本科毕业设计-液化天然气气化站简介

昆明新机场液化天然气（LNG）气化站运行操作手册PAGE第78页昆明新机场液化天然气（LNG）气化站运行操作手册昆明煤气（集团）控股有限公司编制二零一一年五月目录目录 0第一章天然气与液化天然气（LNG）知识 31.1天然气知识 31.1.1天然气组成 41.1.2天然气燃烧特性 51.1.3天然气的储运 61.2LNG基本性质 81.2.1LNG组分 91.2.2LNG物性数据 91.2.3LNG特点 10第二章LNG气化站工艺介绍 122.1气化站工艺流程 122.1.1卸车工艺 132.1.2贮存增压工艺 132.1.3气化加热工艺 142.1.4BOG处理工艺 142.1.5安全泄放工艺 152.1.6计量加臭工艺 152.2气化站布置 162.3LNG气化站主要设备 162.3.1LNG储罐 162.3.2空浴式气化器 172.3.3加臭装置 172.4工艺操作流程 172.4.1卸车工艺操作流程 172.4.2贮罐首次出液气化工艺操作程序 182.4.3卧式低温贮罐运行操作规程 182.4.4加臭机操作规程 202.4.5氮气瓶组操作规程 202.4.6消防水泵操作规程 202.4.7柴油机操作规程 212.5安全操作注意事项 222.6设备巡检 222.7故障处理 22第三章消防 243.1消防设施 243.2消防安全管理 243.2.1消防安全管理制度 243.2.2灭火救援 253.2.3消防器材管理制度 253.3操作要求 263.4操作注意事项 26第四章自控 274.1控制系统 274.2主要设备 274.2.1记录仪 274.2.2闪光报警系统 274.3自控说明 284.3.1紧急停车 284.3.2供氮 284.3.3流量计量 284.3.4加臭控制 284.4.5消防 28第五章电气 29第六章安全管理 306.1安全管理制度 306.1.1安全防火“十大禁令” 306.1.2防火、防爆安全规定 306.1.3生产区安全管理规定 306.1.4气化站安全管理规定 316.1.5气化站巡回检查制度 316.1.6交接班管理制度 326.1.7安全保卫制度 326.2气化站设备管理安全规程 32第七章LNG气化站应急预案 347.1危险分析 347.1.1来自天然气的危险 347.1.2来自LNG的危险 347.2风险控制 357.2.1对可能产生超压的设备管线设置安全泄压系统 357.2.2设置紧急事故切断系统 357.2.3设置可燃气体报警设施 357.2.4临时高压消防水系统 357.2.5高倍数泡沫系统 357.2.6配备移动式小型干粉灭火器 357.3.事故应急预案 357.3.1天然气泄露 357.3.2天然气着火 367.3.3LNG储罐根部阀之前大量泄露 367.3.4LNG储罐泄露着火 367.4应急救护 367.4.1触电救护 367.4.2严重冻伤急救 37第八章专业相关知识 388.1电气知识 388.1.1变配电装置 388.1.2防雷电，防静电与保护接地 398.1.3电气防火和防爆 408.1.4安全操作方法 418.2压力容器及其运行 418.3安全附件 448.3.1安全阀 448.3.2爆破片 458.3.3常用阀门 458.4灭火的基本常识 488.4.1灭火的基本方法 488.4.2初起火灾的扑救 498.4.3义务消防队的建设和管理 508.4.4灭火材料 548.4.5本站所采用灭火器 568.4.6常用消防器材——灭火器 58第一章天然气与液化天然气（LNG）知识1.1天然气知识天然气是储藏于地下岩石层内以烃类气体为主的混合气体，国土资源部按照天然气的成因分类，包括油田成气、煤层气、生物气、水合物气等；也可按气层气、煤层气、溶解气、甲烷水合物（可燃冰）等分类。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。2007年世界天然气探明储量前10位的国家单位：万亿立方米序号国家探明储量所占比例储采比1俄罗斯44.6525.273.52伊朗27.815.7＞1003卡塔尔25.614.4＞1004沙特阿拉伯7.174.094.45阿联酋6.093.4＞1006美国5.983.3710.97尼日尼亚5.33.0＞1008委内瑞拉5.152.9＞1009阿尔及利亚4.522.554.410伊拉克3.171.8＞100世界合计177.3610060.3中国天然气资源探明程度统计表盆地名称天然气资源量/万亿立方米探明地质储量/亿立方米探明程度/%松辽1.801928.9910.72渤海湾2.162759.2412.77四川7.1912468.1517.34鄂尔多斯10.7016051.3715.00柴达木2.632900.3511.03塔里木11.347307.286.44东海5.101033.171.03琼东南1.891037.915.49莺歌海2.281606.647.05其他盆地10.802483.382.30全国55.8949576.488.901.1.1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差别很大，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，还含有较多的乙烷、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。热值定义：1立方（标准状态）可燃气体完全燃烧所放出的热量。单位：KJ/m3，或MJ/kg。华白数是衡量热负荷大小的特性指数。具有相同华白指数的不同的燃气成份，在相同的燃烧压力下，能释放出相同的热负荷。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：燃气燃烧速度指数，是反映燃烧稳定状态的参数，即反映燃烧火焰产生离焰、黄焰、回火和不完全燃烧的倾向性参数。