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。     

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。     

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。     

我国硫磺回收装置排放烟气中SO2达标方案探讨

针对硫磺回收装置烟气中SO_2排放问题,指出烟气中SO_2主要有液硫脱气、加氢还原吸收尾气及其他非共性原因3个来源,提出了根据不同来源分别处理以降低排放烟气中总SO_2质量浓度的对策,形成了天然气研究院硫磺回收及加氢还原吸收尾气升级达标核心技术,主要包括H2S深度脱除溶剂CT8-26、钛基硫磺回收催化剂CT6-8和新型加氢还原吸收尾气水解催化剂CT6-11B,适用于现有带加氢还原尾气处理的硫磺回收装置,特别是具有独立加氢还原溶剂再生的装置,可将硫磺回收及尾气处理装置排放尾气中SO_2质量浓度降至100mg/m3以下,为解决硫磺回收装置尾气达标排放问题提供了新的实施方案。     

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。     

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。     

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。     

大型天然气净化厂硫磺回收装置尾气SO2减排技术

GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》对新建及现有天然气净化厂硫磺回收装置大气污染物排放限值提出了更高的要求。为降低尾气SO₂排放浓度,实现含硫废气资源化利用,对高含硫天然气净化厂硫磺回收装置工艺技术进行了优化：(1)开发大型硫磺回收装置液硫池含硫废气回收工艺,将液硫池废气引入克劳斯炉进行硫元素回收;(2)开发大型硫磺回收装置深度热备开工技术,建立酸性气联通网,减少开工期间SO₂排放;(3)开发大型硫磺回收装置绿色停工工艺,利用热氮吹硫实现绿色停工。技术优化后,装置负荷100%时,尾气SO₂质量浓度可降至197 mg/m³,减少排放40%;停工期间,尾气SO₂排放浓度远低于甲烷吹硫模式,平均值可达237 mg/m³,满足GB 39728—2020对大型硫磺回收装置的SO₂排放要求。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

液硫脱气及废气处理新工艺的应用

开发的液硫脱气及废气处理新工艺,采用硫回收装置自产的净化尾气作为液硫脱气鼓泡的气源,将脱气废气引入尾气加氢反应器处理。制硫反应器采用LS-981多功能制硫催化剂和氧化铝基催化剂合理级配,尾气处理采用LSH-03低温耐氧高活性加氢催化剂与MS-300进口胺液。工业应用结果表明:液硫脱气后H2S含量小于10μL/L,烟气SO2排放浓度小于100 mg/m3,率先达到国际领先水平。     

硫磺回收装置液硫池废气回收技术及应用

为了节能减排,降低天然气净化厂排放烟气中SO_2质量浓度,利用中压蒸汽作为动力,通过抽射器将液硫池废气抽入克劳斯炉,并通过低压蒸汽对废气进行预热,防止硫蒸气冷凝。研究了克劳斯系统在不同负荷下,液硫池废气进入克劳斯炉后,对降低排放烟气中SO_2质量浓度的影响。通过技术改造的实施应用,达到降低排放烟气中SO_2质量浓度的目的,同时对联合装置平稳生产未产生影响,为同类硫磺回收工艺装置降低SO_2排放提供了参考。     

硫磺回收装置液硫池废气回收技术及应用

为了节能减排,降低天然气净化厂排放烟气中SO_2质量浓度,利用中压蒸汽作为动力,通过抽射器将液硫池废气抽入克劳斯炉,并通过低压蒸汽对废气进行预热,防止硫蒸气冷凝。研究了克劳斯系统在不同负荷下,液硫池废气进入克劳斯炉后,对降低排放烟气中SO_2质量浓度的影响。通过技术改造的实施应用,达到降低排放烟气中SO_2质量浓度的目的,同时对联合装置平稳生产未产生影响,为同类硫磺回收工艺装置降低SO_2排放提供了参考。     

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。     

液硫脱气及废气处理工艺技术探讨

为了解决天然气净化厂硫磺回收装置液硫脱气废气中硫化物的回收处理问题,降低污染物排放,现场取样检测液硫池废气组成。根据天然气净化厂液硫脱气工艺及废气组成的特点,采用专业硫磺回收计算软件分别对液硫池废气引入燃烧炉、克劳斯反应器和加氢反应器3种方案进行了计算和研究,比较了引入上述设备后对单元设备操作参数和装置总硫回收率的影响,提出了3种适用于天然气净化厂液硫脱气废气处理的工艺技术方案。此外,还研究探讨了利用固定床催化转化回收液硫池废气的处理工艺。同时,预测了未来进一步降低含硫污染物排放的发展趋势之一是多种组合工艺对液硫脱气或脱气后废气的处理。     

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。     

降低硫磺回收装置烟气中SO_2浓度措施的探讨

随着环保要求的日趋严格,大气污染已经引起国家和社会的高度重视,成为一个不容忽视的问题。现国家有关部门正在酝酿修订大气污染物综合排放标准,拟要求硫磺回收装置2015年SO2排放浓度达到世界先进水平(400 mg/Nm3)、有条件的企业达到世界领先水平(200 mg/Nm3),但国内已经投产的硫磺回收装置在设计时执行的是GB 16297—1996《中华人民共和国国家标准-大气污染物综合排放标准》中SO2排放浓度960 mg/Nm3的标准。因此对老装置进行降了尾气净化单元、液硫池废气、流程密封性的改造以及创新开停工方法等,切实降低了SO2排放浓度。