新型煤化工硫近零排放技术分析

为了实现新型煤化工硫近零排放,介绍了活性焦燃煤烟气净化与煤气脱硫技术的原理、工艺流程及特点,结合2种工艺特点,以活性焦烟气净化再生产生的富SO2气体和煤气脱硫产生的H2S可反应生成硫磺为工艺技术切入点,提出了一种活性焦烟气净化与煤气硫回收技术有机集成的硫近零排放联合工艺,并进行了硫的物料平衡分析。结果表明,60万t/a煤制烯烃项目采用该联合工艺后,可建立起企业内部硫回收利用的循环经济产业链,煤炭中总的硫资源回收率达到85.69%,新增硫磺产能50%,回收硫磺总量为9 254 t/a,可节水60万t/a,且采用活性焦干法烟气净化技术可将燃煤烟气中SO2与NOx等污染物同时脱除,实现了较好的经济与环保效益。     

HPF法脱硫影响因素的分析及对策

涟钢焦化厂脱硫采用HPF法工艺生产硫膏,系统配套两座DN5000脱硫塔。A、B塔并联使用,脱硫富液进对应反应槽和再生塔析硫、再生。该系统设计处理能力与110万t/a焦炭配套,对应煤气处理量为4．95万m^3／h,2005年,新焦炉投产,老焦炉拆除后。年产焦能力为145万t,煤气发生量增至6．5。6．8万m^3／h．对脱硫系统冲击很大,脱硫效率仅为50％～60％．煤气中硫化氢高达1200mg／m^3。不能满足冷轧薄板对煤气质量的要求。     

NHD脱硫闪蒸系统改造总结

0 前言 兖矿鲁南化肥厂建有水煤浆加压气化装置作为110kt／a合成氨和150kt／a甲醇装置的气头，配套NHD脱硫、脱碳净化系统，两净化酸性气送克劳斯硫回收副产硫磺。该硫回收装置最初是为80kt／a合成氨配套的，可年产硫磺1500t。在合成氨装置扩产和甲醇装置建设的同时，也对硫回收系统部分管道进行了加粗，更换了冷凝器和捕集器，使硫磺产能扩大到了5000t／a。甲醇系统新增50kt／a产能后，进入硫回收的酸性气气量大幅增加，致使烟囱放空气中H2S含量明显增高，远超出大气排放标准。     

延安煤油气综合利用项目2万吨/年硫回收装置开工

正2016年7月8日,陕西省延安能源化工有限责任公司煤油气资源综合利用项目硫回收装置正式开工。该装置采用山东三维石化工程股份有限公司自主开发的无在线炉硫磺回收与尾气处理工艺及烟气钠法脱硫技术。主要工艺过程包括硫磺回收、尾气处理、溶剂再生和液硫脱气,装置总硫收率为99.9%。无在线炉硫磺回收与尾气处理工艺利用装置自身热源作为加氢反应器热源,由外供氢作氢源,制硫部分采用部分燃烧法作为主流程的二级克劳斯硫回收工艺。尾气处理部分为加氢还原吸收工艺,胺液再生采用热     

氨法脱硫技术在硫回收系统中的应用

兖矿国泰化工有限公司300 kt/a甲醇系统采用四喷嘴新型气化炉制气,NHD脱硫,脱硫富液再生后产生的H2S气体经克劳斯硫回收装置生产硫磺产品.硫回收装置的硫回收系统运行情况较好,但尾气加氢反应系统、尾气洗涤系统等运行不稳定（尾气加氢炉经常出现积炭、炉壁烧穿等情况,尾气焚烧炉检修频繁）,导致排放尾气中SO2含量高（1300～2600 mg/m3）,不能够实现达标排放,环保压力较大.为此,公司通过对改造硫回收装置尾气系统与新建尾气氨法脱硫装置进行比选,决定新建氨法脱硫装置以脱除硫回收尾气中的SO2,实现硫回收尾气的达标排放.     

脱硫系统改造小结

安阳化学工业集团有限责任公司脱硫系统投入生产运行后一直未进行过改造,脱硫楼由于长期与硫磺蒸气接触,墙壁、楼板多处出现裂纹,存在很大的安全隐患,严重影响了安全生产;过滤机、高位槽、脱硫再生塔设备腐蚀严重,运行过程中故障频繁,给公司长周期安全生产带来很大的影响;间断熔硫需要二级硫回收器回收二级硫,但该设备现已不能正常使用,使二级硫不能回收,造成了环境污染.鉴于以上原因,公司决定对脱硫系统进行改造.     

