武汉天然气气化站预冷专项方案.doc

武汉天然气LNG气化站
工艺系统预冷方案

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二〇一二年十月十日
武汉天然气平安铺LNG气化站工艺系统预冷方案
一、LNG气化站工艺系统预冷目地、范畴与基本规定
1.预冷目：检查和测试低温设备与管道低温性能，涉及：
（1）检查储罐、管道、管件、法兰、阀门、管托、仪表等低温设备和材料产品质量。
（2）检查焊接质量。
（3）检查管道冷缩量和管托支撑变化。
（4）检查低温阀门密封性。
（5）使储罐达到工作状态，测试储罐真空性能，为储罐进LNG 做准备。
2. 预冷范畴：
涉及LNG低温贮罐、贮罐自增压器、卸车增压器、空温式气化器、复热式气化器及卸车区、贮罐区、气化区低温液相、气相管道、管件、法兰、阀门和仪表等。
3.预冷基本规定：
预冷基本规定是：为防止预冷时因温度变化过快、热应力过大而使材料或连接部位产生损坏，应严格控制预冷系统温度下降速率即预冷时储罐和管道温度要逐渐减少，必要避免急冷，防止温度骤降对设备和管件导致损伤，本项目预冷时冷却速率拟定为≤50℃/h。
二、预冷前准备
（一）、组织准备
1.预冷前，成立平安铺LNG项目预冷指挥部，其组织架构如下：
2.工作职责
（1总指挥：
工作职责为负责整个预冷工作指挥，重大事项决策等。
（2）副总指挥：
工作职责为：配合总指挥进行预冷工作组织、协调、指挥，与现场指挥制定预冷工艺流程、操作方案、紧急状况解决方案等。
（3）现场指挥：
工作职责为：配合副总指挥主持制定预冷工艺流程、操作方案、紧急状况解决方案，现场指挥安装队实行预冷方案。
（4）操作组：操作组由中石化江汉油建公司项目部安装有关人员构成，人数？人。
工作职责为：熟悉、掌握预冷、置换工艺流程和执行操作方案操作环节、规定等。

总指挥

副总指挥

副总指挥

现场指挥

后勤保障组

维修组

测量组

物料采购组
操作组
卸车台：易明洁 张标，
1 ，4# 罐：程建国 张剑。
2 ，5# 罐：熊安乐 高翔，
3 ，6 # 罐：华文辉 陈锦，
气化区：高亮， 陈军，

