TUD-DNS3脱硝助剂在催化裂化装置的工业应用

TUD-DNS3脱硝助剂在中韩（武汉）石油化工有限公司1号催化裂化装置上进行了工业应用。结果表明：针对两段再生工艺,当系统中助剂占总催化剂藏量的质量分数为2.6%时,烟气脱硫装置外排污水中的氨氮质量浓度由加剂前的100 mg/L下降至40 mg/L以内;助剂的加入降低了CO焚烧炉的炉膛温度,有利于烟气的合格排放,并对装置操作、产品分布及汽油、柴油产品质量无不良影响。     

RDNOx-PC1助剂在不完全再生装置上的工业应用

在巴陵石化1.05 Mt/a催化裂化装置上进行了降低不完全再生装置烟气氮氧化物（NOx）排放助剂RDNOx-PC1的工业应用试验。结果表明：RDNOx-PC1助剂可在锅炉出口CO浓度较低的情况下降低烟气NOx的排放浓度,有利于充分回收CO燃烧热量、减少CO排放;在相同CO出口浓度下,总结标定相对空白标定时烟气NOx排放浓度降低约20%,达到不大于200 mg/m3的排放标准要求。助剂的应用对催化裂化产品分布无明显的影响,主要产品的组成和性质基本保持不变。     

TUD-DNS3脱硝助剂在催化裂化装置的工业应用

TUD-DNS3脱硝助剂在中韩（武汉）石油化工有限公司1号催化裂化装置上进行了工业应用。结果表明：针对两段再生工艺，当系统中助剂占总催化剂藏量的质量分数为2.6%时，烟气脱硫装置外排污水中的氨氮质量浓度由加剂前的100 mg/L下降至40 mg/L以内；助剂的加入降低了CO焚烧炉的炉膛温度，有利于烟气的合格排放，并对装置操作、产品分布及汽油、柴油产品质量无不良影响。     

中石化石科院研发降低催化裂化烟气中氮氧化物助剂

<正>日前,石油化工科学研究院研发的降低催化裂化(FCC)再生烟气氮氧化物(NO_x)排放RDNO_x系列助剂,通过中国石化科技部组织的技术鉴定。该助剂具有效果显著、运行稳定、投资和运行费用低等特点,可有效降低FCC装置再生烟气的NO_x排放和避免再生器稀相超温,显著解决"尾燃"问题。NO_x是FCC再生烟气中的主要污染物之一,控制     

降低再生烟气NO_x排放型裂化催化剂的工业应用

中国石油大庆炼化分公司MIP-CGP装置为控制再生烟气NO_x排放,与中国石化石油化工科学研究院和中国石化催化剂分公司合作,进行了降低烟气NO_x排放功能的新型CGP-1DQ专用催化剂的工业应用试验。结果表明:在新型催化剂占系统藏量约40%时,再生烟气NO_x排放降低到约656mg/m~3,相对试用过程中断阶段NO_x排放最高值(1 134mg/m~3),降低幅度为42%;相对以往空白阶段的峰值(1 900mg/m~3),降低幅度达到65%以上。此外,新型催化剂的使用对裂化产物分布无不利影响,装置保持平稳运行。     

脱硫装置浆液氨氮含量高的应对措施

陕西延长石油(集团)有限责任公司延安炼油厂两套烟气脱硫装置存在外排浆液氨氮含量较高的问题,严重影响了第二污水场的平稳运行。经分析发现,外排浆液氨氮主要来自烟气中的NH_3与污水中阴离子形成的盐。参考国内同类型装置的运行情况,提出调整再生器操作、采用直接汽提法和改进的汽提法3种措施对外排浆液进行脱氨氮处理。结果表明,调整再生器操作和直接汽提法两种方案的效果较差,但将400 kt/a催化裂化稳定塔改造成外排浆液汽提塔进行脱氨氮后,通过注碱调节脱硫废水处理单元(PTU)出口污水pH值在10.0左右时,可将氨氮质量浓度由526.7 mg/L降至50.0 mg/L以下,脱除效率达到了90%以上,解决了催化裂化脱硫装置污水氨氮高的问题。     

