最全、最规整的应急气源LNG气化混煤气操作规程XXXX111

1、xx燃气集团有限公司xx制气厂应急气源站操作规程（试用版）二零一三年十二月十二日第 3 页前言香周制气厂建于1957年，现生产能力32万m3/d，供中心城区城市燃气用户用气。制气设备有机械发生炉（W-G）型5台，单台生产能力约0.5万m3/d.台，正常供气条件下为2开3备，发生炉煤气热值4.75MJ/m3。香周制气厂2002年10月份引进大连石油化工公司干气，供气规模为：5t/h;即6500Nm3/ h(1300Nm3/t)，石油干气热值约为28.13MJ/m3，日供干气能力可达15.6万m3/d。发生炉煤气和石油干气的混合气体用撬装CNG天然气掺混增热，掺混后的混合燃气热值达到14.7 14

2、.9MJ/m3,然后经计量加压外供燃气用户。由于冬季掺混气量不能满足城市用气需求，CNG的供气规模受到气源和冬季冰雪气象条件制约，造成的道路不通等等因素影响，使得节假日高峰期，燃气供需矛盾逐步凸显。为实现大连城市燃气由煤制气时代安全、稳妥的过渡到清洁能源天然气时代，大连市燃气集团决定拟在香周制气厂场内建设应急气源站工程，设置LNG释放气化站；发生炉煤气；石油干气和天然气（CNG或LNG）混气撬；混合燃气压缩机房等生产和生产辅助设施，充分利用现有的制气设备的产气能力，使香周制气厂供气能力达到50万m3/d的规模，掺混后的燃气各项指标与现状供气指标一致，符合现行的国家标准要求，掺混气热值达到14.

3、714.9MJ/m3。大连燃气集团香周制气厂应急气源站操作规程目 录1工艺参数说明21.1设计压力22工艺介绍22.1 LNG区域工艺介绍22.2 混气工艺流程介绍62.3混气撬工艺参数72.4工艺监控和运行安全联锁介绍82.5压力测量点一览表92.6液位测量点一览表112.7温度测量点一览表112.8控制阀设置一览表122.9流量计设置一览表132.10可燃气体泄漏报警检测器设置一览表132.11安全阀设置一览表143远传报警控制系统说明153.1压力报警系统153.2温度报警系统163.3储罐液位控制系统173.4紧急切断阀控制174 LNG区域操作1741 LNG液体装卸及倒罐操作174

4、.2 LNG气化操作214.3正常停车程序：225 单体设备操作规程225.1储罐增压操作程序225.2储罐出液操作程序225.3气化器安全操作程序225.4调压计量撬操作规程235.5冷却水循环系统操作规程245.6随动流量混气撬操作规程245.7.热值仪操作规程265.8中央控制系统操作规程585.9氮气瓶组操作规程595.10电气系统操作规程595.11压缩机室操作规程675.12消防系统操作规程786事故处理及应急处理预案816.1事故处理816.2 LNG气化站应急预案826.3事故应急预案837安全操作规程847.1安全管理制度847.2设备管理安全规程858、生产岗位八项管理制度

5、868.1岗位责任制868.2交接班制878.3巡回检查制878.4设备维护保养制888.5安全生产责任制888.6质量负责制898.7岗位练兵制909附表和附图919.1操作票919.2液化天然气的安全知识929.3液化天然气对人体的影响：931工艺参数说明1.1设计压力LNG槽车卸车压力：0.60MPaLNG卧式真空储罐：设计压力0.66MPa 正常工作压力0.4-0.55MPaBOG系统：设计压力1.6MPa，最高工作压力0.65MPaEAG系统：设计压力1.6MPa，最高工作压力0.68MPa；空温气化器系统：设计压力1.6MPa，最高工作压力0.6MPa；LNG站输出：设计压力0.4

6、MPa，最高工作压力0.150.2MPa；2.2设计温度LNG低温部分：-196LNG空温式气化器后：-20-+502.3设计流量高峰小时供气量：2000Nm3/h2工艺介绍2.1 LNG区域工艺介绍2.1.1工艺流程介绍（1）、卸车过程LNG槽车或LNG集装箱车将LNG通过公路运输至本站后，在卸气台通过槽车自带的增压器或站内的卸车增压器对槽车储罐增压，利用压差将LNG卸至站内低温储罐内储存（储罐设计压力为0.66MPa，卸车时储罐工作压力为0.40.5MPa）；储罐储存期间压力保持在0.40.5Mpa，储存温度为-150左右。（2）、气化过程储罐内的LNG利用储罐自增压气化器升压，将罐内压力

