刘永辉，宋鹏，于朋
（中国石油广西石化公司，广西 钦州 535008）
某石化公司制氢装置采用的烃类蒸汽转化工艺中，所用蒸汽为装置自产的中压蒸汽，通过除盐水与烟气及转化气的换热来生产中压蒸汽。制氢装置的汽包是装置的核心设备，结构复杂，内构件较多，出现问题时不容易判断故障原因，除氧水质量、排污操作、加药、汽包液位、压力等因素都会对蒸汽质量产生影响。因汽包所产蒸汽几乎全部用于转化炉的原料反应，因此汽包的稳定运行对整个装置的平稳运行至关重要。
制氢装置主要由原料预热、原料精制、转化反应、中变冷却系统等组成，设计采用炼厂气、石脑油作为原料，公司天然气开通后原料改为天然气。装置的净化部分采用变压吸附提纯工艺，PSA 氢气回收率设计达到90%，产品氢气纯度达到99.9%，具有投资省、能耗低、操作可靠性、灵活性高等优点。
汽包是制氢装置最核心的设备，利用高温转化气和烟气进行加热而产生中压蒸汽，所产蒸汽大部分作为转化炉配汽使用，多余部分外送至蒸汽管网。转化炉的原料转化对蒸汽质量的要求极为严格，蒸汽中的二氧化硅、钠离子、氯离子等杂质均是转化催化剂的永久毒物，一旦蒸汽质量发生波动，将会对转化催化剂造成致命的伤害。影响蒸汽质量的因素较多，设备的完整性、操作波动等均会影响蒸汽的质量。
汽包内构件的结构复杂，由上水线、换热线、定期排污线、连续排污线、加药线、旋风分离器、百叶窗分离器等部分组成。日常操作时，可通过控制液位、压力、上水、排污、加药等操作工序，保证所产蒸汽的质量合格。
2.1 汽包相关参数的变化
如图1所示，装置开工进料后，有一段时间汽包压力的波动较大，汽包压力出现了无法控制的情况。压力在3.5～3.95MPa 之间波动，蒸汽放空阀门频繁开关，同时汽包液位、所产蒸汽温度等随之发生剧烈变化，且变化周期相同。如图2所示，汽包液位在60%～68%之间波动，需要频繁手动开关上水阀门。如图3 所示，所产蒸汽温度的波动最大，在250～380℃之间波动，最低时已接近蒸汽的饱和温度，出现了蒸汽带水现象。
图1 汽包压力的变化趋势
图2 汽包液位的变化趋势
图3 蒸汽温度的变化趋势
2.2 转化炉相关参数的变化
由于所产蒸汽的温度变化较大，加之蒸汽带水，因此蒸汽和原料进入转化炉后，最直接的表现就是转化炉的入口温度发生了变化。如图4 所示，转化炉的入口温度在360～530℃之间波动，最低温度降到了360℃，达不到转化炉的最低操作温度，若温度再继续降低，蒸汽会在转化炉管中冷凝，催化剂会有泡水的风险，对催化剂的伤害是不可挽回的。发生此现象后，操作人员立即将入口温度进行了手动控制，将波动范围控制在430～510℃之间。
图4 转化炉入口温度的变化趋势
图5 汽包液位计的安装示意图
3.1 装置运行不稳定影响
查看装置的进料量和外送氢气量的变化趋势，均显示正常，除了转化炉的入口温度发生波动外，其余参数均处于正常操作范围内，没有大的波动。转化炉燃料气、解吸气、鼓风流量等指标均正常，PSA运行正常，汽包所产蒸汽的流量稳定，因此初步判断导致此问题的原因，不是进料或转化炉的操作出现波动，应该是蒸汽发生系统本身出现了问题。
3.2 汽包炉水质量的影响
根据汽包液位和压力波动较大的情况，初步判断汽包发生了汽水共沸现象，蒸汽夹带水进入了蒸汽管道。蒸汽最容易发生汽水共沸的原因，是锅炉水的水质不合格。除了除氧水中二氧化硅等杂质超标的因素之外，装置使用的外部除盐水加热后会产生除氧水，除盐水为全厂统一使用，不应只在某装置出现不合格的情况。为此，操作人员加大了排污操作，将除氧水温度提高至90℃，以保证除氧水的质量合格。采取措施后发现波动现象没有减弱，为此排除了水质不合格这一原因。
3.3 汽包内构件的影响
汽水分离达不到效果的另一个原因，是汽水分离器的内构件发生了损坏，尤其是旋风分离器、百叶窗分离器可能发生了故障。这些内构件一旦发生损坏，起不到汽水分离效果，会造成汽包内的蒸汽与水分离不完全，蒸汽带水离开汽包。在现场进行查看，没有听到汽水分离器内部有杂音，开工前也对汽包内构件进行过检查，在开工过程中没有出现大的波动，初步排除了汽包内构件出现损坏的可能。
3.4 汽包满水的影响
汽水分离达不到效果的另一种可能，是汽水分离器满水，起不到汽水分离的作用，蒸汽和水一起进入蒸汽管道。查看历次开工的纪录，发现本次开工时，汽包两侧液位计的显示数值相差较小，液位控制比历次开工高10%以上。汽包两侧的液位计分别为导波雷达式和差压式液位计，由于2 个液位计的测量原理不同，因此在开工不稳定的状态下，2个液位计的测量值会出现偏差，但汽包处于稳定状态后，2 个液位计的显示值应差别不大。仪表人员检查后确定液位计的显示无误，与现场的玻璃板液位计进行了比对，2个液位的测量显示真实。
查看汽包液位计的设置，液位计的上下引出点分别安装在汽包中心线位置的750mm和650mm处，液位计全长1400mm，汽包中心位置的液位计显示为46.4%。按照汽包液位的控制要求，正常液位应该在汽包中心线上，即液位计指示应为46.4%，控制范围应该在±5%左右。
对比设计值和本次开工的实际液位值，本次开工的液位控制在65%左右，远高于汽包要求的液位设置。按照65% 液位进行计算，液位计全长1400mm，实际液位应在液位计的910mm 处，高于中心线260mm。查看设计图纸，实际液位已达到旋风分离器的顶部，旋风分离器起不到分离汽水的作用，汽包所产的饱和蒸汽带水严重，导致汽包内部出现汽水共沸。
根据以上分析结果，排除了外部操作波动、除氧水质量不合格、汽包内构件损坏等可能，由此确定了导致汽包波动、蒸汽带水的原因，是汽包液位的控制过高，汽包液位已超过汽包旋风分离器，旋风分离器未能起到汽水分离的作用，造成蒸汽与水的分离不完全。为此，逐步将汽包液位逐步至55%以下。汽包液位调整到正常数值后，汽包液位、压力、蒸汽温度、转化炉入口温度等各项参数逐步趋于稳定，表明汽包蒸汽带水的原因，确实是液位控制过高造成的。
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