基于SGSI减压深拔技术减压系统稳定操作及环保达标的研究

王文斌 郎红伟 徐凯军 李亚宁 张满斌

中国石油独山子石化分公司炼油一部 新疆独山子 833699

独山子石化公司炼油厂第一联合车间1000万吨/年常减压蒸馏装置是中国石油独山子石化公司1000万吨/年炼油及120万吨/年乙烯技术改造工程的标志性工程，2009年建成投产，初建设计原油加工能力1000万吨/年，属燃料—化工型装置。减压塔顶抽真空系统的配置按2级蒸汽抽空器+液环泵进行配置，其中，1级和2级蒸汽抽空器分别各按2/3和1/3的能力分配，一、二级抽真空器平时都是一开一备；液环泵的能力为100%，按两开一备配置。来自C-201(减压塔)的塔顶气相经过J-201AB(减顶一级抽空器)和J-202AB(减顶二级抽真空器)和P-209(减顶抽真空泵)后，减压塔顶残压可下降至1.2KPa左右。近期，由于受到1.0MPa系统蒸汽温度影响，根据实际操作经验，当1.0MPa蒸汽温度下降至270℃以下较长时间时，会影响减压塔顶残压，最高上升至2.42KPa，从而影响减压系统操作以及蜡油的收率。此外减顶不凝气存在硫含量高，如果不能有效脱除硫含量，减顶不凝气进入加热炉必将影响加热炉烟气排放异常，造成环保不达标。因此，稳定1.0MPa蒸汽温度、脱除减顶不凝气硫含量是确保装置安全、环保运行的关键。

1 存在的问题

1.1 减压塔顶残压偏高

近期，由于受到进装置1.0MPa系统蒸汽温度影响，当1.0MPa蒸汽温度下降至265℃以下较长时间时，会影响减压塔顶残压，从而导致减压系统操作紊乱，根据实际操作经验，当1.0MPa蒸汽温度降至265℃以下较长时间时，减压塔顶残压PI2105会由正常值1.14KPa左右上升至2.42KPa(约90s)，减压渣油出装置量由约120t/h升至约134t/h，减压塔侧线产品较正常时略轻，例如,蜡油Ⅰ 98%馏出温度会由515℃左右下降至505℃左右。

1.2 减压系统减顶不凝气硫化氢含量高

1000万吨/年常减压蒸馏装置减压深拔后，减顶不凝气流量及硫含量同步提高，减顶不凝气进入C-202(减顶气脱硫塔)与浓度为30%的MDEA(甲基二乙醇)溶液逆向接触，减顶气中的硫化氢被溶剂吸收，塔顶不凝气经V-211(净化减顶气分液罐)分液后至减压炉作为燃料使用。由于实际工况，减顶气中的硫化氢无法在一定的压力下吸收，减顶不凝气无法很好地脱除硫化氢，造成硫化氢含量高，进入加热炉燃烧后，容易造成减压炉烟气二氧化硫含量升高。为满足加热炉烟气的新环保指标，SO2含量≯50mg/m3，车间通过提高进C-202(减顶气脱硫塔)MDEA(甲基二乙醇)贫液量、C-202(减顶气脱硫塔)顶压力、降低MDEA(甲基二乙醇)贫液温度等手段提高脱硫效果，在当前工况下，使减压炉烟气满足新环保指标。但C-202(减顶气脱硫塔)顶压力控制过高对减压塔顶抽真空系统不利；进C-202(减顶气脱硫塔)MDEA(甲基二乙醇)贫液量控制过高会导致塔底富液外放量增大，需要C-202(减顶气脱硫塔)塔底泵P-210双泵运行，不利于装置的平稳运行；MDEA(甲基二乙醇)贫液温度控制过低又有可能造成MDEA(甲基二乙醇)溶液发泡，导致C-202(减顶气脱硫塔)脱硫效率低问题。

