镇海焦化汽油加氢装置运行工况的优化

针对镇海焦化汽油加氢装置开工3 a来出现的问题进行分析。通过不断优化工况,解决了反应温度易波动、系统压降上升、能耗过高、胺液跑损严重、精制石脑油带水等困扰装置长周期运行难题。     

浅谈加氢焦化汽油做乙烯原料

介绍了乙烯原料的选择原则，从经济方面简述了炼厂加氢焦化汽油做乙烯原料的可行性。     

催化重整掺炼加氢焦化汽油

介绍了我厂重整装置掺炼加氢焦化汽油情况,说明加氢焦化汽油可以作为重整装置的原料。     

焦化汽油加氢装置运行问题及对策

高压换热器结焦堵塞、反应器床层压力降上升是近年来制约中国石油化工股份有限公司茂名分公司1号焦化汽油加氢装置长周期运行的主要因素。对装置原料及换热器结焦物进行分析,发现原料中烯烃(二烯烃)质量分数达到17.96%(1.49%),而换热器垢物中有机结焦物质量分数为91.6%,认为有机物结焦、焦粉等杂质沉积是垢物生成的主要原因。通过增设原料油过滤器、预反应器系统,采取原料保护、换热流程优化等措施,可有效缓解原料在高压换热器和反应器顶部的结垢,延长装置运行周期。     

掺炼加氢焦化汽油的重整预加氢催化剂

以掺炼加氢焦化汽油(>80~150℃馏分,下同)的直馏汽油为原料,在反应压力为2.0 MPa,体积空速为4.0 h-1,氢气/原料油(体积比)为250,反应温度为275℃的条件下,对DZF-1重整预加氢催化剂的加氢活性及1 500 h长周期稳定性进行了评价。结果表明:当直馏汽油/加氢焦化汽油(质量比)分别为80∶20,50∶50时,加氢产物的性质可满足企业重整装置进料指标要求;与DN-3110催化剂相比,DZF-1重整预加氢催化剂的脱硫、脱氮和烯烃饱和能力较好。     

焦化汽油加氢催化剂床层结垢机理分析

采用元素分析、红外光谱分析、热重分析以及灰分测定等方法对抚顺石化公司石油一厂焦化汽油加氢装置催化剂床层结垢进行了分析。垢的主要成分为烯烃聚合物 ,结垢机理为非烃化合物引发的聚合反应 ,次要成分为H2 S及硫醇腐蚀设备而生成的铁的硫化物及其它金属化合物。原料焦化汽油储存时间过长是诱发二烯烃聚合结垢严重的根本原因。经过储存后的焦化汽油不适合作为加氢原料。     

重整装置掺炼加氢焦化汽油试验及运行分析

对焦化、加氢装置生产重整料及重整装置掺炼加氢经汽油试验及运行的操作条件、产品质量进行了分析，结果表明重整装置掺炼加氢焦化汽油，不仅扩大了重整装置的原料来源，保证重整长周期进行，而且也是实现焦化汽油改质的一条有效途径。     

0.66Mt/a焦化汽油加氢装置的设计与标定

中国石油天然气股份有限公司抚顺石化分公司0.66 Mt/a焦化汽油加氢装置以焦化汽油和烃重组汽油为原料,采用中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院开发的馏分油加氢精制催化剂FH-40C和二烯烃饱和催化剂FHRS-1,生产满足指标要求的乙烯原料。由于焦化汽油进料中注有阻垢剂,还设置了二烯烃饱和反应器,使二烯烃在低温下加氢饱和,避免了二烯烃在加氢反应器床层结焦。装置自2012年6月投产以来已连续安全运转22个月。对装置的工程设计与工业标定进行总结,对装置的工业运转标定结果进行简要分析。结果表明,馏分油加氢精制催化剂FH-40C和二烯烃饱和催化剂FHRS-1效果良好,能够生产满足指标要求的乙烯原料;装置精制汽油收率为98.85%;单位进料的能耗为442.13 MJ/t,达到国内先进水平。     

焦化汽油加氢试生产重整原料的技术分析

在0.6Mt/a柴油加氢精制装置上利用焦化汽油为原料进行重整原料油的试生产，改善了焦化汽油的性质，降低了硫，氮和可导致重整催化剂中毒的金属含量及烯烃含量，提高了饱和烃的含量，生产出了合格的重整原料，该技术拓宽了重整原料来源，较好地解决了焦化汽油的出路问题。     

加氢焦化汽油硫化合物组成分析

建立了针对加氢焦化汽油中各类型硫化合物系统分析的方法,并对各类型硫进行了分析测定。加氢焦化汽油中硫化合物分布情况为：硫醇硫和噻吩类硫含量较多,硫醇硫含量占51．08％（质量分数,下同）,两者之和占总硫的93．07％,硫醚硫和二硫化物硫含量较少。通过化学分离富集结合GC／DFPD分析,得到加氢焦化汽油的硫醇结构组成信息,其所含硫醇大部分为小分子异构硫醇,低沸点硫醇硫占95．9％,异构硫醇硫占74．0％。     

裂解汽油加氢装置反应系统工艺设计的改进

从裂解汽油加氢的过程及原理出发,分析了裂解汽油加氢装置中二段加氢反应器压降升高过快的原因,改进了一段加氢反应器的设计,稳定了一段加氢反应器出口的双烯值;在二段加氢反应器的设计上,采用了催化剂系统的尺寸梯度和活性梯度装填方式,有效解决了灰垢在催化剂床层上的沉积,并通过严格控制二段催化剂在硫化态下运行,保证了催化剂的选择性,防止了压降的过快升高。     

