催化裂化液化气脱硫醇系统节能减排工艺改造及效果分析

液化石油气（简称液化气）脱硫醇系统目前普遍采用Merox碱洗抽提和碱液空气氧化再生循环工艺。通过分析中国石化北京燕山分公司三号催化裂化装置的废渣、废水、废气排放及节能减排等要素,采取系列创新技术进行生产优化。实现二级高效抽提技术改造及脱硫醇尾气治理,从催化裂化装置源头控制碱渣排放量,同时实现碱渣厂内处理,液化气水洗水减量使用,脱硫醇尾气进再生器处理。通过以上措施,有效降低了装置的碱渣、废水、挥发性有机物（VOCs）排放。     

催化裂化液化气脱硫醇系统节能减排工艺改造及效果分析

液化石油气（简称液化气）脱硫醇系统目前普遍采用Merox碱洗抽提和碱液空气氧化再生循环工艺。通过分析中国石化北京燕山分公司三号催化裂化装置的废渣、废水、废气排放及节能减排等要素，采取系列创新技术进行生产优化。实现二级高效抽提技术改造及脱硫醇尾气治理，从催化裂化装置源头控制碱渣排放量，同时实现碱渣厂内处理，液化气水洗水减量使用，脱硫醇尾气进再生器处理。通过以上措施，有效降低了装置的碱渣、废水、挥发性有机物（VOCs）排放。     

安全环保型液化石油气深度脱硫醇技术的应用

传统液化石油气脱硫醇碱液再生的过程中会排放大量废气和碱渣，废气有恶臭气味，含有大量VOCs(挥发性有机物),碱渣含有大量含硫盐类和难降解高COD(化学需氧量)组分，环保处理难度大。安全环保型液化石油气深度脱硫醇技术从清洁生产角度出发，采用一种新型脱硫醇溶剂脱除液化石油气中的硫醇，然后以贫氧、含烃、含氮的脱硫醇尾气作为循环气，用氧气(或富氧气)代替空气作为氧化反应的氧源，对脱硫醇溶剂进行氧化再生，同时使用汽油抽提带走产生的二硫化物。某套液化石油气脱硫醇装置应用该技术完成改造，18个月的平稳运行结果表明，液化石油气总硫稳定控制在30 mg/m³以下，硫醇硫质量浓度控制在10 mg/m³左右，同时实现了废气和碱渣水体零排放，减少VOCs排放8.15 t/a,减少向水体排放无机盐约200 t/a。     

液硫废气处理与耐氧型加氢催化剂耦合技术应用总结

克劳斯硫磺回收装置液硫脱气后,液硫池内含硫、含氧废气通常引入焚烧炉焚烧,导致外排烟气SO₂浓度大幅增加,存在环保超标风险。为实现含硫废气治理和资源化利用,开展了新型抗氧化低温尾气加氢催化剂研制与评价,考察了催化剂的物化性质、催化活性以及耐氧性等指标。反应器进口原料尾气中氧气体积分数可以达到1%,基于新型加氢催化剂优异的催化活性及耐氧性,开发了液硫池废气回收至加氢反应器的新工艺技术,反应器床层温升较常规工艺提高约36℃,有机硫水解转化率达到100%。2019年,该技术首次应用于普光气田200 kt/a两级常规克劳斯硫磺回收装置。结果表明,新型抗氧化低温尾气加氢催化剂各项性能与进口催化剂持平,耐氧性能满足大型硫磺回收装置含氧液硫池废气资源化转化需求,烟气SO₂排放量降幅在50%以上,排放浓度低于200 mg/m³。     

炼化一体化项目VOCs绿岛治理模式探讨

石化行业是VOCs控制重点行业之一,建设VOCs治理绿岛,可以实现废气集约化治理,使末端治理技术高效安全精准;同时炼化一体化项目决策之初应融入绿色环保理念,遵循源头降低排放,过程控制,末端治理原则,建设绿色清洁的能源化工企业.     

