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。     

紧急泄压停工与复工对高压加氢裂化装置催化剂的影响

对比了高压加氢裂化装置紧急泄压停工前与复工后精制反应器和裂化反应器的工况,以及产品收率与性质,考察了紧急泄压停工对催化剂的影响.结果 表明:在紧急泄压停工过程中,启动2.1 MPa/min泄压不够及时,导致在0.7 MPa/min紧急泄压过程中,裂化反应器床层温度超标,而在复工过程中又由于小分子烃和烯烃存在,导致温度大...     

加氢裂化装置新氢中断处理方法的探讨

加氢裂化装置新氢中断会造成反应压力迅速下降,循环氢流量大幅度下降,而处理难点是避免反应器飞温和裂化剂中毒。通过对加氢裂化装置新氢中断不同处理方法分析可知,在高负荷高转化率工况下,新氢中断后,应第一时间启动0.7 MPa/min低速泄压,泄压时间超过5 min,且在5 min内精制平均反应温度降低3～5℃,裂化平均反应温度降低5～10℃,反应器各床层出口温度呈下降趋势,就可以关闭紧急泄压阀,该方法优点是操作简单,风险低。在低负荷低转化率工况下,新氢中断按原料中断处理,在5 min内精制平均反应温度降低3～5℃,裂化平均反应温度降低5～10℃,如果裂化反应器催化剂采用分级装填,应该首先大幅度降低裂化活性较高的催化剂床层与装填量最多的催化剂床层温度,且确保催化剂各床层出口温度呈下降趋势,该方法反应开工恢复时间短,但是操作难度较大,在切断原料后,反应温度在短时间内无法降低,就可能发生飞温风险。     

加氢装置高压泵出口防逆流串压设计探讨

加氢装置高压泵出口均连接高压循环氢系统,需设置泵因事故停运时的防逆流串压设施,以预防低压系统超压泄漏而引发的火灾爆炸事故。介绍了国内常用的3种防循环氢逆流串压设计:添加止回阀、调节阀及紧急切断阀;分析了每种设计方案的优缺点,给出高压泵出口防逆流设计建议。并根据实际运行经验,给出了紧急切断阀选型及联锁设计时联锁传递顺序的优化建议。     

调节阀在石油化工装置紧急泄压中的应用

高压加氢装置反应系统的紧急泄压是确保装置安全的关键环节之一,泄放流速过大及不稳定,对沸腾床反应器带来诸多不利,通过调节阀连续开度调节实现按期望的泄放流速进行反应系统紧急泄压可以有效地解决这一问题.介绍调节阀在石油化工装置紧急泄压中的方法,比较了采用限流孔板和调节阀在紧急泄压应用中的不同考虑,列举泄压模式、调节阀的分程控制,分析了调节阀Cv值的选用及调节阔气路、电磁阀的设置,描述了大致的泄压程序.通过实际应用说明了调节阀在石油化工装置中的应用为一种有效的方式.     

重整预加氢脱砷反应器床层压力降高的对策

某连续重整装置预加氢反应器催化剂床层压力降急剧升高,影响了循环氢压缩机的平稳运行和正常生产,装置被迫平均每3个月进行一次"撇头"操作。分析发现,该反应器压力降高的直接原因是原料携带的腐蚀性产物和预加氢系统在高温条件下反应产生的结焦物在开停工或操作异常波动时被带到反应器床层顶部,并形成滤饼和硬盖。对此,采取了以下措施:①对预加氢进料加热炉炉管进行通球清焦;②对预加氢进料换热器进行化学清洗;③增设预加氢循环氢流量低低切断进料联锁系统。运行结果表明,该反应器压力降维持在400 kPa以内,装置无需撇头已连续平稳运行了8个月以上。提出了长周期运转的建议。     

