烟气脱硫除尘的新解决方案——文氏棒塔洗涤技术

针对催化裂化烟气脱硫中存在引进技术费用高、烟气阻力大及运行成本高等问题,提出了文氏棒喷淋塔和文氏棒液柱塔两种高效低阻的新型烟气洗涤吸收设备,即在气液吸收塔内设置文丘里棒,将文丘里棒与空塔喷淋或液柱喷射技术有机结合,使新的文氏棒塔具有喷淋空塔压力降低、填料塔气液分布好、鼓泡塔“液包气”传热及传质推动力大、脱硫除尘效率高、能耗低等特点.该技术在35 t/h煤粉炉烟气脱硫装置示范结果表明:脱硫塔操作运行液气比(体积比)维持在2 L/m3左右,压力降小于1.20 kPa,脱硫率在93.05％ ～ 98.59％,NOx脱除率在55.62％以上,脱硫过程消耗商品氨液量在0.3 t/h以下,氨利用率达到97％以上.装置处理能力及脱硫效果均达到预期目标.该技术可替代国外引进工艺,实现对催化裂化烟气除尘、脱硫一体化治理.     

硫磺回收装置加氢还原尾气超重力脱硫工艺技术研究

还原吸收尾气处理工艺广泛应用于硫磺回收装置含硫尾气处理,是减少尾气中SO_2排放最为有效的方法之一。硫磺回收装置加氢还原尾气的显著特点为:压力低,碳硫比高,要求吸收过程硫化氢脱除率高,同时具有吸收选择性。利用超重力技术强化传质及气液接触时间短等特点,将超重力技术应用于加氢尾气脱硫工艺中,考察了转速、气液比、贫液温度、气体流量等操作参数对脱硫性能及CO_2共吸收率的影响。结果表明,超重力技术应用于硫磺回收装置加氢还原尾气脱硫工艺中优势显著。     

龙王庙净化厂加氢尾气处理装置运行优化

中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂遂宁龙王庙天然气净化厂3列加氢尾气处理装置建成后一次性投产成功,经过半年多的试运行,顺利通过性能考核。结合装置试运行阶段和目前的生产状况,总结分析并优化提出了该尾气处理装置的最佳工艺控制参数:在线燃烧炉燃料气与低压蒸汽的质量比为1∶2、急冷塔出口过程气中H2体积分数为0.5%～2%、急冷塔出口酸水pH值为6.5～7.5、反应器入口温度为210～230℃、吸收塔进料气温度比贫液入塔温度低1～2℃、再生塔塔顶温度约为110℃等。根据运行过程中存在的问题,提出了建议和措施,以确保龙王庙净化厂加氢尾气处理装置的安全平稳运行。     

天然气净化厂胺液发泡原因分析及解决措施研究

长庆气田第三天然气净化厂主要负责向西安供气,主体装置采用UCARSOL HS-101专利配方溶液脱除原料气中的硫化氢和二氧化碳,装置自2003年建成投产后脱硫塔拦液情况频繁发生,导致脱硫装置处理能力严重下降,严重影响了装置的安全、平稳运行.通过现场分析和室内试验表明,脱硫溶液过高的酸气负荷是造成脱硫液发泡严重的主要因素.结合现场实际情况,提出了通过加入MDEA溶液和降低进塔层数来降低脱硫装置酸气负荷处理措施,有效的缓解了装置的拦液问题.     

煤气湿式氧化法脱硫化氢中试试验研究

介绍了70 dam~3/h兰炭荒煤气PDS湿式氧化法脱硫工艺流程,并进行了中试试验研究。结果表明:脱硫效率与脱硫浆液中PDS-600催化剂浓度正相关,当PDS-600催化剂的质量浓度为35 mg/L,脱硫效率稳定在96%以上;脱硫效率随液气比的升高而升高,当液气比达到40 L/m~3时,脱硫效率达到96%以上;脱硫效率受脱硫浆液pH值影响较大,最佳运行pH值范围为8.2～9.0;脱硫塔阻力随液气比的增大而增大,液气比为0～50 L/m~3时,脱硫塔阻力由1 800 Pa增加到2 420 Pa;脱硫浆液运行温度约35℃、液气比40 L/m~3,pH值8.2～8.8、对苯二酚的质量浓度为0.5 g/L,PDS-600催化剂质量浓度35 mg/L左右时,进塔兰炭荒煤气H_2S的质量浓度为4 967～4 996 mg/m~3时,出塔H_2S质量浓度可降至181～195 mg/m~3,脱硫效率达96.1%～96.4%,满足环保排放标准及设计要求。     

