再生气压缩机干气密封带液故障的分析与预防

程士坚，栾明煜，简霖

（新疆油田公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）

天然气深冷处理工艺中，分子筛再生系统采用脱水后的干气作为再生气，压缩机增压程度和负荷较低，有利于降低能耗，是一种较为典型的工艺流程。某气田深冷装置采用周向流压缩机作为再生气增压设备，周向流机组采用中间进气式串联干气密封，是一种非接触式原理密封机械。对于天然气压缩机干气密封运行相关的若干问题，木塔里甫、吴文姬等通过引入刚度和阻尼微分方程，研究了流体动力效应产生的密封端面间的流体膜产生和运行机理。伍小三、费江等通过软件模拟对天然气压缩机变工况运行、密封件适应性等进行了研究。

1 故障机理

1.1 干气密封带液故障因素

干气密封元件带液运行会导致泄漏、主轴磨损卡滞等，有以下故障机理：由气相带液进入密封腔容易造成的气膜动压平衡破坏、液体冲蚀等现象。动静环间气膜的动压平衡依靠气膜进行维持，当液体进入环间空间时附着在动压槽内表面等位置，导致动压效应形成受阻；由含有小于1μm的细小硬质颗粒的液滴在端面上附着并造成的微观磨损，一般呈现渐发性磨损破坏趋势。

因此，气相工质带液和前端流程分离效果差是干气密封系统故障的主要原因，需要分析工艺介质带液现象，从而提出改进措施。

1.2 气相工质带液分析

已知分子筛热吹后天然气中含有饱和水，经再生气空冷器冷凝后产生液相，有带液故障的风险。为模拟这一过程，建立HYSYS模型如图1所示。

图1 密封气工艺HYSYS流程图

模型工艺参数：压力P1=5.8MPa、温度T1=95℃、气相比例Fv=1、流量F1=1.45×105Nm3/d。将空冷器热散热量、天然气组分等边界条件代入模拟，得到不同热负荷率下脱水量、水露点间的变化关系。

根据模拟结果绘制再生气水露点-脱水量变化曲线，如图2所示。

图2 水露点-脱水量变化曲线

当空冷器热负荷为37.54%时，可将水露点控制在59.2℃左右，因此，再生气空冷器处每日脱水量大约为0.91～0.98t/d。由此推断前端来液量较大，对后端设备及密封元件将造成一定冲击。

1.3 分离器效果分析

已知再生气分离器前端的空冷器中冷凝过程会产生大量液态水滴随气流悬浮通过，水滴直径由5～100μm。再生气分离器属于立式分离器内径为0.6m，其对液滴的分离效果遵循气液沉降理论，以临界速度法有工程经验式如下：

式中，Re为气体雷诺数，无量纲；ρg为天然气密度，kg/Nm3；D为管道内径，m；Vg为天然气流速，m/s；μg为天然气黏度系数，Pa·s。

表1 空冷器入口介质组分表

式中，CD为气体携液系数，无量纲。

式中，V0为天然气临界流速，m/s；ρl为液滴密度，kg/m3；dm为理论液滴直径，m。

设液滴直径有100μm、50μm、25μm、10μm、5μm，通过公式（3）计算临界流速，见表2。

表2 不同液滴直径下的临界流速

从计算结果得Vg=1.027m/s，因此液滴直径≥50μm的液滴在再生气分离器内能够得到有效的分离，其余小粒径液滴则难以通过重力分离。将对应液滴质量与正态分布概率值计算得液滴直径dm＜50μm无法被分离的概率约为5.2%，则脱水量中的5.2%，即再生气空冷器冷凝温度为35℃时日脱水量为0.91t/d，有47.3kg/d的冷凝水无法分离，将对后端密封元件造成不利影响。

2 对策分析

2.1 机组前端除液措施

通过上述分析，需要进一步增强再生气分离器效果。设分离器顶部采用SP型丝网除沫器，孔径为0.23×10-3m，根据流体斯托克斯数St计算公式与分离效率简化公式，可得各液滴直径下的分离效率：

式中，St为天然气斯托克斯数，无量纲；u为气相实际流速，m/s；dd为气相带液液滴直径，m；dw为丝网孔径，m。

液滴分离效率简化公式：

式中，ηn为液滴分离效率，无量纲。

通过公式（5）计算得到丝网对25μm、10μm、5μm液滴的分离效率，参考液滴直径的正态分布规律，得到无法分离的残液质量，结果见表3。

表3 不同直径液滴对应的分离效率及残液质量

经分析，加装高效丝网除沫器后无法分离的液滴质量由47.3kg/d下降到9.7kg/d，提高了液滴分离效率。

2.2 密封气系统防凝措施

干气密封的密封气系统管路主要指主密封以外的辅助管路及仪表，通常采用仪表架布置方式。根据压力管道沿程温降公式计算管线终点温度TL：

式中，T0为环境温度，K；T1为管线起点温度，K；L为管道计算长度，m。

其中，系数a的计算方法为公式（7）：

式中，Dw为管道外直径，m；K为总传热系数，W/(m2·K)；Q为天然气质量流量，kg/s；Cp为天然气定压热容，J/(kg·K)。

由等效管长、管径、传热系数等数据算出沿程温降，根据经验估计各管件处的温降为0.5℃。结合公式（7）计算，设定环境温度为极端条件-40℃，则进密封腔前的温度降为53.66℃。根据1.3节分析结果，此处将出现液相，对此应增加沿管线保温伴热，需求计算如下：

式中，q为管道散热通量，W/m；ΔT为管道内介质与外壁温差，K；ε为不均匀系数，无量纲。

根据公式（8）计算，当环境温度取极端温度-40℃，保温层厚度为30mm时，考虑不均匀系数ε取2，得到管线保温层散热通量为46.9W/m。通过核算温降△T可以控制在4℃以内，从而避免凝结液滴。因此，改进措施为全线保温电伴热，增配密封气电加热装置，再将电加热器设定温度高于露点20℃以上，实际操作中可加热至75～80℃，以扩大安全裕量。

3 效果模拟验证

为验证各防凝措施下的具体效果，设压缩机出口分流比为97:3，同时将温损、部件尺寸等量化带入HYSYS模型，得到系统各处物流含液情况，如图3所示。

图3 密封气系统各部位除液效果对比

图中case1表示当丝网除沫器、管路保温伴热、密封气末端电加热等防护措施均不到位时的情况，作为对照组其末端液量为2.64kg/d，将导致设备出现损坏；case2表示仅采取常规管路保温措施情况下的末端带液情况，最终带液量为0.96kg/d，较对照组模拟结果下降了64%左右，但仍不利于设备长期运行；case3代表除液措施完备的条件下的模拟结果，可见最终进入密封原件的游离水量为10g/d，对设备影响可忽略不计，说明上述除液措施具备有效性。

4 结语

再生气压缩机干气密封主要故障模式为工质带液导致的为动静环磨损，对于分子筛再生气压缩机而言，由于来气含有饱和水，机组干气密封带液故障发生的风险较高。通过理论计算分析，可以通过增加丝网除沫器等内构件的方式优化前段分离器分离效果、加强机组保温防凝措施以及强化密封气仪表系统加热和保温等方式，可有效降低带液故障风险，保障干气密封元件及设备运行安全。