液化天然气(LNG)运行操作手册

液化天然气（LNG）气化站运行操作手册 液化天然气（LNG）气化站 运行操作手册 上海清泰液化天然气有限公司编制 二零零五年八月 公司简介 上海清泰液化天然气有限公司是一家致力于液化天然气（LNG）事业发展、集投资开发与工程建设于一体的专业化公司，伴随着中国LNG产业发展而成长。公司汇集一批在LNG产业领域里从事理论研究和工程实践的先行者，围绕LNG资源进口、储运、终端利用和技术研发开拓业务，为促进国家能源结构变革、提高能源综合利用效率、保护生态环境而进行着努力和探索。 上海清泰公司奉行“真诚合作、协调发展”的企业精神，不断追求先进的项目管理模式，努力打造清泰品牌。清泰公司愿与燃气界同行一起努力，共同推动中国LNG产业发展，为LNG在中国的广泛普及应用作出积极贡献。 联系方式： 上海清泰液化天然气有限公司 公司地址:上海浦建路145号强生大厦1602室 联系电话:021-50899290，50899291 传真号码:021-50899293 目 录 0公司简介 1目 录 4第一章 天然气与液化天然气（LNG）知识 41.1 天然气知识 41.1.1 天然气组成 51.1.2 天然气燃烧特性 61.1.3 天然气的储运 81.2 LNG基本性质 91.2.1 LNG组分 91.2.2 LNG物性数据 101.2.3 LNG特点 11第二章 LNG气化站工艺介绍 112.1 气化站工艺流程 122.1.1卸车工艺 122.1.2 贮存增压工艺 132.1.3 气化加热工艺 132.1.4 BOG处理工艺 142.1.5 安全泄放工艺 142.1.6 计量加臭工艺 152.2 气化站布置 152.3 LNG气化站主要设备 152.3.1 LNG储罐 162.3.2 空浴式气化器 162.3.3 水浴式加热器 162.3.4 缓冲罐 172.3.5 加臭装置 172.4 工艺操作流程 172.4.1 卸车工艺操作流程 182.4.2 装车工艺操作程序 182.4.3 贮罐首次出液气化工艺操作程序 192.4.4 立式低温贮罐运行操作规程 202.4.5 水浴式加热器操作规程 212.4.6 加臭机操作规程 212.4.7 燃气锅炉操作规程 222.4.8 氮气瓶组操作规程 222.4.9 二氧化氯发生器操作规程 222.4.10 消防水泵操作规程 232.4.11 柴油机操作规程 242.5 安全操作注意事项 242.6 设备巡检 242.7 故障处理 26第三章 消防 263.1 消防设施 263.2 消防 安全管理 企业安全管理考核细则加油站安全管理机构环境和安全管理程序安全管理考核细则外来器械及植入物管理 263.2.1 消防安全 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 273.2.2 灭火救援 283.2.3 消防器材管理制度 283.3 操作要求 283.4 操作注意事项 30第四章 自控 304.1 控制系统 304.2 主要设备 304.2.1 记录仪 304.2.2 闪光报警系统 314.3自控说明 314.3.1 紧急停车 314.3.2 供氮 314.3.3 流量计量 314.3.4 加臭控制 324.4.5 消防 33第五章 电气 34第六章 安全管理 346.1 安全管理制度 346.1.1 安全防火“十大禁令” 346.1.2 防火、防爆安全规定 356.1.3 生产区安全管理规定 356.1.4 气化站安全管理规定 356.1.5 气化站巡回检查制度 366.1.6 交接班管理制度 366.1.7 安全保卫制度 376.2 气化站设备管理安全规程 38第七章 LNG气化站应急预案 387.1危险分析 387.1.1 来自天然气的危险 387.1.2 来自LNG的危险 397.2 风险控制 397.2.1 对可能产生超压的设备管线设置安全泄压系统 397.2.2 设置紧急事故切断系统 397.2.3 设置可燃气体报警设施 397.2.4 临时高压消防水系统 397.2.5 高倍数泡沫系统 397.2.6 配备移动式小型干粉灭火器 397.3. 事故应急预案 397.3.1 天然气泄露 407.3.2 天然气着火 407.3.3 LNG储罐根部阀之前大量泄露 407.3.4 LNG储罐泄露着火 417.4 应急救护 417.4.1触电救护 417.4.2严重冻伤急救 42第八章 专业相关知识 428.1 电气知识 428.1.1 变配电装置 438.1.2 防雷电，防静电与保护接地 458.1.3 电气防火和防爆 458.1.4 安全操作方法 468.2 压力容器及其运行 488.3 安全附件 488.3.1 安全阀 498.3.2 爆破片 508.3.3 常用阀门 528.4 灭火的基本常识 528.4.1 灭火的基本方法 538.4.2 初起火灾的扑救 548.4.3 义务消防队的建设和管理 588.4.4 灭火材料 618.4.5 常用消防器材——灭火器 69第九章 安全学习习题集 69一、选择题 73二、判断题 73三、填空题 73四、问答题 第一章 天然气与液化天然气（LNG）知识 1.1 天然气知识 近20多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持在2%，预计2020在世界能源组成中的比重将会增加到29%左右。中国是开发利用天然气资源最早的国家。新中国成立后，天然气产业有了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。但从全世界看，中国天然气产业整体水平还很低，资源探明程度仅7%左右，储量动用程度约50%，特别是天然气在能源结构中所占的比例极低，不到世界平均水平的十分之一。随着中国国民经济的持续发展，工业化程度的不断提高，对清洁能源的需求不断增大，预示着天然气具有很大的发展空间，中国天然气产业具有良好的发展前景。 