催化汽油加氢脱硫装置分离塔的优化调整分析

催化汽油加氢装置进行国Ⅴ改造后,选择性加氢单元分离塔存在分割精度不高、回流比低、控制回路自控率低和轻汽油在线硫分析仪控制滞后等问题。通过分析原因,提出了变更轻汽油在线硫组态控制、重新整定控制回路PID参数和优化分离塔工艺参数等措施。上述措施实施后,分离塔塔底油10%馏出温度与轻汽油90%馏出温度的温度差提高到40℃以上,分离塔分割精度提高,轻汽油抽出比例提高了3百分点,终馏点为65～67℃,满足醚化装置要求,分离塔塔顶压力从0.89 MPa降至0.81 MPa。在处理量相同的情况下,分离塔重沸炉出口温度降低8～10℃,重沸炉燃料气用量降低190 m^3/h,经济效益显著。

循环氢脱硫系统在催化汽油加氢脱硫装置的应用

为了生产硫含量满足国V/国Ⅵ标准的车用汽油,中国石油兰州石化公司180万t/a催化汽油加氢脱硫装置增加了二段加氢脱硫单元以及相应的循环氢脱硫系统,然后针对运行中出现的富胺液外送不畅、富胺液携带油和烃、脱硫塔液位假指示的问题,实施了相应对策。运行结果表明:循环氢脱硫系统不仅能有效脱除加氢脱硫反应生成的H2S,降低循环氢中H2S含量,抑制了硫醇的生成,而且对提高该装置的循环氢纯度和脱硫率,降低装置氢耗和汽油研究法辛烷值(RON)损失具有重要作用;通过调控循环氢中的H2S含量从100μg/g降低到50μg/g,在一段、二段加氢脱硫单元反应温度为248℃时,一段、二段加氢脱硫单元脱硫率分别提高了6,4个百分点;在一段、二段加氢脱硫单元重汽油产品中含硫量分别为40,9μg/g条件下,一段、二段加氢脱硫单元的反应温度、重汽油硫醇含量、RON损失相应分别降低了4,4℃;3,2μg/g;0.3,0.4个单位;在一段、二段加氢脱硫单元处理量为175 t/h条件下,一段、二段加氢脱硫单元的循环氢纯度均提高了2个百分点以上,氢耗降低了300 m^(3)/h以上,如此便有效保证二段加氢脱硫单元重汽油产品中硫含量不大于10μg/g的指标要求。

催化汽油加氢脱硫装置设计及开车总结

介绍了国内首套采用Prime-G+技术的催化汽油加氢脱硫装置的流程、特点及主要操作条件。并重点对开工初期加氢脱硫反应器入口操作压力和氢分压偏低、稳定塔压力大幅度波动、稳定塔重沸器旁路阀控制失效的原因进行了分析,提出了采取的措施并给出了避免此类问题再次发生的建议。

基于M-PHG技术催化裂化汽油加氢装置能效研究

为检验汽油加氢装置目前装置各项生产指标与设计值之间的差异.通过收集和整理某公司炼油化工总厂40万吨/年催化汽油加氢装置相关数据,对换热器、加热炉的热效率以及装置能耗分析,进一步进行化工设备能效数据分析,发现装置实际生产中存在的问题,进一步优化操作或技术改进提供可靠的依据,并以此采取相应措施,降低装置成本,提高装置经济效益.

LDC-200催化裂化催化剂的工业应用对炼油全流程的影响

在中国石油兰州石化公司300万t/a的催化裂化(FCC)装置中,选用LDC-200催化剂替代原有催化剂,并对二者的应用效果进行了对比分析。结果表明:与原催化剂相比,使用LDC-200催化剂后,在催化原料含重金属量增加的条件下,FCC装置产出的汽油、柴油和总液体收率依次提高了0.29,0.54,1.77个百分点,油浆收率下降了0.71个百分点。催化汽油加氢装置的轻汽油采出质量分数和流量分别提高了1.9个百分点和5.3 t/h;在保持汽油研究法辛烷值(RON)基本不变的情况下,重汽油总硫脱除率和烯烃脱除率均下降。轻汽油醚化装置的产品收率增加了5.93个百分点,RON提高了0.6个单位。甲基叔丁基醚装置的经济效益明显提高,烷基化装置的下降。

HydroCOM4.0气量无级调节系统在循环氢往复压缩机上的应用

介绍了Hydro COM4.0气量无级调节系统的原理、应用方案及对催化汽油选择性加氢脱硫装置的影响。从使用结果表明:该系统操作简单,机组运行平稳,节能效果明显,增强了往复式压缩机的生产能力,提高了机械效率,大大节约了电耗。通过阐述系统组成、控制方案、实际应用效果,证明这是一项在石油化工行业值得推广的节能技术。