劉春貴

(中國石油大慶石化公司煉油廠，黑龍江 大慶 163711)

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石油化工與催化

WGS法煙氣脫硫技術(shù)在RFCC裝置上的應(yīng)用

劉春貴

(中國石油大慶石化公司煉油廠，黑龍江 大慶 163711)

摘要：介紹中國石油大慶石化公司煉油廠1.0 Mt·a-1重油催化裂化裝置對WGS煙氣脫硫技術(shù)的應(yīng)用和優(yōu)化情況。結(jié)果表明，WGS工藝脫硫、脫塵效果顯著，凈化后煙氣中SO2平均含量由167 mg·m-3降至5 mg·m-3，顆粒物平均含量由55 mg·m-3降至4 mg·m-3，優(yōu)于規(guī)定的排放煙氣SO2濃度≤200 mg·m-3以及顆粒物濃度≤50 mg·m-3標(biāo)準(zhǔn)。每年減少SO2排放量170 t和顆粒物排放量54 t，大大改善了空氣質(zhì)量。

關(guān)鍵詞：石油化學(xué)工程；WGS法煙氣脫硫；RFCC裝置；優(yōu)化

CLC number:TQ426.95;X701Document code: AArticle ID: 1008-1143(2016)06-0063-03

中國石油大慶石化公司煉油廠1.0 Mt·a-1重油催化裂化裝置加工原料為石蠟基原料，設(shè)計加工能力1.0 Mt·a-1，摻渣比40.84%，生產(chǎn)過程中產(chǎn)生再生煙氣125 km3·h-1，其中，SO2濃度約350 mg·m-3，顆粒物濃度約100 mg·m-3，超出規(guī)定的排放煙氣SO2濃度≤200 mg·m-3和顆粒物濃度≤50 mg·m-3標(biāo)準(zhǔn)，環(huán)境污染較大。

為了減排，1.0 Mt·a-1重油催化裂化裝置進(jìn)行了WGS煙氣脫硫技術(shù)的應(yīng)用，為了便于管理將廢水處理系統(tǒng)部分整合到污水車間。WGS煙氣脫硫裝置于2013年7月動工，2014年4月與催化裝置進(jìn)行管線碰頭，2014年9月12日竣工，2014年10月15日首次開車并一次成功，脫硫、脫塵效果達(dá)到預(yù)期目標(biāo)。本文介紹1.0 Mt·a-1重油催化裂化裝置對WGS煙氣脫硫技術(shù)的應(yīng)用和優(yōu)化情況。

1工藝流程

WGS煙氣脫硫裝置工藝流程如圖1所示。催化煙氣自余熱鍋爐出口經(jīng)煙道分兩路以水平方式分別進(jìn)入兩個噴射文丘里管，文丘里管上部噴射循環(huán)液，由于液體的抽吸作用，煙氣與循環(huán)液在喉徑處劇烈混合，經(jīng)擴散段后進(jìn)入彎頭處脫除SO2及固體顆粒物。煙氣與循環(huán)液以切線方式進(jìn)入洗滌塔，氣體先經(jīng)煙囪塔盤分液，再經(jīng)分液填料分液后排入大氣。

圖 1　WGS煙氣脫硫裝置工藝流程Figure 1　Process flow of WGS flue gas desulfurization unit

洗滌塔底設(shè)有洗滌塔循環(huán)泵，將循環(huán)液自塔底抽出，送至兩個文丘里管噴射器入口，用于增壓催化煙氣，吸收其中的SO2和顆粒物等雜質(zhì)。泵出口有一小股含固和含鹽廢液通過調(diào)節(jié)閥排至污水車間的污水處理系統(tǒng)。

洗滌塔底需要連續(xù)或間斷地補充水和堿液，質(zhì)量分?jǐn)?shù)30%的NaOH堿液自輸轉(zhuǎn)車間收至堿液罐，經(jīng)新鮮堿液泵增壓后，通過調(diào)節(jié)閥送至洗滌塔底部，從管網(wǎng)來的新鮮水通過調(diào)節(jié)閥送至洗滌塔底部的補水口。

