催化烟气论文范文

催化烟气论文范文（精选8篇）

催化烟气论文 第1篇

催化裂化 (FCC) 排放物中硫最受关注。随着我国环保法规日趋严格和炼化企业清洁生产工艺的实施, 降低再生烟气中SOx排放量, 减少环境污染就显得非常重要。催化裂化过程对大气造成污染的主要污染物是硫氧化物、氮氧化物和催化剂粉尘, 其中SO2是造成酸雨的根本原因。因此, 采取有效措施对催化裂化烟气中硫化物进行有效控制, 已经成为今后催化裂化技术发展的重要课题。即将于2014年7月1日实施的《石油炼制工业污染物排放标准》规定:催化烟气中SO2最高允许排放浓度为200mg/Nm3。

降低催化裂化烟气中硫含量的主要手段有:1) 降低催化原料中硫含量;2) 使用硫转移助剂;3) 对再生烟气处理;4) 有机胺脱硫。

另外, 目前不断推出的多样化的催化裂化工艺, 对降低烟气中的硫含量也有一定的作用。如, 洛阳石化工程公司开发的FD-FCC (Ⅲ) 催化裂化工艺, 将汽油回炼提升管反应器的待生催化剂循环回重油提升管底部, 强化了重油提升管的剂油比和氢转移作用, 降低了焦炭中的硫含量, 其烟气中的硫含量较常规FCC明显降低。

本文主要对以上几种方法进行论述。

2 原料的预处理

原料加氢处理是一种有效的控制方法, 通过降低原料的硫含量, 催化裂化焦炭的硫含量也相应降低, 烟气中的硫含量从而随之下降。但上述两个硫含量之间并非线性关系, 因为最难加氢硫化物最容易留在焦炭上。当加氢脱硫率达到90%时, 烟气中的硫化物浓度只减少75~80%;当加氢脱硫率达到95~99%时, 烟气中硫化物浓度可降低94~98%。虽然加氢处理装置的投资和操作费用都很高, 但当装置规模较大和脱硫深度高时是比较合算的。

3 使用硫转移助剂

硫转移助剂在FCC反应-再生系统中对硫化物的吸收-释放过程, 硫转移助剂在再生器氧化气氛下氧化SO2, 使之生产SO3, 同时化学吸附SO3形成金属硫酸盐。硫酸盐化的硫转移剂随FCC再生催化剂一起进入FCC反应器中, 在低碳烃类、氢气和汽提水蒸汽作用下, 金属硫酸盐被还原释放出H2S, 完成硫从再生器烟气到反应器干气的转移过程, 同时硫转移剂得到再生, 开始下一个循环。释放出的H2S随同反应器干气一起经下游硫磺回收装置生产硫磺, 从而达到降低硫化物排放的目的。加入硫转移助剂引起干气中H2S增加的量, 通常为现有H2S产量的10~15%。硫转移助剂本身对裂化反应无副作用, 对裂化产物的质量和分布无不良影响。另外, 硫转移助剂还必须具备与催化裂化催化剂相似的物理性质, 列如筛分组成、强度等, 必须适应催化裂化装置的流化操作。硫转移助剂技术自20世纪70年代以来发展迅速, 现在世界上有超过70套FCC装置在使用硫转移剂, 其中美国有32套, 世界各大石油公司也都开发出了硫转移剂。国内也有几家企业先后进行了硫转移助剂的工业化实验, 齐鲁石化公司研究院开发的助剂实验表明, 硫转移剂占系统藏量3%时, 可使FCC再生烟气排放硫化物减少51.47%。洛阳石油化工工程公司开发的助剂实验脱硫率一般在40~75%。中石化沧州分公司实验表明可减少50%的硫化物排放, 并可代替钝化剂。

4 催化再生烟气的处理

4.1 EDV湿法脱硫和除粉尘技术

EDV技术是美国BECLO公司开发的一种新型脱除烟气中SO2和催化剂粉尘的技术。含油催化剂粉尘和SO2的烟气进入洗涤塔, 喷淋水由循环泵分多层喷入喷淋塔内, 喷淋水含有碱性试剂, 在洗涤塔内汽液逆流或错流接触, 烟气被多层喷淋后, 吸收、冷凝并趋于饱和吸收, 该液体含有催化剂粉尘、Na HSO3、Na2SO3和Na2SO4。然后饱和液被排出, 送到PTU单元进行处理, 首先进入大容量的澄清池, 以除去固体粉末, 含有亚硫酸盐的液体被送到氧化池用空气氧化, 以降低化学耗氧量。

4.2 可再生烟气脱硫吸收剂及工艺

洛阳石油化工工程公司开发了一种新型可再生烟气脱硫剂、解析助剂及工艺。合成的吸收剂对烟气中SOX具有良好的吸收和解析能力。烟气中SOX含量在1000~50000ug/l范围内, 脱硫率可达到95%以上。与传统的脱硫工艺比较, SOX可回收利用, 不产生二次污染, 装置投资和操作费用较低等特点。

