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催化裂化煙氣濕法脫硫除塵裝置運行情況分析
2019-11-26 09:42 中國泵閥制造網 作者:佚名 點擊:1941
【中國泵閥制造網 行業論文】摘要:主要介紹了催化裂化煙氣凈化(濕法脫硫除塵)項目在中海油惠州石化有限公司1.2Mt/a催化裂化裝置上的運行情況。項目運行效果達到設計指標要求,主要包括污染物排放、能耗和連續排放監測系統指標等。但運行過程中出現外排水懸浮物濃度波動和煙氣藍煙拖尾現象,經過原因分析,通過流程優化、"三劑"使用和操作調

摘要:主要介紹了催化裂化煙氣凈化(濕法脫硫除塵)項目在中海油惠州石化有限公司1.2Mt/a催化裂化裝置上的運行情況。項目運行效果達到設計指標要求,主要包括污染物排放、能耗和連續排放監測系統指標等。但運行過程中出現外排水懸浮物濃度波動和煙氣藍煙拖尾現象,經過原因分析,通過流程優化、"三劑"使用和操作調整解決了問題,保證了項目的平穩運行。

2009年至2017年,中海油惠州石化有限公司(簡稱惠州石化)催化裂化(Ⅰ)裝置余熱鍋爐出口排放煙氣粉塵濃度一般為200~450mg/m3(標準狀態,以下同),余熱鍋爐出口顆粒物濃度一般為80~130mg/m3,隨著國家環保標準的進一步升級,要求煙氣中SO2濃度特別限值降至50mg/m3以下,顆粒物濃度特別限值降至30mg?m3 以下(GB 31570—2015)。為滿足最新環保標準要求,催化裂化裝置引入再生煙氣凈化(濕法脫硫除塵)裝置。經過公開招標,催化裂化(Ⅰ)裝置最終確定使用DUPONT貝爾格(BELCO)公司濕法洗滌脫硫脫粉塵(EDV+PTU)工藝技術,并在2017年7月1日成功投用。項目運行至2018年6月結合催化裂化裝置操作優化,煙氣中SO2濃度小于5mg/m3,顆粒物濃度小于15 mg/m3,滿足GB 31570—2015標準要求。但同時在運行過程中遇到一些新問題,如外排水懸浮物濃度波動、煙氣藍煙拖尾現象等,項目運行部進行了原因分析并采取技術方案優化解決了問題。以下將對上述內容進行詳細分析。

1 催化裂化煙氣凈化裝置介紹

1.1 煙氣脫硫脫粉塵部分

來自催化裂化裝置余熱鍋爐的煙氣首先進入洗滌塔煙氣入口急冷段,與1個G400噴嘴噴出的洗滌水幕錯流接觸,溫度降至55~60℃,同時洗滌和脫除煙氣中的一部分SOx和顆粒物。飽和煙氣進入到洗滌區,通過5個G400噴嘴噴出的水幕進一步吸收和洗滌,脫除絕大部分的SOx和顆粒物。霧化水沿著內壁流入塔底,隨后排入洗滌塔塔底集液槽中。在洗滌塔吸收段之后,煙氣被分散進入洗滌塔的EDV? 濾清模組(FM)中,每個過濾模塊上方安裝一個F130型噴嘴,將洗滌液噴入文丘里管的擴張段中。這些噴嘴產生的霧化水可進一步收集細小顆粒并通過液滴聚合行為除去酸霧(包含SO3)。煙氣穿過濾清模組后進入除霧器,分離出殘存的水滴后,由煙囪排出。

1.2 水處理系統(PTU)

PTU用于接收并處理洗滌塔外排漿液。當漿液與絮凝劑充分混合時,懸浮顆粒聚結成為較大的顆粒,進入含鹽污水澄清器沉降。從含鹽污水澄清器溢流出來的懸浮物含量低的澄清液依靠重力流到污水罐并排。從含鹽污水澄清器底部排出的泥漿懸浮液(一般含有25%~30%的固體物)則依靠重力流到污泥緩沖罐,進一步被送到真空帶式過濾機中進行過濾除水,產生含水率60%以下的泥餅。

