一氧化碳变换装置原料气水气比变化的影响及解决措施
慕文杰; 申玉梅
【期刊名称】《《化工管理》》 【年(卷),期】2019(000)034 【总页数】2页(P74-75)
【关键词】一氧化碳变换; 水气比; 技改; 效果 【作 者】慕文杰; 申玉梅
【作者单位】河南能源化工集团洛阳永龙能化有限公司 河南 孟津 471100 【正文语种】中 文 0 引言
河南能源化工集团洛阳永龙能化有限公司年产20万吨乙二醇项目一氧化碳变换装置采用青岛联信催化材料有限公司的耐硫宽温变换催化剂，设计处理能力为142631Nm3/h(湿基流量)。本项目使用五环科技股份有限公司的五环炉(WHG)制得粗煤气，经一氧化碳变换装置调整粗煤气氢碳比后再经低温甲醇洗装置脱除酸性气，然后送入甲醇合成装置合成甲醇或再经深冷分离装置和PSA提氢装置分离出合格的一氧化碳气和氢气供乙二醇装置使用进行乙二醇的合成。 1 工艺流程简述
来自煤气化装置206℃、3.65MPa的煤气先经原料气分离器(S04101)和原料气过滤器(S04102)分离出冷凝液和过滤掉煤尘等杂质后，分成两股，其中一股约占30%
的煤气送至淬冷过滤器(S04105)前作为第二变换炉入口激冷气，另一股经煤气低压废热锅炉(E04101)的旁路、1#煤气分离器(S04103)，然后进入除盐水预热器Ⅱ(E04102)回收热量，煤气温度降至约170～175℃，再进入2#煤气分离器(S04104)分离出冷凝液后，煤气分两股，一股煤气作为副线(大旁路)调节出变换工序控制指标，另一股煤气则经过煤气预热器(E04103)预热至210～250℃进入第一变换炉(R04101)进行变换反应。
出第一变换炉的变换气温度约433～460℃，先经煤气预热器(E04103)降温至约320～380℃，再与来自原料气过滤器(S04102)的第二股煤气混合，进入废热锅炉(E04110)副产1.7MPa饱和蒸汽并送入管网，通过蒸汽压力和副线控制第二变炉入口温度在210～250℃之间，并通过淬冷过滤器(S04105)降温增湿后，进入第二变换炉(R04102)，出第二变换炉的变换气依次经过变换气中压废热锅炉(E04104)、和除盐水预热器Ⅰ(E04105)以副产1.7MPa饱和蒸汽并送入管网和预热除盐水回收余热。出E04105的变换气夹带有少量冷凝液，然后进入1#变换气分离器(S04106)分离出冷凝液后，再进入变换气水冷器(E04106)，待变换气温度降至40℃，进入2#变换气分离器(S04107)分离出冷凝液后，变换气送酸性气体脱除工序。
自原料气分离器(S04101)、1#煤气分离器(S04103)、2#煤气分离器(S04104)、1#变换气分离器(S04106)和2#变换气分离器(S04107)来的工艺冷凝液经减压后进入汽提塔(C04101)汽提以除去冷凝液中少量的NH3、H2S、CO2、HCL等腐蚀性物质，从塔底出来的冷凝液经工艺冷凝液泵(P04102A/B)加压后送至煤气化装置洗涤塔C03601，而从塔顶出来的汽提气经过汽提气水冷器(E04107)降温至50～60℃后进入汽提气分离器(S04108)，分离出的冷凝液经过汽提塔回流泵
(P04101A/B)加压后送至汽提塔塔顶，而从汽提气分离器顶部出来的汽提尾气一部分去硫回收，另一部分送至火炬。
2 原料气水气比变化的原因及影响 2.1 原料气水气比变化的原因
本项目使用的气化装置为粉煤加压气化工艺，使用的是五环科技股份有限公司与河南能源化工集团公司合作开发的新型五环炉(WHG)，因粗煤气中夹带的煤尘较多，粒度较小，在气化装置湿洗塔及变换装置原料气过滤器(S04102)等前序设备中未能有效的滤除，导致大量的煤尘被带入变换炉及后续的低温甲醇洗装置，严重影响变换装置催化剂的使用寿命及低温甲醇洗装置的稳定运行。
为降低粗煤气中夹带的煤尘含量，气化装置通过技改新增加了一座湿洗塔，以提高对粗煤气的洗涤效果，但导致出气化装置粗煤气温度由设计的206℃降低至178℃，粗煤气中的水含量由49.%降低至28.09%。技改前后粗煤气组份变化参见表1。
