柴油加氢装置循环氢纯度下降原因分析及对策

中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司3.0 Mt/a柴油加氢装置自开工以来循环氢纯度逐渐下降。通过对循环氢和补入氢(以下简称新氢)组成的对比发现,新氢中氩气含量较高,该组分随着运行时间增长存在累积过程,导致循环氢纯度逐渐下降。搭建模型分析研究热高分入口温度、冷高分入口温度对氩气溶解度及循环氢纯度的影响,确定了冷高分入口温度是影响循环氢纯度的主要工艺参数。综合上述分析,通过切换新氢来源(氩气体积分数小于0.3%)、降低冷高分入口温度两方面措施,提高了循环氢纯度,保证了加氢反应深度,解决了新氢中氩气造成柴油加氢装置循环氢纯度下降的问题。     

影响S Zorb装置汽油辛烷值损失因素分析

根据齐鲁分公司原90万t/aS Zorb催化汽油吸附脱硫装置首次开工以来不同工况下辛烷值损失变化情况,分析影响汽油辛烷值损失的因素,包括原料、反应条件、吸附剂性质的影响及循环氢纯度的影响等。结合装置运行现状,提出进一步降低精制汽油辛烷值损失的措施。     

甲乙酮装置产氢在半再生重整装置开工过程中的应用

利用甲乙酮装置产氢纯度高、杂质少的特点,以其作为外来氢源,实现了半再生重整装置开工过程的优化,使开工时间缩短了33 h,保证了催化剂活性,降低了消耗,节约了300 t精制石脑油。     

提高加氢裂化装置循环氢纯度方法的探讨

以齐鲁石化公司胜利炼油厂220kt/a缓和加氢裂化工业试验装置为例,根据气液相平衡原理计算了循环氢的纯度,阐述了新鲜氢纯度、高压分离器温度等因素对加氢裂化装置循环氢纯度的影响,并对诸多的影响因素进行了分析,针对该工业试验装置循环氢纯度偏低的问题,提出了解决问题的具体方法。结果表明,新鲜氢纯度是影响循环氢纯度的主要因素,新鲜氢纯度每提高2v％,循环氢纯度可提高3.5v％左右;冷高压分离器温度对循环氢纯度的影响也较大,冷高压分离器温度每降低5C,循环氢纯度可提高1v％左右。     

提高加氢裂化装置循环氢纯度方法的探讨

以齐鲁石化公司胜利炼油厂２２０ｋｔ／ａ缓和加氢裂化工业试验装置为例，根据气液相平衡平原计算了循环氢的纯度，阐述了新鲜氢纯度、高压分离器温度等因素对加氢裂化装置循环氢纯度的影响，并对诸多的影响因素进行了分析，针对该工业试验装置循环氢纯度偏低的问题，提出了解决问题的具体方法。结果表明，新鲜氢纯度是影响循环氢纯度的主要因素，新鲜氢纯度每提高２ｖ％，循环氢纯度可提高３．５ｖ％左右；冷高压分离器温度对循环氢     

甲醇制氢装置中“6-1-3”变压吸附提氢工艺的应用

宁夏金裕海1200Nm^3/h甲醇制氢装置采用"6-1-3"变压吸附提氢工艺,为异构化装置提供体积分数99.9%的氢气。从吸附塔吸附再生过程程控阀的切换,时间设定原则及"5-1-2"备用工序等几个方面对甲醇制氢装置中PSA提氢工艺开工过程进行介绍。开工初期,装置运行稳定,氢气纯度≥99.9%,回收率高达92%,为后续异构装置提供稳定的气源。     

国内简讯

<正> 催化重整开工用氢制备工艺通过技术鉴定催化重整开工和催化剂还原用氢气,通常采用电解制氢和高压贮氢解决氢气来源。石油化工科学研究院和长岭炼油厂共同开发成功的制氢新工艺,经长岭炼油厂重整装置工业使用结果表明,该工艺具有流程简单、生产操作方便、占地面积小、安全性好、比高压贮氢瓶法可节省投资100万元以上、在缓和的工艺条件下,每立方米原料油可产出40—50立方米纯度99％以上的氢气,完全可以代替电解氢和高压贮氢用于催     

