稀硝装置锅炉给水电导率高原因及控制论文（汇编）

第一篇：稀硝装置锅炉给水电导率高原因及控制论文

摘要：我厂稀硝酸装置采用以氨为原料生产稀硝酸的双加压法工艺。为合理回收反应热采用废热锅炉副产中压蒸汽（3.65MPa、380℃）用于驱动蒸汽透平，蒸汽自给有余，送厂4.0MPa蒸汽管网。结合废热锅炉生产实际情况，对锅炉炉水电导高的因素进行了分析和总结，提出了一些操作和改进措施，起到了降低电导率的效果。

关键词：电导率；分析；降低措施

1现状

硝酸装置的锅炉为强制循环，循环速率由锅炉循环水泵流量来控制。废热锅炉系统用水来自两个途径，一是从脱盐水总管来的脱盐水；二是由本装置蒸汽系统产生的冷凝液及机组产生的蒸汽冷凝液。从总管来的脱盐水经除氧器除氧；冷凝液总管来的冷凝液及机组蒸汽冷凝液经现场阀门控制送入除氧器与脱盐水混合。除氧后的锅炉给水由锅炉给水泵提压后，经省煤器加热进入汽包。汽包中的炉水经锅炉循环水泵，加压后使其在汽包与废热锅炉盘管之间循环。汽包产生的饱和蒸汽先进入减温器调节温度，然后经蒸汽过热器过热，控制温度在380~430℃，去蒸汽透平使用，多余的蒸汽外送厂蒸汽管网。在除氧器和汽包通过加药泵分别加入联氨和磷酸钠药剂调节水质。汽包排污水经排污罐闪蒸产生蒸汽（作为除氧器的一部分热源）后，闪蒸液经排污冷却器后排入地沟。由此可以看出，影响炉水电导主要在除氧器的进水、汽包的加药及汽包的排污情况。

2炉水电导率高的原因分析

2.1炉水的水质

锅炉供水电导率要控制在≤60μS/cm，在正常生产过程中除氧器的进水主要由机组冷凝液来供给，其余则由厂脱盐水总管来补充。因此机组冷凝液电导率的高低直接影响了炉水电导率。在生产中机组电导率突然升高是造成炉水电导率不合格的主要原因之一。

2.2汽包加药

在汽包工作条件下，汽包水中的钙盐、镁盐形成水垢，水垢加快汽包内壁的电化学腐蚀，危害汽包安全；向汽包加入磷酸钠，磷酸钠与钙镁离子结合形成的是松散、呈棉絮状的沉淀，不会形成水垢，达到软化水的目的；同时磷酸盐能在汽包内壁形成保护膜防止电化学腐蚀，但不能过多,过多将影响炉水的电导率，因此我装置磷酸根工艺指标为（2~10mg/L）。在实际生产中药剂的配置时没有精确称量，配置过程中磷酸钠没有充分溶解，加药泵发生故障的频次较高，加上冬季加药泵出口管线结冰冻凝等问题使加药量控制不均匀，造成钙、镁等金属离子不能及时脱去导致炉水的电导率超标。

2.3汽包排污

汽包排污分为连续排污和间接排污（定期排污）。间排污主要是排除锈渣，脱盐未尽的钙、镁絮状沉淀，减少其在锅炉壁的附着程度，提高锅炉热效率。连续排污主要是降低锅水含盐量。在生产中装置的排污罐管线的泄漏、堵塞往往造成排污不畅，因此影响了炉水电导率。

2.4水质分析

装置炉水电导率（机组冷凝液电导率）、间隔8h分析一次，工艺没有随时监控手段，造成电导率超标后不能及时发现，处理过程时间较长。

3采取的措施

3.1加强机组冷凝液电导率的监控和操作

在机组冷凝液监控方面可在机组冷凝液外送管线加装一个冷凝液电导率在线表。使现场人员在巡检过程中能及时发现电导率异常情况，进行处理。（可以参照合成氨装置机组冷凝液电导率的监控）。在电导率超标时，现在常采用打开汽包间排来进行炉水的置换操作，这种处理方法时间较长，往往在8h以上。经过实际操作发现将机组冷凝液就地切出排放在1~2h，除氧器大量补充新鲜脱盐水就能调节正常，因此在机组冷凝液外送管线处加配一根φ50的排放导淋管线。

