化学清洗论文2000字_化学清洗毕业论文范文模板

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  化学清洗论文2000字(一):余热锅炉炉管化学清洗方式及效果探析论文
 
  摘要:余热锅炉在试运行期间,由于发生多次盐堵问题,使得炉管蒸汽出口压力下降,进而用户端需要的压力很难达到。另外,随着余热锅炉运行时间越来越长,炉管内的结盐现象越来越严重,导致炉管发生一定的弯曲变形,甚至存在一定程度的腐蚀。对于余热锅炉来说,这一系列的问题不仅严重降低了其熱效率,加剧炉管的腐蚀,同时还会增加设备的维修成本。基于此,本文就如何更好的清洗余热锅炉炉管进行了探究,并对其清洗效果进行了分析。
 
  关键词:余热锅炉炉管;化学清洗;效果
 
  一、余热锅炉炉管盐堵原因分析
 
  (一)水质的影响
 
  根据国家工业锅炉水、汽监督项目与质量标准要求,余热锅炉的给水硬度标准是不超过0.03mmolL,同时炉水碱度要不超过12mmol/L,因此锅炉用水必须要经过一定技术处理后才能使用。电站通过阳离子交换法(阳离子交换树脂通常用分子式NaR表示)对锅炉用水进行处理,通过化学反应,Na*可以将硬水中的Ca*、Mg2*置换出来,这样一来硬水就会逐渐变软。然而,在软水中就会沉积大量的碱垢,长此以往就会在炉管内堆积累加,导致炉管发生盐堵,进而使锅炉内差压逐渐增大,引发一系列的安全事故。
 
  (二)气包水位控制
 
  在余热锅炉运行过程中,锅炉水位的监视与控制是十分重要工作内容。锅炉水位的高低一项准确反映锅炉工质流入量与流出量平衡关系的重要参数,通过该参数可以将系统水位合理的控制在一”定范围内。如果一旦水位过低,就会严重影响系统中水的自然循环,甚至会造成个别水管壁由于局部温度升高而发生爆炸;相反,水位过高则会使水气分离受到一定影响,一旦蒸汽中含水量过大就会引发用汽设备故障。同时,一旦湿度较大的饱和蒸汽混入炉管内就会导致炉管壁上发生结盐问题。
 
  (三)气水分离器缺陷
 
  作为余热锅炉气包的附件,气水分离器在余热锅炉正常运行期间将饱和蒸汽中夹带的多余水分,通过其网膜进行水气分离,以确保锅炉的正常运行。然而,由于分离器在设计或者是维护缺失,导致其在应用过程中水气分析效果不佳,在气包输出的蒸汽中掺杂过量水分,当流经炉管时就会形成盐堵。
 
  二、炉管的化学清洗及其效果分析
 
  (一)化学冲洗
 
  根据硬水化学处理原理,进行炉管进行清洗。将锅炉停留3-5小时后,在炉膛温度升至200-300"C左右时,将炉管的疏水阀打开,同时关闭蒸汽总阀,这时在炉管的热蒸汽管内会存在一定余压。当打开低压泵后,将除氧器中饱和水流经省煤器进入气包,再进入炉管。与此同时,浸泡静置1.5小时,让饱和水与NaHCO3充分反应,最后让NaOH、CO2、H2O通过过热器疏水阀排出。如果炉管与气包的差压比较大,那么可以适当的延长饱和水的浸泡时间以及增加炉管的冲洗次数。
 
  在对炉管冲洗后,余热锅炉在第一天的运行中,平均压差在0.01MPa(标准值0.1MPa)左右,符合差压的标准。然而,在第二天时,余热锅炉的炉管平均压差在0.21MPa左右,差压已经明显增大,以此类推,差压随着运行时间推移,在逐渐的增长。由此来看,该化学冲洗方法的效果非常明显,但是会随着锅炉运行时间延长,又逐渐出现结碱问题。因此,化学冲洗不能实现炉管的永久除堵。
 
  (二)降低水位
 
  余热锅炉的额定水位是0mm(如图1所示,炉水位计),当水位上升到+80mm时就会触发高水位报警,降低至-100mm时就会出发低水位报警,如果在继续将至-150mm时就会触发水位低低报警。基于此,我们在水位允许波动的范围内,对其水位控制系统进行了调整,让水位降低50mm(如图2,水位调整程序界面)。
 
  在对水位调整后,经分析锅炉运行结果发现,降低水位可以在一定程度上降低差压,但是不能够完全的消除炉管的盐堵问题,但是能够对冲洗时间间隔适当的延长,进而洗炉的次数可以减少。
 
  (三)增加二次气水分离器
 
  针对前两种方法都不能完全消除炉管盐堵这一问题,我们采取在炉管一次气水分离后再进行一次水气分离,即二次气水分离。利用液位重度差的原理,将从气包上升的饱和蒸汽进行初步分离后,分离出的液体再次返回到气包底部,而饱和蒸汽继续上升进行二次气水分离。并在二次分离中通过波形板附着水膜的粘附作用下,把气液分离开。分离出来的水沿气包壁沉降到储液段,分离出来的饱和蒸汽由气包项部进入炉管。
 
  三、结束语
 
  综上所述,根据余热锅炉炉管堵塞问题分析,可以通过化学冲洗、降低水位以及增加二次气水分离器来实现不同程度的炉管除堵,其中这三种化学方法的效果依次增加。为了保障余热锅炉的安全运行,可以根据实际情况选择合适的除堵方法。
 
