齐鲁石化炼油厂脱硫技术
石油脱硫技术
石油生物催化脱硫石油及其产品的燃烧产生大量的有毒气体SO进入大气,造成严重的空气污染,同时也2是产生酸雨的主要原因,因此需要对含硫量高的石油燃料进行脱硫处理.化学脱硫方法——S气体,反应在加氢脱硫hydrodesulfurizationHDS法通过催化过程将有机硫化物转化成H2高温高压下进行,费用较高,而且难以脱除石油燃料中的噻吩类物质,而生物催化脱硫biodesulfurizationBDS在常温常压就可以进行,并且具有高度专一性,因此发展石油生物催化脱硫方法是十分必要的.由于世界范围内可开发的低硫原油日益减少,人们不得不重视对高硫石油的利用.因此对石油中含硫化合物的化学分析也随之越来越被重视起来.石油中的硫是以有机硫和无机S、FeS等溶解或悬浮在油中.硫两种形式存在的,其中主要是有机硫,也存在少量元素硫、H2有人对4种不同产地的原油进行了化学分析,分离出13类包括176种不同化学结构的有机硫化合物,如图1-1.原油中的硫醇大部分是低分子量,在石油的炼制过程中易被除去,200℃以上沸点的石油产品中几乎很少存在.脂肪族硫化物是沸点200℃以上石油产品如柴油中硫化物的主要成分,芳香族硫化物在较重的馏分中含量较低.虽然喳吩在原油中很少见,但唾吩的衍生物很多,苯唾吩、二苯唆吩、蔡唾吩是高硫原油的重要组成.而且这些含硫化合物在原油加工过程中不同程度地分布于各馏分油中.在流化床催化裂化Fluldeaatlyti..arkce,Fcc汽油中,唆吩和各种取代唆吩是主要的含硫化合物,其中苯并唾吩BeZnohtiophene,BTH占30%.催化柴油馏分中的含硫化合物主要是BHT和二苯并唆吩Dibenzothi0Phene,DBT及各种烷基取代物.随着唾吩类含硫化合物的环数的增加,多环唾吩因空间位阻效应使加氢脱硫催化剂反应活性迅速降低.从炼油角度来看,非活性硫的化合物一般比活性硫的化合物更难脱除,而原油中的硫大部分都是以硫醚类和噻吩类硫的形态存在于沸点较高的石油馏分中,这是含硫原油加工过程中所面临的主要问题.1石油脱硫技术概述碱洗法长期以来,炼油厂大多采用碱洗的办法来去除原油中的硫化物,这一方法较为简单,通过碱洗,可以除去原油中的绝大部分硫化物,但它却产生大量的含硫废水,如果不加以妥善处理,对环境的危害是相当严重的.此外,由于碱洗对有机硫化物的脱除率不高,致使成品油中还含有不同程度的有机硫化物,如果不进一步对成品油进行精制处理,会严重的影响成品油的使用价值.萃取法成品油中的有机硫化物可通过萃取法来去除,常用的萃取剂是碱液,但有机硫化物在碱液和成品油中的分配系数并不高,为了提高萃取效率,可在碱液中加入极性有机溶剂,如DMF、DMSOD等,这样可以大大提高萃取的脱硫效率1.夏道宏、苏贻勋2等提出了MDS-H2O-KOH 化学萃取法.用3种萃取剂对胜利炼油厂催化裂化FCC汽油进行萃取率及回收率的考察.结果表明,该方法既能将油品中的硫醇萃取出来,达到脱硫目的,又可高效回收萃取液中的单一硫醇以及混合硫醇,得到硫醇浓缩液.在同一套脱硫装置中既可高效脱硫又可得到高纯度的硫醇副产品,增加炼厂经济效益和社会效益.福建炼油化工公司3把萃取与碱洗两种工艺结合起来,采用甲醇-碱洗复合溶剂萃取法显着提高了催化裂化FCC柴油的储存安定性,色度由18号降到8号,萃取溶剂经蒸馏回收甲醇后可循环使用.此方法投资不高,脱硫效率较高,对一般炼油厂是可行的.1.3络合法用金属氯化物的DMF溶液处理含硫的石油产品4,可使有机硫化物与金属氯化物作用,生成水溶性的络合物而加以去除.能与有机硫化物生成络合物的金属离子很多,而其中以CdCl2的效果最佳,但由于Cd2+的毒性较大,也可用CoCl2或NiCl2来代替.不同金属氯化物与有机硫化物的络合反应活性依次为5：Cd2+>Co2+>Ni2+>Mn2+>Cr3+>Cu2+>Zn2+>Li+>Fe3+.络合法脱硫无法脱除油品中的酸性组分,而剩余的氮化物、硫化物可在酸性物质的催化作用下聚合、氧化.因此工业上采用络合萃取与碱洗精制相结合的办法,可使油品的安定性最好.在经济上,与萃取法同样具有较好经济效益.1.4吸附法KonyukhovaT.P.6把一些天然沸石如丝光沸石、钙十字石、斜发沸石等经酸性活化后,可用于吸附去除成品油中的乙基硫醇和二甲基硫,而ZSM-5和NaX沸石则分别适用于对硫醚和硫醇的去除.徐志达、陈冰7等用聚丙烯腈基活性炭纤维NACF吸附汽油中的硫醇,但只能把汽油中一部分硫醇脱除,不能把硫醇硫的含量降到10 g/g以下.吸附法脱硫效率不高,而且若吸附剂上吸附了胶质等物质,其脱硫效率更低,所以大多炼油厂不采用此种方法.1.5催化法催化法去除有机硫化合物的方法主要有以下三种：1用沉积在碳纤维或石墨纤维上的酞菁催化剂,在碱性水溶液中对石油馏分进行氧化处理,可以去除其中的硫醇8.在这一体系中,如果不加碱性溶液,而改用碱性多孔性固体催化剂9由碱性硅酸铝、活性碳、金属螯合剂、有机或矿物粘合剂等物质组成,也能有效地去除成品油中的有机硫化物.2用一个固体碱固定床和一个载体于非碱性固体上的金属螯合剂组成的处理系统10对含硫成品油进行处理,在处理时,使含有硫醇且酸性中等的烃类馏分首先与固体碱接触,然后在氧气和极性化合物的存在下,硫醇与载体上的金属螯合剂接触,发生催化氧化反应,可有效地去除成品油中的有机硫化物.3在没有外加氢的条件下,含硫成品油与酸性催化剂ZSM系列、MCM系列、沸石Y、沸石及其混合物在流动床中接触,可使有机硫化物转化为HS,从而可以较容易地从成品油2中去除硫化物10.1.6加氢脱硫hydrodesulfurization,HDS图1-2苯并噻吩的HDS反应机理Cat=催化剂图1-3二苯并噻吩的HDS反应机理Cat=催化剂加氢脱硫从广义上讲也是催化脱硫的方法之一,它是在金属催化剂的作用下,进行高温高压并加氢的脱硫处理,将有机硫化合物转化为硫化氢HS,再从系统中分离出来的方法.该2方法已在工业生产中得到普遍的应用.但是,这种方法本身也存在许多的问题：1加氢脱硫反应的操作温度通常为270~420℃,较高的操作温度可降低产品中的硫含量,但是会缩短催化剂寿命,提高成本费用.2加氢脱硫的操作压力为以下均为表压 2.0~3.45MPa,粗柴油为2.8~12.4MPa：而对重组分如渣油,操作压力需要高达20.7MPa.加氢脱硫的程度随氢气分压的增加而增加,但当氢气分压超过10.3MPa后,压力变化对加氢脱硫反应速率的影响已不太明,而烷基类DBT化合物中芳环的加氢较为显着.此外,裂解汽油反应生成的链烃也会发生加的消耗.3这种方法对石油氢反应,链烃加氢不仅会降低FCC汽油的辛烷值,而且也增加了H2中某些含硫分子无影响,特别是对重组分中的聚芳烃硫杂环PASHs不起作用11；4HS存在会2S的排放会污染大气.毒害脱硫系统的催化剂,使得高含硫石油的HDS变得复杂化；5H21.7生物脱硫石油炼厂的废水、焦油污染的土壤里的硫化合物在自然条件下,其中的一部分会发生生物降解,这是自然界中存在着细菌的作用.细菌脱硫MDS是在温和的条件下,利用适宜的细菌代谢过程使石油脱硫,在生化过程中,脱硫剂可以再生或自身补充.这种脱硫操作中,有机硫分子的代谢仍要以烃作碳源,而不是选择性或专一性地代谢硫,有机硫化合物只是从非水溶性转变成水溶性,随后从石油中被分离出来,但有价值的烃也被部分地损失掉了.MDS对诸如硫醇、硫醚等分子量较小的有机硫化合物较为有效.对于带有硫杂环的芳香族化合物,据报导12,13迄今只有少数几个细菌菌株能够将其代谢为水溶性的化合物,如亚臭假单胞菌和P.alcaligens等,这样就大大地限制了MDS法的商业利用价值.