石油石化绿色低碳 ２０１６年４月・第１卷・第２期 Ｇｒｅｅｎ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ＆Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌｓ ＞＞绿色低碳技术＜＜ 催化裂化烟气除尘脱硫技术的应用 吴凡 （中国石化天津分公司炼油部，天津３００２７０） 摘 要：中国石化天津分公司１－３ Ｍｔ／ａ催化裂化装置烟气除尘采用中国石化宁波工程公司 自主研发的（双循环）新型湍冲文丘里除尘脱硫技术。装置投产后，催化裂化装 置外排烟气污染物浓度大幅度降低，ＳＯ，浓度从５９２ ｍｇ／ｍ （标准状态，以下 同）下降至８ ｍｇ／ｍ ，粉尘浓度从４２０ ｍｇ／ｍ 下降至２０ ｍｇ／ｍ ，远低于国家排放 标准。针对装置运行中存在的腐蚀和结垢问题，通过采取相应的解决措施，保证 了烟气脱硫装置和催化装置的运行同步率达到１００％。 关键词：催化裂化烟气脱硫除尘 催化裂化装置主要生产汽油和柴油，在石油加 工过程中占有相当重要的地位。随着原油的日益重 上不同位置、不同的自身旋转离心力的作用下，呈 均匀辐射状扩散，由中心向外封住除尘塔筒体，并 且使液体在微观上旋转翻腾，提高了表面更新能 力，同时与向下流动的气体强烈湍冲接触，充分分 质化、高硫化，催化裂化装置加工重质高硫油的比 例日益增加。原油含硫量的提高，使得催化裂化装 置排放烟气中ＳＯ，的浓度越来越高。随着国家对环 保要求的不断严格，特别是汽油质量的升级对硫含 量以及烟气中ＳＯ，和粉尘排放量的，使催化裂化 装置在环境保护方面面临着越来越严峻的挑战¨］。 为了保护环境，减少ＳＯ，和颗粒物的排放，按照中 散、乳化，有效地利用液相能量和气相能量，建立 动态平衡的泡沫区 ］。在泡沫区，由于气体与极大 的且迅速更新的液体表面湍冲接触，便产生了颗粒 捕集、反应吸收和气体急冷等效果，达到了气体净 化处理的目的。 １．３脱硫机理 国石化“碧水蓝天”环保行动部署，中国石化天津 分公司１．３ Ｍｔ／ａ催化裂化装置配套建设了烟气除尘 脱硫装置。该装置采用中国石化自主研发的（双循 来自碱液罐浓度为４２％的ＮａＯＨ溶液与烟气中 ＳＯ２溶于水生成的Ｈ２ＳＯ 溶液进行酸碱中和反应， 生成Ｎａ２ＳＯ３，Ｎａ２ＳＯ３与Ｈ２ＳＯ３进一步反应生成 ＮａｉｌＳ０ ，ＮａｉｌＳ０１又与ＮａＯＨ反应加速生成 环）新型湍冲文丘里除尘脱硫技术，由中国石化宁 波工程公司设计。 Ｎａ２ＳＯ３。生成的Ｎａ２ＳＯ３送至废水处理单元经固液 ｌ 烟气除尘脱硫装置技术特点及工艺原理 １。１ 技术特点 分离、氧化后作为无害的Ｎａ２ＳＯ 水溶液排放ｐ］。反 应方程式如下。吸收ＳＯ，所需的液气比和喷嘴数量 的选择是依据ＳＯ，的入口浓度、排放标准和饱和气 收稿日期：２０１６．２．１５ 作者简介：吴凡。大学本科，助理工程师。２０１１年７ 月毕业于天津大学化工学院化学工程与工艺专业，目 前主要从事炼油催化裂化装置ｌＴ艺技术管理工作。 该装置主要采用的是（双循环）新型湍冲文丘 里除尘脱硫技术。在同一塔内，采用两级双循环除 尘和脱硫工艺，除尘和脱硫同时进行，除尘脱硫效 率高，并且吸收剂适应性宽。 １．２ 除尘机理 除尘激冷塔从喷嘴口向上喷出的液体，在截面 ——３６—— 石油石化绿色低碳 ２０１６年・第１卷 体的温度来决定的。 Ｈ２ＳＯ３＋Ｎａ０Ｈ＿－÷Ｎａ２ＳＯ３＋２Ｈ２Ｏ Ｎａ，Ｓ０ ＋Ｈ，ＳＯ —｝ＮａＨＳ０ 冲段利用ＮａＯＨ溶液将大部分ＳＯ，、颗粒物及其他 酸性气体吸收。然后进入综合塔，上升进入消泡 器，通过消泡器去除更细的粉尘、细微颗粒物和 ＮａＨＳＯ３＋ＮａＯＨ １ ２Ｎａ２ＳＯ３＋２Ｈ２Ｏ ＳＯ 。