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1、液化天然气（LNG）瓶组站运行操作手册液化天然气（LNG）瓶组站运行操作手册张家港韩中深冷科技有限公司二零一一年十一月第一章 天然气与液化天然气（LNG）知识1.1 天然气知识近20多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持在2%，预计2020在世界能源组成中的比重将会增加到29%左右。中国是开发利用天然气资源最早的国家。新中国成立后，天然气产业有了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。但从全世界看，中国天然气产业整体水平还很低，资源探明程度仅7%左右，储量动用程度约50%，特别是天然气在能源结构中所占的比例极低，不到世界平均水平的十分之一。随着中国国
2、民经济的持续发展，工业化程度的不断提高，对清洁能源的需求不断增大，预示着天然气具有很大的发展空间，中国天然气产业具有良好的发展前景。中国天然气产业正面临着前所未有的发展机遇和挑战。随着科技进步，世界能源消费结构不断地向低碳化演变，天然气作为低碳化的清洁能源在世界各国都得到了高度的重视和发展，而目前中国天然气产业的发展与国民经济及社会发展很不适应。为此，国家从能源结构调整、加强环保和可持续发展等基本国策出发，“十五”将大力发展天然气的开发利用，这将为天然气产业的发展创造良好环境。1.1.1 天然气组成天然气是由烃类和非烃类组成的复杂混合物。大多数天然气的主要成份是气体烃类，此外还含有少量非烃类气
3、体。天然气中的烃类基本上是烷烃，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、以及少量的已烷以上烃类。在中有时还含有极少量的环烷烃（如甲基不戊烷）及芳香烃（如苯、甲苯）。天然气中的非烃类气体，一般为少量的氮气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，以及微量的惰性气体如氦、氩、氙等。天然气中的水蒸气一般呈饱和状态。天然气的组成并非固定不变，不仅不同地区油、气藏中采出的天然气组成判别很大，甚至同一油、气藏的不同生产井采出的天然气组成也会有很大的区别。1、根据化学组成的不同分类（1）干性天然气：含甲烷90%以上的天然气。（2）湿性天然气：除主要含甲烷外，还有较多的乙烷、丙烷、丁烷等气体。2、根据天然气
4、的来源分类（1）纯天然气：气藏中通过采气井开采出来的天然气称为气井气。这种气体属于干性气体，主要成分是甲烷。（2）油田伴生气：系指在油藏中与原油呈平衡接触的气体，包括游离气和溶解在原油中的溶解气两种。油田气是与石油伴生的，是天然气的一种，从化学组成来说属于湿性天然气。开采时与原油一起打出，气油比（m3/t）一般在20500范围内。这种气体中含有60%90%的甲烷，10%40%的乙烷、丙烷、丁烷和高碳烷烃。（3）凝析气田气：是含有容易液化的丙烷和丁烷成分的富天然气。这种气体通常含有甲烷85%90%，碳三到碳五约2%5%。可采用压缩法、吸附法或低温分离法，将后者分离出去制液化石油气。（4）矿井气口
5、从井下煤层抽出的矿井气，习惯称为矿井瓦斯气。1.1.2 天然气燃烧特性天然气最主要的成分是甲烷，基本不含硫，无色、无臭、无毒、无腐蚀性，具有安全、热值高、洁净和应用广泛等优点，目前已成为众多发达国家的城市必选燃气气源。城市燃气应按燃气类别及其燃烧特性指数（华白数W和燃烧势CP）分类，并应控制其波动范围。华白数W按式（1）计算：（1）式中：W华白数，MJ/m3（kcal/m3);Qg燃气高热值，MJ/m3/（kcal/m3）；d燃气相对密度（空气相对密度为1)。燃烧势CP按式2计算：（2）（3）式中：CP燃烧势；H2燃气中氢含量，%（体积）；CmHn燃气中除甲烷以外的碳氢化合物含量，%（体积）；
6、CO燃气中一氧化碳含量，%（体积）；CH4燃气中甲烷含量，%（体积）；d燃气相对密度（空气相对密度为1）；K燃气中氧含量修正系数；O2燃气中氧含量，%（体积）。城市燃气的分类应符合表的规定。 城市燃气的分类（干，0，101.3kPa）表类别华白系数W,MJ/m3（Kcal/m2）燃烧势CP标准范围标准范围人工燃气5R22.7 (5430)21.1(5050)24.3(5810)9455966R27.1 (6470)25.2(6017)29.0(6923)108631107R32.7 (7800)30.4(7254)34.9(8346)12172128天然气4T18.0 (4300)16.7(3
