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250104吨/年重油催化裂化联合装置BELCO烟气洗涤系统学习总结（EDV、PTU和DeNOx系统）2014年2月7日四川石化250WT/a重油催化装置烟气脱硫脱硝装置首开总结1. 简单介绍：四川石化250WT/a重油催化裂化装置烟气脱硫脱硝脱粉尘采用了贝尔格技术公司（BELCO）设计了命名为EDV全套的气体净化系统技术。该技术总投资1.2亿元，是目前炼油厂普遍采用的较为成熟的烟气净化技术。1.1 颗粒物脱除烟气中含有的颗粒物绝大部分是FCC装置释放烟气携带来的催化剂颗粒。烟气中携带的固体颗粒可用冷却吸收塔（152-C-101）脱除。利用冷却吸收塔（152-C-101）内安装，位于G400型喷嘴下游的过滤模组（27）除去细小颗粒。1.2 SO2/ SO3脱除冷却吸收塔（152-C-101）为将SO2/ SO3吸收进洗涤液中提供了密集的气/液接触场所。洗涤液的pH值可通过添加来自装置碱液系统的碱液进行控制。1.3 NOx脱除 臭氧注入到冷却吸收塔（152-C-101）的入口段。注入的臭氧氧化烟气中的NOx，将其转化为N2O5。N2O5结合烟气中的水蒸汽形成硝酸（HNO3）。以上这些变化发生在注入点到冷却吸收塔（152-C-101）入口段之间的区域。接下来是反应区，烟气被四层雾化喷嘴（4）（每一层有三个雾化喷嘴）洗涤，用以吸收硝酸（HNO3）。这些雾化喷嘴同时从烟气中脱除的未反应的臭氧，完成NOx控制工艺的最后一步。1.4 消除水雾CYCLOLAB液滴分离器（9个）安装在冷却吸收塔（152-C-101）内，位于EDV过滤模组的下游，用以除去外排烟气中残存的水珠。1.5 水平衡和使用添加补充水以补偿PTU单元排放排液以及急冷区域水的气化。完整的水平衡应包括了添加碱液和化学反应水。冷却吸收塔（152-C-101）的排液排放量用来维持洗涤液中亚硫酸盐/硫酸盐、氯离子和悬浮固体浓度低于设计工况下的规定值。在异常工况下，会产生催化剂颗粒超量携带，PTU单元的排液排放量应大幅增加以尽可能快的降低悬浮固体颗粒的浓度。1.6 排液处理单元EDV 冷却吸收塔（152-C-101）排放的排液作为急冷水泵(152-P-101A/B/C)出口支流被送入PTU单元区域澄清器(152-V-201)。在废液进入澄清器前，使用絮凝剂计量泵(152-PK-201)加入絮凝剂以加快催化剂颗粒的沉淀。澄清后的清液以重力流入到氧化罐 (152-V-203A/B/C)中。取决于澄清器(152-V-201)固体床厚度，其底部的固体定时送入过滤箱中。排液沉淀以后，过滤箱溢流的滤液流入滤液池，随后被滤液泵(152-P-201)送回澄清器(152-V-201)中。澄清器溢流液使用三个氧化罐（152-V-203A/B/C）串联处理，以降低排液的COD（化学需氧量）值。由两台氧化风机(152-K-201A/B)中的一台供给低压风与澄清液接触以实现氧化过程。在每一个氧化罐中，使用搅拌器(152-M-201A/B/C)搅拌以获得湍流的气液混合区域。以每一个氧化罐的pH分析值为基准，将碱液添加到每个氧化罐中以维持最优的氧化条件。排液从氧化罐(152-V-203C)流入排液罐(152-V-204)中，在最终排放前，使用排液泵(152-P-202A/B)泵送入排液冷却器(152-E-201A/B)进行冷却。图1 四川石化重催DCS烟气脱硫总貌截屏2. 设计及实际运行情况：2.1 FCCU烟气条件下表为四川石化提供给BELCO的最大工况和正常工况的流体信息。