LNG加氣站低溫離心泵氣蝕控制與預防

摘要

分析了 LNG 加氣站低溫離心泵氣蝕發(fā)生的原因和不利影響。通過對 NPsHA 和 NP S HR 的論述，提出了低溫離心泵氣蝕判定方法。最后，提出了 LNG 加氣站低溫離心泵氣蝕控制與預防的技術(shù)措施。

摘　要：分析了LNG加氣站低溫離心泵氣蝕發(fā)生的原因和不利影響。通過對NPsHA和NPSHR的論述，提出了低溫離心泵氣蝕判定方法。最后，提出了LNG加氣站低溫離心泵氣蝕控制與預防的技術(shù)措施。

關(guān)鍵詞：低溫離心泵　氣蝕　可用氣蝕余量NPSHA　必需氣蝕余量NPSHR

Cryogenic Centrifugal Pump Cavitation Control and Prevention of LNG Filling Station

Abstract：Analysis of LNG filling station causes cryogenic centrifugal pump cavitation and adverse effects．Based on the NPSHA and NPSH R are discussed．presents cryogenic ce+ntrifugal pump cavitation determination method．Finally，put forward the technical measures of LNG filling station cryogenic centrifugal pump cavitation control and prevention．

Keywords：cryogenic centrifugal pump cavitation net positive suction head required

氣蝕是LNG加氣站離心泵常發(fā)生的現(xiàn)象，對LNG加氣站設備設施(尤其是離心泵)損害很大，對LNG加氣站生產(chǎn)運行可靠性、安全性、經(jīng)濟性產(chǎn)生巨大不利影響的現(xiàn)象。LNG加氣站離心泵發(fā)生氣蝕時，離心泵的揚程、流量、功率、效率等都會發(fā)生大幅下降，甚至是離心泵斷流停止運轉(zhuǎn)。更為嚴重的是，如果離心泵長期在氣蝕的情況下運轉(zhuǎn)，離心泵的葉輪、泵軸、軸承等將發(fā)生嚴重磨損和損害，甚至造成離心泵報廢。因此，LNG加氣站在設計、制造、安裝、運行過程中應當采取積極措施預防其發(fā)生。

1　氣蝕發(fā)生的原因和后果

由低溫離心泵的工作機理我們知道，離心泵在運轉(zhuǎn)過程中，液化天然氣在葉輪的帶動下，不斷從離心泵葉輪入口處向葉輪邊緣快速流動，在此期間，離心泵吸入口至葉輪進口處因液化天然氣的突然轉(zhuǎn)移而造成壓力相對降低。正是源自于這些部位壓力的降低，才使得泵池中的液化天然氣在相對高壓的作用下源源不斷進入這些部位，保障了離心泵的連續(xù)運轉(zhuǎn)。但是問題是，如果這些部位(尤其是葉輪進口處)的壓力降低到液化天然氣的飽和壓力(也是開始汽化的臨界壓力)之下時，液化天然氣將發(fā)生一定程度的氣化。一定量的液化天然氣發(fā)生氣化后，產(chǎn)生的天然氣氣泡在液化天然氣的帶動下向葉輪邊緣移動。但是，在液化天然氣向葉輪邊緣流動的過程中，葉輪不斷向其做功，因此液化天然氣的壓力是不斷增大的。當液化天然氣的壓力重新大于其飽和壓力時，先前氣化的天然氣氣泡將會重新凝結(jié)液化。天然氣氣泡在凝結(jié)潰滅的過程中會形成大量的空穴，使得氣泡周邊的液化天然氣高速補充而來。這些不同方向高速而來的液體，互相撞擊，在空穴周邊產(chǎn)生很高的壓力，嚴重阻礙了其他液化天然氣的正常流動。同時，如果所謂的空穴足在葉輪周邊產(chǎn)生的，相當比例的高速補充而來的液化天然氣會向“彈雨”一般，連續(xù)擊打葉輪表而。如果長期擊打，葉輪表面會不可避免的產(chǎn)生破壞，形成蜂窩狀麻點，甚至導致葉輪剝蝕、破裂，造成嚴重事故。上述這種因液化天然氣氣化、凝結(jié)、撞擊而產(chǎn)生的高頻率、高壓力、高強度沖擊，伴隨一定程度振動和噪音，并對離心泵造成損害的現(xiàn)象，統(tǒng)稱為離心泵的氣蝕。

