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某种LNG用球阀阀腔自泄压和阀座密封性能的研究

2019-8-15 14:05| 发布者: 永一安全阀| 查看: 1017| 评论: 0

液化天然气(LNG)是一种高效率的清洁能源。这种能源符合目前经济社会发展对低能耗、高环保等诸多方面的要求。从目前我国大量引进的LNG处理装置中可以看到,越来越多的超低温顶装式固定球阀被大量使用。但是,在该领域中所使用的超低温顶装式固定球阀大多由国外品牌的阀门厂家所垄断,所以对超低温顶装式固定球阀进行研究是很有必要的。

在LNG管道中,任何对LNG的夹持,一旦其体积膨胀,被夹持部分的管道压力会急剧升高,这是非常危险的。同样,在LNG管道上使用的球阀内部也不能对LNG产生夹持作用。若球阀内部对LNG有夹持作用,那么当被夹持的LNG的体积异常膨胀时,阀腔内的压力也会异常升高,从而使阀门变得很危险。这就是研究LNG用顶装式固定球阀阀腔自泄压能力的必要性所在。在此,以某规格的顶装式固定球阀为例,来探讨其阀腔自动泄压的方法。

1 顶装式固定球阀的主要结构特点

(1)结构一

上游阀座为单活塞效应,并按照API6D规范的要求,具备当阀腔压力大于或等于设计压力的1.33倍时,自动向阀门的上游流道泄压的能力;下游阀座为双活塞效应阀座,以提高阀门的密封能力(结构如图1)。

图1 阀门结构图一

(2)结构二

上、下游阀座均为单活塞效应的自泄压阀座。当阀腔压力大于或等于设计压力的1.1倍时,上游阀座自动向阀门的上游流道泄放压力;当阀腔压力大于或等于设计压力的1.33倍时,在上游阀座泄压的同时,下游阀座也自动向阀门的下游流道泄放压力,以提高阀腔的自泄压能力。

这种设计有两种考虑:

(1)当阀腔压力为设计压力1.1~1.33倍之间时,视为这是阀腔的正常升压,由阀门的上游阀座泄压;当阀腔的压力大于设计压力的1.33倍时,视之为阀腔的异常升压,这时,下游阀座也被推开,并向下游流道泄压,从而提高了阀腔超压自动泄放的能力,增加阀门的安全性;

(2)若因某种未知的原因,上游阀座的自动泄压能力丧失,下游阀座仍能起到泄放阀腔压力的作用。

结构如图2所示。

图2 阀门结构图二

2 自泄压能力和密封性能的计算分析

设计要求:不管什么结构的阀门,在满足阀腔自泄压要求的同时,必须满足阀门正常工作的密封性能要求。

2.1 结构一

2.1.1 图示符号的定义和取值(见图3)

图3 阀座结构(结构一)

DJH1:上游阀座活塞直径,340mm;

DJH2:下游阀座活塞外径,358mm;

DJH3:下游阀座活塞内径,314.4mm;

DMN1:上游阀座密封面内径,316mm;

DMN2:下游阀座密封面内径,321mm;

DMW1:上游阀座密封面外径,322mm;

DMW2:下游阀座密封面外径,335.3mm。

2.1.2 上游阀座的阀腔自泄压能力(m)计算

上游阀座自泄压的条件为:

式中:m为上游阀座自泄压时,阀腔压力对设计压力的倍数;P为设计压力,15MPa;N1为上游阀座预紧弹簧数量,设计确定为16;f为单个弹簧的工作力,设计确定为125N,并已验证在-196℃下,弹簧无变形。

由此可得m?1.33。说明如果在上、下游阀座密封能力良好前提下,本结构的阀门具有良好阀腔自泄压的能力,并满足API6D的要求。

2.1.3 阀门的密封性能计算

以下计算均针对阀门的全关位置进行。

(1)空载时,弹簧比压Ps计算

①上游阀座Ps1:由上可知,满足上游阀座自泄压要求的预紧弹簧数量为16个,且每个弹簧的工作力为125N,所以:

②保证下游阀座Ps2和上游阀座Ps1相等时,可推算得下游阀座预紧弹簧数量N2=39,在此,取N2=40。

(2)阀腔零压力时,阀座的低压气密封比压PL计算(试验压力0.6MPa)(出厂前的低压密封试验)

①上游阀座PL1

密封OK。

②下游阀座PL2

密封OK。

(3)阀腔零压力时,阀座的高压密封比压PH计算(试验压力1.1P)(出厂前的高压密封试验)

①上游阀座PH1

密封OK。

②下游阀座PH2

密封OK。

(4)阀腔0.6MPa,上、下游流道无压力时,下游阀座的密封能力PL3(出厂前的低压密封试验)

密封OK。

(5)上游流道压力15MPa,下游流道压力15MPa,阀腔压力15MPa的密封比压PH'计算(阀门实际工况)

①上游阀座PH1':

密封OK。

②下游阀座PH2':

