Endurance催化剂在长庆石化重油催化裂化装置上的应用

由于生产调整,长庆石化公司140×104t/a重油催化裂化装置原料由常压渣油变为全减压渣油,原料密度增大、残炭含量增高,反应生焦量大,制约了装置的加工量。为此,试用了Endurance重油深度转化催化剂。该催化剂在对渣油原料深度转化的同时,可最大量地降低焦炭产率。试用结果表明：Endurance催化剂初活性较高,衰减慢,且持久活性表现良好,抗重金属污染能力强,催化剂性能稳定,一段转化率较好,回炼油量减少;重油裂解能力较强,可以显著提高轻柴油、液化气收率,但汽油产率略有下降;可降低汽油烯烃含量,同时会造成汽油辛烷值的降低（汽油烯烃含量下降约3个百分点,汽油辛烷值下降约1个单位）,对轻柴油、液化气质量基本没有影响;可明显降低催化剂单耗,试用期间,催化剂平均单耗由原来的1.46kg/t原料下降至1.25kg/t原料。     

CDC催化剂在大连石化重油催化装置的应用

由于原油的重质化和劣质化,大连石化公司350×10^4t／a重油催化裂化装置于2008年选用CDC催化裂化催化剂,以增加液体收率、降低油浆产率及汽油烯烃含量。应用结果表明,该催化剂裂化性能良好,可明显提高装置反应深度,并具有明显的降烯烃作用,在达到系统藏量20％的情况下,能降低汽油烯烃含量近10个百分点。     

Ⅱ套RFCC装置进行FDFCC-Ⅲ技术改造后运行情况及分析

洛阳分公司于2008年对Ⅱ套重油催化裂化装置进行FDFCC-Ⅲ技术改造,原有反应再生系统流程不变,新增汽油提升管反应器及副分馏塔系统,改造后重油加工能力为1.4Mt/a,汽油改质加工能力为846kt/a。FDFCC-Ⅲ生产运行期间,混合原料油的密度、残炭、硫含量和重金属含量都低于改造前RFCC的值,性质得到大幅改善;操作参数中,反应温度、回炼比和主风用量大幅降低,剂油比由RFCC时的7.1大幅提高到9.8;产品分布中,总轻质液体收率提高了3.81个百分点,丙烯收率提高了4.16个百分点,但轻质油收率下降了6.44个百分点;粗汽油经改质后,汽油硫含量由0.335%降到0.143%,脱硫率达到57.3%,烯烃含量由37.86%降到12.92%,汽油RON、MON分别提高了4.1和3.8个单位;轻柴油的质量没有明显变化;氢转移反应的程度HTC值为1.16,热裂化反应的程度FTC值为2.94;催化剂单耗为0.7kg/t原料。通过优化原料性质,将再生方式由常规再生改为完全再生,并投用外取热器,灵活调整汽油提升管反应温度,控制汽油进料温度在100～120℃、催化剂混合器温度低于再生剂温度50～70℃、重油提升管反应温度在480～485℃,增加副分馏塔中段到气体脱硫装置溶剂再生塔底重沸器流程等措施,实现节能降耗。     

先进控制技术在催化裂化装置中的应用

洛阳石化1.4Mt/a催化裂化装置,原料为加氢蜡油中掺炼30%的减压渣油,由于渣油中硫、重金属和沥青质含量高,造成产品收率和产品质量波动,且设备腐蚀严重,对催化裂化装置平稳操作提出挑战。实施先进控制系统(APC)以后,装置关键被控变量的控制更为平稳,主要操作参数的标准偏差均降低20%以上,减轻了操作人员的工作强度。分馏单元平稳控制得到有效提高,反应-再生单元对分馏单元的冲击和影响平稳过渡,同时确保了稳定汽油和轻柴油的产品合格率。吸收-稳定单元控制优化更加合理,干气中C_3~+组分,液化气中C2-和C5+组分含量均得到有效控制,稳定汽油饱和蒸汽压合格率得到提高;解吸塔底再沸器热源优化,解吸塔底温度稳定性变好,减少1.0MPa蒸汽消耗1.2t/h。高价值产品汽油收率提高,轻油液收达到86.27%,提高2.43个百分点,装置综合能耗下降2.77kg标油/t。     

