CN110756195A - 硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法 - Google Patents
硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110756195A CN110756195A CN201810845695.1A CN201810845695A CN110756195A CN 110756195 A CN110756195 A CN 110756195A CN 201810845695 A CN201810845695 A CN 201810845695A CN 110756195 A CN110756195 A CN 110756195A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sulfur
- hydrogenation catalyst
- hydrogenation
- parts
- temperature
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 141
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 111
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 108
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims abstract description 108
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 87
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 19
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 18
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 17
- 229910000428 cobalt oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N cobalt(ii) oxide Chemical compound [Co]=O IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 10
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 8
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 150000001868 cobalt Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 72
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 28
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 16
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 claims description 16
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000010791 quenching Methods 0.000 claims description 14
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 10
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 9
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims description 9
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical group [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- ZKKLPDLKUGTPME-UHFFFAOYSA-N diazanium;bis(sulfanylidene)molybdenum;sulfanide Chemical group [NH4+].[NH4+].[SH-].[SH-].S=[Mo]=S ZKKLPDLKUGTPME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims description 6
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 4
- 229940011182 cobalt acetate Drugs 0.000 claims description 4
- 229910021446 cobalt carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- ZOTKGJBKKKVBJZ-UHFFFAOYSA-L cobalt(2+);carbonate Chemical compound [Co+2].[O-]C([O-])=O ZOTKGJBKKKVBJZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- OBWXQDHWLMJOOD-UHFFFAOYSA-H cobalt(2+);dicarbonate;dihydroxide;hydrate Chemical compound O.[OH-].[OH-].[Co+2].[Co+2].[Co+2].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O OBWXQDHWLMJOOD-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 4
- QAHREYKOYSIQPH-UHFFFAOYSA-L cobalt(II) acetate Chemical compound [Co+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O QAHREYKOYSIQPH-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 244000275012 Sesbania cannabina Species 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 abstract description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 82
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 40
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 17
- 241000219782 Sesbania Species 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical group O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 5
- 238000005987 sulfurization reaction Methods 0.000 description 5
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 4
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 3
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 3
- 241000219793 Trifolium Species 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 235000010269 sulphur dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- SPSSULHKWOKEEL-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-trinitrotoluene Chemical compound CC1=C([N+]([O-])=O)C=C([N+]([O-])=O)C=C1[N+]([O-])=O SPSSULHKWOKEEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- UNLRVSBRNJYNHN-UHFFFAOYSA-N [cyano-(3-phenoxyphenyl)methyl] 2-(4-chlorophenyl)-3-methylbutanoate;dimethoxy-(4-nitrophenoxy)-sulfanylidene-$l^{5}-phosphane Chemical compound COP(=S)(OC)OC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1.C=1C=C(Cl)C=CC=1C(C(C)C)C(=O)OC(C#N)C(C=1)=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 UNLRVSBRNJYNHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007630 basic procedure Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000004291 sulphur dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- CXVCSRUYMINUSF-UHFFFAOYSA-N tetrathiomolybdate(2-) Chemical compound [S-][Mo]([S-])(=S)=S CXVCSRUYMINUSF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000015 trinitrotoluene Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/002—Mixed oxides other than spinels, e.g. perovskite
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8603—Removing sulfur compounds
