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LOGO陕西延长石油集团永坪炼油厂50万吨/年FCC再生烟气脱硝改造项目、余热锅炉改造项目可行性研究报告2014.12主要内容项目背景与必要性项目设计基础项目技术改造方案选择结论和建议西安建业化工有限公司工业氧气、二氧化碳、氮气、氩气分装装置项目安全设施设计专篇项目技术介绍主要设备选择项目进度安排项目技术选择资金计划与资金筹措项目背景与必要性1.项目建设背景陕西延长石油（集团）有限责任公司永坪炼油厂为一个占地千余亩，拥有固定资产原值46.35亿元，主要生产车用汽油、车用柴油和液化气油气8个品种15个规格石油产品的现代化中型石油炼制企业，目前常压加工能力450万吨/年，催化裂化加工能力170万吨/年，催化重整加工能力15万吨/年，柴油加氢-临氢降凝加工能力160万吨/年（140万吨/年柴油加氢装置正在开工试产），汽油精制装置（S-Zorb）加工能力90万吨/年，干气脱硫及硫磺回收装置为0.32万吨/年、干气制氢装置为2.0万标立/小时。50万吨/年催化裂化装置隶属于炼油厂一催化车间，根据目前工业污染物排放最严格的《火电厂大气污染物排放标准》，所有指标NOx,SO2,烟尘所有指标均不能满足。截止2014年年底，一催50万吨/年再生装置出口烟气采用动力波-吸收塔工艺脱除SO2，烟尘已经设计完工，并已试用行。目前脱硝和余热锅炉改造尚未完成。故经业主委托，现对一催50万吨/年脱硝和余热锅炉改造项目的可行性进行说明。项目背景与必要性催化裂化装置再生烟气情况项目单位烟气参数正常设计值烟气量（湿基）Nm3/h5819058190烟气量（干基，含水率10%）Nm3/h5237152371烟气温度℃175220烟气二氧化硫浓度Nm3/h210～235600烟气NOx浓度Nm3/h80～150300烟气含尘浓度Nm3/h900～11001100烟气压力kPa7永坪炼油厂50万吨/年催化裂化装置，年操作时间：8000小时，其排放烟气如下表表1：永坪炼油厂50万吨/年催化裂化装置烟气参数项目建设的必要性和可行性本项目属于环保治理，环境保护是我国的基本国策之一，三废治理是全面建设小康社会、改善环境、保护生态的重要内容，作为大气污染物排放的大户，炼油厂催化裂化再生烟气自然成为环保部门治理的对象，而且对炼油厂烟气脱硝除尘脱硫的要求也一年比一年提高，为了实现“十二五”规划中提到的氮氧化物，二氧化硫减排目标，现有大多数炼油厂都必须加装脱硝、脱硫设备和除尘升级。随着国家经济快速增长和我国加入WTO，环保必须与国际接轨，我国的烟气排放标准会有逐年提高的趋势，为了适应环保的新形势和提高企业形象，该项目的实施也是有必要的。根据《石油炼制工业污染物排放标准》（二次征求意见稿）的最严要求，NOx新标准为：100mg/Nm3。而我们现有炼油装置催化裂化延期NOx最不利排放浓度为：300mg/Nm3。已经超过了当前国家石油炼制工业大气污染物排放标准，且环保部门已经对炼油厂提出限期整改。公司主要生产车用汽油、车用柴油和液化气油气8个品种15个规格石油产品的现代化中型石油炼制企业，为国家创造了巨大的经济效益。如果因为其烟气中污染物排放超标而停产，将造成不可估量的损失，因此提出对公司催化裂化原有烟气进行脱硝脱硫除尘设计，是符合时代发展和国家环保要求的，项目的实施就更有必要。项目设计范围项目为永坪50万吨催化裂化装置再生烟气脱硝，每套包括烟气脱硝单元设计（反应器设计和氨区单元设计）以及余热锅炉改造2项目概况2.1建设建设地区条件地理条件与区域条件：永坪炼油厂位于延安市宝塔区以北七十公里处的延川县永坪镇。建设场地：烟气脱硝装置建于永平炼油厂50万吨/年催化裂化装置余热锅炉与省煤器之间。交通条件永坪炼油厂位于延安市宝塔区以北七十公里处的延川县永坪镇，公路运输交通便利。