大连石化干气制乙苯装置催化剂运行状况分析

大连石化10×104t/a催化裂化干气制乙苯装置,是目前世界上唯一一套采用催化裂化干气制乙苯第二代技术并保持长周期运行的大型装置。乙苯装置烷基化单元包括烷基化/烷基转移反应部分、吸收稳定部分,采用固定床反应器。其中,烷基化反应器采用多段冷激式,催化干气不需特殊精制、不需加压,分段直接进入反应器,反应温度、压力较低,乙苯收率较高。对2007年8月～2009年1月期间R-103/R-104催化剂运行数据分析看出:大连石化乙苯装置目前采用的3884A1型和3884B型气相烷基化催化剂,以及3884A2型气相烷基转移催化剂,能够满足技术指标及生产需要;同时,从原料催化干气品质、原料苯品质、催化干气进料量、反应温升控制与调节等方面进行总结,对指导装置运行、了解催化裂化干气制乙苯第二代技术的工业化应用,具有现实意义。对气相烷基化催化剂、气相烷基转移催化剂再生工艺的阐述,以及影响催化剂再生周期因素的分析,为干气制乙苯装置长期稳定运行提供借鉴。     

FDFCC-Ⅲ技术在洛阳石化催化裂化装置改造中的应用

为了适应多产丙烯和降低汽油烯烃含量的需要,2008年中国石化洛阳分公司对2号催化装置实施了FDFCC-Ⅲ(双提升管催化裂化)技术改造,并于2009年5月20日将原料切换为全加氢蜡油。改造主要内容为:应用新型预提升、高效进料喷嘴、粗旋-单级软连接等多项新技术,新增副分馏塔,采用新型高效浮阀塔盘,对反应-再生系统和产品分馏系统进行改造。改造基本达到了预期目标(采用加氢原料):①原料和操作条件达到了FDFCC-Ⅲ技术的要求;②液化气收率、总液体收率、丙烯收率分别提高了7.02、8.39、4.16个百分点,干气产率降低了1.79个百分点;③粗汽油改质后,汽油硫含量由0.066%降至0.042%,烯烃含量由36.56%降至12.32%,辛烷值(ROM)由83提高到了87;④装置能耗从63kg标油/t原料降至55kg标油/t原料,催化剂单耗从0.8kg/t原料降至0.6kg/t原料。     

流程模拟技术在催化裂化装置上的应用

催化裂化装置是石油加工过程中重要的二次加工装置,主要是使重质油品在高温和催化剂的作用下发生裂化反应,转变为干气、液化气、汽油和柴油等产品的过程。一般由反应-再生系统分馏系统、吸收-稳定系统三个部分组成。使用AspenPlus流程模拟软件建立催化裂化装置流程模拟模型,通过模型对装置的分馏部分和吸收稳定部分进行分析、诊断,研究分馏塔顶循油量对产品的影响,一中回流量对产品质量的影响,富吸收油对柴品质量、产量的影响,补充吸收剂对干气中C_3~+含量的影响,解吸塔底温度与解析气量和产品质量的关系,吸收稳定系统稳定塔回流比与产品质量的关系,并提出相应的优化调控措施,降低装置能耗,增加操作弹性。目前,流程模拟技术已在中国石化所属25套催化裂化装置上推广应用,合计实现装置挖潜增效6700余万元,实现装置节能降耗的同时也取得了可观的经济效益,提高了中国石化催化裂化装置的精细化操作水平和管理水平。     

重油催化裂化装置增产汽油的措施

催化裂化汽油是车用汽油的主要来源,催化裂化作为石油的二次加工单元,承担着掺炼渣油、重质油轻质化的任务。锦西石化公司1.80Mt/a重油催化裂化装置,采用多种措施增产汽油,包括:改善原料油性质,掺炼脱氮焦化蜡油降低原料油中氮含量;使催化剂保持较高活性,减少催化剂生焦;优化操作参数。与LV-33催化剂相比,RICC-3催化剂具有较好的大分子裂化能力,孔体积和比表面积分别增加0.03m L/g和23m2/g,微反活性提高2个单位。优化操作参数,如优化反应-再生系统的工艺操作参数,反应温度从500℃提高到502℃,强化催化裂化反应,严格控制分馏和吸收稳定系统的操作条件,拓宽汽油馏程,干点从191℃提高到197℃,蒸汽压从55k Pa提高到57k Pa,轻油收率增加0.74个百分点,总液体收率增加1.3个百分点,油浆和焦炭收率相应减少0.51和0.43个百分点,汽油收率提高0.98个百分点,辛烷值提高0.8个单位,经济效益良好。     

