LNG瓶組氣化站無(wú)人值守技術(shù)及管理模式

LNG瓶組氣化站無(wú)人值守技術(shù)及管理模式俞建國(guó)【摘要】針對(duì)運(yùn)行的無(wú)人值守LNG氣化站存在的主要問(wèn)題，介紹LNG瓶組氣化站工藝流程，探討LNG瓶組氣化站實(shí)現(xiàn)無(wú)人值守的關(guān)鍵技術(shù)，提出無(wú)人值守LNG瓶組氣化站的管理模式，進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析.【期刊名稱(chēng)】《煤氣與熱力》【年(卷)，期】2015(035)010【總頁(yè)數(shù)】4頁(yè)(P49-52)【關(guān)鍵詞】LNG氣化站;LNG瓶組氣化站;無(wú)人值守;管理模式【作者】俞建國(guó)【作者單位】杭州市燃?xì)饧瘓F(tuán)有限公司，浙江杭州310007【正文語(yǔ)種】中文【中圖分類(lèi)】TU996.61無(wú)人值守氣化站概念及國(guó)內(nèi)發(fā)展現(xiàn)狀無(wú)人值守氣化站指站內(nèi)不設(shè)置固定運(yùn)行、維護(hù)的值班人員，重要運(yùn)行參數(shù)、報(bào)警信號(hào)和視頻監(jiān)控信號(hào)通過(guò)數(shù)據(jù)通信技術(shù)遠(yuǎn)傳到控制中心，主要控制操作由遠(yuǎn)方控制中心進(jìn)行，設(shè)備采取定期巡視維護(hù)的氣化站。無(wú)人值守是自控系統(tǒng)、安防監(jiān)控系統(tǒng)、遠(yuǎn)程監(jiān)控系統(tǒng)和調(diào)度管理系統(tǒng)四者有機(jī)結(jié)合的系統(tǒng)工程，代表了小型LNG氣化站的發(fā)展方向。通過(guò)對(duì)國(guó)內(nèi)僅有的幾個(gè)正在運(yùn)行的無(wú)人值守站（如江蘇吳江、海南?？冢┻M(jìn)行實(shí)地考察分析，發(fā)現(xiàn)普遍存在無(wú)人管控的狀態(tài)，安全風(fēng)險(xiǎn)較大。存在的主要問(wèn)題有：工藝上缺少有效的LNG存量檢測(cè)和自動(dòng)切換裝置。普遍按照經(jīng)驗(yàn)判斷LNG的存量，當(dāng)供氣負(fù)荷變化時(shí)，不能及時(shí)作出調(diào)整，極易發(fā)生斷供。BOG采用電磁閥控制，控制可靠性差。主要表現(xiàn)為電磁閥易損壞及控制精度不高，電磁閥開(kāi)啟時(shí)，BOG瞬時(shí)流量很大，會(huì)對(duì)調(diào)壓裝置和計(jì)量裝置產(chǎn)生沖擊。缺少遠(yuǎn)程監(jiān)控和緊急切斷裝置。由于缺乏遠(yuǎn)程監(jiān)控系統(tǒng)和遠(yuǎn)程緊急切斷裝置，使得燃?xì)饨?jīng)營(yíng)企業(yè)無(wú)法實(shí)時(shí)掌握廠站運(yùn)行工況，一旦發(fā)生突發(fā)事故，不能及時(shí)處置，造成事故擴(kuò)大。廠站安防監(jiān)控系統(tǒng)不完善。LNG氣化站在安全防控上沒(méi)有統(tǒng)一的設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)，很多廠站僅僅只有一道圍墻，連基本的防爬刀片刺繩、紅外線對(duì)射、視頻探頭都沒(méi)有，這樣的廠站若實(shí)行無(wú)人值守，安全風(fēng)險(xiǎn)極大。2城鎮(zhèn)小型LNG氣化站工藝流程受到工藝、技術(shù)和設(shè)計(jì)規(guī)范的限制，無(wú)人值守站適用于城鎮(zhèn)小型LNG氣化站，即氣化能力在300m3/h以下、年供氣量低于29.2x104m3/a的瓶組氣化站［1］。