密封OK。

(6)上游流道压力15MPa,下游流道压力0MPa,阀腔压力15MPa的密封比压PH'计算(阀门实际工况)。

①上游阀座

PH1'=15.66MPa,密封OK。

②下游阀座

PH2'=22.4MPa,密封OK。

(7)上游流道压力15MPa,下游流道压力为0~15MPa的中间值,阀腔压力15MPa的密封比压PH'的计算和分析(阀门实际工况)。

下游阀座结构如图4所示。

图4 下游阀座结构(双活塞效应)

①上游阀座H1':

PH1'=15.66MPa,密封OK。

②下游阀座PH2':

PH2'=22.4MPa,密封OK。

(8)分析

下游流道的压力在0~15MPa时,这个压力实际上是不参与下游阀座的密封。因为,当阀腔压力为15MPa,下游流道压力也为15MPa时,下游阀座活塞环是处于一种平衡状态,没有推力的传递。当下游流道压力小于15MPa时,下游阀座活塞环是被推向下游方向的。也就是说,下游流道的压力对下游阀座的密封是不起作用的,只要阀腔内有10~15MPa压力存在(此条件很好实现,只要阀门在管道的正常工况下,进行一次开关阀门的操作即可),下游阀座就能密封良好。

而当阀腔中的压力大于20MPa(设计压力的1.33倍)时,上游阀座就会把异常升高的那部分压力自动泄放到阀门的上游流道中去。从而保证阀腔中压力始终处于安全的状态。

2.2 结构二(图5)

2.2.1 参数符号的定义和取值

图5 阀座结构(结构二)

DJH1:上游阀座活塞直径,347mm;

DJH2:下游阀座活塞外径,338.5mm;

DMN1:上游阀座密封面内径,329mm;

DMN2:下游阀座密封面内径,316mm;

DMW1:上游阀座密封面外径,321mm;

DMW2:下游阀座密封面外径,337.55mm。

2.2.2 阀座的自泄压能力(m)计算

(1)上游阀座的自泄压能力(m1)计算上游阀座自泄压的条件:

式中:m1为上游阀座自泄压时,阀腔压力对设计压力的倍数。

由此推算得m1?1.19。

说明如果在上、下游阀座密封能力良好前提下,本结构的上游阀座可以实现当阀腔压力是设计压力的1.1倍时,泄放阀腔压力,满足对该结构设定的要求。

(2)下游游阀座的自泄压能力(m2)计算下游阀座自泄压的条件:

式中:m2为下游阀座自泄压时,阀腔压力对设计压力的倍数。P'为在紧急状态下,阀门在关闭位置时下游流道中的压力,由于阀门及管道绝热层的存在,下游流道中的压力会很快降至0MPa;N2为下游阀座预紧弹簧数量,设计确定为80。

由此得m2?1.32。说明如果在上、下游阀座密封能力良好前提下,本结构的下游阀座可以实现当阀腔压力是设计压力的1.33倍时,泄放阀腔压力,满足对该结构设定的要求。

2.2.3 阀门的密封性能计算

以下计算均针对阀门的全关位置进行。

(1)空载时,弹簧比压Ps

①上游阀座Ps1(16个弹簧,每个弹簧的工作力为125N):

PS1=0.80MPa

②下游阀座PS2(80个弹簧,每个弹簧的工作力为125N):

PS2=2.23MPa

(2)阀腔腔零压力时,上、下游流道都为0.6MPa的低压气密封比压PL计算(出厂前的低压密封试验)

①上游阀座PL1=4.67MPa,密封OK。

②下游阀座PL2=2.90MPa,密封OK。

(3)阀腔零压力时,上、下游流道都是16.5MPa的高压密封比压PH计算(出厂前的高压密封试验)

①上游阀座PH1=107.3MPa,密封OK。

②下游阀座PH2=20.6MPa,密封OK。

(4)上游流道压力、下游流道压力和阀腔压力在不同情况下的密封比压PH'计算结果和阀门在实际使用工况时的密封性能分析如表1所示。

通过表1可知,结构二的阀门在满足上游阀座1.1倍泄压和下游阀座1.33倍泄压的前提条件下,按API6D或API598进行出厂前的密封试验的性能是很好的。但是,在实际的使用过程中,这种结构的阀门的使用效果是这样的:

(1)当上游阀座密封良好时,下游阀座会有瞬间的微漏,达到平衡状态后,阀门稳定工作;

(2)当上游阀座受损而泄漏,且阀门下游压力较低(<13MPa)时,阀门就会始终处于泄漏的状态。

表1 实际使用工况时的密封性能分析表

3 结论

在阀门的设计中,阀门的结构不是一成不变的。应该根据实际使用要求来进行设计。在强调阀门密封性能的场合,可以采用结构一的阀门;在强调阀门自泄压,且对密封性能要求不高的场合,可以采用结构二的阀门。

在LNG管线中,一味地追求阀腔的自泄压能力,势必会以牺牲阀门的密封性能为代价。而在LNG工况下,球阀的密封性能是更重要的性能指标。阀腔自动泄压是阀门应该具备的一种应急性能。所以,笔者认为,结构一的阀门,更适合LNG工况的特点和要求。特别要指出的是:本文仅针对LNG用球阀的阀座结构进行探讨,并不具备普遍的指导意义。

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