（5）测量组：测量组由武汉市天然气公司和中石化江汉油建公司项目部有关人员共同构成，人数4人。
工作职责为：测量氧气浓度、LNG 储罐外壁温度、LNG 储罐溢流口露点温度、低温工艺管道保温支撑位移、LNG 储罐垂直度和沉降，法兰连接部位、低温阀门密封部位和低温管线连接部位螺纹丝口泄漏测量、螺栓预紧力与否变小等。
（6）维修组：维修组由中石化江汉油建公司项目部安装人员担任，人数3人。
工作职责为：解决预冷、置换过程中各种异常状况等。
（7）后勤保障组：后勤保障组由中石化江汉油建公司项目部人员构成，人数2人。
工作职责为：联系本地医院，在预冷、置换过程中配合医院解决冻伤事故等；
（8）物料采购组：物料采购组由中石化江汉油建公司与中石化江汉油建公司项目部人员共同构成，人数3人。
中石化江汉油建公司项目部人员负责联系预冷、置换用低温液氮，采购预冷、置换用仪器、劳动防护用品等，仪器重要为氧气分析仪、红外线温度探测仪等，劳动防护用品重要为低温手套、安全帽等；
武汉市天然气公司人员负责联系各设备供应商在预冷期间必要到达现场解决关于设备事宜。
（9）IT组：负责配合整个预冷过程中自控系统调试，温度、压力、液位等数据与现场仪表比对状况，消防、报警控制系统正常运营。
（10）设备供应商：工作职责为配合建设单位和施工单位进行预冷、置换工作，解决和判断预冷、置换过程中设备浮现各类异常状况等。
（二）物资准备
1.低温液氮75m3（约60吨）。
2.露点仪、便携式热电偶测温仪、便携式氧气分析仪、水平仪。
3.铜制紧固工具、检漏用肥皂水。
4. 两套变径法兰短管：DN50/32两端法兰，长度150mm
5.预冷人员所需工作服、工作鞋、安全帽、防冻手套。
6.对讲机8台。
7.有关阀门密封件备件（由工程部提供）。
8. 抢修车辆（双排座、中客车）2部，指挥车1台；
（三）工艺系统必要达到如下条件
1.平安铺LNG 气化站现场除保冷工程外所有工程必要所有完毕，涉及土建工程、安装工程、消防系统、自控系统及配电系统等。
2. 平安铺LNG 气化站所有设备单项调试以及整个系统调试已经完毕，防雷、防静电等各类测试已经合格。
3.整个工艺系统强度实验、气密性实验和用干净无油压缩空气吹扫所有合格。
4.储罐和管道安全阀、压力表须安装完毕且校验合格，站区、设备卫生整洁，过桥与操作平台已安装好。
5.LNG 储罐真空度由供应商检测合格并提供记录。
6.各设备供应商在预冷和置换期间必要到达现场。
7.武汉市天然气公司、成都万图监理公司、中石化江汉油建项目部组织人员依照施工图纸在现场检查施工质量、施工内容，对存在问题已及时进行了整治。
8.检查阀门，确认整个需预冷工艺系统所有阀门都处在关闭状态。
9.确认放散系统所有阀门盲板已拆除，储罐EAG放散系统畅通。
10.所有安全阀根部阀，储罐降压调节阀先后阀所有启动。
11.所有压力表根部阀所有启动，储罐液位计根部阀、气液平衡阀启动。
12.已用干燥氮气置换了管道、设备内空气，水分含量应为露点仪显示水露点为-65℃，视为合格。（防止预冷时阀门处有凝结水而冻住阀门）。
（四）操作要点：
⑴卸车区至罐区阀门要按规定依次启动，并随时观测储罐压力。
⑵紧急切断阀先用手动启动。
⑶站内所有阀门，操作人员必要接到指令后再操作。
⑷操作人员注意监控温度、压力变化随时报告，同步按指令进行操作。
⑸预冷操作前必要检查确认所有阀门（安全阀根部阀，储罐根部阀除外）处在关闭状态，所有安全阀根部阀、储罐根部阀所有打开。
⑹阀门启动顺序是从介质下游依次向上启动，关闭从上往下依次关闭。启动阀门时要从小到大慢慢分级启动，不能一下全开，关闭阀门时感觉关住就可以，不要强力关闭。
⑺阀门操作有问题及需要维修时，请现场阀门厂家进行有关操作。
（五）制定操作方案
1. 武汉市天然气公司、成都万图监理公司、中石化江汉油建项目部共同组织人员依照预冷和置换范畴，制定出详细、精确、可行预冷和置换工艺流程和操作方案。
2.置换规定：用低温氮气对低温贮罐、管线进行吹扫，进一步去除水份并置换空气，检查原则是使用露点仪在排放口或储罐溢流阀出口检测置换气体温度达到-30 与-40℃之间，管道无水、无杂质颗粒为合格。
3.预冷原则：预冷时储罐和管道温度要逐渐减少，避免急冷，防止温度骤降对设备和管件导致损伤。依照关于操作经验，冷却速率在50℃／h 较安全。
4.液氮预冷时需要通过储罐气相管放散低温氮气，低温氮气可以通过与其她储罐相连气相管道，对其她储罐进行预冷以节约液氮。
三、LNG储罐预冷环节
（一）系统置换
1. 系统预冷前，应对储罐、管道系统进行置换。
2. 置换时应采用干燥氮气对系统进行吹扫，排出储罐及各管道、阀门（涉及各仪表导压管）中潮湿空气和固体颗粒，每根管道应轮流排气。
3. 吹扫结束后，需将各阀门关闭，且罐内保持5～10Kpa 微正压，以免潮湿空气进入罐内。
（二）、系统预冷重要环节
1.低温氮气预冷
(1) 槽车与卸车台连接
卸下卸车软管封堵，检查管内有无雨水、垃圾等杂物，若有，清除干净。用防爆工具将液氮槽车卸车口与卸车台LNG进液接口连接。（负责人：卸车员）
(2) 槽车自增压至0.6MPa
检查软管连接处有无泄漏，通过槽车自增压器将槽车压力升高至0.6Mpa左右。
(3)低温氮气预冷储罐
打开进液管阀门，慢慢打开槽车上气相阀。向储罐内缓慢冲入低温氮气，待储罐压力上升至0．2MPa 时关闭卸车台进液阀门，储罐保冷15min 后打开1#储罐出液阀，4#储罐出液阀，让1#罐低温氮气给4#储罐预冷。此后1#储罐升降压重复进行，直至达到-40℃。
注：卸车台预冷和1#储罐（4#）同步进行，储罐被低温氮气预冷至-40℃后，再更换另一台卸车增压器预冷。
进液阀

