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。     

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。     

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。     

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。     

液硫池废气加氢回收利用技术研究与应用

为了节能减排,降低天然气净化厂排放烟气中SO₂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加氢反应器;在硫磺回收单元100%负荷下,对加氢反应器床层温度、烟气中SO₂含量进行了研究。结果表明:加氢反应器床层温升40 ℃,烟气中SO₂质量浓度减排超过100 mg/m³,加氢反应器硫转化性能以及水解性能正常,提高了整体硫回收率,降低了液硫中H₂S的含量,为同类硫磺回收装置降低SO₂排放提供了参考。      

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

炼油厂硫磺回收装置加氢尾气有机硫脱除溶剂研究

针对GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》对炼油厂硫磺回收装置尾气中SO₂排放的严格要求,通过室内实验,研发出了对COS及H₂S脱除性能良好的配方型脱硫溶剂。试验考察了MDEA质量分数、COS质量浓度等工艺条件对该溶剂脱除有机硫效果的影响。结果表明,所选配方型脱硫溶剂可使炼油厂硫磺回收装置加氢尾气COS脱除率＞45%,H₂S质量浓度＜10 mg/m³,满足炼油厂硫磺回收装置尾气超低排放要求。      

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。