汽油加氢脱硫装置在生产中的问题及措施

汽油加氢脱硫装置在生产中的问题及措施张国威（中国石油大庆石化公司炼油厂，黑龙江大庆1637H）0引言汽油加氢脱硫装置的运行情况直接决定了石油化工生产效率与质量，但因主观、客观因素使装置运行期间出现多类型问题，影响生产作业的有序进行。对此，结合实际情况，展开运行问题的细致分析，以实现各类问题的有效、快速处理，促使石化产品生产质量得以提高。1汽油加氢脱硫装置运作期间常发生的问题探讨1引风机系统腐蚀对某汽油加氢脱硫装置生产运行20个月后的加热炉引风机进行检查,发现引风机入口软连接位置存在严重破损，且该处地面有少量结冰，这是由于软连接处滴水导致的，且其周边的风道挡板呈现为全开状态。又运行一段时间后，发现引风机系统中的反应产物加热炉和分储塔底重沸炉氧含量为零，炉膛正压，经过全方位检查并结合其日常运作情况观察后得出引风机已失去排烟抽力的结论，需借助烟道挡板实现排烟目的，而导致这一问题出现的原因是引风机叶片、预热器板束、入口调节阀等多个部件严重腐蚀，并有结垢物堵塞。稳定塔堵塞严重对某汽油加氢脱硫装置运行前和运行1年后的稳定塔塔顶与回流罐压差进行测量，发现所测参数差值较大，其中，最高值为0.25MPa,于是临时停工展开对空冷器的处理，最终减小压差为0.01MPa,也由此得出空冷器堵塞结论。完成空冷器处理后，工作人员再对稳定塔塔顶压力、温度和回流量进行测量，发现各数值的变化仍不稳定，具体变化区间如下：塔顶压力为0.6-1.0MPa,温度为80〜130℃,回流量为10〜30t/h。根据所测数据可判断出稳定塔上部塔盘堵塞。由于未经过处理前的稳定塔塔顶与回流罐之间的压差过大，致使轻组分汽提受阻，极大程度地降低回流罐液位，使得回流量不能达到所规定的操作指标，引起塔尖温度、压力、酸性气量大幅波动问题，同时还拟制精储效果，导致重汽油被多次腐蚀。脱硫单元胺液发泡循环氢脱硫单元随着脱硫装置运行时间的延长，极易发生胺液发泡问题，造成循环氢脱硫塔液出现较大的波动，无法保障液位指示的准确性。与此同时，脱硫塔塔板压差上升，且循环氢带液现象明显，下游流程入口分液罐液位控制阀开度与富胺液中含有的汽油量随之上升,对胺液再生装置的稳定、连续运行造成严重的影响。通常来说，循环氢脱硫单元使用的胺液为N-甲基二乙醇胺，当出现胺液发泡问题时，泡沫会在气流的作用下吸附于上一层的塔板，致使塔内持液量持续上升，从而改变液面位置，引起压差增大、液位下降等问题。通过对问题加以分析，并对运行期间实际情况进行观察，发现导致胺液发泡的主要原因有3个：①循环氢与贫胺液彼此间的温差较小；②反应产物不具备较强的三相分离效果，且循环氢中含有部分液态煌类；③贫胺液中携带大量硫化铁、腐蚀产物等固体悬浮物，同时还包括自身降解产物、烧类等［1］。预加氢系统压降上升汽油加氢脱硫装置运作一段时间后，其蒸汽加热器的管程压差会出现上升，若上升幅度较大则不利于预加氢系统正常运作。例如，在对某石化公司生产期间使用的脱硫装置进行检测时，发现预处理罐的床层压降的初始值为-0.03MPa,而运行3个月后的压降值为0.40MPa,增大预加氢系统运行故障发生风险。而引发这一问题的主要原因是未按照规范操作蒸汽加热器与换热器，致使催化汽油原料中含有的胶质和二烯烧在高温环境下结焦，而结焦后的产物附着于预处理罐床层上方，加快床层压降上升速度。2解决汽油加氢脱硫装置生产运行问题的有效措施1引风机系统的改造对燃料气展开脱硫处理，可有效降低烟气露点温度，计算当前燃料气中的硫含量，并升高加热炉排烟温度至163寸，避免露点腐蚀。以石油炼制工业污染物排放标准为依据，对燃料气中的硫质量浓度加以控制，最高不得大于25mg/ni3。根据石化企业生产要求和作业条件，合理更换加热炉燃烧器，以保证燃烧充分，还能使所排放的烟气达到环保标准。做好引风机系统的全面检查工作，细致排查已腐蚀设备及部件，并加以更换，还需更换损坏软连接。本文提到的引风机无法发挥出其自身排烟功能，因此还需更换引风机。落实空气预热器烟气集气口的除锈、内保温衬里更换等工作，再使用清水清洗空气预热器,确保内、外部结垢可尽数去除。为优化生产运行作业流程，应合理选用叶轮材料，并将防露点腐蚀涂料喷涂于非转动部件上。