CTS技术处理硫磺尾气问题分析与对策

介绍了CTS络合铁液相脱硫技术的应用背景及工艺选择。详细阐述了尾气提标项目改造方案、CTS工艺原理及流程。详细分析应用过程中遇到的问题并提出相应对策:停工吹硫过程中稳定燃料气当量燃烧的同时在炉头酸性气管线处通入大量氮气,增加过程气流量抑制催化剂床层温度;延长吹硫时间,在可控程序内尽量清除催化剂床层残余硫,同时避免尾气超标排放;在正常操作过程中CTS单元循环溶液采用大循环液流量控制方案避免反应器填料层堵塞。逐步探索出实际可行的解决办法。CTS单元投用前尾气中SO_2排放值200 mg/m~3,投用后尾气中SO_2排放量均低于设计值(70 mg/m~3)。通过实践操作,硫磺回收联合装置尾气中SO_2排放值优于改造前,完全能够满足《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570—2015)大气污染物的排放要求(SO_2排放质量浓度低于100 mg/m~3)。     

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。     

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。     

克劳斯催化剂活性影响因素的分析

目前,国内外生产的原油以高硫低蜡为主,随着原油深加工、低硫油品的生产需求增多和SO_2排放法规的日趋严格,要求硫磺回收装置必须保证较高的硫转化率。影响克劳斯硫磺回收转化率的主要因素是制硫催化剂的活性。从催化剂的性能、物理因素、化学因素和物质沉积四个方面分析说明了造成催化剂活性降低的机理。操作方面的优化措施有:根据硫的露点温度,两级反应器床层操作温度应分别控制在280~350℃和210~240℃;调节气风比,使H_2S与SO_2的摩尔比值在2左右;最重要的是,在催化剂的有效使用期间,尽量避免开停工操作,因为停工吹扫过程会造成硫沉积和炭沉积,停工前催化剂的钝化过程和开工前催化剂的硫化过程会极大地损坏催化剂,甚至会由于操作不当使部分催化剂永久失活。     

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。     

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。     

硫磺回收装置停工检修SO2达标排放技术研究

GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》发布后,硫磺回收装置在停工除硫期间的SO₂短期排放过量问题已成为石油天然气加工行业的环保隐患。分析了这一特殊情况下SO₂过量排放的原因,对多套硫磺回收装置除硫期间的排放情况进行了统计和研究。同时介绍了中石油安岳天然气净化有限公司在设备检修停工除硫操作时,利用现有尾气处理装置预洗涤单元作为碱洗系统的技术应用情况,为硫磺回收装置开停工或装置异常时的SO₂排放控制提供了一种新的思路。      

天然气净化厂硫磺回收及尾气处理过程有机硫的产生与控制措施

天然气净化厂硫磺回收及尾气处理装置尾气中有机硫含量对SO_2减排有重要影响。研究表明,硫磺回收装置的燃烧炉、催化反应器及尾气处理装置的加氢水解反应器中均会生成有机硫。对此,可通过减少酸气中烃类含量、提高燃烧炉温度、选择合适催化剂类型以及保持较高的加氢水解反应温度等措施,有效降低有机硫的生成量。同时,对于过程中生成的有机硫,应优化催化剂组合方式,在各级反应器中叠加水解,并保持加氢水解单元的高效转化,将进入灼烧炉的有机硫含量降至最低,从而实现生产装置尾气排放达标。     

硫磺装置烟气排放优化改造

硫磺回收装置焚烧炉尾气排放SO_2较高,为满足硫磺回收装置烟气排放SO_2排放限值的要求,将硫磺烟气引至一催化烟气脱硫塔内脱硫,降低烟气中的SO_2浓度,效果显著。     

硫磺回收装置尾气超低排放处理系统的设计和运行

国内某炼油厂硫磺回收装置首次应用专有气液混合器,通过钠碱湿法烟气脱硫工艺实现尾气超低排放,排放烟气中SO_2浓度为10~25mg/m~3(标准状况),脱硫率大于95%,烟气流量操作范围为0~120%,满足硫磺回收装置各种工况下的尾气超低排放要求。在国内硫磺尾气超低排放处理中首次采用气气换热提升烟气温度,有效减少了冒白烟现象,且解决了烟气管道和设备的硫露点腐蚀问题,同时节能4 950 MJ/h,节水和减排0.64t/h。     