表2.1 四川石化烟气数据最大工况正常工况实际工况烟气流量实际量m3/h正常量m3/ h754,409352,800528,365294,00032.34x104 nm3/h (湿基)烟气温度C300200139烟气组成N2CO2H2OO2SO2SO3NOx%摩尔%摩尔%摩尔%摩尔mg/Nm3 湿基mg/ Nm3湿基mg/ Nm3湿基73.7713.79.752.71182318027073.7713.79.752.711823180270无颗粒物含量mg/Nm3湿基150150584颗粒物粒径分布 15 微米 10 微米 5 微米%wt100%97.8%75.6%100%97.8%75.6%无注释/说明：a. 标准状况（Nm3）定义为0C、101.325 kPa。b. 对于典型的FCCU装置，BELCO定义来源NOx 组成为95% NO、5% NO2。c. 装置开工后一直没有做全分析，因此数据不全。2.2 LoTOx冷却吸收塔（152-C-101）出口条件表2.2 LoTOx冷却吸收塔（152-C-101）设计出口条件最大工况正常工况实际情况烟气流量实际量m3/hr正常量m3/hr540,000411,072418,075323,351367500烟气温度C62.457.152SO2kg/hr脱除百分比95%95%0NOxppmdv/hr脱除百分比65.7%65.7%0颗粒物kg/hr脱除百分比72.9%72.9%23注释：由于目前烟脱顶部在线分析仪表数据准确性较差，数据不可靠。2.3 排放要求EDV湿法洗涤系统在如表2.1进料工况下操作时，设计满足以下性能要求：表2.3净化烟气排放要求项目单位设计值运行值是否达标SO2mg/Nm3干基 950达标NOxmg/ Nm3干基 1500达标颗粒mg Nm3干基 4523达标SO3mg/ Nm3干基 200达标备注：由于目前烟脱顶部在线分析仪表数据准确性较差，数据不可靠。表2.4 PTU部分废水液体及固体排液排放要求项目单位设计值运行值是否达标悬浮固体mg/l 7014达标COD值mg/l 607.9达标PH值6-98.79达标温度C 4022达标氨氮mg/L0.81挥发酚含量mg/L0.01磷酸根含量mg/L0.133硫化物含量mg/L0.01氰化物含量mg/L0.01石油类mg/L0.16备注：PH值如果按照最新指标控制（6.58.5），则不达标； 废水外排温度受换热冷却水温度限制，目前冷却水温度为192.4 主要操作条件序号项目单位设计值运行值备注1冷却吸收塔操作压力kPa030.07不准确2冷却吸收塔操作温度603001413澄清池操作温度57.1大气温度4氧化管操作温度57.1大气温度5臭氧发生器操作压力kPa0.0950.0996臭氧发生器操作温度3034150KW工况下7冷却洗涤塔外排水量t/h14.898168冷却洗涤塔底部注碱t/h30.375手动控制9过滤模组注碱量t/h0.30.08投自动10管夹阀开启间隔s5/360011补水量t/h33.638403. 存在的问题和建议1) 采用此种工艺需要预先对补充水和紧急冷却水以及碱液进行分析,主要分析项目包括PH值、COD、Cl-和悬浮物。分析目的在于控制外排滤清液的各指标含量和控制Cl-对管道的腐蚀情况。另，在设计时，出于部门考虑，最好选择干净的新鲜水，出于全厂考虑，可以选择硫磺回收装置酸性汽提水或双脱装置的碱性废水。2) P101ABC、P102AB、P202AB密封冲洗水现使用除盐水，压力为0.45MPa，而P101ABC出口压力为0.47MPa、P102AB出口压力为0.75MPa、P202AB出口压力为0.4MPa，将导致密封冲洗水无法进入机泵密封腔或者流量较小，因此建议在除盐水管线增加出口压力1.0MPa，流量10 m3/h的管道加压泵。该项需重视，因为在正常生产时烟气中含有催化剂，烟气温度高，若冲洗水不能进入密封腔，将会损坏机泵。3) 鉴于四川石化现在烟气脱硫臭氧发生器用氮气管线自催化裂化氮气总管单向阀前引出，但是这只能防止催化裂化装置内干气窜入氮气管网，而不能防止外管网的高压干气进入公司氮气管网。若干气与氧气接触，将会发生爆炸的严重后果。因此，安全起见，N2线应走专线，即自空分装置出口氮气管线引专线至烟气脱硫臭氧发生器避免有相连轻烃管线相连、泄露，引发安全事故。