催化裂化汽油精制装置进料换热器压降增大的原因及应对措施

分析了陕西延长石油(集团)有限责任公司延安石油化工厂180万t/a S-Zorb汽油精制装置进料换热器(E-101)管程压降增长过快的原因并提出了解决问题的办法。结果表明,压降增大过快的原因是E-101严重积炭;E-101积炭严重的原因是原料油中溶解氧的质量分数大幅度增大至(480~620)×10-9,远大于工艺指标要求的不大于100×10-9;溶解氧含量增大的主要原因是上游催化裂化(FCC)汽油贮罐(G 6306)未设置氮封。将原料管输路线调整为全封闭直供(即3套FCC装置生产的汽油不从G 6306等中间储存设备中通过)后,原料油中溶解氧的质量分数下降为(68~80)×10-9,E-101管程压降由500 k Pa下降为66~70 k Pa。     

焦化汽油加氢装置运行问题及对策

高压换热器结焦堵塞、反应器床层压力降上升是近年来制约中国石油化工股份有限公司茂名分公司1号焦化汽油加氢装置长周期运行的主要因素。对装置原料及换热器结焦物进行分析,发现原料中烯烃(二烯烃)质量分数达到17.96%(1.49%),而换热器垢物中有机结焦物质量分数为91.6%,认为有机物结焦、焦粉等杂质沉积是垢物生成的主要原因。通过增设原料油过滤器、预反应器系统,采取原料保护、换热流程优化等措施,可有效缓解原料在高压换热器和反应器顶部的结垢,延长装置运行周期。     

降低催化裂化汽油加氢反应器压力降的措施

采用OCT-MD技术的催化裂化汽油加氢装置多次因反应器床层压力降问题被迫停工,结焦样品焙烧分析认为积炭大多是二烯烃聚合的产物。加氢反应器压力降增加过快的主要原因是原料油储运过程中的腐蚀产物、二烯烃在存在氧、水和铁锈的条件下会发生聚合反应,在硫化铁的催化作用下进一步快速聚合成有机颗粒沉积在催化剂表面,造成床层堵塞。采用OCT-ME技术对装置进行扩能改造,利用柴油吸收可脱除催化轻汽油(LCN)中的二硫化物。实践证明,采用OCT-ME技术可生产满足国Ⅴ标准要求的汽油。辛烷值不损失、反应器压力降正常,可连续长周期运转。     

催化裂化汽油加氢装置床层压力降大的原因与对策

中化弘润石油化工有限公司催化裂化汽油加氢装置存在一级反应器(一反)床层压力降升高的问题,对床层杂质组分的分析发现,一反分配盘和积垢篮内的黑色粉末中碳质量分数分别为69.6%和64.9%,确定引起床层压力降升高的根本原因是结焦物积垢。从积炭的来源进行推断,结焦物来源于一反进料换热器壳程,脱落后被带入一反床层。采取的应对措施为:对装置原料控制及工艺操作进行优化;加强原料控制;提高氢油比;一反进料换热器壳程出口温度降低约20℃;充分发挥一反保护剂的作用;从而减缓了催化剂表面的结焦趋势。通过调整,装置一反床层压力降上升问题得到有效控制,2016年9月装置开工运行至2017年9月一反床层压力降维持稳定(60~75 k Pa),基本解决了一反床层压力降升高问题,保证了装置的长周期平稳运行。     

重整预加氢反应器压力降过大原因分析及对策

2009年中国石油化工股份有限公司塔河分公司催化重整装置预加氢反应器压力降增大,装置生产能力受到限制,被迫停工。从原料油性质、反应器顶部结垢、催化剂床层积炭积盐、催化剂粉化等方面分析了预加氢反应器压力降过大的原因,提出并实施了在催化剂撇头表面装填HPT系列加氢脱铁保护剂,严格控制原料油性质,检修时及时对炉管清焦,加强平稳操作等手段,使催化剂床层压力降稳定在46 kPa以下,达到了理想的操作效果,并提出了装置长期运转建议。     

连续重整预加氢系统压力降增大原因分析及对策

分析了陕西延长石油集团炼化公司延安石油化工厂1.2 Mt/a连续重整装置预加氢系统压力降大的原因,针对循环氢压缩机多次故障停机导致的非正常停工;装置频繁提量、降量;原料中杂质硫和氯含量高、溶解氧含量高;原料中掺炼二次加工油引起压力降增大等问题,提出了加强职工培训,提高操作水平;加强循环氢压缩机机组的特别维护,减少非计划停工;避免装置低空速运行;增加除氧设施;原料不掺炼或少掺炼粗汽油等对策。通过以上措施,尤其是热力除氧设施建成投用后,有效地抑制了预加氢系统压力降的增长速度,由以前的每10天增长0.06 MPa降为每10天增长0.004 MPa,避免了预加氢反应器频繁换剂、撇头,为装置的平稳长周期运行奠定了坚实的基础。     

