油气站场加热炉除尘脱硫工艺研究

李 云 陈 鹏

中国石油工程建设有限公司华北分公司, 河北 任丘 062552

0 前言

油气站场多为燃油或油气混烧加热炉,额定热功率大部分在300～3 500 kW,燃用的燃料大部分为站内的伴生气或原油,这些燃料未经过任何处理,其硫含量根据站址的不同差异很大。燃料中含硫高的区域,站场加热炉的SO2排放超标。同时,由于部分加热炉的配风不合理、燃烧工况不稳定等原因,烟尘的排放接近限制,甚至超标。随着京津冀一体化进程的持续推进以及雄安新区的设立,华北油田采取措施对加热炉烟气排放不达标问题进行治理势在必行。

然而,目前大多数除尘脱硫工艺均用在大中小型燃煤锅炉房,国内外尚未出现针对油气站场加热炉除尘脱硫的成熟工艺,因此,本文对油气站场加热炉除尘脱硫工艺进行研究,以期科学合理地解决油气站场加热炉烟气排放超标的问题,并弥补除尘脱硫设备在该领域应用的空白。

1 除尘脱硫工艺设备的选用

目前国内外常用除尘脱硫工艺主要分为湿法、干法、干湿结合除尘脱硫工艺。其中干法除尘脱硫工艺技术发展不够成熟,因此本文主要介绍湿法和干湿结合除尘脱硫工艺[1]。

1.1 湿法除尘脱硫工艺

湿法脱硫是指用液体吸收剂(如水和碱性溶液等)洗涤含SO2烟气,脱除烟气中的SO2以达到脱硫的目的[2]。小型湿式脱硫除尘一体化装置的除尘过程可分为三级,首先,布置在进气管中的喷头喷淋出直径很小的雾化液滴作为捕尘体,根据惯性碰撞和拦截捕获原理,烟气中的细小颗粒物与之碰撞并被捕获,此为第一级除尘。之后气体通过收缩段高速冲击装置内的水面,激起大量的泡沫和微小水滴。在流动过程中，烟气中较大的颗粒物与液滴碰撞聚结沉降,第一级除尘中未除去的细小颗粒物继续与液滴碰撞,然后被下部的吸收液吸收,此为第二级除尘。由于烟气的冲击,“S”型通道里形成旋流水膜,颗粒物撞击到液膜上被其捕获。该通道还延长了气、液、固的接触时间,有利于颗粒物的捕集,此为第三级除尘。在除尘的同时,烟气中的SO2气体被碱性吸收液吸收,完成脱硫过程。净化后的气体经脱水器脱除烟气带走的水分,通过排气管和引风机排入大气[3]。

该工艺常用于燃煤炉的除尘，不宜用于燃油或油气混烧的加热炉的除尘,主要原因是加热炉的烟尘气孔率高,容重小,不易沉降,需要建设很大的沉降池;且烟尘含有一定的油渣成分,该成分会堵塞塔内喷嘴,因此不能保证设备连续高效运行。

1.2 干法除尘和湿法除尘脱硫工艺

干法除尘和湿法除尘脱硫工艺主要是采用干法除尘设备进行一级除尘后,采用湿法除尘脱硫设备进一步除尘和脱硫。

1.2.1 干法除尘设备选用

目前常用的干法除尘设备为静电除尘器、旋风除尘器和袋式除尘器[4]。静电除尘器利用直流电源，在电场力的作用下，将悬浮尘粒从气体中分离[5]。但是燃油或油气混烧加热炉烟气中含一定的油渣成分，该成分易粘附在电极上,很难清除,导致电极上的烟尘不断增厚,电场捕集烟尘能力减弱,从而影响电极正常工作，难以达到预想效果[6]。

旋风除尘器是利用含尘气体旋转所产生的离心力,将粉尘从气流中分离出来的一种干式气-固分离装置。该类分离设备对于5～10 μm以上的较粗颗粒粉尘的捕集分离效率很高,但对于5 μm以下的较细颗粒粉尘捕集分离效率较低[7],同时,不适用于容重小、易飞扬的粉尘。

