柴油液相加氢（通用7篇）
柴油液相加氢 篇1
0概述
安庆石化220万吨/年连续液相柴油加氢装置由中国石化工程建设公司开发, 它以高温高压液相循环取代了传统滴流床加氢技术中的循环氢系统。设有循环油泵两台, 工艺位号164-P-104A/B, 选用德国海米梯克设计、制造的卧式单级屏蔽泵, 型号为CNKf H+D 300-560。泵组的电机型号为N90-4, 可变频调速, 调速频率为40~60Hz。具体参数见表1、表2。
1 屏蔽泵的特点
屏蔽泵的泵部分与电机部分直接联接, 被密封在一个压力腔内, 在定子与转子之间加一个非导磁材料制作的屏蔽套隔成定子腔与转子腔, 定子位于屏蔽套外, 转子完全浸在泵送介质中。液力端和普通离心泵通常采用的结构型式相同。屏蔽泵具有以下特点:
(1) 全封闭。结构上没有动密封, 只有在泵的外壳处有静密封, 因此可以做到完全无泄漏, 特别适合输送易燃、易爆、贵重液体和有毒、腐蚀性及放射性液体。
(2) 安全性高。转子和定子各有一个屏蔽套使电机转子和定子不与物料接触, 即使屏蔽套破裂, 也不会产生外泄漏的危险。
(3) 结构紧凑, 占用空间小, 对底座和基础的要求低, 没有联轴器的对中问题, 安装容易且费用低。日常维修工作量少, 维修费用低。
(4) 运转平稳, 噪声低, 不需加润滑油。由于无滚动轴承和电动机风扇, 故不需加润滑油, 且噪声低。
(5) 使用范围广。对高温、高压、低温、高熔点等各种工况均能满足要求。
(6) 由于屏蔽泵采用滑动轴承, 且用被输送的介质来润滑, 故润滑性差的介质不宜采用屏蔽泵输送。一般地适合于屏蔽泵介质的粘度为0.1~20m Pa.s。
(7) 屏蔽泵的效率通常低于单端面机械密封离心泵, 而与双端面机械密封离心泵大致相当。
(8) 离心泵运行时, 要求流量应高于最小连续流量。对屏蔽泵这点尤为重要, 因为在小流量情况下, 泵效率较低且会导致发热, 使流体蒸发而造成泵干转, 引起滑动轴承的损坏。
2 使用情况
液相柴油加氢装置中, 高温高压液相循环取代了传统滴流床加氢技术中的循环氢系统, 循环油泵, 将一部分反应产物从热高压分离器抽送至反应器, 以维持催化剂床层间的连续液相环境和需要的氢分压。故该屏蔽泵输送介质为高温高压的柴油。由于介质温度太高不能用于轴承的冷却润滑, 而且会引起定子温度过高, 所以泵电机侧的冷却、轴承润滑介质是靠外界的计量泵注入的清洁柴油, 由安装在泵轴上的辅助叶轮提供循环动力, 泵的顶部设一台冷却器用来冷却循环冷却液;冷却器上有排空阀, 用来对泵电机侧排气;为防止泵输送介质漏入电机侧, 计量泵压力应大于输送介质的压力。 (如图1所示)
安庆石化液相柴油加氢装置自开工以来, 由于其中一台泵由于出、入口阀门泄漏而又无法在线处理, 处于失备状态, 单泵运行一年多以来非常平稳, 没有进行过维修。这与屏蔽泵的结构特点、制造质量有关系, 同时与运行操作、日常维护也紧密相关。
液相柴油加氢装置的循环油泵为高温屏蔽泵, 运行操作中应注意以下几点:
(1) 高温型屏蔽泵灌泵前必须先对电机侧关注清洁柴油, 并充分排气;在启泵前要先启动外部注入计量泵;停泵时, 泵电机停止一段时间 (不少于5分钟) 后才能停计量泵;泵在备用的情况下, 要保证计量泵一直处于开启状态;停泵后的短时间内, 如果想再次启动, 必须对电机和换热器重新进行排气, 以保证充满介质, 防止换热器发生气阻;电机的外部冷却需要连续运行, 与泵送介质的温度变化无关。
(2) 该泵电机为40~60Hz变频电机, 泵启动时的给定频率不能低于40Hz, 否则无法启动。
(3) 要密切关注泵入口压力, 当压力与入口过滤器前压力相差较大时, 必须要清洗入口过滤器, 以防止堵塞严重导致泵抽空。
(4) 在正常工作条件下, 泵的滑动轴承必须每三年检查一次, 在出现干转和气蚀后, 应尽快检查滑动轴承。
(5) 系统发生压力和温度的波动, 也要及时的对泵进行检查。
(6) 定期检查换热器冷却水是否通畅, 回水温度是否正常。
(7) 电机循环冷却油温度异常升高, 而又处理无效时, 应立即停泵检查, 防止导致电机电子温度过高损坏电机。
(8) 当外部计量泵出现故障停止时, 泵依然能维持运行24小时左右, 若计量泵没能及时处理好, 应切换至备用泵。
3 结束语
在安全环保要求越来越严格、人们对环保意识进一步提高的今天, 屏蔽泵以其独特的有点得到了越来越广泛的应用。输送贵重介质时, 其无泄漏的特点降低了损耗, 提高了经济效益;对于易燃易爆、有毒有害等介质的输送, 更能保证其安全性。目前屏蔽泵的本身价格较高, 效率相对普通离心泵也较低, 但随着屏蔽泵技术的进步成熟, 高效率、大功率的屏蔽泵也讲逐步开发出来, 屏蔽泵的价格也将持续降低。可以预见在将来, 屏蔽泵在炼油化工行业将会得到更广泛的应用。
摘要：本文介绍了屏蔽泵的工作原理和特点, 以及在液相柴油加氢装置中的使用情况、操作维护注意事项等。
