脱硫及溶剂再生部分PID图

工艺流程图绘制方法——PID图PID图图纸规格采用1号图纸规格（594 mm×841 mm），并用多张1号图分开表示。

每张图纸的有关部分均应相互衔接，完善地表示出整个生产过程。

少数物流和控制关系来往密切且内容较多，表示在一张1号图中太挤的情况下，可按图纸延长的标准加长1/4或1/2。

PID图的内容应根据工艺流程图和公用工程流程图的要求，详细地表示装置的全部设备、仪表、管道和其他公用工程设施，具体内容如下：a) 全部设备；b) 全部仪表（包括控制、测量及计算机联结）；c) 所有管道、阀门（低高点放空除外）、安全阀、大小头及部分法兰；d) 公用工程设施、取样点、吹扫接头；e) 工艺、仪表、安装等特殊要求。

PID图中设备画法编号例如E-1由三台换热器并联操作，其编号分别为E-1A，E-1B，E-1C（或E-1A/B/C）；如P-1为两台泵（一台操作，一台备用），其编号为P-1 A，P-1B（或P-1A/B）。

用细实线画出装置全部操作和备用的设备，在设备的邻近位置（上下左右均可）注明编号（下画一粗实线）、名称及主体尺寸或主要特性。

编号及名称应与工艺流程图相一致，编号方法与“工艺流程图”2.4.2规定相同。

但同一作用的设备由多台组成（或备用）时，可在编号数字后加A，B，C。

设备的主体尺寸或特性的标注方法按不同外型或特性规定如下：a) 立式圆筒型：内径ID×切线至切线高T/T，mm，b) 卧式圆筒型：内径ID×切线至切线长T/T，mm，c) 长方型：长×宽×高，mm，d) 加热及冷换设备：标注编号、名称及其特性（热负荷、及传热面积）e) 机泵，设备大小可不按比例画，但应尽量有相对大小的概念，有位差要求的设备，应表示其相对高度位置，例如热旁路控制流程中的冷凝器和回流罐。

设备内部构件的画法与PFD图规定要求相同。

相同作用的多台设备应全部予以表示，并按生产过程的要求表示其并联或串联的操作方式。

常见的十七种脱硫工艺原理及工艺图石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫01工作原理石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。

在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。

02反应过程（1）吸收SO2 + H2O—> H2SO3SO3 + H2O—> H2SO4（2）中和CaCO3 + H2SO3 —> CaSO3+CO2 + H2OCaCO3 + H2SO4 —> CaSO4+CO2 + H2OCaCO3 +2HCl—> CaCl2+CO2 + H2OCaCO3 +2HF —>CaF2+CO2 + H2O（3）氧化2CaSO3+O2—>2CaSO4（4）结晶CaSO4+ 2H2O —>CaSO4 ·2H2O03系统组成脱硫系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、石灰石/石灰浆液制备系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统（工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等）、电气控制系统等几部分组成。

04工艺流程锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>吸收塔—>烟囱来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。

系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。

当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。

吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/N m3。

吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。

化工P&ID流程图的设计管道和仪表流程图又称为P&ID，是PIPING AND INSTRUMENTATION DIAGRAM的缩写。

P&ID的设计是在PFD的基础上完成的。

它是化工厂的工程设计中从工艺流程到工程施工设计的重要工序，是工厂安装设计的依据。

化工工程的设计，从工艺包、基础设计到详细设计中的大部分阶段，P&ID 都是化工工艺和工艺系统专业的设计中心，其他专业（设备、机泵、仪表、电气、管道、土建、安全等）都在为实现P&ID里的设计要求而工作。

广义的P&ID可分为工艺管道和仪表流程图（即通常意义的P&ID）和公用工程管道和仪表流程图（即UID）两大类。

由于P&ID的设计千变万化，对同一工艺流程的装置，也可以因为外界因素的影响（如用户要求、地理环境的差异、以和操作人员的经验不同等），需要在设计P&ID时作出相应对策，再加上设计者不同的处理方法，因而同一工艺流程在不同的工程项目中，其P&ID不可能完全相同，但也不会有太大的差异。

P&ID通常有6~8版，视工程需要而定。

一套完整的P&ID和UID清楚地标出工艺流程对工厂安装设计中的所有要求，包括所有的设备、配管、仪表等方面的内容和数据。

下面，对P&ID和UID的设计进行简单介绍。

1.P&I D的设计1.1PID的设计内容P&ID的设计应包括下列内容。

1.1.1设备(1)设备的名称和位号。

每台设备包括备用设备，都必须标示出来。

对于扩建、改建项目，已有设备要用细实线表示，并用文字注明。

（2）成套设备对成套供应的设备（如快装锅炉、冷冻机组、压缩机组等），要用点划线画出成套供应范围的框线，并加标注。

通常在此范围内的所有附属设备位号后都要带后缀“X”以示这部分设备随主机供应，不需另外订货。

（3）设备位号和设备规格P&ID上应注明设备位号和设备的主要规格和设计参数，如泵应注明流量Q和扬程H；容器应注明直径D和长度L；换热器要注出换热面积和设计数据；储罐要注出容积和有关的数据。