手动放散阀
BOG手动调节阀
出液阀
溢流阀
进液总阀
上进液阀
下进液阀

低温氮气进储罐详细环节为：
打开卸车台进液阀，慢慢打开槽车液相阀门→打开1#储罐上进液阀、下进液阀同步进气→通过106管线（进液管）向储罐内缓慢充入低温氮气，待1#储罐压力达至0.2MPa～0.3MPa→关闭卸车台进气阀、1#储罐上、下进液阀，储罐保冷15min →打开1#储罐出液阀、4#储罐出液阀门使氮气导入4#储罐→待1#储罐压力降至0.002MPa关闭1#储罐出液阀→打开4#储罐BOG管手动调节阀排出氮气（可交替使用储罐手动放散阀放散）→进入201管线→进入BOG加热器→启动BOG气化器后端安全阀旁通阀→由放散管排空氮气（应测量氮气温度，控制低温氮气温度高于-20℃且低于0℃，以免破坏常温碳钢管道）
重复上述操作，待1#储罐预冷至-40℃，对4#储罐进行预冷。
(4)判断储罐降温至-40℃
判断储罐内部温度，缓慢打开溢流阀，放出适量气体，用温度计每10分钟测量一次，1#储罐降至－40℃时完毕第一步。（无法测量温度时，以阀门出口凝霜为根据）。
注：由放散管排空氮气，排空之迈进入常温工艺管道对管道进行干燥，是节约氮气，实现低温能量“梯级运用”办法。
按照上述办法对2#储罐和5#储罐，3#储罐和6#储罐重复进行。即任何一台储罐，先充入低温氮气预冷，然后再充入液氮预冷，重复进行，直至６台储罐都按照上述办法预冷完毕为止。
2.再用液氮预冷LNG储罐
(1)使用储罐液位计
打开储罐手动放散阀，将储罐压力放散至微正压，关闭下进液阀。关闭液位计平衡阀，使用液位计。
(2)通过上进液预冷储罐
对接卸车台进液管和槽车液相管，槽车进行自增压。缓慢打开槽车液相阀至较小开度，使液氮从储罐上进液管线缓慢进入。控制卸车台阀门开度使压力保持在0．3MPa。储罐压力升高至0．2 MPa—0．3MPa时，要及时关闭卸车台阀门，打开储罐出液阀门向相邻储罐进气预冷。重复进行此操作。
(3) 温度达-100℃，上下同步进液
通过溢流阀放出气体，测量温度达到-100℃如下时，同步液位计有液位批示，可缓慢打开储罐下进液管线，采用上、下进液管线同步进液至液位高度1.5m。进液过程中要密切观测并记录储罐压力，防止压力升高（不超过0.3MPa）。
压力升高要及时关闭下部进液阀，打开手动放散阀降压。用手感觉储罐外体温度，确认储罐无问题。
(4)液位达1.5m，结束进液
储罐液位计达到一定值时，进液结束（液位计为1.5m）。
(5)回收管道残液
进液任务完毕后，关闭槽车液相阀门，向储罐回收卸液管线中液氮。
(6)关闭槽车阀门及卸车台卸液阀门，进液管线表面无霜，恢复常温时即为进液完毕，此时可卸下软管，注意轻拿轻放，人员要躲开。
(7) 待进液管道恢复常温后再关闭储罐气相手动放散阀、储罐下部进液阀、储罐上部进液阀。
(8)运用储罐内液氮对储罐增压器、空温式气化器及其低温管道进行预冷。
储罐
手动放散阀
BOG手动调节阀
出液阀
溢流阀
进液总阀
上进液阀
下进液阀

