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变换水气比是指在化学反应过程中，改变反应物中的水蒸气与反应气体的比例。这种变化通常用于调节和控制化学反应的进程和结果。具体来说，水气比是指反应体系中水蒸气与某种反应气体的体积比或摩尔比。在化学反应工程中，变换水气比是一种重要的操作手段，用于优化反应条件和提高产物的选择性。
详细解释如下：
在化学反应中，反应物的比例对于反应的过程和结果至关重要。水气比作为描述水蒸气与反应气体比例的重要参数，其变换意味着改变反应体系中的环境条件。这种改变可以影响反应的速率、产物的分布以及催化剂的活性。
变换水气比在实际工业生产中具有重要的应用价值。例如，在合成氨、甲醇等化工过程中，通过调整水气比，可以控制反应体系的温度、压力以及反应物的浓度，从而优化反应条件，提高目标产物的收率和质量。此外，合理的水气比还能延长催化剂的使用寿命，降低生产过程中的能耗。
实现水气比的变换通常通过调整反应器的操作条件来实现，如蒸汽流量、气体流量等。操作人员需要根据实际反应情况，结合工艺要求和实验数据，进行合理的调整。同时，变换水气比时需要注意考虑反应体系的安全性、稳定性以及经济性等因素。
提升管反应器在催化裂化中起关键作用，其结构和操作参数对反应性能有着重要影响。
提升管反应器的直径依据进料量而定，工业上通常选择入口线速4-7m/s，出口线速12-18m/s。随着反应深度增加，油气体积流量随之增大，因此设计时可能采用不同直径的两段（上粗下细）的提升管反应器。反应器高度由所需反应时间决定，工业设计多采用2-4s的时间。近年来，随着进入反应器的再生催化剂温度提高至650-720℃，下段进料油与再生催化剂接触处温度较高。若以生产汽油、柴油为主要目标，反应只需2s左右即可完成大部分过程。过长反应时间会导致二次裂化反应增多，反而降低目标产物收率。为优化反应深度，一些装置采用终止反应技术，在提升管的中上部适当位置注入冷却介质以降低中部反应温度，抑制二次反应。同时，通过提高或控制混合段温度，实现混合温度控制技术（MTC）。关键在于确定适宜的冷却介质注入位置、种类和数量。中国石油大学提出的提升管反应器流动-反应模型，对提升管内反应过程进行三维模拟，初步解决了科学确定上述参数的问题。
提升管反应器上端出口设有气-固快速分离构件，旨在快速分离催化剂与油气，抑制反应继续进行。快速分离构件有多种形式，常见的有半圆帽形、T字形结构，近年来较多采用初级旋风分离器以提高分离效率。油气在沉降器及油气转移管线中仍有一段停留时间，从提升管出口到分馏塔约为10-20s。在此高温条件下，还会有相当程度的二次反应发生，主要是热裂化反应，导致汽油和焦炭产率增大。尤其在重油催化裂化中，此现象更为严重，甚至在沉降器、油气管线及分馏塔底形成焦块。缩短油气在高温下的停留时间至关重要。适当减小沉降器的稀相空间体积、缩短初级旋风分离器升气管出口与沉降器顶旋风分离器入口的距离，能有效减少二次反应。
提升管下部进料段的油剂接触状况对重油催化裂化反应有重要影响。对重油进料要求快速汽化、高汽化率及均匀与催化剂接触。原料油雾化粒径越小，传热面积越大，与催化剂接触机会较均等，从而提高汽化速率。实验及计算结果显示，雾滴初始粒径越小，进料段内汽化速率越高，两者呈指数关系。提高进料段汽化率能改善产品产率分布。选用喷雾粒径小、分布范围窄的高效雾化喷嘴对重油催化裂化至关重要。模拟计算表明，雾滴平均粒径从60μm减小至50μm，对重油催化裂化的反应结果有明显影响。除雾滴粒径分布外，喷嘴个数、位置、喷出液雾形状、催化剂流动状况等因素也影响油雾与催化剂的接触。
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北极星大气网讯: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1200mg/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125000×104m3/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。
1SCR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＋6H2O2NO2＋4NH3＋O2→3N2＋6H2O2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。
3.1SCR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1286mg/m3的条件下SCR脱硝出口NOX浓度能够满足≯200mg/m3的设计指标要求。
3.2SCR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1370m3/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200mg/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1304mg/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3mL/m3，SCR脱硝反应器出口氧含量控制2.5%左右，当喷氨量达到54.8m3时，SCR脱硝反应器出口NOX浓度降至144.6mg/m3，脱硝出口氨逃逸为1.75mg/m3，脱硝效率为88.9%。
3.3SCR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≯200mg/m3的设计指标要求，NOx脱除率均在85%以上，SCR脱硝效率较高。
3.4SCR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0.5~0.6kPa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。
3.5SCR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0.15MPa，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1200mg/m3增加到1533mg/m3以上（SCR反应器入口NOX浓度量程为0~1533mg/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500mm，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1200mg/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≯200mg/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≯2kPa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。
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