LNG操作基础手册DOC.doc

目 录
1 关键设备设计参数 2
2 工艺步骤简述 3
3 控制及安全报警系统 3
3.1 压力测量点一览表 3
3.2 温度测量点一览表 5
3.3 气动截止阀设置一览表 5
3.4 可燃气体泄漏报警检测器设置一览表 6
3.5 ESD紧急切断开关设置一览表 7
3.6 安全阀设置一览表 8
3.7 远传报警控制系统 9
4 岗位操作 10
4.1 LNG卸车操作规程 10
4.2 LNG气化操作规程 12
4.3 LNG加液操作规程 13
5 安全管理制度 14
6. 故障处理 17
7. 安全须知 18
1 关键设备设计参数
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0.5MPa～1.0MPa，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0.6～0.7MPa，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
仪表风系统关键设备有空压机、干燥器、过滤器，螺杆式空压机排气量0.24m3/min，排气压力1.0MPa。
1.7 LNG加液机
LNG加液机流量范围0～150L/min，额定工作压力1.6MPa。
1.8 CNG加气机

2 工艺步骤简述
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LNG卸至LNG储罐中，加气时经过低温泵，将LNG储罐中LNG（饱和压力0.45～0.80MPa）经过加液机加入汽车车载气瓶里。
L-CNG加气装置工艺步骤则是储罐中饱和液体LNG经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，经过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
1
P01
低温潜液泵前压力
泵静止时0.5～1.0MPa
现场显示
PT01
低温潜液泵前压力

远传至控制室
2
P02
低温潜液泵后压力
泵静止时0.5～1.0MPa
现场显示
PT02
低温潜液泵后压力

远传至控制室
3
P03
LNG储罐
0.5～1.0MPa
现场显示
PT03
LNG储罐

远传至控制室
4
PT04
LNG储罐

远传至控制室
5
P51
低温高压柱塞泵后
上限小于22.0MPa
现场显示
PT51
低温高压柱塞泵后

远传至控制室
6
P203-1
1#空温式气化器前
上限小于22.0MPa
现场显示
P203-2
2#空温式气化器前
上限小于22.0MPa
现场显示
7
P204-1
1#空温式气化器后
上限小于22.0MPa
现场显示
PT204-1
1#空温式气化器后

远传至控制室
8
P204-2
2#空温式气化器后
上限小于22.0MPa
现场显示
PT204-2
2#空温式气化器后

远传至控制室
9
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
P54
高压储气瓶组
上限小于22.0MPa
现场显示

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
3
T101-1
1#低温高压柱塞泵

远传至控制室
T101-2
2#低温高压柱塞泵

远传至控制室
4
T202-1
1#空温式气化器后

远传至控制室
T202-2
2#空温式气化器后

远传至控制室
5
TI202-1
1#空温式气化器后
低于环境温度10℃以内
现场显示
TI202-2
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
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
9
GV31
1#低温高压柱塞泵进液
空气0.4MPa
远程控制，可手动操作
GV32
2#低温高压柱塞泵进液
空气0.4MPa
远程控制，可手动操作
10
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
GV34
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
11
GV35
1#空温式气化器进液
空气0.4MPa
远程控制，可手动操作
GV36
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
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

