重整焊接板式换热器压力降升高原因和处理

介绍了天津分公司炼油部1.0 Mt/a连续重整装置自2009年3月开工以来的运行情况和重整进料焊接板式换热器冷流进料侧压力降升高的过程。从重整原料氮含量、干点和稠环芳烃含量以及进料温度的控制等方面进行了原因分析,认为重整进料氮含量超标导致板式换热器结盐是造成冷流进料侧压力降升高的主要原因。提出了解决压力降升高问题的措施和稳定压力降的建议。     

连续重整板式换热器产物侧压力降问题分析及对策

介绍了连续重整装置焊接式板式换热器运行情况及产物侧压力降升高的过程,对可能造成板式换热器产物侧压力降上升的原因进行分析。通过分析发现重整进料重组分含量高,使得反应生成的胶质聚合结焦是造成板式换热器产物侧压力降升高的主要原因,并提出了相应的解决措施。通过降低反应器出口温度改变板式换热器温度分布,实现利用重整生成油清洗附着在板式换热器上的胶质等杂质的效果,并通过生产实践得到验证。     

介绍两种新型换热器

介绍了板焊式换热器和换热元件──高通量管在重整──芳烃联合装置中的用途以及在国内的发展前景，并就换热器的板束这一部件作了较为详尽的剖析。     

连续重整装置板式换热器结垢原因分析及对策

某厂2 Mt/a连续重整装置进口板式换热器由于结垢使进料侧压力降由35 kPa上升到了120 kPa。停工大修期间,分别采集了换热器反应产物出口、混合原料入口和反应产物入口处3个部位垢样,并进行了外观判断、灼烧失重试验、元素分析试验。结果表明:反应产物出口、混合原料入口垢样有机组分质量分数约为90%,以胶质、焦粉、炭粉为主,反应产物入口无机组分质量分数为78.6%,以铁腐蚀物、铵盐为主。分析认为结垢的主要原因是原料油中胶质沉积、铵盐结晶、腐蚀产物和催化剂粉末的沉积。化学清洗后,进料侧压力降恢复至投用初期水平(小于40 kPa),总传热系数提高2倍以上。     

大型板壳式换热器研制

板壳式换热器是集板式换热器和管壳式换热器优点于一身的新型换热设备。板壳式换热器样机在兰州炼油化工总厂重整装置上使用 3年 ,效果良好。应用于克拉玛依石化厂重整装置的首台大型板壳式换热器顺利研制成功 ,填补了国内空白 ,同时也标志着我国焊接板式换热器的生产上了一个新台阶。     

国产连续重整装置板壳式换热器压力降控制方法及应用研究

分析了板壳式换热器换热原理及压力降主要控制因素,结合进料物理性质分析,给出了降低进料侧压力降方法。分析结果表明:降低循环氢量及重整进料量可以降低换热器进料侧压力降,但二者皆受控制;降低板壳式换热器热端入口温度,即末反反应器入口温度,可以降低板壳式换热器进料侧总压力降;换热器热端入口温度每下降1℃,进料侧压力降下降0.31～0.53 kPa,预计第四反应器降温30℃,进料侧总压力降下降9～15 kPa。     

3.2Mt/a连续重整装置混合进料换热器的运行分析

介绍了某公司芳烃项目3.2 Mt/a连续重整装置混合进料换热器运行情况。分析了国产板壳式换热器在热考核工况下板程压力降高的主要因素。通过改进板壳式换热器的重整进料分布器以及调整操作稳定反应系统压力,在一定程度上减小板壳程压力降;根据重整生成油中的C+8N的含量怀疑板壳式换热器是否发生内漏,进而通过分析重整进料、重整四反出口、重整气液分离器油或换热器出口油中环烷烃含量的变化判断混合进料换热器是否发生内漏;引入泄漏率估算式,仅需分析重整进料和生成油中环烷烃的含量变化即可为企业决策提供依据。     

预加氢反应系统压力降大的原因分析与对策

针对重整装置预加氢反应系统压力降大的生产难题,分析其主要原因是原料油中硫、氯、烯烃含量增大和催化剂活性下降.通过采取降低原料中的烯烃含量、优化工艺操作、在线水冲洗预加氢原料换热器前的单向阀、催化剂烧焦再生和更新脱氯剂等措施,使预加氢系统压力降减小,并且预加氢进料提高到95t/h,重整反应进料提高到80t/h.     

