金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置流程模拟应用

加氢裂化装置由于涉及高温高压反应,装置能耗较高,而国内加氢裂化装置的用能水平更是参差不齐,用能水平最高与最低的装置之间,其能耗相差达2倍以上。金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置以沙轻直馏蜡油和焦化蜡油的混合油为原料,生产航煤、柴油、液化气、轻石脑油及重石脑油,产品方案为最大量生产优质中间馏分油,也可实现多产重石脑油的工艺方案,实际处理量达到153×104t/a。该装置由反应、分馏、液化气分馏与脱硫、轻烃回收及气体脱硫、溶剂再生五部分组成,投用初期,能耗超过40kg标油/t原料。装置的节能降耗工作主要应从节约瓦斯、节电和节汽三方面展开。主汽提塔进料温度比设计值低、汽提塔底流出温度低,是导致金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置能耗较高的重要原因,同时易造成主汽提塔汽提效果不好、产品的硫含量超标。应用Aspen Plus软件,对该装置进行流程模拟,考察了主汽提塔进料温度及目的产品收率对工艺能耗的影响。应用模型,对各塔关键操作变量进行优化,对换热流程进行改造,在满足产品指标前提下,降低装置能耗,提升装置经济效益。实施后可实现装置挖潜增效415万元/a。     

流程模拟技术在湛江东兴柴油加氢装置上的应用

应用Aspen Plus软件,对湛江东兴石化150×104t/a柴油加氢改质装置进行流程模拟,得到了与装置实际操作接近的理想模型,通过模型分析,为装置优化操作、节能降耗、寻找生产瓶颈提供依据。在实际生产中,应用模型对各塔关键操作变量进行优化,在满足产品质量指标的前提下,优化汽提蒸汽量和稳定塔底温度,将硫化氢汽提塔汽提蒸汽量由2.3t/h降至1.8t/h,能够保证脱气效果;将产品分馏塔底汽提蒸汽由4.0t/h降至2.5t/h,柴油闪点温度和石脑油干点温度仍然合格,两项措施共计节约蒸汽2.0t/h,降低能耗(以每天加工原料4000t计算)0.912kg标油/t。将稳定塔底温度控制在175～180℃,吸收稳定系统运行平稳率得到改善,基本杜绝了稳定塔回流罐顶气体经常放火炬线现象,液化气收率由0.3%提高到0.44%。柴油加氢装置实施流程模拟优化操作后,全年实现创效825.1万元。     

柴油加氢装置分馏系统模拟及进料温度影响分析

柴油加氢精制是加工劣质原料和生产清洁柴油的重要途径,但由于加氢过程涉及高温、高压、临氢,反应产物组成复杂,柴油加氢装置分馏系统能耗较高。Aspen Plus是对生产装置进行稳态模拟的大型通用流程模拟系统,可为装置优化操作、节能降耗、寻找生产瓶颈提供指导。应用Aspen Plus流程模拟软件,建立了某120×104t/a柴油加氢精制装置的分馏系统流程模拟,研究了汽提塔的进料温度、汽提蒸汽量对汽提塔底物流H2S及H2O含量、分馏塔重沸炉的影响,同时分析了提高分馏塔进料温度对塔的气-液相负荷、汽柴油产量和重沸炉负荷产生的影响。通过对以上研究结果的综合分析发现,提高汽提塔进料温度可以强化塔的汽提效果,降低汽提蒸汽用量和分馏塔重沸炉热负荷;提高分馏塔进料温度,可使塔内气-液相负荷分布更加平均,操作稳定性增加,汽油产量增加、柴油产量减小,提高装置的经济效益,显著降低重沸炉负荷。当分馏塔进料温度提升15℃时,可节省燃料气209kg/h。     

镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟应用

镇海炼化4号柴油加氢装置设计处理能力为300×104t/a,进料由焦化汽柴油、催化柴油、直馏柴油组成,装置反应部分采用炉前混氢流程,设置热高分、热低分流程。热低分油、冷低分油混合后进入脱硫化氢汽提塔(T-2101)。装置分馏部分为双塔汽提流程。从2002年开工至今,运行情况总体良好。装置希望通过流程模拟,对目前运行参数和换热流程进行优化,改善装置运行工况。应用Aspen Plus软件,对装置分馏部分进行流程模拟,得到了与装置实际操作工况接近的理想模型,为装置优化操作、节能降耗及寻找生产瓶颈提供依据。本次模拟目标为初步应用,主要以模型为指导,研究增产石脑油时分馏塔顶回流比对汽油干点、柴油闪点温度的影响,以及提高T-2101塔汽提蒸汽量对塔顶硫化氢量的影响,实现了汽油产量增加2.37%和T-2101塔汽提蒸汽降低0.1t/h的目标。实施流程模拟优化后,装置全年共产生经济效益132.6万元,表明镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟优化取得成功。     