4.3 汽液撞击流洗涤脱硫技术

石油大学 (北京) 开发了汽液撞击流洗涤脱硫技术, 其工作原理可从三方面说明: (1) 应用泡沫洗涤技术, 利用泡沫层表面积大、汽液界面更新速度快的特点, 进行高效的传质传热过程。 (2) 在汽液两相流动体系中, 流体的流型起决于汽液两相流动体系在相当大的范围内呈稳定的泡沫流状态。 (3) 泡沫层是汽液两相在交界处作用形成的, 其交界面的位置取决于汽液两相的动量平衡关系。此技术具有设备简单、尺寸小巧、投资低、净化效率高、适用范围广等特点。几乎可适用于任何温度、压力气体的净化过程, 对气体的含尘几乎没有限制, 废液排量少。

5 有机胺脱硫

有机胺脱硫越来越受到国内外企业重视, 脱硫除尘系统主要分为SO2的气体净化、吸收与解吸两大部分。其中气体净化部分包括烟气的除尘和冷却;吸收与解吸部分主要由吸收塔、CO2解吸塔、SO2解吸塔、吸收液加热器等组成。脱出的二氧化硫气体可以用来制硫酸, 也可以用来生产液体二氧化硫。

其工艺原理如下:1) 首先对含尘烟气进行净化处理, 以除去烟气中的粉尘, 并将烟气温度降低。2) 利用有机胺吸收液吸收烟气中的SO2和CO2。3) 将吸收液加热到一定温度, 脱出吸收的CO2气体, 脱出的CO2气体返回吸收塔顶部放空。4) 在适当的温度下, 将吸收液中的SO2在解吸塔中解吸出来, 获得SO2和水蒸气。5) 混合气经过冷却后在回流罐中除去部分带出的水分, 再经压缩、冷却、精制、冷却后产出合格的液体SO2, 储存于SO2储罐中。有机胺法烟气脱硫工艺流程见图1。

工艺的先进性:1) 环境效益明显, 在运行正常的情况下, SO2减排可达到97%以上, 烟尘减排可达到99%。2) 硫资源化效率高, 本工艺不但到达脱硫的目的, 而且可以道道高附加值的液体二氧化硫或硫磺副产品。3) 无二次污染, 环境友好。吸收剂对人体无害, 可在自然条件下生物降解。4) 经性好。系统操作简单, 能耗低。

6 结论

催化烟气论文 第2篇

摘要：介绍了SCR、SNCR等脱硝技术,着重介绍了SCR烟气脱硝技术中催化剂的基本知识及常用的催化剂种类,阐述了燃煤电厂应用SCR技术对催化剂的.要求,并分析了影响催化剂钝化的主要因素.作 者：张蕊    张艳艳    ZHANG Rui    ZHANG Yan-yan  作者单位：张蕊,ZHANG Rui(江苏省环境监测中心,江苏南京,210036)

张艳艳,ZHANG Yan-yan(江苏省环境监测中心,江苏南京210036;南京大学环境学院,江苏,南京,210093)

期 刊：污染防治技术   Journal：POLLUTION CONTROL TECHNOLOGY 年，卷(期)：, 23(3) 分类号：X701 关键词：烟气    脱硝    选择性催化还原法    催化剂   

催化烟气论文 第3篇

1 实验部分①

1.1 原材料

二氧化钛,工业级,锐钛矿型,山东潍坊恒泽化工有限公司;偏钒酸铵、偏钨酸铵、玻纤、黏结剂、造孔剂等均为工业级,湖北兴银河化工有限公司。

1.2 脱硝催化剂制备

催化剂的工业制备过程主要分为混料、陈腐、练泥、挤出、烘干、焙烧等几个步骤,具体操作如下:按照化学计量比,称取锐钛矿二氧化钛、偏钒酸铵、偏钨酸铵、玻纤、黏结剂、造孔剂、水等原料,置于混炼机内进行混炼,之后陈腐,将陈腐好的泥料在真空练泥机上进行炼泥,过滤泥料并再次均匀混合,再经真空挤出机将泥料挤压成型为截面为150 mm×150 mm蜂窝状的胚体,将催化剂干燥后在焙烧窑中进行焙烧,完成催化剂制备。

1.3 催化剂评价

第三方检测

将工业成型的催化剂送至西安热工研究院,模拟工业烟气条件,对工业催化剂进行性能测试及理化性能分析。

工业应用评价

脱硝装置进出口均配备在线分析仪,并在催化剂床层的进出口各设置2个人工采样孔。

NOx,SO2,O2分析

主要参照装置设置的CEMS在线烟气分析系统,需要进行现场分析时采用英国KANE 9506烟气分析仪进行测量。

NH3分析

现场NH3分析主要以SCR反应器出口安装的NH3在线监测仪为准,如果需要进行现场取样,NH3参照《环境空气氨的测定次氯酸钠-水杨酸分光光度法》(HJ 534—2009)进行测定。

余热锅炉及催化剂床层压力及压降

主要参照装置的CEMS在线烟气分析系统显示数据,需要时可利用微压计进行催化剂床层压力的测量。

催化剂脱硝率计算公式为:

式中:ρ1为反应前原料气中NOx质量浓度,mg/m3;ρ2为反应后出口烟气NOx质量浓度,mg/m3。

2 结果与讨论

2.1 SCR脱硝催化剂的形貌及物理参数

工业SCR脱硝催化剂形貌如图1所示,催化剂的物性参数如表1所列。

2.2 脱硝SCR催化剂的第三方评价

在体积空速为4 200 h-1,NOx质量浓度为600 mg/m3,SO2质量浓度为1 000 mg/m3,水体积分数为8%,O2体积分数为3%,反应温度为350℃的条件下,西安热工院对工业制备的SCR脱硝催化剂进行了分析与评价(见表2)。结果表明:催化剂抗压强度、磨损强度、阻力、SOx转化率等各项指标都优于GB 31587—2015《蜂窝式烟气脱硝催化剂》的要求;当入口NOx质量浓度为600 mg/m3,脱硝率为85%时,即出口NOx质量浓度为88 mg/m3,此时氨逃逸为0.4μL/L,远小于指标上限3μL/L,表明SCR脱硝催化剂性能达到工业应用水准。

3 工业应用中的脱硝效果

3.1 脱硝性能

工业SCR脱硝催化剂在中国石油某炼油厂FCC再生烟气脱硝装置上进行了工业试验,该装置设计入口NOx质量浓度最高为450 mg/m3。在空速为4 000 h-1,SO2质量浓度为600 mg/m3,水体积分数为5%,O2体积分数为2.5%,反应温度为360~380℃的条件下,考察了不同NOx质量浓度下的催化剂脱硝性能,如图2所示。

■—入口;●—出口

由图2可以看出:在超过1 000 h的连续运行中,NOx质量浓度在260~390 mg/m3,在设计范围内。脱硝装置入口NOx质量浓度基本稳定在350 mg/m3时,通过调节喷氨量,控制反应器出口NOx质量浓度满足设计指标小于100 mg/m3时,实际约为70 mg/m3,氨逃逸0.25μL/L;控制反应器出口NOx质量浓度满足设计指标小于50 mg/m3时,实际约为45 mg/m3,氨逃逸0.5μL/L;控制反应器出口NOx质量浓度满足设计指标小于30 mg/m3时,实际约为25 mg/m3,氨逃逸0.8μL/L。通过工业应用验证,开发的SCR脱硝催化剂具有良好的脱硝效果,氨逃逸满足小于3.0μL/L要求。

3.2 余热锅炉烟气压力变化

脱硝催化剂工业应用中另一个重要指标是余热锅炉的压降。随着装置的正常运转,烟气中夹带的FCC催化剂粉尘会附着在余热锅炉换热面,特别是低温换热器,这样会导致余热锅炉压降增大;即使没有脱硝单元,余热锅炉在吹灰不当的情况下,运行半年就会出现严重堵塞现象。脱硝催化剂在工业试验中,结合蒸汽吹灰和声波吹灰,已经连续运行超过1 000 h,期间对余热锅炉的进出口压力进行了检测,结果如图3所示。

由图3可知,余热锅炉的整体压降为2.0~2.5 k Pa,基本平稳,没有产生堵塞现象。在2016年6月13日之前,余热锅炉压降数据较小,这是由于工艺前端的FCC装置的注风量稍小,之后增加了注风量,使余热锅炉整体压降在高位企稳。同时,经测定两层催化剂的压降基本稳定在280~350 Pa,达到设计指标小于460 Pa的要求。

3.3 余热锅炉能量平衡状态

余热锅炉的主要作用是回收利用FCC再生烟气中的热量,其关键指标是产生中压过热蒸汽的量及稳定性。工业试验过程中对余热锅炉进出口蒸汽温度进行了连续监测,结果如图4所示。

由图4可知:余热锅炉入口烟气温度基本稳定在480℃,表明前端工艺FCC装置运转正常;余热锅炉最终排烟温度基本稳定在165℃,进出口温度差约315℃,表明整个余热锅炉在进1 000 h的运行过程中平稳正常,装置没有出现堵塞现象。脱硝单元运行正常,随着每天烟气量的波动,工艺操作会调整不同的中压过热蒸汽量与之相匹配,使整个余热锅炉的能量达到供给平衡。

○—蒸汽量;■—余锅入口温度;△—余锅温度差;●—余锅出口温度

4 结论

a.开发的FCC烟气SCR脱硝催化剂,其催化剂活性、氨逃逸、SO2/SO3转化率、抗压强度、抗磨损性能等都达到国标相应指标。

b.催化剂在FCC烟气脱硝单元中进行了1 000 h工业应用,性能优良,当脱硝装置入口NOx质量浓度稳定在350 mg/m3时,控制反应器出口NOx质量浓度约为70 mg/m3,氨逃逸为0.25μL/L;当控制出口NOx质量浓度约为45 mg/m3,氨逃逸为0.5μL/L;当控制出口NOx质量浓度约为25 mg/m3,氨逃逸为0.8μL/L。

c.增加脱硝单元后,装置已经连续喷氨运行1 000 h,余热锅炉冷端未发生堵塞现象,整体压降基本稳定在2.2 k Pa,进出口烟气温差约为315℃。

参考文献

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催化烟气脱硫脱硝技术进展 第4篇

1 烟气脱硫脱硝的必要性

拟实施新标准中, SO2最高允许排放浓度为200mg/Nm3, NOx最高允许排放浓度为300mg/Nm3, 而现有炼油厂催化装置SO2、NOx实际排放浓度与指标相差较大, 因此, 合理利用催化烟气脱硫脱硝技术, 保证催化烟气排放指标达标是势在必行。