中国天然气产业正面临着前所未有的发展机遇和挑战。随着科技进步，世界能源消费结构不断地向低碳化演变，天然气作为低碳化的清洁能源在世界各国都得到了高度的重视和发展，而目前中国天然气产业的发展与国民经济及社会发展很不适应。为此，国家从能源结构调整、加强环保和可持续发展等基本国策出发，“十五”将大力发展天然气的开发利用，这将为天然气产业的发展创造良好环境。 1.1.1 天然气组成 天然气是由烃类和非烃类组成的复杂混合物。大多数天然气的主要成份是气体烃类，此外还含有少量非烃类气体。天然气中的烃类基本上是烷烃，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、以及少量的已烷以上烃类。在 中有时还含有极少量的环烷烃（如甲基不戊烷）及芳香烃（如苯、甲苯）。天然气中的非烃类气体，一般为少量的氮气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，以及微量的惰性气体如氦、氩、氙等。天然气中的水蒸气一般呈饱和状态。 天然气的组成并非固定不变，不仅不同地区油、气藏中采出的天然气组成判别很大，甚至同一油、气藏的不同生产井采出的天然气组成也会有很大的区别。 1、根据化学组成的不同分类 （1）干性天然气：含甲烷90%以上的天然气。 （2）湿性天然气：除主要含甲烷外，还有较多的乙烷、丙烷、丁烷等气体。 2、根据天然气的来源分类 （1）纯天然气：气藏中通过采气井开采出来的天然气称为气井气。这种气体属于干性气体，主要成分是甲烷。 （2）油田伴生气：系指在油藏中与原油呈平衡接触的气体，包括游离气和溶解在原油中的溶解气两种。油田气是与石油伴生的，是天然气的一种，从化学组成来说属于湿性天然气。开采时与原油一起打出，气油比（m3/t）一般在20~500范围内。这种气体中含有60%~90%的甲烷，10%~40%的乙烷、丙烷、丁烷和高碳烷烃。 （3）凝析气田气：是含有容易液化的丙烷和丁烷成分的富天然气。这种气体通常含有甲烷85%~90%，碳三到碳五约2%~5%。可采用压缩法、吸附法或低温分离法，将后者分离出去制液化石油气。 （4）矿井气口从井下煤层抽出的矿井气，习惯称为矿井瓦斯气。 1.1.2 天然气燃烧特性 天然气最主要的成分是甲烷，基本不含硫，无色、无臭、无毒、无腐蚀性，具有安全、热值高、洁净和应用广泛等优点，目前已成为众多发达国家的城市必选燃气气源。 城市燃气应按燃气类别及其燃烧特性指数（华白数W和燃烧势CP）分类，并应控制其波动范围。 华白数W按式（1）计算： （1） 式中：W—华白数，MJ/m3（kcal/m3);Qg—燃气高热值，MJ/m3/（kcal/m3）；d—燃气相对密度（空气相对密度为1)。 燃烧势CP按式2计算： （2） （3） 式中：CP——燃烧势； 　　　H2——燃气中氢含量，%（体积）； 　　　CmHn——燃气中除甲烷以外的碳氢化合物含量，%（体积）； 　　　CO——燃气中一氧化碳含量，%（体积）； 　　　CH4——燃气中甲烷含量，%（体积）； 　　　d——燃气相对密度（空气相对密度为1）； 　　　K——燃气中氧含量修正系数； 　　　O2——燃气中氧含量，%（体积）。 城市燃气的分类应符合表的规定。 城市燃气的分类（干，0℃，101.3kPa）表 类别 华白系数W,MJ/m3（Kcal/m2） 燃烧势CP 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 范围 标准 范围 人工燃气 5R 22.7 (5430) 21.1(5050)～24.3(5810) 94 55～96 6R 27.1 (6470) 25.2(6017)～29.0(6923) 108 63～110 7R 32.7 (7800) 30.4(7254)～34.9(8346) 121 72～128 天然气 4T 18.0 (4300) 16.7(3999)～19.3(4601) 25 22～57 6T 26.4 (6300) 24.5(5859)～28.2(6741) 29 25～65 10T 43.8 (10451) 41.2(9832)～47.3(11291) 33 31～34 12T 53.5 (12768) 48.1(11495)～57.8(13796) 40 36～88 13T 56.5 (13500) 54.3(12960)～58.8(14040) 41 40～94 液化石油气 19Y 81.2 (19387) 76.9(18379)～92.7(22152) 48 42～49 22Y 92.7 (22152) 76.9(18379)～92.7(22152) 42 42～49 20Y 84.2 (20113) 76.9(18379)～92.7(22152) 46 42～49 注：6T为液化石油气混空气，燃烧特性接近天然气。 1.1.3 天然气的储运 天然气是以气态燃用，但储运方式有管输天然气、压缩天然气、液化天然气等多种形式。另外，目前还在发展天然气水合物。 1. 压缩天然气（CNG） 压缩天然气（CNG）是通过压缩机加压的方式，将天然气压缩至容器，增加容器存储体积的天然气运输方式。一般情况下，天然气经过几级压缩，达到20MPa的高压，在用气时在经减压阀降压使用。在20MPa高压下，天然气的压缩比可以达到276。CNG在生产和利用过程中成本相对较低，能耗低。但是由于采用笨重的高压气瓶，导致CNG单车运输量比较小，运输成本高。因此，一般认为该种方式只适合为距离气源地近、用气量小的城市供应燃气。 CNG项目的特点：与LNG相比，设备相对简单、投资少；与管道天然气相比要灵活，因为管道一旦建设好以后，无法根据市场的需要发生转移。 2. 液化天然气（LNG） 当天然气在大气压下，冷却至约-162℃时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）。