甲醇装置转化系统助燃空气预热器更新改造分析

杜 伦，康英英

(陕西延长中煤榆林能源化工股份有限公司，陕西 榆林 718500)

0 引 言

陕西延长中煤榆林能源化工股份有限公司(简称榆林能化)甲醇(联合)装置(以天然气、煤为原料)转化系统采用庄信万丰一段蒸汽转化工艺，其特点主要是流程短、甲烷转化率高、操作弹性大。天然气蒸汽转化炉于2013年建成，是当时亚洲最大的转化炉，其燃烧器发热量高达419 MW。助燃空气预热器是转化系统的关键设备，对提高转化炉的热效率至关重要，直接影响着转化系统的热量平衡、能耗，对系统的长周期、满负荷、优质运行尤为重要。设计上，空气经鼓风机加压后与转化炉烟气在助燃空气预热器中完成热量交换，烟气温度由413 ℃降至161 ℃，助燃空气吸收的显热送入转化炉辐射段利用，达到余热回收利用的目的——助燃空气预热器回收热量49.4 MW，转化炉热效率约90%。

榆林能化甲醇装置转化系统助燃空气预热器自开车后就没有达到预期的效能，其出口烟气温度不仅严重偏离设计参数，而且增大了引风机的负荷和运行风险，成为转化炉负荷提升的瓶颈。2015年助燃空气预热器新增了4个换热模块(原设有12个换热模块)，同时对引风机进行扩能改造，改造后引风机出力大幅提升，但助燃空气预热器的换热效果仍欠佳；2016年对转化炉余热回收系统进行第二次改造，在转化炉烟气进入助燃空气预热器之前的过渡段上增设预转化原料气预热器(E06)和燃料气预热器(E26)两组换热盘管，改造后，进入助燃空气预热器的转化炉烟气温度降低70～80 ℃，但助燃空气预热器出口烟气温度仍较高，设置在助燃空气预热器出口烟道顶部的温度计显示为250 ℃、设置在烟道底部的温度计显示为230 ℃，转化炉整体热效率仅约87%，未能达到设计要求。目前，榆林能化正在分析与论证助燃空气预热器更新改造的必要性，更新改造的难点与解决方法，以及预期的改造效果。以下对有关情况作一简介。

1 空气预热器系统工艺流程及设计参数简述

转化炉烟气与空气在助燃空气预热器中进行热量交换，将空气加热至设计温度后送入转化炉烧嘴处作为助燃空气；转化炉烟气进入烟气热回收烟道，所用换热盘管分成6个独立的单元来回收热量，分别为高压蒸汽过热器(E04，2组盘管组成)、转化炉进料预热器(E05，2组盘管组成)、预转化炉进料加热器(E06，3组盘管组成)、原料天然气预热器(E07，1组盘管组成)、燃料气预热器(E26，1组盘管组成)、助燃空气预热器(E08，1组16个换热模块组成)。烟气通过对流段的各组换热模块完成热量交换，回收热量后的烟气由引风机送至烟囱排入大气。

助燃空气预热器烟气侧设计数据：转化炉烟气组分(摩尔分数，下同)N270.43%、H2O 18.44%、CO29.32%、O21.68%、Ar 0.12%、He 0.01%；烟气流量599 000 kg/h，入口温度413.2 ℃、出口温度161.8 ℃；换热量49 400 kW，热交换过程中散失到环境中的热量占比0.5%，污垢热阻0.000 172 m2·K/W；外壳腐蚀裕量3.0 mm。

助燃空气预热器空气侧设计数据：空气成分N278.48%、O220.86%、H2O 0.66%，空气流量540 800 kg/h，入口温度15.8 ℃、出口温度330.0 ℃；换热量49 400 kW。

2 助燃空气预热器运行问题及其影响

2.1 运行问题

(1)助燃空气预热器效能不足。助燃空气预热器空气侧设计入口温度15.8 ℃、出口温度330.0 ℃，实际生产中空气侧入口温度8.5 ℃、出口温度280 ℃；空气预热器烟气侧设计入口温度413.2 ℃、出口温度161.8 ℃，实际生产中烟气侧入口温度415 ℃、出口温度约250 ℃。可以看到，预热后的空气温度低于设计值约50 ℃，烟气侧出口温度较设计值高约88 ℃，显然助燃空气预热器效能不足。

