乳化装置（共4篇）
乳化装置 篇1
摘要：简述了中国石油化工股份有限公司广州分公司乙烯装置急冷水系统改造后的工艺运行状况,对改造后出现的急冷水乳化问题进行了深入分析,阐述了急冷水乳化的机理、乳化对装置生产的影响,以及导致油水乳化的主要因素,同时提出了急冷水乳化后的处理方法及防治措施。
关键词：急冷水乳化,原因分析,防治措施
广州乙烯装置复产开工以来,急冷水多次发生乳化,导致中质油换热器E1268工艺水侧结垢堵塞,中质油回流温度、急冷油塔顶温度升高。同时,稀释蒸汽发生系统的急冷油换热器、塔盆、除沫器等设备不同程度结垢,稀释蒸汽DS质量下降,影响裂解炉烧焦质量,缩短了炉子运行周期,严重影响装置高负荷、长周期运行。
1急冷水系统流程简介
急冷水的塔作用是用急冷水把裂解气中的汽油和蒸汽冷凝下来,使裂解气进一步降温。油水混合物在塔底分离器作用下自然分层,分离出来的裂解汽油大部分回流至急冷油塔,另一部分送至馏出物汽提塔C1240,除去其中的轻组份后送至罐区作汽油加氢原料;从急冷水循环泵抽出的部分急冷水作为工艺水送往稀释蒸汽发生系统,产生裂解炉所需稀释蒸汽;另一部分通过急冷水用户取热后,回流到急冷水塔。
稀释蒸汽发生系统的作用是产生且循环利用作为裂解炉保护蒸汽的稀释蒸汽。来自急冷水塔底的急冷水,经过滤器滤去固体颗粒,在聚结器D1262作用下,除去水中游离烃,用中质油预热后送至工艺水汽提塔C1260,用稀释蒸汽发生系统产生的DS汽提工艺水中的溶解烃和酸性物质后,经中质油换热器E1268加热进入稀释蒸汽发生塔C1270,利用急冷油和中压蒸汽作热源,发生裂解炉用稀释蒸汽。
急冷水系统工艺流程如图1所示。
2急冷水乳化
2.1乳化的机理
在急冷水塔C1220内,裂解汽油含有的重汽油组分和急冷水在高速流动的裂解气作用下形成了粒度在1～5 μm的不稳定乳状液。乳状液是多相分散物系,也是热力学不稳定物系,表面活性剂(乳化剂)能降低界面张力,使乳状液稳定。在碱性溶液中,乳状液的稳定性可进一步提高。
表面活性物质(乳化剂)在界面上作定向的排列,分子的极性基指向水,非极性基指向油。这样不仅降低了界面张力,而且也由于表面活性物质(乳化剂)的非极性部分在油珠表面构成了比较牢固的薄膜而具有一定的机械强度,因此,保护了乳状液,形成直径为1～2 μm的稳定的水包油型乳化液[1]。
2.2乳化的危害
2.2.1 影响急冷系统操作
由于急冷水乳化、聚合,系统长时间运行后,中质油换热器E1268工艺水侧结垢堵塞严重,达不到冷却中质油和回收热量的效果,使急冷油塔顶温度上升。同时急冷油再沸器E1270水侧大量结焦,影响换热效果,急冷油回流温度高,急冷油塔釜温度上升,从而导致热量上移,增加了中质油段的撤热负荷,使得本就难以撤热的中质油段操作更加困难。
在急冷水乳化严重时,过量的烃类带入工艺水系统,引起工艺水汽提塔的液位计、泵出口压力表、流量计及后续系统聚合堵塞,不易处理且清理频繁,使日常工作量大增。工艺水中带油,导致稀释蒸汽发生系统的DS发生量减少,需大量补入MS以满足炉子对DS的需求。
2.2.2 影响裂解炉的操作
急冷水乳化后,工艺水及稀释蒸汽DS中所夹带的油份,多为不饱和芳香烃,在高温情况下,易引起炉管的结焦[2],缩短裂解炉的运行周期,对于正在烧焦的裂解炉来说,其危害更大,极易引起炉管的飞温。在对稀释蒸汽、保护蒸汽的流量计改造之前,经常由于稀释蒸汽DS质量差,堵塞流量计引压管,使裂解炉操作难度加大,稀释蒸汽流计表的计量问题引发裂解炉SD2的事件时有发生。
2.2.3 影响下游工序操作
因为丙烯精馏塔、凝液汽提塔、碱洗塔均采用急冷水作热源,急冷水乳化后,换热器的传热系数下降,加热量不足,极大地影响了压缩、分离的操作,特别是丙烯精馏塔塔釜再沸器的加热[3],不但耗费较多低压蒸汽,产品的质量也达不到要求,同时也增大了主产品丙烯的损失。
