王會(huì)強(qiáng)，王會(huì)永

(1中國(guó)石油四川石化有限責(zé)任公司，四川成都 611930，2天津海盛石化建筑安裝工程有限公司，天津300270)

硫磺回收裝置尾氣二氧化硫達(dá)標(biāo)排放工藝優(yōu)化

王會(huì)強(qiáng)1，王會(huì)永2

(1中國(guó)石油四川石化有限責(zé)任公司，四川成都 611930，2天津海盛石化建筑安裝工程有限公司，天津300270)

介紹了中國(guó)石油四川石化硫磺回收聯(lián)合裝置的工藝原理、特點(diǎn)以及尾氣中SO2達(dá)標(biāo)排放的影響因素。詳細(xì)闡述了影響酸性水汽提、溶劑再生裝置以及硫磺回收裝置的工藝優(yōu)化措施。同時(shí)通過對(duì)聯(lián)合裝置運(yùn)行情況分析，采取了一系列優(yōu)化措施，外排尾氣ρ(SO2)降至400 mg/m3以下。為提高聯(lián)合裝置硫回收率，從根源上降低SO2排放濃度，提出相應(yīng)的技術(shù)改造建議。

硫磺回收 尾氣 二氧化硫排放工藝 優(yōu)化技術(shù)改造

隨著《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 31570—2015)正式實(shí)施，大型煉廠污染物排放成為業(yè)內(nèi)關(guān)注的焦點(diǎn)。按照新的排放標(biāo)準(zhǔn)，必須對(duì)硫磺回收裝置的工藝優(yōu)化和技術(shù)改造，才能滿足新的排放指標(biāo)。中國(guó)石油四川石化有限責(zé)任公司(以下簡(jiǎn)稱四川石化)硫磺回收聯(lián)合裝置是全廠煉油項(xiàng)目配套的重要的環(huán)保裝置，同時(shí)也是確保全廠硫平衡的最后一道屏障。因此，確保硫磺回收聯(lián)合裝置的尾氣達(dá)標(biāo)排放成為首要任務(wù)。硫磺回收聯(lián)合裝置由2套120 t/h酸性水汽提裝置、2套350 t/h溶劑再生裝置和2套50 kt/a硫磺回收裝置組成，結(jié)合聯(lián)合裝置的工藝原理、特點(diǎn)和長(zhǎng)周期運(yùn)行實(shí)踐，從工藝角度對(duì)尾氣中SO2達(dá)標(biāo)排放提出優(yōu)化方案，實(shí)現(xiàn)裝置節(jié)能減排和長(zhǎng)周期穩(wěn)定運(yùn)行。

1 聯(lián)合裝置概況

1.1 酸性水汽提裝置

酸性水汽提裝置采用國(guó)內(nèi)先進(jìn)成熟的WS-Ⅱ-60 型水力旋液沉淀、除油、調(diào)節(jié)組合分離儲(chǔ)罐(罐中罐)技術(shù)，更好去除含硫含氨酸性水中攜帶的污油、污泥，避免污油對(duì)汽提塔操作的影響。同時(shí)對(duì)酸性水儲(chǔ)罐頂排放廢氣的處理采用 JZDS 干法脫臭技術(shù)。汽提塔采用單塔汽提工藝，流程簡(jiǎn)單，操作方便，占地面積小[1]。

1.2 溶劑再生裝置

溶劑再生裝置分為2套，第一套溶劑再生裝置處理加氫裂化裝置和硫磺回收裝置的富胺液；第二套溶劑再生裝置處理常減壓裝置、渣油加氫裝置、柴油加氫裝置、催化裂化裝置和酸性水汽提裝置的富胺液。再生后的貧胺液送至上游裝置循環(huán)使用，清潔酸性氣送至硫磺回收裝置生產(chǎn)硫磺。采用常規(guī)汽提再生法，再生塔底重沸器熱源采用0.35 MPa蒸汽。

