烟气脱硫除尘技术在催化装置应用.doc

烟气脱硫除尘技术在催化装置的应用探讨 薛小波 范秋生 玉门油田分公司炼油化工总厂80万吨/年重油催化裂化装置是由原来的50万吨/年蜡油催化裂化装置扩建改造而成的。装置自2005年开工以来，各系统运行良好，各项经济技术指标达到并超过了设计值，创造了可观的经济效益。 目前重油催化装置所用原料为混合蜡油与减压渣油的混合物，其中掺渣比为20%～25%，属于高硫重质油范畴。由于原料未经过加氢预处理，原料中的硫大约有10%～15%在裂化反应转化到了催化焦炭中，经过再生后随烟气一起排放，致使催化烟气中硫含量较高。同时，催化烟气中伴随有大量的催化剂细粉，浓度达到50～150mg/m3，这就导致催化烟气有高硫高粉尘的特点。研究表明，烟气中100μm以下的悬浮物能够进入人体，粘附在支气管和肺上，危害人体健康；烟气中的SO2和NOX，排入大气会导致酸雨，使农、林、牧业受损，工业设备、建筑物、历史古迹等受到腐蚀。为了保护周围的环境，有必要建设一套催化裂化烟气脱硫除尘系统。 1 装置现状和存在的问题 催化烟气中的SO2的浓度主要取决于催化原料的硫含量，焦炭产率和再生形式。装置混合原料的硫含量（质量分数）为0.15%～0.4%。大约10%～15%的原料硫转化于催化焦炭中，通过再生后，生成SO2随烟气一起排放，目前装置烟气排放量为125000m3/h左右，其中SO2含量为300～500 mg/m3，烟气中催化剂细粉含量为50～150mg/m3。根据中华人民共和国保护行业标准，HJ/T125-2003，清洁生产标准，石油炼制业，规定的催化裂化装置清洁生产标准，要求烟气中SO2含量≯550mg/m3，颗粒物浓度排放≯120mg/m3。目前，装置SO2和催化剂粉尘排放浓度基本处于国家行业排放标准边缘。同时，2010年11月，国家环境保护部开始对拟颁布的《石油炼制工业污染物排放标准》广泛征求意见。该标准规定，自2014年7月1日起，现有企业催化裂化装置再生烟气二氧化硫、氮氧化物和颗粒物分别不大于400mg/m3、200mg/m3和50mg/m3。虽然该标准还未颁布，但是全面开展催化裂化装置污染物达标治理已经迫在眉睫。 2 催化烟气脱硫除尘工艺选择 结合大多数炼化厂催化裂化烟气的特点及厂区实际情况，在选择烟气脱硫工艺技术路线时考虑以下几个原则： （1）在满足环保要求的前提下,做到流程简化、操作简单,节约投资。 （2）所选择的吸收剂价格便宜、易得，配置简单,储存方便。 （3）反应产物便于储存，处理方法简单。 （4）尽量节省占地面积。 （5）厂内已有设施可以依托。如碱液储存系统、污水处理场等。 3 国内外催化烟气洗涤脱硫技术对比 目前，烟气脱硫技术根据不同的划分方法可以分为多种方法；其中最常用的是根据操作过程的物相不同，脱硫方法可分为湿法、干法和半干法。最近几年，科技突飞猛进，环境问题已提升到法律高度。我国的科技工作者研制出了一些新的脱硫技术，但大多还处于试验阶段，有待于进一步的工业应用验证。比如说：硫化碱脱硫法，膜吸收法，微生物脱硫技术。3.1湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫是采用液态吸收剂洗涤烟气，经化学反应吸收烟气中的S02，该技术的关键是脱硫剂的选择和脱硫塔的结构设计。目前，国内外湿法脱硫应用较多的有石灰(石)-石膏法、氨法、钠法和钙法等，在此基础上，近几年又发展有液相催化氧化法、拷胶脱硫技术等 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 3.2干法烟气脱硫技术 干法烟气脱硫是利用粉状和粒状物质作吸收剂，通过吸附或催化反应来脱除烟气中的S02。主要方法有烟气循环流化床脱硫技术、等离子体烟气脱硫技术、活性炭法、活性氧化锰法、接触氧化法等。循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔 (即流化床)、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等环节组成，采用干态的生石灰粉作为吸收剂。锅炉排出的烟气从吸收塔底部进入，在吸收嗒底部安装一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，气体与吸收剂颗粒之间发生剧烈磨擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3和CaS04。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔。由于吸收剂固体颗粒要经过多次反复循环，所以吸收剂利用率较高。 优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对