冶金企业的煤气管柱差压式流量测量技术

冶金企业的煤气管柱差压式流量测量技术

气体是冶金公司的重要产品和消耗产品，广泛应用于所有生产过程中。例如，对精炼、精炼、精炼等主要动力的加热连接。煤气介质,除了正常的成分外,还含有水蒸汽、灰尘及许多有机物和无机物杂质。特别是焦炉煤气中就含有氨、萘、煤焦油、硫化氢、氰化氢、水蒸汽,灰尘等众多杂质,在焦炉煤气输送过程中,随着煤气介质温度的降低,使焦炉煤气中的焦油、萘超过饱和度而凝结析出,附着在管壁和节流装置上,极易造成管道和节流装置的结垢、堆积或结冰,如不及时进行加热和疏水、排污,将严重影响煤气流量测量的准确性。因此,解决脏、湿煤气测量失准问题,重点就是要解决好煤气节流装置的“测量条件”问题。目前针对脏、湿煤气差压式流量测量节流装置解决结垢、积水、结冰及脏湿物堆积问题没有完整、成熟的解决方案。着重研究节流装置使用的环境条件对测量结果造成的影响,并提出具体的解决方案。1焦炉煤气中蒸汽的过程冶金企业的煤气介质,除了正常的成分外,其中还含有水蒸汽、灰尘及许多有机物和无机物杂质。酒钢煤气因除尘设备能力不足,导致煤气品质质量较差,特别是焦炉煤气硫化氢、萘含量严重超标,一般情况下硫化氢含量在2500mg/m3左右,萘含量在60~1800mg/m3左右。高煤的含尘量在9~13mg/m3,特别是在冬季环境温度较低的情况下,焦炉煤气出厂进入煤气管,由于环境温度与煤气温度之间存在温差,使煤气温度在输送过程中随着管壁的散热而逐渐降低,最后降到与大气温度几乎相等,焦炉煤气中原来没有达到饱和的萘蒸汽在这个过程中饱和度逐渐增大,最后达到饱和状态,甚至超过饱和度而凝结析出,附着在管壁和节流装置上。这说明沿程管道随着管壁的散热而温度逐渐降低的过程中,有不少的凝结水析出,而且,春、冬季尤为严重。如不及时疏水或疏水效果不好,管道和节流装置下部形成积水或冬季结冰将在所难免。以焦炉煤气介质为例,焦炉煤气中含有氨、萘、煤焦油、硫化氢、氰化氢、水蒸汽,灰尘等众多杂质。这些杂质不仅容易腐蚀管道及节流装置,还容易造成管道和节流装置的结垢、堆积堵塞等一系列不可预想的后果,对冶金企业的生产和煤气计量产生直接的影响。近年来,酒钢在煤气的测量中多采用环型通道式节流装置,主要有圆缺孔板,环型孔板,楔型流量计,锥型流量计。这些孔板和流量计均属于非标准节流装置,均应在出厂时进行实流标定,但由于标定装置的局限性,对于大管径(DN=800以上)节流装置的实流标定还存在很大的难度,且标定费用成倍增长。因此,一些成熟产品的生产厂家多根据用户现场测量条件和长年以来积累的经验数据确定流出系数和流量测量不确定度。投入现场使用后,在标准条件下的基本测量不确定度确定后,其测量的准确性主要取决于现场的测量条件和测量环境。如果现场的测量条件和测量环境偏离标准条件,那么,根据偏离程度的大小会产生附加误差,由此会增大测量系统的合成标准不确定度。通过以上对煤气介质特性和常用煤气流量测量节流装置的特点分析,充分地说明了煤气介质所具有的脏、湿特性对煤气节流装置测量结果造成的影响是存在且不容忽视的。2测量条件对开口装置的影响分析2.1管道内部沉积物以焦炉煤气介质为例,焦炉煤气中含有氨、萘、煤焦油、硫化氢、氰化氢、水蒸汽,灰尘等众多杂质。这些杂质不仅容易腐蚀管道及节流装置,还容易造成管道和节流装置的结垢、堆积堵塞。因此管道经过长年使用后,不可避免地会有粉尘和焦油沉积下来并在管道内部形成厚度不均的沉积物。沉积物的出现使得管道的截面积发生变化,从而对测量结果产生影响。以酒钢焦化南线焦煤总量为例。测量介质:焦炉煤气;取压方式:径距取压;工况状态下管道内径D=1000mm;工况状态下的测流板直径dv=802.12mm;等效直径比β=0.597;工作压力P=6kPa;工作温度t=30℃;相对湿度为100%;工作状态下密度ρ=0.3777kg/m3;工况下常用流量qv=18116.78m3/h;常用差压ΔP=0.144kPa;常用雷诺数ReD=2.37×105;流出系数C=0.60815(制造厂实流标定结果);可膨胀系数ε=0.99947。