LNG加气站增大潜液泵气蚀余量的工艺措施

潘成军

中国石油西南油气田公司成都天然气化工总厂，四川 成都 610213

0 前言

LNG 是目前最清洁、 环保的汽车燃料，LNG 加气站逐步推广。 LNG 加气站主要设备有LNG 储罐、LNG 加气机、增压汽化器和LNG 潜液泵［1］，主要流程有卸车流程、增压流程和加气流程［2］，在每个流程中都要启动LNG 潜液泵，经常遇到LNG 潜液泵因气蚀余量不足导致不能正常启动的情况。 本文以最常见的60 m3LNG 卧式储罐为例分析了气蚀余量不足的原因，提出了解决措施，对类似LNG 加气站具有借鉴作用。

1 潜液泵经常空载的原因

1.1 潜液泵出现气蚀征兆

在LNG 加气站的运行过程中， 控制系统经常提示LNG 潜液泵空载（或打压不足）而联锁保护，原因是LNG潜液泵出现了气蚀征兆， 抽到汽液混合物而做功很小，在3 s 内电机电流和出口压力没有达到设定值而触发联锁停机，目的是防止气蚀对LNG 潜液泵造成损伤，延长LNG 潜液泵的使用寿命。

1.2 出现气蚀征兆的原因

气蚀余量（NPSH）是指潜液泵在进口处LNG 的实际压力与LNG 在该温度时饱和蒸汽压力的差值。当气蚀余量不足时，在LNG 潜液泵启动瞬间，泵入口处的LNG 液体一方面会转化为液体的动能， 另一方面克服摩擦阻力，会产生压力损失，使压力下降，LNG 泵入口处会形成低压区，该区域LNG 的沸点降低，当LNG 温度高于其沸点时即发生剧烈沸腾，LNG 潜液泵就会抽到汽液混合物而联锁保护。

图1 LNG 加气站低温潜液泵气蚀余量分析示意图

2 潜液泵气蚀余量模型

2.1 NPSH 分析示意图

以卧式储罐、单潜液泵为例的气蚀余量分析示意图见图1。

2.2 NPSH 计算公式

NPSH=p+ph-pf-ps

式中： p 为LNG 储罐的气相压力，Pa；ph为LNG 储罐内液面至泵入口处垂直方向的LNG 液柱产生的压力，Pa；pf为LNG 储罐至泵入口管线摩擦阻力损失 （包括动压头）,Pa；ps为潜液泵进口处LNG 的饱和蒸汽压力，Pa。

3 气蚀余量下降原因

3.1 pf 基本不变

摩擦阻力损失主要由管道和管件的摩擦阻力引起，在设计时要尽量减少弯头和三通，装置一旦建成，摩擦阻力损失基本不变；而由静压头转换成动压头的压力损失变化也很小。 因此，可以把pf看成是一个常量。

3.2 ph 变化很小

ph由两部分组成，一部分是LNG 储罐的最低液位平面到潜液泵进口处LNG 液柱产生的压力，该部分压力为固定值，由设计安装高度决定；另一部分为储罐内最低液位平面以上的LNG 产生的压力，该部分压力随着LNG加气站的运行不断变化。对于60 m3的LNG 卧式储罐，ph的最低值为0.008 MPa,最大值为0.018 MPa，当LNG 储罐液位逐渐下降时，ph也逐渐降低，但变化较小。

3.3 ps 逐渐升高引起NPSH 降低

3.3.1 LNG 的相平衡数据

潜液泵在进口处LNG 的饱和蒸汽压力（ps）是其温度（T1）的函数，随着T1升高，ps不断上升。 用Antoine 方程ln(ps）=A-B/（C+T）计算甲烷的饱和蒸汽压与温度的数据见表1 （四川地区LNG 中甲烷的含量在98%以上，甲烷的相平衡数据代表LNG 的相平衡数据误差较小，可用来指导生产实践活动）。

3.3.2 泵池内LNG 温升较快

a）LNG 泵池进液管线采用真空保温， 与LNG 储罐连接的部分管线采用聚氨酯发泡料保温［3］（约1.5 m），热量通过进液管线传热给泵池内的LNG。

b）LNG 泵池上端盖没有真空保温夹层，利用密封在里面的LNG 气相进行保温， 筒体传热方式包括传导、对流和辐射等多种传热方式， 热量通过泵池筒体传热给

LNG。

c）LNG 潜液泵电机功率为11 kW，电机做功的同时会放热［4］。 泵运转过程中，放出的热量被LNG 带走；泵停止后，热量逐步传递给泵池内静止的LNG。

表1 甲烷的饱和蒸汽压与温度对应数据表

d）泵池水容积为0.08 m3，其中一半被气相和潜液泵占据，泵池内储存的LNG 很少，外界热量传入后，温度上升较快。

3.3.3 温升造成NPSH 不足

随着泵池内LNG 温度的逐渐升高，ps逐渐增大，LNG 潜液泵的NPSH 逐渐减小。当泵进口处LNG 温度上升至其对应的饱和蒸汽压ps=p+ph时，泵池内最接近相平衡状态， 泵池内压力相对稳定，LNG 潜液泵的NPSH为负值，NPSH 严重不足。

3.4 储罐压力下降造成NPSH 降低

3.4.1 卸车后储罐压力最低

LNG 槽车卸车完成后，LNG 储罐压力最低。 由于卸车时LNG 储罐进液采用上喷淋方式，储罐内的高温气相被部分液化，压力降低，同时，从工厂运输来的LNG 温度总是低于储罐内LNG 的温度，使储罐内LNG 发生对流，储罐内的温度梯度被破坏，储罐内LNG 最接近相平衡状态。