離心泵氣蝕現(xiàn)象的發(fā)生，對液化天然氣加氣站的正常生產(chǎn)運行影響巨大，并且?guī)碇T多不利影響或后果，筆者特地做了一些總結(jié)：

(1)液化天然氣離心泵運行過程中，氣蝕剛剛開始發(fā)生時，葉輪處壓力降相對較低，液化天然氣氣化數(shù)量較少，產(chǎn)生的氣泡和影響區(qū)域也較小，所以對低溫離心泵的運行性能并沒有明顯的影響；當氣蝕發(fā)展到一定程度時，離心泵的揚程、流量、功率、效率等性能明顯下降，離心泵發(fā)生振動、噪音；當氣蝕再進一步發(fā)展時，離心泵的揚程、流量、功率、效率等性能劇烈下降，如圖1，直至不能滿足加氣站生產(chǎn)工藝的需求，造成離心泵停止工作。

LNG加氣站低溫離心泵氣蝕控制與預防

a)發(fā)生氣蝕之后，多數(shù)液化天然氣離心泵的流量會進行忽高忽低的振蕩，同時伴隨泵出口壓力忽高忽低。忽高忽低的流量振蕩除對管路系統(tǒng)本身造成沖擊之外，更重要的是對LNG加氣機中的質(zhì)量流量計造成的沖擊和影響。質(zhì)量流量計進行精確計量的前提之一是：進入質(zhì)量流量計(內(nèi)部有兩根管)的流體分布要穩(wěn)定、均勻，否則計量精度受到的影響較大，計量不準確，而且對質(zhì)量流量計造成沖擊損害。另外，如果當?shù)土髁空袷帟r間過長時，離心泵流量有可能低于質(zhì)量流量計設定的流量下限(低于該值一定時間加氣機判定加氣結(jié)束)，加氣機提前結(jié)束加氣，造成車輛加不滿氣或需要進行多次重復加氣。更為不利的是，當出現(xiàn)這種現(xiàn)象時，部分一線操作人員，為減少麻煩，采取降低質(zhì)量流量計設定的流量下限、延長判定限制時間等措施維持加氣站運行，其實這是默認氣蝕發(fā)生、進一步促進氣蝕發(fā)生的錯誤手段，目前這種現(xiàn)象在很多加氣站當中都有存在。另外，降低質(zhì)量流量計設定的流量下限很可能延長加氣時間，反而不利于提高生產(chǎn)效率。

b)LNG加氣站在加氣過程中，如果LNG汽車車載氣瓶壓力較高且未進行氣相回流，此時低溫離心泵揚程需要維持較高的水平，以此來克服車載氣瓶的氣相壓力、管路流動損失，這樣才能確保液化天然氣的壓力“頂開”加氣管路中的單向閥門。如果此時發(fā)生氣蝕，導致離心泵揚程進行忽高忽低的振蕩，那么加氣壓力亦隨之振蕩，有可能導致流路自動切斷，加氣自動停止。這類“加氣停止”的原因引發(fā)的條件不同于流量振蕩所引發(fā)的，但是其對質(zhì)量流量計造成不利影響確基本相同，在此不做贅述了。

c)如果氣蝕現(xiàn)象比較嚴重，那么離心泵的流量會劇烈下降，那么電流也會隨著離心泵軸功率的劇烈下降而下降，甚至出現(xiàn)空載。如果電流低于系統(tǒng)設定的保護電流下限值，且持續(xù)時間超過允許的延遲時間，離心泵也會自動停機。

d)國內(nèi)很多加氣站因LNG儲罐距離LNG泵池較遠且LNG儲罐未做加高處理，操作技術(shù)人員基于預防氣蝕現(xiàn)象的發(fā)生，將LNG加氣站低溫離心泵的轉(zhuǎn)速設定較低，雖然可以有效預防氣蝕，也可以在一定程度上提高LNG儲罐的容積利用率，但是根據(jù)離心泵的相似定律，流量、揚程勢必隨之而降，容易導致加氣速度慢、加不滿氣。因此這種方式是以生產(chǎn)效率換生產(chǎn)可靠的方式，存在一定的缺陷。相反，如果提高轉(zhuǎn)速，那么LNG儲罐的容積利用率就會有一定程度的下降。國內(nèi)部分LNG加氣站單臺儲罐的容積上限為60m3，如果容積利用率下降，很可能導致無法一次性卸完一車LNG。

