劉 明

(中海石油煉化有限責(zé)任公司惠州煉油分公司，510686)

加氫液化氣腐蝕試驗不合格原因分析及解決措施

劉 明

(中海石油煉化有限責(zé)任公司惠州煉油分公司，510686)

對加氫液化氣銅片腐蝕不合格的原因進(jìn)行分析，認(rèn)為液化氣中未脫凈的硫化氫和攜帶的胺液是導(dǎo)致腐蝕的主要原因。通過降低脫硫塔負(fù)荷，對胺液再生系統(tǒng)進(jìn)行擴(kuò)能改造，增加加氫液化氣水洗和精脫硫設(shè)施，改造液化氣采樣設(shè)施等措施，基本解決了加氫液化氣銅片腐蝕的問題。

加氫液化 石油氣 銅片腐蝕 精脫硫

中海石油煉化有限公司惠州煉化分公司(以下簡稱惠州煉化)生產(chǎn)加氫液化氣、催化液化氣、焦化液化氣等多種液化氣，總產(chǎn)量超過500 kt/a。自投產(chǎn)以來，催化液化氣和焦化液化氣質(zhì)量一直穩(wěn)定，但加氫液化氣銅片腐蝕經(jīng)常在1級和4級之間波動，造成液化氣質(zhì)量不合格，出廠困難，液化氣堵庫，生產(chǎn)平衡困難。文章對加氫液化氣質(zhì)量問題進(jìn)行分析并提出針對性措施，取得了一定的效果。

1 加氫液化氣脫硫流程簡介

惠州煉化所產(chǎn)的加氫液化氣、焦化液化氣和催化液化氣均進(jìn)入脫硫聯(lián)合裝置進(jìn)行脫硫精制，采用醇胺法脫硫工藝。其中加氫液化氣脫硫的流程為：來自加氫裂化裝置的液化氣進(jìn)入原料緩沖罐，由加氫液化氣進(jìn)料泵送至加氫液化氣脫硫塔下部。在脫硫塔內(nèi)液化氣和自塔上部進(jìn)入的貧胺液逆流接觸，液化氣中的硫化氫被胺液吸收，富胺液自塔底經(jīng)界位控制閥流出。凈化加氫液化氣自塔頂流出，經(jīng)加氫液化氣溶劑分離罐、加氫液化氣過濾器和加氫液化氣聚結(jié)器脫除可能攜帶的胺液，最后經(jīng)控制閥送出裝置。

2 液化氣腐蝕試驗不合格原因分析

2.1 硫化氫不合格

由于原料硫含量高、加工負(fù)荷高，液化氣硫含量高于設(shè)計值，原設(shè)計液化氣脫硫、胺液再生負(fù)荷不夠，導(dǎo)致液化氣硫化氫超標(biāo)。

2.1.1 脫硫塔脫硫負(fù)荷高

液化氣脫硫裝置脫硫負(fù)荷高，胺液流量不能滿足要求，凈化后的液化氣產(chǎn)品質(zhì)量經(jīng)常出現(xiàn)不合格現(xiàn)象，主要原因是原料液化氣硫化氫含量超標(biāo)，由于原油品質(zhì)日趨惡劣，原油中硫含量升高甚至超過設(shè)計值；其次是加氫裂化裝置吸收穩(wěn)定系統(tǒng)操作參數(shù)不合理，造成干氣、液化氣中硫化氫含量分配不合理，使本應(yīng)該進(jìn)入到干氣中的硫化氫大部分進(jìn)入到液化氣中，造成液化氣脫硫化氫的負(fù)荷顯著增加。

2.1.2 胺液再生塔負(fù)荷不足

胺液再生塔設(shè)計處理富胺液100 t/h，而實際處理量為150 t/h左右，再生塔負(fù)荷遠(yuǎn)高于設(shè)計值，這就造成胺液再生塔液相、氣相負(fù)荷增加，塔頂酸性氣量增加，塔內(nèi)氣體流速增加，塔盤液體停留時間延長，使得再生塔操作困難，易發(fā)生沖塔、塔盤積液和液泛等現(xiàn)象，導(dǎo)致貧胺液質(zhì)量下降，貧胺液中硫化氫超標(biāo)，進(jìn)而導(dǎo)致吸收效果下降，凈化后的液化氣質(zhì)量不合格。

