炼厂气脱硫工艺方案研究.pdf

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1、理论·实践炼厂气脱硫工艺方案研究丁会若(上海利柏特工程技术有限公司，上海201101)摘要：本文介绍了某炼厂催化裂化干气、液化石油气脱硫装置概况，并根据干气及液化石油气的性质确定脱硫工艺方案。关键词：干气；液化石油气；脱硫;甲基二乙醇胺StudyonRefiningGasDesulfurationTechnologyDingHuiruo(ShanghaiLBTEngineering&TechnologyCo.,Ltd,Shanghai,201101)Abstract:IntroducesthegeneralsituationofFCCDGandLPGde

2、sulfurizationdevice.TherouteofdesulfurizationisdeterminedaccordingtothepropertiesoftheDGandLPG.Keywords:DG;LPG;Desulfurization;Methyldiethanolamine(MDEA)0概述加剂改善胺溶液的脱硫选择性、抗降解和抗腐蚀能力，此外还加入微量辅助添加剂，以增加溶剂的抗氧化和抗发泡能力。近年来，我国在运用催化裂化衍生技术方面取得了重大进步，副产大量的干气、液化石油气。随着我国含硫原油加工量的复合型甲基二乙醇胺(MDEA)溶剂与

3、传统的其它醇胺脱不断增加和加工深度的深化以及环保要求的日趋严格，脱除催硫剂(MEA、DEA、DIPA)相比主要有以下特点。化干气(DG)、液化石油气(LPG)中的硫化物，以实现炼油厂轻(1)对H2S有较高的选择吸收性能，溶剂再生后酸性气中烃的化工利用已显得十分重要。H2S浓度可以达到70%(v)以上。[1]DG、LPG等炼厂气脱硫工艺一般分两大类：干法脱硫，(2)溶剂损失量小，其蒸汽压在几种醇胺中最低，而且化学主要用于需较高脱硫率的场合，常用氧化锌法、活性炭吸附法；性质稳定，溶剂降解物少。湿法脱硫等，其中最为普遍使用的是醇胺法脱硫。(3)碱性在几种醇胺中

4、最低，故腐蚀性最轻。国内某炼厂DG、LPG脱硫装置是催化裂化装置的配套工(4)装置能耗低。与H2S、CO2的反应热最小，同时使用浓程，该装置规模与上游100万吨/年催化裂解装置配套，实际处度可达35%～45%，溶剂循环量低，故再生需要的蒸汽量减少。44理DG6.5×10t/a，LPG26.6×10t/a，操作弹性70%～110%，节省投资。因其对H2S选择性吸收率高，溶剂循环量降低年开工时数8000小时。且使用浓度高，故减小了设备尺寸，节省投资。综合以上分析，1脱硫工艺方案复合型甲基二乙醇胺溶剂作为脱硫剂，工艺先进可靠，技术经济可行。因此推荐采用复合型M

5、DEA。1.1醇胺法脱硫的基本原理[2]1.3工艺技术路线及特点醇胺等醇胺类有机碱低温时具有一定的碱性，其碱性随温度的升高而减弱。在25～40℃时，醇胺能吸收气体中的H2SDG及LPG脱硫采用醇胺法脱硫工艺。采用复合型甲基二和CO2；当温度升高到105℃或更高时，则分解逸出H2S和CO2，乙醇胺(MDEA)溶剂，其主要成分为MDEA并加有少量抗氧胺液得到再生。醇胺法脱硫是一种典型的吸收—再生反应过剂、阻泡剂、缓蚀剂等添加剂。该溶剂具有对H2S选择性好、使程，其典型的反应过程如下。用浓度高、溶剂循环量小、腐蚀轻等特点。本装置选用溶剂浓度30%(wt)。脱出

6、硫化氢：1.4脱硫工艺流程2RNH2+H2S(RNH3)2S该脱硫装置工艺流程图见图1。(RNH3)2S+H2S2RNH3HS脱出二氧化碳：从图1可以看出，自催化裂化装置来的含有H2S的40℃干气，经干气分液罐分离凝缩油后进入操作压力1.3MPaG的干2RNH2+H2O+CO2(RNH3)2CO3气脱硫塔，与塔顶送入的30%的复合甲基二乙醇胺(MDEA)溶(RNH3)2CO3+H2O+CO22(RNH3)HCO3液在塔内逆向接触，干气中的硫化氢和部分二氧化碳被溶剂吸上述反应均为可逆反应。在较低温度(25～40℃)下，反应收，塔顶净化干气送至制氢装置或燃料

7、气管网。由左向右进行(吸收)，吸收气体中的H2S和CO2。在较高温度下自催化裂化装置来的含有H2S的40℃液化石油气，经液化(>105℃)下，反应由右向左进行(解吸)，析出原来吸收的H2S石油气缓冲罐缓冲后，由液化石油气进料泵加压送入操作压力和CO2，醇胺得以循环使用。为1.4MPaG的液化石油气脱硫抽提塔，用塔顶送入的MDEA溶1.2脱硫溶剂选择液进行抽提，塔顶脱硫后的液化石油气送至下游装置。国内常用的脱硫溶剂有单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺干气脱硫塔和液化石油气脱硫抽提塔的塔底富液合并后(DEA)、二乙丙醇胺(DIPA)、N－甲基二乙醇胺(MDEA)和

8、复进入富胺液闪蒸罐，以除去胺液中携带的烃组分，然后送入溶合型MDEA。剂再生部分