龙王庙净化厂加氢尾气处理装置运行优化

中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂遂宁龙王庙天然气净化厂3列加氢尾气处理装置建成后一次性投产成功,经过半年多的试运行,顺利通过性能考核。结合装置试运行阶段和目前的生产状况,总结分析并优化提出了该尾气处理装置的最佳工艺控制参数:在线燃烧炉燃料气与低压蒸汽的质量比为1∶2、急冷塔出口过程气中H2体积分数为0.5%～2%、急冷塔出口酸水pH值为6.5～7.5、反应器入口温度为210～230℃、吸收塔进料气温度比贫液入塔温度低1～2℃、再生塔塔顶温度约为110℃等。根据运行过程中存在的问题,提出了建议和措施,以确保龙王庙净化厂加氢尾气处理装置的安全平稳运行。     

Cansolv尾气处理装置对天然气净化厂的影响及优化措施探讨

目的 为了使天然气净化厂尾气排放满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》的要求,已建天然气净化厂须新建尾气处理装置使尾气排放达标,Cansolv工艺在天然气净化厂陆续应用,实现了尾气较低含量的SO₂排放和经济运行。方法 通过对忠县天然气净化厂新建Cansolv尾气处理装置投产以来的运行调整总结,摸索影响装置正常运行的主要因素,对3种情况进行了统计分析：(1)废水水质、废气中SO₂排放;(2)Cansolv尾气处理装置能耗和化工原材料消耗;(3)影响Cansolv尾气处理装置产生污染物的因素,最终对Cansolv尾气处理装置实施以下优化措施：(1)优化装置运行参数,达到尾气SO₂排放要求;(2)合理控制装置DS溶液中热稳定性盐含量,减少废水量;(3)合理控制DS溶液及烟气温度,减少废水量;(4)提高湿式电除雾器运行稳定性,减小溶液中热稳定性盐含量;(5)合理调整中和废水水质,提高DTRO处理橇淡水收率;(6)硫磺回收装置开、停车过程中,优化装置操作;(7)调整装置运行,减少能耗及化工原料消...     

天然气净化厂Cansolv尾气处理装置运行问题及优化

随着天然气净化厂Cansolv尾气处理装置的陆续投产运行,装置整体运行平稳,均能实现较低浓度的SO₂排放,但在运行过程中,存在胺液中热稳定盐含量偏高、中和废水中COD及还原性硫含量过高、烟气加热器窜漏等问题。通过对存在的问题进行分析,采取了以下措施:①加强尾气焚烧炉配风操作和炉膛温度控制;②增加湿式电除雾器电晕极和沉淀极的冲洗频率;③对湿式电除雾器绝缘子室接入氮气进行气封保护;④增大胺液净化装置程序中用除盐水置换DS溶液的水量;⑤调整DS溶液温度和尾气进口温度;⑥控制DS溶液质量分数;⑦增加臭氧催化氧化工艺;⑧对烟气加热器入口管线进行伴热;⑨烟气加热前设置排液口;⑩升级烟气加热器材质;○11优化设备布置等。通过采取上述措施,有效保证了Cansolv尾气处理装置的安全平稳运行,尾气中SO₂排放质量浓度满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求。      

天然气净化厂Cansolv尾气处理装置废水处理

目的 解决Cansolv尾气处理装置胺液净化单元(APU)废水高盐、高有机物与还原性硫的高浓水质特征影响水处理系统的稳定运行问题。方法 详细分析了两个天然气净化厂的文丘里和APU废水的水质特征,其中,APU废水成分复杂,是影响水处理系统稳定运行的关键。采用臭氧(O₃)、O₃耦合催化剂、臭氧/双氧水(O₃/H₂O₂) 3种氧化技术处理APU废水,通过废水中COD值和TOC值变化来评价有机物降解效果,研究了反渗透膜污堵原因和O₃/H₂O₂降解有机物机理。结果 O₃/H₂O₂氧化技术为去除废水中有机物的最优方法,当200 mL废水中O₃质量浓度为22 500 mg/L、H₂O₂投加量为2 mL、反应时间为60 min时,达到最佳处理效果,COD去除率为60.8%。结论 采用O_3<...     

