Cu-Ni@S-1催化剂的制备及其脱硝性能

采用溶解-再晶化法将金属Cu和Ni封装到不同粒径的中空Silicalite-1(S-1)分子筛空腔内部,制备了不同金属掺杂量的中空封装型催化剂。采用X射线粉末衍射(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)、X射线光电子能谱分析(XPS)等手段对催化剂样品进行了表征,并采用固定床反应器模拟实际工况考察催化剂对催化裂化再生烟气(n(CO)/n(NO)=13/3)中氮氧化物(NO x)的脱除性能。结果表明:在催化剂用量0.15 g、压力0.1 MPa、温度680℃、混合气体积空速60000 mL/(g·h)的条件下,3%Cu@S-1-380的脱硝效率仅为63%,而2%Cu-0.5%Ni@S-1-380的脱硝效率为100%;Ni和Cu之间形成Cu_(x) Ni_(y) O共熔体,促进了Cu^(+)与Cu^(2+)之间快速循环,提高了氧化还原反应速率;催化剂的中空空腔结构有效防止了金属的流失和烧结,极大地提高了反应物的扩散性能和催化剂的催化活性。相同反应条件下,随着分子筛粒径的减小、金属含量的增加,催化剂的脱硝率提高,双金属共同封装对催化活性的提高非常显著。

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。

重油催化裂化装置烟气脱硝脱硫系统运行探讨

介绍了中国石油抚顺石化公司1.70 Mt/a重油催化裂化装置烟气系统运行中出现的脱硫塔部分喷嘴损坏、升气管结垢、填料堵塞和省煤器管束外壁结盐等问题。对洗涤塔堵塞物和余热炉堵塞物进行化学分析得知,出现以上问题的主要原因是CO焚烧炉的氧含量低,导致大量未燃尽炭组分与逃逸的NH_3形成硫酸氢铵结晶等颗粒物,形成堵塞物。提出了整改措施:操作中提高CO焚烧炉的氧含量,修复或更换脱硫塔喷嘴,增加喷淋和蒸汽吹灰设施等。

催化裂化装置烟气洗涤塔腐蚀原因分析

阐述了中国石油化工股份有限公司金陵分公司3.5 Mt/a催化裂化装置烟气脱硫脱硝系统核心设备投运后出现的腐蚀状况.该装置烟气洗涤塔在投用4个月后,顶部塔壁局部区域陆续发生了多处腐蚀穿孔,蚀孔周围塔壁出现了严重的腐蚀减薄现象,筒体壁厚由原来13.0 mm局部减薄到5.5 mm.从设备运行的环境、设备腐蚀的机理、设备设计制造的结构、选用的材料、施工质量等方面对烟气洗涤塔顶部塔壁的腐蚀原因进行了分析,认为SO3/H2SO4和HNO3酸液是造成腐蚀的主要介质,腐蚀环境中水气pH值达2.5 ～3.5,呈强酸性.针对这些问题提出将设备筒体材质升级为304L、降低原料硫含量、改进工艺操作参数、加强腐蚀监控等整改措施,2014年3月装置停工检修中更换了烟气洗涤塔上部筒体,材质选用304L,目前设备运行良好.

湿法洗涤烟气装置运行存在的问题及分析

湿法洗涤烟气已广泛的应用于催化裂化装置中,但在运行过程中仍出现了一些问题,如洗涤塔顶腐蚀,塔底循环泵腐蚀以及外送硫酸盐渣浆水含量高等问题。针对这些问题,从腐蚀和工艺操作两方面进行了分析:金属材料腐蚀角度给出了硫酸/亚硫酸露点腐蚀,氯离子应力腐蚀开裂以及固体颗粒的冲刷腐蚀;工艺操作规程方面给出了循环水量、杂质等的影响因素,并从选材、焊接工艺以及工艺操作方面给出了意见,从而为湿法洗涤烟气系统的故障排除及长周期运行提供了思路。

催化裂化烟气脱硫脱硝优化措施

广州石化RFCC再生烟气脱硫脱硝措施,通过增设烟气EDV脱硫、低NOx燃烧器、GNX-T脱硝助剂降低烟气中的SO_x、NO_x含量。针对装置投用后对RFCC锅炉的影响以及出现的问题进行研究,得出以下结论:增设烟气脱硫以后,RFCC锅炉炉膛压力提高2.8 k Pa(表压),需要对锅炉进行补强或改造以提高承压能力;烟气脱硫设备磨损、腐蚀,需要对设备定期更新;采用2.8%GNX-T脱硝剂后,烟气中NOx浓度下降了66 mg/m3,脱除率达到33.17%;RFCC再生烟气采用低NOx燃烧器,烟气中的NOx浓度达到120 mg/m^3环保指标。

