连续重整装置的扩能改造

介绍了上海石油化工股份有限公司引进的连续重整装置的扩能改造情况 ,详细描述了反应系统、加热炉和重整氢气增压机等几个“瓶颈”的改造设计方法。装置经改造后 ,加工能力由 0 .4 0Mt/a提高到 0 .50Mt/a ,且产品质量保持了原装置水平 ,达到了扩能改造的目标。改造总投资 0 .5× 10 8RMB $。     

延迟焦化装置扩能改造采用双面辐射炉的必要性

武汉分公司 0 .4Mt/a延迟焦化装置拟扩能改造为 1.0Mt/a ,该装置原加热炉为卧管单排单面辐射式 ,运行周期短 ,热效率较低 ,不能满足扩能要求。针对该装置原料性质差的情况 ,在进行了工艺参数及性能对比后 ,论证了采用卧管双排双面辐射加热炉替代原加热炉的必要性     

延迟焦化装置扩能技术改造

介绍大庆分公司炼油厂延迟焦化装置扩能改造情况 ,内容包括 :柴油系统的换热流程优化、空气冷却器改造等。装置处理量由原来的 1.0Mt/a提高至 1.17Mt/a。此改造方案不增加设备 ,仅靠降低装置循环比及局部改造瓶颈部位 ,改造后循环比降至 0 .3,总液体收率提高 2 .3% ,年净利润达 15 43× 10 4RMB $。     

FCC装置采用两段提升管技术及扩能的改造设计

介绍了对中国石油天然气股份有限公司锦西石化分公司1987年投产的0.8 Mt/a馏分油催化裂化装置,采用两段提升管催化裂化工艺技术及扩能改造的情况,以及改造后的标定结果.通过对反应再生、分馏、吸收稳定、主风机-烟气轮机机组、脱硫、余热锅炉等部分的改造,装置在掺炼20%渣油又将加工能力由0.8 Mt/a提高到1.0 Mt/a的情况下,轻质油收率基本上达到改造前的水平,干气产率比改造前明显降低,柴油产率比改造前有大幅度提高.由于换热流程的优化以及与0.3 Mt/a气体分馏装置实现了热联合,装置的能耗大为降低.     

镇海炼化Ⅰ套加氢裂化装置扩能及节能改造

经过扩能改造,镇海炼化Ⅰ套加氢裂化装置裂化系列生产能力由1.0 Mt/a提高至1.2 Mt/a,同时也进行了节汽、节电、低温热利用、换热流程优化和装置热联合等方面的改造,改造后装置液体收率和氢气利用率明显提高,能同时为乙烯裂解装置和催化重整装置提供优质原料。     

连续重整装置扩能改造问题探讨

介绍了中国石油化工股份有限公司上海高桥分公司0.6 Mt/a连续重整装置扩能至0.8 Mt/a的改造情况,改造内容主要包括:预加氢采用高空速催化剂;四合一炉增加炉管;重整进料换热器由板式替代原立式;再接触系统氨冷冻改造;分馏系统部分塔塔盘更换为高效塔盘等。分析了改造后装置运行存在的问题。     

常压蒸馏装置的改造

洛阳石油化工总厂常减压蒸馏装置原设计加工中原原油 5 .0Mt/a ,开工后根据实际情况采用了单开常压蒸馏的工艺 ,常压渣油走减压渣油流程 ,致使处理量只能达到 4.0Mt/a。为了扩大处理量 ,改造了换热流程、初馏塔塔板、常压塔塔板和加热炉 ,消除了瓶颈 ,改造后处理量提高到了 5 .0Mt/a。     

重油催化裂化装置热工系统改造

中海石油中捷石化有限公司利用0.8 Mt/a重油催化裂化装置进行扩能改造之际,对热工系统进行升级优化。通过采用内、外取热以及新型余热锅炉等技术,满足了装置扩能改造后装置热工系统负荷的提高,为装置提高处理量奠定基础。     

常减压蒸馏装置扩能改造新途径

论证了“三炉四塔”工艺的可行性,采用负荷转移、四级蒸馏是2.5 Mt/a常减压装置扩能至5.0 Mt/a的一条新途径,并在实际改造中得以实施。改造后与改造前相比,总拔出率提高了1.47％,能耗下降了171.2 MJ/t,此改造可供其它炼油厂借鉴。     

气体分馏装置的扩能改造

为了加工克拉玛依石化分公司日益增加的液化石油气,0．10Mt／a气体分馏装置改造中引用新型高效塔盘,在装置各塔塔径、塔高不变的条件下,加工量提高50％。在改造的同时,将安全、环保因素考虑其中选用无泄漏磁力泵、精准质量流量计来提高装置安全、环保水平。装置扩能改造运行1a后,对各项指标进行分析,效果好于设计值,加工量超过0．15Mt／a,并达到了节能的目的。     

高压加氢裂化装置的扩能改造

介绍镇海炼化工股份有限公司0．9Mt/a高压加氢裂化装置扩能改造为压氢裂化－灵活加氢处理联合装置的情况,阐述灵活加氢处理的技术特点及更换3974例化催化剂后的产品分布变化,工业应用结果表明,改造后中间馏分油收率提高10个百分点,年总效益约16823万元。     

