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)。     

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。     

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。     

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。     

催化裂化烟气脱硝脱硫除尘新技术

催化裂化（FCC）装置是炼油企业主要的粉尘、SOx和NOx排放源。针对FCC烟气的特点,中国石化开发了具有完全自主知识产权的SCR脱硝-热量回收-CO氧化高效耦合工艺和新型湍冲文丘里湿法脱硫除尘一体化工艺;发明了适用于催化裂化烟气脱硝的高强度SCR催化剂;开发了喷氨格栅、格栅式文丘里、喷头和高效除雾器等关键设备和专利内构件产品。在中国石化镇海炼化分公司建成国内首套FCC烟气除尘脱硫脱硝装置,工业运行结果表明,净化烟气粉尘浓度小于20 mg/m3,SO2浓度小于10 mg/m3、NOx浓度小于50 mg/m3（最小20 mg/m3以下）,逃逸氨浓度小于2.0 mg/m3。     

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。     

LZ-5G型脱硝剂在蜡油催化裂化装置的工业应用

为了降低外排烟气中NOx 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/m3降低至125 mg/m3,满足工业外排烟气中NOx质量浓度不大于200 mg/m3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。     

烟气脱硫、脱氮技术在催化裂化装置中的应用分析

在分析和比较了几种催化裂化烟气脱硫、脱硝技术优缺点的基础上,中国石油四川石化有限责任公司2.5 Mt/a催化裂化（FCC）装置引进DuPont-Belco 公司的EDV?脱硫及LoTOxTM脱硝湿法洗涤技术。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2 020 mg/m3下降到35 mg/m3,NOx质量浓度从300 mg/m3下降到26 mg/m3,催化剂颗粒质量浓度从150 mg/m3下降到20 mg/m3,向大气减排量分别为4 625,638,303 t/a,外排废水的pH、COD（化学需氧量）、TSS（总悬浮物固含量）均低于设计值,达到国家排放标准要求。     

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.     

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。     

FPd-5型CO助燃-脱氮剂在催化裂化装置上的工业应用

FPd-5型CO助燃-脱氮剂在中国石化某炼油厂的催化裂化装置上进行了工业应用,并将应用结果与使用原CO助燃剂时的工业应用结果进行了比较。结果表明：在同样加注量和同样工艺操作条件下,FPd-5型CO助燃-脱氮剂表现出了和原助剂相当的效果,产品分布和产品性质接近;使用FPd-5型CO助燃-脱氮剂期间,再生烟气NOx质量浓度为93 mg/m3,低于中国国家标准《石油炼制工业污染物排放标准（GB 31570-2015）》中对工业外排烟气NOx质量浓度的限制值（200 mg/m3）,同时再生器也没有发生“尾燃”现象。     

SNCR脱硝技术在循环流化床锅炉上的应用

目前国内锅炉燃煤消耗量大,导致NOx的排放量逐年增加,针对这种情况,在循环流化床锅炉上采用了既能控制原始生成量又能有效地脱除NOx的脱硝技术。实现了尾部烟气的达标排放。为了控制原始生成量,采取了以下几方面措施:①设计合理的炉膛温度;②均匀的炉膛温度场(炉膛上下温差低于10℃);③低氧高效的燃烧方式等,实现了原始生成量的低排放。循环流化床锅炉的NOx生成量通常在300 mg/m3以下,在循环流化床锅炉上采用SNCR脱硝技术,脱硝率可以达到70%~80%,完全能满足当前小于100 mg/m3的环保排放要求。     

烟气脱硫脱硝技术在催化裂化装置中的应用

对中国石油四川石化有限责任公司2.5Mt?a催化裂化装置引进Dupont Belco公司开发的EDV5000脱硫和LoTOTMX脱硝湿法洗涤系统治理催化裂化再生烟气的生产运行过程进行分析。使用该技术后,催化裂化装置外排烟气中污染物浓度大幅下降,SOx质量浓度从850.0mg?m3下降到5.0mg?m3,NOx质量浓度从205.0mg?m3下降到33.2mg?m3,催化剂颗粒质量浓度从149.8mg?m3下降到24.3mg?m3,满足GB 31570—2015石油炼制工业污染物排放标准要求,具有很好的环保效果。     

