劉忠梅，劉德偉，高 峰，徐 巖

(中國石油吉林石化公司 煉油廠，吉林 吉林 132022)

中國石油吉林石化公司煉油廠天然氣制氫裝置由中國石油華東設(shè)計院設(shè)計，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)計規(guī)模為4×104m3/h，操作彈性為50%～110%，開工時數(shù)為8 400 h/a，能耗為1 447.08 kg標(biāo)油/t。設(shè)計加工原料為天然氣，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)以及裝置開車以來運行情況分析，天然氣制氫裝置在達(dá)產(chǎn)達(dá)標(biāo)及長周期穩(wěn)定運行方面還存在部分瓶頸問題，需要通過工藝優(yōu)化改造實現(xiàn)。

1 天然氣制氫裝置生產(chǎn)瓶頸問題

天然氣制氫裝置流程見圖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脫除無機(jī)硫。精制后的氣體與中壓過熱蒸汽混合進(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，整個反應(yīng)過程為強(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 PSA單元

1.1.1 PSA概述

PSA是對氣體混合物進(jìn)行提純的工藝過程，根據(jù)雜質(zhì)在高壓下吸附，在低壓下解吸，而理想組分氫氣無論是高壓或是低壓都具有較小吸附能力的特點，對氫氣進(jìn)行提純，全程為可逆的物理過程。裝置PSA程序采用“10-3-5”流程，即PSA運行過程中始終有3臺吸附塔處于吸附狀態(tài)，其他7臺吸附塔處于解吸再生的不同階段，解吸過程共包括5次連續(xù)均壓過程[1]。

1.1.2 PSA運行瓶頸

(1)PSA單元均壓速度過快

PSA均壓過程是一個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、順放、沖洗、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，但是實際操作中由于均壓速度過快經(jīng)常造成壓力呈斷崖式下降或階梯狀上升的不利狀況[2](見圖2)，對吸附劑床層沖刷嚴(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單元吸附時間，但是吸附時間降低造成PSA單元氫氣回收率(85.0%)下降，未達(dá)到設(shè)計值(89%)，裝置綜合能耗增加。

均壓時間/s圖2 理想和實際均壓曲線

(2)PSA單元逆放氣管徑設(shè)計不足

PSA單元解吸氣設(shè)計送入轉(zhuǎn)化爐作為燃料，實際生產(chǎn)中由于逆放氣管徑不足，造成逆放不到位[3]；逆放后沖洗時帶壓過高，對解吸氣混合罐D(zhuǎn) -204造成沖擊，解吸氣管網(wǎng)壓力為(10～18)kPa波動過大，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)計不合理

PSA單元解吸氣進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐燃燒，設(shè)計解吸氣壓力PISA21801A/B/C低低聯(lián)鎖轉(zhuǎn)化爐停爐，裝置聯(lián)鎖[4]停車。實際生產(chǎn)中，PSA單元切塔或1#、7#、8#程控閥故障時易造成解吸氣壓力PISA21801A/B/C波動，操作中無調(diào)整時間，壓力低低聯(lián)鎖轉(zhuǎn)化爐導(dǎo)致裝置停車，對工廠氫氣管網(wǎng)影響較大。

1.2 原料氣壓縮機(jī)單元

原料氣壓縮機(jī)壓縮比無調(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)計只有二返一調(diào)節(jié)回路，無一返一調(diào)節(jié)回路。實際在裝置開工氮氣氣密階段和正常生產(chǎn)壓縮機(jī)切換時，一級和二級壓縮比無調(diào)節(jié)手段，易造成壓縮機(jī)一級和二級做功不均衡，導(dǎo)致一級排氣溫度[5]和排氣壓力高，一級出口容易超壓，發(fā)生安全閥起跳事故，不利于壓縮機(jī)安全運行。

1.3 儀表控制回路

(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)計為分程控制[6]，0～50%儀表信號控制系統(tǒng)放火炬調(diào)節(jié)閥PV21601A，50%～100%儀表信號控制中變氣至PSA單元調(diào)節(jié)閥PV21601B。實際生產(chǎn)時中變氣至PSA單元PV21601B調(diào)節(jié)閥手動操作全開，不需要進(jìn)行調(diào)節(jié)，PV21601A投自動，控制第4分水罐D(zhuǎn) -105壓力，當(dāng)PICA21601壓力升高時，PV21601A開啟不及時易造成系統(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)計控制回路PIC22203取壓點在調(diào)節(jié)閥后，實際上調(diào)節(jié)閥PV22203是根據(jù)中壓蒸汽管網(wǎng)壓力調(diào)節(jié)開度，管網(wǎng)壓力波動調(diào)整時造成裝置中壓汽包壓力波動頻繁，不利于汽包平穩(wěn)運行。

1.4 其他生產(chǎn)瓶頸問題

1.4.1 開工系統(tǒng)無有效泄壓手段

天然氣制氫裝置開工后，開工系統(tǒng)處于閑置狀態(tài)，開工爐F-102入口管線至加氫反應(yīng)器R-101入口開工線在裝置開工結(jié)束后需將管線內(nèi)壓力泄掉，吹掃置換合格。該線設(shè)計無有效的泄壓手段，無法進(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)無凝結(jié)水閃蒸罐，凝結(jié)水外送時凝結(jié)水管線發(fā)生水擊[7]，管線長時間水擊易造成管線變形。

