最全、最规整的应急气源LNG气化混煤气操作规程

1、.：.；第 PAGE 3 页xx燃气集团xx制气厂应急气源站操作规程试用版二零一三年十二月十二日前言香周制气厂建于1957年，现消费才干32万m3/d，供中心城区城市燃气用户用气。制气设备有机械发生炉W-G型5台，单台消费才干约0.5万m3/d.台，正常供气条件下为2开3备，发生炉煤气热值4.75MJ/m3。香周制气厂2002年10月份引进大连石油化工公司干气，供气规模为：5t/h;即6500Nm3/ h(1300Nm3/t)，石油干气热值约为28.13MJ/m3，日供干气才干可达15.6万m3/d。发生炉煤气和石油干气的混合气体用撬装CNG天然气掺混增热，掺混后的混合燃气热值到达14.7 1

2、4.9MJ/m3,然后经计量加压外供燃气用户。由于冬季掺混气量不能满足城市用气需求，CNG的供气规模遭到气源和冬季冰雪气候条件制约，呵斥的道路不通等等要素影响，使得节假日顶峰期，燃气供需矛盾逐渐凸显。为实现大连城市燃气由煤制气时代平安、稳妥的过渡到清洁能源天然气时代，大连市燃气集团决议拟在香周制气厂场内建立应急气源站工程，设置LNG释放气化站；发生炉煤气；石油干气和天然气CNG或LNG混气撬；混合燃气紧缩机房等消费和消费辅助设备，充分利用现有的制气设备的产气才干，使香周制气厂供气才干到达50万m3/d的规模，掺混后的燃气各项目的与现状供气目的一致，符合现行的国家规范要求，掺混气热值到达14.7

3、14.9MJ/m3。大连燃气集团香周制气厂应急气源站操作规程第 PAGE 95 页目 录 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc374635124 1工艺参数阐明 PAGEREF _Toc374635124 h 2 HYPERLINK l _Toc374635125 1.1设计压力 PAGEREF _Toc374635125 h 2 HYPERLINK l _Toc374635126 2工艺引见 PAGEREF _Toc374635126 h 2 HYPERLINK l _Toc374635127 2.1 LNG区域工艺引见 PAGEREF _Toc374635127

4、 h 2 HYPERLINK l _Toc374635128 2.2 混气工艺流程引见 PAGEREF _Toc374635128 h 6 HYPERLINK l _Toc374635129 2.3混气撬工艺参数 PAGEREF _Toc374635129 h 7 HYPERLINK l _Toc374635130 2.4工艺监控和运转平安联锁引见 PAGEREF _Toc374635130 h 8 HYPERLINK l _Toc374635131 2.5压力丈量点一览表 PAGEREF _Toc374635131 h 9 HYPERLINK l _Toc374635132 2.6液位丈量点

5、一览表 PAGEREF _Toc374635132 h 11 HYPERLINK l _Toc374635133 2.7温度丈量点一览表 PAGEREF _Toc374635133 h 11 HYPERLINK l _Toc374635134 2.8控制阀设置一览表 PAGEREF _Toc374635134 h 12 HYPERLINK l _Toc374635 2.9流量计设置一览表 PAGEREF _Toc374635 h 13 HYPERLINK l _Toc374635 2.10可燃气体走漏报警检测器设置一览表 PAGEREF _Toc374635 h 13 HYPERLINK l

6、_Toc374635 2.11平安阀设置一览表 PAGEREF _Toc374635 h 14 HYPERLINK l _Toc374635 3远传报警控制系统阐明 PAGEREF _Toc374635 h 15 HYPERLINK l _Toc374635 3.1压力报警系统 PAGEREF _Toc374635 h 15 HYPERLINK l _Toc374635140 3.2温度报警系统 PAGEREF _Toc374635140 h 16 HYPERLINK l _Toc374635141 3.3储罐液位控制系统 PAGEREF _Toc374635141 h 17 HYPERLIN

7、K l _Toc374635142 3.4紧急迫断阀控制 PAGEREF _Toc374635142 h 17 HYPERLINK l _Toc374635143 4 LNG区域操作 PAGEREF _Toc374635143 h 17 HYPERLINK l _Toc374635144 41 LNG液体装卸及倒罐操作 PAGEREF _Toc374635144 h 17 HYPERLINK l _Toc374635145 4.2 LNG气化操作 PAGEREF _Toc374635145 h 21 HYPERLINK l _Toc374635146 4.3正常停车程序： PAGEREF _T

8、oc374635146 h 22 HYPERLINK l _Toc374635147 5 单体设备操作规程 PAGEREF _Toc374635147 h 22 HYPERLINK l _Toc374635148 5.1储罐增压操作程序 PAGEREF _Toc374635148 h 22 HYPERLINK l _Toc374635149 5.2储罐出液操作程序 PAGEREF _Toc374635149 h 22 HYPERLINK l _Toc374635150 5.3气化器平安操作程序 PAGEREF _Toc374635150 h 22 HYPERLINK l _Toc3746351

9、51 5.4调压计量撬操作规程 PAGEREF _Toc374635151 h 23 HYPERLINK l _Toc374635152 5.5冷却水循环系统操作规程 PAGEREF _Toc374635152 h 24 HYPERLINK l _Toc374635153 5.6随动流量混气撬操作规程 PAGEREF _Toc374635153 h 24 HYPERLINK l _Toc374635154 5.7.热值仪操作规程 PAGEREF _Toc374635154 h 26 HYPERLINK l _Toc374635155 5.8中央控制系统操作规程 PAGEREF _Toc3746

