变换系统阻力大的原因分析和改造.doc

变换系统阻力大的原因分析和改造安徽晋煤中能化工股份有限公司 柳兆忠摘要：本文介绍了变换系统阻力逐渐升高的情况，对影响系统阻力的设备逐台进行了原因分析，主要对R03阻力增大进行了深入的分析，在有针对性地实施一系列技术改造和处理后，装置开车满负荷生产状态下，变换系统阻力由停车前的540 Kpa 降至210 Kpa以下，达到预期的改造目的。关键词：系统阻力 煤气带灰 瓷球粉化 触媒结块 安徽晋煤中能化工股份有限公司（原安徽临泉化工股份有限公司）于2010年启动20万吨合成氨原料路线改造项目，系统配套的工艺线路选择情况是：航天炉粉煤加压气化、高水汽比耐硫变换、低温甲醇洗、液氮洗、低压氨合成，是目前主流的合成氨生产工艺路线。自2011年底装置开车以来，系统生产能力已经达到设计要求，在运行过程中变换系统阻力逐渐增大，至2013年10月18日系统停车前，变换系统阻力达到了540Kpa, 严重制约了合成氨装置满负荷生产，同时也大大增加了整个合成氨装置消耗。一、变换系统工艺流程简介：由气化装置送来的210.9、3.72MPa(G)，水汽比约在1.26，干基组成CO: 68.65%, CO2 : 2.11%, H2: 20.79%, N2 : 5.67%，Ar: 0.12%，H2S: 0.47%，COS：0.1%。的粗煤气进入1#气液分离器（S01）分离其中的夹带的水份，粗煤气随后进入变换炉进料换热器（E01），在此被来自1#变换炉的变换气加热至250-260后，先进入脱毒槽(R05)，将粗煤气中的杂质、灰尘等脱除，再进入1#变换炉（R01），在炉内催化剂的作用下，粗煤气中的部分CO和H2O发生变换反应，并放出大量的反应热，反应温度控制在420左右，CO含量控制在23.3%（mol%干），从1#变换炉底部出来的变换气进入变换炉进料换热器(E01)，换热后在进入中压蒸发冷凝器(E02)，利用变换气的热量副产2.5Mpa的中压饱和蒸汽，送入界区外中压蒸汽管网。在此变换气被冷却至290再进入冷凝液加热器（E03），变换气被冷却至230，水汽比0.64进入2#变换炉（R02），在炉内催化剂的作用下进一步进行变换反应，反应温度控制在346。 出口CO含量控制在4.5%，从2#变换炉出来的变换气先喷入中压锅炉给水和中压蒸汽提高水汽比，经1#喷水净化器（S05）分离掉多余水份后再进入1#低压蒸发冷凝器（E04）利用变换气的热量副产1.27Mpa的低压饱和蒸汽，送入界区外低压蒸汽管网。从1#低压蒸汽冷凝器出来的220，水汽比0.43的变换气再进入3#变换炉（R03）进行变换反应温度控制在244，CO含量控制在0.9%左右，从3#变换炉出来的变换气进入2#低压蒸发冷凝器（E05）利用变换气的热量副产0.5Mpa的蒸汽送入界区外低压蒸汽管网。从2#低压蒸发冷凝器出来的温度为200，水汽比约为0.39的变换气再进入4#变换炉（R04），进行深度变换反应，反应温度控制在204，CO含量控制在0.4%左右，从4#变换炉出来的变换气温度为204，进入锅炉给水预热器（E06），通过加热脱氧水回收变换气中的余热，并使变换气的温度降至约184.经锅炉给水预热器预热至180的脱氧水供二段变换出口喷水，同时供给气化单元使用。从锅炉给水预热器（E06）出来的变换气进入3#低压蒸发冷凝器（E07）将热量进一步回收，副产0.5Mpa的饱和蒸汽，与2#低压蒸发冷凝器产的低压饱和蒸汽汇合，一部分送脱氧槽，一部分送管网。从3#低压蒸发冷凝器出来的170变换气进入2#气液分离器（S02），冷凝液自分离器的底部排出，气相进入透平冷凝液预热器（E10），换热后再进入脱盐水预热器，换热到75进入3#气液分离器（S03），冷凝液自分离器的底部排出，气相从顶部排出经变换气水冷器（E09）冷却至40以下,再进入4#气液分离器（S04）分离液体后送甲醇洗工序。