溶劑再生裝置富胺液凈化程度由再生塔底供汽量決定，該裝置控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)中采用了塔底供汽量控制系統(tǒng)壓力；回流罐出口酸性氣調(diào)節(jié)閥控制再生塔頂溫度的控制方案。供汽量控制系統(tǒng)壓力可以根據(jù)進(jìn)料量、進(jìn)料溫度、原料質(zhì)量的變化及時(shí)自動(dòng)調(diào)節(jié)再生塔供熱量并保證貧胺液質(zhì)量，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控制[2]。

1.3 硫磺回收裝置

硫磺回收裝置采用2級(jí)Claus+SSR硫回收工藝。硫磺回收裝置設(shè)置在線比值分析儀嚴(yán)格控制燃燒爐的配風(fēng)。過程氣再熱采用一級(jí)高溫?fù)胶?，二?jí)氣/氣換熱的再熱方式。采用制硫催化劑復(fù)合裝填技術(shù)，提高有機(jī)硫的水解能力和硫的轉(zhuǎn)化率。

2 尾氣SO2排放影響因素

硫磺回收裝置的平穩(wěn)運(yùn)行及尾氣SO2排放受到上游酸性水汽提裝置和溶劑再生裝置的運(yùn)行工況的制約，清潔酸性氣和含氨酸性氣組成、溫度及負(fù)荷對(duì)硫磺系統(tǒng)均會(huì)造成一定的影響。硫回收裝置對(duì)尾氣SO2排放的影響因素有：配風(fēng)比、催化劑活性、系統(tǒng)壓降、液硫脫氣部分和尾氣處理系統(tǒng)的運(yùn)行情況等。

2.1 酸性氣品質(zhì)和溫度

硫磺回收裝置原料氣由酸性水汽提裝置和溶劑再生裝置提供，原料氣品質(zhì)受制于上游裝置運(yùn)行工況。酸性氣中含有大量的烴類、H2和NH3等，容易造成制硫燃燒爐超溫運(yùn)行，對(duì)設(shè)備造成損壞且對(duì)裝置長(zhǎng)周期運(yùn)行造成隱患。酸性氣溫度過高且?guī)^多，會(huì)增加制硫燃燒爐爐頭壓力，并且副反應(yīng)增多，降低硫回收率；酸性氣溫度過低容易造成管線、閥門及流量計(jì)等部位結(jié)鹽堵塞，制硫燃燒爐爐溫難以維持在1 350 ℃左右，進(jìn)一步增加催化劑硫酸鹽化和低溫部位結(jié)鹽堵塞的傾向[3]。

2.2 配風(fēng)比

生產(chǎn)中清潔酸性氣總烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)為14.24%、φ(H2)為57.01、φ(H2S)為1.24%。由于酸性氣帶烴嚴(yán)重，與制硫燃燒爐內(nèi)大部分O2反應(yīng)生成COS和CS2，硫轉(zhuǎn)化率下降；同時(shí)，配風(fēng)比控制困難，H2S和SO2的物質(zhì)的量比較難達(dá)到2，致使部分H2S未發(fā)生反應(yīng)，隨過程氣至后續(xù)系統(tǒng)，從而增加吸收塔和尾氣焚燒爐負(fù)荷，進(jìn)一步導(dǎo)致尾氣SO2排放不達(dá)標(biāo)。由于硫磺回收裝置需控制H2S和SO2的物質(zhì)的量比為2的設(shè)計(jì)參數(shù)，若該比值超過2達(dá)到15 min以上將很難保證尾氣SO2達(dá)標(biāo)排放；因此，配風(fēng)比的調(diào)節(jié)是硫磺回收裝置操作的重點(diǎn)，也是難點(diǎn)。