e)目前LNG運輸槽車儲罐底部與加氣站離心泵頂部基本處于同一水平高度，而且一般采用軟管卸車(流動阻力相對較大、距離較大)且需要跨過圍堰，同時卸車流路當中的閥門較多，因此多數(shù)加氣站在運行過程中，卸車接近結(jié)束時(液位過低)更易發(fā)生氣蝕，容易導致卸車不干凈，貿(mào)易計量誤差較大。其實本條與上條容積利用率下降的原因一致，主要是因為LNG液位下降，導致可用氣蝕余量下降而產(chǎn)生的。

f)如果在低溫離心泵啟動前，沒有進行預冷或者預冷沒達到要求或者管路系統(tǒng)保溫能力下降，進入離心泵葉輪進口處的液化天然氣溫度要比儲罐中的溫度高，意味著葉輪進口處液化天然氣的飽和壓力相對高于儲罐中的液化天然氣飽和壓力，因此氣蝕的預防工作難度相對高一些。所以液化天然氣加氣站在設計、安裝和運行過程中，需要高度重視管路系統(tǒng)的保冷和離心泵啟動前的預冷工作。

g)從氣蝕發(fā)生的傾向性來看，卸車時容易發(fā)生在接近卸車結(jié)束時，加氣時容易發(fā)生在車載氣瓶快要加滿或者沒有氣相回流的情況下。

(2)當發(fā)生氣蝕時，因氣泡潰滅導致的液化天然氣撞擊葉輪等零部件，會產(chǎn)生各種頻率的振動和噪音。因此，現(xiàn)場操作人員除了可以聽見泵池內(nèi)有一定程度的高頻噪音外，還能觀察到泵池的振動。而高頻振動又會進一步促進更多的液化天然氣氣化，造成惡性循環(huán)，使得離心泵的振動進一步加重。離心泵在正常運行時，泵軸受到的徑向力、軸向力均衡，泵軸基本是做垂直的定軸高速旋轉(zhuǎn)。發(fā)生振動后，離心泵泵軸出現(xiàn)偏心旋轉(zhuǎn)，泵軸受力不均勻，其與軸承的摩擦加劇，造成泵軸、軸承磨損嚴重，使用壽命降低。之前，國內(nèi)早期(2007年～2010年)的撬裝式LNG汽車加氣站，多數(shù)采用儲罐、泵撬、加氣機共撬的設計方式，使得儲罐和泵池基本在同一水平面上安裝，儲罐到泵池的液位高度不夠。尤其是當儲罐中液體剩余不多時，低溫離心泵在運轉(zhuǎn)時較易發(fā)生氣蝕。所以這一批LNG加氣站離心泵的泵軸、軸承以及相關(guān)零部件，磨損普遍較為嚴重，部分加氣站不得己做了泵軸更換。筆者曾經(jīng)主持建設、運營的國內(nèi)第一座撬裝式液化天然氣加氣站(2007年投產(chǎn))，在歷經(jīng)近5年的運行中，飽受氣蝕的“折磨”，嚴重到給LNG公交車加不滿氣的地步。迫不得已，于2012年春季徹底更換了泵軸和相關(guān)配件，為氣蝕共計埋單28365元、停產(chǎn)4天。

(3)一般情況下，低溫離心泵的葉輪進口處，遭受氣蝕的時間最早、程度最為嚴重，葉輪金屬表面也容易出現(xiàn)麻點等現(xiàn)象。出現(xiàn)這種現(xiàn)象之后，液化天然氣與葉輪的摩擦損失增大，流量也會出現(xiàn)一定程度的下降。

(4)低溫離心泵發(fā)生氣蝕后，泵池會產(chǎn)生一定頻率的振動，而泵池主要是通過螺栓、法蘭等與進出口管路系統(tǒng)、安裝基座進行剛性崮定的。因此，這些振動必然會影響到泵池周邊的一些設備，尤其是各類閥門、法蘭，容易影響其密封性。

