140×10~4t/a加氢裂化装置循环氢控制分析

对高桥石化140×104t/a加氢裂化装置循环氢的操作和控制操作情况进行探讨。控制合理的氢油比,可以有效确保装置催化剂的长周期运行;合理的压力控制区间,能够在确保目的产品收率的前提下降低装置能耗;在一定压力范围内,裂化反应深度将增加,转化率得到提高,轻组分收率相应增加。但随着压力的上升,这种趋势趋于平缓。在以上分析的基础上,探讨了装置提高循环氢纯度的方法,确认新氢的使用、冷高分和热高分的温度控制,以及循环氢脱硫塔的操作,是影响循环氢纯度的关键因素。使用氢气纯度较高的制氢氢气,对提高循环氢纯度是有利的。高压分离器温度高,对减少氢损耗有利,温度低,对提高循环氢浓度及降低能耗是有利的。当加氢裂化装置加工的原料油硫含量在1.5%以上时,一般都增设循环氢脱硫设施,这样可保证循环氢纯度。列举了目前装置在循环氢运行中存在的主要问题,为石化行业同类装置的平稳操作提供帮助。     

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。     

加氢裂化用能及节能措施分析

加氢裂化装置操作条件较苛刻,高温高压,临氢含硫,生产中需要消耗的能量也高,主要特点是装置总输入能耗高、化学耗氢量与反应苛刻度有关、可回收利用能量多、低温热多。对长庆石化公司加氢裂化装置能耗构成进行分析,发现电和燃料气消耗占比最高,可从这两方面寻找节能途径。通过3个周期催化剂使用情况、装置原料油和航煤换热流程、工艺设备以及操作条件等4个方面的现状考察,提出原料油热进料方案和尾油换热流程改进方案。换热流程优化后,加热炉热负荷降低,装置平均能耗下降3.5kg标油/t。结合装置运行现状,还提出了控制合适的氢油比、提高加热炉热效率、尾油空冷增加变频以及新氢压缩机增上无级气量调节系统的建议。新氢压缩机增上无级气量调节系统这个方法预计每年可实现装置节电409.5×10~4k W·h。     

加氢裂化尾油资源综合利用

加氢裂化工艺的一次转化率通常为60%～90%,尚有10%～40%的未转化产物,被称作加氢裂化尾油。加氢裂化尾油是加氢裂化装置的副产品。目前,国内许多炼厂对于这部分尾油没有很好的利用,很大一部分用于装置循环,致使装置的实际处理能力下降,降低了装置的生产效率。长庆石化1200kt/a加氢裂化装置以减压蜡油为原料,使用美国UOP公司生产的HDN-1、DHC-32型催化剂,采用一段串联全循环流程,兼顾一次通过流程。反应部分采用热分流程,炉前混氢工艺,设置双反应器,尾油循环至精制反应器入口;分馏部分采用了"脱丁烷塔+分馏塔"方案,同时设置了轻烃回收设施,最大程度生产航煤和柴油,同时副产液化气、轻石脑油、重石脑油。该装置现阶段使用标准公司生产的DN-3551、Z-503、Z-2723和Z-673催化剂,有大约5%左右的外甩出装置,其他全部循环使用。提出通过生产润滑油基础油,或作为乙烯裂解原料、催化裂化原料等方法,对加氢裂化尾油进行综合利用的设想。     

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。     

航煤银片腐蚀不合格原因及对策

金陵石化1.50Mt/a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、轻石脑油和重石脑油,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、液化气分馏和脱硫、轻烃回收及气体脱硫、溶剂再生五部分组成。装置分馏部分设置主汽提塔、第一分馏塔和第二分馏塔。分馏部分的第一个塔为主汽提塔,通过3.5MPa蒸汽汽提,使得轻石脑油组分及少量重石脑油组分自汽提塔顶抽出,以尽量减少塔底带硫,保证重石脑油及航煤产品腐蚀合格。该装置在检修后首次开工时引起航煤银片腐蚀不合格,其原因是加氢过程中产生硫化氢,硫化氢未能从产品中脱除,航煤产品中含有1～2mg/kg硫化氢就可能导致2级银片腐蚀;同时,航煤中的非活性硫化物在生物和化学因素作用下转化成活性硫化物,这些活性硫化物除了硫化氢外,还包括元素硫、硫醇。操作上可以根据原料硫含量分析结果,对循环氢脱硫塔贫溶剂量和汽提塔的汽提蒸汽量进行调整,降低分馏系统硫化氢含量,保证航煤银片腐蚀合格。     

