烟气选择性催化还原脱硝-半干法脱硫除尘一体化技术

针对陕西延长石油(集团)有限责任公司延安石油化工厂循环流化床锅炉烟气不达标的问题,采用选择性催化还原脱硝-半干法脱硫除尘一体化工艺对烟气进行了综合治理。结果表明：采用该工艺后,排放的总烟气中NO_x,SO₂,颗粒物的平均质量浓度依次为16.87,7.67,0.42 mg/m³,可满足DB 61/1226—2018污染物排放要求。     

燃气锅炉脱硝单元工艺优化

针对某化肥厂130 t/h燃气锅炉新增氨气选择性催化还原(NH₃-SCR)脱硝单元投运后，烟气条件波动幅度大、喷氨量及出入口NO_x质量浓度频繁波动等问题，结合工艺流程及离线检测数据分析了影响脱硝稳定性的因素，并优化了工艺。结果表明：通过优化调节前端低氮燃烧条件、喷氨条件，使脱硝段烟气组分更稳定且条件更加温和，催化剂床层温度提升20℃，入口NO_x质量浓度降低110 mg/m³，出口NO_x质量浓度降低至约15 mg/m³，保证了装置NO_x达标(不大于100 mg/m³)排放，实现了装置连续稳定运行。     

催化裂化烟气脱硝喷氨系统控制方案设计

催化裂化再生烟气中含有大量的氮氧化物(NO_x),通常采用选择性催化还原(SCR)脱硝技术治理含NO_x再生烟气，以彻底解决再生烟气中的NO_x污染问题。介绍了SCR脱硝技术及流程，重点分析了液氨缓冲罐内温度、管壁温度、罐底实时液位，液氨蒸发器内介质的温度、液氨液位、环境中氨气浓度，氨气缓冲罐内的温度、压力，氨气吸收罐内液位等的控制方案。SCR脱硝装置投运后，再生烟气中的NO_x排放质量浓度由现有的240 mg/m³降低至40 mg/m³以下，每年可减排NO_x超过356.5 t,对建设创新环保友好型企业具有重要意义。     

催化裂化装置非氨生物基还原脱硝技术工业试验总结

针对催化裂化装置实际生产中选择性催化还原技术(SCR)脱硝存在运行成本高、床层有压力降、SO₂氧化导致烟气蓝烟拖尾严重及后续脱硝技术路线如何选择的问题,开展了非氨生物基还原脱硝技术的工业试验并进行了技术分析。结果表明：非氨脱硝还原技术用于不完全再生催化裂化装置CO余热锅炉,在喷雾覆盖面积仅占烟气流通总截面积30%～40%的有限条件下,可将烟气中NO_x质量浓度由130.6 mg/m³降至44.8 mg/m³,NO_x平均脱除率为65.8%,满足烟气NO_x环保排放指标要求,同时可避免烟气中SO₂氧化成SO₃,减少烟气中蓝色烟羽的生成,对外排含盐污水COD(化学需氧量)、NH₃-N等指标以及CO余热锅炉的平稳运行无影响;对新建装置而言,采用非氨脱硝还原技术替代SCR技术,可降低设备投资和操作成本。     

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。     

高效低压力降烟气脱硫除尘除雾技术工业应用

中国石油化工股份有限公司广州分公司重油催化裂化烟气脱硫除尘装置存在外排净化烟气颗粒物难以满足特别排放限值、装置压力降高等问题,烟囱口存在白烟和尘雨现象。采用烟气高效低压力降脱硫除尘除雾技术对上述装置进行了改造。结果表明：烟气排放连续监测系统(CEMS)在线监测洗涤塔外排净化烟气的颗粒物平均质量浓度仅为12.8 mg/m³,SO₂平均质量浓度仅为3.7 mg/m³,第三方检测机构现场监测的颗粒物质量浓度小于4 mg/m³,SO₂未检出,均优于GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》中大气污染物特别排放限值的要求;白烟的规模及长度有所降低,尘雨现象消失;洗涤塔压力降比原塔体降低了1.1 kPa,每年可节约38.1万元。     

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。     

连续重整装置加热炉改造温度场数值模拟研究及优化

针对某企业连续重整装置反应进料加热炉部分炉管管壁温度较高的问题,采用数值模拟方法对加热炉和燃烧器建模并还原计算,对模拟计算出的炉膛烟气速度场、温度场及炉管表面温度分布进行定性和定量分析,发现炉管管壁最高温度已非常接近炉管材料的极限设计金属温度。研究了影响燃烧器火焰的各种因素,结合加热炉烟气余热系统的升级改造,明确了优化改造方向,优选出了燃烧器结构参数调整方案。改造后的炉膛温度场分布均匀,实现了炉管管壁温度均匀化,同时炉膛温度较改造前降低了15～25℃,炉管管壁最高温度降低了20℃左右,NO_x排放浓度得到了有效控制。     

