最全最規(guī)整的應(yīng)急氣源LNG氣化混煤氣操作規(guī)程XXXX

1、xx燃?xì)饧瘓Fxx制氣廠應(yīng)急氣源站操作規(guī)程試用版二零一三年十二月十二日最新 精品 Word 歡送下載 可修改前言香周制氣廠建于1957年，現(xiàn)生產(chǎn)能力32萬m3/d，供中心城區(qū)城市燃?xì)庥脩粲脷?。制氣設(shè)備有機械發(fā)生爐W-G型5臺，單臺生產(chǎn)能力約0.5萬m3/d.臺，正常供氣條件下為2開3備，發(fā)生爐煤氣熱值4.75MJ/m3。香周制氣廠2021年10月份引進大連石油化工公司干氣，供氣規(guī)模為：5t/h;即6500Nm3/ h(1300Nm3/t)，石油干氣熱值約為28.13MJ/m3，日供干氣能力可達15.6萬m3/d。發(fā)生爐煤氣和石油干氣的混合氣體用撬裝CNG天然氣摻混增熱，摻混后的混合燃?xì)鉄嶂档竭_1

2、4.7 14.9MJ/m3,然后經(jīng)計量加壓外供燃?xì)庥脩?。由于冬季摻混氣量不能滿足城市用氣需求，CNG的供氣規(guī)模受到氣源和冬季冰雪氣象條件制約，造成的道路不通等等因素影響，使得節(jié)假日頂峰期，燃?xì)夤┬杳苤鸩酵癸@。為實現(xiàn)大連城市燃?xì)庥擅褐茪鈺r代平安、穩(wěn)妥的過渡到清潔能源天然氣時代，大連市燃?xì)饧瘓F決定擬在香周制氣廠場內(nèi)建設(shè)應(yīng)急氣源站工程，設(shè)置LNG釋放氣化站；發(fā)生爐煤氣；石油干氣和天然氣CNG或LNG混氣撬；混合燃?xì)鈮嚎s機房等生產(chǎn)和生產(chǎn)輔助設(shè)施，充分利用現(xiàn)有的制氣設(shè)備的產(chǎn)氣能力，使香周制氣廠供氣能力到達50萬m3/d的規(guī)模，摻混后的燃?xì)飧黜椫笜?biāo)與現(xiàn)狀供氣指標(biāo)一致，符合現(xiàn)行的國家標(biāo)準(zhǔn)要求，摻混氣熱值到

3、達14.714.9MJ/m3。大連燃?xì)饧瘓F香周制氣廠應(yīng)急氣源站操作規(guī)程目 錄1工藝參數(shù)說明21.1設(shè)計壓力22工藝介紹22.1 LNG區(qū)域工藝介紹22.2 混氣工藝流程介紹62.3混氣撬工藝參數(shù)72.4工藝監(jiān)控和運行平安聯(lián)鎖介紹82.5壓力測量點一覽表92.6液位測量點一覽表112.7溫度測量點一覽表112.8控制閥設(shè)置一覽表122.9流量計設(shè)置一覽表132.10可燃?xì)怏w泄漏報警檢測器設(shè)置一覽表132.11平安閥設(shè)置一覽表143遠傳報警控制系統(tǒng)說明153.1壓力報警系統(tǒng)153.2溫度報警系統(tǒng)163.3儲罐液位控制系統(tǒng)173.4緊急迫斷閥控制174 LNG區(qū)域操作1741 LNG液體裝卸及倒罐操

4、作174.2 LNG氣化操作214.3正常停車程序：225 單體設(shè)備操作規(guī)程225.1儲罐增壓操作程序225.2儲罐出液操作程序225.3氣化器平安操作程序225.4調(diào)壓計量撬操作規(guī)程235.5冷卻水循環(huán)系統(tǒng)操作規(guī)程245.6隨動流量混氣撬操作規(guī)程245.7.熱值儀操作規(guī)程265.8中央控制系統(tǒng)操作規(guī)程585.9氮氣瓶組操作規(guī)程595.10電氣系統(tǒng)操作規(guī)程595.11壓縮機室操作規(guī)程675.12消防系統(tǒng)操作規(guī)程786事故處理及應(yīng)急處理預(yù)案816.1事故處理816.2 LNG氣化站應(yīng)急預(yù)案826.3事故應(yīng)急預(yù)案837平安操作規(guī)程847.1平安管理制度847.2設(shè)備管理平安規(guī)程858、生產(chǎn)崗位八項

5、管理制度868.1崗位責(zé)任制868.2交接班制878.3巡回檢查制878.4設(shè)備維護保養(yǎng)制888.5平安生產(chǎn)責(zé)任制888.6質(zhì)量負(fù)責(zé)制898.7崗位練兵制909附表和附圖919.1操作票919.2液化天然氣的平安知識929.3液化天然氣對人體的影響：931工藝參數(shù)說明1.1設(shè)計壓力LNG槽車卸車壓力：0.60MPaLNG臥式真空儲罐：設(shè)計壓力0.66MPa 正常工作壓力0.4-0.55MPaBOG系統(tǒng)：設(shè)計壓力1.6MPa，最高工作壓力0.65MPaEAG系統(tǒng)：設(shè)計壓力1.6MPa，最高工作壓力0.68MPa；空溫氣化器系統(tǒng)：設(shè)計壓力1.6MPa，最高工作壓力0.6MPa；LNG站輸出：設(shè)計壓

6、力0.4MPa，最高工作壓力0.150.2MPa；2.2設(shè)計溫度LNG低溫局部：-196LNG空溫式氣化器后：-20-+502.3設(shè)計流量頂峰小時供氣量：2000Nm3/h2工藝介紹2.1 LNG區(qū)域工藝介紹2.1.1工藝流程介紹1、卸車過程LNG槽車或LNG集裝箱車將LNG通過公路運輸至本站后，在卸氣臺通過槽車自帶的增壓器或站內(nèi)的卸車增壓器對槽車儲罐增壓，利用壓差將LNG卸至站內(nèi)低溫儲罐內(nèi)儲存儲罐設(shè)計壓力為0.66MPa，卸車時儲罐工作壓力為0.40.5MPa；儲罐儲存期間壓力保持在0.40.5Mpa，儲存溫度為-150左右。2、氣化過程儲罐內(nèi)的LNG利用儲罐自增壓氣化器升壓，將罐內(nèi)壓力升至

