40×10~4t/a轻汽油醚化装置设计特点探讨

轻汽油醚化工艺可将催化轻汽油中的C5~C7叔碳烯烃与醇类(甲醇或乙醇)发生醚化反应生成相应的醚(TAME、TAEE等)。该工艺可有效降低催化汽油的烯烃含量,同时将全馏分催化汽油辛烷值(RON)提高1~2个单位,蒸气压降低10k Pa左右,是提高车用汽油质量的有效手段之一。该工艺还可将低价值的甲醇转化为高价值的汽油,经济效益非常显著。宁夏恒有化工科技有限公司40×104t/a轻汽油醚化装置,是采用以催化蒸馏工艺为基础的国内首套大型深度醚化装置。就该装置的主要工艺流程(包括原料预处理、主醚化反应器、催化蒸馏的结构和流程,甲醇回收系统的防腐蚀、凝结水热量回收、装置安全联锁等)进行介绍。自开工以来,装置运行平稳,活性C5和C6叔碳烯烃的平均转化率分别为96.6%和54.5%,达到或超过设计值(设计值分别为95%和50%),说明该装置所采用的轻汽油醚化工艺达到国内先进水平,工程设计是成功的。     

轻汽油醚化装置在车用汽油质量升级中的作用

轻汽油醚化工艺可将催化轻汽油中的C5~C7叔碳烯烃与甲醇发生反应,生成相应的醚(TAME、TAEE等)。该工艺可有效降低催化汽油中的烯烃含量,将全馏分的催化汽油辛烷值(RON)提高1~2个单位,蒸汽压降低10kPa左右,同时可将低价值甲醇转化成高价值的汽油,提高炼厂经济效益。轻汽油醚化国外技术包括CDEthers工艺、NExTAME工艺、Ethermax工艺、TAME工艺,国内技术包括CATAFRACT工艺、LNE技术。国内某炼油厂国Ⅵ标准车用汽油质量升级方案选用LNE-3轻汽油醚化技术。新增轻汽油醚化装置后,在降低催化轻汽油烯烃含量的同时,可将含醚和不含醚的轻汽油组分分开,便于调和乙醇汽油。LNE-3轻汽油醚化技术满足烯烃含量小于15%(体积分数)的国Ⅵ(B)阶段标准要求,全厂汽油产品全部满足国Ⅵ车用汽油标准要求,且可灵活选择是否生产乙醇汽油。通过本次质量升级,企业汽油产品满足了国家环保要求,市场竞争力提高,经济效益显著。     

轻汽油醚化装置应用S型树脂催化剂的分析研究

重点介绍了丹东明珠特种树脂有限公司研制的D005-ⅡS型树脂催化剂具有酸度较强、催化活性中心大量存在于固态球型颗粒内表面、低温反应活性优良的特点,以及具有相互贯通、孔径均匀的大孔结构,有更高的交换容量和强度的性能特征。通过实验数据的对比,表明中国石油庆阳石化公司8×104t/a轻汽油醚化装置在采用D005-ⅡS型树脂催化剂后,产品质量得到了改善,汽油研究法辛烷值(RON)提高30.5～1.5个单位,烯烃含量降低了5～10个百分点,并增收1052.45万元/a。     

300kt／a汽油加氢精制装置结垢分析及对策

分析了中国石油大庆石化公司炼油厂300kt／a汽油加氢精制装置在2007年7月21～2007年9月24日2个月的运行情况,指出系统压差迅速升高迫使装置停丁的原因是换热器壳程结垢堵塞。进一步分析了换热器壳程结垢的原因为：①原料油焦化汽油在储运过程中性质变差,胶质含量升高;②原料油中的铁含量高及因设备腐蚀生成的FeS的存在。根据分析结果制定了相应对策。     