关键词：屏蔽泵,特点,使用
柴油液相加氢 篇2
150万t/a液相柴油加氢装置分馏部分为双塔汽提分馏流程。自反应部分来的低分油及低分气进入脱硫化氢汽提塔T-201第1层塔盘上(T-201共有20层浮阀塔盘),塔底用过热水蒸汽汽提。塔顶油气经空冷器A-201、后冷器E-201冷凝冷却至40℃后,进入回流罐V-201,进行气、油、水三相分离, 闪蒸出的含硫气体送至气体脱硫部分,水相送出装置,油相经回流泵P-201A/B升压后全部作为塔顶回流。
在A-201上游侧设置注除氧水点,防止塔顶油气在冷却过程中析出铵盐而堵塞管道和设备,同时为了抑制硫化氢对塔顶管道和冷换设备的腐蚀,还设置注缓蚀剂系统向T-201顶部管道注入缓蚀剂。
2历史腐蚀情况概述
2013年九江石化掺炼高氯原油后,T-201顶至A201段管道曾发生腐蚀泄漏现象。T201塔盘和A201也发现严重腐蚀。 2014年停工检修对该段管道和A201进行了整体更换。
综合管道腐蚀形貌,取样分析,操作工况环境,判断该次腐蚀泄漏主要为铵盐结垢腐蚀。
3泄漏情况及检测结果
3.1泄漏基本情况
2015年7月,九江石化150万t/a液相柴油加氢装置T-201顶至A201段管道北侧三通附近直管发现泄漏,泄漏点在焊缝热影响区部位且在水平管道的顶部。
3.2管道测厚结果
出现泄漏以后,九江石化委托专业人员对该管段附近管线壁厚进行了测量。
4原因分析
此次腐蚀泄漏部位在管道顶部,另据九江石化质管中心对150万t/ 年液相柴油加氢装置原料油分析结果,2014年11月装置停工大检修以后,原料油中氯元素含量不高,由此可以看出, 本次铵盐腐蚀可能性较小,可以看出DN200阀门前后腐蚀比其它位置更严重,说明腐蚀与阀门附近流场的扰动有关。
综合来看,腐蚀泄漏发生原因为硫氢化铵腐蚀(碱式酸性水)可能性较大。原因有以下几点。
1)加氢装置脱硫化氢汽提塔上部管道,加氢反应器中形成的NH3,H2S等在此处富集,介质中存在硫氢化铵可能性较大。
2)发生腐蚀最严重部位在阀门前后,易形成紊流区,硫氢化铵在紊流区更易形成严重腐蚀。
3)温度降到一定程度时,硫氢化铵盐会从气相中析出, 而管道顶部一般为气相,更容易析出硫氢化铵盐而发生腐蚀。
4)影响硫氢化铵腐蚀速率因素如下:
a)p H值:p H值接近中性时腐蚀性较低;
b)浓度:随着硫氢化铵浓度升高,腐蚀速率增大。硫氢化铵浓度低于2%(质量比)时,几乎无腐蚀性;浓度超过2% (质量比)时,腐蚀性越来越强;
c)流速:随着硫氢化铵流速加快,腐蚀速率增大。低流速区易发生硫氢化铵结垢,并出现垢下腐蚀,而高流速区, 尤其是出现紊流时,易发生冲蚀;
d)紊流状态:紊流区易发生腐蚀;
e)温度:温度低于66℃时,加氢反应器、流化床催化裂化装置反应器和焦化炉反应产物的气相中可能会析出硫氢化铵,如果没有注水冲洗掉,就会引起积垢和堵塞;
f)杂质:注入加氢反应器反应产物出料系统的洗涤水中, 如果含有氧元素和铁元素可导致腐蚀加剧和积垢增多。氰化物存在时,也会破坏硫化物保护膜,导致腐蚀严重;
g)合金成分:碳钢耐腐蚀能力较差,300系列不锈钢、 双相不锈钢、铝合金和镍基合金具有较强的耐腐蚀性。
5预防措施及建议
根据以上分析结果,结合硫氢化铵腐蚀速率影响因素, 提出以下措施减缓腐蚀。
1)浓度监控:硫氢化铵浓度超过2%(质量比)以上,尤其是达到8%(质量比)或更高时,应对介质流速进行分析, 确定腐蚀倾向。硫氢化铵浓度一般不应超过8%(质量比),否则碳钢腐蚀严重;
2)流速:材质采用碳钢的设备和管道,介质流速宜保持在3 ~ 6m/s的范围内,流速超过6m/s时,应根据硫氢化铵浓度选用耐蚀合金,如300系列不锈钢、合金825、双相不锈钢等;
3)注水:正确设计并注入适量低氧洗涤水,稀释硫氢化铵, 水量应充足以确保稀释效果,注水喷嘴应注意合金成分及规范操作;
4)选材:碳钢在此处管道上已屡次发生腐蚀,在不能改变其它工况的条件下,建议对材料进行升级,下面建议几种材料并进行优缺点分析:1304不锈钢:能使硫氢化铵腐蚀速率大大降低,但由于304容易在焊缝热影响区发生敏化,不适用于富含硫化氢的环境;2304L不锈钢:能使硫氢化铵腐蚀速率大大降低,对焊缝开裂又有一定的抵抗力,价格也具有优势;3316L不锈钢:若存在氯离子,可以考虑抗点蚀能力更强的316L,但316L较304L价格较高;4钛、C276合金、 双相不锈钢等:已用于建造酸性水汽提装置中的塔顶冷凝器, 但加工困难,价格较高。
5)根据流程中T201塔,管道等腐蚀情况,应该对T-201顶至A201段管道大范围高频度定点测厚,及时掌握腐蚀情况及腐蚀速率,采取预防措施。同时应加强对A201空冷器腐蚀情况的检查。
参考文献
[1]冯秀梅,薛莹.炼油设备中的湿硫化氢腐蚀与防护[J].化工设备与管道,2003,(06).
