1 装置简介

1. 1 工艺原理

原料气进入硫磺主燃烧炉中，而空气的供给量仅够原料气中三分之一的H₂ S 燃烧生成SO₂和H₂O，生成的SO₂和剩余的三分之二的H₂ S 在高温下反应生成S_x，未反应的H₂ S 和SO₂进入克劳斯反应器内，在催化剂的作用下，反应生成S_x和H₂O。主要反应方程式如下:

主燃烧炉内:

2H₂S + 3O₂→ 2SO₂ + 2H₂O + Q

2H₂S + SO₂→ 3/xS_x+ 2H₂O + Q

克劳斯反应器内:

2H₂S + SO₂→ 3/xS_x + 2H₂O + Q

从克劳斯反应器出来的制硫尾气经捕集器捕硫后，进入到加氢反应器中被H₂还原或水解为H₂S，在尾气吸收塔中，通过MDEA( 甲基二乙醇胺) 脱除H₂S，脱除H₂S的富液通过再生后循环使用，净化后的尾气经焚烧后达到国家排放标准，经烟囱高空排放。

1. 2 工艺流程

自酸性水汽提装置和溶剂再生装置来的酸性气经过酸性气分液罐( V3801 /V3812) 分液后，酸性液间歇外甩至酸性水原料水罐( V3502A) 。酸性气经过酸性气预热器( E3801) 预热后与预热空气进入酸性气焚烧炉( F3801) ，进行部分燃烧反应。燃烧后高温过程气依次进入余热锅炉( E3809) 和一级冷凝冷却器( E3803) 冷却，液硫从一级冷凝冷却器底部自流至液硫封罐( V3806A) 后进入硫池。来自一级冷凝冷却器的过程气经一级掺合阀，用炉内高温气流掺合至一定温度，进入一级反应器( Ｒ3801) ，在克劳斯催化剂的作用下，H₂S 与SO₂发生反应，生成硫磺。反应后过程气经二级冷凝冷却器( E3804) 冷却，液硫从二级冷凝冷却器底部自流至液硫封罐( V3806B) 后进入硫池。来自二级冷凝冷却器的过程气经二级掺合阀，用炉内高温气流掺合至一定温度，进入二级反应器( Ｒ3802) ，在催化剂的作用下，H2 S 与SO2继续发生反应生成硫磺。二级反应器出口过程气进入三级冷凝冷却器( E3805) 冷却。液硫从三级冷凝冷却器底部自流至液硫封罐( V3806C) 进入硫池。尾气再经液硫捕集器( V3803) 进一步捕集硫雾后，液硫自捕集器底部流至硫封罐( V3806D) 后流入硫池内。液硫从硫池经液硫泵( P3804) 送至硫磺造粒机( K3801) 成型为颗粒状硫磺，再经硫磺包装机( K3802) 包装成为产品。经液硫捕集器捕集硫雾后的硫磺尾气经过尾气－ 过程气换热器( E3807) 用加氢反应后的过程气加热升温，同时经过电加热器( E3806) 加热至一定温度后与外补富氢气混合后，进入加氢反应器( Ｒ3803) ，在还原/水解催化剂的作用下，SO₂、COS、CS₂及液硫、气态硫等均被还原转化成H2 S。加氢反应为放热反应，离开反应器后的过程气，经过尾气－ 过程气换热器( E3807) 冷却后依次进入急冷塔( T3801) 、尾气吸收塔( T3802) 冷却吸收后进入尾气焚烧炉( F3802) 焚烧，焚烧后的尾气经空气兑湿后，经烟囱高空排放。烟囱排放烟气中的SO₂含量满足国家环保总局( GB16297－1996) 制定的烟气中SO₂含量小于960 mg /m³ 的要求。

当尾气加氢系统处于事故状态时，克劳斯尾气直接进入尾气焚烧炉焚烧后通过烟囱排放，工艺流程图如图1 所示。

1. 3 工艺特点

(1) 设计采用部分燃烧、两级催化转化和高温掺合的工艺流程，利用主燃烧炉的高温热气流加热冷凝除硫后的过程气，通过高温掺合阀来调节克劳斯反应器的入口温度。

(2) 余热锅炉可发生1.0MPa 蒸汽，硫冷凝冷却器可发生0.3MPa 蒸汽，发生的蒸汽分别并入1.0 MPa 和0.3MPa 蒸汽管网，既回收了余热，又节约了装置蒸汽用量。

(3) 克劳斯反应器采用抗“漏氧”效果较好，素有“黄金搭档”之称的硫酸亚铁和二氧化钛催化剂，保证了克劳斯反应器的长周期运行。

(4) 捕集器出口的H₂S/SO₂在线仪可实时提供尾气中H₂S/SO₂比值数据，用以指导主燃烧炉的配风调整。

(5) 尾气部分采用还原－ 吸收法处理工艺，最大限度的回收了尾气中的硫元素，保证了尾气的达标排放。

2 因素分析和解决措施

装置现阶段运行过程中，通过分析和总结发现: 主燃烧炉风机总风量不足、氢源品质、急冷水补氨流程不合理是影响现阶段装置平稳运行，外排SO₂稳定达标排放的主要因素。对

此，本文进行了分析并采取了相应的解决措施。

2. 1 主燃烧炉风机总风量不足

2013 年以来，公司先后新增建了60 万吨/年的连续重整、60 万吨/年柴油加氢、60 万吨/年汽油加氢等装置，酸性水来料进一步增多。为保证处理能力，2013 年大检修期间我们完成了原50 t /h 酸性水汽提装置的扩容改造，现处理能力为70 t /h，保证了酸性水的及时处理。然而也伴随着新的问题: 上游酸性水来料大，浓度偏高的情况下，酸性气量较大，硫磺回收装置原设计的两台罗茨风机C3801AB，已不能满足主燃烧炉的供风要求。风量不足，造成H₂ S 相对偏高，SO₂偏低，二者不能按照最佳比例反应生成S_x，影响硫磺收率。而且过量的H₂ S 进入尾气加氢系统，增加了尾气加氢系统的操作负荷，容易造成外排SO₂偏高，增加环境负担。

