制氢装置概况

1、制氢装置概况1 装置设计、建造、首次开工概况1.1 装置设计概况1.1.1 设计依据(1) 中石化( 1997)建设字 407 号，关于茂名石化公 司 5 万标方米 / 时制氢装置初步设计的批复 。( 2)中石化 (1997)建设字 348 号，关于茂名石化公司 加工进口含硫原油改扩建工程总体设计批复 。(3) 6X104m3/h制氢装置(施工图设计)工程设计合同， 合同号 (1997) ： 茂洛经设字第 10 号。1.1.2 设计原则(1) 制氢装置的生产能力为 6X104m3/h工业氢，为降低 建设投资，节省占地面积，采用单系列工艺方案。采用洛阳 石化工程公司低能耗的轻烃水蒸汽转化技术以提

2、高装置运 转的可靠性，降低氢气生产成本及能耗。(2) 采用华西化工研究所的变压吸附(PSA)技术，以提 高净化部分的运转可靠性，降低生产成本。( 3)严格遵守有关环保 安全及职业卫生法规，力争做 到经济与社会效益的统一。( 4)根据初步设计审查会的要求，中变反应后增设低 温变换系统。(5)根据厂方要求，增加 0.45MPa低压蒸汽发生系统。装置概况1.131概述制氢装置是茂名石化公司加工进口含硫原油改扩建工 程的一部分。制氢装置与渣油加氢脱硫装置组成联合装置； 与第四套常减压蒸馏装置、第三套重油催化裂化装置和柴油 加氢精制装置共用一个中心控制室，与渣油加氢脱硫和柴油 加氢精制共用一个变配电间，

3、分析化验由第三分析站完成。1.132装置组成原料J 膜分离丁硫一转化变换PSA净化 工业氢1.133生产规模制氢装置设计生产能力为6X104m3/h工业氢，实际产氢要求：4.8 XI04m3/h。年开工时数为 8000小时。1.2装置建造概况装置占地面积10500平方米，总投资为 2.8亿元。装置 于1997年7月15日破土动工，1999年9月30日工程实现 高标准中交。1.3装置首次开工概况装置于1999年6月1日开始装置管线水冲洗。8月8日11天17: 18时，转化炉开始氮气循环烘炉点火升温，经过 的时间，先后完成了原料预热炉、转化炉烘炉及水汽系统煮 炉、热氮试运等过程，至 19 日，顺利

4、完成烘炉煮炉程序， 然后，中压汽包按煮炉曲线进行要求由 3.0MPa 开始降压， 8 月 20 日 2 ：00 时当汽包压力降至 1.1MPa 时，发现蒸汽过热 段有大量蒸汽泄漏并伴有碱液外流。经熄火降温后检查，发 现如下现象：（1）弯头箱内大部分弯头和连接短管严重断裂，裂缝 达 100 多处，均为穿透性裂缝。断口多数为横向断口，外径 无变化。（2）裂缝多在焊缝附近，而弯头多在背弯位置。（3）弯头箱内大部分直管和弯头表面粘满浓缩的煮炉 碱液。（4）中压汽包内旋风分离器的气罩有 6个偏离， 其中 1 个与主体已分离。（5）炉内翅片管未发现断裂现象。8月 27日装置撇开蒸汽过热段，开始热氮试运，

5、9月 5 日转化炉达到配汽条件，配入外来蒸汽， 9 月 9 日转化炉熄 火，装置热氮运结束。 9 月 18 日装置开始装填催化剂， 9 月 28日装填结束。 10月8日低变催化剂开始还原， 10月 11日 还原结束。 10 月 12 日进行加氢催化剂的预硫化。 10 月 15 日制氢装置建立脱硫、转化、中变大循环，进行首次开汽。10 月 19 日 9：00 时转化炉达到配氢配汽条件，在进行配氢 配汽检查时，发现转化炉下集合管外接管泄漏，装置被迫停 炉检查。在 324 根外接管中，先后查出 89 根带穿透和未穿 透裂纹的接管。11 月 17 日 8：00 时制氢装置建立脱硫转化大循环，转 化炉、

6、加热炉重新升温，装置重新开工， 11 月 19 日 11： 00 时进行配氢配汽， 11 月 20 日 0：05 时检查发现转化炉下支 尾管与加强接头之间连接处漏氢并着火，装置再次停炉检 查。接头上侧有 3 根开裂( 1 根裂于母材已穿透， 2 根裂于 焊缝)；接头下侧有9根全部沿焊缝开裂；3根有 25 的气孔。 12 月 14 日装置重新开汽，于 12 月 15 日进行配氢 配汽，于 12 月 16 日 20：30 时生产出合格的氢气。2 装置改造内容2.1 装置 2001 年大修改造内容2.1.1 技措项目(1) 将高压氮引至净化风入口分液罐入口(2) V2023 压控阀前增设消音器，引至

7、界区平台(3) 中低变反应器充氮阀移至地面(4) R2002A、B入口增设高压 N2线(5) E2001 管程出口增设大阀及盲板。(6) 增设一台大流量的轻石油泵 P2001C。(7) 更换 HS7601、 HS7602 两个快速排水阀(8) 并网氢气增设流量孔板并引入DCS(9) 压缩机入口系统氢气流量引入DCS(10) V2007 出口联锁阀 KV7302 增加手动开关(11) 第一、五分水罐更换液控阀(12) P2003A/B 大回流增加调节阀。(13) 利用柴油加氢新氢机，提高转化系统循环量(14) R2001 增加并联安全阀(15) 压缩机房增加加油机固定电源(16) FI7401