在细菌脱硫法基础上90年代国外迅速发展起来了石油的生物催化脱Biodesulfurization,BDS技术.BDS技术是利用微生物所产生的酶催化特定的C-S断键反应,释放出可溶性硫,而留下碳氢化合物,也就是酶催化反应基本不破坏石油的骨架烃链.BDS与HDS相比较,具有如下优点：1可在低温低压下操作；2成本较低BDS比HDS投资少50%、操作费用少10%~15%；3灵活性好,可用于处理各种油品,如原油、石脑油、中馏分油、FCC汽排放量,对环境保护极为有利；5能有油、残渣燃料油等；4不需要氢气,节省能源,减少CO2效脱除HDS装置难于处理的含硫杂环化合物,而这是传统的脱硫技术HDS很难解决.因此,酶催化反应脱硫法是一种很有前途的脱硫方法.2生物催化脱硫代谢途径2.1以二苯并噻吩表征的生物脱硫代谢途径由于加氢脱硫难以除去二苯并噻吩DBT及其衍生物,而DBT又广泛存在于化石颜料中,所以生物脱硫多以DBT作为模型化合物来进行研究.目前公认的BDS脱硫的有效性是以二苯并噻吩DBT为模型化合物来表征的,并且搞清楚了它们的作用机制是由于微生物酶的作用,因此,对于酶脱硫路线,研究者进行了深入的研究确定了其脱硫路线,并且发现此路线与其它脱硫路线相比,最具有商业化应用价值.酶脱硫路线主要有两种,一种是还原路线,另一种是氧化路线.在还原路线脱硫过程中, S,然后进一步被氧化成为单质硫.此过程由于没有氧的存在,可以防止烃有机硫被转化成H2类物质的氧化,减少油品热值的损失.但是这种方法脱硫能力比较差,很难把它应用于工业化生产.因此,常常采用氧化路线脱硫.在氧化路线中其代谢途径有以下几种：1以碳代谢为中心的Kodama途径14如图2-1所示.图2-1Kodama途径这一路线是在从土壤中分离出的假单胞菌Pseudomonas15,拜叶林克氏菌beijerinckia16及不动杆菌acintobacter和根瘤菌rhizobium17的混合培养中发现的.Kadama路线是在两相油/水生物反应器中通过酶选择性地DBT分子中的C-C键断裂而C-S键保留下来,脱去3个或4个碳的碎片,生成溶于水的小分子有机硫化合物,并不破坏含硫化合物基体.由于是整个含硫化物转入水相,虽可从石油中分离出去,但也损失了有机烃,故油品的液体收率有所下降.若油中含硫化合物以DBT计算,则其质量约为硫原子的5.3倍,即硫质量分数为0.2%的油品脱硫后收率约损失1.0%18,因此,工业化价值小.2以硫代谢为中心的4S途径1989年Kilbane在研究IGTS8细菌脱除煤中有机硫时,从理论上提出了生物降解DBT 的“4S”途径.在该途径中,二苯并噻吩中的硫经过4步氧化,反应的硫中间体分别是DBT-亚砜,DBT-砜,DBT-羟基磺酸,最终生成SO42-和2-羟基联苯2-HBP.硫是以SO42-的形式从有机物中除去的,对烃不发生降解.对不同的菌株,4S途径并不完全相同,被认为有两种脱硫途径19如图2-2所示,但共同的特点都是对C-S键作用.图2-24S途径根据4S脱硫路线Monticello20提出了生物催化脱硫代谢机理,在Cx-DBT代谢过程中,第一步有时起速率控制作用是Cx-DB从油相进入细胞,然后发生一系列氧化反应,最后脱掉含硫的2-羟基联苯2-HBP,移出细胞回到油相中去,保持了油的燃烧值.在此过程中,有两个问题目前还不清楚：1憎水性的Cx-DBT分子从油相到第一个酶的传递过程中,究竟有多少步骤发生还不清楚.研究发现,传质过程并没有受到中间步骤油-水,水-细胞的限制.2Cx-HBP 或Cx-HBPS如何移出细胞也不清楚.微生物氧化有机硫化合物的生化机理也有两种21：①有机化合物的同系化,随后转移至细胞内；②有机化合物在细胞外解离,转化为可溶性产物进入细胞内.前一途径是微生物与典型的不溶性基质如苯并噻吩或二苯并噻吩相互作用；后一途径则要求微生物必须具有所需要的胞外酶.苯并噻吩在细胞内主要沉积在细胞中,而在酵母中主要沉积在线粒体中.同样,二苯并噻吩降解及进入细胞与细胞脂质和脂蛋白有关,二苯并噻吩的氧化可发生在膜结构上.芳环在细菌细胞中的解离可能通过酶的作用发生羟基化,起诱导作用的加氧酶可能是细胞素P450或依赖性黄素.2.2其它含硫化合物的代谢过程2.2.1苯并噻吩的代谢过程苯并噻吩是FCC汽油中的主要含硫化合物.早在198年就有人对苯并噻吩中硫的去除进行了研究22,1994年,Kropp经过实验发现一些假单胞菌属细菌可以把苯并噻吩代谢为苯并噻吩亚砜、苯并噻吩砜和苯甲酸萘噻吩23.这些隔离种群从在苯环上含有甲基取代物的甲基苯并噻吩中生成了类甲基取代苯甲酸萘噻吩,该反应是一个Diels-Alder二分子的亚砜缩合反应,反应同时失去了二原子的氢、氧和一原子的硫,其中,亚砜分子来自于被细菌分解的苯并噻吩、当亚砜分子被带有细胞色素c和氢过氧化物的苯并噻吩酶化合成时,也可得到上述缩和产物.2.2.2噻吩的代谢过程噻吩是最简单的硫杂环化合物,目前没有多少微生物能够对噻吩进行分解.Amphlett24和Cripps25研究发现只有一种自发的反应可以对噻吩完全降解,该反应可以把噻吩中的碳和硫分别转化成二氧化碳和硫酸盐,因此反应由于损失了部分碳而损失了部分热量.对噻吩的生物脱硫技术还在继续研究之中.2.2.3硫醇和烷基硫醇的代谢过程某些需氧和厌氧微生物可以对硫醇和其它的有机硫化物进行代谢,例如：噬硫杆菌thiobacillusthioparus生丝微菌hyphomicrobium都可以通过甲基硫醇氧化酶把甲基硫醇氧化为甲醛、硫单质和氢过氧化物26.3生物脱硫技术的实际应用3.1生化反应器的设计3.1.1搅拌式反应器1953年和1979年的两个专利提出当硫还原菌SRB存在时加氢脱硫,前者只给出了过程与方法,后者处理Romaschlino原油,经2~3d厌氧培养后,40%的有机硫被还原.1974年,前东德VEB公司用未定性混合菌在间歇式发酵罐中与不同的油作用,结果是既脱除了硫,但也引起了油品中碳氢化合物的大量损失27.1978年,加拿大Alberta大学微生物系利用三种不同的海洋环境水样处理PrudhoeBay原油,油中有机硫化合物被降解28.1982年,澳大利亚申请专利使用Bacillus菌脱除原油中的硫,提出此过程为C-S键断裂过程29.1987年Unocal公司在加入表面活性剂使油水相充分接触条件下,用Pseudomonas菌使杂环硫羟基化,生成水溶性产品30,该过程引起杂环馏分在水相中的损失且作用前水相的处理费用较高.从以上实例可以看出,生物催化脱硫大都处于实验室研究阶段,尚未投入工业化使用.要使生物脱硫技术得以在工业应用中扩大,还必须设计适用于生物过程的反应器,目前研究较多的主要有搅拌釜反应器、气升式反应器、流化床反应器、固定床反应器和膜反应器,这些反应器各有优缺点.生物催化脱硫反应受底物和产物抑制,pH值也会影响反应,所以反应器和控制系统的设计必须相适应.由于生物脱硫研究大多处在基础研究阶段,仅有几个反应器的研究.美国EBS公司31设计了使用搅拌槽的生物反应流程如图3-1,过程中生物催化剂、进料油、空气及少量水一起被加入搅拌反应器中,在其中高硫油被氧化,硫被沉积在水相,离开反应器时,油、水、生物催化剂及硫副产品被分离、精制、再利用.这个流程现在仍在不断发展图3-1生物脱硫流程图Eric32等在生物脱硫过程中使用电喷射反应器,通过静电乳化技术减少样品混合能耗,该系统可产生大的表面积却不产生抑制传质的表面活性还原物质,从而节省很大的费用.由此可以看出生物脱硫的反应器有待进一步研究.3.1.2乳化液相接触器BDS过程的产物一般由高纯度的油相、溶有生物催化剂的水相以及油、水、生物催化剂乳化液等三相组成,能否从乳化液相中回收高纯度的油、使生物催化剂循环利用和分离副产品对BDS技术的经济可行性有重要影响.