催化烟气脱硫脱硝的节能减排分析
2019-10-21孙剑程诚武利春
孙剑 程诚 武利春
摘 要：中国石油天然气股份有限公司呼和浩特石化分公司2.8Mt/a催化裂化装置，在2015年新建了配套的再生烟气脱硫装置，同时对余热锅炉进行改造，并增设了脱硝设施，装置投用后，催化装置外排烟气污染物质量浓度大幅度下降，减排效果良好，达到了国家排放标准。同时余锅改造后，取热能力增加，排烟温度下降，起到了节能效果。
关键词：催化裂化烟气;脱硫脱硝;节能;减排
0 前言
催化裂化是实现重质油轻质化的重要工艺过程之一，催化裂化装置是石油炼制企业的主要生产装置，催化裂化再生器排放的烟气中含有大量的硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）、颗粒物等，已经成为重要的大气污染源。随着我国经济的高速发展，对能源的需求愈来愈旺盛，炼油企业加工高硫重质原油等品质较差原油的比例不断增加，SOx和NOx的排放量越来越大;另一方面，随着环境保护法的日趋严格，对包括催化裂化装置在内的各种装置的SOx和NOx排放量的限制也日趋严格，因此催化裂化再生烟气的脱硫脱硝显得尤为紧迫。
为了保护环境，满足人们对环境空气质量的要求，中国石油天然气股份有限公司呼和浩特石化分公司对2.8Mt/a催化裂化（MIP）装置的再生烟气系统进行了脱硫脱硝改造。
1 技术原理及特点
1.1 工艺原理
脱硫单元主要分为两部分：脱硫洗涤塔和PTU。
洗涤塔系统包括文丘里洗涤器、分离塔、烟囱、循环泵等，通过洗涤塔循环泵向文丘里管内喷入循环液，在文丘里管内完成对烟气的抽吸、洗涤过程，在脱硫弯头处脱除固体颗粒和二氧化硫，然后净化烟气经过烟囱塔盘、格里其规整填料分离出游离水后直排大气，净化烟气中固体颗粒和二氧化硫含量远远低于排放浓度限值，操作过程中需要连续补充水和碱，并排出少量废液进入排液处理系统（PTU）。烟气中二氧化硫等酸性气体是在洗涤塔内与循环液接触时发生中和反应，酸性的气体被偏碱性的吸收液所吸收，并通过调节氢氧化钠的加入量来调节循环液的pH值。
1.2 工艺技术特点
烟气脱硫设计特点;烟气脱硫设施采用喷射文丘里（JEV）型湿气洗涤技术（以下简称WGS），PTU单元采用絮凝沉降原理脱除污水颗粒物，采用氧化曝气工艺脱除污水中亚硫酸盐带来的COD。
①极低的系统压降，正常开工状态，可实现烟气零压降;
②在停循环泵的情况下，最高压降不高于1.5kPa;
③极高的可靠性、极强的适应性、实现长周期运行;
④该系统流程简单实用，故障率极低，可适应催化裂化超温、跑剂的各种工况;
⑤结构紧凑、占地面积小;
⑥工程投资相对较低：与国内外同类技术相比，投资降低30%左右。
2 设计参数
产品指标：
催化烟气脱硝单元的产品为脱除氮氧化物后的烟气。烟气经脱硝处理后，进入下游烟气脱硫系统，流量为43.3×104Nm3/h-wet。脱硫单元产品主要为净化烟气和含盐污水、催化剂泥浆。其中净化烟气排放指标控制SO2≤100mg/Nm3（dry）;粉尘≤50mg/Nm3（dry）。烟气经本系统净化处理后，經烟囱直接排放。
3 运行状况及分析
脱硫装置投产后，排放烟气中二氧化硫基本控制在20mg/Nm3以下，颗粒物由110 mg/Nm3降到30mg/Nm3，特别是2017年3月开始掺炼西部油开始，脱硫入口二氧化硫浓度由230mg/Nm3涨至最高650mg/Nm3，出口二氧化硫排放指标并未变大，只是脱硫耗碱量增加一倍左右，由此可知脱硫系统操作弹性较大，能承受原料性质变化所带来的冲击。
节能：
①脱硫运行中补充水选用中水，节约了大量新鲜水，约32t/h;
②对余锅省煤器进行扩能改造后，同时对激波吹灰进行改造，增加了蒸汽和声波两种吹灰设施，排烟温度由改造前的210℃降低至160℃，降低了50℃，多回收热量折算成中压蒸汽，约7t/h;
③对吹灰系统加强维护，随时跟踪吹灰效果，保持低的排烟温度。即提高了余锅取热效率，又降低了脱硫入口烟气温度，节约了脱硫洗涤用水，为装置的节能工作做出贡献。
4 结束语
2.8Mt/a催化裂化装置再生烟气脱硫脱硝改造，有效地降低了外排烟气中污染物的排放，SO2质量浓度从650mg/m3下降到20mg/m3，粉尘质量浓度110mg/m3下降到30mg/m3，烟气污染物排放低于国家排放标准，具有很好的环保效益。由于余锅省煤器取热能力增大，脱硝模块压降低，洗涤系统压降低，对前部系统影响小，同时余热锅炉三套除灰系统的应用，降低余热锅炉排烟温度，减少烟气压降，增加了装置能量回收，保证烟机工况，操作简便，设备可靠，节能效果显著。
参考文献：
[1]黄富，王清和，宋春峰，耿溪，陈东岩.烟气脱硫脱硝技术在催化裂化装置中的应用[J].石油炼制与化工，2017 （10）.
作者简介：
孙剑，工程师，2006年毕业于内蒙古大学材料化学专业，现为呼和浩特石化分公司第一联合技术员，从事热工单元及脱硫脱硝设施生产技术的管理工作。
