上海石化渣油加氢装置加热炉综合改造分析

加热炉的燃料气消耗在炼油装置能耗中占有相当大的比例，少则20%～30%，多则80%～90%，加热炉技术水平及操作性能极大地影响着炼油装置的能源消耗水平。因此，提高加热炉热效率，降低燃料气消耗，对降低能耗具有十分重要的意义。其燃烧过程产生的NOx是大气主要污染物之一，温室效应是CO2的200倍，同时参与臭氧层破坏，也是形成光化学烟雾的主要组分。GB31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定：现有企业自2017年7月1日起执行工艺加热炉烟气中NOx排放浓度不超过150mg/m3(质量浓度，下同)的限值，新建企业自2015年7月1日起执行该标准，特别地区执行排放浓度不超过100mg/m3的排放限值。因此，减少烟气中的NOx，实现加热炉节能减排是当务之急。1、渣油加氢装置加热炉系统简介3.9Mt/a渣油加氢装置共有3台加热炉，分别是A系列反应进料加热炉(F-1101)，B系列反应进料加热炉(F-1801)和分馏塔进料加热炉(F-1201)。其烟气及空气工艺流程如图1所示。该加热炉能耗占装置总能耗的55.51%，是装置节能减排的关键设备。F-1101/1801采用双室双面辐射水平管纯辐射箱式炉，加热介质为渣油、氢气和微量硫化氢，介质分两管程进入辐射室，烟气通过水平烟道进入F-1201对流室底部，在对流室内加热0.4MPa和1.3MPa过热蒸汽。F-1201采用单排管单面辐射对流-辐射型圆筒炉，加热介质为石脑油、柴油、渣油和微量水，介质先经对流室预热，再进入辐射室加热。3台加热炉共用一套余热回收系统，来自F-1201对流室的热烟气经空气预热器与冷空气换热后，引入独立烟囱排入大气。装置烟气CEMS(排放连续监测系统)取样位置位于独立烟囱加热炉烟气直排点上方。2、渣油加氢加热炉存在的问题2.1过剩氧含量高加热炉燃料气不可能在化学平衡空气量(即理论空气量)下完全燃烧，需要在过剩一定量空气的条件下才能完全燃烧。在实际操作过程中，如果过剩空气量增加，排烟时大量的过剩空气会将热量带走排入大气中，造成烟气排烟损失增加，加热炉热效率降低。过剩空气量过大时，还会加速炉管和内构件氧化，增加对流段吸热量，促进SO2向SO3转化，加剧烟气低温露点腐蚀等。空气预热器热管老化失效，将导致空气漏至烟气，加热炉负压波动大，风门调整不及时，看火门、人孔门、直排烟道挡板等关闭不严，都将导致炉膛过剩氧含量高，排放烟气氧含量高。图1加热炉烟气及空气工艺流程2.2烟气NOx含量高GB31570—2015中“大气污染物特别排放限值”对工艺加热炉污染物排放浓度做出限制：SO2限值50mg/m3，NOx限值100mg/m3，颗粒物限值20mg/m3。目前装置排放烟气中SO2和颗粒物均远低于排放限值，但NOx受燃料气组成影响，特别是燃料气采用催化干气、渣油加氢低分气等高热值气体时，烟气NOx处于超标状态。比较C2回收干气并网(工况1)、催化干气并网(工况2)、渣油加氢低分气并网(工况3)3种工况下加热炉燃料气组成和CEMS监测NOx实际排放浓度，如表1和表2所示。表1加热炉燃料气组成由表1和表2可以看出，在工况1下，CEMS监测NOx排放浓度为80.43mg/m3，满足GB31570—2015要求，但运行工况2或工况3时，烟气NOx排放浓度大大超过了现有国家标准规定值，属于严重超标排放。为满足标准要求，亟需对加热炉进行排放达标改造。工况1为装置的主要运行工况，其他两个工况运行时间较少，故文中以下数据均以工况1为基准对象。表2CEMS监测NOx实际排放浓度2.3加热炉热效率低据统计:当加热炉的热效率高于90%时，排烟的热量损失占总热量损失的70%～80%；当热效率在70%左右时，排烟热量损失占总热量损失将超过90%，由此可见，降低排烟温度，减少排烟热量损失，对提高加热炉热效率作用明显。该装置采用热管式空气预热器，排烟温度受环境气温影响大，F-1101/1201/1801平均排烟温度为127℃，夏季排烟温度达到130℃以上，对加热炉热效率影响较大，装置近三年加热炉热效率检测数据见表3。由表3可以看出，冬季热效率明显高于夏季热效率，在同等条件下，加热炉平均热效率呈下降趋势，主要原因是空气预热器热管失效快，失效速率约为每年5%，排烟温度逐年上升，无法满足节能要求。表3近三年加热炉热效率检测数据注：部分月份因单系列停工检修未进行加热炉热效率测试。