7、升至所需的工作压力（0.40.5MPa），利用储罐自身压力，将液态LNG送至空温式气化器进行气化，气化后的天然气经过调压、计量、后与发生炉煤气进行掺混，天然气调压撬出口供气压力约为0.15MPa。工艺流程方框图如下：LNG槽车卸车台LNG储罐空温式气化器NG+BOG复热器调压计量装置混气储罐自增压器BOG加热器2.12 LNG区域主要工艺设备介绍（1）LNG储罐本站LNG储罐设计总容量按储存34天平均日用气量计算确定，本站平均日用气量为4.8万Nm3/d(2000Nm3/h)，折合液态LNG约67m3/，4天的储存量为268m3，设置55m3卧式贮罐台，有效储存容量198m3，实际储存天数为3

8、.2天。 55 m3地上卧式储罐主要技术特性 容器类别类设计压力0.66MPa最高工作压力0.55MPa内胆工作温度-162.3有效容积55.563充装系数0.90日蒸发率<0.327%（2）卸车增压气化器由于LNG低温槽车上不配设罐车加压装置，因此在站内设置卸车增压气化器设备，设置300Nm3/h空温式气化器2台，LNG进气化器温度为-162，NG出气化器温度为-145，将LNG槽车罐内压力增至0.65Mpa，站内设置2个卸车车位。设计压力：1.6MPa工作压力：0.65MPa运行进口温度：-162运行出口温度：-145（3）储罐增压气化器储罐增压气化器的作用是保证储罐在工作状态下保持

9、储罐内压力保持在0.50.6MPa，保证气化压力稳定，按本站气化量为2000m3/h，储罐需补气量为120m3/h，考虑本站连续工作的特性，设置两台200m3/h空温式储罐升压气化器，LNG进气化器温度为-162，NG出气化器温度为-145。设计压力：1.6MPa工作压力：0.6MPa运行进口温度：-162运行出口温度：-145（4）空温式气化器本站高峰小时计算流量为2000Nm3/h，设置2台2000Nm3/h空温式气化器，1台工作，1台备用，空温式气化器连续工作时间为6-8，每6左右进行切换。设计压力：1.6MPa工作压力：0.6MPa运行进口温度：-162运行出口温度：（环境温度10）（

10、5）BOG空温复热器BOG是储罐正常储存过程中产生的蒸发气体以及槽车卸车时产生的增压气体， 由于BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，因此设置800Nm3/h的BOG空温式复热器1台。设计压力：1.6MPa工作压力：0.6MPa 运行进口温度：-162运行出口温度：常温（6）EAG空温复热器由于LNG在低温状态下的比重低于空气，若直接放散则会不易散去，因此设置气化量为800Nm3/h的EAG空温式加热器1台，将放散的LNG气化加热后经由放散管高空放散。设计压力：1.6MPa工作压力：0.6MPa 运行进口温度：-162运行出口温度：常温 （7）NG+BOG组合水浴式复热器 由于空温气

11、化器出口的天然气温度比环境温度低5-10，当冬季的时候，由于环境温度较低，气化器出口的天然气温度低于0，BOG温度也会低于0，为不影响调压撬及中压管道正常工作，必须对天然气进行加热，使其温度在+5。因此设置NG+BOG组合加热器来给天然气加热，热媒为蒸汽。NG+BOG组合加热器主要参数设计压力/工作压力：1.6MPa/0.65MPa气体流量： NG2000Nm3/h BOG800Nm3/h介质进/出口温度： NG：-10/5 BOG：-10/5加热热媒：蒸汽压力:0.2MPa 温度1602.2 混气工艺流程介绍2.2.1混气撬区域工艺流程简图： 净化后发生炉煤气：3-5KPa石油干气：0.40

12、.6MPa计量减压装置：0.1218KPa湿法脱硫工段燃气出厂计量间：812KPa发生炉煤气加压：12-15KPaCNG撬装站：0.2MPa车家村储配站5.4万气柜：0.028KPa车家村储配站2.2万气柜:0.032KPa0.15MPa撬装混气装置（带流量计；利用在线式热值仪监测）1012KPaLNG释放站：0.15MPa煤气压缩机室：2台100m3/min台；0.15MPa;大连市政燃气中压管网2.2.2混气撬工艺流程介绍本混气撬为随动流量式，经湿法脱硫处理后的发生炉煤气和石油干气混合气作为主动气源，LNG气化站系统或CNG释放站系统输出的天然气作为随动气源，在主动气源进入混气撬之前，先经