2.2.4 带来水体污染问题
由于置换处理乳化的急冷水,造成大量含油污水的排放,增加了污水处理的难度,经常导致污水排放不合格。同时,因为急冷水乳化后工艺水水质较差,导致稀释蒸汽系统的急冷油再沸器换热效率下降,由工艺水产生的DS量减少,C1270塔底排污量增加,严重影响污水池A4820的正常操作。
2.3乳化的原因
在实际生产过程中,时常遇到急冷水乳化,造成急冷水乳化的原因主要有以下四点:急冷水温度高、裂解汽油组分重、油水沉降时间不足、急冷水pH值过高。
2.3.1 急冷水温度高
急冷水塔釜温度过高时,水溶油能力增强,很容易形成乳状液而难分层,且由于急冷水温度的升高,降低了油水界面的张力,促使乳状液较稳定。造成急冷水温度过高的原因是多方面的。在装置运行末期、裂解炉切换、天气炎热或其它原因导致循环水温度上升、裂原料过重都会造成急冷水塔釜温度过高。
2.3.2 裂解汽油组分重
造成裂解汽油组分重的原因主要有:裂解原料过轻、C1210塔顶温度高、轻质燃料油采出量少。由于投用的裂解原料轻质化,使得轻质燃料油和裂解汽油的产量比原设计值要大[4],导致C1210塔中质油段热负荷增大,中质油撤热困难,使塔顶温度超标。一部分应该在C1210塔冷凝的轻质燃料油进入了C1220塔带到了裂解汽油中,不仅使裂解汽油组分变重,还增加C1220塔釜油水分离器需处理的汽油量。
2.3.3 油水沉降时间不足
急冷水塔釜上部相当于一个分离罐,在油水分离器的作用下,油水是靠彼此密度不同又不相容,在重力的作用上发生分层,当有油滴过重,密度接近水时,就会形成悬浮液而无法分出。由于油水是靠物理方法分层的[3],只有界位和液位足够高,才能延长油水分层时间,保证釜液沉降分层。
2.3.4 急冷水pH值高
在正常生产时,为防止裂解气中酸性气体对设备的腐蚀,急冷水中注入单乙醇胺溶液MEA以保证急冷水pH值在6.5～7.5之间。但在实际生产过程中,会由于操作人员疏于调节、原料pH值变化、压缩的碱性含油水排入C1220塔等原因,造成急冷水pH值偏高。其中,原料pH值变化的影响较大,发生乳化时原料pH值都在8以上,最高达到10,这使得界面张力进一步下降,乳状液稳定性进一步提高,乳化更为严重。
2.4急冷水乳化后的处理
2.4.1 补入BFW置换
补入BFW,置换乳化成分,保证急冷水水质。使用经过除氧后的脱盐水(BFW)来置换乳化成分,对缓解急冷水的乳化起到了良好的作用。置换时,应尽量减少乳化急冷水进入稀释蒸汽发生系统,防止含油工艺水大量进入稀释蒸汽发生系统,导致设备结垢。通过FC1226向C1260塔补BFW,既保证了稀释蒸汽系统发生DS所需的工艺水量,也尽量减少了乳化急冷水对后续系统的影响。
2.4.2 调整急冷水pH值
在急冷水pH值过高时,停止注入单乙醇胺MEA,停止接收碱性水与碱性溶液,注入适量的破乳剂,促进油水分离,使急冷水pH值逐渐调到正常值。2003年5月,为了减少碱性水与碱性溶液对C1220塔系统的影响,热排放罐、废碱脱油罐的含油水不再排入C1220塔系统。
2.4.3 试用新型药剂
2004年11月,受原料pH值高影响,急冷水在不注单乙醇胺MEA的情况下,pH值仍偏高,最高时达到了将近10,乳化严重。加强置换的同时,也在单炉稀释蒸汽中加入DMDS,以增加裂解气酸性,注入一段时间后,pH值有所下降,但仍呈碱性。12月初,停止注硫,C1220塔改注破乳剂2W-30,效果较好,即使受原料影响,急冷水pH值很高时,加大破乳剂注入量,也能有效地防止水质的进一步恶化。注入破乳剂2W-30前后急冷水中油含量见表1。
3防治急冷水乳化的措施
3.1规范药剂注入