2　氣蝕余量與氣蝕判斷

在液化天然氣加氣站行業(yè)當中，往往出現(xiàn)這樣的情況：兩座完全一致的LNG加氣站，即相同的規(guī)模、相同的設計、相同的管道布局等情況下，僅僅是因選用的低溫離心泵品牌或型號不同，而導致氣蝕發(fā)生的頻率和程度不同，這說明氣蝕的產(chǎn)生和低溫離心泵本身有密切的關(guān)系；而同一座LNC加氣站中的同一臺低溫離心泵也可能存在有時發(fā)生氣蝕有時不發(fā)生氣蝕的情況，這說明氣蝕的產(chǎn)生不僅僅和離心泵本身有關(guān)系，還與離心泵之外的因素(儲罐液位、閥門開啟程度、保溫、液體問題等)有關(guān)系。由此可見，低溫離心泵氣蝕現(xiàn)象的發(fā)生是由離心泵本身和泵外因素兩方面決定的，預防和控制離心泵氣蝕的發(fā)生也應從這兩個方面進行考慮。

2．1　可用氣蝕余量NPSHA

氣蝕之所以會發(fā)生，主要的原因在于低溫離心泵葉輪進口處的液化天然氣壓力小于其飽和壓力(全稱為飽和蒸汽壓力)，因此預防氣蝕的發(fā)生就要采取一定的技術(shù)措施，確保離心泵運行時葉輪進口處的液化天然氣壓力高于其飽和壓力。一般情況下，為了使低溫離心泵在運轉(zhuǎn)過程中不發(fā)生氣蝕，將離心泵吸入口處的液化天然氣所具有的超過其飽和壓力的富裕能量，稱之為可用氣蝕余量，用NPSHA表示，根據(jù)以上定義即有：

NPSHA=(Pr/rg)+(v2r/2g)-(Pb/rg)

式中：Pr為低溫離心泵吸入口處液化天然氣的壓力，單位Pa；

Pb為低溫離心泵葉輪進口處液化天然氣的飽和壓力，單位Pa；

vr為低溫離心泵吸入口處液化天然氣的平均流速，單位m／s；

r為液化天然氣液態(tài)密度，單位kg／m3；

g為重力加速度，一般取值9.807，單位m／s2。

根據(jù)流體力學伯努利方程，結(jié)合圖2，可有：

(Pr/rg)+(v2r/2g)+Hr=(P0/rg)+(v20/2g)+H0-DH

LNG加氣站低溫離心泵氣蝕控制與預防

經(jīng)過變換：

(Pr/rg)+(v2r/2g)=(P0/rg)+(v20/2g)+(H0-Hr)-DH

式中：Pr為低溫離心泵吸入口處液化天然氣的壓力，單位Pa；

vr為低溫離心泵吸入口處液化天然氣的平均流速，單位m／s；

P0為液化天然氣儲罐中液化大然氣的氣相壓力，單位Pa；

v0為液化天然氣儲罐中氣液分界面處液化天然氣的平均流速，單位m／s；

H0為液化天然氣儲罐中氣液分界面距離地面的垂直高度，單位m；

Hr為低溫離心泵吸入口處距離地面的垂直高度，單位m；

DH為液化天然氣自儲罐中氣液分界面處至離心泵吸入口處的流動損失折合量，單位m；

r為液化天然氣液態(tài)密度，單位kg／m3；

g為重力加速度，一般取值9.807，單位m／s2。

在上式中，可以認為v0=0，同時令H0-Hr=Hg(Hg的基本含義為液化天然氣儲罐中氣液分界面至低溫離心泵吸入口處的垂直高度，以下簡稱離心泵吸入口處液位高度)，可有：

