催化裂化装置降低干气C3技术改造与效果

分析了中捷石化0.5mt/a重油催化分馏塔塔盘结盐的原因及处理方法,提出了预防沉降器结焦的措施。

本文结合催化裂化装置吸收解吸系统历年来的生产实际,分析了流程改进、工艺条件变化等方面对降低干气中c3以上组分含量,提高c3吸收率的影响,反映了装置1995年根据现行工况优化操作所取得的良好效果,并针对装置现有问题提出了一些建设性意见。

中国石化青岛石油化工公司采用多产异构烷烃-清洁汽油增产丙烯工艺(mip-cgp),对1.0mt/a重油催化裂化装置进行技术改造。通过对提升管反应器的改造,增加第二反应区,同时采用专用cgp催化剂,控制裂化深度,实现降烯烃并兼顾增产液化气和丙烯的效果。结果表明,改造后液化气质量分数提高了4.36个百分点,干气质量分数下降了约1个百分点,总液收率提高了0.86个百分点;改造后汽油含硫质量分数下降了0.012个百分点,烯烃体积分数下降了14.3个百分点,诱导期延长了587min,但柴油质量变差。经估算,改造后比改造前可增加效益12708万元/a。

通过对300万t/a重油催化裂化装置在锅炉乏汽利用方面所存在的问题的分析,提出改造方案,对其加以回收利用,以达到节能降耗的目的。

为了适应环保要求,满足国家车用汽油质量标准,达到汽油质量升级的目的,催化裂化装置既要做到降低汽油烯烃含量,也要保证汽油辛烷值不降低。研究决定,在停工检修期间对装置提升管反应器喷嘴部分进行技术改造,采用mgd工艺技术,结果表明,投用该工艺后,催化剂线路流化正常,操作运行平稳,能明显降低汽油的烯烃含量,汽油烯烃体积分数可降低6.5%。

介绍了大庆炼化公司0.6mt/arfcc装置采用fdfcc技术扩能改造为1.0mt/aargg和汽油降烯烃技术改造的工艺特点,对改造后的运行情况和能耗进行了分析,提出了装置运行中的不足,为进一步优化操作提供了依据。

为解决1.0mt/a重油催化裂化装置再生斜管流化效果不好问题,中国石油大庆石化公司炼油厂对装置进行了技术改造。主要改造内容:堵塞大孔分布板上的部分喷嘴;将簸箕斗由溢流斗改为淹流斗并使整个斗的容积增大;在再生斜管上新增10个松动点。改造前反应温度波动范围高达±15℃,改造后缩小为±2℃。

在催化剂性质不变的前提下,对1000t/a蜡油催化装置进行了外取热器本体、取热形式、余热炉蒸发段、分馏塔塔底油浆蒸汽发生器和解吸塔底热源改造,同时对原料油、油浆喷嘴进行了更换。改造后,提高了装置处理量、掺渣比;增加了油浆蒸汽发生器、外取热器、余热锅炉产汽量;实现了烟机持续发电;停止用蒸汽作为解吸塔热源。cs进料喷嘴的使用和剂油比的增加有利于产品分布,提高了目的产品的选择性和装置运行的经济效益。

介绍催化裂化装置仪表dcs技术改造过程。

催化裂化装置增压机d250-13机组,扩容改造运转一定周期后就会出现轴瓦研磨,导致振动过高。2016年再次改造,通过采用放大从动轴轴颈、改变轴瓦型式、将变速箱齿轮副齿形换为渐开线齿、叶轮升级为三元流节能叶轮等系列改造措施,有效延长轴瓦的使用寿命并可节电15kw·h。

介绍了中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司300万t/a催化裂化装置出现的油浆泵电流升高和固体颗粒含量持续增加现象,检修发现的泵体磨损、旋流式快分系统旋流臂和旋流头损坏以及反应再生系统汽提挡板、半再生下斜管过热点和衬里脱落、翼阀磨损等情况,展开针对性的原因分析并制定了相应的修复方案.总结了修复施工难点、要点及检修改造效果,可为同类装置故障的检修和修复提供参考和借鉴.

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随着重油催化裂化技术的不断发展，应用新技术对老装置是行改造，提高装置运行质量，在炼油生产中至关重要，胜利油田有限公司石油化工总厂重油催化裂化装置因加工原料变重，导致轻质油收率低，能耗高，损耗大，为此，邀请有关专家会诊后制定了改造方案并予以实施，从而提高了装置的运行质量。

针对催化裂化能量回收装置高温烟气轮机(简称烟机)出现的故障,采用中国石油大学(华东)开发的新型导叶式旋风分离技术,提出了新型高效低阻型立管多管式三旋的改造方案。三旋出口烟气在线采样催化剂浓度与粒度分析表明:改造后三旋入口烟气中催化剂平均质量浓度为362.8mg/m3(工况下湿基),主要是40μm以下的颗粒,其中10μm以下的颗粒占30%～50%,细颗粒含量较高;改造后三旋出口烟气中催化剂平均质量浓度为31.8mg/m3(工况下湿基);已完全没有10μm以上的大颗粒,工况下三旋的总效率为91.2%。改造后烟机入口催化剂质量浓度及粒度指标远远低于控制指标,三旋分离性能指标完全达到烟机入口烟气的净化要求,保证了烟气轮机长周期安全运行。