降低硫磺装置尾气中SO_2排放的措施分析与探讨

随着污染物排放标准的日益提高,为降低硫磺回收装置排放尾气中的SO_2浓度,从实际出发,分析和探讨了相应的减排措施:升高反应炉炉膛温度、控制好CLAUSE反应炉配风比例和降低硫冷凝器出口温度等,提高硫磺装置系统的硫收率;将部分自产净化尾气作为液硫鼓泡脱气的汽提气,并把含硫废气进行加氢处理,高效净化硫磺尾气;硫池气和脱硫醇氧化尾气改送至CLAUSE反应炉进行制硫;在硫磺回收装置废热锅炉至尾气焚烧炉间的跨线上增加蝶阀,设置氮封,降低或避免高浓度气体泄漏;提高贫胺液品质,降低吸收塔顶温度,提高吸收塔脱硫效果;碱洗处理吸收塔后尾气或将吸收塔后尾气送至脱硫脱硝系统处理。     

气田高含硫污水负压气提脱硫及尾气无害化处理技术研究

针对目前普光气田高含硫污水气提脱硫率低的问题,通过采用“曝气+负压气提+尾气催化氧化”工艺技术,设计正交实验,优选出最优负压气提脱硫操作条件为:污水pH值4.0、温度20℃、气提真空度-0.02 MPa、空气曝气气液体积比20∶1,污水负压气提脱硫率高达94%。各操作条件对脱硫率的影响由强到弱顺序为:空气曝气气液比、污水pH值、气提真空度和污水温度。实验优选出铁基离子液体作为尾气脱硫催化剂。结果表明,铁基离子液体中Fe 3+对H 2S氧化速率很快,净化后尾气中H 2S质量浓度为0 mg/m^3,氧化产物为单质S,同时离子液体可通过空气将Fe 2+氧化成Fe 3+,实现低成本循环利用,解决了含硫尾气燃烧的SO 2排放问题。     

超重力反应器低分气脱硫处理研究

针对盘锦北方沥青股份有限公司200 kt/a环烷基馏分油加氢装置存在低分气中硫化氢脱除效果波动较大及工艺炉的空气预热器腐蚀严重等问题,结合超重力反应器可强化传质并高效的特点,中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院开发了超重力反应器-钠法低分气脱硫技术,并进行了工业试验研究。结果表明:(1)旋转床脱硫技术脱硫效率受液气比影响,当液气比大于0.5 L/m~3时,即可保证硫化氢脱除率大于99.5%;(2)旋转床脱硫技术脱硫效率受碱耗影响,当钠硫比大于1.0时,即可保证硫化氢脱除率大于99.5%;(3)钠硫比对生成吸收液的pH值影响较大,碱耗一定的情况下,液气比对生成吸收液的pH值没有影响。旋转床脱硫技术长周期连续运转期间,装置运行平稳,脱硫化氢效果稳定,出口硫化氢质量分数始终低于400μg/g,脱除率大于99.0%。     

石脑油加氢装置尾气脱硫及吸收流程模拟与优化

以石脑油加氢装置尾气脱硫及吸收单元为研究对象,以设计数据为基础,使用Aspen Plus流程模拟软件对石脑油加氢装置尾气脱硫及吸收单元进行了流程模拟,建立了与实际工况吻合的稳态流程模型。利用此模型,对吸收温度、吸收压力、MDEA质量分数、酸性气处理量进行了综合分析并进行了操作参数优化：贫胺液温度为35～45℃,酸性气进料量为2 000～3 000 kg/h,同时,贫胺液中MDEA质量分数应大于18%。     

