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1、芳烃厂二甲苯异构化加热炉余热回收系统的改造化工设计扬子石油化工1995.10(4):17芳烃厂二甲苯异构化加热炉余热回收系统的改造张梅荪(扬子石油化工设计院)阻力增加.焉;统设计不尽合理.使谈系统无法投甩.针对主要问题.采取抬高汽包位置,利用原有泵改造叶轮,完善自控系统设计等手段投运后系统运行平稳,到达设计要求.依据工艺逗行特点,在采用强制循环盛行余热回收时,提出设计熬据选择.循环泵,汽包设置等具体的要求.关词:水动力稳定单值多值1系统简介二琴耳桐芳烃厂二甲苯车间异构化装置原系西薷鲁奇公司设计,异构化装置的余热锅炉(亦称FA一706余热回收系统)为该装置反响器进料加热炉排放烟气t/h.简要流程
2、如下:外网来锅炉给水经调节阀(FRC一7002)进汽包(FA一706).调节阀由汽包液位(L一泵(GA一710A/B)加压.于加热炉(BA一7011/z)离,饱和汽引至BA一7011/z炉过热,由TRC一汽包低液位及泵出口循环流量与BA一7011/2炉联锁.7011/2自动停车,GA一710泵出口阀仅能开1力熬象,但根本尚可运行.私一妒靖木围1藏程茼围1一调节阀(FRC一7007);2一汽包(FA一706);3一谴位指示调节<1.一70011;4一汽量指示请节(FR一700115一循环泵(GA一710A/B);6一加热炉(BA一7011/21;7温度指示调节<TRc一70011;8
3、一流量指示调节(FR一7003收稿日期:1995一O103.华湛芙蓉,陈川王国符小林葛建中等.6/扬于石油化工1995年第4期2存在问题及改造方案的选择FA一706余热回收系统由泵进水管AB(亦称下降管),泵出口管BC,蒸发段CD,汽水引出管DE组成,参见图2田2布量示纛田工作的可靠性决定系统运行的可靠性首先进行系统阻力计算,以复核水泵运行曲线及电机功率能否满足系统水动力工况的要求.系统阻力按三种蒸发量,循环量和二种管壁粗糙度(K)进行计算压降(AP)按下式计算:P一P2w+P】s+APLz即各段压降为重位压差Pzw,加速压降P,流动阻力Pzz之和,计算结果见表1衰1系统阻力计算结果kW,K一
4、0.2时,N-=16.154.4kW,蒸发量由原设计14.1t/h增加到18.8t/h,系统阻力增加GA一710A/B泵扬程(H)为50m,效率一6065,配电机55kw,当K=0.2时,泵无运行余量.故系统循环量(Q)或P波动大时,易超电流.现将蒸发量18.8t/h,14.1t/h,K=0.2时,系统水动力曲线与泵HQ曲线绘于图3从图3中可看出,GA一7lO泵HQ曲线平坦,H变化时,Q随之剧烈变化,当运行系统受外界影响月波动时,Q大范围波动引起汽包水位剧烈波动,系统失稳或电机超电流刚不可防止.目,匈田3水力工况田强制循环系统稳定性由以下计算结果确定:受热面温度场是否均匀受热管脉冲判断;各计算
5、段单值,多值判断;各计算段停滞,倒流以及循环泵入El发生汽蚀的判断,计算结果见表2.从图2可知,AB,BC段为热水段,工质为液相,AP段不受热,也为单值函数;CD蒸发段,热交换伴随着相变,Pf(Q)可能出现多值函数,即PfCQ)(V),两个,甚至三个值,P不仅由Q决定,还受平均比容(V)影响.5.5mm管分14层,18列组成,为水平管上升布置现取一根管进行分析,见图4.一般工艺负荷是稳定的,可假定沿管长热负荷分布均匀,且无变化当循环量受外界干挠变化时,由于CD段进口1995年第3期扬子石油化工量Q成正比,详细分析见图5.当Q增加时,由于Q增加不多,对蒸发量影响不大,变化不大,P随之增加Q继续增
6、大,但Q增加速度大于比容变化的影响,P一增加速度减慢,Q增加到一定一r量,大大减少,此时,蒸发量大大减少,】反而下降.当Q增加到一定值,蒸发量为0时,增加而增加.以上分析说明,即使管受热负荷不变,在强制循环受热面进口为未饱和水时,在同一压降下各并联管子的流量可能有3个值,产生多值性流动,其根本原因是由于汽水比容变化引起.襄2奠定性断计算结果襄汽包一泵泵一蒸发段:发段一忾包流动特性受热管的温度工况受热管内液体发生脉动否术力特性单相,紊流单相,紊瀛两相两相一一不定一一一不定一单值单值不定单值有无停i|,饲流无无停无泵是否发生汽化否力工况紊乱时-各管吸热不均(2)最小负荷时(按3o负荷计算).受热管
7、内质量流速为6P变化过太.士i时-会发生脉冲:单值,当O与P变化时-呈多值-发生承力工况不稳定流动;(4)详见CD段计算分折5)上升管中总压降小于界瑕值.C田单段受热营示意图CD段进口烟气tl一750,t口一300C,受热段烟道长1sm,宽3m,温度不均匀系数0.70.8,并联九组管之间存在着多值运行的可能性,当系统受外网压力冲击时,Q与P随之渡动,使系统不稳定运行加剧,导至循环被破坏.0/1111.,h一田5单段管Q一P示意图从图6看,水力工况为单值,尽管bc,de段有负压头,水平段长度足够,缓冲了这二段的不稳定性,DE段对正常运行无影响.但系统不稳定时,DE段有可能加剧不稳定因素.由于循环