LNG体积约为同量气态天然气体积的1/625，密度在450kg/m3左右。可见液化天然气具有较大的气液，便于运输。另外，由于LNG的燃点及爆炸极限高于汽油，所以不易发生爆炸，安全性能好。 LNG项目包括液化工厂、低温储槽和再气化工厂的建设。液化和再气化工厂的经济可行性由年产量和最高供气量决定。由于LNG所以低温液体，其生产、储运及利用过程中都需要相应的液化、保温和气化设备，投资额高。这种运输形式只有在规模发展较大时才具有合理的经济性能。 3. 管输天然气（PNG） 管输天然气是通过管道直接将天然气输运到用户点的一种运输方式，主要针对气源地用户或与气源地通过陆地相连的国家之间天然气运送。管道长度对于PNG方式有一定要求。对于距离气源地较远的地区，只有当用气量较大时才会具有较好经济性。由于海底管道的建造和维护费用高，当天然气的海上运输距离较长时，将会倾向于采用LNG船运输。 与LNG项目不同，PNG项目既不需要液化工厂也不需要再气化工厂。管道基本建设投资是影响项目经济可行性的主要决定因素。基本建设投资额随着管线距离、管线走向、地理环境和负荷系数的变化而变化。天然气井口价格也对PNG项目的经济可行性有较大影响。当天然气的进口价格一定时，运输距离是决定其贸易方式的主要因素。如果输送距离高于临界点，LNG项目将更加可行。据英国BP公司提供数据，管道天然气和液化天然气运输成本运输距离的临界值大致在4000～5000公里间。 4. 其他技术 除了上述三种已经成熟的天然气存储技术，各国还在积极探寻其他更经济有效方式。其中包括天然气水合物（NGH ，Natural Gas Hydrate，简称Gas Hydrate）和吸附天然气（ANG，Adsorption Natural Gas）等。 天然气水合物资源是世界能源开发的下一个主要目标。海底的天然气水化物资源丰富，其开发利用技术已成为一个国际能源领域的热点。天然气水合物是在一定条件（合适的温度、压力、气体饱和度、水的盐度、pH值等）下由水和天然气组成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物，其遇火即可燃烧。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99％的天然气水合物通常称为甲烷水合物（Methane Hydrate）。在标准状况下，1单位体积的气水合物分解最多可产生164单位体积的甲烷气体。但是根据目前的发展来看，该技术距离工业应用的成熟水平还有一定的距离。 吸附天然气技术是利用一些诸如活性炭等多孔性固体物质对气体的吸附特性进行储气。由于这种新型的储气方式也要求在一定的压力作用下（通常为3MPa-4MPa）方能最大限度地提高气体附量（如在储存压力为3.5 MPa时，理论储气量可达其容积体积的150倍），因此从一定意义上讲，该储存方式同属压力储存。但由于储存压力较CNG大为降低，因此容器重量相应减轻，安全性相对提高。当储气容器的改良同样是减轻车辆无效载重、提高空间利率、减缓容器内外壁腐蚀等部题的最根本方法。目前该技术的关键部分：吸附剂以及热能储存器的开发已有了较大进展。作为天然气储存的一种方式，由于单位存储介质的吸附量还比较小，还不能在工业中得到大规模的应用。目前只有少数机构可以将其应用到天然气汽车上。 1.2 LNG基本性质 天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为－83℃，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。通常的液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）多存储在温度为－162℃、压力为0.1MPa左右的低温储罐内，其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分有利于输送和储存。 液化天然气是经过净化处理（脱水、脱烃、脱酸性气体）后，采用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化的。预处理主要包括 的清除，以免低温下冻结、堵塞。 天然气液化装置按用途可分为两大类, 即基本负荷型天然气液化装置和调峰型天然气液化装置。基本负荷型天然气液化装置由天然气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成，是一个复杂庞大的系统工程， 投资高达数十亿美元。由于项目投资巨大， LNG项目大多由壳牌、道达尔等大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。基本负荷型天然气液化装置的液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。20 世纪60 年代最早建设的天然气液化装置, 采用当时技术成熟的级联式液化流程。到70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程(MRC)。80 年代后, 新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置则几乎无一例外地采用APCI 公司的丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC) 。 调峰型天然气液化装置是小流量的天然气液化装置, 并非常年连续运行。因此, 调峰型液化流程要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。一般, 对于管道气压力较高的情况, 为充分利用其压力能, 可考虑使用膨胀机液化流程。