某化工企業(yè)加氫裝置動(dòng)力鍋爐煙氣脫硫脫硝減排提升研究

苗廣發(fā)

(東營(yíng)市俊源石油技術(shù)開(kāi)發(fā)有限公司，山東 東營(yíng) 257061)

隨著綠水清山理念的推行和生態(tài)環(huán)境保護(hù)要求，國(guó)家制定并實(shí)施了《鍋爐大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》等相關(guān)法律法規(guī)和標(biāo)準(zhǔn)。基于企業(yè)動(dòng)力鍋爐的煙氣排放實(shí)際，企業(yè)嚴(yán)格對(duì)照法律法規(guī)和標(biāo)準(zhǔn)要求，對(duì)鍋爐的煙氣排放系統(tǒng)進(jìn)行脫硫脫硝的減排改造。

某石油化工企業(yè)以石腦油為主要原料，通過(guò)加氫和分餾生產(chǎn)單體烷烴、芳烴和溶劑油產(chǎn)品，現(xiàn)配有4臺(tái)20 t/h噸燃煤鍋爐，主要為加氫和分餾裝置提供動(dòng)力和整個(gè)廠區(qū)的用熱。根據(jù)環(huán)保要求鍋爐煙氣必須達(dá)到以下條件才能排放：NOX≤100 mg/m3，SO2≤50 mg/m3、煙塵≤20 mg/m3。在2014年以前建設(shè)的脫硫脫硝和除塵設(shè)施條件下，現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試鍋爐煙氣中污染物遠(yuǎn)超出了環(huán)保排放要求，接到通知和新的法律法規(guī)實(shí)施的通知，企業(yè)于當(dāng)年立項(xiàng)完成鍋爐煙氣脫硫脫硝改造，實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放。

表1 企業(yè)鍋爐煙氣污染濃度情況

1 鍋爐廢氣排放情況

石油煉化企業(yè)生產(chǎn)過(guò)程中鍋爐燃煤產(chǎn)生大量煙氣，涉及各個(gè)加工工藝，各個(gè)企業(yè)在減排工程方面存在明顯區(qū)別。目前石油煉化企業(yè)生產(chǎn)過(guò)程中不斷產(chǎn)出有害物質(zhì)比如二氧化硫和氮氧化物等，均通過(guò)鍋爐煙氣、脫硫裝置尾氣和催化再生煙氣等途徑產(chǎn)出，必須要結(jié)合具體排放途徑有針對(duì)性的選擇減排技術(shù)。

經(jīng)煙氣組分測(cè)試，本企業(yè)鍋爐燃煤產(chǎn)生煙氣主要污染物為二氧化硫(2432 mg/m3)、氮氧化物(349.3 mg/m3)和煙塵(3865 mg/m3)，產(chǎn)生的廢氣第一步受限經(jīng)過(guò)靜電除塵器除塵，第二步經(jīng)過(guò)脫硝塔脫銷(xiāo)，第三步再進(jìn)入硫塔脫硫，第四步最后經(jīng)煙囪排放到大氣中，4臺(tái)鍋爐年煙氣排放最大量32000萬(wàn)m3。

2 鍋爐脫硝技術(shù)改造

2.1 SNCR+SCR脫硝工藝

目前石化企業(yè)常見(jiàn)的鍋爐煙氣脫硝方式為SNCR+SCR聯(lián)合脫硝工藝：第一步首先進(jìn)行初步的脫硝處理，然后增加SCR脫硝部分，即增加煙氣尾部脫硝裝置，利用催化劑進(jìn)行脫銷(xiāo)。

圖1 SNCR+SCR聯(lián)合脫硝工藝流程圖

在SNCR反應(yīng)器內(nèi)，NOx在反應(yīng)過(guò)程中僅被脫除40%左右，還原劑氨的過(guò)剩和逸出量較高，并進(jìn)入SCR單元反應(yīng)器中，因此SCR反應(yīng)器一般不需再繼續(xù)加入還原劑，相應(yīng)的可利用剩余的還原劑與NOx進(jìn)一步反應(yīng)并脫除。

2.2 脫硝原理

SNCR系統(tǒng)的反應(yīng)見(jiàn)式(1)：

CO(NH2)2+ H2O→2NH3+CO2(1)

在SNCR反應(yīng)器中氨氣與NOx生成N2，即煙氣中的NOx被NH3等氨基還原劑選擇性地進(jìn)行了還原，而煙氣中的O2基本不參與反應(yīng)。在850～1100℃范圍內(nèi)，NH3還原NOx的主要反應(yīng)如(2)(3)所示：

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O (2)

4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O(3)

SCR脫硝單元：還原劑中蒸發(fā)的氨與煙氣逐漸混合，并且基于催化劑的作用NOx最終進(jìn)一步轉(zhuǎn)化為水和氮?dú)狻?/p>

2.3 環(huán)境評(píng)估

經(jīng)計(jì)算SNCR+SCR的混合型煙氣脫硝方案實(shí)施后，石油煉化企業(yè)氮氧化物排放濃度為69.86 mg/m3，滿足各級(jí)環(huán)保要求。

