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文档简介
1、LNG项目接收站工程项目接收站工程 自控部分介绍 自控设计介绍 1 设计范围 2 工程简介 3 自动化水平 4 主要仪表选型 5 DCS系统配置 6 SIS系统配置 7 火警系统配置 自控设计介绍 8 CCTV系统配置 9 主要控制方案 10 控制室及现场机柜室控制室及现场机柜室 11 主要安全技术措施主要安全技术措施 12 仪表伴热、保冷仪表伴热、保冷 13 仪表动力供应要求仪表动力供应要求 1设计范围 本设计为江苏LNG项目接收站工程。自控 设计负责装置边界区内自控部分的全部设 计文件及本项目控制系统及辅助设备的开 列等。火灾报警及工业电视监视的设计由 自控专业完成。与其他与其他EPC单位
2、的 分工 : 1设计范围 1)计量撬由输气管线承包商负责设计,并负 责将计量的数据传送给LNG接收站PCS。 2)输气干线SCADA由输气干线承包商负 责, 接收站内PCS预留与SCADA通讯接 口, 给输气管线承包商提供需要通讯数据 的条 件;输气管线承包商应向承包商 (HQ)提供对PCS通讯方面的功能要 求。 1设计范围 3) HQ负责提供接收站至消防站的火灾报警信号,接收站预 留光端机接口。消防站内一切设施和系统(包括火警盘及 消防站与接收站之间的光纤路径及光纤等)的设计、提 供、安装和调试不在承包商(HQ)范围内。 4) 海水取水泵房的总体布置设计由取水工程承包商负责, 海水取水工程的
3、配套电气控制、仪表、暖通、消防及配 套的公用工程等由总承包商(HQ)负责。电控室结构 设计由取水工程承包商负责。海水制氯车间和加氯系统 的工艺(包括就地控制的电气、仪表、PLC)、结构设 计及设备采购由海水取水工程承包商负责,配合总承包 商(HQ)完成PLC与DCS的通讯。海水制氯车间和加 氯系统所需公用工程的电气控制、仪表及暖通、消防由 总承包商(HQ)负责。 1设计范围 5) 码头控制室中安装的导航、靠泊辅助系统 和环境监测系统由海工设计院完成设计, 但HQ在码头控制室内应为此系统预留安 装空间,并应为此系统提供电力供应。 2 工程简介 本项目设LNG卸船码头一座,在LNG卸船作业时供LN
4、G运 输船停泊以及卸船使用。码头距接收站约1.9km,通过管 道栈桥与接收站相连 。 在一期工程中,接收站内设置三座全包容式混凝土顶LNG 储罐(简称FCCR),内罐采用9%镍钢,外罐是预应力混 凝土材料建成,每座储罐为160000m3;二期工程将增加 一座同容积的LNG储罐 。 一期工程设置7台LNG低压输送泵(P-1201A/B/C、P- 1202A/B、P1203A/B),储罐T-1201中设3台,储罐T- 1202和T-1203中设2台,二期增设3台(P- 1204A/B/C),安装在第4座储罐(T-1204)内。,低压 输出泵负责将LNG从储罐中抽出,经高压外输泵增压后, 最终送至L
5、NG气化系统。 2 工程简介 在LNG项目接收站工程,一期工程设置5台高压输出泵(P- 1401A/B/C/D/E),其中1台备用;二期工程增设2台高压输出泵(P- 1401F/G); 由于LNG项目接收站工程配套码头港址处海水最低温度为2.5,开 架式气化器(ORV)在此海水温度运行时效率降低,因此接收站设置 了开架式气化器(ORV)和浸没燃烧式气化器(SCV)两种气化器。 其中,ORV使用海水作为气化LNG的热媒,SCV则以天然气作为热 媒。为了降低接收站运行成本,ORV作为LNG气化的主要设备,而 SCV则在天然气外输高峰时或海水温度较低时运行,同时作为备用气 化器。 气化器的设计能力按
