lng气化站控制系统

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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[1～8]。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。1LNG气化站的危险性   由于LNG是由天然气冷却到-162℃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[9]。   ①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-110℃以上时，LN

2、G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。   ②BOG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。   ③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

3、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。   ④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。2LNG气化站运行控制系统2.1LNG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

4、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5℃，则直接进入调压、计量、加臭装置；若气态天然气温度小于5℃，就需要经过水浴式加热器将气态天然气加热到5℃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

5、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。2.2LNG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

6、就是LNG储罐，现以苏州港华燃气有限公司采用的真空粉末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

7、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