LNG高壓泵實際運行問題分析及建議

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. 國家管網集團北海液化天然氣有限責任公司, 廣西 北海 536000

0 前言

液化天然氣(LNG)是一種清潔、高效的生態型優質能源和燃料,在生態環境日益嚴峻的形勢面前，為優化能源消費結構，守護人類耐以生存的碧海藍天，實現可持續發展的經濟戰略，LNG已成為我國未來重點開發利用的優質能源。我國的LNG工業經過幾十年的積累和發展，已經迎來了新春天[1-5]。高壓泵、壓縮機、氣化器等都屬于LNG接收站的關鍵設備,在整個試運投產環節中起著關鍵作用。而在已經投入運行的LNG接收站中,發現高壓泵出現液位大幅波動、泵井頂部引壓管結冰嚴重、液位計測量嚴重不準等一系列問題,導致高壓泵經常誤報警,嚴重時還會造成停機,外輸中斷,對日常的生產運行和設備安全均造成了嚴重威脅。本文通過對上述現象的分析,總結出了可能造成高壓泵運行不穩定的原因,并提出了相應的優化、改進措施,為以后新項目的建設提供了參考依據。

1 工藝簡介

LNG一般在-165 ℃、常壓的條件下儲存于LNG儲罐。隨著外部熱量的滲入,儲罐中會產生一定量的蒸發氣(BOG),BOG經壓縮機加壓到0.8 MPa以上,進入再冷凝器與被內泵增壓到1.1 MPa的過冷LNG換熱降溫。吸收BOG后的LNG從再冷凝器底部出來和另一路LNG匯合后進入高壓泵,經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,最后經計量橇計量后送入外輸管網[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氣化器入口LNG管道上的流量調節閥來控制,同時每個高壓泵都設有最小流量保護回路,在正常工況下該閥關閉。當流量降低時,為保護高壓泵，回流調節閥自動打開,以維持高壓泵的最小流量。某LNG接收站的介質組分以及關鍵節點的參數分別見表1、2。

表1 介質組分表

表2 關鍵節點參數表

2 現象及原因分析

2.1 現象

2.1.1 高壓泵液位大幅波動

生產過程中,儲缸內LNG經低壓泵加壓，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,觸發高壓泵聯鎖停機保護,從而引起整個接收站生產的大幅波動,嚴重時甚至停產歇業，造成巨大的經濟的損失。

2.1.2 泵井頂部引壓管結冰嚴重

在高壓泵運行過程中可見其液位計頂部引壓管附近結冰嚴重,肉眼可見大量“白霧”,甚至整個變送器都被霜覆蓋,嚴重影響了儀表的正常工作和使用壽命。

2.1.3 液位計測量嚴重不準

高壓泵液位計為差壓式液位計,分別從泵筒底部和頂部取壓引入差壓變送器,通過測量差壓來計算液位。某LNG接收站高壓泵泵筒高4 734 mm,量程為1 970 mm水柱,但在實際測量中發現滿量程時的液位也只有量程的42%,測量結果偏差過大。

2.2 原因分析

2.2.1 高壓泵液位大幅波動

正常而言,如果儀表正常,高壓泵液位大幅波動可能是由于上、下游生產出現波動使得介質供應不足引起，或是LNG物性發生改變,在泵入口產生氣蝕或直接發生相變引起[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、壓力等參數的大幅波動或低壓泵跳車等現象發生。但結合某LNG接收站的實際情況來看,并未發生上述現象,故推測高壓泵液位大幅波動是由后一種原因引起的。理論上來說可能有下列三種情況造成泵內介質的物性發生改變。

1)進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的溫度會偏高,造成高壓泵有效氣蝕余量下降,導致其吸入口處發生氣蝕現象。

2)站內各設備和部分管線存在漏熱或熱累積現象。接收站工藝中利用保冷循環、保冷材料將管道或設備內的熱量帶走,以使管道和介質均處于低溫狀態。但如果保冷循環線失效或保冷材料破損,就會造成接收站內局部介質發生漏熱或熱累積現象,進而使該部分介質溫度升高,發生相變,最終造成壓力和液位的波動。

3)BOG氣體中N2含量超標。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,將會降低高壓泵入口管線介質的有效氣蝕余量[19-22],使之更容易發生氣蝕。

2.2.2 泵井頂部引壓管結冰情況嚴重

根據接收站儀表班現場研究發現,現場差壓變送器的安裝見圖2。

圖2 LNG高壓泵差壓變送器現場安裝簡圖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場安裝的位置,引壓點高于變送器的負壓側,且引壓管暴露于大氣中,因此在泵筒充滿LNG液體時,LNG液體會流入負壓側引壓管內,由于環境溫度遠高于LNG的沸點,因此引壓管內LNG會汽化,而引壓點處于高點,氣體將流向引壓點并進入泵筒,形成對流,導致引壓管一直處于存在液體的狀態,這為引壓管及變送器本體低溫結冰創造了條件。該過程的不斷循環就會導致結冰情況發生,且隨時間的延長而加劇,進而影響變送器的使用,甚至損壞變送器。

2.2.3 液位計測量嚴重不準

現場將高壓泵的變送器進行了校驗,顯示測量值均為42%左右,同時使用替代法更換了一臺新的變送器,其測量結果均保持一致,以此排除了變送器本身故障的可能性。經過儀表班多次現場測試和研究分析后發現,液位計測量嚴重不準的原因是正壓側引壓管內底部存在液柱,根據連通器原理計算,引壓管內液柱抵消了部分泵筒內液體造成的壓強,見圖3。