两种燃气若能互换，其燃烧势应在一定范围之内波动。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℃类别华白系数W,MJ/m3（Kcal/m3）燃烧势CP标准范围标准范围人工燃气5R22.7(5430)21.1(5050)～24.3(5810)9455～966R27.1(6470)25.2(6017)～29.0(6923)10863～1107R32.7(7800)30.4(7254)～34.9(8346)12172～128天然气4T18.0(4300)16.7(3999)～19.3(4601)2525～576T26.4(6300)24.5(5859)～28.2(6741)2925～6510T43.8(10451)41.2(9832)～47.3(11291)3331～3412T53.5(12768)48.1(11495)～57.8(13796)4036～8813T56.5(13500)54.3(12960)～58.8(14040)4140～94液化石油气19Y81.2(19387)76.9(18379)～92.7(22152)4842～4922Y92.7(22152)76.9(18379)～92.7(22152)4242～4920Y84.2(20113)76.9(18379)～92.7(22152)4642～49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烧用，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（LiquefiedNaturalGas，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。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，NaturalGasHydrate，简称GasHydrate）和吸附天然气（ANG，AdsorptionNaturalGas）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（MethaneHydrate）。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3.5MPa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问题的最根本方法。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。1.2LNG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（LiquefiedNaturalGas，简称LNG）多存储在温度为－162℃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H2S，CO2，H2O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。1.2.1LNG组分四川达州、中原绿能和新疆广汇LNG工厂生产LNG的组分如下：组分分子式体积含量mol%甲烷CH498.46395.85786.23乙烷C2H60.01232.93612.77丙烷C3H80.7330.3428异丁烷C4H100.201正丁烷C4H100.105异戊烷C5H120.037正戊烷C5H120.031已烷C6H140.009庚烷C7H160.003辛烷C8H180.003氮N21.5240.0850.65501.2.2LNG物性数据四川达州LNG的物性如下：低热值：35.34MJ/Nm38441Kcal/Nm3高热值：39.21MJ/Nm39365Kcal/Nm3气体密度：0.7256kg/m3(常压、15℃)相对密度：0.56（空气为1）液相密度：427.63kg/Nm3(常压、-162℃)运动粘度：14.43×10－6m燃烧势：39.32CP华白数：52.25MJ/m3爆炸极根上限15.08％下限5.1％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气相密度：0.75kg/Nm3（燃点：650℃热值：8700kcal/Nm3气化潜热：0.51MJ/Kg（121Kcal/Kg）运动粘度：12.072×10－6m燃烧势：45.18CP华白数：54.23MJ/m3爆炸极根上限15.77％下限4.91％1.2.3LNG特点天然气液化后，体积缩小600多倍，可以在公路、铁路、船舶上实现经济运输。储存效率高、占地少、投资省。建设模式机动灵活，可由小到大，由点到面，逐步投入和发展。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。LNG的气化过程，释放出大量的冷量，有很高的综合利用价值。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0.7756kg/Nm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。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。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/kg0.73柴油4600元/吨10302kcal/kg4.47瓶装液化气70元/15kg11650kcal/kg4.01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/m38900kcal/m33.15第二章LNG气化站工艺介绍2.1气化站工艺流程新疆广汇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自增压汽化器自增压汽化器序号名称作用备注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5BOG加热器使BOG在进入BOG储罐之前的加热6EAG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。