6、二期工程下游用户最大用气量进行考虑,分期配 置实施。一期工程设置3台ORV(E-1501A/B/C)和2台SCV(E- 1601A/B),其中1台SCV备用;二期工程增设1台ORV(E-1501D) 和1台SCV(E-1601C)。 供开架式气化器使用的海水,由位于栈桥上的海水泵提供。 2 工程简介 正常操作中产生的蒸发气(BOG)被压缩、再冷凝后回到LNG系统。 接收站内设置3台BOG压缩机(C-101A/B/C),2用1备,单台能力按 二期规模进行设计。BOG压缩机采用低温往复式压缩机,可通过逐级 调节(0-25%-50%-75%-100%)来实现流量控制。1台再冷凝器(V- 1301),
7、可以满足远期扩容后的运行要求。卸船期间产生的部分蒸发 气将通过BOG回流鼓风机(C-1302A/B)增压后,通过气相返回管 线, 经气相返回臂返回LNG船舱中,以保持卸船系统的压力平衡。回 流鼓 风机1用1备,单台能力按二期规模进行设计。 气化后的天然气经过贸易计量系统进行计量,本工程设有1套计量系 统(U-1701),用于输气干线计量。计量系统为二期工程扩建预留接 口并设1路计量设施作为备用。输气管线设计最大运行压力均为 10MPa。气化后的天然气贸易计量由其他工程公司设计。 槽车装车系统用于LNG槽车的装载外运。 为保证接收站正常生产运行,本工程还设置有相应的辅助系统 3 自动化水平 被证
8、明是可信赖的产品或系统。 为保证生产装置长周期、安全生产、平稳操作, 要求设计的控制系统技术先进、成熟可靠,具有 较高的安全等级。据此,本设计的控制系统中的 各个环节,包括现场仪表和控制室仪表(DCS、SIS) 均为先进且成熟可靠的产品,实现全装置生产过 程的连续监视控制及安全保护。应用于本工程的 所有仪表设备或系统应是技术先进、性能可靠, 适用于本工程且是制造商业已成熟的产品,应为 近年来在国内、外液化天然气行业应用广泛,且 3 自动化水平 场变送器选用带HART协议功能的智能型仪表。 为了确保安全生产及人员人身安全,除控制系统 外,还设有火警系统、工业电视监视系统。现场 设置可燃气体检测器
9、,信号进DCS,由DCS提供 相关的报警信息。 现场仪表的选型应能满足工艺操作条件和环境的 要求。电动仪表应符合所在场所的防爆要求,在 本项目中,电动仪表应为防爆仪表,原则上采用 本安型并配用隔离式安全栅构成本质安全防爆系 统,开关类仪表及流量计选用与防爆等级相当的 隔爆型仪表。现场仪表外壳的防护等级不低于 IP55,电动仪表外壳的防护等级不低于IP65。现 3 自动化水平 关人员处理检测到的事件。本系统设置在DCS系统中。 本项目的控制和监视系统由以下系统构成: 分散控制系统(DCS) 分散控制系统(DCS)为站场提供主要的数据采集、监视、连 续控制、顺序控制、与非安全相关的联锁和逻辑功 能
10、 , 安全仪表系统(SIS) 安全仪表系统(SIS)提供将所有设施置于 安全状态的检测和控制功能(即 传统意义上的紧急停车,ESD)。SIS用于人员、环境和设备的保护, SIS必须经SIL分析及确定其安全仪表功能,至少为SIL1和更高的等级。 火灾报警系统(FS) 火灾报警系统(FS)负责提供火灾检测及报 警。FS负责向就地和控制室内 的人员报警,向公共消防站提供报警信息,以便相关人员处理检测到的 事件。 - 可燃气体检测系统(GDS) 提供可燃气体检测及报警。GS负责向就地和控制室内的人员报警,以便相 3 自动化水平 员进行系统动态模拟培训。 成套供货设备控制系统 随各设备成套提供,完成对各
11、自设备的运 行数据采集、控制和操作 任务。这些成套设备控制系统将作为DCS的子系统,通过数据通 信系统与DCS交换信息,并由DCS统一进行监视与管理。 储罐管理系统 (TMS) 采用专用的软件主要对LNG储罐内的液位、压力、温度、密度等信 息进行实时监视、分析与管理,防止储罐内发生超压、负压、翻 滚等危险情况。 现场仪表管理系统 (FIMS) 采用专用的软件监视PCS、SIS中的智能型现场仪表的运行状态,及 时调整仪表参数,并提供维护信息。 操作员培训系统 (OTS) 采用仿真设备和软件模拟接收站所有的控制和保护系统,对操作人 4 主要仪表选型 4.1 设计总则 应用于本工程的所有仪表、控制设
