4MWh、山東濱化濱陽燃化有限公司100萬噸/年催化裂解聯合裝置再生煙氣脫硫除塵項目可彳亍性研究報告

（修改版）64415001F-1-A山東三維石化工程股份有限公司二O一六年五月項目名稱：山東濱化濱陽燃化有限公司100萬噸/年催化裂解聯合裝置再生煙氣脫硫除塵項目項目建設單位： 山東濱化濱陽燃化有限公司建設單位負責人：張忠正編制單位：山東三維石化工程股份有限公司編制單位負責人：曲思秋編制單位工程咨詢證書編號：21820070005項目負責人： 聶洪強項目技術負責人： 林彩虹聶洪強馬利忠聶洪強馬利忠侯京立聶洪強TOC\o"1-5"\h\z編 制校 核審 核項目負責人編制人員名單熱工：聶洪強馬利忠侯京立電氣：劉漢林張立斌陳秀云土建：赫海偉史淑英侯波總圖：張洪志李進山勾西國自控：陳傳金蔣明強王欣給排水：薛松趙磊蘇毅概算：黃文曉茍笑斐孫東平環保：聶洪強馬利忠侯京立勞動衛生：聶洪強馬利忠侯京立TOC\o"1-5"\h\z1總論 4項目及建設單位基本情況 4編制依據及原則 6研究范圍及編制分工 6項目背景及必要性 62設計基礎數據 12廠址概述 12\o"CurrentDocument"催化裝置概況 15\o"CurrentDocument"催化余熱鍋爐煙氣參數： 17產品方案 19脫硫劑 19公用工程的規格及供應 20脫硫廢水處理設施 20煙氣脫硫除塵設施DCS控制室 21煙氣脫硫除塵設施給排水管網 21\o"CurrentDocument"煙囪 213脫硫技術方案設計 21脫硫技術選擇 21\o"CurrentDocument"脫硫工藝 36\o"CurrentDocument"安裝方案 39\o"CurrentDocument"工藝設備技術方案 40\o"CurrentDocument"自動控制系統 44\o"CurrentDocument"總圖運輸 49\o"CurrentDocument"土建 50\o"CurrentDocument"電氣 51\o"CurrentDocument"電信 54\o"CurrentDocument"給排水 55\o"CurrentDocument"消防 564節能 57概述 57能耗指標及分析 57節能措施 585環境保護 58建設地區環境質量狀況 58建設項目污染及治理措施 58\o"CurrentDocument"環境保護措施及主要治理措施 59環境影響分析與結論 60環保專項投資 60執行的環境標準 606職業安全衛生 60危險因素分析 60勞動安全衛生危害因素的防范與治理 60勞動安全衛生專用投資 61預期效果 617組織機構及人力資源配置 618項目實施計劃 619投資估算及技術經濟評價 62概述 62編制辦法 62編制依據 62指標和費用計取原則： 62其他費及預備費計算依據 63成本分析 63附圖：100萬噸/年催化裂解聯合裝置脫硫系統招標文件工藝流程圖(64415001F-TM-01-DW01?03)原脫硫系統設備平面布置圖新建系統設備平面布置圖(64415001F-TM-01-DW04)土地使用證明書企業最近三年審計報告1總論項目及建設單位基本情況項目基本情況項目名稱項目名稱：山東濱化濱陽燃化有限公司100萬噸/年催化裂解聯合裝置再生煙氣脫硫除塵項目項目建設性質：本項目屬于提標改造項目。項目建設地點：山東濱化濱陽燃化有限公司廠區內。建設單位基本情況項目建設單位名稱：山東濱化濱陽燃化有限公司企業性質：股份制建設單位負責人：張忠正建設單位概況山東濱化濱陽燃化有限公司位于黃河三角洲平原開發腹地，處于山東半島藍色經濟區、黃河三角洲高效生態經濟區的疊加地帶，緊鄰德大鐵路、濱德高速、濱博高速、205國道、239省道，位置優越、交通便利。公司成立于2006年，是一家以石油化工為主的大型股份制企業，公司注冊資本金6億元，占地面積1700畝，固定資產25億元，總資產36億元。公司主要產品有高等級道路瀝青、汽油、柴油、石腦油、燃料油、丙烯、丙烷、液化氣、石油焦等。公司依托濱化集團四十年豐富的生產、管理經驗以及雄厚的技術和人才優勢，擁有嚴格的產品質量控制體系和產品質量控制措施，主要產品質量指標均處于行業領先水平。公司主導產品“濱化牌”道路瀝青銷售已覆蓋山東、北京、天津、山西、河北、河南、陜西、甘肅、寧夏、內蒙古等省市自治區，市場占有率逐年提高。公司自2006年成立以來，已累計上繳稅金14億元，成為陽信縣地方財政支柱企業。濱陽公司的快速發展吸引了大批油氣化工項目落戶陽信經濟開發區，逐步形成了以濱陽公司為依托的油氣化工產業鏈，同時帶動了當地相關產業的發展，為地方經濟可持續發展做出了突出的貢獻。公司于2009年順利取得質量管理體系、環境管理體系和職業健康安全管理體系認證證書，并通過體系年度監督審核和再認證等建立起全面持續改進的管理平臺，嚴格按照三體系標準推行精細化管理、提高產品質量、減少環境污染、提供優質服務。公司在實現科學發展的同時，還積極參與各項社會公益事業，主動承擔社會責任。為弘揚慈善精神，做好慈善募捐和慈善救助活動，公司于2013年成立了慈善工作站。公司成立至今，已向社會無償捐助達680萬元，公司于2009年被濱州市慈善總會授予“熱心慈善事業先進單位”，2010年被評為“濱州市博愛先進單位”榮譽稱號，2011年被推選為“濱州市最具愛心企業”。面對未來，我們充滿信心，全體濱陽人將凝心聚力，謀求發展，以“兩區”建設為契機，秉承“創新、誠信、盡職、敬業”的企業精神，努力把濱陽公司打造成綜合競爭力較強、影響力較大的石化企業。二、裝置構成情況公司所有裝置均采用國內先進設備及工藝水平，擁有50萬噸/年高等級道路瀝青加工裝置一套，50萬噸/年高等級道路瀝青改造裝置一套，100萬噸/年原料油預處理裝置一套，一次原料油加工能力540萬噸/年，100萬噸/年延遲焦化裝置一套，80萬噸/年柴油加氫及10000Nm3/h制氫聯合裝置一套，3萬噸/年硫磺回收裝置一套，40萬噸/年石腦油改質裝置一套，100萬噸/年催化裂解裝置一套，30萬噸/年氣體分離裝置一套，6萬噸/年MTBE裝置一套，32萬噸/年催化裂解汽油選擇性加氫-輕汽油醚化-重汽油加氫脫硫及無堿脫臭裝置一套，以及配套污水處理場、油品罐區、循環水場等公用工程。公司生產經營情況公司2013年資產總計427840.92萬元，凈資產134637.31萬元，資產負債率為68.5%，實現銷售收入1542364.87萬元，利潤15243.88萬元，稅金37831.04萬元；2014年資產總計430676.42萬元，凈資產145710.94萬元，資產負債率為66.2%，實現銷售收入1391859.4萬元，利潤14764.84萬元，稅金85290.81萬元;2015年資產總計429643.89萬元，凈資產156950.01萬元，資產負債率為63.5%，實現銷售收入829386.45萬元，利潤14985.44萬元，稅金148682.47萬元。公司被興業銀行濱州分行授信評級為AAA，陽信工行授信評級為AA-，陽信農行授信評級為AA，中國銀行陽信支行授信評級為AA。項目編制單位資質山東三維石化工程股份有限公司成立于1969年，2004年由齊魯石化勝利煉油設計院改制為山東三維石化工程有限公司；2007年整體變更為山東三維石化工程股份有限公司；2010年9月8日，在深圳證券交易所中小企業板成功上市。山東三維石化工程股份有限公司具有化工石化醫藥行業工程咨詢甲級，化工石化醫藥行業設計甲級、市政公用行業（燃氣（含加氣站））和建筑工程乙級、以及A1、A2、A3類壓力容器和GA、GB、GC、GD類壓力管道設計資質，擁有對外承包工程資格。具備以設計為主導的工程總承包資質和能力，為國家級高新技術企業。編制依據及原則編制依據1）山東濱化濱陽燃化有限公司30萬噸年催化裂解聯合裝置再生煙氣脫硫除塵項目委托書。