萬州天然氣凈化廠生產(chǎn)運行及技術(shù)改造評價①

廖 鐵 李法璋 龔毅然 蘇夢瑤 夏平瓊

(1. 中國石油西南油氣田公司重慶天然氣凈化總廠萬州分廠)

(2. 中國石油西南油氣田公司天然氣研究院)

(3. 中國石油西南油氣田公司重慶天然氣凈化總廠)

(4. 中國石油西南油氣田公司重慶天然氣凈化總廠墊江分廠)

重慶天然氣凈化總廠萬州分廠設(shè)計生產(chǎn)能力為200×104m3/d，主要處理云安廠、高峰場氣田的高含硫原料氣。凈化裝置包括工藝裝置、輔助裝置及公用工程裝置，其中工藝裝置包括原料氣過濾分離單元、脫硫單元、脫水單元和硫磺回收單元。

裝置于2009年6月6日進氣投產(chǎn)，隨著川東地區(qū)老氣田滾動勘探開發(fā)工作進程的深入，新的含硫氣藏逐步投產(chǎn)，進廠氣源含硫量超過設(shè)計值30%，原有硫磺回收裝置已無法處理全部酸氣。2013年9月，新建了一套35 t/d的硫磺回收裝置，并對硫磺成型裝置及公用工程進行了擴建。截止2014年2月28日，裝置已安全運行1 725天，累計處理原料氣25.04×108m3，輸出合格產(chǎn)品氣22.55×108m3， 生產(chǎn)優(yōu)質(zhì)硫磺16.33×104t，產(chǎn)品氣合格率100%，外排污水合格率100%。

表1 考核項目及結(jié)果匯總表

1 裝置整體運行情況

裝置投產(chǎn)近5年來，各單元運行平穩(wěn)可靠，產(chǎn)品氣達到GB 17820-2012《天然氣》中二類氣氣質(zhì)標準，硫磺質(zhì)量達到GB/T 2449-2006《工業(yè)硫磺》優(yōu)等品標準，外排水指標達到GB 8978-1996《污水綜合排放標準》中第二類污染物一級標準，尾氣排放達到GB 16297-1996《大氣污染物綜合排放標準》中的二級標準，其主要技術(shù)指標達到或優(yōu)于設(shè)計值，主要考核數(shù)據(jù)見表1。

5年來，通過對裝置實施技術(shù)改造，尤其是2012年對裝置蒸汽凝結(jié)水系統(tǒng)的優(yōu)化改造和2013年9月新建一套35 t/d硫磺回收裝置及裝置適應(yīng)性改造，節(jié)能減排效果明顯，潛能得到進一步發(fā)揮。近5年裝置生產(chǎn)運行情況見表2，能耗分析見表3。5年來原料氣處理及原料氣中H2S、CO2質(zhì)量濃度變化情況見表4。

表2 生產(chǎn)運行情況匯總表

表3 裝置能耗分析匯總表

表4 原料氣處理量及H2S、CO2質(zhì)量濃度變化

2 裝置各單元運行情況

2.1 各單元簡介

2.1.1脫硫單元

脫硫裝置采用45%(w)甲基二乙醇胺(MDEA)水溶液脫除原料天然氣中的H2S和部分CO2，從脫硫塔頂出來的濕凈化天然氣經(jīng)濕凈化氣分離器分液后送至脫水裝置。MDEA吸收塔設(shè)置了4個貧液進料口(14層、18層、22層、24層)，可根據(jù)進料氣質(zhì)條件的變化靈活操作。2013年9月擴能建設(shè)前，受原料氣氣質(zhì)及硫磺回收產(chǎn)能影響，脫硫單元日均處理量為150×104m3/d，溶液循環(huán)量約98 m3/h，貧液入塔層數(shù)14層。擴能建設(shè)后，該單元日均處理量為185×104m3/d，溶液循環(huán)量約130 m3/h，入塔層數(shù)24層。投產(chǎn)以來運行平穩(wěn)，可保證較好的吸收效果，滿足了產(chǎn)品氣凈化度合格外輸?shù)囊骩1]。脫硫單元流程見圖1。

