工艺装置蒸汽伴热管的设计与计算

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1、秘管渡米P石油化工设计etrochemicalDesign工艺装置蒸汽伴热管的设计与计算张发有(中国石化工程建设公司，北京100101)摘要：石油化工装置有很多管道需要用伴热的方法以维持生产操作及停输期间管内介质的温度，蒸汽是装置中广泛采用的一种伴热介质。蒸汽伴热设计在配管设计中占有重要的位置。但是大家不太重视蒸汽伴热设计，伴热设计也不统一、不完善，给施工和操作带来不便。笔者旨在引导大家正确进行蒸汽伴热管设计和计算。关键词：蒸汽伴热管；保温厚度；伴热管根数；蒸汽疏水站石油化工装置有很多管道需要用伴热的方法2管道伴热设计原则以维持

2、生产操作及停输期间管内介质的温度。工管道伴热设计，一般情况下仅考虑管内介质艺装置中常见的伴热介质有热水、蒸汽、热载体和在输送过程或停输期间的热损失，以维持所需的电伴热等。而蒸汽是装置中广泛采用的一种伴热操作温度，不考虑管内介质的升温。对于工艺装介质，取用方便，冷凝潜热大，温度易于调节，使用置的下列管道应采用伴热管伴热或夹套管伴热。范围广。1000kt／a乙烯装置有超高压蒸汽(13(1)需从外部补偿管内介质热损失，以维持被输MPa)、高压蒸汽(4MPa)、中压蒸汽(1．6MPa或送介质温度的管道。(2)在输送过程中，由于热1．0M

3、Pa)和低压蒸汽(0．4MPa)4个蒸汽系统；其损失管内介质产生凝液，并可能导致腐蚀或影响正常操作的气体管道。(3)在输送过程中，由于他工艺装置一般有高压、中压和低压三个蒸汽系管内介质压力突然下降而自冷，可能冻结导致堵统。用于伴热的是中压和低压两个蒸汽系统，基塞的管道。(4)在输送过程中，由于热损失管内本上能够满足工艺装置中工艺管道的使用要求。介质可能析出结晶的管道。(5)在输送过程中，石油化工装置伴热管道的伴热方式有内伴热由于热损失造成管内介质粘度增高，系统阻力增管伴热、外伴热管伴热、夹套管伴热和电伴热。其加，输送量下降，达不

4、到最小允许量的管道。(6)中，外伴热管伴热应用最广泛，一般操作温度在在切换操作或停输期间，由于热损失造成管内介170oC以下的工艺管道都可以采用，同时，施工、生质温度下降，介质不能放净吹扫而可能凝固的管产管理及检修都比较方便。道。(7)输送介质的凝固点等于或高于环境温度的管道。(8)输送介质的露点等于或高于环境温1蒸汽伴热管设计的改进和完善度的管道。石化行业标准《石油化工管道伴管和夹套管设计规范》SH／T3040-2002对蒸汽伴热管设计做3各种温度数据的选取出了规定]，对统一和指导蒸汽伴热管设计起到进行蒸汽伴热管设计与计算时，

5、要正确选取非常重要的作用。但在标准实施过程中，特别是通过对最近几轮百万吨乙烯工程各装置蒸汽伴热收稿日期：2010—03—17。管设计进行认真研究和不断总结，发现石化行作者简介：张发有，男，河南新郑人，1984年毕业于华业标准需要进一步修订和完善，蒸汽伴热管设东石油学院基本有机化工专业，工学学士，高级工程计需要进一步改进和统一，归纳修订建议意见师，一直从事于石油化工装置配管设计工作。联系电参见表1。话：010—84877316；E—mail：zhangfy@sei．tom．cn第27卷张发有．工艺装置蒸汽伴热管的设计与计算·43·

6、表1SI-I／T3040~2002修订建议序号事项现行标准建议改为说明1环境温度取值历年最冷月份平均温度历年的年平均温度的平均值考虑管道全年运行，应取历年的年平均的平均值温度的平均值2伴热蒸汽压力取值0．3MPa、1．0MPa0．4MPa、1．0MPa、1．6MPa增加常用的伴热蒸汽3被伴热介质维持温度取没有规定取输送介质终端温度或操作后者给出明确的定义和取值要求值温度4保温厚度计算按SH3010规定按GB50264规定后者给出计算公式正确，计算的数据准确分4个不同环境温度进从北到南取五个不同地区环5伴热管根数及管径境温度进行计

7、算，计算结果列后者针对性强；计算的伴热管根数及管行计算，计算结果列表表径准确、实用6带伴热胶泥伴热有取消没有伴热胶泥使用经验，建议取消了带伴热胶泥伴热的内容7蒸汽分配站和疏水站引后者扩大了引入(出)管管径，更合理，入(出)管管径DN25、DN40、DN50DN40、DN50、DN50前者管径偏小疏水阀前没有设置切断疏水阀前设置切断阀和排污8蒸汽疏水站的设计阀和排污阀；凝液导管间阀；凝液导管间距规定150后者对蒸汽疏水站的压力试验、吹扫、距规定100操作和检修提供了便利11133Into，上下错开150Into各种温度数据，包括环

8、境温度、伴热介质温度以及温度30℃以上。如果伴热介质温度与被伴热介被伴热介质温度。质维持温度的温差较小，计算的伴热管根数会明(1)环境温度的选取：环境温度的选取应与管显增加，造成装置一次投资费用增加。道的运行情况有关。位于采暖建筑物内，环境温度取2Oc【=；位于