炼厂醇胺法溶剂再生装置技术改造及工艺优化

王会强，王会永，马永伟

(1.中国石油四川石化有限责任公司，四川成都 611930，2.天津海盛石化建筑安装工程有限公司，天津300270)

硫磺回收

炼厂醇胺法溶剂再生装置技术改造及工艺优化

王会强1，王会永2，马永伟1

(1.中国石油四川石化有限责任公司，四川成都 611930，2.天津海盛石化建筑安装工程有限公司，天津300270)

介绍了四川石化公司溶剂再生装置特点。通过上游装置生产异常波动对溶剂再生及制硫系统的影响，详细分析造成异常的原因以及采取的技术改造措施。重点介绍溶剂再生装置富胺液闪蒸罐改造、改造后运行情况，以及工艺优化控制方案。通过对富液闪蒸罐温度压力、再生塔底蒸汽用量以及贫胺液外送温度进行优化，在不影响本装置工艺操作和贫胺液质量合格的前提下，富液闪蒸罐温度控制在65～75 ℃，闪蒸压力控制在0.030～0.160 MPa，贫胺液出装置温度控制在55±2 ℃。同时针对目前存在的问题提出了解决办法，为同类装置的安全平稳长周期运行提供参考。

甲基二乙醇胺 溶剂 再生 技术改造 工艺优化

中国石油四川石化有限责任公司(以下简称四川石化)溶剂再生装置是集中处理全厂富胺液再生的重要装置，也是炼化一体化重要的环保配套装置。硫磺回收尾气处理单元中的胺液吸收是确保尾气排放的最后一道屏障，因此确保贫胺液质量合格对降低尾气中SO2排放浓度至关重要。受制于上游各装置运行情况，溶剂采用集中再生对工艺操作提出了更高的技术要求。

1 装置概况

四川石化醇胺溶剂2套再生装置规模均为350 t/h，设计弹性为60%～110%。第一套溶剂再生装置处理加氢裂化装置、硫磺回收装置的富胺液；第二套溶剂再生装置处理常减压装置、渣油加氢装置、柴油加氢装置、催化裂化装置和酸性水汽提装置的富胺液。再生后的贫胺液送至上游装置循环使用，清洁酸性气送至硫磺回收装置生产硫磺。采用常规汽提再生法，再生塔底重沸器热源采用0.35 MPa蒸汽，中国石油西南天然气研究院研制的CT8-5复合型甲基二乙醇胺(MDEA)溶剂为脱硫剂。

2 装置运行

溶剂再生装置连续运行近20个月，受上游加氢装置操作工况的影响，富胺液通过加氢装置自身压力(最低压力达0.8 MPa)到本装置(最高压力达0.15 MPa)，进一步加速富胺液内轻组分闪蒸，超过溶剂再生装置富胺液闪蒸罐脱油脱气的最大限度，造成再生塔数次操作异常，塔顶安全阀起跳以及对下游制硫系统冲击造成尾气排放超标的恶性环保事故。

2.1 装置运行异常

2015年5月8日14∶45渣油加氢进行撇油操作，随后2套溶剂再生塔操作压力波动大，塔平衡遭到破坏。来料富胺液中组分发生重大变化，夹带重油，继而导致溶剂再生塔顶部酸性气流量突然增大；后部制硫炉配风加至最大后，仍无法满足酸性气的及时燃烧。导致大量酸性气积聚在酸性气分液罐，分液罐超压酸性气放火炬。配风无法增大导致SO2排放超标。

2.2 原因分析

在此期间，2套溶剂再生装置酸性气流量波动差值达56.26 t/h，持续时间近10 h，再生塔底压力波动差值达0.065 MPa，酸性气抽出量于5月8日最大值达2 232 m3/h，最小值达1 207 m3/h，差值达1 025 m3/h。塔底蒸汽用量釜式重沸器差值为8.94 t/h，阀位开度变化9.8%，釜式重沸器差值为8.94 t/h，阀门开度变化为10%。酸性气入炉量波动差值达到2 091 m3/h，阀门开度变化为2.3%。这些数据表明：2套溶剂再生装置来料量及组分性质变化导致后部一系列波动，进而造成尾气排放超标。酸性气量波动大，风机放空阀全关，主副风阀位全开，炉头压力上升最大限度，配风量很难持续跟进，成为酸性气中部分硫化氢穿透至尾气焚烧炉造成尾炉超温、尾气排放超标的直接原因。

渣油加氢装置撇油操作为每天白班撇油1次，撇油操作主要是针对循环氢脱硫塔及富胺液闪蒸罐，尤其是循环氢脱硫塔，若塔内积油易引起雾沫夹带，使循环氢压缩机入口分液罐液位升高，而循环氢脱硫塔入口分液罐设计较小，易导致循环机停车装置停工。气体窜入富胺液中导致窜压是造成溶剂再生装置操作异常的根本原因。