天津石化聚丙烯装置流程模拟与优化应用

运用Aspen Plus/Aspen Polymers Plus软件,建立了天津石化6×104t/a聚丙烯装置聚合与分离部分稳态流程模拟模型,利用严格的机理模型,更好地理解工艺过程,以及装置操作条件与产率和产品质量的关系,进而优化装置操作条件,提高加工负荷,降低装置能耗。本次建模对T30S和EPS30R两个牌号聚丙烯稳态过程进行了定量分析与讨论,结果表明,模型各活性中心数据和解析数据拟合得比较准确,能够准确反映装置的实际生产情况。天津石化聚丙烯装置通过流程模拟模型的指导,对于优化操作参数、提高聚丙烯产品产量和质量、减少牌号切换摸索时间具有较大指导作用,提高了聚丙烯装置的运行水平。优化调整后,每小时提高聚丙烯产量约30kg,按年生产时间8000h、聚丙烯价格14500元/t、原料及能耗物耗成本12500元/t计算,每年产生经济效益达48万元。     

济南石化1号催化裂化装置流程模拟应用

济南石化1号催化裂化装置通过流程模拟技术,寻找制约装置生产的瓶颈,以此来优化操作条件,降低能耗,离线培训操作人员,加强工艺人员对工艺机理的掌握,从而改善操作,提高企业的竞争能力。针对主分馏塔顶循环油-热媒水取热点取热能力不足的问题,利用模型,对分馏塔热负荷进行核算和优化,投用1号催化裂化装置主分馏塔顶循环与气体分馏装置的热联合,实现了主分馏塔低温热利用的最大化。热联合流程投用后,与使用蒸汽比较,1号气体分馏装置丙烷塔运转基本无异常;热媒水入装置温度下降3℃,热油入装置温度为145℃,重沸器出口温度为103℃,热油出装置温度为129℃,热油三通阀开度在40%～50%之间,满足装置操作要求。模拟优化后,气分装置丙烷塔底重沸器1.0MPa蒸汽消耗下降4.5t/h,1号催化裂化装置原料从油浆取热增加,油浆减少发汽量1.1t/h;顶循-循环水冷却器上水关小后,循环水消耗降低80t/h,全年实现综合效益338万元。     

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。     

360×104t/a加氢裂化装置运行分析

大连石化360×104t/a加氢裂化装置是目前国内最大的生产中油型加氧裂化装置,采用美国UOP公司的工艺技术,催化剂为UOP公司HC-115LT型催化剂.截至2010年末,装置已累计运行649d,催化剂设计运行寿命1050d.针对该装置2010年的运行情况,从物料平衡、能耗、原料情况、产品质量、催化剂性能等方面进行考察,结果显示:2010年,装置总能耗为26.19kg标油/t原料,远低于设计能耗35.5kg标油/t原料,但在换热网络优化和新氢机的变频控制方面,尚有很大节能潜力可挖;2010年,该装置变动费用累计完成53.86元/t,指标为不大于58元/t,完成指标;生产的航煤为合格,优质品,柴油产品各项指标均符合设计要求,硫含量只有0.32～0.58μg/g,满足欧Ⅳ柴油标准要求.由于原料质量较好,金属含量、硫含量、残炭值等指标均优于设计值,推断其催化剂失活速率较小.装置新氢纯度较低,进入运行末期时,较低的新氢纯度可能影响产品质量与催化剂活性.     