7、999)19.3(4601)2522576T26.4 (6300)24.5(5859)28.2(6741)29256510T43.8 (10451)41.2(9832)47.3(11291)33313412T53.5 (12768)48.1(11495)57.8(13796)40368813T56.5 (13500)54.3(12960)58.8(14040)414094液化石油气19Y81.2 (19387)76.9(18379)92.7(22152)48424922Y92.7 (22152)76.9(18379)92.7(22152)42424920Y84.2 (20113)76.9(18
8、379)92.7(22152)464249注：6T为液化石油气混空气，燃烧特性接近天然气。1.1.3 天然气的储运天然气是以气态燃用，但储运方式有管输天然气、压缩天然气、液化天然气等多种形式。另外，目前还在发展天然气水合物。1. 压缩天然气（CNG）压缩天然气（CNG）是通过压缩机加压的方式，将天然气压缩至容器，增加容器存储体积的天然气运输方式。一般情况下，天然气经过几级压缩，达到20MPa的高压，在用气时在经减压阀降压使用。在20MPa高压下，天然气的压缩比可以达到276。CNG在生产和利用过程中成本相对较低，能耗低。但是由于采用笨重的高压气瓶，导致CNG单车运输量比较小，运输成本高。因此，
9、一般认为该种方式只适合为距离气源地近、用气量小的城市供应燃气。CNG项目的特点：与LNG相比，设备相对简单、投资少；与管道天然气相比要灵活，因为管道一旦建设好以后，无法根据市场的需要发生转移。2. 液化天然气（LNG）当天然气在大气压下，冷却至约-162时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）。LNG体积约为同量气态天然气体积的1/625，密度在450kg/m3左右。可见液化天然气具有较大的气液，便于运输。另外，由于LNG的燃点及爆炸极限高于汽油，所以不易发生爆炸，安全性能好。LNG项目包括液化工厂、低温储槽和再气化工厂的建设。液化
10、和再气化工厂的经济可行性由年产量和最高供气量决定。由于LNG所以低温液体，其生产、储运及利用过程中都需要相应的液化、保温和气化设备，投资额高。这种运输形式只有在规模发展较大时才具有合理的经济性能。3. 管输天然气（PNG）管输天然气是通过管道直接将天然气输运到用户点的一种运输方式，主要针对气源地用户或与气源地通过陆地相连的国家之间天然气运送。管道长度对于PNG方式有一定要求。对于距离气源地较远的地区，只有当用气量较大时才会具有较好经济性。由于海底管道的建造和维护费用高，当天然气的海上运输距离较长时，将会倾向于采用LNG船运输。与LNG项目不同，PNG项目既不需要液化工厂也不需要再气化工厂。管道
11、基本建设投资是影响项目经济可行性的主要决定因素。基本建设投资额随着管线距离、管线走向、地理环境和负荷系数的变化而变化。天然气井口价格也对PNG项目的经济可行性有较大影响。当天然气的进口价格一定时，运输距离是决定其贸易方式的主要因素。如果输送距离高于临界点，LNG项目将更加可行。据英国BP公司提供数据，管道天然气和液化天然气运输成本运输距离的临界值大致在40005000公里间。4. 其他技术除了上述三种已经成熟的天然气存储技术，各国还在积极探寻其他更经济有效方式。其中包括天然气水合物（NGH ，Natural Gas Hydrate，简称Gas Hydrate）和吸附天然气（ANG，Adsorp
12、tion Natural Gas）等。天然气水合物资源是世界能源开发的下一个主要目标。海底的天然气水化物资源丰富，其开发利用技术已成为一个国际能源领域的热点。天然气水合物是在一定条件（合适的温度、压力、气体饱和度、水的盐度、pH值等）下由水和天然气组成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物，其遇火即可燃烧。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99的天然气水合物通常称为甲烷水合物（Methane Hydrate）。在标准状况下，1单位体积的气水合物分解最多可产生164单位体积的甲烷气体。但是根据目前的发展来看，该技术距离工业应用的成熟水平还有一定的距离。吸附天然气技术是利用一些诸
