lng操作手册(滨海站)

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1、第18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

2、.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L

3、NG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．B

4、OG气体通过自动泄压经调压进入管网；B．各点安全阀；第18页A．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

5、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

6、~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18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

7、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18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

8、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0.84MP