2 裝置運行情況

2.1 煙氣中污染物檢測數據

2017年7月1日催化裂化煙氣凈化裝置首次投用,經過數月摸索優化后裝置進入平穩期。在2017年11—12月對催化裂化煙氣凈化裝置進行了多次外委檢測,結果見表1。由表1可見:SO2的脫除率約為99%,且其濃度遠低于設計值(40mg?m3),同時粉塵濃度遠低于設計值(24mg/m3);由于EDV技術不具備脫除NOx的能力,所以煙氣出入口NOx濃度差別不大,但是由于出口水蒸氣的影響,出口數據與入口數據有所偏差。同時鎳及其化合物的排放濃度小于(0.3mg/m3),低于項目合同性能保證值(0.5mg/m3),符合國家標準。

2.2 連續排放監測系統(CEMS)指標

根據《固定污染源煙氣排放連續監測技術規范(HJT 75—2007)》中相關驗收項目考核指標要求,將CEMS數據與化驗分析(LIMS)數據進行對比,結果見表3~表5,可以確認CEMS使用情況良好,符合國家標準。

2.3 外排水指標

表5為催化裂化煙氣凈化裝置配套PTU外排液分析結果,PTU 外排液量始終控制在小于10t?h。由表5可見,裝置配套PTU 外排液符合合同約定的性能保證值,其中電導率和COD受制于煙氣中的污染物濃度以及補水量,項目設計初期考慮電導率的控制要求,未設計污水用流程,確保洗滌塔內漿液的及時置換。影響COD的因素主要是NaSO3的量,煙氣中的SO2濃度越低,漿液中的COD就越低,本項目提高外排水COD標準主要是因為污水不用直接外排,而是排入含鹽污水處理場,并且設計初期未考慮除氧罐和風機設計,節約了成本和占地。目前外排液COD 小于50mg/L主要是因為煙氣中的SO2濃度未達到設計濃度,同時廢液罐補充新鮮水在一定程度上也起到稀釋廢液的作用。

2.4 其他工藝指標

2.4.1 能耗 表6為煙氣凈化裝置能耗核算結果。由表6可見,雖然煙氣凈化裝置能耗較低,但是考慮到煙氣凈化裝置投用后煙機出口背壓升高,主風機電流由93A升至110A,預計電耗增加27.17MJ/t,所以催化裂化裝置能耗共計提高約43.05MJ/t。

2.4.2 固廢水含量 為確保污泥運輸過程環保,要求污泥含水量(w)小于60%,催化裂化煙氣凈化裝置配套PTU 根據要求增上抽真空過濾機,本項目投用期間,污泥含水量(w)控制在40%,目測不見明水,手感濕潤黏滑,手握擠壓無水析出。

3 裝置存在的問題和優化

3.1 懸浮物濃度波動大、合格率低

根據技術協議,催化裂化煙氣凈化裝置配套PTU需要滿足外排液懸浮物濃度小于50mg/L的要求。PTU設計方對絮凝劑提出要求:①絮凝劑的相對分子質量應小于1×106,以避免堵塞過濾器濾芯;②絮凝劑中所含氯離子對含鹽污水氯離子總量的貢獻不應超過1μ g/g,以免腐蝕不銹鋼設備。同時根據國內PTU 絮凝劑應用情況,絮凝劑初次配方一般不能滿足排水懸浮物濃度要求,需要廠家現場小試,并調整配方才可確定最終方案。

催化裂化煙氣凈化裝置投用前試用某助劑公司生產的絮凝劑A。裝置運行初期,絮凝劑A 加注60μ g/g,外排水懸浮物濃度大于100mg/L,不能滿足指標要求,通過實驗小試,絮凝劑A在3種不同加注量60,100,300μ g/g情況下,外排水懸浮物濃度達標均需要超過30min,并且加注量越高效果越不明顯,仍無法穩定滿足外排液懸浮物濃度小于50mg?L的要求。根據小試結果可以看出,絮凝劑無法快速捕獲催化劑顆粒,導致催化劑聚結緩慢,沉降速率不足,形成較為穩定的懸浮狀態,主要原因有兩個方面:催化劑顆粒表面具有電荷,需要分散劑破壞其表面電荷,加速聚結;絮凝劑相對分子質量限制也在一定程度約束了絮凝劑對催化劑顆粒物的快速聚結,考慮到惠州石化1.20Mt?a催化裂化煙氣凈化裝置沒有外排液過濾器和水冷卻器,取消了絮凝劑的相對分子質量控制要求,但是增加不能導致系統管線堵塞的約束要求。惠州石化1.20Mt/a催化裂化煙氣凈化裝置引入5家絮凝劑供應商,并在現場對實際外排液進行小試,結果見表7。