柴油加氢控制 篇3
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如何应用先进控制技术解决超低硫柴油加氢,是一个长期和繁重的精制加工问题。
在过去的几年中,炼油企业投资了数十亿美元,用来满足日益严格的环境保护监管要求,以解决汽车燃料的硫含量问题。这个主题聚焦在加氢装置上,它可在严酷条件(高温)下加氢且特别适合促进脱硫催化剂,产生硫化氢和少量的轻烃作为副产品。其主要的操作目标是柴油燃料的最终含硫量控制在5ppm～10ppm范围内。在任何长时间段内违反技术规格最高限值的有一个严厉的惩罚规定并且对非规范的材料必须重新运行或者掺入更有价值的低含硫量的材料。其主要的可变操作调整目标是反应堆的入口温度。
对产品进行频繁的实验室测试,可以让操作者知道他或她在做什么、应该如何做。不过,实验室的测试结果一般是在从设备中取样后几个小时才能知道。在此期间,处理过程可能会发生变化,极大地影响其脱硫程度。作为一项改善技术措施,许多企业都配备了过程分析仪,在连续基础上不断地测量产品的含硫量。不幸的是,这种测量方法仍是一个有两至三个小时死区时间的延迟过程。在这种情况下,即使是最好的操作者也有困难命中产品含硫量的目标。
虽然操作者可能简单地把反应堆的温度提升到足够高,几乎使所有的硫元素进行反应,但有副作用,这是不切实际的。温度非常高的反应堆会使催化剂消耗很快,然而过量的氢和能源也会降低最终产品的收益率。一种典型的控制工程的挑战,它是一个在非常接近的最佳工作点上,既不超量又在规格限值之内的过程控制,即先进过程控制(APC)。一个美国中等规模炼油厂的典型解决方案:应用先进过程控制(APC)解决一个炼油厂生产流程上在20,000 BPD柴油加氢配备具有可靠连续含硫量分析仪的问题。
深度脱硫催化反应器的技术条件要求非常严格,因为一小部分含硫烃分子是很稳定的,需要高能量活化脱硫。大多数脱硫迅速出现在催化剂基床的顶部或在多基床结构中的第一层基床,而其余的是需要消除抗脱硫和耐含硫碳氢化合物分子。
催化反应的动力响应
根据制造商所提供的催化剂数据,对反应动力影响最大的变量是:
·进给速度,影响反应器的停留时间;
·反应器的温度,会影响反应动力的速率;
·原料的含硫量。
另一方面,超过一定的最低限值,在氢分压的变化对最终产品硫含量的影响是十分微弱的。
如同在一般情况下加氢催化剂,反应器转换关联最好的一个变量,应考虑反应过程催化剂基床层的温度变化。加氢是释放热量,因此要降低催化剂基床的温度上升。经常使用的变量是加权平均基床温度(WABT),其加权取决于催化剂的数量。这个变量是用在多个基床几个位置上所测温度来计算的。
理论计算和实际操作经验这两者表明,在运行条件不断变化下,反应器稳定运行,如果加权平均基床温度(WABT)保持恒定,那么反应器运行就稳定。从过程控制的角度来看,正如前面提到的一样,加权平均基床温度(WABT)最好通过调节反应器入口温度来控制,这是一种应对操作者用来控制最终产品硫含量的处理方法。一种完整的控制产品硫含量的先进过程控制(APC)的解决方案是涉及到如何调整定位点的入口温度,查明干扰变量变化的加权平均基床温度(WABT)动态目标值,并从产品含硫量分析仪上进行反馈,以保持产品的含硫量稳定在技术规格限值的附近。
在高转换条件(大于99%脱硫)下反应堆最后产品的硫含量与给进速度和反应器温度这两者的函数呈高度非线性关系。制造商提供的操作指南建议将如下这些关键操作变量作为关联对数变换:
·给进速度对数与最后产品含硫量对数的线性关系;
·加权平均基床温度(WABT)与最后产品含硫量对数的线性关系。
这些转换都应用到大量的操作数据。一个全过程分析这些数据产生了以下的意见和结论:
·反应器温度的测量应用于计算加权平均基床温度(WABT)所需的可变死区时间补偿。作为一个例子,对于1个反应堆基床的案例,只有基床进口和出口的温度可以使用的,入口温度测量必须被延误,以便与出口温度保持动态排列。
·除非加权平均基床温度(WABT)保持不变,原料和产品硫含量之间的敏感度可能是不明鲜的,当原料硫含量下降时,其产品含硫量可能会增加!这是因为反应堆的温度变量(ΔT)跌幅小于原料中的含硫量,从而降低加权平均基床温度(WABT)和平均反应激烈程度。可能会有相互抵触的反应,例如焦化柴油烯分子的饱和度也会影响反应堆的温度变量(ΔT),还可能使得构筑如何控制解决方案以弥补这些相互影响进一步复杂化。该控制解决方案是向前馈送原料中硫含量的变化(和其他已知的干扰因素)直接反馈到反应器的入口温度,使平均反应激烈程度保持不变。
·进给速度可变调谐功能是作为加权平均基床温度(WABT)和产品硫含量两者之间的控制。当给进速度增加时死区时间的变化之间的加权平均基床温度(WABT)变化和产品含硫量影响两者之间的死区时间将减少,反之亦然。
·反应器入口温度的控制由反应器预热燃气调节,其需要向前馈送原料入口温度和给进速度的变化率。
原料硫含量是一个重要的干扰变量。虽然很少进行实时测量,但其变化往往可以从其他进程的测量中得到相近似的数据。在此情况下进行加氢,4种不同的中间蒸馏产品流可以提供,并在原料加氢头里混合。每个原料流硫含量保持相当稳定,而相关的总给进速度却经常变换。利用被测量的单独原料流的流速,其混合原料的净含硫量可以用一个简单的计算来连续估计。这就提供了有关反应器进料硫含量变化的动态前馈信息,并证明其是非常有价值的。
图1说明了控制方案的层次结构。一个不错的特点是,当分析仪测量由于日常维护和故障不能使用时,加权平均基床温度(WABT)控制在自身的时间周期内使用。当全部没有先进过程控制(APC)时,在过程变化方面单独的加权平均基床温度(WABT)控制可提供一个明显的降低。另一个特点是,运营方可以参与实验室数据,允许他们及时调整实验室分析仪与现场过程分析仪之间可能存在的差异。
