100万吨年催化裂解联合装置再生烟气脱硫除尘项目可行性研究报告

共65页第46页100万吨/年催化裂解联合装置再生烟气脱硫除尘项目可行性研究报告(修改版)共40页第1页目录1总论 41.1项目及建设单位基本情况 41.2编制依据及原则 61.3研究范围及编制分工 61.4项目背景及必要性 62设计基础数据 122.1厂址概述 122.2催化装置概况 152.3催化余热锅炉烟气参数： 172.4产品方案 192.5脱硫剂 202.6公用工程的规格及供应 202.7脱硫废水处理设施 212.8烟气脱硫除尘设施DCS控制室 212.9烟气脱硫除尘设施给排水管网 212.10烟囱 213脱硫技术方案设计 213.1脱硫技术选择 213.2脱硫工艺 363.3安装方案 403.4工艺设备技术方案 403.5自动控制系统 443.6总图运输 493.7土建 503.8电气 523.9电信 543.10给排水 563.11消防 574节能 584.1概述 584.2能耗指标及分析 584.3节能措施 595环境保护 595.1建设地区环境质量状况 595.2建设项目污染及治理措施 595.3环境保护措施及主要治理措施 605.4环境影响分析与结论 605.5环保专项投资 605.6执行的环境标准 616职业安全卫生 616.1危险因素分析 616.2劳动安全卫生危害因素的防范与治理 616.3劳动安全卫生专用投资 626.4预期效果 627组织机构及人力资源配置 628项目实施计划 629投资估算及技术经济评价 629.1概述 629.2．编制办法 639.3．编制依据 639.4.指标和费用计取原则： 639.5．其他费及预备费计算依据 639.6成本分析 64附图：100万吨/年催化裂解联合装置脱硫系统招标文件工艺流程图（64415001F-TM-01-DW01～03）原脱硫系统设备平面布置图新建系统设备平面布置图（64415001F-TM-01-DW04）土地使用证明书企业最近三年审计报告1总论1.1项目及建设单位基本情况1.1.1项目基本情况1.1.1.1项目名称项目名称：####燃化有限公司100万吨/年催化裂解联合装置再生烟气脱硫除尘项目1.1.1.2项目建设性质：本项目属于提标改造项目。1.1.1.3项目建设地点：####燃化有限公司1.1.2建设单位基本情况1.1.2.1项目建设单位名称：####燃化有限公司企业性质：股份制建设单位负责人：1.1.2.2建设单位概况####燃化有限公司位于黄河三角洲平原开发腹地，处于山东半岛蓝色经济区、黄河三角洲高效生态经济区的叠加地带，紧邻德大铁路、滨德高速、滨博高速、205国道、239省道，位置优越、交通便利。公司成立于2006年，是一家以石油化工为主的大型股份制企业，公司注册资本金6亿元，占地面积1700亩，固定资产25亿元，总资产36亿元。公司主要产品有高等级道路沥青、汽油、柴油、石脑油、燃料油、丙烯、丙烷、液化气、石油焦等。公司依托滨化集团四十年丰富的生产、管理经验以及雄厚的技术和人才优势，拥有严格的产品质量控制体系和产品质量控制措施，主要产品质量指标均处于行业领先水平。公司主导产品“滨化牌”道路沥青销售已覆盖山东、北京、天津、山西、河北、河南、陕西、甘肃、宁夏、内蒙古等省市自治区，市场占有率逐年提高。公司自2006年成立以来，已累计上缴税金14亿元，成为阳信县地方财政支柱企业。滨阳公司的快速发展吸引了大批油气化工项目落户阳信经济开发区，逐步形成了以滨阳公司为依托的油气化工产业链，同时带动了当地相关产业的发展，为地方经济可持续发展做出了突出的贡献。公司于2009年顺利取得质量管理体系、环境管理体系和职业健康安全管理体系认证证书，并通过体系年度监督审核和再认证等建立起全面持续改进的管理平台，严格按照三体系标准推行精细化管理、提高产品质量、减少环境污染、提供优质服务。公司在实现科学发展的同时，还积极参与各项社会公益事业，主动承担社会责任。为弘扬慈善精神，做好慈善募捐和慈善救助活动，公司于2013年成立了慈善工作站。公司成立至今，已向社会无偿捐助达680万元，公司于2009年被滨州市慈善总会授予“热心慈善事业先进单位”，2010年被评为“滨州市博爱先进单位”荣誉称号，2011年被推选为“滨州市最具爱心企业”。面对未来，我们充满信心，全体滨阳人将凝心聚力，谋求发展，以“两区”建设为契机，秉承“创新、诚信、尽职、敬业”的企业精神，努力把滨阳公司打造成综合竞争力较强、影响力较大的石化企业。二、装置构成情况公司所有装置均采用国内先进设备及工艺水平，拥有50万吨/年高等级道路沥青加工装置一套，50万吨/年高等级道路沥青改造装置一套，100万吨/年原料油预处理装置一套，一次原料油加工能力540万吨/年，100万吨/年延迟焦化装置一套，80万吨/年柴油加氢及10000Nm3/h制氢联合装置一套，3万吨/年硫磺回收装置一套，40万吨/年石脑油改质装置一套，100万吨/年催化裂解装置一套，30万吨/年气体分离装置一套，6万吨/年MTBE装置一套，32万吨/年催化裂解汽油选择性加氢-轻汽油醚化-重汽油加氢脱硫及无碱脱臭装置一套，以及配套污水处理场、油品罐区、循环水场等公用工程。公司生产经营情况公司2013年资产总计427840.92万元，净资产134637.31万元，资产负债率为68.5%，实现销售收入1542364.87万元，利润15243.88万元，税金37831.04万元；2014年资产总计430676.42万元，净资产145710.94万元，资产负债率为66.2%，实现销售收入1391859.4万元，利润14764.84万元，税金85290.81万元；2015年资产总计429643.89万元，净资产156950.01万元，资产负债率为63.5%，实现销售收入829386.45万元，利润14985.44万元，税金148682.47万元。公司被兴业银行滨州分行授信评级为AAA，阳信工行授信评级为AA-，阳信农行授信评级为AA，中国银行阳信支行授信评级为AA。1.1.3项目编制单位资质山东三维石化工程股份有限公司成立于1969年，2004年由齐鲁石化胜利炼油设计院改制为山东三维石化工程有限公司；2007年整体变更为山东三维石化工程股份有限公司；2010年9月8日，在深圳证券交易所中小企业板成功上市。山东三维石化工程股份有限公司具有化工石化医药行业工程咨询甲级，化工石化医药行业设计甲级、市政公用行业（燃气（含加气站））和建筑工程乙级、以及A1、A2、A3类压力容器和GA、GB、GC、GD类压力管道设计资质，拥有对外承包工程资格。具备以设计为主导的工程总承包资质和能力，为国家级高新技术企业。1.2编制依据及原则1.2.1编制依据1）委托书。2）《石油化工项目可行性研究报告编制规定》2005年版，中国石油化工集团公司。3）《重点区域大气污染防治“十二五”规划》（环发[2012]130号）。4）《山东省区域性大气污染物综合排放标准》DB37/2376-20135）提供的设计原始数据资料。