烟气脱硫、脱氮技术在催化裂化装置中的应用分析

在分析和比较了几种催化裂化烟气脱硫、脱硝技术优缺点的基础上,中国石油四川石化有限责任公司2.5 Mt/a催化裂化（FCC）装置引进DuPont-Belco 公司的EDV?脱硫及LoTOxTM脱硝湿法洗涤技术。使用该技术后,FCC装置外排烟气污染物质量浓度大幅度下降,SO2质量浓度从2 020 mg/m3下降到35 mg/m3,NOx质量浓度从300 mg/m3下降到26 mg/m3,催化剂颗粒质量浓度从150 mg/m3下降到20 mg/m3,向大气减排量分别为4 625,638,303 t/a,外排废水的pH、COD（化学需氧量）、TSS（总悬浮物固含量）均低于设计值,达到国家排放标准要求。     

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。     

选择性催化还原系统在重油催化裂化烟气脱硝中的应用

为适应新的环保标准,2017年中国石化广州分公司针对重油催化裂化外排烟气NOx含量过高的难题,在CO锅炉省煤段处加装了选择性催化还原（SCR）系统,以提高烟气脱硝效果。工程应用状况表明,加装SCR系统后,烟气脱硝效果明显提高,在实现脱硝的同时并未对后续烟气脱硫外排水污染物浓度造成影响,外排烟气中NOx质量浓度由162.9mg/m3降至58.4mg/m3,达到《石油炼制工业污染物排放标准》GB 31570-2015中敏感区特别限值排放标准。     

FCC再生烟气超低排放技术路线分析

对国内流化催化裂化(FCC)再生烟气脱硫脱硝除尘装置进行了梳理。结果表明,二氧化硫和氮氧化物外排指标可满足超低排放的要求;颗粒物的外排指标难以满足超低排放的要求,是FCC再生烟气实现超低排放的难点。对FCC再生烟气颗粒物特点及脱除技术进行了研究,采用湿法脱硫+湿式静电除尘技术、袋式除尘+湿法脱硫技术均能实现烟气中颗粒物的超低排放,但能否长周期稳定运行有待时间验证;采用中国石油化工股份有限公司大连石油化工研究院开发的FCC再生烟气相变凝聚除尘技术,颗粒物排放浓度远低于国家超低排放指标的要求,改造工作量小,成本低,可有效降低脱硫塔补水量,不存在影响装置长周期运行的风险,尤其适用于现有湿法脱硫装置的升级改造。     

湿法烟气脱硫脱硝技术在催化裂化装置上的应用

结合中国石油四川石化有限责任公司新建的250万t/a催化裂化(FCC)装置烟气脱硫脱硝除尘项目,在分析和比较干法、半干法和湿法三种脱硫工艺技术的基础上,重点对比了几种湿法催化裂化烟气脱硫和脱氮技术。项目最后选择了美国DuPont-Belco公司EDV~+LoTOX?湿法烟气脱硫、脱硝一体化技术。使用该技术后,FCC装置外排烟气中污染物质量浓度显著下降,外排废水中pH、COD(化学需氧量)、TSS(总悬浮物固含量)排放值均优于国家排放标准,主要物料和动力消耗均优于设计值,节能减排效果明显。     

3.5Mt/aFCCU烟气脱硫脱硝装置运行状况分析

中国石化金陵分公司3.5 Mt/a重油催化装置配套建设烟气除尘脱硫脱硝设施。装置采用美国DUPONT-BELCO公司成熟先进的钠法EDV脱硫工艺+臭氧LoTOxTM脱硝技术,处理催化装置余热锅炉排放烟气。烟气除尘脱硫脱硝项目投运后,烟气脱硫塔运行基本正常,浆液pH值能够稳定控制在设计的6~9范围内,排水TSS合格。排放的烟气中SOx含量28.9 mL/m3,NOx含量29.1 mL/m3,满足排放要求。SO2年减排比例超过95%,脱硫率可达95%。达标减排效果具有良好的持续性,但要注意系统的防腐工作。     

催化裂化烟气脱硝脱硫除尘新技术

催化裂化（FCC）装置是炼油企业主要的粉尘、SOx和NOx排放源。针对FCC烟气的特点,中国石化开发了具有完全自主知识产权的SCR脱硝-热量回收-CO氧化高效耦合工艺和新型湍冲文丘里湿法脱硫除尘一体化工艺;发明了适用于催化裂化烟气脱硝的高强度SCR催化剂;开发了喷氨格栅、格栅式文丘里、喷头和高效除雾器等关键设备和专利内构件产品。在中国石化镇海炼化分公司建成国内首套FCC烟气除尘脱硫脱硝装置,工业运行结果表明,净化烟气粉尘浓度小于20 mg/m3,SO2浓度小于10 mg/m3、NOx浓度小于50 mg/m3（最小20 mg/m3以下）,逃逸氨浓度小于2.0 mg/m3。     

高效低压力降烟气脱硫除尘除雾技术工业应用

中国石油化工股份有限公司广州分公司重油催化裂化烟气脱硫除尘装置存在外排净化烟气颗粒物难以满足特别排放限值、装置压力降高等问题,烟囱口存在白烟和尘雨现象。采用烟气高效低压力降脱硫除尘除雾技术对上述装置进行了改造。结果表明：烟气排放连续监测系统(CEMS)在线监测洗涤塔外排净化烟气的颗粒物平均质量浓度仅为12.8 mg/m³,SO₂平均质量浓度仅为3.7 mg/m³,第三方检测机构现场监测的颗粒物质量浓度小于4 mg/m³,SO₂未检出,均优于GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》中大气污染物特别排放限值的要求;白烟的规模及长度有所降低,尘雨现象消失;洗涤塔压力降比原塔体降低了1.1 kPa,每年可节约38.1万元。     

EP-Absorber脱硫除尘一体化技术在催化裂化装置中的应用

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。     

FP-DN型烟气脱硝剂在催化裂化装置中的应用

采用加入FP-DN型烟气脱硝剂的方法,降低了中海油惠州炼化分公司120万t/a重油催化裂化装置NOx与SO2的排放量,使得烟气排放达到广东省DB 4427—2001标准要求。工业应用表明,加剂前烟气中SO2和NOx平均质量浓度分别为251.68,511.00 mg/m3,在脱硝剂加入量为15 kg/d的平稳期,二者分别降至29.10,74.85 mg/m3,即脱硫率达到88.4%,脱氮率达到85.4%。加入脱硝剂后,干气、液化气、油浆和焦炭收率依次提高了0.28,1.30,0.08,0.26个百分点,汽油和柴油收率分别下降0.65,1.27个百分点。此外,转化率由75.71%增至76.90%。加入脱硝剂后,液相产品中硫、氮含量均有所上升,产品其他性质基本稳定。脱硝剂对干气的组成影响不大;加剂后,液化气中丙烷和丙烯体积分数分别上升1.25,0.89个百分点,丁烯体积分数下降1.98个百分点。