彭 超

中石油京唐液化天然氣有限公司

0 引言

在國內(nèi)天然氣需求量快速增長的大環(huán)境下[1-2]，各大能源公司資本快速布局，積極推動國內(nèi)LNG接收站建設，而已經(jīng)投產(chǎn)運行的大型LNG接收站，擴建以提高產(chǎn)能也成為必然的趨勢[3-4]。位于渤海灣北部、毗鄰京津冀城市群的唐山LNG接收站，自2011年3月投產(chǎn)運行以來，一直擔負著為京津冀地區(qū)，尤其是首都北京保供天然氣的重任。2014年12月，LNG接收站二期工程投產(chǎn)運行，在原有4臺高壓泵的基礎上增設了5臺高壓泵，同時增設了氣化設施[5]。LNG接收站最大氣化外輸能力由2 200×104m3/d提升至4 200×104m3/d，成為目前國內(nèi)氣化能力最強的LNG接收站。與國內(nèi)外其他大型LNG接收站[6-10]類似，新增設高壓泵在運行過程中也出現(xiàn)了LNG管線流量分配不均的問題，嚴重制約了LNG接收站冬季外輸?shù)姆€(wěn)定性[11-12]。通過總結唐山LNG接收站設備運行狀態(tài)和實際參數(shù)，找出影響多臺高壓泵之間流量分配的主要因素，進而對操作方式和工藝流程提出改進措施，以期更好地指導生產(chǎn)。

1 多臺高壓泵流量分配問題分析

1.1 唐山LNG接收站高壓外輸工藝流程概述

唐山LNG接收站在冬季采用閃蒸氣（Boil off Gas，BOG）再冷凝工藝流程[13-17]，再冷凝后的LNG溫度介于-156.4～-145.7 ℃[18]，冷凝后的LNG進入LNG高壓泵加壓至9.5 MPa，輸送至下游的浸沒燃燒式氣化器[19]、開架式海水氣化器[20]及冷能利用裝置[21]等氣化設備[22]進行換熱氣化，氣化后的高壓天然氣外輸至下游天然氣總管網(wǎng)。

1.2 唐山LNG接收站高壓泵的設計

唐山LNG接收站高壓泵使用的是日本日機裝（NIKKISO）公司生產(chǎn)的低溫離心泵，設計溫度為-170～65 ℃，設計壓力為13.9 MPa，額定處理能力為460 m3/h，有效氣蝕余量為3.1 m，泵氣蝕余量為0.2 m，主要部件有球軸承、低溫潛液式電機、平衡轂、擴散器、葉輪、誘導輪和底閥等（圖1）。

圖1 高壓泵結構示意圖

此設備的主要優(yōu)點是：運轉效率高、軸承損耗低、便于裝拆、不易氣蝕[23]等。對于泵本身的保護，聯(lián)鎖保護邏輯（圖2）涉及的參數(shù)有飽和蒸氣壓、泵出口流量、軸承振動、泵罐液位和電纜穿線管壓力。

圖2 高壓泵聯(lián)鎖保護邏輯圖

1.3 多臺高壓泵并聯(lián)運行風險分析

唐山LNG接收站高壓泵多臺并聯(lián)運行時，最大的風險就是在啟動、停止上下游相關設備或調節(jié)單臺高壓泵的流量時，另外某臺高壓泵可能會突然出現(xiàn)出口流量驟降的現(xiàn)象，從而引起出口流量低低聯(lián)鎖停車，造成高壓輸出總管壓力波動，甚至會對跳車高壓泵的機械結構造成損傷[24]，例如2014年某次跳車后，1號泵因誘導輪出現(xiàn)破裂返廠維修。根據(jù)實際運行參數(shù)分析這一現(xiàn)象的原因，主要有以下幾點。

