酸气带烃对硫磺回收装置的影响①

刘文君　吴建荣　郝东来　马向伟

中国石油独山子石化分公司炼油厂



酸气带烃对硫磺回收装置的影响①

刘文君吴建荣郝东来马向伟

中国石油独山子石化分公司炼油厂

介绍了硫磺回收装置酸气带烃的现象以及酸性气带烃对装置产生的影响。对酸气中烃类的来源及控制方法进行了分析，根据不同的原因采取相应的应对措施，以减少酸气中的烃含量，保证装置长周期运行。

酸气烃制硫炉硫封胺液酸水

随着国家对环保要求的日趋严格，硫磺回收装置的长周期运行越发重要，直接影响到上游装置的开停。目前，酸气带烃问题是制约硫磺回收装置长周期运行的重要影响因素。

1　装置简介

独山子石化公司5×104t/a硫磺回收装置于2009年开工运行，隶属于炼油厂第二联合车间。装置由制硫单元、尾气处理单元、液硫脱气单元、尾气焚烧单元及液硫成型单元5部分组成。

硫磺回收装置原料气来自第二联合车间300 t/h溶剂再生装置及两套酸性水汽提装置，分别为95 t/h非加氢型酸性水汽提装置和35 t/h加氢型酸性水汽提装置，酸性水汽提塔为全抽出设计，酸气用管道输送至硫磺回收装置，硫磺回收装置产品为定量包装成品硫磺。

2　酸气带烃的表现

根据日常操作经验和硫磺回收装置入炉酸气来源，将酸气带烃的情况大致分为两种：①因上游装置开、停工过程或发生大的生产波动造成富液或酸性水短时间大量带烃，从而导致酸气大量带烃；②因富液或酸性水的来水中含油，造成酸气长时间带烃。

2.1酸气短时间带烃

从理论上分析，烃类燃烧热值远大于酸气燃烧热值，以乙烷为例，在相同工况下，1 mol乙烷的燃烧热是1.54×106J，而1 mol H2S的燃烧热是5.4×105J，故酸气短时间大量带烃最直接的后果是制硫炉炉温超高。在实际生产过程中，制硫炉炉膛温度约1 360 ℃，当大量烃类进入制硫炉后，在很短时间内炉温迅速上升，如果不加以控制，很可能触发制硫炉炉温高高联锁，造成制硫单元停工。

以2016年4月25日溶剂再生单元富液带烃的情况为例，22:00左右，炉温开始呈上升趋势，到23:00左右，炉温已升至约1 425 ℃，最高升至1 430 ℃，直至26日12:00左右，炉温恢复正常值，如图1所示。酸气大量带烃的另一现象是制硫炉配风难以控制，H2S/SO2在线分析仪比值迅速升高，由正常的2左右迅速升至10以上，说明配风不足。从图1的趋势对比可以看出，当酸气带烃时，由于炉温的限制导致制硫炉配风无法跟进，其比值大部分时间在10以上。

2.2酸气长时间带烃

酸气长时间带烃主要存在两方面的问题：①长时间带烃产生积碳，在液硫流量较小的尾气捕集器硫封和三级硫冷器硫封罐内部堵塞，致使制硫系统压降上升；②制硫炉余热锅炉管束积碳、结垢，换热效果变差，导致出口温度升高。

从2016年1月开始，硫磺回收装置尾气捕集器出口硫封罐观察孔处经常有液硫喷出(见图2)，现场检查发现，从观察孔处溢出的硫磺颜色发暗且有黑色颗粒状杂质，说明硫封内部确实存在积碳的情况。

2016年4月27日，硫磺回收装置大负荷生产，在操作过程中发现，制硫系统压差最高达33 kPa，制硫炉炉头压力达52 kPa，较正常生产时明显偏高，配风困难，H2S/SO2比值难以保证，其趋势见图3。对三级硫磺冷凝冷却器出口气相线取样时发现，取样器排气口有大量液硫排出。经现场排查，发现二级转化器至尾气捕集器之间的压降较其他流程明显异常，判断三级硫磺冷凝冷却器出口硫封内部存在积碳堵塞。

根据当时的生产情况及现场流程，采取用N2吹扫和硫封罐内管疏通的方法对硫封罐进行处理，处理后制硫压降明显下降。由图3可知，硫封罐疏通前后压降变化值约15 kPa，表明问题原因判断准确，硫封罐内部存在积碳堵塞，其处理过程见图4。

酸气长期带烃的另一个影响便是制硫炉余热锅炉管束积碳、结垢，换热效果变差，导致出口温度升高，超出管材的耐受极限，余热锅炉具体设计参数见表1，2011～2014年相同负荷下余热锅炉出口温度见表2。从表2可以看出，随着装置运行时间的增长，在同等负荷条件下，余热锅炉E-101出口温度逐步升高，说明在装置运行过程中，余热锅炉管束中的积碳、结垢情况逐渐加剧。从2011年5月至2014年1月，实际运行32个月，余热锅炉E-101出口温度上升70 ℃，年均上升26 ℃，最高温度达420 ℃，已超出管材的最高设计温度，说明酸气长期带烃对硫磺回收装置余热锅炉的影响极大，严重制约了硫磺回收装置的长周期运行。

