催化裂化烟气脱硫装置分析范文

《化学工业与工程》2014年第三期

1烟气脱硫工艺流程介绍

烟气脱硫工艺流程见图1。催化装置余热锅炉来烟气经烟气入口蝶阀，通过烟道进入烟气水封罐，再送入吸收塔进行烟气的洗涤脱硫过程。烟气水平进入到吸收塔的激冷区(设有4个激冷喷嘴)，激冷喷嘴喷淋循环液形成与烟气进入方向垂直的高密度水帘，使得烟气与循环液充分接触，脱除较大颗粒催化剂和大部分SO3，同时烟气降温并饱和，继续上升进入吸收区。烟气与吸收区的三层喷嘴喷淋出的循环液充分混合，其中的SO2、SO3、催化剂颗粒以及其他酸性气体被吸收。脱硫后的烟气上升进入旋转气液分离器，经分离器后，分离水落入吸收塔底部，脱水后的烟气经上部烟囱排入大气中。吸收塔底的浆液通过浆液循环泵输送到澄清器，并通过絮凝剂计量泵加入聚合氧化铝絮凝剂，以降低排放液中悬浮物浓度。澄清器底部沉淀污泥排放到过滤箱，通过过滤形成滤渣，定期外运;滤液收集到滤液坑，由滤液泵送回澄清器。澄清器上部清液溢流到2个串联的氧化罐，氧化罐利用空气氧化水中的亚硫酸根，从而降低水中的COD。在氧化过程中，用pH计控制调节加碱量，保证氧化罐溢流液排水的pH值为7(6～9)左右。

2烟气脱硫装置运行分析

2.1数据汇总2009年9月14日国内首套应用在催化裂化装置上的烟气脱硫装置投料试车一次成功，数据采集来源于装置开工1年后标定数据。新鲜水和氧化罐出口排水分析数据见表1;脱硫烟气分析数据见表2。

2.2烟气脱硫装置排水指标分析根据烟气脱硫装置环保排放及中控指标分析，由表1的数据得知氧化罐出口排水COD平均值为204mg/L，最大值311mg/L，符合烟气脱硫废水排放指标(COD小于或等于600mg/L);烟气脱硫装置氧化罐出口排水pH平均值为7.44，最大值8.28，最小值6.34，符合烟气脱硫废水排放指标(pH值6～9)。烟气脱硫装置氧化罐出口排水2010年12月16日的SS值为335mg/L，大于烟气脱硫废水排放指标，主要原因是300万t/a催化裂化装置烟气中携带催化剂量波动，烟气脱硫岗位未能及时调整操作，致使SS值过大;SS平均值为181mg/L，符合烟气脱硫废水排放指标(SS小于或等于200mg/L)。

2.3烟气中SO2脱除率计算根据烟气脱硫化验分析数据计算，烟气脱硫装置处理催化烟气量比例达到88%;ρ(SO2)平均值为537mg/m3，净化烟气中ρ(SO2)平均值为5.9mg/m3，烟气中SO2脱除率达到98.9%;SO2脱除量164.45kg/h，按每年8000h计算，SO2脱除量为1315.6t/a，按每年365天计算，SO2脱除量1440.6t/a。

2.4净化烟气排放指标分析烟气脱硫装置净化烟气中SO2质量浓度平均值5.9mg/m3，符合脱硫烟气排放指标［ρ(SO2)≤86mg/m3］;催化烟气中ρ(NOx)为304mg/m3，净化烟气中ρ(NOx)为302mg/m3，因此，烟气脱硫装置无法脱除烟气中氮氧化物;净化烟气中w(H2O)也由入口平均值的4.1%提高至8.53%，对周边空气起到了加湿作用。

2.5节能措施烟气脱硫装置为环保装置，不产生直接的经济效益。但相对于其他现有的烟气脱硫方法(如石灰石烟气脱硫方法、喷雾干燥脱硫方法等)，在节能环节上选择了能耗低、技术先进、可靠的工艺路线，并选用能耗较低、以NaOH溶液作为吸收剂的湿法洗涤脱硫工艺。装置采用了PLC对生产过程进行集中监控，实现工艺条件优化，进一步降低能耗。另外，合理安排公用设施，吸收剂NaOH溶液由化学药剂站配制，送至烟气脱硫装置的碱液储罐内，满足装置连续使用。其他公用工程(水、电、蒸汽)利用催化裂化装置原有供给设施提供，形成装置规模效益优势，使各项公用工程的消耗指标降低，单位能耗减少。