1.3.1 入出口總管π形彎結構因素

根據(jù)泵結構安全間距、LNG入出口管線布置（圖3）、安全閥及附屬結構所需空間綜合考慮，唐山LNG接收站高壓泵設計間距介于7～9 m，那么9臺高壓泵所匹配的管廊直線距離至少為56 m。

基于LNG介質的低溫屬性，管線冷縮[25]產(chǎn)生的應力會帶來管線位移的風險，根據(jù)《石油化工企業(yè)管道柔性設計規(guī)范》的標準[26]，管線冷縮量的具體計算公式如下：

式中Δt表示冷縮位移，mm；L表示管段長度，mm；α表示管線鋼的熱膨脹系數(shù)，mm/(mm?℃)；ΔT表示管段溫降，℃；

根據(jù)唐山LNG接收站低壓輸出管線最低工作溫度（-160 ℃）計算，管段溫降達到180 ℃，那么：

因此，為了避免設備投用后最大設計的132 mm冷縮位移量產(chǎn)生，設計時不得不在二期高壓泵出入口總管上游加入π形彎結構以補償冷縮應力。

但是，π形彎結構同樣有負面作用，較之于直線管線，其管道壓力損失更大，尤其是在高壓泵流速突然變化時，處于π形彎下游的泵更容易出現(xiàn)抽液和排液困難的問題。

1.3.2 出口閥開度控制因素

根據(jù)可考察的設備問題記錄跟蹤分析，高壓泵出口閥開度與流量低低聯(lián)鎖跳車或故障現(xiàn)象呈相關趨勢（圖4）。

每次高壓泵流量分配問題出現(xiàn)之前，運轉高壓泵的出口閥開度往往集中在15%～30%之間，當高壓泵出口閥開度低于15%時，高壓泵往往處于單臺運轉或雙臺運轉模式，不涉及搶流量問題；而在高壓泵出口閥開度超過35%時，各高壓泵的流量普遍超過390 m3/h，接近滿負荷運轉且流速充足，也不易引發(fā)流量分配問題。

圖3 LNG入出口管線布置圖

圖4 高壓泵流量問題分布圖

以2016年某次5號高壓泵故障現(xiàn)象及測試結果為例，各高壓泵原本在320 m3/h負荷下正常運轉，但在調節(jié)匹配各高壓泵流量時5號高壓泵突然出現(xiàn)出口流量及壓力降低的情況，直至跳車。后重新啟動測試發(fā)現(xiàn)：在出口閥開度超過15%時，高壓泵出口壓力就會持續(xù)降低，但是保持出口閥開度45%以上測試運轉，則再未出現(xiàn)類似現(xiàn)象。至2019年初，5號泵未經(jīng)過任何維修且運轉正常，這也說明了出口閥開度是影響流量分配驟然變化的重要因素，尤其是π形彎附近的泵影響更加明顯。

1.3.3 最小回流管線與止回閥位置因素

高壓泵在LNG接收站處于樞紐工藝位置，上游連接核心設備再冷凝器，下游輸送至各氣化外輸設備。因此，為防止啟動瞬間對上下游工藝安全造成影響，以及保障高壓泵在非欠載狀態(tài)下運行，各LNG接收站普遍設計最小回流管線，唐山LNG接收站高壓泵出口管線的設計如圖5所示。

圖5 高壓泵出口管線圖

為了防止泵電機在最小回流管線倒流的LNG作用下引起停止狀態(tài)的高壓泵葉輪反轉，高壓泵在泵出口位置——最小回流管線上游設置了雙止回閥。但是在多臺高壓泵并聯(lián)運轉且新啟動的某高壓泵PUMP-X的入口LNG壓力不足的工況下，這一設計就會帶來問題：在高壓泵PUMP-X出口閥打開后，由于止回閥不能夠阻止其他高壓泵輸出的LNG倒流通過高壓泵PUMP-X的出口管線，PUMP-X的回流管線流量就會被其他高壓泵瞬間搶占（圖6）。

