LNG高压泵实际运行问题分析及建议

黄 峰 李雅娴 张书豪 赫文博

1. 浙江浙能温州液化天然气有限公司, 浙江 温州 325000;2. 国家管网集团北海液化天然气有限责任公司, 广西 北海 536000

0 前言

液化天然气(LNG)是一种清洁、高效的生态型优质能源和燃料,在生态环境日益严峻的形势面前，为优化能源消费结构，守护人类耐以生存的碧海蓝天，实现可持续发展的经济战略，LNG已成为我国未来重点开发利用的优质能源。我国的LNG工业经过几十年的积累和发展，已经迎来了新春天[1-5]。高压泵、压缩机、气化器等都属于LNG接收站的关键设备,在整个试运投产环节中起着关键作用。而在已经投入运行的LNG接收站中,发现高压泵出现液位大幅波动、泵井顶部引压管结冰严重、液位计测量严重不准等一系列问题,导致高压泵经常误报警,严重时还会造成停机,外输中断,对日常的生产运行和设备安全均造成了严重威胁。本文通过对上述现象的分析,总结出了可能造成高压泵运行不稳定的原因,并提出了相应的优化、改进措施,为以后新项目的建设提供了参考依据。

1 工艺简介

LNG一般在-165 ℃、常压的条件下储存于LNG储罐。随着外部热量的渗入,储罐中会产生一定量的蒸发气(BOG),BOG经压缩机加压到0.8 MPa以上,进入再冷凝器与被内泵增压到1.1 MPa的过冷LNG换热降温。吸收BOG后的LNG从再冷凝器底部出来和另一路LNG汇合后进入高压泵,经高压泵再次加压到约10 MPa后输送到气化器与海水换热气化,最后经计量橇计量后送入外输管网[6-10]。具体工艺流程见图1。

图1 LNG接收站工艺流程框图Fig.1 Process flow diagram of LNG terminal

高压泵的流量是通过气化器入口LNG管道上的流量调节阀来控制,同时每个高压泵都设有最小流量保护回路,在正常工况下该阀关闭。当流量降低时,为保护高压泵，回流调节阀自动打开,以维持高压泵的最小流量。某LNG接收站的介质组分以及关键节点的参数分别见表1、2。

表1 介质组分表

表2 关键节点参数表

2 现象及原因分析

2.1 现象

2.1.1 高压泵液位大幅波动

生产过程中,储缸内LNG经低压泵加压，分别输送至再冷凝器和高压泵入口,两者连通,以保持高压泵的入口有足够的液位和压力。而在某些特殊工况下,高压泵液位瞬间下降,造成大幅波动,触发高压泵联锁停机保护,从而引起整个接收站生产的大幅波动,严重时甚至停产歇业，造成巨大的经济的损失。

2.1.2 泵井顶部引压管结冰严重

在高压泵运行过程中可见其液位计顶部引压管附近结冰严重,肉眼可见大量“白雾”,甚至整个变送器都被霜覆盖,严重影响了仪表的正常工作和使用寿命。

2.1.3 液位计测量严重不准

高压泵液位计为差压式液位计,分别从泵筒底部和顶部取压引入差压变送器,通过测量差压来计算液位。某LNG接收站高压泵泵筒高4 734 mm,量程为1 970 mm水柱,但在实际测量中发现满量程时的液位也只有量程的42%,测量结果偏差过大。

2.2 原因分析

2.2.1 高压泵液位大幅波动

正常而言,如果仪表正常,高压泵液位大幅波动可能是由于上、下游生产出现波动使得介质供应不足引起，或是LNG物性发生改变,在泵入口产生气蚀或直接发生相变引起[11-14]。如果是第一种原因,一般伴有再冷凝器液位、高压泵下游流量、压力等参数的大幅波动或低压泵跳车等现象发生。但结合某LNG接收站的实际情况来看,并未发生上述现象,故推测高压泵液位大幅波动是由后一种原因引起的。理论上来说可能有下列三种情况造成泵内介质的物性发生改变。

1)进入再冷凝器中的冷流(LNG)、热流(BOG)量不匹配,换热不充分[15-18]。再冷凝器的重要作用是将BOG进行回收再冷凝利用,如果再冷凝器中的LNG没有提供足够的冷量冷凝BOG,那么混合后LNG的温度会偏高,造成高压泵有效气蚀余量下降,导致其吸入口处发生气蚀现象。

