LNG常压储罐仪表选型及控制

LNG常压储罐仪表选型及控制

秦召斌弓亮

山西国新液化煤层气有限公司山西太原048300

摘要：液化天然气储罐容量大、温度低、处于沸腾状态、汽化率高、储罐内易燃易爆介质，储罐在储存过程中容易分层、滚动等问题。因此，只有正确选择仪器，设计综合控制联锁方案，应用成熟可靠的控制系统，才能保证LNG储罐装置的稳定运行，保证人身和环境的安全。

关键词：LNG；储罐；罐表系统；控制方案；

前言：加快天然气的开发和合理利用，可以有效改善大气环境，促进减排目标的实现。全球气候变化将增加对天然气的需求，为天然气和液化天然气工业的发展带来机遇。

1LNG储罐现场仪表

（1）压力表。在LNG储罐的气相连接管道上设置了两个膜盒压力表和三套智能压力变送器。变送器采用2oo3逻辑控制液化天然气储罐压力。当压力降至低报警值时，关闭LNG储罐气相出口阀，停止外置潜水泵和BOG(烧开气闪)压缩机;当压力继续下降时，打开天然气阀门，补充天然气，保持储罐压力;当压力继续下降到低报警值时，打开氮气阀，补充氮气，保持罐内压力;如果压强继续下降到-0.5kPa。G，真空阀开启，补充空气，保持储罐压力。当压力上升到高报警值时，关闭LNG储罐进气阀;当压力继续上升时，打开气相调节阀调节压力并清空;当压力继续上升到高报警值时，打开安全阀释放压力并清空;如果压力继续上升到25kPa。安全阀打开以释放压力。

（2）液位计。在LNG储罐上设置1套雷达液位计和2套伺服液位计，完成LNG储罐液位控制。雷达液位计测量精度±0.5mm，为中央控制室SIS系统提供2个通信信号和1个经SIL2认证的安全继电器。4”波导管安装并配有在线维修阀。提供油箱侧指示器，用于液位的局部显示。伺服液位计测量精度±1mm，并将双向通信信号和双向SIL3认证安全继电器输出到中控室SIS系统。6”法兰连接液化天然气储罐，并配有在线维修球阀。提供油箱侧指示器，用于液位的局部显示。当储罐液位下降到低液位和低液位时，由1oo2低液位和低液位联锁组成，由两套伺服液位计停止外置潜水泵;储罐液位上升到高液位时，由雷达液位计2oo3高液位联锁和2套伺服液位计组成，用于关闭LNG储罐进口阀。

2仪表设置与选型

（1）温度测量仪表。LNG储罐内壁有14个温度监测点，每个监测点之间相隔1个。5m，用于监测内箱从上到下的液体温度分布。由于液化装置液化天然气储罐中的液化天然气来自同一工艺单元，所以液化天然气的组成基本相同，密度的差异主要是由于温度的差异造成的。因此，通过监测LNG储罐内的垂直温度分布，可以得到LNG储罐内LNG密度的分布及差异。在液化天然气储罐底板设置三个温度监测点，监测底部液化天然气的温度变化。外罐底部设置三个温度监测点，监测内缸底部是否有泄漏。当监测点温度急剧下降时，可以知道储罐中LNG的溢漏情况。由于所有温度测量仪器均安装在密闭空间内，因此将防爆区划分为0区。需要注意的是，只有本安ia仪器可以在0区使用。因此，所装配的双铂热阻Pt100，测温范围为-200~50℃，三线制，A级公差，304护套，并与设备直接焊接，防爆等级为ExIAIICT4。热阻通过低温电缆与储罐外壁上的接线盒连接，再将电缆从接线盒引至DCS机柜集中管理。

（2）压力测量仪表。压力是液化天然气储罐监测的一个重要参数。罐内罐体顶部设置压力变送器PT102，送入SIS系统。另外还为DCS系统安装了一台压力变送器PT101。智能通用压力变送器，压力导管，膜片材料为316L,4-20mA输出，防爆等级为ExiaIICT4。