同屬小型氣化站范疇的氣化能力為700-900m3/h的橇裝式氣化站在無(wú)人值守技術(shù)原理上與瓶組氣化站基本相同，但由于LNG儲(chǔ)存量比較大，建議在技術(shù)完全成熟的基礎(chǔ)上實(shí)施無(wú)人值守，本文不作展開(kāi)討論。瓶組氣化站主要應(yīng)用于中小型工商用戶(hù)的點(diǎn)對(duì)點(diǎn)供氣和居民用戶(hù)規(guī)模在2000戶(hù)以?xún)?nèi)的區(qū)域供氣。主要工藝設(shè)備有:LNG低溫絕熱瓶組、瓶組匯管、LNG空溫式氣化器、BOG加熱器、水浴式電加熱器、調(diào)壓計(jì)量裝置、加臭裝置及PLC站控系統(tǒng)等。其工藝流程見(jiàn)圖1。圖1中閥1、閥2均為電加熱器自動(dòng)切斷閥。圖1標(biāo)準(zhǔn)LNG瓶組氣化站工藝流程3LNG瓶組氣化站無(wú)人值守關(guān)鍵技術(shù)LNG鋼瓶存量檢測(cè)與匯管切換技術(shù)LNG鋼瓶存量檢測(cè)與匯管切換是LNG氣化站實(shí)現(xiàn)無(wú)人值守的關(guān)鍵。LNG瓶組氣化站匯管設(shè)兩路，每路串聯(lián)若干LNG鋼瓶，兩路匯管通過(guò)自動(dòng)切斷閥轉(zhuǎn)換。運(yùn)行時(shí)一路開(kāi)啟一路備用，當(dāng)其中一路匯管上的LNG鋼瓶?jī)?nèi)存液接近用完時(shí)，另一路自動(dòng)切換到運(yùn)行狀態(tài)，以保證供氣不中斷。LNG鋼瓶存量的檢測(cè)與匯管切換方法有3種：電子地衡稱(chēng)重法。在每路匯管首端（即距離匯管自動(dòng)切斷閥最遠(yuǎn)端）的LNG鋼瓶位置安裝電子地衡，并設(shè)置質(zhì)量低限報(bào)警和動(dòng)作值。當(dāng)LNG鋼瓶質(zhì)量低于質(zhì)量低限報(bào)警和動(dòng)作值后，發(fā)出報(bào)警信號(hào)并聯(lián)鎖關(guān)閉該路匯管，同時(shí)開(kāi)啟另一路匯管。根據(jù)實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，在LNG鋼瓶狀態(tài)良好時(shí)，匯管首端LNG鋼瓶存液用完時(shí)，可判定該路的所有LNG鋼瓶存液已用完。故用稱(chēng)重法可以比較準(zhǔn)確地測(cè)量LNG鋼瓶存量，并發(fā)出可靠的報(bào)警和動(dòng)作信號(hào)。液位檢測(cè)法。采購(gòu)LNG鋼瓶時(shí)應(yīng)選擇具有數(shù)字液位信號(hào)輸出的LNG鋼瓶，利用匯管首端LNG鋼瓶自帶的液位信號(hào)控制匯管自動(dòng)切斷閥。液位信號(hào)比較直觀，但由于制造工藝等原因，實(shí)際運(yùn)行中LNG鋼瓶液位信號(hào)誤差較大，應(yīng)慎重選擇。壓力檢測(cè)法。在每路匯管上安裝壓力表及壓力變送器，利用壓力信號(hào)判斷LNG鋼瓶存液是否用完，并聯(lián)鎖控制匯管自動(dòng)切斷閥啟閉。根據(jù)實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，LNG鋼瓶在正常運(yùn)行時(shí)，壓力比較穩(wěn)定，當(dāng)快用完時(shí)，壓力會(huì)明顯下降，利用這個(gè)特性判斷LNG鋼瓶的存液情況。壓力檢測(cè)法具有較好的實(shí)際應(yīng)用價(jià)值，如果配合電子地衡稱(chēng)重法，可非常準(zhǔn)確地判斷LNG鋼瓶的存液情況。BOG優(yōu)先技術(shù)BOG優(yōu)先是LNG氣化站特有的無(wú)人值守技術(shù)。LNG在正常儲(chǔ)運(yùn)過(guò)程中會(huì)不斷產(chǎn)生BOG，這是引起LNG鋼瓶壓力升高甚至超壓放散的主要原因。