在处理急冷水pH值过高的问题上,规范药剂注入、调整注入量。由于急冷水pH是通过MEA的注入量进行调整的,对单乙醇胺MEA配制进行了规范,以确保药剂配制浓度的稳定性,便于根据急冷水pH值的变化对MEA的注入量进行调整,避免急冷水的pH值出现大幅的波动。原料切罐时,要求操作人员比对分析数据,及时调整药剂加入量。
3.2加强内外配合
急冷水塔塔釜油水界位控制不当或仪表指示不准,是造成油水沉降时间不足的主要原因。这一问题也可以通过内外配合、及时调节来解决。加强对LC1216、LC1215的现场与中控的核对,使油水界位LC1216保持在50%左右,油水混合液位LC1215保持在30%～40%,以延长油水分离时间,确保油水充分分层。
3.3加大轻质燃料油采出
轻质燃料油的采出量是影响急冷油塔C1210顶温的一个重要因素。只有控制C1210顶温不超标,保证汽油干点合格,才能减少裂解汽油中重组份含量,防止急冷水乳化。
轻质燃料油的采出量应根据裂解原料特性、急冷油粘度的变化及时进行调整,防止轻质燃料油采出过少在塔内积累[4]。这是因为积累在塔内的轻质燃料油在气相的作用下,经过多次气化、冷凝后,相对较轻的组分会通过C1210塔顶,致使C1210塔顶温度升高,汽油干点上升。
在投料负荷不变的情况下,汽油干点随轻质燃料油的采出量增加而降低。在实际操作中,在保障急冷油粘度的同时,应尽量加大轻质燃料油的采出量,防止轻质燃料油在塔内积累。
3.4增加中质油换热器
2004年3月采用带压接管等方法,在E1268A/B/C基础上并联二台E1268D/E,代替换热效果极差的E1268A/B/C。
2006年底大修期间,分别增加了E1268油侧和水侧的切断手阀。即使一组换热器因结垢换热效率下降,也可以切至另一组换热器,使中质油段操作有了很大程度的提高,急冷油系统的调节得到了很好的改善。投用E1268D/E后,C1210系统各项参数如表2。
从表2的数据可以看出,投用E1268D/E后,使中质油段撤热能力有了很大程度的提高,急冷油系统的操作得到了很好的改善,塔顶温度下降了5 ℃。
2006年12月装置大修期间,分别增加了E1268A-E油侧和水侧的切断手阀,即使一组换热器因结垢换热效率下降,也可以切至另一组换热器。
3.5注入综合水处理剂
C1260塔釜注入综合水处理剂,改善工艺水水质。表3为加入综合水处理剂后工艺水的COD情况。
从表3数据可见,加入药剂后,工艺水的COD有较大幅度降低。从而使中质油换热器、急冷油换热器、稀释蒸汽发生器中的结垢速度延缓,改善了C1210塔的操作。
3.6增加新聚结器D1262S
2003年改扩建时,急冷水聚结器D1262没有进行改造。随着系统负荷增大,聚结器的除油效果越来越差,多次更换滤芯后仍没有改善,最终更换聚结器。新旧聚结器采用并联方式连接,可以互为切换。新聚结器于2005年4月投用后,从几次抽查出口工艺水油含量看(见表4),工艺水油含量基本达到设计值。
另外,由于在聚结器的作用下,大量的乳状液油水分离,油水界位下降,LV1219阀位输出增大,因此,在DCS上增加了LV1219阀位输出趋势,以便指导室内人员及时对急冷水可能的乳化做出调整。
4结语
广州乙烯装置通过新增更换设备、添加新型药剂、进行流程改造、优化工艺操作,有效地控制、解决了急冷水乳化问题,保证了装置长周期运行。任何一种影响乳化的因素存在时,都有可能引起急冷水的乳化,当它们全部具备时,必然会产生乳化[5]。因此,对影响急冷水乳化的几个主要因素均不容忽视,要尽可能控制好,这样才能减少乳化的发生,保证生产的正常运行。
参考文献
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乳化液泵站机械自动供水配液装置 篇2