13、过在线前馈热值仪检测热值后，再进入混气撬主动气源管路入口；前馈热值仪将热值参数传输至由计算机控制系统，控制系统根据预先设定的目标热值进行计算，将调节阀开度信号传输至设置于混气撬随动气源管路上的气动皮膜式调节阀，调节阀根据指令调节开度，控制随动气源掺混进入混气撬静态混合器的流量，然后取样自混气撬出口混合气管路上的在线后馈热值仪对混合后的热值进行检测，并输出信号至计算机控制系统，由控制系统对混气撬随动气源管路上的气动皮膜式调节阀的开度进行实时修正，达到稳定混气撬输出热值的目的；同时，分别设置于混气撬主动气源管路与随动气源管路上的流量计负责将混气撬主动气源与随动气源管路通过的气体流量参数传输到计算机

14、控制系统，通过对两种气体流量参数的数据对比，可以保证混合气热值稳定在一定的范围之内。2.3混气撬工艺参数发生炉煤气+石油干气混合气入口压力: 0.0120.015MPa发生炉煤气+石油干气混合气入口温度: 20-35发生炉煤气热值： 4.76MJ/Nm3；发生炉煤气密度： 1.1794kg/Nm3；发生炉煤气流量范围: 12600Nm3/h石油干气热值： 28.13 MJ/Nm3；石油干气气重度： 0.7482Kg/Nm3。石油干气气供气量： 6300Nm3/h。CNG撬来气天然气入口压力: 0.2MPaCNG撬来气天然气入口温度: 1525CNG天然气热值： 36.45MJ/Nm3；CNG天

15、然气密度： 0.7479kg/Nm3；CNG天然气流量范围: 4001800Nm3/h；LNG天然气入口压力: 0.2MPaLNG天然气入口温度: 515LNG天然气热值： 37.97MJ/Nm3；LNG天然气密度： 0.7738kg/Nm3；LNG天然气流量范围: 2000Nm3/h；混合气混合比例: 天然气：发生炉煤气：石油干气=1：6 : 3最大混气撬混气能力： 21000Nm3/h；混合气热值： 14.9MJ/Nm32.4工艺监控和运行安全联锁介绍（1）工艺监控 气化站的测控系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动控制、远程控制、连锁控制和越限报警。测控点的设置包括以下内容。气化站仪表

16、控制参数名 称参数名称参数范围现场显示集中控制室显示记录或累计报警或连锁1.卸车进液总管(介质温度-164-130)压力00.65MPa+2.LNG空温式气化器出气管压力00.6MPa+温度-2040+3.液化天然气贮罐60m3液位03m+压力00.7MPa+4.BOG复热器压力压力0.6MPa+5.出站流量流量2000Nm3/h+6.混气撬NG入口压力压力00.4MPa+7.混气撬煤气入口压力压力00.04MPa+8.混气撬NG路流量计流量2000Nm3/h+9.混气撬煤气路流量计流量20000Nm3/h+10.混气撬出口压力压力00.04MPa+11.（2）安全联锁措施·LNG储

17、罐高、低液位紧急切断；·空温气化器后温度超限报警、连锁关断气化器进液管；·调压器出口压力超压时，自动切换；·调压器后设安全放散阀，超压后安全放散；·天然气出站管均设气动紧急切断阀，并可在控制室迅速切断； ·在装置区域内设有天然气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室迅速切断进、出口电动阀； ·出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警； ·紧急情况（如失火等）时，可远程切断出站电动阀；2.5压力测量点一览表序号仪表位号测量对象测量范围值备 注1PG0011#卸车液相入口01.6MPa现场显示2PG

18、0021#卸车气相入口01.6MPa现场显示3PG0031#卸车液相止回阀后01.6MPa现场显示4PG0042#卸车液相入口01.6MPa现场显示5PG0052#卸车气相入口01.6MPa现场显示6PG0062#卸车液相止回阀后01.6MPa现场显示7PG007主气化器出口01.6MPa现场显示8PG008复热器出口01.6MPa现场显示9PG009减压撬入口总管01.6MPa现场显示10PG010减压撬B回路调压前01.6MPa现场显示11PG011减压撬A回路调压后01.6MPa现场显示12PG012减压撬B回路调压后01.6MPa现场显示13PG013减压撬出口总管01.6MPa现场显

19、示14PG014减压撬BOG入口总管01.6MPa现场显示15PG015减压撬BOG调压前01.6MPa现场显示16PG016减压撬BOG调压后01.6MPa现场显示17PG017减压撬BOG出口总管01.6MPa现场显示18PG018减压撬外出口总管01.6MPa现场显示19PG019供热管道01.6MPa现场显示20PG020氮气间氮气总管01.6MPa现场显示21PG021混气撬NG入口前01.6MPa现场显示22PG022CNG撬出口总管01.6MPa现场显示23PG023混气撬煤气入口前01.6MPa现场显示24PG024混气撬NG流量计前01.6MPa现场显示25PG025混气撬N

