液化天然气操作手册

1 设计参数

1.1 气化能力

A．高峰小时用气量600Nm3/h，输送压力0.25~0.35MPa。 B．小时用气量800 Nm3/h，经二次调压后输送压力8~12KPa。 1.2 设计温度

换热器前天然气管道：设计温度-196℃；工作温度-162℃(标准状态)； 换热器后天然气管道：设计温度-20℃～50℃；工作温度-10℃～50℃。 1.3 管道设计压力:

调压前部分：设计压力0.94MPa，最高工作压力0.8MPa，工作压力0.6~0.7MPa，安全阀开启压力0.84MPa；

A．调压后部分：设计压力0.40MPa，工作压力0.25~0.35MPa，安全阀开启压力为0.38~0.4MPa。

B．经二次调压后部分：设计压力0.1MPa，工作压力8~12KPa，安全阀开启压力为20KPa。 1.4 储罐设计压力

50 m3LNG低温储罐一台、100 m3LNG低温储罐一台，设计压力0.94MPa（-0.1MPa外压），最高工作压力0.8MPa，工作压力0.6~0.7MPa，安全阀开启压力0.84MPa。

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2 工艺流程简述

液化天然气(简称LNG)由LNG低温槽车[0.2MPa、-145℃]运来，在卸车台处利用槽车自带的增压器(或站内增压器)给槽车增压至0.6~0.8MPa，利用压差将LNG送入储罐(50 m3LNG低温储罐一台、100 m3LNG低温储罐一台)。

通过储罐自增压器对储罐增压至0.6～0.7MPa，然后自流进入空温式气化器，在空温式气化器中LNG吸热气化发生相变，成为气态(简称NG)，在空温式气化器的加热段升高温度，夏季气体温度最高达到15℃，冬季气体温度-10℃。经调压、计量、加药（加臭）后进入外输管网，管网压力设定为A路：0.25～0.35MPa；B路：8~12KPa。

为控制LNG储罐的使用压力，分别设有储罐增压器和BOG加热器(自动泄压)，也可操作罐区手动放散阀高空泄压(限量)。

设臵安全装臵：

A． BOG气体通过自动泄压经调压进入管网； B． 各点安全阀； C． 手动高点放散阀；

低温管道工作温度最低为-162℃，用液氮作预冷，故设计温度为-196℃。

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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 卸车液相管 卸车气相管 V201储罐 V202储罐 E-201后 E-202后 设定值 0～1.6MPa 0～1.6MPa 0～1.6MPa 0.6~0.8MPa声光报警 备注 现场显示 现场显示 现场显示 远传至控制室（可调） 现场显示 远传至控制室（可调） 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 现场显示 1 PI101 2 PI102 3 4 PI203 PI204 PIA203 V201储罐 PIA204 V202储罐 0～1.6MPa 0.6~0.8MPa声光报警 5 PI205 6 PI206 7 PI307 8 PI308 9 PI309 10 PI310 11 PI311 PI312 PI314 PI315 PI316 PI317 0～1.6MPa 0～1.6MPa BOG加热器后 0～1.6MPa BOG加热器后 0～1.6MPa BOG加热器后 0～1.6MPa BOG加热器后 0～1.6MPa TY-301前 TY-301后 出站后 TY-303前 TY-303后 TY-304前 TY-304后 0~1.6MPa 0~1.0MPa 0~1.0MPa 0~1.6MPa 0~0.4MPa 0~0.4MPa 0~20KPa

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13 PI313 14 15 3.2 液位测量点一览表

序号 1 2 仪表位号 LIA-201 LIA-202 控制对象 V201储罐 V202储罐 设定值 ≤0.15H或≥0.90H发出声光报警信号 ≤0.15H或≥0.90H发出声光报警信号 备注 远传至控制室 远传至控制室 3.3 温度测量点一览表

序号 1 仪表位号 FI401 控制对象 出站温度 设定值 备注 流量计显示温度、压力 -20～80℃ 3.4 紧急切断阀设臵一览表

序号 1 2 仪表位号 CV-201 CV-202 CV-203 CV-204 控制对象 V201储罐底部进液 V201储罐底部出液 V202储罐底部进液 V202储罐底部出液 设定值 备注 手动切断 手动切断 手动切断 氮气0.4MPa 氮气0.4MPa 氮气0.4MPa 3 4 氮气0.4MPa 手动切断 第 4 页