热力除氧系统在连续重整装置的应用

针对1．2Mt／a连续重整装置运行过程中出现的预加氢反应器压力降升高的问题,进行了分析,总结出原料石脑油中氧含量超标是反应器压力降升高的根本原因。为了降低原料油中的氧含量,采用了热力除氧工艺。热力除氧系统投用后,原料油中的氧含量降至0．008-0．100μg/g,总液体收率为92．30％,预加氢反应器压力降的增长率由改造前的7．51％下降为1．51％,系统总压力降由7．53％降为1．60％。     

重整装置预加氢压力降增大原因分析及对策

文中对石家庄炼化分公司1.2 Mt/a重整装置自开工以来预加氢压力降增大的原因进行了分析。通过不断的优化原料流程,强化原料管理,实施了技术改进措施,解决了困扰重整装置预加氢压力降增大的问题,实现了装置的长周期运转。     

加氢裂化装置加工高硫原料油问题分析

目的为管控加氢裂化装置加工高硫原料油带来的风险,对加工高硫原料油导致的生产问题进行全面总结,对REAC系统腐蚀原因进行重点分析。 方法逐项计算影响REAC系统腐蚀的主要参数,与设计规范或有关研究成果对比。 结果通过分析可知,循环氢H₂S体积分数上升,造成REAC系统腐蚀因子K_p、H₂S分压上升,导致REAC空冷管束和出口弯头腐蚀加剧。 结论加工高硫原料油对加氢裂化装置的长周期平稳运行造成严重的不利影响,建议在成品柴油需求下降时,将硫质量分数较低的直馏柴油掺入加氢裂化原料,一方面增产航煤和尾油,降低柴汽比,另一方面降低原料硫质量分数。建议在生产操作过程中严格控制循环氢H₂S体积分数,确保腐蚀因子K_p＜0.2。      

加氢原料换热器管程压力降过高原因及解决措施

中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司1 Mt/a喷气燃料加氢装置原料换热器的管程压力降过高,影响装置正常生产。根据该原料换热器在实际操作条件下管程压力降核算结果,分析了产生较高压力降的原因。并根据分析结果在换热器出入口增设跨线及吹扫流程,使该换热器可单独切出,定期清洗,并考察清洗效果。同时为进一步缓解换热器结垢情况,实施技术改进措施,新增一台换热器,确保装置的长周期运行。     

焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策

中国石油化工股份有限公司广州分公司焦化汽油加氢精制装置因原料油中硅含量较高、水含量波动大,造成催化剂活性快速下降;此外焦化汽油储存时间过长、二烯烃含量高造成反应器床层压力降快速上升。通过对原料油至反应系统的设备、管线进行清洗和爆破吹扫、焦化装置向加氢精制装置直接供料、提高换热器壳程物料流速等措施,反应器床层压力降的上升速率明显变缓,装置最长连续运行23个月。     

煤油加氢反应产物换热器结垢分析

针对某煤油加氢装置反应产物与原料换热器出现结垢现象,对3台换热器E-101A/B/C结垢现象、结垢位置、结垢程度进行了计算分析.结果表明：E-101A/B/C总换热系数不断降低,由193.70 W/（m2·K）下降至127.79 W/（m2·K）,降幅达34.0％,严重影响换热器的换热效果.根据管侧压力降从0.18 MPa升至0.25 MPa,增幅达38.9％,而壳侧压力降基本稳定,且E-101A管程垢阻达314×10-5（m2·K）/W,明显高于E-101B/C管程垢阻,判断换热器结垢位置为E-101A管程.装置停工检修中发现：E-101A管程出口出现大量铵盐结块,且在清洗中部分管束堵塞;E-101B/C管程及3台换热器的壳程未见显著结垢.换热器拆检结果验证了前期计算结果的准确性.结合计算分析及实际结垢情况提出改进建议.     

加氢裂化装置掺炼辽河原油焦化蜡油技术分析

通过分析加氢裂化装置掺炼焦化蜡油的原料性质,发现掺炼后原料（CGO,VGO）的密度、C,不溶物及氮含量高于设计值,而硫含量低于设计值,这样的原料不利于精制和裂化反应.掺炼CGO后主要操作参数方面：精制床层平均温度增加8℃,总温升增加5℃;加氢裂化床层平均温度增加10℃,总温升没有变化;装置C5＋液收高于掺炼之前;尾油外甩增加.装置运行方面：高氮低硫原料导致精制反应器和裂化反应器的操作条件出现矛盾;循环氢中氨含量过高对裂化剂活性有强烈的抑制作用,并且热高分气换热器结盐速度明显加快.针对这些问题提出了相对应解决措施：确定合理原料掺炼比例;尽可能避免选择高氮低硫原料;增上装置洗盐技术设施.     

