天然气气化撬操作流程Word文档下载推荐.docx

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各密封面的密封状态应完好无泄漏;

2、2、1、4拆卸装卸软管接头盖,将软管与罐车的液相管接合牢固后,开启放散阀,用站内天然气置换软管中空气,关闭放散阀。

2、2、2正常卸车程序

2、2、2、1卸车前用天然气对连接软管进行置换吹扫3至5次。

2、2、2、2打开LNG罐车的气相阀、液相阀与增压阀,打开储罐的顶部进液阀与BOG阀进行降压或根据场站需求进行气相平压,罐车升压至高于储罐0、2MPa的时候,小开卸车台液相阀对进液管道进行预冷,当罐车压力升至0、65MPa的时候就把液相阀调整到能与增压速度相持平,开始卸车,严禁压力超高至0、7MPa,并低于安全阀起跳压力;

2、2、2、3卸车过程中,罐车司机、操作人员要一直在现场,检查连接部位的泄漏情况,观察罐车与储罐的压力与液位,确保安全;

观察罐车液位,当罐车剩余液量少于3吨时,须将顶部进液阀关闭并切换开启底部进液阀,防止罐车内的气液混合直接通过气相进入储罐导致储罐压力快速上涨。

确认液相卸车完毕后,关闭罐车的出液阀与储罐的底部进液阀,检查罐车的压力,然后经过BOG系统进行降压,至0、15-0、3MPa左右,卸车结束;

2.3.卸车作业过程中工作质量与安全要求

2.3.1.卸车作业全过程必须严格监控好LNG储罐与LNG罐车的液位、压力、安全阀就是否处于正常工作状态;

2.3.2.卸车作业要检查好连接软管与法兰部位就是否有泄漏,并迅速采取措施;

2.3.3.卸车作业操作阀门防止出现“憋管”现象,阀门开启与关闭要缓慢,开关位置要准确到位;

3、3、4卸载人员必须按照规定的卸载工艺规程进行操作;

3、3、5卸载接口的盲法兰或者等效装置必须在其内部压力卸尽后卸除;

3、3、6卸载作业过程中,操作人员必须处在规定的工作岗位上。

3.应急处理

3.1.在雷雨发生前,卸车中后期天气急剧变化有雷雨可能性,提前中止卸车:

3.1.1.停止罐车增压,先开启卸车台气相阀向BOG管路排压,然后关闭罐车紧急切断阀,再打开卸车气液连通阀,同时关闭卸车台液相阀;

3.1.2.在连接管道压力下降到0、2MPa后,关闭卸车台气相阀,严禁雷雨天气进行卸车台增压器EAG排空;

3.1.3.检查静电接地,保持良好正常;

3.1.4.操作人员撤离卸车台,到值班室内监控。

3.2.站内发生管道设施大面积泄漏时:

3.2.1.启动罐车的紧急切断阀,打开卸车台气相阀门,向BOG管路排压;

3.2.2.启动储罐的紧急切断控制系统;

3.2.3.根据实际情况,做好拆卸各连接管的准备工作;

3.2.4.在紧急情况下,可按站内消防应急预案要求执行紧急处理。

3.3.卸车连接软管出现破裂或者法兰大量泄漏:

3.3.1.停止罐车增压,先开启卸车台气相阀向BOG管路排压,然后关闭罐车紧急切断阀;

3.3.2.再打开卸车气液连通阀,同时关闭卸车台液相阀;

3.3.3.在连接管道压力下降到0、2MPa后,关闭卸车台气相阀,进行卸车台增压器EAG排空至零压力;

3.3.4.确定维修方案,实施维修或者更换配件;

3.3.5.在紧急情况下,可按站内消防应急预案要求执行紧急处理。

4.检查及注意事项

4、1巡回检查:

4、1、1检查卸车作业的液流方向就是否正确。

4、1、2检查罐车与储罐的压力、液位有否异常。

4、3注意事项

4、3、1罐车在卸车过程中,驾驶员、押运员必须在场配合罐车操作员共同做好卸车操作工作,同时应注意罐车的稳固情况与管路有无泄漏等异常现象。

4、3、2作业与软管卸压期间,严禁发动罐车与鸣电喇叭。

4、3、3罐车操作员操作时应戴好手套,装卸软管时必须关好阀门,且管口不得对人。

4、3、4凡遇有下列情况之一的,不得进行罐车卸载作业:

（1）遇到雷雨、风沙等恶劣天气情况的;

（2）附近有明火、充装单位内设备与管道出现异常工况等危险情况的;

（3）罐车或者其安全附件、装卸附件等有异常的;

二、LNG储罐增压操作规程

为规范LNG气化站储罐增压作业,使操作人员能够正确、熟练地进行操作以及妥善处理各

2.操作规程

2.1.增压工作原理

由于天然气物理性质,液态天然气（LNG）在经过换热之后变成气相,体积增大至625倍左右,增压操作利用出液罐的液相,通过增压气化器换热,将气态送回储罐,从而提高储罐压力。

2.2.储罐增压操作规程

2.2.1.增压前对储罐运行状态了解清楚,包括出液储罐的压力、液位;

