丙烷脱氢装置空气系统问题探讨

阐述了某公司丙烷脱氢装置空气系统中存在的问题,分析了问题产生的原因。结果表明:烟囱排放口烟气中NO_x主要产生于空气加热炉,加热炉出口烟气中污染物以NO为主,经过催化脱氢后烟气中污染物以NO_2为主,选择性催化还原(SCR)催化脱硝能够有效降低NO_x的浓度。SCR脱硝催化剂孔道堵塞,致使床层压差升高、脱硝效率下降,拆开催化剂模块进行吹扫能恢复其脱硝活性。某国产脱硝催化剂的效率低于进口脱硝催化剂,空气系统脱硝需要专一性强的催化剂。通过优化改造,将余热锅炉入口锥段改用派罗块纤维模块,避免入口锥段内保温层损坏,同时解决了锥段表面超温的问题;将非金属膨胀节改为金属膨胀节,避免了高温烟气泄漏,保证空气系统长周期运行。     

催化裂化装置选择性催化还原脱硝技术应用中的问题及解决方案

为保障催化裂化装置长周期运行,分析选择性催化还原（SCR）模块所在余热锅炉压降持续增加的原因,并针对性的提出解决方案。结果表明：黏性较强、易沉积的硫酸氢氨（NH₄HSO₄）的生成是余热锅炉压降增大的主要原因;使用脱硫脱硝助剂降低SCR脱硝模块入口烟气中氮氧化物（NO_x）和硫氧化物（SO_x）浓度,可大幅减少SCR模块喷氨量,有效抑制NH₄HSO₄的生成。工业应用结果表明：使用SDJF-A1型脱硫脱硝助剂后,反应-再生系统中NO_x转化率高达69.08%~81.27%,烟气中NO_x、SO₂的浓度均大幅降低,余热锅炉的吹灰系统优化运行和提升省煤器温度分解NH₄HSO₄等方法在控制余热锅炉压降升高方面均有一定成效。进一步可采取优化SCR喷氨系统、提高SCR模块反应温度和改进吹灰系统的措施来保障装置的长周期运行。     

焦化汽油加氢精制反应器床层压降升高的原因及对策

加氢精制（一）B装置在焦化汽油加氢精制过程中存在催化剂床层压降升高过快的问题，分析认为，造成该问题的主要原因为换热器壳程结焦现象严重、原料油内金属杂质沉积、原料油性质在中间储存过程中发生变化。通过对原料油流程的优化及对相关设备管线进行清洗和吹扫等手段，使该装置催化剂床层压降稳定在0．1MPa以下。     

焦化汽油加氢精制反应器床层压降升高的原因及对策

加氢精制（一）B装置在焦化汽油加氢精制过程中存在催化剂床层压降升高过快的问题，分析认为，造成该问题的主要原因为换热器壳程结焦现象严重、原料油内金属杂质沉积、原料油性质在中间储存过程中发生变化。通过对原料油流程的优化及对相关设备管线进行清洗和吹扫等手段，使该装置催化剂床层压降稳定在0．1MPa以下。     

科技动态

正中国石油拥有成套FCC烟气脱硝技术6月中旬,经过168 h初期连续稳定运行,由石油化工研究院自主研发的催化裂化(FCC)烟气SCR脱硝催化剂PDN-102,在庆阳石化年160×10~4t FCC烟气脱硝装置上一次开车成功。在线监测结果表明,烟气量为每小时18×10~4m~3,经脱硝装置处理,氮氧化物从每立方米180 mg~350 mg降至50 mg,氨逃逸小于每升1.5 m L,催化剂床层压降小于300 Pa,各项技术指标均达到国内领先水平。     

