液化天然气LNG加气站操作手册

第 1 页液化天然气（ LNG）加气站操作手册2014 年 5 月第 2 页目 录1 主要设备设计参数 .22 工艺流程简述 .33 控制及安全报警系统 .33.1 压力测量点一览表 .33.2 温度测量点一览表 .53.3 气动截止阀设置一览表 .53.4 可燃气体泄漏报警检测器设置一览表 .63.5 ESD 紧急切断开关设置一览表 73.6 安全阀设置一览表 .83.7 远传报警控制系统 .94 岗位操作 104.1 LNG 卸车操作规程 .104.2 LNG 气化操作规程 .124.3 LNG 加液操作规程 .135 安全管理制度 146. 故障处理 .177. 安全须知 .18第 3 页1 主要设备设计参数1.1 LNG 储罐有效容积 50m3LNG 储罐一台，内罐工作温度-146 ，内罐设计温度-196。设计压力 1.3MPa（-0.1MPa 外筒） ，最高工作压力 1.2MPa（-0.1MPa 外筒） ，工作压力 0.5MPa1.0MPa，储罐安全阀开启压力1.25MPa。1.2 LNG 低温泵撬LNG 低温泵工作温度-146，设计温度 -196，设计压力 1.6MPa，设计泵进出口压差 0.60.7MPa，管道材质为奥式体不锈钢，钢号0Cr18Ni9。1.3 L-CNG 低温柱塞泵L-CNG 低温柱塞泵最大出口压力 25.0MPa，最大进口压力 0.6MPa，最小进口压力 0.02MPa，流量 1500L/h，功率 22KW。1.4 空温式气化器空温式气化器流量 1000Nm3/h，设计压力 32.0MPa ,最高工作压力25.0MPa。进口温度-145-162，出口温度小于环境温度 10以内。1.5 储气瓶组CNG 储气瓶组共分为 52 个独立小瓶组成撬设计，有效容积 4m3 水容积，其中低压容积 2m3，中压容积 1m3，高压容积 1m3。最大工作压力25MPa，设计压力 27.5MPa。1.6 仪表风系统仪表风系统主要设备有空压机、干燥器、过滤器，螺杆式空压机排气第 4 页量 0.24m3/min，排气压力 1.0MPa。1.7 LNG 加液机LNG 加液机流量范围 0150L/min ，额定工作压力 1.6MPa。1.8 CNG 加气机2 工艺流程简述液化天然气（简称 LNG）由 LNG 低温槽车（0.4MPa、-145）运来，在卸车台处利用低温泵将槽车中的 LNG 卸至 LNG 储罐中，加气时通过低温泵，将 LNG 储罐中的 LNG（饱和压力 0.450.80MPa）通过加液机加入汽车的车载气瓶里。L-CNG 加气装置的工艺流程则是储罐中的饱和液体 LNG 通过低温高压柱塞泵增压至 20.0MPa 后进入空温式气化器气化成 CNG，储存在 CNG储气瓶组内，通过 CNG 加气机给 CNG 汽车加气。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 备注第 5 页P01 低温潜液泵前压力泵静止时0.51.0MPa现场显示1PT01 低温潜液泵前压力 远传至控制室P02低温潜液泵后压力泵静止时0.51.0MPa现场显示2PT02 低温潜液泵后压力 远传至控制室P03 LNG 储罐 0.51.0MPa 现场显示3PT03 LNG 储罐 远传至控制室4 PT04 LNG 储罐 远传至控制室P51 低温高压柱塞泵后 上限小于 22.0MPa 现场显示5PT51 低温高压柱塞泵后 远传至控制室P203-1 1#空温式气化器前 上限小于 22.0MPa 现场显示6P203-2 2#空温式气化器前 上限小于 22.0MPa 现场显示P204-1 1#空温式气化器后 上限小于 22.0MPa 现场显示7PT204-1 1#空温式气化器后 远传至控制室P204-2 2#空温式气化器后 上限小于 22.0MPa 现场显示8PT204-2 