【LNG接收站控制方案设计案例13000字】

LNG接收站控制方案设计案例目录TOC\o"1-3"\h\u5820LNG接收站控制方案设计案例 1122151.1LNG卸料系统 174711.1.1LNG卸料臂控制方案 2126711.1.2LNG卸料管道控制方案 232291.1.3LNG码头保冷循环控制方案 3267581.2LNG储存系统 3114381.1.1LNG储罐控制方案 4147171.1.2LNG低压泵控制方案 593281.3蒸发气（BOG）回收系统 661201.3.1BOG压缩机入口分液罐控制方案 7100411.3.2BOG低压压缩机控制方案 7266311.3.3再冷凝器控制方案 855151.4气化外输系统 10186031.4.1LNG高压泵控制方案 1066471.4.2管壳式气化器（IFV）控制方案 11197091.4.3浸没燃烧式气化器（SCV）控制方案 14190401.5燃料气系统 15115921.6公路槽车装车系统 15225381.7计量站系统 16284831.8火炬系统 16279851.9公用工程系统 17187931.10小结 17LNG接收站一般由卸料系统、储存系统、蒸发气（BOG）回收系统、气化外输系统、液态外输（槽车）系统、燃料气系统、计量外输系统、火炬系统和公用工程系统等9个工艺系统组成（部分接收站还有冷能利用系统，包括空气分离、低温冷冻等）。接收站主要设备包括：卸料臂、LNG储罐、压缩机、泵、再冷凝器、气化器、装车橇及计量橇[27]。得益于先进的控制系统和完善的控制方案，中央控制室（CCR）作为LNG接收站的控制中心，可以对LNG生产全流程进行实时监控、远程操作及指挥调度。LNG接收站工艺流程如图2-1所示。1.1LNG卸料系统LNG卸料系统由卸料臂、卸料管线、取样分析系统以及码头保冷循环管线等组成。LNG由LNG运输船运送到码头，操作员通过操作LNG卸料臂连接码头管道和运输船管道。LNG运输船通过船舱内的大流量输送泵把LNG经3条液相臂汇入LNG卸料总管，通过连续取样分析LNG成分组成后，再输送到接收站的LNG储罐内。由于船方货舱内LNG排空（导致压力下降）、岸方储罐内的LNG体积增加（导致压力上升）。BOG气相管线通过返气臂将岸方储罐内BOG返回至船舱，避免船舱压力过低、岸方储罐压力过高，保持船、岸压力近似相等。卸船时，关闭LNG保冷循环管线，避免热值计量误差；无卸船时，通过LNG保冷循环管线以小流量循环来保持卸船总管处于低温状态。1.1.1LNG卸料臂控制方案LNG卸料臂主要实现快速连接LNG船舶卸料功能，卸船工艺采用了单根液相总管（100%能力）、一根气相平衡管线和一根LNG保冷循环管线的设计。LNG通过运输船的船内泵输送，经过3条直径20英寸的LNG卸船臂汇到卸料总管输送到LNG储罐。卸船时产生的蒸发气（BOG）一部分通过1条直径20英寸的气体返回臂返回到运输船。由于卸料LNG温度基本在-160℃左右，码头管线除卸料臂外，均由码头保冷循环管线输送低温LNG使管道处于低温状态。每次卸船前，均会对LNG卸料臂进行预冷，否则过大的温差极易造成卸料臂金属应力形变。在LNG卸料臂管道底部设置有上下表面温度计，通过温度监控来控制预冷速度。当上下表面温度低于-120℃时，预冷完成。卸料臂设有两个紧急停车阶段。第一个超行程报警阶段，即ESD1状态。此卸料臂上的紧急切断阀切断，同时联锁船泵关停，停止LNG的卸船。第二个超行程报警阶段，即ESD2状态。此时紧急脱离系统将执行动作，进行卸料臂的脱离，把运输船与码头管线分开。ESD1、ESD2可以通过卸料臂的定位系统激发，也可由卸料人员根据现场的实际情况通过卸料臂控制盘、码头控制室辅操台及中央控制室辅操台激活。1.1.2LNG卸料管道控制方案预冷完成后，远程打开关闭卸料管线上的切断阀（XV-01006A/B/C），LNG船方低流率逐步启动各卸货泵，并逐步提高泵的流量，最终达到规定的卸料速率14000m³/h，正常卸货压力PI-01003为0.3-0.4MPa，卸货温度TI-01003为-160℃。整个卸货时间一般不超过16小时。卸货过程中，取样分析单元在稳定卸货时负责对卸料LNG进行组分分析，用于热值计量。卸货完成后，远程关闭卸料管线上的切断阀（XV-01006A/B/C），在氮气压力下，外侧的LNG被吹扫回LNG运输船，内侧的LNG被压回LNG储罐。排净管道内的LNG后，液位探测器LS-01007A/B/C将联锁切断阀XV-01007A/B/C关闭，然后用氮气继续进行吹扫，将剩余的少量蒸发气吹扫到BOG总管，将卸船臂及卸船管线吹扫干净。