硫磺回收装置停工过程中尾气达标排放方案优化

硫磺回收系统受设备腐蚀、工况及负荷的影响,经常出现计划与非计划停工。传统的硫磺回收装置停工方法难以使尾气达标排放,因此有必要优化目前的停工方法使其与现有严苛的环保要求相适应。提出将低流量酸性气热浸泡后切换至燃料气模式,吹硫工程中加大炉头氮气流量,并与尾气处理部分同时运行,同时结合CTS络合铁脱硫单元,严格控制过程气氧含量,严防加氢反应器床层飞温及使CTS单元循环溶液pH值稳定在8～9,延长停工吹硫时间,降低排放超标风险的同时降低催化剂床层残余固态硫含量。经2018年4月停工检修过程检验,能满足最新排放SO_2≤100 mg/Nm~3(GB31570—2015)要求,取得了良好的经济和环保效益。同时也为新《石油炼制工业污染物排放标准》的实施以及同类环保装置的停工过程降低SO_2排放提供参考。     

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。     

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。     

硫磺回收装置烟气排放超标原因分析及对策

分析了金澳科技(湖北)化工有限公司2×10~4 t/a硫磺回收装置排放烟气中SO_2含量超标的原因,并采取了相应的改造措施,主要包括:①将液硫池废气由尾气炉改至燃烧炉;②更换更高效的脱硫溶剂;③更换有机硫水解能力更强的催化剂;④在尾气吸收塔后串联1台尾气碱洗塔。在实施①②③及优化工艺参数的前提下,排放烟气中SO_2质量浓度小于100 mg/m~3。     

炼油厂硫磺回收装置尾气SO2达标排放技术工业应用

针对硫磺回收装置尾气SO_2达标排放问题,开发了SO_2超低排放核心技术。通过在克劳斯段采用有机硫水解性能优良的CT6-8钛基硫磺回收催化剂、在尾气加氢反应器中采用CT6-11新型尾气低温水解催化剂和在加氢尾气脱硫系统采用CT8-26加氢尾气H_2S深度脱除溶剂,达到了降低装置排放尾气中SO_2质量浓度的目的。该技术在塔河炼化公司和中金石化公司成功进行了工业应用,实现了排放烟气中SO_2质量浓度分别低至50 mg/m~3和31 mg/m~3以下的超低排放水平。     

炼油厂硫磺回收工艺及催化剂的改进和优化

中国石油宁夏石化分公司炼油厂5000 t/a硫磺回收装置改造前采用两级克劳斯+低温加氢还原吸收工艺,加氢后的尾气经过MDEA吸收,其排放烟气中SO_2质量浓度为500～800 mg/m~3。其中,溶剂再生系统采用集中再生。根据中国石油西南油气田公司天然气研究院的设计工艺,工厂进行了全新的工艺改造,即采用天然气研究院生产的钛基催化剂增强水解和双段吸收工艺,成功解决了硫磺回收装置烟气中SO_2质量浓度达标排放的问题,排放烟气中SO_2质量浓度约50 mg/m~3,可为小型硫磺回收装置,尤其是碱液碱渣处理困难的工厂的尾气达标排放提供技术思路及解决方案。     

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。     

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。     

大型硫磺回收装置尾气提标单元问题分析及对策

介绍了大型硫磺回收装置尾气提标单元的运行现状及络合铁脱硫工艺的特点。阐述了尾气提标单元在实际生产过程中遇到的脱硫反应器填料层积硫、压滤机效率及循环溶液质量控制等问题,并详细分析了引起的原因。采用增设脱硫反应器跨线、更换填料及增大溶液循环量等方法,在非停工状态下彻底解决了填料层积硫问题。尾气提标部分反应器填料压降在合理范围内,且排放尾气中SO_2质量浓度≤10 mg/m~3,远低于国家最新环保标准,可为同类装置的技术改造提供参考。     

