氨法脱硫：石化企业降碳减排利器

  “十四五”时期，我国生态文明建设进入以降碳为重点战略方向、促进经济社会发展全面绿色转型的关键时期。工业公司是我国的能耗和碳排放大户，也是减排降碳的重点领域。

  在中国石油化工股份有限公司金陵石化分公司，国内石化行业首套近零排放的硫黄回收装置，采用了江苏新世纪江南环保股份有限公司(以下简称“江南环保”)自主研发的氨法脱硫技术。该工艺代替传统脱硫工艺，烟气中的二氧化硫浓度均可稳定控制在50毫克/立方米内，在节能减碳、废水减排上均优于钠碱法脱硫工艺，同时还将二氧化硫回收成为高的附加价值的硫酸铵化肥。生产实践表明，此工艺不仅不产生废水，还不产生碱渣。氨法脱硫工艺在石化企业节能减排降碳上更占优势。

  金陵石化原油年加工能力为1800万吨，是全国最大的清洁汽油、航煤生产企业之一，也是亚洲最大的洗涤剂原料生产基地。金陵石化加工原料主要以含硫原油为主，在生产的全部过程中会产生大量硫化氢，一般会用克劳斯法处理含硫化氢酸性气体生产硫黄。为了确认和保证尾气达标排放，配套脱硫装置，目前在酸性尾气治理上应用较多的是钠碱法，需消耗钠碱资源，所副产硫酸钠等产物市场需求少，难以实现回收利用，需要处理含盐废水，造成运行的成本高，可靠性差。

  金陵石化共有5套硫黄回收装置，前4套都是传统工艺。5号硫黄回收装置于2018年11月建成投产，为国内首套使用氨法脱硫工艺的大型硫黄装置。该装置采用两级克劳斯+氨法脱硫工艺，将二氧化硫回收成为高的附加价值硫酸铵，变废为宝，且脱硫过程中不产生废水，无二次污染，是一种可实现循环经济的绿色脱硫工艺。与钠碱法脱硫工艺相比，氨法脱硫工艺工艺流程缩短，能耗降低，是一种高效、低耗能的脱硫工艺。

  氨法脱硫工艺具有脱硫效率高、资源化回收、流程短等优点，应用于硫黄回收装置，替代传统工艺，实现了高效、低耗能脱硫，而且脱硫过程中不增加 二氧化碳的排放，实际做到无二次污染。

  金陵石化5号硫黄回收装置包含溶剂再生和硫回收两个部分。硫回收部分采用两级克劳斯+尾气焚烧+氨法脱硫工艺，主要处理再生部分及管网来酸性气，设计年产液硫约15万吨，另有副产品硫酸铵溶液产出。克劳斯尾气、硫坑废气、地下溶剂罐吹扫气等进入焚烧炉过氧燃烧，将所含的硫化氢、有机硫等全部氧化成二氧化硫。焚烧后的烟气经蒸汽过热器、气气换热器、余热锅炉降温至300℃以下后进入氨法脱硫单元，混合稀释风后以氨为脱硫剂吸收烟气中所含二氧化硫并生成亚硫酸铵，亚硫酸铵经氧化后形成硫酸铵，整一个完整的过程无废水、废渣产生，硫酸铵溶液送至独立的蒸发结晶装置做处理，经过蒸发结晶、离心分离、干燥后能够获得产品硫酸铵。产品硫酸铵可以直接用作化肥，也能够适用于制造复合肥。

  金陵石化采用氨法工艺的5号硫黄回收装置与采用钠法工艺的4号硫黄回收联合装置做多元化的分析对比，有着非常明显优势：

  工艺方面：4号装置采用二级克劳斯+RAR工艺+碱法脱硫工艺，流程复杂，开停工较繁琐;5号装置采用两级克劳斯+氨法脱硫，流程简单，开停工工序简单，易操作。

  废水产生量方面：4号装置以氢氧化钠为脱硫剂，脱硫过程中会产生亚硫酸钠，其中一部分作为吸收剂循环使用，一部分至氧化罐，经氧化后生成硫酸钠水溶液排放至污水处理单元；5号装置是以液氨为吸收剂，产生硫铵溶液，整个生产的全部过程中仅硫铵溶液结晶时产生部分蒸发凝结水，但这部分蒸发凝结水可作为氨洗塔的补水回用，整个生产的全部过程中无废水产生。

  烟气排放方面：4号装置采用的RAR+尾气焚烧+钠碱法脱硫工艺，具有抗波动性能强、出口二氧化硫排放稳定的特点；5号装置采用的尾气焚烧+氨法脱硫工艺具有操作弹性大、适合使用的范围广的特点，可用于0~3万毫克/立方米甚至更高二氧化硫浓度的烟气，通过调整吸收剂液氨的流量，可确保净烟气二氧化硫近零排放。

  节能降耗方面：考虑到这两种硫黄装置工艺的差别，为了更准确地对比及分析两种工艺的能耗，4号装置将溶剂再生能耗加入计算，5号装置将硫铵蒸发结晶能耗加入计算。经计算2020年两套装置能耗(排除停工月份)，通过对比发现，氨法脱硫工艺在电耗及燃料气耗量上不占优势，但节约了溶剂再生的蒸汽消耗，总体能耗优势显著。在全年硫黄产量相差8%的情况下，5号装置总体能耗较4号装置总体能耗低约20%。而针对尾气处理部分，5号装置采用氨法脱硫节约了大量尾气处理溶剂再生的蒸汽消耗，比RAR工艺+碱法低80%以上，低的能耗意味着更低的碳排放，可见氨法脱硫工艺的应用在碳减排方面更有优势。

