國內(nèi)FCC煙氣脫硫脫硝主流技術(shù)一覽

　　隨著近代工業(yè)的發(fā)展，大氣治理越來越引起關(guān)注，各國均加快了對工業(yè)脫硫脫硝技術(shù)和設(shè)備的研發(fā)，本文主要介紹催化煙氣脫硫技術(shù)、催化煙氣脫硝技術(shù)及國內(nèi) FCC 裝置應(yīng)用的主要脫硫脫硝技術(shù)。

　　煤炭和石油的用量在迅速增加，由于煤炭與石油產(chǎn)品中均含有硫等雜質(zhì)，因此在加速人類文明進(jìn)步的同時，也遺憾地帶來了對環(huán)境的負(fù)面影響。流化催化裂化產(chǎn)生的煙氣稱為FCC煙氣，F(xiàn)CC煙氣中含有大量的NOx、SOx、CO等對造成環(huán)境污染的氣體。

　　以煤炭為例，煤炭含雜質(zhì)硫大約百分之一，在燃燒中將排放酸性氣體二氧化硫;燃燒產(chǎn)生的高溫同時也促使空氣中的氧氣與氮氣化合生成酸性氣體NOx。研究表明，這些物質(zhì)是形成酸雨的主要原因。

　　為了實現(xiàn)對酸雨和二氧化硫污染的控制，各國均加快了對工業(yè)脫硫脫硝技術(shù)和設(shè)備的研發(fā)并取得了顯著的成效。在石油石化領(lǐng)域，二氧化硫及氮氧化物的排放主要集中在催化裂化等煉油裝置。為此，國家于2015年發(fā)布了《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，標(biāo)準(zhǔn)要求國內(nèi)新建煉油裝置自2015年7月1日起、現(xiàn)有裝置自2017年7月1日起，催化裂化再生煙氣中SO2、氮氧化物、顆粒物含量分別低于100，200，50mg/m3。對于重點污染地區(qū)的控制指標(biāo)更加嚴(yán)格，要求低于50，100，30mg/m3。在如此嚴(yán)格的環(huán)保指標(biāo)下，煉油裝置煙氣排放增設(shè)脫硫脫硝系統(tǒng)已成為必然趨勢。

　　催化煙氣脫硫技術(shù)

　　催化裂化煙氣脫硫技術(shù)包括前脫硫和后脫硫，其中前脫硫主要包括原料油加氫脫硫、使用硫轉(zhuǎn)移助劑;后脫硫即煙氣脫硫處理。按照脫硫劑的狀態(tài)，催化煙氣脫硫可分為干法、半干法和濕法三種:

　　干法煙氣脫硫技術(shù)包括應(yīng)用固體粉狀或粒狀吸附劑，吸收劑捕獲氣相中的SO2以及采用催化劑或其他物理化學(xué)技術(shù)將煙氣中的SO2活化轉(zhuǎn)化為元素S或易于處理的SO3等。

　　半干法煙氣脫硫技術(shù)以石灰粉或石灰漿為吸收劑，通過不同工藝技術(shù)(如噴霧干燥技術(shù)、循環(huán)流化床技術(shù))實現(xiàn)對煙氣的高效率脫硫。

　　濕法煙氣脫硫技術(shù)是利用堿性的吸收劑溶液脫除煙氣中的SO2。根據(jù)吸收劑和工藝的不同特點，濕法煙氣脫硫技術(shù)可分為拋棄法和可再生循環(huán)吸收法。

　　濕法煙氣脫硫技術(shù)的最大優(yōu)點是脫硫率高達(dá)95%，裝置運(yùn)行可靠性高，操作簡單，SO2噸處理成本低。在世界各國現(xiàn)有的煙氣脫硫技術(shù)中，濕法脫硫約占85%左右。

　　催化煙氣脫硝技術(shù)

　　催化煙氣脫硝技術(shù)主要包括前端控制和末端治理技術(shù)：

　　前端控制技術(shù)例如殼牌和普萊克斯公司聯(lián)合開發(fā)的新型CONOX噴槍技術(shù)和富氧再生技術(shù)，CONOX噴槍技術(shù)已于2012年在美國成功應(yīng)用。

　　末端煙氣脫硝技術(shù)主要有 SCR(選擇性催化還原)、SNCR(選擇性非催化還原)和 LoTOx(低溫臭氧氧化脫硝)，末端煙氣脫硝技術(shù)應(yīng)用較多。

　　總體而言，催化裂化脫硫與脫硝技術(shù)在項目一次性投資、運(yùn)行成本、脫除效果方面相比較各有優(yōu)缺點，在實際應(yīng)用中往往根據(jù)現(xiàn)場的需要進(jìn)行組合。