煤化工行業凝液回收系統常見問題探討及改造實踐

姚長江

（多倫煤化工有限責任公司，內蒙古 錫林浩特 027300）

在化工生產過程中，伴熱系統運行的可靠與否，直接關系到生產的連續與平穩，尤其在我國北方高寒地區，伴熱系統起著至關重要的作用，蒸汽伴熱以其獨特的經濟性及實用性被廣泛應用于各類伴熱系統中。伴熱系統運行及維護過程中產生的各類問題是化工企業不得不面對的現實問題，蒸汽凝結水回收系統作為其中的一個環節，其運行穩定性將直接影響整個水系統平衡，如何解決其運行過程中遇到的凝液回收系統背壓過高、水擊、不凝氣聚集及伴熱管理不到位等問題，值得關注。筆者結合實際生產經驗，對凝液回收系統常見問題進行了分析探討，并介紹了某公司伴熱系統的改造實踐及效果，可為解決凝液回收系統的“跑冒滴漏”提供借鑒。

1 凝液回收系統常見問題的解決與探討

1.1 凝液回收系統背壓過高

蒸汽熱量利用率低、回水帶汽量大是引起凝液回收系統背壓過高的主要原因。蒸汽伴熱系統疏水器運行過程中缺乏有效的檢查與維護，會導致蒸汽噴放過多，若問題疏水器達到一定數量，凝液回收系統背壓過高的問題就隨之而來，因此在伴熱系統檢查過程中，要定期對伴熱管或疏水器溫度進行檢查，避免運行溫度過高。一般情況下，低壓蒸汽疏水器后溫度不高于110 ℃，且與環境溫度之差不超85 ℃，則可認為疏水器運行正常。對于雙金屬片類疏水器，還應定期調整金屬片壓緊程度，控制出口溫度，以滿足實際運行需要。此外，凝液回收管線不宜設置過長，如凝液管線與蒸汽管線壓差小于0.1 MPa，則應考慮在適當位置增加回收裝置進行一次閃蒸，同時利用機械加壓裝置，進行二次外送。

1.2 凝液回收管線水擊現象

不同溫度的多股凝液混合是導致凝液管線出現水擊的主要原因。主要有以下兩種情況會造成不同凝結水之間溫差較大：一是不同裝置或界區對蒸汽熱量的利用程度不同，尤其在不同裝置匯合處猶為明顯，這種情況比較多，疏水器出口溫度、蒸汽換熱器換熱效果等直接決定了凝液的溫度；二是不同壓力等級凝液混入同一凝液回收管網，高壓力凝液由于壓力降低，釋放潛熱，造成凝液汽化，引起水擊。

此外，管線變徑處或管線脹力彎處出現微量泄漏，也會導致管線水擊現象的發生。

解決水擊問題應從以下幾方面入手：（1）對多路凝液的溫度、壓力進行匯總梳理，如溫度、壓力差過大，則不應匯入同一管網回收，應建立多路凝液管網，直至常壓罐或閃蒸罐；（2）常壓或低壓凝液管網溫度接近的多股凝液，應使凝液溫度統一至100 ℃以上或以下（即閃蒸前凝液與閃蒸后凝液混合）；（3）凝液管線出現泄漏應及時處理，避免因泄漏導致局部閃蒸，使管線出現水擊現象，導致泄漏擴大；向上的管線應力補償彎應不定期進行排氣，避免不凝氣聚集；（4）設有多處凝液回收的蒸汽管線局部停運時，一定要停運相應疏水裝置，設有止回閥的疏水管路也應關閉相應手動閥門，避免凝液回串導致蒸汽管網無法順利投運。

1.3 凝液回收系統不凝氣聚集

凝液中含有的不凝氣主要有二氧化碳、氧氣、氫氣，對于煤化工系統烯烴單元，往往會伴隨甲醇以及C4、C5等重組分的泄漏，煤氣化單元則主要是二氧化碳泄漏，同時伴有一氧化碳與硫化氫的泄漏。這些不凝氣通常需要經過常壓閃蒸系統后方可消除。經過熱能利用（即對凝液的余熱進行二次利用）的凝液回收系統，一般不設置常壓閃蒸裝置，回收凝液直接用于加熱供水，這樣在密閉系統中凝液在釋放熱量的同時溫度降低，導致不凝氣溶解度升高，會將這些溶解氣體直接帶入離子交換系統，進而影響混床周期制水量。例如二氧化碳含量較多的凝液系統，往往在進入凝結水回收裝置換熱后，會導致水中pH 值降低，碳酸氫根含量上升，進而造成陰離子交換樹脂交換能力下降。同時在再生過程中，在陰陽樹脂交界處，由于酸再生液與部分陰離子樹脂接觸，二氧化碳大量放出，導致上部堿再生液排出困難，再生效果大大降低。因此在不凝氣較多的凝液系統，如已影響到離子交換系統的正常運行，應盡快查找不凝氣泄漏源，消除泄漏。凝液管線可通過打開高點放空閥進行檢查，如含氣量較多，則應考慮是否存在泄漏，還可進一步通過氣體取樣并進行色譜分析，獲取更精確的結果。進行氣體取樣時，不可用常規方法直接取樣，應將高點排氣引入小型氣水分離裝置，再通入小型換熱裝置降低溫度，最后通入氣體收集袋，將不凝氣收集，進行分析。

