LNG操作手册.doc

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1、目录1设计参数32工艺流程简述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84.1LNG液体装卸操作94.2LNG气化操作114.3主要设备及辅助系统125安全管理制度145.1LNG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155.5LNG站防火安全制度165.6安全用火规定175.7消防队员

2、岗位工作职责185.8LNG站储罐、设备及输送管道安全附件定期检验要求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25第31页8.安全须知268.1液化天然气的安全知识268.2安全操作注意事项289.附件299.1工艺管道及仪表流程图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

3、.4汽车罐车泄液记录29第31页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

4、，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。第31页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

5、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

6、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℃。第31页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PIA

7、204V202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-30

8、3前0~1.6MPa现场显示PI315TY-303后0~0.4MPa现场显示15PI316TY-304前0~0.4MPa现场显示第31页PI317TY-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1LIA-201V201储罐≤0.15H或