硫磺回收装置尾气超低排放处理系统的设计和运行

魏 芳

(新疆寰球工程公司，新疆 克拉玛依 833699)

某炼油厂硫磺回收装置采用SSR(SINOPEC Sulphur Recovery)硫回收及尾气处理工艺技术，排放尾气或烟气(以下称烟气)中SO2的排放浓度设计值为533 mgm3，实际运行值为250～500 mgm3，不能满足《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570—2015)[1]大气污染物SO2特别排放限值(100 mgm3，折合氧气体积分数3%，干基)。为此，进行了尾气达标改造的工程设计，项目于2017年6月中旬竣工并投用。本文主要介绍该硫磺回收装置尾气超低排放处理系统的设计和运行情况。

1 工艺技术简介

气液混合器钠碱湿法烟气脱硫技术是国内首次开发并应用于硫磺回收烟气超低排放处理，是基于催化裂化湿法烟气脱硫WGS技术基础，充分考虑硫磺回收装置烟气流量波动大、组成简单、颗粒物含量少和烟气压力低等的原料气特点而开发的专有技术。同时，对WGS技术进行改进和提高，首次采用高温未净化烟气-净化烟气换热器(以下简称气气换热器)，并应用高效除雾器，实现烟囱顶部冒白烟现象减少的目的。

2 主要技术特点

气液混合器钠碱湿法烟气脱硫和气气换热工艺流程短，工艺设备少，操作简单。工艺流程示意见图1。

图1 钠碱湿法烟气脱硫工艺流程

主要技术特点如下：

(1)脱硫率高、操作弹性大、运行可靠性高。硫磺回收装置尾气加氢单元催化剂预硫化原料为酸性气，在装置常规开工的48 h催化剂预硫化阶段，克劳斯过程气无法进尾气处理单元进行加氢脱硫净化，直接经焚烧炉焚烧后通过烟囱高空排放，SO2排放浓度较高，一般达到20～30 gm3(标准状况)[2]。在硫磺回收装置停工操作中，克劳斯除硫尾气通过克劳斯跨线到焚烧炉焚烧后经烟囱排放。由于克劳斯除硫尾气中的硫没有得到回收，烟囱高空排放的烟气中SO2浓度会短时间较高，达到30～40 gm3(标准状况)[2]。综合考虑到全厂最不利工况，该烟气脱硫设施开停工期间SO2浓度按57 gm3(标准状况)设计。正常生产期间，受全厂加工原油硫含量的影响，该厂未净化烟气中SO2浓度一般为250～500 mgm3(标准状况)。开工期间烟气流量从0逐渐增至6 667 m3h(标准状况)左右；停工期间烟气流量从6 667 m3h(标准状况)左右逐渐减少至0；正常生产期间，烟气流量为16 500～18 500 m3h(标准状况)。开停工期间和正常生产期间，未净化烟气中的SO2含量相差40～80倍，烟气流量相差13。通过应用高效传质传热元件(气液混合器)和配置不同工况的注碱泵等，使该设施的运行可靠性较高，排放烟气中SO2浓度小于100 mgm3(标准状况)，满足硫磺回收装置各种工况期间的烟气超低排放。脱硫率大于95%，烟气流量操作范围为0～120%。

(2)采用高效除雾器和气气换热器，有效减少烟囱顶部冒白烟现象。通过采用切向进料、塔盘和高效除雾器三级除水，可将出塔净化烟气中游离水质量分数控制在小于0.01%。采用气气换热流程使净化烟气温度升高至硫露点温度以上，通过现有钢筋混凝土烟囱排入大气，既解决烟气管道和设备硫露点腐蚀问题，满足装置长周期运行，又没有新增烟气排放点。同时由于升温使烟气夹带的少量游离水成为气态水[3]，可有效减少烟囱顶部冒白烟现象，改善烟气可视度。另外烟气排放温度高有利于烟气扩散，即便在遇到不利于烟气扩散的气象条件下，烟囱周围也没有小液滴产生，实现绿色工厂的环保理念。采用湿法烟气脱硫工艺时，设置气气换热流程是减少烟囱顶部冒白烟现象的一种有效应对措施[4-5]。