- B01D53/8609—Sulfur oxides
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
- B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
- B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
- B01J23/88—Molybdenum
- B01J23/882—Molybdenum and cobalt
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2523/00—Constitutive chemical elements of heterogeneous catalysts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法，属于硫磺回收技术领域。其特征在于，质量百分比组成为：氧化铝54.2%~84.5%，二氧化硅5%~45%，扩孔剂0.2%~2%，粘结剂0.2%~1%，三氧化钼5%~15%，氧化钴1%~3%。步骤：将氢氧化铝干胶和白炭黑混合均匀，加入扩孔剂、粘结剂，再将钴盐溶于稀酸加入，经挤条、干燥、焙烧后制成复合载体；采用络合剂将活性组份钼浸渍于复合载体上，干燥焙烧即得硫化型加氢催化剂。在惰性气体存在下装填于硫磺装置加氢反应器使用。本发明开工过程不用硫化，易操作、缩短开工时间，实现硫磺装置的绿色开工。
Description
技术领域
硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法，属于硫磺回收技术领域。
背景技术
根据国家《石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）》的要求，2017年7月1日起硫磺装置大气污染物排放浓度限值二氧化硫将执行小于400mg/Nm³，特别地区执行小于100mg/Nm³。标准未对硫磺装置开工期间二氧化硫排放浓度给出具体要求，因此在开工期间也要满足最新排放标准，这对硫磺装置特别对处于开工的硫磺装置是较大考验。
硫磺装置分为制硫单元和尾气处理单元两部分，常规的开工方法有两种：一种为先开制硫单元，制硫单元稳定后将克劳斯尾气引尾气处理单元，控制H2S/SO2=4~6，对尾气单元的加氢反应器进行预硫化，预硫化完成后按H2S-2SO2=-0.1~-0.5控制转入正常生产，该方法开工时间较长，易造成催化剂硫化不完全或飞温。另一种采用清洁酸性气直接预硫化，制硫单元升温的同时对加氢催化剂进行预硫化，硫化后再引酸性气，该方法同样存在催化剂操作复杂，催化剂硫化期间易飞温等现场。两种方法均装填的是氧化态的尾气加氢催化剂。
CN201610146533.X公布了硫回收装置零排放开停工工艺，该工艺主要开工方法：①开工烘炉期间，烘炉烟气直接进碱液吸收塔；②转化器升温期间，自尾气分液罐来尾气进入焚烧炉焚烧后，所得高温烟气经尾气废热锅炉回收余热后进碱液吸收塔；③加氢反应器催化剂预硫化期间，用制硫过程气中的硫化氢预硫化加氢反应器催化剂，通过比值分析仪控制其浓度，加氢尾气自急冷塔前引进焚烧炉焚烧后经碱液吸收塔吸收SO2。该方法使用的为氧化态尾气加氢催化剂，在装置上硫化后使用，并且开工过程只是将气相中的SO2转移到液相，并未实现真正意义的零排放。
CN202829575U公布了一种硫磺装置，在整个硫磺装置开工点炉升温的同时引入原料酸性气进入加氢反应器进行加氢催化剂的预硫化，从而实现克劳斯单元和尾气净化单元同步开工。该装置仍然装填氧化态催化剂，依然存在开工复杂，催化剂硫化过程中易出现飞温等现象。
发明内容
本发明要解决的技术问题是：克服现有技术的不足，提供一种大幅减少开工过程烟气SO2排放、易操作、开工时间短的硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：该硫化型加氢催化剂，其特征在于，质量百分比组成为：氧化铝54.2%~84.5%，二氧化硅5%~45%，扩孔剂0.2%~2%，粘结剂0.2%~1%，三氧化钼5%~15%，氧化钴1%~3%。
本发明提供一种硫化型尾气加氢催化剂，将该硫化型加氢尾气加氢催化剂采用无氧作业装填于加氢反应器，实现硫磺装置绿色开工，该方法开工过程不用硫化，可大幅减少开工过程烟气SO2排放，确保开工期间烟气SO2排放始终满足国家排放标准。由于装填的尾气加氢催化剂本身就是硫化型，因此装填后无需再硫化，免去硫化过程造成的催化剂飞温等一系列问题，开工期间节省装置能耗20%以上，易操作、缩短开工时间，解决硫磺装置开工过程中超标排放的现实问题，实现硫磺装置的绿色开工。
本发明中扩孔剂为田菁粉、聚乙烯醇、聚乙二醇中的一种或几种。优选的，所述的扩孔剂为田菁粉，所占的质量百分比为1%。
本发明中粘结剂为硝酸、水玻璃；优选的，所述的粘结剂为水玻璃，所占的质量百分比为0.5%。
一种硫化型加氢催化剂的制备方法，其特征在于：包括如下步骤：
A）按重量份将54.2~84.5份氢氧化铝干胶和5~45份气相法白炭黑混合均匀，加入扩孔剂0.2~2份、粘结剂0.2~1份，再将1~3份钴盐溶于稀酸加入，经挤条、干燥、400℃~700℃焙烧2h~6h后制成复合载体；
B）采用络合剂将5~15份活性组份钼浸渍于复合载体上，干燥后在120℃~250℃焙烧2h~6h即得硫化型加氢催化剂。
优选的，所述的氢氧化铝干胶的孔容≥0.8ml/g；比表面积≥400m2/g；所述的气相法白炭黑的比表面积≥300m2/g。所用氢氧化铝干胶孔容优选≥1.0 ml/g；比表面积优选≥450m2/g。气相法白炭黑比表面积选≥330m2/g。
优选的，所述焙烧的焙烧温度为520℃~570℃，焙烧时间3.5 h ~4.5h。
