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介绍了中国石油大港石化公司1.40 Mt/a催化裂化烟气脱硫装置投产后,其外排污水对污水处理场以及污水汽提装置运行造成的影响,并对影响原因进行了分析。为解决这部分污水对污水处理系统造成的影响,需对其进行进一步脱氨氮处理。将废弃的催化裂化装置胺液再生系统改造为污水脱氨氮装置,增加了脱氨塔进水注碱工艺并对脱氨塔塔盘开孔率及部分工艺流程等进行了优化调整。改造后的装置运行稳定,操作简便,氨氮质量浓度从2 500 mg/L降低到10 mg/L,脱除率达到了96%,解决了污水对污水处理场造成冲击的问题。 相似文献
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中石化武汉分公司的两套催化裂化装置于2014年12月新建了烟气脱硫脱硝装置脱硫脱硝装置运行以来,外排烟气中的氮氧化物、二氧化硫、粉尘及外排废水中的固体悬浮物、化学需氧量、pH均能达标排放,但外排废水中氨氮含量一直出现超标问题,加大了水务车间生产负荷对外排水氨氮超标原因进行了分析,通过排除法得出,催化裂化再生烟气中携带氨气是导致脱硫脱硝装置外排水氨氮超标的直接原因,通过外排废水中氨氮含量反推计算得出,武汉石化2号催化裂化装置再生烟气中的氨气含量约为81.04 mg/m~3。 相似文献
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中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司1.2 Mt/a重油催化裂化装置因原料性质变化导致再生烟气中SOx含量上升,外排烟气蓝烟拖尾现象愈发严重。为改善烟羽外观、避免外排废水TDS(溶解性固体总量)超标并降低湿法脱硫塔操作负荷,开展了运用增强型RFS09硫转移剂并优化装置操作、消除外排烟气蓝烟拖尾的工业试验。结果表明:当原料硫质量分数为0.4%~0.7%、硫转移剂藏量占系统藏量的3.5%时,蓝烟拖尾现象得以控制,脱硫塔入口烟气SO2的质量浓度稳定控制在500 mg/m3以下、碱液消耗量降低48.5%、外排废水TDS由41 400 mg/L降至6 400 mg/L,废水COD(化学需氧量)减小,烟气中的硫大幅向气体产品中转移。增强型RFS09硫转移剂的应用对产物分布、产品性质和装置运行均无负面影响。该工业试验也进一步表明:增强型RFS09硫转移剂能很好地实现催化裂化再生烟气污染物源头减排,并减少二次污染。 相似文献
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在中韩(武汉)石油化工有限公司1 Mt/a催化裂化装置上进行了降低不完全再生装置氨氮和NO_x排放助剂RDNO_x(强化了CO助燃活性)的工业应用试验。结果表明:助剂按新鲜剂2%稳定加注后,再生器出口CO体积分数降低1~2百分点,锅炉超负荷运行情况得到缓解;锅炉出口外排烟气CO体积分数降低,提高了锅炉能量利用效率,有利于提高湿法静电运行的安全性;可在较低外排CO含量下控制烟气NO_x排放,减少甚至停止SCR注氨,控制废水氨氮排放(质量浓度由约150~180 mg/L降低到40~60 mg/L),具有显著的社会效益和经济效益。 相似文献
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TUD-DNS3脱硝助剂在中韩(武汉)石油化工有限公司1号催化裂化装置上进行了工业应用。结果表明:针对两段再生工艺,当系统中助剂占总催化剂藏量的质量分数为2.6%时,烟气脱硫装置外排污水中的氨氮质量浓度由加剂前的100 mg/L下降至40 mg/L以内;助剂的加入降低了CO焚烧炉的炉膛温度,有利于烟气的合格排放,并对装置操作、产品分布及汽油、柴油产品质量无不良影响。 相似文献
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为满足《石油炼制工业污染物排放标准》要求,实现达标排放,中国石油广西石化公司采用美国ExxonMobil公司开发的喷射文丘里湿气洗涤技术对3.5Mt/a催化裂化装置通过在线改造增设湿法烟气脱硫装置,标定结果表明:催化外排烟气二氧化硫、颗粒物指标明显优于排放标准要求,外排污水达到设计要求,污泥可直接填埋;物料平衡数据合理,关键操作参数满足设计要求,能耗、物耗略低于设计值,对催化裂化装置操作无影响,操作简单,可实现长周期运行。 相似文献