连续重整装置板式换热器运行问题及对策

对中国石油广西石化公司220万t/a连续重整装置进料板式换热器运行过程中出现的喷淋管压降增大、出入口压降增大、内漏等问题进行了分析,并提出了相应对策。结果表明:进料中的固体杂质和铵盐腐蚀是板式换热器出现运行问题的主要原因,通过采取更换过滤网,增设过滤器,将冷端入口温度控制到110℃等措施,可脱除进料中的固体杂质,控制进料中含氮量为0.4μg/g,含氯量低于0.5μg/g,减少铵盐的生成。     

柴油加氢精制装置胺液脱硫系统问题分析及对策

某石化公司260×10⁴t/a柴油加氢精制装置胺液脱硫系统包括循环氢脱硫和干气脱硫2部分,脱硫工艺使用N-甲基二乙醇胺(MDEA)作为脱硫剂,循环氢和干气分别在浮阀塔和填料塔中与脱硫剂逆流接触,发生化学反应以脱除H2S。但是,由于胺液发泡导致循环氢脱硫塔冲塔,循环氢带液使循环机跳停,造成装置非计划停工,严重影响装置安全生产和长周期稳定运行。针对胺液发泡问题,研究发现贫胺液夹带机械杂质多,循环氢/干气带液和脱硫塔T103/T104运行负荷过大是该装置胺液发泡的主要原因,并提出了原料气及胺液净化处理、优化工艺操作参数、加注合适的消泡剂和使用性能更优的塔盘的措施,以供同类装置借鉴。     

板壳式热交换器在预加氢装置的应用

介绍了某炼油厂重整改造时,在预加氢进、出料换热工位首次将国产板壳式热交换器应用于预加氢装置替代原管壳式热交换器的情况。结果表明,国产预加氢板壳式热交换器传热效率高、压降低、占地面积小、安全可靠,可节约投资并降低装置能耗。     

重整预加氢脱砷反应器床层压力降高的对策

某连续重整装置预加氢反应器催化剂床层压力降急剧升高,影响了循环氢压缩机的平稳运行和正常生产,装置被迫平均每3个月进行一次"撇头"操作。分析发现,该反应器压力降高的直接原因是原料携带的腐蚀性产物和预加氢系统在高温条件下反应产生的结焦物在开停工或操作异常波动时被带到反应器床层顶部,并形成滤饼和硬盖。对此,采取了以下措施:①对预加氢进料加热炉炉管进行通球清焦;②对预加氢进料换热器进行化学清洗;③增设预加氢循环氢流量低低切断进料联锁系统。运行结果表明,该反应器压力降维持在400 kPa以内,装置无需撇头已连续平稳运行了8个月以上。提出了长周期运转的建议。     

炼油厂蒸汽系统优化措施

蒸汽是影响全厂能耗的主要因素,蒸汽系统优化是炼油厂节能降耗的重点.某炼油厂单系列千万吨级炼油项目通过不断实施优化技术和管理措施,对全厂蒸汽系统持续优化,节能成效明显,取得了良好的经济效益.该厂通过实施催化裂化装置余热锅炉改造、优化流程提高热供料温度、降低汽轮机背压蒸汽压力、优化塔的工艺参数、优化动力锅炉运行方式等措施,节约蒸汽83.9 t/h,创造经济效益2.08×10^8 RMB￥/a,炼油蒸汽单耗由2009年的64.7 kg/t降至34.5 kg/t,降幅达46.67％,全厂炼油实际能耗降低108.02 MJ/t,实际综合能耗由2009年的2 830.41MJ/t降低至2 392.45MJ/t,降幅为15.47％.     