1.2.2编制原则1)采用技术成熟可靠、工艺先进的脱硫工艺确保烟气达标排放2)公用工程尽量依托现有设施以节省投资。3）检维修设施充分依托现有。4)高度重视环境保护、劳动安全和职业卫生，尽量减少对环境的影响，降低二次污染。1.3研究范围及编制分工本报告的研究范围为100万吨/年催化裂解联合装置再生烟气脱硫除尘项目。设计范围为装置界区内的全部热工、安装、自控、电气、设备、土建、给排水、竖向设计，均由山东三维石化工程股份有限公司负责。1.4项目背景及必要性1.4.1项目背景1、滨阳公司现有各装置污染物排放现状随着地球上人口急剧增加，人类经济急速增长，地球上的大气污染也日趋严重。目前，全球性大气污染问题主要表现在温室效应、酸雨和臭氧层遭到破坏三个方面。近年来，虽然我国大气污染防治工作取得了很大的成效，但是由于城市化和工业化的快速发展与能源消耗的迅速增加等原因，我国大气环境面临的形势仍然非常严峻，主要呈现为城市大气环境中总悬浮颗粒物(TSP)浓度普遍超标，硫氧化物(SOx)污染保持在较高水平，氮氧化物(NOx)污染呈加重趋势等。当前，我国环境状况总体恶化的趋势尚未得到根本遏制，环境矛盾凸显，压力继续加大。一些重点流域、海域水污染严重，部分地区和城市大气灰霾现象突出，许多地区主要污染物排放量超过环境容量我国“十二五”环境保护明确要求：到2015年，二氧化硫排放总量2086.4万吨，比2010年下降8%，作为约束性指标，政府要确保实现。同时国家环境保护部于2015年4月发布了《石油炼制工业污染物排放标准》GB31570-2015，该标准对石油炼制工业中普遍存在的工艺加热炉、催化裂化装置再生烟气、重整催化剂再生烟气、酸性气回收装置、氧化沥青装置等排放标准作出明确规定####燃化有限公司目前烟气主要分为加热炉烟气、工艺废气、锅炉废气等3类，2016年第一季度烟气排放情况如下：1、加热炉烟气：滨阳燃化加热炉均使用天然气和脱硫后的干气作为燃料，S02浓度普遍低于100mg/Nm3，NOX浓度普遍在100mg/Nm3以下，符合国家《石油炼制工业污染物排放标准》GB31570-2015关于工艺加热炉烟气SO2低于100mg/Nm3，NOX浓度低于150mg/Nm3的排放标准。2、工艺废气：滨阳燃化硫磺回收装置安装在线监测数据月均值进行统计，本装置尾气排放稳定，S02浓度在300-400mg/m3之间，NOX未检出。符合国家《石油炼制工业污染物排放标准》GB31570-2015关于酸性气回收装置烟气SO2低于400mg/Nm3的排放标准。催化裂解装置采用一套氨碱法脱硫工艺进行烟气处理，SO2排放浓度约为400mg/Nm3，颗粒物排放浓度为100mg/Nm3，NOx排放浓度为80mg/Nm3。国家《石油炼制工业污染物排放标准》GB31570-2015规定：现有企业从2017年7月1日起，催化裂化装置再生烟气中执行颗粒物≤50mg/m3，SO2≤100mg/m3，NOx≤200mg/m3的排放标准。滨阳催化裂解装置再生烟气除NOx外，SO2和颗粒物明显超出该排放标准。3、锅炉烟气：滨阳燃化锅炉安装有在线监测仪表，因此采用在线监测数据月均值进行设计。目前锅炉烟气经脱硫脱硝除尘系统处理后，S02和NOX浓度保持在50-100mg/m3之间，符合国家燃煤锅炉的相关标准。2、催化装置再生烟气污染物排放现状催化裂化是在催化剂的作用下把重质油转化为汽油、柴油和液化气等轻质产品的过程，是石油二次加工的重要工艺之一。催化裂化装置在炼油厂占有重要的地位，是炼油厂经济效益的主要来源之一。通过催化裂化工艺生产的轻汽油约占全国汽油商品的70%，柴油占30%，液化气则占炼油厂液化气总量的90%以上。近年来，大量的催化裂化再生烟气，由于其含有大量的SO2，NOx颗粒物及CO等，已经成为重要的空气污染源。据估计，炼油厂排放的SO2约占其总排放量的6%～7%，催化裂化装置所排放的SO2就占5%左右，减少炼油厂SO2的排放正受到前所未有的关注。根据国家《石油炼制工业污染物排放标准》GB31570-2015规定：现有企业从2017年7月1日起，催化裂化装置再生烟气中执行颗粒物≤50mg/m3，SO2≤100mg/m3，NOx≤200mg/m3的排放标准，同时山东省地区要求执行《山东省区域性大气污染物综合排放标准》DB37/2376-2013，滨州市为一般控制区域，至2017年大气污染物排放二氧化硫最高允许排放浓度限值100mg/m3，氮氧化物200mg/m3，颗粒物20mg/m3。滨阳公司100万吨/年催化裂解联合装置再生烟气现有一套氨碱法脱硫工艺，建设时执行国家《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)，即二氧化硫、氮氧化物和颗粒物分别不大于550mg/m3、240mg/m3和120mg/m3，从实际运行情况看，滨阳该套催化装置再生烟气中现SO2排放浓度约为400mg/Nm3，颗粒物排放浓度为100mg/Nm3，NOx排放浓度为80mg/Nm3。除NOx外，SO2和颗粒物明显超出国家和山东省排放标准，釆取更有效手段降低催化裂化装置再生烟气SO2和颗粒物的排放已经势在必行。1.4.2项目建设必要性（1）符合国家和地方政府对环保排放标准和相关规划的要求随着国家和地方政府对与SOx和颗粒物排放监管力度的加大，对####燃化有限公司烟气排放的要求越来越高。按照2015年4月颁布的《石油炼制工业污染物排放标准》，滨阳公司的催化裂解联合装置再生烟气需要在2017年7月1日起，执行颗粒物≤50mg/m3，SO2≤100mg/m3，NOx≤200mg/m3的排放标准。按照山东省颁布的《山东省区域性大气污染物综合排放标准》DB37/2376-2013，滨阳公司需要在2017年执行颗粒物≤20mg/m3，SO2≤100mg/m3，NOx≤200mg/m3的排放标准。本项目原有的氨碱法脱硫系统因建设标准较低、设备老化，除尘效果差等问题，已经不能满足未来国家和地方的环保要求，且随着加工高硫原料比例的增加，原油劣质化日趋严重，催化装置的SO2排放浓度及排放量还将呈上身趋势，提标改造工程已经必须进行。该项目也符合山东省政府发布《山东省2013-2020年大气污染防治规划》及《山东省2013-2020年大气污染防治规划一期行动计划》。2013年6月国务院常务会议，部署了大气污染防治十条措施，其中之一减少污染物排放：全面整治燃煤小锅炉，加快重点行业脱硫除尘改造。项目切合国家政策，符合行业发展需求。（2）符合国家污染防治工程鼓励性政策的要求2016年作为“十三五”规划的开局执念，为切实发挥中央预算内投资的撬动作用，促进环境质量好转，国家发展改革委员会发布了《关于组织申报京津冀及重点地区污染治理工程2016年中央预算内投资备选项目的通知》，该通知明确指出，对于以环境治理、减污增效为核心，实施具有显著环境效益和社会效益，建设单位实力较强，能够保证在2016年开工建设的项目，集中资金重点支持。