4) 四川石化烟脱现有1台流量为5.88 m3/h滤液泵。若两器发生跑剂情况，则澄清器底部催化剂床层升高，需要加快澄清器泄放频率，此时5.88 m3/h的滤液泵不能及时泵送滤液池存水，将造成滤液池溢流污染装置地面。建议我们在选择滤液泵时考虑设置为流量25 m3/h的泵。5) 在碱液管线选择方面，建议碱液管线尽可能要比设计管线内径大些，避免碱液结晶堵塞。另由于我们最低气温不会低于20%碱液的结晶点，因此可以不用考虑增加热水伴热。6) 安装过程中，需要进入循环冷却塔中实际测量塔内喷头的角度，保证喷流效果，避免出现烟气沟流情况。7) 塔底的溢流口其高度最好与DCS液位指示一致。四川石化冷洗塔底液位达到32%时，浆液就会溢流至紧急泄放池，当然也可通过仪表迁移解决这个问题。8) 紧急泄放池泵P-103现有流量为8m3/h，但是若紧急泄放管线及定排罐排水管线来水量过大，则不能及时泵送紧急泄放池内存水。因此我们采购30m3/h的排水泵较为合适。9) 四川石化的紧急泄放池内泥浆，通过隔膜泵送到澄清池，我们可以考虑将紧急泄放池内浆液通过泵送回塔内。10) 泥浆泵和模块循环泵选择。建议尽可能选择密封性和耐磨程度较好的凯斯比（KSB）机泵。11) 泥浆泵入口过滤器选择目数不易过大，70目或者100目即可，水冲洗阶段需要定期切换机泵，泵常出现突然抽空情况，正式开车后，锦西石化和四川石化均将机泵的入口过量器骨架和滤网拆除。12) PH计准确性非常关键，正常生产中通过PH值控制注碱量，PH计的准确性尤为重要，建议我们装置在上PH计时要增上保护套，在装置开工初期由于四川石化将PH计投用过早导致PH计损坏较多，建议我们在开工正常投用PH计。除此之外，最好将PH计设置冲洗水，对PH计进行在线冲洗，防止PH计表面附着催化剂导致测量不准确，四川石化就出现这样问题。并且将PH计进行清洗并标定作为每周的例行工作，通过生产观察PH计准确性较差。13) 液位计需要设置冲洗水，防止催化剂堵塞引压点，由于冷却吸收塔无现场液位计，因此设置冲洗水是必要的。14) 四川石化烟脱澄清池电动耙子未设置停机远传信号，当电动耙子停运时，内操不能及时发现，导致催化剂沉积底部，继而由于扭矩增加耙子较难启动。15) 臭氧发生器的工况重点关注其入口混合气露点温度，2014年1月6日化验分析露点温度为-65.3，实际生产中要求其露点温度-50。保证露点对臭氧收率的影响。16) 碱液管线建议多增加冲洗水，压力高，管径大，便于处理碱液堵塞问题。17) 氧化罐顶部需要开观察口，便于观察搅动情况，另氧化罐需要增加玻璃板液位计，便于核准其液位。18) 在谈判时要明确絮凝剂和凝结剂助剂的使用量、厂家、助剂量大小。这部分对生产运行成本有一定影响。19) 认真落实“三查四定”工作。认真落实管线设备安装。四川石化开工前期出现冷洗塔底部和中部模块注碱管线、流量计、控制阀安装错误问题，注碱量设计塔底注碱3000kg/h，过滤模组设计逐渐300kg/h。20) 滤布目数通常选择550600目，保证过水不过粉即可。铺设滤布时应沿槽车壁面铺设，避免水冲击后将滤布冲碎。四川石化选择的为500目滤布，实际运行效果来看，其寻则的目数偏小，有催化剂细分通过。21) 滤渣排出电磁阀开关时间主要由浆液的浓度而定，这个需要人工确定，开启时间和排渣时间。对于阀动作不到位的情况要及时处理。22) 通过臭氧发生器单试数据显示，机柜温度和电源温度是制约其负荷的根本问题。通过单试结果来看，三台臭氧发生器设计负荷为570KW，实际运行中受到除盐水换热温度的影响，待提高臭氧发生器B负荷至350KW时，机柜温度和电源温度联锁停车，鉴于此，我们可以从两个方面入手解决这个问题：1.增加过冷水作为换热介质；2.增上机柜强制通风解决机柜内热量散失不出的问题。23) 澄清器底部管夹阀后管线为敞口硬管，在更换过滤箱时，需要将过滤箱移位，四川石化为解决这个问题上了近百万的门吊，此项可以优化。