催化裂化联合装置节能降耗改进措施

针对某公司催化裂化联合装置（包括140万t/a催化裂化、30万t/a气体分馏、8万t/a甲基叔丁基醚、产品精制等4套装置）存在能耗较大的问题,分析了联合装置能耗情况,并提出节能优化改进措施。结果表明:联合装置能耗主要包括循环水、电、低压蒸汽、中压蒸汽和除盐水;采取装置联合热直供优化（催化柴油直供柴油加氢装置、催化汽油直供汽油加氢装置）、换热流程优化（分馏塔塔顶油气热量利用、分馏塔塔顶循环油热量利用、分馏塔一中段油热量利用）的节能改进措施,该联合装置可节约蒸汽21.5 t/h、循环水126.0 t/h、电214.7 kW·h,经济效益可达2 718.78万元/a,投资回报期为0.6个月。     

催化裂化汽油加氢脱硫装置能耗分析及优化方案

采用流程模拟技术,从装置负荷率、产品含硫量指标、装置能耗构成、主要用能点等方面,对催化裂化(FCC)汽油加氢脱硫装置的关键能耗因素进行定量分析,针对中国石油克拉玛依石化有限责任公司(简称克石化公司) 50万t/a FCC汽油加氢脱硫装置提出优化方案。结果表明:影响FCC汽油加氢脱硫装置能耗的主要因素为装置负荷率和产品含硫量指标,装置综合能耗主要由燃料、电、蒸汽、循环水和除盐水等构成,燃料占50%～60%;针对克石化公司装置,采用增加预加氢反应产物与装置进料换热流程的方案A,控制预加氢反应产物进分馏塔温度稳定,优化后重汽油加氢反应产物出口温度从92.0℃升至121.5℃;在方案A基础上,采用增设重汽油加氢反应产物热分离罐的方案B,能够增加精制重汽油低温热输出,按照重汽油加氢反应产物进热分离罐温度5.9℃,低温热水来水温度75℃、换热温差10℃计算,优化后装置可输出低温热169.6×10~4 kcal/h,可节约低压蒸汽2.8 t/h;在方案A和方案B基础上,采用装置进料为热进料的方案C,能够避免有效能损失,增加低温热输出,按照混合原料温度60℃计算,优化后稳定汽油输出低温热由169.6×10~4 kcal/h增加至210.9×10~4 kcal/h,折合1.0 MPa蒸汽3.5 t/h,可降低装置能耗1.4 kg/t。     

选择性加氢技术生产超低硫催化汽油的方案比较

以某炼油厂拟新建0.5 Mt/a催化裂化汽油加氢装置为例,介绍采用选择性加氢脱硫技术满足生产质量分数小于10 μg/g超低硫汽油的一级加氢脱硫和两级加氢脱硫工艺方案,对比两种方案的工艺流程、操作条件、产品性质、装置能耗及设备投资.结果表明：两级加氢脱硫工艺方案反应缓和,化学氢耗低,年节省新氢约808 t,液体收率提高0.22单位,年增加效益约1 500×10^4 RMB￥,且RON损失低,可减少1单位,但由于多增加了一级加氢脱硫步骤,使工艺流程复杂,设备增多,增加设备投资约900×10^4 RMB￥,装置能耗增加约20.3％.综合比较后仍建议选用两级加氢脱硫方案.     

生产国V排放标准汽油的RSDS-III技术的工业应用

介绍了青岛石化600 kt/a 催化裂化汽油加氢脱硫装置采用中国石化石油化工科学研究院开发的第三代催化裂化汽油选择性加氢脱硫（RSDS-Ⅲ）技术的工业应用情况。结果表明：RSDS-Ⅲ技术可以加工硫质量分数为300~900 μg/g的催化裂化汽油原料,生产国V排放标准汽油,产品汽油硫质量分数不大于10 μg/g。 与RSDS-II技术相比,RSDS-Ⅲ技术具有更高的选择性脱硫性能,可以实现国Ⅴ排放标准汽油的长周期生产。     

生产国Ⅴ排放标准汽油的RSDS-Ⅲ技术的工业应用

介绍了青岛石化600kt/a催化裂化汽油加氢脱硫装置采用中国石化石油化工科学研究院开发的第三代催化裂化汽油选择性加氢脱硫(RSDS-Ⅲ)技术的工业应用情况。结果表明:RSDS-Ⅲ技术可以加工硫质量分数为300~900μg/g的催化裂化汽油原料,生产国Ⅴ排放标准汽油,产品汽油硫质量分数不大于10μg/g。与RSDS-Ⅱ技术相比,RSDS-Ⅲ技术具有更高的选择性脱硫性能,可以实现国Ⅴ排放标准汽油的长周期生产。     

