半干法双循环催化裂化烟气净化技术开发与应用

为了提高常规半干法工艺的稳定性和可靠性,创新开发了半干法双循环催化裂化烟气净化技术。通过研究脱硫灰颗粒的流动特性,确定了半干法脱硫反应器的气速范围;创新开发的半干法双循环烟气净化工艺和反应系统技术,提高了脱硫剂的循环强度及利用率,外排脱硫灰颗粒中Ca(OH)₂质量分数由6.00%降低至2.74%,钙硫比降低了15%。经专业鉴定外排脱硫灰颗粒为一般固体废物,具有无害化利用价值。该技术已在清江石化成功应用,装置操作平稳、运行可靠、脱硫除尘效率高、无废水排放,满足GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》及超低排放指标对SO₂和颗粒物的要求,投资和操作费用低。     

锅炉烟气除尘脱硫综合治理技术应用

本文在随着《锅炉房大气污染物排放标准》的提高,烟气除尘技术、烟气脱硫技术的应用进行了阐述,并以锅炉房对烟气除尘脱硫技术的综合治理应用进行了说明。     

半干法脱硫工艺在催化裂化装置中的应用

介绍半干法脱硫工艺首次在清江石化50万t/a重油催化裂化装置上的使用情况,结果表明,在保持原加工能力及相近工况下,半干法脱硫工艺可以将烟气中硫含量降至10 mg/m3以下,达到国家标准(低于100 mg/m3),同时还有助于降低催化烟气中的氮氧化物含量,对再生器流化、三剂旋风分离器和烟机运行无影响,取得了一定的工业应用效果。     

催化裂化再生烟气湿法脱硫腐蚀分析及新技术开发应用

催化裂化再生烟气湿法脱硫工艺具有SO₂脱除效率高、脱硫剂利用率高和工艺流程简单等优势,仍然是炼油企业烟气脱硫的首选工艺。湿法脱硫装置存在SO₃脱除率低和设备腐蚀严重等问题,可通过工艺优化和设备材料优选等方法来解决。催化裂化再生烟气半干法脱硫技术能够实现净化烟气超低排放,具有设备腐蚀轻微、无废水排放以及投资和运行维护费用低等优势,可在工业上进行推广应用。可再生活性焦干法烟气脱硫技术尚未应用于催化裂化烟气净化领域,目前还处于研究开发阶段,该技术具有脱硫、脱硝及除尘等多种功能,并且还能将烟气中的SO_x转化为有价值的硫酸或者硫黄,实现资源再利用,其工业应用前景广阔。     

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。     

半干法NID技术在410 t/h燃煤锅炉烟气脱硫上的应用

通过半干法NID烟气脱硫技术在齐鲁石化公司燃煤锅炉烟气脱硫的应用实例.研究了NID技术的脱硫除尘效率、效果以及运行成本。     

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。     

氨法烟气脱硫技术控制要求与问题分析

天津市对大气污染物排放要求很严格,对氮氧化物、二氧化硫和颗粒物的排放限值要求分别为30,10,5 mg/m³。T/CPCIF 0006—2017《氨法脱硫副产硫酸铵》对硫酸铵产品质量提出了更高的要求。不同类型的氨法烟气脱硫技术已在催化裂化、S Zorb等工艺装置上成功应用,但氨逃逸和气溶胶仍是大众关注的焦点,目前缺乏逃逸检测标准和排放限值控制指标。吸收塔的设计方案和操作条件是氨法烟气脱硫技术的核心,有效抑制和减少气溶胶形成是氨法烟气脱硫技术发展的关键,硫酸铵产品结晶工段(结晶、干燥和包装)直接影响氨法烟气脱硫装置长周期运行和硫酸产品的生产。液氨属于危险化学品,液氨罐的储存质量等于或超过临界量10 t即构成危险化学品重大危险源。烟气脱硫副产环己酮肟技术可实现烟气脱硫副产物的高品位资源化利用。     

