降低催化裂化催化剂耗损的措施

大庆石化分公司炼油厂的重油催化裂化装置2000年改造后,因为再生器形式的改变和操作参数不合理等原因,催化剂耗量较大分析认为是主风机系统的设备存在问题和操作参数不合理,造成再生压力较低.通过更换主风机设备和调整操作参数,提高了再生压力,使催化剂的耗损从1.2 kg/t降低到0.7～0.8kg/t,降低了操作费用和能耗,提高了经济效益.     

降低催化裂化催化剂耗损的措施

大庆石化分公司炼油厂的重油催化裂化装置2000年改造后,因为再生器形式的改变和操作参数不合理等原因,催化剂耗量较大分析认为是主风机系统的设备存在问题和操作参数不合理,造成再生压力较低。通过更换主风机设备和调整操作参数,提高了再生压力,使催化剂的耗损从1.2kg/t降低到0.7～0.8kg/t,降低了操作费用和能耗,提高了经济效益。     

柴油加氢精制装置能耗分析与探讨

通过对柴油加氢精制装置能耗的分析,从工艺、设备、管理等方面对进一步降低装置的能耗进行了搪塞。     

芳烃精馏塔工艺设计问题探讨

探讨了芳烃精馏塔塔板数的选择、热量的利用和产品质量等问题.对某芳烃抽提装置160层塔板的二甲苯塔的操作压力、塔顶物流热量利用以及回流方式进行了四个不同设计方案的比较.认为在产品质量相同的情况下采用0.60MPa的操作压力和热回流方式并利用塔顶热量的方案较好,可大量降低能耗.     

基于吸收式热泵的精馏塔用能系统优化研究

受环境温度限制,加压精馏塔操作压力的设定值普遍偏高,系统能耗较高。以某脱丙烷塔为例,将操作压力由2.00 MPa降至1.60 MPa,塔底重沸器加热负荷可降低12.9%,若能继续降低操作压力,则可以进一步降低系统能耗。采用“基于第一类吸收式热泵的精馏塔物料梯级加热方法”,提高塔顶冷却能力,降低塔顶冷凝器工作温度,进而有效降低脱丙烷塔的操作压力至1.30 MPa;同时利用吸收式热泵回收塔顶馏出物冷凝热来对进料预热,替代部分重沸器消耗的工艺蒸汽,通过对操作参数及吸收式热泵配置的优化,可使脱丙烷塔能效提高23.3%。将富余的吸收式热泵制热水作为脱乙烷塔和精丙烯塔两塔重沸器热源,可显著降低气体分馏装置的蒸汽消耗量,经济效益显著。     

焦化吸收稳定系统流程模拟与操作优化

文中讲述了利用Aspen HYSYS流程模拟软件对延迟焦化装置吸收稳定系统建立模型,在满足产品质量合格的情况下,为优化操作参数提供指导依据.通过实际操作调整,吸收塔操作操作由1.25 MPa降至0.92 MPa,压缩机电流下降40 A,补充吸收剂降低5 t/h.确定了稳定塔最优回流比范围,通过对稳定塔进料和操作优化,切除吸收稳定以3.5 MPa蒸汽为辅助热源的重沸器,实现降低装置能耗的目的.     

焦化汽柴油加氢装置改航煤加氢装置的技术改造

介绍了某石化公司焦化汽柴油加氢装置改航煤加氢装置的技术改造情况,装置技术改造后的标定结果表明,以FHUDS-2催化剂为加氢精制催化剂,在反应器入口温度257.2℃,反应压力3.03MPa,体积空速1.58h-1,氢油比208.1的工艺操作条件下,生产的精制航煤满足3号喷气燃料质量标准要求,装置能耗840.90MJ/t,较设计值低53.99 MJ/t,精制航煤收率达到99.91%,装置运行平稳,技术改造达到了预期的目的。     

