催化裂化装置油浆脱固技术应用研究进展

介绍了催化裂化油浆的性质特点及脱固处理的必要性,综述了沉降分离、离心分离、电磁分离和过滤分离等几种净化技术的原理、特点和研究进展,分析对比了无机膜过滤、柔性材料过滤、电磁分离等脱固技术的工业化应用成果概况,并从技术先进性、经济性、稳定性等方面对催化裂化油浆脱固技术的发展进行了分析。结果表明:催化裂化油浆无机膜脱固技术应用企业最多,运行时间最长,脱固油浆固含量不大于50μg/g,铝+硅的质量分数稳定在15μg/g以下,净化油浆满足调合重质低硫船用燃料油和生产碳材料的需求。

催化裂化装置液化石油气进料泵振动超标工艺处置和优化改造

中国石油四川石化有限责任公司250万t/a催化裂化装置产品精制单元的液化石油气(简称液化气)进料泵频繁出现振动超标后干气密封泄漏故障,导致装置生产波动或非计划停工。分析了液化气进料泵故障产生原因。针对液化气进料泵振动超标后阀门内漏导致的无法切换隔离问题,创新使用了扩大流程法,实现了液化气进料泵的安全有效切换隔离。采用调整额定体积流量、更换泵型号、更换电机和机械密封等方法对液化气进料泵进行了技术改造优化,使液化气进料泵振动值从7~10 mm/s大幅降至2.1 mm/s以下,对催化裂化装置长周期安全平稳运行起到了积极作用。

催化裂化装置待生滑阀阀杆脱扣原因分析与处理

介绍了某催化裂化装置沉降器料位由41%开始突升并在调整过程中产生波动的原因及解决措施。分析原因:待生滑阀控制失灵造成沉降器料位波动。通过现场拆除待生滑阀阀杆和控制机构连接块、旋转和抽拉阀杆等调整措施,确认阀板和阀杆脱扣。根据对阀杆连接结构的分析,采取调整旋转和抽拉阀杆等措施恢复了装置生产,并在阀杆180°方向带压开孔安装了一套临时的顶杆与原阀杆共同控制待生滑阀,保证了装置长周期运行。为明确故障原因,采用了流场模拟的方法对滑阀内压力云分布、流体速度分布、催化剂颗粒分布及吹扫蒸汽的控制进行了相关计算,得出吹扫蒸汽的流量控制对阀杆连接处的冲蚀具有较大影响。该结论在检修中得到了较好的验证。

某催化裂化装置催化剂破碎跑损诊断分析

某1.0 Mt/a催化裂化装置正常运行中突然出现催化剂跑损(跑剂)故障,且无减小趋势,过程中工艺操作参数无异常,外排烟气颗粒物浓度和油浆固含量超标。通过分析系统内催化剂的粒度分布、APS(平均粒径)、形貌等变化,发现催化剂发生了严重的破碎,产生了大量细粉。核算发现,该装置主风分布器喷嘴和进料喷嘴气速均未发生变化,汽提蒸汽管的压力降发生了较大的变化,蒸汽喷出线速度远超设计值,达到75 m/s以上,故推测催化剂跑损原因为汽提蒸汽管断裂导致的催化剂冲击破碎和热崩破碎。采取降低装置加工负荷、减少两器通入蒸汽量、加大平衡剂置换量等措施,在满足装置不停工的前提下有效地降低了催化剂跑损量。

催化裂化装置再生器尾燃现象分析

自2021年3月,某炼油厂800 kt/a催化裂化装置再生器持续出现尾燃现象。根据烧焦罐烧焦理论,对比多套同类型装置的运行参数,从烧焦温度、催化剂停留时间、氧分压等多个方面进行了探讨。分析发现:烧焦罐内催化剂停留时间过短影响了烧焦效果,造成催化剂燃烧不完全,产生的大量CO遇到稀相过剩氧,导致再生器出现尾燃现象。当烧焦罐藏量增至45 t/h时,停留时间延长至81~90 s,再生器稀相温度降至721℃,稀密相温差降至20℃,再生器尾燃现象得到有效控制。