####燃化有限公司坐落于山东省滨州市，本项目为京津冀及周边地区重点行业脱硫脱硝高效除尘，扬尘抑制项目，符合京津冀等重点地区大气雾霾综合防治的选项范围。（3）是公司可持续发展，承担社会责任的要求在国家和地方政府对于大气污染物排放标准要求日益严格的情况下，本项目的实施有利于公司的可持续发展，同时也改善了周边区域环境的质量，是公司勇于承当社会责任的体现综上所述，本项目建设是非常必要的。1.4.3主要依托条件100万吨/年催化裂解联合装置再生烟气脱硫除尘项目公用工程等设施均依托于厂区原有设施。1.4.5项目建设的目标目前，山东省对于催化裂化装置尚未出台相应的地方标准，催化装置现一般要求执行《山东省区域性大气污染物综合排放标准》。随着国家《石油炼制工业污染物排放标准》的发布，山东省势必在未来会出台相应的地方标准，且地方标准将肯定严于行业标准，因此为确保将来应对更为严格的环保法律法规，一步到位减少将来再次改造所花费的人力物力财力，本项目SO2排放标准按照50mg/Nm3，颗粒物排放标准按照20mg/Nm3执行。由于现有NOx排放浓度远低于国家和地方标准，暂不进行工艺设计。1.4.6项目建设内容本项目因氨碱法脱硫塔及附属设施工艺落后，设备老化，不具备改造价值，将全部拆除，另新建规模为135960Nm3/h的烟气脱硫除尘设施，配套处理100万吨/年催化裂解装置再生烟气，新建规模为20m3/h的脱硫废水处理单元，配套处理脱硫单元产生的废水，并建设项目配套的公用工程辅助设施。表1.4.6-1项目主项表序号单元名称备注一主装置1氨碱法脱硫塔拆除2烟气脱硫除尘单元新建3脱硫废水处理单元（PTU)新建4沉降池利旧5碱液供给系统新建6工艺外管新建7DCS系统依托二公用工程1给排水系统及消防依托、利旧2电气依托、利旧3供电外线依托、利旧4变配电室依托、利旧5总图运输依托、利旧1.4.7技术经济分析本项目为环保工程，将100万吨/年催化裂解联合装置余热锅炉的烟气进行脱硫、除尘净化后，达标排放。原脱硫系统入口烟气参数表1.4.7-1原脱硫系统入口烟气参数配套装置序号项目设计工况最大工况100万吨/年催化裂解联合装置1再生烟气Nm3/hr1359602烟气温度℃1802603SO2mg/Nm320004粉尘(mg/Nm3200200（2）原脱硫系统出口净烟气排放参数（氨碱法工艺）表1.4.7-2原脱硫系统出口净烟气排放参数（氨碱法工艺）配套装置序号项目单位运行工况外排量脱除率100万吨/年催化裂解联合装置1气体流量Nm3/hr（干基）1359602SO2含量mg/Nm3（干基）≈400435.07t/a80%3粉尘含量mg/Nm3（干基）≈100108.77t/a50%注：脱除率以入口烟气污染物浓度为基准,年运行时间8000h（3）新建脱硫除尘单元出口净烟气参数表1.4.7-3新建脱硫除尘单元出口净烟气参数配套装置序号项目单位运行工况外排量脱除率100万吨/年催化裂解联合装置1气体流量Nm3/hr（干基）1359602SO2含量mg/Nm3（干基）＜5054.38t/a＞97.5%3粉尘含量mg/Nm3（干基）＜2021.75t/a＞90%注：脱除率以入口烟气污染物浓度为基准，注：脱除率以入口烟气污染物浓度为基准,年运行时间8000h通过以上1.4.7-2、1.4.7-3两表可以看出，新建脱硫除尘单元相较于原脱硫系统，SO2的外排量由435.07t/a，减少到54.38t/a，粉尘外排量由108.77t/h减少到21.75t/h。改造后每年可减排SO2380.69吨，减排粉尘87.01吨。（4）新建脱硫除尘单元技术经济指标表1.4.7-4新建脱硫除尘单元技术经济指标序号项目名称单位数量备注1处理能力处理烟气量Nm3/h（干基）139560二氧化硫t/a2120脱除粉尘t/a196脱除2年操作时间h80003主要原料用量NaOHt/a960032%纯度4公用工程4.1供水除盐水t/h17.3新鲜水t/h2循环水t/h34.2年耗电量104kw.h1924.3仪表空气Nm3/h405三废排放量Nm3/h5排放脱硫烟气Nm3/h139560其中SO2t/a2120粉尘t/a196脱硫废水t/a56000脱硫废渣t/a32640%含水量6运输量t/a运入量t/a960032%NaOH运出量t/a326废渣7装置占地面积m217248运行成本元/kgSO23.61元/万Nm3烟气69.161.4.8结论项目实施后，滨化滨阳燃化公司100万吨/年催化裂解联合装置每年可减排SO2约380.69吨（设计值），减排粉尘87.01吨（设计值）。对于滨阳公司完成国家和地方对污染物的减排责任目标，实现可持续发展，建设环保友好型企业具有重要意义。2设计基础数据2.1厂址概述2.1.1地理位置####燃化有限公司场地位于山东阳信经济开发区，厂址西临河东一路，东临阳信新城污水处理场，北距白杨河250m，北距高速公路100m。地理位置优越，交通便利。阳信县位于滨州市北部、黄河下游鲁北平原，东经117°15′～117°52′，北纬37°26′～37°43′，地处黄河三角洲腹地、渤海湾西南岸，北通渤海，东临沾化，南靠滨城，西与无棣接壤，地理位置优越，已成为环渤海经济开发区和沿黄经济带交汇点。阳信县西高东低，南高北低，由西南向东北呈现倾斜，微坡起伏，形成了缓岗、浅洼、微坡相间三大地貌类型。缓岗地带土层深厚，为古黄河滩演变形成，面积28.3万亩，占总面积的23.8%，其分布为：中部，从阳信镇北端起，南到钩盘河，西自白杨河北拐向东南到河流乡西北部，中间有一微斜平地凹陷，高程8～9m为轻土壤及少部分重土壤。西部，在北杨河流域，并从流坡坞向南垂直延伸成“丁”字形，为轻土壤。浅平洼地分布于雾宿洼、官庄洼、青坡洼、周商洼、金解洼及温店。高程6～7m，低于周围1～2m。洼坡由于高地水的流刷和侧渗作用，有返碱现象，故形成大片盐碱地。微坡平地高程7～8m，相对差近1m，排水不畅，雨季局部洼地有短时积水，常受盐碱侵袭，遍地现形大小不同的盐碱斑。阳信开发区所在区域主要以微斜平地和浅平洼地为主，地面开阔平坦，略有起伏。山东阳信经济开发区位于县城驻地阳信镇东北，开发区南边界与县城紧邻。该项目建设地点地形平坦，地貌条件单一，无不良地质现象。该项目在原有装置基础上进行改造，无新增用地。2.1.2工程地质勘察报告、地形测量资料2.1.2.1工程地质阳信县古地质构造属河滩凹陷平原部分，经太行山、燕山运动的沉积物堆积和黄河、海河水系携带大量泥沙的填充，逐渐成为陆地，以黄泛沉积物为主，属华北黄泛冲积平原。根据开发区岩土工程勘察报告，开发区范围内地层主要由粘性土、粉土组成，根据土的结构及物理力学性质共分为11层，具体层位及工程特性分述如下：①层素填土：成分以粘土、粉土为主，伴有植物根等。普遍分布，平均厚度1.07m；②层粉土：低干强度，低韧性。平均厚度1.11m；③层粉质粘土：高－中等韧性，中等－高干强度。平均厚度1.06m；④层粉土：低干强度，低韧性，平均厚度1.39m；⑤层粘土：软塑－可塑，中等高干强度，中等韧性。平均厚度1.20m；⑥层粉土：低干强度，低韧性。