楊孟虎 ， 賈 煜 ， 賀黎明 ， 張棟棟

(中國石化 洛陽分公司 ， 河南 洛陽 471012)

某石化公司瓦斯系統(tǒng)分為高壓瓦斯系統(tǒng)和低壓瓦斯系統(tǒng)。低壓瓦斯系統(tǒng)主要接收各裝置及罐區(qū)正常排放的低壓瓦斯氣，裝置檢修時(shí)排放的不凝氣等，收至20 000 m3干式氣柜，通過壓縮機(jī)升壓至0.6 MPa后進(jìn)入二催氣柜干氣脫硫系統(tǒng)，經(jīng)脫硫后并入高壓瓦斯系統(tǒng)；高壓瓦斯系統(tǒng)主要來源為兩套催化裝置、焦化裝置的干氣，氣柜高壓瓦斯，富氫氣體PSA裝置產(chǎn)解吸氣以及外購天然氣，壓力控制在0.48～0.52 MPa，主要供給各裝置工藝加熱爐使用，通過補(bǔ)外購天然氣、煤粉爐燃燒瓦斯及氣柜調(diào)控進(jìn)行瓦斯平衡。

全廠高壓瓦斯系統(tǒng)簡圖如圖1所示。

1 焦化裝置運(yùn)行情況及出現(xiàn)的問題

1.1 焦化裝置運(yùn)行情況

該公司焦化裝置設(shè)計(jì)規(guī)模為140萬t/a，采用“一爐兩塔”大型化工藝技術(shù)方案，設(shè)計(jì)循環(huán)比為0.3，設(shè)計(jì)生焦周期為20 h；工藝生產(chǎn)部分包括反應(yīng)、分餾、吹汽放空、吸收穩(wěn)定和干氣脫硫5個(gè)單元，焦化汽油與焦化柴油合并送至下游柴油加氫裝置生產(chǎn)0#車用柴油(國六)；其加熱爐為雙面輻射加熱爐，分為兩個(gè)爐室，每個(gè)爐室都可單獨(dú)運(yùn)行。焦化裝置正常運(yùn)行期間加熱爐為雙爐室運(yùn)行，負(fù)荷145 t/h，該公司優(yōu)化產(chǎn)品結(jié)構(gòu)、提質(zhì)增效，2014年11月焦化裝置開始改為單爐室運(yùn)行，負(fù)荷降至85～95 t/h，生焦周期為36 h，備用爐室通蒸汽進(jìn)行保護(hù)，避免加熱爐兩爐室出口交叉處呈“人”字形處出現(xiàn)結(jié)焦堵塞爐管，兩個(gè)爐室定期進(jìn)行切換。焦化裝置單爐室運(yùn)行后，由于裝置反應(yīng)部分負(fù)荷降低，分餾及吸收穩(wěn)定負(fù)荷較為富裕，經(jīng)過多次改造先后將兩股富烴氣體改進(jìn)焦化回收液化氣組分，一股是柴油加氫裝置富烴氣體送至氣壓機(jī)入口，另一股是富氫氣體回收PSA裝置的解吸氣，其中解吸氣改進(jìn)備用爐室代替蒸汽做為保護(hù)氣，之后進(jìn)入吸收穩(wěn)定系統(tǒng)。

注：粗線代表天然氣流程；虛線代表解吸氣流程

1.2 焦化裝置出現(xiàn)的問題

2019年10月底焦化裝置在排查循環(huán)水時(shí)發(fā)現(xiàn)循環(huán)水總回水口存在異味，經(jīng)排查后發(fā)現(xiàn)穩(wěn)定塔頂循環(huán)水冷卻器E1207存在微漏情況。由于E1207影響穩(wěn)定塔正常運(yùn)行，無法切除，需要對穩(wěn)定塔系統(tǒng)隔離進(jìn)行檢修。為使檢修過程對高壓瓦斯系統(tǒng)造成的影響降至最低，經(jīng)職能處室聯(lián)合研究后決定E1207為滲漏觀察運(yùn)行，委托制造新管束，將抽芯堵漏的7天壓縮為管束更新的3天，待新管束制造完畢后開始檢修。

