(中國(guó)石油化工股份有限公司洛陽(yáng)分公司，河南洛陽(yáng)，471000)

某煉油廠常減壓裝置當(dāng)前擁有4臺(tái)加熱爐，其中2臺(tái)常壓爐和1臺(tái)減壓爐正常運(yùn)行，另外1臺(tái)為催化原料預(yù)處理單元加熱爐，預(yù)計(jì)2021年6月將投入使用。運(yùn)行中的三臺(tái)加熱爐每月消耗燃料氣約5000t，是該煉油廠最大的燃料氣用戶，占全廠總消耗的1/4，待預(yù)處理單元加熱爐投用后，常減壓裝置每月燃料氣消耗將達(dá)到6000t，占比將提高至1/3。因此，燃料氣系統(tǒng)的穩(wěn)定對(duì)常減壓的安全平穩(wěn)運(yùn)行至關(guān)重要。

1 燃料氣系統(tǒng)存在的問(wèn)題

燃料氣系統(tǒng)即高壓瓦斯管網(wǎng)，是該煉油廠最重要的燃動(dòng)系統(tǒng)，是全廠二十余臺(tái)加熱爐的生命線。如圖1所示，供方由1#催化干氣、2#催化干氣、焦化干氣、氣柜干氣和少量制氫解析氣組成，使用方為常減壓、重整、5套加氫、焦化、芳烴和溶劑脫瀝青等裝置的加熱爐。為保證常減壓和其他裝置加熱爐的穩(wěn)定，必須解決近年來(lái)經(jīng)常出現(xiàn)的幾大問(wèn)題：壓力大幅波動(dòng)、燃料氣帶液和燃料氣硫含量超標(biāo)。

圖1 某煉油廠燃料氣管網(wǎng)示意圖

1.1 燃料氣壓力波動(dòng)

爐出口溫度平穩(wěn)率是影響常減壓裝置平穩(wěn)率評(píng)比的關(guān)鍵參數(shù)，僅常壓爐和減壓爐出口溫度2項(xiàng)，在該煉油廠平穩(wěn)率評(píng)分中權(quán)重高達(dá)59.3%。燃料氣壓力經(jīng)常在0.4—0.6MPa之間波動(dòng)，這將導(dǎo)致爐出口溫度出現(xiàn)10℃左右的起伏，是困擾常減壓裝置加熱爐平穩(wěn)運(yùn)行的最大問(wèn)題。如圖2所示，某日夜間燃料氣管網(wǎng)壓力從0.48MPa降至0.44MPa后，又上升至0.5MPa，導(dǎo)致減壓爐出口溫度在407—416℃之間波動(dòng)。

圖2 某日夜間燃料氣管網(wǎng)波動(dòng)對(duì)減壓爐出口溫度的影響

為了平穩(wěn)管網(wǎng)壓力的波動(dòng)，常減壓裝置在燃料氣總管上設(shè)置有壓控閥，但當(dāng)管網(wǎng)壓力波動(dòng)速度過(guò)快，或升至過(guò)高的壓力時(shí)，該壓控閥則無(wú)法滿足生產(chǎn)需求，所有的調(diào)節(jié)任務(wù)都轉(zhuǎn)嫁到了后路各個(gè)爐子的主燃料氣調(diào)節(jié)閥，控制難度較大。以減壓爐為例，主燃料氣調(diào)節(jié)閥開度由減壓爐出口溫度控制，為防止減壓爐出口溫度高導(dǎo)致燃料氣調(diào)節(jié)閥開度過(guò)小而引發(fā)主火嘴熄滅，燃料氣調(diào)節(jié)閥設(shè)定了20%的安全開度。當(dāng)燃料氣壓力突然升高，燃料氣調(diào)節(jié)閥最多只能關(guān)小到20%，若出口溫度繼續(xù)上升，只能通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)整各路燃料氣手閥或熄滅個(gè)別火嘴來(lái)控制爐出口溫度，操作難度和勞動(dòng)強(qiáng)度較大。

