李尹建 陳玉梅 曹 云 魏 宇

1. 中國石油集團(tuán)工程設(shè)計有限責(zé)任公司西南分公司，四川 成都 610041 2. 四川石油天然氣建設(shè)工程有限責(zé)任公司，四川 成都 610000

0 前言

近年來，在天然氣處理廠中低壓蒸汽鍋爐供熱系統(tǒng)被廣泛應(yīng)用，使用低壓蒸汽鍋爐數(shù)量也成倍增加。隨著天然氣處理廠大型化，低壓蒸汽鍋爐也逐漸大型化。蒸汽帶水問題是低壓蒸汽鍋爐大型化過程中比較常見且不易解決的問題。蒸汽帶水可能使系統(tǒng)下游換熱裝置無法達(dá)到設(shè)計換熱負(fù)荷，影響工藝裝置正常生產(chǎn)。嚴(yán)重時,帶水的蒸汽在管道里產(chǎn)生水錘作用,對蒸汽管道、管道支吊架受力產(chǎn)生極為不利的影響，產(chǎn)生安全隱患。本文通過對土庫曼斯坦某天然氣處理廠5×110 t/h 低壓蒸汽鍋爐的汽包水容器、汽包水位測量系統(tǒng)、爐膛尺寸、汽包運行壓力、給水溫度、汽水的噴入角度、爐水含鹽量、分離器結(jié)構(gòu)、安裝位置的檢查，分析造成汽包飽和蒸汽帶水的主要原因，為大型低壓蒸汽鍋爐供熱系統(tǒng)帶水問題的解決提供參考。

1 系統(tǒng)組成

土庫曼斯坦某天然氣處理廠5×110 t/h 低壓蒸汽鍋爐供熱系統(tǒng)采用5 臺110 t/h 低壓飽和蒸汽鍋爐，鍋爐設(shè)計運行壓力0.7 MPa。蒸汽凝結(jié)水系統(tǒng)補水采用2 套100 t/h 水處理裝置，水處理裝置采用機械過濾+反滲透+熱力除氧的工藝技術(shù)，處理后水質(zhì)指標(biāo)滿足GB/T 1576-2008《工業(yè)鍋爐水質(zhì)》要求。凝結(jié)水系統(tǒng)采用閉式凝結(jié)水回收，凝結(jié)水罐定壓壓力0.1 MPa。蒸汽供熱系統(tǒng)見圖1。

圖1 蒸汽供熱系統(tǒng)

2 前期試運行情況

鍋爐房建成初期，5 臺110 t/h 蒸汽鍋爐相繼完成烘煮爐工作，5 臺鍋爐交替并保持低負(fù)荷下運行，低負(fù)荷下參數(shù)指標(biāo)：鍋爐汽包壓力0.65 MPa，蒸汽量20 t/h，鍋爐給水量22 t/h。此時，由于工藝裝置所用蒸汽裝置并未運行，所有鍋爐房低負(fù)荷運行產(chǎn)生蒸汽均由鍋爐房外分氣缸調(diào)壓放空閥排出。在這種工況下，分氣缸的液位始終保持為0，未見液位升高。

隨著整個工藝裝置試運行條件逐步具備，鍋爐供熱負(fù)荷也逐步增大，當(dāng)單爐產(chǎn)蒸汽量達(dá)到70～80 t/h 時，鍋爐上水量出現(xiàn)不足，無法再為鍋爐提供充足的上水，鍋爐負(fù)荷無法繼續(xù)提升。

試運行期間，有部分蒸汽管路或用汽設(shè)備出現(xiàn)不同程度的管路不通暢、蒸汽帶水、水擊等現(xiàn)象，因涉及廠區(qū)眾多管網(wǎng)和附屬設(shè)備，暫無法確定原因，但根據(jù)經(jīng)驗分析鍋爐產(chǎn)出蒸汽帶水有可能就是原因之一。