8、系统阻力由循环泵克服,在强制循环位,形成u型水位.二是不能象自然循环那样,利用高置汽包对系统水动力工况有自补偿特性,当有外因使汽包水位波动时,低置汽包不仅不能阻止这种波动,反之扩散其波动.国内外强制循环系统,很少采取汽包低置方案.汽包的大小,主要由其内部汽水别离与布水装置等内件尺寸及布置要求确定,汽包的直径应满足汽水别离的要求,在强制循环系统中,由于循环倍率工况的变化直接影响汽包水位的大幅度变化,同时.余热回收作为辅助系统.应保证工艺生产的平安,设液位只要起伏大一点,联锁即刻动作.使装置停车.的大起大落,有助于改善循环泵进口管水动力持性,现场试车的大汽包投运测试数据证明了这一点.E64DE曩2
9、生0一I一4ab曩bc曩cd鱼ef曩de曩f一曩圉6DE段水力工况围注:Lz流动阻力P删重位压差,Pk,f,P一各段的总阻力1995年第4期2.3原系统存在问题的判断泵扬程,功率有足够余量系统运行也不太稳定.综上分析,原系统CD蒸发段存在无法防止的不稳定因素,在稳定运行时,CD段水力工况呈单值,系统能运行,如原放空状况,工况变化时,CD段失稳.以并网工况为例:并阿前系统压力提高,并网一瞬间,余热回收系统内部压力下降,蒸发量增加,整个系统阻力增加(见表1).原设计工况:V一1.3m/s,V一2.03m/s,VcD一1.4m/s,V一1.18m/s,即炉水从汽包出口至汽水管人汽包口,单位工质要完成
10、此循环约要3rain,GA一710泵每秒流量为O.064m,原汽包从正常液位到低位联锁水容积仅1.37m.只需要21s便可抽到低液位,补水阀通过量只有0.006m/s,无法稳定汽包液位,至此随蒸发量增加到一定值,GA一710扬程过小,功率缺乏.此时,水存于蒸发段(V一13.7m)回不到汽包.循环倍率趋近于1,这是FA一706余热回收系统副产汽不能并网的主要原因,特别是蒸发量由14.1t/h增加到18.8t/h,系统阻力增加了0.07MPa,泵在并网时有过电流现象也难以防止其次,原设计泵出口管仅有流量显示及低流量联锁,没有流量限制手段,加之泵HQ曲线平坦,泵无法稳定运行,备用泵自启动系统等于虚设
11、,即睫FA一706余热回收系统改造,可采用二个方案方案1,更换GA一710泵及电机,在泵出口总管加一组流量调节阀.方案2,利用原有泵壳,电机,更换叶轮,同时加大汽包容积并改变汽包位置.叶轮修改后,泵效率从6O6j提高到7O73,汽包抬高后,系统阻力减少0.06MPa,泵出口总管增设流量调节阀.二个方案的比拟见表3综台比拟后,本设计采用第二方案,详见图7,即将汽包从14.1m平台抬高至21.5m平台,并靠近受热面,汽水引出管缩短至20m泵进口压力增时,根据计算及实测数据.对原泵叶轮进行改造,改造后泵HQ曲线陡度加大,效率提高系统改造一706余热回收改造工程在大检修阶段实施,一次并网成功运行时,泵
12、出口阀全开;并网时,汽包液位波动幅度不大,运行平稳,到达设计要求FA一706系统改造成功,不仅消除了运行现场长达4年的噪./一fr上1995年第3期扬予石油化工达700万元/年.经济效益显着.表3=个方案比拟表*:泵竹由上海水泵厂报竹,台贵国产泵圈7改造后采热回收布置圈表4改造后测试数据3几个问题的讨论阻力计算过程中各计算段雷诺数值显示管内介质流动在阻力平方区对磨擦系数的影响主要是K值.我国?电站锅炉水动力计算方法JB/220183及苏联B?A洛克申编?锅炉机组水力计算标准方法?规定碳素钢及珠光体合金钢管K值取0.06.石化系统及西欧有关图表中K值推荐0.2,余热回收系统K值取多少,从计算及实
13、测结果看,K值取0.2较为适宜其原因.电站锅炉水质管理严格,冷凝水成分不象石化系统复杂,汽水管路内壁腐蚀不严重因此,笔者认为:余热锅炉水动力计算,K取0.2为好.门标准提出要求.东南大学范从振教授编?锅炉原仅沈阳水泵厂专门生产过强翩循环锅炉专用水泵,水泵HQ曲线陡度大于45.甚至达75.本设计考虑到国内无系列产品可选择+且产品质量不稳,更换水泵十分困难.特请镇江理工大学改造叶轮+并在泵出口管线加设调节阀组,测试效果较理想由此+Q系统阻力变化而大幅度变化,有利于系统稳定0/m-h.囝8改造后水力工况囝注Q曲线-一幂HQ线;一蘸发量14.1t/h的HQ曲线.强制循环与自然循环根本区别在于循环动力一是靠泵.一是靠重度差,由此自然循环时不得不将汽般认为,强制循环系统中对汽包设置高度,距受热面距离无太大影响.从本设计方案选择中可看出,强制高置.可以象自然循环一样,对水力工况有自补偿作用.可缓冲这些不稳定因素.使系统运行平稳,这也收,运行工况更为复杂多变.汽包以高位布置为好.审槁:皤文虎高缀工程师)