LNG项目接收站工程自控部分介绍课件.ppt

1、A1LNG项目接收站工程项目接收站工程自控部分介绍A2自控设计介绍 1 设计范围 2 工程简介 3 自动化水平 4 主要仪表选型 5 DCS系统配置 6 SIS系统配置 7 火警系统配置A3自控设计介绍8 CCTV系统配置9 主要控制方案10 控制室及现场机柜室控制室及现场机柜室11 主要安全技术措施主要安全技术措施12仪表伴热、保冷仪表伴热、保冷13 仪表动力供应要求仪表动力供应要求A41设计范围本设计为江苏LNG项目接收站工程。自控 设计负责装置边界区内自控部分的全部设 计文件及本项目控制系统及辅助设备的开 列等。火灾报警及工业电视监视的设计由 自控专业完成。与其他与其他EPC单位的分工：

2、A51设计范围1）计量撬由输气管线承包商负责设计，并负 责将计量的数据传送给LNG接收站PCS。2）输气干线SCADA由输气干线承包商负 责，接收站内PCS预留与SCADA通讯接 口，给输气管线承包商提供需要通讯数据 的条件；输气管线承包商应向承包商（HQ）提供对PCS通讯方面的功能要求。A61设计范围3)HQ负责提供接收站至消防站的火灾报警信号，接收站预 留光端机接口。消防站内一切设施和系统(包括火警盘及 消防站与接收站之间的光纤路径及光纤等)的设计、提 供、安装和调试不在承包商（HQ）范围内。4)海水取水泵房的总体布置设计由取水工程承包商负责，海水取水工程的配套电气控制、仪表、暖通、消防及

3、配 套的公用工程等由总承包商（HQ）负责。电控室结构 设计由取水工程承包商负责。海水制氯车间和加氯系统 的工艺（包括就地控制的电气、仪表、PLC）、结构设 计及设备采购由海水取水工程承包商负责，配合总承包 商（HQ）完成PLC与DCS的通讯。海水制氯车间和加 氯系统所需公用工程的电气控制、仪表及暖通、消防由 总承包商（HQ）负责。A71设计范围5)码头控制室中安装的导航、靠泊辅助系统 和环境监测系统由海工设计院完成设计，但HQ在码头控制室内应为此系统预留安装空间，并应为此系统提供电力供应。A82 工程简介 本项目设LNG卸船码头一座，在LNG卸船作业时供LNG运 输船停泊以及卸船使用。码头距接

4、收站约1.9km，通过管 道栈桥与接收站相连。在一期工程中，接收站内设置三座全包容式混凝土顶LNG 储罐（简称FCCR），内罐采用9%镍钢，外罐是预应力混 凝土材料建成，每座储罐为160000m3；二期工程将增加 一座同容积的LNG储罐。一期工程设置7台LNG低压输送泵（P-1201A/B/C、P-1202A/B、P1203A/B），储罐T-1201中设3台，储罐T-1202和T-1203中设2台，二期增设3台（P-1204A/B/C），安装在第4座储罐（T-1204）内。，低压 输出泵负责将LNG从储罐中抽出，经高压外输泵增压后，最终送至LNG气化系统。A92 工程简介在LNG项目接收站工程

5、，一期工程设置5台高压输出泵（P-1401A/B/C/D/E），其中1台备用；二期工程增设2台高压输出泵（P-1401F/G）；由于LNG项目接收站工程配套码头港址处海水最低温度为2.5，开 架式气化器（ORV）在此海水温度运行时效率降低，因此接收站设置 了开架式气化器（ORV）和浸没燃烧式气化器（SCV）两种气化器。其中，ORV使用海水作为气化LNG的热媒，SCV则以天然气作为热 媒。为了降低接收站运行成本，ORV作为LNG气化的主要设备，而 SCV则在天然气外输高峰时或海水温度较低时运行，同时作为备用气 化器。气化器的设计能力按二期工程下游用户最大用气量进行考虑，分期配 置实施。一期工程设