2.1.2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、调压、计量、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℃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气化工艺因本场站处于四季如春之城——昆明，故采用空温式气化器气化，全年均使用空气自然能源进行增热气化，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℃2.1.4BOG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(BoilOffGas，蒸发气)，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℃设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过置高处的放散塔高点排放，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贮罐的安全性能，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（分子式：C4H8S，英文缩写：THT，无色液体）。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LNG\BOG\EAG气化器、高压空温式气化器、调压装置、加臭计量装置等生产设备，也包括卸车台及槽车回转场地。辅助生产区：包括综合楼、生产辅助用房（消防泵房、变配电房）、站房、消防水池及门卫室。根据设计规范要求，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。2.3LNG气化站主要设备2.3.1LNG储罐本设计确定贮罐采用100m3×2地上式金属双罐，其结构形式为真空粉末绝热、卧式圆筒形双层壁结构，采用双固定架支撑方式。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Q345R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：－196℃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：Q345R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℃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℃~－196－20~50－20~50运行出口温度≮环境温度－10≮－162常温常温运行压力0.4Mpa0.4Mpa0.4Mpa0.4Mpa满负荷连续运行时间≮6小时≮4小时≮4小时2.3.3加臭装置本设计采用自动加臭装置，加臭介质为四氢噻吩。2.4工艺操作流程2.4.1卸车工艺操作流程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。监护罐车按指示牌位倒车，倒车完毕，用四块三角垫木垫住槽车两后轮，把指示牌（”正在卸车，请勿靠经”）放置车前，防止卸车时启动车辆。卸车前关闭进出液总管连通阀，关闭卸车回流阀。打开目的罐上下进液阀，确定进液总管压力。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。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。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0.7Mpa。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0.2Mpa以上，但进液管压力不得超过0.60Mpa卸车过程中，当罐车LNG液位在400mm以上时，罐车压力应保持在0.7Mpa左右。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。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。关闭进液目的罐进液前阀，打开进、出液连通阀，卸车回流阀。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邻罐的增压回路连通，以达到降低罐内压力的目的，以便提高卸车速度。2.4.2贮罐首次出液气化工艺操作程序打开贮罐上进液阀，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）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。2.4.3卧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：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充装至贮罐的50%以上容积时，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，以使罐内液面镇静，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。