1.2 燃料氣帶液

燃料氣帶液可分為兩種情況，一種是帶溶劑，另一種是帶油。當(dāng)燃料氣帶溶劑時(shí)，由于加熱爐長(zhǎng)明燈管線較細(xì)，溶劑中的焦粉等雜質(zhì)很容易堵塞長(zhǎng)明燈阻火器，導(dǎo)致長(zhǎng)明燈燃料氣壓力快速下降而觸發(fā)“切斷長(zhǎng)明燈燃料氣”聯(lián)鎖，2019年冬天，曾出現(xiàn)過(guò)一天清理三次長(zhǎng)明燈阻火器的情況。根據(jù)該煉油廠加熱爐聯(lián)鎖保護(hù)系統(tǒng)設(shè)置的相關(guān)要求，本次催化原料預(yù)處理單元的加熱爐設(shè)置了“長(zhǎng)明燈燃料氣壓力低低”觸發(fā)“切斷長(zhǎng)明燈燃料氣和主燃料氣” 聯(lián)鎖，若發(fā)生燃料氣帶溶劑情況，預(yù)處理單元加熱爐的長(zhǎng)明燈和主火嘴就可能會(huì)因觸發(fā)聯(lián)鎖而雙雙熄滅，一旦恢復(fù)不及時(shí)，裝置將被迫切斷進(jìn)料，導(dǎo)致下游的重整、催化和直柴加氫裝置部分原料供應(yīng)中斷，造成全廠性生產(chǎn)波動(dòng)。

當(dāng)燃料氣帶油時(shí)，若帶油的燃料氣進(jìn)入加熱爐燃燒，會(huì)出現(xiàn)“煙筒冒黑煙、主火嘴燃料氣壓力急劇上升、爐膛溫度急劇升高、爐出口溫度急劇升高和爐膛正壓”等狀況，嚴(yán)重時(shí)有將爐底燒壞的可能。若在燃料氣脫硫過(guò)程中，油隨溶劑返回溶劑再生裝置，會(huì)引起該裝置再生塔壓力波動(dòng)，氣化后的烴類隨酸性氣進(jìn)入硫磺加熱爐，生成的炭粒將堵塞冷凝器出口絲網(wǎng)捕集器，并產(chǎn)出“黑硫磺”。

1.3 燃料氣硫含量超標(biāo)

2019年大檢修期間，常減壓裝置加熱爐煙氣出口增設(shè)CEMS自動(dòng)監(jiān)控系統(tǒng)，實(shí)時(shí)監(jiān)控加熱爐煙氣中的SO2、NOx和粉塵等氣態(tài)污染物濃度。此處與催化脫硫脫銷系統(tǒng)的CEMS有所不同，催化裝置出現(xiàn)SO2、NOx或粉塵濃度上升時(shí)，可通過(guò)調(diào)整雙脫塔噴水量、注堿量、塔底漿液外排量，甚至降低裝置處理量等方法來(lái)降低排放口的氣態(tài)污染物濃度。而當(dāng)常減壓加熱爐煙氣中氣態(tài)污染物濃度超標(biāo)時(shí)，本裝置無(wú)任何手段干預(yù)，只能聯(lián)系調(diào)度臺(tái)進(jìn)行全廠性的排查和調(diào)整，耗時(shí)較長(zhǎng)，一旦排放值超限，將會(huì)造成環(huán)保事故。

2 異常波動(dòng)原因分析

2.1 燃料氣壓力波動(dòng)原因

燃料氣中H2、C1、C2等輕組分占比80%左右，常溫下無(wú)法進(jìn)行壓縮儲(chǔ)存，因此當(dāng)燃料氣供應(yīng)裝置或使用裝置進(jìn)行工藝調(diào)整時(shí)，燃料氣的供需平衡就會(huì)被打破，隨之而來(lái)的就是燃料氣管網(wǎng)的壓力波動(dòng)。

夏季由于氣溫影響，燃料氣管網(wǎng)壓力較全年其他時(shí)間偏高，常用手段是將部分富余燃料氣引至電站煤粉爐增產(chǎn)高壓蒸汽。而在夏季尤其是加工低硫原油期間，常減壓裝置初餾塔經(jīng)常因壓力偏高，需要將部分初常頂瓦斯通過(guò)低壓系統(tǒng)排放進(jìn)氣柜。若泄放量過(guò)大，氣柜高度將快速上升，為保證氣柜處于安全高度，大量氣柜干氣需通過(guò)催化裝置干氣脫硫塔后進(jìn)入燃料氣管網(wǎng)。而氣柜壓縮機(jī)出口壓力最高只能達(dá)到0.73MPa，所以如果管網(wǎng)壓力過(guò)高，則需要電站消耗更多的燃料氣來(lái)降低管網(wǎng)壓力，以保證氣柜干氣順利并網(wǎng)。