焦炉煤气脱硫及硫回收工艺分析(冶金工业规划研究院; Email:dengdpan@)潘登摘要：简述了几种具有代表性的脱硫、脱氰工艺，分析了不同工艺特点。

介绍了常用的几种硫回收工艺，并总结了脱硫工艺组合硫回收工艺的原则和方法，为企业选择焦炉煤气净化工艺提供参考依据。

关键词：焦炉煤气，脱硫，硫回收，工艺分析一．前言炼焦煤在干馏过程中，煤中全硫的20～45%会转到荒煤气中，荒煤气中的硫以有机硫和无机硫两种形态存在，有机硫主要有二硫化碳、噻吩、硫醇等，煤气中95%以上的硫以H2S无机硫形态存在，由于荒煤气中的有机硫含量很少而且在煤气净化洗涤过程中大部分会被除去，因此焦炉煤气的脱硫主要是脱除煤气中的H2S，同时除去同为酸性的HCN。

据生产统计焦炉炼焦生产的荒煤气中H2S 含量为2～15g/m3，HCN含量为1～2.5 g/m3。

荒煤气中H2S在煤气处理和输送过程中，会腐蚀设备和管道危害生产安全，未经脱硫的煤气作为燃料燃烧时，会生成大量SO2，造成严重的大气污染，同时H2S含量较高的焦炉煤气用在冶炼，将严重影响钢材产品质量，制约高附加值优质钢材品种的开发。

出于生产安全，环保要求及煤气有效利用方面考虑，那种五、六十年代老焦化厂采用荒煤气→冷凝鼓风工段→硫铵工段→粗苯工段的无脱硫工段老三段模式与绿色环保的现代生产理念相悖，这样焦炉煤气脱硫已经成为煤气净化不可或缺的重要组成部分。

焦炉煤气脱硫，不但环保，而且还可以回收硫磺及硫酸等化学品，产生一定的经济效益。

在淘汰落后产能以及清洁生产政策下，对煤气脱硫的要求是越来越高，《焦化行业准入条件》已明确要求焦炉煤气必须脱硫，脱硫后煤气作为工业或其它用时H2S含量应不超过250 mg/Nm3，若用作城市煤气，H2S含量应不超过20mg/Nm3。

本文将对焦炉煤气常用脱硫工艺进行介绍，分析不同工艺的特点，同时对硫回收工艺作简要说明。

二．工艺概述近年来，焦炉煤气脱硫技术经不断发展与完善已日益成熟和广泛应用，脱硫产品以生产硫磺和硫酸工艺为主。

资料范本本资料为word版本，可以直接编辑和打印，感谢您的下载焦化煤气PDS法脱硫地点：__________________时间：__________________说明：本资料适用于约定双方经过谈判，协商而共同承认，共同遵守的责任与义务，仅供参考，文档可直接下载或修改，不需要的部分可直接删除，使用时请详细阅读内容煤气中的硫绝大部分以H2S的形式存在，而H2S随煤气燃烧后转化成SO2，空气中SO2含量超标会形成局域性酸雨，危害人们的生存环境，我国对燃烧发生炉煤气炉窑规定其SO2的最高排放浓度为900mg/m3；另一方面，SO2对诸如陶瓷、高岭土等行业的最终产品质量影响较大，鉴于以上因素，发生炉煤气中H2S的脱除程度业已成为其洁净度的一个重要指标。

1、煤气脱硫方法发生炉煤气中的硫来源于气化用煤，主要以H2S形式存在，气化用煤中的硫约有80％转化成H2S进入煤气，假如，气化用煤的含硫量为1％，气化后转入煤气中形成H2S大约2-3g/Nm3左右，而陶瓷、高岭土等行业对煤气含硫量要求为20-50mg/Nm3；假如煤气中的H2S燃烧后全部转化成SO2为2.6g/m3左右，比国家规定的SO2的最高排放浓度指标高出许多。

所以，无论从环保达标排放，还是从保证企业最终产品质量而言，煤气中这部分H2S都是必须要脱除的。

煤气的脱硫方法从总体上来分有两种：热煤气脱硫和冷煤气脱硫。

在我国，热煤气脱硫现在仍处于试验研究阶段，还有待于进一步完善，而冷煤气脱硫是比较成熟的技术，其脱硫方法也很多。

冷煤气脱硫大体上可分为干法脱硫和湿法脱硫两种方法，干法脱硫以氧化铁法和活性炭法应用较广，而湿法脱硫以砷碱法、ADA、改良ADA和栲胶法颇具代表性。

2、干法脱硫技术煤气干法脱硫技术应用较早，最早应用于煤气的干法脱硫技术是以沼铁矿为脱硫剂的氧化铁脱硫技术，之后，随着煤气脱硫活性炭的研究成功及其生产成本的相对降低，活性炭脱硫技术也开始被广泛应用。

