喷气燃料加氢装置与柴油加氢装置用氢流程优化

对喷气燃料加氢装置的用氢流程优化进行了探讨。原设计一次通过流程氢气回收率高,但存在新氢压缩机气阀结盐问题。通过将反应后低分气改去变压吸附(PSA),保障了新氢压缩机的稳定运行。从节能角度考虑,将氢气供应方式由冷氢改为热氢,可节省燃料成本84万元/a。通过新增喷气燃料加氢循环氢压缩机,可降低喷气燃料加氢装置补充氢量,提高柴油加氢装置供氢能力3.0 dam3/h。氢气一次通过流程改为循环氢方式后,喷气燃料加氢反应低分气量减少5.0 dam3/h,可有效降低装置氢气损失。

低能耗航煤液相加氢装置改造总结

中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司采用航煤液相加氢技术,将原有2.0 Mt/a柴油加氢装置改造为2.3 Mt/a航煤液相加氢装置,实现了长周期稳定运行。在入口压力3.8 MPa、反应温度260~265℃、体积空速2.5 h-1的条件下,精制喷气燃料硫质量分数为926μg/g,硫醇硫质量分数小于5μg/g,铜片腐蚀、冰点、烟点、闪点等指标均符合3号喷气燃料产品标准要求。对航煤液相加氢技术与传统滴流床航煤加氢技术进行了对比,航煤液相加氢装置的能耗仅为206.07 MJ/t,比低压滴流床装置能耗低35%。

柴油加氢装置改为柴油-喷气燃料切换加氢装置

为适应生产发展需要 ,镇海炼油化工股份有限公司将一套柴油加氢精制装置改造为柴油 喷气燃料切换加氢精制装置。在改造中 ,主要对新氢流量控制流程和影响硫化氢汽提塔汽提效果的换热流程进行了优化改造(增加跨线 ) ,投资省 (总投资约 130× 10 4RMB $ )。但改造后装置生产的喷气燃料银片腐蚀不合格 ,主要是设备系统内部脏、硫化氢汽提塔进料温度低、回流罐温度过低和产品分馏塔底产品带水等原因造成的 ,在操作上采取措施后 ,装置生产出了合格产品。生产实践表明 。

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。

柴油加氢装置改造为柴油-喷气燃料切换生产

为适应市场需要 ,对 6 0 0kt/a柴油加氢精制装置进行的技术改造 ,达到既能单独加工柴油原料 ,又能切换为单独加工喷气燃料的目的。主要改造措施为汽提塔底增加重沸炉、增加产品过滤器、调整管线及流程。几年的运行经验是 :对汽提塔的操作尽快 (3～ 4h)调整到生产喷气燃料的状态 ,反应温度需比生产些油高 5～ 10℃。切换方案的调整时间 4～ 6h ,产品符合

CS3000及其在航煤加氢装置中的应用

本文在简单介绍了DCS的功能及特点后,根据航煤加氢装置的生产特点和工艺要求,选用日本横河公司的CENTUM CS3000实现装置的控制系统,成功实现了对生产过程的监控和各项工艺操作,保证了各控制回路稳、准、快的控制。不但为企业带来显著的经济效益,也为今后DCS深一层的应用与开发打下了基础。

液相加氢技术在航煤装置中应用探讨

随着航空事业的发展,对喷气燃料(航煤)需求日益增加。航煤加氢技术,主要用于加工直馏煤油组分,传统加工工艺反应部分采用气相加氢工艺,目前,液相加氢工艺也开始应用到航煤加氢单元中。介绍了液相航煤加氢的工艺特点,以1.9 Mt/a航煤加氢装置为例,对液相航煤加氢技术和传统滴流床技术进行了反应条件和经济效益对比。相比于传统气相加氢技术,液相航煤加氢技术节省设备投资224万元,节省占地面积7%左右,年节省电费394万元、燃料费422万元,经济效益可观。

航煤银片腐蚀不合格原因及对策

金陵石化1.50Mt/a加氢裂化装置以沙轻直馏蜡油和焦化蜡油的混合油为原料,生产航煤、柴油、液化气、轻石脑油和重石脑油,产品方案为最大量生产优质中间馏分油,也可实现多产重石脑油的工艺方案。该装置由反应、分馏、液化气分馏和脱硫、轻烃回收及气体脱硫、溶剂再生五部分组成。装置分馏部分设置主汽提塔、第一分馏塔和第二分馏塔。分馏部分的第一个塔为主汽提塔,通过3.5MPa蒸汽汽提,使得轻石脑油组分及少量重石脑油组分自汽提塔顶抽出,以尽量减少塔底带硫,保证重石脑油及航煤产品腐蚀合格。该装置在检修后首次开工时引起航煤银片腐蚀不合格,其原因是加氢过程中产生硫化氢,硫化氢未能从产品中脱除,航煤产品中含有1～2mg/kg硫化氢就可能导致2级银片腐蚀;同时,航煤中的非活性硫化物在生物和化学因素作用下转化成活性硫化物,这些活性硫化物除了硫化氢外,还包括元素硫、硫醇。操作上可以根据原料硫含量分析结果,对循环氢脱硫塔贫溶剂量和汽提塔的汽提蒸汽量进行调整,降低分馏系统硫化氢含量,保证航煤银片腐蚀合格。

