延迟焦化装置分馏塔结盐原因分析及预防措施

延迟焦化装置原料复杂,氮、氯含量高,造成分馏塔顶部结盐现象频发,严重影响装置的平稳运行。为解决分馏塔结盐问题,分析了分馏塔结盐的原因,并提出了结盐后在线汽油洗塔盘及水洗塔盘的解决方法。针对运行过程中防止分馏塔结盐现象发生,采取了分馏塔顶降温除盐、分馏塔顶提温除盐、加注结盐控制剂、在线洗涤除盐等预防措施,有效地缓解了分馏塔结盐的现象,延长了装置的运行周期。     

延迟焦化装置分馏塔结盐原因分析及解决措施

延迟焦化装置分馏塔结盐影响装置平稳运行,会导致分馏塔压降增大、汽油干点升高、分馏系统操作紊乱。分析分馏塔结盐的原因,并对生产过程中采取的解决措施及其效果进行了介绍,包括优化操作条件减缓结盐、在线水洗除盐、添加结盐控制剂除盐、顶循回流脱水除盐。通过采取相应的措施,能有效缓解或解决分馏塔的结盐问题,保证装置的平稳运行。     

常压蒸馏装置塔顶系统腐蚀机理分析及措施

塔河炼化有限责任公司常压蒸馏装置加工的原油是塔河劣质稠油。该原油密度大、盐含量高、硫含量高且运动黏度高,原油电脱盐运行效果不佳,脱后油中盐质量浓度为7~10 mg/L。运行过程中,常压蒸馏装置塔顶系统结盐严重,设备腐蚀加剧,影响装置处理量。分析了常压蒸馏装置塔顶系统结盐腐蚀机理,提出了合理措施以减少塔顶系统结盐和减轻塔顶系统腐蚀,为常压蒸馏装置长周期运行提供了保障。     

催化分馏塔结盐原因分析与处理措施

重油催化裂化装置分馏塔结盐是造成装置非计划停工的主要原因之一,结合潍坊弘润石化助剂有限公司重油催化裂化装置运行实际,分析了分馏塔结盐的机理,提出了分馏塔结盐的判断方法和处理措施,并在装置不停工的情况下,对分馏塔进行水冲洗除盐,避免了非计划停工。     

延迟焦化分馏塔顶循结盐的原因及处理方法

随着延迟焦化装置原料的重质化、劣质化,原料中的含盐量越来越高,造成分馏塔上部塔盘、顶循系统结盐,影响装置的安全运行。本文就顶循结盐的原因及危害做了分析,提出了解决顶循结盐的几种处理方法,特别是新型除盐技术的应用,保证了装置的长周期运行。     

蜡油催化裂化装置汽轮机结盐的原因分析及对策

蜡油催化裂化装置汽轮机结盐,导致了运行效率下降,严重影响了装置的安全平稳运行。文中分析了汽轮机结盐的原因,并采取湿蒸汽在线清洗方式进行处理以及停机清洗等方法,达到了预期效果,保证了装置长周期运行。     

重油催化裂化分馏塔结盐在线水洗技术的研究

重油催化裂化装置分馏塔结盐在线水洗技术是在装置满负荷运行条件下进行的塔顶循环段水洗技术。800 kt/a重油催化裂化装置分馏塔在线水洗运行结果表明：在线水洗技术有效地控制了分馏塔上部结盐,塔顶循环段运行稳定,塔顶循环段和柴油段无结盐现象;不同的塔顶循环物流含水量对汽油、柴油馏程基本没有影响;在线水洗过程中,塔顶循环物流含水量必须控制在50%以上,才能保证稳定的塔顶循环量。     

常压塔顶挥发线结盐堵塞原因分析及解决措施

针对某石化厂常压塔顶(常顶)油气挥发线压力增加的现象,采用红外热像仪对常顶挥发线外壁温度的分布状况进行检测,结果显示常顶挥发线顶部出口弯头处出现了结盐堵塞问题。结合常顶挥发线实际运行的工况环境,在实验室开展结盐模拟实验并分析结盐机理,发现常顶挥发线结盐堵塞主要是由于中和剂同盐酸反应生成的有机胺盐所致。根据结盐堵塞的原因提出了科学合理的解决措施,并在装置运行过程中有针对性的开展在线清洗工作,成功解决了常顶挥发线结盐堵塞问题,保障了装置安全平稳运行。     