13、如活性炭等多孔性固体物质对气体的吸附特性进行储气。由于这种新型的储气方式也要求在一定的压力作用下（通常为3MPa-4MPa）方能最大限度地提高气体附量（如在储存压力为3.5 MPa时，理论储气量可达其容积体积的150倍），因此从一定意义上讲，该储存方式同属压力储存。但由于储存压力较CNG大为降低，因此容器重量相应减轻，安全性相对提高。当储气容器的改良同样是减轻车辆无效载重、提高空间利率、减缓容器内外壁腐蚀等部题的最根本方法。目前该技术的关键部分：吸附剂以及热能储存器的开发已有了较大进展。作为天然气储存的一种方式，由于单位存储介质的吸附量还比较小，还不能在工业中得到大规模的应用。目前只有少数机构
14、可以将其应用到天然气汽车上。1.2 LNG基本性质天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为83，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。通常的液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）多存储在温度为162、压力为0.1MPa左右的低温储罐内，其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分有利于输送和储存。液化天然气是经过净化处理（脱水、脱烃、脱酸性气体）后，采用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化的。预处理主要包括的清除，以免低温下冻结、堵塞。天然气液化装置按用途可分为两大类, 即基本负荷型天然气液化装置和调峰型天然气液化装置。基本负荷型天然气液化装
15、置由天然气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成，是一个复杂庞大的系统工程， 投资高达数十亿美元。由于项目投资巨大， LNG项目大多由壳牌、道达尔等大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。基本负荷型天然气液化装置的液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。20 世纪60 年代最早建设的天然气液化装置, 采用当时技术成熟的级联式液化流程。到70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程(MRC)。80 年代后, 新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置则几乎无一例外地采用APCI 公司的丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC) 。调峰型天然气液化装置是小流
16、量的天然气液化装置, 并非常年连续运行。因此, 调峰型液化流程要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。一般, 对于管道气压力较高的情况, 为充分利用其压力能, 可考虑使用膨胀机液化流程。选择调峰型LNG液化流程, 必须根据具体的设计要求和外围条件对上述因素进行综合考虑, 即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比, 才能最终决定采用何种液化流程。天然气液化工厂的工艺流程不同，出厂LNG的温度和压力也有所不同，如新疆广汇液化工厂出厂LNG温度约为162，压力为常压；中原绿能高科液化工厂出厂LNG温度约为145，压力为0.35MPa。1.2.1 LNG组分新疆广汇和中原绿能
