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。     

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。     

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。     

硫磺回收尾气加氢催化剂的评选小结

一、前言为了降低硫磺回收装置尾气对大气的污染,对于排放标准要求日趋严格的石油和天然气加工业(?)的地区,目前倾向于使用高净化度的还原吸叫法(即 SCOT 法)尾气处理工艺,可使排放尾气中 SO_2含量由15000PPm,降至300PPm以下,读法关键之一是研究出一种高效、长寿命的加氢催化剂,勇使尾气中的所有硫化合物,     

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。     

CT系列催化剂在大型天然气净化厂的应用效果分析及活性预测技术研究

硫磺回收装置是含硫天然气开发生产的配套处理装置,对酸气中H 2S进行催化转化,能起到资源回收、降低SO2排放的重要作用,而装置所用催化剂的性能很大程度上决定其硫回收率的高低,对装置整体运行效率有重要影响。分析评价了CT系列催化剂在某大型天然气净化厂硫磺回收装置的应用效果情况,并以催化剂反应热力学平衡为基础,结合催化剂性能变化研究,对在运催化剂的活性进行预测。结果表明,通过活性预测技术的应用,可为装置的平稳、安全、高效运行提供科学客观的性能参数,也能为CT系列催化剂的持续改进与优化提供参考。     

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。     

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。     

降低硫磺回收装置SO2排放浓度成套技术开发及应用

针对硫磺回收装置SO2达标排放的影响因素设立了防护措施,通过研发新型催化剂与工艺技术集成创新,开发了具有自主知识产权的“LS-DeGAS Plus降低硫磺装置SO2排放浓度成套技术”,实现了硫磺回收装置烟气中SO2排放质量浓度稳定低于50 mg/m3的目标,满足国家标准《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570-2015）规定的SO2排放浓度要求。该技术具有无二次污染、投资少、能耗低、易实施的特点,已经在国内推广应用了58套。     

降低硫磺回收装置SO2排放浓度成套技术开发及应用

针对硫磺回收装置SO2达标排放的影响因素设立了防护措施，通过研发新型催化剂与工艺技术集成创新，开发了具有自主知识产权的“LS-DeGAS Plus降低硫磺装置SO2排放浓度成套技术”，实现了硫磺回收装置烟气中SO2排放质量浓度稳定低于50 mg/m3的目标，满足国家标准《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570—2015）规定的SO2排放浓度要求。该技术具有无二次污染、投资少、能耗低、易实施的特点，已经在国内推广应用了58套。     

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。     

天然气净化厂SO2达标排放技术适应性分析研究

目的解决国内中小规模天然气净化厂硫磺回收装置烟气中SO₂达标排放及装置在低负荷或低H₂S含量的条件下开工、停工除硫及加氢催化剂预硫化期间高浓度SO₂短时超标排放的问题。 方法统计研究了国内28座天然气净化厂硫磺回收、尾气处理工艺和硫磺产量,分析了现阶段还原吸收、氧化吸收、碱液洗涤及液相氧化还原4种处理工艺在天然气行业的应用情况,介绍了天然气研究院开发的Claus尾气中SO₂催化吸附技术的相关情况。 结果对天然气净化厂SO₂减排技术提出以下建议:①充分重视气田潜硫量变化引起的装置低负荷稳定运行等问题;②现有装置增设尾气处理装置时,避免对原硫磺回收装置工艺进行改变,选择环保、无二次污染物产生且能与工厂智能化建设衔接的工艺技术;③SO₂减排需从源头解决问题,着眼于硫磺回收单元的精细化操作和管理、催化剂正确使用及性能跟踪分析,进而提高硫回收率,减少后端处理的负荷。 结论采用上述研究结果,一方面可保障硫磺回收装置长周期稳定运行,另一方面可在现有排放的基础上进一步减少SO₂排放。      

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。     

催化裂化烟气湿法净化装置运行问题及治理措施探讨

分析了湿法催化裂化烟气净化装置运行中存在的主要问题，并提出了综合治理措施。针对部分催化装置存在的蓝烟拖尾、SCR模块氨逃逸、浆液含有复杂酸和盐含量高、视觉白烟等问题，可采取的主要措施包括：使用硫转移剂源头回收SO_x，实现资源化利用，使用硫转移剂后烟气中SO_x脱除率50%~95%，蓝色烟羽消失；为减少SCR氨逃逸，宜采用精准喷氨自动控制技术、直插式测量表；综合塔浆液pH控制需考虑温度影响因素；粉尘回收需考虑源头回收，减少湿态回收。     

催化裂化烟气湿法净化装置运行问题及治理措施探讨

分析了湿法催化裂化烟气净化装置运行中存在的主要问题，并提出了综合治理措施。针对部分催化装置存在的蓝烟拖尾、SCR模块氨逃逸、浆液含有复杂酸和盐含量高、视觉白烟等问题，可采取的主要措施包括：使用硫转移剂源头回收SO_x，实现资源化利用，使用硫转移剂后烟气中SO_x脱除率50%~95%，蓝色烟羽消失；为减少SCR氨逃逸，宜采用精准喷氨自动控制技术、直插式测量表；综合塔浆液pH控制需考虑温度影响因素；粉尘回收需考虑源头回收，减少湿态回收。     

20×104 t/a硫磺回收装置液硫池废气回收技术应用分析

为降低硫磺回收装置排放烟气中SO₂质量浓度,对装置进行工艺技术改造,分别将液硫池废气引入克劳斯炉和加氢反应器,从工艺原理、技术改造投入、运行效果、能耗等方面对两套工艺进行了对比分析。分析结果表明:①液硫池废气入克劳斯炉工艺虽然运行能耗较高,但减排效果明显、工艺运行稳定、能够保证液硫产品质量合格;②液硫池废气入加氢反应器工艺同样具备减排效果,运行能耗低,但因受急冷塔出口氢气含量的限制,无法充分发挥抗氧型低温加氢催化剂的节能效果,抗上游波动、防SO₂穿透能力下降。 