3 升負(fù)荷試驗情況

為盡快查明原因，在試運行結(jié)束后，隨即進(jìn)行了單臺鍋爐熱態(tài)升負(fù)荷試運行試驗，目的是驗證鍋爐本體能否達(dá)到鍋爐額定運行工況。

3.1 試驗條件

a) 試驗鍋爐位號：H-4701/C。

b) 蒸汽排放路徑：蒸汽經(jīng)鍋爐房蒸汽管路輸送至室外分汽缸后，分兩路自動泄壓，直接排放至大氣。

c) 升負(fù)荷狀態(tài)：延續(xù)原中低負(fù)荷運行工況熱態(tài)升負(fù)荷，由40 t/h左右蒸發(fā)量按照不大于1%/min的速度提升。

d) 給水泵：系統(tǒng)供水壓力、流量充足。

e) 其它附屬系統(tǒng)：正常，滿足正常運行要求。

3.2 試驗現(xiàn)象

3.2.1 現(xiàn)象1

鍋爐蒸發(fā)量低于80 t/h 時，鍋爐房外分氣缸液位約5%左右，負(fù)荷發(fā)生變化時未見分氣缸內(nèi)液位變化。此時分氣缸排污閥處于關(guān)閉狀態(tài)，僅開啟疏水閥。

3.2.2 現(xiàn)象2

鍋爐蒸發(fā)量超過80 t/h 后，布置于鍋爐房外的分汽缸液位開始明顯上升。此時，分汽缸底部的疏水閥一直處于開啟狀態(tài)，但疏水能力明顯不足，不能及時排出分氣缸中凝結(jié)水，必須開啟分氣缸排污閥，將分氣缸內(nèi)凝結(jié)水排至鍋爐排污池，才能降低分氣缸液位。此時，控制室操作臺顯示給水流量和蒸汽流量存在差異，當(dāng)蒸汽流量穩(wěn)定在110 t/h 左右時，給水流量顯示在130～140 t/h 左右，給水流量比蒸汽流量表度數(shù)高出約20～30 t/h（因處于調(diào)試階段，數(shù)據(jù)不平穩(wěn)）。而鍋爐蒸發(fā)量在80 t/h內(nèi)時，給水流量數(shù)值僅比蒸汽流量顯示數(shù)值多3%～5%。

3.2.3 現(xiàn)象3

同時開啟兩兩臺鍋爐，其中一臺蒸發(fā)量70 t/h，另一臺鍋爐蒸發(fā)量40 t/h，即兩臺鍋爐所產(chǎn)蒸汽進(jìn)入分汽缸的流量依然在110 t/h，蒸汽溫度和壓力也基本相同，分汽缸內(nèi)凝結(jié)水液位低于5%，未見異常變化。

3.2.4 現(xiàn)象4

根據(jù)運行經(jīng)驗，當(dāng)水質(zhì)嚴(yán)重惡化時，可能造成蒸汽帶水。因此鍋爐運行過程中，運行人員對爐水進(jìn)行取樣分析化驗，爐水水質(zhì)滿足GB/T 1576-2008《工業(yè)鍋爐水質(zhì)》要求。此時鍋爐爐水水質(zhì)完全滿足規(guī)范要求，可排除鍋爐操作運行上造成的“汽水共騰”現(xiàn)象。

3.3 試驗分析

基本確定鍋爐在超過80 t/h 負(fù)荷的狀態(tài)下，帶水嚴(yán)重。通過對鍋爐的汽包水容器、汽包水位測量系統(tǒng)、爐膛尺寸、汽包運行壓力、給水溫度、汽水的噴入角度、爐水含鹽量、分離器結(jié)構(gòu)、安裝位置的檢查，分析造成汽包飽和蒸汽帶水主要原因，初步確定問題如下：

a）從結(jié)構(gòu)分析，鍋爐未采用常規(guī)D 型蒸汽鍋爐的上鍋筒下鍋筒布置方式，而是在原上鍋筒下鍋筒模式的基礎(chǔ)上增加了一個汽包，作為蒸汽分離設(shè)備，其汽包結(jié)構(gòu)見圖2。