2 烟气脱硫的技术方法

目前, 国内外常用催化烟气脱硫除尘技术有很多, 按照脱硫方式和产物的处理形式不同, 可划分为湿法、干法、半干三大类。目前, 处理催化裂化再生器烟气的技术主要以湿法为主。另外, 湿法工艺又可分为可再生湿法和非可再生湿法两种。以WGS湿法洗涤工艺、海水洗涤工艺和EDV湿法洗涤工艺为代表的非可再生湿法洗涤工艺和labsorb、cansolv可再生湿法洗涤工艺最具代表性。

(1) WGS湿法洗涤工艺

该工艺主要包括两部分:湿法气体洗涤装置 (WGSR) 和净化处理装置 (PTU) 。WGSR主要包括JEV型文丘里洗涤器、分离塔、烟囱、循环泵等, 脱除二氧化硫及固体颗粒物, 生成亚硫酸钠及硫酸钠, SOx脱除率可达94%以上。PTU与BELCO洗涤液处理装置流程基本相同。排出的洗涤液在澄清器中沉降, 固体物运出厂外填埋, 澄清池分离的澄清液约含5%的可溶解盐, 排到后处理设施, 经过p H值调节混合器、氧化塔, 用空气氧化法降低其COD, 氧化处理后排液进入污水处理场进一步生化处理。该技术成熟可靠, 在国外已有25套应用。

(2) ALSTOM公司填料吸收塔海水脱硫技术

ALSTOM公司填料吸收塔海水脱硫技术, 利用海水的弱碱性, 来洗涤烟气中的二氧化硫, 达到烟气净化的目的。海水采用一次通过的方式吸收烟气中的SO2, 烟气中的SO2首先在吸收塔中被海水吸收, 吸收塔排出的酸性海水依靠重力流入海水处理场。在海水处理场的曝气池中鼓入大量的空气, 使海水中的p H值得以处理。ALSTOM公司的海水脱硫技术大多应用于电厂烟气脱硫, 在炼油厂催化装置业绩较少。

(3) EDV湿法洗涤工艺

EDV湿法洗涤技术是先进的控制烟气中的颗粒物、SO2和NOX的技术, 由美国贝尔格 (BELCO) 技术公司开发, 包括烟气洗涤系统和排液处理系统两部分。烟气进入洗涤塔后, 除去气体中较大的颗粒、SO2, 清洁气体通过上部的烟囱排入大气, 为防止催化剂积累, 装置运行中将排出部分洗涤液进入排出液处理系统。排液处理系统的特点在于减少了排液化学需氧量 (COD) 和固体悬浮颗粒在排液中的含量, 同时也除去所收集的固体悬浮颗粒物的水分。该技术成熟可靠, 在国内外应用最广, 包含在建装置国内已有12套应用, 国外应用80多套。

3 烟气脱硝的技术方法

烟气脱硝主要有两种方式:一种在燃料基本燃烧完毕后通过还原剂把烟气中的NOX还原成N2的一种技术, 另外一种是用氧化剂将NOX氧化成可用水吸收成酸类物质, 再用碱中和的方法。在催化裂化烟气脱硝中, 还原法应用较多的是SCR法脱硝技术;氧化法最具有代表性的是臭氧氧化技术 (Lo TOxTM) 。

(1) SCR法脱硝技术

选择性催化还原法 (SCR) 是指在催化剂的作用下, 利用还原剂 (如NH3或尿素) "有选择性"地与烟气中的NOX反应并生成无毒无污染的N2和H2O。选择性催化还原系统中, 一般由氨的储存系统、氨和空气的混和系统、氨喷入系统、反应器系统及监测控制系统等组成, 高温SCR反应器大多安装在余热锅炉锅炉蒸发段与省煤器之间, 因为此区间的烟温刚好适合SCR脱硝还原反应 (350℃) , 氨则喷射于蒸发段与SCR反应器之间烟道内的适当位置, 使其与烟气混合后在反应器内与NOX反应。

(2) Lo TOxTM臭氧氧化技术

臭氧氧化法就是在烟气进入烟气洗涤塔前, 烟气中注入臭氧把不可溶的NOX氧化成易溶于水的N2O5, 在脱硫塔里N2O5溶于水形成硝酸, 并与脱硫塔内循环浆液中的碱性物质反应生成盐类, 从而达到脱硝的目的。采用臭氧氧化技术可得到较高的NOX脱除率, 一般为70%~90%, 并且可在不同的NOX浓度和NO、NO2的比例下保持高NOX脱除率, 臭氧可以在现场由臭氧发生器直接生成。因为罗塔斯技术 (Lo TOxTM) 是低温处理技术, 故在流程中不需像SCR一样需要合适的温度。这个流程不使用氨, 因此避免了在下游热转换阶段出现硫酸铵/重硫酸铵的沉淀, 但消耗碱产生了硝酸盐。

