循环氢压缩机排气温度高的原因分析及对策

针对顺酐装置碳四加氢单元中循环氢压缩机排气温度过高的现象,从加氢反应系统运行情况、循环水系统故障、设备机械故障、温度检测系统故障等方面进行了分析,通过降低吸气温度、控制吸气压力、控制循环水温度、消除设备机械故障、校正测量温度、经常性的检查维护和保养等多项措施的实施,使循环氢压缩机排气温度能够满足机组设计要求。     

氢源优化及氢气回收

根据中国石化荆门分公司各加氢装置反应条件差异,对全厂氢气依其品质(压力,纯度),按照"氢夹点"进行优化设计,在满足产品质量前提下有效降低装置氢耗和能耗.同时回收各加氢装置低分排放到系统瓦斯的废氢进行脱硫,减少氢气系统损失,有效解决PSA装置原料H_2S含量过高、系统瓦斯热值低、瓦斯硫含量高等问题,产生了良好的经济效益.     

中低温煤焦油加氢改质工艺研究

在小型固定床加氢装置上,用加氢精制催化剂和加氢裂化催化剂对陕北的中低温煤焦油进行加氢改质工艺研究.着重考察反应温度、反应压力、氢油体积比和液体体积空速对加氢效果的影响,得到了优化的工艺条件:反应压力14 MPa,反应温度390℃,氢油体积比1 600:1,液体体积空速0.25 h-1.加氢改质产品切割得到汽油、柴油和尾油馏分,分别占产物质量的9.82%,73.12%和16.43%.汽柴油馏分经过简单处理后可以得到合格的产品,加氢尾油可以作为优质的催化裂化或加氢裂化原料.     

煤直接液化循环溶剂加氢稳定试验研究

在300 m L加氢试验装置上进行加氢稳定试验,考察了反应压力对煤直接液化循环溶剂性质的影响,并通过0.5 L高压釜煤液化试验,考察了煤在不同加氢深度循环溶剂中的液化效果。结果表明,随着溶剂加氢反应压力的升高,循环溶剂密度、黏度及氮含量递减,氢碳原子比及供氢指数递增,循环溶剂性质得到改善,供氢性能得到提高,从而促进煤的转化率和油收率提高。当加氢反应压力由12.5 MPa升至19.3 MPa时,煤的转化率从87.21%提高到88.40%,液化油收率从51.62%提高到55.58%。     

用动力学方法计算煤焦油加氢化学氢耗研究分析

在煤焦油加氢小试实验装置上就煤焦油加氢工艺参数的变化对氢耗的影响进行了分析,并在此基础上结合煤焦油加氢动力学对氢耗计算进行了研究;实验结果表明,化学氢耗计算模型的相对误差为2.10%,模型能够较好地反映煤焦油加氢过程氢耗的实际状况。     

生产清洁柴油的液相循环加氢技术的工业应用

SRH柴油液相循环加氢技术是以利用油品中的溶解氢来满足加氢反应的需要,以油品中氢浓度的变化作为反应的推动力。该技术催化剂床层处于液相中、接近等温操作,反应效率高、产品收率高;高压设备少,热量损失小,装置投资和操作费用均低。工业应用结果证明,SRH液相循环加氢技术以直馏柴油为原料,在反应器入口压力9.0~10.0 MPa、新鲜料体积空速1.4~2.0 h-1、循环比1.5~2.0、反应器入口温度350~360℃等工艺条件下,可以生产满足国Ⅳ排放标准清洁柴油质量要求,适当提高反应器入口温度,柴油产品主要指标满足国Ⅴ排放标准清洁柴油质量要求;处理低硫含量的直馏柴油和焦化柴油的混合油,在反应压力9.0 MPa、新鲜料体积空速2.0 h-1、循环比2.5、反应器入口温度370℃等条件下,柴油产品硫含量等主要指标满足国Ⅳ排放标准清洁柴油质量要求。同时工业装置长期稳定运行表明SRH液相循环加氢技术和关键设备成熟可靠。     