再经除雾器除去水雾，净化烟气经综合塔上 部烟囱排气。塔底废水送人胀鼓式过滤器，经 固液分离后排到渣浆浓缩缓冲罐，同化物进入真空 带式脱水机制饼后送出装置。烟气除尘脱硫装置工 艺流程见图１。 Ｎａ２ＳＯ３＋ Ｏ２＿＿＋Ｎａ２ＳＯ４ 厶 ２烟气除尘脱硫装置工艺流程 炯气经余热锅炉从除尘激冷塔顶部进入， 到湍 絮凝剂 图１ 烟气除尘脱硫装置工艺简图 ３装置运行状况分析 该烟气脱硫装置２０１４年１２月建成投用，至 ２０１５年１２月，装置运行效果良好。净化烟气排放 指标见表ｌ。 通过表１可知，催化烟气除尘脱硫装置效果显 表１ 催化裂化烟气脱硫装置烟气排放指标项 目 烟气ＳＯ２浓度 烟气粉尘浓度ＮＯ 浓度 ｍｇ／ｍ 入口浓度５９２ ４２０ ６５ 设计排放浓度 实际排放浓度 ≤１００ ≤５Ｏ ≤１００ ８ ２０ ６０ 著。其中ＳＯ２浓度平均值为８ ｍｇ／ｍ ，粉尘浓度平 均值为２０ ｍｇ／ｍ ，ＮＯ 浓度平均值为６０ ｍｇ／ｍ ，均 远低于国家排放标准。 平均值为５９２ ｍｇ／ｍ ，净化烟气ＳＯ２浓度平均值为 ８ ｍｇ／ｍ ，ＳＯ２脱除率达到９８．６％；原炯气粉尘浓度 根据烟气化验分析数据计算，原烟气ＳＯ，浓度 ２０１６年・第２期 吴凡．催化裂化烟气除尘脱硫技术的应用 ——３７—— 为４２０ ｍｇ／ｍ。，净烟气粉尘浓度为２０ ｍｇ／ｍ ，粉尘 脱除率达到９５．２％。 对废水进行每周一取样，化验各项指标。随机 抽取２０１５年４次测量的指标平均值如表２所示。 表２催化裂化烟气脱硫装置脱硫废水排放指标ｍｇ／Ｌ 项目 入口浓度 设计排放浓度 实际排放浓度 ＣＯＤ ２４８ ≤６０ ４０ ＳＳ ６ １４４ ≤６０ ５０ ｐＨ ８．０ ７．０ ７．５ 据表２可知，外排废水ＣＯＤ平均值为４０ ｍｇ／Ｌ， 符合外排废水ＣＯＤ￣６０ ｍｇ／Ｌ的排放指标，ＳＳ平均值 ５０ ｍｇ／Ｌ，符合外排废水ＳＳ￣６０ ｍｇ／Ｌ的排放指标。 ４目前存在问题 ４．１ 综合塔塔壁腐蚀严重 催化裂化装置烟气脱硫单元综合塔塔壁为复合 材料，外侧为ｌ８ ｍｍ厚的碳钢，内侧为４ ｍｍ厚的 ３０４Ｌ不锈钢。装置运行一段时间后发现综合塔在除 沫器和静电除尘器中间部位的塔壁上有若干个腐蚀 穿孔。 经分析，在此设备位置，烟气中的ＳＯ 和大量 的水发生反应生成稀硫酸 】，并沿塔壁下流。正常 情况下３０４Ｌ不锈钢表面的保护膜可以防止设备腐 蚀，但此腐蚀位置处疑似对应有注水设施的内构 件，其牛脚与塔壁通过焊接连接，焊接处３０４Ｌ不 锈钢表面的保护膜被破坏，系统中的氯离子在此钝 点（死角）处形成积聚，将塔壁内侧的３０４Ｌ不锈 钢腐蚀穿透，而系统内的稀硫酸又对外层碳钢造成 腐蚀，最终导致塔壁因局部腐蚀穿孔。为了防止综 合塔器壁被腐蚀，采取了以下措施： １）综合塔除沫器和静电除尘器中间部位塔壁 外补焊１０ ｍｍ厚３０４Ｌ钢板。 ２）目前在综合塔消泡器上、静电除尘器下腐 蚀严重区域增加２圈喷淋盘管，喷头伸人塔内反喷 塔壁，上层盘管采用消泡器浆液，其ｐＨ值呈碱 性，中和并稀释结露的稀硫酸，减缓器壁腐蚀。下 层盘管采用新鲜水，进一步稀释塔壁处的稀硫酸， 减缓综合塔器壁的腐蚀。 ３）综合塔消泡器液位实行满液位溢流操作 （消泡器溢流口在塔内，液位在６０％开始溢流）。 综合塔补水全部由消泡器补水提供，最小值３ ｔ／ｈ， 最大值为１７ ｔ／ｈ，溢流到综合塔塔底。 ４）消泡器浆液ｐＨ值由原来７．０～７．５调整为 ８．０～８．５；综合塔塔底ｐＨ值由原来６．５～７．５调整为 ８．０～８．５。消泡器喷嘴前压力由原有０－３１ ＭＰａ提高 到０．３５ ＭＰａ，提高了喷淋吸收效果。同时，增加消 泡器循环液的ｐＨ值、铁离子的化验分析监测。 实施上述措施后，消泡器浆液由腐蚀时的红棕 色变为乳白色，说明铁离子含量减少。