结合现场管线和阀门位号，实际操作环节为：
（1）将106管线输液软管与液氮槽车可靠连接。
（2）打开卸车台进液阀，1#储罐上进液阀门→同步缓慢打开槽车液相阀门至较小开度→使少量液氮从1#储罐上部进入→控制卸车台106管线进液阀门开度，使其保持较小开度，使卸车台压力保持在0.3MPa→当1#储罐压力升至0.2～0.3MPa时，及时关闭卸车台进液阀门→1储罐保冷15分钟→打开1#储罐出液阀， 4#储罐出液阀，向4#储罐进气预冷→待1#储罐降压至0.002MPa时，关闭1#储罐出液阀，打开4#储罐手动放散阀，将气体通过EAG管路放散（与打开BOG手动阀至BOG气化器交替放散）。
重复上述操作至1#储罐降温至-100℃ 。
通过打开溢流阀，使用测温仪检测温度降至-100℃后→启动上、下进液阀同步对1#储罐进液→进液10分钟左右关闭液位计平衡阀，观测液位计与否有读数→进液至液位1.5m时结束→关闭1＃储罐进液紧急切断阀后上下进液控制阀，向4＃（5#、6#）储罐充装液氮，办法同1# 储罐，由于不能将氮气导至相邻储罐预冷，直接通过手动放散阀将氮气放散。
（3）在上述过程进行时，同步检查液相管道阀门有无泄漏状况，如有泄漏关闭槽车出液阀，解决后再缓慢打开。
（4）在上述过程进行时，观测1#储罐压力，如压力上升过快，先关闭槽车出液阀，待压力平稳后再慢慢打开。
（5）按上述环节，依次向各组储罐充装液氮至液位计显示1.5m。
（6）充装完毕后，将液位计、压力表之接头松开，并打开其根部阀门，待有气吹出3～4秒后关闭，并重复3次以上后将上述接头重新连接牢固。
注：各储罐充装液氮过程可同步完毕进液管线、放散管线、EAG加热器预冷，进液过程中应及时检查在线设备、管道、焊缝、阀门与否运营正常。
3.进行LNG气化器、储罐自增压气化器、潜液泵、105管线、108管线（即出液管线及储罐自增压管线）及其她管道、设备低温氮气预冷。详细操作如下：
3.1预冷储罐自增压器
（1）打开储罐手动放散阀，将储罐内压力降到0.4MPa如下→开202储罐增压回路截止阀（自增压出口阀）→打开自增压手动调节阀→缓慢打开储罐底部进液阀至全开→微开105管线自增压入口阀，增压器开始预冷，观测升压调节阀与否启动，储罐压力与否上升。
储罐
（2）确认储罐压力开始上升后，慢慢全启自增压入口阀→微启自增压器液相连通阀、气相连通阀，预冷增压器连通管→若储罐压力达到设定值，升压调节阀将自动关闭→慢慢打开储罐手动放散阀，排出氮气将压力降至0.4MPa如下。

自增压器
储罐手动放散阀
手动放散阀
手动放散阀
自增压手动调节阀
气相连通阀
液相连通阀
自增压入口阀
自增压出口阀

（3）重复上述操作，直至自增压器液相管下部结霜，持续0.5小时左右，并确认管道、增压器无异常。
（4 ）增压器预冷完毕。关闭下进液控制阀和自增压出口阀，打开增压器气相连通管上手动放散阀及自增压回路上手动放散阀，对自增压管路降压放散，待其她管道恢复常温后，再关闭所有阀门。
其她储罐自增压器同样按上述操作进行自增压。
4.2预冷潜液泵、出液管及空温式气化器
4.2.1预冷潜液泵
打开LNG气化器出口放散管手动放散阀→打开103管线（出液至气化器管线）LNG气化器进口紧急切断阀→打开气化器进口截止阀→打开潜液泵进口阀、回流阀、排气总阀及排气阀→打开储罐出液紧急切断阀→缓慢打开储罐出液阀门，充至潜液泵池温度传感器显示为-110℃（预冷时间不短于30分钟）→打开潜液泵排污阀排气，直至有液体流出，关闭该阀门。
注：当预冷另一台潜液泵时，同步将空温式气化器切换到另一路
4.2.2运营潜液泵，预冷空温式气化器
①泵预冷完毕，设定其出口压力为0.8MPa（待定），启动潜液泵→潜液泵先打回流，等压力至指定压力后，慢慢关闭回流阀，同步打开潜液泵出口阀→运营3分钟（出液约0.75方）后停止潜液泵，关闭储罐出液阀门，待管道和泵恢复常温后，关闭潜液泵进出口阀门，但保持潜液泵回气阀处在启动状态。
4.2.3预冷出液旁通管
②打开储罐出液阀→缓慢打开潜液泵旁通路阀门。直至空温式气化器液相管下部结霜，持续0.5小时左右，并确认管道、气化器无异常。
潜液泵
泵排污阀
出液阀
排气阀
回流阀
出液旁通阀
泵出口阀
泵入口阀
排气总阀

