LNG操作手册(滨海站)

第1页第2页操作手册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；第3页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0～1.6MPa现场显示2PI102卸车气相管0～1.6MPa现场显示3PI203V201储罐0～1.6MPa现场显示PIA203V201储罐0.6~0.8MPa声光报警远传至控制室（可调）4PI204V202储罐0～1.6MPa现场显示PIA204V202储罐0.6~0.8MPa声光报警远传至控制室（可调）5PI205E-201后0～1.6MPa现场显示6PI206E-202后0～1.6MPa现场显示7PI307BOG加热器后0～1.6MPa现场显示8PI308BOG加热器后0～1.6MPa现场显示9PI309BOG加热器后0～1.6MPa现场显示10PI310BOG加热器后0～1.6MPa现场显示11PI311TY-301前0~1.6MPa现场显示PI312TY-301后0~1.0MPa现场显示13PI313出站后0~1.0MPa现场显示14PI314TY-303前0~1.6MPa现场显示PI315TY-303后0~0.4MPa现场显示15PI316TY-304前0~0.4MPa现场显示PI317TY-304后0~20KPa现场显示第4页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-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控制室声光报警第5页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-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，调压装置第6页的出口压力范围为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，将第7页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。第8页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=6