2.3 催化劑級(jí)配及性能

催化劑的合理級(jí)配能夠最大限度的提高硫回收率。四川石化硫磺回收裝置采用中國(guó)石油西南天然氣研究院研制的CT系列催化劑，一級(jí)克勞斯轉(zhuǎn)化器上部裝填16 t CT6-4B型催化劑、下部裝填8 t CT6-8型催化劑，二級(jí)克勞斯反應(yīng)器全部裝填22.5 t CT6-2B型催化劑，加氫反應(yīng)器全部裝填21.5 t CT6-5B型催化劑；溶劑采用CT8-5型選擇性脫硫溶劑。富含烴類酸性氣增加催化劑床層積碳傾向，同時(shí)易使催化劑床層超溫老化，降低催化劑活性。此催化劑級(jí)配方案經(jīng)過近18個(gè)月運(yùn)行后，一級(jí)克勞斯反應(yīng)器床層溫升在70～85 ℃，二級(jí)克勞斯反應(yīng)器床層溫升在10～22 ℃，加氫反應(yīng)器床層溫升在20～32 ℃。床層壓降均在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)，滿足大型煉廠復(fù)雜工況下的連續(xù)長(zhǎng)周期生產(chǎn)要求。

2.4 裝置負(fù)荷

溶劑再生裝置也是集中處理全廠煉油區(qū)域內(nèi)富胺液的重要環(huán)保裝置，硫磺回收裝置處理酸性氣大部分來自溶劑再生裝置。四川石化煉油項(xiàng)目采用加氫路線設(shè)計(jì)，受原油性質(zhì)變化影響，上游渣油加氫裝置頻繁開停工，致使溶劑再生裝置負(fù)荷波動(dòng)較大，進(jìn)而對(duì)硫磺回收裝置造成劇烈沖擊。硫磺回收裝置采用2套50 kt/a設(shè)計(jì)，受酸性氣負(fù)荷變化影響，低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)同時(shí)開2套裝置操作困難，裝置運(yùn)行能耗上升且尾氣SO2達(dá)標(biāo)控制難以實(shí)現(xiàn)。目前采取運(yùn)行1套50 kt/a裝置方案，裝置滿負(fù)荷且工藝臨界點(diǎn)操作；雖然通過一系列工藝優(yōu)化措施，裝置運(yùn)行平穩(wěn)，尾氣SO2達(dá)標(biāo)排放，但是增加了操作難度。將裝置負(fù)荷控制在合理區(qū)間，使聯(lián)合裝置整體能耗下降仍需要進(jìn)一步加強(qiáng)精細(xì)化控制措施。

2.5 系統(tǒng)壓降

由于四川石化液硫脫氣單元廢氣直接排至尾氣焚燒爐處理且未設(shè)計(jì)停車切斷控制邏輯，裝置停工后含單質(zhì)硫的液硫脫氣廢氣進(jìn)入尾氣焚燒爐內(nèi)，造成4.0 MPa蒸汽過熱器堵塞，系統(tǒng)阻力增加，降低了制硫系統(tǒng)的操作彈性，進(jìn)而導(dǎo)致配風(fēng)比失調(diào)，尾氣SO2排放超標(biāo)。

2.6 液硫脫氣

四川石化液硫脫氣單元采用循環(huán)脫氣法工藝，往液硫脫氣池中注入少量的喹啉催化劑，促使液硫中的多硫化物分解為H2S，再通過液硫脫氣泵將H2S送入氣相，用吹掃氣(N2)將H2S趕出液硫脫氣池；用蒸汽噴射器將液硫脫氣廢氣抽至尾氣焚燒爐中焚燒。該方案雖節(jié)省投資且操作簡(jiǎn)單，但會(huì)使尾氣ρ(SO2)增加100～200 mg/m3[4]；因此，將液硫脫氣廢氣改至制硫燃燒爐處理并完善控制邏輯，成為降低尾氣SO2排放的另一途徑。

2.7 尾氣吸收處理

尾氣處理單元中尾氣吸收是確保尾氣SO2達(dá)標(biāo)排放的最后一道屏障，其平穩(wěn)運(yùn)行嚴(yán)重依賴貧胺液質(zhì)量好壞。四川石化溶劑采用集中再生方案，受上游裝置影響，貧胺液質(zhì)量難以保證，目前只有采取加大貧胺液循環(huán)量來維持生產(chǎn)。因此，需設(shè)置獨(dú)立的溶劑再生系統(tǒng)，確保最后一道屏障運(yùn)行可靠平穩(wěn)。

