利用润滑油加氢处理装置增产-35号低凝柴油的工业实践

为了满足低凝柴油的市场需求,提高装置利用率,中石油克拉玛依石化有限责任公司对利用现有润滑油加氢处理装置增产-35号低凝柴油的方案进行了详细的可行性研究。工业试生产及标定结果表明,以柴油加氢改质装置的加氢重柴油为原料,经润滑油加氢处理装置加工后,柴油的凝点可由-22℃最低降至-58℃,冷滤点可由-1℃最低降至-32℃,油品的低温性质得到明显改善。经济核算结果表明,采用该方案后,该装置可增产低凝柴油54 kt/a,预计增加经济效益1210万元a。

热处理凹凸棒石对Ni(Ⅱ)的吸附性能

凹凸棒石吸附性能优良,在重金属离子废水处理方面具有得天独厚的优势。研究了热处理凹凸棒石对Ni(Ⅱ)的吸附性能,分析了不同焙烧温度和时间的吸附剂、吸附剂用量、溶液的pH值、吸附时间等因素对吸附作用的影响。结果表明:经过50 min、40℃以上焙烧的热处理凹凸棒石对水溶液中Ni(Ⅱ)具有良好的吸附性能;在室温(25℃)条件下,吸附平衡时间约为90 min;溶液pH值约为8时,Ni(Ⅱ)可被热处理凹凸棒石定量吸附,吸附率接近100%;吸附动力学参数符合二级反应动力学模型。

四组分在渣油加氢体系前后的转变规律

以胜利、中东、绥中3种常压渣油为原料,采用串联式渣油加氢工艺,分别对原料在脱金属、脱硫及脱氮反应器生成油中的残炭、四组分变化进行分析。结果表明,3种常压渣油经级配催化剂体系加氢处理后,残炭、胶质及沥青质质量分数均明显降低。同原料油相比,残炭及沥青质质量分数在脱金属反应过程中明显降低,饱和分质量分数在脱金属、脱硫及脱氮反应器生成油中呈规律性增加,而芳香分质量分数呈规律性降低。

柴油加氢改质装置降低柴汽比运行分析

根据国Ⅵ油品质量升级及降低企业原油炼制产品中柴汽比要求,中石油克拉玛依石化有限责任公司于2018年5月对现有1.2 Mt/a柴油加氢改质装置进行了工艺扩量升级改造。通过新增一台反应器、分馏系统改造、增加吸收稳定系统及调整催化剂级配方案等一系列措施,装置加工规模由1.2 Mt/a扩大至1.5 Mt/a。标定结果表明:改造后,装置的石脑油收率由14.53%提高至32.90%,产品柴油收率由46.80%降至39.43%,装置柴汽比由3.22降至1.20。新的催化剂级配体系具有优异的加氢脱硫、脱氮活性及生产灵活性,可以满足炼油企业油品质量升级及降低产品柴汽比的需要。

柴油加氢改质装置柴油雾浊原因分析及解决方法

某石化公司1.5 Mt a柴油加氢改质装置由于柴油含水的原因,严重制约着装置加工负荷的提升及成品柴油的出厂。为解决该问题,详细分析了导致产品柴油出现雾浊现象的原因,并设计增加了工业盐脱水及高效聚结脱水工艺流程。结果表明,经工业盐脱水工艺处理后柴油水质量分数降至58~311μg g,经高效聚结器脱水工艺处理后柴油水质量分数降至96.5~109μg g,两种脱水工艺的微量水脱除率分别达到78%和93%以上,均达到良好的脱水效果,聚结脱水工艺效果更好。针对柴油生产的季节特点,两种工艺组合使用,可保证装置产品柴油的水含量及外观达标。

柴油加氢改质装置分馏塔顶空冷器腐蚀分析及对策

某石化公司1.5 Mt/a柴油加氢改质装置在运行过程中分馏塔顶空冷器多次出现泄漏,严重影响装置安全平稳长周期运行。通过对空冷器管束进行涡流检测、塔顶露点计算和管束内锈垢分析,结果表明原料中的氯及反应产物中未经汽提塔完全脱除的H_2S及NH_3均会导致分馏塔顶空冷器腐蚀。根据腐蚀机理,提出原料氯离子监控预警,加注缓蚀剂、空冷器管束冲洗、冬季防冻措施优化、加强设备腐蚀监测及优化工艺操作等防腐蚀措施和建议。