2.2项目设计条件2项目概况表2余热锅炉设计基础参数序号参数名称单位数值各注1主风流量Nm3/h550002烟风比/1.0583烟气流量Nm3/h581904烟气进口温度℃6405再生烟气成分(1)N280.23(2)CO214.64(3)CO%(4)O2%2.32(5)H2O%6排烟温度℃1757外来饱和蒸汽流量t/h/8外来饱和蒸汽压力MPa/9过热蒸汽出口温度℃25010过热蒸汽出口压力MPa1.2711给水温度℃104现运行给水温度为57℃12给水压力MPa1.702项目概况配套装置序号项目单位设计工况催化裂化装置1烟气流量Nm3/h（湿）58190Nm3/h（干）523712SO2含量mg/Nm3（湿基）6003NOx含量mg/Nm3（湿基）3004颗粒物（催化剂粉尘）mg/Nm3（湿基）1100表350万吨/年催化装置烟气设计参数2.2辅助材料来源、用量及规格2项目概况本项目所耗用水、电、气等公用工程，利用永坪炼油厂催化裂化装置的相关设施，不足部分填平补齐。所需工艺用水、消防用水等均由邻近的给水总管接出供应。脱硝设施消防设施由催化裂化装置统一考虑。2.3项目设计条件3余热、脱硝锅炉方案选择3.1装置建设规模永坪炼油厂50万催化裂化装置余热锅炉烟气量为58190Nm3/h（湿基），NOx设计浓度：300mg/Nm。经过脱硝反应处理后，出口烟气NOx浓度小于100mg/Nm3（干基），装置操作弹性按60%~110%设计。3.2余热锅炉改造方案根据50万吨/年催化装置催化烟气的成分和脱硝设置要求，对余热锅炉的改造应满足温度窗口要求，更新改造后的余热锅炉出口烟气温度处于脱硝高效温度区350℃左右，经脱硝反应装置后进入省煤器，省煤器出口温度控制在280℃左右，防止脱硝副产物硫酸铵对系统的影响。根据50万吨/年催化装置余热锅炉实际情况，本次锅炉改造考虑以下方面：a、拆除现有余热锅炉，在原余热锅炉区域上余热锅炉、省煤器和脱硝装置。b、余热锅炉烟气侧承压全部按8kPa设计，保证锅炉背压增加后锅炉的安全性。c、为了避免过热器出口蒸汽超温，本次改造过程中，可在过热器的蒸汽出口管线上设置喷水减温器，当过热器出口蒸汽温度过高时，可进行喷水降温调节。在余热锅炉正常运行中，不投用喷水减温器。3余热、脱硝锅炉方案选择3.2余热锅炉改造方案根据50万吨/年催化装置催化烟气的成分和脱硝设置要求，对余热锅炉的改造应满足温度窗口要求，更新改造后的余热锅炉出口烟气温度处于脱硝高效温度区350℃左右，经脱硝反应装置后进入省煤器，省煤器出口温度控制在280℃左右，防止脱硝副产物硫酸铵对系统的影响。根据50万吨/年催化装置余热锅炉实际情况，本次锅炉改造考虑以下方面：a、拆除现有余热锅炉，在原余热锅炉区域上余热锅炉、省煤器和脱硝装置。b、余热锅炉烟气侧承压全部按8kPa设计，保证锅炉背压增加后锅炉的安全性。c、为了避免过热器出口蒸汽超温，本次改造过程中，可在过热器的蒸汽出口管线上设置喷水减温器，当过热器出口蒸汽温度过高时，可进行喷水降温调节。在余热锅炉正常运行中，不投用喷水减温器3.3烟气脱硝技术方案的选择3余热、脱硝锅炉方案选择现有的控制和脱除FCC再生烟气中NOx技术主要包括：低NOx烧焦技术、添加助剂法和烟气SCR/SNCR脱硝技术等。1.烟气脱硝技术选择原则（1）NOx排放浓度、排放量均能满足国家、地方有关部门的环保排放标准要求。（2）技术成熟，运行可靠，有良好的运行业绩。（3）脱硝剂有可靠稳定的来源，贮存输送方便、安全。（4）能源消耗少，资源消耗少，运行费用低。（5）脱硝过程不对环境产生二次污染。（6）脱硝单元工艺简单，布置合理，占地面积小，对余热锅炉装置影响小。（7）脱硝的主要装置和设备为国产化或能逐步实现国产化。3余热、脱硝锅炉方案选择2.FCC烟气几种脱硝技术低NOx烧焦技术低NOx烧焦技术包括硬件设计和优化操作。硬件设计主要对再生器构造进行优化设计，以降低NOx的产生量和排放量。另一方面，研究和现场实际观察表明，FCC再生器的NOx排放量，与烧焦方式，过剩氧量、CO浓度、密相床温度、催化剂循环量、剂油比等参数有关，其中过剩氧量影响最大，应优化设置；部分燃烧再生方式比完全燃烧再生方式的NOx排放量低。