Métodos para la solución de problemas de fallo de calentadores eléctricos de gas de proceso de la planta de utilización de sulfuro de hidrógeno

Actualmente, la refinación de petróleo utiliza ampliamente unidades para el aprovechamiento del gas de sulfuro de hidrógeno y la producción de azufre granulado mediante el método Claus, que incluye una etapa térmica y una parte catalítica de tres etapas para la obtención de azufre técnico líquido. En la etapa catalítica del proceso tecnológico, a menudo se utilizan calentadores eléctricos para calentar el gas de proceso (sulfuro de hidrógeno), lo que mejora la reacción de oxidación del gas en los reactores de proceso y permite un mayor rendimiento de azufre líquido. Por lo tanto, los calentadores eléctricos son una parte importante y también costosa del equipo de proceso. Existe un problema en la frecuente falla del elemento calefactor en los calentadores eléctricos durante una emergencia o una parada planificada del proceso. Esto ocasiona frecuentes tiempos de parada y costes significativos por la compra, entrega, instalación, desmontaje y montaje de estos equipos tecnológicos. El coste de cada calentador eléctrico es más de 1,5 millones de rublos. Los costes de envío, desmontaje e instalación ascienden a cientos de miles de rublos. La sencilla instalación de USGiPGS implica la descarga de gas de sulfuro de hidrógeno para su combustión en el sistema de antorcha de la empresa, donde se mezcla con gas combustible de la red de la planta y se alimenta para su combustión en antorchas. Este método no garantiza la combustión completa del gas de sulfuro de hidrógeno y una parte importante del mismo se libera al aire, lo que provoca la contaminación de la atmósfera y del medio ambiente, así como multas para la empresa por parte de la supervisión medioambiental.

Hay dos razones principales para este problema: un sistema imperfecto de bloqueo y señalización, que no prevé el cambio de los parámetros de funcionamiento de los calentadores eléctricos durante una parada de emergencia. Durante el funcionamiento normal de la unidad, los calentadores eléctricos funcionan en modo automático de calentamiento de gas de proceso, manteniendo la temperatura establecida (200–450 °C). Durante una parada de emergencia, se detiene el suministro de gas de sulfuro de hidrógeno a la planta, lo que provoca un cese brusco de la extracción de calor de los calentadores eléctricos y un aumento rápido de la temperatura en los mismos. Un aumento de la temperatura en los calentadores eléctricos por encima de los estándares tecnológicos (450 °C) conduce a una reacción de combustión de los residuos de azufre en ellos y, en consecuencia, en el tracto de gas, lo que conduce a un aumento aún más rápido de la temperatura. El sistema automático, que funciona para reducir la carga en el elemento calefactor, no puede hacer frente a la tasa de aumento de la temperatura y posteriormente, después de la combustión de los residuos de azufre, ya no afecta su regulación. El azufre arde independientemente de la carga del elemento calefactor, liberando una gran cantidad de calor que provoca quemaduras. El personal de proceso debe suministrar nitrógeno a esta sección de proceso de la planta, que está conectada al bloque del reactor, para extinguir el incendio y reducir la temperatura. El suministro de nitrógeno se realiza exclusivamente en casos de emergencia, como se ejemplifica anteriormente. Pero el nitrógeno tiene un efecto perjudicial sobre el funcionamiento posterior de la instalación y la eficiencia del catalizador del bloque del reactor; Al entrar en contacto con el azufre, forma compuestos químicos negativos y una estructura viscosa. Toda la situación descrita conduce a una disminución adicional de la eficiencia de los reactores, una disminución del caudal en las tuberías y en los equipos de proceso, además de la quema de los calentadores eléctricos. Esto es causa de costosas reparaciones y reemplazo de equipos, un rápido desgaste del catalizador del reactor y su reemplazo, y aumenta el tiempo de parada de la planta para realizar estos trabajos. Acumulación excesiva de azufre elemental después de la etapa térmica del proceso en las paredes de las tuberías del tracto de gas de la planta, incluso en los calentadores eléctricos durante la operación de la planta entre paradas programadas para reparación y limpieza de equipos. Después de que el azufre se acumula en las paredes de las tuberías y los equipos durante una emergencia o una parada planificada de la planta, su funcionamiento cambia de quemar gas de sulfuro de hidrógeno a gas combustible en calderas de calor residual. La transición al gas combustible se realiza para mantener las temperaturas de funcionamiento en el sistema después de una parada de emergencia de la planta y para limpiar el sistema de tracto de gas de los residuos de azufre durante la operación, así como antes de una parada completa planificada. Si se deposita una gran cantidad de azufre en tuberías y dispositivos, se produce un aumento brusco de la temperatura en el tracto de gas, incluidos los calentadores eléctricos, debido a la combustión del azufre al interactuar con el oxígeno en el aire de proceso suministrado para la combustión junto con el gas combustible en las calderas de calor residual. Por lo tanto, un aumento brusco de la temperatura en el paso del gas y en los calentadores eléctricos conlleva la quema del elemento calefactor. Factores que afectan la deposición excesiva de azufre elemental en el sistema: el factor principal es el mantenimiento inadecuado de la relación gas de sulfuro de hidrógeno-aire de proceso durante su combustión en calderas de calor residual; Un factor secundario y de refuerzo es la violación de la integridad de la capa de aislamiento térmico en las tuberías y equipos de la ruta del gas, lo que reduce la temperatura del gas de proceso y aumenta la precipitación de azufre elemental en el sistema; Un factor importante es la disminución periódica de las cargas de gas de sulfuro de hidrógeno a valores mínimos, lo que conduce a una disminución de la presión y el caudal del gas de proceso en el sistema de ruta de gas, una desaceleración en el flujo del medio, una disminución de la temperatura del gas en tuberías y equipos. Esto se expresa en un aumento de la precipitación de azufre elemental en el sistema, especialmente en lugares donde cambia la dirección del flujo del medio (bypasses, codos, etc.) y también es un factor amplificador del principal.