催化裂化装置再生器二级旋分料腿结垢原因分析

为查明某催化裂化装置再生器二级旋分料腿结垢原因,对垢样进行元素分析,结果表明金属元素在样品催化剂细粉中进行了富集。通过X射线衍射分析,证明催化剂细粉发生了熔融和黏结。再生器二级旋分料腿结垢的主要原因:金属元素的富集降低了催化剂分子筛晶相结构崩塌温度。当CO及少量携带焦炭颗粒的细粉在二级旋分持续燃烧时,由于二级旋分内烟气夹带固体粒子很少,热阱作用减弱,使烟气温度骤升,当温度达到甚至超过催化剂细粉熔融温度时,细粉晶体结构破坏变为液相,在高速离心作用下黏附在料腿顶部形成垢层。通过再生器超温次数与垢样“年轮”层数关系比对,证明二旋料腿结垢与富氧再生环境及烧焦不均出现尾燃有对应关系,而金属元素富集降低了催化剂细粉的熔融温度。针对结垢原因,提出了相应的改进措施和建议。

量化控制在预防催化裂化装置开工过程催化剂跑损中的应用

从量化控制角度出发,利用DCS的强大计算功能,对关键控制参数和非独立变量进行计算与组态,并实际应用于开工过程控制,实现了催化裂化装置关键控制变量的实时监控和量化操作,在控制催化剂跑损方面取得了良好的效果,提高了经济效益。

催化裂化装置烟机振动异常情况的分析

烟机振动导致的炼厂非计划停工对于炼厂来说是一大难题,本文通过对装置的运行情况分析,发现烟机导流锥、动静叶片上结了很多垢片,导致烟机振动剧烈,通过标准方法等动采样对烟机入口颗粒物浓度、颗粒物筛分分布及垢样化学组成进行分析,其大部分是催化剂细粉的共熔物,其Ni、V金属总含量在20 000 ppm以上,对此提出切实可行的措施,实现烟机的长周期运转。

催化裂化装置消防安全措施的作用分析与研究

催化裂化装置是石油化工生产中的关键设备,其所需的温度、压力等条件极其苛刻,而且存在着极高的火灾、爆炸风险。因此,对于催化裂化装置的消防安全问题必须高度重视。本文将从催化裂化装置的消防安全措施对安全性的作用进行分析和研究,旨在为石油化工生产中的催化裂化装置的消防安全提供一些借鉴意义。

催化裂化装置工艺报警管理与优化

以国内某套催化裂化装置为例,分析了催化裂化装置过程报警问题产生的原因。针对每个原因制定出报警优化方案:更改报警阈值、控制回路整定、设置死区、设置报警延迟和报警搁置。通过实施优化方案,该套催化裂化装置过程报警问题得到根本性解决,报警KPI(关键性能指标)显著提升,10 min平均报警数达到0.4,较优化前降低69.23%;响应率达到100%,较优化前提高15.96%;处置率达到100%,较优化前提高14.17%;24 h持续报警数为0,较优化前降低100%。

催化裂化装置油浆低温脱固技术工业应用

要实现催化裂化油浆高附加值利用,选择高效、低耗的油浆脱固技术尤为关键。对目前常用的催化裂化装置油浆脱固技术长期应用效果进行考察,结果表明:低温脱固技术原料适应性强,要求固含量不高于50 g/L,胶质质量分数不高于15%,沥青质质量分数不高于10%;脱固油浆固含量长期稳定在100μg/g以内,满足针状焦原料的要求;操作温度在160~180℃,相对较低,燃料消耗少,运行成本低;净化油浆收率高达99%,不产生反冲洗油或浓缩油浆;可实现固体与液态油浆彻底分离,排出粉状滤渣基本不含油,可作为一般固废处理;设备占地面积小,配套公用工程少,操作简单,均在常压或微负压下操作,生产运行安全系数高;可实现装置长周期连续生产,符合企业降本增效的发展需求。

