催化裂化烟气除尘脱硫脱硝技术方案

催化裂化烟气除尘脱硫脱硝技术方案
目录
前言 (2)
1.适用范围 (2)
2.规范性引用文件 (2)
3.术语和定义 (3)
3.1催化裂化装置 (3)
3.2除尘脱硫 (3)
3.3脱硝 (6)
3.4可用率 (7)
4.除尘脱硫脱硝技术 (7)
4.1催化再生烟气的特点 (7)
4.2除尘脱硫技术 (8)
4.3除尘脱硫废水处理技术 (9)
4.4脱硝技术 (9)
4.5除尘脱硫脱硝一体化技术 (11)
5.除尘脱硫脱硝技术的选择 (12)
5.1除尘脱硫技术的选择 (12)
5.2脱硝技术的选择 (14)
6.除尘、脱硫脱硝工程设计及技术要求 (15)
6.1烟气系统 (15)
6.2除尘、脱硫工艺及系统 (15)
6.3脱硝工程设计技术要求 (19)
6.4除尘脱硫脱硝一体化工艺及系统 (22)
6.5自动控制系统 (23)
6.6烟气排放在线连续监测系统 (23)
前言
为进一步规范技术选择，指导企业选择合理、高效的烟气除尘脱硫脱硝技术，便于标准化设计、标准化采购、模块化建设安装和统一管理，在对国内外催化裂化烟气除尘脱硫脱硝技术联合调研和综合评价的基础上，特制定本技术方案。

本技术方案规定了公司催化裂化烟气除尘脱硫脱硝装置技术选择及工程设计技术要求。

适用于公司新建及改扩建催化裂化烟气除尘脱硫脱硝装置。

1.适用范围
适用于公司新建及改扩建催化裂化烟气除尘脱硫脱硝项目。

2.规范性引用文件
下列文件中的条款通过本技术方案的引用而成为本技术方案的条款。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本技术方案。

GB 石油炼制工业污染物排放标准（二次征求意见稿）
GB 8978 污水综合排放标准
GB 12348 工业企业厂界噪声标准
GB 18599 一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准
GB 50016 建筑设计防火规范
GB 50160 石油化工企业设计防火规范
GBJ 1987 工业企业噪声控制设计规范
GBZ 1 工业企业设计卫生标准
SH 3011 石油化工工艺装置布置设计通则
SH 3017 石油化工生产建筑设计规范
SH 3004 石油化工企业采暖通风与空气调节设计规范
SH 3038 石油化工企业生产装置电力设计技术规范
SH 3047 石油化工企业职业安全卫生设计规范
HJ/T 75 固定源烟气排放连续监测技术规范
HJ/T 76 固定源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法
HJ 462 工业锅炉及炉窑湿法烟气脱硫工程技术规范
HJ 562 火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法
HJ 563 火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法
HJ 2000 大气污染治理工程技术导则
HJ 2001 火电厂烟气脱硫工程技术规范氨法
HJ 2016 环境工程名词术语
SDEP-SPT-IN2009 仪表选型设计规定
SDEP-SPT-PD2307 防腐蚀涂层技术规定
SDEP-SPT-PD2304 设备和管道保温技术规定
SDEP-SPT-PD2204 管道外伴热规定
SDEP-SPT-IN2001 分散型控制系统（DCS）技术规定
SDEP-SPT-IN2002 安全仪表系统（SIS）技术规定
SDEP-SPT-EP1002 环境保护技术规定
3.术语和定义
下列术语和定义适用于本技术方案
3.1催化裂化装置fluid catalytic cracking unit (FCCU)
将原油蒸馏或其他石油炼制过程中所得的重质馏分油，在高温、一定压力和催化剂作用下使重质馏份油发生裂化反应，转变为裂化气、汽油和柴油等产品和焦炭的过程。

3.2除尘脱硫
3.2.1除尘de-dusting; dust removal; dust separation; dust-collecting
从气体中将颗粒物分离出来并加以捕集、回收的过程。