由表7可見,通過調整配方后,使用上述廠家的藥劑均可滿足懸浮物濃度小于50mg/L的指標要求,通過公開招標,目前惠州石化催化裂化(Ⅰ)裝置采用的是國內企業A的2號絮凝劑,檢測結果顯示該絮凝劑氯離子含量滿足技術協議要求,同時通過生產試用,外排水懸浮物濃度小于50mg/L。

經過運行摸索發現,外排水懸浮物濃度間歇偏高,并且洗滌塔塔底漿液懸浮物濃度大于3 000mg/L,導致PTU單元澄清器內液體表面略有渾濁,外排水澄清過程變長,通過對比發現主要是裝置余熱鍋爐吹灰或者濾液池介質外送導致的。對系統流程進行分析,認為主要是兩方面的原因:一方面是澄清器設計偏小,設計停留時間為0.5~1h(主要考慮澄清器底部存有催化劑),一旦出現外排漿液懸浮物濃度過高,外送量過大,則澄清器緩沖能力不足,導致外排液懸浮物濃度偏高;另一方面是外排液緩沖罐設計存在死區,抽出口高于最低點,且罐內裝有緩沖槽,一旦洗滌塔塔底漿液懸浮物濃度超標就容易導致死區催化劑集聚,影響外排液分析結果。針對上述問題,控制裝置較高的絮凝劑加注量(300μ g/g),同時提前降低洗滌塔液位,排盡澄清器內的催化劑,增加緩沖,合理控制PTU 進料量,逐步置換系統漿液,減小對PTU 的沖擊,同時定期對PTU 存在的死區進行排放,加大置換量。目前外排液控制效果良好。

3.2 煙氣藍煙、拖尾、下墜

在濕法煙氣脫硫過程中,當含有SO3或H2SO4的煙氣通過濕法脫硫系統時,由于煙氣被急速冷卻到酸露點之下,該冷卻速率比酸被吸收的速率要快得多,因此SO3或H2SO4不僅不能被有效脫除,反而會快速形成難于捕集的亞微米級的H2SO4酸霧氣溶膠,同時煙氣中含有的亞微米催化劑粉塵強化了該氣溶膠的形成,亦導致現有EDV5000技術無法完全攔截亞微米級的H2SO4酸霧氣溶膠,必然對系統設備造成嚴重的腐蝕。而同時當含有酸霧氣溶膠的煙氣被排到大氣之后,由于霧滴粒徑與可見光的波長接近,對光線產生瑞利散射,使得煙囪在陽光照射兩側出現可見的藍煙?黃煙。硫酸氣溶膠的濃度越高,煙羽的顏色越濃、煙羽的長度也越長,嚴重時甚至可以落地。圖2為煙氣凈化裝置投用后的煙氣狀況。2018年1月24日采集圖像可以看出藍煙非常明顯,主要與多云天氣所產生的背景有關,同時煙氣下墜顯著,已經落入臨近催化裂化裝置的多套裝置。1月25日天氣晴朗,依然可以看出煙氣顯藍色,煙霧顏色發灰,并持續拖尾甚至出現下墜,煙氣墜落之處煙霧繚繞,有類似黑火藥燃燒后的異味,較為刺激。

催化裂化煙氣出現藍煙,煙氣拖尾下墜,但是SO2濃度小于10mg?m3,無法作為間接參考數據,同時由于國家標準中沒有明確的SO3檢測方法,所以只能檢測煙囪出口硫酸霧濃度作為參考。檢測2017年11月1—3日期間催化裂化煙氣凈化煙囪出口的硫酸霧濃度為40.6~96.4mg/m3,部分時間段硫酸霧濃度超過最新版《大氣污染物綜合排放標準》中規定的硫酸霧排放極限(45mg/m3),對環境造成一定污染,同時也從數據上反映出藍煙和煙氣拖尾下墜的原因。

