论文部分内容阅读
摘要：天然气净化在脱硫、脱碳、脱水等加工处理过程中，锅炉蒸汽凝结水系统是工艺主体装置的重要组成部分，所需工业水预处理合格后输送到天然气处理厂。在近几年的生产实践中，除在原水预处理阶段处理合格外，需进一步降低蒸汽及凝结水系统管路液态水中O2、CO2等气体，因此，设置、操作、维护好液态水质腐蚀防控，避免发生管线穿孔，确保天然气加工装置安全生产、保供连续稳定。
关键词：天然气净化装置;热力管道;腐蚀防护;控制
1液态流体中气体的危害分析
溶解于水中的气体（O2、CO2等）对热力运行设备的危害在于，一是在热力设备工作条件下不发生相变的气体影响能量传递的效率，增加了不可逆损失;二是以氧气为主体设备会大大减低设备使用寿命，或导致不可预测的事故发生。天然气净化行业所用蒸汽中含有不少气体杂质，在蒸汽凝结过程中溶入凝结水中，同时在凝结水的输送过程中也会溶入一定的气体，对凝结水的有效载体———锅炉、换热器以及热力管道，尤以脱硫重沸器凝结水管线和余热锅炉排污管线为突出，因长期凝结水含氧量高，引起凝结水输送管道弯头、大小头等管件部位造成氧化和酸性，降低了凝结水系统设备及其管道的使用寿命，增加了锅炉上水中铁离子含量，致使锅炉炉管受热面的热阻增加，水位计传送的不准确，进而影响锅炉安全运行。因此，天然气净化装置对凝结水系统氧特征及其防护具有重要意义。
2热力管道控制措施
2.1给水脱氧系统
除盐水从除盐水箱经除盐水泵送入脱氧器进行脱氧，然后再通过脱氧水泵送入凝结水罐。全锅炉房及蒸汽系统脱氧水正常补充量为凝结水回收量的40%，设置一台脱氧能力与之相匹配的大气式热力脱氧器。
2.2加药系统
为控制蒸汽锅炉、余热锅炉炉水的pH值，防止锅炉结垢，设置一套磷酸盐加药装置。磷酸盐溶液经计量泵直接进入锅炉给水管线和装置区的余热锅炉。
2.3取样系统
在凝结水管网系统中最常用的防护方法，就是结合具体水质状况、根据缓蚀试验确定相应比例，定期、定量加入由有机磷酸盐、聚羧酸盐、有机或无机缓蚀剂等形成均相水质稳定剂，起到缓蚀作用。在日常生产管理中，对锅炉给水总管以及每台锅炉本体上均设有取样点，将介质引至取样冷却器进行取样操作。需对锅炉给水、炉水及蒸汽进行取样，定期检查。磷酸盐、阻垢剂、柠檬酸投加为凝结水产生更大的经济效益和较高的生产效率提供了可靠保障。
3热力管容系统开工
3.1密闭系统氧含量计算
经确定，该热力系统管网不相同管径管段容积之和是本系统所有设备净容积之和的21%，即逐段管线L×D2×3.14/4+逐台设备数×单台设备净容积，再乘以0.21。式中单位：管线长度———m，管径———m，设备净容积m3。
3.2开工排氧流程方案
在热力系统无置换作业前，因管线内全部充满液体，设备50%液位，计算便知，每台设备容积累计之和×0.21÷2，可视为热力系统升温前，热力系统最大氧含量。惰性介质置换系统氧含量工艺技术方案，将氮气等惰性介质分别引入与蒸汽系统和凝结水管网相连接的热力设备，只有待上游设备内氧含量合格时，才允许把氮气逐步引流到下游设备，直到从每台设备顶部氮气排放口处，分析氧含量≤2.0%，停止吹扫置换。每次开工经过氮气等惰性气体置换后，可以大大减少设备内残余气体中O2、CO2等，提高热力系统开工脱氧效率。
3.3残余氧含量检测
快速检测仪器是便携式四合一测量仪，检测部位或位置为每台设备工艺介质流向排气口1.0～1.2米，或逐条凝结水管线紧邻疏水阀上游现场排液阀出口，用快速氧含量检测仪，当仪器显示小于2.0%为合格。