2#空温式气化器后 远传至控制室P52 低压储气瓶组 上限小于 22.0MPa 现场显示P53 中压储气瓶组 上限小于 22.0MPa 现场显示9P54 高压储气瓶组 上限小于 22.0MPa 现场显示第 6 页3.2 温度测量点一览表序号 仪表位号 控制对象 设定值 备注1 T01 低温潜液泵 远传至控制室2 T02 低温潜液泵 远传至控制室T101-1 1#低温高压柱塞泵 远传至控制室3T101-2 2#低温高压柱塞泵 远传至控制室T202-1 1#空温式气化器后 远传至控制室4T202-2 2#空温式气化器后 远传至控制室TI202-1 1#空温式气化器后低于环境温度10以内现场显示5TI202-2 2#空温式气化器后低于环境温度10以内现场显示3.3 气动截止阀设置一览表序号 仪表位号 控制对象 设定值 备注1 GV01 储罐底部出液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作2 GV02 低温泵进液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作第 7 页3 GV03 低温泵出液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作4 GV04 储罐顶部进液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作5 GV05 增温加热器进液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作6 GV06 储罐增压 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作7 GV07 低温泵回气 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作8 GV08 储罐增压 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作GV31 1#低温高压柱塞泵进液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作9GV32 2#低温高压柱塞泵进液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作GV33 1#低温高压柱塞泵回气放空 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作10GV34 2#低温高压柱塞泵回气放空 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作GV35 1#空温式气化器进液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作11GV36 2#空温式气化器进液 空气 0.4MPa 远程控制，可手动操作3.4 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 备注第 8 页1 GE1 LNG 加液区 25%VOL 控制室声光报警2 GE2 CNG 加气区 25%VOL 控制室声光报警3 GE3 LNG 低温泵撬 25%VOL 控制室声光报警4 GE4 LNG、L-CNG 管沟内25%VOL 控制室声光报警5 GE5 L-CNG 管沟内 25%VOL 控制室声光报警6 GE6 槽车卸液区 25%VOL 控制室声光报警7 GE7 CNG 储气瓶组 25%VOL 控制室声光报警3.5 ESD 紧急切断开关设置一览表序号 位 号 控制对象 设定值 备注1 ESD1 LNG 加液机2 ESD2 LNG 低温泵撬3 ESD3 围堰设备区4 ESD4 围堰设备区5 