3 聯(lián)合裝置的工藝優(yōu)化

為確保尾氣SO2排放低于GB 31570—2015標(biāo)準(zhǔn)中ρ(SO2)≤400 mg/m3要求，酸性水汽提裝置、溶劑再生裝置及硫磺回收裝置的平穩(wěn)運(yùn)行就顯得尤為重要。結(jié)合聯(lián)合裝置生產(chǎn)實(shí)際，提出工藝優(yōu)化方案及改進(jìn)措施，取得良好的環(huán)保和經(jīng)濟(jì)效益。

3.1 酸性水汽提裝置工藝優(yōu)化

酸性水汽提采用單塔低壓全抽出工藝，具有操作簡(jiǎn)單、能耗低、凈化水品質(zhì)高等優(yōu)點(diǎn)。酸性水中油類含量是制約其平穩(wěn)運(yùn)行的重要因素，同時(shí)由于原料含水量受上游裝置運(yùn)行影響，裝置工藝設(shè)計(jì)指標(biāo)較為寬泛。因此，結(jié)合裝置設(shè)計(jì)特點(diǎn)實(shí)現(xiàn)關(guān)鍵指標(biāo)的窄點(diǎn)控制，節(jié)約蒸汽用量且進(jìn)一步提高凈化水品質(zhì)。

3.1.1 酸性水油類含量控制

酸性水大量含油帶烴將會(huì)破壞整個(gè)汽提塔的氣、液兩相平衡，引起塔工藝參數(shù)的劇烈波動(dòng)，影響產(chǎn)品質(zhì)量，嚴(yán)重時(shí)將造成后續(xù)硫磺回收裝置停工及回用凈化水不合格。酸性水的脫油操作在整個(gè)汽提工藝中尤為重要。四川石化酸性水汽提采用國(guó)內(nèi)先進(jìn)成熟技術(shù)去除含硫、含氨酸性水中攜帶的污油、污泥，避免污油對(duì)汽提塔操作的影響。設(shè)計(jì)經(jīng)分離沉淀后排出水中油類質(zhì)量濃度小于150 mg/L(不包括乳化油和溶劑油)。目前裝置運(yùn)行18個(gè)月以來進(jìn)塔酸性水中油類質(zhì)量濃度控制在不大于50 mg/L，裝置運(yùn)行平穩(wěn)，凈化水質(zhì)量合格率達(dá)99.9%。

3.1.2 塔頂溫度控制

汽提塔頂采用空冷器冷卻酸性氣，塔頂溫度工藝指標(biāo)設(shè)定為80～100 ℃。經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間操作發(fā)現(xiàn)：該指標(biāo)過于寬泛，當(dāng)空冷后溫度低于85 ℃時(shí)出口管線、回流罐液位計(jì)及酸性氣流量計(jì)易結(jié)晶堵塞；溫度高于93 ℃時(shí)酸性氣負(fù)荷明顯增加且酸性氣分液罐液位上升。另外，空冷器受環(huán)境影響較大，惡劣天氣尤為明顯。將混合酸性氣抽出溫度優(yōu)化控制在85～93 ℃，實(shí)現(xiàn)窄點(diǎn)操作近6個(gè)月來，汽提塔頂部分未發(fā)生一起堵塞事故，裝置運(yùn)行平穩(wěn)。

3.1.3 蒸汽用量控制

2套酸性水汽提裝置酸性水硫脫除率均在95%以上，但裝置1.0 MPa蒸汽單耗均在170 kg/t。在節(jié)能降耗大趨勢(shì)下，確保凈化水質(zhì)量合格，適當(dāng)降低蒸汽用量成為優(yōu)化調(diào)整目標(biāo)。2015年1月酸性水汽提裝置實(shí)行蒸汽用量精細(xì)化控制后，蒸汽單耗控制在140 kg/t，硫脫除率控制在90%以上。