4生产中热力系统溶解氧超标分析
4.1严格热力管网开工控制
热力管道、设备使用惰性气体如N2，对系统进行完整彻底的置换出残余的氧含量。严格遵循锅炉、脱氧器投运条件，执行工艺参数，确保到达凝结水罐内的脱氧水各项指标全部合格。不能因为开产时间紧，擅自加大脱氧器负荷，导致脱氧器产生的脱氧水中溶解氧指标不合格。给热力系统管道或热力冷换设备补充或投加脱氧水遵循少量多次的原则，并及时排放残余氮气。因此，每次停运检修后，尤其是装置整体大修后系统需用氮气置换出系统内部氧等组分;另外，热力系统升温遵循升温曲线指标，当系统容量一旦确定以后，是需要有恒定时间、合理工艺脱氧条件才能满足溶解氧指标的合格控制。
4.2严格监控锅炉补水量、回水量、溶解氧指标
锅炉给水补充是系统热力管网外部进入系统内部的唯一途径。只有当补充水中气体各项有害成分合格达标，才能满足锅炉及热力系统管线、冷换设备长周期、安全平稳运行。理论上，锅炉蒸汽凝结水含热量高、硬度低，蒸汽凝结水是纯净的、高品质的水，不会对其载体产生危害。在实际生产过程中，本身凝结水返回量和锅炉给水量两个指标本可以直观准确的判断系统管道或设备是否有漏损，但因给水量、回水量和溶解氧检测计量指示处于失效，于是检测系统漏损故障“眼睛”就模糊了。当外界补水量接近热力脱氧器自身处理负荷时，脱氧水中的氧气、二氧化碳等不合格成分诱发系统薄弱点加速、已发漏点更快，凝结水损失量更大。这时通过热力系统检测溶解氧指标也能显清晰出现预警信息。
5热力系统辛勤工作的脱氧器
天然水中溶解的氧气可达10mg/L，由于天然气处理厂热力系统不可能绝对严密，空气通过不严密部分渗入系统，凝结水可能溶有大量氧气。此外，补充水中也含有氧气及二氧化碳等其它气体。采用热力脱氧的方法，就是除去水中所有的不凝结气体。大气式热力脱氧工作机理为：水和气体接触，气体溶解于水中的数量多少，可用气体的溶解度表达，与气体的种类以及该气体在水面的分压力、水温有关。在一定的压力下，水的温度越高，气体的溶解度越小，反之气体的溶解度就越大。同时气体在水面的分压力越高，其溶解度就越大，反之，其溶解度也越低。
6脱氧工况控制
确保热力脱氧效果最佳工况：一方面，有足够量的蒸汽将水均匀加热到脱氧器压力下的饱和温度。尤其是开工初期因需水量多，蒸汽不足，导致脱氧效果不理想，甚至脱氧水中溶解氧指标不合格，系统残余溶氧增高。另一方面，及时将脱氧头析出的气体通畅排放，以保证水面上氧气及其他气体的分压力减至零或最小，防止水面的气体分压力增加，影响析出;最后是，定期检查维护脱氧器完好，始终使被脱氧的水与加热蒸汽有充分的接触时间和面积，维持足够长的传热、传质时间及较大压差。在脱氧器中，需要脱氧的水首先经过高压喷嘴形成发散的锥形水膜向下进入初级脱氧区，水膜与上行的蒸汽逆流接触，迅速将水加热到脱氧器压力下的饱和温度，大部分氧气从水中析出从喷嘴周围的排气口及时排出。初步脱氧后的水汇集到水箱下部，在水面以下进行深度脱氧，通入水面以下的蒸汽将水加热、沸腾，二次脱氧，析出的气体经排气管排出。
7结语
确保热力管道及设备防护因素的最佳方法和有效手段是，脱氧器处于零故障、负荷最佳、工况最佳运行;可密切监控回水量、补水量、溶解氧等关键指标;热力系统开工期限充足及技术措施可靠。
参考文献
[1]王智，宮敬，尹铁男，吴长春.天然气凝析液长距离管道稳态水力热力计算[J].东北石油大学学报，2013，37（04）：60-66+121-122.
