深度除尘除雾系统在重油催化裂化烟气脱硫除尘中的应用

周梓杨，潘 涛，关永恒

(中国石化广州分公司，广州 510726)

催化裂化是实现重质油轻质化的重要工艺过程，催化裂化装置是石化厂企业的主要生产装置之一。催化裂化再生器排放的再生烟气含有大量的SOx、NOx和颗粒物等，已成为石油炼化企业最大的大气污染源[1-3]。

中国石化广州分公司(简称广州分公司)重油催化裂化(RFCC)烟气脱硫除尘装置于2010年1月8日建成投用。该装置采用模块化设计，大修改造前主要由急冷区、吸收区、滤清模块区和气液分离区组成，采用钠碱法脱硫除尘工艺，烟气在塔内与循环碱液逆向充分接触，以除去烟气中的SO2、洗涤颗粒物，从而净化烟气。

2015年我国环境保护部出台《石油炼制工业污染物排放标准(GB 31570—2015)》，提出了更加严格的再生烟气排放要求，并明确要求现有企业自2017年7月起执行新标准，石化企业普遍面临着再生烟气排放难以达标的难题。广州分公司地处污染物排放敏感区，执行新标准GB 31570—2015中敏感区特别限值排放标准(如表1所示)，比GB 31570—2015中的一般标准更为严格。因此，对已有脱硫除尘工艺的升级改造已迫在眉睫。

此前，广州分公司已在CO余热锅炉处加装了SCR系统，烟气的NOx浓度已得到有效控制，烟气排放的难题主要在于颗粒物浓度和SO2的浓度。为解决排放难题，该装置于2017年5月大修，并将洗涤塔的原气液分离区改造为深度除尘除雾区，在

表1 催化裂化再生烟气主要污染物排放标准

提高除雾效果和SO2去除能力的同时重点加强了除尘能力，以适应新的环保要求。2017年7月初装置重新投入运行，共累计运行15个月，1年多以来装置运行比较平稳，各污染物排放浓度有了比较大的下降，达到了达标排放的目的。

1 洗涤塔改造前流程简介

洗涤塔(C7101)是脱硫除尘装置中的核心装置，烟气的脱硫除尘主要发生于洗涤塔的内部。如图1所示，C7101改造前主要由急冷区、吸收区、滤清模块区和气液分离区组成。

图1 C7101原工艺流程

烟气来自RFCC的CO余热锅炉，其最大流量为2.47×105m3/h，温度为140 ℃左右。高温条件下的烟气特性变化较大，需要进行降温使其性质稳定下来[4]。首先烟气水平进入吸收塔的急冷区，形成的烟气进入方向垂直的高密度水帘，急冷区设有一个G400喷嘴，以156 m3/h的流速喷射循环浆液，当烟气进入喷淋区时，与循环浆液充分接触，在大大降低烟气温度使之饱和的同时脱除大粒径颗粒物和大部分SO3。然后，降温后的烟气进入吸收区。吸收区设有5个G400喷嘴，流速为833.3 m3/h，在此形成与烟气上升方向垂直的高密度水帘。喷淋液和烟气充分混合，颗粒物、SO2及其他酸性气体被吸收，烟气得到净化。滤清模块区由13个滤清模块组成，每个模块通道上方均设有一个F130喷嘴。烟气进入每个滤清模块的文氏管时会降温降压而膨胀加速，之后再减速而使水气浓缩，烟气中难以被急冷区吸收的微小颗粒(直径小于2 nm)和雾气凝聚变大，并被F130喷嘴喷出的高密度喷淋液进行过滤，使烟气得到进一步净化。最后烟气进入气液分离器，该区域由8个向下的水珠分离器构成，水珠分离器入口处的导叶会带动烟气旋转，通过离心分离除去烟气中的水珠，脱水后的净化烟气最终排入大气。

2 洗涤塔工艺的优化

2.1 流程的优化

为了加强对污染物的脱除效果，大修改造时将C7101滤清模块区上方的气液分离区拆除，更换了新塔节。新塔节由下至上分别安装了升气塔盘、喷淋管、多效递增旋流除雾器和新的烟囱。并新增了两台急冷水浆液循环泵和两台列管式冷却器，循环泵布置在原吸收塔的东侧，两台冷却器置于循环泵上方的平台上，由此组成新的深度除尘除雾区。此外，为保证深度除尘除雾系统中循环冷却液的pH和液位在可控范围之中，深度除尘除雾系统底部加装了碱液管线入口，上部加装了补给水管线入口，最终流程如图2所示。