催化重整装置安全设施设置的考虑

具体讨论了重整循环氢低流量的联锁、离心式重整循环氢压缩机防喘振系统、重沸器的多流路控制与低流量保护以及临氢系统的紧急泄压等方面的本质安全的设施设置。     

渣油加氢循环氢压缩机振动值超标的原因分析及解决方案

炼油厂渣油加氢装置循环氢离心压缩机叶轮有时会发生结垢,致使压缩机转子产生偏心力、振动,严重时会使离心压缩机联锁停机。以某炼油厂1.5 Mt/a渣油加氢装置离心压缩机的一次非正常停车事故为案例,分析了离心压缩机结垢的原因,并提出了生产中预防离心压缩机叶轮结垢的几点措施。如平稳反应操作;循环压缩机的前置设备优先考虑采用不锈钢材质;控制和降低除盐水的氧含量;严格控制贫胺液的量和温度;检修时对循环氢压缩机的前置设备和管道进行清洗除垢;控制好冷高分罐的液位和界位等。     

加氢装置中紧急放空环节气动切断阀的应用

加氢反应是在高温、高压环境下进行,并且有易燃易爆气体参与的过程,所以安全措施至关重要。紧急放空是加氢装置安全措施中非常重要的一个环节,系统在着火、泄漏、超温等紧急情况下,或者在循环氢压缩机停机时,为了降低系统内温度并且减缓或停止反应,需要开启紧急放空装置。从工程角度系统地分析了紧急放空气动切断阀选型、双电磁阀实现形式以及在紧急放空情况下的联锁逻辑和操作。     

加氢裂化装置紧急泄压过程分析

以某加氢裂化装置设计数据为基础,应用SIMSCI的Dynsim搭建动态模型。运用该动态模型对装置2.1 MPa/min紧急泄压过程进行模拟计算,主要分析了泄放量及反应系统各关键点压力和温度的变化。计算结果表明:紧急泄压阀开启后第一分钟泄压2.1 MPa,随后泄压速率逐渐降低,300 s后冷高压分离器操作压力降至原操作压力的50%,1 500 s后压力降至0.7 MPa以下,泄压过程结束。从反应流出物和热高分气温度变化曲线可以看出,紧急泄压过程中各点温度较原操作温度均有较大幅度升高;从反应系统各点压力变化曲线可以看出,紧急泄压开始后,各点压力逐渐降低,各点间压差迅速减小,泄压60 s后各点间压差降至0.5 MPa以内。通过对装置2.1MPa/min紧急泄压过程的模拟计算和数据分析,明确了反应系统各关键点压力和温度的变化规律,加强对紧急泄压过程的认识,一方面为相关设备设计条件的确定和材质的选择提供设计依据,另一方面也为装置操作提供理论依据。     

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。     

蜡油加氢处理装置长周期运行影响因素分析

某公司3.2Mt/a蜡油加氢处理装置加氢蜡油硫含量及反应器第一床层压差持续上升,运行末期加工负荷降至340 t/h,反应温度升至413℃,加氢蜡油硫质量分数持续高于0.5％(设计值小于0.35％),反应器第一床层压差0.35 Mpa(设计值小于0.3 Mpa).为避免下游装置腐蚀加剧及反应器内构件损伤,装置运行43个月...     

上流式加氢反应器内连续液相的控制方法

以柴油加氢精制装置多种工况的基本数据为计算基础,考察上流式反应器内液相体积分率的变化规律以及相关操作参数对液相体积分率的影响。结果表明,在上流式反应器内从催化剂床层入口到出口是液相体积分率逐渐增加的过程,操作压力、操作温度和补充氢的组成对反应器内液相体积分率的影响很小,但循环比和注氢方式对其影响较大,液相体积分率随循环比的增加而增加,多点注氢方式可以提高催化剂床层的液相体积分率。反应器出口液相体积分率可以通过数学关联公式预测,以实现连续液相加氢生产的自动控制。     

