聶鵬揚(yáng)

（山西潞安煤基清潔能源有限責(zé)任公司，山西 長治 046000）

某公司蒸餾裝置減壓塔自開工以來一直未達(dá)到設(shè)計(jì)要求的真空度，導(dǎo)致減壓塔操作條件無法達(dá)標(biāo)操作，現(xiàn)根據(jù)現(xiàn)場數(shù)據(jù)對其未達(dá)標(biāo)原因進(jìn)行分析，以便采取有效措施。

抽真空系統(tǒng)工況及基本組成：減壓塔頂負(fù)壓達(dá)不到目標(biāo)值且不穩(wěn)定。基本組成：減壓塔頂預(yù)水冷器、一級抽空器、二級抽空器、一級抽空器出口水冷器、二級抽空器出口水冷器（見圖1、圖2）。

圖1 減壓塔抽空器系統(tǒng)示意圖

圖2 抽空器結(jié)構(gòu)示意圖

1 減壓塔負(fù)壓不達(dá)標(biāo)設(shè)備本身檢查分析情況

通過對減壓塔系統(tǒng)作氣密保壓發(fā)現(xiàn)減壓系統(tǒng)保壓正常，且塔系統(tǒng)取樣未發(fā)現(xiàn)有氧氣超標(biāo)，排除因系統(tǒng)漏氣造成負(fù)壓無法達(dá)到的原因[1]。

2 減壓塔負(fù)壓不達(dá)標(biāo)數(shù)據(jù)分析情況

減壓塔頂預(yù)水冷器工藝介質(zhì)入口溫度為40 ℃，出口氣體溫度為121 ℃，而一級抽空器工藝介質(zhì)入口溫度為141 ℃，動力蒸汽溫度為190 ℃，說明一級抽空器動力蒸汽由抽空器介質(zhì)入口倒流入減頂預(yù)水冷器導(dǎo)致工藝介質(zhì)溫度升高；一級抽空器出口水冷器工藝介質(zhì)入口溫度為40 ℃，出口氣體溫度為103 ℃，而二級抽空器工藝介質(zhì)入口溫度為106 ℃，動力蒸汽溫度為181 ℃，說明二級抽空器動力蒸汽由抽空器介質(zhì)入口倒流入一級抽空器出口水冷器導(dǎo)致工藝介質(zhì)溫度升高；而對于二級抽空器出口水冷器因無蒸汽倒流，工藝介質(zhì)順利被冷卻到40 ℃。

減壓塔頂溫度為87.4 ℃，減壓塔頂預(yù)水冷器工藝介質(zhì)入口溫度為40 ℃，說明減壓塔汽提蒸汽投用量很小，塔頂主要是不凝氣和空氣，焓值很低，很容易被自然冷卻至40 ℃；一級抽空器出口67 ℃，一級抽空器出口水冷器工藝介質(zhì)入口溫度為40 ℃，說明進(jìn)入水冷器的蒸汽量很少，大部分蒸汽通過一級抽空器入口倒流入減壓塔頂預(yù)水冷器，一級抽空器出口水冷器入口介質(zhì)主要是不凝氣和空氣，焓值很低，很容易被自然冷卻至40 ℃；而二級抽空器出口94 ℃，二級抽空器出口水冷器工藝介質(zhì)入口溫度為91 ℃，自然冷卻溫降很小，說明二級抽空蒸汽大部分進(jìn)入二級抽空器出口水冷器，少量通過二級抽空器入口倒流入一級抽空器出口水冷器。二級抽空器工藝介質(zhì)入口溫度106 ℃和一級抽空器出口水冷器氣體出口溫度103 ℃低于一級抽空器工藝介質(zhì)入口溫度121 ℃和減頂預(yù)水冷器氣體出口溫度141 ℃，也能說明一級抽空器蒸汽大部分發(fā)生倒流，二級抽空器蒸汽少部分發(fā)生倒流。

設(shè)計(jì)中減壓塔頂預(yù)水冷器負(fù)荷應(yīng)小于一級抽空器出口水冷器和二級抽空器出口水冷器，由于減壓塔頂氣的主要成分為水蒸氣、不凝氣、少量可凝油氣和空氣，其中影響換熱器負(fù)荷的介質(zhì)主要為水蒸氣。減壓塔頂預(yù)水冷器入口介質(zhì)中汽提水蒸氣量為400 kg/h，一級抽空器出口水冷器入口介質(zhì)水蒸氣量為948 kg/h（減壓塔頂預(yù)水冷器未凝水蒸氣（假設(shè)20%即為80 kg/h和一級抽空器動力蒸汽（868 kg/h）），二級抽空器出口水冷器入口介質(zhì)水蒸氣量為789.8 kg/h（一級抽空器出口水冷器未凝水蒸氣（假設(shè)10%即為94.8 kg/h）和二級抽空器動力蒸汽（695 kg/h））。而現(xiàn)場情況中3 臺水冷器水側(cè)溫差（減頂預(yù)水冷器水側(cè)溫差10 ℃，一級抽空器出口水冷器水側(cè)溫差3 ℃，二級抽空器出口水冷器水側(cè)溫差1 ℃），可判斷目前現(xiàn)場情況是減頂預(yù)水冷器負(fù)荷大于一級抽空器出口水冷器和二級抽空器出口水冷器，由此也可判斷是蒸汽倒流導(dǎo)致。假設(shè)一級抽空器蒸汽全部倒流至減頂預(yù)水冷器，則減頂預(yù)水冷器入口介質(zhì)中蒸汽量應(yīng)為915 kg/h（汽提水蒸氣（100 kg/h）和倒流入蒸汽（815 kg/h））；假設(shè)二級抽空器蒸汽部分（30%）倒流至一級抽空器出口水冷器，則一級抽空器出口水冷器入口介質(zhì)中蒸汽量應(yīng)為320kg/h（減頂預(yù)水冷器未冷凝蒸汽（假設(shè)20%即為183 kg/h）和倒流入蒸汽（30%為137 kg/h）），二級抽空器出口水冷器入口介質(zhì)中蒸汽量應(yīng)為353 kg/h（一級抽空器出口水冷器未冷凝蒸汽（假設(shè)10%即為32 kg/h）和二級抽真空蒸汽（70%為321 kg/h）），該假設(shè)也與現(xiàn)場實(shí)際情況相符合。

