劉忠梅,劉德偉,高 峰,徐 巖
(中國(guó)石油吉林石化公司 煉油廠,吉林 吉林 132022)
中國(guó)石油吉林石化公司煉油廠天然氣制氫裝置由中國(guó)石油華東設(shè)計(jì)院設(shè)計(jì),其中變壓吸附氫氣提純系統(tǒng)采用四川天采科技有限公司成套技術(shù)。天然氣制氫裝置設(shè)計(jì)規(guī)模為4×104m3/h,操作彈性為50%~110%,開(kāi)工時(shí)數(shù)為8 400 h/a,能耗為1 447.08 kg標(biāo)油/t。設(shè)計(jì)加工原料為天然氣,備用原料為液化氣和煉廠干氣,生產(chǎn)純度高于99.9%的氫氣。裝置于2018年8月試運(yùn)行,為穩(wěn)定公司氫氣管網(wǎng)壓力提供了有效保障,氫氣管網(wǎng)新氫純度由93%提高至95.7%,加氫裝置循環(huán)氫純度由85%提高至98.5%,煉油廠氫氣成本降低了約2 000元/t,降低了用氫裝置能耗。
2018年9月,對(duì)天然氣制氫裝置進(jìn)行標(biāo)定,從標(biāo)定數(shù)據(jù)以及裝置開(kāi)車以來(lái)運(yùn)行情況分析,天然氣制氫裝置在達(dá)產(chǎn)達(dá)標(biāo)及長(zhǎng)周期穩(wěn)定運(yùn)行方面還存在部分瓶頸問(wèn)題,需要通過(guò)工藝優(yōu)化改造實(shí)現(xiàn)。
天然氣制氫裝置流程見(jiàn)圖1。
圖1 天然氣制氫裝置流程圖
由圖1可知,天然氣經(jīng)原料氣壓縮機(jī)K-101A/B升壓后,進(jìn)入加氫反應(yīng)器R-101,在加氫催化劑作用下將有機(jī)硫轉(zhuǎn)化為無(wú)機(jī)硫并將烯烴加氫飽和,然后再進(jìn)入脫硫反應(yīng)器R-102脫除無(wú)機(jī)硫。精制后的氣體與中壓過(guò)熱蒸汽混合進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐F-101,在轉(zhuǎn)化催化劑的作用下,天然氣與水蒸氣發(fā)生轉(zhuǎn)化反應(yīng)生成H2、CO、CO2,整個(gè)反應(yīng)過(guò)程為強(qiáng)吸熱反應(yīng)。高溫轉(zhuǎn)化氣經(jīng)蒸汽發(fā)生器E-101降溫后進(jìn)入中變反應(yīng)器R-103,在中變催化劑作用下CO與水蒸氣發(fā)生變換反應(yīng),生成H2、CO2。中變換氣經(jīng)冷卻分水后,進(jìn)入變壓吸附(PSA)單元進(jìn)行氣體提純,獲得純度大于99.9%的產(chǎn)品氫氣,副產(chǎn)品解吸氣作為燃料氣送往轉(zhuǎn)化爐F-101燃燒。
1.1.1 PSA概述
PSA是對(duì)氣體混合物進(jìn)行提純的工藝過(guò)程,根據(jù)雜質(zhì)在高壓下吸附,在低壓下解吸,而理想組分氫氣無(wú)論是高壓或是低壓都具有較小吸附能力的特點(diǎn),對(duì)氫氣進(jìn)行提純,全程為可逆的物理過(guò)程。裝置PSA程序采用“10-3-5”流程,即PSA運(yùn)行過(guò)程中始終有3臺(tái)吸附塔處于吸附狀態(tài),其他7臺(tái)吸附塔處于解吸再生的不同階段,解吸過(guò)程共包括5次連續(xù)均壓過(guò)程[1]。
1.1.2 PSA運(yùn)行瓶頸
(1)PSA單元均壓速度過(guò)快
