摘要：催化装置烟气中的NOx是大气的主要污染物,文中分析了选择性催化还原法(SCR)脱硝技术的运行情况,并结合其在催化裂化装置的运行工艺,对SCR脱硝反应机理、脱硝催化剂物化性质、催化裂化烟气SCR脱硝运行情况以及运行中存在的问题进行了分析。
某炼油厂催化裂化装置采用完全再生技术，主要以常减压装置减四、减五，焦化蜡油等为原料，掺炼减压渣油比例为40%。其再生烟气中NOx含量较高，最高时达到1 200 mg/m3以上，对大气质量造成严重污染。2015年5月新建烟气脱硝装置，烟气脱硝处理规模为125 000×104 m3/h，采用SCR选择性催化还原技术，脱硝催化剂采用托普索公司的DNX-FCC催化剂，分3层布置在高温省煤器上方，于2015年8月建成投用。
1 SCR脱硝技术原理
催化裂化烟气SCR脱硝技术使用的是托普索公司生产的DNX-FCC催化剂，从烟机出来的烟气进入余热锅炉，在余热锅炉温度295~420℃处把烟气引到SCR反应器里面，进行脱硝反应。其原理是在催化剂的作用下，NO或NO2被NH3还原生成氨。适当的烟气中过剩氨浓度有利于NOx在的转化，NH3选择性催化还原NOx的主要反应为：
4NO＋4NH3＋O2→4N2＋6H2O
2NO2＋4NH3＋O2→3N2＋6H2O
2 脱硝催化剂的性质
托普索公司DNX-FCC催化剂采用波纹板式催化剂，以TiO2为载体，活性物质为金属钒和钨氧化物，其主要性质见表1。
3 催化裂化烟气SCR脱硝运行情况分析
催化裂化烟气SCR脱硝装置于2015年8月1日9：00引NH3开工，10：20分烟气SCR 脱硝出口NOX浓度降至200mg/m3以下，催化裂化烟气SCR脱硝装置开车一次成功。
3.1 SCR 脱硝主要操作条件
SCR 脱硝主要操作条件见表2。
从表2可以看出，烟气流量、SCR脱硝入口温度、氨气缓冲罐压力、稀释风流量、催化剂床层总压降、SCR出口烟气NH3浓均在设计指标范围内，SCR 入口烟气NH3 浓度在1 286 mg/m3 的条件下SCR脱硝出口NOX浓度能够满足≯200 mg/m3的设计指标要求。
3.2 SCR 脱硝开工喷氨后操作调整
SCR脱硝喷氨气前首先保证稀释风平稳注入SCR脱硝反应器，稀释风流量为1 370 m3/h，缓慢开大NH3流量控制阀，随着NH3流量不断增大，SCR反应器出口NOX浓度出现缓慢下降的趋势，由于喷氨后，需要一定的反应时间，脱硝出口NOX浓度变化趋势相对延迟，所有需要缓慢提高喷氨量，当SCR反应器出口NOx浓度降至200 mg/m3以下，停止继续提高喷氨量。
SCR脱硝开工喷氨过程中，SCR脱硝反应器入口NOx浓度为1 304 mg/m3，SCR脱硝反应器入口温度为316 ℃，控制SCR脱硝反应器出口氨逃逸量不大于3 mL/m3，SCR 脱硝反应器出口氧含量控制2.5%左右，当喷氨量达到54.8 m3时，SCR脱硝反应器出口NOX浓度降至144.6 mg/m3，脱硝出口氨逃逸为1.75 mg/m3，脱硝效率为88.9%。
3.3 SCR 脱硝效率分析
SCR烟气脱硝自2015年8月开工后，一直运行至今，装置运行平稳，2015年8月至2018年4月烟气SCR脱硝出入口NOx浓度见表3。
由表3可知，脱后NOx浓度均满足≯200 mg/m3的设计指标要求，NOx脱除率均在85%以上，SCR脱硝效率较高。
3.4 SCR 脱硝催化剂床层压降变化
SCR烟气脱硝中一个重要指标就是催化剂床层压降的变化。随着装置的运转，烟气中夹带的FCC催化剂粉尘会附着在催化剂床层上，造成催化剂床层压降增大，生产过程中通过对催化剂床层进行蒸汽吹灰，减少催化剂床层吸附的粉尘，避免催化剂床层堵塞造成压降升高的问题，脱硝催化剂自2015年8月运行至2018年5月末，催化剂床层压降变化趋势见图1。
由图1可知，催化剂床层压降自2015年8月开工以来始终在0.5~0.6 kPa之间变化，2016年底床层压降略有升高，但变化不大，没有产生催化剂床层堵塞现象。装置已经连续运行34个月，处于运行末期，催化剂床层压降较开工初期相比变化不大，满足3层催化剂总压降≯2kPa的设计要求。
3.5 SCR 脱硝运行中存在的问题
（1）备机生产脱硝入口氮氧化物浓度高2015年10月27日至11月2日，主风机检修，改备用主风机生产，由于备用主风机为离心式风机，备机主风出口压力偏低，需要将再生器压力降低至0.15 MPa，主机生产时再生压力控制0.25MPa，在主备机切换过程中，随着操作压力的逐渐降低，SCR入口NOX生成量增加，再生压力的降低导致烟气在再生催化剂床层中的停留时间缩短，以及CO和NOX浓度的降低，从而降低CO对NOX的还原作用，增加烟气中NOX的排放量。
备机生产过程中SCR反应器前后NOx浓度变化见表4。
SCR脱硝反应器入口NOX浓度由主机生产时的平均1 200 mg/m3 增加到1 533 mg/m3 以上（SCR反应器入口NOX浓度量程为0~1 533 mg/m3），再生器压力降低，烟气中NOX浓度升高，造成SCR脱硝喷氨量提高，脱硝负荷增大。
（2）氨逃逸测量表指示不准
2015年8月装置开工后，SCR脱硝喷氨手动调节，主要通过烟气出口NOX浓度调整喷氨量，正常生产中为降低烟气NOx排放浓度，会增大喷氨量，但是如果氨气量过剩，使得大量的氨逃逸，氨与SO3反应生成硫酸氢铵，沉积在省煤器管束表面，会造成省煤器压降增加。因此，氨逃逸测量表对喷氨量具有重要指导意义。SCR脱硝运行期间，氨逃逸表测量值存在偏差，氨逃逸测量值经常处于某一数值不动，主要原因是开工后烟道温度变化，测量管发生移位，无法准确对光，导致氨逃逸测量表指示不准。针对氨逃逸测量表指示不准的实际情况，2018年9月检修期间将对现有氨逃逸测量管向烟道空侧移动500 mm，对应探头同样移位，便于改造后调试对光，同时增加激光分析仪原位测量管，避免测量管移位，保证氨逃逸表正常使用。
4 结论
催化裂化装置再生烟气工艺采用选择性催化还原SCR 脱硝技术，催化剂采用托普索的DNXFCC脱硝催化剂，装置运行平稳，烟气脱硝入口NOX浓度在1 200 mg/m3时，脱后烟气中的NOX浓度能够满足《石油炼制工业污染物排放标准》中NOX≯200 mg/m3的要求，脱硝效率达到85%以上。装置连续运行34个月后，脱硝催化剂床层总压降满足≯2 kPa的设计要求。
存在的主要问题是催化装置备机生产时，再生器压力降低，导致SCR脱硝反应器入口NOX浓度升高，增加了SCR烟气脱硝负荷；氨逃逸测量表指示不准，无法作为喷氨量的参考，省煤器存在结盐的风险。