1.4 伴熱系統運行穩定性不佳

伴熱系統運行穩定性一方面取決于設計的合理性，另一方面后期的維護管理也不容忽視，設計方面因素主要為疏水器形式的選擇及疏水站（蒸汽分配站）的安裝形式。

1.4.1 疏水站（蒸汽分配站）安裝形式

《石油化工管道伴管和夾套管設計規范》[1]規定：在3 m 半徑范圍內如有3 個或3 個以上的伴熱點及回收點時，蒸汽伴熱系統應設置蒸汽分配站與疏水站，兩者都可水平安裝與垂直安裝，不同安裝形式有其各自優缺點，將在一定程度上影響伴熱系統的穩定性。下面以疏水站為例，說明安裝形式對系統的影響。

疏水站水平安裝示意圖[1]見圖1。水平安裝的優點是操作方便，管線獨立分布，便于檢修，抗雜質能力較好，出現泄漏易于處理；缺點是占地面積大，空間利用率低，單根出現凍堵較難處理。

圖1 疏水站水平安裝示意圖[1]

疏水站垂直安裝示意圖[1]見圖2。垂直安裝的優點是占地面積小，伴熱管線集中布置，出現凍堵易于處理；缺點是對于伴熱管根數較多的疏水器上部閥門操作困難，不利于伴熱檢查，運行過程中疏水器截留雜質較多，易堵塞，出現泄漏不易查找，且維護檢修較為困難。

圖2 疏水站垂直安裝示意圖[1]

對于疏水站（蒸汽分配站）安裝形式的選擇，可根據現場具體條件及運行需要來判斷，對于管線較少的區域，可考慮采用垂直安裝，此類型疏水站（蒸汽分配站）對于運行管理和蒸汽品質要求較高。水平安裝的疏水站（蒸汽分配站）設計結構合理，易于操作檢修，應用比較廣泛。

1.4.2 伴熱系統缺乏管理

伴熱系統停運退出后，管線內難免存在污垢沉積，再投運時如不進行排污處理，很有可能導致疏水器堵塞，進而使疏水效果變差，嚴重時可導致伴熱管線凍壞，因此在伴熱管線投運前，要將伴熱管內雜質吹掃干凈，再引入疏水器，確保疏水器不受堵塞影響。

伴熱系統圖作為伴熱系統檢查與消缺中重要參照項，務必保證其準確、及時，伴熱系統圖不但應包括伴熱管線號、介質名稱及走向，還應包括伴熱線的投停狀態。在投停狀態及管線變更后，應及時對伴熱系統圖進行更新，并進行運行交接，避免伴熱系統出現凍堵現象。

1.4.3 其他需注意的問題

（1）蒸汽分配站及疏水站設計安裝應以方便檢修和操作為原則，對于腐蝕性氣體泄漏區域，應定期對閥門進行潤滑處理，防止閥門長期不操作導致銹死，蒸汽分配站及疏水站備用口應盡量設置在主管處，防止備用口在極端氣溫天氣出現凍裂的情況。

（2）伴熱管線安裝應盡量避免或減少采用U 型彎，必要時可沿主管線增加環型應力補償或沿閥門法蘭增加U 形補償，防止U 型彎在寒冷天氣因保溫不全導致伴熱管凍堵，同時伴熱管應位于主管線下方或側下方，采用綁扎固定，而不宜采用與主管焊接的固定方式。

（3）蒸汽分配站或疏水站與主蒸汽或凝液連接處應設置2 道閥門，一道常開，另一道用于正常隔絕，防止檢修時因閥門內漏導致伴熱蒸汽整體停運。

（4）應制定伴熱系統巡查機制，重點檢查工藝介質防凍伴熱管線，并建立臺帳、問題記錄本等，夜間應設立專門保運人員，以協助缺陷處理。

（5）伴熱系統在冬季停運后，應及時排凈管線內積水，對疏水器進行吹掃，可打開絲堵排水，防止凍壞；夏季伴熱系統停運退出后，應盡量保證管線及疏水器內部處于滿水狀態，或通入氮氣將管線吹掃干凈并保持微正壓，防止管線及疏水器部件出現銹蝕或電化學腐蝕，影響后續運行穩定性[2]。

