低硫船用燃料油调合工艺和稳定性研究

2020年1月1日起IMO(国际海事组织)实施船用燃料油限硫新规,国家燃料油保税政策进行相应调整,国内炼油厂生产低硫船用燃料油积极性提高,分别用低硫常压渣油、加氢渣油、焦化蜡油、催化裂化油浆、溶剂脱沥青油为主要原料生产低硫船用燃料油.某炼油厂利用催化裂化柴油、加氢裂化尾油、加氢常压渣油、澄清油浆和催化裂化回炼油进行了低...     

低成本船用燃料油生产方案研究

船用燃料油主要由减压渣油、加氢渣油、催化油浆、催化裂化柴油等组分通过调合手段生产;通过对高黏调合组分进行热改质以降低其倾点和黏度,可减少轻调合组分的用量,优化生产配方,降低船用燃料油的生产成本。W炼油厂原计划将通过直馏工艺生产的常压渣油作为低硫船用燃料油销售,采用常减压蒸馏-热改质组合工艺小试研究表明：优选合适切割点的减压渣油并对其进行热改质,可使减压渣油运动黏度(50℃)降至380 mm²/s以下;优选低硫调合原料,可以释放全部的直馏柴油及蜡油馏分,降低低硫船用燃料油生产成本。对于以减压渣油、优选重油F及催化裂化柴油为原料直接调合生产船用燃料油的H炼油厂,采用热改质-调合组合技术,可大幅降低减压渣油的黏度和倾点,中试研究结果表明,调合柴油量可以减少50%,大幅提升炼油厂经济效益。     

低硫重质船用燃料油调和中渣油加氢装置优化措施

介绍齐鲁炼油厂在调和RMG180低硫重质船用燃料油过程中,持续优化降低了低硫船燃中加氢渣油占比,提高了催化油浆、回炼油及催化柴油的占比,对渣油加氢装置实施了一系列优化措施。提高了渣油加氢胜利渣油掺入量,确保了低硫重质船燃的出厂量,所产RMG180低硫重质船用燃料油指标达到了中国石化集团公司内控指标要求。同时满足了后序催化裂化装置的原料需求,开拓了低附加值催化柴油的出厂渠道,提升了公司的整体效益。     

陶瓷膜技术净化催化油浆的工业应用

催化油浆的有效利用一直是炼化企业的一大难题。将催化油浆送至焦化装置掺炼已成为普遍做法。随着低硫重质船用燃料油需求增加,为降低低硫重质船用燃料油的调合成本,中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司新建一套200 kt/a催化油浆脱固设施,采用无机陶瓷膜过滤技术净化催化油浆。净化后的油浆可根据硫含量直接调合低硫重质船用燃料油或送至沸腾床渣油加氢装置,浓缩油浆送至焦化装置,无机陶瓷膜过滤技术成功应用于工业实践中。     

固定床渣油加氢装置生产低硫船用燃料油调合组分的工业实践

为把握IMO2020船用燃料油低硫化政策的机遇,加快推进低硫船用燃料油生产规划,中国石化上海石油化工股份有限公司积极布局低硫船用燃料油的生产,利用渣油加氢装置的加氢渣油生产低硫重质船用燃料油,从2018年9月开始进行船用燃料油调合试验油的生产,不断总结和优化低硫重质船用燃料油的生产方案,截止到2020年7月底已累计生产...     

渣油加氢装置在线清洗技术研究

在固定床渣油加氢试验装置上研究了催化裂化柴油(催化柴油)、煤油和催化裂化油浆在线清洗对渣油加氢催化剂活性和反应器压降的影响。首先采用催化柴油对运转中期的渣油加氢试验装置进行72 h在线清洗，结果表明，清洗后再通入渣油时加氢渣油的密度、残炭、硫含量和金属含量都显著降低，金属含量可长时间保持在较低水平。通过大幅提高反应温度模拟后部反应器压降升高现象，再分别采用煤油和催化裂化油浆对装置进行在线清洗，结果表明，使用煤油清洗后再通入渣油时反应器压降会很快再次升高，而使用催化裂化油浆清洗后再通入渣油运行500 h后反应器压降未见上升，说明催化剂结焦导致反应器压降上升的问题可采用高芳香性催化裂化油浆间歇清洗的方式解决。     

一种生产低硫柴油及精制重石脑油的工艺

介绍特定凝析油原料通过加氢反应全馏分脱硫脱氮和物理分离的方法连续稳定地生产出低硫液化石油气、低硫C5、低硫轻石脑油、低硫重石脑油和低硫柴油产品.     

