高桥分公司炼油厂喷气燃料加氢脱硫醇装置的平面设计

中国石油化工股份有限公司上海高桥分公司炼油厂0.80 Mt/a喷气燃料脱硫醇装置在原重整、苯抽提、加氢联合装置的部分场地上布置,介绍了该装置的平面布置情况和为满足防火规范的要求所采取的措施,如在压缩机厂房顶部增设通风设施、在距加热炉最近的压缩机附近设置可燃气体检测探头等。对氢气泄漏虚拟的爆炸事故进行了模拟计算,结果表明,该装置的布置达到了安全要求。

催化汽油加氢脱硫装置汽油辛烷值损失的原因分析及措施

为解决中海石油惠州炼化分公司5 Mt/a催化汽油全馏分加氢脱硫装置中出现的加氢脱硫催化剂再生后汽油辛烷值损失较大、加氢脱硫反应器入口温度过高的问题,采取了增加脱硫醇反应器和加氢脱硫催化剂HDOS-200与加氢脱硫醇催化剂HDMS-100组合工艺的措施。改造后,催化裂化汽油加氢处理后的硫含量达到10μg/g以下,汽油辛烷值损失从2.9降至1.9,加氢脱硫反应器入口温度从263℃降低至255℃,延长了装置运行周期。

3号喷气燃料变色原因分析与对策

针对中国石油玉门油田分公司炼油化工总厂生产的3号喷气燃料合格产品,在贮存2个月后出现的变色问题,采取提高加氢反应深度、增加白土吸附单元、设置内控指标等措施对航煤加氢脱硫醇装置进行了改造与操作优化。结果表明:加工原油含碱性氮化物量异常升高是导致产品发黄变色的根本原因;调整装置加氢深度,在反应压力为2.7 MPa的条件下,当反应温度由240℃升高到280℃时,可使产物碱性氮化物的脱除率由72.66%提高至80.15%;在反应压力为2.65 MPa,反应温度为270℃的条件下,当直馏航煤馏分含碱性氮化物量超过12.00μg/g时,采用加氢精制-白土吸附组合工艺后,产物碱性氮化物降至0.20μg/g以下,脱除率高达98.00%以上;在实际生产中,需将直馏航煤馏分及其产品的含碱性氮化物量内控指标分别设定为10.00,2.00μg/g。