[2]徐志杰.电伴热埋地天然气管道的热力计算[J].油气储运，2013，32（05）：496-498.
[3]吴峰，王锐.天然气管道泄漏事故后果量化评价分析[J].煤气与热力，2012，32（05）：88-90.
关键词：天然气净化装置;热力管道;腐蚀防护;控制
1液态流体中气体的危害分析
溶解于水中的气体（O2、CO2等）对热力运行设备的危害在于，一是在热力设备工作条件下不发生相变的气体影响能量传递的效率，增加了不可逆损失;二是以氧气为主体设备会大大减低设备使用寿命，或导致不可预测的事故发生。天然气净化行业所用蒸汽中含有不少气体杂质，在蒸汽凝结过程中溶入凝结水中，同时在凝结水的输送过程中也会溶入一定的气体，对凝结水的有效载体———锅炉、换热器以及热力管道，尤以脱硫重沸器凝结水管线和余热锅炉排污管线为突出，因长期凝结水含氧量高，引起凝结水输送管道弯头、大小头等管件部位造成氧化和酸性，降低了凝结水系统设备及其管道的使用寿命，增加了锅炉上水中铁离子含量，致使锅炉炉管受热面的热阻增加，水位计传送的不准确，进而影响锅炉安全运行。因此，天然气净化装置对凝结水系统氧特征及其防护具有重要意义。
2热力管道控制措施
2.1给水脱氧系统
除盐水从除盐水箱经除盐水泵送入脱氧器进行脱氧，然后再通过脱氧水泵送入凝结水罐。全锅炉房及蒸汽系统脱氧水正常补充量为凝结水回收量的40%，设置一台脱氧能力与之相匹配的大气式热力脱氧器。
2.2加药系统
为控制蒸汽锅炉、余热锅炉炉水的pH值，防止锅炉结垢，设置一套磷酸盐加药装置。磷酸盐溶液经计量泵直接进入锅炉给水管线和装置区的余热锅炉。
2.3取样系统
在凝结水管网系统中最常用的防护方法，就是结合具体水质状况、根据缓蚀试验确定相应比例，定期、定量加入由有机磷酸盐、聚羧酸盐、有机或无机缓蚀剂等形成均相水质稳定剂，起到缓蚀作用。在日常生产管理中，对锅炉给水总管以及每台锅炉本体上均设有取样点，将介质引至取样冷却器进行取样操作。需对锅炉给水、炉水及蒸汽进行取样，定期检查。磷酸盐、阻垢剂、柠檬酸投加为凝结水产生更大的经济效益和较高的生产效率提供了可靠保障。
3热力管容系统开工
3.1密闭系统氧含量计算
经确定，该热力系统管网不相同管径管段容积之和是本系统所有设备净容积之和的21%，即逐段管线L×D2×3.14/4+逐台设备数×单台设备净容积，再乘以0.21。式中单位：管线长度———m，管径———m，设备净容积m3。
3.2开工排氧流程方案
在热力系统无置换作业前，因管线内全部充满液体，设备50%液位，计算便知，每台设备容积累计之和×0.21÷2，可视为热力系统升温前，热力系统最大氧含量。惰性介质置换系统氧含量工艺技术方案，将氮气等惰性介质分别引入与蒸汽系统和凝结水管网相连接的热力设备，只有待上游设备内氧含量合格时，才允许把氮气逐步引流到下游设备，直到从每台设备顶部氮气排放口处，分析氧含量≤2.0%，停止吹扫置换。每次开工经过氮气等惰性气体置换后，可以大大减少设备内残余气体中O2、CO2等，提高热力系统开工脱氧效率。
3.3残余氧含量检测
快速检测仪器是便携式四合一测量仪，检测部位或位置为每台设备工艺介质流向排气口1.0～1.2米，或逐条凝结水管线紧邻疏水阀上游现场排液阀出口，用快速氧含量检测仪，当仪器显示小于2.0%为合格。
4生产中热力系统溶解氧超标分析
4.1严格热力管网开工控制
