李廣洋(中海油東方石化有限責(zé)任公司，海南 東方 572600)

0 引言

中海油東方石化有限責(zé)任公司120萬噸/年催化裂解裝置再生煙氣中SOx達(dá)到284mg/m3，NOx達(dá)到139mg/m3，顆粒物濃度達(dá)到152mg/m3；硫磺回收裝置尾氣中SOx達(dá)到185mg/m3，NOx達(dá)到235mg/m3，顆粒物濃度達(dá)到50mg/m3；催化裂解裝置和硫磺回收裝置在實(shí)際運(yùn)行中不能達(dá)到《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》。在脫硫脫硝裝置投產(chǎn)后，SOx、NOx、顆粒物濃度達(dá)到新排放標(biāo)準(zhǔn)，同時也提高了裝置對原料中硫含量的適應(yīng)，減輕設(shè)備的腐蝕。

1 工藝介紹

1.1 脫硝技術(shù)

東方石化催化脫硫脫硝裝置采用的托索普公司研發(fā)的SCR技術(shù)，為選擇性催化還原法。SCR技術(shù)是在300～420℃溫度條件下，在煙氣中噴入還原劑氨與催化劑反應(yīng)將煙氣中的NOx轉(zhuǎn)化為N2和H2O[1]。

1.2 脫硫除塵技術(shù)

東方石化催化脫硫脫硝裝置采用的是美國杜邦公司的EDV濕法洗滌技術(shù)。利用30%氫氧化鈉和水作為循環(huán)液與煙氣中的SOx自下而上逆向接觸進(jìn)行酸堿中和反應(yīng)去除SOx。

2 影響因素及操作參數(shù)

2.1 SCR反應(yīng)器操作溫度

SCR反應(yīng)器內(nèi)溫度在低溫條件下會發(fā)生副反應(yīng)，生成NH4HSO4等副產(chǎn)物，副產(chǎn)物NH4HSO4在150～200℃會沉積附著在催化劑的表面使脫硝效率下降，系統(tǒng)壓降上升。SCR反應(yīng)器溫度高于420℃會使催化劑燒熔，造成催化劑損壞?？刂芐CR反應(yīng)器溫度在300～420℃可保證催化劑活性最大，本裝置設(shè)計在余熱鍋爐蒸發(fā)段一段和二段之間操作溫度可到320～400℃能夠充分保證催化劑的活性。

2.2 SCR反應(yīng)器注氨量

SCR反應(yīng)器注氨量過量和逃逸與NH3/NOx摩爾比、工況條件和催化劑活性有關(guān)系[1]。根據(jù)NH3/NOx摩爾比、氨逃逸量調(diào)整注氨量，既能保證NOx脫除率又能保證過剩氨在溫度低的情況下與催化劑反應(yīng)生成NH4HSO4造成催化劑失活。本裝置氨逃逸率控制在≤3μL/L，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率≤1%，脫硝效率在71%左右。

2.3 EDV洗滌塔注堿量

EDV濕式脫硫系統(tǒng)主要依靠30%氫氧化鈉與SOx中和反應(yīng)脫除SOx?？刂坪孟礈焖A量能防止煙氣中SOx含量超高，但是注堿量需根據(jù)洗滌塔內(nèi)pH值調(diào)整。若pH值偏高會造成洗滌塔內(nèi)結(jié)鹽，pH值偏低會造成洗滌塔內(nèi)腐蝕。本裝置pH計與現(xiàn)場測量pH值校準(zhǔn)后維持在6.5～7.5，在堿液量投自動控制后洗滌塔內(nèi)pH值能維持在6.5～7.5。

2.4 EDV洗滌塔注水量

EDV洗滌塔注水量與洗滌塔內(nèi)水平衡和煙氣中的SOx、顆粒物含量有關(guān)系。在煙氣中SOx、顆粒物含量上升后，需調(diào)整注水量，提高EDV洗滌塔處理煙氣中污染物的能力；在調(diào)整注水量后根據(jù)洗滌塔內(nèi)水平衡，調(diào)整洗滌塔外排水量。洗滌塔注水量需控制在一個合適的量，若注水量過大，到PTU系統(tǒng)外排液流量加大，會減少在澄清器和氧化罐內(nèi)停留時間，影響懸浮物和COD的去除，造成外排液懸浮物和COD不合格。若注水量過小會影響洗滌塔對煙氣中SOx和顆粒物的去除，造成煙氣不合格。本裝置EDV洗滌塔注水量控制在18t/h左右，能夠保證外排煙氣和含鹽污水質(zhì)量合格。

3 催化脫硫脫硝裝置投用后運(yùn)行狀況

3.1 催化脫硫脫硝裝置運(yùn)行數(shù)據(jù)

裝置操作參數(shù)見表1所示。

煙氣經(jīng)脫硫脫硝裝置處理后的情況見表2所示。

脫硫脫硝裝置能耗分析見表3所示。

表1 裝置操作參數(shù)

表2 煙氣經(jīng)脫硫脫硝裝置處理后的數(shù)據(jù)

表3 脫硫脫硝裝置能耗數(shù)據(jù)

