CT6_5B硫磺回收尾气加氢催化剂在济南炼油厂的应用
油气处理与加工CT6-5B硫磺回收尾气加氢催化剂在济南炼油厂的应用
于良波 叶茂昌
(中国石油化工股份有限公司济南分公司)(中国石油西南油气田分公司天然气研究院)
摘 要 CT6-5B硫磺回收尾气加氢催化剂首次在济南炼油厂还原吸收法尾气处理工艺(SSR)装
置上使用。在采用直接向尾气中注入瓦斯或氢气的方式代替SC OT工艺的在线燃烧炉,加氢反应器入
口温度比较低的情况下,CT6-5B催化剂仍保持良好的加氢及水解反应活性,胺液再生部分的能耗也较
低;装置运行一年来没有出现急冷塔积硫、胺液发泡或S O2击穿等问题。
主题词 硫磺回收 尾气 加氢 床层 温升 应用评价
1 装置概况
济南炼油厂硫磺回收装置由两套硫磺回收和一套尾气处理装置组成,用于处理炼厂干气、液化气及污水汽提装置来的酸性气的脱硫。两套硫磺回收装置均采用一段高温转化和两级催化转化的常规克劳斯工艺,设计年处理能力分别为2000t/a和5000t/a,并分别于1989年初和1998年8月3日投入运行,现只运行5000 t/a硫磺回收装置。尾气处理装置的物料平衡见表1。
表1 尾气处理装置的物料平衡(设计值)
入 方出 方组 成kg/h t/a组成kg/h t/a 5000t/a制硫尾气2938.5723510烟气4354.7834836.67 2000t/a制硫尾气720.495763.33酸性气490.633926.66氢气23.29186.67M DE A24958.36199666.67
M DE A24835.00198680
空气1222.789780.00
燃料气63.64510.00
合计29803.77238430合计29803.77238430
注:5000t/a硫磺装置设计酸性气中烃和H2S的浓度分别为2%(v)和45%(v);2000t/a装置分别为3.94%(v)和79.7% (v)。装置实际的H2S浓度在50%(v)左右,因此2000t硫磺装置实际的处理能力达不到原设计水平。
尾气处理装置是与5000t/a硫磺回收装置同步投入设计和建设的,设计装置处理能力约为2500Nm3/h (3659kg/h),1999年3月7日开车一次成功。该装置由齐鲁石化胜利炼油设计院设计,采用的是还原吸收法尾气处理工艺(SSR)。与传统的SC OT尾气处理工艺相比,该装置工艺上具有如下三大特点:
(1)加氢反应器入口尾气再热采用与尾气焚烧炉炉后烟气换热的加热方式;
(2)采用直接注入瓦斯(瓦斯中含40%(v)左右的氢)或氢气的方式代替了SC OT的在线炉工艺;
(3)胺液再生部分与干气、液化气脱硫装置共用。2 还原吸收法尾气处理工艺原理
硫磺回收装置尾气中通常含H2S、S O2、C OS、CS2、Sx等硫化物,若直接焚烧后以S O2的形式排放,会给大气造成严重的污染。还原吸收法尾气处理工艺可以有效地解决这一问题,处理尾气经焚烧后,其中的S O2浓度完全可以满足G B16297-1996《大气污染物综合排放标准》表2中最高允许排放浓度(960mg/m3)的标准要求。
还原吸收法尾气处理工艺主要包括两个步骤:首先在专用的加氢催化剂的作用下,将硫磺回收装置尾气中除H2S以外的硫化物进行加氢或水解转变成H2S,然后采用醇胺法(MDE A)将尾气中的H2S选择性地吸收下来,再经胺液再生解吸出H2S,并返回到硫磺回收装置制硫。经过胺液吸收后的尾气,总硫含量按S O2计算通常小于857mg/m3,更多的是小于429mg/ m3,总硫收率可达到99.9%。反应式如下:
S O2+3H2H2S+2H2O
S n+n H2n H2S (n=7～8)
C OS+H2O H2S+C O2
CS2+2H2O2H2S+C O2
3 CT6-5B催化剂的物化性能
CT6-5B尾气加氢催化剂由中国石油西南油气田分公司天然气研究院研制生产,是CT6-5的改进型产品,具有与CT6-5加氢催化剂相当的水解性能,但其物化性能指标却得到了明显提高,特别是强度、磨损率有显著的改善,从而有利于催化剂使用寿命的延长。
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第30卷 第2期 石油与天然气化工
两种催化剂的质量指标见表2。
表2 CT 6-5B 与CT 6-5催化剂的质量指标
催化剂
性
质
CT 6-5B CT 6-5
粒度(球),mm
Φ4～6Φ4～6堆密度,kg/l 0.85～0.950.90～0.95
强度,N/颗≥120≥68
比表面积,m 2/g ≥180≥180<30nm 孔容积,ml/g
≥0.19≥0.19
注:比表面积用甲醇蒸汽吸附法测定。
4 工艺与流程简介
济炼5000t/a 硫磺回收装置两级催化转化器均采用LS 系列催化剂,装置首次开工时一转装有LS -821和LS -931,二转全部装LS -931。1999年11月检修时,一转又补充了部分LS -971和LS -811-300。加氢转化器一直使用CT 6-5B 催化剂,检修时未予补充。
两级转化器入口均采用外掺和温度调节,一、二、三级冷凝冷却器共用一个壳程,产生0.38MPa 蒸汽;一、二级转化器与加氢反应器组合,整体为一个卧式容器,中间由钢板隔开,隔板由石棉垫片密封、螺栓紧固,首次开工前将螺栓的一端全部密封焊死,但反应器之间仍难免会有串气现象,这有可能导致二转与加氢反应器反应负荷的加重。
三级冷凝冷却器出口的克劳斯尾气经两级捕集器去除硫磺,并掺入适量的瓦斯或氢气,共同进入尾气换
热器(E -611)换热至278℃左右后(实际的操作温
度),进入加氢反应器(R -611)进行硫化物的加氢水解
反应。加氢后的尾气再经蒸汽发生器(E -612)冷却至170℃以下,进入水洗冷却塔(C -611),由循环冷却水(酸性气自身反应生成的水,多余部分外甩至污水汽提装置)冷却至40℃以下进入胺液吸收塔(C -612),吸收后的尾气经尾气焚烧炉焚烧掉残余的H 2S 后由80m 高的烟囱排入大气。吸收了H 2S 后的富液送入气体脱硫装置的胺液再生部分,再生解吸出的酸性气随脱硫酸性气一起再返回到硫磺回收装置入口(见图1)。
5 主要设备规格及工艺设计指标
表3给出了5000t/a 硫磺回收装置与尾气处理装置主要设备工艺设计指标。
表3 主要设计温度指标
(单位:℃)
5000t/a 硫磺回收装置
尾气处理装置
工艺参数
设计指标工艺参
数
设计
指标
F -601H 2S 燃烧炉炉膛温度1137E -611烟气入口温度700(壳程)3
R -601一转入口温度265E -611烟气出口温度516R -602二转入口温度230E -611尾气出口温度300(管程)3R -601一转出口温度304R -611入口温度300R -602二转出口温度247R -611出口温度334R -603三冷出口温度130C -611尾气入口温度170
C -611尾气出口温度40
注:3为设备的设计温度。
6 CT6-5B 催化剂的使用情况
6.1 加氢反应器的操作条件
济南炼油厂尾气处理装置首次开工时,加氢反应入口温度测量点紧靠TIC -603出口,由于该测温点冷热气流尚未达到充分混合,所以温度显示极不稳定(一般在340～380℃之间变化),又由于其离加氢反应器入口较远(约20m ),管线的热量损失较大(实际E -611出口管线的表面温度便在350℃左右),我们被迫
07CT 6-5B 硫磺回收尾气加氢催化剂在济南炼油厂的应用 2001
采用了加氢反应器床层上部温度作为入口温度控制(见图2),操作指标为305±5℃,由室内手动调节TIC -603及随时调整F-611炉膛温度来调节。
表4 加氢反应器床层温升与尾气中H2S、S O2浓度的关系
1999年酸气量
Nm3/h
F-601
炉温
(℃)
R-602出口组成,%(v)
H2S S O2
C-611
出口含
氢%(v)
R-611
C、A间
温升℃
C-612
出口总
硫mg/m3
3月1246210160.61 0.55 /46351 3月1554010120.72 0.24 3.7249531 3月1847410170.78 0.21 4.7047357 3月1949010140.81 0.11 0.8142394 3月205491017 2.43 <0.023.9119857 3月215251022 1.87 <0.024.58301243 3月225351030 3.52 0.06 3.5721977平 均51110180.73 0.2846409
酸气燃烧炉配风的大小对尾气处理装置及加氢反应器的负荷影响很大,由于过程气是由厂中心化验室分析,频次较低,只有8h一次,因此不能做为调整配风的依据。在实际生产中我们发现,加氢反应器的床层温升对配风的变化非常敏感,从表4中的数据可以看出:在二转出口H2S浓度很高,而且几乎没有S O2存在的情况下,加氢反应器床层上部与下部温升仍能保持在20℃左右,而温升在30～50℃时二转出口H2S 与S O2比例比较接近2∶1。为此我们经过摸索,制定出了根据R-611床层温升大小来调节配风的操作方案,即要求将TIC-611/A与TIC-611/C之间的温升控制在30～50℃之间。
1999年底装置停工改造。重新开工后,二转出口硫的携带量明显减少,根据装置的实际运行情况又将温升指标调整为30～40℃,尽管TIC-603温度测量点移到了加氢反应器入口,但由于受E-611设计温度的限制(见表3),不便于再提高加氢反应器入口的温度,床层上部的温度仍按305±5℃控制。实际上按这个温升操作,配风仍稍有偏高,二转出口H2S与S O2比例基本在1∶1左右。但由于在床层温升较低的情况下,配风偏低的程度比较难以把握,只要C-611、C-612操作上不出现问题,配风稍大一些,操作上更容易控制。