另外设置了开工电加热器（E11）和煤气鼓风机（K01），用于装置开车时变换催化剂的升温和硫化的需要二、变换系统阻力大的原因分析：通过科学测量和计算，变换系统阻力主要集中在以下几台设备上，系统停车前满负荷生产时，测得各设备阻力大小（如表1-1）：设备位号S01(Kpa)E01壳(Kpa)R05(Kpa)R03(Kpa)E03(Kpa)S05(Kpa)S06(Kpa)E10(Kpa)装置开车时前后压差5111312245514系统检修前前后压差30587315130303430表1-1 各设备刚开车时和检修技改前的阻力针对以上情况，逐台对设备阻力大进行原因分析，总结出具体原因如下：（一）、 粗煤气带水、带灰是S01、E01壳程、R05压差升高的主要原因。1由S01分离器底部排出的冷凝液呈浓黑色，经20天以上时间沉淀后，方可得到澄清液，初步判断粗煤气带灰较严重，大量煤灰在丝网层间聚集，导致丝网堵塞，阻力逐渐增大；2粗煤气带灰，在E01换热器管间经折流板折流阻挡，飞灰沉积在管间造成积灰结垢，堵塞换热器壳程气体通道，E01壳程压差由系统刚开车时的11Kpa，逐渐上升至58Kpa，在停车期间判断出E01列管内漏，抽芯检查发现U形列管靠近U形弯第一块折流板处多根列管断裂，多数管间被积灰结垢堵死，换热器U形管束因积灰结垢堵死，热应力无法释放，导致换热管断裂；3R05的阻力在10月份停车前达到了73KPa。停车后打开人孔盖，丝网上一层厚厚的煤灰，约有5厘米厚，完全把压篦埋没，堵住了丝网眼，吸附剂吸附达到了饱和，煤气中的灰尘覆盖在吸附剂表面，沉积在脱毒槽床层中，脱毒槽的阻力就是这样日积月累逐渐增加至73KPa。（二）、 S06瓷球粉化是造成S06、S05和R03阻力增大的主要原因。在长期运行过程中S06底部排液倒淋一直可以排出含有大量白色固体粉末状颗粒的冷凝液，而S06前管道低点倒淋排液中并没有明显带有该物质，可以判断S06内散装的瓷球有粉化现象，导致S06阻力增加。检修中，扒出瓷球后发现， S06装填的直径为9mm和18mm的瓷球都变成了直径约1-3mm的小颗粒。S06瓷球粉化，大量瓷球粉带入R03，集聚在R03触媒床层，R03阻力由系统刚开车时的12Kpa逐渐上升至151Kpa。但检修期间更换R03触媒时的情况还是出乎所有人的意料，瓷球粉在R03内上下两层触媒层内粘结成块并固化，如图1-1：扒出触媒花费了大量的人力物力和时间。图1-1 R03内触媒和瓷球粉粘结固化（三）、工艺设计不合理，E03主线阀不能全开，造成额外阻力。由于要控制二变炉进口温度，造成E03的气相出口大阀不能完全打开，副线阀长期处于手动全开状态，不能调节，形同摆设，旁路阀采用的是套筒式调节阀，设计通道偏小，产生节流阻力，全开也不足以降低阻力。（四）、 E10设计或加工制造质量有问题，设置该设备的目的是最大限度回收变换系统余热，因此，该设备未设置单独的副线和旁路阀。装置开车后，该设备阻力始终在30Kpa左右。三、解决思路及处理措施经过论证，利用装置长期停车机会，彻底处理和解决变换系统阻力大的问题，针对以上每台设备存在阻力大的情况，采取不同而且有针对性的处理措施，具体如下：措施一：更换脱毒槽R05内吸附剂，改造床层支撑内件，扩大集气盒孔眼停车检修前R05的阻力达到了71Kpa，主要是由于脱毒剂床层积灰引起，必须更换脱毒剂。另外，脱毒槽床层底部支撑采用的瓷球装填支撑，这种床层支撑方式的缺点就是阻力相对要大，且内装支撑瓷球有粉化的风险；为防止脱毒槽底部气体出口集气盒结垢孔眼变小，造成阻力增加，在改为篦子格栅支撑（如图1-2）后，将集气盒孔眼由6mm扩大至8mm。