7、所需的工作壓力0.40.5MPa，利用儲罐自身壓力，將液態(tài)LNG送至空溫式氣化器進行氣化，氣化后的天然氣經(jīng)過調(diào)壓、計量、后與發(fā)生爐煤氣進行摻混，天然氣調(diào)壓撬出口供氣壓力約為0.15MPa。工藝流程方框圖如下：LNG槽車卸車臺LNG儲罐空溫式氣化器NG+BOG復(fù)熱器調(diào)壓計量裝置混氣儲罐自增壓器BOG加熱器2.12 LNG區(qū)域主要工藝設(shè)備介紹1LNG儲罐本站LNG儲罐設(shè)計總?cè)萘堪磧Υ?4天平均日用氣量計算確定，本站平均日用氣量為4.8萬Nm3/d(2000Nm3/h)，折合液態(tài)LNG約67m3/，4天的儲存量為268m3，設(shè)置55m3臥式貯罐臺，有效儲存容量198m3，實際儲存天數(shù)為3.2天。 5

8、5 m3地上臥式儲罐主要技術(shù)特性 容器類別類設(shè)計壓力0.66MPa最高工作壓力0.55MPa內(nèi)膽工作溫度-162.3有效容積55.563充裝系數(shù)0.90日蒸發(fā)率<0.327%2卸車增壓氣化器由于LNG低溫槽車上不配設(shè)罐車加壓裝置，因此在站內(nèi)設(shè)置卸車增壓氣化器設(shè)備，設(shè)置300Nm3/h空溫式氣化器2臺，LNG進氣化器溫度為-162，NG出氣化器溫度為-145，將LNG槽車罐內(nèi)壓力增至0.65Mpa，站內(nèi)設(shè)置2個卸車車位。設(shè)計壓力：1.6MPa工作壓力：0.65MPa運行進口溫度：-162運行出口溫度：-1453儲罐增壓氣化器儲罐增壓氣化器的作用是保證儲罐在工作狀態(tài)下保持儲罐內(nèi)壓力保持在0.

9、50.6MPa，保證氣化壓力穩(wěn)定，按本站氣化量為2000m3/h，儲罐需補氣量為120m3/h，考慮本站連續(xù)工作的特性，設(shè)置兩臺200m3/h空溫式儲罐升壓氣化器，LNG進氣化器溫度為-162，NG出氣化器溫度為-145。設(shè)計壓力：1.6MPa工作壓力：0.6MPa運行進口溫度：-162運行出口溫度：-1454空溫式氣化器本站頂峰小時計算流量為2000Nm3/h，設(shè)置2臺2000Nm3/h空溫式氣化器，1臺工作，1臺備用，空溫式氣化器連續(xù)工作時間為6-8，每6左右進行切換。設(shè)計壓力：1.6MPa工作壓力：0.6MPa運行進口溫度：-162運行出口溫度：環(huán)境溫度105BOG空溫復(fù)熱器BOG是儲罐

10、正常儲存過程中產(chǎn)生的蒸發(fā)氣體以及槽車卸車時產(chǎn)生的增壓氣體， 由于BOG發(fā)生量最大的是回收槽車卸車后的氣相天然氣，因此設(shè)置800Nm3/h的BOG空溫式復(fù)熱器1臺。設(shè)計壓力：1.6MPa工作壓力：0.6MPa 運行進口溫度：-162運行出口溫度：常溫6EAG空溫復(fù)熱器由于LNG在低溫狀態(tài)下的比重低于空氣，假設(shè)直接放散那么會不易散去，因此設(shè)置氣化量為800Nm3/h的EAG空溫式加熱器1臺，將放散的LNG氣化加熱后經(jīng)由放散管高空放散。設(shè)計壓力：1.6MPa工作壓力：0.6MPa 運行進口溫度：-162運行出口溫度：常溫 7NG+BOG組合水浴式復(fù)熱器 由于空溫氣化器出口的天然氣溫度比環(huán)境溫度低5-

11、10，當(dāng)冬季的時候，由于環(huán)境溫度較低，氣化器出口的天然氣溫度低于0，BOG溫度也會低于0，為不影響調(diào)壓撬及中壓管道正常工作，必須對天然氣進行加熱，使其溫度在+5。因此設(shè)置NG+BOG組合加熱器來給天然氣加熱，熱媒為蒸汽。NG+BOG組合加熱器主要參數(shù)設(shè)計壓力/工作壓力：1.6MPa/0.65MPa氣體流量： NG2000Nm3/h BOG800Nm3/h介質(zhì)進/出口溫度： NG：-10/5 BOG：-10/5加熱熱媒：蒸汽壓力:0.2MPa 溫度1602.2 混氣工藝流程介紹混氣撬區(qū)域工藝流程簡圖： 凈化后發(fā)生爐煤氣：3-5KPa石油干氣：0.40.6MPa計量減壓裝置：0.1218KPa濕法

12、脫硫工段燃?xì)獬鰪S計量間：812KPa發(fā)生爐煤氣加壓：12-15KPaCNG撬裝站：0.2MPa車家村儲配站5.4萬氣柜：0.028KPa車家村儲配站2.2萬氣柜:0.032KPa0.15MPa撬裝混氣裝置帶流量計；利用在線式熱值儀監(jiān)測1012KPaLNG釋放站：0.15MPa煤氣壓縮機室：2臺100m3/min臺；0.15MPa;大連市政燃?xì)庵袎汗芫W(wǎng)2.2.2混氣撬工藝流程介紹本混氣撬為隨動流量式，經(jīng)濕法脫硫處理后的發(fā)生爐煤氣和石油干氣混合氣作為主動氣源，LNG氣化站系統(tǒng)或CNG釋放站系統(tǒng)輸出的天然氣作為隨動氣源，在主動氣源進入混氣撬之前，先經(jīng)過在線前饋熱值儀檢測熱值后，再進入混氣撬主動氣源管