镇海炼化连续重整装置流程模拟与优化

中国石化镇海炼化Ⅳ套连续重整装置处理能力为120×104t/a,重整、催化剂再生部分采用美国UOP公司专利技术,其中预加氢分馏部分采用先汽提后分馏的两塔流程,重整油后分馏部分采用先脱丁烷的三塔流程:脱丁烷塔、脱己烷塔、脱戊烷塔,主要产品为高辛烷值重整汽油(芳烃)以及大量副产氢气。以该连续重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建成了装置预分馏部分以及重整后分馏部分与实际工况相吻合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对重整装置的汽提塔、石脑油分馏塔、稳定塔、脱己烷塔、脱戊烷塔进行综合分析。以节能降耗为目标,对稳定塔和脱己烷塔进行如下操作参数优化:脱丁烷塔顶压力由0.92MPa降至0.80MPa,脱己烷塔顶压力由0.03MPa降至0.01MPa。装置优化后,脱丁烷塔底蒸汽消耗减少2.2t/h,脱己烷塔底蒸汽消耗减少3.0t/h,合计装置节能2.55kg标油/t,全年可产生经济效益727万元。     

延迟焦化装置腐蚀分析及探讨

洛阳石化延迟焦化装置的原料是凝析油和塔河深拔减渣,原油的硫含量较高,而渣油馏分中的硫约占原油硫含量的43.6%~76.0%,腐蚀性物质含量高,劣质化程度高。装置原料性质设计硫化物含量为2.78%,而目前渣油硫化物含量最高已达到2.75%。装置的腐蚀部位主要集中在管道、加热炉、空气预热器、分馏系统、反应系统等。其中,重蜡油抽出管道和分馏塔底抽出管道腐蚀速率较大,存在严重的高温硫腐蚀;加热炉炉管主要存在高温氧化腐蚀和高温硫腐蚀现象;空气预热器的腐蚀主要是露点腐蚀和垢下腐蚀;分馏系统的腐蚀主要位于分馏塔顶部及顶循系统,为低温部位硫腐蚀和氮化物腐蚀;焦炭塔内壁、焦炭塔顶大油气线的主要腐蚀形式为高温硫腐蚀,腐蚀形态为高温硫化物的全面腐蚀。针对于此,首先要控制原料硫含量在设计值以内,同时还要注意原料酸值和控制好盐含量;加热炉炉管防腐主要是从燃料气和温度控制两方面采取措施;对分馏塔顶部系统的防腐,采用新的水洗措施,在顶循返塔调节阀后和分馏塔顶空冷前增加水洗线;通过控制排烟温度大于110℃,能有效避免空气预热器的露点腐蚀;另外,还要注意材质升级和表面改性技术的应用,加强工艺防腐管理和腐蚀监测。     

应用流程模拟技术优化加氢装置分馏系统

Aspen Plus是对生产装置进行稳态模拟的大型通用流程模拟系统。应用Aspen Plus流程模拟软件,对中国石化青岛炼油化工有限责任公司4.1Mt/a柴油加氢装置、0.6Mt/a航煤加氢装置进行装置分馏系统流程模拟,得到了与装置实际操作相吻合的理想模型。通过对模型进行综合分析,以装置节能优化和经济效益最大化为目标,通过降低柴油加氢分馏塔顶部压力及调整航煤加氢分馏塔顶部操作温度等优化手段,柴油加氢装置燃料气消耗量由1500m3/h降至1100m3/h,节能效益达到604.8万元/a;航煤加氢装置通过调整分馏塔顶温度及重沸器热负荷,降低航煤与石脑油组分的重叠度,提高石脑油收率,增产石脑油0.72t/h,增加装置效益172.8万元/a。应用流程模拟技术优化加氢装置分馏系统,共计降本增效777.6万元/a,提升装置的综合效益,实现装置的节能优化生产。     