3.2.2除雾mist separation
从气体中分离或去除雾滴的过程。

3.2.3液气比liquid-gas ratio; liquid-gas flow ratio
净化单位体积（工况状态）的气体所需用的液体量。

3.2.4粒径分布particle distribution; size distribution
又称分散度。

不同粒径范围内的颗粒个数或质量占总个数或总质量的百分数。

3.2.5除尘效率collection efficiency; overall efficiency of separator
单位时间内，除尘器捕集到的粉尘质量占进入除尘器的粉尘质量的百分比。

3.2.6压力损失（阻力）pressure loss
介质通过系统或设备的流动阻力，即介质在入口处与出口处的平均全压之差。

3.2.7除尘器dust collector；dust separator
从含尘气体中分离、捕集粉尘的装置或设备。

3.2.8旋风除尘器cyclone；cyclone separator; cyclong dust separator
利用气流在旋转运动中产生的离心力来分离气流中粉尘的设备。

3.2.9湿式除尘器wet dust collector; wet dust separator；wet scrubber
利用液体的洗涤作用将粉尘从含尘气流中分离出来的除尘器。

3.2.10湿式文丘里除尘器venturi scrubber
含尘气流经过喉管时形成高速湍流，使液滴雾化并与粉尘碰撞、凝聚后被捕集的湿式除尘器。

3.2.11电除尘器electrostatic precipitator
利用高压电场产生的静电力将粉尘从含尘气流中分离出来的除尘装置。

3.2.12折板式除雾器chevron mist eliminator; baffle mist separator
气流通过折流板使雾滴与气体分离的一种惯性力除雾器。

3.2.13电除雾器electrostatic mist precipitator
通过高压电场的作用，使悬浮于气流中的液滴带电，从而被电极吸附，通过振打或冲刷使液滴从金属表面上脱落而被收集的装置。

3.2.14吸收剂absorbent
指脱硫工艺中用于脱除二氧化硫（SO
）等有害物质的反应剂。

2
3.2.15吸收塔scrubber absorber
指脱硫工艺中脱除SO
等有害物质的反应装置。

2
3.2.16除尘脱硫一体化integrated dust removal and desulfurization
在湿法除尘的同时，加入吸收剂将烟气中的SOx一起脱除过程。

3.2.17脱硫效率desulfurization efficiency
指由脱硫装置脱除的SO
2[SOx]量与未经脱硫前烟气中所含SO
2
[SOx]量的百分比，
按公式(2.1)计算：
脱硫效率=(C
1−C
2
)/C1×100%……………………………………………（2.1）
式中：
C 1——脱硫前烟气中SO
2
的折算浓度（基准O
2
含量3%），mg/m3(干基)；
C 2——脱硫后烟气中SO
2
的折算浓度（基准O
2
含量3%），mg/m3(干基)。

3.2.18副产物by product
指脱硫工艺中吸收剂与烟气中SO
2
等反应后生成的物质。

3.2.19废水waste water
指脱硫工艺中产生的含有污染物，包括重金属、悬浮性杂质和酸性物质等的污水。

3.2.20钠法烟气脱硫sodium flue gas desulphurization desulfurization; sodium FGD process
简称钠法。

以钠基物质作吸收剂（包括NaOH、Na
2CO
3
、NaHCO
3
）脱除烟气中的SO
2
[SOx]
的湿式烟气脱硫工艺。

3.2.21镁法烟气脱硫magnesium flue gas desulfurization; magnisium FGD process
简称镁法。

以镁基物质作吸收剂（包括Mg（OH）
2、MgOH），脱除烟气中的SO
2
[SOx]
并回收副产物（如硫酸镁等）的湿式烟气脱硫工艺。

3.2.22双碱法烟气脱硫dual alkali scrubbing FGD process
简称双碱法，是先用活性极强的钠碱作为吸收剂吸收SO
2
[SOx]，然后再用钙碱对吸收液进行再生，由于在吸收和吸收液处理中使用了不同类型的碱，故称为钠钙双碱法。