PSA均壓過(guò)程是一個(gè)再生塔升壓和吸附塔降壓的復(fù)雜步驟,即連續(xù)多次均壓降壓、順?lè)拧_洗、再連續(xù)多次均壓升壓。該步驟的理想狀態(tài)應(yīng)該為壓力變化比較平順,但是實(shí)際操作中由于均壓速度過(guò)快經(jīng)常造成壓力呈斷崖式下降或階梯狀上升的不利狀況[2](見(jiàn)圖2),對(duì)吸附劑床層沖刷嚴(yán)重,吸附后的雜質(zhì)加速擴(kuò)散造成產(chǎn)品氫中CO2含量超標(biāo)。為了控制產(chǎn)品氫氣中CO2含量,裝置降低了PSA單元吸附時(shí)間,但是吸附時(shí)間降低造成PSA單元?dú)錃饣厥章?85.0%)下降,未達(dá)到設(shè)計(jì)值(89%),裝置綜合能耗增加。
均壓時(shí)間/s圖2 理想和實(shí)際均壓曲線
(2)PSA單元逆放氣管徑設(shè)計(jì)不足
PSA單元解吸氣設(shè)計(jì)送入轉(zhuǎn)化爐作為燃料,實(shí)際生產(chǎn)中由于逆放氣管徑不足,造成逆放不到位[3];逆放后沖洗時(shí)帶壓過(guò)高,對(duì)解吸氣混合罐D(zhuǎn) -204造成沖擊,解吸氣管網(wǎng)壓力為(10~18)kPa波動(dòng)過(guò)大,入轉(zhuǎn)化爐后造成轉(zhuǎn)化爐爐膛負(fù)壓為(-125~-70)kPa、φ(氧)=1.8%~4.5%,轉(zhuǎn)化爐熱效率偏低,同時(shí)影響轉(zhuǎn)化爐煙氣的達(dá)標(biāo)排放。
(3)解吸氣壓力低低聯(lián)鎖設(shè)計(jì)不合理
PSA單元解吸氣進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐燃燒,設(shè)計(jì)解吸氣壓力PISA21801A/B/C低低聯(lián)鎖轉(zhuǎn)化爐停爐,裝置聯(lián)鎖[4]停車。實(shí)際生產(chǎn)中,PSA單元切塔或1#、7#、8#程控閥故障時(shí)易造成解吸氣壓力PISA21801A/B/C波動(dòng),操作中無(wú)調(diào)整時(shí)間,壓力低低聯(lián)鎖轉(zhuǎn)化爐導(dǎo)致裝置停車,對(duì)工廠氫氣管網(wǎng)影響較大。
原料氣壓縮機(jī)壓縮比無(wú)調(diào)節(jié)手段。原料氣壓縮機(jī)K-101A/B是往復(fù)式壓縮機(jī),設(shè)計(jì)只有二返一調(diào)節(jié)回路,無(wú)一返一調(diào)節(jié)回路。實(shí)際在裝置開(kāi)工氮?dú)鈿饷茈A段和正常生產(chǎn)壓縮機(jī)切換時(shí),一級(jí)和二級(jí)壓縮比無(wú)調(diào)節(jié)手段,易造成壓縮機(jī)一級(jí)和二級(jí)做功不均衡,導(dǎo)致一級(jí)排氣溫度[5]和排氣壓力高,一級(jí)出口容易超壓,發(fā)生安全閥起跳事故,不利于壓縮機(jī)安全運(yùn)行。
(1)中變氣壓控控制回路
中變氣第4分水罐D(zhuǎn) -105壓力調(diào)節(jié)器PICA21601設(shè)計(jì)為分程控制[6],0~50%儀表信號(hào)控制系統(tǒng)放火炬調(diào)節(jié)閥PV21601A,50%~100%儀表信號(hào)控制中變氣至PSA單元調(diào)節(jié)閥PV21601B。實(shí)際生產(chǎn)時(shí)中變氣至PSA單元PV21601B調(diào)節(jié)閥手動(dòng)操作全開(kāi),不需要進(jìn)行調(diào)節(jié),PV21601A投自動(dòng),控制第4分水罐D(zhuǎn) -105壓力,當(dāng)PICA21601壓力升高時(shí),PV21601A開(kāi)啟不及時(shí)易造成系統(tǒng)超壓、D -105安全閥起跳、配汽量下降、裝置聯(lián)鎖停車等事故。
