炼油厂工艺加热炉烟气治理实践与探讨

徐 进，王 静

(中国石化洛阳石化公司，河南洛阳 471012)

GB31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》要求，企业工艺加热炉大气污染物排放限值为：SO≤100 mg/m，NO≤150 mg/m，颗粒物≤20 mg/m；需要采取特别保护措施的地区排放限值为：SO≤50 mg/m，NO≤100 mg/m，颗粒物≤20 mg/m。某石化公司工艺加热炉于2019年大检修时增上CEMS监控系统，并于2019年11月联网运行，对加热炉烟气排放情况进行实时监控，本文主要对该公司工艺加热炉烟气治理实践进行论述和探讨。

1 加热炉CEMS系统简介

烟气排放连续监测系统(CEMS)是指对大气污染源排放的气态污染物和颗粒物进行浓度和排放总量连续监测，并将信息实时传输到主管部门的监测系统。该公司炼油三部各工艺加热炉采用的是SCS-900烟气连续监测系统，该系统由气态污染物监测子系统、颗粒物监测子系统、烟气排放参数测量子系统、系统控制及数据采集处理子系统等组成。

气态污染物监测子系统(测量SO和NO)采用的是MODEL 1080-UV紫外烟气分析仪，采用紫外差分光谱法，测量原理是Beer-Lambert定律：在吸收截面和光程长已知的情况下，通过测量入射光强度和出射光强度即可计算出对应气体的浓度。

颗粒物监测子系统采用的是MODEL 2030-Ex烟尘监测仪，测量原理是激光背散射原理(图1)：当光源发出的光照射到烟尘中的颗粒的时候，会发生散射现象，散射光的强度显然与颗粒的多少即烟尘浓度有关，通过探测器接收散射光，然后根据散射光的数据可以反推出烟尘的浓度。

图1 烟尘监测仪系统原理示意

2 烟气超标原因分析

2.1 烟气 SO2超标原因分析

受反应速度和化学平衡限制，加热炉烟气中SO的绝大部分是SO，SO不到SO总量的5%，通常为0.5%～2%。工艺加热炉烟气中的SO来源于燃料气中含有的硫化物，降低烟气SO排放的途径有选用低硫燃料气、燃料气脱硫、燃烧过程脱硫和烟气脱硫等，其中较为经济的方式为燃料气脱硫。

燃料气主要来源为焦化和两套催化装置的自产干气、气柜回收的干气和外供天然气。由于外供天然气硫含量低，因此燃料气硫含量的主要来源是脱硫后的焦化干气、催化干气和气柜干气。焦化和催化装置干气脱硫均采用胺法脱硫，使用浓度为35%左右的MDEA溶液吸收干气中的HS，胺液再生时将HS释放出来，成为硫黄回收装置的原料。相比较于焦化/催化干气，气柜干气来源于各装置排放的低压瓦斯，还受焦化装置大吹气的间歇性排放影响，日常管理中还存在安全阀起跳、装置波动等引起的异常排放，造成气柜干气流量及硫化氢含量波动大。

2.2 烟气NOX超标原因分析

加热炉燃烧时生成的NO中主要是NO和NO，其中90%以上是NO，NO生成的机理有3种：快速型P-NO是富烃类燃料燃烧时空气中的N和O在火焰面内高温下快速生成的；热力型T-NO是火焰面下游空气中的N和O在高温1 400 ℃条件下反应生成的；燃料型F-NO是燃料中固有氮化物(如HCN、NH)在燃烧过程中发生热分解再氧化生成NO。决定NO产生量的主要因素是烟气氧含量、燃烧温度、烟气在高温区的停留时间、燃料组成等。氢气燃烧温度高达2 166 ℃，燃料气组成中氢含量过多时，会使火焰温度升高，造成NO升高。空气中的氮燃烧时生成快速型NO和热力型NO，可以通过控制燃烧过程减少其生成量，而控制燃烧措施最有效的手段为采用低氮燃烧器。

