万州天然气净化装置运行评价
Outline:
廖铁1
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闵杰1
,
苏梦瑶1
,
廖品全1
,
吴廷兰2
,
赵海霞3
1. 中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂万州分厂;
2. 中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂引进分厂;
3. 中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂垫江分厂
收稿日期：2011-09-21；修回日期：2011-11-11
作者简介：廖铁(1978-)男，重庆开县人，2000年毕业于西南石油学院(现西南石油大学)化工系天然气加工专业，大学学历(工学学士)，工程师，现任职于西南油气田公司重庆天然气净化总厂万州分厂，从事天然气净化装置生产管理工作。地址：(404000)重庆市万州高峰万州天然气净化厂。电话：023-64867003。E-mail：
iron_captain@petrochina.com.cn.
摘要：万州分厂处理高含硫原料天然气首次采用了具有国内自主知识产权的中国石油硫磺回收技术工艺(CPS，China Petroleum Sulfur Recovery Technology)，从投产至今已稳定运行两年多时间，证明设计与运行管理是成功的。总结了万州分厂净化装置两年多来的运行情况，重点对脱硫单元和硫磺回收工艺装置运行情况进行了评价。
关键词：高含硫 CPS 运行 评价
Operation evaluation of Wanzhou natural gas purification plant
Outline:
Liao Tie
,
Min Jie
,
Su Mengyao
, et al
Wanzhou Branch of Chongqing Natural Gas Purification Plant General, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company
Abstract: Wanzhou natural gas purification plant was designed to treat high-sulfur natural gas by CPS sulfur recovery process with domestic autonomous intellectual property. So far from production, the unit has been in steady operation for more than two years. The result shows that the process design and the operation management are successful. This paper sums up the operation conditions of Wanzhou natural gas purification plant in recent years, mainly evaluates the operation conditions of desulfurization unit and sulfur-recovery unit.
Key words:
high-sulfur CPS operation evaluation
重庆天然气净化总厂万州分厂设计生产能力为200×104 m3/d，主要处理云安厂、高峰场气田中的高含硫原料气。万州分厂的建成投产，满足了中高含硫天然气净化的需要，有效解决了高含硫气田限产的瓶颈问题。
万州分厂净化装置包括工艺装置、辅助装置、公用工程。其中，工艺装置包括原料气过滤分离单元、脱硫单元、脱水单元、硫磺回收单元。装置设计处理原料气中H2S含量为30 g/m3~60 g/m3，CO2含量为50 g/m3~100 g/m3，硫磺回收采用国内具有自主知识产权的中国石油硫磺回收技术工艺[1-4]。
装置于2009年6月6日投料试生产，截至2011年9月30日，已安全运行847天，装置累计共处理原料气12.81×108 m3，输出合格产品气11.64×108 m3，生产优质硫磺7.57×104 t，产品气合格率100%，外排污水合格率100%。
1 装置性能考核
由中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂、天然气研究院、CPE西南分公司、重庆气矿，于2009年11月17日~11月20日对装置进行了72 h性能考核。考核结果显示，脱硫、脱水、硫磺回收及公用辅助单元运行平稳可靠，产品气达到GB 17820-1999《天然气》二类气的气质标准，硫磺质量达到GB 2449-2006《工业硫磺及其试验方法》优等品的标准，SO2排放指标达到GB 16297-1996《大气污染物综合排放标准》的二级标准，外排水指标达到GB 8978-2002《污水综合排放标准》第二类污染物一级标准，主要技术指标均达到或超过设计值。本次主要考核项目结果见表 1。