2 裝置改造方案

2.1 PSA單元

2.1.1 PSA單元對均技術(shù)改緩均技術(shù)

(1)優(yōu)化PSA運行程序，減少吸附劑床層沖擊

裝置PSA均壓設(shè)計采用對均技術(shù)，4 s均壓完成，床層壓力4 s內(nèi)變化達(dá)到0.3 MPa，床層升降壓過快造成吸附劑床層浮動和壓碎，使吸附劑性能下降，影響氫氣純度和收率[8]。經(jīng)過研究，決定將PSA單元均壓由對均改為緩均，PSA程序由原來的“10-3-5”運行改為“10-2-4”運行，增加床層吸附時間，減少均壓時壓差大對吸附劑床層的沖擊。

(2)調(diào)整PSA順放工序流程，提高PSA穩(wěn)定性

順放緩沖罐D(zhuǎn) -202出入口增加閥門，并且增加副線閥，提高PSA運行平穩(wěn)性。2019年，裝置檢修時原計劃將PSA單元對均改緩均操作，但是在改造方案制訂過程中未考慮到利舊均壓控制閥門KV23112流通能力不足的問題，沒有采購，此次檢修完成了“10-2-4”程序模擬運行、順放緩沖罐D(zhuǎn) -202出入口增加閥門及副線閥改造，PSA對均優(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對轉(zhuǎn)化爐造成的沖擊，對解吸氣系統(tǒng)進(jìn)行改造，增加一臺尾氣緩沖罐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

通過改造，解吸氣壓力波動較改造前減少4 kPa，轉(zhuǎn)化爐爐膛負(fù)壓波動較改造前減少15 kPa，φ(氧)波動較改造前減少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)果見表1。

表1 改造前后轉(zhuǎn)化爐數(shù)據(jù)對比

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。

2.2 原料氣壓縮機(jī)單元

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)開停機(jī)以及切換時一級出口容易超壓問題，同時能有效控制各級壓縮比。改造后，在裝置開工氮氣氣密和熱氮循環(huán)期間起到了良好作用，解決了壓縮機(jī)一級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)二級排氣溫度可控制在110 ℃，大大降低了裝置脫硫系統(tǒng)升溫時間，裝置開工由原計劃的4 d產(chǎn)氫縮短至3 d產(chǎn)氫，同時解決了原料氣壓縮機(jī)K-101A液壓油泵故障停運、K-101A直接100%負(fù)荷運行帶來的系統(tǒng)超壓問題[10]。

2.3 儀表控制回路變更

(1)變更中變氣壓控方案

通過改造，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，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開啟不及時系統(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

通過改造，將外送中壓蒸汽調(diào)節(jié)閥取壓點由調(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)壓力波動對裝置產(chǎn)汽系統(tǒng)造成影響。改造后，中壓汽包壓力不受外管網(wǎng)蒸汽壓力波動影響，提高了裝置熱工系統(tǒng)穩(wěn)定性。

2.4 其他生產(chǎn)瓶頸問題

2.4.1 開工系統(tǒng)增加放火炬線

通過對開工系統(tǒng)改造，在開工爐F-102出口至加氫反應(yīng)器R-101入口管線上增加放火炬線，裝置開工后通過放火炬線將F-102入口到R-101入口管線設(shè)備進(jìn)行泄壓置換，開工系統(tǒng)出入口增加盲板，實現(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

3 改造后效果

3.1 提高氫氣收率

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投自動運行，穩(wěn)定了解吸氣系統(tǒng)壓力，降低了PSA解吸氣氫氣含量，PSA單元氫氣回收率由85.2%提高至87%。

表2 產(chǎn)品收率數(shù)據(jù)對比

2019年改造后裝置實際生產(chǎn)氫氣17 520 t/a，氫氣單價按2020年5月11 912元/t計算(不含稅)。

回收氫氣創(chuàng)效=17 520×(0.87-0.852)×11 912=375.65萬元/a

3.2 提高轉(zhuǎn)化爐效率

轉(zhuǎn)化爐操作數(shù)據(jù)對比見表3。

表3 轉(zhuǎn)化爐操作數(shù)據(jù)對比

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，說明通過增加解吸氣緩沖罐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%。

燃料氣單價按550元/t計算。

節(jié)約燃料氣創(chuàng)效=8 400×180×0.85×550/1 000=70.69萬元/a

3.3 凝結(jié)水回收效益

裝置凝結(jié)水改造解決了外送凝結(jié)水管網(wǎng)水擊和直排浪費問題，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)水單價按2020年5月0.35元/t計算，低壓蒸汽單價按147元/t計算。

回收凝結(jié)水創(chuàng)效=(0.2×147×8 400+1.2×0.35×8 400)/10 000=25.04萬元/a

4 結(jié) 論

天然氣制氫裝置在試運行期間，暴露出了一些影響裝置穩(wěn)定運行的生產(chǎn)瓶頸問題，通過PSA單元對均改緩均技術(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，同時也為今后新建項目的高效運行，攻關(guān)調(diào)優(yōu)積累了經(jīng)驗。