HAZOP在航煤加氢精制装置中的应用及问题

在石化行业的快速发展过程中,要保证企业安全平稳的生产,对装置进行风险评估显得尤为重要。HAZOP分析方法已在国内外得到广泛应用,但若理解有偏差,会影响其分析结果的有效性。首先概述HAZOP分析方法,并以对航煤加氢精制装置进行的HAZOP分析为应用实例,阐述方法的具体应用过程,根据HAZOP方法在实践案例中的应用情况,总结出其存在的局限性。

加氢生产喷气燃料的银片腐蚀问题分析

对加氢装置生产喷气燃料时遇到的银片腐蚀不合格问题进行分析 ,认为主要是由于H2 S、元素硫和细菌造成的。结合开停工工况的变化 ,提出了调整高压分离器和汽提塔操作参数 ,减少元素硫和H2 S生成 ;加强脱水消除细菌滋生环境等多种方法来保证银片腐蚀合格 ;并在实际生产中取得显著效果。

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。

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。

航空煤油浑浊的原因分析及防范措施

阐述了炼油厂航空煤油产品中常出现的赛氏比色下降、浑浊及悬浮物的鉴别方法、种类判定,以及影响航空煤油洁净度指标的杂质的产生原因、影响程度和防御措施。

空气/煤油燃气发生器技术研究

介绍了某动力装置采用空气/煤油燃气发生器的研究情况。为了实现某动力装置的燃料无毒化,研制了空气/煤油燃气发生器,并完成与涡轮的联动试验,试验结果表明燃气发生器性能满足动力装置要求。该燃气发生器采用电火花点火,具备富燃(余氧系数α<0.3)和富氧(余氧系数α>4.5)双模式工作能力,两种模式下均实现了轴功率输出。此外,燃气发生器还能在两模式间连续切换,且不熄火。这为满足功率需求提供了第三种工作模式。该模式也实现了轴功率输出。

加氢裂化装置3号喷气燃料烟点影响因素及应对措施

针对2.0 Mt/a加氢裂化装置3号喷气燃料频繁出现的烟点不合格问题,从反应氢分压、原料性质、裂化转化率、分馏塔切割等方面,分析了影响3号喷气燃料烟点的主要影响因素,结合燕山石化生产运行实际,提出改善烟点的应对措施。

柴油加氢裂化装置最大量生产重石脑油和喷气燃料改造总结

2.0 Mt/a工业加氢裂化装置设计原料为环烷基柴油,主要生产重石脑油和超低硫柴油。受市场环境变化影响,对产品结构进行了调整,最大量生产重石脑油和喷气燃料。通过调整产品切割点、增设分馏塔等措施实现了该目的。工业运转结果表明,以柴油为原料,该装置生产的重石脑油和优质喷气燃料的收率分别为52.98%,29.35%,高价值产品收率超过82.3%,柴油收率仅3.63%。各馏分产品性质优良,其中喷气燃料烟点30.2 mm,硫、氮质量分数均小于0.5μg/g,冰点-53℃。

SRH液相加氢技术生产喷气燃料工艺优化与工业应用

SRH液相加氢工艺是中国石化开发的新型加氢技术。该工艺反应部分不设置氢气循环系统,依靠液相产品循环时携带进反应系统的溶解氢提供加氢反应所需要的氢气。结合3号喷气燃料(航煤)加氢装置氢耗低、反应相对缓和的特点,中石化洛阳工程有限公司以SRH液相加氢技术为平台,将航煤生产和常减压装置进行了深度整合,开发了一项新型的航煤加氢工程技术。文中着重介绍了该SRH液相加氢技术生产航煤的工艺优化及工业应用。应用结果表明:该工艺技术能够生产符合标准要求的航煤,同时具备流程简洁、设备少、占地面积小、能量利用率高等特点,具有良好的应用前景。

标准催化剂在加氢裂化装置的应用

对应用在加氢裂化装置的轻油型改造的标准公司的催化剂进行了对比和总结。结果表明,标准公司的精制催化剂和裂化催化剂的温度匹配好,精制和裂化催化剂的反应温度比较低,标准公司的裂化剂可以至少两个生产周期(6年)不用再生,轻油(重石脑和航煤)收率大幅度上升,轻油收率可以达到52%~60.68%。

柴油加氢改质装置兼产航煤方案的探讨

介绍了中国石油锦西石化分公司柴油加氢改质装置的生产工艺及催化剂的使用情况。借鉴了国内其他同类装置的生产工艺和操作条件,提出了两个生产航空用煤油的方案。实施后每年可以为该公司创造可观的经济效益。

多种组合催化剂在加氢裂化装置上的工业应用

介绍了中国石油长庆石化公司120万t/a加氢裂化装置应用多种组合催化剂的生产情况,分析对比了主要工艺条件、产品质量及其分布、装置能耗、催化剂加工量等运行数据。结果表明:美国UOP公司提供的组合催化剂,中质油收率高达73.51%,但装置能耗高达39.05 kg/t,催化剂加工量为0.734万t/t;壳牌标准催化剂公司提供的组合催化剂,石脑油收率大于30%,且有利于增产航空煤油,降低柴汽比,装置能耗约为35 kg/t,催化剂加工量约为1.4万t/t。