合作运营商在理解什么样控制是要设计做的、他们又是如何工作的方面有点小麻烦。对于他们来说,其表现为一种三重级联,而在其他企业和炼油厂使用的只有稍微复杂的单一级联。在此之前,这些控制和维持合理范围之内的含硫量被认为是整个炼油厂经营者最重要的任务。由于成功投产,这种先进过程控制(APC)工具可提供产品含硫量的自动控制,从而使经营者的工作可降低到监测工具的实施。
控制器的性能
图1中显示经2个多月投产试运行后的加氢性能,其显示日志记录的产品含硫量分析仪测量的日平均值,并包括预控数据相当于一年的值。在激活之后,其差异降低是十分明显的。经过几天的测试,硫含量控制的设定值从相对于技术要求限值10 ppm提高到6.0 ppm。在接下来的两个月,产品含硫量维持在一个设定点附近±2 ppm的水平,没有一天超过10 ppm的限值。
经过两个月的运行之后,分析数据显示,与近期预控数据相比,其保持70%的跌幅变化。在同一时间,平均硫含量从4.7 ppm升高到6.1 ppm。虽然这种做法听起来很温和,这种升高对应于反应器平均温度可降低14°F。当催化剂持续活动时,这种变化对应于催化剂的寿命可提高25%左右。对于催化剂,3年后需要更换将花费200万美元的费用,这相当于每年可节省167,000美元的成本。和日常运作同样重要的是,这个令人头痛的问题变成另一种工作,即控制回路的监测和监督。
吸取的经验教训
第一,在解决复杂的操作和控制问题时,对机组运行的详细过程分析是必不可少的。而先进过程控制(APC)实施及其数据分析的软件工具很丰富,这是程序工程师的经验,他具有包括动态和稳态的设备操作基本知识,即参照控制设计指南的新进展。
第二,有没有“菜单”或复杂控制问题的标准解决方法,也不是总有一种“最佳”的技术。这个问题不可能通过一个现成的先进过程控制(APC)软件标准应用得到解决。在这种情况下,最好的解决办法是使用最近40年或30年已经在使用的先进过程控制(APC)技术,其中:
·原料给进速度,模型参数的可变调节作为反应器空间速率的函数;
·过程测量的可变死区时间补偿,以消除由于过程滞后所造成的动态控制可变误差;
·自适应,前馈控制响应增量;
·使用对数将从属和独立变量之间的固有非线性关联转换为线性化;
·智能PID反馈控制响应,从含硫量分折仪的反馈调整加权平均基床温度(WABT)。[注:此控制算法的开发是专门用来控制具有长死区时间和滞后的反馈回路。它确定P、I和D的控制作用其独立基于近期PV历史轨迹和邻近的设定点。]
柴油液相加氢 篇4
1连续液相循环加氢技术 (SLHT) 的工艺原理
(1) 该技术使用中所涉及的反应器改变了传统的设置方式, 采用上流式反应器和热高压分离器集成式, 原料油进料的气、液两相自下而上进入催化剂床层。少量的过剩氢气始终以气相形式存在反应器出口, 保证了加氢反应所需要的氢分压, 并且保证了循环油中的溶解氢始终处于饱和状态, 有效的降低了装置耗氢。连续液相浸泡整个反应催化剂床层, 增加了接触面积, 有效避免了催化剂使用过程中受到相关的润湿因子的影响, 增强了催化剂的实际作用效果。
(2) 该技术在工业应用中实现了反应生成油的循环利用。反应生成油作为循环油, 在反应器顶热高压分离器采出后经循环泵返回反应器入口, 与新鲜原料油汇合后一并进入反应器。循环油的比热容较大, 其主要作用是带走反应热, 降低催化剂床层温升, 使得反应器中的进出口操作温差基本上接近等温条件 (10℃左右) , 减少了催化剂表面积碳、结焦等现象;其次是稀释反应器中物料杂质浓度, 有效的延长了催化剂的使用寿命。
(3) 由于加氢催化剂对于有机氮化物的敏感程度较高, 而这些氮化物在实际的反应过程中具有较强的吸附能力, 可以对某些加氢的具体工作环节产生明显的抑制作用, 进而影响催化剂的实际作用效果。例如, 加氢脱金属、脱氧、脱硫、脱芳等一系列反应, 都会受到有机氮化物的影响。而连续液相循环加氢技术可以有效地稀释有机氮化物在反应床层中的分布浓度, 为加氢效果和加氢深度带来了重要的保障作用。
2传统加氢技术的缺陷及连续液相循环加氢技术的优势
2.1传统加氢技术的缺陷
结合传统加氢技术实际发展现状, 总结其缺陷如下。
(1) 实际的生产中对于滴硫床反应器的依赖程度高, 该技术需要大量的循环氢才能保证原料油以液滴的形式分布到催化剂床层中, 达到要求的分布效果, 氢油比为400:1。
(2) 需要大量的循环氢才能建立反应所需的氢分压, 稀释杂质浓度, 防止催化剂积碳、结焦。
(3) 氢气热容较小, 需要大量的循环氢才能带走大量的反应热, 控制反应温升。
(4) 传统加氢技术应用中高压换热设备, 高压容器较多, 在生产现场占据的面积也相对较大;临氢系统较大, 漏点相对较多, 增加了相应的建设投资成本与操作维护费用。
(5) 采用该技术, 脱硫、脱氮等一系列的反应过程容易受到氢气传质的影响, 对于加氢深度造成了一定的制约, 对生产不同原料的操作弹性较小, 而且不能连续大负荷生产高标号清洁低硫油品, 达不到现行的环保要求。这些方面的具体内容, 客观地反映了传统加氢技术的缺陷。
2.2连续液相循环加氢技术的优势
(1) 上流式反应/分离器。采用上流式反应器和热高压分离器集成式, 热高压分离器置于反应器顶, 减少了设备占地, 减少高压管线长度, 降低了建设投资, 简化了流程。
(2) 反应生成油不经高压换热冷却直接进入热高压分离器, 既减少了换热过程中的热量损失, 又保证了氢气在高温下较高的溶解度。
(3) 液相采用底进上出流程, 浸泡整个反应床层, 保证了液相在催化剂床层上得到良好分布和完全接触, 有效提高了催化利用率, 有效降低了常规滴流床反应器催化剂床层结焦、偏流等现象。
(4) 循环油泵替代了循环氢压缩机, 建设投资减少。并且循环油热量损失较小, 热容较大, 使反应床层温升小, 易操作, 降低了系统热量能耗, 有效提高了催化剂服役周期和产品收率。
(5) 大量循环油稀释了床层中氮杂含量, 有效降低了氮杂对加氢脱硫、脱氧、脱芳香等反应的抑制影响。