由于厂中心化验室过程气分析结果的可靠性较差,此次开工后操作条件的确立,主要是通过使用“检测管”测量二转出口的H2S浓度为依据。
2000年2月底,二转出口H2S、S O2在线色谱仪投用,根据在线仪的分析结果,按二转出口H2S∶S O2=2∶1控制时,加氢反应器床层上下两测温点的温升实际在30℃附近,二级转化器的温升也明显提高了3～6℃(见表5)。在装置运行负荷由原来的40%增加到70%、胺液循环量由原来的15～17t/h降到了12t/h 的情况下,C-612出口总硫出现明显的降低(见表6),装置能耗也随之有较大幅度的降低。
表5 在线仪投用后硫磺回收装置的运行数据
时间(2000年)
F-601R-601床层温度R-602床层温度F611R-611床层温度
酸气配风炉膛入口中部下部入口中部下部炉膛入口上部中部下部Nm3/h(℃)(℃)(℃)(℃)(℃)
5月1日79512121088260325328215271274655277301319326 5月3日77311781086255326330216265269653305327332 5月5日78011791084253317322212268273641300330339 5月7日78111351078250315318217262268681304328335 5月9日7229731060248303309216263270673304327334 5月11日6748261038243299305216263270654305327336 5月13日6678081030241297303217262269663304327332 5月15日6547951028239296303216262268660304325332 5月17日6338351051240297303216264271673279304326332 5月19日6308541056244304310215265271681303323332平 均7119801060247308313216265270663278303326333各反应器温升6654 55
加氢反应器床层温升分布(相临两测温点间的温升) 25237
表6 2000年5月份C-612出口总硫含量(单位:mg/m3)
日期1日2日3日4日5日6日7日8日9日10日平均总硫174797326309197317209126311354263
6.2 加氢反应器出入口组成数据分析
为取得准确的过程气组成数据,2000年5月车间自做了一个干燥管(内装分析纯无水氯化钙),用于过程气与尾气采样。
为了确保分析结果的可靠性,这次采样首先是从加氢反应器出入口开始,因为只有一个干燥管,之后随着干燥管内部温度的升高,吸水率逐渐下降,因此化验分析一转入口的总硫含量仍然偏低。但加氢反应器出
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第30卷 第2期 石油与天然气化工
入口的分析结果相对可靠一些(见表7)。
我厂过程气与尾气组成的分析均采用色谱法,由于该色谱仪属常量分析,其能识别的最小量只有0.02%(v),而且分析结果在0.02%附近时,重复性很差,而理论上又认为其含量不可能为零,所以化验报出的结果皆为≤0.02%。我们在厂中心化验室随机找到了一个<0.02%的数据,其实际计算结果为0.003%。所以说R-611出口的S O2和C OS含量实际远小于0.02%。
表7 加氢反应器出入口分析数据(单位:%(v))
时间(2000年)
R-611入口R-611出口
H2S C OS S O2H2H2S C OS S O2H2
5月19日0.920.120.46 3.82 1.080.020.02 1.93
5月19日 1.260.150.40 3.87 1.22<0.02<0.023.36
5月20日 1.240.100.25 4.57 1.390.020.02 3.99
5月20日 1.020.030.25 3.93 1.92<0.02<0.023.67平 均 1.110.100.34 4.05 1.40约0.01约0.013.24
在整个对CT6-5B催化剂活性评价的过程中,没有对加氢后尾气中除H2S以外的总硫含量进行测定。这主要有两方面的原因:一是因为用库仑法分离H2S 与其它形态硫的效果方面并不是很理想,其二是凭借我们已经掌握的经验与数据,足以对CT6-5B催化剂的活性等方面做出比较适当的评价。
7 CT6-5B催化剂应用评价
济南炼油厂是第一次接触尾气处理,装置是首次开工,所以开工初期对急冷塔堵塞、S O2击穿胺液、加氢催化剂活性等一系列问题一直比较担心,但经一年多的运行实践,车间对应付这些问题越来越有信心。
(1)装置运行头半年,车间在驾驭操作方面没有经验,床层温升的控制范围定得也较宽,但在1999年11月因为克劳斯部分的运行负荷过低(最低时只有不到25%),装置停工改造时,尾气急冷塔中却没有发现任何问题,填料上也没有发现硫磺的存在,这足以说明,CT6-5B催化剂对硫以及S O2的加氢活性良好。
(2)2000年4月在对加氢反应器进行除炭操作时,尾气中停止了注氢,但床层温度却一直不上升,掺入空气也无效,最后通过提高加氢反应器入口温度的手段来提高床层温度(床层最高温度维持在400℃左右),在基本上保持二转出口H2S∶S O2=2∶1的条件下,在线色谱仪显示二转出口的H2含量一直在0.9%～1%,床层各点的温升大小与正常操作时没有发生明显的变化,结果持续了4天,最担心的急冷塔入口捕集器积硫的现象根本就没有出现,这可以得出两个结论:一是CT6-5B催化剂对单质硫的转化率很高;二是在酸性气比较平稳的前提下,根本不需要过多的氢余量。
(3)装置运行一年来,击穿胺液的情况也没有出现,在尾气处理装置开工前,贫胺液的pH值便在10到11之间,现仍未出现明显的变化。而且胺液的消耗也很低。今年2月,为了降低装置能耗,车间将胺液浓度由15%提高到20%左右后,运行至今,没有出现浓度降低的迹象(气体脱硫装置只开干气脱硫部分,液化气脱硫未开)。
(4)在干气和液化气脱硫装置同时开时,没有因为有机硫的影响而造成气体脱硫产品的质量问题,而且通过今年年初的优化操作,吸收后尾气中的总硫含量出现明显降低,平均只有不到286mg/m3。这足以说明CT6-5B催化剂的有机硫水解能力也不存在问题。
(5)在缺少氢源的情况下,用瓦斯代替氢,只要酸性气自身含烃量不是很高,硫磺产品的质量一般没有问题。我厂酸性气中的烃含量一般是在1%左右,最近只有不到0.5%。由于其铁含量偏高以及市场对硫磺产品质量的要求,在1998年通过IS O9000质量认证后,我厂的硫磺产品一直按合格品进行销售,但其它各项指标均能达到一等品甚至优等品的要求。
(6)对于加氢反应器入口温度的要求,原先我们过多地局限于300℃这一传统概念,而实验室对加氢催化剂活性评价的一般操作条件只是要求床层最高点温度为335℃,中国石油西南油气田分公司天然气研究院推荐使用CT6-5B时,要求的入口温度范围也只有260～320℃,这应主要取决于有机硫水解对温度的要求。如果在前部配风不足的情况下,为了提高床层最高点温度,而一味地去提高反应器入口温度的做法是不恰当的,我厂一年来的生产实践经验正好说明了这一点。
(7)自1989年2000t/a硫磺回收装置开工以来,因为过程气分析问题,我们对酸性气的配风一直不能很好地把握。对于克劳斯转化器而言,不论配风大小,都会导致床层的温升的降低。还原吸收法尾气处理装置的开工,使我们找到了一个很好的调节配风的依据,即:可以通过加氢反应器床层温升的大小来调整配风。
作者简介
于良波:男,1991年毕业于江苏化工学院有机化工专业。工程师。现主要从事车间硫磺、气体脱硫、污水汽提装置的生产与工艺技术管理,兼顾汽油脱硫醇和液化气脱硫醇的技术管理工作。地址:(250101)济南炼油厂硫磺回收车间。
叶茂昌:1963年生,1982年毕业于兰州石油学校石油炼制专业。工程师。1990年毕业于华北石油职工大学油田化学专业,从事过天然气分析,油田化学药剂和催化剂、脱硫剂的制备。现从事院科研成果的转化工作。地址:(646002)四川泸州三号信箱天然气研究院七室。
收稿日期:2000-10-08
编辑:杨 兰
27CT6-5B硫磺回收尾气加氢催化剂在济南炼油厂的应用 2001
