WGS技术在催化裂化装置烟气脱硫中的首次应用

介绍了国内首套引进美国Exxon Mobil公司WGS湿法脱硫技术在催化裂化装置烟气脱硫除尘中的应用情况。该技术具有工艺简单、脱硫除尘效率高、操作难度小、单元能耗低、对催化烟机做功无影响等优点。脱硫率达到95%,除尘率达到90%以上,完全满足GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》的要求。在中国石油锦西石化分公司1 Mt/a催化裂化装置上已达到连续运行2 a的国内最长周期水平。     

WGS湿法烟气脱硫技术在催化裂化装置上的应用

中国石油锦西石化分公司1.0 Mt/a催化裂化装置采用WGS湿法烟气脱硫技术对烟气进行净化处理,该技术不需要改造余热锅炉,且能够适应催化裂化装置长周期运行的要求。运行结果表明：该技术对烟气中SO2和颗粒物的脱除率很高,且净化烟气中不夹带碱液, SO2和颗粒物浓度达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996 ）的要求;该技术不影响原催化裂化装置操作,烟气压降为负值,对烟机做功无不利影响;外排污水量很小,达到《辽宁省污水综合排放标准》(DB21.1627—2008)的要求。     

几种催化裂化装置湿法烟气脱硫技术浅析

简要介绍催化裂化装置烟气脱硫技术。抛弃法重点介绍了杜邦-贝尔格(DuPont-Belco)公司的EDV技术、埃克森美孚(Exxon Mobil)的WGS技术和氨法烟气脱硫技术;可再生循环吸收法简要介绍中国石化集团洛阳石油化工工程公司自行开发的RASOC可再生湿法烟气脱硫工艺及其具有自主知识产权的LAS吸收剂。对主要湿法烟气脱硫工艺进行了分析,对湿法烟气脱硫工艺中的碱洗法和氨法以及RASOC进行了技术和经济对比。还将RASOC工艺与国内催化裂化烟气脱硫领域仅有的已应用技术(EDV)进行了对比分析,表明RASOC技术和EDV技术烟气中SO2质量浓度临界点均为6.278 g/m3,当烟气中SO2浓度低于临界点时,采用EDV技术经济上更合理;当烟气中SO2浓度高于临界点时,采用RASOC技术经济上更合理。     

催化裂化再生烟气湿法脱硫腐蚀分析及新技术开发应用

催化裂化再生烟气湿法脱硫工艺具有SO₂脱除效率高、脱硫剂利用率高和工艺流程简单等优势,仍然是炼油企业烟气脱硫的首选工艺。湿法脱硫装置存在SO₃脱除率低和设备腐蚀严重等问题,可通过工艺优化和设备材料优选等方法来解决。催化裂化再生烟气半干法脱硫技术能够实现净化烟气超低排放,具有设备腐蚀轻微、无废水排放以及投资和运行维护费用低等优势,可在工业上进行推广应用。可再生活性焦干法烟气脱硫技术尚未应用于催化裂化烟气净化领域,目前还处于研究开发阶段,该技术具有脱硫、脱硝及除尘等多种功能,并且还能将烟气中的SO_x转化为有价值的硫酸或者硫黄,实现资源再利用,其工业应用前景广阔。     

济南炼化建成可再生湿法烟气脱硫装置

正日前,济南炼化1.40 Mt/a重油催化装置烟气脱硫项目一次开车成功,使该催化裂化装置二氧化硫及颗粒物排放大大降低。该项目的建成投产,不仅标志着国内首套可再生湿法烟气脱硫装置顺利建成投产,而且还标志着公司承担的集团公司"十条龙"科技攻关项目之一——可再生湿法催化烟气脱硫成套技术开发获得成功。济南炼化新开发的可再生湿法脱硫工艺技术能高效吸收烟气中的二氧化硫,实现吸收剂重复利用和硫磺生产,具有脱硫除尘效率高、污染物资源化利用等优点。     

国内首套可再生湿法烟气脱硫装置建成投用

正2014年3月1日,济南炼化1.4 Mt/a重油催化装置烟气脱硫项目一次开车成功,使该催化裂化装置二氧化硫及颗粒物排放大大降低。该项目的建成投产,不仅标志着国内首套可再生湿法烟气脱硫装置顺利建成投产,而且还标志着中石化洛阳工程有限公司(LPEC)承担的中石化集团公司"十条龙"科技攻关项目之一———可再生湿法催化烟气脱硫成套技术开发获得成功。近年来,随着高硫原油加工比例增加和环保法规对     