20、G流量计后01.6MPa现场显示26PG26混气撬出口总管01.6MPa现场显示27PG0272#煤气压缩机入口01.6MPa现场显示28PG0281#煤气压缩机入口01.6MPa现场显示29PG02930PG030压缩机循环水供水总管01.6MPa现场显示31PG031消防水供水总管01.6MPa现场显示32PT1011#储罐压力01.6MPa现场显示/远传控制室33PT1022#储罐压力01.6MPa现场显示/远传控制室34PT1033#储罐压力01.6MPa现场显示/远传控制室35PT1044#储罐压力01.6MPa现场显示/远传控制室36PT105减压撬内入口总管01.6MPa现场显示

21、/远传控制室37PT106减压撬内出口总管01.6MPa现场显示/远传控制室38PT107减压撬内BOG入口总管01.6MPa现场显示/远传控制室39PT108减压撬内BOG出口总管01.6MPa现场显示/远传控制室40PT201LNG站来气压力01.6MPa现场显示/远传控制室41PT202CNG站来气压力01.6MPa现场显示/远传控制室42PT203混气撬煤气入口01.6MPa现场显示/远传控制室43PT204混气撬出口总管压力01.6MPa现场显示/远传控制室44PT205压缩机入口总管01.6MPa现场显示/远传控制室45PT206压缩机出口总管01.6MPa现场显示/远传控制室46

22、PS207压缩机入口压力开关01.6MPa远传控制室47PT208压缩机循环水供水总管01.6MPa现场显示/远传控制室48PT209消防水总管01.6MPa现场显示/远传控制室2.6液位测量点一览表序号仪表位号测量对象设定值备注1LT-1011#储罐0.15H，0.90H发出声光报警信号远传至控制室2LT-1022#储罐0.15H，0.90H发出声光报警信号远传至控制室3LT-1033#储罐0.15H，0.90H发出声光报警信号远传至控制室4LT-1044#储罐0.15H，0.90H发出声光报警信号远传至控制室2.7温度测量点一览表序号仪表位号控制对象测量范围值备注1TG001空温主气化器出

23、口总管 现场显示2TG002减压撬前NG入口总管 现场显示3TG003减压撬前BOG入口总管 现场显示4TG004热水循环复热器回水 现场显示5TG021LNG站来气温度 现场显示6TG022CNG撬来气温度 现场显示7TG023混气撬煤气入口 现场显示8TG0241#压缩机出口 现场显示9TG0252#压缩机出口 现场显示10TG026压缩机循环水供水总管 现场显示11TG027压缩机循环水回水总管 现场显示12TE1011#储罐区环境温度- 高限值:1.84m,高高限:2.07m,连锁切断相应储罐进口阀门低限值:0.66m,低低限:0.43m,连锁切断相应储罐出口阀门.13TE1022#储

24、罐区环境温度14TE1033#储罐区环境温度15TE1044#储罐区环境温度16TE105空温主气化器出口总管 低限值:0,低低限:-10,连锁切断空温气化器进口阀门.17TE10618TE107减压撬前NG入口总管 低限值:5,低低限:0,连锁切断空温气化器进口阀门.19TE10820TE109热水循环复热器回水 低限值:60°C21TE201LNG站来气温度 22TE202CNG撬来气温度 23TE203混气撬煤气入口温度 24TE2041#压缩机出口 25TE2052#压缩机出口 26TE206压缩机循环水供水总管 27TE207压缩机循环水供水总管 2.8控制阀设置一览表序号

25、仪表位号控制对象设定值备注1SV1011#储罐进液阀2SV1021#储罐出液阀3SV1032#储罐进液阀4SV1042#储罐出液阀5SV1053#储罐进液阀6SV1063#储罐出液阀7SV1074#储罐进液阀8SV1084#储罐出液阀9SV1091#空温气化器入口10SV1102#空温气化器入口11SV201混气撬天然气入口12SV202混气撬煤气入口13PVC101减压撬出口调节阀根据PT202压力PID调节14FCV201混气撬天然气调节阀根据FIT201、FIT202及热值仪调节2.9流量计设置一览表序号仪表位号检测对象检测范围值备注1FIT101减压撬A路流量2000m3现场显示/远传

26、控制室2FIT102减压撬B路流量2000m3现场显示/远传控制室3FIT103减压撬BOG路流量800m3现场显示/远传控制室4FIT201混气撬天然气流量2000m3现场显示/远传控制室5FIT202混气撬煤气流量2000m3远传控制室2.10可燃气体泄漏报警检测器设置一览表序号仪表位号检测对象设定值备注1GT1011#储罐区20%LEL控制室声光报警2GT1022#储罐区20%LEL控制室声光报警3GT1033#储罐区20%LEL控制室声光报警4GT1044#储罐区20%LEL控制室声光报警5GT105储罐自增压气化器区20%LEL控制室声光报警6GT106卸车增压区域20%LEL控制室