垫江分厂Clinsulf-SDP硫磺回收装置尾气H2S、SO2分析方法探讨

Clinsulf-SDP硫磺回收装置尾气中H2S、SO2含量很低,原有的克劳斯回收装置过程气色谱分析方法不能适应要求.通过多次实验,建立了分析尾气H2S、SO2含量的新方法--用HP4890气相色谱仪分析方法.该方法主要在色谱柱和色谱条件方面较原色谱法有较大的改变,具有快捷准确的特点,适合于生产过程的控制分析.     

硫黄回收尾气处理装置运行问题分析及对策

分析了中国石油兰州石化公司2万t／a硫黄回收尾气处理装置在开工初期存在的运行问题,包括急冷塔堵塞及设备腐蚀严重、加氢反应器床层超温、加氢催化剂拆卸过程中易氧化等。通过采取提高加氢反应器的人口温度,适时调整处理量及严格控制Claus反应的气风比,以及在加氢催化剂拆卸过程中不进行钝化和再生、并通氮气保护等措施,使处理后排放烟气中SO2的含量降低至330mg／m^3。     

垫江分厂C1insulf—SDP硫磺回收装置尾气H2S、SO2分析方法探讨

Clinsulf—SDP硫磺回收装置尾气中H2S、SO2含量很低,原有的克劳斯回收装置过程气色谱分析方法不能适应要求。通过多次实验,建立了分析尾气H2S、SO2含量的新方法——用HP4890气相色谱仪分析方法。该方法主要在色谱柱和色谱条件方面较原色谱法有较大的改变,具有快捷准确的特点,适合于生产过程的控制分析。     

重庆天然气净化总厂硫磺回收及尾气处理装置运行概况

介绍了重庆天然气净化总厂的直流法claus装置、scOT尾气处理装置、分流法claus装置、超级Claus装置及Clinsulf—SDP亚露点硫磺回收装置的概况和工艺技术特点及其应用情况。     

SCOT尾气处理装置还原气发生炉设计

用斯科特法(SCOT法)处理克劳斯硫磺回收装置尾气,需要对尾气加热并加入必要的还原气H_2、CO,将尾气中的硫和二氧化硫还原成H_2S后进行吸收,使尾气进一步净化,以增加总硫回收率和减少最后的SO_2排放量,减轻对环境的污染。     

Cansolv尾气处理装置关键工艺参数对达标排放的影响及控制措施

目的 确定Cansolv尾气处理装置关键工艺参数对尾气达标排放的影响,实现尾气中SO₂达标排放。方法 通过分析尾气SO₂排放的影响因素,认为排放尾气中SO₂质量浓度主要受进入Cansolv装置尾气中总硫含量、有机胺中热稳定盐含量、贫液pH值和DS溶液循环量等操作因素的影响。结果 通过以下措施优化了装置的工艺操作：(1)稳定脱硫装置操作,减少酸气、闪蒸气组成及流量的波动;(2)严格按照H₂S与SO₂体积比为2∶1进行配风控制;(3)控制进入SO₂吸收塔过程气的SO₃酸雾等杂质体积分数在10×10^-6以下;(4)优化胺液净化装置的运行;(5)严格控制DS溶液系统中热稳定盐与DS有机胺物质的量之比为1.1～1.3;(6)控制DS贫液质量分数和贫度。结论 采取以上措施后,装置排放尾气中SO₂质量浓度≤400 mg/m³,满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气...     

