国内首套140000m3/h制氢装置开工难点分析

裴增帅

（中国石油广西石化公司，广西 钦州 535000）

国内首套140000m3/h制氢装置开工难点分析

裴增帅

（中国石油广西石化公司，广西 钦州 535000）

分析了国内首套140000m3·h-1制氢装置在开工中遇到的问题及难点，并针对开工难点提出解决方案。关键词：首套；开工；难点分析；解决方案

1 装置概况

某炼厂140000 m3·h-1制氢装置的造气部分采用法国德希尼布（TECHNIP）技术，PSA部分采用美国UOP专利技术设备，采用“烃类水蒸气转化制氢+PSA变压吸附提纯”工艺路线。采用较高的转化炉出口温度（895℃），以增加转化深度，提高单位原料产氢率，降低原料消耗。增设预转化反应器，减小转化炉尺寸，充分利用高温作为烟气热量，降低转化炉操作苛刻度，进一步降低转化炉的燃料消耗。采用双蒸汽系统，将烟道气﹑转化气产汽分开，满足自产蒸汽外输品质要求的同时，最大限度地利用装置的余热。优化换热流程，合理利用余热温位，提高热效率。工艺流程主要由原料升压和精制﹑原料预转化﹑水蒸气转化﹑高温变换反应和工艺气热回收﹑PSA净化部分﹑转化炉热量供应和烟气余热回收及双产汽系统等7个部分组成。以炼厂气﹑天然气﹑液化气和石脑油为主要原料，每h可生产出14万标m3﹑纯度99.9%以上﹑2.3MPa的工业氢气。装置2014年7月29日成功产氢并网，后由于设备﹑工艺﹑仪表等原因造成停工，又经历数次开工。

2 开工时遇到的问题及具体分析

2.1 开工压缩机K151联锁停机

开工压缩机K151在开工时带动转化高变循环，如果K151停机，系统就会停止循环，无法进行转化高变催化剂升温还原操作。

1）分液罐D302液位高高造成联锁停机。在转化高变配汽后，D302建立液位，但底部排液阀30LV005﹑70LV001-2现场流程没导通，导致D302排液不畅。

2）K151出口压力高高造成联锁停机。在进行配汽配氢操作时，配入量过大，K151调节不及时导致出口憋压。

3）K151入口压力低低造成联锁停机。K151入口压力低低联锁没有旁路，在压缩机加载负荷后入口补氮不及时。

4）转化炉停车I202联锁导致K151停机。

2.2 ABC测试不成功

在转化炉点火前燃料气系统先要进行ABC测试，目的是检测每根火嘴根部阀皆关闭，燃料气系统无泄漏，保压正常。在ABC测试成功后才可以复位火嘴逻辑。若ABC测试不成功，则不能进行下一步操作。

1）ABC测试灯不亮。SIS上有些条件并没有达到，或者仪表﹑电气问题。

2）ABC测试失败。燃料气两道手阀没有完全关闭，造成漏气，系统保不住压。

2.3 转化高变系统配汽后发生飙升现象

在配汽前，因高变床层未达到配汽要求，为了使高变床层达到配汽要求的温度，装置指示按操作曲线继续提高转化炉出口温度，同时内操通过15FV001调整转化高变系统的循环量，以保证及时将热量带到高变反应器。当转出温度达到598℃时，高变反应器最低点床层温度达到202℃，此时转化炉入口温度已经达到了645.5℃，烟气转对流段的温度已经高达839℃，转化炉炉膛上层温度基本都在950℃左右，配汽后转化炉出口有了明显的温升，转化出口温度达到711℃，配汽后温升达到110℃。内操降低了燃料气进转化炉流量，保证转化炉温度未大幅波动。

1）高变反应器床层最低点温度一直达不到配汽时的温度要求。班组为了保证D751的升温升压，DCS上高变反应器温控阀30TIC001阀位一直是0，导致转出温度达到360℃时，高变反应器温度只有100℃，严重推延了高变的床层升温时间。

2）转化炉炉膛和转化出口温度较高。为了使高变床层达到配汽要求的温度，装置指示按操作曲线继续提高转化炉出口温度，同时内操通过15FV001调整转化高变系统的循环量，以保证及时将热量带到高变反应器，结果在配汽操作时，转化炉入口温度已经达到了645.5℃，烟气转对流段的温度已经高达839℃，转化炉炉膛上层温度基本都在950℃左右。

3）氮气压缩机K151循环量未达到要求，氮气循环量过小。

在开工过程中，氮气循环量在23000kg·h-1左右，与装置之前开工循环量29000kg·h-1有差距，因为K151的几次联锁均造成K151超电流，此次开工过程中内操时刻关注着K151的运行电流和氮气循环量，但一直未达到装置以前开工的循环量，使得转化炉炉膛热量一直未带到转化出口和高变床层，配汽后循环量降至17471kg·h-1。这与装置之前开工，转化配汽后的24141kg·h-1的流量相差较大，而相差的接近7000kg·h-1的循环量被配入的蒸汽取代，蒸汽的热焓值大于氮气，导致转化炉炉膛上层温度被带到转化出口，转出温度温升明显。

4）烟气热量利用较少。由于脱硫系统没有建立循环，CE205热量并没有带走，造成烟气热量利用较少，转化炉大部分热量都由配汽后的循环气带到转化炉出口，造成转出温度较高。