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
1
PSV-1A
LNG储罐
1.20MPa

PSV-1B
LNG储罐
1.20MPa

3
AC00
LNG储罐气相管线
1.76MPa

4
AC01
DN40气相增压管线
1.76MPa

5
AC02
LNG储罐出液管线
1.76MPa

6
AC03
增温加热器进液
1.76MPa

7
AC04
LNG储罐出液管线
1.76MPa

8
AC05
LNG低温泵回气
1.76MPa

9
AC06
LNG低温泵放空
1.76MPa

10
AC07
DN50卸液管线
1.76MPa

11
AC702
1#低温高压柱塞泵回气管线
1.76MPa

AC703
2#低温高压柱塞泵回气管线
1.76MPa

12
AC704
低温高压柱塞泵总回气管线
1.76MPa

13
AC705
1#低温高压柱塞泵出液管线
27.65MPa

AC706
2#低温高压柱塞泵出液管线
27.65MPa

14
AC707
空温式气化器进液管
27.65MPa

15
AC708
1#空温式气化器出口
27.65MPa

AC709
2#空温式气化器出口
27.65MPa

16
AC710
低压储气瓶组
25.0MPa

AC711
中压储气瓶组
25.0MPa

AC712
高压储气瓶组
25.0MPa

3.7 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，以预防储罐压力超高；
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，以预防该储罐液位过低或超高，确保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，以预防柱塞泵回气温度过高，确保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，以预防仪表风压力超高或过低，确保开启截止阀可正常开启、关闭。
3.7.2 紧急切断阀控制
紧急切断阀为气开，由设置在控制室周围空压机组为其提供动力气源，仪表风压力范围为0.3MPa～1.0MPa，紧急切断阀关闭延迟时间不超出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℃，不良操作会造成设备、管线或人员严重损坏或损伤。所以，LNG、L-CNG加气站操作人员必需养成良好操作习惯，严格遵守操作规程和安全要求，在操作中应穿戴必需劳防用具，注意观察设备压力、温度、液位参数。熟悉本站工艺步骤，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。
对加气站操作人员要求：“四懂”懂性能、懂原理、懂结构、懂工艺步骤；“三会”会操作、会保养、会排除故障。
LNG、L-CNG加气站操作关键分为三类：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
卸车台至罐区各项操作由站内值班人员完成，槽车操作由司机和押运人员完成。
4.1.2准备工作
4.1.2.1 首先检验LNG撬体放空阀是否全部关闭。
4.1.2.2关闭低温撬泵到LNG加液机出液截止阀（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），让储罐压力经过气象管（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0.6～0.65Mpa之间时，且泵进出口温度达成-110度并保持有2～3分钟后开启潜液泵卸液。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0.3～0.4Mpa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，放空过程中应亲密观察泵前、后压力改变，当泵后压力稳定后即可关闭截止阀（V106），并将频率调整至85HZ。在此过程中应注意观察并保持槽车压力在0.65～0.70Mpa之间。
4.1.3.7 当槽车压力下降至0.6Mpa以下，槽车中液仍未卸完时，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），储罐液经过汽化器（E001）继续给槽车增压并保持槽车压力在0.65～0.70Mpa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），并将频率调整降至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）以达成泵后压力稳定，当泵前、后压力无压差且稳定时，可判定卸液完成。
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 检验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 最终卸下接地线，卸车工作完成。
4.1.4.4 观察LNG罐压力是否正常，统计LNG储罐液位，撤掉三角垫木，和押车人员做好相关统计。
4.2 LNG气化操作规程
4.2.1 确定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，确定气化器进、出口全部阀门处于开启状态后开启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、出口管上压力和温度改变，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 监测相关指标。
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检验确定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。
4.3.2 加液操作
4.3.2.1 引导加液车辆就位，提醒司机打开车辆加液盖，放置三角垫木固定车辆，将接地线和加液车辆连接。
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，吹扫完成后可靠连接。
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 加气过程中亲密注意钢瓶压力，充装靠近结束时，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，不得用锤或其它物件敲击。
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、回气枪放回加气机对应位置，取掉三角垫木，拆下接地线，通知司机加气完成，提醒司机关好加液盖，并做好相关统计。
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需严格实施进站须知。
5.1.2 确保LNG、LCNG设备安全运行
5.1.2.1 储罐不得超量、超压存放，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。
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需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，预防管道超压运行。
5.1.2.7 站区消防设施（泡沫灭火器、干粉灭火系统等）要确保完好可用。
5.1.2.8 站区内需动火施工时，必需填写动火申请，得到主管领导同意后方
可实施。同时应作好对应防护方法。
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统计，加气高峰期确保值班人
员对设备区进行连续监测。
5.2.2 巡检范围及次序：
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
油位是否在要求液位位置；柱塞泵出口压力是否正常（打压上限不超出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珠凝结、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（打压上限不超出22.0Mpa）；出口压力是否正常（打压上限不超出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。

