LNG高壓泵實(shí)際運(yùn)行問題分析及建議

黃 峰 李雅嫻 張書豪 赫文博

1. 浙江浙能溫州液化天然氣有限公司, 浙江 溫州 325000;2. 國(guó)家管網(wǎng)集團(tuán)北海液化天然氣有限責(zé)任公司, 廣西 北海 536000

0 前言

液化天然氣(LNG)是一種清潔、高效的生態(tài)型優(yōu)質(zhì)能源和燃料,在生態(tài)環(huán)境日益嚴(yán)峻的形勢(shì)面前，為優(yōu)化能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)，守護(hù)人類耐以生存的碧海藍(lán)天，實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的經(jīng)濟(jì)戰(zhàn)略，LNG已成為我國(guó)未來(lái)重點(diǎn)開發(fā)利用的優(yōu)質(zhì)能源。我國(guó)的LNG工業(yè)經(jīng)過(guò)幾十年的積累和發(fā)展，已經(jīng)迎來(lái)了新春天[1-5]。高壓泵、壓縮機(jī)、氣化器等都屬于LNG接收站的關(guān)鍵設(shè)備,在整個(gè)試運(yùn)投產(chǎn)環(huán)節(jié)中起著關(guān)鍵作用。而在已經(jīng)投入運(yùn)行的LNG接收站中,發(fā)現(xiàn)高壓泵出現(xiàn)液位大幅波動(dòng)、泵井頂部引壓管結(jié)冰嚴(yán)重、液位計(jì)測(cè)量嚴(yán)重不準(zhǔn)等一系列問題,導(dǎo)致高壓泵經(jīng)常誤報(bào)警,嚴(yán)重時(shí)還會(huì)造成停機(jī),外輸中斷,對(duì)日常的生產(chǎn)運(yùn)行和設(shè)備安全均造成了嚴(yán)重威脅。本文通過(guò)對(duì)上述現(xiàn)象的分析,總結(jié)出了可能造成高壓泵運(yùn)行不穩(wěn)定的原因,并提出了相應(yīng)的優(yōu)化、改進(jìn)措施,為以后新項(xiàng)目的建設(shè)提供了參考依據(jù)。

1 工藝簡(jiǎn)介

LNG一般在-165 ℃、常壓的條件下儲(chǔ)存于LNG儲(chǔ)罐。隨著外部熱量的滲入,儲(chǔ)罐中會(huì)產(chǎn)生一定量的蒸發(fā)氣(BOG),BOG經(jīng)壓縮機(jī)加壓到0.8 MPa以上,進(jìn)入再冷凝器與被內(nèi)泵增壓到1.1 MPa的過(guò)冷LNG換熱降溫。吸收BOG后的LNG從再冷凝器底部出來(lái)和另一路LNG匯合后進(jìn)入高壓泵,經(jīng)高壓泵再次加壓到約10 MPa后輸送到氣化器與海水換熱氣化,最后經(jīng)計(jì)量橇計(jì)量后送入外輸管網(wǎng)[6-10]。具體工藝流程見圖1。

圖1 LNG接收站工藝流程框圖Fig.1 Process flow diagram of LNG terminal

高壓泵的流量是通過(guò)氣化器入口LNG管道上的流量調(diào)節(jié)閥來(lái)控制,同時(shí)每個(gè)高壓泵都設(shè)有最小流量保護(hù)回路,在正常工況下該閥關(guān)閉。當(dāng)流量降低時(shí),為保護(hù)高壓泵，回流調(diào)節(jié)閥自動(dòng)打開,以維持高壓泵的最小流量。某LNG接收站的介質(zhì)組分以及關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)的參數(shù)分別見表1、2。

表1 介質(zhì)組分表

表2 關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)參數(shù)表

2 現(xiàn)象及原因分析

2.1 現(xiàn)象

2.1.1 高壓泵液位大幅波動(dòng)

