LNG气化站岗位操作

LNG气化站岗位操作

LNG属甲类易燃易爆液体，储存和工作温度最低为-162C,不良

的操作会导致设备、管线或人员的严重损坏或损伤。所以，LNG气

化站的操作人员必须养成良好的操作习惯，严格遵守操作规程和安全

规定，在操作中应穿戴必要的劳防用品，注意观察设备的压力、温度、

液位参数。熟悉本站的工艺流程，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。

对气化站操作人员的要求：“四懂”懂性能、懂原理、懂结构、懂

工艺流程；“三会”会操作、会保养、会排除故障。

LNG气化站操作主要分为三类：LNG液体装卸操作；LNG气化

操作；设备及辅助系统操作。

注：本系统安装调试、运管检修严禁进水、进油。

1.1LNG液体装卸操作

1.1.1LNG液体卸车操作

1.1.1.1LNG槽车在卸车台旁停稳后，安装上装卸软管、快速接头以

及接地线，同时观察LNG槽车上的压力状况。

1.1.1.2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。

1.1.1.3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0.7〜0.8MPa,打开BOG加热器E302后端调压器旁通

阀泄压。

1.1.1.4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进液，操作中注意LNG储罐和LNG槽车压

力、压力、液位的变化。

1.1.1.5LNG卸完后，关闭LNG槽车液相阀，打开气相阀，将

LNG-101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。

1.1.1.6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。

1.1.1.7取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员卸车完

毕。

1.1.1.8以上为V-201储罐卸车操作，V-202储罐与此类同。

1.1.1.9LNG槽车如未带自增压器，可利用本站未进液罐的自增压

器。槽车液相经LNG-101卸车液相线等管线进上述自增压器，由气

相线对槽车增压。

1.1.2LNG储罐出液装车操作（紧急情况下出液装车及LNG外销）

1.1.2.1LNG槽车停靠后与装卸台液相接头及气相接头连接，同时连

接好静电接线。

1.1.2.2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BOG-101经BOG泄压至0.35~0.38MPa（旁通阀操作，注意控制

管网压力）。

1.1.2.3开启储罐自增压系统，将储罐压力增加至0.6〜0.7MPa。

1.1.2.4视储罐液位情况确定是否关闭出液罐本站生产系统。

1.1.2.5导通储罐LNG-101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。

1.1.2.6LNG装完后，关闭储罐底部进液线LNG-101阀，打开储罐

顶部进液线LNG-101阀，#LNG-101中的LNG吹入槽车，然后关

闭LNG槽车液相阀和储罐顶部进液线LNG-101阀。

1.1.2.7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。

1.1.2.8取下软管接头和静电接地线，示意LNG槽车驾驶员装车完

毕。

1.1.3LNG倒罐操作

1.1.3.1开启出液罐自增压系统，将储罐增压至0.7〜0.8MPa,开启出

液罐BOG系统调压器旁通阀，将储罐泄压至0.35〜0.38MPa,也可以

开启手动放空管线阀门泄压（限量）。

1.1.3.2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。

1.1.3.3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，＜LNG-101^BOG-101线导通

泄压（经BOG泄压）。

1.1.3.4泄压完成后关闭相应的阀门。

1.1.3.5一般情况，储罐内应保持少量LNG（观察液位显示、罐保持

冷态）。

1.2LNG气化操作

1.2.1LNG气化器操作

1.2.1.1依次打开空温式气化器进液阀、LNG罐出液阀，导通LNG

气化流程，储罐内LNG经LNG-203管线进入气化器E301a〜

E301b/E304a~E304b换热。

1.2.1.2A路经气化器，天然气进入NG-301管线至主调压器；B路

经气化器，天然气进入NG-303管线至主调压器。

1.2.1.3A路调压至0.25〜0.35MPa经计量、加药（加臭）后出站，B路

经二次调压至8〜12Kpa、加臭后出站。

1.2.1.4关闭LNG气化系统时应先关闭LNG罐出液阀，确认

LNG-203管线无液体时关闭空温式加热气化器进出口阀。

1.2.1.5气态天然气出站温度低于-10C（可调整）时，可增加工艺管道

及仪表流程图上已预留的水浴式电加热汽化器。

1.2.2储罐自增压气化器操作

1.2.2.1LNG储罐压力低于0.4MPa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0.6〜0.7MPa时增压阀关闭。

1.2.2.2注意观察储罐压力的变化（必要时手动操作泄压）。

1.2.3BOG系统的操作

1.2.3.1LNG储罐压力超过0.7〜0.8MPa时，手动开启BOG加热器后

端调压器，经气相管线进入管网。

1.2.3.2也可打开BOG加热器后端调压器旁通阀，将BOG排出至

NG-302线。

1.2.3.3紧急情况，超压可以打开罐区的手动放空管线阀门，就地将

BOG放空卸压（限量）。

1.2.3.4NG-302管线上的放散型调压器调整气态NG压力至

0.35〜0.38MPa后进入总管出站。

1.2.3.5装卸液、灌瓶、倒罐管线中余液可进入BOG系统，经BOG

加热器E-302,调压、稳压后出站，防止管路中液态膨胀。

1.3主要设备及辅助系统

1.3.1调压器

1.3.1.1BOG管线进入出站总管前设置放散阀、627型调压器，放散

阀出口压力0.6~0.7Mpa,调压器设定出口压力0.35〜0.38MPa,工作

温度-10C〜50℃。

1.3.1.2设置A路主调压器双路，入口Pi=0.4〜0.8MPa,出口P2=

0.25~0.35MPa,Q=600Nm3/h;另设B路调压器双路，一次调压人口

Pi=0.4〜0.8MPa,出口Pi=Ql〜O12MPa,二次调压入口Pi=0.1~0.12MP,

出口Pi=8~12KPa

1.3.1.3调压器设定后无需经常调节，必要时做微量调整。

1.3.1.4调压器组旁通开启，应监控操作。

1.3.2气化器

1.3.2.1储罐自带增压器二台，工作压力0.8MPa、Q=200Nm3/h.台。

1.3.2.2BOG气化器E302一台（双路），工作压力0.8MPa,每路流

量150m3/h。

1.3.2.3LNG空温式气化器E301a、E301b,工作压力0.8MPa,

Q=600Nm3/h;LNG空温式气化器E304a、E304b,工作压力0.8MPa,

Q=800Nm3/ho

1.3.2.4以上三条所列增压器、气化器均为空温式，无需动力。

1.3.2.5预留一台水浴式电加热器位置，工作压力0.8MPa,

Q=600Nm3/h.台。

1.3.3紧急切断阀

1.3.3.1储罐进出液口均设置紧急切断阀共四台。

1.3.3.2动力气源采用氮气钢瓶。

1.3.3.3开启工作压力0.3MPa〜0.6MPa,由氮气调压器输出。

1.3.3.4紧急切断阀关闭，动作时间小于10秒。

1.3.3.5氮气管线设置安全阀，开启压力0.84MPao

1.3.3.6紧急切断控制阀，值班室、卸车台，罐区多点设置。