13、路入口；前饋熱值儀將熱值參數(shù)傳輸至由計算機控制系統(tǒng)，控制系統(tǒng)根據(jù)預(yù)先設(shè)定的目標(biāo)熱值進行計算，將調(diào)節(jié)閥開度信號傳輸至設(shè)置于混氣撬隨動氣源管路上的氣動皮膜式調(diào)節(jié)閥，調(diào)節(jié)閥根據(jù)指令調(diào)節(jié)開度，控制隨動氣源摻混進入混氣撬靜態(tài)混合器的流量，然后取樣自混氣撬出口混合氣管路上的在線后饋熱值儀對混合后的熱值進行檢測，并輸出信號至計算機控制系統(tǒng)，由控制系統(tǒng)對混氣撬隨動氣源管路上的氣動皮膜式調(diào)節(jié)閥的開度進行實時修正，到達穩(wěn)定混氣撬輸出熱值的目的；同時，分別設(shè)置于混氣撬主動氣源管路與隨動氣源管路上的流量計負(fù)責(zé)將混氣撬主動氣源與隨動氣源管路通過的氣體流量參數(shù)傳輸?shù)接嬎銠C控制系統(tǒng)，通過對兩種氣體流量參數(shù)的數(shù)據(jù)比照，可以保

14、證混合氣熱值穩(wěn)定在一定的范圍之內(nèi)。2.3混氣撬工藝參數(shù)發(fā)生爐煤氣+石油干氣混合氣入口壓力: 0.0120.015MPa發(fā)生爐煤氣+石油干氣混合氣入口溫度: 20-35發(fā)生爐煤氣熱值： 4.76MJ/Nm3；發(fā)生爐煤氣密度： 1.1794kg/Nm3；發(fā)生爐煤氣流量范圍: 12600Nm3/h石油干氣熱值： 28.13 MJ/Nm3；石油干氣氣重度： 0.7482Kg/Nm3。石油干氣氣供氣量： 6300Nm3/h。CNG撬來氣天然氣入口壓力: 0.2MPaCNG撬來氣天然氣入口溫度: 1525CNG天然氣熱值： 36.45MJ/Nm3；CNG天然氣密度： 0.7479kg/Nm3；CNG天然氣

15、流量范圍: 4001800Nm3/h；LNG天然氣入口壓力: 0.2MPaLNG天然氣入口溫度: 515LNG天然氣熱值： 37.97MJ/Nm3；LNG天然氣密度： 0.7738kg/Nm3；LNG天然氣流量范圍: 2000Nm3/h；混合氣混合比例: 天然氣：發(fā)生爐煤氣：石油干氣=1：6 : 3最大混氣撬混氣能力： 21000Nm3/h；混合氣熱值： 14.9MJ/Nm32.4工藝監(jiān)控和運行平安聯(lián)鎖介紹1工藝監(jiān)控 氣化站的測控系統(tǒng)包括站內(nèi)工藝裝置的運行參數(shù)采集和自動控制、遠程控制、連鎖控制和越限報警。測控點的設(shè)置包括以下內(nèi)容。氣化站儀表控制參數(shù)名 稱參數(shù)名稱參數(shù)范圍現(xiàn)場顯示集中控制室顯示記

16、錄或累計報警或連鎖1.卸車進液總管(介質(zhì)溫度-164-130)壓力00.65MPa+2.LNG空溫式氣化器出氣管壓力00.6MPa+溫度-2040+3.液化天然氣貯罐60m3液位03m+壓力00.7MPa+4.BOG復(fù)熱器壓力壓力0.6MPa+5.出站流量流量2000Nm3/h+6.混氣撬NG入口壓力壓力00.4MPa+7.混氣撬煤氣入口壓力壓力00.04MPa+8.混氣撬NG路流量計流量2000Nm3/h+9.混氣撬煤氣路流量計流量20000Nm3/h+10.混氣撬出口壓力壓力00.04MPa+11.2平安聯(lián)鎖措施·LNG儲罐高、低液位緊急迫斷；·空溫氣化器后溫度超限報警

17、、連鎖關(guān)斷氣化器進液管；·調(diào)壓器出口壓力超壓時，自動切換；·調(diào)壓器后設(shè)平安放散閥，超壓后平安放散；·天然氣出站管均設(shè)氣動緊急迫斷閥，并可在控制室迅速切斷； ·在裝置區(qū)域內(nèi)設(shè)有天然氣泄漏濃度探測器。當(dāng)其濃度超越報警限值時發(fā)出聲、光報警信號，并可在控制室迅速切斷進、出口電動閥； ·出站閥后壓力高出設(shè)定報警壓力時聲光報警； ·緊急情況如失火等時，可遠程切斷出站電動閥；2.5壓力測量點一覽表序號儀表位號測量對象測量范圍值備 注1PG0011#卸車液相入口01.6MPa現(xiàn)場顯示2PG0021#卸車氣相入口01.6MPa現(xiàn)場顯示3PG0031#卸

18、車液相止回閥后01.6MPa現(xiàn)場顯示4PG0042#卸車液相入口01.6MPa現(xiàn)場顯示5PG0052#卸車氣相入口01.6MPa現(xiàn)場顯示6PG0062#卸車液相止回閥后01.6MPa現(xiàn)場顯示7PG007主氣化器出口01.6MPa現(xiàn)場顯示8PG008復(fù)熱器出口01.6MPa現(xiàn)場顯示9PG009減壓撬入口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示10PG010減壓撬B回路調(diào)壓前01.6MPa現(xiàn)場顯示11PG011減壓撬A回路調(diào)壓后01.6MPa現(xiàn)場顯示12PG012減壓撬B回路調(diào)壓后01.6MPa現(xiàn)場顯示13PG013減壓撬出口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示14PG014減壓撬BOG入口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示15