6、置3台ORV（E-1501A/B/C）和2台SCV（E-1601A/B），其中1台SCV备用；二期工程增设1台ORV（E-1501D）和1台SCV（E-1601C）。供开架式气化器使用的海水，由位于栈桥上的海水泵提供。A102 工程简介正常操作中产生的蒸发气（BOG）被压缩、再冷凝后回到LNG系统。接收站内设置3台BOG压缩机（C-101A/B/C），2用1备，单台能力按 二期规模进行设计。BOG压缩机采用低温往复式压缩机，可通过逐级 调节（0-25%-50%-75%-100%）来实现流量控制。1台再冷凝器（V-1301），可以满足远期扩容后的运行要求。卸船期间产生的部分蒸发 气将通过BOG回

7、流鼓风机（C-1302A/B）增压后，通过气相返回管 线，经气相返回臂返回LNG船舱中，以保持卸船系统的压力平衡。回 流鼓风机1用1备，单台能力按二期规模进行设计。气化后的天然气经过贸易计量系统进行计量，本工程设有1套计量系 统（U-1701），用于输气干线计量。计量系统为二期工程扩建预留接 口并设1路计量设施作为备用。输气管线设计最大运行压力均为 10MPa。气化后的天然气贸易计量由其他工程公司设计。槽车装车系统用于LNG槽车的装载外运。为保证接收站正常生产运行，本工程还设置有相应的辅助系统A113 自动化水平被证明是可信赖的产品或系统。为保证生产装置长周期、安全生产、平稳操作，要求设计的控

8、制系统技术先进、成熟可靠，具有 较高的安全等级。据此，本设计的控制系统中的 各个环节,包括现场仪表和控制室仪表(DCS、SIS)均为先进且成熟可靠的产品，实现全装置生产过 程的连续监视控制及安全保护。应用于本工程的 所有仪表设备或系统应是技术先进、性能可靠，适用于本工程且是制造商业已成熟的产品，应为 近年来在国内、外液化天然气行业应用广泛，且A123 自动化水平场变送器选用带HART协议功能的智能型仪表。为了确保安全生产及人员人身安全，除控制系统 外，还设有火警系统、工业电视监视系统。现场 设置可燃气体检测器，信号进DCS，由DCS提供 相关的报警信息。现场仪表的选型应能满足工艺操作条件和环境

9、的 要求。电动仪表应符合所在场所的防爆要求，在 本项目中，电动仪表应为防爆仪表，原则上采用 本安型并配用隔离式安全栅构成本质安全防爆系 统，开关类仪表及流量计选用与防爆等级相当的 隔爆型仪表。现场仪表外壳的防护等级不低于 IP55，电动仪表外壳的防护等级不低于IP65。现A133 自动化水平关人员处理检测到的事件。本系统设置在DCS系统中。本项目的控制和监视系统由以下系统构成：分散控制系统（DCS）分散控制系统（DCS）为站场提供主要的数据采集、监视、连续控制、顺序控制、与非安全相关的联锁和逻辑功 能，安全仪表系统（SIS）安全仪表系统（SIS）提供将所有设施置于安全状态的检测和控制功能（即传

10、统意义上的紧急停车，ESD）。SIS用于人员、环境和设备的保护，SIS必须经SIL分析及确定其安全仪表功能，至少为SIL1和更高的等级。火灾报警系统（FS）火灾报警系统（FS）负责提供火灾检测及报警。FS负责向就地和控制室内的人员报警，向公共消防站提供报警信息，以便相关人员处理检测到的 事件。-可燃气体检测系统（GDS）提供可燃气体检测及报警。GS负责向就地和控制室内的人员报警，以便相A143 自动化水平员进行系统动态模拟培训。成套供货设备控制系统 随各设备成套提供，完成对各自设备的运行数据采集、控制和操作任务。这些成套设备控制系统将作为DCS的子系统，通过数据通信系统与DCS交换信息，并由D