选择调峰型LNG液化流程, 必须根据具体的设计要求和外围条件对上述因素进行综合考虑, 即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比, 才能最终决定采用何种液化流程。 天然气液化工厂的工艺流程不同，出厂LNG的温度和压力也有所不同，如新疆广汇液化工厂出厂LNG温度约为－162℃，压力为常压；中原绿能高科液化工厂出厂LNG温度约为－145℃，压力为0.35MPa。 1.2.1 LNG组分 新疆广汇和中原绿能LNG工厂生产LNG的组分如下： 组分 分子式 体积含量mol% 新疆广汇 中原油田 甲烷 CH4 86.23 95.857 乙烷 C2H6 12.77 2.936 丙烷 C3H8 0.3428 0.733 异丁烷 C4H10 0.201 正丁烷 C4H10 0.105 异戊烷 C5H12 0.037 正戊烷 C5H12 0.031 已烷 C6H14 0.009 庚烷 C7H16 0.003 辛烷 C8H18 0.003 氮 N2 0.6550 0.085 1.2.2 LNG物性数据 新疆广汇LNG的物性如下： 分子量： 17.3 气化温度： －162.3℃（常压1.053bar） 临界温度： －82.5℃ 液相密度： 440kg/Nm3 气相密度： 0.75 kg/Nm3（15.5℃） 燃点： 650℃ 热值： 8700kcal/Nm3 气化潜热： 0.51MJ/Kg（121Kcal/Kg） 运动粘度： 12.072×10－6m2/s 燃烧势： 45.18CP 华白数： 54.23MJ/m3 爆炸极根 上限 15.77％ 下限 4.91％ 1.2.3 LNG特点 1. 天然气液化后，体积缩小600多倍，可以在公路、铁路、船舶上实现经济运输。 2. 储存效率高、占地少、投资省。 3. 建设模式机动灵活，可由小到大，由点到面，逐步投入和发展。 4. LNG可作为优质清洁的车用燃料，有效减少汽车尾气排放对大气的污染，应用前景广阔。 5. LNG的气化过程，释放出大量的冷量，有很高的综合利用价值。 6. LNG生产使用较液化石油气更为安全可靠。其燃点为650℃，比汽油高230℃，爆炸极限为5％－15％，气相密度为0.772kg/Nm3左右，比空气轻得多，稍有泄漏立即飘逸飞散，不致引起爆炸。 7. 当LNG气化与空气的混合物浓度达到爆炸极限范围内时，遇到明火、火星即可发生爆炸，一旦爆炸将会酿成较大事故。 8. LNG火灾灭火后在未切断可燃气体的气源或易燃可燃液体液源的情况下，遇到火源或高温将发生复燃、复爆。故LNG一旦燃烧，只有在完全切断气源或有非常可行、可靠的安全措施的情况下，方可灭火，否则只能在安全保护下让其安全燃烧掉。否则，将引起复燃，复爆，造成更大的损失。 9. LNG在液化过程中已经脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，是一种十分清洁的能源，其燃烧尾气不会对大气造成污染。 另外，与其他能源形式相比，使用天然气的经济性也强。 能源种类 价格 单位 热值 同等热值比较 （元/10000kcal） 工业用煤 400 元/吨 5500kcal/kg 0.73 柴油 4600 元/吨 10302kcal/kg 4.47 瓶装液化气 70 元/15kg 11650kcal/kg 4.01 工业用电 0.6 元/千瓦时 860kcal/千瓦时 6.98 民用电 0.5 元/千瓦时 860kcal/千瓦时 5.81 天然气到户价 2.8 元/m3 8900kcal/m3 3.15 第二章 LNG气化站工艺介绍 2.1 气化站工艺流程 广汇LNG采用罐式集装箱贮存，通过公路运至贮存气化站，在卸气台通过集装箱自带的增压器对集装箱贮槽增压，利用压差将LNG送至贮存气化站低温LNG贮槽。非工作条件下，贮槽内LNG贮存的温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，贮槽增压器将贮槽内的LNG增压到0.35MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。增压后的低温LNG自流进入主空温式气化器，与空气换热后转化为气态NG并升高温度，出口温度比环境温度低－10℃，压力在0.35Mpa；当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温。最后经加臭、计量后进入输配管网送入各类用户。流程可见下图： 序号 名称 作用 备注 1 低温储罐 LNG的储存 一般体积40~150m3 2 储罐增压器 使储罐内压力升高，实现LNG流向空浴式气化器 3 空浴式气化器 将LNG气化成气态，向管网供应 4 水浴式加热器 空浴式气化器出口的天然气温度达不到要求时，使用该设备加热 冬季或雨季空浴式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，还必须使用水浴式加热器，使其温度达到15℃。 5 BOG储罐 储罐静置过程中，由于漏热将有部分LNG气化，形成BOG。为了防止储罐内压力过高，将BOG输送到BOG储罐。 6 BOG加热器 使BOG在进入BOG储罐之前的加热 6 EAG加热器 用于蒸发气放散前的加热，避免天然气放散温度低，密度高，不易散去 7 排气筒 用于天然气的放散 8 加臭装置 天然气本身无味，需要在出站前加入臭剂，便于用户检漏和安全使用 2.1.1卸车工艺 采用槽车自增压方式。集装箱贮槽中的LNG在常压、-162℃条件下，利用自带的增压器给集装箱贮槽增压至0.6MPa，利用压差将LNG通过液相管线送入气化站低温贮槽。另外，卸车进行末段集装箱贮槽内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线、氮气吹扫管线以及若干低温阀门。 