在合成氨系统中，CO变换是强放热反应，是一个热力学控制的过程，因此传统的绝热变换技术采用多段反应、多段换热的方式，导致工艺流程复杂、热损失大、蒸汽消耗高、设备投资大。大型合成氨系统大多采用粉煤气化或水煤浆气化等煤气化技术制取粗煤气，粗煤气中CO含量较高，体积分数一般在50%~76%，使传统绝热变换技术已不能适应大型合成氨系统的工艺要求。为了优化变换流程及换热方式，国内提出了等温变换的理念，使催化剂床层处于低温、恒温条件下反应，可省去多台变换炉和换热设备，大幅缩短了变换工艺流程。

等温变换炉是等温变换系统中最关键的设备，单台设备大，结构复杂，尤其是内件换热管较多，操作不当容易损坏内件而引起漏水事故，对催化剂造成不利影响，影响系统稳定运行，而且其结构的复杂性也使内件的检漏、检修工作异常困难。

阳煤集团太原化工新材料有限公司合成氨装置配套的煤气变换工艺采用高CO等温变换专利技术及等温变换反应器专利设备，其主要特点：单系统等温变换装置干基处理气量180 000 m³/h(标态)，相当于500 kt/a合成氨变换处理气量，等温变换炉直径达DN 4 600 mm，是目前最大的等温变换炉；煤气化采用航天炉粉煤气化技术，制得的粗煤气中CO体积分数高达67%，水气比为1.3；等温变换装置出口变换气中CO体积分数≤0.4%，等温变换炉中CO变换率达到97%以上，系统总变换率在99%以上；全部反应热用于副产4.3 MPa蒸汽。等温变换炉相关部分工艺流程如图 1所示。

图 1

等温变换炉相关部分工艺流程

实际运行结果表明，等温变换炉具有以下优势：①利用水相变移走变换反应热，真正实现等温反应，同平面温差＜3 ℃，床层温差＜10 ℃；②实现深度变换，CO转化率达97%以上；③等温变换炉内换热管为悬挂式双套水管，不受壳体限制，可自由伸缩，结构安全可靠，而且等温变换炉高径比大，容易实现大型化；④采用全径向反应，阻力小，实测等温变换炉阻力＜20 kPa，大幅降低了运行成本；⑤反应温度低且恒定，催化剂使用寿命大大延长；⑥变换反应热几乎全部回收利用，副产蒸汽品位高、产量大(4.3 MPa，70 t/h)，反应器水汽系统自然循环，无需动力；⑦等温变换炉操作简单、易于控制，只需控制汽包蒸汽压力即可轻松调节催化剂床层温度。

变换系统第1次停车后，等温变换炉汽包液位在20 h内从29%降至24%，分析认为是汽包的定排管道和连排管道阀门未关严。处理相关阀门后，汽包液位仍继续下降，10 d之后液位降至0%, 而之前正常时3 d内液位仅下降1%。为排除汽包及相关管道泄漏的因素，进一步确认等温变换炉内件是否存在内漏，将变换气管道(即等温变换炉壳程)充压至约0.3 MPa，观察到汽包压力与壳程压力同步升降。在等温变换炉壳程压力上升至一定值时，汽包压力开始上升；等温变换炉壳程压力下降至一定值时，汽包压力也开始下降。在汽包有液位时，因存在液位压差而使壳程压力始终高于汽包压力；当汽包无液位后，压差降为0，并且由于变换气管道系统大、漏点多，导致壳程降压更快并低于汽包压力。

通过上述测试工作，基本可判定等温变换炉内件出现内漏，但内漏的部位无法确定。由于后续装置开车在即，并且等温变换炉内件内漏不是很严重，因此在未进行消漏检修的情况下再次开车。

在再次开车升温时，等温变换炉催化剂床层西北侧纵向4个测温点温度平稳上升，接气后温度也稳定在200 ℃左右。而东南侧的测温点在92 ℃左右恒温了一段时间之后再次上升，但接气后温度在180~240 ℃范围内波动，很不稳定。

此次开车接气时，后续的冷激汽化器液位暴涨，液位在10 s内从0上涨至满液位，之后下游的深度变换炉入口温度迅速下降了33 ℃。分析原因是：之前大量内漏的水被催化剂吸附，在等温变换炉催化剂床层升温时解吸(这也与升温至92 ℃有恒温区相互印证)，在后续的冷凝液加热器中被冷凝下来进入冷激汽化器。由于变换气从顶部进入冷激汽化器并从中下部离开冷激汽化器，而其底部排液管直径较小，大量冷凝液短时间内无法排出，液位到达一定高度后被变换气带入下游深度变换炉中，对催化剂造成不利的影响。这也反过来验证了等温变换炉内件存在内漏。

再次停车后，汽包液位下降速度更快，11 h内液位从79%降至8%，说明等温变换炉内件内漏情况加剧，严重影响催化剂的使用寿命及系统的安全稳定运行，必须进行消漏检修处理。