10、35155 h 58 HYPERLINK l _Toc374635156 5.9氮气瓶组操作规程 PAGEREF _Toc374635156 h 59 HYPERLINK l _Toc374635157 5.10电气系统操作规程 PAGEREF _Toc374635157 h 59 HYPERLINK l _Toc374635158 5.11紧缩机室操作规程 PAGEREF _Toc374635158 h 67 HYPERLINK l _Toc374635159 5.12消防系统操作规程 PAGEREF _Toc374635159 h 78 HYPERLINK l _Toc374635160

11、6事故处置及应急处置预案 PAGEREF _Toc374635160 h 81 HYPERLINK l _Toc374635161 6.1事故处置 PAGEREF _Toc374635161 h 81 HYPERLINK l _Toc374635162 6.2 LNG气化站应急预案 PAGEREF _Toc374635162 h 82 HYPERLINK l _Toc374635163 6.3事故应急预案 PAGEREF _Toc374635163 h 83 HYPERLINK l _Toc374635164 7平安操作规程 PAGEREF _Toc374635164 h 84 HYPERLI

12、NK l _Toc374635165 7.1平安管理制度 PAGEREF _Toc374635165 h 84 HYPERLINK l _Toc374635166 7.2设备管理平安规程 PAGEREF _Toc374635166 h 85 HYPERLINK l _Toc374635167 8、消费岗位八项管理制度 PAGEREF _Toc374635167 h 86 HYPERLINK l _Toc374635168 8.1岗位责任制 PAGEREF _Toc374635168 h 86 HYPERLINK l _Toc374635169 8.2交接班制 PAGEREF _Toc37463

13、5169 h 87 HYPERLINK l _Toc374635170 8.3巡回检查制 PAGEREF _Toc374635170 h 87 HYPERLINK l _Toc374635171 8.4设备维护保养制 PAGEREF _Toc374635171 h 88 HYPERLINK l _Toc374635172 8.5平安消费责任制 PAGEREF _Toc374635172 h 88 HYPERLINK l _Toc374635173 8.6质量担任制 PAGEREF _Toc374635173 h 89 HYPERLINK l _Toc374635174 8.7岗位练兵制 PAG

14、EREF _Toc374635174 h 90 HYPERLINK l _Toc374635175 9附表和附图 PAGEREF _Toc374635175 h 91 HYPERLINK l _Toc374635176 9.1操作票 PAGEREF _Toc374635176 h 91 HYPERLINK l _Toc374635177 9.2液化天然气的平安知识 PAGEREF _Toc374635177 h 92 HYPERLINK l _Toc374635178 9.3液化天然气对人体的影响： PAGEREF _Toc374635178 h 931工艺参数阐明1.1设计压力LNG槽车卸车

15、压力：0.60MPaLNG卧式真空储罐：设计压力0.66MPa 正常任务压力0.4-0.55MPaBOG系统：设计压力1.6MPa，最高任务压力0.65MPaEAG系统：设计压力1.6MPa，最高任务压力0.68MPa；空温气化器系统：设计压力1.6MPa，最高任务压力0.6MPa；LNG站输出：设计压力0.4MPa，最高任务压力0.150.2MPa；2.2设计温度LNG低温部分：-196LNG空温式气化器后：-20-+502.3设计流量顶峰小时供气量：2000Nm3/h2工艺引见2.1 LNG区域工艺引见2.1.1工艺流程引见1、卸车过程LNG槽车或LNG集装箱车将LNG经过公路运输至本站后

16、，在卸气台经过槽车自带的增压器或站内的卸车增压器对槽车储罐增压，利用压差将LNG卸至站内低温储罐内储存储罐设计压力为0.66MPa，卸车时储罐任务压力为0.40.5MPa；储罐储存期间压力坚持在0.40.5Mpa，储存温度为-150左右。2、气化过程储罐内的LNG利用储罐自增压气化器升压，将罐内压力升至所需的任务压力0.40.5MPa，利用储罐本身压力，将液态LNG送至空温式气化器进展气化，气化后的天然气经过调压、计量、后与发生炉煤气进展掺混，天然气调压撬出口供气压力约为0.15MPa。工艺流程方框图如下：LNG槽车卸车台LNG储罐空温式气化器NG+BOG复热器调压计量安装混气储罐自增压器BO

17、G加热器2.12 LNG区域主要工艺设备引见1LNG储罐本站LNG储罐设计总容量按储存34天平均日用气量计算确定，本站平均日用气量为4.8万Nm3/d(2000Nm3/h)，折合液态LNG约67m3/，4天的储存量为268m3，设置55m3卧式贮罐台，有效储存容量198m3，实践储存天数为3.2天。 55 m3地上卧式储罐主要技术特性 容器类别类设计压力0.66MPa最高任务压力0.55MPa内胆任务温度-162.3有效容积55.563充装系数0.90日蒸发率0.327%2卸车增压气化器由于LNG低温槽车上不配设罐车加压安装，因此在站内设置卸车增压气化器设备，设置300Nm3/h空温式气化器2