操作波动对柴油加氢改质催化剂活性的影响及应对措施

针对中国石油克拉玛依石化公司1.2 Mt/a柴油加氢改质装置上周期运行过程中操作波动引起加氢改质催化剂失活的问题,对引起操作波动的原因及波动前后催化剂活性的变化特点进行了分析,断定催化剂失活主要是由于反应条件波动及恢复过程中精制油氮含量超标所致。通过技术攻关,解决了新氢机、循环氢机运行过程中频繁发生的气阀异响及填料泄漏问题,将设备原因导致的操作波动数量由上周期5次降低为本周期1次。通过优化原料配比,解决了混合原料性质不稳定而造成催化剂床层温度波动问题。针对操作波动后的恢复阶段,提出采用低氮油置换、精制床层优先提温、低空速运行等措施,重新恢复了催化剂的活性,保证了装置的安全平稳运行。

催化重整预加氢单元改造为FCC汽油加氢装置及其运行分析

根据国Ⅵ油品质量升级要求,采用某公司开发的CDOS-HCN技术及配套催化剂,将1套0.4 Mt/a半再生固定床催化重整装置预加氢单元改造为0.5 Mt/a催化汽油加氢装置。标定结果表明,改造后的催化汽油加氢装置可将FCC汽油的硫质量含量从125μg/g降到12.4μg/g,硫醇硫质量含量从25μg/g降到2.3μg/g,产品辛烷值损失为1.5个单位,烯烃含量降幅为8.1%。针对装置运行过程中存在的循环氢脱硫塔脱后带液、脱二烯烃反应器入口换热器结焦问题进行了原因分析,并提出了解决措施,可为其他炼厂类似装置的改造及操作提供经验和参考。

FF-66/FC-52组合催化剂在柴油加氢改质装置上的应用

分析了FF-66及FC-52型催化剂在某公司1.5 Mt/a柴油加氢改质装置上的应用情况。工业应用表明,在反应压力11.5 MPa、精制床层平均温度360℃、裂化床层平均温度369℃的条件下,产品柴油硫、氮质量含量均小于2.0μg/g,石脑油收率由14.5%增加至32.9%,产品柴油收率由50.9%下降至39.4%,装置柴汽比由3.22下降至1.20。FF-66、FC-52催化剂具有优异的加氢脱硫、脱氮活性和较高的石脑油产品选择性。该催化剂级配体系的成功应用,可以为同类装置制定油品质量升级及降低柴汽比方案提供一定的借鉴意义。

新型内置积垢器在焦化汽油加氢装置上的应用

焦化汽油加氢装置由于反应器压降问题,频繁进行装置停工撇头操作,造成大量人力、物力的损耗。抚顺石油化工研究院开发了一种新型内置积垢器,可改善物流分布,有效拦截垢物,对催化剂表面形成保护,最终达到延长装置开工周期的目的。

加氢改质压缩机气阀故障原因分析及处理

在炼油加氢改质装置中,压缩机组经常因气阀故障频发而导致装置非计划停车,影响压缩机运行的经济性和可靠性。分析某石化公司加氢改质联合压缩机组气阀故障原因,并对故障气阀采取相应改进措施,效果良好。

柴油加氢裂化催化剂运行问题及对策

某石化公司1.2 Mt/a柴油加氢改质装置由于受反应和操作条件影响,催化剂运转周期出现了较为严重的问题。针对第一周期运行期间精制催化剂及裂化催化剂失活速度较快的问题,通过对装置原料、操作波动及生产工艺参数的对比,详细分析了装置运行过程中造成催化剂活性损失的原因,并提出提高压缩机运行可靠性、优化原料配比减少生产波动、改造催化剂床层卸料管口解决床层偏流问题、均衡裂化床层温度实现催化剂失活速率一致等应对措施,最终保证了装置的"安稳长满优"运行。

节能创新改造技术在加氢改质装置上的应用

对某石化公司150×10^4t/a柴油加氢改质装置的节能潜力进行了深入分析和挖掘,在此基础上提出了节能创新改造的思路,并在2015年和2018年装置2次大检修中加以改造实施,经过多年的实践应用证明:对装置1.0MPa和0.3MPa自产蒸汽线进行改造后,每年多产蒸汽的直接经济效益达到120.35万元;采用HydroCOM和HRCS无级气量调节系统的机组年节约电费681.4万元;采用液力回收透平的高压进料泵机组年节约电费112.1万元;采用高效燃烧器的加热炉有效降低了氮氧化物的排放,减排效果十分明显。这几项节能创新改造技术为企业每年创造节能经济效益达913.85万元。