17、LNG工厂生产LNG的组分如下：组分分子式体积含量mol%新疆广汇中原油田甲烷CH486.2395.857乙烷C2H612.772.936丙烷C3H80.34280.733异丁烷C4H100.201正丁烷C4H100.105异戊烷C5H120.037正戊烷C5H120.031已烷C6H140.009庚烷C7H160.003辛烷C8H180.003氮N20.65500.0851.2.2 LNG物性数据新疆广汇LNG的物性如下：分子量： 17.3气化温度： 162.3（常压1.053bar）临界温度： 82.5液相密度： 440kg/Nm3气相密度： 0.75 kg/Nm3（15.5）燃点： 65
18、0热值： 8700kcal/Nm3气化潜热： 0.51MJ/Kg（121Kcal/Kg）运动粘度： 12.072106m2/s燃烧势： 45.18CP华白数： 54.23MJ/m3爆炸极根 上限 15.77 下限 4.911.2.3 LNG特点1. 天然气液化后，体积缩小600多倍，可以在公路、铁路、船舶上实现经济运输。2. 储存效率高、占地少、投资省。3. 建设模式机动灵活，可由小到大，由点到面，逐步投入和发展。4. LNG可作为优质清洁的车用燃料，有效减少汽车尾气排放对大气的污染，应用前景广阔。5. LNG的气化过程，释放出大量的冷量，有很高的综合利用价值。6. LNG生产使用较液化石油气
19、更为安全可靠。其燃点为650，比汽油高230，爆炸极限为515，气相密度为0.772kg/Nm3左右，比空气轻得多，稍有泄漏立即飘逸飞散，不致引起爆炸。7. 当LNG气化与空气的混合物浓度达到爆炸极限范围内时，遇到明火、火星即可发生爆炸，一旦爆炸将会酿成较大事故。8. LNG火灾灭火后在未切断可燃气体的气源或易燃可燃液体液源的情况下，遇到火源或高温将发生复燃、复爆。故LNG一旦燃烧，只有在完全切断气源或有非常可行、可靠的安全措施的情况下，方可灭火，否则只能在安全保护下让其安全燃烧掉。否则，将引起复燃，复爆，造成更大的损失。9. LNG在液化过程中已经脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，是一种十
20、分清洁的能源，其燃烧尾气不会对大气造成污染。第二章 LNG瓶组站设备运行及操作2.1 瓶组站工艺流程流程可见下图：液化天然气采用LNG钢瓶储存运输, 从LNG储配站运至LNG瓶组气化站。在站区将LNG钢瓶通过金属软管与站区气、液相管道相连, 利用钢瓶内的压力使LNG进入到空温式气化器, 在气化器中液态天然气气化并加热, 转化为气态的天然气, 经过调压、计量、加臭后进入站后燃气主管道。2.1.1 气化加热工艺采用空温式和水浴式相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季用热水，利用水浴式加热器进行增热，可满足站内的生产需要。空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本设计采用自然通风空温式气化器。自然
21、通风式气化器需要定期除霜、定期切换。在两组空温气化器的入口处均设有气动切断阀，正常工作时两组空温气化器通过气动切断阀在控制台处的定时器进行切换，切换周期为6小时/次。当出口温度低于0时，低温报警并连锁切换空温气化器。水浴式加热器根据热源不同，可分为热水加热式、燃烧加热式、电加热式等等。本设计采用热水加热式，利用热水炉生产的热水与低温NG换热。水浴加热器1台。冬季NG出口温度低于0时，低温报警并手动启动水浴加热器。2.1.2 BOG处理工艺由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体(Boil Off Gas)，本工程中BOG气体为LNG钢瓶吸收外界热量产生的蒸发气体。 本设计将BOG调压后汇
22、入用气管网。由于BOG气体为高压低温状态，且流量不稳定。因此需设置BOG加热器及调压输出系统并入用气管网，冬季可经过调压后去热水炉（供应水浴加热器）。2.1.3 安全泄放工艺天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120左右时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、EAG加热器、放散管组成。设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过放散管高点排放，EAG加热器采用50Nm3/h空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散塔。阻