催化裂化装置分馏塔顶循环系统结盐倾向分析

催化裂化分馏塔顶循环部位结盐腐蚀,威胁装置的安全生产和长周期运行。用量化分析的方法可以更准确地说明结盐产生的条件,从而有助于采取有效措施来解决或缓解结盐问题。盐的主要成分是NH_(4)Cl,主要来源有两个:一是气相结晶,通过气相中NH_(3)和HCl的分压可以计算出NH_(4)Cl的沉积温度,计算的沉积温度越高,说明结盐的倾向性越大;二是水相溶解,塔内有水蒸气凝结时,气相中NH_(3)、HCl的溶解可以生成NH_(4)Cl溶液,塔内水蒸气露点温度与顶循环返塔温度之差可作为结盐倾向性判定指标,温差越大,结盐的倾向性越大。从分析结果看,使用分馏塔顶含硫污水作为终止剂,无论是从气相结晶还是水相溶解来看,都会明显增加结盐的倾向性。

某重油催化裂化装置低负荷工况油浆回炼影响分析

某炼油厂2.80 Mt/a重油催化裂化装置在低负荷情况下进行了为期约6个月的油浆回炼,回炼方式是将循环油浆在原料自保组立处打入混合原料油中,再进入原料油喷嘴。标定结果表明:焦炭收率由7.86%升至8.41%,占比约20%的回炼油浆生成了焦炭;装置柴油收率提高,占比约50%的回炼油浆转化成高附加值产品柴油;油浆回炼导致装置总转化率下降,干气、液化石油气、汽油收率共降低1.93百分点。油浆回炼过程中,对原料油及反应系统进行了监控,未发现其对反应系统结焦、烟气轮机运行、原料油管线及原料喷嘴磨损等有明显影响,后续消缺过程中对反应-再生系统内部检查也未发现异常。总体来看,该重油催化裂化装置进行油浆回炼可以提高装置焦炭收率,保证低负荷下全厂蒸汽平衡,可显著降低油浆固含量,有助于降低装置油浆收率。

催化裂化装置掺炼加氢尾油对产品分布的影响分析

以某石化厂催化裂化装置为例,探究加氢尾油掺炼量对催化裂化产品分布及产品品质的影响,并对影响原因进行了分析。结果表明:掺炼加氢尾油可显著降低干气与油浆产量,加氢尾油掺炼量每增加1 t,油浆产量减少0.14 t,干气产量减少56 m^(3),汽油产量增加0.26 t;掺炼加氢尾油会使汽油组分芳烃含量减少,密度下降,馏出温度降低;随着加氢尾油掺炼量增加,产品液化石油气中C_(3)含量减少,C_(4)含量增加。这归因于加氢尾油的掺炼抑制了催化裂化深度反应的进行,减少了C_(3)及C_(3)以下成分和油浆等深度裂化产品的生成,增加了C_(4)及以上液体的收率,随着加氢尾油掺炼量增加,C_(3)和C_(4)组分含量的变化成为判断加氢尾油掺炼对催化裂化反应深度影响的依据。

催化裂化装置开工不放火炬应用实践

催化裂化装置提升管喷油阶段,反应与气压机的衔接至关重要,是保证反应压力控制和气压机入口不放火炬的关键。由于开工喷油过程干扰因素多,操作不稳定,导致需要多次气压机入口放火炬来控制反应压力,使大量富气组分被排到火炬系统燃烧。该装置通过开工实践探索,结合气压机的性能参数,进行了几种开工不放火炬方式对比,最终选择使用引干气+喷原料油这一耗时最短的方式进行装置开工,通过制定详细的开工方案和操作原则,并优化流程,在实际开工过程中有针对性地对开工充压干气、反应喷油量、气压机转速、气压机反飞动量等参数进行精准控制。做到了开工过程不放火炬,有效减少了环境污染,避免开工过程中物料损失,实现了绿色环保开工。