cline of international conservation of crude oil and m ore and m ore strict environmental protection rules.Herein,four typi2 cal G T L technologies of the w orld nowadays,SSPD technolo2 gy of Sas ol C om pany,S MDS technology of Shell C om pany, AG C-21technology of Exx on C om pany and nitrogen diluted G T L technology of Syntroleum C om pany are reviewed sepa2 rately.It can be found that the technical em phasis of G T L is the development of synthetic gas preparation and F-T syn2 thesis.As the reas on of lower investment and appropriate proportion of carbon m onoxide and hydrogen of the synthetic gas,air partial oxygenation,autothermal reforming(ATR)and pure oxygen partial oxygenation etc.will probably become the dominant developing direction of synthetic gas preparation in the future.Therewith,slurry bed reactor of G T L will probably als o turn into the artery of F-T synthesis considering the advantages of trans fer process and convenience of scale-up of reactors.Besides the technologies,economical items about G T L project including investment,price of crude oil and nat2 ural gas,selection of technology and distribution of products are discussed generally.Different selection of G T L technology results in different investment and cost.It is w orth to em pha2 size that the price of natural gas and crude oil influences the G T L project very greatly,and proper distribution of the prod2 ucts helps G T L project to come into existence.
SUBJECT HEADING S:natural gas,liquid hydrocar2 bon,technology,economic
SOLI D SUPERACI D TIO2/SO2-4CATA LYZE D SYN2 THESIS ISOAMYL ISOVA LERATE
Lin Jinzhu(Light Industry C ollege of Jimei,X iamen). CHEMIC AL ENGIN EERING OF OI L AND G AS,VO L.30, NO.2,pp67～68,2001(ISSN1007-3426,IN CHIN ES E) ABSTRACT:This paper reports a novel process of us2 ing s olid superacid T iO2/S O2-4as catalyst to synthesize Is oamyl is ovalerate.The influences of the reaction time,the reaction tem perature,the m ole ratio of is ovaleric acid to is oamyl alcohol,the quantity of s olid surperacid catalysts on the conversion rate of iaovaleric acid were studied.The re2 sults show that s olid superacid catalysts have higher activi2 ties,reaction time being short,higher conversion rate of is o2 valeric acid.Optimal conditions were obtained by test:the mass ratio of the catalyst used to the reactants was5%,the m olar ratio of is ovaleric acid to is oamyl alcohol was1∶1.5, the reaction tem perature was110～120℃and the reaction time was3h.Under this conditions,the conversion rate of
is ovaleric acid was up to96.9%.
SUBJECT HEADING S:is oamyl,is ovalerate,s olid superacid,synthesis
APP LICATION OF CT6-5B H YDR O-RE DUCTION CATA LYST IN JINAN REFINER Y
Y u Liangbo(Jinan Refinery,SI NOPEC),Y e Maochang (RI NG T,PetroChina S outhwest Oil and G as field C om pany). CHEMIC AL ENGIN EERING OF OI L AND G AS,VO L.30, NO.2,pp69～72,2001(ISSN1007-3426,IN CHIN ES E) ABSTRACT:CT6-5B hydro-reduction catalyst has been used in reduction-abs orption method Claus tail gas treating unit of Jinan Refinery for the first time.Instead of on -line combustion furnace of SC OT process by injecting di2 rectly fuel gas or H2to tail gas,and under low inlet tem pera2 ture of hydro-reduction reactor,CT6-5B still keeps excel2 lent activity of hydro-reduction and hydrolysis,and low en2 ergy consum ption of amine regeneration.There have been no such problems occurred as sulfur deposition in quench tow2 er,amine foaming and S O2breakdown since running for one year.
SUBJECT HEADING S:sulfur recovery,tail gas,hy2 drocatalyst,bed,tem perature raising,application evaluation
STU DY OF GAS DIFFUSION LAW FOR CONTINU2 OUS REFOR MING CATA LYST IN A FIXE D-BE D Jiang X iaohua,Lu Chunxi(C ollege of Chemical Engi2 neering,University of Petroleum,Beijing).CHEMIC AL EN2 GIN EERING OF OI L AND G AS,VO L.30,NO.2,pp73～75,2001(ISSN1007-3426,IN CHIN ES E)
ABSTRACT:Radial diffusivity was measured in a φ186mm column packed with continuous reforming catalyst. Hydrogen was introduced into the center of the bed and its concentration measured at different cross sections down2 stream.M odified Peclet numbers were com puted from the da2 ta by using a finite-s ource s olution to the equation of gas diffusion m odel in a fixed bed.The im portance of axial diffu2 sion was analyzed by com puting the effect of the magnitude of the axial diffusivity on the radial diffusivity.The Peclet numbers increased with the increase of Reynolds numbers. Superficial gas velocity was a main factor which in fluenced the diffusion behavior of gas in the bed.The relation between Re and Per was following as:Per=2.7476lnRe-5.3161.