4 结束语

在现阶段催化装置脱硫脱硝设计施工过程中, 应综合考虑多方面指标, 经过方案比选和经济评价优选出适合的脱硫脱硝方案, 这样既能达到国家要求的催化烟气排放标准, 还能带来一定的经济效益。目前, 我国近期即将实施《石油炼制工业污染物排放标准》, 应加深对催化装置脱硫脱硝技术的引进与开发, 加快相关技术的发展。

摘要：炼油厂催化装置烟气存在SO2、NOx超标现象, 因此研究催化烟气脱硫脱硝技术显出重要意义。本文介绍了3种常用催化烟气脱硫技术和2种常用催化烟气脱硝技术。

关键词：催化,烟气,脱硫脱硝,湿法洗涤工艺

参考文献

[1]李焕.烟气脱硫技术的发展及应用前景[J].环境3护科学, 2002 (12) :1-3.

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[3]蒋勇, 洪晓江.石油化工[J].2004, 33 (3) :258-262.

催化裂化烟气脱硝模块优化 第5篇

1 装置概况

青岛某炼油厂新增一套140万吨/年催化裂化烟气脱硫脱硝装置, 其主要设施有余热锅炉、脱硝反应、除尘脱硫和废水处理等单元, 采用宁波院和抚顺研究院烟气脱硫脱硝技术, 该装置于2014年5月开始施工建设, 并于当年12月30日开工正常, 外排烟气中二氧化硫、氮氧化物和粉尘均达到国家和地方排放标准。

该装置实施后, 催化裂化装置烟气NOX设计排放量可由729.12吨/年减少到73.92吨/年, 每年可减排NOX约655.20吨。

2 脱硝模块

2.1 脱硝反应原理

本工程采用选择性催化还原法 (SCR) 脱硝技术。SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下, 还原剂 (液氨) 与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水, 从而去除烟气中的NOX。选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOX发生还原反应, 而不与烟气中的氧气发生反应。主要化学反应方程式包括:

2.2 脱硝工艺流程

来自催化裂化的烟气经余热锅炉进入脱硝反应器进行脱硝处理。本烟气脱硝单元主要由氨气供应系统、脱硝反应系统以及辅助设施系统三大部分组成。脱硝单元所需原料液氨由界区内液氨储罐输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气, 经氨气缓冲罐来控制一定的压力及流量, 然后与稀释空气在氨/空气混合器中混合均匀, 再送到余热锅炉内的SCR反应器。供氨系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中, 由水吸收后排入事故污水池。

来自氨/空气混合器的混合气和来自余热锅炉蒸发段的烟气混合后, 通过喷氨格栅以确保烟气分布均匀, 再流经气流均布装置 (导流格栅和整流格栅) 进入SCR反应器, 在催化剂的作用下, 氨气将氮氧化物转化为氮气, 净化后的烟气进入后续处理装置, 达到脱除氮氧化物的目的。

2.3 脱硝烟气成份

烟气分析vol%:N2:72.78;CO2:13.78;H2O:11.94;O2:1.5;CO:0.0;

污染物 (mg/Nm3, 湿基) :颗粒:150;SO2:2940;NOx:434。

2.4 脱硝主要工艺操作条件

(1) SCR系统入口温度:350±25℃;压力:6k Pa (G) ;烟气流量189102Nm3/h (湿) ;NOX:434mg/Nm3 (湿) 。

(2) SCR系统出口温度:350±25℃;压力:5k Pa (G) ;烟气流量189102Nm3/h (湿) ;NOX:50mg/Nm3 (湿) 。

(3) 还原剂进口温度:常温;压力:200k Pa (G) ;氨气流量:42.82kg/h。

2.5 脱硝催化剂

本工程脱硝工艺选择蜂窝式催化剂, 蜂窝式催化剂是以Ti-W-V为主要活性材料, 采用Ti O2等物料充分混合, 经模具挤压成型后煅烧而成, 具有单位体积的催化剂活性高、同等脱硝效率催化剂体积较小等特点。

本工程设计成3层催化剂布置方式, 最上一层为预留床层, 催化剂体积56.25m3, 催化剂采用模块结构, 规格统一、具有互换性, 以减少更换催化剂的时间。

2.6 脱硝主要设备

(1) 脱硝反应器

本工程脱硝单元设置1台脱硝反应器, 反应器截面尺寸为7.68×5.04×11.2m。烟气与氨气均匀混合后垂直向下流经反应器, 反应器入口设置整流设备, 反应器主要由里面布置的催化剂、催化剂支撑梁、反应器壳体、密封板等组成。

(2) 烟道系统

烟道分为反应器入口烟道和出口烟道二部分。入口烟道上布置有烟气导流板、喷氨格栅 (AIG) , 出口烟道保留一定倾斜度与余热锅炉本体相联, 以减少烟气积灰。

(3) 氨供应系统

氨供应系统主要由氨蒸发器、氨气缓冲罐及氨输送管道等, 并备有氨气吹扫系统。

液氨由液氨罐直接供应, 液氨在注入SCR系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化, 并经过缓冲罐稳压后供应反应器脱硝使用。

(4) 氨喷射系统 (AIG)