(2)中壓蒸汽外送控制回路
裝置自產(chǎn)3.5 MPa中壓蒸汽一部分作為轉(zhuǎn)化爐配汽,另一部分過(guò)剩中壓蒸汽需要送至工廠中壓蒸汽管網(wǎng),由壓控調(diào)節(jié)器PIC22203控制外送中壓蒸汽壓力。設(shè)計(jì)控制回路PIC22203取壓點(diǎn)在調(diào)節(jié)閥后,實(shí)際上調(diào)節(jié)閥PV22203是根據(jù)中壓蒸汽管網(wǎng)壓力調(diào)節(jié)開(kāi)度,管網(wǎng)壓力波動(dòng)調(diào)整時(shí)造成裝置中壓汽包壓力波動(dòng)頻繁,不利于汽包平穩(wěn)運(yùn)行。
1.4.1 開(kāi)工系統(tǒng)無(wú)有效泄壓手段
天然氣制氫裝置開(kāi)工后,開(kāi)工系統(tǒng)處于閑置狀態(tài),開(kāi)工爐F-102入口管線至加氫反應(yīng)器R-101入口開(kāi)工線在裝置開(kāi)工結(jié)束后需將管線內(nèi)壓力泄掉,吹掃置換合格。該線設(shè)計(jì)無(wú)有效的泄壓手段,無(wú)法進(jìn)行吹掃置換,存在安全隱患。
1.4.2 凝結(jié)水管線外送不暢
天然氣制氫裝置設(shè)計(jì)低壓蒸汽和消防蒸汽凝結(jié)水直接送至工廠凝結(jié)水管網(wǎng),目前裝置內(nèi)無(wú)凝結(jié)水閃蒸罐,凝結(jié)水外送時(shí)凝結(jié)水管線發(fā)生水擊[7],管線長(zhǎng)時(shí)間水擊易造成管線變形。
2.1.1 PSA單元對(duì)均技術(shù)改緩均技術(shù)
(1)優(yōu)化PSA運(yùn)行程序,減少吸附劑床層沖擊
裝置PSA均壓設(shè)計(jì)采用對(duì)均技術(shù),4 s均壓完成,床層壓力4 s內(nèi)變化達(dá)到0.3 MPa,床層升降壓過(guò)快造成吸附劑床層浮動(dòng)和壓碎,使吸附劑性能下降,影響氫氣純度和收率[8]。經(jīng)過(guò)研究,決定將PSA單元均壓由對(duì)均改為緩均,PSA程序由原來(lái)的“10-3-5”運(yùn)行改為“10-2-4”運(yùn)行,增加床層吸附時(shí)間,減少均壓時(shí)壓差大對(duì)吸附劑床層的沖擊。
(2)調(diào)整PSA順?lè)殴ば蛄鞒?,提高PSA穩(wěn)定性
順?lè)啪彌_罐D(zhuǎn) -202出入口增加閥門,并且增加副線閥,提高PSA運(yùn)行平穩(wěn)性。2019年,裝置檢修時(shí)原計(jì)劃將PSA單元對(duì)均改緩均操作,但是在改造方案制訂過(guò)程中未考慮到利舊均壓控制閥門KV23112流通能力不足的問(wèn)題,沒(méi)有采購(gòu),此次檢修完成了“10-2-4”程序模擬運(yùn)行、順?lè)啪彌_罐D(zhuǎn) -202出入口增加閥門及副線閥改造,PSA對(duì)均優(yōu)化延至下一次檢修進(jìn)行。
2.1.2 解吸氣系統(tǒng)改造
為了降低解吸氣壓力波動(dòng)對(duì)轉(zhuǎn)化爐造成的沖擊,對(duì)解吸氣系統(tǒng)進(jìn)行改造,增加一臺(tái)尾氣緩沖罐D(zhuǎn) -205[9],穩(wěn)定解吸氣壓力。解吸氣改造前、后流程分別見(jiàn)圖3、圖4。
