3.8Mt/a重整“一拖三”增压机的应用及控制策略探讨

介绍了浙江石油化工有限公司重整装置机组工艺选型,着重分析了机组防喘振及压力控制策略。“一拖三”大型增压机组改变了传统的Triconex三分程控制,利用解耦及超压、低压保护的方法,快速、准确地调节机组转速及系统压力,有效地解决了机组性能控制和防喘振控制相互干扰的问题,稳定了系统压力和级间压比,使得装置平稳运行。“一拖三”大型增压机组在该公司3.8 Mt/a重整装置的成功运行,证明了该机组设计和控制的可靠性,对炼油厂大型压缩机组的选型设计和控制方案具有借鉴意义。     

连续重整装置循环氢压缩机振动大问题分析及处理

针对连续重整装置循环氢压缩机振动大问题,分析导致循环氢压缩机振动大的原因,从转子及流道表面结盐、压缩机转子不平衡等方面进行改进,解决了因压缩机振动大而制约装置长周期稳定运行的问题。并提出相应操作维护建议。     

浅谈重整装置氢增压机的防喘振控制

喘振是压缩机不可消除的固有特性,喘振的发生将会给压缩机及整个装置带来巨大的危害。文章分析了喘振发生时出现的各种现象,并结合压缩机特性曲线及管道特性曲线分析了压缩机喘振的根本原因。根据重整装置中氢增压机的特点,重点分析防喘振控制的流程、防喘振控制方法以及防喘振控制曲线。最后给出常用的压缩机控制系统与整个装置的分散控制系统与安全仪表系统的整体配置方案。有利于提高氢增压机组性能和稳定性,为装置的安全生产提供保障。     

重整循环氧压缩机操作优化分析

针对重整循环氢离心压缩机运行状况进行了分析,制定了优化措施,通过不停工清洗重整循环氢离心压缩机入口过滤网的成功实施,为机组的长周期运行取得了操作经验。     

连续重整装置运行中存在的问题及对策

总结了中国石油天然气股份有限公司哈尔滨石化分公司0.6 Mt/a连续重整装置在运行中出现的一系列问题,并提出相应对策。通过更换重整氢增压机出入口缓冲罐解决了机组振动超标问题,压缩机振动从20 mm/s降为11 mm/s;通过新技术的应用将还原氢气纯度从94%提至99%,解决了还原电加热器热元件失效问题;通过工艺操作优化解决了再生注氯线不畅问题;通过更换闭锁料斗平衡阀工作曲线、核料位仪加铅板,解决了再生异常问题;通过加变频和孔板扩径解决了除尘风量不足的问题,除尘风量从2 200 m3/h提至2 350 m3/h;通过加强脱氯氢气的分析管理解决了预加氢补氢线堵塞的问题;通过更换缓蚀剂配方解决了汽提塔进料不畅问题;通过降低除氧器压力解决了除氧器水封被击穿问题;通过加弹性垫圈解决了重整反应器高温法兰泄漏的问题。     

重整装置循环氢压缩机组油系统改造

对重整装置循环氢压缩机组油系统所存在的问题进行了细致的分析,有针对性地采取了技术改造措施,彻底改善了油系统的运行状况,从而确保了机组的正常运转。     

重整循环氢压缩机入口过滤器堵塞在线处理

介绍了中国石油克拉玛依石化公司800 kt/a连续重整装置在线通蒸汽处理循环氢压缩机入口过滤器堵塞的实施方案。在保证装置正常运行的前提下,通过采用对循环氢压缩机入口过滤器间断通蒸汽的办法,解决压缩机过滤器氯化铵结盐堵塞的问题。在线处理实践结果表明,压缩机出口流量由11.7 dam~3/h上升至24.5 dam~3/h,过滤器压力降较吹扫前最大下降40 kPa,压缩机运行转速可调的情况下对压缩机基本没有影响,对重整催化剂存在的影响可控。     

进口重整循环氢压缩机配套设施完善

福建炼油化工有限公司催化重整装置进口循环氢压缩机由于原工艺流程及自身结构设计中存在不足,运行期间多次出现故障,经过认真分析并在原设计基础上通过增加压缩机出,入口分液罐,缓冲隔离气冷却及分液等设施,最终完善了机组的各个环节,使机组达到了较好运行状态,确保了装置的安稳长满优生产。     

催化重整装置安全设施设置的考虑

具体讨论了重整循环氢低流量的联锁、离心式重整循环氢压缩机防喘振系统、重沸器的多流路控制与低流量保护以及临氢系统的紧急泄压等方面的本质安全的设施设置。     

重整循环氢压缩机存在的问题及技改措施

笃重整装置循环氢压缩机运行过程中存在问题进行分析，找出原因，并采取相应整改措施，取得较好效果．     

加氢处理装置掺炼FCC柴油面临的问题及对策

福建联合石油化工有限公司加氢处理装置以重质减压蜡油和脱沥青油为主要原料,生产低硫蜡油作为催化裂化装置优质进料。该公司充分利用原有的加氢处理装置将FCC柴油进行改质后,进催化裂化装置生产富含芳烃的汽油组分。因加工FCC柴油,装置出现了反应器入口氢油比低、氢耗上升、循环量不足以及汽油中苯含量上升等问题。对此提出了相应的对策:降低反应器入口床层温度提高反应器入口氢油比;控制换热器铵盐结垢、适当提高脱硫深度以提高循环氢量。     