那么按环型孔板测量管段内壁结垢约5mm,上游端端面结垢3mm,将会在测量过程中产生了6.32%左右的附加误差。2.2流通道面积环型孔板管段下部脏、湿物堆集,可对环型孔板的测量产生二重的影响作用:一是减少节流通道面积;二是造成流速分布不对称,产生流场异变。两种影响综合起来使流出系数发生变化。仍以酒钢焦化南线焦煤总量为例,当该环型孔板在运行过程中脏、湿物堆集高度为98.97mm时,由于节流流通面积减少而对流出系数C值的影响为+17.32%。3技术措施3.1管道保温方案设计煤气介质的脏、湿特性,无论采用何种节流装置,其对测量结果和计量数据的影响都是存在的。那么,如何减小或消除这种影响是技术人员必须研究的课题。通过多年来对仪表测量装置保温工作上所做的大量实践性工作进行研究和总结。本方案设计主要考虑以下几个方面:1)需从外部补偿管内介质热损失,以维持被输送介质的温度;2)在输送过程中,由于热损失管内介质产生凝液,粘附在节流装置端面及管道内壁上,并可能腐蚀节流装置,增大节流装置粗糙度,需将产生的凝液及时排出;3)在输送过程中,由于热损失管内介质粘度增高或析出结晶物,可能冻结或堆积在节流装置下部,需定期通入蒸汽进行吹扫、排污;4)输送介质的凝固点或露点等于或高于环境温度的管道,需对测量管段及被测介质进行升温。3.2蒸汽伴热保温热交换器本方案从改善煤气流量节流装置“测量条件”入手,对于测量管段内壁及节流装置端面结垢,采用蒸汽伴热管以S型盘管分别在管道两侧将蒸汽盘管紧贴管道外壁将煤气流量节流装置(前直管段+节流件+后直管段)进行整体蒸汽伴热保温,通过伴热保温各项参数的选择和计算,加工制作一种适于脏湿煤气介质测量具有伴热、保温、升温固定构造的保温装置,通过热交换补充被伴热管道及仪表的热损失,以达到升温、保温或防冻的目的。对于流量计管段下部脏、湿物堆集问题,采用燃气专业煤气输配管路的电温控SDLP型防泄漏型煤气排水器通过合理的疏水管路设计成功地应用到煤气流量测量系统中,加之蒸汽盘管伴热、保温,及时补充流量测量管段损失的热量,以保证被测煤气介质温度达+10℃以上,可有效实现在线连续疏水排污自清洁功能,保证了节流装置的“测量条件”,具体结构如图1所示。3.3实现方法3.3.1保温管段导热系数的测定被伴热保温段(节流装置)的散热量计算公式如下:式中:q———被保温管段的单位长度的热损失,J/(m·h);t———被保温管段拟保持的温度,℃;λ———保温材料在平均温度下的导热系数,查表得出,J/(m·h·℃);d———被保温管段当量直径,被保温管段横断面外部周长,m;D———被保温管段保温后的管段当量外径,m,———保温后被保温管段横断面外部周长,m。3.3.2蒸汽能耗的计算蒸汽伴热用汽量的计算公式如下:式中:Q=q×10D(3)Gmax———蒸汽最大耗量,kg/h;Q———伴热保温系统总的散热量,J/h;γ———蒸汽的汽化潜热,γ值查表可得,J/kg。实际蒸汽消耗量按计算的蒸汽耗量2倍考虑,即:3.3.3抗保温厚度的选择根据环境温度确定伴热蒸汽压力及保温层厚度,见表1。3.3.4蒸汽通道的选择蒸汽伴热管径按所需的蒸汽流量G见表2。选定的管径所对应的流量应大于或等于所需的流量值。伴热蒸汽管材料选用无缝钢管。3.3.5伴热管蒸汽化潜热的计算伴热长度是指从供汽点到凝结水排放点之间的长度之和。蒸汽伴热管最大伴热长度的计算公式如下:式中:L———伴热管的最大伴热长度,m;G———伴热管的最大蒸汽流量,kg/h;q———被保温管段的单位长度的热损失,J/(m·h);γ———蒸汽的汽化潜热,J/kg;f———安全系数,一般取1.5~3.5。3.3.6蒸汽管路所携带的热量由于蒸汽流速不能超过相应管径的最大流速,不同管径的蒸汽管路所携带的热量是有一定限度的。这样接在不同管路上的伴热点数就不能超出一定的数量。伴热点数根据表3确定。3.3.7烟气节流和缺失在煤气节流装置前7D也就是夹套式固定构造的保温装置始