Unisim Design流程模拟在加氢裂化装置的应用

加氢裂化装置涉及高温高压反应,能耗较高、操作复杂。大连石化加氢裂化装置以减压蜡油为原料,生产航煤、柴油、液化气、轻石脑油及重石脑油。产品方案为最大量生产优质中间馏分油,也可实现多产重石脑油的工艺方案。该装置由反应、分馏及气体脱硫三部分组成。应用Honeywell公司的Unisim Design R390软件,采用PR模型建立大连石化3.6Mt/a加氢裂化装置流程模拟模型。基于模型考察了热高分温度对于循环氢纯度的影响,并建立吸收塔模型进行模拟,研究了胺液循环量、操作压力、MDEA浓度等条件改变对吸收效果的影响。结果表明:热高分入口温度由288℃降至275℃,在满足循环氢纯度的前提下,降低装置能耗,提升装置经济效益。实施后,每年可实现装置挖潜增效218.4万元。UniSim具有良好的模拟环境,能够得到准确的低分气处理系统的稳态模型。基于所建稳态模型的操作参数优化,降低装置能耗,每年可实现节约成本303.6万元。     

140×10^4t／a加氢裂化装置节能增效分析

高桥分公司140×10^4t/a加氧裂化装置的节能降耗主要体现在对电、蒸汽、燃料、氢气的节约上。具体措施如下：①控制好原料性质、平衡好产品收率．确保各组分的清晰分割、热高分温度的上限操作和装置的高负荷运行,有利于降低装置的氢耗;②做好阻垢剂的加注工作,可减轻甚至避免原料油换热器结垢,保证装置安、稳、长、满、优运行;③对分馏塔顶回流泵、吸收脱吸塔一中和二中回流泵增加变频调速系统,达到节电门的;④同收余热,合理用能;⑤加氢裂化轻重石脑油、柴油和尾油的综合利用对增加装置效益意义很大;⑥优化操作,实现装置的低能耗运行。     

富氢气体中回收氢气技术

加氢裂化装置副产的富氢气体,氢气纯度为85.41％.原设计改入制气装置作为原料补充,但实际生产过程中,由于富氢气体中硫含量在20～500μL/L之间大幅波动,易造成制氢脱硫反应床层穿透,使转化催化剂发生硫中毒;富氢气体中氢气含量较高,易造成制氢加氢催化剂发生反硫化反应,使加氢催化剂失活.因此将这部分气体改入燃料气系统.结合长庆石化公司生产实际,利用现有生产负荷较低的PSA装置和溶剂再生装置,将加氢裂化富氢气体和重整装置的富氢气体混和后,再经脱轻烃、脱硫预处理,预处理后的富氢气体改进PSA装置提纯出99％(体积分数)的氢气,作为加氢裂化装置的补充氢源.氢气资源得到充分利用,既节约了制氢装置天然气用量,又提高了公司管网燃料气热值,还回收了部分液化气组分和硫磺,降低了环境污染,年实现经济效益600万元.     

3000kt/a柴油加氢精制装置开工运行及标定结果

上海高桥分公司3000kt/a柴油加氢精制装置采用抚顺石油化工科学研究院开发的新一代FHDS-6加氢精制催化剂,其具有加氢脱硫活性、选择性好、机械强度高、耗氢低等特点。装置在处理量320t/h、压力6.0MPa情况下投入生产运行,运行稳定后各项技术指标均达到生产要求。装置首月有效作业天数为12.9d,处理量为95321t,平均炼油量为307.9t/h,消耗氢气1445t,装置负荷率为86.24%;生产精制柴油87847t,柴油收率为92.16%,汽、柴油的总收率为98.30%;生产能耗为17.12kg标油/t。装置存在计量仪表超量程、设计流程不合理和控制方案不合理等问题,建议对计量仪表进行更换并优化流程。在装置正常运行5个月后进行标定:在设计处理量为357t/h生产欧Ⅲ标准柴油时,反应温度为334℃,冷高分压力为6.385MPa(表),氢油比为390(体积比),精制柴油硫含量为196μg/g,氮含量为35.4μg/g,脱硫率为98%,脱氮率为87%,能耗为12.81kg标油/t,低于设计能耗13.99kg标油/t;生产欧Ⅳ柴油时,反应温度为346℃,冷高分压力为6.529MPa(表),氢油比为434(体积比),精制柴油硫含量为38μg/g,脱硫率为99.6%。     