锦西石化分公司的催化裂化装置双级烟气轮机长期存在叶片处的催化剂粉集聚的问题,导致设备停机频繁,影响机组的长周期运行。单级烟气轮机由于其结构简单、故障率较低、维护成本低,易于实现装置长周期安全运行。文中阐述了该企业的催化装置烟机由双级改为单级的新技术应用情况。

为了解决中国石油锦西石化重油催化裂化装置余热锅炉蒸发段严重变形导致多次泄漏停工问题,同时提高对高温烟气余热有效的回收。对余热锅炉进行了技术改造,重新设计锅炉的汽包、水保护段、高低温过热器、减温器和蒸发段,同时增设固定旋转式吹灰器。提高蒸汽过热能力,降低排烟温度,提高高温烟气回收能力,装置的节能效果和经济效益得到显著提高。

为生产清洁汽油,某炼化公司1.5mt/a重油催化裂化装置先后进行了催化裂化汽油辅助提升管(arfcc)和mip-cgp工艺技术改造。本文主要介绍arfcc和mip-cgp两种不同型式的催化裂化汽油降烯烃工艺的运行情况与技术指标。结果表明:与fcc工艺相比,arfcc工艺和mip-cgp工艺均达到了生产清洁汽油的基本要求,但mip-cgp工艺比arfcc工艺具有更大的技术优势。采用mip-cgp工艺改造后装置扩能至1.7mt/a,掺渣率为15%～53%,汽油品质得到显著提升,掺渣率在35%以下时,汽油烯烃体积分数保持在32%以下,ron在90以上,汽油诱导期大幅度提高,装置能耗也有所下降。

中海石油中捷石化0.5mt/a重油催化裂化装置于2012年6月进行了强化再生技术改造并取得成功,通过在再生器密相床层内设置中国石油大学(北京)开发的crosser强化格栅,强化了再生器床层内的气固相间接触,改善了主风沿床层横截面的均匀分布,实现了高效再生,装置多项技术指标均得到了显著的提升。改造后标定数据表明:再生器密相床层水平温差由15℃降低至3℃;稀相水平温差由37℃降低至2℃;原来存在的稀相尾燃超温问题基本得到消除,co助燃剂由此可以降低2/3;在原料质量变差、用风量降低约10.9%、再生器催化剂烧焦反应时间减少12%的不利前提下,再生剂碳质量分数仍可由0.10%降至0.06%。不仅降低了装置能耗,而且保证了催化剂活性不下降、装置产品分布不变差,并消除了再生器稀相设备超温的重大安全隐患,创造了可观的经济效益。

介绍了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2#催化裂化装置余热锅炉在运行过程中出现的问题并分析了实施节能技术改造的必要性,提出了相应改造方案,还就改造后的3种运行工况进行了热力计算。实施节能技术改造后,2#余热锅炉可实现长周期运行,排烟温度可由目前的216℃降至178℃,烟气热量回收量增加2.520mw,年节能量为1957t标准燃料油,直接经济效益为626万元/a;同时还可消除省煤器的低温露点腐蚀隐患,使省煤器的使用寿命延长,检修和维护费用减少量约为100万元/a。

60万t/a重油催化裂化装置是吉化炼油厂主要重油深加工装置,由于装置原设计工艺缺陷,其一、二再烟气合流工艺制约着装置加工能力和渣油掺炼比的进一步提高。因此,1996年对一、二再烟气合流工艺进行了改造,将合流工艺改造为分流工艺,将原料喷嘴改造为中科院kh型力学喷嘴等。解决了

为了降低催化裂化汽油的烯烃含量,延长石油榆林炼油厂对600kt/a催化裂化装置进行mip技术改造。mip工艺技术改造后,装置具有较强的重油裂化能力和适宜的氢转移反应促进能力。在原料性质及组成基本相当的情况下,装置汽油收率和柴油收率较改造前有所提高,汽油烯烃含量大幅降低,液化气和油浆收率下降,同时干气和焦炭的产率小幅降低,总液体收率上升,产品分布良好。mip工艺技术改造后装置总能耗下降182.11mj/t。

中海石油中捷石化有限公司500kt/a重油催化裂化装置于2012年6月进行了节能技术改造,并取得成功,突破了现有催化裂化工艺反应温度和剂油比的矛盾,实现了"低温接触、大剂油比"操作思路,使装置产品收率、产品质量、能耗、烟气排放等各项指标达到高标准值,全面满足了重油催化裂化工艺的技术要求。