(6) 新氢压缩机出口10 MPa、100℃, 不需要换热, 减少了一台高压换热器, 减少了能耗和投资成本, 降低了高压临氢系统的泄漏点。
(7) 取消了循环油泵开泵循环线, 根治了此线长期泄漏的风险。
(8) 循环油泵冲洗油线引出点改为产品油调解阀前, 稳定了冲洗油压力和调节阀的操作波动。
3连续液相循环加氢技术 (SLHT) 的工业应用
目前, 美国杜邦Iso-therming、中石化SRH和SLHT等液相加氢技术分别应用于实际生产, 优势各异。但是, SLHT技术无论在理论体系方面, 还是实际的应用方面, 都取得了许多重要的成果, 相关企业也在该技术的适用性方面进行了充分地论证, 发现它在柴油生产方面具有低成本、高效率、节能环保的优势, 客观地说明了这项技术具有巨大的发展潜力。在未来工业柴油生产的过程中, 连续液相循坏加氢技术将会发挥出更大的作用, 从根本上提高了加氢工艺流程的安全可靠性, 有利于实现更多的现代化产业和产品质量升级升级。
连续液相循环加氢技术 (SLHT) 在柴油生产的过程中, 反应进料自下而上, 进料的流动方向与气体扩散方向相一致, 最大程度的降低了气体在反应器内局部聚集的可能性, 克服了传统滴流床加氢反应器在气体流量偏小时产生的气体浮力这一技术难题。反应器从入口到出口形成稳定的连续液相有助于减轻催化剂床层的脉动, 扩大了反应器空间的利用效率, 简化了相关构件的安全流程。通过不断操作积累, 摸索出更低的循环比 (1.3∶1) , 在保证生产效率的同时有效地降低了操作成本。
除此之外, 少量的补充氢既能满足反应所需氢分压, 还能有效降低循环油携带的硫化氢与铵盐的浓度;在热高压分离器中加入了传质内构件, 有效地控制了反应器中硫化氢的浓度, 加快了脱硫反应的速度。
4结束语
连续液相循环加氢技术在未来的工业应用中将会发挥更大的作用, 对于各种化工产品生产效率的提高具有重要的保障作用, 最大限度地满足了现代工业生产的各种要求。相比传统的加氢工艺, 连续液相循环加氢技术实际应用中具有耗能少、系统工作效率高、节能环保效果突出的特点, 为工业生产成本的有效控制带来了可靠的工作思路。
摘要：连续液相循环加氢技术 (SLHT) 在工业应用中取得了良好的生产效益, 相应提高了企业的市场竞争力, 加快了产业和产品质量升级。该技术在工业设计中所需的高压设备较少, 建设投资少, 工艺流程简单, 对不同原料配比选择范围广, 可操作性强且装置能耗低。为了充分地发挥出该技术的优势, 技术人员需要对该技术的基本工艺原理、关键参数控制、现场操作要点有着深入的了解。基于此, 本文将对连续液相循环加氢技术的工业应用进行必要的阐述, 以便为相关的研究工作开展提供一定的参考信息。
关键词：连续液相循环加氢技术,高压设备,工艺原理,生产效率,经济效益
参考文献
[1]“连续液相柴油加氢 (SLHT) 技术开发与工业应用”项目通过鉴定[J].石油炼制与化工, 2014, 05:33.
[2]郝振岐, 梁文萍, 肖俊泉, 张永奎.柴油液相循环加氢技术的工业应用[J].石油炼制与化工, 2013, 12:20~22.
柴油液相加氢 篇5
关键词：液相循环加氢高温高压液位计调节阀
九江分公司150万吨/年柴油液相循环加氢装置采用SINO-PEC开发的SRH液相循环加氢工艺, 以直馏柴油和焦化柴油的混合油 (比例为85:15) 为原料, 经过加氢脱硫、脱氮, 生产硫含量小于50mg/g的精制柴油和部分石脑油。本装置是SINOPEC开发的SRH液相循环加氢工艺的首次大型工业化应用。SRH工艺属高温、高压、临氢催化加氢工艺过程, 具有反应原理新、控制方式新、关键设备新等特点, 属中石化“十条龙”攻关项目之一。
1 液相循环加氢工艺技术特点
液相循环加氢工艺的技术特点是:依靠加氢反应后液相反应流出物循环时携带的溶解氢, 为进入反应器的原料油提供加氢反应所需要的氢气[3]。
液相循环加氢技术的优点是: (1) 降低了催化剂的装填量, 提高了催化剂的使用效率, 与常规加氢精制装置相比, 可以在相同加工目标下提高空速; (2) 反应器的温度梯度大幅度降低, 反应器接近于等温操作, 消除了反应热点, 减少了催化剂结碳, 延长了催化剂的使用周期; (3) 流经催化剂床层的流体为单相流, 反应器压降较小; (4) 催化剂床层的温差较小, 减少了裂化反应, 液体收率较高; (5) 可以生产满足欧Ⅳ排放标准的柴油, 具有较大的发展潜力和应用空间[4]。
2 反应器液位控制逻辑
在液相加氢工艺中, 必须保证加氢反应始终处于纯液相空间进行, 因此, 加氢反应器的床层液位控制至关重要。液相加氢装置中, 加氢反应器 (R-101) 采用的是三段床层反应器, 每段床层上部都设有补充新氢, 以满足加氢反应对氢气的需求。此外, 每段床层的顶部都保持有一定的气相空间 (通过控制每段床层的液位来实现) , 保证加氢反应的顺利进行和反应系统压力的稳定。
反应器床层液位 (主回路) 与排放气压力 (副回路) 采用串级调节。正常生产时, 通过调节排放气调节阀开度控制每段反应器的液位。当反应器液位升高且超过正常设定值时, 关小排放气调节阀开度, 反应器气相空间压力升高, 反应器液位随之下降, 反之亦然。当反应器液位异常升高且超过液位高高限 (≥90%) 时, DCS系统自动强制输出4m A信号至排放气调节阀, 使调节阀全关, 防止反应器内液体介质进入排放气管道。
反应器最下段床层液位采用串级选择控制方案。即:根据现场实际操作需要, 既可采用床层液位 (主回路) 与二、三床层间排放气压力 (副回路) 组成串级调节, 通过调节排放气压力控制最下段床层液位;也可采用床层液位 (主回路) 与反应器底部流出物流量 (副回路) 组成串级调节, 通过调节反应流出物流量控制最下段床层液位。
3 液相加氢装置关键部位仪表选型
3.1 反应器液位计选型