卸料管道及BOG管道上设置有紧急切断阀SDV-01003和SDV-01005，当触发ESD1或ESD2时，阀门将联锁切断。1.1.3LNG码头保冷循环控制方案不进行LNG卸料操作时，需要一部分LNG在卸料总管中循环流动，以保持LNG卸料总管处于深冷状态，来自低压泵出口的LNG通过流量控制器FIC-01001来控制循环流量（流量控制在90m3/h，低于85m3/h或高于100m3/h时控制系统会发出报警）。在LNG运输船到港前保持卸载管线处于冷态可以减少LNG运输船在码头的停泊时间，同时可以减少卸船初期产生的BOG量。开始卸料操作前，操作员应手动关闭FV-01001，避免对计量结果造成干扰。码头保冷循环管线上设置有紧急切断阀SDV-01004，当触发ESD1或ESD2时，阀门将联锁切断。1.2LNG储存系统LNG储存系统由LNG储罐、LNG低压泵组成。确定LNG接收站的储存LNG能力的因素较多，如LNG运输船容、码头连续不可作业天数、LNG接收站的外输要求及其他计划的或不可预料事件（如船期延误、设备维修、气候变化等）。最小罐容计算公式：（2-1）式中，Vs——LNG罐最小需求容积；Vt——LNG船的最大容积；n——LNG船的延误时间；Qa——高峰月平均日外输天然气量；t——LNG卸料时间；q——最小外输气量。存储系统容量满足一艘LNG运输船卸到储罐的LNG量及一定时间的外输缓冲量，常规接收站按照300万吨/年的外输量，一般建设3座储罐、每座储罐的工作容量为16万m³。每座LNG储罐均配备两条注入管线，分别将LNG从内罐顶部或底部输送到储罐内。注入模式取决于储存及卸载的LNG的相应规格（来船的LNG密度大于储罐储存的LNG密度时，从顶部进料；来船的LNG密度小于储罐储存的LNG密度时，从底部进料）。每座储罐顶部均连接到一条共用的蒸发气（BOG）总管，以便在卸载操作期间收集通过活塞效应置换的蒸发气，实现储罐的压力平衡。每座储罐均配备有检测设施，对LNG液位、温度和密度以及气相压力进行安全监测。储罐压力主要通过三台往复式压缩机抽出蒸发气的方式进行控制，当LNG储罐压力过高时，过量的蒸发气将被自动排往火炬。LNG通过低压泵泵送出储罐，满足外输需求，并进行相关的保冷循环。1.1.1LNG储罐控制方案（1）LNG储罐温度测量LNG储罐内的定点温度测量通过罐内设置的两个多点温度探头进行。罐内温度探头用来测量不同液位高度的LNG温度；内罐壁上也设置有温度探头用来监测罐壁的温度分布。内罐及外罐之间环形空间底部设置的温度传感器是用于探测内罐LNG是否有泄漏的情况。所有温度传感器的布线均通过液化天然气储罐顶部的管口完成。（2）LNG储罐压力控制正常操作条件下，罐内的压力通过调整BOG压缩机的工作负荷进行控制。BOG压缩机操作及处理能力由操作员手动调整或根据LNG储罐的压力信号进行自动控制。在两次卸船操作之间，储罐应按低压（正常压力为：10~24kPa，典型低压力：10kPa）条件操作，以便在压力控制系统出现故障时提供安全“缓冲能力”。如果储罐压力达到26kPa，系统自动打开压力调节阀PV-09001，将罐内气体泄放到火炬。储罐的最终压力保护是由本身设置的压力安全阀（设定值：29kPa）直接排入大气。如果储罐压力达到6.0kPa，系统会联锁打开LNG罐顶补气管线阀，将经过减压后的外输天然气送回储罐进行补压。储罐的最终负压保护通过储罐本身设置的真空安全阀（设定值：-1.0kPa）将空气引入储罐。表2-SEQ第二章表1\*ARABIC1储罐压力控制方式Table2-1.Tankpressurecontrolmode压力范围/kPa控制部件具体操作10-25BOG压缩机负荷储罐压力达到14kPa时，BOG压缩机为50%负荷；达到18kPa时，调整为100%负荷；达到21kPa时，调整为150%负荷；达到23kPa时，调整为200%负荷；反之亦然，压力降到10kPa时，BOG压缩机停机。≥26火炬放空储罐压力升到26kPa时，火炬放空。≤6外输天然气补气储罐压力降到6kPa时，将高压外输总管内气体引入储罐。（3）LNG储罐液位控制LNG储罐内液位通过液位变送器及独立的“液位-温度-密度”监测系统（Level-Temperature-Density，简称LTD）的测量来进行监控，另外还设置有一个独立的液位开关。正常情况下，储罐内的LNG液位以手动方式控制。操作人员根据控制室显示的液位测量情况，选定卸载作业过程中所用的进料罐及相应的外输罐。