汽轮机热井凝结水泵频繁抽空问题的原因分析及解决.doc

汽轮机热井凝结水泵频繁抽空问题的原因分析及解决张召辉 董国光 马敏 李振华(中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司；830019)Zhang Zhaohui、 Dong Guoguang、 Ma Min、 Li ZhenhuaPetroChina Urumqi Petrochemical Company（Urumqi 830019, Xinjiang,China）摘要：大芳烃连续重整装置压缩机凝汽系统存在热井凝结水泵频繁抽空的隐患，本文通过科学地计算对其原因进行具体的分析论证，并利用装置大检修的机会，对汽轮机凝汽系统进行改造，将热井移位至至机房二层平台上增加泵入口压头，从而使单台热井凝结水泵运行就可以满足需要，彻底解决了泵频繁抽空的问题，并通过大机组实际运行的情况进行验证。关键词：汽轮机；汽蚀余量；改造1概述乌鲁木齐石化公司大芳烃连续重整装置与2012年10月2日一次试车成功。重整循环氢压缩机K-2201和重整氢增压机K-2202作为装置的核心机组，对于装置的平稳、长周期运行至关重要。这两台压缩机为沈阳透平机械股份有限公司制造，配套驱动机为凝汽式汽轮机，由杭州汽轮机股份有限公司制造。从大芳烃试车以来，K-2201/2202机组一直存在一个隐患，即热井底部共有两台凝结水泵，日常必须两台同时运行，才能保证汽轮机凝结水系统运行稳定。这样，如果一台泵出现故障，则会造成凝结水系统波动，处理不及时，还可能会造成液位迅速上涨，漫入汽轮机排缸部位后，造成转子损坏等恶性设备事故。2汽轮机凝汽系统流程介绍热井底部设有两台冷凝液泵，两台泵互为备用，泵出口分三路，一路经控制阀后返回热井顶部，一路经控制阀排出系统，另一路进入排气安全阀做为安全阀的水封作用。热井底部凝液泵出口外排系统与返回热井的两个控制阀为分程控制，控制热井液位稳定。热井顶部和集液箱顶部设有联通线，热井液位过高时，凝结水会通过联通线进入集液箱，而集液箱顶部直接就是汽轮机转子。 3机组运行中的问题热井底部共有2台凝结水泵，设计上要求1台泵运行，另1台泵备用，通过热井底部凝结水泵将汽轮机进汽通过空冷冷凝成凝结水送出装置。但是，实际运行过程中发现，单台泵运行时并不能将凝结水排出，泵出口阀打开两扣以上就会造成泵抽空，为了保证机组的正常运行，车间安排将两台凝结水泵同时运行，同时还得将泵出口阀控制在2扣之内，才能保证泵不抽空，保证热井液位稳定。这样存在没有备用泵的问题。在日常运行中，也多次出现热井液位迅速上涨的情况，现场检查是由于泵抽空造成，且短时间内，就使热井、集液箱液位均显示100%，严重影响机组安全运行。4泵频繁抽空原因分析对于以上情况，车间通过认真分析，并和歧化异构化机组热井的设置进行对比，分析是由于泵入口的有效汽蚀余量不足造成的。以K-2202热井凝结水泵的有效汽蚀余量为例进行计算说明。计算由下述内容得出：上述公式中:热井压力，正常运行时为18KPaA，即1.8米:液面至泵中心净液柱压力，由图2可知，取1.861米:液体饱和蒸气压，取60时水的饱和蒸汽压19.93KPa，即1.993米:裕量，一般取1米净液柱:吸入管道阻力损失吸入管道阻力损失包含两部分，直管阻力损失和局部阻力损失，具体计算值如下： 4000 为湍流采用无缝钢管 查图 直管阻力损失：局部阻力损失：4个标准弯头，一个闸阀，一个T型过滤器查表得： 总阻力损失：吸入管道阻力损失 ：，即1.321米综上所述，有效汽蚀余量而泵的必须汽蚀余量为0.95米，因此可以验证热井底部凝结水泵的汽蚀余量不足，是造成频繁抽空的主要原因。5解决办法针对热井底部凝结水泵有效汽蚀余量不足的问题，我们采取提高液面至泵中心净液柱压力的办法，即将K-2201/2202两台机组热井移位至机房二层平台上，来解决此问题。同样以K-2202热井移位后的有效汽蚀余量进行计算对比。移位后下列参数发生变化：由图3可知，取7.761米；：直管长度另外，标准弯头数量为5个，由此可得：大于泵的必须汽蚀余量，满足泵的汽蚀余量要求。同理，通过计算可知，K-2201在热井移位后也可满足泵的汽蚀余量要求。见下表：表一 热井移位前后情况对比项目需开泵数量台泵出口压力MPa流量t/hNPSHa米NPSHr米K-2201热井移位前20.8520-0.7470.95K-2201热井移位后11.2204.759K-2202热井移位前20.5519-0.6530.63K-2202热井移位后10.6194.0676效果验证通过对热井进行移位，有效的解决了热井凝结水泵频繁抽空的问题。实际运行期间，在重整装置满负荷的情况下，单台凝结水泵运行时，完全可以满足工艺需求，解决了机组长周期平稳运行的一大隐患。参考文献：汤金石，赵锦全编，化工过程及设备，北京，化学工业出版社，2006年陆良福主编，炼油工程及设备，中国石化出版社，1999年作者简介：张召辉，2004年参加工作，现在乌石化炼油厂芳烃车间，任设备管理工程师。Steam turbines hot well pump frequent depletion problem analysis and solvingZhang ZhaohuiUrumqi Petrochemical Company Oil RefineryAbstract: Aromatic hydrocarbons continuous reforming device compressor coagulation steam system exists hot well condensation pump frequently time of hidden, this by science to calculation on its causes for specific of analysis demonstration, and using device large maintenance of opportunities, on turbine coagulation steam system for transformation, will hot well shift to Room II layer platform increased pump entry pressure head, to makes single hot well condensation pump run on can meet needs, completely solution has pump frequently time of problem, and by large unit actual run of situation for validation.Key words: steamturbine;net positive suction head; modificationAbstract: a hidden trouble of Big aromatic CCR units compressor condensing plant was:.This paper, through scientific calculation on the reasons for the specific analysis, and using the opportunity on unit overhaul. Reforming the condensing plant .lifting the hot well to the second platform for increasing the pump inlet pressure head.So that the single hot well pump working could meet the demands. And through the actual operation of the compressor to examine.Key words: steam turbine NPSH reform汽轮机热井凝结水泵频繁抽空问题的原因分析及解决摘要：大芳烃连续重整装置压缩机凝汽系统存在热井凝结水泵频繁抽空的隐患，本文通过