  化学清洗毕业论文范文模板(二):海底输油管道化学清洗和封存方法论文
 
  摘要:南海某海上油田海底输油管道需要截掉一段对两端进行封闭,截断之前必须清洗管道内壁上附着沉积的油垢,避免有油污泄露到海水中污染海洋环境,并尽可能降低停用期间海管腐蚀风险,有必要对海管开展清洗与封存作业。通过借鉴国内外同类管道施工经验和做法,采用了无毒、无污染的多功能清洗剂来清洗海管。采用药剂处理后的海水對海管进行封存。本文介绍了海底输油管道进行清洗的必要性,并结合实际项目案例来阐述化学药剂的选型和使用方法,为以后类似项目提供借鉴。
 
  关键词:海底输油管道化学清洗海管封存
 
  中图分类号:TE973文献标识码:A文章编号:1674-098X(2019)04(a)-0024-02
 
  本文结合南海某海上油田12"海底输油管道的化学清洗和封存过程,探讨输油管道绿色环保的化学清洗和封存方法。该海管为单层保温配重管,外径为304.8mm,壁厚为11.1mm,长度为18.3km。
 
  1项目背景
 
  南海某海上油田海底输油管道因腐蚀破损,已经停用5个月,由于要给钻井船起升桩腿避让空间,该海管需要截掉一段对两端进行封闭,截断之前需要清洗管道内壁上附着的沉积油垢,避免有油污泄露到海水中污染海洋环境,为了降低停用期间海管腐蚀风险,因此对海管开展清洗与封存作业。该海域水深约40m,该海管输送介质为含水原油,其输送量为4.78×103m3/d。该海域属于国家一级海域,附近有海洋海生物保护区,对海洋环保要求较高。海管经过化学清洗和海水冲洗,海管废液取样要求含油低于20mg/L,达到“海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值(GB4914-2008)”污水排放标准。本次海管清洗污水排放属于一次排放范畴,执行一次排放标准,排放污水石油类浓度一次容许值最高浓度为30mg/L[1]。
 
  2海管清洗化学药剂选型与用量估算
 
  本次作业海管停用前进出口温度差记录可见,海管温降较快,下降幅度可达10℃~16℃,该海域全年海床温度为17℃~25℃,参照表1,该油田的原油存在凝点高、含蜡量高的特点,原油在海管接近出口处的流动性将变差,海管内壁会附着一定量的凝结原油和沉积结蜡。
 
  该油田原油物性参数见表1所示。
 
  由于海管内壁附着凝结原油与蜡量无法直接计量,原油含蜡量均达14%,油田保持有海管清管作业的能力,为确保对海管清洗彻底,结合前期海管清洗作业经验,估算海管内凝结原油与蜡量占管容体积3%,约为40m3。
 
  结合以往化学药剂海管清洗项目实施经验,并经过多次油垢取样化验分析和效果评估后,本次海管化学清洗选用多功能清洗剂BH-QXJ-02[3],其具有用量小(便于现场作业),溶解速度快(大幅缩短作业时间),效能比高的优点。
 
  为确保海管清洗效果,实验室试验评价15mL接近凝固状态的油田油泥需要30mL多功能清洗剂直接浸泡2h可以完全溶解分散。因此,建议多功能清洗剂BH-QXJ-02用量与凝结原油体积比为2:1,作用于海管内壁时间必须在2h以上,结合前期经验,浸泡作用时间越长,效果越好;因此多功能清洗剂BH-QXJ-02用量估算为80m3。
 
  3海管封存化学药剂选型与估算
 
  海管封存液主要使用加入脱氧剂、杀菌剂、缓蚀剂处理后的海水,可对海管封存实现降低腐蚀,避免污染。
 
  海水的脱氧处理:由于海水含有一定的溶解氧,对系统会产生一定的腐蚀性,因此,使用海水作为保护介质要进行脱氧处理,为确保脱氧彻底,建议浓度500ppm。
 
  海水的杀菌处理:添加一定浓度的杀菌剂。首先对杀菌剂进行筛选,选择适合的杀菌剂,由于海管长期停用,因此,添加浓度要比平时的浓度要高,一般情况下,添加浓度在1000~1500ppm之间。结合前期作业经验,如果管道闲置3~60d,杀菌剂的浓度最小为1000ppm。如果超过60d,则剂量最好为1500ppm。
 
  海水的防腐蚀处理:海水封存液必须具有良好的防腐蚀性能,确保海管封存期不出现因腐蚀穿孔造成的泄露,结合经验建议加注浓度为500ppm。
 
  封存药剂建议加注量见表2所示。
 
  4工作实施
 
  4.1第一阶段:加热海水扫线
 
  外输海管加热海水冲洗,启动海水加热器,连接加热器出口至海管的临时软管,外输排量30m3/h。用热海水冲洗同时发出第一个泡沫球,继续扫线,同时增加排量至50m3/h,累计外输量达到海管容积1300m3,泡沫球顺利到达,上岸检测污水含油小于20ppm,球体完好,扫除油泥0.5kg。
 
  4.2第二阶段:海管入口注入清洗药剂
 
  海管注入清洗药剂,排量30m3/h,油田发出第二个泡沫球,便于药剂在外输海管形成段塞,作业时间4h,清洗液驱替完成,同时再向海管发第三个泡沫球。
 
  4.3第三阶段:注入封存液
 
  注完清洗药剂后,开始注入海水驱替,外输泵控制在75m3/h,缓慢驱替药剂液柱,清洗海管内壁。并在驱替海水中加入封存药剂。油田海管出口装置接收到两个泡沫球后,可视为药剂段塞已完成扫线,向海管内注入海水封存液。
 
  4.4第四阶段:完成海管封存
 
  封存液注入完毕后,检测上岸化验污水含油小于20ppm,海管封存作业顺利完成[2]。
 
  5结语
 
  由于海洋环境保护的要求越来越高,中海油作为海上石油开发的作业者,一直非常重视海洋环境的保护。本案例中海管清洗封存作业方法,为以后类似项目提供了很好的借鉴。

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