催化重整装置预加氢反应器压降升高原因分析

预加氢是借助催化剂的作用对原料进行预处理,脱除杂质,满足重整反应系统对原料的质量要求.介绍了预加氢反应器压降上升的情况,以及压降增大对催化重整装置的危害.从原料和生产波动方面,分析了压降上升的原因.分析结果表明原料质量对压降上升的影响最大,为了保证装置操作平稳,日常操作中需加强原料管理.     

加氢装置催化剂床层压降增加原因分析及对策

针对某炼油厂加氢装置在废润滑油加工过程中,因反应器床层的压降增长过快而导致停工的问题进行分析,并提出相应对策。结果表明:反应器顶部的泡罩塔盘被结垢物掩盖,结垢物板结严重且硬度较大,顶部瓷球及保护剂表面亦被黑色絮状物覆盖,是反应器床层压降增长过快的直接原因;加氢装置原料油中大量的杂质(含金属总量大于1 000μg/g)与酰胺类、磷系助剂共同作用而形成大量的结垢物,结垢物板结后沉积在反应器顶部,且结垢物向下穿透后覆盖保护剂及催化剂表面,是反应器床层压降增长过快的根本原因;通过控制原料油中的杂质含量,对反应器采取塔盘清理等"撇头消缺"措施,实现了加氢装置的平稳运行,各产品性质满足指标要求。     

干气提浓乙烯装置运行优化

中国石油化工股份有限公司茂名分公司30 dam3/h干气提浓装置于2009年12月建成投产,以炼油厂催化裂化干气和焦化干气为原料,采用国内先进、成熟的变压吸附组合净化技术,分离出的气体中富含C2及其以上组分,气体流量为8～11 t/h。通过将炼油厂常减压蒸馏装置初、常顶燃料气、加氢裂化装置脱丁烷塔顶气体、连续重整预加氢汽提塔顶气体等含有较多C2和C3组分的气体脱除C3以上组分及H2S后,净化后的干气送至干气提浓装置作为原料回收C2和C3组分,拓宽了原料来源。此外通过降低催化裂化干气中的氢气含量、优化调整吸附压力、时间、产品气中的甲烷含量来提高C2及其以上组分的回收率,优化装置的操作参数,提高了富乙烯气产量,发挥出装置的综合效能。     

高氯油对加氢高压换热器的影响及对策

某化工厂航煤加氢装置,因上游原料变化一段时间内加工高氯原油,期间高压换热器多次出现铵盐结晶堵塞,增加在线注水,实施间断注水缓解换热器的堵塞,维持生产。后在装置停工检修期间,对高压换热器进行抽芯检查,发现注水点后不锈钢换热器管束出现明显腐蚀,其中在一台换热器管板部位发生明显泄漏,分析认为腐蚀失效的主要原因是Cl-的应力腐蚀开裂,对该台换热器进行短接处理,泄漏与Cl-的腐蚀有直接关系,因此,生产过程中要严格控制原料中氯含量,这是解决问题的根本方法。     

煤油加氢反应产物换热器结垢分析

针对某煤油加氢装置反应产物与原料换热器出现结垢现象,对3台换热器E-101A/B/C结垢现象、结垢位置、结垢程度进行了计算分析.结果表明：E-101A/B/C总换热系数不断降低,由193.70 W/（m2·K）下降至127.79 W/（m2·K）,降幅达34.0％,严重影响换热器的换热效果.根据管侧压力降从0.18 MPa升至0.25 MPa,增幅达38.9％,而壳侧压力降基本稳定,且E-101A管程垢阻达314×10-5（m2·K）/W,明显高于E-101B/C管程垢阻,判断换热器结垢位置为E-101A管程.装置停工检修中发现：E-101A管程出口出现大量铵盐结块,且在清洗中部分管束堵塞;E-101B/C管程及3台换热器的壳程未见显著结垢.换热器拆检结果验证了前期计算结果的准确性.结合计算分析及实际结垢情况提出改进建议.