5. 201、205管线（BOG管线）、BOG加热器低温氮气预冷
5.1 201、205管线预冷
打开1－2#卸车台201管线截止阀→关闭LNG储罐401管手动放散阀、BOG加热器前端阀门→开LNG储罐201管路BOG手动调节阀门，自储罐向工艺装置区供气→由卸车台201管口排气→卸车台201管预冷结束后，阀门关闭复位。
5.2 预冷BOG气化器
打开BOG气化器前控制阀→打开BOG气化器后手动放散阀→关LNG储罐401管手动放散阀→开LNG储罐201管路BOG手动调节阀自储罐向工艺装置区205管线、BOG气化器供气→由BOG气化器后402放散管手动放散→预冷完毕后，阀门关闭复位。
四、液氮泄漏时解决办法：（解决人员须穿戴低温防护服、面罩、低温手套）
1、阀门泄漏时，如加快后来依然泄漏，必要及时切断泄漏点先后阀门，待残液泄漏完毕后检修阀门。
2、管道法兰连接处泄漏时，如加快后来依然泄漏必要及时切断泄漏点先后阀门，待残液泄漏完毕后更换垫片。
3、管道焊缝连接处泄漏时，必要及时切断泄漏点先后阀门，待残液泄漏完毕恢复常温后补焊，焊后冷却后再通液氮实验。
4、罐体发生泄漏时，尽量将罐内液体倒入另一种罐内，切断泄漏罐所有阀门，告知制造厂前来解决。
五、预冷过程中检查事项
1.检查低温材料与否存在低温开裂现象。
2.检查低温工艺管道焊接部位有无裂纹，特别是法兰焊接部位应重点检查。
3.检查低温工艺管道冷缩量和管托支撑变化状况与否在容许范畴内。
4.检查低温阀门密封可靠性和灵活性，确认其有无被冻伤。
5.检查法兰连接部位与否泄漏，螺栓与否因冷缩而使预紧力减小。
6.预冷期间，工艺系统那里浮现“白雾”，那里就有泄漏点，及时做出标记，上报预冷指挥部，按领导排查处置指令进行解决。
7.液氮在储罐内放置48h～72h，观测液位变化与压力上升状况，同步检测储罐预冷先后真空度变化，综合评价储罐性能。
六、预冷安全事项
1.在预冷操作中要注意阀门关闭顺序，禁止浮现低温液体被封闭状况，由于在密闭空间内液氮吸取外部热量将导致压力急剧上升。
2.注意检查软管连接处与否存在泄漏，无关人员应远离此处。
3.注意观测管道与储罐压力上升状况。
4.注意检查安全阀后有无结霜状况。
5.所有参加预冷人员必要坚守岗位，听从指挥，不得擅自离岗。
七、预冷应急预案
1.预冷过程中，一旦发生管道泄漏，应先停止充液，关闭储罐进出液阀门，排空管道中残液，关闭相应管段阀门，预冷人员应迅速撤离至泄漏点3m之外，以防止冻伤。
2.在进液过程中，如储罐浮现异常状况，应及时告知业主现场代表和总监理，等待业主批示。如果储罐压力异常升高，应及时关闭槽车气、液相充装阀，打开储罐进、出液阀、溢流阀、手动BOG阀门和手动EAG阀门，进行排放。
3.现场人员如不慎发生冻伤、碰伤等事故，应及时给冻伤人员换上温暖干燥衣物或用温暖毯子包裹冻伤者。将冻伤部位放入温水中慢慢加温，仔细调节温度，使其保持在38-43℃，有条件可给冻伤者饮用热饮；简朴治疗后及时送往武汉市医院救治，状况严重者及时送往医院救治。
4.预冷之前，每种规格型号不锈钢管件都准备2件备用件，预冷期间一旦发生管件破裂现象（低温预冷介质以“白雾”状态喷出），应及时停止预冷，排空低温预冷介质（通过倒罐管线，将低温介质排空至相邻储罐和管道），然后更换冻裂管件。
5． 现场配备车辆。