2.2 液化氣殘液腐蝕不合格

有時裝置餾出口的液化氣腐蝕合格，罐區(qū)液化氣的硫化氫為0、總硫合格，但液化氣銅片腐蝕不合格，其主要原因有以下幾種。

2.2.1 液化氣攜帶部分胺液

由于處理量較高，液化氣N-甲基二乙醇胺(MDEA)胺洗時的液化氣空速較高、液胺發(fā)泡造成帶液，夾帶的胺液(或乳化液)經(jīng)脫液器后無法完全脫除，帶至罐區(qū)富集造成銅片腐蝕不合格。液化氣對胺液有一定的溶解作用，溫度越高、壓力越低、濃度越高則溶解度越大[1]。由于溫度差的存在，飽和溶解物凝結(jié)，因此罐區(qū)帶液是難以避免的，關(guān)鍵是如何將罐底凝液脫除，將罐區(qū)帶液對產(chǎn)品質(zhì)量的影響降到最低。

2.2.2 罐區(qū)脫液和采樣設(shè)計不合理

目前罐區(qū)進(jìn)料、排液和采樣流程見圖1。

圖1 罐區(qū)液化氣排液、采樣示意

從圖1可以看出：正常生產(chǎn)時排液口與進(jìn)料口處于同一位置，由于進(jìn)料不停地擾動，造成罐底液化氣凝結(jié)液沉積在罐區(qū)液化氣球罐進(jìn)出口管線中很難沉降，難以通過排液線徹底脫除，罐的下半部基本為液化氣帶液的高濃度區(qū)。在罐停止進(jìn)料進(jìn)行封罐時，由于進(jìn)料管線較粗(公稱直徑為350 mm)，罐里的積液基本沉積在進(jìn)料管線內(nèi)，排液管線形同虛設(shè)，不能進(jìn)行正常的排液，只能在進(jìn)行罐底壓液時才能將罐底凝液脫除。

對于液化氣采樣，由于采樣器處于整個球罐的最底部，且該部液體無法脫凈，故樣品帶液現(xiàn)象經(jīng)常發(fā)生，進(jìn)而造成液化氣腐蝕性能不合格。另外，受采樣器位置的制約，所采樣品的分析結(jié)果并不能代表該罐液化氣的整體質(zhì)量，故采樣器的改造勢在必行。

3 解決措施和效果

3.1 降低脫硫塔負(fù)荷

由于氣體系統(tǒng)中硫化氫總量一定，調(diào)整干氣中硫化氫含量，自然可以降低液化氣中硫化氫含量。因此，通過優(yōu)化吸收穩(wěn)定系統(tǒng)的操作，采取降低吸收效果，提高解吸塔底溫度等方式增加解吸度來提高干氣中硫化氫含量，降低液化氣中硫化氫含量，可有效降低液化氣的脫硫負(fù)荷。

3.2 對脫硫再生單元進(jìn)行擴(kuò)能改造

針對氣體液化氣脫硫單元負(fù)荷及胺液再生能力偏弱，液化氣產(chǎn)品質(zhì)量不穩(wěn)定的情況，2014年10月?lián)Q劑檢修時對脫硫及胺液再生系統(tǒng)進(jìn)行了擴(kuò)能改造。改造的主要內(nèi)容為脫硫塔塔盤更換、胺液再生塔擴(kuò)徑、再生塔底重沸器增大、配套的換熱器和機泵增大。擴(kuò)能改造后，脫硫塔操作平穩(wěn)，胺液再生塔的處理能力翻倍，達(dá)到了200 t/h，可滿足各脫硫塔富胺液的再生需求。

表1為再生塔擴(kuò)能改造前后質(zhì)量分析數(shù)據(jù)對比。從表1可看出：擴(kuò)能改造后，貧胺液質(zhì)量顯著提高，產(chǎn)品質(zhì)量大幅改善，脫硫效率也顯著提升。

表1 再生塔擴(kuò)能改造前后相關(guān)質(zhì)量分析數(shù)據(jù)