表 1
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表 1 考核项目及结果汇总表
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2 装置运行情况
2.1 脱硫脱水单元
在建厂之初，设计单位以川东万州地区高峰场、云安厂气田中高含硫潜力气藏井口产能、气质含量为依据，预测了万州分厂的气质、气量，其具体情况见表 2。
表 2
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表 2 万州分厂气质气量预测表
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从表 2可见，万州分厂处理的原料气具有气质气量变化范围宽、H2S和CO2含量较高的特点。针对该特点，万州分厂脱硫装置选用了MDEA工艺，脱水装置则采用TEG脱水工艺。MDEA吸收塔设置了4个贫液进料口(14层、18层、22层、24层)，可充分实现进料气质条件变化时的灵活操作。脱硫、脱水装置贫液/富液换热，均采用换热效率高、易清洗的板式换热器，大大提高了热量回收率，减少循环冷却水用量和富液再生蒸汽消耗量，降低了工厂能耗，同时减少了设备的占地面积。其中，脱硫装置的贫富液换热器采用瑞典阿法拉伐Compabloc CPK75全焊接型板式换热器，该设备已运行使用两年多，情况较好，换热温度与设计值相符，具体情况见表 3。
表 3
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表 3 贫富液进出口温度与设计值的比较
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表 3表明，脱硫脱水单元在高、低负荷运行条件下，即便在原料气H2S、CO2含量均超过设计值后，贫液以85 m3/h~105 m3/h的流量从14层塔盘入塔，仍能保证较好的吸收效果，确保了产品气净化度符合外输的要求。具体情况见表 4。
表 4
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表 4 脱硫单元运行效果表
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2.2 硫磺回收单元
本单元采用具有国内自主知识产权的CPS亚露点硫磺回收工艺，设计硫磺回收率达99.25%，尾气SO2总排放量≤71 kg/h，生产硫磺56 t/d~112 t/d。装置除燃烧器、二通切换阀、三通切换阀、风机等关键设备和催化剂从国外引进外，其余均为国产。
2.2.1 工艺原理
该装置由一个热反应段、一个常规Claus反应段和一个后续的低温Claus反应段(3个CPS反应器)组成。
CPS工艺是一个循环工艺，采用的催化剂相同于Claus工艺，但其温度范围更低，以便更高效地生成硫磺并吸附至催化剂表面，催化剂在严重失活前通过再生以恢复其活性。再生是通过尾气烟气加热Claus冷凝器的出口过程气，从而形成热气流通过CPS主反应器以加热催化剂、脱附(蒸发)催化剂上的硫磺来实现的。本工艺包括三级CPS反应器和三级CPS冷凝器，其中两级反应器作为低温CPS反应器一直处于运行状态，将硫磺吸附至催化剂之上，另一级反应器在再生后进行冷却以用作低温反应器。装置工艺流程见图 1。
2.2.2 运行情况
运行两年表明，该装置工艺先进，设计合理，安全可靠，操作及控制简单灵活，在线分析仪可靠，关键设备运行平稳，硫回收率稳定。CPS硫磺回收工艺的优点得到充分体现，主要表现在以下几方面：
(1) 节能效果明显。一级过程气再热器采用高温气/气换热器，充分利用了主燃烧炉中酸气燃烧释放的热量。设置二级过程气再热器，充分利用灼烧炉出口烟气的余热作为催化剂再生热源，取代了其他Claus硫磺回收工艺中通用的在线燃烧炉加热方式，节约了燃料气消耗，同时也避免了因操作不当引起的催化剂中毒和/或污染的危险。该技术能回收热能1125 kW，按换热时间计算，折合节约燃料气32.25×104 m3/a。另外，余热锅炉内产生的饱和中压蒸汽用于驱动蒸汽喷射器以回收低低压蒸汽进入全厂低压蒸汽系统，用于各种管线伴热和加热，在一定程度上也节约了能源。
(2) 工艺先进，硫磺回收率稳定。在目前的Claus法硫磺回收工艺中，当酸气中H2S浓度较高且潜硫量较大时，常选择两级Claus加SCOT尾气处理的工艺路线。而作为亚露点硫磺回收工艺的CPS技术，通过设置3台CPS反应器，避免了同类冷床吸附工艺不经预冷就切换从而导致切换期间尾气SO2含量出现峰值的问题，确保了硫磺回收率的稳定(硫磺回收率见表 5)。高达99.25%以上的硫磺回收率，使尾气通过灼烧炉直接灼烧后可达标排放。与前者相比，CPS硫磺回收工艺把硫磺回收和尾气处理有机地结合为一体，设备投资和操作成本均较低，对于不同规模的装置有很强的适应性。