国产化轻汽油醚化技术发展前景及应用现状分析

轻汽油醚化技术是将轻汽油中的C_5、C_6甚至C_7叔碳烯烃与醇类进行反应,降低汽油中烯烃含量,提高辛烷值,降低蒸汽压,提高甲醇原料附加值,有效地将烯烃转化成相应的醚类化合物。鉴于车用汽油标准频繁升级及其趋势,证明轻汽油醚化技术适合我国车用汽油烯烃含量高的基本国情,具有广阔的应用前景。国产化轻汽油醚化技术的优势在于四个方面:催化蒸馏技术的应用,催化蒸馏工艺具有节能和深度转化的双重优势,是醚化技术的一个发展方向,目前国内多家单位均已攻克;催化剂的发展,提高了催化剂低温活性、稳定性和适应催化蒸馏的模块化等;组合工艺技术的优化,工艺装置之间和内部的优化均可提升企业生产效益;节能优化,催化蒸馏反应、混相床反应器、再沸器热源选用导热油等,均不断降低了轻汽油醚化装置的能耗。由此可见,国产化成套轻汽油醚化技术成熟可靠,基本已占领了国内市场。     

1.8Mt/a催化汽油加氢脱硫装置的设计与开工

兰州石化公司炼油厂1.8Mt/a汽油加氢脱硫装置,采用法国AXENS公司的Prime G+固定床选择性加氢脱硫工艺。选择性加氢反应器采用HR-845S催化剂,加氢脱硫第一反应器采用HR-806S催化剂,第二反应器采用HR-841S催化剂,采用的催化剂活度高、选择性和稳定性好,在保证脱硫水平的同时,使辛烷值损失最低。因催化剂对进料杂质的限制,该工艺对原料油过滤精度、缓冲罐气封用气种类,较常规加氢精制装置严格。催化剂器外再生,干法硫化,循环氢系统设置脱硫塔,下游无需设置脱硫醇装置。该工艺的典型控制方案,如循环汽油流量控制、选择性加氢氢油比控制、分馏塔轻汽油抽出双串级控制等成熟可靠。在开工初期原料中的硫含量、烯烃含量较大偏离设计值时,通过调整氢气用量、反应器入口温度、轻重汽油切割点等工艺参数,仍能保证产品的质量指标。     

600kt/a液化气脱硫醇装置工艺分析

大连石化600kt/a液化气脱硫醇装置的主要功能是对液化气进行脱硫处理,要求气分原料不含硫化氢,设计总硫含量小于30μg/g。该装置采用液化气液膜脱硫醇及碱液高效氧化再生工艺(LiFT-HR工艺),具有工艺简单、操作简便、碱耗低、劳动强度小等优点。但按原有设计参数操作时,装置能耗较高,氧化风分布器时常出现结晶堵塞,气分料生产的MTBE的硫含量不能满足国Ⅴ汽油标准。为此,在不增加碱耗的情况下,改变碱液循环量、碱液浓度、氧化风量、汽提风量等操作条件,不但降低了装置能耗,解决了分布器堵塞现象,且气分原料总硫含量降到4.4μg/g,低于调整前(9.44μg/g)的近5个单位,仅为设计指标(30μg/g)的15%,能够满足汽油油品全面升级的质量要求。多项工艺调整措施降低了装置能耗,每年节约120×104m3(标准)非净化风量,确保了装置降耗、高质量标准和平稳生产相结合。     

3000kt／a柴油加氢装置节能优化分析

介绍了中国石化上海高桥分公司新建3000kt／a柴油加氢装置的工艺及生产概况．分析了目前装置节能措施现状。对其中存在不足的方面提出了改进设想。立足于装置生产实际,从优化操作参数和能量综合利用着手,分别介绍了节汽、节电、节约燃料气和节水等方面的优化方案。通过实施节能优化方案,与设计值相比,装置标定综合能耗降低了2．52kg标油／t。     