为了提高脱硫反应速率和脱硫效率,一般脱硫反应要求在高催化剂浓度和高油水比条件下运行,这进一步增加了乳化液分离难度.YuLi一Qun等1998开发了一种很有效的油/水/生物催化剂三相分离方法和设备,采用水力旋流器来进行多相分离.该水力旋流器是一种高lm直径5-10cm的圆锥形管.流体加入旋流管中开始旋转,由于油和水的密度不同,密度轻的油相会从管的顶部或者宽的一端溢出,密度大的将会从管的底部或窄的一端溢出.主要步骤有:①将来自乳化液罐中以水为连续相的油/水/生物催化剂乳化液送入第一水力旋流器,②转化来自第一水力旋流器顶部的富油乳化液,形成以油为连续相的乳化液,③使以油为连续相的乳化液通过一个或多个串联的水力旋流器;④收集水相和油相.步骤②中的相转化可采用静态在线搅拌器或在乳化液进入水力旋流器前用泵加压形成压降来实现.在加压条件下可以得到体积百分数为9.999%~100%的高纯度的油,采用静态在线搅拌器也可回收体积百分数为90%的油.也可将以水为连续相的乳化液儿次通过旋流器,得到含油1%-3%的生物催化剂水溶液.该分离方法能回收高纯度的油,生物催化剂可以循环使用,系统效率高,泵是唯一的传动设备,操作简单,运行费用低,很有工业化应用前景.对于高催化剂的系统,利用反应器中乳化现象的优势,还可以加入化学试剂使乳化液暂时失稳,来实现高催化剂浓度下的乳化液相分离.乳化液相接触器能产生很小的水/油/生物催化剂的液滴,从而减少水进入油相,然而这种系统的脱硫效率很低MFcarlnad等,1998.图3-2EPC结构示意图Erie等1998采用一种电力驱动的乳化液相接触器emulsionphaseeonatcter,EPC作为反应器进行生物脱硫过程研究,有机油相为连续相,含催化剂的水相为分散相.该反应器采用两个不同的电极区提高处理能力,结构如图2一8所示.上面是喷嘴区,在喷口处产生分散液滴进入连续油相;下面部分是操作管道,通过平行金属板间的水平振荡电场控制分散相的停留时间,并不断连续的分散液滴,使液滴在反应器中曲折流动.这样就为两相之间的接触提供了足够的表面积.以这种方式,液滴又不断结合,在相界面的分离能力也得到提高.该装置与搅拌反应器相比,能耗减小,形成直径为5μm的液滴,能耗为3W/l.但由于实验中生物催化剂的活性不够高,虽然有足够的反应表面,脱硫率没有明显增加.如果生物催化剂的活性不断得到提高,在传质成为脱硫反应限制因素的条件下,EPC将是一种操作费用低,传质效果好的很有应用前景的生物脱硫反应器.如果采用固定化细胞为催化剂,则反应器为流化床.催化剂固定化的结构优势是操作连续化和产物容易分离,但是固定化的催化剂脱硫性能需要进一步改进.对于一个有效的生物脱硫过程来说,流化床中生物催化剂的反应时间和寿命分别是1和400小时Pacheco 等,1999.3.1.3气升式反应器气升式反应器ALR是用于气一液两相或气一液一固三相过程的接触反应装置.它通过压缩空气膨胀提供能量,依靠含气泡液体与纯液体的密度差造成的升力使流体沿特定的流道循环流动,属于气力搅拌反应器.己工业应用的ALR有外循环式和内循环式两种类型.在低通气量下,仅仅是液相循环;高通气量下则有气泡跟随液相循环.这两类ALR还有其它结构形式,例如气体分布器有的采用喷嘴等;但作用原理基本上相同.可以看出,与传统的鼓泡塔相比,气升式反应器增加了流体循环的流动结构,从而大大改善了相间混合与接触条件,有利于传质和反应过程.其可操作的气体和液体流速范围也大得多.由于其独特的流体力学特性,反应器具有下列突出优点:l热、质传递速率高.2供气效率高,与输入能量关系不大.3结构简单,内部没有运动部件.4通气量高,在有气体循环的条件下,上升室中通气量可大于反应器进气量.5流化效果极佳,可以使固体颗粒甚至较重的颗粒完全保持悬浮状态,这对许多气一液一固三相反应体系具有重要意义.近年来,内循环ALR通过在环隙中增加旋流,这一特性己得到大幅度提高.6能量耗散很均匀,与通气搅拌式反应器形成鲜明的对照.这一优点对剪切力敏感物料例如细胞养殖等反应过程具有特别重要的意义.当然,气升式反应器也存在某些缺点.一是用于高粘性液体效果不够理想,主要是相间混合接触较差.相比之下,通气搅拌反应器依靠机械搅拌作用帮助分散气体.能适应高粘度液体操作.另一缺点是混合与通气是祸合问题.换言之,很难在不改变通气的条件下改善混合状况;反之亦然.3.2生物脱硫工艺近年来,国外生物催化处理工艺发展得很快,下面是几个由EBC公司研制运行的处理工艺Pahcec.,1999,从中可以看出生物脱硫技术的一些优点.lHDS顺流连接BDS图3-3为HDS顺流连接BDS脱硫工艺.在处理含20%轻质催化循环油LCCO的进料混合物时,通过在HDS装置后串接BDS装置不仅大大减少了深度脱硫所需的氢气、避免了过饱和芳香族化合物同加氢脱硫后产生的沸腾燃料混合物相结合,而且减少了燃料的损耗和COZ的排放量.该工艺可使柴油脱硫率达到65一70%,硫排放含量低于50μg/ml.图3-3HDS顺流连接BDS工艺2BDS代替HDs图3-4为BDS代替HDS直接脱硫工艺.使用该工艺处理中度含硫燃料,其脱硫率在40-70%之间.该工艺不仅节省了氢气、减少了燃料的损耗和CO:的排放量.而且不需要二段脱硫和尾气处理装置,大大降低了成本,适用于小型炼油厂使用.图3-4BDS单独脱硫工艺3BDs去除高含硫裂化原料中的硫图3-5为高含硫裂化原料的BDS脱硫工艺.在此工艺中进料多为高含硫轻质催化循环油Hs一Lcco,若BDs顺流连接HDs,不仅节省了大量的氢气、改善了加氢脱硫和脱氮率以及芳香族化合物的饱和度ASAT,而且与l相比还减少BDs装置的规模.产物主要为可在表面活性剂和其它化学产品中作为化学中间体的亚磺酸盐,该工艺的总脱硫效率可达到75-90%.图3-5BDS高含硫裂化原料脱硫上述的3种工艺代表了国外BDS_J几艺目前研究发展的基本情况,对BDS在炼油厂的工艺组合及最优化的设计研究还在进行之中.4生物脱硫实现工业化的关键技术4.1生物催化剂性能的改善生物脱硫技术至今还没有广泛应用的原因之一,是在原生菌中的脱硫酶浓度太低以至影响了反应速度和活性,即脱硫酶的寿命、选择性都还不能满足工业化催化反应所需的基本要求.为此EBC公司从1990年开始对催化剂的活性、寿命及选择性进行了研究并取得了长足的进步:1990年优化了红球菌生长条件,将活性提高到自然菌株的5倍;1992一1993年通过基因工程技术提高了DszA,B,C的表达量;19%年用四种酶优化催化剂设计;1997年通过敲除dszB,将脱硫活性提高200倍,进而开辟了利用携带不完整Dsz酶生物催化剂的新领域,。
石油脱硫工艺流程
石油脱硫工艺流程概述石油脱硫是一项重要的工艺，旨在降低石油中含硫化合物的浓度，以提高石油的质量和环境可接受性。
本文将详细介绍石油脱硫的工艺流程以及相关的技术细节。
工艺流程石油脱硫通常包括以下几个主要步骤：1. 预处理在石油脱硫之前，通常需要对原油进行预处理。
这一步骤的目的是去除石油中的杂质和水分，以减少对后续脱硫工艺的影响。
•原油在进入预处理阶段时，首先通过沉淀和过滤来去除悬浮颗粒物和固体杂质。
•接下来，原油需要被加热以分离其中的水分。
常用的方法是在加热过程中注入蒸汽或使用加热器。
•最后，通过第三次沉淀将油中的水分进一步去除。
2. 硫化物转化在预处理之后，石油进入硫化物转化阶段。
这一步骤旨在将硫化物转化为易于去除的形式。
•首先，将催化剂注入到石油中，以加速硫化物的转化过程。
常用的催化剂包括氢化铝和钠。
•在加热的条件下，硫化物会与催化剂发生反应，生成硫化物的易于去除的形式，如硫化钠。
