馏程对加氢裂化产品分布及性质的影响

通过对不同馏程加氢裂化产品性质的研究发现:随着馏分的变重,芳烃的分布呈先升高后降低的趋势,且其主要富集在中间馏分油中;通过切割点的前移或后移可以有效增加目的产品收率,初馏点降低,重石脑油芳烃潜含量、柴油十六烷指数会明显降低,喷气燃料烟点及尾油BMCI值明显升高,但尾油裂解性能变化不大;终馏点升高对重石脑油芳烃潜含量影响不明显,喷气燃料烟点及柴油十六烷指数会明显升高。通过对产品馏程的调整,可以发挥加氢裂化高效灵活的特点,更好地应对市场的变化。     

催化裂化装置掺炼常三线重柴油的工业生产

在催化裂化(FCC)装置满负荷运行条件下,掺炼10%(质量分数)常三线油进行二次加工,对比了掺炼前后FCC原料性质、工艺参数、产品收率的变化情况,分析了产品质量,并对加工过程中出现的问题提出对策。结果表明:掺入常三线油后,FCC原料密度下降8.9 kg/m~3,初馏点升高15.5℃,30%馏出温度下降51℃,含氮总量下降116.1μg/g;FCC装置加工量由约106 t/h降至约102 t/h,反应温度略有下降,床温下降明显,油浆外甩量变化不大,回炼油回炼量上升2 t/h,分馏塔底温度上升明显;汽油、油浆收率各升高0.92个百分点,柴油、液态烃收率分别下降0.87,1.04个百分点,干气、轻油收率变化不大;稳定汽油研究法辛烷值有所下降,但基本保持在90以上。     

连续重整装置生成油辛烷值低的原因分析及对策

通过对比重整原料性质和反应条件的实际值与设计值,分析了180万t/a连续重整装置重整生成油辛烷值低的原因,并采取了相应的改进措施。结果表明:重整原料芳烃质量分数和初馏点低是造成重整生成油辛烷值低的主要原因;通过将加氢裂化轻石脑油终馏点由不超过140℃调整为不超过120℃,即加氢裂化重石脑油进料量由20 t/h提高至30 t/h时,重整原料芳烃质量分数提高到约36%,重整生成油芳烃质量分数达到约76%,研究法辛烷值(RON)达到约101,提高了1个单位,同时其收率亦提高了2.20%。     

掺炼催化裂化柴油对加氢裂化产品性质的影响

以伊朗减压蜡油与采用多产异构烷烃工艺的催化裂化柴油为原料,考察了原料中催化裂化柴油的掺炼比例对加氢裂化反应的氢耗、液体收率、产品分布以及性质的影响。研究发现:(1)随着催化裂化柴油掺炼比例的增加,液体收率、氢耗、重石脑油的芳烃潜含量以及尾油BMCI值逐渐增加,喷气燃料烟点逐渐降低。(2)当催化裂化柴油掺入比例为40%时,重石脑油芳烃潜含量最高可达63.0。喷气燃料烟点为18 mm,已不能满足3号喷气燃料的标准。尾油BMCI值为14.9,较加工纯蜡油提高了1.8单位,但仍为优质的蒸汽裂解制乙烯的原料。(3)以伊朗减压蜡油掺入20%的催化裂化柴油为原料,继续考察了转化率对产品性质的影响,随着转化率的提高,重石脑油芳烃潜含量降低,喷气燃料烟点增加,柴油十六烷指数增加,尾油BMCI值降低。     

解决石脑油切尾技术问题提高芳烃联合装置生产能力

为充分利用抚顺石化分公司石脑油资源，提高整体经济效益，也为完成2001年我厂113．13元/t原料油加工费的业绩指标，提出芳烃联合装置开切尾塔方案，通过对该方案的实施，重整进料终馏点由原来的180℃以上降到155℃－165℃，切割15－20％切尾油，每年约8万吨石脑油升档为柴油或航煤，供芳烃装置的C6－C8有效苯类量每年增加36880t，提高了芳烃联合装置生产能力，重整装置能耗下降6．46万kcal/t，全年可创造经济效益5768万元，使装置向同类装置一流水平迈进。     

Pt/ZSM-12催化剂上费托合成馏分油的加氢异构反应

费托合成油的硫、氮和芳烃含量很低,是新一代清洁油品的优选。采用Pt/ZSM-12催化剂,以费托合成馏分油为原料,在固定床加氢中试装置上进行加氢异构实验,考察了反应温度的影响,并对反应产物的性质及利用方案进行了研究。结果表明,随反应温度增加,柴油馏分的收率、凝固点和冷滤点均逐渐降低;结合反应生成油全馏分的组成分析可知,较高的反应温度有利于裂化反应和异构反应的进行,但反应温度过高时,对裂化反应的促进作用更明显。反应生成油中柴油馏分的十六烷指数很高、密度很低,可作为高十六烷值的车用柴油调合组分;在较高的反应温度下,轻柴油馏分段可生产替代航煤燃料,重柴油馏分仍可作为高十六烷值的车用柴油调合组分。     