1前言近年来,我国加工进口原油量在逐年增加,炼厂的加工装置规模也在不断扩大,尤其是原油含硫量的增加,国家对油品质量和环保要求日益严格,需要脱硫的介质也越来越多。

在催化裂化装置、延迟焦化装置和加氢裂化装置等一般均需设置胺液脱硫,脱硫后的富液须经溶剂再生装置进行再生,溶剂再生的好坏直接关系到脱硫效果,所以溶剂再生是胺液脱硫中很重要的一部分。

溶剂再生发展经历了3个阶段:第一阶段:1995年前,国内炼厂规模较小,加工装置较少,原油的硫含量较低,需要脱硫的介质也较少,因此都采用装置内单独设置脱硫再生,溶剂再生产生的酸性气集中输送至硫磺回收装置。

第二阶段:1995年,我国炼油设计行业学习国外先进经验,首次为安庆石化分公司设计了溶剂集中再生装置,即每套主体装置仅设置脱硫部分,而再生部分全厂集中设置,而且平面布置紧靠硫磺回收装置。

这种设置模式迅速被设计单位和建设单位认可,成为新建炼厂或老厂改造的主要模式。

第三阶段:为进一步降低投资和操作费用,新建炼厂还采用相似气体集中处理的方式,即把压力、温度、组成相近的气体,或用途相同的气体混合在一个吸收塔内进行脱硫,溶剂集中再生。

“脱硫适当集中,溶剂集中再生”中指的集中再生,并不是指全厂富液都集中在一套再生系统进行再生,只是相对集中。

溶剂再生装置套数除考虑常减压装置套数外,还需根据全厂总流程、原油硫含量及装置组成等因素综合考虑确定。

目前硫磺回收装置内的再生单元仍以单独设置为主。

2技术特点及工艺流程溶剂再生装置工艺过程可分为溶剂配制、溶剂换热、溶剂再生和退溶剂等4部分。

其中换热部分又分为低温闪蒸、中温闪蒸和高温闪蒸,原以高温闪蒸为主,但因后者在闪蒸时H 2S 较前者更易被闪蒸出来,造成设备腐蚀和硫的损失,所以现国内大多选用中温闪蒸。

以中温闪蒸为例,装置外的富液经贫富液二级换热器与自贫液加压泵来的贫液换热至60℃左右后,进入富液闪蒸罐,闪蒸出大部分的溶解烃(闪蒸出的烃至火炬管网后,经富液加压泵与贫富液一级换热器换热至98℃,进入溶剂再生塔上部。

胺液系统脱硫剂损耗的情况说明一、溶剂再生装置大修的胺液损耗分析2007年7~8月，两套溶剂再生装置及上游二催、渣油加氢装置停工检修。

开工后，在8月和9月补充新鲜脱硫剂97.306吨（含尾气处理装置16吨）和100.914吨，共计198.22吨。

胺液损耗的主要原因是：（1）各装置停工过程中，虽然采取退胺、置换、初期冲洗回收的方法对管线设备内的胺液进行回收，但不可避免的有少部分胺液残留在设备内，在后期冲洗时排掉，形成了胺液固定损耗。

（2）为了减少胺液排放的污染，并充分回收胺液，溶剂再生装置回收了渣油加氢装置在停工阶段存放在其富液罐的冲洗废胺液、氨碱泵房14#罐移罐前的清洗液、气柜的废胺液。

由于这些废胺液浓度较低，成分相对复杂，虽然加大送水去西汽提装置进行提浓，但提浓后往往达不到原来的浓度。

（3）上半年每月均补充新鲜脱硫剂，月平均45.8吨，而停工前的7月份并没有再补充新鲜胺液，7-8月份大修时仍有一套溶剂再生装置生产，所以仍会产生损耗。

（4）开停工阶段，各装置的富液都较脏，使胺液损耗加大。

尤其是二催波动，使I套溶剂再生系统带油带烃多，这也加大了胺液损耗。

以上原因造成开工后系统胺液浓度低，必需补充一定的新鲜脱硫剂才能提高浓度，因此8～9月共补充新鲜脱硫剂182.22吨，扣除尾气处理装置16吨，那么7～9月每月平均损耗约为60.7吨/月，这在大修前后的特殊情况下应属正常消耗。

二、溶剂再生装置几次大修后加剂情况对比分析下表是溶剂再生装置2003年以来三次大修前后的胺液浓度变化和加剂情况：根据上表统计得出：注：总损耗量=大修期间及大修后加剂量-2400*浓度变化量/100由此可见，三次大修后均补充了脱硫剂以维持胺液浓度，从计算的损耗量看，2007年7-8月大修造成的胺液损耗较前两次大修少。

本次大修前浓度较低是有利于降低固定损耗，停工过程加强了退胺、置换、冲洗管理，充分回收冲洗液，是有利于减少了胺液的变动损耗。