【LNG接收站控制系统的技术方案优化分析7400字】

LNG接收站控制系统的技术方案优化分析目录TOC\o"1-3"\h\u12199LNG接收站控制系统的技术方案优化分析 1311281.1再冷凝器控制方案优化 1111581.1.1压力平稳控制 311111.1.2温度平稳控制 449481.1.3液位平稳控制 5108291.1.4压力、温度与液位控制的相互影响 5108841.1.5控制方案的优化 6265391.2SCV控制方案优化 839081.2.1设备结构及相关附属 8291811.2.2辅助设备 864481.2.3燃烧器预吹扫 9250071.2.4点火 923941.2.5主燃烧器启动 973141.2.6SCV启动 9233421.2.7pH值检测及NaOH加注 10127311.3小结 101.1再冷凝器控制方案优化再冷凝器控制的难点在于不仅要实现物料平衡控制，还要实现热量平衡控制，各项参数（液位、压力、温度）均要在合理运行区间内。因此，需要根据不同的控制因子分别分析控制方式，选出最优的控制方案。再冷凝器运行过程中有三大平衡关系，分别为物料平衡、能量平衡、相平衡。对三大平衡关系分别进行分析，如下所述。根据总物料平衡关系可知，再冷凝器顶部BOG进料量、上进液LNG进料量与下进液LNG进料量之和应等于底部LNG输出量、再冷凝器内持气量与持液量变化之和，即QUOTEdqv1dt+dqL1dt+dqL2dt=进一步分析可知，对某组分i而言，进入再冷凝器BOG中i组分含量与再冷凝器LNG（上、下进液）中i组分含量之和应等于再冷凝器底部输出LNG中i组分含量与再冷凝器内气、液相i组分含量变化之和，即QUOTEdxidqV1dt2+式中，qv1——BOG进料量；ql1QUOTEqL1——再冷凝器上进液LNG进料量；ql2QUOTEqL2——再冷凝器下进液LNG进料量；ql3QUOTEqL3——再冷凝器LNG底部输出量；r1QUOTEr1——再冷凝器持液量；r2——再冷凝器持气量；xiQUOTExi——BOG进料i组分含量；yiQUOTEyi——再冷凝器上进液LNG进料i组分含量；zi——再冷凝器下进液LNG进料i组分含量；uiQUOTEui——再冷凝器LNG底部输出i组分含量；viQUOTEvi——再冷凝器内气相i组分含量。以上各量均以摩尔量计。根据再冷凝器能量平衡关系，从热量平衡的角度建立公式：(3-3)QUOTEdqV1dtCpV1TV1+dqL1dtCpL1TL1+dqL2dtCpL2TL2=dqL3d式中，Cpv1——BOG（来自压缩机）的摩尔定压热容；Tv1QUOTETV1——BOG（来自压缩机）的温度；Cpl1QUOTECpL1——上进液LNG的摩尔定压热容；Tl1QUOTETL1——上进液LNG的温度；Cpl2——下进液LNG的摩尔定压热容；Tl2——下进液LNG的温度；Cpl3QUOTECpL3——出口LNG的摩尔定压热容；Tl3——出口LNG的温度；Cpr1QUOTECpr1——再冷凝器内LNG的摩尔定压热容；Tr1QUOTETr1——再冷凝器内LNG的温度；Cpr2QUOTECpr2——再冷凝器内BOG的摩尔定压热容；Tr2QUOTETr2——再冷凝器内BOG的温度；ΔHv2QUOTE∆HV2——进入再冷凝器内BOG的相变焓。物料平衡和热量平衡之间的联系由相平衡建立。再冷凝器内某组分i，其在气、液相中的相对含量遵循相平衡关系，即（3-4）式中Ki为相平衡常数，该常数仅受温度和压力的影响。由于进出再冷凝器的气液两相组分种类已知（即S已知），且其中无化学平衡条件（即R=0）及其它限制条件（即R'=0），可求得组分数（3-5）再冷凝器内气、液两相平衡，即相数P=2，根据吉布斯相律可求得再冷凝器内两相平衡系统的自由度（3-6）公式3-6中，