2.1.2脫水單元

脫水裝置采用99.7%(w)的三甘醇(TEG)脫除濕凈化天然氣中的絕大部分水，經(jīng)吸收塔脫水后的干氣作為商品氣外輸；吸水后的三甘醇采用常壓火管加熱再生，貧液經(jīng)換熱、冷卻、增壓后返回TEG脫水塔循環(huán)使用[1]，其工藝流程見圖2。

2.1.3硫磺回收單元

硫磺回收Ⅰ、II套裝置均采用具有國內(nèi)自主知識產(chǎn)權(quán)的CPS工藝處理來自脫硫單元的酸氣，硫磺回收率達99.25%，兩套裝置共用一座液硫池和尾氣處理裝置，SO2總排放量≤120 kg/h，日硫磺產(chǎn)量147 t[1-2]。

CPS工藝為改良低溫Claus硫磺回收工藝，由1個熱反應(yīng)段、1個常規(guī)Claus反應(yīng)段和1個后續(xù)低溫Claus反應(yīng)段組成。該工藝最明顯的特點在于先對催化劑再生后的反應(yīng)器進行預(yù)冷，待再生態(tài)的反應(yīng)器切換為低溫吸附態(tài)時，另一反應(yīng)器才切換至再生態(tài)，全過程中始終有兩臺反應(yīng)器處于低溫吸附狀態(tài)，有效避免了同類工藝不經(jīng)預(yù)冷就切換所導(dǎo)致的切換期間硫磺回收率降低和SO2峰值排放問題。

硫磺回收Ⅰ套裝置5年的運行結(jié)果表明，裝置設(shè)計合理，安全可靠，關(guān)鍵設(shè)備運行平穩(wěn)，硫回收率穩(wěn)定。其主要流程分別見圖3和圖4。

2.2 技術(shù)改造及優(yōu)化

2.2.1工藝方面的改進

阻泡劑放大管進口閥原安裝在溶液循環(huán)泵出口管線上，利用泵出口壓力(8.0 MPa)作為壓送阻泡劑的動力，不利于阻泡劑的緩慢、平穩(wěn)注入，同時造成阻泡劑注入漏斗切斷閥、放大管進出口閥損壞?，F(xiàn)改為利用貧液置換泵出口壓力(1.0 MPa)作為注入動力，如圖5所示，虛線代表整改前的動力來源，實線代表目前投用流程。

為了保證尾氣灼燒爐的灼燒溫度，Ⅰ套硫磺回收裝置CPS再生反應(yīng)器入口溫度經(jīng)常高于設(shè)計值(344 ℃)。2012年裝置檢修時，通過在二級過程氣再熱器的進出口管線上增設(shè)1路調(diào)溫閥組，當CPS反應(yīng)器再生時，可利用從常規(guī)Claus冷凝器出來的冷過程氣(溫度約129 ℃)和出二級過程氣再熱器的熱過程氣摻合，保證尾氣灼燒爐灼燒溫度和再生反應(yīng)器入口溫度均能滿足設(shè)計要求。

Ⅰ套硫磺回收裝置凝結(jié)水罐設(shè)計壓力為0.68 MPa，二次閃蒸蒸汽從頂部排空，實際為開式回收，在散失大量熱量的同時，會對整個凝結(jié)水系統(tǒng)造成氧腐蝕。為了防止氧腐蝕，同時對二次閃蒸蒸汽進行回收，在2012年大修時，將凝結(jié)水罐頂部排汽管線引至蒸汽冷卻風機的進口管線上，回收蒸汽并將其再次進行冷卻。同時，在該設(shè)備的溢流管線上增加閥門，隔絕氧氣進入凝結(jié)水罐。II套硫磺回收裝置設(shè)計時已消除此問題[3]。凝結(jié)水系統(tǒng)改造前后示意圖見圖6和圖7。