3.2.23氨法烟气脱硫ammonia flue gas desulfurization; ammonia FGD process
简称氨法。

以氨基物质作吸收剂，脱除烟气中的SO
2
[SOx]并回收副产物（如硫酸铵等）的湿式烟气脱硫工艺。

3.2.24可再生法烟气脱硫renewable flue gas desulfurization; renewable FGD process
简称可再生法。

是采用可再生的吸收剂溶液对烟气进行洗涤，将烟气中的SO
2
[SOx]
吸收，生成不稳定性的盐类富吸收溶液，再进一步对盐类富吸收溶液进行加热再生，再生后的吸收剂循环使用。

再生释放出的SO
2
[SOx]纯度大于90％，可作为炼油厂内
硫磺回收装置的原料生产硫磺，主要是有机胺法和无机缓冲液法（H
3PO
4
和NaOH混合
吸收液）。

3.3脱硝
3.3.1脱硝系统denitrification system
采用化学的方法脱除烟气中氮氧化物（NO
x
）的系统。

3.3.2催化剂catalyst
参与化学反应中间历程，能选择性地改变化学反应速率，而本身的数量和化学性质在反应前后基本保持不变的物质。

3.3.3选择性催化还原法selective catalytic reduction（SCR）
利用还原剂（氨或尿素）在催化剂作用下有选择性地与烟气中的氮氧化物（NO
X
）发生化学反应，生成氮气和水的方法。

3.3.4选择性非催化还原法selective non-catalytic reduction（SNCR）
利用还原剂（氨或尿素）在不需要催化剂的情况下有选择性地与烟气中的氮氧化物（NOx）发生化学反应，生成氮气和水的方法。

3.3.5低氮燃烧low-nitrogen oxides combustion technology
通过改进燃烧设备或控制燃烧条件，降低燃烧过程中氮氧化物产生的技术。

3.3.6催化剂活性catalytic activity
衡量催化剂加速化学反应速度效能的尺度。

3.3.7催化剂中毒poisoning of catalyst
微量外来物质的存在使催化剂活性和选择性下降的现象。

3.3.8脱硝效率denitrification efficiency
指由脱硝装置脱除的NO
x 量与未经脱硝前烟气中所含NO
x
量的百分比，按公式(2.2)
计算：
脱硝效率=(C
3−C
4
)/C3×100%……………………………………………（2.2）
C
3——脱硝前烟气中NO
x
的折算浓度，mg/m3；
C
4——脱硝后烟气中NO
x
的折算浓度，mg/m3。

3.3.9氨逃逸质量浓度ammonia slip
烟气脱硫或脱硝设施运行时，反应器出口单位烟气体积中氨的质量。

3.4可用率availability
指除尘脱硫脱硝装置每年正常运行时间与催化裂化装置每年总运行时间的百分比，按公式(2.3)计算：
可用率=(A−B)/A×100%……………………………………………(2.3)
式中：
A——催化裂化装置年的总运行时间，h。

B——除尘脱硫脱硝装置年因除尘脱硫脱硝装置故障导致的停运时间，h。

4.除尘脱硫脱硝技术
4.1催化再生烟气的特点
催化裂化装置原料油中通常含有硫醇、硫醚、环硫醚、硫酚、噻酚等含硫化合物，在催化裂化反应过程中，部分含硫化合物转化为硫化氢和噻酚等存在于反应油气和油品中，部分含硫化合物则转化成结构复杂且相对分子质量较大的缩合物存在于油浆和焦炭中。

焦炭中的硫通过燃烧生成为硫氧化物（SO
x
），其浓度与原料硫含量、焦炭产率和再生方式有关。

未进行和进行预加氢处理的催化原料，分别有10%～15%和15%～30%的硫转移到焦炭中。

这些含硫焦炭在再生器中与主风中的氧气发生氧化反应生成烟气，经回收催化剂和压力能后，再进入余热锅炉或CO锅炉进一步回收热能，最后
进入烟气净化系统除尘脱硫脱硝。

催化裂化烟气中的NO
x
主要来自催化原料中的含氮化合物，其生成量还与再生方式、再生操作条件以及添加CO助燃剂和催化剂上的重金属含量等有关。

催化裂化烟气特点是：
(1)烟气中NO
x 和SO
x
浓度波动大，一般SOx浓度为700～4500 mg/m3，NO
x
浓度为
50～400mg/m3。

(2) 余热锅炉或CO锅炉出口再生烟气温度相比动力锅炉出口烟气高（正常温度180～230℃，催化余热锅炉或CO锅炉故障时最高温度可达350～500℃）；
(3) 烟气中颗粒物浓度波动大。