穩(wěn)定塔切除對E1207進(jìn)行搶修，需要采取以下措施：①吸收穩(wěn)定系統(tǒng)停運(yùn)，分餾塔頂粗汽油經(jīng)不合格線跨過吸收穩(wěn)定系統(tǒng)直接送至柴油加氫裝置。②氣壓機(jī)正常運(yùn)行，壓縮富氣經(jīng)過吸收塔、再吸收塔、干氣脫硫系統(tǒng)后進(jìn)入高壓瓦斯管網(wǎng)。③吸收穩(wěn)定系統(tǒng)停運(yùn)期間，為減輕干氣脫硫系統(tǒng)負(fù)荷，保證脫后干氣H2S含量達(dá)標(biāo)，需要將富氫氣體回收PSA裝置解吸氣、柴油加氫裝置富烴氣體改出裝置。

2 焦化穩(wěn)定塔停運(yùn)后全廠瓦斯平衡對策

2019年12月焦化裝置單爐室運(yùn)行，裝置負(fù)荷87 t/h，富氫氣體回收PSA裝置解吸氣3 500 m3/h，柴油加氫裝置富烴氣體1 500 m3/h進(jìn)裝置回收液化氣組分，焦化裝置產(chǎn)干氣約6.2 t/h，液化氣約5 t/h；全廠高壓瓦斯平衡如下。

產(chǎn)方：1#催化6.97 t/h，2#催化7.6 t/h，焦化6.2 t/h，氣柜干氣4.61 t/h，芳烴0.74 t/h，外購天然氣1.08 t/h，S-Zorb 0.05 t/h，其它0.01 t/h，合計(jì)27.27 t/h。耗方：常減壓7.47 t/h，重整6.13 t/h，柴油加氫0.83 t/h，航煤加氫0.58 t/h，溶脫1.36 t/h，硫黃回收0.44 t/h，蠟油加氫0.8 t/h，S-Zorb 0.46 t/h，焦化1.78 t/h，烷基化0.14 t/h，鍋爐0.47 t/h，芳烴5.36 t/h，聚酯0.7 t/h，合纖0.72 t/h，其它0.02，合計(jì)27.26 t/h。本數(shù)據(jù)取2019年12月平均數(shù)據(jù)，全月原油加工量平均18 900 t/d。

若穩(wěn)定塔切除，全廠高壓瓦斯管網(wǎng)將增加5 t/h的液化氣組分，嚴(yán)重影響燃料氣管網(wǎng)及生產(chǎn)裝置的安全、平穩(wěn)運(yùn)行。該公司從以下四方面采取措施，在確保安全以及效益損失最小情況下達(dá)到瓦斯平衡。

2.1 焦化裝置降低干氣外送量

①氣壓機(jī)正常運(yùn)行，壓縮富氣經(jīng)過吸收塔、再吸收塔、干氣脫硫系統(tǒng)后進(jìn)入高壓瓦斯管網(wǎng)，穿過吸收塔，再吸收塔柴油吸收劑流程和流量28 t/h維持不變，再吸收塔塔頂壓力由1.2 MPa逐步降低到1.0 MPa，降低壓縮富氣中的重組分含量。②吸收穩(wěn)定系統(tǒng)停運(yùn)過程，拉低壓縮富氣凝縮油罐V1201、吸收塔T1201、解吸塔T1202底液位至30%以下后停運(yùn)機(jī)泵，為穩(wěn)定塔切除搶修水冷器E1207期間加壓凝液態(tài)烴準(zhǔn)備儲存空間。

焦化裝置單爐室運(yùn)行，不回收富氫氣體回收PSA裝置解吸氣、柴油加氫裝置富烴氣體，干氣產(chǎn)量約3.5 t/h，液化氣產(chǎn)量約1.5 t/h。1月7—9日穩(wěn)定塔切除期間干氣外送量降至4.3 t/h，約0.7 t/h的液化氣存儲在系統(tǒng)內(nèi)，在吸收穩(wěn)定系統(tǒng)恢復(fù)運(yùn)行階段拔出后，送至下游裝置脫硫后進(jìn)氣體分餾裝置。