2）《石油化工項目可行性研究報告編制規定》2005年版，中國石油化工集團公司。3）《重點區域大氣污染防治“十二五”規劃》（環發[2012]130號）。4）《山東省區域性大氣污染物綜合排放標準》DB37/2376-20135）山東濱化濱陽燃化有限公司提供的設計原始數據資料。編制原則1）采用技術成熟可靠、工藝先進的脫硫工藝，使裝置各項技術指標達到國內先進水平，確保煙氣達標排放。2）公用工程盡量依托現有設施以節省投資。3）檢維修設施充分依托現有。4）高度重視環境保護、勞動安全和職業衛生，盡量減少對環境的影響，降低二次污染。研究范圍及編制分工本報告的研究范圍為100萬噸/年催化裂解聯合裝置再生煙氣脫硫除塵項目。設計范圍為裝置界區內的全部熱工、安裝、自控、電氣、設備、土建、給排水、豎向設計，均由山東三維石化工程股份有限公司負責。項目背景及必要性項目背景1、濱陽公司現有各裝置污染物排放現狀隨著地球上人口急劇增加，人類經濟急速增長，地球上的大氣污染也日趨嚴重。目前，全球性大氣污染問題主要表現在溫室效應、酸雨和臭氧層遭到破壞三個方面。近年來，雖然我國大氣污染防治工作取得了很大的成效，但是由于城市化和工業化的快速發展與能源消耗的迅速增加等原因，我國大氣環境面臨的形勢仍然非常嚴峻，主要呈現為城市大氣環境中總懸浮顆粒物（TSP）濃度普遍超標，硫氧化物（SOx）污染保持在較高水平，氮氧化物（NOx）污染呈加重趨勢等。當前，我國環境狀況總體惡化的趨勢尚未得到根本遏制，環境矛盾凸顯，壓力繼續加大。一些重點流域、海域水污染嚴重，部分地區和城市大氣灰霾現象突出，許多地區主要污染物排放量超過環境容量我國“十二五”環境保護明確要求：到2015年，二氧化硫排放總量2086.4萬噸，比2010年下降8%，作為約束性指標，政府要確保實現。同時國家環境保護部于2015年4月發布了《石油煉制工業污染物排放標準》GB31570-2015,該標準對石油煉制工業中普遍存在的工藝加熱爐、催化裂化裝置再生煙氣、重整催化劑再生煙氣、酸性氣回收裝置、氧化瀝青裝置等排放標準作出明確規定山東濱化濱陽燃化有限公司目前煙氣主要分為加熱爐煙氣、工藝廢氣、鍋爐廢氣等3類，2016年第一季度煙氣排放情況如下：1、加熱爐煙氣：濱陽燃化加熱爐均使用天然氣和脫硫后的干氣作為燃料，S02濃度普遍低于100mg/Nm3，NO,濃度普遍在100mg/Nm3以下，符合國家《石油煉制工業污染物排放標準》GB31570-2015關于工藝加熱爐煙氣SO2低于100mg/Nm3,NO,濃度低于150mg/Nm3的排放標準。2、工藝廢氣：濱陽燃化硫磺回收裝置安裝在線監測數據月均值進行統計，本裝置尾氣排放穩定，S02濃度在300-400mg/m3之間，NOX未檢出。符合國家《石油煉制工業污染物排放標準》GB31570-2015關于酸性氣回收裝置煙氣SO2低于400mg/Nm3的排放標準。催化裂解裝置采用一套氨堿法脫硫工藝進行煙氣處理，SO2排放濃度約為400mg/Nm3,顆粒物排放濃度為100mg/Nm3,NOx排放濃度為80mg/Nm3。國家《石油煉制工業污染物排放標準》GB31570-2015規定：現有企業從2017年7月1日起，催化裂化裝置再生煙氣中執行顆粒物W50mg/m3,SO2W100mg/m3,NOxW200mg/m3的排放標準。濱陽催化裂解裝置再生煙氣除NOx外，SO2和顆粒物明顯超出該排放標準。3、鍋爐煙氣：濱陽燃化鍋爐安裝有在線監測儀表，因此采用在線監測數據月均值進行設計。目前鍋爐煙氣經脫硫脫硝除塵系統處理后，S02和NO,濃度保持在50-100mg/m3之間，符合國家燃煤鍋爐的相關標準。2、催化裝置再生煙氣污染物排放現狀催化裂化是在催化劑的作用下把重質油轉化為汽油、柴油和液化氣等輕質產品的過程，是石油二次加工的重要工藝之一。催化裂化裝置在煉油廠占有重要的地位，是煉油廠經濟效益的主要來源之一。通過催化裂化工藝生產的輕汽油約占全國汽油商品的70%,柴油占30%,液化氣則占煉油廠液化氣總量的90%以上。近年來，大量的催化裂化再生煙氣，由于其含有大量的SO2,NOx顆粒物及CO等，已經成為重要的空氣污染源。據估計，煉油廠排放的SO2約占其總排放量的6%?7%,催化裂化裝置所排放的SO2就占5%左右，減少煉油廠SO2的排放正受到前所未有的關注。根據國家《石油煉制工業污染物排放標準》GB31570-2015規定：現有企業從2017年7月1日起，催化裂化裝置再生煙氣中執行顆粒物W50mg/m3,SO2W100mg/m3,NOxW200mg/m3的排放標準，同時山東省地區要求執行《山東省區域性大氣污染物綜合排放標準》DB37/2376-2013,濱州市為一般控制區域，至2017年大氣污染物排放二氧化硫最高允許排放濃度限值100mg/m3，氮氧化物200mg/m3，顆粒物20mg/m3。濱陽公司100萬噸/年催化裂解聯合裝置再生煙氣現有一套氨堿法脫硫工藝，建設時執行國家《大氣污染物綜合排放標準》(GB16297-1996)，即二氧化硫、氮氧化物和顆粒物分別不大于550mg/m3、240mg/m3和120mg/m3,從實際運行情況看，濱陽該套催化裝置再生煙氣中現SO2排放濃度約為400mg/Nm3,顆粒物排放濃度為100mg/Nm3,NOx排放濃度為80mg/Nm3。除NOx外，SO2和顆粒物明顯超出國家和山東省排放標準，采取更有效手段降低催化裂化裝置再生煙氣SO2和顆粒物的排放已經勢在必行。項目建設必要性(1)符合國家和地方政府對環保排放標準和相關規劃的要求隨著國家和地方政府對與SOx和顆粒物排放監管力度的加大，對山東濱化濱陽燃化有限公司煙氣排放的要求越來越高。按照2015年4月頒布的《石油煉制工業污染物排放標準》，濱陽公司的催化裂解聯合裝置再生煙氣需要在2017年7月1日起，執行顆粒物W50mg/m3,SO2W100mg/m3,NOx<200mg/m3的排放標準。按照山東省頒布的《山東省區域性大氣污染物綜合排放標準》DB37/2376-2013,濱陽公司需要在2017年執行顆粒物W20mg/m3,SO2W100mg/m3,NOxW200mg/m3的排放標準。本項目原有的氨堿法脫硫系統因建設標準較低、設備老化，除塵效果差等問題，已經不能滿足未來國家和地方的環保要求，且隨著加工高硫原料比例的增加，原油劣質化日趨嚴重，催化裝置的SO2排放濃度及排放量還將呈上身趨勢，提標改造工程已經必須進行。該項目也符合山東省政府發布《山東省2013-2020年大氣污染防治規劃》及《山東省2013-2020年大氣污染防治規劃一期行動計劃》。2013年6月國務院常務會議，部署了大氣污染防治十條措施，其中之一減少污染物排放：全面整治燃煤小鍋爐，加快重點行業脫硫除塵改造。項目切合國家政策，符合行業發展需求。(2)符合國家污染防治工程鼓勵性政策的要求2016年作為“十三五”規劃的開局執念，為切實發揮中央預算內投資的撬動作用，促進環境質量好轉，國家發展改革委員會發布了《關于組織申報京津冀及重點地區污染治理工程2016年中央預算內投資備選項目的通知》，該通知明確指出，對于以環境治理、減污增效為核心，實施具有顯著環境效益和社會效益，建設單位實力較強，能夠保證在2016年開工建設的項目，集中資金重點支持。山東濱化濱陽燃化有限公司坐落于山東省濱州市，本項目為京津冀及周邊地區重點行業脫硫脫硝高效除塵，揚塵抑制項目，符合京津冀等重點地區大氣霧霾綜合防治的選項范圍。（3）是公司可持續發展，承擔社會責任的要求在國家和地方政府對于大氣污染物排放標準要求日益嚴格的情況下，本項目的實施有利于公司的可持續發展，同時也改善了周邊區域環境的質量，是公司勇于承當社會責任的體現綜上所述，本項目建設是非常必要的。