循环氢脱硫溶剂发泡，引起胺液跑损，夹带的分散相提高了循环氢的分子量，增加了循环氢压缩机的能耗，降低了氢气的纯度，缩短了催化剂的使用寿命和反应的效率。针对我国石油炼制行业原料油含硫量逐渐提高，循环氢气夹带重烃升高的趋势，提出并首先实现循环氢旋流脱烃、脱硫方法，发明预旋流脱重烃的循环氢气脱硫新工艺：采取预旋脱烃方法控制脱硫剂发泡、降低循环氢压缩机工质的分子量；采取后旋脱胺方法回收“跑损”胺液、降低胺液微粒危害。该工艺，在脱硫塔前设置了循环氢分烃设备，有效地脱出其中的液相组成，从源头上、根本上解决了循环氢带液的问题；在脱硫塔增加旋流分离器组，控制循环氢带液量，节约能源，部长环氢压缩机长周期连续稳定运转。该工艺可推广应用到炼油厂加氢裂化、催化裂化、焦化、重整以及催化裂解等装置产生的循环氢、液态烃、柴油和低分气的脱硫系统，以及含硫污水净化系统，还可以推广到由油田伴生气、天然气、水煤气合成等加工过程附产的液化气和燃料气的脱硫系统。本项目研究成果及衍生成果已申请了11件中国专利。其中，中国发明专利9件，授权中国发明专利3件和实用新型专利2件，负责编写国家标准1件（GB/TXXX-XX 液-液分离旋流器技术条件．计划编号：20079030-T-606）。目前拟再申请国家发明专利3件。

为了适应川东北油气田严格的脱硫净化要求，基于不同溶剂组分对各硫化物分子脱除性能的差异设计开发了UDS高效脱硫溶剂。在8.3MPa的工业设计条件下，模试和侧线试验的结果表明，UDS溶剂对有机硫化物的脱除率比MDEA高出近30个百分点。在气液比169、操作压力1.5MPa的条件下，经UDS溶剂净化后的模拟天然气中H2S含量小于0.5 、总硫含量为81.6 ，净化气质量达到一级天然气指标要求。UDS高效脱硫溶剂对石油天然气中硫化物种类和含量的适应性强、脱硫效果好、热稳定性和再生性能良好，并通过了油气田UDS溶剂对高酸性石油天然气脱硫侧线试验结果的评审，并正在工业装置上进行长周期工业试验的考察。

项目介绍 在湿法烟气脱硫中试台上，开展湿法（石灰石/石膏、氨法、双碱法、镁法等）烟气脱硫性能试验及优化研究，具体子项目包括： 1、飞灰和油污对湿法烟气脱硫过程的影响测试及评价； 2、脱硫增效剂性能测试及评价（有机缓冲剂、无机缓冲剂）； 3、烟气系统阻力及脱硫效率测试； 4、空气预热器漏风系数测定； 5、吸收塔/反应器速度场及污染物浓度场测定； 6、系统除尘效率测试（吸收塔、除尘器）； 7、石膏浆液品质测定（CaCO3、SO42-、CaSO3·0.5H2O、CaSO4·2H2O、SO32-）； 8、石膏浆液中油污含量测定。主要特点 1、真实模拟现场环境，研究成果能直接应用于工程 试验装置规格为，烟气处理量为2400Nm3/h，有完整的烟气模拟系统（柴油燃烧器、电加热装置、SO2及NOx瓶装气体）、吸收塔、吸收剂浆液制备系统、石膏脱水与处理系统、DCS数据采集系统（烟气进出口成分在线监测、所有参数实时传输），可以根据需要真实模拟现场环境。 2、试验台功能多样，能够根据客户需求量身定做 试验装置设计过程中预留有足够的改造空间，可以根据客户的个性化需求进行改造（加装测点、设备、容量），全力满足客户需求。技术指标1、 进出口SO2浓度测试误差≤±3ppm，最快1s测试1组数据；2、 烟气流量测试误差≤100Nm3/h；3、 pH值测试误差≤±0.05；4、 石膏浆液中油污含量测试误差≤±20mg/L；5、 石膏浆液品质测定误差达到工程应用要求。市场前景 我国火电厂烟气脱硫装机容量超过4.5亿千瓦，但脱硫装置普遍效率不高、投运率很低。未来环保标准将更趋严格，且新建脱硫装置将不允许设置旁路，将对脱硫装置的性能提出更高要求，其性能测试及优化、效率改进等方面的诉求将越来越多。