储罐设置有高/低液位自动保护设施，可及时停止卸船/联锁罐内低压泵跳车。储罐的设计液位为2400mm，高液位报警为低液位报警为34360mm。每个液位变送器分别测得各储罐的实时液位，并送到液位选择器。液位选择器根据要求设置为高选的模式时，对送入的液位信号进行比较，将三个储罐中测得的最高液位信号输送中液位控制器作为测量值，与其设定值进行比较，将运算结果送至后续的执行机构。如当储罐的液位高于设定值时报警，控制器使卸料管线阀门（阀关闭，停止卸船）。反之，根据要求设置为低选的模式时，当储罐的液位低于设定值时报警，控制器使低压泵出口管线阀门关闭。储罐液位控制的相关设定值，见表2-2。表2-SEQ第二章表1\*ARABIC2储罐液位控制方式Table2-1.Tankpressurecontrolmode参数液位设定点/mm具体操作储罐高高液位联锁35060联锁关闭储罐SDV-02008、SDV-02009及SDV-02010，激活ESD1停止卸船。储罐高液位报警34360手动停止卸船，关闭卸料管线上进液阀门HV-02001及下进液阀门HV-02002。储罐低液位报警2400手动关闭低压泵出口管线阀门，手动停止低压泵。储罐低低液位联锁1800罐内所有低压泵跳车，低压泵出口总管切断阀关闭。为避免储罐内LNG出现自发的翻滚现象，两条卸料管线分别从内罐顶部和底部将LNG输送到罐内。LTD除了测量储罐液位外，另一个作用就是监控储存的LNG的状态，其探头组件由用于液位、温度及密度测量的传感器件组成。探头悬吊在液化天然气内，根据控制单元发出的指令，沿垂直方向自罐底向最高液位移动。探头组件可以自动或手动方式控制。采用手动模式时，操作人员可按选定的速度上下移动探头。按自动模式控制时，系统将定期（一般设定为4小时）进行控制截面的扫描。液位、温度及密度测量情况可在控制室内连续显示，以便操作人员及时发现罐内LNG的分层迹象，并就此产生的风险采取应对措施。如果罐内邻近液体层的最高温差超过0.5℃，或最高密度差超过1.0kg/m3，操作人员应利用储罐内的低压泵，对罐内LNG进行循环均化处理，防止罐内LNG出现翻滚。1.1.2LNG低压泵控制方案低压液化天然气输出系统设计用于将LNG从储罐输送到装车系统及高压气化外输系统。每个储罐安装３台低压泵，低压泵为潜液泵，与常规潜液泵不同的是，完全浸没在-160℃的LNG中[28]。（1）启动控制启动低压泵前，系统对相关阀门状态进行自检，放空管线阀门HV-02102、回流管线阀门FV-02101为打开状态，出口管线阀门HV-02100为关闭状态，同时无引起低压泵跳车的联锁。此时，系统允许启动低压泵。（2）LNG流量控制罐内低压泵配备最小流量旁通管线，通过出口流量控制回路FIC-02101控制回流阀FV-02101开度。正常操作条件下，回流阀门是关闭的。输出流量减小到设定值时，回流阀自动打开以维持通过泵的最小流量。如果按工艺要求将多台低压泵投用时，投用的低压泵将按其出口压力/流量特性曲线进行回流操作，并将通过回流控制器打开回流阀，对泵提供保护。根据低压泵流量特性曲线取额定流量的30%，最小流量设定值为142m³/h，使得每台运行中的低压泵均可维持最小流量的循环过程，同时流量设定高低报警，提醒操作员注意低压泵运行状态。（3）泵运行控制低压泵的运行控制及联锁主要包括电流保护和振动监测。泵运行电流高高及振动高高均会联锁低压泵跳车，其中振动高高为2选1冗余，即有一个振动值达到高高联锁便会触发低压泵跳车，以保护低压泵。1.3蒸发气（BOG）回收系统蒸发气（Boil-OffGas，简称BOG）的产生主要是由于外界热渗入或能量输入造成，如泵运转、外界热量的导入、大气压变化、环境的影响，LNG注入储罐时造成罐内LNG体积气相容积的变化，及槽车装载作业过程中的蒸气产生与返回等。正常运行中，LNG接收站储罐日蒸发率小于5‰，BOG处理系统一方面保证储罐压力在安全范围内，另一方面回收大量蒸发气，提高接收站的经济效益。BOG处理系统是接收站最为复杂的系统，主要由BOG压缩机入口分液罐、BOG低压压缩机、BOG高压压缩机和再冷凝器组成。由于众多因素都会直接影响BOG产生量，使BOG产生量处于非稳定的波动状态，增大了处理系统的控制难度[29]。BOG经过压缩机入口分液罐，除去液化天然气液体和流入压缩机吸入口的蒸气液滴（分液罐中的LNG液体将通过底部出口自流入低压排放罐）后由BOG压缩机加压至0.7MPa，一路去往高压压缩机直接加压至下游管网压力外输。