燃气透平废热辅助锅炉二十五年改造更新回顾

陈新振，符君

（海洋石油富岛有限公司，海南 东方 572600）

1 前言

海洋石油富岛有限公司化肥一期合成氨装置设计生产能力为合成氨1000t/d，采用英国ICI—AMV生产工艺，以组分含高二氧化碳的天然气为生产原料。燃气透平废热锅炉（设备位号02B001）为意大利MACCHI制造，高压蒸汽设计产能为100t/h，操作压力12.6MPa。燃气透平废热锅炉有2种运行方式：FDF方式和TEG方式。燃气透平（驱动空压机）故障或停运时废热锅炉在FDF方式运行向装置提供高压蒸汽。在燃气透平开车正常时，FDF切换为TEG方式运行，不但可提高燃气透平的热效率，也提高了燃气透平废热锅炉运行的安全稳定性。自1996年5月1日点火运行到现在已运行超过27年，由于各方面的原因经过多次技术改造及更新。燃气透平废热锅炉流程简图如图1所示。

图1 燃气透平废热锅炉流程简图

2 废热锅炉燃料气管线改造

2.1 燃料气管线改造的原因

由于02B001运行方式FDF与TEG互相切换时，点火烧咀将点燃。主烧咀减负荷至25%，即燃气控制阀FV02055将关至25%，且TEG运行方式切换至FDF运行时2#烧嘴熄。常导致燃气管线压力高联锁与烧咀燃气压力低联锁动作，引起02B001跳车。

2.2 改造举措

针对1.1提到的状况，在燃气管线压力与流量控制阀之间增设一条放空管线，改进后总控在DCS上操作压力控制阀及燃气放空阀干预燃气压力调节，保证燃料气压力在合适范围内。即在02B001 FDF与TEG互相切换时，将部分天然气放空，避免了引起压力高联锁。且在切换时人为将烧咀背压提高，解决了锅炉切换跳车的问题。改造前与改造后的流程图如图2所示。

图2 燃气管线流程简图

2.3 改造效果

对燃气系统增加放空阀，完全避免了辅助锅炉两种方式切换过程中因燃气压力高高联锁引起的停车。对于操作人员日常面对外界天然气压力大幅度波动的操作提供了多样性应对手段，保证辅助锅炉的稳、长、优的运行。

3 FDF/TEG切换挡板FV02033与FV02034仪表改造

3.1 FV02033与FV02034仪表改造的原因

FV02033是烟囱挡板，FV02034是燃气透平与辅助锅炉的通道挡板。FV02033与FV02034两个挡板从建厂以来，曾多次出现开关不到位、误动作等故障，导致辅助锅炉多次非计划停车。

3.2 改造举措

在2005年利用合成氨装置大修契机，在锅炉原设计的联锁保护功能和FDF与TEG切换功能不改变的基础上，保留挡板原有气动执行器，改造执行器的仪表气路，将挡板开关定位器用两位阀替代，避免了因定位器膜片破裂隐患导致挡板开关异常。同时，将执行器的联锁电磁阀功能和保护断气功能继续使用，只是另外增加一个电磁阀的滑阀组以实现挡板开/关的气路功能，仪表在软件方面将原来的FV02033、FV02034的PLC模拟量输出改为开关量输出，如果出现开的条件满足，则相应的电磁阀带电挡板开。改造如图3所示。

图3

3.3 改造效果

此改造后，在锅炉连续运行250天未出现挡板位置开关故障、挡板位置调试不合格、挡板定位器膜片易破裂、挡板定位器滑阀卡涩的故障，为装置在当年连续运行214天的长周期奠定了基础。

4 燃料气替代改造

4.1 燃料气替代改造原因

2007年前，辅助锅炉燃料气是由崖13-1气田提供的高热值天然气6000～7000m³/h，天然气组分如表1所示。由于2007年后崖13-1天然气产量衰减，供气计划减少5000万m³/a且购气合同即将到期。为了避免装置的生产运行负荷减少，决定对辅助锅炉燃料气进行替代改造。