铁法氧化还原溶液在处理低含硫天然气中的应用

针对部分低潜硫天然气气井分散、单井产量低、含硫量变化幅度大等特点,为弥补传统天然气胺法脱硫净化工艺处理低潜硫天然气时流程复杂、能耗高的不足,在室内采用络合铁吸收溶剂配方溶液进行H2S吸收实验。通过实验,考察H2S浓度、初始[Fe3+]及pH值、液气比和温度对吸收效率的影响,确立了最佳的脱硫反应工艺条件。同时还进行了最佳工艺条件下吸收效果测试及不同配方吸收效率的对比实验,表明在最佳工艺条件下,采用最佳配方吸收效率有较大提高,均能达到95%以上,尾气中H2S浓度也达到了国家标准。最佳脱硫配方溶液的硫容量可达到0.455g/L。     

某油气田轻烃站脱硫系统胺液特性分析

以某油气田MDEA胺液脱硫系统运行10个月后各典型流程节点中胺液取样为例,进行胺液外观观察、黏度测定、pH值测定、电导率测定以及离子色谱分析.结果表明:脱硫节点胺液中有7种热稳定盐生成,热稳定盐总量按照节点排序为:闪蒸罐>吸收塔>换热器>再生塔>重沸器,且每个脱硫节点的热稳定盐总量都达到4％ ～9％,与国际推荐控制值相比,均处于超标状态,尤其是甲酸根、乙酸根、硫酸根三者浓度超标严重.MDEA脱硫胺液的基本理化指标与脱硫节点特征对应关系紧密,且受热稳定盐含量和酸气的吸附状态影响较大,总体来说,节点中热稳定盐含量越高,则胺液黏度、电导率越大而pH值则越低.     

改良型CJST塔盘在胺法天然气脱硫工艺中的应用

胺法天然气脱硫工艺中,采用的醇胺溶液在循环使用过程中存在易降解、易发泡的问题。长庆气区天然气净化厂脱硫装置受塔盘结构和原料气气质影响,脱硫塔在生产运行中经常发生拦液问题,严重影响装置的安全运行及供气,并且由于胺液夹带,造成硫磺回收、锅炉等相关生产单元生产波动。根据胺液发泡的机理,对比分析了缓解发泡的主要措施及效果。并在理论分析和前期试验的基础上,引进了改良型CJST型塔盘在胺法天然气脱硫装置上开展现场应用试验,通过试验,该塔盘不仅成功解决了脱硫塔拦液频繁的问题,并且克服了以往CJST塔盘脱碳效率低、塔顶带液的问题。     

超重力氨法烟气脱硫工艺实验研究

在超重力旋转填料床中,以(NH4)2SO3-NH4HSO3混合溶液作为吸收剂,对模拟烟气中的SO2进行吸收实验研究。考察了吸收液pH值、旋转填料床转速、液气比及入口SO2浓度对脱硫率的影响。实验结果表明:SO2脱除率随着吸收液pH值、旋转填料床转速和液气比的增大而增大,随着入口SO2浓度的增大而减小。并得出了适宜的操作条件为:超重力旋转床转速1000r/min,液气比(L/G)为3L/m3～4L/m3,吸收液pH值为6.0～6.5,入口φ(SO2)在1000×10-6以下,在此条件下,脱硫率可以稳定在95%以上。     

110kt/a硫磺回收装置的设计特点与试运

介绍某炼油厂110 kt/a硫磺回收及尾气处理装置,采用国内技术的设计特点及试生产情况。该装置为双系列硫磺回收,溶剂再生按单系列配套;采用两级克劳斯硫回收和加氢还原吸收尾气处理工艺。采用先进的烧氨型酸性气燃烧器,尾气采用在线炉加热,过程气加热器采用特殊的U型管换热器,液硫采用循环脱气等技术。试生产结果表明,装置运行稳定,烟气SO2浓度低于国家排放标准,有效减少全厂SO2排放量,社会效益显著。     

催化裂化装置烟气污染物脱除技术的研究——气液撞击流洗涤脱硫

针对FCC再生烟气的脱硫要求研究烟气一洗涤液撞击流洗涤器的系统阻力和脱硫效率。试验考察了PH值、液气比、烟气浓度等因素对脱硫效率的影响以及不同操作气速和液速下洗涤器的阻力特性。结果表明,气液撞击流脱硫技术是一种极具发展潜力的烟气脱硫技术,完全可以应用于炼厂FCC装置的尾气处理。     

