水蒸气是企业最常见的二次能源, 蒸汽凝结水系统是保障企业正常生产运行的重要基础, 它能实现企业生产所需要的换热、伴热、机械驱动力、补水、吹扫以及采暖功能。实际上, 它是企业能量流的最大交换平台。另外, 蒸汽凝结水具有显著的优点, 比如蒸汽十分清洁、生产过程简单、相变潜力比较大, 并且蒸汽的温度和压力一一对应, 控制了蒸汽压力就相当于控制了蒸汽温度, 有利于日常生产操作参数的精确控制, 凝结水的回收利用可以节约新鲜水用量、节约水处理费等。因此, 蒸汽及凝结水系统的高效稳定运行, 对企业生产的平稳运行及节能降耗影响极大。
重庆天然气净化总厂(以下简称总厂)生产装置设计、天然气净化工艺等在天然气净化行业比较有代表性, 以下就以总厂生产装置为例对天然气净化厂蒸汽凝结水系统节能技术进行探讨。
天然气净化装置均设置有锅炉单元, 为全厂提供蒸汽, 并回收凝结水再利用。蒸汽在天然气净化厂主要用于脱硫装置再生塔重沸器热源, 液硫管道的夹套保温, 过程气、酸气等管道及设备的伴热保温, 硫磺回收装置主燃烧炉降温、液硫池加热保温, 以及液硫脱气系统的蒸汽喷射器动力等。
净化厂蒸汽及凝结水系统工艺流程基本相同(见图 1), 大致为:新鲜水首先进入过滤装置, 去除悬浮物和其他杂质; 然后通过树脂交换器, 水中的Ca2+、Mg2+被树脂吸附, 同时交换释放Na+, 得到除盐水; 再后由除盐水泵送至热力除氧器或真空除氧装置, 使水中的氧浓度达到规定指标后, 经除氧水泵送至凝结水回收罐; 最后与装置回收的凝结水一起通过锅炉给水泵送入锅炉, 锅炉产生的蒸汽由蒸汽主管送入各用户。为保证炉水水质, 还设置了定期排污和连续排污, 定期排污水进入定期排污扩容器, 二次蒸汽排入大气; 连续排污水进入连续排污扩容器扩容, 二次蒸汽回收进入除氧器再利用, 污水均排入污水池。
总厂所属分厂均设有锅炉单元, 共有18台锅炉, 总额定蒸发量144 t/h。对2012~2014年锅炉单元燃料气消耗量及蒸汽产量进行了统计分析, 见表 1、表 2。
由表 2可知, 总厂生产单位蒸汽的燃料气消耗3年平均值均为78 m3/t左右, 与理论计算值80 m3/t相当, 但分厂二、分厂三、分厂六生产单位蒸汽锅炉燃料气消耗量却偏高较多。总厂凝结水回收率3年平均值均为65%左右, 依据SY/T 6836-2011《天然气净化装置经济运行规范》, 可评价为合格。但除分厂四、分厂六回收率高于80%, 基本达到经济运行外, 其他净化厂凝结水回收率均偏低, 特别是分厂一的回收率只有20%左右, 评价为不合格。因此, 各分厂在蒸汽凝结水系统方面具有较大的节能潜力。
蒸汽及凝结水系统运行异常, 如凝结水回水器压力偏高导致除氧器大量蒸汽排空; 蒸汽保温效果不好, 需打开甩头现场排放蒸汽, 导致浪费蒸汽, 凝结水不能全部回收; 装置低负荷运行, 锅炉产蒸汽富余, 部分蒸汽放空等。
根据对现场的调研分析, 主要存在以下3种原因:①疏水阀失效, 蒸汽进入凝结水管线, 造成凝结水回水器压力偏高; ②部分夹套管线配管存在, 如蒸汽从夹套管底部引入, 凝结水从夹套管上部引出, 疏水排凝管太小等问题, 降低疏水效果; ③法兰密封面泄漏、管线腐蚀穿孔、甩头阀门内漏等造成蒸汽凝结水跑冒滴漏。
(1) 利用装置大修期间, 对锅炉进行清灰, 提高锅炉热效率。
(2) 根据装置蒸汽用量的变化, 及时调整锅炉负荷, 避免蒸汽浪费, 降低燃料气消耗。
(3) 定期检查蒸汽阀和疏水阀, 及时更换失效疏水阀, 减少蒸汽泄漏和避免蒸汽进入凝结水系统, 提高凝结水回用率。
