脱硝助剂在催化裂化再生烟气治理中的应用

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司Ⅰ套催化裂化装置实施低负荷生产方案,由1.6 Mt/a蜡油加工模式调整为1.4 Mt/a重油加工模式,导致再生烟气流量、NOx含量等上升较大,超出脱硫、脱硝装置的设计值,脱后烟气发黄等问题。而现有的臭氧发生器脱硝能力不足,采用脱硝助剂结合臭氧法脱硝的方法有效解决了脱后烟气NOx含量超标问题。添加脱硝助剂后,NOx质量浓度降至100 mg/m3以下,SO_2质量浓度保持在10 mg/m3以下,粉尘质量浓度约12 mg/m3,SO_2脱除率达98.4%,NOx脱除率达77.6%以上,除尘率达到93.1%,脱后烟气黄色烟羽消失,还降低了装置除盐水、碱液、电能的消耗量和含盐废水的外排量。     

烟气脱硝助剂在催化裂化装置上的应用

为了降低催化裂化再生烟气中NOx的排放浓度,中海石油炼化有限责任公司惠州炼化分公司催化裂化装置按照CO助燃剂的添加方式,往再生系统加入烟气脱硝助剂D。试用结果表明,通过加注烟气脱硝助剂D,可以在不停工、不动改的前提下实现催化裂化装置烟气中NOx达标排放的目标,并且烟气脱硝助剂D的加入对催化裂化催化剂的活性、产品分布及汽油、柴油性质无明显影响。     

脱硝助剂QKJ-DN/1在不完全再生催化裂化装置的工业应用

介绍了脱硝助剂QKJ-DN/1在中国石油宁夏石化公司催化裂化装置的应用情况。结果表明:与空白标定期相比,当系统中脱硝助剂占总催化剂藏量的质量分数为2.76%时,烟气中氮氧化物质量浓度由185 mg/m^(3)降至142 mg/m^(3),脱硝效率为23.2%;烟气脱硫装置外排废水中氨氮质量浓度由25.62 mg/L降至1.39 mg/L;产品中液化气、汽油和焦炭收率依次降低了0.87,0.75,0.11个百分点;柴油和干气收率分别增加了1.72,0.06个百分点;脱硝助剂的加入,对催化裂化装置汽油、柴油产品质量无影响。     

脱硝助剂在催化裂化装置上的应用

为了满足日益严格的环保要求,中国石化洛阳分公司于2013年9月16日在2号催化裂化装置上试用国外某公司生产的脱硝助剂,该脱硝助剂由NOxGETTER-NP和NOxGETTER两部分组成,其中NOxGETTER-NP为含Pd双金属助燃剂,NOxGETTER为主剂。工业应用结果表明:在单独加注NOxGETTER-NP、加入NOxGETTER-NP的同时加入NOxGETTER,使主剂分别占总藏量（w）1%和2%的三个阶段期间,加工混合进料的平均氮质量分数分别为3 017.2,2 211.1,1 818.3 μg/g。再生催化剂定碳（w） 分别比空白标定期低0.003 4,0.008 4,0.009 4百分点,且加注期间助燃效果良好,未发生偏烧、尾燃情况; 3个阶段中三旋出口烟气中NOx浓度平均值分别为194.5,97.6,49.7 mg/m3,脱硝率分别为58.14%,78.99%,89.30%,脱硝效果显著;脱NOx成本分别为3.4,9.4,18.9 元/kg。     

FP-DN降氮助剂在催化裂化装置上的应用

为解决中国石油宁夏石化公司260万t/a催化裂化装置中出现的再生烟气中NOx质量浓度过高的问题,在装置上采用了FP-DN降氮助剂和LDC-200催化剂,并对其工业应用效果进行了评价。结果表明:当降氮助剂质量分数达到2.3%时,NOx质量浓度由420 mg/m~3降低到170 mg/m~3,平均脱硝率为60.5%,满足GB 31570—2015排放要求; 总液体收率增加了0.19个百分点,表明LDC-200催化剂有较强的裂解能力。     

