LNG气化站控制系统
6页1、LNG 作为目前西气东输管道天然气的补充气源或者备用气源,已经越来越引起全国各大中城市燃气公司的 重视,LNG气化站的安全运行及先进的控制显得尤其重要i为。本文主要结合苏州港华燃气有限公司已经 建成并稳定运行的 LNG 气化站来阐述控制系统的重要性。1 LNG气化站的危险性由于LNG是由天然气冷却到-162C而成的深冷液体,又具有天然气易燃易爆的特性,因此LNG是一种 非常危险的液体,必须充分了解LNG气化站的危险性。 低温的危险LNG 泄漏后会迅速蒸发,然后降至某一固定的蒸发速度。开始蒸发时气体密度大于空气密度,在地面形 成一个流动层,当温度上升到-110C以上时,LNG蒸气与空气的混合物在温度上升过程中形成了密度小于 空气的云团。由于LNG泄漏时的温度很低,其周围大气中的水蒸气被冷凝成雾团,LNG再进一步与空气 混合并完全气化。 LNG 的低温危险还能使相关设备脆性断裂和遇冷收缩,从而损坏设备和低温灼伤操作者。 BOG 的危险虽然LNG储存于绝热的储罐中,但不可能完全无热量交换,外界传入的热量会引起LNG蒸发,产生 BOG(蒸发气体)。故要求LNG储罐有一个极低的日蒸发率,要求储罐
2、本身设有合理的安全放散系统。否则, 若BOG的量突增,使罐内温度、压力迅速上升,致使储罐破裂。 着火的危险天然气的爆炸极限为5%15%,遇明火可产生爆燃。火焰温度高、辐射热强,易形成大面积火灾,且 具有复燃性、复炸性。 翻滚的危险通常,储罐内的LNG长期静置或密度不同的LNG混装,将形成两个稳定的液相层。当外界热量传入罐 内时,两个液相层相互传质、传热并混合,液层表面开始蒸发,下层由于吸收了上层的热量,而处于过热 状态。当两液相层密度接近时,可在短时间内产生大量气体,使罐内压力急剧上升,这就是翻滚现象。液 体翻滚引起LNG蒸发率急增,若来不及排出大量的BOG,储罐内的压力将超过设计压力,会发生危险。2 LNG气化站运行控制系统2.1 LNG气化站工艺流程LNG 气化站工艺流程见图 1。利用卸车增压气化器将 LNG 槽车内的气相压力升高,将 LNG 通过管道卸至站内储罐。利用储罐配套的 自增压气化器来保证储罐具有一定的压力,并将 LNG 送入空温式气化器,通过环境空气的热量将 LNG 气 化为气态天然气。若气态天然气温度大于5C,则直接进入调压、计量、加臭装置;若气态天然气温度小 于5C
3、,就需要经过水浴式加热器将气态天然气加热到5C以上,再送入调压、计量、加臭装置,最后送入 中压管网。LNG槽车和LNG储罐产生的BOG排放至BOG加热器,加热后送入调压、计量、加臭装置, 最后送入中压管网。工艺装置区中的气化区是将LNG转换为气态天然气的主要部位,也是整个气化站的关键部位。在整个气 化区设置2组气化器,在每组气化器后设置2个温度传感器(减少温度传感器损坏引起误动作的概率)。当 一组气化器结霜过多或发生故障时,通过温度检测超限报警,连锁关闭该组气化器进液管上的气动紧急切 断阀实现对气化器的控制,同时打开另外一组气化器的进液管上的气动紧急切断阀,保证供气的连续性。 2.2 LNG 气化站运行控制系统LNG 气化站是由储罐区、工艺装置区和辅助区 3 个区域组成。对每个区域都需进行监测或控制,关键地 方还必须采用联动的方式来保证控制的及时性。要达到以上目的,必须要建设一套LNG气化站的运行控制 系统(见图2)。运行控制系统分为PLC控制系统和现场调节设备的自动连锁控制2部分。储罐区对于整个气化站来说是核心部位,最主要的设备就是LNG储罐,现以苏州港华燃气有限公司采 用的真空粉末
4、低温压力绝热储罐为例,谈谈LNG气化站运行控制系统的配置。在储罐上安装压力变送器和液位变送器来监测储罐压力和液位。在进、出液管上安装气动紧急切断阀, 通过电磁阀和仪表来控制进液或出液。在气、液相管之间安装自增压气化器和自增压阀,对储罐进行增压 在气相管上安装减压调节阀和安全阀,防止储罐超压。正常运行中,必须将LNG储罐的工作压力控制在允许的范围内。LNG储罐的正常工作压力范围为0.3 0.6MPa,罐内压力低于设定值时,可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增压。增压下限由自增压阀 开启压力确定,增压上限由自增压阀的自动关闭压力确定,其值通常比设定的自增压阀开启压力高约 15%。LNG在储存过程中会由于储罐不可能绝对无热量交换,而缓慢蒸发(日静态蒸发率0.3%)导致储罐的 压力逐步升高,最终危及储罐安全。为保证储罐安全运行,采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安 全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。其保护顺序为当储罐压力上升到减压调节阀设定的开启值时,减压调节阀自动打开泄放气态天然气。当 减压调节阀失灵,罐内压力继续上升,达到压力报警值时,压力报警,手动放散泄压。当减压调节
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