蜡油加氢装置流程设计优化

蜡油加氢为加氢处理工艺的一类,是指通过加氢反应,原料油的分子大小不发生变化,或者只有小于10%的分子变小的那些加氢工艺。蜡油加氢装置主要以常减压蒸馏装置的减压蜡油(VGO)、焦化蜡油(CGO)为原料,通过加氢处理,脱除原料中的硫化物,以及部分脱除氮化物、氧化物及金属杂质。蜡油加氢装置是加工含硫及高硫原料、生产清洁燃料的重要装置之一,但其典型工艺流程能耗较高。优化蜡油加氢分馏系统流程,蜡油加氢操作能耗下降5kg标油/t,产品质量稳定。在中国石化系统11套蜡油加氢装置中,已经有6套装置对分馏系统进行了优化,某些装置更是改造成了蜡油及柴油可以互相切换的原料流程,半成品精制蜡油符合催化装置低硫原料要求,加工柴油时产品质量达到国Ⅳ标准。以某厂1.8Mt/a蜡油加氢装置流程优化为例,停用的较大设备有产品分馏塔、柴油汽提塔、分馏塔进料加热炉,共节约设备费用2090万元,每年节约燃料费用3700万元,每年实际创效2407.29万元。     

Ⅱ套加氢裂化装置产品重石脑油总硫含量控制

主汽提塔进料温度比设计值低、汽提塔底油流出温度低,是导致金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置重石脑油硫含量超标的主因。由于主汽提塔进料温度比设计值低,造成主汽提塔汽提效果不好;在第三周期,催化剂后精制剂装填量由初次的3.5t增加至13.15t,但后精制床层催化剂装填量仍然偏低,不能完全脱除上部生成的硫醇。对原料而言,后精制剂空速较大,后精制反应脱硫醇效果差,造成重石脑油中硫含量高;因催化剂积炭量增多,造成催化剂失活,加氢和裂解活性均有降低。尤其是后精制剂积炭增加,导致后精制剂加氢功能大幅削弱,不足以脱除上部裂化所产生的硫醇,从而导致重石脑油总硫含量超标。通过增加柴油与冷低分油的换热器,提高主汽提塔进料温度,重石脑油增加氧化锌脱硫精制,以及增加后精制床层催化剂装填量等措施,可以降低重石脑油总硫含量,满足重整料指标要求。     

连续重整装置流程模拟及优化

以中国石化青岛炼油化工有限责任公司150t/a连续重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建立了催化重整装置及重整后分馏部分与实际工况相吻合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对重整装置的汽提塔、石脑油分馏塔、脱异戊烷塔、脱戊烷塔、脱丁烷塔、脱C6塔、脱甲苯塔、二甲苯塔进行了综合分析。以节能和经济效益最大化为目标,分别对汽提塔、石脑油分馏塔、脱C6塔、脱甲苯塔和二甲苯塔进行了操作参数优化。连续重整装置优化后,共计节约燃料气300m3/h(标准)、N2(0.7MPa)88m3/h(标准)、1.0MPa蒸汽4t/h,创造节能效益780.36万元/a。同时,脱C6塔底油中苯含量由1.2%下降为0.2%,多回收苯1t/h;二甲苯收率由19.01%提高至19.85%,二甲苯产量增加1.5t/h,按照苯、二甲苯与汽油差价折算,创造效益3360万元/a。两项效益合计为4140.36万元/a。     

Unisim Design流程模拟在加氢裂化装置的应用

加氢裂化装置涉及高温高压反应,能耗较高、操作复杂。大连石化加氢裂化装置以减压蜡油为原料,生产航煤、柴油、液化气、轻石脑油及重石脑油。产品方案为最大量生产优质中间馏分油,也可实现多产重石脑油的工艺方案。该装置由反应、分馏及气体脱硫三部分组成。应用Honeywell公司的Unisim Design R390软件,采用PR模型建立大连石化3.6Mt/a加氢裂化装置流程模拟模型。基于模型考察了热高分温度对于循环氢纯度的影响,并建立吸收塔模型进行模拟,研究了胺液循环量、操作压力、MDEA浓度等条件改变对吸收效果的影响。结果表明:热高分入口温度由288℃降至275℃,在满足循环氢纯度的前提下,降低装置能耗,提升装置经济效益。实施后,每年可实现装置挖潜增效218.4万元。UniSim具有良好的模拟环境,能够得到准确的低分气处理系统的稳态模型。基于所建稳态模型的操作参数优化,降低装置能耗,每年可实现节约成本303.6万元。     

