 站建成后，如何实施有效地管理和控制，保证 LNG 站的安全运行，成为摆在我们燃气工作者面前的新课题。本文结合淄博 LNG 站

2、的管理实例，谈谈对此问题的看法。2 实施 LNG 站安全技术管理的理论依据及基础2.1 LNG 的固有特性和潜在的危险性2.1.1 LNG 的固有特性 LNG 的主要成份为 CH 4 , 常压下沸点在 -162 左右，气液比约为 600:1 。其液体密度约 426kg/m 3 ，其时液体密度约 1.5 kg/m 3 。爆炸极限为 5%-15% （积积），燃点约 450 等等 。 LNG 项目具有投资少、见效快、供气方式灵活，冷能得用范围宽泛等优点。2.1.2 LNG 潜在的危险性 LNG 虽是在低温状态下储存、气化，但和管输天然气一样，均为常温气态应用，这就决定了 LNG 潜在的危险性： 1、

3、 低温的危险性： 人们通常认为天然气的密度比空气小， LNG 泄漏后可气化身空气飘散，较为安全。但事实远非如此，当 LNG 泄漏后迅速蒸发，然后降至某一固定的蒸发速度。开始蒸发时气气体密度大于空气密度，在地面形成一个流动层，当温度上升约 -110 以上时，蒸气与空气的混合物在温度上升 过各中形成了密度小于空气的“云团”。同时，由于 LNG 泄漏时的温度很低，其周围大气中的水蒸气被冷凝成“雾团”，然后， LNG 再进一步与空气混合过程完全气化。 LNG 的低温危险性还能使相关设备脆性断遇害冷收缩，从而损坏设备和低温灼伤操作者。2、 BOG 的危险性： 虽然 LNG 存在于绝热的储罐中，但外界传入

4、的能量均能引起 LNG 的蒸发，这就是 BOG （蒸发气体）。故要求 LNG 储罐有一个极低的日蒸发率，要求储罐本身设有全理的安全系统放空。否则， BOG 将大大增加，严重者使储罐内温度、压力上升过快，直至储罐破裂。3、 着火的危险性： 天然气在空气中百分含量在 5%-15% （体积 % ），遇明炎炎可产生爆燃。因此，必须防止可烯物、点火源、氧化剂（空气）这三个因素同时存在。3、 翻滚的危险必： 通常，储罐内的 LNG 长期静止将形成两个稳定的液相层，下层密度大于上层密度。当外界热量传入罐内时，两个液相层自发传质和传并相混合，液层表面也开即 时蒸发，下层由于吸收了上层的热量，而处于“过度”状态

5、。当二液相层密度接近时，可在短时间内产生大量气体，使罐内压力急剧上升，这就是翻滚现象。2.2 LNG 站工艺设计的全理性和全面性2.2.1LNG 站诮有合理的工艺源程序目前我国已建成的 LNG 站规模不一，供应用户有民用户，也有工业用户，但采用的几乎都是日本的工艺流程，见图 4 。从上述工艺流程图中可以看出，为保证 LNG 储罐中的 LNG 输出时保持一定的动力，设置了 LNG 增压器（也可以设置 LNG 低温泵）。南方地区如果冬季最低气温在 10 以上，可以不设水浴气化器，直接得用空浴气化即可输出土石方全要求的天然气（ NG ），建设费用也相应降低。实践证明，该 工艺流程完全土石方全我车 L

6、NG 站的运行实际。 2.2.2LNG 站应有完善的运行功能（措施） 本人认为，不论是工业用 LNG 站还是民用 LNG 站，不论是日常供气还是调峰供气，不论规模、容量大小， LNG 站都应有以下流通渠道完善的使用功能（措施）：卸车功能、储存功能、 LNG 储压功能、气化功能、气化嚣组相切换功能、 BOG 释放接收功能、紧急情况安全放空功能、毁常情况紧急切断功能 LN 泄漏（溢出）后的处理功能等，还应具有 LNG 装车功能，以保证异常情况 LNG 的导出和生产经营需要。要据实陧情况考虑是否设计 BOG 再液化系统。目前国内有些 LNG 站运行功能就不完善，这将为今后 LNG 站的安全技术管理留