12、 备或系统应是技术先进、性能可 靠,性价比高,适用于本工程且是 制造商业已成熟的产品,应为近年 来在国内、外LNG接收站工程中应 用广泛,且被证明是可信赖的产品 或系统 4 主要仪表选型 4.2 流量仪表 4.2.1差压型仪表 差压型仪表用在LNG流量测量以及海水流量测量场合, 其范围不低于3:1。当流量测量范围可能大于3:1时, 应通过并联多台变送器或其它适当的方法来扩大量 程 比。差压仪表一般选用孔板和经典文丘里管。 4.2.2超声波流量计 超声波流量计适用于海水、水等介质测 量。 超声波流量计的精度(包括线性、滞后和重复性)应优 于全量程1.0%或更好。 4 主要仪表选型 4.3 液位仪
13、表 4.3.1 LNG储罐液位计 : 设计两种储罐测量系统用于储罐测量,分别采用伺服液位计和雷达 液位计 。其中雷达液位计用于LNG液位高高联锁。每个储罐设置两 套伺服液位计,伺服液位计(STG)应独立于LTG罐测量系统,专 门用于液位测量,其应连续测量液位,并给安全仪表系统(SIS)提 供HH液位报警/联锁所需的信号。 4.3.2 储罐液位、温度和密度测量(LTD) 每个储罐设置一套用于测量液 位、温度和密度的仪表LTD,可以测量 范围包括约40m的整座储罐的 液位、温度和密度 。 4.3.3 其他设备液位测量 一般情况下,设备液位测量选用差压变送器。 4 主要仪表选型 4.4 压力仪表 4
14、.4.1 就地压力表 一般介质的就地压力测量仪表采用弹簧管压力 表 。 安装于振动场所或振动部位时,宜选用耐振压力 表。 4.4.2 压力及差压变送器: 压力及差压变送器一般 采用带就地指示表头智 能型变送器。压力及差压测量一般不选用压力开 关或差压开关。 4 主要仪表选型 4.5温度仪表 一般情况下考虑采用IEC 751标准分度号为 Pt100的铠装热电阻,热电阻配套带温度计 套管。LNG泄漏的低温检测也采用Pt100的 RTD温度传感器。 4 主要仪表选型 4.6 分析仪 采用在线气相色谱分析仪对卸船管线的 LNG组份(摩尔百分比含量)进行分析, 并依据相应的标准计算出天然气的热值、 密度
15、等有关参数。 对卸船管线中LNG烃露点、水露点、硫等 参数进行在线分析。 4 主要仪表选型 4.7 调节阀和开关阀 4.7.1 调节阀 控制低温流体时, 调节阀应采用长颈低温调节阀。执行机构一般为弹 簧-膜片。调节阀配置智能电-气阀门定位器。 4.7.2 开关阀 一般情况下开关型切断阀采用球阀。 当管径较大时一般选用蝶阀。 执行机构一般为弹簧活塞型。 切断阀应设有限位开关以便指示出阀 门的开、闭状态 。用于ESD 场 合的阀门,作为最低要求,应为符合API598的V等级 4 主要仪表选型 4.8 安全泄放阀 安全阀一般选用直接弹簧负荷型 。 储罐安全阀选用先导式安全阀。 储罐破真空安全阀选用配
16、重式真空安全阀。 4.9 安全栅、防雷栅 4.9.1 安全栅 当采用本质安全防爆时,在相应的回路中配置隔离式安 全栅,选用与仪表匹配的安全栅 。 4.9.2 防雷栅 为保护系统免受雷电损坏,在出入系统的信号回路中设 置防雷栅,防雷栅安装在机柜中。现场仪表选用带防雷功 能的仪表。 4 主要仪表选型 4.10 火灾装置和可燃气体探测装置 根据火灾性质和可能发生火灾周围的 操作条件来为火灾装置和可燃气 体探测装置选型 。 可燃气体探测器设备应该是红外类型 。根据安装场合不同,可分为: 点式红外 开路式红外 火焰检测器选用三频红外火焰探测器 。 建筑屋内分别设置下列火灾检测器: 感温检测器 感烟检测器
