工业锅炉蒸汽带水问题的研究

李尹建 陈玉梅 曹 云 魏 宇

1. 中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川 成都 610041 2. 四川石油天然气建设工程有限责任公司，四川 成都 610000

0 前言

近年来，在天然气处理厂中低压蒸汽锅炉供热系统被广泛应用，使用低压蒸汽锅炉数量也成倍增加。随着天然气处理厂大型化，低压蒸汽锅炉也逐渐大型化。蒸汽带水问题是低压蒸汽锅炉大型化过程中比较常见且不易解决的问题。蒸汽带水可能使系统下游换热装置无法达到设计换热负荷，影响工艺装置正常生产。严重时,带水的蒸汽在管道里产生水锤作用,对蒸汽管道、管道支吊架受力产生极为不利的影响，产生安全隐患。本文通过对土库曼斯坦某天然气处理厂5×110 t/h 低压蒸汽锅炉的汽包水容器、汽包水位测量系统、炉膛尺寸、汽包运行压力、给水温度、汽水的喷入角度、炉水含盐量、分离器结构、安装位置的检查，分析造成汽包饱和蒸汽带水的主要原因，为大型低压蒸汽锅炉供热系统带水问题的解决提供参考。

1 系统组成

土库曼斯坦某天然气处理厂5×110 t/h 低压蒸汽锅炉供热系统采用5 台110 t/h 低压饱和蒸汽锅炉，锅炉设计运行压力0.7 MPa。蒸汽凝结水系统补水采用2 套100 t/h 水处理装置，水处理装置采用机械过滤+反渗透+热力除氧的工艺技术，处理后水质指标满足GB/T 1576-2008《工业锅炉水质》要求。凝结水系统采用闭式凝结水回收，凝结水罐定压压力0.1 MPa。蒸汽供热系统见图1。

图1 蒸汽供热系统

2 前期试运行情况

锅炉房建成初期，5 台110 t/h 蒸汽锅炉相继完成烘煮炉工作，5 台锅炉交替并保持低负荷下运行，低负荷下参数指标：锅炉汽包压力0.65 MPa，蒸汽量20 t/h，锅炉给水量22 t/h。此时，由于工艺装置所用蒸汽装置并未运行，所有锅炉房低负荷运行产生蒸汽均由锅炉房外分气缸调压放空阀排出。在这种工况下，分气缸的液位始终保持为0，未见液位升高。

随着整个工艺装置试运行条件逐步具备，锅炉供热负荷也逐步增大，当单炉产蒸汽量达到70～80 t/h 时，锅炉上水量出现不足，无法再为锅炉提供充足的上水，锅炉负荷无法继续提升。

试运行期间，有部分蒸汽管路或用汽设备出现不同程度的管路不通畅、蒸汽带水、水击等现象，因涉及厂区众多管网和附属设备，暂无法确定原因，但根据经验分析锅炉产出蒸汽带水有可能就是原因之一。

3 升负荷试验情况

为尽快查明原因，在试运行结束后，随即进行了单台锅炉热态升负荷试运行试验，目的是验证锅炉本体能否达到锅炉额定运行工况。

3.1 试验条件

a) 试验锅炉位号：H-4701/C。

b) 蒸汽排放路径：蒸汽经锅炉房蒸汽管路输送至室外分汽缸后，分两路自动泄压，直接排放至大气。

c) 升负荷状态：延续原中低负荷运行工况热态升负荷，由40 t/h左右蒸发量按照不大于1%/min的速度提升。

d) 给水泵：系统供水压力、流量充足。

e) 其它附属系统：正常，满足正常运行要求。

3.2 试验现象

3.2.1 现象1

锅炉蒸发量低于80 t/h 时，锅炉房外分气缸液位约5%左右，负荷发生变化时未见分气缸内液位变化。此时分气缸排污阀处于关闭状态，仅开启疏水阀。

3.2.2 现象2

锅炉蒸发量超过80 t/h 后，布置于锅炉房外的分汽缸液位开始明显上升。此时，分汽缸底部的疏水阀一直处于开启状态，但疏水能力明显不足，不能及时排出分气缸中凝结水，必须开启分气缸排污阀，将分气缸内凝结水排至锅炉排污池，才能降低分气缸液位。此时，控制室操作台显示给水流量和蒸汽流量存在差异，当蒸汽流量稳定在110 t/h 左右时，给水流量显示在130～140 t/h 左右，给水流量比蒸汽流量表度数高出约20～30 t/h（因处于调试阶段，数据不平稳）。而锅炉蒸发量在80 t/h内时，给水流量数值仅比蒸汽流量显示数值多3%～5%。

3.2.3 现象3

同时开启两两台锅炉，其中一台蒸发量70 t/h，另一台锅炉蒸发量40 t/h，即两台锅炉所产蒸汽进入分汽缸的流量依然在110 t/h，蒸汽温度和压力也基本相同，分汽缸内凝结水液位低于5%，未见异常变化。

3.2.4 现象4

根据运行经验，当水质严重恶化时，可能造成蒸汽带水。因此锅炉运行过程中，运行人员对炉水进行取样分析化验，炉水水质满足GB/T 1576-2008《工业锅炉水质》要求。此时锅炉炉水水质完全满足规范要求，可排除锅炉操作运行上造成的“汽水共腾”现象。

