LNG加气站操作手册.docx

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LNG加气站操作手册

目录

1主要设备设计参数2

2工艺流程简述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

3.5ESD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

4.1LNG卸车操作规程10

4.2LNG气化操作规程12

4.3LNG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主要设备设计参数

1.1LNG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。

1.2LNG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。

1.3L-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

仪表风系统主要设备有空压机、干燥器、过滤器，螺杆式空压机排气量0.24m3/min，排气压力1.0MPa。

1.7LNG加液机

LNG加液机流量范围0～150L/min，额定工作压力1.6MPa。

1.8CNG加气机

2工艺流程简述

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的LNG卸至LNG储罐中，加气时通过低温泵，将LNG储罐中的LNG（饱和压力0.45～0.80MPa）通过加液机加入汽车的车载气瓶里。

L-CNG加气装置的工艺流程则是储罐中的饱和液体LNG通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，通过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

3.5ESD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

3.7.1.1LNG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，以防止储罐压力超高；

3.7.1.2LNG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，以防止该储罐液位过低或超高，保证储罐充装液位和正常供气；

3.7.1.3L-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，以防止柱塞泵回气温度过高，保证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，以防止仪表风压力超高或过低，保证启动截止阀可正常开启、关闭。

3.7.2紧急切断阀控制

紧急切断阀为气开，由设置在控制室附近的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℃，不良的操作会导致设备、管线或人员的严重损坏或损伤。

所以，LNG、L-CNG加气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。

对加气站操作人员的要求：

“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、L-CNG加气站操作主要分为三类：

LNG液体卸车操作；LNG气化操作；LNG、CNG加气操作。

4.1LNG卸车操作规程

4.1.1职责

卸车台至罐区的各项操作由站内值班人员完成，槽车的操作由司机与押运人员完成。

4.1.2准备工作

4.1.2.1首先检查LNG撬体放空阀是否全部关闭。

4.1.2.2关闭低温撬泵到LNG加液机的出液截止阀（V005），回气截止阀（V007）。

4.1.2.3LNG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），让储罐的压力通过气象管（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，且泵进出口温度达到-110度并保持有2～3分钟后启动潜液泵卸液。

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，放空过程中应密切观察泵前、后压力变化，当泵后压力稳定后即可关闭截止阀（V106），并将频率调节至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，槽车中的液仍未卸完时，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），储罐的液通过汽化器（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），并将频率调节降至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）以达到泵后压力稳定，当泵前、后压力无压差且稳定时，可判断卸液完成。

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检查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最后卸下接地线，卸车工作完成。

4.1.4.4观察LNG罐压力是否正常，记录LNG储罐液位，撤掉三角垫木，与押车人员做好相关记录。

4.2LNG气化操作规程

4.2.1确认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，确认气化器进、出口所有阀门处于开启状态后启动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、出口管上的压力和温度变化，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监测有关指标。

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）

4.3LNG加液操作规程

4.3.1准备工作

4.3.1.1检查确认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，提示司机打开车辆加液盖，放置三角垫木固定车辆，将接地线与加液车辆连接。

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，吹扫完毕后可靠连接。

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加气过程中密切注意钢瓶压力，充装接近结束时，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，不得用锤或其他物件敲击。

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、回气枪放回加气机相应位置，取掉三角垫木，拆下接地线，告知司机加气完成，提示司机关好加液盖，并做好相关记录。

5安全管理制度

5.1LNG、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须严格执行进站须知。

5.1.2确保LNG、LCNG设备安全运行

5.1.2.1储罐不得超量、超压存储，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。

5.1.2.3L-CNG撬装、管道的安全附件（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须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，防止管道超压运行。

5.1.2.7站区消防设施（泡沫灭火器、干粉灭火系统等）要保证完好可用。

5.1.2.8站区内需动火施工时，必须填写动火申请，得到主管领导同意后方

可实施。

同时应作好相应防护措施。

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记录，加气高峰期确保值班人

员对设备区进行连续监测。

5.2.2巡检范围及顺序：

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：

5.2.3.1L-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（打压上限不超过24.0Mpa）；进液、回气阀门是否处于指定开、关状态。

LNG低温泵撬

5.2.3.2LNG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水凝结、是否有局部结霜现象；罐体内部是否有异常声响；

5.2.3.3LNG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-1.0Mpa）；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（打压上限不超过22.0Mpa）；出口压力是否正常（打压上限不超过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。

5.2.3.5L-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。

5.3LNG、L-CNG站设备及安全附件定期检验要求

5.3.1压力表半年校验一次；（资质单位）

5.3.2安全阀每年校验一次；（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消防设施每季度检查、演练一次；（公司组织）

5.3.5油漆、标志每年刷新一次；

6.故障处理

6.1储罐压力过高

序号

可能出现的故障

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

槽车及时泄压

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

与储罐制造厂家联系

6.2罐体出现冒汗结霜现象

序号

可能出现的故障

处理方法

1

储罐真空度受到破坏

与储罐制造厂家联系

2

储罐绝热性能的故障

与储罐制造厂家联系

6.3安全阀起跳

序号

可能出现的故障

处理方法

1

LNG储罐安全阀起跳

及时手动放空、加速泄压，分析储罐超压原因，并及时处理

2

管路安全阀起跳

及时打开管线上下游阀门、平衡压力

△注意：

问题处理完毕，建议重新调校安全阀，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

将泄漏的法兰进行紧固，若紧不住则关闭该泄漏法兰的上下游阀门，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，由于低温阀门是软密封结构，可以先用扳手加力紧，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，一般采用紧固的方法处理或者更换填料。

6.6气动阀门打不开

序号

可能出现的故障

处理方法

1

气动阀门打不开

检查空气压力是否低于0.4MPa

压力不足需调整压力

7.安全须知

7.1液化天然气的安全知识

主要物理参数

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

460Kg/m3（15.5℃）

6

气相密度

0.754Kg/Nm3

7

蒸汽密度与空气密度的比值

0.6

8

液态/气态膨胀系数

610m3/m3（15.5℃）

9

燃点

650℃

10

热值

38.53MJ/Nm3（9200Kcal/Nm3）

11

气化潜热

0.51MJ/Kg（120Kcal/Kg）

12

运动粘度

12.072

10-6m2/s

13

燃烧势

45.18CP

14

华白数

54.23MJ/m3

15

爆炸极限

上限14.6%

下限4.6%

注意：

液化天然气表现状态:

无色无味的液态；其危害性极易燃烧、爆炸或造成窒息。

液化天然气对人体的影响：

序号

人体部位

表现特征

紧急救护

1

皮肤

液体的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℃的温水中浸渍，达到解冻的目的并及时就医治疗

2

眼睛

液体的飞溅沫进入眼睛会造成严重的永久性伤害

用水进行冲洗，及时就医治疗

3

吸入

引起头痛、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的场所，必要时进行人工呼吸，及时送入医院治疗

注意：

装卸低温液体时应注意不要使其飞溅或溢出，凡是有可能接触到液体、冷管道、冷设备和冷气体的身体的部位均应加以保护。

裤脚应包在靴子的外面或盖到鞋子的上面，以避免溅落的液体冻伤皮肤。

7.2安全操作注意事项

7.2.1处理LNG时必须戴上防护镜和聚乙烯或皮质手套，若蒸汽浓度较高，必须带上呼吸装置。

7.2.2发生大的泄漏，立即关