2.2 原油切換為低硫原油加工

該公司原油采取“分儲分煉，順序加工”模式，即進(jìn)口低硫原油和中原原油混合的管輸原油、長慶原油及其性質(zhì)類似的低硫輕質(zhì)原油、進(jìn)口高硫原油、塔河原油等四類原油分開進(jìn)行存儲；在低硫原油加工時(shí)常減壓裝置加工低硫輕質(zhì)原油和管輸原油，其減壓渣油單獨(dú)存儲供催化裝置摻煉；在高硫原油加工時(shí)常減壓裝置加工高硫原油、塔河原油和管輸原油，其減壓渣油單獨(dú)存儲供焦化裝置和溶劑脫瀝青裝置；根據(jù)減壓渣油平衡情況，高硫原油和低硫原油依次進(jìn)行切換加工。

高硫原油加工期間和低硫原油加工期間，臨氫裝置尤其是蠟油加氫和柴油加氫的含硫干氣產(chǎn)量有明顯的變化，高、低硫原油加工期間蠟油加氫、柴油加氫等裝置主要干氣量見表1。其中柴油加氫裝置部分富烴氣體(脫H2S汽提塔頂氣和石腦油穩(wěn)定塔頂氣)，回?zé)捴两够潭s1 500 m3/h，高硫原油加工期間剩余含硫干氣經(jīng)脫硫后約13 500 m3/h進(jìn)入到富氫氣體回收PSA裝置中，低硫原油加工期間大約11 500 m3/h進(jìn)入富氫氣體回收PSA裝置。

表1 高、低硫原油加工期間臨氫裝置產(chǎn)含硫干氣量

①原油順序加工模式正常為“3天低硫+5天高硫”，根據(jù)進(jìn)廠原油性質(zhì)進(jìn)行調(diào)整，在低硫原油加工期間調(diào)整原油性質(zhì)更加輕質(zhì)化，降低減壓渣油收率，將低硫原油加工時(shí)間調(diào)整為4天，使焦化裝置穩(wěn)定塔水冷器在低硫原油加工期間完成搶修并恢復(fù)投用；低硫原油加工期間，含硫干氣較高硫原油加工期間產(chǎn)量降低約2 000 m3/h。②低硫原油加工期間，常減壓裝置加熱爐的負(fù)荷增大，燃料氣消耗量增大0.5 t/h。③低硫原油加工期間要平衡氫氣管網(wǎng)，蠟油加氫裝置負(fù)荷提高，裝置加熱爐燃料氣消耗量增大，加熱爐消耗合計(jì)增加0.16 t/h。

2.3 柴油加氫富烴氣體改二催化裝置

該公司柴油加氫裝置脫硫化氫汽提塔(T3402)塔頂氣量平均3 000 m3/h(柴油加氫裝置平均負(fù)荷245 t/h)和石腦油穩(wěn)定塔(T3302)塔頂氣量平均950 m3/h(石腦油穩(wěn)定系統(tǒng)平均負(fù)荷117 t/h)，這兩股富烴氣體中C3以及以上組分含量較高，尤其T3302頂氣相中，其組分如表2所示。

表2 T3302和T3402塔頂氣組成

之前這兩股塔頂氣部分送至焦化裝置回收液化氣組分，剩余的部分與其它含硫氣合并送至蠟油加氫脫硫系統(tǒng)脫硫后作為富氫氣體回收PSA裝置原料氣。富氫氣體回收PSA裝置產(chǎn)解吸氣5 000～7 000 m3/h(4.5～6.3 t/h)，其中約3 500 m3/h經(jīng)氣柜壓縮機(jī)升壓后送至焦化裝置回收液化氣組分或并入高壓瓦斯管網(wǎng)，其余約2 500 m3/h(2.25 t/h)收進(jìn)氣柜后進(jìn)入高壓瓦斯管網(wǎng)。

通過流程改動如圖2所示，將閥 1和閥2關(guān)閉，借用含硫干氣至2#催化裂化裝置流程和2019年大檢修內(nèi)部流程，將這兩股富烴氣體經(jīng)“非富氫氣線”“至二催化加氫干氣脫硫線”全部改至2#催化裂化氣壓機(jī)入口，回收液化氣組分。將剩余的重整預(yù)處理汽提塔頂氣和柴油加氫低分氣等富氫氣體通過原老線繼續(xù)送至蠟油加氫脫硫系統(tǒng)，作為PSA裝置原料。

