王會強，王會永，馬永偉

(1.中國石油四川石化有限責(zé)任公司，四川成都 611930，2.天津海盛石化建筑安裝工程有限公司，天津300270)

硫磺回收

煉廠醇胺法溶劑再生裝置技術(shù)改造及工藝優(yōu)化

王會強1，王會永2，馬永偉1

(1.中國石油四川石化有限責(zé)任公司，四川成都 611930，2.天津海盛石化建筑安裝工程有限公司，天津300270)

介紹了四川石化公司溶劑再生裝置特點。通過上游裝置生產(chǎn)異常波動對溶劑再生及制硫系統(tǒng)的影響，詳細分析造成異常的原因以及采取的技術(shù)改造措施。重點介紹溶劑再生裝置富胺液閃蒸罐改造、改造后運行情況，以及工藝優(yōu)化控制方案。通過對富液閃蒸罐溫度壓力、再生塔底蒸汽用量以及貧胺液外送溫度進行優(yōu)化，在不影響本裝置工藝操作和貧胺液質(zhì)量合格的前提下，富液閃蒸罐溫度控制在65～75 ℃，閃蒸壓力控制在0.030～0.160 MPa，貧胺液出裝置溫度控制在55±2 ℃。同時針對目前存在的問題提出了解決辦法，為同類裝置的安全平穩(wěn)長周期運行提供參考。

甲基二乙醇胺 溶劑 再生 技術(shù)改造 工藝優(yōu)化

中國石油四川石化有限責(zé)任公司(以下簡稱四川石化)溶劑再生裝置是集中處理全廠富胺液再生的重要裝置，也是煉化一體化重要的環(huán)保配套裝置。硫磺回收尾氣處理單元中的胺液吸收是確保尾氣排放的最后一道屏障，因此確保貧胺液質(zhì)量合格對降低尾氣中SO2排放濃度至關(guān)重要。受制于上游各裝置運行情況，溶劑采用集中再生對工藝操作提出了更高的技術(shù)要求。

1 裝置概況

四川石化醇胺溶劑2套再生裝置規(guī)模均為350 t/h，設(shè)計彈性為60%～110%。第一套溶劑再生裝置處理加氫裂化裝置、硫磺回收裝置的富胺液；第二套溶劑再生裝置處理常減壓裝置、渣油加氫裝置、柴油加氫裝置、催化裂化裝置和酸性水汽提裝置的富胺液。再生后的貧胺液送至上游裝置循環(huán)使用，清潔酸性氣送至硫磺回收裝置生產(chǎn)硫磺。采用常規(guī)汽提再生法，再生塔底重沸器熱源采用0.35 MPa蒸汽，中國石油西南天然氣研究院研制的CT8-5復(fù)合型甲基二乙醇胺(MDEA)溶劑為脫硫劑。

2 裝置運行

溶劑再生裝置連續(xù)運行近20個月，受上游加氫裝置操作工況的影響，富胺液通過加氫裝置自身壓力(最低壓力達0.8 MPa)到本裝置(最高壓力達0.15 MPa)，進一步加速富胺液內(nèi)輕組分閃蒸，超過溶劑再生裝置富胺液閃蒸罐脫油脫氣的最大限度，造成再生塔數(shù)次操作異常，塔頂安全閥起跳以及對下游制硫系統(tǒng)沖擊造成尾氣排放超標(biāo)的惡性環(huán)保事故。

2.1 裝置運行異常

2015年5月8日14∶45渣油加氫進行撇油操作，隨后2套溶劑再生塔操作壓力波動大，塔平衡遭到破壞。來料富胺液中組分發(fā)生重大變化，夾帶重油，繼而導(dǎo)致溶劑再生塔頂部酸性氣流量突然增大；后部制硫爐配風(fēng)加至最大后，仍無法滿足酸性氣的及時燃燒。導(dǎo)致大量酸性氣積聚在酸性氣分液罐，分液罐超壓酸性氣放火炬。配風(fēng)無法增大導(dǎo)致SO2排放超標(biāo)。