烟气经过滤清模块区处理后，进入深度除尘除雾区。烟气向上穿过升气塔盘，与喷淋管喷淋的冷洗涤液逆向接触，形成的浆液落到升气塔盘上，经过塔盘收集，进入急冷水浆液循环泵。然后浆液被输送至两台列管式冷却器冷却，经冷却后被喷淋管喷出，对烟气进行循环洗涤。新鲜水作为补给水补充到升气塔盘上，升气塔盘上布置有降液管，通过降液管浆液可溢流至洗涤塔的滤清模块区。通过洗涤，烟气被进一步降温，烟气中的颗粒物和SO2被进一步脱除。最后进入多效递增旋流除雾器，通过捕集烟气夹带的雾粒和浆液滴，达到深度除尘除雾的效果，净化后的烟气从烟囱排放。

两台列管式冷却器的冷媒现由循环水提供，装置目前有一台闲置的热水型溴化锂冷水机，后期将会对其进行改造，并将冷水机的冷冻水作为列管式冷却器的冷媒，加强降温效果，尽可能完全消灭烟囱排放口的白雾，优化排烟视觉效果。

图2 改造后C7101的工艺流程

2.2 工艺参数的优化

装置于2017年7月改造完成并正式投用，因改造后的深度除尘除雾系统为首次使用，装置运行初期有较大波动，在现场技术人员的努力攻关下，通过不断的摸索和改进，对工艺参数进行了优化，基本攻克了运行初期波动大、无法达标排放的难题，并于9月开始实现高负荷连续运行，主要工艺参数如表2所示。

表2 改造后C7101的操作参数

从表2可以看出：工艺参数得到优化以后，各污染物浓度都有了比较大的下降；因设备供货原因，列管式冷却器于2017年11月才安装完毕，使得深度除尘除雾系统的降温效果在12月开始之后才得到体现(工况三所示)，此时烟气出口温度已降至54.1 ℃。

3 流程及工艺参数优化后的效果分析

与其他锅炉烟气相比，RFCC烟气脱硫除尘装置进气的SO2含量、颗粒物含量、温度、压力、流量的变化受RFCC装置生产波动的影响比较大，因此，实现高负荷稳定运行并达标排放是此次大修改造的最终目的。为了对大修改造后装置的脱硫除尘效果进行评价，查阅了DCS烟气脱硫除尘系统的数据，并选取了大修改造后一年多以来每月4日17：00的数据，参照《石油炼制工业污染物排放标准(GB 31570—2015)》中第六项“大气污染物监测与分析”的方法进行分析。

3.1 颗粒物脱除效果分析

RFCC再生烟气的主要特点是颗粒物浓度较高，粉尘粒径小、硬度大、温度高。尤其是近年来由于原料油重质化、劣质化趋势明显，在降低了原料油采购成本的同时使反应-再生系统的操作条件更为苛刻，第二再生器密相温度控制在730 ℃左右，稀相温度可达到770 ℃以上，催化剂容易热崩，导致入口烟气中细粉含量较高，其颗粒物浓度波动较大，加大了后续烟气脱硫除尘装置的除尘难度。表3为C7101对再生烟气中颗粒物的脱除效果。

表3 C7101对颗粒物的脱除效果

由表3可以看出，经过大修改造以后，2018年7月4日和8月4日C7101入口的颗粒物浓度比较大，这可能因为反应-再生系统中催化剂热崩所致，造成净化气中颗粒物含量有了小幅度增高。而当天的DCS数据显示第二再生器床层温度为736 ℃，稀相温度更是达到了777 ℃，催化剂温度较高，高温催化剂遇到反应-再生系统中的水时会造成水迅速汽化大量吸热，引起催化剂热崩并破碎成更细小的颗粒[5]，第三旋风分离器不能有效地除去细小颗粒(直径小于20 μm)，造成烟气脱硫除尘装置入口烟气颗粒物含量偏高，在装置处理效率大致相同的情况下，净化气中的颗粒物含量也因此有了小幅度增高。一年多以来，尽管洗涤塔入口烟气的颗粒物质量浓度在66.3～241.3 mg/m3之间波动，平均质量浓度达到126.6 mg/m3，但净化气中的颗粒物平均质量浓度仅为12.8 mg/m3，脱除率比较高且十分稳定，始终保持在90%左右。此外，广州分公司于2018年5月28日委托了国家认可的第三方检测机构对出口烟气进行采样分析，分析报告显示当天净化气中颗粒物质量浓度仅为3.7 mg/m3，达到《石油炼制工业污染物排放标准(GB 31570—2015)》中敏感区特别限值排放标准。

