40 kt /a 硫磺回收装置节能降耗实践

刘祥，闫晶晶，陈志刚

(中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司，新疆乌鲁木齐 830019)

硫磺回收

40 kt /a 硫磺回收装置节能降耗实践

刘祥，闫晶晶，陈志刚

(中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司，新疆乌鲁木齐 830019)

介绍了中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化公司40 kt/a硫磺回收装置节能降耗的生产实践。硫磺回收装置低负荷下自产低压蒸汽并入1.0 MPa蒸汽管线，回收蒸汽6～8 t/h。回收0.5 MPa低压乏汽减压至0.35 MPa蒸汽管线，回收蒸汽7～10 t/h。用净化水代替急冷塔用除盐水、水封罐用除盐水，使用空冷减少循环水用量，实施胺液净化降低蒸汽消耗。硫磺回收装置节能降耗效果显著。

硫磺回收 节能降耗 蒸汽回收 生产实践

中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司(以下简称乌鲁木齐石化)炼油升级改造项目于2011年9月破土动工，2012年10月30日建成投产。项目包括40 kt/a硫磺回收装置、300 t/h溶剂再生装置两部分。40 kt/a硫磺回收装置酸性气主要来源于重催干气脱硫装置、溶剂再生装置及污水汽提一、二单元，进装置酸性气中φ(H2S)55%～65%。该装置由山东三维石化工程设计，制硫单元采用部分氧化还原的Claus制硫工艺，尾气处理采用尾气加氢还原－吸收的SSR工艺。装置自2013年5月投运以来，硫回收率超过99.5%。在确保硫磺回收装置安全运行的前提下，乌鲁木齐石化结合装置特点进行节能降耗技术攻关，进一步降低了装置能耗。

1 回收装置低负荷自产1.1 MPa低压蒸汽

40 kt/a硫磺回收装置设计处理酸性气量为4 243 m3/h，设计负荷弹性范围40%～110%;制硫单元余热锅炉设计压力3.5 MPa、蒸汽量18 t/h。2013年5月试车成功转入正常生产后，由于原油加工量及硫含量限制，炼油厂上游装置来的酸性气量仅有1 500 m3/h左右，φ(H2S)约60%，远低于装置设计最低运行负荷40%所要求的酸性气量。因此，制硫单元余热锅炉只能生产1.1 MPa蒸汽6～8 t/h，该蒸汽难以并入3.5 MPa蒸汽系统，只能通过蒸汽过热器过热后现场放空，无法回收利用，造成巨大的损失。后通过技术改造，在装置自产3.5 MPa蒸汽出口蒸汽压控阀后增加了1条到1.0 MPa蒸汽的跨线;通过该跨线将余热锅炉自产蒸汽并入1.0 MPa蒸汽主线，完全实现硫磺回收装置低负荷阶段自产蒸汽的回收利用。技术改造后回收1.0 MPa蒸汽6～8 t/h，经核算，每年可节约成本369万元，节能效果明显。

2 回收其他装置0.5 MPa低压蒸汽

近几年乌鲁木齐石化炼油厂新建装置较多，不少装置低压蒸汽回收利用困难。2014年7月2 000 kt/a汽油加氢装置开工后，自产0.5 MPa蒸汽无法回收，只能直排大气;芳烃车间的乏汽经重油催化溶剂再生使用后仍有3～4 t/h、0.5 MPa的蒸汽无法进行回收，同样直排大气。目前溶剂再生装置使用的0.35 MPa蒸汽由系统1.0 MPa减压而来，每小时使用量为21～26 t/h，温度120～140℃。后通过技术改造，新增减温减压器将2 000 kt/a汽油加氢装置、芳烃车间的0.5 MPa低压蒸汽减压至0.35 MPa，并入溶剂再生装置0.35 MPa蒸汽主线［1］。技术改造后回收0.5 MPa蒸汽7～10 t/h，经核算，每年可节约成本462万元，节能效果明显。

3 回收利用净化水

乌鲁木齐石化炼油厂污水汽提装置生产的净化水pH值在7～9、氨氮质量浓度在0～120 mg/m3，净化水外送温度控制在20～45℃。通过技术改造，对这部分净化水进行回收利用。

3.1 净化用作尾气急冷塔洗涤水

为达到胺液吸收H2S所需的最佳温度30～45℃，必须对尾气进行预处理。加氢反应器出口尾气一般先经过蒸汽发生器换热降温，温度降至160℃左右进入尾气急冷塔。尾气急冷塔是对加氢后尾气进行冷却、水洗的设备，主要作用是降低加氢尾气温度，使之达到理想的吸收温度;同时，通过水洗除去杂质，保护胺液吸收系统。为降低尾气急冷塔内腐蚀速率，需定期向急冷水中注氨以保证急冷水pH值在7～9，呈弱碱性;还要定期用除盐水对尾气急冷塔洗涤水进行置换，以确保急冷水干净不浑浊，不堵塞管线。

因此，该净化水特别适宜用作急冷水。2016年车间将定期的急冷水换水操作改为连续操作，向急冷塔内注入净化水1～2 t/h。更换为净化水后，不再需要定期进行注氨操作，操作更为简单;既能确保急冷水呈弱碱性，还能降低急冷塔内腐蚀速率。更换为净化水后，每月可节约除盐水20～30 t，每年可节约成本2万元。