2)站内各设备和部分管线存在漏热或热累积现象。接收站工艺中利用保冷循环、保冷材料将管道或设备内的热量带走,以使管道和介质均处于低温状态。但如果保冷循环线失效或保冷材料破损,就会造成接收站内局部介质发生漏热或热累积现象,进而使该部分介质温度升高,发生相变,最终造成压力和液位的波动。

3)BOG气体中N2含量超标。N2的液化饱和温度比天然气的液化饱和温度更低,如果再冷凝器处理的BOG气体中N2含量超标,将会降低高压泵入口管线介质的有效气蚀余量[19-22],使之更容易发生气蚀。

2.2.2 泵井顶部引压管结冰情况严重

根据接收站仪表班现场研究发现,现场差压变送器的安装见图2。

图2 LNG高压泵差压变送器现场安装简图Fig.2 Field installation diagram of differential pressuretransmitter of LNG high pressure pump

图2中,红色加粗线条为顶部引压管现场安装的位置,引压点高于变送器的负压侧,且引压管暴露于大气中,因此在泵筒充满LNG液体时,LNG液体会流入负压侧引压管内,由于环境温度远高于LNG的沸点,因此引压管内LNG会汽化,而引压点处于高点,气体将流向引压点并进入泵筒,形成对流,导致引压管一直处于存在液体的状态,这为引压管及变送器本体低温结冰创造了条件。该过程的不断循环就会导致结冰情况发生,且随时间的延长而加剧,进而影响变送器的使用,甚至损坏变送器。

2.2.3 液位计测量严重不准

现场将高压泵的变送器进行了校验,显示测量值均为42%左右,同时使用替代法更换了一台新的变送器,其测量结果均保持一致,以此排除了变送器本身故障的可能性。经过仪表班多次现场测试和研究分析后发现,液位计测量严重不准的原因是正压侧引压管内底部存在液柱,根据连通器原理计算,引压管内液柱抵消了部分泵筒内液体造成的压强,见图3。

图3 高压泵引压管内液柱示意图Fig.3 Schematic diagram of liquid column in pressure transducertubing of high pressure pump

当正压侧引压管无进液时:

p+=pA=p0+ρgH,p-=p0

(1)

Δp=p+-p-=p0+ρgH-p0=ρgH

(2)

当正压侧引压管进液时，对泵筒侧而言:

pA=p0+ρgH

(3)

对引压管侧而言:

pA=p++ρgh

(4)

即:

p0+ρgH=p++ρgh

(5)

则:

p+=p0+ρg(H-h)

(6)

p-=p0

(7)

Δp=p+-p-=ρg(H-h)

(8)

式中:p+为正压侧压力,kPa;p-为负压侧压力,kPa;p0为泵筒上方的压力,kPa;pA为正压侧取压口压力,kPa;H为泵筒内液位高度,m;h为进液高度,m;ρ为密度,kg/m3;g为重力加速度,m/s2。

因此可知,进液高度h=0时,测量的液位为正常值,h>0时,测量的液位偏小。现场仪表班采用气体反吹的方法将液柱吹回泵筒内,变送器测量结果为100%,但随着时间延长测量值会逐渐下降,直至42%左右。

根据查阅资料及现场实际观察发现,可能是因为泵筒深埋地下,且有良好的保温措施,因此泵筒底部温度均为LNG的温度(约-165 ℃),引压管内的LNG气体逐渐液化,造成气体压力p+降低,根据连通器原理,液体流入引压管,使引压管底部温度也达到-165 ℃,从而再次液化残余的LNG气体,该过程不断循环,直到液柱到达图3所示h的位置,由于地表温度的传递,在该位置时温度升高至临界点,LNG气体难以液化,最终使液柱稳定在此高度。

3 建议措施

3.1 高压泵液位大幅波动的解决措施

1)高压泵上游应尽量防止低压泵和再冷凝器的供应突然中断,下游气化器流量或外输量调整幅度不能过大,同时要防止下游自动调节阀大幅波动等。

2)密切关注再冷凝器的相关参数,使冷(LNG)、热(BOG)物流的换热量处于平衡状态,防止气蚀的产生。在实际操作中,现场在高压泵的入口增设了饱和蒸气压差的报警监测(压差不小于≥0.1 MPa)。