17、 手动报警按钮 感温检测器 感烟检测器 5 DCS系统配置 I/A控制系统 5.1 DCS硬件说明 5.1.1 操作员站(P92 Workstation ) I/A系统配置的操作员工作站既相互独立, 又可以互为操作备用,操作员站直接接入 Mesh控制网。 中央控制室设置6台操作员 站,码头控制室设置2台操作员站。 I/A控制系统 5.1.2 工程师站(P92 Workstation )工程师站用 于完成组态逻辑、内部连锁、顺序控制和 通用控制功能,流程图、历史纪录和报表 等。同时还可以完成操作员站功能。工程 师站设置在中央控制室。 5.1.3 打印机 系统共配置2台针式墨打印机 ,4台彩色激光
18、打印机。中央控制室设 置1台针式墨打印机 ,3台彩色激光打印机;码头控制室设置1台针式 墨打印机 ,1台彩色激光打印机. 彩色喷墨打印机: 5.1.4 控制器(FCP270 ) 控制站FCP270采用工业级AMD Elan SC520 32位处理器,时钟频率 为100MHz以上,16MB SDRAM内存,32MB 闪存 。 控制站FCP270通过冗余现场总线(FIELDBUS)来连接各种现场总线组 件(FBM)即I/O卡件。每个控制站FCP270可连接128块I/O卡件 控制器冗余配置。 每个控制站FCP270可组态4000功能块,每秒处理10000个功能块 。 I/A控制系统 I/A控制系统
19、 5.1.5 I/O子系统 I/A控制系统I/O卡件模块化设计, 可即插即用、自动 识别、带电插拔。卡件内包含下列部分: 数字信号处理 双收发器(用于现场总线通讯) 存贮器 DC/DC 电源转换器(接受冗余的电源输入) 安全逻辑电路 电源安全电路和在线自检电路 DO卡每通道配置中间继电器 I/A控制系统 5.1.6 其他设备 辅助操作台 大屏幕 OTS系统 PIMS服务器 6 SIS系统配置 本项目的SIS系统选用HIMA公司的H51q系 统。 H51q系统CPU四重化结构 (QMR),可达到SIL3的安全等级要求 (IEC 61508) 。 HIMA 江苏江苏LNG接收接收站站SIS系统系统
20、 Offer: QC6090020 Page:of 1 Date 30.11.2009 : Designed: AK6/SIL3 1 附件2 系统配置图 HIMA (Shanghai) Safety System Co., Ltd. 工程师站兼SOE站 中央控制室中央控制室 (接收站)接收站) 码头控制室码头控制室 工程师站兼SOE站 海水取水控海水取水控 制室制室 冗冗余余Modbus 去去DCS 冗冗余余Modbus 去去DCS 辅助操作台 辅助操作台 硬接线 光纤 交换机 双绞线 Legend 图例:图例: H51q系统 6.1 SIS硬件说明 6.1.1 工程师站2台 (Dell T5
21、500 ) 中央控制室和码头控制室各1台。 H51q系统 6.1.2 打印机 HP A4激光打印机 控制室各1台) 6.1.3 主机架 2台(中央控制室和码头 SIS控制器。含2对RS485接口,中央控制 器单元自备风扇,安全等级SIL3/AK6,具 有TV的认证报告。 H51q系统 6.2 系统软件 编程软件(工程编程组态,系统维护软件, 开发版)ELOP II SER/SOE软件 WIZCON Logline 7 火灾报警系统 7.1 概述 本工程采用线型感温电缆和感烟或感温探头检测火灾,报 警在主控室内的火警控制主机上显示,当发生报警时,由 操作人员确认火灾。 干粉灭火和泡沫灭火等的停止
22、和运行状态上传至主控室内 的火警显示屏上进行显示。 主控室内的火警控制器与中央控制室内的大屏幕投影系统 连接,一旦接收站或码头出现火灾,报警位置及采取的消 防措施将及时显示在大屏幕上,以便运行和操作人员随时 观察事件发展状态,并能及时采取有效的防范措施 7 火灾报警系统 本工程采用的联动控制装置含于火警控制 盘内,设置系统内联动控制盘,分别布置 在相关的控制室内,可对其区域内各相关 消防设备进行自动启动或经人工确认后远 方启动进行灭火。在自动启动或远方启动 消防设备灭火失败的情况下,应发出声光 报警并由人亲临现场就地紧急手动灭火。 联动控制应进行软件编制程序控制,并应 显示各灭火设备启、停运行