主要依托條件100萬噸/年催化裂解聯合裝置再生煙氣脫硫除塵項目公用工程等設施均依托于廠區原有設施。項目建設的目標目前，山東省對于催化裂化裝置尚未出臺相應的地方標準，催化裝置現一般要求執行《山東省區域性大氣污染物綜合排放標準》。隨著國家《石油煉制工業污染物排放標準》的發布，山東省勢必在未來會出臺相應的地方標準，且地方標準將肯定嚴于行業標準，因此為確保將來應對更為嚴格的環保法律法規，一步到位減少將來再次改造所花費的人力物力財力，本項目SO2排放標準按照50mg/Nm3,顆粒物排放標準按照20mg/Nm3執行。由于現有NOx排放濃度遠低于國家和地方標準，暫不進行工藝設計。項目建設內容本項目因氨堿法脫硫塔及附屬設施工藝落后，設備老化，不具備改造價值，將全部拆除，另新建規模為135960Nm3/h的煙氣脫硫除塵設施，配套處理100萬噸/年催化裂解裝置再生煙氣，新建規模為20m3/h的脫硫廢水處理單元，配套處理脫硫單元產生的廢水，并建設項目配套的公用工程輔助設施。表1.4.6-1項目主項表序號單元名稱備注 主裝置1氨堿法脫硫塔拆除2煙氣脫硫除塵單元新建3脫硫廢水處理單元（PTU）新建4沉降池利舊5堿液供給系統新建6工藝外管新建7DCS系統依托二公用工程

1給排水系統及消防依托、利舊2電氣依托、利舊3供電外線依托、利舊4變配電室依托、利舊5總圖運輸依托、利舊技術經濟分析本項目為環保工程，將100萬噸/年催化裂解聯合裝置余熱鍋爐的煙氣進行脫硫、除塵凈化后，達標排放。（1）原脫硫系統入口煙氣參數表1.4.7-1原脫硫系統入口煙氣參數配套裝置序號項目設計工況最大工況100萬噸/年催化裂解聯合裝置1再生煙氣 Nm3/hr1359602煙氣溫度 ℃1802603SO2 mg/Nm320004粉塵 （mg/Nm3200200（2）原脫硫系統出口凈煙氣排放參數（氨堿法工藝）表1.4.7-2原脫硫系統出口凈煙氣排放參數（氨堿法工藝）配套裝置序號項目單位運行工況外排量脫除率100萬噸/年催化裂解聯合裝置1氣體流量Nm3/hr（干基）1359602SO2含量mg/Nm3（干基）-400435.07t/a80%3粉塵含量mg/Nm3（干基）-100108.77t/a50%注：脫除率以入口煙氣污染物濃度為基準，年運行時間8000h（3）新建脫硫除塵單元出口凈煙氣參數表1.4.7-3新建脫硫除塵單元出口凈煙氣參數配套裝置序號項目單位運行工況外排量脫除率100萬噸/年催化裂解聯合裝置1氣體流量Nm3/hr（干基）1359602SO2含量mg/Nm3（干基）<5054.38t/a>97.5%3粉塵含量mg/Nm3（干基）<2021.75t/a>90%注：脫除率以入口煙氣污染物濃度為基準，注：脫除率以入口煙氣污染物濃度為基準，年運行時間8000h

通過以上1.4.7-2、1.4.7-3兩表可以看出，新建脫硫除塵單元相較于原脫硫系統，SO2的外排量由435.07t/a，減少到54.38t/a，粉塵外排量由108.77t/h減少到21.75附。改造后每年可減排SO2380.69噸，減排粉塵87.01噸。（4）新建脫硫除塵單元技術經濟指標表1.4.7-4新建脫硫除塵單元技術經濟指標序號項目名稱單位數量備注1處理能力處理煙氣量Nm3/h（干基）139560二氧化硫t/a2120脫除粉塵t/a196脫除2年操作時間h80003主要原料用量NaOHt/a960032%純度4公用工程4.1供水除鹽水t/h17.3新鮮水t/h2循環水t/h34.2年耗電量104kw.h1924.3儀表空氣Nm3/h405三廢排放量Nm3/h5排放脫硫煙氣Nm3/h139560其中SO2t/a2120粉塵t/a196脫硫廢水t/a56000脫硫廢渣t/a32640%含水量6運輸量t/a運入量t/a960032%NaOH運出量t/a326廢渣7裝置占地面積m217248運行成本元/kgSO23.61元/萬Nm3煙氣69.16結論項目實施后，濱化濱陽燃化公司100萬噸/年催化裂解聯合裝置每年可減排SO2約380.69噸（設計值），減排粉塵87.01噸（設計值）。對于濱陽公司完成國家和地方對污染物的減排責任目標，實現可持續發展，建設環保友好型企業具有重要意義。2設計基礎數據廠址概述地理位置山東濱化濱陽燃化有限公司場地位于山東陽信經濟開發區，廠址西臨河東一路，東臨陽信新城污水處理場，北距白楊河250m，北距高速公路100m。地理位置優越，交通便利。陽信縣位于濱州市北部、黃河下游魯北平原，東經117°15,?117°52,,北緯37°26,?37°43,,地處黃河三角洲腹地、渤海灣西南岸，北通渤海，東臨沾化，南靠濱城，西與無棣接壤，地理位置優越，已成為環渤海經濟開發區和沿黃經濟帶交匯點。陽信縣西高東低，南高北低，由西南向東北呈現傾斜，微坡起伏，形成了緩崗、淺洼、微坡相間三大地貌類型。緩崗地帶土層深厚，為古黃河灘演變形成，面積28.3萬畝，占總面積的23.8%,其分布為：中部，從陽信鎮北端起，南到鉤盤河，西自白楊河北拐向東南到河流鄉西北部，中間有一微斜平地凹陷，高程8?9m為輕土壤及少部分重土壤。西部，在北楊河流域，并從流坡塢向南垂直延伸成“丁”字形，為輕土壤。淺平洼地分布于霧宿洼、官莊洼、青坡洼、周商洼、金解洼及溫店。高程6?7m,低于周圍1?2m。洼坡由于高地水的流刷和側滲作用，有返堿現象，故形成大片鹽堿地。微坡平地高程7?8m,相對差近1m,排水不暢，雨季局部洼地有短時積水，常受鹽堿侵襲，遍地現形大小不同的鹽堿斑。陽信開發區所在區域主要以微斜平地和淺平洼地為主，地面開闊平坦，略有起伏。山東陽信經濟開發區位于縣城駐地陽信鎮東北，開發區南邊界與縣城緊鄰。該項目建設地點地形平坦，地貌條件單一，無不良地質現象。該項目在原有裝置基礎上進行改造，無新增用地。2.1.2工程地質勘察報告、地形測量資料工程地質陽信縣古地質構造屬河灘凹陷平原部分，經太行山、燕山運動的沉積物堆積和黃河、海河水系攜帶大量泥沙的填充，逐漸成為陸地，以黃泛沉積物為主，屬華北黃泛沖積平原。根據開發區巖土工程勘察報告，開發區范圍內地層主要由粘性土、粉土組成，根據土的結構及物理力學性質共分為11層，具體層位及工程特性分述如下：①層素填土：成分以粘土、粉土為主，伴有植物根等。普遍分布，平均厚度1.07m；②層粉土：低干強度，低韌性。平均厚度1.11m；③層粉質粘土：高一中等韌性，中等一高干強度。平均厚度1.06m；④層粉土：低干強度，低韌性，平均厚度1.39m；⑤層粘土：軟塑一可塑，中等高干強度，中等韌性。平均厚度1.20m；⑥層粉土：低干強度，低韌性。平均厚度2.11m；⑦層粉質粘土：含有機質、貝殼，軟塑一可塑，中等干強度，中等韌性，平均厚度2.72m；⑧層粉土：含云母片，低干強度，低韌性。平均厚度2.68m；⑨層粉質粘土：含鐵質氧化物、姜石，可塑一硬塑，高干強度一中等干強度，高韌性一中等韌性。平均厚度2.66；⑩層砂質粉土，含云母片，低干強度，低韌性。平均厚度：6.48?8.90m；1。1層粉質粘土：含鐵質氧化物、姜石，可塑一硬塑，光澤，高干強度一中等干強度，高韌性一中等韌性。最大揭露厚度為5.50m。陽信開發區位于黃河沖積平原上，地基土成層規律較為均勻，地質穩定，場地地下水對混凝土及混凝土中的鋼筋均無腐蝕性。水文地質山東陽信經濟開發區范圍內地下水為咸水，由于鹽分較高，故開發利用較少。主要補給來源有大氣降水、引黃灌溉為主。陽信縣境內主要地表水系是德惠新河和溝盤河，德惠新河從陽信縣境西部斜穿，溝盤河從縣境南界貫穿東西，距離開發區南邊界約8km。抗震根據國家地震局、建設部的震發辦(1992)160號文件及《中國地震烈度區劃圖(1990)》，該地區地震烈度為6度。根據《建筑抗震設計規范》GB50011-2010規定，設計基本地震加速度值為0.05g,設計地震分組為第三組。