EDV濕法煙氣洗滌技術處理硫磺回收裝置尾氣

程祥芬，周曉鋒，管生洲

（陜西延長石油（集團）有限責任公司榆林煉油廠，陜西榆林718500）

目前，硫磺回收裝置尾氣處理技術呈多樣化，如LS-DeGAS、堿洗脫硫、氨法脫硫、有機胺脫硫（Cancolv SO2洗滌）、超優Claus+煙氣堿洗等，各種技術適應性、投資、運行費用及可靠性均不同［1］。某煉油廠1×104t/a 硫磺回收裝置（Claus 工藝）尾氣處理采用Claus+SCOT技術，由于上游裝置低負荷運行及所加工原油硫含量低，導致原料酸性氣來量少，達不到設計要求（設計值的17%～20%），操作波動大，且受Claus+SCOT尾氣處理技術脫硫率低影響［2］，異常工況時焚燒爐尾氣排放不能滿足《石油煉制工業污染物排放標準》（GB31570-2015）排放限值（SO2含量≤400 mg/m3）要求［3］，存在環保風險。針對此問題，2019年9月份實施了將硫磺回收裝置尾氣引至現有催化裂化裝置再生煙氣EDV脫硫塔進行脫硫處理的技術改造。

1 工藝技術說明

從硫磺回收部分排出的制硫尾氣中含有少量的H2S、SO2、COS、Sx等物質，經加氫還原為H2S再用MDEA吸收，吸收后尾氣中殘留的硫化物在焚燒爐焚燒后以SO2形式直接排放［4］。此次改造的原料為焚燒爐焚燒后尾氣，尾氣規格見表1。

表1 尾氣設計參數（100%負荷）

催化裂化裝置催化劑再生煙氣采用BELCO 公司EDV 濕法洗滌技術脫硫除塵，脫硫塔設計煙氣量18×104～33×104m3/h（濕），SO2設計脫硫率為85%，實際運行時煙氣量為25×104～26×104m3/h，煙氣量最大為29×104m3/h，煙氣中SO2平均濃度375 mg/Nm3（設計值360～700 mg/m3）［5,6］。煙氣溫度為：140～190 ℃，壓力為3～4 kPa，開停車最高工作溫度為220 ℃，壓力為3～4 kPa。

2 技術改造

2.1 改造后工藝流程

硫磺回收裝置尾氣焚燒爐出口煙囪為DN500，故設計輸送管徑為DN500。從硫磺回收裝置煙囪至催化裂化裝置煙氣脫硫煙道新配1 根DN500 管道，將硫磺尾氣管線與催化裂化裝置煙氣管線直接相連，不需增加動力設備風機等設備。管道長260 m，設計/操作溫度320/230 ℃，設計/操作壓力0.25/0.006 MPa［7］。技改后系統流程見圖1。

圖1 技改后系統流程

2.2 EDV脫硫塔負荷及脫硫能力核算

硫磺回收裝置正常煙氣量5 000 m3/h，SO2實際濃度250～400 mg/m3（設計值120 mg/m3），異常工況最大煙氣量6 280 m3/h，SO2最大濃度5 000 mg/m3。技改后，脫硫塔最大煙氣量為290 000m3/h+6 280 m3/h=296 280m3/h，在設計值范圍；煙氣中SO2最大濃度：（290 000 m3×375 mg/m3+6 280 m3×5 000 mg/m3）/296 280 m3=473 mg/m3，不大于脫硫塔煙氣中SO2濃度設計值；脫硫塔脫硫率按設計值的85%計算，脫硫后排放煙氣中SO2濃度為473 mg/m3×（1-85%）=71 mg/m3，低于設計值100 mg/m3。上述計算表明，將硫磺回收裝置尾氣引入EDV 脫硫塔，不論硫磺回收裝置處于正常工況還是異常工況各項指標均在EDV 脫硫系統的設計范圍內，可使煙氣中的SO2處理達標［8,9］。

2.3 管路系統壓降核算

經計算，煙氣流量6 280 m3/h 時，尾氣在新配管線中壓降為2 kPa［10］，180×104t/a 催化裝置煙道壓力實測值為4 kPa，故需獲得額外6 kPa升壓。根據裝置實際運行情況，硫磺回收裝置在尾氣負荷為6 280 m3/h 時制硫爐運行壓力為38 kPa，由于管道阻力降及煙氣管線背壓，制硫爐壓力升高6 kPa至44 kPa（連鎖停車壓力值為65 kPa），滿足裝置安全運行要求，可實現自壓輸送尾氣，如壓力不足可考慮設置增壓風機。

2.4 管路系統溫降核算

硫磺回收裝置尾氣出口溫度為200 ℃，催化裂化裝置煙道并入點的煙氣溫度為140～190 ℃［11］。為確保該工藝在操作過程中不因硫磺尾氣輸送過程中溫降太大，使煙氣中水分低于漏點溫度而產生明水腐蝕管道和影響介質輸送壓降，通過核算，采用硅酸鋁纖維卷層隔熱保溫材料（∮=95 mm×1）對DN500管道保溫，并使用鍍鋅鐵皮作保護層。

2.5 改造費用及主要材料

此次改造為了裝置尾氣達標排放，不考慮經濟效益，改造費用共150×104元（含設計、材料及施工費等），改造所需的主要材料見表2。

表2 主要材料

4 改造后尾氣處理效果

改造完成后，緩慢打開圖1 中的閥2 和閥3，關閉閥1 投運管線。投運后，尾氣焚燒爐和EDV 脫硫塔運行平穩，操作條件與改造前基本相同，且未增加EDV 脫硫塔能耗和化工原材料用量。技改前后硫磺回收裝置及EDV 脫硫塔煙氣中SO2濃度見圖2和圖3。

圖2 技改前后硫磺回收裝置尾氣SO2含量

圖3 技改前后EDV脫硫塔排放煙氣SO2含量

由圖2 和圖3 可知，改造前EDV 脫硫塔排放煙氣中SO2含量為3.5 mg/m3左右，硫磺回收裝置排放尾氣中SO2含量接近排放限值400 mg/m3，偶爾出現超標現象；改造后，EDV 脫硫塔排放口混合煙氣中SO2濃度約5.0 mg/m3，完全滿足《石油煉制工業污染物排放標準》（GB 31570-2015）中催化裂化裝置再生煙氣SO2含量≤100 mg/m3，硫磺回收裝置尾氣SO2含量≤400 mg/m3排放限值的要求［12］，解決了硫磺回收裝置尾氣排放卡邊或超標問題，達到了改造目的。

5 結束語

煉廠硫磺回收裝置在酸性氣來量、硫化氫含量發生變化及操作異常等情況下，尾氣經焚燒爐后排放的廢氣無法達標排放。通過實施將硫磺回收裝置焚燒爐尾氣自壓送至催化裂化裝置再生煙氣EDV 脫硫塔進行脫硫處理的技術改造，處理后混合煙氣中SO2含量為5.0 mg/m3，效果明顯，避免了Claus + SCOT 技術尾氣焚燒后SO2直接排放污染大氣，有效解決了硫磺回收裝置尾氣排放不合格的難題，且改造后裝置運行平穩，未增加能耗及化工原材料消耗。該改造工藝流程簡單、改造成本低，施工方便、且周期短，可在線實施，為同行業解決類似問題提出了新途徑。