反应器床层液位测量是液相加氢装置的关键和难点, 以柴油液相加氢装置为例, 该部位的工艺操作条件是:高温 (345~400℃) 、高压 (10.2MPa (表压) ) 、临氢、含硫化氢、介质密度低 (567.48~574.61 kg/m3) 、含催化剂粉末等。根据上述特点, 在反应器液位测量仪表设计选型时, 对可选用的三种远传液位仪表, 即:高压外浮筒液位计、引压式高静压差压变送器、耐高温双法兰差压变送器, 进行了详细对比和分析:
(1) 高压外浮筒液位计:应采用347不锈钢或321不锈钢材料制作, 加工和制造难度较大, 需采用进口产品, 供应商选择范围较小, 投资较高。
(2) 引压式高静压差压变送器:工艺介质经仪表引压管降温后引至差压变送器, 由于介质中可能携带催化剂粉末等固体杂质, 为了防止引压管堵塞, 需要设置高压冲洗油系统对引压管路进行冲洗, 一套高压冲洗油系统至少也需要几十万元人民币, 仪表一次性投资较高, 日常运行和维护成本也很大。
(3) 耐高温双法兰差压变送器:耐高温双法兰差压变送器的使用温度一般都在300℃以上, 如:FUJI双法兰的耐温为320℃;ROSEMOUNT双法兰的耐温为350℃;EJA双法兰的耐温为360℃。高温工艺介质经仪表引压管降温后, 完全可以采用耐高温双法兰差压变送器进行测量。
通过对以上三种液位测量方式的分析比较可以看出, 如果采用耐高温双法兰差压变送器测量反应器液位, 在使用效果、节省投资和后期运行维护等方面, 均有较大优势。为了提高双法兰变送器的使用效果, 设计时还采取了以下辅助措施:
(1) 设置双法兰冲洗环, 用于充灌隔离液或冲洗引压管路中的介质杂质;
(2) 双法兰安装在反应器连通管上, 降低了双法兰的接液温度, 避免高温介质直接接触双法兰膜片;
(3) 对双法兰变送器的毛细管采取保温伴热措施, 防止高温硅油在寒冷季节时冷凝无法工作。
加氢反应器就地液位测量可以采用高压玻璃板液位计或高压磁翻板液位计。磁翻板液位计不但没有玻璃板液位计测量液位直观, 而且克服磁性材料高温消磁也是一个技术难点, 从使用安全角度考虑, 采用高压磁翻板液位计比采用高压玻璃板液位计更加安全、可靠[1]。
3.2 反应流出物流量调节阀选型
反应器底部的反应流出物经流量调节阀降压后进入热低压分离器。该调节阀的作用有两个:一是控制反应器最下段床层的液位;二是承担高压反应器到热低压分离器的隔离和降压作用。反应流出物流量调节阀所处工况比较苛刻, 在液相加氢装置中, 该部位的操作工况是:高温 (392℃) 、高压降 (8.4MPa (表压) ) 、临氢、含硫化氢、调节阀降压后气体析出量很大 (阀后流体成份:气相:60913.7kg/h;液相:120143.3kg/h) 。根据上述特点, 该调节阀在设计选型时应重点考虑以下因素:
(1) 材料选择:阀体及阀内件采用321或347耐高温、耐腐蚀材料;
(2) 阀芯结构:采用多级降压、流道逐级加大阀芯结构;
(3) 阀门口径:阀门出口口径比入口口径大一级, 以适应调节阀出口流体降压后的大量气体析出。
图3为液相加氢装置反应流出物流量调节阀现场安装图片, 采用了美国Mansoneilan公司生产的77000系列“圣诞树”结构多级降压角型调节阀, 调节阀出口口径比入口口径大一级, 阀内腔随流体逐级降压流道逐步加大, 以适应降压后气体析出对流道通过能力的需要, 此外, 调节阀出、入口管道留有一定长度的直管段, 减少了阀门和管道的振动[2]。
4 实际使用情况
液相加氢装置反应器液位测量设计方案是:反应器共计3个床层, 每个床层设置2台耐高温双法兰差压液位变送器和1台高压磁翻板液位计。2012年1月份, 该装置一次投料试车成功, 从装置运行4年以来使用情况看, 磁翻板液位计使用情况良好, 双法兰液位计三个床层共计6台变送器, 4台使用情况良好, 跟现场磁翻板液位计测量值基本吻合, 另外2台运行3个月后, 测量值与实际值偏差较大。在2014年装置大检修期间, 更换了2台浮筒液位计, 到目前为止, 运行较好。图4为R101第一床层3台液位计现场安装图片。
5 问题和使用建议
液相加氢装置运行过程中, 反应器6台双法兰差压变送器中有2台出现了故障, 经供货商返厂检查分析, 其中1台为毛细管焊接不牢造成的变送器硅油泄露, 另1台为膜片镀金缺陷导致变送器膜片鼓泡。
因此, 为了保证耐高温双法兰变送器的使用效果, 现场运行维护时应注意以下两点:
(1) 由于高温硅油的使用温度一般都在10~20℃左右, 因此, 现场必须对双法兰的毛细管进行保温伴热。
(2) 变送器投用时要缓慢打开一次引压阀, 避免高温热油直接冲击双法兰变送器膜片。
从液相加氢装置反应器部分的工艺流程可以看出, 很多工艺参数的控制方案都采用了多种选择, 这是因为液相加氢装置是首套采用新工艺的大型工业化装置, 在装置开车成功后短期投用过程中, 仪表控制回路并没有全部投自动。因此, 上述控制方案还需要在长期稳定运行后, 逐步投用、摸索、完善和进一步优化。
6 结语
装置于2012年1月15日产出符合国Ⅲ标准的产品, 于16日进行了冲刺国Ⅳ标准的试验, 并取得了满意的成果, 说明该装置在原料油为直馏柴油、焦化柴油的工况下, 能够生产达到国Ⅳ标准的产品, 这标志着采用中国石化自主研发、具有自主知识产权技术的150万吨/年柴油液相循环加氢装置成功实现首次工业化运行。开、停工等整个过程仪表控制能够满足工业化生产的安全要求。反应器三个床层液位测量计开工初期运行良好, 但是运行3个月后, 第一、第二床层双法兰液位计测量值与现场偏差较大, 建议设计时选择更适合高温、高压、高硫化氢浓度工况下的液位计, 以保证装置的长周期正常运行。反应流出物流量调节阀自2012年1月投用以来, 一直运行良好, 建议设计时考虑该阀门平面安装, 控制该阀门合适的仪表风压力自保值, 以便操作和维护。
参考文献
[1]李立权, 柴油加氢技术工程的问题及对策, 炼油技术与工程, 2011.
