催化裂化干气制苯乙烯装置运行状况及技术改进途径

大连石化公司10×104t/a催化裂化干气制苯乙烯装置采用国产化的催化裂化干气制乙苯第二代技术和乙苯负压脱氢制苯乙烯技术,利用催化裂化干气中的乙烯生产高附加值的苯乙烯产品。2009年、2010年的运行数据表明,装置综合苯耗分别为0.933t苯/t苯乙烯和0.987t苯/t苯乙烯,综合能耗分别为635.40kg标油/t苯乙烯和695.88kg标油/t苯乙烯,苯乙烯产品纯度在99.7%左右。与采用催化裂化干气制乙苯第三代技术的苯乙烯装置相比,综合苯耗高0.026t苯/t苯乙烯以上,综合能耗高82.8kg标油/t苯乙烯以上,存在一定差距。装置运行过程中存在原料催化裂化干气品质波动、正丙苯/异丙苯组分未得到合理利用、E-307出口至空冷器入口管线设计存在不足、副产物焦油产量较高等问题。需要采取增加催化裂化干气脱丙烯精制系统、乙苯分离单元增加脱丙苯塔系统、保证急冷器喷嘴的雾化效果及优化E-320空冷器的操作控制、引进使用复合的"真"阻聚剂等有针对性的措施予以改造和解决。     

大连石化干气制乙苯装置催化剂运行状况分析

大连石化10×104t/a催化裂化干气制乙苯装置,是目前世界上唯一一套采用催化裂化干气制乙苯第二代技术并保持长周期运行的大型装置。乙苯装置烷基化单元包括烷基化/烷基转移反应部分、吸收稳定部分,采用固定床反应器。其中,烷基化反应器采用多段冷激式,催化干气不需特殊精制、不需加压,分段直接进入反应器,反应温度、压力较低,乙苯收率较高。对2007年8月～2009年1月期间R-103/R-104催化剂运行数据分析看出:大连石化乙苯装置目前采用的3884A1型和3884B型气相烷基化催化剂,以及3884A2型气相烷基转移催化剂,能够满足技术指标及生产需要;同时,从原料催化干气品质、原料苯品质、催化干气进料量、反应温升控制与调节等方面进行总结,对指导装置运行、了解催化裂化干气制乙苯第二代技术的工业化应用,具有现实意义。对气相烷基化催化剂、气相烷基转移催化剂再生工艺的阐述,以及影响催化剂再生周期因素的分析,为干气制乙苯装置长期稳定运行提供借鉴。     

炼厂催化裂化干气中稀乙烯资源利用综述

利用催化裂化于气中廉价的乙烯资源生产化工产品可增加炼厂经济效益。介绍了炼厂催化裂化干气稀乙烯的回收技术．包括变压吸附、配合吸收分离、中冷油吸收、先进回收系统、膜分离技术,并对这几种技术进行了比较。最后综述了我国以催化裂化干气为原料生产乙苯、丙醛、乙酸乙酯和氯乙烯的技术研发进展。     

改善吸收稳定系统操作减少干气中C3组分的探讨

系统的阐述了重油催化裂化装置吸收稳定系统的工艺特点,应用重质烃或低分子烃作吸收油吸收催化裂化装置生产的炼厂气中C3及其较重组分的影响因素。以及如何优化吸收稳定系统的操作条件,确保征税出质量合格的稳定汽油、液化石油气和干气的技术措施。     

干气法苯乙烯装置长周期运行分析

青岛炼化干气法制乙苯/苯乙烯联合装置第一周期平稳运行46个月,影响装置长周期运行的主要因素为原料催化干气携带脱硫剂、焦粉、重组分等杂质,引起原料换热器堵塞;新鲜苯带水及碱,引起烷基化催化剂、烷基转移催化剂中毒失活。通过已实施的干气系统脱液流程改造及后续建议的原料换热器增加跨线,或增上旋风分离设施等措施,将干气携带杂质的影响降至最低;通过对原料苯及循环苯中水含量及中性试验指标的重点监控、精细化监控方案的实行,原料苯带水及碱引起催化剂中毒的问题基本解决;通过对影响催化剂运行的温度、压力、苯/烯比、苯/多乙苯比、水比等关键参数的合理控制,实现烷基化、烷基转移及脱氢催化剂的超设计运行。装置运行期间逐步实施了催化干气中丙烯最大化回收、烃化尾气综合利用、中压凝液能量综合利用等技措项目。     