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。     

大型炼油厂首次绿色停工检修难点分析及对策

针对国内某大型炼油厂首次停工检修技术难点,诸如:硫磺回收装置二氧化硫排放超标、新时期环保要求"气不上天,油不落地"、系统高温重污油管线密闭吹扫、硫化亚铁自燃风险及胺液系统回收储存难度大等,分别采取硫磺回收装置"热氮吹硫"、"密闭煮塔"、延迟焦化装置放空系统增设接收全厂吹扫污油线,钝化清洗及胺液提浓等措施,实现了首次绿色停工检修。     

通过尾气处理来提高克劳斯装置的能力

法国Linde AG公司的Clintox过程用物理洗涤方法从克劳斯硫磺回收装置尾气中除去SO_2,并把回收的SO_2返回克劳斯装置。由于Clintox过程的物理洗涤效率随克劳斯尾气中SO_2含量的提高而提高,所以可容忍较低的克劳斯装置效率。因此,克劳斯与Clin-tox工艺联合起来可使硫磺回收系统在一定程度上自身调整,从而使硫磺回收率超过99.9％,或使排放气     

浅析忠县分厂硫磺回收装置尾气SO2排放影响因素和控制措施

通过对脱硫和硫磺回收装置进行分析可知,影响烟气中SO_2排放的主要工艺因素是原料气气质、气量的波动、酸气组成、脱硫溶液性能及催化剂性能。为了降低硫磺回收装置的SO_2排放,使其达到国家环保要求,主要采取了以下技术措施:①通过控制脱硫溶液质量分数及入塔温度,并适当降低溶液循环量,提高MDEA溶液的选择性;②及时更换失活催化剂;③在常规克劳斯段三级反应器添加SO_2选择性加氢催化剂,减少进入超级克劳斯段的SO_2含量;④优化停产除硫方案,缩短除硫时间。结果表明,采取上述措施后,天然气净化装置的硫回收率稳定较高,排放烟气中SO_2质量浓度达到标准要求。     

单套硫磺回收装置环保停工

随着环保法规的日趋严格，单套硫磺回收装置不但在正常运行期间面临巨大的压力，在停工阶段的低负荷、残硫消除、加氢催化剂钝化等环节，绿色操作也存在诸多难题。本文结合齐鲁分公司胜利炼油厂5#硫磺装置2020年9月停工阶段采取的低负荷掺烧天然气、“天然气燃烧气+氮气+蒸汽”吹硫、系统钝化、加氢反应器钝化等实际做法，介绍单套硫磺环保停工的有效手段，该环保停工方法可保证装置停工期间酸性气不放火炬，全程烟气SO₂排放达标，实现绿色停工。     

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。     

改良天然气吹硫工艺在硫磺回收装置的应用

介绍了改良天然气吹硫工艺原理及其在硫磺回收装置上的应用情况。该工艺从以下两个方面进行改良:①使用天然气和氮气的混合气体进行停工,通过制硫炉掺入氮气增加停工期间载硫、载热气量,缩短停工时间;②通过计算确定停工过程配风量,避免设备、催化剂局部超温,应用改良天然气吹硫停工工艺,中国石化北京燕山分公司60 kt/a硫磺回收装置在未设置烟气后碱洗塔的情况下,成功地将停工吹硫、钝化期间尾气焚烧炉排放的烟气中SO 2质量浓度控制在100 mg/m^3以内,实现了达标排放。该改良工艺具有显著的社会效益,可以进一步推广应用。     

硫磺回收装置停工热氮除硫工艺研究

目的 降低硫磺回收装置停工除硫期间尾气中SO₂排放量。方法 对比传统燃料气除硫及热氮除硫工艺的技术特点、原理及优缺点,采用Aspen Plus软件进行模拟计算,并结合热氮除硫工艺的技术特点,对3个阶段的除硫流程进行优化操作。结果 通过对比分析及Aspen Plus软件模拟计算结果可知,热氮除硫技术可降低硫磺回收装置停工期间的SO₂排放量,将排放尾气中SO₂质量浓度控制在400 mg/m³以下。结论 采用热氮除硫工艺可解决硫磺回收装置停工除硫期间尾气SO₂排放量大的问题,但也存在N₂消耗量大、停工除硫时间长等问题。今后,在优化N₂消耗量、缩短停工除硫时间的基础上,热氮除硫技术将会得到推广应用。     

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。