圖3 解吸氣改造前流程
圖4 解吸氣改造后流程
通過(guò)改造,解吸氣壓力波動(dòng)較改造前減少4 kPa,轉(zhuǎn)化爐爐膛負(fù)壓波動(dòng)較改造前減少15 kPa,φ(氧)波動(dòng)較改造前減少1.7%,排煙溫度降低24 ℃,入轉(zhuǎn)化爐前解吸氣壓力穩(wěn)定后,燃料氣消耗降低180 m3/h,轉(zhuǎn)化爐熱效率提高0.7%,結(jié)果見(jiàn)表1。
表1 改造前后轉(zhuǎn)化爐數(shù)據(jù)對(duì)比
2.1.3 變更PSA單元解吸氣壓力聯(lián)鎖邏輯
為了避免裝置因解吸氣壓力低造成裝置聯(lián)鎖停車,經(jīng)多方論證與研究確定變更方案,保留原設(shè)計(jì)解吸氣壓力低低聯(lián)鎖關(guān)閉解吸氣切斷閥XCV21801,但不參與轉(zhuǎn)化爐聯(lián)鎖條件,即轉(zhuǎn)化爐聯(lián)鎖條件不再包括解吸氣壓力低低聯(lián)鎖。聯(lián)鎖邏輯修改后,保障了切塔時(shí)間,避免因1#、7#、8#程控閥故障解吸氣壓力低導(dǎo)致裝置聯(lián)鎖停車事故。
原料氣壓縮機(jī)K-101A/B增設(shè)一回一調(diào)節(jié)回路。解決壓縮機(jī)開(kāi)停機(jī)以及切換時(shí)一級(jí)出口容易超壓?jiǎn)栴},同時(shí)能有效控制各級(jí)壓縮比。改造后,在裝置開(kāi)工氮?dú)鈿饷芎蜔岬h(huán)期間起到了良好作用,解決了壓縮機(jī)一級(jí)排氣溫度高的安全隱患。裝置在熱氮循環(huán)升溫期間,壓縮機(jī)二級(jí)排氣溫度可控制在110 ℃,大大降低了裝置脫硫系統(tǒng)升溫時(shí)間,裝置開(kāi)工由原計(jì)劃的4 d產(chǎn)氫縮短至3 d產(chǎn)氫,同時(shí)解決了原料氣壓縮機(jī)K-101A液壓油泵故障停運(yùn)、K-101A直接100%負(fù)荷運(yùn)行帶來(lái)的系統(tǒng)超壓?jiǎn)栴}[10]。
(1)變更中變氣壓控方案
通過(guò)改造,取消了中變氣第4分水罐D(zhuǎn) -105壓控PICA20601分程控制,將PV20601B變更為手操器,正常生產(chǎn)是100%全開(kāi),PV20601A變更為單回路,控制中變氣分液罐D(zhuǎn) -105壓力。改造后,有效避免了PV21601A開(kāi)啟不及時(shí)系統(tǒng)超壓、造成D -105安全閥起跳、配汽量下降、裝置聯(lián)鎖停車等事故。
(2)變更中壓蒸汽外送控制回路
通過(guò)改造,將外送中壓蒸汽調(diào)節(jié)閥取壓點(diǎn)由調(diào)節(jié)閥后改至閥前,即由PIC22203控制改為PIC22202控制,由汽包壓力控制中壓蒸汽外送量,穩(wěn)定汽包壓力,避免了因工廠中壓蒸汽管網(wǎng)壓力波動(dòng)對(duì)裝置產(chǎn)汽系統(tǒng)造成影響。改造后,中壓汽包壓力不受外管網(wǎng)蒸汽壓力波動(dòng)影響,提高了裝置熱工系統(tǒng)穩(wěn)定性。
2.4.1 開(kāi)工系統(tǒng)增加放火炬線
通過(guò)對(duì)開(kāi)工系統(tǒng)改造,在開(kāi)工爐F-102出口至加氫反應(yīng)器R-101入口管線上增加放火炬線,裝置開(kāi)工后通過(guò)放火炬線將F-102入口到R-101入口管線設(shè)備進(jìn)行泄壓置換,開(kāi)工系統(tǒng)出入口增加盲板,實(shí)現(xiàn)閑置系統(tǒng)有效隔離,消除安全隱患。
