低負(fù)荷條件下硫磺回收裝置的運(yùn)行優(yōu)化

張素娟 陳昌介 何金龍 溫崇榮 許 娟 朱榮海 劉 軍

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

低負(fù)荷條件下硫磺回收裝置的運(yùn)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(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.中國(guó)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(fù)荷條件下硫磺回收裝置運(yùn)行過(guò)程中存在的主要問(wèn)題，并對(duì)產(chǎn)生問(wèn)題的原因進(jìn)行了分析，根據(jù)分析的結(jié)果提出了硫磺回收裝置低負(fù)荷運(yùn)行優(yōu)化的措施及建議，為低負(fù)荷條件下硫磺回收裝置安全、平穩(wěn)運(yùn)行并實(shí)現(xiàn)尾氣達(dá)標(biāo)排放提供了參考。

硫磺回收 低負(fù)荷 運(yùn)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(zhì)均受到上游脫硫裝置運(yùn)行的影響。當(dāng)油氣田開(kāi)發(fā)處于中、后期產(chǎn)量遞減的開(kāi)采階段，其產(chǎn)量很可能會(huì)低于配套生產(chǎn)裝置和工藝的設(shè)計(jì)下限，造成脫硫單元處理的原料天然氣流量不斷降低，進(jìn)而導(dǎo)致配套硫磺回收裝置處理的酸氣流量進(jìn)一步下降，出現(xiàn)裝置低負(fù)荷運(yùn)行的情況。

1996年4月12日，我國(guó)發(fā)布了GB 16297-1996《大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》，并于1997年1月1日起實(shí)施。GB 16297-1996中規(guī)定的新建裝置排放尾氣中SO2質(zhì)量濃度限值為960 mg/m3，現(xiàn)有裝置為1 200 mg/m3，同時(shí)還按不同排氣筒高度限定了最高允許排放速率[1]，但該標(biāo)準(zhǔn)中沒(méi)有針對(duì)天然氣凈化行業(yè)的專項(xiàng)規(guī)定。按照國(guó)家環(huán)境保護(hù)總局《關(guān)于天然氣凈化廠脫硫尾氣排放執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)有關(guān)問(wèn)題的復(fù)函》環(huán)函[1999]48號(hào)的要求，在行業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)未出臺(tái)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(biāo)準(zhǔn)》中的最高允許排放速率指標(biāo)進(jìn)行控制。鑒于此，中國(guó)石油天然氣集團(tuán)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(kāi)采工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，該標(biāo)準(zhǔn)已公開(kāi)征求意見(jiàn)稿，最終方案尚未確定，但對(duì)SO2排放要求必然更為嚴(yán)格。而對(duì)于煉油廠而言，新出臺(tái)的GB 31570-2015《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》則要求硫磺回收裝置排放尾氣中SO2質(zhì)量濃度從960 mg/m3進(jìn)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(jiàn)，我國(guó)對(duì)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(yán)格[2]。

面對(duì)日益嚴(yán)峻的環(huán)境保護(hù)壓力，如果低負(fù)荷條件下硫磺回收裝置不開(kāi)車，將會(huì)造成每年大量含H2S的酸氣通過(guò)火炬燃燒，并生成SO2排放于大氣中，嚴(yán)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(chǎn)成本，減少污染，回收硫資源，應(yīng)通過(guò)不斷的技術(shù)改造，優(yōu)化操作，實(shí)現(xiàn)硫磺回收裝置在低負(fù)荷條件下的高效、安全、平穩(wěn)運(yùn)行和達(dá)標(biāo)排放，為其他類似硫磺回收裝置的運(yùn)行提供參考。

1 硫磺回收裝置低負(fù)荷運(yùn)行存在的問(wèn)題

國(guó)內(nèi)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(fù)荷條件下，要維持硫磺回收裝置的各點(diǎn)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(shí)，各測(cè)量及控制儀表在低負(fù)荷時(shí)操作困難，會(huì)導(dǎo)致硫磺回收裝置的反應(yīng)爐、廢熱鍋爐、冷凝器、再熱器及轉(zhuǎn)化器等設(shè)備在操作中出現(xiàn)一系列的問(wèn)題[3-7]。低負(fù)荷條件下硫磺回收裝置主要存在以下問(wèn)題。

