渣油加氢装置管廊配管设计

介绍了渣油加氢装置通常采用的T型管廊中主管廊的规划,包括管廊长度、宽度、高度的设计思路,管廊断开与柱距选择,空冷器对管廊规模的影响,空冷器入口管道的布置,以及顶部空冷平台、装置界区操作平台及管廊与设备构架连通平台的设计。并着重阐述了管廊上的管道布置,包括工艺管道(放空管道、保温管道及高压管道)、公用工程管道和其他辅助管道的布置(服务点、消防竖管、密闭排放),以及装置各分区管道的续接。     

浆态床渣油加氢技术现状与展望

近年来国内原油进口依存度一直处于高位,原油资源需要高效利用。重质馏分油特别是渣油的高效转化至关重要,浆态床渣油加氢技术由于其能加工劣质原料且转化率高,是将重油转化为高价值运输燃料和石化产品的较好选择。重点介绍了国内外典型浆态床渣油加氢技术,包括委内瑞拉国家石油公司的HDH-Plus技术、美国环球石油公司的Uniflex技术、美国雪佛龙鲁姆斯公司的LC-Slurry技术和VRSH技术、意大利埃尼公司的EST技术、中石化石油化工科学研究院有限公司的RMAC技术,比较了上述技术的特点,分析其技术难点,建议加强浆态床渣油加氢工艺、工程和催化剂等方面的研究。     

大型浆态床渣油加氢装置混合搅拌釜设计研究

混合搅拌釜是通过高速旋转的偏心搅拌转子对渣油新鲜进料、减压循环料、液态催化剂进行均相混合，然后排出混合液的超大型非标搅拌釜(全容积580 m³),是3.0 Mt/a浆态床渣油加氢装置的关键核心大型动设备。从混合搅拌釜结构出发，介绍了混合搅拌釜釜体及搅拌器的设计、制造与热处理要求。通过优化结构，改善了凸缘法兰上表面水平度；釜体支撑采用锥形裙座，解决了设备的稳定性及热膨胀问题；采用高效轴流型曲面宽叶片偏心搅拌，有利于不同介质的混合、流动。在设计温度360℃、设计压力1.2 MPa的条件下，混合搅拌釜封头、凸缘法兰和裙座校核合格。     

黏滞性阻尼器在浆态床渣油加氢装置应用总结

为解决某石化企业浆态床渣油加氢装置减压塔底(减底)浆液循环线管线振动过大的问题，保障设备安全稳定运行，结合装置特点及该工艺系统实际操作工况，建立了该段管线的三维模型，应用有限元分析软件对管道整体进行了数字模拟，分析了管线振动的主要影响因素，并应用黏滞性阻尼器对该段管线进行减振。通过仿真系统模拟、优化安装方案，确定了阻尼器的安装位置及加固方式。经过模拟测算可知，采用最终方案该管线振动最大降幅70.6%,方案实施后现场实际振动值最大降幅在89.14%,实际应用效果达到预期，大大降低了该管线的运行风险。     

浆态床渣油加氢物料中钼含量的测定方法研究

采用干灰化的样品预处理方法,使用电感耦合等离子体发射光谱仪,建立浆态床渣油加氢物料中钼(有机钼和无机钼)含量测定的分析方法。考察样品前处理过程中的灰化温度、灰化时间和酸处理条件等对钼含量测定的影响。结果表明,当灰化温度为430～480℃、灰化时间不小于10 h、溶解灰分的酸为盐酸或硝酸时,可准确测定浆态床渣油加氢物料中的钼(有机钼和无机钼)含量。该方法的相对标准偏差不大于1%,加标回收率为97%～102%。满足元素分析的一般要求。与国家标准GB/T 37160—2019方法相比,该方法降低了灰化温度,减少了酸用量,钼含量测定结果更准确。     

常减压蒸馏装置常压塔区配管设计要点

介绍了多塔集中布置的工艺管道设计要点。对于整个塔区管道设计所涉及的部分,如:平面布置,塔基础高度的确定,塔管口方位的确定,塔联合平台的设计,附塔管道的支架设置及应力分析等方面进行了详细的分析和阐述。     

国内渣油加氢装置概况

简要介绍国内渣油加氢技术的应用情况,对国内五套渣油加氢装置(分别建于中国石油化工股份有限公司下属的齐鲁分公司、茂名分公司、海南实华炼油化工有限公司,中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司、大连西太平洋石油化工有限公司)的装置概况、设计条件、工业生产运行情况等方面进行了对比分析,指出渣油加氢装置将发挥越来越大的作用.     

渣油加氢装置节能优化设计

介绍了某公司新建2.5 Mt/a渣油加氢处理装置工艺概况及原设计节能措施,从操作参数、工艺流程设置及能量综合利用等方面,介绍了汽、电、燃料和水等方面的节能优化方案,并提出以下改进措施:①降低空冷入口温度,回收低温热;②降低烟气温度,提高加热炉效率;③循环氢压缩机采用背压式汽轮机;④新氢压缩机采用常规逐级返回流程,可选用HydroCom系统,提浓氢单独设置压缩机;⑤过滤器反冲洗油直接送催化裂化装置;⑥空冷器与加热炉风机采用变频技术;⑦优化流程,降低循环水用量;⑧优化换热流程,提高发生蒸汽品质与流量;⑨设置液力透平,回收能量;⑩调整机泵选型,选择高效机泵。节能优化设计使装置能耗比原设计低296.78 MJ/t,年经济效益约为1 000×104 RMB$。     