圖2 臨氫裝置含硫干氣流程改動示意圖

二催化裝置將S-Zorb裝置穩(wěn)定塔頂氣相約1 290 m3/h改出氣壓機(jī)入口至高壓瓦斯管網(wǎng)，騰出空間回收富烴氣體。通過調(diào)整之后，二催化裝置在其負(fù)荷179 t/h和進(jìn)料性質(zhì)不變的情況下，液化氣產(chǎn)量增加5.1 t/h，干氣產(chǎn)量0.74 t/h。富氫氣體回收PSA裝置原料氣下降至9 280 m3/h，產(chǎn)氫量4 684 m3/h，解吸氣產(chǎn)量降至4 596 m3/h，約3.69 t/h經(jīng)壓縮后分兩路進(jìn)入高壓瓦斯管網(wǎng)，降低對高壓瓦斯系統(tǒng)的影響。

2.4 點(diǎn)燃煤粉爐

該公司所在地區(qū)2019年冬季基本全部時(shí)間處于重污染天氣管控，催化裝置煙氣及電站鍋爐煙氣必須要超潔凈排放，鍋爐停爐后在重污染天氣管控期間不允許重新點(diǎn)爐。12月2#煤粉爐由于省煤器泄漏停爐，修好后因長期處于重污染天氣管控期間，一直處于停爐狀態(tài)，1月6日重污染天氣管控解除，2#煤粉爐開始點(diǎn)爐運(yùn)行，其最大燃燒瓦斯平均2t/h，由于鍋爐高壓瓦斯引入點(diǎn)和焦化干氣并入點(diǎn)較近(見圖1)。較好地將部分焦化干氣引至煤粉爐燃燒，減少了焦化干氣中C3及以上組分對高壓瓦斯管網(wǎng)的沖擊。

3 取得的效果

①經(jīng)過焦化裝置優(yōu)化調(diào)整，使焦化干氣中盡可能少地?cái)y帶液化氣組分，液化氣存留裝置約0.8t/h。②通過調(diào)整低硫原油加工時(shí)間，減少加氫干氣的產(chǎn)量約2 000 m3/h(約1.2 t/h)；同時(shí)常減壓裝置、蠟油加氫等裝置增加高壓瓦斯消耗約0.65 t/h。③通過流程改動將柴油加氫裝置的兩股富烴氣體全部改至二催化裝置粗汽油罐，回收液化氣組分，合計(jì)減少進(jìn)入高壓瓦斯管網(wǎng)5.1 t/h。④通過點(diǎn)燃2#煤粉爐，增加高壓瓦斯消耗，消減焦化干氣中C3含量升高帶來的影響。經(jīng)過采取上述對策，在焦化裝置穩(wěn)定塔檢修期間，全廠高壓瓦斯系統(tǒng)得到高效的平衡。焦化裝置穩(wěn)定塔檢修期間全廠高壓瓦斯平衡如下：

產(chǎn)方：1#催化6.18 t/h，2#催化8.34 t/h，焦化4.3 t/h，氣柜干氣3.81 t/h，芳烴0.74 t/h，外購天然氣1.20 t/h，S-Zorb 0.67 t/h，解吸氣3.69 t/h，合計(jì)28.96 t/h。耗方：常減壓7.98 t/h，重整6.28t/h，柴油加氫0.82 t/h，航煤加氫0.61 t/h，溶脫1.31 t/h，硫黃回收0.37 t/h，蠟油加氫0.96 t/h，S-Zorb 0.42 t/h，焦化1.77 t/h，烷基化0.12 t/h，鍋爐1.32 t/h，芳烴5.38 t/h，聚酯0.75 t/h，合纖0.85 t/h，其它0.01 t/h，合計(jì)28.94 t/h。

同時(shí)減少高壓瓦斯的浪費(fèi)及保證系統(tǒng)的平穩(wěn)，未對裝置的加熱爐造成影響及影響裝置的加工量，為后續(xù)生產(chǎn)的運(yùn)行積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)。