7、下陷患。2.2.3LNG 站诮有可靠的安全措施 除 LNG 储罐本身具有的安全措施外，工艺管线中要设置安全阀、压力表、紧急切断阀、降压调节阀等安全措施消防水池、消防水泵、 LNG 储罐淋降温设施、 LNG 泄漏导出防护设施。应设置可靠的防、防静电设施；设团置必要的保冷措施和燃气加臭措施（民用户）。此外，还要设置异常情况下的安全连锁系统。 2.3 LNG 站的储存设备、气化设备、输送设备制造安装质量要精良朋 LNG 储罐作为 LNG 站中的关键设备，本身制造质量要达到设计文件、合同文件和国家有关压力容器制造标准、规定的要求，决不能偷工减料 ;LNG 气化器、（增热器）特别是空浴气化器，由于列管焊

8、口较多，应注为时已晚焊口质量，按规程、设计广文件要求检验； LNG 的输送设备设施，如 LNG 气相、液相工艺管道，要选用符合要求的管材，按要求焊接、检验；低温阀门、阀件也应符合要求。 3 LNG 站的安全技术管理 LNG 因有的特性和潜在的危险性，要求我们必须对 LNG 站进行全理的工艺、安全设计及设备制造这将为搞好 LNG 站的安全技术管理打下良朋好的碁础。 3.1 LNG 站的机构与人员配量 应有专门的机构负责 LNG 站的安全技术管理；同进应配备专业技术管理人员；还是岗位操作人员均应经专业技术培训，经考核合格后方可上岗。 3.2 技术管理3.2.1 建立健全 LNG 站的技术档案 包括

9、前期的科研文件、初步设计广件、施工图、整套施工资料、相关部门的审批手续及文件等 3.2.2 制定各岗位的操作规程 包括 LNG 车操作规程、 LNG 储罐增压操作规程、 LNG 储罐倒操作规程、 LNG 空浴（水浴）气化（器）操作规程、 BOG 储罐操作规程、消防水泵操作规程、中心调度控制程序切换操作规程、 LNG 进（出）站称重计量操作规程、天然气加臭操作规程等 。3.2.3 做好 LNG 站技术必造计划 3.3 （生产）安全管理3.3.1 做好岗们人员的安全技术培训 包括 LNG 站工艺流程、设备的结构及工作原理、岗信操 作规程、设备的日常维护及保养知识、消防嚣材的使用与保养等 ，都应进行

10、培训，做到应知应会。3.3.2 建立各岗位的安全生产责任制度，设备巡回检查制度 这也是规范安全行为的前提。如对长期静放的 LNG 应定期倒 罐 并形成制度，以防“翻滚”现象的发生。3.3.3 建立事故符合工艺要求的各类原始记录 包括车记录、 LNG 储罐储存记录、中心控制系统运行记录、巡栓记录等 ，并切实执行。3.3.4 建立事故应急抢险救援预案 预案应对抢先救的组织、分工、报警、各种事故（如 LNG 少量泄漏、大量泄漏、直至着火等）的处置方法等 ，应详细明确。并定期进行演练，形成制度3.3.5 加强消防设施的管理 重点对消防水池（罐）、消防泵、 LNG 储罐喷淋设施、干粉灭火设施、可烯气体报

11、警气体报警设施要定期检修（测），确保其完好有效。3.3.6 加强日常的安全栓查与考核 通过检查与考核 ，规范操作行为，杜绝违章，克服麻痹思想。如 LNG 的卸车就值得规范，从槽车进站、计量称重、槽车就位、槽车增压、软管连接、静电接地线连接、 LVG 管线置换、卸车、卸车完毕后余气的回收、槽车离位以及卸车过程中的巡检、卸车台（位）与进液储罐的等等 ，都应有一套完整的规程要求。 3.4 设备管理 由于 LNG 站的生产设备（储罐、气化设备等 ）均为国产，加之规范的缺乏，应加强对站内生产设施的管理。 3.4.1 建立健全生产设备的台帐、卡片、专人管理，做到帐、卡、物相符 LNG 储罐等 压务容 器应