尾气处理装置烟气加热器腐蚀失效原因分析

目的分析某天然气净化厂康索夫(Cansolv)尾气处理装置烟气加热器出现严重腐蚀失效的原因。 方法分析了烟气加热器管束的腐蚀环境,开展了材料理化性能、腐蚀产物成分及微观形貌等失效原因分析。 结果失效管束的理化性能符合要求,管束泄漏处呈坑状和蜂窝状,部分沟槽尖端有裂纹,且深入基体,呈现应力腐蚀的特征。 结论烟气加热器在高温、高酸液含量的环境下发生了电化学腐蚀和应力腐蚀,导致管束出现腐蚀泄漏。      

Cansolv尾气处理工艺在天然气净化厂的应用及运行优化

中国石油西南油气田公司川西北气矿苍溪天然气净化一厂采用Cansolv氧化吸收工艺作为尾气处理装置,处理后排放烟气中SO₂质量浓度控制在100 mg/m³以下,远低于GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》中规定的≤800 mg/m³(针对硫磺回收装置总规模＜200 t/d的处理装置)。自2020年7月装置投产以来,为了进一步优化Cansolv尾气处理工艺在天然气净化厂中的应用,通过分析有机胺质量分数、贫液pH值、热稳定盐与有机胺物质的量之比等数据并与设计值进行对比,分析出现偏差的原因,不断摸索尾气焚烧炉氧含量等工艺参数,确定有机胺质量分数控制为21%~25%,贫液pH值控制为5.0~5.7,热稳定盐与溶液物质的量之比控制在1.1~1.4,尾气焚烧炉炉温为810 ℃(±5 ℃),氧体积分数为3.3%~3.7%。同时,对装置运行过程中的工艺波动和设备问题进行优化改造,取得了较好的实际成效。      

大型硫回收及RAR尾气处理装置的设计

以某大型硫回收装置引进意大利KTI公司的CLAUS＋RAR工艺技术为例,针对硫回收装置大型化的设计特点,从工艺流程、主要设备结构特点及平面布置等方面进行了分析,并与国内硫回收设计进行了对比。装置达到了设计要求。     

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。     

天然气净化厂尾气加氢催化剂认识与实践

目的 开发一种高性能的尾气加氢催化剂,以解决硫磺回收装置排放烟气中SO₂质量浓度超标的问题。方法 对天然气净化厂尾气处理装置加氢催化剂活性组分对加氢、水解和变换等主要化学反应的催化性能进行了研究。通过微反应和动态表征技术进行催化剂动力学研究,获取其加氢与水解反应的活化能与反应级数,从而提升催化剂性能。结果 研究结果表明,氢气吸附在钴钼加氢催化剂上后对SO₂加氢有一定的抑制作用,水吸附在催化剂上后对COS水解有很强的抑制和阻碍作用。依托催化剂活性组分和动力学研究结果,开发了一种加氢催化剂。结论 与镍钨和铁钼催化剂相比,该催化剂的SO₂与硫磺加氢性能、有机硫水解性能、CO变换性能均较好,适用于天然气净化厂与炼油厂的操作工况,可实现尾气处理装置排放烟气中SO₂质量浓度低于400 mg/m³的目标。     

碱液脱硫在天然气净化厂的应用北大核心CSCD

目的针对天然气净化厂硫磺回收尾气处理装置的运行特点及现有工艺的优缺点,提出一种能够适应中小规模、工况变化大的尾气处理工艺。方法采用碱液脱硫工艺应用于天然气净化厂硫磺回收尾气处理,采取了尾气NaOH碱洗“洗涤塔+脱硫塔”双塔组合脱硫、优化焚烧炉结构、提升硫酸钠产品指标等措施。结果碱液脱硫后,排放尾气中SO_(2)质量浓度为10~268 mg/m^(3),满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求,且副产物硫酸钠满足合格品要求直接外销。结论碱洗脱硫可满足天然气净化厂尾气处理装置技术、经济性的要求,同时取得了巨大的环保效益,可为同类装置提供技术参考。     

低温加氢催化剂CT6-11在硫磺回收装置RAR尾气处理单元的应用

独山子石化公司4 000 t/a硫磺回收及尾气处理装置自2011年8月起开始使用低温尾气加氢催化剂CT6-11。1年多的运行实践表明,低温尾气加氢催化剂CT6-11具有良好的低温加氢水解性能,SO₂加氢转化率达到100%,COS水解率超过99%。 