加氢裂化尾油资源综合利用

加氢裂化工艺的一次转化率通常为60%～90%,尚有10%～40%的未转化产物,被称作加氢裂化尾油。加氢裂化尾油是加氢裂化装置的副产品。目前,国内许多炼厂对于这部分尾油没有很好的利用,很大一部分用于装置循环,致使装置的实际处理能力下降,降低了装置的生产效率。长庆石化1200kt/a加氢裂化装置以减压蜡油为原料,使用美国UOP公司生产的HDN-1、DHC-32型催化剂,采用一段串联全循环流程,兼顾一次通过流程。反应部分采用热分流程,炉前混氢工艺,设置双反应器,尾油循环至精制反应器入口;分馏部分采用了"脱丁烷塔+分馏塔"方案,同时设置了轻烃回收设施,最大程度生产航煤和柴油,同时副产液化气、轻石脑油、重石脑油。该装置现阶段使用标准公司生产的DN-3551、Z-503、Z-2723和Z-673催化剂,有大约5%左右的外甩出装置,其他全部循环使用。提出通过生产润滑油基础油,或作为乙烯裂解原料、催化裂化原料等方法,对加氢裂化尾油进行综合利用的设想。     

塔河石化重整装置工艺过程模拟和研究

以中国石化塔河分公司15×104t/a固定床半再生重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模型软件,建立与装置实际工况相符合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对催化重整装置分馏系统的脱水塔、分馏塔、重整稳定塔以及供热系统进行灵敏度分析,研究各塔分馏效果、热负荷、进料温度、回流比、抽出量等参数间的相互关系,并以模型为指导,对装置进行如下流程模拟分析及装置优化调整:通过定量分析分馏塔、脱戊烷塔、脱水塔的温度、压力和回流量对各塔分馏效果、轻石脑油和液化气产量以及精制油和稳定汽油初馏点等影响,来寻找装置生产瓶颈,优化装置操作条件,降低能耗,离线培训操作人员,加强工艺人员对工艺机理的掌握,从而改善操作,获得最佳经济效益,提高企业的竞争能力。通过以上优化调整,全年实现装置增效140万元,     

青岛炼化酸性水汽提装置流程模拟与优化

青岛炼化230t/h酸性水汽提装置是环保装置,目前正面临着兼顾环保与节能这一矛盾的难题。装置的环保功能,就是生产出合格的酸性气和净化水产品,保证使硫和氨氮对大气、水体的破坏最小;装置的节能功能,就是使作为汽提塔底热源的主要能耗——低低压蒸汽的消耗量最小。为实现这一目标,使用Aspen Plus流程模拟系统,建立青岛炼化酸性水汽提装置模型,并对模型进行验证和计算。通过模型,对装置各系统关键参数进行灵敏度分析。在此基础上,提出针对装置日常生产数据的优化方案。实施流程模拟优化后,在保证汽提塔顶含氨酸性气和塔底净化水产品质量条件下,通过有效组合、调控控制参数(中段回流量、汽提塔顶压力、中段回流温度),能使汽提塔的蒸汽能耗降低15%以上,有效解决了生产瓶颈,实现装置全年创效300万元以上。     

长庆石化连续重整装置低温热回收利用浅析

中国石油长庆石化公司60×104t/a连续重整装置预处理系统原设计流程为先加氢、再汽提、后分馏,这种工艺解决了预分馏塔顶拔头油的质量问题,减缓了设备腐蚀。但是运行过程中,由于预加氢原料性质变化较大,造成预加氢进料加热炉负荷较高,炉膛温度较高,给装置长周期运行带来隐患;同时,拔头油低温热不能合理回收利用,增加了装置电耗和水耗。通过对预处理工艺流程进行优化分析,在常压石脑油进预加氢混合进料换热器前新增一台预加氢进料油与石脑油分馏塔顶拔头油换热器,充分利用预处理石脑油分馏塔顶低温热源,提高预加氢进料温度,降低预加氢进料炉炉膛温度,确保进料加热炉安全平稳运行。分馏塔顶低温热源回收利用后,连续重整装置综合能耗下降了3.52kg标油/t,每年可产生经济效益约576万元。     

溶剂再生装置的流程模拟与优化

天津石化1号溶剂再生装置,设计处理能力310t/h,主要处理来自两套焦化液化气脱硫塔、1号焦化干气脱硫塔、2号焦化干气脱硫塔以及气体分馏装置的富液和瓦斯脱硫塔的富液。以该装置为研究对象,应用流程模拟软件,建立稳态流程模拟模型。利用此模型,对影响装置能耗的参数进行灵敏度分析,研究塔压力、热负荷、进料位置、进料温度、回流比等参数间的相互关系,并以模型为指导,以节能和经济效益最大化为目标,对装置进行优化调整:将胺液浓度由32%提高至38%,再生塔回流比(质量比)由设计值1.91降低至1.0,塔顶压力由0.12MPa降低至0.10MPa,回流温度由44.7℃提高至50℃,既保证塔顶酸性气浓度达标,贫液硫含量也能满足脱硫系统需要。通过调整优化,使再生塔的蒸汽耗量明显降低,节约蒸汽6t/h,溶剂再生装置每月节电2.5×104kW.h,每年创造经济效益771万元。     