(3)能耗低、水耗小、烟气排放量少。应用专有气液混合器作为传质传热元件，实现未净化烟气与脱硫液的充分接触，达到烟气脱硫和降温的目的。同时利用专有气液混合器降低了脱硫过程的压降，达到不设置高温未净化烟气增压机的节能目的，可节能40 MJh。

通过气气换热使进入脱硫设施的高温未净化烟气的温度得以大幅下降，在气液接触过程中汽化的水大量减少、系统补充的新鲜水量也大幅度降低，节约新鲜水0.64 th。注水量减少的同时使排入大气的烟气携带的水分亦减少约0.64 th，即烟气排放量减少约840 m3h(标准状况)。另外，采用气气换热为净化后烟气提供升温热量，可节能4 950 MJh。

(4)工艺设备国产化率达100%。核心工艺设备为专有气液混合器，其具有较强的抗堵能力和强化传质传热能力。喷嘴采用特殊材质，具有较强的抗腐蚀、抗磨蚀能力，能够满足长周期运行，且立足国内设计和制造。装置工艺设备均为国产。

3 运行情况

3.1 未净化烟气性质

进入烟气脱硫设施的未净化烟气的主要性质见表1。由表1可以看出：未净化烟气的特点是温度高、压力低；正常运行时，温度比设计值低8～21 ℃，氧含量在设计值附近。在保证尾气焚烧效果、焚烧烟气热量满足装置自产蒸汽过热和尾气加氢反应器入口温度要求的前提下，焚烧炉膛温度低有利于节能，故运行时未净化烟气的操作温度低于设计值。

表1 未净化烟气的主要性质

3.2 主要操作条件

烟气脱硫的主要操作条件为脱硫液pH，该值的设计值为6.2～8.5，正常运行值为7.5～8.3，基本在设计值范围。

3.3 物料平衡

烟气脱硫设施的物料平衡数据见表2。由表2可以看出，运行时的碱耗、补水量和含盐污水排放量均在设计值附近。

表2 物料平衡 kgh

表2 物料平衡 kgh

项 目设计值正常运行值进料 未净化烟气2468820368～22836 补充碱4429～35 补充水1579932～1400 非净化风11454 合计2642521383～24325出料 净化烟气2606121093～23994 含盐污水364290～331 合计2642521383～24325

3.4 净化烟气性质

排入大气的净化烟气的主要性质见表3。由表3可以看出：运行时排入大气的净化烟气的SO2浓度为10～25 mgm3(标准状况，折合氧气体积分

表3 排入大气的净化烟气的主要性质

数为3%，干基)，实现超低排放，满足设计要求；温度比设计值低31 ℃，相对于未净化烟气的实际运行进料温度而言，排入大气时的温度比设计值低15～23 ℃，主要原因是温度设计值未考虑散热损失；运行时的操作温度在烟气硫露点腐蚀温度以上，满足烟气管道及其设备和烟囱的长周期运行要求。

4 结 论

气液混合器钠碱湿法烟气脱硫技术及气气换热流程在某炼油厂的成功设计和运行表明，该技术及其设备能够实现硫磺回收装置各种工况下的烟气超低排放，满足新环保政策和标准的要求。同时脱硫率高，操作弹性大，运行可靠性高，操作简单，能耗低，水耗小，烟气排放量少，烟囱顶部冒白烟现象少。

[1] 中华人民共和国环境保护部和国家质量监督检验检疫总局.GB 31570—2015石油炼制工业污染物排放标准[S].北京：中国环境出版社，2015

[2] 程军委.降低硫磺回收装置烟气中SO2浓度措施的探讨[J].石油化工设计，2014，31(2)：57-59

[3] 邓骥，魏芳.湿法烟气脱硫过程白烟成因及防治措施分析[J].石油与天然气化工，2017，46(2)：17-21

[4] 齐文义，郝代军.FCC烟气湿法洗涤脱硫过程中国烟羽生成及应对措施[J].炼油技术与工程，2014，44(10)：20-23

[5] 陈震，张晟，张祎，等.湿法烟气脱硫系统的烟气换热器设置分析[J].电力与能源，2012，33(2)：144-147