电加热器再热技术在硫磺回收装置上的应用①

王小强 邱 斌 赵柳鉴 高健文 陈 亮 田梦雯 黄 暄

(1. 中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂 2. 中国石油西南油气田公司物资公司)

随着全球环保要求的日趋严格，进一步提高硫磺回收装置硫磺回收率，减少尾气中SO2排放量受到普遍重视[1]。在Claus硫磺回收工艺中，需要对过程气采取直接或间接的加热方式以达到催化反应器所需的进口温度[3]。过程气加热方式的选择是否合适将直接影响硫磺回收装置的长周期稳定运行。如何根据硫磺回收装置的特点，合理选择和利用过程气加热方式是工程设计人员和生产技术人员需要重视的问题。目前，电加热器再热技术在气田采气管线伴热、甲醇氢回收装置、石化、炼化硫磺回收装置中均有利用，技术相对成熟，但在西南地区的天然气净化装置中尚缺乏应用先例。

重庆天然气净化总厂綦江分厂设计规模为天然气处理量20×104m3/d(101.325 kPa，20 ℃)，原料气设计压力2.27 MPa(G)，H2S摩尔分数约为0.71%(10～12 g/m3)，CO2摩尔分数0.05%；处理后净化气中H2S质量浓度≤20 mg/m3，总硫质量浓度≤200 mg/m3，CO2摩尔分数≤3%，水露点≤-5 ℃(2.2 MPa(G)下)。硫磺回收装置酸气处理量约60 m3/h，酸气中H2S摩尔分数91.14%，硫磺回收率为90%～93%。投产后，实际酸气量为35 m3/h，随着上游产量的逐步降低，目前酸气量仅20～25 m3/h。由于綦江分厂硫磺回收装置系统热损失较大，气-气换热器在装置投产之初多次发生硫堵，二级催化反应器进口过程气温度达不到设计要求，致使二级催化反应器无法投运，硫磺回收率较低，尾气中SO2含量较高。为了进一步提高硫磺回收率，降低尾气中SO2排放量，减少环境污染，需根据装置现状，重新选择二级催化反应器进口过程气再热方式。

1 过程气再热方式比较及选择

过程气再热方式主要有高温掺和法、在线加热炉加热法、蒸汽加热法、气-气换热法等，上述方法在国内硫磺回收装置中均有工业应用，且技术较为成熟[5]。各种预热方式也可混合使用，如一级催化反应器进口过程气采用高温热掺和法加热，二级反应器进口过程气采用蒸汽加热法或气-气换热法等。电加热器通常作为其他加热方式的辅助设施。

目前，国内硫磺回收装置过程气加热以高温热掺和、装置自产中压蒸汽换热、气-气换热和在线加热炉的方式居多，各种再热方式对比见表1[3]。

在确定二级催化反应器进口过程气加热方式前，针对綦江分厂现状进行了分析和论证：

(1) 高温气掺和宜使用双管程余热锅炉的第一管程出口气，其温度为400～650 ℃，掺和阀条件不苛刻，易于实现自动控制。虽然与使用燃烧炉出口气掺和相比掺和量大一些，但可靠性高。该方案因掺和气中H2S及SO2浓度较高且含有较多硫蒸气，不利于转化，仅可用于一级催化反应器前的再热。

表1 几种过程气再热方式对比

(2) 由于装置区占地面积较小，空间布局紧凑，故无足够的占地面积。此外，硫磺回收装置风机无足够的余量。若增加风机，势必会造成投资及运行成本的增加。因此，不宜采用在线加热炉加热法。

(3) 锅炉设计负荷较小，最大蒸汽量为1 t/h，无多余蒸汽对过程气进行加热。同时，蒸汽系统压力仅0.3 MPa，无法将过程气加热至二级催化反应器进口过程气温度。若提高蒸汽压力，则涉及蒸汽换热的设备将超出工作压力设计值运行，存在不安全因素。因此，不宜采用蒸汽加热法。

(4) 硫磺回收装置酸气实际负荷仅为设计负荷的50%，热量不足，且系统热损失较大，余热锅炉出口至一级反应器入口段过程气管线长度仅18 m，温降达70 ℃。由于过程气温度较低，原设计的气-气换热法在开产之初，多次发生硫堵，导致硫磺回收装置无法投产运行。因此，不宜采用气-气换热法。

基于上述原因，最终确定选择电加热作为过程气的再热方式。

2 电加热器工作原理和结构

电加热器的热量由置于加热器内的电加热元件产生，通过强制对流的方式对介质进行加热，加热时采用流体热力学原理，过程气作为热载体的加热介质从容器口进入，将电加热器工作时产生的热量传递出去，从而达到工艺加热的要求[4]。

