WGS湿法烟气脱硫技术在催化裂化装置上的应用

2022-10-05

一、概况

中国石油锦西石化分公司催化气分车间于1987年10月建成投产, 设计处理能力80万吨/年。2013年9月, 将两段提升管改为单提升管, 增设CRC, 装置处理能力改为90万吨/年。为满足大气污染物烟气中的SO2最高允许排放浓度100mg/Nm3, 颗粒物50mg/Nm3的要求, 2013年11月建成投产烟气脱硫系统, 该技术由中国石油工程建设公司大连设计分公司引进、为国内首套采用美国埃克森美孚公司的喷射式烟气脱硫工艺 (WGS) 。

二、系统简介和工艺流程

烟气脱硫装置主要包括洗涤塔系统及排液处理系统, 以20%的液碱作为吸收剂, 采样负压式的文丘里管, 通过涤塔循环泵, 将循环液自塔底抽出, 送至两个文丘里管喷射器入口, 用于增压催化烟气, 吸收烟气中的二氧化硫、颗粒物等杂质。泵出口有一小股含固含盐废液排至废液处理系统。

废液处理系统 (PTU) 包括沉降-过滤-氧化等过程, 废液先与絮凝剂混合后进入澄清器进行沉降分离, 澄清器底部排出含有泥状湿固体, 经过滤后可采用安全填埋处理, 澄清器上部废水溢流到氧化罐进行氧化反应, 同时外排废液再经过旋流分离器, 进一步降低污水中TSS浓度, 以满足排放要求。

三、脱硫原理

烟气脱硫系统采用Na OH作为吸收剂, 主要因为其简单易得、便于存储且生成的硫酸盐和亚硫酸盐不易堵塞喷嘴、填料等特点, 其主要反应机理如下:

还伴随着其它反应, 如三氧化硫、盐酸、氢氟酸与氢氧化钠反应, 形成硫酸钠、氯化钠等混合物。

吸收塔浆液的p H值通过Na OH注入量来控制, 最佳p H值在7.0-7.2。

废水处理的主要反应为:

四、运行情况

自2013年11月19日烟气脱硫开工以来, 整个装置运行平稳, 外排烟气中SO2含量由50 mg/Nm3降到3mg/Nm3, 粉尘浓度由200mg/Nm3降低到10mg/Nm3, 均满足直排要求。外排污水的COD为25mg/L, 小于设计要求的50mg/L, 外排污水中的悬浮物浓度100 mg/L左右, 无法满足低于20mg/L的直排要求。

理论上约10%-15%的硫转移到再生烟气中, 按原料总硫0.2%计算, 入口烟气的SO2约200-300mg/Nm3。2013年12月30日对催化装置的硫平衡进行核算, 得出烟气中的SO2含量约为300 mg/Nm3, 实际入口在线仪表监测数据一直较低, 在15-100mg/Nm3区间波动。

WGS烟气脱硫技术, 采用的是负压式的文丘里管抽吸技术, 投用后烟机背压下降2Kpa, 余热锅炉出口压力下降0.4Kpa, 有利于烟机做功。

同EDV技术相比, WGS洗涤塔系统主要优点为:

(1) 烟气以负压的形式抽入洗涤塔, 降低了烟机背压、有利于烟机做功;余热锅炉出、入口的压力降低, 无需对余热锅炉进行补强处理。

(2) 操作简单。WGS技术无滤清模块及相关设备, 洗涤塔内仅有烟囱塔盘和填料层进行气液分离, 脱硫除尘效果良好。

五、装置运行中的问题及分析

1. 外排烟气的p H值偏低

多次对洗涤塔烟囱外排烟气中的凝结水进行采样分析, 检测PH值均在3-4之间。烟囱外排烟气p H值偏低, 存在腐蚀减薄烟囱的可能性, 其主要原因是通过脱硫, 烟气中90%以上的S02被除去, 但对S03的脱除效果很低, 一般不超过20%, 这一低浓度的S03凝结, 三氧化硫离子结合水蒸汽形成硫酸, 其浓度可高达85%, 导致了大部分烟囱腐蚀问题[1]。在实际生产中, 试图通过提高循环浆液的PH值 (由7.0提高到8.0) , 既增加Na OH浓度的方式, 来增加SO2和SO3的吸收率, 但效果不佳, 且弊端在于浆液中Na2SO3的溶解度是随PH值的升高而下降的, 当吸收剂的p H值较高, 超过一定值时, 一方面由于Na2SO3溶解度下降, 会抑制正反应速度;另一方面, Na2SO3会从吸收剂中析出, 以固体盐的形式附着在塔板和系统内, 增加流动阻力。再者, 再生烟气中含有大量CO2气体, 相关研究表明, 当吸收剂的p H值大于8时, 与Na OH反应的主要是烟气中的CO2, 而不是SO2[2]。

2. 去PTU污水量超设计值

装置设计外送至PTU的污水量为3.2t/h, 具体排放指标按TSS≯7.5%、TSS≯0.5%和氯离子浓度≯800mg/L控制。实际生产中, 为达到TSS≯0.5%控制指标, 将外送污水量提高4.5t/h, 以减少对喷嘴、循环泵、阀门以及管线的磨损。外送量的加大不仅增加了耗水量, 而且缩短了外送废液在澄清器中的停留时间, 对外排废水中的悬浮物的控制有一定影响。