湿法烟气脱硫装置及其操作方法

正提供一个用吸收液脱除烟气中氧化硫的吸收塔、储存吸收了硫氧化物的吸收液的储存装置、测量存储装置中吸收液的氧化还原电位的氧化还原电位计、向存储装置提供硫含氧酸系还原性添加剂的装置和根据氧化还原电位计测量的数值来控制还原性添加剂的控制装置。     

催化裂化烟气硫转移剂的开发与应用

选用在与FCC催化剂物性相似的基体上浸渍活性组分的技术路线制备了硫转移剂，并在齐鲁石化公司催化裂化装置上进行了工业应用试验。结果表明；该硫转移剂加入量为3％时，烟气中SO2脱除率达到51．47％，NOx脱除率达到37．65％，且对催化裂化装置流化操作及产品分布、产品质量不会造成不良影响，是一种多功能FCC烟气硫转移剂。     

硫转移剂在催化裂化装置的应用分析

增强型RFS09硫转移剂可以有效地解决MIP富氧再生催化裂化装置再生烟气中SO3含量高形成的酸雾问题。RFS09增强型硫转移剂在中海油惠州石化有限公司的工业应用结果表明：在再生烟气过剩氧体积分数在4.2%～5.5%之间,硫转移剂加注到系统总藏量2.56%（w）时,再生烟气中SO3浓度由527.5 mg/m3下降到16.0 mg/m3,脱除率可达96.97%,有效地消除了外排烟气冒蓝烟和下坠等问题;SO2浓度由263.0 mg/m3降至14.0 mg/m3,脱除率可达94.67%;洗涤塔的碱耗降低90%以上。经综合经济效益核算,硫转移剂不仅可有效消除酸雾问题,同时不会增加装置运行成本。     

硫转移剂在催化裂化装置中的应用

介绍了催化裂化装置硫转移剂注入系统加料流程及对装置产品的影响。注入硫转移剂后,烟气中SO_2脱除率达到50.1%,烟气硫占原料硫的比例从加注前的2.81%(w)降至2.27%(w)。同时,工业试验的标定结果表明:加入硫转移剂后,干气、液化气硫含量明显增多,但对液化气、汽油、轻柴油产品性质无不良影响。另外,硫转移剂对装置催化剂的粒径分布、活性、选择性均无明显负面影响。然而,采用硫转移剂导致硫磺回收装置过程气发生变化,使得酸性气中潜硫量为正常值的107.5%,因此在设计硫磺回收装置时要考虑较大的操作弹性。另外,当烟气中SO_x含量很高时,采用硫转移剂与湿法脱硫组合工艺,可将NaOH消耗量从1 217 kg/h降低至486.8 kg/h,同时含盐污水量从19.06 t/h降低到17.1 t/h,且含盐量降至4.87%,可直接排放,无需设置硫酸盐结晶设施,降低了装置费用。     

多功能催化裂化烟气硫转移剂的工业应用

为了减少加工高硫重油时,催化裂化烟气中排硫对大气造成的污染,利用齐鲁石化公司研究院开发的硫转移剂在胜利炼油厂的催化裂化装置上进行了工业应用试验,结果表明：该硫转移剂的加入量在占装置系统藏量的3％时,烟气中SO2的脱除率达到51．47％,NOx的脱除率达到37．65％,可改善产品分布,使轻质油收率提高1．98个百分点,而对催化裂化汽油,柴油和液化气的产品质量和流化操作无影响,对装置的正常运转和产品的后加工也无影响,为炼油厂治理催化裂化烟气污染提供了一种可行技术。     

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。     

催化裂化硫转移剂FP-DS的开发与工业应用

采用溶胶—凝胶法研制了FP-DS硫转移剂，考察了固体尖晶石的结构、焙烧温度、水热老化、过渡金属的引入对硫转移剂的影响。研制的硫转移剂在锦西炼化总厂进行了工业试验。结果表明，FP-DS硫转移剂能有效降低再生烟气中SOx含量，其中第一及第二再生器烟气中SOx的脱除率分别为64．6％和81．1％。该助剂的使用对催化裂化产品的分布和质量无明显的影响。     

增强型RFS09硫转移剂工业应用

中海油惠州石化有限公司4.8 Mt/a催化裂化装置采用逆流两段不完全再生工艺,原料油以加氢重油为主,硫质量分数0.35%～0.39%。装置自投产后烟羽存在严重的蓝烟、拖尾、下坠现象,特定情况下烟羽沉降于厂区及周边,对生产和生活环境造成影响。2018年9月27日该装置开始试用RFS硫转移剂,试用结果表明,在硫转移剂藏量占比达到3.91%后,烟气中SO_2脱除率为55%,SO_3脱除率为77%,总SO_x脱除率为61%,脱硫塔外排烟羽蓝烟、拖尾、下坠等情况整体有显著改观,并且未对产品质量和装置操作带来较大影响。     

蜡油催化裂化装置硫转移剂的工业应用

介绍了中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院开发的RFS09硫转移剂在中国石油化工股份有限公司洛阳分公司Ⅰ套蜡油催化裂化装置的工业应用情况,论述了RFS09硫转移剂作用机理。工业应用表明,当加入用量占总藏量3.0%~3.5%的RFS09硫转移剂后,烟气中SO2质量浓度由空白标定的338 mg/m3降低到61mg/m3,脱除率达81.9%,说明加入RFS09转移助剂后较好地降低了烟气SO2。硫转移剂对催化剂和产物理化性质影响不大,产品中干气、含硫污水及柴油中的H2S含量明显增加,液态烃中的硫占原料硫的比例有所降低。     

SDS 系列高效脱硫剂半工业试验

针对目前炼厂气常用胺法脱有机硫效率低的问题，江苏武进第五化工厂开发了适合不同工况和净化要求的SDS系列高效脱硫剂，清华大学实验室和任兵炼油厂半工业规模装置考察结果表明，在试验用原料范围内，H2S脱除率高达99．99％以上，总硫脱除率可达99．4％以上，净化产物作为化工原料可大大简化后处理工序，降低投资，现有地脱硫装置改用SDS脱硫剂，可以不必进行装置改造。     

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.     

