催化烟气工艺技术方案选择.docx

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1、催化烟气工艺技术方案选择青岛渤海和合工程技术有限公司于洋0532-55571585催化烟气脱硫系统主要由脱硫剂制备系统、S02汲取系统、烟气系统、废水处理系统等组成.下面主要对脱硫工艺进行比较、选择。1 .常用FCcU脱硫技术简介国外如美国早在1970就起先在催化裂扮装置上配套烟气脱硫装置，欧洲、日本、东南亚甚至我国的台湾省均依据当地政府环保的要求，在催化裂扮装巴上配套烟气脱硫设施。依据美国最新标准，每燃烧100okg焦炭允许排放25gSO2和Ikg颗粒物：欧洲标准要求新建催化裂扮装置排放烟气S02浓度为20I5mgm3,颗粒物浓度为10-30mgm3,2007年该标准也将适用于已建成的催化裂

2、扮装巴。而我国的环保标准则相对放宽了很多，即使如此,绝大部分催化裂扮装置烟气S02扑放浓度不能达标，到目前为止，尚没有一套在催化裂扮装置上建成在用的配套烟气脱硫设施。1.1 SoX转移剂SoX转移剂将S0：辄化成So后再生成硫酸盐。硫酸耗在再生器的条件下必需是稳定的，而且在反应器中能将硫以硫化氢（H的形式糅放出来。SOX转移剂必需能在FCC的条件下操作，而不降低裂化傕化剂的性能.SoX转移剂也必需有相宜的物理性能和化学性能，并且不变更FCC产品的收率。国外的流转移催化剂供应商有Kata1.iStiks、ARCO、Davison-Enge1.hard-.Intercat和Chevron等公司：国

3、内有石油化工科学探讨院开发的CE-（H1.硫转移催化剂和洛阳石油化工工程公司炼制探讨所开发的1.ST1液体散转移助剂。现在世界上有超过70套的FCC装置.在运用DESoX剂（脱SOX剂），其中美国有32套，占其装置总数的四分之J但SOX转移催化剂的成本比传统催化剂高出很多，该种方法只有当原料中硫含量不很高时，才能显示出较好的经济性。我国在“九五”期间，随着部分沿海沿江炼油厂加工进口原油数量的增加，特殊是中东含成原油，FCC装置原料的硫含量渐渐加大，磕转移催化剂的应用受到了限制。1.2 催化裂化原料加氢处理原料加氢处理是一种有效的SOX限制方式，通过降低原料的硫含量，催化裂化焦炭的碱含量也相应降

4、低，烟气中SOX浓度从而随之下降。FCC原料加氧预处理催化剂常用的活性金属有Ni、Mo、CosW及其组合，用于脱硫、脱械、脱芳烧、脱金属和脱残碳国外催化剂供应商有AkZo-NobeI公司、CritCriOn公司和IFP公司等，国内抚顺石油化工探讨院(FR1.PP)先后开发了3926、CH-20、3996、FF26等FCC原料加氧预处理催化剂，已在齐鲁.、茂名、燕山、镇海，上海等地获得工业应用.对FCC原料进行加氢脱硫已被证明对削减氧化硫的排放是行之有效的.但加氢处理装置的投资和操作费用都很高,在国内的应用也受到了限制。1.3 烟气脱潢常用烟气脱硫技术一览表见表IT表1-1常用烟气脱硫技术一览表

5、表I-I常用烟气股碘技术一览表中号分类工之名麻改作方式备注I非明法SaOH混式B成溶液洗潘&气2生修法石灰石，石灰港式U成浆液洗*0气产生机流及凌6Ue笆)垃行奉我高3MgO混式列成溶液.在电气4法骞水法*湿式直接洗洋勺气殳电理GI直5可41.ABS0RB工艺SazHPO4灌式武涛(3气.产生so：r体使吸枚利均允再生6生法修坏线法Yrnx澧式洗浴用气.SO2气体.有的枝花兄再生7率干线拿干汰石灰*干式京应打内Sn入石灰浆或消6次制夕气福环源化，1.3.1 湿法工艺湿法脱除SoX的工艺有多种，大部分在70年头初期由美国和日本开发，多用于处理锅炉和炼油厂加热炉烟气.在FCC烟气脱能方面，己获工业

