利用副产蒸汽降低1-丁烯装置蒸汽消耗

中国石油大庆石化分公司通过管线改造,将高压聚乙烯二车间的副产蒸汽用于1-丁烯装置后,使该装置1.0 MPa蒸汽的平均单耗由3.813 t/t(以每吨产品计,下同)降至1.252 t/t,节约操作费用483.05万元/a,从而达到了减少资源浪费,降低能耗的目的。     

碳四炔烃加氢回收丁烯催化剂的工业应用

以氧化铝为载体,Pd为活性组分,制备了碳四炔烃选择性加氢回收丁烯催化剂(牌号为PEC-41)。在100 m L绝热评价装置上,对该催化剂长周期使用性能进行了评价;同时,在3万t/a碳四炔烃加氢装置上实现了工业化应用。结果表明:该催化剂具有较好的加氢活性、选择性和稳定性。在碳四炔烃进料量为3 t/h,原料含乙烯基乙炔和丁二烯平均质量分数为25.23%,氢气压力为1.10~1.25 MPa,氢气平均流量为48.4 kg/h,反应器入口平均温度为36.7℃的条件下,随着装置运行时间的延长,加氢产物中平均含乙烯基乙炔和丁二烯量为1 790μg/g,催化剂床层温升为26.0~31.6℃,可满足炔烃加氢装置的设计要求。     

蜡油加氢裂化装置低负荷生产问题及对策

为解决中国石油辽阳石化公司100万t/a蜡油加氢裂化装置低负荷生产时单位能耗增大及加氢尾油收率过高的问题,采取了将m(直馏蜡油)∶m(焦化蜡油)由87∶13调整为91∶9,进料温度由135℃提高至145℃,氢气/原料油(体积比)由1 174降低至870,回炼部分加氢尾油等措施。结果表明,优化后,装置能耗由39.22 kg/t(以标准油记,下同)降低至34.30 kg/t,在产品性质不变的前提下,低附加值产品尾油收率从11%降低至9%,优化了产品分布,达到了降低成本提高效率的目的。     

重整装置预加氢单元工艺改进

对山东京博石油化工有限公司40万t/a重整装置预加氢单元压降升高的原因进行分析,并对其工艺进行了改进。结果表明:重整装置预加氢反应器催化剂床层压降升高的主要原因为催化剂中硅及原料油中二烯烃的含量过高;在预加氢反应器前新增二烯烃反应器,原料油经加氢处理后,含二烯烃质量分数由0.286%降至0.015%,二烯烃选择性加氢脱除率约95%;通过采取催化剂撇头、增加脱硅保护剂及设备清焦、增设二烯烃反应器等综合措施,装置开工运行初期预加氢反应器催化剂床层压降由改造前的0.200 MPa降至0.025 MPa,投用1 a压降仅升高0.014 MPa,预加氢单元空速由改造前的3.5 h~(-1)可提高至最大5.0 h~(-1)。     

柴油加氢装置汽包降压操作的效果分析

为了解决中国石化洛阳分公司柴油加氢装置柴油质量升级后,精制柴油出装置温度超过工艺卡片上限(55℃)的问题,采用在现有1.0 MPa蒸汽流程后增加1条支路,并入0.3 MPa蒸汽主管线,并将柴油加氢装置汽包操作压力由1.0 MPa降至0.45 MPa的改进措施。结果表明:改进后,精制柴油出装置温度降至53℃,精制柴油出装置空冷器减少了3台,0.3 MPa汽包蒸汽产量为12.6 t/h,节约能耗0.91 kg/t(以标准油计),反应加热炉的操作难度也得到降低。     

乙腈碳四抽提丁二烯装置脱瓶颈技术改造

为解决4.5万t/a碳四抽提丁二烯装置产能不达标、能耗高、脱重塔釜丁二烯损失大等问题,中国石油兰州石化分公司合成橡胶厂进行了脱瓶颈技术改造。主要改造内容改造一萃塔内件;改变二萃系统回流方式;改变脱轻塔加料方式;取消一萃上塔换热流程;将塔器塔盘更换为ADV微分浮阀塔盘;将离心泵更换为屏蔽泵;采用导波雷达液位计等。改造后,碳四最大处理量由8.6t/h提高到11.0t/h,脱重塔釜丁二烯损失率由17%下降为5%以下,装置能耗[m(标准油)/m(丁二烯)]由389kg/t下降为335kg/t,丁二烯产品中乙腈质量分数由46×10-6下降为12×10-6,乙烯基乙炔质量分数由14×10-6下降为9×10-6,2004年增产丁二烯10.176kt。     

降低聚丙烯装置主催化剂消耗的措施

将预聚系统丙烯单体计量仪表由孔板流量计更换为质量流量计，将第一至第三台聚合反应器的操作温度分别提高1．5～2．0℃，将第一、第二台液相反应器的液位均提高6％，将第三台气相反应器的料位提高12％，可使兰州石化公司4万t／a聚丙烯装置主催化剂(H-催化剂)消耗(以PP产品计)由改造前的0．12kg／t降低为改造后的0．045kg／t。     

