掺炼高氯原油常减压蒸馏装置的腐蚀与防护

探讨了原油中氯的来源和氯在常减压蒸馏过程中的危害,并根据某公司6 Mt/a常减压蒸馏装置掺炼高氯原油期间的数据分析,得出了该装置高氯原油的最优掺炼量;结合该装置掺炼期间腐蚀情况,给出了腐蚀防护建议,以确保装置生产安全稳定运行。     

混合原油的电脱盐运行波动分析研究

为探究蒸馏装置电脱盐系统波动原因,分别考察了电脱盐罐操作条件及原油性质两方面因素,并结合原油混合相容性理论进行分析,得到以下结论。两种性质差异较大的原油混合时,存在不相容的可能,沥青质析出,增大原油乳化程度,导致电脱盐系统运行波动;重质原油掺炼比例越低,不相容程度越明显,随着重质原油混合比例增加,原油不相容状态逐渐得到缓解;在加工混合原油出现不相容时,可通过降低混合强度的方式,减轻原油的过乳化程度,平稳生产;在加工混合原油时,宜掺炼性质相近的油品,若混合的油品性质差异较大时,可适当增加重质油混合比例,降低发生不相容的可能,保证装置平稳运行。     

广州石化首次加工南帕斯凝析油技术分析

为拓展原油采购渠道,降低生产运营成本,广州分公司于2011年2月首次加工了伊朗南帕斯凝析油。该凝析油具有密度小、轻组分收率高,硫化氢、硫醇硫含量高等特征,在接卸、储存、输转过程中极易造成环境污染和人员硫化氢中毒等事故,对生产装置容易造成分馏塔液泛、冲塔的操作事故和产品硫含量、硫醇硫含量、硫化氢含量超标的质量事故。着重介绍了南帕斯凝析油在接卸、储存过程中的防控手段及装置加工过程中的操作防范措施,分析了南帕斯凝析油硫化氢、硫醇硫含量高对常减压蒸馏装置及其下游装置的影响,并就加工过程中出现的问题提出了解决措施。建议炼油厂尽量避免在7-10月的夏季加工该凝析油,而应选择在气温较低的11-6月加工,此外,若要大比例掺炼,须解决混合原油分层和初馏塔操作瓶颈等问题。     

高桥石化3号常减压蒸馏装置腐蚀与监测

中国石油化工股纷有限公司上海高桥分公司3号蒸馏装置于2002年进行扩能改造,按加工卡宾达、利比亚和阿曼三种原油混合油(掺炼比为5:2:3)设计,未考虑酸值的影响。考虑到加工原油品种和性质的变化,装置安装了腐蚀速率在线监测系统,该装置于2004年3月停工捡修。文章对装置运行中诸如常顶膨胀节泄漏、常顶空冷管束泄漏等重大腐蚀事例以及在线腐蚀监测情况进行了介绍和分析,同时提出了改进建议。     

常压塔顶馏出线波纹补偿器失效分析

独山子石化总厂炼油厂三蒸馏装置常压塔顶馏出管线的关键变形补偿元件波纹管膨胀节，１９９５年１０月设备投入使用，运行一周后停工２年。１９９７年１０月重新投产，掺炼哈萨克斯坦国进口原油１月，发现补偿器１条波纹管中由１处破裂增至３处破裂，装置被迫停工。对波纹...     

重油气化装置含氰废水处理技术对比

某石化企业部分氧化制氢（POX）装置运行中产生大量含氰废水,影响下游污水处理厂正常运行。特别是在最上游常压蒸馏装置掺炼高氮原油时,污水处理厂氰化物问题凸显,废水排放超内控指标,严重制约该石化企业的原油采购。为使废水排放达到更富有前瞻性的环保排放要求及解除原油采购约束,该石化企业联合3家单位研发了催化氧化高温高压水解法、电催化氧化法和加药沉淀法3种除氰技术。对3种除氰技术进行了简单介绍,并对3种技术的优缺点进行了对比分析。     

掺炼阿曼原油对济炼重整装置的影响

本文从数据上对比分析了掺炼阿曼原油前后的常压石脑油对重整装置的影响，针对目前装置存在的问题，对重整装置的生产运行提出了一些建议。     

掺炼俄罗斯原油对重油催化裂化装置产品分布及质量的影响

俄罗斯原油属于高硫中间基原油,掺炼俄罗斯原油可以打破国内炼油厂加工原油的单一格局。文中从掺炼俄罗斯原油对催化裂化装置的产品分布、产品性质、对含硫污水、汽油烯烃等方面的影响进行分析和讨论,提出了掺炼俄罗斯原油后应增加催化剂、防腐剂的注入量等对策。     

掺炼塔河原油对主要生产装置的影响

中国石化济南分公司原加工临商原油、胜利原油以及进口混合原油,2008年掺炼了4%的塔河原油。分析了掺炼塔河原油对主要生产装置和汽油质量的影响。塔河原油质量差,对主要生产装置的影响大,并导致汽油产品辛烷值下降和硫醇硫增加。     

常减压装置掺炼原油储罐清罐油的工业实践

原油储罐清罐油(清罐油)具有数量大、黏度高、水含量高、乳化稳定、机械杂质含量高等特点,进常减压装置加工时,易引起电脱盐电流波动,甚至跳闸停止运行,下游装置也不同程度受到影响,成为困扰炼油企业生产经营的新难题。中国石化海南炼油化工有限公司针对清罐油性质,开展了常减压装置掺炼研究和试验,实际运行数据表明,根据储罐底层油和上层油性质的不同,按照不同的比例掺炼,严格控制掺炼比例和提量速度,可成功处置清罐油。对于储罐液位4 m以下的底层清罐油,初期掺炼比例控制不超过0.5%,液位下降1~2 m后,根据实际运行情况,适当调整掺炼比例,最高不超过1.0%;对于储罐液位4 m以上的上层清罐油,控制初期掺炼比例不超过1.0%~2.0%,液位下降8~10 m后,根据实际运行情况,灵活调整掺炼比例,最高不超过5.0%。     

用逐步回归分析法预测不同原油最佳掺炼比

根据装置的生产操作数据,用逐步回归分析法求出各种外购原油与辽河原油的掺炼比与原油物性的关联式,用以预测掺炼不同原油时的最佳掺炼比,从而提高常减压蒸馏装置的拔出率.     