SRH液相循环加氢技术的开发及工业应用

SRH柴油液相循环加氢技术是利用油品中的溶解氢来满足加氢反应的需要,以油品中氢浓度的梯度变化作为反应的推动力。该技术催化剂床层处于全液相中、接近等温操作,反应效率高、目的产品收率高;整套装置高压设备少,热量损失小,装置投资和操作费用均低。中型装置试验结果证明,SRH液相循环加氢技术可以在适宜的工艺条件下加工各种柴油原料,对原料适应性强、产品质量好。长岭20万吨/年SRH液相循环加氢装置工业应用结果表明:以煤油为原料可以生产合格的3#喷气燃料;以常二柴油、催化柴油和常二柴油、焦化柴油的混合油为原料可以生产满足国Ⅲ质量标准的清洁柴油;以常二线柴油为原料,可以生产满足欧Ⅳ质量标准的清洁柴油,同时该装置长期稳定生产运行表明SRH液相循环加氢技术和关键设备成熟可靠。     

影响蜡油加氢处理装置氢耗的因素

蜡油加氢处理装置的氢耗控制措施的应用,降低了氢耗,提高了石油化工生产的经济效益。蜡油加氢处理装置的氢耗和原料油的密度、硫含量及反应温度有直接的关系,有必要研究蜡油加氢处理装置的氢耗,优化装置的生产过程,提高蜡油加氢处理的效率。     

连续重整循环氢K201机组转速调节故障浅析

循环氢压缩机组是重整装置的关键设备,在装置中具有很重要的作用。循环氢机组主要作用是维持重整反应系统的氢气循环,保证反应的氢油比,平衡反应系统压力,是整套重整装置得以平稳运行的核心。K 2 0 1循环氢压缩机组蒸汽通过汽轮机做功带动压缩机旋转,通过改变转速保证重整氢油比。当汽轮机转速无法调解时,轻则影响工艺产品质量,重则造成压力波动,机组喘振,造成安全事故。     

KF757、KF767加氢精制催化剂的运行分析

装置装填KF757、KF767新催化剂后,对该催化剂在加氢精制装置上初期运行情况进行了分析,结果表明,随着反应温度升高,催化剂具有良好的加氢脱硫反应活性,在一定的温度、压力、空速、氢油比条件下,KF757、KF767催化剂可以生产满足国Ⅳ标准的精制柴油。     

煤柴油加氢联合装置扩能升级瓶颈问题探讨

在煤油加氢需进一步扩能、柴油加氢需长周期生产国Ⅴ柴油的客观需求下,结合某炼厂装置现状,探讨了煤柴油加氢联合装置的瓶颈问题。解决措施为:煤油加氢装置建议采用加氢脱硫催化剂与脱硫醇催化剂组合方式,在现有设计压力等级下满足脱硫要求;煤油加氢反应产物换热器建议扩容至2843m2,将空冷入口温度降至120℃、增加除盐水换热器;煤油加氢装置增加一台循环氢压缩机,从而将柴油加氢供煤油加氢氢气量由8000 m3/h降至3000 m3/h,提高柴油加氢氢气供应量;对于柴油加氢催化剂失活问题,建议从原料、工艺、催化剂三方面着手,优化装置原料、工艺参数,调整催化剂级配方案,实现2年的长周期运行目标。     

高温煤焦油减压蒸馏在加氢中的应用

高温煤焦油加氢工艺比较复杂,七台河宝泰隆公司高温煤焦油加氢装置为全国首套,属于高温、高压、临氢装置,操作难度大。由于高温煤焦油密度大,含胶质、杂质、盐类、水分多,所以在加工前必须进行脱盐、脱水、脱杂质,再经过减压蒸馏切割掉含机械杂质的重油,使油品轻质化,然后再将轻质油入反应系统加氢反应。本套减压蒸馏系统通过实际运行操作,获得了长周期稳定运行。     

宽馏分油加氢制取溶剂油和白油的研究

以洛阳金达石化有限责任公司特种油品厂10×104 t/a宽馏分装置的宽馏分油为原料,采用催化剂a和催化剂b组合工艺,在金达研发中心200 m L加氢装置上进行高压加氢制取溶剂油和白油等特种油品的研究。考察了反应压力(16.5~18.5 MPa)、反应温度(315~355℃)、质量空速(WHSV)(0.3~0.6 h-1)和氢油体积比(1 000:1~1 800:1)对加氢精制产物油性质的影响,并确定最佳的工艺参数。结果表明,产物油硫含量随着反应温度、压力、氢油体积比的增大而减小,随着空速的增大而增大;产物油芳烃含量随着反应压力、氢油体积比的增大而减小,随着反应温度和空速的增大而增大。对加氢产物油进一步蒸馏切割得到25%溶剂油馏分、60%白油馏分和11%减底尾油馏分。对产物油馏分进行含量分析,生成的产品油分别满足溶剂油和白油标准。     