冬季生產(chǎn)中，管網(wǎng)壓力偏低，常用做法是將液態(tài)烴引進(jìn)芳烴或1#催化氣化器，經(jīng)加熱升壓后補(bǔ)充至燃料氣管網(wǎng)，或直接將高壓天然氣補(bǔ)入管網(wǎng)。

以上過(guò)程均為人工調(diào)節(jié)、人工管理，操作精度不高，很難保證燃料氣管網(wǎng)壓力穩(wěn)定。

2021年該廠乙苯裝置也將投產(chǎn)，催化干氣需要經(jīng)過(guò)乙苯裝置提取乙烯作為原料。催化裂化裝置所產(chǎn)干氣中乙烯所占比例約為15%(V/V)，且乙烯的熱值較高，乙苯裝置將此組分提取后，現(xiàn)有的燃料氣平衡狀態(tài)將會(huì)一定程度被打破。且脫乙烯后的催化干氣從乙苯裝置附近進(jìn)入燃料氣管網(wǎng)，常減壓加熱爐將成為全廠燃料氣管網(wǎng)的末端，燃料氣品質(zhì)和壓力將更難控制。

2.2 燃料氣帶液原因

催化和焦化裝置干氣脫硫塔采用甲基二乙醇胺(EDTA)作為溶劑，吸收干氣中的H2S。當(dāng)出現(xiàn)干氣脫硫塔氣速過(guò)大、超負(fù)荷，干氣流量波動(dòng)較大，干氣中雜質(zhì)較多，胺液回收器分離效果變差等情況時(shí)，燃料氣帶溶劑現(xiàn)象就會(huì)加劇。

冬季氣溫偏低，燃料氣中若帶有C3以上較重組分，將發(fā)生燃料氣帶油情況。當(dāng)前催化和焦化裝置吸收穩(wěn)定系統(tǒng)對(duì)干氣中C3以上組分含量有≯3%和≯5%的要求，故燃料氣中若出現(xiàn)帶油情況，最大的來(lái)源是氣柜干氣、液態(tài)烴補(bǔ)充管網(wǎng)或部分裝置臨時(shí)排放進(jìn)燃料氣管網(wǎng)。

為防止燃料氣壓控閥突然關(guān)閉導(dǎo)致加熱爐長(zhǎng)明燈熄滅，要求長(zhǎng)明燈燃料氣引出點(diǎn)在壓控閥前，而常減壓燃料氣總壓控閥設(shè)置在分液罐之前，如圖3所示，燃料氣一旦帶液，長(zhǎng)明燈就會(huì)出現(xiàn)阻火器堵塞、壓力降低和火嘴熄滅等一系列問(wèn)題。

圖3 常減壓加熱爐主燃料氣和長(zhǎng)明燈流程圖

2.3 燃料氣硫含量超標(biāo)原因

常減壓加熱爐煙氣出口SO2含量通常在6—8mg/m3。某日中午10:30，加熱爐出口煙氣自動(dòng)監(jiān)控系統(tǒng)中SO2含量突然升高，迅速突破50mg/m3，重整、加氫等裝置加熱爐出口煙氣硫含量也有不同程度的升高，持續(xù)了近30分鐘后才開始緩慢下降。查找原因，主要是1#催化加氫干氣脫硫塔處理氣柜干氣流量突增造成的。

當(dāng)天低硫原油加工量19000t，加上氣溫較高，為控制初頂壓力，初常頂瓦斯部分放低壓進(jìn)入低壓瓦斯，氣柜通過(guò)提高壓縮機(jī)負(fù)荷來(lái)控制氣柜高度。如圖4所示，氣柜干氣流量從3200 m3/h 上升到4600m3/h，大量的氣柜干氣處理不及，導(dǎo)致燃料氣硫含量超標(biāo)。發(fā)現(xiàn)常減壓加熱爐出口煙氣硫含量超標(biāo)后，及時(shí)調(diào)整兩套催化的氣柜干氣處理量配比，并將溶劑用量從19t/h提高到26t/h，燃料氣中H2S含量才逐漸恢復(fù)正常。