催化裂化装置烟气消白及盐雨净化技术应用总结

针对催化裂化(FCC)烟气钠碱洗涤湿法脱硫除尘装置存在的白烟及盐雨等问题,开发了湿烟气消白及盐雨净化技术,并将其应用于某企业2号FCC烟气处理装置。通过对原塔的水珠分离器段进行改造,拆除水珠分离器,更换为水洗涤喷淋段、高效递增除雾段和烟气再热模块,以达到烟气深度除尘、除雾及消白的目的。该技术不增加装置占地面积,对原烟气脱硫塔吸收和喷淋影响小,加热蒸汽冷凝得到的凝结水返回余热锅炉,实现了加热蒸汽100%回收,能耗增加量降至最低;与改造前相比,每年可溶性盐减排量约60.01 t,逃逸氨减排量约0.38 t,NO_(x)减排量约6.79 t,催化剂粉尘减排量约18.48 t,SO_(2)减排量约11.2 t,SO_(3)减排量约20.98 t。

某催化裂化装置吸收稳定系统工艺优化总结

以某炼油厂4.2 Mt/a催化裂化装置吸收稳定系统为研究对象,利用Aspen Plus软件进行建模,通过与标定数据对比,验证了模型的正确性。与原系统对比,新系统在产品无损失且达到设计指标的情况下,补充吸收剂用量减少了45 t/h,下降20.36%,系统总热负荷为60887.57 kW,下降19.39%;改造后的吸收稳定系统总能耗减少了13631.14 kW,相比原系统下降7.77%,减少的热量可产0.45 MPa蒸汽21 t/h,经济效益增加2.016×10^(7)元/a,设备改造预计投资约2×10^(7)元,投资回收期仅1 a,经济效益显著。

重油催化裂化装置再生器衬里修复

催化裂化装置再生器和沉降器的过渡段及斜管入口处位置特殊,此处发生衬里损坏后的修复难度大。从衬里结构、衬里材料、施工措施等方面分析了衬里损坏的原因,提出并实施了针对性修复措施,修复后相关部位衬里损坏频率显著降低,有力保障了催化裂化装置的平稳运行,可为类似检修、修补及设计提供参考。

生物基脱硝技术在催化裂化装置应用总结

介绍了非氨生物基无触媒宽温脱硝技术在某企业2.8 Mt/a催化裂化装置余热锅炉烟气脱硝中的应用情况。分别选取装置在2022年和2023年同时期且参数接近的工况,考察了生物基脱硝剂的脱硝效果。结果表明:加剂前后,催化裂化装置外排烟气中NO_(x)的质量浓度由150 mg/m^(3)降至56 mg/m^(3),满足当地烟气NO_(x)环保排放要求;非氨基脱硝助剂喷淋在余热锅炉炉膛中,未影响到炉膛温度(温度保持在790℃左右);余热锅炉烟气压力降和出口温度无明显变化;非氨基脱硝助剂在余热锅炉炉膛中与烟气中NO_(x)充分反应,外排废水COD(化学需氧量)为8~25 mg/L、氨氮(NH_(3)-N)的质量浓度为0.2~0.7 mg/L,达到厂控环保指标要求。生物基脱硝技术在催化裂化装置余热锅炉烟气脱硝中的应用效果较好,实现了企业外排烟气脱硝安全环保以及装置平稳长周期生产。

催化裂化装置高温烟气管道焊缝开裂原因分析及应对措施

催化裂化装置第三旋风分离器至烟气轮机入口高温烟气管道为烟气能量回收系统的主要环节,对实现装置节能环保具有重要意义。根据某炼化公司催化裂化装置高温烟气管道焊缝开裂情况,从多方面对开裂原因进行了分析总结,认为低温露点腐蚀、材料σ相脆化、高温蠕变、保温不当及应力集中等是造成管道开裂的主要原因。结合催化裂化装置运行实际情况,提出了加强焊缝、记录膨胀节及支吊架变形、改善保温以及选用适宜焊条等应对措施,对催化裂化装置的平稳运行具有借鉴意义。