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。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，以使罐内液面镇静，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。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。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。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.维护本贮罐产品，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。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。外配仪表，应保持清洁完好，并按规定进行定期校验。所有阀门的开启或关闭，都应文明操作，不得用铁锤敲打。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，请及时与新地公司联系。（按新地公司的供货范围，将对所提供的贮罐的真空度及蒸发率负责或按订货合同议订内容）。7.安全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。非经过培训的操作人员，不得上岗操作。现场严禁吸烟。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。检修工作中，需要动火时，应检查并确认动火处的管道内已将残余的LNG排光，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。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。2.4.4加臭机操作规程打开控制柜加臭控制装置上的电源，检查仪表是否正常。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。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。加臭机中臭液快用完后，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。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，再找相关部件更换膜片。更换仪器中打印纸时，应关闭电源。2.4.5氮气瓶组操作规程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。定期检查棚内各阀门是否漏气，避免由此造成的氮气损失。定期检查压力表使用情况，不合格的应及时更换。2.4.6消防水泵操作规程检查电机控制系统是否正常，水泵各部位连接是否正常。手动盘车两圈，无卡滞现象，检查润滑脂是否正常。打开消防水泵入口阀。打开水泵排气阀排尽空气。启动电机，观察水泵出口压力是否正常，打开水泵出口阀。正常备用时，水泵进出口阀处于打开状态。2.4.7柴油机操作规程1.起动前的检查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。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。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。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℃2.5安全操作注意事项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。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。下列情况禁止卸车：雷雨天等异常天气；附近发生火灾；检查发现有燃气泄漏时；LNG储罐及管道压力异常；有发生其他灾害的可能时。严禁储罐超装。关闭低温阀门时要确保设备管道无液封存在。紧急切断阀关闭时，查明原因，及时处理。装置区内的管线阀门，特别是低温管线严禁踩踏。2.6设备巡检检查现场仪表指示是否与中控室显示一致。检查LNG储罐的液位、压力是否正常，流程是否正确。检查空温式LNG气化器、LNG增压器工作是否正常，流程是否正确。检查卸车流程、BOG流程、EAG流程、天然气出站流程是否正确。检查站内设备、管线、阀门是否泄漏，有无异常现象发生。检查常开和常闭阀门状态。检查阀门、管线的异常结霜。2.7故障处理1.储罐压力过高可能出现的原因和处理方法：压力表失灵应更换压力表；LNG充装时槽车增压太快，及时泄压；储罐增压调节阀故障，进行检查调整。储罐降压调节阀故障，进行检查调整。储罐保冷性能下降，与厂家联系进行检查。2.罐体出现冒汗结霜现象可能的原因是真空度受到破坏，应联系LNG储罐生产商，检查LNG储罐的真空度是否受到破坏，或是否有其他影响储罐绝热性能的故障的发生，并根据具体情况进行处理。3.安全阀起跳分析安全阀起跳的原因，若是LNG储罐安全阀起跳，应及时手动放空，加速泄压，并分析超压原因；若是管路系统安全阀起跳，应及时打开上下游阀门，平衡压力。问题处理完毕，建议重新调校安全阀。4.低温部位法兰发生泄漏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，泄压且温度升高后更换垫片。5.紧急切断阀打不开检查氮气压力是否低于0.4MPa，压力不足需调整压力或更换氮气瓶；若电磁阀故障应检修电磁阀。