液化天然气高压泵泵井液位波动的原因分析及措施

上海液化天然气有限责任公司 李世斌

液化天然气高压泵泵井液位波动的原因分析及措施

上海液化天然气有限责任公司 李世斌

通过对上海液化天然气接收站高压泵泵井液位大幅波动的原因进行分析，指出泵井内介质LNG物性发生变化是高压泵泵井液位大幅波动的重要原因之一，并提出了相应的改进和防范措施。

LNG 接收站 高压泵 液位波动

为适应经济发展以及环境保护对优质能源的需求，最近几年，我国在沿海地区大规模投资兴建液化天然气接收站，以引进洁净、环保的绿色能源——液化天然气(简称LNG)。在已经投入运行的LNG接收站中，发现高压泵泵井(高压泵吸入罐)的液位有时会出现大幅波动，严重时会造成高压泵停机，外输中断，对生产和设备安全都造成严重的威胁。本文通过一些相关现象的分析，总结可能造成高压泵泵井液位波动的原因，并提出相应的改进措施。

1 工艺简介

LNG接收站外输工艺流程如图1所示。

图1 LNG接收站外输工艺流程示意

液化天然气一般在-160℃、常压(一般在微正压15 kPa左右)的条件下储存在LNG储罐，由于外部热量的渗入会产生一定量的蒸发气(BOG)。这些BOG气体汇入BOG总管，然后经过BOG压缩机加压到0.8 MPa以上，再进入再冷凝器被LNG吸收变成液体。

储罐里的LNG通过罐内泵增压到1.0~1.4 MPa，分两路输送到再冷凝器。一路进入再冷凝器顶部吸收经过压缩机加压的BOG，吸收BOG后的LNG从再冷凝器底部出来和另外一路LNG汇合进入高压泵，经高压泵再次加压到大约10 MPa后输送到汽化器加热气化，变成气体的天然气最后经过外输管道送到各门站和终端用户。

2 现象及原因分析

2.1 现象

在正常生产的过程中，LNG经罐内泵输送到再冷凝器和高压泵井，再冷凝器和高压泵泵井连通，以保持高压泵的吸入口有足够的液位和入口压力。在某些情况下，运行的高压泵泵井的液位会瞬间下降(备用的高压泵泵井液位也会有相同的现象)，大幅波动，触发高压泵联锁停机保护功能，从而引起整个接收站生产的大幅波动、甚至停产。有些接收站频繁发生这种现象，上海LNG接收站从投运到2012年，也发生过2次这种现象。

2.2 原因初步分析

一般来讲，如果仪表正常，高压泵井液位波动反映的是高压泵的输送介质供应不足，或者是压力不稳定，工艺上可能有两种原因：

(1)因高压泵上游、下游生产的波动，物料供应不平衡。

(2)进入高压泵井的LNG物性发生改变(如温度的升高等)，有效汽蚀余量降低，在泵入口产生汽蚀，或者介质直接发生相态变化，引起压力和液位波动。

如果是第一种原因，一般伴有低压泵突然停运、再冷凝器液位波动等现象，或者高压泵下游的流量或压力大幅波动等。经对上海LNG接收站发生高压泵泵井液位波动时的操作参数进行分析，不属于这种情况，但这种情况在其它LNG接收站发生过。

如果是第二种原因，由于操作中没有参数直接反映LNG相态和装置汽蚀余量的变化，所以相对第一种原因它更隐蔽，发生事故时也更突然，产生的影响也更大。

2.3 高压泵介质临界汽蚀压力和温度的计算

高压泵介质的临界汽蚀压力和温度，就是泵开始汽蚀时介质所对应的饱和压力和饱和温度。如图2所示装置汽蚀余量(NPSHa)和泵汽蚀余量(NPSHr)的关系。

图2 NPSHa和NPSHr的关系

从图2可知：

NPSHa＝NPSHr 泵开始汽蚀(临界汽蚀)