(4) 加强蒸汽凝结水管线保温效果的监测, 及时对保温效果不好的设备管段进行保温材料的更换, 保证保温效果。
(1) 分厂四锅炉单元增加一台“收能器”, 将除氧器产生的高温蒸汽预热软水, 提高锅炉给水温度, 降低锅炉燃料气消耗, 同时回收除氧器产生的高温蒸汽热量。年节约燃料气0.6×104 m3、节约水0.1×104 t, 年节约费用0.72万元。
(2) 分厂六将硫磺回收装置产生的0.1 MPa低低压蒸汽引射为0.45 MPa的低压蒸汽供装置使用, 提高低低压蒸汽回用率, 同时降低了锅炉的负荷, 使锅炉从改造前的两用一备变成一用两备。减少了锅炉的燃料气消耗。实施优化措施后, 每处理1×104 m3原料天然气(H2S质量分数为1%), 综合能耗由1 406.65 MJ降为最低约1 045.05 MJ。
(3) 分厂五将废热锅炉给水泵冷却形式由原来的喷淋式改为循环水密闭循环冷却式, 改造后年节约新鲜水2.5×104 t, 节水效益约为4万元。同时, 降低了柱塞结垢快速磨损柱塞密封填料情况发生机率, 降低了设备维修成本, 另外实现了凝结水“零泄漏”。
(4) 硫磺回收单元凝结水罐回收凝结水产生的二次蒸汽从顶部排空, 造成大量的热量损失。另外, 在凝结水罐温度较低时, 有可能空气进入凝结水罐甚至溶于凝结水, 造成凝结水系统氧腐蚀。分厂六对该系统进行了优化改造, 改造后能减少蒸汽排空, 并能降低凝结水中溶解氧。具体改造见图 2~图 3。
改造后, 凝结水罐的氧腐蚀现象得到了有效控制, 其凝结水溶解氧浓度明显降低(见图 4)。
目前, 疏水阀主要有机械式、热静力式、热动力式等, 不同形式的疏水阀适合不同的使用场合, 净化厂应根据现场工艺、使用场合等来选择合适的疏水阀, 比如在蒸汽管道的疏水选用倒置桶式疏水阀, 在伴热管道上选用热静力式疏水阀等来提高疏水效果。
另外, 疏水阀需要定期检测维护, 保障其疏水效果。目前, 有专业的检测仪器可以对疏水阀进行在线检测, 一旦发现疏水阀失效, 应立即更换。从表 3可以看出, 疏水阀失效将会导致较大的蒸汽泄漏[2]。
随着总厂原料气处理量的减少和气质的变化, 配套锅炉房的规模已不能与目前的工艺需求相匹配, 导致锅炉效率低, 排烟温度高, 能耗较大。对于建设年限较长的天然气净化厂, 该现象尤为突出, 如分厂一锅炉热效率为50%~70%, 分厂四锅炉热效率为70%~80%, 均低于锅炉运行经济负荷区域80%~90%;分厂一中压锅炉排烟温度为393 ℃, 低压锅炉排烟温度为210 ℃, 远远高于TSG G0002-2010《锅炉节能技术监督管理规程》中规定的170 ℃。因此, 对分厂一、分厂四的锅炉进行节能改造显得相当有必要, 即将分厂一的2台中压锅炉更换为2台低压锅炉, 并更换1台低压锅炉; 将分厂四的3台锅炉更换为2台锅炉, 通过节能改造, 提高锅炉热效率, 降低锅炉能耗。改造后, 预计年节能2 600 t标煤, 年节气效益为450万元左右, 节电效益为15万元左右, 投资回报期约为2.5年。
蒸汽管道管径设计偏小, 管内流速过大, 导致蒸汽压降大, 用汽点蒸汽品质下降, 最终消耗更多的蒸汽。当蒸汽需求大幅度减少时, 管内蒸汽流速会降低, 热损增大, 导致大量的蒸汽直接转变成凝结水, 降低蒸汽利用率。因此, 设计合适的管径和根据蒸汽负荷的变化对蒸汽管线进行适应性改造是有必要的。
