136- 关于FCCU装置同行咨询烟羽消白治理技术方案疑问及讨论

       上个月，有炼化企业重催装置的同行来电说，某企业提供给他们的烟羽消白治理方案工艺流程及设备布置产生不少疑点。希望能为其拨云见日。鉴于热电厂锅炉烟气消白在不少地方被推动，其也在向石油炼化企业渗透。为此，有必要在此以技术转帖形式与炼化行业同行尤其是重催装置同行一起共同讨论提高。

      关于烟气排放，全国均在贯彻国家环保总局严格排放标准。其中对排放烟气中残留的化学物质和粉尘等有害物质有严苛数据要求。尽管不少企业在技术处理后所排放烟气各项指标已经满足国家环保总局最新标准要求，但是烟囱还有“烟羽”。对于已满足国家环保总局最新标准要求的排放烟气形成的“烟羽”，实际上是达标排放烟气中的水蒸气在温湿相图中一定区域内呈现各种微小尺寸的液滴液沫，在经光折射、散射呈现的光学现象。因此，对于已满足国家环保总局最新标准要求的排放烟气形成的“烟羽”，对环境和人群是可接受的安全排放。实际上，在欧美国家，对于已满足其环保标准要求的排放烟气形成的“烟羽”，也是被**和群众接受的安全排放行为，并没有进一步要求企业对已满足环保标准要求的排放烟气形成的“烟羽”花大量投资进行所谓“消白”。而国内却在某些因素驱动下使一些企业对已满足国家环保总局最新标准要求的排放烟气形成的“烟羽”花大投入进行所谓“消白”，尤其前些年在雾mai成因不清情形下在热电企业烟气治理中要求“消白”，最近逐渐蔓延到石油炼化企业。前一段时间，一些著名的石油化工和环保领域的院士和专家学者已经站出来呼吁，理性对待“对于已满足国家环保总局最新标准要求的排放烟气形成的烟羽“消白”项目。当然，对于没有满足国家环保总局最新标准要求的排放烟气形成的“烟羽”，另当别论。

      炼化企业重催装置的同行来电提到的烟羽消白治理方案，从其提供的资料看，是某环保技术公司的技术,但对于是否真正实现烟气冷凝？这是疑问疑点之一。可以先从其资料提供的文字和流程图开始着手分析。

      这是某环保公司的烟羽消白治理技术方案工艺流程图：

      从其流程图可知，其采用外部水蒸气管线或电热对掺混空气预先进行预热后，让预热后的空气与系统入口高温烟气进行空烟气气换热，经降温后的热烟气进入文丘里脱硫洗涤器和洗涤塔进行喷淋洗涤、降温和脱硫反应；循环洗涤液流通过循环水移热保证洗涤塔内气液洗涤脱硫系统温度控制在脱硫工艺包（如埃克森WGS工艺包、贝尔格EDV工艺包等）规定的系统温度要求；出塔湿烟气被掺混的热空气直接混合加热后通过烟囱排放。
      该工艺本质上，只有“换热”，不像完整的工艺包含“换热”+“分离”两个核心部分。换热手段上，没有采用冷热烟气直接内部换热，而采用国内外最简单、原始的空气鼓风移热，热烟气降温幅度不足，还需要通过循环冷却水系统对循环浆液进行移热而使热能不能用于湿烟气升温，系统内部热能转移比例低。另外，还需要外输水蒸气管线加热或电热掺混空气，外需热能量大。因此，该工艺技术先进性值得商榷。

      再者，就其外需水蒸气预热掺混空气工序来看，其位置也有待进一步优化，以利于高温烟气与空气更高效换热以使热烟气冷却至更低温度。更低温度的热烟气，更利于脱硫反应，也能减少循环冷却水系统对循环浆液的冷却。
      从其提供的烟气出洗涤塔温度56℃以及此时烟气中SO2残留量100mg/Nm^3数据，就可以佐证该工艺气气换热效率不理想，导致热烟气在较高温度下进入文丘里洗涤器和脱硫塔脱硫深度不理想，才会导致出塔烟气中SO2残留量100mg/Nm^3。这烟气中SO2残留量100mg/Nm^3标准，很可能把其用于热电企业烟气排放标准搬过来的，或者是较早之前的环保排放老标准。2015年之后，国家环保总局已经出新标准，针对炼化企业重催装置烟气排放标准中SO2残留量上限为50mg/Nm^3，不少石化企业已经执行至30mg/Nm^3。中石油乌石化、独山子石化现在烟气排放SO2残留量通常只有不到15mg/Nm^3。可见，该FCH工艺气气换热效率不理想而导致热烟气在较高温度下进入文丘里洗涤器和脱硫塔脱硫深度不理想。      
      请看其运行数据：

      关于前述炼化行业朋友质疑“ Smoke Consendation ”说法，我个人认为，这种中英文表达只是该公司单方面宣传。FCCU烟气来自催化剂再生高温系统，此时烟气是远离水蒸汽饱和态的“干气”，只有把烟气冷却到温度很低的状态使烟气中的水蒸汽接近露点后才会“ Consendation ”。采用加热后的空气去冷却高温烟气“干气”，降温后的热烟气温度不会低于“热空气温度”，从而难以达到使“ Smoke Consendation ”程度。建议大家明确此事。