SUBJECT HEADING S:fixed-bed,gas tracer method,radial diffusivity,diffusion m odel
2 CHEMIC AL ENGIN EERING OF OI L AND G AS Apr.2001,Vol.30,No.2
硫磺回收工艺介绍
硫磺回收工艺介绍
————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期:
目录 第一章总论 .............................................................................. 错误!未定义书签。 1.１项目背景 (2) 1.2硫磺性质及用途2? 第二章工艺技术选择2? ２.１克劳斯工艺 (2) ２．１.1MＣRC工艺2? ２.1.2CPS硫横回收工艺2? 2.１.３超级克劳斯工艺2? ２.1.4三级克劳斯工艺....................................................... ２ 2.2尾气处理工艺 (2) 2．2.1碱洗尾气处理工艺 (2) 2.2.2加氢还原吸收工艺 (2) 2.３尾气焚烧部分2? 2.4液硫脱气........................................................................................ ２第三章超级克劳斯硫磺回收工艺. (2) 3.1工艺方案 (2) 3.2工艺技术特点?２ 3.３工艺流程叙述 (2) 3．３.1制硫部分 (2) ３.3.2催化反应段............................................ 错误!未定义书签。 3.3.3部分氧化反应段....................................... 错误!未定义书签。 3．３.4碱洗尾气处理工艺 (2) 3.3．5工艺流程图2? 3.4反应原理 (2) 3.４．2制硫部分一、二级转化器内发生的反应: (2)
硫回收题库新讲解
硫回收题库 1、硫磺的物理性质？ 答：常温下硫磺是一种淡黄色晶体，温度变化时可发生固、液、气三态转变。硫磺熔点112~119℃，自然点232℃，着火点250℃，沸点444.6℃。 2、影响装置正常生产的主要因素？ 答、温度、酸性气组成、催化剂活性、系统压力、气风比等。 3、影响炉膛温度的主要因素？ 答：酸性气组分变化H2S、NH3及烃类含量的变化；气风比的变化、酸性气带水、酸性气量的变化。 4、影响尾气H2S/SO2比值的因素？ 答：酸性气中H2S浓度波动；酸性气流量波动；空气/酸性气比例不合适；燃料气流量、组分波动。 5、酸性气中烃类含量高的危害？ 答：燃烧时放出大量的热烧坏设备；副反应增加；烃类燃烧不完全，有碳黑析出；在转化器内积碳，会破坏催化剂活性；烃类含量高，耗氧量大，设备负荷大。 6、克劳斯催化剂失活的原因？ 答：硫酸盐化、床层积碳、床层积硫、热老化、水浸泡。 7、硫回收装置的主要任务？ 答：本岗位的任务是将低温甲醇洗再生出来的酸性气，通过反应炉、克劳斯反应器生成单质硫并回收，少部分未回收的单质硫、CS2、COS等通过加氢还原反应器还原成含4-8%H2S的酸性气送往酸性气脱硫工段，并将本岗位回收的单质硫以及从酸性气脱硫工段回收的硫泡沫制得合格的硫磺。 8、在生产前系统进行升温的目的？ 答：使整个系统温度提高，达到生产工艺要求。以免转入生产造成堵塞。9、锅炉用水为什么要进行处理？ 答：由于天然水中有许多杂质，在水加热过程中杂质会浓缩在受热面上形成结垢。受热面结垢后，传热能力降低，同时容易使受热面鼓泡，造成事故，因此，锅炉用水要事先进行处理。水处理的方法分为炉内处理（加药）和炉外处理。
低温SCOT硫回收工艺技术及应用_华博
第44卷第3期 辽 宁 化 工 Vol.44，No. 3 2015年3月 Liaoning Chemical Industry May，2015 收稿日期： 2015-01-05 低温SCOT 硫回收工艺技术及应用 华 博 （中电投伊犁能源化工有限责任公司霍城煤制气分公司， 新疆 伊宁 835000） 摘 要：随着以煤为原料的大型现代煤化工的快速发展，新的环保法对煤制甲醇和天然气装置提出了更为严格的要求。综合分析了低温SCOT 硫回收工艺的基本原理、工艺流程、技术特点、液硫脱气技术及应用前景等方面，对硫回收装置的工艺技术优化有着现实意义。 关 键 词：低温SCOT；硫回收；尾气处理；液硫脱气 中图分类号：TQ 530 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2015）03-0333-04 作为人类主要能源的石油、煤和天然气中含有大量的硫化物，在其加工和产品使用过程中，释放的硫化物是造成环境污染的主要因素。随着国家对环境保护的要求日趋严格，气体脱气、溶剂再生、污水汽提、硫磺回收装置已成为煤气净化厂、炼油厂、大型天然气净化厂、煤炭气化或液化厂必不可少的配套装置。而随着现代煤化工项目的快速发展，煤炭的加工量持续增长，人们将更加关注硫磺回收技术。 SCOT 工艺是Shell 公司开发的尾气处理工艺。主要是将常规Claus 工艺尾气中的SO 2、有机硫、单质硫等所有硫化物经加氢还原转化为H 2S 后，再采用溶剂吸收方法将H 2S 提浓，循环到Claus 装置进行处理。由于其尾气H 2S 含量低，总硫回收率可达99.9%，是目前世界上装置建设较多、发展速度较快、将规模和环境效益与投资效果结合的较好的一种硫回收工艺。 1 基本原理 1.1 克劳斯工艺技术原理 由于克劳斯法工艺技术简单,适用大型化、自动化生产装置,装置效能高,因此已成为从含硫化氢气体中回收元素硫的主要方法。该工艺包括一个高温热反应段和两个催化反应段。 在高温热反应阶段，进料气中三分之一的硫化氢根据以下反应式被燃烧成二氧化硫： 2H 2S + 3O 2 → 2SO 2 + 2H 2O + heat 根据克劳斯平衡反应，二氧化硫和剩余的硫化氢反应生成单质硫： SO 2 + 2H 2S → 1.5 S 2 + 2H 2O - heat 在1 250 ℃的温度条件下，硫磺的转化率为55%~70%。离开燃烧室的混合气体被冷却到180 ℃左右，液体硫磺被冷凝然后分离。 接下来的克劳斯催化反应段将进一步提高硫磺回收率。在反应器中发生如下克劳斯平衡反应： 2H 2S + SO 2 → 3/X S x + 2H 2O + heat 通过使用克劳斯催化剂，克劳斯平衡反应将向生产硫磺的方向进行。从第一和第二反应器出来的单质硫，分别经过冷凝后排出，这样可以保证在下一个催化床层中反应进一步生成硫磺的方向进行。 在高温热反应段中由于副反应会生成的羟基硫和二硫化碳，通过在第一克劳斯反应器中装填钛系克劳斯催化剂可以将这部分有机硫进行水解； COS + H 2O → H 2S + CO 2 CS 2 + 2H 2O → 2H 2S + CO 2 与常规铝系克劳斯催化剂相比，钛系克劳斯催化剂除了具有良好的克劳斯活性外、对有机硫的水解反应具有更好地促进作用，并具有更好地抗结炭性能、耐硫酸盐能力。以上两类催化剂对保证硫回收装置的长周期运行和总硫回收率达标都有极大的帮助。 1.2 低温SCOT 工艺技术原理 (1) 催化加氢段 在加氢反应器中，通过装填钴钼催化剂，在210~260 ℃反应温度及常压下将克劳斯尾气中的硫化物进行加氢还原。 二氧化硫和单质硫的还原反应分别如下： SO 2 + 3H 2 → H 2S + 2H 2O + heat S 8 + 8H 2 → 8 H 2S + heat 通常情况下，克劳斯尾气中已具备有加氢还原 DOI ：10.14029/https://www.wendangku.net/doc/db8651656.html,ki.issn1004-0935.2015.03.003 网络出版时间：2015-04-03 17:33网络出版地址：https://www.wendangku.net/doc/db8651656.html,/kcms/detail/21.1200.TQ.20150403.1733.003.html
硫磺回收工艺介绍
目录 第一章总论 (3) 1.1项目背景 (3) 1.2硫磺性质及用途 (4) 第二章工艺技术选择 (4) 2.1克劳斯工艺 (4) 2.1.1MCRC工艺 (4) 2.1.2CPS硫横回收工艺 (5) 2.1.3超级克劳斯工艺 (6) 2.1.4三级克劳斯工艺 (9) 2.2尾气处理工艺 (9) 2.2.1碱洗尾气处理工艺 (9) 2.2.2加氢还原吸收工艺 (13) 2.3尾气焚烧部分 (13) 2.4液硫脱气 (14) 第三章超级克劳斯硫磺回收工艺 (15) 3.1工艺方案 (15) 3.2工艺技术特点 (15) 3.3工艺流程叙述 (15) 3.3.1制硫部分 (15) 3.3.2催化反应段 (15) 3.3.3部分氧化反应段 (16) 3.3.4碱洗尾气处理工艺 (17) 3.3.5工艺流程图 (17) 3.4反应原理 (18) 3.4.2制硫部分一、二级转化器内发生的反应: (18) 3.4.3尾气处理系统中 (18) 3.5物料平衡 (19)