在实际生产中, 经常会出现场操作人员忽视液压支架对乳化液的要求, 甚至不明白乳化液的作用, 水箱内直接使用清水, 这完全不符合标准, 《煤矿安全规程》规定乳化液的浓度一般在3%~5%之间, 乳化液的配制、水质、配比等, 必须符合有关要求, 泵箱应设自动给液装置, 防止吸空。因此, 供液这一环节中, 自动配比和自动供液两个重要的课题被提到技术革新的日程上来。根据从事技术工作的经验, 对比以往的自动供液的方法, 经过分析比较, 提出了一套机械式自动供液与自动配比装置的组合, 适合我矿生产经验, 安全性高, 成本低廉, 普采及综采乳化液泵站可通用, 因无任何电气元件, 可靠性强, 且安全系数高, 无防爆性能等苛刻要求。
2 项目概况
在乳化液泵站的控制系统中, 压力和流量的控制取得了长足的发展, 这为液压设备的正常工作提供了可靠的技术保障。然而基于生产和安全的需要, 对于乳化液泵站的要求远不止这些。例如乳化液, 乳化液是液压支架和液压支柱的传动介质, 在液压系统中起血液作用。浓度过低, 会大大缩短设备使用寿命, 容易引起液压系统事故的发生;浓度过高, 会使乳化油的消耗量增加, 从而导致生产成本上升。
这套全机械式自动供水配液装置核心为机械连杆机构, 有效杜绝了工作面泵站只使用清水的现象, 同时避免了无人看管泵站时水箱液体外溢的情况, 乳化液浓度通过节流阀可适当调控。而且制作简易, 工作量小, 实用性强。之前曾经有过电子自动配液装置, 该组合在中性水供液管进入配液阀前加装防爆电磁阀。在以往的电磁阀参与的控制系统中, 电磁阀始终工作于乳动状态, 频繁动作, 极易损坏, 可靠性不高, 而且电磁阀成本高, 导致电子系类整套装置经济型差。
3 研究实施内容
3.1 装置构件
乳化油小箱:体积、形状可根据现场巷道情况自行设计, 直接平放于乳化液大水箱体顶部, 底部钻孔连接一透明软管作为液量管, 用以指示小箱内乳化油余量。
节流阀:节流阀装于乳化油小箱底部, 是乳化油供给及手动调节装置, 通过启闭件改变通道截面积而达到调节流量和压力, 构造简单, 便于制造和维修, 成本低。
机械连杆:固定于水箱内上部, 连接空气球体及自制阀体。
自制阀体:阀体1连接清水管路, 阀体2连接于乳化液小箱节流阀后, 内有活塞, 根据乳化液箱液面高度可在管内做往复慢速运行, 同时自动控制清水及乳化油管路截止及流通。
3.2 工作原理
乳化液箱内安设水浮, 水浮的运动为直线运动, 随液位的高低而变化, 在乳化液箱的顶面装有连杆机构。当水箱内水位下降时空气球体随着水面下沉, 此时打开进水阀体, 清水及乳化油同时注入, 当水位升高时, 球体上浮, 关闭注水, 同时停止注入乳化油。乳化液小箱内的乳化油在节流阀打开的情况下, 可以靠自重流入水箱内, 调节节流阀可控制流量大小, 当液量管指示乳化液不足时要及时添油。水位越低, 自制阀体的活塞越靠下, 清水及乳化油的流量就越大, 一直达到全开状态全力注液, 当液面升至顶部时, 活塞亦升至顶部, 即可全部关闭阀体, 清水及乳化液全部截止, 有效防止了水箱溢水。
4 应用情况
通过2014年在我矿8703综采工作面、-120大巷九层面、3601下面等采煤工作面使用情况来看, 装置制作简易, 安装便捷, 有效避免了乳化液浓度过高、过低及水箱溢水现象, 泵站工只需巡检时观察一下乳化液小箱液面管并及时补充乳化液即可, 既保证了设备正常运行, 也深得干部员工赞同。
5 效益分析
经济效益:因乳化液浓度可始终维持到3%-5%, 提升了液压支护系统润滑性及防锈性, 同时大大延长了乳化液泵站设备的使用寿命;因避免了乳化液浓度过高及水箱溢液现象, 每个采煤工作面平均每月可降低1桶乳化油投入, 以170kg/桶、7.9元/kg计, 一年可节约乳化油材料费用1.6万元, 假设矿井四个采煤工作面同时生产, 一年可节支6.5万元。