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

當正壓側引壓管無進液時:

p+=pA=p0+ρgH,p-=p0

(1)

Δp=p+-p-=p0+ρgH-p0=ρgH

(2)

當正壓側引壓管進液時，對泵筒側而言:

pA=p0+ρgH

(3)

對引壓管側而言:

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+為正壓側壓力,kPa;p-為負壓側壓力,kPa;p0為泵筒上方的壓力,kPa;pA為正壓側取壓口壓力,kPa;H為泵筒內液位高度,m;h為進液高度,m;ρ為密度,kg/m3;g為重力加速度,m/s2。

因此可知,進液高度h=0時,測量的液位為正常值,h>0時,測量的液位偏小。現場儀表班采用氣體反吹的方法將液柱吹回泵筒內,變送器測量結果為100%,但隨著時間延長測量值會逐漸下降,直至42%左右。

根據查閱資料及現場實際觀察發現,可能是因為泵筒深埋地下,且有良好的保溫措施,因此泵筒底部溫度均為LNG的溫度(約-165 ℃),引壓管內的LNG氣體逐漸液化,造成氣體壓力p+降低,根據連通器原理,液體流入引壓管,使引壓管底部溫度也達到-165 ℃,從而再次液化殘余的LNG氣體,該過程不斷循環,直到液柱到達圖3所示h的位置,由于地表溫度的傳遞,在該位置時溫度升高至臨界點,LNG氣體難以液化,最終使液柱穩定在此高度。

3 建議措施

3.1 高壓泵液位大幅波動的解決措施

1)高壓泵上游應盡量防止低壓泵和再冷凝器的供應突然中斷,下游氣化器流量或外輸量調整幅度不能過大,同時要防止下游自動調節閥大幅波動等。

2)密切關注再冷凝器的相關參數,使冷(LNG)、熱(BOG)物流的換熱量處于平衡狀態,防止氣蝕的產生。在實際操作中,現場在高壓泵的入口增設了飽和蒸氣壓差的報警監測(壓差不小于≥0.1 MPa)。

3)設備檢修或吹掃時不要連續使用大量N2向排放管道吹掃,避免這些氣體最終進入BOG總管,造成BOG中N2含量超標。

3.2 泵井頂部引壓管結冰嚴重的解決措施

通過上述分析可知,泵井頂部引壓管結冰嚴重應為安裝方式不正確導致,根據圖4可知,變送器側應高于引壓點。根據該情況,儀表班使用廢舊材料重新做了負壓側引壓管進行試驗,見圖4。

圖4 高壓泵負壓側現場安裝示意圖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,LNG也會進入負壓側引壓管,并在環境溫度下汽化成氣體,但由于藍色線部分的橋型結構,只有多余的氣體能回到泵筒,達到平衡后,只有引壓管的紅色部分為LNG的液體,而藍色部分都為氣體并保持在環境溫度下。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冰問題。

3.3 液位計測量嚴重不準的解決措施

根據上述分析,綜合各方面的意見,提出三種可能的解決方案。

3.3.1 給正壓側引壓管增加伴熱帶

高壓泵正壓側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氣體的溫度,通過熱傳導等方式,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,效果越明顯,見圖5。該方法的優點是保證了液位計能夠按照設計參數運行,缺點是伴熱帶安裝不便。

圖5 高壓泵正壓側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 改用導波式雷達液位計

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

無根部閥

此方案原理上可行,但是泵頂蓋的存在導致雷達液位計表頭安裝位置受限,而且無法安裝根部閥,遇到雷達液位計更換或檢維修的情況時,必須對泵筒進行排空置換,實際操作起來極不方便。通過查閱資料得知雷達液位計要求導波管離容器壁至少要500 mm的距離,但現場引壓管內徑是50 mm,故需要對引壓管重新改造并安裝便于操作的根部閥。

3.3.3 零點遷移

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,負壓側引壓點至液柱的高度定為量程。由現場實際情況可知,新量程為原設計量程的42%,即滿液位至零點液位的液位差為1 960.6 mm。其中聯鎖觸發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,實際液位高為 3 734.6 mm,與零點液位的液位差為1 026.2 mm,見圖7。

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

由此可知,重新定義零點和量程后,滿量程液位高1 960.6 mm,聯鎖液位高1 026.2 mm,聯鎖值為滿量程的52%。因為高壓泵實際運行時,液位不能低于聯鎖值,也就是說液位不可能比正壓側引壓管的液柱低,所以可以按上述算法換算量程和聯鎖值。換算后的量程雖然小于原量程,但相應的聯鎖液位并沒有發生變化,并且通過計算將聯鎖值的百分比換算入新量程,也沒有降低安全性能,因此可以作為一個參考方案。

4 結論

綜上所述,目前在役的LNG接收站中,高壓泵的生產運行存在諸多問題,其主要采取的措施包括嚴格控制再冷凝器運行參數、更改液位計安裝方式、在高壓泵正壓側引壓管增加伴熱帶等,某LNG接收站自投用以來,在充分吸收其它接收站先進運行經驗的基礎上,進一步對高壓泵的操作、安裝進行了相應的優化改進,并取得了明顯的效果。該站自2019年以后沒有再發生高壓泵液位大幅波動、泵井頂部引壓管結冰及液位計測量不準等現象,文章的分析和總結對未來LNG接收站高壓泵的安裝、運行及維護有較好的參考意義。