(2)热量后移。由于助燃空气预热温度达不到设计值，造成热量后移，致使原料天然气换热器(E07)烟气侧入口操作温度高达494 ℃，较其设计操作温度424 ℃高70 ℃。

(3)制约系统负荷提升。热量后移致引风机入口烟气温度达250 ℃，超过引风机转子机械设计温度190 ℃，会造成引风机前后轴振动剧增，油封损坏，设备运行风险增大；为了不影响引风机的正常运行，转化炉只能维持80%左右的负荷运行。

2.2 对系统的影响

(1)由于助燃空气预热器效能不足，烟气热量后移、逃逸，形成恶性循环，导致转化炉热效率降低，转化炉燃料的使用量明显增加——据测算，空气预热后温度未达到设计值，造成燃料天然气消耗增加约6 300 km3/a(标态，下同)；同时，由于存在设计缺陷，实际生产中转化炉换热模块的热平衡与设计存在偏差，造成一定的热量损失，也使得燃料天然气用量有所增加，能量损失大[1]。

(2)热量后移致使原料天然气换热器(E07)烟气侧入口操作温度高达494 ℃，而E07中间支架设计工作温度为500 ℃，中间支架及管束有变形、位移风险，E07管束使用寿命会缩短。

(3)为将转化炉负荷提升至设计值，在引风机入口烟气中喷入约5 m3/h脱盐水进行降温，确保了引风机的安全运行，但此举进一步增加了系统的能耗，且长期喷脱盐水造成引风机负荷增加、烟道及叶轮的结垢腐蚀严重、空气预热器底部腐蚀泄漏、引风机前后轴承振值偏高、操作难度增加等，继而导致运行成本增高——2020年由于引风机叶轮腐蚀严重而提前报废，更换了新叶轮，2022年再次更换了叶轮，增加运行成本约100万元/次；另外，对助燃空气预热器底部7个腐蚀泄漏模块进行了注胶堵漏，增加运行成本约20万元/次[2]。

3 改造的必要性

(1)甲醇(联合)装置天然气蒸汽转化炉于2014年投用，至今已运行9 a，运行过程中助燃空气预热器效率较设计值低，同时，2次的堵漏经历使得其烟道截面积减小，换热效率进一步下降，严重影响转化系统的热效率与引风机的安全运行，不能满足转化系统长周期、安全、稳定运行需求。

(2)据现场实测数据，燃料气含硫量远低于设计值，转化系统有进一步降低排烟温度、提高热效率的空间：以年均助燃空气预热器空气侧入口温度8.5 ℃(气温)、转化炉负荷105%、空气预热器烟气侧出口温度230 ℃为基准进行计算，需补充燃料气7 668 kg/h(10 198 m3/h)，发热量511.11 MW，助燃空气预热器回收热量43.64 MW，回收燃料气显热10.08 MW，热效率为86.4%；助燃空气预热器更新改造后，排烟温度降至145 ℃，需补充燃料气5 184 kg/h(6 895 m3/h)，发热量491.88 MW，助燃空气预热器回收热量54.25 MW，回收燃料气显热9.38 MW，热效率为90.3%。更新改造后，可节省燃料天然气10198-6895=3 303 m3/h，折合发热量3303×34.07=112 533.2 MJ/h=31.26 MW；按照发热量扣除装置自产的燃料气发热量再加上燃料气和空气回收的显热计算，可节省燃料气发热量(511.11-491.88)+(54.25+9.38-43.64-10.08)=29.14 MW，转化系统节能降耗效果显著。

(3)转化炉投产至今已有9 a，尤其是在转化催化剂使用末期操作工况下，由于各组盘管内外存在结焦、结垢，清理困难，其换热效率下降，热负荷后移严重，有必要通过助燃空气预热器的更新改造提高转化系统的运行效率。