第三章消防3.1消防设施消防给水系统消防给水系统由消防泵房、消防水池、消防给水管网及消火栓、消防水炮等组成。按气化站同一时间内的火灾次数一次，LNG储罐区最大用水量，确定消防水量，水压0.8MPa。故在消防泵房内设置2台电动消防泵、1台柴油机消防泵（停电时使用），为两用一备。当需要时，启动消防水泵，系统压力达到0.8-0.9MPa，形成临时高压消防给水系统；在消防水泵房内还设置了一套由1台稳压罐和2台稳压泵组成的消防定压设备，将系统管网维持在0.45MPa低压恒压状态。根据消防水储量的要求，设置一座钢筋混凝土消防水池，定期向消防水中投加二氧化氯，杀菌灭藻，保证水质。气化站内设置环状消防水管网，主管管径DN250，消防水管道上设置消火栓，并在罐区周围设置固定式消防水炮、消防器材箱（箱内配置消防水枪及水带）高倍数泡沫灭火系统高倍数泡沫系统对于减少未点燃的泄漏LNG的气化，控制LNG流淌火灾比较有效。气化站设置了2台固定式PF4型、2台移动式PF4型水轮式高倍数泡沫发生器。该发生器自带泡沫液罐和比例混合器，发泡倍数为500倍以上。小型灭火器在装置区、消防泵房、变配电室、中控室配置了移动式干粉灭火器、手提式干粉灭火器、手提式二氧化碳灭火器，用于火灾初期的扑救。3.2消防安全管理3.2.1消防安全管理制度为贯彻执行“预防为主，防消结合”的消防工作方针，实行“谁主管谁负责”的原则，结合本公司生产特点制定本制度。公司各级要切实加强对消防安全工作的领导，及时解决消防安全工作中存在的问题，把消防安全工作摆到议事日程上。公司全体员工必须认真学习消防安全知识，掌握消防器材的使用。消防安全管理工作由安全生产部具体负责，对消防安全进行检查：经常性的消防安全检查：各站防火负责人，义务消防员每天应进行上下班自查和不定期的对值班人员的夜查。定期的消防安全检查：春季以防雷、防静电及供气设备线路为重点；夏季气温高、燃点低以检查燃气反应为重点；秋季检查物资、燃气储存为重点；冬季干燥，易燃易爆以检查用火为重点。还有元旦、春节、五一、国庆等应进行节日前的检查。重点部位应组织专业检查，确保节日安全。专业性检查：根据公司设备特殊的情况。重点部位应组织专业检查，解决某些专业的不安全问题，应以专业部门为主，各有关部门参与协调解决。对查出的问题，以自觉自改为主，及时组织力量予以解决，对一时解决不了的，要采取临时性措施，制定整改计划，确定整改负责人，限期解决，把火灾事故消灭在萌芽状态，防患于未然，对无故拖延或拒不执行整改计划而导致火灾事故发生的责任人和部门要严肃查处，追究相应的行政和刑事责任。检查各项防火制度的制订和执行情况。检查电气设备使用情况和消防器材的位置管理及维护情况。检查建筑结构、水源、道路、安全疏散情况。消防重点部门每年组织一次消防安全教育和消防演习，不断提高员工的防火意识和灭火技能。每年结合安全生产大检查进行四次消防安全检查，并做好记录。消防安全检查查出的火险隐患要定人、定时间、定措施进行整改。消防器材的维修、报废、更换由公司安全生产部具体负责。3.2.2灭火救援任何人发现火灾时，都应当立即报警。任何人不得阻拦报警。严禁谎报火警。发生火灾，必须立即组织力量控制和扑救火灾。等专职消防队赶到后，协助其扑灭火灾。在组织和指挥火灾现场扑救时，消防总指挥有权根据扑灭火灾的需要，决定下列事项：使用各种水源；截断电源可燃气体和液体的输送，限制用火、用电；划定警戒区；为了防止火灾蔓延，拆除或破损毗邻火场的建筑物、构筑物；向公安消防部门请救增援。对因参加扑救火灾负伤、致残或者死亡的人员，按照国家有关规定给予医疗抚恤。应当保护现场，接受事故调查，如实提供事实情况。3.2.3消防器材管理制度消防设施、器材、标记及用具等均属消防专用，不得将消防器材用于非消防工作上。消防水池内的水应保持在规定的水位之上，保证有足够的消防用水。定期检查消防水泵及附属机件，定期启动消防水泵，防止长期不运行发生故障。定期检查消火栓的完好情况，注意有无土埋、漏水、打不开等情况，并随时排除故障。消火栓三米范围内不准堆物，不准堵塞消防通道。消防器材应放置在便于取用的规定地点，不准随意挪动，每次使用后，应及时检查，充装药粉，以备急用。做好站内人员的消防教育工作，做到人人会使用消防器材。消防水带灭火器材应妥善保存，避免丢失、损坏；对老化、过期、损坏的消防设施要及时维修或更换。3.3操作要求初开工时，将消防水池内充满水；开启罐体根部阀及泵前进水阀，使水泵处于自灌状态。启动消防主泵中的任一台，将管道内充满水（注意注水过程中，开启距泵房最远端的消火栓以排出管道内的气体，待消火栓出水后将其关闭）；调试稳压设备、消防主泵的启停状态参数，使其达到设计要求，系统运行稳定后即可投入正常运行；消防泵房中，设备进、出水阀常开，管网上控制高倍数泡沫发生器的阀井、控制储罐固定喷淋装置的阀井内阀门常闭，管网上其他阀井中的阀门常开；火警状态下，利用水炮和喷淋装置对储罐进行冷却，对流淌至集液池内的LNG喷射高倍数泡沫进行覆盖。若LNG散流至地面上，则将移动式高倍数泡沫发生器接上水带进行覆盖。3.4操作注意事项天气寒冷时，消防水炮、发生器、喷淋装置用完后将阀后管道内的积水放净；根据水质情况定期向消防水池内投加二氧化氯进行杀菌灭藻；定期打开回流阀，启动消防水泵进行试运，使消防水泵时刻处于良好的状态。第四章自控4.1控制系统LNG气化站的工艺流程为：LNG储罐—空浴式气化—调压—计量—加臭—管网，另外还有BOG回收、放空系统、消防水系统和氮气系统。由于该装置工艺流程简单，没有复杂的回路，所以本装置的控制系统采用了传统的盘架装仪表。工艺参数的显示记录采用无纸记录仪，可燃性气体报警仪采用与可燃性气体检测仪配套的单回路显示报警仪，过程参数的超限报警采用积木式闪光报警器，快速切断控制按钮采用专用急停开关，实现联锁切断控制用继电器采用的是安全型继电器，即在正常情况下是带电的。4.2主要设备4.2.1记录仪记录仪是控制柜上最重要的仪表之一，工艺参数的显示记录就是通过它来实现的。