塔河减压渣油浆态床加氢改质反应条件的考察

以塔河减压渣油为研究对象,通过高压釜反应模拟浆态床加氢反应过程,考察反应条件对塔河减压渣油加氢转化过程生焦率、转化率及产物分布的影响。结果表明,随反应温度的升高,渣油转化率及生焦随之增加;氢初压的提高对生焦有明显的抑制作用,起初渣油转化率随之降低,当超过8 MPa时略有增加;反应时间的增加对渣油转化率及生焦都有促进作用;催化剂的存在可以抑制生焦反应,同时在一定程度上也抑制了裂化反应,应控制适量。综合考虑,确定适宜的反应条件为：反应温度不宜高于430 ℃,氢初压7～8 MPa;反应时间40～60 min;催化剂的加入量2 000～6 000 mg/kg。     

浆态床渣油加氢长周期运行问题及优化措施

根据国内当前浆态床渣油加氢运行装置并结合沸腾床工艺及煤制油悬浮床（浆态床）工艺探讨浆态床渣油加氢装置长周期运行中遇到的系统管线、设备结焦堵塞、事故处理及衍生出的系列问题进行深入分析讨论，提出效果较好的处理措施，并介绍了合理的技改技措项目，对优化浆态床装置流程、延长运行周期有明显的效果。     

浆态床渣油加氢机理与全局资源优化耦合模型研究与应用

炼油厂全流程设计过程中，如何通过机理模型获得准确的工艺装置操作预测值，并将其有效地整合至全流程优化模型中，是算法耦合与计算的难点。浆态床加氢裂化工艺是一种典型的复杂重油加工处理方法，但在炼油厂设计与规划过程中，如何高效地实现浆态床产品分布的准确预测和全流程优化是现有优化软件及算法的难题。本研究建立了浆态床渣油加氢机理模型，并将其与非线性混合整数规划的全局资源优化算法及软件集成，实现了机理模型与运筹规划算法的耦合，为炼油厂设计与规划提供了更高效的设计工具。利用所提出的模型与算法实现了炼油厂全流程的优化，综合商品率提升2.44百分点。     

悬浮床渣油加氢技术开发与进展

对当前渣油加氢处理4种主要工艺技术（固定床、移动床、沸腾床、悬浮床）进行对比,介绍悬浮床渣油加氢裂化技术的优势及进展,着重论述几种典型并即将投入工业化应用的悬浮床渣油加氢技术,对其工艺特点、技术条件和开发进展情况进行详细介绍。通过对几种悬浮床加氢工艺运行数据的分析可见,悬浮床渣油加氢裂化技术在重油转化过程中具有显著的优势和广阔的发展前景。     

渣油加氢装置高压控制阀的选型及应用

渣油加氢装置具有临氢、高压、高温、高H2S腐蚀的特点,其中关键部位高压控制阀合理选型成为装置安全、平稳运行的关键.从工程设计角度,针对渣油加氢装置的加氢进料泵、注水泵、高压贫胺液泵等高压机泵出口,热高压分离器、冷高压分离器底出口,新氢压缩机出口,循环氢压缩机出人口等典型部位的高压控制阀设计选型和应用原则等方面作了相关分...     

渣油悬浮床加氢技术方案的探索

悬浮床加氢法处理渣油具有空速大，转化率及胶金属率高，原料适应性强等特点，抚顺石化学工研究院对多种渣油进行的评价结构表明：在连续运转和较大空速及缓和压力下，催化剂加入量为300μg/g时，得到的小于500℃留分油收率为60％－91％，将悬浮床加氢与其它工艺过程组合过程渣油进一步提高技术的工业化可行性。     

渣油悬浮床加氢用催化剂的研究进展

结合渣油悬浮床加氢技术用催化剂类型,系统分析了固体颗粒催化剂、负载型催化剂、分散性催化剂的优缺点、研究现状及应用前景.固体颗粒催化剂价格低廉,活性低,对设备磨损大,污染严重;负载型催化剂应用较少,且不适于加工金属含量过高的渣油;分散型催化剂有较好的分散性、活性和抑焦性.指出开发高性价比的油溶性催化剂是悬浮床加氢技术研究热点.     

渣油加氢装置能耗分析及节能降耗措施

介绍1.5 Mt/a渣油加氢装置能耗构成,分析能耗影响因素及装置现有节能措施,并对进一步节能降耗提出了建议。     

常压渣油加氢转化装置的改进

科威特国家石油公司对其米纳艾哈迈迪炼厂的常压渣油加氢转化装置（ARDS）作了很大改进。近几年来该装置连续在110％设计负荷下运转，使炼厂利润大大提高。这是该公司努力突破关键设备能力限制以及与标准催化剂和技术公司共同努力改进催化剂性能和操作程序的结果。     

不同类型渣油原料的加氢反应特性的差异

采用相同催化剂级配方式,在相同工艺条件下进行加氢试验,考察了两类典型固定床渣油加氢原料的反应特性,结果表明：渣油加氢过程中较易发生加氢脱硫反应,而相对较难发生加氢脱氮和残炭前身物加氢转化反应;不同类型渣油原料的加氢反应特性不同,与硫含量较高、氮含量较低的原料相比,硫含量较低、氮含量较高的原料较难发生加氢脱硫、加氢脱氮和残炭前身物加氢转化反应;两种典型原料的反应特性差异主要与其杂原子含量、组分组成和分子结构有关。通过对加工两类典型渣油原料的固定床渣油加氢装置的工业运转情况的比较分析,也表明硫含量较低、氮含量较高的原料较难发生加氢脱硫、加氢脱氮和残炭前身物加氢转化反应。