3.6克劳斯催化剂 (19) 3.6.1催化剂的发展 (19) 3.6.2催化剂的选择 (21) 3.7主要设备 (21) 3.7.1反应器 (21) 3.7.2硫冷凝器 (21) 3.7.3主火嘴及反应炉 (22) 3.7.4焚烧炉 (22) 3.7.5废热锅炉 (22) 3.7.6酸性气分液罐 (22) 3.8影响Claus硫磺回收装置操作的主要因素 (23) 3.9影响克劳斯反应的因素 (24) 第四章工艺过程中出现的故障及措施 (26) 4.1酸性气含烃超标 (26) 4.2系统压降升高 (27) 4.3阀门易坏 (28) 4.4设备腐蚀严重 (28)
硫磺回收工艺介绍
硫磺回收工艺介绍-标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
目录 第一章总论 (4) 1.1项目背景 (4) 1.2硫磺性质及用途 (5) 第二章工艺技术选择 (5) 2.1克劳斯工艺 (5) 2.1.1MCRC工艺 (5) 2.1.2CPS硫横回收工艺 (6) 2.1.3超级克劳斯工艺 (7) 2.1.4三级克劳斯工艺 (9) 2.2尾气处理工艺 (10) 2.2.1碱洗尾气处理工艺 (10) 2.2.2加氢还原吸收工艺 (14) 2.3尾气焚烧部分 (14) 2.4液硫脱气 (15) 第三章超级克劳斯硫磺回收工艺 (16) 3.1工艺方案 (16) 3.2工艺技术特点 (16) 3.3工艺流程叙述 (16) 3.3.1制硫部分 (16) 3.3.2催化反应段 (16) 3.3.3部分氧化反应段 (17) 3.3.4碱洗尾气处理工艺 (18) 3.3.5工艺流程图 (18) 3.4反应原理 (18) 3.4.2制硫部分一、二级转化器内发生的反应: (19) 3.4.3尾气处理系统中 (19) 3.5物料平衡 (20)
3.6克劳斯催化剂 (20) 3.6.1催化剂的发展 (20) 3.6.2催化剂的选择 (21) 3.7主要设备 (22) 3.7.1反应器 (22) 3.7.2硫冷凝器 (22) 3.7.3主火嘴及反应炉 (22) 3.7.4焚烧炉 (23) 3.7.5废热锅炉 (23) 3.7.6酸性气分液罐 (23) 3.8影响Claus硫磺回收装置操作的主要因素 (24) 3.9影响克劳斯反应的因素 (25) 第四章工艺过程中出现的故障及措施 (27) 4.1酸性气含烃超标 (27) 4.2系统压降升高 (27) 4.3阀门易坏 (28) 4.4设备腐蚀严重 (29)
硫磺尾气处理操作规程完整
海科化工集团 1.5万吨/年硫磺回收装置尾气处理项目 操 作 说 明 书 德美工程技术 2015年7月
目录 第一章工艺技术规程..................................................... 1.1装置简介............................................................ 1.2 工艺原理............................................................ 1.3 工艺流程简述........................................................ 1.4物料平衡............................................................ 1.5工艺指标............................................................ 1.5.1 原料尾气规格条件.................................................. 1.5.2 产品质量规格...................................................... 1.5.3 公用工程（水、电、汽、风等指标）.................................. 1.5.4 主要操作条件...................................................... 第二章操作指南......................................................... 2.1 生产任务............................................................ 2.2 操作原则............................................................ 2.2.1 脱硫塔........................................................... 2.2.2 再生塔........................................................... 2.3 基本调节方法....................................................... 2.3.1 脱硫塔........................................................... 2.3.2 再生塔........................................................... 第三章开工规程....................................................... 3.1操作代号说明 ........................................................ 3.2 验收建设或检修项目.................................................. 3.2.1 验收建设或检修项目................................................ 3.2.2 确认下列设备、设施、管线.......................................... 3.2.3 要求.............................................................. 3.3 开工前的准备工作.................................................... 3.3.1 制定方案、联系有关部门............................................ 3.3.2 吹扫试压流程...................................................... 3.3.4 引水、电、汽、风..................................................
硫回收题库新
硫回收题库 硫磺的物理性质？ 答：常温下硫磺是一种淡黄色晶体，温度变化时可发生固、液、气三态转变。硫磺熔点112~119℃，自然点232℃，着火点250℃，沸点444.6℃。 影响装置正常生产的主要因素？ 答、温度、酸性气组成、催化剂活性、系统压力、气风比等。 影响炉膛温度的主要因素？ 答：酸性气组分变化H2S、NH3及烃类含量的变化；气风比的变化、酸性气带水、酸性气量的变化。 影响尾气H2S/SO2比值的因素？ 答：酸性气中H2S浓度波动；酸性气流量波动；空气/酸性气比例不合适；燃料气流量、组分波动。 酸性气中烃类含量高的危害？ 答：燃烧时放出大量的热烧坏设备；副反应增加；烃类燃烧不完全，有碳黑析出；在转化器内积碳，会破坏催化剂活性；烃类含量高，耗氧量大，设备负荷大。 克劳斯催化剂失活的原因？ 答：硫酸盐化、床层积碳、床层积硫、热老化、水浸泡。 硫回收装置的主要任务？ 答：本岗位的任务是将低温甲醇洗再生出来的酸性气，通过反应炉、克劳斯反应器生成单质硫并回收，少部分未回收的单质硫、CS2、COS等通过加氢还原反应器还原成含4-8%H2S的酸性气送往酸性气脱硫工段，并将本岗位回收的单质硫以及从酸性气脱硫工段回收的硫泡沫制得合格的硫磺。 在生产前系统进行升温的目的？ 答：使整个系统温度提高，达到生产工艺要求。以免转入生产造成堵塞。 锅炉用水为什么要进行处理？ 答：由于天然水中有许多杂质，在水加热过程中杂质会浓缩在受热面上形成结垢。受热面结垢后，传热能力降低，同时容易使受热面鼓泡，造成事故，因此，锅炉用水要事先进行处理。水处理的方法分为炉内处理（加药）和炉外处理。 为什么对产生蒸汽的冷换设备进行水位控制？ 答：冷换设备的水位应控制在1/2~2/3之间。（1）保证有较大的蒸发空间；（2）保证有较大的蒸发面；（3）保证蒸汽的质量；（4）保护冷换设备；（5）充分利用换热面积。 催化剂活性降低有什么现象？ 答：床层温升变化；转化率下降；有机硫水解明显下降。 如何降低硫磺回收装置尾气SO2排放？ 答：保证上游装置来的酸性气组分稳定，特别是烃含量不能变化过大；选用高效的催化剂，提高硫回收反应深度；投用好H2S/SO2在线分析仪，投用好反应炉微调风控制。 锅炉用水水质不良对锅炉有什么危害？ 答：锅炉结垢；引起锅炉腐蚀；影响蒸汽品质。 如何判断催化剂失活？ 答：反应器入口温度与床层温差不大，甚至床层温度低于入口温度；硫磺转化率下降；有机硫水解率下降；床层阻力增大。 捕集器有何作用？