5.3 LNG、L-CNG站设备及安全附件定时检验要求
5.3.1 压力表六个月校验一次；（资质单位）
5.3.2 安全阀每十二个月校验一次；（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 消防设施每三个月检验、演练一次；（企业组织）
5.3.5 油漆、标志每十二个月刷新一次；

6. 故障处理
6.1 储罐压力过高
序号
可能出现故障
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
槽车立即泄压
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
和储罐制造厂家联络
6.2 罐体出现冒汗结霜现象
序号
可能出现故障
处 理 方 法
1
储罐真空度受到破坏
和储罐制造厂家联络
2
储罐绝热性能故障
和储罐制造厂家联络
6.3 安全阀起跳
序号
可能出现故障
处 理 方 法
1
LNG储罐安全阀起跳
立即手动放空、加速泄压，分析储罐超压原因，并立即处理
2
管路安全阀起跳
立即打开管线上下游阀门、平衡压力
△注意：问题处理完成，提议重新调校安全阀，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
将泄漏法兰进行紧固，若紧不住则关闭该泄漏法兰上下游阀门，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，因为低温阀门是软密封结构，能够先用扳手加力紧，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，通常采取紧固方法处理或更换填料。
6.6 气动阀门打不开
序号
可能出现故障
处 理 方 法
1
气动阀门打不开
检验空气压力是否低于0.4MPa
压力不足需调整压力
7. 安全须知
7.1 液化天然气安全知识
关键物理参数
序号
物理参数
数 值
1
分子量
16.85
2
气化温度
-162.3℃（常压1.053bar）
3
临界温度
-66.52℃
4
冰点
-66.52℃
5
液相密度
460 Kg/m3（15.5℃）
6
气相密度
0.754 Kg/Nm3
7
蒸汽密度和空气密度比值
0.6
8
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/Nm3）
11
气化潜热
0.51MJ/Kg(120Kcal/Kg）
12
运动粘度
12.07210-6 m2/s
13
燃烧势
45.18 CP
14
华白数
54.23 MJ / m3
15
爆炸极限
上限 14.6%
下限 4.6 %
注意：液化天然气表现实状况态:无色无味液态；其危害性极易燃烧、爆炸或造成窒息。

液化天然气对人体影响：
序号
人体部位
表 现 特 征
紧 急 救 护
1
皮肤
液体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40～50℃温水中浸渍，达成解冻目标并立即就医诊疗
2
眼睛
液体飞溅沫进入眼睛会造成严重永久性伤害
用水进行冲洗，立即就医诊疗
3
吸入
引发头痛、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场所，必需时进行人工呼吸，立即送入医院诊疗
注意：装卸低温液体时应注意不要使其飞溅或溢出，通常有可能接触到液体、冷管道、冷设备和冷气体身体部位均应加以保护。裤脚应包在靴子外面或盖到鞋子上面，以避免溅落液体冻伤皮肤。

7.2 安全操作注意事项
7.2.1 处理LNG时必需戴上防护镜和聚乙烯或皮质手套，若蒸汽浓度较高，必需带上呼吸装置。
7.2.2 发生大泄漏，立即关断上游阀门，现场泡沫覆盖，并立即拨打119，应避免和LNG接触，并设法控制LNG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 操作人员必需穿戴好防护用具。
7.2.5 装置区内阀门管线，尤其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储罐最近阀门通常为常开阀门，第二阀门为常常性操作阀门。
7.2.10 任何情况下，严禁水份、油份、机械杂质进入管路，以免堵塞管路。
7.2.11 严禁敲打或用火烘烤冷冻部位，也不得用水喷淋，应避免用热气加热解冻。
7.2.12 卸车操作时应注意保护低温软管，避免踩踏。
7.2.13 装置区内自动调整阀门和仪表严禁随便调整，严禁随意按停ESD紧急停止按钮
7.2.14 卸车时，应注意车辆移动，以免拉断软管，造成大量LNG泄漏。
7.2.15 操作区内严禁闲杂人等进入。