煤化工行业凝液回收系统常见问题探讨及改造实践

姚长江

（多伦煤化工有限责任公司，内蒙古 锡林浩特 027300）

在化工生产过程中，伴热系统运行的可靠与否，直接关系到生产的连续与平稳，尤其在我国北方高寒地区，伴热系统起着至关重要的作用，蒸汽伴热以其独特的经济性及实用性被广泛应用于各类伴热系统中。伴热系统运行及维护过程中产生的各类问题是化工企业不得不面对的现实问题，蒸汽凝结水回收系统作为其中的一个环节，其运行稳定性将直接影响整个水系统平衡，如何解决其运行过程中遇到的凝液回收系统背压过高、水击、不凝气聚集及伴热管理不到位等问题，值得关注。笔者结合实际生产经验，对凝液回收系统常见问题进行了分析探讨，并介绍了某公司伴热系统的改造实践及效果，可为解决凝液回收系统的“跑冒滴漏”提供借鉴。

1 凝液回收系统常见问题的解决与探讨

1.1 凝液回收系统背压过高

蒸汽热量利用率低、回水带汽量大是引起凝液回收系统背压过高的主要原因。蒸汽伴热系统疏水器运行过程中缺乏有效的检查与维护，会导致蒸汽喷放过多，若问题疏水器达到一定数量，凝液回收系统背压过高的问题就随之而来，因此在伴热系统检查过程中，要定期对伴热管或疏水器温度进行检查，避免运行温度过高。一般情况下，低压蒸汽疏水器后温度不高于110 ℃，且与环境温度之差不超85 ℃，则可认为疏水器运行正常。对于双金属片类疏水器，还应定期调整金属片压紧程度，控制出口温度，以满足实际运行需要。此外，凝液回收管线不宜设置过长，如凝液管线与蒸汽管线压差小于0.1 MPa，则应考虑在适当位置增加回收装置进行一次闪蒸，同时利用机械加压装置，进行二次外送。

1.2 凝液回收管线水击现象

不同温度的多股凝液混合是导致凝液管线出现水击的主要原因。主要有以下两种情况会造成不同凝结水之间温差较大：一是不同装置或界区对蒸汽热量的利用程度不同，尤其在不同装置汇合处犹为明显，这种情况比较多，疏水器出口温度、蒸汽换热器换热效果等直接决定了凝液的温度；二是不同压力等级凝液混入同一凝液回收管网，高压力凝液由于压力降低，释放潜热，造成凝液汽化，引起水击。

此外，管线变径处或管线胀力弯处出现微量泄漏，也会导致管线水击现象的发生。

解决水击问题应从以下几方面入手：（1）对多路凝液的温度、压力进行汇总梳理，如温度、压力差过大，则不应汇入同一管网回收，应建立多路凝液管网，直至常压罐或闪蒸罐；（2）常压或低压凝液管网温度接近的多股凝液，应使凝液温度统一至100 ℃以上或以下（即闪蒸前凝液与闪蒸后凝液混合）；（3）凝液管线出现泄漏应及时处理，避免因泄漏导致局部闪蒸，使管线出现水击现象，导致泄漏扩大；向上的管线应力补偿弯应不定期进行排气，避免不凝气聚集；（4）设有多处凝液回收的蒸汽管线局部停运时，一定要停运相应疏水装置，设有止回阀的疏水管路也应关闭相应手动阀门，避免凝液回串导致蒸汽管网无法顺利投运。

1.3 凝液回收系统不凝气聚集

凝液中含有的不凝气主要有二氧化碳、氧气、氢气，对于煤化工系统烯烃单元，往往会伴随甲醇以及C4、C5等重组分的泄漏，煤气化单元则主要是二氧化碳泄漏，同时伴有一氧化碳与硫化氢的泄漏。这些不凝气通常需要经过常压闪蒸系统后方可消除。经过热能利用（即对凝液的余热进行二次利用）的凝液回收系统，一般不设置常压闪蒸装置，回收凝液直接用于加热供水，这样在密闭系统中凝液在释放热量的同时温度降低，导致不凝气溶解度升高，会将这些溶解气体直接带入离子交换系统，进而影响混床周期制水量。例如二氧化碳含量较多的凝液系统，往往在进入凝结水回收装置换热后，会导致水中pH 值降低，碳酸氢根含量上升，进而造成阴离子交换树脂交换能力下降。同时在再生过程中，在阴阳树脂交界处，由于酸再生液与部分阴离子树脂接触，二氧化碳大量放出，导致上部碱再生液排出困难，再生效果大大降低。因此在不凝气较多的凝液系统，如已影响到离子交换系统的正常运行，应尽快查找不凝气泄漏源，消除泄漏。凝液管线可通过打开高点放空阀进行检查，如含气量较多，则应考虑是否存在泄漏，还可进一步通过气体取样并进行色谱分析，获取更精确的结果。进行气体取样时，不可用常规方法直接取样，应将高点排气引入小型气水分离装置，再通入小型换热装置降低温度，最后通入气体收集袋，将不凝气收集，进行分析。