BOG優(yōu)先就是當(dāng)瓶組站外供氣量小于產(chǎn)生的BOG量時(shí)，讓LNG鋼瓶產(chǎn)生的BOG優(yōu)先于LNG氣化氣進(jìn)入管網(wǎng)，其原理是在BOG回路增加一只自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥，該閥的作用是自動(dòng)保持氣相匯管壓力始終穩(wěn)定在較高的壓力值，從而保證LNG鋼瓶有足夠的氣相壓力維持正常運(yùn)行。當(dāng)瓶組站外供氣量小于LNG鋼瓶組的BOG量時(shí)，氣相壓力會(huì)緩慢上升至超過(guò)自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥的設(shè)定值，自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥、BOG調(diào)壓器自動(dòng)打開(kāi)，BOG進(jìn)入管網(wǎng)。因?yàn)锽OG調(diào)壓器設(shè)定壓力值高于主回路（LNG氣化回路）調(diào)壓器的設(shè)定壓力值，所以BOG能優(yōu)先LNG氣化氣進(jìn)入管網(wǎng)。即使在管網(wǎng)壓力較高、主回路調(diào)壓器關(guān)閉的情況下，BOG仍能夠進(jìn)入管網(wǎng)，以保證LNG鋼瓶組不超壓。BOG優(yōu)先技術(shù)有兩種方法：自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥+BOG調(diào)壓器。自力式壓力調(diào)節(jié)閥安裝于BOG調(diào)壓器前，用于控制LNG鋼瓶的氣相壓力。假定管網(wǎng)壓力為0.3MPa，則自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥壓力設(shè)定值為0.5~0.6MPa,BOG調(diào)壓器出口壓力設(shè)定值為0.33-0.35MPa。自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥+減壓閥。該組合安裝于氣液相匯管。液相匯管安裝減壓閥，閥后壓力設(shè)定在0.35~0.45MPa。氣相匯管安裝BOG自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥，閥前設(shè)定值在0.5~0.6MPa。正常情況下LNG氣化回路對(duì)外供氣，BOG回路保持〃憋壓”。當(dāng)外供氣量小于LNG鋼瓶的BOG量，BOG壓力緩慢升高至自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥設(shè)定值，BOG向外供氣，并在氣化回路上設(shè)置止回閥防止BOG串到液相匯管，安裝方式見(jiàn)圖2。圖2自力式閥前壓力調(diào)節(jié)閥+減壓閥的安裝方法第一種方法控制簡(jiǎn)單，工藝流程成熟，適用于新建瓶組氣化站及橇裝式氣化站和已建站的技術(shù)改造。第二種方法較傳統(tǒng)工藝變動(dòng)較大，其運(yùn)行可靠性有待驗(yàn)證。LNG氣化器的選型與控制技術(shù)常規(guī)LNG氣化站包括2臺(tái)空溫式氣化器（一開(kāi)一備）和1臺(tái)BOG加熱器。氣化器按照氣化能力與氣化站的設(shè)計(jì)供氣負(fù)荷之比為1:1選型。在設(shè)計(jì)負(fù)荷工況下，空溫式氣化器一般使用3~5h就結(jié)霜很?chē)?yán)重，需要手動(dòng)切換至另一臺(tái)氣化器，否則會(huì)導(dǎo)致因氣化量不夠引起過(guò)液的情況，造成常溫管道的嚴(yán)重?fù)p害［2］。要實(shí)現(xiàn)無(wú)人值守，通常有兩種方法：LNG氣化器選型增大，并由一開(kāi)一備的運(yùn)行工況切換至雙開(kāi)運(yùn)行。