SCR+EDV组合工艺在催化裂化装置再生烟气环保治理中的应用

中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司炼油厂0.8 Mt/a蜡油催化裂化装置采用完全再生技术,再生烟气中SO_2,NO_x和催化剂粉尘质量浓度分别为1 100~2 000 mg/m~3,700~1 000 mg/m~3,大于270 mg/m~3(标准状况)。采用SCR和EDV湿法脱硫除尘工艺技术后,脱硫率达到99.1%,脱硝率达到97.1%,除尘率达到92.7%,洗涤塔出口烟气SO_2,NO_x和颗粒物质量浓度均值分别不大于30,50,50 mg/m~3,实现了再生烟气达标减排目标。针对运行初期颗粒物超标、锅炉结垢、氨系统结晶、洗涤塔溢流等影响装置运行问题,对装置进行了技术改造,保证了装置的平稳运行。     

三效助剂在催化裂化装置烟气脱硫中的应用

介绍了烟气脱硫、脱硝、助燃助剂TUD-DNS3(三效助剂)在中国石油化工股份有限公司金陵分公司Ⅰ套催化裂化装置烟气脱硫部分的应用情况,并分别对三效助剂进行了空白试验以及为期72 h的正常满负荷工况标定.结果表明:试用三效助剂占系统总催化剂藏量约2.90％(质量分数)时,烟气中硫占原料硫比例从12.12％降至2.79％,烟气脱硫率为76.98％,脱硫效果显著;烟气脱硫单元注碱(质量分数为30.0％)从589.4 kg./h降至150.9kg/h,降低了74.40％;烟气中氮占原料氮比例从8.64％降至3.36％,脱氮率为61.11％;烟气中SO3质量浓度由86 mg/m3降至6 mg/m3,S03脱除率达到93.02％;试用三效助剂期间比空白期间(使用CO助燃剂)稀、密相温差减少了0.8 ℃,说明三效助剂助燃效果良好,可替代CO助燃剂.该助剂满足了装置烟气排放要求,减缓了再生器、三旋壳体、余热锅炉系统及烟气管道膨胀节等部位的露点应力腐蚀,减少了外排高盐污水,环保效益显著.     

液化石油气脱硫醇碱液再生尾气引入硫磺回收装置的研究

介绍了中国石化塔河炼化有限责任公司液化石油气脱硫醇碱液再生尾气引入1号硫磺回收装置酸性气燃烧炉焚烧处理的运行情况。该装置在长期运行中,现场恶臭味较大,且尾气中硫磺烟气NO_x的排放质量浓度高达394 mg/m~3,不符合大气污染物排放标准。通过对碱液再生尾气流程的改造和工艺技术的优化,在对现有装置各设备和运行工艺参数不做改变的前提下实现了尾气的无害化处理。运行结果表明:改造后硫磺回收装置烟气NO_x排放质量浓度为68.14 mg/m~3,较前期394.00 mg/m~3下降了325.86 mg/m~3,烟气排放满足标准要求,降低了目前硫磺回收装置烟气NO_x的排放浓度,实现硫磺回收装置烟气达标排放,环保效益和社会效益显著。     

LZ-5G型脱硝剂在催化裂化装置的工业应用

为了降低外排烟气中NO_x浓度,满足国家烟气排放新标准,中国石油抚顺石化公司在1.2 Mt/a催化裂化装置上应用LZ-5G型脱硝剂,结果表明:在原料性质及主要操作条件基本不变的前提下,加入LZ-5G型脱硝剂后,再生烟气中氮氧化物质量浓度由空白标定的350 mg/m~3降低至125 mg/m~3,满足工业外排烟气中NO_x质量浓度不大于200 mg/m~3的烟气排放新标准;LZ-5G型脱硝剂试用期间,催化裂化装置操作平稳,平衡催化剂微反活性提高0.2百分点,轻油(汽油+柴油)收率提高0.16百分点,对平衡催化剂活性、产品分布、产品质量及性质无不良影响。     