2裝置優(yōu)化調(diào)整

根據(jù)煙氣脫硝裝置管線碰頭的需要，2015年6月16日-7月25日催化裝置停工檢修，煙氣脫硫裝置同步停工，對煙氣脫硫裝置進(jìn)行優(yōu)化。

(1) 煙氣脫硫裝置的洗滌塔補充水源設(shè)計為中水，新鮮水備用，但由于煉油廠水量不足，開工后一直用新鮮水。而硫磺車間酸性水汽提高裝置的凈化水利用率低，多數(shù)直接排入污水廠，為節(jié)約新鮮水，提高凈化水利用率，2015年6月在補充水管線上增設(shè)硫磺凈化水，7月開工后正式投用，目前運行良好。

(2) 循環(huán)漿液泵運行一段時間后，入口壓降逐漸增大，尤其開工初期壓降上升特別快，這主要是煙氣中的催化劑被洗滌后進(jìn)入漿液中逐漸聚集在漿液泵入口的過濾網(wǎng)處，開工初期設(shè)備內(nèi)殘留較多焊渣和石子等雜質(zhì)。為了保證機泵的正常運行，需要定期拆泵入口過濾網(wǎng)清理雜質(zhì)，經(jīng)過摸索，發(fā)現(xiàn)泵入口壓降達(dá)100 kPa時拆過濾網(wǎng)不會對機泵運行和操作有影響，拆過濾網(wǎng)間隔時間約4個月。

(3) 開工初期，在裝置建立水循環(huán)但煙氣沒有進(jìn)入脫硫系統(tǒng)之前，會有一部分水從文丘里噴嘴處返到進(jìn)脫硫塔前的煙道內(nèi)，如不及時排除，積存過多會倒灌余熱鍋爐，處理方法是在煙道的低點處接一個DN80放空管，在開工水循環(huán)期間打開放空將水排入下水井。

(4) 由于污水處理系統(tǒng)設(shè)置在污水車間，與脫硫裝置間隔數(shù)百米，且循環(huán)漿液中含有催化劑，為了防止催化劑在外排漿液的管線中沉積堵塞管線，裝置在設(shè)計之初，為了保證流速，將管線直徑設(shè)計較小(DN50)，而且在送往廢水處理系統(tǒng)的管線沿途每隔約10 m設(shè)計一個放空，以防出現(xiàn)堵塞。裝置外排漿液的設(shè)計流量2.16 t·h-1，日常操作控制在3.5 t·h-1，操作時加強對漿液中固體懸浮物的分析監(jiān)控，如果發(fā)現(xiàn)超過5 g·L-1，則將漿液外排量提高并加樣分析直至合格為止，裝置運行期間未出現(xiàn)管線堵塞情況。

(5) 循環(huán)漿液pH設(shè)計值為6～9，但從裝置運行數(shù)據(jù)看，脫硫效果嚴(yán)重過剩，為防止脫硫系統(tǒng)的腐蝕以保證裝置長周期運行，將控制pH=6.9～7.2。

(6) 自2014年10月15日裝置開工以來，一直存在凈化后的煙氣中攜帶大量水霧的問題[1]，即在煙氣下風(fēng)向如同下“小雨”一般，冬季由于大慶地區(qū)平均溫度低于-20 ℃，在煙囪周邊地面和平臺等產(chǎn)生大量冰。2015年7月25日裝置再次開工后發(fā)現(xiàn)，煙囪落水現(xiàn)象基本解決，地面上的冰基本可以忽略不計，分析發(fā)現(xiàn)，余熱鍋爐增設(shè)脫硝裝置后，降低了排煙溫度，即脫硫塔入口煙氣溫度降低近60 ℃。由于煙氣中含硫量較低，露點溫度較低，104 ℃除氧給水直接進(jìn)入省煤器換熱，長期運行未出現(xiàn)腐蝕，故認(rèn)為煙氣露點溫度低于104 ℃，排煙溫度降低近60 ℃不會影響余熱鍋爐的使用壽命。