柴油加氢装置石脑油直供重整工艺技术应用

装置单元间的热联合是炼油厂热量回收利用的一项重要措施。通过优化柴油加氢装置反应压力和循环氢纯度、反应温度、氢油比等,生产合格的重整原料,直接进入汽提塔,降低重整预处理单元能耗,达到装置的节能高效运行。     

汽油加氢装置国V汽油质量升级改造浅析

中国石油天然气股份有限公司大庆炼化分公司150万吨/年催化汽油加氢装置,于2013年11月开工投运。本装置采用中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院开发的DSO催化汽油选择性加氢脱硫技术,目前装置运行平稳,可生产出国IV及国V标准汽油调和组分。为满足2016年国V汽油质量升级要求,保证装置长周期平稳运行,该装置国V改造中在加氢脱硫单元后增加一个加氢后处理反应器,可在超深度脱硫的同时使辛烷值损失和氢耗最优化。装置其他主要设备,包括反应器、分馏塔、稳定塔、新氢压缩机、循环氢压缩机、加热炉等全部利旧。本文针对此次国五改造前后装置的生产运行状况进行了深度分析。     

烃油液相循环加氢专利技术进展

液相循环加氢工艺具有设备投资少、运行成本低的优点,是目前加氢工艺研究领域的热点。文章从溶氢、反应压力与温度控制、反应器进料方式、液相循环物流的净化等方面总结了近年来烃油液相循环加氢工艺相关专利技术的进展,并对该技术今后改进的方向提出了建议。     

煤直接液化重质产品油的催化加氢实验研究

在30mL油品加氢实验装置上,进行煤直接液化全馏分油中重质油(320℃)加氢实验,考察反应温度、压力和体积空速变化对加氢生成油物性的影响.结果表明,油品的脱硫率和脱氮率与反应温度和反应压力成正比,与体积空速成反比;升高反应温度和反应压力或降低体积空速,都有利于加氢油品中单环芳烃和双环芳烃质量分数的增加、多环芳烃质量分数的减少.计算得到的油品供氢指数(IPDQ)增加,从而溶剂供氢能力增加.不同加氢条件下得到的油品物性表明,反应温度为380℃,压力为19MPa,体积空速为0.8/h时,得到的重质馏分油作为煤液化循环溶剂使用时供氢性最好.     

鲁奇炉宽馏分煤焦油加氢改质工艺研究

在100mL固定床加氢实验装置上,采用自制的不同性质的加氢催化剂组合对云南解放军化肥厂鲁奇炉副产的宽馏分煤焦油进行了加氢改质的工艺研究.结果表明,反应压力、温度、空速和氢油比等参数对煤焦油加氢改质的影响显著,并在反应压力12.0MPa,温度360℃,液时空速1.0h-1和氢油比1200∶1的优化条件下通过加氢改质和产品分馏,可以获得约9%的小于160℃石脑油馏分、78%的160℃～350℃柴油馏分和13%大于350℃尾油馏分.实验装置连续运行了1114h后仍能保持稳定,催化剂表现出良好的活性和稳定性.     

多工况氢网络压缩机配置和运行优化

炼油厂在实际运行过程中,加氢装置处理的原料油性质发生变化以及生产负荷调整,都会导致加氢单元耗氢量的变化。构建了具有中间管网的定结构氢网络优化模型,该模型包括供氢单元、氢气公用工程管网/中间管网、压缩机、加氢单元、燃料系统以及它们之间的固定连接关系。在常规氢网络中引入压力为1600 psi(1 psi=6.895 k Pa)的中间管网,可以减少一台加氢装置的新氢备用压缩机,设计阶段可少投资一台压缩机,即实现了新氢压缩机的优化配置。针对加氢单元正常/高/低负荷3种工况,对具有中间管网的氢网络进行了优化,得到了不同工况下流股的流量分配和压缩机的启停策略,从而实现多工况氢网络的运行优化。     

液相柴油加氢工艺与普通滴流床柴油加氢工艺的对比

对中海油东方石化有限责任公司60万t/a液相柴油加氢装置与30万t/a催化柴油加氢装置在能耗、物耗、氢耗、催化剂种类、处理量和产品质量等方面进行对比,对两套装置的标定情况进行分析.最终发现,液相柴油加氢在能耗、物耗、氢耗和产品质量上都优于普通滴流床柴油加氢.