n为外界因素，取n=2。即进入再冷凝器的物料各组分均为确定值，由相平衡原理可知，当再冷凝器内温度与压力一定时，气、液两相达到平衡时的组成将是一定的，且在填料层内达到相平衡的位置也是一定的。当压力或温度改变时，再冷凝器内相平衡状态也随之改变[35]。下面就从压力、温度和液位三个控制变量入手，分析再冷凝器控制方式。1.1.1压力平稳控制以出口压力为变量的控制方案，虽然该方案控制再冷凝器的压力能量的输入，但其本质仍为物料平衡的控制方式，控制方案流程图如图3-1所示.BOG从顶部进入再冷凝器，流量由BOG压缩机负荷根据罐压进行控制。正常操作工况下，再冷凝器根据BOG流量、温度、压力计算实际的BOG质量流量，再根据计算公式得出的液气比算出当前上进液所需的LNG流量。LNG温度为-156℃时液气比的计算公式[36]为：(3-7)式中，R——液气比；T——再冷凝器入口BOG的温度，℃。根据公式（3-7），在控制模块中新增了液气比自动计算，由计算机根据液气比公式自动计算，结果由FY-03003输入至FIC-03001，上进液过冷LNG流量由FIC-03001与FY-03001采用串级控制，保证再冷凝器运行时液位维持在设定值附近。再冷凝器底部压力采用PIC-03015反馈控制PV-03003A/B开度来维持压力稳定，未避免出现两个阀门同时动作造成管道压力波动较大，该控制回路设置了手动模式，保持一路自动控制另一路手动控制。再冷凝器液位由LT-03003检测，通过LIC-03003控制下进液LV-03003开度分别控制再冷凝器低液位和高液位。当BOG压缩机负荷流量增加，FT-03001测量值也随之增大，使FY-03001输出增加，FY-03001输出作为FIC-03001的设定值，控制FIC-03001输出增加，流量调节阀FV-03001受FIC-03001控制增加开度，使再冷凝器的上进液过冷LNG流量相应也增加。反之，当BOG压缩机负荷流量减少，上进液过冷LNG的流量也减少。再冷凝器底部压力增加时，控制器PIC-03015控制PV-03003A/B开度减小，再冷凝器底部压力降低；反之，再冷凝器底部压力降低时，PV-03003A/B开度增大，再冷凝器底部压力升高。当再冷凝器达到高液位时，液位控制器LIC-03003控制LV-03003开度减小，进入再冷凝器的过冷LNG流量减少，再冷凝器内气相压力增大，再冷凝器出口压力也同时增大。此时，为维持再冷凝器底部压力稳定，PIC-03015控制PV-03003A/B开度减小，再冷凝器出口压力减小。根据伯努利方程，可得出再冷凝器出料量增加，液位降低。当再冷凝器达到低液位时，液位控制器LIC-03003控制LV-03003开度增大，下进液过冷LNG流量增加，再冷凝器内气相压力减小，再冷凝器出口压力也同时减小。PIC-03015控制PV-03003A/B开度增大，再冷凝器出口压力增大，再冷凝器出料量减少，液位升高。由于压力传递的瞬时性，再冷凝器出口压力与再冷凝器内部压力近似一致。压力的高低决定了冷凝一定量的BOG所需LNG的量，即液气比R。此种控制方案的优点为通过控制再冷凝器出口压力稳定而维持再冷凝器内相平衡状态。但此控制方案存在缺点——未考虑再冷凝器内的热量平衡。在BOG温度不变的情况下，上进液过冷LNG流量可以有效地将进入再冷凝器的BOG冷凝。再冷凝器底部压力由PIC-03015控制PV-03003A/B阀门开度来维持稳定，FY-03003传送至FIC-03001的液气比值R维持不变，即上进液过冷LNG进入再冷凝器的量为定值。一旦BOG温度变化时，再冷凝器内温度分布也随即发生变化，气液相平衡状态也随之改变。分析可知，再冷凝器出口温度将出现波动。另外，液位控制方式也不合理。当再冷凝器达到高液位或低液位时，LIC-03003控制再冷凝器内压力增大或减小以稳定再冷凝器液位。根据伯努利方程分析可知，再冷凝器压力与底部出料流速的平方成正比。例如，当再冷凝器液位达到高限位时，调节器LIC-03003控制LV-03003开度减小，上进液进入再冷凝器的过冷LNG流量减少，极易造成BOG压缩机因出口压力触发高高联锁而停车，造成储罐的压力快速升高。