(4)有必要通过助燃空气预热器的更新改造充分回收烟气的热量，以减少转化系统燃料气用量及CO2排放量。

4 设计计算依据之设计参数的确定

由于现场空间受限，新设计的助燃空气预热器(包括优化后的烟道、风道及其进出口)必须布置在原有设备空间内。而转化催化剂使用初期与使用末期操作参数存在差异，且转化炉的操作参数与设计参数存在偏差，加之现场实际测得的数据因仪表、计量误差而存在偏差，同时还得考虑环境温度(气温)变化，提出准确的设计参数难度较大[3]。

为满足现场实际的布置(尺寸)要求，对现场进行实测，并对整个转化炉(辐射段和对流段)做3组工艺参数的传热计算，分析计算结果并综合评估，提出助燃空气预热器设计参数(转化系统传热计算采用国际通用的美国石油协会计算程序Reform-3PC、FRNC-5PC)：① 第一组数据——原设计数据，验证计算程序的适用性，与原计算结果进行比较；② 第二组数据——操作数据，跟踪实际操作工况，模拟得出转化催化剂使用末期转化炉对流段热量后移后助燃空气预热器的设计参数，得出助燃空气预热器最大热负荷下的设计参数；③ 第三组数据，利用第二组数据模型，计算得出助燃空气预热器设计参数，包括年平均温度(气温)、极端低温(气温)、极端高温(气温)、转化炉最小运行负荷(50%)下助燃空气预热器的设计参数。

据转化系统的实际运行情况确定如下设计参数作为设计计算的依据：① 空气预热器出口烟气温度按145 ℃设计，尽量低，但不得低于130 ℃；② 设置冷空气旁路作为助燃空气预热器出口烟气温度调节系统，旁路挡板开启条件为出口烟气温度140 ℃；③ 转化炉最大运行负荷为105%，采集实际运行负荷103%下的操作数据作为设计输入数据；④ 转化炉最小负荷按额定负荷的50%考虑；⑤ 入口空气温度按年平均温度(气温)计；⑥ 以年平均温度下负荷105%为基准，以转化催化剂使用末期操作数据作为主设计参数、转化催化剂使用初期操作数据作为兼顾设计参数，并考虑极端工况下的操作数据，判断极端工况下设备运行的安全性[4]。

5 预期改造效果

(1)利用原有设备的空间，助燃空气预热器更新改造后烟气温度降至145 ℃排放，可大大提高转化系统热效率——以年平均气温8.5 ℃、转化炉105%负荷、现有操作工况作为计算基准，估算转化炉热效率在91%以上。

(2)设置冷空气旁路和烟气出口温度(烟气排放温度)调节系统，设备操作负荷可变可调，且能自动调节避开烟气露点腐蚀温度，设备操作更安全、使用寿命更长。

(3)助燃空气预热器更新改造后，在转化炉100%负荷、年平均气温(8.5 ℃)条件下，经推算，新操作参数下可节能29.14 MW(系统自产燃料气发热量以346.3 MW计)；烟气无需喷水降温，年可节省脱盐水40 kt，年节约脱盐水成本约10万元；年可减少CO2排放约30 kt。

(4)助燃空气预热器更新改造后，经测算，可减少燃料天然气用量约3 079 m3/h，年运行时间以8 000 h计，年可节省燃料气约24 632 km3，节约天然气成本4 000万元以上；引风机入口烟气温度处于设计范围内，引风机运行稳定性得以提升，可减少叶轮等部件更换频次，降低维修成本约50万元/a。

6 结束语

综上所述，由于榆林能化甲醇(联合)装置转化系统助燃空气预热器效能不足，预热后空气温度远低于设计值，使得烟气热量后移、逃逸，降低了转化炉的热效率，增加了引风机等的运行风险，转化系统负荷也不能达到设计要求。经分析与测算，空气预热器进行更新改造后，可进一步降低烟气排放温度，明显提升热量回收率，节省燃料天然气与脱盐水用量，减少设备腐蚀，节省设备维修成本，延长设备使用寿命，提高引风机运行的平稳性，从而实现转化系统的节能降耗与减排，助力转化系统的安、稳、长、满、优运行。