催化再生烟气中颗粒物含量主要与旋风分离器的级数和性能有关。

在正常工况下，经过再生器一级和二级旋风分离器以及三级旋风分离器（三旋）颗粒物浓度为150～200 mg/m3；当旋风分离器故障时，颗粒物浓度更高；为了保证余热锅炉或CO锅炉在较高的效率下运行，需要定期对余热锅炉或CO锅炉“吹灰”（每天1次，每次1～2小时），吹灰时最大浓度可达到3000～4000mg/Nm3；
(4) 经过“三旋”后烟气携带的颗粒物大部分为催化剂细粉，粒径较小（0～5µm 粒径约占70%以上），硬度较大。

(5) 除尘脱硫脱硝设置在催化裂化装置流程“末端”，要求与催化裂化装置同步运行，连续运转时间不少于3年；
(6) 新增除尘脱硫脱硝装置的压降影响上游催化烟机、余热锅炉或CO锅炉运行，直接影响催化裂化装置的运行成本和经济效益；
(7) 早先设计的催化裂化装置设计没有预留烟气除尘脱硫脱硝设施位置，同时催化余热锅炉或CO锅炉与烟囱之间的距离短，平面和空间都受限制。

由于催化裂化烟气的上述特点，其除尘脱硫脱硝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。

4.2除尘脱硫技术
4.2.1概述
早期国外催化裂化装置烟气治理，采用单独净化粉尘处理技术，主要设备采用静电除尘器或耐高温的过滤器。

近年来，随着环保标准对排放要求的提高，由于静电除尘技术需要的占地面积大、除尘效率不能满足要求，逐步被效率更高的湿法除尘所替代。

控制催化裂化装置SO
x 排放的主要措施包括：烟气脱硫、FCC装置使用SO
x
转移剂
和原料加氢处理。

4.2.2使用SO x转移剂和原料加氢预处理降低催化裂化烟气中的SO x浓度
使用SO
x 转移剂的脱硫机理是在再生器中将SO
2
氧化成SO
3
后再生成硫酸盐。

当催
化剂循环到提升管和沉降器时，在蒸汽和其它还原介质的作用下硫酸盐转化成H
2
S。

SO
x
转移剂必须有适宜的物理性能和化学性能，减少对催化裂化催化剂的活性和流动性，减少对催化裂化产品收率影响。

催化原料预加氢处理是一种有效的SO
x
控制方式，通过降低催化原料的硫含量，
使焦炭的硫含量也相应降低，烟气中SO
x
浓度从而随之下降。

但原料硫含量和焦炭硫
含量之间并非线性关系，当加氢脱硫率达90%时,烟气中的SO
x
浓度减少75%～80%，
而加氢脱硫率达到95%～99%时，烟气中的SO
x
浓度可降低94%～98%。

4.2.3除尘脱硫技术
目前催化裂化烟气除尘脱硫采用效率较高的湿法洗涤一体化技术居多，在脱除
颗粒物的同时脱除SO
x
，且以钠法烟气脱硫为主，其脱硫吸收剂采用强碱NaOH，除尘脱硫后产生副产物高含盐脱硫废水（主要成份为硫酸钠、亚硫酸钠和硫酸氢钠），经装置内废水预处理装置处理达标后直接排放。