社会效益:彻底改善了普通型乳化液泵站的乳化液配制由人工操作, 全部采用容积量比模式配液, 液位无法控制, 用手持式光学折射仪测量其浓度, 配比浓度误差大的缺陷, 泵站工无需频繁观察水箱水位并手动添加乳化油, 因增加乳化油小箱并可调节流速, 添加周期大大延长, 同时劳动强度下降, 加强了人文关怀。
摘要：设计了一套乳化液泵站机械式自动供液与自动配比装置的组合, 有效避免了乳化液浓度过高、过低及水箱溢水现象。
乳化装置 篇3
关键词：综采工作面,电液控制,乳化液,软化,脱盐,反渗透
我国煤炭资源丰富,长期以来在我国一次能源生产和消费构成中均占2/3以上,在未来相当长的时期内,以煤为主的能源供应格局不会改变[1]。我国煤炭矿区主要分布在华东、华北、东北、西北等缺水地区,矿井水处理后回用到生产生活中已成为解决矿区水资源短缺的主要途径之一[2],符合国家节能减排政策。煤矿井下用水主要包括降尘喷雾、设备冷却及配制乳化液等。其中降尘喷雾用水量较大,但对水质要求较低,一般经过净化处理的矿井水即可满足要求;而设备冷却、配制乳化液等用水量较小,但其对水质要求较高,需要进行深度处理,以降低水中溶解性盐类的含量,才能达到MT 76—2002《煤矿企业矿山支护标准—液压支架(柱)用乳化油、浓缩物及其高含水液压液》中的有关要求。
目前,对于矿井水应用于井下生产主要有两种处理途径:一是在地面对矿井水进行净化处理;二是在地面对矿井水进行深度处理,去除悬浮物及过高的溶解性盐类。前者仅去除了矿井水中的悬浮物,溶解性盐类对设备的腐蚀、结垢及堵塞等问题依然存在;后者需要在地面建设规模较大的矿井水深度处理工厂,并在井下铺设专用管线,投资巨大。并且由于仅有少部分井下用水地点对水质要求较高,其他用水地点仅需普通净化处理即可,所以这种处理方法存在相当大的浪费,实际应用较少。
针对上述问题,中国煤炭科工集团杭州研究院开发的综采工作面乳化液用水处理装置[3,4],在乳化液配制用水前端对原水进行深度处理,降低其中的悬浮物和胶体的含量,并减小原水的硬度和溶解性总固体等,使出水满足乳化液配制用水水质要求,解决了煤矿矿井水应用于井下生产过程中出现的设备腐蚀、结垢和堵塞等问题,为井下生产提供可靠的水质保障,同时也拓宽了矿井水的应用范围。
1 处理工艺
1.1 工艺选择
目前常用的降低水中溶解性盐类的工艺方法主要有基于溶度积原理的药剂法,采用多级闪蒸的蒸馏法,基于离子交换原理的离子交换法,以反渗透、纳滤、电渗析为主的膜处理方法等。结合煤矿井下的工作条件,综采工作面乳化液用水处理装置采用以叠片过滤、介质过滤、软化除硬和反渗透脱盐相结合的工艺方法。
反渗透技术作为本装置的核心工艺,对于进水有较高的要求,其中胶体污染和难溶盐结垢是影响反渗透系统稳定运行的关键性因素[5]。为此,本装置设计采用叠片过滤与介质过滤相结合的工艺,降低原水中的悬浮物和胶体物质,预防胶体污染[6]。在常规反渗透处理过程中通常采用阻垢剂来防止原水中Ca2+、Mg2+等离子所致的难溶性盐类结垢,但在煤矿井下特殊环境中,投加阻垢剂面临计量、控制等较多困难,若能在反渗透之前去除原水中的Ca2+、Mg2+等离子,就可以省去阻垢剂投加环节。因此,采用全自动离子交换器,充填钠型强酸性阳离子交换树脂,无需动力消耗即可去掉原水中Ca2+、Mg2+等离子,从而降低原水在反渗透处理过程中结垢的可能性。离子交换树脂采用饱和工业食盐水再生,不对井下环境造成酸碱污染。
1.2 工艺过程
