催化裂化汽油降烯烃技术的进展

催化裂化工艺是我国重质油轻质化加工过程中的主要技术手段,我国成品汽油中的80％来自催化裂化,重整汽油、烷基化汽油等其他调合组分所占的比例很少,而催化裂化汽油中的烯烃含量较高,达到40％以上。通过优化催化裂化的操作条件,开发新型催化剂和助剂,改进催化裂化工艺,在保证轻质油品收率的前提下,降低FCC汽油的烯烃含量．同时尽可能保持其辛烷值,有利于实现油品的清洁化。介绍了近年来催化汽油降烯烃生产和国内外开发的相关技术,针对我国炼油生产的特点,提出了相应的建议。     

提高重油催化裂化装置进料掺渣率的措施

介绍了重油催化裂化装置进料掺渣比变化情况和提高掺渣比的限制因素。通过调节两个再生器的烧焦比例．适当增加汽挺蒸汽、雾化蒸汽和分馏塔底搅拌蒸汽的量，回用低磁催化剂，采用MGD工艺和调整柴、汽油切割点，优化能量回收系统，解决了进料掺渣比提高引起的烧焦负荷不足、平衡催化荆活性下降、汽油烯烃含量和硫含量升高以及综合能耗升高等问题。     

M-PHG技术在国Ⅵ汽油质量升级改造项目中的应用

某炼厂汽油池烯烃含量高,为了满足国Ⅵ标准B阶段汽油质量升级要求,决定采用M-PHG技术对催化汽油加氢装置进行改造.M-PHG技术采用全馏分催化汽油预加氢-轻重馏分切割-重汽油加氢改质-选择性加氢脱硫的工艺技术路线和专有催化剂,通过优化工艺参数,烯烃加氢异构、芳构化改质,在实现深度加氢脱硫的同时,大幅降低烯烃含量,辛烷值...     

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。     

国Ⅵ E10乙醇汽油对炼厂影响与应对分析

中国2016年汽油表观消费量为11983×10~4t,按照10%的添加比例,乙醇需求量为1198×10~4t,需求缺口较大。弥补生物燃料乙醇供应缺口的选项有:煤制乙醇、乙基叔丁基醚(ETBE)和进口部分乙醇。在研发和销售环节,我国生物燃料的财税优惠政策支持较为欠缺,需要加强。全面推广乙醇汽油后,炼厂改为生产乙醇汽油调和组分油,MTBE等醚类组分不得人为添加,需要考虑停产或转产。对MTBE装置的转产,间接烷基化技术可以利用我国丰富的催化裂化与乙烯裂解副产C4资源,过程环境友好,装置投资较低且技术成熟,MTBE装置改造为ETBE装置也是可行的途径,但需要政策许可。通过改进催化裂化工艺,开发新型催化剂和助剂,粗汽油回炼与优化催化裂化的操作条件,可以有效降低FCC汽油的烯烃含量。催化轻汽油的催化裂解对于降低催化汽油烯烃含量也是一条可行的路径。     

未来炼厂中催化裂化装置的定位及设计思考

随着炼油工业的不断发展进步,催化裂化需要更加灵活操作。新形势下,催化裂化需要多产高附加值产品,尽可能降低干气、液化气及焦炭等低附加值产品产量。催化裂化所产的汽柴油必须通过后续产品精制来提升产品质量,以满足最新的环保要求。在未来炼厂中,催化装置将不再是直接生产最终产品的装置。尽管面临诸多挑战,但催化裂化技术仍在不断创新发展,特别是与其他重油加工工艺采取组合工艺,将使催化装置在未来炼厂中继续发挥核心作用。未来催化裂化装置的设计需要从控制及优化原料入手,并优化催化汽油烯烃管理,关注选择性催化裂化及循环油最大化等理念。设计上要规范化设计细节,提高装置的长周期运行能力。操作上也要注意调整催化剂的使用理念。随着污染物排放标准的日益严格,设计环保型催化裂化装置是未来炼厂的发展趋势,其中需要格外关注的是催化烟气的排放控制。如何控制催化裂化装置的SOx、NOx和CO2排放,将成为今后催化裂化装置设计的关键。     

航煤加氢精制装置生产精制石脑油工业实践

航煤加氢精制装置受航空煤油销售市场份额影响需间断生产,同时催化汽油产品利润薄弱;考虑到化工市场PX产品价格优势,为增产PX产品实现公司效益最大化,某公司于2022年7月28日至8月,在未改变航煤加氢装置现有流程的基础上通过优化主要操作参数,包括反应系统压力、反应器入口温度、分馏塔塔釜及塔顶温度和回流比、轻油比等,分别加工常顶一级石脑油(负荷64%)及掺炼催化汽油(催化汽油比例36%,100%负荷),每种工况任意选取4天,并以每天6∶00数据作分析,连续稳定生产出满足连续重整装置进料要求(硫含量≤0.5μg/g、氮含量≤0.5μg/g、馏程范围80～180℃、水含量≤20μg/g、溴指数≤100mgBr/100g)的精制石脑油产品,实现了航煤加氢精制装置加工常顶一级石脑油及掺炼催化汽油生产精制石脑油的目标,经测算,年实现效益增加1.28亿元。     