生產(chǎn)過(guò)程中,儲(chǔ)缸內(nèi)LNG經(jīng)低壓泵加壓，分別輸送至再冷凝器和高壓泵入口,兩者連通,以保持高壓泵的入口有足夠的液位和壓力。而在某些特殊工況下,高壓泵液位瞬間下降,造成大幅波動(dòng),觸發(fā)高壓泵聯(lián)鎖停機(jī)保護(hù),從而引起整個(gè)接收站生產(chǎn)的大幅波動(dòng),嚴(yán)重時(shí)甚至停產(chǎn)歇業(yè)，造成巨大的經(jīng)濟(jì)的損失。

2.1.2 泵井頂部引壓管結(jié)冰嚴(yán)重

在高壓泵運(yùn)行過(guò)程中可見其液位計(jì)頂部引壓管附近結(jié)冰嚴(yán)重,肉眼可見大量“白霧”,甚至整個(gè)變送器都被霜覆蓋,嚴(yán)重影響了儀表的正常工作和使用壽命。

2.1.3 液位計(jì)測(cè)量嚴(yán)重不準(zhǔn)

高壓泵液位計(jì)為差壓式液位計(jì),分別從泵筒底部和頂部取壓引入差壓變送器,通過(guò)測(cè)量差壓來(lái)計(jì)算液位。某LNG接收站高壓泵泵筒高4 734 mm,量程為1 970 mm水柱,但在實(shí)際測(cè)量中發(fā)現(xiàn)滿量程時(shí)的液位也只有量程的42%,測(cè)量結(jié)果偏差過(guò)大。

2.2 原因分析

2.2.1 高壓泵液位大幅波動(dòng)

正常而言,如果儀表正常,高壓泵液位大幅波動(dòng)可能是由于上、下游生產(chǎn)出現(xiàn)波動(dòng)使得介質(zhì)供應(yīng)不足引起，或是LNG物性發(fā)生改變,在泵入口產(chǎn)生氣蝕或直接發(fā)生相變引起[11-14]。如果是第一種原因,一般伴有再冷凝器液位、高壓泵下游流量、壓力等參數(shù)的大幅波動(dòng)或低壓泵跳車等現(xiàn)象發(fā)生。但結(jié)合某LNG接收站的實(shí)際情況來(lái)看,并未發(fā)生上述現(xiàn)象,故推測(cè)高壓泵液位大幅波動(dòng)是由后一種原因引起的。理論上來(lái)說(shuō)可能有下列三種情況造成泵內(nèi)介質(zhì)的物性發(fā)生改變。

1)進(jìn)入再冷凝器中的冷流(LNG)、熱流(BOG)量不匹配,換熱不充分[15-18]。再冷凝器的重要作用是將BOG進(jìn)行回收再冷凝利用,如果再冷凝器中的LNG沒有提供足夠的冷量冷凝BOG,那么混合后LNG的溫度會(huì)偏高,造成高壓泵有效氣蝕余量下降,導(dǎo)致其吸入口處發(fā)生氣蝕現(xiàn)象。

2)站內(nèi)各設(shè)備和部分管線存在漏熱或熱累積現(xiàn)象。接收站工藝中利用保冷循環(huán)、保冷材料將管道或設(shè)備內(nèi)的熱量帶走,以使管道和介質(zhì)均處于低溫狀態(tài)。但如果保冷循環(huán)線失效或保冷材料破損,就會(huì)造成接收站內(nèi)局部介質(zhì)發(fā)生漏熱或熱累積現(xiàn)象,進(jìn)而使該部分介質(zhì)溫度升高,發(fā)生相變,最終造成壓力和液位的波動(dòng)。

3)BOG氣體中N2含量超標(biāo)。N2的液化飽和溫度比天然氣的液化飽和溫度更低,如果再冷凝器處理的BOG氣體中N2含量超標(biāo),將會(huì)降低高壓泵入口管線介質(zhì)的有效氣蝕余量[19-22],使之更容易發(fā)生氣蝕。