提高催化重整氢收率的途径分析

随着加工原油质量变重变劣,且环保要求日趋严格,以及市场对优质汽、柴油需求量的增加,炼油厂需要进一步提高加氢工艺装置的加工能力和深度。催化重整装置的副产氢气可为炼油厂加氢精制、加氢改质、加氢裂化等加氢装置提供氢源。催化重整氢气收率与工艺过程类型、原料组成、催化剂类型和操作参数等有关。催化重整工艺过程类型选用连续再生式重整,氢气收率和氢气纯度均比半再生重整高。选用环烷烃含量高的催化熏整原料,有利于提高重整氢的收率,这是由于产生氢气的环烷脱氢反应发生的越多,氢气收率越高。催化重整催化剂选用高选择性、低积炭的催化剂,有利于提高重整氢收率,并可提高催化剂的选择性和寿命。改善重整过程的操作参数（如适当提高反应温度和降低反应压力等）,可以提高重整氢收率,但是不推荐采用提高空速和降低氢油比的方法来提高氢气收率。此外,实践证实,从重整原料中脱除大部分c。烃（包括环烷烃、苯和己烷）,有利于增加催化重整氢气净收率,同时可以提高汽油收率,增大汽油辛烷值,并降低炼油厂苯的生成。     

加氢裂化装置用能分析及节能措施

中国石化广州分公司1.2Mt/a加氢裂化装置由洛阳石化工程公司设计,采用抚顺石油化工科学研究院开发的FF-26/FC-26一段串联全循环加氢裂化工艺流程,装置开工后能耗一直处于较高水平。通过对能耗组成分析,发现装置实际能耗中电耗占46%～49%,燃料消耗占23%～29%,蒸汽消耗占14%～16%,与设计值差距较大。通过对装置高压贫胺液泵更换小叶轮、新氢压缩机应用Hydro COM气量调节系统,采取原料热进料,提高新氢纯度等节能改造,以及维持适宜氢油体积比(约为1000),降低热高压分离器和分馏进料加热炉温度,降低主汽提塔压力,提高装置负荷率等优化措施,装置能耗从2008年的1523MJ/t降低到2010年的1150MJ/t。同时指出,加氢裂化装置下一步可以通过增加变频电机、实施低温热利用、采用旋流脱烃等措施进一步降低能耗。     

大型氢冷发电机吸附式氢气提纯方法研究

大型氢冷发电机机内氢气纯度与发电机效率直接相关。为解决氢冷汽轮发电机运行过程中机内氢气纯度下降问题,提出了吸附式氢气提纯方法,并开发了吸附式氢气提纯装置。通过模拟试验和理论计算对该方法进行了双重验证。试验结果和计算分析均表明,该氢气提纯方法可以确保氢冷发电机机内氢气纯度（体积分数）稳定在99%以上。该方法的推广应用可为大型氢冷发电机组带来可观的经济效益和社会效益。     

炼化企业氢气平衡与优化

炼化企业氢气平衡与优化是一个涉及工艺优化、能源管理、环保等方面的综合问题,旨在提高氢气的利用效率,增加效益。为了提高氢气系统管理水平,确保炼化企业临氢装置运行平稳,以某炼油厂为研究对象,对全厂氢源、氢阱现状进行分析,根据氢源压力不同,分2.0MPa和3.0MPa两级向氢阱供应氢气;对正常生产工况和应急工况的氢气平衡控制方式进行总结,提出了氢气系统压力过剩、不足或氢气中断应急处置原则和恢复方案;按氢气纯度对装置的影响,增加了高纯度氢气供硫黄回收装置、某企业2条流程,确保两套装置稳定运行;分析1号加氢装置柴油密度与氢气纯度关系,讨论优化措施;同时根据产氢成本高低,对降低制氢装置负荷、提高连续重整装置负荷、多产廉价氢气进行探讨;根据制氢装置负荷情况,优化氢气压缩机运行模式,6个月增加效益约50.7万元。     