•这一转化过程需要在高压和高温环境下进行，以提高反应速率和转化效率。
3. 吸收剂处理硫化物转化后，石油进入吸收剂处理阶段。
这一步骤旨在去除石油中的硫化物。
•吸收剂通常选择具有高选择性和吸附能力的物质，如碱性溶液、氨水或酸性氧化物。
•石油与吸收剂接触，硫化物以化学反应的形式被吸附到吸收剂表面。
•重新加热吸收剂，使其继续可用于后续的硫化物吸附。
4. 再生吸收剂处理后，石油中的硫化物被成功去除。
然而，吸收剂中的硫化物达到一定浓度后，需要进行再生。
•再生通常通过多级加热和蒸馏来实现。
首先，将吸收剂加热至高温，以驱除其中的硫化物。
•接下来，通过蒸馏将硫化物从冷却的吸收剂中分离出来。
•结果是得到一种含高浓度硫化物的流体，常被称为“硫化剂废液”。
技术细节石油脱硫工艺中的一些关键技术细节包括以下几点：1. 选择适当的催化剂催化剂的选择对于脱硫工艺的效果至关重要。
不同类型的原油和硫化物需要使用不同的催化剂。
2. 控制温度和压力温度和压力对于脱硫工艺的效果有着重要影响。
齐鲁大型国产化硫磺装置运行与改造
SSR工艺利用焚烧烟气余热加热制硫尾气，达到 加氢反应的温度。与常规的SCOT尾气处理工艺相比， 取消了SCOT工艺中的在线加氢反应炉。
胜利炼油厂80 kt/a硫磺回收装置是SSR 工艺首次在大型硫回收装置上应用。尾气加 热器采用方式为气—气换热器，最初选用的 是工艺较先进的热管换热器，但该设备本体 设计制造缺陷较严重，已于2002年更换为列 管换热器。SSR工艺技术已经在大型硫回收装 置中成功运行五年多的时间，表明该工艺利 用自身余热作热源，开停工灵活、完全满足 尾气加氢反应温度要求，对减少投资、节省 能源、降低运行费用非常有利。
（1）胜利炼油厂80 kt/a硫磺回收装置是SSR工艺首 次在大型硫回收装置上应用，该工艺最大特点是取消了 结构和控制复杂的加氢反应炉。
（2）制硫余热炉设计为中压烟管锅炉，充分利用制 硫燃烧炉的高温热源，发生3.5Mpa蒸汽，并经净化气焚 烧炉的高温烟气加热至450℃变为过热蒸汽送入3.5Mpa 蒸汽管网。
2 工艺原理和主要设计特点
2.1 工艺原理
制硫装置的生产是根据克劳斯工艺原理，即来自上 游装置的酸性气进入制硫装置的酸气燃烧炉，在一定配 风量的情况下，酸性气中的H2S燃烧生成SO2和单质硫， 其中酸气燃烧炉的配风量按1/3的H2S完全燃烧生成SO2和 其中的烃完全燃烧生成CO2。其反应如下：
（1）H2S和烃在高温下和O2发生燃烧反应： 2H2S＋3O2→2SO2＋2H2O 2H2S＋O2→2S＋2H2O 2CnH2n+3nO2→2nCO2+2nH2O
（3）一级转化器的入口温度由高温掺合阀自动控制 ，调节灵活，结构简单；二级转化器的入口温度由过程 气换热控制，减少了进入二级转化器过程气中单质硫的 含量，有利于提高H2S的转化率。
齐鲁石化硫磺回收新技术领先世界水平
齐鲁石化硫磺回收新技术领先世界水平齐鲁石化硫磺回收新技术领先世界水平来源:中国石化新闻网发布时间:2013-7-10从4月25日到6月底近两个月，齐鲁石化研究院科研人员在炼油厂第四硫磺装置现场进行连续监测，测得烟气中二氧化硫含量为39-89毫克/立方米，标志着硫磺装置二氧化硫排放标准升级技术开发取得成功，烟气二氧化硫排放浓度低于100毫克/立方米，率先达到世界领先水平。
今年3月份，炼油厂利用检修机会，对第四硫磺装置液流脱气进行了改造，使用研究院最新开发的低温耐氧高稳定性的Claus尾气加氢催化剂，将脱硫废气引入加氢反应器处理，并配套使用了高效脱硫溶剂。
在多方优化，协同配合下，降低二氧化硫排放的新工艺、新举措在硫磺装置上见到明显成效。
从四月份中旬至今，一直保持低于100毫克/立方米的排放标准，大大优于欧美等发达国家，无可争议占据世界领先水平。
我国即将执行新的环保法规要求：硫磺装置烟气二氧化硫排放浓度低于400毫克/立方米，特殊地区排放低于200毫克/立方米。
该标准对硫磺回收技术和催化剂提出了更高要求，同时中国石化提出了炼油板块率先达到世界一流的目标要求，控制污染，降低硫磺装置二氧化硫排放浓度是其中的关键指标之一。
因此，开发降低硫磺装置二氧化硫排放的新工艺，满足新的环保法规要求，一则影响到生产装置能否正常运行，二则对于中国石化炼油板块能否全面达到国际领先水平具有重大战略意义。
2012年，齐鲁研究院立项从事降低硫磺装置二氧化硫排放新工艺的开发。
科研人员步步为营，大胆拓展思路，采用新技术、新成果，应用到装置生产中。
该院与炼油厂密切合作，奏响“四步曲”最大限度降低烟气中二氧化硫浓度。
第一步，开发新型液硫脱气工艺。
目前硫磺装置液流脱气废气一般进入焚烧炉处理，严重影响烟气中二氧化硫浓度。
新型液硫脱气工艺采用净化尾气作为液硫脱气的气提气，将液硫脱气废气引入加氢反应器，经过加氢转化成为硫化氢，并通过胺液吸收返回制硫单元回收元素硫，显著降低了烟气中二氧化硫浓度。
脱硫进度控制计划
2011年12月
1 2 3 4 5 6 7
2011年10月
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 1 2 3 4 5 6 7 8
2011年11月
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
齐鲁石化脱硫技改进度控制计划
类别 序号 工Байду номын сангаас内容
1 2 3 4 5 6 7 8
2011年10月
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 1 2 3 4 5 6 7 8
2011年11月
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
2011年12月
1 2 3 4 5 6 7
1 第一段筒体预制 2 第二段筒体预制 预制 3 第三段筒体预制 4 第四段筒体预制 5 烟囱预制 6 第一段地面喷砂底涂 7 第二段地面喷砂底涂 脱硫塔 地面内 防腐 8 第三段地面喷砂底涂 第四段地面喷砂底涂、 9 鳞片防腐 烟囱地面喷砂底涂、鳞 10 片防腐 11 脱硫塔外脚手架搭设 12 脱硫塔保温拆除 脱硫塔附件及进出口膨 脱硫塔 13 胀节拆除 拆除 14 脱硫塔初步分段预切割 15 大吊进场组装 16 脱硫塔切割拆除 17 氧化段支撑结构安装 脱硫塔第一段塔体组对 18 （含内脚手架搭设） 脱硫塔第二段塔体组对 19 脱硫塔 （含内脚手架搭设） 安装 脱硫塔第三段塔体组对 20 （含内脚手架搭设） 脱硫塔第四段塔体组对 21 （含内脚手架搭设） 22 脱硫塔烟囱组对 23 塔内满堂脚手架搭设 玻璃鳞 片防腐 24 氧化段玻璃鳞片防腐 25 吸收段玻璃鳞片防腐 玻璃鳞 片防腐
炼油厂适用的液化气脱总硫及深度脱硫技术
炼油厂.双脱总硫.一体技术 ULH 工艺
适用于那些装置
1、炼油厂的干气、各类液化气脱H2S、脱硫醇同时脱非硫醇性硫装置
2、硫磺尾气脱硫包括有机硫
ULH技术解决哪些难题
1、液化气脱硫精度：脱除羰基硫、硫醚等所有有机硫，总硫从现在的40-70mg/m3降低到 5-15 mg/m3 ；把MDEA升级到UDS复合胺液、胺洗塔不用改。
胺液再生时有机硫能完全再生出来，并随 H2S 去硫磺。
这是国内目前唯一工业化的技术。
2、焦化液化气脱硫醇和总硫，无需碱洗，从源头消除碱渣和尾气
3、同时可以解决干气脱总硫，使得烟气硫不超标。
4、硫磺尾气脱硫：使得烟气中的二氧化硫从100-160mg/m3降低到40-80mg/m3
5、可在高浓度40%左右运行，提高脱硫负荷15-20%，在不改造设备和工艺流程前提下。