硫磺回收烟气超低排放工艺技术比较

常规硫磺回收装置采用了二级Claus+加氢还原吸收焚烧工艺,烟气中SO2浓度很难达到GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定的特别排放限值100 mg/m3。目前,能满足硫磺回收烟气中SO2浓度≯100 mg/m3的烟气净化工艺有钠法脱硫工艺、氨法脱硫工艺、SO2回收工艺。通过在工程投资、生产成本、能耗、操作风险、操作难度等方面对3种工艺进行比较,得出不同工艺的优缺点。     

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。     

新型硫转移剂在不完全再生催化裂化装置上的工业应用

在中国石油广西石化公司不完全再生催化裂化装置上进行了新型RFS09硫转移剂的工业应用。结果表明:在原料硫质量分数平均值为0.338%、RFS09加注量为5%的情况下,CO锅炉出口烟气中SO_2浓度不大于850mg/m~3,达到预订技术指标要求;按空白SO_2浓度约1 800mg/m~3计算,再生烟气SO_2脱除率达到50%以上。此外,新型RFS09硫转移剂试用期间,装置总液体收率、油浆收率和焦炭产率基本不变;再生烟气粉尘浓度基本稳定且略有下降,油浆固含量保持稳定。     

LQSR节能型硫磺回收尾气处理技术的工业应用

中石化洛阳工程有限公司与中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司研究院(齐鲁分公司研究院)合作开发了LQSR(LPECQILU SULFUR RECOVERY)节能型硫磺回收尾气处理技术,在中国石油化工股份有限公司九江分公司(九江分公司)两套70 kt/a硫磺回收装置上工业应用,结果表明,装置各项参数运行正常,总硫回收率在99.95%以上,未引入煤化工酸性气时,烟气SO2排放浓度在200 mg/m~3左右;煤化工酸性气引入后,烟气SO_2排放浓度在300 mg/m~3左右,两种情况下,装置烟气SO_2排放浓度均满足小于400 mg/m~3的设计指标,同时达到GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定的一般地区烟气SO_2排放浓度小于400 mg/m~3的新标准。后期九江分公司采用齐鲁分公司研究院开发的"LS-De GAS降低硫磺装置烟气SO_2排放成套技术",装置烟气SO_2排放浓度在30~80 mg/m~3波动,远低于中石化制定的小于200 mg/m~3的指标要求。     

降低硫磺回收装置SO2排放浓度成套技术开发及应用

针对硫磺回收装置SO2达标排放的影响因素设立了防护措施，通过研发新型催化剂与工艺技术集成创新，开发了具有自主知识产权的“LS-DeGAS Plus降低硫磺装置SO2排放浓度成套技术”，实现了硫磺回收装置烟气中SO2排放质量浓度稳定低于50 mg/m3的目标，满足国家标准《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570—2015）规定的SO2排放浓度要求。该技术具有无二次污染、投资少、能耗低、易实施的特点，已经在国内推广应用了58套。     

降低硫磺回收装置SO2排放浓度成套技术开发及应用

针对硫磺回收装置SO2达标排放的影响因素设立了防护措施,通过研发新型催化剂与工艺技术集成创新,开发了具有自主知识产权的“LS-DeGAS Plus降低硫磺装置SO2排放浓度成套技术”,实现了硫磺回收装置烟气中SO2排放质量浓度稳定低于50 mg/m3的目标,满足国家标准《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570-2015）规定的SO2排放浓度要求。该技术具有无二次污染、投资少、能耗低、易实施的特点,已经在国内推广应用了58套。     

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。     

S Zorb再生烟气处理技术开发

根据S Zorb汽油吸附脱硫装置再生烟气的组成特点,提出了将S Zorb再生烟气与Claus尾气混合引入尾气处理单元加氢反应器的技术路线,开发成功了适用于S Zorb再生烟气加氢处理的LSH-03低温高活性Claus尾气加氢催化剂。LSH-03催化剂在中国石化燕山分公司12 kt/a和沧州分公司20 kt/a硫磺回收装置上进行了工业应用,硫磺装置未进行任何改动,S Zorb再生烟气与Claus尾气混合后直接引入尾气加氢反应器。运行结果表明,硫磺装置操作稳定,能耗低,净化尾气中SO2排放量远低于国家环保标准960 mg/m3。采用此工艺技术处理S Zorb再生烟气,不需要增加投资,并且能降低硫磺装置能耗,回收硫资源,保护环境,是目前S Zorb再生烟气较理想的处理方式。     

常减压蒸馏装置实施镁法烟气脱硫可行性分析

针对炼油厂二氧化硫烟气排放造成的污染,镁法烟气脱硫技术具有工艺成熟、投资少、脱硫效率高、吸收剂用量少、原料来源广泛、副产物利用途径多等优点,并以某公司常减压蒸馏装置镁法烟气脱硫设施的运行情况和成本为实例,分析了炼油厂应用镁法烟气脱硫技术的可行性。