19、PG015減壓撬BOG調(diào)壓前01.6MPa現(xiàn)場顯示16PG016減壓撬BOG調(diào)壓后01.6MPa現(xiàn)場顯示17PG017減壓撬BOG出口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示18PG018減壓撬外出口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示19PG019供熱管道01.6MPa現(xiàn)場顯示20PG020氮氣間氮氣總管01.6MPa現(xiàn)場顯示21PG021混氣撬NG入口前01.6MPa現(xiàn)場顯示22PG022CNG撬出口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示23PG023混氣撬煤氣入口前01.6MPa現(xiàn)場顯示24PG024混氣撬NG流量計前01.6MPa現(xiàn)場顯示25PG025混氣撬NG流量計后01.6MPa現(xiàn)場顯示26PG26混氣撬出口總管01

20、.6MPa現(xiàn)場顯示27PG0272#煤氣壓縮機入口01.6MPa現(xiàn)場顯示28PG0281#煤氣壓縮機入口01.6MPa現(xiàn)場顯示29PG02930PG030壓縮機循環(huán)水供水總管01.6MPa現(xiàn)場顯示31PG031消防水供水總管01.6MPa現(xiàn)場顯示32PT1011#儲罐壓力01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室33PT1022#儲罐壓力01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室34PT1033#儲罐壓力01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室35PT1044#儲罐壓力01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室36PT105減壓撬內(nèi)入口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室37PT106減壓撬內(nèi)出口總管01.6MPa現(xiàn)場顯

21、示/遠傳控制室38PT107減壓撬內(nèi)BOG入口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室39PT108減壓撬內(nèi)BOG出口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室40PT201LNG站來氣壓力01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室41PT202CNG站來氣壓力01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室42PT203混氣撬煤氣入口01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室43PT204混氣撬出口總管壓力01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室44PT205壓縮機入口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室45PT206壓縮機出口總管01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室46PS207壓縮機入口壓力開關(guān)01.6MPa遠傳控制室47PT2

22、08壓縮機循環(huán)水供水總管01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室48PT209消防水總管01.6MPa現(xiàn)場顯示/遠傳控制室2.6液位測量點一覽表序號儀表位號測量對象設(shè)定值備注1LT-1011#儲罐0.15H，0.90H發(fā)出聲光報警信號遠傳至控制室2LT-1022#儲罐0.15H，0.90H發(fā)出聲光報警信號遠傳至控制室3LT-1033#儲罐0.15H，0.90H發(fā)出聲光報警信號遠傳至控制室4LT-1044#儲罐0.15H，0.90H發(fā)出聲光報警信號遠傳至控制室2.7溫度測量點一覽表序號儀表位號控制對象測量范圍值備注1TG001空溫主氣化器出口總管 現(xiàn)場顯示2TG002減壓撬前NG入口總管 現(xiàn)場顯示3T

23、G003減壓撬前BOG入口總管 現(xiàn)場顯示4TG004熱水循環(huán)復(fù)熱器回水 現(xiàn)場顯示5TG021LNG站來氣溫度 現(xiàn)場顯示6TG022CNG撬來氣溫度 現(xiàn)場顯示7TG023混氣撬煤氣入口 現(xiàn)場顯示8TG0241#壓縮機出口 現(xiàn)場顯示9TG0252#壓縮機出口 現(xiàn)場顯示10TG026壓縮機循環(huán)水供水總管 現(xiàn)場顯示11TG027壓縮機循環(huán)水回水總管 現(xiàn)場顯示12TE1011#儲罐區(qū)環(huán)境溫度- 高限值:1.84m,高高限:2.07m,連鎖切斷相應(yīng)儲罐進口閥門低限值:0.66m,低低限:0.43m,連鎖切斷相應(yīng)儲罐出口閥門.13TE1022#儲罐區(qū)環(huán)境溫度14TE1033#儲罐區(qū)環(huán)境溫度15TE1044#

24、儲罐區(qū)環(huán)境溫度16TE105空溫主氣化器出口總管 低限值:0,低低限:-10,連鎖切斷空溫氣化器進口閥門.17TE10618TE107減壓撬前NG入口總管 低限值:5,低低限:0,連鎖切斷空溫氣化器進口閥門.19TE10820TE109熱水循環(huán)復(fù)熱器回水 低限值:60°C21TE201LNG站來氣溫度 22TE202CNG撬來氣溫度 23TE203混氣撬煤氣入口溫度 24TE2041#壓縮機出口 25TE2052#壓縮機出口 26TE206壓縮機循環(huán)水供水總管 27TE207壓縮機循環(huán)水供水總管 2.8控制閥設(shè)置一覽表序號儀表位號控制對象設(shè)定值備注1SV1011#儲罐進液閥2SV10

25、21#儲罐出液閥3SV1032#儲罐進液閥4SV1042#儲罐出液閥5SV1053#儲罐進液閥6SV1063#儲罐出液閥7SV1074#儲罐進液閥8SV1084#儲罐出液閥9SV1091#空溫氣化器入口10SV1102#空溫氣化器入口11SV201混氣撬天然氣入口12SV202混氣撬煤氣入口13PVC101減壓撬出口調(diào)節(jié)閥根據(jù)PT202壓力PID調(diào)節(jié)14FCV201混氣撬天然氣調(diào)節(jié)閥根據(jù)FIT201、FIT202及熱值儀調(diào)節(jié)2.9流量計設(shè)置一覽表序號儀表位號檢測對象檢測范圍值備注1FIT101減壓撬A路流量2000m3現(xiàn)場顯示/遠傳控制室2FIT102減壓撬B路流量2000m3現(xiàn)場顯示/遠傳控

