喷气燃料加氢装置与柴油加氢装置用氢流程优化

对喷气燃料加氢装置的用氢流程优化进行了探讨。原设计一次通过流程氢气回收率高，但存在新氢压缩机气阀结盐问题。通过将反应后低分气改去变压吸附(PSA),保障了新氢压缩机的稳定运行。从节能角度考虑，将氢气供应方式由冷氢改为热氢，可节省燃料成本84万元/a。通过新增喷气燃料加氢循环氢压缩机，可降低喷气燃料加氢装置补充氢量，提高柴油加氢装置供氢能力3.0 dam³/h。氢气一次通过流程改为循环氢方式后，喷气燃料加氢反应低分气量减少5.0 dam³/h,可有效降低装置氢气损失。     

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。     

循环氢压缩机弹簧、阀片破坏原因及用Inconel X—750材料制作抗硫化物应力腐蚀破裂阀门元件的研究

1 前言广州石化总厂炼油厂加氢精制装置循环氢气压缩机出入口阀的弹簧片、阀片及复位弹簧频繁地发生断裂,最短寿命只有3天。循环氢压缩机在加氢精制装置中所处的位置如图1所示。反应器中的物料(石脑油、煤油及柴油等)经加氢后流经换热器和冷却器,再依次进入高、低压分离器,分离出来的气体主要成分为氢气,其大部分经循环氢气压缩机升压后再进入反应器。     

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。     

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。     

基于分子集总的氢阱装置的模拟与优化

为了降低氢阱装置氢耗,提高氢气利用效率,基于分子集总对氢阱装置进行模拟与优化。以某炼厂800 kt/a催化裂化柴油改质装置为例,通过Aspen HYSYS软件对加氢反应过程进行分子集总模拟,建立了能准确反映装置现场运行工况的模型,分析了温度、压力、氢源对反应的影响以及装置的氢耗,并以此为依据提出优化方案。在保持柴油产品多环芳烃含量不变的前提下,优化方案可降低装置氢耗5.5%,同时降低循环氢压缩机及原料加热炉负荷,共降低装置操作费用868万元/a。     

加氢装置氯化铵结盐腐蚀工艺控制

某石化公司加氢装置由于原料及新氢中氯含量偏高造成循环氢管线结盐和循环氢量下降,而氯化铵盐垢造成高压换热器管束腐蚀泄漏,高压物料窜至脱丁烷塔造成脱丁烷塔顶气外送困难。文章对造成加氢装置氯化铵结盐腐蚀进行了原因分析并提出了工艺控制措施,采取该控制措施对加氢装置氯化铵结盐腐蚀起到了较好的预防和抑制作用,从而保证加氢装置长周期运行。     

氯化铵盐结晶对加氢装置长周期运行的影响

柴油加氢装置高压换热器由于原料含氯、带水、操作温度低等原因,导致氯化铵在高压换热器管束(0Cr18Ni10Ti)结晶析出,引发换热器管束内漏,导致装置被迫停车抢修。通过分析高压换热器腐蚀原因,从优化工艺操作角度出发,提出有效控制原料氯质量浓度小于2 mg/L;尽可能降低原料水含量;提高高压换热器出口温度至240℃以上等措施来有效延长换热器管束使用周期。建议通过调整工艺操作温度等参数,控制结盐处在合理的位置区域,解决结盐引起的压力降上升、换热效率降低、压缩机喘振等危害;通过科学的注水(含注水量、注水方式、注水喷头设计)和洗涤,解决结盐引起的腐蚀泄漏等危害,确保加氢装置安全、稳定、长周期运行。     