2.1.2 贮存增压工艺 在LNG气化供应工作流程中，需要经过从贮槽中增压流出、气化、加臭等程序，最后进入供气管网。而LNG贮槽贮存参数为常压、-162℃，所以在运行时需要对LNG贮槽进行增压，以维持其0.35~0.40MPa的压力，保证LNG的输出量。 中小型LNG贮存气化站常用的增压方式通常有两种，一种是增压气化器结合自力式增压调节阀方式；一种是增压气化器结合气动式增压调节阀方式。本工程的设计选用增压气化器结合气动式增压调节阀方式。该增压系统由贮槽增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成。工艺流程图如下图。 当LNG贮槽压力低于升压调节阀设定开启压力时，调节阀开启，LNG进入空温式气化器，气化为NG后通过贮槽顶部的气相管进入罐内，贮槽压力上升；当LNG贮槽压力高于设定压力时，调节阀关闭，空温气化器停止气化，随着罐内LNG的排出，贮槽压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将LNG贮槽压力维持在设定压力范围内。 2.1.3 气化加热工艺 采用空温式和水浴式相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季用热水，利用水浴式加热器进行增热，可满足站内的生产需要。 空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本设计采用自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定期除霜、定期切换。在两组空温气化器的入口处均设有气动切断阀，正常工作时两组空温气化器通过气动切断阀在控制台处的定时器进行切换，切换周期为6小时/次。当出口温度低于0℃时，低温报警并连锁切换空温气化器。 水浴式加热器根据热源不同，可分为热水加热式、燃烧加热式、电加热式等等。本设计采用热水加热式，利用热水炉生产的热水与低温NG换热。水浴加热器1台。冬季NG出口温度低于0℃时，低温报警并手动启动水浴加热器。 2.1.4 BOG处理工艺 由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体(Boil Off Gas)，本工程中BOG气体包括： · LNG贮槽吸收外界热量产生的蒸发气体 · LNG卸车时贮槽由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体 · 受入贮槽内的LNG与原贮槽内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体 · 卸车时受入贮槽内气相容积相对减少产生的蒸发气体 · 受入贮槽内压力较高时进行减压操作产生的气体 · 集装箱式贮槽内的残余气体 本设计采取槽车自压回收方式回收BOG。回收的BOG的处理采用缓冲输出的方式，排出的BOG气体为高压低温状态，且流量不稳定。因此需设置BOG加热器及缓冲调压输出系统并入用气管网，冬季可经过调压后去热水炉（供应水浴加热器）。 2.1.5 安全泄放工艺 天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120℃左右时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、放散塔组成。 设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过25m高的放散塔高点排放，EAG加热器采用500Nm3/h空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。 为了提高LNG贮槽的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。安全阀设定压力为贮槽的设定压力0.78Mpa。 缓冲罐上设置安全阀及爆破片，安全阀设定压力为储罐设计压力。 在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。管道设计压力为1.0Mpa。 2.1.6 计量加臭工艺 主气化器及缓冲罐气体进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气管网。 计量采用气体涡轮流量计，计量精度1.5级。量程比大于1 :16，可满足最小流量和最大流量时的计量精度要求。流量计表头为机械的字轮显示，不丢失计量数据。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。可存储一年或更长时间内的数据，对流量实现自动管理和监控功能。流量计设旁路，在流量计校验或检修时可不中断供气。 加臭设备为撬装一体设备。根据流量计或流量计积算仪传来的流量信号按比例地加注臭剂，也可在按固定的剂量加注臭剂，臭剂为四氢塞吩。具有运行状态显示，定时报表打印等功能，运行参数可设定。 2.2 气化站布置 气化站可分为两大区域：生产区及辅助生产区。 生产区：主要有LNG储罐、空浴式气化器、水浴式加热器、缓冲罐、加臭装置等生产设备，也包括卸车台及槽车回转场地。 辅助生产区：包括控制室、变配电室、柴油发电机房、消防泵房、消防水池和氮气棚等。 根据 设计规范 民用建筑抗震设计规范配电网设计规范10kv变电所设计规范220kv变电站通用竖流式沉淀池设计 要求，生产区与辅助生产区用实体围墙分开。站区对外开有2~3个大门，生产区只允许LNG槽车进出，不允许无关人员出入，不卸车时生产区大门关闭。气化站的操作人员进入站内从辅助生产区的大门进出，做到人货分流。生产操作人员进入生产区由辅助生产区与生产区之间的隔墙便门进出，非操作人员不得进入生产区 。 