平均厚度2.11m；⑦层粉质粘土：含有机质、贝壳，软塑－可塑，中等干强度，中等韧性，平均厚度2.72m；⑧层粉土：含云母片，低干强度，低韧性。平均厚度2.68m；⑨层粉质粘土：含铁质氧化物、姜石，可塑－硬塑，高干强度－中等干强度，高韧性－中等韧性。平均厚度2.66；⑩层砂质粉土，含云母片，低干强度，低韧性。平均厚度：6.48～8.90m；1○1层粉质粘土：含铁质氧化物、姜石，可塑－硬塑，光泽，高干强度－中等干强度，高韧性－中等韧性。最大揭露厚度为5.50m。阳信开发区位于黄河冲积平原上，地基土成层规律较为均匀，地质稳定，场地地下水对混凝土及混凝土中的钢筋均无腐蚀性。2.1.2.2水文地质山东阳信经济开发区范围内地下水为咸水，由于盐分较高，故开发利用较少。主要补给来源有大气降水、引黄灌溉为主。阳信县境内主要地表水系是德惠新河和沟盘河，德惠新河从阳信县境西部斜穿，沟盘河从县境南界贯穿东西，距离开发区南边界约8km。2.1.2.3抗震根据国家地震局、建设部的震发办(1992)160号文件及《中国地震烈度区划图(1990)》，该地区地震烈度为6度。根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010规定，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第三组。2.1.3气象资料阳信县属暖温带大陆性季风气候区，四季分明，日照充足。气候温和，夏少酷暑，冬无奇寒，雨热同期，旱、涝、霜、雹、风等自然灾害较多。春季回暖快，降雨少，风速大，气候干燥；夏季气温高，湿度大，降水集中，气候湿热；秋季气温急降，雨量骤减，秋高气爽；冬季雨雪稀少，寒冷干燥。(1)气温历年平均气温：13.0℃历年平均最高气温：18.5℃历年平均最低气温：7.4℃夏季最热月平均气温：26.6℃冬季最冷月平均气温：-3.4℃极端最高气温：39℃极端最低气温：-21.5℃年温差：30℃(1月-3.8℃，7月26.2℃)大陆度：63.2%(2)湿度历年最高相对湿度：82%历年最低相对湿度：61%全年平均相对湿度：66%(3)降雨年平均降雨量：543.8mm年最大降雨量：1037.8mm年最小降雨量：264.2mm一昼夜最大降雨量：194.8mm(4)风常年主导风向：东南风，频率8.8%；其次为西南风、东北风；夏季多偏南风，冬季多偏北风，全年盛行风向不明显。年平均风速：2.6m/s最大风速：25m/s最大风压：45-50kgf/m2(5)降雪年最大积雪厚度：170mm(6)冰冻最大冻土深度：550mm(7)大气压力年平均大气压：1.016x105pa(8)日照年平均日照时数：2607.4小时5～6月份日照时数最多：281.1～292.7小时11～2月份日照时数最少：183.8～195.7小时(9)冰雹冰雹一般在5～6月和9～10月，尤以6月上、中旬较多，约1年1～2遇，年最多雹日2～3天；冰雹平均直径5～10mm，持续时间5～10分钟，最大雹深10mm。2.1.4交通运输条件阳信地理位置优越，交通条件便利。北距黄骅港60km、天津港200km，东距青岛港360km，南距济南机场120km，205国道及省道239、317、246等干线公路穿越全县，铁路和高速公路即将横跨县境。开发区西边界为239省道，北边界靠近正在建设中的威乌高速公路及205国道，南边界靠近317省道。优越的地理、交通区位是阳信开发区建设的一大优势。本项目的外部交通运输条件较好。2.2催化装置概况2.2.1装置规模催化装置设计规模为100万吨/年，实际加工原料油80万吨/年，设计弹性60%～110%。2.2.2装置组成装置包括反应-再生部分、主风机部分、分馏部分、气压机部分、吸收稳定部分、产汽系统、低温余热回收系统和烟气脱硫部分（本次设计内容）。2.2.3催化裂化装置再生烟气污染物的来源（1）SOx的来源催化裂化装置再生烟气中的SOx来源于原料油中的硫化物。原料油中的硫化物主要是有机硫化物，包括硫醇、硫醚、环硫醚、硫酷、噻盼等。在典型的催化裂化反应条件下，直馏原料的硫化物在裂化产品中的分布规律为:40%-55%的原料硫转化成了H2S进入气体产品中，35%-45%的硫进入液体产品中，约5%-20%W硫进入焦炭中，对于非直溜原料，由于非噻盼类硫在原料预处理过程中已大部分被脱除，减少了原料中生成H2S的母体，因而生成H2S的硫分率比直溜油低得多，而进入重油和焦炭中的硫分率则大幅度提高，原料经加氢脱硫后进入焦炭中的硫分率达15w%-30W%。沉积在焦炭上的硫在催化裂化再生器中被氧化生成SOx(SO2占90%以上，其余为SO3)随烟气排入大气。通常情况下SOx浓度一般为700-4500mg/Nm3，个别最大浓度约为8000mg/Nm3。（2）NOx的来源在催化裂化过程中，再生烟气中NOx主要来源于焦炭氮，即焦炭中含氮化合物，只有很少量的NOx来源于空气中的N2，目前烧焦过程中氮转化的确切机理尚不完全明确，被人们普遍接受的氮转化机理是氮再生过程中经过中间产物NH3和HCN再转化为NO，CO和焦炭将NO还原为N2。催化裂化原料油氮含量一般在0.05w%-0.35w%，约45%的原料氮进入液体产品，约10%进入气体产品，其余进入焦炭中。焦炭中的氮约有10w%-30w%作为NOx进入烟气，其余被焦炭和CO还原为N2排放。再生烟气中NOx浓度根据进料组分和操作工艺不同，一般在50~500mg/Nm3之间，其中绝大多数是以NO的形式存在的，NO2和N2O的数量都很少。滨阳公司目前在正常的操作工艺条件下，NOx的排放浓度约在80mg/Nm3，因此本项目不进行脱硝设计。（3）颗粒物的来源催化裂化装置再生烟气颗粒物来源于再生器内催化剂的跑损，在催化裂化反应系统和再生系统的不同部位，每小时有数以百吨计的催化剂以不同的流速和固气比在流动，由于催化剂本身机械强度的内因，以及温度、流速、流动形式和与催化剂接触的材料的表面性质等外因，催化剂粒子不断地受到冲击力和摩擦力而发生磨损和粉碎，产生的细粉因旋风分离器的回收效率低而随烟气一起排放到大气中。再生烟气中的颗粒物含量主要与旋风分离器的级数有关，在正常工况下经过三级旋风分离器后，颗粒物浓度一般为200mg/m3。2.2.4原有脱硫装置组成原有催化装置配套1套氨碱法脱硫系统，利用20%的氨水进入脱硫塔顶部，来自余热锅炉的再生烟气进入脱硫塔下部，经过三段吸收和降温后进入烟囱排放。循环吸收液从脱硫塔底部经吸收液循环泵送到吸收段，吸收液流经吸收段，与烟气接触并吸收SO2变为亚硫酸铵，同时除尘，再进入脱硫塔的下部氧化池，与由氧化风机送入的空气混合。空气中的氧气将吸收液中的亚硫酸铵氧化为硫酸铵。补充氨水直接加入到脱硫塔内。硫铵溶液浓度在13%左右由脱硫塔出来进入硫铵沉降池，沉降后作为产品销售，处理后的烟气经100m烟囱排入大气。