3.2 溶劑再生裝置工藝優(yōu)化

硫磺回收裝置處理的酸性氣中來自溶劑再生裝置產(chǎn)生的清潔酸性氣約占總氣量的52%。溶劑再生裝置肩負(fù)著全廠脫硫裝置平穩(wěn)運(yùn)行及油品低硫指標(biāo)的重任，同時(shí)，硫磺回收尾氣處理系統(tǒng)中的胺液吸收也是確保尾氣SO2排放最后一道屏障。通過長(zhǎng)期實(shí)踐并結(jié)合實(shí)際工況，提出優(yōu)化控制工藝指標(biāo)，將不利影響降至最低。

3.2.1 富胺液閃蒸罐壓力、溫度控制

富胺液閃蒸罐頂壓力控制在0.05～0.2 MPa，溫度控制在60～70 ℃，相對(duì)于上游富胺液含油、帶烴、帶氫嚴(yán)重時(shí)，在閃蒸罐容積一定的情況下，此溫度控制相對(duì)較低、壓力控制相對(duì)較高，致使大量烴類及H2很難在較短時(shí)間內(nèi)閃蒸出去，進(jìn)而帶至后續(xù)工序，給再生塔和硫磺回收裝置帶來沖擊。因此，經(jīng)過工藝優(yōu)化后富胺液閃蒸罐頂壓力控制在0.03～0.16 MPa，溫度控制在65～75 ℃，裝置運(yùn)行6個(gè)月來溶劑再生裝置運(yùn)行平穩(wěn)率有了較大提高，對(duì)硫回收系統(tǒng)沖擊得到緩解。

3.2.2 貧胺液溫度控制

渣油加氫裝置來的富胺液含油帶烴嚴(yán)重、H2和其他雜質(zhì)含量高，造成溶劑再生裝置操作頻繁波動(dòng)，多次造成硫磺回收裝置非計(jì)劃停工。通過分析渣油加氫裝置循環(huán)氫脫硫塔溫度設(shè)計(jì)50 ℃，貧胺液控制在約53 ℃(指標(biāo)50～55 ℃)；貧胺液外送管線無保溫設(shè)施，沿途溫度損失近2 ℃(異常天氣尤為嚴(yán)重)，造成貧胺液入塔溫度接近或者低于循環(huán)氫氣體溫度，造成循環(huán)氫氣體中富含重?zé)N組分冷凝。這是導(dǎo)致富胺液帶油帶烴的重要原因，胺液質(zhì)量變差。通過優(yōu)化調(diào)整，將貧胺液外送溫度嚴(yán)格控制在55～60 ℃，確保貧胺液入塔溫度在脫硫氣體溫度5 ℃以上，降低重?zé)N冷凝風(fēng)險(xiǎn)。運(yùn)行6個(gè)月以來，硫磺回收裝置沒有因帶烴嚴(yán)重而造成非計(jì)劃停工，提高了貧胺液質(zhì)量，也減少了酸性氣放火炬次數(shù)，取得很好的經(jīng)濟(jì)和環(huán)保效益。

3.2.3 蒸汽用量控制

硫磺回收裝置1.0 MPa蒸汽用量一直維持在100 t/h左右，2套溶劑再生裝置蒸汽用量較大，裝置能耗高。通過優(yōu)化調(diào)整，制定嚴(yán)格的中壓蒸汽用量，1#溶劑再生塔底單臺(tái)重沸器蒸汽量維持在20～21 t/h，2#溶劑再生塔底單臺(tái)重沸器蒸汽量維持在12～13 t/h，1.0 MPa蒸汽總用量降至72 t/h。

3.3 硫磺回收裝置工藝優(yōu)化

3.3.1 配風(fēng)比控制

由于酸性氣質(zhì)量及流量難以保證，致使硫磺回

收裝置自動(dòng)控制率較低。長(zhǎng)期手動(dòng)控制配風(fēng)量，造成調(diào)控嚴(yán)重滯后。酸性氣中大量的烴類組分消耗制硫燃燒爐內(nèi)大部分O2，副反應(yīng)增加且大量生成NOx、COS和CS2，硫轉(zhuǎn)化率下降，尾氣SO2超標(biāo)排放。此時(shí)切除部分酸性氣進(jìn)料，降低裝置負(fù)荷，確保硫磺回收裝置穩(wěn)定運(yùn)行；部分酸性氣短時(shí)間放火炬，對(duì)環(huán)境造成一定影響。采用先進(jìn)的酸性氣組分在線分析儀提高裝置自動(dòng)化控制率。

