孙晓尘,田海星,崔海樱
(1.北京康吉森过程控制技术有限公司,北京100012;2.上海阿自倍尔控制仪表有限公司,上海201108)
以甲烷(CH4)为主要成分的天然气除掉水分、氧化硫、二氧化碳等杂质后,当在常压下冷却至约-160℃时,由气态变成液态,同时其体积也会变为原来的1/600,称为液化天然气LNG(Liquefied Natural Gas)[1]。LNG储藏和运输都容易,作为清洁燃料,有利于保护环境,减少城市污染,特别满足现在提出的绿色能源概念。LNG行业正以每年约12%的高速增长,成为全球增长最迅猛的能源行业之一。
LNG接收站(LNG Terminal),是指储存液化天然气并向外输送天然气的装置,包括LNG码头、储罐区、加压气化区、外输几个部分。江苏LNG接收站项目,一期规模为处理LNG 3.5Mt/a,可供气4.8×109m3/a;二期规模将增至处理LNG 6.5Mt/a,供气8.7×109m3/a。远期接卸能力将达10Mt/a,主要接收来自卡塔尔等国家的LNG资源,通过外输管道与冀宁联络线和西气东输一线联网,为江苏省和西气东输调峰供气。
江苏LNG接收站项目使用I/A Series分散控制系统。I/A采用Mesh网络,通信标准IEEE 802.3u/802.1w,传输速率100M/1Gbit/s,传输介质为光缆,传输距离2km(多模光缆)、10km(单模光缆)、100km(单模光缆加中继器)。网络结构可以有线形、环形、星形和倒挂树形,最多可挂1 920个站/节点。
该LNG系统采用星形结构,好处在于任一节点断开仅对该节点有影响,对其他节点的设备没有任何影响。整个系统包括4个控制室,主要设备包含4台工程师站、8台操作员站、6对FCP270控制器。整套系统监控LNG的接收、储存、气化、外输等工艺流程,如图1所示。
每个区域的工作站都设置了相应的控制权限。中央控制室的工作站可以控制所有区域;码头控制室内工作站只能监视,不能进行任何操作;槽车控制室内工作站只能控制槽车区域的设备,对主工艺区只能监视,不能进行操作。
图1 江苏LNG系统结构示意
整个系统由工艺区域的根交换机、码头/槽车区域的边际交换机构成,它们之间通过1Gbit/s的Uplink口构成星形结构;在各个控制室中的每个站通过100Mbit/s的通信速率和交换机相连接;各控制器下挂的I/O卡件通过2Mbit/s的通信速率连接。网络结构如图2所示。
图2 江苏LNG DCS网络结构示意
该项目码头由一座工作平台(45m×23m),4个靠船墩(14m×16m),6个系缆墩(13m×14m)以及人行桥组成。码头结构为墩台式,全长430m,可接卸LNG船型规格为(1.45~2.67)×105m3。
3.1.1 卸料臂
码头工作平台设置了3个卸料臂(L-1101A/B/C)来接收LNG,并且设置了1个气相返回臂(L-1102)返回BOG(Boil Off Gas)。设置气相返回臂的目的是当卸下LNG时,船舱内因液位下降形成负压,为保持船舱压力平衡,岸上返回BOG,使得船舱保持微正压的状态。当BOG返回压力不足时,开启回流鼓风机来增加回流量,以满足船舱压力需求。
卸船初期,船上开启喷淋泵,每个卸料臂流量小于100m3/h,用于预冷卸料臂和其他设备,防止急速冷却对设备产生影响,冷却时间不少于10min;冷却完毕后,开始全速卸料,卸料流量1.2×104m3/h。当船舱内LNG液位较低时,减缓卸料泵的卸料体积流量,所以卸料泵的卸船体积流量是一条由低到高然后平稳,最后降低的曲线。由于在卸料期间会产生大量的BOG气体,所以要尽量缩短卸料时间,减少BOG量,获取更大的经济效益。
卸料臂/气相返回臂由液压驱动,主要是通过现场遥控器及按钮操作,使之和船上卸船管线顺利对接。
卸料臂/气相返回臂设置两级紧急停车系统ESD(Emergency Shutdown Device),当ESD1触发时,关闭卸料臂上的双球阀,卸料管线所有阀门全关、船上卸料泵停止;ESD2触发时,除了满足ESD1的触发条件,还将触发动力耦合器(PERC),双球阀卡钳打开,脱开卸料臂前端接头,紧急时使船岸分离。每次船到港时都会分别在岸上及船上进行ESD测试,然后再开始卸料,以确保发生紧急情况时,能够在船上和岸上都触发ESD,保证卸料时的安全。
3.1.2 栈桥温度监控