[2]李大东, 加氢处理工程, 北京:中国石化出版社, 2004.
[3]方向晨主编, 关明华廖士纲副主编, 加氢精制, 北京:中国石化出版社, 2006.
柴油加氢改质技术研究方向 篇6
1 国外加氢改质技术的研究方向
1.1 ASAT催化剂
美国联合催化剂公司和德国南方化学公司曾经进行合作, 开发了ASAT催化剂, 将其作为一种新型的、集加氢脱氮、加氢脱硫、氢脱芳烃三功能于一身的催化剂, 以黏接剂和分子筛作为载体, 以钯和铂作为金属, 通过这种方法可以将催化轻循环油中的稠环芳烃降低到1%以下, 将芳烃含量将到10%以下[1]。
1.2 Syn Sat工艺
目前, 美国Criterion公司的工作重点主要是串联加氢裂化工艺技术的分析研究, 并且通过和ABB Lummus Crest公司合作, 共同开发了一项新工艺——Syn Sat工艺, 在Syn Sat工艺下, 对柴油加氢改质催化剂进行生产。其中, 效果最好的就是DN-200催化柴油加氢改质催化剂。我国部分石化公司的柴油加氢装置就是使用这种优质的催化剂, 并且使用结果表明, 这种催化剂的使用效果比较好, 运行过程中很少出现问题。Syn Sat工艺最主要的优势就是两段加氢。在第一段, 床层通过气液和向流之间的接触, 然后经过汽提段。到达第二段, 转化为气液, 开始进行逆向流。最后通过对贵金属分子进行筛脱, 在芳烃催化剂和加氢精制催化剂的作用下, 对混合型柴油进行两段式加氢处理。这种工艺下, 柴油的压力是3.3兆帕斯卡, 但是生产出来的柴油产品所包含的硫和氮含量都非常低, 基本都是在5微克以下。而芳烃大约是34.8%。美国Criterion公司还曾经研发过DN-3330催化剂, 这种催化剂主要是对高压馏分油进行加氢处理, 在这种催化剂的作用下, 不仅可以实现产品质量的最大化, 而且还可以最大限度的满足产品活性提出的跳球, 增强催化剂的处理能力, 提高原料的质量, 操作周期也有一定程度的延长。高加氢活性可以使柴油在高压的作用下, 首选高干点原料作为催化剂, 对高裂化、高氮组分含量进行有效的处理, 从而若可以降低柴油的密度, 提高柴油产品中的十六烷值[2]。
总的来说, 国外柴油加氢处理技术的发展趋势可以分为以下三个方面:①根据柴油质量指标, 如:冷流动性、密度、十六烷值以及芳烃含量等指标提出的要求, 开发一系列的加氢组合技术;②通过改进现有器内构件和反应器的过程自动控制和工业设计、改进工艺流程等手段, 来促进超低硫柴油的大规模生产;③根据市场需求, 研发具有更高活性的加氢催化剂。
2 国内柴油加氢改质技术研究方向
2.1 催化采油深度加氢处理技术
我国曾经开发了一项新型的柴油加强处理技术, 这种技术可以提高柴油的深度, 并且还可以实现柴油芳烃饱和、脱氮等操作的同步, 同时还可以对其进行有选择性的开环裂化反应。并且, 由于催化柴油深度加氢处理技术使用的催化剂是RIC双功能催化剂, 这种催化剂是以氧化铝为载体, 向其中加入一定量的分子筛, 从而使载体本身具有一定的酸性, 同时以负载钨镍的金属作为柴油的催化剂, 进行生产。这种方法不仅可以使催化出来的柴油具有较好的开环选择性, 而且脱硫效果也比较好, 柴油的生产效率得到了提高, 密度在降低。
2.2 中压加氢改质技术
为了最大限度的改善劣质柴油的质量, 我国有关部门一直都在研究如何清洁柴油的生产, 并也取得了一定的研究成果, 在上个世纪研发的中压加氢改质下清洁柴油生产技术可以直接将焦化柴油、催化裂化柴油等劣质柴油作为原料, 对其进行加氢处理。这些原料可以在中压状态下, 通过一系列的操作, 转化为清洁型的柴油, 并且具有低硫、低芳烃的优势, 甚至还可以生产3#喷气燃料。这种生产技术和两剂、单段串联加氢裂化装置有一定的相似之处, 工艺流程主要是由分馏、循环氢、新氢以及反应系统等组成。
3 结语
综上所述, 能源紧缺情况直接导致原油的劣质化更加严重, 市场的需求需要燃油具有稳定、持续的供应, 再加上环保要求的日益严格, 对车用柴油的清洁性也提出了更高的要求。所以加强对柴油加氢改质技术的研究力度具有非常重要的意义, 不仅是目前该领域最主要的任务, 也是未来几年主要的研究重点。
参考文献
[1]赵焘, 曾榕辉, 孙洪江, 韩龙年, 彭冲.劣质柴油加氢改质工艺研究[J].当代化工, 2013, 04:382-385.
[2]王宏奎, 王金亮, 何观伟, 吕宏安, 卞雯.柴油加氢改质技术研究进展[J].工业催化, 2013, 10:16-20.
