蔡航
（陕西渭河煤化工集团有限责任公司，陕西 渭南714000）
［摘 要］陕西渭河煤化工集团有限责任公司硫回收装置采用荷兰荷丰两级克劳斯（Claus）+低温SCOT（LT-SCOT）加氢还原工艺。2020年11月硫回收装置大修后恢复运行仅月余，出现主燃烧室炉膛温度异常，同时伴有催化反应床层温度偏高、硫比值仪故障多发、Claus尾气中（H2S+SO2）含量偏高等问题，其他过程工艺参数也有不同程度的变化。基于实际生产数据，以问题为导向进行第一阶段假设验证，排除了气相带液、酸性气燃烧状况不佳、催化剂硫酸盐化、设备故障等原因；结合炉头压力上涨、烧嘴压差波动大等现象，以问题为导向进行第二阶段假设验证，排查确认为主燃烧室废热锅炉后液硫通道堵塞，对液硫通道进行疏通后，系统工况逐渐恢复正常。在此基础上，对硫回收装置主燃烧室温度异常事件进一步进行了原因分析，并总结了相关生产经验。
［关键词］硫回收装置；主燃烧室温度异常；问题导向；假设验证；液硫通道堵塞；原因分析；经验总结
［中图分类号］X701.3 ［文献标志码］B ［文章编号］1004-9932（2022）02-0029-04
0 引 言
陕西渭河煤化工集团有限责任公司（简称陕西渭化）硫回收装置采用荷兰荷丰两级克劳斯（Claus）+低温SCOT（LT-SCOT）加氢还原工艺［1］，接收处理300 kt/a合成氨装置（一期项目）、200 kt/a甲醇装置（二期项目）、400 kt/a甲醇装置（三期项目）3套装置低温甲醇洗系统产生的富H2S酸性气，酸性气中H2S浓度为25%～40%（体积分数，下同），设计硫回收率在99.9%以上、硫磺产量为10 kt/a。自2011年投产以来，因上游GE气化系统实际生产所用原料煤含硫量低于设计煤种含硫量，入口酸性气中H2S浓度远低于设计值，硫回收装置实际运行负荷低（仅约50%）［2］。
硫回收装置中，空气、助燃气和大部分酸性气通过主烧嘴的不同流道进入主燃烧室前部，通过燃料气接近完全化学当量式燃烧及酸性气部分燃烧产生1 000 ℃以上的高温，高温过程气再与进入主燃烧室中部的剩余部分酸性气混合，在高温下发生Claus反应，为保证得到较高的硫回收率，主燃烧室炉膛温度控制在900 ℃以上。据陕西渭化的实际生产经验，一般在主燃烧室中生成硫单质的比例占到硫回收装置总硫回收率的60%～70%。陕西渭化硫回收装置自投运以来，每次停车大修期间均对主燃烧室进行内部检查，其耐火衬里、花墙等结构基本上均保持完好，未作改动。
1 主燃烧室温度异常事件
2020年11月硫回收装置大修后恢复运行仅月余，主燃烧室炉膛温度就开始出现异常，同时伴有催化反应床层温度偏高、硫比值仪故障多发、Claus尾气中（H2S+SO2）含量偏高等问题，其他过程工艺参数也有不同程度的变化，此问题属首次出现，工艺人员一时难以准确判断症结所在。
主燃烧室炉膛温度探头有2处，位于炉膛中部，分布在距烧嘴轴向距离相等的径向圆上——TE-07位于时钟11点方向、TE-08位于9点方向，均配有氮气连续吹扫。正常工况下，TE-07、TE-08示数稳定在900～950 ℃，差值＜15 ℃。2021年1月下旬，此两处温度示数差值开始增大：TE-07抬升势头明显，后稳定在970 ℃以上；TE-08则呈下降趋势，持续时间较长，逐渐稳定在750 ℃左右，偶有起伏，如图1（注：时间序列——自出现主燃烧室炉膛温度异常开始计时，1 T=6 h）。
硫回收装置负荷率进入稳定期后，观察工况，除去炉膛温度变化外，炉头压力由正常值0.01 MPa极缓慢上涨至0.02 MPa后保持稳定；一级Claus反应器床层温度分布正常，但上床层温度（TE-11A）、中床层温度（TE-11B）、下床层温度（TE-11C）整体较检修前偏高，大致分别在260～270 ℃、310～330 ℃、325～340 ℃，均在控制指标范围内；而二级Claus反应器床层温度分布与检修前相比基本无变化，床层最大温升约20 ℃；硫比值仪指示（H2S+SO2）含量初期约08%（体积分数，下同），期间硫比值仪故障数次，修复后硫比值仪指示（H2S+SO2）含量逐渐攀升至2.7%，工艺人员怀疑硫比值仪示数偏高，但标准气手动标定显示硫比值仪示数正常，也曾手动取样分析，显示H2S浓度约0.5%；SCOT加氢还原反应器需要的还原气流量增加约15 m3/h，但SCOT反应器床层温升稳定在15～25 ℃范围内，并无明显变化；硫回收装置下游吸收塔及焚烧炉工况均未见明显异常，排放烟气中SO2浓度在控制指标范围内。硫回收装置主燃烧室温度异常事件持续过程中系统主要工艺运行数据如表1。
2 以问题为导向的第一阶段假设验证
基于上述主燃烧室温度异常事件持续过程中的各工艺参数，我们需要判断解决的问题有两个：一是TE-08温度示数为何异常？二是硫比值仪示数为何偏高？不排除两者具有相关性。我们采用的方法是，根据事实提出假设，以此作为引导的方向，力求找出解决问题的办法。
2.1 假设一——气相带液
2.1.1 吹扫氮气带水
关小温度探头吹扫保护氮气，TE-08示数回升至800 ℃左右，但与TE-07仍有150 ℃以上的温差；保护氮气投用后，TE-08示数又降至约700 ℃，可见温度元件工作正常。
炉头吹扫/降温氮气管线低点导淋进行排放，未见水迹；检查保护用S4蒸汽及氮气调节阀，确认无内漏迹象。
2.1.2 燃料气带液
更多内容详见《中氮肥》2022年第2期