连续重整装置再生器约翰逊内网开裂的原因分析及优化措施

中国石化天津分公司1.0 Mt/a连续重整装置再生器约翰逊内网出现开裂,原因是再生器内网顶部焊接区域存在应力,操作过程温度梯度变化大,并且内网顶部区域温度随催化剂周期性间断流动而交替变化致使出现金属疲劳。通过降低再生烧焦气中氧含量,使位于内网上部的催化剂在相对缓和的条件下进行烧炭,同时严格控制原料终馏点不高于173 ℃,提高重整反应氢油摩尔比至2.5,优化调整后,待生催化剂积炭量由5.1%降至4.8%,烧炭区峰值温度由568 ℃降至552 ℃,有利于再生器内网的长周期稳定运行。     

连续重整再生器约翰逊内网破损原因分析及处理

介绍了中国石油化工股份有限公司天津分公司炼油部1.0 Mt/a连续重整装置催化剂再生单元再生器约翰逊内网破损的现象和处理经过。分析认为,热应力和金属疲劳是造成约翰逊内网断裂和破损的直接原因,而较高的烧炭温度造成贴壁催化剂局部"超温"是导致内网表面出现微熔缺陷的主要原因。结合装置的现状提出了适当降低再生烧炭气氧含量,使再生器烧炭区峰值温度由第4点逐渐移至第5点,增大再生器的烧炭区域;控制重整反应氢油摩尔比不低于2.5,同时适当降低第四反应器操作温度;控制重整进料干点不大于170℃等预防措施。有效减少催化剂积炭,从而降低再生器烧炭区峰值温度。     

重整再生器内网堵塞的危害与对策

结合扬子石化公司连续重整装置的运行情况，从烧焦区和氯化区分析了重整再生器内网堵塞后对重整催化剂以及约翰逊内网的影响，提出控制再生器操作温度小于590℃；优化除尘操作，控制粉尘中的整颗粒催化剂为20％－30％；当再生循环气流量下降至设计值的90％时，定期清理内网等减少内网堵塞的一些对策，取得了较好的效果。     

连续重整PS-Ⅵ催化剂硫中毒分析及对策

福建联合石油化工股份有限公司芳烃联合装置重整单元采用UOP公司开发的第三代低压连续重整及再生技术,设计规模为1.4 Mt/a。装置在检修开工过程中由于预加氢汽提塔(C101)液位不准,造成淹塔,丧失分离效果。大量高硫、高水石脑油进入重整反应系统,造成重整催化剂严重硫中毒,测得重整循环氢中H2S质量浓度最高达56 mg/L。发现硫中毒后,首先稳定C101操作,校准C101液位计,保证重整进料合格;然后增加重整注氯,抑制硫的可逆吸附;通过低负荷热氢脱硫、催化剂循环热氢脱硫后将循环氢中H2S质量浓度降至4 mg/L;最后通过启动再生器烧焦,以低负荷再生烧焦循环脱硫的手段进行处理。在硫中毒17 d后,循环氢中H2S质量浓度降至小于0.5mg/L的正常水平,基本恢复了催化剂活性。     

重整循环氢压缩机入口过滤器堵塞在线处理

介绍了中国石油克拉玛依石化公司800 kt/a连续重整装置在线通蒸汽处理循环氢压缩机入口过滤器堵塞的实施方案。在保证装置正常运行的前提下,通过采用对循环氢压缩机入口过滤器间断通蒸汽的办法,解决压缩机过滤器氯化铵结盐堵塞的问题。在线处理实践结果表明,压缩机出口流量由11.7 dam~3/h上升至24.5 dam~3/h,过滤器压力降较吹扫前最大下降40 kPa,压缩机运行转速可调的情况下对压缩机基本没有影响,对重整催化剂存在的影响可控。     

连续重整铂锡双金属催化剂氢铂比低的原因分析及对策

分析了中国石油辽河石化公司0.6 Mt/a连续重整装置出现铂锡双金属催化剂氢铂比(原子比,下同)低的原因并提出了解决方案。结果表明,再生系统注氯效果差和再生器氧氯化区温度低是造成再生铂锡双金属催化剂氢铂比低的主要原因。通过疏通催化剂注氯线、降低氢油体积比、调整测温点位置等措施,催化剂氢铂比由0.37恢复至0.90。     

连续重整装置再生器相关问题分析及处理

分析了某公司连续重整装置再生系统在长周期运行过程中再生器约翰逊内网泄漏的原因并提出了对策。通过更换新式约翰逊内网及优化再生峰温分布,有效解决了再生器约翰逊内网频繁泄漏的问题;通过对再生操作的优化和技措项目的实施,有效延长了再生器氧分析仪氧化锆管的使用周期,避免了氧分析仪故障导致的再生停工;通过增设外屏蔽设施,消除了外界射线对料位源的干扰,有利于再生稳定操作;通过更换催化剂控制系统CRCS的控制PES(程序电子系统)框架及背板并进行程序下装,消除了生产隐患,保证了再生系统的平稳运行;通过更换回讯传感器,有效解决了待生隔离阀延迟关闭和回讯故障问题,避免因回迅问题导致的再生器冷停工。     