工作面供水压力根据矿井深度不同一般选为2.0～6.0 MPa,有些较深的矿井一般会设置中间水仓[7]。大多数煤矿的工作面供水是经过净化处理的矿井水或深井水,在地面供水点悬浮物一般少于50 mg/L,考虑回用要求时一般要少于30 mg/L,甚至更低。但是经过长距离输送到工作面后,往往会混入少量油类、有机物及铁锈、煤渣、煤粉等。
综采工作面乳化液用水处理装置的工艺流程如图1所示。首先经过管道过滤器去除铁锈、煤渣等较大的颗粒物,之后通过压力调节单元设置的减压阀将原水压力降到1.0～2.5 MPa进入叠片过滤单元。根据水质情况计算反渗透所需压力,并叠加各个处理单元损失压力及富余压力,确定减压压力。叠片过滤单元通常包括3台并联运行的20 μm精度叠片过滤器及相应的液压三通阀。工作时,待过滤矿井水分别经过液压三通阀的进出水口进入3台叠片过滤器,随着滤出杂质的增多,叠片过滤器前后压差不断升高,当达到0.05 MPa时,通过控制阀,切断某台液压三通阀进水与出水通道,打开出水与排放通道。由于系统内维持1.0 MPa以上的压力,当排放通道打开时,另外2台叠片过滤器的滤过水便在压力作用下反向流过叠片过滤器,并携带滤出的杂质通过液压三通阀的排放通道排出,实现反冲洗。
介质过滤单元采用2台10 μm滤袋过滤器并联运行,每台前后设有切断阀门,当过滤压差达到0.05 MPa时,可以关断某台过滤器前后的阀门,实现不停机更换滤袋。经过叠片过滤和介质过滤的工作面给水可以达到浊度小于1 NTU,满足离子交换除硬和反渗透的进水要求。除硬单元采用全自动离子交换器,填充C100E强酸阳离子交换树脂,用饱和工业食盐水再生。全自动离子交换器采用水力自动控制软化、再生、冲洗流程,无需电力设备及人工干预。经过离子交换去除绝大部分Ca2+、Mg2+后,进入反渗透系统进一步降低SOundefined、Cl-等盐类的含量,使出水水质满足乳化液配制用水的有关要求。各个处理单元进出水水质控制指标见表1。
注:LSI为朗格里尔饱和指数。
1.3 工艺特点
1) 根据工作面供水水质特点,设计叠片过滤与介质过滤相结合的预处理工艺,去除水中的悬浮颗粒物及胶体物质,保证除硬单元及反渗透单元的长期稳定运行。
2) 通过全自动离子交换器降低水中的Ca2+、Mg2+,有效防止了反渗透过程中的结垢,避免了投加阻垢剂对井下环境的影响,并解决了具有“MA”认证的计量、控制系统的设计、选用难题,降低了整套设备的安全风险及运行操作难度。
3) 整套处理装置利用井下供水压力作为动力,没有任何用电设备,整体安全可靠,操作简便,运行稳定。
2 装置的研制与应用
2.1 装置结构
综采工作面乳化液用水处理装置整体结构紧凑,经过优化集成,全部设备置于不锈钢壳体内。出水量6 t/h时,装置的外形尺寸不大于3 800 mm×1 300 mm×1 630 mm,可以满足大部分井下巷道运输、用水要求;结构强度满足《煤矿安全规程》相关要求。全部的结构部件及绝大部分工艺部件采用不锈钢材质,满足防腐及井下安全要求;极少数工艺部件采用满足煤矿安全生产要求的非金属材料。综采工作面乳化液用水处理装置的外观如图2所示。
2.2 装置应用
该装置已经在多座矿井进行了推广应用,在此以山东某煤矿为例。该矿工作面乳化液配制用水平均为6 t/d,最大瞬时用水量为400 L/min,持续时间小于20 min,综采工作面乳化液用水处理装置设计处理能力为5 t/h,另外配备容积为3 m3的缓冲水箱。
原水及处理后的水质分析结果见表2。进水属于高硫酸盐硬度的高矿化度矿井水,SOundefined、Cl-等指标均超过乳化液配制用水水质要求。经综采工作面乳化液用水处理装置处理后,出水水质各项指标均优于上述标准要求,满足了井下工作面配制乳化液及液压支架、电液阀等工作要求。
2.3 应用效果
该装置投入使用1年多以来,运行稳定可靠,出水水质优良。工作面液压泵站、支架、电液阀等设备结垢、堵塞情况明显减少,维护工作量显著下降。
