延长加氢精制催化剂RN-10B使用寿命的经验与措施

介绍中国石化塔河分公司延长汽油、柴油加氢精制装置精制催化剂RN-10B使用寿命的经验与措施。通过严格监控原料油过滤器的平稳运行、对原料油和脱盐水采用惰性气体保护、监控原料油中非金属和金属无机物含量、优化调整装置氢油比、调整脱后循环氢中H2S含量、合理控制催化剂床层温度、采用合理的催化剂与保护剂组合装填等措施,到2011年6月,加氢精制催化剂RN-10B的运转时间比设计值多501天,单位催化剂处理量比设计值高0.5t/kg。

加氢精制高压换热器压力降升高的原因及对策

对中国石油化工股份有限公司塔河分公司汽柴油加氢精制装置高压换热系统压力降持续上升的原因进行分析,发现原料中氯、硫、氮等杂质含量升高、氯化铵盐与硫酸盐在高压换热系统内结晶析出,堵塞了部分换热管。采用高压换热器在线间断水洗,加缓蚀剂,控制介质温度在130℃以上这三项措施,解除了这一装置生产的瓶颈,满足了安稳长运行的要求。

运用过程模拟模型提升常减压及焦化联合装置轻油收率

介绍了某炼油厂在保证汽油、柴油混合加氢精制装置产品质量的前提下,针对常减压装置的常一线油终馏点控制在235~245℃,作为生产航煤的原料;汽油、柴油混合加氢精制装置产出的加氢石脑油终馏点控制在150~160℃,以降低连续重整装置进料量;延迟焦化装置按1.8大循环比操作,不产出蜡油的运行工况,利用R-SIM全流程优化平台,开发了常减压、焦化联合装置和汽油、柴油混合加氢精制装置的过程模拟模型,实现对以上3种装置的全流程工艺计算。经计算,调整常二线油和延迟焦化柴油的95%点馏出温度的配比关系,将常二线95%点馏出温度控制在365~375℃,焦化柴油95%点馏出温度控制在360~365℃,可提高常减压、延迟焦化联合装置的轻油收率0.67百分点,经济效益显著。

降低汽柴油加氢精制装置低压分离器氢气排放的措施

通过对汽柴油加氢精制装置高压分离器的工艺操作参数(如温度、压力、油品流量、液位和循环氢气体排放量)的优化分析,找到了降低装置低压分离器排放气中的氢气含量的新方法。将高压分离器的操作压力由6.0～6.1MPa降低至5.0～5.1 MPa,严格控制高分操作温度在45℃以下,减少氢气在高分油里的溶解度,可使加氢装置减少氢气排放量154.56 m3/h,除去新增燃料气量15～20 m3/h,采取此项措施可产生直接经济效益近20×106RMB$。

汽柴油加氢精制装置催化剂失活分析及建议

对某炼油厂两套汽柴油加氢装置使用RS-1000催化剂的运行状况进行对比分析。阐明了1号装置运行效果略差于2号装置的主要原因:1号装置汽柴油加工比例长期失调及装置意外停工加速了催化剂的积炭失活。为维护1号装置长周期运行,提出以下建议:(1)控制装置汽柴油加工比例不高于27%(设计比例);(2)鉴于装置设计体积空速2.0 h-1,建议其处理量不大于120 t/h;(3)应按催化剂的使用要求,控制装置混合原料质量要求:密度(20℃)不大于0.840 g/cm3、硫质量分数不大于1.2%、碱氮质量分数不大于500μg/g、原料干点不大于375℃;(4)加强装置关键工艺参数和设备的监护,精心操作,精细管理,避免装置出现紧急停工。

天然气制氢装置掺杂干气进料后的工艺分析

通过对天然气制氢装置掺杂干气进料后的工艺进行分析,找出了原料性质变化对装置操作的影响规律,提出了优化改造措施,经改造后达到了回收干气与清洁生产的目的。在满足装置安全、平稳、长周期运行要求的基础上,为企业年增效益约1440万元,取得了较好的经济效益和社会效益。

低氮燃烧技术在燃气锅炉烟气达标排放中的应用

针对现有90 t/h燃气锅炉烟气中NO_x达标排放困难,塔河分公司选择采用烟气再循环方式,配合使用低氮燃气燃烧器对锅炉进行部分改造,降低烟气中的NO_x含量。改造后,经过生产标定,锅炉烟气中的氮氧化物含量由200~293 mg/m^3降低至127.9~182.7 mg/m^3,达到了国家环保排放要求。该技术具有投资小,操作简便、安全可靠的特点,为今后同类型锅炉装置的烟气达标排放提供参考。

常减压装置运行末期应对高盐重油水冲击的经验与措施

详细阐述了某炼油厂2#常减压装置运行末期应对高含水、高含盐原油冲击的经验与措施,主要包括在原油水、盐冲击期间,电脱盐单元保证脱后原油水含量和常压塔保持稳定运行的操作方法,以及工艺防腐经验。在重质稠油大量带水期间,通过提高洗涤水水质,降低注入量;适当降低混合强度;优选破乳剂种类,提高注入量;调整电脱盐罐内油水界位等措施,稳定电脱盐运行,可切实减少常压塔的进水量。同时,原油携带水冲击进入常压塔时,降低原料进塔温度、确保全塔压降不超过21 kPa,可以确保常压塔整体运行平稳,各侧线油品质量总体受控;合理增大塔顶缓蚀剂、氨水注入浓度,保证塔顶不小于110℃,冷回流温度不低于90℃,强化顶循除盐设施运行,可以确保装置工艺防腐整体达到要求。