优选的，所述的钴盐为碱式碳酸钴、碳酸钴或乙酸钴中的一种或两种以上的任意复合物，本发明中稀酸使用柠檬酸、磷酸、乙酸中的一种或两种以上的组合均能满足基本的生产要求，但优选的稀酸为柠檬酸和磷酸按质量比1：0.8~1.3的组合稀酸；能够保证更好的浸渍效果。
优选的，所述的活性组分钼为四硫代钼酸铵，所述的络合剂为有机胺、醇类或乙醇胺中的一种或多种。
一种硫磺装置绿色开工方法，其特征在于，包括以下步骤：
1）将权利要求1~3任一项所述的硫化型加氢催化剂在惰性气体存在下装填于硫磺装置加氢反应器；
2）用惰性气体吹扫加氢反应器，吹扫量按空速200 h-1~800 h-1控制；
3）吹扫结束后建立惰性气体循环，依次通过尾气加热器、加氢反应器、急冷塔、吸收塔，待加氢反应器入口温度升至200℃~230℃条件后投入使用；同时制硫部分升温到引入酸性气的条件；
4）尾气处理系统引入2%~5%氢气，制硫部分引酸性气开工。
一种硫磺装置绿色开工方法，广泛应用于石油炼制、天然气净化及煤化工等行业的硫磺装置的开工过程，特别适用于某些原因造成的开工初期酸性气无法引入的硫磺装置。本发明中硫化型加氢尾气加氢催化剂采用无氧作业装填于加氢反应器，实现硫磺装置绿色开工，该方法开工过程不用硫化，可大幅减少开工过程烟气SO2排放，确保开工期间烟气SO2排放始终满足国家排放标准，易操作、能有效避免硫化期间催化剂床层飞温现象，缩短开工时间，广泛应用于石油炼制、天然气净化及煤化工等行业硫磺装置的开工过程。
优选的，步骤1）中硫化型加氢催化剂采用无氧作业装填于硫磺装置加氢反应器内。本发明所述的无氧作业具体方法是，寻找适宜的氮气补入点，建立氮气循环或将加氢反应器置换为无氧状态，使加氢反应器微正压，并对作业环境进行O2、可燃气体、有毒有害气体检测，确保无氧作业条件。
硫化型加氢催化剂外观为φ3三叶草或四叶草条形催化剂。
步骤3）中制硫部分各个设备按正常工况操作，控制反应炉炉膛温度在900℃~1400℃之间，优选1000℃~1300℃，一级反应器床层温度300℃~400℃，优选320℃~330℃，二级反应器床层温度220℃~240℃，优选220℃~230℃，加氢反应器床层温度不超过250℃~350℃，优选300℃~330℃，吸收塔顶温度控制20℃~42℃以下，优选25℃~35℃以下，再生后贫液中H2S浓度在0.5g/L以下，优选0.2g/L以下。控制好一级硫冷凝器、二级硫冷凝器、三级硫冷凝器过程气出口温度在140℃~150℃。该方法免去硫化过程造成的催化剂飞温等一系列问题，开工期间节省装置能耗20%以上，易操作、缩短开工时间，解决硫磺装置开工过程中超标排放的现实问题，实现硫磺装置的绿色开工。
本发明所述的开工过程，不仅仅限制于采用气气换热方式的硫磺装置，同样适用于高温掺合、电加热、加热炉等工艺的硫磺装置。
本发明所述的氮气开工循环过程，不仅仅限制于氮气，其他相对于硫磺装置的惰性气体同样适用。
本发明所述的氮气开工循环过程，氮气的加入位置不仅仅限制于三级换热器前，在其他位置同样适用。
步骤3）中所述的尾气引入加氢反应器的入口温度在180℃~250℃，优选200℃~230℃。
本发明的催化剂为硫化型克劳斯尾气加氢催化剂 ，避免了开工催化剂的硫化过程，使开工进一步简化，避免开工过程造成的催化剂飞温等一系列问题。
本发明采用特制的硫化型嘉庆催化剂开工，采用氮气建立新循环系统，能减少硫磺装置开工时间30多小时，开工过程烟气SO2排放小于100 mg/m3，实现开工过程达标排放。
本发明所述的开工过程，要求加氢反应器出口氢气控制在1%~5%，优选2%~5%。
本发明的一种硫化型硫磺尾气加氢催化剂，并将该硫化型加氢尾气加氢催化剂装填于加氢反应器，实现硫磺装置绿色开工，主要适用于石油炼制、天然气净化及煤化工等行业硫磺装置的开工过程，特别适用于某些原因造成的开工初期酸性气无法引入的硫磺装置。由于装填的是硫化型加氢催化剂，因此开工过程免去了硫化这一过程，大大缩短了开工时间和硫化过程中带来的一系列问题。
该发明可使开工过程烟气SO2排放小于100 mg/m3，实现装置开工过程的达标排放。
与现有技术相比，本发明的所具有的有益效果是：本发明开发了一种硫磺装置绿色开工方法，主要适用于石油炼制、天然气净化及煤化工等行业硫磺装置的开工过程，特别适用于某些原因造成的开工初期酸性气无法引入的硫磺装置。相比现有技术有如下积极效果：（1）提供了一种硫化型克劳斯尾气加氢催化剂，该催化剂活性高，满足最新环保标准的加氢要求。（2）提供了一种硫磺装置绿色开工方法，对加氢反应器采用无氧作业装填硫化型克劳斯尾气加氢催化剂， 装填后在氮气的微正压条件下对加氢反应器进行氮气吹扫，氮气吹扫量按空速200 h-1~800 h-1控制，吹扫结束后建立氮气循环，依次通过尾气加热、加氢反应器、急冷塔、吸收塔，待加氢反应器入口温度升至200℃~220℃条件后就可投入使用，实现硫磺装置的绿色开工，本发明具有投资少，简化操作开工步骤，开工过程烟气SO2排放小于100mg/m3；（3）提供了一种避免在硫磺装置上直接硫化的新技术，可免去硫磺尾气加氢催化剂在线硫化，缩短开工时间。
附图说明
图1为本发明的硫磺开工时氮气循环步骤示意图。
其中， 1、氮气 2、三级换热器 3、加氢反应器 4、开工循环线 5、蒸汽发生器 6、急冷塔 7、吸收塔 8、再生塔 9、焚烧炉 10、烟囱。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做进一步说明，其中实施例1为最佳实施。
参照附图1：制硫单元正常操作升温，尾气加氢单元建立氮气循环，氮气1通过三级换热器2加热后进入尾气循环系统，依次经过加氢反应器3、蒸汽发生器5、急冷塔6、沿开工循环线4返回三级换热器2前部。氮气循环量按空速200h-1~800h-1控制，升温速率20℃~30℃/h的速度升温；当加氢反应器入口温度达到220℃~230℃后恒温，就已达到接收酸性气条件。当制硫和尾气加氢单元各参数操作正常后，直接将酸性气引入硫磺，制硫尾气进入加氢反应器从而转入正常生产。
