RDNOx-PC2 型脱硝助剂在催化裂化装置上的应用分析

刘迟，涂安斌，程均

（中韩（武汉）石油化工有限公司，湖北武汉430082）

中国石化武汉分公司炼油二部Ⅱ催化裂化装置为SEI 设计，采用一段、二段再生器同轴，并与沉降器并列的重叠式二段再生重油催化裂化工艺，当前催化进料量为130 t/h，原料以加氢蜡油为主、掺炼减四线油及外购蜡油。两段再生操作，主风量为11万m3/h，一段再生为不完全再生，二段再生为完全再生，二段再生烟气进一段再生器，总体为不完全再生操作。催化剂系统总藏量为220 t，新鲜催化剂补充量约2.5 t/d。

经烟机做功后进入3#锅炉烟气中CO 浓度长期偏高，约6.3%，正常值为5.4%，造成CO锅炉操作苛刻和负荷高，设计值为42 t/h，实际为55 t/h，限制了催化装置加工量，掺渣比为13%，处理量维持在130 t/h以下。此外，3#锅炉还存在废水氨氮偏高问题（＞150 mg/L），因而需要从源头上控制烟气中NH3浓度。

为了缓解3#锅炉进料烟气中CO 浓度高和配套的2#脱硫脱硝装置废水氨氮超标的问题，在不影响装置处理量和掺渣量的情况下，Ⅱ催化裂化装置于2018 年8 月22 日开始加注RDNOx-PC2 型助剂，文章分析了该装置使用RDNOx-PC2 型助剂后的效果并总结了经验。

1 工艺及脱硝助剂

催化烟气进入一段再生后大部分经三旋再进烟机，经烟机做功后进入3#锅炉作燃料，经过3#锅炉内部脱硝单元脱硝，后续脱硫单元脱硫及除尘，尾气中SOx、NOx及颗粒物浓度达标后排入大气。

不完全再生工艺相对于完全再生工艺烟气中CO浓度高，还原态氮化物（NH3和HCN 等）含量高，这些还原态氮化物进入CO 锅炉后，若能充分氧化则生成NOx，若氧化不充分则会引起下游废水总氮偏高[1]。因而，将还原态氮化物在再生器中催化转化是控制烟气NOx排放、缓解废水总氮超标问题的重要技术途径[2]。

RDNOx-PC2助剂就是针对不完全再生装置设计开发，具有适度的CO 助燃活性和极高的NH3转化活性，可通过脱除NH3降低烟气NOx排放、缓解废水氨氮超标。

2 RDNOx-PC2 助剂应用效果分析

2.1 RDNOx-PC2 助剂加注

Ⅱ催化从2018年8月22日开始加注RDNOx-PC2助剂，8月22日至9月5日为助剂快速加入阶段，按300 kg/d连续加注15天，使助剂添加量占催化剂总藏量的2%左右。9月6日至9月19日为稳定加入阶段，以新鲜催化剂补充量约2%计，按60 kg/d稳定加注，连续加注30天左右。每天对进3#锅炉烟气中CO进行采样分析，并根据分析结果和实际减排情况逐步优化调整助剂加入量，加注期间保证Ⅱ催化和3#锅炉正常运行。

2.2 RDNOx-PC2 助剂加注效果

取2018年8月1—21日的平均值作为空白阶段，2018 年8 月22 日至9 月21 日的平均值作为加剂阶段。通过收集两个阶段的数据，对比在加入RDNOx-PC2助剂达到三器总藏量的2%后，加入助剂前后的操作参数、原料性质等工艺参数变化情况，考察是否达到了降低烟气CO浓度和废水氨氮的预期目标。

1）原料性质对比

Ⅱ催化装置原料主要为加氢精制蜡油、减四线油及少量外购蜡油，由表1 可知，加注助剂前后原料性质变化不大。与加剂前相比，加剂后原料中氮含量高出0.045%，加入脱硝助剂后，脱硫脱硝外排NOx合格，由35 mg/m3下降至约20 mg/m3，说明助剂应用效果明显。

2）主要操作参数对比

由表2 可知，RDNOx-PC2 标定期间，装置的主要操作参数平稳，与加剂前相比，一再旋分器入口温度上升5.65℃，外取热器汽包产汽增加1.6 t/h，说明RDNOx-PC2助剂有一定的CO助燃作用。