NPSHA=(P0-Pb)/rg+Hg-DH

式中：

P0為液化天然氣儲罐巾液化天然氣的氣相壓力，單位Pa；

Pb為低溫離心泵葉輪進口處液化天然氣的飽和壓力，單位Pa；

Hg為離心泵吸入口處液位高度，單位m；

DH為液化天然氣自儲罐中氣液分界面處至離心泵吸入口處的流動損失折合量，單位m；

r為液化天然氣液態(tài)密度，單位kg／m3；

g為重力加速度，一般取值9.807，單位m／s2。

根據(jù)上式，可以得知：液化天然氣低溫離心泵可用氣蝕余量的大小與以下因素有關(guān)：

a)與液化天然氣儲罐的氣相壓力與低溫離心泵葉輪進口處液化天然氣的飽和壓力的差值有關(guān)系。一般情況下，在氣液相之間傳熱、傳質(zhì)達到平衡后，LNG儲罐中的氣相壓力就是儲罐中的LNG的飽和壓力，只要LNG的溫度、氣質(zhì)構(gòu)成成分不發(fā)生變化，LNG的飽和壓力就是穩(wěn)定的，因為在密閉的空間當中，飽和壓力的大小是由液體溫度決定的。如果LNG儲罐至LNG泵池之間的絕熱保冷性能較好，可以視為LNG由儲罐氣液分界面處至離心泵吸入口處流動的過程中，LNG的溫度不發(fā)生變化，即可以認為P0=Pb。但是，如果LNG儲罐至LNG泵池之間的絕熱保冷性能較差，LNG由儲罐氣液分界面處至離心泵吸入口處流動的過程中，LNG的溫度將有所上升，因此可以認為P0<Pb。另外，如果LNG儲罐處于自增壓的過程中，或者是自增壓剛剛結(jié)束，則因為液化天然氣的氣相壓力高于儲罐中的LNG的飽和壓力，那么有可能出現(xiàn)P0>Pb的情況。因此，在進行NPSHA的計算過程中，P0、Pb兩者的大小關(guān)系要進行具體的分析，不過多數(shù)情況下，可以認為P0=Pb。

b)與離心泵吸入口處液位高度Hg有關(guān)系。Hg的大小與液化天然氣低溫離心泵本身的結(jié)構(gòu)沒有必然的關(guān)系，但是同液化天然氣儲罐的型式(立式、臥式)、液化天然氣儲罐安裝方式(地上式、地下式、半地下式)以及液化天然氣儲罐中的儲存量有密切的關(guān)系。根據(jù)公式，這個高度越大越好。首先，這也是為什么液化天然氣加氣站在高液位時不容易發(fā)生氣蝕、而在低液位時容易發(fā)生氣蝕的根本原因。其次，如果液化天然氣加氣站采用立式LNG儲罐，其NPSHA將遠大于臥式LNG儲罐的NPSHA。因此從技術(shù)角度來說，液化天然氣加氣站在預防氣蝕方面，采用立式儲罐具有明顯的優(yōu)勢。再次，如果采用臥式LNG儲罐，那么應將I,NG{h若罐抬高一定高度，以此滿足氣蝕預防的要求。

c)與液化天然氣自儲罐中氣液分界面處至離心泵吸入口處的流動損失折合量有關(guān)系。所謂流動損失主要包括沿程阻力損失和局部阻力損失，因此，流動損失的大小主要同液化天然氣儲罐至泵池之間的管路長度、管壁光滑程度、彎管數(shù)量、閥門數(shù)量等因素有關(guān)。為減少此段管路的流動損失，提高離心泵的NPSHA，LNG儲罐至泵池之間的管路應盡量縮短，并且相應的閥門、彎管越少越好。

綜上所述，對液化天然氣加氣站而言，為盡量提高低溫離心泵的NPSHA，預防氣蝕現(xiàn)象的發(fā)生，應從加氣站設計、儲罐選型和安裝、管道布局和保溫等多方面進行考慮。

2．2　必需氣蝕余量NPSHR

NPSHA表征的是離心泵吸入口處的液化天然氣所具有的超過其飽和壓力的富裕能量，而非離心泵葉輪進口處的液化天然氣所具有的超過其飽和壓力的富裕能量。而實際情況是，液化天然氣自吸入口進入離心泵后，在吸入口至葉輪進口處仍然存在著流動損失。這一部分的流動損失主要與離心泵的結(jié)構(gòu)參數(shù)和液化天然氣在其中的流速有關(guān)系，與離心泵之外的因素無關(guān)。NPSHR是表示液化天然氣從低溫離心泵吸入口處至離心泵葉輪進口處的流動損失。這個損失越小越好，損失小意味著不必額外考慮這一部分的損失。這個損失越大，離心泵抵抗氣蝕的能力越差，意味著在運行時需要額外考慮這一部分的損失。一般情況下，NPSHR無法通過計算得出，均是離心泵制造廠家通過試驗測定，故此NPSHR均有離心泵制造廠家給出。NPSHR標志著低溫離心泵本身所具備的抵抗氣蝕性能的好壞，是由離心泵設計和制造水平?jīng)Q定的，而與操作沒有關(guān)系。

需要注意的是，NPSHR實質(zhì)上是囚液化天然氣流動而帶來的阻力損失，NPSHR的大小不僅同離心泵的結(jié)構(gòu)由關(guān)系，而且同液化天然氣的流速有關(guān)系。而液化天然氣的流速由離心泵運行時的流量決定，因此，在確定NPSHR的取值時，必須對應指明離心泵的工作流量。