3.2 運(yùn)行數(shù)據(jù)分析

東方石化脫硫脫硝裝置2017年10月投入運(yùn)行以來，各個操作參數(shù)均在設(shè)計參數(shù)范圍內(nèi)。采樣數(shù)據(jù)表明外排煙氣中SOx含量為4.6mg/Nm3，NOx為43.2mg/Nm3，顆粒物濃14.8mg/Nm3；SOx脫除效率達(dá)到97.7%以上，顆粒物脫除效率達(dá)到90.7%以上，均達(dá)到設(shè)計值。裝置安裝了煙氣在線監(jiān)測儀，可連續(xù)監(jiān)測并與東方市環(huán)保部門聯(lián)網(wǎng)，均已達(dá)到《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的要求。

4 脫硫脫硝裝置運(yùn)行后存在的問題及優(yōu)化措施

4.1 蒸汽吹灰器啟動時間問題及優(yōu)化措施

脫硝反應(yīng)器在催化劑床層上方設(shè)立靶式吹灰器，采用過熱蒸汽吹灰吹掉催化劑上的積灰。催化裂解DCC裝置余熱鍋爐采用瓦斯爆破吹灰，瓦斯罐爆破產(chǎn)生沖擊波對脫硝反應(yīng)器SCR催化劑沖擊較大。只有DCC裝置和脫硫脫硝裝置兩套裝置的吹灰器同時使用才能保證吹灰效果。靶式蒸汽吹灰器采用的過熱蒸汽溫度在350～420℃，在靶式蒸汽吹灰器每次啟動前需將管內(nèi)冷凝水排除暖管升溫；系統(tǒng)設(shè)定在耙式蒸汽吹灰器出口達(dá)到280℃以上，吹灰器才能啟動。管線暖管時間較長與催化裂解DCC裝置吹灰時間相差較大，同時吹灰器的每次暖管過程冷凝水對連續(xù)排污擴(kuò)容器頂部壓力影響較大。

針對這個問題采取了優(yōu)化措施：(1)將靶式蒸汽吹灰器進(jìn)出口閥全開，維持管內(nèi)溫度在260℃以上，打開出口疏水閥一定開度見汽連續(xù)回收冷凝水，保證管內(nèi)無存水；(2)將靶式蒸汽吹灰器吹灰開始時間設(shè)定為245℃吹灰；(3)規(guī)定催化裂解DCC裝置和脫硝裝置吹灰器同時8h吹灰一次保證吹灰效果。

SCR反應(yīng)器在進(jìn)行調(diào)整后反應(yīng)器床層壓降變化不大，出口NOx脫除率能達(dá)到設(shè)定值。裝置已運(yùn)行2年多，脫硝效率達(dá)到71%，氨逃逸率較低，脫硝催化劑活性和壽命維持較好。

4.2 洗滌塔堿液泵注入量不足問題及優(yōu)化措施

東方石化催化裂解裝置進(jìn)料組分較設(shè)定值硫含量較高，造成催化煙氣中硫含量較設(shè)定值高。脫硫塔設(shè)計注堿量為190L/h，為了維持洗滌塔內(nèi)pH值，需注入279L/h堿液。脫硫脫硝裝置堿液注劑泵為一開一備，單臺堿液注劑泵設(shè)計值單臺流量為199L/h，啟動一臺注堿泵無法達(dá)到279L/h,需要投用兩臺堿液泵提高堿液注入量。在雙泵運(yùn)行期間機(jī)泵流量波動較大，無法投用自動控制。出現(xiàn)運(yùn)行泵故障檢修情況，洗滌塔內(nèi)pH值無法維持，造成外排煙氣SOx濃度不合格。

針對這個問題改變兩臺堿液注劑泵型號，更換后的堿液注劑泵單臺泵流量達(dá)到334L/h。

經(jīng)過優(yōu)化調(diào)整單臺泵運(yùn)行能夠維持洗滌塔內(nèi)pH值，外排煙氣中SOx含量達(dá)到國家標(biāo)準(zhǔn)，在機(jī)泵運(yùn)行正常后可投用自動控制流量，可達(dá)到一開一備使用，提高了裝置平穩(wěn)率。

4.3 脫硝單元稀釋風(fēng)機(jī)選型大電機(jī)超電流問題及優(yōu)化措施

脫硝單元氨氣在進(jìn)入脫硝SCR反應(yīng)器前先進(jìn)入氨空混合器與稀釋空氣混合，將濃度稀釋到5vt%以下；稀釋空氣由稀釋風(fēng)機(jī)供風(fēng)，根據(jù)稀釋比例稀釋風(fēng)機(jī)要提供1000Nm3/h以上。稀釋風(fēng)機(jī)設(shè)計型號為DO20-71-56，電機(jī)功率為45kW，額定電流為81A。針對這個問題選用型號D25-41-1.3稀釋風(fēng)機(jī)電機(jī)功率維持原型號不變45kW。新型號稀釋風(fēng)機(jī)投用后，稀釋風(fēng)量及壓力能夠在氨空混合器內(nèi)將氨氣濃度降到5vt%以下，電機(jī)電流小于額定電流。

5 結(jié)語

脫硫脫硝裝置采用托索普公司研發(fā)的SCR技術(shù)和美國杜邦公司的EDV濕法洗滌技術(shù)，在裝置投入運(yùn)行后，裝置脫硝效率達(dá)到71%，脫硫效率達(dá)到97.7%，顆粒物脫除效率達(dá)到90.7%，排放污染物均達(dá)到國家《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的要求。裝置建成后體現(xiàn)顯著的社會效益，減少了排入大氣中的SOx和NOx總量，同時提高了東方石化對加工原油中硫含量的適應(yīng)性，減輕對設(shè)備的腐蝕，具有一定的經(jīng)濟(jì)效益。