图1-2 技改后R05和R03的床层支撑措施二：扒出R03内催化剂，过筛后重新装填，改造床层支撑内件，扩大气体出口集气盒孔眼R03的阻力停车前达到最高151KPa，由于瓷球粉的作用催化剂结块严重，上催化剂无法从卸料孔卸出，只能采用最原始的方法，人进入到炉内，用钉钯风镐把催化剂扒松后用铣装进桶里，再由站在炉外的人一桶桶拎出来，过筛后装进袋子里，再通入氮气进行保护。基于同R05一样的原因，对R03的床层支撑进行了改造（如图1-2），同时扩大气体出口集气盒孔眼。措施三：清理出喷水净化器S05 ,S06内瓷球，弃用，装填不锈钢鲍尔环。通过检修发现S06内的瓷球破碎粉化严重，S05内的瓷球情况虽比S06稍微好一些，但也出现瓷球粉化现象，但是R03和R05内床层支撑使用的同一生产厂家、同一批次的瓷球却没有出现明显粉化的迹象。经论证，瓷球在喷水净化器中，由于有液态水和氨的存在，使得瓷球处于碱性环境中，出现粉化现象。经试验S06内底部排出的液态水PH值为9，而S05内底部排出的液态水PH值为8.5，也证实了瓷球粉化是跟碱性溶液的PH值的直接相关的推理，为避免再出现类似瓷球粉化情况，将两个喷水净化器S05、S06内瓷球全部扒出，填料改为304不锈钢金属鲍尔环,。措施四：冷凝液加热器E03的副线调节阀拆除，用短节代替，增加液相进出口近路调节工艺。由于要控制二变炉进口温度，造成E03的气相出口大阀不能完全打开，副线阀长期处于手动全开状态，不能调节，形同摆设，停车检修前E03的阻力有30KPa左右。由于设计的不合理，副线阀阀芯采用套筒式结构，阻力大，这次检修将E03的副线调节阀拆除，用短节过渡代替降低这一块儿的阻力，再由液相进出口增加近路，通过调节流经E03冷凝液的大小来调节E03气相出口温度。措施五：E10透平液预热器加装副线。在不影响系统工艺的情况下，增加E10透平液预热器近路，并加装近路阀门。 措施六：更换热交换器E01的管束。在以往正常生产的过程中，发现E01有泄露迹象，因为E01换热效果越来越差，旁路阀开启度较来越小，阻力偏高，同时，如果粗煤气窜入变换气中，气质差进入后工序也能造成后工序阻力增加，但只是怀疑并未确定，在这次检修拆开E2001后发现部分列管断裂， 对换热器管束进行了更换，彻底消除了E01管程和壳程的阻力。措施七： 清理S01丝网除沫器沉积煤灰。煤灰沉积造成S01丝网除沫器阻力大，利用停车机会加水浸泡4-6小时后，再通入氮气鼓吹，使煤灰脱离分离器丝网层 ，反复几次，直至由S01底部排出干净的水为止。四效果检查通过以上改造措施的实施，在系统开车后，我们看到了明显效果：（如表1-2） 效果1、在满负荷生产状态下，变换系统阻力明显下降，由540KPa降到了210KPa以下，达到了这次改造的预期目的。设备名称S01E01壳R05R03E03S05E10S06技改前30 KPa58KPa70 KPa151 KPa30 KPa30KPa30 KPa34KPa技改后3 KPa10 KPa5 KPa12 KPa13 KPa7 KPa10 KPa7 KPa表1-2技改前后各设备阻力效果2、由于变换阻力的降低，液氮洗出口合成气压力由原来的2.4Mpa提高到2.55Mpa,。降低了合成汽轮机的蒸汽消耗，蒸汽耗由原来31T/h降到现在29T/h。通过计算，每年可为公司节约资金约230万元。效果3、由于变换阻力的降低，进入甲醇洗岗位进口压力有原来2.6Mpa提高到2.8Mpa以上，提高了甲醇的吸收效果，甲醇循环量有230m3/h降到210m3/h,由于甲醇循环量的降低，减少了甲醇洗冷量的损失，降低了甲醇醇耗，同时降低了甲醇洗各泵的动力消