23、状态。 7.2火警系统配置 8 CCTV系统 在接收站内,中央控制室和码头控制室分别设置工业电视 系统,操作人员在码头控制室可以独立操作设置在码头和 栈桥的摄像机,但不能操作设置在接收站其他区域的摄像 机;操作人员在中央控制室能够操作设在所有区域的摄像 机。 视频监视系统主要在泵区罐区、火炬放空区、工艺生产区 、公用工程区、厂区入口、码头区、栈桥等处设置。根据 项目特点,不同现场情况选用不同类型的摄像机。主要包 括:室外隔爆一体化万向摄像仪和全天候一体化万向摄像 仪。所有摄像机均采用低照度高清晰度,以满足不同区域 的要求。 8 CCTV系统 本项目工业电视监控系统共由21个隔爆一 体化万向摄像
24、仪和3个室外全天候一体化万 向摄像仪像组成。 对前端视频的存储采用硬盘录像机完成, 支持实时录像、定时录像、动态检测录像 、报警触发录像多种录像方式。 8 CCTV系统 8.1 主要功能 8.1.1现场设备控制功能 通过微机矩阵控制器可对现场云台进行上/下/左/右控制、 对镜头进行变焦及聚焦控制,以达到最理想的监视效果, 控制雨刷器的启动和停止。并可控制现场摄像机的电源。 8.1.2 硬盘录像功能 系统采用数字硬盘录像监控系统,对监控画面进行24小时 录像,可实现多画面同时显示、同时录像、回放、切换、 控制,发现问题可有多种回放方式。 8 CCTV系统 8.2 系统构架 工业电视监控系统主要包
25、括下列设备 前端设备前端设备:包括镜头、摄像机、云台、防护罩、照明灯、 解码器、稳压电源、避雷器等; 视频信号传输视频信号传输:大部分采用光缆通讯以防止电磁干扰;本 项目中采用视频线+光缆 图像监控存储图像监控存储:设备包括网络交换机、PC、硬盘录象机 、显示器、视频矩阵、稳压电源等设备; 视频监视视频监视:中控室设有监视器、大屏幕等。用于视频监视 显示。 8 CCTV系统 8.3系统配置图 8 CCTV系统 9主要控制方案 9.1 卸船 9.1.1 卸船管线温度测量 在卸船管线上设有表面温度传感器,为最 初的冷却及后来的操作过程提供充分和准 确的数据显示 。 工艺要求工艺管道每间隔50米设置
26、一 处温度测量,每处设置2支表面温度 传感器。 9.1 卸船 9.1.2卸船LNG组成监测 LNG是海口监管的贸易商品,为了满足贸易双方 的协议要求,在卸船管线上设有LNG组分在线分 析,并计算密度和热值,同时分析LNG的烃露 点、水露点和硫分析。 LNG的贸易计量以船上的检尺计量为准 . 9.1.3 卸船压力控制 蒸发气通过回流鼓风机加压后 返回船舱,其返回 LNG船的压力通过气相返回臂入口的压力控制回 路(PIC-1100201)进行调节,以确保回气压力 不超出LNG 运输船要求。 9.1 卸船 9.1.4 冷循环 在非卸船期间,将LNG储罐内的低压输送 总管一股小流量LNG经冷循环管线输
27、送至 卸船码头,以保持LNG 卸料管线处于冷态 备用 。码头卸船管线的LNG循环量可通过 流量调节回路(FIC-1200101)控制 ,由 于低压泵外输流量范围变化大,所以采用 双阀分程控制流量。 9.2 LNG储罐 9.2.1 压力控制 因为LNG储罐的侧壁和圆顶的机械约束取决于储罐内外的压力差,所以LNG 储罐的保护元件为表压元件。为了不受大气压变化的限制,LNG储罐压力控制 采取绝压控制。因此,为了准确的监测储罐的压力,LNG储罐的表压值和绝压 值都将受到控制室的监控,并在控制室中显示。LNG储罐的保护设施的报警和 起跳连接指令通过表压传感器传送。而由蒸发气压缩机监测的LNG储罐的操作