2．3　氣蝕發(fā)生的判定

NPSHR表示的是液化天然氣在進入吸入口處至離心泵葉輪進口處這一過程中所要面臨的“能量損失”，而NPSHA表示的是為預防氣蝕的發(fā)生，克服損失，在液化天然氣進入離心泵吸入口時的“預備能量”。判讀氣蝕發(fā)生與否，主要是看“預備能量”夠不夠用，能否抵消“能量損失”，因此可按照下面情況進行具體判定：

(1)NPSHA>NPSHR，低溫離心泵運轉(zhuǎn)時不發(fā)生氣蝕；

(2)NPSHA=NPSHR，低溫離心泵運轉(zhuǎn)時恰好處于發(fā)生氣蝕的臨界狀態(tài)；

(3)NPSHA<NPSHR，低溫離心泵運轉(zhuǎn)時發(fā)生氣蝕，差值越大氣蝕越嚴重。

3　氣蝕的預防和控制措施

根據(jù)上文的判定方法，液化天然氣加氣站低溫離心泵氣蝕的預防和控制，從原理上來說，主要是提高可用氣蝕余量、降低必需氣蝕余量兩種指導思想，具體為提高離心泵本身的抗氣蝕能力和盡量提高可用氣蝕余量。

3．1　提高離心泵本身的抗氣蝕能力

離心泵的NPSHR主要是由離心泵的結(jié)構(gòu)決定的，因此對固定的已經(jīng)投入運行的離心泵而言，NPSHR沒有辦法進行降低，反而NPSHR會隨著離心泵的不斷使用緩慢增加。從這一點來說，液化天然氣加氣站在進行離心泵選型時，應盡量選用設計合理、制造技術(shù)水平高、附帶導流器(誘導輪)的質(zhì)量可靠、技術(shù)先進的、而且經(jīng)過實踐考驗的低溫離心泵。目前，國內(nèi)外制造液化天然氣加氣站用低溫離心泵的廠家較多，雖然工作原理相近、工作性能參數(shù)相近，但是具體在材料選用、精密加工、流路優(yōu)化等方面存在較大差異。

另外，因NPSHR的大小同離心泵運行時的流量密切相關(guān)，可以通過調(diào)整低溫離心泵的流量適當降低NPSHR。對LNG加氣站而言，常見的方式為根據(jù)流量相似定律，適當降低離心泵的轉(zhuǎn)速，比如在采用低溫離心泵卸車時，低溫離心泵的轉(zhuǎn)速通常要比加氣工況時低1000轉(zhuǎn)～2000轉(zhuǎn)。比如，在LNG加氣站儲罐液位不高的情況下，適當降低低溫離心泵的轉(zhuǎn)速g也可以有效控制氣蝕的發(fā)生。

但是，采用這種措施時，需要注意低溫離心泵的效率，很可能遇到效率提高NPSHR也提高或效率降低NPSHR也降低的情況。因此，必要時，可以暫時不考慮效率的問題，畢竟低溫離心泵運行的安全性和可靠性，要比運行的經(jīng)濟性來的更重要一些。

3．2　提高可用氣蝕余量NPSHA

(1)嚴格做好LNG儲罐至泵池之間的保冷，嚴格控制LNG儲存溫度，做好離心泵啟動預冷工作。一般情況下，LNG儲罐中的氣相壓力P0就是LNG的飽和壓力(不做自增壓)，所以P0、Pb的差值主要是由兩者所對應的溫度決定。根據(jù)筆者的的經(jīng)驗，一般情況下，液化天然氣自儲罐流至離心泵溫度大約要升高0.1℃～0.2℃。為方便計算期間，下列計算假定LNG100％為甲烷，并采用內(nèi)差法，同時LNG溫升按照0.15℃考慮：