氣象資料陽信縣屬暖溫帶大陸性季風氣候區，四季分明，日照充足。氣候溫和，夏少酷暑，冬無奇寒，雨熱同期，旱、澇、霜、雹、風等自然災害較多。春季回暖快，降雨少，風速大，氣候干燥；夏季氣溫高，濕度大，降水集中，氣候濕熱；秋季氣溫急降，雨量驟減，秋高氣爽;冬季雨雪稀少，寒冷干燥。(1)氣溫歷年平均氣溫：13.0℃歷年平均最高氣溫：18.5℃歷年平均最低氣溫：7.4℃夏季最熱月平均氣溫：26.6℃冬季最冷月平均氣溫：-3.4℃極端最高氣溫：39℃極端最低氣溫：-21.5℃年溫差：30℃(1月-3.8℃,7月26.2℃)大陸度：63.2%(2)濕度歷年最高相對濕度：82%歷年最低相對濕度：61%全年平均相對濕度：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一晝夜最大降雨量：194.8mm⑷風常年主導風向：東南風，頻率8.8%；其次為西南風、東北風；夏季多偏南風，冬季多偏北風，全年盛行風向不明顯。年平均風速：2.6m/s最大風速：25m/s最大風壓：45-50kgf/m2(5)降雪年最大積雪厚度：170mm(6)冰凍最大凍土深度：550mm(7)大氣壓力年平均大氣壓：1.016x105pa(8)日照年平均日照時數：2607.4小時5?6月份日照時數最多：281.1?292.7小時11?2月份日照時數最少：183.8?195.7小時(9)冰雹冰雹一般在5?6月和9?10月，尤以6月上、中旬較多，約1年1?2遇，年最多雹日2?3天；冰雹平均直徑5?10mm,持續時間5?10分鐘，最大雹深10mm。交通運輸條件陽信地理位置優越，交通條件便利。北距黃驊港60km、天津港200km,東距青島港360km,南距濟南機場120km,205國道及省道239、317、246等干線公路穿越全縣，鐵路和高速公路即將橫跨縣境。開發區西邊界為239省道，北邊界靠近正在建設中的威烏高速公路及205國道，南邊界靠近317省道。優越的地理、交通區位是陽信開發區建設的一大優勢。本項目的外部交通運輸條件較好。催化裝置概況裝置規模催化裝置設計規模為100萬噸/年，實際加工原料油80萬噸/年，設計彈性60%?110%。裝置組成裝置包括反應-再生部分、主風機部分、分餾部分、氣壓機部分、吸收穩定部分、產汽系統、低溫余熱回收系統和煙氣脫硫部分(本次設計內容)。催化裂化裝置再生煙氣污染物的來源SOx的來源催化裂化裝置再生煙氣中的SOx來源于原料油中的硫化物。原料油中的硫化物主要是有機硫化物，包括硫醇、硫醚、環硫醚、硫酷、噻盼等。在典型的催化裂化反應條件下，直餾原料的硫化物在裂化產品中的分布規律為:40%-55%的原料硫轉化成了H2S進入氣體產品中，35%-45%的硫進入液體產品中，約5%-20%W硫進入焦炭中，對于非直溜原料，由于非噻盼類硫在原料預處理過程中已大部分被脫除，減少了原料中生成H2S的母體，因而生成H2S的硫分率比直溜油低得多，而進入重油和焦炭中的硫分率則大幅度提高，原料經加氫脫硫后進入焦炭中的硫分率達15w%-30W%。沉積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，其余為SO3)隨煙氣排入大氣。通常情況下SOx濃度一般為700-4500mg/Nm3，個別最大濃度約為8000mg/Nm3。NOx的來源在催化裂化過程中，再生煙氣中NOx主要來源于焦炭氮，即焦炭中含氮化合物，只有很少量的NOx來源于空氣中的N2，目前燒焦過程中氮轉化的確切機理尚不完全明確，被人們普遍接受的氮轉化機理是氮再生過程中經過中間產物NH3和HCN再轉化為NO,CO和焦炭將NO還原為N2。催化裂化原料油氮含量一般在0.05w%-0.35w%,約45%的原料氮進入液體產品，約10%進入氣體產品，其余進入焦炭中。焦炭中的氮約有10w%-30w%作為NOx進入煙氣，其余被焦炭和CO還原為N2排放。再生煙氣中NOx濃度根據進料組分和操作工藝不同，一般在50?500mg/Nm3之間，其中絕大多數是以NO的形式存在的，NO2和N2O的數量都很少。濱陽公司目前在正常的操作工藝條件下，NOx的排放濃度約在80mg/Nm3,因此本項目不進行脫硝設計。（3）顆粒物的來源催化裂化裝置再生煙氣顆粒物來源于再生器內催化劑的跑損，在催化裂化反應系統和再生系統的不同部位，每小時有數以百噸計的催化劑以不同的流速和固氣比在流動，由于催化劑本身機械強度的內因，以及溫度、流速、流動形式和與催化劑接觸的材料的表面性質等外因，催化劑粒子不斷地受到沖擊力和摩擦力而發生磨損和粉碎，產生的細粉因旋風分離器的回收效率低而隨煙氣一起排放到大氣中。再生煙氣中的顆粒物含量主要與旋風分離器的級數有關，在正常工況下經過三級旋風分離器后，顆粒物濃度一般為200mg/m3。原有脫硫裝置組成原有催化裝置配套1套氨堿法脫硫系統，利用20%的氨水進入脫硫塔頂部，來自余熱鍋爐的再生煙氣進入脫硫塔下部，經過三段吸收和降溫后進入煙囪排放。循環吸收液從脫硫塔底部經吸收液循環泵送到吸收段，吸收液流經吸收段，與煙氣接觸并吸收so2變為亞硫酸銨，同時除塵，再進入脫硫塔的下部氧化池，與由氧化風機送入的空氣混合。空氣中的氧氣將吸收液中的亞硫酸銨氧化為硫酸銨。補充氨水直接加入到脫硫塔內。硫銨溶液濃度在13%左右由脫硫塔出來進入硫銨沉降池，沉降后作為產品銷售，處理后的煙氣經100m煙囪排入大氣。2.2.5原有脫硫系統外排煙氣參數煙氣經氨堿法脫硫系統處理后，外排煙氣參數為1）外排煙氣總流量：135960Nm3/h2）排煙溫度：60℃3）SO2排放濃度：約400mg/Nm3，顆粒物排放濃度：約100mg/Nm3，NOx排放濃度：約80mg/Nm3裝置開工時數裝置的運行時間按每年8000小時設計。裝置原料裝置加工的原料主要以直餾蠟油為主，摻煉部分焦化蠟油、常渣。主要產品1）裝置的主要產品主要產品：液化氣，汽油組分，輕柴油組分；副產品：油漿和干氣。2）產品去向裝置產品的去向如下：干氣經脫硫后至燃料氣管網；液化氣經脫硫脫硫醇后至罐區；汽油至脫硫裝置；輕柴油至柴油加氫裝置；油漿至油漿罐。生產制度該裝置為連續生產，實行四班三倒制。催化余熱鍋爐煙氣參數：山東濱化濱陽燃化有限公司100萬噸/年催化裂解裝置配套一臺余熱鍋爐，用于回收催化裝置高溫再生煙氣余熱，并與催化裝置外取熱器和蒸汽發生器共同組成裝置中壓蒸汽發生系統，余熱鍋爐和內取熱器產出3.82MPa，450℃同參數中壓過熱蒸汽，滿足裝置工藝用汽及節能降耗的要求。余熱鍋爐，采用“口”型布置，設置高溫過熱器、低溫過熱器、蒸發段及汽包、高溫省煤器和低溫省煤器，全部受熱面設備均采用模塊式結構。為便于調節控制過熱器出口蒸汽溫度，在高低溫過熱器之間設置有噴水減溫器；為防止低溫省煤器產生低溫露點腐蝕，采用水熱媒技術，設置一臺U形管式給水預熱器；為及時清除換熱管積灰，保證受熱面傳熱效果，在各受熱面模塊之間布置激波吹灰器。余熱鍋爐參數鍋爐形式：中溫中壓、兀型、純余熱鍋爐型號：Q135.96/493-33.08-3.82/450額定蒸發量：33.08t/h（其中自產飽和蒸汽9.38t/h）額定蒸汽壓力：3.82MPa額定蒸汽溫度：450℃給水流量：68.45t/h給水入口溫度：104℃再生煙氣流量：135960Nm3/h再生煙氣溫度：493℃排煙溫度：180℃鍋爐布置方式：露天布置余鍋出口煙氣參數表2.3.2-1余熱鍋爐出口煙氣參數序號項目正常數值最大數值1再生煙氣 Nm3/hr1359602煙氣溫度 ℃1802603煙氣組成 V%CO12.32CO20N275.174.9H2O7.58SO24SO2(mg/Nm3)20005粉塵(mg/Nm3)2002008粒徑分布(PSD)經驗假設<1^m22<2^m42<5^m71<10^m87<20^m100由于原有的氨堿法脫硫系統并不能滿足現有環保標準的要求，且設備老化，在原設備基礎上改造的難度較大，本項目將對原有脫硫系統完全拆除，以余鍋出口煙氣的參數作為設計基礎數據，進行新脫硫系統的設計。

