武汉石化蜡油加氢装置的运转情况及对催化裂化产品分布的影响

介绍了中国石化武汉分公司1.8 Mt/a蜡油加氢装置的运转情况及该装置开工后对催化裂化装置产品分布的影响,对该装置掺炼催化裂化柴油的运转情况以及运转期间装置存在的主要问题进行分析并提出解决方案。工业运转结果表明：该装置采用中国石化石油化工科学研究院开发的RVHT技术及配套催化剂,加工焦化蜡油和直馏蜡油的混合原料,精制蜡油产品的硫质量分数降低到1 000 μg/g左右,氮质量分数降低到1 200 μg/g左右;将加氢蜡油作为催化裂化原料,相比加工未加氢蜡油时,催化裂化装置的产品分布显著改善,1号催化裂化装置在加氢蜡油掺炼比为89.50% 的情况下,汽油收率提高3.590百分点,2号催化裂化装置在加氢蜡油掺炼率为65.53%的情况下,汽油收率提高1.905百分点,柴油收率略有提高,油浆、焦炭、干气等产率均有所降低;蜡油加氢装置掺炼部分催化裂化柴油原料时,反应器温升显著提高,氢耗相应提高,对催化剂活性及运行周期影响较小;装置运行期间,存在反应系统压力波动较大的问题,通过开大循环氢返回线的流量、降低反应器加热炉前气油混合比的方式降低了系统压力的波动。     

混合铵盐用于风化壳淋积型稀土矿浸取稀土的动力学研究

采用柱浸工艺对风化壳淋积型稀土矿浸取稀土的动力学进行了研究.通过对淋洗剂的配比的优化,证明采用氯化铵和硫酸铵比例为7:3的混合铵盐作为淋洗剂浸取稀土的效果最佳.考察了淋洗剂质量分数、淋洗液固比、淋洗速度及矿石粒度对浸取率的影响.并进行了浸取动力学分析.结果表明.其浸取过程可定性地用Fick定律描述.且较好地符合收缩未反应芯模型;当淋洗荆质量分数低于2.5%时.动力学控制步骤为混合控制;当淋洗剂质量分效达到2.5%后,其浸取动力学属内扩散控制.动力学方程为1-2/3η-(1-η)2/3=e6.105R0.21189t.     

180×10~4t/a蜡油加氢装置满负荷生产的瓶颈与对策

武汉石化蜡油加氢装置设计加工负荷为180×104t/a,其中加工直馏重蜡油110.11×104t/a,加工焦化蜡油69.89×104t/a,主要为下游两套催化装置提供低含硫、含氮的精制蜡油。针对装置满负荷生产时出现系统压力及循环氢流量大幅波动的生产瓶颈,分别尝试了开大E3101副线及开大循环氢压缩机K3102返回线两种方式,来降低混氢点处气相负荷,克服管线中流速过低造成系统压力波动的影响。实际结果表明,开大E3101副线及K3102返回线均能达到装置满负荷生产,但开大E3101副线时装置关键设备运行的苛刻度较高,而通过开大K3102返回线来达到装置满负荷生产时,关键设备运行的苛刻度较低。通过开大K3102返回线,装置能耗降低约0.92kg标油/t,氢耗降低约10%,外送低分气减少300m3/h(标准),技术经济指标有所提高。     

催化原料加氢处理装置循环氢硫含量超标原因及对策

对武汉石化催化原料加氢处理装置脱硫部分在运行中出现富胺液外送不畅、脱后循环氢硫化氢含量超标等问题进行探讨,分析贫液温度、脱硫塔撇油、外送管线距离等因素所产生的影响。采取快速提高闪蒸罐压力、增大胺液循环量等措施来解决富胺液外送不畅等问题。进一步提出了增设富液泵、新增闪蒸气线等改进方案,方案效果还有待验证。     