27、声光报警7GT107主空温气化器区域20%LEL控制室声光报警8GT108热水循环复热器区域20%LEL控制室声光报警9GT109减压撬内20%LEL控制室声光报警10GT110储罐区集水坑区域20%LEL控制室声光报警11GT201混气撬20%LEL可燃气体泄漏12GT202混气撬20%LEL可燃气体泄漏13GT203混气撬20%LEL有毒气体泄漏14GT204混气撬20%LEL有毒气体泄漏15GT205混气撬20%LEL有毒气体泄漏16GT20620%LEL可燃气体泄漏17GT207压缩机室20%LEL可燃气体泄漏18GT208压缩机室20%LEL可燃气体泄漏19GT209压缩机室20%L

28、EL可燃气体泄漏20GT210压缩机室20%LEL可燃气体泄漏21GT211压缩机室20%LEL可燃气体泄漏22GT212压缩机室20%LEL有毒气体泄漏23GT213压缩机室20%LEL有毒气体泄漏24GT214热值仪室20%LEL可燃气体泄漏25GT215热值仪室20%LEL有毒气体泄漏26GT216热值仪室20%LEL有毒气体泄漏2.11安全阀设置一览表序号位 号控制对象设定值备注1AV001卸车进液管0.84MPa2AV002低温气相管0.84MPa3AV0031#储罐0.84MPa4AV0041#储罐0.84MPa5AV0052#储罐0.84MPa6AV0062#储罐0.84MPa7

29、AV0073#储罐0.84MPa8AV0083#储罐0.84MPa9AV0094#储罐0.84MPa10A0094#储罐0.84MPa11AV010气化器出口0.84MPa12AV011减压撬内出口总管0.84MPa3远传报警控制系统说明3.1压力报警系统（1）1#4#储罐压力变送至控制室，设定压力0.8MPa时，发出声光报警信号，以防止该储罐压力超高。（2）PT105减压撬入口总管压力变送至控制室，设定压力0.8MPa，0.3MPa时，发出声光报警信号，以防止减压撬入口压力超限。（3）PT106减压撬出口总管压力变送至控制室，设定压力0.18MPa，0.1MPa时，发出声光报警信号，以防止减

30、压撬出口压力超限。（4）PT107减压撬BOG入口总管压力变送至控制室，设定压力0.8MPa，0.3MPa时，发出声光报警信号，以防止减压撬BOG入口压力超限。（5）PT108减压撬BOG出口总管压力变送至控制室，设定压力0.18MPa，0.1MPa时，发出声光报警信号，以防止减压撬BOG出口压力超限。（6）PT201混气撬LNG站来气压力变送至控制室，设定压力0.18MPa，0.1MPa时，发出声光报警信号，以防止进入混气撬的天然气压力超限。（7）PT202位于CNG减压撬的输出压力变送至控制室，设定压力0.2MPa，0.12MPa时，发出声光报警信号，以防止CNG减压撬输出压力超限。（8）

31、PT203位于混气撬煤气入口压力变送至控制室，设定压力10KPa时，发出声光报警信号，以防止进入混气撬的煤气压力过低。（9）PT204混气撬出口总管压力变送至控制室，设定压力20KPa，10KPa时，发出声光报警信号，以防混气撬输出压力超限。（10）PT205压缩机入口总管压力变送至控制室，设定压力20KPa，10KPa时，发出声光报警信号，以防压缩机入口压力超限。（11）PT206压缩机出口总管压力变送至控制室，设定压力30KPa，20KPa时，发出声光报警信号，以防压缩机出口压力超限。（12）PS207压缩机入口压力开关信号传输至控制室，发出声光报警信号，防止压缩机入口压力过高。（13）P

32、T208压缩机循环水供水压力变送至控制室，设定压力0.25MPa，0.1MPa时，发出声光报警信号，防止压缩机循环水供水压力超限。（14）PT209消防水供水总管压力变送至控制室，设定压力0.75MPa，0.3MPa时，发出声光报警信号，防止消防水供水总管压力超限。3.2温度报警系统（1）TE101104将1#4#储罐区域环境温度变送至控制室，设定温度-30时，发出声光报警信号，检测储罐区低温泄漏。（2）TE105106将主空温气化器后温度变送至控制室，设定温度-10时，发出声光报警信号，防止主空温气化器出口温度过低。（3）TE107108将减压撬入口总管温度温度变送至控制室，设定温度5时，发

