催化轻汽油醚化装置生产运行与优化

江苏新海石化有限公司采用KRLNE催化轻汽油醚化工艺技术,于2015年建成15万t/a轻汽油醚化装置并一次开车成功。装置生产运行数据表明,C5活性烯烃转化率为93%以上,醚化轻汽油产品油辛烷值(RON)提高2.5个单位。该醚化装置运行效果良好,产生了显著的经济效益和社会效益。     

60万吨/年催化轻汽油醚化装置项目

<正>该项目位于湖南省岳阳市路口镇,由中国石油化工股份有限公司长岭分公司筹建,将现有的30万吨/年催化重汽油加氢装置改造成60万吨/年催化轻汽油醚化装置,装置以催化轻汽油和甲醇为原料,采用轻汽油醚化工艺,大幅度降低汽油中的烯烃含量。主要建设内容包括汽油切割装置部分和汽油醚化装置部分,项目总投资9987万元。     

催化轻汽油溶剂抽提脱硫工艺与醚化LNE-2工艺在轻汽油醚化装置上的联合应用

介绍了催化轻汽油溶剂抽提脱硫工艺和醚化LNE-2工艺,并分别对抽提脱硫单元和醚化单元的操作参数及标定情况进行了分析。应用结果表明,醚化装置运行周期中期仍能保持较高的转化率,C5、C6叔碳烯烃转化率分别为92. 95%、63. 72%。醚化轻汽油产品硫含量可降至4. 5μg/g,烯烃质量分数降低了17. 12%,很好地满足了生产国Ⅴ汽油的需求,并将甲醇调合到汽油中,发挥了增值效应。     

采用轻汽油催化蒸馏深度醚化技术生产醚化汽油

轻汽油催化醚化工艺的反应条件温和,过程环保,已被证明是提高车用汽油质量的有效手段之一。该工艺将催化裂化汽油中的C4～C7活性烯烃与醇类发生反应,生成相应的醚,总转化率可达90%以上,催化汽油中的烯烃含量降低了29v%,还可将全馏分催化裂化汽油的辛烷值(RON)提高2～3个单位,蒸气压下降10～12k Pa,氧含量达到5.4%。目前,国内甲醇生产供大于求,甲醇供应量充足且价值较低,轻汽油催化醚化工艺可以将低价值的甲醇转化为高价值的汽油。     

轻汽油醚化装置对汽油加氢装置的影响

60万吨/年催化汽油加氢装置采用DSO催化汽油选择性加氢脱硫成套技术,全馏分催化裂化汽油在分馏塔内实现轻汽油馏分(LCN)和重汽油馏分(HCN)分离,轻汽油馏分作为产品直接与加氢脱硫后的重汽油进行调和。轻汽油馏分去新建醚化装置后,结合汽油加氢装置实际产生的问题分析对本装置生产与运行产生一定影响。     

中国石油开发催化轻汽油醚化技术

由中国石油石油化工研究院与中国石油兰州石化公司、中国石油大学(北京)以及华东勘察设计研究院合作研发的催化轻汽油醚化(LNE)技术通过了中国石油科技评估中心主持的成果鉴定。开发了选择性脱除催化轻汽油中二烯烃加氢和烯烃异构化的催化剂,形成了"两器一塔"催化轻汽油醚化工     

催化轻汽油醚化催化剂催化性能评价

在200 mL固定床反应器上对催化轻汽油醚化催化剂催化性能进行了考察。对比了1#、2#两种催化剂在不同温度下对催化轻汽油的醚化效果。试验结果表明,两种催化剂均表现出了良好的催化性能,且具有较高的活性和稳定性。催化轻汽油醚化前总烯烃含量为42.33%,1#催化剂醚化后总烯烃含量可降至26.35%,2#催化剂醚化后总烯烃含量可降至24.67%。理论计算表明,两种催化剂条件下,轻汽油辛烷值均可提高约3个单位。     

催化裂化轻汽油醚化工艺中试研究

针对催化裂化汽油烯烃含量高、汽油安定性差的问题,采用催化轻汽油醚化工艺技术,在2 L/h的醚化中试装置上,进行了催化轻汽油醚化工艺研究。研究结果表明:经该工艺技术处理后,可使催化裂化汽油烯烃含量降低8.03～11.68个百分点,RON辛烷值增加0.8～1.2个单位。     