惠州石化催化裂化(Ⅰ)裝置為富氧再生,通過再生器操作調整,例如降低氧含量和停加CO助燃劑來降低SO3的生成比例的調節空間不大,否則再生器容易出現尾燃。但是在裝置運行平穩的前提下少量添加CO 助燃劑,確實可以減少SO3的生成。圖2為加注CO助燃劑期間煙氣凈化裝置入口煙氣SO2濃度,圖3為相應的再生器稀相、密相床層溫差。圖3中波峰拐點為再生器內CO助燃劑加入期間稀相、密相床層溫差縮小的過程,同時煙氣凈化裝置入口煙氣SO2濃度隨之降低(見圖2),由此得出結論,CO 助燃劑可以降低SO2濃度,但是根據CO助燃劑的助燃原理可知,助燃劑中的Pt或者Pd僅僅是因為有強大吸附氧氣的能力而促進了再生器中CO的燃燒,但是同理可知,助燃劑同樣可以提高SO2與氧氣反應生成SO3的轉化率,煙氣中的硫氧形態發生變化,因而CO助燃劑會加劇煙囪冒藍煙、煙氣下墜的情況,甚至頻次增加或持續時間延長。

現有EDV5000系統無法簡單通過調整操作消除藍煙,因此與BELCO公司的技術專家交流并進行相關調研,得出結論:EDV600和干粉注射技術(BELCO公司專利技術)需新增設備和占地,投資和運行費用高,且對裝置壓降有一定影響;而使用硫轉移劑[中國石化石油化工科學研究院(簡稱石科院)技術]無需新增設備,投資少、見效快,是一種經濟有效的解決方案。表8為3種解決方案的對比。

通過與石科院工作人員進一步技術交流,硫轉移劑可以高效捕集SO3、降低堿液消耗量和循環液鹽含量,從而消除藍煙和煙氣拖尾,有效彌補濕法脫硫的不足。因而,惠州石化催化裂化(Ⅰ)裝置引入中國石化催化劑齊魯分公司生產的增強型硫轉移劑RFS09并試用,標定時間持續一個月。標定期間煙氣硫轉移劑RSF09的使用效果良好,在加入6.36t硫轉移劑并達到系統藏量的2.56%(w)后,能保證外排煙氣的長期穩定無藍煙、拖尾、下墜等現象,效果詳見圖4。

由圖4可見,使用硫轉移劑后外排煙氣無明顯藍煙?黃煙,無明顯拖尾和下墜現象,現場無明顯刺激性氣味,達到預期效果。同時SOx脫除率大于90%,主要導致藍煙形成的因素SO3排放濃度小于10mg?m3,滿足《大氣污染物綜合排放標準》(GB16297—1996)硫酸霧排放限值45mg/m3 的要求。煙氣硫轉移劑RSF09試用期間,未對裝置流化、三旋、煙機、產品分布以及品質造成任何不良影響。同時煙氣硫轉移劑RSF09的試用改善了催化裂化煙氣凈化系統的操作環境,有利于優化操作,可實現全年節約136萬元“三劑”和公用工程費用的目標。煙氣硫轉移劑快速加注階段對再生稀相溫度略有影響,可通過適量加入CO助燃劑調控。截至2018年6月,催化裂化外排煙氣污染物已實現全面可控狀態,可確保環保達標。

4 結 論

(1)催化裂化(Ⅰ)裝置再生煙氣脫硫脫粉塵項目采用濕法洗滌脫硫脫粉塵(EDV+PTU)工藝技術,投產至今,煙氣中的SO2濃度小于5mg/m3,粉塵濃度小于10mg?m3,鎳及其化合物濃度小于0.3mg/m3,滿足國家標準GB 31570—2015控制要求,CEMS數據符合國家標準要求偏差。產生的含鹽污水懸浮物濃度、電導率、COD滿足性能保證值。再生煙氣脫硫脫粉塵項目能耗約為15.884MJ/t,同時煙機背壓升高導致電耗升高約27.17MJ/t,催化裂化裝置總能耗升高約43.05MJ/t。

(2)外排液懸浮物濃度波動較大,主要原因為絮凝劑配方不夠全面、設備存在死區以及吹灰和濾液池送廢液等,經過優化試用合適的絮凝劑、加強沖洗和優化操作,外排液懸浮物濃度得到控制。

(3)煙氣藍煙拖尾現象主要是因為外排煙氣SO3濃度較高,與水蒸氣形成氣溶膠所致。通過調研對比不同技術方案,確認硫轉移劑技術優勢明顯。試用結果表明,硫轉移劑在不影響裝置操作的前提下,可實現SOx脫除率大于90%,形成藍煙的主要影響因素SO3排放濃度小于10mg/m3,并確保外排煙氣可以長時間保持無明顯藍煙?黃煙和無明顯拖尾和下墜現象。

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