張素娟 陳昌介 何金龍 溫崇榮 許 娟 朱榮海 劉 軍

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦天然氣凈化廠

低負荷條件下硫磺回收裝置的運行優(yōu)化

張素娟1陳昌介1何金龍1溫崇榮1許 娟1朱榮海1劉 軍2

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦天然氣凈化廠

介紹了低負荷條件下硫磺回收裝置運行過程中存在的主要問題，并對產生問題的原因進行了分析，根據(jù)分析的結果提出了硫磺回收裝置低負荷運行優(yōu)化的措施及建議，為低負荷條件下硫磺回收裝置安全、平穩(wěn)運行并實現(xiàn)尾氣達標排放提供了參考。

硫磺回收 低負荷 運行 優(yōu)化

硫磺回收裝置處于原油及天然氣加工流程的末端，其處理量及酸氣氣質均受到上游脫硫裝置運行的影響。當油氣田開發(fā)處于中、后期產量遞減的開采階段，其產量很可能會低于配套生產裝置和工藝的設計下限，造成脫硫單元處理的原料天然氣流量不斷降低，進而導致配套硫磺回收裝置處理的酸氣流量進一步下降，出現(xiàn)裝置低負荷運行的情況。

1996年4月12日，我國發(fā)布了GB 16297-1996《大氣污染物綜合排放標準》，并于1997年1月1日起實施。GB 16297-1996中規(guī)定的新建裝置排放尾氣中SO2質量濃度限值為960 mg/m3，現(xiàn)有裝置為1 200 mg/m3，同時還按不同排氣筒高度限定了最高允許排放速率[1]，但該標準中沒有針對天然氣凈化行業(yè)的專項規(guī)定。按照國家環(huán)境保護總局《關于天然氣凈化廠脫硫尾氣排放執(zhí)行標準有關問題的復函》環(huán)函[1999]48號的要求，在行業(yè)污染物排放標準未出臺前，天然氣凈化廠脫硫尾氣排放SO2暫按GB 16297-1996《大氣污染物綜合排放標準》中的最高允許排放速率指標進行控制。鑒于此，中國石油天然氣集團公司安全環(huán)保部牽頭組織西南油氣田公司等單位起草了《陸上石油天然氣開采工業(yè)污染物排放標準》，該標準已公開征求意見稿，最終方案尚未確定，但對SO2排放要求必然更為嚴格。而對于煉油廠而言，新出臺的GB 31570-2015《石油煉制工業(yè)污染物排放標準》則要求硫磺回收裝置排放尾氣中SO2質量濃度從960 mg/m3進一步降低至400 mg/m3，部分環(huán)境敏感地區(qū)甚至降低為100 mg/m3。由此可見，我國對煉油廠、天然氣凈化廠硫磺回收裝置尾氣中SO2排放的要求日益嚴格[2]。

面對日益嚴峻的環(huán)境保護壓力，如果低負荷條件下硫磺回收裝置不開車，將會造成每年大量含H2S的酸氣通過火炬燃燒，并生成SO2排放于大氣中，嚴重污染周邊環(huán)境。若更換新裝置則投資巨大。因此，為了節(jié)約生產成本，減少污染，回收硫資源，應通過不斷的技術改造，優(yōu)化操作，實現(xiàn)硫磺回收裝置在低負荷條件下的高效、安全、平穩(wěn)運行和達標排放，為其他類似硫磺回收裝置的運行提供參考。

1 硫磺回收裝置低負荷運行存在的問題

國內硫磺回收裝置大多采用克勞斯硫磺回收工藝，該工藝流程示意如圖1所示。

在低負荷條件下，要維持硫磺回收裝置的各點溫度比較困難，硫蒸氣很容易在系統(tǒng)滯留，造成管線堵塞，系統(tǒng)壓力升高。同時，各測量及控制儀表在低負荷時操作困難，會導致硫磺回收裝置的反應爐、廢熱鍋爐、冷凝器、再熱器及轉化器等設備在操作中出現(xiàn)一系列的問題[3-7]。低負荷條件下硫磺回收裝置主要存在以下問題。