Las causas del problema y los métodos para su eliminación a menudo no están descritos en las normativas tecnológicas de las instalaciones.

Modificación de la lógica de funcionamiento de los calentadores eléctricos en el sistema de enclavamientos y protección de emergencia de los equipos de la planta. Esto se caracteriza por cambiar el funcionamiento de los calentadores eléctricos al modo manual y desconectar la carga del elemento calefactor después de una parada de emergencia de la unidad y el cierre automático de las válvulas de cierre de gas de sulfuro de hidrógeno. Esto se describe mediante el apagado automático de los calentadores eléctricos, que se activa después de la señal del APCS sobre el cierre de las válvulas de cierre de emergencia (por bloqueo) en la línea de gas de sulfuro de hidrógeno que suministra materias primas a la planta. La desactivación de los calentadores eléctricos evita la ignición del azufre debido a un aumento de la temperatura por encima de lo normal (200–450 °C) y la quema del elemento calefactor, avería sin consecuencias para su posterior calidad de funcionamiento y la instalación en su conjunto. Esto también elimina el suministro de nitrógeno y las consecuencias que se derivan de ello incluso en el caso de problemas menores, como daños a la integridad de la capa de aislamiento térmico de tuberías y dispositivos. Mantenimiento correcto de los parámetros estequiométricos (relación entre los volúmenes de gas y aire en la cámara de combustión de las calderas de recuperación de calor) cuando la instalación funciona con gas de sulfuro de hidrógeno. La relación estándar entre “gas de sulfuro de hidrógeno y aire de proceso” es de 1:2 a 1:3, pero es bastante arbitraria y requiere valores más específicos hasta milésimas. Por lo tanto, es necesario controlar sistemáticamente el análisis de la concentración de gas de sulfuro de hidrógeno (96–99,9%), así como de las impurezas de hidrocarburos (no más del 3,9%). Esta concentración garantiza una combustión estable de la mezcla de gas y aire y la estabilidad de temperaturas óptimas (1300–1350 °C) en la cámara de combustión de las calderas de recuperación de calor. Una relación más aceptable es de 1:2.400 a 1:2.500 para obtener las temperaturas requeridas. También un factor importante son las lecturas del analizador de gases de flujo de los gases de cola de la instalación, que dependen directamente de la estequiometría. Se utiliza para controlar el volumen de gas de sulfuro de hidrógeno, dióxido de azufre y su diferencia, que se calcula mediante la fórmula H2S – 2SO2 y debe tender a cero (±0). El estándar para el gas de sulfuro de hidrógeno según la normativa es de 0 a 0,25 % vol., lo cual también es vago y condicional. El mejor rango es de lecturas de 0 a 0,050 vol. %, pero esto no siempre da como resultado que las lecturas de gas de sulfuro de hidrógeno/dióxido de azufre sean cero debido a imperfecciones en el proceso, la materia prima y las condiciones. Al mismo tiempo, las lecturas de la concentración de gas de sulfuro de hidrógeno son las más importantes para el proceso técnico y el estado del equipo. El mantenimiento de estos parámetros garantiza una conversión óptima del gas de sulfuro de hidrógeno en azufre en la etapa térmica del proceso. Esto va acompañado de una gran cantidad de salida de azufre del gas de sulfuro de hidrógeno y una menor cantidad del mismo en el gas de proceso después de la etapa térmica, lo que a su vez reduce la precipitación de azufre en la ruta del gas y en los calentadores eléctricos, entre otras cosas. Además, está estrictamente prohibido permitir la aparición de factores secundarios y de refuerzo: Reducción de las cargas de gas de sulfuro de hidrógeno, dependiendo de la corrección del proceso tecnológico de desorción de gas de sulfuro de hidrógeno de una solución que contiene amina en la unidad de regeneración, que sirve como absorbente en el proceso de eliminación de azufre de los productos derivados del petróleo. Esto permite una monitorización continua del funcionamiento de la unidad de regeneración de la solución que contiene amina. En caso de disminución de la saturación de la solución y de la producción de gas de sulfuro de hidrógeno, es necesario suspender el funcionamiento de la planta con cargas cercanas a los valores mínimos (por debajo de 250 m3/h) y cambiar las calderas de recuperación a combustión de gas combustible, evitando así la acumulación de azufre en el tracto de gas con cargas cercanas al mínimo. Violación de la integridad de la capa de aislamiento térmico de los equipos y tuberías de la planta. Para ello, es necesario vigilar constantemente su estado