进口液化石油气气化器的使用及检修

　　进口液化石油气气化器的使用及检修           进口液化石油气气化器的使用及检修 		 化学与化工论文   更新：2006-4-11 阅读：   	     进口液化石油气气化器的使用及检修
　　摘要：介绍了进口LPG气化器在使用中出现的情况及相应的检修测试方法
　　1气化站概况
　　2使用中出现的情况
　　1996年7月某日晚6时许用气高峰时，同济二区气化站1号和3号气化器气相出口管管壁相继出现凝霜甚至结冰、导致气化器自动停止运行。由于发现及时且同济一区气化站气化器自动投入供气运行、才未造成全市停气的重大事故。
　　3情况分析
　　由于当时环湖花园气化站的气化器尚未投入使用、同济二区气化站作为主供气站，气化器出口设定的供气压力为0．076MPa，同济一区气化站作为辅供气站．气化器出口设定的供气压力为0．07MPa，且两气化站的六台气化器均为日本神乐牌BW一10S型热水循环式气化器。
　　每台气化器气相出口均没有液体传感器，当气相出口带液时将自动切断气相出口，气化器停止运行、防11：液相石油气进入市区管网。
　　当时高峰小时用气量约为1700kg／h、由于某种原因致使运行中的l号和3号气化器分别承担的负荷有偏差产生偏流现象，造成1号气化器超负荷运行，气相出门带液使管壁凝霜结冰。1号气化器因出口带液自动停止运行后、所有负荷由3号气化器承担、使本来末满负荷运行的3号气化器变为超负荷运行、同样气相出口带液使管壁凝霜结冰而自动停止运行。
　　导致运行中的1号和3号气化器之间产生偏流的原因估计有以下几点：
　　(1)气化器气相出口压力设定不一致
　　出口压力设定值高将随着用气量的增加，气化器内压力下降、液面上升、换热面积增加使气化量增大。出口压力设定值低将因出口调压器的节流作用、气化器内压力升高、液面下降、换热面积减少使气化量减小，导致各气化器所承受的负荷不同。
　　(2)气化器内水垢影响传热 由于长期使用一般自来水，水的硬度较高易使气化器内与水的接触面形成水垢、减小传热系数使热效率降低、从而减少气化器的气化量。各气化器由于运行时间的长短不同造成所结的水垢厚薄不—，热效率受水垢影响的大小不同、气化器的实际气化量自然不同。
　　(3)气化器内结焦影响传热 经常使用重组分较多的液化石油气，使气化器内与石油气的接触面结焦影响传热，原理与水垢相似。但因为我们使用的进口液化石油气气质较好，且循环热水的温度仅为80 ，估计气化器内结焦的可能性不大。
　　(4)通过各气化器的循环热水流量不同 因各气化器的热水循环管的设计位置、管径、管内堵塞情况、气化器内部阻力和进出水压差等等的不同，使单位时间内通过各气化器的循环热水流量不同、单位时间内各气化器中液化石油气所吸收的热量因此不同、热水流量大的气化量大，热水流量小的气化量小。
　　4检修测试
　　根据上述情况分析、我们决定对同济二区气化站各气化器进行逐台检修，检修期间由同济一区气化站向全市供气。
　　4．1外观检查
　　检查气化器主体及附属设备、零件，发现无损伤、腐蚀、变形、螺栓折损松动等现象，安装状态无异常。
　　4．2置换
　　关闭气化器液相入口阀，将气化器内液态石油气全部气化，关闭进出气化器的气阀、水阀、排放气化器内存水、用放散火炬将气化器内剩余气态石油气降至表压为零，再用氮气置换干净。
　　4．3主体分解检查
　　(2)对气化器主体及零部件焊接处进行浸透探伤， 未发现有损伤和缺陷。
　　(3)对气化器主体与液化石油气接触面和热水接触 面的残存壁厚用超声波测厚计进行测量，结果合格， 同时可按下式计算年腐蚀速度：