当液位达到低限位时，控制器LIC-03003控制LV-03003开度增大，上进液进入再冷凝器的过冷LNG流量增大，极易造成再冷凝器出口LNG回流，影响下游高压泵运行。1.1.2温度平稳控制再冷凝器的另外一个作用为液化接收站正常运行产生的BOG蒸发气。但是，再冷凝器出口过冷状态的LNG温度直接决定了高压泵入口的温度。尤其在接收站低负荷气化外输情况下（天然气小时外输量小于1×105Nm³/h），再冷凝器出口过高温度的LNG对高压泵的平稳运行将造成极大影响，比如产生高压泵气蚀，造成高压泵叶轮损坏等。根据甲烷压焓图可知，甲烷在0.6MPa时，临界温度约为-130℃。因此，在再冷凝器平稳运行的情况下，应使其底部出口LNG温度尽可能低于-140℃。该方案以热量平衡为基础进行控制。以再冷凝器出口温度TT-03018作为控制变量，如图3-2所示。BOG从顶部进入再冷凝器，流量由BOG压缩机负荷根据罐压进行控制。液气比由FY-03003输入至FIC-03001，上进液过冷LNG流量由FIC-03001与FY-03001采用串级控制，保证再冷凝器运行时液位维持在设定值附近。再冷凝器底部压力采用PIC-03015反馈控制PV-03003A/B开度来维持再冷凝器出口压力稳定。当BOG压缩机负荷流量增加，FT-03003测量值也随之增大，使FY-03001输出增加，FY-03001输出作为FIC-03001的设定值，控制FIC-03001输出增加，流量调节阀FV-03001受FIC-03001控制增加开度，使再冷凝器的上进液过冷LNG流量相应也增加。反之，当BOG压缩机负荷流量减少，上进液过冷LNG的流量也减少。当再冷凝器底部温度升高，计算机将TI-03018传送至FY-03001的液气比值R增大，FY-03001的输出也随即增大，其控制流量调节阀FV-03001的开度增大，进入再冷凝器的LNG流量增加，再冷凝器温度降低。相反，再冷凝器底部温度降低，R值减小，FV-03001开度减小，温度随即上升。再冷凝器出口温度控制方式的优点是能够维持再冷凝器内气液平衡状态，保证再冷凝器的冷凝效果。但是，由于温度测量点过于单一且控制温度反应滞后较大（温度表征相对不灵敏，无法测得再冷凝器内LNG整体温度），容易造成再冷凝器液位大幅度波动，难以达到理想的控制状态。实际LNG接收站正常运行时，再冷凝器出口温度较难达到-140℃以上，即便外输流量较小导致再冷凝器出口LNG温度较高时，也可通过手动降低BOG压缩机负荷来维持温度指标。因此以再冷凝器底部温度可不作为控制点。1.1.3液位平稳控制液位平稳控制，即实现再冷凝器内物料平衡，控制方案流程图如下所示：BOG从再冷凝器顶部进入，流量由BOG压缩机负荷根据罐压进行控制。液气比R由FY-03003输入至FIC-03001，上进液过冷LNG流量由FIC-03001与FY-03001串级控制，保证再冷凝器运行时液位维持在设定值附近。当BOG压缩机负荷流量增加，FT-03003测量值也随之增大，使FY-03001输出增加，FY-03001输出作为FIC-03001的设定值，控制FIC-03001输出增加，流量调节阀FV-03001受FIC-03001控制增加开度，使再冷凝器的上进液过冷LNG流量相应也增加。反之，当BOG压缩机负荷流量减少，上进液过冷LNG的流量也减少。当再冷凝器液位升高时，即下进液LNG流量过大，LIC-03003控制LV-03003的输出减小，进入再冷凝器的LNG流量减小，再冷凝器液位降低。相反，再冷凝器液位降低时，LIC-03003控制LV-03003的输出增大，进入再冷凝器的LNG流量增大，再冷凝器液位上升。同时，设置液位超驰控制PV-03003A/B，当波动较大时，手动控制PV-03003A/B，以稳定再冷凝器液位。该控制方案的优点是将再冷凝器的压力控制与物料平衡控制各自独立，避免了因再冷凝器内部压力变化对物料平衡造成影响。