重整装置预加氢单元工艺改进

对山东京博石油化工有限公司40万t/a重整装置预加氢单元压降升高的原因进行分析,并对其工艺进行了改进。结果表明:重整装置预加氢反应器催化剂床层压降升高的主要原因为催化剂中硅及原料油中二烯烃的含量过高;在预加氢反应器前新增二烯烃反应器,原料油经加氢处理后,含二烯烃质量分数由0.286%降至0.015%,二烯烃选择性加氢脱除率约95%;通过采取催化剂撇头、增加脱硅保护剂及设备清焦、增设二烯烃反应器等综合措施,装置开工运行初期预加氢反应器催化剂床层压降由改造前的0.200 MPa降至0.025 MPa,投用1 a压降仅升高0.014 MPa,预加氢单元空速由改造前的3.5 h~(-1)可提高至最大5.0 h~(-1)。     

烟气联合脱硝技术在重油催化裂化装置上的工业应用

采用选择性非催化还原(SNCR)与选择性催化还原(SCR)烟气联合脱硝技术对350万t/a重油催化裂化装置再生烟气脱硝系统进行了工艺改造,改造措施包括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。改造后装置运行结果表明:净化烟气中NOx的质量浓度由改造前的500 mg/m3下降至145 mg/m3,满足GB 31570—2015的要求;系统压降(0.2 k Pa)低于设计值(0.5 k Pa)。     

柴油加氢装置反应器压降升高原因分析及解决措施

240×10^4 t/a柴油精制装置在连续2次开工过程中,均出现反应器压降快速升高并致装置停工。分别从原料、垢物、催化剂等方面排查分析,确定造成压降快速升高的主要原因为:系统内存在硫化亚铁腐蚀物,开工引油后带入反应器,造成催化剂板结、堵塞;DCC轻油的多环芳烃含量较高,易引起缩合生焦副反应,在系统内沉积,垢物和缩合物形成黏糊状结垢物,随原料油进入反应器,积聚在催化剂床层,造成压降升高。通过对进料换热器、加热炉等系统爆破吹扫、冷油冲洗、更换新鲜催化剂及新型进料分配盘等措施,装置开工运行正常。     

丙烷脱氢规整反应器的模拟研究

采用单孔道模型模拟规整反应器,建立数学模型,利用COMSOL Multiphysics软件对丙烷脱氢制丙烯反应进行了模拟,并与散堆固定床进行了对比,同时考察了规整反应器中工艺条件与催化剂结构对丙烷脱氢反应的影响。模拟结果表明,与传统散堆固定床相比,规整反应器的丙烷初始转化速率更大、转化率更高、丙烯选择性更高、反应器压降更小,最大丙烯收率为0.407 7,反应器压降仅为344 Pa,但失活速率较颗粒催化剂快。采用规整反应器,升高温度有利于丙烷转化率增大。低转化率时,反应温度越高,丙烯选择性越低。压力越大,丙烷转化率越低。相同转化率下,压力越大,丙烯选择性也越低。适宜的催化剂孔壁厚度为0.2 mm。催化剂孔密度对丙烷脱氢反应基本没影响。     

连续重整装置预加氢反应器压力降升高原因分析

对陕西延长石油(集团)有限责任公司延安石油化工厂1.2 Mt/a连续重整装置预加氢反应器压力降升高的原因进行了分析。分析原因为:(1)预加氢反应器床层上部的催化剂颗粒物及床层上部粉末中Fe_2O_3含量较高,粉末状垢物沉积到催化剂床层中,阻塞了催化剂颗粒间隙,引起反应器压力降上升;(2)未及时有效处理床层上部粉末状垢物(沉积的铁锈、焦粉等粉尘),致其随原料带入到反应器床层顶部;(3)装置非计划停工。采取的主要措施:(1)对预加氢反应器顶部进行了催化剂撇头(共撇出旧催化剂4.5 t,补充装填催化剂2.1 t);(2)对预加氢加热炉炉管进行了13次爆破吹扫,直到无黑色烟尘排出为止。装置抢修开工后,预加氢反应器压力降一直保持在117 kPa左右,压力降升高的问题得到了有效解决。     