氣化器按照氣化能力與氣化站的設(shè)計(jì)供氣負(fù)荷之比為1.5:1甚至2:1選型，并將2臺(tái)氣化器全部投入運(yùn)行，可大幅度提高氣化量，并提高系統(tǒng)可靠性。設(shè)置氣動(dòng)切斷閥實(shí)現(xiàn)自動(dòng)切換。在2臺(tái)空溫式氣化器前進(jìn)液管上安裝氣動(dòng)切斷閥，在氣化器后管道上安裝溫度計(jì)及溫度變送器，當(dāng)氣化器后天然氣溫度低于設(shè)定值時(shí)，自動(dòng)切換至另一臺(tái)氣化器運(yùn)行。3.4電加熱器控制技術(shù)電加熱器作為輔助加熱裝置，設(shè)置在空溫式氣化器后，當(dāng)空溫式氣化器出口天然氣溫度達(dá)到設(shè)定值時(shí)，天然氣直接進(jìn)入調(diào)壓計(jì)量系統(tǒng);反之，天然氣則進(jìn)入電加熱器復(fù)熱至溫度達(dá)到設(shè)定值后再進(jìn)入調(diào)壓計(jì)量系統(tǒng)。在南方，即使是在冬季，也很少用到電加熱器。因此，對(duì)于無(wú)人值守站，電加熱器采用手動(dòng)切換+自動(dòng)溫控法。具體方法為:冬季通過(guò)電加熱器回路（當(dāng)南方地區(qū)最低平均溫度在-5°C以上時(shí)可不設(shè)電加熱器，但應(yīng)通過(guò)增大空溫式氣化器換熱面積來(lái)彌補(bǔ)氣化能力不足），電加熱器切換到自動(dòng)狀態(tài)，利用電加熱器自帶的溫度控制系統(tǒng)，保持水溫恒定。其他季節(jié)通過(guò)電加熱器旁路，電加熱器停運(yùn)。3.5超壓控制技術(shù)超壓控制點(diǎn)有兩個(gè)，分別是調(diào)壓器前和調(diào)壓器后，調(diào)壓器前超壓主要原因是LNG鋼瓶BOG量大于管網(wǎng)用氣量，調(diào)壓器后超壓主要原因是調(diào)壓器內(nèi)漏或設(shè)置參數(shù)不合理。兩種超壓都可以通過(guò)EAG系統(tǒng)來(lái)安全釋放壓力，并在主要工藝回路上設(shè)置壓力變送器，實(shí)現(xiàn)壓力信號(hào)實(shí)時(shí)監(jiān)控。3.6超流量控制技術(shù)出現(xiàn)突發(fā)性的超流量一般是管網(wǎng)出現(xiàn)了較大泄漏。在站控系統(tǒng)設(shè)計(jì)時(shí)，可將出站瞬時(shí)流量脈沖信號(hào)作為聯(lián)鎖控制信號(hào)，當(dāng)瞬時(shí)流量超過(guò)設(shè)定值(設(shè)計(jì)流量的1.2倍)時(shí)，觸發(fā)動(dòng)作關(guān)閉匯管自動(dòng)切斷閥。3.7安防技術(shù)LNG無(wú)人值守站安防監(jiān)控系統(tǒng)主要由火災(zāi)和燃?xì)庑孤﹫?bào)警子系統(tǒng)、圍墻鐵刺、視頻監(jiān)控探頭、門(mén)禁等組成，紅外線對(duì)射由于誤報(bào)率較高，不宜采用?；馂?zāi)和燃?xì)庑孤﹫?bào)警子系統(tǒng)。該子系統(tǒng)包括在工藝設(shè)備如瓶組橇、氣化器、調(diào)壓計(jì)量橇附近設(shè)置的可燃?xì)怏w濃度檢測(cè)報(bào)警器，在生產(chǎn)區(qū)設(shè)置的火焰探測(cè)器、火災(zāi)報(bào)警器。檢測(cè)信號(hào)均接入報(bào)警系統(tǒng)，必要時(shí)可接入緊急停車(chē)系統(tǒng)。廠站內(nèi)設(shè)置符合規(guī)范要求的消防系統(tǒng)，配備消火栓、水龍帶、干粉滅火器、移動(dòng)式泡沫滅火器等消防設(shè)施［3］。墻防。圍墻四周拉鐵刺網(wǎng)，并在大門(mén)出入口、重要設(shè)備區(qū)等地方安裝防爆視頻探頭，防止無(wú)關(guān)人員闖入。