炼油厂低压瓦斯脱硫技术应用
炼油厂低压瓦斯脱硫技术应用摘要：针对炼油厂生产装置所采用的瓦斯系统，在排放回收方面均具有密闭性，而脱硫、气体分离、应用都依赖各装置的瓦斯气体向气分装置排放来实现，为保证燃烧的清洁性，就需要向高压瓦斯管网中排放剩余燃气。
然而，由于无法避免阀门与安全阀泄漏的问题，导致瓦斯在进入低压瓦斯管网之前不能进行充分脱硫。
而低压瓦斯回收系统能够将各生产装置的阀门泄漏、安全阀瓦斯泄漏等实现充分回收，在节能减排的同时能够减少加工损失，且有助于高压瓦斯管网压力的缓解，避免流量出现较大波动，从而能够更加平稳的运行整个管网，平衡内部压力。
关键词：炼油厂；低压瓦斯脱硫技术；应用炼油厂低压瓦斯作为一种重要的节能安全与、环保设置，主要用于装置火炬气的排放，用于各装置泄露的处理和回收正常操作状态所排放的各种可燃性气体，实现对火炬气的充分回收，从而有助于真正实现节能减排。
低压瓦斯中含有大量硫化氢，能够对气柜、压缩机、相关管道设备产生强有力的腐蚀作用，对脱硫后的高压瓦斯会造成一定污染，再加上燃料组分与燃料指标要求严重不符，由此会腐蚀高压瓦斯管网、加热炉，影响设备使用周期，导致设备投资费用的增加[1]。
1低压瓦斯气体组成与来源炼油生产过程深受各种因素的影响，如操作条件、原料性质等，由此导致低压瓦斯气组份十分复杂，具体源自于生产装置的防控、压控阀与安全阀泄漏等。
在加工原油时因常压装置系统压力不足，在常压塔顶等产生不凝气体的可能性较大且数量多，当前多数炼厂都会将其当做燃料充分燃烧掉。
一些炼厂会确保下游装置正常生产、获得高质量的精丙烯，在分馏装置时会围绕原料液相组成，将少量瓦斯气排放到低压瓦斯管网中。
除此之外与装置操作波动、生产装置设备运行故障等有关[2]。
2低压瓦斯系统腐蚀性分析在水中硫化氢通常具有很大的溶解度，水溶液呈弱酸性，H2S饱和度在30℃、0.1MPa的水溶液中，其浓度为300mg/l、pH为4。
H2S除了会腐蚀钢材之外，还会严重威胁到人们的身体健康与生命威胁。
石化企业烟气脱硫技术的6个选择原则
石化企业烟气脱硫技术的6个选择原则烟气脱硫方法各有特点，根据国家环保政策和电厂实际情况的不同，包括：烟气污染物排放要求、电厂地理位置、燃用煤种、脱硫场地布置、吸收剂来源以及脱硫副产物处置等，脱硫工艺的选择也各不相同。
根据我国的基本国情、石化企业和川维厂烟气脱硫改造工程的具体情况，提出以下几点脱硫工艺选择的基本原则：1、达到国家污染物排放标准及总量控制的要求H前，二氧化硫的排放控制日益严格，根据不同时段的排放限值,脱硫后净烟气中的S02和粉尘等污染物排放应符合国家排放标准的规定和建设机组环境评价的要求。
作为一套性能先进的脱硫装置，其脱硫效率应在96%以上。
2、脱硫装置运行必须稳定可靠脱硫装置应能稳定运行，具体要求如下：＞脱硫装置可靠性要求大于95%,脱硫装置的行应确保不影响主机的正常运行。
＞脱硫装置的脱硫率应保持稳定。
当燃煤和主机运行参数在一定范围内变化时，能通过调整脱硫设施的运行参数，控制脱硫后净烟气中的S02和粉尘等污染物排放在环保允许范围内。
＞脱硫设施的检修和维护工作量小。
各个脱硫子系统应能稳定运行，减少维修工作量。
3、优先选用国产化率高和技术成熟的脱硫工艺脱硫工艺的高国产化率不仅有利于降低工程初投资，节省工期,而且对今后脱硫装置运行的调试、技术指导和备品备件的供应也十分有利。
4、符合循环经济和清洁生产的原则脱硫工艺的选择应充分考虑脱硫副产物的合理处置问题。
应采取措施保证脱硫副产物的综合利用，杜绝二次污染，同时应充分考虑吸收剂的来源和供应问题。
一定要严格控制脱硫吸收剂供应的质量,确保脱硫装置的正常运行。
5、具有较好的技术经济指标随着目前脱硫核心技术的引进、自主知识产权化和关键设备的生产已大部分实现国产化，因此，脱硫工程的单价下降较多，目前国内有实际运行业绩的脱硫工艺单价已由最初的800^1000元∕kW下降至400"500元∕kW°6、满足企业的使用条件由于石化企业配套的锅炉或电站大部分均作为生产性热电站，其年运行时间均较长，机组运行稳定性、适应性和可靠性要求较高，因此，其相应配套的脱硫装置要求技术成熟，适应性强、稳定可靠，脱硫效率高，同时充分考虑工艺和设备的成熟程度，特别在防止腐蚀、结垢、堵塞等环节方面的技术手段，还要考虑装置占地的大小以及其它对锅炉、机组运行状况和烟气处理系统的影响。
石化工程中的气体脱硫技术使用方法
石化工程中的气体脱硫技术使用方法随着环保意识的增强和对大气污染的关注度的加深，石化工程中的气体脱硫技术变得越来越重要。
气体脱硫是指通过一系列化学反应，将燃烧过程中产生的气体中的有害物质去除或转化为无害物质的过程。
本文将简要介绍石化工程中常用的气体脱硫技术使用方法，包括湿法脱硫技术、干法脱硫技术和生物脱硫技术。
1. 湿法脱硫技术湿法脱硫技术是目前最为成熟和广泛应用的气体脱硫方法之一。
该技术通过将含有硫化物的烟气与吸收剂接触，使硫化物与吸收剂反应生成易降解的硫酸盐或硫化钙等物质，从而达到脱硫的目的。
常用的吸收剂包括氧化钙、氢氧化钠和碱性碳酸盐等。
湿法脱硫技术的使用方法主要有两种。
第一种是常压湿法脱硫，烟气在常压下与吸收剂接触进行脱硫反应。
这种方法简单易行，并且适用于大规模工况，但脱硫效率相对较低。
第二种是加压湿法脱硫，烟气在高压下与吸收剂接触进行脱硫反应。
该方法具有较高的脱硫效率，适用于高硫燃烧气体的处理，但设备复杂，运行成本较高。
2. 干法脱硫技术干法脱硫技术是另一种常用的气体脱硫方法。
该技术主要通过将吸收剂直接添加到燃烧过程中，使吸收剂与煤粉或烟气中的硫化物发生反应生成易降解的化合物，达到脱硫的目的。
常用的吸收剂包括石灰石、活性炭和硅酸盐等。
干法脱硫技术的使用方法主要有两种。
第一种是喷射干法脱硫，吸收剂与煤粉混合后喷射到燃烧区域，与硫化物反应进行脱硫。
该方法适用于小型和中型燃烧设备，具有简单、经济的特点，但脱硫效率相对较低。
第二种是流化床干法脱硫，吸收剂在流化床中与硫化物进行反应，形成易降解的化合物。
该方法适用于大型燃烧设备，具有较高的脱硫效率，但设备复杂，投资成本较高。
3. 生物脱硫技术生物脱硫技术是一种环保友好型的气体脱硫方法。
该技术利用微生物的作用，将燃烧过程中产生的硫化物转化为无害的元素硫或硫酸盐等物质。
生物脱硫技术具有高效、节能、无二次污染等特点。
生物脱硫技术的使用方法主要包括硫氧化细菌和硫还原细菌两个环节。
炼油化工中气体脱硫技术
炼油化工中气体脱硫技术摘要：近几年我国石油行业迅速发展，在炼油化工中也有需要重点关注的问题。
在炼油的过程中会产生定量的硫化物，硫化物需要进行脱硫技术处理，不然其会对空气产生污染与破坏，另外硫化氢也会造成管道损坏，人们也会导致中毒。
近几年我国对节能环保要求更加严格，如何提高炼油化工中气体脱硫技术为其行业所面临的重点技术之一，本文主要对气体脱硫技术进行探究，为其行业的发展提供有效的措施，进而促使其行业的可持续性发展。
关键词：炼油化工;气体脱硫;技术应用气体脱硫技术主要是炼油化工过程中较为常见的技术工艺，但对炼油化工行业却极为重要。
在炼油化工的过程中如若其气体脱硫技术不高，脱硫效果达不到标准，会对以后的加工环节产生严重的影响，对环境也会造成污染，管道也会受到破坏腐蚀的问题。
炼油化工厂的硫含量不同，所运用的脱硫技术也不相同。
如若硫含量较低就可以运用简单的碱洗方法完成脱硫，如若硫含量较高，用碱洗的方式成本过大，就需要使用其他脱硫技术工艺，对此，气体脱硫技术为炼油化工厂中所面临的主要问题。
1 炼油化工生产概述炼油化工生产的主要工作就是对石油或者渣油进行炼制与生产，从而获得供各个行业使用的成品油，其可以成为炼油化工的主要生产概述。