表1

4.2 改造举措

通过协调决定利用乐东15-1气田低热值的天然气替代崖13-1的高热值天然气作为辅助锅炉燃料气。两个气田的天然气相比，热值高低不一样，二氧化碳含量有差异。乐东15-1天然气通过天然气终端脱出二氧化碳再送到辅助锅炉进行燃烧。两种天然气组分对比如表1所示。经过天然气组分对比，乐东15-1脱碳后天然气热值只相当于崖13-1天然气的88.8%。在相同的负荷下，全部使用乐东脱碳气作为辅助锅炉燃料气，流量增加11.2%约为700m³/h。

经过对辅助锅炉烧嘴及燃气管线使用新燃料气是否能够满足装置工艺生产要求进行论证，完全满足设备本身设计及工艺生产要求。自2007年5月提出论证，2008年设计、组织施工，2009年9月投用。

2016年2月，原供气合同到期，装置原料气由崖13-1替换为东方1-1中深层热值低的天然气，因此装置增加一套天然气预脱碳装置。为保证辅助锅炉燃料气供应稳定，避免因上游气源影响锅炉的稳定运行，特将预脱碳装置出口天然气（预脱碳气）一部分引至辅助锅炉作为备用燃料气，其组分见表1。辅助锅炉燃气管线技改工艺流程简图如图4所示。

图4

4.3 改造效果

通过辅助锅炉燃气改造，辅助锅炉燃料气全部替换为乐东15-1天然气，且东方1—1预脱碳天然气作为备用燃料气。辅助锅炉运行稳定且完全满足装置的蒸汽需求，又避免了崖13-1衰减带来的装置减负荷问题。

5 辅助锅炉PLC控制系统改造

5.1 PLC控制系统改造原因

（1）辅助锅炉PLC控制系统是1996年美国MODICON公司E984系列可编程控制器，到2012年辅助锅炉已运行16年，主控制器及卡件技术相对落后且出现老化易出现故障，操作界面复杂烦琐。且E984系列控制器属于淘汰产品，各种卡件备件已停产，无法采办备件。若出现卡件故障只能单机运行，存在较大风险，无法保证工艺生产安全、装置的稳定运行。

（2）非双重化的多点数字输入输出卡采用32点的电子卡件，这种高度集中的数据输入输出变量对于系统的可靠性有较大的影响，是较大隐患。

（3）准确判断辅助锅炉联锁信跳车第一信号。原PLC控制系统产生发出的信号在总控室DCS操作站上有指示，且有打印机输出打印仪表信号，同时这些信号在PLC现场控制柜面板上有灯光报警。但是，旧PLC系统存在的扫描周期，扫描过程存在时间间隙，其捕捉到的第一故障信号不一定是导致锅炉跳车的原因，这样就会影响跳车事故分析数据的准确性。

5.2 改造举措

针对于4.1所列问题，2012年改造采用横河公司当时最先进的EDS系统PROSAFE-RS。该系统具有强大的控制功能、简便的操作监视画面、安全可靠的双重化CPU控制器和输入输出卡以及供电系统，既满足装置运行时操作监视的基本需要，最主要的是极大地降低了系统的维护成本，提高整个系统的可靠性。

5.3 改造效果

2012年3月20日，辅助锅炉PLC系统改造后成功点火至今，运行状况良好稳定，没有出现因PLC系统故障等原因停车。

6 辅助锅炉省煤器更新改造

6.1 省煤器改造原因

（1）锅炉省煤器改造前发生泄漏：一次是辅锅省煤器最南侧一排列管自西向东第三根光管部位腐蚀穿孔发生泄漏；一次是省煤器低点排放导淋管断裂。省煤器若发生重大泄漏故障，整个装置的蒸汽管网系统无法维持压力、流量平衡，不能完全满足生产需求，导致全装置停产停工。泄漏部位如图5所示。