为引风机系统增设空气预热器，借助装置运行后产生的余热，将空气预热设备安装于空气入热管预热器前端位置，可保证生产运行活动于冬季进行时,不会发生因温度过低致使炉壁、热管露点被腐蚀问题［2］。稳定塔的全方位优化用油溶性缓蚀剂替换水溶剂缓蚀剂，发挥该类缓蚀剂易溶于烧类物质、运动黏度低于80mm2/s、凝点低于-20°C、闭口闪点高于28七且缓蚀率大于90%的特点，还需在配剂罐中加入适量氮气或隔膜泵，并以氮气气封的方式对配剂罐进行处理。在此基础上融合重汽油，配制出质量浓度为10%的溶液，在稳定塔出口和空冷器前分别加注计量泵。通过更换缓蚀剂，并将加注量控制为7.15ug/g,单耗为0.05t/d,再对稳定塔整体生产运行参数进行测量，所测结果如下：稳定塔回流罐酸性水的平均pH值为8.05,铁离子平均质量浓度为1.78mg/L,合格率高达94%。测量稳定塔塔顶、回流罐之间的压差，基本控制在0.04MPa左右，且被处理的稳定塔在经过一段时期的试运作后未发生堵塞情况，而塔顶压力始终维持在0.85〜0.9MPa,该位置最低温度为115寸、最高温度为125℃,回流量变化为16〜20t/ho所生产出的重汽油产品均达到相关标准，大幅提高符负荷率，最高可达100%,相较于未处理前的稳定塔，其负荷率提高15%〜20%。胺液发泡问题的避免为缓解胺液发泡现象，可将在线净化装置布设于胺液再生装置上，进一步提高贫胺液质量，降低对胺液发泡的影响。合理控制循环氢中含有的妙类物质含量，作为导致胺液发泡问题的主要原因，应加强重视,适当调高循环氢温度，确保其始终高于贫胺液4七以上，避免温度过低导致烧类气体冷凝为液体而引起发泡。同时，控制循环氢中的重组分含量，适当降低反应产物分离器的液位，由原来的50%控制到40%以下，以此扩大气相空间，为气液相分离创造有利条件，并达到降低循环氢中重组分体积分数的目的，提高液体收率，减少甚至规避胺液发泡问题的发生，还可实现对富胺液中轻汽油量的全面控制，以减小硫磺回收车间胺液再生系统的操作压力。此外，将循环氢旋流脱烧器与分液罐安装于循环氢装置上，但这一工序需在装置脱硫前进行，以降低循环氢带炫对循环氢脱硫的影响，而循环氢旋流脱烧器的使用可脱除90%的夹带煌类。控制预加氢压降上升要想实现对预加氢压降上升问题的有效控制，就需做好3个方面的工作。(1)合理控制催化汽油原料中的二烯烧含量。为达到这一效果：需采用氮气气封的方法处理原料中间罐，有效隔离空气；更改催化汽油原料供给方式为直供式；适当降低中间罐罐存，结合生产运行实际情况，一般在原来罐存的基础上降低5000t左右，并合理调高中间罐来油量速率，实现对二烯煌质量分数的有效控制。(2)注重对蒸汽加热器、换热器入口温度的控制。着手于加氢脱硫系统的全面优化，实现运行期间反应热的回收再利用，同时，做好加氢脱硫反应器与辛烷值恢复反应器床层温度的相互匹配，并对换热器壳程入口温度加以控制，最高不得大于180七，以免发生反应热转移至换热器中而被回收的现象。采取这种处理方法可大幅提高换热器管程出口温度，还能从根本上恢复换热效果，而在对二烯烧结焦速率加以控制后，可拟制管束内壁垢阻上升速率，并有效控制蒸汽加热器管程压差。(3)做好定期检修工作。针对上文提到的各类装置进行全方位清洗，可采用高压水，也可展开化学清洗，确保管壁内垢得到有效清理，缓解预处理罐床层压差上升趋势［3］。各类设备的增设与运行(1)安装轻、重汽油分储塔。汽油中的烧类物质通常集中于轻组分中，而硫化物则在重组分中汇集。可将汽油细化为轻汽油、重汽油两种，紧接着展开重汽油的加氢操作，以此减少加氢脱硫期间辛烷值的损失。由于两种组分汽油的分修塔都能够直接以直接供应物料的方式使用，可避免存储汽油时生成胶状前驱物，且这一过程不涉及换热环节，因此，还能起到降低汽油分储塔能耗的目的。(2)增设冷氢导入设施。由于烯烯加氢饱和反应可被归类于放热反应，因此该环节需与加氢脱硫反应同时进行，随着反应时间的延长会生成并散失较多热量，致使反应器出口温度呈现出明显上升趋势，能够选择性削弱加氢脱硫反应，还能为汽油加氢脱硫装置的稳定、连续运行提供保障，从根本上降低各反应对装置运行稳定性的影响。基于此，可安装冷清导入设施，以此全过程控制反应器出口温度，但为获