CT6—2B和CT6—4B硫磺回收催化剂使用情况总结
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４３８ 石油与天然气化工 ＣＨＥＭＩＣＡＬ ＥＮＧＩＮＥＥＦｔＩＮＧ ＯＦ ＯＩＬ＆ＧＡＳ
ＣＴ６—２Ｂ和ＣＴ６—４Ｂ硫磺回收催化剂使用情况总结
李超平 冯 辉 张 健 唐忠怀 （１．新疆独山子石化炼油厂 ２．中石油西南油气田公司天然气研究院）
摘 要 主要介绍了独山子石化公司硫磺回收装置ＣＴ６—２Ｂ、ＣＴ６—４Ｂ催化剂的装填和实际 使用情况，对催化剂更换前后的标定及操作数据进行了对比分析，对同类装置的催化剂的使用有一 定的借鉴意义。 关键词 硫磺回收催化剂 总结
独山子石化公司炼油厂３ ０００ ｔ／ａ硫磺回收采 用直流法。两级热掺合再热制硫工艺自２００３年开 工，使用Ｌｓ一９７１和ＬＳ一３００硫磺回收催化剂，经过 几年的使用，催化剂已到设计周期。另外，装置开工 后，生产不正常，经过多次停开工，催化剂床层曾出 现飞温（温度最高达７１３℃），使得催化剂活性和强 度有所降低，需要对催化剂进行更换。２００６年４月 装置进行扩能改造，对催化剂进行更换，装置设计生 产负荷也由３ ０００ ｔ／ａ上升到４ ０００ ｔ／ａ，经商务招 标，选用了中国石油西南油气田公司天然气研究院 研制的ＣＴ６—２Ｂ和ＣＴ６—４Ｂ硫磺回收催化剂，于 ２００６年５月２１日开工，经过半年的使用表明，该催 化剂使用效果良好，达到了技术要求。 １ Ｔ艺原理及过程 酸性气进入酸性气燃烧炉（Ｆ一２０１）内，通过控 制风量使酸性气中的１／３的硫化氢燃烧生成二氧化 硫，与剩余的硫化氢在反应炉内以及后续两级Ｃｌａｕｓ 转化器（Ｒ一２０１／Ｒ一２０２）内在催化剂作用下反应生 成硫磺，硫磺经硫冷器（Ｅ一２０１／２０２／２０３）冷凝回 收，硫磺尾气进入尾气加氢单元。 ２ 催化剂的理化性能 ＣＴ６—２Ｂ和ＣＴ６—４Ｂ硫磺回收催化剂，是由中 国石油西南油气田公司天然气研究院开发的用于 Ｃｌａｕｓ硫磺回收工艺的催化剂，组合使用，具有稳定 的反应活性、有机硫水解活性，抗“漏氧”能力，以及 低温Ｃｌａｕｓ催化剂特性，其主要理化性能指标见表 １
甲醇吸附法。 ３ 装填方案 ２００６年４月硫磺装置停工，对装置进行了检 修，根据实际需要，车间对一、二级转化器的催化剂 进行了更换，将一、二级转化器原使用的催化剂Ｌｓ 一３００和ＬＳ一９７１更换为ＣＴ６—２Ｂ和ＣＴ６—４Ｂ，原 库存的ＬＳ一３００加入二级转化器继续使用，图２和 表２分别为催化剂装填示意图及装填数据表。
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Ｃ ｒ６—２Ｂ ＬＳ一３００ Ｃ ｒ６—４Ｂ Ｒ２０２（下到上），ｔ １．４ ２ １．５ ４ ＣＴ６—２Ｂ和ＣＴ６—４Ｂ的使用情况 ４．１ 正常操作 经过检修，装置于２００６年５月２１日开工，根据 催化剂厂家技术服务人员的介绍，该催化剂的低温 活性较高，车间根据厂家要求以及硫磺回收催化剂 应用上的经验，调整了一、二级转化器入口温度指 标，将一级、二级转化器入口温度下调２０℃，一级转 化器入口温度降到２４０￣Ｃ，二级转化器入口温度降 到２３０￣Ｃ。开工后，装置生产转入正常，但装置生产 负荷仍较低，８月中旬，随着管输哈油的进厂，装置 负荷明显上升，达到了设计值。表３为设计及实际 操作参数。