2.2.2儀表方面的改進

(1) 脫硫單元再生塔現(xiàn)場玻板液位計長期顯示假液位，再生塔差壓無法測量，分析認為再生塔儲液段頂部溶液溫度約為125 ℃，液位計內(nèi)部的細小通道和差壓計引壓管線上使用的截止閥均有節(jié)流作用，熱氣冷凝后積聚在通道內(nèi)，無法順利排出。將液位計改為筒體式玻板液位計后，因其內(nèi)部無節(jié)流件，形成較大的直通口徑，冷凝的液體會在重力作用下順利流回塔內(nèi)，從而消除假液位現(xiàn)象。將差壓計引壓管線上的截止閥改為球閥后，差壓可正常監(jiān)測。

(2) 產(chǎn)品氣H2S分析儀探頭安裝在脫水單元凈化氣分離器出口管線上，當濕凈化氣不合格需從脫硫單元放空時，無法實時監(jiān)測濕凈化氣中H2S含量變化?，F(xiàn)已將探頭安裝位置移至濕凈化氣總管上，使其能在濕凈化氣放空過程中及時監(jiān)測到H2S含量的變化情況。

2.3 其 他

在5年的裝置運行過程中，主要進行了以下技術(shù)改造：

(1) 蒸汽鍋爐原設(shè)計燃料氣總管通過1只自力式壓力調(diào)節(jié)閥減壓后送至3臺鍋爐的燃燒機，為了提高鍋爐燃料氣供給的可靠性，后增設(shè)2只自力式壓力調(diào)節(jié)閥，將其改為燃料氣總管分3根管線各通過1只自力式壓力調(diào)節(jié)閥減壓后送至3臺鍋爐的燃燒機，避免了僅有的1只自力式壓力調(diào)節(jié)閥出現(xiàn)故障時可能導(dǎo)致3臺鍋爐停運的情況。

(2) 工廠疏水閥設(shè)計選用熱動力型(圓盤式疏水閥)，該疏水閥利用熱力學(xué)原理，使閥片上下產(chǎn)生不同壓差，驅(qū)動閥片開關(guān)閥門，但這種熱動力式疏水閥約有3%的蒸汽泄漏率。工廠疏水閥主要用于硫磺回收單元和硫磺成型裝置的保溫蒸汽疏水，設(shè)備運行溫度較高，消耗的蒸汽潛熱較小，產(chǎn)生的凝結(jié)水量也較少，因此漏氣率較低的倒置桶式疏水閥更適合工廠實際。

3 裝置目前存在的主要問題及對策

裝置運行近5年來，部分設(shè)備出現(xiàn)故障，加之裝置多次停電停產(chǎn)，暴露出一些設(shè)計和施工過程中存在的問題。經(jīng)過技術(shù)改進后，目前裝置運行平穩(wěn)，各工藝參數(shù)接近或優(yōu)于設(shè)計值，節(jié)能減排效果明顯。以下為目前裝置存在的主要問題及對策。

3.1 工藝部分

當前級過濾器差壓超過100 kPa，需切換清洗時，活性炭過濾器壓力較前級過濾器前的壓力低。在切換過濾器時，因為活性炭過濾器正線流程有1段高于其出口的豎直管線，溶液在壓差的作用下會倒灌進入活性炭過濾器，造成活性炭被攪動、沖刷，導(dǎo)致活性炭粉末增多并污染溶液，流程見圖8。

前級過濾器剛切換結(jié)束時，活性炭過濾器的進、出口管線均出現(xiàn)溶液倒灌，活性炭過濾器前后壓差見式(3)：

p1=p0+ρgh1+Δpf1

(1)

p2=p0+ρgh2+Δpf2

(2)

p1-p2=(ρgh1+Δpf1)-(ρgh2+Δpf2)

(3)

若此時停運活性炭過濾器，開啟旁通閥，則旁通閥前后壓差如式(6)所示：

p1=p3+Δpf4

(4)

p2=p3-Δpf3

(5)

p1-p2=Δpf4+Δpf3

(6)