2.2 原因分析

在此期間，2套溶劑再生裝置酸性氣流量波動差值達56.26 t/h，持續(xù)時間近10 h，再生塔底壓力波動差值達0.065 MPa，酸性氣抽出量于5月8日最大值達2 232 m3/h，最小值達1 207 m3/h，差值達1 025 m3/h。塔底蒸汽用量釜式重沸器差值為8.94 t/h，閥位開度變化9.8%，釜式重沸器差值為8.94 t/h，閥門開度變化為10%。酸性氣入爐量波動差值達到2 091 m3/h，閥門開度變化為2.3%。這些數(shù)據(jù)表明：2套溶劑再生裝置來料量及組分性質(zhì)變化導(dǎo)致后部一系列波動，進而造成尾氣排放超標(biāo)。酸性氣量波動大，風(fēng)機放空閥全關(guān)，主副風(fēng)閥位全開，爐頭壓力上升最大限度，配風(fēng)量很難持續(xù)跟進，成為酸性氣中部分硫化氫穿透至尾氣焚燒爐造成尾爐超溫、尾氣排放超標(biāo)的直接原因。

渣油加氫裝置撇油操作為每天白班撇油1次，撇油操作主要是針對循環(huán)氫脫硫塔及富胺液閃蒸罐，尤其是循環(huán)氫脫硫塔，若塔內(nèi)積油易引起霧沫夾帶，使循環(huán)氫壓縮機入口分液罐液位升高，而循環(huán)氫脫硫塔入口分液罐設(shè)計較小，易導(dǎo)致循環(huán)機停車裝置停工。氣體竄入富胺液中導(dǎo)致竄壓是造成溶劑再生裝置操作異常的根本原因。

3 技術(shù)改造

針對上游裝置運行情況，四川石化采取相應(yīng)的技術(shù)改造措施：①上游裝置平穩(wěn)操作的同時將循環(huán)氫脫硫塔撇油線改至污油罐；②增加1個容積相同的閃蒸罐，將富胺液在閃蒸罐內(nèi)停留時間增加1倍，同時將閃蒸氣至火炬管線直徑由原來的80 mm擴大為200 mm。

改造后的溶劑再生裝置工藝流程見圖1。

圖1 改造后的溶劑再生裝置工藝流程

3.1 改造后的運行情況

2015年11月技改后，經(jīng)5個月連續(xù)運行，發(fā)現(xiàn)溶劑再生裝置運行平穩(wěn)，未出現(xiàn)技改前的波動情況。四川石化同時在裝置運行平穩(wěn)的基礎(chǔ)上進行工藝優(yōu)化、降低再生蒸汽單耗，技術(shù)改造達到預(yù)期效果。技改前后溶劑再生裝置操作數(shù)據(jù)對比見表1。

表1 技改前后溶劑再生裝置操作數(shù)據(jù)對比

由連續(xù)11個月數(shù)據(jù)記錄顯示：技術(shù)改造前貧胺液H2S質(zhì)量濃度平均值為0.61 g/L，蒸汽單耗為158.25 kg/t；技術(shù)改造后貧胺液H2S質(zhì)量濃度平均值為0.26 g/L，蒸汽單耗為127 kg/t。

3.2 工藝優(yōu)化

硫磺回收裝置處理的酸性氣中溶劑再生裝置產(chǎn)生的清潔酸性氣約占總氣量的52%，因此對確保裝置平穩(wěn)運行至關(guān)重要。此外，溶劑再生裝置肩負著全廠脫硫裝置平穩(wěn)運行及油品低硫指標(biāo)的重任[1]；同時硫磺回收尾氣處理系統(tǒng)中胺液吸收也是確保尾氣排放的最后一道屏障。四川石化結(jié)合實際工況，提出優(yōu)化控制工藝指標(biāo)，將不利影響降至最低。

3.2.1 控制富胺液閃蒸罐壓力及溫度

富胺液閃蒸罐頂壓力控制在0.05～0.20 MPa，溫度控制在60～70 ℃。相對于上游富胺液含油帶烴、帶氫嚴(yán)重時，在閃蒸罐容積一定的情況下，該溫度控制相對較低、壓力控制相對較高，致使大量烴類及氫氣很難在較短時間內(nèi)閃蒸出去，進而帶至后部給再生塔及硫磺生產(chǎn)工序帶來沖擊。因此，經(jīng)工藝優(yōu)化，將富胺液閃蒸罐頂壓力控制在0.03～0.16 MPa、溫度控制在65～75 ℃，同時采用雙閃蒸罐工藝，增加富胺液閃蒸面積及停留時間，有利于富胺液中輕組分閃蒸出去，減輕對再生塔的影響。技術(shù)改造后，裝置連續(xù)運行5個月，溶劑再生裝置運行平穩(wěn)率有較大提高，對硫磺回收系統(tǒng)沖擊有所緩解。