3 结语
综采工作面乳化液用水处理装置,有效地解决了煤矿综采工作面液压支架、电液阀等设备在使用过程中,由于配制乳化液用水水质达不到规范要求,进而引起的设备腐蚀、结垢和堵塞等问题。该装置采用叠片过滤、介质过滤、软化除硬和反渗透脱盐相结合的工艺技术,具有安全可靠、维护工作量少、运行稳定等特点,适合在煤矿综采工作面应用。
参考文献
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乳化装置 篇4
目前国内乳化液泵站专用变频调速装置主要由进线电源柜、变频柜、控制部分 (可编程序控制器PLC) 、压力变送器、液位传感器、流量继电器和旁路切换装置组成 (图1) 。
系统采用传感器技术, 可编程序控制, 工控显示与数字式变频调速及相关的真空散热技术, PLC控制系统根据泵站工作压力标定值, 通过压力变送器返回的信号来控制变频器从起动、加速、减速、停车的整个逻辑控制;及外部信号返回检测 (压力传感器、流量继电器、液位传感器、温度传感器、工频/变频选择) 、报警与保护, 具有起动电流小、起动速度平稳、运行过程自动控制可靠等优点。
但现场使用中存在以下问题。
由于受机械卸载阀的影响, 卸载阀卸载压力值为31.5MPa, 而关断的压力值在23.5MPa～26MPa, 供液时压力必须下降到卸载阀关闭的压力值后才能进行供液, 因供液管内的压力低于PID标定值时, 系统就会重新投入运行, 有时造成泵站始终处于工作状态, 必须供液管再次供液时才能恢复PID正常调节。乳化液泵站自动卸载装置 (机械卸载阀) 与设备的自动控制之间存在相互矛盾, 为保证乳化液泵站变频调速装置能完全满足泵站的工作需要, 需对乳化液泵站供液系统机械卸载阀进行改进。
随着矿井开采深度延伸, 地压和温度升高, 变频器采用风冷散热效果差, 不能满足连续工作的需要。
2 改造方案 (图2)
2.1 解决乳化泵站的快速响应问题
在泵站供液输出侧增加两路输出, 一路通过卸载阀控制工频工作时输出供液, 另增加一路通过安全阀控制变频工作时的输出供液, 安全阀的卸载压力值调整到31.5MPa, 它的关断值在31MPa比机械卸载阀的关断值高得多。系统采用这种控制方法彻底解决了在液压支架不用液时, 系统自动转入休眠状态, 并且在突然供液时使系统快速投入运行, 而不是在降到机械卸载阀关断压力值 (24MPa～26MPa) 再进行补液, 提高系统的快速响应 (表1) 。
改进后系统恒压供液特性得到改善系统响应时间短。
2.2 解决乳化泵站散热问题
变频器需要长期工作, 其内部功率器件温度过高时, 会直接影响其工作效果和使用寿命。随着矿井开采深度延伸, 地压和温度升高, 变频器采用风冷散热效果差, 不能满足连续工作的需要。为提高散热效果, 采用水冷散热装置, 以乳化液作为冷却液, 将热量带到乳化液箱中发散, 从而实现变频器中IGBT等功率模块的可靠、快速散热, 且散热装置不破坏防爆性能。当水冷散热器进水管没有液体流动时, 装在进水口的流量继电器发出报警信息, 变频器不能启动。
(1) 安装水冷散热器, 见图3。
(2) 将变频器安装到水冷散热器的散热板上, 见图4。
3 结语
该方案利用安全阀控制变频工作时工作压力, 提高了乳化泵站变频工况下系统响应速度, 通过流量和压力的实时监控, 完善了变频调速的智能化控制。
该方案采用水冷方式较风冷散热效果好, 解决了变频器在密封条件下散热问题, 采用水冷结构减少了设备体积, 系统结构合理, 性能先进, 保护齐全。
该项目于2009年7月在朱庄矿24818综采工作面使用, 节能效果明显, 社会及经济效果良好。
参考文献
[1]矿山机械.
[2]液压传动.
[3]PLC运用技术.