1.3 减顶气减压瓦斯硫醇、羰基硫含量较高

1000万吨/年常减压蒸馏装置减压瓦斯硫醇、羰基硫含量较高，MDEA(甲基二乙醇)溶液对其脱除效果差。含硫醇、羰基硫较高的减顶气不能很好地被脱除，其随减顶不凝气进入加热炉，燃烧后生成二氧化硫，造成环保不达标。

2 解决措施

2.1 针对减压塔顶残压偏高的解决方案

减顶残压因为一二级抽真空蒸汽温度下降至265℃上升至2.42KPa时，班组内操及时联系将间冷水流量由820t/h提至915t/h，抽真空蒸汽压力由0.83MPa提至0.90MPa，同时将减一线回流、减一线外放关闭，将减一线冷回流、减一线回流量适当降低，维持V-201高液面，避免导致V-109封油空液面，从而导致装置停工。

针对引起减压塔顶压力波动的因素，使用排除法主要针对可能引起减压塔顶残压上升的主要原因“减压塔顶负荷增加；减压塔顶一、二、三级抽真空系统运行工况不好能力下降；减压塔顶一、二级蒸汽抽真空器设备本体损坏”进行排查，且对减压炉、减压塔、减压塔顶抽真空系统等相关参数趋势检查，综合排查后初步分析可能造成波动的原因是1.0MPa蒸汽进蒸馏装置温度TI2208低于265℃，蒸汽抽真空器J-201/J-202处蒸汽温度低于设计值240℃[1]，造成蒸汽抽空器抽真空能力下降。

为了确认分析波动是否因1.0MPa蒸汽进蒸馏装置温度TI2208低于265℃而造成，120万吨/年焦化装置将加热炉过热蒸汽温度由211℃逐步提至280℃，装置1.0MPa蒸汽外放温度相应地由260℃提高至282.5℃，累加第二联合车间提高1.0MPa蒸汽外放温度，对应1000万吨/年蒸馏装置1.0MPa蒸汽进装置温度继续升高至266℃，减压塔顶残压PI2105由1.51KPa直接降至1.30KPa(见图1)，减压塔各参数逐渐达到正常值。

通过不同抽真空蒸汽温度时对应的蒸汽抽真空器运行工况，将1000万吨/年常减压蒸馏装置1.0MPa蒸汽进装置温度TI2208低报警值由220℃改为265℃，班组将现场温度计指示列入班组日常检查内容。同时，运行部通过调度对进装置1.0MPa蒸汽温度进行调节，保持进装置温度在180℃以上，保证抽真空器的平稳运行，保证减压塔顶压力正常，且下次大检修增加减压塔顶一、二级抽空器前温度远传仪表实现DCS监控。

确保减压塔顶残压稳定的其他措施。(1)减压塔顶发生低温硫腐蚀，腐蚀产物堵塞减顶气分液罐V-209至减顶气液封罐V-208酸性水过滤器，造成V-209液面波动，减压瓦斯后路液封，减顶真空度下降，最终影响减压操作及产品质量。故而控制过滤器前后压差<20KPa，解决了减压自产瓦斯后路憋压的问题，保证减压自产瓦斯后路畅通，降低减压塔顶抽真空系统后路背压。(2)保证减压塔顶一二级抽空器后冷凝器E-203、E-204冷源流量的稳定，有效降低液环真空泵P-209ABC的负荷，同时降低一二级抽空器后路背压，保证一二级抽空器抽空效果。按照操作经验，在一二级抽空器后冷凝器E-203、E-204冷源串联投用的情况下，一二级大气腿温度每升高1℃需提高冷源流量5～6t/h可有效控制一二级大气腿温度在合适范围之内。(3)保证进装置1.0MPa蒸汽的干燥性，车间加强对进装置1.0MPa蒸汽脱液罐疏水器以及装置1.0MPa蒸汽线末端疏水器运行监控，保证两处疏水器的正常运行，防止1.0MPa蒸汽及时脱出冷凝水，保证其干燥性，避免1.0MPa蒸汽温度降低影响减顶残压波动以及蒸汽带水导致蒸汽线水击现象的发生。