圖4 氣柜干氣1#催化流量、溶劑流量和常減壓加熱爐煙氣出口SO2含量趨勢(shì)圖

當(dāng)催化或焦化裝置出現(xiàn)生產(chǎn)波動(dòng)時(shí)，干氣流量變化大，若溶劑量調(diào)整不及時(shí)，也會(huì)出現(xiàn)干氣中H2S含量超標(biāo)情況。

3 工藝操作控制手段

3.1 控制常減壓初餾塔放低壓速度

常減壓初常頂瓦斯經(jīng)過(guò)螺桿機(jī)升壓，將凝縮油分離后的送入1#催化裝置氣壓機(jī)入口。因常減壓裝置初餾塔幾經(jīng)改造，多次利舊，設(shè)計(jì)壓力較低，在加工低硫原油期間，原油中輕組分較多，為防止安全閥起跳，需要將部分初常頂瓦斯排放至低壓瓦斯系統(tǒng)，為控制氣柜高度，減少對(duì)燃料氣管網(wǎng)的沖擊，調(diào)節(jié)閥開啟速度應(yīng)嚴(yán)格控制在5%/5min以內(nèi)，盡可能降低對(duì)燃料氣管網(wǎng)的影響。

3.2 優(yōu)化兩套催化氣柜干氣回?zé)捔颗浔?/h3>

正常生產(chǎn)期間，氣柜干氣全部送至2#催化氣柜干氣脫硫塔，經(jīng)過(guò)脫硫后并入燃料氣管網(wǎng)。夏季氣柜干氣量增大，2#催化氣柜干氣脫硫塔處理能力有限，2020年6月份引部分氣柜干氣至1#催化加氫干氣脫硫塔進(jìn)行處理。為避免燃料氣帶液和硫含量超標(biāo)，應(yīng)控制好氣柜干氣至2套干氣脫硫裝置的流量分配，避免出現(xiàn)流量大幅波動(dòng)或嚴(yán)重偏流等情況。

3.3 優(yōu)化原油加工模式

2020年9月底渣油加氫裝置開工后，常減壓裝置將結(jié)束長(zhǎng)達(dá)4年之久的高低硫原油切換加工模式，輕質(zhì)原油進(jìn)廠比例下降，初餾塔頂壓力控制將有所改善，盡量少放、不放低壓，從而減少氣柜干氣對(duì)燃料氣管網(wǎng)的沖擊。

催化原料預(yù)處理單元閃蒸塔頂、常壓塔頂定壓為0.35MPa，待2021年預(yù)處理單元投產(chǎn)后，輕質(zhì)原油全部進(jìn)預(yù)處理單元進(jìn)行加工，將進(jìn)一步緩解常減壓裝置因初頂壓力高而放低壓的問(wèn)題。

4 優(yōu)化改造方案

4.1 解決燃料氣管網(wǎng)壓力波動(dòng)的改造方案

4.1.1 初常頂瓦斯系統(tǒng)優(yōu)化

螺桿機(jī)是常減壓裝置的關(guān)鍵設(shè)備，若出現(xiàn)停機(jī)且無(wú)法迅速恢復(fù)情況，所有初常頂瓦斯全部放低壓，氣柜無(wú)法承受，只能點(diǎn)燃火炬，造成較嚴(yán)重的環(huán)保事故。當(dāng)初常頂瓦斯流量較大時(shí)，螺桿機(jī)會(huì)出現(xiàn)超過(guò)額定電流的情況。為保證螺桿機(jī)安全穩(wěn)定運(yùn)行和完成原油加工任務(wù)，只能通過(guò)將初常頂瓦斯放低壓系統(tǒng)的方法來(lái)維持螺桿機(jī)工作電流在額定電流范圍內(nèi)。初常頂瓦斯中C3以上組分高達(dá)85%，C5以上組分也在15%左右。大量的攜帶C3以上重組分的初常頂瓦斯放入低壓瓦斯系統(tǒng)，不僅增加了氣柜的操作難度，對(duì)常減壓裝置還將造成不小的加工損失。