MTG生产过程模拟及能耗分析

使用Aspen Plus流程模拟软件,采用RKS-BM和NRTL相结合的物性方法,对200 kt/a甲醇制汽油过程进行全流程模拟。模型计算中C6+馏分采用68～201℃虚拟组分表示,考察了将甲醇转化为汽油（MTG）过程的最终产物分布、汽油收率、汽油性质以及装置能耗。计算结果表明,MTG最终的汽油收率不仅与反应器出口C5～C10组分的收率有关,也和汽油的雷氏蒸气压（RVP）密切相关,与汽油馏分中C4组分含量成正比。MTG过程的能耗主要是蒸汽和电的消耗,其中循环气压缩机的电耗占全装置能耗的40.2％。MTG工艺过程中可利用反应热产生中压蒸汽,不仅可回收MTG装置多余的热量,而且使整个装置的能耗大大降低。     

中国海油惠州炼化公司生产出欧V标准汽油

2012年12月24日,中国海油惠州炼化公司500kt/a催化汽油选择性加氢脱硫装置一次开车成功,生产出符合欧V标准的合格汽油产品,即将向市场供应。该套装置采用惠州炼化公司与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性加氢脱硫新工艺,成功解决了催化汽油硫含量高的难题,标志着惠州炼化公司自主研发的全馏分加氢工艺的催化汽油加氢脱硫工艺成功实现成果转化,拓宽了惠州炼化公司的油品适炼范围,实现了汽油质量升级。     

中国石化长岭分公司应用新型汽油加氢脱硫催化剂获成功

<正>2013年11月25日,中国石化石油化工科学研究院(简称石科院)开发的第三代催化裂化汽油选择性加氢脱硫催化剂(RSDS-31/RGO-3)在中国石化长岭分公司(简称长岭分公司)450kt/a汽油加氢装置(RSDS-Ⅲ)首次应用,经过连续3个月试运行,各项指标全部达到设计要求,产品质量全面符合国家新颁标准。长岭分公司450kt/a汽油加氢装置是中国石化本年度科技攻关"十条龙"项目之一。装置投产运行需要高等级     

LH-02加氢脱硫剂通过中石化集团公司鉴定

由齐鲁石化公司研究院、齐鲁石化公司烯烃厂和第一化肥厂合作开发的LH-02馏分油加氢脱硫催化剂于2002年2月通过了中国石化集团公司组织的技术鉴定。 齐鲁石化公司烯烃厂建有一套220kt/a裂解汽油加氢装置,其二段反应器中的加氢催化剂原采用的进口催化剂     

DCC汽油全馏分选择性加氢脱硫技术（CDOS-FRCNⅡ）的工业应用

介绍了CDOS-FRCNⅡ工艺技术生产超低硫汽油的优越性，该工艺省去了催化裂化汽油轻重馏分（LCN/HCN）切割过程，具有流程简单、操作灵活、投资省、耗能低的特点。该工艺配套的新型纳米钛基催化剂HDDO-100/HDOS-200/HDMS-100具有高脱硫活性、高选择性和稳定性，适用于全馏分加氢脱硫工艺，在处理高二烯烃、高烯烃含量的FCC汽油及DCC汽油中表现出优异的活性和稳定性，在新建的 500 kt/a DCC汽油加氢装置，采用CDOS-FRCNⅡ工艺技术及配套催化剂，实现了DCC汽油的产品升级，生产出符合国Ⅴ排放标准的汽油。     

催化裂化汽油选择性加氢装置的设计与开工

国内某新建千万吨级大型炼油厂1.30 Mt/a催化裂化汽油选择性加氢装置采用美国CDTECH公司的CDHydro工艺技术和催化剂,在加氢蒸馏塔内实现轻、重汽油分离的同时脱除轻汽油中的硫醇和二烯烃.重点介绍该装置的工艺流程、反应机理及技术特点、开工运行及标定情况.实践证明,该装置加工低硫原油时的处理能力、产品指标、能耗均...     

塔河重质原油加工方案的优化研究

利用PIMS优化模型,对中国石油化工股份有限公司塔河分公司总加工流程进行了优化,对全厂工艺装置的结构、产品方案进行了优化比选,提出了优化后的全厂总加工流程,并进行了初步的效益测算对比。由于塔河重质原油的常压渣油直接作为延迟焦化装置的原料,没有催化裂化装置,缺少催化汽油组分,汽油调合组分少,为满足汽油调合要求,新建异构化装置,以重整拔头油为原料,增加异构化汽油的产量。针对石脑油加工,提出两个方案:方案一:600 kt/a(C7+)连续重整+300 kt/a(C5/C6)异构化;方案二:800 kt/a(C6+)连续重整+150 kt/a苯抽提+150 kt/a(C5)异构化。经过综合测算,方案一经济效益优于方案二,推荐采用方案一作为总加工流程方案,同时综合考虑新疆的地域特点、支线机场建设及西北地区冬季低凝柴油市场需求,对喷气燃料和低凝柴油的生产进行了研究。     

蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺的技术优化

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2.2 Mt/a蜡油加氢处理装置2009年5月建成投用,为催化裂化装置提供了优质蜡油原料,发挥了蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺的优势.为进一步发挥该组合工艺潜力,采取蜡油加氢处理装置流程改造等优化措施,实现分馏系统停运,蜡油收率提高5.25百分点,有效提高了催化裂化装置处理能力,在降低蜡油加氢处理装置能耗的同时,改善了催化裂化产品分布,两套催化裂化轻质油收率分别提高1.20百分点和1.11百分点,汽油辛烷值提高了0.3个单位,经济效益显著.     