液化石油气脱硫醇氧化再生塔废气燃爆危险分析及措施

介绍了液化石油气脱硫醇装置硫醇抽提和氧化反应特点,氧化再生塔废气中含可燃性气体体积分数6%～35%,氧气体积分数10%～21%,该废气的可燃性气体爆炸下限值小于10%,属于甲类可燃性气体。简述了氧化再生塔废气燃爆危险分析的必要性。分析了温度、压力、氧气及惰性气体含量对该废气爆炸极限范围的影响。从控制氧气含量和可燃性气体浓度两个方面讨论了使废气中可燃性气体浓度远离爆炸极限的措施,提出充入可燃性气体使废气中可燃性气体浓度高于其爆炸上限值可防止氧化再生塔顶或废气输送管道内形成爆炸性混合气体,保障生产安全。     

有机锆冻胶压裂液配方体系研究

鉴于胍胶压裂液破胶不彻底、残渣含量高,活性水压裂液流变性能差的缺点,研制了以非离子聚丙烯酰胺聚合物（A-1）作为稠化剂、有机锆（G-1）作为交联剂的冻胶压裂液,考察了pH值、温度、交联比（交联剂与基液体积比）和矿化度对有机锆冻胶压裂液的影响。优选出了有机锆冻胶的典型配方：0.5%A-1+2.5%G-1,并对该配方进行了性能评价。结果表明,锆冻胶压裂液具有低滤失、易破胶、悬砂性能好的特点,在90℃下,初始滤失量仅为16.41×10^-3 m³/m²,滤失系数为6.66×10^-4m/min^1/2,在剪切170 s^-1下剪切2 h后的黏度仍保持在50 mPa·s以上,破胶液对岩心的损害仅为14.88%,适于低渗透油气藏的改造。     

炼油厂恶臭和VOCs无组织排放量计算方法

在炼油厂恶臭和挥发性有机物(VOCs)污染物的无组织排放源主要有酸性水罐区、油品中间罐区、污水处理场、碱渣罐、氧化脱硫醇尾气、轻质油品装车和装船、设备和管阀件泄漏、装置停工检修过程等。主要介绍了酸性水罐区、脱硫醇尾气、轻油装车装船、污水处理场四类污染源废气排放量的经验计算方法。结合某炼油厂各污染源排放污染物的实际分析浓度,分类计算了油气、硫化氢、氨和有机硫化物等恶臭污染物的实际排放速率。其中,按生产装置年运行时间8 400 h计算,四类污染源年排放油气和硫化氢量分别为3 966.9,200.5 t。由此表明,对排放废气进行治理和油气回收是十分必要的。同时,废气排放量计算方法的建立,为排放废气治理装置的设计提供了理论依据。     

Cansolv尾气处理工艺在天然气净化厂的应用及运行优化

中国石油西南油气田公司川西北气矿苍溪天然气净化一厂采用Cansolv氧化吸收工艺作为尾气处理装置,处理后排放烟气中SO₂质量浓度控制在100 mg/m³以下,远低于GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》中规定的≤800 mg/m³(针对硫磺回收装置总规模＜200 t/d的处理装置)。自2020年7月装置投产以来,为了进一步优化Cansolv尾气处理工艺在天然气净化厂中的应用,通过分析有机胺质量分数、贫液pH值、热稳定盐与有机胺物质的量之比等数据并与设计值进行对比,分析出现偏差的原因,不断摸索尾气焚烧炉氧含量等工艺参数,确定有机胺质量分数控制为21%~25%,贫液pH值控制为5.0~5.7,热稳定盐与溶液物质的量之比控制在1.1~1.4,尾气焚烧炉炉温为810 ℃(±5 ℃),氧体积分数为3.3%~3.7%。同时,对装置运行过程中的工艺波动和设备问题进行优化改造,取得了较好的实际成效。      