LNG儲罐溫度在113K～114K時(低溫液)：

(P0-Pb)/rg=[-(0.12261-0.11324)×0.15×106]/(420×9.807)=-0.341m

LNG儲罐溫度從133K～134K時(高溫液)：

(P0-Pb)/rg=[-(0.46437-0.43872)×0.15×106]/(390×9.807)=-1.006m

根據(jù)以上計算，如果LNG從儲罐至泵池之間的溫升在0.15℃，那么因溫度變化而產(chǎn)生的NPSHA降低量，會隨著儲罐中LNG的溫度的上升而上升，變化范圍為0.341m～1.006m。這也就是為什么在LNG加氣站行業(yè)中，高溫液比較難操作、容易發(fā)生氣蝕的原因，所以在具體生產(chǎn)過程中筆者一直反對“調(diào)溫調(diào)壓調(diào)飽和”。另外，如果LNG儲罐至泵池之間的保冷措施達不到要求，那么因溫度變化而產(chǎn)生的NPSHA值將劇烈變化，其降低量應是0.341m～1.006m的數(shù)倍甚至是十幾倍。因此，基于以上原因，LNG加氣站應盡量供銷低溫度的液化天然氣，同時應嚴格做好LNG儲罐至泵池之間的保冷、嚴格控制LNG儲存溫度、做好離心泵啟動預冷工作。

(2)必要時可以進行自增壓(調(diào)壓)。LNG加氣站一般都具有“調(diào)溫調(diào)壓調(diào)飽和”的功能，本文這里不討論“調(diào)溫調(diào)壓調(diào)飽和”，但是需要指出的是，LNG加氣站有一個功能是將儲罐中的少量液態(tài)液化天然氣通過一定的形式使其氣化，然后以氣態(tài)的形式返回儲罐的氣相空間，以此增加LNG加氣站儲罐中的氣相壓力P0。原理類似于LNG汽車氣瓶的自增壓和卸車自增壓。提高儲罐中的氣相壓力P0可以有效提高NPSHA。但是，“調(diào)溫調(diào)壓調(diào)飽和”的初衷不是為了提高NPSHA，這個功能已經(jīng)隨著自增壓車載氣瓶的逐步推廣，而在LNG加氣站當中逐漸弱化了。這個控制措施，雖然可以有效提高NPSHA，但是操作復雜，容易造成儲罐壓力逐步升高，BOG產(chǎn)生量較大；而且不利于儲罐內(nèi)液化天然氣溫度的控制。

(3)盡量選用立式LNG儲罐或適當抬高臥式LNG儲罐的高度。實事求是的說，一旦LNG加氣站設備安裝定型之后，Hg離心泵吸入口處液位高度只與LNG加氣站儲罐中的液位有關(guān)系。所以，LNG加氣站在剛剛卸車結(jié)束時，Hg離心泵吸入口處液位高度最大，氣蝕最不容易發(fā)生，即使發(fā)生其程度也比較小。在具體的生產(chǎn)運行過程中，為確保LNG儲罐的容積利用率，一般無法人為提高Hg的數(shù)值，除非是卸車提高LNG儲罐的液位。所以，LNG加氣站在進行設計和安裝時，應盡量選用立式LNG儲罐或適當抬高臥式LNG儲罐的高度。其中，GB50156—2012《汽車加油加氣站設計與施工規(guī)范》9．1．8條款、NB／Tl001—2011《液化天然氣(LNG)汽車加氣站技術(shù)規(guī)范》6．3．1條款均作出了同樣的規(guī)定：LNG儲罐的底部(外壁)與潛液泵池的頂部(外壁)的高差應滿足LNG潛液泵的性能要求。據(jù)此，行業(yè)內(nèi)普遍的做法是抬高LNG儲罐的高度，大致抬高1m～1.5m左右。

(4)如果條件允許，可以適當提高卸車臺的高度，原理同上條。

(5)設計上盡量縮短LNG儲罐至泵池之間的管路并提高管路內(nèi)壁的光滑程度(減少摩擦損失)，盡量減少不必要的彎管、閥門。同時應盡量選擇對液化天然氣流體流場干擾程度小、局部阻力損失小的彎管、閥門。目前，國內(nèi)已經(jīng)有LNG加氣站設備廠家在此段管路使用球閥代替截止閥，可以有效降低閥門對液化天然氣流動的影響。在生產(chǎn)運行過程中，一般應將LNG儲罐至泵池之間的閥門完全開啟，盡量不要采取半開的狀態(tài)，尤其不能采取控制泵池進液閥門開啟程度的方式調(diào)節(jié)低溫離心泵的流量和揚程。另外，在調(diào)整轉(zhuǎn)速降低低溫離心泵NPSHR的同時，因流量的降低，泵前管路中的流動損失也會隨著降低，因此NPSHA也會有所提高。