2.2.2 泵井頂部引壓管結(jié)冰情況嚴(yán)重

根據(jù)接收站儀表班現(xiàn)場(chǎng)研究發(fā)現(xiàn),現(xiàn)場(chǎng)差壓變送器的安裝見圖2。

圖2 LNG高壓泵差壓變送器現(xiàn)場(chǎng)安裝簡(jiǎn)圖Fig.2 Field installation diagram of differential pressuretransmitter of LNG high pressure pump

圖2中,紅色加粗線條為頂部引壓管現(xiàn)場(chǎng)安裝的位置,引壓點(diǎn)高于變送器的負(fù)壓側(cè),且引壓管暴露于大氣中,因此在泵筒充滿LNG液體時(shí),LNG液體會(huì)流入負(fù)壓側(cè)引壓管內(nèi),由于環(huán)境溫度遠(yuǎn)高于LNG的沸點(diǎn),因此引壓管內(nèi)LNG會(huì)汽化,而引壓點(diǎn)處于高點(diǎn),氣體將流向引壓點(diǎn)并進(jìn)入泵筒,形成對(duì)流,導(dǎo)致引壓管一直處于存在液體的狀態(tài),這為引壓管及變送器本體低溫結(jié)冰創(chuàng)造了條件。該過(guò)程的不斷循環(huán)就會(huì)導(dǎo)致結(jié)冰情況發(fā)生,且隨時(shí)間的延長(zhǎng)而加劇,進(jìn)而影響變送器的使用,甚至損壞變送器。

2.2.3 液位計(jì)測(cè)量嚴(yán)重不準(zhǔn)

現(xiàn)場(chǎng)將高壓泵的變送器進(jìn)行了校驗(yàn),顯示測(cè)量值均為42%左右,同時(shí)使用替代法更換了一臺(tái)新的變送器,其測(cè)量結(jié)果均保持一致,以此排除了變送器本身故障的可能性。經(jīng)過(guò)儀表班多次現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試和研究分析后發(fā)現(xiàn),液位計(jì)測(cè)量嚴(yán)重不準(zhǔn)的原因是正壓側(cè)引壓管內(nèi)底部存在液柱,根據(jù)連通器原理計(jì)算,引壓管內(nèi)液柱抵消了部分泵筒內(nèi)液體造成的壓強(qiáng),見圖3。

圖3 高壓泵引壓管內(nèi)液柱示意圖Fig.3 Schematic diagram of liquid column in pressure transducertubing of high pressure pump

當(dāng)正壓側(cè)引壓管無(wú)進(jìn)液時(shí):

p+=pA=p0+ρgH,p-=p0

(1)

Δp=p+-p-=p0+ρgH-p0=ρgH

(2)

當(dāng)正壓側(cè)引壓管進(jìn)液時(shí)，對(duì)泵筒側(cè)而言:

pA=p0+ρgH

(3)

對(duì)引壓管側(cè)而言:

pA=p++ρgh

(4)

即:

p0+ρgH=p++ρgh

(5)

則:

p+=p0+ρg(H-h)

(6)

p-=p0

(7)

Δp=p+-p-=ρg(H-h)

(8)

式中:p+為正壓側(cè)壓力,kPa;p-為負(fù)壓側(cè)壓力,kPa;p0為泵筒上方的壓力,kPa;pA為正壓側(cè)取壓口壓力,kPa;H為泵筒內(nèi)液位高度,m;h為進(jìn)液高度,m;ρ為密度,kg/m3;g為重力加速度,m/s2。

因此可知,進(jìn)液高度h=0時(shí),測(cè)量的液位為正常值,h>0時(shí),測(cè)量的液位偏小?，F(xiàn)場(chǎng)儀表班采用氣體反吹的方法將液柱吹回泵筒內(nèi),變送器測(cè)量結(jié)果為100%,但隨著時(shí)間延長(zhǎng)測(cè)量值會(huì)逐漸下降,直至42%左右。