柴油加氢精制装置技术改造 篇7
兰州石化1.2Mt/a柴油加氢精制装置由中国石化洛阳工程公司设计, 以催化裂化装置的轻重柴油、焦化柴油、部分直馏柴油为原料, 采用美国标准催化剂公司的DN 200催化剂, 生产精制柴油和石脑油。
装置自2004年10月26日投产后, 由于采用的原料气液式反冲洗过滤器吹扫氮气压力低 (0.3～0.4MPa) , 而污油管线内背压有0.2MPa左右, 在反冲时过滤器与污油罐之间的实际反冲洗压差只有0.1～0.2MPa左右, 难以有效发挥瞬时高压爆破反吹扫的作用, 反冲洗效果差, 有些杂质就根本无法冲掉, 过滤器压差上升很快, 反冲洗频繁, 严重时甚至不能维持原料罐的正常液位。为保证装置生产, 操作中反冲洗过滤器的付线阀一直常开, 使得大量的催化剂颗粒及焦粉随原料进入反应器内, 增大了反应器床层压降, 缩短了装置开工周期。
再者, 高压分离器V 1102液位测量采用磁浮子和导播雷达液位计, 在实际运行中不能很好的指示分离器内的实际液位, 经常造成液位的高高联锁。另外每次发生故障联系仪表维护人员进行检查时, 又因磁浮子液面计无法反映实际液面, 难以查清仪表故障的真正原因和确认调校结果。
另外, 装置的换热流程不尽合理, 表现为分馏系统供热不足, 而反应产物的冷却又达不到要求, 情况如下:
1) 分馏系统脱硫化氢汽提塔 (T1101) 设计进料温度为实际进料温度仅达到左右产品分馏塔 (T1102) 设计进料温度为253～260℃, 实际进料温度只能达到210℃左右。由此造成分馏系统脱硫化氢汽提塔的硫化氢不能够完全脱除, 一方面影响精制柴油产品腐蚀, 另一方面脱硫化氢汽提塔中部分硫化氢带入分馏塔, 从塔顶回流罐排入隔油池, 给装置留下安全隐患。
2) 为了满足分馏塔 (T1102) 进料温度, 使E 1102管程前温度提高, 操作上高换付线一直常开, 导致高压空冷器冷却负荷不足, 特别是在夏季生产时, 虽然经过最大限度的调节 (在保证分馏取热的同时, 尽量关小高换付线阀) 将反应产物进空冷A 1101前的温度降至130℃左右, 冷却后温度仍然达到53～54℃, 严重影响了高压分离器的气液分离效果, 导致循环氢中氢气纯度降低、循环机带液, 装置加工量受限。图1为反应部分原则流程。
2 装置技术改造内容
针对上述问题, 2007年9月对装置进行了技术改造。
2.1 反冲洗过滤器改造
气液反冲洗过滤器更换为液液反冲洗过滤器。
2.2 高分液位仪表系统改造
高压分离器V 1102液位测量由磁浮子和导播雷达液位计改为玻璃板和双法兰差压液位计。
2.3 换热流程改造
将原料油/低分油换热器 (E 1109) 改为精制柴油/低分油换热器。改造流程如图2、3所示。
3 装置改造效果
3.1 反冲洗过滤器改造后效果
装置自年月日开工后彻底解决了反冲洗过滤器付线阀常开问题, 脱除了原料油中大于25μm的杂质, 达到了设计要求, 见表2。
反冲洗过滤器改造完近两年时间, 反应器床层压降上升0.042MPa, 而在改造前的一年, 反应器床层压降上升0.123MPa, 由此可见改造效果明显好于改造之前。
3.2 高分液位仪表系统改造后效果
高压分离器V 1102液位测量改用玻璃板和双法兰差压液位计后, 能够准确的反映分离器内的实际液位, 稳定了分离器的操作。装置也再未出现液位高联锁误动作而导致的非计划停工。同时由于玻璃板能够直观表现V 1102内的实际液位, 为仪表工校验液面时提供了准确参考。如2007年11月6日高压分离器V 1102双法兰液面计失灵后, 仪表维护人员依据玻璃板及时地进行了校准, 确保了装置的平稳操作。
3.3 换热流程改造后效果
1) T1101进料温度由改造前的165℃左右提高到改造后的178℃, 基本解决了分馏系统取热不足问题。
2) 高压换热器副线阀能够关死, 提高了加热炉入口温度, 降低了加热炉负荷, 节约了燃料气, 降低了装置单耗。
3) 降低了反应产物空冷器A 1101负荷, 进空冷A 1101入口温度由改造前的130℃降至改造后的126℃。
4) 通过换热流程的优化, 降低了产品空冷器A 1104负荷, 空冷A 1104入口温度由改造前的80℃降至改造后的72℃左右, 还能够保证停用一台空冷A 1104风机, 具有一定的节电效果。
4 装置工艺技术改造结论
1) 原料油反冲洗过滤器由气液式更换为液液式反冲洗过滤器, 彻底解决了反冲洗过滤器付线阀常开问题, 脱除了原料中大于25μm的杂质, 降低了反应器床层压降, 确保了装置长周期运行。
2) 高压分离器V-1102的液位测量改用玻璃板和双法兰差压液位计后, 稳定了分离器内的操作液位, 装置再未出现液位高高联锁误动作导致的非计划停工。磁浮子液面计更换为玻璃板液面计后, 其实际液面检查更为直观, 当其他液位计失灵后, 可为仪表工校验液面时提供准确参考。
3) 将原料油/低分油换热器 (E 1109) 改为精制柴油/低分油换热器。满足了分馏系统的取热, 解决因高换付线阀常开, 导致的A 1101空冷冷却负荷不足的问题。
4) 通过换热流程的改造, 降低了产品空冷器A 1104负荷, 能够保证停用A 1104的电机, 节约了电能。
摘要：1.2M t/a柴油加氢精制装置是兰州石化公司千万吨炼油扩能改造的配套工程, 装置于2004年10月26日投产, 运行3年以来, 陆续暴露出了影响装置长周期生产的安全隐患和工艺设备问题。对此, 2007年9月对装置进行了技术改造:原料油反冲洗过滤器由气液式更换为液液式反冲洗过滤器;高压分离器V-1102液位测量改用玻璃板和双法兰差压液位计;调整局部换热流程。通过实施上述措施, 提高了产品质量, 减少了非计划停工次数, 解决了分馏系统热源不足的问题, 保证了装置长周期开工, 取得了良好的效果。