3000kt/a柴油加氢精制装置开工运行及标定结果

上海高桥分公司3000kt/a柴油加氢精制装置采用抚顺石油化工科学研究院开发的新一代FHDS-6加氢精制催化剂,其具有加氢脱硫活性、选择性好、机械强度高、耗氢低等特点。装置在处理量320t/h、压力6.0MPa情况下投入生产运行,运行稳定后各项技术指标均达到生产要求。装置首月有效作业天数为12.9d,处理量为95321t,平均炼油量为307.9t/h,消耗氢气1445t,装置负荷率为86.24%;生产精制柴油87847t,柴油收率为92.16%,汽、柴油的总收率为98.30%;生产能耗为17.12kg标油/t。装置存在计量仪表超量程、设计流程不合理和控制方案不合理等问题,建议对计量仪表进行更换并优化流程。在装置正常运行5个月后进行标定:在设计处理量为357t/h生产欧Ⅲ标准柴油时,反应温度为334℃,冷高分压力为6.385MPa(表),氢油比为390(体积比),精制柴油硫含量为196μg/g,氮含量为35.4μg/g,脱硫率为98%,脱氮率为87%,能耗为12.81kg标油/t,低于设计能耗13.99kg标油/t;生产欧Ⅳ柴油时,反应温度为346℃,冷高分压力为6.529MPa(表),氢油比为434(体积比),精制柴油硫含量为38μg/g,脱硫率为99.6%。     

300kt/a半再生催化重整装置能耗分析及节能措施

长庆石化300kt/a半再生催化重整装置由原料预处理系统、重整反应系统以及压缩机氢气循环系统组成,主要产品为高辛烷值汽油调和组分,副产氢气、液化气、轻石脑油.装置主要消耗燃料气、电、水等.其中,燃料气消耗占装置总能耗的比例最大,这部分能耗主要是为预加氢反应和重整反应提供反应热;其次为电耗.通过加强炉体密封、增加加热炉在线氧化锆分析仪,提高加热炉热效率;通过更换预加氢催化剂、根据加工量变化及时调整氢油比,实现操作参数的优化,降低加热炉燃料气消耗:通过优化工艺路线和换热网络,使总能耗降低13.67kg标油/t,其中电耗降低0.67kg标油/t,燃料气降低12.992kg标油/t.提出进一步降低加热炉排烟温度和空气氧含量,改变加热炉温度控制方式,对关键离心泵采用变频控制,采用先进控制系统,回收低温余热等多项建议,以实现装置的深度节能.     

催化汽油脱硫醇尾气吸收系统的改造

对洛石化总厂催化汽油脱硫醇装置尾气吸收系统长期不能正常投用的状况进行了分析，并由此在大检修中对尾气吸收系统进行了技术改造，１９９６年投用，运行良好，不仅减少了环境污染，每年还可回收价值５０万元以上的液态烃组分。     

提高催化装置原料适应性的改造及效果

随着原料重质化和劣质化趋势加剧,给炼厂原有催化裂化装置的加工能力和产品结构提出新的要求。广州石化重油催化裂化装置已建成运行20年,近年来原料裂解性质差,原油品种更换频繁,装置的进料喷嘴、提升管出口快分和旋风分离器等关键部件设备老化,技术落后,已经不能适应原料劣质化变化需要,导致产品分布变差,催化剂耗量增加,系统结焦情况严重,加工负荷受到制约。为改善产品分布,增加渣油掺炼比例,提高装置运行效益,2009年大检修期间,采用中国石油大学(北京)开发的CSC快分系统和高效PV型旋风分离器,以及国产CS-Ⅱ进料喷嘴,对装置反再系统进行升级改造,取得了如下效果:产品分布明显改善,焦炭和干气产率下降,总液体收率提高1.21个百分点;提升管反应器的喷嘴汽耗减少1.6t/h;催化剂耗量下降0.23kg/t;并缓解了再生器烧焦负荷和气压机能力不足的问题,使装置的加工能力得到提高,年可增加运行效益3750万元。     

120kt/a油浆减压拔头装置运行现状及存在问题分析

中国石化长岭分公司2.80Mt/a催化裂化装置年产油浆量达到约0.1Mt/a。长期以来,催化油浆主要作为焦化装置原料处理,产品去向单一,没有其他选择,无法满足装置灵活调整的要求。催化油浆的性质与沥青原料的性质很接近,当催化油浆通过减压蒸馏,塔顶拔出轻组分后,塔底拔头油浆可作沥青原料出产品。为了将3号催化油浆中轻组分拔出,重组分用于沥青的调和原料,在催化裂化装置上采用了油浆减压拔头工艺。项目实施后,拔头油作为沥青的调和原料,按一定比例调和,可以生产出合格的200号沥青和热拌用沥青再生剂RA25。该装置在运行过程中,产品质量能够满足要求,总体运行平稳。但也出现了一些问题:装置进料量经常超过设计负荷且不稳定,塔顶温度无控制手段,原料性质不稳定,装置管线易凝结,还存在环保问题等。改进后,有效缓解了催化油浆的后续处理问题,提高了企业经济效益。     

