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杭州可燃气体探测器厂,【论文精选】LNG瓶组气化站无人值守技术及管理模式

时间:2023-05-10 点击:22次

第一作者单位:杭州市燃气集团有限公司

摘自《煤气与热力》2015年10月刊

1 无人值守气化站概念及国内发展现状

无人值守气化站指站内不设置固定运行、维护的值班人员,重要运行参数、报警信号和视频监控信号通过数据通信技术远传到控制中心,主要控制操作由远方控制中心进行,设备采取定期巡视维护的气化站。无人值守是自控系统、安防监控系统、远程监控系统和调度管理系统四者有机结合的系统工程,代表了小型LNG气化站的发展方向。

通过对国内仅有的几个正在运行的无人值守站(如江苏吴江、海南海口)进行实地考察分析,发现普遍存在无人管控的状态,安全风险较大。存在的主要问题有:

① 工艺上缺少有效的LNG存量检测和自动切换装置。普遍按照经验判断LNG的存量,当供气负荷变化时,不能及时作出调整,极易发生断供。

②BOG采用电磁阀控制,控制可靠性差。主要表现为电磁阀易损坏及控制精度不高,电磁阀开启时,BOG瞬时流量很大,会对调压装置和计量装置产生冲击。

③ 缺少远程监控和紧急切断装置。由于缺乏远程监控系统和远程紧急切断装置,使得燃气经营企业无法实时掌握厂站运行工况,一旦发生突发事故,不能及时处置,造成事故扩大。

④ 厂站安防监控系统不完善。LNG气化站在安全防控上没有统一的设计标准,很多厂站仅仅只有一道围墙,连基本的防爬刀片刺绳、红外线对射、视频探头都没有,这样的厂站若实行无人值守,安全风险极大。

2 城镇小型LNG气化站工艺流程

受到工艺、技术和设计规范的限制杭州可燃气体探测器厂,无人值守站适用于城镇小型LNG气化站,即气化能力在300 m3/h以下、年供气量低于29.2×104 m3/a的瓶组气化站。同属小型气化站范畴的气化能力为700~900 m3/h的橇装式气化站在无人值守技术原理上与瓶组气化站基本相同,但由于LNG储存量比较大,建议在技术完全成熟的基础上实施无人值守,本文不作展开讨论。

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瓶组气化站主要应用于中小型工商用户的点对点供气和居民用户规模在2 000户以内的区域供气。主要工艺设备有:LNG低温绝热瓶组、瓶组汇管、LNG空温式气化器、BOG加热器、水浴式电加热器、调压计量装置、加臭装置及PLC站控系统等。其工艺流程见图1。图1中阀1、阀2均为电加热器自动切断阀。

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图1 标准LNG瓶组气化站工艺流程

3 LNG瓶组气化站无人值守关键技术

3.1 LNG钢瓶存量检测与汇管切换技术

LNG钢瓶存量检测与汇管切换是LNG气化站实现无人值守的关键。LNG瓶组气化站汇管设两路,每路串联若干LNG钢瓶,两路汇管通过自动切断阀转换。运行时一路开启一路备用,当其中一路汇管上的LNG钢瓶内存液接近用完时,另一路自动切换到运行状态,以保证供气不中断。LNG钢瓶存量的检测与汇管切换方法有3种:

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② 液位检测法。采购LNG钢瓶时应选择具有数字液位信号输出的LNG钢瓶,利用汇管首端LNG钢瓶自带的液位信号控制汇管自动切断阀。液位信号比较直观,但由于制造工艺等原因,实际运行中LNG钢瓶液位信号误差较大,应慎重选择。

③ 压力检测法。在每路汇管上安装压力表及压力变送器,利用压力信号判断LNG钢瓶存液是否用完杭州可燃气体探测器厂,并联锁控制汇管自动切断阀启闭。根据实际运行经验,LNG钢瓶在正常运行时,压力比较稳定,当快用完时,压力会明显下降,利用这个特性判断LNG钢瓶的存液情况。压力检测法具有较好的实际应用价值,如果配合电子地衡称重法,可非常准确地判断LNG钢瓶的存液情况。

3.2 BOG优先技术

BOG优先是LNG气化站特有的无人值守技术。LNG在正常储运过程中会不断产生BOG,这是引起LNG钢瓶压力升高甚至超压放散的主要原因。BOG优先就是当瓶组站外供气量小于产生的BOG量时,让LNG钢瓶产生的BOG优先于LNG气化气进入管网,其原理是在BOG回路增加一只自力式阀前压力调节阀,该阀的作用是自动保持气相汇管压力始终稳定在较高的压力值,从而保证LNG钢瓶有足够的气相压力维持正常运行。当瓶组站外供气量小于LNG钢瓶组的BOG量时,气相压力会缓慢上升至超过自力式阀前压力调节阀的设定值,自力式阀前压力调节阀、BOG调压器自动打开,BOG进入管网。因为BOG调压器设定压力值高于主回路(LNG气化回路)调压器的设定压力值,所以BOG能优先LNG气化气进入管网。即使在管网压力较高、主回路调压器关闭的情况下,BOG仍能够进入管网,以保证LNG钢瓶组不超压。