3 煙氣脫硫改造

3.1 脫硫方法

脫硫工藝主要采用濕法石灰石-石膏技術(shù)，該方法脫硫系統(tǒng)主要由吸收劑制備系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、脫硫石膏處理系統(tǒng)、煙氣系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、廢水處理系統(tǒng)和排空系統(tǒng)七部分組成。利用石灰石或石灰作為吸收劑，吸收煙氣中的SO2，反應(yīng)生成半水亞硫酸鈣或石膏，該技術(shù)具有：1)脫硫效率大于90%；2)吸收劑利用率可大于90%；3)設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)率可達(dá)90%以上。

3.2 脫硫原理

綜合考慮企業(yè)裝置現(xiàn)狀、改造升級(jí)成本和操作便利性，擬采用噴淋吸收塔作為脫硫裝置。煙氣從塔底進(jìn)入，經(jīng)氣體分布器后與塔頂液體分布器的吸收液接觸后，再經(jīng)除霧器從煙囪排放。整個(gè)煙氣脫硫過(guò)程大致分為氣態(tài)反應(yīng)物從氣相主體傳遞到向氣-液界面，氣態(tài)反應(yīng)物穿過(guò)氣-液界面進(jìn)入液相并進(jìn)一步發(fā)生反應(yīng)，液相中的反應(yīng)物由液相主體向相界面附近遷移，反應(yīng)生成物從反應(yīng)區(qū)向液相主體遷移四個(gè)基本過(guò)程。塔底液體由循環(huán)泵將吸收液吸出，再經(jīng)塔中的特殊螺旋噴嘴向下噴射，由于壓力大，吸收液能夠達(dá)到分散均勻的效果，形成多個(gè)相互疊加的錐型體，從而使煙氣能夠從下往上流動(dòng)，與形成吸收塔斷面液膜的下行液滴逐漸結(jié)合，吸收劑與之達(dá)到逆向接觸的狀態(tài)，充分吸收的同時(shí)發(fā)生反應(yīng)。

3.3 環(huán)境評(píng)估

根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)測(cè)算實(shí)施噴淋塔式濕法脫硫方案后，石油煉化企業(yè)二氧化硫排放濃度大約為143.15 mg/m3，滿足環(huán)境方面的要求。

4 效益分析

4.1 脫硝技術(shù)改造后經(jīng)濟(jì)評(píng)估

表2 經(jīng)濟(jì)評(píng)估一覽表

將上述脫硝技術(shù)改造升級(jí)后，石油煉化企業(yè)可以達(dá)到每年減少氮氧化物排放量約442.4 t，每年可減少排污費(fèi)27.86萬(wàn)元的目標(biāo)。由于企業(yè)每年排放氮氧化物未超過(guò)其總量控制指標(biāo)，根據(jù)現(xiàn)行排污交易制度，可根據(jù)指標(biāo)在市場(chǎng)上進(jìn)行交易，交易費(fèi)一般為1萬(wàn)元/t。因此，企業(yè)每年可穩(wěn)定增加收入231.4萬(wàn)元/年。

4.2 脫硫技術(shù)改造后經(jīng)濟(jì)評(píng)估

表3 經(jīng)濟(jì)評(píng)估一覽表

將上述脫硫改造方案在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施后，可以取得減少二氧化硫排放量約226.5 t/a，減少排污費(fèi)約18.10萬(wàn)元/年的效果。由于企業(yè)每年排放二氧化硫未超過(guò)其總量控制指標(biāo)，根據(jù)現(xiàn)行的排污交易制度，企業(yè)可根據(jù)指標(biāo)在市場(chǎng)上進(jìn)行交易，交易費(fèi)一般為1萬(wàn)元/t。因此，企業(yè)每年可穩(wěn)定增加收入293.5萬(wàn)元/年。

5 結(jié)論

面對(duì)國(guó)家日趨嚴(yán)格的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)，我國(guó)大部分石油煉化企業(yè)鍋爐燃燒器都進(jìn)行了低氮燃燒技術(shù)改造，但低氮燃燒技術(shù)脫硝效率有限，SNCR+SCR技術(shù)以其效率高、技術(shù)成熟等優(yōu)點(diǎn)，使其具備較好的應(yīng)用前景。濕法脫硫應(yīng)用廣泛，噴淋塔式作為濕法脫硫中最為重要的方式之一，是當(dāng)前石油煉化企業(yè)的主要依托，在煙氣脫硫方面，濕法脫硫工藝是目前較為成熟可靠的煙氣脫硫技術(shù)，噴淋塔式脫硫技術(shù)以其脫硫效率高、費(fèi)用低廉、副產(chǎn)品質(zhì)量高而出名。我國(guó)中小型石油煉化企業(yè)在以后相當(dāng)長(zhǎng)的一段時(shí)間內(nèi)，仍將煤作為主要的能源，當(dāng)前控制企業(yè)中小鍋爐的污染已是必然趨勢(shì)，這將對(duì)我國(guó)環(huán)境質(zhì)量的改善起到關(guān)鍵作用。