图5 省煤器泄漏情况

（2）由于省煤器原始结构及工艺设计的原因，省煤器采用翅片管，易结垢难维护清理，导致长时间结垢严重，内部排管翅片结垢更甚，况且有部分换热翅片脱落，使锅炉给水的换热效果严重降低。结垢情况如图6所示。

图6 省煤器翅片管结垢严重

6.2 改造举措

（1）2018年3月省煤器进行整体更换。（2）底部箱体增设导淋，正常运行处全开确保开车初期烟气温度低时产生的冷凝水及时顺利排出，同时方便对发生泄漏情况时及时发现。（3）新省煤器管组之间的连接方式由串联改为并联，受热高度降低240mm，管屏数由7组增加至8组以增加受热面积，提高换热效率，出口烟气温度有所降低。新更换省煤器如图7所示。

图7

6.3 改造效果

改造开车后，在同样负荷下新旧省煤器工况对比如表2所示。

表2

（1）进出口水温差比旧省煤器进出口水温差增加4.3℃。（2）省煤器烟气进出口压差由557.4Pa下降至194.9Pa，压差虽与烟气量、烟气流速等有关。但新省煤器翅片比旧设备干净，阻力减少有利于能耗降低。（3）新省煤器烟气出口温度较旧设备下降20℃，温度的下降对提高热效率有利。（4）新省煤器投入运行后较旧设备的吨蒸汽消耗天然气量下降1.64m³，按小时算节省天然气147m³/h，能耗降低约2%。

7 过热器更新改造

7.1 过热器改造原因

（1）过热器严重变形呈“S”形且整体已发生倾斜，甚至已将炉墙人孔遮挡，经过评估旧过热器已无法继续使用，无检修价值。（2）1996～2018年使用过热器年限已达22年之久，换热管材质已老化严重，母材珠光体有倾向性球化，球化级别为3级。（3）通过节能减排专业节机构对该过热器的热效率进行评估，其效率只有91.47%，能耗及热效率无法满足要求。过热器变形情况如图8所示。

图8 过热器严重变形

7.2 改造举措

（1）2018年3月，利用大修时间对过热器进行更换，新过热器仍由意大利MACCHI公司按照原设计尺寸要求制造。（2）过热器盘管不锈钢固定支撑管由2mm增粗至4mm，支撑管强度增加了70%。（3）将原过热器设计右侧联箱管是平均分成两段，中间用一个封头进行隔断开，两段联箱管长度均为3925mm。而新过热器设计右侧联箱管采用三段设计，长度分别为2633mm、2633mm、2584mm。新过热器如图9所示。

图9 新过热器

7.3 改造效果

通过更新改造不仅避免了因过热器材质老化导致爆管泄漏的风险，消除潜在安全隐患，还可以从表3各个参数看，新过热器换热效果明显提高，达到各项技术参数指标。

8 辅助锅炉烟气脱硝

8.1 改造原因

随着国家对环保标准的日趋严格，按GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》要求，天然气锅炉要满足NOx浓度不高于100mg/m³的排放标准。富岛一期辅助锅炉的烟气氮氧化物排放浓度最高为180mg/m³，因此必须进行烟气脱硝改造。

8.2 改造措施

对燃气透平燃烧器进行改造，降低燃气透平出口至辅助锅炉乏气的NOx浓度，进而降低辅助锅炉出口烟气NOx浓度。

由于本锅炉的工艺条件限制及设备本身结构设计限制，经过研讨论证决定采用SNCR系统配合SCR系统脱硝工艺配合进行脱硝降低辅助锅炉出口烟气NOx浓度。

8.3 改造效果

改造点火后辅助锅炉出口烟气完全符合国家环保要求标准，装置在线烟气分析表NOx浓度基本稳定在80mg/m³。

9 结语

燃气轮机辅助锅炉是富岛一期合成氨装置，自1996年5月点火至今运行25年有余，针对仪表、机械、工艺多方面存在的问题和运行过程暴露出来的问题，逐步进行了技术改造和更换，喷氨脱硝改造，氮氧化合物等指标符合大气污染物排放标准要求，目前辅助锅炉工况运行稳定，各项工艺技术指标正常。