      那么，出塔烟气被鼓入的热空气掺混加热后，能否对烟气真正“消白”呢？
      从某石化I重催运行的数据看，其升温后的烟囱温度下限（设计值）只有70℃。大家知道，烟气经过文丘里洗涤器和洗涤塔喷淋洗涤后，烟气中携带大量不同尺寸的液滴液沫。在常压状态下，烟气加热到80℃甚至90℃（这需要更大流量的热空气去加热烟气），水液滴液沫仍然为液态。烟气中这些数量众多的微小液滴液沫仍然处于烟气温湿相图的“烟羽”区域，无法达到“烟羽消白”效果。
      请大家细看该消白工艺在某石化I重催运行的数据，并对照网上能查阅的烟气形成烟羽的相图数据。

      从该环保公司提供的所谓“性能保证值”表述，得特别提醒炼化企业业主两点：

一、其标明的“性能保证值”第一条件条款是，“脱硫塔出口烟气温度（设计工况）：45℃” 。FCCU装置的技术造作人员均知，他们耗费了多少水电循环喷淋后才勉强把烟气出塔温度控制在脱硫工艺包要求的55-60℃！如果要满足其标明的“性能保证值”第一条件条款把脱硫塔出口烟气温度控制在45℃，那得消耗多少冷量和喷淋水去降低烟气和循环浆液的温度？？何况，脱硫反应还会不断放热！这对炼化企业来说，“把脱硫塔出口烟气温度控制在45℃”难以办到。

      二、其标明的“性能保证值”最后又附加条件条款：“环境温度0℃以上，相对湿度78%以下情况下，保证烟囱出口无白烟”。炼化企业的技术操作人员都知道，在夏季，全国有几个企业能保证其环境空气相对湿度低于78%？中央气象台预报的最近多地在30多摄氏度的环境温度下，空气相对湿度高达95%！在冬季，有几个北方的企业所处环境温度高于0℃？因而，这个标明的“性能保证值”最后又附加条件条款，又是业主企业难以满足的。

     该烟羽治理技术，按其提供的某石化运行数据看，其本身就不能真正实现全年消白。在夏季（烟羽本身不严重的季节），烟羽不能“消白”是业主不能满足设计工况条件（环境空气湿度不能高于78%、脱硫塔出口烟气温度不能高于45℃），是业主的责任；在冬季（烟羽本身严重的季节），烟羽不能“消白”是业主不能满足设计工况条件（环境温度不能低于0℃、脱硫塔出口烟气温度不能高于45℃），是业主的责任。反正，烟羽“消白”不成功，都是业主工况不满足设计条件造成的，业主的责任。

     有比较才有发言权！
     大家再比较一下中石油独山子石化硫磺尾气WGS工艺脱硫洗涤塔的烟气消白工艺技术及运行情况：
     中石油独山子石化烟气“消白”装置情况，其采用GGH换热设备+羽叶高效分离器；系统进气180℃高温烟气与出塔低温烟气进行在GGH设备内直接换热，没有设置高能耗的掺混空气加热设备及投资；在低温烟气出塔前，采用羽叶高效分离器，对烟气脱液形成“干气”，并回收盐液且减少液滴汽化耗能及盐结晶腐蚀堵塞换热设备。经GGH升温后的烟气温度达到120-145℃，远高于水在常压下的沸点温度100℃，远离烟羽显著存在的相图区域，真正实现全年全天候“消白”效果。请大家前往独山子石化现场实地考察其高效节能的烟气“消白”工艺技术和设备。根本不管“脱硫塔出口烟气温度是否满足45℃设计工况”，根本不管“环境温度是否0℃以上”，也根本不管“环境空气相对湿度78%是否以下”，全年全天候烟气“消白”。
        

      再看中石油乌石化、独山子石化排放烟气中SO2残留量通常控制在15mg/Nm^3以下。

      请看其烟羽治理技术优势第8条，“脱硫除尘效率提高30%以上”，而实际数据效果远不如中石油的企业现在运行效果。炼化企业尤其是重催装置的同行看到这里的优势表述，是否会有其他想法。

      技术需要比较，需要剖析辨别，优劣自明。

      欢迎大家积极讨论剖析，共同提高。

      另外，从发来的烟羽消白资料显示，该技术曾在某石化I催化烟气洗涤塔上试验过。现在，南方的环境空气相对湿度肯定远超资料要求的上限值78%，即便把烟囱排放口的烟气温度升温到70℃，烟气中携带的大量不同尺寸的液滴液沫仍然以液态存在，同样会对光产生折射散射而形成“烟羽”甚至“烟雨”。在冬季，情况会更严重，尤其是北方绝大部分地区的环境温度会降到0℃以下，“烟羽”和“落冰”情况更甚。炼化企业FCCU装置同行可以向某石化装置人员了解，更建议直接到该石化I催化装置烟囱现场去实地考查核实其情况。

厉害，分析描述很专业。大师级别的人物。

消白烟技术  势在必行，提前考虑