催化裂化装置选择性催化还原脱硝技术应用中的问题及解决方案

为保障催化裂化装置长周期运行,分析选择性催化还原(SCR)模块所在余热锅炉压降持续增加的原因,并针对性的提出解决方案。结果表明：黏性较强、易沉积的硫酸氢氨(NH₄HSO₄)的生成是余热锅炉压降增大的主要原因;使用脱硫脱硝助剂降低SCR脱硝模块入口烟气中氮氧化物(NO_x)和硫氧化物(SO_x)浓度,可大幅减少SCR模块喷氨量,有效抑制NH₄HSO₄的生成。工业应用结果表明：使用SDJF-A1型脱硫脱硝助剂后,反应-再生系统中NO_x转化率高达69.08%～81.27%,烟气中NO_x、SO₂的浓度均大幅降低,余热锅炉的吹灰系统优化运行和提升省煤器温度分解NH₄HSO₄等方法在控制余热锅炉压降升高方面均有一定成效。进一步可采取优化SCR喷氨系统、提高SCR模块反应温度和改进吹灰系统的措施来保障装置的长周期运行。     

大型燃气乙烯裂解炉燃烧过程的优化模拟

采用CFD-FLUENT软件建立了乙烯裂解炉炉膛模型,并按照裂解炉实际运行工况,将内燃机清洁燃烧概念,即富氧和烟气再循环引入到炉膛燃烧计算中,计算不同富氧率下燃料气体的放热量和不同烟气再循环率下NO_x的分布。结果表明,使用烟气再循环可以有效降低NO_x排放,但对燃料燃烧温度以及燃料燃尽率有影响,而利用富氧燃烧可以提高炉内燃料的燃烧放热量,但却增加NO_x排放,而使得锅炉排放恶化;采用适宜的富氧率和烟气再循环率,可以达到节能减排的目的。     

EDV湿法脱硫技术在催化裂化装置上的应用

根据北京市炼油与石油化学工业大气污染物排放标准要求,催化裂化装置大气污染物最高允许排放SO₂的浓度为150 mg/Nm³,颗粒物为50 mg/Nm³。为此,中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司三催化装置采用了美国贝尔格EDV湿法脱硫工艺,在正常生产情况下出口烟气中的SO₂浓度可降低至50mg/Nm³以下,粉尘可降低至50 mg/Nm³以下,起到了较好的除尘脱硫效果。     

JF-SN2型脱硝剂在催化裂化装置的工业应用

介绍JF-SN2型脱硝剂在大连西太平洋石油化工有限公司催化裂化装置上的工业应用情况,结果表明：该装置再生系统加注JF-SN2型脱硝剂占系统藏量(质量分数)的2.5%后,贫氧段烟气中NH₃含量降至80 mg/m³以下,烟气脱硫塔外排烟气中的NO_x含量降至100 mg/m³以下,CO含量降至0,每吨焦炭产汽量增加至7.55 t; JF-SN2型脱硝剂应用期间,催化裂化装置产品分布、汽/柴油性质及主催化剂磨损状况基本稳定。     

LS系列催化剂在湛江东兴硫磺回收装置工业应用总结

介绍了LS系列催化剂在中国石化湛江东兴石油化工有限公司20 kt/a硫磺回收装置上的工业应用情况。2021年3月进行了工业标定,标定期间硫磺回收装置整体运行良好。标定结果表明:在100%运行负荷下,装置各项操作参数均处于技术指标范围内;吸收塔顶净化气中H₂S和COS质量浓度均小于20 mg/m³;LS系列催化剂活性高,级配合理,克劳斯单元单程总硫转化率均大于97%,总硫回收率达99.99%;所得液体硫磺产品各项指标均满足GB/T 2449.2—2015《工业硫磺第2部分:液体产品》中优等品的指标要求;碱洗前烟气中SO₂排放浓度均低于50 mg/m³,碱洗后烟气中SO₂排放浓度小于10 mg/m³,均满足GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》大气污染物特别排放限值的要求。     

贫氧再生催化裂化装置SNCR脱硝技术工业应用

介绍了某炼化企业3.5 Mt/a催化裂化装置采用选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）组合技术进行脱硝的工业应用情况,考察了反应温度、喷氨量、雾化效果、流场分布对脱硝效率影响。结果表明:随着反应温度升高,NOx脱除率先增加至最大值后降低,当氨水通过上层喷枪时最佳炉膛温度为810℃,下层喷枪对应最佳炉膛温度为800℃,炉膛温度范围为775～825℃时,脱硝效率达到较好水平,此时,对应再生烟气中CO体积分数为4.2%～4.8%;随着喷氨量增加,脱硝效率增加,但是外排烟气氨逃逸量也随之增大,当喷氨量小于260 kg/h时,脱硝效率较高,同时可满足氨逃逸要求;氨水雾化压力大于0.25 MPa时,可满足SNCR雾化要求;燃烧器全部投用,确保流场均匀,可提高脱硝效率。标定结果表明:当反应温度为823℃、喷氨量为106 kg/t、燃烧器全部投用情况下,外排烟气NOx的质量浓度为102 mg/m³,氨逃逸量为1.04 mg/m³,NOx脱除率达到56.77%,使用SNCR脱硝技术在贫氧再生催化裂化装置可满足NOx环保指标要求。     