流程模拟技术在加氢裂化装置上的应用

加氢裂化是重质馏分油深度加工的主要工艺,航煤是加氢裂化装置的主要产品,故重点针对提高航煤产量进行优化应用分析。运用模型灵敏度工具对提高航煤外采量的影响因素进行分析,在操作条件允许的前提下,找出提高航煤产量的最佳控制点。应用Aspen Plus软件建立天津石化1.8Mt/a加氢裂化装置流程模拟模型,以航煤收率最大化为目标,应用模型对航煤收率的影响因素进行综合分析,提出优化措施。通过模拟计算结果对装置进行优化调整,取得了较好的效果:航煤终馏点(均值)由241℃提至253℃(均值),提高了12℃;航煤收率由19.7%提至22.5%,提高了2.8%。调整后,航煤终馏点和航煤收率均达到了预期目标,可实现年效益1234.8万元,在满足下游装置原料需求的同时,释放了加氢裂化装置高附加值产品的产能,提高了装置的经济效益。     

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。     

影响重整催化剂活性的因素及处理措施

近几年,洛阳石化0.7Mt/a连续重整装置在实际运行过程中,发生了种种异常情况:因罐区精制油污染、汽提塔操作异常、重整进料注硫泵异常造成催化剂硫中毒;因再生系统氮气污染、还原氢纯度低造成再生系统运行异常;因上游常压装置波动引起重整进料终馏点高,造成催化剂积炭。这些异常情况最终导致催化剂活性下降,造成芳烃转化率、氢产率及生成油液收下降,影响下游芳烃装置的正常运行以及全厂的氢气平衡。主要的调整措施有:降低装置负荷及反应苛刻度;停止重整进料注硫,改注四氯乙烯,用氯置换催化剂吸附的硫;调整汽提塔操作;催化剂提升再生系统停止注氧,转黑烧、降温;对氮气系统进行置换;提高还原氢纯度;增上高纯氢直供流程;将常压直供石脑油改由罐区外购石脑油供料,常压石脑油改至不合格油罐,加快系统油品置换速度。经过有效调整,催化剂活性恢复正常,装置各项运行指标逐步正常。     

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。     

镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟应用

镇海炼化4号柴油加氢装置设计处理能力为300×104t/a,进料由焦化汽柴油、催化柴油、直馏柴油组成,装置反应部分采用炉前混氢流程,设置热高分、热低分流程。热低分油、冷低分油混合后进入脱硫化氢汽提塔(T-2101)。装置分馏部分为双塔汽提流程。从2002年开工至今,运行情况总体良好。装置希望通过流程模拟,对目前运行参数和换热流程进行优化,改善装置运行工况。应用Aspen Plus软件,对装置分馏部分进行流程模拟,得到了与装置实际操作工况接近的理想模型,为装置优化操作、节能降耗及寻找生产瓶颈提供依据。本次模拟目标为初步应用,主要以模型为指导,研究增产石脑油时分馏塔顶回流比对汽油干点、柴油闪点温度的影响,以及提高T-2101塔汽提蒸汽量对塔顶硫化氢量的影响,实现了汽油产量增加2.37%和T-2101塔汽提蒸汽降低0.1t/h的目标。实施流程模拟优化后,装置全年共产生经济效益132.6万元,表明镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟优化取得成功。     

应用流程模拟技术优化加氢装置分馏系统

Aspen Plus是对生产装置进行稳态模拟的大型通用流程模拟系统。应用Aspen Plus流程模拟软件,对中国石化青岛炼油化工有限责任公司4.1Mt/a柴油加氢装置、0.6Mt/a航煤加氢装置进行装置分馏系统流程模拟,得到了与装置实际操作相吻合的理想模型。通过对模型进行综合分析,以装置节能优化和经济效益最大化为目标,通过降低柴油加氢分馏塔顶部压力及调整航煤加氢分馏塔顶部操作温度等优化手段,柴油加氢装置燃料气消耗量由1500m3/h降至1100m3/h,节能效益达到604.8万元/a;航煤加氢装置通过调整分馏塔顶温度及重沸器热负荷,降低航煤与石脑油组分的重叠度,提高石脑油收率,增产石脑油0.72t/h,增加装置效益172.8万元/a。应用流程模拟技术优化加氢装置分馏系统,共计降本增效777.6万元/a,提升装置的综合效益,实现装置的节能优化生产。     