CJST塔盘在长庆气田的运行评价及优化

脱硫塔拦液问题是造成天然气净化厂产品气不合格的原因之一,也是长期困扰天然气净化装置平稳运行的生产难题。中国石油长庆油田公司第二净化厂引进天津创举科技有限公司生产的CJST塔盘,对1号净化装置脱硫塔进行了技术改造,有效解决了脱硫塔拦液问题。为此,结合脱硫塔改造后CJST塔盘的运行状况,分析评价了CJST塔盘对脱硫塔稳定性、产品气气质和酸气量的影响,并根据进厂原料气组分特点和CJST塔盘的不足之处,提出了3点改进建议：①在1号脱硫塔安装数层浮阀塔盘,增强溶液对CO₂的吸收,减少湿净化气分离器携液量;②利用CO₂与胺液反应慢的特点,将固定溢流堰改为可调堰,并适当提高溢流堰高度,增加胺溶液在塔盘上的停留时间;③对CJST塔盘布局、结构重新调整,使CJST塔盘在装置高负荷、原料气高CO₂的工况下,CO₂脱除率稳定在49%～52%,确保产品气全部达标。CJST塔盘投运后,1号净化装置生产蒸汽消耗较以前明显减少,有效降低了天然气处理成本,节能降耗效果明显。     

EDV湿法烟气洗涤技术处理硫磺回收装置尾气

硫磺回收装置采用Claus+SCOT技术处理尾气时,受装置低负荷运行及异常波动等影响,尾气中SO_2含量大。通过技术核算,将尾气引至催化裂化装置催化剂再生烟气脱硫塔进行脱硫处理。改造后避免了尾气焚烧后SO_2直接排放,且装置运行平稳,未增加能耗和化工原材料消耗,有效解决了尾气排放不合格的难题。     

柴油加氢精制装置胺液脱硫系统问题分析及对策

某石化公司260×10⁴t/a柴油加氢精制装置胺液脱硫系统包括循环氢脱硫和干气脱硫2部分,脱硫工艺使用N-甲基二乙醇胺(MDEA)作为脱硫剂,循环氢和干气分别在浮阀塔和填料塔中与脱硫剂逆流接触,发生化学反应以脱除H2S。但是,由于胺液发泡导致循环氢脱硫塔冲塔,循环氢带液使循环机跳停,造成装置非计划停工,严重影响装置安全生产和长周期稳定运行。针对胺液发泡问题,研究发现贫胺液夹带机械杂质多,循环氢/干气带液和脱硫塔T103/T104运行负荷过大是该装置胺液发泡的主要原因,并提出了原料气及胺液净化处理、优化工艺操作参数、加注合适的消泡剂和使用性能更优的塔盘的措施,以供同类装置借鉴。     

炼油厂硫磺回收联合装置SO2达标排放对策

针对某炼油厂硫磺回收联合装置排放尾气中SO2达标问题,分别从工艺及系统设计、装置设计、设备设施、操作等多方面进行了技术调查。分析结果表明,影响该装置排放尾气中SO2达标的直接原因为富胺液带油、带轻烃。进一步研究发现,造成系统带油、带轻烃的原因包括:气液分离设备偏小、贫胺液温度偏低、上游加氢脱硫装置循环油气温度偏高、上游加氢装置、富胺液再生装置的撇油设计不合理、胺液再生装置富胺液闪蒸罐火炬气排放设计流量不够等。针对上述问题,分别从系统及工艺流程设计、工艺指标、操作、设备改造等多方面提出了整改措施。     

低浓度酸性气回收处理控制难点与对策

在简要介绍镇海炼化分公司两套采用常规Claus＋SCOT尾气处理硫磺回收装置（Ⅳ、Ⅴ硫磺）工艺技术特点的基础上，对处理低浓度酸性气（即H2S含量低，CO2含量高的酸性气）的工况变化进行分析，提出了处理低浓度酸性气时的主要控制难点和对策措施。低浓度酸性气中富含的CO2在反应炉中燃烧会直接导致反应炉温度下降和过程气中羰基硫含量的增加，如果不及时采取措施加以解决，将会造成装置能耗增加，并且使净化后尾气中H2S浓度和烟气中SO2排放浓度上升，影响装置高效、环保运行。以上不利影响可以通过改变反应器温度、优化脱硫单元操作、分流低浓度酸性气等对策加以克服。