8、扩大量程(17) FI7403 扩大量程(18) FI7404 扩大量程2.1.2 基建填平补齐及设计回访项目(1) 除氧器 V2021 出口管道 200-DOW2012.2B(H40) 增 加一切断阀，将 P2006 回流线改至 V2017 。(2) P2001 出口管线更改为 DN80 管线。(3) SC2001 采样线 15-FG2013 修改。(4) 低压汽包( V2023 )上的安全阀 SV2010A/B 出口管 原固定支架更改。(5) 开工加热器(E2011 )管程材质修改，E2011的管程， 材质改为 15CrMo (R)。(6) 转化炉(F2002 )下集合管及其冷却系统更换。

9、(7) 在低压蒸汽发生器 E2010 低变气出入口管道增加一条跨线(8) 原料气压缩机(C2001)入口分液罐增设液位自动 控制回路，并增设高低液位报警。(9) 更换 PSA 系统的全部旋塞阀。(10) 低变升温热流线增设温控阀。(11) C2001A、B 一回一 ”、二回二”增设自动控制回路。2.1.3 大修零星工程项目( 1 )更新加药泵 P2005(2) 转化炉入口充 N2 线移至 KV7204 阀后。管P2020:中变气自E2002至R2003下部管线材质升 级。(4) 管P2020/1 :低变气自R2004下部至E2010管线材质 升级。(5) 管P2021/1 :低变气自管 P20

10、20至管P2020/1材质升 级。(6) 双联冷却器 SC2005 采样槽排水引至地面。(7) 变换区 1.0MPa 蒸汽管线末端增设导淋。(8) E2005 出口增加切断阀。(9) 压缩机联箱与 V2002 入口增设跨线。(10) 低变入口升温原线修改。(11) 转化开工线单向阀及截止阀移至地面。(12) 脱硫反应器增加一个采样器。(13) 增加南北制氢纯氢线作开工用。(14) V2011 顶部出口安阀前增加一个压力表。(15) V2001 进口管线增设蒸汽吹扫线。(16) 压缩机入口联箱增设蒸汽吹扫线。(17) 火炬线北端增设一条 DN20 的蒸汽吹扫线。(18) 火炬线北端增设一条 DN

11、50 的蒸汽吹扫线。(19) PSA 区火炬线增设蒸汽吹扫线。(20) 脱附气与瓦斯连通线上增加 DN40 吹扫线。(21) V2030 增加 DN20 蒸汽吹扫线。(22) V2001 增加 DN50 的无盐水赶油线。(23) V2007 出口低变升温冷流线阀后增加压力表。(24) P2002 出口与 P2006 出口增设跨线，可将工艺冷凝 水送至渣油作注水用。(25) 南界区增加操作平台。(26) 所有可燃气体及石脑油线界区阀前增加导淋阀。(27) 氢气至煤油加氢及润滑油加氢的管线焊接。(28) 低温放空线及高温放空线接头改造。(29) 循环水进出口总管增加压力表。(30) 将 E2012

12、A/B 的管束更换为不锈钢材质。(31) V2017 及 V2021 安全阀增加手阀。(32) 过热段出口安全阀 SV2013 增加手阀。(33) 增加氢气至三催化色谱仪作载气用。（34）甲烷分析仪增加预处理器。（35）F2001 及 F2002 氧化锆改造。2.2 装置 2003 年大修改造内容2.2.1 技措项目情况（1）增加一台小流量石脑油泵 P2001D（2）F2001、F2002 增加烟气采样管及配电（3）低温放空线增加流量计 FIQ7408（4）增加工业氢至溶剂油加氢管线2.2.2 车间技术改造项目情况（1） P2002A/B 增加跨线（2）脱硫反应器后增加一个总采样器（3）转化炉

13、进出口管线增加现场压力表（4）瓦斯系统增加低压氮气密置换线（5）压缩机入口充氮线改双阀（6）转化开工线增加放火炬线（7）工业氢并网线界区阀前增加现场压力表（8）F2001 瓦斯阻火器前增加现场压力表2.2.3 仪表改造项目情况（1） V2004/V2005/V2006 液控调节阀更换（2） V2006/V2007/V2013A/V2021 沉筒液位计改差压液 位计2.2.4 设备更新情况（1）更新转化炉空气预热器（2）更新转化炉四台风机调节风门2.3 装置 2005 年大修改造主要内容（ 1）低变催化剂还原流程改造：自C2001A/B 出口至F2002管线上增加一管线至 E2011壳程入口。（

14、 2 ）炼厂气膜分离技术改造项目：在干气压缩机出口 增加膜分离装置，膜分离装置出来的氢气送至 1.2MPa 氢气 管网；尾气再作为制氢原料进入原料预热炉 F2001 ；而膜分 离装置出来的凝液经 V2030 界区外压油线直接送至四蒸馏 装置回用。（ 3）转化开工系统压力控制改造： 在第五分水罐 V2007 至压缩机 C2001 管线改为 PV7310 阀后至 C2001 入口， 用于 转化系统循环时控制 C2001 入口压力。（4）燃料气流控阀 FV7502 阀后增加阻火器。（5）将干气压缩机 C2001A/B 一、二级入口缓冲罐就地 自动排凝阀排放改为密闭式排放至火炬。（ 6）更换转化催化剂、 低