門(mén)禁。門(mén)禁信號(hào)主要安裝在控制室機(jī)柜、調(diào)壓計(jì)量橇等重要部位，一旦有人打開(kāi)，即刻發(fā)出報(bào)警。3.8遠(yuǎn)程監(jiān)控技術(shù)SCADA系統(tǒng)從20世紀(jì)80年代開(kāi)始在燃?xì)庑袠I(yè)中得到了廣泛的應(yīng)用，特別適用于LNG無(wú)人值守站的遠(yuǎn)程監(jiān)控。它可以實(shí)時(shí)采集現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行本地或遠(yuǎn)程的自動(dòng)控制，對(duì)工藝流程進(jìn)行全面、實(shí)時(shí)監(jiān)視，并為生產(chǎn)、管理、調(diào)度提供必要的數(shù)據(jù)［4］。SCADA系統(tǒng)由數(shù)據(jù)采集終端(RTU)、無(wú)線通信網(wǎng)絡(luò)和上位機(jī)組成。RTU負(fù)責(zé)采集現(xiàn)場(chǎng)各種運(yùn)行數(shù)據(jù)，如匯管氣相壓力和液相壓力、氣化器后溫度、調(diào)壓器前壓力、出站壓力、出站溫度、流量及門(mén)禁信號(hào)、泄漏報(bào)警信號(hào)等;無(wú)線通信網(wǎng)絡(luò)一般為移動(dòng)、電信服務(wù)商的數(shù)據(jù)專(zhuān)網(wǎng)或公網(wǎng)，負(fù)責(zé)將RTU采集的數(shù)據(jù)無(wú)線傳輸至控制室服務(wù)器服務(wù)器對(duì)數(shù)據(jù)處理后在上位機(jī)監(jiān)控畫(huà)面顯示并保存（還可以通過(guò)GPRS模塊定時(shí)發(fā)送到客戶(hù)端手機(jī)上，方便巡檢人員及時(shí)查看）。4管理模式LNG氣化站無(wú)人值守管理以計(jì)算機(jī)遠(yuǎn)程監(jiān)控為基礎(chǔ)，實(shí)行調(diào)度中心集中調(diào)度、專(zhuān)人定時(shí)巡視維護(hù)、專(zhuān)人換瓶卸液操作的模式。其管理架構(gòu)見(jiàn)圖3。圖3無(wú)人值守站管理架構(gòu)調(diào)度中心是整個(gè)系統(tǒng)的管理中樞，負(fù)責(zé)所有廠站運(yùn)行參數(shù)、視頻信號(hào)、報(bào)警信號(hào)的遠(yuǎn)程監(jiān)控，并負(fù)責(zé)廠站遠(yuǎn)程緊急切斷操作。調(diào)度中心受公司運(yùn)營(yíng)管理機(jī)構(gòu)管轄，安排專(zhuān)人定期巡檢抄表及設(shè)備、儀表日常維護(hù)、校驗(yàn)工作，有搶修和換瓶、卸液任務(wù)時(shí)，通過(guò)派發(fā)搶修任務(wù)單和工作聯(lián)系單的形式，由下設(shè)的搶修班完成工作任務(wù)，每項(xiàng)工作任務(wù)完成后全部匯總到調(diào)度中心，形成閉環(huán)。調(diào)度中心實(shí)行24小時(shí)值班制，人員配置標(biāo)準(zhǔn)為:1名管理人員、8名值班人員、1名專(zhuān)職巡視抄表維護(hù)人員。搶修和換瓶、卸液操作一般需要2名搶修班員工來(lái)完成。5經(jīng)濟(jì)性分析以浙江淳安開(kāi)發(fā)區(qū)職教中心LNG瓶組氣化站為例，建一個(gè)供氣負(fù)荷為300m3/h的標(biāo)準(zhǔn)瓶組氣化站，廠站設(shè)備與建筑總造價(jià)為400X104元（不含土地費(fèi)用），廠站配置5人，年平均運(yùn)營(yíng)管理成本為87.8X104元/a。如果改建成無(wú)人值守站，據(jù)測(cè)算，設(shè)備技改和安全投入成本約40X104