该项目LNG的栈桥长为1.97km,栈桥上设置了多个温度检测点,用来观察栈桥管线的温度,此设计对第一艘船的卸船预冷管线至关重要。管线必须逐段按照一定的温度梯度来预冷,预冷的速度过快会对管线产生影响,影响其使用寿命。由于栈桥较长,如果每个电阻温度探测器RTD(Resistance Temperature Detector)的温度信号都由电缆传输,则会因信号电缆过长对信号产生影响。为解决此问题,该项目使用MTL多路温度变送器,它由MTL831B和MTL838B两个模块组成。
MTL831B(变送器模块)接收现场的RTD信号,并且转换为内部的总线信号,每个MTL831B最多可接收15个RTD或16个TC信号。MTL838B(接收模块)接收MTL831B传输过来的信号,在其内部进行转换,并且输出Modbus信号给DCS。每个MTL838B最多可以带2个MTL831B,MTL831B和MTL838B之间最长距离可以达到2km。
在现场使用过程中,由于LNG接收站建设在海边,潮气较大,因而放置MTL838B的接线箱必须要有很好的防潮能力和防腐蚀能力。
该项目已投用2个储罐,每个储罐的罐容为1.6×105m3,设计寿命为50a,设计表压为-0.5~29kPa,设计温度为-170~60℃。3号罐在建,预计2012年中期竣工使用。
3.2.1 LNG储罐
储罐是用于储存LNG的设备,因为罐内是-160℃以下的LNG,所以对储罐的要求不同于普通储罐。常规的LNG储罐分为地上储罐和地下储罐,相比于地上储罐,地下储罐具有更高的安全性,但是其施工周期较长、投资较高[2]。
该项目LNG储罐为地上储罐,采用全容式混凝土穹顶结构,设置了内、外两个罐,外罐为混凝土结构,内罐为9%Ni钢,内外罐之间填充了保温材料,并且设置多处温度检测,如:环隙泄漏监测、内罐底部冷却检测、罐吊顶冷却检测和热角保护监测。
储罐配置了储罐管理系统TMS(Tank Manager System),可以对储罐内液位、温度、密度进行监测。主要包括2台伺服液位计、1台雷达液位计以及1台LTD。伺服液位计不仅参与储罐低液位报警相关联锁,保护低压泵,而且与雷达液位计共同参与储罐高液位的联锁,起到保护储罐的作用。
罐内温度监测仪表有两种:一种可以测试固定液位下LNG的温度,此温度计在第一次卸料预冷储罐时用于观察温度变化,控制预冷速度。另一种是LTD,它可以测试任何液位下的温度和密度,作为TMS的核心部件,LTD可以自动周期性地对储罐内LNG状态进行监测。由于LNG是混合液体,不同船运输的LNG密度和组分不同,长时间静止后使得重组分下沉,轻组分上浮,产生分层,剧烈时产生翻滚。当翻滚时,LNG的体积会瞬间膨胀600倍,罐内压力急剧上升,会对储罐产生剧烈破坏。所以当LNG发生分层时,就应对储罐内LNG进行处理,使得LNG密度平衡。
3.2.2 低压泵
每个储罐安装3台低压泵,低压泵为潜液泵,完全浸没在LNG储罐内[3],当满足一定条件时才允许启动,此条件包括出口阀开度、储罐液位、泵井出口阀开度等,这些均在DCS内实现。泵的联锁停机包括储罐液位、穿线管压力、出口流量等,此逻辑在SIS内实现,并且在DCS内可以实现联锁的投入和切除。为了保护低压泵,在DCS内设置了重启限制,防止泵的频繁启动,见表1所列。
表1 低压泵重启限制条件
由于不可避免的管线漏冷和储罐进热会造成LNG气化,因而产生BOG。对于BOG的处理,LNG接收站采用两种工艺:BOG压缩工艺;BOG再冷凝工艺。前者是将BOG压缩到外输压力后直接送至输气管网;后者是将BOG压缩到某一压力,然后与来自储罐的LNG在再冷凝器中混合。由于LNG加压后处于过冷状态,可使蒸发气再冷凝,冷凝后的LNG经高压输出泵加压后外输。前者需消耗大量压缩功率,而后者可利用LNG冷量,减少压缩功率的消耗,节省能量,比前者更先进合理[4]。该项目LNG接收站采用的是BOG再冷凝工艺。
当试车或零外输期间,由于高压泵及其后续的气化设备不能正常开启,无法提供足够的过冷LNG和BOG换热,导致再冷凝器无法正常使用,所以产生的BOG只能通过火炬燃烧,所以外输量的大小是决定BOG处理量的重要因素。
3.3.1 罐压控制
BOG的量决定储罐的压力,一般罐表压控制在15kPa以上。由于几个储罐的气相空间相通,将几个罐的罐压通过DCS处理取最大值,当罐压升高/降低时,通过DCS增加/减少BOG压缩机的台数和负荷来达到降低罐压的目的。由于接收站建在海边,气象条件对储罐的影响很大,当台风来临时,由于大气压的降低,会造成罐内压力升高3~4kPa,这时同样需要增大压缩机负荷来控制罐压。当储罐压力大于一定值时,通过放空阀和安全阀来确保储罐的安全。
3.3.2 BOG压缩机