12、取得压力容器使用证；设备的命名用说明书、合格证、质量明书、工艺结构图、维修记录等 应保存完好并归档。3.4.2 建立完善的设备管理制度、维修保养制度和完好标准 具体的生产设备应用专人负责，定期维护保养。3.4.3 强化设备的日常给护与巡回检查 LNG 储罐：外观是否清洁；是否存在腐蚀现象；是否存在结霜、冒汉情况；安全附件是否完好；基础是否牢固等。 LNG 气化器：外观是否清洁；（气化）结霜是否均匀；焊口是否有开裂泄漏现象；各组切换（自动）是否正常；安全附件是否正常完好。 LNG 工艺管线：（装）卸车管线、 LNG 储罐出液线保温层是否完好；（装）卸车及出液气化过程中工艺管线伸缩情况是否正常则否

13、有焊口泄漏现象；工艺管线上的阀门（特别是低温阀门）是否有泄漏现象法兰连接处是否存在泄漏现象；安全附件是否完好。 3.4.4 抓好设备的定期检查 1 LNG储罐：储罐的整体外观情况（周期：一年）；真空粉末约热储罐夹层真空度的测定（周其：一年）；储罐的日蒸发率的测定（可通过 BOG 的排出量来测定）（周期可长可短，但发现日蒸发率）突然增大或减小时应找出原因，立即解决；储罐基础牢固、变损情况（周期：三个月）；必要时可对储罐焊缝进行复检。同时，应检查储罐的原始运行记录。2、LNG气化器：外观整体状况；翅片有无变形，焊口有无开裂；设备基础是否牢固；必要时可对焊口进行无损检测。检查周期：一年。 3、LNG

14、工艺管线：根据日常原始巡检记录，检查工艺管线的整体运行状况，必要时可检查焊口；也可剥离保冷情况；对不锈钢裸管进行渗碳情况检查。（检查期：一年） 4、安全附件： 对各种设备、工艺管线上的安全阀、压力表、温度计、液位表、压力变送器、差压变送器、温度变送器及连锁装置等进行检验。检验周期：一年。值得说明的是，上述安全附件的检验应有相应检验资质的单位进行。5、其他：防雷、防静电设施的检验一年一次。其他设备、设施也应及时定期检查。3.5 应逐步应用现代化的管理手段和方法，加强 LNG 站的安全技术管理 4 取得的效果 淄博 LNG 站作为我国第一座卫星式 LNG 供气站，自 2001 年建成惟来，注重安全

15、技术管理，完善管理制度，运行正常。当然，上述有些安全技术管理的方法，都是基于自己对 LNG 的一些粗浅的认识。 5 结束语 随着 LNG 在我国的不断推广应用，如何搞好 LNG 站的安全技术管理成为一个新课题。有人可能认为，日本应用 LNG 几十年了， LNG 站也没有出现大的问题。但本人认为，日本没有出现大的问题，就是因为他们真正了解了 LNG 的特性和潜在危险，不论从工艺、还是到设备制造到安全管理，都严格把关，确保了 LNG 站的安全运行。因此， LNG 站的安全技术管理问题应予关注和研究，通过不数年探索，逐步走出一条适合我国国情的 LNG 站安全技术管理的新路子。自从 LNG （液化天然

16、气）制成以来，由于 LNG 的特殊优势，在世界荡围内获得了广泛的应用。上世纪末以不，我国的 LNG 技术研究及应用发展较快，随着中原油田、新疆广汇 LNG 生产工厂的建成投用，国内的 LNG 供气站已有几十个，现在广东、福建 LNG 接收斟地项止正在紧锣密鼓的实施，为今后我国 LNG 的较大规模应用打下坚实的供应基础。由于我国目前还没有相应的 LNG 技术设计、防火规范，对 LNG 某些深层闪的技术问题研究不深， LNG 站建 成后，如何实施有效地管理和控制，保证 LNG 站的安全运行，成为摆在我们燃气工作者面前的新课题。本文结合淄博 LNG 站的管理实例，谈谈对此问题的看法。 气化生产工艺流