另一路去往再冷凝器，再冷凝器由两部分组成，上部为填料段，为压缩机压缩后的BOG与过冷的LNG充分接触使其被完全冷凝。下部为缓冲段[30]，底部设有破涡器，为高压输送泵提供稳流、缓冲，避免发生气蚀现象损坏高压输送泵[31]。再冷凝器设有旁路，未进入再冷凝器的LNG通过旁路与来自再冷凝器的LNG混合后进入高压泵，同时旁路也可以保证再冷凝器检修时，LNG可继续被送往高压泵，从而保证外输的正常进行。1.3.1BOG压缩机入口分液罐控制方案低压排放罐（PV-0302）的作用是收集BOG压缩机入口分液罐中排放的LNG。排放罐设置有液位计，当LT-03004达到高报警液位值（900mm）时，系统发出报警，操作员手动隔离排放罐后，用氮气将低压排放罐内的LNG压送入排放总管，最终排入LNG储罐。当低压排放罐达到高液位需要用氮气压送LNG回排放总管时，分液罐到排放罐之间的手动阀需要关闭，此种工况下BOG压缩机入口分液罐中可能出现液位累积，所以设置了液位计，液位计LT-03005带有高液位报警（以下封头切线为基准，300mm），提醒操作员手动关闭减温器TV-03014的LNG喷淋；液位计LT-03001设置有高高（以下封头切线为基准，450mm）液位联锁，触发时会联锁BOG压缩机跳车，同时关闭SDV-03007阀门。SDV-03007阀门下游为减温器TV-03014，主要用于保证进入BOG压缩机的气体温度在-130℃以下。减温器由控制阀/雾化喷嘴组成，可以向压缩机吸入侧上游的蒸发气管线中注入来自低压LNG管线的液化天然气对BOG进行降温。当压缩机经过长期停运后开车时，从储罐到压缩机的BOG总管出现温升，才需要启动减温器。减温控制通过TIC控制回路来完成，该回路通过TT-03014不断检测BOG压缩机入口分液罐出口的蒸气温度，将该温度与TICA-03014的设定值加以比较后，向减温器发出信号，以调整LNG的喷淋量，控制进入分液罐的BOG温度在TICA-03014的设定范围内。只有当一台或多台压缩机运行时，由TICA-03014实施的温度控制才发挥作用。该特性可以防止当管线中没有蒸气流量时致使LNG注入压缩机入口管线。当三台压缩机都停止运行时，控制器输出设定为0%，并可在系统中对调节阀TV-03014发出关闭指令对喷淋管线进行严密关断。同时，系统内设置了高/低温报警，对可能出现的入口温度控制故障发出报警（高温报警为-110℃，低温报警为-160℃）。1.3.2BOG低压压缩机控制方案BOG低压压缩机操作负荷既可以自动控制，也可以手动控制。在自动操作模式下，通过一个总的压力控制器选取压力最高的LNG储罐的压力来控制压缩机，该压力控制器可自动确定运行几台蒸发气压缩机以及自动选择蒸发气压缩机的运行负荷等级。BOG压缩机为两级往复式压缩机，BOG压缩机采用阶跃控制，单台压缩机只有25%、50%、75%、100%四个工作状态[32]。采用自动模式时（在就地控制盘上选定“Remote远程”），压缩机的启动为手动，而压缩机的负荷等级调节为自动控制——通过逻辑运算器将各个LNG储罐的压力进行比较后，选出最大值来对压缩机总负荷（25%-100%单台压缩机能力）进行控制。压缩机能力的更改方式为：如果LNG储罐压力高于当前压缩机负荷对应的储罐压力等级时，控制器会提高压缩机的负荷等级，以提高BOG压缩机的处理能力。反之，如果LNG储罐压力低于当前压缩机总负荷对应的储罐压力等级时，控制器会降低压缩机的总负荷等级，以降低BOG压缩机的处理能力。采用手动模式（在就地控制盘上选定“Local就地”）时，操作人员将根据储罐压力监控信息，以手动方式选定压缩机的加载程序。如果储罐压力逐渐降低，蒸发气压缩机将自100%卸载到75%，再到50%，到25%，最后手动关停。1.3.3再冷凝器控制方案正常操作时，则LNG可分别经过：再冷凝器上部/再冷凝器下部/再冷凝器旁路三条不同线路，汇至LNG高压输送泵处；再冷凝器停用时，须屏蔽再冷凝器液位计LT-03007联锁，LNG将通过再冷凝器旁路直接送至高压输送泵。上述第一种情况时，LNG流经三条线路，操作员根据实际操作经验决定HV-03003A/B阀门开度，通过手动调节LV-03003维持再冷凝器的液位稳定。当再冷凝器的气相入口阀被切断以后（由于BOG压缩机跳车、再冷凝器压力异常等原因），应人工关闭进入再冷凝器的FV-03001、LV-03003阀门，直接人工切换通道，通过手动控制HV-03003B/C维持正常外输。（1）压力控制必须控制再冷凝器中的压力以确保进入的BOG蒸发气能够被完全冷凝下来。