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。     

炼油厂VOCs回收装置现状分析及技术升级改造

随着国家对环境保护的重视,炼油厂挥发性有机化合物的排放标准一再提高,油气处理设施挥发性有机化合物质量浓度排放限值从25 g/m~3降至120 mg/m~3以下,原有油气回收装置已逐渐难以适应。介绍了炼油厂油气回收装置常用的工艺方法,并针对新的排放标准提出技术升级改造方案。经过第一阶段改造后,出口非甲烷总烃质量浓度达到73 mg/m~3以下,装置的去除效率达到99.96%。     

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。     

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。     

硫黄回收装置的优化

介绍了中国石油化工股份有限公司金陵分公司不断优化硫黄回收装置的工艺技术和保证硫黄回收装置总硫回收率的技术措施及降低尾气中SO2平均排放浓度的效果。通过消化吸收引进技术,改进装置开停工方案以及优化运行操作,实现装置安稳长优运行,完善与发展硫黄回收技术。针对公司原料酸性气组成与量变化较大,优化了3套装置酸性气的分配;使用多种功能的国产化制硫催化剂和尾气处理加氢催化剂,控制与催化剂相适宜的反应温度;处理了酸性水汽提产出的NH3含量较高的酸性气;尾气中SO2的平均排放的质量浓度逐步下降到400mg/m3以下,使硫回收率达到99.95%,Claus(克劳斯硫回收)最大转化率在95%左右。提出了装置还需进一步优化的方案,以进一步降低尾气中SO2的排放浓度,以满足即将执行的国家环境保护部颁布的SO2排放新标准。     

硫磺装置尾气达标改造方案对比

针对在硫磺回收及尾气处理装置中,排放烟气的SO2质量浓度高于GB 31570—2015排放标准的问题,通过对尾气达标工艺诸多方案的对比,确定采用塔内鼓气氧化技术作为污水氧化单元工艺,喷射文丘里湿气洗涤技术作为烟气脱硫单元工艺,对硫磺回收装置进行了改造。结果表明:装置改造后,排放烟气中SO2质量浓度设计值降至100 mg/m~3以下,可以满足GB 31570—2015的要求。     

已建含硫天然气净化厂尾气处理升级改造技术适应性研究

随着我国新环保法规的实施以及日益严格的尾气排放标准的制定,给含硫天然气净化厂硫黄回收及尾气处理装置带来巨大的减排压力和技术升级的严峻挑战。通过对不同工艺原理的尾气处理技术进行对比与适用性分析,为已建硫黄回收装置推荐了配套的尾气处理升级改造技术,可将总硫回收率提高至99.8%以上,对已建含硫天然气净化厂的达标改造和新建含硫天然气净化厂尾气处理技术的选择具有现实的指导意义。     

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。     

天然气净化厂含硫尾气处理自主技术成功应用

随着国家环保要求的日趋严格,单一的克劳斯硫黄回收工艺已无法满足天然气净化厂尾气达标排放的要求。某厂采用硫黄回收及尾气处理的联合工艺,提高总硫回收率,有效降低SO_2排放浓度,实现了尾气的达标排放。尾气处理装置自投运以来,运行状况良好,SO_2排放浓度远远低于现行和即将实施的环保标准。尾气处理工艺技术的自主化应用,消除了对国际工程公司的技术依赖,对天然气净化厂的节能减排具有指导意义。     

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。     

加氢尾气深度脱硫溶剂CT8-26的研究

针对硫磺回收装置加氢尾气的气质特点,研发出了对H_2S具有良好脱除效果的配方脱硫溶剂CT8-26。室内试验表明,与MDEA相比,CT8-26可使脱硫后的净化尾气中H_2S质量浓度降低70%以上。在天然气净化厂硫磺回收装置加氢尾气的气质条件下,采用CT8-26溶剂体系可使净化尾气中的H_2S质量浓度30mg/m~3;在炼厂硫磺回收加氢尾气的典型气质条件下,采用CT8-26可使净化尾气中的H_2S质量浓度10mg/m~3。     

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。     

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。     

络合铁脱硫技术在硫磺回收尾气处理中的应用

随着国家环境保护要求的不断提高,大多数脱硫环保装置的排放指标不能满足新的环保指标要求,需要对装置进行提标改造。本文介绍了中国石油四川石化有限责任公司采用络合铁液相氧化脱硫技术对硫磺回收装置尾气提标改造的情况和改造后取得的效果。改造后硫磺回收装置尾气中SO2浓度从400 mg/m3降至15 mg/m3以下,大大降低了污染物排放量,满足国家最新发布的《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570-2015）中SO2浓度小于100 mg/m3的排放标准。     

20kt/a硫磺回收装置达标排放措施及优化运行

青岛石化采用齐鲁研究院LS-DeGAS成套技术对20 kt/a硫磺回收及溶剂再生装置进行了提标改造,并对装置运行中存在的问题进行分析。通过优化工艺操作参数及相应改造,达到了青岛地区硫磺回收尾气中SO_2排放质量浓度低于100 mg/m~3的新标准。     

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。     

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。     

LO-CAT硫磺回收技术在炼厂硫磺回收装置中的应用

为了有效减少炼厂尾气SO2排放量,同时回收炼厂酸性气中的硫磺,延长石油集团炼化公司在广泛调研、考察论证的基础上,通过对国内炼化企业普遍应用的克劳斯硫磺回收工艺和美国LO-CAT硫磺回收工艺的综合对比,延安炼油厂硫磺回收装置技术改造选择了LO-CAT硫磺回收工艺技术路线。在该厂16t/d硫磺回收装置工业应用后,到目前10多个月的工业运转结果表明,该技术占地少、工艺简单,操作方便,处理弹性大、产品质量稳定、尾气可达标排放,比较适宜中小规模的硫磺回收装置。     

LQSR节能型硫磺回收尾气处理技术在70 kt/a装置的工业应用

中国石化九江分公司硫磺回收装置采用LQSR高效节能硫磺回收尾气处理工艺包建设,一级转化器装填LS-971脱漏氧保护催化剂和LS-981G有机硫水解催化剂,二级转化器装填LS-02氧化铝基制硫催化剂,加氢反应器装填LSH-03低温耐氧高活性尾气加氢催化剂。工业应用结果表明:硫磺回收装置烟气SO2排放浓度维持在30~70mg/m~3,远低于小于200 mg/m~3的指标。