对新建3000kt/a柴油加氢精制装置和开工试运前期工作的思考

由于加工含硫含酸进口原油,上海高桥分公司新建3000kt/a柴油加氢装置。该装置采用FHDS-6加氢精制催化剂,可生产出硫含量为280～300mg/kg,氮含量为10mg/kg的精制柴油。装置采用炉前部分混氢方案、双塔汽提流程及热高分流程,采用SEI开发的双壳程换热器和丝堵管箱轧翅片管空冷器及新型反应器内构件。对装置在反应、分馏、脱硫部分的问题进行了改进,开工后装置累计能耗为12.30kg标油/t,低于设计值。     

聚丙烯装置用氢优化及改造措施

介绍了中国石油大连石化公司有机合成厂化二车间为降低7×10^4t／a聚丙烯装置成本，将化一车间重整氢提纯装置多余的氢气作为其聚合反应原料所进行的项目改造。列出了项目改造后进行的试车方案和投用方案。项目改造完成投用后，装置氢调敏感性和催化剂消耗基本与使用电解氢相当，每年在原料氢的供应方面可节约成本约1067247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。     

洛阳石化催化装置改造后能耗分析及节能措施

中国石化洛阳分公司2号催化装置自2008年5月进行FDFCC（生产清洁汽油燃料和增产丙烯的技术）改造后,由于FDFCC工艺技术的特点,除催化烧焦、除氧水外,电、蒸汽、热进（出）料和循环水消耗均有所增加。2008年6～9月,装置综合能耗平均为84.73kg标油/t,远高于设计值67kg标油/t。通过实施投用外取热器,做好烟机发电工作,提高3.5MPa压力、降低汽压机消耗,保证变频电机正常投用,用好热联合,减少1.0MPa蒸汽消耗等节能措施,在2008年10月装置综合能耗降至62.07kg标油/t。同时,提出了实施继续降低生焦率、争取实现烟机发电、优化溶剂再生操作、蒸汽伴热改热水、及时修复保温层等进一步的节能措施的建议。     

炉前给煤装置的优化改造

针对正转链条锅炉传统炉前给煤装置和单辊分层给煤装置存在的缺陷,结合炉前混煤器的特点,提出了混煤器与单辊分层给煤装置进行优化组合的改造方案,在实际生产中取得了良好的经济效益。     

全馏分催化汽油选择性加氢脱硫工艺升级改造运行分析

惠州炼化500kt/a催化汽油加氢装置采用自主专利技术——全馏分催化汽油选择性加氢技术(CDOS-FRCN)。在生产国Ⅳ标准汽油时,一代技术(CDOS-FRCNⅠ)辛烷值损失几乎为零;但催化剂经再生后生产国Ⅴ汽油时,辛烷值损失最高达2.8~3.2个单位,严重影响装置的运行周期及经济效益。升级改造后的二代技术(CDOS-FRCNⅡ)工艺运行结果表明:在催化汽油硫含量为230~310mg/kg、新鲜进料为50t/h的情况下,生产硫含量≤7.5mg/kg的国Ⅴ汽油时,辛烷值损失在1.7~2.5个单位左右。加氢精制汽油辛烷值提升了0.7~1.5个单位,每年降低汽油调和成本约7500万元。催化剂失活速率由2℃/月降为不大于1℃/月,装置运行周期可有效延长一年以上,满足三年换剂检修的运行目标。全装置C5以上液收可达99.5%,氢耗仅为0.19%,能耗为18.22kg标油/t原料。若进一步降低进料催化汽油中的硫含量,则总辛烷值损失及装置能耗可进一步降低。     

一台重油催化装置余热锅炉扩容改造

某炼油厂一套重油催化装置需增强处理能力,其主要配套设备余热锅炉也需进行相应的扩能改造。扩能改造采用了非常规的并联式过热器工艺,既节省了工程投资,又保证了余热锅炉的效率,取得了预期的改造效果。