表1　制硫余热锅炉出口管线设计参数Table1　Outletpipelinedesignparametersofwasteheatboiler余热锅炉E-101出口管线压力/MPa温度/℃设计操作设计操作公称直径/mm管道外径×壁厚/mm材质过程气自余热锅炉至一级硫冷器0.250.048380350700711×10L245

表2　2011～2014年相同负荷下余热锅炉E-101出口温度对照表Table2　Contrastofoutlettemperatureofwasteheatboilerunderthesameloadduring2011-2014日期清洁酸气流量(20℃，101.325kPa)/(m3·h-1)E-101出口管线温度/℃2011年5月36153502012年10月38853742013年11月36384112014年1月3600420

3　酸气中烃类来源分析

硫磺回收装置入炉酸气共有两路，一路是溶剂再生装置产出的清洁酸气，另一路是两套酸性水汽提装置产出的含氨酸气。下面根据酸气的来源对酸气中烃类的来源进行分析。

3.1清洁酸气带烃分析

清洁酸气带烃的根本原因是富液带烃，从溶剂再生装置富液闪蒸罐阀位开度趋势及闪蒸压力趋势进行对比，可判断出富液带烃的情况。如图5所示，截取2016年4月25日带烃的情况举例说明：溶剂再生富液闪蒸罐的正常操作压力(G，下同)设定在0.14 MPa，当富液在大量带烃的情况下进入富液闪蒸罐后，闪蒸气压力控制阀迅速100%全开，但此时富液闪蒸气仍无法全部排放至火炬，闪蒸罐压力迅速从0.14 MPa上升至0.25 MPa，说明上游富液中带有大量烃类。

3.2含氨酸气带烃分析

含氨酸气带烃的主要原因是两套酸性水汽提装置来水带油，其中，非加氢型酸性水尤为严重。非加氢型酸性水主要来自常减压及焦化装置，通过分析初步判断，其含有乳化油，乳化原料水进入汽提塔，大部分乳化油汽提出来，通过空冷进入含氨酸气(85～100 ℃)，带烃含氨酸气进入制硫炉中缺氧燃烧，形成积碳。截取2016年3月两套酸性水来水及进塔酸性水的油含量分析，结果见表3。从表3可以看出，3月11日非加氢型酸性水进塔油质量浓度平均值在200.4 mg/L，加氢型酸性水进塔油质量浓度平均值在91.25 mg/L，可见含氨酸气中必然带有烃类。

4　酸气带烃的控制措施

4.1胺液系统带烃的控制措施

独山子石化炼油厂胺液系统采取集中再生，各装置富液通过管网全部送至300 t/h溶剂再生装置进行处理，再生后的贫液再送至各装置循环使用，胺液系统带烃的控制只能从各用户装置来控制：①各脱硫装置特别是液态烃脱硫装置，要控制好液位界面，防止因操作不当造成烃类带入胺液系统；②投用好富液闪蒸罐，在保证生产的前提下尽量将闪蒸压力向低限控制，增强闪蒸效果，减少富液中的烃携带量；③当上游装置因生产波动造成大量烃类带入胺液系统时，及时控制带烃富液的来量，减少对硫磺回收装置的冲击。

4.2酸性水带油的控制措施

从源头控制，焦化装置根据外排酸性水水质乳化情况，选用合适的反相破乳剂，调整好反相破乳剂的加注量，使非加氢型酸性水在储罐中能够更好地进行油水分离，减少进塔酸性水中的油含量。

控制酸性水收油过程，控制好收油速度，尽量减少操作波动。二联合酸性水汽提装置每月收油一次，收油过程依靠罐位调节将罐内浮油排出，收油流程是先将加氢型酸性水A/B罐及非加氢型酸性水B罐的油全部收至非加氢酸性水A罐中，最后由非加氢酸性水A罐将污油进行外送。收油期间由于罐内的酸性水不断搅动，沉降效果变差，部分油类带入汽提塔后与含氨酸气一起进入制硫炉，间接对炉温造成影响。最近一次收油时制硫炉炉温上升约5～10 ℃。

5　结 语

按照目前的控制措施，酸气带烃的情况仍然存在，要想彻底解决酸气带烃问题，使硫磺回收装置安全平稳地运行，对酸性水装置增加除油设施才是解决问题的根本。通过对硫磺回收装置开工7年以来发生的异常问题进行分析可知，酸气带烃是制约硫磺回收装置长周期运行的一个重要因素，在平时的操作过程中，应注重对各操作参数的收集，及时分析原因，发现问题及时处理。

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Effect of acid gas containing hydrocarbon on sulfur recovery unit

Liu Wenjun， Wu Jianrong， Hao Donglai， Ma Xiangwei

(OilRefineryofPetroChinaDushanziPetrochemicalCompany,Dushanzi833699,China)

The phenomenon of acid gas containing hydrocarbon and its influence on the sulfur recovery unit production were introduced. The source and control method of hydrocarbon in acid gas were analyzed. According to the different reasons, the countermeasures were adopted to reduce the hydrocarbon content in acid gas and ensure long period operation of sulfur recovery unit.

acid gas, hydrocarbon, sulfur conversion furnace, sulfur seal, amine solution, acid water

刘文君(1983-)，男，工程师，现就职于中国石油独山子石化分公司炼油厂，长期从事硫磺回收装置的工艺技术管理工作。E-mail：lyc_lwj1@petrochina.com.cn

TE64

ADOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2016.05.005

2016-05-18；编辑：温冬云