催化柴油改质装置生产新产品技术应用总结

催化裂化柴油(催化柴油)改质装置设计压力高，催化剂活性好，产品质量调整范围大，原设计生产满足LTAG(催化柴油选择性加氢-催化裂化组合生产高辛烷值汽油或轻质芳烃)装置催化裂化单元要求的加氢柴油组分。对装置进行了核算并完善了少量流程，增加了生产低硫轻质船用燃料油(船燃)和车用柴油的流程。通过调整装置进料配比和反应系统操作参数、加注少量助剂，生产出合格的低硫轻质船燃(炉用燃料油)和车用柴油产品。装置功能得到了较大的提升，增加了企业生产低硫船燃和车用柴油的能力，在保持成品油生产优势的基础上，向油转特方向迈进，增强了企业竞争力。     

减黏工艺生产低硫重质船用燃料油的研究

随着国内炼油能力和成品油需求矛盾日益突出,低硫船用燃料油生产成为炼油厂重油平衡以及盈利的关键。目前企业常采用轻质馏分稀释低硫减压渣油来调合生产低硫船用燃料油,存在成本高、盈利能力差问题。利用减黏工艺大幅度降低减压渣油的黏度和倾点,可实现以大比例减黏渣油调合生产低硫船用燃料油。试验结果表明,减压渣油经减黏改质后,降黏率超过90%,倾点降至30 ℃以下,与原调合方案相比,轻质馏分调入量由30.0%降至3.2%,生产成本大幅降低。此外,采用减黏路线生产低硫船用燃料油,降低了渣油加氢装置负荷,使进入催化裂化装置的高残炭劣质组分减少,改善了催化裂化装置进料,综合测算企业效益可增加 7 982 万元/a。由低硫减压渣油经减黏工艺生产低硫重质船用燃料油,对低硫船用燃料油的生产和低硫减渣的高效利用均提供了可借鉴的思路。     

高硫渣油加氢生产低硫重质船用燃料油组分技术开发与应用

高硫渣油深度加氢脱硫过程中,最难脱除的含硫化合物因有侧链取代、空间位阻效应强而最难转化,深度脱硫过程中,催化剂上金属(镍+钒)沉积及积炭均会加快。针对加氢脱金属剂及加氢脱硫降残炭剂分别开展级配比例的研究,结果表明：脱金属率随反应物流在脱金属催化剂上停留时间的增加而增加,脱硫率随反应物流在脱硫降残炭剂上停留时间的增加而增加,但在达到一定停留时间后的增加趋势均明显变缓;所开发的新型渣油加氢脱硫降残炭剂初始加氢脱硫活性不高,随着运行时间的延长活性有所提升并保持稳定。基于级配研究结果及加氢脱金属脱硫剂的特性,开发了新型高硫渣油深度加氢脱硫催化剂级配技术,并在高硫渣油固定床加氢装置上进行了工业应用。结果表明,新型级配催化剂具有良好的加氢脱硫活性及优异的稳定性,该固定床渣油加氢装置在确保催化裂化装置原料供应的前提下能够稳定生产低硫重质船用燃料油调合组分。     

对二甲苯装置炉用燃料供给系统改造

镇海炼化股份有限公司对二甲苯装置建成后,由于进厂原油劣质化,原减压渣油作为炉用燃料不能达到设计工艺包规定的硫含量指标。通过改造炉用燃料供给系统,引催化裂化回炼油作部分炉用燃料,使该装置操作平稳并减少了环境污染;催化裂化装置外甩油浆减少,掺渣量增加。改造后经济效益显著。     