產品方案凈化煙氣排放要求表2.4.1-1凈化煙氣排放要求序號項目單位設計要求脫除率1氣體流量Nm3/hr（干基）1359602SO2含量mg/Nm3（干基）<50>97.5%Kg/h265.13粉塵含量mg/Nm3（干基）<20>90%Kg/h24.5注：原有脫硫系統拆除外排廢水排放要求表2.4.2-1外排廢水排放要求序號項目單位設計數值最大數值1排放量M3/h7201pH6-96-92CODmg/L<500<5003懸浮物（TSS）mg/L<400<4004TDS%7.5155溫度℃6065達到上述標準的廢水將通過距離擬定脫硫廢水處理單元界區500米外的廢水管道，進入廠區污水處理廠進一步處理。固體廢棄物脫硫廢渣，主要成分為催化廢催化劑細顆粒和水，含固量約40%，排放量24.5kg/h，脫硫廢渣作為危險固廢由有資質廠家進行填埋脫硫劑本項目脫硫采用濃度為32%的NaOH溶液做脫硫劑，新建堿液儲罐儲存，供新建的脫硫除塵單元使用，NaOH質量指標滿足GB209-2006中一等品的要求公用工程的規格及供應循環冷卻水循環水就近取自現有催化裝置，循環水站總供水量：9030m3/h,設計循環水泵2開1備，單臺循環水泵流量約3010m3/h。實際正常運行時開2臺，循環水量約6000m3/h，循環水富余量約3000m3/h，本項目所需循環水量約3t/h，循環水量能滿足項目需要。生產給水生產、生活給水：生產給水就近取自廠區現有生產給水管網。生活用水就近取自廠區現有生活供水管網。公司生活、生產用水由陽信縣自來水公司供給，其水質符合《生活飲用水衛生標準》，水質能夠滿足生產、生活要求。公司現有總進水干管一條，來自陽信縣自來水公司給水管網，管徑DN300，給水壓力0.3MPa，供水能力可達500m3/h。公司無加壓泵，東西廠區分別設有新鮮水泵，市政給水壓力低時通過新鮮水泵給水壓力可達到0.5MPa。本項目所需生產水量約2t/h，現有供水設施完全可以滿足需要，不需擴建。脫鹽水就近取自廠區現有脫鹽水管網。總供水量300m3/h，設計脫鹽水泵2開2備，泵流量約100m3/h，實際正常運行時開2臺，脫鹽水用量約120-130m3/h，富余脫鹽水量約60m3/h（受限于除鹽水管網管徑），本項目所需除鹽水量17.2t/h，供水量能滿足項目需要。電本項目用電設備電源均引自聯合裝置變配電所新增高低壓配電柜，新增高低壓柜與現有高低壓柜并柜放置，新增設備中380V用電負荷為90kW，10kV電負荷為315kW。廠用10KVII段，設計負荷為5877kW，實際運行最大負荷為3700kW。根據現有廠用供電線路及開關設備容量來看，I段富余負荷4322kW，II段富余負荷2177kW，可以滿足脫硫用電負荷增加的要求。儀表空氣項目所需儀表風由公司現有空壓站供給。空壓站內設有 8臺空壓機，2臺型號為LS20S-200H，流量26m3/min，壓力0.8MPa，2臺型號為LS25S-350H，流量44.6m3/min，壓力0.8MPa，2臺型號為QTD55L，流量10.8m3/min，壓力0.8MPa；2臺型號為TRE-1080KW，流量160m3/min，壓力0.9MPa，并配備了冷干機2臺，設置了空氣緩沖罐6臺。凈化及非凈化風合計供應能力為283.8Nm3/min；由管線輸送至廠內各裝置；目前廠內各裝置用風最大量為183Nm3/min；本項目凈化風量為1.5Nm3/min，供風富余量可以滿足本項目的需求。脫硫廢水處理設施脫硫除塵單元產生的脫硫廢水經脫硫廢水處理單元你（“簡稱PTU）預處理，出水COD<500mg/L,總懸浮顆粒物＜400mg/L,pH值6~9,達標后通過外排泵，送至界區外500m處的濱陽公司配套的污水處理廠進水線入口，在污水處理廠有其他裝置廢水混合后，統一處理。煙氣脫硫除塵設施DCS控制室本項目不新建控制室與機柜間，依托原催化裝置和原脫硫裝置的相應設備，DCS機柜、輔助機柜、工程師站放置在催化裝置原機柜間中，操作站放置在控制室內。煙氣脫硫除塵設施給排水管網依托現有催化裝置和原有脫硫系統設施，不足部分適當進行改造。煙囪本項目，在新建脫硫塔的上方設置高度為70m的排煙同達標排放，催化裝置原有的煙囪用作脫硫旁路，也用于事故時余熱鍋爐煙氣排放3脫硫技術方案設計脫硫技術選擇脫硫除塵設計要求本項目處理煙氣量為135960Nm3/h，入口SO2濃度為2000mg/Nm3(干基)，粉塵為200mg/Nm3(干基)，煙氣脫硫率為97.5%,除塵率為90%,經過脫硫除塵單元后，出口SO2濃度＜50mg/Nm3(干基)，粉塵濃度＜20mg/Nm3(干基)。催化煙氣的特點催化裂化再生煙氣污染物主要來自催化原料和催化劑，其煙氣具有以下特點：(1)煙氣總量一般比其他行業(如電力、鋼鐵等)煙氣量小；(2)煙氣含有催化劑粉塵、SO2、SO3、NOx、CO等，且受原料及調整的影響，各成分的濃度波動較大；(3)鍋爐出口煙氣溫度在190-250℃左右；(4)為緩解鍋爐積灰，余熱鍋爐及CO鍋爐需要定期吹灰，期間煙氣中催化劑粉塵瞬時可達20g/Nm3；(5)煙氣中的催化劑粉塵粒徑細小，0-5卬的顆粒在75%以上。針對催化裂化裝置再生煙氣特點，國內電力行業常用的布袋除塵或靜電除塵，以及普通的濕法脫硫技術均不能滿足其要求。脫硫除塵技術選擇原則結合山東濱化濱陽燃化有限公司催化煙氣的特點及廠區實際情況，在選擇煙氣脫硫除塵公司技術路線時，應考慮以下幾個原則：達到國家排放標準，并有滿足更嚴格排放標準的后續措施；盡量流程簡單，操作簡單，盡量不要催化主體裝置產生不利影響；脫硫副產品的可利用性，以及吸收劑的易獲得性和易使用性；盡可能低的投資成本及運營成本，盡可能利用企業現有資源和回收副產品；滿足現有工廠場地的要求，占地面積不可過大；與催化裂化裝置主體同步運行，滿足長周期運行三年以上廠內現有相關設施可以依托，如控制室、配電室、消防設施、分析設施等。.1.4國內催化煙氣實施脫硫工程的難點及對策在考慮上述選擇原則下，催化裝置實施煙氣脫硫除塵工程的難點以下幾點：其一，如何有效撲捉催化煙氣顆粒物催化煙氣顆粒物的濃度一般為150?300mg/Nm3,且灰塵硬度大、粒徑小，大部分為5的以下的細小灰塵，其中4m以下的灰塵一般占到20%,高時可達到近40%,捕捉十分困難。催化余熱鍋爐及CO鍋爐需要定期吹灰，吹灰時濃度突增，可達3000-4000mg/Nm3。脫硫系統對細粉，特別是23以下的吸收，是裝置的設計難點。我們國家不同地區PM的排放標準不同，如果催化煙氣中的催化劑顆粒粒徑0?23的比例非常高時，選擇哪種技術將非常關鍵。其二，背壓升高，余熱鍋爐及CO鍋爐的改造常規煙氣脫硫技術的實施，催化的余熱鍋爐或CO鍋爐入口壓力一般會提高4?7KPa,由負壓運行變為正壓運行。需要從技術上解決余熱鍋爐或CO鍋爐提壓操作后帶來的問題：(1)爐墻密封問題。模塊式余熱鍋爐或CO鍋爐的爐墻結構完整性較好，煙氣側升壓后存在局部(如爐墻人孔門、螺栓孔等)泄漏點，通過增加法蘭的厚度和壓力等級、加裝保護罩等方法可以解決泄漏問題；(2)爐墻壁板變形問題。通過在爐墻外表面增加槽鋼加強筋，可以將爐墻壁板變形控制在規范允許的范圍內；(3)補燃風機及風道問題。余熱鍋爐或CO鍋爐補燃風機風量一般都小于50dam3/h,需要更換補燃風機和電機。其三，影響煙機做功煙氣阻力增加對余熱鍋爐或CO鍋爐的影響可通過一次性投資解決，但煙機背壓升高，會對做功產生長期影響，嚴重影響企業效益。以某煉油企業140萬噸/年催化裂化裝置為例，煙機出口壓力增加3?5Kpa,參照原設計參數計算了煙機出口壓力變化對催化煙機輸出功率的影響。