18、台，LNG进气化器温度为-162，NG出气化器温度为-145，将LNG槽车罐内压力增至0.65Mpa，站内设置2个卸车车位。设计压力：1.6MPa任务压力：0.65MPa运转进口温度：-162运转出口温度：-1453储罐增压气化器储罐增压气化器的作用是保证储罐在任务形状下坚持储罐内压力坚持在0.50.6MPa，保证气化压力稳定，按本站气化量为2000m3/h，储罐需补气量为120m3/h，思索本站延续任务的特性，设置两台200m3/h空温式储罐升压气化器，LNG进气化器温度为-162，NG出气化器温度为-145。设计压力：1.6MPa任务压力：0.6MPa运转进口温度：-162运转出口温度：-

19、1454空温式气化器本站顶峰小时计算流量为2000Nm3/h，设置2台2000Nm3/h空温式气化器，1台任务，1台备用，空温式气化器延续任务时间为6-8，每6左右进展切换。设计压力：1.6MPa任务压力：0.6MPa运转进口温度：-162运转出口温度：环境温度105BOG空温复热器BOG是储罐正常储存过程中产生的蒸发气体以及槽车卸车时产生的增压气体， 由于BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，因此设置800Nm3/h的BOG空温式复热器1台。设计压力：1.6MPa任务压力：0.6MPa 运转进口温度：-162运转出口温度：常温6EAG空温复热器由于LNG在低温形状下的比重低于空气，

20、假设直接放散那么会不易散去，因此设置气化量为800Nm3/h的EAG空温式加热器1台，将放散的LNG气化加热后经由放散管高空放散。设计压力：1.6MPa任务压力：0.6MPa 运转进口温度：-162运转出口温度：常温 7NG+BOG组合水浴式复热器 由于空温气化器出口的天然气温度比环境温度低5-10，当冬季的时候，由于环境温度较低，气化器出口的天然气温度低于0，BOG温度也会低于0，为不影响调压撬及中压管道正常任务，必需对天然气进展加热，使其温度在+5。因此设置NG+BOG组合加热器来给天然气加热，热媒为蒸汽。NG+BOG组合加热器主要参数设计压力/任务压力：1.6MPa/0.65MPa气体流

21、量： NG2000Nm3/h BOG800Nm3/h介质进/出口温度： NG：-10/5 BOG：-10/5加热热媒：蒸汽压力:0.2MPa 温度1602.2 混气工艺流程引见2.2.1混气撬区域工艺流程简图： 净化后发生炉煤气：3-5KPa石油干气：0.40.6MPa计量减压安装：0.1218KPa湿法脱硫工段燃气出厂计量间：812KPa发生炉煤气加压：12-15KPaCNG撬装站：0.2MPa车家村储配站5.4万气柜：0.028KPa车家村储配站2.2万气柜:0.032KPa0.15MPa撬装混气安装带流量计；利用在线式热值仪监测1012KPaLNG释放站：0.15MPa煤气紧缩机室：2台

22、100m3/min台；0.15MPa;大连市政燃气中压管网2.2.2混气撬工艺流程引见本混气撬为随动流量式，经湿法脱硫处置后的发生炉煤气和石油干气混合气作为自动气源，LNG气化站系统或CNG释放站系统输出的天然气作为随动气源，在自动气源进入混气撬之前，先经过在线前馈热值仪检测热值后，再进入混气撬自动气源管路入口；前馈热值仪将热值参数传输至由计算机控制系统，控制系统根据预先设定的目的热值进展计算，将调理阀开度信号传输至设置于混气撬随动气源管路上的气动皮膜式调理阀，调理阀根据指令调理开度，控制随动气源掺混进入混气撬静态混合器的流量，然后取样自混气撬出口混合气管路上的在线后馈热值仪对混合后的热值进展

23、检测，并输出信号至计算机控制系统，由控制系统对混气撬随动气源管路上的气动皮膜式调理阀的开度进展实时修正，到达稳定混气撬输出热值的目的；同时，分别设置于混气撬自动气源管路与随动气源管路上的流量计担任将混气撬自动气源与随动气源管路经过的气体流量参数传输到计算机控制系统，经过对两种气体流量参数的数据对比，可以保证混合气热值稳定在一定的范围之内。2.3混气撬工艺参数发生炉煤气+石油干气混合气入口压力: 0.0120.015MPa发生炉煤气+石油干气混合气入口温度: 20-35发生炉煤气热值： 4.76MJ/Nm3；发生炉煤气密度： 1.1794kg/Nm3；发生炉煤气流量范围: 12600Nm3/h石

24、油干气热值： 28.13 MJ/Nm3；石油干气气重度： 0.7482Kg/Nm3。石油干气气供气量： 6300Nm3/h。CNG撬来气天然气入口压力: 0.2MPaCNG撬来气天然气入口温度: 1525CNG天然气热值： 36.45MJ/Nm3；CNG天然气密度： 0.7479kg/Nm3；CNG天然气流量范围: 4001800Nm3/h；LNG天然气入口压力: 0.2MPaLNG天然气入口温度: 515LNG天然气热值： 37.97MJ/Nm3；LNG天然气密度： 0.7738kg/Nm3；LNG天然气流量范围: 2000Nm3/h；混合气混合比例: 天然气：发生炉煤气：石油干气=1：6

25、: 3最大混气撬混气才干： 21000Nm3/h；混合气热值： 14.9MJ/Nm32.4工艺监控和运转平安联锁引见1工艺监控 气化站的测控系统包括站内工艺安装的运转参数采集和自动控制、远程控制、连锁控制和越限报警。测控点的设置包括以下内容。气化站仪表控制参数名 称参数称号参数范围现场显示集中控制室显示记录或累计报警或连锁1.卸车进液总管(介质温度-164-130)压力00.65MPa+2.LNG空温式气化器出气管压力00.6MPa+温度-2040+3.液化天然气贮罐60m3液位03m+压力00.7MPa+4.BOG复热器压力压力0.6MPa+5.出站流量流量2000Nm3/h+6.混气撬NG