解决措施: 经过对现有硫磺回收装置相关数据的核算，可在原有风机C3801AB 基础上增加一台新风机C3801C，三台并联。新风机C3801C 供风量较大，单独运行即可满足主燃烧炉的配风要求。然而按照装置安全平稳的运行要求，主燃烧炉风机要做到两段电运行，以防止跳电造成的安全隐患。所以，在实际生产中，我们同时启用不在同一段电上的C3801B 风机，适当开其出口阀，保证一定的供风量，防止突发跳电造成的安全隐患。

2. 2 氢源品质

尾气加氢系统所用氢气均来自上游的制氢装置，供给受上游装置影响较大，日常操作存在一定的安全隐患。2014年2 月7 日，因氢气带油造成尾气加氢系统非计划停工。由于发现、处置及时，3 h 后就恢复了正常生产，然而在此期间SO₂排放量相对偏高，还是对环境造成了一定的不利影响。

经过分析，总结如下: ①硫磺回收装置氢气来自上游制氢装置，至尾气加氢系统前仅仅设有一个放空点，沿途未设置检查放空。当氢气带油后，油随着氢气缓慢带入管线。由于管线较长、较细，操作人员起初很难从放空上检查发现。而当从放空上发现时，整个氢气管线已存有大量的油气。一旦油气进入尾气加氢系统，会降低尾气加氢系统催化剂的活性，甚至造尾气加氢系统的非计划停工，外排SO₂偏高，增加环境负担;②在装置多年的运行过程中，从未出现过氢气带油的情况，装置人员缺乏辨别方法和经验，未对现有氢气流程进行优化处理。

解决措施: 建议在氢气管线上增建氢气分液罐: ①便于员工检查氢源，及时发现问题; ②当氢气出现类似的带油情况时，可以通过分液罐进行收油处理，增加缓冲平台，确保风险可控，避免氢气带油进入尾气加氢系统，造成装置的非计划停工和环境污染风险; ③平稳氢气压力，保证尾气加氢系统反应稳定。

2. 3 急冷水补氨流程不合理

正常情况下，急冷水是清洁干净的，当反应器中有未被完全还原的S_x和SO₂进入急冷塔后，在碱性急冷水环境下，会形成水溶性的聚硫化物( 黄色) 和连多硫酸盐，对设备无不利影响。当碱性环境不足时，大量的SO₂使急冷水pH 呈酸性而腐蚀设备，并且形成单质硫堵塞系统，存在一定的生产安全隐患。生产中通过向急冷水中注入NH₃的方法维持急冷水的碱性环境( pH 7. 5 ～ 9) ，防止酸性环境下设备和管道的腐蚀，以及系统堵塞对装置平稳运行造成的不利影响。

原急冷水补氨流程为: 自酸性水汽提装置，氨气三级分液罐V3508 罐顶至氨气焚烧炉F3502 管线( 靠近急冷塔T3801 处)上接流程至急冷塔T3801 底部急冷水线。由于补氨点距离V3508 罐较远，补氨点压力偏低( 压力0. 05 ～0. 1 MPa) ，补氨操作不易实现，很难维持急冷水的碱性环境。所以日常操作中只能通过增加急冷水的置换频率来维持急冷水的碱性环境。然而通过置换，急冷水pH 仅仅维持在7. 0 ～ 7. 5 左右，为弱碱性环境，SO2吸收效果较差，存在一定的安全隐患: ①装置内部腐蚀严重; ②系统压差偏高，存在一定的堵塞风险，堵塞严重时甚至会导致尾气加氢系统的非计划停工。

图2 是改造前急冷水泵叶轮的拍摄图，从图2 中可以看出设备腐蚀较为严重。

解决措施: 改造急冷水补氨流程，自V3508 出口管线，接流程至急冷水泵入口。V3508 出口压力较高( 压力0. 25～0. 28 MPa) ，急冷塔补氨可以正常操作。而且通过极冷水泵的循环作用，保证了急冷水碱性环的均匀。改造后，急冷水的pH 可控制在7. 5 ～ 9，大大降低了急冷水的置换频率，降低了装置水耗。其次从补氨流程改造前后，系统压差的对比数据( 表1) ，可以看出改造后，系统压差下降了19. 44 kPa，大大降低了急冷塔堵塞的风险，为装置的长周期平稳运行提供了可靠保障。

3 结论

通过对影响长庆石化公司硫磺回收装置现阶段，尾气稳定达标排放的主要因素进行分析，提出了相应的解决措施，保证了装置的长周期平稳运行和和外排烟气中SO₂浓度的稳定达标排放，最大限度的降低环境污染风险。