28、压力通过绝压传感器传送。 正常压力控制(PIC-1200102) 在正常操作条件下,LNG储罐的绝对压力是通 过蒸发气压缩机压缩回收储罐 内产生的蒸发气来控制的,即用压缩机的操作负荷来控制LNG储罐的气相压 力。 在两次卸船操作之间,LNG储罐的操作压力应维持在低压状态,以便在压力 控制系统发生故障时,为储罐操作留有安全的缓冲余量。在卸船操作期间, 升高储罐内压力,抑制接卸的LNG发生闪蒸。操作的高压限制点的定义应考虑 大气压可能出现的最低值。 9.2 LNG储罐 9.2.2压力保护 超压保护设施 排放过量的蒸发气至火炬系统是储罐的第一级超压 保护:在LNG储 罐压力达到25.5 kPag时,
29、压力控制阀(PCV-1200101)开启,蒸发 气将直接排放到火炬总管。LNG储罐还配备四个安全阀,三用一备。 作为乙烯储罐的第二级超压保护,安全阀的设定压力为储罐的设计压 力(29KPa),超压气体通过安装在罐顶的安全阀直接排入大气。 负压保护设施 破真空阀是LNG储罐的第一级负压保护,由于大气 压快速增加或其 他原因导致储罐压力较低时,由压力控制回路(PIC-1210102)开启 PCV-1210102J将来自外输天然气总管的破真空气体减压后进入与储 罐相连的BOG总管来维持LNG储罐压力的稳定;如果补充的破真空气 体不足以维持LNG储罐的压力在正常操作范围内时,空气通过安装在 储罐上的4
30、个真空安全阀(3用1备)进入罐内,维持储罐压力正常。 9.2 LNG储罐 9.2.3液位-温度-密度(LTD)的测量 LNG储罐的测量系统(TMS)以液位-温度-密度(LTD)测量装置为 基础,能够自动进行液位测量、温度监测和密度测量。每座LNG储罐 都装有一套液位-温度-密度(LTD)测量仪表。 液位、温度和密度测量仪表是多个感应探测器的控制单元,由电机驱 动装置驱动。探测器组件含有所需的液位测量、温度监测和密度测量 的传感器,通过控制单元发出相应的指令来控制悬浮于LNG 储罐液 体内的探测器,使其在储罐底部和最高液位之间垂直运动。 探测装置可自动控制,也可手动控制。手动模式:操作员可以使探
31、测 器以给定的速度上下移动。自动模式:系统会进行周期性的LNG 液 体断面扫描。 在LTD不使用期间,探测装置在储存的LNG中下沉或可停在LNG储罐 的底部。 液位、温度和密度的读数都可以通过DCS显示,操作员可根据测量参 数判断物料是否分层,及早采取措施防止LNG 储罐内发生翻滚。 9.2 LNG储罐 9.2.4温度测量 LNG储罐设有多点平均温度计。在内罐气 相空间设有温度计,在吊顶气相空间设有 温度计对NG的温度进行测量。 在LNG储罐内壁、底部和吊顶上都装有温 度传感器进行冷却过程和操作中的温度监 测。温度传感器的接线在LNG储罐顶部。 另外,LNG储罐的外罐和内罐之间的环隙 空间也装
32、有温度传感器进行泄漏检测。 9.2 LNG储罐 9.2.5 液位测量 LNG储罐内液位的正常操作是手动控制的。操作 工根据控制室的液位测量读数,决定卸船操作 期间哪座LNG储罐作为接收罐,哪座LNG 储罐作为输出罐 。 高高、低低液位联锁分别用于控制LNG储罐停止 进料和罐内低压输送泵停车 。 液位显示及自动低低液位保护的信号由两台伺服 液位计提供;高高液位保护的信号由一台雷达液 位计及伺服液位计高高液位信号三取二后提供。 9.3 低压输送泵 9.3.1流量控制 低压输送泵的流量由安装在再冷凝器入口 管线上的流量控制回路(FIC-1300602)和 再冷凝器旁路的压力调节阀(PCV- 1300
33、602A, PCV-1300602B)进行控制。 每个泵都设有最小流量回路,在正常操作 条件下,最小流量调节阀关闭。而当输出 流量降低时,它将打开,使泵能够在最小 流量下正常运行 9.4 BOG压缩机 9.4.1负荷控制 BOG压缩机采用低温往复式压缩机,可通过逐级(0-25%-50%-75%- 100%)调节来实现流量控制。 同时,压缩机设置了回流旁路,该回路用于但仅用第二台/第三台于蒸 发气压缩机启动时时入口的冷却启动(在详细设计中确认),由于在 这种控制模式下能效比较低,所以正常操作时不采用。 蒸发气压缩机的流量控制可在自动或手动两种模式下运行。蒸发气压缩机处 于自动模式时,LNG储罐通