ESD5 槽车卸液区6 ESD6 CNG 储气瓶组第 9 页3.6 安全阀设置一览表序号 仪表位号 控制对象 设定值 备注PSV-1A LNG 储罐 1.20MPa1PSV-1B LNG 储罐 1.20MPa3 AC00 LNG 储罐气相管线 1.76MPa4 AC01 DN40 气相增压管线 1.76MPa5 AC02 LNG 储罐出液管线 1.76MPa6 AC03 增温加热器进液 1.76MPa7 AC04 LNG 储罐出液管线 1.76MPa8 AC05 LNG 低温泵回气 1.76MPa9 AC06 LNG 低温泵放空 1.76MPa10 AC07 DN50 卸液管线 1.76MPaAC702 1#低温高压柱塞泵回气管线 1.76MPa11AC703 2#低温高压柱塞泵回气管线 1.76MPa12 AC704 低温高压柱塞泵总回气管线 1.76MPaAC705 1#低温高压柱塞泵出液管线 27.65MPa13AC706 2#低温高压柱塞泵出液管线 27.65MPa第 10 页14 AC707 空温式气化器进液管 27.65MPaAC708 1#空温式气化器出口 27.65MPa15AC709 2#空温式气化器出口 27.65MPaAC710 低压储气瓶组 25.0MPaAC711 中压储气瓶组 25.0MPa16AC712 高压储气瓶组 25.0MPa3.7 远传报警控制系统3.7.1 设备报警系统3.7.1.1 LNG 储罐压力变送至控制室，设定压力 1.15MPa 时，发出声光报警信号，以防止储罐压力超高；3.7.1.2 LNG 储罐液位变送至控制室，设定液位1250mm 或150mm 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；3.7.1.3 L-CNG 低温高压柱塞泵回气温度变送至控制室，设定温度-80时，发出声光报警信号，以防止柱塞泵回气温度过高，保证柱塞泵可正常起机打压。3.7.1.4 仪表风控制系统压力变送至控制室，设定压力 1.50MPa 或0.35MPa 时，发出声光报警信号，以防止仪表风压力超高或过低，保证启动截止阀可正常开启、关闭。3.7.2 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空压机组为其提供动力气第 11 页源，仪表风压力范围为 0.3MPa1.0MPa，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、L-CNG 加气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。对加气站操作人员的要求：“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、L-CNG 加气站操作主要分为三类：LNG 液体卸车操作；LNG气化操作；LNG、CNG 加气操作。4.1 LNG 卸车操作规程 4.1.1 职责卸车台至罐区的各项操作由站内值班人员完成，槽车的操作由司机与押运人员完成。 4.1.2 准备工作4.1.2.1 首先检查 LNG 撬体放空阀是否全部关闭。第 12 页4.1.2.2 关闭低温撬泵到 LNG 加液机的出液截止阀（V005 ） ，回气截止阀（V007） 。4.1.2.3 LNG 槽车就位，将三角垫木放置在槽车轮前后固定槽车，将接地线接到槽车上。 4.1.2.4 对接口法兰处进行吹扫后分别连接软管和槽车法兰：进液软管（DN50） 、回气软管（ DN40） 。4.1.2.5 操作人员佩戴绝热手套。4.1.3 卸车操作： 4.1.3.1 完成以上准备工作后打开储罐顶部进液截止阀（V-2A、V-2B ） 、回气截止阀（V-19A 、V-19D 、V-19B） 。4.1.3.2 开启槽车出液截止阀、回气阀。