中国石化茂名分公司首套烟气脱硫脱硝环保装置投用

<正>中国石化茂名分公司烟气脱硫脱硝装置是该公司投用的第一套烟气脱硫脱硝环保设施,将大幅降低烟气中的硫化物、氮氧化物和粉尘含量。该装置于2012年12月20日开工建设,采用美国Belco公司的湿法洗涤技术和臭氧氧化技术,设计处理能力为317 873m3/h(标准状态),主要处理2.20Mt/a催化裂化装置余热锅炉排放的烟气和1.50Mt/a催化裂化汽油吸附脱硫装置的烟气。经处理后,含硫     

催化烟气脱硫脱硝技术的比选及应用

催化裂化装置的再生烟气必须经过脱硫、脱硝、除尘才能达到环保排放标准。通过对常见几种催化烟气净化技术对比分析,最终新建的催化裂化装置采用了美国杜邦—贝尔格公司的EDV湿法洗涤烟气脱硫和Lo TOxTM低温氧化脱硝技术,取得了理想的环保效果。     

余热锅炉省煤器结盐原因分析及对策

中国石油独山子石化公司催化裂化(FCC)烟气脱硫脱硝装置采用选择性催化还原工艺(SCR)。针对生产过程中出现的因省煤器堵塞而导致余热锅炉压降缓慢升高的问题,采取降低烟机负荷,提高余热锅炉省煤器烟气温度至NH_4HSO_4露点温度(约231℃)以上的方法加以解决。工业应用表明:当烟机入口蝶阀由90%关至45%,排烟温度由200℃提高到260℃时,SCR反应器入口和出口压力分别下降了3.11,3.25 k Pa;在提高余热锅炉排烟温度运行15 d后,高、中和低温省煤器压降依次下降0.6,1.9,0.5 k Pa,锅炉总压降下降3.0 k Pa。     

中国石化济南分公司可再生湿法烟气脱硫装置投用

<正>2014年3月1日,中国石化济南分公司(简称济南分公司)1.40Mt/a催化裂化烟气脱硫装置一次开车成功。据称,这是国内首套采用可再生湿法脱硫工艺技术的催化裂化烟气脱硫装置,投用后可使济南分公司催化裂化烟气二氧化硫及颗粒物排放量减少80%以上。该技术由济南分公司和中国石化洛阳石化工程公司合作开发,能高效吸收烟气中的二氧化硫,实现吸附剂重复利用和副产硫磺,具有脱硫效率高、废渣生成量少、无二     

控制催化裂化装置烟气中硫化物排放的技术

对控制炼油厂催化裂化装置（FCCU）再生器烟气中氧化硫及颗粒物排放的两种主要方法进行了比较。硫转移催化剂法投资小,脱硫率低,适合含硫低的原料油,它可与电除尘器、旋风分离器等并用脱除颗粒物。湿法洗涤烟气的工艺可同时脱除氧化硫与颗粒物,投资较硫转移法略高,脱除效率高,适当装置及原料变化不同条件。     

RFCC烟气脱硫除尘装置运行效果分析

广州分公司处于珠三角核心地区,是我国酸雨危害最严重地区之一。其重油催化裂化装置加工的重质原料油未经过加氢预处理,排放烟气中SO2质量浓度在2 500~3 800 mg/m3,颗粒物质量浓度200~300 mg/m3,烟气SO2和颗粒物含量均超过国家大气排放标准。为此,广州分公司采用湿法烟气净化技术新建一套RFCC烟气脱硫除尘装置。运行结果显示,该装置运行可靠、具有良好的操作弹性,净化烟气中的SO2和粉尘脱除率分别达到了99.9%和94.7%。洗涤废水处理系统实现高效连续液固分离,外排废水中的各项指标满足相关标准要求。     