加氢装置催化剂床层阻垢剂的合成及实验室评价

采用简单原料,实验室合成了加氢装置催化剂床层阻垢用ODA（使用十八胺成盐）、LAU（使用十二胺成盐）、ETH（使用乙醇胺成盐）、DPR（使用二异丙胺成盐）和TET（使用三乙烯四胺成盐）等5类水杨酸盐阻垢剂。微型反应装置上的实验结果表明,这5类阻垢剂均具有降压和阻焦功能。其中DPR剂对催化剂床层压降有明显降低作用,可在开工后期加入;ODA剂有明显减少生焦作用,可在开工初期加注。     

加氢装置催化剂床层压降增加原因分析及对策

针对某炼油厂加氢装置在废润滑油加工过程中,因反应器床层的压降增长过快而导致停工的问题进行分析,并提出相应对策。结果表明:反应器顶部的泡罩塔盘被结垢物掩盖,结垢物板结严重且硬度较大,顶部瓷球及保护剂表面亦被黑色絮状物覆盖,是反应器床层压降增长过快的直接原因;加氢装置原料油中大量的杂质(含金属总量大于1 000μg/g)与酰胺类、磷系助剂共同作用而形成大量的结垢物,结垢物板结后沉积在反应器顶部,且结垢物向下穿透后覆盖保护剂及催化剂表面,是反应器床层压降增长过快的根本原因;通过控制原料油中的杂质含量,对反应器采取塔盘清理等"撇头消缺"措施,实现了加氢装置的平稳运行,各产品性质满足指标要求。     

FZC与FBN系列保护剂工业应用对比

针对中国石化扬子石油化工有限公司的高压加氢裂化装置精制反应器的催化剂床层压降上升过快的问题,采用将原FZC系列保护剂部分更换为FBN系列保护剂的方法对装置进行了改造。工业应用表明,在原料劣质化的前提下,改造后装置经过2 a多的运行,系列Ⅰ加氢精制反应器(装填FBN保护剂)的催化剂床层最高压降为140 k Pa,低于改造前(210 k Pa)。无论在适应性,还是容垢、拦截杂质能力等方面,FBN保护剂均优于FZC者。     

重整预加氢脱砷反应器床层压力降高的对策

某连续重整装置预加氢反应器催化剂床层压力降急剧升高,影响了循环氢压缩机的平稳运行和正常生产,装置被迫平均每3个月进行一次"撇头"操作。分析发现,该反应器压力降高的直接原因是原料携带的腐蚀性产物和预加氢系统在高温条件下反应产生的结焦物在开停工或操作异常波动时被带到反应器床层顶部,并形成滤饼和硬盖。对此,采取了以下措施:①对预加氢进料加热炉炉管进行通球清焦;②对预加氢进料换热器进行化学清洗;③增设预加氢循环氢流量低低切断进料联锁系统。运行结果表明,该反应器压力降维持在400 kPa以内,装置无需撇头已连续平稳运行了8个月以上。提出了长周期运转的建议。     

防止加氢装置固定床反应器压力降过快升高的对策

讨论了加氢装置固定床反应器压力降升高过快的原因及产生的位置。为了减少催化剂床层上造成压力降升高的灰垢沉积 ,提出采用特殊的催化剂系统解决压力降问题 ,如催化剂床层采用尺寸梯度和活性梯度的装填方式 ,应用具有大孔体积的保护剂等。     

黏结剂对Fe基乙苯脱氢催化剂性能的影响

采用溶胶-凝胶法制备了含黏结剂的系列Fe基乙苯脱氢催化剂,并进行了结构表征,考察了4种黏结剂（高岭土、水泥、二氧化硅、氧化铝）对Fe基催化剂耐磨损性能和乙苯脱氢反应性能的影响。结果表明:与未添加黏结剂的催化剂相比,高岭土和氧化铝可提高催化剂的比表面积、孔容和孔径,水泥和二氧化硅会降低催化剂比表面积;加入黏结剂的4种催化剂耐磨损性能均有改善,加入氧化铝的催化剂耐磨损性能最佳,且乙苯脱氢活性和苯乙烯选择性最高。     