蜡油加氢装置生产国V柴油的工业实践

为应对柴油液相循环加氢装置停工换剂期间柴油无法出厂的问题,中国石化石家庄炼化分公司进行了采用蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油的工业实践。结果表明,在装置处理量为175 t/h、反应器入口温度为352 ℃、反应压力为9.4 MPa、氢油体积比为500、体积空速为0.97 h-1、分馏塔塔底温度为222 ℃、分馏塔塔顶压力为0.11 MPa的工艺条件下,柴油产品硫质量分数稳定在3 μg/g,达到国Ⅴ柴油标准。在蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油期间发现冷高压分离器超负荷、加热炉超负荷、尾油出装置温度高、柴油水含量高等问题,问题皆得以解决。工业实践的结果可为蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油提供数据支撑及改造依据。     

二甲苯塔侧线气相抽出降低汽油馏分终馏点

针对中国石化青岛炼油化工有限责任公司1.8 Mt/a连续重整装置二甲苯塔塔底的C+9芳烃终馏点高达250℃导致汽油馏分终馏点超标的问题,对二甲苯塔实施了技术改造,增设二甲苯塔侧线气相抽出流程,侧线抽出组分直接作为汽油调合组分,塔底重组分作为柴油调合组分。结果表明,该技术方案可有效脱除C+9芳烃中的重组分,大幅降低重整汽油的终馏点。     

LTAG技术对蜡油加氢装置的影响及分析

中国石化洛阳分公司采用中国石化石油化工科学研究院开发的LTAG技术,在蜡油加氢装置和Ⅰ套催化裂化装置中进行了应用。结果表明:通过优化蜡油加氢装置分馏运行模式,使加氢柴油抽出量在25t/h左右,比设计值4.4t/h提高约21.6t/h,石脑油终馏点控制在155~175℃,能耗也控制在250 MJ/t左右;催化裂化汽油收率上升了5.86百分点,柴油收率下降了4.92百分点;柴汽比降至0.78,比投用前降低0.3个单位,说明该技术对降低柴汽比有显著的效果。     

劣质柴油加氢精制及其窄馏分烃族组成分析

在3?300 mL的固定床加氢装置上,以劣质的催化裂化柴油为原料,在氢分压12 MPa、体积空速0.5 h-1、氢/油体积比800:1条件下,考察了反应温度对劣质柴油加氢精制效果的影响;并进一步研究了原料油及加氢精制生成油的窄馏分中烃族组成随馏程的变化规律。结果表明,在反应温度为370 ℃时,加氢精制效果较好,加氢精制生成油的密度为0.865 1 g/cm3,硫质量分数仅为27.51 μg/g,总芳烃脱除率达79.2%,十六烷指数提高15个单位;精制后的各窄馏分中双环及三环芳烃脱除率高达92%以上,而大多数单环芳烃与三环环烷烃集中在285~350 ℃馏分中,因此降低劣质柴油的密度、提高十六烷指数的关键是需要将该馏分段进一步加氢改质。     

减压蜡油高压加氢处理工艺运行及优化

中国石化北京燕山分公司45万t/a减压蜡油高压加氢处理装置,以国外混合原油的减压蜡油为原料,采用炉前混氢及热高压分离流程,可生产石脑油、柴油以及用作催化裂化及乙烯裂解装置原料的加氢处理尾油。结果表明,对该工艺优化后,生产的加氢处理尾油黏度指数高于120,芳烃体积分数为0,饱和烃体积分数为100%,硫含量低于20μg/g,氮含量为1.5μg/g,达到了临氢异构脱蜡单元的进料要求,可用于生产高品质润滑油基础油。     

延迟焦化外甩循环油降低循环比的可行性分析

中国石油独山子石化分公司炼油厂延迟焦化装置在目前加热炉出口温度、焦炭塔操作压力和分馏塔蒸发段温度一定的条件下,采取外甩部分循环油出装置的手段降低循环油的循环比。结果表明,将循环比从0.4降低至0.13,延迟焦化装置蜡油收率上升9.44百分点,柴油收率下降3.37百分点,汽油收率下降2.38百分点,总液体收率提高2.96百分点,焦炭产率下降1.98百分点,能耗降低221.95 MJ/t。     

蜡油加氢裂化装置分馏系统优化研究

通过专业流程模拟软件建立了中海油惠州石化有限公司4.0 Mt/a蜡油加氢裂化装置分馏系统模型,对分馏系统展开综合性、系统性地分析与诊断,找出其不合理或存在优化空间的操作参数,提出并实施了降低主分馏塔塔顶压力、最大限度降低尾油循环返回分馏加热炉的流量、优化分馏塔的汽提蒸汽量等优化措施,提高了产品分馏的清晰度,增加了重石脑油脑油、喷气燃料等高附加值产品的收率,提升了装置的经济效益。同时,对分馏系统进行能量综合优化,通过分馏塔降压操作与优化热量分配提高加热炉负荷余地,克服加热炉负荷不足的瓶颈,提高装置的生产灵活性。     