MHUG-Ⅱ加氢改质工艺工程应用

以一套2.0 Mt/a柴油加氢精制装置改造为例,采用MHUG-Ⅱ改质工艺改造后处理量提高到2.48 Mt/a,对原装置反应部分换热流程进行了优化,原4台高压换热器利旧,同时新增4台高压换热器和1台新氢压缩机,采用两开一备方案。循环氢压缩机采用异地新建方案,原循环氢压缩机位置布置新氢压缩机,同时新增循环氢脱硫系统。对改造前后能耗对比及投资分析表明,采用MHUG-Ⅱ工艺对原加氢精制装置改造后,通过优化设计,使用较少的投资、较短的工期实现了对催化柴油改质、柴油质量升级的目标,装置能耗明显下降,效益显著,为柴油加氢质量升级工程化提供了一种新的思路。     

高压加氢装置热高分换热器管束腐蚀原因分析

分析了中国石油克拉玛依石化公司润滑油高压加氢装置热高分油气/循环氢高压换热器不锈钢管束腐蚀泄漏的原因。通过宏观检测、涡流检测、材质分析、腐蚀产物分析等技术手段,认定由于在管束内形成NH4C l结晶,导致垢下腐蚀和紊流状态下的冲蚀。从技术上和管理上提出了应对措施,通过控制材质升级、工艺温度调整、增加工艺注水点等,确保了设备的长周期运行。     

往复式压缩机的一种控制方案

这里介绍的是多级往复式压缩机的一种实用控制方案,使用在我厂煤油加氢装置的氢气压缩机上。为便于系统分析,先简单说明一下工艺过程与要求。整个系统如图所示(图中各段的冷却器未画出)。该氢压机为五级,其任务是将送到加氢反应系统的氢气压缩到加氢反应所需压力63kg/cm~2。进入压缩机的氢气有三路:一路为高压分离出来的循环氢;一路为脱氢装置产生的氢气;一路为制氢车间的电解氢。由于三路氢气源的压     

加氢制氢联合装置E-208管束腐蚀失效分析

中国石油化工股份有限公司长岭分公司加氢制氢联合装置的催化柴油加氢反应产物与混氢油换热器E-208腐蚀严重。2005年试压发现存近2／3的管子内漏，而管束表面无明显腐蚀。通过对E-208管束内、外侧的腐蚀形貌和腐蚀产物检测分析，发现管束外侧为H2S—H2-H2O引起的轻微全面腐蚀，而管束内侧为垢下腐蚀、磨损腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂。     

重整预加氢脱砷反应器床层压力降高的对策

某连续重整装置预加氢反应器催化剂床层压力降急剧升高,影响了循环氢压缩机的平稳运行和正常生产,装置被迫平均每3个月进行一次"撇头"操作。分析发现,该反应器压力降高的直接原因是原料携带的腐蚀性产物和预加氢系统在高温条件下反应产生的结焦物在开停工或操作异常波动时被带到反应器床层顶部,并形成滤饼和硬盖。对此,采取了以下措施:①对预加氢进料加热炉炉管进行通球清焦;②对预加氢进料换热器进行化学清洗;③增设预加氢循环氢流量低低切断进料联锁系统。运行结果表明,该反应器压力降维持在400 kPa以内,装置无需撇头已连续平稳运行了8个月以上。提出了长周期运转的建议。     

JAF-2阻垢剂在加氢装置中的应用

柴油加氢装置加工的原料劣质化也日益明显,掺炼焦化柴油的比例也逐渐增大,由于焦化柴油杂质及粉尘颗粒含量较多,易导致换热器结垢,影响换热效果,严重时造成装置被迫停工,影响柴油加氢装置的长周期运行。探讨了柴油加氢装置高压换热器结垢的腐蚀、结垢机理,重点分析了使用JAF-2型阻垢剂对柴油加氢装置的阻垢效果。通过该剂种的长期使用,以及操作参数及产品性质的前后对比结果,表明该阻垢剂阻垢效果显著,能有效降低高压换热器结垢风险;对催化剂的活性以及装置目的产品的质量没有影响,从而保证装置的长周期运行。     