y, si es necesario, tomar medidas para eliminar las deficiencias lo antes posible. Si las condiciones anteriores no se cumplen durante el funcionamiento de la unidad con gas de sulfuro de hidrógeno, entonces, con un mayor grado de probabilidad, el exceso de azufre depositado en las paredes comienza a encenderse cuando la unidad cambia de gas de sulfuro de hidrógeno a gas combustible, con un consiguiente aumento brusco de temperaturas en el tractor de gas, incluidos los calentadores eléctricos. La razón es la alta temperatura del ambiente (1300–1400 °C en la cámara de combustión de las calderas de recuperación de calor) con un mayor contenido de oxígeno, ya que la relación “gas combustible/aire de proceso” es de 1:5–1:8 (estándar de las regulaciones tecnológicas). Esta relación se encuentra en un rango bastante amplio y no está regulada con precisión. La relación óptima en la etapa inicial debe ser de 1:4–1:4,5 con una densidad de gas combustible normal de 0,7 a 1 kg/m3, lo que garantiza el contenido de oxígeno más bajo posible y un mantenimiento más suave y estable de las temperaturas en el tracto de gas dentro de los límites de los estándares del modo de proceso. Una vez eliminadas las causas de la parada temporal de la combustión del gas de sulfuro de hidrógeno, la planta vuelve a su utilización y producción de azufre. Durante una parada planificada de la planta, el objetivo es eliminar la mayor cantidad posible de azufre a lo largo de todo el contorno de la ruta del proceso debido al flujo de gas combustible y aire de proceso quemados en el horno de las calderas de calor residual, acompañado de una gran liberación de calor, por lo que el azufre restante en estado líquido se elimina del sistema. Al realizar esta operación tecnológica, es muy importante controlar las temperaturas del recorrido del gas. Con un aumento brusco de la temperatura, incluso en una determinada sección del flujo del proceso, es necesario reducir la relación gas-aire al mínimo (1:5). Si no hay cambios, reducir a 1:4,5, contrariamente a lo exigido por la normativa tecnológica. Se ha demostrado prácticamente que esto tiene el efecto más eficaz para reducir la reacción de un aumento brusco de temperatura sin perjudicar el proceso tecnológico. El desplazamiento de los residuos de azufre se realiza durante al menos 48 horas. De lo contrario, los residuos de azufre no eliminados que se han enfriado después de que se ha cerrado la planta crearán una dificultad o incluso una falta total de flujo del medio en el tracto de gas. Por lo tanto, cuando las temperaturas se estabilizan en la estequiometría mínima (después de 15-20 horas), es necesario aumentar gradualmente la cantidad de aire de proceso, aumentando la concentración de oxígeno y el volumen del flujo del medio de 1:5 a 1:6 durante otras 10-15 horas. Cuando la temperatura en el tracto de gas alcance cerca del máximo, reduzca la cantidad de aire. Si las temperaturas tienden a disminuir, aumente la cantidad de aire. Durante las 10-15 horas restantes de desplazamiento del azufre restante, la relación debería alcanzar un valor cercano al máximo (1:6,5–1:8). Durante el funcionamiento de la unidad con gas combustible, los calentadores eléctricos deben funcionar en modo de control manual con una carga del 20-30% durante las primeras 10-15 horas, y cuando las temperaturas aumentan por encima de la norma, se reducen a valores mínimos de 0-10%. Durante el tiempo restante, la carga aumenta al 50–70% con una disminución de las temperaturas en el tracto de gas. No se recomienda trabajar en modo automático debido a la inestabilidad del régimen de temperatura y la velocidad de ajuste de la carga de los calentadores eléctricos, lo que provoca un sobrecalentamiento del elemento calefactor y su falla.

Se ha demostrado prácticamente que el cumplimiento de los métodos anteriores reduce en un 90% la probabilidad de que los calentadores eléctricos se quemen debido a un aumento de temperatura en el sistema de la planta de proceso.

Los cambios mencionados anteriormente en las instalaciones, métodos de control y mantenimiento del modo de proceso se aplican con éxito en el funcionamiento de la instalación. Han sido obtenidos, probados y comprobados empíricamente y por la experiencia personal del autor, que se caracteriza por los siguientes indicadores: Aumento del tiempo de funcionamiento de los calentadores eléctricos en 5 veces. Reducción de los costes de compra y sustitución de equipos en un 20% (en términos monetarios más de 35.000.000 de rublos). Reducción del tiempo de inactividad de la instalación de USGiPGS en un 30% por año.

Aumentar la eficiencia de la instalación.