由于等温变换炉结构复杂(图 2)，且装填有硫化态的钴钼催化剂，若检修时稍有不慎，就有可能酿成事故。经多方讨论，最终拟定了等温变换炉的检漏检修方案。

图 2

等温变换炉结构示意

3.2 检漏检修步骤

3.2.1 降温、卸压、置换

将等温变换炉催化剂床层温度降至100 ℃以下；汽包泄压，然后通过汽包各排污管道、等温变换炉底部导淋和进出口管道排净口将内件管箱及换热管内液位降至最低。

变换气管道系统用氮气置换并进行动火分析，达到能动火的程度。从等温变换炉底部进出口管道排净口充入纯氮气，保证壳程处于微正压状态。

3.2.2 等温变换炉外筒封头割卸

开路2套测温热电偶仪表线路(待上封头及上管板割卸后再恢复，以监控床层温度)，拆下热电偶套管。拆卸上封头处连接的水、汽管道，检查水、汽管道密封填料是否存在泄漏并拆下填料。从水室中下部位置对应的外筒处圆周切割等温变换炉外筒上封头，及时清理割口，尽量避免焊熔渣掉入外筒与内件之间的环隙，吊装上封头至地面。等温变换炉切割点及泄漏点如图 3所示。

图 3

等温变换炉切割点及泄漏点

3.2.3 等温变换炉内件上管板割卸

刨开中心升汽管与上管板焊缝，在上管板以上200 mm处割断中心升汽管。刨开催化剂加料管及测温套管与上管板的焊缝，并将催化剂加料管密封焊堵。在下管板以上200 mm处割断催化剂加料管(便于充压检漏时从中心升汽管处查看)，并用管帽封堵。

从水室中下部位置处圆周切割内件上管箱壁，吊装上管板至地面。密封填焊外筒与内件管箱之间的环隙。

3.2.4 等温变换炉壳程充压检漏

用纯氮气将等温变换炉壳程充压至0.2~0.3 MPa，向汽室内加入脱盐水使下管板液位高约15 mm。检漏人员进入中心升汽管，将管道检查机器人送入汽室各处查看管口处是否有气泡冒出，以此预判泄漏管大致区域并予以标记。

根据预判的泄漏区域，在对应的中管板上开检漏孔(大小以人能自由进出为准)。吊卸切割下的中管板，将区域内的换热内管拔出，然后确认泄漏的换热管。等温变换炉壳程压力降至微正压，排净下管板的水，用堵头将泄漏换热管的外管堵焊密封。漏点焊堵完成后，壳程充压至1.0~1.5 MPa，重新检查是否有新的泄漏点。

重复上述步骤，直至所有泄漏点全部检出并焊堵试压合格。

3.2.5 等温变换炉恢复安装

检漏及消漏完成后，插入未泄漏的换热管内管，恢复中管板检漏孔，恢复所有换热内管与中管板密封焊接。恢复上管板及其水室管箱，恢复中心升汽管与上管板密封焊接，恢复中心升汽管高度，催化剂加料管和测温热电偶套管也同步恢复。刨去外筒与内件管箱间的密封焊堵，恢复环隙。恢复外筒封头，恢复安装上封头组件及其配管。

按相关规定进行管箱、外筒、配管等的压力试验，注意试验应在所有水、汽管道及密封填料恢复后进行，与汽包同步充压，防止出现较大压差而损坏内件。

至此，等温变换炉检漏、消漏工作全部完成。

由于等温变换炉设备大、结构复杂，整个检漏检修工作耗时超过1个月，检出一处漏点在南侧Φ 418 mm降水管与管箱上管板的焊缝处，裂缝长约250 mm，泄漏点位置见图 3。泄漏原因是在设备安装时，降水管与外筒上封头降水管口的中心未完全对中，开车运行后因温度较高产生形变，而降水管与管箱上管板的角焊缝处应力集中，产生疲劳裂纹，再次开车持续运行中裂缝加长。在运行过程中，汽包压力始终高于壳程压力，汽包内的水通过裂缝泄漏至上管板，然后通过催化剂加料管、外壳与内件间的环隙漏入催化剂床层。

此外，外筒上封头与降水管、升汽管间的填料未发现泄漏，内件换热管也未检出漏点。

针对降水管出现裂缝的问题，检修时将上封头内的降水管和升汽管增设膨胀节，以解决热膨胀应力的问题。

考虑等温变换炉本次漏水的实际情况，并综合检修对等温变换炉本体的结构强度等造成的一定影响，对等温变换炉的操作提出了相应的调整及要求：①等温变换炉开停车过程中及正常生产中应注意按操作规程将升降压速率及升降温速率控制在指标内，并始终保证汽气两侧压差(等温变换炉管壳程压差)≤1.0 MPa(原设计为≤2.0 MPa)；②适当降低汽包运行压力，高于系统压力0.1~0.2 MPa(原设计约0.8 MPa)、汽包自产蒸汽能加入系统即可，在保证催化剂床层温度和出口气体成分的前提下，尽量缩小汽气压差，以降低内件泄漏的概率；③严格控制汽包上水水质和循环汽包水水质，须符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》(GB/T 12145—2016)的指标要求。