減少初常頂瓦斯放低壓?jiǎn)栴}有兩種途徑，一是改造螺桿機(jī)，提高處理能力，實(shí)現(xiàn)將初常頂瓦斯全部送至1#催化裝置，通過(guò)螺桿機(jī)出口分液罐和1#催化裝置吸收穩(wěn)定系統(tǒng)，可將初常頂瓦斯中的C3以上組分全部回收；二是改造初餾塔及塔頂附屬冷換設(shè)備，一方面提高初餾塔操作壓力，另一方面提高塔頂冷卻能力，將C4以上組分盡可能多的留在初頂石腦油中，提高裝置輕液收率，同時(shí)降低加工損失。

4.1.2 燃料氣管網(wǎng)增上APC先控系統(tǒng)

當(dāng)前管網(wǎng)補(bǔ)充天然氣、液態(tài)烴和電站消耗燃料氣等控制燃料氣管網(wǎng)壓力的手段均為人工調(diào)節(jié)，操作精度不高，很難保證燃料氣管網(wǎng)壓力穩(wěn)定。若將天然氣、液態(tài)烴補(bǔ)入量、電站燃料氣消耗量等參數(shù)和管網(wǎng)壓力整合建立APC先進(jìn)控制系統(tǒng)，可進(jìn)一步降低管網(wǎng)壓力波動(dòng)。煉油廠氣柜容量較大，若納入到平衡調(diào)節(jié)中，將使得管網(wǎng)壓力的平穩(wěn)性進(jìn)一步提高，但問(wèn)題在于，如果管網(wǎng)調(diào)節(jié)沖擊到氣柜，燃料氣系統(tǒng)將再無(wú)調(diào)節(jié)手段，所以氣柜以何種方式參與進(jìn)來(lái)，還有待商榷[1]。

在各裝置平穩(wěn)運(yùn)行中，為實(shí)現(xiàn)加熱爐出口溫度穩(wěn)定，需要燃料氣管網(wǎng)提供穩(wěn)定的熱量。如表1所示，液態(tài)烴和天然氣組成與裝置自產(chǎn)干氣有很大差別，當(dāng)補(bǔ)充進(jìn)入燃料氣管網(wǎng)時(shí)，加熱爐消耗相同體積的混合燃料會(huì)得到不同數(shù)量的熱量，為保證出口溫度穩(wěn)定，燃料氣調(diào)節(jié)閥會(huì)發(fā)生動(dòng)作，用氣量隨之發(fā)生變化，進(jìn)而導(dǎo)致燃料氣管網(wǎng)壓力波動(dòng)。為根本解決這一現(xiàn)象，可在APC先控系統(tǒng)中增加天然氣、液態(tài)烴和管網(wǎng)內(nèi)燃料氣的組成分析，通過(guò)計(jì)算熱值來(lái)控制天然氣或液態(tài)烴的補(bǔ)入量，能夠更有效地減少燃料氣管網(wǎng)壓力的波動(dòng)。

表1 天然氣、液態(tài)烴、催化干氣、焦化干氣組成和熱值對(duì)比

4.2 解決燃料氣帶液?jiǎn)栴}的改造方案

4.2.1 加熱爐燃料氣系統(tǒng)優(yōu)化

長(zhǎng)明燈引出點(diǎn)在燃料氣分液罐之前，在燃料氣帶液時(shí)無(wú)調(diào)整手段。為滿足長(zhǎng)明燈平穩(wěn)運(yùn)行，同時(shí)兼顧設(shè)計(jì)規(guī)范要求，可在4臺(tái)加熱爐長(zhǎng)明燈總線上設(shè)置一個(gè)分液罐，在出現(xiàn)帶液情況時(shí)可及時(shí)發(fā)現(xiàn)，并通過(guò)分液罐將液體排空，在實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)明燈平穩(wěn)運(yùn)行的同時(shí)，可以很大程度上減少清理阻火器的工作量。