高尚堡天然气处理装置改进与运行优化

高尚堡天然气处理装置采用丙烷+膨胀机制冷的DHX冷凝分离工艺回收C+3轻烃,由于原料气流量降低、气质组成中CO2和H2S含量升高、处理装置操作参数变化造成液化气铜片腐蚀不合格、设备冻堵、丙烷收率低等问题。对装置存在问题进行分析后,改进处理工艺,脱除原料气中的CO2和H2S至合理范围,解决液化气铜片腐蚀不合格和设备冻堵问题,降低酸性组分对装置冷凝温度的限制。筛选出影响装置丙烷收率和能耗的主要可调参数:膨胀机出口压力、脱乙烷塔操作压力、脱乙烷塔底温度、脱丁烷塔操作压力。通过HYSYS软件模拟结果分析装置主要可调参数对丙烷收率和装置能耗的影响规律,优化运行参数,实现丙烷收率和能耗之间的平衡,达到效益最大化。优化后,装置每年能耗费用增加108.1万元,但产品收入增加439.8万元,每年增加经济效益331.7万元。     

柴油加氢精制装置新型分馏流程设计

针对国内柴油加氢精制装置存在的问题进行探讨,提出柴油加氢精制装置分馏部分应采用先进的双塔流程和优化的操作条件,以提高轻油收率、充分回收资源、降低能耗、保护环境.     

1000kt／a汽柴油加氢精制装置生产分析

根据1000kt/a汽柴油加氢精制装置第一周期生产运行情况,结合设计值,对装置的物料平衡、产品质量、能耗、降压提量工业试验方面等进行分析,对装置运行过程中发现的问题进行解决,为以后的优化生产打下基础。     

粉煤气化与水煤浆气化能耗对比分析

以内蒙古伊泰化工有限责任公司120万t/a精细化学品项目的实际运行数据为依据,采用Aspen Plus模拟软件,对比分析了相同压力下粉煤气化技术和水煤浆气化技术的综合能耗;另外,以水煤浆气化煤制甲醇装置为研究对象,分析了不同压力下水煤浆气化技术的综合能耗。结果表明：在气化单元和变换单元中,于4.2 MPa条件下,与水煤浆气化技术相比,采用粉煤气化技术综合能耗可降低1 249.99 MJ;采用水煤浆气化技术,与4.2 MPa气化压力相比,6.5 MPa的全流程综合能耗降低746 MJ,相对差值为3.8%。     

轻汽油醚化装置降低能耗的措施

介绍了中石油云南石化有限公司轻汽油醚化装置的节能优化操作.优化后醇烯比从1.4降到1.35,分馏塔压力从0.25 MPa降到0.24 MPa,塔底操作温度从119℃降到117℃,塔底再沸器低压蒸汽耗量从8.12 t/h降到5.72 t/h;甲醇回收塔塔压从0.17 MPa降到0.08 MPa,回流量从18.5 t/h降...     

大型催化裂化装置系统设计压力分析与探讨

催化裂化装置系统压力提高受设备制造、装置规模及再生形式等影响，同时又会影响产物分布、能耗及机械设备运行等。因此，大型催化裂化装置系统压力设计需综合考虑加工规模、能耗、投资、设备制造、产物分布等多方面因素，进行经济核算和评估，得出最佳设计方案。经分析，在选择高效顺流快速床富氧两段再生形式的情况下，大、中型装置不受设备制造能力的限制，再生压力可设计为0.42～0.56 MPa；特大型装置再生压力可调整为0.28～0.42 MPa，以适应设备制造限制。     

2.2Mt/a蜡油加氢装置第一周期运行分析

介绍中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2.2 Mt/a蜡油加氢装置第一周期运行情况。该装置采用抚顺石油化工研究院研制的新型FF-18(Ni-Mo/γ-Al2O3)催化剂,保护剂为FZC-100,FZC-102B,FZC-103,FZC-204。在装置处理量235～275 t/h下,反应器床层径向温差最大2.1℃,最小0.2℃,说明径向温度分布均匀、温差小、催化剂装填均匀、床层内的沟流效应很小。在反应器入口温度365℃,系统压力10.72 MPa下,催化剂在使用周期末期,反应器入口温度只比初期设计温度高8℃,而负荷率在104%情况下,平均脱硫率在80%以上,精制蜡油平均硫质量分数为0.138%,低于产品指标值(小于0.16%),说明新型催化剂FF-18相对活性仍然较高,稳定性较好。     