催化烟气脱硫脱硝装置中的设备腐蚀机理及防腐措施

针对石家庄炼化分公司220万吨/年催化裂化装置配套烟气脱硫脱硝装置运行中设备腐蚀问题、腐蚀机理及防腐措施进行了分析,归纳了几种主要的腐蚀机理及相应的防腐措施,说明了环保严峻形势下烟气脱硫脱硝设备防腐工作的重要性。

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。

电感耦合等离子体原子发射光谱法测定催化裂化烟气硫转移剂中铈含量

选择盐酸作为消解液并利用微波消解法处理催化裂化烟气硫转移剂样品,建立了电感耦合等离子体原子发射光谱法(ICP-AES)测定催化裂化硫转移剂中铈(Ce)含量的方法。考察了消解液种类、配比以及消解温度对消解效果的影响,优化了微波消解程序,具体分析了ICP-AES分析过程中的元素间干扰,确定了方法的精密度和准确性。结果表明:采用12 mL质量分数为36%~38%的盐酸可使0.05 g硫转移剂样品完全消解,ICP-AES分析样品溶液中铈含量的方法检出限为0.01 mg/L,标准曲线线性范围为0.01~10 mg/L,线性相关系数为0.99995,测定结果相对标准偏差(测定6次)小于4%,方法加标回收率在93.1%~101.0%之间。

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162.9 mg/m^3降至58.4 mg/m^3,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。

催化烟气氮氧化物排放控制技术分析

控制催化烟气NOx排放要从源头治理,首先要考虑采取措施降低生焦率和原料氮含量,优化再生器设计方案和操作条件,其次考虑采用脱硝助剂,若还不能满足排放要求,再考虑采取控制NOx排放的专用工艺技术和设施,如选择性催化还原（SCR）、低温氧化（LoTOx）等技术.较低的操作温度、过剩空气系数以及较高的操作压力有利于减少NOx排放.当原料催化烟气中NOx质量浓度高于200 mg/m^3时,SCR技术的生产运行成本为LoTOx技术的25％～55％;LoTOx技术对环境不利,含盐污水系统外排将受限制;壳牌低温氮氧化物脱除技术（SDS）可以在较低的温度（130 ～380℃）和较低的压力降（0.5 ～2.0 kPa）下使净化烟气NOx质量浓度小于50 mg/m^3;以色列Lextran技术可以同时脱除SOx和NOx,硫和氮回收率高,净化烟气NOx质量浓度小于50 mg/m^3,值得关注、研究和推广.

天津分公司280万t/a催化裂化装置烟气脱硫脱硝技术方案研究

基于当前超低排放标准要求,着重介绍了中石化天津分公司炼油改造项目280万t/a催化裂化装置烟气脱硫脱硝设施工艺的选择与论证,最终确定采用SCR脱硝+钠法烟气除尘脱硫工艺,实现催化锅炉烟气多组分污染物协同净化处置,外排烟气颗粒物≤10 mg·Nm^-3、SO2≤30 mg·Nm^-3、NOx≤80 mg·Nm^-3,为石化企业催化锅炉烟气净化脱硫脱硝一体化治理工艺选择提供参考和借鉴。

脱硫脱硝除尘技术在催化裂化装置上的应用

为降低催化裂化再生烟气中的污染物,按照中国石化"碧水蓝天"环保行动部署,中国石化湛江东兴石油化工有限公司150万t/a催化裂化装置增上烟气脱硫脱硝除尘单元,技术采用罗塔斯(Lo TOx^(TM))臭氧氧化脱硝及美国杜邦贝尔格公司(BELCO)湿法脱硫技术(EDV)。装置投产后,催化裂化装置外排烟气污染物浓度大幅度下降,SO_2浓度由1 679 mg/m^3下降到0,氮氧化物浓度由73 mg/m^3下降到11.07 mg/m^3,粉尘浓度由112.62 mg/m^3下降到13.74 mg/m^3,远低于国家排放标准,减排量分别为2 872.31、105.95、169.16 t/a,具有很好的环保效益。脱硫脱硝除尘装置具有良好的操作弹性,运行稳定,满足四年一修的长周期运行要求。

催化裂化烟气脱硫脱硝国产技术的应用

针对催化裂化再生烟气中存在SO2、NOx和颗粒物等污染物,中国石化湛江东兴石油化工有限公司采用中国石化自主开发的烟气SCR脱硝技术和新型湍冲文丘里除尘脱硫技术进行了治理。装置运行结果表明,外排烟气污染物浓度大幅度下降,SO2浓度从1249.1 mg/m^3下降到1.45 mg/m^3,NOx从108.9 mg/m^3下降到31.8 mg/m^3,粉尘从94.8 mg/m^3下降到18.2 mg/m^3,优于国家排放标准。外排废水pH值、化学需氧量和悬浮物的浓度达到国家排放标准。SO2、NOx和粉尘减排量分别为643.21 t/a、39.75 t/a和39.49 t/a,环境效益良好。至今,该装置已连续稳定运行超过4年。