催化裂解装置烟气除尘水处理系统运行分析

催化裂解再生烟气中含有大量的SO_x,NO_x和颗粒物,会对所在区域环境造成较为严重的污染。随着目前环保形势日益严峻,国家对废气、废水排放指标提出更加严格的要求,设置脱硝除尘系统成为必然。大榭石化2.2 Mt/a催化裂解装置烟气除尘水处理系统于2016年6月与主体装置同步开工以来,一直运行良好。烟气除尘系统采用湿法除尘脱硫技术,烟气经净化处理后,烟气粉尘质量浓度可降至20 mg/m~3,SO_x质量浓度降至10 mg/m~3。外排污水经水处理系统沉淀氧化后,悬浮物质量浓度为22 mg/L,化学需氧量COD为20 mg/L,pH值控制在6～9,均能满足环保要求。系统运行过程中,出现了洗涤塔除沫网被腐蚀、外排含盐污水COD异常偏高、氧化罐结垢和出口含盐污水pH值偏高等问题,通过对存在问题进行分析和总结,采取了有效解决措施,保证了装置平稳运行。     

硫转移剂应用与改善催化裂化烟气蓝烟拖尾情况总结

中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司1.2 Mt/a重油催化裂化装置因原料性质变化导致再生烟气中SO_x含量上升,外排烟气蓝烟拖尾现象愈发严重。为改善烟羽外观、避免外排废水TDS(溶解性固体总量)超标并降低湿法脱硫塔操作负荷,开展了运用增强型RFS09硫转移剂并优化装置操作、消除外排烟气蓝烟拖尾的工业试验。结果表明：当原料硫质量分数为0.4%～0.7%、硫转移剂藏量占系统藏量的3.5%时,蓝烟拖尾现象得以控制,脱硫塔入口烟气SO₂的质量浓度稳定控制在500 mg/m³以下、碱液消耗量降低48.5%、外排废水TDS由41 400 mg/L降至6 400 mg/L,废水COD(化学需氧量)减小,烟气中的硫大幅向气体产品中转移。增强型RFS09硫转移剂的应用对产物分布、产品性质和装置运行均无负面影响。该工业试验也进一步表明：增强型RFS09硫转移剂能很好地实现催化裂化再生烟气污染物源头减排,并减少二次污染。     

脱硝剂QKJ-DN在催化裂化装置的工业应用

介绍了催化裂化脱硝剂QKJ-DN在中国石油天然气股份有限公司长庆石化分公司1.4 Mt/a催化裂化装置工业应用情况.为降低催化烟气中NOx含量,确保余热锅炉省煤器长周期运行,提高烟机做功效率,装置于2014年9月10日至11月9日开始应用QKJ-DN.结果表明:在原料性质相近、主要操作参数保持平稳的情况下,当QKJ-DN保持在系统总藏量的2％(质量分数)时,催化烟气中NOx质量浓度从920 ～ 960 mg/m3(设计值730 mg/m3)降低至120 ～ 150 mg/m3,脱硝率达到83.69％ ～ 84.50％.QKJ-DN在平稳加入期内(脱硝剂补充量为40～60 kg/d),再生系统不单独加入CO助燃剂的情况下,再生器稀相温度保持平稳,再生系统无二次燃烧现象,说明该剂可替代CO助燃剂,并对产品分布、产品性质及装置运行均无不利影响.该装置加注QKJ-DN后烟气中NOx质量浓度低于240mg/m3,达到国家大气污染物综合排放标准.     

SDJF-A1脱硫脱硝CO助燃剂在催化裂化装置的应用

针对催化裂化装置烟气脱硝SCR单元脱硝催化剂因超期服役存在的催化剂老化及失效、喷氨量大、余热锅炉出口结盐严重等问题,以及脱硫塔腐蚀和烟气洗涤脱硫后携带盐分致烟气固体颗粒物超标的问题,选用脱硫脱硝CO助燃剂--SDJF-A1剂进行工业试用,工业应用结果表明:该装置再生系统加注SDJF-A1剂占系统藏量(质量分数)的5%后,在停用原CO助燃剂(Pt型)和SCR单元停止注氨条件下,再生烟气中的NO_(x)含量均值由586 mg/m^(3)降至l20 mg/m^(3),SO_(x)含量均值由420 mg/m^(3)降至60 mg/m^(3),液碱用量(质量分数)降低81.8%以上,同时再生器稀密相温差小于13℃,满足工艺操作和国家烟气排放标准要求。     