科技简讯

脱硫系统改造小结安阳化学工业集团有限责任公司脱硫系统投入生产运行后一直未进行过改造,脱硫楼由于长期与硫磺蒸气接触,墙壁、楼板多处出现裂纹,存在很大的安全隐患,严重影响了安全生产;过滤机、高位槽、脱硫再生塔设备腐蚀严重,运行过程中故障频繁,给公司长周期安全生产带来很大的影响;间断熔硫需要二级硫回收器回收二级硫,但该设备现已不能正常使用,使二级硫不能回收,造成了环境污染。鉴于以上原因,公司决定对脱硫系统进行改造。1改造过程1.1改造内容改造主要内容:用连续熔硫工艺取代间歇熔硫,报废脱硫楼及硫回收装置;用喷射再生取代高…     

新型低温催化脱硫系统及脱硫塔设计的优化改进

中化重庆涪陵化工有限公司硫磺制酸尾气治理项目采用新型低温催化脱硫技术工艺,该工艺主要由脱硫塔烟气系统、脱硫反应和再生系统等组成,PLC自动控制。针对该系统在实际运行过程中存在的缺点,公司对系统和脱硫塔采取了一系列优化改进措施,为同类硫酸尾气脱硫工程应用提供了设计参考。     

陕西延长石油榆林炼厂干气脱硫及硫磺回收装置投运

陕西延长石油集团榆林炼厂干气脱硫及硫磺回收装置日前成功投运,该装置包括10×104t/a干气脱硫系统、3300t/a硫磺回收及压滤系统、8000m3/h尾气焚烧系统,可对炼厂干气、酸性气中有毒有害物质进行焚烧、分解,同时回收硫磺,提高干     

栲胶脱硫系统改造

我公司常压脱硫系统采用栲胶脱硫，合成氨系统和甲醇系统共用l台贫液槽，脱硫溶液采用喷射再生技术。常压脱硫系统自投运以来运行一直较稳定，脱硫效率高，硫回收率、化工原材料消耗均保持在国内同类型企业较好水平。但是近两年来随着企业生产规模的扩大，氨系统生产能力由60kt／a增至120kt／a，甲醇系统生产能力由30kt／a增至60kt／a，且又增添了1套30kt／a甲胺DMF装置，脱硫系统已远远不能满足生产的需要，经常出现硫泡沫发虚、冒槽等现象，硫回收困难，化工原材料消耗较大，设备腐蚀严重，漏点较多，严重威胁着后系统的正常稳定运行，给公司造成了较大的经济损失。针对这一状况，对脱硫系统进行了改造。     

脱硫液回收新工艺增产硫磺10％

兖矿峄山化工有限公司的自动连续回收脱硫液工艺近日获得国家专利。新工艺可将硫黄产量提高10％左右,达到700t／a,每天可回收脱硫液100t,年增加效益280万元。该公司已投入100多万元进行脱硫液和硫回收装置的技术改造。新装置采用转鼓真空过滤机技术回收脱硫液,把脱硫系统和变脱系统产生的硫泡沫进行过滤、分离,产生的硫泡沫渣与熔硫釜分离出的废脱离液经稀释产出硫黄,     

常压脱硫系统改造小结

我公司2001年原料“油改煤”后常压脱硫系统采用栲胶法脱除半水煤气中的H2S，设计出脱硫塔气体中的H2S含量为100～200mg／m^3，溶液悬浮硫含量在1．5g／L以下。在实际生产过程中出现了出塔气H2S含量超标、溶液悬浮硫高、塔阻力大、再生硫泡沫难于形成和浮选困难、再生喷射器效果不佳、系统腐蚀严重等问题。后来通过优化工艺操作及设备改造，使问题得到了解决。     

湿式氧化法高压脱硫系统流程优化

山西天脊集团高平化工有限公司合成氨装置主要生产装置包括备煤、造气、压缩、一氧化碳变换、变换气脱硫、脱碳、精脱硫、双甲精制、氨合成等工序,其中变换气脱硫工艺采用加压栲胶脱硫、喷射氧化再生工艺,脱硫塔富液进入氧化再生槽前,设置水力透平贫液泵机组,回收静压能。自2006年6月投产以后,发现变换气脱硫工序存在以下问题：脱硫塔经常堵塔,脱硫系统压差大;喷射氧化再生槽硫泡沫少,脱硫贫液中悬浮硫含量高;系统每月需停车对脱硫塔进行清洗或更换填料,严重影响系统满负荷、长周期运行。     