120×104t/a加氢裂化装置操作末期运行分析与对策

长庆石化120× 105/a加氢裂化装置本周期运行已接近3a,逐步进入操作末期.在操作运行上,催化剂活性明显下降,且存在装置加工负荷低(约为设计负荷的73％)、转化率不高(维持在55％左右)、反应温度接近设计温度等问题,对装置长周期运行带来影响.通过稳定原料性质,控制原料馏程的90％点馏出温度不大于480℃,以降低原料干点值,降低裂化反应苛刻度.同时,密切监控原料的硫、氮含量,及时调整反应温度,可以减缓催化剂的失活速率,延长装置运行周期.控制高氢分压尽可能接近设计值(10.6MPa),氢油比维持在(900～1000)∶1,控制精制油氮含量在10ug/g以下,对保证装置安全平稳操作有利.装置运行末期,应将保证平稳运行放在首位,适当调整生产方案,如多产尾油(8％～12％),可优化原料性质;必要时采取补充硫化措施,亦有利于装置的平稳操作.     

金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置流程模拟应用

加氢裂化装置由于涉及高温高压反应,装置能耗较高,而国内加氢裂化装置的用能水平更是参差不齐,用能水平最高与最低的装置之间,其能耗相差达2倍以上。金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置以沙轻直馏蜡油和焦化蜡油的混合油为原料,生产航煤、柴油、液化气、轻石脑油及重石脑油,产品方案为最大量生产优质中间馏分油,也可实现多产重石脑油的工艺方案,实际处理量达到153×104t/a。该装置由反应、分馏、液化气分馏与脱硫、轻烃回收及气体脱硫、溶剂再生五部分组成,投用初期,能耗超过40kg标油/t原料。装置的节能降耗工作主要应从节约瓦斯、节电和节汽三方面展开。主汽提塔进料温度比设计值低、汽提塔底流出温度低,是导致金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置能耗较高的重要原因,同时易造成主汽提塔汽提效果不好、产品的硫含量超标。应用Aspen Plus软件,对该装置进行流程模拟,考察了主汽提塔进料温度及目的产品收率对工艺能耗的影响。应用模型,对各塔关键操作变量进行优化,对换热流程进行改造,在满足产品指标前提下,降低装置能耗,提升装置经济效益。实施后可实现装置挖潜增效415万元/a。     

先进控制技术在延迟焦化装置的应用

先进控制技术采用科学、先进的控制理论和控制方法,以工艺过程分析和数学模型计算为核心,以工厂控制网络和管理网络为信息载体,充分发挥DCS和常规控制系统的潜力,保障生产装置始终运转在最佳状态,通过多变量协调和约束控制降低装置能耗,卡边操作,以获取最大的经济利益。洛阳石化延迟焦化装置投用先进控制系统后,加热炉氧含量、负压、排烟温度以及其他关键操作参数控制更加平稳,热效率由92.43%提高到92.63%,有效降低了装置能耗;分馏塔侧线液体产物的切割更加清晰,提高了产品纯度;吸收稳定系统控制更加优化合理,干气中C_31及以上组分含量降低0.6%,提高了液化石油气(L.PG)的收率,实时优化液气比,节能效果明显。控制器性能较好,在有效提高生产过程控制精度的同时,基本实现了提高装置运行平稳率、降低操作劳动强度、提高目的产品收率和节能降耗的控制目标。     

350×104t/a两段全循环柴油加氢裂化装置标定分析

浙江石油化工有限公司350×10⁴t/a柴油加氢裂化装置采用UOP两段式全转化加氢裂化Unicracking^TM技术,一段反应器装填催化剂为HYT-6219加氢精制催化剂、HC-680LT加氢裂化催化剂和少量HYT-8119加氢脱金属剂,二段反应器装填HC-53LT加氢裂化催化剂,两台反应器上部均装填Cattrap-30、Cattrap-50保护剂。该装置是目前国内最大的两段全循环柴油加氢裂化装置,于2021年9月下旬开工后,持续一直满负荷、稳定运行。经过标定,100%负荷时,目标产品重石脑油收率为64.63%,低于设计参考值;脱硫后液化气收率为15.96%,高于设计参考值;轻石脑油收率为21.29%,高于设计参考值;综合能耗为41.22kg标油/t原料,低于设计参考值10.64kg标油/t原料;氢耗为3.36%,略高于设计参考值;二段反应器催化剂床层温升高于设计参考值;各设备运行稳定,未出现超负荷现象;脱硫后干气、脱硫后低分气、脱硫后液化气、轻石脑油、重石脑油和少量柴油产品质量均达标到标准要求。     