23、火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。管道设计压力为1.0Mpa。2.1.6 计量加臭工艺主气化器及BOG气体进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气管网。计量采用气体涡轮流量计，计量精度1.0级。量程比大于1 :16，可满足最小流量和最大流量时的计量精度要求。流量计表头为液晶显示，数据可远程传输，不丢失计量数据。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。流量计设旁路，在流量计校验或检修时可不中断供气。加臭设备为撬装一体设备。根据流量计或流量计积算仪传来的流量信号按比例地加
24、注臭剂，也可在按固定的剂量加注臭剂，臭剂为四氢塞吩。2.2 LNG气化站主要设备LNG瓶组气化站内设备包括钢瓶组、瓶组汇管橇、气化调压计量加臭橇部分, 每个橇上均配置压力现场显示仪表和管道安全阀, 气化调压计量加臭橇还配有温度计、温度传感器以及压力变送器。所有现场仪表的接线都汇总到设备附带的防爆接线盒中。整个橇的信号均可集中控制, 信号传输到总控制室, 对橇的运行状况进行监控。2.2.1 LNG低温液体钢瓶钢瓶采用内、外双层结构, 不锈钢材料制作, 内外层之间采用绝热材料, 尽量降低蒸发损失,边缘采用防震橡胶, 抗冲击。设计选用8个容积为410L的钢瓶, 钢瓶自带增压系统。主要技术参数项 目内
25、 容产品型号 DPW650-480-2.5公称容积 L480 有效容积 L430 充装介质LNG 公称工作压力 MPa2.5计算压力 MPa5.0设计温度 196绝热型式高真空多层缠绕绝热材质0Cr18Ni9/SUS304/304蒸发率 /d液氮（LN2）：1.9空重（准确值参见铭牌） kg 400规格尺寸(长宽高) mm20507601000液位计电容式表面处理抛光底座结构鞍座式具体使用参见钢瓶产品手册。2.2.2 瓶组汇管橇 瓶组汇管橇采用天然气低温专用阀门, 共设8个钢瓶接口位置, 管道的材质为不锈钢, 液相管设绝热层, 橇上设燃气浓度检测器1台，压力变送器2台。2.2.3 气化调压计量
26、加臭橇 采用翅片管结构空温式气化器, 材质选用耐低温的防锈铝（LF21)。设计选用国产气化能力为400m/h 的空温式气化器2台(1用1备)，设计压力1.0MPa, 工作环境温度-4050 。配置水浴式加热器一台。气化器出口设置温度变送器两台。 主调压器采用2+0系统, 即两路调压, 不设旁通管, 并带超、低压切断功能。调压器进口压力0.30.7MPa, 出口压力2.6kPa, 额定流量400m/h 。BOG路采用两级调压，一级调压将压力稳定在0.6MPa，二级调压将压力调制2.8kPa，以利于BOG汇入总气路。计量选用天信流量计, 带温度和压力补偿, 管路系统设置旁通管, 确保流量计维修时仍
27、能继续供气。流量计设计压力0.4MPa, 最大流量800m/h , 精度等级为1级。流量计数据为液晶显示，可远传至控制室。 燃气加臭装置选用美国米顿罗加臭泵, 使用电源电压220V, 也在该橇块上设燃气报警器1台。2.2.3.1空浴式气化器空温式气化（加热）器的导热管是将散热片和管材挤压成型的，导热管的横截面为星形翅片。气化器的材质必须是耐低温（-162）的，目前国内常用的材料为铝合金（LF21），其结构型式为一般为立式长方体。本工程空温气化（加热）器包括有LNG主气化器、贮槽增压器、BOG加热器、EAG加热器。主要工艺参数LNG主气化器BOG加热器EAG加热器设计进口温度196196196运
28、行进口温度162162162设计出口温度205020502050运行出口温度环境温度10常温常温设计压力1.0Mpa1.0Mpa1.0Mpa运行压力0.4Mpa0.4Mpa0.4Mpa满负荷连续运行时间6小时4小时2.2.3.2 水浴式加热器水浴式加热器根据热源不同，可分为热水式、蒸汽加热式、电加热式等。本设计采用热水式，由1台热水炉供应热源。其结构为将导热盘管放入热水槽中，导热管中的低温NG与热水进行热交换，成为常温NG。导热盘管采用不锈钢(0Crl8Ni9)，筒体采用碳钢，立（卧）式圆筒形。主加温管路主要工艺参数如下： 设计进口温度/运行进口温度：196/162 设计出口温度/运行出口温度