该记录仪是最新一代的全智能、数字化的8通道无纸无笔记录仪，我们的仪表盘上共有两台，UR—1、2。UR—1记录监测的过程信号有LI－101、102，PI—101、102，TI－201、202、203、205；UR－2记录监测的过程信号有PI－201、301、302、303、501、LI－201，其中需要报警的参数通过记录仪的开关量输出到闪光报警器上进行声光报警，提醒操作人员注意。记录仪的主程序根据功能分为工作画面和参数设置画面，其中生产中接触的就是工作画面，工作画面又有棒图画面、单曲画面、多曲画面，累计画面等几种，而参数设置画面是在组态时或者更改某些参数时才启动的，在正常情况下严禁私自启动该画面更改工艺参数。4.2.2闪光报警系统闪光报警系统由积木式闪光灯屏、电铃和复位确认功能按钮组成，它可以实现过程参数的越限报警。当越限信号输入的时候，报警器动作，灯闪，电铃发声；确认后灯平光，电铃声消；越限信号恢复正常，声光报警器自动复位，确认前越限信号恢复正常，声光报警延续到确认时为止。盘面上有五台可燃气体报警控制器，都是单通道的，每台有两个浓度报警值，并且是连续可调的，另外它还有故障报警功能，通过它可以监视探头的工作状态，另外，可以通过报警仪上的消音按钮消除声音讯号。它输出24V的直流电源，为现场的探头供电。4.3自控说明4.3.1紧急停车在本控制方案中，根据工艺操作和安全生产的需要，设计了必要的快速切断控制回路，出气化站天然气管线上设置了低温自动切断控制回路，当出站天然气的温度低于设定温度时，可以通过设在出站管线上的温度开关实现对出站切断阀的快速切断，保证了燃气管网的安全；每条进/出LNG低温储罐的LNG管线上各设1个低温切断阀（共4个），出站天然气管线上设1个切断阀。发生异常情况时，控制柜上的按钮SEG101～104/1，201/1和现场的按钮SEG－101～104/2，201/2可以分别在室内和现场保证对切断阀HV－101～104，201实施分别快速切断控制。另外为了保证该装置的安全，还在控制柜上和现场各设有一个总切断按钮，分别是SEG01/1和SEG－01/2，以便在紧急状态下，可以在现场和控制室实现对所有切断阀的同步快速切断控制，实现整个装置的紧急停车。4.3.2供氮对两路氮气钢瓶供气，我们设计了低压自动切换控制回路，它通过设在两路管线上的压力开关PS－301、302和控制盘上的安全型继电器实现两路氮气的自动切换。当管路一的压力低于设定值0.6MPa时，PS－301动作，相应的电磁阀SV－301关闭，SV—302开启，相反，当管路二的压力低于设定值0.6MPa时，PS—302动作，相应的电磁阀SV－302关闭，SV－301开启，从而实现了自动切换，确保了供气的安全可靠。4.3.3流量计量出气化站的天然气的流量测量采用了不带温压补偿的、就地指示的气体涡轮流量计。该流量计压损小、始动流量低，流量计通过外部转换键，累积流量和瞬时流量可分别显示于八位LCD上，流量计在使用时，用户可通过外部转换键选择需要显示的数值，5分钟后，自动回到累积流量显示方式。在任一方式下，均不影响正常计数。我们没有给流量计提供外电源，由两节锂电池并联供电，使用时间约为三年，锂电池型号为BR2/3A，CR123A，CR17335。当液晶上全部数字出现有关数据和“L0－CELL”时，那就说明需要换电池了。4.3.4加臭控制加臭系统的控制采用了与加臭机成套的单片机型控制器，由于没有流量信号输入，我们采用的是定量加臭，由控制器输出220VDC的双路动力脉冲信号到现场的加臭泵上。4.4.5消防在消防水系统的出口总管上设置了一个压力变送器，使操作人员在控制室通过记录仪监测到消防水压力是否正常，同时还设置了一个压力低限报警PAL－501。第五章电气本工程电气部分包含低压配电、应急电源供电、照明、动力配电、按地、电话六部分。电工电工首先应具备电工的基本条件（精神正常、身体健康、取得操作证），在进行电气设备安装与维修操作时，必须严格遵守各种安全操作规程和规定，不得玩忽职守。供电系统本工程的配电系统为：正常供电由市电供应，当市电失去时由应急电源供电。照明照明部分除控制室、消防泵房的照明灯具为应急灯外，其他灯具均为一般照明灯具。动力配电及接地全站的电机均为就地操作。接地部分，全站设统一接地网，接地电阻不大于4欧姆。电信电话部分，总电话分线箱设在办公楼一层。第六章安全管理本站为城市燃气的储配站，其生产管理应符合“建设部令第62号，1997年12月23日发布，1998年1月1日起实施的《城市燃气管理办法》”第五章《城市燃气使用》和第六章《城市燃气安全》的要求。6.1安全管理制度6.1.1安全防火“十大禁令”以下十大禁令适用于本气化站范围内的重点防火单位和部位：严禁吸烟，不准携带火柴和打火机等引火物。严禁不带阻火器的机动车辆进入。严禁穿钉子鞋进入，不准穿易产生静电的服饰工作。严禁碰撞、敲打容器或管线。严禁无动火许可证动火，不准乱拉临时电线。严禁拆卸防爆设施，不准损坏报警仪器。严禁用汽油清洗工具设备。严禁挪用或损坏消防设施和器材。严禁在雷雨天气时进行装卸作业，一切设备必须接地良好。严禁无关人员进入，参观者必须经上级部门批准，并有管理人员陪同。6.1.2防火、防爆安全规定进入生产区人员必须遵守《生产区安全管理规定》，否则不得进入。进入生产区的职工，必须穿戴防爆工作服，严禁穿化纤衣服及带有钉子的鞋。气化站操作人员必须严格执行本岗位的有关责任制及操作规程，严禁违章操作。加强对消防设备、管道和阀门的跑、冒、滴、漏现象的巡回检查，保持气化站正常运行。定期对消防器材进行检查，保持消防设备处于良好状态。定期对电气设备进行检查测量，保持电气设备正常运行。如发生火灾，应尽快利用站内消防器材，全力投入抢救，并立即报警及通知有关领导。6.1.3生产区安全管理规定站内生产区严禁一切烟火，任何人不得携带火种和易燃、易爆、有毒、易腐蚀物品进入生产区。非本站职工，未经批准一律不得进入生产区，经批准进入，也必须有站内工作人员陪同，必须自觉遵守本站的有关安全规定。