4.1.3.3 开启撬体进液截止阀（V001） 、回气截止阀（V003 ） 。4.1.3.4 开启气动截止阀（GV08） 、手动截止阀（V004 ） ，让储罐的压力通过气象管（DN40）进入槽车进行压力平衡。在控制柜上选择“手动模式”，同时开启气动截止阀（GV02 、GV03 ）对潜液泵进行预冷。4.1.3.5 当槽车压力升到 0.60.65Mpa 之间时，且泵进出口温度达到-110度并保持有 23 分钟后启动潜液泵卸液。初始频率宜设置为 75HZ。4.1.3.6 正常起泵后，泵前后压差应保持在 0.30.4Mpa 之间，若起泵后泵后压力不稳定则手动打开截止阀（V106）对泵内气体进行放空，放空过程中应密切观察泵前、后压力变化，当泵后压力稳定后即可关闭截止阀（V106） ，并将频率调节至 85HZ。在此过程中应注意观察并保持槽车压力在 0.650.70Mpa 之间。第 13 页4.1.3.7 当槽车压力下降至 0.6Mpa 以下，槽车中的液仍未卸完时，关闭气动截止阀（GV08） 、手动截止阀（ V004、V-19A、V-19D、V-19B ） ，打开气动截止阀（GV06） 、手动截止阀（ V-13A、V-13B） ，储罐的液通过汽化器（E001 ）继续给槽车增压并保持槽车压力在 0.650.70Mpa 之间直至卸液完成。4.1.3.8 当槽车液位下降到 170MM 以下时，关闭气动截止阀（GV06 ） ，并将频率调节降至 75HZ。 4.1.3.9 卸液将完成时，泵后压力会出现波动，微调截止阀（V106）以达到泵后压力稳定，当泵前、后压力无压差且稳定时，可判断卸液完成。注意：若接头泄露或有不正常情况立即停止卸车，排除泄漏现象后才可继续卸车。 4.1.4 收尾工作： 4.1.4.1 手动停止潜液泵运转，关闭气动截止阀（ GV02、GV03）并将控制柜上“手动模式 ”改为 “自动模式”，关闭撬体进液截止阀（ V001） 、回气截止阀（V003） 。对液相管（DN50）及气相管（DN40）排空。4.1.4.2 检查低温泵撬阀门是否处于正常开、关位置，打开手动截止阀（V005、V007） 。4.1.4.3 最后卸下接地线，卸车工作完成。 4.1.4.4 观察 LNG 罐压力是否正常，记录 LNG 储罐液位，撤掉三角垫木，与押车人员做好相关记录。第 14 页4.2 LNG 气化操作规程 4.2.1 确认储罐出液手动截止阀（ V-1B、V-1D） 、回气手动截止阀（V-19D、V-19A、V605、V606） 、气动截止阀（GV31 、GV32）处于开启状态，确认气化器进、出口所有阀门处于开启状态后启动 L-CNG 柱塞泵。4.2.2 观察柱塞泵运行状态，若出现空转，应手动打开截止阀（V702、V703）对柱塞泵回气管路进行排空，直至柱塞泵可正常打压，同时观察柱塞泵出口压力是否在正常范围内。4.2.3 观察气化器底部结霜情况及进、出口管上的压力和温度变化，当气化器开始结霜，说明 LNG 开始气化。4.2.4 当打压完成时，柱塞泵自动停机并排空管路中气体。 4.2.5 监测有关指标。 4.2.5.1 柱塞泵出口压力（打压上限 22.0Mpa）4.2.5.2 气化器进口压力（上限 22.0Mpa） 4.2.5.3 气化器出口压力（上限 22.0Mpa） 4.2.5.4 气化器出口温度（不低于环境温度 10 度）4.3 LNG 加液操作规程 4.3.1 准备工作 4.3.1.1 检查确认低温泵撬上手动截止阀（V005、V007 ） 、储罐出液管口手动截止阀（V-1A 、V-1B 、V-1D ）处于开启状态。4.3.1.2 仪表风压力应不低于 0.6Mpa。4.3.1.3 佩戴好脸罩、安全帽及绝热手套。第 15 页4.3.2 加液操作 4.3.2.1 引导加液车辆就位，提示司机打开车辆加液盖，放置三角垫木固定车辆，将接地线与加液车辆连接。4.3.2.2 按加液机预冷键进行预冷。