建议在管线末端增加三通并配置阀门以便切换，并配置平台以便操作该阀门。而外送时则需要考虑是否选择联系吊车或是上门吊。24) 过滤箱周围现有围堰为东、南、北存在围堰，若过滤箱排液过快，而滤液池排水不及时，过滤箱排液将会通过西侧流至催化裂化雨水管网。因此建议在过滤箱西侧增加坡形围堰，围堵液体的同时方便汽车进入。25) 烟脱顶部在线分析仪长时间检测数据不合格，经过仪表调校也无效果，由于激光粒度分析受催化剂的影响较大，在选型时需要考虑选择测量较为准确的激光粒度分析仪。26) 通过实际确认，泥浆泵出口压力不足0.38MPa（正常压力应为0.47MPa，0.63MPa），而洗涤喷嘴前压力为0.16MPa，不满足设计要求（0.25MPa）要求。则在开工过程中，可以试验若喷嘴压力低于设计压力时，其喷淋效果需关注。27) 澄清池增加料位计，用于检测澄清池内催化剂沉积量，至于是否能够实现，这需要仪表专业人员进行可行性分析。3.开车过程四川石化烟脱在开车过程中严格按照开车方案进行开车，开车过程个人认为需要把握注意一下几点：3.1 全面检查、三查四定施工项目全面验收，重点检查设备安装、管线配管、施工现场清理、排水下水管路及明排畅通、现场仪表具备投用条件、孔板盲板正确安装等是否严格按照设计进行施工，这一步是重点工作。对于发现的问题及时反馈给施工方进行整改。对于实际不符合要求的及时与设计院和技术厂家协商，同意后走设计变更。简言之，前期项目审查详细设计及施工应严格把关，从而能够保证设备的正常投用及投用效果。检查内容：现场及远传的压力表、液位计、温度计、PH计、在线分析仪安装；界区阀门及盲板状态；限流孔板安装；法兰垫片是否符合规范；阀门、单向阀及调节阀正确安装；流量计安装；排水沟、下水井；各机泵、过滤箱及滤布到位并按照要求规范安装；3.2 O2和O3管线酸洗脱脂四川石化O2和O3管线需要在安装完成后请专业公司进行酸洗、钝化、吹扫，四川石化找的公司为上海蓝星公司。臭氧发生器设备内部管线出厂时是否已经做完了脱脂酸洗工作需要落实，四川石化的三台臭氧发生器在出厂时已经做完了酸洗脱脂工作。O2和O3管线调节阀、手阀不可上油。测量元件（除孔板外）需落地更换为短节。O2和O3管线酸洗结束后，需要引N2进行爆破吹扫、气密，气密压力为操作压力的1.15倍。爆破吹扫过程中，目测排气口无烟尘、杂物、水时，可用抛光木板上附着白色、密致、干净的织物置于排气口检查，5分钟内织物上无锈、无冲击痕迹、无水分尘土及其它杂物，即为合格。3.3 水冲洗、水联运联系维保拆过滤模组循环泵及泥浆泵入口过滤器落地，冷却吸收塔收紧急注水线（紧急注水为新鲜水，补水线为酸性水汽提装置外排水，故四川石化引新鲜水），对冷却吸收塔及泵抽出管线进行逐条冲洗，待冲洗水无焊渣、粉尘等杂物时，放水，回装泵入口过滤器，过滤器滤网（100目）保留。投用机泵密封注入水，启泵冲洗返回线。启泵后应实时监控机泵运行状态，若机泵出现抽空情况，及时切至备用泵或停运，并清理入口过滤器，直至机泵长时间运转无抽空情况后，拆除机泵入口过滤器。根据设计调整进喷嘴前压力，控制急冷喷嘴阀门前压力至0.21MPa，洗涤喷嘴阀门前压力0.25MPa。碱液管线水冲洗，控制阀和流量计试验。四川石化使用的是硫磺回收引酸性汽提水作为补充水（化验分析数据PH：7.83，COD：4.0L，氯化物30.74，悬浮物：15），其化验分析数据表明可以作为补充水持续注入到滤行模块中。澄清池、氧化罐、排液罐依次收水冲洗，采样观察无杂质后关闭放空，结束冲洗工作。3.4 检查喷嘴喷淋效果、封人孔协同厂家、设计院、施工单位对冷却吸收塔各喷头的喷淋效果进行检查和反复确认，确认喷淋水幕均匀且覆盖整个截面。如不能达到要求则根据情况调整角度、压力等参数。此步骤尤为重要，烟气脱硫脱硝脱粉尘的效果主要受水幕的效果影响。若水幕不完整，则会影响洗涤和吸收效果。