常减压蒸馏装置喷气燃料收率最大化前馈系统的开发与应用

为了优化产品结构、提高目标产品收率、实现装置运行效益最大化,中国石化北京燕山分公司将在线分析仪器与先进过程控制系统集成应用,开发了常减压蒸馏装置喷气燃料收率最大化前馈系统。应用结果表明,该系统解决了常规操作控制模式对追求装置目标产品收率所带来的滞后问题,从传统的单回路操作提升为拥有实时前馈的多变量的系统操作,提升了装置的创效能力。     

延迟焦化装置主分馏塔分离深度模拟研究

以主分馏塔粗汽油干点为表征分离程度的独立变量,基于典型流程,结合流程模拟和数据回归技术,全面分析粗汽油干点变化对装置能耗、蒸汽产量以及产品分布的影响,并以此为基础总结了计算最优粗汽油干点的一般方法。实例应用结果表明,该方法是可行的,某4.2 Mt/a延迟焦化装置的应用结果表明,按其求解的最优粗汽油干点操作,可提高装置效益767.9万元/a。     

大型炼化一体化项目炼油加工方案的优化研究

目的 在国内某1 500×10⁴ t/a炼化一体化项目中新建100×10⁴ t/a乙烯裂解装置及80×10⁴ t/a对二甲苯装置,设计与原1 200×10⁴ t/a炼油项目及新建300×10⁴ t/a炼油改扩建项目相匹配。项目实施后,全厂柴汽比偏高,成品油总量偏多;乙烯裂解原料不足,且组分偏重;对二甲苯装置技术路线竞争力较弱,故需解决装置存在的上述问题。方法 确定300×10⁴ t/a炼油改扩建项目采用新增“220×10⁴ t/a柴油加氢裂化+260×10⁴ t/a连续重整”路线对炼油加工方案进行优化,以增产乙烯裂解及对二甲苯原料。结果 与优化前相比,全厂柴汽比由1.74降至1.00,成品油总量减少187.68×10⁴ t/a;乙烯裂解原料总量约降低1.74×10⁴ t/a,但乙烯产品量增加5.61×10⁴ t/a,乙烯裂解原料进一步轻质化;对二甲...     

焦化装置缩短生焦周期技术改造

介绍焦化装置生焦技术改造。经过对加热炉、工艺流程的改造,生焦周期从24 h缩短至18 h,装置处理量从1.0 Mt/a提高到1.25 Mt/a,循环比由原来的0.25降低到0.15,实现可调节循环比大小的操作。该装置改造后已成功运行,实践证明,采用该改造方案能耗低,经济效益好。     

重油催化裂化装置生产清洁汽油的技术改造

为生产清洁汽油,某炼化公司1.5 Mt/a 重油催化裂化装置先后进行了催化裂化汽油辅助提升管（ARFCC）和MIP-CGP工艺技术改造。本文主要介绍ARFCC和MIP-CGP两种不同型式的催化裂化汽油降烯烃工艺的运行情况与技术指标。结果表明：与FCC工艺相比,ARFCC工艺和MIP-CGP工艺均达到了生产清洁汽油的基本要求,但MIP-CGP工艺比ARFCC工艺具有更大的技术优势。采用MIP-CGP工艺改造后装置扩能至1.7 Mt/a,掺渣率为15%～53%,汽油品质得到显著提升,掺渣率在35% 以下时,汽油烯烃体积分数保持在32%以下,RON在 90以上,汽油诱导期大幅度提高,装置能耗也有所下降。     

常减压蒸馏装置的扩容改造

扬子石化公司炼油厂一套常减压蒸馏装置于2001年进行了扩容改造:闪蒸塔改为初馏塔,优化塔内填料的装填,常压炉和减压炉均采用了新型燃烧器等。改造后装置原油加工能力达到了3.50Mt/a,最高达3.80Mt/a。总拔出率提高了3.4个百分点,加工损失降低了0.04个百分点;并且改善了产品质量,提高了装置各项技术经济指标。     

延迟焦化装置18h生焦周期运行分析

为提高渣油加工能力和轻质油收率,发挥1.0 Mt/a延迟焦化装置的潜能,在现有设备、工艺流程不作任何改造的情况下,将生焦周期由20 h缩短至18 h。本文分析了缩短生焦周期对装置运行的影响,介绍了产品分布、装置能耗的变化情况。缩短生焦周期不仅有效提高了装置处理量(装置生产负荷达到130%)、液体产品收率以及轻质油收率,而且降低了装置能耗,实现了挖潜增效的目标。     

ARGG装置技术改造及其效果

为提高装置处理量、柴汽比和经济效益，降低装置能耗和汽油烯烃含量，中国石化巴陵石化公司在2001年和2003年两次对ARGG装置进行了一系列技术改造。实践证明改造是成功的，装置处理量成功地从800kt／a提高到1．05Mt／a以上，催化裂化汽油烯烃体积分数降至35％以下，柴汽比增加，能耗降低，经济效益显著，年新增效益达3100万元。