论文部分内容阅读
摘 要：乌鲁木齐石化公司炼油厂为实现硫磺回收装置的优化平稳运行，积极围绕节能降耗、增潜挖效进行技改技措，先后完成了回收硫磺装置自产的低压蒸汽、回收上游装置的低压乏汽、优化冷却方式，使用急冷水、再生塔顶酸性气空气冷却器减少循环水使用量、投用胺液净化设施降低蒸汽耗量等整改措施，降低了硫磺装置的生产能耗。
关键词：硫磺装置;节能减排;能耗
中国石油乌鲁木齐石化公司炼油升级改造项目40 kt/a硫磺回收装置于2011年9月破土动工，2012年10月30日建成投产。装置的组成包括40 kt/a硫磺回收装置、300 t/h溶剂再生装置两部分。装置由山东三维设计院设计，装置制硫部分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工艺原理。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）约55%～65%。硫磺回收装置自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烟气外排合格的基础上，乌鲁木齐石化公司40 kt/a硫磺回收结合装置特点，围绕节能降耗，进行生产优化攻关活动，实施了以下 4 项优化项目和措施，进一步降低了装置能耗，取得了显著的经济效益和社会效益。
1 回收硫磺装置低负荷下自产的低压蒸汽减少蒸汽用量
40 kt/a硫磺回收装置设计酸性气量4 243 m3/h，设计负荷弹性范围是40%～110%，制硫系统余热锅炉设计压力3.5 MPa，蒸汽流量 18 t/h。但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流量仅1 400 m3/h左右，φ（H2S）约58%，远低于该装置设计最低运行负荷40%的要求。因此，制硫系统余热锅炉只能生产约2～4 t/h、1.1 MPa的蒸汽，难以并入3.5 MPa蒸汽系统。因此车间通过技术改造，在装置自产3.5 MPa蒸汽出口线上增加了一条跨线并入1.0 MPa蒸汽系统线，完全实现低负荷阶段自产蒸汽的回收利用，每小时回收1.0 MPa蒸汽约2～4 t。经核算，每年可节约成本176万元，节能效果明显。
2 回收其它装置的低压乏汽减少蒸汽用量
乌鲁木齐石化近几年新建装置较多。2014年7月2 M t /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、0.5 MPa乏汽无法进行回收，同样直排大气，污水汽提装置的重沸器后凝结水罐产出的2～4 t、0.4 MPa乏汽无法进行回收。溶剂再生装置使用的是系统1.0 MPa减压至0.35 MPa的蒸汽，每小时使用量21～26 t，温度120～140 ℃。于是车间新增减温减压器M-202，将2 000 kt汽油加氢装置、芳烃车间的低压乏汽、污水汽提装置的重沸器后凝结水罐产出的低压乏汽全部回收后，并入溶剂再生0.35 MPa蒸汽主线内[1]，每小时约回收低压乏汽7～15 t。经核算节约蒸汽用量7～15 t/h，每年可节约成本462万元，节能效果明显。
3 优化冷却方式，使用急冷水、再生塔顶酸性气空气冷却器减少循环水使用量
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+水冷的方法，若尽量采用空冷，将极大地减少循环水量，而且还节约能耗。当贫胺液、再生塔顶酸性气冷却和急冷水冷却器终温要求为低于40 ℃，特别时冬春两季，当环境温度低于25 ℃时，可以只开空冷，稍开水冷进行温度的控制。一般采用空冷+水冷的能耗约是只采用空冷能耗的1.5倍[3]。因此出于节能考虑应优先采用空冷。经核算，贫胺液冷却、再生塔顶酸性气冷却器可节约循环水20～30 t/h，年节约成本9万元。
4 投用胺液净化设施降低蒸汽耗量
由于乌鲁木齐石化公司炼油厂新装置运行多，胺液中的热稳定性盐含量高，在焦化干气脱硫塔、1500kt/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，甚至造成系统瓦斯大量带液（瓦斯携带大量的溶剂），导致40 kt/a硫磺回收装置尾气焚烧炉熄灭事故。
胺液净化设施运行后，溶剂的脱硫能力明显改善。上游焦化、1500kt/a蜡油加氢装置等脱硫装置操作明显改善，发泡现象从以前的3～5次/月下降到每3～5月1次，系统补充新溶剂从每月的20 t下降到16 t。在胺液中的MDEA浓度不变的情况下，胺液吸收酸性气的含量明显上升。胺液浓度、脱硫前后胺液中的硫化氢质量含量变化。
胺液净化后，在脱前胺液ρ（H2S）从3.1～3.8 g/L上升到3.1～3.9 g/L，胺液质量浓度从30.8～31.5g/（100mL）下降到30.6～31.4 g/（100mL）的情况下，脱后胺液ρ（H2S）下降到1 g/L以内[4]。说明胺液经净化后，其脱硫能力明显提高，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，最高时达3.4 g/L;胺液凈化后，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，贫液中硫化氢含量仍可以稳定在1 g/L以下。
同时溶剂的脱硫能力明显改善，发泡从以前的3～5次/月下降到1次/1季度，系统补充新溶剂从每月的20 t下降到16 t。每吨新溶剂以1.5万元计算，每年可节约65万元。
5 结论
乌鲁木齐石化炼油厂40 kt/a硫磺回收装置后续将准备从使用凝结水替代低压除氧水、优化胺液净化设施的运行来节约除盐水、使用变频电机代替工频电机等方法来进一步降低装置的生产成本。
参考文献
[1]师彦俊.100kt/a烧氨硫磺回收装置节能分析及节能途径[J].中外能源，2009，27（6）：533-536.