1.1 配風(fēng)量不易掌握，燃燒不穩(wěn)定，爐溫難以控制

低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，由于酸氣量少，氣風(fēng)比難以調(diào)節(jié)，為了保證配風(fēng)合理，反應(yīng)爐溫度偏低，當(dāng)酸氣濃度過(guò)低時(shí)，會(huì)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(fù)荷條件下，進(jìn)入硫磺回收裝置的酸氣量低于設(shè)計(jì)值，而由于上游裝置操作不當(dāng)難免會(huì)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(hào)反饋滯后現(xiàn)象，會(huì)導(dǎo)致裝置配風(fēng)量不易掌握；②酸氣流量低于設(shè)計(jì)值，會(huì)造成酸氣和空氣在燃燒器內(nèi)混合不均，甚至有時(shí)會(huì)出現(xiàn)回火現(xiàn)象；③低負(fù)荷條件下，相關(guān)儀器儀表難以操作，造成儀器儀表顯示不準(zhǔn)，并在一定程度上導(dǎo)致配風(fēng)量不易掌握。

而燃燒爐爐溫偏低，會(huì)對(duì)整個(gè)裝置的運(yùn)行產(chǎn)生一系列不良影響：①造成熱反應(yīng)段轉(zhuǎn)化率下降，進(jìn)而引起總硫回收率的降低；②導(dǎo)致酸氣中的烴類、氨氣等不能完全燃燒，沉積在硫磺表面，對(duì)硫磺產(chǎn)品外觀產(chǎn)生影響。同時(shí)，還會(huì)造成克勞斯反應(yīng)器內(nèi)催化劑積碳，影響裝置長(zhǎng)周期運(yùn)行。

1.2 系統(tǒng)易堵塞

在低負(fù)荷條件下，過(guò)程氣流量小，所攜帶的熱量少，若鍋爐高液位運(yùn)行，冷換設(shè)備換熱面積太大，導(dǎo)致冷卻效果太好，過(guò)程氣中攜帶的氣態(tài)硫被冷凝下來(lái)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(jìn)而堵塞系統(tǒng)。

1.3 反應(yīng)器床層易積硫積碳

硫磺回收裝置低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，進(jìn)入克勞斯反應(yīng)器的H2S和SO2總量低于設(shè)計(jì)值，造成克勞斯反應(yīng)釋放的熱量低于設(shè)計(jì)值。由于反應(yīng)器床層體積相對(duì)于過(guò)程氣負(fù)荷而言過(guò)大，導(dǎo)致床層溫升低于設(shè)計(jì)值，甚至出現(xiàn)出口溫度低于入口溫度的情況，造成反應(yīng)器床層積硫。同時(shí)，燃燒爐爐溫低導(dǎo)致烴類不完全燃燒，烴類物質(zhì)進(jìn)入克勞斯反應(yīng)器內(nèi)會(huì)引起催化劑床層積碳。

2) 8臺(tái)中壓柴油發(fā)電機(jī)組，額定功率為3 750 kVA，額定轉(zhuǎn)速為900 r/min，每2臺(tái)接入1段中壓母排，布置在一個(gè)獨(dú)立的機(jī)艙內(nèi)。

1.4 總硫回收率低

低負(fù)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(wèn)題的共同作用下造成的。首先，低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，制硫爐溫度偏低，熱反應(yīng)段回收率低，而如果通過(guò)提高配風(fēng)來(lái)提高爐膛溫度，則會(huì)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(huì)導(dǎo)致催化劑活性下降，進(jìn)而引起催化反應(yīng)段克勞斯轉(zhuǎn)化率降低，導(dǎo)致硫磺回收裝置總硫回收率低于設(shè)計(jì)值。