时间 流量，Ｎｍ ／ｈ ４１３．６５ ３１２ ５７０．３７９８ 配风量，Ｎｍ３／ｈ ５６７．１６６ ３３０ ９０４ 炉膛温度，℃ ９９８ ９３８ １２００ 总硫转化率，％９４．１６ ９０．０７ ９４．３９ 注：气体流量计有一定的误差。 ２００６年２００６年２００７年 ８月３日１１月１日４月４日 ４０４ ５６８ ６６４ ５７２ ７７３ １１３７ １０３０ １１９２ １２１８ ９５．３６ ９５．７３ ９４．４６
从表３可以看出，在扩能改造前，装置负荷较 小，酸性气中硫化氢浓度较低，总硫转化率只在９０． ０７％，扩能改造后，使用新的ＣＴ６系列硫磺回收催 化剂，总硫转化率有所上升，超过了设计值，尤其是 ２００６年１１月以后，装置负荷上升较大，总硫转化率 达到了设计要求，说明该催化剂效果较好。表４为 使用ＣＴ６—２Ｂ和ＣＴ６—４Ｂ催化剂更换前后操作参 数。
一 ２００４．５．２０（更换前） 温度 … 负荷 ５６％ Ｒ一２０１ ２４６ ２９０ ２６５ Ｒ一２０２ ２４２ ２４２ ２２４ … ２００６．１１．１（更换后） 温度～ … 云 负荷 １０７．９０％ Ｒ一２０１ ２３９ ３３４ ３１８ ２００６．８．３（更换后） 入口 床层 出口 ６５．１０％ ２４２ ３１９ ３０８ ２３３ ２３２ １９４ ２００７．４．４（更换后） 入口 床层 出口 １２６．００％ ２４０ ３３６ ３１８ ２２５ ２４６ ２３６ 注：生产负荷根据硫磺产量计算。 从表４看出，在２００４年５月２０日使用原催化 剂标定，装置的生产负荷只有５６％左右时，一级反 应器床层温升只有４４℃，出口温度比床层温度低了 ２５℃，二级转化器的床层几乎没有温升，出口温度比 床层温度低了ｌ８℃；催化剂更换后，２００６年８月３ 日标定时，装置的生产负荷只有６５．１％左右，一级 转化器催化剂的床层温升达到７７℃，出口温度比床 层温度低了１１℃，二级转化器催化剂床层没有温 升，出口温度比床层温度低了３８℃，即负荷相当时， 床层温升明显提高，表明催化剂活性明显提高，这是 催化剂更换后总硫转化率提高的基础。反应器出口 温度低于床层温度，显然与装置负荷大小及散热有 关；随着管输哈油的加工，装置的生产负荷达到 １０７．９％时，一级转化器催化剂床层温升高达９５℃， 出口温度比床层温度低了１６￣Ｃ，二级转化器催化剂 床层温升达到２２℃，出口温度比床层温度低了 １２℃。在装置最大负荷达１２６％时，床层温升上升 并不明显。在装置的加工负荷较小时，转化器床层 温升较小，二级转化器基本没有温升，说明催化剂活 性较高，反应在一级转化器中已基本完成，随着生产 负荷的提高，一、二级转化器的床层温升上升较高， 说明反应进行的比较充分。表５是催化剂更换前后 转化器人口和出口过程气组成分析。 从表５数据可以计算出，在２００４年５月２０日 使用原催化剂标定时，一级转化器的硫转化率为 ２６．６％，二级转化器的硫转化率为３８．３％，二级转 化器出口的总硫为１．５３％（ ），两级累积总硫转化 ｔ 到４ ５一下 ０ 一 ０ — ２