3.4.2 储罐出现温度梯度

随着热量的传入，储罐内的LNG 温度逐渐升高。 储罐内出现了温度梯度，下部温度低，上部温度高。 储罐的压力也不断上升， 且高于储罐底部LNG 的饱和蒸汽压。使用压力1.2 MPa 的60 m3LNG 卧式储罐不必担心出现LNG 翻滚现象［5］。

3.4.3 温度梯度减小造成压力下降

如果车载LNG 气瓶内温度较高的气相回到LNG 储罐的底部， 会减小LNG 储罐内的温度梯度，LNG 储罐的压力会降低，储罐的压力与储罐底部LNG 饱和蒸汽压的差值会变小。 在乐山市棉竹镇LNG 加气站， 以犍为厂LNG 为例，当加气时车载气瓶的气相回到储罐底部时，连续加注0.5 t 左右，压力下降0.1 MPa 时，就会发生气蚀报警联锁。

LNG 潜液泵NPSH 的降低，主要是潜液泵泵池内温度上升较快和LNG 储罐内压力下降造成的。

4 增大气蚀余量的工艺措施

4.1 减缓泵池内LNG 温升速率

4.1.1 做好泵池及管线保温

a） 尽量多使用真空管线， 使用聚氨酯发泡料保温时，增大管线的保温半径，使保温管不挂霜、不冒汗。

b） 法兰、低温阀门的阀体和泵池上端盖部分，经过液氮预冷、查漏、冷紧后，确认没有泄漏，最好利用有机发泡料进行保温。

4.1.2 置换泵池内的LNG

a） 长时间不加气时，一直小流量启动潜液泵，使泵池内的LNG 和储罐底部的LNG 进行置换。

b）长时间不加气时，每隔30 min 启动潜液泵1 min，置换泵池内的LNG。

4.2 闪蒸降低泵池温度

如果无法启动泵来置换泵池内的LNG，可以利用闪蒸来降低泵池内LNG 的温度。将泵池的进液和回气阀关闭，放空泵池内的气相，使泵池内压力降低，从而降低LNG 的沸点，当泵池内LNG 温度高于其沸点时，就会发生闪蒸而剧烈沸腾，沸腾吸收了LNG 的热量，使LNG 的温度下降。

4.3 温度梯度增加储罐压力

长时间将LNG 储罐底部的LNG 喷淋到储罐的上部，LNG 储罐的压力会降低0.05～0.15 MPa， 说明温度梯度能大幅提高储罐压力， 而LNG 储罐在最高液位时ph也只能增加0.01 MPa，可见，p 对NPSH 的贡献要比ph大几倍，甚至十几倍。

4.3.1 上部回气增大温度梯度

利用LNG 储罐的上部回气来增大储罐内的温度梯度。 车载气瓶内的LNG 气相回到储罐的上部，由于该部分气相温度高、密度小，在储罐内部无法形成对流，热交换效率很低，从而增大了储罐内的温度梯度，使储罐压力增加。

4.3.2 增压流程增大温度梯度

当刚完成槽车的卸车作业时，T2=T3、T2≤T1，p≤ps，NPSH=(ph-pf)+(p-ps)， 如果较长时间不加气，p-ps为负值，使NPSH 不足，一旦启动潜液泵就会出现气蚀征兆，触发联锁停机。

利用增压汽化器给LNG 储罐增压， 使温度较高的LNG 气相回到LNG 储罐的顶部， 增大LNG 储罐内的温度梯度，使p 增大，从而增大了NPSH。

4.4 增大ph 的值

当LNG 储罐内液位较低时，应及时补充LNG，使ph值增大。

5 结论

气蚀余量不足主要是潜液泵泵池内LNG 比储罐内LNG 温度升高得快，以及LNG 储罐内的温度梯度太小造成的。 增大气蚀余量的主要工艺措施是采取保温、置换LNG、闪蒸等方法以降低泵池内的温度，增加LNG 储罐的温度梯度以增加储罐的压力，及时补充储罐内的LNG以增大潜液泵的静压头。

［1］ Rush S. Submerged Motor LNG Pumps in Send-out System Service ［J］.Pumps and System,2004, （3）：32-37.

［2］ 尹劲松, 谢福寿. 橇装式LNG 加气机加气系统及计量系统的优化设计［J］. 天然气工业,2012,32（3）：105-106.Yin Jinsong,Xie Fushou.Optimization Design of Skid Mounted LNG Filling Machine Filling, System and Measurement System［J］.Natural Gas Industry,2012,32（3）：105-106.

［3］ 彭 明, 丁 乙. 全容式LNG 储罐绝热性能及保冷系统研究［J］. 天然气工业,2012,32（3）：94-97.Peng Ming, Ding Yi. Thermal Insulation Performance and Cold-insulating System Research of Total Capacity Type LNG Storage Tank ［J］.Natural Gas Industry,2012,32（3）：94-97.

［4］ 付子航. LNG 接收站蒸发气处理系统静态设计计算模型［J］. 天然气工业,2011,31（1）：83-85.Fu Zihang. Static Design Calculation Model of Boil Off Gas Treatment System for LNG Receiving Station ［J］. Natural Gas Industry,2011,31（1）：83-85.

［5］ 王良军， 刘 杨. 大型储罐内LNG 翻滚机理和预防措施［J］. 天然气工业,2008,28（5）：97-99.Wang Liangjun, Liu Yang. LNG Stirring Mechanism and Countermeasures in Large LNG Storage Tanks［J］. Natural Gas Industry,2008,28（5）：97-99.