炼厂干气的综合利用

炼厂干气是重要的化工原料,对炼厂干气的利用途径主要有:通过分离净化将干气中的乙烯、乙烷、丙烯和丙烷等轻烃回收,直接进入乙烯装置;将干气中的稀乙烯作为生产乙苯、环氧乙烷和二氯乙烷等化工产品的原料。炼厂干气分离的主要方法有深冷分离法、变压吸附法、中冷油吸收法、金属盐络合吸收法及膜分离法。变压吸附法及中冷油吸收法技术成熟,当干气回收规模较大时一般采用这两种方法;当干气回收规模较小时,可以采用金属盐络合吸收法,膜分离法尚未实现产业化。干气中乙烯的化工应用最为成熟的是干气中的稀乙烯制乙苯,已经建成大规模工业装置;国内外已经开展了干气中乙烯用于环氧乙烷及丙醛的研究,但尚未见产业化报道;干气中乙烯和氢气含量较高,国内已经开发出在不改变炼厂干气原料浓度的情况下直接进行氢甲酰化反应制备丙醛的方法,以及利用炼厂干气中的乙烯生产对甲基乙苯、二氯乙烷、汽油调和组分等工艺方法。     

流程模拟技术在催化裂化装置上的应用

催化裂化装置是石油加工过程中重要的二次加工装置,主要是使重质油品在高温和催化剂的作用下发生裂化反应,转变为干气、液化气、汽油和柴油等产品的过程。一般由反应-再生系统分馏系统、吸收-稳定系统三个部分组成。使用AspenPlus流程模拟软件建立催化裂化装置流程模拟模型,通过模型对装置的分馏部分和吸收稳定部分进行分析、诊断,研究分馏塔顶循油量对产品的影响,一中回流量对产品质量的影响,富吸收油对柴品质量、产量的影响,补充吸收剂对干气中C_3~+含量的影响,解吸塔底温度与解析气量和产品质量的关系,吸收稳定系统稳定塔回流比与产品质量的关系,并提出相应的优化调控措施,降低装置能耗,增加操作弹性。目前,流程模拟技术已在中国石化所属25套催化裂化装置上推广应用,合计实现装置挖潜增效6700余万元,实现装置节能降耗的同时也取得了可观的经济效益,提高了中国石化催化裂化装置的精细化操作水平和管理水平。     

重油催化裂化装置吸收稳定系统适应性改造

锦西石化重油催化裂化装置原设计加工能力140×104t/a;2005年11月进行扩产改造,加工能力达到180×104t/a,反应部分采用北京石油化工科学研究院研发的MIP工艺技术;同时,为解决催化裂化汽油辛烷值偏低的问题,应用兰州石化公司研制的LDR-100催化剂.由于该催化剂的活性增强,随着富气量的增加,吸收稳定系统气液相发生变化,导致干气、液化气和稳定汽油产品质量不合格.为此,对催化裂化装置吸收稳定系统进行技术改造:在流程及操作条件与现场保持一致条件下,适当增加吸收塔、解析塔和稳定塔的塔径,来提高吸收稳定系统装置的处理量;同时新增一台同型号稳定塔底重沸器、新增三组同型号稳定塔顶湿式空冷器.技术改造后,装置运行平稳,总液体收率增加1.96个百分点,干气收率降低1.12个百分点,干气中C3及以上组分含量下降为0.80％,液化气中C5含量下降为0.84％,稳定汽油的饱和蒸汽压合格,提高了装置的经济效益.     

降低汽油苯含量技术进展

催化重整汽油和催化裂化汽油是汽油池的重要组成部分,也是汽油池苯含量的重要来源,相对而言,催化重整汽油是汽油池苯含量最为主要的来源,降低汽油池苯含量的关键在于重整汽油苯含量的降低。降低重整汽油苯含量有3种途径:选择合适的重整原料和重整操作方案、脱除重整原料中苯和苯前躯体,以及脱除重整生成油中的苯。其中,脱除重整原料中苯和苯前躯体是目前炼厂可选择的低投资降低重整汽油苯含量的方法。脱除重整生成油中的苯有物理分离法和化学转化法两种,由于单一方法效果有限,故通常使用它们结合的方法实现降苯过程的优化。脱除的苯可进入化工市场作为纯苯出售,也可作为高辛烷值汽油组分进入成品油市场。目前,化学转化法降苯技术主要有加氢饱和降苯和烷基化降苯两种。加氢饱和降苯技术成熟,但不可避免地带来重整汽油辛烷值损失和氢耗问题,该技术以CD Hydro工艺、Bensat工艺和Benfree工艺为代表;烷基化降苯技术可克服加氢饱和降苯技术的缺点,以BenzOUTTM技术为代表,已在北美炼厂成功应用。降低催化裂化汽油苯含量的技术目前大多处于实验室探索阶段。建议中国石化在自主开发的较为成熟的以β分子筛为活性组元的乙苯技术基础上,大力开发烷基化降苯技术,同时对汽油降苯与其他烯烃反应体系集成的技术进行深入研究,探索出一条符合我国汽油池特点的汽油降苯路线。     