某油田深冷空分制氮工艺优化研究

目的某大型油田采用深冷空分制氮工艺获取氮气来注氮驱油,为改善该工艺比功耗高、氮收率低等问题,利用中心复合旋转设计(CCRD)响应面分析法进行生产运行参数优化。 方法基于HYSYS软件建立深冷空分制氮流程,并对工艺中的关键运行参数进行单因素分析,由此确立各参数优化选值区间,利用CCRD响应面分析法在区间内进行参数寻优。 结果以工艺的比功耗最小为目标,使用工艺运行参数的最佳组合,优化后的流程氮气产量从16 905 m³/h增加到18 541 m³/h,提高了9.68%;氮气中氧摩尔分数从0.000 26%下降到0.000 24%,降低了7.7%;氮收率从70.92%上升到77.75%,增加了9.63%;比功耗从0.374 5 kW·h/m³下降到0.345 7 kW·h/m³,减少了7.69%。 结论利用CCRD响应面法进行生产运行参数优化对存在问题的改善有明显效果。      

塔河油田某天然气处理装置优化升级改造及效果评价

针对塔河油田某天然气处理装置湿净化气中H2 S含量及液化气中总硫含量超标、C3+收率低等问题,通过开展原料气常压吸收实验,创新应用油田伴生气H2 S及有机硫脱除一体化工艺,即采用U DS复合胺液在同一套装置中同时脱除H2 S及有机硫,并通过新增原料气丙烷冷却器及高效旋风分离器、优化M DEA再生系统参数控制逻辑等措施,...     

炼油污水处理场挥发性有机物和恶臭废气处理技术

炼油污水处理场挥发性有机物（VOCs）和恶臭废气可分为高浓度、低浓度两类：高浓度废气来自提升池、均质罐、隔油池、气浮池（浮选池）、污油罐（池）等,非甲烷总烃浓度为500～40 000 mg/m3,总气量为1 000～10 000 m3/h（标准状态）;低浓度废气来自曝气池、氧化沟、污泥脱水间,非甲烷总烃浓度为10～300 mg/m3,总气量为20 000～50 000 m3/h（标准状态）。中国石化抚顺石油化工研究院开发了适用于炼油污水处理场高浓度与低浓度废气联合处理的SWAT-1、SWAT-2工艺技术,在SWAT-1工艺中,高浓度废气采用“脱硫及总烃浓度均化-催化燃烧（氧化）”工艺处理,曝气池等低浓度废气采用“洗涤-吸附”工艺处理,低浓度废气饱和吸附剂用催化氧化排放的热气再生并返回催化氧化处理系统;而在SWAT-2工艺中,高浓度废气采用“低温柴油吸收-脱硫及总烃浓度均化-催化氧化”工艺处理。应用SWAT-1、SWAT-2工艺处理污水处理场废气,净化气非甲烷总烃浓度可小于50 mg/m3,最低小于10 mg/m3,苯、甲苯、二甲苯浓度低于检出限,臭气浓度小于20（无量纲）。     

浅冷凝-膜分离技术处理挥发性有机物

利用浅冷凝-膜分离技术,采用中海油天津化工研究设计院有限公司自主研发的膜材料及装置,对石化企业装车过程中产生的挥发性有机物(VOCs)气体进行处理。结果表明：膜入口处VOCs气体中非甲烷总烃质量浓度最高为50 000 mg/m³,在装置处理量为5 m³/h,运行163 h的过程中,出口处非甲烷总烃质量浓度降为6～40 mg/m³,非甲烷总烃去除率大于99.9%;膜入口处VOCs气体中非甲烷总烃质量浓度为42 290～105 710 mg/m³,运行270 d的过程中,出口气体中非甲烷总烃质量浓度为6～52 mg/m³,非甲烷总烃去除率高于99.9%,可满足GB 31570—2015和GB 31571—2015的排放要求。     

液化石油气脱硫醇装置中水洗工艺用水量探讨

介绍了液化石油气脱硫醇装置中水洗单元的原则工艺流程。分析了碱性物质在烃相特殊的存在形式,在水洗过程中与水交换的数量、特点以及混合过程的非理想性,结合液化石油气脱硫醇装置中水洗单元的工艺控制指标和稀释原理,建立了工艺用水量和水耗计算方法,推导了分别基于液化石油气产品的钠离子控制指标和含碱废水pH值控制指标的工艺用水量和水耗计算公式及两个工艺控制参数之间的数学关联式。在此基础上做了如下工作:讨论了液化石油气中碱液含量的确定方法;应用水在纯烃和混合烃中溶解度经验公式和推导的水耗公式计算了以丙烷和丁烷作为烃组分时,液化石油气在脱硫醇典型工艺控制和操作条件下的水耗值为0.046 0和0.040 6 kg/kg;工业运行值分别为0.006 3和0.046 6 kg/kg,分析了产生偏差的原因。     