硫磺回收装置尾气达标排放的影响因素分析及改造措施

介绍了中国石油四川石化有限责任公司硫磺回收联合装置的工艺原理和特点,分析了酸性气质量、催化剂性能、液硫脱气、尾气处理、装置负荷以及设备防腐等制约尾气达标排放的主要影响因素。提出将上游加氢装置循环氢脱硫塔及富胺液闪蒸罐的撇油线改为去污油罐以避免富胺液带油、将溶剂再生装置富胺液闪蒸罐扩容并降低闪蒸压力(压力控制指标0.03~0.20 MPa)、将硫磺回收装置液硫脱气废气改至制硫燃烧炉措施。结果表明:改造前贫胺液H2S的质量浓度平均值为0.77 g/L,蒸汽单耗均值为160 kg/t,技术改造后贫胺液H2S的质量浓度平均值为0.26 g/L,蒸汽单耗均值为127 kg/t。硫磺回收装置排放尾气中SO2的质量浓度降至200~300 mg/m~3。投用络合铁液相氧化脱硫工艺后理论上排放尾气中SO2的质量浓度可降至100 mg/m3以下,满足大气污染物标准排放要求。     

硫化氢选择氧化催化剂的开发及工业应用

中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司研究院开发了LS-03硫化氢选择氧化制硫催化剂,催化剂采用浸渍法工艺制备,催化剂载体以二氧化硅为主要原料,采用挤出成型法制备。200℃时催化剂硫化氢转化率达到98.0%,选择性达95.0%,与国外同类催化剂水平相当。采用工业原料进行了LS-03催化剂的工业生产,催化剂制备重复性较好,硫化氢转化率达98.4%以上,选择性达94.0%以上,达到小型中试及国外同类催化剂指标。在某公司20 kt/a硫磺回收装置上进行了LS-03催化剂的工业应用,各单元运行正常,碱洗前烟气SO_2排放浓度小于550 mg/m~3,达到装置设计指标。运行1年9个月后进行了工业应用标定试验,结果表明:装置运行正常,Super Claus单元催化剂的转化率大于98%,硫回收率大于90%,烟气SO_2排放浓度低于550 mg/m~3,达到装置设计指标。     

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。     

新型尾气处理工艺在WSA制酸装置中的应用

介绍了托普索公司WSA湿法硫酸工艺技术在炼油厂酸性气硫回收领域的应用情况,针对越来越严格的环保标准下大部分WSA尾气排放不达标的问题,设计了新型尾气处理工艺并成功投产应用。该新型工艺采用质量分数20%的双氧水溶液洗涤尾气,洗涤酸液返回焚烧炉焚烧处理,并设置独立除雾器的路线。经实际生产验证,双氧水洗涤尾气处理工艺能够实现SO_2和酸雾的高效吸收,使尾气达标排放,净化尾气中SO_2排放质量浓度小于100 mg/m~3,酸雾排放质量浓度小于5 mg/m~3。该双氧水洗涤尾气处理工艺无废液排放,是一种清洁环保的尾气处理工艺。     

20kt/a硫磺回收装置达标排放措施及优化运行

青岛石化采用齐鲁研究院LS-DeGAS成套技术对20 kt/a硫磺回收及溶剂再生装置进行了提标改造,并对装置运行中存在的问题进行分析。通过优化工艺操作参数及相应改造,达到了青岛地区硫磺回收尾气中SO_2排放质量浓度低于100 mg/m~3的新标准。     

一种新型脱硫技术在硫磺回收装置尾气达标排放中的应用

针对现有硫磺回收装置尾气中SO_2达标排放存在的困难,塔河炼化公司采用中国石油西南油气田公司天然气研究院综合减排新型脱硫技术,更换有机硫水解能力更强的催化剂和H_2S脱除效率更高的脱硫溶剂,再辅以局部工艺参数的调整,实现了公司尾气达标的目标,即排放尾气中SO_2质量浓度100mg/m~3。采用该技术可大大减少装置投资,简化操作。通过对该技术的工业应用,证实了其可靠性,可为今后同类型装置的尾气达标排放提供参考。     

