稳定系统中不凝气回收利用技术研究

陈继珍

(中海石油葫芦岛精细化工有限责任公司，辽宁 葫芦岛 125000)

稳定系统[1]是常压蒸馏装置的一部分，是常压蒸馏装置轻烃回收的主要装置，它通过精馏原理回收初馏塔顶拔头油和三顶油气中的C3和C4组分。稳定系统的轻烃回收功能用于处理海上终端轻质凝析油，从轻质凝析油中拔出液化石油气，提高凝析油的饱和蒸气压，形成独立的运行模式。

1 稳定系统生产现状

稳定系统由稳定塔(T-1)、塔顶冷却器(E-1A/B)、塔底再沸器(E-2)、稳底冷却器(E-3A/B)、进料换热器(E-4、E-5A/B)、供料泵(P-1)、回流罐(D-2)、回流泵(P-2)及工艺管线组成，工艺流程见图1。

图1 稳定系统工艺流程图

稳定塔是稳定系统的核心，塔径为 Ф600 mm，全塔采用4段ZUPAK3.0规整填料。凝析油通过供料泵加压至 0.9 MPa，经过换热器E-4和E-5A/B后温度提升至 110 ℃，进入稳定塔中部第二层填料上方。在塔内气液相经过传质传热，轻组分逐渐汽化至塔顶，塔顶气相经过小于 30 ℃ 冷却温度的进入回流罐，然后经过回流泵一部分返回至塔顶，另一部分作为液化石油气产品输送至产品罐；重组分逐渐冷凝至塔底，一部分进入塔底再沸器加热至 130 ℃，气相返回至塔底部，另外一部分作为稳底油产品，经冷却温度降至 30 ℃ 以下自压至产品罐。稳定系统热源由2台蒸汽锅炉产生的蒸汽提供，蒸汽压力 0.9 MPa，温度 160 ℃；系统冷源由循环水系统供应。

稳定系统在100%负荷状态下，加工海上终端凝析油稳定塔顶将产生 140 m3/d 的不凝气，占凝析油加工量的2.3‰，此油气组分见表1。通常情况这部分油气引入常压加热炉进行焚烧处理，但稳定系统独立运行时常压系统处于停用状态，常压炉并未启用，常压炉无法回收利用此气体。按照《大气污染防止法》及《石油化学工业污染物排放标准》GB31571-2015等规定，不凝气不可直接排放至大气。公司目前未设置有火炬系统，故不能采用火炬焚烧的方式处理此气体。若不能解决不凝气的外排问题，稳定塔运行过程中塔压持续升高，操作参数偏离工艺指标，使稳定塔无法正常运转，同时存在系统超压，安全阀起跳，甚至发生泄漏爆炸事故。

表1 稳定塔顶不凝气组分表

蒸汽锅炉为卧式内燃双回程燃气锅炉，锅炉型号WNS2-1.25-Y(Q)、设计出力 2 t/h、设计压力 1.25 MPa、设计温度 194 ℃，锅炉产生的蒸汽通过管输至稳定系统塔底再沸器和进料换热器，换热后蒸汽变成凝结水循环回至蒸汽锅炉。

锅炉燃烧器为德国威索燃气燃烧器，此燃烧器可使用液化气和天然气两种燃料。目前采用天然气作为燃料，天然气组成见表2。

表2 天然气组成

锅炉运行过程中根据蒸汽压力，燃烧器自动启停并自动调节大小火负荷，大火燃烧耗气量 166.5 m3/h，小火燃烧为 80.2 m3/h，锅炉日消耗天燃气 1827 m3/d。

2 方案研究

根据以上生产现状，稳定系统若要正常运行，必须要解决不凝气的去向问题。在没有储气设备的情况下，处理不凝气唯一的办法就是焚烧变成可排放的二氧化碳和水。方案一：新建火炬系统，不凝气排放到火炬焚烧；方案二：将不凝气回收排放至蒸汽锅炉燃气管网，不凝气和天然气混合后在锅炉燃烧器燃烧，回收利用不凝气燃烧热能给蒸汽加热。

新建火炬方案需要满足安全距离要求。按照《石油化工企业设计防火标准》5.5.21规定，“距火炬筒 30 m 范围内，不应设置可燃气体放空”。厂区呈正方形，中心布局为主生产装置，装置周边以东为油品收发台，且紧邻公路和消防大队，以南为办公生活区，以西是压缩天然气站，以北为油品罐区，设施间布局紧凑，在厂区内没有合适的火炬布置位置，故方案一无法实现。