1.1 配風量不易掌握，燃燒不穩(wěn)定，爐溫難以控制

低負荷運行時，由于酸氣量少，氣風比難以調節(jié)，為了保證配風合理，反應爐溫度偏低，當酸氣濃度過低時，會出現(xiàn)燃燒爐爐溫低于其穩(wěn)定燃燒的最低值的情況[8]，其原因主要包括以下3方面：①低負荷條件下，進入硫磺回收裝置的酸氣量低于設計值，而由于上游裝置操作不當難免會引起酸氣組分和流量的變化，加之裝置比值分析儀通常存在信號反饋滯后現(xiàn)象，會導致裝置配風量不易掌握；②酸氣流量低于設計值，會造成酸氣和空氣在燃燒器內混合不均，甚至有時會出現(xiàn)回火現(xiàn)象；③低負荷條件下，相關儀器儀表難以操作，造成儀器儀表顯示不準，并在一定程度上導致配風量不易掌握。

而燃燒爐爐溫偏低，會對整個裝置的運行產生一系列不良影響：①造成熱反應段轉化率下降，進而引起總硫回收率的降低；②導致酸氣中的烴類、氨氣等不能完全燃燒，沉積在硫磺表面，對硫磺產品外觀產生影響。同時，還會造成克勞斯反應器內催化劑積碳，影響裝置長周期運行。

1.2 系統(tǒng)易堵塞

在低負荷條件下，過程氣流量小，所攜帶的熱量少，若鍋爐高液位運行，冷換設備換熱面積太大，導致冷卻效果太好，過程氣中攜帶的氣態(tài)硫被冷凝下來形成液態(tài)硫，并在管壁上繼續(xù)冷卻為固態(tài)硫滯留在管束，進而堵塞系統(tǒng)。

1.3 反應器床層易積硫積碳

硫磺回收裝置低負荷運行時，進入克勞斯反應器的H2S和SO2總量低于設計值，造成克勞斯反應釋放的熱量低于設計值。由于反應器床層體積相對于過程氣負荷而言過大，導致床層溫升低于設計值，甚至出現(xiàn)出口溫度低于入口溫度的情況，造成反應器床層積硫。同時，燃燒爐爐溫低導致烴類不完全燃燒，烴類物質進入克勞斯反應器內會引起催化劑床層積碳。

2) 8臺中壓柴油發(fā)電機組，額定功率為3 750 kVA，額定轉速為900 r/min，每2臺接入1段中壓母排，布置在一個獨立的機艙內。

1.4 總硫回收率低

低負荷條件下硫磺回收裝置總硫回收率低，主要是在前述第1.1節(jié)和第1.3節(jié)中所述問題的共同作用下造成的。首先，低負荷運行時，制硫爐溫度偏低，熱反應段回收率低，而如果通過提高配風來提高爐膛溫度，則會造成催化劑的硫酸鹽化，影響催化劑的活性和壽命。其次，催化劑床層積硫和積碳，都會導致催化劑活性下降，進而引起催化反應段克勞斯轉化率降低，導致硫磺回收裝置總硫回收率低于設計值。

1.5 設備腐蝕

低負荷運行時，硫磺回收裝置的冷換設備及相關管線均易發(fā)生腐蝕。以硫冷凝器為例，冷凝器管程出口溫度通?？刂圃?30～170 ℃。由于裝置在低負荷下運行，過程氣攜帶的熱量不足，導致硫冷凝器管程出口溫度低，有時可能會低于130 ℃。當過程氣溫度低于水和硫的露點溫度時，容易造成露點腐蝕，嚴重時會導致硫冷器管束腐蝕穿孔，影響裝置長周期運行。

1.6 熱量平衡問題

低負荷操作時，硫磺回收裝置的廢熱鍋爐、冷凝器等設備產生的蒸汽量低于設計值，會影響到全廠蒸汽平衡。

2 硫磺回收裝置低負荷運行優(yōu)化措施建議

針對以上問題，提出了以下幾個方面的優(yōu)化措施。

2.1 穩(wěn)定氣源，合理配風

2.2 提高燃燒爐爐溫

低負荷運行時，硫磺回收裝置主燃燒爐爐溫低于設計值，有時還會低于燃燒爐穩(wěn)定運行的最低爐溫930 ℃，不能保證火焰穩(wěn)定燃燒。因此，應采取一定的措施提高爐溫，以保證其穩(wěn)定燃燒，建議采取以下措施。

2.2.1 配燒燃料氣

業(yè)內多家煉廠、凈化廠的實際操作情況表明，通過采取加入一定量燃料氣混合燃燒的方式，相當于增加了原料氣的總熱量，使燃燒爐爐溫更容易控制，火焰趨于穩(wěn)定。以龍崗凈化廠為例，對其酸氣量降低后維持穩(wěn)定燃燒所需的燃料氣量進行了計算，結果見表1。