減壓塔預(yù)水冷器目前所測壓力為：減壓塔頂壓力0.051 MPa（表壓），與水包溫度80 ℃對應(yīng)的壓力0.049 MPa 相吻合（見圖3）。這充分解釋了減壓塔真空系統(tǒng)不穩(wěn)定的原因，理論上講，即使抽空器設(shè)計(jì)能力偏低，只要抽空器正常工作，也會穩(wěn)定在一個較低的真空度，而不會真空度忽高忽低，目前真空度忽高忽低的原因是受減壓塔頂預(yù)水冷器大氣腿的溫度變化影響（對應(yīng)的飽和蒸汽壓變化），該大氣腿溫度又受倒流多少蒸汽影響，因此真空度飄忽不定。

圖3 減頂預(yù)水冷器示意圖

根據(jù)抽空器供貨商計(jì)算書，一級抽空器動力蒸汽耗量868 kg/h，二級抽空器動力蒸汽耗量696 kg/h；根據(jù)現(xiàn)場實(shí)測，一級抽空器動力蒸汽耗量815 kg/h，二級抽空器動力蒸汽耗量458 kg/h；可以看出一級抽空器蒸汽耗量接近設(shè)計(jì)值，二級抽空器蒸汽耗量遠(yuǎn)小于設(shè)計(jì)值。

抽空器蒸汽壓力為1.0MPa（G），而現(xiàn)場壓力為0.92 MPa（G），比設(shè)計(jì)壓力稍低，根據(jù)文獻(xiàn)報(bào)道[1]當(dāng)抽空器運(yùn)轉(zhuǎn)過程中，若任何一級抽空器出口壓強(qiáng)高于其極限反壓強(qiáng)時，就會出現(xiàn)蒸汽倒流現(xiàn)象。若要防止倒流，就要提高極限反壓強(qiáng)，極限反壓強(qiáng)跟噴嘴喉徑有直接關(guān)系，喉徑越大極限反壓強(qiáng)越大（見圖4）。

圖4 噴嘴示意圖

3 案例分析情況

國內(nèi)某煤制油項(xiàng)目加裂化單元減頂抽真空系統(tǒng)案例：減壓塔抽真空系統(tǒng)試運(yùn)行，投用二級抽空器后減壓塔壓力由正常降至19 kPa（A），預(yù)水冷器，一級水冷器，二級水冷器冷卻后工藝介質(zhì)側(cè)溫度均為30 ℃左右，投用一級抽空器后，預(yù)水冷器和一級水冷器冷卻后工藝介質(zhì)側(cè)溫度在5 min 之內(nèi)升至100 ℃左右，且減壓塔真空度出現(xiàn)緩慢上升趨勢，檢查換熱器循環(huán)水上水壓力0.2 MPa，回水溫度40 ℃，動力蒸汽溫度180 ℃，壓力1.0 MPa，判斷是蒸汽倒流所引起。經(jīng)現(xiàn)場測量發(fā)現(xiàn)，一級抽空器A 噴嘴孔徑設(shè)計(jì)16.1 mm，實(shí)際15.6 mm，一級抽空器B 噴嘴孔徑設(shè)計(jì)16.1 mm，實(shí)際15.2 mm，二級抽空器A/B 噴嘴孔徑設(shè)計(jì)13.5 mm，實(shí)際13.2 mm。經(jīng)廠家對噴嘴進(jìn)行加長、孔徑擴(kuò)大處理返廠后，投用二級抽空器后減壓塔壓力由正常降至15 kPa（A），預(yù)水冷器，一級水冷器，二級水冷器冷卻后工藝介質(zhì)側(cè)溫度均為30 ℃左右，投用一級抽空器后，預(yù)水冷器冷卻后工藝介質(zhì)側(cè)溫度為48 ℃，一級水冷器冷卻后工藝介質(zhì)側(cè)溫度為42 ℃，二級水冷器冷卻后工藝介質(zhì)側(cè)溫度為42 ℃，均正常，塔頂壓力降至8 kPa（A），該裝置穩(wěn)定運(yùn)行后，塔頂壓力穩(wěn)定運(yùn)行在4 kPa（A）。該案例和該減壓系統(tǒng)出現(xiàn)情況極其類似。

4 結(jié)論及解決方案

根據(jù)以上分析，判斷該抽真空系統(tǒng)發(fā)生了蒸汽倒流現(xiàn)象，造成減壓塔真空不達(dá)標(biāo)；由于現(xiàn)場蒸汽壓力及溫度和設(shè)計(jì)條件存在偏差，造成設(shè)計(jì)的噴嘴與現(xiàn)場條件不匹配，特別是二級抽空器的動力蒸汽消耗遠(yuǎn)低于原設(shè)計(jì)值，造成一級和二級級配出現(xiàn)問題，從而造成蒸汽倒流。

建議采取措施：聯(lián)系廠家到現(xiàn)場檢查噴嘴情況，重新測量計(jì)算及設(shè)計(jì)噴嘴，以使噴嘴與現(xiàn)場實(shí)際情況相匹配。