26、入口压力压力00.4MPa+7.混气撬煤气入口压力压力00.04MPa+8.混气撬NG路流量计流量2000Nm3/h+9.混气撬煤气路流量计流量20000Nm3/h+10.混气撬出口压力压力00.04MPa+11.2平安联锁措施LNG储罐高、低液位紧急迫断；空温气化器后温度超限报警、连锁关断气化器进液管；调压器出口压力超压时，自动切换；调压器后设平安放散阀，超压后平安放散；天然气出站管均设气动紧急迫断阀，并可在控制室迅速切断； 在安装区域内设有天然气走漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室迅速切断进、出口电动阀； 出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警； 紧急情况

27、如失火等时，可远程切断出站电动阀；2.5压力丈量点一览表序号仪表位号丈量对象丈量范围值备 注1PG0011#卸车液相入口01.6MPa现场显示2PG0021#卸车气相入口01.6MPa现场显示3PG0031#卸车液相止回阀后01.6MPa现场显示4PG0042#卸车液相入口01.6MPa现场显示5PG0052#卸车气相入口01.6MPa现场显示6PG0062#卸车液相止回阀后01.6MPa现场显示7PG007主气化器出口01.6MPa现场显示8PG008复热器出口01.6MPa现场显示9PG009减压撬入口总管01.6MPa现场显示10PG010减压撬B回路调压前01.6MPa现场显示11PG

28、011减压撬A回路调压后01.6MPa现场显示12PG012减压撬B回路调压后01.6MPa现场显示13PG013减压撬出口总管01.6MPa现场显示14PG014减压撬BOG入口总管01.6MPa现场显示15PG015减压撬BOG调压前01.6MPa现场显示16PG016减压撬BOG调压后01.6MPa现场显示17PG017减压撬BOG出口总管01.6MPa现场显示18PG018减压撬外出口总管01.6MPa现场显示19PG019供热管道01.6MPa现场显示20PG020氮气间氮气总管01.6MPa现场显示21PG021混气撬NG入口前01.6MPa现场显示22PG022CNG撬出口总管0

29、1.6MPa现场显示23PG023混气撬煤气入口前01.6MPa现场显示24PG024混气撬NG流量计前01.6MPa现场显示25PG025混气撬NG流量计后01.6MPa现场显示26PG26混气撬出口总管01.6MPa现场显示27PG0272#煤气紧缩机入口01.6MPa现场显示28PG0281#煤气紧缩机入口01.6MPa现场显示29PG02930PG030紧缩机循环水供水总管01.6MPa现场显示31PG031消防水供水总管01.6MPa现场显示32PT1011#储罐压力01.6MPa现场显示/远传控制室33PT1022#储罐压力01.6MPa现场显示/远传控制室34PT1033#储罐压

30、力01.6MPa现场显示/远传控制室35PT1044#储罐压力01.6MPa现场显示/远传控制室36PT105减压撬内入口总管01.6MPa现场显示/远传控制室37PT106减压撬内出口总管01.6MPa现场显示/远传控制室38PT107减压撬内BOG入口总管01.6MPa现场显示/远传控制室39PT108减压撬内BOG出口总管01.6MPa现场显示/远传控制室40PT201LNG站来气压力01.6MPa现场显示/远传控制室41PT202CNG站来气压力01.6MPa现场显示/远传控制室42PT203混气撬煤气入口01.6MPa现场显示/远传控制室43PT204混气撬出口总管压力01.6MPa

31、现场显示/远传控制室44PT205紧缩机入口总管01.6MPa现场显示/远传控制室45PT206紧缩机出口总管01.6MPa现场显示/远传控制室46PS207紧缩机入口压力开关01.6MPa远传控制室47PT208紧缩机循环水供水总管01.6MPa现场显示/远传控制室48PT209消防水总管01.6MPa现场显示/远传控制室2.6液位丈量点一览表序号仪表位号丈量对象设定值备注1LT-1011#储罐0.15H，0.90H发出声光报警信号远传至控制室2LT-1022#储罐0.15H，0.90H发出声光报警信号远传至控制室3LT-1033#储罐0.15H，0.90H发出声光报警信号远传至控制室4LT

32、-1044#储罐0.15H，0.90H发出声光报警信号远传至控制室2.7温度丈量点一览表序号仪表位号控制对象丈量范围值备注1TG001空温主气化器出口总管 现场显示2TG002减压撬前NG入口总管 现场显示3TG003减压撬前BOG入口总管 现场显示4TG004热水循环复热器回水 现场显示5TG021LNG站来气温度 现场显示6TG022CNG撬来气温度 现场显示7TG023混气撬煤气入口 现场显示8TG0241#紧缩机出口 现场显示9TG0252#紧缩机出口 现场显示10TG026紧缩机循环水供水总管 现场显示11TG027紧缩机循环水回水总管 现场显示12TE1011#储罐区环境温度 高限

33、值:1.84m,高高限:2.07m,连锁切断相应储罐进口阀门低限值:0.66m,低低限:0.43m,连锁切断相应储罐出口阀门.13TE1022#储罐区环境温度14TE1033#储罐区环境温度15TE1044#储罐区环境温度16TE105空温主气化器出口总管 低限值:0,低低限:-10,连锁切断空温气化器进口阀门.17TE10618TE107减压撬前NG入口总管 低限值:5,低低限:0,连锁切断空温气化器进口阀门.19TE10820TE109热水循环复热器回水 低限值:60C21TE201LNG站来气温度 22TE202CNG撬来气温度 23TE203混气撬煤气入口温度 24TE2041#紧缩机

