汽柴油加氢精制装置的运转及优化

对1 Mt/a汽柴油加氢精制装置运行中出现的汽提塔塔底热源不足,加热炉排烟温度高,风机烟气轮机设计偏大,汽提塔顶外排气调节阀及副线偏小,装置靠外排氢气来保证循环氢纯度及硫化氢含量要求等问题提出了优化方案,方案实施后,相应问题均得到解决。     

汽柴油加氢精制装置的腐蚀及防护建议

某炼化企业1.0 Mt/a汽柴加氢精制装置混合原料油硫和氯等杂质含量较高,加氢反应产生的腐蚀性介质对冷凝冷却系统锁紧环换热器和高压空冷器等设备产生了较为严重的腐蚀.针对上述腐蚀现象,从原料油性质和腐蚀机理层面剖析了腐蚀产生的原因、影响部位和影响因素,并结合分析结果提出了相应的防护控制措施.     

汽柴油加氢精制装置扩能改造中的热平衡措施

中国石油乌鲁木齐石化公司汽柴油加氢精制装置扩能改造时,出现反应进料加热炉热负荷不够,临氢系统压降大的问题。针对上述问题,采取了调整换热流程和加热炉工艺流程,以及对反应进料加热炉改造的措施,使装置综合能耗由620.46MJ/t降至478.59MJ/t,并保证了扩能的顺利进行。     

常规加氢精制装置采用不同纯度氢气的方案对比

以一套有代表性的常规柴油加氢精制装置的操作数据作为基准,对直接使用重整氢和使用经变压吸附(PSA)提纯后的重整氢这两个方案进行PROⅡ流程模拟,在保证氢分压等反应条件一致的情况下,从能耗和投资的角度进行分析对比,发现重整氢不必经过变压吸附(PSA)装置提浓,可直接作为柴油加氢精制的新氢。     

炼油厂干气分离氢气装置的工艺设计

针对中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司炼油二厂干气分离项目的工艺特点,对3种气体分离技术（即膜分离法、深冷法和变压吸附法）进行了方案比选。对比后认为本项目采用膜分离法最优。本工作对该膜分离氢气装置进行了工艺设计,包括：生产方法及技术来源、工艺流程说明、生产控制及工艺指标、物耗和能耗等。     

苯乙烯装置氢气压缩机凝液排放改造

苯乙烯装置氢气压缩机冷却分离器产生的凝液中含有部分物料,且排液时易夹带氢气,直接去生产废水处理系统,浪费物料,造成污水处理费用增加,且存在安全隐患和环境污染。为了解决这些问题,增加氢气压缩机到油水分离器的排液管线,达到节能减排、消除环境污染和安全隐患的目的。     

国外炼厂氢气的回收与优化利用

随着环保界对燃料规格要求的严格和石油产品的深加工 ,导致全球炼厂内部氢气短缺 ,炼厂氢气回收和再利用技术显得尤为重要。加强炼厂氢气平衡管理 ,扩大氢气网络分析外沿 ,改进工艺 ,改善提纯装置性能等都可以实现氢气的优化利用     

降低硫磺回收装置尾气SO_2排放的措施

宁夏石化公司将先进控制系统和超重力技术应用到硫磺尾气治理项目中,通过对相关参数的优化调试,寻求最佳工况,硫磺回收装置尾气SO_2排放明显降低。     

异构化装置排放气回收氢气可行性分析

中国石化塔河炼化有限责任公司300 kt/a临氢异构化装置采用氢气一次通过流程,反应尾气富含70％左右的氢气经碱洗塔后排入燃料气系统,造成大量氢源浪费.为此提出三种氢气回收可行性方案.方案1:尾气进1号加氢膜分离装置氢气提纯装置后并入全厂氢气管网;方案2:尾气进2号制氢装置作为制氢的原料之一,经工艺流程后产出氢纯度99...     

降低重油催化裂化装置能耗的措施

中国石油大庆石化公司炼油厂1Mt／a重油催化裂化装置改造后，能耗过高。经过对比分析，发现装置能耗增加的主要因素是耗电量、烧焦量上升、外输蒸汽折能减少。通过优化操作参数，装置汽提蒸汽量减少1．8t，外取热产汽量由36t／h提高至56t／h，生焦折能降低到50～60kg／t，能耗达到标准要求。     