BOG优先技术有两种方法:

① 自力式阀前压力调节阀+BOG调压器。自力式压力调节阀安装于BOG调压器前,用于控制LNG钢瓶的气相压力。假定管网压力为0.3 MPa,则自力式阀前压力调节阀压力设定值为0.5~0.6 MPa,BOG调压器出口压力设定值为0.33~0.35 MPa。

② 自力式阀前压力调节阀+减压阀。该组合安装于气液相汇管。液相汇管安装减压阀,阀后压力设定在0.35~0.45 MPa。气相汇管安装BOG自力式阀前压力调节阀,阀前设定值在0.5~0.6 MPa。正常情况下LNG气化回路对外供气,BOG回路保持“憋压”。当外供气量小于LNG钢瓶的BOG量,BOG压力缓慢升高至自力式阀前压力调节阀设定值,BOG向外供气,并在气化回路上设置止回阀防止BOG串到液相汇管,安装方式见图2。

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图2 自力式阀前压力调节阀+减压阀的安装方法

第一种方法控制简单,工艺流程成熟,适用于新建瓶组气化站及橇装式气化站和已建站的技术改造。第二种方法较传统工艺变动较大,其运行可靠性有待验证。

3.3 LNG气化器的选型与控制技术

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② 设置气动切断阀实现自动切换。在2台空温式气化器前进液管上安装气动切断阀,在气化器后管道上安装温度计及温度变送器,当气化器后天然气温度低于设定值时,自动切换至另一台气化器运行。

3.4 电加热器控制技术

电加热器作为辅助加热装置,设置在空温式气化器后,当空温式气化器出口天然气温度达到设定值时,天然气直接进入调压计量系统;反之,天然气则进入电加热器复热至温度达到设定值后再进入调压计量系统。在南方,即使是在冬季,也很少用到电加热器。因此,对于无人值守站,电加热器采用手动切换+自动温控法。具体方法为:冬季通过电加热器回路(当南方地区最低平均温度在-5 ℃以上时可不设电加热器,但应通过增大空温式气化器换热面积来弥补气化能力不足),电加热器切换到自动状态,利用电加热器自带的温度控制系统,保持水温恒定。其他季节通过电加热器旁路,电加热器停运。

3.5 超压控制技术

超压控制点有两个,分别是调压器前和调压器后,调压器前超压主要原因是LNG钢瓶BOG量大于管网用气量,调压器后超压主要原因是调压器内漏或设置参数不合理。两种超压都可以通过EAG系统来安全释放压力,并在主要工艺回路上设置压力变送器,实现压力信号实时监控。

3.6 超流量控制技术

出现突发性的超流量一般是管网出现了较大泄漏。在站控系统设计时,可将出站瞬时流量脉冲信号作为联锁控制信号,当瞬时流量超过设定值(设计流量的1.2倍)时,触发动作关闭汇管自动切断阀。

3.7 安防技术

LNG无人值守站安防监控系统主要由火灾和燃气泄漏报警子系统、围墙铁刺、视频监控探头、门禁等组成,红外线对射由于误报率较高,不宜采用。

① 火灾和燃气泄漏报警子系统。该子系统包括在工艺设备如瓶组橇、气化器、调压计量橇附近设置的可燃气体浓度检测报警器,在生产区设置的火焰探测器、火灾报警器。检测信号均接入报警系统,必要时可接入紧急停车系统。厂站内设置符合规范要求的消防系统,配备消火栓、水龙带、干粉灭火器、移动式泡沫灭火器等消防设施。

② 墙防。围墙四周拉铁刺网,并在大门出入口、重要设备区等地方安装防爆视频探头,防止无关人员闯入。

③ 门禁。门禁信号主要安装在控制室机柜、调压计量橇等重要部位,一旦有人打开,即刻发出报警。

3.8 远程监控技术

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4 管理模式

LNG气化站无人值守管理以计算机远程监控为基础,实行调度中心集中调度、专人定时巡视维护、专人换瓶卸液操作的模式。其管理架构见图3。

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图3 无人值守站管理架构

调度中心是整个系统的管理中枢,负责所有厂站运行参数、视频信号、报警信号的远程监控,并负责厂站远程紧急切断操作。调度中心受公司运营管理机构管辖,安排专人定期巡检抄表及设备、仪表日常维护、校验工作,有抢修和换瓶、卸液任务时,通过派发抢修任务单和工作联系单的形式,由下设的抢修班完成工作任务,每项工作任务完成后全部汇总到调度中心,形成闭环。

调度中心实行24小时值班制,人员配置标准为:1名管理人员、8名值班人员、1名专职巡视抄表维护人员。抢修和换瓶、卸液操作一般需要2名抢修班员工来完成。

5 经济性分析

以浙江淳安开发区职教中心LNG瓶组气化站为例,建一个供气负荷为300 m3/h的标准瓶组气化站,厂站设备与建筑总造价为400×104 元(不含土地费用),厂站配置5人,年平均运营管理成本为87.8×104 元/a。如果改建成无人值守站,据测算,设备技改和安全投入成本约40×104 元,但建成后年平均运营管理成本可降至23.1×104 元/a,经济效益明显。

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