该方法，工艺相对简单，操作方便，但存在含盐废水排放的二次污染问题。

为降低生产运行成本，也有采用MgO烟气脱硫技术。

另外，也有使用湿法双碱法烟气脱硫技术进行催化裂化烟气除尘脱硫，但由于其流程较长，长周期运行较难，应用业绩不多。

随着加工原油的劣质化，催化裂化烟气中的SO
x
浓度较高，可再生法烟气脱硫技
术开始应用，主要是采用湿法洗涤除尘、吸收剂脱硫和解吸并回收SO
2
送至硫磺回收装置生产硫磺，再生吸收剂作为贫液返回吸收系统再循环利用，如湿法除尘+有机胺法脱硫技术；通过吸收剂化学反应直接生成可利用副产物，如湿法除尘+无机氨法脱硫技术。

这些回收法技术可以有效降低运行成本，避免二次污染。

4.3除尘脱硫废水处理技术
除尘脱硫废水处理一般包括澄清、过滤、提浓、氧化、脱水干化等过程。

目前，国内处理催化裂化烟气除尘脱硫外排的废水技术有两种，一是引进行技术，采用“澄清器+过滤箱+氧化罐+过滤器”流程；二是中石化自主技术，采用“胀鼓式过滤器+浓缩罐+氧化罐+真空带式脱水机”流程。

4.4脱硝技术
4.4.1概述
催化裂化装置进料氮含量在0.005%～0.5%之间，在催化裂化过程中，大量的碱性氮化合物被催化剂吸附，并转移到焦炭中，当焦炭在再生器中烧焦再生时，氮被氧
化成NO
x 。

这部分NO
x
受温度影响较小，它主要受焦炭中氮含量多少、氧的浓度影响，
催化原料为劣质重油时， NO
x
排放更为显著。

从催化裂化装置的运行经验来看，烟气
中的NO
x
生成量还与添加CO助燃剂（特别是含铂）和催化剂上的重金属有很大关系。

现有的控制和脱除NO
x 技术主要包括：脱NO
x
助剂和烟气脱硝技术等。

脱NO
x 助剂的加入能有效脱除NO
x
，不需要改造再生器，较好的脱NO
x
助剂可以实
现70%以上的NO
x
脱除效果。

烟气脱硝技术是通过还原剂把烟气中的NO
x 还原成N
2
的一种技术，包括选择性催
化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）及综合法（SNCR+SCR）。

还原剂是一些含氮的氨基物质，常用还原剂包括液氨、氨水和尿素。

在催化裂化烟气脱硝中，由于余热锅炉炉膛温度较低，脱硝技术以SCR居多，SNCR技术应用不多。

4.4.2SCR脱硝技术
SCR技术是将还原剂（如氨水、尿素）喷入余热锅炉或CO锅炉蒸发器下游300～400℃的烟道内，在催化剂作用下，NH
3
与NOx进行选择性催化还原反应生成无害的
N 2和H
2
O。

喷氨量与NO
x
入口浓度及NO
x
的脱除效率有关。

工艺设计一定要保证喷氨量
满足脱除NO
x
的需要，同时不会产生大量的氨逃逸。

SCR技术的反应温度窗口为300℃～400℃。

在反应温度较高时，催化剂会产生烧结及（或）结晶现象；在反应温度较低时，催化剂的活性会因为硫酸铵在催化剂表面凝结堵塞催化剂的微孔而降低脱硝效率。

4.4.3SNCR脱硝技术
SNCR技术是利用机械式喷枪将氨基还原剂（如氨水、尿素）溶液雾化成液滴喷
入炉膛，在850～1100℃温度区域和没有催化剂的条件下，NH
3与NO
x
进行选择性非催
化还原反应，生成N
2与H
2
O。

喷入炉膛的气态NH
3
同时参与还原和氧化两个竞争反应：
温度超过1100℃时，NH
3被氧化成NO
x
，氧化反应起主导，可能造成烟气中NO
x
浓
度升高；温度低于1100℃时，NH
3与NO
x
的还原反应为主，NO
x
被转化为N
2
而脱除，但
随着温度的降低，反应速率降低，SNCR技术不应低于800℃。