1.8Mt/a S Zorb装置节约吸附剂的有效措施

根据催化汽油的低硫属性,深入分析了吸附剂脱硫原理,通过控制合适硫碳含量、优化工艺参数和再生取热系统改造等,达到了节约吸附剂消耗的目的。1.8Mt/a S Zorb装置吸附剂实际消耗量不仅远远低于设计消耗量(60吨/年),而且经过近几年不断的优化操作,现实际消耗量正趋于稳定值12吨/年,有效降低了运行成本,具有可观的经济效益,同时为同类S Zorb装置节能降耗提供经验借鉴。     

焊板式换热器冷流侧压力降增大原因及对策

介绍了国内某炼油厂连续重整装置运行过程中焊板式换热器冷流侧压力降增大的情况,从上游装置流程、重整原料水含量及原料带胺液等原因进行了分析,认为焊板式换热器冷流侧压力降增大的原因是原料所带胺液与循环氢中的HCl形成的热稳态盐(HSS)堵塞了板束,提出了以下应对措施:(1)在液化石油气吸收塔前增加一水洗塔洗去炼厂干气中的胺液;(2)将分馏塔塔底重沸器由浮头式更换为U型管式,且在换热管和管板焊头处采用先强度焊后贴胀的连接方式,解决重整原料水含量超标问题。     

催化裂化联合装置节能降耗改进措施

针对某公司催化裂化联合装置（包括140万t/a催化裂化、30万t/a气体分馏、8万t/a甲基叔丁基醚、产品精制等4套装置）存在能耗较大的问题,分析了联合装置能耗情况,并提出节能优化改进措施。结果表明:联合装置能耗主要包括循环水、电、低压蒸汽、中压蒸汽和除盐水;采取装置联合热直供优化（催化柴油直供柴油加氢装置、催化汽油直供汽油加氢装置）、换热流程优化（分馏塔塔顶油气热量利用、分馏塔塔顶循环油热量利用、分馏塔一中段油热量利用）的节能改进措施,该联合装置可节约蒸汽21.5 t/h、循环水126.0 t/h、电214.7 kW·h,经济效益可达2 718.78万元/a,投资回报期为0.6个月。     

S-Zorb技术的完善及发展

介绍了S-Zorb技术原理、工艺、特点,对现有S-Zorb工业装置开工初期出现的进料／反应产物换热器积垢、再生器内吸附剂结块、过滤器反吹阀泄漏、闭锁料斗送料管道堵塞和阀门失效等问题,分析了原因,提出了稳定汽油直接进S-Zorb装置、再生风线改造、改进滤芯文丘里管与滤芯的焊接方式、闭锁料斗增加辅助流化措施、再生系统采用贫氧操作法等措施,在燕山分公司S-Zorb装置实施后,问题得到解决。同时对新一代S-Zorb技术、吸附剂开发等提出了进一步的优化建议。     

超低硫清洁汽油生产方案的选择及工业应用

环保法规的日益严格使超低硫清洁汽油的生产备受关注。本文着重分析了S-Zorb汽油吸附脱硫技术与其他脱硫技术的区别及优势,同时对该技术在国内某炼油厂的工业应用情况进行了介绍。工业应用表明：采用S-Zorb汽油吸附脱硫技术后,催化裂化汽油的硫含量从276．0μg/g培降至7．7μg／g,辛烷值损失仅为0．4个单位,精制汽油总收率为99．01％,各项技术指标基本在设计范围内。     

重油催化裂化催化剂LDC-200的性能评价及工业应用

利用中型提升管催化裂化装置对重油催化裂化（RFCC）催化剂LDC-200的性能进行了评价,并介绍了其在300万t/a RFCC工业装置的应用情况.工业应用结果表明,在原料油性质和主要操作参数基本稳定的情况下,与参比催化剂LDO-70相比,汽油、柴油收率分别增加0.29,0.54个百分点,油浆收率下降0.71个百分点,焦炭及损失降低1.03个百分点;总液体收率增加1.77个百分点,轻质油收率增加0.83个百分点,丙烯选择性增加1.72个百分点;汽油烯烃体积分数增加4.9个百分点,辛烷值（RON）增加1.5个单位.