柴油加氢裂化催化剂运行问题及对策

某石化公司1.2 Mt/a柴油加氢改质装置由于受反应和操作条件影响,催化剂运转周期出现了较为严重的问题。针对第一周期运行期间精制催化剂及裂化催化剂失活速度较快的问题,通过对装置原料、操作波动及生产工艺参数的对比,详细分析了装置运行过程中造成催化剂活性损失的原因,并提出提高压缩机运行可靠性、优化原料配比减少生产波动、改造催化剂床层卸料管口解决床层偏流问题、均衡裂化床层温度实现催化剂失活速率一致等应对措施,最终保证了装置的"安稳长满优"运行。     

汽柴油加氢装置催化剂性能考察及长周期运行操作优化

为了适应柴油产品质量升级需求,中国石化塔河炼化公司2号汽柴油加氢装置采用中国石化石油化工科学研究院开发的RS2100/RS2110超深度加氢脱硫催化剂新鲜剂和中国石化大连（抚顺）石油化工研究院开发的FHUDS系列催化剂再生剂,处理焦化汽油、焦化柴油和常二线柴油的混合原料,得到的精制柴油硫质量分数为3.2 μg/g,氮质量分数为0.67 μg/g,多环芳烃质量分数为2.9%,十六烷值为52,闪点（闭口）为68 ℃,满足国Ⅵ柴油质量升级的要求。装置运行不到一年,催化剂失活速率大于24.0 ℃/a,而后通过调整两台反应器的温度分布、原料组成和产品硫含量,使催化剂失活速率小于14.4 ℃/a,反应器床层最高温度不大于390 ℃,反应器压差维持在0.4 MPa,催化剂稳定性较好,能够满足装置长周期运行的要求。     

蜡油加氢处理装置长周期运行影响因素分析

某公司3.2 Mt/a蜡油加氢处理装置加氢蜡油硫含量及反应器第一床层压差持续上升,运行末期加工负荷降至340 t/h,反应温度升至413℃,加氢蜡油硫质量分数持续高于0.5%(设计值小于0.35%),反应器第一床层压差0.35 MPa(设计值小于0.3 MPa)。为避免下游装置腐蚀加剧及反应器内构件损伤,装置运行43个月后进行停工撇头。对催化剂失活、第一床层压力降上涨、高压换热器内漏等问题进行了探讨分析,提出了强化原料油管理、稳定工艺操作、改善床层温度分布、优化催化剂级配以及根据金属沉积量调整反应苛刻度等措施,保障了装置长周期运行,满足了"四年一修"的需求,避免了装置运行期间停工撇头。     

蜡油加氢催化剂失活分析

介绍了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2.2 Mt/a蜡油加氢处理装置催化剂失活现象,从催化剂组成和操作因素两方面对床层温升下降和催化剂活性下降原因进行了分析,发现再生剂FF-24比例较大,约为59.8%;原料油组分重,终馏点700℃以上;脱沥青油品质差;床层结焦等都是影响催化剂失活的因素,最主要的原因是再生剂比例大和原料油组分重。催化剂失活后,装置将反应温度从360℃提高至385℃,气油比从780提至830,但均达不到理想效果,因此采取更换催化剂解决此问题,并将换下的催化剂送中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院(FRIPP)分析。FRIPP分析催化剂失活原因为反应器入口温度低,再生剂FF-18无使用价值,原料油品质差。     

操作波动对柴油加氢改质催化剂活性的影响及应对措施

针对中国石油克拉玛依石化公司1.2 Mt/a柴油加氢改质装置上周期运行过程中操作波动引起加氢改质催化剂失活的问题,对引起操作波动的原因及波动前后催化剂活性的变化特点进行了分析,断定催化剂失活主要是由于反应条件波动及恢复过程中精制油氮含量超标所致。通过技术攻关,解决了新氢机、循环氢机运行过程中频繁发生的气阀异响及填料泄漏问题,将设备原因导致的操作波动数量由上周期5次降低为本周期1次。通过优化原料配比,解决了混合原料性质不稳定而造成催化剂床层温度波动问题。针对操作波动后的恢复阶段,提出采用低氮油置换、精制床层优先提温、低空速运行等措施,重新恢复了催化剂的活性,保证了装置的安全平稳运行。     

柴油加氢改质装置催化剂烧结原因分析

中石油克拉玛依石化有限责任公司1.2 Mt/a柴油加氢改质装置反应器催化剂床层在正常运行过程中存在热点温度,第四床层后精制剂床层出口的径向温差15~20℃,严重影响装置日常平稳操作以及产品质量。通过分析改质反应器催化剂床层出现热点温度以及催化剂烧结的原因,发现原料性质变化、循环氢压缩机故障、人为误操作、催化剂装填、反应器卸料管的设计缺陷等都会对催化剂床层温度分布产生影响,造成催化剂飞温、烧结等现象。采取催化剂床层卸料管口封堵、控制装剂质量、操作中稳定原料配比、加强循环氢压缩机的维护及加强人员操作技术水平等措施后,催化剂各床层温差不超过5℃,取得较好的效果,确保了装置的长周期安全平稳运行。     