34、出口 25TE2052#紧缩机出口 26TE206紧缩机循环水供水总管 27TE207紧缩机循环水供水总管 2.8控制阀设置一览表序号仪表位号控制对象设定值备注1SV1011#储罐进液阀2SV1021#储罐出液阀3SV1032#储罐进液阀4SV1042#储罐出液阀5SV1053#储罐进液阀6SV1063#储罐出液阀7SV1074#储罐进液阀8SV1084#储罐出液阀9SV1091#空温气化器入口10SV1102#空温气化器入口11SV201混气撬天然气入口12SV202混气撬煤气入口13PVC101减压撬出口调理阀根据PT202压力PID调理14FCV201混气撬天然气调理阀根据FIT201、

35、FIT202及热值仪调理2.9流量计设置一览表序号仪表位号检测对象检测范围值备注1FIT101减压撬A路流量2000m3现场显示/远传控制室2FIT102减压撬B路流量2000m3现场显示/远传控制室3FIT103减压撬BOG路流量800m3现场显示/远传控制室4FIT201混气撬天然气流量2000m3现场显示/远传控制室5FIT202混气撬煤气流量2000m3远传控制室2.10可燃气体走漏报警检测器设置一览表序号仪表位号检测对象设定值备注1GT1011#储罐区20%LEL控制室声光报警2GT1022#储罐区20%LEL控制室声光报警3GT1033#储罐区20%LEL控制室声光报警4GT104

36、4#储罐区20%LEL控制室声光报警5GT105储罐自增压气化器区20%LEL控制室声光报警6GT106卸车增压区域20%LEL控制室声光报警7GT107主空温气化器区域20%LEL控制室声光报警8GT108热水循环复热器区域20%LEL控制室声光报警9GT109减压撬内20%LEL控制室声光报警10GT110储罐区集水坑区域20%LEL控制室声光报警11GT201混气撬20%LEL可燃气体走漏12GT202混气撬20%LEL可燃气体走漏13GT203混气撬20%LEL有毒气体走漏14GT204混气撬20%LEL有毒气体走漏15GT205混气撬20%LEL有毒气体走漏16GT20620%LEL

37、可燃气体走漏17GT207紧缩机室20%LEL可燃气体走漏18GT208紧缩机室20%LEL可燃气体走漏19GT209紧缩机室20%LEL可燃气体走漏20GT210紧缩机室20%LEL可燃气体走漏21GT211紧缩机室20%LEL可燃气体走漏22GT212紧缩机室20%LEL有毒气体走漏23GT213紧缩机室20%LEL有毒气体走漏24GT214热值仪室20%LEL可燃气体走漏25GT215热值仪室20%LEL有毒气体走漏26GT216热值仪室20%LEL有毒气体走漏2.11平安阀设置一览表序号位 号控制对象设定值备注1AV001卸车进液管0.84MPa2AV002低温气相管0.84MPa3A

38、V0031#储罐0.84MPa4AV0041#储罐0.84MPa5AV0052#储罐0.84MPa6AV0062#储罐0.84MPa7AV0073#储罐0.84MPa8AV0083#储罐0.84MPa9AV0094#储罐0.84MPa10A0094#储罐0.84MPa11AV010气化器出口0.84MPa12AV011减压撬内出口总管0.84MPa3远传报警控制系统阐明3.1压力报警系统11#4#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。2PT105减压撬入口总管压力变送至控制室，设定压力0.8MPa，0.3MPa时，发出声光报警信号，以防止减压撬入

39、口压力超限。3PT106减压撬出口总管压力变送至控制室，设定压力0.18MPa，0.1MPa时，发出声光报警信号，以防止减压撬出口压力超限。4PT107减压撬BOG入口总管压力变送至控制室，设定压力0.8MPa，0.3MPa时，发出声光报警信号，以防止减压撬BOG入口压力超限。5PT108减压撬BOG出口总管压力变送至控制室，设定压力0.18MPa，0.1MPa时，发出声光报警信号，以防止减压撬BOG出口压力超限。6PT201混气撬LNG站来气压力变送至控制室，设定压力0.18MPa，0.1MPa时，发出声光报警信号，以防止进入混气撬的天然气压力超限。7PT202位于CNG减压撬的输出压力变送

40、至控制室，设定压力0.2MPa，0.12MPa时，发出声光报警信号，以防止CNG减压撬输出压力超限。8PT203位于混气撬煤气入口压力变送至控制室，设定压力10KPa时，发出声光报警信号，以防止进入混气撬的煤气压力过低。9PT204混气撬出口总管压力变送至控制室，设定压力20KPa，10KPa时，发出声光报警信号，以防混气撬输出压力超限。10PT205紧缩机入口总管压力变送至控制室，设定压力20KPa，10KPa时，发出声光报警信号，以防紧缩机入口压力超限。11PT206紧缩机出口总管压力变送至控制室，设定压力30KPa，20KPa时，发出声光报警信号，以防紧缩机出口压力超限。12PS207紧