NPSHa＜NPSHr 泵严重汽蚀

NPSHa＞NPSHr 泵无汽蚀

NPSHa——装置汽蚀余量又叫有效汽蚀余量；

NPSHr——泵汽蚀余量，又叫必需的汽蚀余量或泵进口动压降；

装置汽蚀余量(NPSHa)方程式为：

式中：NPSHa——装置汽蚀余量又叫有效汽

蚀余量，m；

ps——泵进口断面至基淮面上的绝对压力，kPa；

vs——泵进口断面至基淮面上的平均流速，m/s；

pv——泵内液体工作温度下的饱和蒸汽压，kPa；

ρ——介质标准状况下密度，kg/m3；

g——重力常数，取9.8 m/s2。

(1)式中装置汽蚀余量NPSHa仅与泵进口的参数有关，而与泵本身的结构和参数无直接关系。一旦泵的吸入装置条件确定，即装置吸入液面绝对压力pA，几何吸上高度H吸，吸入管路水头损失h吸以及流量和温度等条件确定后，NPSHa就是一个定值，并可通过式(2)计算：

式中：pA——装置吸入液面绝对压力，kPa；

vA——吸入液面上的速度，m/s；

H吸——几何吸上高度，m；

h吸——吸入管路水头损失，m；

pv——工作温度下液体的蒸汽压，kPa；

ρ——介质标准状况下密度，kg/m3；

g——重力常数，取9.8m/s2。

表1 上海LNG接收站高压泵操作条件及性能设计参数

(2)式中第1个等号后第一项表示吸入液面上的压力能头，第2项为吸入液面上的速度能头，但通常吸入液面截面很大以至于速度约为零，故常将此项忽略不计，第3项为泵的几何安装高度，即泵吸入口轴线与吸入液面间的位能差，第4项为吸入管路的摩阻损失，第5项为工作温度下液体的蒸汽压能头。

当NPSHa=NPSHr时，代入上海LNG接收站相关实际参数(此计算假设LNG是单一纯净的理想液体)，计算得：pv=0.8646 MPa(绝对压力)，即表压0.7636 MPa，该压力所对应的饱和温度约-130 ℃。

从2.3的计算可以看出，高压泵入口在压力0.82 MPa下，吸入介质LNG饱和压力必须低于0.7636 MPa，才能保证NPSHa＞NPSHr，高压泵入口才不会发生汽蚀；如果用温度来比较更直观，就是高压泵在入口压力0.82 MPa下，介质温度必须低于-130 ℃，高压泵入口才不会发生汽蚀。

2.4 比较分析

2011年抽取再冷凝器和高压泵的实际操作参数样本见表2。

表2 2011年再冷凝器和高压泵的实际操作参数样本

如表2所示2011年再冷凝器和高压泵操作参数样本中第1组数据，当外输量比较低时，BOG压缩机负荷在75%，高压泵入口压力0.79 MPa，操作温度则达到-129 ℃，通过2.3的计算表明，在该条件下NPSHa≤NPSHr，已经处在汽蚀临界区，也就是说在该操作条件下高压泵的吸入口有可能已经发生汽蚀。而在第4组数据中，外输量较大，处理同样量的BOG，高压泵入口温度是-146℃，已经远离泵汽蚀区。

这说明在处理同样量的BOG气体时，因为外输量小，造成高压泵入口介质的温度上升，物性发生变化，有效汽蚀余量下降，达到一定程度就可能发生汽蚀。

在实际操作中有三种情况会造成高压泵井内LNG物性变化：

(1)再冷凝器BOG处理量相对外输量较大。再冷凝器有一个重要作用是将接收站储存过程中因热渗漏产生的蒸发气(BOG)进行回收再冷凝。BOG气体经收集总管后进入压缩机增压到0.8 MPa以上，温度在20~140 ℃，然后进入再冷凝器被过冷的LNG混合吸收变成液体。如果BOG量过大，而外输LNG量过小，没有足够的LNG提供冷量冷凝BOG气体，那么混合后的液体可能温度过高，pv值升高，NPSHa下降，在高压泵的吸入口容易发生汽蚀。