降低高压加氢裂化装置氢耗的措施探讨

在加氢裂化装置中,氢气是正常生产不可缺少的原料。加氢处理、加氢裂化反应均需消耗氢气;同时,氢气消耗还包括机械泄漏、溶解损失以及微量排放等。氢气成本约占加氢裂化装置加工成本的7%～13%。中国石化某加氢裂化装置采用石油化工科学研究院(RIPP)开发的RN-32/RHC-1催化剂,设计转化率为58.3%(以重石脑油计算),馏出物计算方法转化率为60.3%。在此条件下,无论大小尾油方案,设计化学氢耗均为2.25%。实际生产中,装置转化率在60%左右,与设计值基本相当,但氢耗较高,各加工方案氢耗均在2.7%～3.0%范围。从加氢裂化装置理论氢耗入手,分析氢耗与实际操作的关联性,结合降低氢耗试验,分析原油品种变化和转化率对氢耗的影响,提出降低氢耗的主要措施应为优化加氢裂化反应转化率。另外,优化装置原料、降低原料干点也是降低氢耗的有效手段之一。     

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.     

1.5Mt/a加氢裂化装置节能降耗措施与成效

金陵石化1.5Mt/a加氢裂化装置投用初期,能耗超过40kg标油/t原料,通过几次大的技术改造,能耗明显下降,2011年1～11月装置综合能耗为26.89kg标油/t原料.能耗划分显示,燃料气消耗占装置能耗的最大部分,所占比例达42.47％,其次为电能和蒸汽消耗,分别占总能耗的41.05％和12.76％.这3项能耗占到装置总能耗的96％以上.装置的节能降耗工作主要采取以下措施:优化换热网络,回收低温余热;新氢机增加无级气量调节系统,降低压缩机的无用功;脱硫溶剂采取溶剂在线清洗,提高溶剂质量,减少溶剂损耗,同时减缓溶剂系统腐蚀和塔盘结垢;分馏加热炉空气预热器改型以及火嘴改造;保证装置高负荷运行,提高循环氢压缩机、新氢压缩机、原料泵等设备的用能效率;利用变频技术,投用液力透平,实现节电目标;通过热料直供,减少作为溶剂再生塔底热源的1.0MPa蒸汽消耗.     

长庆石化1.2Mt/a加氢裂化装置运行与标定

长庆石化1.2Mt/a加氢裂化装置选用壳牌标准催化剂公司的DN-3551/Z-503/Z-3723/Z-673组合催化剂,开工时利用DMDS干法硫化后未进行液氨钝化,一次开车成功,装置运行平稳,能够满足生产需求。但有些指标未达到设计要求,如氢耗较高、轻质产品占比较大等。标定期间,氢油比为959∶1(体积比),氢分压为10.25MPa,加氢精制反应器和裂化反应器的平均反应温度分别为390.6℃和398.9℃。标定结果显示,加氢精制反应器前后脱硫率为98.1%,脱氮率为97.6%;反应单程转化率为57.38%;轻质油收率为91.78%,尾油收率为7.52%。经核算,得出化学氢耗为2.16%(占原料油质量百分数);反应热为168.46MJ/t原料;装置单位能耗为31.158kg标油/t原料。装置运行主要存在两个瓶颈问题:一是原料为高干点且硫低氮高的单一减压蜡油馏分,反应系统循环气中硫化氢含量不足而氨含量高,存在需要补硫的问题;二是系统压力设计低,而且原料性质较差,造成催化剂选型困难和操作苛刻度较高。     