表1 技改前后粗煤气组份名称 技改前 技改后含量/% 含量/%CO 36.18 51.02 CO2 4.82 8.46 H2 8.55 11.7 N2 0.61 0.44 HCL 20ppm 0.01 Ar 0.06 0.09 H2S+COS 0.13 0.083 NH3+HCN 0.01 0.097 H2O 49. 28.09总量 100 100 2.2 原料气水气比变化的影响
气化装置技改后的水含量已经无法满足催化剂对原料气水气比最低0.3的要求，并且已无法通过工艺操作来提高进入变换炉粗煤气的水气比，过低的水气比将导致一氧化碳反应的变换率降低，使一氧化碳的转换率无法达到设计要求；而且较低的水气比不利于催化剂床层温度的控制和防止副反应的发生，导致催化剂甲烷化反应发生，使变换气内的甲烷含量升高，严重时影响深冷装置的正常操作，导致甲烷在深冷装置内富集，最终影响一氧化碳产品气的指标和乙二醇装置的生产。催化剂操作范围参见表2。 3 解决措施
为应对粗煤气组份变化的问题，本项目主要进行了下列技术改造。
3.1 扩大废热锅炉旁路
煤气低压废热锅炉E04101和变换气废热锅炉ⅡE04110原设计的旁路管线管径较小，无法在原设计压差下通过全部工艺气，导致进入变换装置的部分粗煤气和出一变炉的部分变换气只能经煤气低压废热锅炉E04101和变换气废热锅炉ⅡE04110换热降温，温度降低后粗煤气和变换气内的水份冷凝为液态水，被废锅后的分离器分离出来，送入汽提塔，导致粗煤气和出一变炉变换气的水气比继续降低。 因此首先将煤气低压废热锅炉E04101的旁路管线由DN150改为DN250，并在E04101出口管线上增加蝶阀，其次将变换气废热锅炉ⅡE04110旁路管线由DN200改为DN350，使废热锅炉旁路与废热锅炉入口管道管径一致，然后通过关闭煤气低压废热锅炉E04101废热锅炉出口管线上新增蝶阀和变换气废热锅炉ⅡE04110出口管线上的原有阀门，使粗煤气和出一变炉变换气不再经煤气低压废热锅炉E04101和变换气废热锅炉ⅡE04110换热降温，粗煤气和变换气内的水份不再冷凝为液态水，也就无法被废热锅炉后的分离器分离，以此保证煤气内的水份含量不再降低。
表2 催化剂操作范围变换炉 水/气 气量(干)/(Nm3/h) 温度/℃ 组成(干)/%CO CO2 H2一变 入口 0.300 44534 210 71.84 9.57 16.98出口 0.074 533 417 42.00 25.28 31.40二变 入口 0.381 81188 220 52.03 20.00 26.55出口 0.100 101926 421 21.10 36.27 41.49初期正常一变 入口 0.35 43097 250 71.84 9.57 16.98出口 0.123 51790 442 43.00 24.75 30.91二变 入口 0.431 80522 250 53.29 19.33 25.94出口 0.136 101926 452 21.10 36.27 41.49末期 3.2 一变炉入口增加中压蒸汽(5.0MPa)补充管线
气化装置技改后粗煤气内的水份含量由49.%降低至28.09%，导致进入变换装置的粗煤气虽然不再经煤气低压废热锅炉E04101换热降温，煤气内的水份含量不再降低，但仍无法满足变换催化剂对水气比的最低要求。
因此在进入一变炉R04101前的粗煤气管线上增加了一根DN100的中压蒸汽管，在装置运行期间可以通过此新增管线，直接向进入变换炉的粗煤气内注入中压蒸汽来提高粗煤气的水气比，以此来达到变换催化剂对水气比的要求。同时在装置开车初期，气化装置湿洗系统升温较慢，变换装置引入粗煤气暖管后升温时间较长，在此期间大量的粗煤气被放至火炬燃烧，通过在一变炉入口增加中压蒸汽(5.0MPa)补充管线后，在暖管后期可以向粗煤气内配入少量的中压蒸汽，缩短变换装置暖管时间，减少被放至火炬燃烧的粗煤气量，进而节能降耗，降低开车成本。 4 改造效果
通过扩大废热锅炉旁路和一变炉入口增加中压蒸汽(5.0MPa)补充管线等技改措施，保证在粗煤气组份发生较大变化的情况下，一氧化碳变换装置运行稳定，装置出口变换气一氧化碳及甲烷含量全部达到原设计指标的要求。 5 结语
本文通过分析技改后的气化装置粗煤气组份变化对影响后续装置稳定运行的问题，列出后续变换装置应对问题的一系列专项技改措施，通过变换装置的技改，确保了出口变换气指标的合格，同时也为后续甲醇合成、乙二醇等装置的稳定运行奠定了良好的基础。