溶脱加热炉和焦化加热炉于2015年大检修时进行低氮燃烧器改造，满足当时的环保排放要求。2019年前对加热炉NO监测是采用人工方式，频次为每季度一次，人工监测误差和加热炉运行波动均会影响监测数据，对加热炉低氮燃烧器运行效果检验有限。CEMS系统投用后对加热炉烟气排放进行实时监控，在运行过程中发现加热炉NO排放值波动范围超过30 mg/m。

2.3 烟气颗粒物超标原因分析

与燃油加热炉相比，燃气加热炉由于使用较为清洁的燃料，在燃烧过程中产生的颗粒物少，颗粒物超标的概率很小，仅在装置开工后第一次启动加热炉吹灰器时会造成颗粒物小幅波动，但也会出现瞬时值大于20 mg/m的情况，之后定期启动吹灰器时对颗粒物排放值影响很小。

烟尘监测仪光学窗口镜片受到污染也会造成颗粒物超标。由于烟尘监测仪的安装位置位于微负压的环境中，这样就不可避免地使得光学窗口镜片受到来自烟气的污染。出于保护目的，往往引入压缩空气，但是，压缩空气中的水和油又不可避免地成为第二个污染源。某装置加热炉曾出现因净化风带水，造成颗粒物排放指标大于20 mg/m的情况。

2.4 烟气氧含量影响

根据GB31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》的要求，工艺加热炉的实测大气污染物排放浓度，须换算成基准含氧量为3%的大气污染物基准排放浓度，并与排放限值比较，判定排放是否达标。大气污染物基准排放浓度按照式(1)进行计算：

(1)

式中：

ρ

——大气污染物基准排放浓度，mg/m；

O

——干烟气基准含氧量，%；

O

——实测的干烟气含氧量，%；

ρ

——实测大气污染物排放浓度，mg/m。

在生产过程中，烟气氧含量对加热炉烟气排放指标影响很大，如2020年10月溶脱装置加热炉NO超标时对各加热炉进行排查发现：F101炉膛氧含量为2.58%，F103炉膛氧含量为2.56%，F301炉膛氧含量为3.06%，但CEMS测量点处烟气中氧含量大于4.5%(F101、F103和F301共用一套CEMS系统，因加热炉看火窗、点火孔等部位均已封堵，故判断为空气预热器系统存在漏风情况)，因氧含量高引起的排放指标折算系数为1.09倍。焦化加热炉受装置加工负荷影响，运行炉室氧含量控制在3%左右，备用炉室则大于10%(量程为0～10%)，CEMS测量点处烟气中氧含量为6.3%，因氧含量高引起的排放指标折算系数为1.22倍。装置停、开工期间，加热炉进行自然通风时，CEMS测量点处烟气中氧含量可高达18%～20%，很低的烟气(SO、NO和颗粒物)排放值也会因折算系数过高而造成超标排放。

2.5 装置生产负荷及调整影响

焦化装置加热炉受生产负荷影响容易造成加热炉烟气排放值高。

a) 受公司加工负荷调整的影响，焦化装置长期处于低负荷运行，负荷率仅为52%，一炉两室的加热炉保持单炉室运行。备用炉室只投用15～20个长明灯和1～2个主火嘴燃烧(该炉室共有64个长明灯和火嘴)，炉膛氧含量大于10%，造成烟气中氧含量偏高。

b) 焦化装置加热炉并炉(投用两个炉室)时，备用炉室先进行快速降温，引油后要迅速点火升温；切炉(一个炉室停止进油，改为进保护气)时，切除炉室要快速灭火降温，并炉和切炉作业期间加热炉热负荷大幅变化，燃料气和空气配比失衡，燃烧器燃烧效果不佳，容易出现火嘴偏烧引起局部高温，从而造成加热炉烟气NO排放值高。

