六、LNG运行岗位操作规程
(一)2500m3LNG贮罐操作和维护安全技术规程
1、介质物理特性
本设备为液化天然气贮存罐,工作介质为液化天然气(LNG)。
LNG在101.325KPa下,其饱和温度为-162℃,为深冷液体。其主要成份为甲烷,还有少量的乙烷、丙烷以及氮气等其他成份组成。LNG有着广泛的用途:用于大中城市管道供气、小区气化的主要气源;城市管网供气的高峰负荷和事故调峰;汽车、飞机燃料;冷能利用等。
LNG气化为气体时,体积会迅速膨胀。在0℃、101.325KPa下,即1升液体可气化为625升气体。密闭容器内,因体积膨胀使压力升高,易引起容器超压爆炸。
2、贮罐功能介绍
2.1 工艺流程介绍
LNG储配站一期工程新建两罐,贮罐为子母罐形式,10个250m3子罐共用同一外壳。为应对多源LNG采购,其中2#罐内,以5个250m3子罐为一组,分为两组,并分别设置两套进、出液、BOG排放及相关设施;以1#罐为例,就子母罐系统各条管线作一介绍:
2.1.1 进液管线(DN100):LNG槽车或集装箱运输的液化天然气通过底部进液阀
(1-J1011和1-ESD1011、1-J1012、1-H1013、1-J1014)进入子罐,或通过顶部进液阀(1-J1011、1-J1015)从顶部进入子罐。进液管线引出管道采用真空管道,最大限度地减少冷损;顶部进液管线采用均匀分散装置,以保证在首次进液时内罐均匀冷却,避免局部温差应力过大。
2.1.2 阀门1-ESD1011为气动阀,可远程控制开关;1-J1012、1-J1014、1-J1015
为截止阀,1-J1014为常开,1-J1012为底部进液选择阀,1-J1015为顶部进液选择阀;1-H1013为止回阀,以防LNG倒流。
2.1.3 排液管线(DN150):贮槽设置DN150的排液管线。排液管线引出管道采用
真空管道,最大限度地减少冷损;
2.1.4 阀门1-ESD1013为气动阀,可远程控制开关;1-J1021为气动阀旁路、
1-J1022为气化出液选择阀,1-J1023为出液装车选择阀。
2.1.5 子罐减压管线(DN100):贮槽顶部设置有减压管线,减压汇集管管径为
DN100,因LNG的自蒸发,槽内压力会自然升高,贮槽一般通过自力式减压阀(1-PSV2013)对其内部压力进行自动控制。当槽内压力达到0.62MPa时,自力式减压阀开启,自动排放槽内超压部分的气体,进入BOG后续系统,当槽内压力降至0.60MPa时,自力式减压阀回座关闭。
2.1.6 安全放空管线(DN100):贮槽顶部设置有放空管线,放空汇集管管径为
DN150,引至地面,放空管上并联设有低温气动薄膜调节阀(1-PCV1005)、双套低温安全阀(1-A4012/A、1-A4012/B)、手动放空阀(1-J4013)装置;内罐在BOG自力式减压阀全启后,若压力继续升高,当压力达到0.62MPa时,低温放散气动薄膜调节阀50%半开,压力升至0.64MPa时,低温气动薄膜调节阀100%全开, 经EAG系统、阻火器至放散管对空排放超压气体,内罐降至
0.62MPa时关闭;当低温气动薄膜调节阀全启后,若内罐压力还继续升高,压
力升至0.65 MPa时,低温安全阀(1-A4012/A和1-A4012/B)开启,压力降至
0.63时回座;另外还设有手动安全放空装置,必要时可过手动放空阀
(1-J4013)实施放空。
子罐安全管线设置有不锈钢波纹补偿器。
阀门(1-三通4011)为三通选择阀,始终保持其中一安全阀处于工作状态;
1-J4013为手动放空阀,处于常闭状态。
2.1.7 贮罐自增压回路:贮罐内LNG经过空温式增压器回到贮罐,实现自增压。
本贮罐系统设有自增压回路的液相和气相的根部阀门(1-J1031、1-J2033)。