氨喷射系统包括由气化的氨与由稀释风机提供的稀释空气混合的混合器, 以及混合气均匀喷入SCR反应器上游烟气中的喷氨格栅。

(5) 吹灰系统

SCR反应器采用声波吹灰器和蒸汽吹灰器。共装有4台声波吹灰器和4台蒸汽吹灰器, 吹灰控制引入装置DCS系统。

3 存在问题

(1) 当前脱硫脱硝装置外排烟气中SO2、NOX和粉尘含量均达到国家和地方烟气排放标准, 同时SO2和粉尘含量也达到装置设计标准, 但烟气中NOX含量却经常超出设计指标50mg/Nm3, 最高能达到100mg/Nm3以上, 因此急需投入脱硝模块, 进行脱硝装置调试和标定。

(2) 该余热锅炉进行设计时, 喷氨格栅处温度为620℃, 脱硝反应器床层处温度为368℃, 但经过实际运行调试, 发现该处温度最大为265℃, 当前正常在254℃左右, 达不到氨气与NOX的合理反应温度, 无法进行喷氨脱硝。

4 优化建议

4.1 优化余热锅炉操作

继续进行余热锅炉优化调试, 特别是加大烟气流程优化, 尽最大能力减少催化裂化烟气压降, 在锅炉负荷稳定的前提下, 适当增大烟气配风, 增加烟气流速, 在确保锅炉效率的前提下, 将锅炉热量和负荷进行后移, 进一步提高脱硝反应器温度。

4.2 催化装置进行优化和烟气改造

根据设计, 进入余热锅炉的烟气量比实际进入的烟气量要小, 一方面可能有部分烟气经烟道放空蝶阀直接泄漏, 另一方面由于催化裂化装置负荷较低, 烟气量也达不到设计工况, 同时催化裂化四旋后烟气未进行回收利用, 建议在大修时进行改造试验。

4.3 脱硝反应器与蒸发二段位置改造

经过对余热锅炉的调试, 蒸发一段与蒸发二段之间温度正好符合设计的脱硝反应温度, 从现场位置看, 需将蒸发二段与脱硝反应器调整位置, 为减少施工工程量, 可将最下层脱硝反应器内的催化剂取出装入最上层催化剂床层内, 然后将蒸发二段布置于最下层脱硝反应器位置, 基于该余热锅炉为模块化箱体结构设计, 具有一定的可操作性。

4.4 改造蒸发二段

根据当前余热锅炉调试记录, 发现蒸发二段的发汽量为10-13t/h左右, 占当前总发汽量的三分之一, 只要适当减少蒸发二段的吸热量, 就能将脱硝反应器处温度提高到合适的反应温度区间内。因此, 可对蒸发二段进行新的校核计算, 设计一组换热量小的蒸发二段, 从而满足生产和脱硝反应需求。

4.5 更换脱硝催化剂

调研催化剂厂家, 当前国内外一直致力于低温脱硝催化剂的研究和应用, 建议选用反应温度在220至300℃之间的催化剂, 但由于催化剂成本较高, 如果废弃现有催化剂, 可能造成较大损失。

5 结语

目前, 很多类似脱硫脱硝项目面临着同样问题, 但缺少实际运行数据和类似改造经验, 本文经过对上述脱硫脱硝装置的运行试验分析, 针对该装置当前存在的脱硝技术问题给出了多种优化措施, 希望能够对准备改造和正在设计施工的脱硫脱硝项目起到良好的借鉴思路, 从而更好的完成国家节能减排任务, 还大家一片蓝天。

摘要：通过对催化裂化烟气脱硝反应模块的实例分析, 针对脱硝反应模块温度达不到设计要求问题, 提出解决措施及生产优化方案。

关键词：催化裂化烟气,SCR,脱硝催化剂,脱硝反应温度

参考文献

[1]何雁飞, 孙志翱.热电厂煤粉锅炉氮氧化物控制技术应用[J].工业锅炉, 2014 (1) :42-46.

[2]蒋文举.烟气脱硫脱硝技术手册[M].北京:化学工业出版社, 2012.

催化裂化再生烟气脱硝技术对比 第6篇

催化裂化装置是炼油工业中最重要的二次加工装置之一, 其目的是提高原油加工深度和产品质量, 增加轻质油产量。根据环保部的测算, 在采取严格的污染控制措施下, “十二五”期间将新增NOx排放量360万吨, 污染减排消化增量的任务十分艰巨。虽然各炼厂已经对催化原料进行加氢处理, 但劣质进口原油加工量的增加及催化原料掺渣比例的提高, 催化裂化再生烟气中NOx的排放仍达不到有关环保要求。再生烟气进行脱硝处理, 对我国环境保护和节能减排具有重要的意义。目前, 已经工业应用的催化裂化再生烟气脱硝技术主要包括氧化法、还原法和氧等离子法

1 氧化法

氧化法采用强氧化剂将再生烟气中的NOx氧化成N2O5, N2O5溶于水生成HNO3, 再与Na OH反应从而达到脱硝的目的。常用的氧化剂包括臭氧、双氧水、亚氯酸钠和次氯酸钠等, 目前应用最为广泛的是臭氧, 脱硝反应原理如下:

目前, 世界上催化裂化再生烟气氧化脱硝技术绝大部分采用美国Belco公司的低温臭氧氧化技术 (Lo TOx) 。Lo TOx脱硝效率可达到80%~95%。Lo TOx技术最大的问题是带来二次污染含硝酸盐污水的排放, 随着环保要求的提高, 含硝酸盐污水后续处理是一个比较大的问题;特别是内陆地区的炼厂, Lo TOx技术应用受此限制。国内采用Lo TOx脱硝技术主要有上海金山、金陵、中化泉州和齐鲁等多套催化裂化装置。

2 还原法

2.1 选择性催化还原技术

选择性催化还原技术 (SCR) 是指在催化剂的存在下, 利用氨、尿素或氰酸等还原剂与烟气中的NOx反应生成N2和水。选择性是指还原剂和烟气中的NOx发生还原反应, 而不与烟气中的O2发生反应。SCR还原剂一般采用氨, 反应机理如下:

SCR脱硝效率高达80%~95%, 是燃煤发电厂烟气脱硝应用最多的技术。由于SCR不会外排含硝酸盐污水, 国内催化裂化再生烟气脱硝采用SCR技术逐步增多。国内催化裂化再生烟气SCR型催化剂以Ti O2、V2O5为主要成分, 适用工作温度为320~380℃, 由此带来的问题是需要对锅炉进行改造, 将SCR反应器放置在锅炉蒸发段和省煤段之间。

2.2 选择性非催化还原技术

选择性非催化还原技术 (SNCR) [1]是指无催化剂的作用下, 在烟气温度850~1100℃范围内, 将还原剂喷入烟气中, 还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx反应生成N2和H2O, 其反应机理与SCR一样, 脱硝效率30%~60%。SNCR反应温度高, 在催化裂化烟气脱硝中, 仅CO焚烧锅炉炉膛或并列式两段再生混合燃烧烟道的温度可以满足要求。因此, SNCR仅适用于不完全再生且烟气中NOx含量较低的催化裂化装置。

无论是SCR还是SNCR, 采用氨作为还原剂时, 都存在氨逃逸的风险, 当氨逃逸率过高时, 会带来比NOx更严重的二次污染。目前, 国内已投用SCR脱硝装置主要包括镇海、海南和安庆等多套催化裂化装置。SNCR由于脱硝温度窗口限制, 在催化裂化再生烟气脱硝中还处于论证阶段。

3 氧等离子法

氧等离子技术 (CONOx) [2]是由Shell GS和Praxair公司联合开发的新型脱硝技术, CONOx将热氧喷枪置于再生器烟气出口烟道, 喷枪注入经预热的氧气, 以达到破坏NOx前驱物的作用, 从而降低再生口烟气NOx的排放。热氧喷枪射出的高速热氧含有高浓度的自由基O、H和OH等, 这些具有极高反应活性的自由基与烟气中的NH3和HCN等NOx前驱物反应产生N2。

CONOx技术的优点是投资成本和操作费用低, 占地要求小, 对于老装置改动小, 但该技术只适用于不完全再生催化裂化装置, 并且NOx脱除率只有40%~60%, 对于高浓度NOx再生烟气, 需要配合其他脱硝技术才能达到排放要求。CONOx技术2012年美国瓦莱罗炼油厂首次工业应用, 国内催化裂化装置还未有CONOx脱硝业绩。

4 脱硝技术对比

选择催化裂化再生烟气脱硝技术时, 需要综合考虑环保要求、能耗等多方面因素, 并针对催化裂化装置的具体情况作出选择, 适合的技术有Lo TOx、SCR、SNCR和CONOx, 四种技术简要对比如下表所示:

5 结语

催化裂化再生烟气脱硝技术选择应综合考虑脱硝率、投资、运行费用、占地和装置运行经济性等多方面因素, 需要结合上游催化裂化装置的再生型式、烟气中NOx含量和预留占地等实际情况, 再根据Lo TOx、SCR、SNCR和CONOx等技术各自适用范围, 合理选择适宜的脱硝技术。

摘要：本文介绍了氧化法、还原法和氧等离子法等催化裂化再生烟气脱硝技术, 对不同脱硝技术进行分析。选择脱硝技术应综合考虑脱硝率、投资、运行费用、占地、装置运行经济性等多方面因素, Lo TOx、SCR、SNCR和CONOx等技术有不同的适用范围。

关键词：催化裂化,烟气脱硝,氧化法,还原法,氧等离子法

参考文献

[1]路涛, 贾双燕, 等.关于烟气脱硝技术的SNCR工艺及其技术经济分析.现代电力, 2004, 21 (1) :17-22.