催化装置MIP改造后反应温度波动原因分析及改进

针对青岛石油化工有限公司1.4 Mt/a重油催化裂化装置MIP技术改造后提升管第一反应区温度大幅波动的问题，对催化剂性质及再生催化剂流化状况进行分析，通过采取提高第二再生器床层料位高度、改进松动位置及松动风量的措施来改善大密度催化剂的流化状况。采取改进措施后，再生滑阀压降波动范围明显降低，反应温度大幅波动现象消失，总液体收率较改进前增加了0.85个百分点。     

DHC-39加氢裂化催化剂的首次国内器外再生

中国石化金陵分公司加氢裂化装置使用的DHC-39型加氢裂化催化剂由温州市瑞博催化剂有限公司进行了器外再生。使用再生后的催化剂装置运行情况良好，床层平均反应温度为394．2℃；平均液收达到96．7％；目的产品的收率为72．34％；连续运行352天，床层平均温升系数仅为0．026℃／d，各产品质量稳定。数据表明，经过国内器外再生的催化剂各项性能均达到或超过了国外再生剂，说明该催化剂的首次国内器外再生是成功的。     

流化催化裂化专题讨论摘要

一、催化剂的高温再生当再生床层温度超过704℃时,催化剂会不会严重失活? 1.有一套装置的再生器密相床层经常在718℃下操作,未发现催化剂非正常的失活。 2.有好几套是在732℃右左操作的,按微型活性试验的结果,未发现催化剂活性下     

DCC装置再生斜管流化不稳定原因分析

结合流化基本理论和装置运行情况,对中海石油宁波大榭石化有限公司2.2 Mt/a催化裂解(DCC)装置再生斜管流化不稳定,导致反应温度波动大、斜管振动大的问题进行了分析,认为斜管流化不稳定的主要原因是斜管入口携带气体量过多和斜管松动点设置不合理导致催化剂在斜管内呈现鼓泡床流化。通过对脱气罐进行改造、提高再生器床层藏量、降低脱气罐氮气量、优化斜管松动点布置、控制平衡催化剂中细粉含量等措施,提高了脱气罐脱气效果,降低了斜管催化剂携带气量,再生斜管流化得到了明显改善,反应温度最大波动幅度由±5℃降至±2℃,再生斜管振幅由5～6 mm降至1～2 mm,为装置高效长周期运行提供了基本保障。     

催化裂化装置再生立管流化问题分析

某0.8 Mt/a催化裂化装置再生立管存在催化剂输送不畅的问题,造成反应温度大幅度波动,严重影响装置长周期运行。通过对再生线路的推动力和阻力,以及立管内气固混合参数的计算,判断立管内催化剂流态为鼓泡流态。分析影响再生立管流态的主要因素:平衡剂堆积密度大,碳、铁和钙等元素含量高,造成床层最大稳定膨胀率减小。再生催化剂携气量和松动蒸汽量大,造成立管内气泡含量增大,阻碍催化剂平稳下料。针对上述问题采取了一系列措施,包括优化原料组成、调整工艺参数、降低松动蒸汽量等,再生立管流化工况显著改善,保障了装置的平稳运行。     

裂解汽油二段加氢DZCⅡ-1催化剂工业应用

在中国石油大庆石化分公司12万t/a裂解汽油加氢装置中,以DZCⅡ-1催化剂为二段加氢催化剂,在入口温度为225℃,反应压力为5.0 MPa,氢油比(体积比)约为500,催化剂床层温升约为35℃,反应器压差为14.0~16.0 kPa,平均进料量为12.5 t/h,入口双烯值不大于0.01 g/g的条件下,进行了加氢汽油的工业化生产。结果表明,装置经33个月的运行,反应器入口温度为235~245℃,压差控制在16.0~17.0 kPa,产品溴价为(0.01~0.50)×10-2g/g,各工艺参数与投用初期的基本一致。     

2.2Mt/a蜡油加氢催化剂失活原因分析及对策

针对中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2.2 Mt/a蜡油加氢装置反应器第二周期催化剂失活较快的问题,对催化剂物性及装填、原料组成、操作条件、失活催化剂剖析等方面进行了分析,发现在原料劣质化、反应苛刻度较高的条件下,催化剂脱硫率由87%降至70%不是由工况突变引起的,而是由于缓慢失活。结合第一周期催化剂失活原因和分析结果,导致第二周期中一床层(保护剂)压力降上升的原因是FF-18再生剂性能不佳、原料干点过高和保护剂金属沉积;导致第二周期中主催化剂活性下降的主要原因是催化剂积炭和金属沉积。为保证装置第三周期平稳运行,配合分公司生产国Ⅳ油品,在原料控制、保持平稳操作条件和产品监控等方面提出了相应的对策。     