3.2汽包药剂的配置及操作

药剂溶液配置时，按3.5kg磷酸钠配置一加药槽，同时将溶剂由脱盐水改造为蒸汽冷凝液，温度高加快了溶质溶解的速度。加强与质检室的沟通，检查锅炉加药是否正常，如加药泵压力正常，加药管路不漏，那么就调整加药泵的频率，增减加药频率，1h后，取炉水化验看化验结果，根据化验结果调整锅炉加药量，同时开启锅炉联排，联排开大开小，根据锅炉水的指标要求而定。在设备上冬季加装了加药泵及出口管线的伴热和保温，做好了冬季的防冻工作，对加药泵的隔膜进行了检查和更换保障了汽包加药的连续进行。

3.3加强汽包排污管理

根据化验室的分析结果，定期打开汽包间排进行排污操作。对连排流程上的排污罐出入口管线进行更换、消漏。解决了连排管线的堵塞、泄漏、排放不畅的情况，加强排污罐的操作使汽包的排污能按要求正常排放。

4结束语

在硝酸装置的实际运行中，通过采取以上措施，硝酸装置今年4—6月电导率违反一次。合格率达到98.6%。磷酸根合格率达到96%，完成了阶段控制目标。

参考文献

[1]陈五平.无机化工工艺学：合成氨[M].198

第二篇：超级克劳斯硫回收装置压力高的原因分析及处理

超级克劳斯硫回收装置压力高的原因分析及处理

来源： 作者：刘彩锋

吕富强 [日期：2012-05-14] [字体：大 中 小] 兖州煤业榆林能化有限责任公司为了实现60万t/a甲醇项目中酸性气处理合格，尾气达标排放，采用了荷兰荷丰公司的超级克劳斯硫磺回收技术。在装置运行过程中一度出现压力高的问题，给尾气达标排放带来诸多困难，且严重影响了硫回收装置的长周期运转。为了维持正常的生产，不得不把送至硫回收装置的酸性气部分送至火炬焚烧后放空，既减少了对硫磺的回收，又造成了环境污染。此外，前系统双炉运行，低温甲醇洗装置送至硫回收的酸性气平均浓度为24.43%，硫回收酸性气主管道流量为1071 m3/h，分流管道流量为379 m3/h，低压氧气流量为302 m3/h，此时装置为超级克劳斯模式运行时系统压力PI17101/02/03为0.065 MPa左右（设计压力为0.06 MPa时报警，0.075 MPa时装置联锁跳车）。若酸性气浓度继续提高或送至硫回收装置的酸性气量增加时，系统在超级克劳斯模式运行时，压力将继续上涨至不能满足装置长期运行。为此，进行了原因分析和整改。

1.来自低温甲醇洗装置的酸性气夹带甲醇多，且我公司曾停用新鲜水约半年，未对酸性气进行洗涤，使酸性气中夹带的碳氢化合物在燃烧过程中形成了大量烟灰，随着酸性气的后移烟灰沉积在瓷球及催化剂上，堵塞了瓷球或催化剂间隙，进而加大了系统阻力，导致系统压力不断升高。

2.硫回收切气后由于主燃烧内空气与燃料气亚当量燃烧时间偏短，空气过量较快，导致废热锅炉后除沫器烧毁，且停车后超级克劳斯仍有大量空气进入，超级硫冷凝器和液硫捕集器、除沫器极易烧毁，烧毁的除沫器和附着的硫磺形成的黑色板结固体是导致系统压力升高的又一原因。

3.系统运行期间硫磺与FeS等腐蚀产物、耐火材料及催化剂碎屑混合时，会产生难以清除的灰色硫磺（混凝土硫磺）堵塞液硫管线，一般位于硫冷凝器与夹套旋塞阀之间的管线及旋塞阀后十字头处，导致系统压力升高。

4.我公司硫回收装置在设计时将0.7 MPa蒸汽凝液和1.3 MPa蒸汽凝液汇集于1根外送管线，造成冲突；且液硫封及液硫池等深U型伴热与普通管线伴热送至同一凝液站进行疏水，导致液硫封及液硫池伴热蒸汽进口和凝液出口压差减小，凝液排放不畅，易使液硫凝固。另外，疏水阀选型不合适（原选择自由浮球式），造成频繁开停车时液击击坏浮球，冬季停车后的冰冻挤坏浮球，丧失疏水能力，导致液硫凝固，系统压力升高。

通过对超级克劳斯硫回收装置系统压力高的原因分析后，2011年4月上旬进行了停车检修，并采取了相应的整改措施。

1.系统停车后打开一级反应器人孔，发现瓷球上附着一层黑灰。根据实际情况更换了约10 mm高度瓷球，且就酸性气夹带甲醇问题对低温甲醇洗装置中酸性气分离器进行除沫器检查、加固及系统操作指标优化，减少酸性气对甲醇的夹带。同时，投用洗涤酸性气的新鲜水，加大洗涤力度，减少因碳氢化合物燃烧形成的烟灰。