大型天然气净化厂硫磺回收装置尾气SO2减排技术

GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》对新建及现有天然气净化厂硫磺回收装置大气污染物排放限值提出了更高的要求。为降低尾气SO₂排放浓度,实现含硫废气资源化利用,对高含硫天然气净化厂硫磺回收装置工艺技术进行了优化：(1)开发大型硫磺回收装置液硫池含硫废气回收工艺,将液硫池废气引入克劳斯炉进行硫元素回收;(2)开发大型硫磺回收装置深度热备开工技术,建立酸性气联通网,减少开工期间SO₂排放;(3)开发大型硫磺回收装置绿色停工工艺,利用热氮吹硫实现绿色停工。技术优化后,装置负荷100%时,尾气SO₂质量浓度可降至197 mg/m³,减少排放40%;停工期间,尾气SO₂排放浓度远低于甲烷吹硫模式,平均值可达237 mg/m³,满足GB 39728—2020对大型硫磺回收装置的SO₂排放要求。     

烟气轮机长周期运行的影响因素分析与控制措施

针对催化裂化装置烟气轮机(以下简称烟机)出现的振动振幅偏高问题,考察了烟机不同种类转子、平衡催化剂中含金属量、烟机入口温度、烟机润滑油温度等因素对烟机振动的影响,同时提出了相应的改进措施。结果表明：控制催化剂稀相与密相温差低于10℃,烟机入口温度低于680℃,催化剂稀相质量浓度不高于4 mg/m³,平衡催化剂中0～40μm细粉体积分数大于11%,细粉产生量低于7 t/周,以及烟机润滑油温度为32℃左右,可将再生烟气温度控制在690℃以下,烟气粉尘质量浓度控制在100 mg/m³以下,同时烟机可以平稳运行近10个月。     

油品装车期间排气治理技术研究

在分析油品出厂装车期间排气（简称装车排气）性质的基础上,通过对装车排气治理技术对比分析,确定了采用低温柴油吸收-总烃浓度均化-催化氧化工艺治理山东某企业0号柴油、92号汽油、轻石脑油、MTBE的装车排气。在低温柴油吸收的液/气体积比为60~120 L/m³、塔内操作温度为8~14 ℃、操作压力为0.2 MPa,催化氧化反应器入口温度为350~410 ℃、反应体积空速为5 000~20 000 h^-1的操作条件下,净化气中非甲烷总烃排放质量浓度小于20 mg/m³,苯排放质量浓度小于0.001 mg/m³,甲苯和二甲苯排放质量浓度均小于0.003 mg/m³,净化气污染物排放浓度满足环保排放标准和A级企业排放指标要求。该废气治理装置可回收的油气量为2 836.1 t/a,具有一定的经济效益和明显的环保效益。     

硫转移剂RFS09在RFCC烟气脱硫中的工业应用

为了降低重油催化裂化（RFCC）装置再生烟气中SO2的含量,以减轻后续烟气脱硫除尘装置的处理负荷,中国石油化工股份有限公司广州分公司采取投加RFS09硫转移剂的方法来降低烟气脱硫除尘装置入口的SO₂浓度。工业应用结果表明：投用硫转移剂后,再生烟气中SO₂浓度明显降低,含硫外排水COD下降,烟气脱硫除尘装置入口烟气SO₂质量浓度由3.56 g/m³降至2.28 g/m³;硫转移剂的使用并未对汽油、液化气等主要产品的收率及平衡剂质量造成不利影响。     

国内首套采用WGS技术的催化裂化烟气脱硫装置开工投用

2013年11月18日,我国首套采用WGS技术催化裂化烟气脱硫装置在锦西石化公司顺利开工投用。目前装置操作平稳,烟气SO2浓度由入口857.2 mg/m3降为3.4 mg/m3,颗粒物浓度由入口166.6 mg/m3降为46.2 mg/m3,远优于《石油炼制工业污染物排放标准(征求意见稿)》规定的排放烟气SO2浓度≤200 mg/m3,颗粒物浓度≤100 mg/m3的要求。预计每年将减少SO2排放968.8 t,减少颗粒物排放136.6 t,具有良好社会效益。     

快速床-湍流床催化裂化再生装置工艺参数对烟气中氮氧化物生成的影响

初步分析了催化裂化装置中氮氧化物(NO_x)的形成机理，详细探讨了影响再生烟气中NO_x含量的因素，并在快速床-湍流床催化裂化再生工艺装置上进行工业试验，分析再生烟气温度、组分含量的交互作用，总结了再生工艺过程中NO_x的生成规律。通过改变再生器中的O₂、CO含量和串联再生器的各段温度等工艺条件，成功实现了对再生烟气中NO_x含量的有效控制，形成了高效、低成本的NO_x含量控制技术，指导再生工艺操作。在当前节能、减排的背景下，有望为降低催化裂化再生烟气污染物排放提供一种可替代的技术方案。