20万t/a硫磺回收装置液硫脱气工艺研究与应用

液硫中硫化氢含量是影响液硫循环、输送、储存及成型系统安全运行的关键因素,对于大规模Claus工艺硫磺回收装置尤为显著。目前,国内对液硫脱气工艺及脱气效果验证的研究甚少。通过对普光气田单套20万t/a硫磺回收装置液硫脱气不达标问题进行分析研究,对液硫脱气工艺技术进行研究优化,设计并应用空气汽提与机械搅动组合脱气工艺,将液硫中硫化氢含量脱除至2.33μg/g,达到国际液硫脱气领先水平。     

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。     

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。     

液硫喷射鼓泡脱气工艺运行及设计总结

液硫中溶解的H2S及多硫化物会使硫磺成型装置周围环境H2S含量超标,造成设备腐蚀加重,对操作人员健康、安全及环保带来不利影响。结合某天然气净化厂硫磺回收装置液硫脱气部分工艺运行情况,对循环喷射+空气鼓泡的液硫脱气工艺的原理、工艺参数影响、内件布置等进行了分析总结,采用ProMax软件对液硫脱气过程进行了模拟计算,并与现场分析数据进行了对比。结果表明,采用循环喷射+空气鼓泡工艺进行液硫脱气,可将液硫中H 2S质量分数降至10×10^-6以下,使产品满足标准要求,为同类装置的设计和运行提供借鉴。     

液硫脱气

近年来,克劳斯硫磺回收装置操作者对液硫脱气技术的兴趣越来越增加.在液硫中存在H_2S和多硫化氢(H_2S_x)是克劳斯过程所特有的.在液硫处理时,液硫中散发微量的H_2S,不但污染环境,而且有爆炸性危险.因此,液硫脱气是克劳斯硫磺回收装置的重要措施.     

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。     

硫磺回收装置中混凝土结构液流池的配管设计

硫磺回收装置的液硫池用来存储液硫产品。其结构形式主要有混凝土结构、钢结构、混凝土盖板钢池体等结构形式。混凝土结构的液硫池的设计形式在工程中并不常见。另外由于液流池内介质由液硫、硫化氢、二氧化硫等组成,具有腐蚀性和剧毒性。所以混凝土的结构形式涉及到密封、脱气、防腐等多方面设计难点。根据硫磺回收装置中混凝土结构液流池的工艺,概述了液硫池的构造以及液硫池相关管线的设计,包括加热蒸汽盘管设计、脱气喷射器的管线布置、液硫池吹扫、穿过液硫池盖板的管线、液流池的仪表组件等。同时对液硫池的脱气,检修,密封以及材质等方面进行了探讨。     

大型液硫脱气装置改造

以普光天然气净化厂联合装置液硫池MAG~?脱气技术为基础,创新开发出MAG~?+液硫鼓泡脱气技术。应用此项技术后,液硫中的硫化氢质量分数脱除至15×10~(-6)以下,符合GB/T2449.2-2015《工业硫磺第2部分:液体产品》中一级品的标准,可为类似工艺技术在天然气净化厂的应用提供参考。     

生产高辛烷值、低硫汽油的加氢脱硫新工艺

日本石油公司投资4.2×10~7US(?)于2003年7月开始在其仙台炼油厂建设1.33 Mt/a验证装置,以生产无硫汽油。该装置将于2004年投运,采用ROK-Finer工艺生产硫质量分数小于10μg/g的汽油,该工艺由日本石油公司在日本石油能源中心支持下开发。 生产低硫汽油传统地采用催化裂化汽油加氢脱硫方法,但为达到硫质量分数低于10μg/g,常规加氢处理因使烯烃饱和而会降低汽油辛烷值。新工艺采用改进的ROK-     