掺炼乙烯裂解重油对延迟焦化的影响

分析了中国石油兰州石化公司炼油厂延迟焦化装置掺炼乙烯裂解重油对原料性质、产物性质及收率、工艺操作条件及加工量的影响。结果表明,在掺炼乙烯裂解重油后,原料密度、黏度和残炭含量均增加,产品中轻油收率下降了0.66个百分点,石油焦收率则增加了2.79个百分点;在相同加热炉进料量下,加热炉出口温度平均值、循环比、炉管压力降和炉膛温度均增大;加热炉分支进料量由52t/h降至48t/h,月平均加工量下降了9000t。     

0.12t/d油页岩干馏炉预热过程中温度分布特性

油页岩干馏炉启动升温过程中,其炉内的温度分布特性对油页岩的预热具有显著影响。干馏炉内气体在固体物料间的空隙内流动十分复杂,难以实现模拟研究。试验结果表明,空炉与填料时水平截面的温度分布变化基本相似,可通过空炉时的温度分布特性来进行近似分析。在进气量12 m3/s、进气比1的工况下,采用LES和RNS模型分别对空炉下干馏段和布气装置的升温过程进行数值模拟,分析干馏段和布气装置内温度及流速的变化。结果表明,布气方式决定炉内不同区域油页岩发生热解的顺序,率先发生热解的油页岩吸热减少,该位置温度加速上升,加剧炉内温度分布不均;加权平均数公式能更加准确反映截面温度不均性;炉内温度分布主要由不同区域的喷嘴加热功率与该区域的流场特性共同作用形成。     

加工改质柴油对乙烯装置的影响

分析了乙烯装置加工改质柴油的可行性及大比例加工改质柴油对乙烯装置的影响。结果表明:采用中国石化石油化工科学研究院中压加氢技术对直馏柴油改质后,其含硫量、芳烃质量分数及芳烃指数均明显下降,链烷烃、环烷烃质量分数增大,裂解性能得到较大改善,可作为乙烯裂解原料;重油炉和轻油炉均能裂解改质柴油,利用现有的蒸汽裂解装置加工改质柴油是可行的;加工改质柴油后,乙烯装置裂解产物中液相产物收率升高,气相产物收率下降,燃料气单耗和装置能耗均增加。     

煤基加氢裂化尾油溶剂抽提脱除多环芳烃的研究

以煤基加氢裂化尾油为原料、糠醛为抽提溶剂,采用溶剂抽提的方法开展了脱除多环芳烃的研究,考察了抽提温度、剂油质量比、抽提级数对抽余油收率及多环芳烃脱除率的影响。结果表明：单级抽提中,随着抽提温度升高或剂油质量比的增大,抽余油的收率不断减小、多环芳烃脱除率不断增大;二级、三级逆流抽提中,所得抽余油中多环芳烃脱除率均大于72.0%、多环芳烃质量分数均小于3.0%、抽余油收率均大于70.0%,同时,抽余油中未被抽提的单环、双环芳烃含量较高,其芳碳率CA均大于10.0%,有助于生产环保型煤基橡胶填充油。     

数控脉冲清洗技术在油田加热炉盘管清洗中的应用

西北油田某卸油站的加热炉经过长时间使用后,因加热原油黏度大,含硫高,造成盘管结垢、堵塞严重,进出口压差变大,热效率明显降低。但生产任务重,允许停炉的时间较短,造成盘管清洗困难。根据对以往加热炉盘管清洗技术与其它先进技术对比分析,本次选择采用数控脉冲清洗技术进行清洗,通过对清洗结果分析评价,该技术属于物理除垢,可以彻底去除管壁油垢等杂质,无污染,单台加热炉清洗时间缩短至1天,能及时恢复生产。对清洗前后加热炉各项参数对比发现,清洗后,单台加热炉热效率提升3%,燃料气节约38 m³/d,实现了节能降耗的总目标。     

减压深拔长周期运行技术分析与应用

分析了影响减压深拔长周期运行的主要因素,结果显示,防止减压炉炉管和减压塔内构件结焦是保证减压深拔长周期运行的关键。利用Petro-SIM流程模拟软件进行计算分析,实现减压深拔安全平稳长周期运行采取的优化操作措施是:(1)将减压炉出口温度控制在424~427℃,以确保最高油膜温度不高于465℃;(2)将炉管注汽总量控制在1.5~2.0 t/h,以保证最高温处炉管内介质的停留时间小于0.7 s;(3)将减压塔洗涤油最小流量控制为不小于140 t/h;(4)注入急冷油,将减压塔塔底温度控制为小于365℃。