中国石油独山子石化炼油厂(以下简称独山子石化)1000×104t/a常减压蒸馏装置由中国石化洛阳工程公司设计, 减压系统引进壳牌(Shell)公司减压工艺包, 减顶采取3级抽真空[1]。减压炉炉管逐级扩径, 使常压渣油充分汽化, 吸收足够的热量。减压塔设置4段Mellapak填料, 回流取热采取空塔喷淋技术, 降低塔的压降。设计减压炉出口温度436 ℃, 进料段温度415 ℃, 汽化段压力(A)2. 5kPa, 塔顶压力(A)1. 2kPa, 设计减压渣油切割点575 ℃。
蒸馏装置总拔出深度通常采用减压渣油的切割点表示。需要强调的是, 减压渣油的切割点不是减压渣油的初馏点, 而是指减压渣油收率对应于原油实沸点蒸馏曲线上的温度[2]。国外减压渣油切割点标准设计是565 ℃, 只有减压渣油切割点超过565 ℃才称为深拔[3]。美国KBC公司的原油深度切割技术使减压渣油切割点达到607~621 ℃[4]。减压深拔技术的关键为高温低压, 具体可归纳为以下几点:
(1) 较高的减压炉出口温度和汽化率。
(2) 低压降、低温降的转油线。
(3) 塔顶高真空度。
(4) 填料层低压降。
(5) 高效的气液分布器。
2015年以来, 受中哈管道原油资源平衡和成品油市场影响, 独山子石化原油加工负荷逐步从90%降至70%, 且原油性质逐步变重, 原油密度(20 ℃)从830kg/m3升至845kg/m3, 中哈管道输送的原油从以哈油为主转变为以俄油为主。哈油>540 ℃馏分收率为13.8%, 俄油>540℃馏分收率为20.9%, 蒸馏装置加工俄油比例上升后, 蜡油收率降低。近年来, 国内成品油市场消费结构变化, 汽油消费量快速增长, 柴油消费量增长缓慢, 消费柴汽比持续下降, 催化裂化装置保持高负荷生产, 对蜡油原料的需求上升。为适应市场需求, 独山子石化开展降低柴汽比工作, 蒸馏装置实施减压深拔, 提高蜡油收率。从2016年底开始, 蒸馏装置开始实施减压深拔, 减压炉出口温度逐步从418 ℃提至424℃, 减三线回流量逐步从145t/h降至120t/h。
独山子石化1000×104t/a常减压蒸馏装置减压深拔存在的问题及分析如下:
(1) 洗涤油泵抽空。洗涤油泵(P-204A、B)有大小两台泵, P-204A为小泵, 必需气蚀余量NPSHr为3.6m;P-204B为大泵, 必需气蚀余量NPSHr为4.8m。2017年, 洗涤油泵出现抽空现象, 且大泵比小泵更容易抽空, 为防止泵抽空, 必须控制泵出口流量, 洗涤油罐被迫满罐操作, 增加泵入口压头。洗涤油罐(V-204)满罐操作时, 罐顶压力(A)在2.5~70kPa波动, 波动范围较大。根据洗涤段结构判断, 洗涤油罐满罐操作时, 罐顶压力波动大的原因是:洗涤油进入洗涤油罐气相返塔线, 气相线内洗涤油高度变化, 导致洗涤油罐罐顶压力变化。此时, 罐顶压力指示的实际为该处液体静压+汽化段压力, 当洗涤油液位未达到罐顶测压点时, 显示的压力是汽化段压力(A)2.5kPa, 当洗涤油液位达到V-204气相返塔口时, V-204罐顶与气相返塔口高度差为10m, 洗涤油在该处温度下的密度为715kg/m3, 根据高度核算, 液体静压见式(1)。
式中:p为液体静压, kPa; ρ为液体密度, kg/m3; g为重力加速度, m/s2; h为液体高度, m。
液体静压加上2.5kPa的气相压力, 则罐顶压力为72.5kPa, 与压力波动上限70kPa很接近。减压塔洗涤段流程见图 1。
(2) 洗涤段填料结焦严重。2015年蒸馏装置检修开工后至2019年大检修停工前, 洗涤段填料层压降由0.15kPa逐步升至0.45kPa, 反映填料层逐步结焦的趋势。2019年大修时发现:减三线回流过滤器丝网破损, 减压塔内减三线回流主管、分配管油泥较多, 越靠近主管末端, 油泥越多, 见图 2(a), 减三线回流部分喷嘴堵塞。减压塔洗涤段共6层Mellapak填料, 从上至下填料结焦逐步加重, 1~2层结焦较少, 3~4层结焦加重, 喷头下方的焦粉少而喷淋间隙区域的焦粉较多, 5~6层结焦最严重, 见图 2(b), 喷头下方较干净的区域也很少。洗涤油集油槽内焦粉、碎焦块较多, 见图 2(c), 洗涤油抽出口焦粉、碎焦块较多, 见图 2(d)。