3.2 SO2脱除效果分析

影响脱硫除尘装置脱硫效果的决定性因素是循环浆液的pH。循环浆液pH越高，其吸收SO2和其他酸性气体的效果越好。由表2可知，大修改造后循环浆液pH的设计值相应提高，控制在7.0～7.7之间，可在吸收区脱除大部分SO2；烟气到达滤清模块时SO2浓度已大幅降低，故滤清模块浆液的pH应降低，控制在6.5～7.5之间。

近年来由于原油的劣质化趋势明显，RFCC装置所加工的原料油硫含量偏高，产生的烟气中SO2也增多，加大了脱硫除尘装置的脱硫难度[6]。表4为C7101对再生烟气中SO2的脱除效果。由表4可以看出，2017年12月4日和2018年11月4日的SO2脱除率有小幅下降，经查阅DCS数据，注碱量正常，这可能是由于碱液浓度偏低造成碱量相对不足，SO2脱除率因此有所下降。广州分公司RFCC烟气脱硫除尘装置碱液设计浓度为30%，2017年12月4日和2018年11月4日当天碱灌收碱后碱液浓度并未达到设计标准，导致注碱量相对不足，使脱硫效果有小幅降低。一年多以来，尽管装置入口烟气SO2质量浓度在1 542.1～3 463.1 mg/m3之间波动，平均达到2 832.4 mg/m3，但SO2脱除率依然较高，并始终保持在99%以上，装置出口SO2质量浓度始终保持在12.2 mg/m3以下，平均仅为3.7 mg/m3，远优于《石油炼制工业污染物排放标准(GB 31570—2015)》中敏感区特别限值所要求的不大于50 mg/m3的排放标准。此外，如图2所示，装置大修改造后于深度除尘除雾区加装了碱液管线，可以进一步去除烟气中剩余的SO2，达到二次脱硫的效果，由于SO2脱除效果已能达到排放标准，现阶段新增的碱液管线还不需要正式投用。

表4 C7101对SO2的脱除效果

3.3 白雾脱除效果分析

湿法处理烟气的排放温度通常为60 ℃左右[7]，烟气中的水分处于饱和状态，改造前洗涤塔出口平均温度为61.2 ℃，会产生烟囱雨和白雾的现象。白雾的本质是水雾，基本不会对环境造成污染，故排放标准中并没有白雾处理的相关要求，也没有白雾含量的分析方法，白雾含量是一个感官指标。然而，广州分公司地处污染物排放敏感区，加上炼油化工厂排放烟气的特殊性质[8]，周围的群众难免对烟囱排放白雾带有恐惧与排斥。所以，白雾的处理更多是为了优化群众的视觉效果，提高周围群众对炼油化工厂的接受程度。

为减少白雾排放，本次大修改造主要采用2种方法：一是增加除雾器捕捉雾粒；二是通过排放前降温，减少排放口烟气温度与环境温度的差值，使烟气排放时凝结出来的白雾减少。视觉上，多效递增旋流除雾器的加装已减少了白雾排放，烟气在穿过除雾器板叶片间隙时会被转变成旋转气流，其中的雾粒在惯性作用下，以一定的仰角射出做螺旋运动，从而被甩向外侧并汇集流到溢流槽内，达到捕抓雾粒的目的；理论上，在其他条件不变的情况下，降温可以通过减少排放口烟气与环境温度差来减少白雾，所以可通过降温效果来表征装置的除雾效果。图2所示的两台列管式冷却器具有一定的降温效果，其冷媒现由循环水提供。表5为C7101的降温效果。从表5可以看出，通过一年来对工艺参数的不断优化，从2018年9月起，洗涤塔出口温度已经稳定地降低至52～55 ℃。

表5 C7101的降温效果

此外，装置目前还有一台闲置的热水型溴化锂冷水机，后期将会考虑对其进行改造，并将冷水机的冷冻水作为列管式冷却器的冷媒，进一步加强降温效果，尽可能完全消灭烟囱排放口的白雾，进一步优化排烟视觉效果。

4 结 论

广州分公司1.0 Mt/a RFCC装置在加装深度除尘除雾系统后，外排烟气中颗粒物和SO2的浓度显著降低，除雾效果有所提高，排烟视觉效果得到优化，并实现系统的高负荷稳定运行。工程应用状况表明，改造后各污染组分含量明显下降，颗粒物平均质量浓度由126.6 mg/m3降低到12.8 mg/m3，脱除率稳定在90%；SO2平均质量浓度由2 832.4 mg/m3降低到3.7 mg/m3，脱除率达到99%以上；烟气各项重要指标均达到《石油炼制工业污染物排放标准(GB 31570—2015)》中敏感区特别限值排放标准的要求，净化后烟气可直接排放于大气中。