分馏塔结盐原因分析及优化处理

某200万吨/年重油催化裂化装置(MIP)的原料是原油经过一次加工后的常压渣油,在二次加工过程不可避免的遇到了常压渣油催化裂化的通病--分馏塔结盐,分馏塔结盐是催化裂化装置长周期运行的一大隐患。本文针对分馏塔结盐原因进行分析,并结合各种处理方法和该装置实际情况,选择适合装置当前情况的处理方法。     

延迟焦化分馏塔除盐新技术的工业应用

延迟焦化装置原料盐含量高,造成分馏塔顶部结盐严重,影响装置处理量并使设备腐蚀加剧。现有分馏塔除盐方法是装置降量对分馏塔进行水洗。利用除盐新技术不再进行水洗操作,该技术投用后,设备运行安全平稳。在原油脱盐连续超标、减压渣油盐含量持续高的情况下,分馏塔顶部未出现结盐现象,顶循备用泵未出现结盐堵塞,运行泵未出现机封结盐泄漏和叶轮损坏等现象。进出除盐设备顶循油氯含量分析表明,经过在线连续脱盐,油中氯含量降低,含盐水中氯含量也逐步降低。     

镧、铈氧化物对重质烃类蒸汽转化制氢催化剂性能的影响

采用常压微反装置及小型加压评价装置，对镧、铈氧化物以不同的加入方式对研制的重质烃类蒸汽转化催化剂活性、还原性能、抗积炭性能的影响进行了研究。结果表明，以共沉方式加入二氧化铈，更有利于提高催化剂的综合性能。     

重油催化裂化装置压缩机凝汽系统节能改造

中国石化股份有限公司济南分公司800kt/a重油催化裂化装置气压机凝汽式蒸汽轮机真空度低，导致对反应压力调节及对吸收稳定系统的适应能力差，影响了装置的处理能力。通过分析认为气压机凝汽器取热能力不足是造成真空度低的主要原因。对凝汽系统进行改造后提高了气压机调节能力，并节约了蒸汽和循环水，装置能耗可降低167．5MJ／t。     

芳烃联合装置氢气压缩机组凝汽器的在线清洗

芳烃联合装置凝汽器的结垢是氢气压缩机负荷降低的主要原因。在线清洗凝汽器是较佳的解决方案,通过采用10%氨基磺酸和缓蚀剂等添加剂,控制清洗温度为50～65℃,在降低氢气压缩机负荷后,对凝汽器进行一侧清洗,一侧运行。在线清洗后,凝汽器换热效果及真空度都达到最好水平,氢气压缩机恢复正常生产负荷。     

加氢裂化装置汽轮机在线清洗技术探讨

大庆石化公司炼油厂加氢裂化装置汽轮机已运行多年,检修时发现叶轮结垢严重,导致汽轮机运行出现丢转现象,效率明显降低、能耗增大;系统管网温度突降、轮室压力波动增大.影响了装置的正常生产.通过实施在线清洗技术,解决了汽轮机的丢转问题,提高了设备运转效率,收到预期效果.     

稠油井分层配汽工艺技术

方法针对油井各小层油层物性的差异，将油层物性相近的小层划为一个注汽单元，各注汽单元之间用热力封隔器封隔开，然后采用蒸汽分配器对各单元进行定量注汽。目的解决高周期吞吐后，渗透性好的油层在注汽时重复利用，而渗透性差的油层在注汽时吸汽量较少或不吸汽，从而导致油井含水上升和产油量下降的问题。结果1995年在欢喜岭油田齐40块共进行了3口井的分层配汽工艺试验，有效率达100％，累计增产原油2036．1t。结论分层配汽工艺可以做到在注汽时一次管柱按地层需要合理注汽，既发挥中、低渗透层的作用，又发挥高渗透层的剩余能量，提高油层的动用程度。     