氧化吸收法FCC烟气中的NOx以NO为主，由于NO难溶于水，直接通过碱法洗涤对FCC再生烟气中的NOx脱除效果不明显。利用强氧化剂将难溶于水的NO氧化为易溶于水的N2O3、N2O5的高价态的氮氧化物并通过洗涤塔吸收溶解。其中最有代表的是臭氧法脱除。而LOTOxTM工艺就是最具代表性的臭氧氧化脱硝技术。LOTOxTM是通过把氧化反应器利用氧化剂臭氧将NOx氧化生成N2O5，烟气通过EDV洗漆塔并溶于水生成HNO3，HNO3再与吸收液生成硝酸盐，最后排出处理从而达到脱销的目的。3余热、脱硝锅炉方案选择图1LOTOxTM工艺流程图选择性催化还原法（SCR）3余热、脱硝锅炉方案选择择性催化还原法（SCR）是指在催化剂的作用下，利用还原剂（如NH3或尿素）“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。选择性催化还原系统中，一般由氨的储存系统、氨和空气的混和系统、氨喷入系统、反应器系统及监测控制系统等组成。图2SCR技术示意图催化剂如下图：3余热、脱硝锅炉方案选择图2SCR催化剂非选择性催化还原法（SNCR）3余热锅炉、脱硝方案选择该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来，进一步脱除NOx。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。3余热锅炉、脱硝方案选择几种典型脱硝方法的比较由于LOTOxTM工艺在国外已进入工业化应用阶段,但运行成本较高,臭氧的制备费用较高,臭氧发生器效率低、电耗大、占地大,成本限制LOTOxTM技术推广的主要因素。目前应用比较普遍的技术是SCR和SNCR。3余热锅炉、脱硝方案选择项目SCRSNCR/SCR混合型SNCR还原剂以NH3为主可使用NH3或尿素用NH3或尿素反应温度320一400℃前段:850-1100℃后段:320-400℃850-1100℃催化剂成份主要为TiO2，V2O5WO3后段加装少量催化剂(成份主要为TiO2，V2O5WO3)不使用催化剂脱硝效率70％～90％40％～70％25%～60%还原剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内锅炉负荷不同喷射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低不导致SO2/SO3氧化NH3逃逸3～5ppm5～l0ppm10～15ppm对空气预热器影响NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低不导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低系统压力损失催化剂会造成压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低没有压力损失燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化影响与SCR相同无影响锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速及温度分布的影响与SNCR/SCR混合系统影响相同烟气脱硝技术设计参数比较本工程推荐的脱硝、余热锅炉改造工艺方案3余热锅炉、脱硝方案选择1.余热锅炉：根据现场实际情况，推荐采用对原有的蒸发段和省煤器段进行更新改造，设置脱硝反应器段，脱硝反应器设置在蒸发段与省煤器之间。2.根据技术先进，工艺成熟，经济合理，有工业业绩，脱硝效率高的原则，本烟气脱硝工程可行性研究推荐采用SCR烟气脱硝技术。但需对余热锅炉进行一定改造，以满足SCR催化剂的活性温度要求。4余热锅炉、脱硝技术本项目包括余热锅炉改造，脱硝两部分。烟气