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。     

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。     

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。     

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。     

LZ-5G型脱硝剂在蜡油催化裂化装置的工业应用

为了降低外排烟气中NOx 浓度,满足国家烟气排放新标准,中国石油抚顺石化公司在1.2 Mt/a催化裂化装置上应用LZ-5G型脱硝剂,结果表明：在原料性质及主要操作条件基本不变的前提下,加入LZ-5G型脱硝剂后,再生烟气中氮氧化物质量浓度由空白标定的350 mg/m3降低至125 mg/m3,满足工业外排烟气中NOx质量浓度不大于200 mg/m3的烟气排放新标准。LZ-5G型脱硝剂试用期间,催化裂化装置操作平稳,平衡催化剂微反活性提高0.2百分点,轻油（汽油+柴油）收率提高0.16百分点,对平衡催化剂活性、产品分布、产品质量及性质无不良影响。     

硫转移剂治理催化裂化装置蓝色烟羽问题的效果

为了消除催化裂化装置湿法脱硫带来的蓝色烟羽问题，中海油惠州石化有限公司针对烟气的特性及催化裂化装置的工艺特点，进行了增强型RFS硫转移剂消除蓝色烟羽的试验，对比了加注硫转移剂前后的硫分布、SOx浓度、烟尘浓度、注碱量和溶解性固体含量等参数的变化，并进行了经济核算。结果表明，采用硫转移剂后，洗涤塔入口烟气SOx浓度在18 h后出现了明显的下降，烟气脱硫洗涤塔外排烟气蓝烟逐步消除，大部分硫转移到了干气中，液化气、酸性水中的硫含量则有所下降。在硫转移剂在系统内藏量（w）达到2.56%后，烟气脱硫洗涤塔入口烟气中硫含量大幅降低，SO2浓度降至50 mg/m3以下，SO3浓度降至20 mg/m3以下，湿法脱硫耗碱量削减90%，外排废水中溶解性固体量削减86.3%，外排烟气烟尘浓度下降64.3%，运行费用减少134.37万元/a。     

选择性催化还原系统在重油催化裂化烟气脱硝中的应用

为适应新的环保标准,2017年中国石化广州分公司针对重油催化裂化外排烟气NOx含量过高的难题,在CO锅炉省煤段处加装了选择性催化还原（SCR）系统,以提高烟气脱硝效果。工程应用状况表明,加装SCR系统后,烟气脱硝效果明显提高,在实现脱硝的同时并未对后续烟气脱硫外排水污染物浓度造成影响,外排烟气中NOx质量浓度由162.9mg/m3降至58.4mg/m3,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。     

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%。     

脱硫脱硝装置外排水氨氮超标原因分析

中石化武汉分公司的两套催化裂化装置于2014年12月新建了烟气脱硫脱硝装置脱硫脱硝装置运行以来,外排烟气中的氮氧化物、二氧化硫、粉尘及外排废水中的固体悬浮物、化学需氧量、pH均能达标排放,但外排废水中氨氮含量一直出现超标问题,加大了水务车间生产负荷对外排水氨氮超标原因进行了分析,通过排除法得出,催化裂化再生烟气中携带氨气是导致脱硫脱硝装置外排水氨氮超标的直接原因,通过外排废水中氨氮含量反推计算得出,武汉石化2号催化裂化装置再生烟气中的氨气含量约为81.04 mg/m~3。     

硫磺回收装置尾气超低排放处理的设计和运行

国内某炼油厂硫磺回收装置首次应用专有气液混合器,通过钠碱湿法烟气脱硫工艺实现尾气超低排放,排放烟气中SO2的浓度为10～25 mg/m3（标准状况）,脱硫率大于95%,烟气流量操作范围为0～120%,满足硫磺回收装置各种工况下的尾气超低排放。在国内硫磺尾气超低排放处理中首次采用气气换热提升烟气温度,有效减少了冒白烟现象,且解决了烟气管道和设备的硫露点腐蚀问题,同时节能4 950 MJ/h,节水和减排0.64 t/h。     

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。     

湿式镁法烟气脱硫装置脱硫效率影响因素分析

湿式镁法烟气脱硫是利用氢氧化镁浆液吸收烟气中的二氧化硫。本文在对影响脱硫效率的主要参数进行理论分析的基础上,利用燃煤锅炉湿式镁法烟气脱硫的实际工业装置,针对这些因素进行了工业化验证实验。实验证明,进口SO2浓度为1100～1230mg/m3,液气比(L/Nm3)在10.9,浆液pH值控制在5～6之间,其脱硫效率可达到93.1%。     

柠檬酸钠溶液循环吸收工艺在制硫尾气脱硫中的工业应用

阐述了利用柠檬酸钠溶液循环脱硫工艺对克劳斯制硫尾气进行脱硫处理的效果。工业试验结果表明,把克劳斯制硫尾气焚烧、洗涤降温后,用柠檬酸钠溶液循环吸收脱硫,脱硫效果好,排烟中二氧化硫体积质量低于50 mg/m3。该工艺将脱硫过程中回收的二氧化硫再返回克劳斯制硫装置回收硫黄。脱硫系统工程投资小,运行费用低,脱除二氧化硫的成本为1 172.5 RMB$/t,工艺简单,操作方便,排放的废液量少。     

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。     

RFCC烟气脱硫除尘装置运行效果分析

广州分公司处于珠三角核心地区,是我国酸雨危害最严重地区之一。其重油催化裂化装置加工的重质原料油未经过加氢预处理,排放烟气中SO2质量浓度在2 500~3 800 mg/m3,颗粒物质量浓度200~300 mg/m3,烟气SO2和颗粒物含量均超过国家大气排放标准。为此,广州分公司采用湿法烟气净化技术新建一套RFCC烟气脱硫除尘装置。运行结果显示,该装置运行可靠、具有良好的操作弹性,净化烟气中的SO2和粉尘脱除率分别达到了99.9%和94.7%。洗涤废水处理系统实现高效连续液固分离,外排废水中的各项指标满足相关标准要求。     

硫磺回收装置烟气排放超标原因分析及对策

分析了金澳科技(湖北)化工有限公司2×10~4 t/a硫磺回收装置排放烟气中SO_2含量超标的原因,并采取了相应的改造措施,主要包括:①将液硫池废气由尾气炉改至燃烧炉;②更换更高效的脱硫溶剂;③更换有机硫水解能力更强的催化剂;④在尾气吸收塔后串联1台尾气碱洗塔。在实施①②③及优化工艺参数的前提下,排放烟气中SO_2质量浓度小于100 mg/m~3。     

烟气选择性催化还原脱硝-半干法脱硫除尘一体化技术

针对陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂循环流化床锅炉烟气不达标的问题,采用选择性催化还原脱硝-半干法脱硫除尘一体化工艺对烟气进行了综合治理。结果表明:采用该工艺后,排放的总烟气中NOx,SO2,颗粒物的平均质量浓度依次为16.87,7.67,0.42 mg/m3,可满足DB 61/1226—2018污染物排放要求。