33、出声光报警信号，防止进入减压撬的NG温度过低。（4）TE109将热水循环复热器回水温度变送至控制室，设定温度60时，发出声光报警信号，防止复热器热水温度过低。（5）TE201将混气撬入口的天然气来气温度变送至控制室，设定温度5时，发出声光报警信号，防止进入混气撬的天然气温度过低。（6）TE202将CNG减压撬输出的天然气温度变送至控制室，设定温度5时，发出声光报警信号，防止进入混气撬的天然气温度过低。（7）TE203将混气撬入口的煤气来气温度变送至控制室，设定温度5时，发出声光报警信号，防止进入混气撬的煤气温度过低。（8）TE204将1#压缩机出口的煤气来气温度变送至控制室，设定温度45时，发

34、出声光报警信号，防止进入压缩机的运行温度过高。（9）TE205将2#压缩机出口的煤气来气温度变送至控制室，设定温度45时，发出声光报警信号，防止进入压缩机的运行温度过高。（10）TE206将压缩机循环水供水总管的温度变送至控制室，设定温度30时，发出声光报警信号，监测循环水系统的运行状态，防止压缩机的运行温度过高。（11）TE207将压缩机循环水回水总管的温度变送至控制室，设定温度40时，发出声光报警信号，监测压缩机的换热状态，防止压缩机的运行温度过高。3.3储罐液位控制系统（1）LT101104将1#4#储罐液位变送至控制室，设定液位0.90H或0.15H时，发出声光报警信号，防止储罐液位过

35、低或超高，保证储罐充装液位和正常供气；3.4紧急切断阀控制紧急切断阀为气开型，由设置在氮气间的氮气瓶组及调压装置为其提供动力气源，调压装置的出口压力范围为0.3MPa0.6MPa，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 LNG区域操作41 LNG液体装卸及倒罐操作4.1.1 LNG卸车的准备工作（1）槽车进站前应在排气管上安装好防火罩，进站后应按指定位置停车，用手闸制动，并熄灭引擎,并在车轮处放置固定块。（2）作业前必须先接好安全地线，检查好软管及槽车接头处有无水分，若有积水必须清理干净。（3）用防爆工具将液相软管连接到槽车上

36、，管道和管接头及垫片连接必须牢靠，并应排尽空气。（4）卸车作业时，操作人员和槽车押运员均不得离开现场。在正常装卸时，禁止起动车辆。（5）检查槽车罐体、各阀门及液位计、压力表、温度计是否正常，消防器材是否完好待用。（6）用储罐内的LNG对卸车台液相管道进行预冷。（7）确认除安全阀、安全阀第一道阀及进液阀必须的阀门以外的阀门全部关闭。在卸车操作时，储罐升压调节阀前阀应关闭。（8）卸下软管上的封堵，检查软管内有无积水、灰尘及杂物，若有必须清理干净。（9）确认LNG储罐的进液紧急切断阀呈开启状态，确认所有的安全阀与根部阀打开。确认储罐下进液阀、上进液阀、气相根部阀打开。（10）打开槽车紧急切断阀，检查

37、有无泄漏。（11）打开卸车增压器给槽车增压，增至高于储罐压力0.2MPa以上（一般升压到0.6MPa）。4.1.2 LNG液体卸车操作（1）做好卸车前的所有准备工作并检查无误后准备进入卸车流程，同时应观察LNG槽车上的压力状况。（2）确认卸车气相放散线和储罐底部进液阀门关闭，开启卸车液相线和储罐顶部进液线的阀门。（3）缓慢打开LNG槽车气相阀门，将LNG-101线初步预冷，若储罐压力超过0.50.55MPa，打开BOG加热器E302后端调压器旁通阀泄压。（4）关闭LNG槽车气相阀门，缓慢打开槽车液相阀门，将卸车线冷透，并对LNG储罐预冷，当LNG储罐有液位时，打开储罐底部进液线阀门，加速LNG

38、进液，操作中注意LNG储罐和LNG槽车压力、压力、液位的变化。（5）当充装到储罐充装量的75时，停止充装5分钟，待罐内液面平静后，打开进液操作阀可继续充装。（6）卸车时经常观察进液罐和槽车的液位及压力，将二者压差控制在0.20.4MPa之间。发现漏气、假液位、压力过高、附件损坏以及有杂音，应立即停止装卸，查明原因，维修好，再进行装卸。（7）槽车液位显示趋于零且槽车压力与储罐压力接近时视为卸液完毕，（8）LNG卸完后，关闭LNG槽车液相阀，打开气相阀，将液相管线中的LNG吹入储罐，然后关闭罐顶部进液及底部进液线阀门及槽车气相阀。（9）关闭卸车液相阀门，打开卸车气相放散线阀门，将软管中天然气放散掉