1.5 設(shè)備腐蝕

低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，硫磺回收裝置的冷換設(shè)備及相關(guān)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(fù)荷下運(yùn)行，過(guò)程氣攜帶的熱量不足，導(dǎo)致硫冷凝器管程出口溫度低，有時(shí)可能會(huì)低于130 ℃。當(dāng)過(guò)程氣溫度低于水和硫的露點(diǎn)溫度時(shí)，容易造成露點(diǎn)腐蝕，嚴(yán)重時(shí)會(huì)導(dǎo)致硫冷器管束腐蝕穿孔，影響裝置長(zhǎng)周期運(yùn)行。

1.6 熱量平衡問(wèn)題

低負(fù)荷操作時(shí)，硫磺回收裝置的廢熱鍋爐、冷凝器等設(shè)備產(chǎn)生的蒸汽量低于設(shè)計(jì)值，會(huì)影響到全廠蒸汽平衡。

2 硫磺回收裝置低負(fù)荷運(yùn)行優(yōu)化措施建議

針對(duì)以上問(wèn)題，提出了以下幾個(gè)方面的優(yōu)化措施。

2.1 穩(wěn)定氣源，合理配風(fēng)

2.2 提高燃燒爐爐溫

低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，硫磺回收裝置主燃燒爐爐溫低于設(shè)計(jì)值，有時(shí)還會(huì)低于燃燒爐穩(wěn)定運(yùn)行的最低爐溫930 ℃，不能保證火焰穩(wěn)定燃燒。因此，應(yīng)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(nèi)多家煉廠、凈化廠的實(shí)際操作情況表明，通過(guò)采取加入一定量燃料氣混合燃燒的方式，相當(dāng)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(duì)其酸氣量降低后維持穩(wěn)定燃燒所需的燃料氣量進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 龍崗凈化廠酸氣量降低后不同氣質(zhì)下維持穩(wěn)定燃燒所需的燃料氣量計(jì)算實(shí)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(yùn)行。然而，長(zhǎng)期加入燃料氣，一旦配風(fēng)稍有不當(dāng)，容易造成反應(yīng)器積碳，從而影響催化劑活性、硫回收率及硫磺品質(zhì)等。同時(shí)，大量烴類進(jìn)入燃燒爐將導(dǎo)致CS2在爐內(nèi)的生成量急劇增加。因此，在向燃燒爐中加入燃料氣時(shí)，必須準(zhǔn)確計(jì)算配燒燃料氣所需的配風(fēng)。

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(chǎn)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(guó)石油廣西石化公司6×104t/a硫磺回收裝置低負(fù)荷開(kāi)工運(yùn)行為例，該裝置開(kāi)工時(shí)負(fù)荷僅13%～14%，燃燒爐溫度很難達(dá)到設(shè)計(jì)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(chǎn)生[9]。

2.2.3 直流法改成分流法

當(dāng)酸氣濃度過(guò)低時(shí)，通過(guò)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(guó)石油西南油氣田公司重慶天然氣凈化總廠長(zhǎng)壽分廠硫磺回收裝置為例，該裝置采用CPS工藝，在低負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)下，酸氣中H2S摩爾分?jǐn)?shù)僅30%～35%，與設(shè)計(jì)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(guò)調(diào)整進(jìn)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(shè)備操作優(yōu)化及核算

在低負(fù)荷條件下，過(guò)程氣流量小，所攜帶的熱量低于設(shè)計(jì)值，如果鍋爐高液位運(yùn)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(dāng)裝置長(zhǎng)期處于低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，鍋爐下限操作也會(huì)對(duì)鍋爐本身產(chǎn)生不利影響。因此，有必要重新核算冷換設(shè)備的換熱面積，進(jìn)行堵管操作。以中國(guó)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(dāng)其處理量由20×104m3/d降至10×104m3/d時(shí)，冷換設(shè)備核算結(jié)果如表2所示。

從表2中所列的數(shù)據(jù)可以看出，裝置負(fù)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(jí)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(jí)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(jí)冷凝器在保持原來(lái)的換熱管長(zhǎng)度和根數(shù)時(shí)，其出口溫度和過(guò)程氣的質(zhì)量流率均滿足設(shè)計(jì)要求，故二級(jí)冷凝器不需要堵管。