所有人员一律不得穿带钉鞋和易产生静电的服装进入生产区，未经许可不得在生产区内使用手机、照相机和摄像机等电器。禁止车辆在生产区停放，确需进入的工作车辆，必须安装防火罩，并尽快离开。卸车和放空作业时，无关人员不得进入，雷雨天气禁止卸车和放空作业。生产区因安装或维修需要动火时，要经安全部门批准，并持有动火通知书，方可进行。6.1.4气化站安全管理规定气化站供气运行必须保证24小时值班。生产区内不准停放车辆，严禁无阻火器车辆进入站区，员工班前，班上不准喝酒。接班后要检查进出口压力是否正常。站内外严禁有易燃易爆物品和其它不安全隐患。电话、电气照明设备必须正常完好。站内的消防器材要严格管理，无特殊情况，不得随意使用。站内在明显处悬挂有“严禁烟火”等字样的标志牌，非工作人员严禁入内。加强明火管理，员工进入站区，不准穿带铁钉的鞋，各种通信工具按指定地点存放，工作时间内不准使用。站内区严禁吸烟，如有违反规定者，罚款200元。检修主要供气、输配设备时，安全措施落实不到位，不准检修。检修人员要严格执行操作规程，检修前应办理相关手续，并经主管部门经理批准同意，重大设备检修须经总经理签字。检修后的设备，未经彻底检查认可，不准启动。检修完毕后将检修地清理干净，不留任何杂物。6.1.5气化站巡回检查制度气化站操作人员每小时进行一次巡回检查。检查时间应在±10分钟内，不许提前或错后。巡回检查要认真、仔细、及时发现异常，及时正确处理。认真核对控制室仪表盘显示各部位温度、压力、液位等工艺参数与现场指示值是否相符。检查气化站内各阀门所处状态是否正常。包括：降压调击阀、紧急切断阀，安全阀的根部阀。检查各法兰连接部位是否泄漏。检查气化站内消防设施是否完好，消防水带、枪、消防扳手是否齐全。消防泵房内设施齐全、完好备用。检查站内照明设施是否完好。对于巡回检查出的问题，能当班处理的绝不允许拖到下班。对于发现的重大隐患或异常，要及时汇报气化站站长。检查处理的问题都要按时间顺序记录在交接班记录本上。6.1.6交接班管理制度遵守公司规章制度，热爱本职工作，按时上下班，严禁擅离岗位，玩忽职守，必须树立牢固的安全观念，加强消防意识。交班时，双方必须对储罐、卸液台、锅炉房、消防泵房等进行安全检查，认真核对防爆工具、防爆灯、值班记录等是否齐全完好，确认无误后，双方签字交接。对各种检查，记录等原始凭证，当班人员必须认真逐项填写清楚，不得预先填写或补填。保管好各种记录凭证，随时接受有关部门、人员检查。平时应保管好所有的资料，学习资料看完后，及时放回原处，不得带回或销毁。值班人员不允许提前或延期交接班。如有特殊情况，必须向本部门领导及负责人说明情况，经同意后方可调班或请假。上班时一律穿工作服，私人物品放入个人衣柜内，保持值班室内环境清洁，东西摆放整齐。6.1.7安全保卫制度实行每天24小时保卫制度。值班人员每2小时对站内、外治安状况检查一次，并做记录。负责站内设施防盗、防破坏工作。入站人员须持总经理批准的进站许可证方可放入，并在值班室进行登记。进入气化站的车辆必须有总经理批准的气化站进车许可证，并检查防火罩安装正常后，方可放入。时刻保持警惕、清醒。要保存好进站许可证和登记表备查。实行交接班制度，交接班记录本上要按时间顺序将本班工作交待清楚。6.2气化站设备管理安全规程全站工作人员应爱护站内所有设备。站内设一名安全技术员，安全技术员应熟悉站内设备的性能、结构和安全操作规程，并负责站内的设备管理。操作人员必须正确使用设备，不准超压、超速、超负荷运转。操作过程应做到按规定顺序启动，按顺序停车，安全保护装置到位。应定期对设备进行检查和维护，设备不得带病运行。LNG储罐每年至少一次真空度检验和外观检查。安全阀每年至少一次校验。压力表、温度计及流量计按计量部门的规定定检周期进行校验。机泵等设备按照机电设备维修周期进行维修保养。第七章LNG气化站应急预案天然气属于易燃易爆介质，在天然气应用过程中，安全问题应该始终是放在非常重要的地位。液化天然气是天然气储运和输送的一种有效的方法，在实际应用中，液化天然气也是要转变为气态使用。所以，在考虑LNG气化站安全问题时，不仅要考虑天然气所具有的易燃易爆的危险性，还要考虑LNG的低温特性和液体特征所引起的安全问题，对可能出现的事故进行预防和紧急处理，减少造成的危害。7.1危险分析液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度约为-162℃，密度大约为427.6kg/m3。LNG是非常冷的液体，在泄漏或溢出的地方会产生明显的白色蒸气云。白色蒸气云的形成是由于空气中的水蒸气被溢出的LNG冷却所致。在LNG转变成气体时，其密度为1.5kg/m3。气体温度上升至-107℃时，气体密度与空气密度相当。这意味着LNG气化后，温度高于7.1.1来自天然气的危险着火在天然气泄露的情况下，由于它比空气轻，便会立即上升。如果对气体团避免点火，它的扩散是没有危险的。故第一安全隔离方法是：除去火源，可消除所有危险。火灾危险性类别为甲级。爆炸在一个非密闭的空间，气体团延迟点火造成的超压非常低，仅能引起轻微的机械损伤，主要结果是热效应。7.1.2来自LNG的危险LNG在饱和状态下储存，一些热传递会使压力升高引起超压。LNG低温储存并操作，泄露时低温会引起：对人造成冻伤。造成不耐低温材料突然破裂，导致更严重的泄露。低温蒸汽造成人员肺损伤及窒息。7.2风险控制7.2.1对可能产生超压的设备管线设置安全泄压系统7.2.2设置紧急事故切断系统7.2.3设置可燃气体报警设施7.2.4临时高压消防水系统采用一座消防水池，2台型电动消防泵，1台柴油机消防泵，每台消防泵流量为144m3/h，扬程0.8MPa,满足各种条件下站区消防水量的要求。在站区内设置DN250的环状消防水管网，由泵房内消防水泵出水管引两条输水干管与该环状管网相连，适当位置设地上式消火栓，每一个消火栓旁设消火箱一个，箱内配置QZ19直流水枪一支，QZH19开花水枪一支。