气相法聚乙烯冷凝操作模式撤热过程分析

分析了气相法聚乙烯反应系统的撤热过程,研究了影响反应系统撤热的因素。实验结果表明,撤热过程主要包括循环气撤热、循环气冷却器撤热及调温水冷却器撤热。当调温水冷却器换热能力不足时,系统温度出现波动。反应负荷超过极限,会出现反应器温度剧烈波动等现象。在冷凝操作模式下,提高异戊烷浓度能有效提高反应系统撤热能力,异戊烷浓度一般控制在8%～12%(x)。循环水温度升高时需适当提高异戊烷浓度。循环水流量下降时需考虑清理过滤网。调温水冷却器末端温差升高时需及时调整操作参数,采取清理循环水入口过滤器、降低循环水温度等措施。根据调温水冷却器末端温差进行调控,可在确保装置稳定运行的前提下降低装置能耗。     

500Mt/a常减压装置能耗分析及节能措施

介绍了500 Mt/a常减压装置的能耗组成。通过分析装置综合能耗的影响因素,认为减少循环水、电、燃料、1.0MPa蒸汽的消耗是降低装置综合能耗的关键。采用先进控制系统、优化工艺操作条件,采取抽真空系统水冷器循环水回水二次利用、切削机泵叶轮、优化抽真空器组合方式、提高加热炉热效率的措施后,常减压装置综合能耗由2008年的...     

炼油装置循环水系统运行问题分析及措施

炼油装置循环水系统出现水温波动、水质指标不合格问题,给装置安全、稳定运行带来隐患。通过改进工艺运行指标和运行方式,降低循环水补水温度,冷却塔清洗杀菌和检修改造,查找换热器的漏点并进行堵漏,优化药剂投加质量浓度等措施,解决了循环水供水温度升高、供水与回水温差减小的问题,并有效提高了循环水水质合格率,保证生产装置的长周期稳定运行。     

KDON-4500空分水冷空气系统循环水工艺优化

KDON-4500空分装置投产以来,由于冬季冷水机组循环水温度低于保护设定值19℃,造成多次事故停车,严重影响10×104t/a甲醇和其他装置安全平稳运行.将空冷塔下段压力为0.47 MPa、温度为30～40℃的79t/h循环水回水引入冷水机组循环水供水管线,与冷水机组循环水混,冷水机组循环水温度升至22～24℃,保证了冷水机组正常运行；同时实现循环水的二次利用,节约了循环水79m3/h,年节约循环水的费用19.5万元.     

馏分油加氢精制装置适当降压操作

中国石油天然气股份有限公司辽阳石化分公司汽油、柴油加氢精制装置原设计反应系统操作压力为7.2 MPa,压力较高,氢油体积比较大,产品质量略有过剩;随着装置运行时间增加,设备故障率有所增加,能耗增加,操作费用不断提高.为了降低装置操作费用,2006年实施了降压操作,在满足产品质量要求的前提下,系统压力由7.2 MPa降至6.1 MPa.运行结果表明,降压后装置综合能耗降低了117 MJ/t,并能减少设备的泄漏和延长设备寿命,说明用适当降压操作来降低加氢精制装置操作费用,对某些装置来说不失为一种有效途径.     

DSO-M催化剂组合工艺在催化裂化汽油加氢装置设计中的首次应用

介绍了中国石油乌鲁木齐石化公司60万t/a催化裂化(FCC)汽油加氢改质工业试验装置的设计思路及运行情况。结果表明,先将FCC汽油分割为轻、重2种馏分,然后使用DSO及M催化剂对重馏分进行二段加氢,再与碱洗脱硫醇的轻馏分调和,使FCC汽油的质量获得升级,可获得含硫质量分数小于50×10-6,硫醇质量分数小于10×10-6的精制汽油;处理后汽油的研究法辛烷值损失小于0.7;装置的液体收率不小于99.0%;装置的设计综合能耗为1 036.36 MJ/t,实际运行时综合能耗为901.2 MJ/t。     