2.3 LNG气化站主要设备 2.3.1 LNG储罐 本设计确定贮槽采用50m3地上式金属单罐，其结构形式为真空粉末绝热、立式圆筒形双层壁结构，采用四支腿支撑方式。 内槽采用耐低温的奥氏体不锈钢0Cr18Ni9-GB4237制成。材料将按《压力容器安全技术监察规程》，GB150和产品图样规定：制造时应有焊接工艺评定及做焊接试板力学性能检验，同时还将经受真空检漏，包括氦质谱真空检漏考核，以符合真空绝热要求。 外槽采用压力容器用钢板16MnR-GB6654制成。材料应附材质证明。外槽是为了满足夹层真空粉末绝热要求而设计的保护壳。外槽属于真空外压容器，对外槽的检验除经受0.115Mpa内压气密检查外，还应进行真空检查，包括氦质谱真空检漏考核，以符合真空绝热要求。外槽上方安装有外槽安全泄放口，以保证外槽安全。 内外槽间安装有内外槽的固定装置，固定装置将满足生产、运输、使用过程强度、稳定性需要及绝热保冷需要。夹层内填装优质专用珠光砂保冷材料用于保冷，同时夹层内还设置抽真空管道。 工作介质： LNG 操作温度： －145℃ 最高工作压力： 0.6MPa（表压）＋液位静压 充装系数： 0.95 内罐材料： 0Cr18Ni9 外罐材料： 16MnR 支腿材料： 16MnR 绝热材料： 真空粉末绝热 夹层抽真空，其封结真空度不低于4Pa。 2.3.2 空浴式气化器 空温式气化（加热）器的导热管是将散热片和管材挤压成型的，导热管的横截面为星形翅片。气化器的材质必须是耐低温（-162℃）的，目前国内常用的材料为铝合金（LF21），其结构型式为一般为立式长方体。本工程空温气化（加热）器包括有LNG主气化器、贮槽增压器、BOG加热器、EAG加热器。 主要工艺参数 LNG主气化器 贮槽增压器 BOG加热器 EAG加热器 设计进口温度 －196℃ －196℃ －196℃ －196℃ 运行进口温度 ≮－162℃ ≮－162℃ ≮－162℃ ≮－162℃ 设计出口温度 －20℃~50℃ －196℃ －20~50℃ －20~50℃ 运行出口温度 ≮环境温度－10℃ ≮－162℃ 常温 常温 设计压力 1.0Mpa 1.0Mpa 1.0Mpa 1.0Mpa 运行压力 0.4Mpa 0.4Mpa 0.4Mpa 0.4Mpa 满负荷连续运行时间 ≮6小时 ≮4小时 ≮4小时 2.3.3 水浴式加热器 水浴式加热器根据热源不同，可分为热水式、蒸汽加热式、电加热式等。本设计采用热水式，由1台热水炉供应热源。其结构为将导热盘管放入热水槽中，导热管中的低温NG与热水进行热交换，成为常温NG。导热盘管采用不锈钢(0Crl8Ni9)，筒体采用碳钢，立（卧）式圆筒形。 主加温管路主要工艺参数如下： · 设计进口温度/运行进口温度：－196℃/≮－162℃ · 设计出口温度/运行出口温度：－20~50℃/5~15℃ · 设计压力：1.0Mpa · 运行压力：0.4Mpa 2.3.4 缓冲罐 设置缓冲罐的主要目的是为了缓冲经过加温后的BOG气体，稳定出站天然气压力。设计选用1台200m3高压贮槽，主要工艺参数如下： 设计温度： -20℃~50℃ 设计压力：1.0MPa 运行压力：0.4MPa 设计水容积：200m3 材质： Q235A 2.3.5 加臭装置 本设计采用沈阳贝尔生产的燃气加臭装置，该装置一体化撬装，型号为RJZ2001B-DD，单泵单路臭剂输出。设备尺寸1100×800×1800mm。 该装置配备200Kg臭剂罐，采用电磁驱动隔膜式柱塞计量泵驱动加臭剂四氢塞吩的滴入，滴入量控制在15~20mg/m3。 加臭控制器采用工业单片机，可以根据流量计提供的4~20mA流量信号控制加臭量，实现根据燃气流量变化的自动控制。控制器上盘安装，需提供220V±5V、10A电源，控制室至现场敷设KVV22-4×1.5mm2铠装电缆3条。 2.4 工艺操作流程 2.4.1 卸车工艺操作流程 1. 确认进液管干线处于冷态，否则应利用上进液（LNG贮罐上进液或罐车上进液）冷气预冷进液管。 2. 监护罐车按指示牌位倒车，倒车完毕，把指示牌放置车前，防止卸车时启动车辆。 3. 卸车前关闭进出液总管连通阀，关闭卸车回流阀。 4. 打开目的罐上下进液阀，确定进液总管压力。 5. 连接卸车软管及接地线，检查卸车台阀门启闭状态，保证卸车管路和增压管路畅通，旁路关闭。 6. 打开吹扫阀门及罐车管路放空阀门，分别对卸车软管进行氮气吹扫。 7. 吹扫完毕，关闭氮气吹扫阀，缓慢打开去卸车增压器液相管阀门对管线进行预冷（以增压器进口法兰结霜视为预冷完毕，时间10分钟左右）。其后全开去增压器管路阀门给罐车增压至0.7 Mpa。 8. 缓慢打开进液闸阀,对管线进行预冷（以进液管法兰结霜视为预冷完毕，时间10分钟左右）。其后全开进液闸阀进液，进液管线压力与贮罐压力差保证在0.2 Mpa以上，但进液管压力不得超过0.65 Mpa 9. 卸车过程中，当罐车LNG液位在400mm以上时，罐车压力应保持在0.7 Mpa左右。 10. 当罐车LNG液位趋近于零位，罐车LNG压力与目的贮罐LNG压力相等时视卸车完毕。 11. 向BOG缓冲罐排放罐车内余气后，关闭罐车液相、气相阀门，打开卸车台进液管与BOG管连通阀，关闭BOG去缓冲罐阀门，关闭进液闸阀，打开放空阀，使进液管、BOG管低压余气通过卸车放空管路排出后，拆卸软管及接地线。收回车辆指示牌。 12. 关闭进液目的罐进液前阀，打开进、出液连通阀，卸车回流阀。 13. 卸车时为加快卸车速度可打开目的罐手动BOG阀，或将被充装罐的增压回路与相它罐的增压回路连通，以达到降低罐内压力的目的，以便提高卸车速度。 2.4.2 装车工艺操作程序 1. 确认进液管干线处于冷态，否则应利用LNG贮罐上进液冷气预冷进液管。 2. 接到装车指令后，关闭进出液连通阀，关闭卸车回流阀。 3. 打开出液罐下进液阀，按照“贮罐增压工艺操作程序”给出液罐增压至0.5 Mpa，并在装车过程中保持其压力状态。 4. 监护罐车按指示牌位倒车，倒车完毕，把指示牌放置车前，防止装车时启动车辆。 