从大检修时的检查情况判断, 洗涤油泵出现抽空的原因为:洗涤油填料层结焦, 结焦物落入洗涤油抽出槽, 导致洗涤油抽出口堵塞, 流道变窄。
洗涤油填料层上的“焦”有两种存在形式, 第1种为焦粉, 第2种为亮黑色的结焦区。焦粉一方面来源于气相携带的减压炉、转油线等部位剥离的焦粉; 另一方面, 洗涤油集油槽的焦粉随洗涤油返回至减压炉入口, 然后回到减压塔, 部分焦粉在减压塔内随油品汽化进入洗涤段填料层。
为了分析洗涤段填料层结焦的原因, 对各填料层结焦情况进行对比分析。从洗涤段第3层填料开始, 喷头下方较干净的区域逐步减少, 并在喷淋间隙出现亮黑色的结焦区, 颜色比焦粉亮, 类似于沥青状附着在填料的波纹板上, 硬度高。判断该处填料润湿不足, 产生高温干区, 导致沥青质结焦。洗涤段第4层填料的亮黑色结焦区(见图 3红圈内)明显增多, 主要分布在喷淋间隙区域。检查填料内部发现, 亮黑色生焦区并非只存在于填料层表面, 而是贯穿于整个填料层, 亮黑色结焦区的焦粉附着量高于其他区域。洗涤段第5层填料亮黑色结焦区继续增加, 相应的焦粉含量也随之增加。洗涤段第6层填料结焦情况与第5层相近, 但喷头下方圆形的干净区域几乎消失, 焦粉分布相对均匀。
2019年大修时的洗涤段填料层总体结焦情况比2015年大修时更为严重, 且该大修周期内填料运行4年, 而在2015年大修时填料共运行6年。
亮黑色结焦区主要分布于3~6层, 纵向呈锥型或圆台型, 贯穿于整个填料层, 判断结焦与本周期加工负荷较低及减压深拔有关。2015年大修后, 蒸馏装置加工负荷从90%降至70%, 导致减压塔进料量降低, 进而导致洗涤段内回流量减少。2016年底, 开始减压深拔后, 减三线回流量逐步从145t/h降至120t/h, 虽然洗涤段填料润湿量满足壳牌(Shell)公司所给的下限值, 但与下限值非常接近, 且润湿量计算每月进行1次, 并不能保证润湿量总是高于下限值。内回流量和减三线回流量下降导致洗涤段喷淋密度降低, 喷淋间隙区域扩大, 这对洗涤段第1~2层填料的影响不大(因第1~2层内回流量较高, 可弥补喷淋不足的影响), 但第3~6层内回流量小, 会导致第3~6层填料局部润湿量不足, 造成局部结焦。减三线回流部分喷嘴堵塞, 则喷头下方的结焦情况将更加严重。填料层表面结焦会导致下方缺乏喷淋, 加剧下方填料的结焦。洗涤段填料润湿量计算公式见式(2)。
式中:qV(WO)为填料底部的清洁洗油润湿量, m3/h; qm(DWO)为去加热炉的洗涤油循环流量, kg/h; qm(SR in DWO)为循环洗涤油中减压渣油的量, kg/h; ρ(DWO)为洗涤油的密度, kg/m3。
式中:w(x)为质量分数, x是DWO(洗涤油)、HVGO(蜡油Ⅱ)及SR(减压渣油), μg/g。
(3) 减压炉烟气中SO2含量超标。设计减顶瓦斯胺液脱硫后进减压炉燃烧, 减顶瓦斯有机硫含量高, 但胺液脱硫无法脱除有机硫。蒸馏装置原油中硫质量分数设计值为0.62%, 自2017年3月起, 原油中硫质量分数逐步从0.5%升至0.85%, 最高为0.995%, 导致减顶瓦斯脱硫后总硫质量浓度升至约3500 mg/m3。其中, H2S质量浓度只有约5 mg/m3, 其余全部为硫醇、硫醚等有机硫。实施减压深拔时, 减压塔进料温度高, 渣油裂解反应加剧, 导致减顶瓦斯量上升, 其中携带的有机硫含量随之增加。根据操作经验, 当减压炉出口温度高于424 ℃时, 会导致减压炉烟气中SO2质量浓度超过50mg/m3, 不能满足GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》的要求。
减压塔洗涤段填料层结焦是影响蒸馏装置长周期运行的关键因素, 为确保蒸馏装置运行周期达到5年, 根据上述对洗涤段填料层结焦原因的分析, 制定以下措施, 减缓洗涤段填料层结焦速率:
(1) 大修时对洗涤段填料进行全部更换, 并确保填料安装质量。
(2) 对洗涤段减三线回流主管、分配管进行清理, 更换全部喷头。
(3) 定期对减三线回流过滤器进行检查清理, 注意检查过滤器滤网, 及时更换有破损的滤网。