当介质温度接近设定值时，电加热器控制系统依据输出口温度传感器信号，进行PID运算，自动调节电加热器输出功率，使输出口的介质温度达到所需要求。当发热元件超温时，发热元件的过热保护装置立即自动切断加热电源，避免发热元件烧坏，延长电加热器的使用寿命。电加热器结构示意图见图1。

由图1可见，加热器设计了折流板，延迟了过程气在加热器中的滞留时间，从而可保证过程气被加热至工艺所需的温度。图中仅示意性地画出两只加热元件，实为12支。加热器壳体直径380 mm，长度2 548 mm。

该加热元件由316L不锈钢制成，管内电阻丝通常为镍铬丝，有时采用更耐高温的铂镍铬丝，在电阻丝周围填充石英砂，使电阻丝对管壁绝缘。电阻丝构成的加热元件，电压380 V，温度最高可达350 ℃，每个元件功率2.1 kW，其结构尺寸见图2。

3 应用情况

2010年12月，重庆天然气净化总厂綦江分厂开始使用电加热器进行过程气再热，截至2013年，已使用两年多时间，装置总体运行平稳，解决了硫磺回收装置因过程气温度较低使得二级催化反应器无法投运从而影响硫回收率的问题。

3.1 增设电加热器前后硫磺回收装置运行情况

2010年11月前，影响硫磺回收率的主要因素是酸气量仅35 m3/h左右，为设计负荷的58%，系统热量不足，热损失较大，二级反应器入口温度偏低，因此，只投用了一级反应器及二级硫磺冷凝冷却器，硫磺回收率仅84.2%，工艺流程见图3。

2010年11月大修期间，对硫磺回收装置进行了技改，在二级反应器入口增设电加热器，确保二级反应器入口过程气温度达到生产条件，使二级反应器及三级硫磺冷凝冷却器能投入运行。技改后硫磺回收率提高至约90%，工艺流程图见图4。

自2010年12月7日电加热器投运至2013年3月30日，电加热器共运行18 601 h，运行平稳。硫磺回收装置酸气中H2S摩尔分数高达90%，在运行过程中，未发现腐蚀穿孔现象。生产运行期间，二级反应器入口温度及床层温度较为平稳，如表2所示。

表2 二级反应器入口温度及床层温度

由表2可以看出，二级反应器投入运行后，二级反应器床层温度较稳定，未出现大幅度波动现象。在生产运行过程中，二级反应器及二、三级硫磺冷凝冷却器均未出现硫堵现象。

3.2 应用中出现的问题

电加热器在应用过程中出现的主要问题见表3[2]。

表3 故障情况统计分析

3.3 使用注意事项

(1) 接头的防水措施需进一步提高，防爆接线腔部位应采用遮雨设施，做好防腐、保温施工。

(2) 应视输入、输出功率选择适当的电加热器电源输入、输出导线，以免因导线过热影响设备的正常运行。同时，应注意接线是否紧固，避免出现因接头松动而导致的供电异常，致使电加热器内部温度升高，发生超温报警现象。

(3) 设备启运时必须确保过程气流动，若在电加热器处于封闭状态时启动，会因升温迅速烧毁内部元件。因此，在电加热器开始工作前，应先使加热介质处于流动状态后再启动电加热器。

(4) 管束与管板连接部位的密封性能需进一步优化。

(5) 为保证加热调温的平稳，应选用高精度控制面板。

(6) 对于酸气浓度较高的硫磺回收装置，应充分考虑设备及加热元件的耐腐蚀性能。

4 结 语

电加热器采用闭路循环供热，其热损失小，具有能源供应方便，结构紧凑，温度自动控制，操作简便，无污染等优点。该技术应用于綦江分厂硫磺回收装置过程气再热已有两年多时间，投运后可确保硫磺回收装置二级反应器温度达到设计要求，装置运行平稳，硫磺回收率达到设计值，减少了尾气中的SO2排放，带来了较好的环保效益。该项技术在天然气净化厂硫磺回收装置过程气再热方面的成功应用，可为类似小型硫磺回收装置提供参考。

参考文献

[1] 金洲.降低硫磺回收装置烟气中SO2排放问题探讨[J].石油与天然气化工，2012，41(5):473-478.

[2] 秦连彬，李庚昌，张涛，等. 电加热技术在气田的节能效果分析[J]. 油田节能，2005，16(1)：13-15.

[3] 殷树青. 硫磺回收装置过程气加热方式比较[J]. 硫酸工业，2012(2)：45-48．

[4] 左宝信. 甲醇氢回收装置电加热器的改造[J]. 电工技术，1993(1)：19-20．

[5] 王开岳. 天然气净化工艺——脱硫脱碳、脱水、硫磺回收及尾气处理[M]．北京：石油工业出版社，2005．