11、CS统一进行监视与管理。储罐管理系统(TMS)采用专用的软件主要对LNG储罐内的液位、压力、温度、密度等信 息进行实时监视、分析与管理，防止储罐内发生超压、负压、翻 滚等危险情况。现场仪表管理系统(FIMS)采用专用的软件监视PCS、SIS中的智能型现场仪表的运行状态，及 时调整仪表参数，并提供维护信息。操作员培训系统（OTS）采用仿真设备和软件模拟接收站所有的控制和保护系统，对操作人A154 主要仪表选型 4.1 设计总则 应用于本工程的所有仪表、控制设 备或系统应是技术先进、性能可 靠，性价比高，适用于本工程且是 制造商业已成熟的产品，应为近年 来在国内、外LNG接收站工程中应 用广泛，且

12、被证明是可信赖的产品 或系统A164 主要仪表选型4.2 流量仪表4.2.1差压型仪表差压型仪表用在LNG流量测量以及海水流量测量场合，其范围不低于3：1。当流量测量范围可能大于3：1时，应通过并联多台变送器或其它适当的方法来扩大量程 比。差压仪表一般选用孔板和经典文丘里管。4.2.2超声波流量计 超声波流量计适用于海水、水等介质测量。超声波流量计的精度（包括线性、滞后和重复性）应优 于全量程1.0%或更好。A174 主要仪表选型4.3 液位仪表4.3.1 LNG储罐液位计：设计两种储罐测量系统用于储罐测量，分别采用伺服液位计和雷达 液位计。其中雷达液位计用于LNG液位高高联锁。每个储罐设置两

13、 套伺服液位计，伺服液位计（STG）应独立于LTG罐测量系统，专 门用于液位测量，其应连续测量液位，并给安全仪表系统（SIS）提 供HH液位报警/联锁所需的信号。4.3.2 储罐液位、温度和密度测量（LTD）每个储罐设置一套用于测量液位、温度和密度的仪表LTD，可以测量 范围包括约40m的整座储罐的液位、温度和密度。4.3.3 其他设备液位测量 一般情况下，设备液位测量选用差压变送器。A184 主要仪表选型4.4 压力仪表4.4.1 就地压力表 一般介质的就地压力测量仪表采用弹簧管压力 表。安装于振动场所或振动部位时，宜选用耐振压力 表。4.4.2 压力及差压变送器：压力及差压变送器一般采用带

14、就地指示表头智能型变送器。压力及差压测量一般不选用压力开 关或差压开关。A194 主要仪表选型4.5温度仪表 一般情况下考虑采用IEC 751标准分度号为 Pt100的铠装热电阻，热电阻配套带温度计 套管。LNG泄漏的低温检测也采用Pt100的 RTD温度传感器。A204 主要仪表选型4.6 分析仪 采用在线气相色谱分析仪对卸船管线的 LNG组份（摩尔百分比含量）进行分析，并依据相应的标准计算出天然气的热值、密度等有关参数。对卸船管线中LNG烃露点、水露点、硫等 参数进行在线分析。A214 主要仪表选型4.7 调节阀和开关阀4.7.1 调节阀控制低温流体时,调节阀应采用长颈低温调节阀。执行机构

15、一般为弹 簧-膜片。调节阀配置智能电-气阀门定位器。4.7.2 开关阀一般情况下开关型切断阀采用球阀。当管径较大时一般选用蝶阀。执行机构一般为弹簧活塞型。切断阀应设有限位开关以便指示出阀门的开、闭状态。用于ESD 场合的阀门，作为最低要求，应为符合API598的V等级A224 主要仪表选型4.8 安全泄放阀安全阀一般选用直接弹簧负荷型。储罐安全阀选用先导式安全阀。储罐破真空安全阀选用配重式真空安全阀。4.9 安全栅、防雷栅4.9.1 安全栅当采用本质安全防爆时，在相应的回路中配置隔离式安 全栅，选用与仪表匹配的安全栅。4.9.2 防雷栅为保护系统免受雷电损坏，在出入系统的信号回路中设 置防雷栅

16、，防雷栅安装在机柜中。现场仪表选用带防雷功 能的仪表。A234 主要仪表选型4.10 火灾装置和可燃气体探测装置 根据火灾性质和可能发生火灾周围的操作条件来为火灾装置和可燃气 体探测装置选型。可燃气体探测器设备应该是红外类型。根据安装场合不同，可分为：点式红外开路式红外 火焰检测器选用三频红外火焰探测器。建筑屋内分别设置下列火灾检测器：感温检测器感烟检测器 手动报警按钮 感温检测器 感烟检测器A245 DCS系统配置A25I/A控制系统5.1 DCS硬件说明5.1.1 操作员站(P92 Workstation)I/A系统配置的操作员工作站既相互独立，又可以互为操作备用，操作员站直接接入 Mes