FP-DN脱硝助剂在催化裂化装置的应用

惠州炼化分公司为降低催化烟气NOx浓度,选择在不停工、不动改的情况下试用FP-DN脱硝助剂。简述了该助剂的作用原理和实验过程;评估助剂在装置实际试用时的脱硝效果,催化烟气NOx脱除率能达到80%;分析了助剂试用前后平衡催化剂活性、产品分布、主要产品质量的变化情况,表明助剂的试用对正常生产不会造成影响;认为该助剂可以长期应用于装置脱硝。     

FP-DN型烟气脱硝剂在催化裂化装置中的应用

采用加入FP-DN型烟气脱硝剂的方法,降低了中海油惠州炼化分公司120万t/a重油催化裂化装置NOx与SO2的排放量,使得烟气排放达到广东省DB 4427—2001标准要求。工业应用表明,加剂前烟气中SO2和NOx平均质量浓度分别为251.68,511.00 mg/m3,在脱硝剂加入量为15 kg/d的平稳期,二者分别降至29.10,74.85 mg/m3,即脱硫率达到88.4%,脱氮率达到85.4%。加入脱硝剂后,干气、液化气、油浆和焦炭收率依次提高了0.28,1.30,0.08,0.26个百分点,汽油和柴油收率分别下降0.65,1.27个百分点。此外,转化率由75.71%增至76.90%。加入脱硝剂后,液相产品中硫、氮含量均有所上升,产品其他性质基本稳定。脱硝剂对干气的组成影响不大;加剂后,液化气中丙烷和丙烯体积分数分别上升1.25,0.89个百分点,丁烯体积分数下降1.98个百分点。     

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。     

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。     

催化烟气脱硫脱硝技术的比选及应用

催化裂化装置的再生烟气必须经过脱硫、脱硝、除尘才能达到环保排放标准。通过对常见几种催化烟气净化技术对比分析,最终新建的催化裂化装置采用了美国杜邦—贝尔格公司的EDV湿法洗涤烟气脱硫和Lo TOxTM低温氧化脱硝技术,取得了理想的环保效果。     

臭氧氧化脱硝技术处理催化裂化烟气试验

在石家庄炼化公司3#催化裂化装置再生烟气处理单元上,对臭氧氧化脱硝技术的作用机理及影响因素进行了试验研究。结果显示O₃/NO值(物质的量比)决定NO及NO₂的氧化反应,随着O₃/NO值增加,NO氧化成高价NO_x的比例增加;同一反应温度下,O₃/NO值越高,外排NO_x浓度越低,脱硝效率越高。在O₃/NO值较高的情况下,反应温度对脱硝效率的影响较明显,并且脱硝效率随反应温度的降低而增大。为保证脱硝效率,NO及NO₂被氧化生成N₂O₅后,需立即与水反应生成硝酸,避免N₂O₅受热分解。     

催化烟气脱硝助剂FP-DN持久脱硝效应浅析

钙钛矿型复合氧化物对SO2、NOx的还原反应具有很高的催化活性。FP-DN助剂系稀土钙钛矿型复合氧化物降氮脱硫助燃多效助剂,载体为改性的γ-Al2O3。FP-DN在惠州炼化蜡油催化裂化装置上的工业试验表明:其对烟气中SO2和NOx有良好的脱除效果,SO2和NOx脱除率在85%以上。并且在试验后有较长久的脱硝效应(大于5个月);对FP-DN的良好脱硫脱硝效果的机理进行了初步探讨。     