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中国石化海南炼油化工有限公司2.8 Mt/a重油催化裂化装置在2018年第四周期开工后出现外排烟气NOx质量浓度接近排放限值200 mg/m3的情况,成为制约装置加工负荷的瓶颈。以催化裂化焦炭中氮的转化机理为切入点,从原料油、再生器操作、余热锅炉操作3个方面进行分析,查找影响因素,最终利用源头控制、操作条件、应用助剂3种措施,使外排烟气NOx浓度得到有效控制。 相似文献
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采用EP-Absorber脱硫除尘一体化技术对中国化工正和集团140万t/a催化裂化装置进行了改造,余热锅炉则维持原状。结果表明:装置改造后,外排烟气中SO_2和颗粒物的质量浓度均为30 mg/m~3,低于GB 31570—2015标准要求;外排废水的化学需氧量、总悬浮固体物和氨氮化合物质量浓度依次为18.2,15,2.5 mg/L,均满足DB 37/656—2006标准要求。 相似文献
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《石油化工安全环保技术》2017,(2)
介绍了催化裂化Pd型脱氮助燃剂在中国石油化工股份有限公司洛阳分公司催化裂化装置的工业应用情况。在进料性质、烟气氧含量等参数变化不大的情况下,烟气中NOx平均含量由空白标定的269.9 mg/m~3降到180.9 mg/m~3,脱除率达到33%,说明Pd型脱氮助燃剂起到了较好的降低烟气中NOx含量的作用,且对催化裂化两器操作、催化剂性质和产品分布等均无不良影响,再生器未出现流化异常和尾燃等问题,烟气排放达到石油炼制工业污染物排放标准。 相似文献
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针对催化裂化(FCC)装置再生烟气排放物中存在SO2,NOx,颗粒物等有害物质的问题,中国石油四川石化有限责任公司采用美国Du Pont-Belco公司湿法烟气脱硫、脱硝一体化技术,新建了烟气脱硫脱氮装置(26.6×10^4m^3/h)。装置运行结果表明,采用脱硫、脱硝一体化技术后,外排烟气中SO2,NOx,颗粒物的质量浓度均低于GB 16297—1996排放标准,减排率分别为98.3%,91.3%,86.7%,减排量分别为4 625,638,303 t/a;外排废水中p H值、化学需氧量和悬浮物的质量浓度均达到GB 8978—1996排放标准。通过对装置运行参数的调整,可节约新鲜水用量4.2×10^4t/a,节约电量120 k W·h,节约人工费用2.6×10^4元/a。 相似文献
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催化裂解再生烟气中含有大量的SO_x,NO_x和颗粒物,会对所在区域环境造成较为严重的污染。随着目前环保形势日益严峻,国家对废气、废水排放指标提出更加严格的要求,设置脱硝除尘系统成为必然。大榭石化2.2 Mt/a催化裂解装置烟气除尘水处理系统于2016年6月与主体装置同步开工以来,一直运行良好。烟气除尘系统采用湿法除尘脱硫技术,烟气经净化处理后,烟气粉尘质量浓度可降至20 mg/m~3,SO_x质量浓度降至10 mg/m~3。外排污水经水处理系统沉淀氧化后,悬浮物质量浓度为22 mg/L,化学需氧量COD为20 mg/L,pH值控制在6~9,均能满足环保要求。系统运行过程中,出现了洗涤塔除沫网被腐蚀、外排含盐污水COD异常偏高、氧化罐结垢和出口含盐污水pH值偏高等问题,通过对存在问题进行分析和总结,采取了有效解决措施,保证了装置平稳运行。 相似文献
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《齐鲁石油化工》2015,(4):271-274
介绍某炼油厂20.65×104m3/h催化裂化烟气脱硫装置的工业运行情况,并对装置进行了标定,结果表明:在装置烟气负荷为设计负荷74.35%的情况下,烟气经净化后,其中二氧化硫含量由1 382.3 mg/m3降至8 mg/m3,脱除率达到99.42%,粉尘含量由153.8 mg/m3降至37.2 mg/m3,脱除率达到75.81%,均远低于国家排放标准中的规定值;装置外排废水中COD、p H值等指标达到设计指标要求;装置标定能耗为41.2 MJ/t,较设计能耗68 MJ/t低26.8MJ/t,主要原因为装置烟气负荷未达到满负荷。该炼油厂催化裂化烟气脱硫装置的投产运行,有效的降低了催化裂化装置外排烟气中二氧化硫、粉尘等污染物含量,具有很好的环保效益。 相似文献