加氢装置高压换热器腐蚀问题分析及措施

针对加氢精制装置反应流出物高压换热器铵盐沉积和腐蚀问题,系统分析氯化物的来源及腐蚀原因,通过增加原料中间罐降低原料中水含量、提高系统压力、增加循环氢流量、提高反应流出物/混合进料换热器出口温度、增加反应流出物/低分油换热器前注水量、降低总注水量至设计范围内等一系列措施的实施,有效解决了该加氢装置反应流出物系统的铵盐沉积和腐蚀问题,同时单位能耗从596.87 MJ/t降到了451.44 MJ/t。     

加氢装置循环氢系统铵盐堵塞原因分析及处理

北京燕山分公司1.3 Mt/a中压加氢裂化装置由于重整装置供氢含氯(新氢中氯化氢体积分数约5μL/L)导致循环氢压缩机出口至反应产物/循环氢换热器入口管线发生严重的氯化铵结晶堵塞,反应系统压力降由1.23MPa上升至1.71 MPa,循环氢进反应加热炉流量由110 dam3/h降低至90 dam3/h,反应供氢不足。为应对这些问题而采取了降低装置循环氢中氯化氢和氨的浓度、铵盐加热升华、流量脉冲式冲击等在线处理措施,取得了较好的效果。介绍停工检修期间对管线的水洗过程及水洗后的管线脱水方法,提出了加强对新氢及原料中氯离子检测,保证装置长周期运行的建议。     

柴油加氢高压换热器结垢腐蚀分析

本文介绍了200万吨/年柴油加氢装置高压换热器E102大检修前的运行状况,通过aspen模型对E102传热系数的模拟核算,评价了装置高压换热器运行中可能存在的结垢腐蚀问题;结合2020年8月大检修期间对E102的拆检情况,分析了加氢高压换热器结垢腐蚀的原因[1-4];由于大检修期间对E102进行了彻底的检修清理,装置开工后,高压换热器传热系数得到很大提高,热端温差大幅降低,反应系统运行状况得到较好改善,为装置长周期安全稳定运行奠定了良好基础。     

2.40 Mt/a汽油及柴油加氢装置改造运行总结

对中国石油化工股份有限公司长岭分公司2.40 Mt/a汽油、柴油加氢装置在2017年质量升级改造后的效果进行了总结分析。通过对原料和反应产物的换热流程调整,更换循环氢脱硫塔,改造热高分空冷器以及采用中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院开发的RS-2100和再生后的RS-2000加氢精制催化剂,装置运行工况得到优化。标定结果表明在反应器入口压力8.0 MPa、第一反应器入口温度320℃、第二反应器入口温度280℃、主催化剂体积空速1.9 h~(-1)、氢(以标准状态计)油比600 m~3/m~3的工况条件下,产品柴油硫质量分数为5.9μg/g、十六烷值52.8,能够长周期生产国Ⅴ质量标准的柴油。     

苯抽提装置预加氢系统压降大的原因分析及措施

针对苯抽提装置预加氢系统压降大，影响装置长周期运行的难题，分析主要原因为局部高温导致加热炉炉管结焦、较高的反应热活性导致最上部催化剂局部过热、整体流程较长系统压降较大、利旧氢气压缩机出口设有安全阀降低了操作自由度、原料中的烯烃含量增加。通过采取改造反应物料加热器、优化工艺参数、更新氢气压缩机、控制原料中烯烃含量等措施，延长了装置的开工周期、增加了装置处理量。     

干气提纯氢装置局部腐蚀分析及防护措施

中国石油某石化公司炼油厂干气提纯氢气装置运行一年半后停车检修,出现了包括压缩机本体在内的局部设备及管道腐蚀。结合操作介质中的腐蚀成分(CO_2,H_2S)以及腐蚀产物进行分析,认为游离水是产生腐蚀的必要条件,腐蚀为CO_2腐蚀为主、H_2S腐蚀为辅的复合型腐蚀。对压缩机本体部分配件及管道进行了材质升级并优化布置,提出了防腐措施:改变压缩机级间冷却器型式并优化布置;重整富氢原料气增设精细过滤器;压缩机操作调整及压缩机部分零部件材质升级,局部管道材质升级等。确保装置可长周期稳定运行。