炼油厂增产航空煤油加工方案优化

分析了中国石化长岭分公司炼油厂航空煤油(航煤)生产装置现状,为了增产航煤,采取提高800万t/a常减压装置直馏航煤收率以及提高航煤加氢装置负荷的应对措施,并对其加工方案进行优化。结果表明:通过改善原油性质,优化常减压装置操作,2019年该装置直馏航煤收率为13.39%,同比增加1.56个百分点,单月航煤收率最高为14.79%;将40万t/a航煤加氢装置处理量由设计值46.70 t/h提高至63.24 t/h,运行负荷达到设计负荷的136%,航煤产品质量稳定可控;2019年2套航煤加氢装置(总产能100万t/a)航煤产品产量为97.59万t,同比增产12.14万t,直馏航煤转化为航煤产品的比例提高约0.92个百分点。     

柴油加氢改质装置产品升级运行及标定

介绍了中国石油锦西石化分公司100万t/a柴油加氢改质装置产品升级后的运行及标定情况。结果表明,采用精制催化剂FF-36、裂化催化剂FC-50以及FZC系列的加氢保护剂后,装置在较高的负荷及较低的反应温度下,柴油产品的硫及氮含量均低于10μg/g,脱硫率和脱氮率均高于99%,十六烷值增幅约为14个单位,柴油产品质量达到了国Ⅴ标准的要求;液相总收率大于98%,装置能耗(以标准油计)为17.98 kg/t。     

中国石油石化院自主碳四炔烃加氢技术进行工业标定北大核心CSCD

中国石油石油化工研究院研发的碳四炔烃加氢技术在抚顺同益石化完成了工业标定,该装置为2×10^4t／a碳四炔烃加氢回收丁烯的工业试验装置。标定结果表明,采用该技术对碳四炔烃进行加氢处理,炔烃和二烯烃总量由25．13％降至0．16％以下,单烯烃由59．05％增加到82．65％以上,而烷烃增量仅为1．51％。     

COS水解剂与低温脱硫剂在聚丙烯装置上的工业应用

在中国石油锦西石化公司150kt／a聚丙烯装置上,选用JX-6B型氧化铝COS水解催化剂（以下简称COS水解剂）及JX-4D型低温氧化锌脱硫剂（以下简称低温脱硫剂）,对原料丙烯进行脱硫精制。工业应用表明,当丙烯进料量约为19．0t／h时,丙烯COS和总硫平均质量分数分别由脱硫前的3．26×10^-6,6．38×10^-6降至脱硫后的低于0．020×10^-6,0．30×10^-6。当装置运行34个月后,低温脱硫剂的实际硫容质量分数为12．25％。在工业生产中,丙烯聚合主催化剂活性高于40kg／g。聚丙烯产品（牌号为1120k）性能达到Q／sYjx0324-2011标准要求。     

两段提升管催化裂化装置进料流程优化

分析了中国石油玉门油田公司炼油化工总厂80万t/a两段提升管催化裂化装置运行过程中存在的一段提升管反应温度偏低、两段提升管待生剂挂焦不均的问题的原因,结果表明,这是由于第1再生斜管推动力不足及两段提升管进料性质差异大所致。通过优化进料系统,使二段提升管实现新鲜原料进料,一段提升管反应温度由476℃提高至507℃,二段提升管回炼比由0.78下降至0.48,焦炭收率降低1.23个百分点,干气收率降低0.80个百分点,轻质油收率上升5.06个百分点,总液体收率上升0.63个百分点,加工能力提高至84万t/a,装置总能耗降低10 kg/t(以标准油计)。     

重油催化裂化装置热联合及低温热回收

介绍了中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油厂第三套重油催化裂化装置(简称三催化装置)与上游装置热联合及低温热的回收利用情况。通过与渣油加氢装置热联合,三催化装置共回收利用低温热32.8 MW,使装置能耗降低627.9 MJ/t(15 kg标油/t)。在成功实现与上游装置热联合的基础上,提出了与下游蒸馏装置热联合的设想。与下游装置热联合实现后,该厂可回收凝结水10t/h,节约无盐水80 kt/a,降低生产成本28万元。     

乌鲁木齐石化公司轻汽油醚化装置的试生产

中国石油乌鲁木齐石化公司自美国CDTECH公司全套引进加氢催化蒸馏、醚化和异构化技术,新建1套40万t/a轻汽油醚化装置。试车、投产及标定结果表明,各项指标完全满足工程设计要求,投产后企业的汽油品质及产品结构获得了大幅改善;装置的异构化转化率为56.30%~70.57%,100%负荷实际运行综合能耗[m(标准油)/m(原料油)]为23.5 kg/t。     

全密度聚乙烯装置1-丁烯单耗高的原因及解决办法

分析了中国石油兰州石化公司30万t/a全密度聚乙烯装置生产DFDA-7042牌号时1-丁烯单耗高的原因并提出了解决问题的办法。结果表明,采取适当延长产品出料系统B阀的打开时间,将反应器中1-丁烯的质量分数控制为11.5%～12.0%,将高压集液罐的压力由1.05 MPa逐步提高至1.30～1.65 MPa,将脱气仓上部氮气吹扫量降低至1 100～1 350 m3/h措施后,1-丁烯单耗显著降低。     