17、程增压气化器卸车储罐调压加臭管网加热器1、LNG卸车操作规程（1）检查储罐、管线阀门、法兰有否泄露，压力表显示正常，相关阀门处于正确位置；（2）准备铜制工具于作业区；（3）检查储罐、管线液相阀是否关闭，确认所有紧急切断阀处于开启状态；（4）关闭卸车台处气相液相连通阀；（5）将卸车台三根软管分别连接罐车液相、气相、增压器液相接口、静电接地、确认可靠；（6）开启增压器液相入口、气相出口阀、缓慢开启罐车增压器液相出口阀，打开罐车残液排放阀，用相关阀门分别对液相、气相软管进行吹扫，吹毕，关闭相应阀门；（7）缓慢开启罐车气相阀对罐车进行增压，（同时或提前对储罐由BOG泄压）使出、进液罐压差保持在0.1-

18、0.2mpa；（8）打开储罐底部（或暖罐时开启顶部阀，至罐冷却后关闭）进液阀，气相阀开启并与BOG连通；（9）缓慢开启罐车出液阀，进行卸液；（10）观察各压力表，调整压差；（11）观察液位表，至充装限定值应停止进液；（12）卸车完毕，依次关闭罐车增压器液相阀、出液阀，储罐底部进液阀，同时开启卸车台气，液相连通阀及相关阀门，从BOG对管线罐进行卸压；（13）关闭增压器液相、气相、卸车台气相、液相、罐车气相阀门，并打开罐车残液排放阀对软管卸压；（14）软管化霜后，拆除软管连接法兰，接地线，装上软管盲板；（15）卸车过程中禁止人员停留于放散管喷口下；（16）卸车前、中、后，应予巡检，作好记录。2、L

19、NG储罐操作规程（1）储罐安全阀入口阀门、压力表阀门、紧急切断阀处常开状态（维修除外）、放散阀处关闭位置；（2）储罐工作压力应小于0.6mpa；（3）储罐充液量应在允许范围内，严禁超装；（试开溢流阀有液体溢出则停止充装）（4）经常检查储罐各阀门及连接件有否泄漏，安全装置是否正常，发现问题及时处理；（5）运行结束操作阀应关闭，并作好软管泄压工作；（6）禁止人员在放散口下停留；（7）作好原始记录。3、LNG调压站操作规程（1）检查调压站各压力表，调压器（如有否切断）处于正常工作状态；（2）检查各连接部位、阀门有否泄露；（3）正常工作状态时，气相入口阀门、压力表前安全阀前阀门应处常开位置，旁通阀放散

20、阀处常关位置；（4）加臭机上料阀、排空阀处常关位置，加药阀酌量开启，其余阀门处常开位置；（5）调压器切断复位时，应先关闭下游压力表前阀门，复位完成后再缓慢开启，避免超压损坏压力表；（6）调压器压力调整按切断压力（0.23mpa）、安全放散压力（0.2mpa）、输出压力（0.15mpa）依次调节；（7）加臭量以每5标方液化天然气气体加臭10mg计，按气化流量（手动或自动），确定每分钟加臭次数（现每次注药量为10mg）；（8）定期对过滤器排污；（9）晚间停止运行应关闭电源，落锁；（10）作好原始记录。4、LNG气化生产操作规程（1）检查工艺管线、阀门有否泄露；（2）检查压力表、紧急切断阀是否处于正

21、常状态；（3）检查各阀门开关位置是否正确（在用气化器、BOG加热器进出口阀门常开），与管网、气柜连通状态；（4）接通仪表柜电源；（5）需要对储罐增压时，先开启增压器液相入口管路、气相出口管路（设定好调压器压力）、储罐气相入口管路等处阀门，使其处于通导状态，同时应关闭非运行阀门；然后缓慢开启储罐增压器液相出口阀门，进行气化增压；（6）开启气化器前液相管路相关阀门，缓慢开启储罐出液阀，对气化器供液；（7）启动加臭机，调整好加臭剂量和压力；（8）向气柜输出时，应控制流量；（9）气化生产中要加强巡视，确定各处压力值均在0.6mpa以下运行；（10）发现储罐压力增长过快，应采取停止增压、BOG卸压、放散