表 5
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表 5 CPS硫磺回收装置硫磺回收率统计表
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2.2.3 优化建议
(1) CPS冷凝器产生的0.1 MPa低压蒸汽改为密闭循环。在CPS硫磺回收装置中，余热锅炉、热段冷凝器及Claus反应器冷凝器和一级、二级、三级CPS硫磺冷凝器分别会产生3.3 MPa、0.45 MPa、0.1 MPa三个压力等级的饱和蒸汽。60%以上的0.1MPa的低压蒸汽设计由3.3 MPa的中压蒸汽通过蒸汽引射器升压至0.45 MPa进入蒸汽系统管网，剩下40%的蒸汽则通过空冷器冷却回收再利用。但受蒸汽引射器使用条件限制，在操作参数发生变化超过引射器设计条件，如余热锅炉泄漏需降压运行、CPS硫磺冷凝器在开停工需升压运行时，就会出现蒸汽引射器不能正常使用的情况，0.1 MPa的低压蒸汽将全部通过空冷器回收利用，这将导致其流量大大高于空冷器和凝结水泵的设计负荷，空冷器长期满负荷运转，凝结水泵两台并列运行，造成能源浪费。
优化建议：密闭循环使用CPS硫磺冷凝器的低压蒸汽凝结水。将部分0.1 MPa的低压蒸汽由空冷器冷凝后，直接返回一级、二级、三级CPS反应器硫冷器重复使用。这样在蒸汽引射器能投用的情况下，可以优先使用蒸汽引射器，减少空冷器的负荷。在运行参数发生变化，蒸汽引射器不能投用的情况下，密闭循环CPS硫磺冷凝器低压蒸汽，这样能够增加操作灵活性，同时也节约了能源。
(2) CPS控制程序。CPS控制程序以主反应器的出口温度为关键控制点，在温度达到设定值后才进入下一步。实际运行中，发现在低负荷的情况下主反应器的出口温度往往达不到设定值，这样程序就不能向下执行。同时还发现CPS主反应器预冷结束，进入吸附状态时，如果现场三通或两通阀开关因保温或其他原因不到位，中控室就会出现CPS程序异常报警，将直接进入异常处理程序。若一段时间后，现场阀门开关到位，CPS程序就会判定这是一次故障，并自动跳过吸附程序直接进入下一级CPS反应器再生程序。
优化建议：考虑到装置处理负荷高低不同及其他因素，可在程序中增设时间控制点及强制按钮，如果时间达到设定值，则程序继续执行。同时，为进一步提高CPS硫回收装置运行的可靠性，建议对CPS切换程序中的异常处理和切换判断条件持续优化。
2.3 辅助生产设施及公用工程
硫磺成型采用钢带造粒机，两列，每列每小时最大处理能力6 t。来自硫磺回收装置的液体硫磺经冷却、成型，生产出半球形固体硫磺，然后称量装袋(每袋50 kg)、封口和暂时储存。
污水处理装置采用UASB升流式厌氧污泥床及水解-SBR工艺，处理主装置区排放的含MDEA、TEG等高浓度污水，及辅助装置区、公用设施产生的含盐分、悬浮物、固体杂质等低浓度污水。装置设计处理COD含量为10 000 mg/L的污水，处理能力为1 m3/h。装置池体标高比主装置低1.5 m, 能全面收集全装置产生的所有污水，并做到了清洁生产和清污分流，避免了对环境水体的污染。
装置运行两年来，工业水、循环水系统、供热、空气氮气站、燃料气系统、通信、消防等公用工程整体运行良好，为工艺装置的安全平稳运行提供了有力的保障。辅助生产设施和公用工程等许多重要设备自带PLC控制，安全保护了系统的完备，无需DCS控制实现了独立运行，操作简单，维护相对较少。
3 装置运行两年的总体评价
(1) 万州分厂净化工程吸取国内同类装置的建设经验，成功运用MDEA法脱硫、TEG脱水、CPS硫磺回收工艺；设计合理、技术先进、结构优化、自动化程度高，经过两年多时间的正常生产，全装置各主要动、静设备运行正常，DCS系统及工艺参数运行稳定，没有出现因施工原因、设备原因或设计原因导致的装置停产的情况，这充分说明了万州分厂净化装置的整体施工质量过关、工艺设计合理、设备质量较好，能长周期、安全、平稳运行。
(2) 按潜硫计算，水、电、燃料气等公用消耗远低于同类天然气净化厂，净化装置的实际能耗均小于设计单位能耗8 502.68 MJ/104 m3天然气。
(3) 具有国内自主知识产权的CPS硫磺回收工艺在万州分厂的首次应用是成功的。关键设备二级过程气再热器运行良好，装置各关键参数达到设计值，装置硫磺回收率已达到甚至超过了设计值。
(4) 装置采用集散控制系统(DCS)、紧急停车系统(ESD)、远程终端装置(RTU)、火灾气体检测系统(F & GS)和工业监视系统进行集中控制和管理，仪表选型先进，确保了装置安全平稳运行，保证了产品质量，减少了员工劳动强度和劳动定员，工厂经济效益得到较大的提高。
4 结语
万州分厂作为中国石油西南油气田公司首套自主设计的高含硫天然气净化厂，硫磺回收装置首次采用了CPS工艺，总体情况较好。这充分说明该高含硫原料气处理技术应用是成功的。随着高含硫气田的相继开发，高含硫天然气净化厂建设的不断深入，万州分厂在工程设计、施工建设和运行管理中所取得的经验将为今后的高含硫天然气净化事业的发展提供技术参考。
2012, Vol. 41