當活性炭過濾器切換運行穩(wěn)定后，溶液正向流通時，活性炭過濾器前后壓差如式(9)所示：

p1′=p0+ρgh1+Δpf1

(7)

p2′=p0+ρgh2-Δpf2

(8)

p1′-p2′=(ρgh1+Δpf1)-(ρgh2-Δpf2)

(9)

若此時停運活性炭過濾器，開啟旁通閥，則旁通閥前后壓差見式(12)：

p1′=p3+Δpf4

(10)

p2′=p3+Δpf3

(11)

p1′-p2′=Δpf4-Δpf3

(12)

式中，h1為活性炭過濾器進口管內(nèi)液體高度，m；h2為活性炭床層內(nèi)液體有效高度，m；Δpf1為活性炭過濾器進口管線壓降，kPa；Δpf2為活性炭過濾器出口管線壓降，kPa；Δpf3為旁通閥及管線壓降，kPa；Δpf4為后過濾器壓差，kPa；p0為活性炭過濾器頂部壓力，kPa；p1為過濾器剛切換結(jié)束時活性炭過濾器進口壓力，kPa；p2為過濾器剛切換結(jié)束時活性炭過濾器出口壓力，kPa；p3為后級過濾器出口壓力，kPa；p1′為過濾器切換運行穩(wěn)定后活性炭過濾器進口壓力，kPa；p2′為過濾器切換運行穩(wěn)定后活性炭過濾器出口壓力，kPa。

綜上所述，當切換前級過濾器且不停運活性炭過濾器時，p1-p2p1′-p2′，可以看出投用活性炭過濾器進行前級過濾器切換操作時，活性炭過濾器前后壓差比平穩(wěn)時大，會造成溶液倒灌的情況；若切換時停運活性炭過濾器進行操作，活性炭過濾器前后壓差比平穩(wěn)時小，不會造成溶液倒灌的情況。因此，應(yīng)采取在切換操作前先停用活性炭過濾器的方式進行操作。

3.2 儀表部分

(1) 回收裝置主燃燒爐使用的兩支高溫吹氣熱電偶，型號為B型，外保護套管材質(zhì)為二硅化鉬，插深均650 mm，使用壽命一般僅4個月左右。分析認為插深過長、爐壁開口過大、保護套管選材不當、熱電偶爐壁外露部分溫度驟冷驟熱均在一定程度上影響了熱電偶壽命。2012年大修，換用高溫剛玉材質(zhì)保護套管，縮短熱電偶插深至570 mm，減小爐壁開口口徑，在熱電偶的爐壁外露部分用陶纖氈包裹后，至今使用正常，但還需進一步觀察使用效果。

(2) MDEA閃蒸罐閃蒸氣流量測量選用橫裝轉(zhuǎn)子流量計，由于氣體流量波動等影響，測量數(shù)據(jù)波動大且流量計的轉(zhuǎn)子容易損壞。

(3) MDEA再生塔溫度自動控制存在缺陷，再生塔塔頂溫度受富液量波動的影響較大，且時間滯后小，造成通過重沸器蒸汽量變化，無法較好地將塔頂溫度控制在設(shè)計控制范圍內(nèi)。

4 結(jié) 語

萬州分廠作為西南油氣田公司目前在役裝置中處理高含硫原料氣的凈化廠之一，承擔著川東地區(qū)老氣田滾動勘探開發(fā)的重要任務(wù)。隨著高含硫天然氣凈化廠建設(shè)的不斷深入，該廠在工程設(shè)計和運行管理中所取得的經(jīng)驗可為其他高含硫天然氣凈化廠提供技術(shù)參考。

參考文獻

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[3] 廖鐵，蘇夢瑤，李法璋，等. 萬州天然氣凈化廠硫磺回收單元蒸汽與凝結(jié)水節(jié)能優(yōu)化措施[J]. 石油與天然氣化工，2013，42(6)：582-587.