29、：2050/515 设计压力：1.0Mpa 运行压力：0.4Mpa2.2.3.3 加臭装置本设计采用一体化撬装的燃气加臭装置，单泵单路臭剂输出。该装置配备60Kg臭剂罐，采用电磁驱动隔膜式柱塞计量泵驱动加臭剂四氢塞吩的滴入，滴入量控制在1520mg/m3。加臭控制器可以根据流量计提供的420mA流量信号控制加臭量，实现根据燃气流量变化的自动控制。2.3 设备操作流程2.3.1LNG低温钢瓶1. 使用在LNG瓶组气化站内设置使用和备用两组钢瓶, 且数量相同, 当使用侧的LNG钢瓶的液位下降到规定液面时, 切换到备用瓶组一侧, 切换下来的空钢瓶应及时灌装备用。2. 维护a. 本公司提供的钢瓶产品，
30、本身无需什么维护，只是外壳不得受到任何撞击，并按规定进行操作。b. 外配阀门管件，应保持清洁完整，阀门应能开关灵活，填料部分如有微漏，应压紧填料压盖。如阀门的阀芯不能关闭严密，应更换阀芯密封垫。c. 外配仪表，应保持清洁完好，并按规定进行定期校验。d. 所有阀门的开启或关闭，都应文明操作，不得敲击。e. 在正常使用的情况下，每年应对全部的阀门管件及仪表进行一次检查和维护，对易损件（如阀门密封垫）进行更换。3. 故障及检查如果钢瓶在开始使用后，并按使用说明操作，出现不正常现象时，请及时与本公司联系。4. 安全a. 钢瓶的安装使用区域内，不得有火种火源，并必须配备有合适的消防器材。b. 非经过培训
31、的操作人员，不得上岗操作。现场严禁吸烟。c. 对阀门的检修工作，应尽量安排在年度的检修计划中，如因特殊情况情况，需及时进行检修，也应尽量安排在罐内液体排尽的条件下进行。d. 检修工作中，需要动火时，应检查并确认动为处的管道内已将残余的LNG排清，并用氮气进行吹扫后，将管内气体取样分析，安全部门确认后，方可施工。2.3.2 空浴式气化器1. 使用前先检查密封性，不泄露，试压气源用干燥的氮气或空气。2. 检查完查密封性后，用干燥的氮气或空气吹扫汽化器及其连接管道510分钟。3. 操作规程： 首先将系统的供液阀，排气阀关闭，然后缓慢打开，当管外出现霜雾时，缓慢开启排气阀，再逐步开大排气阀，直至汽化用
32、量到要求后，稳定阀门开启程度。4. 若出气管发现结霜，造成初期温度过低，表明进液量太大，必须立即关小供液阀，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. 此产品必须定期检验，以防泄露。定期检验间隔时间为12个月。6. 如有其他未明事宜，请速与制造单位联系，制造单位按合同为用户提供及时，周到的服务。2.3.3 水浴式加热器操作规程1. 开启进水阀门，使水进入筒体，到一定液位时，溢流管出水确定筒内水已加满。然后关闭进水阀。2. 首先打开电源开关，启动水泵，然后把“自动/手动”切换开关拨向“自动”此时“加热运行”指示灯亮，电热管开始加热，当筒内水温达到设定上限温度时，“
33、加热运行”指示灯熄灭，“加热停止”指示灯亮，电热管不加热，这时，可以加热低温天然气。3. 若长期使用后，电控装置自动加热线路失灵，不能正常工作，此时为了不影响汽化器工作，可把“自动/手动”切换开关拨向“手动”。然后操作手动开、关按钮。此工作状态下，数显表只显示筒体内温度，必须人工操作控制筒内温度，一般上限不越过70，下限不低于30。同时必须尽快修复自动加热线路。4. 依次缓慢打开进气阀和出气阀，关闭旁通阀。5. 加热器工作时，每周至少一次至现场观察水位变化，水位低于下限时要及时补充。6. 停止使用水浴式加热器时，缓慢打开旁通阀，关闭进气阀，出气阀。7. 停水泵，关闭水浴式加热器的电源开关，打开
34、筒体放清阀，放清筒内的水。2.3.4 加臭机操作规程1. 打开控制柜加臭控制装置上的电源，检查仪表是否正常。2. 打开加臭机柜门，关闭刻度计下部阀门，确定柱塞泵每次排量后再打开。3. 根据流量计各时段流量，再根据每立方米天然气加18mg四氢噻吩，计算出各时段柱塞泵每分钟工作次数，并及时调整控制装置上数值。4. 加臭机中液快用完后，应及时补充。5. 加臭机中没有液输出时，在排除原料问题后，应考虑到泵中膜片可能因疲劳损坏，这时应关闭输出阀阀门，以防天然气从此流出，再拆相关部件更换膜片。2.3.5 氮气瓶组操作规程1. 氮气瓶组工作压力为0.6-0.8MPa，当压力低于0.6MPa，应把压力低的瓶组
