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LNG储罐压力控制优化
张卫东高秀玲
（陕西延长石油天然气有限责任公司，陕西延安716000）
科技论坛
摘要：本文对LNG储罐压力控制方案进行评细阐述，并针对储理压力控制要求高、储摊储存LNG压力低、压力变化慢等特点，选择合造的控制方案，
关键词：LNG；储罐；压力控制 1概述
LNG总称低温液化天然气，是原料天然气经预处理、脱碳、脱水，与混合冷剂换热使其渡化而成。天然气渡化厂延川站设计年产 LNG20万吨，装置主要由天然气净化单元、液化单元以及胺液闭式
循环、冷剂存储单元、闪蒸气回收系统、公用工程单元、火炬放空系统、产品储存单元、装车等组成，其中产品储存单元是该装置的重要组成部分，从液化单元来的过冷高压LNG经节流降压后，进人LNG 储髓进行气液分离，液相作为产品储存在LNG储罐中，气相则作为 BOG(LNG蒸发气，以下简称BOG)输送至液化单元进行复热、压缩机升压回收。因此如何控制储罐的压力就显得尤为重要。
2LNG储罐压力控制要求
由于热传递、LNG蒸发导致储罐压力上升，此外，LNG进储罐时置换出的气体也将导致储罐压力上升。储髓的压力控制范围牵，为6-15kPa，为了维持罐内压力LNG储错设有压力测量和控制调节系统进行压力测量和控制。压力测量：配置压力变送器，实现压力平稳控制。压力控制：通过PID调节器来调节储罐压力不偏离控制范围，当出现压力过高或过低，设置LNG储罐的正、负压两级压力保护。
2.1调节BOG流量控制储罐压力
DTOA PTo1
[CoOUT5程4
60~100% 090%
图1原储罐压力控制逻辑图
IN IN IN
FIco1A Picoid FICO1
OUT ino ino
图2优化后储罐压力控制逻辑图
EVOTA vo ve
PV01A Pvo1c Pvo1B
样将不利于LNG储罐压力的平稳控制，PID控制将无法实现自动控
储罐项部设置BOG回收管，正常情况下BOG送至BOG压缩
制。
机，但当储罐内气相压力上升达到18KPaG时，低温调节阀PV01A 打开，气体排放至火炬线，
2.2储罐补压调节
若储髓内气相压力下降到6KPaG时，BOG回收管线上调节阀 PV01C关闭，当压力缝续下降至4KPaG时，储罐补压管线上的低温调节阀PV01B打开，天然气补充到储罐的气相空间，使储罐压力保持在一个安全的压力范围。
3原LNG储罐压力控制方案
LNG储髓压力控制通过一台压力变送器来测量储罐压力，由个PID分程控制三台调节阀实现储罐压力的控制。三台调节阀为：一台BOG回收调节阀、一台储髓补压调节阀、一台放空调节阅(图 1)。
3.1原方案的压力控制
当PTO1压力大于给定值时,PID控制器先关闭储罐补压调节阀PVO1B，当PV01B全关压力还大于给定值时PID控制器继续打开BOG回收调节阅PV01C，当PV01C全开压力还大于给定值时 PID控制器才打开放空调节阀PVO1A，从而实现降低LNG储罐压力的控制。反之当PTO1压力小于给定值时PID控制器先关闭放空调节阀PV01A，当PV01A全关压力还小于给定值时PID控制器继续关闭BOG回收调节阀PV01C，当PV01C全关压力还小于给定值时PID控制器才打开储罐补压调节阀PVO1B，从而实现升高LNG 储罐压力的控制。
3.2原控制方案的缺点
3.2.1原控制方案采用分程控制三台调节阀，当PID控制器输出1%时，调节阀将动作3%，调节阀动作过大不利于储髓压力的稳定控制。3.2.2正常时储髓压力控制在16KPa左右，当压力仍低于 16KPa时，由于LNG储髓压力变化较慢将导致储髓内气相压力下降还不到6KPa时，BOG回收管线上调节阀PVO1C就关闭，还有当压力还未降至4KPa时，储罐补压管线上的低温调节阅PV01B就打开；反之当压力仍高于16KPa时，由于LNG储罐压力变化较慢将导致储髓内气相压力上升还未到18KPa时就打开放空阅PV01A；这
4优化后的储罐压力控制方案
LNG储罐压力控制通过一台压力变送器来测量储罐压力由三个PID控制器分别对三台调节控制来实现对LNG储罐压力的平稳控制。三台调节阀为：一台BOG回收调节阀、一台储罐补压调节阀、一台放空调节阀（图2)。
4.1优化后方案的压力控制
分别采用三个控制器来控制三台调节阀来实现储罐压力自动控制。用PIC01A来控制放空阅PV01A给定值SV=18KPa，只有当 PT01大于18KPa时才打开放空阀PV01A，只要PT01小于18KPa 放空阅PV01A处于关闭状态；用PIC01B来控制储罐补压调节阀 PV01B给定值SV=4KPa,只有当PT01小于4KPa时才打开储罐补压调节阀PV01B，只要PT01大于4KPa储罐补压调节阅PV01B就处于关闭状态；PIC01C调节器的给定值SV=6KPa来控制BOG回收阀PV01C,只有当PTO1不小于6KPa时BOG回收阅PV01C就处于全开状态
4.2控制的优点
4.2.1采用三个PID控制器根据不同的给定值SV值分别控制三台调节阀，互不影响，易实现自动平衡控制。4.2.2BOG回收阀 PV01C处于全开状态，放空阀PV01A、储罐补压调节阀PV01B均处于关闭状态，不会造成LNG储罐压力的波动。4.2.3三个PID控制可实现自动控制，确保了LNG储罐压力的稳定和人为因素造成的
储罐压力波动。 5结论
5.1从自控方面来看，优化后的方案三台调节阀都是单回路控制，单回路控制能够更准确的控制储髓压力。
5.2从工艺操作方面来看，优化后的控制方案，便于操作，使储罐压力能够实现自动、平稳控制。
参考文献
[1]顾忠安.液化天然气技术手册[M]北京：机械工业出版社,2010,1
[2]液化天然气接收站安全技术规程[S][3]液化天然气(LNG)生产、储存和装运[S]
作者简介：张卫东（1973，2-)男，1996年7月毕业于延安大学数学系计算机应用专业，工程师，从事仪表及其自动化管理20年。