3.3.2 催化劑床層溫升控制

確保兩級(jí)克勞斯反應(yīng)器和加氫反應(yīng)器的催化劑床層溫度適度是提高硫磺回收裝置硫轉(zhuǎn)化率的關(guān)鍵。當(dāng)硫磺回收裝置出現(xiàn)大幅度波動(dòng)時(shí)，要及時(shí)確保各個(gè)反應(yīng)器入口溫度穩(wěn)定，將不利因素降至最低，避免溫度忽高忽低對(duì)催化劑活性造成影響及尾氣SO2超標(biāo)排放。

3.3.3 溶劑循環(huán)量及質(zhì)量控制

尾氣處理單元采用加氫還原吸收工藝，貧胺液質(zhì)量合格穩(wěn)定對(duì)進(jìn)一步降低尾氣SO2排放大有好處。該裝置采用復(fù)合型MDEA溶劑能有效低降低尾氣中SO2含量。四川石化硫磺回收裝置尾氣處理單元未設(shè)置獨(dú)立的溶劑再生裝置，胺液質(zhì)量受上游影響較大，致使胺液循環(huán)量一直居高不下，吸收效果不理想。采取的措施是增加獨(dú)立胺液再生裝置，提高胺液質(zhì)量。

4 聯(lián)合裝置運(yùn)行情況

硫磺回收聯(lián)合裝置經(jīng)過優(yōu)化調(diào)整后，裝置整體運(yùn)行平穩(wěn)，系統(tǒng)波動(dòng)及非計(jì)劃停工次數(shù)大幅降低，外排尾氣ρ(SO2)降至400 mg/m3以下。硫磺回收聯(lián)合裝置運(yùn)行主要參數(shù)見表1。

表1 硫磺回收聯(lián)合裝置運(yùn)行主要參數(shù)

5 技術(shù)改造建議

硫磺回收聯(lián)合裝置經(jīng)過工藝優(yōu)化和精細(xì)化控制后，尾氣ρ(SO2)降至400 mg/m3以下，但對(duì)照特殊地區(qū)ρ(SO2)≤100 mg/m3的控制指標(biāo)還有一定的距離，需要實(shí)施技術(shù)改造予以解決。

1)酸性水儲(chǔ)罐頂加保溫設(shè)施、設(shè)置壓力控制閥。四川石化酸性水儲(chǔ)罐采用2系列各5 000 m3分儲(chǔ)分煉模式，每一列罐頂壓力均采用安全水封和正壓水封及氮?dú)庾粤﹂y控制。由于酸性水儲(chǔ)罐周圍有保溫設(shè)施而頂部沒有保溫設(shè)施，在氣溫變化較大時(shí)，水封沖破后罐內(nèi)壓力很難達(dá)到平衡。因此，建議罐頂增設(shè)保溫設(shè)施同時(shí)將自力閥更換為壓力控制閥提高壓力穩(wěn)定。

2)增設(shè)富胺液閃蒸罐。由于上游渣油加氫裂化裝置運(yùn)行工況多變，造成富胺液含油帶烴嚴(yán)重，該部分富胺液在目前有限容積的閃蒸罐內(nèi)很難脫除。因此，建議增加閃蒸罐容積提高停留時(shí)間，將不利因

素降至最低。上游加氫裝置撇油流程及改造部位見圖1，溶劑再生裝置技術(shù)改造后流程見圖2。

3)增加富氧線。由于運(yùn)行一套硫磺回收裝置后負(fù)荷處于設(shè)計(jì)上線，因此建議增加富氧管線，以最大限度提高單套硫磺回收裝置負(fù)荷并降低能耗。

