液化石油气脱硫醇碱液再生尾气引入硫磺回收装置的研究

介绍了中国石化塔河炼化有限责任公司液化石油气脱硫醇碱液再生尾气引入1号硫磺回收装置酸性气燃烧炉焚烧处理的运行情况。该装置在长期运行中,现场恶臭味较大,且尾气中硫磺烟气NO_x的排放质量浓度高达394 mg/m~3,不符合大气污染物排放标准。通过对碱液再生尾气流程的改造和工艺技术的优化,在对现有装置各设备和运行工艺参数不做改变的前提下实现了尾气的无害化处理。运行结果表明:改造后硫磺回收装置烟气NO_x排放质量浓度为68.14 mg/m~3,较前期394.00 mg/m~3下降了325.86 mg/m~3,烟气排放满足标准要求,降低了目前硫磺回收装置烟气NO_x的排放浓度,实现硫磺回收装置烟气达标排放,环保效益和社会效益显著。     

降低再生烟气NO_x排放型裂化催化剂的工业应用

中国石油大庆炼化分公司MIP-CGP装置为控制再生烟气NO_x排放,与中国石化石油化工科学研究院和中国石化催化剂分公司合作,进行了降低烟气NO_x排放功能的新型CGP-1DQ专用催化剂的工业应用试验。结果表明:在新型催化剂占系统藏量约40%时,再生烟气NO_x排放降低到约656mg/m~3,相对试用过程中断阶段NO_x排放最高值(1 134mg/m~3),降低幅度为42%;相对以往空白阶段的峰值(1 900mg/m~3),降低幅度达到65%以上。此外,新型催化剂的使用对裂化产物分布无不利影响,装置保持平稳运行。     

不完全再生催化裂化装置再生器稀相超温的改进措施

分析了中国石油化工股份有限公司巴陵分公司催化裂化装置稀相超温的原因并提出了解决措施。通过更换合适孔径的汽提段锥段松动蒸汽孔板、改进待生套筒与待生立管间的密封结构、取消立管下段部分松动管线及实施松动管线的防断裂技术等一系列改造措施,消除了待生催化剂在密相床层中上部的不规则泄漏而造成的烧焦不均匀和松动风线断裂漏风引发CO二次燃烧的超温现象。优化改造后,再生烟气中CO的体积分数由改造前的6.5%~7.0%降为改造后的4.7%左右,CO在床层中分布均匀;稀相最高温度由708℃降为690℃,下降18℃,稀相温差仅17℃,消除了CO在稀相床层中二次燃烧引发的超温现象;进入再生器的风量平均增加了248 m~3/min,装置月平均处理量增加约4 950 t。     

中石化石科院研发降低催化裂化烟气中氮氧化物助剂

<正>日前,石油化工科学研究院研发的降低催化裂化(FCC)再生烟气氮氧化物(NO_x)排放RDNO_x系列助剂,通过中国石化科技部组织的技术鉴定。该助剂具有效果显著、运行稳定、投资和运行费用低等特点,可有效降低FCC装置再生烟气的NO_x排放和避免再生器稀相超温,显著解决"尾燃"问题。NO_x是FCC再生烟气中的主要污染物之一,控制     

催化裂化装置主风分布器改造

基于催化裂化再生器主风分布器的设计方法与经验 ,对中国石油化工股份有限公司荆门分公司催化裂解装置二密相床主风分布器进行了改造设计。装置运行结果表明 ,改造后不但降低了分布器压力降和催化剂的跑损 ,保证了二密床层均匀流化 ,而且解决了由于再生斜管流动不畅而导致的催化剂输送故障。为装置的节能降耗及长周期运转打下了坚实的基础。     

降低FCC再生烟气NOx排放助剂的工业应用

为了降低催化裂化（FCC）装置再生烟气的NOx排放、避免再生器稀相超温及出现“尾燃”问题,中国石化石油化工科学研究院与中国石化北海炼化有限责任公司、中国石化催化剂有限公司合作,在MIP-CGP装置上开展了降低FCC再生烟气NOx排放助剂RDNOx的工业应用试验。结果表明：RDNOx 助剂有利于控制再生器稀相温度,减少“尾燃”,稀相超温幅度和频次明显低于应用试验以前;应用RDNOx 助剂后,在线仪表监测到再生烟气中NOx 浓度基本在30~60 mg/m3之间波动,低于100mg/m3的最新环保标准限值,相比早期使用Pt助燃剂时的295 mg/m3,NOx浓度降低70%以上;RDNOx 助剂的应用未对裂化产物分布、主要产品的组成和性质产生不利影响。     