表1 龍崗凈化廠酸氣量降低后不同氣質下維持穩(wěn)定燃燒所需的燃料氣量計算實例Table1 CalculationexamplesoffuelgasrequiredtomaintainthestablecombustionfortheLonggangPurificationPlantafteracidgasflowdecreased酸氣中y(H2S)/%40414243444546需配入的燃料氣量/(kmol·h-1)9．057．766．485．203．922．641．31

從表1中數(shù)據(jù)可以看出，在燃燒爐中配入適量燃料氣，可在酸氣中H2S濃度較低的情況下，維持燃燒爐930 ℃的穩(wěn)定燃燒溫度，從而保證裝置穩(wěn)定運行。然而，長期加入燃料氣，一旦配風稍有不當，容易造成反應器積碳，從而影響催化劑活性、硫回收率及硫磺品質等。同時，大量烴類進入燃燒爐將導致CS2在爐內的生成量急劇增加。因此，在向燃燒爐中加入燃料氣時，必須準確計算配燒燃料氣所需的配風。

2.2.2 伴燒氫氣

采用氫氣伴燒是提高硫磺回收裝置燃燒爐爐溫的另外一種伴燒措施，這種伴燒措施使得烴類完全燃燒，火焰穩(wěn)定，不產生黑硫磺，特別適用于容易獲得氫源的硫磺回收裝置(如煉油廠)。以中國石油廣西石化公司6×104t/a硫磺回收裝置低負荷開工運行為例，該裝置開工時負荷僅13%～14%，燃燒爐溫度很難達到設計值。采用氫氣伴燒工藝后，燃燒爐溫度一直控制在1 250 ℃以上，確保了酸氣中烴類和氨氣的完全燃燒，避免了黑硫磺的產生[9]。

2.2.3 直流法改成分流法

當酸氣濃度過低時，通過伴燒燃料氣或氫氣已不能保證燃燒爐的穩(wěn)定燃燒，可考慮將直流法改為分流法以提高爐溫。以中國石油西南油氣田公司重慶天然氣凈化總廠長壽分廠硫磺回收裝置為例，該裝置采用CPS工藝，在低負荷運行狀態(tài)下，酸氣中H2S摩爾分數(shù)僅30%～35%，與設計值(35.8%～41.6%)相比偏低，主燃燒爐爐溫僅約850 ℃，不能保證火焰穩(wěn)定燃燒。2011年檢修期間，操作人員將直流法改為分流法工藝，通過調整進入燃燒爐的酸氣流量，提高了燃燒爐爐溫，保證了主燃燒爐的穩(wěn)定燃燒[10]。

2.3 冷換設備操作優(yōu)化及核算

在低負荷條件下，過程氣流量小，所攜帶的熱量低于設計值，如果鍋爐高液位運行，則冷卻效果太好，液硫容易滯留在管束，堵塞系統(tǒng)，因此，需要平穩(wěn)操作鍋爐液位，并將鍋爐液位控制在下限操作。但當裝置長期處于低負荷運行時，鍋爐下限操作也會對鍋爐本身產生不利影響。因此，有必要重新核算冷換設備的換熱面積，進行堵管操作。以中國石油西南油氣田公司川西北凈化廠天然氣處理裝置為例，當其處理量由20×104m3/d降至10×104m3/d時，冷換設備核算結果如表2所示。

從表2中所列的數(shù)據(jù)可以看出，裝置負荷降低后，廢熱鍋爐列管根數(shù)需要從142根減少到75根，即堵管67根；一級冷凝器列管根數(shù)需要從126根減少到80根，即堵管46根；三級冷凝器列管根數(shù)需要從130根減少到80根，即堵管50根。而二級冷凝器在保持原來的換熱管長度和根數(shù)時，其出口溫度和過程氣的質量流率均滿足設計要求，故二級冷凝器不需要堵管。

表2 川西北凈化廠冷換設備核算結果Table2 CalculationresultsofheatexchangerforNorthwestSichuanPurificationPlant名稱天然氣處理量/(m3·d-1)20×10410×104廢熱鍋爐列管根數(shù)/根14275一級冷凝器列管根數(shù)/根12680二級冷凝器列管根數(shù)/根8080三級冷凝器列管根數(shù)/根13080 注：核算數(shù)據(jù)摘自該廠設備改造資料。

2.4 提高反應器入口溫度

針對低負荷條件下反應器床層易積硫積碳的問題，建議選擇合理措施提高反應器入口溫度，及時做好催化劑除硫、除碳及硫酸鹽還原等操作，減緩催化劑活性衰退。根據(jù)換熱方式的不同，提高反應器入口溫度的方法包括提高外摻和過程氣氣量、采用電加熱器加熱等，利用sulsim7.0軟件對不同加熱方式進行了模擬計算，計算結果列于表3，計算條件見表4。