(4) 严格按照壳牌(Shell)公司给出的限制值控制洗涤段填料润湿量, 并保持一定的安全裕量。每周对洗涤段填料润湿量进行计算, 原油性质发生大幅变化时也要对洗涤段填料润湿量进行计算。
(5) 提高常压拔出率, 有利于降低减压塔压降, 从而提高汽化段真空度, 在拔出率相同的情况下, 可降低减压炉出口温度, 减缓沥青质的结焦趋势。在相同的温度条件下, 当压力(A)低于2.66kPa时, 压力每降低0.13kPa, 汽化率约增加0.5%~0.7%, 与温度升高2 ℃的作用相当[3]。
2019年9月大修结束, 蒸馏装置开工正常, 洗涤油罐液位降至60%, 洗涤油泵运行正常, 减压塔洗涤段填料层压降由检修前的0.45kPa恢复至0.14kPa。填料层结焦是长期缓慢发生的, 日常操作时需密切关注填料层压降变化趋势, 将填料层压降作为装置长周期运行监控参数。发现压降异常上升, 及时分析原因, 并对操作进行优化调整, 确保装置长周期运行。
为解决减顶瓦斯胺液脱硫无法脱除有机硫、减压深拔造成减压炉烟气SO2排放超标的问题, 借鉴VOC治理技术中利用低温柴油吸收有机硫的原理, 委托设计院进行研究, 将原有减顶瓦斯胺液脱硫塔(C-202)改为柴油吸收塔, 利用蒸馏装置混合柴油(约35 ℃)作为吸收剂, 吸收减顶瓦斯中的有机硫。2018年经论证该方法可行, 开始进行设计工作。2019年4月-5月实施改造, 减顶瓦斯脱硫改造流程见图 4, 虚线框内为新增的减顶瓦斯分液罐(V-217)。
2019年5月底, 投用柴油吸收塔, 投用后对操作进行调整, 投用前后数据对比见表 1。
柴油吸收塔投用后, 经操作调整, 减顶瓦斯总硫脱除率逐渐好转, 吸收后的柴油中硫质量分数明显上升。由表 1可知:
(1) 柴油吸收剂流量从5t/h提至7t/h, 柴油吸收剂温度从37 ℃降至35 ℃, 减顶瓦斯总硫脱除率从38%升至52%。
(2) 柴油吸收剂流量从7t/h提至9.5t/h, 柴油吸收剂温度从35 ℃降至29 ℃, 减顶瓦斯总硫脱除率从52%升至88%。
(3) 为验证柴油吸收剂温度对吸收效果的影响, 将柴油吸收剂温度从29 ℃升至36 ℃, 减顶瓦斯总硫脱除率从88%降至68%。
综上所述, 柴油吸收剂流量和温度均会影响减顶瓦斯总硫脱除效果。在柴油温度相同的情况下, 每增加1t/h柴油, 总硫脱除率提高约6.6百分点; 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2.9百分点。目前, 减压炉出口温度424 ℃, C-202柴油吸收剂流量7t/h, 柴油温度35 ℃, 可保证减压炉排放烟气中SO2质量浓度满足环保要求。根据减压深拔的需要, 可继续提高减压炉出口温度。
减压塔洗涤段中下部填料层存在喷淋间隙, 形成高温干区, 引起沥青质结焦, 表面结焦进一步加剧下方填料结焦, 导致填料层从上至下结焦逐步加重。分析填料层结焦严重的原因如下:
(1) 2015年大修后, 蒸馏装置加工负荷下降, 导致减压塔洗涤段内回流量减少。
(2) 2016年底开始减压深拔后, 减三线回流量降低。
(3) 减三线回流部分喷嘴堵塞。
以上因素导致填料层润湿量下降, 喷淋间隙区域扩大, 加剧了填料层的结焦。填料层的焦粉、碎焦块被回流液带入洗涤油集油槽, 造成集油槽内焦粉、碎焦块沉积, 导致焦粉、碎焦块堵塞洗涤油抽出口, 使流道变窄, 进而导致洗涤油泵出现抽空现象。根据洗涤段填料层结焦原因分析, 制定了减缓填料层结焦速率的措施。2019年9月, 装置检修开工后, 洗涤油罐液位降至正常液位, 洗涤油泵运行正常, 减压塔洗涤段填料层压降恢复正常。日常操作时, 将洗涤段填料层压降作为装置长周期运行监控参数, 发现异常及时进行操作调整。
实施减压深拔时, 减压塔进料温度高, 渣油裂解反应加剧, 造成减顶瓦斯量上升, 导致减压炉烟气中SO2排放超标。为此, 减顶瓦斯脱硫系统增加了柴油吸收措施, 该措施有效降低了减顶瓦斯中有机硫和总硫含量, 顺利实现了减压炉烟气达标排放, 为进一步减压深拔创造了条件。
2020, Vol. 49 Issue (2): 19-23, 30
2020, Vol. 49 Issue (2): 19-23, 30