硫磺回收题库
硫磺回收联合装置题库 一、填空题 1、常温下硫磺是一种晶体，温度变化时可发生固、液、气三态转变。硫磺熔点，自燃点，着火点250℃，沸点444.6℃。答案：淡黄色，112～119℃，232℃ 2、硫磺回收酸性气来源主要有股，分别是：溶剂再生单元的富液再生后产生的、非加氢酸性水汽提单元回收的、加氢酸性水汽提单元回收的清洁酸性气。 答案：三，清洁酸性气，含氨酸性气 3、硫磺生产中，变化频繁，又非常关键的操作条件是。 答案：气风比 4、酸气带烃必须及时，保证，否则将导致产。 答案：加大配风，炉膛温度，黑硫磺 5、在克劳斯反应过程中，空气量的不足和过剩均使转化率。 答案：降低 6、在检查运行装置中，有无硫化氢气体泄漏，可用进行检测。答案：便携式H2S 报警仪 7、进一步回收尾气中的剩余硫化物以及元素硫，在加氢还原反应器内进行加氢还原反应，将SO2、Sx还原成，COS、CS2水解成。答案：H2S，H2S 8、硫磺回收单元：包括、尾气处理、酸性气火炬和成型包装等。公称规模，单系列1.5×104 t/a。操作弹性。
答案：二系列硫回收，30~120% 9、利用溶剂在低温下对硫化氢的选择吸收特性，吸收克劳斯尾气中的硫化氢。 答案：MDEA 10、硫磺回收主燃烧室温度一般控制。 答案：1100～1350℃ 11、尾气加氢反应器出口设置蒸汽发生器，产生 Mpa低压蒸汽；尾气焚烧炉出口设置蒸气过热器及蒸汽发生器，产生 Mpa蒸汽。答案：0.4，4.0 12、尾气采用热焚烧后经100米烟囱排空，满足《石油炼制工业污染物排放标准》（征求意见稿）小于 mg/Nm3的要求。 答案：400 13、酸性气分液罐分离出的液体均进入酸性水排液罐，再由压至系统酸性水管网。 答案：N2 14、硫磺回收采用二级转化Claus制硫工艺，过程气采用自产 MPa 中压蒸气加热方式。 答：4.0 15、反应炉采用进口高强度烧嘴，保证酸性气中和类杂质全部氧化，尾气净化部分还原所需H2由燃烧炉中的分解产生。答：氨、烃、硫化氢 16、溶剂再生单元再生塔底重沸器热源由 MPa蒸汽提供，以防
硫磺回收尾气处理装置开工停工指南(唐工修改)
硫磺回收尾气处理装置开工停工指南 1 装置开工 1.1 开工准备 (1)检查施工项目是否有漏项。 (2)检查工艺设备验收和封口情况。 (3)检查工艺管线，要求流程畅通，不堵不漏、压力表、温度计、疏水器等部件齐全。所有阀门灵活不漏。盲板在正确的位置上。 (4)机泵验收合格，达到试运条件。地脚螺栓紧固，对轮罩、压力表齐全，密封良好，润滑部位按要求加入润滑油（脂），盘车无杂音，转动灵活。 (5)仪表程序正确调试。模拟全部操作条件的调节阀均设置正确，液面计、压力表、流量表均正确配置，孔板均正确安装。 (6)全部仪表安装就位效验完毕，指示准确，性能稳定。 (7)检查供电、电器、照明系统。要求绝缘良好、电机转向正确、运转无杂音，照明完好无损。 (8)安全阀安装就位、定压准确无误，并打铅封。 (9)消防及防毒设施齐全。 1.2 单机试运 所有机泵在水冲洗阶段运行8小时以上，试运不合格不能投入运行。 1.3 系统吹扫、气密试漏 (1)空气、尾气线用风吹扫，氢气线和燃料气线用氮气或蒸汽线吹扫，蒸汽线、氮气分别引至各排空点。 (2)还原部分全系统用风作气密试验（与制硫部分同时进行），试验压力为0.05MPa(g)，用肥皂水作气密检查，各静密封点无泄漏为合格。 (3)吸收部分全系统冲洗完毕后，给氮气气密（方法同上）。 1.4 水冲洗、水联运 急冷塔的急冷水线、吸收塔的胺液线用新鲜水冲洗和水联运，冲洗干净后，将水排净，再用软化水一次通过冲洗；冲洗和水联运全部进行完毕后，系统内积水全部排净。 1.5 化学清洗（适用新投用的设备和系统）
用3%的碳酸钠水溶液冲洗胺液吸收系统，约4小时后，将清洗液退出系统，然后用新鲜水冲洗，冲洗干净后，将水排净，再用软化水一次通过冲洗，冲洗完毕后，系统内水全部排净。 1.6 蒸汽发生器煮炉（适用新投用的设备），蒸汽发生器加入3kg/m3.H O的氢氧 2 化钠或磷酸三钠，采用碱性煮炉把发生器内油污、沉淀物和铁锈除去，以保证发生器受热均匀。煮炉操作参照下列程序操作： (1)给蒸汽发生器上水至低水位，并加入配成溶液的需要量的药液。 (2)对于蒸汽品位要求较低的蒸汽发生器，可按常压煮炉，适当缩短煮炉时间操作。建议打开顶部放空阀，底部通入蒸汽，煮锅约2天。煮炉完毕,应冲洗锅筒内部与药液接触过的阀门等，检查排污阀是否裂缝。 (3)煮炉应达到的要求：锅筒内壁应无油垢、无锈斑。 1.7 氮气保护全装置整个系统都用氮气吹扫，以保证开工安全和保护胺液，用 含量小于3%,系统内充氮气保护，吸收部分在化学清洗后进氮气吹至各采样点O 2 行。 1.8 催化剂装填 1.8.1 检查反应器 当加氢反应器内衬根据衬里材料的要求完成烘器程序后，应打开人孔，降温后检查内部的清洁度。在清扫完毕后，将二层8-10目的不锈钢丝金属网固定在格栅上，并在反应器壁处标出装入催化剂的规定高度。 1.8.2 催化剂装填顺序。底部装填100mm厚的瓷球，上部装填800mm厚的尾气加氢催化剂。 1.8.3 催化剂装填方法。 (1)首先将瓷球装于底部、铺平。 (2)将催化剂细筛后装入袋中。 (3)利用提升装置，将催化剂提升至反应器的人孔处平台上。 (4)往反应器内装填催化剂时，应避免催化剂的破碎，严禁直接踩踏床层。装填完毕后应将催化剂表面用木制工具平整铺平。 (5)封闭人孔后，将反应器床层中的催化剂粉尘吹掉（结合 2.3⑶条同时进行）。
克劳斯硫磺回收技术的基本原理讲解
前言 在石油和天然气加工过程中产生大量的H2S气体，为了保护环境和回收元素硫，工业上普遍采用克劳斯过程处理含有H2S的酸性气体，其反应方程式如下：’ H2S + 3/2 O2 = S02 + H2O （1） 2H2S + S02 = 3/X Sx +2H2O (2) 其中反应(1)和(2)是在高温反应炉中进行的，在催化反应区(低于538℃)除了发生反应(2)外，还进行下述有机硫化物的水解反应： CS2 + H2O = COS + H2S (3) COS + H20 = H2S + C02(4) 本文回顾了改良克劳斯硫磺回收工艺的发展历程，阐明了工艺方法的基本原理、影响因素及操作条件，进行了扼要的评述． 1、工艺的发展历程 1.1原始的克劳斯工艺 1883年英国化学家C，F·C1aus首先提出回收元素硫的专利技术，至今已有100多年历史。原始的克劳斯法是一个两步过程，其工艺流程示于图1，专门用于回收吕布兰(Leblanc)法生产碳酸钠时所消耗的硫。关于后者的反应过程列于下式： 2NaCl + H2S04 = Na2SO4 + 2HCl (5) Na2SO4 + 2C = Na2S + 2CO2 (6) Na2S + CaCO3 = Na2CO3 + CaS (7)
为了回收元素硫，第一步是把CO2导入由H20和CaS(碱性废料)组成的液浆中，按上述反应式得到H2S，然后在第二步将H2S和O2混合后，导入一个装有催化剂的容器，催化剂床层则预先以某种方式预热至所需要的温度，按←CaS(固)+ H2O (液)+C02(气)= CaC03(固)十H2S(气) (8) 反应式(9)进行反应。反应开始后，用控制反应物流的方法来保持固定的床层温度．显然此工艺只能在催化剂上以很低的空速进行反应。据报导， H2S + 1/2 O2 = 1/X Sx + H2O (9) 如果使用了水合物形式的铁或锰的氧化物，就不需要预热催化剂床层即可以开始反应，然而由于H2S和O2之间的反应是强烈的放热反应，而释放的热量又只靠辐射来发散，因此限制了克劳斯窑炉只能处理少量的H2S气
硫磺回收技能大赛理论题库
