蜡油全液相加氢技术的工业应用

中海油惠州石化有限公司二期项目2.6Mt/a蜡油全液相加氢装置于2017年建成投产。该装置采用杜邦公司的IsoTherming全液相加氢技术设计,是国内首套采用全液相加氢技术的蜡油加氢装置。经过两年多的运转,该装置虽然经历多次开停工,但仍表现出较好的操作便利性和经济性。装置运行2年多后的标定结果表明：对于硫质量分数大于2.7%、氮质量分数大于500 μg/g的沙特中质原油减压蜡油原料,加氢蜡油产品的硫质量分数小于1 000 μg/g、氮质量分数小于 100 μg/g,均满足催化裂化装置对进料的要求;装置标定期间的综合能耗为274.63 MJ/t,不但低于传统滴流床蜡油加氢装置,而且优于装置设计指标;装置整体运行情况达到设计要求。     

PHF柴油加氢精制催化剂生产国Ⅴ柴油工业应用

PHF超低硫柴油加氢精制催化剂在中国石油天然气股份有限公司辽阳石化分公司(辽阳石化)和大连石化分公司(大连石化)两套柴油加氢精制装置成功实现国Ⅴ柴油长周期稳定运行。辽阳石化1.2 Mt/a柴油加氢精制装置以直馏柴油为原料,硫质量分数为1 400~2 700μg/g,在反应压力为6.0~7.0 MPa、平均反应温度为301~336℃、空速为1.0~1.5 h~(-1)、氢油比为500~800的条件下,精制柴油硫质量分数小于10μg/g。大连石化2.0 Mt/a柴油加氢精制装置以直馏柴油、催化裂化柴油和渣油加氢柴油为原料,硫质量分数为1 600~2 500μg/g,在反应压力为7.5~7.6 MPa、平均温度为339~352℃、空速为1.2~1.4 h~(-1),氢油比为250~350的条件下,精制柴油硫质量分数小于10μg/g。通过对两套工业装置运行情况进行总结,为我国现有柴油加氢精制装置生产国Ⅴ柴油提供了经验和借鉴,也可为将来新建柴油加氢装置提供技术参考。     

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。     

2.20Mt/a连续液相柴油加氢装置首次开工总结

由中国石化工程建设有限公司、中国石化石油化工科学研究院、石家庄炼化分公司和安庆炼化分公司共同开发的连续液相加氢技术是中国石化"十条龙"攻关项目之一,具有产品质量好、装置投资低、能耗低等优点。安庆炼化分公司2.20 Mt/a连续液相柴油加氢装置以常减压装置的直馏柴油和焦化装置的焦化柴油为原料,在高温高压、氢气以及催化剂的作用下脱除原料中的硫、氮等杂质,生产出硫质量分数低于50μg/g的优质柴油产品。详细介绍该装置的工艺流程、特点及首次开工的过程,对开工过程中存在的问题进行了分析,为后续采用连续液相加氢技术的柴油加氢装置的开工提供借鉴。     

全馏分催化裂化汽油选择性加氢脱硫技术在加氢装置改造中的应用

采用中国石化石油化工科学研究院开发的催化裂化汽油选择性加氢脱硫（RSDS-II）技术,将某石化公司原有的一套 0.3 Mt/a喷气燃料加氢精制装置改造为0.2 Mt/a催化裂化汽油选择性加氢装置,用不切割方案,氢气一次通过工艺,生产出可满足国Ⅳ汽油调合组分要求的精制汽油产品,精制汽油硫质量分数小于100 μg/g、硫醇硫质量分数小于20 μg/g,研究法辛烷值损失小于1个单位。     

柴油加氢装置FHUDS-10催化剂工业应用

为了逐渐实现五年一检修的目标,中国石油化工股份有限公司金陵分公司3.0 Mt/a柴油加氢装置采用新型高活性、高稳定性FHUDS-10催化剂,从总流程角度优化装置进料量和反应器入口温度,以满足精制柴油质量和产量的需求。装置运行6个月后,对装置进行了标定。标定结果显示：原料的催化裂化柴油加工比例为17.60%,终馏点366℃,氮质量分数158μg/g,硫质量分数1.10%;精制柴油的密度0.845 8 g/cm³,硫质量分数5.8μg/g,氮质量分数0.5μg/g,完全满足国Ⅵ柴油的质量标准。装置已经稳定运行超过1 a,通过优化操作条件,反应器入口温度仍可降至较低温度,充分体现了FHUDS-10催化剂具有良好的活性和稳定性。     