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。     

选择性催化还原系统在重油催化裂化烟气脱硝中的应用

为适应新的环保标准,2017年中国石化广州分公司针对重油催化裂化外排烟气NOx含量过高的难题,在CO锅炉省煤段处加装了选择性催化还原（SCR）系统,以提高烟气脱硝效果。工程应用状况表明,加装SCR系统后,烟气脱硝效果明显提高,在实现脱硝的同时并未对后续烟气脱硫外排水污染物浓度造成影响,外排烟气中NOx质量浓度由162.9mg/m3降至58.4mg/m3,达到《石油炼制工业污染物排放标准》GB 31570-2015中敏感区特别限值排放标准。     

催化裂化烟气脱硫脱硝技术的应用

介绍了中国石油化工股份有限公司金陵分公司3.5 Mt/a催化裂化(FCC)装置引进美国DuPont-Belco的EDV(Electro-Dynamic Venturei)湿法洗涤脱硫技术(EDV)和LOTOX(Low Temperature Oxidation System)脱硝技术(LOTOXTM)。使用该技术后,FCC装置外排烟气污染物质量浓度大幅度下降,SO2质量浓度从553 mg/m3下降到29 mg/m3;氮氧化物质量浓度从215 mg/m3下降到29 mg/m3;粉尘质量浓度从152 mg/m3下降到25 mg/m3,远低于国家排放标准,具有很好的环保效益。同时该技术还节省了FCC装置烟囱的投资,洗涤系统压力降低,对前部系统影响小,外排烟气无水滴,操作简便,设备可靠,能与FCC装置同步运行。     

降低FCC再生烟气NOx排放助剂的工业应用

为了降低催化裂化（FCC）装置再生烟气的NOx排放、避免再生器稀相超温及出现“尾燃”问题,中国石化石油化工科学研究院与中国石化北海炼化有限责任公司、中国石化催化剂有限公司合作,在MIP-CGP装置上开展了降低FCC再生烟气NOx排放助剂RDNOx的工业应用试验。结果表明：RDNOx 助剂有利于控制再生器稀相温度,减少“尾燃”,稀相超温幅度和频次明显低于应用试验以前;应用RDNOx 助剂后,在线仪表监测到再生烟气中NOx 浓度基本在30~60 mg/m3之间波动,低于100mg/m3的最新环保标准限值,相比早期使用Pt助燃剂时的295 mg/m3,NOx浓度降低70%以上;RDNOx 助剂的应用未对裂化产物分布、主要产品的组成和性质产生不利影响。     

烟气联合脱硝技术在重油催化裂化装置上的工业应用

采用选择性非催化还原(SNCR)与选择性催化还原(SCR)烟气联合脱硝技术对350万t/a重油催化裂化装置再生烟气脱硝系统进行了工艺改造,改造措施包括在蒸发器与省煤器间置入1层SCR催化剂模块及在焚烧炉高温区设置2层SNCR喷氨组件、且每一层均匀安装6支喷氨枪。改造后装置运行结果表明:净化烟气中NOx的质量浓度由改造前的500 mg/m3下降至145 mg/m3,满足GB 31570—2015的要求;系统压降(0.2 k Pa)低于设计值(0.5 k Pa)。     

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。     

催化裂化烟气SOx转移助剂的工业应用

催化裂化SOx转移助剂CE—0ll在青岛石化厂工业试验的结果表明，该剂在装置上流化正常，与催化剂有较好的配伍性。在原料油性质变差、适当进行操作条件调整的情况下，轻质油和总轻烃液体收率下降，干气、焦炭产率增加；汽油烯烃和芳烃含量增加，饱和烃含量下降；柴油十六烷值增加。烟气中硫分布下降在50％以上，干气中硫分布有所增加，说明加入S0x转移助剂CE—0ll后起到了较好的降低烟气S0x作用。     

采用硫转移助剂降低催化再生烟气硫化物排放

催化裂化装置加工含硫重油时,再生烟气中有相当数量的SOx（主要为SO2和SO3）排放到大气中,造成了环境污染,本文介绍了一种应用硫转移助剂技术降低再生烟气SOx的方法。