杜邦IsoTherming液相加氢技术在3.75Mt/a柴油加氢装置的工业应用

中化泉州石化有限公司3.75 Mt/a柴油加氢精制装置为目前国内规模较大的柴油液相加氢装置,采用杜邦IsoTherming柴油液相加氢技术。该技术具有能耗低、催化剂床层温升缓和、装置安全性高等显著特点。工业运行实践表明:加工处理直馏柴油、催化裂化柴油、焦化柴油和焦化石脑油的混合油时,在反应器入口压力8.0～9.2 MPa、床层加权平均温度371～376℃、循环比0.86～1.25等工艺条件下,可以生产硫质量分数不大于10μg/g、十六烷值大于51、闪点不小于60℃的柴油,满足国Ⅵ标准要求;催化剂失活速率较低,可以满足装置长周期运行的要求。改造后,装置运行平均能耗仅为229.6 MJ/t,经济效益明显。     

催化裂化汽油加氢脱硫装置能耗分析及优化方案

采用流程模拟技术,从装置负荷率、产品含硫量指标、装置能耗构成、主要用能点等方面,对催化裂化(FCC)汽油加氢脱硫装置的关键能耗因素进行定量分析,针对中国石油克拉玛依石化有限责任公司(简称克石化公司) 50万t/a FCC汽油加氢脱硫装置提出优化方案。结果表明:影响FCC汽油加氢脱硫装置能耗的主要因素为装置负荷率和产品含硫量指标,装置综合能耗主要由燃料、电、蒸汽、循环水和除盐水等构成,燃料占50%～60%;针对克石化公司装置,采用增加预加氢反应产物与装置进料换热流程的方案A,控制预加氢反应产物进分馏塔温度稳定,优化后重汽油加氢反应产物出口温度从92.0℃升至121.5℃;在方案A基础上,采用增设重汽油加氢反应产物热分离罐的方案B,能够增加精制重汽油低温热输出,按照重汽油加氢反应产物进热分离罐温度5.9℃,低温热水来水温度75℃、换热温差10℃计算,优化后装置可输出低温热169.6×10~4 kcal/h,可节约低压蒸汽2.8 t/h;在方案A和方案B基础上,采用装置进料为热进料的方案C,能够避免有效能损失,增加低温热输出,按照混合原料温度60℃计算,优化后稳定汽油输出低温热由169.6×10~4 kcal/h增加至210.9×10~4 kcal/h,折合1.0 MPa蒸汽3.5 t/h,可降低装置能耗1.4 kg/t。     

低能耗航煤液相加氢装置改造总结

中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司采用航煤液相加氢技术,将原有2.0 Mt/a柴油加氢装置改造为2.3 Mt/a航煤液相加氢装置,实现了长周期稳定运行。在入口压力3.8 MPa、反应温度260～265℃、体积空速2.5 h~(-1)的条件下,精制喷气燃料硫质量分数为926μg/g,硫醇硫质量分数小于5μg/g,铜片腐蚀、冰点、烟点、闪点等指标均符合3号喷气燃料产品标准要求。对航煤液相加氢技术与传统滴流床航煤加氢技术进行了对比,航煤液相加氢装置的能耗仅为206.07 MJ/t,比低压滴流床装置能耗低35%。     

高压加氢装置管道材料工程设计

高压加氢装置管道由于应用工况复杂、严苛,合理的管道材料设计,是保证加氢装置安全运行的一项重要因素,同时加氢装置的高压管道对装置的安全运行、工程投资及建设工期有直接影响。由于加氢装置存在多种复杂的腐蚀类型,因此加氢装置的高压管道选材时应分析具体使用部位的工况和腐蚀环境,综合考虑介质的腐蚀、管道布置、管道元件制造的加工工艺性、经济性、可施工性等因素,选用合适的管道材料。针对该部分管道的应用特点,为保证管道工程质量,应对高压管道的制造、施工、检验、试验等提出具体要求,其中对管道施工质量影响较大的因素主要有管道现场的焊接、对接焊缝的无损检测和焊缝的热处理等,需要根据具体情况,选用合适的无损检测方法和热处理方案。