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     

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。     

催化裂化可再生湿法烟气脱硫工艺应关注的工程问题

典型的已工业化的催化裂化可再生湿法烟气脱硫技术有DuPontTMBELCO公司的LABSORBTM工艺和Shell Global Solutions公司的CANSOLV工艺,对两者的主要技术指标和技术特点进行了对比。介绍了由中国石化集团洛阳石油化工工程公司自主研发的RASOC工艺与工程技术的主要特点,同时对成都华西化工科技股份有限公司开发的离子液循环法烟气脱硫技术进行了阐述。着重分析了可再生湿法烟气脱硫技术在催化裂化装置上应用时对上游催化烟机、余热锅炉或CO锅炉的影响以及对下游硫黄回收装置操作参数和规模的影响。指出吸收剂(洗涤液)是可再生湿法烟气脱硫技术的核心技术,决定了烟气脱硫技术的先进性,决定了烟气脱硫装置的工程投资和能耗。国产化可再生湿法烟气脱硫技术用于催化裂化装置烟气脱硫的工程技术开发还有待于进一步提高,需要结合催化裂化装置的特点,重点解决长周期运行、设备平面布置和占地、工程投资、装置能耗和生产成本等问题。在催化裂化装置上实施可再生湿法烟气脱硫技术,需要综合考虑对上游催化烟机、余热锅炉或CO锅炉的影响以及对下游硫黄回收装置的影响,形成催化裂化装置、烟气脱硫装置、硫黄回收装置一体化的解决方案。     

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。     

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。     

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     

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。     

催化烟气湿法洗涤脱硫技术探讨

烟气湿法洗涤脱硫技术适合于催化烟气的脱硫净化处理。文章介绍了几种国外成熟工业化应用的催化烟气湿法洗涤脱硫技术和国内催化烟气洗涤、净化方面的研究现状,提出了国内开发催化烟气湿法洗涤脱硫技术应注意的问题,并对不回收硫资源、占地少、烟气压降小的催化烟气湿法洗涤脱硫技术及其工业化应用进行了初步的探讨。     

FCC湿法烟气脱硫装置运行问题及对策

以应用EDV技术建造的RFCC湿法烟气脱硫装置为例,针对装置投用后对RFCC锅炉的影响以及运行3年来出现的一些问题进行分析,得出以下结论:增设烟气脱硫以后,RFCC锅炉炉膛压力提高2.8 kPa,需要对锅炉进行补强或改造以提高承压能力;根据磨损情况,需要对浆液循环泵的叶轮和洗涤塔喷嘴进行定期更换,以保证良好的烟气洗涤效果。应用表明,外部烟囱采用不锈钢304L复合板在硫酸雾存在下容易产生严重腐蚀,可采用耐蚀性更强的316L不锈钢;循环浆液的pH值不大于7.5,合适的絮凝剂用量可防止系统管线结垢;在外甩浆液中预先注碱可消除氧化罐内亚硫酸氢盐引起的副反应,减轻PTU单元的设备腐蚀。     

EDV法烟气脱硫技术的工业应用

在中国石油锦西石化公司重油催化裂化装置配套的烟气脱硫装置上,采用了EDV湿法脱硫技术。工业应用表明,烟气脱硫装置投用后,烟气脱硫率和除尘率均在95%以上,出口烟气中SO2和粉尘质量浓度均满足GB 31570—2015要求。洗涤塔烟囱外排烟气中的凝结水p H值偏低,存在腐蚀减薄烟囱的可能性。在生产过程中,将循环浆液的p H值控制在7.2,这样可避免洗涤塔内壁和管线内结垢现象的发生。     

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。     

壳牌CANSOLV清洁可再生脱硫技术在催化裂化装置上的应用

中国石化沧州分公司120万t/a催化裂化装置利用壳牌CANSOLV清洁可再生脱硫技术脱除再生烟气中的SO2。装置投用后,运行状况良好,再生烟气中SO2浓度由600 mg/m3降低到22 mg/m3,脱除率超过96%,每天可减排SO22 t左右,硫磺回收装置再将减排的SO2回收利用,降低了运行成本。该技术工艺简单,脱硫原理简单,操作弹性大,能通过预留手段满足未来更加严格的污染物限排指标,主要消耗为低压蒸汽。该设施对入口烟气条件要求高,一次性投资较大。     