焦化分馏塔下部塔段的问题探究与操作优化

分馏塔是延迟焦化装置的关键设备之一,具有分馏和换热两个作用。在装置长周期运行过程中,分馏塔下部塔段的结焦现象不可避免,但结焦将影响塔盘的分离效果和装置的处理能力,甚至导致装置停工,严重制约长周期运行。基于延迟焦化装置分馏塔实际运行情况和设备检修中发现的问题,从分馏塔底、洗涤段和蜡油集油箱下7层塔盘三部分入手,对分馏塔下部塔段结焦原因和生产运行中的异常状况进行分析,得出通过调节塔底循环上下返塔分支流量、保持塔底液位45%~60%、维持蜡油下回流流量(20t/h)等优化操作措施,可以降低分馏塔下部塔段结焦概率。提出增加底循环和辐射泵抽出备用过滤器、增加塔底循环上下返塔分支流量调节阀控制、增加洗涤段温度检测点等技改优化建议,为装置安全平稳长周期运行提供保障。     

蜡油加氢装置换热网络分析与优化

洛阳石化蜡油加氢装置由反应、分馏、富氢气体脱硫、热回收和产汽系统以及装置公用工程部分等组成,设计年加工能力220×104t/a,以减压蜡油、焦化蜡油和脱沥青混合油为原料,采用抚顺石油化工研究院开发的FFHT蜡油加氢处理工艺技术,催化剂采用FF-18型,主要生产低硫含量的精制蜡油,同时副产少量石脑油和柴油,富氢气体经脱硫后送至制氢装置作原料.利用换热网络优化软件PINCH2.0,对蜡油加氢装置换热网络进行模拟,得出现行工艺条件下换热网络最小冷却公用工程和最小加热公用工程用量,提出以现行换热网络的操作工艺为基础,停运分馏塔进料加热炉,提高反应进料加热炉热负荷,在不增加装置换热网络换热器换热面积前提下,充分利用装置现有换热器换热面积余量,增大换热器的换热负荷.实施换热网络优化方案后,降低蜡油加氢装置耗能105.5kg标油/h,年运行时间以8400h计算,年实现节能886.2t标油,标油价格按照3600元/t计算,年实现经济效益319万元;装置进料量按照295t/h计算,则降低装置综合能耗0.358kg标油/t原料.     

渣油加氢脱硫装置分馏塔优化模拟

以分馏塔进料温度、操作压力和汽提蒸汽流量为自变量,柴油侧线抽出量为因变量,经济效益为优化目标,通过Unisim软件对分馏塔系统工艺参数进行模拟。模拟结果显示,当分馏塔进料温度为349℃,汽提蒸汽流量为11.5t/h时,可抽出柴油量达32t/h,此为最佳效益工况,每年可增加效益2044万元,并且满足分馏塔水力学要求,亦为合理运行工况,此工况是提高分馏塔进料温度和增大汽提蒸汽量的协同作用的结果。模拟显示,单独提高分馏塔进料温度或增大汽提流量以及降低塔顶操作压力均有利于增加柴油收率和经济效益,但也会增加能耗,并受硬件条件制约,还会降低分馏塔设备的利用率。就大连石化300×104t/a渣油加氢脱硫装置分馏塔的优化而言,应在不超出限制条件下,以能否增加经济效益为判别依据,根据判断结果调整操作条件。     

炼厂脱硫联合装置适应性改造及运行

惠州炼化脱硫联合装置主要有加氢干气、加氢低分气、催化焦化干气、加氢液化气、焦化液化气及催化液化气脱硫单元,催化液化气、焦化液化气脱硫醇单元,胺液集中再生单元。首次开工以来,脱硫后的净化干气、液化气的H2S含量合格率低,净化加氢液化气合格率仅为7%。主要原因是原料H2S含量高于设计值和MDEA溶剂再生塔原始设计负荷不足,经过两次对MDEA溶剂再生系统改造,实现了净化干气、液化气产品合格率达到100%,每月降低催化液化气、焦化液化气脱硫醇单元碱液消耗15t,减少碱渣排放30t。因夹带MDEA富液和含有少量H2S,固定床精脱硫剂硫容小、抗波动能力差,导致精制加氢液化气铜片腐蚀合格率低。增加液化气水洗罐未彻底解决问题,将加氢液化气水洗改为碱洗,停用固定床精脱硫罐,铜片腐蚀合格率达到100%,生产成本降低90%。但是,碱洗系统补碱和碱液浓度还不能实现自动控制,需要继续改进。