S Zorb装置能耗升高的原因分析及对策

S Zorb装置的能耗主要是燃料气和电,合计超过装置耗能的90%,原料换热器E101是装置的重要换热设备,其运行状况直接影响装置燃料气消耗。某石化公司150×10⁴t/a S Zorb装置2020年10月结束第一周期的生产,在第二周期开工运行后,装置燃料气消耗量持续上升,短短8个月内装置能耗上涨26%。分析原因主要是进料换热器E101管程结焦,导致进料换热器换热效果变差,管程压降升高。由于目前该换热器运行负荷只有设计负荷的60%,为避免因偏流加剧换热器结焦影响装置长周期运行,2021年8月将其中一列切出进行化学清洗,切出后一直单列运行,存在运行不经济的情况。针对当前工况提出对策,除了加强原料管控、定期切出清洗等常规手段外,建议对换热器流程进行改造,增大换热面积,提高管程换热终温,根据流程模拟结果,此举可降低装置能耗20%,同时为了兼顾装置能耗和长周期运行需要,建议借鉴同类装置先进经验,增设防焦阻垢剂注入系统。     

降低不完全再生装置氨氮和NOx排放助剂的工业应用

在中韩(武汉)石油化工有限公司1 Mt/a催化裂化装置上进行了降低不完全再生装置氨氮和NO_x排放助剂RDNO_x(强化了CO助燃活性)的工业应用试验。结果表明:助剂按新鲜剂2%稳定加注后,再生器出口CO体积分数降低1～2百分点,锅炉超负荷运行情况得到缓解;锅炉出口外排烟气CO体积分数降低,提高了锅炉能量利用效率,有利于提高湿法静电运行的安全性;可在较低外排CO含量下控制烟气NO_x排放,减少甚至停止SCR注氨,控制废水氨氮排放(质量浓度由约150～180 mg/L降低到40～60 mg/L),具有显著的社会效益和经济效益。     

TUD-DNS3脱硝助剂在催化裂化装置的工业应用

TUD-DNS3脱硝助剂在中韩（武汉）石油化工有限公司1号催化裂化装置上进行了工业应用。结果表明：针对两段再生工艺,当系统中助剂占总催化剂藏量的质量分数为2.6%时,烟气脱硫装置外排污水中的氨氮质量浓度由加剂前的100 mg/L下降至40 mg/L以内;助剂的加入降低了CO焚烧炉的炉膛温度,有利于烟气的合格排放,并对装置操作、产品分布及汽油、柴油产品质量无不良影响。     

基于全流程模拟的催化裂化装置多目标优化

应用流程模拟软件Petro SIM对催化裂化装置进行了全流程模拟,采用平均影响因子法从15个独立可调的变量中筛选出7个影响产品分布的主要优化变量,以各产品质量指标为约束,建立了液化石油气和汽油产量最大化的双目标优化模型,应用多目标列队竞争算法对该优化模型求解,所得Pareto最优解集揭示了液化石油气、汽油和柴油产量的分布规律. 根据市场对不同产品需求的变化,确定了5种优化操作方案,调整催化裂化装置的多产品方案.     

超重力场反应器制备二氧化铈超细粉体

在超重力场反应器中,以硝酸铈为铈源,尿素为均匀沉淀剂,少量表面活性剂做分散剂,得到所需产品的前驱体,干燥后焙烧得到二氧化铈超细粉体.通过实验得出其优化工艺条件为:硝酸铈浓度 0.15mol·L-1,尿素浓度0.75mol·L-1,反应温度90℃,反应时间2h,分散剂浓度3g·L-1,旋转填充床转速1000r·min-1,在400℃下焙烧2h.所制得二氧化铈超细粉体经WJL激光粒度仪检测粒径,并通过XRD,SEM对产品进行表征,结果表明合成的二氧化铈属立方晶系,颗粒大小均匀,粒径分布较窄.     

某蜡油加氢装置若干节能措施应用总结

1.8 Mt/a蜡油加氢装置开工以来，通过循环水流程优化、机泵叶轮切削、停分馏炉、优化注水品质、原料热直供、停运分馏塔等方式开展装置节能降耗工作，装置能耗降低3.08 kgoe/t,装置运行能耗低于设计能耗16.69 kgoe/t和首次标定能耗8.27 kgoe/t。同时，对停运分馏塔存在的问题提出了优化建议。