硫磺回收技能大赛题库 一、填空题 1．硫回收氧化炉超温的原因有上游装置的异常功能，分析器故障或仪表故障 2.如果蒸汽发生故障，则工艺气温度降低，再加热器即不可运行。这会引起催化反应器温度下降并催化剂失活，最终硫沉积于反应器中及管路中成为可能的阻塞。 3.尾气冷却循环水的PH值必须进行检测，因为当PH值小于6时，可能会发生腐蚀。为了提高PH值，需向系统中注入氢氧化钠溶液。 4.尾气处理采用催化加氢水解反应工艺，使克劳斯硫回收装置尾气中的COS、CS2、SO2等转化为H2S。 5.硫化物的危害主要有：使催化剂中毒、堵塞管道设备、腐蚀管道设备、污染溶剂、污染环境、降低产品质量。 6.硫回收装置尾气处理采用催化加氢水解反应工艺，使克劳斯硫回收装置尾气中的COS、CS2、SO2等转化为H2S，然后使用二乙醇胺（MDEA），通过低温吸收、热解吸工艺回收其中的H2S，最后所回收的H2S返回至克劳斯硫回收单元。 7.克劳斯富氧燃烧炉中发生的化学反应主要为： 8. 当克劳斯反应器床层发生氧化、自燃；仪表出现故障，误操作导致床层温度升高，反应器就会出现床层超温事故。 9.酸性气燃烧炉用N2做冷却剂。 10.酸性气1/3在酸性气体燃烧炉反应生成SO2。 11.富氧燃烧产生硫单质、SO2的同时，还要调节工艺气中H2S：SO2的比例达到2：1，以利于后续的克劳斯反应达到最佳的硫转化率； 12.硫回收尾气冷却是在激冷塔中，通过与循环冷却水直接接触来完成。 13. 克劳斯工艺可分为三种方法：即部分燃烧法、分硫法和燃硫法。烯烃硫回收工艺采用部分燃烧法。 14. 酸性水严禁排地沟，应送酸水汽提装置处理。 15.硫回收装置工艺气离开第一段克劳斯反应器后，工艺气进入1#硫冷凝器，在这里气体被冷却到170°C左右，部分硫蒸气冷凝下来。所回收的热量用于产生饱和低低压蒸气。
硫磺回收装置操作手册
文件编号 MZYC-AS-ZY.013-2007(A/0) 受控状态受控 发放编号——————————————— 硫磺回收装置 操作手册 中国神华煤制油有限公司煤制油厂 二〇〇七年
操作手册编审表 编制： 车间审核： 车间主任： 汇审 消防气防队： 技术监督部： 机动部： 安全生产部： 审批：
目录 第1章装置正常开工方案 (1) 1.1开工准备及注意事项 (2) 1.2装置吹扫、贯通、气密 (2) 1.3系统的烘干 (10) 1.4催化剂及其填料填装 (13) 1.5装置投料步骤及关键操作 (15) 1.6装置正常开车步骤及其说明 (19) 1.7装置正常开工盲板表 (20) 第2章装置停工方案 (20) 2.1正常停工方案 (21) 2.2非正常停工方案（紧急停工方案） (28) 第3章事故处理预案 (29) 3.1事故处理的原则 (30) 3.2原料、燃料中断事故处理 (30) 3.3停水事故处理 (32) 3.4停电及晃电 (34) 3.5净化风中断 (36) 3.6其它 (37) 3.7DCS故障处理 (39) 3.8关键设备停运（风机） (40) 第4章装置冬季防冻凝方案 (40) 4.1伴热线流程及现场编号 (41) 4.2防冻凝方案 (41) 4.3相关物料及带水物料管线冬季防冻凝措施 (41) 4.4间断输送物料的管线防冻凝措施 (42) 第5章岗位操作法 (42) 5.1正常及异常操作法 (43) 5.2单体设备操作法 (54) 5.3高温掺合阀操作法 (63) 5.4制硫燃烧燃烧器的操作 (64) 附表一硫磺装置盲板一览表 (68) 附图―硫磺回收装置伴热流程图 (70)
硫磺回收装置尾气二氧化硫排放标准(最新版)
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 硫磺回收装置尾气二氧化硫排 放标准(最新版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
硫磺回收装置尾气二氧化硫排放标准(最 新版) 硫主要以H2 S形态存在于天然气中。天然气中含有H2 S时不仅会污染环境，而且对天然气生产和利用都有不利影响，故需脱除其中的H2 S。从天然气中脱除的H2 S又是生产硫磺的重要原料。例如，来自醇胺法等脱硫脱碳装置的酸气中含有相当数量的H2 S，可用来生产优质硫磺。这样做，既可使宝贵的硫资源得到综合利用，又可防止环境污染。 大约到20世纪70年代初，主要只是从经济上考虑是否需要进行硫磺回收(制硫)。如果在经济上可行，那就建设硫磺回收装置；
如果在经济上不可行，就把酸气焚烧后放空。但是，随着世界各国对环境保护要求的日益严格，当前把天然气中脱除下来的H2 S转化成硫磺，不只是从经济上考虑，更重要地出于环境保护的需要。 从天然气中H2 S。生产硫磺的方法很多。其中，有些方法是以醇胺法等脱硫脱碳装置得到的酸气生产硫磺，但不能用来从酸性天然箕中脱硫，例如目前广泛应用的克劳斯(Claus)法即如此。有些方法则是以脱除天然气中的H2 S为主要目的，生产的硫磺只不过是该法的结果产品，例如用于天然气脱硫的直接转化法(如Lo-Cat法)等即如此。 当采用克劳斯法从酸气中回收硫磺时，由于克劳斯反应是可逆反应，受到热力学和动力学的限制，以及存在有其他硫损失等原因，常规克劳斯法的硫收率一般只能达到92%～95%，即使将催化转化段由两级增加至三级甚至四级，也难以超过97%。尾气中残余的硫化物通常经焚烧后以毒性较小的SO2
硫磺回收工艺介绍
目录 第一章总论................................................................ 项目背景.............................................................. 硫磺性质及用途 ........................................................ 第二章工艺技术选择 ........................................................ 克劳斯工艺 ............................................................ 工艺.............................................................. 硫横回收工艺 .................................................... 超级克劳斯工艺 .................................................. 三级克劳斯工艺 ................................................ 尾气处理工艺 .......................................................... 碱洗尾气处理工艺 .................................................. 加氢还原吸收工艺 .................................................. 尾气焚烧部分 .......................................................... 液硫脱气.............................................................. 第三章超级克劳斯硫磺回收工艺 ........................................... 工艺方案.............................................................. 工艺技术特点 .......................................................... 工艺流程叙述 .......................................................... 制硫部分.......................................................... 催化反应段 ........................................................ 部分氧化反应段 .................................................... 碱洗尾气处理工艺 .................................................. 工艺流程图 ........................................................ 反应原理.............................................................. 制硫部分一、二级转化器内发生的反应: ............................... 尾气处理系统中 ................................................ 物料平衡..............................................................