循环氢脱硫系统在催化汽油加氢脱硫装置的应用

为了生产硫含量满足国V/国Ⅵ标准的车用汽油,中国石油兰州石化公司180万t/a催化汽油加氢脱硫装置增加了二段加氢脱硫单元以及相应的循环氢脱硫系统,然后针对运行中出现的富胺液外送不畅、富胺液携带油和烃、脱硫塔液位假指示的问题,实施了相应对策。运行结果表明:循环氢脱硫系统不仅能有效脱除加氢脱硫反应生成的H2S,降低循环氢中H2S含量,抑制了硫醇的生成,而且对提高该装置的循环氢纯度和脱硫率,降低装置氢耗和汽油研究法辛烷值（RON）损失具有重要作用;通过调控循环氢中的H2S含量从100 μg/g降低到50 μg/g,在一段、二段加氢脱硫单元反应温度为248 ℃时,一段、二段加氢脱硫单元脱硫率分别提高了6,4个百分点;在一段、二段加氢脱硫单元重汽油产品中含硫量分别为40,9 μg/g条件下,一段、二段加氢脱硫单元的反应温度、重汽油硫醇含量、RON损失相应分别降低了4,4 ℃;3,2 μg/g;0.3,0.4个单位;在一段、二段加氢脱硫单元处理量为175 t/h条件下,一段、二段加氢脱硫单元的循环氢纯度均提高了2个百分点以上,氢耗降低了300 m3/h以上,如此便有效保证二段加氢脱硫单元重汽油产品中硫含量不大于10 μg/g的指标要求。     

重整气变压吸附提氢装置运行问题分析及应对措施

本文分析了盘锦北方沥青燃料有限公司68 000 m3/h重整气变压吸附提氢装置的运行情况。该装置开工不到一年内出现了产品氢纯度低和杂质脱除率不合格的问题。经分析发现产品氢气中C5组分含量高,C5组分已经穿透吸附器最上层分子筛,造成吸附剂床层整体性能下降。优化操作条件并将现有催化剂再生,解决了产品不合格问题,实现装置长周期稳定运行。     

制氢装置首次纯氢开工总结

分析了纯氢开工对制氢装置有关催化剂的破坏作用，经过计算找出了合适的操作条件，在实际开工中采取相应的措施以避免催化剂的过度还原和露点冷凝，保证了首次纯氢开工顺利完成。     

补充氢气中甲烷含量对加氢裂化过程的影响

以1.5 Mt/a加氢裂化装置的数据为基础,对分别采取的冷高压分离流程方案和热高压分离流程方案进行对比,考察了补充氢中甲烷含量对循环氢的组成、反应部分操作压力、补充氢压缩机排量的影响.结果表明,甲烷含量对循环氢纯度影响显著,提高补充氢纯度能有效降低反应部分操作压力;减少反应系统排放废氢量,从而降低补充氢压缩机的排量;与热高压分离流程方案相比,采用冷高压分离流程方案对提高循环氢纯度、降低操作压力和减少废氢的排放量有一定的优势.     

新型预硫化型重整预加氢催化剂的工业应用

根据重整预加氢工业装置及所需催化剂的特点,通过自主研发的器外预硫化工艺及硫化剂配方开发出了新型预硫化型重整预加氢催化剂DZF-1。在国内某炼油厂500 kt/a重整预加氢装置进行工业应用,表明该催化剂具有简化开工程序、可省去干燥脱水过程、节省器内硫化所需的注硫设施、缩短开工时间、减少环境污染及催化剂硫化完全等优点。与氧化型催化剂硫化相比至少节省24 h开工时间,活化开工时催化剂能够逐级释放H_2S,使循环氢中H_2S含量在理想范围内,整个活化开工过程反应器床层最高温升小于15℃。工业运转表明在其他工艺参数相当条件下,与上周期国内某同类型催化剂相比平均反应温度降低10~15℃。     

乙烯装置低排放开工技术的应用

随着我国大气环保要求的日益严格,乙烯装置开工过程中缩短开工时间、节能减排的技术越来越受到国内外石化企业的重视。文中结合多次乙烯装置的开工经验,通过增加碳二加氢开工充压线、高压脱丙烷塔不合格乙烯回炼线等技术改造措施,总结出适合本装置的开工过程优化成套技术。在2018年某乙烯装置大检修开工过程中首次采用裂解气压缩机氮气转实物料低排放开工方式,加快装置开工进度,降低开工过程中火炬排放量。     