這樣一來，在倒流LNG的影響下，PUMP-X輸出的LNG壓力不足以頂開雙止回閥，就會處于危險的欠載工作狀態(tài)。以2015年某次8號泵的同類故障現(xiàn)象為例，當時其出口流量監(jiān)測示數(shù)降為0 m3/h，且現(xiàn)場泵體和止回閥位置也伴隨出現(xiàn)規(guī)律性巨烈振動和巨大響聲。

1.3.4 高壓泵氣相放空工藝流程因素

為了避免高壓泵泵井內(nèi)吸熱產(chǎn)生的BOG不斷在泵井堆積導致高壓泵氣蝕風險，國內(nèi)各LNG接收站均設計在泵井頂部設置泵井放空管線，一般選擇將產(chǎn)生的BOG放空至再冷凝器氣相[27]或通過排凈總管返回儲罐。唐山LNG接收站同時設有上述工藝管線，可以在此2種工藝流程間互相切換，在2017年之前，一般在外輸?shù)就队门艃魞蘖鞒?，在大外輸期間投用放空至再冷凝器流程（圖7）。

但是在多臺高壓泵運行時投用放空至再冷凝器流程，就相當于將高壓泵系統(tǒng)與再冷凝器氣相進行了聯(lián)通，由于再冷凝器的背壓較高，多臺高壓泵泵井內(nèi)的BOG就很難完全排凈，通常會在泵井頂部10%部分堆積。這樣一來，一旦新的高壓泵啟動或者下游高壓總管壓力突然下降，再冷凝器的氣相BOG就會瞬間返回高壓泵泵井[28]，甚至有進入高壓泵葉輪吸入口的風險，與再冷凝器臨近的泵也會出現(xiàn)抽液困難的現(xiàn)象，從而導致其LNG流量降低，只有重新調節(jié)各高壓泵出口閥開度進行再平衡才能重新穩(wěn)定流量分配。

圖6 高壓泵流量被搶占LNG走向圖

圖7 高壓泵放空至再冷凝器流程圖

2 改進建議

通過對各個因素的分析，可以得出影響高壓泵流量分配穩(wěn)定性的主要因素（表1）。根據(jù)具體的影響因素提出以下改進建議。

表1 高壓泵流量影響因素分析表

2.1 π形彎結構的改進建議

由于高壓泵實際所占用空間的必然性，π形彎結構的低壓輸出總管和高壓輸出總管在大型的LNG接收站不可避免，那么就只能在運行管理方面進行改進，以削減不利影響。唐山LNG接收站實際運行經(jīng)驗表明，啟動處于在運泵下游的高壓泵，就易出現(xiàn)在運高壓泵的流量、入口壓力及泵井液位波動情況，而啟動在運泵上游的高壓泵過程中，則幾乎不會出現(xiàn)流量及泵井液位波動現(xiàn)象。因此，在大外輸環(huán)境下，唐山LNG接收站規(guī)定了9號高壓泵至1號高壓泵的優(yōu)先啟動順序，這樣就可以最大限度地減小π形彎管結構對高壓泵的不利影響。

但這一措施也具有一定的負面效應，那就是LNG接收站長期運轉后，越是上游的高壓泵所運轉的時間就越短，在各泵的運轉時數(shù)差距增大后，其維護檢修周期就會不一致，給后期維護保養(yǎng)工作帶來麻煩而且增加成本[29]，對于進口設備高壓泵而言，這是一個不容忽視的問題。針對這一問題，可以通過在外輸?shù)景才攀褂蒙嫌胃邏罕玫拇胧┻M行控制。

2.2 出口閥開度的改進建議

在多臺高壓泵投用的大外輸環(huán)境下，各高壓泵往往處于大負荷運轉狀態(tài)，那么，增大各高壓泵出口閥的開度就十分必要[30]，否則，在出口閥小開度節(jié)流降壓的作用下，各高壓泵之間的流量分配問題就會被放大。