2.6逻辑控制烟气脱硫装置使用的逻辑控制主要包括:吸收塔液位低逻辑控制、吸收塔温度高逻辑控制。吸收塔液位低逻辑控制在旁路关的位置上时，一旦吸收塔液位低，则补充水控制阀会打开，若此时需要调节补充水控制阀，则必须点击逻辑控制复位按钮，以调节补充水控制阀。此逻辑控制可以确保吸收塔的液位在正常值内，保证循环浆液泵不抽空。吸收塔温度高逻辑控制在旁路关的位置和自动上时，一旦吸收塔温度高，则循环水控制阀便会打开，若此时需要调节循环水控制阀，则必须点击逻辑控制复位按钮，以调节循环水控制阀。此逻辑控制可以确保吸收塔内温度不超标，保护吸收塔内设备构件。这2种逻辑控制都是确保装置安全平稳运行的保障。

3存在的问题及建议

3.1催化烟气无法全部并入烟气脱硫系统烟气脱硫装置因锅炉炉膛压力制约，催化烟气无法全部并入烟气脱硫系统处理。烟气脱硫装置的设计总进料量为44.4×104m3/h，最高工作压力1.5kPa，而300万t/a重催装置的烟气量为37.19×104m3/h(装置标定数据)，因此，烟气脱硫装置的设计总进料量远远高于实际烟气量。但在2009年9月14日装置投料试车阶段发现:装置在并入烟气阶段，锅炉炉膛压力上升较快，接近3.0kPa时，锅炉防爆门起跳，而此时装置入口蝶阀全开，旁路蝶阀关闭至35%，锅炉B901出口压力1.01kPa。为了确保锅炉的安全正常运行，装置稍开旁路蝶阀至40%，此时锅炉炉膛压力回落到2.6～2.7kPa，锅炉出口压力为0.75～0.9kPa。300万t/a重催装置的锅炉是微正压锅炉，并且由于锅炉炉膛炉墙和防爆门以及省煤段于2008年装置大检修期间经过改造，防爆门设计压力为3.5kPa;但由于锅炉炉墙存在较多裂缝，而且锅炉长时间运行后管束积灰严重导致锅炉振动较大。为了确保装置的安全正常，锅炉的旁路蝶阀一般有0～5%的开度，锅炉炉膛压力一般控制在2.5～2.7kPa，锅炉炉墙漏烟气现象不太明显。2009年9月16日，通过计算给锅炉防爆门加配重，使锅炉防爆门起跳压力达到3.5kPa后，再一次进行并入烟气试验。当装置旁路蝶阀关闭至25%时，锅炉炉膛压力上升至3.1kPa，锅炉B901出口压力上升至0.9～1.0kPa，并且发现锅炉炉墙漏烟气现象严重，锅炉防爆门水封突沸。因此，为了确保锅炉的安全正常生产，装置稍开旁路蝶阀至40%，此时锅炉炉膛压力回落到2.6～2.7kPa，锅炉出口压力为0.75～0.9kPa。

3.2烟气脱硫装置的废渣拉运烟气脱硫装置的过滤箱在过滤废催化剂污水时，总有大量的水不能排尽，初步判断是催化剂的压实密度大，水不能很好的渗透下去，在用过滤箱拉废渣时，总有大量的水分存在，给拉运和卸废泥渣带来安全隐患。因此，建议启用现场另一台过滤箱，和正在使用的过滤箱互为备用;当一台装到规定液位时切换至另外一台，需运至渣场的过滤箱在现场静止脱液8～16h，到过滤箱脱水口基本无液体流出时，再运至渣场。由设计部门对过滤箱进行改进，以改善脱水效果，确保拉运过程的安全。

4结论

1)烟气脱硫装置投料运行后，未能全部处理催化烟气量，根据本次全面标定的结果，车间积极研究解决方案，决定在下一次大修过程中进行相应的技改处理。2)净化后的烟气携带部分水蒸气一起排放至大气，对周边空气起到加湿作用。3)处理后的污水经澄清、氧化，排放至指定系统。4)产生的固体废弃物经拉运后无害化填埋。5)无法脱除烟气中的氮氧化物。6)烟气脱硫装置有效地改善了周边地区的空气质量，降低了SO2和颗粒物等污染物对周围环境的危害。

作者：王秀菲张林平单位：中国石油兰州石化公司炼油厂催化二联合车间