RSS-2催化剂在航煤加氢装置上的应用

介绍了RSS-2催化剂在中国石油兰州石化公司航煤加氢装置上的应用情况,结果表明,以常减压装置常一线直馏煤油为原料,在进料量71.4t/h、反应器入口温度278.5℃、入口压力3.72MPa、空速3.72h~(-1)、氢油比181的工艺操作条件下,经加氢反应、分馏、脱除硫化氢后,精制航煤中硫质量分数由138μg/g降至3μg/g,脱硫率达到97.83%,碱性氮质量分数由2.71μg/g降至0.12μg/g,脱碱氮率达到95.57%,产品质量满足3号喷气燃料的质量标准;为满足低凝柴油的生产要求,在常一线直馏煤油中掺炼常二线,在常二线占混合原料质量分数从25%增加到50%时,混合原料中硫质量分数可降至20μg/g以下,满足国Ⅳ低凝柴油的调和要求,说明该催化剂具有良好的加氢脱硫、脱碱氮效果。     

高稳定性超深度脱硫催化剂RS-3100在柴油加氢装置的工业应用

RS-3100催化剂是中国石化石油化工科学研究院开发的高稳定性超深度加氢脱硫催化剂,首次在中国石化九江分公司1.20 Mt/a柴油加氢装置进行了工业应用.该装置于2020年4月一次开车成功,加工焦化汽柴油、催化裂化柴油和直馏柴油的混合原料,产品柴油硫质量分数小于10μg/g,多环芳烃质量分数小于7％,达到了国Ⅵ车用柴油...     

Prime-G^＋催化裂化汽油加氢脱硫技术的应用

为使出厂汽油硫含量满足北京市地方标准DB11／238-2007要求,中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司国内首家采用法国Axens公司Prime-G^＋技术,新建处理能力为0．75Mt／a催化裂化汽油加氢脱硫装置,并于2008年5月投产。工业运行实践表明,装置操作简便,运行平稳,加工处理硫质量分数不超过120μg／g的催化裂化汽油,处理后硫质量分数为19μg／g,辛烷值损失为0．4。     

柴油质量升级技术方案优化研究

国内某炼油厂柴油产品产率和密度均偏低,导致全厂仅能生产调合硫质量分数低于350μg/g的国Ⅲ标准车用柴油产品.根据柴油国Ⅴ质量升级的需要,对该厂现有0.80 Mt/a加氢改质和0.15 Mt/a柴油加氢精制装置进行加工方案优化,使其具备生产硫质量分数低于10 μg/g的国Ⅴ标准柴油产品的能力,增加-20号、0号柴油产品产量.采用FRIPP开发的加氢改质降凝工艺技术（FHIW）对两套加氢装置的原料进行优化调整,结果显示：生产-20号柴油方案时,使用两套加氢装置分别加工四组分混合油和直馏轻柴油的柴油产率为90.71％,较五组分混合油一起加工提高1.81％;生产0号柴油方案时,使用Ⅰ套加氢装置加工五组分混合油柴油产率为97.20％,较Ⅱ套加氢装置提高1.95％.     

FHUDS-6超深度加氢脱硫催化剂在3.0Mt/a柴油加氢装置上的工业应用

中国石化茂名分公司3.0 Mt/a柴油加氢装置选用常规滴流床加氢技术,并采用中国石化抚顺石油化工研究院研制的FHUDS-6催化剂。标定结果表明:装置运行期间,各设备运转正常,生产的精制柴油产品硫质量分数为5μg/g左右,柴油产品能够满足硫质量分数不大于10μg/g的国Ⅴ排放标准要求。     

柴油液相循环加氢技术的工业应用

中国石油长庆石化公司1.4 Mt/a柴油加氢脱硫装置采用柴油液相循环加氢(SRH)技术,工业运行实践表明:处理直馏柴油和FCC柴油的混合油时,在反应器入口压力9.0~10.0 MPa、循环比1.35、反应器入口温度360~375℃等工艺条件下,可以生产硫质量分数不大于10μg/g、满足国Ⅴ要求的柴油,催化剂失活速率较低,可以满足长周期运行的要求。装置标定能耗仅为267.1 MJ/t,经济效益明显。     

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。     

S Zorb装置加工C5抽余油总结

为将C₅抽余油作为汽油调合组分,在某公司1.5 Mt/a的催化裂化汽油脱硫装置上新增了C₅抽余油加氢反应系统。投入运行后,该系统出现了精制汽油硫质量分数超20μg/g、新增固定床加氢反应器入口温度波动大和精制汽油蒸气压超标的问题。分析原因后,采取了调整C⁺₅抽余油加氢系统投用方案,调整吸附进料换热器E101壳程跨线、原料汽油温度和原料汽油蒸气压、稳定塔塔底温度等措施,有效地将精制汽油硫质量分数控制在12μg/g以内,蒸气压控制在72 kPa以下,新增的C₅抽余油系统运行平稳。     