2.2.5原有脱硫系统外排烟气参数烟气经氨碱法脱硫系统处理后，外排烟气参数为1）外排烟气总流量：135960Nm3/h2）排烟温度：60℃3）SO2排放浓度：约400mg/Nm3，颗粒物排放浓度：约100mg/Nm3，NOx排放浓度：约80mg/Nm32.2.5装置开工时数装置的运行时间按每年8000小时设计。2.2.6装置原料装置加工的原料主要以直馏蜡油为主，掺炼部分焦化蜡油、常渣。2.2.7主要产品1）装置的主要产品主要产品：液化气，汽油组分，轻柴油组分；副产品：油浆和干气。2）产品去向装置产品的去向如下：干气经脱硫后至燃料气管网；液化气经脱硫脱硫醇后至罐区；汽油至脱硫装置；轻柴油至柴油加氢装置；油浆至油浆罐。2.2.8生产制度该装置为连续生产，实行四班三倒制。2.3催化余热锅炉烟气参数：####燃化有限公司100万吨/年催化裂解装置配套一台余热锅炉，用于回收催化装置高温再生烟气余热，并与催化装置外取热器和蒸汽发生器共同组成装置中压蒸汽发生系统，余热锅炉和内取热器产出3.82MPa，450℃同参数中压过热蒸汽，满足装置工艺用汽及节能降耗的要求。余热锅炉，采用“Π”型布置，设置高温过热器、低温过热器、蒸发段及汽包、高温省煤器和低温省煤器，全部受热面设备均采用模块式结构。为便于调节控制过热器出口蒸汽温度，在高低温过热器之间设置有喷水减温器；为防止低温省煤器产生低温露点腐蚀，采用水热媒技术，设置一台U形管式给水预热器；为及时清除换热管积灰，保证受热面传热效果，在各受热面模块之间布置激波吹灰器。2.3.1余热锅炉参数锅炉形式：中温中压、π型、纯余热锅炉型号：Q135.96/493-33.08-3.82/450额定蒸发量：33.08t/h（其中自产饱和蒸汽9.38t/h）额定蒸汽压力：3.82MPa额定蒸汽温度：450℃给水流量：68.45t/h给水入口温度：104℃再生烟气流量：135960Nm3/h再生烟气温度：493℃排烟温度：180℃锅炉布置方式：露天布置2.3.2余锅出口烟气参数表2.3.2-1余热锅炉出口烟气参数序号项目正常数值最大数值1再生烟气Nm3/hr1359602烟气温度℃1802603烟气组成V%CO212.32CO0N275.17O24.9H2O7.58SO2-4SO2(mg/Nm3)20005粉尘(mg/Nm3)2002008粒径分布(PSD)经验假设≤1μm22≤2μm42≤5μm71≤10μm87≤20μm100由于原有的氨碱法脱硫系统并不能满足现有环保标准的要求，且设备老化，在原设备基础上改造的难度较大，本项目将对原有脱硫系统完全拆除，以余锅出口烟气的参数作为设计基础数据，进行新脱硫系统的设计。2.4产品方案2.4.1净化烟气排放要求表2.4.1-1净化烟气排放要求序号项目单位设计要求脱除率1气体流量Nm3/hr（干基）1359602SO2含量mg/Nm3（干基）＜50＞97.5%Kg/h265.13粉尘含量mg/Nm3（干基）＜20＞90%Kg/h24.5注：原有脱硫系统拆除2.4.2外排废水排放要求表2.4.2-1外排废水排放要求序号项目单位设计数值最大数值1排放量M3/h7201pH6-96-92CODmg/L＜500＜5003悬浮物（TSS）mg/L＜400＜4004TDS%7.5155温度℃6065达到上述标准的废水将通过距离拟定脱硫废水处理单元界区500米外的废水管道，进入厂区污水处理厂进一步处理。2.4.3固体废弃物脱硫废渣，主要成分为催化废催化剂细颗粒和水，含固量约40%，排放量24.5kg/h，脱硫废渣作为危险固废由有资质厂家进行填埋2.5脱硫剂本项目脱硫采用浓度为32%的NaOH溶液做脱硫剂，新建碱液储罐储存，供新建的脱硫除尘单元使用，NaOH质量指标满足GB209-2006中一等品的要求2.6公用工程的规格及供应2.6.1循环冷却水循环水就近取自现有催化装置，循环水站总供水量：9030m3/h，设计循环水泵2开1备，单台循环水泵流量约3010m3/h。实际正常运行时开2台，循环水量约6000m3/h，循环水富余量约3000m3/h，本项目所需循环水量约3t/h，循环水量能满足项目需要。2.6.2生产给水生产、生活给水：生产给水就近取自厂区现有生产给水管网。生活用水就近取自厂区现有生活供水管网。公司生活、生产用水由阳信县自来水公司供给，其水质符合《生活饮用水卫生标准》，水质能够满足生产、生活要求。公司现有总进水干管一条，来自阳信县自来水公司给水管网，管径DN300，给水压力0.3MPa，供水能力可达500m3/h。公司无加压泵，东西厂区分别设有新鲜水泵，市政给水压力低时通过新鲜水泵给水压力可达到0.5MPa。本项目所需生产水量约2t/h，现有供水设施完全可以满足需要，不需扩建。2.6.3脱盐水就近取自厂区现有脱盐水管网。总供水量300m3/h，设计脱盐水泵2开2备，泵流量约100m3/h，实际正常运行时开2台，脱盐水用量约120-130m3/h，富余脱盐水量约60m3/h（受限于除盐水管网管径），本项目所需除盐水量17.2t/h，供水量能满足项目需要。2.6.4电本项目用电设备电源均引自联合装置变配电所新增高低压配电柜，新增高低压柜与现有高低压柜并柜放置，新增设备中380V用电负荷为90kW，10kV电负荷为315kW。厂用10KVII段，设计负荷为5877kW，实际运行最大负荷为3700kW。根据现有厂用供电线路及开关设备容量来看，I段富余负荷4322kW，II段富余负荷2177kW，可以满足脱硫用电负荷增加的要求。2.6.5仪表空气项目所需仪表风由公司现有空压站供给。空压站内设有8台空压机，2台型号为LS20S-200H，流量26m3/min，压力0.8MPa，2台型号为LS25S-350H，流量44.6m3/min，压力0.8MPa，2台型号为QTD55L，流量10.8m3/min，压力0.8MPa；2台型号为TRE-1080KW，流量160m3/min，压力0.9MPa，并配备了冷干机2台，设置了空气缓冲罐6台。净化及非净化风合计供应能力为283.8Nm3/min；由管线输送至厂内各装置；目前厂内各装置用风最大量为183Nm3/min；本项目净化风量为1.5Nm3/min，供风富余量可以满足本项目的需求。2.7脱硫废水处理设施脱硫除尘单元产生的脱硫废水经脱硫废水处理单元你（“简称PTU）预处理，出水COD＜500mg/L，总悬浮颗粒物＜400mg/L，pH值6~9，达标后通过外排泵，送至界区外500m处的滨阳公司配套的污水处理厂进水线入口，在污水处理厂有其他装置废水混合后，统一处理。2.8烟气脱硫除尘设施DCS控制室本项目不新建控制室与机柜间，依托原催化装置和原脱硫装置的相应设备，DCS机柜、辅助机柜、工程师站放置在催化装置原机柜间中，操作站放置在控制室内。2.9烟气脱硫除尘设施给排水管网依托现有催化装置和原有脱硫系统设施，不足部分适当进行改造。2.10烟囱本项目，在新建脱硫塔的上方设置高度为70m的排烟同达标排放，催化装置原有的烟囱用作脱硫旁路，也用于事故时余热锅炉烟气排放3脱硫技术方案设计3.1脱硫技术选择3.1.1脱硫除尘设计要求本项目处理烟气量为135960Nm3/h，入口SO2浓度为2000mg/Nm3（干基），粉尘为200mg/Nm3（干基），烟气脱硫率为97.5%，除尘率为90%，经过脱硫除尘单元后，出口SO2浓度＜50mg/Nm3（干基），粉尘浓度＜20mg/Nm3（干基）。