SNCR技术需反应温度窗口为850℃～1100℃，如催化裂化余热锅炉不补燃，则无适合SNCR反应要求。

4.4.4SNCR+SCR技术
混合型SNCR+SCR技术是将SNCR与烟道型SCR结合，SNCR承担脱硝和提供NH
3
的双重功能，利用烟道型SCR将上游来的NH
3与NO
x
反应完全，从而提高整体脱硝效
率，弥补了单独采用SNCR脱硝效率较低的缺陷，混合型SNCR+SCR技术与SCR技术相比，系统阻力降较低。

4.5除尘脱硫脱硝一体化技术
4.5.1概述
除尘脱硫脱硝一体化技术是将湿法脱硫工艺和脱硝工艺融合在一个工艺流程中
同时除去SO
x 、NO
x
的方法。

主要是在烟气进入脱硫塔前，利用强氧化剂氧化烟气中的
NO和NO
2，使其转化为易溶于水的NO
2
、N
2
O
3
、N
2
O
5
，然后在脱硫塔里，溶于水生成硝
酸，并与湿法除尘脱硫塔循环浆液中的吸收剂氢氧化钠、氨水等碱液反应生成盐类，从而达到脱硫脱硝的目的。

目前强氧化剂主要用臭氧。

一体化技术有：臭氧氧化+湿法除尘钠法脱硫技术、湿法除尘+臭氧氧化+无机氨法脱硫技术、湿法除尘+臭氧氧化+有机催化无机氨法脱硫技术，以臭氧氧化+湿法除尘钠法脱硫技术为主。

4.5.2臭氧氧化+湿法除尘钠法脱硫技术
该技术是在湿法除尘钠法脱硫技术上，在烟气在进入除尘脱硫塔前，利用强氧化
剂臭氧强制氧化烟气中的NO和NO
2，使其转化为易溶于水的NO
2
、N
2
O
3
、N
2
O
5
，溶于水
生成硝酸，与湿法脱硫塔循环浆液中的吸收剂氢氧化钠碱液反应生成硝酸盐类，同时
脱除SO
x 和NO
x。

4.5.3湿法除尘+臭氧氧化+无机氨法脱硫技术
催化裂化烟气先经过湿法除尘洗涤塔（除尘器）和湿法静电除尘器，除去较细的颗粒物，并降低了烟气温度，在进入脱硫塔前，利用强氧化剂臭氧氧化烟气中的NO
和NO
2，使其转化为易溶于水的NO
2
、N
2
O
3
、N
2
O
5
，溶于水生成硝酸，在与湿法脱硫塔循
环浆液中的吸收剂氨水反应生成硫酸铵盐和硝酸铵盐，同时脱除SO
x 和NO
x
，为防止
气溶胶排出，在脱硫塔顶安装有湿法静电除雾器，以扑捉气溶胶。

4.5.4湿法除尘（或干法电除尘器）+臭氧氧化+有机催化无机氨法脱硫技术
该技术是催化裂化烟气先经过湿法除尘（或干法电除尘器），在前端臭氧氧化的基础上，通过含有有机催化剂的混合液循环在脱硫塔中喷淋对烟气进行净化，有机催化剂中的硫氧基团与亚硝酸结合成稳定共价化合物，有效抑制了不稳定的亚硝酸再次分解释放污染气体，并促进它们被持续氧化成硝酸，在此过程中与有机催化剂自动分
离，通过加入氨水与硝酸中和，生成有附加值的副产品——硫酸铵、硝酸铵化肥，有
机催化剂循环利用，同时脱除SO
x 和NO
x。

5.除尘脱硫脱硝技术的选择
5.1除尘脱硫技术的选择
5.1.1一般原则
5.1.1.1除尘脱硫技术应满足国家或地方标准规定的颗粒物和SO
2
排放限值及污染物总量控制要求，《石油炼制工业污染物排放标准》（二次征求意见稿）中不同时段的
SO
x
排放限值及区域总量控制的要求，并对国家标准控制指标进一步提高和除尘脱硫副产物的限制要求等具有一定的前瞻性，必要时预留进一步升级改造的措施。