26、制室3FIT103減壓撬BOG路流量800m3現(xiàn)場顯示/遠傳控制室4FIT201混氣撬天然氣流量2000m3現(xiàn)場顯示/遠傳控制室5FIT202混氣撬煤氣流量2000m3遠傳控制室2.10可燃?xì)怏w泄漏報警檢測器設(shè)置一覽表序號儀表位號檢測對象設(shè)定值備注1GT1011#儲罐區(qū)20%LEL控制室聲光報警2GT1022#儲罐區(qū)20%LEL控制室聲光報警3GT1033#儲罐區(qū)20%LEL控制室聲光報警4GT1044#儲罐區(qū)20%LEL控制室聲光報警5GT105儲罐自增壓氣化器區(qū)20%LEL控制室聲光報警6GT106卸車增壓區(qū)域20%LEL控制室聲光報警7GT107主空溫氣化器區(qū)域20%LEL控制室聲光報警

27、8GT108熱水循環(huán)復(fù)熱器區(qū)域20%LEL控制室聲光報警9GT109減壓撬內(nèi)20%LEL控制室聲光報警10GT110儲罐區(qū)集水坑區(qū)域20%LEL控制室聲光報警11GT201混氣撬20%LEL可燃?xì)怏w泄漏12GT202混氣撬20%LEL可燃?xì)怏w泄漏13GT203混氣撬20%LEL有毒氣體泄漏14GT204混氣撬20%LEL有毒氣體泄漏15GT205混氣撬20%LEL有毒氣體泄漏16GT20620%LEL可燃?xì)怏w泄漏17GT207壓縮機室20%LEL可燃?xì)怏w泄漏18GT208壓縮機室20%LEL可燃?xì)怏w泄漏19GT209壓縮機室20%LEL可燃?xì)怏w泄漏20GT210壓縮機室20%LEL可燃?xì)怏w泄漏

28、21GT211壓縮機室20%LEL可燃?xì)怏w泄漏22GT212壓縮機室20%LEL有毒氣體泄漏23GT213壓縮機室20%LEL有毒氣體泄漏24GT214熱值儀室20%LEL可燃?xì)怏w泄漏25GT215熱值儀室20%LEL有毒氣體泄漏26GT216熱值儀室20%LEL有毒氣體泄漏2.11平安閥設(shè)置一覽表序號位 號控制對象設(shè)定值備注1AV001卸車進液管0.84MPa2AV002低溫氣相管0.84MPa3AV0031#儲罐0.84MPa4AV0041#儲罐0.84MPa5AV0052#儲罐0.84MPa6AV0062#儲罐0.84MPa7AV0073#儲罐0.84MPa8AV0083#儲罐0.84M

29、Pa9AV0094#儲罐0.84MPa10A0094#儲罐0.84MPa11AV010氣化器出口0.84MPa12AV011減壓撬內(nèi)出口總管0.84MPa3遠傳報警控制系統(tǒng)說明3.1壓力報警系統(tǒng)11#4#儲罐壓力變送至控制室，設(shè)定壓力0.8MPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防止該儲罐壓力超高。2PT105減壓撬入口總管壓力變送至控制室，設(shè)定壓力0.8MPa，0.3MPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防止減壓撬入口壓力超限。3PT106減壓撬出口總管壓力變送至控制室，設(shè)定壓力0.18MPa，0.1MPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防止減壓撬出口壓力超限。4PT107減壓撬BOG入口總管壓力變送至控制室，設(shè)定壓

30、力0.8MPa，0.3MPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防止減壓撬BOG入口壓力超限。5PT108減壓撬BOG出口總管壓力變送至控制室，設(shè)定壓力0.18MPa，0.1MPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防止減壓撬BOG出口壓力超限。6PT201混氣撬LNG站來氣壓力變送至控制室，設(shè)定壓力0.18MPa，0.1MPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防止進入混氣撬的天然氣壓力超限。7PT202位于CNG減壓撬的輸出壓力變送至控制室，設(shè)定壓力0.2MPa，0.12MPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防止CNG減壓撬輸出壓力超限。8PT203位于混氣撬煤氣入口壓力變送至控制室，設(shè)定壓力10KPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防止進

31、入混氣撬的煤氣壓力過低。9PT204混氣撬出口總管壓力變送至控制室，設(shè)定壓力20KPa，10KPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防混氣撬輸出壓力超限。10PT205壓縮機入口總管壓力變送至控制室，設(shè)定壓力20KPa，10KPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防壓縮機入口壓力超限。11PT206壓縮機出口總管壓力變送至控制室，設(shè)定壓力30KPa，20KPa時，發(fā)出聲光報警信號，以防壓縮機出口壓力超限。12PS207壓縮機入口壓力開關(guān)信號傳輸至控制室，發(fā)出聲光報警信號，防止壓縮機入口壓力過高。13PT208壓縮機循環(huán)水供水壓力變送至控制室，設(shè)定壓力0.25MPa，0.1MPa時，發(fā)出聲光報警信號，防止壓縮機循環(huán)

32、水供水壓力超限。14PT209消防水供水總管壓力變送至控制室，設(shè)定壓力0.75MPa，0.3MPa時，發(fā)出聲光報警信號，防止消防水供水總管壓力超限。3.2溫度報警系統(tǒng)1TE101104將1#4#儲罐區(qū)域環(huán)境溫度變送至控制室，設(shè)定溫度-30時，發(fā)出聲光報警信號，檢測儲罐區(qū)低溫泄漏。2TE105106將主空溫氣化器后溫度變送至控制室，設(shè)定溫度-10時，發(fā)出聲光報警信號，防止主空溫氣化器出口溫度過低。3TE107108將減壓撬入口總管溫度溫度變送至控制室，設(shè)定溫度5時，發(fā)出聲光報警信號，防止進入減壓撬的NG溫度過低。4TE109將熱水循環(huán)復(fù)熱器回水溫度變送至控制室，設(shè)定溫度60時，發(fā)出聲光報警信號，