5. 连接装车软管及接地线，打开吹扫阀门及罐车管路放空阀门，分别对装车软管进行氮气吹扫。 6. 缓慢打开装车台进液闸阀,对管线进行预冷（以进液法兰结霜视为预冷完毕,时间10分钟左右）。其后全开进液闸阀进液。 7. 装车时为加快卸车速度，罐车BOG应与BOG缓冲罐连通，以降低罐车内压力。 8. 当罐车液位指示到900mm时，关闭出液罐下进液，停止增压，打开出液罐上进液，当液相管中的LNG全部装入罐车时，关闭罐车液相阀，气相阀，打开装车台进液管与BOG管连通阀，关闭BOG去缓冲罐阀门，关闭进液闸阀，打开放空阀，使进液管，BOG管余气通过放空管路排出后，拆卸软管及接地线。收回车辆指示牌。 9. 关闭出液罐上进液阀，打开进、出液连通阀，卸车回流阀。 10. 检查所有阀门和设备是否处于正常状态。并对贮罐和槽车的压力和液位做记录。 2.4.3 贮罐首次出液气化工艺操作程序 1. 打开贮罐上进液阀，进、出液管连通阀，罐车回流阀，贮罐区至气化区截止阀，使出液管路、进液管路畅通，确保进、出液管路旁路关闭，通过上进液管引冷气对进液干、支线管道预冷，出液干线管道预冷，以空温式气化器根部管道结霜为预冷完毕。（本步骤是以冷气预冷管线） 2. 对目标罐至出液总管、出液支线预冷。关闭贮罐上进液阀，打开下进液阀，通过手动出液气动阀阀后阀，使罐内液体缓慢流入出液总管，预冷10分钟后可进行出液工艺操作程序。 2.4.4 立式低温贮罐运行操作规程 1. 贮罐在首次使用前必须用氮气进行吹扫及预冷。最大吹扫压力应相当于最大工作压力的50%，或者低于这个压力。 2. 首次充液时，应注意以下事项： a. 打开上、下充装阀，顶、底部同时充装，同时，打开液体充满溢流口阀，排放贮罐内的气体，直至有LNG的气体排出时，立即关闭充满溢流口阀 b. 充装至贮罐的50%以上容积时，应关闭下充装阀。 c. 当充装到贮罐容积的85%时，应关闭上充装阀，并停止充装3分钟，以使筒内液面镇静，然后打开上充装阀继续充装，直到有液体从充满溢流口阀流出时，立即关闭充满溢流口，停止充装及关闭上充液阀口。 d. 在开始充液时，应拧松液位计两端的接头，完全打开液位显示液相阀和液位显示气相阀，检查排放的气流中是否含有水份。如有水份，应继续排放，直到无水份时停止排放。并将液位计两端的接头拧紧，并关闭平衡阀，使液位计处于正常工作状态。 3. 再充装程序 a. 贮罐在首次正式充装后，进行再充装时，贮罐内的气相压力尽可能减低。 b. 顶、底部同时充装，当液位表显示约50%满时，应关闭下充装阀，当充装到贮罐容积的85%时，应关闭上充装阀，并停止充装3分钟，以使筒内液面镇静，然后打开上充装阀继续充装，直到有液体从溢流阀排出时，关闭溢流阀停止充装，同时关闭上充装阀。 c. 在充装过程中观察压力表。（如果压力上升至高于充装输送压力或接近安全阀压力，必须打开气体排放阀将贮罐内的气相进行适量排放。 4. 贮罐的使用 a. 贮罐的正常使用前应检查各阀门是否处于以下状态： 阀 门 状态 顶部充装阀 关闭 底部充装阀 关闭 排放阀 关闭 溢流阀 关闭 液位计均衡阀 关闭 液体出口控制阀 关闭 液体显示液相阀 开启 液体显示气相阀 开启 以上各相关阀门处于上述状态时，方可按使用目的及要求，开始正常工作。 b. 贮罐压力调节 提高贮罐压力：贮罐气相压力的提高可通过自增压蒸发器使液体汽化后的气体返回贮罐，使罐内压力保持一定，并通过调节增压管路上的调节阀，可以调节贮罐内的气相压力。 c. 降低贮罐压力 打开排放阀，使贮罐内气相压力降低到压力调节阀新设定的压力后，关闭排放阀。 5. 维护 a. 本公司提供的贮罐产品，本身无需什么维护，只是外壳不得受到任何撞击，并按规定进行操作。 b. 外配阀门管件，应保持清洁完整，阀门应能开关灵活，填料部分如有微漏，应压紧填料压盖。如阀门的阀芯不能关闭严密，应更换阀芯密封垫。 c. 外配仪表，应保持清洁完好，并按规定进行定期校验。 d. 所有阀门的开启或关闭，都应文明操作，不得用铁锤敲打。 e. 在正常使用的情况下，每年应对全部的阀门管件及仪表进行一次检查和维护，对易损件（如阀门密封垫）进行更换。 6. 故障及检查 如果贮罐在开始使用后，并按上列说明操作，出现不正常现象时，请及时与本公司联系。（按本公司的供货范围，将对所提供的贮罐的真空度及蒸发率负责或按订货 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 议订内容）。 7. 安全 a. 贮罐的安装使用区域内，不得有火种火源，并必须配备有合适的消防器材。 b. 非经过培训的操作人员，不得上岗操作。现场严禁吸烟。 c. 对阀门的检修工作，应尽量安排在年度的检修计划中，如因特殊情况情况，需及时进行检修，也应尽量安排在罐内液体排尽的条件下进行。 d. 检修工作中，需要动火时，应检查并确认动为处的管道内已将残余的LNG排清，并用氮气进行吹扫后，将管内气体取样分析，安全部门确认后，方可施工。 e. 贮罐的气相管路系统中设置有两组安全排放装置（应包括两只安全阀及两只爆破片），两组可以切换为一组工作，一组备用。 2.4.5 水浴式加热器操作规程 1. 开启进水阀门，使水进入筒体，到一定液位时，溢流管出水确定筒内水已加满。然后关闭进水阀。 2. 首先打开电源开关，启动水泵，然后把“自动/手动”切换开关拨向“自动”此时“加热运行”指示灯亮，电热管开始加热，当筒内水温达到设定上限温度时，“加热运行”指示灯熄灭，“加热停止”指示灯亮，电热管不加热，这时，可以加热低温天然气。 3. 若长期使用后，电控装置自动加热线路失灵，不能正常工作，此时为了不影响汽化器工作，可把“自动/手动”切换开关拨向“手动”。然后操作手动开、关按钮。此工作状态下，数显表只显示筒体内温度，必须人工操作控制筒内温度，一般上限不越过70℃，下限不低于30℃。同时必须尽快修复自动加热线路。 4. 依次缓慢打开进气阀和出气阀，关闭旁通阀。 5. 