连续重整装置再生器压降升高原因分析及解决措施

连续重整装置再生器压降升高将直接影响本装置的正常生产。针对国内某炼油厂连续重整装置再生器内网堵塞造成压降升高的情况,从再生系统的操作过程、再生器结构特点及制造工艺等方面对压降升高的原因等进行了分析。结果表明,催化剂过度磨损、生产工艺操作不当是内网堵塞、压降升高的直接原因,内网所采用的轴向筛网结构和制造工艺的固有缺陷是间接原因。经过内网清理,同时优化干燥系统运行、淘析气系统运行,消除了再生器内网堵塞隐患。     

加氢装置循环氢系统铵盐堵塞原因分析及处理

北京燕山分公司1.3 Mt/a中压加氢裂化装置由于重整装置供氢含氯(新氢中氯化氢体积分数约5μL/L)导致循环氢压缩机出口至反应产物/循环氢换热器入口管线发生严重的氯化铵结晶堵塞,反应系统压力降由1.23MPa上升至1.71 MPa,循环氢进反应加热炉流量由110 dam3/h降低至90 dam3/h,反应供氢不足。为应对这些问题而采取了降低装置循环氢中氯化氢和氨的浓度、铵盐加热升华、流量脉冲式冲击等在线处理措施,取得了较好的效果。介绍停工检修期间对管线的水洗过程及水洗后的管线脱水方法,提出了加强对新氢及原料中氯离子检测,保证装置长周期运行的建议。     

重整循环氧压缩机操作优化分析

针对重整循环氢离心压缩机运行状况进行了分析,制定了优化措施,通过不停工清洗重整循环氢离心压缩机入口过滤网的成功实施,为机组的长周期运行取得了操作经验。     

最新专利文摘

一种低压组合床重整工艺一种低压组合床重整工艺 ,是在低压下使原料油在由两个固定床反应器串联构成的半再生重整反应段中与铂 -铼催化剂接触 ,反应后的流出物全部进入由两个移动床反应器和一个再生器串联构成的连续再生反应段 ,与铂 -锡催化剂进一步接触 ,产物经冷却、闪蒸后分为富氢气体和重整生成油 ,移动床中的催化剂在再生器中再生后返回至移动床反应器循环使用 ,催化剂与反应物流在移动床反应器内形成逆向流动。该工艺与现有技术相比 ,提高了芳烃产率、氢气产率和重整生成油的辛烷值 ;在重整生成油的辛烷值相同或芳烃产率相同时 ,提高…     

预加氢反应器压降增大原因分析及处理

预加氢是对原料油进行预处理,脱除杂质,以满足后部重整催化剂对原料油的要求。由于原料油成份、杂质、循环氢纯度、反应温度、操作压力和反应器床层空隙率等原因,致使生产过程中预加氢反应器压降逐渐加大,造成循环氢压缩机出口憋压,安全阀起跳。本文通过对预加氢反应器压降增大的原因分析,提出了相应的处理措施。     

连续重整装置催化剂再生工艺改进

分析了中国石油大连石化公司连续重整装置催化剂失活原因,并对该装置重整反应、再生操作工艺参数进行优化调整,对再生单元流程进行改进,考察了催化剂再生效果。结果表明:催化剂在高苛刻度条件下进行反应,催化剂会因快速积炭而失去活性;通过采取将缓冲区料位计阻尼值由20 s降为15 s,降低蒸发塔压力至0.85~0.88 MPa,提高回流比至0.3~0.4,控制烧焦氧体积分数在0.50%~0.55%,将再生催化剂注氯量由16 kg/d提高至18 kg/d,提高再生电加热器和空气电加热器的出口温度分别至480~485 ℃,560~565 ℃,设置双注氯加热夹套等改进措施,重整反应温降逐渐由172 ℃提高至295 ℃,且处于稳定状态;重整待生催化剂氯质量分数由0.86%增至1.00%,再生催化剂氯质量分数由0.97%提高至1.13%;脱戊烷塔塔底油C≥8非芳烃质量分数由2.97%逐渐降至1.93%,研究法辛烷值由89提高至约100,苯收率由3.5%提高至5.5%;氯化温度由420 ℃提高至540 ℃,氢铂比由0.72提高至0.95,催化剂性能得到大幅提升。     

连续重整装置催化剂粉尘异常原因及对策

总结了中国石化海南炼油化工有限公司1.2 Mt/a连续重整装置第二周期运行中出现的还原段催化剂跑损、氧氯化段温度异常、还原区床层温度频繁波动(最低175℃,最高460℃)、反再系统卸粉尘量减少(仅有0.5kg/d)、重整氢循环机及增压机轴振动值连续偏高等问题。分析了原因,提出了应对措施:对再生器约翰逊内网过渡区破损点进行补焊;对第四反应器中心管底部约翰逊网裂缝增加加强圈;对重整催化剂过筛和分级并补加新剂;循环机入口过滤器改造等,解决了因催化剂粉尘累积所引起的生产问题。     