4.3.2.3 预冷结束，吹扫加液机回气软管接口及车辆钢瓶气相口，吹扫加液机充装软管接口及车辆钢瓶充装接头，吹扫完毕后可靠连接。4.3.2.4 若加气车辆钢瓶压力高于 1.0Mpa 时，手动打开钢瓶气相口截止阀回气，当钢瓶压力降至 0.8Mpa 时，按加气机上加气键进行加气。4.3.2.5 加气过程中密切注意钢瓶压力，充装接近结束时，将回气阀门缓慢关闭。4.3.2.6 加液结束后，先拔下加液枪，再卸下回气枪。注意：阀门或接头被冻住时，用空气吹扫，不得用锤或其他物件敲击。4.3.2.7 用空气吹扫加气枪、回气枪及枪座后分别将加气枪、回气枪放回加气机相应位置，取掉三角垫木，拆下接地线，告知司机加气完成，提示司机关好加液盖，并做好相关记录。 5 安全管理制度5.1 LNG、L-CNG 加气站区安全管理制度 5.1.1 操作人员和非本站人员进入站区必须严格执行进站须知。 5.1.2 确保 LNG、LCNG 设备安全运行 5.1.2.1 储罐不得超量、超压存储，当储罐压力上升至 1.0MPa 时，要打开储罐上手动放空阀门进行放散降压。 第 16 页5.1.2.2 储罐外筒为外压真空容器，严禁在负压条件下在外筒上施焊。 5.1.2.3 L-CNG 撬装、管道的安全附件（安全阀、压力表、液位计）经校验合格，并确保完好可正常使用。 5.1.2.4 管道或储罐进行放空操作必须经放空管引至高空放散，不得就地放散。 5.1.2.5 严禁敲打或用火烤管道结冻部位，也不得用水喷射这些部位。 5.1.2.6 液相管道两阀门间不得存有液体，当存有液体（液化天然气）时要在关闭两阀门同时对该管段进行放散，防止管道超压运行。 5.1.2.7 站区消防设施（泡沫灭火器、干粉灭火系统等）要保证完好可用。5.1.2.8 站区内需动火施工时，必须填写动火申请，得到主管领导同意后方可实施。同时应作好相应防护措施。 5.2 巡 检 规 定 5.2.1 运行值班人员每小时进行一次巡检和记录，加气高峰期确保值班人员对设备区进行连续监测。 5.2.2 巡检范围及顺序： L-CNG 柱塞泵LNG 储罐LNG 低温泵撬 空温式汽化器L-CNG 储气瓶组及程控盘配电房及控制室 5.2.3 巡检内容： 5.2.3.1 L-CNG 柱塞泵第 17 页油位是否在要求液位位置；柱塞泵出口压力是否正常（打压上限不超过 24.0Mpa） ；进液、回气阀门是否处于指定开、关状态。LNG 低温泵撬 5.2.3.2 LNG 储罐储罐液位是否正常（正常储存液位上限 95%，液位下限 15%） ；储罐压力（0.5Mpa-1.0Mpa ） ；储罐外表面是否有大量露水凝结、是否有局部结霜现象；罐体内部是否有异常声响；5.2.3.3 LNG 低温泵撬低温泵日常运行中是否有异常噪声；各阀门处于指定开、关位置；仪表风压力是否正常（0.6Mpa-1.0 Mpa ） ；储罐压力是否正常（0.5Mpa-1.0Mpa） ； 低温泵池外壳、真空管道是否有凝霜、凝水现象。 5.2.3.4 空温式汽化器 进口压力是否正常（打压上限不超过 22.0Mpa） ；出口压力是否正常（打压上限不超过 22.0Mpa） ；出口温度是否正常（低于环境温度 10） ；管道是否漏气；汽化器外观是否结霜不均匀。5.2.3.5 L-CNG 储气瓶组及程控盘瓶组压力是否正常（上限不高于 25.0Mpa） ；各阀门处于指定开、关位置；管道是否有漏气现象。5.2.3.6 配电房、控制室及空压机房变配电系统工作是否正常，空压机排气压力是否正常，油位是否正常。5.2.3.7 巡检区域卫生是否洁净。 5.2.3.8 消防器材是否齐全、正常。第 18 页5.3 LNG、L-CNG 站设备及安全附件定期检验要求5.3.1 压力表半年校验一次；（资质单位）5.3.2 安全阀每年校验一次；（锅检所）5.3.3 避雷防静电设施每班年检测一次；（资质单位）5.3.4 消防设施每季度检查、演练一次；（公司组织）5.3.5 油漆、标志每年刷新一次；6. 