2.2.2.打开增压气化器液相阀,开始实施手动增压;

2.2.3.按照运行要求设定压力值,达到运行要求可以提前关闭增压气化器液相阀,增压气化器内部余液全部气化完毕即可达到设定压力值,增压完毕。

2.2.4.自动增压系统开启时,需设定好运行压力值。

将手动增压阀门关闭,并开启自动增压调节阀管路上相应的阀门。

2.3.储罐增压操作安全要求

2.3.1.增压系统多数采用人工半自动操作,整个增压过程必须有运行人员在储罐监测,加装自动增压系统后则无需实时监测,只需要定时观测即可。

2.3.2.储罐增压要考虑出液管实际压力为液相静压力与气相压力之与,禁止储罐气相压力达0、55Mpa以上运行;

2.3.3.手动增压操作过程必须运行人员全程监测,严禁离岗;

2.3.4.储罐增压回路阀门没开始时,严禁打开增压气化器液相阀;

2.3.5.增压气化器气相阀在使用或者停用时应保持常开状态。

3.1.储罐增压操作属阶段性低温高压操作,设备投入使用出现泄漏故障应立即停止增压作业;

3.2.发生设备出现大量漏液漏气情况时,首先关闭增压气化器液相阀,再打开安全放空阀,同时关闭增压气化器气相出口阀,尽快把低温液体气体排放到安全放空管;

3.3.在增压过程中出现火灾险情或重大泄漏情况下,可按站内消防应急预案要求执行紧急处理。

三、LNG储罐供气操作规程

为规范LNG储罐及管道供气作业,使操作人员能够正确、熟练地进行供气操作以及妥善处理各项紧急情况,防止发生事故,特编制本操作规程。

2.1.LNG储罐供气的工作原理

LNG经过配套管路,进入空温式气化器,液态天然气进入气化器后换热相变,变成气态天然气,天然气再经过调压系统稳定为用户所需的使用压力,然后经计量设备计量,经加入加臭剂之后,然后输送到用气车间。

2.2.LNG储罐供气操作规程

2.2.1.首次投产要取得主管部门批准,并确认流量计底数与系统符合操作要求才可以试运行;

2.2.2.检查所有相关阀门应处于正确的开启或关闭状态,检查所有安全阀就是否可以正式投入使用;

2.2.3.检查好管路就是否还有余压,压力显示就是否正常,检查就是否有进空气;

2.2.4.投产供气前先把出液管道、气化器、调压器系统、计量系统内的氮气排压降低到0、1Mpa;

2.2.5.置换先从上游置换至下游管路,首次置换点在空温式气化器排空置换合格,再置换下游管路至出站管路;

2.2.6.手动打开出液管阀门,开始管道预冷5分钟,逐步全开阀门;

2.2.7.待管路及气化器部位压力上升至储罐压力后,可以进行排空置换,逐步把管道内的氮气排放,直到取样口提取气样合格为止;

2.2.8.打开气化器出口总阀门,开始置换调压系统,排放取样口设置出站总阀门位置;

2.2.9.置换过程逐级缓慢开启下游管路阀门,同时在排放置换过程要观察计量系统就是否正常,运行就是否平顺,调压系统预设值压力就是否符合两级要求;

置换合格后,再次核定调压系统的静态压力就是否符合设定值,并且确认下游管道符合供气要求,方可开启出站总阀,向下游供气置换。

2.3.LNG供气系统安全管理

2.3.1.供气系统正常运行,要监控好各流程压力数据,流量数据,以防止中途出现供气系统故障或者供气负荷变化导致系统供应不足;

2.3.2.供气系统投入运行后,储罐由于液位下降,导致储罐压力下降,导致气化器入口压力低,流量下降,无法到达正常供气要求,所以待出液管压力低至0、40Mpa时,必须对出液储罐实施增压。

2.3.3.供气系统停用与恢复生产

2、3、3、1当系统停止运行时,应该严格监控好管道运行压力,防止由于温升或者误操作引起各监控点压力上升;

2、3、3、2当系统重新恢复生产时,要注意调压系统压力就是否正常,流量计量就是否正常计量,低温设备就是否出现开裂泄漏情况;

2、3、3、3每日当班运行人员应对供气系统全面检查,压力、液位、温度各显示仪表就是否显示正常,就是否存在泄漏、设备带故障运行、外因影响供气系统安全运行。

3.1.供气系统压力异常,通过监控系统的数据排查法确定,压力异常点处于尾端,侧重考虑就是否负荷加大或者减小导致压力点异常报警;

如果压力异常点处于上下游之间,则考虑就是否上游压力亦处异常状态;

解决办法则采用调整压力减小负荷或者加大负荷。

并且对供气系统调整工况到标准状态;

3.2.供气系统都配置备用系统或者辅佐系统,调压备用系统、流量计备用系统、调压旁通系统、BOG供气辅佐系统、气化器备用组、辅佐气源,在应急情况应首先启用备用系统;

3.3.供气系统在出现大量泄漏时,应采用先降压后停用,并且同时启动备用系统,以保障安全供气;