(2)高压泵设备和管线可能存在较多的热渗漏或热累积。在工艺设计中一般会考虑利用冷循环或重力自循环将管道或设备内热量带走，保持管道和管道内的介质冷态。如果冷循环不畅通或重力自循环不畅，不能有效带走外界渗透进来的热量，就会造成设备和管道局部热量累积，此处的介质就会变的过热，这些热的介质达到一定程度会突然发生相变，并造成压力和液位的波动。如果这台高压泵正在运行，过热介质流经泵时会引起汽蚀(特别是在高压泵启动时尤为明显)。

(3)BOG气体中含有大量的氮气。由于氮气相对于天然气有更低的液化饱和温度，如果再冷凝器所处理的BOG气体中含有大量的氮气，这些氮气可能被携带进入高压泵入口管线并降低有效汽蚀余量。

3 措施

3.1 测量仪表的安装

低温介质液位测量计的引压管安装需要加长并呈倒U形，以利于低温液体进入引压管线后充分气化，所测位置的压力更真实。

3.2 高压泵上、下游压力和流量应保持相对平稳

高压泵上游尽量防止低压泵和再冷凝器的供应突然中断，下游汽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。

3.3 再冷凝器和外输量的调整

再冷凝器是处理BOG的设备，调整再冷凝器的操作，使BOG的处理量和外输量相匹配，或者在外输量低时保持一个最小的外输量使之能处理全部的BOG量，保证进入高压泵井的LNG有足够的装置汽蚀余量非常重要。

在实际操作中，可以监测介质实际压力和在实测温度下的饱和压力之差来判断介质是否在汽蚀临界区(这需要引入一定的计算)，有些接收站为操作安全起见，防止高压泵入口发生汽蚀，要求高压泵入口实际压力p实-pv＞100 kPa；在压力稳定的情况下也可以通过比较高压泵入口温度和pv所对应的饱和温度值进行判断。

3.4 出、入口管线防止过多的热渗漏或热积累

防止过多的热渗漏或热积累，主要是设备和管线的保温层的完好情况以及在备用状况下保持一定量冷循环或重力自循环带走热量，防止热累积。还要注意现场是否有管线盲端不能有效带走热量。

3.5 工艺操作中防止大量的氮气进入BOG总管

防止大量的氮气进入BOG总管主要是设备检修或吹扫时不要连续使用大量氮气向排放管道吹扫，这些气体最终会进入BOG总管。

4 结语

综上所述，造成液化天然气接收站高压泵泵井液位波动的因素很多，但主要原因有两点：一是因高压泵前后物料供应失衡，导致液面波动；二是进入高压泵井的LNG物性发生变化(例如介质温度升高或过热，混入氮气等)，发生相变或者降低了装置汽蚀余量造成泵发生汽蚀，引起压力和液位波动等。后一点隐蔽性较强，发生后造成的影响也更大，因此要特别注意。在日常操作中应保持好外输量与BOG处理量的匹配，设备和工艺管线的冷循环要畅通，防止热累积，不要大量带入氮气等，在监控上面还可以引入比较直观的参数帮助操作监控。上海LNG接收站自投用以来，在吸收其它接收站经验的基础上，对再冷凝器和高压泵的操作上进行了相应的改进，取得了明显的效果，2012年以后没有再发生运行中的高压泵泵井液位突然波动的情况。

Analysis on the Level Fluctuation of LNG HP Pump Well and Countermeasures

Shanghai LNG Co., Ltd. Li Shibin

By analyzing the reason of level fluctuation of LNG HP pump well of Shanghai, the paper points out that the physical properties of substances in HP pump well is the main reason, and puts forward corresponding countermeasures.

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