17、h控制网。中央控制室设置6台操作员 站，码头控制室设置2台操作员站。A26I/A控制系统5.1.2 工程师站(P92 Workstation)工程师站用 于完成组态逻辑、内部连锁、顺序控制和 通用控制功能，流程图、历史纪录和报表 等。同时还可以完成操作员站功能。工程 师站设置在中央控制室。A275.1.3 打印机系统共配置2台针式墨打印机，4台彩色激光打印机。中央控制室设 置1台针式墨打印机，3台彩色激光打印机；码头控制室设置1台针式 墨打印机，1台彩色激光打印机.彩色喷墨打印机：5.1.4 控制器（FCP270）控制站FCP270采用工业级AMD Elan SC520 32位处理器，时钟频率

18、 为100MHz以上，16MB SDRAM内存，32MB 闪存。控制站FCP270通过冗余现场总线(FIELDBUS)来连接各种现场总线组 件(FBM)即I/O卡件。每个控制站FCP270可连接128块I/O卡件控制器冗余配置。每个控制站FCP270可组态4000功能块，每秒处理10000个功能块。I/A控制系统A28I/A控制系统5.1.5 I/O子系统 I/A控制系统I/O卡件模块化设计，可即插即用、自动识别、带电插拔。卡件内包含下列部分：数字信号处理 双收发器（用于现场总线通讯）存贮器 DC/DC 电源转换器（接受冗余的电源输入）安全逻辑电路 电源安全电路和在线自检电路 DO卡每通道配置

19、中间继电器A29I/A控制系统5.1.6 其他设备 辅助操作台 大屏幕OTS系统PIMS服务器A306 SIS系统配置 本项目的SIS系统选用HIMA公司的H51q系 统。H51q系统CPU四重化结构（QMR），可达到SIL3的安全等级要求（IEC 61508）。A31HIMA江苏江苏LNG接收站接收站SIS系统系统Offer:QC6090020Page:of1Date 30.11.2009:Designed:AK6/SIL31附件2 系统配置图HIMA(Shanghai)Safety System Co.,Ltd.工程师站兼SOE站中央控制室中央控制室(接收站）接收站）码头控制室码头控制室工

20、程师站兼SOE站海水取水控海水取水控 制室制室 冗余冗余Modbus去去DCS 冗余冗余Modbus去去DCS辅助操作台辅助操作台硬接线 光纤交换机 双绞线Legend图例：图例：A32H51q系统6.1 SIS硬件说明6.1.1 工程师站2台（Dell T5500）中央控制室和码头控制室各1台。A33H51q系统6.1.2 打印机 HP A4激光打印机 控制室各1台)6.1.3 主机架2台(中央控制室和码头 SIS控制器。含2对RS485接口，中央控制 器单元自备风扇，安全等级SIL3/AK6，具 有TV的认证报告。A34H51q系统 6.2 系统软件 编程软件（工程编程组态，系统维护软件,

21、开发版）ELOP IISER/SOE软件 WIZCON LoglineA357 火灾报警系统7.1 概述 本工程采用线型感温电缆和感烟或感温探头检测火灾，报 警在主控室内的火警控制主机上显示，当发生报警时，由 操作人员确认火灾。干粉灭火和泡沫灭火等的停止和运行状态上传至主控室内 的火警显示屏上进行显示。主控室内的火警控制器与中央控制室内的大屏幕投影系统 连接，一旦接收站或码头出现火灾，报警位置及采取的消 防措施将及时显示在大屏幕上，以便运行和操作人员随时 观察事件发展状态，并能及时采取有效的防范措施A367 火灾报警系统 本工程采用的联动控制装置含于火警控制 盘内，设置系统内联动控制盘，分别布