优化原料及操作参数提高重油催化裂化装置产品收率

随着重油催化裂化装置处理量的提高,提高产品总液收已成为亟待解决的问题,因此针对装置加工原料和相关操作参数进行了优化调整.利用减压侧线油掺混到催化原料中,掺混比例控制在15％～20％(质量分数),使原料残炭值明显降低,保持在5％以下,同时铁、镍、钒等重金属含量均有所降低.最佳催化剂微反活性控制在64～68之间,相应提升管出口反应温度控制在513～515℃之间.采用活性和稳定性更好的LDO-75型催化剂代替原来的LVR-60R型催化剂,解决了催化剂跑损问题.运行结果表明,产品总液收均值达到83.74％,较优化调整前提高2.94个百分点,其中汽油收率提高2.45个百分点,柴油收率降低0.03个百分点,液化气收率提高0.52个百分点;反应生焦率均值降低1.63个百分点,油浆产率均值降低1.01个百分点,干气产率降低0.3个百分点;2011年装置新增产值4238万元.     

延迟焦化汽油回炼至催化裂化提升管探讨

将延迟焦化汽油后续加工流程由柴油加氢精制改至催化裂化装置提升管进行加工,一方面可提高汽油池辛烷值和催化裂化装置轻液收,另一方面可降低全厂氢气消耗。但在生产流程改造后加工存在一些问题,因为操作原因,会导致气压机发生喘振故障,影响催化剂流化,造成反应温度以116.25℃/h的速率降低到460℃,发生装置联锁停止进料异常事故;延迟焦化汽油回炼比例提高1个百分点,催化裂化稳定汽油辛烷值下降0.26个单位、催化裂化稳定汽油硫含量增加30.5mg/kg。解决方案如下:针对性研究压机操作,并组织培训事故预案;调和汽油时,提前考虑到对汽油池影响,避免出现产品不合格情况;S Zorb装置提高反应温度和吸附剂加入量。经过上述措施,解决了生产中出现的问题。对改造后的装置物料平衡进行了核算,汽油收率为57.38%,液化气收率为26.67%;焦化汽油经过提升管裂解后,原油每吨利润增加303.62元。     

法国Prime-G^＋汽油加氢技术在锦西石化催化汽油加氢脱硫装置的应用

法国Axens公司的Prime—G^＋是采用固定床双催化剂的加氢脱硫技术,催化裂化全馏分汽油脱硫率可达到98％,满足生产超低硫规格汽油的要求,具有烯烃饱和量少、辛烷值损失小、液收率高、同步脱臭等特点。锦西石化120×10^4t／a催化汽油加氢脱硫装置采用该技术后,产品标定数据表明,轻汽油（LCN）硫含量分别为42．8μg／g和63μg／g,满足设计值不大于65μg／g的要求,满足京Ⅳ汽油标准;混合产品辛烷值较原料辛烷值分别下降0．9和1个单位,符合辛烷值损失不大于1,5个单位的要求;二烯烃数据满足加氢脱硫反应器进料二烯烃体积分数小于2％的标准;混合产品收率100．01％．瓦斯收率0．1726％,含硫气体收率0．08％;能耗标定分别为18．99kg标油／t和18．59kg标油／t,小于设计值19．1kg标油/t;在满负荷条件下装置运行较为平稳。MCN组分没有单独抽出,造成HCN产品硫含量略偏高。     

