液化天然气接收站中的自动控制

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）

1 液化天然气（LNG）及LNG接收站

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。

2 控制系统简介

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

3 流程及控制

3.1 接收卸料部分

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。

3.2 储存部分

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

3.3 BOG处理部分

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。

3.4 高压气化部分

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。

3.5 外输部分

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。

4 结束语

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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