22、置 在相关的控制室内，可对其区域内各相关 消防设备进行自动启动或经人工确认后远 方启动进行灭火。在自动启动或远方启动 消防设备灭火失败的情况下，应发出声光 报警并由人亲临现场就地紧急手动灭火。联动控制应进行软件编制程序控制，并应 显示各灭火设备启、停运行状态。A377.2火警系统配置A388 CCTV系统 在接收站内，中央控制室和码头控制室分别设置工业电视 系统，操作人员在码头控制室可以独立操作设置在码头和 栈桥的摄像机，但不能操作设置在接收站其他区域的摄像 机；操作人员在中央控制室能够操作设在所有区域的摄像 机。视频监视系统主要在泵区罐区、火炬放空区、工艺生产区、公用工程区、厂区入口、码头区

23、、栈桥等处设置。根据 项目特点，不同现场情况选用不同类型的摄像机。主要包 括：室外隔爆一体化万向摄像仪和全天候一体化万向摄像 仪。所有摄像机均采用低照度高清晰度，以满足不同区域 的要求。A398 CCTV系统 本项目工业电视监控系统共由21个隔爆一 体化万向摄像仪和3个室外全天候一体化万 向摄像仪像组成。对前端视频的存储采用硬盘录像机完成，支持实时录像、定时录像、动态检测录像、报警触发录像多种录像方式。A408 CCTV系统8.1 主要功能8.1.1现场设备控制功能 通过微机矩阵控制器可对现场云台进行上/下/左/右控制、对镜头进行变焦及聚焦控制，以达到最理想的监视效果，控制雨刷器的启动和停止。

24、并可控制现场摄像机的电源。8.1.2 硬盘录像功能 系统采用数字硬盘录像监控系统，对监控画面进行24小时 录像，可实现多画面同时显示、同时录像、回放、切换、控制，发现问题可有多种回放方式。A418 CCTV系统8.2 系统构架 工业电视监控系统主要包括下列设备 前端设备：前端设备：包括镜头、摄像机、云台、防护罩、照明灯、解码器、稳压电源、避雷器等；视频信号传输：视频信号传输：大部分采用光缆通讯以防止电磁干扰；本 项目中采用视频线+光缆 图像监控存储：图像监控存储：设备包括网络交换机、PC、硬盘录象机、显示器、视频矩阵、稳压电源等设备；视频监视：视频监视：中控室设有监视器、大屏幕等。用于视频监视

25、 显示。A428 CCTV系统 8.3系统配置图A438 CCTV系统A449主要控制方案9.1 卸船9.1.1 卸船管线温度测量在卸船管线上设有表面温度传感器，为最 初的冷却及后来的操作过程提供充分和准 确的数据显示。工艺要求工艺管道每间隔50米设置一 处温度测量，每处设置2支表面温度 传感器。A459.1 卸船9.1.2卸船LNG组成监测LNG是海口监管的贸易商品，为了满足贸易双方 的协议要求，在卸船管线上设有LNG组分在线分 析，并计算密度和热值，同时分析LNG的烃露 点、水露点和硫分析。LNG的贸易计量以船上的检尺计量为准.9.1.3 卸船压力控制 蒸发气通过回流鼓风机加压后返回船舱，

26、其返回LNG船的压力通过气相返回臂入口的压力控制回 路（PIC-1100201）进行调节，以确保回气压力 不超出LNG 运输船要求。A469.1 卸船9.1.4 冷循环 在非卸船期间，将LNG储罐内的低压输送 总管一股小流量LNG经冷循环管线输送至 卸船码头，以保持LNG 卸料管线处于冷态 备用。码头卸船管线的LNG循环量可通过 流量调节回路（FIC-1200101）控制，由 于低压泵外输流量范围变化大，所以采用 双阀分程控制流量。A479.2 LNG储罐9.2.1 压力控制因为LNG储罐的侧壁和圆顶的机械约束取决于储罐内外的压力差，所以LNG 储罐的保护元件为表压元件。为了不受大气压变化的限

