李航天　谢海舟　姚永杰

摘 要：常减压装置两台加热炉燃料全部更换为高压瓦斯和碳四气体燃料，更换全部燃烧器为低NOx燃烧器，改造后烟气排放指标满足环保要求。新建燃料气脱硫系统保证了炼油厂燃料气管网中硫化氢含量小于等于100mg/m3，从源头减少了燃料气中硫化氢含量，使燃料气燃烧后烟气中二氧化硫含量满足小于等于100mg/m3的排放标准。常减压装置2台加热炉共计48台燃烧器更新成新型的低NOx型气体燃烧器，投用后常减压装置加热炉排放烟气中的氮氧化物含量≤150mg/m3、二氧化硫含量≤100mg/m3、顆粒物含量≤20mg/m3，满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）要求，环保效益显著。

关键词：常减压蒸馏装置;烟气治理

1 背景

2017年7月1日起执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）规定现有企业工艺加热炉烟气中NOx含量≤150mg/m3、SO2含量≤100mg/m3、颗粒物含量≤20mg/m3。

某石化公司炼油厂常减压蒸馏装置工艺加热炉烟囱排放烟气中的NOx、SO2、颗粒物浓度高于国家环保新标准规定的限值，必须净化处理。该常减压装置两台加热炉采用油气混烧形式，燃料油为渣油，燃料气为炼油厂管网瓦斯。2016年2月对装置两台加热炉进行了全烧燃料气工况标定，标定结果烟气中NOx含量超标（185～226mg/Nm3）。同时对油气混烧工况进行了烟气检测，检测结果显示烟气中NOx含量、SO2含量、颗粒物含量全部超标。基于以上原因，决定实施常减压装置工艺加热炉烟气治理项目。

2 加热炉烟气治理工艺技术方案的选定

常减压加热炉原设计采用油气混烧的型式，燃料是渣油和燃料气。由于渣油作为燃料燃烧时加热炉烟气颗粒物、二氧化硫和氮氧化物均超标，增设渣油加氢装置解决上述问题投资相对较高，对其进行烟气脱硫、脱硝、除尘相对较为复杂。经考察国内同类装置关于加热炉烟气排放的解决方案，决定在常减压装置新建碳四气化系统，通过气化碳四代替燃料油作为常减压装置加热炉燃料，渣油和碳四作为燃料对比结果见表1。

方案一：常减压加热炉原设计采用油气混烧形式，燃料油为渣油。通过增设碳四气化器将碳四气化后送至常减压装置作为气体燃料代替渣油，并更换为低NOx燃烧器，使其加热炉烟气满足烟气颗粒物、二氧化硫和氮氧化物排放要求。

方案二：常减压加热炉采用油气混烧形式，燃料油为渣油。通过增设一套渣油加氢脱硫设施除去渣油中的硫及杂质，使其燃烧时满足二氧化硫和氮氧化物排放要求，烟气中氮氧化物和烟尘含量超标，设置烟气脱硝和除尘设施。

方案三：常减压加热炉采用油气混烧形式，燃料油部分仍为渣油，加热炉烟气增设脱硫、脱硝、除尘设施。

通过以上方案对比可以看出，方案二和方案三存在投资高，运行费用高，设施复杂，操作困难，占地面积大、公用工程消耗量大等缺点。方案一中用碳四替换渣油作为燃料很好的解决了渣油作为燃料时存在的烟气颗粒物、二氧化硫和氮氧化物均超标问题，故决定采用方案一碳四气化代替渣油作为燃料方案。

炼油厂的燃料气为各装置副产瓦斯气，硫化氢含量较高，造成部分燃气加热炉烟气二氧化硫超标。本项目在重催装置新建燃料气脱硫系统，通过利用贫胺液（MDEA溶液）吸收燃料气中的硫化氢降低燃料气中的硫含量来满足燃气加热炉烟气二氧化硫排放要求，该方法可靠性高，投资少，操作简单，并且炼油厂内现有胺液再生装置可依托。

