焦化装置稳定塔检修期间高压瓦斯平衡对策

杨孟虎 ， 贾 煜 ， 贺黎明 ， 张栋栋

(中国石化 洛阳分公司 ， 河南 洛阳 471012)

某石化公司瓦斯系统分为高压瓦斯系统和低压瓦斯系统。低压瓦斯系统主要接收各装置及罐区正常排放的低压瓦斯气，装置检修时排放的不凝气等，收至20 000 m3干式气柜，通过压缩机升压至0.6 MPa后进入二催气柜干气脱硫系统，经脱硫后并入高压瓦斯系统；高压瓦斯系统主要来源为两套催化装置、焦化装置的干气，气柜高压瓦斯，富氢气体PSA装置产解吸气以及外购天然气，压力控制在0.48～0.52 MPa，主要供给各装置工艺加热炉使用，通过补外购天然气、煤粉炉燃烧瓦斯及气柜调控进行瓦斯平衡。

全厂高压瓦斯系统简图如图1所示。

1 焦化装置运行情况及出现的问题

1.1 焦化装置运行情况

该公司焦化装置设计规模为140万t/a，采用“一炉两塔”大型化工艺技术方案，设计循环比为0.3，设计生焦周期为20 h；工艺生产部分包括反应、分馏、吹汽放空、吸收稳定和干气脱硫5个单元，焦化汽油与焦化柴油合并送至下游柴油加氢装置生产0#车用柴油(国六)；其加热炉为双面辐射加热炉，分为两个炉室，每个炉室都可单独运行。焦化装置正常运行期间加热炉为双炉室运行，负荷145 t/h，该公司优化产品结构、提质增效，2014年11月焦化装置开始改为单炉室运行，负荷降至85～95 t/h，生焦周期为36 h，备用炉室通蒸汽进行保护，避免加热炉两炉室出口交叉处呈“人”字形处出现结焦堵塞炉管，两个炉室定期进行切换。焦化装置单炉室运行后，由于装置反应部分负荷降低，分馏及吸收稳定负荷较为富裕，经过多次改造先后将两股富烃气体改进焦化回收液化气组分，一股是柴油加氢装置富烃气体送至气压机入口，另一股是富氢气体回收PSA装置的解吸气，其中解吸气改进备用炉室代替蒸汽做为保护气，之后进入吸收稳定系统。

注：粗线代表天然气流程；虚线代表解吸气流程

1.2 焦化装置出现的问题

2019年10月底焦化装置在排查循环水时发现循环水总回水口存在异味，经排查后发现稳定塔顶循环水冷却器E1207存在微漏情况。由于E1207影响稳定塔正常运行，无法切除，需要对稳定塔系统隔离进行检修。为使检修过程对高压瓦斯系统造成的影响降至最低，经职能处室联合研究后决定E1207为渗漏观察运行，委托制造新管束，将抽芯堵漏的7天压缩为管束更新的3天，待新管束制造完毕后开始检修。

稳定塔切除对E1207进行抢修，需要采取以下措施：①吸收稳定系统停运，分馏塔顶粗汽油经不合格线跨过吸收稳定系统直接送至柴油加氢装置。②气压机正常运行，压缩富气经过吸收塔、再吸收塔、干气脱硫系统后进入高压瓦斯管网。③吸收稳定系统停运期间，为减轻干气脱硫系统负荷，保证脱后干气H2S含量达标，需要将富氢气体回收PSA装置解吸气、柴油加氢装置富烃气体改出装置。

2 焦化稳定塔停运后全厂瓦斯平衡对策

2019年12月焦化装置单炉室运行，装置负荷87 t/h，富氢气体回收PSA装置解吸气3 500 m3/h，柴油加氢装置富烃气体1 500 m3/h进装置回收液化气组分，焦化装置产干气约6.2 t/h，液化气约5 t/h；全厂高压瓦斯平衡如下。