连续重整再生系统管道的防腐选材及设计

作为石油化工企业最重要的生产装置之一的连续重整装置核心部分是反再系统,而反再系统的核心则是催化剂的连续再生。结合催化剂再生过程的特点,针对催化剂再生四个阶段出现的高温金属氧化、氧氯化而导致再生器氯腐蚀、高温临氢腐蚀及催化剂输送对管道的磨损腐蚀等腐蚀现象,提出了再生系统管道的选材要求。由于管道输送的是颗粒状的催化剂,从而决定了催化剂管道设计的特殊性。从壁厚确定、弯管的设计、管道连接器的设计、法兰件的设计、再生装置的提升器L型阀组的设计、膨胀节的金属波纹管结构设计及特殊阀门的选择等方面,对催化剂再生部分管道的配管设计原则及设计要求进行了系统而详细的总结。     

高积炭连续重整催化剂器内再生实践

高积炭连续重整催化剂由于碳含量远远超过再生系统正常运行所允许的水平,正常的器内连续再生会导致催化剂载体晶相破坏及内构件损坏。以某连续重整装置异常停工导致催化剂碳含量异常增加为例,在重整反应系统未进料的情况下,通过严格控制再生烧焦区入口温度、入口氧含量、催化剂循环量等参数,在再生器内依次通过固定床烧焦、移动床连续烧焦模式,实现了降低装置内催化剂碳含量的目的,然后通过反应进料并提高反应温度增加积炭的方式满足再生系统运行的条件,最终实现了催化剂正常再生,使催化剂活性得到完全恢复,成为国内首例高积炭连续重整催化剂器内再生的成功案例。     

循环氢压缩机油压联锁停机原因及对策

循环氢压缩机是加氢装置的核心设备,针对克拉玛依石化公司1.2 Mt/a柴油加氢改质装置循环氢压缩机调整油压过程中,自力式调节阀控制油路异常,主阀突然关闭,润滑油总管油压瞬间中断,导致循环氢压缩机联锁停机原因进行分析,提出了3种不同工况下使用自力式调节阀调节压缩机油压的建议,同时,由于循环氢中断,联锁装置0.7 MPa/min紧急泄压启动后,反应器裂化床层温升仍不可控,第四床层出口温度超过460℃,立即采取手动启1.4 MPa/min紧急泄压自保的应急措施,装置紧急停工,退守至稳定状态,对整个循环氢中断的应急处置措施和不足之处进行了分析和总结,为同类装置处理类似问题提供经验和参照.     

连续重整催化剂再生系统问题分析及对策

催化剂再生系统的操作平稳，对于提高重整装置产品的液收率、辛烷值以及装置的经济效益影响很大。针对连续重整装置催化剂再生系统运行出现的问题：氮气污染、再生气碱洗、催化剂还原、再生注氯、再生器筛网堵塞、催化剂循环等等，逐个分析并提出解决方案。在优化催化剂再生气碱洗系统操作和再生器内筛网堵塞等方面进行分析并提出具体应对措施。     

重整装置改造后存在的问题及整改优化措施

介绍了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司0.7 Mt/a连续重整装置使用国产连续重整成套技术进行改造的情况,对改造后装置出现的循环氢压缩机喘振、反应加热炉热负荷不足、催化剂循环提升不畅、不能低碳烧焦、催化剂再生系统氯腐蚀并跑损催化剂等问题进行了分析,并采取措施进行了优化和改进。整改优化后,国产先进技术的优势得到了发挥,装置实现了满负荷平稳运行的目标。     

两种连续重整催化剂再生技术对比

对UOP一代和国产超低压连续重整(SLCR)两种再生技术进行了比较。SLCR再生工艺由于采用了加压干冷循环,与UOP一代常压再生相比具有如下特点:加压再生使得催化剂烧焦氧含量下降,烧焦床层温度降低了15～20℃;氯化气体的高氧体积分数(21%)有利于催化剂的铂分散,从而提高了催化剂的金属功能;再生气循环回路设置了干燥系统,干燥后的再生循环气的水质量分数低至50μg/g,水含量的下降使得催化剂的比表面积下降得更慢,寿命延长约2 a;氯化气体自氯化区出口单独抽出,可实现低碳烧焦,提高了装置的操作弹性;采用PSA高纯氢作为还原氢有利于催化剂的还原;反应器和再生器内催化剂连续流动有利于保护其内件;催化剂采用无阀输送并优化了催化剂提升系统的设计,使得催化剂粉尘量降低了86.5%,但再生工艺相对复杂,综合看来SLCR再生技术明显优于UOP一代技术。