JWGS 技术在催化裂化装置的实践与应用

邱春 徐自伟（中国石油玉门油田分公司）

1 现状

玉门油田分公司炼油化工总厂80×104t/a 重油催化裂化装置烟气除尘脱硫系统建于2014 年，系统采用中石油自主JWGS 工艺技术，主要包括烟气洗涤系统及废液处理系统（PTU）两部分。系统自投运以来，运行平稳，烟气中的二氧化硫、颗粒物含量显著下降，减排效果显著，实现了废气达标排放，不仅改善了企业周边环境，还实现了环境效益、社会效益和经济效益的统一，应用效果良好。

2 JWGS 技术工艺特点

烟气除尘脱硫系统运用JWGS 湿法洗涤技术，即采用喷射文丘（JEV）湿气洗涤系统（WGS）技术[1]，其烟气除尘脱硫工艺流程见图1。该工艺具有以下特点：

图1 烟气除尘脱硫工艺流程

1）采用文丘里喷射技术，烟气入口压力适应能力强，不影响催化烟机系统做功。

2）对催化装置事故状态适应能力强，尤其是在催化装置大量跑剂和余热锅炉切除状态下，不影响装置正常运行。

3）技术成熟可靠，投资和运行成本较EDV 技术具有明显优势。

2.1 烟气洗涤系统

烟气以水平方式进入喷射文丘里管，文丘里管上部喷射循环液，由于液体的抽吸作用，烟气与循环液在喉管处剧烈混合，经扩散段后进入弯头处脱除二氧化硫及固体颗粒物。烟气与循环液通过切线方式进入洗涤塔，气体先经塔盘整流、分液，再经填料层分液后由洗涤塔上部烟囱排入大气。

2.2 废液处理系统

烟气洗涤系统排出的废液与絮凝剂混合后，输送至澄清器，颗粒物在澄清器内经絮凝沉降后从底部排出，澄清液由顶部自流至氧化罐，氧化处理后的污水自氧化罐顶溢流至污水缓冲罐，再经污水外送泵增压后排至水处理车间检测池。澄清器底部排出物经污泥泵增压后送至板框式过滤机，脱水后的污泥排入密闭垃圾箱内，作为“危险废物”定期处置。

3 烟气除尘脱硫装置运行情况

2014 年，80×104t/a 重油催化裂化装置烟气除尘脱硫投料运行，目前该装置运行平稳，污染物排放满足国家标准要求，实现了减排目标。

3.1 原料性质

烟气除尘脱硫单元原料为80×104t/a 重油催化裂化装置再生烟气，烟气性质见表1。2017 年7 月再生烟气中主要污染物平均值颗粒物为170 mg/m3，硫化物为865 mg/m3，氮化物为127 mg/m3。洗涤塔主要操作参数见表2。

表1 再生烟气性质

表2 主要操作参数

从表2 可以看出，洗涤塔入口压力较低，平均为0.25 kPa 左右，而文丘里洗涤器采用JEV 型洗涤器，因此可采用较小的气液比，约为75～150。该装置气液比为79.5，液、气接触充分。同时，洗涤塔循环液性质均在设计范围内，但存在Cl-含量偏高的情形，会加剧设备腐蚀，不利于装置长周期运行。

3.2 产品性质及指标分析

3.2.1 净化污水指标分析

目前，玉门炼油化工总厂催化裂化装置外排污水pH 值控制在8.85～8.89，符合烟气脱硫外排污水排放指标pH 值6～9；外排污水COD 含量控制在46～57 mg/L，满足烟气脱硫外排污水排放指标COD 含量小于60 mg/l 的要求；外排污水总悬浮颗粒物为59～65 mg/L，满足烟气脱硫外排污水排放指标总固体悬浮物小于70 mg/L。2017 年洗涤塔循环液和净化污水分析数据见表3。

表3 2017 年洗涤塔循环液和净化污水分析数据

3.2.2 净化烟气排放指标分析

目前，玉门炼油化工总厂催化裂化装置净化烟气中二氧化硫小于或等于100 mg/m3[2]平均含量为18 mg/m3，符合烟气排放指标二氧化硫含量不大于100 mg/m3，净化烟气中颗粒物平均为27 mg/m3，符合烟气脱硫烟气排放指标颗粒物含量不大于50 mg/m3。净化烟气中氮化物含量满足小于或等于200 mg/m3的要求，净化烟气达标排放。同时净化烟气湿度由入口的7.03%上升至出口的9.03%，对周边空气起到了加湿作用，但由于湿度较大，而我厂地处西北高山地区，冬季环境温度低，烟气中水汽经冷凝降落地面后容易产生积冰，对该处环境面貌造成一定破坏。

表4 2017 年烟气分析数据

通过表4 可以看出，催化裂化装置烟气除尘脱硫单元运行工况良好，净化烟气、净化污水等各项指标满足排放标准，实现了达标排放，起到了改善空气质量，保护环境的目的。

3.3 烟气中二氧化硫及颗粒物脱除率

通过表4 可知：洗涤塔入口二氧化硫含量平均值为1 322 mg/m3，洗涤塔出口二氧化硫含量平均值为18 mg/m3，二氧化硫脱出率达到了98.6%，二氧化硫脱除量为165.47 kg/h，按照每年8 400 h 计算二氧化硫脱除量为1 389.95 t，按每年365 天计算二氧化硫脱除量为1 449.52 t。同理，洗涤塔入口颗粒物含量平均值为237 mg/m3，洗涤塔出口颗粒物含量平均值为27 mg/m3，颗粒物脱出率达到了88.6%，颗粒物脱除量为26.65 kg/h，按照每年8 400 h 计算颗粒物脱除量为223.9 t，按每年365 天计算颗粒物脱除量为233.45 t。从脱除量的数据可以看出，烟气除尘脱硫设施的运行给环境改善带来了极大的促进作用。

