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天然气液化冷箱故障分析及处理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（混合冷般采用低温的方法（混合冷剂剂s-mRC制冷工艺）利用板翅式换热器换热制冷工艺）利用板翅式换热器换热效率高，结构布局简单，使效率高，结构布局简单，使天然气天然气液化成液化成LNG其系统操作简单，运行其系统操作简单，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；建议关键词：混合冷剂；液化系统；改造效果；建议目 录020303运行背景技术改造及效果经济效益0501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（50KPa100KPa），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22.2 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0.6MPa0.65MPa），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）20.84=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管道截面积计算S1：S1=（0.2/2）23.14=0.0314 m2 （注：过滤器进出口管道工程直径DN200）过滤器有效过滤面积计算S2：按照标准要求面积比取3，即S2/S1=3 S2=S13=0.03143=0.0942 m2 过滤器过滤网面积计算：S=0.560.50.53=0.157 m2 （注：本过滤器选择蓝式滤芯的表面积为0.56 m2，滤篮支撑结构开孔率取50%，滤网选30目（可拦截590微米以上颗粒），其有效开孔率为53%）由上述计算得出，本过滤器过滤网面积计算结果大于国家标准计算结果0.0942 m2，因此在过滤面积上满足要求，且对过滤器阻力计算进行相关数据核算，同样符合标准（在一般计算额定流速下，压力损失为0.521.2kpa），通过以上分析，过滤器选型正确2.5.2原因分析冷箱流道 液化站使用冷箱换热器为四川川空换热器有限公司组织建设BCH7500/5.5型换热器，其换热器结构为板翅式换热器，四组换热器并联，换热器流道为200微米，机械杂质大于200微米会沉积在换热器汇集管口，机械杂质小于200微米的会分别沉积在四组换热器流道内部，在压力的作用下越来越紧密，从而引发大面积的堵塞（见图2）（图2）介质fu蚀性与铁锈来源。

生产管道中，机械杂质来源为介质对工艺管线fu蚀产生，故在设计初期20#碳钢管道都要考虑相应的fu蚀余量，根据GB/T 8163流体输送用无缝钢管 设计要求，20#钢使用的工艺介质包括：混合C4、乙烯、丙烯、甲烷、甲苯、异戊烷、已烷、正已烷、乙二醇、轻组分、重组分等介质，且对液化站使用冷剂介质物性进行分析，均对20#管材无fu蚀特性，在正常运行过程中只会发生流体fu蚀与相变引发的冲击点蚀，以上两种fu蚀，fu蚀物产生量小且需要时间跨度较大，与液化站管线fu蚀表现相反依据fu蚀产生原理与现场实际情况分析得出，液化站工程建设期间，对工艺管线氮气保护不到位且在管道中使用水压试验，工程完成后，未对系统中氧含量与水含量进行及时置换，在氧气与水的电化学作用下，管道内壁及相关设备表面形成了致密的锈铁膜，后期系统运行过程中，介质大流量的冲刷fu蚀，造成锈膜脱落，产生大量的机械杂质过滤器分析依据过滤器选型原则要求，站使用的过滤器，进出口通径、公称压力选型、过滤器材质、过滤器阻力损失计算均符合设计规范，但在过滤器滤网目数选择上依据了无fu蚀介质默认选择30目滤网的设计规律；依照国家设计标准中，过滤器目数选择主要是依据滤网要拦截杂物的粒径来定，拦截粒径的大小要根据所保护设备允许通过的杂物粒径大小来定，依据冷箱流道对固体杂物要求必须小于等于200微米*0.93（流道收缩系数）即186微米，30目滤网孔径远大于186微米，且对液化站第一次吹扫机械杂质分析，平均尺寸为198微米（机械杂质见图3），远小于30目滤网孔径，造成过滤器在过滤面积够的情况下未能阻拦机械杂质进入换热器流道。