项目简介 项目组研发的大型烟气脱硫吸收塔循环泵（以下简称：脱硫泵），属于大流量的泵， 将叶轮进口处的叶片超长延伸的设计方法可以提高泵的水力性能，降低泵的旋流损失及 噪声；在压水室吸入口过流侧面装有耐磨衬板，耐磨衬板由弹性元件自动补偿，当耐磨 衬板被磨损坏时，弹性元件推动耐磨衬板前移，自动补偿磨损间隙，减少回流损失，提 高泵的效率。可更换耐磨衬板，解决了压水室磨损坏整机报废的问题。 创新地研究出脱硫泵的耐磨耐腐材质。采用先进配方的耐磨耐腐材质，具有极好的 耐磨性、耐冲击性、抗蠕变性、抗

（专利号：ZL 201410109134.7） 简介：本发明公开了一种烧结过程的脱硫剂加入装置及在线脱硫系统，属于脱硫技术领域。本发明中的在线脱硫系统包括烧结台车、脱硫剂加入装置，脱硫剂加入装置包括脱硫剂料仓、脱硫剂给料机和脱硫剂导料机构，脱硫剂料仓的出口与脱硫剂给料机的进料口相连，脱硫剂给料机的出料口与脱硫剂导料机构的进料端相连，该脱硫剂导料机构的出料端延伸至烧结台车的混合料层中，脱硫剂导料机构的出料端用于排出脱硫剂；脱硫剂导料机构的出料端与烧结台车底部的距离为烧结料层总高度的1/8‑1/4。本发明使得脱硫剂呈层状结构铺加在混合料层中，脱硫剂的布料精度高且均匀稳定，且能够最大限度地提高烧结过程的脱硫效率，对烧结矿的质量几乎无影响。  

成果介绍 成果名称：降低循环流化床锅炉烟气NOx排放技术研究 成果参与单位：华北电力大学、中石化洛阳技术研发中心 成果完成人：常剑、齐文义、王体朋、陆强、陈千惠、李小苗、黄延召、郝代军、孟学峰、邓向军 知识产权情况：成果对应发明及实用新型专利1项，已形成完整知识产权体系 随着NOx排放标准的日益严苛，低NOx燃烧+SNCR+SCR（或臭氧脱硝）配置已经成为常态，严重削弱了循环流化床锅炉低成本污染物治理的优势。本研究在明确循环流化床锅炉NOx形成演化机制与CO原位催化还原脱除机理的基础上，确定关键污染物NOx与CO、炭质颗粒的时空分布与变化规律，确立专用脱硝催化剂的主要反应区域，构筑与CO和炭质颗粒原位脱硝反应高度协同匹配的催化剂和传递环境。开发适于循环流化床锅炉的脱硝催化剂，加入锅炉炉膛内部，利用燃料燃烧产生的CO和炭质颗粒原位脱除烟气中的NOx，高强度、粒度适宜的催化剂颗粒随循环灰在系统内循环，可以提高催化剂的使用效率，降低脱硝成本。 与现有脱硝技术相比，该技术具有操作流程短、使用方便、脱硝成本低的优势。为进一步验证本技术在不同尺度规模工业装置上的脱硝性能，需寻求再次工业验证装置。 创新点 1、基于循环流化床锅炉烟气NOx的生成与转化机理，提出了通过向循环流化床锅炉燃烧室内加入脱硝催化剂颗粒、利用循环流化床锅炉自身具有的特殊还原气氛、原位将烟气中的NOx催化还原为N2的技术路线。 2、基于循环流化床流动和热质传递特性，研究开发了一种脱硝催化剂，催化剂具有适宜的堆积密度、粒度分布和强度，使其在循环流化床循环燃烧过程中具有较高的保留度，降低了催化剂的用量，单位脱硝成本相对较低。 3、首次在工业规模220t/h循环流化床锅炉上进行了脱硝催化剂工业应用试验，脱硝效率达到50%～70%，实现了该装置NOx的超低排放。 市场前景 2022年在中石化九江分公司220t/h工业规模循环流化床锅炉上进行了脱硝催化剂工业应用试验，脱硝效率达到50%～70%，在停止SNCR喷氨和降低30%左右的臭氧的情况下，实现达标排放。 应用案例 据统计，全国大大小小的CFB锅炉超过3000台。日益严格的环保标准促使更多企业加大在环保方面的投入，但严峻的经济形势也会使企业在环保投资方面更加理性，能满足环保要求、经济上合算的技术将越来越受到人们的重视。低NOx燃烧+SNCR+SCR（或LoTOx）等是目前降低CFB锅炉烟气NOx排放的主要技术，但存在运行成本高、运行周期短等缺陷。 采用炉内脱硝催化剂的方法，在燃料燃烧过程中将NOx原位转化成N2，脱硝成本低、不会产生二次污染，具有良好的经济效益和社会效益。

