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     

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。     

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。     

催化裂化装置烟气脱硫脱硝塔材料的耐腐蚀性研究

国内某公司0.8 Mt/a催化裂化装置运行过程中脱硫脱硝塔烟囱以及臭氧管发生了腐蚀.为了研究材料的耐蚀性,在分析了湿法脱硫脱硝装置的腐蚀环境后,在再生烟气脱硫脱硝塔中不同部位设置了不同材质挂片.在装置运行825 d后对挂片腐蚀情况进行了检查和分析,对出现腐蚀问题的塔内件进行了更换.2020年11月装置停工检修期间对脱硫...     

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。     

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。     

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。     

脱硝助剂在催化裂化再生烟气治理中的应用

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司Ⅰ套催化裂化装置实施低负荷生产方案,由1.6 Mt/a蜡油加工模式调整为1.4 Mt/a重油加工模式,导致再生烟气流量、NOx含量等上升较大,超出脱硫、脱硝装置的设计值,脱后烟气发黄等问题。而现有的臭氧发生器脱硝能力不足,采用脱硝助剂结合臭氧法脱硝的方法有效解决了脱后烟气NOx含量超标问题。添加脱硝助剂后,NOx质量浓度降至100 mg/m3以下,SO_2质量浓度保持在10 mg/m3以下,粉尘质量浓度约12 mg/m3,SO_2脱除率达98.4%,NOx脱除率达77.6%以上,除尘率达到93.1%,脱后烟气黄色烟羽消失,还降低了装置除盐水、碱液、电能的消耗量和含盐废水的外排量。     

催化裂化烟气脱硫除尘技术的应用

介绍高效布袋除尘+碱液湿法脱硫工艺在青岛安邦炼化有限公司0.5 Mt/a催化裂化装置烟气脱硫除尘系统的应用情况。催化裂化装置余热锅炉和酸性气焚烧炉混合烟气经过脱硫和除尘设施净化后,SO_2质量浓度从2 930 mg/m~3降至12 mg/m~3,颗粒物质量浓度从200 mg/m~3降至4 mg/m~3,满足《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570—2015)要求。针对催化裂化混合烟气颗粒物粒径小、SO_2浓度高的特点,该技术具有工艺流程简单、脱硫除尘效率高、能量利用合理等优势,在催化裂化装置烟气治理领域具有良好的应用前景。     

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。     

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。     

SNCR选择性非催化还原法脱硝技术在重油催化裂化装置的运用

中国石油广西石化分公司采用美国GE公司的SNCR选择性非催化还原法脱硝技术,对3.5 Mt/a催化裂化装置的CO焚烧炉进行改造。结果表明： 使用SNCR工艺后,催化裂化装置出口烟气中NOx的质量浓度由改造前的200～400 mg/m3（标准状态）,降低至70～130 mg/m3（标准状态）,排放值满足《石油炼制工业污染物排放标准》中大气污染物NOx排放值不大于200 mg/m3（标准状态）的要求,实现了达标排放,并对催化裂化装置CO焚烧炉炉膛温度影响很小,对炉膛压力及对烟气脱硫装置外排污水的pH值和氨氮含量无影响。SNCR工艺操作简单,改造量小,物耗、能耗低,在氨逃逸量小于设计值8 mg/m3（标准状态）的情况下脱硝效率高达72%。     

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。     

催化裂化烟气脱硫脱硝技术的应用

介绍了中国石油化工股份有限公司金陵分公司3.5 Mt/a催化裂化(FCC)装置引进美国DuPont-Belco的EDV(Electro-Dynamic Venturei)湿法洗涤脱硫技术(EDV)和LOTOX(Low Temperature Oxidation System)脱硝技术(LOTOXTM)。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553 mg/m3下降到29 mg/m3;氮氧化物质量浓度从215 mg/m3下降到29 mg/m3;粉尘质量浓度从152 mg/m3下降到25 mg/m3,远低于国家排放标准,具有很好的环保效益。同时该技术还节省了FCC装置烟囱的投资,洗涤系统压力降低,对前部系统影响小,外排烟气无水滴,操作简便,设备可靠,能与FCC装置同步运行。     

WGS湿法烟气脱硫技术在3.5Mt/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3.5 Mt/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:催化裂化装置外排烟气二氧化硫、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。     

SCR+EDV组合工艺在催化裂化装置再生烟气环保治理中的应用

中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司炼油厂0.8 Mt/a蜡油催化裂化装置采用完全再生技术,再生烟气中SO_2,NO_x和催化剂粉尘质量浓度分别为1 100~2 000 mg/m~3,700~1 000 mg/m~3,大于270 mg/m~3(标准状况)。采用SCR和EDV湿法脱硫除尘工艺技术后,脱硫率达到99.1%,脱硝率达到97.1%,除尘率达到92.7%,洗涤塔出口烟气SO_2,NO_x和颗粒物质量浓度均值分别不大于30,50,50 mg/m~3,实现了再生烟气达标减排目标。针对运行初期颗粒物超标、锅炉结垢、氨系统结晶、洗涤塔溢流等影响装置运行问题,对装置进行了技术改造,保证了装置的平稳运行。     

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     

消白烟系统在催化裂化装置的投用运行

近年来,随着环境保护要求的不断提高,催化裂化装置普遍改掉了原有的烟囱,增设了烟气脱硫脱硝的装置。对再生的烟气进行脱硫、脱氮从而减少二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放减轻对环境的污染。在采用湿法脱硫的催化裂化装置,烟气脱硫塔出口出现了肉眼可见的白色烟羽现象。为此某石化催化裂化装置采用了万信同和公司研发的FCH脱硫烟气冷凝再热技术,通过合理选择操作参数,彻底的消除了烟气脱硫塔外排白烟,取得了良好的效果。