采用DSO技术催化汽油加氢装置的首次工业应用

国内某石化公司新建的0.7 Mt/a催化汽油加氢脱硫装置于2013年8月一次开车成功。该装置是国内首套采用中国石油石油化工研究院完全自主开发的DSO系列催化剂GHC-11,GHC-31和GHC-32的汽油加氢装置,以催化汽油为原料,包括预加氢和加氢脱硫两部分,可同时兼顾生产符合国Ⅳ(硫质量分数≤50μg/g)和国Ⅴ标准(硫质量分数≤10μg/g)的超低硫汽油。经过标定,国Ⅳ工况下汽油产品无辛烷值损失,而国Ⅴ工况下RON损失1.8单位;装置液体收率高于99.50%;装置标定能耗均低于设计值,国Ⅴ工况下装置能耗比国Ⅳ工况高61.96MJ/t。标定结果表明,DSO系列催化剂具有脱硫活性高、选择性好和辛烷值损失小的特点,完全可以满足生产国Ⅳ和国Ⅴ汽油产品的要求。     

中国石油开发出PHF-102柴油加氢催化剂

<正>日前,由中国石油石油化工研究院开发的PHF-102柴油加氢精制催化剂,在中国石油辽阳石化公司(简称辽阳石化)1.20Mt/a柴油加氢装置上平稳运行3个半月,累计生产清洁柴油320kt。运行结果显示,各项指标均达到国Ⅴ排放标准对车用柴油的要求,加氢柴油硫质量分数始终小于1.0μg/g,催化剂整体性能达到国际先进水平。柴油加氢技术是生产国Ⅴ排放标准清洁柴油的重要     

荆门石化新建柴油加氢装置采用RS-1000催化剂获得成功

中国石化荆门分公司新建1Mt／a柴油加氢装置是用于加工焦化柴油、催化裂化柴油和直馏柴油等混合原料的加氢装置。设计压力等级为8．0MPa，原设计采用RN．10B催化剂，生产硫质量分数小于500μg／g的车用轻柴油。随着国内石油产品质量升级步伐的加快，考虑到今后将很快实施欧Ⅲ甚至欧Ⅳ排放标准，经慎重比选，最后确定该装置采用石油化工科学研究院最新开发的RS-1000催化剂。2005年4月，RS-1000催化剂首次在该柴油加氢装置工业应用，一次开车成功。根据生产安排，从2005年6月该装置实际运转中柴油产品硫质量分数按小于350μg／g控制。开工后，装置处于满负荷生产状态。正常生产中以焦化汽柴油和催化裂化柴油的混合油为原料，原料硫质量分数0．60％～0．90％、氮质量分数高达1600～2200μg／g（硫、氮总质量分数达0．8％～1．1％），     

减压蜡油全液相加氢处理技术的工业应用

介绍全液相加氢技术在中海油惠州石化有限公司2. 60 Mt/a蜡油加氢装置的工业应用情况。与"滴流床"加氢技术相比,该技术催化剂床层由于处于全液相,接近等温操作,反应效率更高。经装置运行验证,加工减压蜡油,总硫的质量分数从2. 47%降至0. 095%,脱硫率为96. 15%;总氮质量分数从870μg/g降至185μg/g,脱氮率为78. 7%,完全能够生产硫、氮含量满足催化裂化原料要求的加氢蜡油。装置计算运行能耗(以单位原料消耗的标准油热当量值计)仅有8. 304 kg/t,较传统"滴流床"加氢技术运行能耗大幅降低,实现了低成本生产催化裂化原料的目标。     

液相加氢技术在国Ⅴ柴油质量升级中的工业应用

为满足国Ⅴ柴油质量升级要求,中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油化工总厂对1 Mt/a柴油液相循环加氢(SRH)装置进行了改造。改造内容:新增1台反应器,增设了焦化柴油和加氢柴油到液相柴油加氢的进料线,其他流程保持不变。2016年6月装置改造完成后采用3种不同原料油进行生产:方案1的原料为直馏柴油与催化裂化柴油的混合油;方案2的原料为直馏柴油与焦化柴油的混合油;方案3的原料为直馏柴油与加氢装置处理后柴油的混合油。在反应温度350~362℃、反应压力9.3 MPa左右的工况条件下,3种方案均能生产出硫质量分数小于10μg/g的清洁柴油,增加了生产方案的灵活性,且装置运行良好,产品质量合格。     

RS-1000催化剂在加氢装置上的工业应用

总结了RS-1000催化剂在九江分公司1．2Mt／a柴油加氢装置上的工业应用，包括装置开工、催化剂的工业运转及活性标定。工业应用和标定结果表明，RS-1000催化剂具有良好的深度脱硫和超深度加氢脱硫活性，可以在相对缓和的操作条件下生产出硫含量低于350μg／g、50μg／g的低硫和超低硫柴油产品。