LNG接收站燃料气控制系统的优化与应用

LNG 接收站燃料气控制系统的优化与应用

商文龙 朱丹丹

中国石化中原油田分公司天然气处理厂 河南省濮阳市 457000

摘要：进入冬季，浸没燃烧式气化器（下文简称SCV）将成为LNG接收站主力气化器进行气化外输，SCV的稳定运行，其中燃料气压力的控制至关重要，燃料气压力高高和压力低低均将联锁SCV设备停车，造成外输中断，而SCV燃料气的用量又跟LNG的负荷密切关联，所以SCV燃料气的流量是一个动态变量并随SCV的负荷自动进行调节。本文对燃料气控制系统的优化提出了典型做法，并应用到实际生产中，具有一定的推广应用价值。

关键词：LNG接收站；SCV；控制系统；优化

1 概况

进入冬季，浸没燃烧式气化器（下文简称SCV）将成为LNG接收站主力气化器进行气化外输。当外输量进行调节或者下游管网压力变化引起外输量变化时，SCV的负荷就会变化，导致燃料气系统管网的压力动态波动，控制好燃料气管网压力稳定是冬季生产安全稳定的一个重要保障。

以某LNG接收站为例，其燃料气系统包括燃料气管网、2台燃料气电加热器、调压阀、切断阀组等组成，燃料气的来源主要分为三路：一路是由压缩机出口经过一道调压阀调压后进入燃料气管网；另外两路均从站内DN800高压天然气管网，经过两道调压阀调压后进入燃料气管网。燃料气供气点主要有两套地面火炬18具长明灯、锅炉房两套锅炉、6台SCV、食堂使用。其工艺流程简图如下：

图1 燃料气系统工艺流程简图

该LNG接收站燃料气系统压力控制设计一个PIC控制模块，实现燃料气不同来源的分程调节控制，使燃料气出口管网压力稳定在0.55MPa，以满足站内SCV、锅炉、火炬长明灯、食堂等使用。

1、在非冬季生产期间，由于锅炉、SCV均停用，站内只有火炬长明灯使用燃料气，单套火炬运行燃料气用量约为25Nm³/h，两套火炬运行时燃料气用量约为50Nm³/h，由于燃料气用量较小，且燃料气流量非常稳定，所欲燃料气系统现有的压力分程控制设为自动模式运行较好，从运行情况看，分程调节仅有压缩机出口来燃料气调压阀03330PV0017A调节就可以保证正常燃料气使用，工艺非常稳定。

0330FI7151

2、在冬季生产运行期间，由于锅炉及SCV开启运行，所需燃料气用量较大，特别是SCV属于燃料气主要耗能设备，单台SCV满负荷运行时燃料气用量约为3400 Nm³/h—3600 Nm³/h，按照现有的控制模式，燃料气管网的第一气源为压缩机出口气。由于燃料气管网要求背压低，且燃料气用量非常大，压缩机出口气基本上全部进入燃料气系统，特别是当SCV因调整外输量时，燃料气用量会阶跃式波动，这将导致压缩机出口至混合器进行再冷凝的气量也将随之变化，从而导致再冷凝分液罐压力、液位始终波动，难以调节控制，甚至影响外输安全稳定。

2 方案制定

针对外输量进行调节或者下游管网压力变化引起外输量变化时，SCV的负荷就会变化，导致燃料气系统管网的压力动态波动的问题，展开了优化方案的论证和确定工作。经讨论后提出取消原设计分程控制，增加一个可以手动进行选择和切换的选择器。当进入冬季燃料气用量大时，工艺根据需要，切换至0330PIC0017分程控制0330PV0017B/C，当PIC模块输出为0—50%时，对应控制高压天然气管网来燃料气调压阀0330PV0017C开度0—100%调节；当PIC模块输出为50%—100%时，对应0330PV0017C为全开，同时调压阀0330PV0017B开度0—100%调节。

当非冬季生产时，燃料气用量很小，燃料气压力控制切换至0330PIC0017单回路控制0330PV0017A进行调节，当PIC模块输出为0—100%时，对应控制调压阀0330PV0017A开度0—100%调节，主要通过压缩机出口来低压气体经过一级调压后供给燃料气。

3 优化实施及效果

根据优化方案，在DCS系统底层逻辑中增加一个可以手动进行选择和切换的选择器0330PU0017SW。

图2 优化后DCS界面显示

图3 优化后参数趋势

4 总结

燃料气控制系统的优化实施，大大降低了SCV因调整外输量时，对再冷凝分液罐压力、液位的影响，在“冬季保供”过程中，确保外输安全稳定，为华北地区供气稳定提供保障。同时，减少SCV设备因燃料气压力波动过大造成的停车次数。

参考文献

[1] 王银锁．过程控制系统[M]．北京：石油工业出版社，2009：123-128.

[2] 冯晓玲. 关于分程控制系统的研究[J]. 自动化与仪器仪表, 2012(06).

作者简介：商文龙，男，工程师，就职于中国石化中原油田分公司天然气处理厂，主要从事安全管理、仪表自控工作。