催化裂化汽油加氢脱硫装置能耗分析及优化方案

采用流程模拟技术,从装置负荷率、产品含硫量指标、装置能耗构成、主要用能点等方面,对催化裂化(FCC)汽油加氢脱硫装置的关键能耗因素进行定量分析,针对中国石油克拉玛依石化有限责任公司(简称克石化公司) 50万t/a FCC汽油加氢脱硫装置提出优化方案。结果表明:影响FCC汽油加氢脱硫装置能耗的主要因素为装置负荷率和产品含硫量指标,装置综合能耗主要由燃料、电、蒸汽、循环水和除盐水等构成,燃料占50%～60%;针对克石化公司装置,采用增加预加氢反应产物与装置进料换热流程的方案A,控制预加氢反应产物进分馏塔温度稳定,优化后重汽油加氢反应产物出口温度从92.0℃升至121.5℃;在方案A基础上,采用增设重汽油加氢反应产物热分离罐的方案B,能够增加精制重汽油低温热输出,按照重汽油加氢反应产物进热分离罐温度5.9℃,低温热水来水温度75℃、换热温差10℃计算,优化后装置可输出低温热169.6×10~4 kcal/h,可节约低压蒸汽2.8 t/h;在方案A和方案B基础上,采用装置进料为热进料的方案C,能够避免有效能损失,增加低温热输出,按照混合原料温度60℃计算,优化后稳定汽油输出低温热由169.6×10~4 kcal/h增加至210.9×10~4 kcal/h,折合1.0 MPa蒸汽3.5 t/h,可降低装置能耗1.4 kg/t。     

柴油加氢装置的运行优化及节能改造

为降低能耗,中国石油化工股份有限公司西安石化分公司投资５００余万元,对３０万ｔ／ａ柴油加氢装置进行了一系列技术改造及操作优化。主要技术改造措施包括更换高效催化剂、回收利用低温热、循环利用除盐水等。改造后,柴油加氢装置的能耗［ｍ（标准油）／ｍ（柴油）］由２０．３７ｋｇ／ｔ下降至１６．７０ｋｇ／ｔ,并针对装置运行中存在的问题提出了可行性建议。     

丙酮一步法合成甲基异丁基酮的工业化生产及技术分析

泰州东联化工有限公司15kt／a甲基异丁基酮（MIBK）装置采用的是从韩国引进的丙酮一步法生产技术。反应单元使用三相列管式反应器,反应压力为3．0MPa,反应温度为90～110℃,反应器轴向温差为5～10℃。精馏系统采用7塔工艺流程,由丙酮精馏单元、MIBK精制单元、丙酮回收及二异丁基酮纯化3部分组成。3年多运行结果表明,装置的丙酮单耗[m（丙酮）／m（MIBK）]为1．30～1．35t／t,产品质量全部达到优级品标准。     

甲醇制烯烃装置脱甲烷和丙烯回收控制的模拟优化

针对某公司180万t/a（以甲醇进料计）甲醇制烯烃（MTO）装置运行中能耗高的问题,用Aspen Plus软件对该装置的脱甲烷塔（T 202）和丙烯回收单元进行了模拟和灵敏度分析,确定了简单可行的优化改造方案。结果表明:T 202、丙烯回收单元精馏塔（T 205）的灵敏板分别为第9,第85块塔板,其灵敏板的运行参数与相应产品控制组分变化呈现一一对应关系,均可反映并指导相应塔釜及其产品质量的操控;用流经冷却器（E 201）的碳四洗液加热T 202的进料至0 ℃,不仅可使其乙烯产品满足质量分数不小于99.95%的质量控制要求,而且可降低再沸器和冷凝器的能耗,节省丙烯冷却剂费用402.6万元/a;当T 205和T 206丙烯回收单元两精馏塔的操控压力分别降至1.674,1.600 MPa时,不仅T 206的回流比可降为12.3,并可将T 205塔底丙烷产品中含丙烯质量分数降至0.2%,减少丙烯损失量约为70 kg/h,同时相应减少冷凝器循环水、再沸器急冷水的消耗量分别为62.9,18.9 t/h。     

富氢气体梯级回收技术的工业应用

针对全加氢型炼油厂大量富氢气体作为低价值燃料进入燃料气管网的问题,提出不同浓度富氢气体的梯级回收利用方案：低浓度的含氢气体先经过膜回收二期装置进行初步分离,其产品氢与轻烃回收干气、异构化干气、火炬回收气一起作为膜回收一期装置的原料,进行二次分离,产品氢再与连续催化重整产品氢、渣油加氢低压分离气（低分气）、蜡油加氢裂化低分气、柴油加氢低分气一起进行变压吸附三次分离,产出体积分数99.54%的高纯度氢气。工业应用结果表明,对于加工能力10.0 Mt/a的炼油厂,采用富氢气体梯级回收技术后,回收氢气 13.1 kt/a,降低天然气消耗21.2 kt/a,降低碳排放 150 kt/a,吨油加工成本降低 4.62 元。