（3）液位测量仪。在常压下，LNG在低温常压储罐中处于沸腾状态，采用单液位计测量液位，容易出现液位指示错误。为了得到准确的液位值,每一个液化天然气储罐液位系统应当配备3套不同的测量原理(伺服液位LT-101、雷达液位LT-102和差压液位变送器LT-103),和测量信号送入SIS系统参与安全联锁后“2oo3”投票。伺服液位计由高精度力传感器、伺服电机系统、测量磁鼓、测量浮子和钢丝组成。根据阿基米德浮力平衡原理，通过检测浮子的位移来测量液位或界面的变化。为了防止进液过程中液位的波动影响测量结果，需要安装稳定的导液管。稳定器管的直径一般为DN150mm。伺服液位计安装在稳定器管上，通过法兰与稳定器管连接。浮子在稳定管中上下移动。伺服液位计测量精度可达±1.0毫米。雷达液位计根据雷达波从探头传到介质表面再传回探头的时间来测量液位。反射信号强度与介质的相对介电常数成正比，而LNG的介电常数非常低(液态甲烷的介电常数仅为1.6761)，所以反射的信号比较小。如果采用非接触式雷达液位计，雷达波将被液化天然气接口反射。由于信号的发散性，最终接收到的信号强度很弱，测量效果不好。为了减小信号损失，选用导波雷达液位计使雷达波沿导波棒传播，提高接收信号的强度和稳定性。导波雷达液位计测量精度可达±3.0毫米。指导管道的压力是来自和液化天然气储罐的顶部,底部和两者之间的压力差压力指导测量获得的液柱所产生的静压储罐,以确定储罐的液柱的高度。信号通过差压变送器传送到控制柜，实现集中管理。值得注意的是，储罐底部为LNG，差压液位变送器高压侧在-162℃时不能直接与液体接触。因此，需要对储罐底部的压力导管进行延长，使LNG从环境中吸收热量并汽化，温度上升到介质膜所能承受的温度。自压力导管与贮槽的底部,LNG汽化后的压力在指导管道的压力最终会达到一个平衡的底部压力罐,和高压侧压力的压力级别发射机时差真正反映了实际压力水箱的底部。

（4）控制阀门。LNG储罐管路内、外阀门均应在-162℃左右的低温下工作。因此，选用不锈钢作为机体和内部部件的材料来承受低温。同时，低温阀配有长颈盖，保证填料函底部温度在0℃以上。聚四氟乙烯不适合柔性石墨填料，以避免冷流动。液化天然气阀门的设计应防止静电。对接焊缝连接用于减少泄漏点。由于进口阀门XV101和出口阀门XV102所在管道管径(DN200mm)比较大，如果选择球阀成本会很高，所以选择蝶阀。由于是紧急截止阀，泄漏等级要求达到六级，所以最终选择三偏心蝶阀，硬密封。BOG压缩机管路中设置截止阀XV103，自增压管路中设置截止阀XV104，补气管路中设置截止阀XV105。球阀全部使用。所有球阀应符合API607防火规范。所有截止阀均设有阀位开关，并显示在DCS系统中。排污管道上设置PV101调节阀，采用单球阀、IP定位器和电磁阀，由DCS系统控制。为FO阀，即仪表气源故障时，PV101处于全开状态，使储罐处于吹出状态，以保证储罐的安全。一个呼气安全阀与吹出管道并联，压力设置为24kPa，选择先导安全阀。设置一个压力为-0的真空安全阀(吸入安全阀)。5kPa，选择配重真空安全阀。

3控制方案和联锁

（1）压力控制和联锁。由于储罐液化天然气蒸发会产生泥炭，储罐压力会随着泥炭量的增加而增大。如果处理不及时，会造成储罐超压。因此，有必要对储罐的压力进行控制。为保证储罐压力控制在15kPa左右，联锁控制方案如下:(1)当内槽压力升至15kPa时，开关阀XV103开启，对沼泽进行加热回收;(2)如果压力继续上升到20kPa，则排气调节阀PV101打开排气口，降低压力;(3)如果压力继续上升到24kPa，则呼出安全阀将会空转。当液化天然气储罐内排水量较大时，会降低储罐内压力。

（2）水平控制和联锁。当液化天然气储罐的液位达到油罐容量的90%,高液位将触发联锁关闭液体入口阀门XV101,和制冷剂压缩机联锁将触发单元停止,和冷芯盒液化单元停止制冷和液化。当LNG储罐液位达到储罐容量的10%时，会触发低液位联锁，关闭出口阀门XV102，防止液位进一步下降，导致储罐内无液。

总之，根据LNG的理化性质和化工自动化的相关规范，进行了仪器选型和安装设计。结合LNG储罐的工艺流程，确定合适的控制方案和联锁方式，对LNG储罐装置的安全稳定运行具有重要意义。

参考文献：

［1］顾生．浅谈LNG常压储罐仪表选型及控制.2017．

［2］范玉华．液化天然气储罐仪表设计探讨.2017.