1.2.2 湿法除尘脱硫设备

2 除尘脱硫工艺设计

2.1 工艺流程

华北油田2016年以榆一站为试点,在该站设计安装了一套干法除尘和湿法脱硫工艺设备,为站场3台油气两用加热炉的烟气进行脱硫除尘。改造前后加热炉的烟气参数见表1。

除尘脱硫简单工艺流程见图1。

表1 改造前后加热炉的烟气参数表

加热炉编号型号SO2排放浓度/(mg·m-3)烟尘排放浓度/(mg·m-3)是否超标备注1#HT 2330-C-90/65-YQ568186是2#WNS 1.4-1.0/95/70-Y(Q)469178是3#CWNS 2.33-0/80/55-Y(Q)415166是改造前1、2、3#52否改造后 注:根据GB 13271-2014《锅炉大气污染物排放标准》,10 t/h及以下在用蒸汽锅炉和7 MW及以下在用的热水锅炉自2016年7月1日起执行的大气污染排放限值:燃油锅SO2排放浓度为300 mg/m3,颗粒物(烟尘)排放浓度为60 mg/m3;燃气锅炉SO2排放浓度为100 mg/m3,颗粒物(烟尘)排放浓度为30 mg/m3。

图1 除尘脱硫简要流程

2.2 主要设计要点

1)引风机采用变频控制,根据加热炉运行台数,自动调节引风机排烟量[13],从而适应油气站场的特殊安全要求,保证系统运行后加热炉所有燃烧参数正常。

2)每台加热炉烟气出口处压力就地显示并远传至PLC控制柜,与烟气出口处电动蝶阀连锁控制,从而保证每台加热炉在微正压状态下稳定燃烧[14]。

3)在三级循环池装置中，以第一级NaOH碱吸收烟气中的SO2,然后以生石灰为第二级碱处理吸收液,再生的NaOH吸收液通过碱液泵进入脱硫塔中循环使用,或者用生石灰直接作为碱液进行脱硫处理[15]。吸收反应机理:

采用NaOH为脱硫液,避免了在循环过程中对水泵、管道及设备的冲刷、堵塞等,同时脱硫效率高,液气比低,脱硫剂利用率高[16]。反应生成的难溶解的硫酸钙,通过沉淀清除,由当地企业回收利用。

4)自动检测循环水池中碱液的pH值,当碱液浓度偏低时(pH<8),自动加入新碱液。使碱液的pH值保持在8～10。

5)湿法除尘脱硫系统常存在腐蚀问题,应合理选用除尘系统各设备、管道及阀门的材质,考虑其抗酸碱和耐腐蚀性,使除尘脱硫系统投入既经济又有效[17]。

6)在烟气进入风机前必须对其进行脱水,防止叶轮粘尘破坏动平衡和腐蚀风机。在脱硫塔内安装动力脱水器,将气浮上升速度控制在0.2～0.3 m/s,引风机入口开在脱水器上部一些,保证脱水效果[18]。

7)烟气除尘脱硫系统的手动可控性和运行可靠性好,在加热炉吹灰运行存在波动的条件下,通过简易调节可稳定运行,并可根据用户需要设置不同运行模式,维护管理方便[19]。

8)整套除尘脱硫工艺采用PLC控制柜统一进行控制,该控制柜能够显示各台加热炉的出口烟温、烟压,液下循环泵的运行状态和故障报警,循环水池的高低液位报警,整套工艺设备的配电和引风机变频控制等[20]。

3 结论

目前,该试点已投产近2年,经检测该站SO2和烟尘的排放量均远低于大气污染排放限制,该套工艺运行平稳,情况良好。实践证明,油气站场加热炉采用干法除尘和湿法脱硫工艺系统科学、合理,并具有一定的推广应用价值。