2.硫回收装置切气后延长主燃烧内空气与燃料气亚当量燃烧时间，观察尾气二氧化硫分析仪，数值降低后再缓慢过氧。同时规定系统切气后，停止往超级克劳斯装置中通空气，因为空气中的氧气非常容易和除沫器中聚集的硫磺发生燃烧反应（依据观察，超过150 ℃，空气和硫磺反应就逐渐剧烈）。为此，我们已经换过2次超级硫冷凝器除沫器和2次液硫捕集器除沫器，先是烧板结，影响系统阻力，后来就直接烧透。

3.针对混凝土硫磺的形成，加大吹扫氮气量，尽可能吹除系统内FeS等腐蚀产物、耐火材料及催化剂碎屑等混合，并且在装置停车后拆除硫冷凝器后夹套旋塞阀及十字头，清理液硫管道和十字头内的混凝土硫磺，以延长装置后续运行时间。

4.车间就蒸汽凝液冲突、排放不畅的现象，采用就地排放、分等级排放等方法减小凝液汇集后总管的压力，使各等级凝液能顺利排出。增加深U型伴热管线进口蒸汽和出口凝液间压差，采取深U型伴热单独排放的方法，减少液硫封及液硫池等深U型液硫管道内硫磺的凝固频次。另外，在停车期间将部分低点安装的自由浮球式疏水阀更换为钟形浮子式，提高了疏水阀的使用效率，解决了因疏水阀损坏导致液硫凝固的问题。

通过实施以上措施，装置运行状况有了明显的改观，在酸性气量增加（或酸性气浓度增加）的情况下，系统压力不超于0.06 MPa，能维持装置的长期、稳定运行。

第三篇：锅炉的论文锅炉水处理论文-南阳天益#4锅炉(600MW)水冷壁爆管处理及原因分析[精品论文]

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行业论文精品尽在豆丁 http:// 锅炉的论文锅炉水处理论文-南阳天益#4锅炉(600MW)水冷壁爆管处理及原因分析

一、概述

南阳天益发电有限责任公司2€?00MW工程#4机组锅炉为超临界参数变压直流炉。锅炉水流程如下:

主给水管道→省煤器→下降管→水冷壁入口集箱→螺旋水冷壁→螺旋水冷壁出口集箱→过渡段混合集箱→垂直水冷壁入口集箱→垂直段水冷壁→垂直水冷壁出口集箱→水冷壁出口混合集箱→汽水分离器→贮水箱→启动疏水管道→疏水箱→疏水泵→凝汽器

二、爆管情况

(一)第一次爆管

1、爆管情况。2008年3月20日下午17:40,#4机组已带负荷520MW,主汽压力为21Mpa左右,主汽温度为468℃,试运人员于现场检查发现,锅炉垂直水冷壁左墙和右墙54m处有较大响声,且左墙声音明显大于右墙,初步判断为水冷壁管子爆管泄漏。

停炉后进行检查,泄漏部位为垂直水冷壁左墙54m吹灰孔弯管处,开裂口为炉左数第143根管,裂口正对炉内侧。开裂口沿管段纵向方向在管子中心线处开裂。裂口呈直线开裂,长度约50mm,中间宽约12 mm,开裂口已完全贯穿管壁。其前侧一根管被其吹伤两处,深度约3mm。

2、处理情况。割取开裂管段(爆口临近上弯头及下弯头管段),修补前侧水冷壁管段 更换水冷壁短管管段1件,抢修工作于3月21日23:00时全部完工。

(二)第二次爆管

1、爆管情况。3月22日凌晨4:00,#4炉重新点火启动,中午11:00机组带负荷50MW,主汽压力为8Mpa左右,试运人员检查发现,垂直水冷壁右墙54m处有响声,初步判断为第一次水冷壁爆管时该处水冷壁管子已爆管泄漏。

停炉后进行检查,泄漏部位为垂直水冷壁右墙54m吹灰孔向后800mm处,开裂口为炉右第三屏第40、41根管。开裂口沿管段纵向方向在管子与鳍片交界处开裂。裂口呈直线开裂,长度约30mm,宽约5mm,开裂口已完全贯穿管壁。