值得注意的是，在高壓泵出口閥開度較大時，其本身的流量調節(jié)作用就會被削弱，高壓泵出口流量的大小就會取決于下游氣化裝置的入口閥開度。因此，在調節(jié)下游氣化裝置負荷時就要注意調節(jié)速度，防止流量驟然變化引起的高壓泵超載風險。

2.3 止回閥位置改進建議

無論是LNG接收站還是LNG調峰站，高壓泵出口止回閥的設計往往是統(tǒng)一的。由于雙止回閥對高壓泵的重要作用，在日常巡檢及拆解檢修中，必須要重視止回閥的工作狀態(tài)，在高壓泵運轉時檢查止回閥附近是否具有周期性的響聲，高壓泵停機拆解后檢查止回閥是否能完全關閉、有無異物阻塞都是十分必要的。

對于即將增設二期高壓泵設備的LNG接收站，欲從根源上避免高壓泵在開啟出口閥后出現(xiàn)的欠載問題，可以考慮在最小回流支線引出點下游、高壓輸出匯管上游增設一個止回閥，就可以有效防止其他泵出口的LNG倒流回高壓泵出口管線，確保最小回流管線能夠正常工作。

2.4 高壓泵放空流程的改進建議

大外輸環(huán)境下，雖然高壓泵的工作溫度很低，每臺高壓泵入口產(chǎn)生的BOG很少，但在高壓泵啟動瞬間，泵井放空至再冷凝器氣相的工藝流程仍具有導致泵井液位迅速降低的風險。因此，對于大型LNG接收站而言，最安全的工藝方法還是將高壓泵泵井與低壓排凈總管聯(lián)通，利用儲罐的低背壓來保證高壓泵泵井始終充滿LNG。

但是，這一工藝方法同樣具有一定的不利影響，那就是會導致少量再冷凝后的熱LNG返回儲罐，增加儲罐的BOG蒸發(fā)量，降低LNG接收站工藝系統(tǒng)內(nèi)BOG的處理效率。針對這一問題，各LNG接收站都進行過相關分析論證，發(fā)現(xiàn)LNG接收站的最大BOG蒸發(fā)量往往取決于卸船期間的BOG閃蒸量，非卸船期間的BOG產(chǎn)生量對罐壓控制來說屬于次要因素，在接收站規(guī)模擴大過程中可以通過增設BOG壓縮機的方式來保證罐壓穩(wěn)定。

3 結論

在唐山LNG接收站二期高壓泵投運4年以來，管理人員從設計角度分析了行業(yè)內(nèi)普遍存在的LNG泵流量分配問題，并通過實際運行積累的經(jīng)驗，對高壓泵的運行管理進行了以下優(yōu)化改進建議：

1）合理制訂高壓泵啟動順序，大外輸環(huán)境下優(yōu)先啟動高壓輸出總管遠端的高壓泵。

2）投用合理數(shù)量的高壓泵，將出口閥開度控制在較高水平。

3）始終投用泵井放空至儲罐工藝流程，規(guī)避BOG堆積泵井影響泵罐液位穩(wěn)定的風險。

4）時刻關注高壓泵出口止回閥工作狀態(tài)，定期檢查。

對于LNG接收站增設遠期高壓泵或新建LNG接收站的設計，提出以下設計優(yōu)化建議：

1）管線π形彎結構參數(shù)計算需精確，嚴格控制π形彎的尺寸，以求盡量減少對高壓泵壓力穩(wěn)定的影響。

2）高壓泵泵井放空至儲罐的流程十分必要，即使出于節(jié)能角度考慮設置放空至再冷凝器的流程，也同樣需要設置放空儲罐流程，以供必要時進行流程切換。

3）在高壓泵最小回流支線連接點下游的合適位置增設止回閥，保證高壓泵在惡劣工藝條件或機械結構突發(fā)性故障時，能夠在非欠載工況下運轉，避免葉輪反轉、損壞風險。