某化工企业加氢装置动力锅炉烟气脱硫脱硝减排提升研究

苗广发

(东营市俊源石油技术开发有限公司，山东 东营 257061)

随着绿水清山理念的推行和生态环境保护要求，国家制定并实施了《锅炉大气污染物排放标准》等相关法律法规和标准。基于企业动力锅炉的烟气排放实际，企业严格对照法律法规和标准要求，对锅炉的烟气排放系统进行脱硫脱硝的减排改造。

某石油化工企业以石脑油为主要原料，通过加氢和分馏生产单体烷烃、芳烃和溶剂油产品，现配有4台20 t/h吨燃煤锅炉，主要为加氢和分馏装置提供动力和整个厂区的用热。根据环保要求锅炉烟气必须达到以下条件才能排放：NOX≤100 mg/m3，SO2≤50 mg/m3、烟尘≤20 mg/m3。在2014年以前建设的脱硫脱硝和除尘设施条件下，现场测试锅炉烟气中污染物远超出了环保排放要求，接到通知和新的法律法规实施的通知，企业于当年立项完成锅炉烟气脱硫脱硝改造，实现达标排放。

表1 企业锅炉烟气污染浓度情况

1 锅炉废气排放情况

石油炼化企业生产过程中锅炉燃煤产生大量烟气，涉及各个加工工艺，各个企业在减排工程方面存在明显区别。目前石油炼化企业生产过程中不断产出有害物质比如二氧化硫和氮氧化物等，均通过锅炉烟气、脱硫装置尾气和催化再生烟气等途径产出，必须要结合具体排放途径有针对性的选择减排技术。

经烟气组分测试，本企业锅炉燃煤产生烟气主要污染物为二氧化硫(2432 mg/m3)、氮氧化物(349.3 mg/m3)和烟尘(3865 mg/m3)，产生的废气第一步受限经过静电除尘器除尘，第二步经过脱硝塔脱销，第三步再进入硫塔脱硫，第四步最后经烟囱排放到大气中，4台锅炉年烟气排放最大量32000万m3。

2 锅炉脱硝技术改造

2.1 SNCR+SCR脱硝工艺

目前石化企业常见的锅炉烟气脱硝方式为SNCR+SCR联合脱硝工艺：第一步首先进行初步的脱硝处理，然后增加SCR脱硝部分，即增加烟气尾部脱硝装置，利用催化剂进行脱销。

图1 SNCR+SCR联合脱硝工艺流程图

在SNCR反应器内，NOx在反应过程中仅被脱除40%左右，还原剂氨的过剩和逸出量较高，并进入SCR单元反应器中，因此SCR反应器一般不需再继续加入还原剂，相应的可利用剩余的还原剂与NOx进一步反应并脱除。

2.2 脱硝原理

SNCR系统的反应见式(1)：

CO(NH2)2+ H2O→2NH3+CO2(1)

在SNCR反应器中氨气与NOx生成N2，即烟气中的NOx被NH3等氨基还原剂选择性地进行了还原，而烟气中的O2基本不参与反应。在850～1100℃范围内，NH3还原NOx的主要反应如(2)(3)所示：

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O (2)

4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O(3)

SCR脱硝单元：还原剂中蒸发的氨与烟气逐渐混合，并且基于催化剂的作用NOx最终进一步转化为水和氮气。

2.3 环境评估

经计算SNCR+SCR的混合型烟气脱硝方案实施后，石油炼化企业氮氧化物排放浓度为69.86 mg/m3，满足各级环保要求。

3 烟气脱硫改造

3.1 脱硫方法

脱硫工艺主要采用湿法石灰石-石膏技术，该方法脱硫系统主要由吸收剂制备系统、SO2吸收系统、脱硫石膏处理系统、烟气系统、工艺水系统、废水处理系统和排空系统七部分组成。利用石灰石或石灰作为吸收剂，吸收烟气中的SO2，反应生成半水亚硫酸钙或石膏，该技术具有：1)脱硫效率大于90%；2)吸收剂利用率可大于90%；3)设备运转率可达90%以上。

3.2 脱硫原理

综合考虑企业装置现状、改造升级成本和操作便利性，拟采用喷淋吸收塔作为脱硫装置。烟气从塔底进入，经气体分布器后与塔顶液体分布器的吸收液接触后，再经除雾器从烟囱排放。整个烟气脱硫过程大致分为气态反应物从气相主体传递到向气-液界面，气态反应物穿过气-液界面进入液相并进一步发生反应，液相中的反应物由液相主体向相界面附近迁移，反应生成物从反应区向液相主体迁移四个基本过程。塔底液体由循环泵将吸收液吸出，再经塔中的特殊螺旋喷嘴向下喷射，由于压力大，吸收液能够达到分散均匀的效果，形成多个相互叠加的锥型体，从而使烟气能够从下往上流动，与形成吸收塔断面液膜的下行液滴逐渐结合，吸收剂与之达到逆向接触的状态，充分吸收的同时发生反应。

3.3 环境评估

根据相关数据测算实施喷淋塔式湿法脱硫方案后，石油炼化企业二氧化硫排放浓度大约为143.15 mg/m3，满足环境方面的要求。

4 效益分析

4.1 脱硝技术改造后经济评估

表2 经济评估一览表

将上述脱硝技术改造升级后，石油炼化企业可以达到每年减少氮氧化物排放量约442.4 t，每年可减少排污费27.86万元的目标。由于企业每年排放氮氧化物未超过其总量控制指标，根据现行排污交易制度，可根据指标在市场上进行交易，交易费一般为1万元/t。因此，企业每年可稳定增加收入231.4万元/年。

4.2 脱硫技术改造后经济评估

表3 经济评估一览表

将上述脱硫改造方案在现场实施后，可以取得减少二氧化硫排放量约226.5 t/a，减少排污费约18.10万元/年的效果。由于企业每年排放二氧化硫未超过其总量控制指标，根据现行的排污交易制度，企业可根据指标在市场上进行交易，交易费一般为1万元/t。因此，企业每年可稳定增加收入293.5万元/年。

5 结论

面对国家日趋严格的环保标准，我国大部分石油炼化企业锅炉燃烧器都进行了低氮燃烧技术改造，但低氮燃烧技术脱硝效率有限，SNCR+SCR技术以其效率高、技术成熟等优点，使其具备较好的应用前景。湿法脱硫应用广泛，喷淋塔式作为湿法脱硫中最为重要的方式之一，是当前石油炼化企业的主要依托，在烟气脱硫方面，湿法脱硫工艺是目前较为成熟可靠的烟气脱硫技术，喷淋塔式脱硫技术以其脱硫效率高、费用低廉、副产品质量高而出名。我国中小型石油炼化企业在以后相当长的一段时间内，仍将煤作为主要的能源，当前控制企业中小锅炉的污染已是必然趋势，这将对我国环境质量的改善起到关键作用。