3)设备检修或吹扫时不要连续使用大量N2向排放管道吹扫,避免这些气体最终进入BOG总管,造成BOG中N2含量超标。

3.2 泵井顶部引压管结冰严重的解决措施

通过上述分析可知,泵井顶部引压管结冰严重应为安装方式不正确导致,根据图4可知,变送器侧应高于引压点。根据该情况,仪表班使用废旧材料重新做了负压侧引压管进行试验,见图4。

图4 高压泵负压侧现场安装示意图Fig.4 Site installation diagram of negative pressureside of high pressure pump

如图4所示,更换新制作的引压管后,在变送器投入使用时,LNG也会进入负压侧引压管,并在环境温度下汽化成气体,但由于蓝色线部分的桥型结构,只有多余的气体能回到泵筒,达到平衡后,只有引压管的红色部分为LNG的液体,而蓝色部分都为气体并保持在环境温度下。这样虽然变送器高度没有改变,但也很好地解决了引压管及变送器本体结冰问题。

3.3 液位计测量严重不准的解决措施

根据上述分析,综合各方面的意见,提出三种可能的解决方案。

3.3.1 给正压侧引压管增加伴热带

高压泵正压侧引压管露出地面的高度大概为1.2 m,目前作了绝热保冷处理,给引压管增加伴热带有利于提高管壁及管内气体的温度,通过热传导等方式,将引压管中的液柱升温汽化,使临界温度的位置降低,可将液柱压回泵筒中,且伴热的引压管越长,效果越明显,见图5。该方法的优点是保证了液位计能够按照设计参数运行,缺点是伴热带安装不便。

图5 高压泵正压侧引压管加伴热带示意图Fig.5 Schematic diagram of adding a heat tracing lementat the positive pressure side of high pressure pump

3.3.2 改用导波式雷达液位计

此方法参照广东大鹏液化天然气有限公司的处理方法,将正负压侧连接起来,利用连通器原理,使得引压管中的液位能反映泵筒的实际液位,然后在引压管顶部安装导波式雷达液位计,见图6。

无根部阀

此方案原理上可行,但是泵顶盖的存在导致雷达液位计表头安装位置受限,而且无法安装根部阀,遇到雷达液位计更换或检维修的情况时,必须对泵筒进行排空置换,实际操作起来极不方便。通过查阅资料得知雷达液位计要求导波管离容器壁至少要500 mm的距离,但现场引压管内径是50 mm,故需要对引压管重新改造并安装便于操作的根部阀。

3.3.3 零点迁移

因地下温度恒定,可知液柱的高度也将恒定,故可将液柱高度位置定为零点,负压侧引压点至液柱的高度定为量程。由现场实际情况可知,新量程为原设计量程的42%,即满液位至零点液位的液位差为1 960.6 mm。其中联锁触发的液位为原满量程的80%,液位高度从原满量程(4 668 mm)降低80%时,实际液位高为 3 734.6 mm,与零点液位的液位差为1 026.2 mm,见图7。

图7 高压泵零点迁移示意图Fig.7 Schematic diagram of zero point migration ofhigh pressure pump

由此可知,重新定义零点和量程后,满量程液位高1 960.6 mm,联锁液位高1 026.2 mm,联锁值为满量程的52%。因为高压泵实际运行时,液位不能低于联锁值,也就是说液位不可能比正压侧引压管的液柱低,所以可以按上述算法换算量程和联锁值。换算后的量程虽然小于原量程,但相应的联锁液位并没有发生变化,并且通过计算将联锁值的百分比换算入新量程,也没有降低安全性能,因此可以作为一个参考方案。

4 结论

综上所述,目前在役的LNG接收站中,高压泵的生产运行存在诸多问题,其主要采取的措施包括严格控制再冷凝器运行参数、更改液位计安装方式、在高压泵正压侧引压管增加伴热带等,某LNG接收站自投用以来,在充分吸收其它接收站先进运行经验的基础上,进一步对高压泵的操作、安装进行了相应的优化改进,并取得了明显的效果。该站自2019年以后没有再发生高压泵液位大幅波动、泵井顶部引压管结冰及液位计测量不准等现象,文章的分析和总结对未来LNG接收站高压泵的安装、运行及维护有较好的参考意义。