3.1.2催化烟气的特点催化裂化再生烟气污染物主要来自催化原料和催化剂，其烟气具有以下特点：(1)烟气总量一般比其他行业（如电力、钢铁等）烟气量小；(2)烟气含有催化剂粉尘、SO2、SO3、NOx、CO等，且受原料及调整的影响，各成分的浓度波动较大；(3)锅炉出口烟气温度在190-250℃左右；(4)为缓解锅炉积灰，余热锅炉及CO锅炉需要定期吹灰，期间烟气中催化剂粉尘瞬时可达20g/Nm3；(5)烟气中的催化剂粉尘粒径细小，0-5μm的颗粒在75%以上。针对催化裂化装置再生烟气特点，国内电力行业常用的布袋除尘或静电除尘，以及普通的湿法脱硫技术均不能满足其要求。3.1.3脱硫除尘技术选择原则结合####燃化有限公司催化烟气的特点及厂区实际情况，在选择烟气脱硫除尘公司技术路线时，应考虑以下几个原则：达到国家排放标准，并有满足更严格排放标准的后续措施；尽量流程简单，操作简单，尽量不要催化主体装置产生不利影响；脱硫副产品的可利用性，以及吸收剂的易获得性和易使用性；尽可能低的投资成本及运营成本，尽可能利用企业现有资源和回收副产品；满足现有工厂场地的要求，占地面积不可过大；与催化裂化装置主体同步运行，满足长周期运行三年以上厂内现有相关设施可以依托，如控制室、配电室、消防设施、分析设施等。3.1.4国内催化烟气实施脱硫工程的难点及对策在考虑上述选择原则下，催化装置实施烟气脱硫除尘工程的难点以下几点：其一，如何有效扑捉催化烟气颗粒物催化烟气颗粒物的浓度一般为150～300mg/Nm3，且灰尘硬度大、粒径小，大部分为5μm以下的细小灰尘，其中1μm以下的灰尘一般占到20%，高时可达到近40%，捕捉十分困难。催化余热锅炉及CO锅炉需要定期吹灰，吹灰时浓度突增，可达3000-4000mg/Nm3。脱硫系统对细粉，特别是2μm以下的吸收，是装置的设计难点。我们国家不同地区PM的排放标准不同，如果催化烟气中的催化剂颗粒粒径0～2μm的比例非常高时，选择哪种技术将非常关键。其二，背压升高，余热锅炉及CO锅炉的改造常规烟气脱硫技术的实施，催化的余热锅炉或CO锅炉入口压力一般会提高4～7KPa，由负压运行变为正压运行。需要从技术上解决余热锅炉或CO锅炉提压操作后带来的问题：(1)炉墙密封问题。模块式余热锅炉或CO锅炉的炉墙结构完整性较好，烟气侧升压后存在局部(如炉墙人孔门、螺栓孔等)泄漏点，通过增加法兰的厚度和压力等级、加装保护罩等方法可以解决泄漏问题;(2)炉墙壁板变形问题。通过在炉墙外表面增加槽钢加强筋，可以将炉墙壁板变形控制在规范允许的范围内;(3)补燃风机及风道问题。余热锅炉或CO锅炉补燃风机风量一般都小于50dam3/h，需要更换补燃风机和电机。其三，影响烟机做功烟气阻力增加对余热锅炉或CO锅炉的影响可通过一次性投资解决，但烟机背压升高，会对做功产生长期影响，严重影响企业效益。以某炼油企业140万吨/年催化裂化装置为例，烟机出口压力增加3～5Kpa，参照原设计参数计算了烟机出口压力变化对催化烟机输出功率的影响。表3.1.4-1催化烟机输出功率损失率(计算)烟机参数设计点工况1工况2工况3工况4工况5工况6烟机入口干基流量/(dam3·min-1)2.372.372.372.372.372.372.37烟机入口压力(绝)/MPa0.320.320.320.320.320.320.32烟机入口温度/℃650650650650650650650烟机出口压力(绝)/MPa0.1100.1110.1120.1130.1140.1150.118烟机入口温度/℃485487489491493495499烟机输出功率/kW1046810388103101023310157100809855烟机输出功率损失/kW基准80158235311388613烟机输出功率损失率，%基准0.761.512.242.973.715.86表3.1.4-2催化烟机输出功率的损失导致的电费背压每增加（KPa）烟机减少输出功率(KW)每年正常开工时间（h)多支出电费(万元）1KPa80840067.22KPa1588400132.723KPa2358400197.44KPa3118400298.25KPa3888400325.928KPa6138400514.92注：电费1KW=1.0元3.1.5不同技术方案的比较1、概述催化装置烟气经余热锅炉回收热能后外排，由于催化装置加工的原料中硫含量比较高，造成余热锅炉的外排烟气中SO2含量超标；而催化剂再生造成余热锅炉的外排烟气中粉尘含量超标，烟气不能直接排放，需对烟气进行治理。目前催化裂化装置再生烟气净化技术主要有:原料油加氛预处理技术、烟气硫转移助剂技术和烟气脱硫技术。烟气硫转移助剂技术SOx转移剂将SO2氧化为SO3后在生成硫酸盐。己负载金属硫酸盐的硫转移剂随催化裂化再生催化剂进入提升管反应器后，在还原气氛下，金属硫酸盐中的硫被还原、水解，生成H2S，并转入催化裂化气体产物中，经分离后由硫碳回收装置回收H2S，从而避免硫排入大气中。烟气硫转移剂自身也得以还原再生，随带炭的催化裂化待生催化剂循环进入再生器中，重新发挥降低SOx排放的作用。使用硫转移剂可以在一定范围内降低催化裂化烟气中的SOx含量，一般适用于烟气SOx含量较低的FCCU，目前世界上大多数的催化装置使用过硫转移剂对烟气进行脱硫，操作方法简单、投资小、见效快，但也存在一定的局限性。a硫转移助剂对再生烟气SOx的脱除率与催化裂化装置再生器的结构和再生工况密切相关，尤其在贫氧再生工况下，即使添加大剂量的硫转移助剂，SOx的脱除率仍然较低。b对于富氧再生装置，其部分装置受原料硫含量高影响，虽然使用硫转移剂以后烟气中S02浓度有明显下降，但仍不能满足排放指标要求。c使用硫转移助剂后，会造成干气、液化气中H2S含量大幅度上升，从而增加了干气脱硫、液化气脱硫以及硫磺回收装置的负荷，对硫回收装置存在瓶颈的炼厂，不适合使用硫转移助剂。d硫转移助剂价格较为昂贵e使用硫转移助剂无法解决烟气中的粉尘等其他污染物排放超标的问题。目前烟气硫转移剂主要应用在没有烟气脱硫设施的催化裂化装置，作为控制S02排放超标的临时控制措施。（2）原料加氢处理技术原料油加氢预处理的目的是将非径类物质含有的杂原子S、N、0分别转化为H2S、NH3、H2O，有机金属化合物转化为金属硫化物而加以脱除，其主体部分生成相应的烃类。对催化裂化原料进行加氧预处理，可明显降低硫含量，但要达到较高的脱硫率，需要进行深度加氢，反应条件较苟刻，操作费用大幅度增加，同时原料油加氢预处理技术无法达到降低催化裂化再生烟气颗粒物的目的，必须与三级旋风技术和静电除尘技术组合，才能达到降低催化再生烟气颗粒物排放的目的，这就进一步增加了投资和操作费用。总之，原料油加氢预处理不是以控制催化裂化再生烟气污染物排放为目的，而是为了获得更好的产品质量和经济效益。