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1、（冶金行业）最全最规整的应急气源LNG气化混煤气操作规程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
2、增热，掺混后的混合燃气热值达到14.714.9MJ/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
3、合现行的国家标准要求，掺混气热值达到14.714.9MJ/m3。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0.4M
6、Pa，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2.1LNG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，将罐内压力升至
7、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2.12LNG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3.2天
8、。55m3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储罐内压力保持在0.
9、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）（5）BOG空温复热器
10、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化器出口的天然气温度比环境温度
11、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/hBOG800Nm3/h介质进/出口温度：NG：-10/5BOG：-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：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
12、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
13、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：28.13MJ/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:0.2MPaCN
14、G撬来气天然气入口温度:1525CNG天然气热值：36.45MJ/Nm3；CNG天然气密度：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