在炼油化工生产过程中，一方面要保证炼油的质量，另一方面还要确保其炼油的效率，对此，炼油化工生产过程中的脱硫技术极为重要，能够直接影响炼油化工厂的经济效益。
气体脱硫技术会影响成品油的质量，脱硫技术的提高也能够保证炼油厂的进步与发展。
炼油的过程极为法扎，其主要是利用催化裂化技术完成蒸油，而蒸油过程中会产生大量的蒸汽，蒸汽中含有的硫和碳会对空气产生污染，也会对管道进行腐蚀，对此要将其进行脱硫处理，脱硫完成后也更能够提高成品油的纯度，炼油化工市场的需求更便于满足。
炼油化工生产的环境较为恶劣，其生产的过程要较为复杂，生产中多数为高温作业，例如在其生产中使用反应器或者加注催化剂等都是其生产的主要操作步骤，确保其操作质量与安全才能够满足炼油化工生产的需要。
分析炼油厂加氢脱硫工艺的夹点与节能
分析炼油厂加氢脱硫工艺的夹点与节能炼油厂加氢脱硫工艺是炼油行业中常用的一种脱硫工艺，主要用于将含硫化合物转化为可容易去除的硫化氢和水。
加氢脱硫工艺通常需要高温高压条件下进行，这就需要大量的能源供应。
为了降低能源消耗，减少成本，炼油厂一般会采用夹点和节能技术。
夹点是指在加氢反应器进料的一侧加入少量的氢气，使得进料与氢气之间形成夹点。
在一定程度上，夹点可以提高催化剂的利用率，增加脱硫效率，并且可以抑制反应产物的副产物的生成，减少厂区化学耗材的使用量。
过大的夹点也会导致进料在进入加氢反应器之前发生氢化反应，使得进料中的硫化物无法进入反应器进行脱硫，从而降低了脱硫效率。
在夹点技术的应用中需要掌握好夹点大小，对于不同的原料特性和工艺条件进行调整。
节能技术主要是通过优化加氢脱硫工艺流程，减少废热损失，提高设备能效，降低能耗。
在加氢脱硫工艺中，有多个环节可以进行节能优化，比如预加热、反应器位置优化等。
预加热是通过将进料预先加热至一定温度，使得进料在进入反应器时能够更快升温至反应温度，减少了热损失，提高了能效。
在加氢脱硫工艺中，反应器的位置也是影响能耗的重要因素。
合理的调整反应器位置能够减少管道输送的阻力，降低泵耗，降低能耗。
除了以上的技术手段，加氢脱硫工艺中还可以通过改善设备性能和优化设备结构进行节能。
改善催化剂性能，提高反应速率和脱硫效率，可以减少反应器停留时间，降低能耗。
合理的设计反应器结构，降低压降和阻力，也能够降低能耗。
在实际应用中，炼油厂可以通过综合考虑使用夹点和节能技术，遵循不同原料的特性和工艺条件，根据自身的情况来选择最适合的脱硫工艺路径，减少运行成本，提高生产效率。
对于炼油厂加氢脱硫工艺的夹点与节能，需要在实际生产过程中不断进行工艺参数的优化和设备性能的改进。
只有积极应用先进的技术手段和方法，不断提高生产效率和资源利用率，才能从根本上降低炼油厂的能耗，提高经济效益。
【文章结束】。
炼油厂废气钠法脱硫技术装备使用计划方案
炼油厂废气钠法脱硫技术装备使用计划方案一、实施背景在炼油过程中，废气中含有大量的二氧化硫，对环境造成了严重的污染。
为了达到环保标准，炼油企业需要采取有效的脱硫技术进行处理。
而钠法脱硫技术是一种经济、高效、环保的脱硫方法，被广泛应用于炼油厂废气处理中。
因此，本文针对炼油厂废气钠法脱硫技术进行了详细的装备计划方案。
二、实施计划步骤1.设计方案：对炼油厂废气钠法脱硫技术进行调研和分析，确定适用的装备方案。
2.选型采购：根据设计方案，选购适合的设备和材料，确保设备的质量和性能。
3.安装调试：将设备按照设计方案进行安装，并进行必要的调试和试运行，确保设备的正常运行。
4.运行维护：对设备进行日常维护和保养，及时处理故障，保证设备的稳定运行。
5.效果评估：对设备运行效果进行评估，及时发现和解决问题，确保达到预期效果。
三、适用范围炼油厂废气钠法脱硫技术适用于针对二氧化硫污染比较严重的炼油厂废气处理。
四、创新要点1.选用高效的脱硫剂：采用高效的钠碱脱硫剂，能够提高脱硫效率，减少脱硫剂的使用量。
2.采用先进的设备：选用先进的脱硫设备，能够提高设备的运行效率，减少能耗和排放。
3.建立完善的运行管理制度：建立完善的运行管理制度，实行严格的日常维护和保养，能够保证设备的稳定运行和长期使用。
五、预期效果1.有效降低二氧化硫排放量，达到环保标准。
2.提高设备运行效率，减少能耗和排放。
3.降低脱硫剂的使用量，减少处理成本。
六、达到收益1.提高企业形象和社会责任感。
2.降低环保罚款和治理成本。
3.提高企业竞争力和经济效益。
七、优缺点优点：1.高效、经济、环保。
2.适用范围广，可针对不同的污染物进行处理。
3.可以有效达到环保标准，提高企业形象和社会责任感。
缺点：1.设备投资和运行成本较高。
2.对设备的日常维护和保养要求较高。
八、下一步需要改进的地方1.加强对设备的维护和保养，提高设备的使用寿命。
2.加强对脱硫剂的研究和开发，降低脱硫剂的使用成本。
石油脱硫
石油脱硫技术随着环保和市场对石化产品中硫含量要求越来越苛刻，石油化工中硫化物脱除，尤其是较难脱除的有机硫化物脱除方法已成为各石化企业和研究者关注的热点。
通过此次在齐鲁石化的社会实践活动以及相关文献的查阅，我们对整个石油脱硫有了一个大概的认识，以下我就对近年来应用较多的有机硫化物脱除的方法进行一个简要的叙述。
众所周知，石油是一种混合物，其直接燃烧会产生许多有害物质，如硫会形成SO2、SO3，，它们会进一步与大气中水结合形成酸雾、酸雨进而严重影响生态环境和人们日常生活，因而石油脱硫是炼制过程中的重要一环。
石油化工生产过程中涉及到的硫化物可分为无机硫化物和有机硫化物，无机硫化物较容易脱除，本文就比较难脱除的有机硫脱除技术进行综述。
就实际应用而言，应用较广的石油脱硫技术主要有，加氢转化、生物脱除技术、沸石脱硫、超生婆脱硫、液相吸附脱硫、离子液脱硫等，以下我就对前三种进行一下描述。
1 加氢转化脱硫在我们社会实践的齐鲁石化主要采用的就是这种脱硫方法，由于其操作简单，所需设备相对简单的特点，加氢转化脱硫技术是最有效且应用最广的脱除手段之一。
有机硫在加氢转化催化剂作用下加氢分解生成硫化氢（H2S）和相应的烷烃或芳烃，生成的H2S可由氧化锌等脱硫剂脱除达到很好的脱除效果。
在国内，中国石化抚顺石油化工研究院（FRIPP）针对我国FCC汽油的不同特点，开发出了OCT-M、FRS和催化裂化（FCC）汽油加氢脱硫/降烯烃技术并在国内石化企业得到成功应用；还开发了FH-DS柴油深度加氢脱硫催化剂，成功应用于福建炼油化工有限公司柴油加氢装置[1，2]，此外洛阳石油化工工程公司工程研究院开发出催化裂化汽油加氢脱硫及芳构化工气技术Hydro-GAP[3]。
但加氢脱硫技术存在设备投资大，需要大量氢等局限，对于一些没有氢气或氢气资源紧张的中小型炼油企业而言，投资成本太大，转而寻求非加氢脱硫技术。
2 生物脱硫技术加氢脱硫法对化石燃料中含有的典型有机硫化合物—二笨并噻吩（DBT）及其衍生物无能为力。
炼厂轻烃吸附脱硫工艺研究
炼厂轻烃吸附脱硫工艺研究
近年来，随着能源需求和污染物排放的增加，能源可靠性和环境友好性依然是全球政
策制定者和社区面对的重要挑战。
然而，炼油厂是全球最大的污染物排放源之一，主要是
由于原油含有大量的芳香烃，炼油过程的温度、压力、催化剂和加热带来的余热。
在实现
有效节能和环保经济的过程中，炼油厂轻烃吸附脱硫技术受到广大科学家的重视。
炼油厂的轻烃吸附脱硫技术是消除炼油厂来自原油中的硫元素的一种有效技术。
它通
过应用吸附剂将汽油中的芳香烃游离于可排放汽油中而从炼油过程中脱离出来，从而有效
减少汽油中有害物质的排放，有利于提高汽油洁净度、稳定度以及防止汽油沾污。
它是一
种廉价且可靠的技术。