表3.1.4-1催化煙機輸出功率損失率（計算）煙機參數設計工況1工況2工況3工況4工況5工況6煙機入口干基流量點372.372.372.372.372.372.37煙機入口壓力）（絕）/MPa0.320.320.320.320.320.320.32煙機入口溫度/℃650650650650650650650煙機出口壓力（絕）/MPa0.1100.1110.1120.1130.1140.1150.118煙機入口溫度/℃485487489491493495499煙機輸出功率/kW1046810388103101023310157100809855煙機輸出功率損失/kW基準80158235311388613煙機輸出功率損失率，%基準0.761.512.242.973.715.86表3.1.4-2催化煙機輸出功率的損失導致的電費背壓每增加（KPa）煙機減少輸出功率（KW）每年正常開工時間（h）多支出電費（萬元）1KPa80840067.22KPa1588400132.723KPa2358400197.44KPa3118400298.25KPa3888400325.928KPa6138400514.92注：電費1KW=1.0元.1.5不同技術方案的比較1、概述催化裝置煙氣經余熱鍋爐回收熱能后外排，由于催化裝置加工的原料中硫含量比較高，造成余熱鍋爐的外排煙氣中SO2含量超標；而催化劑再生造成余熱鍋爐的外排煙氣中粉塵含量超標，煙氣不能直接排放，需對煙氣進行治理。目前催化裂化裝置再生煙氣凈化技術主要有:原料油加氛預處理技術、煙氣硫轉移助劑技術和煙氣脫硫技術。（1）煙氣硫轉移助劑技術SOx轉移劑將SO2氧化為SO3后在生成硫酸鹽。己負載金屬硫酸鹽的硫轉移劑隨催化裂化再生催化劑進入提升管反應器后，在還原氣氛下，金屬硫酸鹽中的硫被還原、水解，生成H2S，并轉入催化裂化氣體產物中，經分離后由硫碳回收裝置回收H2S，從而避免硫排入大氣中。煙氣硫轉移劑自身也得以還原再生，隨帶炭的催化裂化待生催化劑循環進入再生器中，重新發揮降低SOx排放的作用。使用硫轉移劑可以在一定范圍內降低催化裂化煙氣中的SOx含量，一般適用于煙氣SOx含量較低的FCCU,目前世界上大多數的催化裝置使用過硫轉移劑對煙氣進行脫硫，操作方法簡單、投資小、見效快，但也存在一定的局限性。a硫轉移助劑對再生煙氣SOx的脫除率與催化裂化裝置再生器的結構和再生工況密切相關，尤其在貧氧再生工況下，即使添加大劑量的硫轉移助劑，SOx的脫除率仍然較低。b對于富氧再生裝置，其部分裝置受原料硫含量高影響，雖然使用硫轉移劑以后煙氣中S02濃度有明顯下降，但仍不能滿足排放指標要求。c使用硫轉移助劑后，會造成干氣、液化氣中H2S含量大幅度上升，從而增加了干氣脫硫、液化氣脫硫以及硫磺回收裝置的負荷，對硫回收裝置存在瓶頸的煉廠，不適合使用硫轉移助劑。d硫轉移助劑價格較為昂貴e使用硫轉移助劑無法解決煙氣中的粉塵等其他污染物排放超標的問題。目前煙氣硫轉移劑主要應用在沒有煙氣脫硫設施的催化裂化裝置，作為控制S02排放超標的臨時控制措施。（2）原料加氫處理技術原料油加氫預處理的目的是將非徑類物質含有的雜原子S、N、0分別轉化為H2S、NH3、H2O,有機金屬化合物轉化為金屬硫化物而加以脫除，其主體部分生成相應的烴類。對催化裂化原料進行加氧預處理，可明顯降低硫含量，但要達到較高的脫硫率，需要進行深度加氫，反應條件較茍刻，操作費用大幅度增加，同時原料油加氫預處理技術無法達到降低催化裂化再生煙氣顆粒物的目的，必須與三級旋風技術和靜電除塵技術組合，才能達到降低催化再生煙氣顆粒物排放的目的，這就進一步增加了投資和操作費用。總之，原料油加氫預處理不是以控制催化裂化再生煙氣污染物排放為目的，而是為了獲得更好的產品質量和經濟效益。（3）煙氣脫硫除塵技術FCC裝置煙氣除塵脫硫設施對技術的成熟度、設備可靠性、工程設計和施工要求都比較苛刻。要求其脫硫系統的煙氣阻力低、除塵效率高，結構緊湊占地少，并且要滿足操作彈性大，適應工況范圍廣、運行周期長等額外要求。目前國內外應用較為普遍的FCC煙氣脫硫技術多為濕法洗滌技術，即將煙氣與一種堿性吸收劑反應來消除煙氣中SOx與顆粒物。根據吸收劑是否可以再生，可進一步分為非再生濕法洗滌工藝和再生濕法洗滌工藝。其中對于非再生濕法洗滌工藝，由于吸收劑NaOH溶解度大，效率高，能減緩對脫硫塔的磨損，延長脫硫系統運行周期的優點而得到最多的使用。濕法洗滌脫SOx設施一般由吸收（洗滌）單元和廢液凈化處理單元組成，前者是煙氣脫硫技術的核心。應用較多的有諾頓公司的VSS技術，DuPontBELCO公司的EDV技術、Exxon公司的WGS技術等。每種技術的提供商所提供的技術均擁有獨到之處使其技術與其他技術相區別。國內催化裂化煙氣脫硫技術研究相對來說，起步較晚，主要有煤炭工業濟南設計研究院有限公司，北京綠葉環保科技有限公司中國石化寧波技術研究院等機構，多為參考電廠燃煤鍋爐煙氣的治理，以及模仿BELCO公司的EDV工藝而來，一定程度上降低了工程投資，但在技術的成熟度、設備可靠性、工程設計和施工要求等方面與國外技術相比仍有一定的差距。3.1.6國外脫硫技術（1）美國Belco公司的非再生濕法洗滌工藝（EDV）該技術于1994年完成第一套商業應用。EDV由急冷噴嘴、多層吸收噴嘴及濾清模塊（濾清模塊有多個文丘里組成）水珠分離器組成。自1994年開始工業化應用后，已顯示出其優異的操作性能和可靠性。迄今全球超過90套FCC裝置配套了EDV設施。國內投運的裝置主要有中石化燕山200萬噸/年催化裂化，廣石化分公司100萬噸/年重油催化，中石油蘭州公司300萬噸/年重油催化，中石化北海分公司170萬噸催化，上海石化350萬噸/年重油石化，以及金陵石化、匯豐石化、揚子石化、新海石化等十幾套煙氣脫硫項目。EDV系統的工藝采用分層式的煙氣凈化處理程序。使用NaOH作為吸收劑，該技術將激冷和吸收模塊、濾清模塊（小文丘里管）、水珠分離器等幾個部分設置在一座塔內，洗滌流程簡圖如下：外川案濯‘木北惘"1外川案濯‘木北惘"1迪涌模塊TT1111煙氣進入洗滌塔后，在激冷區達到降溫飽和，并除去氣體中較大的顆粒；在吸收區，隨后與多層專用噴嘴噴出的吸收液逆向接觸，脫去SO2。微細顆粒和微細水珠在噴嘴上方的濾清模塊中被清除，凈化的煙氣進入水分離器進行氣液分離。分離液滴后的清潔氣體通過上部的煙囪排入大氣，吸收劑溶液循環使用，同時將排出部分洗滌液進入排出液處理系統。EDV濕法洗滌系統的優點是：1、系統脫除SO2效率大于95%。2、濾清模塊對于細小粉塵具有較好的捕捉效率，能過達到顆粒物（20mg/Nm3的排放要求。3、系統穩定可靠，對于催化劑跑劑、余熱鍋爐或CO鍋爐吹灰等異常工況表現出優異的抗沖擊能力。但EDV系統的壓降在3.5kpa以上，對于上游余熱鍋爐和煙機做功有不利影響。（2）美國EXXON公司非再生濕法洗滌工藝（WGS）1974年，當時在Exxon公司工作的JohnCunic先生（先就職于美國諾頓公司）開發了第一套FCCU煙氣洗滌技術，將噴射式文丘里管JEV應用到催化裂化煙氣脫硫裝置上。也就是現在由Hamon公司出售的WGS技術（ExxonMobil授權Hamon工程公司進行WGS技術的出售及設計工作）。該工藝主要包括兩部分：濕法氣體洗滌裝置（WGSR）和凈化處理裝置（PTU）。使用堿性溶液作為吸收劑（洗滌液）。煙氣首先進入WGSR,并在其中脫除顆粒和SOx。WGSR主要包括

