脱硝助剂在催化裂化装置上的应用

为了满足日益严格的环保要求,中国石化洛阳分公司于2013年9月16日在2号催化裂化装置上试用国外某公司生产的脱硝助剂,该脱硝助剂由NOxGETTER-NP和NOxGETTER两部分组成,其中NOxGETTER-NP为含Pd双金属助燃剂,NOxGETTER为主剂。工业应用结果表明:在单独加注NOxGETTER-NP、加入NOxGETTER-NP的同时加入NOxGETTER,使主剂分别占总藏量（w）1%和2%的三个阶段期间,加工混合进料的平均氮质量分数分别为3 017.2,2 211.1,1 818.3 μg/g。再生催化剂定碳（w） 分别比空白标定期低0.003 4,0.008 4,0.009 4百分点,且加注期间助燃效果良好,未发生偏烧、尾燃情况; 3个阶段中三旋出口烟气中NOx浓度平均值分别为194.5,97.6,49.7 mg/m3,脱硝率分别为58.14%,78.99%,89.30%,脱硝效果显著;脱NOx成本分别为3.4,9.4,18.9 元/kg。     

FP-DN脱硝助剂在催化裂化装置的应用

惠州炼化分公司为降低催化烟气NOx浓度,选择在不停工、不动改的情况下试用FP-DN脱硝助剂。简述了该助剂的作用原理和实验过程;评估助剂在装置实际试用时的脱硝效果,催化烟气NOx脱除率能达到80%;分析了助剂试用前后平衡催化剂活性、产品分布、主要产品质量的变化情况,表明助剂的试用对正常生产不会造成影响;认为该助剂可以长期应用于装置脱硝。     

烟气脱硝助剂在催化裂化装置上的应用

为了降低催化裂化再生烟气中NOx的排放浓度,中海石油炼化有限责任公司惠州炼化分公司催化裂化装置按照CO助燃剂的添加方式,往再生系统加入烟气脱硝助剂D。试用结果表明,通过加注烟气脱硝助剂D,可以在不停工、不动改的前提下实现催化裂化装置烟气中NOx达标排放的目标,并且烟气脱硝助剂D的加入对催化裂化催化剂的活性、产品分布及汽油、柴油性质无明显影响。     

FP-DN型烟气脱硝剂在催化裂化装置中的应用

采用加入FP-DN型烟气脱硝剂的方法,降低了中海油惠州炼化分公司120万t/a重油催化裂化装置NOx与SO2的排放量,使得烟气排放达到广东省DB 4427—2001标准要求。工业应用表明,加剂前烟气中SO2和NOx平均质量浓度分别为251.68,511.00 mg/m3,在脱硝剂加入量为15 kg/d的平稳期,二者分别降至29.10,74.85 mg/m3,即脱硫率达到88.4%,脱氮率达到85.4%。加入脱硝剂后,干气、液化气、油浆和焦炭收率依次提高了0.28,1.30,0.08,0.26个百分点,汽油和柴油收率分别下降0.65,1.27个百分点。此外,转化率由75.71%增至76.90%。加入脱硝剂后,液相产品中硫、氮含量均有所上升,产品其他性质基本稳定。脱硝剂对干气的组成影响不大;加剂后,液化气中丙烷和丙烯体积分数分别上升1.25,0.89个百分点,丁烯体积分数下降1.98个百分点。     

催化烟气脱硝助剂FP-DN的工业试验

介绍了FP-DN脱硝助剂在中海石油炼化有限责任公司惠州炼化分公司1.2 Mt/a催化裂化装置上的应用。FP-DN助剂属于稀土钙钛矿型复合氧化物降氮助燃多效助剂。向催化裂化主催化剂中加入质量分数为1.5%左右的FP-DN助剂,在停加原来使用的铂基助燃剂的情况下,可使催化烟气中的NOx质量浓度从640.37 mg/m3降至83.71 mg/m3,SO2质量浓度从263.20 mg/m3降至38.14 mg/m3,NOx和SO2脱除率分别达86.93%和85.51%,满足石油炼制工业特别排放限值地区SO2质量浓度不大于150 mg/m3和NOx质量浓度不大于165 mg/m3的标准,并具有良好的CO助燃功能,同时对产品分布和产品性质无不良影响。     

脱硝剂QKJ-DN/3在重油催化裂化装置上的应用

介绍了脱硝剂QKJ-DN/3在中国石化青岛石油化工有限责任公司140万t/a重油催化裂化装置上的工业应用情况.结果表明:在原料性质和主要操作条件保持平稳的情况下,加注脱硝剂QKJ-DN/3后,产品分布、汽柴油性质、烟气组成基本稳定,再生混合烟气中NOx质量浓度由空白标定期的123.04mg/m3降低到58.59 mg/...     