故障处理6.1 储罐压力过高序号 可能出现的故障 处 理 方 法1 储罐压力表失灵 更换压力表2 储罐充装时槽车增压太高 槽车及时泄压3 储罐增压器入口阀关闭不严 将阀门关闭严实4 储罐保冷性能下降 与储罐制造厂家联系6.2 罐体出现冒汗结霜现象序号 可能出现的故障 处 理 方 法1 储罐真空度受到破坏 与储罐制造厂家联系2 储罐绝热性能的故障 与储罐制造厂家联系6.3 安全阀起跳序号 可能出现的故障 处 理 方 法1 LNG 储罐安全阀起跳及时手动放空、加速泄压，分析储罐超压原因，并及时处理第 19 页2 管路安全阀起跳及时打开管线上下游阀门、平衡压力注意：问题处理完毕，建议重新调校安全阀，关闭安全阀根部阀，拆下安全阀，送安全阀效验部门校验，校验合格后将安全阀装上，打开安全阀根部阀。6.4 低温部位法兰发生泄漏处理将泄漏的法兰进行紧固，若紧不住则关闭该泄漏法兰的上下游阀门，泄压且温度升至常温后更换垫片，重新紧固后试压，直到不泄漏为止。6.5 低温阀门泄漏处理低温阀门内漏是阀门密封面损坏，由于低温阀门是软密封结构，可以先用扳手加力紧，若仍泄漏则需更换四氟密封垫片。若仍是泄漏则可能是阀座损坏，需更换阀门。低温阀门外漏分阀体法兰泄漏和阀杆填料泄漏两种，一般采用紧固的方法处理或者更换填料。6.6 气动阀门打不开序号 可能出现的故障 处 理 方 法检查空气压力是否低于0.4MPa1 气动阀门打不开压力不足需调整压力7. 安全须知7.1 液化天然气的安全知识主要物理参数第 20 页序号 物理参数 数 值1 分子量 16.852 气化温度 -162.3（常压 1.053bar）3 临界温度 -66.524 冰点 -66.525 液相密度 460 Kg/m3（15.5 ）6 气相密度 0.754 Kg/Nm37 蒸汽密度与空气密度的比值 0.68 液态/气态膨胀系数 610 m3/ m3（15.5）9 燃点 650 10 热值 38.53 MJ/Nm3（9200Kcal/Nm 3）11 气化潜热 0.51MJ/Kg(120Kcal/Kg）12 运动粘度 12.072 10-6 m2/s13 燃烧势 45.18 CP14 华白数 54.23 MJ / m315 爆炸极限上限 14.6%下限 4.6 %注意：液化天然气表现状态:无色无味的液态；其危害性极易燃烧、爆炸或造成窒息。第 21 页液化天然气对人体的影响： 序号 人体部位 表 现 特 征 紧 急 救 护1 皮肤 液体的飞溅沫会造成皮肤冷灼伤处理受伤者动作要轻慢，在患处用 4050的温水中浸渍，达到解冻的目的并及时就医治疗2 眼睛 液体的飞溅沫进入眼睛会造成严重的永久性伤害 用水进行冲洗，及时就医治疗3 吸入 引起头痛、晕眩和昏睡，浓度高时使人失去知觉把受伤者移至空气新鲜的场所，必要时进行人工呼吸，及时送入医院治疗注意：装卸低温液体时应注意不要使其飞溅或溢出，凡是有可能接触到液体、冷管道、冷设备和冷气体的身体的部位均应加以保护。裤脚应包在靴子的外面或盖到鞋子的上面，以避免溅落的液体冻伤皮肤。第 22 页7.2 安全操作注意事项7.2.1 处理 LNG 时必须戴上防护镜和聚乙烯或皮质手套，若蒸汽浓度较高，必须带上呼吸装置。7.2.2 发生大的泄漏，立即关断上游阀门，现场泡沫覆盖，并及时拨打 119，应避免与 LNG 接触，并设法控制LNG 的蒸发。7.2.3 失火时使用高浓度泡沫灭火剂灭火，LNG 大量泄漏时严禁用水直接灭火。7.2.4 操作人员必须穿戴好防护用品。7.2.5 装置区内的阀门管线，特别是低温管线严禁踩踏。7.2.6 低温阀门操作应缓慢进行。7.2.7 两低温阀门中间段管线未设置安全放空阀时，两阀门严禁同时关闭。7.2.8 进入操作区后应注意防滑。7.2.9 低温管线距离 LNG 储罐最近的阀门一般为常开阀门，第二阀