35、换下，换上符合压力要求的瓶组。2. 定期检查各阀门是否漏气，避免由此造成的氮气损失。3. 定期检查压力表使用情况，不合格的应及时更换。2.4 运行说明2.4.1 钢瓶切换 当某一组钢瓶用完后, 先把钢瓶上的所有阀门关闭, 再把瓶组汇管橇的长轴截止阀和短轴截止阀关闭, 最后松开钢瓶与瓶组汇管橇的连接软管。钢瓶灌装后, 直接把钢瓶与瓶组汇管橇的连接软管连接好，依次打开各处阀门即可。2.4.2 供液 首先确定备用瓶组的管道总阀门已经关闭, 打开准备使用的钢瓶上的气体阀和出液阀, 再打开与钢瓶连接的瓶组汇管橇上对应的阀门, 接着打开与之对应的管道总阀门。最后再打开气化器进口处的阀门, 液体通过气化器气
36、化后经调压器调压后供给用户。供液时, 若钢瓶的压力不够, 可以打开钢瓶的增压阀, 通过钢瓶自带的增压系统对钢瓶增压, 从而获得足够的供液压力。2.4.3 LNG气化器的使用 2台空温式气化器1用1备。切换时, 只要将投运的气化器前阀门打开, 将停用的气化器前阀门关闭即可。2.4.4 气化调压计量加臭橇的调试 调试前, 先关闭设备上除仪表阀门外的其他阀门, 缓慢打开入口阀门向设备供气, 打开进气总管上压力表前阀门, 观察供气压力情况。当流量计投入使用时, 应缓慢打开流量计前的阀门, 防止气流冲击流量计, 造成流量计损坏, 然后再缓慢打开流量计后的阀门。2.4.5 使用注意事项A 整套工艺系统初次
37、使用时应进行惰性气体置换。 B 空温式气化器需定期清理表面的结霜, 以提高热交换性能。清理时需注意设备低温, 防止低温造成人身伤害事故。 C 计量装置在启用、设定、维护、试验等情况下, 进出口阀门的开启必须十分缓慢, 先略微开启一些, 使前后管道的压力缓慢上升, 稳定后再进一步开大, 直至全开。否则, 可能造成压力表损坏等不良后果。 D 启用过程中向管道充气常易造成压力表超量程损坏。应尽可能在充气时关闭压力表的根部阀门, 待充气结束压力稳定后再缓慢开启阀门。若需在充气时观察压力表, 则应将压力表根部阀门微启,让燃气缓慢进入压力表, 待压力稳定后再完全开启该阀门。E 安全阀根部阀门应保持常开状态
38、, 以保证安全阀可以正常放散。安全阀的旁通阀一般应保持关闭状态, 需人工放散时才能打开。2.4.6 停运说明 当整个工艺系统停止使用时, 首先关闭各进口阀门, 然后打开各处放空阀, 将系统内残余气体放净, 最后打开排污阀, 将残余液体排干净。仪表阀、放空阀和排污阀等直通大气的阀门在气化站停用期间应关闭。2.5 安全操作注意事项1. LNG操作工应使用橡胶安全工作鞋、防静电工作服、皮手套、安全帽等劳动保护品。2. 关闭低温阀门时要确保设备管道无液封存在。3. 紧急切断阀关闭时，查明原因，及时处理。4. 装置区内的管线阀门，特别是低温管线严禁踩踏。2.6 设备巡检1. 检查现场仪表指示是否与中控室
39、显示一致。2. 检查LNG钢瓶的液位、压力是否正常，流程是否正确。3. 检查空温式LNG气化器、LNG增压器、水浴式LNG加热器工作是否正常，流程是否正确。4. 检查气化流程、BOG流程、EAG流程、天然气出站流程是否正确。5. 检查站内设备、管线、阀门是否泄漏，有无异常现象发生。6. 检查常开和常闭阀门状态。7. 检查阀门、管线的异常结霜。2.7 故障处理1. 安全阀起跳分析安全阀起跳的原因，若是LNG钢瓶安全阀起跳，应及时手动放空，加速泄压，并分析超压原因；若是管路系统安全阀起跳，应及时打开上下游阀门，平衡压力。2. 低温部位法兰发生泄漏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
40、游阀门，泄压且温度升高后更换垫片。3. 紧急切断阀打不开检查氮气压力是否低于0.4MPa，压力不足需调整压力或更换氮气瓶；若电磁阀故障应检修电磁阀。2.8 设备管理安全规程1. 全站工作人员应爱护站内所有设备。2. 站内设一名安全技术员，安全技术员应熟悉站内设备的性能、结构和安全操作规程，并负责站内的设备管理。3. 操作人员必须正确使用设备，不准超压、超速、超负荷运转。操作过程应做到按规定顺序启动，按顺序停车，安全保护装置到位。4. 应定期对设备进行检查和维护，设备不得带病运行。a. LNG储罐每年至少一次真空度检验和外观检查。b. 安全阀每年至少一次校验。c. 压力表、温度计及流量计按计量部门的规定定检周期进行校验。d. 机泵等设备按照机电设备维修周期进行维修保养。第 16 页