27、制，LNG储罐压力控制 采取绝压控制。因此，为了准确的监测储罐的压力，LNG储罐的表压值和绝压 值都将受到控制室的监控，并在控制室中显示。LNG储罐的保护设施的报警和 起跳连接指令通过表压传感器传送。而由蒸发气压缩机监测的LNG储罐的操作 压力通过绝压传感器传送。正常压力控制（PIC-1200102）在正常操作条件下，LNG储罐的绝对压力是通过蒸发气压缩机压缩回收储罐内产生的蒸发气来控制的，即用压缩机的操作负荷来控制LNG储罐的气相压力。在两次卸船操作之间，LNG储罐的操作压力应维持在低压状态，以便在压力 控制系统发生故障时，为储罐操作留有安全的缓冲余量。在卸船操作期间，升高储罐内压力，抑制接

28、卸的LNG发生闪蒸。操作的高压限制点的定义应考虑 大气压可能出现的最低值。A489.2 LNG储罐9.2.2压力保护超压保护设施 排放过量的蒸发气至火炬系统是储罐的第一级超压保护：在LNG储罐压力达到25.5 kPag时，压力控制阀（PCV-1200101）开启，蒸发气将直接排放到火炬总管。LNG储罐还配备四个安全阀，三用一备。作为乙烯储罐的第二级超压保护，安全阀的设定压力为储罐的设计压 力（29KPa），超压气体通过安装在罐顶的安全阀直接排入大气。负压保护设施 破真空阀是LNG储罐的第一级负压保护，由于大气压快速增加或其他原因导致储罐压力较低时，由压力控制回路（PIC-1210102）开启P

29、CV-1210102J将来自外输天然气总管的破真空气体减压后进入与储 罐相连的BOG总管来维持LNG储罐压力的稳定；如果补充的破真空气 体不足以维持LNG储罐的压力在正常操作范围内时，空气通过安装在 储罐上的4个真空安全阀（3用1备）进入罐内，维持储罐压力正常。A499.2 LNG储罐9.2.3液位-温度-密度（LTD）的测量LNG储罐的测量系统（TMS）以液位-温度-密度（LTD）测量装置为 基础，能够自动进行液位测量、温度监测和密度测量。每座LNG储罐 都装有一套液位-温度-密度（LTD）测量仪表。液位、温度和密度测量仪表是多个感应探测器的控制单元，由电机驱 动装置驱动。探测器组件含有所需

30、的液位测量、温度监测和密度测量 的传感器，通过控制单元发出相应的指令来控制悬浮于LNG 储罐液 体内的探测器，使其在储罐底部和最高液位之间垂直运动。探测装置可自动控制，也可手动控制。手动模式：操作员可以使探测 器以给定的速度上下移动。自动模式：系统会进行周期性的LNG 液 体断面扫描。在LTD不使用期间，探测装置在储存的LNG中下沉或可停在LNG储罐 的底部。液位、温度和密度的读数都可以通过DCS显示，操作员可根据测量参 数判断物料是否分层，及早采取措施防止LNG 储罐内发生翻滚。A509.2 LNG储罐9.2.4温度测量 LNG储罐设有多点平均温度计。在内罐气 相空间设有温度计，在吊顶气相空

31、间设有 温度计对NG的温度进行测量。在LNG储罐内壁、底部和吊顶上都装有温 度传感器进行冷却过程和操作中的温度监 测。温度传感器的接线在LNG储罐顶部。另外，LNG储罐的外罐和内罐之间的环隙 空间也装有温度传感器进行泄漏检测。A519.2 LNG储罐9.2.5 液位测量 LNG储罐内液位的正常操作是手动控制的。操作 工根据控制室的液位测量读数，决定卸船操作 期间哪座LNG储罐作为接收罐，哪座LNG 储罐作为输出罐。高高、低低液位联锁分别用于控制LNG储罐停止 进料和罐内低压输送泵停车。液位显示及自动低低液位保护的信号由两台伺服 液位计提供；高高液位保护的信号由一台雷达液 位计及伺服液位计高高液