根據(jù)查閱資料及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際觀察發(fā)現(xiàn),可能是因?yàn)楸猛采盥竦叵?且有良好的保溫措施,因此泵筒底部溫度均為L(zhǎng)NG的溫度(約-165 ℃),引壓管內(nèi)的LNG氣體逐漸液化,造成氣體壓力p+降低,根據(jù)連通器原理,液體流入引壓管,使引壓管底部溫度也達(dá)到-165 ℃,從而再次液化殘余的LNG氣體,該過(guò)程不斷循環(huán),直到液柱到達(dá)圖3所示h的位置,由于地表溫度的傳遞,在該位置時(shí)溫度升高至臨界點(diǎn),LNG氣體難以液化,最終使液柱穩(wěn)定在此高度。

3 建議措施

3.1 高壓泵液位大幅波動(dòng)的解決措施

1)高壓泵上游應(yīng)盡量防止低壓泵和再冷凝器的供應(yīng)突然中斷,下游氣化器流量或外輸量調(diào)整幅度不能過(guò)大,同時(shí)要防止下游自動(dòng)調(diào)節(jié)閥大幅波動(dòng)等。

2)密切關(guān)注再冷凝器的相關(guān)參數(shù),使冷(LNG)、熱(BOG)物流的換熱量處于平衡狀態(tài),防止氣蝕的產(chǎn)生。在實(shí)際操作中,現(xiàn)場(chǎng)在高壓泵的入口增設(shè)了飽和蒸氣壓差的報(bào)警監(jiān)測(cè)(壓差不小于≥0.1 MPa)。

3)設(shè)備檢修或吹掃時(shí)不要連續(xù)使用大量N2向排放管道吹掃,避免這些氣體最終進(jìn)入BOG總管,造成BOG中N2含量超標(biāo)。

3.2 泵井頂部引壓管結(jié)冰嚴(yán)重的解決措施

通過(guò)上述分析可知,泵井頂部引壓管結(jié)冰嚴(yán)重應(yīng)為安裝方式不正確導(dǎo)致,根據(jù)圖4可知,變送器側(cè)應(yīng)高于引壓點(diǎn)。根據(jù)該情況,儀表班使用廢舊材料重新做了負(fù)壓側(cè)引壓管進(jìn)行試驗(yàn),見圖4。

圖4 高壓泵負(fù)壓側(cè)現(xiàn)場(chǎng)安裝示意圖Fig.4 Site installation diagram of negative pressureside of high pressure pump

如圖4所示,更換新制作的引壓管后,在變送器投入使用時(shí),LNG也會(huì)進(jìn)入負(fù)壓側(cè)引壓管,并在環(huán)境溫度下汽化成氣體,但由于藍(lán)色線部分的橋型結(jié)構(gòu),只有多余的氣體能回到泵筒,達(dá)到平衡后,只有引壓管的紅色部分為L(zhǎng)NG的液體,而藍(lán)色部分都為氣體并保持在環(huán)境溫度下。這樣雖然變送器高度沒有改變,但也很好地解決了引壓管及變送器本體結(jié)冰問題。

3.3 液位計(jì)測(cè)量嚴(yán)重不準(zhǔn)的解決措施

根據(jù)上述分析,綜合各方面的意見,提出三種可能的解決方案。

3.3.1 給正壓側(cè)引壓管增加伴熱帶

高壓泵正壓側(cè)引壓管露出地面的高度大概為1.2 m,目前作了絕熱保冷處理,給引壓管增加伴熱帶有利于提高管壁及管內(nèi)氣體的溫度,通過(guò)熱傳導(dǎo)等方式,將引壓管中的液柱升溫汽化,使臨界溫度的位置降低,可將液柱壓回泵筒中,且伴熱的引壓管越長(zhǎng),效果越明顯,見圖5。該方法的優(yōu)點(diǎn)是保證了液位計(jì)能夠按照設(shè)計(jì)參數(shù)運(yùn)行,缺點(diǎn)是伴熱帶安裝不便。