表3 采用Sulsim軟件計算的不同加熱方式計算結果Table3 CalculationresultsofdifferentheatingmodesbyusingSulsimsoftware項目加熱方式計算項目入口溫度230℃入口溫度250℃高溫摻和摻和氣摩爾流量/(kmol·h-1)26．1935．20氣/氣換熱蒸汽質量流量/(kg·h-1)313．94419．75電加熱加熱功率/kW147．20194

表4 采用Sulsim軟件計算的不同加熱方式計算條件Table4 CalculatedconditionsofdifferentheatingmodesbyusingSulsimsoftware冷凝器出口氣體條件摩爾分數(shù)/%H2SSO2COSCS2COH2CO2H2OArS8N2溫度/℃流量/(kmol·h-1)摻和氣溫度/℃4．032．070．130．031．053．823．2830．340．620．0554．58170271．36600

從表3中的數(shù)據(jù)可以看出，根據(jù)加熱方式的不同，要將反應器入口溫度從230 ℃提高至250 ℃，如果采用高溫摻和的方式，則摻和量需從26.19 kmol/h增加至35.20 kmol/h；若采用蒸汽換熱的方式，則蒸汽量需從313.94 kg/h增加至419.75 kg/h；而如果采用電加熱的方式，則加熱功率需從147.20 kW提高到194 kW。

以中國石油西南油氣田公司重慶天然氣凈化總廠綦江分廠為例，該廠硫磺回收裝置負荷降低后，二級反應器前的氣/氣換熱器因換熱面積過大不能滿足投運生產條件，經分析討論，2010年將加熱方式改為電加熱器加熱，整改后裝置平穩(wěn)運行兩年多，溫度自動控制，操作方便。電加熱器投運后，硫回收率顯著提高，增加了硫磺產量，大大減少了尾氣中SO2排放量，帶來了較好的環(huán)保效益[11-12]。

2.5 采用夾套伴熱

低負荷條件下，硫磺回收裝置管線極易發(fā)生堵塞。建議從冷凝器出口開始全程伴熱，并注意調節(jié)夾套伴熱溫度。根據(jù)文獻[10]，液硫在150～155 ℃時黏度最低，流動速度最快。因此，建議將夾套溫度控制在150～155 ℃，以保證氣流后路暢通，避免管線堵塞。該項技術在玉門油田2 500 t/a硫磺回收裝置上得到了應用，有效防止了液硫凝固造成的管線堵塞[7]。

3 結 論

(1) 以克勞斯法為基礎的硫磺回收裝置是處理脫硫后酸氣的主要處理方式。隨著油氣田開采量的逐年降低，越來越多的硫磺回收裝置將面臨低負荷運行的問題。

(2) 硫磺回收裝置低負荷運行存在爐溫偏低、系統(tǒng)易堵塞、催化劑床層積硫積碳、設備腐蝕、總硫回收率低等問題，采取有效措施提高裝置硫回收率以確保尾氣達標排放極為關鍵。

(3) 低負荷條件下，根據(jù)裝置實際運行狀況，通過選擇合理措施提高燃燒爐爐溫及反應器入口溫度，并對冷換設備進行重新核算，優(yōu)化操作，可以實現(xiàn)硫磺回收裝置的安全、平穩(wěn)、高效運行，確保尾氣中SO2達標排放。

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Operation optimizing of sulfur recovery unit under low load

Zhang Sujuan1, Chen Changjie1, He Jinlong1, Wen Chongrong1, Xu Juan1, Zhu Ronghai1, Liu Jun2

(1.ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu610213,China; 2.NaturalGasPurificationPlant,NorthwesternSichuanGasDistrict,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Jiangyou621709,China)

This paper introduced the main problems existing in low load operation conditions of sulfur recovery plant, and the causes of the problems were analyzed. According to the analysis, the proposals and measures of operation optimizing of the sulfur recovery unit under low load were put forward, which could provide references for safe, smooth operation of sulfur recovery unit and achieve the up-to-standard emission of tail gas.

sulfur recovery, low load, operation, optimization

張素娟(1980-)，女，工程師，2006年畢業(yè)于四川大學化學學院有機化學專業(yè)，碩士，現(xiàn)就職于中國石油西南油氣田公司天然氣研究院，主要從事天然氣凈化研究工作。E-mail: zhangsujuan@petrochina.com.cn

TE64

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2015.06.006

2015-04-21；

2015-08-25； 編輯：溫冬云