减压塔顶抽真空问题原因分析

聂鹏扬

（山西潞安煤基清洁能源有限责任公司，山西 长治 046000）

某公司蒸馏装置减压塔自开工以来一直未达到设计要求的真空度，导致减压塔操作条件无法达标操作，现根据现场数据对其未达标原因进行分析，以便采取有效措施。

抽真空系统工况及基本组成：减压塔顶负压达不到目标值且不稳定。基本组成：减压塔顶预水冷器、一级抽空器、二级抽空器、一级抽空器出口水冷器、二级抽空器出口水冷器（见图1、图2）。

图1 减压塔抽空器系统示意图

图2 抽空器结构示意图

1 减压塔负压不达标设备本身检查分析情况

通过对减压塔系统作气密保压发现减压系统保压正常，且塔系统取样未发现有氧气超标，排除因系统漏气造成负压无法达到的原因[1]。

2 减压塔负压不达标数据分析情况

减压塔顶预水冷器工艺介质入口温度为40 ℃，出口气体温度为121 ℃，而一级抽空器工艺介质入口温度为141 ℃，动力蒸汽温度为190 ℃，说明一级抽空器动力蒸汽由抽空器介质入口倒流入减顶预水冷器导致工艺介质温度升高；一级抽空器出口水冷器工艺介质入口温度为40 ℃，出口气体温度为103 ℃，而二级抽空器工艺介质入口温度为106 ℃，动力蒸汽温度为181 ℃，说明二级抽空器动力蒸汽由抽空器介质入口倒流入一级抽空器出口水冷器导致工艺介质温度升高；而对于二级抽空器出口水冷器因无蒸汽倒流，工艺介质顺利被冷却到40 ℃。

减压塔顶温度为87.4 ℃，减压塔顶预水冷器工艺介质入口温度为40 ℃，说明减压塔汽提蒸汽投用量很小，塔顶主要是不凝气和空气，焓值很低，很容易被自然冷却至40 ℃；一级抽空器出口67 ℃，一级抽空器出口水冷器工艺介质入口温度为40 ℃，说明进入水冷器的蒸汽量很少，大部分蒸汽通过一级抽空器入口倒流入减压塔顶预水冷器，一级抽空器出口水冷器入口介质主要是不凝气和空气，焓值很低，很容易被自然冷却至40 ℃；而二级抽空器出口94 ℃，二级抽空器出口水冷器工艺介质入口温度为91 ℃，自然冷却温降很小，说明二级抽空蒸汽大部分进入二级抽空器出口水冷器，少量通过二级抽空器入口倒流入一级抽空器出口水冷器。二级抽空器工艺介质入口温度106 ℃和一级抽空器出口水冷器气体出口温度103 ℃低于一级抽空器工艺介质入口温度121 ℃和减顶预水冷器气体出口温度141 ℃，也能说明一级抽空器蒸汽大部分发生倒流，二级抽空器蒸汽少部分发生倒流。

设计中减压塔顶预水冷器负荷应小于一级抽空器出口水冷器和二级抽空器出口水冷器，由于减压塔顶气的主要成分为水蒸气、不凝气、少量可凝油气和空气，其中影响换热器负荷的介质主要为水蒸气。减压塔顶预水冷器入口介质中汽提水蒸气量为400 kg/h，一级抽空器出口水冷器入口介质水蒸气量为948 kg/h（减压塔顶预水冷器未凝水蒸气（假设20%即为80 kg/h和一级抽空器动力蒸汽（868 kg/h）），二级抽空器出口水冷器入口介质水蒸气量为789.8 kg/h（一级抽空器出口水冷器未凝水蒸气（假设10%即为94.8 kg/h）和二级抽空器动力蒸汽（695 kg/h））。而现场情况中3 台水冷器水侧温差（减顶预水冷器水侧温差10 ℃，一级抽空器出口水冷器水侧温差3 ℃，二级抽空器出口水冷器水侧温差1 ℃），可判断目前现场情况是减顶预水冷器负荷大于一级抽空器出口水冷器和二级抽空器出口水冷器，由此也可判断是蒸汽倒流导致。假设一级抽空器蒸汽全部倒流至减顶预水冷器，则减顶预水冷器入口介质中蒸汽量应为915 kg/h（汽提水蒸气（100 kg/h）和倒流入蒸汽（815 kg/h））；假设二级抽空器蒸汽部分（30%）倒流至一级抽空器出口水冷器，则一级抽空器出口水冷器入口介质中蒸汽量应为320kg/h（减顶预水冷器未冷凝蒸汽（假设20%即为183 kg/h）和倒流入蒸汽（30%为137 kg/h）），二级抽空器出口水冷器入口介质中蒸汽量应为353 kg/h（一级抽空器出口水冷器未冷凝蒸汽（假设10%即为32 kg/h）和二级抽真空蒸汽（70%为321 kg/h）），该假设也与现场实际情况相符合。