41、缩机入口压力开关信号传输至控制室，发出声光报警信号，防止紧缩机入口压力过高。13PT208紧缩机循环水供水压力变送至控制室，设定压力0.25MPa，0.1MPa时，发出声光报警信号，防止紧缩机循环水供水压力超限。14PT209消防水供水总管压力变送至控制室，设定压力0.75MPa，0.3MPa时，发出声光报警信号，防止消防水供水总管压力超限。3.2温度报警系统1TE101104将1#4#储罐区域环境温度变送至控制室，设定温度-30时，发出声光报警信号，检测储罐区低温走漏。2TE105106将主空温气化器后温度变送至控制室，设定温度-10时，发出声光报警信号，防止主空温气化器出口温度过低。3TE

42、107108将减压撬入口总管温度温度变送至控制室，设定温度5时，发出声光报警信号，防止进入减压撬的NG温度过低。4TE109将热水循环复热器回水温度变送至控制室，设定温度60时，发出声光报警信号，防止复热器热水温度过低。5TE201将混气撬入口的天然气来气温度变送至控制室，设定温度5时，发出声光报警信号，防止进入混气撬的天然气温度过低。6TE202将CNG减压撬输出的天然气温度变送至控制室，设定温度5时，发出声光报警信号，防止进入混气撬的天然气温度过低。7TE203将混气撬入口的煤气来气温度变送至控制室，设定温度5时，发出声光报警信号，防止进入混气撬的煤气温度过低。8TE204将1#紧缩机出口

43、的煤气来气温度变送至控制室，设定温度45时，发出声光报警信号，防止进入紧缩机的运转温度过高。9TE205将2#紧缩机出口的煤气来气温度变送至控制室，设定温度45时，发出声光报警信号，防止进入紧缩机的运转温度过高。10TE206将紧缩机循环水供水总管的温度变送至控制室，设定温度30时，发出声光报警信号，监测循环水系统的运转形状，防止紧缩机的运转温度过高。11TE207将紧缩机循环水回水总管的温度变送至控制室，设定温度40时，发出声光报警信号，监测紧缩机的换热形状，防止紧缩机的运转温度过高。3.3储罐液位控制系统1LT101104将1#4#储罐液位变送至控制室，设定液位0.90H或0.15H时，发

44、出声光报警信号，防止储罐液位过低或超高，保证储罐充装液位和正常供气；3.4紧急迫断阀控制紧急迫断阀为气开型，由设置在氮气间的氮气瓶组及调压安装为其提供动力气源，调压安装的出口压力范围为0.3MPa0.6MPa，紧急迫断阀的封锁延迟时间不超越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 LNG区域操作41 LNG液体装卸及倒罐操作4.1.1 LNG卸车的预备任务1槽车进站前应在排气管上安装好防火罩，进站后应按指定位置停车，用手闸制动，并熄灭引擎,并在车轮处放置固定块。2作业前必需先接好平安地线，检查好软管及槽车接头处有无水分，假设有积水必需清理干净。3用防爆工具将

45、液相软管衔接到槽车上，管道和管接头及垫片衔接必需牢靠，并应排尽空气。4卸车作业时，操作人员和槽车押运员均不得分开现场。在正常装卸时，制止起动车辆。5检查槽车罐体、各阀门及液位计、压力表、温度计能否正常，消防器材能否完好待用。6用储罐内的LNG对卸车台液相管道进展预冷。7确认除平安阀、平安阀第一道阀及进液阀必需的阀门以外的阀门全部封锁。在卸车操作时，储罐升压调理阀前阀应封锁。8卸下软管上的封堵，检查软管内有无积水、灰尘及杂物，假设有必需清理干净。9确认LNG储罐的进液紧急迫断阀呈开启形状，确认一切的平安阀与根部阀翻开。确认储罐下进液阀、上进液阀、气相根部阀翻开。10翻开槽车紧急迫断阀，检查有无走

46、漏。11翻开卸车增压器给槽车增压，增至高于储罐压力0.2MPa以上普通升压到0.6MPa。4.1.2 LNG液体卸车操作1做好卸车前的一切预备任务并检查无误后预备进入卸车流程，同时应察看LNG槽车上的压力情况。2确认卸车气相放散线和储罐底部进液阀门封锁，开启卸车液相线和储罐顶部进液线的阀门。3缓慢翻开LNG槽车气相阀门，将LNG-101线初步预冷，假设储罐压力超越0.50.55MPa，翻开BOG加热器E302后端调压器旁通阀泄压。4封锁LNG槽车气相阀门，缓慢翻开槽车液相阀门，将卸车线冷透，并对LNG储罐预冷，当LNG储罐有液位时，翻开储罐底部进液线阀门，加速LNG进液，操作中留意LNG储罐和

47、LNG槽车压力、压力、液位的变化。5当充装到储罐充装量的75时，停顿充装5分钟，待罐内液面安静后，翻开进液操作阀可继续充装。6卸车时经常察看进液罐和槽车的液位及压力，将二者压差控制在0.20.4MPa之间。发现漏气、假液位、压力过高、附件损坏以及有杂音，应立刻停顿装卸，查明缘由，维修好，再进展装卸。7槽车液位显示趋于零且槽车压力与储罐压力接近时视为卸液终了，8LNG卸完后，封锁LNG槽车液相阀，翻开气相阀，将液相管线中的LNG吹入储罐，然后封锁罐顶部进液及底部进液线阀门及槽车气相阀。9封锁卸车液相阀门，翻开卸车气相放散线阀门，将软管中天然气放散掉。10取下软管接头和静电接地线，表示LNG槽车驾

