WGS湿法脱硫技术在3.5 Mt/a催化裂化装置的工业应用

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。     

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。     

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。     

UOP工艺技术在3.5Mt/a重油催化裂化装置的工业应用

中国石油广西石化分公司3.5 Mt/a重油催化裂化装置为国内近来唯一一套整体引进UOP工艺技术的装置,采用代表世界先进技术水平的两段再生器、VSSSM快分、高效AFTM环形档板汽提、全密相流外取热器等先进技术。通过一年的正常生产和标定,在原料比重为0.93、残炭为7.41%、重金属Ni,V质量分数分别为15.30μg/g和2.80μg/g的情况下,干气质量收率为3.07%、液化气质量收率为17.17%、汽油质量收率为39.42%、柴油质量收率为22.95%、油浆质量收率为7.17%、焦炭收率为9.91%,催化剂单耗为1.41 kg/t,单位能耗为2 372.66 MJ/t,表现出优良的重油转换能力和产品选择性能,在产品分布和能耗方面达到国内先进水平。     

3.5Mt/a FCCU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.     

湿法烟气脱硫脱硝技术在催化裂化装置中的应用

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。     

3.5Mt/a重油催化裂化装置节能分析

中国石油天然气股份有限公司广西石化分公司在3.5 Mt/a重油催化裂化装置设计中,对油浆系统、主风和烟气系统、蒸汽系统、低温热联合和热进料进行了优化设计,可使加工残炭高达7.95%的重油催化裂化装置设计能耗降低56.68 MJ/t。实际生产中,再生烟气中CO质量分数由4.2%提高至6.8%,降低CO焚烧炉补燃燃料气量2 000 m3/h,第二再生器密相温度由700℃降低至680℃,增产蒸汽18 t/h,分馏塔底温度由354℃降低至340℃,增产蒸汽11 t/h,催化能耗由设计的2 373.078 MJ/t降低至2 183.416 MJ/t,下降了189.662 MJ/t,节能效果显著。     

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。     

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。     

3.5Mt/a重油催化裂化装置膨胀节开裂原因分析

对3.5Mt/a重油催化裂化装置烟机入口膨胀节开裂原因进行了分析,得出了膨胀节开裂的成因;提出了开裂产生的基本条件,即应力条件和介质条件;提出了整改措施和改进办法,增加电伴热,保证金属壁温在烟气露点温度以上,采取措施减少残余应力,可避免开裂发生。     

3.5 Mt/a催化裂化装置压缩机组的防喘振控制

压缩机若发生喘振，会使生产造成波动，严重时将损坏压缩机本体，使整个生产装置停工。大连石化公司3．5Mt／a重油催化裂化采用Triconex控制系统，该系统可以理想地实现防喘振控制。提高机组的控制灵敏度、稳定性，及工艺生产过程的安全性和可靠性。     

烟气脱硫技术在催化裂化装置上的应用

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。     

国内首套采用WGS技术的催化裂化烟气脱硫装置开工投用

2013年11月18日,我国首套采用WGS技术催化裂化烟气脱硫装置在锦西石化公司顺利开工投用。目前装置操作平稳,烟气SO2浓度由入口857.2 mg/m3降为3.4 mg/m3,颗粒物浓度由入口166.6 mg/m3降为46.2 mg/m3,远优于《石油炼制工业污染物排放标准(征求意见稿)》规定的排放烟气SO2浓度≤200 mg/m3,颗粒物浓度≤100 mg/m3的要求。预计每年将减少SO2排放968.8 t,减少颗粒物排放136.6 t,具有良好社会效益。     

烟气脱硫脱硝技术在催化裂化装置中的应用

对中国石油四川石化有限责任公司2.5Mt?a催化裂化装置引进Dupont Belco公司开发的EDV5000脱硫和LoTOTMX脱硝湿法洗涤系统治理催化裂化再生烟气的生产运行过程进行分析。使用该技术后,催化裂化装置外排烟气中污染物浓度大幅下降,SOx质量浓度从850.0mg?m3下降到5.0mg?m3,NOx质量浓度从205.0mg?m3下降到33.2mg?m3,催化剂颗粒质量浓度从149.8mg?m3下降到24.3mg?m3,满足GB 31570—2015石油炼制工业污染物排放标准要求,具有很好的环保效果。     

EDV湿法脱硫技术在催化裂化装置上的应用

根据北京市炼油与石油化学工业大气污染物排放标准要求,催化裂化装置大气污染物最高允许排放SO₂的浓度为150 mg/Nm³,颗粒物为50 mg/Nm³。为此,中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司三催化装置采用了美国贝尔格EDV湿法脱硫工艺,在正常生产情况下出口烟气中的SO₂浓度可降低至50mg/Nm³以下,粉尘可降低至50 mg/Nm³以下,起到了较好的除尘脱硫效果。     

MIP工艺在吉林石化1.40Mt/a催化裂化装置的工业应用

多产异构烷烃的催化裂化工艺(MIP)是中国石化石油化工科学研究院开发的生产清洁汽油组分的技术。中国石油吉林石化分公司1.40Mt/a催化裂化装置按MIP工艺要求进行改造,于2010年11月6日进行了工业运转,该装置一直保持平稳运转,操作难度与FCC工艺相当。标定结果表明:与现有的催化裂化工艺相比,MIP工艺优化了产物分布,表现为干气和油浆产率下降,液体收率增加;而且所生产的汽油烯烃含量下降,表明MIP技术具有良好的降低汽油烯烃含量的能力;汽油RON达到93.0,柴油十六烷值达到23,总液体收率达到81.15%,取得了较好的工业应用效果。     

催化裂化烟气湿法脱硫除尘装置运行情况分析

主要介绍了催化裂化烟气净化（湿法脱硫除尘）项目在中海油惠州石化有限公司1.2 Mt/a催化裂化装置上的运行情况。项目运行效果达到设计指标要求,主要包括污染物排放、能耗和连续排放监测系统指标等。但运行过程中出现外排水悬浮物浓度波动和烟气蓝烟拖尾现象,经过原因分析,通过流程优化、三剂使用和操作调整解决了问题,保证了项目的平稳运行。     

开工喷汽油技术在3.0Mt/a催化裂化装置的应用

中国石油兰州石化分公司3.0 Mt/a重油催化裂化装置于2019年进行MIP技术改造后,在装置首次开工过程中,针对传统进料方式存在的气压机入口油气排放火炬、稳定塔回流罐大量排放不凝气、喷油前蒸汽需求量大、沉降器封闭罩外升温困难等问题,尝试使用了提升管喷汽油技术.通过计算得出最少需要喷汽油30 t/h才能满足气压机富气量...     

3.0 Mt/a重油催化裂化装置设计及工业运行

中国石化工程建设公司所设计的兰州石化分公司3．0Mt／a重油催化裂化装置集中了多项目前最先进的技术，如良好的重油裂化能力、高的催化剂活性和选择性、能量优化利用、抑制沉降器结焦、采用维持装置长周期运转的措施，以及大型机组和设备的设计等。装置经过一年的稳定运转，按计划停工检修，检查结果证明各项技术实用可靠。