圖2 汽包結(jié)構(gòu)圖

根據(jù)汽包結(jié)構(gòu)設(shè)計圖紙，其中有勻氣板、水下分離擋板等原件。根據(jù)JB/T 9618-1999《工業(yè)鍋爐鍋筒內(nèi)部裝置 設(shè)計導(dǎo)則》中計算公式：

計算結(jié)果蒸汽空間在僅靠重力分離或只有勻氣設(shè)備的情況下，110 t/h 的蒸汽需要的蒸汽空間約29.3 m3，根據(jù)目前汽包外形尺寸計算，蒸汽空間僅為12.7 m3。考慮水下分離原件對汽水運行的影響，根據(jù)現(xiàn)有蒸汽空間大小計算，本汽包在正常情況下也僅滿足約70～80 t/h的蒸汽產(chǎn)量。

可以看出計算數(shù)據(jù)與現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)基本一致，初步斷定，鍋爐帶水與蒸汽分離空間過小有很大的關(guān)系。

b)從鍋筒內(nèi)汽水運行狀態(tài)分析，蒸汽可能經(jīng)集中上升管后對水下孔板的沖力較大，水下孔板可能產(chǎn)生變形，使得水下孔板不能起到分離作用，或者汽水混合物直接穿過水下孔板造成汽水短路，而使汽水混合物直接由絲網(wǎng)分離器分離，分離不充分，產(chǎn)生蒸汽帶水的現(xiàn)象。

c)隨著負(fù)荷的增大，汽包內(nèi)汽水混合物經(jīng)由上升管后速度較大，有部分汽水混合物直接從水下孔板折邊處穿出，造成局部汽水短路，使汽水混合物直接由絲網(wǎng)分離器分離，分離不充分，因此產(chǎn)生蒸汽帶水。

4 鍋爐改造

根據(jù)試驗分析，初步可以判斷出，蒸汽帶水問題的根源是蒸汽空間不足及蒸汽分離原件效果不明顯。由于現(xiàn)場實際情況，無法對鍋爐汽包進(jìn)行擴(kuò)容或更換更大的汽包。因此，從汽包內(nèi)用于分離汽水的內(nèi)構(gòu)件入手，對其進(jìn)行改造和加工，旨在增加汽水分離效果，達(dá)到在額定負(fù)荷下不帶水的狀態(tài)。

根據(jù)對汽包內(nèi)構(gòu)件的作用分析，現(xiàn)場進(jìn)行了改造：

a）在每臺鍋爐汽包內(nèi)的14 根Φ325 汽水上升管出口處，分別加裝帶孔的緩沖板1 套，旨在緩沖和分解汽水上升沖力，防止汽水混合物直接沖擊水下孔板，造成水下孔板分離不及時，爐水跟隨蒸汽沖出汽包，同時也降低汽包內(nèi)水位波動，保證鍋爐正常運行。

圖3 改造后汽包結(jié)構(gòu)圖

b）水下孔板左側(cè)折邊處用封板與鍋筒封焊，水下孔板右側(cè)折邊處加高，同時在水下孔板兩端各加焊一塊封板，使汽水上升速度均勻。這種做法的目的是為了讓汽包內(nèi)汽水運行有序，避免高負(fù)荷時出現(xiàn)汽水分離出的水下降時被產(chǎn)生的蒸汽又推回二次分離孔板，造成二次分離孔板分離不及時，蒸汽帶水進(jìn)入系統(tǒng)，改造后結(jié)構(gòu)見圖3。

c）操作措施：由于本鍋爐采用汽包+上鍋筒+下鍋筒的爐型結(jié)構(gòu)，運行時汽包液位位于汽包中心線處，可適當(dāng)調(diào)整其液位、增大氣相空間。改造后再次試驗時，在保證安全的前提下汽包液位降低20 mm 運行，增大分離空間及時間。