一個文丘里管和分離塔。吸收劑與煙氣同向進入文丘里管，吸收過程發生在文丘里管湍流部分。吸收劑液體在縮徑段的壁上形成一層薄膜，然后在咽喉段的入口被分割成液滴，由于相對速度差的存在，氣體與液滴間發生慣性碰撞，催化劑顆粒在咽喉段被捕捉，用緩沖溶液洗滌除去；SOx在咽喉段和擴徑段被吸收，生成亞硫酸鈉及硫酸鈉。氣液混合物進入分離塔中，實現清潔氣體與臟吸收劑液體分離。分離塔中的脫夾帶設施具有高效、低堵塞、低壓力降的特點，將氣體夾帶的吸收劑液體脫除。清潔氣體通過分離器上部的煙囪排入大氣。吸收劑溶液循環使用，為防止催化劑積累，裝置運行中將排出部分洗滌液進入洗滌液處理裝置。1974年世界第一套催化煙氣脫硫裝置在Exxon煉油廠，之后一段時間只在該技術的原有擁有者的Exxon煉油廠內建成幾套，其中僅1990年代投產的就有7套。但是目前埃克森美孚，康菲石油，殼牌，BP，墨西哥石油公司等煉油廠均有多套煙氣脫硫裝置在運行。1993年-2002年WGS的技術由諾頓公司完成全部的設計、升級、維護改擴建。2003-2005年由諾頓公司幫助Exxon公司培訓Hamon公司，但是Hamon公司公司不掌握數據模型，因此無法完成文丘里的計算，只能照辦同等裝置的尺寸。因此能耗和投資都不能結合實際。Exxon公司現把WGS技術授權由Hamon公司做PDP，Hamon公司的濕氣洗滌工藝(WGS)如圖所示。2013年，中國石油工程建設公司大連設計分公司引進美孚WGS技術的使用權，限用于中石油內部催化裂化裝置再生煙氣的脫硫凈化。WGS工藝流程如下：目前，國內中石油格爾木石化、中石油寧夏石化、化等多套催化裝置均選用了此技術。該技術能夠實現SO2V100消沽氣體配液漁伊力下石化、中石油大慶石3目前，國內中石油格爾木石化、中石油寧夏石化、化等多套催化裝置均選用了此技術。該技術能夠實現SO2V100消沽氣體配液漁伊力下石化、中石油大慶石3,顆粒物（20mg/Nm3的排放要求。(3)美國諾頓公司的VSS脫硫工藝Norton公司成立于1993年，同時世界第一套催化煙氣脫硫裝置的發明者JohnCunic先生同時來到諾頓公司，自1993年至今ExxonMobil的催化煙氣脫硫裝置的維護、擴建、新建以及ExxonMobil授權BP等公司使用的WGS均由諾頓公司完成設計和設備提供。2001年美孚公司要求諾頓公司成為其WGS技術銷售商及技術提供商，諾頓公司拒絕。同年諾頓公司開發完成擁有自主知識產權的催化裂化煙氣洗滌技術VSS。美國Norton工程咨詢有限公司已在國外設計完成多個類似的煙氣脫硫項目：如2002完成的美國BP石油Carson煉油廠的430萬噸/年催化裂化配套的煙氣脫硫項目（煙氣量約為60萬Nm3/h）；2001完成的克森美孚（ExxonMobil）Beaumont煉油廠的690萬噸/年催化裂化配套的煙氣脫硫項目（煙氣量約為100萬Nm3/h）；2004年完成的Motiva公司（沙特阿拉伯煉油公司與殼牌石油合資公司）Convent煉油廠570萬噸/年催化裂化配套的煙氣脫硫項目（煙氣量約為85萬Nm3/h）。目前，諾頓公司VSS技術已經在山東京博石化65萬噸/年催化裂化煙氣脫硫裝置、山東京博石化200萬噸/年催化裂化煙氣脫硫裝置，華聯石化200萬噸/年催化裂化煙氣脫硫裝置使用。以上裝置均正常運行。VSS技術和WGS技術類似，當相對于WGS技術，也有其獨特的特點：1、VSS技術是WGS技術基礎上的升級和改造，運行更加平穩，脫硫除塵效率更高。2、諾頓公司開發了自己專屬的粉塵捕捉和SO2吸收模型，并積累了長達30多年的大量的運行和測試數據，這些數據幫助VSS的模型經過了多年的微調和校準，使得文丘里的設計更為精準和富有效率。3、諾頓公司一直致力于文丘里設備的持續研發。美孚公司在靈活焦化、催化裂化等裝置方面的文丘里設備全由諾頓公司設計，目前為了適應中國目前催化運行和開工狀況，諾頓公司開發了更適合中國催化的更加靈活的VSS系統（尺寸小型化，操作更加靈活）。4、VSS精確工藝模型，可準確計算去除SOx和固體顆粒物所需要的消耗，這確保了系統消耗的精確和最少化，特別是漿液泵的選擇更為精確和合理，最大程度上的降低能耗。5、VSS技術重新優化了文丘里噴嘴的設計，并對其材質進行了改造和升級。VSS技術的噴嘴為美國進口，通常使用壽命為15-20年，文丘里主體設備由美國在中國的工廠監制。專有設備諾頓可做出5年的質量保證承諾，6、WGS技術專有設備的設計和供貨商與VSS不同，文丘里特別是噴嘴其使用壽命保證期僅在3年左右，更換費用昂貴。（4）可再生濕法洗滌工藝①貝爾格公司Labsorb工藝Labsorb工藝使用一種可再生的非有機藥劑一磷酸鈉溶液來吸收SO2,磷酸鈉溶液在EDV洗滌器中循環，與煙氣中SO2反應將其脫除，富含SO2的溶液送入Labsorb再生系統再生。富含SO2的溶液再生之前，先與再生后的貧溶液換熱并用蒸汽進一步加熱后送入Labsorb雙循環蒸發系統，通過兩次加熱、分離。冷凝后分離出水分和SO2,不含SO2的貧溶液返回洗滌系統；蒸發后的水分和SO2再進入汽提塔，汽提塔頂設置冷凝裝置，氣體有冷凝液冷卻，冷卻后SO2濃度達到90%送到硫磺回收裝置，汽提塔底排出的貧溶液返回洗滌系統。該工藝的優點是：煙氣凈化度高，溶劑為常規的化工原料(NaOH+H2PO4)，價格便宜，熱穩定性和化學穩定性好，年消耗量僅為開工用量的2%。缺點是：流程較復雜，投資較高，操作較復雜；因SO2純度僅為90%，不能直接生產SO2成品，只能采用硫磺回收或生產硫酸的工藝處理，成本較高，而且由于此技術使用了EDV系統進行洗滌，同樣存在壓降過高的問題(壓降高于7kPa)。②加拿大Cansolv可再生濕法洗滌工藝Cansolv工藝由煙氣預洗滌、溶劑吸收、溶劑再生、熱穩定鹽凈化等系統組成。自催化裂化來的高溫再生煙氣在預洗滌器與急冷水直接逆向接觸，再生煙氣被急冷并飽和，其中的粉塵及微量被吸收。急冷水經冷卻后循環使用，部分急冷水用過濾器連續過濾，過程煙氣急冷降溫產生的含塵廢水經注堿處理后排入污水處理場處理。急冷后的煙氣預再生系統來的貧胺液逆向接觸，煙氣中的SO2被胺液吸收，凈化后的再生煙氣預煙氣換熱后排入催化煙囪放空。吸收了的富溶劑經泵加壓和貧富溶劑換熱后如再生塔，塔底由重沸器供熱，塔頂氣體經冷卻后進入分液罐，分離出的酸性氣送至硫磺回收裝置，分離出的酸性液經泵返塔作為回流。塔底貧液經貧富溶液換熱器換熱并進一步冷卻后泵送至吸收塔循環使用。在貧液進吸收塔前分流少量的貧液送入熱穩定鹽凈化設施脫除其中的熱穩定鹽。該工藝優點是：煙氣凈化度高，溶劑熱穩定性和化學穩定性好，年消耗量為開工用量的20-30%。缺點是：能耗較高，1噸溶劑循環量需要低壓蒸汽200-300kg/h；系統壓降大，對于固體含量在200mg/m3煙氣，系統壓降為550mmH2O；預處理部分運行在強酸環境下，整體投資較高。國內催化煙氣脫硫除塵工藝（1）中石化洛陽工程公司的有機胺法中石化洛陽工程公司對有機胺法脫硫工藝進行了研究，該方法與加拿大Cansolv可再生濕法洗滌工藝較為類似。其工藝采用具有專利技術的LAS吸收劑（有機胺）在脫除催化煙氣中的SOx的同時脫除催化劑粉塵，SO2回收利用，基本不產生二次污染。該方法在濟南煉油廠140萬噸/年催化裝置進行了工業化應用，建成后為國內第一套工業化運行裝置。該方法的優缺點也與Cansolv法類似。（2）空塔噴淋脫硫技術現在部分地方煉油廠如利華益集團、海科石化、恒源石化等單位選用了濟南煤炭院、北京綠葉等公司的空塔噴淋脫硫技術，但技術大都來源于鍋爐煙氣脫硫技術或其他工業廢氣治理技術，在煉油廠催化裝置并不很實用，不能滿足當前國家環保政策，特別是粉塵排放的要求。

