LQSR节能型硫磺回收尾气处理技术的工业应用

中石化洛阳工程有限公司与中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司研究院(齐鲁分公司研究院)合作开发了LQSR(LPECQILU SULFUR RECOVERY)节能型硫磺回收尾气处理技术,在中国石油化工股份有限公司九江分公司(九江分公司)两套70 kt/a硫磺回收装置上工业应用,结果表明,装置各项参数运行正常,总硫回收率在99.95%以上,未引入煤化工酸性气时,烟气SO2排放浓度在200 mg/m~3左右;煤化工酸性气引入后,烟气SO_2排放浓度在300 mg/m~3左右,两种情况下,装置烟气SO_2排放浓度均满足小于400 mg/m~3的设计指标,同时达到GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定的一般地区烟气SO_2排放浓度小于400 mg/m~3的新标准。后期九江分公司采用齐鲁分公司研究院开发的"LS-De GAS降低硫磺装置烟气SO_2排放成套技术",装置烟气SO_2排放浓度在30~80 mg/m~3波动,远低于中石化制定的小于200 mg/m~3的指标要求。     

硫磺装置尾气达标改造方案对比

针对在硫磺回收及尾气处理装置中,排放烟气的SO2质量浓度高于GB 31570—2015排放标准的问题,通过对尾气达标工艺诸多方案的对比,确定采用塔内鼓气氧化技术作为污水氧化单元工艺,喷射文丘里湿气洗涤技术作为烟气脱硫单元工艺,对硫磺回收装置进行了改造。结果表明:装置改造后,排放烟气中SO2质量浓度设计值降至100 mg/m~3以下,可以满足GB 31570—2015的要求。     

硫磺回收装置烟气排放若干问题探析

提高原油中硫、氮资源回收率可以有效减少环境污染。硫磺回收装置处理酸性气中H_2S和NH_3,对环境保护起到关键作用。中国石化自主研发的LS-DeGAS Plus成套技术可以满足GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》中关于硫磺回收装置SO_2特别排放限值(100 mg/m~3)的要求。热氮吹硫工艺可实现绿色停工,将排放烟气中SO_2质量浓度降至100 mg/m~3以下。液硫脱气废气中硫化物是造成烟气排放浓度偏高的关键因素之一,将液硫脱气后的废气引入尾气焚烧炉,造成排放烟气中SO_2质量浓度增加100～200 mg/m~3。采用先进技术降低大气污染物(SO_2)排放后,建议在项目前期(可行性研究)和环境影响评价时应重视排气筒(烟囱)高度问题。     

浅析硫磺回收装置液硫池废气处理技术

目前硫磺回收装置中液硫池废气的处理方法通常是送焚烧炉燃烧后直接排放大气,由此造成烟气中SO_2的排放浓度在标准状态下增加100~200 mg/m~3。为了能满足GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》~[1]的最新要求,有必要对液硫池废气进行处理。介绍了液硫池废气处理的几种新技术,详细分析了各种工艺技术的优缺点。     

LS系列催化剂在湛江东兴硫磺回收装置工业应用总结

介绍了LS系列催化剂在中国石化湛江东兴石油化工有限公司20 kt/a硫磺回收装置上的工业应用情况。2021年3月进行了工业标定,标定期间硫磺回收装置整体运行良好。标定结果表明:在100%运行负荷下,装置各项操作参数均处于技术指标范围内;吸收塔顶净化气中H₂S和COS质量浓度均小于20 mg/m³;LS系列催化剂活性高,级配合理,克劳斯单元单程总硫转化率均大于97%,总硫回收率达99.99%;所得液体硫磺产品各项指标均满足GB/T 2449.2—2015《工业硫磺第2部分:液体产品》中优等品的指标要求;碱洗前烟气中SO₂排放浓度均低于50 mg/m³,碱洗后烟气中SO₂排放浓度小于10 mg/m³,均满足GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》大气污染物特别排放限值的要求。     

硫磺回收装置的改造

针对硫磺回收装置尾气中SO_2质量浓度无法满足GB 31570—2015要求的问题,采取新增水解反应器及独立溶剂再生系统、更换新型催化剂等措施对装置进行了改造。结果表明:装置改造后,在线监测尾气中SO_2质量浓度稳定在35~50 mg/m~3,满足标准要求。     

气液混合器钠碱湿法烟气脱硫技术在硫磺回收装置中的应用

采用气液混合器钠碱湿法烟气脱硫技术对中国石油独山子石化公司5万t/a硫磺回收装置进行了改造,并对装置运行中的问题进行了分析。结果表明:排放烟气中SO2的质量浓度未超过100 mg/m3,可满足GB 31570—2015的要求;采用高温未净化烟气/净化烟气换热器(气-气换热器)可提升烟气温度,有效减少白烟现象,并解决烟气管道和设备硫露点腐蚀问题,同时节能4 950 MJ/h,注水量和烟气排放量均减少0.64 t/h。     