选择性加氢技术生产超低硫催化汽油的方案比较

以某炼油厂拟新建0.5 Mt/a催化裂化汽油加氢装置为例,介绍采用选择性加氢脱硫技术满足生产质量分数小于10 μg/g超低硫汽油的一级加氢脱硫和两级加氢脱硫工艺方案,对比两种方案的工艺流程、操作条件、产品性质、装置能耗及设备投资.结果表明：两级加氢脱硫工艺方案反应缓和,化学氢耗低,年节省新氢约808 t,液体收率提高0.22单位,年增加效益约1 500×10^4 RMB￥,且RON损失低,可减少1单位,但由于多增加了一级加氢脱硫步骤,使工艺流程复杂,设备增多,增加设备投资约900×10^4 RMB￥,装置能耗增加约20.3％.综合比较后仍建议选用两级加氢脱硫方案.     

PRT-C/PRT-D重整催化剂的应用

介绍了中国石油天然气股份有限公司大庆炼化分公司350 kt/a催化重整装置2009年检修后,更换PRT-C和PRT-D重整催化剂,以及开工中催化剂装填、干燥、硫化情况及开工后催化剂的性能.应用结果表明,在反应器入口温度480～500℃,高压分离器压力1.2 MPa,进料流量36.00 t/h,重整反应器压力降0.07 ...     

高含硫天然气脱硫装置操作条件的优化

采用Aspen Plus流程模拟软件对高含硫天然气脱硫工艺流程进行了模拟和操作条件优化,以脱硫装置年利润为优化目标,主要操作条件为决策变量,净化气中H2S和CO2含量为约束条件,建立稳态优化模型。模拟结果表明,操作条件对脱硫净化效果影响由强至弱顺序为溶液循环量>吸收塔板数>吸收塔压力>吸收塔温度;脱硫装置能耗构成中蒸汽占6.36%,冷却器能耗占25.53%,机泵类电力能耗占8.11%;影响脱硫装置年利润的主要因素是净化气流量和操作费用,受溶液循环量、吸收塔塔板数和吸收塔压力影响,宜采用相对低的吸收塔压力和适当的吸收塔塔板数;在吸收塔塔板数14块、吸收塔压力6 MPa、溶液循环量23.26 Mmol/h的优化操作条件下,脱硫装置年利润最大值为1.01×109元,年操作费用为2.3×107元。     

喷气燃料FITS加氢技术的工业应用

介绍了选择性管式液相加氢(Flexible and innovative tube reactor with selective liquid-phase hydrogenatine technologe,FITS)技术在中国石化某公司600 kt/a喷气燃料加氢装置的工业应用情况。该装置自2014年6月开工以来,在前期的工业试生产基础上对装置进行了操作调整,提高了反应器入口温度和反应器压力,在氢油体积比为6、反应压力为3.1 MPa、反应温度为257℃以及体积空速为5.0 h~(-1)的工况条件下,精制喷气燃料中硫醇硫的质量分数为3μg/g,管壁评级为0级,磨痕直径为0.63 mm,各项指标控制较好,产品能够满足3号喷气燃料的国标要求。装置的运行能耗为230.69 MJ/t,低于普通喷气燃料加氢工艺的能耗值。工业实际生产表明,该加工技术具有流程简单、氢耗低、能耗低等特点,其中装置能耗比其他喷气燃料加氢工艺明显偏低,达到行业领先水平。     

柴油液相循环加氢技术的工业应用

中国石油长庆石化公司1.4 Mt/a柴油加氢脱硫装置采用柴油液相循环加氢(SRH)技术,工业运行实践表明:处理直馏柴油和FCC柴油的混合油时,在反应器入口压力9.0~10.0 MPa、循环比1.35、反应器入口温度360~375℃等工艺条件下,可以生产硫质量分数不大于10μg/g、满足国Ⅴ要求的柴油,催化剂失活速率较低,可以满足长周期运行的要求。装置标定能耗仅为267.1 MJ/t,经济效益明显。