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催化裂化烟气脱硫脱硝工艺介绍中国石油天然气集团公司目录为什么要增设烟气脱硫脱硝工艺1选择何种工艺脱硫脱硝2脱硫脱硝的工艺流程简介3为什么要增设烟气脱硫脱硝工艺1•据统计，炼油厂排放的SOx占总SOx排放量的6％～7％，其中仅催化裂化装置(FCC)再生烟气就占了5％左右。而SO2溶于水中会形成亚硫酸，是形成酸雨的原因之一，它与其它污染物在一定条件下能产生光化学烟雾污染。不仅如此，FCC再生烟气中还含有大量的NOx、粉尘及颗粒物。其中，NOx能深入人体肺部，诱发呼吸道疾病；粉尘和颗粒物也能直接导致雾霾的发生。因此，FCC再生烟气排放带来的污染问题正日益受到关注。原因一：•随着大气污染形势的严峻，国家对SOX、NOX排放的要求日趋严格。2015年1月1日新《环保法》的实施，更是加大对环境违法行为的处罚力度。新的排放标准要求：重点地区和新建炼厂二氧化硫的排放浓度小于50mg/Nm3，NOx的排放浓度小于100mg/Nm3。我公司FCC再生烟气中NOx的浓度为240mg/Nm3，严重超标。因此，对再生烟气进行脱硫脱硝势在必行。原因二：选择何种工艺脱硫脱硝2•工业应用中，通常有三种途径可以控制催化裂化工艺中SOX和NOX的排放：•（1）原料油加氢脱硫脱氮；•（2）使用硫/氮转移剂；•（3）烟气脱硫脱氮。•前两种方法受到氢源、投资费用或脱除率的限制影响了使用，第三种方法比较彻底，具有脱除效率高，适用范围广等优点。所以，公司新建的催化裂化装置采用烟气脱硫脱硝工艺。•按照脱硫剂状态，烟气脱硫可分为干法、半干法和湿法三种。在世界各国现有的烟气脱硫技术中，湿法脱硫约占85％左右，以湿法脱硫为主的国家有日本(占98％)、美国(占92％)和德国(占90％)。•湿法烟气脱硫技术是利用碱性的吸收剂溶液脱除烟气中的SO2。湿法烟气脱硫技术的最大优点是脱硫率高达95％，装置运行可靠性高，操作简单，S02吨处理成本低。烟气脱硫工艺选择：•2012年6月，中石油一次性引进了Exxon公司的FCC烟气脱硫脱硝（WGS/WGS+）技术，中石油所属新建FCC装置使用此技术时，不需再缴纳专利技术使用费。•我们此次新建FCC装置选用的便是Exxon（埃克森）公司的(WGS)技术。烟气脱硫工艺选择：•单独脱除催化裂化再生烟气中的NOX的技术可分为氧化法和还原法两类。氧化法是利用氧化剂将NOX转化为N2O5进而用水吸收为硝酸，然后液相吸收成为HNO3或硝酸盐，典型的工艺过程是低温氧化工艺(LOTOX)。还原法是利用还原剂将NOX转化为N2排空，是一种丢弃式的处理方式，分为选择性非催化还原(SNCR)和选择性催化还原(SCR)。所用的还原剂均为氨或尿素。烟气脱硝工艺选择：A.选择性非催化还原法(SNCR)主要反应:4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O反应温度:760～1090℃最佳反应温度：870～1050℃脱硝效率:对于城市固体垃圾炉转化效率在30~50%之间，大型电站锅炉的转化效率控制在20~40%之间。烟气脱硝工艺选择：B.选择性催化还原法(SCR)主要反应:4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O反应温度:230～450℃一般应用温度：320～400℃转化效率在70～90%之间。烟气脱硝工艺选择：由于选择性非催化还原法（SNCR）反应所需温度高，并且脱硝率低，所以，我们采用选择性催化还原法（SCR）进行脱硝处理。为了最大限度的利用热量，采用先SCR法脱硝后WGS工艺脱硫、脱固体颗粒物的工艺路线。脱硫脱硝的工艺流程简介3蜂窝式催化剂产品氨的喷射格栅和静态混合器NH3喷射格栅静态混合器PhotocourtesyofSiemens’FlowModelTestsbrochure,1998.PhotocourtesyofSiemens’FlowModelTestsbrochure,1998.