3、渣油加氢加热炉改造方案3.1APC改造APC(先进过程控制)用多变量模型来描述过程的动态，以过程输出轨迹与希望轨迹的模型预测差距作为控制指标，以求得最优生产控制方案。为了解决加热炉过剩氧含量高、炉膛负压波动大等问题，在2018年基于APC项目对加热炉增加了配风控制器，其主要操作变量和被控变量见表4。3.2低氮燃烧器改造装置改造选用低NOx燃烧器，其中F-1101/1801选用低NOx附墙式扁平焰气体燃烧器，F-1201选用低NOx气体燃烧器。两种燃烧器发热量不同，火焰形状及高度不同。加热炉燃烧器改造设计基础数据如表5所示。表4配风控制器主要操作变量(MVs)和被控变量(CVs)表5低氮燃烧器改造设计基础数据3.3空气预热器改造根据计算，冷空气在预热器中温度每升高1.5℃，排烟温度可降低1℃，若冷空气预热温度升高150～160℃，则排烟温度可降低110～120℃，加热炉热效率提高7.0%～7.5%，节约燃料11%～12%。改造余热回收系统更新空气预热器，采用高温段(钢板式)和低温段(铸铁板式)组合的型式，其设计基础数据见表6。表6空气预热器设计基础数据改造后排烟温度设计为100℃，计算和实测露点温度70～75℃，环境温度在15℃以上时，烟气无冷凝水，否则会有少量烟气冷凝水，需要及时稀释排放，改造后加热炉热效率提高到93.50%。4、改造效果分析4.1APC改造效果2018年3月渣油加氢装置APC正式投用，其中加热炉配风控制器通过各炉膛风门和烟道挡板，鼓风机和引风机变频等控制手段，在稳定炉膛负压、烟气氧含量的基础上，降低了加热炉烟气的氧含量。加热炉系统经APC改造后，加热炉负压标准偏差由9.07kPa降低至5.93kPa，降幅34.62%，加热炉氧含量标准偏差由0.46%降低至0.24%，降幅47.83%，取得了良好的改造效果。4.2低氮燃烧器改造效果根据装置运行周期，装置分3次更换3台加热炉的火嘴，其中F-1801的低氮燃烧器于2018年11月改造完成，F-1101的于2019年4月改造完成，F-1201的于2021年5月改造完成，装置CEMS监测NOx排放浓度也实现了三连降，具体变化情况见表7。表7CEMSNOx排放浓度变化由表7可以看出，经过3次改造，CEMS监测NOx排放浓度从80.43mg/m3下降至24.66mg/m3，远低于国家排放标准(100mg/m3)，其中F-1201对烟气的NOx排放浓度贡献最大，改造效果最为明显。4.3空气预热器改造效果利用渣油加氢装置2021年4—5月二阶段大修停工检修机会，对空气预热器进行了整体更换。新空气预热器为钢板-铸铁板组合式，高温段为钢板模块，低温段为铸铁模块，钢板模块置于铸铁模块上方。烟气从上往下垂直流动，空气分为3管程，水平流动，与烟气形成正十字交叉换热，其结构见图2。图2新空气预热器结构新空气预热器于2021年6月正式投用。投用后热空气温度由改造前的240℃提高至250℃，排烟温度由改造前的127℃降至115℃左右。2021年6月和7月的加热炉热效率分别为93.31%和93.17%，和上一年同比分别增加0.39%和0.48%。加热炉热效率明显提升，但相较于93.5%的设计值还有一定的差距，排烟温度仍然偏高。主要原因如下。(1)反应炉直排烟道关闭不严的问题没有解决。经采样分析，各加热炉辐射室的氧体积分数在1.2%～1.5%左右，而烟囱CEMS数据显示烟气氧体积分数已高达4%，表明有部分空气通过对流室进入了烟气系统，使烟气量比实际燃料气产生的烟气量多，造成空气预热器换热不平衡，排烟温度增加。(2)空气预热器的冷空气旁路存在内漏。由于冷空气旁路调节阀的尺寸为1267mm×922mm，与预热器入口主风道流通截面相同，旁路始端在空气预热器入口附近。数据显示，经空气预热器换热后的空气从常温加热至250℃，核算排烟温度应该在100℃左右，实际为115℃，表明旁路阀门漏风，部分空气未经空气预热器加热，导致排烟温度升高。(3)空气预热器高温段模块换热能力不足。运行数据显示，高温段模块温度从269.89℃降低到202.85℃，温差为67.04℃，低温段模块温度从202.85℃降低到115.18℃，温差为87.67℃，而高温段模块换热面积是低温段模块换热面积2倍左右，表明高温段换热面积明显不足，可能存在内漏或者烟空气通道阻挡塞，影响高温段换热，最终影响排烟温度。5、结论(1)通过APC改造,氧含量和炉膛负压的波动明显减小，其中加热炉负压标准偏差降低了34.62%，氧含量标准偏差降低了47.83%，