22、（一般不用）等方法予以控制；（11）发现管路、调压站入口压力增长过快，应切断或用“紧急切断”储罐液相供给，并可选择向气柜泄压或采取局部放散（一般不用）；（12）观察储罐压力、液位、管道压力、调压站出入口压力，调压站气相入口温度，并作好记录；（13）停止生产应关闭储罐相应阀门，用旁路等方法，泄除管线、增压器、气化装置的后续压力；（14）关闭加臭机，切断仪表柜电源；（15）运行中禁止人员停留于放散口下。LNG供气设施控制柜操作说明控制系统采用可编程逻辑控制器（PLC）集中显示和控制，UPS不间断电源供电。控制台包括PLC触摸显示屏、紧急切断阀急停按钮、可燃气体泄漏报警器、超限报警装置以及外置加臭控

23、制机。1PLC触摸显示屏包含主页界面、瞬时量界面、操作界面和报警限界面，各界面之间可任意切换。1.1瞬时量界面可实时监控各储罐压力和液位、气化后压力和温度、出站压力、瞬时标况流量。1.2操作界面可开、闭各储罐进、出液紧急切断阀。1.3报警限界面可查看各监测点设定的报警范围。如发生报警，可及时查看发生报警的超限点，并可手动取消当次报警。2.紧急切断阀急停按钮当设施区域发生天然气泄漏或火灾等重大事故时，可紧急关闭全部紧急切断阀。3.可燃气体泄漏报警器参看LNG供气设施可燃气体泄漏报警器管理制度。4.超限报警装置当有监测点超限时，发出声音报警信号。5.外置加臭控制机参看LNG气化站加臭机运行操作规程

24、。LNG气化站卸车操作规程10目的通过对LNG气化站LNG槽车卸车的管理，保证设施的安全生产供气。20适用范围本LNG供气设施区域内的基础设施、场所、设备、人员。30职责31站长和安全员负责对LNG槽车卸车作业进行检查监督。设备管理员负责作业指导和管理。32运行操作人员(兼电工)负责LNG槽车卸车操作运行。33槽车司机(押运员)负责槽车卸车前后连接和拆除三根金属软管等各项相关操作，并在卸车过程中负责槽车的安全监护。40工作程序4.1 卸车前的准备工作：4.1.1 遇雷雨天气不能进行 LNG槽车的装卸液作业。4.1.2 卸车作业人员须穿防护服、防砸鞋，佩戴防护面罩、防护手套，方可进行卸车操作。4

25、.1.3 槽车进站后，运行操作人员指挥槽车停在适当位置，熄灭发动机，拉起手制，前后轮用三角木块契好，以防槽车滑动。4.1.4 检查槽车及进液罐的安全附件：安全阀、液位计、压力表、充装接头等是否齐全及灵敏可靠，各附件有无跑、冒、滴、漏，检查不合格不予装卸。4.1.5 将槽车的静电接地设施与装卸台的地线接牢，用静电接地仪检测接地电阻符合要求(小于10欧母)后才能卸车。4.1.6 槽车司机(安全员)负责槽车卸车前的拆除盲板，连接卸车区与槽车之间的三根金属软管，注意连接前先要检查密封聚四氟乙烯垫片，确保其密封良好。打开槽车三个紧急切断阀。4.2 卸车过程：4.2.1 根据罐的液位确定进液罐，一般选择低

26、压低液位的储罐为进液罐。（若需倒罐，经站长同意后，按LNG供气设施倒罐操作规程进行操作。）4.2.2 打开储罐手动BOG阀，关闭储罐增压器进液阀，将进液罐压力降至0.4MPa以下为宜。4.2.3 稍打开卸车增压液相阀，关闭卸液BOG阀，对卸车增压器及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，打开卸车台放空阀，置换完毕关闭放空阀。4.2.4 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0.60.7MPa时，打开槽车出液阀，稍打开卸车区进液阀对进液管进行预冷。进液管法兰结霜视为预冷完毕，时间10min左右。全开卸车区进液阀