若压力过低会影响高压输送泵的排出压力。因此，设有流量比例控制系统，根据BOG压缩机的总负荷来控制进入再冷凝器顶部FV-03001的LNG喷淋量，该比值通过操作员根据经验进行设置（一般为8左右）。再冷凝器的正常操作压力为0.7MPa，当压力波动到低于0.68MPa或高于0.72MPa时，“再冷凝器压力值”将超弛“压缩机总负荷”来调节进入再冷凝器上部的LNG流量。当其压力达到0.73MPa/0.67MPa时发出压力高/低报警；若压力继续升高到0.75MPa时，则打开调节阀PV-03005把多余气体排放到放空总管，若压力降低到0.65MPa时，则从高压外输天然气总管引入经减压后的NG送入再冷凝器进行调压。（2）液位控制再冷凝器下部主要用来为高压输送泵提供缓冲空间，通过液位计LT-03003串级控制LV-03003流量实现液位控制。同时，FV-03001的流量调节范围为：15~324t/h，用压缩机总负荷来调节，操作员根据经验，一般1单位质量的BOG冷凝需要8单位质量的LNG的配比来进行设置。LV-03003流量调节范围为0~1540m3/h；HV-03003A和HV-03003B的调节量为0~2310m3/h。当下游高压泵输出流量大于1540m3/h，通过手动控制HV-03003A/B开度，从而保证高压输送泵的入口压力及流量的稳定。再冷凝器LT-03007设置了三级液位联锁保护，液位高于4720mm时，触发液位高高联锁切断再冷凝器进出口SDV阀门；液位低于1770mm时切断LNG槽车装车；液位低于850mm时切断再冷凝器进出口SDV阀门。（3）温度监测为保证高压泵入口LNG温度保持较低，避免高压泵产生气蚀，再冷凝器出口设置了温度监测点，在检测到再冷凝器出口LNG温度高于-130℃时，TIA-03021会发出报警提醒操作员，此时，需要降低BOG压缩机出口的温度或者降低压缩机负荷。（4）再冷凝器停用时的控制当再冷凝器停用时，有以下两个控制：1）高压泵泵桶排放气控制再冷凝器正常运行期间，高压输送泵泵桶排气管线与再冷凝器的气相空间连接在一起。因此，排气管线中的液位与再冷凝器中的液位相同。从泵内排出的任何蒸发气，将通过排气管线以气泡的形式向上排出，并排放到再冷凝器中。当蒸发气进入再冷凝器后，它通过再冷凝器的正常运行进行冷凝，因此再冷凝器中的液位与高压泵排气管线中的液位均保持不变。再冷凝器停用期间，高压泵泵桶排气管线与再冷凝器隔离，此时高压泵泵桶的排放气将直接排放至放空总管。将LICA-03008置于自动位，设置值为4900mm，以便将高压泵排放管路中的液位控制点保持在再冷凝器下部高高液位以上。蒸发气从高压泵排出，并以气泡形式沿排气管线向上排出。随着蒸汽的向上排出，液位控制器LICA-03008监测段的液位将下降。当液位降低时，LICA-03008提高了对LV-03008的输出，将蒸发气从排气管路中排出。当蒸发气从管路中排出时，液位升高，LICA-03008调节其到LV-03008的输出，以便将液位保持在一个恒定值。排放管线中的液位上升到5100mm，系统触发LAH-03008。如果液位继续上升，表明液位控制可能发生故障，应立即进行检查。排放管线中的液位上升至7000mm，触发LAHH-03009。触发LAHH-03009使高压泵排出管线中的SDV-03005自动关闭，防止排放管路内液位进一步上升，避免LNG从排放管路溢流到放空总管。2）高压泵入口压力控制再冷凝器停用期间，再冷凝器中没有液位，且所有连接管线与再冷凝器隔离。在这种情况下，操作人员手动调节HV-03003B/C开度控制去高压泵入口的压力。当高压输送泵流量升高时，泵入口管线中的压力下降，操作人员通过PT-03015监测，并调节HV-03003A/B开度。如果高压泵入口压力上升至0.8MPa时，触发PAH-03015高报警。当压力降低至0.66MPa时，触发PAL-03015低报警。1.4气化外输系统LNG从再冷凝器经高压输送泵加压至7～8MPa后，通过气化系统气化成天然气，进入下游管网。接收站设置有两种气化器，一种是管壳式气化器（IntermediateFluidVaporizer，以下简称IFV），另一种为浸没燃烧式气化器（SubmergedCombustionVaporizer，以下简称SCV）。