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。     

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。     

MIP重油催化与LTAG组合工艺运行情况分析

MIP技术因其技术独特的双反应区控制技术,有多产异构烷烃降低汽油烯烃,或多产异构烷烃的清洁汽油同时根据需要可以增产丙烯两种生产模式,可根据市场需求对生产方案进行合理调整;LTAG技术主要利用加氢单元和催化单元组合,将催化装置的LCO馏分先加氢后再进行催化裂化,通过优化匹配加氢和催化裂化的工艺参数等,实现最大化生产高辛烷值汽油和/或C_6～C_8芳烃。MIP与LTAG双提升管组合模式灵活多效,改造后的MIP+LTAG双提升管贫氧再生装置,对比以前的FDFCC-Ⅲ双提升管装置,汽油辛烷值明显提高,汽油中的烯烃含量稍有降低,芳烃含量明显提高,经进一步处理后符合国Ⅵ汽油标准要求;多产汽油方案时汽油收率也有明显增加趋势,柴油十六烷值降低明显,柴油质量变差,装置总体油浆系统较改造前油浆密度增加,LTAG油浆产率低,单独的LTAG反应器对应的分馏塔需要有补充油浆才能保证系统运行,保证油浆系统固含量及密度。     

S-Zorb装置热供料改造及效果分析

热供料是热联合的一种形式,上游装置的产品物流不经过冷却或不完全冷却,也不送至中间罐储存,而是直接引至下游装置作为进料,这样可以避免物料的冷却和再加热,减少换热网络的二次传热损失。永坪炼油厂900kt/a催化汽油吸附脱硫(S-Zorb)装置是国Ⅴ汽油产品质量升级项目,装置存在原料换热器换热效果差、原料加热炉负荷大、稳定塔温度低、能耗高、操作波动大等问题。经过热供料工艺技术改造后,将S-Zorb装置原料罐区供应改为直接由催化装置供应,进料温度由35℃提高至60~70℃,原料过滤器及换热器效率提高,加热炉负荷降低,瓦斯用量减少,稳定塔操作稳定性增强,节约催化装置循环水用量。S-Zorb装置热供料提高了装置操作稳定性,稳定塔的操作平稳率由96%提高到99%,产品馏出口合格率由97%提高到98.5%。在其他操作条件不变情况下,加热炉的燃料气用量每小时减少70m~3(标准)左右。     

250kt/a催化轻汽油醚化装置的改造及优化

华北石化250kt/a催化轻汽油醚化装置流程简单,造成总的C_5活性烯烃转化仅为30.0%,产品中甲醇含量高达0.5%~0.6%,烯烃含量仅降低5.0个百分点,生成的高辛烷值醚化物少。经醚化后,汽油产品辛烷值基本无变化。由于以上原因,决定采用LNE-3工艺技术对原装置进行改造,将加工规模由250kt/a扩建为300kt/a。主要改造内容为:新增催化蒸馏上塔、催化蒸馏下塔、甲醇回收塔、甲醇净化器、萃取水净化器等设备;在第一醚化反应器、第二醚化反应器之间增设冷却器,以进一步提高活性烯烃转化率;增设催化蒸馏上塔塔底重沸器,以回收高温凝结水热量,可节省能量4.12kg标油/t催化轻汽油。装置改造后运行平稳,总的C_5活性烯烃转化率达到92.70%,醚化产品及剩余C_5中甲醇含量分别降至0和0.09%,总的烯烃含量降低15.27个百分点,辛烷值提高4.6个单位,蒸汽压降低约22k Pa,装置吨油净利润达到169.76元,经济效益良好。     

催化裂化轻循环油不同加氢改质流程探讨

长岭石化1.2Mt/a加氢和1.0Mt/a加氢柴油进1号催化装置回炼的影响因素包括工艺原理、原料性质、裂化性能和产品性质等,由于1.2Mt/a加氢精制装置和1.0Mt/a加氢转化装置本身反应过程对催化裂化轻循环油加氢改质存在差异,两套加氢装置精制后柴油的性质有所差异,在进入1号催化回炼时裂化性能和汽油转化率有所不同,1.0Mt/a加氢转化装置由于加氢深度较高,因此再次进催化回炼后更加有利。同时,对两套加氢装置精制后柴油进入催化装置回炼对装置的影响进行分析,对装置生产加工负荷、反-再系统操作条件、装置产品分布和产品性质等进行对比,提出适当降低加氢柴油精制深度、重汽油直接去罐区和提高加氢柴油回炼量和反应深度等操作优化建议,进一步降低炼厂柴汽比,增加高附加值产品收率,以提高企业的经济技术指标和效益,为减少甚至消灭低品位的普通柴油提供技术参考。     