合成氨装置蒸汽透平结垢原因分析及对策

结合中国石油吉林石化公司化肥厂合成氨装置运行的实际工况,分析了四大机组透平发生结垢现象的原因,并采取了相应的改进措施。结果表明,驱动透平的高压蒸汽中Ｎａ＋及ＳｉＯ２的质量浓度超标是导致结垢的主要因素。采用活性分子膜超微过滤组合多官能团纤维吸附凝结水处理技术对合成氨冷凝液系统进行了改造,并严格水质及蒸汽品质的控制指标,其中含Ｎａ＋,ＳｉＯ２质量浓度均不大于１５μｇ／Ｌ。实施上述措施后,在为期９个月的运行周期内,四大机组透平运行稳定,减少蒸汽消耗量约１０ｔ／ｈ,减少循环水补水量２８万ｔ,减少缓蚀剂、阻垢剂消耗量２５ｔ,有效解决了透平结垢及蒸汽管网失衡问题。     

3S智能喷雾系统在延迟焦化装置的应用

中国石化塔河炼化有限责任公司利用3S智能喷雾系统对2号延迟焦化装置焦炭塔大吹汽系统进行了改造。改造后:大吹汽期间蒸汽用量由改造前的8 t/h降低到3~5 t/h,减小了大吹汽期间蒸汽管网的波动;每塔每次蒸汽用量由20 t降低到8.93 t,节约大吹汽蒸汽55%以上;工艺参数均保持正常,焦炭质量合格,挥发分质量分数在9%左右,每塔可回炼三泥10 t左右。达到了降低延迟焦化装置能耗、保护环境的目的。     

大型炼油厂蒸汽动力系统优化研究

大型炼油厂蒸汽消耗是影响全厂能耗的重要因素。使用先进蒸汽动力系统模拟软件结合生产现状与发展规划,综合考虑蒸汽生产、传输、使用三个环节,建立热电运行部、全厂中压系统、低压系统模型,系统分析全厂蒸汽动力系统运行情况,找到存在的问题与瓶颈。采用Willan模型对汽轮机负荷进行优化,发电量增加了4 298(k W·h)/h;对中压管网进行提压操作,在维持锅炉的产汽量不变的前提下,汽轮机总发电量增加了1 442(k W·h)/h;针对夏季低压放空蒸汽量较大,利用炼油厂现有的蒸汽管线把放空低压蒸汽回供到热电运行部,节省低压蒸汽30 t/h;针对重整装置内部减温减压损失较大,用1台背压蒸汽轮机取代2套减温减压器,新增发电1 487(k W·h)/h。为企业提高蒸汽利用效率、降低蒸汽能耗和提高经济效益提供了技术支撑。     

富气压缩机节能降耗的变工况运行方法

新的节能措施,就是利用富气压缩机的多变效率曲线,改变压缩机的工作点,从而达到节能之目的。变工况对汽轮机-富气压缩机机组性能曲线的影响包括3个方面:(1)改变汽轮机的转速从而改变压缩机的工作点;(2)改变压比可改变汽轮机转速和机组后部的工艺操作压力;(3)温度降低时压比增大,使稳定工作区增大。降低机组压比及汽轮机的转速和入口温度,均可减少汽轮机的能耗。机组变工况运行3个月,不计降低蒸汽参数带来的效益,仅以每小时10t的蒸汽节能量计算,就获经济效益1296万元。     

稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则

利用数值模拟方法研究注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响，给出了具体的量化指标范围。研究结果表明，对于普通稠油油藏，要达到较好的蒸汽驱开发效果，必须满足以下条件：①注汽速率大于等于1．6m^3／（d·hm^2·m），从而保持蒸汽带的不断扩展，并保持井底蒸汽干度；②井底蒸汽干度大于等于40％，反映蒸汽驱对单位注入流体热焙的要求；③油藏压力小于5．0MPa，最好为1．0～3．0MPa，保持较低的油藏压力可提高蒸汽波及体积；④蒸汽驱稳定阶段的瞬时采注比大于等于1．2，才能真正实现蒸汽驱。辽河油田齐40块蒸汽驱先导试验和扩大试验的方案设计、跟踪调整及评价表明，提出的有关量化指标已成为蒸汽驱方案设计、跟踪调整和评价的四项基本准则。图6表1参10