另外，由于再冷凝器出口压力由PIC-03015维持，在BOG与进入再冷凝器的LNG组分不变的情况下，有且只有温度影响再冷凝器内的相平衡。但该方案的缺点是未考虑热量平衡的影响，例如当进入再冷凝器的BOG温度变化剧烈时容易造成再冷凝器运行状态波动，特别是新启动一台BOG压缩机或卸船工况时，BOG温度变化极大。针对这种情况，建议操作时可采用手动控制，待工况稳定后投用液位自动控制。1.1.4压力、温度与液位控制的相互影响根据前文中气液两相换热角度的分析，再冷凝器内气、液两相在填料层内对流换热，气相温度向下逐渐降低，液相温度向下逐渐升高。在某一特定的压力下，当气相达到露点温度时即开始液化并最终在填料层内某一点内，气、液相达到相平衡状态。研究液位与温度的相互影响，即研究物料平衡与热量平衡的最优化问题。在压力稳定的情况下，气相温度升高，会导致填料层内达到相平衡温度的位置向下移动；当气相温度保持恒定不变的情况下，再冷凝器内压力升高，会导致填料层内达到相平衡压力的位置向上移动。由于该再冷凝器有一路下进液作为液位控制的补充，导致液位变化受三方面的影响——气、液相平衡的位置改变、下进液阀门开度的变化及再冷凝器旁路阀门开度的变化，三者相互影响再冷凝器的液位。1.1.5控制方案的优化由于再冷凝器的主要作用为下游高压泵的入口缓冲罐，其正常操作液位区间再冷凝器体积约30m³，即再冷凝器在无LNG进料的极端情况下，再冷凝器最多可以有30m³LNG用于维持下游高压泵运行。按照15m³缓冲余量、2台高压泵同时运行且再冷凝器旁路未打开的情况进行计算，缓冲时间约1分钟。由此可见，液位波动时，自控系统有足够的时间进行超驰，同时配以液位SIS保护逻辑，实现再冷凝器液位控制为主的自动控制。表3-SEQ第三章表1\*ARABIC1再冷凝器液位控制方式Table3-1.Recondenserliquidlevelcontrolmode液位范围/m控制部件具体操作1.7-4.2LIC-03003通过控制旁通流量来控制液位范围≥4.72SIS联锁切断再冷凝器进出口阀门≤1.7超驰控制槽车装车全部暂停≤0.85SIS联锁切断再冷凝器进出口阀门再冷凝器液位SIS保护中，维持原有的高高、低低SIS联锁不变，在低低液位联锁（0.85m）之上设定了2倍于低低液位的超驰控制联锁，即液位达到1.7m时，联锁槽车装车暂停，优先确保再冷凝器液位平稳。只有使影响相平衡状态的变量维持稳定，才能控制再冷凝器内的各组分相平衡状态稳定。由于进入再冷凝器的BOG温度随时波动，无法保持恒定，维持再冷凝器内的能量平衡只能通过改变上进液过冷LNG的进料量来实现，同时通过PIC-03015反馈控制开度来维持再冷凝器压力稳定，使再冷凝器内气液相平衡状态维持稳定。由于维持能量平衡是通过控制上进液过冷LNG的流量实现的，无法剔除该项干扰，导致物料平衡不可避免的会被破坏。为能够同时实现再冷凝器的几个控制点，可采取如下控制方式进行优化。液位控制优先级高于压力控制，将PV-03003B/C改为LV-03003B/C，由LIC-03003控制LV-03003A/B/C，当再冷凝器液位高值时，LIC-03003选择减少输出值进行控制，LV-03003A开度减少，再冷凝器液位降低；此时，根据流量计算，开环比值控制器控制LV-03003B/C开度增大，维持下游总流量稳定。当再冷凝器液位低值时，LIC-03003选择增大输出值进行控制，LV-03003A开度增大，再冷凝器液位升高；此时，根据流量计算，开环比值控制器控制LV-03003B/C开度减少，维持下游总流量稳定。改进后的控制方案如图3-4所示。（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。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.G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（一般1个单位质量的BOG冷凝需要8个单位质量的LNG的配比来进行设置），同时可用压力信号来修正。