3.5 仪表联锁试验 联系仪表对联锁仪表进行测试（除臭氧发生器停机联锁外），主要测试联锁包括：紧急冷却水联锁（模拟信号）、冷却吸收塔低液位联锁（P101A/B/C本地手动，仪表给模拟信号）、排液罐低液位联锁（真实测试）、滤液泵自启动联锁（真实测试）、管夹阀联锁试验（真实测试，记录开启时间）、滤行模块低液位联锁（P102A/B/C本地手动，仪表给模拟信号）3.6 臭氧发生器、鼓风机、絮凝剂加注泵单试四川石化烟脱臭氧发生器共三台，设计两开一备，由于四川石化臭氧发生器采用除盐水作为冷却介质。因此受至于汽包上水量限制（单台臭氧发生器耗水量约90t/h），因此对臭氧发生器单试的工作进展的较慢。从试验的情况来看，受除盐水换热的效果限制，并没有达到设计功率，电源和机柜温度就已经超温（电源温度45，机柜温度60），臭氧发生器联锁功率清零。通过试验，A机最大功率为550KW，B机最大功率为350KW（机柜温度达到49.5，并没有超过允许温度，B机自停），C机最大功率450KW，厂家建议三台臭氧发生器均按照350KW运行。絮凝剂罐应先收新鲜水，冲洗助剂罐，后启泵向澄清池内注水，确认絮凝剂注入正常。鼓风机调试完成后，确认鼓风机油箱油位充足，盘车无杂音和异响，打开风机排放阀，打开风机冷却水阀，启动风机，打开风机出口阀，监控轴承温度，投用风机出口安全阀，关注风机出口压力，打开空气进氧化管器壁阀，启机向氧化管中通风曝气，确认氧化管顶部放空口排风，且三个氧化罐排风量均匀。3.7 PTU单元澄清池电动耙子、滤液泵单试 电动耙子、滤液泵送电后单试。3.8 絮凝剂加注（冷却吸收塔进烟气前，絮凝剂加注正常，各循环外送流程正常。）联系厂家确定絮凝剂加注量及配比，确定其加注效果，四川石化采纳了BELCO公司的建议，选用的为亚士兰（ASHLAND）公司所产絮凝剂，通过实际运行情况看，排水中粉尘含量满足达标要求。进烟气后，需要重点关注冷却吸收塔塔底排水（中间水）和外排水化验分析情况（中间水:PH：5.76 ；COD：31.75；氯化物：3.14；悬浮物：1097），并根据澄清池液位调试管夹阀排放时间和排放间隔。3.9 注碱系统投用 反再喷油前，需要投用注碱系统（过滤模组、冷去吸收塔底、氧化罐），根据试纸或PH计测量的PH值调整注碱量，前期运行阶段，需要PH试纸、PH计以及化验分析数据共同比对确认PH计的准确性。投用注碱系统前需要投用标定后的PH计。控制冷却吸收塔塔底水PH值为7.07.5。控制排水PH值7.08.5（四川石化控制指标为6.58.5）。3.10 在线烟气分析仪投用联系仪表投用在线分析仪。从目前四川石化的在线分析仪表数据显示，其数据的准确性有待确认。3.11 投用臭氧发生器、投用相关联锁。 目前四川石化臭氧发生器仅投用一台，按照150KW运行。根据实际情况，通过运行部同意后投用相关联锁。4.催化装置烟气脱硫长周期运行中出现的问题由于四川石化烟脱处于刚开工期间，为了了解烟脱长周期运行情况，特了解了金陵石化（50万吨/年，于2012年10月开工投产，烟脱同时投用）烟脱的实际运行情况，金陵石化与四川石化烟脱所采用工艺及流程与四川石化非常相近，烟脱在开工及运行过程中，操作整体上平稳，未出现大的波动及事故。现将金陵石化烟脱长周期运行中出现的问题汇总如下：1) PTU单元氧化罐PH值控制不稳定原因：因氧化罐搅拌电机运行不稳定，导致罐内鼓风机来的空气与氢氧化钠、亚硫酸钠及亚硫酸氢钠等接触不充分，氧化不够；处理：处理使搅拌电机运行正常，PH控制平稳。2) 过滤模组段及管线、测点位置腐蚀严重（如下图，管线上白色处即为腐蚀点）原因：PH控制过低，在6.56.8之间，呈弱酸性导致管线腐蚀；处理：提高PH值控制范围，控制在7.58.5之间，腐蚀减轻。图一 管线腐蚀情况3) 排液罐液位控制不稳，容易发生冒罐现象原因：正常生产时，因排液泵后过滤器堵塞（四川石化未设置过滤器），未及时反冲洗，则导致排液后路不畅，排液罐液位满；处理：当过滤器堵塞时，及时反冲洗，保证絮凝剂加入正常。5.联锁投用状态附表2：四川石化烟气脱硫单元