39、。（10）取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员卸车完毕。（11）以上为1#储罐卸车操作，2#4#储罐与此类同。（12）LNG槽车如未带自增压器，可利用本站设置的卸车增压气化器。槽车液相经卸车液相线等管线进入卸车增压器气化器，由气相线对槽车进行增压。操作注意：0.2Mpa御车压差0.4Mpa关注液位计及压力，防止超液位，储罐液位85%防止超压,储槽罐压力0.5Mpa4.1.3 槽车余气降压回收：（1）打开槽车气相阀，关闭槽车液相阀，打开卸车BOG放散管路阀门将槽车内的气体送至BOG气化器，给槽车降压，完毕后关闭槽车气相阀门。（2）打开卸车放散旁路阀,使卸车管内的残留液体慢慢气化，真至卸

40、车液相的管道结霜全部化掉。（3）上述过程完成后关闭卸车放散旁路阀。4.1.4卸车完成后的收尾工作：（1）检查下列阀门处于关闭状态槽车液相、气相阀，放空阀及卸车区域除仪表阀、安全阀之外的所有阀门。（2）卸下软管，将其封堵做好防雨措施。（3）卸下接地线（4）收回警示牌。（5）槽车启动前，必须确认无泄漏。（6）核定卸车后的液位，与押运员在卸车操作记录上签字。（7）检查现场，并在通风510分钟后，方可启动行车。（8）凡出现雷雨、附近发生火灾，气体泄漏、压力异常及其它不安全因素时，应立即停止装卸作业。 4.1.5 LNG储罐出液装车操作(紧急情况下出液装车)（1）LNG槽车停靠后与装卸台液相接头及气相接

41、头连接，同时连接好静电接线。（2）确认槽车自增压系统关闭，打开槽车气相阀和卸车气相放散管线阀门，经BOG泄压至0.30.35MPa(旁通阀操作，注意控制管网压力)。（3）开启储罐自增压系统，将储罐压力增加至0.50.55MPa。（4）打开卸车止回阀管路的旁通阀门。（5）导通储罐液相管线，打开LNG槽车液相阀进液，操作中注意槽车和储罐的压力和液位的变化。（6） LNG装完后，关闭储罐底部进液线阀门，打开储罐顶部进液线阀门，将储罐上进液管线中的液态LNG吹入槽车，然后关闭LNG槽车液相阀和储罐上部进液线阀门。（7）关闭卸车液相线阀，打开卸车气相放散线阀门，将软管中余气放散掉。（8）取下软管接头和静

42、电接地线，示意LNG槽车驾驶员装车完毕。4.1.6 LNG倒罐操作（1）开启出液罐自增压系统，将储罐增压至0.50.55MPa，开启出液罐BOG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至0.350.38MPa，也可以开启手动放空管线阀门泄压(限量)。（2）确认卸车液相线阀门关闭，打开出液罐和进液罐底部进液阀，LNG开始倒罐，操作中注意两罐压力、液位变化。（3）倒罐完成后，关闭出液罐和进液罐底部进液阀，打开卸车液相线旁通阀及卸车气相放散线阀门，将储罐自增压和BOG管线导通泄压(经BOG泄压)。（4）泄压完成后关闭相应的阀门。（5）正常情况，储罐内应保持不低于15%的LNG(观察液位显示、罐保持冷态)。4.1

43、.7储罐自增压气化器操作（1）储罐自增压气化器属于空温式气化器，分两组，一开一备。（2）确认储罐自增压气化器区域除仪表阀门外所有阀门处于关闭状态。（3）缓慢打开位于储罐进液管线上的自增压出液阀门。（4）缓慢打开其中一台增压气化器的入口阀门，使LNG液体进入增压气化器进行气化。（5）打开此次使用的增压气化器出气口阀门。（6）打开储罐自增压减压阀组的入口阀门及出口阀门，并观察压力表指示值。（7）LNG储罐压力低于0.3MPa时，增压阀开启，LNG经储罐自增压气化器将LNG气化并返回至LNG储罐，给储罐增压，储罐压力高于0.50.55MPa时增压减压阀关闭。（2）注意观察储罐压力的变化(必要时手动操

44、作泄压)。4.1.8 BOG系统的操作（1）LNG储罐压力超过0.50.55MPa时，手动开启BOG调压器阀组，经BOG气化器气化后进入气相管线，若冬季气温较低时需开启蒸汽加热水浴式复热器进行加热。（2）也可打开BOG调压器阀组的旁通阀，将BOG气体排出至BOG气化器入口进行气化后送入下游管网。（3）遇紧急情况时，超压可以打开罐区的手动放空管线阀门，就地将BOG气体通过EAG气化器管线进行放空卸压（限量）。（4）装卸液、倒罐管线中余液可进入BOG系统，经BOG加热器、复热器、调压计量后出站，以防止管路中液态膨胀。4.2 LNG气化操作4.2.1 LNG气化器操作（1）主气化器属于空温式气化器，