炼油厂液化气脱有机硫措施

简单综述了炼油厂液化气脱硫技术，着重介绍了梅洛克斯脱硫酸技术和分子筛脱硫技术。根据金陵石油化工公司炼油厂液化气脱硫装置的情况，在调研了齐鲁石化公司胜利炼油厂、广州石油化工总厂炼油厂脱硫装置的基础上，提出了改进工艺措施的建议。     

炼油厂硫磺回收装置加氢尾气有机硫脱除溶剂研究

针对GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》对炼油厂硫磺回收装置尾气中SO2排放的严格要求,通过室内实验,研发出了对COS及H2 S脱除性能良好的配方型脱硫溶剂.试验考察了MDEA质量分数、COS质量浓度等工艺条件对该溶剂脱除有机硫效果的影响.结果表明,所选配方型脱硫溶剂可使炼油厂硫磺回收装置加氢尾气C...     

天然气替代石脑油作为制氢装置原料分析

目的 某石化公司为了降低4×104 m3/h制氢装置的制氢成本、减少CO2排放,计划使用天然气替代石脑油作为制氢原料.方法 对制氢装置原料、现有流程及催化剂进行分析,优化不同原料工况下的工艺参数.结果 成功将天然气替代石脑油和炼厂气作为制氢原料,消除了装置原料改造后可能带来炉管超温的风险.结论 对比该制氢装置的天然气与...     

液化气无苛性碱精制脱硫工艺的开发及工业应用

针对目前炼油厂普遍采用的液化气碱洗法精制工艺存在碱液更换频繁、排废碱渣量大、精制后液化气总硫含量超标等问题,中国石油大学（北京）开发了一套采用新型羰基硫水解催化剂和脱硫醇溶剂的液化气无苛性碱精制脱硫新工艺,并联合山东三维石化工程股份有限公司成功将该工艺工业化应用于中国石油哈尔滨石化分公司液化气精制装置。应用结果表明,该工艺脱硫效果好,精制液化气产品的硫质量分数低于10 μg/g。与传统的碱洗法液化气精制相比较,该工艺无废碱渣排放、水洗水可以直接达标排放。该工艺流程简单,操作条件缓和,羰基硫水解催化剂活性高、寿命长;脱硫醇溶剂可循环再生使用、损耗低。     

油田伴生气净化工艺优化研究及工业应用

塔河油田生产大量高含硫稠油和伴生气,同时采用负压气提工艺回收稠油中所含轻烃,高含硫轻烃和伴生气在轻烃站集中净化处理过程中存在液化气中总硫含量超标、轻烃碱洗脱硫过程产生大量碱渣等问题.为解决上述问题,开展了UDS脱硫剂在伴生气脱硫过程的应用研究.结果表明,UDS脱硫剂对有机硫和H2 S均具有较好的选择性.应用后,伴生气分...     

液化气脱硫醇工艺完善及节能减排要素分析

液化气脱硫醇目前基本上采用Merox碱洗抽提和碱液空气氧化再生循环利用工艺。随着高含硫原油加工比例的上升以及液化气产量和综合利用率提高，液化气脱硫醇碱渣排放量大幅增加，对环保压力很大且增加操作成本。根据各炼厂同类装置运行情况调查，分析了生产过程的节能减排要素并提出了实现途径，即通过对脱硫醇工艺的整体优化并对碱液再生单元进行技术创新，控制原料液化气胺液夹带量以避免对碱液的污染，采用纤维膜脱硫醇工艺提高脱硫醇过程的传质效率和分离效率，控制再生碱液中二硫化物浓度以延长剂碱使用周期，有可能将碱渣排放率降低75%以上。