低温烟气脱硝催化剂获突破 第7篇

在近日宁夏宝丰能源集团举办的焦化行业焦炉烟气脱硫脱硝专家评审会上,由廊坊市晋盛节能技术服务有限公司联合厂家开发的低温烟气脱硝催化剂技术引起与会专家的关注。河北省保定市环境保护局检测结果表明,该技术在250℃～300℃的烟气温度工况下,脱硝率可达96%以上。从而结束了我国没有低温烟气脱硝催化剂的历史。

据该公司技术人员介绍,采用该技术可在250℃～280℃的烟气温度下,将含氨的还原剂喷入烟气中,在催化剂作用下,还原剂选择性地把烟气中NOx浓度高达2000～4700mg/m3的烟气脱硝,脱硝率可达96%.同时没有废液产生,无二次污染。

催化烟气论文 第8篇

根据国家环境保护部制定《石油炼制工业污染物排放标准》 (征求意见稿) 公布污染物排放限值后, 由于日益严格的环保要求, 催化裂化装置新建了一套最大处理能力为150000NM3/h (湿基) 的烟气除尘脱硫设施, 并配套处理催化裂化装置余热锅炉排放的烟气。该项目于2014年3月份开工建设, 2014年12月份竣工, 并于2015年2月2日进行了试生产。项目建成后对天津石化完成地方级以及国家级污染物减排责任目标、实现可持续发展、建设创新环保友好型企业有着重要作用。

1 工艺流程简述

1.1 烟气除尘脱硫单元

来自催化裂化装置余热锅炉的烟气, 从主烟道接出进入除尘激冷塔的顶部, 烟气进入湍冲段, 在湍冲段内降温至饱和状态, 烟气中的大部分二氧化硫、颗粒物以及其他酸性气体被吸收。降温至饱和状态的烟气进入综合塔, 上升进入消泡器, 通过消泡器进入二段洗涤吸收段, 烟气通过消泡器, 更细的粉尘得到浓缩和过滤, 细微颗粒物和SO3雾气聚积, 无雾气产生, 不结垢, 且压降低, 能自行清洗。烟气在除雾器除去水雾后的净烟气经综合塔上部烟囱排入大气。

碱液作为脱硫剂和补充水分别送往综合塔, 浆液分别通过逆喷浆循环泵和消泡器浆液循环泵打入除尘激冷塔和综合塔循环, 浆液在综合塔内通过喷嘴与从下而上的烟气进行逆向接触, 充分进行反应。为保证塔内浆液的悬浮物、盐和氯离子浓度, 防止塔内富集, 从逆喷浆液循环泵出口总管抽出一部分废水送入脱硫废水单元。

1.2 脱硫废水单元

由调节阀送来的脱硫废水, 送入胀鼓式过滤器, 经固液分离后从胀鼓式过滤器底部排出的浓浆含固率在3%-8% (wt%) , 排到渣浆浓缩缓冲罐。

通过胀鼓式过滤器相互切换使用, 承接重力作用使渣浆浓缩缓冲罐上清液回流到浆液缓冲池, 颗粒物在渣浆浓缩缓冲罐内经浓缩后, 浓浆含固率提高到10%-20% (wt%) , 两台渣浆浓缩缓冲罐相互切换使用。浓浆从渣浆浓缩缓冲罐底部通过渣浆螺杆泵输送到真空带式脱水机。经真空带式脱水机过滤后, 含固量约50%的泥饼用汽车送出厂外处理, 通过真空带式脱水机相互切换使用。胀鼓式过滤器上清液进入3 台氧化罐, 通过设置在氧化罐内的氧化管, 用压缩空气对上清液进行氧化 (为增加氧化效果, 氧化罐内设有搅拌器) , 降低其中的COD, 氧化处理后, 出水自流至装置内的排液池, 通过排液池泵排至总排口。

2 烟气排放连续监测系统

该系统通过在线连续监测烟气固定污染源排放数据, 把从综合塔顶部净化烟气采集的各项排污数据通过GPRS、IP等传输给环保部门, 并提供关于排污申报、总量控制、排污收费及时有效的数据资料, 同时, 将监测数据传送到环保监控中心, 对推动环保职能部门在控制大气污染、改善空气质量的标准、政策、法规方面提供准确的量化依据。

2.1 颗粒物排放浓度监测子系统

颗粒物排放浓度监测子系统主要对烟气排放中的烟尘进行量。

2.2 气态污染物排放浓度监测子系统

气态污染物排放浓度监测子系统主要对烟气排放中NOX、SO2等气态方式存在的污染物进行监测。

2.3 烟气排放监测子系统

烟气排放监测子系统主要对排放烟气的温度、压力、湿度、氧含量等参数进行监测, 用以将污染物的浓度转换成标准干烟气状态和规定过剩空气系数下的浓度, 符合环保计量的要求以及污染物排放量的计算。

2.4 数据采集与处理系统

数据处理子系统主要是完成测量数据的采集、存储、统计功能, 并根据环保部门的要求的格式将数据传输到环保局相关的部门。

3 减排效果

3.1 污染物减排率

该项目自2015年2月运行以来, 污染物减排有了很大的提高, 符合GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》的要求。通过对催化烟气除尘脱硫项目监测的污染物数据进行普查, 与2014年数据对比, 二氧化硫减排率达到90%的显著成绩。

摘要：由于日益严格的环保要求, 国家环境保护部多次在会议上提出改善环境效益。炼油部催化裂化装置在引进先进的脱硫技术后, 与多方合作采用烟气排放连续监测系统 (CEMS) 对炼油部催化裂化装置的污染源排放进行实时监测, 实现了污染物减排的控制。