分厂二单台锅炉蒸汽出口管径为DN200, 蒸汽汇管管径为DN250, 单台锅炉额定蒸发量为15 t/h, 实际蒸汽量约为8 t/h。通过计算得到管道蒸汽流速为18 m/s, 满足《石油化工装置工艺管道安装设计手册》和HG/T 20570.6-1995《管径选择》中的流速规定(15~40 m/s)。但随着原料气处理量的降低, 蒸汽用量也随之减少。目前, 蒸汽用量为3.8~4.2 t/h, 通过计算得到蒸汽最低流速仅为8.7 m/s, 蒸汽流速偏低, 将会导致热损增大, 建议更换部分蒸汽管线。
蒸汽管道的疏水特别重要, 如果凝结水不能正常排出, 就会冲击沿线的阀门、仪表、弯头等, 造成设备损坏, 降低设备使用寿命, 同时会造成蒸汽带水而降低换热器的换热效果。因此, 蒸汽主管沿线平均间隔30~50 m应设置排水点, 且排水点的构造应进行合理设计, 如果排凝管太小, 大量的凝结水来不及排出就被送往下游, 排水效果差(见图 5)。
近年来, 总厂大部分装置蒸汽用量随着原料气处理量的降低而减少, 但蒸汽管线没有进行相应的改造, 特别是分厂一、分厂二目前蒸汽负荷仅为设计值的30%左右, 蒸汽流速偏离设计值, 导致大量的蒸汽直接转变成凝结水, 如果不及时排出将严重影响保温效果。针对这种现状, 建议设置大口径集水管将主管线内的凝结水全部收集, 然后由疏水阀排出, 优化设计见图 6。另外, 龙门架管线的凝结水需要在管线爬升前排出, 否则会出现“喉部限流”现象, 造成压降增加(见图 7)。
蒸汽中的不凝性气体主要是空气, 其可以从疏水阀、阀门密封垫、排气阀等地方进入蒸汽系统, 如果未能及时排出, 空气在热传导表面就会形成一个绝热层, 横在蒸汽和金属表面之间, 降低热传导速率, 导致蒸汽温度降低或者增加燃料气消耗。所以, 排出蒸汽凝结水系统中的空气是相当有必要的。
目前, 净化厂主要是通过热力除氧器顶部排气孔对氧气及其他不凝气进行排放, 但有些净化厂由于除氧器安装高度、除氧器类型的限制或由于蒸汽管网太过庞大, 而无法排尽管网里面的不凝气。因此, 建议净化厂在蒸汽管线的高点设置排气孔, 通过手动阀或自动阀控制对不凝气进行排放。
在生产中, 通常认为凝结水是洁净的, 可直接回收再利用。但实际上, 凝结水往往含有过量的铁离子、油类污染物、固体颗粒以及因设备渗漏、窜漏等问题导致溶液进入凝结水系统。若凝结水中的铁离子浓度较高, 就会加速锅炉内金属的电化学腐蚀。另外, 在锅炉高温受热面上容易生成氧化铁垢, 影响传热, 严重时还会造成堵管甚至爆管, 严重威胁锅炉的安全运行。
凝结水中的油类污染物主要危害有:①油类物质会附在锅炉管壁上, 影响传热; ②会使锅炉水形成泡沫且极易生成漂浮的水渣, 降低蒸汽品质; ③油类物质在锅炉中容易发生高温分解酸化, 威胁设备安全。
重庆天然气净化总厂针对蒸汽及凝结水系统运行存在的问题所采取的节能经济管理和技术改造等节能措施是有效的。另外, 可看出蒸汽凝结水系统还有较大的节能潜力:①首先应从装置设计出发, 保证正确的蒸汽管径, 疏水距离、位置、管径等设计, 优化设计, 确保能耗损失最小; ②在日常生产中, 要及时检查、更换坏的疏水阀, 减少蒸汽泄漏量, 提高凝结水回收率; ③针对蒸汽凝结水系统开展技术节能改造。净化厂作为生产单位, 应把及时检查、更换坏的疏水阀, 对锅炉清灰, 根据负荷变化及时调整蒸汽量, 定期检查保温效果等作为重点工作, 从日常生产管理中降低燃料气、蒸汽消耗, 提高凝结水回收率, 这是最直接的节能措施。同时, 净化厂应加强能源消耗数据的收集、分析, 提出相应的整改建议措施, 并利用装置大修期间, 对蒸汽凝结水系统进行节能技术改造。
2016, Vol. 45 Issue (4): 102-106
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