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0.6~0.7MPa。

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。

4.1.2.6LNG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。

4.1.2.8取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员装车完毕。

4.1.3LNG倒罐操作

4.1.3.1开启出液罐自增压系统，将储罐增压至0.7~0.8MPa，开启出液罐BOG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至0.35~0.38MPa，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）。

4.2LNG气化操作

4.2.1LNG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E301a～E301b/E304a~E304b换热。

4.2.1.2A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管线至主调压器。

4.2.1.3A路调压至0.25~0.35MPa经计量、加药（加臭）后出站，B路经二次调压至8~12KPa、加臭后出站。

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

4.2.2.1LNG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0.6~0.7MPa时增压阀关闭。

4.2.2.2注意观察储罐压力的变化（必要时手动操作泄压）。

4.2.3BOG系统的操作

4.2.3.1LNG储罐压力超过0.7~0.8MPa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）。

4.2.3.4NG-302管线上的放散型调压器调整气态NG压力至0.35~0.38MPa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

4.3.1.1BOG管线进入出站总管前设置放散阀、627型调压器，放散阀出口压力0.6~0.7Mpa，调压器设定出口压力0.35~0.38MPa，工作温度-10℃～50℃。

4.3.1.2设置A路主调压器双路，入口P1=0.4~0.8MPa,出口P2＝0.25~0.35MPa,Q=600Nm3/h；另设B路调压器双路，一次调压入口P1=0.4~0.8MPa，出口P1=0.1~0.12MPa，二次调压入口P1=0.1~0.12MP，出口P1=8~12KPa

4.3.1.3调压器设定后无需经常调节，必要时做微量调整。

4.3.1.4调压器组旁通开启，应监控操作。

4.3.2气化器

4.3.2.1储罐自带增压器二台，工作压力0.8MPa、Q=200Nm3/h·台。

4.3.2.2BOG气化器E302一台（双路），工作压力0.8MPa，每路流量150m3/h。

4.3.2.3LNG空温式气化器E301a、E301b，工作压力0.8MPa，Q=600Nm3/h；LNG空温式气化器E304a、E304b，工作压力0.8MPa，Q=800Nm3/h。