6、应用的技术有非再生湿法脱破工艺、可再生湿法脱破工艺等。D非再生湿法脱潢工艺非再生湿法脱硫工艺主要是以NaOII、MgOH、Na2CO3,石灰等水溶液作为汲取剂对催化烟气进行洗涤，汲取脱除烟气中的S02,与S02反应生成亚硫酸盐、硫酸盐，汲取剂不进行再生。此类工艺有流程简洁、占地面积小、投资省、公用工程消耗少、牢靠性而等优点，脱硫效率在95%以上：缺点是汲取剂不行再生，化学药剂消耗量较大、有二次废弃物产生，并需进一步处理。钠磁洗济法目前在世界上应用最多的FCC烟气脱破技术即是以苛性钠或尿打灰为汲取剂,汲取产物氧化为Na2S01.随废水排放。钠碱洗涤法汲取效率高，工艺简洁，装置占地小，脱疏产物水溶

7、性好。氢气化篌法日本的柯斯莫(COSmo)石油制油所、三菱石油水岛制油所和我国的台湾等都有以氢氧化镁为汲取剂的FCe烟气脱硫装置,汲取塔分别为喷淋填料塔和喷淋塔等,S02去除率90%以上，汲取产物MgSo4随废水排放。翅氧化镁法汲取效率高，但其装置占地较钠碱洗涤法大，其受资源分布的影响，在世界上应用相对较少。湿式石灰法相对于辄氧化镁洗涤法，湿式石灰法的试剂费用更低廉，但固体产物量大，汲取效率低，装用投资和占地规模大，故障率也大。与湿式石灰法FeC烟气脱硫装置相关的报道很少，不能保证装置的连续稔定运行.海水洗涤用海水洗涤FCC再生烟气已经商业化。该工艺已于1989年在挪威MOngStad炼油厂一

8、次运行胜利，采纳填料汲取塔，可处理51万m3h的催化裂化再生烟气和4.2万m3h的克劳斯尾气焚烧炉烟气，装置S02去除率98.8%S03去除率82.8%o海水洗涤法工艺简洁，操作费用低廉，但受地理位巴限制。2）可再生湿法脱硫工艺可再生湿法脱S02工艺的原理是采纳可再生的汲取剂溶液对烟气进行洗涤,将烟气中的S02汲取，生成不稳定性的盐类常汲取溶液，再进一步对盐类宓汲取溶液进行加热再生，再生后的汲取剂循环运用.再生择放出的S02纯度大丁99,既可作为炼油厂内琉磷回收装区的原料生产硫磺也可压缩后干脆制成液体S02产品。该类工艺净化度高，脱硫效率可达到96%以上。1.3.2 干法和半干法工艺半干法烟气

9、脱硫技术主要包括旋转喷雾干燥法和烟气循环流化床法等。旋转喷雾干燥法脱硫技术脱疏效率较低，一般为70%90%,不能满意对脱硫效率耍求较高的状况，而烟气循环流化床脱硫技术脱旋效率最高可达90%,循环流化床脱硫工艺流程图见图1-2。干法和半干法工艺优点是不降低排气温度,扩散效果好，没有水污染处理问题。缺点是其吸附反应仅在固体表面进行，而内部反应时间长，要求具备大型吸附塔，并须要大量吸附剂。图1-2燃气循环流化床脱硫工艺流程图1.3.3 FCCU烟，脱硬技术的选择原则烟气脱硫方法各有特点，须要依据环保要求、治理对象、环境条件（地理位盥、占地等）、燃料特点、汲取剂来源以及副产物去向等嫁合因素选取合适的方

10、法。选择催化裂扮装置烟气脱硫工艺路途时，须要结合工厂的现状及催扮装置的特点炼油厂催化裂化烟气具有以卜特点：烟气总量比其它行业烟气室要小几倍。烟气中S02总量及浓度与其它行业比要低得多.（3）烟气中的固体（催化剂粉尘）息量比采纳石灰作为反应物所生成的固体物要低得多。现有装罚.内没有更多的预留空地用于汲取剂或固体产物的中间储存。炼油厂内已有完善的碱液（NaOH）储存、配置以及废碱液处理设施。炼油J.内已仃完善的S02处理（硫磺回收）设施。烟气脱硫设施的连续运行周期应与催化裂扮装置主体一样,达到三年以上。的“吹灰”时烟气含尘达20gNm3,烟气含尘波动大。FCCU烟气脱磁技术的选算原则为：2.1 达

