脫硫脫硝裝置的運行狀況分析及問題優化

李廣洋(中海油東方石化有限責任公司，海南 東方 572600)

0 引言

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

1 工藝介紹

1.1 脫硝技術

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

1.2 脫硫除塵技術

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。利用30%氫氧化鈉和水作為循環液與煙氣中的SOx自下而上逆向接觸進行酸堿中和反應去除SOx。

2 影響因素及操作參數

2.1 SCR反應器操作溫度

SCR反應器內溫度在低溫條件下會發生副反應，生成NH4HSO4等副產物，副產物NH4HSO4在150～200℃會沉積附著在催化劑的表面使脫硝效率下降，系統壓降上升。SCR反應器溫度高于420℃會使催化劑燒熔，造成催化劑損壞。控制SCR反應器溫度在300～420℃可保證催化劑活性最大，本裝置設計在余熱鍋爐蒸發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反應器注氨量

SCR反應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系[1]。根據NH3/NOx摩爾比、氨逃逸量調整注氨量，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濕式脫硫系統主要依靠30%氫氧化鈉與SOx中和反應脫除SOx。控制好洗滌塔注堿量能防止煙氣中SOx含量超高，但是注堿量需根據洗滌塔內pH值調整。若pH值偏高會造成洗滌塔內結鹽，pH值偏低會造成洗滌塔內腐蝕。本裝置pH計與現場測量pH值校準后維持在6.5～7.5，在堿液量投自動控制后洗滌塔內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水平衡和煙氣中的SOx、顆粒物含量有關系。在煙氣中SOx、顆粒物含量上升后，需調整注水量，提高EDV洗滌塔處理煙氣中污染物的能力；在調整注水量后根據洗滌塔內水平衡，調整洗滌塔外排水量。洗滌塔注水量需控制在一個合適的量，若注水量過大，到PTU系統外排液流量加大，會減少在澄清器和氧化罐內停留時間，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量合格。

3 催化脫硫脫硝裝置投用后運行狀況

3.1 催化脫硫脫硝裝置運行數據

裝置操作參數見表1所示。

煙氣經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

表2 煙氣經脫硫脫硝裝置處理后的數據

表3 脫硫脫硝裝置能耗數據

3.2 運行數據分析

東方石化脫硫脫硝裝置2017年10月投入運行以來，各個操作參數均在設計參數范圍內。采樣數據表明外排煙氣中SOx含量為4.6mg/Nm3，NOx為43.2mg/Nm3，顆粒物濃14.8mg/Nm3；SOx脫除效率達到97.7%以上，顆粒物脫除效率達到90.7%以上，均達到設計值。裝置安裝了煙氣在線監測儀，可連續監測并與東方市環保部門聯網，均已達到《石油煉制工業污染物排放標準》的要求。

4 脫硫脫硝裝置運行后存在的問題及優化措施

4.1 蒸汽吹灰器啟動時間問題及優化措施

脫硝反應器在催化劑床層上方設立靶式吹灰器，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，瓦斯罐爆破產生沖擊波對脫硝反應器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冷凝水排除暖管升溫；系統設定在耙式蒸汽吹灰器出口達到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排污擴容器頂部壓力影響較大。

針對這個問題采取了優化措施：(1)將靶式蒸汽吹灰器進出口閥全開，維持管內溫度在260℃以上，打開出口疏水閥一定開度見汽連續回收冷凝水，保證管內無存水；(2)將靶式蒸汽吹灰器吹灰開始時間設定為245℃吹灰；(3)規定催化裂解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反應器在進行調整后反應器床層壓降變化不大，出口NOx脫除率能達到設定值。裝置已運行2年多，脫硝效率達到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化措施

東方石化催化裂解裝置進料組分較設定值硫含量較高，造成催化煙氣中硫含量較設定值高。脫硫塔設計注堿量為190L/h，為了維持洗滌塔內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，單臺堿液注劑泵設計值單臺流量為199L/h，啟動一臺注堿泵無法達到279L/h,需要投用兩臺堿液泵提高堿液注入量。在雙泵運行期間機泵流量波動較大，無法投用自動控制。出現運行泵故障檢修情況，洗滌塔內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到334L/h。

經過優化調整單臺泵運行能夠維持洗滌塔內pH值，外排煙氣中SOx含量達到國家標準，在機泵運行正常后可投用自動控制流量，可達到一開一備使用，提高了裝置平穩率。

4.3 脫硝單元稀釋風機選型大電機超電流問題及優化措施

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

5 結語

脫硫脫硝裝置采用托索普公司研發的SCR技術和美國杜邦公司的EDV濕法洗滌技術，在裝置投入運行后，裝置脫硝效率達到71%，脫硫效率達到97.7%，顆粒物脫除效率達到90.7%，排放污染物均達到國家《石油煉制工業污染物排放標準》的要求。裝置建成后體現顯著的社會效益，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性，減輕對設備的腐蝕，具有一定的經濟效益。