48、驶员卸车终了。11以上为1#储罐卸车操作，2#4#储罐与此类同。12LNG槽车如未带自增压器，可利用本站设置的卸车增压气化器。槽车液相经卸车液相线等管线进入卸车增压器气化器，由气相线对槽车进展增压。操作留意：0.2Mpa御车压差0.4Mpa关注液位计及压力，防止超液位，储罐液位85%防止超压,储槽罐压力0.5Mpa4.1.3 槽车余气降压回收：1翻开槽车气相阀，封锁槽车液相阀，翻开卸车BOG放散管路阀门将槽车内的气体送至BOG气化器，给槽车降压，终了后封锁槽车气相阀门。2翻开卸车放散旁路阀,使卸车管内的残留液体渐渐气化，真至卸车液相的管道结霜全部化掉。3上述过程完成后封锁卸车放散旁路阀。4.1

49、.4卸车完成后的收尾任务：1检查以下阀门处于封锁形状槽车液相、气相阀，放空阀及卸车区域除仪表阀、平安阀之外的一切阀门。2卸下软管，将其封堵做好防雨措施。3卸下接地线4收回警示牌。5槽车启动前，必需确认无走漏。6核定卸车后的液位，与押运员在卸车操作记录上签字。7检查现场，并在通风510分钟后，方可启动行车。8凡出现雷雨、附近发生火灾，气体走漏、压力异常及其它不平安要素时，应立刻停顿装卸作业。 4.1.5 LNG储罐出液装车操作(紧急情况下出液装车)1LNG槽车停靠后与装卸台液相接头及气相接头衔接，同时衔接好静电接线。2确认槽车自增压系统封锁，翻开槽车气相阀和卸车气相放散管线阀门，经BOG泄压至0

50、.30.35MPa(旁通阀操作，留意控制管网压力)。3开启储罐自增压系统，将储罐压力添加至0.50.55MPa。4翻开卸车止回阀管路的旁通阀门。5导通储罐液相管线，翻开LNG槽车液相阀进液，操作中留意槽车和储罐的压力和液位的变化。6 LNG装完后，封锁储罐底部进液线阀门，翻开储罐顶部进液线阀门，将储罐上进液管线中的液态LNG吹入槽车，然后封锁LNG槽车液相阀和储罐上部进液线阀门。7封锁卸车液相线阀，翻开卸车气相放散线阀门，将软管中余气放散掉。8取下软管接头和静电接地线，表示LNG槽车驾驶员装车终了。4.1.6 LNG倒罐操作1开启出液罐自增压系统，将储罐增压至0.50.55MPa，开启出液罐B

51、OG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至0.350.38MPa，也可以开启手动放空管线阀门泄压(限量)。2确认卸车液相线阀门封锁，翻开出液罐和进液罐底部进液阀，LNG开场倒罐，操作中留意两罐压力、液位变化。3倒罐完成后，封锁出液罐和进液罐底部进液阀，翻开卸车液相线旁通阀及卸车气相放散线阀门，将储罐自增压和BOG管线导通泄压(经BOG泄压)。4泄压完成后封锁相应的阀门。5正常情况，储罐内应坚持不低于15%的LNG(察看液位显示、罐坚持冷态)。4.1.7储罐自增压气化器操作1储罐自增压气化器属于空温式气化器，分两组，一开一备。2确认储罐自增压气化器区域除仪表阀门外一切阀门处于封锁形状。3缓慢翻开位于储罐

52、进液管线上的自增压出液阀门。4缓慢翻开其中一台增压气化器的入口阀门，使LNG液体进入增压气化器进展气化。5翻开此次运用的增压气化器出气口阀门。6翻开储罐自增压减压阀组的入口阀门及出口阀门，并察看压力表指示值。7LNG储罐压力低于0.3MPa时，增压阀开启，LNG经储罐自增压气化器将LNG气化并前往至LNG储罐，给储罐增压，储罐压力高于0.50.55MPa时增压减压阀封锁。2留意察看储罐压力的变化(必要时手动操作泄压)。4.1.8 BOG系统的操作1LNG储罐压力超越0.50.55MPa时，手动开启BOG调压器阀组，经BOG气化器气化后进入气相管线，假设冬季气温较低时需开启蒸汽加热水浴式复热器进

53、展加热。2也可翻开BOG调压器阀组的旁通阀，将BOG气体排出至BOG气化器入口进展气化后送入下游管网。3遇紧急情况时，超压可以翻开罐区的手动放空管线阀门，就地将BOG气体经过EAG气化器管线进展放空卸压限量。4装卸液、倒罐管线中余液可进入BOG系统，经BOG加热器、复热器、调压计量后出站，以防止管路中液态膨胀。4.2 LNG气化操作4.2.1 LNG气化器操作1主气化器属于空温式气化器，分两组，一开一备。2依次翻开出液储罐的出液紧急迫断阀及本次要运用的空温气化器入口紧急迫断阀，使储罐内LNG经出液管线到达空温式气化器。3首先将系统中进液、出液阀门封锁，然后缓慢翻开进液阀，当管外出现结霜时，缓慢

54、开启出气阀，直至气化量到达要求后，稳定阀门开度。4假设出气管发现结霜，呵斥出气温度过低，阐明进液量太大，必需立刻关小进液阀，以防过液，并应及时去除管外结霜添加通风设备或采取其他相应措施。5气态天然气出站温度低于-10(可调整)时，需翻开设置于空温气化器后出口管路下游的热水循环式复热器对气化后的天然气进展加热。6两组气化器每68小时进展切换运转，视出口温度和气化器结冰情况调理切换时间7封锁LNG气化系统时应先封锁LNG罐出液阀，确认出液管线无液体时依次封锁空温式加热气化器进出口阀。4.3正常停车程序：1封锁储罐根部阀下进液阀、 上进液阀 、 出液阀。2停车时间较短，其它阀门可维持现状，维持系统压