3 项目实施

3.1 新建碳四气化系统改造

常减压加热炉燃料由渣油改烧碳四、轻烃和正丁烷，对燃料系统进行改造，新建碳四气化系统，新增2台碳四气化器，更新热水泵，将来自液化气罐区的碳四，来自烷基化罐区的轻烃和正丁烷，送至碳四气化器，利用热水气化碳四。利用碳四气化器液位控制液相碳四进料量，通过控制热水量来控制气化碳四压力，气化后的碳四送至燃料气分液罐，利用燃料气分液罐现有压力控制器控制碳四补气量，当燃料气分液罐压力低于0.3MPaG时碳四进气调节阀打开，气化碳四进入燃料气分液罐为加热炉提供燃料。

项目完成投用后，于2016年9月与装置开工同步投用，在装置现有负荷下可以满足各项工艺指标，投用至今运行平稳，碳四的最大瞬时用量为5.7t/h，最小用量为1.7t/h。2017年6月20日标定结果显示碳四气化系统可以满足常减压装置燃料需要，减压炉满负荷下炉膛温度平稳可控，改造前后烟气分析数值变化明显，改造后烟气分析保持合格。

3.2 新建燃料气脱硫系统

新建燃料气脱硫系统，在重催装置新增一硫化氢吸收塔和燃料气分液罐，新增旋流除胺器布置在燃料气分液罐顶部;新增两台污油泵和两台富胺液外送泵，设计处理含硫燃料气，保证燃料气中硫化氢含量小于等于100mg/m3，从而使燃料气燃烧后烟气中二氧化硫含量小于等于100mg/m3的排放标准，将重催装置的燃料气、气柜燃料气、催化重整不凝气分别送至燃料气分液罐，混合分液后的燃料气从硫化氢吸收塔底部进入与从塔顶进入的贫胺液逆向接触吸收硫化氢，脱硫后的燃料气从塔顶送至旋流除胺器除去部分胺液，除胺后的燃料气送至原有燃料气管网。旋流除胺器分离出来的胺送至硫化氢吸收塔底部，与塔底富胺液一起进入富胺液外送泵后送出装置。硫化氢吸收塔分离出来的液态烃送至燃料气分液罐，与燃料气分液罐分离出来的液态烃混合后利用污油泵送至重催装置分馏塔。

本项目投用后，标定燃料气平均处理量9.37t/h，超过设计处理量8.87t/h，干气脱硫部分设计负荷为60%～ 110%，标定负荷为105.6%。贫胺液设计用量为14t/h，MDEA浓度25w%-27w%，标定期间贫胺液浓度平均值为25.21w%，满足设计要求，平均实际流量为14.47t/h，达到设计要求，新建燃料气脱硫系统可以保证燃料气中硫化氢含量小于等于100mg/m3的要求。

4 结论

常减压装置两台加热炉燃料全部更换为高压瓦斯和碳四气体燃料，更换全部燃烧器为低NOx燃烧器，改造后烟气排放指标满足环保要求。

新建燃料气脱硫系统保证了炼油厂燃料气管网中硫化氢含量小于等于100mg/m3，从源头减少了燃料气中硫化氢含量，使燃料气燃烧后烟气中二氧化硫含量满足小于等于100mg/m3的排放标准。

常减压装置2台加热炉共计48台燃烧器更新成新型的低NOx型气体燃烧器，投用后炼油厂加热炉排放烟气中的氮氧化物含量≤150mg/m3、二氧化硫含量≤100mg/m3、颗粒物含量≤20mg/m3，满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）要求，环保效益显著。

作者简介：

李航天（1981- ），男，汉族，籍贯：辽宁省锦州市，大学本科，化学工程与工艺专业，工程师，主要从事炼油生产管理工作。

谢海舟（1983- ），男，汉族，籍贯：黑龙江省肇东市，大学本科，化学工程与工艺专业，工程师，主要从事炼油生产管理工作。

姚永杰（1984- ），男，汉族，籍贯：山东省荣成市，大学本科，化学工程与工艺专业，工程师，主要从事炼油生产管理工作。