（6）現場疏水站（蒸汽分配站）應安裝便于識別的標識牌，包括被伴熱介質、管線走向等信息，提高隔絕、投運的操作效率，避免誤操作。

2 凝液回收系統改造實踐

某公司外管伴熱系統采用垂直安裝形式，每個疏水站（蒸汽分配站）上有8～20 根支管，分支管至伴熱管道部分為集中分布，自2009 年伴熱系統投入運行后，伴熱系統泄漏問題不斷出現，如疏水器泄漏、焊口泄漏等，且由于伴熱系統圖準確性低，導致管線隔絕困難，影響檢修進度與質量。2018 年公司決定對部分伴熱系統進行改造，改造后的伴熱系統達到穩定運行狀態，消除了持續存在的“跑冒滴漏”現象，主要改造內容介紹如下。

2.1 更換疏水站（蒸汽分配站）安裝形式

原疏水站（蒸汽分配站）采用垂直安裝形式，所有伴熱管及疏水器均為集中包覆，如疏水站（蒸汽分配站）及管線集中分布處出現泄漏后，難以在第一時間判斷漏點具體位置，只能通過全站退出的方式逐一排查，這樣往往會導致次生問題的出現，如消漏時間過長、隔絕恢復時閥門誤操作造成管線凍堵；且疏水管線與疏水器處于同一水平管線上，導淋為橫向抽頭式布置，這樣運行過程中管線內各種雜質便會集中堆積至疏水器處，容易造成疏水器堵塞。改造后，疏水站采用水平安裝形式（見圖3），且疏水器前導淋布置成直管式，疏水器位于水平側，這樣就大大降低了疏水器堵塞的幾率。

圖3 改造后的疏水站安裝示意圖

此外，改造前垂直安裝的疏水站在伴熱管線超過12 根后，整站高度已超2 m，頂部伴熱閥門操作困難；改造后的疏水站統一采用水平安裝，即疏水器水平排布，且分支管線獨立保溫，疏水器全部采用法蘭連接且取消外部保溫，便于檢查維護。

2.2 增大伴熱管線管徑

該公司伴熱系統采用0.4 MPa、200 ℃低壓蒸汽作為伴熱氣源，原設計工藝管線伴管均采用DN15 碳鋼伴熱管線，根據《石油化工管道伴管和夾套管設計規范》[1]及各公司伴熱系統實際情況，伴熱管線長度限制為45 m 以內，這樣就導致了疏水站和蒸汽分配站數量增加。改造前全廠蒸汽分配站+疏水站總數量為326 個，僅疏水站就達163 個，運檢修都十分困難；改造后伴熱管線管徑統一采用DN20 碳鋼管線，伴熱管線長度可增加至55 m～70 m，縮減了疏水站和蒸汽分配站數量，減小了運行和維護的難度。

2.3 更換疏水器形式

原伴熱系統采用倒吊桶式疏水器，此類疏水器內部結構相對復雜，機械故障率高，蒸汽損失量大，長期運行后，隨著機械結構勞損，疏水能力逐漸下降，甚至出現內部結構損壞，失去疏水能力。經過對部分問題疏水器拆檢，發現內部機械結構大多已損壞，長期蒸汽沖擊使疏水器出水側頂蓋被穿透，出現泄漏。原設計疏水站疏水器全部被保溫材料包裹，不便于檢查確認，出現問題后大量蒸汽進入凝液回收管線，使凝液回收管線背壓升高，帶汽嚴重。此次改造在改變疏水站安裝形式的同時，將疏水器更換為雙金屬式疏水器，該疏水器對于此系統（經過多年的運行后管道雜質已基本沖洗干凈）的適用性優于倒吊桶式疏水器，且在長期運行后仍能保持較好的疏水性能。生產實踐表明，改造后的凝液回收管線含氣量明顯降低。

2.4 伴熱管線分布優化及伴熱圖梳理

此次改造優化了伴熱管線排布，按照不同被伴熱管線固定伴熱管順序，同時遵循同類介質集中排布的原則進行，對于未投用或長期退出管線集中布置于同一疏水站（蒸汽分配站），便于投退操作。同時重新梳理伴熱系統圖，保證其100%準確率，各疏水站（蒸汽分配站）安裝特制標識牌，便于運行人員能第一時間發現問題，并有效處理。

3 結 語

煤化工行業以其原料含量復雜特點決定了凝液回收系統問題的特殊性。基于對凝液回收系統常見問題的分析，某公司針對伴熱系統泄漏問題不斷、伴熱系統圖紙準確性低的實際情況，采取針對性的改造措施，有效解決了伴熱和凝液回收系統持續存在的“跑冒滴漏”現象，實現了裝置的長周期穩定運行。