噴淋脫硫塔示意圖典型的國產噴淋除塵脫硫系統的主體是除孟在廢液冷忱單而煙氣首先進入具有噴霧降溫作用的噴淋脫硫塔示意圖典型的國產噴淋除塵脫硫系統的主體是除孟在廢液冷忱單而煙氣首先進入具有噴霧降溫作用的傾斜煙氣進口或者換熱器，進行煙氣降溫、預脫硫除塵，然后進入脫硫塔，利用脫硫循環泵將脫硫液由塔底輸送到各噴淋層（帶有噴嘴），進行深度脫硫和除塵，經過噴淋區后，煙氣中會夾帶部分霧滴，再經過塔頂部的除霧單元將其去除，凈煙氣由煙囪排放。在鍋爐中煙氣脫硫技術一般配套濕式靜電除塵器（WESP）來實現粉塵的去除，WESP能有效收集亞微米顆粒和酸霧，和濕式洗滌塔配合，對粉塵的脫除效率可達95%。但在催化裝置上對靜電除塵器的安全性有較高的運行要求，特別是煙氣中CO濃度過高，或者FCC裝置開停車和事故時，應該預防烴類進入WESP殼體，避免產生火花引起爆炸。除德國GEA公司的WESP外，國內外的WESP在催化裝置的安全性尚未得到驗證，然而簡單引用鍋爐脫硫煙氣技術基本不能實現顆粒物的高效捕捉，除塵很難達標，更不能滿足國家日益提高的環保要求。表3.1.7-1國產噴淋技術評估優缺點國產噴淋技術評估優點缺點工藝簡單，投資低沒有除塵措施，不能滿足國家對于粉塵的排放要求脫硫尚能滿足國家（100mg/Nm3的排放要求多層噴嘴，數量多，壽命短，更換困難操作彈性小，沒有考慮吹灰跑劑，補充水和堿液中斷等異常工況，運行穩定性差系統壓降2?3kpaWESP轉置存在安全隱患除霧效果差，或沒有除霧設備，存在酸雨和煙囪腐蝕隱患設計標準低，多選用低價碳鋼+玻璃鱗片材質，已證明并不可靠。(3)雙堿法脫硫除塵工藝雙堿法脫硫工藝是典型的一種在燃煤鍋爐上使用的空塔噴淋脫硫技術方案，其中北京七零一所在中石化燕山分公司80萬噸/年催化裝置進行了工業化試驗，于2011年建成投用雙堿法脫硫除塵工藝以石灰漿作為主脫硫劑，鈉堿不斷循環利用。由于在吸收過程中以鈉堿作為吸收劑，相比于石灰石-石膏法工藝減少了脫硫系統的結垢問題，提高運行的安全性，相比于純鈉堿脫硫工藝減少了NaOH的使用量，有效降低了運行成本。目前雙堿法工藝在實際運行中存在裝置易堵塞，置換效果不理想等問題，限制了其推廣使用。(4)中國石化寧波技術研究院的濕式雙湍流脫硫除塵工藝濕式雙湍流脫硫除塵工藝是中石化寧波技術研究院為打破國外FCC脫硫除塵技術壟斷，經過自主研發，形成了一套自有的雙循環湍沖文丘里濕法除塵鈉法脫硫一體化技術，目前該裝置在鎮海煉化已經開車成功，目前國內目前也有幾套裝置在建設當中，能夠滿足SO2<100mg/Nm3,顆粒W<20mg/Nm3的排放要求。該技術采用了具有專利技術的文丘里組件和湍沖組件，以高效雙塔雙循環煙氣脫硫系統為核心，形成煙氣分級處理、吸收液分級配置的煙氣脫硫除塵工藝，具有脫除效率高、裝置規模小、抗粉塵沖擊能力強等特點。但由于采用了雙塔設計，工藝流程相較于國外工藝略顯復雜，壓降也相對較高，運行成本較高。脫硫工藝技術的比選1、概述包括國外國內的諸多技術在內的所有的濕式洗滌技術的運行基礎原理其實是相同的。所有的這些系統都是通過制造液滴用來與煙氣接觸來捕捉粉塵，并吸收酸性氣體。各種不同的洗滌系統的區別在于液滴形成的方式及氣液接觸的方式不同。從催化裂化裝置再生煙氣特點來說，國內電力行業常用的布袋除塵或靜電除塵，以及普通的濕法脫硫技術均不能滿足其除塵的要求，目前市場上FCC脫硫系統，粉塵被去除主要是利用了固體顆粒物粉塵與液滴的慣性碰撞。不同的系統采用了不同的設備布置來制造并且保持顆粒物與液滴之間的速度差異。這些設備中，無論是諾頓公司的VSS系統，還是Exxon的WGS，Belco的EDV（過濾模塊實際上為一個洗滌器）都不約而同將文丘里作為顆粒物捕捉的技術手段。由于文丘里顆粒物去除模型的建立是一項繁瑣和持久的工作，我國對其技術的研究起步較晚，多數的國產脫硫技術提供商，沒有能力為客戶提供自己的文丘里解決方案，因此對于國產噴淋技術，如何改進自己的方案，提高粉塵的去除效率是一項艱巨而長久的挑戰。本項目考慮到國內催化煙氣脫硫除塵技術運行案例較少，技術有待成熟，故優先選擇技術較為成熟的國外脫硫除塵工藝，并對國外工藝進行了比較，具體對比情況詳見下表：

表3.1.8-1催化裂化煙氣脫硫工藝對比表工藝名稱VSS工藝EDV工藝WGS工藝Cansolv工藝專利商美國NortonEngineering公司美國Belco公司美國Exxon公司，哈曼公司加拿大Cansolv公司工藝描述系統由文丘里洗滌（VSS）和凈化處理單元（PTU）兩部分組成系統由激冷段、濾清模塊、噴水塔、水珠分離器和廢液處理段組成系統由濕式氣體洗滌（WGS）和凈化處理單元（PTU）兩部分組成。在WGS部分使用4根文丘里管。系統由煙氣預洗滌、溶劑吸收、溶劑再生、熱穩定鹽凈化等系統組成。系統復雜程度簡單。在文丘里管內，煙氣降溫，SO2吸收和顆粒物吸收的洗滌一步完成復雜。洗滌過程分為煙氣降溫、顆粒物洗滌和SO2洗滌三部分。簡單。在文丘里管內，煙氣降溫，SO2吸收和顆粒物吸收的洗滌一步完成復雜系統可靠性高低中等低操作彈性高低高低吸收劑NaOH溶液、Mg（OH）2溶液或其他堿性溶液NaOH溶液NaOH溶液有機二胺溶液脫硫效率，%>98>95>95>98系統壓力降JEV零甚至負壓HEV3-7kPa4-7kPaJEV零甚至負壓HEV3-7kPa5.5kPa關鍵部件-循環泉1組（1備1用），揚程低，電耗低。2組（2備2用），揚程高，電耗高。1組（1備1用），揚程高，電耗高。關鍵部件-噴嘴只采用1-2個噴嘴（與文丘里管根數相同），噴嘴的耐用性和可靠性非常高，使用壽命15年。一般使用5層噴嘴，維護成本高，維修難度大。一般運行2-3年就因磨損問題需要進行更換，影響長周期運行。噴嘴為專用設備，更換一套約30萬美元，且施工難度大，成本高采用4個噴嘴（與文丘里管根數相同），使用壽命約為5年。投資（相對）0.7511.12長期運行5年以上2-3年5年以上2-3年占地面積最小較大中等較大2、工藝技術的比較表3.1.8-2工藝流程對比美國貝爾格EDV技術美國諾頓VSS技術脫硫效率>95%>95%塔形式噴淋塔文丘里洗滌阻力降<5Kpa<1kpa脫硫劑32%NaOH32%NaOH優缺點系統整體壓降＞3kPa,煙氣脫硫洗滌急冷段合金材質，其余為不銹鋼材質，投資高，國外71套穩定運行裝置，國內〉10套系統整體＜1kPa,塔本體采用不銹鋼材質，投資較低，國外30余套穩定運行裝置，國內已經有3套由上表可知，美國貝格爾EDV技術和美國諾頓VSS技術均比較成熟，運行穩定。但VSS系統在壓降方面具有較大的優勢。3、不同技術原料和公共消耗對比表3.1.8-3原料和公用工程消耗對比（以某企100萬噸項目為例）單位美國貝爾格EDV技術美國諾頓VSS技術公用工程除鹽水t/h20.417.2t/a171360144480kg/kgSO9479新鮮水t/h22t/a1680016800kg/kgSO9.29.2循環冷卻水t/h33t/a2520025200kg/kgSO 2 13.813.8電KW/h420248Kwh/a35280002016000Kwh/kgSO 2 1.941.14儀表風Nm3/h9090Nm3/a756000756000Nm3/kgSO 2 0.420.42吸收劑32%NaOHkg/h12001200t/a1008010080Kg/kgSO04.024.02由上表所知，在循環水、新鮮水、儀表風、吸收劑的方面，兩種技術不分伯仲，但在電量消耗方面，美國貝爾格EDV技術高于美國諾頓VSS技術，在除鹽水量方面，由于諾頓VSS技術能夠適應更高的TDS濃度，廢水外排量較小，除鹽水的補充量也更低。本項目結合自身裝置的實際情況煙氣脫硫技術擬采用上表的VSS工藝，相對于其他的煙氣脫硫技術，VSS工藝具有系統簡單、可靠性高、投資較小、運行時間長等特點。本項目已經與美國諾頓工程咨詢有限公司簽訂了專有技術許可和工程支持服務協議。脫硫廢水處理工藝的比選目前，國內外處理催化煙氣脫硫外排廢水的工藝基本相同，大都采用澄清器+過濾箱