33、防止復(fù)熱器熱水溫度過低。5TE201將混氣撬入口的天然氣來氣溫度變送至控制室，設(shè)定溫度5時，發(fā)出聲光報警信號，防止進入混氣撬的天然氣溫度過低。6TE202將CNG減壓撬輸出的天然氣溫度變送至控制室，設(shè)定溫度5時，發(fā)出聲光報警信號，防止進入混氣撬的天然氣溫度過低。7TE203將混氣撬入口的煤氣來氣溫度變送至控制室，設(shè)定溫度5時，發(fā)出聲光報警信號，防止進入混氣撬的煤氣溫度過低。8TE204將1#壓縮機出口的煤氣來氣溫度變送至控制室，設(shè)定溫度45時，發(fā)出聲光報警信號，防止進入壓縮機的運行溫度過高。9TE205將2#壓縮機出口的煤氣來氣溫度變送至控制室，設(shè)定溫度45時，發(fā)出聲光報警信號，防止進入壓縮機

34、的運行溫度過高。10TE206將壓縮機循環(huán)水供水總管的溫度變送至控制室，設(shè)定溫度30時，發(fā)出聲光報警信號，監(jiān)測循環(huán)水系統(tǒng)的運行狀態(tài)，防止壓縮機的運行溫度過高。11TE207將壓縮機循環(huán)水回水總管的溫度變送至控制室，設(shè)定溫度40時，發(fā)出聲光報警信號，監(jiān)測壓縮機的換熱狀態(tài)，防止壓縮機的運行溫度過高。3.3儲罐液位控制系統(tǒng)1LT101104將1#4#儲罐液位變送至控制室，設(shè)定液位0.90H或0.15H時，發(fā)出聲光報警信號，防止儲罐液位過低或超高，保證儲罐充裝液位和正常供氣；3.4緊急迫斷閥控制緊急迫斷閥為氣開型，由設(shè)置在氮氣間的氮氣瓶組及調(diào)壓裝置為其提供動力氣源，調(diào)壓裝置的出口壓力范圍為0.3MPa

35、0.6MPa，緊急迫斷閥的關(guān)閉延遲時間不超過10秒。操作人員在控制室內(nèi)可實現(xiàn)遠程操控及現(xiàn)場操控并設(shè)有手動排放切斷控制。4 LNG區(qū)域操作41 LNG液體裝卸及倒罐操作4.1.1 LNG卸車的準(zhǔn)備工作1槽車進站前應(yīng)在排氣管上安裝好防火罩，進站后應(yīng)按指定位置停車，用手閘制動，并熄滅引擎,并在車輪處放置固定塊。2作業(yè)前必須先接好平安地線，檢查好軟管及槽車接頭處有無水分，假設(shè)有積水必須清理干凈。3用防爆工具將液相軟管連接到槽車上，管道和管接頭及墊片連接必須牢靠，并應(yīng)排盡空氣。4卸車作業(yè)時，操作人員和槽車押運員均不得離開現(xiàn)場。在正常裝卸時，禁止起動車輛。5檢查槽車罐體、各閥門及液位計、壓力表、溫度計是否

36、正常，消防器材是否完好待用。6用儲罐內(nèi)的LNG對卸車臺液相管道進行預(yù)冷。7確認(rèn)除平安閥、平安閥第一道閥及進液閥必須的閥門以外的閥門全部關(guān)閉。在卸車操作時，儲罐升壓調(diào)節(jié)閥前閥應(yīng)關(guān)閉。8卸下軟管上的封堵，檢查軟管內(nèi)有無積水、灰塵及雜物，假設(shè)有必須清理干凈。9確認(rèn)LNG儲罐的進液緊急迫斷閥呈開啟狀態(tài)，確認(rèn)所有的平安閥與根部閥翻開。確認(rèn)儲罐下進液閥、上進液閥、氣相根部閥翻開。10翻開槽車緊急迫斷閥，檢查有無泄漏。11翻開卸車增壓器給槽車增壓，增至高于儲罐壓力0.2MPa以上一般升壓到0.6MPa。4.1.2 LNG液體卸車操作1做好卸車前的所有準(zhǔn)備工作并檢查無誤后準(zhǔn)備進入卸車流程，同時應(yīng)觀察LNG槽車

37、上的壓力狀況。2確認(rèn)卸車氣相放散線和儲罐底部進液閥門關(guān)閉，開啟卸車液相線和儲罐頂部進液線的閥門。3緩慢翻開LNG槽車氣相閥門，將LNG-101線初步預(yù)冷，假設(shè)儲罐壓力超過0.50.55MPa，翻開BOG加熱器E302后端調(diào)壓器旁通閥泄壓。4關(guān)閉LNG槽車氣相閥門，緩慢翻開槽車液相閥門，將卸車線冷透，并對LNG儲罐預(yù)冷，當(dāng)LNG儲罐有液位時，翻開儲罐底部進液線閥門，加速LNG進液，操作中注意LNG儲罐和LNG槽車壓力、壓力、液位的變化。5當(dāng)充裝到儲罐充裝量的75時，停止充裝5分鐘，待罐內(nèi)液面平靜后，翻開進液操作閥可繼續(xù)充裝。6卸車時經(jīng)常觀察進液罐和槽車的液位及壓力，將二者壓差控制在0.20.4M

38、Pa之間。發(fā)現(xiàn)漏氣、假液位、壓力過高、附件損壞以及有雜音，應(yīng)立即停止裝卸，查明原因，維修好，再進行裝卸。7槽車液位顯示趨于零且槽車壓力與儲罐壓力接近時視為卸液完畢，8LNG卸完后，關(guān)閉LNG槽車液相閥，翻開氣相閥，將液相管線中的LNG吹入儲罐，然后關(guān)閉罐頂部進液及底部進液線閥門及槽車氣相閥。9關(guān)閉卸車液相閥門，翻開卸車氣相放散線閥門，將軟管中天然氣放散掉。10取下軟管接頭和靜電接地線，示意LNG槽車駕駛員卸車完畢。11以上為1#儲罐卸車操作，2#4#儲罐與此類同。12LNG槽車如未帶自增壓器，可利用本站設(shè)置的卸車增壓氣化器。槽車液相經(jīng)卸車液相線等管線進入卸車增壓器氣化器，由氣相線對槽車進行增壓