提高催化装置原料适应性的改造及效果

随着原料重质化和劣质化趋势加剧,给炼厂原有催化裂化装置的加工能力和产品结构提出新的要求。广州石化重油催化裂化装置已建成运行20年,近年来原料裂解性质差,原油品种更换频繁,装置的进料喷嘴、提升管出口快分和旋风分离器等关键部件设备老化,技术落后,已经不能适应原料劣质化变化需要,导致产品分布变差,催化剂耗量增加,系统结焦情况严重,加工负荷受到制约。为改善产品分布,增加渣油掺炼比例,提高装置运行效益,2009年大检修期间,采用中国石油大学(北京)开发的CSC快分系统和高效PV型旋风分离器,以及国产CS-Ⅱ进料喷嘴,对装置反再系统进行升级改造,取得了如下效果:产品分布明显改善,焦炭和干气产率下降,总液体收率提高1.21个百分点;提升管反应器的喷嘴汽耗减少1.6t/h;催化剂耗量下降0.23kg/t;并缓解了再生器烧焦负荷和气压机能力不足的问题,使装置的加工能力得到提高,年可增加运行效益3750万元。     

新技术在酮苯装置挖潜增效上的应用

国内酮苯装置经过不断改造、创新,其工艺、设备和仪表控制水平有了较大提高,虽然不同炼厂的酮苯装置加工的原料不同、生产方案不同,但在安全气回收、滤液循环,结晶与冷冻的匹配方面基本相同,可以采用撬装形式的活性炭纤维吸附装置,对安全气中的丁酮和甲苯进行回收,降低溶剂消耗,实现达标排放;采用脱蜡和一段脱油的高、中部滤液进行循环回用,降低总的新鲜溶剂稀释比,最终降低装置能耗和回收冷量;采用以氨压机组提供的冷量来确定装置处理量为主的生产操作模式,并在质量控制上实现卡边操作,装置电耗最大降幅29.76％,最小降幅4.01％.以上技术无需大的投资,建设期短,效果显著,装置能耗可降低25.70kg标油/t原料,混合溶剂消耗可降低0.90kg/t原料.装置在技术改造,或短期小修时,建议应用这些降低溶剂消耗、节约能耗和改善操作环境的新技术.     

浅析如何做好芳烃抽提装置的清洁生产

大庆石化公司两套芳烃抽提装置均采用UOP生产技术,通过萃取、精馏后得到高纯度的苯、甲苯和二甲苯产品。芳烃抽提装置存在低负荷待料循环时间长,不合格油品每月大约产生100t,原料罐和产品罐在脱水过程中每天大约损失300kg油品,且罐没有氮封,存在三苯挥发损失,采样点物料损失多,泵房送风机运行效果差,三苯放空气体现场排放,装置废水排放量达1.1t/h等问题。通过实施"两头一尾"生产方案,每天可节约蒸汽160t、循环水3500t和大量的电能,年创利润300余万元;对不合格油品进行回炼后,年创效益156万元;在物料罐顶部增设氮封,并在氮封阀前安装限流孔板,减少三苯排放;将普通阀门采样器更换为环保无泄漏采样器;将送风机的加热介质改为热量较高的0.3MPa蒸汽;采用活性炭纤维有机回收装置处理回流罐排放气体;检修设备置换气体排入火炬;气抽子凝水利用,每年减少新鲜水消耗3000t。以上方案实施后,现场空气中三苯含量由原来的平均130mg/L降至25mg/L以下。     

延迟焦化装置的能耗分析及节能优化实践

中国海油惠州炼油分公司420× 104t/a延迟焦化装置通过停用解吸塔上重沸器3.5MPa蒸汽、停用柴油汽提塔1.0MPa汽提蒸汽、降低循环比、采用先进控制(APC)提高加热炉热效率、降低高压水泵和罐区减渣原料泵电耗、提高水的回用率、加大装置处理量等工艺优化措施,装置综合能耗比设计能耗39.03kg标油/t原料降低3kg标油/t原料.为了进一步降低装置能耗,达到国内其他先进装置的能耗水平,该装置在2011年利用检修时机,通过加热炉节能改造降低排烟温度、利用柴油低温热发生0.45MPa蒸汽、焦化富气压缩机叶轮更换、焦炭塔区特阀汽封线改造等节能改造措施.加热炉热效率由89％提高至91.5％,节约3.5MPa蒸汽用量约6.5t/h,同时减少了燃料气、蒸汽和电的消耗,使装置能耗总体降低3.16kg标油/t原料.装置节能改造每年可增加4000万元的经济效益.     