4 优化操作保障运行

随着《石油炼制工业污染物排放标准》的发布，要求现有企业在2017 年7 月1 日起执行该标准。催化裂化装置烟气及净化污水已实现达标排放，满足了最新的环保排放标准，针对烟气外排口数据偶尔接近限值的现象，装置人员通过优化和调整操作，可有效避免出现超标排放事件。

4.1 使用液碱代替片碱

烟气除尘脱硫系统在建设投产初期一直使用片碱，采用人工加碱，无法保证碱液浓度稳定，也给现场操作带来一定安全隐患。经装置一段时间的运行探索，决定采用液碱代替片碱，实现了精准控制碱液浓度，稳定了pH 值，有效保障了系统的运行。

4.2 做好烟气除尘脱硫单元防腐蚀及防堵塞工作，保证长周期运行

随着国家对环保要求的日益严格，为确保烟气达标排放，必须保证烟气除尘脱硫装置长周期、稳定运行[3]。通过表3 可知，正常运行时洗涤塔循环液中Cl-达到200～500 mg/L，超出设计值不大于300 mg/L 的要求；总悬浮颗粒物达到0.35%～0.45%；总溶解盐达到3.5%～4.5%。较高Cl-、总悬浮颗粒物及总溶解盐含量[4]，易造成Cl-富集从而引起设备点腐蚀，悬浮颗粒物（主要是催化剂粉尘）和溶解盐的沉积、结晶易导致管线、设备的磨损及堵塞，影响烟气除尘脱硫单元的长周期运行。为解决上述问题，可采取以下对策：

1）适当增加洗涤塔补水量及废液外排量。达到控制洗涤塔循环液Cl-含量不大于300 mg/l，固体悬浮物含量不大于0.4%，总溶解盐含量不大于4%，防止管道、设备的腐蚀、磨损及堵塞[5]。

2）增加澄清器污泥压滤频次，由2 天/次改为1天/次，防止污泥在澄清器内板结，压缩澄清器空间，造成污水澄清时间缩短，影响污水净化效果。发现污泥板结时，启用澄清器冲洗水进行冲洗，务必将澄清器内污泥清洗干净。

3）定期对管线、设备进行检查，尤其是文丘里喷嘴，防止因磨损造成喷嘴孔径变大，影响喷嘴水幕范围，造成再生烟气除尘、脱硫效果下降。同时，日常巡检过程中定时检查洗涤塔循环液环进喷嘴的压力，确保压力大于0.75 MPa，且两个喷嘴入口压力一致，防止再生烟气偏流。

4.3 进一步降低烟气除尘脱硫单元能耗

1）根据烟气除尘脱硫单元实际运行情况，该单元能耗仍有较大改善潜力，主要表现为降低1.0 MPa 蒸汽消耗。1.0 MPa 蒸汽主要用于冬季防冻，每年用量约为2 100 t，占该单元总能耗的8.55%。按照安排，采用换热水代替蒸汽用于冬季防冻，对降低装置能耗具有较大贡献。2016 年大检修期间，装置通过技改，将烟气脱硫系统蒸汽伴热改造为换热水伴热，降低了装置蒸汽用量，每年可节约蒸汽用量约4 000 t。

2）适当调整洗涤塔操作工况[6]。洗涤塔操作工况的调整，不仅要达到烟气除尘、脱硫效果，实现烟气达标排放，还要兼顾节能降耗的要求。当前液碱单价约为775 元/t，pH 值由7.0 降低至6.0，液碱消耗减少0.2～0.5 t/h。因此，仅液碱一项每天可节约成本9 300 元。调整操作工况后，洗涤塔循环泵每天可节约电费270.5 元，洗涤塔操作调整在保证达标排放前提下，可分两步进行优化调整，一是适当降低洗涤塔循环液pH 值，根据操作反馈数据减少液碱用量。二是降低洗涤塔循环液流量至1 450 m3/h左右，在保证达标排放的前提下实现节能降耗。

通过上述措施，充分保证了烟气脱硫系统的有效运行，实现了污染物达标排放，使操作更可控，切实保障了生产的安全与环保。但在运行过程中，外排烟气冬季“下雨”现象仍未彻底解决，下一步我们将积极探索，实施改进，避免冬季“下雨”现象，在保障环保达标排放的前提下着力改善装置局部环境面貌。

5 结束语

JWGS 技术在80×104t/a 重油催化裂化装置烟气除尘脱硫单元运行状况良好，净化烟气及污水各项指标满足达标排放要求。烟气除尘脱硫单元的投入运行，不仅使烟气实现了达标排放，通过装置技改，还有效降低了装置蒸汽用量，每年可节约蒸汽约4 000 t。经装置进一步精细化调整操作后，一是液碱的消耗量降低，每天可节约液碱成本9 300元；二是洗涤塔循环液流量由1 636 m3/h 调整至1 450 m3/h 后，电流由78 A 降至75 A，每天可节约电力成本270.5 元，在保证达标排放的情况下实现了节能降耗。