39、。操作注意：0.2Mpa御車壓差0.4Mpa關(guān)注液位計及壓力，防止超液位，儲罐液位85%防止超壓,儲槽罐壓力0.5Mpa4.1.3 槽車余氣降壓回收：1翻開槽車氣相閥，關(guān)閉槽車液相閥，翻開卸車BOG放散管路閥門將槽車內(nèi)的氣體送至BOG氣化器，給槽車降壓，完畢后關(guān)閉槽車氣相閥門。2翻開卸車放散旁路閥,使卸車管內(nèi)的殘留液體慢慢氣化，真至卸車液相的管道結(jié)霜全部化掉。3上述過程完成后關(guān)閉卸車放散旁路閥。4.1.4卸車完成后的收尾工作：1檢查以下閥門處于關(guān)閉狀態(tài)槽車液相、氣相閥，放空閥及卸車區(qū)域除儀表閥、平安閥之外的所有閥門。2卸下軟管，將其封堵做好防雨措施。3卸下接地線4收回警示牌。5槽車啟動前，必須

40、確認(rèn)無泄漏。6核定卸車后的液位，與押運員在卸車操作記錄上簽字。7檢查現(xiàn)場，并在通風(fēng)510分鐘后，方可啟動行車。8凡出現(xiàn)雷雨、附近發(fā)生火災(zāi)，氣體泄漏、壓力異常及其它不平安因素時，應(yīng)立即停止裝卸作業(yè)。 4.1.5 LNG儲罐出液裝車操作(緊急情況下出液裝車)1LNG槽車?？亢笈c裝卸臺液相接頭及氣相接頭連接，同時連接好靜電接線。2確認(rèn)槽車自增壓系統(tǒng)關(guān)閉，翻開槽車氣相閥和卸車氣相放散管線閥門，經(jīng)BOG泄壓至0.30.35MPa(旁通閥操作，注意控制管網(wǎng)壓力)。3開啟儲罐自增壓系統(tǒng)，將儲罐壓力增加至0.50.55MPa。4翻開卸車止回閥管路的旁通閥門。5導(dǎo)通儲罐液相管線，翻開LNG槽車液相閥進液，操作中

41、注意槽車和儲罐的壓力和液位的變化。6 LNG裝完后，關(guān)閉儲罐底部進液線閥門，翻開儲罐頂部進液線閥門，將儲罐上進液管線中的液態(tài)LNG吹入槽車，然后關(guān)閉LNG槽車液相閥和儲罐上部進液線閥門。7關(guān)閉卸車液相線閥，翻開卸車氣相放散線閥門，將軟管中余氣放散掉。8取下軟管接頭和靜電接地線，示意LNG槽車駕駛員裝車完畢。4.1.6 LNG倒罐操作1開啟出液罐自增壓系統(tǒng)，將儲罐增壓至0.50.55MPa，開啟出液罐BOG系統(tǒng)調(diào)壓器旁通閥，將儲罐泄壓至0.350.38MPa，也可以開啟手動放空管線閥門泄壓(限量)。2確認(rèn)卸車液相線閥門關(guān)閉，翻開出液罐和進液罐底部進液閥，LNG開始倒罐，操作中注意兩罐壓力、液位變

42、化。3倒罐完成后，關(guān)閉出液罐和進液罐底部進液閥，翻開卸車液相線旁通閥及卸車氣相放散線閥門，將儲罐自增壓和BOG管線導(dǎo)通泄壓(經(jīng)BOG泄壓)。4泄壓完成后關(guān)閉相應(yīng)的閥門。5正常情況，儲罐內(nèi)應(yīng)保持不低于15%的LNG(觀察液位顯示、罐保持冷態(tài))。4.1.7儲罐自增壓氣化器操作1儲罐自增壓氣化器屬于空溫式氣化器，分兩組，一開一備。2確認(rèn)儲罐自增壓氣化器區(qū)域除儀表閥門外所有閥門處于關(guān)閉狀態(tài)。3緩慢翻開位于儲罐進液管線上的自增壓出液閥門。4緩慢翻開其中一臺增壓氣化器的入口閥門，使LNG液體進入增壓氣化器進行氣化。5翻開此次使用的增壓氣化器出氣口閥門。6翻開儲罐自增壓減壓閥組的入口閥門及出口閥門，并觀察壓

43、力表指示值。7LNG儲罐壓力低于0.3MPa時，增壓閥開啟，LNG經(jīng)儲罐自增壓氣化器將LNG氣化并返回至LNG儲罐，給儲罐增壓，儲罐壓力高于0.50.55MPa時增壓減壓閥關(guān)閉。2注意觀察儲罐壓力的變化(必要時手動操作泄壓)。4.1.8 BOG系統(tǒng)的操作1LNG儲罐壓力超過0.50.55MPa時，手動開啟BOG調(diào)壓器閥組，經(jīng)BOG氣化器氣化后進入氣相管線，假設(shè)冬季氣溫較低時需開啟蒸汽加熱水浴式復(fù)熱器進行加熱。2也可翻開BOG調(diào)壓器閥組的旁通閥，將BOG氣體排出至BOG氣化器入口進行氣化后送入下游管網(wǎng)。3遇緊急情況時，超壓可以翻開罐區(qū)的手動放空管線閥門，就地將BOG氣體通過EAG氣化器管線進行放