4)采用多段吸收再生技術(shù)絡(luò)合鐵深度脫硫技術(shù)。尾氣處理系統(tǒng)運(yùn)行好壞是決定尾氣SO2達(dá)標(biāo)排放的直接因素。因此，應(yīng)采用先進(jìn)的多段吸收多段解吸絡(luò)合鐵深度脫硫方案，降低能耗的同時(shí)節(jié)約胺液用量，提高對(duì)裝置負(fù)荷動(dòng)對(duì)尾氣系統(tǒng)的抗沖擊能力。尾氣處理系統(tǒng)改造后流程見圖3。

5)改造液硫脫氣廢氣處理流程。液硫脫氣廢氣送至尾氣焚燒爐焚燒處理會(huì)使排放尾氣SO2濃度升高，建議將液硫脫氣廢氣改至制硫燃燒爐焚燒處理，進(jìn)一步提高硫回收率。制硫系統(tǒng)改造后流程見圖4。

圖1 上游加氫裝置撇油流程及改造部位示意

圖2 溶劑再生裝置技術(shù)改造后流程(紅色部分為改造項(xiàng)目)

圖3 尾氣處理系統(tǒng)改造后流程(紅色部分為改造部分)

圖4 制硫系統(tǒng)改造后流程(紅色為改造部分)

6 結(jié)語

硫磺回收聯(lián)合裝置是煉油廠環(huán)保裝置中的重要組成部分，也是確保全廠硫平衡的最后一道屏障。因此確保其平穩(wěn)運(yùn)行及尾氣SO2達(dá)標(biāo)排放至關(guān)重要。四川石化對(duì)硫磺回收聯(lián)合裝置運(yùn)行情況分析，針對(duì)影響因素提出工藝優(yōu)化調(diào)整方案，精細(xì)化控制取得很好的效果，尾氣ρ(SO2)降至400 mg/m3以下。通過后續(xù)技術(shù)改造措施，有望將尾氣ρ(SO2)降至100 mg/m3以下，以滿足特殊地區(qū)SO2排放的嚴(yán)苛要求。

[1] 王會(huì)強(qiáng)，彭亮，孔慶歡.淺析四川石化酸性水汽提裝置工藝特點(diǎn)以及存在的問題和對(duì)策[J].山東化工, 2014,43 (9):87-89.

[2] 王會(huì)強(qiáng)，唐忠懷，繆竹平，等.煉廠醇胺溶劑再生過程中存在的問題及對(duì)策[J].石油與天然氣化工,2015,44(6):38-42.

[3] 王會(huì)強(qiáng).100 kt/a硫磺回收裝置降低SO2排放的制約因素及改進(jìn)辦法[J].硫酸工業(yè),2015 (4):32-37.

[4] 王會(huì)強(qiáng).四川石化100 kt/a硫磺回收及尾氣處理裝置運(yùn)行總結(jié)[J].石油與天然氣化工,2015,44(4):33-38.

Process optimization of SO2emission from sulphur recovery unit

WANGHuiqiang1,WANGHuiyong2

(1.Sichuan Petrochemical Co., Ltd., Petrochina, Chengdu,Sichuan,611930,China;2.Tianjin Haisheng Petrochemical Construction and Installation Engineering Co., Ltd.,Tianjin,300270,China)

The technological principle, characteristics and the factors of the sulphur dioxide emissions from the tail gas of sulphur recovery unit in Sichuan Petrochemical are introduced. The optimized technology of the acid water stripping, solvent regeneration device and sulphur recovery unit were described in detail. Through the analysis of the operation of the joint device, a series of optimization measures are taken, the content of SO2in the tail gas is kept at a low level of 400 mg/m3. In order to improve the recovery of sulphur recovery of the combined device, the SO2emission concentration is reduced, and the corresponding technological suggestions are put forward.

sulphur recovery;tail gas;sulphur dioxide emission;process optimization;technical transformation

2016-12-22。

王會(huì)強(qiáng)，男，中國(guó)石油四川石化有限責(zé)任公司助理工程師，主要從事煉油相關(guān)技術(shù)工作。電話：18030590329；E-mail:wanghq329@petrochina.com.cn。

TQ111.16;TQ125.1+1

B

1002-1507(2017)05-0021-06