三效助剂在催化裂化装置烟气脱硫中的应用

介绍了烟气脱硫、脱硝、助燃助剂TUD-DNS3(三效助剂)在中国石油化工股份有限公司金陵分公司Ⅰ套催化裂化装置烟气脱硫部分的应用情况,并分别对三效助剂进行了空白试验以及为期72 h的正常满负荷工况标定.结果表明:试用三效助剂占系统总催化剂藏量约2.90％(质量分数)时,烟气中硫占原料硫比例从12.12％降至2.79％,烟气脱硫率为76.98％,脱硫效果显著;烟气脱硫单元注碱(质量分数为30.0％)从589.4 kg./h降至150.9kg/h,降低了74.40％;烟气中氮占原料氮比例从8.64％降至3.36％,脱氮率为61.11％;烟气中SO3质量浓度由86 mg/m3降至6 mg/m3,S03脱除率达到93.02％;试用三效助剂期间比空白期间(使用CO助燃剂)稀、密相温差减少了0.8 ℃,说明三效助剂助燃效果良好,可替代CO助燃剂.该助剂满足了装置烟气排放要求,减缓了再生器、三旋壳体、余热锅炉系统及烟气管道膨胀节等部位的露点应力腐蚀,减少了外排高盐污水,环保效益显著.     

扬子石化烟气脱硫系统建成投运

2011年2月11日，扬子石化热电厂1至4号炉烟气脱硫装置建成并投入运行，产出硫酸铵产品；实现了燃煤烟气二氧化硫资源化处理，为南京实施“蓝天计划”做出了贡献，也为扬子石化后续发展提供了宝贵的环境空间，展现了扬子石化作为国有特大型企业主动承担社会责任的企业形象。     

硫转移剂RFS09在RFCC烟气脱硫中的工业应用

为了降低重油催化裂化（RFCC）装置再生烟气中SO2的含量,以减轻后续烟气脱硫除尘装置的处理负荷,中国石油化工股份有限公司广州分公司采取投加RFS09硫转移剂的方法来降低烟气脱硫除尘装置入口的SO₂浓度。工业应用结果表明：投用硫转移剂后,再生烟气中SO₂浓度明显降低,含硫外排水COD下降,烟气脱硫除尘装置入口烟气SO₂质量浓度由3.56 g/m³降至2.28 g/m³;硫转移剂的使用并未对汽油、液化气等主要产品的收率及平衡剂质量造成不利影响。     

催化裂化装置烟气脱硫运行问题分析

催化裂化装置烟气脱硫系统在运行过程中易出现结垢堵塞、设备腐蚀等问题,影响烟气脱硫系统的长周期运行。通过分析得知导致烟气脱硫系统结垢堵塞的主要原因：吸收塔所用新鲜水的平均钙硬度为175 mg/L,远大于系统运行建议值(65 mg/L),烟气中的SO_x被吸收后与新鲜水中的Ca²⁺反应生成CaSO₄沉淀。同时,还分析了SO_x遇水对吸收塔的H₂SO₄露点腐蚀、催化剂颗粒物的冲蚀、液体所含Cl^-对系统造成的点蚀等问题。通过选择Ca, Cl含量低的装置外排水替代新鲜水,优化操作,严格控制塔底浆液总硬度不大于100 mg/L、总溶解盐(TDS)不大于106 mg/L、总悬浮物(TSS)不大于2 500 mg/L、氯离子质量浓度不大于750 mg/L、系统pH值在6.5～7.0等措施,设备故障问题与检修频次明显下降,管道更换周期由3个月升至1 a以上。系统结垢与腐蚀问题得到有效控制,保证了系统的长周期运行。     

不锈钢在烟气脱硫装置中长时间使用经验

二氧化硫对大气的污染可形成有损于自然、环境和人身健康的酸雨,由于这个原因,在德国和欧洲的其他地方从20世纪80年代起就已经硬性规定在燃烧电厂中使用烟气脱硫装置(FGD)。 世界上90% 以上的烟气脱硫使用的是湿法石灰和石灰石工艺。目前,烟气脱硫装置中较为成熟的材料是碳钢加有机防腐涂层、玻璃钢、不锈钢和镍基合金。 本文介绍了不锈钢在烟气脱硫 装置中不同部位的成功案例。由于不锈钢的选择必须依据腐蚀环境(如 氯离子含量、酸度和温度等)和装置 的结构设计而定,所以…     

催化裂化装置烟气脱硫方案的技术经济性研究

以某炼油厂1.80 Mt/a两段提升管催化裂解多产丙烯装置为例,对催化裂化操作单元内采用硫转移剂方案与烟气湿法脱硫方案对再生烟气进行脱硫的技术经济性进行研究,从试剂、回收产品和碱渣处理费用,设备投资,操作费用,占地面积等方面进行了对比。结果表明：在目前环保要求条件下,催化裂化再生烟气中SOx浓度低于1 000 mg/m3(标准状态)时,采用硫转移剂方案比采用湿法脱硫方案更加经济;当烟气中SOx浓度更高时,可采用硫转移剂与湿法脱硫组合工艺或单独采用湿法脱硫工艺。     

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。