CDM-系列国产催化精馏模块在轻汽油醚化装置的工业应用

介绍某石化企业轻汽油醚化装置催化精馏塔更换为CDM-系列开窗导流式国产催化精馏模块的工业应用情况。结果表明:国产催化精馏模块具有优异的"催化反应"和"组份分离"双重功能,模块催化剂活性高、催化性能稳定,能有效地降低汽油的烯烃含量和蒸汽压,提高汽油的辛烷值和氧含量。通过运行数据分析:催化精馏塔活性异戊烯转化率达86.45%,总转化率达97.54%;调和汽油产品辛烷值平均为92.1,较轻汽油进料提高了0.5～1个单位。     

轻汽油醚化工艺技术开发成功

由齐鲁石化研究院开发成功的轻汽油醚化工艺技术 ,近日在京通过鉴定。该技术是将ＦＣＣ轻汽油馏分 (≤ 75℃ )经水洗和选择性加氢处理 ,以满足醚化工艺对原料的质量要求 ,然后经串联的醚化反应器和催化蒸馏塔进行醚化反应。目前 ,该工艺已完成中试。结果表明 ,叔戊烯的总转化率≥ 91% ,ＴＡＭＥ的选择性≥ 99% ;叔己烯的总转化率≥ 4 1% ,甲基叔己基醚的选择性达 10 0 %。经醚化的轻汽油馏分与重汽油馏分调和后的汽油烯烃含量降低 5.4个质量百分点 ,蒸汽压降低 10 .5% ,辛烷值 (ＲＯＮ)提高 1个单位 ,氧含量约达 1.14%。该技术达到了目前国…     

催化裂化装置回炼加氢石脑油对产品的影响

加氢石脑油作为催化裂化装置急冷油进入提升管进行回炼,对回炼加氢石脑油期间产品分布和产品性质有较为明显的影响。干气、液化气和柴油收率明显下降,汽油收率明显升高,汽油辛烷值和芳烃含量也呈下降趋势,稳定汽油有效烯烃含量明显降低,对醚化反应操作有较大的影响。通过分析催化裂化装置回炼加氢石脑油对产品分布和产品性质的影响,为未来生产调整提供数据参考。     

LVR-60R催化剂在MIP装置上的工业应用

介绍了LVR-60R催化剂在陕西延长石油集团公司榆林炼油厂60万t/a MIP装置上的工业应用的情况。结果表明,与原使用的LHO-1催化剂相比,使用LVR-60R催化剂后轻质油收率提高0.55%,总液收提高0.35%,干气产率和焦炭产率分别下降0.13%和0.23%,液化气中丙烯含量提高1.07%。汽油性质得到改善,烯烃含量降到26.8%,饱和烃含量增加2.6%。说明LVR-60R催化剂更有利于发挥MIP技术的优势。     

离子液体在催化裂化汽油脱硫中的应用

报道了新型AlCl3-叔胺离子液体催化剂在催化裂化(FCC)汽油脱硫中的应用,考察了温度、离子液体加入量等不同因素对脱硫率的影响,以及在脱硫的同时FCC汽油组成的变化。研究结果表明,新型AlCl3-叔胺离子液体催化剂用于FCC汽油脱硫,硫化物的脱除率可达80％以上;处理后油样烯烃含量明显降低,环烷烃与异构烷烃含量有所增加,辛烷值变化不大,RON下降1～2个单位,MON下降1个单位左右。     

液化气C4组分异构化研究及应用

在实际生产过程中,MTBE装置加工后的剩余C₄中含有大量非活性C₄烯烃,该部分烯烃随着液化气作为产品进行销售,对于液化气中的C₄造成浪费。提出将MTBE装置剩余C₄引入汽油加氢醚化装置异构化反应器进行异构化反应,将剩余C₄中的非活性烯烃转化为活性烯烃,再将异构化产物送至MTBE装置原料缓冲罐中作为MTBE装置原料进行反应。通过调研后得出,异构化反应器催化剂对剩余C₄中的非活性烯烃转化率可达30%,异构化反应产物与进料对比,异丁烯含量上升约3%,可有效提高MTBE装置产品产量。     