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。     

硫磺采集系统综合脱气的新方法

Worley Parsons开发了称为RSC—D^tM，即Rameshni硫采集及脱气新工艺，作为脱气工艺的一种可选择性技术。从工业废气中脱除的液硫含有溶解在其中的H2S，以H2SX与H2S平衡的形式存在。未经脱气的硫磺会产生讨厌的气味，更为不利的是影响着硫磺的研磨和增加固体硫的脆性，在某些情况下甚至会造成爆炸和死亡事故的发生。     

云南石化硫磺回收装置设计特点与试运行总结

中石油云南石化有限公司硫磺回收装置规模为300 kt/a,按照2×120 kt/a及2×60 kt/a 4个系列的方案设计,溶剂再生、尾气焚烧和烟囱等按照共用一套的方案设计。克劳斯(CLAUS)尾气处理单元采用还原吸收法,引进部分采用还原吸收(RAR)工艺,国产部分采用节能型硫磺回收尾气处理(LQSR)工艺。液硫脱气引进部分采用BP AMOCO脱气工艺,国产部分采用加压空气汽提工艺。尾气吸收脱硫溶剂选用浓度45%的进口高效脱硫溶剂,再生后的贫液冷却至37℃进吸收塔,进塔尾气通过急冷塔冷却至36℃,使尾气焚烧排空烟气(以标准状态计)中二氧化硫(SO_2)质量浓度小于100 mg/m~3。     

高含硫天然气净化新工艺技术在普光气田的应用

普光气田的天然气具有高含H₂S和含CO^₂及有机硫的特点,天然气净化难度大。为满足高含硫天然气净化的要求,普光天然气净化厂采用了MDEA法脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理的天然气净化工艺路线。同时,在国内首次应用了气相固定床水解脱除羰基硫（COS）、中间胺液冷却、MAG^R液硫脱气等国际先进的天然气净化新工艺和专利技术,通过不断地摸索及优化工艺参数,解决了原料气脱除有机硫、CO₂选择性吸收、液硫深度脱除H₂S等技术难题;还应用了溶剂串级吸收和联合再生工艺、能量回收利用等多项技术,通过优化调整胺液循环量、降低能耗等手段,降低了操作费用。高含硫天然气净化新工艺技术应用于普光气田后,净化装置运行稳定,净化气质量超过设计要求,达到了国家标准一类气的指标。     

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。     

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。     

国外三家公司的硫回收技术考察

考察了采用荷兰Ｃｏｍｐｒｉｍｏ公司、加拿大Ｄｅｌｔａ公司及美国Ｐａｒｓｏｎｓ公司硫回收及尾气处理先进技术的工业装置概况。ＫＰＥ公司鹿特丹炼油厂应用Ｃｏｍｐｒｉｍｏ公司的Ｓｕｐｅｒｃｌａｕｓ工艺,将二级常规Ｃｌａｕｓ工艺改造为三级常规Ｃｌａｕｓ和Ｓｕｐｅｒｃｌａｕｓ工艺,硫产量由原来的５０ｔ／ｄ上升到７０ｔ／ｄ,硫回收率由９４％上升到９９．２％,液硫脱气采用Ｓｈｅｌｌ公司的技术,Ｈ_２Ｓ含量脱前约３００μｇ／ｇ,脱后低于１０μｇ／ｇ,混合烟气中ＳＯ_２浓度１５００ｍｇ／ｍ~３。加拿大Ｗｅｓｔｃｏａｓｔ　Ｅｎｇｅｒ－ｇｙ公司的天然气工厂采用Ｄｅｌｔｕ公司的四级ＭＣＲＣ工艺,硫产量１０５０ｔ／ｄ,余热锅炉产生３．５ ＭＰａ蒸汽,过程气采用蒸汽加热及气－气换热,硫回收率９９．３％,液硫采用循环脱气,脱后液硫中Ｈ_２Ｓ含量为对２０～３０μｇ／ｇ。Ａｌｌｉａｎｃｅ、ＬａｋｅＣｈａｒｌｅｓ及Ｔｅｘａｃｏ三家公司的炼油厂应用Ｐａｒｓｏｎｓ公司的ＢＳＲ工艺,都用三级Ｃｌａｕｓ工艺,前两者余热锅炉产生４ ＭＰａ蒸汽,后者产生１ＭＰａ蒸汽。尾气采用还原吸收工艺,硫回收率９９．８％,排入大气的尾气Ｈ_２Ｓ浓度低于１０μＬ／Ｌ。     