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Ｅｌ期 ２００４．５．２０（更换前） ２００６．８．３（更换后） 地点Ｒ人－口２０ 出－２口０ Ｒ Ｒ
总有机硫，％０．８４ ０．９９ Ｏ．６５ １．２４ ３．２Ｏ ０．３２ ０．３８ ０．１８
Ｒ－２０ｌ＋Ｒ－２ｏ２ 进口 出口 总硫含量。％ ７．０６ １．５３ 总有机硫含量，％０．８３ １．２４ Ｒ一２０１＋Ｒ一２０２ 进口 出口 ８．２２ Ｏ．２５ ３．２Ｏ Ｏ．１８ 总转化率！ —一 ９６ 总有机硫 ９６．９ ９４．４ 注：２００４年５月２０目标定化验分析时，未将组成中的氧 气和氮气分开。采用气相色谱分析法，氧气中未将氩气扣 除，采样和分析过程中有一定误差。 率为７８．３％，更换前有机硫由于分析问题，其转化 率没有计算；在催化剂更换后的２００６年８月３ Ｅｔ标 定时，一级转化器的硫转化率达到８０．５％，二级转 化器的硫转化率达到９０．２％，说明催化剂的活性是 非常高的。二级转化器出口的总硫只有０．２５％ （ ），硫的转化率非常高，说明催化剂的活性很好， 两级累计总硫转化率达到９６．９％，总有机硫水解率 达９４．４％，显示出ＣＴ６—４Ｂ抗“漏氧”保护能力及优 越的Ｃｌａｕｓ反应能力及有机硫水解能力和低温活 性。从表５也可以看出，过程气中氧气含量较高，一 级转化器入口高达１．４８％，但催化剂活性仍然较 高，说明催化剂“漏氧”保护功能很强。 ４．２异常操作 装置５月底开工后，由于生产负荷较低，只有设 计负荷的５０％左右，为维持生产，酸性气焚烧炉配 烧氢气（系统氢气中烃含量在１５％左右），另外，装 置Ｈ Ｓ／ＳＯ 在线比值分析仪损坏无法正常投用，根 据经验值配风，配风不能很好的控制，造成配风过大 或过小，液硫线曾多次出现堵塞，对催化剂造成一定 的冲击。根据这种情况，车间停止配烧氢气，维持生 产，催化剂活性恢复正常。 ２００６年７月，由于ＤＣＳ硬件问题，装置ＤＣＳ出 现多次死机、蓝屏现象，对生产造成很大的影响， ＤＣＳ恢复正常后，生产仍然能很快转入正常。 ５ 结 论 （１）ＣＴ６—２Ｂ、ＣＴ６—４Ｂ有很高的活性，使用该 催化剂后，硫转化率较高，能很好地满足生产需要。 （２）ＣＴ６—２Ｂ、ＣＴ６—４Ｂ组合使用，具有很强的 抗“漏氧”保护功能，催化剂活性较高。 （３）ＣＴ６—２Ｂ、ＣＴ６—４Ｂ有很强的抗冲击力，当 生产出现波动恢复后，催化剂能很快恢复活性。 参考文献 １李步等．硫磺回收催化剂工业应用分析．石油与天然气化工， ２００６，３５（６）：４５９—４６１ ２袁庆臣等．三级转化克劳斯硫磺回收装置ＣＴ６—４Ｂ制硫催化剂 的使用．石油与天然气化工，２００１，３０（１）：２２—２４ ３ 常宏岗．硫磺回收催化剂ＣＴ６—２Ｂ研究．四川大学，２００４年 ４刘造堂等．ＣＴ６－４Ｂ硫磺回收催化剂的应用分析．石油与天然气 化工２００１。３０（５）：２３７—２３９
作者简介 李超平：工程师，１９９６年毕业于西南石油学院工业化学专业， 长期从事硫磺回收一线生产技术和管理工作。 收稿日期：２００７—０４—０４ 收修改稿：２００７—０６—０７ 编 辑ｉ杨兰
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