1.4 伴热系统运行稳定性不佳

伴热系统运行稳定性一方面取决于设计的合理性，另一方面后期的维护管理也不容忽视，设计方面因素主要为疏水器形式的选择及疏水站（蒸汽分配站）的安装形式。

1.4.1 疏水站（蒸汽分配站）安装形式

《石油化工管道伴管和夹套管设计规范》[1]规定：在3 m 半径范围内如有3 个或3 个以上的伴热点及回收点时，蒸汽伴热系统应设置蒸汽分配站与疏水站，两者都可水平安装与垂直安装，不同安装形式有其各自优缺点，将在一定程度上影响伴热系统的稳定性。下面以疏水站为例，说明安装形式对系统的影响。

疏水站水平安装示意图[1]见图1。水平安装的优点是操作方便，管线独立分布，便于检修，抗杂质能力较好，出现泄漏易于处理；缺点是占地面积大，空间利用率低，单根出现冻堵较难处理。

图1 疏水站水平安装示意图[1]

疏水站垂直安装示意图[1]见图2。垂直安装的优点是占地面积小，伴热管线集中布置，出现冻堵易于处理；缺点是对于伴热管根数较多的疏水器上部阀门操作困难，不利于伴热检查，运行过程中疏水器截留杂质较多，易堵塞，出现泄漏不易查找，且维护检修较为困难。

图2 疏水站垂直安装示意图[1]

对于疏水站（蒸汽分配站）安装形式的选择，可根据现场具体条件及运行需要来判断，对于管线较少的区域，可考虑采用垂直安装，此类型疏水站（蒸汽分配站）对于运行管理和蒸汽品质要求较高。水平安装的疏水站（蒸汽分配站）设计结构合理，易于操作检修，应用比较广泛。

1.4.2 伴热系统缺乏管理

伴热系统停运退出后，管线内难免存在污垢沉积，再投运时如不进行排污处理，很有可能导致疏水器堵塞，进而使疏水效果变差，严重时可导致伴热管线冻坏，因此在伴热管线投运前，要将伴热管内杂质吹扫干净，再引入疏水器，确保疏水器不受堵塞影响。

伴热系统图作为伴热系统检查与消缺中重要参照项，务必保证其准确、及时，伴热系统图不但应包括伴热管线号、介质名称及走向，还应包括伴热线的投停状态。在投停状态及管线变更后，应及时对伴热系统图进行更新，并进行运行交接，避免伴热系统出现冻堵现象。

1.4.3 其他需注意的问题

（1）蒸汽分配站及疏水站设计安装应以方便检修和操作为原则，对于腐蚀性气体泄漏区域，应定期对阀门进行润滑处理，防止阀门长期不操作导致锈死，蒸汽分配站及疏水站备用口应尽量设置在主管处，防止备用口在极端气温天气出现冻裂的情况。

（2）伴热管线安装应尽量避免或减少采用U 型弯，必要时可沿主管线增加环型应力补偿或沿阀门法兰增加U 形补偿，防止U 型弯在寒冷天气因保温不全导致伴热管冻堵，同时伴热管应位于主管线下方或侧下方，采用绑扎固定，而不宜采用与主管焊接的固定方式。

（3）蒸汽分配站或疏水站与主蒸汽或凝液连接处应设置2 道阀门，一道常开，另一道用于正常隔绝，防止检修时因阀门内漏导致伴热蒸汽整体停运。

（4）应制定伴热系统巡查机制，重点检查工艺介质防冻伴热管线，并建立台帐、问题记录本等，夜间应设立专门保运人员，以协助缺陷处理。

（5）伴热系统在冬季停运后，应及时排净管线内积水，对疏水器进行吹扫，可打开丝堵排水，防止冻坏；夏季伴热系统停运退出后，应尽量保证管线及疏水器内部处于满水状态，或通入氮气将管线吹扫干净并保持微正压，防止管线及疏水器部件出现锈蚀或电化学腐蚀，影响后续运行稳定性[2]。

