Помощь с сбросом газа из резервуаров с СПГ
Thread Content
За более чем год работы наш завод функционирует стабильно; используется технология охлаждения с применением смеси хладагентов. Расчетная суточная нагрузка на систему составляет 600 тысяч кубических метров, однако завод редко работает на полную мощность. В последнее время из резервуаров постоянно происходит слив жидкости. При этом температура входящего газа ниже, чем в прошлом году – на три-четыре градуса. В расчетной схеме содержание азота в исходном газе составляло 0,8%, а сейчас оно составляет примерно 1,5%. В прошлом году это значение также было около 1%. Самое странное заключается в том, что давление после клапана, контролирующего поток газа в резервуар, периодически снижается. Раньше давление всегда составляло 1 кг/см², а теперь оно иногда опускается до уровня 0,8–0,7 кг/см². При снижении давления также снижается температура LNG в резервуаре, однако давление в самом резервуаре повышается. Давление перед клапаном составляет 4,1 МПа. Боссы, посмотрите, в чём причина
Снижение давления в резервуаре указывает на снижение рабочего давления в нем; вероятно, причиной этого является чрезмерный объем сливающегося газа. В то же время из-за снижения давления увеличивается количество газа, выделяющегося в результате флэш-выпаривания; это превышает возможности компрессора для обработки BOG, в результате чего давление в резервуаре остается нестабильным.
Вряд ли это причина — давление при подаче жидкости также снижается, когда резервуар не опорожняется, и в этом нет никакой закономерности
Потому что температура жидкости, которая попадает в резервуар, ниже, чем температура исходной жидкости в резервуаре. Это означает, что вводимая жидкость охлаждает резервуар; PV = NRT. Конечно, при снижении температуры газа, находящегося в резервуаре, снижается и давление.
Мы уже сталкивались с этой проблемой ранее. В общем, дело в том, что пар, образующийся при испарении газов из резервуаров, собирается обратно, причем в этом паре содержится много азота. Поэтому большая часть собранного газа представляет собой азот. При давлении 4,1 МПа до процесса сжатия газ находится в жидком состоянии. Когда давление после клапана снижается до примерно 80 кПа, жидкий азот переходит в газообразное состояние; при этом происходит поглощение тепла, в результате чего температура LNG падает примерно до -163°C. После клапана продукт принимает вид смеси газа и жидкости. Давление водной струи, поступающей в большой резервуар, снижается, а значит, и давление после клапана также снижается. Можно провести эксперимент: остановить компрессор, отвечающий за сбор пара, то есть не собирать этот пар, а направлять его непосредственно в горелку. Через час можно будет наблюдать за изменением температуры перед и после клапана JT. После сравнения станет ясно, в чем дело
Как же улучшить такие условия работы? Снизить содержание азота в сыром газе? Или все же изменить резервуар на впуск жидкости сверху с последующим откачиванием BOG? Весь наш BOG поступает в газовую систему, он больше не сжимается до жидкого состояния и не хранится в резервуарах. Однако по проекту за час можно откачать всего около 400 кубических метров, что явно недостаточно. Возможно ли снизить температуру жидкости, выходящей из зоны переохлаждения?
Поскольку ваш BOG поступает непосредственно в газовую систему без восстановления, это означает, что накопление азота не происходит. Это может быть связано либо с очень высоким содержанием азота в исходном газе, либо с плохими теплоизоляционными свойствами резервуаров (это можно определить во время простоя для технического обслуживания, когда прекращается поток LNG в трубопроводах). Также можно снизить температуру в холодильной камере, но это принесет мало пользы — энергопотребление значительно возрастет. Рекомендуется установить еще один большой компрессор для откачки BOG; минимальная производительность должна составлять 1000 м³ в час.
С показателями теплоизоляции резервуара проблем нет: при отсутствии подачи жидкости потери энергии значительно меньше, чем при её подаче и последующем сбросе. Содержание азота в исходном газе по проекту составляет 0,8%; при эксплуатации уровень 1,1% также не является проблемой. В последнее время качество газа остается нестабильным: иногда его содержание достигает 1,8%, в среднем же оно составляет около 1,5%. Установка ещё одного устройства для обработки газа BOG невозможна, поскольку у нас есть только один котел для производства топливного газа, а также котел на природном газе для отделения воды. Объем газа, потребляемого в час, не очень велик — примерно 400 кубических метров. Есть ли ещё какие-нибудь способы?
Температура в наших резервуарах достигла -167°C, и их приходится опустошать несколько раз в день. Раньше расход составлял 1510 тонн в день, а теперь он уже близок к 1600 тоннам — это проблема. Изменив способ подачи жидкости, стало немного лучше
Какова у вас нагрузка на тонну? У нас расход электроэнергии составляет 580 кВт·ч на тонну, а соотношение газа и жидкости — 1360 м³ на тонну. В таком случае, если поблизости от завода есть промышленные, коммерческие и частные потребители, можно рассмотреть возможность поставки BOG им; даже по более низкой цене
Соотношение газа и жидкости настолько низкое? Под потреблением в тоннах я имею в виду соотношение газа и жидкости; в наших проектах оно составляет 1500. Похоже, эту проблему в ближайшее время решить невозможно