乙烯装置提高氢气收率对策

乙烯装置为主要产氢装置,通过优化及技术改造提高乙烯装置氢气收率,对于整个企业的氢气平衡有着重要意义。国内某乙烯装置氢气回收率较低,设计值为82%,实际运行值仅约24%;氢气收率设计值为0.73%,实际值只有0.3%左右。针对这一情况,通过在现有条件下装置的优化调整,包括增加新冷箱氢气并入甲烷化反应器调节阀、增加氢气外送新线及压力控制调节阀、积极优化裂解原料、控制好冷箱温度避免氢气过量用于节流、优化乙烯装置自用氢气量等措施,同时对深冷单元进行局部技术改造,降低节流后压力,进一步降低分离温度,减少节流氢气量。深冷改造系统投用后,进入甲烷化反应器的氢气总量在同负荷下增加了118.14kg/h,其中新冷箱回收氢气量明显增加。采取上述措施后,相同投油工况下,乙烯装置冷箱氢气回收率由51.22%提高到63.8%,氢气收率提高到0.91%,月产量(按30d计算)达到479.52t,氢气产量增加,不仅经济效益可观,而且对企业氢气平衡至关重要。     

高桥石化炼厂8.0MPa氢气管网改造优化与应用

通过对高桥炼厂现有重整氢、制氢氢和膜分离氢三种产氢装置产氢量和氢纯度的分析,对柴油加氢、蜡油加氢等三套加氢装置用氢氢源、氢纯度、氢压力及新氢增压机能力的分析,说明三套加氢装置用氢来源基本相同(为重整氢和制氢氢),氢纯度一致(为92%~93%),装置系统压力一致(为7.2MPa),且新氢增压机有余量。据此提出,在炼厂相同压力等级的三套加氢装置之间,建立一套8.0MPa氢气管网。具体做法:将装置新氢增压机出口原新氢管线上接出新增管线并相互连通,根据氢气平衡和节能最大化原则,停用某套装置的一台新氢增压机,节约电耗,同时减少了泄漏耗氢。新氢管网投用与否,受装置处理量和产品质量平衡的制约,新氢管网投用不影响原生产装置操作及其产品质量。日常生产数据表明,优化后的氢气管网运行稳定,操作简单,年创效益450万元。     

克拉玛依石化公司氢气系统优化运行实践

氢气是石化企业加氢工艺的重要原料。为了缓解近年来由于油品升级带来的用氢矛盾,中国石油克拉玛依石化公司对氢气系统进行了优化:①对氢气进行了分类运行管理,形成了A、B两套氢气系统(其中,A系统为天然气制氢系统,主要为2套高压加氢装置供氢;B系统为催化重整副产氢气以及其他各临氢装置回收的氢气,主要为加氢精制装置供氢),理顺了氢气系统运行方式,提高了系统的平稳率。②通过对循环氢、低分氢的回收利用,提高了氢气资源的综合利用率,降低了制氢成本。③通过对氢气品质和压力能的梯级利用,在生产环节上简化了氢气流程,提高了压缩机的利用率,降低了运行成本。④通过加强管理,实现了氢气资源的零排放,杜绝了氢气资源的浪费。上述措施实施后,克拉玛依石化公司基本达到了优化氢气资源的目标。     

加氢裂化装置优化增效分析

近年来,中国柴油消费增速明显放缓,汽油需求刚性增长,航煤需求还有较大的成长空间,消费结构的转变将对中国炼油装置的高效运行带来挑战。加氢裂化技术是"油、化、纤"结合的核心,可以生产重整原料、优质航煤、柴油、润滑油基础油原料和乙烯等化工原料。在加氢裂化装置现有条件下,通过对加氢裂化装置催化剂级配方式调整、反应原料质量控制及内构件更换,可显著提升装置运行稳定性,提高催化剂利用效率。同时,通过对反应压降、热点温度进行合理控制,对反应床层温升模式、装置氢油比等操作条件进行合理优化,以及对分馏系统、生产方案进行调整,可有效改善加氢裂化装置产品分布,增产航煤以及重石脑油和尾油等优质化工原料,降低柴汽比,提高装置运行效率,降低运行成本。