3 应对措施和建议

3.1 加强燃料气系统管理

a) 实现溶剂再生装置平稳运行，确保贫胺液质量稳定合格(溶解硫化氢≤1.5 g/L，溶剂浓度不低于35%)。

b) 确保催化和焦化装置的干气脱硫塔平稳运行，脱后干气硫化氢含量小于20 mg/m。

c) 严格管理气柜回收气体的流量和性质以及来源气相的稳定性，避免大量高含硫气体进入气柜回收后，气柜压缩机至二催化气柜干气流量上升而造成气柜干气脱硫塔超负荷运行。

d) 对未脱硫含硫气直接进入高压瓦斯的流程进行切断或隔离，对不含硫气相至高压瓦斯管网的，在投用前必须先申报再排放。

e) 最大幅度降低燃料气中的氢气和氮气含量，如控制各类压缩机的密封氮气排放、烃类设备检修时采用憋压处理方式(即先泄压至气柜再充氮气，如此反复直至氮气中烃含量小于0.5%)。

3.2 优化加热炉运行

a) 调整低氮燃烧器燃烧状况，采取减缓燃烧速率、控制燃烧强度、降低燃烧温度、降低氧气分压等措施，如焦化加热炉按照内焰小、外焰大，火苗高度尽量短来进行调整，风门开度由原来的2/3降低到1/2，以保证低氮燃烧器效果充分发挥。

b) 降低烟气氧含量。严格控制加热炉炉膛氧含量，根据NO排放情况按照3%～4%的下限进行控制。同时降低炉膛负压，封堵所有看火孔和点火孔，排查并处理加热炉和空气预热器漏风情况。

c) 适当降低燃料气压力，如溶脱装置将加热炉主火嘴压力由0.30 MPa降至0.21 MPa，长明灯压力由0.4 MPa降至0.2 MPa。

3.3 优化装置加工负荷

a) 现阶段要优化催化、焦化和溶脱装置间的渣油平衡，稳定焦化装置生产负荷，减少因负荷大幅调整而进行的加热炉切并炉作业，降低因此带来的烟气超标风险。

b) 随着炼油结构调整项目各装置陆续投产，对现有生产装置负荷的调整也会越来越大。如新建渣油加氢装置投产后，焦化装置和溶脱装置生产负荷可能大大降低，会对加热炉烟气排放造成不可预知的风险，需要在安排生产计划时重点关注。同时，若渣油加氢装置定期更换催化剂，焦化和溶脱装置均要大负荷生产，也要提前考虑由此引起的CEMS排放问题。

3.4 提高烟气超标预警应急响应

设置加热炉烟气(SO、NO、颗粒物)排放超标预警值，分别制定环保应急预案并加强演练，出现异常时当班职工第一时间排查CEMS仪表问题，及时处置异常情况，避免造成瞬时或小时均值超标。当烟气各指标达到预警值时均需要立即联系维保单位到现场检查CEMS仪表运行情况。分别制定应急响应措施，若焦化加热炉SO预警时需立即调整提高干气脱硫塔胺液量，降低脱后干气硫化氢含量，并要检查再吸收塔柴油吸收剂流量是否变化，应控制≮25 t/h，对燃料气进行采样分析。当NO超标时则主要是降低加热炉氧含量，检查并确认关小或关闭主火嘴风门、长明灯风门，调整加热炉火焰，避免燃烧不完全。当颗粒物超标时，确认是否进行加热炉吹灰操作，暂停吹灰；检查净化风系统是否带水，若净化风带水则需要对烟尘监测仪进行维护，快速清理光学窗口镜片，并对使用的净化风进行脱水作业。

3.5 加强CEMS系统维护

a) 加强净化风系统管理。按照净化风露点温度≤-20 ℃来进行控制，避免因净化风带水造成颗粒物超标。

b) 加强日常巡检。要求维保单位重点对CEMS系统的运行状态、系统辅助设备的运行状况、烟气CEMS工作状态进行排查，检查各反吹管路、温度显示以及阀门状态是否正常。

c) 加强系统日常保养。定期对CEMS系统进行校准维护、对烟尘监测仪光学窗口镜片进行清洁、对系统内的过滤器及管路进行清洗、对流量计探头进行腐蚀检测，发现问题及时处理。

d) 做好分析室空调维护，避免夏季因空调故障引起CEMS仪表间温度过高而造成排放异常。