神华煤直接液化循环溶剂的催化加氢

采用百万吨级神华煤直接液化示范装置加氢稳定单元进料为加氢原料,在处理量300 mL加氢实验装置上考察了反应温度对煤直接液化循环溶剂性质的影响,并采用0.5 L搅拌式高压釜研究了煤在不同加氢深度循环溶剂中的液化效果。结果表明,随着溶剂加氢反应温度的升高,循环溶剂的硫、氮含量逐渐降低,氢/碳原子比增加;加氢反应温度由340℃升至380℃时,循环溶剂的芳碳率（f_a）不断减小,供氢指数（PDQI）逐渐增大,供氢能力增强。采用380℃加氢反应的循环溶剂进行煤液化时,煤的转化率和油收率均达到最大值,分别为88.64％和57.63％。当溶剂加氢反应温度达到390℃时,循环溶剂的供氢指数出现降低,芳碳率增加,供氢能力减弱,煤在此溶剂中加氢液化的转化率和油收率均有所降低,分别为88.22％和55.17％。     

不同浓度煤与油浆共炼研究

重点考察在反应温度455℃、压力20 MPa、空速不变、氢油比不变的工艺条件下,煤+油浆浓度分别在15％、25％、35％、40％下煤的转化率,发现进料煤浓度40％反应器温度为455℃、压力20 MPa、空速为0.5 h-1时达到最佳反应效果,煤转化率达85.4％,验证了煤和油浆共炼的适应性良好.油煤共炼装置在不同浓度的...     

蜡油加氢装置生产国V柴油的工业实践

为应对柴油液相循环加氢装置停工换剂期间柴油无法出厂的问题,中国石化石家庄炼化分公司进行了采用蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油的工业实践。结果表明,在装置处理量为175 t/h、反应器入口温度为352 ℃、反应压力为9.4 MPa、氢油体积比为500、体积空速为0.97 h-1、分馏塔塔底温度为222 ℃、分馏塔塔顶压力为0.11 MPa的工艺条件下,柴油产品硫质量分数稳定在3 μg/g,达到国Ⅴ柴油标准。在蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油期间发现冷高压分离器超负荷、加热炉超负荷、尾油出装置温度高、柴油水含量高等问题,问题皆得以解决。工业实践的结果可为蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油提供数据支撑及改造依据。     

连续液相加氢技术工艺计算验证

以柴油加氢精制装置的基本数据为计算基础,通过工艺计算,分析过剩氢、循环比、汽提氢等对采用连续液相加氢技术的柴油加氢精制装置操作的影响。结果表明：少量的气态过剩氢就能建立起较高的氢分压;循环油有助于控制催化剂床层温升;适量的汽提氢能有效稀释反应器内硫化氢的浓度,说明连续液相加氢技术可以实现滴流床技术中循环氢系统的作用,加氢装置今后有可能取消循环氢系统。     

催化裂化装置反应系统防结焦技术分析

叙述了催化裂化装置结焦的危害并指出油气重组分冷凝油滴是结焦的内因,油气所处的环境是结焦的外因。从焦块组成与焦块催化剂粒度分布可看出,焦炭中氢的质量分数不足4%,主要是催化剂细粉与高度缩合的碳氢化合物。在操作波动、沉降器温度变化时,很容易发生焦块脱落影响反应再生系统催化剂循环,从而导致非计划停工,影响长周期稳定运行。避免出现"未汽化油"和"湿"催化剂是防治反应系统结焦的有效手段,合理适度提高反应深度,降低反应器油气中油浆重馏分含量,也是减缓抑制结焦的重要手段之一。通过优化原料组成、采用MIP/MIP-CGP工艺和RICP工艺等新技术、优化粗旋设计和在粗旋灰斗增设预汽提器、优化提升管出口连接形式、操作上控制油浆不回炼并尽可能减少回炼油,规范开停工程序等有效防范和抑制结焦的措施,可以实现催化裂化装置长周期稳定运行。