加氢反应器3装填硫化型加氢催化剂，在催化剂作用下，制硫尾气中的SO2、COS、CS2等硫化合物加氢水解为H2S，H2S经急冷塔6和吸收塔7吸收后进入再生塔8，从吸收塔顶出来的净化气经焚烧炉9焚烧后排放至烟囱10。该发明可使开工过程烟气SO2排放小于100 mg/m3，实现装置开工过程的达标排放，减少开工操作步骤，缩短开工时间近30小时。
实施例1
某10万吨/年硫磺装置开工，加氢反应器装填硫化型克劳斯尾气加氢催化剂，该催化剂制备方法如下：A）按重量份将66份氢氧化铝干胶（以氧化铝计）和20.5份气相法白炭黑（以二氧化硅计）混合均匀，氢氧化铝干胶的孔容≥0.8ml/g；比表面积≥400m2/g；气相法白炭黑的比表面积≥300m2/g；加入田菁粉1份、水玻璃0.5份，再将2份碱式碳酸钴（以氧化钴计）溶于稀酸加入，采用柠檬酸和磷酸按质量比1：1的组合稀酸，经挤条、干燥、550℃焙烧4h后制成复合载体；；粘结剂为，所占的质量百分比为0.5%；
B）采用有机胺络合剂将10份四硫代钼酸铵（以三氧化钼计）浸渍于复合载体上，干燥后在200℃焙烧4h即得硫化型加氢催化剂。
硫化型加氢催化剂的质量百分比组成为：氧化铝66%，二氧化硅20.5%，田菁粉1%，水玻璃0.5%，三氧化钼10%，氧化钴2%。
开工方法如下：制硫单元正常操作升温，尾气加氢单元建立氮气循环，对加氢反应器采用无氧作业装填硫化型加氢催化剂， 装填后在氮气的微正压条件下对加氢反应器进行氮气吹扫，氮气吹扫量按空速200 h-1~800 h-1控制，吹扫结束后建立氮气循环，氮气1通过三级换热器2加热后进入尾气循环系统，依次经过加氢反应器3、蒸汽发生器5、急冷塔6、沿开工循环线4返回三级换热器2前部。氮气循环量按空速200h-1控制，升温速率20℃~30℃/h的速度升温；当加氢反应器入口温度达到200℃后恒温，控制反应炉炉膛温度在1280℃，一级反应器床层温度320℃，二级反应器床层温度230℃，加氢反应器床层温度300℃，加氢反应器出口氢气控制在2.5%；吸收塔顶温度控制35℃，再生后贫液中H2S浓度在0.2g/L、一级硫冷凝器、二级硫冷凝器、三级硫冷凝器过程气出口温度在142℃，接收硫磺尾气条件后烟气SO2排放60 mg/m3，实现硫磺装置的绿色开工；相比传统开工步骤，免去加氢催化剂装置在线硫化，开工期间节省装置能耗26%，采用该方法停工时间缩短40h。
实施例2
某10万吨/年硫磺装置开工，加氢反应器装填硫化型克劳斯尾气加氢催化剂，该催化剂制备方法如下：A）按重量份将54.7份氢氧化铝干胶（以氧化铝计）和30份气相法白炭黑（以二氧化硅计）混合均匀，氢氧化铝干胶的孔容≥0.8ml/g；比表面积≥400m2/g；气相法白炭黑的比表面积≥300m2/g；加入田菁粉1.5份、水玻璃0.3份，再将1.5份乙酸钴（以氧化钴计）溶于稀酸加入，采用柠檬酸和磷酸按质量比1：1.3的组合稀酸，经挤条、干燥、570℃焙烧3.5h后制成复合载体；
B）采用乙醇胺络合剂将12份四硫代钼酸铵（以三氧化钼计）浸渍于复合载体上，干燥后在180℃焙烧4.2h即得硫化型加氢催化剂。
硫化型加氢催化剂的质量百分比组成为：氧化铝54.7%，二氧化硅30%，田菁粉1.5%，水玻璃0.3%，三氧化钼12%，氧化钴1.5%。
开工方法如下：制硫单元正常操作升温，尾气加氢单元建立氮气循环，氮气1注入口为急冷塔6入口处，沿急冷塔6、沿开工循环线4、三级换热器2、加氢反应器3、蒸汽发生器5循环。氮气循环量按空速400h-1控制，升温速率20℃~30℃/h的速度升温；当加氢反应器入口温度达到230℃后恒温，控制反应炉炉膛温度在1250℃，一级反应器床层温度330℃，二级反应器床层温度225℃，加氢反应器床层温度280℃，吸收塔顶温度控制34℃，再生后贫液中H2S浓度在0.4g/L、一级硫冷凝器、二级硫冷凝器、三级硫冷凝器过程气出口温度在145℃，加氢反应器出口氢气控制在4%；接收硫磺尾气条件后烟气SO2排放45 mg/m3，实现硫磺装置的绿色开工；相比传统开工步骤，免去加氢催化剂装置在线硫化，开工期间节省装置能耗22%，采用该方法停工时间缩短36h。
实施例3
某10万吨/年硫磺装置开工，加氢反应器装填硫化型加氢催化剂，该催化剂制备方法如下：A）按重量份将72.9份氢氧化铝干胶（以氧化铝计）和15份气相法白炭黑（以二氧化硅计）混合均匀，氢氧化铝干胶的孔容≥0.8ml/g；比表面积≥400m2/g；气相法白炭黑的比表面积≥300m2/g；加入田菁粉0.8份、水玻璃0.8份，再将2.5份碳酸钴（以氧化钴计）溶于稀酸加入，采用柠檬酸和磷酸按质量比1：0.8的组合稀酸，经挤条、干燥、520℃焙烧4.5h后制成复合载体；
B）采用醇类络合剂将5~15份四硫代钼酸铵（以三氧化钼计）浸渍于复合载体上，干燥后在220℃焙烧3.5h即得硫化型加氢催化剂。
硫化型加氢催化剂的质量百分比组成为：氧化铝72.9%，二氧化硅15%，田菁粉0.8%，水玻璃0.8%，三氧化钼8%，氧化钴2.5%。
开工方法如下：制硫单元正常操作升温，尾气加氢单元建立氮气循环，氮气（11）注入口为加氢反应器3入口处，沿加氢反应器3、蒸汽发生器5、急冷塔6、沿开工循环线4、三级换热器2。氮气循环量按空速800h-1控制，升温速率20℃~30℃/h的速度升温；当加氢反应器入口温度达到220℃后恒温，控制反应炉炉膛温度在1180℃，一级反应器床层温度315，二级反应器床层温度235℃，加氢反应器床层温度316℃，吸收塔顶温度控制38℃，再生后贫液中H2S浓度在0.1g/L、一级硫冷凝器、二级硫冷凝器、三级硫冷凝器过程气出口温度在152℃，加氢反应器出口氢气控制在5%；接收硫磺尾气条件后烟气SO2排放50 mg/m3，实现硫磺装置的绿色开工；相比传统开工步骤，免去加氢催化剂装置在线硫化，开工期间节省装置能耗24%，采用该方法停工时间缩短35h。