3.3 增設(shè)加氫液化氣水洗罐

加氫液化氣經(jīng)過醇胺法脫硫后，仍然含有一定質(zhì)量濃度的H2S和NH3，根據(jù)H2S溶于水的特性，在醇胺法脫硫后增上一臺水洗罐，水洗罐用水為除鹽水，循環(huán)使用。通過往水洗水中注入少量堿液來確保H2S和NH3的再吸收。當(dāng)水洗罐液位高于70%時，間斷外排至酸性水汽提裝置，并少量補充除鹽水，保持水洗罐水量和pH的平衡。水洗后加氫液化氣中堿的分析數(shù)據(jù)見表2，而H2S、H2S、硫醚、CS2、硫醇硫、二硫化物和總硫均為0，說明水洗效果顯著。

表2 水洗后加氫液化氣分析數(shù)據(jù) %

3.4 增設(shè)精脫硫罐

由于加氫液化氣流量大、氣體流速高，水洗后加氫液化氣還會夾帶少量胺液，在成品液化氣球罐內(nèi)聚積，導(dǎo)致液化氣餾出口的銅片腐蝕合格，但球罐區(qū)成品液化氣銅片腐蝕不合格[2]。因此再增加兩臺脫硫罐，內(nèi)裝脫硫劑為北京三聚環(huán)保新材料股份有限公司研發(fā)并生產(chǎn)的CDS-100新型脫硫劑，液化氣下進(jìn)上出并聯(lián)運行，液化氣攜帶的微量H2S和少量胺液在精脫硫罐內(nèi)聚結(jié)，并在精脫硫罐底進(jìn)行2次/d的脫液操作，脫除聚結(jié)的聚結(jié)液。圖2為新增精脫硫罐的簡要流程。

圖2 精脫硫罐的簡要流程

表3為精脫硫罐投用后加氫液化氣的產(chǎn)品質(zhì)量情況，加氫液化氣的銅片腐蝕合格率達(dá)到100%，說明精脫硫罐的效果非常明顯。

表3 加氫液化氣產(chǎn)品質(zhì)量

3.5 改造液化氣采樣設(shè)施

2014年10月裝置大檢修時對液化氣罐區(qū)采樣系統(tǒng)進(jìn)行了改造，將采樣管從進(jìn)料線中間向上伸長1 m左右，可以避免凝液積存，同時樣品從儲罐中部采取，使采樣更具有代表性。采樣系統(tǒng)改造完成后投用至今，加氫液化氣的銅片腐蝕分析全部合格。

4 結(jié)論

(1)對上游裝置吸收穩(wěn)定系統(tǒng)操作進(jìn)行調(diào)整，降低原料液化氣中的硫化氫含量，盡量降低脫硫塔負(fù)荷。

(2)對脫硫塔和胺液再生塔進(jìn)行擴(kuò)能改造，提高貧胺液質(zhì)量和脫硫效率。

(3)通過增設(shè)液化氣水洗罐、增設(shè)精脫硫罐和對罐區(qū)采樣系統(tǒng)進(jìn)行改造等措施，有效解決加氫液化氣腐蝕不合格的問題，取得良好效果。

[1] 梁朝林，黃克明，陳少華.液化石油氣銅片腐蝕試驗不合格的原因和對策[J].煉油設(shè)計，1999，29(5)：11-13.

[2] 聶通元.液化石油氣銅片腐蝕不合格的原及后精制工藝研究[J].煉油設(shè)計，2000,30(11)：43-45.

Analysis on Failure Causes of Hydrogenation LPG Corrosion Test and Solving Measures

Liu Ming

(CNOOCHuizhouRefineryCompany，516086)

Based on analysis of failure in copper corrosion test forhydrogenation LPG，the main causes were concluded to be the residual hydrogen sulfide in LPG and amine solution carried.The problem of copper corrosion of hydrogenation LPG was primarily solved through the measures of reducing the load of the desulfurization tower，making capacity expansion transformationfor amine regeneration system，increasing the washing and fine desulfurization facilitiesfor hydrogenation LPG，renovating sampling facilities of liquefied gas，and so on.

hydrogenation of LPG，copper corrosion,fine desulfurization

2015-05-18。

劉明，男， 2007年畢業(yè)于青島科技大學(xué)化學(xué)工程與工藝專業(yè)，工程師，主要從事煉油技術(shù)管理工作。

1674-1099 (2015)04-0048-03

TE644

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