催化裂化原料加氢处理催化剂PHF-311的工业应用

中国石油石油化工研究院针对催化裂化原料预处理所研发的PHF-311加氢催化剂,于2019年9月在中国石油独山子石化分公司1.0 Mt/a蜡油加氢装置上成功应用。标定结果表明,在反应温度358.5℃、反应压力10.9 MPa、氢油体积比699、主剂体积空速0.94 h^-1的工艺条件下,加氢蜡油的硫质量分数为493μg/g,氮质量分数为474.8μg/g,残炭为0.15%,是优质的催化裂化原料;加氢柴油的硫质量分数为6.2μg/g,氮质量分数为30.8μg/g,可作为柴油调合组分。从装置运行情况可以看出,PHF-311催化剂表现出较高的加氢脱硫、脱氮及降残炭活性,能够满足企业对清洁燃料生产的要求。     

MIP技术在提高液体产品收率上的先进性分析

对具有代表性的工业MIP装置与FDFCC装置、FCC装置和TSRFCC装置的液体产品收率进行对比分析。结果表明：无论是以加氢重油还是以加氢蜡油或者是常压渣油为原料,采用MIP工艺时,汽油与液化气产率均较高,而干气与油浆产率较低,液体产品收率较高;与其它同类技术相比,其液体产品收率最少提高2百分点;且MIP技术的汽柴比高,所生产汽油硫含量低、烯烃含量较低而辛烷值与其它技术相当或较高。这主要是由于MIP技术采用具有独特的双反应区的提升管反应器,并在不同反应区内设计了与烃类反应相适应的工艺条件,可强化重油转化能力,减少干气和焦炭产率,从而提高总液体产品收率。     

全自动PALL油浆过滤器的应用

介绍了外甩油浆过滤系统在重油催化裂化装置上的应用情况,该过滤系统以编织烧结不锈钢网作为主体滤芯,过滤效果好,系统能够自动运行,操作简单、稳定,过滤系统的正常运行对催化裂化装置的正常操作没有影响,电厂及炼油装置工艺炉燃烧试验证明,过滤后油浆完全可以作为加热炉燃料油的调合组分,经济效益显著.     

掺炼催化裂化油浆对延迟焦化装置的影响

依托中国石化金陵分公司1.6 Mt/a延迟焦化(简称焦化)装置,研究了催化裂化油浆掺炼比对焦化装置工艺操作、产品分布、产品质量和装置能耗等的影响.结果表明,将油浆掺炼比(w)由5.6％增至12.4％后,装置的汽油、柴油收率降低,蜡油收率提高,焦炭产率提高,焦炭的灰分增加、硫含量降低.油浆掺炼比的增加还会明显增加焦化装置...     

大孔Ni-Mo/Al2O3催化剂上重馏分油加氢脱硫生产低硫船用燃料油

根据浆态床渣油加氢裂化与重馏分油加氢脱硫相结合的工艺生产低硫船用调合燃料油技术路线,采用两种不同大孔结构的Ni-Mo/Al₂O₃加氢脱硫催化剂,以Merey减压渣油浆态床加氢裂化重馏分油产物为原料开展催化剂的加氢脱硫反应性能研究。采用XRD、XRF、N2吸附-脱附、SEM、EDS、Py-FTIR、TG-DTG-DrDTA等方法对两种新鲜催化剂(HDS-A和HDS-B)和硫化后催化剂进行对比分析。实验结果表明,HDS-B因具有更为丰富的比表面积和大孔孔道结构,而表现出优异的重馏分油加氢脱硫反应活性;反应温度为320℃时,HDS-B的脱硫率和脱硫重馏分油硫含量分别达到70.34%和0.36%(w),满足残渣型船用燃料油硫含量低于0.5%(w)的最新标准要求;继续提升反应温度,脱硫重馏分油的硫含量进一步降低。