3.2.2 控制貧胺液外送溫度

針對渣油加氫裝置來料富胺液含油帶烴、氫氣及雜質(zhì)嚴(yán)重，造成溶劑再生裝置操作頻繁波動，且多次造成硫磺回收裝置非計劃停工。通過分析發(fā)現(xiàn)渣油加氫裝置循環(huán)氫脫硫塔溫度設(shè)計值為50 ℃，貧胺液溫度控制在53 ℃左右(指標(biāo)為50～55 ℃)，貧胺液外送管線無保溫設(shè)施，沿途溫度損失近2 ℃(異常天氣尤為嚴(yán)重)。造成貧胺液入塔溫度與循環(huán)氫氣體溫度接近或低于其溫度，循環(huán)氫氣體中富含重?zé)N組分冷凝，從而導(dǎo)致富胺液帶油帶烴，此外還破壞胺液質(zhì)量，增加溶劑損耗，對后續(xù)裝置平穩(wěn)長周期運行埋下隱患。

四川石化為此嚴(yán)格制定貧胺液外送溫度53～57 ℃，降低重?zé)N冷凝風(fēng)險。通過提高貧胺液外送溫度，確保貧胺液入塔溫度在脫硫氣體溫度5 ℃以上，降低重?zé)N冷凝風(fēng)險。技改后的5個月運行中，制硫裝置沒有因帶烴嚴(yán)重而造成非計劃停工，而且提高了貧胺液質(zhì)量，降低溶劑損壞。同時也減少酸性氣防火炬次數(shù)，取得較好的經(jīng)濟和環(huán)保效益。

3.2.3 控制再生塔底蒸汽用量

硫磺回收裝置1.0 MPa中壓蒸汽的總用量一般約為100 t/h，2套溶劑再生裝置蒸汽用量較大，造成酸性氣負荷大，裝置能耗高，工藝長期未達標(biāo)。四川石化為此制定嚴(yán)格的中壓蒸汽用量，降低裝置能耗。1套溶劑再生塔底蒸汽量單臺重沸器維持在20～21 t/h， 2套溶劑再生塔底蒸汽量單臺重沸器維持在12～13 t/h。中壓蒸汽總用量降至72 t/h，蒸汽節(jié)約達28 t/h。

4 結(jié)語

溶劑再生裝置肩負著全廠脫硫裝置平穩(wěn)運行及油品低硫指標(biāo)的重任，同時要確保尾氣中SO2排放合格，因此保證溶劑再生裝置平穩(wěn)運行十分必要。通過分析上游裝置波動對溶劑再生裝置的影響，將上游裝置撇油流程改至污油罐，溶劑再生裝置增加1個閃蒸罐，使溶劑再生裝置運行穩(wěn)定，蒸汽單耗明顯下降，對同類溶劑再生裝置的安全平穩(wěn)、長周期運行提供了很好的借鑒。

[1] 諸林.天然氣加工工程[M].北京：石油工業(yè)出版社，2008：84-140.

Technical innovation and process optimization of solvent regenerating unit by alconol-amine method in refinery

WANGHuiqiang1，WANGHuiyong2，MAYongwei1

(1.Sinopec Sichuan Petrochemical Co., Ltd., Chengdu， Sichuan，611930，China；2.Tianjin Haisheng Petrochemical Construction Installation Engineering Co., Ltd., Tianjin，300270，China)

Characteristics of solvent regenerating unit in Sinopec Sichuan Petrochemical Co., Ltd. is introduced. Abnormal operation reasons and adopted technical innovation measures are analyzed in detail by effect of abnormal production fluctuation of upstream device on solvent regenerating and sulphur making system. Transformation and operation of rich amine flash drum in solvent regenerating unit are described. Meanwhile, optimization and control project are proposed. By optimizing temperature and pressure in rich amine flash drum, steam consumption at bottom of regenerating column and deliveried poor amine temperature, temperature in rich amine flash drum was controlled between 65 ℃ and 75 ℃, pressure in rich amine flash drum was controlled between 0.030 MPa and 0.160 MPa, temperature of poor amine leaving unit was controlled within 55±2 ℃, on the premise of not influencing unit technology operation and ensuring qualified poor amine. Solution for current problems are proposed, providing a reference for safe，stable and long-term operation of similar plant.

methyldiethanolamine；solvent；regenation；technical innovation；process optimization

2016-12-11。

王會強，男，中國石油四川石化有限責(zé)任公司生產(chǎn)一部助理工程師，主要從事煉油相關(guān)技術(shù)工作。電話：18030590329；E-mail：wanghq329@petrochina.com.cn。

TQ111.16；TQ125.1+1

B

1002-1507(2017)04-0032-04