  拥有氨法工艺自主知识产权的江南环保，是国际领先的大气污染治理环保企业，为全世界内的脱硫、脱硝、除尘、酸性气处理、FCC尾气处理等治理工程提供从设计、建设到运营服务的先进整体解决方案。该企业具有化工工程甲级设计资质、环保工程甲级设计资质和环保设施一级运营资质，具备EPC工程总承包、特许经营及承包运行等资质，是国家高新技术企业、中国氨法脱硫标准的第一起草单位。

  ● 拥有中国专利111件、国际专利11族159件，涵盖了氨法脱硫的全部核心技术；

  ● 在全球电站锅炉、石油化学工业行业建成、在建300多套氨法脱硫、酸性气回收、FCC处理装置；

  ● 全球员工500多人，90%以上具有本科及以上学历以及相关行业从业背景，其中博士学历8人、硕士学历86人、教授级职称2人、中高级职称126人；

  ●全球规模领先的氨法脱硫项目——神华宁夏煤业集团有限责任公司10×200兆瓦机组。

  江南环保与神华宁夏煤业集团有限责任公司签订年产400万吨煤炭间接液化项目动力站烟气脱硫设计采购施工(EPC)工程签订总承包合同。本项目动力站设置10台640吨/小时锅炉，脱硫一炉一塔配备。装置入口：实际烟气量1260419立方米/小时，烟气温度130℃，二氧化硫含量为3170.90毫克/标准立方米，氮氧化物小于100毫克/标准立方米，烟尘浓度不大于20毫克/标准立方米；脱硫装置运行后，出口烟气所含二氧化硫排放浓度要实现小于35毫克/标准立方米，脱硫效率不低于98.5%，氨逃逸不大于8毫克/标准立方米;氨利用率不低于99%。

  新疆梅花氨基酸公司4×480吨/小时锅炉烟气氨法脱硫及脱硫副产物综合利用工程采用江南环保自助研发的氨法超声波脱硫除尘一体化超低排放工艺，在设计工况下全烟量、全时段的保证脱硫效率不低于98.5%，脱硫后烟气中二氧化硫不高于30毫克/标准立方米，脱硫后烟气中总尘不高于10毫克/标准立方米(当吸收塔入口烟尘浓度不高于40毫克/标准立方米时，当入口浓度不高于30毫克/标准立方米，脱硫后烟气中总尘不高于5毫克/标准立方米)。

  ●全球首套氨法脱硫超低排放装置——宁波大榭开发区万华工业园热电有限公司150兆瓦机组

  大榭开发区公用热电工程锅炉烟气脱硫装置EPC项目承包项目建设规模为2×410吨/小时循环流化床锅炉配套烟气脱硫设备及其附属设备装置，5号脱硫塔经过权威检验测试的机构的全面检测，各项指标均达到了设计的基本要求，其中二氧化硫排放浓度平均15.73毫克/标准立方米，粉尘(含颗粒)排放浓度平均1.9毫克/标准立方米，完全实现了烟气超低排放，达到了燃气机组的排放标准。

  ●全球领先硫回收尾气氨法脱硫项目——金陵石化15万吨/年硫黄回收装置尾气处理系统工程

  江南环保与金陵石化签订15万吨/年硫黄回收装置尾气处理系统工程合同。该项目将年产15万吨硫回收装置克劳斯尾气及其他废气通入焚烧炉过氧焚烧，将尾气中的硫化氢、有机硫等全部转化成二氧化硫，保证硫化氢+氧硫化碳(+二硫化碳≤10ppm，满足氨法脱硫的要求。焚烧烟气经余热回收后送氨法脱硫装置。脱硫装置入口：实际烟气量74347毫克/标准立方米，烟气温度270℃，二氧化硫含量为18400毫克/标准立方米。脱硫装置运行后，出口烟气所含二氧化硫排放浓度要实现小于50毫克/标准立方米，脱硫效率不低于99.8%，氨逃逸不大于5毫克/标准立方米;氨利用率不低于99%，满足排放标准。

  中海石油东营石化有限公司200万吨/年重油催化裂化装置升级改造及配套工程采用江南环保自主研发的FCC尾气一体化处理技术，在设计工况下298500毫克/标准立方米、入口二氧化硫浓度1914毫克/标准立方米，保证脱硫效率≥95.7%。脱硫后，烟气中二氧化硫不高于100毫克/标准立方米，脱硫后烟气中总尘不高于20毫克/标准立方米。脱硫后的烟气满足GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》中对催化裂化尾气中二氧化硫、氮氧化物、总尘排放浓度的要求。

  齐鲁石化公司热电厂1~4号炉4×410吨/小时锅炉项目烟气脱硫工程采用氨法脱硫工艺，设置2个脱硫塔，按2炉1塔配置，净烟气从塔顶排放;5~8号炉4×410吨/小时锅炉，设置4个脱硫塔，按1炉1塔配置，净烟气从塔顶排放。该项目均采用江南环保自主研发脱硫除尘一体化超低排放技术。出口二氧化硫不高于35毫克/标准立方米，烟气出口总尘不高于5毫克/标准立方米(当脱硫塔入口尘含量≤20毫克/标准立方米时)。项目实施后均满足超低排放标准。

  江南环保与华鲁恒升签订2台480吨/小时循环流化床锅炉烟气脱硫装置《锅炉结构调整项目烟气脱硫装置设备与服务》总承包合同。脱硫装置入口：实际烟气量809000毫克/标准立方米，二氧化硫含量为4813毫克/标准立方米；设计工况下，脱硫塔出口二氧化硫排放浓度≤35毫克/标准立方米，烟气粉尘浓度≤5毫克/标准立方米，脱硫效率不低于99.3%，满足超低排放标准。

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