32、位信号三取二后提供。A529.3 低压输送泵9.3.1流量控制 低压输送泵的流量由安装在再冷凝器入口 管线上的流量控制回路（FIC-1300602）和 再冷凝器旁路的压力调节阀(PCV-1300602A,PCV-1300602B)进行控制。每个泵都设有最小流量回路，在正常操作 条件下，最小流量调节阀关闭。而当输出 流量降低时，它将打开，使泵能够在最小 流量下正常运行A539.4 BOG压缩机9.4.1负荷控制BOG压缩机采用低温往复式压缩机，可通过逐级（0-25%-50%-75%-100%）调节来实现流量控制。同时，压缩机设置了回流旁路，该回路用于但仅用第二台/第三台于蒸 发气压缩机启动时时入

33、口的冷却启动（在详细设计中确认），由于在这种控制模式下能效比较低，所以正常操作时不采用。蒸发气压缩机的流量控制可在自动或手动两种模式下运行。蒸发气压缩机处 于自动模式时，LNG储罐通过共用的绝压调节器自动选择蒸发气压缩机的负 荷（0，25%，50%，75%或100%）。如果LNG储罐内压力高于其最大操作 压力，调节器转换更高一级负荷，提高压缩机的负荷；如果LNG储罐内压力 低于其最小操作压力，调节器转换较低一级负荷，降低压缩机的负荷。储罐 的压力稳定在这两个绝压值之间。在手动模式时，操作工可以根据LNG储罐压力监测的数据，手动选择蒸发气 压缩机的负荷。A549.4 BOG压缩机 如果再冷凝器的

34、运行工况不稳定时，则压缩机的 能力负荷需要修正。再冷凝器旁路流量(FT-1300603)，再冷凝器液位(LT-1300601)和高压泵 进口总管LNG的过冷度(PDX-1300601)通过一个 信号低选器和三个LNG储罐压力的信号高选器进 行比选，选择二者较低值来调整蒸发气压缩机的 负荷。A559.5 回流风机9.5.1 流量控制回流鼓风机为离心式，可通过IGV调节来实现流 量控制。同时，回流鼓风机设置了防喘振回路，该回路用于低流量运行时风机的保护。回流鼓风机流量控制可在自动或手动两种模式下 运行。处于自动模式时，LNG储罐通过共用的绝 压调节器（PIC-1300813）自动调节IGV的开度实

35、 现回流鼓风机的负荷调节（50%100%）。在手 动模式时，操作工可以根据LNG储罐压力监测的 数据，手动选择回流鼓风机的负荷。A569.5 回流风机9.5.2 回流鼓风机出口分液罐当回流鼓风机吸入蒸发气温度较高时，为了防 止返回船舱的蒸发气温度过高，在鼓风机吸出 口设调温器E-1302，根据返回船舱的蒸发气温 度(TT-1300703)，定量向蒸发气喷射低温LNG，以降低鼓风机出口蒸发气温度。喷入调温器 的LNG量采用两个温度调节阀(TCV-1300711,TCV-1300712)进行分程控制。通过调温器产生 的少量液滴进入回流鼓风机出口缓冲罐V-1303 分液，一旦V-1303中液位达到高

36、液位报警时，操作人员采用手动操作方式将罐中的LNG液体 排至低压排净罐，再通过氮气压送回LNG储罐。A579.6 再冷凝器9.6.1流量控制再冷凝器主要功能是将加压后的蒸发气与低压输送泵泵 出的过冷LNG 混合并冷凝为液体。在正常操作条件下，进入再冷凝器的蒸发气流量等于BOG压缩机的出口蒸发 气量。在零外输情况下，超压的蒸发气送至火炬系统进 行处理。用于冷凝蒸发气的LNG流量（FIC-1300602）根据来自 BOG压缩机的蒸发气的流量总负荷(FT-1300601)和再冷 凝器的操作压力(PT-1300602A/B/C)计算的流量比例进 行调节。9.6.2 压力控制当接收站运行初期天然气外输量

37、很低时，无法冷凝下来 的BOG排放至火炬燃烧。再冷凝器设两级超压保护，一 级为开启压控阀（PCV-1300603）将过量的蒸发气释放 至BOG总管火炬；二级为压力安全阀起跳将过量蒸发器 蒸发气排至BOG总管火炬。A589.6 再冷凝器9.6.3 液位控制 再冷凝器的液位高液位时，液位控制回路（LIC-1300601B）将通过从外输管线上引 入降压后的天然气调节气相压力的方式，稳定再冷凝器的液位。再冷凝器的液位高高时，联锁关闭再冷凝 器入口LNG阀及关停压缩机。为保证不中 断天然气的外输，此时低压输送泵出口的 LNG通过再冷凝器旁路进行外输。A599.6 再冷凝器9.6.4 BOG压缩机负荷控制