催化裂化烟气湿法净化装置运行问题及治理措施探讨

分析了湿法催化裂化烟气净化装置运行中存在的主要问题，并提出了综合治理措施。针对部分催化装置存在的蓝烟拖尾、SCR模块氨逃逸、浆液含有复杂酸和盐含量高、视觉白烟等问题，可采取的主要措施包括：使用硫转移剂源头回收SO_x，实现资源化利用，使用硫转移剂后烟气中SO_x脱除率50%~95%，蓝色烟羽消失；为减少SCR氨逃逸，宜采用精准喷氨自动控制技术、直插式测量表；综合塔浆液pH控制需考虑温度影响因素；粉尘回收需考虑源头回收，减少湿态回收。     

催化裂化烟气湿法净化装置运行问题及治理措施探讨

分析了湿法催化裂化烟气净化装置运行中存在的主要问题，并提出了综合治理措施。针对部分催化装置存在的蓝烟拖尾、SCR模块氨逃逸、浆液含有复杂酸和盐含量高、视觉白烟等问题，可采取的主要措施包括：使用硫转移剂源头回收SO_x，实现资源化利用，使用硫转移剂后烟气中SO_x脱除率50%~95%，蓝色烟羽消失；为减少SCR氨逃逸，宜采用精准喷氨自动控制技术、直插式测量表；综合塔浆液pH控制需考虑温度影响因素；粉尘回收需考虑源头回收，减少湿态回收。     

催化裂化装置排放的二氧化硫问题及对策

叙述了我国催化裂化装置（ＦＣＣＵ）ＳＯ２排放严重超过现行国家标准且可能加剧的趋势,重点介绍并比较了控制排放的几种方法,指出：原料加氢预处理脱硫效果显著,但费用较高;使用硫转移催化剂,设备投资小,适宜于原料油含硫量低、采用ＣＯ完全燃烧再生方式的ＦＣＣＵ;湿式洗涤烟气脱硫工艺不受ＦＣＣＵ操作条件和原料油硫含量制约,ＳＯ２去除率９０％以上,能够同时去除粉尘。     

CO焚烧炉设计注意事项

介绍了催化裂化装置含CO再生烟气的处理方式,讨论各种处理方式的应用场合及优缺点;并结合格尔木炼油厂改造过程中CO焚烧炉设计工作,分析了再生烟气中CO的焚烧机理和对启燃温度的要求。根据现场出现的问题提出,针对CO焚烧炉设计过程中应注意的燃烧器布置、燃烧时间控制、炉膛压力分布、防止燃烧器熄火以及焚烧炉和余热锅炉统筹考虑等诸多事项,对催化裂化装置内CO焚烧炉的设计工作具有指导意义。     

FCC烟气湿法洗涤脱硫过程中烟羽生成及应对措施

在FCC再生烟气湿法洗涤脱硫过程中,烟气急速冷却到酸的露点温度以下,其中的SO3与水结合生成难以捕集的颗粒直径为亚微米级的H2SO4酸雾,在一定的天气条件下形成蓝色或黄色烟羽;烟气中的SO3含量、烟囱的排烟温度、太阳的照射角度和大气环境条件等是影响烟羽生成的主要因素.FCC再生烟气中SO3的质量分数一般占SOx的10％左右,当装置加工高硫原油,尤其是烟气处理系统配备有高温SCR单元时,烟羽生成的几率大大增加.研究FCC过程中SO3的转化规律、建立统一且科学的SO3采样分析方法、使用硫转移助剂、研制低氧化性选择性催化还原催化剂、增设烟气再加热器以及应用湿式除雾器是预防和解决湿式烟气洗涤脱硫过程中烟羽生成的有效措施.     

控制催化裂化再生烟气中SOx排放的技术

探讨了控制催化裂化再生烟气中SOx 排放的技术,并对三种不同工艺的特点进行了对比.这些技术包括再生烟气处理、使用SOx转移剂和催化裂化原料加氢处理.再生烟气处理投资较大,SOx脱除率高达90%左右.原料加氢处理投资最高,SOx脱除率与再生烟气处理相近,但产品收率和品质得到改善.使用SOx转移助剂除了助剂本身费用外基本不需要投资,SOx脱除率40%～80%.一般地,催化裂化进料硫含量小于0.5%时,使用SOx转移助剂;硫含量为0.5%～1.5%时,采用再生烟气处理方法;硫含量大于1.5%时,采用催化裂化原料加氢处理或BELCO公司的可再生式湿法碱洗的方法.