3.2 净化水用作水封罐用水

溶剂再生溶液储罐顶设计有一个压力为－50～1 950 Pa的安全水封罐，其水封水设计为除盐水，使用量1～2 t/h，设计温度50℃。该水封水直排地漏，无法进行回收，造成了部分除盐水的消耗。根据该水封水的性质，车间将其更换为净化水［2］。更换为净化水后，水封罐运行正常。可节约除盐水1～2 t/h，每年可节约成本11万元。

4 尽量使用空冷，减少循环水用量

贫胺液冷却、再生塔顶酸性气冷却和急冷水冷却一般都采用空冷+水冷的组合方法。若尽量采用空冷的方式，将减少循环水用量，并且节约能耗。贫胺液冷却、再生塔顶酸性气冷却和急冷水冷却的终温要求为低于40℃，冬、春两季环境温度低于25℃时，可以只开空冷器，稍开水冷器进行温度的控制。一般采用空冷+水冷的能耗是只采用空冷的1.5倍左右［3］;因此，出于节能考虑应优先采用空冷方式。经核算，尽量采用空冷后贫胺液冷却、再生塔顶酸性气冷却可节约循环水20～30 t/h，年节约成本9万元。

5 投用胺液净化设施降低蒸汽耗量

由于胺液中的热稳定性盐含量高，在焦化干气脱硫塔、1 500 kt/a蜡油加氢装置低分气脱硫塔内多次发生发泡现象，造成溶剂的大量损失。甚至由于系统瓦斯大量带液(瓦斯携带大量溶剂)，造成40 kt/a硫磺回收装置尾气焚烧炉熄灭的事故。

乌鲁木齐石化技术改造投用胺液净化装置，装置投运后溶剂脱硫能力明显改善。上游焦化干气脱硫塔、1 500 kt/a蜡油加氢装置低分气脱硫塔的操作明显改善，发泡现象从以前的每月3～5次下降到每3～5月1次，系统补充新溶剂由每月的20 t下降到16 t。投用胺液净化装置前后胺液浓度和胺液中H2S含量变化情况见表1。

表1 胺液浓度和胺液中H2S含量变化情况

由表1可见:胺液净化后，胺液的质量浓度从2.94～3.08 g/L下降到2.91～3.06 g/L，脱硫前胺液ρ(H2S)从5.1～7.8 g/L上升到5.1～8.9 g/L，脱硫后胺液ρ(H2S)下降到1.0 g/L以内［4］。说明胺液净化后脱硫能力有明显提高，装置操作弹性得到改善。

胺液净化前，再生塔底温度达122～125℃，蒸汽耗量24～26 t/h，回流量14～17 t/h，贫液中硫化氢含量仍较高，ρ(H2S)在2.0～3.4 g/L。胺液净化后，再生塔塔底温度降至121～124℃时，蒸汽耗量22～25 t/h，回流量13～16 t/h，贫液中硫化氢质量浓度仍可以稳定在0.6～1.0 g/L。

胺液净化后，胺液质量得到明显改善，胺液循环量由原来的210 t/h降至180 t/h。考虑到胺液质量提高，车间减少再生塔底重沸器的蒸汽量1 t/h，蒸汽量降低后贫液质量无明显下降。每年节约0.35 MPa蒸汽8.4 kt，按蒸汽价格55元/t折算，每年节约46万元。装置投运后系统补充新溶剂每月减少4 t，按新溶剂以1.3万元/t计算，每年可节约62万元。

6 结语

随着40 kt/a硫磺回收装置运行操作的不断优化，能耗持续降低。目前，装置能耗降低还有一定的优化空间，下一步将利用停工改造机会，实施低压锅炉供水技术改造，用凝结水代替部分低压除氧水［5］，进一步降低装置的生产成本。

［1］刘铁.洛阳石化硫磺回收装置节能减排优化措施［J］.中外能源，2014，19(6):97－101.

［2］姜俊晓.胺液脱硫装置节能降耗的探讨［J］.石油化工设计，2009，26(4):46－48.

［3］李菁菁.硫磺回收装置的能耗分析和节能措施［J］.中外能源，2007，12(1):104－110.

［4］李敏，刘疆萍，陈志刚.胺液净化技术在乌鲁木齐石化的应用［J］.硫酸工业，2015(6):25－27.

［5］杜通林，蒲远洋，代万春.低温克劳斯硫磺回收装置的节能措施［J］.天然气与石油，2011，29(4):26－28.

Practice of energy saving and consumption reduction of 40kt/a sulphur recovery unit

LIU Xiang，YAN Jingjing，CHEN Zhigang
(Urumqi Petrochemical Co.，Ltd.，PetroChina，Urumqi，Xinjing，830019，China)

Practice of energy saving and consumption reduction of 40 kt/a sulphur recovery unit of Urumqi petrochemical are introduced.The low pressure steam from sulphur recovery unit low load production was combined into the 1.0 MPa steam pipeline and recovery steam 6-8 t/h.Recovery of 0.5 MPa low pressure steam to 0.35 MPa steam pipeline and recovery steam 7-10 t/h was realized，water in stead of desalted water for quench tower and desalted water for water sealed tank were used.By air cooling to reduce the amount of circulating water，amine purification to reduce steam consumption was realized.The sulphur recovery unit realized energy saving effect.

sulphur recovery;energy saving;steam recoveony;production practice

TQ111.16;TQ125.1+1

B

1002－1507(2017)02－0035－03

2016－10－17。

刘祥，男，中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司工艺技术员，现从事设备技术管理工作。电话: 0991-6910192;E-mail:15981766205@163.com 。