钠法废碱液烟气脱硫技术的应用探讨

为降低锅炉烟气脱硫运行成本,简化脱硫工艺流程,通过对某石化企业排放废碱液分析,将其作为煤粉锅炉烟气脱硫吸收剂,应用在3台410 t/h煤粉锅炉共用的脱硫装置中。文中对该脱硫装置运行参数对脱硫效率的影响进行了研究,确定脱硫循环液p H运行控制范围6.0~6.5,液气比为4时,可使脱硫效率达到95%以上。     

Modeling of the FCC Gasoline Desulfurization Process by Liquid Extraction with Sulfolane

Abstract

Extractive desulfurization of fluid catalytic cracking (FCC) gasoline with sulfolane was studied in a batch apparatus. The influence of three inlet parameters (temperature, inlet sulfur content, and solvent ratio) on the process response, that is, desulfurization efficiency, was investigated with the use of a Box-Behnken experimental design by response surface methodology. A mathematical model that can be used for predicting sulfur content in raffinate after extractive batch processing with sulfolane was statistically developed and proven with analysis of variance. Statistical analysis showed that the largest influence on desulfurization efficiency was solvent ratio, the second most significant influence was inlet sulfur content, followed by temperature, and last the interaction between solvent ratio and inlet sulfur content. The obtained second-order polynomial model shows that maximum desulfurization efficiency of 65.34% can be achieved at temperature of 50°C and higher values of inlet sulfur content and solver ratio in the researched range of inlet parameter values.     

汽油吸附脱硫装置再生烟气处理技术的应用

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司先后应用了再生烟气进硫磺回收装置和再生烟气进催化烟气脱硫装置的脱硫技术,较好地解决了汽油吸附脱硫装置再生烟气的处理问题,其中再生烟气进催化裂化烟气脱硫装置更适用于只有低处理能力硫磺回收装置的炼油厂。     

有机催化法治理S Zorb再生烟气

根据陕西延长石油(集团)有限责任公司永坪炼油厂汽油吸附脱硫(S Zorb)装置再生烟气硫含量高、烟气量小的特点,采用有机催化烟气治理工艺,将再生烟气引入烟气脱硫单元,在吸收塔内经过一系列反应,使烟气中二氧化硫最终转化为硫酸铵化肥,处理后尾气中的二氧化硫质量浓度(标准状态)降至100mg/m~3以下,满足工业污染物排放标准要求;同时生产的硫酸铵化肥外观为白色粉末,无可见机械杂质,且产品的氮含量、水分及游离酸含量均符合DL/T 808—2002副产硫酸铵标准要求。     

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%。     

再生条件对贫氧再生硫转移剂脱硫效果的影响

针对两段重叠式贫氧再生装置中硫转移剂效果较差的问题,考察了再生条件对硫转移剂脱硫性能的影响。结果表明：在贫氧再生装置温度满足再生催化剂定碳要求的前提下,第二再生器温度每降低10℃,烟气脱硫率提高4.54百分点;随着焦炭燃烧风耗的提高,第一再生器(一再)烟气中CO含量逐渐降低,且CO体积分数每降低1百分点,烟气脱硫率增加5.27百分点;在主风总量不变情况下,一再主风所占比例每增大1百分点,烟气脱硫率提高0.65百分点。此外,研究发现催化剂藏量变化对硫转移剂的脱硫效果基本没有影响。     

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。     

常减压蒸馏装置实施镁法烟气脱硫可行性分析

针对炼油厂二氧化硫烟气排放造成的污染,镁法烟气脱硫技术具有工艺成熟、投资少、脱硫效率高、吸收剂用量少、原料来源广泛、副产物利用途径多等优点,并以某公司常减压蒸馏装置镁法烟气脱硫设施的运行情况和成本为实例,分析了炼油厂应用镁法烟气脱硫技术的可行性。