综合塔外壁 的腐蚀情况得到了很大的缓解。 ４．２ 氧化罐内壁结垢严重 氧化罐最主要的作用就是将胀鼓过滤器溢流的 上清液通过压缩空气进行氧化，以降低外排液中的 ＣＯＤ含量。自氧化罐投用以来，其氧化作用明显， 外排浆液中ＣＯＤ含量符合设计标准。但是，在氧 化罐投用期间，氧化罐内壁结垢，严重时盐结晶可 堵塞管道，阻碍氧化后液体的排出，所以需定期切 出，清理氧化罐内壁，防止盐结晶堵塞管道。 经检测，此设备内溶液主要成分如表３所示， 结垢的主要物质为ＣａＣＯ ，ＣａＳＯ 。 表３ 结垢物质主要成分表 组分 含量，％ ＣａＣＯ３ ８５．８Ｏ ＣａＳＯ４ ５．８７ ＭｇＣＯ３ １＿３２ ＳｉＯ２ ２．１３ Ａ１２０３ ２．９９ 水和可溶性盐类 １．８９ 经分析。氧化罐结垢的主要原因为催化装置所 用新鲜水中Ｃａ，Ｍｇ离子含量偏高，氧化罐中氧化 液温度在６０℃左右，并且氧化风温度较高，在氧 化风不断通人氧化罐的过程中，氧化液中的Ｃａ， Ｍｇ离子与ＣＯ，和硫酸根离子生成了不易溶于水的 盐，析出附着在氧化罐器壁上。 为应对氧化罐结垢问题，采取了如下措施： １）采用投二备一的方法，切除３个氧化罐的 ——３８—— 石油石化绿色低碳 ２０１６年・第１卷 其中一个备用，管线堵塞后投用备用氧化罐保证氧 化效果，并定期切出运行的氧化罐，清理氧化罐内 壁的结垢物质。 远远低于国家排放标准。该烟气除尘脱硫装置操 作简便，设备可靠，减少了催化烟气对大气的污 染，改善了周边地区的空气质量，同时排放的废水 满足废水排放指标，达到了改善空气、保护环境的 目的。 ２）将通人氧化罐的氧化风改为温度较低的非 净化风，减少结垢物质的生成。 采用上述效果后，氧化罐结垢问题明显改善。 ４．３ 综合塔集合管结垢问题 一对于装置运行后出现的综合塔腐蚀问题，通过 系列工艺调整和改善措施，大大减缓了器壁腐蚀， 问题，通过定期清理和超声波除垢，避免了由于结 垢问题造成的操作波动，保证了装置平稳运行。 参考文献 白烟气除尘脱硫单元运行以来，综合塔集合管 多次出现结垢，堵塞了各浆液进入综合塔的通道， 由于综合塔塔底补碱线先通人集合管再进入综合 塔，严重时可能造成塔底补碱不畅，进而影响外排 烟气中的ＳＯ，浓度。通过超声波除垢公司定期对综 取得了良好效果；针对氧化罐和综合塔集合管结垢 合塔集合管进行除垢，解决了综合塔集合管由于结 垢造成的各种问题。但是，除垢后结垢物质会进入 ［１］周慧娟，蔡继元，潘元青．催化裂化在２１世纪炼油工业 中的地位和作用［Ｊ］．天然气与石油，２００９，２７（６）： ３０ ３２，６３． 综合塔塔底，进而进入逆喷浆液泵和急冷浆液泵， 造成逆喷浆液和急冷浆液喷嘴压力降低。因此，除 垢后需安排倒泵清洁泵入口过滤器，防止由于结垢 ［２］刘勤学．四套合一硫酸装置脱硫系统的设计与运行 ［Ｃ］．呼和浩特：２０１３蓝电杯中国低浓度ＳＯ２烟气治理 物质的堵塞造成急冷浆液泵和逆喷浆液泵的非正常 ＿ｒ况运行， ５结语 （除尘、脱硫、脱硝及制酸）技术研讨会论文集．全国 硫酸丁业信息站，全国气体净化信息站，２０１３：５７—６０． ［３］王雪峰，马胜平．催化烟气脱硫装置运行效果分析 ＩＪＪ．建筑Ｔ程技术与设计，２０１４（３０）：８４５． 烟气除尘脱硫技术的投用，显著降低了催化炯 气ＳＯ２和粉尘的排放，ＳＯ２浓度从５９２ ｍｇ／ｍ 下降 ［４］刘长爱．炯气酸露点腐蚀对炼油内加热炉及余热同收系 统的危害与防治［Ｊ］．石油化工设备技术，２０ １ ０， ３１（５）：４４Ｍ９． 