石化企业酸性气回收工艺的国产化道路.doc

石化企业酸性气回收工艺的国产化道路范西四 曲思秋山东三维石化工程有限公司摘要 对国内近、中期硫回收的市场进行了分析；回顾了国内硫回收技术的发展过程；介绍了自主开发的“SSR”硫回收工艺与国外类似工艺的区别和特点。提出了提升“SSR”市场竞争能力的建议。关键词 市场前景、工艺路线、国产化1 酸性气回收的市场前景国外对中国炼油产品需求预测认为：原油加工量2000年为210.62Mt，2005年达到233Mt，2010年将达到270Mt，年增长率3，2015年将达到300Mt，年增长率达到1.42.1。国内资料统计：2001年底，全国拥有原油一次加工能力273.7Mt，其中含硫原油加工能力35Mt，同年原油年加工量为210.51Mt，原油净进口量52.71Mt；专家预测，2005年、2010年我国原油需求量分别为252Mt和302Mt，原油进口量将分别达到88Mt和134Mt，含硫原油加工能力预计分别达到77Mt和119Mt；目前进口原油主要是中东含硫原油，计划中的新油源，俄罗斯油也是含硫原油，全国现有含硫原油加工能力仅为35Mt，不能满足我国进口含硫原油加工的要求1。加工含硫原油的副产品，回收酸性气的硫磺回收装置的能力逐年增加，规模逐渐扩大，拟建的福建、大连、青岛石化的硫磺回收装置规模均在0.2Mt/a以上。目前国内硫磺回收装置总能力1.0Mt/a，与现有含硫原油加工能力基本配套；伴随含硫原油加工能力的变化，硫磺回收能力必将同步提高，预计到2010年，国内石化企业的硫磺回收能力将达到2.0Mt/a。根据我国能源战略的调整，煤制油和煤化工项目方兴未艾，原料和产品中的酸性气无序排放不符合国家的环境保护策略，回收利用其中的硫资源，必将带动硫磺回收在该领域的持续发展。2 国内硫回收技术的发展从1997年至2005年的八年间，是石化企业硫回收能力急剧提升的时期，处理能力翻了两翻。97年以前，全国共有硫回收装置68套，硫回收工艺有回收率95左右的二级、三级常规Claus；有回收率接近99的萨弗林、超级Claus、Claus-pol、MCRC；有回收率达到99.9的ClausScot，国外所有的硫回收工艺，在国内几乎都能觅到踪迹，其中回收率最高的ClausScot工艺装置，全国共有4套，生产能力为0.13Mt/a。1996年国家颁布了GB162971996大气污染物综合排放标准，规定硫磺回收装置的排放废气中SO2浓度必须小于960mg/m3,这是一个非常严格的排放标准。为了达到这一排放值，Claus硫回收后还应配套相应的尾气处理设施，使全装置的总硫收率大于99.8才能与之相适应。而目前已开发的各种尾气处理工艺，仅有加氢还原吸收技术可以稳定地实现这一目标。为此，1997年至今，石化企业新建、改扩建的几十套硫回收装置，无论是引进技术或者国内技术，几乎全部采用Claus尾气加氢还原吸收工艺，形成了Claus加氢还原吸收工艺技术一统天下的局面。加氢还原吸收技术是目前公认的最彻底的尾气处理方法，克劳斯硫回收尾气中的SO2、Sx、COS、CS2等在较小的氢分压和操作压力下，经尾气加氢专用催化剂处理后全部还原、水解为H2S，再经溶剂吸收后，尾气中的总硫降至300ppm（v）以下，净化气最后经热焚烧后排入大气。该方法的特点是尾气净化度高，操作稳定可靠，但是由于其流程长，建设投资大，操作运行费用高，使许多企业管理者在装置建设前难以决断。1996年中石化工程部组织了几个沿海石化企业和设计单位探讨大型硫回收成套技术国产化联合攻关问题；1998年中石化集团公司根据齐鲁石化扩建85kt/a硫磺回收装置的契机，将其列入“十条龙”科技攻关项目，推动大型硫回收装置成套技术国产化进程。齐鲁石化公司及胜利炼油设计院抓住机遇，经过不懈努力，自主开发了无在线炉硫回收工艺“SSR”， 2001年“SSR”通过了中国石油化工股份有限公司科技部组织的科学技术成果鉴定，实现了大型硫磺回收装置成套技术的国产化。至今，已经有二十几套大、中、小型工业装置成功使用“SSR”工艺，使中国自己的技术在硫回收领域具有了举足轻重的地位。3 “SSR”与国外类似技术的比较无在线炉硫回收工艺“SSR”是以克劳斯硫回收和加氢还原吸收尾气处理为基础技术，经优化工艺过程而开发的新工艺，与国外广泛使用的Scot、R.A.R、H.C.R的工艺原理完全一样，但“SSR”的过程气再热过程与国外工艺不同。 典型的Claus-Scot硫回收及尾气处理工艺，在Claus过程的一、二级制硫转化器和Scot尾气处理加氢反应器前的过程气再热方式是用在线炉作为再热设备，由燃料气燃烧产生的热气流混入过程气，使之达到反应所需入口温度条件。 “SSR” 无在线炉硫回收工艺，一级再热炉被高温热旁路（即高温掺合阀）取代；二级再热炉用气/气换热器取代，热源取自工艺反应余热；加氢反应器前的在线还原气发生炉被尾气加热器取代，热源取自尾气焚烧炉后的烟气废热。再热方式的改变，使“SSR”具有以下工艺特点：1) 1) 无在线炉工艺从制硫至尾气处理全过程，只有制硫燃烧炉和尾气焚烧炉，中间过程不采用在线炉或任何外供能源的加热设备，使装置的设备台数、控制回路数均少于类似工艺，形成了投资省、能耗低、占地较少的特点。2) 2) 无在线炉工艺没有额外的惰性气体进入系统，使过程气总量较有在线炉的同类工艺少510，形成了设备规模小，尾气排放量和污染物（SO2）绝对排放量较少的特点。3) 3) 无在线炉工艺是使用外供氢作氢源，但对外供氢纯度要求不高，从而使该工艺对石油化工企业硫回收装置具有广泛的适应性。4) 4) 无在线炉工艺的主要设备均使用碳钢制造，且都可国内制造，从而形成了投资低、国产化率高的特点。尽量避免额外的惰性气体进入系统，可以缩小设备、管道规格，减少SO2绝对排放量，已经被国内外同行广泛认可，即使是加氢还原吸收技术的鼻祖，荷兰壳牌的Scot工艺，在许多新设计的硫回收装置上，也采用间接换热取代再热炉。“SSR”采用的高温热旁路技术，关键设备是高温掺合阀，“SSR”配套开发的内冷式高温掺合阀解决了几十年来金属阀芯无法抗高温硫化腐蚀的难题，内冷式高温掺合阀同时获得了国家发明专利(专利号：ZL00111165.5)。“SSR”与传统工艺相比，在技术、投资、运行费用、占地面积等方面的优势被广泛认同。资料介绍：二级转化Claus装置相对投资为100时，增加Scot尾气处理装置后，相对投资增加至200，操作费用亦大幅上升。根据已投产和在建的采用“SSR”工艺的硫回收装置投资分解，二级转化制硫加尾气焚烧相对投资为100时，增加的尾气处理部分，如不含溶剂再生设施，相对投资增至130135；尾气处理部分同时包含溶剂再生设施时，相对投资增至165。“SSR”比ClausScot工艺投资下降35左右。采用三级再热炉的硫回收装置，由于燃料气的燃烧，使工艺过程中的过程气量逐级递增，增加量从3.7至12.6左右，致使工艺设备和管道规格亦相应加大，导致建设投资上升成为必然。另外，在线炉的控制由在线分析仪和复杂的多回路控制系统来完成，而“SSR”相应部分是简单的单参数控制。自动控制系统的简单化是“SSR”工程建设投资较低的重要原因。根据统计资料，硫回收装置的固定资产约占建设投资的82，大修理费用占总成本比例约13；假定原材料价格、耗量和人工费都一样，装置的大修理费占固定资产原值的5，依此计算，投资对生产总成本的影响率，“SSR”较传统工艺下降10。由于SSR工艺装置的消耗更少，生产总成本也更低。由于工艺流程的优化，“SSR”占地面积较省。经过对几套不同规模“SSR”装置的设备区占地面积数据统计，大于20kt/a规模的装置，装置区占地在45m2/kt(硫)，小型装置占地也不超过100m2/kt(硫)；尾气处理部分的占地相当低，仅10m2/kt(硫)左右。占地面积小是“SSR”与传统工艺相比的优势之一。4 “SSR”硫回收工艺的前途和发展方向“SSR”工艺开发的初始阶段，由于对某些技术环节的认识偏差、工程投资的限制、设计和操作失误等主、客观原因，出现过问题，通过不断地改进和完善，“SSR”工艺已经渐趋成熟。在国内硫磺回收存在大量商机的今天，一些硫回收领域的国外专业大公司，已经把“SSR”锁定为中国境内的最大竞争对手。“SSR”是中石化集团公司花费了大量人力物力开发的具有自主知识产权的硫回收工艺技术，单套装置规模已经达到85kt/a，迫近国外单套同类装置的生产能力。福建、大连引进的0.2Mt/a硫回收也是23个系列的组合装置。在今后大型硫磺回收装置的建设过程中，搭建一个公平竞争的平台，为“SSR”营造一个与其它国内外硫回收技术公平竞争的氛围，对“SSR”的发展无疑是有益的。“SSR”工艺在许多方面还有提升的空间，如工艺技术进步、催化剂研发、设计优化、工艺装置的规范化和系列化等。自身的不断完善，“SSR”才能更具市场竞争力。加强与国外专业公司的技术交流合作，吸取国外硫回收技术的精华，取长补短，在发展和壮大自身的同时，积极参与国外硫回收项目的竞争，走出国门，开拓国际市场，是“SSR”逐渐适应市场经济变化的必由之路。5 结束语在可以预计的将来，伴随进口含硫原油的逐年递增和能源战略的调整，我国硫磺回收装置的建设还有一段较长的增长期。面对机遇和挑战，中石化自己的硫回收技术“S