LNG操作基础手册.doc
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1、LNG操作手册海螺沟银泉天然气二零一三年九月目 录1 设计参数32 工艺步骤简述43 控制及安全报警系统53.1 压力测量点一览表53.2 液位测量点一览表63.3 温度测量点一览表63.4 紧急切断阀设置一览表63.5 可燃气体泄漏报警检测器设置一览表63.6 安全阀设置一览表73.7 远传报警控制系统74 岗 位 操 作84.1 LNG液体装卸操作94.2 LNG气化操作114.3 关键设备及辅助系统125 安全管理制度145.1 LNG站操作人员值班制度145.2 站长岗位责任制145.3 操作人员岗位责任制155.4 液化天然气站安全规程155.5 LNG站防火安全制度165.6 安全
2、用火要求175.7 消防队员岗位工作职责185.8 LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定时检验要求195.9 罐车装卸液监护制度205.10 罐车安全操作规程205.11 站区火险应急方案226. 设备巡检237. 故障处理247.1 储罐压力过高247.2 罐体出现冒汗结霜现象247.3 安全阀起跳247.4 低温部位法兰发生泄漏处理257.5 低温阀门泄漏处理257.6 气动阀门打不开258. 安全须知268.1 液化天然气安全知识268.2 安全操作注意事项289. 附件299.1 工艺管道及仪表步骤图299.2 工艺图例及符号说明299.3 仪表控制点图例及符号说明299.4 汽车罐
3、车泄液统计291 设计参数1.1 气化能力A高峰小时用气量600Nm3/h,输送压力0.250.35MPa。B小时用气量800 Nm3/h,经二次调压后输送压力812KPa。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-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.
4、1MPa,工作压力812KPa,安全阀开启压力为20KPa。1.4 储罐设计压力100 m3LNG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0.60.7MPa,安全阀开启压力0.84MPa。2 工艺步骤简述液化天然气(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增压器(或站内增压器)给槽车增压至0.60.8MPa,利用压差将LNG送入储罐(100 m3LNG低温储罐一台)。经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
5、空温式气化器加热段升高温度,夏季气体温度最高达成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气体经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1PI101卸车液相管01.6MPa现场显示2PI102卸车气相管01.6MPa现场显示3PI203V2
6、01储罐01.6MPa现场显示PIA203V201储罐0.60.8MPa声光报警远传至控制室(可调)4PI204V202储罐01.6MPa现场显示PIA204V202储罐0.60.8MPa声光报警远传至控制室(可调)5PI205E-201后01.6MPa现场显示6PI206E-202后01.6MPa现场显示7PI307BOG加热器后01.6MPa现场显示8PI308BOG加热器后01.6MPa现场显示9PI309BOG加热器后01.6MPa现场显示10PI310BOG加热器后01.6MPa现场显示11PI311TY-301前01.6MPa现场显示PI312TY-301后01.0MPa现场显示1
7、3PI313出站后01.0MPa现场显示14PI314TY-303前01.6MPa现场显示PI315TY-303后00.4MPa现场显示15PI316TY-304前00.4MPa现场显示PI317TY-304后020KPa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1LIA-201V201储罐0.15H或0.90H发出声光报警信号远传至控制室2LIA-202V202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1FI401出站温度-2080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
8、注1CV-201V201储罐底部进液氮气0.4MPa手动切断2CV-202V201储罐底部出液氮气0.4MPa手动切断3CV-203V202储罐底部进液氮气0.4MPa手动切断4CV-204V202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1AIA-101卸车台0.9%VOL控制室声光报警2AIA-202V201、V201罐区0.9%VOL控制室声光报警3AIA-303E301a/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1AV-101卸车进液管0.84MPa2AV-
9、102低温气相管0.84MPa3AV-203V201储罐0.84MPa组合式4AV-204V202储罐0.84MPa组合式5AV-205V201增压器0.84MPa6AV-206V202增压器0.84MPa7AV-207储罐出液管0.84MPa8AV-308E301a气化器0.84MPa9AV-309E301b气化器0.84MPa3.7 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,以预防该储罐压力超高;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,以预防该储罐液位过低
10、或超高,确保正常见气。3.7.3 紧急切断阀控制紧急切断阀为气开,由设置在控制室周围氮气瓶组及调压装置为其提供动力气源,调压装置出口压力范围为0.3MPa0.6MPa,紧急切断阀关闭延迟时间不超出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,不良操作会造成设备、管线或人员严重损坏或损伤。所以,LNG气化站操作人员必需养成良好操作习惯,严格遵守操作规程和安全要求,在操作中应穿戴必需劳防用具,注意观察设备压力、温度、液位参数。熟悉本站工艺步骤,开启低温阀门速度要慢,注意设备、管线、阀门异常结霜等现
11、象。对气化站操作人员要求:“四懂”懂性能、懂原理、懂结构、懂工艺步骤;“三会”会操作、会保养、会排除故障。LNG气化站操作关键分为三类: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4.1.1 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、快速接头和接地线,同时观察LNG槽车上压力情况。4.1.1.2 确定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,若储罐压力超出0.70.8MPa,
12、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、液位改变。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槽车驾驶员卸车完成。4.1.1.8 以上为V-201储罐卸车操作
13、,V-202储罐和这类同。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外销)4.1.2.1 LNG槽车停靠后和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 确定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
14、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压力和液位改变。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阀,将LNG-101中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槽车驾驶员装车完成。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
15、泄压至0.350.38MPa,也能够开启手动放空管线阀门泄压(限量)。4.1.3.2 确定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、液位改变。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 泄压完成后关闭对应阀门。4.1.3.5 通常情况,储罐内应保持少许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气化步骤,储罐内
16、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路经二次调压至812KPa、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,确定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步骤图上已预留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
17、 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 注意观察储罐压力改变(必需时手动操作泄压)。4.2.3 BOG系统操作4.2.3.1 LNG储罐压力超出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,超压能够打开罐区手动放空管线阀门,就地将BOG放空卸压(限量)。4.2.3.4 NG-302管线上放散型调压器调整气态NG压力至0.35
18、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,预防管路中液态膨胀。4.3 关键设备及辅助系统4.3.1 调压器4.3.1.1 BOG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0.60.7Mpa,调压器设定出口压力0.350.38MPa,工作温度-1050。4.3.1.2 设置A路主调压器双路,入口P1=0.40.8MPa,出口P20.250.35MPa,Q=600Nm3/h;另设B路调压器双路,一次调压入口P1=0.40.8MPa,出口P1=0.10.12MPa,二次调压入口P1=0.1
19、0.12MP,出口P1=812KPa4.3.1.3 调压器设定后无需常常调整,必需时做微量调整。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。4.3.2.2 BOG气化器E302一台(双路),工作压力0.8MPa,每路流量150m3/h。4.3.2.3 LNG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
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