在轻烃脱硫过程中，吸附剂的选择、吸附温度、吸附时间和清洗方式都是改变清洗效
率的关键要素，因此了解相关的工艺参数、匹配合适的吸附剂以及优化清洗策略是保证清
洗效率的关键。
近年来，炼油厂的轻烃脱硫技术的研究已取得了显著的进展，但是仍有许多潜在的技
术问题需要解决。
此外，针对不同类型炼油厂，从技术参数、设计条件等方面在轻烃脱硫
技术应用方面仍有待改进。
未来，随着能源市场的发展，炼油厂轻烃吸附脱硫技术将会是
未来炼油厂可持续发展的关键支撑点，对改善炼油厂污染物排放、提升炼油厂能源可靠性、环保友好性和可持续发展都起着重要作用。
炼油化工中气体脱硫技术探分析
炼油化工中气体脱硫技术探分析目前，由于我国经济在飞速发展，炼油化工厂也在加快发展。
炼油化工生产过程中，气体脱硫技术的不断完善和发展，促进炼油化工企业的进步。
对气体脱硫技术措施进行优化，使其达到更高的标准，满足炼油化工企业生产的需要。
有必要研究炼油化工中气体脱硫的技术措施，达到环境保护的效果，而且有效地防止设备的腐蚀，提高炼油化工生产的经济效益。
标签：炼油化工;气体;脱硫技术引言工业生产是产生空气污染的主要原因，特别是炼油化工生产中的含硫气体对空气和环境有严重的污染，甚至会危害人们的身体健康，因此要解决炼油化工的含硫气体污染问题。
在炼油化工生产中采用气体脱硫技术可以有效地去除炼油化工中的硫化氢，起到保护环境和提高炼油化工经济效益的目的。
1目前脱硫技术概述炼油过程中的脱硫技术一直是国内炼油厂家和相关研究院所的研究重点，随着国内国际对于汽油、柴油的技术指标的提高，对汽油等油品种的脱硫技术研究比较主要有以下几个方面：（一）FCC汽油加氢脱硫技术采用传统的进行脱硫转化时，轻烃汽油馏分经常容易被饱和，导致石油中的烯烃很容易被饱和，导致汽油中的辛烷降低。
Mobil公司的OCTGAIN技术，能控制其中的硫含量的同时，还能够控制辛烷值。
（二）溶剂萃取脱硫技术该技术是利用萃取溶剂，通常用甘醇类和砜类溶剂作萃取剂，通过萃取，将硫化物转化到高沸点溶剂中，再经过蒸馏的方式将汽油分离，最后将萃取溶剂与硫化物分离，抽提出来的硫化物，主要是苯并噻吩和甲基苯并噻吩，这些硫化物可以作为化工产品的原料或中间产物使用，从而减少了环境污染。
（三）催化裂化脱硫技术Grace公司提出的直接减少催化裂化汽油硫含量的新催化技术，称为GSR技术。
目前应用的技术，是在第一代技术的基础上添加了含有锐钛矿型结构的TiO2组元而制得，主要组分为TiO2/Al2O3。
该技术的应用，可使汽油馏分中的硫含量降低20%～30%。
2炼油化工中气体脱硫技术措施2.1化学脱硫剂脱硫工艺技术措施的应用结合炼油化工生产的实际情况，选择最佳的化学脱硫剂，应用脱硫塔设备，结合再生塔，对脱硫剂进行再生利用，降低脱硫工艺的成本，满足炼油化工生产节能降耗的技术要求。
炼厂轻烃吸附脱硫工艺研究
炼厂轻烃吸附脱硫工艺研究随着社会不断发展，工业污染日益严重，其中，燃烧燃料的废气中含有大量的二氧化硫，严重影响着我们的环境和人类健康。
因此，脱除废气中的硫化物变得越来越重要。
本文将重点讨论炼厂轻烃吸附脱硫工艺。
炼厂轻烃吸附脱硫工艺是一种常见的废气处理方法，它将硫化物从工业废气中脱除。
一般来说，脱硫过程分为三个步骤：去除气液相硫化物、吸附脱除硫化物和净化硫化物污水。
首先，需要去除气液相硫化物。
这一步可以通过净化塔或净化器完成，净化器能够有效地去除气相硫化物，而净化塔可以同时去除液相硫化物。
液相硫化物通常可以通过吸收塔的溶解或分配，被塔底的液体中吸收，从塔内去除。
其次，吸附脱硫可以通过活性炭、磷酸铝和硅藻土等物质实现，活性炭具有良好的吸附性能，但其使用成本较高，磷酸铝和硅藻土广泛应用于炼厂废气脱硫中。
最后，净化硫化物污水。
经过脱硫的废气排出的污水需要再次净化，可以通过生物净化、集成净化、离子交换等方法，将有害物质有效去除，以达到净化废水的要求。
炼厂轻烃吸附脱硫工艺是炼厂废气脱硫的重要技术，但也存在一些问题。
首先，活性炭吸附所需的成本相对较高，磷酸铝和硅藻土固定剂酸化后容易氧化老化；其次，脱硫时存在对硫化物的滞后应用，导致硫化物仍然存留在废气中；最后，硫化物能够通过废气中的液相转移，可能仍存在污染风险。
针对这些问题，可以通过提高活性炭的使用效率，替换磷酸铝和硅藻土固定剂，采用新型脱硫材料来改善这一情况，并有效控制硫化物的液相转移，以及降低成本，实现高效环保的废气处理。
总之，炼厂轻烃吸附脱硫工艺是炼厂废气脱硫的重要技术，在改善炼厂脱硫技术和环境保护方面具有重要意义，有望在日常应用中发挥作用。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
NO ：齐鲁石化分公司 企业标准QJ/SL. C. 05—02—2009—A第一脱硫醇装置操作规程（修订本）编2009年10月01日实施胜利炼油厂炼油实业部 胜利炼油厂 炼油实业部质量管理体系文件审批表单位：编号：目录第一部分工艺手册汽油无碱脱臭装置生产工艺手册第一章基本知识 (1)第一节轻质油产品脱硫醇的意义 (1)第二节脱硫醇工艺的发展 (1)第三节Merox法脱硫醇工艺原理 (1)第四节基本概念 (2)第二章装置概况 (5)第一节工艺流程概述 (5)第二节装置设备明细 (8)第三节主要设备结构介绍 (10)第四节原料、产品及化工原料性质及要求 (11)第五节工艺、质量、技术经济指标 (12)液态烃脱硫醇装置工艺手册第一章基本知识 (15)第一节轻质油产品脱硫醇的意义 (15)第二节脱硫醇工艺的发展 (15)第三节Merox法脱硫醇工艺原理 (15)第四节基本概念及计算 (16)第二章装置概况 (18)第一节工艺流程说明 (18)第二节设计基础数据 (20)第三节装置设备 (21)第四节原材料性质、工艺操作指标及产品质量指标 (22)第五节化验分析项目及分析方法 (23)生产管理制度及安全知识 (26)第一节公司关于安全生产的部分禁令和规定 (26)第二节有关安全规定 (27)两脱装置“三废”排放量及环境保护措施 (29)第二部分岗位操作法第一章汽油脱硫醇岗位 (31)第一节岗位操作法 (31)第二节工艺参数分析 (32)第三节不正常现象及事故处理 (34)第二章液态烃脱硫醇岗位 (40)第一节岗位操作法 (40)第二节不正常现象及事故处理 (46)液态烃装置工艺技术卡片 (54)汽油碚硫醇装置工艺技术卡片 (55)第三部分开、停工方案第一节汽油碚硫醇装置开工方案 (56)第二节汽油碚硫醇装置停工方案 (64)第三节液态烃碚硫醇装置开工方案 (68)第三节液态烃碚硫醇装置停工方案 (74)工艺手册岗位操作法开、停工方案汽油无碱脱臭装置生产工艺手册第一章 基本知识第一节 轻质油产品脱硫醇的意义石油产品的硫醇是气味恶臭难嗅的有机化合物之一，空气中含l×l0-8g ／L 的低分子量硫醇，人们即可嗅出。
硫醇是一种氧化诱发剂，能加速油品胶质的形成，影响汽油的安定性和感铅性，硫醇是活性硫化物会造成金属腐蚀，毒害催化剂。
因此，脱除石油产品中硫醇，对提高油品的质量，保护环境，保护人体健康，减少金属腐蚀等有着重要意义。
第二节 脱硫醇工艺的发展石油产品的脱硫醇，逐步被人们所重视，脱硫醇精制工艺不断得到发展。
在国外，本世纪20年代出现了铜盐法精制工艺，50年代出现Bender 、抑制剂法及梅洛克斯法精制工艺，60年代出现了Locap 法及醋酸酐法精制工艺。
由于梅洛克斯法应用范围广，技术经济效果好，发展很快，在脱硫醇精制工艺中占压倒优势。
近年来研究的主要是该法固定床工艺、催化剂制造方法、质量改进以及一些添加剂提高脱硫醇效果等。
