煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)在重油催化裂化裝置上的工業(yè)應(yīng)用

大氣網(wǎng)訊:摘要：采用選擇性非催化還原（SNCR）與選擇性催化還原（SCR）煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)對(duì)350萬(wàn)t／a重油催化裂化裝置再生煙氣脫硝系統(tǒng)進(jìn)行了工藝改造，改造措施包括在蒸發(fā)器與省煤器間置入1層SCR催化劑模塊及在焚燒爐高溫區(qū)設(shè)置2層SNCR噴氨組件、且每一層均勻安裝6支噴氨槍。改造后裝置運(yùn)行結(jié)果表明：凈化煙氣中NOx的質(zhì)量濃度由改造前的500mg／m3下降至145mg／m3，滿足GB31570-2015的要求；系統(tǒng)壓降（0.2kPa）低于設(shè)計(jì)值（0.5kPa）。

催化裂化(FCC)裝置再生煙氣中的SO2和顆粒物可采用濕法脫硫技術(shù)加以去除，但其中的NOx卻無(wú)法達(dá)標(biāo)排放，成為工業(yè)生產(chǎn)亟待解決的問(wèn)題 。

中國(guó)石油某煉廠350萬(wàn)t／a重油催化裂化裝置(以下簡(jiǎn)稱RFCCU)煙氣再生系統(tǒng)為不完全再生型式，煙氣先依次經(jīng)煙機(jī)、CO焚燒爐、余熱鍋爐回收熱量，然后通過(guò)脫硫塔脫除SO2和顆粒物，再經(jīng)70m煙囪外排。該煙氣余熱回收系統(tǒng)共設(shè)CO焚燒爐、余熱鍋爐各2臺(tái)，總再生煙氣量為521.168 km/h(濕基)。

為了滿足GB 31570-2015要求，實(shí)現(xiàn)再生煙氣中NOx的達(dá)標(biāo)排放，RFCCU采用美國(guó)GE公司的選擇性非催化還原(SNCR)技術(shù)及丹麥Hal—dor Topsoe公司的選擇性催化還原(SCR)技術(shù)，進(jìn)行了再生煙氣脫硝系統(tǒng)工藝改造，并于2017年6月一次開(kāi)車成功。SNCR—SCR煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)在動(dòng)力鍋爐雖已成功應(yīng)用 ，但用于大型RFCCU尚屬首例。

1 SNCR—SCR煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)簡(jiǎn)介

SNCR是一種不用催化劑，在850—1 100℃下，將含氨基的還原劑(如氨水、尿素溶液等)噴入鍋爐內(nèi)，將煙氣中的NOx還原脫除，生成氮?dú)夂退那鍧嵜撓跫夹g(shù)。SCR是在反應(yīng)溫度為300—420℃ ，催化劑和O2存在的條件下，氨優(yōu)先和NOx發(fā)生還原脫除反應(yīng)，生成氮?dú)夂退?，不?huì)形成任何二次污染 。

SNCR—SCR 煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)是將SCNR的還原劑直噴爐膛技術(shù)同SCR利用逃逸出來(lái)的氨進(jìn)行催化反應(yīng)技術(shù)相結(jié)合，進(jìn)行兩級(jí)脫硝。與這2種技術(shù)單獨(dú)使用相比，SNCR—SCR煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)具有以下優(yōu)點(diǎn) ：(1)脫硝效果明顯，脫硝率可達(dá)90％ 以上。(2)初期投資少，空間適應(yīng)性強(qiáng)。若單獨(dú)采用SCR技術(shù)，至少需要2—3層催化劑才能達(dá)到脫硝要求，投資成本高；聯(lián)合技術(shù)只需對(duì)原有鍋爐進(jìn)行簡(jiǎn)單改造，在蒸發(fā)器與省煤器間安裝1層催化劑即可。(3)運(yùn)行成本低，氨逃逸量少 。SNCR 未反應(yīng)的氨進(jìn)入SCR繼續(xù)反應(yīng)，減少了后者的氨用量，同時(shí)也減少了NH4HSO4 ，NH4SO4的生成，降低了對(duì)省煤器的腐蝕危害。