优化焦化分馏塔操作提高轻油收率

采用过程模拟技术建立了常减压蒸馏与延迟焦化联合装置的流程模型,重点分析了分馏塔顶循流量、柴油内回流流量、中段回流量、蜡油返26层塔板流量、进料温度与蒸发段温度等操作要素对提高装置轻油收率的影响。经过模型计算,通过优化中段回流和蜡油上返塔的流量来降低蜡油、柴油的馏程重叠度,提高柴油深拔的程度,对提高装置轻油收率效果最为明显。参照模型优化操作参数,对装置进行了调整,实践证明蜡油D1160 10%馏程温度由优化前348.6℃提高到357.6℃,柴油D86 95%馏程温度由优化前350～360℃提高到361.3℃,可至少提高装置轻油收率0.34百分点。

基于原油性质变化的航煤加氢装置节能优化经验浅析

某炼厂航煤加氢装置在原油性质变化后,存在较大的节能、优化空间。通过采取优化操作温度、压力等措施,降低了装置运行能耗、纯氢耗量,提高了液体收率。经过试验,将装置的反应压力由3.57 MPa降低至1.8~2.2 MPa,反应入口温度由设计值310℃降低至294℃,装置能够产出合格的国Ⅴ清洁柴油调和组分。保持反应压力在1.8~2.2 MPa,反应入口温度由设计值280℃降低至256℃进行操作,装置仍然能够产出符合GB 6537-2006标准的3~#喷气燃料。优化后装置能耗降低约2.93 kg EO/t,装置液体收率增加0.39百分点,纯氢耗量降低约3.93 t/t。

半再生重整装置催化剂跑损原因分析及改造

2005年及2009年中国石油化工股份有限公司塔河分公司半再生重整装置两次发生催化剂跑损,催化剂跑损的主要部位是重整第三、第四反应器扇形板、扇形筒、中心筒等相连部位。跑剂的主要原因:一是选材不合理,由于反应器内构件材质不同,热膨胀量也不同,在装置紧急停、开工的过程中,造成轴向膨胀,使中心管罩帽的密封破坏;二是结构不合理,第三、第四反应器采用离心式径向反应器(上进上出),由于物料流向是从中心管至扇形筒,随着装置负荷增加,扇形板受到向上的压力也随之升高,裙板与扇形筒之间密封的催化剂易被带出。采取的主要措施:一是将填料函弧形板的螺栓紧固,四个筋板吊耳相连的扇形板处螺栓拆除,中心管罩帽填料函弧形板的紧固螺栓松开,保证中心管可以自由伸缩;二是对第三、四反应器的进、出口调向,流体经扇形筒向心穿过催化剂床层进入中心管。反应器改造后,消除了该装置催化剂跑损的隐患和装置的负荷瓶颈,提高了全厂经济效益。

三点注汽量对延迟焦化加热炉结焦影响分析

对国内某炼油厂延迟焦化加热炉三点注汽量建立了模拟优化方法,取得了与现场数据较为吻合的炉管温度分布数据和三点注汽量优化结果,可以解释该炼油厂三点注汽系统优化问题。基于该模型方法,分析了三点注汽量对于炉管温升和炉管结焦的影响。在热负荷不变的情况下,三点注汽量会对炉管温升和结焦系数产生影响,提高注汽量将会降低出口温度,降低结焦系数,因此应在合适的范围内调节。第1,2点注汽主要影响出口温度和结焦系数,第3点注汽对出口温度影响不大,主要影响结焦系数。相较于注汽点1和注汽点3、注汽点2对炉管温升、结焦系数的调节更加敏感,在实际操作中应保证其数值的稳定。

基于热负荷自动调节的延迟焦化加热炉三点注汽量智能优化

针对国内某炼油厂延迟焦化加热炉三点注汽问题,采用热负荷自动调节的算法进行了研究。运用该模型方法,分析了三点注汽量对加热炉热负荷和炉管结焦系数的影响,发现三点注汽量的改变均会对热负荷和炉管结焦系数产生影响,主要表现为提高注汽量将会提高热负荷,同时降低结焦系数;第1点注汽量和第2点注汽量对热负荷和结焦系数的影响较强,第3点注汽量对热负荷和结焦系数的影响较弱。在实际操作中,加热炉中的结焦程度既不能太强也不能太弱,合适的结焦系数能够保证正常开工周期里炉管不结焦,也能保证瓦斯、注汽量等参数的合理分配。通过对热负荷、注汽量的智能分配,可得到不同原料油加工负荷条件下更加合理的装置运行方案。

基于HYSYS的烷烃异构化反应过程的模拟与优化

轻质烷烃异构化技术是满足汽油质量升级要求的重要工艺路线。以某炼厂异构化固定床反应装置为研究对象,将异构化汽油划分为10个集总并建立反应网路,同时以实际生产数据为基础进行了动力学参数计算,并建立了HYSYS平推流速率反应器的稳态模型。利用此模型对异构化装置关键操作参数与产品性质的平衡关系进行灵敏度分析,为异构化反应器操作调整提供科学的理论指导。并制定了装置优化方案,即继续采用一次通过流程,调节反应器运行温度至130.4℃后与重整油按比例调和后去下游装置,或通过稳定分离单元将部分低辛烷值单甲基戊烷循环至反应器,提高后续异构化汽油辛烷值。