硫磺烟气排放专题.docx

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硫磺烟气排放专题

硫磺尾气排放专题

2021年公布实施的?

石油炼制工业污染物排放标准?

进一步限制了硫磺回收装置尾气污染物排放标准，SO2排放量由原来的960mg/m3下降至400mg/m3，NOx浓度≤100mg/m3，加大了环保力度。

1.尾气单元流程简介

本装置尾气单元采用复原-吸收SSR工艺。

开停工阶段除外，正常生产情况下，制硫单元过程气经尾气分液罐后进入E121与燃烧炉烟气换热至300℃，混氢后进入加氢反响器，然后在蒸汽发生器中以除氧水回收出口尾气局部余热，产生0.3MPa蒸汽。

尾气接着进入急冷塔，冷却至40℃左右后进入吸收塔，用贫液吸收H2S后返回再生装置，净化尾气进燃烧炉，在700℃下燃烧后排入大气。

2.烟气中的污染物

经燃烧炉高温燃烧后的烟气中，对环境影响较大的污染物为SO2、NOx，其次是未完全燃烧的H2S、CO、C2S、COS、SX与烃类。

表1烟气主要成分

表2某炼厂烟气SO2与NOx含量

后面几类物质为极少量，且在完全燃烧情况下不会被携带进入大气，而各炼厂硫磺装置排出的NOx含量普遍均低于标准，本装置酸性气NH3含量小于2%，排放浓度也低于标准甚远，因此主要考虑对象为SO2。

3.影响SO2排放的主要因素及降低措施

3.1酸性气质量

酸性气中的组分及含量是影响尾气中硫含量的首要因素，经过制硫单元及尾气单元回收硫后进入燃烧炉，对排放烟气中SO2浓度影响较大。

表3装置清洁酸性气组分及含量

组成

烃类

H2S

CO2

H2O

V%

≤2

83.68

13.79

2.53

表4装置含氨酸性气组分及含量

组成

H2S

NH3

H2O

V%

48.58

47.81

3.61

H2S含量越高，装置硫回收率越高，尾气中总硫含量就越低，净化后尾气总硫含量也越低，燃烧后烟气中SO2浓度随之降低。

表5硫回收率与烟气中SO2浓度关系

CO2是酸性气中第二大组分，在制硫炉中会与H2S发生如下反响：

H2S+CO2COS+H2O

H2S+CO2C2S+H2O

生成物使尾气总硫含量增大，虽经水解及复原反响后产生的H2S能回收，但同时也使净化尾气硫含量相对增大。

烃类燃烧产生CO2，其含量高也对单元操作产生影响，如易析炭影响催化剂活性，从而引起尾气硫含量增大。

NH3含量高对烧氨效果及克劳斯反响均有负面作用，同时易造成NOx排放量超标。

保证汽提再生单元操作稳定正常，减小酸性气组分及含量波动。

控制酸性气中NH3≯2%，同时加强脱液操作，确保含烃量≯3%。

这假设不满足并酸性气条件，及时切除放火炬。

3.2制硫炉温度

炉膛温度是保证烃类完全燃烧生成CO2及NH3完全燃烧生成N2的前提条件，从而降低甚至消除两者对生产及环境的不利影响。

严格执行工艺指标，调节风量与中部进料量，并入清洁酸性气后炉温控制1150-1250℃，并入含氨酸性气后炉温控制1250-1350℃。

3.3配风

配风是调节H2S、SO2比值的唯一手段，配风量是否适宜直接影响尾气中SO2含量，进而对排放量造成影响。

配风量小，比例失调，硫回收率降低，同时造成烃类及NH3不完全燃烧，降低克劳斯反响活性，尾气硫含量增大，SO2及NOx排放量增大；配风量大，比例失调，硫回收率降低，同时漏O2也会使催化剂失活，尾气硫含量增大，SO2排放量增大。

参照炉温及比值分析仪，副风微调，精心操作，控制风气比为1.8-2.2，确保反响顺利进展，使得过程气中H2S/SO2≈2。

3.4一二转操作

一二转是克劳斯反响发生场所，在催化剂作用下发生如下反响：

H2S+SO2Sx+H2O

COS+H2OH2S+CO2

C2S+H2OH2S+CO2

催化剂床层温度及催化剂活性是反响的关键，正常情况下能使上述反响进展顺利，硫回收率接近或到达最大值，降低SO2排放量，此时转化器出入口过程气组分及含量参照下表：

表6炼化一二转出入口过程气数据

上游装置操作不正常，床层温度产生波动，也易造成催化剂因积硫、积炭、硫酸盐化、热老化或水热老化而失活，催化活性降低，此外催化剂使用时间过长也会导致活性降低，外排SO2浓度上升。