实施例4
某10万吨/年硫磺装置开工，加氢反应器装填硫化型加氢催化剂，该催化剂制备方法如下：A）按重量份将76.8份氢氧化铝干胶（以氧化铝计）和5份气相法白炭黑（以二氧化硅计）混合均匀，氢氧化铝干胶的孔容≥0.8ml/g；比表面积≥400m2/g；气相法白炭黑的比表面积≥300m2/g；加入田菁粉2份、硝酸0.2份，再将1份碱式碳酸钴（以氧化钴计）溶于稀酸加入，稀酸采用柠檬酸，经挤条、干燥、400℃焙烧6h后制成复合载体； B）采用有机胺将5~15份四硫代钼酸铵（以三氧化钼计）浸渍于复合载体上，干燥后在120℃焙烧6h即得硫化型加氢催化剂。
硫化型加氢催化剂的质量百分比组成为：氧化铝76.8%，二氧化硅5%，田菁粉2%，硝酸0.2%，三氧化钼15%，氧化钴1%。
开工方法如下：制硫单元正常操作升温，尾气加氢单元建立氮气循环，氮气1注入口为加氢反应器3入口处，沿加氢反应器3、蒸汽发生器5、急冷塔6、沿开工循环线4、三级换热器2。氮气循环量按空速500h-1控制，升温速率20℃~30℃/h的速度升温；当加氢反应器入口温度达到230℃后恒温，控制反应炉炉膛温度在1260℃，一级反应器床层温度315℃，二级反应器床层温度228℃，加氢反应器床层温度305℃，吸收塔顶温度控制36℃，再生后贫液中H2S浓度在0.4g/L、一级硫冷凝器、二级硫冷凝器、三级硫冷凝器过程气出口温度在158℃，加氢反应器出口氢气控制在2%；接收硫磺尾气条件后烟气SO2排放65 mg/m3，实现硫磺装置的绿色开工；相比传统开工步骤，免去加氢催化剂装置在线硫化，开工期间节省装置能耗25%，采用该方法停工时间缩短28h。
实施例5
某10万吨/年硫磺装置开工，加氢反应器装填硫化型加氢催化剂，该催化剂制备方法如下：A）按重量份将54.2份氢氧化铝干胶（以氧化铝计）和45份气相法白炭黑（以二氧化硅计）混合均匀，氢氧化铝干胶的孔容≥0.8ml/g；比表面积≥400m2/g；气相法白炭黑的比表面积≥300m2/g；加入田菁粉0.2份、粘结剂1份，再将3份乙酸钴（以氧化钴计）溶于稀酸加入，稀酸采用磷酸，经挤条、干燥、700℃焙烧2h后制成复合载体；
B）采用醇类和乙醇胺按质量比1：0.7的组合络合剂将5~15份四硫代钼酸铵（以三氧化钼计）浸渍于复合载体上，干燥后在250℃焙烧2h即得硫化型加氢催化剂。
硫化型加氢催化剂的质量百分比组成为：氧化铝54.2%，二氧化硅45%，田菁粉0.2%，粘结剂1%，三氧化钼5%，氧化钴3%。
开工方法如下：制硫单元正常操作升温，尾气加氢单元建立氮气循环，氮气1通过三级换热器2加热后进入尾气循环系统，依次经过加氢反应器3、蒸汽发生器5、急冷塔6、沿开工循环线4返回三级换热器2前部。氮气循环量按空速500h-1控制，升温速率20℃~30℃/h的速度升温；当加氢反应器入口温度达到225℃后恒温，控制反应炉炉膛温度在1270℃，一级反应器床层温度330℃，二级反应器床层温度235℃，加氢反应器床层温度320℃，吸收塔顶温度控制36℃，再生后贫液中H2S浓度在0.3g/L、一级硫冷凝器、二级硫冷凝器、三级硫冷凝器过程气出口温度在145℃，加氢反应器出口氢气控制在3%；接收硫磺尾气条件后烟气SO2排放30 mg/m3，实现硫磺装置的绿色开工；相比传统开工步骤，免去加氢催化剂装置在线硫化，开工期间节省装置能耗28%，采用该方法停工时间缩短30h。
实施例6
某10万吨/年硫磺装置开工，加氢反应器装填硫化型加氢催化剂，该催化剂制备方法如下：A）按重量份将84.5份氢氧化铝干胶（以氧化铝计）和6份气相法白炭黑（以二氧化硅计）混合均匀，氢氧化铝干胶的孔容≥0.8ml/g；比表面积≥400m2/g；气相法白炭黑的比表面积≥300m2/g；加入聚乙烯醇1份、硝酸0.5份，再将2份碳酸钴（以氧化钴计）溶于稀酸加入，稀酸采用乙酸，经挤条、干燥、570℃焙烧3.5 h后制成复合载体； B）采用有机胺和醇类按质量比1：0.7的组合络合剂将6份四硫代钼酸铵（以三氧化钼计）浸渍于复合载体上，干燥后在120℃~250℃焙烧2h~6h即得硫化型加氢催化剂。
硫化型加氢催化剂的质量百分比组成为：氧化铝84.5%，二氧化硅6%，聚乙烯醇1%，硝酸0.5%，三氧化钼6%，氧化钴2%。
开工方法如下：制硫单元正常操作升温，尾气加氢单元建立氮气循环，氮气1注入口为加氢反应器3入口处，沿加氢反应器3、蒸汽发生器5、急冷塔6、沿开工循环线4、三级换热器2。氮气循环量按空速600h-1控制，升温速率20℃~30℃/h的速度升温；当加氢反应器入口温度达到215℃后恒温，控制反应炉炉膛温度在1276℃，一级反应器床层温度316℃，二级反应器床层温度228℃，加氢反应器床层温度320℃，吸收塔顶温度控制35℃，再生后贫液中H2S浓度在0.2g/L、一级硫冷凝器、二级硫冷凝器、三级硫冷凝器过程气出口温度在147℃，加氢反应器出口氢气控制在1%；接收硫磺尾气条件后烟气SO2排放55 mg/m3，实现硫磺装置的绿色开工；相比传统开工步骤，免去加氢催化剂装置在线硫化，开工期间节省装置能耗25%，采用该方法停工时间缩短25h。
对比例1
硫化型加氢催化剂基本制作步骤和配方同实施例1，不同的是钼源采用三氧化钼。所得催化剂无法进行绿色开工。
对比例2