4.3.2.4以上三条所列增压器、气化器均为空温式，无需动力。

4.3.2.5预留一台水浴式电加热器位置，工作压力0.8MPa，Q=600Nm3/h·台。

4.3.3紧急切断阀

4.3.3.1储罐进出液口均设置紧急切断阀共四台。

4.3.3.2动力气源采用氮气钢瓶。

4.3.3.3开启工作压力0.3MPa~0.6MPa，由氮气调压器输出。

4.3.3.4紧急切断阀关闭，动作时间小于10秒。

4.3.3.5氮气管线设置安全阀，开启压力0.84MPa。

4.3.3.6紧急切断控制阀，值班室、卸车台，罐区多点设置。

4.3.4贮存、加臭、计量

4.3.4.1LNG100m3低温立式储罐二台V201（容积100m3）、V202（容积50m3）。

4.3.4.2LNG加臭装置一套Q=0~25ml/min，输出压力4.0MPa（与流量计联动）。

4.3.4.3NG流量计组（含压力、温度补偿并可现场显示）一套Q=600~800Nm3/h，公称压力1.6MPa。

5安全管理制度

5.1LNG站操作人员值班制度

5.1.1严格坚守岗位，按时换岗。

5.1.2做好设备运转情况的记录工作。

5.1.3必须经常对站进行巡回安全检查，及时发现处理各种事故苗子。

5.1.4有关突发事故及时处理。

发现险情及时报警，并采取抢救措施。

5.1.5经常检查消防器材是否完好，做到安全第一。

5.1.6值班期间严禁喝酒、吸烟。

5.1.7保持站容站貌和设施完好。

5.2站长岗位责任制

5.2.1在上级领导及有关部门的指导下，认真贯彻执行国家及有关部门颁布的法规、规定及条例。

5.2.2全面负责站区设备运行及防火安全工作。

5.2.3努力提高自己的专业水平和管理水平。

5.2.4认真组织站内操作人员学习国家法规及专业知识。

5.2.5做好每日报表的汇总工作。

5.2.6遇到一般故障，应尽快排除并恢复供气，确保正常生产需要。

5.2.7碰到紧急情况时应采取果断措施，保证生命与财产的安全。

5.3操作人员岗位责任制

5.3.1认真学习国家及有关部门颁布的法规、规定及条例，努力提高自己的业务水平。

5.3.2做到每小时巡回检查一次设备及工艺系统，并做好报表和记录。

5.3.3认真做好液化气的卸液工作，认真填写记录表。

5.3.4维护好运行设备及防火设备，为公司节约开支。

5.3.5发生紧急事件时，应切断阀门并及时向站长汇报。

5.3.6做好站区内的清洁卫生工作，禁止闲杂人员进入。

5.4液化天然气站安全规程

5.4.1非本站工作人员未经批准不得入内。

5.4.2本站所有工作人员必须持证上岗。

5.4.3进入本站严禁带入火种。

5.4.4本站动火、检修等一律按规定送审。

5.4.5进入本站的液化气罐车必须验证，并按规定操作。

5.4.6本站所有安全设施定期保养及送验。

5.4.7本站实行24小时值班制，定期检查系统运转情况。

5.4.8一旦发生事故，应关闭系统，并积极进行扑救，同时报告公安消防队及有关部门。

5.4.9本站工作人员必须严格执行《系统技术操作流程》。

5.4.10违反本规定者，视情节轻重给予批评教育、罚款或报请有关部门处理。

6.4.11本规定如与上级有关规定相抵触，应执行上级规定。

6.4.12本规定从气化站运行之日起执行。

5.5LNG站防火安全制度

5.5.1站区内、外设置醒目的“严禁烟火”警告牌。

5.5.2未经允许，机动车不得入内。

需要进入站区的机动车必须用专用套子罩住排气口。

5.5.3站区内照明、排气等设备必须采用防爆型。

5.5.4对阀门、仪表接口等容易泄漏的地方应经常检查，发现问题及时处理。

5.5.5保证消防器材一直处于良好状态，熟练掌握消防技能，做到有备无患。

5.6安全用火规定

5.6.1用火的概念

在公司范围内从事下列作业之一者均属本规定用火范畴：

5.6.1.1使用电焊、气割、喷灯等产生显性火焰的作业。

5.6.1.2在仓储区使用非防爆型的工具、非固定型燃油发电机、非防爆车辆、照相机、穿外露铁钉的鞋等产生隐性火花的作业。

5.6.1.3在仓储区出事绝热压缩、聚焦、吸烟等产生高温的作业。

5.6.2禁止吸烟

根据国家有关规定和公司实际情况，决定公司范围内一律严禁吸烟（除在特定准许吸烟的场所），如有违反一经发现一律严惩。

5.6.3用火申请

用火作业一律办理“动火/危险作业许可证”，无“动火/危险作业许可证”，一律不准从事用火作业。

5.6.3.1申请：

申请人必须是本公司的正式职工，并且负责该项目用火工作，了解该工作的内容。

5.6.3.2填单：

申请人必须认真填写该项工作的“动火/危险作业许可证”。

5.6.4用火分级

根据液化气环境、部位的主次、危险的程度的大小，将用火区域划分为三个级别：

5.6.4.1一级用火部位：

液化气站、化学品储存间以及同类性质的场所。

5.6.4.2二级用火部位：

仓库、变电房、压缩机房、化验室、计算机房以及同类性质的场所。

5.6.4.3三级用火部位：

各车间、办公室以及同类性质的场所。

6.6.5用火审批权限

5.6.5.1一级用火必须得到公司总经理的批准。

5.6.5.2二、三级用火必须得到公司安全部门负责人的批准。

5.6.5.3对危险性大的作业，须提前3天以上提出申请。

对特别危险的用火作业，须专题研究，报公司安全委员会批准后才能实施。

5.6.6用火原则

对危险因素较大的重点要害部位的施工用火作业，必须从严掌握，尽可能做到用火时间短、用火范围小，并严格掌握以下原则：

5.6.6.1凡需用火的构件有条件拆卸移至安全场所用火的，应尽可能拆卸用火后再装上。

5.6.6.2凡可以采用其它方式代替用火作业，同样能达到相应效果的，应尽量采用代替的方法处理。

5.6.6.3对必须用火的作业，应尽可能压缩，并集中一定的时间加以完成。

5.6.7用火基本要求

5.6.7.1防火、灭火措施不落实不动火。

5.6.7.2周围（15米内）易燃易爆物未彻底清除不动火。

5.6.7.3盛装过易燃液体的容器、管道未经清洗，检测分析不合格不动火。

5.6.7.4没有有效的“动火/危险作业许可证”和操作证不动火。

5.6.7.5没有监护人不动火。

5.6.8用火过程的要求

5.6.8.1现场要有安全检查人，负责动火周围情况的观察、检测、监护。

5.6.8.2一旦出现不安全苗子威胁安全时，必须立即停止用火。

5.6.8.3用火人员要严格执行有关安全操作规程。

5.6.9用火结束后的要求

用火结束后必须做到“三清”：

5.6.9.1清设备：

清除设备内的残余物料。

5.6.9.2清管道：

拆除的管件，要及时装妥，加堵的屏蔽板要拆除。

5.6.9.3清现场：

清理现场的各种施工设备、火种，在确保安全无隐患时，才能离开。

5.7消防队员岗位工作职责

5.7.1岗位职责

5.7.1.1对上级的命令要绝对服从。

5