掺炼轻脱沥青油对DCC-plus催化裂解装置的影响及对策

某公司根据DCC-plus装置工艺特点，为增加经济效益，拓宽DCC-plus装置的原料来源，在轻脱沥青油裂解性能实验室评价结果的基础上，确定了掺炼比不大于20%的最佳比例，并从2022年5月在DCC-plus装置上开始掺炼轻脱沥青油。针对掺炼轻脱沥青油后，混合原料性质变差，对装置的产品分布、产品性质、操作参数、催化剂、能耗以及烟气污染物浓度产生的影响进行了分析，同时提出了相应的对策，不仅保证了装置的平稳运行，而且获得了较好的经济效益，经测算，掺炼轻脱沥青油后，常减压蒸馏装置减少了高价的石蜡基原油的加工量，可获得540元/t(对轻脱沥青油)的效益，年增效益1.9亿元。     

电脱盐乳化废水处理装置废渣在催化裂化装置上的应用

对中国石油兰州石化公司常减压装置电脱盐乳化废水处理装置废渣进行了分析,将其低比例掺入催化原料蜡油的中间储罐,并在300万t/a重油催化裂化装置上进行了掺炼加工。结果表明:掺炼电脱盐废水处理装置废渣后,催化裂化装置运行稳定,催化剂单耗、产品分布均未发生明显变化,可减少原油加工损失0. 065%,实现了电脱盐乳化废水处理装置废渣零出厂。     

渣油加氢装置掺炼溶剂脱沥青油的工业实践

介绍了中国石化九江分公司1.7 Mt/a渣油加氢装置掺炼溶剂脱沥青油（简称DAO）的应用情况，结合掺炼前后的主要操作参数、原料油及产品性质、杂质脱除率等，对掺炼DAO后装置的运行情况进行分析。工业应用结果表明，掺炼DAO可改善渣油加氢原料性质，提高杂质脱除率和降低床层压降，对延长装置运行周期有一定积极作用，同时改善催化裂化原料性质，提高公司整体经济效益。     

上海石化股份公司重油催化裂化装置工艺技术分析

上海石化股份公司重油催化裂化装置以大庆减压渣油（实际是85％大庆原油 15％黄岛原油经常减压蒸馏所得）为主要原料,残炭值高。为此,在设计中采用了一些新技术。装置自1995年4月投产后,连续运行情况良好。初期装置按生产能力分别为0.8 Mt/a和1Mt/a两种方案进行了标定。分析了以掺炼大庆减压渣油为主的重油催化裂化装置的一些重要工艺技术。     

扬子石油化工公司首次实现两种轻质油同比例掺炼

20 0 3年以来 ,扬子石油化工公司炼油厂加工的进口原油品种多 ,品质不稳定 ,特别是近来新进口的沙特阿拉伯所产轻质油属高含硫油 ,必须由非洲产的低硫兰巴油进行混合掺炼 ,才能有效地控制硫对装置设备管线的腐蚀 ;而这两种油均属于轻质油 ,进行 1∶1的混合掺炼 ,造成装置初馏及常压蒸馏系统负荷达到了 10 0 % ,减压蒸馏系统负荷只有 5 0 % ,给装置的安全稳定生产和操作带来了较大困难。为了保证扬子石油化工公司大物料的平衡和分子筛的生产 ,对沙特轻油和兰巴油的品质及掺炼方案进行探讨 ,大胆地采用了国内领先操作技术———负荷转移法 ,成…     

常压塔冷回流段塔壁腐蚀泄漏及解决措施

处于开工末期的蒸馏装置,因掺炼大量俄罗斯原油而导致常压塔冷回流段塔壁发生腐蚀泄漏。分析认为:常压塔顶温度控制偏低和装置加工负荷维持在高位是常压塔发生腐蚀泄漏的主要原因。为确保常压塔稳定运行,对常压塔采取了带压堵漏和贴板补强应急措施,并采取提高常压塔顶控制温度、加大常压塔顶馏出线注水量等多项管控措施,效果良好。     

掺炼进口原油对常减压装置的影响

着重讨论了掺炼进口原油对第一常减压装置的影响，掺炼不同性质的进口原油其操作参数，塔的热量分布均产生相应的变化，加热炉的热效率有不同程度的下降，轻油收率，总拔出率有不同程度的提高。     

我厂重油催化裂化装置工艺技术分析

九江石油化工总厂重油催化裂化装置以管输，涠洲及进口阿轻原油等混合原油生产的蜡油和减压渣油为原料，设计减压渣油掺炼比为４０％（Ｗ），装置自１９９７年９月２８日投产后，连续运行情况良好，文章分析了该装置的主要工艺技术，并提出了改进措施。     

MIP-CGP工艺大比例掺炼原油加工方案

介绍了金陵分公司Ⅰ催化裂化装置，在二套常减压蒸馏装置停工检修期间，直接掺炼高酸值混合原油技术。根据混合原油馏分宽、重金属含量高、酸值高的特点，采用加强原料管理、工艺操作管理、催化剂管理以及设备防腐的管理，保证了催化裂化装置掺炼混合原油期间产品质量合格率99.33％、总液体收率84.52％，各项技术指标达到较高水平。