催化裂化汽油改质降烯烃反应规律及反应热

利用催化裂化催化剂在小型固定流化床实验装置上对催化裂化汽油催化改质降烯烃过程的反应规律进行了实验研究,详细考察了反应温度、剂油比和重时空速对产物收率和汽油辛烷值的影响,得到了催化裂化汽油改质过程的最佳实验操作条件：反应温度为400～430℃,剂油比为7左右,重时空速为20～30 h-1。在此基础上,计算了汽油改质过程的反应热,分析了反应条件对反应热的影响,揭示了反应热的变化规律。结果表明,低温改质为放热过程,高温改质为吸热过程。改质条件对反应热影响的强弱顺序为反应温度>剂油比>重时空速。     

碳五叔碳烯烃乙醇醚化研究进展

FCC轻汽油中的叔碳烯烃和乙醇醚化,不仅可以降低油品中的烯烃含量,而且可获得优良的汽油增辛剂乙基叔烷基醚。本文全面回顾了碳五（C₅）叔碳烯烃与乙醇醚化合成乙基叔戊基醚（TAEE）的研究进展,分析了所涉及的醚化、异构化、烯烃聚合以及水合等各类反应,并通过对反应体系的热力学分析,考察了各反应进行的难易程度。同时对醚化催化剂、反应机理及动力学等方面的研究成果进行了综合分析,并对今后该领域的发展方向进行了展望。     

Naphtha derived from polyolefins

Conversion of polyolefins (HDPE, LDPE and PP) into feedstock naphtha was investigated by hydroliquefaction process. Hydroliquefaction experiments were carried out under cold hydrogen pressure of 5 MPa at the temperatures between 375 and 450 °C in absence and presence of catalyst. Two types commercial catalysts were used, a hydrocracking catalyst (DHC-8) and a hydrogenation catalyst (HYDROBON). The effect of temperature and catalyst type on product yields and composition of gas and liquid products was investigated. The temperature was the main effect in hydroliquefaction. DHC-8 showed good cracking activity, but it gave the liquid product containing high olefin content same as thermal run. Although HYDROBON catalyst produced the sufficient amount of liquid (and naphtha fraction) at the higher temperature, it gave the liquid product with very low olefin content. The naphtha fractions obtained from polyolefins under the optimal hydrocracking conditions were analyzed by PIONA instrument to determine the hydrocarbon groups. PIONA analysis showed that the naphtha obtained from hydroliquefaction over HYDROBON catalyst could be used as a petrochemical feedstock. However, the naphtha obtained in presence of DHC-8 catalyst, which is to be used a feedstock, was needed further hydrogenation treatment.     

Study of direct and indirect naphtha recycling to a resid FCC unit for maximum propylene production

To satisfy the increasing propylene demand, direct and indirect naphtha recycling schemes around an existing resid fluid catalytic cracking (FCC) unit were investigated. To this aim, light cracked naphtha (LCN), heavy cracked naphtha (HCN) and a PolyNaphtha (PN) oligomerisation product were cracked under a wide range of operating conditions over a commercial Y zeolite based equilibrium catalyst. Experimental data were acquired in three different units: a fixed bed bench scale unit, a fixed fluidised bed unit and an adiabatic circulating fluidised bed pilot plant. It was shown that FCC naphthas require high operating severities to crack, and that even then their conversion remains relatively moderate. Hence, direct recycling to the main riser does not seem a viable pathway to increase propylene product. Feeding FCC naphthas to a second reaction zone operating at high severity allows to increase the propylene yield in a significant manner. Increasing conversion, however, not only leads to higher LPG and propylene yields, but also results in very high dry gas yields. An alternative scheme was proposed, in which the olefinic C₄ and C₅ fractions are converted into a naphtha fraction through oligomerisation in a dedicated unit before being recracked in the secondary riser. As the highly olefinic oligomerised effluent mainly consist of dimerised and trimerised butenes and pentenes, this feed is more easily cracked and high conversions can be achieved. This indirect interconversion of butenes and pentenes into propylene therefore effectively allows to convert these butenes and pentenes into propylene, resulting in a significant increase in propylene yield. Each of the three main naphtha recycle options (directly to the main riser, directly to a secondary riser or indirectly via a light olefin oligomerisation unit) have been analysed and compared to a base case. In the evaluation of each of these schemes, all heat balance effects, both on the riser and the regenerator side, have been accounted for. The proposed process scheme with an indirect recycle via an oligomerisation unit enhances the already inherent flexibility of the FCC unit. The naphtha recycle can be turned on or off, the second reaction zone can be used to crack naphtha or to crack resid feed to maximise throughput, while the effluent of the oligomerisation unit can be recycled to the FCC unit for propylene production or hydrogenated and sent to gasoline and kerosene pool.