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。     

影响蜡油加氢处理装置氢耗因素的分析

对中国石油化工股份有限公司洛阳分公司蜡油加氢处理装置影响氢耗的因素进行了分析并提出改进建议。结果表明:蜡油加氢处理装置氢耗随原料油密度、原料油硫含量和反应温度升高而增大。原料油密度在891～908 kg/m3时,化学氢耗为5.15～6.95 kg/t;原料油硫质量分数为0.674%～1.097%时,化学氢耗为4.25～6.28 kg/t;反应温度为299～337℃时,化学氢耗为5.31～5.90 kg/t。为了降低氢耗,热高压分离器温度选择在240～260℃,冷高压分离器操作温度控制在45～55℃,以降低循环氢溶解损失。同时,装置应定期进行闭灯检查以防止装置氢气泄漏。在满足生产的条件下,尽量减少排放废氢气。     

增产柴油降低汽油烯烃的工艺优化

兰州石化公司炼油厂催化裂化装置采用MGG(多产液化气和高辛烷值汽油催化裂化工艺)和FCC(流化催化裂化工艺)技术,并使用LBO-16降烯烃催化剂,通过工艺优化调整,控制渣油掺炼比为20%、LBO-16用量比为 50%、催化剂活性为 65% ~67%、反应温度为 500±5℃,达到装置柴油收率为22%、汽油烯烃质量分数为 30%、总液收为 88%,实现效益最大化。     

连续重整装置还原氢电加热器跳车原因分析及对策

中油国际(苏丹)炼油有限公司的400 kt/a连续重整装置再生系统采用IFP连续再生工艺,为了将再生后氧化态的催化剂还原,再生单元还原氢气采用纯度为92.0%(体积分数,下同)的重整自产氢气经膜分离后的高纯氢气(纯度达到99.0%)为还原介质。还原氢电加热器将高纯氢气加热到490℃后,进入还原罐进行还原反应。由于还原氢气中携带微量的C+5组分,还原氢电加热器由于热管积炭频繁跳车,严重威胁整个装置的平稳生产。通过优化膜分离提纯系统的操作,如降低膜分离入口温度,降低膜前后的压力降,定期更换精密过滤器等措施,提高了还原氢气的纯度,电加热器跳车的频率有所降低,但不能完全消除积炭。其他同类装置由于重整氢气经过氨冷冷却后,温度可达到0~3℃,可有效凝析出C+5组分;另外引入更高纯变压吸附氢气也有利于解决积炭的问题。     

FCC柴油加氢装置掺炼焦化汽油的问题探讨

洛阳分公司为了使汽油满足国Ⅲ标准,准备将焦化汽油掺到催化裂化柴油中进行加氢精制。分析了由此给加氢精制装置带来的问题,如分馏塔顶部冷却系统负荷能力偏小、反应器上床层温度过高、催化剂易结焦和失活、新氢和加热炉燃料气消耗增加等。针对这些问题,提出了增设分馏塔顶水冷器和原料油过滤器、提高氢油比、混氢点前移、增设加热炉吹灰器、催化剂分级装配等措施,以利于加氢精制装置的平稳运行。     

4.1Mt/a柴油加氢催化剂升级效果评价

为满足产品升级需求,在大检修期间对国内某4.1 Mt/a柴油加氢装置进行了升级改造。结合催化剂升级前后欧Ⅲ柴油生产工况,对催化剂空速水平、提高十六烷值能力、脱硫性能及装置氢耗进行了比较分析。分析结果表明:在生产欧Ⅲ柴油工况下,催化剂升级后,装置处理能力大幅提升,平均体积空速由2.0 h-1提高至2.5 h-1;催化剂提高十六烷值能力有所提高;催化柴油平均掺炼比例由4.43%提高至8.68%。与升级前相比,升级后平均反应温度提高了5～6℃,但升级后反应温度每提高1℃可将产品柴油的硫质量分数多降低20μg/g。装置氢耗有所增加,由79.6 m3/t上升至95.1 m3/t,氢耗增加的主要原因为:升级后的催化剂加氢饱和能力有所增强,环烷烃、芳烃等的侧链有一定程度的断链,产品中催化柴油比例有所提高。     

用氢气还原法预处理催化剂降低催化裂化汽油硫含量

提出了在催化裂化(FCC)反应过程中通过调变平衡剂中钒的价态进行催化脱硫的工艺思路.对不同钒含量的FCC工业平衡剂LHO-1及自制催化剂4221-011进行了氢气还原预处理,在固定流化床及微反装置上进行了脱硫性能评价.结果表明,与空白实验相比,4221-011催化剂经过氢气还原预处理后,可使产品汽油硫含量降低25.4%;相应LHO-1平衡剂经过氢气还原预处理后,可使产品汽油的硫含量降低23.1%;不同钒含量的催化剂经过氢气还原预处理后,汽油中硫含量都有所降低,且当催化剂中钒含量低于12mg/g时,随着钒含量的增加,汽油硫含量降低的幅度也增大.