2.2 减压系统减顶不凝气硫化氢含量高的解决方案

基于实际工况优化和调整，通过增加减顶不凝气超重力脱硫技措，提高减顶不凝气脱硫系统的脱硫效果，达到降低减压炉烟气二氧化硫的目的。1000万蒸馏装置减顶气进入V-210(减顶气脱硫进料分液罐)脱液，然后进入C-202(减顶气脱硫塔)及两级超重力脱硫反应器与浓度为30%的甲基二乙醇胺溶液逆向接触，减顶气中的硫化氢被溶剂吸收。减顶气进入超重力脱硫反应器，达到预期效果，设计脱后减顶气硫化氢含量15mg/m3投用后减顶气硫化氢含量7.59mg/m3，减顶气硫化氢脱除效果较好，如表1所示。

表1 减顶气超重力脱硫项目原料性质对标Table1 The property standard of raw materials for the project of top-cutting gas high-gravity desulfurization

2.3 减顶气减压瓦斯硫醇、羰基硫含量较高的解决方案

针对减压瓦斯硫醇、羰基硫含量较高的问题，将减顶气脱硫塔C-202变更为减顶气柴油清洗塔，混合柴油通过罐区控制阀引出，通过减压瓦斯脱硫塔C-202的贫胺液流程引入C-202，将减压瓦斯脱硫塔C-202改为减顶气柴油清洗塔，对减顶不凝气进行柴油清洗脱除硫醇、羰基硫等。并在C-202塔顶增加分液罐V-217，C-202吸收后的柴油与V-217分液罐的柴油通过原富胺液泵P-210升压进入分别接至减一线去混合柴油流程及混柴油去罐区流程。图2减压瓦斯增加柴油洗涤措施项目改造前、后工艺图。

柴油吸收塔投用后，在减压炉出口温度为422℃的条件下，其柴油吸收塔投用前后运行数据如表2所列。可以看出，柴油吸收塔投用后，减顶瓦斯总硫脱除率逐渐增大，吸收后柴油中硫的质量分数明显上升。柴油吸收剂的流量和温度也都会影响减顶瓦斯总硫脱除效果，在柴油温度相同的情况下，柴油流量每增加1t/h，总硫脱除率提高约6.6个百分点；在柴油流量相同的情况下，柴油温度每降低1℃，总硫脱除率提高约2.9个百分点。减压炉出口温度升高至424℃，柴油吸收剂的流量为7t/h，柴油的温度为35℃，减压炉烟气二氧化硫质量浓度为15mg/m3，满足GB 31570—2015排放标准要求。

表2 柴油吸收塔投用前后运行对比Table2 Comparison of diesel absorption tower operation before and after commissioning

3 结论

(1)通过对不同抽蒸汽温度时对应的蒸汽抽真空器运行工况，将1000万吨/年蒸馏装置1.0MPa蒸汽进装置温度TI2208低报警值由220℃改为265℃，班组将现场温度计指示列入班组日常检查内容，保证抽真空器的平稳运行，保证减压塔顶压力正常，且下次大检修增加温度远传仪表实现DCS监控。

(2)减顶气超重力脱硫项目各控制参数满足设计指标，原料性质除贫胺液浓度较设计降低5%MDEA外，减顶气组分较设计偏差不大，脱后减顶气硫化氢含量仅为5ppm，低于设计值9.8ppm，故减顶气超重力脱硫项目运行良好，达到了降低减顶气硫化氢含量的预期效果。

(3)减顶瓦斯系统通过增加超重力脱硫，硫化氢脱除率提高至99.75%；通过改变为柴油吸收脱硫，有机硫脱除率达到50%以上，实现了减压炉烟气达标排放。

(4)优化操作，通过对塔内各回流量和各侧线蒸发段温度的适当调整，将减顶残压维持在一个相对良好的工艺指标范围内。