IFV由以下三部分组成：E1段换热器，为列管式，海水从管程流过对壳程的丙烷进行加热并使之气化；E2段换热器，为U型管式，由E1段气化产生的丙烷气体对U型管内的LNG进行加热，使LNG气化为NG，而自身冷凝为液态后返回E1段被重复气化；E3段换热器，为列管式，E2段出口的NG气体温度较低，需要对其进一步加热才能满足外输需求，因此通过管程的海水对壳程的NG进一步加热，达到需要的温度后送入下游管网。SCV[33]是在浸没燃烧技术基础上开发出的多相流换热技术LNG气化设备，具有启动迅速、热效率高、功率调节范围宽、体积紧凑、设备一次投资成本低[34]等特点。由于燃气需求存在季节性波动，冬季高峰用气量是春秋的3倍，由于冬季海水温度较低，IFV气化能力在极端情况下会降低20%左右，所以SCV常作为接收站天然气系统专用调峰及应急设备。1.4.1LNG高压泵控制方案（1）LNG压力控制入口压力控制：PIA-04011低于0.66MPa时联锁高压泵跳闸（禁止启动），低于0.68MPa时低报警，提醒操作员注意入口压力；出口压力控制：PIA-04001高于10.44MPa时联锁高压泵跳闸，高于8.4MPa时高报警，低于3.6MPa时联锁高压泵跳闸。（2）LNG流量控制高压输送泵的流量取决于气化器入口LNG流量控制回路FICA-04004及FICA-04002的设定值。每台高压泵设有小流量保护回路，以维持最低流量。正常条件下，回流管线调节阀FV-04001为关闭状态。当输出流量降低时，FV-04001将打开以维持通过泵的最小流量，最小流量保护通过FIC-04001自动控制，高压输送泵的回流LNG设定值根据高压泵流量特性曲线，取额定流量的30%，最小流量设定值为118m³/h。（3）泵筒液位控制LT-04409为雷达液位计，当测量值低于0.381m时低报，低于0.762m时低低报警，低于1.032m时液位联锁触发高压泵跳闸（禁止启动）。（4）高压泵震动检测控制联锁高压泵在运行中会存在震动，通过震动检测原件将震动值传到操作系统中，便于实时监控高压泵运行时震动大小。高压泵震动高报警值为12mm/s，震动高高联锁值为17mm/s。（5）其他控制为了避免损坏，高压泵的连续起动次数不超3次，每次尝试之间至少等待5秒钟，若3次启动均失败，则控制系统会自动锁定15分钟禁止启动。高压泵启动前系统会对进出口阀门状态进行确认，有且只有各SDV阀反馈为打开状态，系统才允许启动高压泵。1.4.2管壳式气化器（IFV）控制方案（1）LNG流量控制气化器的运行台数由操作人员按照外输需求量来确定，每台IFV最大处理量为：175t/h。液化天然气流量的控制通过流量调节阀FV-04004进行。流量控制器具有五种操作模式：模式一：正常操作条件下FIC-04004处于自动控制模式，通过控制系统远程设定值（流量串级模式）进行控制。流量计FT-04004测量进入气化器的LNG流量，并通过流量控制器调节FV-04004的开度进行流量控制，以保持稳定的LNG流量。模式二：来自高压外输管线的压力控制器超弛流量控制器对IFV的LNG入口流量进行控制。当外输管线的压力达到7.0MPa时，开始对流量调节阀FV-04004进行超弛控制，减少进入IFV的LNG流量，从而维持外输总管的压力恒定在一定范围内。模式三：IFV出口温度控制器超弛流量控制器对IFV的LNG入口流量进行控制。正常情况下，出口温度通常高于1℃。如果出口温度TT-04008降到0℃则发出低温报警，同时开始用出口温度超弛流量信号对FV-04004进行控制，降低LNG的流量。若温度继续降低到-2℃时，将触发联锁关闭IFV入口LNG管线切断阀。模式四：海水进出口温差控制器超弛流量控制器对IFV的LNG入口流量进行控制。正常情况下，海水进出口温差小于5℃。如果出口温差TY-04006达到5℃则发出报警，同时海水温差控制器将超弛流量控制器对FV-04004进行控制，降低LNG的流量。模式五：可以手动超弛流量控制器FIC-04004，通过人工设定来调节入口LNG的流量。调节阀FV-04004设置有开度指示功能，在以下情况时操作人员可以采用手动调节模式对IFV进行控制：①设备维护模式时，由设备工程师确定FIC-04004的设定值；②自动控制的模式下，参数波动偏离正常值较大或参数达到报警值的情况下，由经授权的操作员确定FIC-04004的设定值。TDIC-04006、TIC-04008、外输天然气总管的压力信号都需要对FIC-04004进行超驰控制，具体控制原理如下设置有选择器，将“流量FIC-04004、压力PI-08004、温度TIC-04008、温差TDIC-04006”四个检测信号与设定值的比较结果送入选择器（各比较结果对应的输出信号信息假定如下表），选择器对这四个信号进行比较，最后选择出最小的信号，输出作为FV-04004的控制信号。