催化裂化(FCC)装置再生烟气中的SO2和颗粒物可采用湿法脱硫技术加以去除，但其中的NOx却无法达标排放，成为工业生产亟待解决的问题 。
中国石油某炼厂350万t／a重油催化裂化装置(以下简称RFCCU)烟气再生系统为不完全再生型式，烟气先依次经烟机、CO焚烧炉、余热锅炉回收热量，然后通过脱硫塔脱除SO2和颗粒物，再经70m烟囱外排。该烟气余热回收系统共设CO焚烧炉、余热锅炉各2台，总再生烟气量为521.168 km/h(湿基)。
为了满足GB 31570-2015要求，实现再生烟气中NOx的达标排放，RFCCU采用美国GE公司的选择性非催化还原(SNCR)技术及丹麦Hal—dor Topsoe公司的选择性催化还原(SCR)技术，进行了再生烟气脱硝系统工艺改造，并于2017年6月一次开车成功。SNCR—SCR烟气联合脱硝技术在动力锅炉虽已成功应用 ，但用于大型RFCCU尚属首例。
1 SNCR—SCR烟气联合脱硝技术简介
SNCR是一种不用催化剂，在850—1 100℃下，将含氨基的还原剂(如氨水、尿素溶液等)喷入锅炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术。SCR是在反应温度为300—420℃ ，催化剂和O2存在的条件下，氨优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，不会形成任何二次污染 。
SNCR—SCR 烟气联合脱硝技术是将SCNR的还原剂直喷炉膛技术同SCR利用逃逸出来的氨进行催化反应技术相结合，进行两级脱硝。与这2种技术单独使用相比，SNCR—SCR烟气联合脱硝技术具有以下优点 ：(1)脱硝效果明显，脱硝率可达90％ 以上。(2)初期投资少，空间适应性强。若单独采用SCR技术，至少需要2—3层催化剂才能达到脱硝要求，投资成本高；联合技术只需对原有锅炉进行简单改造，在蒸发器与省煤器间安装1层催化剂即可。(3)运行成本低，氨逃逸量少 。SNCR 未反应的氨进入SCR继续反应，减少了后者的氨用量，同时也减少了NH4HSO4 ，NH4SO4的生成，降低了对省煤器的腐蚀危害。
2 SNCR—SCR烟气联合脱硝技术的工业应用
2.1 工艺流程改造
SNCR—SCR烟气联合脱硝技术分为2种工艺方式：(1)将含氨基的还原剂喷入锅炉炉膛中，于SNCR反应区进行NO 的脱除反应，未反应的还原剂和再生烟气进入SCR反应器，在催化剂和O2的作用下进一步脱除NOx；(2)根据SNCR反应区和SCR反应器对还原剂需求量的不同，可将还原剂分别喷入二者中，达到所需的脱硝效果。
在维持RFCCU再生烟气脱硝系统余热锅炉原有构架尺寸、蒸发器及省煤器结构不变的基础上，选用上述第2种方式进行工艺流程改造，改造内容(如图1虚线所示)包括：(1)下移省煤器，在蒸发器与省煤器间置入1层SCR催化剂模块；(2)在焚烧炉高温区设置2层SNCR喷氨组件，并且每一层均匀安装6支喷氨枪。SCR催化剂采用丹麦Topsoe公司研发的DNX—FCC系列催化剂，其主要活性组分为TiO2和V2O3，模块尺寸为466 mm ×466 mm ×1 210 mm，初装填量为50.66 m。
由图1可见：再生烟气先进入CO焚烧炉反应段脱硝，SNCR 反应区炉膛温度为820 —900℃ ，质量分数为20％ 的氨水和脱盐水混合后由喷枪射入炉膛，与再生烟气中的NO 反应生成氮气和水；未反应的NOx依次经余热锅炉的水保护段、过热段、蒸发段进入SCR反应器，在催化剂作用下与混合气(氨气和稀释空气混合物)反应，生成氮气和水。
2.2 操作条件
改造后RFCCU再生烟气脱硝系统的主要操作条件列于表1(表中数据以单台炉计)。
2.3 应用效果
RFCCU再生烟气脱硝系统改造前后净化烟气的主要性质对比列于表2。
由表2可见，改造后净化烟气中NOx的质量浓度由改造前的500 ms／m 下降至145ms／m，可满足GB 31570-2015的要求(最高排放限为200 mg／m )。另外，改造后系统压降(0.2 kPa，见表1)亦低于设计值(0.5 kPa)，这表明改造对再生烟气余热回收及烟机系统基本没有影响，且有利于节能降耗 ，可实现装置的长周期运行。
3 结论
a．采用SNCR—SCR烟气联合脱硝技术对350万t／a RFCCU再生烟气脱硝系统进行了技术改造。在维持余热锅炉原有构架尺寸、蒸发器及省煤器结构不变的基础上，采取了在蒸发器与省煤器间置入1层SCR催化剂模块及在焚烧炉高温区设置2层SNCR喷氨组件、且每一层均匀安装6支喷氨枪的改造措施。
b．改造后，净化烟气中NOx的质量浓度为145ms/m ，满足GB 31570-2015要求，再生烟气脱硝系统压降为0.2 kPa。