（3）烟气脱硫除尘技术FCC装置烟气除尘脱硫设施对技术的成熟度、设备可靠性、工程设计和施工要求都比较苛刻。要求其脱硫系统的烟气阻力低、除尘效率高，结构紧凑占地少，并且要满足操作弹性大，适应工况范围广、运行周期长等额外要求。目前国内外应用较为普遍的FCC烟气脱硫技术多为湿法洗涤技术，即将烟气与一种碱性吸收剂反应来消除烟气中SOx与颗粒物。根据吸收剂是否可以再生，可进一步分为非再生湿法洗涤工艺和再生湿法洗涤工艺。其中对于非再生湿法洗涤工艺，由于吸收剂NaOH溶解度大，效率高，能减缓对脱硫塔的磨损，延长脱硫系统运行周期的优点而得到最多的使用。湿法洗涤脱SOx设施一般由吸收（洗涤）单元和废液净化处理单元组成，前者是烟气脱硫技术的核心。应用较多的有诺顿公司的VSS技术，DuPontBELCO公司的EDV技术、Exxon公司的WGS技术等。每种技术的提供商所提供的技术均拥有独到之处使其技术与其他技术相区别。国内催化裂化烟气脱硫技术研究相对来说，起步较晚，主要有煤炭工业济南设计研究院有限公司，北京绿叶环保科技有限公司中国石化宁波技术研究院等机构，多为参考电厂燃煤锅炉烟气的治理，以及模仿BELCO公司的EDV工艺而来，一定程度上降低了工程投资，但在技术的成熟度、设备可靠性、工程设计和施工要求等方面与国外技术相比仍有一定的差距。3.1.6国外脱硫技术（1）美国Belco公司的非再生湿法洗涤工艺（EDV）该技术于1994年完成第一套商业应用。EDV由急冷喷嘴、多层吸收喷嘴及滤清模块（滤清模块有多个文丘里组成）水珠分离器组成。自1994年开始工业化应用后，已显示出其优异的操作性能和可靠性。迄今全球超过90套FCC装置配套了EDV设施。国内投运的装置主要有中石化燕山200万吨/年催化裂化，广石化分公司100万吨/年重油催化，中石油兰州公司300万吨/年重油催化，中石化北海分公司170万吨催化，上海石化350万吨/年重油石化，以及金陵石化、汇丰石化、扬子石化、新海石化等十几套烟气脱硫项目。EDV系统的工艺采用分层式的烟气净化处理程序。使用NaOH作为吸收剂，该技术将激冷和吸收模块、滤清模块（小文丘里管）、水珠分离器等几个部分设置在一座塔内，洗涤流程简图如下：烟气进入洗涤塔后，在激冷区达到降温饱和，并除去气体中较大的颗粒；在吸收区，随后与多层专用喷嘴喷出的吸收液逆向接触，脱去SO2。微细颗粒和微细水珠在喷嘴上方的滤清模块中被清除，净化的烟气进入水分离器进行气液分离。分离液滴后的清洁气体通过上部的烟囱排入大气，吸收剂溶液循环使用，同时将排出部分洗涤液进入排出液处理系统。EDV湿法洗涤系统的优点是：1、系统脱除SO2效率大于95%。2、滤清模块对于细小粉尘具有较好的捕捉效率，能过达到颗粒物＜20mg/Nm3的排放要求。3、系统稳定可靠，对于催化剂跑剂、余热锅炉或CO锅炉吹灰等异常工况表现出优异的抗冲击能力。但EDV系统的压降在3.5kpa以上，对于上游余热锅炉和烟机做功有不利影响。（2）美国EXXON公司非再生湿法洗涤工艺（WGS）1974年，当时在Exxon公司工作的JohnCunic先生（先就职于美国诺顿公司）开发了第一套FCCU烟气洗涤技术，将喷射式文丘里管JEV应用到催化裂化烟气脱硫装置上。也就是现在由Hamon公司出售的WGS技术（ExxonMobil授权Hamon工程公司进行WGS技术的出售及设计工作）。该工艺主要包括两部分：湿法气体洗涤装置（WGSR）和净化处理装置（PTU）。使用碱性溶液作为吸收剂（洗涤液）。烟气首先进入WGSR，并在其中脱除颗粒和SOx。WGSR主要包括一个文丘里管和分离塔。吸收剂与烟气同向进入文丘里管，吸收过程发生在文丘里管湍流部分。吸收剂液体在缩径段的壁上形成一层薄膜，然后在咽喉段的入口被分割成液滴，由于相对速度差的存在，气体与液滴间发生惯性碰撞，催化剂颗粒在咽喉段被捕捉，用缓冲溶液洗涤除去；SOx在咽喉段和扩径段被吸收，生成亚硫酸钠及硫酸钠。气液混合物进入分离塔中，实现清洁气体与脏吸收剂液体分离。分离塔中的脱夹带设施具有高效、低堵塞、低压力降的特点，将气体夹带的吸收剂液体脱除。清洁气体通过分离器上部的烟囱排入大气。吸收剂溶液循环使用，为防止催化剂积累，装置运行中将排出部分洗涤液进入洗涤液处理装置。1974年世界第一套催化烟气脱硫装置在Exxon炼油厂，之后一段时间只在该技术的原有拥有者的Exxon炼油厂内建成几套，其中仅1990年代投产的就有7套。但是目前埃克森美孚，康菲石油，壳牌，BP，墨西哥石油公司等炼油厂均有多套烟气脱硫装置在运行。1993年-2002年WGS的技术由诺顿公司完成全部的设计、升级、维护改扩建。2003-2005年由诺顿公司帮助Exxon公司培训Hamon公司，但是Hamon公司公司不掌握数据模型，因此无法完成文丘里的计算，只能照办同等装置的尺寸。因此能耗和投资都不能结合实际。Exxon公司现把WGS技术授权由Hamon公司做PDP，Hamon公司的湿气洗涤工艺（WGS）如图所示。2013年，中国石油工程建设公司大连设计分公司引进美孚WGS技术的使用权，限用于中石油内部催化裂化装置再生烟气的脱硫净化。WGS工艺流程如下：目前，国内中石油格尔木石化、中石油宁夏石化、中石油乌鲁木齐石化、中石油大庆石化等多套催化装置均选用了此技术。该技术能够实现SO2＜100mg/Nm3，颗粒物＜20mg/Nm3的排放要求。（3）美国诺顿公司的VSS脱硫工艺Norton公司成立于1993年，同时世界第一套催化烟气脱硫装置的发明者JohnCunic先生同时来到诺顿公司，自1993年至今ExxonMobil的催化烟气脱硫装置的维护、扩建、新建以及ExxonMobil授权BP等公司使用的WGS均由诺顿公司完成设计和设备提供。2001年美孚公司要求诺顿公司成为其WGS技术销售商及技术提供商，诺顿公司拒绝。同年诺顿公司开发完成拥有自主知识产权的催化裂化烟气洗涤技术VSS。美国Norton工程咨询有限公司已在国外设计完成多个类似的烟气脱硫项目：如2002完成的美国BP石油Carson炼油厂的430万吨/年催化裂化配套的烟气脱硫项目（烟气量约为60万Nm3/h）；2001完成的克森美孚（ExxonMobil）Beaumont炼油厂的690万吨/年催化裂化配套的烟气脱硫项目（烟气量约为100万Nm3/h）；2004年完成的Motiva公司（沙特阿拉伯炼油公司与壳牌石油合资公司）Convent炼油厂570万吨/年催化裂化配套的烟气脱硫项目（烟气量约为85万Nm3/h）。目前，诺顿公司VSS技术已经在山东京博石化65万吨/年催化裂化烟气脱硫装置、山东京博石化200万吨/年催化裂化烟气脱硫装置，华联石化200万吨/年催化裂化烟气脱硫装置使用。以上装置均正常运行。VSS技术和WGS技术类似，当相对于WGS技术，也有其独特的特点：1、VSS技术是WGS技术基础上的升级和改造，运行更加平稳，脱硫除尘效率更高。2、诺顿公司开发了自己专属的粉尘捕捉和SO2吸收模型，并积累了长达30多年的大量的运行和测试数据，这些数据帮助VSS的模型经过了多年的微调和校准，使得文丘里的设计更为精准和富有效率。