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本文分析南炼氧化沥青装置,用掺炼油的渣油为原料生产油毡的一些实际数据,讨论了管输油掺炼伊朗油生产道路沥青的可行性。 相似文献
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掺炼糠醛抽出油生产高质量沥青 总被引:3,自引:0,他引:3
掺炼糠醛抽出油,改变了丙烷脱沥青装置原料性质,通过调整部分操作参数,可提高轻脱油和重脱油的收率,改善脱油沥青质量,直接生产出合格的高标号道路沥青。 相似文献
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针对我厂加工原油品种的多样化,有必要对原油进行评价,本文以管输油为基础掺炼各种原油,以不同比例分析其粘度,密度,凝点等理化性质,用不同试验方法,找出各种原油与管输的最佳掺炼比。以指导生产。 相似文献
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本文从数据上对比分析了掺炼阿曼原油前后的常压石脑油对重整装置的影响,针对目前装置存在的问题,对重整装置的生产运行提出了一些建议。 相似文献
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凝析油中石脑油组分含量远大于常规原油,原油蒸馏装置掺炼凝析油可为重整装置或乙烯装置提供更多原料,提高经济效益。凝析油的酸值和硫含量一般较低,密度较低,掺炼凝析油对原油蒸馏装置的稳定运行和防腐蚀有一定干扰和技术风险,需要依据设计特性和实际运行情况灵活处置。文章对某原油蒸馏装置掺炼海洋凝析油进行了可行性评估,对实际掺炼过程存在的难点进行了分析。 相似文献
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掺炼糠醛抽出油对阿曼和伊朗渣油溶剂脱沥青过程的影响 总被引:1,自引:0,他引:1
在RUSKA相平衡装置上研究了阿曼和伊朗渣油掺炼糠醛抽出油的丙烷溶剂脱沥青过程。结果表明,在掺炼抽出油的溶剂脱沥青过程中溶剂相和沥青相的密度差有所降低;掺炼抽出油可以显著降低渣油粘度,提高脱沥青油收率6.6~20.4个百分点,脱沥青油的残炭和粘度有所降低。 相似文献
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针对某焦化装置掺炼催化裂化油浆(催化油浆)和脱油沥青,分析了不同掺炼比例下装置原料性质、关键操作参数、物料平衡等的变化。经过对比分析,当催化油浆和脱油沥青的总掺炼量达到40 t/h时,石油焦收率增加2.80百分点,液体收率降低5.22百分点。通过采取降低反应苛刻度、定期对加热炉炉管机械清焦、对原料系统阀门喷涂耐磨材料、定期对原料系统测厚等一系列措施,可以有效缓解大比例掺炼催化油浆和脱油沥青对装置造成的阀门磨损、加热炉炉管结焦等问题,保证了装置的安全平稳长周期运行。延迟焦化装置大比例掺炼催化油浆和脱油沥青解决了这两种物料的出路问题,实现了重油加工平衡,年增效5 173万元。 相似文献
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介绍了加拿大冷湖原油、伊拉克巴士拉原油和南美原油三种原油在高等级道路沥青和防水沥青生产中的应用。通过实验室研究,开发出了混炼三种原油生产道路沥青的工艺路线:冷湖原油、巴士拉原油与南美原油以4:3:3比例蒸馏可以生产出性能优良的AH-90号、AH-50号高等级道路沥青。以混炼AH-90号沥青为原料,采用复合聚合物改性方法制备弹性体(SBS)改性沥青涂盖料及防水卷材。对低温柔性、耐热性等指标进行检测,均满足NB/SH/T0981—2019《防水材料用沥青》和GB18242—2008《弹性体改性沥青防水卷材》标准技术要求。为道路沥青及防水产品生产提供了新思路。 相似文献
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介绍了金陵分公司Ⅰ催化裂化装置,在二套常减压蒸馏装置停工检修期间,直接掺炼高酸值混合原油技术。根据混合原油馏分宽、重金属含量高、酸值高的特点,采用加强原料管理、工艺操作管理、催化剂管理以及设备防腐的管理,保证了催化裂化装置掺炼混合原油期间产品质量合格率99.33%、总液体收率84.52%,各项技术指标达到较高水平。 相似文献
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某公司根据DCC-plus装置工艺特点,为增加经济效益,拓宽DCC-plus装置的原料来源,在轻脱沥青油裂解性能实验室评价结果的基础上,确定了掺炼比不大于20%的最佳比例,并从2022年5月在DCC-plus装置上开始掺炼轻脱沥青油。针对掺炼轻脱沥青油后,混合原料性质变差,对装置的产品分布、产品性质、操作参数、催化剂、能耗以及烟气污染物浓度产生的影响进行了分析,同时提出了相应的对策,不仅保证了装置的平稳运行,而且获得了较好的经济效益,经测算,掺炼轻脱沥青油后,常减压蒸馏装置减少了高价的石蜡基原油的加工量,可获得540元/t(对轻脱沥青油)的效益,年增效益1.9亿元。 相似文献
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着重讨论了掺炼进口原油对第一常减压装置的影响,掺炼不同性质的进口原油其操作参数,塔的热量分布均产生相应的变化,加热炉的热效率有不同程度的下降,轻油收率,总拔出率有不同程度的提高。 相似文献
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原油储罐清罐油(清罐油)具有数量大、黏度高、水含量高、乳化稳定、机械杂质含量高等特点,进常减压装置加工时,易引起电脱盐电流波动,甚至跳闸停止运行,下游装置也不同程度受到影响,成为困扰炼油企业生产经营的新难题。中国石化海南炼油化工有限公司针对清罐油性质,开展了常减压装置掺炼研究和试验,实际运行数据表明,根据储罐底层油和上层油性质的不同,按照不同的比例掺炼,严格控制掺炼比例和提量速度,可成功处置清罐油。对于储罐液位4 m以下的底层清罐油,初期掺炼比例控制不超过0.5%,液位下降1~2 m后,根据实际运行情况,适当调整掺炼比例,最高不超过1.0%;对于储罐液位4 m以上的上层清罐油,控制初期掺炼比例不超过1.0%~2.0%,液位下降8~10 m后,根据实际运行情况,灵活调整掺炼比例,最高不超过5.0%。 相似文献