55、力需防超压。3如停车时间较长，先封锁出液阀，再将管内压力卸至0.1MPa后封锁其它阀门，需维持系统正压。6假设停用后储罐压力升高，及时用BOG管线卸压至管线或手动开启放散阀经过EAG气化器放散降压。7根据情况封锁其他气、液管线阀门。8停车后仪表阀及平安阀根部阀，储罐气相根部阀需坚持开启形状。5 单体设备操作规程5.1储罐增压操作程序1增压系统为储罐压力调理系统，当储罐压力低于设定值时，我们翻开增压调理阀给储罐增压。2翻开储罐增压器液相阀LNG直接进入增压气化器，气化后经过BOG进入储罐。此时，应亲密察看压力，当储罐压力到达所需值时，封锁增压液相阀。3留意：LNG储罐运转时，必需保证其液位15%

56、，保证储罐冷态运转；5.2储罐出液操作程序5.2.1预备任务：1检查储罐的压力表、液位计、温度计、可燃气体检测器和平安阀能否处于正常任务形状。2检查管路阀门、压力表、平安阀能否处于正常任务形状。3预备所用防爆工具以及穿戴好劳保用品。5.3气化器平安操作程序1操作时首先将系统中进液、出液阀门封锁，然后缓慢翻开进液阀，当管外出现结霜时，缓慢开启出气阀，直至气化量到达要求后，稳定阀门开度。2假设出气管发现结霜，呵斥出气温度过低，阐明进液量太大，必需立刻关小进液阀，以防过液，并应及时去除管外结霜添加通风设备或采取其他相应措施。3气化器内部要禁油，操作时应戴好无油保温手套，当确定气化器被油污染了，应对换

57、热管进展清洗。可用6080热水清洗，必需时用加热至80100的氮气吹扫，确认无油吹干为止。4严重时，应采用四氯化碳清洗，清洗时应加强警惕，操作时气味猛烈，应戴上防毒面具。药剂洗后用无油、无杂质的清水清洗，直至水中无药剂成分为止，最后再用加温至80100的氮气吹除水分，确认吹干为止。5每半年对气化器及全站管线进展走漏量检查，并做好记录5.4调压计量撬操作规程5.4.1启动预备1调压器启动前，应确认调压站的进、出口阀门均处于封锁形状。2翻开一切仪表阀门、平安阀的根部阀。3封锁各排污阀门、手动放散阀门。3流量计按阐明书要求做好启动前预备任务。4顺时针方向调整自力式切断阀调理螺栓至紧位置。4逆时针方向

58、调整调压器的调理弹簧螺栓至没有力矩感。5.4.2调试1首先缓慢翻开调压器入口阀门。2用公用工具顺时针方向调整调压器压力调理螺栓。3察看调压器后压力表参数能否到达设定值0.18Mpa。4逆时针方向调理自力式切断阀调理螺栓直至切断阀动作后，锁紧调理螺栓上的螺母。5用公用工具逆时针方向调整调压器压力调理螺栓至没有力矩感。6用公用工具顺时针方向调整调压器压力调理螺栓。7察看调压器后压力表参数能否到达设定值0.15Mpa。8缓慢翻开调压器出口阀门并控制流量在一定范围之内。9在气体流动的情况下再调整一下压力直至稳定在设定值。5.5冷却水循环系统操作规程1封锁不锈钢水箱的排污阀。2翻开不锈钢水箱的水位计阀门

59、。3翻开不锈钢水箱的两个进水阀门。4待不锈钢水箱的两个进水阀自动停顿进水后翻开水泵入口阀门。5翻开水泵出口阀门。6翻开水泵泵体上的排气阀门直至有继续不断的水流流出后封锁。7封锁不锈钢水箱水泵检修口衔接纳上的阀门。8翻开紧缩机的循环水进出口阀门。9翻开冷却水塔进水阀门。10先点动检查水泵无误后启动水泵。11到冷却水塔顶部检查旋转洒水系统运转能否正常。12检查由冷却水塔流出的水能否顺利流入不锈钢水箱。13启动冷却水塔风机，并经过察看电流指示判别风机运转能否正常。留意：在循环水运转一段时间后需对不锈钢水箱进展清洗，并经常操作水泵入口的自动清洗过滤器，以保证循环水系统的清洁5.6随动流量混气撬操作规程

60、5.6.1运转前预备1检查自动气源(煤气)入口、随动气天然气入口压力，保证其压力满足混气需求。当两个压力无法到达混气要求时，那么混气系统不具备开车条件。2确认计算机上的混气机联锁开关处于“切除位置。3确认混气撬自动气源入口阀门、随动气源入口阀门、混合气出口阀门、旁通阀门及排污阀处于“关的位置，其他阀门皆处于“开的位置。4检查混气撬仪表气源压力能否正常。5检查计算机控制系统，各参数显示正常。6检查在线前馈热值仪的热值参数能否稳定与准确。7在计算机上将混气撬设定为手动运转。8在计算机上输入一定得阀门开度数值，检查阀门开度能否准确，此步骤需反复3次。9将热值仪间前馈取样管与后馈取样管的旁通翻开，使后