图3）根据我国通常使用的筛网目数与粒径（m）对照表（见表4）得出，过滤器目数选择要大于80目数才能同时满足过滤比/过滤度的要求，（其中目数是指1in或25.4mm宽度的筛网内的筛孔数），滤网目数越大，滤孔越多，当量长度也就越大，虽然过滤器初始阻力与过滤器目数无较大关系，但当增大过滤器目数时，滤网积累的污垢较多，造成滤网当量长度远大于初始值，以至在堵塞情况下影响过滤器流体通过性，引发流体流量达不到设计要求或被动提高运行压力保证流体通过性，而造成的能耗增加，结合以上分析本次过滤器目数需控制在80120目之间即可表4）第一次bao破吹扫分析液化站第一次bao破吹除过程中四台换热器并联（如图5），由于换热器流道堵塞情况不一，吹扫时汇集管管口杂质被全部带出，但在四组换热器中会出现偏流现象，不能将全部流道内的粉尘和小颗粒杂质完全带出，且换热器容积偏小，吹扫氮气流速在压力泄放过程中，不能达到吹扫流速标准，从而在吹扫后期，吹扫氮气不能对局部堵塞部位进行高效的气流携带，需将四组换热器分割后，进行分组bao破吹扫，并在bao破吹扫上压期间，打开预冷阶梯阀，增加系统氮气储量，避免吹扫偏流与氮气流速过慢图5）三、技术改造及效果20年6月30日，液化站进行了技术改造，对高压气、液相过滤器及天然气过滤器进行改造，由原来的T型过滤器改为管道式锥形过滤器，并将过滤器目数增加为120目20年3月20日至4月11日，液化站进行首次冷箱内部施工（见图6），实施冷箱预冷段（E-06）四台预冷换热器液相冷剂集合管切割及分段吹扫。

图6）如图6所示，作业部位处于冷箱筒体内部（施工部位下部为高20m的珠光砂），本次作业共进行高压液相汇集管切割、四组bao破管焊接、四组换热器反向bao破吹扫、高压液相流道正向吹扫、管线复位、焊口无损检测、焊口承压试验、珠光沙回填等8项工作，并总计进行了四组150余次的分组bao破20年4月13日重新开车，冷箱流道运行参数得到较大改善，当冷箱进气量为41273Nm3/h时，其中E-06A/B冷剂流道压差11-PDI3103显示为2.55Kpa，与过冷段换热器E-07A/B之间流道压差为70Kpa，天然气出E-06A/B温度为-57.0，出E-07A/B温度为-143.3，预冷段压降在设计范围，后续过冷段换热设备运行负荷较之前减小，各换热器间压差正常，冷剂流道通畅，切割bao破吹扫较为彻底，同等天然气液化负荷冷剂压缩机主电机电流平均降低38A2020年年0707月月0404日冷箱运行状况截日冷箱运行状况截图）图）（2020年年0404月月1313日冷箱运行状况截日冷箱运行状况截图）图）四、经济效益作为天然气有限责任公司首次液化冷箱故障处置，本次bao破吹扫取得了显著的成果，冷箱能够在110%负荷下稳定运行，完成装置达标达产，而且依据站日产LNG产量增加至620t/d，全年预计产量为200000t，对比20年全年产量187335.46t，可增加16000t，按市场均价2700元/t，较20年相比可增收4000余万元产值。

五、总结结论液化系统介质均对20#管材无fu蚀特性，在正常运行过程中只会发生流体fu蚀与相变引发的冲击点蚀，fu蚀物产生量小且需要时间跨度较大，但由于系统建设初期对工艺管线氮气保护不到位且使用水压试验，工程完成后，未及时进行置换，系统内部残留大量水与氧气，在电化学作用下，管道内壁及相关设备表面形成了致密的锈铁膜，从而在系统后期高流量、高压力携带中进入液化冷箱，在以后的工程建设中需在系统管线完工后，就对系统进行氮气置换吹扫保压，降低系统中氧气含量并将系统lu点控制在-68以下，杜绝电化学fu蚀的发生站使用的过滤器，在过滤器滤网目数选择上依据了无fu蚀介质默认选择30目滤网的设计规律，但过滤器目数选择要按所保护设备允许通过的杂物粒径大小来定，而且实际系统产生的机械杂质平均尺寸为198微米，从而造成过滤器在过滤面积足够的情况下未能阻拦机械杂质进入换热器流道，故需将过滤器目数增加至80120目之间液化站第一次bao破吹除过程中四台换热器并联，由于换热器流道堵塞情况不一，吹扫中会出现偏流现象，且换热器容积偏小，吹扫氮气流速在压力泄放过程中，不能达到吹扫流速标准，从而在吹扫后期，吹扫氮气不能对局部堵塞部位进行高效的气流携带，需将四组换热器分割后，进行分组bao破吹扫。