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。      

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。     

20×104 t/a硫磺回收装置国产催化剂应用评价

普光气田硫磺回收装置原设计全部装填进口硫磺回收催化剂。2018年,某联合装置在第3轮大检修过程中,对一、二级反应器级配装填国产制硫催化剂,取得了良好的工业应用效果。提高了床层温度,增强了有机硫水解活性,降低了催化剂硫酸盐化的风险。装置已平稳运行1年,催化剂床层温度分布均匀,系统压差稳定。在运行5个月和运行1年的时间节点分别对催化剂进行标定,单程硫回收率达到96%以上,COS水解率在95%以上,CS2水解率达到100%,装置总体运行效果达到进口催化剂水平。     

炼油厂硫磺回收联合装置SO2达标排放对策

针对某炼油厂硫磺回收联合装置排放尾气中SO2达标问题,分别从工艺及系统设计、装置设计、设备设施、操作等多方面进行了技术调查。分析结果表明,影响该装置排放尾气中SO2达标的直接原因为富胺液带油、带轻烃。进一步研究发现,造成系统带油、带轻烃的原因包括:气液分离设备偏小、贫胺液温度偏低、上游加氢脱硫装置循环油气温度偏高、上游加氢装置、富胺液再生装置的撇油设计不合理、胺液再生装置富胺液闪蒸罐火炬气排放设计流量不够等。针对上述问题,分别从系统及工艺流程设计、工艺指标、操作、设备改造等多方面提出了整改措施。     

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。     

络合铁脱硫工艺在大型硫磺回收装置尾气达标排放中的应用

目的通过阐述硫磺回收装置络合铁尾气处理单元工艺原理、运行现状及遇到的难题,解决制约络合铁尾气处理单元长周期运行的瓶颈问题。方法采用络合铁脱硫工艺应用于大型硫磺回收装置的尾气达标排放改造,采取了优化停工吹硫步骤、更换不锈钢填料、优化填料层高度、确定各种助剂的添加量及时间、更换过滤机滤布等措施。结果改造后,排放尾气中SO₂质量浓度≤70 mg/m³,满足GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》的要求,且排放指标优于改造前。结论实现了络合铁尾气处理单元稳定达标运行时长突破365天的记录,年综合经济效益达128万元,取得了良好的经济效益。同时,长周期运行实现了巨大的社会环保效益,可为同类装置的技术改造提供参考。      

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。     

7×10~4t/a硫磺回收装置设计特点及问题探讨

镇海炼化公司 7× 10 4 t/a硫磺回收装置引进荷兰Comprimo公司SCOT硫回收技术 ,采用二级常规Claus制硫加SCOT尾气净化工艺 ,设计总硫转化率 99.8% ,尾气中SO2 排放量和排放速率均低于国家标准。装置于 1999年 6～ 7月期间开工投运 ,并通过了性能考核。本文介绍了 7× 10 4 t/a硫磺回收装置设计特点和装置开工、考核及运行情况 ,并结合开工及生产过程中出现的问题进行讨论。同时介绍了为保证装置平稳运行进行的整改情况。     

低温克劳斯硫磺回收装置停产除硫方式探讨

对低温克劳斯(主要指CBA和CPS)工艺硫磺回收装置目前常用的停产除硫方式进行了介绍。在中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂某天然气净化厂对低温克劳斯硫磺回收装置的停产除硫方式进行了优化操作试验。试验结果表明,在惰性气体除硫阶段采用逐渐加入过剩氧的方式操作,能够使反应器床层温度升高,在保证催化剂床层除硫彻底和控制尾气中SO2排放速率的前提下缩短除硫时间。     

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。     

20×104 t/a硫磺回收装置运行总结

介绍了天津石化20×10^4t／a硫磺回收装置自开工以来的运行情况及出现的问题。结果表明,大型硫磺回收装置在运行过程中,尤其在开工初期,均存在低负荷开工、酸性气量波动等情况。为确保装置的平稳运行,通过对气风比进行精确控制、对溶剂再生单元进行优化等措施,可大幅度减少波动对装置的影响。此外．从装置的运行参数和产品质量可看出,在装置处理量波动频繁时,加氢反应器出口COS和SO2含量均很低（未检出）,急冷水pH值在8以上,排放尾气中SO2质量浓度可控制在100mg／m^4～300mg／m^4之间,表明CT6—5B加氢催化剂具有较高的抗干扰性和活性。     

硫磺回收装置烟气碱法脱硫工艺存在问题及解决方案

目的对140 kt/a硫磺回收装置新增烟气碱洗单元的运行情况进行总结,分析烟气碱洗单元运行过程中出现的异常情况,并提出应对措施。 方法①总结碱洗单元的运行情况,对操作参数及烟气排放情况进行分析;②将冲洗水由工业水改为除盐水,同时稳定控制碱液pH值,解决了烟气碱洗塔压降增大的问题;③优化工艺操作,对碱洗塔与循环槽连通管线进行改造,解决了碱洗塔液位波动的问题;④保证氧化空气供给,调整碱液pH值,防止急冷塔氨逃逸,解决了含盐废水超标的问题。 结果解决了烟气碱洗单元运行过程中出现的问题,该工艺单元于2017年7月建成投运,稳定运行至2022年3月装置大修,连续运行时间超过1 700 d。 结论实现了装置的长周期稳定运行,烟气中SO₂排放稳定达标,远低于排放标准的要求,可为同类装置提供参考。      

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。     

基于GB 39728-2020的硫磺回收装置尾气达标排放改造对比分析

目的随着GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》的正式发布,天然气净化装置克劳斯及其延伸类硫磺回收工艺必须增加尾气处理装置才能满足排放标准的要求。通过探索增设尾气处理工艺运行过程的调整方法,减少对天然气净化厂运行的影响,使尾气排放达标。 方法通过对增设尾气处理装置运行前后硫磺回收装置的系统回压、处理负荷、公用辅助装置的运行造成影响的对比分析,重点阐述了硫磺回收装置开停车的影响,统计了新建尾气处理装置对天然气净化装置增加的生产成本,指导调整装置运行。 结果增设尾气处理工艺后,尾气中SO₂排放浓度大幅度降低,完全满足排放标准的要求,有效解决了硫磺回收装置开停车过程中尾气SO₂排放浓度较高的问题。 结论通过统计分析增设尾气处理工艺对天然气净化厂生产运行的影响,为尾气处理工艺在天然气净化厂的应用总结经验,使装置达到高效、环保、平稳运行。      

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。     

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。     

7500t／a硫磺回收装置改造

７５００ｔ／ａ硫磺回收装置改造郭宏，夏秀芳（金陵石化公司炼油厂）１概况南京炼油厂共有两套年生产能力均为７５００吨的硫磺回收装置，采用克劳斯法部分燃烧、两段转化的硫回收工艺。其中第一套装置于１９７９年底建成，几经改造，１９８３年６月正式投产。运行十多年...     

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。     

7×10^4t／a硫磺回收装置设计特点及问题探讨

镇海炼化公司7×10     

大型天然气净化厂硫磺回收加氢尾气深度脱硫技术研究及工业应用

针对硫磺回收加氢尾气脱硫溶剂在低压下脱硫效果不理想导致排放尾气中SO_2质量浓度较高的问题,研究开发出了CT8-26加氢尾气深度脱硫溶剂,并在遂宁龙王庙天然气净化厂尾气处理装置上得到工业应用。应用结果表明,在天然气净化厂气质条件下,可使脱硫后加氢尾气中的H2S质量浓度20mg/m~3,能显著降低排放尾气中的SO_2质量浓度。