催化裂化装置外取热器的工艺改进

为了解决中国石油克拉玛依石化有限责任公司催化裂化装置外取热器炉管泄露,发汽量下降的问题,对外取热器进行改造,并将操作工艺由稀相操作改为密相操作。结果表明:改变外流化风返回再生器的位置,增加1路工业风,并采用密相操作后,外取热器炉管5 a内未发生泄漏,发汽量稳定;与稀相操作相比,3.5 MPa蒸汽的发汽量约增加2万t/a。     

沉降器汽提段堵塞的分析及对策

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司二催化裂化装置在2012年12月28日10时,出现再生器藏量由153 t缓慢下降,再生密相温度快速下降,最低降至512℃,而沉降器藏量由43 t只小幅增加的异常工况,通过排除催化剂隐藏在再生器一侧及再生器跑剂、沉降器跑剂和催化剂隐藏在外取热等因素,推断是由于催化剂大量转至沉降器内,沉降器汽提段存在堵塞情况,造成催化剂沉降器和再生器流化不畅。为保证催化剂能从沉降器正常流动至再生器,采取逆压差操作,维持两器压差在-13 kPa左右,调整两段汽提蒸汽等措施,两器藏量能在可控范围内。逆压差操作期间出现外取热调整不灵活、催化剂循环受限、干气氮含量上升、沉降器藏量无法真实监测、再生器压力降低,主风机发电工况变化等问题。     

0.5Mt/a重油催化裂化装置再生强化技术改造

中海石油中捷石化0.5 Mt/a重油催化裂化装置于2012年6月进行了强化再生技术改造并取得成功,通过在再生器密相床层内设置中国石油大学(北京)开发的Crosser强化格栅,强化了再生器床层内的气固相间接触,改善了主风沿床层横截面的均匀分布,实现了高效再生,装置多项技术指标均得到了显著的提升。改造后标定数据表明:再生器密相床层水平温差由15℃降低至3℃;稀相水平温差由37℃降低至2℃;原来存在的稀相尾燃超温问题基本得到消除,CO助燃剂由此可以降低2/3;在原料质量变差、用风量降低约10.9%、再生器催化剂烧焦反应时间减少12%的不利前提下,再生剂碳质量分数仍可由0.10%降至0.06%。不仅降低了装置能耗,而且保证了催化剂活性不下降、装置产品分布不变差,并消除了再生器稀相设备超温的重大安全隐患,创造了可观的经济效益。     

硫转移剂协同脱硫脱硝助燃三效助剂在催化裂化装置上的应用

为满足日趋严格的环保要求,中国石化天津分公司于2014年10月8日起在1.3 Mt/a蜡油催化裂化装置试用天津市拓得石油技术发展有限公司生产的脱硫脱硝CO助燃三效助剂和硫转移剂。工业应用结果表明:硫转移剂和三效助剂按1.5∶1添加比例协同使用,添加量占总藏量兑比的3%,达到了脱硫、脱硝、助燃的三效作用。其中,烟气中SO_2去除率达63.1%,SO_3去除率达87.0%;烟气中NO_x含量由103.6mg/m~3下降至58.1mg/m~3,完全满足小于100mg/m~3的环保要求;与此同时,再生稀密相温差由空白标定的3.5℃降至1.5℃左右,CO助燃效果良好,可完全替代CO助燃剂。     

逆流两段再生FCC装置烟气分布板喷嘴缩径改造

中国石化胜利油田有限公司胜利石化总厂逆流两段再生FCC装置,由于生产条件的变化,出现了催化剂外循环管循环量不足、反应温度波动较大、再生催化剂碳含量偏高以及易发生床层崩塌等问题,为解决这些问题,对第一再生器(一再)烟气分布板进行了改造,将分布板开孔直径由100 mm缩小到80 mm,取得了较好的效果,催化剂碳质量分数下降0.05百分点,催化剂单耗下降0.1 kg/t.     