11、到国家污染物排放标准的要求目前，二氧化硫的排放限制日益严格，因此对脱硫效率低于90%的干法及半干法，其应用符受到肯定限值，脱硫工艺的选择必需能满意国家污染物排放标准的要求。脱硫工艺的选择也应当考虑限制潜在的二次污染，例如汲取剂的制造、调配及熟化过程对四周环境的影响，脱硫副产品无害化处置的可能性等等.2.2 符合循环坐济和清洁生产的原则脱硫副产品的可利用性是工艺选择的另关键。另外，也要考虑汲取剂的易获得性和易运用性.2.3 具有较好的技术经济指标目前,国内催化裂扮装置尚没有烟气脱硫装置.并无同类工艺技术经济指标可供参考，但其投资及运行费用必需符合企业实际状况，使得企业能够建得起，用的上，采纳可回

12、收法时，则依据脱硫副产品的销价状况来确定。2.4 满意企业的运用条件作为脱硫装置的长期运用者，必需充分考虑工艺和设备的成熟程度，特殊在防止腐蚀、结垢、堵塞等环节方面的技术手段，还要考虑装置占地的大小以及其它对FCCU运行状况和烟气处理系统的影响。烟气脱硫设施的连续运行周期应与催化裂扮装冏主体一样，达到三年以上。3.工艺技术的选择3.1 常用FeCU烟气脱碱技术的比较表3-1不同FCCU烟气脱破技术经济比较吸收剂类别NaOH石灰NaXTOjMgOMgiOHh备注应用经整成熟成熟成a成熟脱破效率9595%95%95%连馍名转周期年51.555吸收剂形态液体冏体囿体附体排出物形态溶解冏体13体溶*同

13、体溶鳏冏体有无副产品无石膏无无操作复杂程度最低高低低吸收剂消耗费用中等低高中等长期联系运行不停机可以不可以不可以不可以工程投宠景低最年高低可以看出，相对于其他脱硫技术，钠碱法烟气脱觥技术具有以卜.特点：D脱硫效率高，达95%98%.2）长期联系工作五年不停机。3）汲取剂用量少，仅为石灰一石膏法技术的71%,而灰石一石膏技术的40%。4）投资低，仅为石灰一石膏法技术的85%,石灰石一石膏技术的80%.5）占地面积小，设备体积小，场地适应性好，可敏捷布置。6系统无结垢、不堵塞，可以连续运行五年无需检修。7）炼油厂内己有完善的碱液（NaoH）储存、配置以及废碱液处理设施,幻现有装置内没有更多的预留空

14、地用于其他方法的汲取剂或固体产物的中间储存。3.2FCCU烟气脱疏工艺技术选算依据FCCu烟气脱硬工艺技术的选择原则，经分析论证，本可研建议采纳非再生湿法脱硫的钠敢法技术.缘由如下：D烟气脱黄效率方面我国目前现有的催化裂扮装置约MO多套，由于加工原油硫含量、装置运行条件不同，再生烟气排放SO2浓度差别也较大，依据我国部分催化裂化S02排放状况的统计，除加工大庆、印尼原油的装置外，SO2推放浓度一般在10532387mgm3,普遍超过国标大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）,这说明我国目前面临催化裂化排放S02的问题已特别突出.随着田油加工实力提高和含硫原油加工数量增加，这一状况将

15、进一步加剧，对烟气进行治理已刻不待时。国外如美国早在1970就起先在催化裂扮装置上配套烟气脱瓶装置，欧洲、日本、东南亚甚至我国的台湾省均依据当地政府环保的要求，在催化裂扮装置上配套烟气脱硫设施。依据美国垠新标准，每燃烧100Okg焦炭允许排放25gS02和Ikg颗粒物：欧洲标准要求新建催化裂扮装身排放烟气S02浓度为20-150mgm3,颗粒物浓度为1030mgm3,2007年该标准也将适用已建成的催化裂扮装置.而我国的环保标准则相对放宽了很多。目前常用的烟气脱流技术中，钠法、石灰石/石灰一石膏法、镁法等技术脱硫效率均可达95%以上，可以满意要求。2）技术稳定牢靠，汲取剂来惠广泛NaOII是炼油和化工行业烟气净化洗涤塔中运用最多的汲取剂。WoH与S02反应生成可溶于水的亚硫酸钠和硫