塔河石化重整装置工艺过程模拟和研究

以中国石化塔河分公司15×104t/a固定床半再生重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模型软件,建立与装置实际工况相符合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对催化重整装置分馏系统的脱水塔、分馏塔、重整稳定塔以及供热系统进行灵敏度分析,研究各塔分馏效果、热负荷、进料温度、回流比、抽出量等参数间的相互关系,并以模型为指导,对装置进行如下流程模拟分析及装置优化调整:通过定量分析分馏塔、脱戊烷塔、脱水塔的温度、压力和回流量对各塔分馏效果、轻石脑油和液化气产量以及精制油和稳定汽油初馏点等影响,来寻找装置生产瓶颈,优化装置操作条件,降低能耗,离线培训操作人员,加强工艺人员对工艺机理的掌握,从而改善操作,获得最佳经济效益,提高企业的竞争能力。通过以上优化调整,全年实现装置增效140万元,     

镇海炼化Ⅱ套气分装置流程模拟技术应用

镇海炼化Ⅱ套气分装置目前加工能力为22×10^4t／a,液化气中丙烯含量为39．89％（物质的量分数）,装置年开工时数为8000h。该装置采用Aspen Plus流程模拟软件,建立了与实际工况相符合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对脱丙烷塔、丙烯塔等进行了灵敏度分析,得出最佳的装置优化数据,并依此研究各塔压力、热负荷、进料位置、回流比等参数间的相互关系,实现装置的优化操作。通过调整脱丙烷塔进料位置、降低脱丙烷塔操作压力、清洗丙烯塔顶空冷器以提高冷却效果等手段,使整个装置的能耗由49．471kg标油／t,下降到45．57kg标油／t,下降了3．901kg标油/t,据此推断,每年可实现节能效益257．5万元;同时,装置优化后,丙烯拔出率增加约0．5％,则计算每年增产丙烯约1000t,测算经济效益为347．2万元/a。两项合计,装置优化后,预计每年可创造经济效益为604．7万元。     

原料性能对加氢裂化装置长周期运行的影响

结合长庆石化120×104t/a加氢裂化装置运行数据,从原料油预处理过程,原料油的硫、氮含量、重杂质含量、金属含量及原料油干点几方面进行分析,总结出维持加氢裂化装置长周期运行的改进措施:鉴于原料油罐倒罐频繁,建议增加一具原料油罐,以保证进料前的充分沉降,除去原料油中的固体颗粒和水,减少原料油过滤器反冲洗频次;加强与上游装置的联系,严格常减压装置减压塔切割效率,密切监控原料油性质变化,增加色度分析法,监控VGO中重杂质含量,以指导加氢裂化生产,改善装置操作;由于减压蜡油硫低氮高,需要向系统补充一定量的硫,同时保持注水,减少循环氢中的氨浓度,但注水增加后,又伴随着循环氢中硫化氢的损失,因此从经济上考虑,需要保持三者的平衡,才能保证催化剂活性,维持装置的长周期运行;如果改善原料性质,维持循环氢中的硫化氢含量,降低氨含量,或者选用适合低硫原料油的催化剂,可提高装置运行周期。     

对二甲苯装置的设计优化和节能措施

对二甲苯是重要的石油化工基础原材料。在对二甲苯装置设计过程中,除需关注产品质量和经济效益外,还需注重技术路线的资源节约和环境友好优势。对二甲苯装置通过增设循环塔流程,减少约40%的C8环烷烃循环,提高二甲苯分馏单元和吸附分离单元的C8芳烃进料量和产品产量,减少公用工程损耗;异构化单元采用热高分工艺,降低了反应进料换热器热端温差,有效降低了装置的能耗;采用Axens单塔15床层技术,简化了装置流程,提高操作灵活性,同时可减少过程能量的损耗和投资费用;应用新一代的OparisMax型异构化催化剂、EM-1100型歧化催化剂和SPX-5003型吸附催化剂,提高装置反应空速和目标BTX产品选择性,降低反应氢烃比;低温热回收技术及热集成技术的应用,可提高装置能量利用率,降低装置单位产品的物耗能耗水平;装置流程的优化设计大大增强了装置的操作灵活性;减排设计减少了有毒物质的排放。