5 結(jié)果及分析

改造完成后，鍋爐再次進(jìn)行試運行，所有運行參數(shù)均與初次試運行參數(shù)保持一致。鍋爐由冷態(tài)至單臺鍋爐滿負(fù)荷110 t/h 狀態(tài)，整個蒸汽系統(tǒng)運行平穩(wěn)，鍋爐給水流量計顯示數(shù)值比蒸汽流量計顯示數(shù)值高約3%～5%，此時分氣缸未見液位出現(xiàn)。滿負(fù)荷運行72 h，均未見異常。

根據(jù)改造的結(jié)果可以看到，造成本工程低壓蒸汽鍋爐帶水的主要原因：汽包內(nèi)蒸汽空間不足，汽水分離空間過小；汽包內(nèi)汽水分離原件效果不佳。

根據(jù)以上主要原因采取相應(yīng)措施：

a）對于汽包的蒸汽空間不足，汽水分離空間過小的問題，徹底解決的辦法是更換鍋爐汽包。但是根據(jù)現(xiàn)場情況，鍋爐已經(jīng)建設(shè)完成，要更換鍋爐汽包幾乎是不可行的，因此只能從操作方面考慮，盡可能增大蒸汽空間。在保證鍋爐運行安全的前提下降低鍋爐的運行液位，達(dá)到增大蒸汽空間的目的。

b）對于汽包內(nèi)分離原件效果不佳的問題，根據(jù)鍋爐汽包汽水分離原理，采取增加上升管緩沖板、增加水下分離孔板側(cè)擋板等措施，優(yōu)化汽包汽水運行方式，達(dá)到加強分離效果的目的。

事實證明，本次鍋爐蒸汽帶水問題的原因分析是正確的，采取的措施是有效的。通過改造，使汽水充分分離，最終解決了鍋爐蒸汽帶水問題。

6 結(jié)論

在低壓蒸汽鍋爐系統(tǒng)大型化的過程中，蒸汽帶水問題是最為突出的問題之一。如何避免蒸汽帶水問題，是今后鍋爐設(shè)計的一個比較重要的課題。鍋爐設(shè)計過程中應(yīng)考慮各方面因素對蒸汽品質(zhì)的影響，在鍋爐制造、建設(shè)前解決相應(yīng)問題，避免現(xiàn)場反復(fù)改造鍋爐本體，造成對鍋爐本體的破壞。

［1］JB/T 9618-1999, 工業(yè)鍋爐鍋筒內(nèi)部裝置 設(shè)計導(dǎo)則［S］JB/T 9618-1999, Design Criteria for Interior Devices of Industrial Boiler Drum［S］.

［2］洪向道. 工業(yè)鍋爐房實用設(shè)計手冊［M］. 北京：機械工業(yè)出版社，1991.Hong Daoxiang. Industrial Boiler Room Practical Design Manual［M］. Beijing:China Machine Press, 1991.

［3］張德姜，王懷義，劉紹葉. 石油化工裝置 工藝管道安裝設(shè)計手冊［M］. 北京：中國石化出版社，2008.Zhang Dejiang, Wang Huaiyi, Liu Shaoye. Petrochemical Installations Piping Design Manual［M］. Beijing: China Petrochemical Press, 2008.

［4］趙淑珍，劉宗信. 大型鍋爐房系統(tǒng)的設(shè)計與研究［J］.天然氣與石油，2011, 29(2): 75-78.Zhao Shuzhen, Liu Zongxin. Design of Large Boiler System [J]. Nature Gas and Oil, 2011, 29(2): 75-78.

［5］李尹建，陳玉梅. HYSYS 在鍋爐房設(shè)計中的應(yīng)用［J］.天然氣與石油，2012, 30(6): 78-80.Li Yinjian, Chen Yumei. Application of HYSYS Software in Boiler Plant System Design［J］. Nature Gas and Oil, 2012, 30(6): 78-80.