方案二从系统原理、工艺流程、设备设施性能方面均满足要求，但是存在以下问题：1)不凝气和天然气管网属于不同的压力等级，并入燃气管线存在超压的风险，超压后容易造成安全事故；2)燃料组成的变化，必将导致燃气热值和化学需氧量的不同，燃烧器能否满足要求须对燃料进行分析。

问题1：(天然气流程见图2)。天然气管网设计从厂区锅炉房边界处入厂，经过减压后，压力降至 0.2 MPa，支流到锅炉房和生产区加热炉。稳定系统不凝气压力为 0.9 MPa，在生产区与天然气主管线并网，和天然气混合后进入加热炉燃烧。后期技术革新过程中不凝气引入油气回收系统，经油气回收系统稳压后，通过管线输送至加热炉，新增1个加热炉火嘴用于不凝气单独燃烧。但是后期改造过程中保留了不凝气至天然气主管线的原设计流程，这样为不凝气进入天然气管网创造了有利条件。

图2 天然气管网流程示意图

从本质安全角度考虑，防止因燃气使用终端停用造成燃气管网超压，减压撬自动切断的情况发生，不凝气至燃气主管网须加装减压阀，排放压力从 0.9 MPa 降至天然气操作管网压力 0.2 MPa。

问题2：查询燃烧器相关设计参数[2]，通过查询此燃烧器可使用天然气、液化气和城市煤气3种燃料，但不同的燃料燃烧器的功率和需氧量区别很大。不凝气通过组分表分析其主要组成为乙烷、丙烷和丁烷。利用Aspen软件对燃气混合组分热值进行计算，结果见图3和表3。

图3 Aspen模拟流程图

表3 不同燃气模拟结果

在标况下，天然气的高位热值是 39.67 MJ/m3，不凝气的高位热值达到 92.81 MJ/m3。如果直接使用不凝气作为锅炉的燃料，锅炉热负荷将增加2倍，不凝气的需氧量是天然气的2倍，这种情况极易发生闪爆事故。根据两锅炉正常用气量和不凝气正常排放量的混合比例(体积比)76.1∶5.8再次进行软件模拟计算。通过计算得到混合气的高位热值为 42.05 MJ/m3，与天然气热值相当。根据热值推断出混合气需氧量略高于天然气，锅炉正常操作烟气氧含量3%～5%，在不做燃气与空气调配情况下可满足要求。问题的关键就是保证锅炉持续运行，这样管道内的气体始终处于均匀混合态。

3 改造实施及效果测试

根据燃气性质和工艺指标，选择RT2-12/25G型燃气调压阀作为高压不凝气与天然气管网的衔接。减压阀安装采用现场管线局部拆除，送至安全动火区域预制安装的办法。阀门安装后经测试阀前压力0.7～0.9 MPa,阀后压力平稳维持在0.19～0.21 MPa。

计算混合气流量：由日常生产数据可知天然气流量 1827 m3/d，高位热值 39.67 MJ/m3；混合气高位热值 42.05 MJ/m3；锅炉热效率0.92。

根据计算数据和锅炉日常操作经验，调整锅炉大小火燃气用量:大火用气量须满足大于 71.8 m3/h，小火用气量须满足小于 71.8 m3/h 的要求，初步确定大火用气量为 110 m3/h，小火用气量为 50 m3/h，并根据确定值对燃气器进行调整。在锅炉燃气器调整完成后进行点火测试，测试过程中进行微调，最终燃气量为大火 116.5 m3/h，小火 56.6 m3/h。锅炉开始不停炉持续燃烧运行，运行过程中根据蒸汽压力自动调整大小火，燃气情况正常。

在后期操作中，为保证安全，操作规定若锅炉熄火停运，必须马上将不凝气切除，待锅炉运行正常后方可改入锅炉燃料管网。

4 结论

此次不凝气回收利用技术研究和技术革新改造，通过对比分析不凝气、工艺流程、设备性能等，提出将稳定系统不凝气回收至蒸汽锅炉的方案。对方案实施的具体步骤进行工艺核算，对工艺管线上设备进行技术改造，根据燃料情况对燃烧器进行调整，并作出相应的操作规定。在多角度、全方位技术保障下，改造后的燃气系统顺利投用，使稳定系统生产正常进行，解决了制约生产的技术瓶颈。