44、空卸壓限量。4裝卸液、倒罐管線中余液可進入BOG系統(tǒng)，經(jīng)BOG加熱器、復(fù)熱器、調(diào)壓計量后出站，以防止管路中液態(tài)膨脹。4.2 LNG氣化操作4.2.1 LNG氣化器操作1主氣化器屬于空溫式氣化器，分兩組，一開一備。2依次翻開出液儲罐的出液緊急迫斷閥及本次要使用的空溫氣化器入口緊急迫斷閥，使儲罐內(nèi)LNG經(jīng)出液管線到達空溫式氣化器。3首先將系統(tǒng)中進液、出液閥門關(guān)閉，然后緩慢翻開進液閥，當(dāng)管外出現(xiàn)結(jié)霜時，緩慢開啟出氣閥，直至氣化量到達要求后，穩(wěn)定閥門開度。4假設(shè)出氣管發(fā)現(xiàn)結(jié)霜，造成出氣溫度過低，說明進液量太大，必須立即關(guān)小進液閥，以防過液，并應(yīng)及時去除管外結(jié)霜增加通風(fēng)設(shè)備或采取其他相應(yīng)措施。5氣態(tài)天然

45、氣出站溫度低于-10(可調(diào)整)時，需翻開設(shè)置于空溫氣化器后出口管路下游的熱水循環(huán)式復(fù)熱器對氣化后的天然氣進行加熱。6兩組氣化器每68小時進行切換運行，視出口溫度和氣化器結(jié)冰情況調(diào)節(jié)切換時間7關(guān)閉LNG氣化系統(tǒng)時應(yīng)先關(guān)閉LNG罐出液閥，確認(rèn)出液管線無液體時依次關(guān)閉空溫式加熱氣化器進出口閥。4.3正常停車程序：1關(guān)閉儲罐根部閥下進液閥、 上進液閥 、 出液閥。2停車時間較短，其它閥門可維持現(xiàn)狀，維持系統(tǒng)壓力需防超壓。3如停車時間較長，先關(guān)閉出液閥，再將管內(nèi)壓力卸至0.1MPa后關(guān)閉其它閥門，需維持系統(tǒng)正壓。6假設(shè)停用后儲罐壓力升高，及時用BOG管線卸壓至管線或手動開啟放散閥通過EAG氣化器放散降壓

46、。7根據(jù)情況關(guān)閉其余氣、液管線閥門。8停車后儀表閥及平安閥根部閥，儲罐氣相根部閥需保持開啟狀態(tài)。5 單體設(shè)備操作規(guī)程5.1儲罐增壓操作程序1增壓系統(tǒng)為儲罐壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)，當(dāng)儲罐壓力低于設(shè)定值時，我們翻開增壓調(diào)節(jié)閥給儲罐增壓。2翻開儲罐增壓器液相閥LNG直接進入增壓氣化器，氣化后通過BOG進入儲罐。此時，應(yīng)密切觀察壓力，當(dāng)儲罐壓力到達所需值時，關(guān)閉增壓液相閥。3注意：LNG儲罐運行時，必須保證其液位15%，保證儲罐冷態(tài)運行；5.2儲罐出液操作程序5.2.1準(zhǔn)備工作：1檢查儲罐的壓力表、液位計、溫度計、可燃?xì)怏w檢測器和平安閥是否處于正常工作狀態(tài)。2檢查管路閥門、壓力表、平安閥是否處于正常工作狀態(tài)。3

47、準(zhǔn)備所用防爆工具以及穿戴好勞保用品。5.3氣化器平安操作程序1操作時首先將系統(tǒng)中進液、出液閥門關(guān)閉，然后緩慢翻開進液閥，當(dāng)管外出現(xiàn)結(jié)霜時，緩慢開啟出氣閥，直至氣化量到達要求后，穩(wěn)定閥門開度。2假設(shè)出氣管發(fā)現(xiàn)結(jié)霜，造成出氣溫度過低，說明進液量太大，必須立即關(guān)小進液閥，以防過液，并應(yīng)及時去除管外結(jié)霜增加通風(fēng)設(shè)備或采取其他相應(yīng)措施。3氣化器內(nèi)部要禁油，操作時應(yīng)戴好無油保溫手套，當(dāng)確定氣化器被油污染了，應(yīng)對換熱管進行清洗。可用6080熱水清洗，必須時用加熱至80100的氮氣吹掃，確認(rèn)無油吹干為止。4嚴(yán)重時，應(yīng)采用四氯化碳清洗，清洗時應(yīng)加強警覺，操作時氣味劇烈，應(yīng)戴上防毒面具。藥劑洗后用無油、無雜質(zhì)的清

48、水清洗，直至水中無藥劑成分為止，最后再用加溫至80100的氮氣吹除水分，確認(rèn)吹干為止。5每半年對氣化器及全站管線進行泄漏量檢查，并做好記錄5.4調(diào)壓計量撬操作規(guī)程5.4.1啟動準(zhǔn)備1調(diào)壓器啟動前，應(yīng)確認(rèn)調(diào)壓站的進、出口閥門均處于關(guān)閉狀態(tài)。2翻開所有儀表閥門、平安閥的根部閥。3關(guān)閉各排污閥門、手動放散閥門。3流量計按說明書要求做好啟動前準(zhǔn)備工作。4順時針方向調(diào)整自力式切斷閥調(diào)節(jié)螺栓至緊位置。4逆時針方向調(diào)整調(diào)壓器的調(diào)節(jié)彈簧螺栓至沒有力矩感。5.4.2調(diào)試1首先緩慢翻開調(diào)壓器入口閥門。2用專用工具順時針方向調(diào)整調(diào)壓器壓力調(diào)節(jié)螺栓。3觀察調(diào)壓器后壓力表參數(shù)是否到達設(shè)定值0.18Mpa。4逆時針方向調(diào)節(jié)自力式切斷閥調(diào)節(jié)螺栓直至切斷閥動作后，鎖緊調(diào)節(jié)螺栓上的螺母。5用專用工具逆時針方向調(diào)整調(diào)壓器壓力調(diào)節(jié)螺栓至沒有力矩感。6用專用工具順時針方向調(diào)整調(diào)壓器壓力調(diào)節(jié)螺栓。7觀察調(diào)壓器后壓力表參數(shù)是否到達設(shè)定值0.15Mpa。8緩慢翻開調(diào)壓器出口閥門并控制流量在一定范圍之內(nèi)。9在氣體流動的情況下再調(diào)整一下壓力直至穩(wěn)