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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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.     

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。     

EDV6000工艺在催化裂化装置再生烟气环保治理中的应用

催化裂化装置再生烟气是炼油厂主要的排放源,主要污染物为SO_X,NO_X及颗粒物,对环境危害极大。哈萨克斯坦南哈州奇姆肯特炼油厂(简称PK炼油厂)2 Mt/a催化裂化装置采用美国贝尔格技术公司(BELCO)的EDV6000及PTU工艺技术控制催化装置所排放的烟气中SO_2浓度均值不大于80 mg/m~3,颗粒物质量浓度均值不大于50 mg/m3,实现SO_2和粉尘的达标排放。     

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。     

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。     

锅炉烟气脱硫技术在石化自备热电站中的应用

介绍了火电厂锅炉烟气脱硫技术,探讨了石化企业自备热电站烟气脱硫的方案并提出了建议。     

深度除尘除雾系统在重油催化裂化烟气脱硫除尘中的应用

为适应环保新要求,中国石油化工股份有限公司广州分公司于2017年对重油催化裂化（RFCC）烟气脱硫除尘装置进行大修改造,将原洗涤塔上的气液分离器改造成深度除尘除雾系统,以提高脱硫除尘除雾效果。工程应用状况表明：改造后各污染组分含量明显降低,除雾效果有所提高,排烟视觉效果得到优化;颗粒物质量浓度由126.6 mg/m3降低到12.8 mg/m3,脱除率稳定在90%;SO2质量浓度由2 832.4 mg/m3降低到3.7 mg/m3,脱除率达99%以上;烟气各项重要指标均达到《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。     

催化裂化烟气SOx转移助剂的工业应用

催化裂化SOx转移助剂CE—0ll在青岛石化厂工业试验的结果表明，该剂在装置上流化正常，与催化剂有较好的配伍性。在原料油性质变差、适当进行操作条件调整的情况下，轻质油和总轻烃液体收率下降，干气、焦炭产率增加；汽油烯烃和芳烃含量增加，饱和烃含量下降；柴油十六烷值增加。烟气中硫分布下降在50％以上，干气中硫分布有所增加，说明加入S0x转移助剂CE—0ll后起到了较好的降低烟气S0x作用。     

可再生烟气脱硫吸收剂及工艺研究

开发了一种新型可再生烟气脱硫吸收剂、解吸助剂及工艺。合成的吸收剂LDS对烟气中的SOx 具有良好的吸收和解吸能力 ,烟气中SOx 含量在 10 0 0～ 5 0 0 0 0 μg L范围内 ,脱硫率均可达 95 %以上 ;解吸助剂LDS A能有效提高主吸收剂LDS的解吸能力 ,提高单位吸收剂的吸收效率。试验表明 :该工艺脱硫率高 ,烟气净化效果好 ,与传统的烟气脱硫工艺相比 ,SOx 可回收利用 ,不产生二次污染     

湿法烟气脱硫技术

综述了各种湿法烟气脱硫技术的原理及特点:石灰-石灰石法、钠碱法在脱硫过程中多以一次利用为主,且易造成二次污染及设备腐蚀;氨法脱硫过程关键在于脱硫液中氨性质的稳定;醇胺法及生物脱硫法多考虑到脱硫液的再生,以减少溶液的损失,保证脱硫液的脱硫性能。指出利用微生物强化可再生溶液脱硫方法作为一种新型的脱硫方式是烟气脱硫值得发展的方向。     

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。     

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。     

烟机结垢的成因分析及防范措施

通过对烟机垢物的元素和晶体组成进行表征，分析其形成条件，计算验证并探讨垢物的形成过程，并提出应对防范措施。烟机结垢过程为：极少数原料油滴在反应汽化段内未完全汽化，未汽化油黏附在催化剂细粉表面并缩合生焦；部分焦炭颗粒未在再生器内烧尽，进入烟道后继续燃烧达到细粉的熔融温度，转化为液相黏性物质；携带微量高温熔融粉尘的烟气在三级旋风分离器下料口、烟机叶片等部位受高速离心作用，黏附到易结垢部位，形成无定形垢物。可通过提升原料油喷嘴雾化效果，调整合适的剂油比和系统细粉含量来减少烟机结垢。     

烟机结垢的成因分析及防范措施

通过对烟机垢物的元素和晶体组成进行表征,分析其形成条件,计算验证并探讨垢物的形成过程,并提出应对防范措施。烟机结垢过程为：极少数原料油滴在反应汽化段内未完全汽化,未汽化油黏附在催化剂细粉表面并缩合生焦;部分焦炭颗粒未在再生器内烧尽,进入烟道后继续燃烧达到细粉的熔融温度,转化为液相黏性物质;携带微量高温熔融粉尘的烟气在三级旋风分离器下料口、烟机叶片等部位受高速离心作用,黏附到易结垢部位,形成无定形垢物。可通过提升原料油喷嘴雾化效果,调整合适的剂油比和系统细粉含量来减少烟机结垢。