产方：1#催化6.97 t/h，2#催化7.6 t/h，焦化6.2 t/h，气柜干气4.61 t/h，芳烃0.74 t/h，外购天然气1.08 t/h，S-Zorb 0.05 t/h，其它0.01 t/h，合计27.27 t/h。耗方：常减压7.47 t/h，重整6.13 t/h，柴油加氢0.83 t/h，航煤加氢0.58 t/h，溶脱1.36 t/h，硫黄回收0.44 t/h，蜡油加氢0.8 t/h，S-Zorb 0.46 t/h，焦化1.78 t/h，烷基化0.14 t/h，锅炉0.47 t/h，芳烃5.36 t/h，聚酯0.7 t/h，合纤0.72 t/h，其它0.02，合计27.26 t/h。本数据取2019年12月平均数据，全月原油加工量平均18 900 t/d。

若稳定塔切除，全厂高压瓦斯管网将增加5 t/h的液化气组分，严重影响燃料气管网及生产装置的安全、平稳运行。该公司从以下四方面采取措施，在确保安全以及效益损失最小情况下达到瓦斯平衡。

2.1 焦化装置降低干气外送量

①气压机正常运行，压缩富气经过吸收塔、再吸收塔、干气脱硫系统后进入高压瓦斯管网，穿过吸收塔，再吸收塔柴油吸收剂流程和流量28 t/h维持不变，再吸收塔塔顶压力由1.2 MPa逐步降低到1.0 MPa，降低压缩富气中的重组分含量。②吸收稳定系统停运过程，拉低压缩富气凝缩油罐V1201、吸收塔T1201、解吸塔T1202底液位至30%以下后停运机泵，为稳定塔切除抢修水冷器E1207期间加压凝液态烃准备储存空间。

焦化装置单炉室运行，不回收富氢气体回收PSA装置解吸气、柴油加氢装置富烃气体，干气产量约3.5 t/h，液化气产量约1.5 t/h。1月7—9日稳定塔切除期间干气外送量降至4.3 t/h，约0.7 t/h的液化气存储在系统内，在吸收稳定系统恢复运行阶段拔出后，送至下游装置脱硫后进气体分馏装置。

2.2 原油切换为低硫原油加工

该公司原油采取“分储分炼，顺序加工”模式，即进口低硫原油和中原原油混合的管输原油、长庆原油及其性质类似的低硫轻质原油、进口高硫原油、塔河原油等四类原油分开进行存储；在低硫原油加工时常减压装置加工低硫轻质原油和管输原油，其减压渣油单独存储供催化装置掺炼；在高硫原油加工时常减压装置加工高硫原油、塔河原油和管输原油，其减压渣油单独存储供焦化装置和溶剂脱沥青装置；根据减压渣油平衡情况，高硫原油和低硫原油依次进行切换加工。

高硫原油加工期间和低硫原油加工期间，临氢装置尤其是蜡油加氢和柴油加氢的含硫干气产量有明显的变化，高、低硫原油加工期间蜡油加氢、柴油加氢等装置主要干气量见表1。其中柴油加氢装置部分富烃气体(脱H2S汽提塔顶气和石脑油稳定塔顶气)，回炼至焦化固定约1 500 m3/h，高硫原油加工期间剩余含硫干气经脱硫后约13 500 m3/h进入到富氢气体回收PSA装置中，低硫原油加工期间大约11 500 m3/h进入富氢气体回收PSA装置。

表1 高、低硫原油加工期间临氢装置产含硫干气量

①原油顺序加工模式正常为“3天低硫+5天高硫”，根据进厂原油性质进行调整，在低硫原油加工期间调整原油性质更加轻质化，降低减压渣油收率，将低硫原油加工时间调整为4天，使焦化装置稳定塔水冷器在低硫原油加工期间完成抢修并恢复投用；低硫原油加工期间，含硫干气较高硫原油加工期间产量降低约2 000 m3/h。②低硫原油加工期间，常减压装置加热炉的负荷增大，燃料气消耗量增大0.5 t/h。③低硫原油加工期间要平衡氢气管网，蜡油加氢装置负荷提高，装置加热炉燃料气消耗量增大，加热炉消耗合计增加0.16 t/h。

2.3 柴油加氢富烃气体改二催化装置

该公司柴油加氢装置脱硫化氢汽提塔(T3402)塔顶气量平均3 000 m3/h(柴油加氢装置平均负荷245 t/h)和石脑油稳定塔(T3302)塔顶气量平均950 m3/h(石脑油稳定系统平均负荷117 t/h)，这两股富烃气体中C3以及以上组分含量较高，尤其T3302顶气相中，其组分如表2所示。