5.1.1.2除尘脱硫技术应综合考虑项目所在地的特殊环境因素（如政府各方面环保约束要求等）和客观环境条件（脱硫剂的来源、当地环境禀赋等情况）。

5.1.1.3除尘脱硫设置在催化裂化流程“末端”，要求与催化裂化装置同步运行，连续运转时间不少于3年，宜选择技术成熟度和设备可靠性高的除尘脱硫技术；在防止腐蚀、磨蚀、结垢、堵塞等方面有可靠的技术手段和优化措施。

5.1.1.4除尘脱硫技术应符合循环经济和清洁生产的原则，除尘脱硫副产品应利于综合利用，做到资源利用的最大化。

5.1.1.5应有利于控制潜在的二次污染，例如吸收剂的制造、调配及熟化过程对周围环境的影响，除尘脱硫副产品综合利用与无害化处置，以及地方排放标准要求（含盐量等）等。

5.1.1.6除尘脱硫技术选择应综合考虑其对催化裂化装置的能耗、操作稳定等方面的影响，除尘脱硫设施压降一般不大于4.0kPa。

5.1.1.7除尘脱硫技术选择应充分考虑催化裂化装置和余热锅炉或CO锅炉运行过程中的跑剂、吹灰、超温、旁路等多种生产工况和异常工况的烟气特点，应在满足长周期安全稳定运行、达标排放的同时，有较宽的适应范围和较强的承受能力；
5.1.1.8现有催化裂化装置在平面布置上一般没有预留烟气除尘脱硫设施位置，催化余热锅炉或CO锅炉与烟囱之间的距离短，平面和空间都受限制，选择除尘脱硫技术宜综合考虑；
5.1.1.9在满足环保标准的前提下，可选择使用SOx转移剂和原料加氢处理；当催化
裂化再生烟气中SO
2
浓度大于2500mg/m3时，宜选择回收型湿法除尘脱硫技术，
5.1.1.10除尘脱硫技术的技术经济指标应从单位成本，单位投资等多个方面综合考虑，采用可回收法时，技术经济指标应考虑脱硫副产品的销售情况。

5.1.1.11除尘脱硫技术供应商，宜选择具有同类项目业绩丰富的专利商。

同等条件下应优先采用中石化集团公司自有技术。

5.1.2技术选择
5.1.2.1目前大规模应用的催化裂化烟气除尘脱硫技术主要是非回收湿式钠法除尘脱硫技术，以无机氨法、湿法除尘+有机胺法等回收法为辅。

5.1.2.2非回收湿法除尘钠法脱硫技术最成熟，应用业绩最多，可满足除尘脱硫塔
出口粉尘和SO
2
浓度小于50mg/Nm3排放标准要求，也能适应负荷、烟气粉尘和含硫率较大范围的变化，应优先选择钠法脱硫技术（投资和技术经济指标基本相当的条件
下，优先选择中石化自主技术），但要关注当SO
2浓度较高时（SO
2
浓度不宜大于
2500mg/m3），运行成本高，含盐废水排放问题。

5.1.2.3当SO
2
浓度大于等于2500mg/m3时，宜选择回收型湿法除尘脱硫技术，但要关注脱硫吸收剂易受颗粒物、水份和烟气中杂质的污染而失效，从而造成吸收剂降解、失效可能。

5.1.2.4采用“胀鼓式过滤+缓冲罐浓缩+真空袋式脱水机+氧化罐”的工艺流程，出水水质能实现稳定达标外排，且机械出渣，自动化程度较高，人工工作量小，工作环境好，因此，宜选择“胀鼓式过滤+缓冲罐浓缩+真空袋式脱水机+氧化罐”除尘脱硫废水处理技术。

5.1.2.5采用“澄清器+过滤箱+氧化罐+过滤器”除尘脱硫废水处理技术，需采取有效措施，确保废水达标排放，避免排放酸性气腐蚀周边框架和设备，改善过滤箱周边工作环境，降低人工劳动强度。

5.1.2.6对于有含盐废水排放要求的企业，可配套建设硫酸盐、亚硫酸盐回收设施，应优先选择中石化自主技术。

5.1.2.7采用其它除尘脱硫及废水处理技术应进行专题论证。