目前主燃料氣分液罐未設(shè)置液位遠(yuǎn)傳，只能通過(guò)2小時(shí)一次的外操巡檢來(lái)確認(rèn)分液罐底部是否存液，若出現(xiàn)短時(shí)間大量帶液情況將無(wú)法及時(shí)發(fā)現(xiàn)處理，對(duì)于加熱爐運(yùn)行是很大的隱患?？稍谥魅剂蠚夥忠汗拊O(shè)置液位遠(yuǎn)傳，隨時(shí)監(jiān)控燃料氣帶液情況。

4.2.2 更新2#催化裝置干氣脫硫塔的胺液回收器

2019年大改造期間，1#催化脫硫單元的2座干氣脫硫塔出口的胺液旋分器更新為胺液回收器。改造前催化干氣采樣時(shí)，需要把采樣器中殘存的胺液排凈。更新胺液回收器后，干氣采樣時(shí)再未出現(xiàn)排出液體的情況。因此建議在2#催化脫硫單元的2座干氣脫硫塔出口更新胺液回收器，以改善燃料氣帶溶劑問(wèn)題。

4.2.3 增上輕烴回收裝置

2019年大檢修后，1#催化吸收穩(wěn)定處理能力有了很大的提升，雖然當(dāng)前常減壓初常頂瓦斯可以通過(guò)1#催化吸收穩(wěn)定系統(tǒng)分離成干氣、液態(tài)烴和汽油產(chǎn)品，但由于催化回?zé)捨锪隙嗲蚁喈?dāng)一部分輕烴富含飽和液態(tài)烴，導(dǎo)致液態(tài)烴中丙烯收率受限；另外焦化液態(tài)烴中飽和烴成分也較多，致使氣分裝置在目前工況下無(wú)法最大量生產(chǎn)丙烯。隨著渣油加氫裝置開工，催化加工量將進(jìn)一步提高，因此需降低催化回?zé)捨锪狭?，使其滿足自產(chǎn)輕烴的處理能力，提高催化裝置丙烯收率和氣分裝置丙烯產(chǎn)量，從而確保聚丙烯裝置高負(fù)荷運(yùn)行，達(dá)到企業(yè)增效的目的。

因此增上輕烴回收系統(tǒng)是回收常減壓初常頂瓦斯、焦化液態(tài)烴和PSA解析氣等飽和烴類最直接有效的途徑。經(jīng)過(guò)輕烴回收系統(tǒng)的分離，干氣脫硫后可進(jìn)入燃料氣管網(wǎng)，液態(tài)烴脫硫后可直接作為產(chǎn)品，既釋放了催化和氣分裝置的負(fù)荷，實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)丙烯，又能夠減少初常頂瓦斯進(jìn)入氣柜，降低燃料氣帶油的風(fēng)險(xiǎn)，初常頂瓦斯全部回收，更能有效控制常減壓裝置加工損失。

4.3 解決燃料氣硫含量超標(biāo)的改造方案

各路干氣每日均有H2S含量分析，但無(wú)法做到燃料氣硫含量實(shí)時(shí)監(jiān)控。可在1#催化、2#催化和焦化裝置干氣出裝置管線增上在線硫分析儀，實(shí)時(shí)監(jiān)控三路燃料氣供應(yīng)主要裝置的干氣硫含量，若出現(xiàn)上升趨勢(shì)，可及時(shí)通過(guò)調(diào)整干氣或溶劑流量，從燃料氣源頭上發(fā)現(xiàn)問(wèn)題，解決問(wèn)題。

5 結(jié)語(yǔ)

燃料氣系統(tǒng)是石化企業(yè)較為龐大和復(fù)雜的公用工程，幾乎涉及煉廠所有的生產(chǎn)裝置，其運(yùn)行狀況的好壞，直接決定了煉廠安全、環(huán)保及經(jīng)濟(jì)效益[2]。通過(guò)優(yōu)化加熱爐燃料氣系統(tǒng)、初常頂瓦斯系統(tǒng)，增上輕烴回收系統(tǒng)、燃料氣管網(wǎng)APC先進(jìn)控制系統(tǒng)和燃料氣管網(wǎng)在線硫分析儀等方法，可有效減少燃料氣系統(tǒng)異常波動(dòng)，基本實(shí)現(xiàn)全廠各裝置加熱爐安全平穩(wěn)運(yùn)行。