2.1.8 夹层氮气系统:氮气系统持续不断地为贮罐夹层提供微正压(0.5-2kPa)
氮气,保持夹层珠光砂干燥,防止带有水分的空气进入夹层,以保持良好的绝热性能。
2.1.9 阀门1-PSV5013为自力式调节阀;1-J1031为截止阀,处于常开状态;
1-J5014/1为旁通阀,处于常闭状态;1-H5016/1为止回阀。1-J5015/1、
1-J5017/1为管线吹扫用,吹扫结束后,关闭1-J5017/1,用法兰盲板盲死。
贮罐系统在管线多处设有管道安全阀和手动放空阀,建议在在关闭任意管线前后阀门,形成封闭区间时,手动放空管线中残余液、气体,避免安全阀频繁启跳。
2.2参数配置
2.2.1 贮罐设有液位计、压力表,同时远传至中控室。在操作平台有子罐的就地
液位、压力显示,并预留取样分析口;还设有夹层及充氮管路的压力显示和远传。
2.2.2 操作平台阀门状态:
2.2.3 引压管路根部阀:V
(L)-1、V
(L)
-2 ,V
(L)
-1’、V
(L)
-2’均应处于开启状态。
2.2.4 压力表(变送器)前阀:V
(P)-3、V
(P)
-4 , V
(P)
-3’、V
(P)
-4’V
(P)
-5均应处于
开启状态。
2.2.5 液位计(变送器)前阀:V
(L)-3、V
(L)
-5 , V
(L)
-3’、V
(L)
-5’V
(L)
-6、
V (L)-7,V
(L)
-6’、V
(L)
-7’均应处于开启状态。
2.2.6 液位计平衡阀:V
(L)-4、V
(L)
-4’应处于关闭状态。
2.2.7 取样分析阀:V
(AE)-1/1、V
(AE)
-2/1 ,V
(AE)
-3/1、V
(AE)
-4/1 、V
(AE)
-5/1均应处
于关闭状态。
2.2.82500m3LNG贮罐(设计压力:0.66Mpa,设计液位:21350mm,(10505mmH
2
O),LNG 密度取470kg/m3)
2.2.9 PT1014/1015 子罐压力:0-1.0Mpa,模拟信号;
高压报警:0.62Mpa;
高高压报警:0.64Mpa;
高压报警后,自力式减压阀开启,BOG气体进入管网,使罐组降压。高高高压报警后,自动放空阀开启,排空气体,使罐组降压。
2.2.10 LT1003/1004 子罐液位:0-15000mmH
2
O模拟信号;
高液位报警:20.12m;(9455mmH2O)
高高液位报警:21.24m;(9980mmH2O)
低液位报警:2m;(1000mmH2O)
低低液位报警:1m;(500mmH2O)
高液位报警后:应停止卸液;
高高液位报警后:切断进液阀(1-ESD1011)。
低液位报警后:应停止排液;
低低液位报警后:切断排液阀(1-ESD1013)。
2.2.11 子罐温度(上、下)
上部TT1048/1057 10个子罐上部温度:-199~+200 ℃>-50℃高报;
下部TT1058/1067 10个子罐底部温度:-199~+200 ℃>-50℃高报;
2.2.12 夹层压力
PT1013 夹层压力:-5~10Kpa,模拟信号;
高压报警:2.2Kpa;
高高压报警:2.6Kpa;
低压报警:<0.8Kpa;
低低压报警:<0.5Kpa;
出现报警后,应及时检查并调整贮罐夹层氮气进气量。
2.2.13 夹层温度(顶部空间和底板)
TT1068-1076 9个母罐底板温度:-199~+200 ℃(<-20℃低报);
TT1077/1080 4个母罐顶部温度:-162~+40 ℃(<-20℃低报);2.3 贮罐结构介绍
2.3.1 2500m3LNG贮罐
2500m3LNG贮罐,主要用于液化天然气的贮存。
2.3.2 贮罐主要技术参数表
2.3.3 贮罐主体结构
2.3.3.1主体结构简介
结构形式:由10个子罐和1个外壳组成;