FCC再生低碳排放供氢工艺探索研究

 再生器是催化裂化（FCC）工艺中二氧化碳（CO₂）排放的主要单元。随着掺渣比的增加,再生单元热量过剩,CO₂排放随之增加。利用部分焦炭生产合成气或 H2,不仅可以供氢,而且能够收集 CO₂、硫等有害物,减少排放。实验数据显示,在700℃左右气化待生剂上的焦炭,气体产物有效组分（CO+H₂）体积分数大于55%。对于加工2.0 Mt/a 原料油的重油催化裂化装置（RFCCU）来说,如果焦炭产率为10%,气化反应65%的焦炭,则具有生产9.8 kt/a H₂的潜力,如果分离系统回收CO₂,则可减少碳排放约60%。     

影响催化裂化再生烟气中NOx浓度的因素及控制方法

中国石化海南炼油化工有限公司2.8 Mt/a重油催化裂化装置在2018年第四周期开工后出现外排烟气NO_x质量浓度接近排放限值200 mg/m³的情况,成为制约装置加工负荷的瓶颈。以催化裂化焦炭中氮的转化机理为切入点,从原料油、再生器操作、余热锅炉操作3个方面进行分析,查找影响因素,最终利用源头控制、操作条件、应用助剂3种措施,使外排烟气NO_x浓度得到有效控制。     

两再生器同轴布置FCC装置再生器料位控制难的原因

中国石油化工股份有限公司武汉分公司第二套催化裂化装置的两个再生器为同轴重叠式布置,第一再生器(一再)在第二再生器(二再)之上,一再、二再间用凸状分布板隔开.催化剂再生系统自1995年开工以来多次出现流化失常现象,一再料位难以控制,严重影响装置正常生产,通过对一再密相床层温度的分析,初步认为是由于一再流化床风速分布不均,一再至二再的半再斜管入口风速过高,催化剂难以流入半再斜管所致.2005年装置改造时将一再主风分布环改为双环并在半再斜管入口处增设溢流斗后,该问题基本得到解决.     

120万t/a重油催化裂化装置节能改造效果分析

由于中国石油哈尔滨石化公司的120万t/a重油催化裂化装置存在主风机出口至烟机入口压降偏高的问题,所以对装置进行了改造。结果表明,改造后新设增压机,提压约40 kPa;用新型烟气分配器取代大孔分布板,实现了第二再生反应器的小风量操作,其主风流量控制在440 m3/min;改造后总能耗为36 kW.h,较改造前降低了247 kW.h;改造后再生反应器内实际烧焦效率达到了39.74%,是改造前的1.76倍。     

FCC烟气NOx排放影响因素及控制措施分析

氮氧化物是大气主要污染物之一。近年来,催化烟气氮氧化物控制已经成为行业关注的重点。国家在＂十二五＂期间将加大氮氧化物的控制管理,制定严格的排放标准。分析讨论现有催化裂化装置烟气氮氧化物排放现状及控制措施对催化裂化烟气脱氮具有十分重要的意义。通过分析FCC烟气NOx生成机理、控制措施以及燕山石化两套FCC烟气排放情况,得...     

烧焦罐式再生器改造方案探析

提出了烧焦罐式再生器的三种改造方案，即(烧焦罐 床层)高效再生，后置烧焦罐式两段再生，高速床两段串联再生。(烧焦罐 床层)高效再生烧焦效果好，无尾燃现象，耗风指标低，斜管推动力大，操作上与烧焦罐式高效再生相似；后置烧焦罐式两段再生改造施工周期短，投资较高；高速床两段串联再生改动工作量小，操作费用较高。     

常减压装置加热炉热效率优化分析及综合治理

中国石化海南炼油化工有限公司8.0 Mt/a常减压蒸馏装置的常压炉和减压炉在开车初期,烟气排烟温度基本在180℃以上,最高时达到230℃,炉体外壁温度约90℃,炉底外壁温度约160℃,整体热效率低于89％,大大低于中国石化样板加热炉水平.研究分析认为,主要是由于对加热炉燃料劣质化认识不足、空气预热器选型及设计负荷不能满足要求等原因造成.通过对燃料品质优化、空气预热器的改造、露点温度检测与排烟温度优化、衬里改造等全方位的综合治理,加热炉热效率得到了有效提升,排烟温度降至120℃以下,炉体外壁温度降到70℃左右,炉底外壁温度降到110 ℃左右,整体热效率达到92.5％以上,常减压装置单位原油燃料消耗由335 MJ/t降低至314 MJ/t.