38、 如果再冷凝器的运行工况不稳定时，则压缩机的 能力负荷需要修正。再冷凝器旁路流量(FT-1300603)，再冷凝器液位(LT-1300601)和高压泵 进口总管LNG的过冷度(PDX-1300601)通过一个 信号低选器和三个LNG储罐压力的信号高选器进 行比选，选择二者较低值来调整蒸发气压缩机的负荷。A609.7 高压输出泵9.7.1 流量控制高压输出泵的输送流量及启动的台数由接收站 外输气体总需求量控制。每个泵都设有最小流量控制回路，在正常操作 条件下，最小流量调节阀关闭。而当输出流量 降低于最小流量时，它将打开，继续维持通过 泵的最小流量。接收站输出压力由输出总管上压力控制器进行 控制，

39、控制回路通过按比例增加或减小调节气 化器入口的流量控制阀的开度，调节高压输出 泵所需求的流量及外输气量。A619.8 开架式汽化器9.8.1LNG流量控制进入每台ORV的LNG流量，通过LNG入口 管线上的流量控制回路进行流量调节。流 量控制器与接收站天然气输出总管的压力 控制器串级控制或流量控制器手动进行设 定（手动模式）。当气化器出口温度过低时，可屏蔽其出口 流量控制，此控制通过一个低选器实现。A629.8 开架式汽化器9.8.2 海水流量控制 供应给每台开架式气化器的海水流量是恒 定的。该流量可通过调节海水入口管线上 的手动控制阀进行控制，同时手动控制阀 设机械限位确保开度不会过大损坏气

40、化器 液体接收盘。当海水流量过低时，可通过 联锁自动关闭气化器入口LNG管线上的切 断阀，并联锁延时关闭NG出口切断阀。A639.8 开架式汽化器9.8.3 出口天然气温度的控制 每台气化器出口，天然气温度由温度调节器进行 控制，其控制输出信号与LNG入口流量调节器控 制输出信号进行低选，如果出口天然气温度过低 时，LNG入口阀由出口温度调节器控制而减小开 度，直到出口温度达到设定值，满足输出温度要 求。当气化器出口温度低低时，可通过联锁关闭 气化器入口阀门，切断LNG进入气化器，保护气化器出口管线及后续系统的安全。A649.9 浸没燃烧式气化器 9.9.1流量控制 进入每台SCV的LNG流量

41、，通过流量控制 器作用于LNG进口流量控制阀来进行控制。流量控制器与接收站天然气输出总管的 压力控制器串级控制（自动模式）或流量 控制器手动设定（手动模式）。当气化器出口温度过低时，可屏蔽其出口 流量控制，此控制通过一个低选器实现A659.9 浸没燃烧式气化器9.9.2出口天然气温度的控制 每台气化器出口的天然气温度由温度传感器测量，所测得的温度信号送至温度调节器。如果出口天然气温度过低 时，由温度调节器的输出来控制LNG 入口流量调节阀，使其减小开度，直到出口温度达到设定值，满足输出温度 要求。在冬季极低海水温度时，ORV的气化能力无法达到 设计流量，此时如果全部ORV启动时仍不满足气化要求，需启动SCV。A6610 控制室及现场机柜室控制室及现场机柜室10.1 控制室中央控制室、码头控制室位于非防爆、无火灾危险的区域内。各控 制室内安装DCS、SIS、FS、GDS等系统的监视控制设备。10.2 现场机柜间在海水取水界区内，现场设有现场机柜间，现场机柜间设置在非爆 炸危险区域。现场机柜用于安装本项目所有的监制系统，如DCS、SIS等的控制站、I/O机柜、接线端子柜、电源分配柜、继电器柜等辅助机柜和火灾报警显示盘。