高氯原料对柴油加氢精制装置的影响及应对措施

柴油加氢装置加工高氯原料,造成高压换热器和高压空冷器氯化铵盐结晶,反应系统差压增大。在反应器出口利用0.4%碱水冲洗铵盐,使反应系统差压由2.45 MPa降至1.75 MPa,系统恢复正常。氯化铵盐结晶温度一般在150~200℃,随反应系统压力、循环氢流量、原料氯含量、原料氮含量的变化而变化。通过严格监控装置原料数据,前移注水位置,增大循环氢量,提高氢油比,提高热高压分离器入口温度,建立高压换热器差压和高压换热器换热效率监测数据,建立氯化铵盐结晶温度监控数据等措施,保证了装置长周期运行。     

加氢装置高压换热器在线水洗除盐实践

中国石油化工股份有限公司广州分公司2.0 Mt/a柴油加氢改质装置在实际生产中,当原料氯质量分数大于0.5μg/g、氮质量分数大于700μg/g时,生成的氯化铵易在反应系统高温高压换热器部位形成铵盐结晶,引起换热器E9102压差升高,影响装置安全生产。通过降低反应温度和装置负荷、增加注水点,部分产品循环加氢等方式来满足注水时降温的要求,通过调整分馏系统操作防止注水对汽提系统造成影响,实现了加氢装置高温高压换热器在线清洗铵盐结晶,避免了装置停工。水洗后,装置进入正常高负荷运行阶段,循环氢量恢复到正常值240~250 dam3/h,换热器压差明显下降,并基本维持在0.18~0.19 MPa,较水洗前降低约0.37 MPa,达到了开工初期水平。同时水洗期间产品质量能达到国Ⅲ柴油标准的要求。     

氢气中的氯对柴油加氢装置的影响及措施

氢气带氯会造成柴油加氢精制装置新氢机系统、高压换热器管/壳程、热高压分离器液力透平密封等部位发生氯化铵盐结晶,引起反应系统差压增大,高压换热器管束氯化铵盐腐蚀泄漏。通过增加重整氢脱氯罐、提高重整氢化验分析频率等措施,可防治重整氢带氯对柴油加氢装置的影响。     

柴油加氢装置高压换热器管束铵盐结晶原因分析及对策

茂名分公司Ⅰ套柴油加氢装置2005年11月份以来高压换热器管束因铵盐结晶造成换热效率下降,管程出口温度下降,反应系统压力降逐步上升,循环氢量明显下降,反应氢油比不足,循环氢压缩机喘振.针对高压换热器管束结晶问题查找原因,对出现铵盐结晶的原因及结晶形成过程进行深入分析,提出了改造措施,取得了较好的效果.     

高氯原料对柴油加氢装置的影响与对策

中国石油化工股份有限公司沧州分公司1.6 Mt/a汽柴油加氢装置于2013年6月因高氯原料的加入,导致高压换热器E-101A/B铵盐结晶,造成换热器换热效率下降,系统压力降增加,循环氢量下降,循环氢压缩机喘振,装置能耗增加,装置正常运行受到影响。通过对铵盐结晶的原因和危害进行深入分析,提出加强原料氯离子的监测、控制重整氢中氯质量分数小于2μg/g、常压塔顶温度不低于120℃、反应产物去热高分温度为210~220℃、提高反应器入口温度、提高氢油比至550~600、增加注水点、控制总注水量、提高注水温度等相应的改进措施。经过改进后,换热器E-101A/B换热效率提高,系统及换热器压力降降低,保证了装置的正常运行,改进效果明显。     

1.8Mt/a加氢裂化装置铵盐结晶分析及处理

中国石油化工股份有限公司武汉分公司1.8 Mt/a加氢裂化装置在运行过程中生成的副产物氯化铵盐与硫氢化氨盐,在热高分气相高压换热器及高压空冷器结晶析出,堵塞设备管束使系统压力降上升,致使循环氢量下降,能耗增加,需注水溶解铵盐。因为高压空冷器注水器堵塞,不能正常注水,通过增加高压空冷器前一个高压换热器注水点的注水量,所注的水随工艺介质进入高压空冷器对溶解铵盐起到了很好的效果。高压换热器E6103运行温度195~220℃接近氯化铵结晶温度180~200℃,仍存在少量氯化铵结晶,加之原料蜡油中氯离子超标,造成E6103结晶量增加,设计的间断注水不能满足要求,连续少量注水可冲洗掉氯化铵结晶。采用上述措施后,加氢裂化装置可降低能耗51.96 MJ/t,创经济效益325.9万元/a。     

煤油和柴油加氢联合装置长周期运行的瓶颈及对策

国内某炼油厂煤油加氢装置与柴油加氢装置联合布置,联合装置长周期运行中针对柴油加氢新氢压缩机氯化铵腐蚀隐患;煤油加氢原料/反应产物换热器结垢、结盐,反应加热炉热负荷高,系统冷却能力偏低;柴油加氢装置原料/反应产物换热器串漏,柴油加氢热高分气/循环氢换热器腐蚀内漏等问题。提出了:煤油加氢反应产物换热器增加注水设施,单独增加循环氢压缩机,氢气混合后增设缓冲罐(内装填料);柴油加氢装置通过优化操作,降低原料/反应产物换热器管壳程差压,使用双金属自密封波齿垫代替波齿复合垫,优化补充氢气流程及将换热器管束材质升级为S32707超级双相钢等措施。解决联合装置长周期运行的问题。     

催化裂化轴流压缩机防喘振控制系统的优化

介绍了催化裂化装置轴流压缩机AV71-15防喘振控制系统。该系统常处于放风状态,工况点离防喘振线较近,容易发生喘振,造成大量能量损失,对工艺操作要求苛刻,影响装置平稳运行。针对防喘振控制系统现有的问题,通过重做喘振试验,以实际的喘振试验数据为准,确定了新的喘振曲线及防喘振曲线,调整了防喘区域,使轴流压缩机的运行区间大幅度增大,防喘振阀全关,有效降低了机组能耗。新的防喘振控制系统采用EPU节能控制软件,能有效控制机组运行。对机组的防喘振控制系统进行优化后,机组运行更加平稳,保证了装置长周期平稳运行。     

焦化汽油加氢装置反应系统结垢原因分析及对策

针对中国石化茂名分公司焦化汽油加氢装置反应系统压降升速过快、循环氢压缩机发生喘振、装置运行周期短等问题,对换热器和反应器系统压降进行分析,认为高压换热器壳程和反应器结垢是造成装置系统压降上升快的主要原因.通过对垢物组成进行分析,发现焦化汽油原料中二烯烃缩合及胶质缩合生焦是垢物生成的主要原因.通过采取加强原料管理、扩大反...     

酮苯冷冻站的节能改造

酮苯脱蜡装置冷冻站主要设备为 5台氨压缩机 ,其防喘振控制系统方案较落后 ,为避免机组喘振 ,只能人为地将防喘振阀打开到一定的开度 ,保证一定的回流量 ,使机组远离喘振点操作 ,回流量造成了能源的巨大浪费 ,且防喘振控制系统电气及辅助设备的能耗也较高。为了节能降耗、保证机组安全无故障运行、实现优化操作 ,对冷冻站氨压机进行了改造。