至８ ｍｇ／ｍ ，粉尘浓度从４２０ ｍｇ／ｍ 下降至２０ ｍｇ／ｍ ， Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ＦＣＣ Ｆｌｕｅ Ｇａｓ Ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｄｕｓｔ Ｒｅｍｏｖａｌ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ＷｕＦａｎ （ＳＩＮＯＰＥＣ Ｔｉａｎｊｉｎ Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｔｉａｎｊｉｎ ３００２７０，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ（Ｄｏｕｂｌｅ Ｃｙｃｌｅ）ｔｕｒｂｕｌｅｎｔ Ｖｅｎｔｕｒｉ ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ ａｎｄ ｄｕｓｔ ｒｅｍｏｖａｌ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｌｉｃｅｎｓｅｄ ｆｒｏｍ ＳＩＮＯＰＥＣ Ｎｉｎｇｂｏ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏ，Ｌｔｄ．，ｗｈｉｃｈ ｈａｓ ｂｅｅｎ ａｐｐｌｉｅｄ ｉｎ ｔｈｅ １．３ ＭＭ ｔｐｙ ＦＣＣＵ ｉｎ ＳＩＮＯＰＥＣ Ｔｉａｎｊｉｎ Ｃｏｍｐａｎｙ，ｉｓ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ．Ａｆｔｅｒ ｔｈｅ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｔｈｅ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｐｏｌｌｕｔａｎｔｓ ｉｎ ｌｕｅ ｇａｓｅｓ ｆｒｏｍ ｔｈｅ ｆＦＣＣＵ ｈａｖｅ ｂｅｅｎ ｒｅｄｕｃｅｄ ｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔｌｙ，ｗｉｔｈ ＳＯ２ ｒｅｄｕｃｅｄ ｆｒｏｍ ５９２ ｍｇ／ｍ ｔｏ ８ ｍｇ／ｍ ａｎｄ ｄｕｓｔ ｆｒｏｍ ４２０ ｍｇ／ｍ ｔｏ ２０ ｍｇ／ｍ ，ｍｕｃｈ ｌｏｗｅｒ ｔｈａｎ ｔｈｅ ｅｍｉｓｓｉｏｎ ｌｉｍｉｔ ａｌｌｏｗｅｄ ｂｙ Ｃｈｉｎａ ｎａｔｉｏｎａｌ ｓｔａｎｄａｒｄｓ．Ｉｔ ａｌｓｏ ａｎａｌｙｚｅｓ ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｏｆ ｅｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ ｆｏｕｌｉｎｇ ｉｎ ｔｈｅ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ａｄｏｐｔｅｄ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ ｍｅａｓｕｒｅｓ ｔｏ ｅｎｓｕｒｅ ｔｈｅ ｓｙｎｃｈｒｏｎｏｕｓ ｒｕｎ ｒａｔｅ ｏｆ ｔｈｅ ｆｌｕｅ ｇａｓ ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚｅｒ ａｎｄ ｔｈｅ ＦＣＣＵ ｕｐ ｔｏ １００％． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｆｌｕｉｄ ｃａｔａｌｙｔｉｃ ｃｒａｃｋｉｎｇ；ｆｌｕｅ ｇａｓ；ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ；ｄｕｓｔ ｒｅｍｏｖａｌ
