天然气液化冷箱故障分析及处理汇报课件.ppt

天然气液化冷箱故障分析及处理 摘要：液化天然气工业中液化冷箱必不可少，目前国内天然气液化厂一般采用低温的方法（混合冷剂s-mRC制冷工艺）利用板翅式换热器换热效率高，结构布局简单，使天然气液化成LNG。其系统操作简单，运行费用低廉。本文针对国内某天然气液化厂液化冷箱在运行中长时间遇到流道压差高的问题，对液化冷箱进行了成功修复，并给出了一些建议。 关键词：混合冷剂；液化系统；改造效果；建议 目 录 02 03 03 运行背景 技术改造及效果 经济效益 05 01 原因分析 04 总结结论 一、运行背景 天然气公司××液化站日设计液化天然气能力100万Nm3/d，采用两级分离Ⅲ级节流的单一混合冷剂流程(s-mRC)制冷工艺，年产20万吨LNG，自20××年11月试车投产以来，装置运行基本平稳，20××年12月某日装置最大进气量已经到95.589万N m3/d，但是由于冷箱换热器冷剂液相流道出现不同程度堵塞现象，造成冷箱换热器的冷剂流量不足且传热效率偏低，直接影响液化装置的天然气加工处理能力与液化能耗，20××年至20××年液化站冷箱运行数据如表1所示。可以看出除高压液相冷剂侧流道压差远超设计值（50KPa—100KPa），其余流道压差均符合设计要求： 二、原因分析 本工艺使用混合制冷工艺，液化冷箱板翅式换热器流道工作温度为38℃— -53℃，且换热器流道只与混合冷剂接触并于环境隔绝，××液化站换热器除流道压降较大，在无其他异常表象，并结合前期运行数据，可以得出本次故障需从换热器工作介质引发流道堵塞方向分析，其原因包括以下几种：冷剂中水含量超标、冷剂中CO2超标、冷剂含有C6+组分超标、机械杂质堵塞。 2.1 冷剂中水含量分析 由于系统管线施工完成后压力测试由水试压完成，造成液化系统内部残留有游离水或水合物，在系统高压高流量运行期间，残留水会随冷剂进入冷箱流道造成系统流道低温堵塞，而××液化站每次开车期间会对冷剂水lu点进行取样分析，其中低压返流冷剂侧、高压液相冷剂侧、高压气相冷剂侧，测得数据为均低于设计控制标准-68℃。可排出冷剂中水含量超标的问题，下表为20××年某月液化站冷箱复温吹扫完成后冷剂离线数值，见表2。 表2 2.2 冷剂中CO2、C6+含量分析 2.2.1怀疑为冷剂中携带CO2超30PPM后，造成系统流道低温堵塞；但无机CO2与混合液相冷剂不存在互溶，超标CO2会随高压气相冷剂进入深冷区，造成冷箱气相流道冻堵，与本次故障表象不相符，因此排除CO2超标原因。 2.2.2由于碳钢管线遗留或压缩机漏油等原因造成冷剂中C6+含量超10PPm，加之混合冷剂中异戊烷的相似相容特性，会将管线中的C6+组分带入系统，造成系统流道低温堵塞，××液化站在20××年某月冷箱复温吹扫后，取残留液相冷剂放置气密容器中（见图1） （图1） 加热至45℃ 液相组分均可挥发完毕，未见C6+组分残留，取蒸发气体与复温吹扫气进行全组分分析对比，测得数值均在控制范围内（见表3），因此也可排除 （表3） 2.3工艺操作调整情况 主要调整以下数据： 通过以上操作调整，一定程度增加冷箱运行平稳性，并利用高压液相大循环量与异戊烷相似相容的特点携带出部分冻堵物质，但堵塞情况未得到改善。 2.4 bao破吹扫分析 20××年4月8日对预冷端高压液相冷剂通道反向bao破吹扫，起初在过滤器位置通过快开快关阀门吹出大量粉末状金属物质和少量颗粒焊渣。后再经过30多次反向bao破吹扫（bao破压力0.6MPa—0.65MPa），预冷端高压液相冷剂通道的阻力已有一定改善，以20××年4月27日为例，当天然气量为40220.7Nm3/h时，高压液相冷剂通道压差为0.889MPa（（40220.7/35428）2×0.84=1.083MPa，0.889/1.083=0.82，即阻力比bao破吹扫前下降了18%），本次bao破吹扫虽未彻底根除冷箱换热器流道压降高的问题，但依据吹除出的大量机械杂质可初步判断为机械杂质堵塞。 2.5计算方法及结果分析 2.5.1过滤器面积核算 依据HG/T 21637-1991标准及相关标准要求，永久性过滤器的有效过滤面积与管道截面积之比不小于1.5，但在工程应用中，考虑现场管线实际运行工况，有效过滤面积与管道截面积之比取应不小于3.0，才能使过滤比与过滤度达标。 ①管道截面积计算S1： S1=（0.2/2）2×3.14=0.0314 m2 （注：过滤器进出口管道工程直径DN200） ②过滤器