淮北20立方液化天然气储罐30立方LNG储罐厂家三十年的品质

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淮北20立方液化天然气储罐 30立方LNG储罐厂家三十年的品质
淮北20立方液化天然气储罐 30立方LNG储罐厂家三十年的品质
第二章LNG供气站的操作技术和运营管理
一、投运前的准备
二、LNG供气站操作技术
三、运营安全管理
一、投运前的准备
LNG供气站竣工验收合格正式投运前,对整个工艺系统进行干燥→预冷→模拟试运行→惰化→天然气置换氮气(即钝化)。
1、干燥和预冷
干燥就是利用氮气将供气站工艺系统设备、管道中的水分置换出去,避免系统内的水分在低温下冻结,堵塞和损坏设备、管道与阀门。干燥前,工艺系统应完成吹扫、试压、仪表联校、安全阀就位并校验铅封、设备与管道保冷完毕。中国燃气LNG培训
2、系统模拟试运行、惰化与置换
模拟试运行的目的是利用-196℃的液氮对LNG工艺系统进行工艺参数调试和运行性能检验。由于液氮温度低达-196℃,系统出现白雾处即为泄漏点,需处理。用液氮模拟试运行可大大提高在LNG工况参数下系统的运行可靠性。
二、LNG供气站操作技术
1、供气站的气化工艺流程（城市LNG供气站工艺流程见图）
LNG汽化站工艺流程图
2、LNG卸车工艺
通过公路槽车或罐式集装箱车将LNG从气源地运抵用气城市LNG供气站后,利用槽车上的空温式升压气化器将槽车储罐升压到0.6MPa(或通过站内设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压),同时将储罐压力降至约0.4MPa,使槽车与LNG储罐间形成约0.2MPa的压差,利用此压差将槽车中的LNG卸入供气站储罐内。卸车结束时,通过卸车台气相管线回收槽车中的气相天然气。
3.LNG储罐的自动增压
靠压力推动,LNG从储罐中流向空温式气化器,气化后供应用户。随着罐内LNG的流出,罐内压力不断降低,LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此,正常运营操作中须不断向储罐补充气体,将罐内压力维持在一定范围内,才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是由自力式增压调节阀和小型空温式气化器组成的自动增压系统来完成的。
运行中常出现因开启压力调试不当,致使新安装的增压阀形同虚设,操作人员不得不打开旁通管进行人工增压的情况。人工增压时,应缓慢打开增压气化器液相进口阀,防止阀门开大而导致事故。曾经发生手工增压时增压气化器液相进口阀开度过大,大量LNG涌入增压气化器后不能完全气化,以气液两相状态进入增压气化器出口管道并冲出安全阀喷射在LNG储罐外壁,将储罐外罐冻裂350mm的事故。因此,应尽可能采用自力式增压阀自动增压。中国燃气LNG培训
4、LNG储罐的压力控制
储罐的正常工作压力由自力式增压调节阀的定压值(后压)所限定和控制。储罐的允许高工作压力由设置在储罐气相出口管道上的自力式减压调节阀定压值(前压)所限定和自动控制。
当储罐正常工作压力低于增压阀的开启压力时,增压阀开启自动增压;当储罐允许高工作压力达到减压阀设定开启值时,减压阀自动开启卸压,以保护储罐安全。
为增压阀和减压阀工作时互不干扰,增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠,应0.05MPa以上的压力差。例如,若增压调节阀的关闭压力设定为0.693MPa,则减压调节阀的开启压力为0.76MPa。考虑两阀的实际制造精度,合适的压力差应在现场安装阀门时精心调试确定
5、LNG储罐的超压保护
LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发,导致储罐的压力逐步升高,终危及储罐安全。因此,设计上采用在储罐上安装自力式减压调节阀、压力报警手动放空、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。
国内普遍使用的高工作压力为0.80MPa、单罐公称容积为100m3的真空压力式储罐,减压阀的高开启压力设定为0.76MPa,报警压力设定为0.78MPa,储罐安全阀的开启压力和排放压力分别设定为0.8MPa和0.88MPa。其保护顺序为:当储罐压力升到减压阀设定值时,减压阀自动打开泄压;当减压阀失灵罐内压力升至压力报警值0.78MPa时,压力报警,手动放散卸压;当减压阀失灵且未能手动放散,罐内压力升至0.80MPa时,储罐安全阀开启,至排放压力0.88MPa时,安全阀排放卸压。这样既了储罐的安全,又充分发挥了储罐的强度储备(储罐设计压力为0.84MPa)。随着安全阀的排放,当罐内工作压力降低到安全阀排放压力的85%时,安全阀自动关闭将储罐密封。正常操作中不允许安全阀频繁起跳。