Φ4400mm無飽和塔全低變系統運行總結

張瑞中

(晉煤冀州銀海化肥有限責任公司河北冀州053200)

Φ4400mm無飽和塔全低變系統運行總結

張瑞中

(晉煤冀州銀?；视邢挢熑喂竞颖奔街?53200)

晉煤冀州銀?；视邢挢熑喂咀儞Q系統有3套裝置，其中Φ4400mm變換裝置于2010年5月建成投運，采用無飽和塔全低變工藝，設計能力150kt/a合成氨，運行壓力0.8MPa。

1 工藝流程

氣體流程:來自于壓縮機二段出口的半水煤氣(含CO體積分數28%)經絲網除沫器分離過濾油水后進入除塵劑爐進一步凈化氣體中雜質，先后經熱交換器、中間熱交換器分別與第2變換爐二段和第2變換爐一段出口的變換氣換熱;半水煤氣(溫度260℃)進入第1噴水汽化器增濕、降溫至200℃;經第1變換爐一段后，氣體(溫度350～380℃，CO體積分數16%)進第1變換爐二段的高溫水解段，將其中的有機硫轉化為無機硫;再次進入第2噴水汽化器增濕、降溫至200℃后，去第2變換爐一段;第2變換爐一段出口氣體(溫度300℃，CO體積分數6%)與半水煤氣換熱降溫至180℃后進入第2變換爐二段，氣體中含有的少量CO進行變換反應，達到生產工藝要求的變換氣(CO體積分數3%)在熱交換器與半水煤氣換熱降溫至170℃，再經水加熱器與送至噴水汽化器的水換熱后，溫度降至45～50℃;最后進入熱水塔降溫至約40℃送變換氣脫硫系統。

水流程:脫鹽水經緩沖罐加壓后補充至熱水塔入口，熱水塔出口的水進入水加熱器下段冷卻變換氣后分2路:一路經噴水泵加壓后送入水加熱器上段提溫至165℃送至2臺噴水汽化器;另一路經串聯的2臺板式換熱器，經循環水降溫后由熱水泵送至熱水塔，變換氣再與其換熱、降溫。

2 工藝指標及主要設備

半水煤氣:流量65000m3/h(標態)，壓力≤0.85MPa，其主要成分(體積分數)為CO28.0%，CO27.5%，O2＜0.4%;

第1變換爐氣體溫度:一段入口200℃，熱點約365℃，二段入口約365℃，熱點約365℃;

第2變換爐氣體溫度:一段入口200℃，熱點約300℃，二段入口180℃，熱點約210℃;

噸氨耗蒸汽:約200kg(1.1～1.4MPa);

系統阻力:＜0.06MPa;

變換氣:H2S質量濃度≥1.0g/m3(標態)，CO體積分數3.0%;

補水(脫鹽水):電導率≤0.5μS/cm，懸浮物質量濃度≤1mg/L。

主要設備參數見表1。

表1 主要設備參數

3 全低變系統運行狀況

全低變系統運行參數見表2。

表2 全低變系統運行參數

從初期運行數據(2010年7月23日)看，噸氨蒸汽耗量和變換爐進口氣體溫度、熱點溫度基本符合設計要求，但系統阻力偏高。從近期運行數據(2014年8月5日)看，噸氨耗蒸汽基本符合設計要求，但一段平面溫差偏大、系統阻力偏高。

4 運行中出現的問題

(1)噴水泵入口氣阻現象。開車初期即出現噴水泵抽空、增濕器出口溫度暴升現象，打開排水加熱器下段排氣閥，即有氣體排出。為此，在噴水泵入口增設分離器，頂部氣體常排，解決了噴水泵抽空現象;對水加熱器進行打壓、試漏且確認無泄漏后，在熱水塔水出口處增設十字破旋板，避免氣體隨液體帶出，分離器排氣量有所減少，但還需定時排放。分析原因是溶解在水中的CO2氣體在泵入口處解吸所致。

(2)變換系統試壓時沒放空。在催化劑硫化結束后、系統試壓時，為了節約原料氣，未開啟放空閥，造成第1變換爐一段氣體溫度快速上升至500℃。為此，開啟放空閥，由放空氣體帶出反應產生的熱量后氣體溫度才下降至正常溫度。

(3)熱水塔出口未設置水分離器。由于熱水塔分離效果較差，尤其在冬季，造成變換氣夾帶水至脫硫系統，引起脫硫塔液位上升;不僅增加了脫硫劑等物料消耗，而且變換氣的脫硫效率無法保證。為此，2012年在熱水塔出口后增設了水分離器，問題才得以解決。

(4)未考慮除油器絲網的清洗措施。每年大修時均需卸出除油器的絲網，清理后再回裝，每次都清除出大量的粉塵、硫磺末。建議在絲網除油器內加設絲網熱水沖洗裝置，并定期進行沖洗，以確保除油器更好地起到凈化氣體的作用(因該設備空間不夠，需加高該設備，還涉及到氣相管線的改動，故該措施暫未實施)。

(5)嚴格控制半水煤氣中氧含量。2012年在大修后開車過程中，由于半水煤氣中氧含量超標，又因操作處理不當，導致了第1變換爐一段溫度達500℃。開車后因超溫造成第1變換爐上層催化劑活性降低，導致了一段溫度反應下移，平面溫差由＜10℃增大至70℃。原因為半水煤氣中氧含量超標致使催化劑粉化、結疤而導致氣體偏流。

(6)噴頭堵塞。系統投運初期，3～4個月清理1次噴頭。而2014年6至7月僅19d時間內，清理了5次噴頭。期間曾對噴頭的部分小孔進行了擴孔處理，系統內涉及到水的設備、管道和過濾器都進行了正反沖洗，只有過濾器表面絲網有一層結疤，未發現其他堵塞問題，但并入系統運行后，噴頭仍然堵塞。經分析，產生堵塞物和堵塞原因是投產時變換系統補水為反滲透脫鹽水，由于反滲透系統的膜運行時間已較長，所產脫鹽水質量不達標。現改用混床出口的二級脫鹽水，只在大修或有停車機會才對噴頭進行清理。

(7)催化劑結疤、粉化。氣量為50000m3/h (標態)時，變換系統壓差已達0.11MPa，催化劑平面溫差達70℃。催化劑表面結疤、粉化嚴重是引發以上現象的原因。而噴頭霧化效果差，水質不合格，開、停車期間蒸汽置換、冷凝等造成氣相帶水進入催化劑層，是造成催化劑結疤、粉化的主要原因。

(8)噴水汽化器的腐蝕。由于在運行中發現噴水汽化器壓差有增大的跡象，故于2014年大修時對其進行了檢查，發現2臺噴水汽化器填料均有不同程度堵塞現象，另發現第1噴水汽化器內氣體入口管嚴重腐蝕、護筒開裂，部分噴水管出現裂紋。經分析認為，填料堵塞是因為催化劑粉塵和水中含有鹽類物質所致;第1噴水汽化器腐蝕嚴重是因該設備處于氧、硫、水共存的易腐蝕狀態，故現有流程有待改進。

(9)蒸汽水分離器阻力大。矩鞍環填料與不銹鋼絲網亂層，部分矩鞍環填料隨氣流帶至管道形成阻力，蒸汽流量不能滿足生產要求，變換氣中CO含量偏高，只得提高蒸汽壓力維持生產。為此，2014年大修時將填充物全部卸出并重新裝填，并在不銹鋼絲網上部壓上柵板固定，此問題得到解決。

2014-11-30)