连续重整装置预加氢换热器内漏原因分析及对策

针对80万t/a连续重整装置出现的预加氢反应器（R 2101）压降、预加氢产物及重整进料中的硫含量、重整反应总温降等均超标的系列异常变化,经综合分析后预判为预加氢换热器（E 2101）管束腐蚀内漏所致,提出并实施了在该装置不停产条件下的检维修处理方案。结果表明:将45万t/a催化汽油加氢装置汽油与150万t/a柴油加氢装置重石脑油的混合进料作为短时期重整原料,并调控其含硫量在1 μg/g以内,如此既维持重整装置生产运行,又对E 2101实施检维修的处理方案是可行的;E 2101管束内漏遭遇的是低温下管束中Fe与内流介质形成的H2S-H2O体系腐蚀,加上H2S,HCl和NH3形成相应的铵盐结晶及其垢下腐蚀;E 2101封堵消漏投运后,重整进料中的含硫量和含氮量从异常的1.7,0.4 μg/g分别降至0.6,0.3 μg/g,其待生催化剂的积炭质量分数从异常时的9.26%降至4.10%,催化活性得到提升,重整反应器总温降从异常时的270 ℃提高至300 ℃,R 2101压降不仅从异常时的120 kPa回升并达到320 kPa,且远高于维修前正常运行时的200 kPa,增幅为60%。     

裂解汽油加氢装置反应系统工艺设计的改进

从裂解汽油加氢的过程及原理出发,分析了裂解汽油加氢装置中二段加氢反应器压降升高过快的原因,改进了一段加氢反应器的设计,稳定了一段加氢反应器出口的双烯值;在二段加氢反应器的设计上,采用了催化剂系统的尺寸梯度和活性梯度装填方式,有效解决了灰垢在催化剂床层上的沉积,并通过严格控制二段催化剂在硫化态下运行,保证了催化剂的选择性,防止了压降的过快升高。     

重整抽余油加氢精制催化剂的性能评价与工业应用

以镍盐和铝盐为原料,采用共沉淀法制备出镍系重整抽余油加氢精制催化剂（牌号为LY-2005 B）,并在中国石油大庆石化120万t/a连续重整装置配套的抽余油加氢装置中进行了工业化应用。结果表明:以溴价为（15～20）×10-2 g/g的混合碳六为原料,在反应压力为0.3 MPa,反应器入口温度为115～120 ℃,床层温升为40～50 ℃,氢气流量为200 m3/h,进料流量为1.0～2.0 t/h,加氢原料含苯量波动较大且经常超标的生产条件下,正己烷产品中含苯量为0 μg/g,溴价不高于0.01×10-2 g/g,赛波特颜色号为30,能够满足技术协议要求。     

丁烯氧化脱氢制丁二烯微球催化剂的制备与性能

以共沉淀-喷雾干燥法制备了丁烯氧化脱氢制丁二烯微球催化剂,表征了其物理化学性质,并且与粉碎成型催化剂作了对比分析,同时研究了微球催化剂的反应性能。结果表明:微球催化剂的主要活性组分为ZnFe2O4和α-Fe2O3;与粉碎成型催化剂相比,微球催化剂含有大量的介孔结构,比表面积较大,还原能力较强;在进料体积空速为400 h-1,反应温度为360 ℃,水蒸气/重碳四烃中烯烃（摩尔比）为12,氧气/重碳四烃中烯烃（摩尔比）为0.65的最佳条件下,丁烯转化率达到85.7%,丁二烯选择性为96.3%,丁二烯收率（摩尔分数,下同）为82.5%,碳氧化合物收率不高于5%。