7.2.5高倍数泡沫系统该系统对减少未点燃的泄露LNG汽化、控制LNG流淌火灾比较有效，设置两台固定式高倍数泡沫发生器和两台移动式高倍数泡沫发生器。7.2.6配备移动式小型干粉灭火器7.3.事故应急预案7.3.1天然气泄露人工巡检或可燃气体报警发现后，查看泄露原因、泄露量大小。若是螺丝松动等原因造成小量泄露。可以通过简单维修解决。工作人员打电话向公司汇报泄露情况。2人带防爆工具，把2个8kg进行维修作业，工作完成后检漏。向公司汇报问题解决。若是管线破裂等原因造成大量泄露。一名工作人员在中控室按下总紧急切断开关，打电话向公司汇报情况，请求抢修支援。同时另一名工作人员到配电室断掉可能运转的设备（机泵、空调主机等）的电源，消防泵除外。工作人员把35kg泄露明显减少时，关闭泄露点最近的前后阀门。测试空气中天然气浓度小于5%后，可配合抢修人员进行抢修。7.3.2天然气着火火势不很大，形成比较稳定的扩散燃烧火焰按总紧急切断阀，尽量关闭泄露着火点最近的前后阀门。2人各拿一台8kg扑灭后，1人在现场监护防止复燃，1人打电话向公司汇报情况。火势很大一名工作人员按总紧急切断阀，打119报警，打电话向公司汇报。同时，另外一名工作人员启动消防泵，迅速到最便利一台消防水炮，打开水炮向燃烧设备及附近设备管线进行扫射。报警人员到配电切断燃烧区电源，打开生产区大门，以便消防车进入。7.3.3LNG储罐根部阀之前大量泄露一名工作人员打电话向公司汇报情况。同时另一名工作人员到消防泵房启动1台消防泵，略开旁通，使管网压力1MPa左右，然后到储罐固定式泡沫发生器阀门井内开启阀门，用泡沫覆盖泄露的LNG上。进行倒罐处理。遥控关闭未泄露储罐下进液紧急切断开关，同时打开未泄露储罐气相手动放空阀进行泄压，泄露储罐的LNG从下出液管线到另一储罐。推2台35KG灭火器到上风口进行监护。当基本无泄露时，关闭泄露储罐出液紧急切断阀，手动关闭未泄露储罐的气相手动放空阀，打开下进液紧急切断阀。7.3.4LNG储罐泄露着火一名工作人员按总紧急切断阀，打119报警，打电话向公司汇报，然后到配电室切断燃烧区电源，打开生产区大门，以便消防车进入。同时另一名工作人员到消防泵房启动1台消防泵，略开旁通，使管网压力1MPa左右，然后到储罐固定式泡沫发生器阀门井内开启阀门，用泡沫覆盖泄露的LNG上。打开储罐喷淋阀门，控制水量，使冷却水在储罐表面形成水膜。使用35kg火扑灭后进行倒罐处理。7.4应急救护7.4.1触电救护如电源开关在附近，应迅速关闭电源，否则用绝缘物体挑开电线或分离电器，使患者脱离电源。呼吸停止者，应立即进行人工呼吸。心脏停跳者，进行胸外心脏按压。送医院急救处理。7.4.2严重冻伤急救除去所有影响冻伤部位血液循环的衣物。立即将冻伤部位浸入41-46℃的热水中，决不可使用干燥加热的方法。如果水温超过46℃同时，立即将受伤人员送往医院作进一步观察治疗。如果伤者是大面积冻伤，且体温已下降，就需将伤者整个浸在41-46℃冻伤的组织无疼痛感，呈现苍白、淡黄色的蜡样。当加热时，组织开始疼痛、肿胀、且易感染。冻伤部位暖和起来需要15-60分钟，之后还要不停地加热，直至皮肤由浅兰色变成粉红色或红色。在加热过程中，使用吗啡、镇痛剂止痛。如果身体冻伤部位已接受医疗处理时加过热，就不需再加热了。这时，使用干燥的无菌纱布好好包裹即可。注射破伤风针剂。不允许受伤人员抽烟喝酒，因为这样会减少流往冻伤组织的血液量。第八章专业相关知识8.1电气知识电是二次能源。电压相当于水压，电流相当于水流。电分为静电和动电。动电分为直流电（如电瓶、电池）和交流电。而交流电又分为单相交流电（如电灯，电视机，电吹风）和三相交流电（如电动机）。单相：指一根相（火）线与大地（零电位）之间的电压（有效值220V）三相：每相之间相位差120°。相与相之间线电压有效值为380V。有效值与最大值之间相差。相电压与线电压之间为倍。8.1.1变配电装置1.高压隔离开关原理及应用。高压隔离开关是放在10KV高压电源进线与变压器之间。用于变压器的开断与闭合（断电或送电）。高压隔离开关不能带负荷操作。2.户外跌落式熔断器。熔断器内有发热元件，当过负荷或短路电流流过该发热元件时，会自行熔断，熔管会回转跌落，造成明显可见的断开间隙。在正常情况下，可直接用绝缘钩棒来操作其熔管的开合，当出故障熔管自行跌落后，自己不能处理，马上报告供电所来抢修。3.电容补偿器的原理及使用方法。交流电网中所使用的感性负载如电动机等，除含有电阻以外，还具有较大的感抗，除了从电源吸收一部分有功功率外，还与电源之间进行着电能与磁场（磁能）的往返转换，这部分往返转换的能量并不做功，称为无功功率。负载的功率因数越低，它所吸引的无功功率就越大。为了节约用电，充分利用发电变电设备的容量，必须要提高功率因数。根据电业部门的规定，高压供电的工业用户，必须保证用电功率因数在0.9以上。改善功率因数的措施有多项，其中最方便的方法是并联补偿电容器，并联在线路上的电容器以其容性的无功功率来补偿（抵消）感性的无功功率，这样使线路的功率因数得以提高。低压电容补偿器一般有单独的操作开关。一般分自动档和手动档，平时应放在自动档，补偿器会自动根据实际情况而投入或切断电容的个数。欠流的概念：当变压器电流很小时，补偿器不会工作，否者会产生过电压，损坏电器设备。气化站平时电流很小，补偿器基本上处于欠流工作状况。电容器组的长时间运行的电压不得超过电容器额定电压值的1.1倍。变电所全所停电后，必须将电容补偿器的开关断开，恢复送电时应先将出线开关和上，带一定负荷后，再合电容补偿器的开关。电容器组每次停电后，重新合闸，必须断开电容器开关，放电3分钟后才能进行。4.电容补偿器故障的初步判断方法：放在自动档，当有一定负荷时能否自动工作（电流表有指示）电流表三相电流是否平衡。放在手动档从零开始增加档数，从电流表中电流变化来判断故障出在哪一个电容上当发现电容器外壳爆裂，电容器漏油或起火，电容器接头严重过热，电容器套管严重放电等情况时，应立即切断电容补偿柜的电源，退出运行，以防事故扩大。5.低压闸刀和低压断路器的作用。低压隔离闸刀一般分带熔断器与不带