2.4.2 凝結(jié)水系統(tǒng)改造
凝結(jié)水線改造后流程見(jiàn)圖5。
由圖5可知,將裝置低壓蒸汽和消防蒸汽凝結(jié)水由直接并入管網(wǎng)改為送至連續(xù)排污擴(kuò)容器D -109回收利用,液態(tài)水進(jìn)入排污冷卻器并入循環(huán)水管網(wǎng),閃蒸出來(lái)的蒸汽送至除氧器D -108,即有效回收了凝結(jié)水[11],又避免了凝結(jié)水外送造成管線水擊,降低了裝置能耗。
圖5 凝結(jié)水線改造后流程
天然氣制氫裝置完成生產(chǎn)瓶頸改造,增加解吸氣緩沖罐D(zhuǎn) -205,解吸氣壓力調(diào)節(jié)閥PV23305投自動(dòng)運(yùn)行,穩(wěn)定了解吸氣系統(tǒng)壓力,降低了PSA解吸氣氫氣含量,PSA單元?dú)錃饣厥章视?5.2%提高至87%。
表2 產(chǎn)品收率數(shù)據(jù)對(duì)比
2019年改造后裝置實(shí)際生產(chǎn)氫氣17 520 t/a,氫氣單價(jià)按2020年5月11 912元/t計(jì)算(不含稅)。
回收氫氣創(chuàng)效=17 520×(0.87-0.852)×11 912=375.65萬(wàn)元/a
轉(zhuǎn)化爐操作數(shù)據(jù)對(duì)比見(jiàn)表3。
表3 轉(zhuǎn)化爐操作數(shù)據(jù)對(duì)比
由表3可知,裝置改造后轉(zhuǎn)化爐主要操作參數(shù)中轉(zhuǎn)化爐出入口溫度、轉(zhuǎn)化爐出口甲烷含量、轉(zhuǎn)化爐爐膛溫度、轉(zhuǎn)化爐排煙溫度、轉(zhuǎn)化爐燃料氣消耗均有明顯降低,說(shuō)明通過(guò)增加解吸氣緩沖罐D(zhuǎn) -205后,入轉(zhuǎn)化爐解吸氣壓力穩(wěn)定,轉(zhuǎn)化爐熱效率由90.5%提高到91.2%。
燃料氣單價(jià)按550元/t計(jì)算。
節(jié)約燃料氣創(chuàng)效=8 400×180×0.85×550/1 000=70.69萬(wàn)元/a
裝置凝結(jié)水改造解決了外送凝結(jié)水管網(wǎng)水擊和直排浪費(fèi)問(wèn)題,回收凝結(jié)水1.2 t/h,為除氧器提供蒸汽0.2 t/h,降低了裝置能耗。
凝結(jié)水單價(jià)按2020年5月0.35元/t計(jì)算,低壓蒸汽單價(jià)按147元/t計(jì)算。
回收凝結(jié)水創(chuàng)效=(0.2×147×8 400+1.2×0.35×8 400)/10 000=25.04萬(wàn)元/a
天然氣制氫裝置在試運(yùn)行期間,暴露出了一些影響裝置穩(wěn)定運(yùn)行的生產(chǎn)瓶頸問(wèn)題,通過(guò)PSA單元對(duì)均改緩均技術(shù),解析氣、壓縮機(jī)等系統(tǒng)工藝改造、流程優(yōu)化等措施,消除了裝置生產(chǎn)瓶頸,提高了氫氣回收率,提高轉(zhuǎn)化爐效率,降低了裝置能耗[12],提高了裝置運(yùn)行綜合效益,為穩(wěn)定公司氫氣管網(wǎng)壓力提供了有效保障,同時(shí)也為今后新建項(xiàng)目的高效運(yùn)行,攻關(guān)調(diào)優(yōu)積累了經(jīng)驗(yàn)。