34、过共用的绝压调节器自动选择蒸发气压缩机的负 荷(0,25%,50%,75%或100%)。如果LNG储罐内压力高于其最大操作 压力,调节器转换更高一级负荷,提高压缩机的负荷;如果LNG储罐内压力 低于其最小操作压力,调节器转换较低一级负荷,降低压缩机的负荷。储罐 的压力稳定在这两个绝压值之间。 在手动模式时,操作工可以根据LNG储罐压力监测的数据,手动选择蒸发气 压缩机的负荷。 9.4 BOG压缩机 如果再冷凝器的运行工况不稳定时,则压缩机的 能力负荷需要修正。再冷凝器旁路流量(FT- 1300603),再冷凝器液位(LT-1300601)和高压泵 进口总管LNG的过冷度(PDX-1300601
35、)通过一个 信号低选器和三个LNG储罐压力的信号高选器进 行比选,选择二者较低值来调整蒸发气压缩机的 负荷。 9.5 回流风机 9.5.1 流量控制 回流鼓风机为离心式,可通过IGV调节来实现流 量控制。同时,回流鼓风机设置了防喘振回路, 该回路用于低流量运行时风机的保护。 回流鼓风机流量控制可在自动或手动两种模式下 运行。处于自动模式时,LNG储罐通过共用的绝 压调节器(PIC-1300813)自动调节IGV的开度实 现回流鼓风机的负荷调节(50%100%)。在手 动模式时,操作工可以根据LNG储罐压力监测的 数据,手动选择回流鼓风机的负荷。 9.5 回流风机 9.5.2 回流鼓风机出口分液
36、罐 当回流鼓风机吸入蒸发气温度较高时,为了防 止返回船舱的蒸发气温度过高,在鼓风机吸出 口设调温器E-1302,根据返回船舱的蒸发气温 度(TT-1300703),定量向蒸发气喷射低温LNG ,以降低鼓风机出口蒸发气温度。喷入调温器 的LNG量采用两个温度调节阀(TCV-1300711, TCV-1300712)进行分程控制。通过调温器产生 的少量液滴进入回流鼓风机出口缓冲罐V-1303 分液,一旦V-1303中液位达到高液位报警时, 操作人员采用手动操作方式将罐中的LNG液体 排至低压排净罐,再通过氮气压送回LNG储罐 。 9.6 再冷凝器 9.6.1流量控制 再冷凝器主要功能是将加压后的蒸
37、发气与低压输送泵泵 出的过冷LNG 混合并冷凝为液体。在正常操作条件下, 进入再冷凝器的蒸发气流量等于BOG压缩机的出口蒸发 气量。在零外输情况下,超压的蒸发气送至火炬系统进 行处理。 用于冷凝蒸发气的LNG流量(FIC-1300602)根据来自 BOG压缩机的蒸发气的流量总负荷(FT-1300601)和再冷 凝器的操作压力(PT-1300602A/B/C)计算的流量比例进 行调节。 9.6.2 压力控制 当接收站运行初期天然气外输量很低时,无法冷凝下来 的BOG排放至火炬燃烧。再冷凝器设两级超压保护,一 级为开启压控阀(PCV-1300603)将过量的蒸发气释放 至BOG总管火炬;二级为压力
38、安全阀起跳将过量蒸发器 蒸发气排至BOG总管火炬。 9.6 再冷凝器 9.6.3 液位控制 再冷凝器的液位高液位时,液位控制回路 (LIC-1300601B)将通过从外输管线上引 入降压后的天然气调节气相压力的方式, 稳定再冷凝器的液位。 再冷凝器的液位高高时,联锁关闭再冷凝 器入口LNG阀及关停压缩机。为保证不中 断天然气的外输,此时低压输送泵出口的 LNG通过再冷凝器旁路进行外输。 9.6 再冷凝器 9.6.4 BOG压缩机负荷控制 如果再冷凝器的运行工况不稳定时,则压缩机的 能力负荷需要修正。再冷凝器旁路流量(FT- 1300603),再冷凝器液位(LT-1300601)和高压泵 进口总管LNG的过冷度(PDX-1300601)通过一个 信号低选器和三个LNG储罐压力的信号高选器进 行比选,选择二者较低值来调整蒸发气压缩机的 负荷。
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