国Ⅵ汽油升级研究与探讨

某石化企业在国Ⅴ汽油生产工艺基础上,围绕国Ⅵ汽油升级要求,继续降低汽油池烯烃、芳烃含量与兼顾RON损失的有效控制和弥补,特别是针对国Ⅵ汽油烯烃含量限制越来越严格与企业汽油池的特殊性,经过多方案对比,结合原有加工流程和装置实际,要从根本上解决问题,需要对汽油的生产结构进行调整,主要是降低催化裂化汽油的比重,增加高辛烷值、低烯烃含量汽油的比例,因此继续选择醚化与同时新增"异构化+烷基化"的优质汽油生产技术,发挥工艺组合效应,特别是依靠烷基化技术在汽油升级中的关键作用,使汽油生产达到国Ⅵ标准,是优化汽油产品组成,最终完全满足该石化企业国ⅥB阶段汽油升级的必经之路。同时,针对国Ⅵ汽油实际生产过程中影响因素较多,提出除加强汽油池调和比例优化外,还应从源头提高汽油池主要组分品质,优化各类汽油生产装置操作条件,以及动态跟踪汽油池各项指标变化,灵活运用汽油池各组分性质特点等,也都是优化国Ⅵ汽油生产的重要措施。     

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。     

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。     

国产醚化催化剂在引进装置上的工业应用

南充炼油厂于2002年底成功引进并投产了国内第一套轻汽油醚化装置。为了降低生产成本,实现醚化催化剂的国产化,针对两种国产离子交换树脂催化剂在中试装置上进行了考察。结果表明,2号国产催化剂基本可以达到进口剂同期水平,能够取代进口醚化催化剂。随后开展了国产醚化催化剂的工业应用试验,从国产剂3个周期的使用情况来看,国产剂与进口剂操作条件基本一致,但国产剂的适用温度较进口剂略窄;采用国产剂产品辛烷值能达到96,而进口剂使用初期辛烷值可达到100;国产剂活性烯烃转化率平均为55%,进口剂活性烯烃转化率高于国产剂,平均为60%;国产剂实际有效使用周期为2年,而进口剂为3年;国产剂价格比进口剂低1倍多。国产醚化催化剂的性能虽然还存在一定差距,但并不会使产品质量产生大的波动,能够满足装置生产要求。使用国产催化剂后,降低了生产成本,随着国产醚化催化剂性能的不断改进,装置生产成本还将进一步降低。     

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。     

全馏分催化汽油加氢脱硫工艺的工业应用

我国成品汽油的主要调和组分有催化裂化(FCC)汽油、催化重整汽油、烷基化汽油、异构化汽油等,其中催化裂化汽油占我国成品汽油的80%以上,而FCC汽油具有高硫含量、高烯烃含量的特点。因此,有效控制催化汽油的硫含量,是控制成品汽油硫含量的关键。中海油惠州炼化分公司为满足全厂汽油升级至国Ⅳ、国Ⅴ标准的要求,新建一套500kt/a催化汽油加氢脱硫装置,该装置采用惠州炼化和北京海顺德钛催化剂有限公司合作开发的"全馏分催化汽油选择加氢脱硫工艺技术",即一段选择加氢+二段选择加氢脱硫工艺,简称CDOS-FRCN。该装置由镇海石化工程股份有限公司(ZPEC)负责工程设计,于2012年2月10日动工,当年12月24日一次开车成功,生产出合格产品。装置标定情况说明,催化汽油经全馏分加氢精制后,加氢精制汽油中,硫的质量分数达到12μg/g,硫醇硫质量分数达到10μg/g,汽油辛烷值(RON)损失小于1.5个单位。CDOS-FRCN技术能够有效降低汽油硫含量,减少辛烷值损失,可为炼油厂生产硫含量小于50μg/g甚至10μg/g的清洁汽油提供经济、灵活的技术解决方案。     

CDOS工艺生产低硫汽油运行分析

惠州炼化为了满足全厂汽油升级至国Ⅳ、国Ⅴ标准的要求,新建一套500kt/a催化汽油加氢脱硫装置,该装置采用惠州炼化和北京海顺德钛催化剂有限公司合作开发的"全馏分催化汽油选择加氢脱硫工艺技术(CDOS-FRCN)",由镇海石化工程股份有限公司负责工程设计。工艺运行表明,全馏分催化汽油加氢脱硫工艺流程简单、操作方便、投资省、能耗低,生产国Ⅳ汽油的反应条件温和,辛烷值基本无损失,烯烃收率仅下降2.5%(体积分数),具有较大的优势。利用该工艺生产国Ⅴ汽油时,辛烷值损失较大,在1.8个单位左右,可通过增上第三反应器(加氢脱硫醇反应器)降低反应苛刻度,从而降低辛烷值损失。对于MIP工艺,催化汽油硫含量相对较低,如催化稳定汽油硫含量明显偏高于催化粗汽油,可调整吸收稳定系统操作,解决吸收过度的问题,使催化稳定汽油硫含量在450mg/kg的基础上降低,并稳定在310mg/kg左右,从而降低催化汽油加氢脱硫的苛刻度。