表2 T3302和T3402塔顶气组成

之前这两股塔顶气部分送至焦化装置回收液化气组分，剩余的部分与其它含硫气合并送至蜡油加氢脱硫系统脱硫后作为富氢气体回收PSA装置原料气。富氢气体回收PSA装置产解吸气5 000～7 000 m3/h(4.5～6.3 t/h)，其中约3 500 m3/h经气柜压缩机升压后送至焦化装置回收液化气组分或并入高压瓦斯管网，其余约2 500 m3/h(2.25 t/h)收进气柜后进入高压瓦斯管网。

通过流程改动如图2所示，将阀 1和阀2关闭，借用含硫干气至2#催化裂化装置流程和2019年大检修内部流程，将这两股富烃气体经“非富氢气线”“至二催化加氢干气脱硫线”全部改至2#催化裂化气压机入口，回收液化气组分。将剩余的重整预处理汽提塔顶气和柴油加氢低分气等富氢气体通过原老线继续送至蜡油加氢脱硫系统，作为PSA装置原料。

图2 临氢装置含硫干气流程改动示意图

二催化装置将S-Zorb装置稳定塔顶气相约1 290 m3/h改出气压机入口至高压瓦斯管网，腾出空间回收富烃气体。通过调整之后，二催化装置在其负荷179 t/h和进料性质不变的情况下，液化气产量增加5.1 t/h，干气产量0.74 t/h。富氢气体回收PSA装置原料气下降至9 280 m3/h，产氢量4 684 m3/h，解吸气产量降至4 596 m3/h，约3.69 t/h经压缩后分两路进入高压瓦斯管网，降低对高压瓦斯系统的影响。

2.4 点燃煤粉炉

该公司所在地区2019年冬季基本全部时间处于重污染天气管控，催化装置烟气及电站锅炉烟气必须要超洁净排放，锅炉停炉后在重污染天气管控期间不允许重新点炉。12月2#煤粉炉由于省煤器泄漏停炉，修好后因长期处于重污染天气管控期间，一直处于停炉状态，1月6日重污染天气管控解除，2#煤粉炉开始点炉运行，其最大燃烧瓦斯平均2t/h，由于锅炉高压瓦斯引入点和焦化干气并入点较近(见图1)。较好地将部分焦化干气引至煤粉炉燃烧，减少了焦化干气中C3及以上组分对高压瓦斯管网的冲击。

3 取得的效果

①经过焦化装置优化调整，使焦化干气中尽可能少地携带液化气组分，液化气存留装置约0.8t/h。②通过调整低硫原油加工时间，减少加氢干气的产量约2 000 m3/h(约1.2 t/h)；同时常减压装置、蜡油加氢等装置增加高压瓦斯消耗约0.65 t/h。③通过流程改动将柴油加氢装置的两股富烃气体全部改至二催化装置粗汽油罐，回收液化气组分，合计减少进入高压瓦斯管网5.1 t/h。④通过点燃2#煤粉炉，增加高压瓦斯消耗，消减焦化干气中C3含量升高带来的影响。经过采取上述对策，在焦化装置稳定塔检修期间，全厂高压瓦斯系统得到高效的平衡。焦化装置稳定塔检修期间全厂高压瓦斯平衡如下：

产方：1#催化6.18 t/h，2#催化8.34 t/h，焦化4.3 t/h，气柜干气3.81 t/h，芳烃0.74 t/h，外购天然气1.20 t/h，S-Zorb 0.67 t/h，解吸气3.69 t/h，合计28.96 t/h。耗方：常减压7.98 t/h，重整6.28t/h，柴油加氢0.82 t/h，航煤加氢0.61 t/h，溶脱1.31 t/h，硫黄回收0.37 t/h，蜡油加氢0.96 t/h，S-Zorb 0.42 t/h，焦化1.77 t/h，烷基化0.12 t/h，锅炉1.32 t/h，芳烃5.38 t/h，聚酯0.75 t/h，合纤0.85 t/h，其它0.01 t/h，合计28.94 t/h。

同时减少高压瓦斯的浪费及保证系统的平稳，未对装置的加热炉造成影响及影响装置的加工量，为后续生产的运行积累了宝贵经验。