燃料电池作为高节能性，环境负荷小的能源技术受到注目。燃料电池的氢气来源现在主要利用天然气、甲醇、DME、轻质馏分、汽油和煤油等进行水蒸气重整开发。其中，汽油和煤油具有价格便宜、携带便利、常温下稳定性高、供给系统完善等优点，可以广泛应用于家庭、汽车、野外或者是灾害时，成为非常方便的电力供给源。 一、项目分类 关键核心技术突破 二、成果简介 燃料电池作为高节能性，环境负荷小的能源技术受到注目。燃料电池的氢气来源现在主要利用天然气、甲醇、DME、轻质馏分、汽油和煤油等进行水蒸气重整开发。其中，汽油和煤油具有价格便宜、携带便利、常温下稳定性高、供给系统完善等优点，可以广泛应用于家庭、汽车、野外或者是灾害时，成为非常方便的电力供给源。但是用于燃料电池的燃油中的含硫量必须从现在的10ppm减少到1ppm以下。为了达到这种严格的超深度脱硫，在现在既存的石油加工厂通过加氢精制脱硫需要十分巨大的设备投资，实际上对于燃料电池用燃油的脱硫处于无法对应状态。另外利用化学吸附的吸附脱硫技术也在开发中，但是吸附选择性低，使用了高价的吸附剂，处理能力也比较低。

燃料电池作为高节能性，环境负荷小的能源技术受到注目。燃料 电池的氢气源现在主要利用天然气，甲醇，DME，轻质馏分，汽油和 煤油等进行水蒸气重整开发。其中，煤油具有价格便宜，携带便利，常温下稳定性高，供给系统完善等优点。可以广泛应用于家庭，汽车， 野外或者是灾害时，成为非常方便的电力供给源。但是用于燃料电池 的燃料油中的硫磺含有量必须从现在的数十 ppm 减少到 1ppm 以下。 为了达到这种严格的超深度脱硫，在现在既存的石油加工厂通过加氢 精制脱硫的话，需要十分巨大的设备投资，实际上对于燃料电池用燃 料油的脱硫处于无法对应状态。另外利用化学吸附的吸附型硫磺脱除 器正在开发中，但是吸附选择性低，使用了无法再生的高价吸附剂， 处理能力也比较低。 项目特色 本技术采用和现在的研究完全不同的想法，利用常压低温下的氧 化反应，将煤油中的硫磺化合物用油溶性氧化剂氧化，并通过常压常 温下的选择吸附除去硫的氧化物砜，是一种新的低价脱硫法。无论在 国内国外，像本技术一样利用固定床流通式反应装置除去燃料油中的 硫磺化合物的研究很少有报告。这个超深度脱硫技术的反应条件非常 温和，应用于燃料电池的燃料油重整器，可以很容易使燃料电池小型 化，轻量化。和传统的高温高压下的加氢脱硫方法相比，本技术是在 温和条件下的高效率脱硫法。和非氧化吸附式脱硫技术相比，脱硫效 率高数十倍，对于硫氧化物的选择吸附性高，吸附剂可以再生，吸附 剂的使用量减少，可以降低成本。本项目的目的是将这个新的低价脱 硫法应用于燃料电池的重整系统，制造出氢气提供给燃料电池。 项目应用前景 1. 利用氧化吸附脱硫法开发煤油的超深度脱硫器 图 1 是氧化吸附脱硫法的原理及煤油超深度脱硫器的概念图。煤 油中的难脱硫化合物 DBT 在催化剂及氧化剂存在下，在常压低温下 很容易氧化，生成硫氧化物，然后通过常温常压下的吸附被除去。反应容器里放入煤油及氧化剂，通过自然滴落在常压下送进填充了催化 剂的固定床流通式氧化反应器，然后，常温常压下通过吸附器进行吸 附，除掉氧化后的硫磺化合物。现在的研究结果是通过氧化吸附脱硫 法可以将煤油中的硫磺含量减少到 0.5ppm。 2．超深度脱硫煤油的重整反应 图 2 是利用 Ru 系催化剂对含不同浓度硫的煤油进行水蒸气重 整反应的结果。其反应是煤油和水生成 CO2 和 H2。从结果来看，不 含硫的煤油 750 度的重整反应活性达到 100%，氢气收率达到了 80%， 而含硫磺煤油的催化反应表现出催化剂失活现象。 3．项目计划 a.建立一套连续的氧化吸附脱硫装置，改变催化剂，氧化条件及 吸附剂，将煤油中的硫磺含量减少到 0.1ppm。 b. 试做一套小型化脱硫装置，进行 1000，2000，10000 小时长期 试运转实验，对催化剂，吸附剂的寿命，再生的可能性，装置的长期 稳定性进行考察。 c.建立一套煤油的水蒸气重整反应装置，利用超深度脱硫煤油进 行水蒸气重整，开发高活性，长寿命的重整催化剂。 d.将超深度脱硫器与重整反应系统组合成试验用别体型重整器， 利用煤油制造氢气提供给燃料电池。 e.所需的仪器设备 硫磺化学发光检测器（Sulfur Chemiluminescence Detector）， 氢 火 焰 离 子 检 测 器 气 相 色 谱 （ Gas Chromatography-Flame Ionization Detector）， 热导池检测器气相色谱（ Gas Chromatography-Thermal Conductivity Detector）等