LIP-100催化剂在重油催化装置的工业应用

介绍了MIP装置配套催化剂LIP-100在中国石油锦西石化分公司1.80Mt/a重油催化裂化装置上进行工业试验的情况。标定结果表明,与LV-33催化剂相比,LIP-100催化剂的重油产率降低0.47%,总液收提高了0.9个单位,汽油研究辛烷值增加1.6个单位,丙烯产率明显增加,显示了很强的抗重金属污染和抗碱氮污染能力,并改善了裂化反应的焦炭和干气选择性。     

节能减排技术在乙烯装置上的应用

介绍了上海石油化工股份有限公司乙烯装置节能减排技术改造的情况：①利用先进裂解技术对落后的裂解炉进行扩能改造;②采用专利技术降低排烟温度;③利用扭曲片管技术降低金属管壁的结焦速度;④采用干式气柜回收技术减少火炬气的燃烧排放;⑤应用先进控制技术优化操作;⑥应用凝液回收技术节约用水。经过改造,裂解炉燃料总量节省了3%;火炬气回收系统每年可回收相当于3×104t液化石油气的燃料气;装置运行平稳;节水效果明显。     

3Q5Mt／a重油催化裂化装置加工渣油加氢尾油的影响及分析

大连石化3．5Mt／a重油催化裂化装置2008年8月开始加工RDS尾油。掺炼RDS尾油后,原料变重．轻组分含量下降;干气收率基本相当,液化气、柴油收率增加,汽油、油浆收率下降,轻油收率下降,总液收增加;虽然原料中硫含量增加,但产品中硫含量均下降,烟气、焦炭中硫含量上升,外送含硫污水中硫含量下降,产品中的硫主要集中在油浆中,大大降低了后续脱硫装置的负荷,有利于产品质量提升;加工RDS尾油有利于装置降低能耗,综合能耗下降1．76kg标油／t;由于原料中污染物含量以及产品中硫含量下降,从而减少了催化剂消耗,降低了后续精制工序的操作难度,使液碱与脱硫剂消耗大幅下降。如何降低催化原料中的硫含量和氮含量,并使原料中的硫、氮不以SO2、NOx的形式排放到大气,而是将其转移到产品中。以减少对大气的污染,是今后工作中的主要任务。     

溶剂再生装置的流程模拟与优化

天津石化1号溶剂再生装置,设计处理能力310t/h,主要处理来自两套焦化液化气脱硫塔、1号焦化干气脱硫塔、2号焦化干气脱硫塔以及气体分馏装置的富液和瓦斯脱硫塔的富液。以该装置为研究对象,应用流程模拟软件,建立稳态流程模拟模型。利用此模型,对影响装置能耗的参数进行灵敏度分析,研究塔压力、热负荷、进料位置、进料温度、回流比等参数间的相互关系,并以模型为指导,以节能和经济效益最大化为目标,对装置进行优化调整:将胺液浓度由32%提高至38%,再生塔回流比(质量比)由设计值1.91降低至1.0,塔顶压力由0.12MPa降低至0.10MPa,回流温度由44.7℃提高至50℃,既保证塔顶酸性气浓度达标,贫液硫含量也能满足脱硫系统需要。通过调整优化,使再生塔的蒸汽耗量明显降低,节约蒸汽6t/h,溶剂再生装置每月节电2.5×104kW.h,每年创造经济效益771万元。     

Z-18催化分子筛抗焦活化剂在TSRFCC的工业应用

长庆石化公司140×104t/a两段提升管催化裂化装置由于催化原料重、残炭值高,致使装置加工量和轻质油收率下降,焦炭和干气产率上升,为此,在装置试用Z-18催化分子筛抗焦活化剂,试用时间为2010年4月9日～5月6日,加注总量为12t。试用后,原料残炭平均含量由5.79%降至5.57%,平均密度由0.916g/cm3降至0.910g/cm3;平衡催化剂筛分组成、物理特性、重金属含量以及活性基本保持不变,同时流化也正常;操作条件与试用前基本相同;催化加工量由4057t/d提高至4102t/d,干气烧焦及损失由15.24%降低至14.65%,总液收由78.17%提高至79.63%,油浆产率由6.64%降低至5.72%;轻柴油性质未发生明显变化;汽油烯烃含量稍有降低,芳烃含量略有增加,RON降低0.14,但MON增加0.33;液化气性质没有明显变化,但丙烯含量由34.08%降至33.28%。