加热器工作时，要经常观察水位变化，水位低于下限时要及时补充。 6. 停止使用水浴式加热器时，缓慢打开旁通阀，关闭进气阀，出气阀。 7. 停水泵，关闭水浴式加热器的电源开关，打开筒体放清阀，放清筒内的水。 2.4.6 加臭机操作规程 1. 打开控制柜加臭控制装置上的电源，检查仪表是否正常。 2. 打开加臭机柜门，关闭刻度计下部阀门，确定柱塞泵每次排量后再打开。 3. 根据流量计各时段流量，再根据每立方米天然气加20mg四氢噻吩，计算出各时段柱塞泵每分钟工作次数，并及时调整控制装置上数值。 4. 加臭机中液快用完后，应及时补充，用氮气瓶中氮气作为压迫气体，把压力控制在0.04MPa以下，以防储放四氢噻吩的油桶涨裂。 5. 加臭机中没有液输出时，在排除原料问题后，应考虑到泵中膜片可能因疲劳损坏，这时应关闭输出阀阀门，以防天然气从此流出，再拆相关部件更换膜片。 6. 更换仪器中打印纸时，应关闭电源。 2.4.7 燃气锅炉操作规程 1. 运行前准备与检查：给水箱加水至正常水位，检查燃气压力是否正常。打开锅炉进水阀，打开燃气管路进气阀，合上总电源开关和循环水泵电源开关，启动循环水泵，往给水箱加水，确保锅炉满水。 2. 正常运行操作：合上“燃烧器电源”开关，燃烧器投入运行。 3. 每小时对锅炉房巡查一次，往给水箱补水至满水位，检查运行参数是否正常 4. 停炉：暂时停炉，只要切断燃烧器电源开关即可，长期停炉，还需切断水泵电源开关和总电源开关，关闭燃气管路总气阀。 5. 排污：锅炉每天需排污一次。 2.4.8 氮气瓶组操作规程 1. 氮气瓶组工作压力为0.6-0.8MPa，当压力低于0.6MPa，瓶组自动切换，此时应把压力低的瓶组换下，换上符合压力要求的瓶组。 2. 定期检查棚内各阀门是否漏气，避免由此造成的氮气损失。 3. 定期检查压力表使用情况，不合格的应及时更换。 2.4.9 二氧化氯发生器操作规程 1. 检查盐酸和无机盐溶液槽储存量情况，确保用量充足。 2. 打开进水管前阀，向吸收槽中注入水至此2/3高度，上槽水至1/2处，启动循环泵，打开空气流量计，调节空气流量计至0.3-0.4l/h,调节无机盐和盐酸流量计进料量至1:1(300A型即3:3l/h)。 3. 打开进水阀，待设备运转正常后再将安全塞塞上，观察空气流量计是否有气体被吸入反应器。 4. 逐步调开各进料流量计针阀，调节减少空气流量计进气，直至酸和原料被吸入反应器，然后再以空气流量计调节的进气量来调节酸和原料的进料量，按规定投料量投加，并使其进料量稳定。 5. 在保证正常进料的稳定情况下，维持最大的空气流量。 6. 设备运转进入投药状态，直接投加到待处理水中。 7. 约半小时后,待反应器中水变成淡黄色后打开输药阀,同时打开进水阀,关闭酸和无机盐流量计，停止进料，停料不停水，循环水继续运转30～60分钟，将反应器液中二氧化氯吹尽，吸收完。 8. 停料运转1～2小时后，旋松反应器安全塞子，让空气缓缓进入，消除反应器的真空。 9. 将空气流量计针阀关闭，进水阀关闭，即完成停机。 注：运行过程中，若遇突然停电，应立即打开反应器上安全塞，均衡反应器内外压力。 附：无机盐与水的质量百分比为1：2，盐酸浓度为36%。 2.4.10 消防水泵操作规程 1. 检查电机控制系统是否正常，水泵各部位连接是否正常。 2. 手动盘车两圈，无卡滞现象，检查润滑脂是否正常。 3. 打开消防水泵入口阀。 4. 打开水泵排气阀排尽空气。 5. 启动电机，观察水泵出口压力是否正常，打开水泵出口阀。 6. 正常备用时，水泵进出口阀处于打开状态。 2.4.11 柴油机操作规程 1. 起动前的检查 a. 检查冷却水是否加满 闭式循环：向水箱或热交换器加注冷却水时，应先拆卸水温表接头（水温表传感器），以排除冷却系统中的空气，防止气阻。 开式循环：检查水桶或水池，应加足水，并将水阀门打开。 b. 机油的检查 · 拔出柴油机油底壳的机油标尺，机油应加至油尺的静满位置。 · 高压油泵内应加入适量的机油。 · 调速器内必须加入机油，机油加注到调速器机油平面螺钉出油为止。 · 油浴式空气滤清器内按规定加入机油至标记线。 · 凡装有机油预供油泵的柴油机，停机时间在一星期以上的，应先按下预供油泵的按纽，使机油充满润滑系统，待机油压力表升压后再起动。 · 手压输油泵排除燃油系统中空气，同时打开喷油泵上的放气螺钉，待气泡消失后再拧紧之。 2. 对新机或停放5天以上未用的柴油机启动前应先转动曲轴3到5转，检查柴油机转动时是否有碰撞现象。 a. 启动及运行 · 将油门手柄放在约600到700转/分的位置。 · 打开电钥匙，按下起动按纽3到5秒钟使柴油机起动，起动后立即释放按纽。 · 柴油机起动后应密切注意机油压力表的油压指示，待油压升高后方可将转速逐渐增加及负载运行。柴油机投入负载运行过程中，应随时注意柴油机仪表的变化，观察排气烟色并注意柴油机运转声音，出现异常情况及时停机检查，防止故障扩大。 · 应作好柴油机的运行及保养记录。包括：每班工作日期和起止时间、常规记录所有仪表读数、功率使用情况、柴油、机油、冷却水是否渗漏和超耗、排气烟色和声音是否正常以及发生故障前后的情况和处理意见。 b. 停机 · A、无特殊情况一般不应紧急停机。正常停机应先将负载卸去，然后再将转速逐渐降至800到1000转/分，空载运行5到10分钟后再停机。 · 环境温度低于0℃时，停机后应及时打开全部放水开关将机内冷却水放干净（加防冻液除外）。 2.5 安全操作注意事项 1. LNG操作工应使用橡胶安全工作鞋、防静电工作服、皮手套、安全帽等劳动保护品。 2. 卸车时，确认静电接地线连接完好，严禁车辆移动，以免拉断软管造成大量LNG泄露。 3. 下列情况禁止卸车： a. 雷雨天等异常天气； b. 附近发生火灾； c. 检查发现有燃气泄漏时； d. LNG储罐及管道压力异常； e. 有发生其他灾害的可能时。 4. 严禁储罐超装 5. 关闭低温阀门时要确保设备管道无液封存在。