国内渣油加氢装置概况

简要介绍国内渣油加氢技术的应用情况,对国内五套渣油加氢装置(分别建于中国石油化工股份有限公司下属的齐鲁分公司、茂名分公司、海南实华炼油化工有限公司,中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司、大连西太平洋石油化工有限公司)的装置概况、设计条件、工业生产运行情况等方面进行了对比分析,指出渣油加氢装置将发挥越来越大的作用.     

催化裂化装置烟气轮机做功不足原因分析及对策

对湛江东兴石油企业有限公司0.5 Mt/a催化裂化装置烟气轮机做功不足进行了分析,找出了烟气轮机做功不足的原因,提出了改造对策,改造后达到了预期效果.     

炼厂气中氢气通过PSA和膜分离利用的比较

介绍了炼厂气中氢气资源的合理利用。针对洛阳石油化工工程公司承担的50 dam~3/h装置原料中含氢气体如何更合理利用进行了比较。方案一是直接采用膜分离工艺把50%氢气从干气中先分离出来,再把剩下的气体作为制氢的原料;方案二是把含氢干气直接作为制氢原料,原料中的氢气从制氢的PSA单元一起分离出来。结果表明:方案二流程短,投资省,操作费用低,管理更方便,对有这种资源的炼油厂干气中氢气的利用提供了参考的选择。     

LQSR节能型硫磺回收尾气处理技术的工业应用

中石化洛阳工程有限公司与中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司研究院(齐鲁分公司研究院)合作开发了LQSR(LPECQILU SULFUR RECOVERY)节能型硫磺回收尾气处理技术,在中国石油化工股份有限公司九江分公司(九江分公司)两套70 kt/a硫磺回收装置上工业应用,结果表明,装置各项参数运行正常,总硫回收率在99.95%以上,未引入煤化工酸性气时,烟气SO2排放浓度在200 mg/m~3左右;煤化工酸性气引入后,烟气SO_2排放浓度在300 mg/m~3左右,两种情况下,装置烟气SO_2排放浓度均满足小于400 mg/m~3的设计指标,同时达到GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定的一般地区烟气SO_2排放浓度小于400 mg/m~3的新标准。后期九江分公司采用齐鲁分公司研究院开发的"LS-De GAS降低硫磺装置烟气SO_2排放成套技术",装置烟气SO_2排放浓度在30~80 mg/m~3波动,远低于中石化制定的小于200 mg/m~3的指标要求。     

Construction of 80kt/a Styrene Unit Kicked off by Hainan Shihua Jiasheng Chemical Co.

The construction of an 80kt/a unit for manufacture of styrenefrom FCC light ends owned by Hainan Shihua Jiasheng Chemi-cal Company,Ltd.has been kicked off.The Shihua JiashengChemical Company is formed by jointly funding from HainanShihua Refining and Chemical Company,Ltd.and JiangsuJiasheng Chemical Industry Co.,Ltd.The refining and chemi-     

可视化管理在石化EPC项目的应用研究

通过分析国内外工程领域基于建筑信息模型(BIM)概念、应用以时间为纬度进展的4D模型的管理现状和在中国石化福建炼油化工有限公司炼油乙烯一体化项目钢结构安装现场施工的工程实例,证实通过4D模型演示功能,可以形象地按照工程进度显示工程施工过程,为工程决策提供直观参考;指出4D管理模式对于未来EPC总承包项目发展所带来的不可...     

连续重整装置的生产优化操作

介绍了中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅲ套连续重整装置在挖潜增效、生产优化方面采取的主要措施,如提高装置的操作苛刻度,原料的优化调整,工艺流程优化,节能降耗等,取得了明显的经济效益。     

催化重整装置氢压机系统存在的问题及对策

中国石油天然气股份有限公司大庆石化分公司催化重整装置的氢压机运行中出现了氢气带液、填料盒泄漏、设备停机等问题,严重威胁机组的安全平稳运行。从工艺操作条件、设备结构缺陷等方面逐一分析了出现问题的原因,并从整个氢压机运行的系统环境考虑,采取相应的措施实施,如改变氢气系统的设备结构避免氢气带液,改变氢压机的填料结构防止氢气泄漏等。结果表明：这些措施从根本上消除了氢压机运行中存在的问题,确保了装置的安全平稳运行。     

催化裂化沉降器VQS系统催化剂跑损浅析

对中国石油化工股份有限公司青岛炼化分公司催化裂化装置沉降器VQS系统催化剂跑损的情况进行了分析.通过调整操作解决了催化剂跑损问题,保证了反再系统的正常运行,同时降低了油浆系统的固含量,消除了油浆系统运行的安全隐患,为装置安稳优运行提供了保障.