催化裂化再生烟气脱硝催化剂的制备及性能评价

采用工业选择性催化还原催化剂的生产工艺,制备了V2O5-WO3-Ti O2蜂窝状脱硝催化剂。在固定床评价装置上,模拟催化裂化再生烟气组成,于体积空速为4 000 h-1,入口NOx质量浓度为664 mg/m3,SO2质量浓度为558 mg/m3,含水体积分数为8%,含氧体积分数为3%,NH3/NOx（摩尔比）为1.0,反应温度为350℃的条件下,对自制的催化剂脱硝性能进行了评价。结果表明:出口烟气中NOx质量浓度低于50 mg/m3,氨逃逸体积浓度为1.8μL/L,满足GB 31570—2015排放要求;催化剂具有良好的耐水性及稳定性。     

脱硝助剂QKJ-DN/1在不完全再生催化裂化装置的工业应用

介绍了脱硝助剂QKJ-DN/1在中国石油宁夏石化公司催化裂化装置的应用情况。结果表明:与空白标定期相比,当系统中脱硝助剂占总催化剂藏量的质量分数为2.76%时,烟气中氮氧化物质量浓度由185 mg/m^(3)降至142 mg/m^(3),脱硝效率为23.2%;烟气脱硫装置外排废水中氨氮质量浓度由25.62 mg/L降至1.39 mg/L;产品中液化气、汽油和焦炭收率依次降低了0.87,0.75,0.11个百分点;柴油和干气收率分别增加了1.72,0.06个百分点;脱硝助剂的加入,对催化裂化装置汽油、柴油产品质量无影响。     

脱硝助剂在催化裂化再生烟气治理中的应用

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司Ⅰ套催化裂化装置实施低负荷生产方案,由1.6 Mt/a蜡油加工模式调整为1.4 Mt/a重油加工模式,导致再生烟气流量、NOx含量等上升较大,超出脱硫、脱硝装置的设计值,脱后烟气发黄等问题。而现有的臭氧发生器脱硝能力不足,采用脱硝助剂结合臭氧法脱硝的方法有效解决了脱后烟气NOx含量超标问题。添加脱硝助剂后,NOx质量浓度降至100 mg/m3以下,SO_2质量浓度保持在10 mg/m3以下,粉尘质量浓度约12 mg/m3,SO_2脱除率达98.4%,NOx脱除率达77.6%以上,除尘率达到93.1%,脱后烟气黄色烟羽消失,还降低了装置除盐水、碱液、电能的消耗量和含盐废水的外排量。     

三效助剂在催化裂化装置烟气脱硫中的应用

介绍了烟气脱硫、脱硝、助燃助剂TUD-DNS3(三效助剂)在中国石油化工股份有限公司金陵分公司Ⅰ套催化裂化装置烟气脱硫部分的应用情况,并分别对三效助剂进行了空白试验以及为期72 h的正常满负荷工况标定.结果表明:试用三效助剂占系统总催化剂藏量约2.90％(质量分数)时,烟气中硫占原料硫比例从12.12％降至2.79％,烟气脱硫率为76.98％,脱硫效果显著;烟气脱硫单元注碱(质量分数为30.0％)从589.4 kg./h降至150.9kg/h,降低了74.40％;烟气中氮占原料氮比例从8.64％降至3.36％,脱氮率为61.11％;烟气中SO3质量浓度由86 mg/m3降至6 mg/m3,S03脱除率达到93.02％;试用三效助剂期间比空白期间(使用CO助燃剂)稀、密相温差减少了0.8 ℃,说明三效助剂助燃效果良好,可替代CO助燃剂.该助剂满足了装置烟气排放要求,减缓了再生器、三旋壳体、余热锅炉系统及烟气管道膨胀节等部位的露点应力腐蚀,减少了外排高盐污水,环保效益显著.     

2，5—二甲基—3—糠酰硫基呋喃的合成

以2,5－二甲基－3－呋喃硫醇,糠酰氯和吡啶为原料,通过醇解反应合成了2,5－二甲基－3－糠酰硫基呋喃,并通过元素分析,红外光变及熔点等分析方法证明了产物的结构。考虑了工艺条件对产物收率的影响,确定了最佳合成工艺条件：n(2,5-二甲基－3－呋喃硫醇）：n(糠酰氯）：n(吡啶）＝1．0：1．5：1．5,乙醚加入量10mL,反应温度5℃,反应时间1.5h,在此条件下,产率可达81．3％。     

2—叔丁基对甲苯酚的合成研究

以对甲苯酚和异丁烯为原料合成2－叔丁基对甲苯酚。对催化剂进行了筛选,讨论了催化剂用量、原料配比、反应温度、反应时间对烷基化反应的影响。确定了合成2－叔丁基对甲苯酚的最佳条件：催化剂用量（以对甲苯酚质量计）12％,异丁烯加入时间2h,补充反应时间1h,反应温度100－110℃,对甲苯酚与异丁烯的摩尔比为1．1：1。在此条件下产品收率为79．1％。     

2-氨基-3-氯-1,4-萘醌的合成研究

以2,3-二氯萘醌与氨气为原料,甲醇作溶剂,制备了2-氨基-3-氯-1,4-萘醌.考察了反应条件对产品收率的影响,得到最佳工艺条件:在二氯萘醌用量为0.1 mol,氨与二氯萘醌的物质的量比为6,氨甲醇溶液含量15％～17％,反应温度20～25℃,反应时间4h,产品收率可达96％.     