洗井液的涡流脱气器

俄罗斯特维尔地球物理科研生产中心 (НПЦ“Твербгеофцэицка”)研制成功一种洗井液的涡流脱气器“Вцхрб”。这种脱气器用于气测录井中洗井液的深度强制脱气 ,该脱气器包括振动泵、蜗流脱气器本身和电泵电源控制面板等几部分。电泵为成批生产的生活用水泵 ,经过改进可以泵送密度为 2 5ｇ ｃｍ2 、含 4ｍｍ以下粒级砂和岩屑的洗井液。脱气器本身包括喷头、外壳、顶盖、脱气室、阻流器、空气吸入孔、排液孔等。室内试验和矿场试验表明 :在洗井液进入喷头的速度为 0 85ｍ ｓ的条件下可以实现涡流脱气 ;脱气效率可达 10 …     

普光高含硫气田特大型天然气净化厂关键技术解析

普光气田是国内目前大规模开发的含硫量最高的高酸性气田,其天然气具有高压、高含H₂S、含CO₂的特点。建设处理规模120×10⁸ m³/a的天然气净化厂,面临天然气净化难度大、硫磺储运技术和安全要求高、生产工艺及安全控制复杂等诸多技术难题。目前国内尚无百亿立方米级天然气净化以及配套硫磺成型与安全储运技术。为此,在优选评价国内外先进净化工艺的基础上,确定了适合普光气田的高含硫天然气净化工艺,并首次应用了气相固定床水解COS、中间胺液冷却、MAG-液硫脱气、特大型火炬放空、液硫湿法成型等国际先进工艺和专利技术。开发了国内首例特大型散装硫磺料仓、首例5 000 m³液硫储罐、首套硫磺流水线转运以及快速定量装车系统,实现200×10⁴ t/a硫磺储运系统的全方位实时监控和安全运行。配套开发先进、灵活、可靠的生产过程控制与安全控制系统,确保整个净化厂处于安全、有效的受控状态。高含硫天然气净化关键技术应用于普光气田后,装置运行平稳,产品质量合格,各项安全保障到位。为其他大型高酸性气田的天然气净化提供了示范和借鉴。     

柴油超深度加氢脱硫（RTS）技术研究

通过分析影响柴油超深度脱硫的主要因素,提出并开发了柴油超深度加氢脱硫（RTS）工艺, 进行了RTS技术生产超低硫柴油的工艺研究。结果表明,采用RTS技术,通过工艺流程和操作条件优化,对以高硫直馏柴油为主的原料,可在比常规加氢精制工艺高50%以上的空速下生产出硫含量小于50μg/g和10μg/g的超低硫柴油产品。RTS技术稳定性试验结果表明,RTS技术可以满足工业装置长周期运转的需要。     

天然气水合物脱气装置研制及性能试验

天然气水合物录井过程中，与振动筛相连接的脱气装置其脱气效率非常低，为解决该问题，研制了专用于天然气水合物录井的脱气装置并对其性能进行了室内试验。采用长0.7 m、宽0.7 m、高1.7 m的试验装置，开展了气液比10%~30%、转速0.33~1.33 r/s条件下的脱气效率数值模拟研究和室内试验。研究发现，在相同转速条件下，气液比为30%时模拟和室内试验得出的脱气装置的脱气效率最高；在相同气液比条件下，转速1.00 r/s时脱气装置的脱气效率最高。研究结果表明，研制的天然气水合物脱气装置能显著提高脱气效率，最优工况为气液比30%、转速1.00 r/s。