　　开始使用时的实测壁厚—残存壁厚    年腐蚀速度    ---------------------------------       使用年数
　　从而可推定耐用期限：
　　残存壁厚—不包含腐蚀余量在内的计算壁厚    推定耐用期限   ---------------------------------------      年腐蚀速度
　　4．4附属设备分体检查
　　对气化器的各附属设备，包括液体传感器、调压 器和阀门等进行分解检查，更换易损件如密封圈、皮 膜和垫片等、检查各处有无腐蚀、变形，并进行强度 和气密性实验、结果各项均合格。各安全附件(安全 阀、压力表、温度计)送有关部门强检。
　　4．5重新安装调试
　　将气化器及附属设备重新安装，并进行整体强度 和气密性试验，确保各处均无漏气，开启进出气化器 的气阀、水阀，逐台调整各气化器气相出口的调压 器、使代化器供气压力保持一致，进行气化器试运 行，密切注意有无异常情况及各仪表读数是否正常， 发现此时各气化器进出水温差相同，气相出口压力 一致、且不再出现气相出口管壁凝霜结冰现象，各气 化器运行正常，完成检查报告书，经申请同意后可正 式投入使用。
　　4.6完成检查报告书
　　检查报告书内容包括设备名称、型号、编号，检 查的时间、地点、人员，设备的基本数据、平时使用 状况、浸透探伤试验表、超声波厚度测定表、附属设 备检查表、安全附件检查表、强度试验记录表、气密 性试验记录表和检查结果总表，并将检查过程中拍摄 的相片打印出来，附于报告书后的《检查状况相片集》内，以备参考。
　　5几点经验
　　经检修测试。证明当时我们的情况分析正确、此次气化器出现自动停止运行的主要原因为：各气化器气相出口压力存在偏差。再加上气化器内污垢的影响、使各气化器间存在偏流。随着总负荷的增加，导致1号及3号气化器相继超负荷运行。通过此次情况分忻及检修。我们有几点经验仅供参考。
　　(1)对各气化器气相出口调压器逐台调压应在非用气高峰(如深夜)时进行。在用气高峰( 一般为晚上6时至8时)时再进行复调。使各气化器出口压力保持—致。
　　(2)使用杂质及重组分较少的液化石油气、严格按气化器操作说明书进行定期排污、以避免气化器内结焦现象的发生。
　　(3)对于热水循环式气化器或以水为中间介质的电加热式气化器、可通过加装软水处理装置降低水的硬度。减少水垢的产生。现我公司三座气化站均加设厂软水处理装置、并对储水箱进行了专门的防腐处理、以避免因水箱生锈而造成铁锈物在气化器内积聚、效果良好。另外、要特别注意对循环水系统中的过滤器及时清洗和更换滤网。
　　(4)严格按气化器操作规程进行定期检修。去除气化器内污垢.
　　(5)根据运行记录对气化器的运行时间进行统计，合理安排备用气化器的使用，使同一气化站的各气化器运行时间大致相等。
　　(6)在有备用气化站(辅供气站)联网供气的条件下。主供气站的气化器可全部投入运行而不设备用气化器、快各气化器运行条件尽量一致。
　　(7)主供气站与辅供气站间的供气压差应根据供气规模、供气压力及供气管网的储气量、中压用户的炉具适应性等条件而定、一般不应相差太大。我公司主、辅供气站的供气压力分别为0．076MPa及0．07MPa、且运行状况良好。
　　(8)密切留意同型号气化器进出水温差是否一致、如不—致，且不是温度计本身误差造成的话，则很有可能是各气化器产生偏流造成的。
　　(9)按气化器的最大气化量、在气相出口管处加装限制相应流量的限流阀(FL阀)，可有效防止气化器越负荷远行、但应密切注意用气高峰时管网压力是否降低；将各气化器气相出口调压器前的气相管连通、作为气相平衡管、通过气相压差平衡使各气化器内液化石油器液位基本一致，防止偏流产生。