AM／AMPS／MAA三元共聚物的合成与性能

采用氧化－还原引发体系合成丙烯酰胺／2－丙烯酰胺基－2－甲基丙磺酸／甲基丙烯酸（AM／AMPS／MAA）三元共聚物作为钻井液处理剂。初步评价了此三元共聚物的泥浆性能,结果表明,AM／AMPS／MAA三元共聚物具有较好的降滤失和耐温性能,较强的抗盐和抗钙,镁离子污染的能力,以及较好的防塌效果。     

延迟焦化装置焦炭塔大吹汽节能技术改造

对中国石油兰州石化公司120万t/a延迟焦化装置焦炭塔大吹汽进行了节能改造,并对改造效果进行了分析.结果表明:通过采取增设智能雾化系统并配备可编程逻辑控制(PLC)技术,使用104℃除氧水代替部分1.0 MPa蒸汽,控制除氧水/蒸汽(质量比)为3:5的改造措施后,焦炭塔冷焦操作平稳,冷焦效果好,焦炭挥发分质量分数均值为...     

Mg/Fe-SBA-15吸附剂的制备及其脱硫性能

采用浸渍法和共浸渍法分别制备了Fe-SBA-15,Mg/Fe-SBA-15吸附剂.借助X射线衍射技术和N2吸附-脱附技术表征了吸附剂的织构性质;运用吡啶-傅里叶变换红外光谱技术和NH3程序升温脱附技术表征了吸附剂的酸性质;利用静态吸附实验,评价了吸附剂对噻吩模拟油的脱硫性能.结果表明:在SBA-15吸附剂中,铁物种的引...     

芳烃溶剂产品色号异常原因分析及对策

在山东京博石油化工有限公司10万t/a高沸点芳烃溶剂装置中,以C≥8重整芳烃为原料,采用加氢精制工艺生产牌号为SA-1500的芳烃溶剂.基于节能降耗考虑,将原加氢精制使用的管网氢气更换为重整循环氢气后,出现了SA-1500铂钴色号超标(以下简称异常SA-1500)现象,分别选用2种方案(方案1,异常产品进入脱重塔进行循...     

采用电位滴定法测定石油馏分中的碱性氮

采用电位滴定法测定石油馏分中的碱性氮质量分数(X),优选了试样溶剂及滴定条件,并考察了该方法的准确性和精密度。结果表明:优选试样溶剂为二甲苯-冰乙酸混合溶液;高氯酸标准滴定溶液摩尔浓度为0.02 mol/L,试样溶剂体积为80 m L,X小于100×10-6时滴定间隔体积为0.02 m L,X大于100×10-6时滴定间隔体积为0.05 m L;X的检测范围为(80~2 000)×10-6,加标回收率为91.1%~121.0%;重复性限(r)及再现性限(R)的精密度经验公式为r=0.063 X+1.240,R=0.200 X-8.440。     

HL-320导热油在催化重整装置中的应用

针对以重质直馏柴油为导热油的250 kt/a半再生催化重整装置在运行中存在的传热效率低、热稳定性差、能耗高等问题,选用合成型HL-320导热油替代原有热介质进行改进。结果表明:在催化重整四合一反应加热炉操作条件不变的前提下,与重质直馏柴油相比,使用HL-320导热油后对流段出口温度提高了25℃。在重整装置分馏系统操作参数一致的条件下,使用HL-320导热油后,排烟温度降低了16℃,重整四合一反应加热炉热效率提高了0.8个百分点。根据分馏系统的实际运行情况,HL-320导热油由对流段所取的热量能够满足系统所需,当停用热载体加热炉后,可节约瓦斯200 m~3/h,年增经济效益达250余万元。     

汽油加氢催化剂湿法硫化存在问题原因分析及对策

介绍了中国石油云南石化有限公司140万t/a汽油加氢装置催化剂湿法硫化过程中出现的循环氢中H2S含量高、选择性加氢脱硫催化剂床层温度突然升高等异常情况,分析了上述问题产生的原因,并采取了相应的对策。结果表明:注入过量硫化剂导致循环氢中H2S含量高,通过以75 t/h的处理量引入直馏石脑油4 h,可使循环氢中H2S体积分数从2.880%降低至0.012%;选择性加氢脱硫催化剂初期选择性不佳导致催化剂床层温度突然上升,采取将反应空速从1.8 h-1增大至2.5 h-1,并逐步提高反应器入口温度及控制反应温升的对策,经过24 h的缓慢钝化,反应器出口最高温度控制在273℃,两端床层总温升控制在不超过43℃。