27、开始进行卸液。4.2.5 若卸液与储罐内为同一气质，当储罐内压力高于0.35MPa时应先打开上进液操作阀采用上进液，直至压力低于0.3MPa改为下进液；若卸液与储罐内为不同气质，尽量避免进入同一储罐，非进不可时应根据来液密度、温度与储罐内的液体密度、温度对比，要使两种液体能在储罐内充分混合，防止发生翻混现象。4.2.6 当充装到储罐充装量的85时，停止充装3分钟，待罐内液面平静后，打开上进液操作阀继续充装。4.2.7 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0.20.3MPa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.

28、2.8 当罐车LNG液位达到400mm时，应改为上进液。4.2.9 槽车液位显示趋于零且槽车压力与卸液罐压力相等时视为卸液完毕，关闭槽车出液阀、槽车BOG阀和卸车区进液阀，对槽车BOG进行回收至储罐,或直接输送出站管网。4.3卸液结束4.3.1关闭槽车增压液相阀、卸车区BOG阀，慢慢打开卸车区放散阀，将增压器及三根金属软管里的余气放散掉。4.3.2经现场操作人员许可情况下，槽车司机关闭三个紧急切断阀，拆除三根金属软管，装好盲板。4.3.3最后，操作人员将接地线拆下，并将三根金属软管放置好。4.3.4卸车期间槽车司机不得离开站区，不得开启车内音响,不得倾倒车内垃圾。卸车完毕后操作人员与槽车司机一

29、起做好相关卸车记录。4.3.5操作人员与司机全面检查槽车及周围环境，确认周围无其他异常现象时，方可开车离开设施区域。操作人员应协调指引槽车安全离开设施区域。4.3.6LNG卸车完毕30min后，关闭储罐上进液阀门。5.0相关记录5.1LNG供气设施卸车记录表5.2LNG供气设施岗位操作综合记录表5.3LNG供气设施班长日志LNG气化站储罐增压操作规程10目的通过对LNG供气设施LNG储罐增压的管理，保证设施的安全生产供气。20适用范围本LNG供气设施区域内的基础设施、场所、设备、人员。30职责31站长和安全员负责对LNG储罐增压作业进行检查监督。设备管理员负责作业指导和管理。32运行操作人员(

30、兼电工)负责LNG储罐增压操作运行。40 工作程序4.1 储罐压力一般控制在0.400.55MPa之间。4.2 储罐增压器为自动、手动两用增压器。采用自动增压时储罐下进液根部阀、增压器进液阀、增压器出气阀常开，整个增压过程由储罐升压调节阀控制。采用手动增压时，增压器进液阀、增压器出气旁通阀常开，手动控制储罐增压器出液阀及相应需增压储罐的进气阀。整个增压过程可实现人为控制。4.3 储罐升压调节阀整定值设在0.42MPa左右，储罐增压器会自动将储罐压力增至设定值。4.4 当卸车时进液罐降低压力，需关闭储罐增压器进液阀。5.0相关记录5.1LNG供气设施班长日志5.2LNG供气设施岗位综合操作记录表LNG供气设施储罐运行操作规程10目的通过对LNG供气设施LNG储罐运行的管理，保证设施的安全生产供气。20适用范围本LNG供设施区域内的基础设施、场所、设备、人员。30职责31站长和安全员负责对LNG储罐运行作业进行检查监督。设备管理员负责作业指导和管理。32运行操作人员(兼电工)负责LNG储罐运行操作。40工作程序41储罐在首次使用前必须用氮气进行吹扫及预冷。最大吹扫压力应相当于最大工作压力的50%，或者低于这个压力。42首次充液时，应注意以下事项：4.2.1. 打开BOG管线系统，自BOG向储罐内供气