硫回收装置尾气处理系统氨法脱硫工艺的技术经济分析

神华宁煤集团400万t/a煤制油项目硫回收装置尾气处理系统采用氨法脱硫工艺。介绍了氨法脱硫工艺的工艺流程和工艺特点,并以传统的SCOT脱硫工艺为参照,进行了投资、消耗和产出等方面的技术经济分析。结果表明,氨法脱硫工艺具有工艺流程简单、便于操作维护等优点,在煤化工硫回收装置尾气脱硫领域具有良好的应用前景。     

熔硫系统的设备技改实践

云南云天化国际化工有限公司云峰分公司(以下简称云峰分公司)200 kt/a硫磺制酸熔硫系统于2003年8月建成投产,液硫设计生产能力为30 t/h。2006年8月,云峰分公司硫酸厂将230 kt/a硫铁矿制酸改为300 kt/a硫磺制酸,未增设熔硫系统,即这套300 kt/a硫磺制酸装置与原有的200 kt/a硫磺制酸装置共用1套熔硫系统。但若出现硫磺品质降低、快速熔硫槽检修的情况,液硫供需矛盾凸现。此     

独山子石化硫磺装置设计特点及问题探讨

根据独山子石化公司炼油厂10万t／a干气脱硫—3000t／a硫磺回收装置气体脱硫、硫磺回收、尾气加氢三个单元的设计特点，叙述了开工中存在的问题、采取的对策并进行了分析讨论。     

270kt/a硫磺制酸装置尾吸系统的设计与运行

介绍了红磷公司270 kt/a硫磺制酸装置尾吸系统的设计和运行情况。尾吸系统设计采用氨肥法脱硫工艺,新建尾吸塔采用2级吸收工艺,利用合成氨装置废氨水作为吸收剂,氧化和浓缩利用800 kt/a硫磺制酸装置尾吸系统现成的氧化和浓缩工序。改造后尾吸系统运行良好,尾气（SO_2）基本能控制在100～300 mg/m~3,氨逸出...     

MCS法脱硫技术溶液的再生控制研究

国产MCS脱硫工艺应用于川西海相气藏第一口试采井CK1井,目前已应用9年。该脱硫工艺的关键控制难点在于溶液的再生,溶液再生情况直接影响着整个系统稳定。MCS法脱硫溶液再生最主要问题就是再生不足,当溶液再生不足时,会导致溶液吸收H2S能力变弱造成外输气H2S含量上涨,系统内硫磺无法有效回收,设备及管线硫磺沉积严重等问题,严重时导致关井。通过室内实验与长期的生产试验,总结出溶液再生情况的3项监测方法:①通过目视观察实时监测再生塔顶部的硫泡沫生成情况;②通过化验监测溶液的Fe2+、总铁及ORP值等指标是否合格;③通过设备管线硫磺沉积情况及鼓风机出口压力变化间接了解溶液再生情况。当脱硫溶液再生不足时,可以通过调控溶液循环量、喷射器工作状态、主动式鼓风、溶液温度、溶液系统中硫磺含量等来改善溶液再生的问题,现场应用效果良好。     

醇胺法脱除硫化氢工艺中胺再生塔节能研究

以某厂6.5×10~4 t/a硫磺回收项目为研究对象,针对炼油厂醇胺法脱除硫化氢工艺中吸收剂甲基二乙醇胺(MDEA)再生塔的节能开展研究。应用蒸汽压缩式热泵技术,建立了胺再生塔的热泵精馏工艺流程。采用流程模拟软件AspenPlus进行模拟计算,考察了塔板数、再沸比和压缩比等参数对胺液再生工艺的影响,并在保证解吸效果的条件下,以能耗最低为目标,对此过程进行工艺及节能优化。结果表明:与常规精馏相比,热泵精馏工艺的加热能耗与冷却能耗分别减少24.14%和71.10%,显著地降低能耗、提升经济效益。     

神华煤直接液化工艺中硫元素的回收利用

神华煤直接液化原料煤中的硫元素和催化剂助剂中的硫元素在煤直接液化过程中大部分转化为H2S气体,并分散于中压气、干气、液化气和酸性水中。为满足产品质量和工艺技术指标要求,并回收循环利用硫元素,鄂尔多斯煤直接液化项目采用气体脱硫工艺回收中压气、干气、液化气中H2S气体,装置运行稳定,回收率分别为97.28%、99.92%和99.99%;采用污水汽提工艺分离收集酸性水中H2S气体,回收率达99.6%;脱硫回收和汽提收集到的含H2S酸性气混合后采用Claus硫磺回收工艺将H2S转化成硫磺,平均每年回收硫磺14 683.5 t,硫磺产品作为催化剂助剂供煤液化反应和加氢稳定反应注硫使用,从而实现硫元素循环利用,减少了环境污染。