EP-Absorber脱硫除尘一体化技术在催化裂化装置中的应用

采用EP-Absorber脱硫除尘一体化技术对中国化工正和集团140万t/a催化裂化装置进行了改造,余热锅炉则维持原状。结果表明:装置改造后,外排烟气中SO_2和颗粒物的质量浓度均为30 mg/m~3,低于GB 31570—2015标准要求;外排废水的化学需氧量、总悬浮固体物和氨氮化合物质量浓度依次为18.2,15,2.5 mg/L,均满足DB 37/656—2006标准要求。     

CTS技术处理硫磺尾气问题分析与对策

介绍了CTS络合铁液相脱硫技术的应用背景及工艺选择。详细阐述了尾气提标项目改造方案、CTS工艺原理及流程。详细分析应用过程中遇到的问题并提出相应对策:停工吹硫过程中稳定燃料气当量燃烧的同时在炉头酸性气管线处通入大量氮气,增加过程气流量抑制催化剂床层温度;延长吹硫时间,在可控程序内尽量清除催化剂床层残余硫,同时避免尾气超标排放;在正常操作过程中CTS单元循环溶液采用大循环液流量控制方案避免反应器填料层堵塞。逐步探索出实际可行的解决办法。CTS单元投用前尾气中SO_2排放值200 mg/m~3,投用后尾气中SO_2排放量均低于设计值(70 mg/m~3)。通过实践操作,硫磺回收联合装置尾气中SO_2排放值优于改造前,完全能够满足《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570—2015)大气污染物的排放要求(SO_2排放质量浓度低于100 mg/m~3)。     

络合铁脱硫技术在硫磺回收尾气处理中的应用

随着国家环境保护要求的不断提高,大多数脱硫环保装置的排放指标不能满足新的环保指标要求,需要对装置进行提标改造。本文介绍了中国石油四川石化有限责任公司采用络合铁液相氧化脱硫技术对硫磺回收装置尾气提标改造的情况和改造后取得的效果。改造后硫磺回收装置尾气中SO2浓度从400 mg/m3降至15 mg/m3以下,大大降低了污染物排放量,满足国家最新发布的《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570-2015）中SO2浓度小于100 mg/m3的排放标准。     

催化裂化烟气脱硫除尘技术的应用

介绍高效布袋除尘+碱液湿法脱硫工艺在青岛安邦炼化有限公司0.5 Mt/a催化裂化装置烟气脱硫除尘系统的应用情况。催化裂化装置余热锅炉和酸性气焚烧炉混合烟气经过脱硫和除尘设施净化后,SO_2质量浓度从2 930 mg/m~3降至12 mg/m~3,颗粒物质量浓度从200 mg/m~3降至4 mg/m~3,满足《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570—2015)要求。针对催化裂化混合烟气颗粒物粒径小、SO_2浓度高的特点,该技术具有工艺流程简单、脱硫除尘效率高、能量利用合理等优势,在催化裂化装置烟气治理领域具有良好的应用前景。     

大型硫磺回收装置热氮吹硫新技术应用分析

为了保证硫磺回收装置停工过程排放烟气中SO_2达标,对现有烟气减排技术进行了调研,对比分析了各项技术的优缺点,最终选择热氮吹硫新技术开展先导性试验。通过对硫磺回收及尾气处理装置进行简单的工艺技术改造,创新应用热氮吹硫新技术,吹硫、钝化交叉进行。三级硫冷凝器无液硫流出后,直接将克劳斯尾气切入尾气焚烧炉,钝化过程不消耗碱液,不产生废水,排放烟气中SO_2质量浓度(0℃,101.325kPa下)低于600mg/m~3,满足环保控制指标要求。     

LS-DeGAS降低硫磺装置烟气SO_2排放成套技术工业应用

齐鲁研究院通过催化剂研发和工艺创新,形成了LS-DeGAS降低硫磺回收装置SO_2排放成套技术。内容包括高效有机硫水解催化剂、高效脱硫剂、独立的再生系统、降低吸收塔温度、合理处理液硫脱气废气,以及增上净化气超净化塔等。该技术已在10余套硫磺装置应用,结果表明,满足烟气SO_2排放质量浓度小于100 mg/m~3的排放标准要求,达到国际领先水平。     