热力管道、设备使用惰性气体如N2，对系统进行完整彻底的置换出残余的氧含量。严格遵循锅炉、脱氧器投运条件，执行工艺参数，确保到达凝结水罐内的脱氧水各项指标全部合格。不能因为开产时间紧，擅自加大脱氧器负荷，导致脱氧器产生的脱氧水中溶解氧指标不合格。给热力系统管道或热力冷换设备补充或投加脱氧水遵循少量多次的原则，并及时排放残余氮气。因此，每次停运检修后，尤其是装置整体大修后系统需用氮气置换出系统内部氧等组分;另外，热力系统升温遵循升温曲线指标，当系统容量一旦确定以后，是需要有恒定时间、合理工艺脱氧条件才能满足溶解氧指标的合格控制。
4.2严格监控锅炉补水量、回水量、溶解氧指标
锅炉给水补充是系统热力管网外部进入系统内部的唯一途径。只有当补充水中气体各项有害成分合格达标，才能满足锅炉及热力系统管线、冷换设备长周期、安全平稳运行。理论上，锅炉蒸汽凝结水含热量高、硬度低，蒸汽凝结水是纯净的、高品质的水，不会对其载体产生危害。在实际生产过程中，本身凝结水返回量和锅炉给水量两个指标本可以直观准确的判断系统管道或设备是否有漏损，但因给水量、回水量和溶解氧检测计量指示处于失效，于是检测系统漏损故障“眼睛”就模糊了。当外界补水量接近热力脱氧器自身处理负荷时，脱氧水中的氧气、二氧化碳等不合格成分诱发系统薄弱点加速、已发漏点更快，凝结水损失量更大。这时通过热力系统检测溶解氧指标也能显清晰出现预警信息。
5热力系统辛勤工作的脱氧器
天然水中溶解的氧气可达10mg/L，由于天然气处理厂热力系统不可能绝对严密，空气通过不严密部分渗入系统，凝结水可能溶有大量氧气。此外，补充水中也含有氧气及二氧化碳等其它气体。采用热力脱氧的方法，就是除去水中所有的不凝结气体。大气式热力脱氧工作机理为：水和气体接触，气体溶解于水中的数量多少，可用气体的溶解度表达，与气体的种类以及该气体在水面的分压力、水温有关。在一定的压力下，水的温度越高，气体的溶解度越小，反之气体的溶解度就越大。同时气体在水面的分压力越高，其溶解度就越大，反之，其溶解度也越低。
6脱氧工况控制
确保热力脱氧效果最佳工况：一方面，有足够量的蒸汽将水均匀加热到脱氧器压力下的饱和温度。尤其是开工初期因需水量多，蒸汽不足，导致脱氧效果不理想，甚至脱氧水中溶解氧指标不合格，系统残余溶氧增高。另一方面，及时将脱氧头析出的气体通畅排放，以保证水面上氧气及其他气体的分压力减至零或最小，防止水面的气体分压力增加，影响析出;最后是，定期检查维护脱氧器完好，始终使被脱氧的水与加热蒸汽有充分的接触时间和面积，维持足够长的传热、传质时间及较大压差。在脱氧器中，需要脱氧的水首先经过高压喷嘴形成发散的锥形水膜向下进入初级脱氧区，水膜与上行的蒸汽逆流接触，迅速将水加热到脱氧器压力下的饱和温度，大部分氧气从水中析出从喷嘴周围的排气口及时排出。初步脱氧后的水汇集到水箱下部，在水面以下进行深度脱氧，通入水面以下的蒸汽将水加热、沸腾，二次脱氧，析出的气体经排气管排出。
7结语
确保热力管道及设备防护因素的最佳方法和有效手段是，脱氧器处于零故障、负荷最佳、工况最佳运行;可密切监控回水量、补水量、溶解氧等关键指标;热力系统开工期限充足及技术措施可靠。
参考文献
[1]王智，宮敬，尹铁男，吴长春.天然气凝析液长距离管道稳态水力热力计算[J].东北石油大学学报，2013，37（04）：60-66+121-122.
[2]徐志杰.电伴热埋地天然气管道的热力计算[J].油气储运，2013，32（05）：496-498.
[3]吴峰，王锐.天然气管道泄漏事故后果量化评价分析[J].煤气与热力，2012，32（05）：88-90.