减压塔预水冷器目前所测压力为：减压塔顶压力0.051 MPa（表压），与水包温度80 ℃对应的压力0.049 MPa 相吻合（见图3）。这充分解释了减压塔真空系统不稳定的原因，理论上讲，即使抽空器设计能力偏低，只要抽空器正常工作，也会稳定在一个较低的真空度，而不会真空度忽高忽低，目前真空度忽高忽低的原因是受减压塔顶预水冷器大气腿的温度变化影响（对应的饱和蒸汽压变化），该大气腿温度又受倒流多少蒸汽影响，因此真空度飘忽不定。

图3 减顶预水冷器示意图

根据抽空器供货商计算书，一级抽空器动力蒸汽耗量868 kg/h，二级抽空器动力蒸汽耗量696 kg/h；根据现场实测，一级抽空器动力蒸汽耗量815 kg/h，二级抽空器动力蒸汽耗量458 kg/h；可以看出一级抽空器蒸汽耗量接近设计值，二级抽空器蒸汽耗量远小于设计值。

抽空器蒸汽压力为1.0MPa（G），而现场压力为0.92 MPa（G），比设计压力稍低，根据文献报道[1]当抽空器运转过程中，若任何一级抽空器出口压强高于其极限反压强时，就会出现蒸汽倒流现象。若要防止倒流，就要提高极限反压强，极限反压强跟喷嘴喉径有直接关系，喉径越大极限反压强越大（见图4）。

图4 喷嘴示意图

3 案例分析情况

国内某煤制油项目加裂化单元减顶抽真空系统案例：减压塔抽真空系统试运行，投用二级抽空器后减压塔压力由正常降至19 kPa（A），预水冷器，一级水冷器，二级水冷器冷却后工艺介质侧温度均为30 ℃左右，投用一级抽空器后，预水冷器和一级水冷器冷却后工艺介质侧温度在5 min 之内升至100 ℃左右，且减压塔真空度出现缓慢上升趋势，检查换热器循环水上水压力0.2 MPa，回水温度40 ℃，动力蒸汽温度180 ℃，压力1.0 MPa，判断是蒸汽倒流所引起。经现场测量发现，一级抽空器A 喷嘴孔径设计16.1 mm，实际15.6 mm，一级抽空器B 喷嘴孔径设计16.1 mm，实际15.2 mm，二级抽空器A/B 喷嘴孔径设计13.5 mm，实际13.2 mm。经厂家对喷嘴进行加长、孔径扩大处理返厂后，投用二级抽空器后减压塔压力由正常降至15 kPa（A），预水冷器，一级水冷器，二级水冷器冷却后工艺介质侧温度均为30 ℃左右，投用一级抽空器后，预水冷器冷却后工艺介质侧温度为48 ℃，一级水冷器冷却后工艺介质侧温度为42 ℃，二级水冷器冷却后工艺介质侧温度为42 ℃，均正常，塔顶压力降至8 kPa（A），该装置稳定运行后，塔顶压力稳定运行在4 kPa（A）。该案例和该减压系统出现情况极其类似。

4 结论及解决方案

根据以上分析，判断该抽真空系统发生了蒸汽倒流现象，造成减压塔真空不达标；由于现场蒸汽压力及温度和设计条件存在偏差，造成设计的喷嘴与现场条件不匹配，特别是二级抽空器的动力蒸汽消耗远低于原设计值，造成一级和二级级配出现问题，从而造成蒸汽倒流。

建议采取措施：联系厂家到现场检查喷嘴情况，重新测量计算及设计喷嘴，以使喷嘴与现场实际情况相匹配。