3、诺顿公司一直致力于文丘里设备的持续研发。美孚公司在灵活焦化、催化裂化等装置方面的文丘里设备全由诺顿公司设计，目前为了适应中国目前催化运行和开工状况，诺顿公司开发了更适合中国催化的更加灵活的VSS系统（尺寸小型化，操作更加灵活）。4、VSS精确工艺模型，可准确计算去除SOx和固体颗粒物所需要的消耗，这确保了系统消耗的精确和最少化，特别是浆液泵的选择更为精确和合理，最大程度上的降低能耗。5、VSS技术重新优化了文丘里喷嘴的设计，并对其材质进行了改造和升级。VSS技术的喷嘴为美国进口，通常使用寿命为15-20年，文丘里主体设备由美国在中国的工厂监制。专有设备诺顿可做出5年的质量保证承诺，6、WGS技术专有设备的设计和供货商与VSS不同，文丘里特别是喷嘴其使用寿命保证期仅在3年左右，更换费用昂贵。（4）可再生湿法洗涤工艺①贝尔格公司Labsorb工艺Labsorb工艺使用一种可再生的非有机药剂—磷酸钠溶液来吸收SO2，磷酸钠溶液在EDV洗涤器中循环，与烟气中SO2反应将其脱除，富含SO2的溶液送入Labsorb再生系统再生。富含SO2的溶液再生之前，先与再生后的贫溶液换热并用蒸汽进一步加热后送入Labsorb双循环蒸发系统，通过两次加热、分离。冷凝后分离出水分和SO2，不含SO2的贫溶液返回洗涤系统；蒸发后的水分和SO2再进入汽提塔，汽提塔顶设置冷凝装置，气体有冷凝液冷却，冷却后SO2浓度达到90%送到硫磺回收装置，汽提塔底排出的贫溶液返回洗涤系统。该工艺的优点是：烟气净化度高，溶剂为常规的化工原料（NaOH+H2PO4），价格便宜，热稳定性和化学稳定性好，年消耗量仅为开工用量的2%。缺点是：流程较复杂，投资较高，操作较复杂；因SO2纯度仅为90%，不能直接生产SO2成品，只能采用硫磺回收或生产硫酸的工艺处理，成本较高，而且由于此技术使用了EDV系统进行洗涤，同样存在压降过高的问题（压降高于7kPa）。②加拿大Cansolv可再生湿法洗涤工艺Cansolv工艺由烟气预洗涤、溶剂吸收、溶剂再生、热稳定盐净化等系统组成。自催化裂化来的高温再生烟气在预洗涤器与急冷水直接逆向接触，再生烟气被急冷并饱和，其中的粉尘及微量被吸收。急冷水经冷却后循环使用，部分急冷水用过滤器连续过滤，过程烟气急冷降温产生的含尘废水经注碱处理后排入污水处理场处理。急冷后的烟气预再生系统来的贫胺液逆向接触，烟气中的SO2被胺液吸收，净化后的再生烟气预烟气换热后排入催化烟囱放空。吸收了的富溶剂经泵加压和贫富溶剂换热后如再生塔，塔底由重沸器供热，塔顶气体经冷却后进入分液罐，分离出的酸性气送至硫磺回收装置，分离出的酸性液经泵返塔作为回流。塔底贫液经贫富溶液换热器换热并进一步冷却后泵送至吸收塔循环使用。在贫液进吸收塔前分流少量的贫液送入热稳定盐净化设施脱除其中的热稳定盐。该工艺优点是：烟气净化度高，溶剂热稳定性和化学稳定性好，年消耗量为开工用量的20-30%。缺点是：能耗较高，1吨溶剂循环量需要低压蒸汽200-300kg/h；系统压降大，对于固体含量在200mg/m3烟气，系统压降为550mmH2O；预处理部分运行在强酸环境下，整体投资较高。3.1.7国内催化烟气脱硫除尘工艺（1）中石化洛阳工程公司的有机胺法中石化洛阳工程公司对有机胺法脱硫工艺进行了研究，该方法与加拿大Cansolv可再生湿法洗涤工艺较为类似。其工艺采用具有专利技术的LAS吸收剂（有机胺）在脱除催化烟气中的SOx的同时脱除催化剂粉尘，SO2回收利用，基本不产生二次污染。该方法在济南炼油厂140万吨/年催化装置进行了工业化应用，建成后为国内第一套工业化运行装置。该方法的优缺点也与Cansolv法类似。（2）空塔喷淋脱硫技术现在部分地方炼油厂如利华益集团、海科石化、恒源石化等单位选用了济南煤炭院、北京绿叶等公司的空塔喷淋脱硫技术，但技术大都来源于锅炉烟气脱硫技术或其他工业废气治理技术，在炼油厂催化装置并不很实用，不能满足当前国家环保政策，特别是粉尘排放的要求。喷淋脱硫塔示意图典型的国产喷淋除尘脱硫系统的主体是除尘脱硫塔，烟气首先进入具有喷雾降温作用的倾斜烟气进口或者换热器，进行烟气降温、预脱硫除尘，然后进入脱硫塔，利用脱硫循环泵将脱硫液由塔底输送到各喷淋层（带有喷嘴），进行深度脱硫和除尘，经过喷淋区后，烟气中会夹带部分雾滴，再经过塔顶部的除雾单元将其去除，净烟气由烟囱排放。在锅炉中烟气脱硫技术一般配套湿式静电除尘器（WESP）来实现粉尘的去除，WESP能有效收集亚微米颗粒和酸雾，和湿式洗涤塔配合，对粉尘的脱除效率可达95%。但在催化装置上对静电除尘器的安全性有较高的运行要求，特别是烟气中CO浓度过高，或者FCC装置开停车和事故时，应该预防烃类进入WESP壳体，避免产生火花引起爆炸。除德国GEA公司的WESP外，国内外的WESP在催化装置的安全性尚未得到验证，然而简单引用锅炉脱硫烟气技术基本不能实现颗粒物的高效捕捉，除尘很难达标，更不能满足国家日益提高的环保要求。表3.1.7-1国产喷淋技术评估优缺点国产喷淋技术评估优点缺点工艺简单，投资低没有除尘措施，不能满足国家对于粉尘的排放要求脱硫尚能满足国家＜100mg/Nm3的排放要求多层喷嘴，数量多，寿命短，更换困难操作弹性小，没有考虑吹灰跑剂，补充水和碱液中断等异常工况，运行稳定性差系统压降2~3kpaWESP转置存在安全隐患除雾效果差，或没有除雾设备，存在酸雨和烟囱腐蚀隐患设计标准低，多选用低价碳钢+玻璃鳞片材质，已证明并不可靠。（3）双碱法脱硫除尘工艺双碱法脱硫工艺是典型的一种在燃煤锅炉上使用的空塔喷淋脱硫技术方案，其中北京七零一所在中石化燕山分公司80万吨/年催化装置进行了工业化试验，于2011年建成投用双碱法脱硫除尘工艺以石灰浆作为主脱硫剂，钠碱不断循环利用。由于在吸收过程中以钠碱作为吸收剂，相比于石灰石-石膏法工艺减少了脱硫系统的结垢问题，提高运行的安全性，相比于纯钠碱脱硫工艺减少了NaOH的使用量，有效降低了运行成本。目前双碱法工艺在实际运行中存在装置易堵塞，置换效果不理想等问题，限制了其推广使用。（4）中国石化宁波技术研究院的湿式双湍流脱硫除尘工艺湿式双湍流脱硫除尘工艺是中石化宁波技术研究院为打破国外FCC脱硫除尘技术垄断，经过自主研发，形成了一套自有的双循环湍冲文丘里湿法除尘钠法脱硫一体化技术，目前该装置在镇海炼化已经开车成功，目前国内目前也有几套装置在建设当中，能够满足SO2＜100mg/Nm3，颗粒物＜20mg/Nm3的排放要求。该技术采用了具有专利技术的文丘里组件和湍冲组件，以高效双塔双循环烟气脱硫系统为核心，形成烟气分级处理、吸收液分级配置的烟气脱硫除尘工艺，具有脱除效率高、装置规模小、抗粉尘冲击能力强等特点。但由于采用了双塔设计，工艺流程相较于国外工艺略显复杂，压降也相对较高，运行成本较高。3.1.8脱硫工艺技术的比选1、概述包括国外国内的诸多技术在内的所有的湿式洗涤技术的运行基础原理其实是相同的。所有的这些系统都是通过制造液滴用来与烟气接触来