催化裂化烟气湿法脱硫除尘装置运行情况分析

催化裂化烟气湿法脱硫除尘装置运行情况分析催化裂化烟气湿法脱硫除尘装置运行情况分析摘要：摘要：主要介绍了催化裂化烟气净化(湿法脱硫除尘)项目在中海油惠州石化有限公司1.2Mt/a催化裂化装置上的运行情况。项目运行效果达到设计指标要求,主要包括污染物排放、能耗和连续排放监测系统指标等。但运行过程中出现外排水悬浮物浓度波动和烟气蓝烟拖尾现象,经过原因分析,通过流程优化、三剂使用和操作调整解决了问题,保证了项目的平稳运行。2009年至2017年，中海油惠州石化有限公司(简称惠州石化)催化裂化(Ⅰ)装置余热锅炉出口排放烟气粉尘浓度一般为200～450mg/m3(标准状态，以下同)，余热锅炉出口颗粒物浓度一般为80～130mg/m3，随着国家环保标准的进一步升级，要求烟气中SO2浓度特别限值降至50mg/m3以下，颗粒物浓度特别限值降至30mg?m3以下(GB31570—2015)。为满足最新环保标准要求，催化裂化装置引入再生烟气净化(湿法脱硫除尘)装置。经过公开招标，催化裂化(Ⅰ)装置最终确定使用DUPONT贝尔格(BELCO)公司湿法洗涤脱硫脱粉尘(EDV+PTU)工艺技术，并在2017年7月1日成功投用。项目运行至2018年6月结合催化裂化装置操作优化，烟气中SO2浓度小于5mg/m3，颗粒物浓度小于15mg/m3，满足GB31570—2015标准要求。但同时在运行过程中遇到一些新问题，如外排水悬浮物浓度波动、烟气蓝烟拖尾现象等，项目运行部进行了原因分析并采取技术方案优化解决了问题。以下将对上述内容进行详细分析。1催化裂化烟气净化装置介绍催化裂化烟气净化装置介绍1.1烟气脱硫脱粉尘部分烟气脱硫脱粉尘部分来自催化裂化装置余热锅炉的烟气首先进入洗涤塔烟气入口急冷段，与1个G400喷嘴喷出的洗涤水幕错流接触，温度降至55～60℃，同时洗涤和脱除烟气中的一部分SOx和颗粒物。饱和烟气进入到洗涤区，通过5个G400喷嘴喷出的水幕进一步吸收和洗涤，脱除绝大部分的SOx和颗粒物。雾化水沿着内壁流入塔底，随后排入洗涤塔塔底集液槽中。在洗涤塔吸收段之后，烟气被分散进入洗涤塔的EDV?滤清模组(FM)中，每个过滤模块上方安装一个F130型喷嘴，将洗涤液喷入文丘里管的扩张段中。这些喷嘴产生的雾化水可进一步收集细小颗粒并通过液滴聚合行为除去酸雾(包含SO3)。烟气穿过滤清模组后进入除雾器，分离出残存的水滴后，由烟囱排出。1.2水处理系统水处理系统(PTU)PTU用于接收并处理洗涤塔外排浆液。当浆液与絮凝剂充分混合时，悬浮颗粒聚结成为较大的颗粒，进入含盐污水澄清器沉降。从含盐污水澄清器溢流出来的悬浮物含量低的澄清液依靠重力流到污水罐并排。从含盐污水澄清器底部排出的泥浆悬浮液(一般含有25%～30%的固体物)则依靠重力流到污泥缓冲罐，进一步被送到真空带式过滤机中进行过滤除水，产生含水率60%以下的泥饼。2装置运行情况装置运行情况2.1烟气中污染物检测数据烟气中污染物检测数据2017年7月1日催化裂化烟气净化装置首次投用，经过数月摸索优化后装置进入平稳期。在2017年11—12月对催化裂化烟气净化装置进行了多次外委检测，结果见表1。由表1可见：SO2的脱除率约为99%，且其浓度远低于设计值(40mg?m3)，同时粉尘浓度远低于设计值(24mg/m3);由于EDV技术不具备脱除NOx的能力，所以烟气出入口NOx浓度差别不大，但是由于出口水蒸气的影响，出口数据与入口数据有所偏差。同时镍及其化合物的排放浓度小于(0.3mg/m3)，低于项目合同性能保证值(0.5mg/m3)，符合国家标准。2.2连续排放监连续排放监测系统测系统(CEMS)指标指标根据《固定污染源烟气排放连续监测技术规范(HJT75—2007)》中相关验收项目考核指标要求，将CEMS数据与化验分析(LIMS)数据进行对比，结果见表3～表5，可以确认CEMS使用情况良好，符合国家标准。2.3外排水指标外排水指标表5为催化裂化烟气净化装置配套PTU外排液分析结果，PTU外排液量始终控制在小于10t?h。由表5可见，装置配套PTU外排液符合合同约定的性能保证值，其中电导率和COD受制于烟气中的污染物浓度以及补水量，项目设计初期考虑电导率的控制要求，未设计污水用流程，确保洗涤塔内浆液的及时置换。影响COD的因素主要是NaSO3的量，烟气中的SO2浓度越低，浆液中的COD就越低，本项目提高外排水COD标准主要是因为污水不用直接外排，而是排入含盐污水处理场，并且设计初期未考虑除氧罐和风机设计，节约了成本和占地。目前外排液COD小于50mg/L主要是因为烟气中的SO2浓度未达到设计浓度，同时废液罐补充新鲜水在一定程度上也起到稀释废液的作用。2.4其他工艺指标其他工艺指标2.4.1能耗表6为烟气净化装置能耗核算结果。由