表1 加剂前、后原料性质对比

续表

3）再生烟气组成及外取热器产汽量的变化

烟气中CO 含量及外取热器产汽量变化趋势见图2。由图2可知，加注RDNOx-PC2助剂后，进锅炉烟气中CO 浓度呈下降趋势，说明助燃剂降低了烟气中CO浓度。加注RDNOx-PC2助剂后，促进了CO氧化成CO2，在Ⅱ催化再生器中燃烧产生更多的热量[3]，外取热器产汽量随之呈现出上涨趋势。

表2 加剂前、后主要工艺操作参数对比

续表

图2 烟气中CO含量及外取热器产汽量变化趋势

不同阶段再生器（三旋）出口烟气组成变化见图3。由图3可知，相对加剂前，加剂中期及后期，CO2含量呈现上升趋势，说明该助剂有一定助燃作用，将再生器中CO 转化成CO2；同时，再生器出口NH3体积分数由660μL/L降至380μL/L，降幅约42%；稳定加注后阶段标定数据表明，再生器出口NH3体积分数进一步降低至200μL/L，相对空白数据降幅约64%，说明该助剂降低Ⅱ催化再生烟气NH3含量作用明显。

4）3#锅炉负荷及瓦斯量的变化

由表2可知，催化烟气进锅炉温度上升7.53℃，因烟气中CO含量减低，锅炉瓦斯量增加205 m3/h，炉膛温度降低10℃，汽包产汽降低3.1 t/h，锅炉负荷降低明显。

图3 再生器出口烟气组成变化

图4 为锅炉负荷及瓦斯量变化趋势。由图4 可知，Ⅱ催化加注RDNOx-PC2助剂后，3#锅炉汽包产汽负荷呈现出下降趋势，同时瓦斯量相应增加，缓解了热电车间的生产压力，达到了比较理想的效果。

5）3#锅炉出口烟气组成的变化

图4 锅炉负荷及瓦斯量变化趋势

图5 为加剂前后余热锅炉出口（脱硫塔入口）烟气组成变化情况。稳定加剂后，锅炉出口的CO体积分数由加剂前8 000μL/L 降低至4 000μL/L，NH3体积分数由50μL/L降至20μL/L。

加剂稳定后，根据3#锅炉工况优化了操作，停止SCR（2#脱硫脱硝的脱硝模块）注氨（9月19日）及提高锅炉补风量（9月20日）后，3#锅炉出口CO体积分数降低至4 000μL/L，NH3体积分数稳定在20μL/L以下，另由表2可知3#锅炉外排烟气中NOx含量约20 mg/m3，满足工艺要求的NOx≤50 mg/m3，说明助剂降低NH3作用明显。

6）3#锅炉废水氨氮的变化

图6为停止SCR注氨及提高锅炉补风量后的废水氨氮变化趋势，采样点为氧化罐C出口处。由于废水罐有一定储量，废水氨氮的变化有一定滞后，9 月20 日采样分析废水氨氮维持在150 mg/L 以上，而9 月21 日采集的4 组样品，废水氨氮均已降至40～60 mg/L。

图5 锅炉出口烟气组成对比

图6 废水氨氮浓度变化趋势

根据以上分析可知，9月19日停止SCR注氨前，脱硫脱硝废水氨氮含量高的原因之一是SCR注氨量过大，同时能说明加注RDNOx-PC2 助剂能有效降低3#锅炉废水氨氮含量，减少了后续污水处理装置处理污水氨氮的压力。

3 加注RDNOx-PC2 助剂对平衡剂的影响

表3 为加剂前、后平衡剂性质对比，由表3 中平衡剂分析数据可以看出：

1）平衡剂重金属含量Ni和V分别降低66μg/g和116μg/g，主要原因为该次标定原料中金属含量稍低。

2）平衡剂表观松密度、孔体积等指标接近。

3）平衡催化剂活性均为64。

综上，RDNOx-PC2助剂对催化裂化催化剂性质无明显不良影响。

表3 加剂前、后平衡剂性质对比

4 结论

在保证处理量和原料性质、平衡剂性质等主要操作参数平稳的情况下，Ⅱ催化通过加注RDNOx-PC2 型助剂，降低了进入3#锅炉烟气CO 浓度（由6.3%下降至4.6%），缓解了锅炉负荷高的问题（产汽量由52.4 t/h下降至49.3 t/h），大幅减少了Ⅱ催化烟气中生成的NH3（由660μL/L降至200μL/L），缓解了3#锅炉外排废水氨氮偏高的问题（由150 mg/L以上下降至40～60 mg/L），加注助剂期间对装置生产操作未产生不良影响、外排废气达标，取得了较好效果。