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.     

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。     

加氢裂化装置长周期运行的影响因素分析

以中国石油长庆石化公司120×104t/a加氢裂化装置为例,对影响加氢裂化装置长周期运行的关键因素——原料氮硫含量、原料干点、氢分压、氢油比、反应温度、空速、循环氢中NH3含量等进行分析,提出了保证加氢裂化装置长周期安全、稳定运行的建议:严格监控上游常减压装置蜡油拨出率和操作稳定性,控制原料的馏程和干点;密切关注原料氮含量、硫含量、残炭及重金属含量等指标,特别是当氮含量偏高时,要注意调整精制器反应温度;由于未转化油与新鲜料混合作为反应总进料,因此应尽量稳定分馏操作,保证未转化油指标及进量的稳定;控制反应系统升温速率,保证升温速率不能太快;适当提高氢分压与氢油比;要密切关注反应系统中NH3的含量,特别是原料中氮含量升高时,应采取措施使其保持在尽量低的水平上。     

茂名加氢裂化装置用能分析及节能途径

介绍了茂名石化公司加氢裂化装置在国内同类装置中的能耗状况,从设计和操作两方面分析了影响该装置能耗的因素,提出了该装置节能降耗应采取的措施,即使用炉管清灰剂和原料油阻垢剂技术降低燃料能耗;优化生产操作,降低分馏塔负荷;对中低温热源优化回收利用;对烟气热量进行回收;进行电耗分析并采取相应节电措施。通过改造,分馏炉燃料消耗降低0．2kg标油／t,加热炉燃料气单耗降低6．4kg／t,锅炉排烟温度降到200℃以下,自产蒸汽量增加了4．6t／h,锅炉平均热效率上升4.8个百分点,装置综合能耗由2004年的68kg标油/t降低到目前的37kg标油/t。     

长庆石化1.2Mt/a加氢裂化装置运行与标定

长庆石化1.2Mt/a加氢裂化装置选用壳牌标准催化剂公司的DN-3551/Z-503/Z-3723/Z-673组合催化剂,开工时利用DMDS干法硫化后未进行液氨钝化,一次开车成功,装置运行平稳,能够满足生产需求。但有些指标未达到设计要求,如氢耗较高、轻质产品占比较大等。标定期间,氢油比为959∶1(体积比),氢分压为10.25MPa,加氢精制反应器和裂化反应器的平均反应温度分别为390.6℃和398.9℃。标定结果显示,加氢精制反应器前后脱硫率为98.1%,脱氮率为97.6%;反应单程转化率为57.38%;轻质油收率为91.78%,尾油收率为7.52%。经核算,得出化学氢耗为2.16%(占原料油质量百分数);反应热为168.46MJ/t原料;装置单位能耗为31.158kg标油/t原料。装置运行主要存在两个瓶颈问题:一是原料为高干点且硫低氮高的单一减压蜡油馏分,反应系统循环气中硫化氢含量不足而氨含量高,存在需要补硫的问题;二是系统压力设计低,而且原料性质较差,造成催化剂选型困难和操作苛刻度较高。     

140×10^4t／a加氢裂化装置节能增效分析

高桥分公司140×10^4t/a加氧裂化装置的节能降耗主要体现在对电、蒸汽、燃料、氢气的节约上。具体措施如下：①控制好原料性质、平衡好产品收率．确保各组分的清晰分割、热高分温度的上限操作和装置的高负荷运行,有利于降低装置的氢耗;②做好阻垢剂的加注工作,可减轻甚至避免原料油换热器结垢,保证装置安、稳、长、满、优运行;③对分馏塔顶回流泵、吸收脱吸塔一中和二中回流泵增加变频调速系统,达到节电门的;④同收余热,合理用能;⑤加氢裂化轻重石脑油、柴油和尾油的综合利用对增加装置效益意义很大;⑥优化操作,实现装置的低能耗运行。     

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。     

1.5Mt/a加氢裂化装置节能降耗措施与成效

金陵石化1.5Mt/a加氢裂化装置投用初期,能耗超过40kg标油/t原料,通过几次大的技术改造,能耗明显下降,2011年1～11月装置综合能耗为26.89kg标油/t原料.能耗划分显示,燃料气消耗占装置能耗的最大部分,所占比例达42.47％,其次为电能和蒸汽消耗,分别占总能耗的41.05％和12.76％.这3项能耗占到装置总能耗的96％以上.装置的节能降耗工作主要采取以下措施:优化换热网络,回收低温余热;新氢机增加无级气量调节系统,降低压缩机的无用功;脱硫溶剂采取溶剂在线清洗,提高溶剂质量,减少溶剂损耗,同时减缓溶剂系统腐蚀和塔盘结垢;分馏加热炉空气预热器改型以及火嘴改造;保证装置高负荷运行,提高循环氢压缩机、新氢压缩机、原料泵等设备的用能效率;利用变频技术,投用液力透平,实现节电目标;通过热料直供,减少作为溶剂再生塔底热源的1.0MPa蒸汽消耗.     