圖5 高壓泵正壓側(cè)引壓管加伴熱帶示意圖Fig.5 Schematic diagram of adding a heat tracing lementat the positive pressure side of high pressure pump

3.3.2 改用導(dǎo)波式雷達(dá)液位計(jì)

此方法參照廣東大鵬液化天然氣有限公司的處理方法,將正負(fù)壓側(cè)連接起來(lái),利用連通器原理,使得引壓管中的液位能反映泵筒的實(shí)際液位,然后在引壓管頂部安裝導(dǎo)波式雷達(dá)液位計(jì),見圖6。

無(wú)根部閥

此方案原理上可行,但是泵頂蓋的存在導(dǎo)致雷達(dá)液位計(jì)表頭安裝位置受限,而且無(wú)法安裝根部閥,遇到雷達(dá)液位計(jì)更換或檢維修的情況時(shí),必須對(duì)泵筒進(jìn)行排空置換,實(shí)際操作起來(lái)極不方便。通過(guò)查閱資料得知雷達(dá)液位計(jì)要求導(dǎo)波管離容器壁至少要500 mm的距離,但現(xiàn)場(chǎng)引壓管內(nèi)徑是50 mm,故需要對(duì)引壓管重新改造并安裝便于操作的根部閥。

3.3.3 零點(diǎn)遷移

因地下溫度恒定,可知液柱的高度也將恒定,故可將液柱高度位置定為零點(diǎn),負(fù)壓側(cè)引壓點(diǎn)至液柱的高度定為量程。由現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況可知,新量程為原設(shè)計(jì)量程的42%,即滿液位至零點(diǎn)液位的液位差為1 960.6 mm。其中聯(lián)鎖觸發(fā)的液位為原滿量程的80%,液位高度從原滿量程(4 668 mm)降低80%時(shí),實(shí)際液位高為 3 734.6 mm,與零點(diǎn)液位的液位差為1 026.2 mm,見圖7。

圖7 高壓泵零點(diǎn)遷移示意圖Fig.7 Schematic diagram of zero point migration ofhigh pressure pump

由此可知,重新定義零點(diǎn)和量程后,滿量程液位高1 960.6 mm,聯(lián)鎖液位高1 026.2 mm,聯(lián)鎖值為滿量程的52%。因?yàn)楦邏罕脤?shí)際運(yùn)行時(shí),液位不能低于聯(lián)鎖值,也就是說(shuō)液位不可能比正壓側(cè)引壓管的液柱低,所以可以按上述算法換算量程和聯(lián)鎖值。換算后的量程雖然小于原量程,但相應(yīng)的聯(lián)鎖液位并沒有發(fā)生變化,并且通過(guò)計(jì)算將聯(lián)鎖值的百分比換算入新量程,也沒有降低安全性能,因此可以作為一個(gè)參考方案。

4 結(jié)論

綜上所述,目前在役的LNG接收站中,高壓泵的生產(chǎn)運(yùn)行存在諸多問題,其主要采取的措施包括嚴(yán)格控制再冷凝器運(yùn)行參數(shù)、更改液位計(jì)安裝方式、在高壓泵正壓側(cè)引壓管增加伴熱帶等,某LNG接收站自投用以來(lái),在充分吸收其它接收站先進(jìn)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,進(jìn)一步對(duì)高壓泵的操作、安裝進(jìn)行了相應(yīng)的優(yōu)化改進(jìn),并取得了明顯的效果。該站自2019年以后沒有再發(fā)生高壓泵液位大幅波動(dòng)、泵井頂部引壓管結(jié)冰及液位計(jì)測(cè)量不準(zhǔn)等現(xiàn)象,文章的分析和總結(jié)對(duì)未來(lái)LNG接收站高壓泵的安裝、運(yùn)行及維護(hù)有較好的參考意義。