1. 痛点问题 目前循环流化床锅炉脱硝工艺主要有选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）。SNCR技术应用于循环流化床锅炉有着明显的优势。循环流化床锅炉的运行温度区间与SNCR的反应温度窗口有重合，正常运行的情况下，可以直接提供合适的反应温度。将SNCR技术应用于循环流化床锅炉时存在明确的痛点问题，尤其是“双碳”背景下，为规模化消纳可再生能源，燃煤锅炉频繁处于低负荷运行状态，最佳脱硝反应温度窗口与炉内温度出现较多差异，氨及尿素等还原剂加入处，温度常低于SNCR反应最佳温度，脱硝效率以及氨利用率较低。实际运行中，常通过提升氨氮比以满足环保要求。而氨氮比提升潜在带来更多氨消耗，以及尾部氨逃逸给锅炉尾部受热面造成的积灰等风险。我国有较多采用SNCR脱硝工艺的循环流化床锅炉发电机组常年处于低负荷运行状态，亟需开发相应的氨利用率提升技术，为锅炉灵活性运行与深度调峰需求提供环保技术保障。 2. 解决方案 本项目提出了2种脱硝增效方法： 1）固态添加剂：开发了一种用于中高温脱硝的铁基催化剂及其制备方法和应用； 2）复合添加剂：申请了中国发明专利。 上述2种方法，均已完成实验室验证、240t/h流化床锅炉和4500t/d水泥窑炉的工业试验，证明了该技术路线的可行性。实验室试验和实际工程测试表明，采用本技术，可大幅减少SNCR喷氨量，且氨逃逸量明显降低，也就是氨利用率大幅提高。 本成果产品以添加剂形式体现，未来可以添加剂形式销售。主要用户为燃煤锅炉、水泥窑炉、垃圾或者生物质锅炉等。

项目简介国内常用的湿式催化氧化脱硫工艺是 HPF 法、PDS 法或其它的催化氧化工艺。催化氧化脱硫工艺的优点是脱硫效率高， 操作费用低， 建设费用少， 设备结构简单等。 其缺点是脱硫工艺产生的脱硫废液无处理工艺相联合， 产生的废液成为焦化厂的麻烦； 脱硫工艺过程产生的硫泡加工能耗高， 质量低， 市场小， 操作环境坏。 为此， 我们开发了“无硫泡催化氧化氨法前脱硫——废液处理” 和“无硫泡催化氧化——废液处理” 两种工艺， 适用于新上工程或老工艺改造。成熟程度和所需建设条件