5）初始配汽量过大。

2.4 加氢反应器床层温度高高联锁停工

转化高变建立热氮循环后，为保护脱硫系统原料预热段CE205（转化炉烟气预热原料气）不干烧，脱硫系统通氮气放空。但随着时间的推进转化系统的温度越来越高，CE205的烟气热量也越来越大，对脱硫气的换热也增加，特别是D741产汽后，由于D741产的蒸汽全部经过原料气第三预热器E312（蒸汽预热原料气），脱硫气的温度也会越来越高。由于氮气比热容较小，开工进料前需要将大量天然气通入脱硫系统（放空），取走CE205的热量。

1）天然气通入量过少，最大时仅为3.9t天然气·h-1，开工方案关于通入天然气量没有明确规定具体数值，同时由于调度通知当时火炬放空量较大，要求适当控制放空量，且当班班组没有14万t制氢开工进料的经验，故当班内操没有进一步提高通入脱硫系统的天然气的量。

2）加氢﹑脱硫反应器没有切除。

3 开工难点分析及解决

3.1 开工压缩机K151问题

K151的问题主要是如何保证在整个转化高变升温还原过程中正常运行。由于K151设计出口压力0.8MPa，在系统进行循环时因系统压力降比较高，操作出口压力也比较高，接近联锁值。特别是在系统进行配汽配氢操作时，如果不注意，使配入量过大，极易引起K151出口压力高高而联锁停机。

为此，在进行配汽配氢操作时，原则是不能影响循环流程的压力，所以开阀一定要缓慢。内外操配合，外操缓慢开启，当内操发现K151出口压力升高时，立即停止开阀，观察。如果循环系统压力升高及时通过K151入口放掉多余压力，防止K151跳车。

3.2 ABC测试问题

ABC测试的主要问题是要保证一次性成功，否则会影响点火进度。因此，在ABC测试前，无论是瓦斯还是解析气，火嘴压力一定要低于压力低低联锁值。内操可以将瓦斯低低进行强制，首先外操要确认瓦斯﹑解析气火嘴根部阀全部关闭，内操确认SIS上所有关于ABC测试的所有条件已经满足，现场操作柱指示灯正常，则可以进行ABC测试。如果现场操作柱可以进行ABC测试而指示灯不亮，则不能进行ABC测试，联系仪表﹑电气查找原因。

3.3 配汽操作

配汽操作是转化高变升温还原最重要的一步，配汽操作不当可能引起蒸汽管线水击﹑汽包液位不稳﹑K151出口压力超高﹑转化炉出口温度难以控制等问题。由于配汽时汽包D741产汽，汽包D751压力不够，所以先采用D741蒸汽配汽，再采用D751配汽，74FV001的限位应该取消，现场手动关闭。74PV004-1为20%限位阀，配汽前应先将74PV004-1后至配汽点的手阀缓慢打开一点，开74MV001前的放空阀暖管，完毕后关闭74PV004-1后至配汽点的手阀，打开74MV001，保险起见，也可以现场手动慢慢打开，缓慢打开74PV004-1后至配汽点的手阀给系统配汽，观察压缩机出口压力变化及转化炉温度，发生变化及时停止开阀，并且等一段时间，待稳定后再进行下一步操作。待74PV004-1后至配汽点的手阀全部打开后，内操用74PV004-1控制配汽，D741配汽不够时，现场缓慢打开74FV001给系统配汽，待开到20%后，投用74FV001限位，内操开始控制配汽量。蒸汽进入炉管后根据温度，外操及时增减燃烧火嘴。

3.4 加氢脱硫系统进料

当转化高变催化剂还原完成或者将要完成时，加氢脱硫系统首先要进行进料。由于原料为天然气，经过采样分析，甲烷含量为99%以上（体积），且没有高级烃﹑不饱和烃以及杂质，是制氢最理想的原料，所以原料对加氢﹑脱硫催化剂的影响可以忽略，主要是温度。由于这时原料被过热蒸汽和烟气分别加热，温度很高，操作不当，极易使加氢反应器床层温度高高，引发全装置联锁。

随着转化炉出口温度升高，前端系统加氢反应器入口温度也会越来越高，当用氮气不足以降温时，脱硫系统停止通氮，通入天然气，用原料天然气带动加氢脱硫系统升温。根据几次开工经验及总结讨论，加氢脱硫系统进料天然气在10t·h-1左右时，可有效控制温升。为了保险起见，可以在加氢反应器入口温度还未达到操作温度时，提前将加氢脱硫反应器旁路，待系统温度能控制后再将反应器联入。

4 结论

某炼厂公司140000m3·h-1制氢装置是国内首套单系列最大制氢，在开工中遇到难点，原因是多方面的，既有装置本身设计不够完善，也有班组人员面对着制氢装置大型化，采用新工艺﹑新设计﹑新设备的操作经验不足。唯有在每次开工中遇到问题及时总结，对开工难点加以分析讨论，完善开工方案，在每次开工前做好装置开工培训，严格按照开工方案操作，步步确认，才能达到对装置开工得心应手。

Start-up Difficulty Analysis on 140000m3/h Hydrogen Producing Plant

PEI Zengshuai
(Guangxi Petrochemical Company, CNCP, Qinzhou 535000, China)

TQ 116.2

B

1671-9905(2017)04-0058-03

2017-02-23