2 SNCR—SCR煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)的工業(yè)應(yīng)用

2.1 工藝流程改造

SNCR—SCR煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)分為2種工藝方式：(1)將含氨基的還原劑噴入鍋爐爐膛中，于SNCR反應(yīng)區(qū)進(jìn)行NO 的脫除反應(yīng)，未反應(yīng)的還原劑和再生煙氣進(jìn)入SCR反應(yīng)器，在催化劑和O2的作用下進(jìn)一步脫除NOx；(2)根據(jù)SNCR反應(yīng)區(qū)和SCR反應(yīng)器對(duì)還原劑需求量的不同，可將還原劑分別噴入二者中，達(dá)到所需的脫硝效果。

在維持RFCCU再生煙氣脫硝系統(tǒng)余熱鍋爐原有構(gòu)架尺寸、蒸發(fā)器及省煤器結(jié)構(gòu)不變的基礎(chǔ)上，選用上述第2種方式進(jìn)行工藝流程改造，改造內(nèi)容(如圖1虛線所示)包括：(1)下移省煤器，在蒸發(fā)器與省煤器間置入1層SCR催化劑模塊；(2)在焚燒爐高溫區(qū)設(shè)置2層SNCR噴氨組件，并且每一層均勻安裝6支噴氨槍。SCR催化劑采用丹麥Topsoe公司研發(fā)的DNX—FCC系列催化劑，其主要活性組分為TiO2和V2O3，模塊尺寸為466 mm ×466 mm ×1 210 mm，初裝填量為50.66 m。

由圖1可見(jiàn)：再生煙氣先進(jìn)入CO焚燒爐反應(yīng)段脫硝，SNCR 反應(yīng)區(qū)爐膛溫度為820 —900℃ ，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20％ 的氨水和脫鹽水混合后由噴槍射入爐膛，與再生煙氣中的NO 反應(yīng)生成氮?dú)夂退?；未反?yīng)的NOx依次經(jīng)余熱鍋爐的水保護(hù)段、過(guò)熱段、蒸發(fā)段進(jìn)入SCR反應(yīng)器，在催化劑作用下與混合氣(氨氣和稀釋空氣混合物)反應(yīng)，生成氮?dú)夂退?/p>

2.2 操作條件

改造后RFCCU再生煙氣脫硝系統(tǒng)的主要操作條件列于表1(表中數(shù)據(jù)以單臺(tái)爐計(jì))。

2.3 應(yīng)用效果

RFCCU再生煙氣脫硝系統(tǒng)改造前后凈化煙氣的主要性質(zhì)對(duì)比列于表2。

由表2可見(jiàn)，改造后凈化煙氣中NOx的質(zhì)量濃度由改造前的500 ms／m 下降至145ms／m，可滿足GB 31570-2015的要求(最高排放限為200 mg／m )。另外，改造后系統(tǒng)壓降(0.2 kPa，見(jiàn)表1)亦低于設(shè)計(jì)值(0.5 kPa)，這表明改造對(duì)再生煙氣余熱回收及煙機(jī)系統(tǒng)基本沒(méi)有影響，且有利于節(jié)能降耗 ，可實(shí)現(xiàn)裝置的長(zhǎng)周期運(yùn)行。

3 結(jié)論

a．采用SNCR—SCR煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)對(duì)350萬(wàn)t／a RFCCU再生煙氣脫硝系統(tǒng)進(jìn)行了技術(shù)改造。在維持余熱鍋爐原有構(gòu)架尺寸、蒸發(fā)器及省煤器結(jié)構(gòu)不變的基礎(chǔ)上，采取了在蒸發(fā)器與省煤器間置入1層SCR催化劑模塊及在焚燒爐高溫區(qū)設(shè)置2層SNCR噴氨組件、且每一層均勻安裝6支噴氨槍的改造措施。

b．改造后，凈化煙氣中NOx的質(zhì)量濃度為145ms/m ，滿足GB 31570-2015要求，再生煙氣脫硝系統(tǒng)壓降為0.2 kPa。

原標(biāo)題:煙氣聯(lián)合脫硝技術(shù)在重油催化裂化裝置上的工業(yè)應(yīng)用