3裝置標(biāo)定情況

2015年9月23-24日進(jìn)行了標(biāo)定，主要操作條件見表1，脫硫前后煙氣分析數(shù)據(jù)見表2。

表 1　主要操作條件

① 23日8:00；② 23日16:00；③ 24日8:00

表 2　脫硫前后煙氣分析

① 23日8:00；② 23日16:00；③ 24日8:00

由表1～2可以看出，凈化后煙氣中SO2平均含量由脫硫前167 mg·m-3降至5 mg·m-3，顆粒物平均含量由脫硫前55 mg·m-3降至4 mg·m-3,優(yōu)于規(guī)定的排放煙氣SO2濃度≤200 mg·m-3和顆粒物濃度≤50 mg·m-3標(biāo)準(zhǔn)。2015年檢修后開工，脫硫裝置入口壓力出現(xiàn)負(fù)值，但由于文丘里噴嘴的抽吸作用，運行仍然正常。

4效益分析

煙氣排放量12.5×104m3·h-1，全年按8 400 h計，根據(jù)計算，1.0 Mt·a-1重油催化裂化裝置的煙氣經(jīng)凈化后每年可以減少SO2排放量170 t和顆粒物排放量54 t。

該技術(shù)的應(yīng)用無需對余熱鍋爐進(jìn)行改造，降低了投資費用，而且由于文丘里洗滌器對煙氣有抽吸作用，可以在煙氣負(fù)壓下操作，不影響煙機做功，對煉油廠實現(xiàn)節(jié)能降耗非常有利。

5結(jié)論

(1) 自運行以來，裝置運行穩(wěn)定，脫硫、脫塵效果顯著，凈化后煙氣中SO2平均含量由脫硫前167 mg·m-3降至5 mg·m-3，顆粒物平均含量由脫硫前55 mg·m-3降至4 mg·m-3,優(yōu)于規(guī)定的排放煙氣SO2濃度≤200 mg·m-3以及顆粒物濃度≤50 mg·m-3標(biāo)準(zhǔn)。

(2) 將污水處理系統(tǒng)部分整合到污水車間，有利于專業(yè)操作和管理。

(3) 煙氣脫硫裝置的投用，每年至少可以減少SO2排放量170 t，減少顆粒物排放量54 t，改善環(huán)境。

(4) 可以在煙氣負(fù)壓下操作，不影響煙機做功，對煉油廠實現(xiàn)節(jié)能降耗非常有利。

參考文獻(xiàn):

[1]王秀菲,張林平.催化裂化煙氣脫硫裝置運行分析及建議[J].化學(xué)工業(yè)與工程技術(shù),2014,35(2):23-26.Wang Xiufei,Zhang Linping.Analysis and suggestions for catalytic cracking flue gas desulfurization unit operation[J].Journal of Chemical Industry & Engineering,2014,35(2):23-26.

收稿日期：2016-03-14；修回日期：2016-05-23

作者簡介：劉春貴，男，工程師，從事工藝管理工作。

doi:10.3969/j.issn.1008-1143.2016.06.012 10.3969/j.issn.1008-1143.2016.06.012

中圖分類號：TQ426.95;X701

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1008-1143(2016)06-0063-03

Application of WGS flue gas desulfurization technology in RFCC device

LiuChungui

(The Refinery of PetroChina Daqing Petrochemical Company, Daqing 163711, Heilongjiang, China)

Abstract:The applications and optimization of WGS flue gas desulfurization technology in 1.0 Mt·a-1heavy oil FCCU unit of The Refinery of PetroChina Daqing Petrochemical Company were introduced. The results showed that the effects of desulfurization and dedust of WGS process were remarkable.The average content of sulfur dioxide after purification reduced from 167 mg·m-3to 5 mg·m-3, and the average contents of particulate matter decreased from 55 mg·m-3to 4 mg·m-3, which were far lower than SO2 emission concentration 200 mg·m-3and particle concentration 50 mg·m-3of the oil refining industry emission standard. The annual sulfur dioxide emission and annual particle emission were reduced by 170 t and 54 t, respectively, so the air quality surrounding was greatly improved.

Key words:petrochemical engineering; WGS flue gas desulfurization；RFCC unit； optimization