2、处理情况。割取开裂直管段两段(爆口管段9m和前侧管段1m)。更换水冷壁直管管段2件,抢修工作于3月23日22:00时全部完工。

(三)第三次爆管

1、爆管情况。3月23日夜19:30,#4炉上水,夜22:30点火,到3月24日14:17机组带满负荷600MW,主汽压力为24Mpa左右,主汽温度为538℃,主蒸汽管道安全阀已整定完毕。试运人员检查发现,垂直水冷壁前墙54m处有响声,经判断,不止一处。停炉后,从管火孔处观察,垂直水冷壁左墙有6处泄露,前墙有一处泄露,均分布在54 m到58m处。

停炉后进入炉膛内检查,检查情况如下:

泄漏部位一为垂直水冷壁前墙58m左数第四个观火孔左上侧弯管弯头处。开裂口沿管段纵向方向呈弧形开裂。裂口长度约30mm,宽约10mm,开裂口贯穿管壁。检查其两侧管子,无明显伤痕。

泄漏部位二为垂直水冷壁前墙54m处左数第64根直管段处。开裂口沿管段纵向方向呈弧形开裂。裂口长度约40mm,宽约7mm,开裂口贯穿管壁。检查其两侧管子,炉左侧管子有4根被吹伤。

泄漏部位三为垂直水冷壁左墙55m前数第123根直管段处。开裂口沿管段纵向方向在管子与鳍片交界处开裂。裂口呈直线开裂,长度约30mm,宽约4mm,开裂口已完全贯穿管壁。检查其两侧管子,无明显伤痕。

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泄漏部位四为垂直水冷壁左墙55m前数第40根直管段处。开裂口沿管段纵向方向呈弧形开裂,裂口方向为炉内偏前侧。裂口长度约35mm,宽约6mm,开裂口贯穿管壁。检查其两侧管子,其前侧管子有4根管子被吹伤。

泄漏部位五为垂直水冷壁前墙54m前数第95根直管段处。开裂口沿管段纵向方向呈直线开裂。长度约20mm,宽约3mm,开裂口贯穿管壁。检查其两侧管子,两侧管子均有1处伤痕。

泄漏部位六为垂直水冷壁前墙54m前数第97根直管段处。泄露处位于管子与鳍片连接处,为一小孔。检查其两侧管子,无明显伤痕。

2、处理情况

(1)割开水冷壁螺旋段出口、垂直段入口集箱,进行内部检查。结果在左墙前数第二个垂直段入口集箱内有一体积不大的杂物。

(2)割开水冷壁垂直段出口集箱,进行内部检查,结果发现无异物。

(3)在进行水冷壁垂直段出口集箱内部检查时,用内窥镜检查上部垂直段水冷壁内部时,共检查15根管子,发现有两根管子内部有异物,后割管刨开检查,目测为管子内壁鼓包,长约30mm,宽约8mm,表面为砖红色,内部为黑色粉末状。

(4)选取左水检查出的已经蠕胀的7根管子,从管子中段割开,并用内窥镜检查,发现管子内部有不同程度的小片异物堵塞。需进一步割管检查。

(5)3月28日,试运指挥部决定,水冷壁需大面积更换,更换原则:水冷壁爆管的管子由54.452m处焊口更换到出口集箱焊口处,共8根,每根19米;水冷壁蠕胀的管子由54.452m处焊口更换到63.450焊口处,共7根,每根9米;水冷壁黑管的管子由54.452m处焊口更换到63.450m焊口处,共73根,每根9米;水冷壁被吹伤的管子由54.452m处焊口更换到63.450m焊口处,共9根,每根9米。计97根,共953米。水冷壁管子更换完毕后,对锅炉一次汽系统打一次工作压力的水压试验;然后对锅炉水系统进行酸洗。

(6)重新上水、打压、点火,热态时人工逐根摸排和红外线测温,确认全部畅通。

(7)再次启动,顺利通过168小时试运,建成投产。

三、爆管原因分析

第三次爆管后通过割管和内窥镜检查,发现水冷壁内壁有大量的附着物。对爆破的子、蠕胀管子、发黑的管子进行金相检查后发现,爆破、蠕胀和发黑的管子均发生了金相组织的变化,有程度不一的珠光体球化现象。根据现场查看和金相检验结果判定:多次爆管是因为短时过热导致,而水冷壁管的短期过热是由管内壁存在着附着物造成通流不畅导致超温爆管。

四、结论

对所有爆破管、蠕胀管和黑管全部进行更换,检查外表无异常的管子,不遗漏,并重新进行酸洗、重新做水压试验,最后对水冷壁垂直管道进行全面摸管检查。再次启动顺利通过168小时试运,建成投产。

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