硫磺回收问答题答案
A 1、影响硫回收率的基本因素可能有哪些？ 答：1）尾气中H2S和SO2之比大于或小于4:12）克劳斯反应器床层温度偏高或偏低3）克劳斯催化剂活性下降4）硫捕集网效率低5）硫冷凝器后过程气温度高6）装置负荷偏低或偏高7）装置酸性气浓度低 2、为什么液硫管线要用0.4MPa蒸汽伴热？ 答：根据液硫的粘温特性，液硫在130-160℃时粘度小，且流动性最好，而饱和蒸汽压为0.4MPa的蒸汽其对应的温度正好为145℃左右，因此液硫管线用0.4MPa蒸汽伴热， 3、尾气单元急冷水PH值迅速下降，如何处理？ 答：原因：1）克劳斯尾气SO2含量多。2）尾气中携带硫单质进入急冷塔。3）还原气体含量不足。4）加氢反应器入口温度低或Cat活性下降，造成SO2穿透。 处理：1）加强Claus单元操作，控制H2S:SO2为4：1 2）控制好三级硫冷器温度，检查液硫管线是否畅通。3）适当提高加氢反应器入口温度，若Cat活性无法恢复，应择机更换Cat。4）调整加氢炉操作，提高还原气体含量。5）加强急冷水更换，必要时应注氨。 4、CLAUS转化器催化剂活性下降现象？ 1）床层的温升变小。2）床层的阻力降增大。3）转化率下降。4）有机硫水解明显下降。 B 1、急冷塔压降异常是由什么原因造成的？如何处理？ 原因：1）系统杂质多，开工前清洗不彻底。2）急冷塔入口过程气SO2含量多。3）尾气中携带单质硫进入急冷塔。4）急冷水过滤效果差。 处理方法1）加强急冷水的置换，加强过滤。2）加强克劳斯操作，控制硫化氢与二氧化硫比值达到4；调整还原气体含量、反应器温度至正常范围。3）控制好克劳斯三级硫冷器温度，检查液硫线是否畅通。4）即时清洗或更换过滤器（SR-401）过滤网。5）如果堵塞严重，以上处理措施无法消除应停工处理。 2、尾气单元紧急停车按扭启动后，哪些阀门动作？ 答：关闭主燃料气第一切断阀XV40106，打开主燃料气放空阀XV40108，关闭主燃料气第二切断阀 XV40109，关闭燃烧空气切断阀XV40125，关闭燃烧空气控制阀xv40124，关闭蒸气控制阀FV40102，关闭蒸气切断阀XV40103，关闭蒸汽控制阀FV40103，关闭CLAUS尾气去加氢炉控制阀HV31007A,打开 CLAUS尾气去尾炉控制阀HV31007B. 3、克劳斯反应器入口温度对装置有何影响？ 答：从反应器来的过程气在反应器床层催化剂作用使硫化氢和二氧化硫发生反应，该反应是放热反应，温度越低越有利，但温度低于硫的露点温度会造成液流析出而使催化剂失去活性，这样会造成硫转化率下降。另外要使装置得到高的硫转化率，必须在催化剂的作用使COS 和CS2发生水解，而该水解
硫磺回收尾气处理工艺技术措施
281 分析硫磺回收尾气处理的工艺流程，对生产工艺设备的运行状况进行分析，保证各种硫磺回收设备安全运行，达到设计的作用效果。同时，设计最佳的尾气处理方案，结合硫磺回收工艺的特点，强化对尾气的处理，使其中的二氧化硫的含量达到环保的标准，促使硫磺回收尾气处理达到更好的效果，满足硫磺回收工艺的技术要求。 1?硫磺回收尾气处理工艺流程 国产装置的应用，直接选择氧化硫磺回收装置进行硫磺回收和尾气的处理，设置具有等温和绝热效果的二级反应器，H 2S与O 2在催化剂作用下直接反应生成硫磺。回收更多的硫磺，同时将尾气进行处理，优化尾气处理的生产工艺流程，对各个不同的生产单元进行控制，设计最佳的处理程序，促使尾气处理达到更高的标准。 1.1?氧化焚烧单元的生产工艺流程 硫磺回收装置来的含硫酸性气体进入焚烧炉，与燃料气和空气混合燃烧后，产生的高温烟气进入烟气冷却器冷却，温度达到230℃左右后去碱洗装置。经碱洗装置脱硫后排入大气。烟气冷却器产生的1.5MPa饱和蒸汽在空冷器冷凝后，返回烟气冷却器循环利用。 1.2?碱洗单元的生产工艺流程 焚烧后含硫烟气从洗涤塔底部进入，水洗降温除尘后从塔顶出至脱硫塔。洗涤热水冷却降温后从洗涤塔上部送入，循环使用。洗涤塔出来的烟气从脱硫塔底部进入，在塔中与从上而下喷淋的NaOH溶液在填料表面接触，将含硫烟气中SO 2吸收脱除后，从塔顶直接排放大气。吸收SO 2的富液一部分从脱硫塔顶部返回脱硫塔循环使用，一部分调节塔底液位后送至氧化罐。 脱硫富液与新鲜的N a O H 溶液在管道中混合，调节PH值后进入氧化罐，将溶液中的Na 2SO 3氧化成Na 2SO 4。从氧化罐来的硫酸钠溶液直接进中和脱色罐，中和、脱色工作结束后，将溶液送入板框压滤机过滤，除去溶液中的固体杂质，硫酸钠溶液送入产品溶液池。 1.3?蒸发结晶单元的生产工艺流程 硫酸钠溶液经过两级预热器加热后，注入一效蒸发器。在一效加热室和分离室内循环浓缩。一部分浓缩液排入二效蒸发器，在二效加热室和分离室中循环，进一步浓缩达到过饱和，从而结晶出硫酸钠。 二效蒸发器的部分浓缩液送入增稠器沉降分离。上层的清液溢流至母液罐，下层的浆液进入离心机脱水。脱水后的Na 2SO 4晶体进入干燥机进行干燥，再由 斗提机输送至料仓储存，并根据库存情况定期包装出料。 2?硫磺回收尾气处理工艺技术措施 设计最佳的硫磺回收尾气处理的方案，使其达到尾气处理的指标，并优选最佳的处理设备，加强对尾气处理设备的维护管理，延长硫磺回收工艺中尾气回收设备的安全运行周期，延长设备的检修时间，降低硫磺回收生产工艺尾气回收处理的成本，最大限度地提高硫磺回收系统的效率。 2.1?尾气处理的方案 尾气中需要脱除的酸性组分主要包括H 2S、SO 2和单质硫等，根据尾气气质情况初步筛选处理方案，将尾气中的部分二氧化硫及单质成分转化为硫化氢气体，经过加氢处理，并对硫磺溶液进行吸收提纯后，进入到硫磺回收装置。也可以采取另一个处理方案，将尾气中的硫化物及单质硫转化为二氧化硫的焚烧工艺方案，结合湿法脱硫的技术措施，促使烟气的排放达标，碱液废水去下游的处理单元，进一步处理。还可以选择第三个处理方案，将尾气中的硫化氢及二氧化硫都转换为单质硫，进行回收利用，也实现硫磺回收工艺尾气处理的效果。 通过对不同方案的技术原理、技术特点、应用范围、项目投资、运行情况等方面进行对比分析，并依据尾气特点，确定适合的尾气处理工艺为尾气焚烧，实施热力燃烧与烟气冷却回收中压蒸汽及NaOH碱洗脱硫的工艺技术措施。 对硫磺回收装置的尾气处理的指标进行分析，为了响应国家环保技术要求，履行社会安全环保的责任，提高SO 2减排量，参考（GB 16297—1996）《大气污染物综合排放标准中排放浓度的要求，确定尾气处理装置设计SO 2排放指标为960mg/m 3。达到尾气排放的标准，才能进行硫磺回收工艺的尾气排放，否则继续进行处理，直至达到排放标准为止。 2.2?尾气处理装置的选择及使用 净化厂尾气处理装置由尾气焚烧、碱洗脱硫装置组成。为处理碱洗装置脱硫富液，建设蒸发结晶装置一套，集中处理碱洗富液，处理后产品硫酸钠外运，废水回用或回注。实现尾气处理工艺的生产管理目标，加强对尾气处理装置的选择和使用，促使每个处理装置安全平稳运行，才能达到设计的处理能力，满足硫磺回收工艺尾气处理的需要。 选用30%wt的氢氧化钠溶液作为吸收液，在脱硫塔 硫磺回收尾气处理工艺技术措施 钟伟?张超?李刚?苏志浩 中国石油长庆油田分公司第一采气厂 陕西 榆林 718500 摘要：对石油化工生产过程中的硫磺回收的尾气处理工艺技术措施进行优化，选择直接氧化的实施工艺措施，结合尾气的单减法回收技术措施，解决硫磺尾气回收的技术难点问题，保证硫磺回收尾气的处理达到环保的标准，避免硫磺回收工艺的尾气导致环境污染事故，影响到石油化工生产的安全环保性能。 关键词：硫磺回收?尾气处理?工艺技术?措施 （下转第269页）