我国第一套Merox 汽油脱硫醇装置于1976年11月(由洛阳设计院设计)在我厂建成投产，设计处理能力为40万吨／年。
1977年和1979年两次对该装置进行技术改造，使该装置生产更趋完善和稳定。
期间，脱硫醇工艺在我国迅速发展。
1980年4月在我厂召开了全国“轻质油脱硫醇技术经验交流会”，脱硫醇工艺进一步得到总结、推广和发展。
随着我国石化工业的飞速发展，环保要求不断提高，老的工艺装置已不再适应90年代的生产需要，需对其在工艺上进一步改造。
为解决这些问题，尤其解决废碱的处理排放问题，我厂在93年9一11月对第一汽油脱硫醇装置进行重大技术攻造，由原来采用的“抽 提”“脱臭”两步法改为固定床吸附催化剂并用活化剂混合氧化脱臭一步法—汽油“无碱”脱臭工艺法。
第三节 Merox 法脱硫醇工艺原理Merox 法脱硫醇是籍催化剂(一般为聚钛菁钴)的作用，汽油中的硫醇在含催化剂碱液及氧气(由空气提供，存在的条件下，氧化为二硫化物，其反应式如下：4RSH + O 2碱液催化剂2RSSR + 2H 2O 式中R 是烃基，可以是直链，铡链或环烷链。
上述反应多在低压及常温下进行，受压力影响不大。
由于低温及不用腐蚀性化学用品，该法腐蚀性不大，管线和设备都可用普通碳钢。
本次改造与原来不同之处是将抽提、脱臭合并为在固定床层上活化剂、催化剂、工业风、混合氧化一步脱臭法。
此法将催化剂吸附于固体颗粒载体上(活性炭等，用10％NaOH 稀碱液做为催化剂的稀释剂)使馏分油与活化剂、风等一起通过催化剂床层，按下列步骤进行。
①RSH与催化剂、活化剂及工业风密切接触。
②进行脱臭反应，硫醇转化为二硫化物。
③二硫化物溶于油中离开床层。
第四节基本概念4.1 油品的性质汽油产品质量标准如下表(表—1)4.2 汽油产品质量术语1．密度、重度、比重单位体积油品的质量(重量)称为该油品的密度(重度)。
同体积的油品和4℃时水的重量之比称为比重。
2．馏程指在专门蒸馏仪器中所测得油品试样的蒸馏温度与馏出量之间以数值关系表示的油品沸腾的温度范围。
常以一定蒸馏温度下馏出物的体积百分数或馏出物达到一定体积百分数时读出的蒸馏温度来表示。
3．初馏点蒸馏开始后，第一滴馏出冷凝物从冷凝管末端落下时的蒸馏温度。
4．终馏点被蒸馏的试样在蒸馏末期即将蒸干，蒸馏温度停止上升，并又开始下降时温度计所指示的最高温度。
5．残留量：指停止蒸馏后，存于烧瓶内的残油的量。
6．损失量：指蒸馏过程中，因漏气、冷却不好、结焦等造成油气的损失量。
7．饱和蒸汽压：在某一温度下，油品和其液面上的蒸汽呈平衡状态时，此蒸汽所产生的压力称为饱和蒸汽压。
饱和蒸汽压愈高，说明油品越易汽化。
8．实际胶质油品在实验条件下，规定的热空气流中(人工氧比)，油中烃类经氧化，聚合、缩合所生成的深棕黄色或黑色的复杂物质叫实际胶质。
其含量以100ml试油中的实际的mg数表示。
9．诱导期：汽油在压力为7kg/cm2的氧气中以及温度为100℃时因氧化使氧气压力下降所经过的时间叫做诱导期。
10．腐蚀：将一定规格的铜片浸入试油中，在一定条件下，取出铜片观察颜色变化，来定性检查油中是否含有腐蚀金属的硫化物或游离硫。
11．辛烷值：以纯正庚烷的辛烷值为零，纯异辛烷(2，2，4—三甲基戊烷)的辛烷值为100而定出的一种测定抗爆性能的相对标准。
在数值上等于在规定条件下与油品抗爆性相同的标准燃料中所含异辛烷的体积百分数。
辛烷值有马达法和研究法两种测定法，常见辛烷值为马达法辛烷值。
12．硫含量：油品中元素硫，硫化氢，硫醇，硫醚，二硫化物，硫杂等硫化物的总含量，用重量百分数表示。
13．硫醇：是一种含硫的有机化合物，有极难嗅的臭味。
多存在于低沸点的石油馏分中。
烃分子中的氢原子被羟基(－OH)取代就成为醇。
醇的羟基中的氧原子被硫置换后形成的化合物即为硫醇。
筒写为RSH，其中R为烃基。
14．二硫化物：在烃分子中有两个硫原子的化合物称二硫化物，简写为RSSR 其中R 为烃基。
15．聚钛菁钴催化剂：用于脱硫醇的一种催化剂。
国外多采用磺化钛菁钴脱硫醇催化剂。
聚钛菁钴是找厂在上海化工学院的协作下，于1975年研制成功的。
以均苯四甲酸二酐、氯化钴、尿素为原料在一足物料配比及工艺条件下制备而成的，性能良好。
16．脱硫醇率：脱后硫醇与原料油中硫醉含量之比，用百分数来表示。
按下式计算：脱硫醇率=%100 原料中硫醇硫含量中硫醇硫含量精制—原料中硫醇硫含量油17．ppm 、ppbppm 和ppb 都是浓度单位1ppm ＝百万分之一 1ppb ＝十亿分之一 一般为重量比 18．静态混合器：将两种或两种以上的流体充分混合的一种机械设备。
19．空速：即空间速度。
表示单位时间内单位数量的催化剂所能处理的原料油量，一般用体积空速来表示。
空速是催化剂反应中一个重要操作参数，允许空速越大，则表示催化剂活性越高，空速计算方法为：体积空速=)m 反应器内催化剂体积（/h)原料油体积流量（m 33 空速单位为时-1(h -1)，计算时应注意原料油体积流量指20℃时的流量。
20．催化剂寿命：指每公斤催化剂从开始到终了时所处理的原料油总体积。
催化剂寿命＝原料油总体积(m 3)／反应器内催化剂总重(kg) 21．床层压降：反应器出入口之间的压力差。
22．活化剂：一种浅黄色—红棕色的有毒，有机强碱物质，比重0.82—0.84，有效浓度≮8％。
第二章 装置概况第一节 工艺流程概述1. 1 工艺管线及仪表自动控制流程图见附图—1，装置平面布置图见附图—2。
1. 2 工艺加工过程原料油自三罐区142#罐来，经原料泵101与V —4的活化剂经泵107后在管道混合，经调节阀分配流量后分别进入混合器与压缩空气进行混合，再进固定床氧化塔。
氧化塔内每塔装填活性碳二层，每层5m 。
在40℃，0.4Mpa 及床层上催化剂作用下，把汽油中的硫醇氧化为二硫化物，氧化混合物自塔103/1.2顶流入分离器(V102)进行气液分离，尾气排往装置内的尾气罐容114，然后去常压炉焚烧。
精制后的汽油经V103/4后进入砂滤塔104去除杂质后出装置。
附图—1 南汽油脱硫醇无碱脱臭系统工艺流程图附图—2 脱硫醇装置设备平面布置图第二节装置设备明细2. 1 泵类设备如下表：泵类设备明细表表—22. 2 配套电机如下表装置配套电机如下表表—32. 3 容器类设备如下表容器类设备明细表表—42. 4 塔类设备如下表塔类设备明细表表—52.5 安全阀如下表安全阀明细表表—62.6 仪表设备明细表仪表明细表表—7序号编号名称流量范围调节器调节阀1 FI—104 总进料0—200m3/h2 FIC—101 塔103/1进洋0—80t/h 反作用风开3 FIC—102 塔103/2进料0—80t/h 反作用风开4 FI—3 塔103/1风量0—80m3/h5 FI—4 塔103/2风量0—80m3/h6 PDI—1 塔103/2床层压降0—0.4Mpa7 PDI—2 塔103/2床层压降0—0.4Mpa8 PIC—101 容102压控0—0.6Mpa9 LIC—206 容102液控第三节主要设备结构介绍3.1 塔103/1.2该塔为汽油脱硫醇装置的关键设备，“活性炭固定床反应器”床层的好坏直接影响到该装置的安全、平稳生产和产品的质量。
其结构如下图：塔103/1.2结构示意图图—3其工作原理是：活性炭经催化剂碱液循环后，将催化剂吸附在表面和微孔上，汽油中的硫醇在一定比例的氧化风、活化剂和活性炭表面的催化剂作用下，被氧化成二硫化物，随汽油带出，从而达到脱臭之目的。
该活性炭床层的维护与保养分以下几个方面进行；1)检修中的维护和保养因活性炭床层经开工一周期后，内部含大量的二硫化物，停工打下人孔后，经自然通风，在空气中氧的作用下，极易自燃。