劣质焦化汽油加氢精制催化剂的研制

中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院通过载体材料筛选、第IVB族元素改性制备了催化剂载体,通过孔结构、IR-吡啶吸附等手段对载体进行了表征,筛选出孔结构适合焦化汽油加氢的催化剂载体,第IVB族元素改性的载体,弱化了载体的L酸,适当增加了B酸;采用改性后载体制备了三种Co-Mo-Ni型焦化汽油加氢催化剂,以硫质量分数为15 320μg/g的Merry16焦化汽油为原料,对三种催化剂进行了对比评价,加氢产品硫、氮质量分数均小于0.5μg/g,满足重整进料要求。加氢产品在精制程度相当的情况下,2号改性催化剂反应温度较其他两种催化剂反应温度低10℃。     

FH-40C催化剂在焦化汽油加氢装置上的应用

为配合汽、柴油质量升级,中石油克拉玛依石化有限责任公司将原450 kt/a汽、柴油加氢装置技术改造为焦化汽油加氢装置,以焦化汽油为原料生产符合催化重整预加氢原料的汽油。装置选择中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发的FH-40C型催化剂。工业应用表明:FH-40C催化剂在焦化汽油加氢应用成功,在压力7.0 MPa、平均反应温度250℃以上的条件下,产品汽油硫质量分数小于30.0μg/g,氮质量分数小于2.5μg/g,有优异的加氢脱硫、脱氮效果。FH-40C催化剂的成功使用进一步拓展了该催化剂的应用范围。     

劣质焦化汽油加氢精制催化剂的研制

通过载体材料筛选、第IVB族元素改性制备了催化剂载体,并对催化剂载体进行了表征,、制备了3种Co-Mo-Ni型焦化汽油加氢催化剂。以硫含量为15 320μg/g的Merry16焦化汽油,对3种催化剂进行了对比评价,在加氢产品硫含量小于0.5μg/g的条件下,2#改性催化剂反应温度较其它2种催化剂反应温度低10℃。     

焦化汽柴油加氢生产喷气燃料的研究

进行了焦化汽柴油加氢精制生产喷气燃料的实验研究。研究表明，以焦化汽柴油为原料，通过加氢精制方法可以得到合格的喷气燃料；对焦化馏分进行深度脱硫、脱氮是该技术应用的关键。研究还表明，喷气燃料产品的颜色及颜色的稳定性与其氮含量有关，氮含量越低，产品颜色及颜色的稳定性越好。     

汽油加氢装置反应器压力降频繁升高的原因分析和对策

为了适应2010年国Ⅲ汽油的生产,独山子石化分公司采用抚顺石油化工研究院的OCT-M工艺把原有的0.6 Mt/a汽柴油加氢装置改造成0.4 Mt/a汽油加氢装置,自2009年11月开工以来,该装置反应器压力降上升比较快,最短时只能生产3个月就需要进行撇头,对全厂生产平衡造成较大的影响.通过对反应器顶部垢样的分析和工艺过...     

焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策

中国石油化工股份有限公司广州分公司焦化汽油加氢精制装置因原料油中硅含量较高、水含量波动大,造成催化剂活性快速下降;此外焦化汽油储存时间过长、二烯烃含量高造成反应器床层压力降快速上升。通过对原料油至反应系统的设备、管线进行清洗和爆破吹扫、焦化装置向加氢精制装置直接供料、提高换热器壳程物料流速等措施,反应器床层压力降的上升速率明显变缓,装置最长连续运行23个月。     

独山子焦化汽油单独加氢试验评价研究

采用一种加氢催化剂,以中国石油独山子石化分公司(独山子石化)焦化汽油为原料,开展焦化汽油单独加氢生产乙烯裂解原料石脑油的可行性试验研究,通过对反应温度、体积空速、氢油比的考察,确定了适宜条件:单独加氢时,温度290~295℃,体积空速为2.0~2.5 h~(-1),氢油比300,压力2.5 MPa;稀释后焦化汽油单独加氢时,温度280℃,体积空速为2.0~2.5 h~(-1),氢油比300,压力2.5 MPa,产品性质均能达到石脑油质量要求。由于催化剂易结焦,装置稳定运行受限,因此,该催化剂不适合双烯值较高的焦化汽油单独加氢,独山子石化焦化汽油也不适合单独加氢,掺炼更为适合。     

裂解汽油加氢反应工艺和反应器的开发研究

以裂解汽油加氢反应工艺和反应器的开发为主题,深入分析比较了国内外各种裂解汽油加氢工艺特别是反应工艺与流程。针对燕化公司裂解汽油加氢装置改造,决定采用一段低压加氢二段高压加氢的反应工艺流程,并且采用国产催化剂,这样两台加氢反应器均可利旧,无需重新从国外引进氢气压缩机,从而节省了大量的投资。     

FCC柴油加氢装置掺炼焦化汽油的问题探讨

洛阳分公司为了使汽油满足国Ⅲ标准,准备将焦化汽油掺到催化裂化柴油中进行加氢精制。分析了由此给加氢精制装置带来的问题,如分馏塔顶部冷却系统负荷能力偏小、反应器上床层温度过高、催化剂易结焦和失活、新氢和加热炉燃料气消耗增加等。针对这些问题,提出了增设分馏塔顶水冷器和原料油过滤器、提高氢油比、混氢点前移、增设加热炉吹灰器、催化剂分级装配等措施,以利于加氢精制装置的平稳运行。