3.4.出现火灾险情或重大泄漏情况下,可按站内消防应急预案要求执行紧急处理。

四、LNG储罐排压操作规程

为规范LNG气化站储罐排压作业,使操作人员能够正确、熟练地进行排压操作以及妥善处理各项紧急情况,防止发生事故,特编制本操作规程。

2.1.储罐BOG名词概念与工作原理

BOG（BoilOffGas）就是储罐及槽车的蒸发气体。

低温真空粉末绝热储罐与低温槽车的日蒸发率一般为0、3％,这部分气化了的气体如不按时排出,会使储罐上部气相空间的压力升高。

为保证储罐的安全,装有自动降压调节阀同时设置有手动排压阀,可根据设定压力自动排出BOG。

BOG流经气化器换热之后,经调压系统,然后并入输气管网。

2.2.储罐排放BOG操作规程（非自动降压系统工作）

2.2.1.储罐压力持续升高,到达0、65Mpa以上,自动降压调节阀应能自动打开;

2.2.2.根据运行要求,对储罐排放BOG,储罐压力控制在≧0、4-0、6Mpa

2.2.3.缓慢打开储罐气相管路BOG控制阀;

2.2.4.BOG调压系统入口阀门应为常开状态,BOG调压系统旁通阀门应为关闭状态;

2.2.5.BOG气体排放压力达到0、3Mpa以下时,为了提高排压速度,可以打开BOG调压器系统旁通阀门;

2.2.6.储罐压力下降到最低运行压力值之后,排压完成关闭排压储罐气相BOG控制阀,关闭BOG调压系统旁通阀门。

2.3.储罐排放BOG操作安全要求

2.3.1.储罐压力升高必须实时监测到位,严禁离岗;

2.3.2.取消自动降压系统的BOG排放,必须现场巡查监控,重点就是储罐压力与BOG气化器结霜结露情况以及温度≧10℃;

2.3.3.严禁BOG排压初期直接打开BOG调压系统旁通阀门,高压气体充入调压系统后导致调压组误判断压力超高,导致超压切断主供气系统;

2.3.4.储罐BOG排压严禁超低排压,防止大量气化后低温气体排出,导致BOG气化器结霜,BOG气化器出口气体温度过低。

3.1.1储罐排放BOG操作属阶段性低温高压操作,设备投入使用出现泄漏故障应立即停止排压作业,排压过程应由慢至快;

3.2.发生设备出现大量漏液漏气情况时,首先关闭排压储罐气相BOG控制阀,再关闭BOG调压系统进口控制阀,尽快把低温液体气体排放到安全放空管;

3.3.在排压过程中出现火灾险情或重大泄漏情况下,可按站内消防应急预案要求执行紧急处理。

五、LNG储罐排EAG操作规程

1、目的

2、操作规程

2、1排放EAG概念与工作原理

EAG（EscapeAirGas）就是指LNG安全阀超压排放出来的低温状态在大约-107℃,高密度,危险性高的气体。

所以在安全阀排放口设置集中低温管路,经过EAG空温式气化器换热后,变成常温、低密度气体,再通过排放管道集中高空安全排放,从而不易形成爆炸性混合物。

储罐与管路排放EAG包含超压自动安全排放与应急操作手动排放。

2、2储罐排放EAG操作规程

2、2、1在发现储罐或者输送管路存在压力超高情况需应急排放才可以采用EAG排放,否则BOG排放;

2、2、2压力异常部位,要判断清楚压力上升原因就是由于系统温升或者系统憋压造成,选择最近的安全排放阀实施应急排放;

2、2、3属于温升或者储罐分层异常压力升高的直接打开最近的手动安全排放阀,属于系统憋压造成,迅速恢复输送管路,否则采用应急手动排压BOG系统;

2、2、4EAG手动排放开启后应注意流速,防止流速过快,EAG气化器结霜严重,以排压过程压力能稳定不再上升为合理;

2、2、5EAG排放达到卸压目的后马上关闭手动阀门。

2、3储罐排放EAG安全要求

2、3、1手动排压使用完毕后应,严格检查阀门关闭状态,防止内漏;

2、3、2雷雨天气严禁使用手动安全排放,储罐或者管道压力异常安全阀起跳例外;

2、3、3EAG排放要注意空温式气化器换热效果,结霜严重应关小排放量或者停止排放,防止低温气体直接从放空管排出,沉积在周围地面;

2、3、4在储罐或者管路压力异常升高时,非应急处理应首先BOG排压,后选择EAG排压。

3、储罐排放EAG应急处理事项

3、1、1储罐排放EAG操作属非正常低温高压操作,排压过程应由慢至快;

3、1、2发生排压过程温度过低导致控制阀门无法正常关闭或者安全阀无法正常回位时,应采用水对阀体解冻,之后重新关闭,安全阀依然无法复位则关闭安全阀上游控制阀;

3、1、3在排压过程中出现火灾险情或者大量低温液体沉积到放空管周围,可按站内消防应急预案要求执行紧急处理。

河北润丰压力容器有限公司

工程部

2017年4月