以下分各种工况对FV-04004的控制进行说明：工况1：正常操作条件下FIC-04004处于自动控制模式，通过控制系统远程设定值（流量串级模式）进行控制。流量计FT-04004测量进入气化器的LNG流量，并通过流量控制器调节FV-04004的开度进行流量控制，以保持稳定的LNG流量。工况2：来自外输天然气总管的压力信号可以对FIC-04004进行超弛控制。当外输总管的压力达到7.0MPa时，控制器将输出“0”信号到选择器，此时若“流量FIC-04004，温度TIC-04008，温差TDIC-04006”均为正常值，那么三者将分别输送“1”信号给选择器，此时选择器就会选择“0”信号输出，减少进入IFV的量，从而维持外输总管的压力在一定范围内。当外输总管压力恢复正常后，PIC-04004控制器将输出“1”信号到选择器，此时选择器中的四个信号均为“1”，则选择器就会输出“1”信号——恢复FIC-04004对FV-04004的控制。工况3：IFV出口温度控制器TIC-04008超弛流量控制器对FV-04004进行调节。正常情况下，出口温度通常高于1℃。如果出口温度降到0℃则发出低温报警，同时“温度TIC-04004控制器”将输出“0”信号到选择器。此时若“流量FIC-04004、外输天然气总管的压力、温差TDIC-04006”均为正常值，那么三者将分别输送“1”信号给选择器，此时选择器就会选择“0”信号输出，减少进入IFV的量，从而使得温度高于0℃。当温度高于0℃后，TIC-04008控制器将输出“1”信号到选择器，此时选择器中的四个信号均为“1”，则选择器就会输出“1”信号——恢复FIC-04004对FV-04004的控制。工况4：海水进出口温差控制器TDIC-04006超弛流量控制器对IFV的LNG入口流量进行控制。正常情况下，海水进出口温差小于5℃。如果出口温差达到5℃则发出报警，同时海水温差控制器TDIC-04006将输出“0”信号到选择器。此时若“流量FIC-04004，外输天然气总管的压力，温度TIC-04006”均为正常值，那么三者将分别输送“1”信号给选择器，此时选择器就会选择“0”信号输出，减少进入IFV的量，从而使得海水温差小于5℃。当海水温差小于5℃后，TDIC-04006控制器将输出“1”信号到选择器，此时选择器中的四个信号均为“1”，则选择器就会输出“1”信号——恢复FIC-04004对FV-04004的控制。当上述一项或多项（压力、温度、温差究竟选谁）异常情况同时发生时候，会有一个或多个“0”信号进入选择器，选择器将输出“0”信号，调节FV-04004以减少进入IFV的量的控制问题。直到所有的异常情况都消除，即“流量FIC-04004、外输天然气总管的压力，温度TIC-04008及温差TDIC-04006”所送出的信号都为“1”后，则选择器就会输出“1”信号——恢复FIC-04004对FV-04004的控制。只要选择器输出的不是“1”信号，控制系统就需要发出报警，说明“外输天然气总管的压力，温度TIC-04008及温差TDIC-04006”中的一个或多个参数已经偏离了正常值，提醒操作员查看IFV运行情况，必要时手动超弛流量控制器FIC-04004，通过人工设定来调节入口LNG的流量。表2-SEQ第二章表1\*ARABIC3检测值与设定值偏离情况对应的输出信号Table2-3.Theoutputsignalcorrespondingtothedeviationbetweenthedetectionvalueandthesetvalue位号输出信号为“1”输出信号为“0”FIC-04004流量小于设定值流量大于等于设定值PIC-08004P＜7.0MPaP≥7.0MPaTIC-04008T＞0℃T≤0℃TDIC-04006ΔT＜5℃ΔT≥5℃（2）NG压力控制正常操作NG压力控制由来自外输天然气总管的压力信号可以对FIC-04004进行超弛控制。当压力PT-04009高于7.1MPa时控制系统将会发出报警，当压力PT-04009高于7.15MPa时，将会触发压力高高联锁切断IFV。（3）NG温度控制正常操作NG出口温度控制器TIC-04008超弛流量控制器对FV-04004进行调节。E-2段出口温度控制三选二进行冗余，当3个温度探头中有2个温度达到-50℃时，系统触发温度低低联锁切断IFV；E-3段出口温度控制三选二进行冗余，当3个温度探头中有2个温度达到-2℃时，系统触发温度低低联锁切断IFV。