BOG压缩机采用阶跃控制时,只有25%,50%,75%,100%四个工作状态。机组本体的启动允许由自带的可编程逻辑控制器PLC控制;外围设备的启动允许由DCS控制;机组本体的跳车由自带的PLC控制,如本体的振动、温度、压力等参数;外围的跳车由SIS控制[5],如仪表风压力、压缩机入口缓冲罐液位、公共跳车等;负荷的增减由DCS控制。
3.3.3 再冷凝器控制
再冷凝器是控制的重点,即作为再冷凝的主要设备,又作为高压泵前缓冲罐使用,如图3所示。再冷凝器控制主要有以下几个方面:
图3 再冷凝器控制
a)NG和LNG的配比。BOG压缩机来的NG经温压补偿(FX1)后得到NG的实际质量流量,并计算得出所需LNG的质量流量,作为低压总管的LNG回路FIC的设定值,形成比值控制。
b)再冷凝器液位控制。当液位过高时,通过LIC控制NG总管的NG质量流量,将再冷凝器的液位控制在一个正常的范围内。正常时,LIC控制器的输出使LCV阀门全关。
高压气化部分由高压泵和气化器组成。气化器包括两种:用海水作为热量交换的开架式气化器(ORV);用燃料气加热水浴,再通过水和LNG换热的浸没燃烧式气化器(SCV)[6]。
3.4.1 高压泵
高压泵是潜液泵,将来自再冷凝器的LNG加压到一定压力后送至气化器。当满足一定条件时,高压泵允许启动,此条件包括出口阀开度、泵井液位,这些均在DCS内实现。泵的联锁停机包括泵井液位、穿线管压力、出口流量等,此逻辑在SIS内实现,并且在DCS内可以实现联锁的投入和切除。同样,在DCS内对高压泵进行重启限制保护泵的本体安全。
3.4.2 ORV
ORV是最常用的LNG气化设备,以海水为热介质,海水以薄膜状自上喷淋而下,LNG自下而上气化为NG,两者进行热交换。其体积庞大而且需要配置海水系统,投资高,占地面积大,但运行成本低廉[7]。该项目采用4台海水泵(3用1备)为ORV提供足够的海水,对海水的要求:海水中不含金属Hg2+和Cu2+离子,温度高于5℃,含沙量小于148mg/L[8]。因此,必须保证海水的质量,不允许有杂质,否则会堵塞ORV的海水喷淋管,对ORV造成损害。为控制海水质量,在海水泵前设置拦污栅、旋转滤网来处理海水中的大颗粒浮游物,防止其堵塞海水泵管道。另有电解加氯装置产生的次氯酸盐被连续定量加入海水系统,以防止海水中各种海洋有机物淤塞海水取水口和海水过滤设备,避免设备受损[9]。
在ORV入口安装1个控制阀和1个切断阀,在ORV启动前切断阀和控制阀必须全关。ORV启动时,先开切断阀,控制阀必须全关,此逻辑限制在DCS上实现,在电磁阀开到位后,缓慢调节控制阀以满足工艺需求。图4为ORV入口LNG质量流量的控制,而PIC的串级很难投入,原因是如何将外输管网压力的设定合理分配到几个使用中的气化器,这点还需要在后期运行中慢慢地摸索。
图4 ORV控制
3.4.3 SCV
SCV是将燃料产生的气体以气泡的形式直接通过水中,将作为传热介质的水加热,LNG与水进行热交换。由于燃烧用气(储罐的蒸发气BOG)的成本较高,因而使用率相对较低。SCV通过燃烧BOG来获取热量,升温较快,可以应对紧急状况的发生。
加压气化后的天然气经过20km的外输管线至如东分输站,然后并入西气东输管网,为江苏省和西气东输调峰供气。如东分输站主要包括NG过滤和NG计量两道工艺流程。NG计量共有4个计量撬,使用超声波流量计和流量计算机。LNG的结算方式和其他物质结算方式不同,它是以热值作为结算标准,所以需要流量计算机和气相色谱分析仪将流量换算为热值。
如东分输站和中央控制室相距20km,而且中央控制室使用的是Foxboro的DCS,如东分输站使用的Honeywell DCS,在两种控制系统间使用Modbus通信方式的可行性不高。因此,选用OPC(Object Linking and Embeding(OLE)for Process Control)通信的方式,中央控制室作为OPC主站,如东分输站作为OPC从站,两者通过光缆连接,现场实施过程中效果较好,并且由于开放了OPC权限,还能够通过中央控制室去控制如东分输站的设备。
目前,江苏LNG接收站运行平稳,各项指标达到设计要求。随着运行时间的增加,LNG接收站必将会总结出一套适合自身的控制、操作方案,提高接收站的自动化控制水平,使得接收站的控制水平更上一个台阶,为更多的下游用户提供更清洁绿色的能源。
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