LV-03003流量调节范围为：0~1540m3/h；HV-03003A/B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。1）采用计量站来的“外输总体积流量”信号参数进行各阀的状态设置，控制逻辑如下：表3-SEQ第三章表1\*ARABIC2LV-03003A/B/C控制逻辑控制方式1Table3-2.LV-03003A/B/Clevelcontrolmode1阀门位号流量≤880000Sm3/h1760000Sm3/h＞流量＞880000Sm3/h流量＞1760000Sm3/hLV-03003A开（接受LIC-03003的调节）维持开度不变维持开度不变LV-03003B关开（接受LIC-03003的调节）维持开度不变LV-03003C关关开（接受LIC-03003的调节）2）当再冷凝器故障或不工作时，LIC-03003回路不投入，可用PIC-03015回路控制LV-03003B/C两台阀，控制逻辑如下：表3-SEQ第三章表1\*ARABIC3LV-03003A/B/C控制逻辑控制方式2Table3-1.LV-03003A/B/Clevelcontrolmode2阀门位号流量≤880000Sm3/h流量＞880000Sm3/hLV-03003B开（接受PIC-03015的调节）维持开度不变LV-03003C关开（接受PIC-03015的调节）再冷凝器LT-03007设置了三级联锁保护，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）特殊控制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相关LNG管线的阀门，并切换到再冷凝器旁路LNG管线进行外输。（再冷凝器故障时，直接人工切换HS-03003到PICA-03015通道，LV-03003B/C）1.2SCV控制方案优化IFV的热源是海水，而SCV的热源是燃烧后的天然气生产的热量，因此SCV在系统配置时，有大量的辅助设备及设施。一般IFV从预冷到完全启动需要2小时，而SCV不需要设备预冷，但现有模式下，通过现场手动控制设备及阀门开关进行启动程序，SCV完全启动平均需要1.6小时，且点火成功率不高，工作强度大。而SCV设计的目的又要求其能快速启动，大量的辅助设备及点火程序使得设备快速启动优势不明显，迫切要求SCV能实现一键自动启动，有效提高设备自动化水平、减少人工操作频次、提高点火成功率[37]，缩短设备启动时间。1.2.1设备结构及相关附属SCV主体设备由一台41MW热交换器和一台41MW燃烧器组成，其中燃烧器内部又分为相关辅助设备有：60000Nm3/h鼓风机一台（700KW电机带动，电机自带冷却水系统、电加热系统）、循环冷却水泵一台、水池电加热器两台、pH值检测及NaOH加注系统、水浴水池注水系统、燃烧器点火系统。1.2.2辅助设备启动前准备功能组在执行过程中，需要操作人员现场进行设备确认，将各类辅助设备投到“AUTO（自动）”状态，然后将就地控制盘、PLC控制柜打到“ROMOTE（远程）”及DCS监控界面设备“paceplate”打为“AUTO（自动）”，现场操作人员按下“启动”按钮后，SCV进入辅助设备自动启动阶段：700KW电机及冷却系统自动启动（带动鼓风机及内部辅助设备运行）、水池循环水泵自动启动、水浴水池注水系统自动启动。1.2.3燃烧器预吹扫SCV预吹扫的目的是为了使燃烧器内部充分干燥，提高点火成功率。鼓风机启动后，燃烧器预吹扫程序相继也启动，系统检测吹扫压力，若压力低低则鼓风机直接跳车，避免因鼓风机电机反转或电机故障造成设备损坏；若压力低则系统发出报警，提醒操作人员现场进行确认（如检查进风口是否有异物堵塞、风道是否有破损等），压力合格情况下，系统延时60秒结束预吹扫。1.2.4点火预吹扫结束