催化裂化烟气脱硫除尘技术的应用

介绍高效布袋除尘+碱液湿法脱硫工艺在青岛安邦炼化有限公司0.5 Mt/a催化裂化装置烟气脱硫除尘系统的应用情况。催化裂化装置余热锅炉和酸性气焚烧炉混合烟气经过脱硫和除尘设施净化后,SO_2质量浓度从2 930 mg/m~3降至12 mg/m~3,颗粒物质量浓度从200 mg/m~3降至4 mg/m~3,满足《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570—2015)要求。针对催化裂化混合烟气颗粒物粒径小、SO_2浓度高的特点,该技术具有工艺流程简单、脱硫除尘效率高、能量利用合理等优势,在催化裂化装置烟气治理领域具有良好的应用前景。     

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。     

催化烟气脱硝助剂FP-DN的工业试验

介绍了FP-DN脱硝助剂在中海石油炼化有限责任公司惠州炼化分公司1.2 Mt/a催化裂化装置上的应用。FP-DN助剂属于稀土钙钛矿型复合氧化物降氮助燃多效助剂。向催化裂化主催化剂中加入质量分数为1.5%左右的FP-DN助剂,在停加原来使用的铂基助燃剂的情况下,可使催化烟气中的NOx质量浓度从640.37 mg/m3降至83.71 mg/m3,SO2质量浓度从263.20 mg/m3降至38.14 mg/m3,NOx和SO2脱除率分别达86.93%和85.51%,满足石油炼制工业特别排放限值地区SO2质量浓度不大于150 mg/m3和NOx质量浓度不大于165 mg/m3的标准,并具有良好的CO助燃功能,同时对产品分布和产品性质无不良影响。     

PRN-101型脱硝催化剂的工业应用

介绍了大庆化工研究中心自主研发的PRN-101型高效中温还原脱硝催化剂在催化裂化装置的首次应用情况。在装置的应用结果表明,PRN-101型脱硝催化剂可以实现净化烟气NOX≤200 mg/m3的达标排放,并且满足未来环保升级需要,实现净化烟气NOX≤50 mg/m3的更高环保排放标准。     

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。     

催化裂化再生烟气脱硝催化剂的制备及性能评价

采用工业选择性催化还原催化剂的生产工艺,制备了V2O5-WO3-Ti O2蜂窝状脱硝催化剂。在固定床评价装置上,模拟催化裂化再生烟气组成,于体积空速为4 000 h-1,入口NOx质量浓度为664 mg/m3,SO2质量浓度为558 mg/m3,含水体积分数为8%,含氧体积分数为3%,NH3/NOx（摩尔比）为1.0,反应温度为350℃的条件下,对自制的催化剂脱硝性能进行了评价。结果表明:出口烟气中NOx质量浓度低于50 mg/m3,氨逃逸体积浓度为1.8μL/L,满足GB 31570—2015排放要求;催化剂具有良好的耐水性及稳定性。     

RDNOx助剂技术在再生烟气NOx达标排放中的应用

为实现烟气NOx达标排放，中国石化安庆分公司在DCC装置无烟气脱硝后处理设施上进行了RDNOx助剂工业应用试验。结果表明，在助剂占系统藏量约2.5%（w）、按进料计剂耗0.03 kg/t加注时，可在烟气过剩氧含量不受严格限制的情况下，将烟气中NOx质量浓度稳定控制在小于70 mg/m3（在线仪表），达到国家最新环保标准（特别限值）要求。逐步调整助剂加注量至0.015 kg/t、约占新鲜催化剂补充量的1.5%时，NOx浓度依然保持稳定达标。相对加注脱硝助剂前的NOx质量浓度空白值400~500 mg/m3，NOx浓度降幅达到80%以上。在RDNOx助剂应用过程中，产品分布和主要产品性质基本不变。