硫化型加氢催化剂基本制作步骤和配方同实施例1，不同的是添加的扩孔剂为三硝基甲苯。催化剂效率偏低，无法满足本发明的绿色开工要求。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非是对本发明作其它形式的限制，任何熟悉本专业的技术人员可能利用上述揭示的技术内容加以变更或改型为等同变化的等效实施例。但是凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。
Claims (10)
1.一种硫化型加氢催化剂，其特征在于，质量百分比组成为：氧化铝54.2%~84.5%，二氧化硅5%~45%，扩孔剂0.2%~2%，粘结剂0.2%~1%，三氧化钼5%~15%，氧化钴1%~3%。
2.根据权利要求1所述的硫化型加氢催化剂，其特征在于：所述的扩孔剂为田菁粉，所占的质量百分比为1%。
3.根据权利要求1所述的硫化型加氢催化剂，其特征在于：所述的粘结剂为水玻璃，所占的质量百分比为0.5%。
4.一种权利要求1所述的硫化型加氢催化剂的制备方法，其特征在于：包括如下步骤：
A）按重量份将54.2~84.5份氢氧化铝干胶和5~45份气相法白炭黑混合均匀，加入扩孔剂0.2~2份、粘结剂0.2~1份，再将1~3份钴盐溶于稀酸加入，经挤条、干燥、400℃~700℃焙烧2h~6h后制成复合载体；
B）采用络合剂将5~15份活性组份钼浸渍于复合载体上，干燥后在120℃~250℃焙烧2h~6h即得硫化型加氢催化剂。
5.根据权利要求4所述的硫化型加氢催化剂的制备方法，其特征在于：所述的氢氧化铝干胶的孔容≥0.8ml/g；比表面积≥400m2/g；所述的气相法白炭黑的比表面积≥300m2/g。
6.根据权利要求4所述的硫化型加氢催化剂的制备方法，其特征在于：步骤A）所述的焙烧温度为520℃~570℃，焙烧时间3.5 h ~4.5h。
7.根据权利要求4所述的硫化型加氢催化剂的制备方法，其特征在于：所述的钴盐为碱式碳酸钴、碳酸钴或乙酸钴中的一种或两种以上的任意复合物，所述的稀酸为柠檬酸和磷酸按质量比1：0.8~1.3的组合稀酸。
8.根据权利要求4所述的硫化型加氢催化剂的制备方法，其特征在于：所述的活性组分钼为四硫代钼酸铵，所述的络合剂为有机胺、醇类或乙醇胺中的一种或多种。
9.一种硫磺装置绿色开工方法，其特征在于，包括以下步骤：
1）将权利要求1~3任一项所述的硫化型加氢催化剂在惰性气体存在下装填于硫磺装置加氢反应器；
2）用惰性气体吹扫加氢反应器，吹扫量按空速200 h-1~800 h-1控制；
3）吹扫结束后建立惰性气体循环，依次通过尾气加热器、加氢反应器、急冷塔、吸收塔，待加氢反应器入口温度升至200℃~230℃条件后投入使用；同时制硫部分升温到引入酸性气的条件；
4）尾气处理系统引入2%~5%氢气，制硫部分引酸性气开工。
10.根据权利要求9所述的硫磺装置绿色开工方法，其特征在于：步骤1）中硫化型加氢催化剂采用无氧作业装填于硫磺装置加氢反应器内。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810845695.1A CN110756195A (zh) | 2018-07-27 | 2018-07-27 | 硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810845695.1A CN110756195A (zh) | 2018-07-27 | 2018-07-27 | 硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110756195A true CN110756195A (zh) | 2020-02-07 |
Family
ID=69327064
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810845695.1A Pending CN110756195A (zh) | 2018-07-27 | 2018-07-27 | 硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110756195A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111495136A (zh) * | 2020-04-23 | 2020-08-07 | 生态环境部华南环境科学研究所 | 一种垃圾热处理烟气全流程低温干法深度治理系统 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4178358A (en) * | 1978-08-16 | 1979-12-11 | Conoco, Inc. | Sulfur plant heatup process |
| CN1498674A (zh) * | 2002-11-06 | 2004-05-26 | 中国石化集团齐鲁石油化工公司 | 硫磺尾气加氢催化剂及其制备方法 |
| JP2004345904A (ja) * | 2003-05-22 | 2004-12-09 | Jgc Corp | 硫黄回収方法及び硫黄回収装置 |
| CN101418246A (zh) * | 2008-12-05 | 2009-04-29 | 华陆工程科技有限责任公司 | 一种低温甲醇洗集成克劳斯硫回收系统和工艺 |
| CN102380311A (zh) * | 2010-09-01 | 2012-03-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 汽油吸附脱硫再生烟气处理方法及其尾气加氢催化剂制法 |
| CN105819404A (zh) * | 2016-03-15 | 2016-08-03 | 山东三维石化工程股份有限公司 | 硫回收装置零排放开停工工艺 |