表2 川西北凈化廠冷換設(shè)備核算結(jié)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(jí)冷凝器列管根數(shù)/根12680二級(jí)冷凝器列管根數(shù)/根8080三級(jí)冷凝器列管根數(shù)/根13080 注：核算數(shù)據(jù)摘自該廠設(shè)備改造資料。

2.4 提高反應(yīng)器入口溫度

針對(duì)低負(fù)荷條件下反應(yīng)器床層易積硫積碳的問(wèn)題，建議選擇合理措施提高反應(yīng)器入口溫度，及時(shí)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(yīng)器入口溫度的方法包括提高外摻和過(guò)程氣氣量、采用電加熱器加熱等，利用sulsim7.0軟件對(duì)不同加熱方式進(jìn)行了模擬計(jì)算，計(jì)算結(jié)果列于表3，計(jì)算條件見(jiàn)表4。

表3 采用Sulsim軟件計(jì)算的不同加熱方式計(jì)算結(jié)果Table3 CalculationresultsofdifferentheatingmodesbyusingSulsimsoftware項(xiàng)目加熱方式計(jì)算項(xiàng)目入口溫度230℃入口溫度250℃高溫?fù)胶蛽胶蜌饽柫髁?(kmol·h-1)26．1935．20氣/氣換熱蒸汽質(zhì)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(jì)算的不同加熱方式計(jì)算條件Table4 CalculatedconditionsofdifferentheatingmodesbyusingSulsimsoftware冷凝器出口氣體條件摩爾分?jǐn)?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(yīng)器入口溫度從230 ℃提高至250 ℃，如果采用高溫?fù)胶偷姆绞?，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(guó)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(fù)荷降低后，二級(jí)反應(yīng)器前的氣/氣換熱器因換熱面積過(guò)大不能滿足投運(yùn)生產(chǎn)條件，經(jīng)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(yùn)行兩年多，溫度自動(dòng)控制，操作方便。電加熱器投運(yùn)后，硫回收率顯著提高，增加了硫磺產(chǎn)量，大大減少了尾氣中SO2排放量，帶來(lái)了較好的環(huán)保效益[11-12]。

2.5 采用夾套伴熱

低負(fù)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(kāi)始全程伴熱，并注意調(diào)節(jié)夾套伴熱溫度。根據(jù)文獻(xiàn)[10]，液硫在150～155 ℃時(shí)黏度最低，流動(dòng)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(xiàng)技術(shù)在玉門油田2 500 t/a硫磺回收裝置上得到了應(yīng)用，有效防止了液硫凝固造成的管線堵塞[7]。

3 結(jié) 論

(1) 以克勞斯法為基礎(chǔ)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(kāi)采量的逐年降低，越來(lái)越多的硫磺回收裝置將面臨低負(fù)荷運(yùn)行的問(wèn)題。

(2) 硫磺回收裝置低負(fù)荷運(yùn)行存在爐溫偏低、系統(tǒng)易堵塞、催化劑床層積硫積碳、設(shè)備腐蝕、總硫回收率低等問(wèn)題，采取有效措施提高裝置硫回收率以確保尾氣達(dá)標(biāo)排放極為關(guān)鍵。

(3) 低負(fù)荷條件下，根據(jù)裝置實(shí)際運(yùn)行狀況，通過(guò)選擇合理措施提高燃燒爐爐溫及反應(yīng)器入口溫度，并對(duì)冷換設(shè)備進(jìn)行重新核算，優(yōu)化操作，可以實(shí)現(xiàn)硫磺回收裝置的安全、平穩(wěn)、高效運(yùn)行，確保尾氣中SO2達(dá)標(biāo)排放。

[1] 國(guó)家環(huán)境保護(hù)局. GB 16297-1996大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn). 北京: 中國(guó)標(biāo)準(zhǔn)出版社, 1996.

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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(xué)化學(xué)學(xué)院有機(jī)化學(xué)專業(yè)，碩士，現(xiàn)就職于中國(guó)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