[2]刘巍.硫磺回收装置能耗分析及节能措施探讨[J].辽宁化工，2018，47（4）：296-298.
[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.
关键词：硫磺装置;节能减排;能耗
中国石油乌鲁木齐石化公司炼油升级改造项目40 kt/a硫磺回收装置于2011年9月破土动工，2012年10月30日建成投产。装置的组成包括40 kt/a硫磺回收装置、300 t/h溶剂再生装置两部分。装置由山东三维设计院设计，装置制硫部分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工艺原理。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）约55%～65%。硫磺回收装置自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烟气外排合格的基础上，乌鲁木齐石化公司40 kt/a硫磺回收结合装置特点，围绕节能降耗，进行生产优化攻关活动，实施了以下 4 项优化项目和措施，进一步降低了装置能耗，取得了显著的经济效益和社会效益。
1 回收硫磺装置低负荷下自产的低压蒸汽减少蒸汽用量
40 kt/a硫磺回收装置设计酸性气量4 243 m3/h，设计负荷弹性范围是40%～110%，制硫系统余热锅炉设计压力3.5 MPa，蒸汽流量 18 t/h。但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流量仅1 400 m3/h左右，φ（H2S）约58%，远低于该装置设计最低运行负荷40%的要求。因此，制硫系统余热锅炉只能生产约2～4 t/h、1.1 MPa的蒸汽，难以并入3.5 MPa蒸汽系统。因此车间通过技术改造，在装置自产3.5 MPa蒸汽出口线上增加了一条跨线并入1.0 MPa蒸汽系统线，完全实现低负荷阶段自产蒸汽的回收利用，每小时回收1.0 MPa蒸汽约2～4 t。经核算，每年可节约成本176万元，节能效果明显。
2 回收其它装置的低压乏汽减少蒸汽用量
乌鲁木齐石化近几年新建装置较多。2014年7月2 M t /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、0.5 MPa乏汽无法进行回收，同样直排大气，污水汽提装置的重沸器后凝结水罐产出的2～4 t、0.4 MPa乏汽无法进行回收。溶剂再生装置使用的是系统1.0 MPa减压至0.35 MPa的蒸汽，每小时使用量21～26 t，温度120～140 ℃。于是车间新增减温减压器M-202，将2 000 kt汽油加氢装置、芳烃车间的低压乏汽、污水汽提装置的重沸器后凝结水罐产出的低压乏汽全部回收后，并入溶剂再生0.35 MPa蒸汽主线内[1]，每小时约回收低压乏汽7～15 t。经核算节约蒸汽用量7～15 t/h，每年可节约成本462万元，节能效果明显。
3 优化冷却方式，使用急冷水、再生塔顶酸性气空气冷却器减少循环水使用量
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+水冷的方法，若尽量采用空冷，将极大地减少循环水量，而且还节约能耗。当贫胺液、再生塔顶酸性气冷却和急冷水冷却器终温要求为低于40 ℃，特别时冬春两季，当环境温度低于25 ℃时，可以只开空冷，稍开水冷进行温度的控制。一般采用空冷+水冷的能耗约是只采用空冷能耗的1.5倍[3]。因此出于节能考虑应优先采用空冷。经核算，贫胺液冷却、再生塔顶酸性气冷却器可节约循环水20～30 t/h，年节约成本9万元。
4 投用胺液净化设施降低蒸汽耗量
由于乌鲁木齐石化公司炼油厂新装置运行多，胺液中的热稳定性盐含量高，在焦化干气脱硫塔、1500kt/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，甚至造成系统瓦斯大量带液（瓦斯携带大量的溶剂），导致40 kt/a硫磺回收装置尾气焚烧炉熄灭事故。
胺液净化设施运行后，溶剂的脱硫能力明显改善。上游焦化、1500kt/a蜡油加氢装置等脱硫装置操作明显改善，发泡现象从以前的3～5次/月下降到每3～5月1次，系统补充新溶剂从每月的20 t下降到16 t。在胺液中的MDEA浓度不变的情况下，胺液吸收酸性气的含量明显上升。胺液浓度、脱硫前后胺液中的硫化氢质量含量变化。
胺液净化后，在脱前胺液ρ（H2S）从3.1～3.8 g/L上升到3.1～3.9 g/L，胺液质量浓度从30.8～31.5g/（100mL）下降到30.6～31.4 g/（100mL）的情况下，脱后胺液ρ（H2S）下降到1 g/L以内[4]。说明胺液经净化后，其脱硫能力明显提高，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，最高时达3.4 g/L;胺液凈化后，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，贫液中硫化氢含量仍可以稳定在1 g/L以下。
同时溶剂的脱硫能力明显改善，发泡从以前的3～5次/月下降到1次/1季度，系统补充新溶剂从每月的20 t下降到16 t。每吨新溶剂以1.5万元计算，每年可节约65万元。
5 结论
乌鲁木齐石化炼油厂40 kt/a硫磺回收装置后续将准备从使用凝结水替代低压除氧水、优化胺液净化设施的运行来节约除盐水、使用变频电机代替工频电机等方法来进一步降低装置的生产成本。
参考文献
[1]师彦俊.100kt/a烧氨硫磺回收装置节能分析及节能途径[J].中外能源，2009，27（6）：533-536.
[2]刘巍.硫磺回收装置能耗分析及节能措施探讨[J].辽宁化工，2018，47（4）：296-298.
[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.