3 技术改造

针对上游装置运行情况，四川石化采取相应的技术改造措施：①上游装置平稳操作的同时将循环氢脱硫塔撇油线改至污油罐；②增加1个容积相同的闪蒸罐，将富胺液在闪蒸罐内停留时间增加1倍，同时将闪蒸气至火炬管线直径由原来的80 mm扩大为200 mm。

改造后的溶剂再生装置工艺流程见图1。

图1 改造后的溶剂再生装置工艺流程

3.1 改造后的运行情况

2015年11月技改后，经5个月连续运行，发现溶剂再生装置运行平稳，未出现技改前的波动情况。四川石化同时在装置运行平稳的基础上进行工艺优化、降低再生蒸汽单耗，技术改造达到预期效果。技改前后溶剂再生装置操作数据对比见表1。

表1 技改前后溶剂再生装置操作数据对比

由连续11个月数据记录显示：技术改造前贫胺液H2S质量浓度平均值为0.61 g/L，蒸汽单耗为158.25 kg/t；技术改造后贫胺液H2S质量浓度平均值为0.26 g/L，蒸汽单耗为127 kg/t。

3.2 工艺优化

硫磺回收装置处理的酸性气中溶剂再生装置产生的清洁酸性气约占总气量的52%，因此对确保装置平稳运行至关重要。此外，溶剂再生装置肩负着全厂脱硫装置平稳运行及油品低硫指标的重任[1]；同时硫磺回收尾气处理系统中胺液吸收也是确保尾气排放的最后一道屏障。四川石化结合实际工况，提出优化控制工艺指标，将不利影响降至最低。

3.2.1 控制富胺液闪蒸罐压力及温度

富胺液闪蒸罐顶压力控制在0.05～0.20 MPa，温度控制在60～70 ℃。相对于上游富胺液含油带烃、带氢严重时，在闪蒸罐容积一定的情况下，该温度控制相对较低、压力控制相对较高，致使大量烃类及氢气很难在较短时间内闪蒸出去，进而带至后部给再生塔及硫磺生产工序带来冲击。因此，经工艺优化，将富胺液闪蒸罐顶压力控制在0.03～0.16 MPa、温度控制在65～75 ℃，同时采用双闪蒸罐工艺，增加富胺液闪蒸面积及停留时间，有利于富胺液中轻组分闪蒸出去，减轻对再生塔的影响。技术改造后，装置连续运行5个月，溶剂再生装置运行平稳率有较大提高，对硫磺回收系统冲击有所缓解。

3.2.2 控制贫胺液外送温度

针对渣油加氢装置来料富胺液含油带烃、氢气及杂质严重，造成溶剂再生装置操作频繁波动，且多次造成硫磺回收装置非计划停工。通过分析发现渣油加氢装置循环氢脱硫塔温度设计值为50 ℃，贫胺液温度控制在53 ℃左右(指标为50～55 ℃)，贫胺液外送管线无保温设施，沿途温度损失近2 ℃(异常天气尤为严重)。造成贫胺液入塔温度与循环氢气体温度接近或低于其温度，循环氢气体中富含重烃组分冷凝，从而导致富胺液带油带烃，此外还破坏胺液质量，增加溶剂损耗，对后续装置平稳长周期运行埋下隐患。

四川石化为此严格制定贫胺液外送温度53～57 ℃，降低重烃冷凝风险。通过提高贫胺液外送温度，确保贫胺液入塔温度在脱硫气体温度5 ℃以上，降低重烃冷凝风险。技改后的5个月运行中，制硫装置没有因带烃严重而造成非计划停工，而且提高了贫胺液质量，降低溶剂损坏。同时也减少酸性气防火炬次数，取得较好的经济和环保效益。

3.2.3 控制再生塔底蒸汽用量

硫磺回收装置1.0 MPa中压蒸汽的总用量一般约为100 t/h，2套溶剂再生装置蒸汽用量较大，造成酸性气负荷大，装置能耗高，工艺长期未达标。四川石化为此制定严格的中压蒸汽用量，降低装置能耗。1套溶剂再生塔底蒸汽量单台重沸器维持在20～21 t/h， 2套溶剂再生塔底蒸汽量单台重沸器维持在12～13 t/h。中压蒸汽总用量降至72 t/h，蒸汽节约达28 t/h。

4 结语

溶剂再生装置肩负着全厂脱硫装置平稳运行及油品低硫指标的重任，同时要确保尾气中SO2排放合格，因此保证溶剂再生装置平稳运行十分必要。通过分析上游装置波动对溶剂再生装置的影响，将上游装置撇油流程改至污油罐，溶剂再生装置增加1个闪蒸罐，使溶剂再生装置运行稳定，蒸汽单耗明显下降，对同类溶剂再生装置的安全平稳、长周期运行提供了很好的借鉴。

[1] 诸林.天然气加工工程[M].北京：石油工业出版社，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。

王会强，男，中国石油四川石化有限责任公司生产一部助理工程师，主要从事炼油相关技术工作。电话：18030590329；E-mail：wanghq329@petrochina.com.cn。

TQ111.16；TQ125.1+1

B

1002-1507(2017)04-0032-04