（6）现场疏水站（蒸汽分配站）应安装便于识别的标识牌，包括被伴热介质、管线走向等信息，提高隔绝、投运的操作效率，避免误操作。

2 凝液回收系统改造实践

某公司外管伴热系统采用垂直安装形式，每个疏水站（蒸汽分配站）上有8～20 根支管，分支管至伴热管道部分为集中分布，自2009 年伴热系统投入运行后，伴热系统泄漏问题不断出现，如疏水器泄漏、焊口泄漏等，且由于伴热系统图准确性低，导致管线隔绝困难，影响检修进度与质量。2018 年公司决定对部分伴热系统进行改造，改造后的伴热系统达到稳定运行状态，消除了持续存在的“跑冒滴漏”现象，主要改造内容介绍如下。

2.1 更换疏水站（蒸汽分配站）安装形式

原疏水站（蒸汽分配站）采用垂直安装形式，所有伴热管及疏水器均为集中包覆，如疏水站（蒸汽分配站）及管线集中分布处出现泄漏后，难以在第一时间判断漏点具体位置，只能通过全站退出的方式逐一排查，这样往往会导致次生问题的出现，如消漏时间过长、隔绝恢复时阀门误操作造成管线冻堵；且疏水管线与疏水器处于同一水平管线上，导淋为横向抽头式布置，这样运行过程中管线内各种杂质便会集中堆积至疏水器处，容易造成疏水器堵塞。改造后，疏水站采用水平安装形式（见图3），且疏水器前导淋布置成直管式，疏水器位于水平侧，这样就大大降低了疏水器堵塞的几率。

图3 改造后的疏水站安装示意图

此外，改造前垂直安装的疏水站在伴热管线超过12 根后，整站高度已超2 m，顶部伴热阀门操作困难；改造后的疏水站统一采用水平安装，即疏水器水平排布，且分支管线独立保温，疏水器全部采用法兰连接且取消外部保温，便于检查维护。

2.2 增大伴热管线管径

该公司伴热系统采用0.4 MPa、200 ℃低压蒸汽作为伴热气源，原设计工艺管线伴管均采用DN15 碳钢伴热管线，根据《石油化工管道伴管和夹套管设计规范》[1]及各公司伴热系统实际情况，伴热管线长度限制为45 m 以内，这样就导致了疏水站和蒸汽分配站数量增加。改造前全厂蒸汽分配站+疏水站总数量为326 个，仅疏水站就达163 个，运检修都十分困难；改造后伴热管线管径统一采用DN20 碳钢管线，伴热管线长度可增加至55 m～70 m，缩减了疏水站和蒸汽分配站数量，减小了运行和维护的难度。

2.3 更换疏水器形式

原伴热系统采用倒吊桶式疏水器，此类疏水器内部结构相对复杂，机械故障率高，蒸汽损失量大，长期运行后，随着机械结构劳损，疏水能力逐渐下降，甚至出现内部结构损坏，失去疏水能力。经过对部分问题疏水器拆检，发现内部机械结构大多已损坏，长期蒸汽冲击使疏水器出水侧顶盖被穿透，出现泄漏。原设计疏水站疏水器全部被保温材料包裹，不便于检查确认，出现问题后大量蒸汽进入凝液回收管线，使凝液回收管线背压升高，带汽严重。此次改造在改变疏水站安装形式的同时，将疏水器更换为双金属式疏水器，该疏水器对于此系统（经过多年的运行后管道杂质已基本冲洗干净）的适用性优于倒吊桶式疏水器，且在长期运行后仍能保持较好的疏水性能。生产实践表明，改造后的凝液回收管线含气量明显降低。

2.4 伴热管线分布优化及伴热图梳理

此次改造优化了伴热管线排布，按照不同被伴热管线固定伴热管顺序，同时遵循同类介质集中排布的原则进行，对于未投用或长期退出管线集中布置于同一疏水站（蒸汽分配站），便于投退操作。同时重新梳理伴热系统图，保证其100%准确率，各疏水站（蒸汽分配站）安装特制标识牌，便于运行人员能第一时间发现问题，并有效处理。

3 结 语

煤化工行业以其原料含量复杂特点决定了凝液回收系统问题的特殊性。基于对凝液回收系统常见问题的分析，某公司针对伴热系统泄漏问题不断、伴热系统图纸准确性低的实际情况，采取针对性的改造措施，有效解决了伴热和凝液回收系统持续存在的“跑冒滴漏”现象，实现了装置的长周期稳定运行。