| CN106586972A (zh) * | 2015-10-15 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 节能环保的低排放硫磺回收工艺 |
| CN107469836A (zh) * | 2016-06-08 | 2017-12-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 硫磺尾气加氢催化剂及其制备方法 |
-
2018
- 2018-07-27 CN CN201810845695.1A patent/CN110756195A/zh active Pending
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4178358A (en) * | 1978-08-16 | 1979-12-11 | Conoco, Inc. | Sulfur plant heatup process |
| CN1498674A (zh) * | 2002-11-06 | 2004-05-26 | 中国石化集团齐鲁石油化工公司 | 硫磺尾气加氢催化剂及其制备方法 |
| JP2004345904A (ja) * | 2003-05-22 | 2004-12-09 | Jgc Corp | 硫黄回収方法及び硫黄回収装置 |
| CN101418246A (zh) * | 2008-12-05 | 2009-04-29 | 华陆工程科技有限责任公司 | 一种低温甲醇洗集成克劳斯硫回收系统和工艺 |
| CN102380311A (zh) * | 2010-09-01 | 2012-03-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 汽油吸附脱硫再生烟气处理方法及其尾气加氢催化剂制法 |
| CN106586972A (zh) * | 2015-10-15 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 节能环保的低排放硫磺回收工艺 |
| CN105819404A (zh) * | 2016-03-15 | 2016-08-03 | 山东三维石化工程股份有限公司 | 硫回收装置零排放开停工工艺 |
| CN107469836A (zh) * | 2016-06-08 | 2017-12-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 硫磺尾气加氢催化剂及其制备方法 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111495136A (zh) * | 2020-04-23 | 2020-08-07 | 生态环境部华南环境科学研究所 | 一种垃圾热处理烟气全流程低温干法深度治理系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104492424B (zh) | 臭氧耦合MnO2/Al2O3催化氧化烟气中SO2制备硫酸的方法 | |
| CN103170223B (zh) | 克劳斯法制硫尾气净化的旋流强化方法与装置 | |
| CN105771638B (zh) | 利用焦炉烟气热备焦炉烟囱的脱硫脱硝方法及装置 | |
| CN202829575U (zh) | 一种硫磺回收装置 | |
| CN103626136A (zh) | 一种含硫化氢废气湿法制硫酸的方法 | |
| CN108704463B (zh) | 一种烧结烟气脱硫脱硝、烟气消白综合处理系统及工艺 | |
| CN103657404A (zh) | 尾气催化燃烧处理系统 | |
| CN106219499B (zh) | 脱硫及硫回收工艺 | |
| CN104162352A (zh) | 一种玻璃窑炉烟气除尘、脱硝、脱硫一体化处理工艺 | |
| CN106178864A (zh) | 一种焦炉烟道气低温脱硝脱硫装置及工艺 | |
| CN205505013U (zh) | 一种废液、废固焚烧炉烟气处理系统 | |
| CN108176194A (zh) | 一种含硫单质及化合物尾气的处理装置及处理方法 | |
| CN101569819B (zh) | 综合利用烧结烟气的烧结烟气脱硫工艺 | |
| CN110756195A (zh) | 硫化型加氢催化剂及制备方法和硫磺装置绿色开工方法 | |
| CN100430315C (zh) | 一种二硫化碳制备过程中尾气的处理设备及方法 | |
| CN202666675U (zh) | 高温烟气回收利用及净化工艺装置 | |
| CN106268230A (zh) | 一种焦炉烟气余热回收及净化的系统和工艺 | |
| CN106237845A (zh) | 焦炉烟道气的脱硫脱硝的方法 | |
| CN216584203U (zh) | 硫磺回收装置烟气污染物零排放停工系统 | |
| CN106807188A (zh) | 一种废气处理工艺 | |
| CN108786441A (zh) | 焦炉烟气电迁移脱硫制硫磺工艺 | |
| CN207645803U (zh) | 一种用于二硫化碳生产工艺的硫回收装置 | |
| CN105665035B (zh) | 一种硫磺回收加氢催化剂无排放预硫化工艺及装置 | |
| CN108178132A (zh) | 一种二硫化碳生产中的硫回收方法及设备 | |
| CN106914100A (zh) | 一种含硫气体中的脱硫装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20200207 |