45、分两组，一开一备。（2）依次打开出液储罐的出液紧急切断阀及本次要使用的空温气化器入口紧急切断阀，使储罐内LNG经出液管线到达空温式气化器。（3）首先将系统中进液、出液阀门关闭，然后缓慢打开进液阀，当管外出现结霜时，缓慢开启出气阀，直至气化量达到要求后，稳定阀门开度。（4）若出气管发现结霜，造成出气温度过低，表明进液量太大，必须立即关小进液阀，以防过液，并应及时清除管外结霜增加通风设备或采取其他相应措施。（5）气态天然气出站温度低于-10(可调整)时，需打开设置于空温气化器后出口管路下游的热水循环式复热器对气化后的天然气进行加热。（6）两组气化器每68小时进行切换运行，视出口温度和气化器结冰情况

46、调节切换时间（7）关闭LNG气化系统时应先关闭LNG罐出液阀，确认出液管线无液体时依次关闭空温式加热气化器进出口阀。4.3正常停车程序：（1）关闭储罐根部阀下进液阀、 上进液阀 、 出液阀。（2）停车时间较短，其它阀门可维持现状，维持系统压力（需防超压）。（3）如停车时间较长，先关闭出液阀，再将管内压力卸至0.1MPa后关闭其它阀门，需维持系统正压。（6）若停用后储罐压力升高，及时用BOG管线卸压至管线或手动开启放散阀通过EAG气化器放散降压。（7）根据情况关闭其余气、液管线阀门。（8）停车后仪表阀及安全阀根部阀，储罐气相根部阀需保持开启状态。5 单体设备操作规程5.1储罐增压操作程序（1）增

47、压系统为储罐压力调节系统，当储罐压力低于设定值时，我们打开增压调节阀给储罐增压。（2）打开储罐增压器液相阀LNG直接进入增压气化器，气化后通过BOG进入储罐。此时，应密切观察压力，当储罐压力达到所需值时，关闭增压液相阀。（3）注意：LNG储罐运行时，必须保证其液位15%，保证储罐冷态运行；5.2储罐出液操作程序5.2.1准备工作：（1）检查储罐的压力表、液位计、温度计、可燃气体检测器和安全阀是否处于正常工作状态。（2）检查管路阀门、压力表、安全阀是否处于正常工作状态。（3）准备所用防爆工具以及穿戴好劳保用品。5.3气化器安全操作程序（1）操作时首先将系统中进液、出液阀门关闭，然后缓慢打开进液阀

48、，当管外出现结霜时，缓慢开启出气阀，直至气化量达到要求后，稳定阀门开度。（2）若出气管发现结霜，造成出气温度过低，表明进液量太大，必须立即关小进液阀，以防过液，并应及时清除管外结霜增加通风设备或采取其他相应措施。（3）气化器内部要禁油，操作时应戴好无油保温手套，当确定气化器被油污染了，应对换热管进行清洗。可用6080热水清洗，必须时用加热至80100的氮气吹扫，确认无油吹干为止。（4）严重时，应采用四氯化碳清洗，清洗时应加强警觉，操作时气味剧烈，应戴上防毒面具。药剂洗后用无油、无杂质的清水清洗，直至水中无药剂成分为止，最后再用加温至80100的氮气吹除水分，确认吹干为止。（5）每半年对气化器及

49、全站管线进行泄漏量检查，并做好记录5.4调压计量撬操作规程5.4.1启动准备（1）调压器启动前，应确认调压站的进、出口阀门均处于关闭状态。（2）打开所有仪表阀门、安全阀的根部阀。（3）关闭各排污阀门、手动放散阀门。（3）流量计按说明书要求做好启动前准备工作。（4）顺时针方向调整自力式切断阀调节螺栓至紧位置。（4）逆时针方向调整调压器的调节弹簧螺栓至没有力矩感。5.4.2调试（1）首先缓慢打开调压器入口阀门。（2）用专用工具顺时针方向调整调压器压力调节螺栓。（3）观察调压器后压力表参数是否达到设定值（0.18Mpa）。（4）逆时针方向调节自力式切断阀调节螺栓直至切断阀动作后，锁紧调节螺栓上的螺母。（5）用专用工具逆时针方向调整调压器压力调节螺栓至没有力矩感。（6）用专用工具顺时针方向调整调压器压力调节螺栓。（7）观察调压器后压力表参数是否达到设定值（0.15Mpa）。（8）缓慢打开调压器出口阀门并控制流量在一定范围之内。（9）在气体流动的情况下再调整一下压力直至稳定在设定值。5.5冷却水循环系统操作规程（1）关闭不锈钢水箱的排污阀。（2）打开不锈钢水箱的水位计阀门。（3）打开不锈钢水箱的两个进水阀门。（4）待不锈钢水箱的两个进水阀自动停止进水