制氢装置锅炉系统操作指导书

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1、1装置概况1.1装置简介120万吨/年加氢裂化装置2002年10月开始建设，2004年6月工程中交，由中油第一建筑公司、中油第七建筑公司、大庆石化工程公司、大庆市建安集团共同承建。其基础设计和详细设计部分均由屮国石化工程建设公司北京设计院完成。联合装置总投资为59672.32万元，其中制氢单元总投资为20673.77万元。位置处于炼油厂北部的一制蜡车间和柴油成品罐区之间。联合装置占地面积21996m2,制氢单元占地面积6265m2o制氢装置为加氢裂化装置的配套装置，由原料精制、转化系统、中变及冷却分液系统、热工系统和公用工程等部分组成，原料精制部分采用湿法脱硫（MDEA溶液吸收）

2、对原料进行初步净化，然后再用ZnO进行精脱硫的方法进行原料净化，转化部分采用坯类一水蒸汽转化法制氢、产品部分釆用PSA净化捉纯工艺制取氢气。制氮单元主要原料为大庆油田所产的油田气、加氢裂化装置所产的加氮裂化干气、加氢低分气、重整氢PSA提浓解吸气，主要产品为纯度99.9%以上的工业氢气。设计产氢能力4X104Nm3/h,制氢总能耗为149.9X103MJ/t工业氢（13.6X103MJ/1000标准立方米工业氢）,氢气纯度99.9%o所产氢气一部分供给加氢裂化，其余部分送全厂氢气管网。木装置的余热锅炉系统为转化炉余热锅炉与转化气废热锅炉采用自然循环一体式公用汽包系统，使得转化炉与

3、转化气废热锅炉结构紧凑、操作安全可靠、节省投资。在回收转化炉烟气余热时，使用热管式空气预热器，不仅充分利用了烟气余热，使烟气出口温度降至146°C,而且使转化炉结构紧凑，减少了转化炉占地面积。本装置的余热锅炉系统设计可产3.5MPa>420°C的屮压蒸汽70.llt/h,其屮本装置自用43.78t/h,向中压蒸汽管网外送26.33t/ho1.2工艺原理余热锅炉汽包内的炉水自下降管进入转化气余热锅炉内，被转化气加热汽化，汽、水混合物沿上升管上升到汽包进行汽、水分离，水再由汽包底部流入，如此形成了以卜•降管中的饱和水与上升管中的水汽混合物的密度差为推动力的自然循环。同吋，汽包内的饱和

4、水在转化炉余热锅炉内同样进行着蒸发段循环和水保护段循环两路经烟气加热后口然循环，共同发生蒸汽。1.3工艺指标序号项目单位指标1锅炉汽包液位%45-652过热蒸汽温度°C>4203锅炉给水氧含量mg/LW154锅炉给水PH值&5〜9.55炉水PH值9〜116炉水磷酸根mg/L5〜15mg/L7炉水碱度mmol/L0.5〜38过热蒸汽钠含量mg/LW159过热蒸汽SIO2含量ug/LW201.4工艺流程说明由各中变气分液罐排出的工艺冷凝水，经酸性水汽捉塔（CJ201）汽提后，经检验合格后由凝结水泵（PJ201A/B）升压与进入装置的除盐水混合并加热后送冋本装置除氧槽（D-1302）回

5、用，不符合锅炉给水要求吋，作为凝结水送出装置。自装置外来的40°C的除盐水与本装置回收的经汽提后的部分凝结水混合后，进入屮变气/除盐水换热器（壳程）与中变气换热到95°C左右，进入除氧器内，除盐水被蒸汽加热到104°C左右进行除氧，由锅炉给水泵升压后进入屮变气/除氧水换热器（壳程）与屮变气换热至230°C左右，送入余热锅炉汽包。另外考虑集中供水，述设了两台低压锅炉给水泵为加氢装置提供产汽用除氧水。余热锅炉汽包内的炉水自下降管进入转化气余热锅炉内，被转化气加热汽化，汽、水混合物沿上升管上升到汽包进行汽、水分离，水再由汽包底部流入，如此形成了以下降管中的饱和水与上升管中的水汽混合物的

6、密度差为推动力的□然循环。同时，汽包内的饱和水在转化炉余热锅炉内同样进行着蒸发段循环和水保护段循环两路经烟气加热后自然循环，共同发生蒸汽。经汽包分离出来的蒸汽，经过转化炉余热锅炉的过热段过热后，一部分作为转化炉进料呢汽，其余部分送入厂区中压蒸汽管网。转化炉烟气（约959°C）经过转化炉烟气余热锅炉温度降至362°C再经过热管空气预热器,温度降至145°C排入80m烟囱，空气由20°C加热至300°C供燃烧器燃烧用，并配冇鼓、引风机，各为两台，一开一备。整套系统热效率可达90%以上，由于大庆地外寒冷地区，最低温度可达-40°C,为防止露点腐蚀，使最终排烟温度不要过低（〈120°C）

7、,特设热风循环系统，即将加热后的空气回流一部分至鼓风机入口，使进预热器的空气温度在20°C,并且预热器后排管束材质采用ND钢。1.5工艺原则流程图（PFD）制氢装置原则流程图竹坏木产品氢出裝盘-O去中压於疗管网後胺液进畑-去瓦斯代网或臥於铀SAII说:MII命环冷永◎注?Itx去瓦斯件网或火矩-O_-^e?3T&BTr.gm?用術強冰XXX<>1Xx1去埸梶气总管00却"12011111>4c£f祐坏水_烟囱0.8恥蒸汽回凝结水曾网燃料气进装U去火炖p.1解吸气1怦皿王〔ifi