UOP常压连续再生重整催化剂还原问题的探讨

对扬子石化有限公司连续重整装置催化剂还原过程进行分析,认为存在的主要问题是还原气中水含量高和氢纯度偏低。参考UOP公司及其它重整装置的经验,对重整催化剂还原工艺进行了改进,将90％的还原废气排入增压氢系统,可有效降低还原区的水含量;用PSA氢替代循环氢,可进一步提高还原区氢纯度,从而提高还原反应速度,改善再生催化剂的性能,使重整反应的芳烃产率有所提高。另外,在日常操作中应尽可能采用下部空气烧焦,增压氢聚集器滤芯应当每年更换一次,还应保证催化剂在缓冲料斗内充分冷却。     

渣油加氢装置循环氢中硫化氢含量超高的原因分析

渣油加氢装置循环氢中硫化氢是由加氢脱硫产生的,其含量主要是通过循环氢脱硫塔中贫胺液来吸收控制。以双系列渣油加氢中的第二系列循环氢中硫化氢含量超高为例,分析超高原因是开工前反应系统里残留的硫化亚铁生热、自燃而影响脱硫塔内构件及其副线阀所致。提出了在开停工期间预防此种事故的几点措施:反应系统必须做好严格的隔离,氮气吹扫应一次通过,且氮气充至微正压保护;停工期间应对硫化氢所途经的设备和管线进行严格的吹扫和清洗,并用弱碱液进行30~50℃条件下24 h循环碱洗;塔、容器检修时,应做好必要的事故预案和预防措施;检修期间各塔器温度应控制在45℃以下;装置运行周期中做好高压缓蚀剂的加注工作。     

乙烯装置开工方案优化分析

乙烯装置传统的开工方式会造成大量物料损失及环境污染。文中结合某石化公司乙烯装置的流程特点,通过优化乙烯装置开工方案、循环利用乙烯机和丙烯机实气置换后气体、缩短碳二加氢反应器开车时间,加快前冷及乙烯塔降温速度等方式,减少乙烯装置开工期间中物料损失,降低环境污染。     

往复压缩机轴承损毁原因分析及处理方案

催化重整装置循环氢压缩机J203在装置开工过程中,由于润滑油路短路、油压联锁保护设计不合理等原因,造成压缩机轴承损坏。文中对油路出口阀门在未开启状态下润滑油流程走向、润滑油压联锁设计缺陷、轴承损坏机理进行了分析。通过改变油压联锁取压位置、油路安装自力式压力调节阀、增加润滑油压力联锁变送器的方法,对压缩机轴承润滑系统进行改造,收到了良好的效果。     

汽油加氢脱硫与辛烷值损失的平衡

对汽油加氢脱硫过程中辛烷值损失的主要因素进行了分析,并对脱硫与辛烷值损失的平衡提出了相应的操作措施。指出汽油加氢生产中,通过采取合理控制汽油加氢装置原料的烯烃含量、降低分馏塔回流比及重汽油烯烃含量,控制较低的反应温度,提高氢油比或循环氢纯度等措施,可以适当降低汽油加氢过程辛烷值损失。     

RS-2000催化剂在2.2Mt/a柴油连续液相加氢装置上的工业应用

RS-2000催化剂为新型柴油超深度加氢脱硫催化剂,在中国石化安庆分公司2.2 Mt/a柴油连续液相加氢装置上进行工业应用。该装置采用上流式反应器、热高压汽提分离器、循环油和补充氢分段注入等技术,特点是将含饱和氢的循环油分段返回至反应器。经过催化剂装填、干燥、预硫化、初活性稳定等主要开工过程一次开车成功,并运行稳定。标定结果表明,在处理量262 t/h、掺入焦化柴油26.2 t/h、压力9.0 MPa、反应器入口温度353℃、循环比1.5的条件下,2.2 Mt/a柴油连续液相加氢装置总能耗(以标准油计)为5.56 kg/t,硫脱除率平均为98.92%,氮脱除率平均为97.89%,能生产符合国Ⅳ标准的柴油产品。     

变压吸附提氢过程数值模拟研究

采用非等温模型模拟研究了五床三组分变压吸附提氢过程。研究结论表明,当产品氢纯度为99.999%(y)时,计算条件的氢气收率为81%(y),与工业装置的运行结果吻合。从吸附开始到吸附过程结束,各种气体浓度锋面所围成的图形接近一个"橄榄"形。从吸附结束到顺放结束的顺向降压过程,吸附床下部的杂质开始解吸,各气体的浓度锋面曲线逐渐发散。在整个循环过程中,吸附床出口的氢气摩尔分数一直保持在99.98%以上。