TUD-DNS ODEP脱硝助剂在非完全再生催化裂化装置的应用

介绍了TUD-DNS ODEP脱硝助剂在中国石化广州分公司重油催化裂化装置的应用情况。结果表明:针对非完全再生工况,当助剂占系统催化剂藏量的2.54%(w)时,烟气中NO_x浓度由加剂前的210mg/m~3左右降至加剂后的110mg/m~3左右,脱硝率基本维持在48%左右;降低CO焚烧炉温度有利于提高NO_x的脱除率;助剂的加入对装置操作、产品分布、产品性质无不良影响。     

降低FCC装置NO_x排放的工程技术

基于FCC装置NO_x生成机理的研究,开发了降低再生烟气中NO_x排放的工程技术:新型高效汽提技术和低NO_x再生技术。工业应用表明,FCC装置汽提器和再生器主风分布器改造后,焦炭中氢质量分数下降了27%,汽提效率大幅提高;再生器主风用量下降了9%,分布管压力降下降了20%,再生器密相温度较改造前下降约10℃,密相温差由改造前的15℃左右下降为3~7℃,烧焦效率提高。在原料油性质和反应再生系统操作条件变化不大的情形下,再生烟气NO_x质量浓度由改造前的397.5 mg/m~3下降至235.6 mg/m~3,降低了40%。改造后,产品总液体收率提高了1.03百分点,年创收超1 000万元。该工程技术的实施降低了再生烟气中NO_x含量,是一种降低FCC装置NO_x排放的新途径。     

影响催化裂化再生烟气中NOx浓度的因素及控制方法

中国石化海南炼油化工有限公司2.8 Mt/a重油催化裂化装置在2018年第四周期开工后出现外排烟气NO_x质量浓度接近排放限值200 mg/m³的情况,成为制约装置加工负荷的瓶颈。以催化裂化焦炭中氮的转化机理为切入点,从原料油、再生器操作、余热锅炉操作3个方面进行分析,查找影响因素,最终利用源头控制、操作条件、应用助剂3种措施,使外排烟气NO_x浓度得到有效控制。     

催化裂化烟气SCR脱硝催化剂工业应用试验

制备了一种催化裂化(FCC)烟气选择性催化还原(SCR)脱硝催化剂,模拟FCC再生烟气条件,对其性能进行了第三方中试评价,并在某石化企业FCC烟气脱硝装置上进行了1 000 h的工业应用试验。结果表明:催化剂活性及物化指标优于GB 31587—2015的要求; 工业运行中,在入口烟气NOx质量浓度为350 mg/m3,含水体积分数为8%,含O2体积分数为3%,出口NOx质量浓度为30~50 mg/m3的条件下,氨逃逸稳定在0.5μL/L,余热锅炉的整体压降稳定,换热效果良好,无堵塞现象。     

脱硫脱硝装置外排水氨氮超标原因分析

中石化武汉分公司的两套催化裂化装置于2014年12月新建了烟气脱硫脱硝装置脱硫脱硝装置运行以来,外排烟气中的氮氧化物、二氧化硫、粉尘及外排废水中的固体悬浮物、化学需氧量、pH均能达标排放,但外排废水中氨氮含量一直出现超标问题,加大了水务车间生产负荷对外排水氨氮超标原因进行了分析,通过排除法得出,催化裂化再生烟气中携带氨气是导致脱硫脱硝装置外排水氨氮超标的直接原因,通过外排废水中氨氮含量反推计算得出,武汉石化2号催化裂化装置再生烟气中的氨气含量约为81.04 mg/m~3。     

影响催化裂化再生烟气中NOx浓度的因素及控制方法

中国石化海南炼油化工有限公司2.8 Mt/a重油催化裂化装置在2018年第四周期开工后出现外排烟气NO_x质量浓度接近排放限值200 mg/m³的情况，成为制约装置加工负荷的瓶颈。以催化裂化焦炭中氮的转化机理为切入点，从原料油、再生器操作、余热锅炉操作3个方面进行分析，查找影响因素，最终利用源头控制、操作条件、应用助剂3种措施，使外排烟气NO_x浓度得到有效控制。