大庆炼化公司100×104t/a FDFCC装置节能措施

2004年大庆炼化公司100×104t/a的FDFCC装置,通过对烟汽轮机、反应汽提段、进料喷嘴、装置间热联合等一系列的改造,使装置能耗由改造前的4396.55MJ/t降至3298.86MJ/t,共计下降1097.69MJ/t。     

镇海炼化80×10~4t/a汽柴油加氢装置能耗现状与对策

镇海炼化Ⅱ套加氢装置,系处理30×104t/a焦化汽油与50×104t/a直馏煤油的混合装置,加工能力达80×104t/a。近期,装置反应炉消耗燃料上升,催化剂活性下降,换热器换热效果变差,电耗增加,装置综合能耗已接近13kg标油/t。分析显示,装置综合能耗构成中,燃料气占50%,蒸汽占19%,电耗占23%。通过实施更换反应器上部催化剂,稳定催化剂活性,适当提高加工量以降低单耗,对换热器进行抽芯清洗堵漏,改变加氢反应的混氢点,停用反应加热炉,加强管理和优化操作等节能措施,装置能耗由2008年1~5月份的月均12.88kg标油/t,下降到9.434kg标油/t。但长远来看,装置仍存在能源的不合理利用因素,主要表现为:由于实际工况与设计有很大偏离,反应器后的换热器E201、E202/ABC换热面积不能满足换热要求,反应器出口温度升高,尚有部分热能浪费;汽提塔进料换热器E204/ABCD总换热面积为840m2,但在当前工况下,冷、热料温度均在165℃上下,二者温差很小,换热效果不理想。     

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。     

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。     

连续催化重整装置节能分析

中国石化洛阳分公司连续催化重整装置分馏塔进料温度偏低、低温余热利用不足,在分析装置目前用能状况后,提出可通过汽提塔改冷、热进料,利用装置余热加热预分馏塔和脱戊烷塔进料以降低能耗,还可通过降低塔压、回流比和氢油比等措施进行节能。模拟结果显示,汽提塔由热进料改为冷、热进料后,其塔顶冷却负荷由187.7×104kcal/h降至62.9×104kcal/h,塔底加热炉负荷由420.5×104kcal/h降至304.1×104kcal/h,综合节能241.2×104kcal/h;在脱戊烷塔进料处增设换热器,利用汽提塔塔顶废热加热进料,脱戊烷塔塔顶冷凝负荷增加7×104kcal/h,塔底加热炉负荷减少66×104kcal/h,综合节能59×104kcal/h;在预分馏塔进料处增设换热器,利用进料/出料换热器E201壳程出口热源废热加热进料,预分馏塔塔顶冷凝负荷增加5×104kcal/h,塔底加热炉负荷减少50×104kcal/h,综合节能45×104kcal/h。     

龙羊峡水库年末运行水位控制研究

龙羊峡多年调节水库年末运行水位控制是关系到黄河上游梯级水电站整体效益的关键问题。在分析影响龙羊峡龙刘两水库年末运行水位主要因素的基础上,结合黄河上游梯级水库联合调度的特点,建立了龙羊峡水库模拟调度模型,拟定以三个来水典型年和不同起调水位的组合方案,在满足下游综合用水基本要求的前提下,重点从发电量和弃水概率两方面分析论证了龙羊峡水库年末运行水位的合理控制区域。研究成果对今后龙羊峡水库调度运行和其他类似多年调节水库的调度具有一定的参考价值。     

重油催化裂化装置改造运行分析

为了提高反应剂油比,增强重油裂解能力,提高装置处理量,长庆石化分公司决定对原1．4Mt／a重油催化裂化装置提升管反应器及待生循环线路进行改造。此次改造的核心技术是为实现“低温接触、大剂油比”而采用的高效催化技术,该技术把部分待生催化剂返回至提升管底部,与再生催化剂混合,从而降低与原料接触前的混合催化剂的温度,大幅度提高反应剂油比。该技术在提升管底部设置催化剂混合器,使催化剂在与原料油接触之前形成理想的环状流。通过此次改造,提高了反应剂油比,增强了重油裂解能力,提高了装置处理量,产品分布明显改善。装置加工量由改造前的125t／h提高到170t／h;轻油收率明显提高,由改造前的60％左右提高到65％左右。尤其是汽油收率．由39％提高至45％;同时干气、焦炭及损失明显减少,由19％左右下降至14％左右;从产品质量来看。汽油烯烃含量由40％下降至35％左右,辛烷值下降约2个单位,对柴油、液化气质量基本没有影响。     

应用甲烷重整技术的燃气轮机新循环热力学分析

提出了应用甲烷重整技术的新型燃气轮机循环,建立新型燃气轮机循环系统的工作流程,并通过平衡常数的计算来分析燃烧室的反应平衡,研究了燃气轮机循环热效率的变化.结果表明：甲烷发生吸热的重整反应对甲烷燃烧的消耗量有影响;在相同燃料量的条件下,新循环与简单循环相比,热效率得到大幅提高;由于重整反应生成的混合气体组分中多了CO和H2气体,使得混合气体平均比定压热容增大;随着燃烧室出口温度T3的升高,新循环甲烷平衡的转化率逐渐增大,随着压比的增大,转化率逐渐降低.     

基于首次着火循环的低温冷起动特性

从发动机首次着火循环的单一循环特性分析入手,研究了以液化石油气(LPG)为燃料的电控喷射小型点燃式发动机低温冷起动首次着火循环的燃烧情况.当环境温度从-9~4℃变化时,对不同过量空气系数对冷起动的首次着火循环的影响进行分析,结果表明环境温度对冷起动首循环的HC排放有很大影响,而对着火或起动瞬态转速影响不大;过量空气系数直接影响发动机冷起动首循环的着火可靠性和HC排放.通过研究,得出保证此LPG发动机首次着火循环可靠起动时的最佳过量空气系数为0.74左右.