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...     

玉门炼厂全方位增产汽油措施及效果

中国石油玉门油田分公司炼油化工总厂紧盯市场需求,通过优化装置操作、提高直馏汽油和催化裂化汽油干点、提高催化裂化和焦化装置的汽油收率、拓宽催化汽油加氢装置原料、降低MTBE硫含量、控制汽油加氢装置汽油加氢深度、提高重整汽油辛烷值、将拔头油进汽油加氢装置回炼、将苯分离切割后的C5组分调入汽油池、选用非金属汽油抗爆剂等措施,使全厂柴汽比降低0.16,汽油收率提高1.27百分点。这相当于增产汽油25.4 kt/a,全年增效1 143万元,在满足市场需要的同时,取得了良好的经济效益。     

惠州炼化分公司汽油质量升级

中海石油炼化有限责任公司惠州炼化分公司采用全馏分催化汽油选择性加氢脱硫工艺技术（CDOS-FRCN）新建了一套500 kt/a催化汽油加氢脱硫装置,能将催化汽油中硫的质量分数从336 μg/g降至11 μg/g,辛烷值损失1.4单位.装置投产前,主要生产满足国Ⅲ标准的汽油产品（硫质量分数不大于150 μg/g）;装置投产后,目前主要生产满足国Ⅳ标准的汽油产品（硫质量分数不大于50 μg/g）.通过调整装置的反应深度,能够全部生产符合国V标准的汽油产品（硫质量分数不大于10μg/g）,成功实现了汽油的质量升级,为社会提供清洁汽油产品.     

催化裂化装置掺炼加氢改质柴油增产汽油的工业实践

介绍了中国石油天然气股份有限公司呼和浩特石化分公司2.80 Mt/a催化裂化装置掺炼加氢改质柴油以增产汽油的工业应用结果。对比分析了该装置掺炼加氢改质柴油前后的原料性质、主要工艺参数、反应物料平衡和产品性质情况。标定结果表明,催化裂化装置掺炼加氢改质柴油可以增产汽油;从产品分布变化情况看,汽油产品收率达到22.36%;从油品性质的变化情况看,汽油中芳烃含量有所增加,汽油研究法辛烷值增加约0.3单位。     

石脑油加氢装置改造为催化裂化汽油预加氢装置及其运行分析

为降低FCC汽油的硫醇、二烯烃含量,采用中国石油石油化工研究院开发的FCC汽油预加氢技术将一套200 kt/a石脑油加氢装置改造成250 kt/a FCC汽油预加氢装置。对原石脑油加氢装置的反应器进行了缩径处理,并增设了原料过滤器、聚结脱水器、原料缓冲罐气封等设施。改造后的FCC汽油预加氢装置的运行结果显示,FCC汽油的硫醇硫质量分数从26.1 μg/g降到了2.7 μg/g,二烯值从0.64 gI/（100 g）降到了0.20 gI/（100 g）,预加氢产品的辛烷值没有损失。通过采取单炉管进料、瓦斯流量精确控制以及加强聚结脱水器压差监控等措施解决了反应器入口温度大幅度波动、原料聚结脱水器堵塞等问题,可为其它类似装置的改造和建设提供经验和参考。     

柴油电脱水盐脱水系统的应用

中国石油天然气股份有限公司克拉玛依石化分公司为了解决900 kt/a汽柴油加氢装置存在的柴油和汽油质量问题,增加了柴油脱水系统。通过对不同电脱水技术的综合分析和比较,选用了复式高效交直流电脱水技术。通过电脱水与盐脱水系统的联用,可将柴油脱后水的质量分数降至300μg/g以下,同时降低了粗汽油中氮的质量分数,提高了汽油产品质量,达到了预期目标。     

生产超低硫催化汽油的对策

我国汽油质量升级速度在加快,2017年12月31日起全国将执行国Ⅴ汽油标准。为此,各炼油厂均视具体情况选择和确定解决问题的方案。应围绕催化裂化装置存在的问题,例如操作性能、烟气排放物含量限制、催化汽油的性质等,结合原油加工总流程和产品调合来选择相关加氢技术。介绍了催化原料加氢预处理的目的、反应机理、催化裂化的操作模式、催化汽油加氢方案以及催化原料预处理—催化裂化—催化汽油加氢组合流程的方案,探讨了生产超低硫催化汽油的对策。