3.3 试验分析

基本确定锅炉在超过80 t/h 负荷的状态下，带水严重。通过对锅炉的汽包水容器、汽包水位测量系统、炉膛尺寸、汽包运行压力、给水温度、汽水的喷入角度、炉水含盐量、分离器结构、安装位置的检查，分析造成汽包饱和蒸汽带水主要原因，初步确定问题如下：

a）从结构分析，锅炉未采用常规D 型蒸汽锅炉的上锅筒下锅筒布置方式，而是在原上锅筒下锅筒模式的基础上增加了一个汽包，作为蒸汽分离设备，其汽包结构见图2。

图2 汽包结构图

根据汽包结构设计图纸，其中有匀气板、水下分离挡板等原件。根据JB/T 9618-1999《工业锅炉锅筒内部装置 设计导则》中计算公式：

计算结果蒸汽空间在仅靠重力分离或只有匀气设备的情况下，110 t/h 的蒸汽需要的蒸汽空间约29.3 m3，根据目前汽包外形尺寸计算，蒸汽空间仅为12.7 m3。考虑水下分离原件对汽水运行的影响，根据现有蒸汽空间大小计算，本汽包在正常情况下也仅满足约70～80 t/h的蒸汽产量。

可以看出计算数据与现场试验数据基本一致，初步断定，锅炉带水与蒸汽分离空间过小有很大的关系。

b)从锅筒内汽水运行状态分析，蒸汽可能经集中上升管后对水下孔板的冲力较大，水下孔板可能产生变形，使得水下孔板不能起到分离作用，或者汽水混合物直接穿过水下孔板造成汽水短路，而使汽水混合物直接由丝网分离器分离，分离不充分，产生蒸汽带水的现象。

c)随着负荷的增大，汽包内汽水混合物经由上升管后速度较大，有部分汽水混合物直接从水下孔板折边处穿出，造成局部汽水短路，使汽水混合物直接由丝网分离器分离，分离不充分，因此产生蒸汽带水。

4 锅炉改造

根据试验分析，初步可以判断出，蒸汽带水问题的根源是蒸汽空间不足及蒸汽分离原件效果不明显。由于现场实际情况，无法对锅炉汽包进行扩容或更换更大的汽包。因此，从汽包内用于分离汽水的内构件入手，对其进行改造和加工，旨在增加汽水分离效果，达到在额定负荷下不带水的状态。

根据对汽包内构件的作用分析，现场进行了改造：

a）在每台锅炉汽包内的14 根Φ325 汽水上升管出口处，分别加装带孔的缓冲板1 套，旨在缓冲和分解汽水上升冲力，防止汽水混合物直接冲击水下孔板，造成水下孔板分离不及时，炉水跟随蒸汽冲出汽包，同时也降低汽包内水位波动，保证锅炉正常运行。

图3 改造后汽包结构图

b）水下孔板左侧折边处用封板与锅筒封焊，水下孔板右侧折边处加高，同时在水下孔板两端各加焊一块封板，使汽水上升速度均匀。这种做法的目的是为了让汽包内汽水运行有序，避免高负荷时出现汽水分离出的水下降时被产生的蒸汽又推回二次分离孔板，造成二次分离孔板分离不及时，蒸汽带水进入系统，改造后结构见图3。

c）操作措施：由于本锅炉采用汽包+上锅筒+下锅筒的炉型结构，运行时汽包液位位于汽包中心线处，可适当调整其液位、增大气相空间。改造后再次试验时，在保证安全的前提下汽包液位降低20 mm 运行，增大分离空间及时间。

5 结果及分析

改造完成后，锅炉再次进行试运行，所有运行参数均与初次试运行参数保持一致。锅炉由冷态至单台锅炉满负荷110 t/h 状态，整个蒸汽系统运行平稳，锅炉给水流量计显示数值比蒸汽流量计显示数值高约3%～5%，此时分气缸未见液位出现。满负荷运行72 h，均未见异常。

根据改造的结果可以看到，造成本工程低压蒸汽锅炉带水的主要原因：汽包内蒸汽空间不足，汽水分离空间过小；汽包内汽水分离原件效果不佳。

根据以上主要原因采取相应措施：

a）对于汽包的蒸汽空间不足，汽水分离空间过小的问题，彻底解决的办法是更换锅炉汽包。但是根据现场情况，锅炉已经建设完成，要更换锅炉汽包几乎是不可行的，因此只能从操作方面考虑，尽可能增大蒸汽空间。在保证锅炉运行安全的前提下降低锅炉的运行液位，达到增大蒸汽空间的目的。

b）对于汽包内分离原件效果不佳的问题，根据锅炉汽包汽水分离原理，采取增加上升管缓冲板、增加水下分离孔板侧挡板等措施，优化汽包汽水运行方式，达到加强分离效果的目的。

事实证明，本次锅炉蒸汽带水问题的原因分析是正确的，采取的措施是有效的。通过改造，使汽水充分分离，最终解决了锅炉蒸汽带水问题。

6 结论

在低压蒸汽锅炉系统大型化的过程中，蒸汽带水问题是最为突出的问题之一。如何避免蒸汽带水问题，是今后锅炉设计的一个比较重要的课题。锅炉设计过程中应考虑各方面因素对蒸汽品质的影响，在锅炉制造、建设前解决相应问题，避免现场反复改造锅炉本体，造成对锅炉本体的破坏。

［1］JB/T 9618-1999, 工业锅炉锅筒内部装置 设计导则［S］JB/T 9618-1999, Design Criteria for Interior Devices of Industrial Boiler Drum［S］.

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