（4）丙烷压力、液位控制丙烷液位、压力均设定了高低报警，另外，丙烷压力设置了高高、低低联锁切断IFV，以防止系统内部泄露造成事故。（5）海水流量控制IFV的海水流量通过FIC-04006进行控制，控制目的是：将海水流量平均分配至所有IFV，而不是用于控制出口NG的温度（NG的温度是随IFV负荷和海水温度而变化），即在IFV正常操作过程中，海水流量是不进行调节的。通过控制系统远程设定值（流量串级模式）进行控制。流量计FT-04006测量海水流量，并通过流量控制器调节MOV-04006的开度进行流量控制，以保持稳定的海水流量。当海水流量低于6040吨/小时会触发海水流量低低联锁关闭气化器。（6）预冷及热备用模式通过FT-04006流量串级控制MOV-04007建立海水流量约600吨/小时（此时联锁自动屏蔽海水流量低低信号，只有当海水流量高于6040吨/小时，海水流量低低联锁才会正常投用），此时手动控制进口LNG旁路FV-04003开度对IFV进行预冷，当E-2段底部温度TT-04304达到-120℃时，投用控制控制逻辑，FV-04003根据TT-04304温度调节阀门开度，使温度维持在-120℃，IFV热备用建立完成。1.4.3浸没燃烧式气化器（SCV）控制方案进入SCV的LNG流量通过流量控制器FICA-04002控制调节阀FV-04002的开度来实现。通过水浴温度控制器用水浴温度来调节燃料气管线调节阀，以得到满足加热要求的燃料气流量。相关控制回路说明如下：（1）流量控制正常操作条件下FICA-04002处于自动控制模式，通过远程设定值（流量串级模式）进行控制。采用SCV入口的LNG流量计测量去气化器的流量，并通过流量控制器来调节调节阀FV-04002的开度，以维持恒定的LNG流量。（2）压力控制来自外输天然气总管的压力信号可以对FICA-04002进行超弛控制，当外输总管的压力达到6.9MPa时，外输压力信号超弛FICA-04002对FV-04002进行调节，减少进入SCV的LNG流量，从而维持外输总管的压力在要求的范围内。（3）温度控制正常情况下，NG出口温度通常高于1℃。如果出口温度降到0℃则发出低温报警，同时TICA-04001将超弛FICA-04002对SCV入口LNG流量进行控制，以减少LNG流量。若温度继续降低到-2℃时，联锁切断LNG的供应，同时联锁切断SCV出口NG管线阀门。（4）手动控制控制回路FICA-04002有手动设置设定值的功能，同时调节阀FV-04002设置有开度指示功能，发生以下情况时，操作人员可采用手动模式对SCV进行控制：根据用户事先通知的需求量，由操作人员确定FICA-04002的设定值；自动控制模式下参数波动较大或已有参数发出报警时，操作人员应进行手动干预，如降低LNG流量等。通过水浴温度控制器用水浴温度来调节燃料气管线调节阀，以得到满足加热要求的燃料气流量。当SCV不使用时，首先应关闭SCV入口的LNG流量调节阀，而燃料气应该延迟一段时间，把SCV内的LNG完全气化后，再进行关闭，以防止水浴结冰对设备造成损坏。1.5燃料气系统燃料气系统有两路气源，分别为BOG压缩机出口总管和外输总管。在BOG压缩机运行时，气源来自BOG压缩机出口总管，对天然气进行减压、升温后为火炬长明灯和厂前区用户供气。在BOG压缩机不能正常工作时外输总管的气源经减压、升温后供给，为两台SCV的运行提供燃料，同时也为火炬长明灯和厂前区用户提供气源。燃料气系统设置有进口压力高/低报警，燃料气入口的正常压力为0.6MPa，压力为0.5MPa时系统发出低压报警，压力为0.7MPa时系统发出高压报警。出口设置有压力高高/低低联锁，用于保护电加热器的正常运行。整个控制回路由调节阀PV-07005A/B和压力控制PIA-07009/PICA-07005B/PICA-07005A组成，两路气源的切换自动控制描述如下：1）PICA-07005A只对调节阀PV-07005A进行调节，以在使用BOG压缩机出口气源的条件下进行燃料气流量调节；2）PICA-07005B只对调节阀PV-07005B进行调节，以在使用外输天然气总管气源时进行燃料气流量调节；3）PIA-07009决定控制回路PICA-07005A和PICA-07005B中的一支投入使用，同时关闭另一支的调节阀实现切换功能；另外，PIA-07009设置有压力的高/低报警。当压缩机正常运行时，利用PICA-07005A进行燃料气流量控制，此时PIC-07005B控制回路不投入使用，PV-0