液化石油气脱硫醇碱液再生尾气引入硫磺回收装置的研究

介绍了中国石化塔河炼化有限责任公司液化石油气脱硫醇碱液再生尾气引入1号硫磺回收装置酸性气燃烧炉焚烧处理的运行情况。该装置在长期运行中,现场恶臭味较大,且尾气中硫磺烟气NO_x的排放质量浓度高达394 mg/m~3,不符合大气污染物排放标准。通过对碱液再生尾气流程的改造和工艺技术的优化,在对现有装置各设备和运行工艺参数不做改变的前提下实现了尾气的无害化处理。运行结果表明:改造后硫磺回收装置烟气NO_x排放质量浓度为68.14 mg/m~3,较前期394.00 mg/m~3下降了325.86 mg/m~3,烟气排放满足标准要求,降低了目前硫磺回收装置烟气NO_x的排放浓度,实现硫磺回收装置烟气达标排放,环保效益和社会效益显著。     

SVDS脱硫技术在硫磺回收装置的工业应用

为了满足GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》的规定,提升区域环境质量,对广泛应用于催化烟气的脱硫技术进行了适应性改造,增加了气-气换热器和高效除雾器等设备,形成适合硫磺回收装置的文丘里脱硫技术(SVDS),并在独山子石化硫磺回收装置进行了工业应用。改造后,排放烟气中SO₂质量浓度从300 mg/m³降至30 mg/m³以下,满足GB 31570-2015中特别排放限值地区SO₂质量浓度的排放要求。在文丘里脱硫技术运行过程中,先后出现气-气换热器压降升高及碱液泵泵壳和叶轮腐蚀的问题,并制定了相应的解决措施,保证了碱洗设施的长周期运行。      

硫磺回收烟气超低排放工艺技术比较

常规硫磺回收装置采用了二级Claus+加氢还原吸收焚烧工艺,烟气中SO2浓度很难达到GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定的特别排放限值100 mg/m3。目前,能满足硫磺回收烟气中SO2浓度≯100 mg/m3的烟气净化工艺有钠法脱硫工艺、氨法脱硫工艺、SO2回收工艺。通过在工程投资、生产成本、能耗、操作风险、操作难度等方面对3种工艺进行比较,得出不同工艺的优缺点。     

石油炼制与脱硫脱硝

石油炼制过程中产生的硫氧化物和氮氧化物来源于原油中的硫、氮转移和燃烧排放,催化裂化再生烟气和电站锅炉烟气是二氧化硫、氮氧化物主要排放源,电站烟气和催化烟气脱硫脱硝后,二氧化硫和氮氧化物排放浓度均优于排放标准,但《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570—2015)大幅度收紧了二氧化硫、氮氧化物的排放限值,硫磺回收尾气和加热炉烟气必须采取有效减排措施,才能满足排放要求。     

气液混合器钠碱湿法烟气脱硫技术在硫磺回收装置中的应用

本文以国内某炼油厂硫磺回收处理为研究对象,以该单位每年处理硫磺5万t为样本,借助烟气脱硫技术(气液-钠碱湿法),分析其装置运行时存在的问题。研究发现:排放烟气含有的SO_2浓度未达到每立方米100 mg,顺应GB31570—2015规定;借助高温状态下,未净化烟气与净化烟气的两组换热器,有助于提升烟气温度,有效控制白烟现象,缓解烟气管路、设备两者存在的腐蚀问题;与此同时,实现每小时节约能源4950 MJ,注水、排放每小时的容量,两者均小于0.64t。     

S Zorb烟气进硫磺回收装置处理的工业实践

S Zorb装置再生烟气温度低,组分复杂,烟气流量及组分波动大。将该装置再生烟气分别进两套硫磺回收装置反应炉及加氢反应器处理,结果表明:因2号硫磺回收装置反应炉未配套酸性气加热器,低温状态下H_2S与SO_2反应生成单质硫结晶,容易堵塞管线,外伴热无法满足介质所需温度,加之烟气进加氢反应器负荷超低,导致反应器床层温升增加30℃、烟囱SO_2排放的质量浓度升高30 mg/m~3及尾气焚烧炉喘振损坏设备等;该烟气通过在线打孔引至酸性气入炉管线进入1号酸性气燃烧炉处理,各项运行参数正常,催化剂未出现异常情况,烟囱SO_2排放的质量浓度维持在80 mg/m~3左右,满足排放标准要求。     

硫磺回收装置尾气超低排放处理系统的设计和运行

国内某炼油厂硫磺回收装置首次应用专有气液混合器,通过钠碱湿法烟气脱硫工艺实现尾气超低排放,排放烟气中SO_2浓度为10~25mg/m~3(标准状况),脱硫率大于95%,烟气流量操作范围为0~120%,满足硫磺回收装置各种工况下的尾气超低排放要求。在国内硫磺尾气超低排放处理中首次采用气气换热提升烟气温度,有效减少了冒白烟现象,且解决了烟气管道和设备的硫露点腐蚀问题,同时节能4 950 MJ/h,节水和减排0.64t/h。