喷气燃料加氢装置器外再生FH-40 B催化剂的工业应用

在中化泉州石化有限公司1.75 Mt/a喷气燃料加氢装置上考察了器外再生FH-40 B催化剂的工业应用情况。结果表明:FH-40 B催化剂经器外再生后,其孔体积、比表面积、压碎强度、硫含量和碳含量等指标恢复较好,满足催化剂再生协议要求;在装置进料量为208.8 t/h,反应器入口温度和压力分别为275.3℃,1.809 MPa的操作条件下,喷气燃料产品含硫醇硫量和含总硫量分别为4,870μg/g,其他指标均满足GB 6537—2006标准要求;装置运行210 d,催化剂的床层压力降增加约24 kPa,再生催化剂失活速率为0.114 kPa/d。     

FHUDS-5/FHUDS-6催化剂在柴油深度加氢脱硫装置的工业应用

中国石化镇海炼化分公司新建的3.0 Mt/a柴油加氢装置采用中国石化大连（抚顺）石油化工研究院研发的FHUDS-5/FHUDS-6柴油深度加氢脱硫催化剂。从催化剂的标定结果来看：精制柴油硫质量分数在4.8 μg/g左右,氮质量分数不大于0.5 μg/g;多环芳烃质量分数平均降低了约20百分点,十六烷值平均提高4.1个单位,说明FHUDS-5/FHUDS-6催化剂脱硫、脱氮活性高、芳烃饱和以及十六烷值增值能力强。从装置15个月的运行情况来看,催化剂失活速率为0.8 ℃/月（1月按30天计）,床层最高点温度不大于370 ℃,反应器压差不大于0.1 MPa,表明FHUDS-5/FHUDS-6催化剂具有较好的稳定性,能够满足装置长运行周期的要求。     

3.2 Mt/a加氢处理装置长周期运行评价与潜能分析

 为进一步提高装置运行水平,对国内某炼油厂3.2 Mt/a蜡油加氢处理装置的长周期运行情况进行评价与分析。简要阐述该装置第一运行周期出现的问题,并提出相应对策。该装置在第一周期运行中催化剂平均失活速率为0.026 ℃/d,第一床层压降上升速率为9.9×10-5 MPa/d,第一周期结束时高压换热器垢阻为1.2×10-3 m2.K/W。综合考虑失活模型预测的催化剂寿命、反应器压降上升速率以及高压换热器结垢状况,预测出下一周期该装置的运行时间将可达到1 417天。     

4.1Mt/a柴油加氢装置国Ⅴ标准长周期潜能分析

研究了国Ⅴ柴油质量标准下,国内某4.1Mt/a柴油加氢装置长周期运行潜能。根据催化剂反应温度工业数据,测算该装置一反催化剂平均失活速度0.0306℃/d、二反催化剂平均失活速度0.0284℃/d。一反、二反床层压降上升趋势平缓,压降不会成为装置长周期运行的制约因素。对高压空冷腐蚀情况进行测算,高压空冷的腐蚀系数Kp值为0.24,空冷入口流速2.52m/s,出口流速2.00m/s,管束内平均流速1.43m/s。综合以上分析认为:该柴油加氢装置长周期运行时长可达1364天。     

润滑油加氢装置运行末期的生产状况分析

针对润滑油加氢装置运行末期，由于无法掺炼加氢裂化尾油，原料性质发生较大改变，导致加氢裂化精馏塔塔底油氮含量超标、基础油倾点不合格以及加氢裂化反应器内催化剂床层出现热点等问题，采取了提高加氢裂化、异构脱蜡反应温度及采用减二线蜡油等相关措施，使加氢裂化精馏塔塔底油满足异构脱蜡单元对进料氮质量分数不大于2 μg/g、异构脱蜡系统减压塔塔底基础油倾点不高于-15 ℃的指标要求，加氢裂化反应器热点未出现。     

工业加氢催化剂活性的在线评价方法

以中海油惠州石化有限公司4.0 Mt/a加氢裂化装置为例,把初期催化剂的活性设定为催化剂活性的评价基准,用催化剂床层平均温度的实时变化量描述催化剂活性的动态变化,提出了一种在线评价加氢精制催化剂和加氢裂化催化剂活性的方法,从而实现加氢工艺中催化剂活性的实时监控,达到合理利用催化剂效能、提高装置经济效益的目的。应用表明,该方法能直观地展现加氢催化剂活性的实时动态,计算出催化剂失活速率,为生产调整提供参考依据。     

杜邦IsoTherming液相加氢技术在3.75Mt/a柴油加氢装置的工业应用

中化泉州石化有限公司3.75 Mt/a柴油加氢精制装置为目前国内规模较大的柴油液相加氢装置,采用杜邦IsoTherming柴油液相加氢技术。该技术具有能耗低、催化剂床层温升缓和、装置安全性高等显著特点。工业运行实践表明:加工处理直馏柴油、催化裂化柴油、焦化柴油和焦化石脑油的混合油时,在反应器入口压力8.0～9.2 MPa、床层加权平均温度371～376℃、循环比0.86～1.25等工艺条件下,可以生产硫质量分数不大于10μg/g、十六烷值大于51、闪点不小于60℃的柴油,满足国Ⅵ标准要求;催化剂失活速率较低,可以满足装置长周期运行的要求。改造后,装置运行平均能耗仅为229.6 MJ/t,经济效益明显。