20×104 t/a硫磺回收装置液硫脱气组合工艺应用分析

普光天然气净化厂建设有12套大型硫磺回收装置,硫磺产能240×10~4 t/a。原设计采用BlackVeatch的专利MAG~(○R)技术脱除液硫中硫化氢(H_2S),逸散废气经低压蒸汽抽射器引入尾气焚烧炉。投产初期,液硫中H_2S质量分数远高于控制指标0.001 5%。后续引入空气鼓泡加喷射脱气工艺,液硫中H_2S质量分数降至0.001 0%以下。随着装置的运行,催化剂、溶剂性能下降,烟气SO_2排放标准日趋严格,采用中压蒸汽抽射器,将液硫池废气由尾气焚烧炉改入克劳斯炉,回收废气中的硫元素,将排放烟气中SO_2质量浓度降至200 mg/m~3以下。     

LQSR节能型硫磺回收尾气处理技术在70 kt/a装置的工业应用

中国石化九江分公司硫磺回收装置采用LQSR高效节能硫磺回收尾气处理工艺包建设,一级转化器装填LS-971脱漏氧保护催化剂和LS-981G有机硫水解催化剂,二级转化器装填LS-02氧化铝基制硫催化剂,加氢反应器装填LSH-03低温耐氧高活性尾气加氢催化剂。工业应用结果表明:硫磺回收装置烟气SO2排放浓度维持在30~70mg/m~3,远低于小于200 mg/m~3的指标。     

硫黄回收装置停车期间SO_2减排技术探讨

天然气净化厂硫黄回收装置在停车期间存在尾气SO_2排放浓度增加且波动较大等问题。分析问题原因在于:1)传统燃料气燃烧除硫工艺的除硫热惰性气体流量小、除硫期间尾气SO_2排放浓度波动大;2)热氮除硫工艺局限大;3)碱法烟气脱硫工艺污水处理困难。基于上述原因提出了解决措施:1)硫黄回收装置停车期间严格按照风气比进行配风操作;2)在氮气充足的情况下,掺配吹扫氮气,增加过程气流量;3)利用现有尾气处理装置对SO_2进行碱吸洗;4)对尾气进行循环回收利用。上述措施可降低硫黄回收装置停车期间引起尾气SO_2排放浓度超高的风险,保证天然气净化厂硫黄回收装置停车期间装置外排尾气SO_2排放浓度满足国家环保要求。     

硫磺回收装置避免停工过程烟气SO_2超标排放的措施及效果

由于仪表控制、在线监测手段不断完善和高活性催化剂的研发应用,装置正常生产时能满足烟气中SO_2≯960 mg/m~3国家标准要求,但装置停工过程中,尚存在烟气SO_2排放超标现象。2014年9月,洛阳分公司在装置传统停工程序方面进行优化创新,对Claus催化剂钝化期间产生的SO_2做回收处理,装置停工过程中烟囱烟气中SO_2排放≯600 mg/m~3,硫磺回收装置停工一次,向大气减排SO_2总量约4~6 t,具有显著的社会效益,在装置"清洁吹扫、绿色停工"方面总结了经验,为装置技术进步做了有益探索。     

四川石化100 kt/a硫磺回收及尾气处理装置运行总结

介绍了中国石油四川石化100kt/a硫磺回收装置的原理、工艺流程、装置特点、开工过程中遇到的问题和采取的措施,以及装置使用的CT系列催化剂特点、装填和投用情况等。硫磺回收装置经过1年的运转,排放尾气中SO2质量浓度小于400mg/m3,远低于GB 16297-1996《大气污染物综合排放标准》中规定的960mg/m3,同时满足GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》中规定的400mg/m3的要求,取得了良好的经济和环保效益。