表7催化剂使用年限对尾气及烟气SO2浓度的影响

维持上游装置操作稳定正常，调节高掺阀及TV1114A/B，控制一转床层温度300-320℃，二转床层温度240-260℃。

床层假设发生超温，立即调整，必要时可注入降温N2或蒸汽。

发现催化剂失活现象尽快再生或更换，正常工况下克劳斯催化剂使用年限为3年。

采用更优克劳斯工艺和性能更佳的催化剂。

3.5尾气净化度

制硫尾气进入R121，在催化剂作用下发生复原水解反响：

SO2+H2H2S+H2O

Sx+H2H2S

COS+H2OH2S+CO2

C2S+H2OH2S+CO2

H2S被贫液吸收，尾气得到净化，硫含量降低，烟气中SO2含量降低，正常操作情况下净化尾气数据参照表8：

表8炼化加氢反响器出入口及吸收塔出口尾气数据〔%〕

净化尾气硫含量对SO2排放量的影响如表9所示：

表9净化尾气硫含量与外排SO2浓度关系

依据工艺卡片，调整操作参数，使复原、水解、吸收反响正常进展，提高尾气净化度。

催化剂活性降低要及时处理，正常工况下加氢催化剂使用年限为5年。

采用更优净化工艺，更换性能更好的加氢催化剂。

3.6液硫池废气

液硫常含有体积分数0.02%-0.05%的H2S、SO2，脱气后废气中含硫成分为H2S、SO2、Sx及其它形式的硫化物，这些组分由1.0MPa蒸汽携带进燃烧炉，转化成SO2，造成装置SO2外排浓度增大。

表10液硫池废气对SO2外排浓度的影响

从上表可知，液硫池废气直接引入燃烧炉燃烧，烟气SO2浓度增加100-200mg/m3，因此要减小烟气SO2排放量，降低废气硫含量是一条重要途径。

采用水洗注氨工艺除去废气中含硫组分，净化废气排入燃烧炉燃烧。

从风机出口引风作为动力，将废气直接带入制硫炉，既降低了蒸汽单耗，又降低了SO2排放浓度。

在装置现用液硫脱气流程后增设冷却分液设备，将废气脱水后引入制硫炉或尾气处理系统回收硫。

采用废气循环脱气、二级脱硫、二级再生+二级吸收、低温催化加氢等液硫池废气脱硫新技术。

图1废气循环脱气技术流程示意图

图2废气二级脱硫技术流程示意图

3.7氧化尾气

氧化尾气即各装置废气，来源于催化及焦化稳定装置碱液再生单元，其主要成分为N2、O2、二硫化物、烃类，见下表：

表11氧化尾气组成及含量

氧化尾气硫含量高，应该进展回收。

装置处理现状是氧化塔顶直接排空，不仅产生很大异味，而且携带的有机污染物对环境的影响也更大。

现有设计流程是将氧化尾气直接引入燃烧炉燃烧，但这种处理方法会使烟气SO2浓度增大200-300mg/m3。

氧化塔非净化风量对氧化尾气硫含量有直接影响，风量越大，二硫化物含量越高，燃烧炉烟气SO2浓度越高。

表12某炼厂非净化风量与SO2排放浓度关系

碱液再生单元精心操作，在碱液再生合格的前提下尽量降低非净化风量。

氧化尾气改入制硫炉。

由于氧化尾气有一定的烃含量，为使对装置操作不产生较大影响，必须在制硫炉前新加脱油设备。

根据氧化尾气中的氧及硫含量计算制硫炉实际配风量，回收硫后能有效降低SO2排放量。

表13某炼厂氧化尾气改入制硫炉后对SO2排放浓度影响

3.8燃料气

管网中的燃料气来源于脱硫后的低压瓦斯及干气等气源，通常硫含量很低，<1%，燃烧炉实际燃料气流量为20-30m3/h，对烟气SO2浓度的影响可忽略，但假设脱硫单元操作异常那么会使硫含量升高，燃烧后造成SO2排放量增大。

脱硫装置严格操作，保证燃料气硫含量达标。

选择硫含量低的气源做燃烧炉燃料气。

4.特殊状态下对SO2排放的影响

4.1开停工过程

尾气净化装置开工需要对加氢催化剂进展预硫化，对过程气中H2S浓度的控制较粗略，只能参考化验结果用预硫化线手阀大致调节清洁酸性气并入量，因此不能稳定调控吸收塔吸收效果，导致燃烧后烟气SO2浓度极易超标。

装置停工时需要进展烧硫，期间会产生大量SO2经由燃烧炉排入大气，超出排放标准数倍以上。

加强化验，吸收塔贫液流量高控，保证H2S吸收率。

增加SO2吸收装置，净化停工尾气。

4.2事故状态

某些事故状态下，需要将过程气直接排入烟囱，如燃烧炉熄火，或直接排入燃烧炉，如急冷塔底堵塞，造成SO2排放浓度严重超标，对环境污染严重。

针对易发事故建立过程气净化设施，减小环境污染。

事故发生时迅速反响，立即处理，尽快恢复正常生产，将污染物排放量降到最小。

4.3阀门漏

装置多用蝶阀，而蝶阀密封性不高，易发生漏。

HV1207B、HV1206、HV1201B等发生漏，过程气直接排入烟囱或燃烧炉，造成SO2排放量增大。

选择密封性能好、泄漏等级高的蝶阀，某些炼厂还采用双阀，并设置氮气密封线。

开工时要严格仔细试密，发现漏情况及时处理。

5.总结

严格执行工艺指标和污染物排放国家标准，生产时要精心操作，防微杜渐，情况异常时要反响迅速，立即着手。

优化环保工艺，做到扬长避短，结合实际全面考虑，降低装置烟气污染物排放殊途同归，明白环保效益孰轻孰重。