[发明专利]LNG加气站优化控制系统

说明书

LNG加气站优化控制系统，采用DCS控制，包括对LNG贮槽、泵池和加液循环和计量进行控制的DCS站控系统，加注机的批控器的控制功能也由DCS完成：1)为保证LNG加液时液相管道内充满液相，控制LNG进行大小循环，大小循环过程中检测高准质量流量计驱动增益信号输出变化，在液相和气相状态时具有不同的增益信号输出，当系统判断管道流动为液相的状态，流过质量流量计的LNG无气体时，显示预冷结束，结束大小循环；2)工艺配置BOG气体的自动集气排气功能，无需预冷过程：在工艺管线上设有LNG集液器和积气器，集液器的液位由DCS控制合适液位；在不加液时LNG液相管道内充满液体，气相通过积气器和LNG贮罐相通，工艺管道因热损所产生的BOG气体将及时通过积气器排入和LNG贮罐相连的气相空间。

技术领域

本发明属于新能源输送计量领域，具体涉及一种LNG加气站的仪表、阀门的选择及控制系统的优化控制技术。

背景技术

目前LNG子站控制均为注液机或加气机上所用批控器加站控系统。批控器多为西门子S200系统；注液机内阀门(进液阀、回流阀、排气阀)和仪表(质量、压力、温度)直接连接批控器，批控器完成注液机内的测量和控制。站控系统多为西门子S300系统，除注液机相连自控设备外所有的仪表、阀门及站控系统通过电缆连接至站控系统，站控系统完成除注液机控制外站控功能。注液机批控器S200和站控制系统S300通过MODBUS总线进行连接，完成注液机和站控系统的通讯。

存在问题：当注液机的批控器S200发生故障，注液机无法工作。当站控系统S300故障，所有注液机均无法工作。一旦批控器或站控系统发生故障，LNG站均有重大安全隐患，其重要工艺参数如液位、压力、温度无法检测。

目前的工艺均如图1所示，防止质量流量计气液夹带时计量不准。当注液机不具备加液条件时要通过潜液泵运转，LNG进行小循环，以保证LNG液相管道内充满液相；当注液机准备加液时，如下图2所示，预冷注液机预冷，通过潜液泵运转，LNG进行大循环，以保证LNG液相管道内及加液枪真空软管加都充满液相。预冷结束后以压力和温度为判据，预冷结束后提示OK，加液枪头从注液机插枪口取下，插入要加液钢瓶，进行加液。

存在问题：上述工艺方法，LNG加气潜液泵的运转均需电耗，而电耗最终均转化为热，热量的产生将为多产生BOG气体。目前LNG站泵池液位大多没有检测，真空泄漏在线检测也多没有设置。

潜液泵为立式屏蔽离心泵，如在无液状态下运行，几秒泵便会损坏。潜液泵多采用进口，价格较贵，双液位测量是十分必要。

LNG站真空系统的好坏直接影响系统绝热性的好坏，如下图3所示，真空度的减少，将带来系统对外传热系数的大幅提升。真空的泄漏在线检测可实时在线检测系统绝热的好坏。

目前LNG切断阀多采用截止阀，截止阀关闭慢，泄漏量大。采用高性能切断球阀，确保切断快速无泄漏，并且流通量大，压阻小。

BOG气体回收,就是加一个BOG储罐,10至20m3,再加个BOG压缩机,增压后供给管道用户使用；二是放散,在LNG卸车的时候利用一点,LNG储罐补气用一点。BOG压缩机的工作原理是利用连杆推动活塞进行反复运动使气体增压外输。BOG即Boil Off Gas，指在储罐内吸收外界热量后挥发而成的气体。随着储罐内挥发气体的增多，储罐内压力不断上升，为维持储罐压力在允许的范围内，一般需要把BOG压缩再冷凝成液体或压缩后输出。BOG压缩机就是用于压缩BOG的压缩机。一般BOG压缩机采用无油润滑往复式压缩机，压缩机的一级缸体、活塞等必须耐低温，要防止结冰。无油润滑一般采用迷宫密封或特制的活塞环来实现。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明目的是，提供有关LNG控制系统的优化控制技术与装置，一揽子来解决上述问题。