炼厂氢气资源优化浅谈

随着炼厂氢气耗量的不断增加,需要选用低廉的制氢原料,采用合理的制氢工艺技术,满足炼厂氢气需求.比较变压吸附、膜分离、深冷分离三种氢气提纯分离技术,对加氢等装置尾气中低浓度氢进行回收利用,能够合理利用氢气资源,有效降低生产成本.某炼厂选用焦化干气制氢后,与轻油制氢相比,原料成本下降,氢气纯度提高.根据各用氢装置的用氢压力、用氢量进行匹配,采用从高压到低压的一次通过式流程,只设置一台新氢压缩机,氢气逐级利用.不仅提高了氧气资源利用率,而且有效降低了炼厂综合能耗.采用PRISM膜分离器,从高达10MPa压力的冷高压分离器排放尾气中回收提纯氧气,回收提纯的氢气再回到新氢压缩机的三级人口升压后循环使用.废氧进行胺液脱H2S处理后,采用PSA技术进行废氢回收利用,PSA副产品解吸气升压后作为制氢装置的原料,节约了生产成本.     

玉门炼化总厂节能潜力及节能途径分析

玉门炼化总厂拥有常减压、催化裂化、柴油加氢改质、酮苯脱蜡(脱油)、催化重整等多套装置,总加工能力达300×104t/a。由于装置加工流程长,产品加工深度大等问题,虽然实施了一些节能措施,但创新性和高技术含量的节能新技术应用较少,2008年全厂综合能耗仍高达85.33kg标油/t原料,与国内先进企业相比差距较大。为此,提出改造催化装置余热锅炉、提高加热炉热效率、开展热联合、综合优化动力系统、充分利用低温余热等节能改造方案。其中,催化装置余热锅炉采用模块化新型结构,以消除露点腐蚀,减少烟气阻力,强化传热能力,消除炉体振动,确保能量回收为主要改造目的;提高加热炉热效率主要从优选加热炉燃烧器,完善烟气热能回收、完善加热炉吹灰、降低散热损失以及调整工艺流程等方面入手。同时,应实现装置间的能量集成优化,采取热电联产工艺,减少低温热能耗损失。预计上述节能改造实施后,全厂综合能耗可降低11~21kg标油/t原料。     

600kt/a液化气脱硫醇装置工艺分析

大连石化600kt/a液化气脱硫醇装置的主要功能是对液化气进行脱硫处理,要求气分原料不含硫化氢,设计总硫含量小于30μg/g。该装置采用液化气液膜脱硫醇及碱液高效氧化再生工艺(LiFT-HR工艺),具有工艺简单、操作简便、碱耗低、劳动强度小等优点。但按原有设计参数操作时,装置能耗较高,氧化风分布器时常出现结晶堵塞,气分料生产的MTBE的硫含量不能满足国Ⅴ汽油标准。为此,在不增加碱耗的情况下,改变碱液循环量、碱液浓度、氧化风量、汽提风量等操作条件,不但降低了装置能耗,解决了分布器堵塞现象,且气分原料总硫含量降到4.4μg/g,低于调整前(9.44μg/g)的近5个单位,仅为设计指标(30μg/g)的15%,能够满足汽油油品全面升级的质量要求。多项工艺调整措施降低了装置能耗,每年节约120×104m3(标准)非净化风量,确保了装置降耗、高质量标准和平稳生产相结合。     

大连石化制氢装置加工天然气原料技术分析

加速天然气的生产和消费,发展天然气化工,减轻对石油的需求压力,确保国家能源安全,已成为加速我国化学工业结构调整、强化节能减排的必然趋势。大连石化拥有两套完全独立的制氢装置,单套装置的公称产氢能力为10×104m3/h(标准),每一套装置都包括造气单元和PSA提纯单元。该装置加工的原料为轻石脑油或液化石油气,成本昂贵,操作费用大。提出利用低价、节能的天然气作为装置替代原料的设想。可行性分析认为,天然气基本不含烯烃,且芳烃和环烷烃含量低,氢气产率高,可以避免催化剂积炭,延长催化剂寿命,是制氢的首选原料;加之天然气富含甲烷,其H/C较高,一般在3.8左右,单位产氢量的原料消耗较少。大连石化制氢装置改为加工天然气后,原料精制单元,包括加氢反应器和脱硫反应器、中温变换单元和PSA氢气提纯单元的操作参数均不发生改变,可以大大降低装置的原料消耗和燃料消耗,同时提高了蒸汽的产出量,减少了CO2的排放。     

优化生产运行，实现乙烯装置节能降耗

近年来中国石化广州分公司乙烯的能耗水平逐年下降,综合能耗从2003年的725．04kg标油/t下降至2005年的682．48kg标油/t。主要措施为：①通过回收火炬气、应用低压甲烷烧嘴等措施对燃料气系统进行优化。同时优化了炼油区和化工区的燃料气配置,减少了燃料气损失;②通过改由自备热电站输送蒸汽、减少蒸汽放空、透平与电泵切换操作等措施对蒸汽系统进行了平衡和优化,减少了蒸汽损耗;③优化了裂解原料,提高了乙烯收率。提出了进～步节能降耗的设想。