改善渣油加氢脱硫和重油催化裂化组合工艺加工灵活性的研究

渣油加氢脱硫和重油催化裂化装置的组合工艺轻油收率高、生产过程清洁,在国内新建或改扩建炼油项目中广泛应用。但由于固定床渣油加氢脱硫技术本身的限制,其加工原料的重金属、沥青质和残炭等不得不限定在一定范围内,因此加工原油的灵活性有所限制。以新建设计加工沙特中质原油12.5Mt/a炼油厂为例,核心重油加工装置采用4.0Mt/a渣油加氢脱硫和3.50Mt/a重油催化裂化装置组合工艺,在此基础上增加1.20Mt/a延迟焦化装置,改善项目的加工灵活性和原油适应性,渣油加氢装置的进料优化为92.5%负荷,进料中的杂质含量降低约10%。在渣油加氢脱硫装置定期换剂过程中,不需更换原油,全厂的加工负荷可以维持在80%以上,保证了各工艺装置在合理负荷下运行。且将0.24Mt/a催化油浆进行热裂化转化,解决了催化油浆的出路问题,增加了经济效益,同时可以把重污油和含油污泥进行清洁化无害处理,实现了项目的重油加工灵活性和清洁化生产。     

ART催化剂在大连石化渣油加氢装置第二周期的应用

介绍大连石化渣油加氢装置的工艺技术特点,第二周期催化剂的性能特点、催化剂装填、装置开工过程以及本周期运转状况和装置卸剂情况。为保证催化剂既达到设计运行周期又充分发挥活性,将运行周期分为初期、中前期、中后期和末期四个阶段,严格按催化剂专利商提供的催化剂升温曲线提温;在安排所加工原油品种时,应将渣油难以处理的原油分散到较长的时间加工,尽可能保证渣油原料性质平稳;装置在生产调整上尽量满足催化剂专利商要求。使用结果表明,ART公司的第二周期催化剂具有稳定的加氢脱硫、加氢脱残炭、加氢脱金属活性,以常压渣油和减压渣油混合的设计原料,可生产硫含量小于0.35%(质量分数),残炭含量小于5.5%(质量分数),金属含量小于15μg/g的加氢常渣,满足催化裂化装置要求,运行周期大于8000h,加工量大于300×104t/a。     

渣油加氢技术进展

在重质原油加工利用上,加氢路线较脱碳路线的重油转化深度高、资源利用率高、经济效益好,但反应条件苛刻,流程复杂,能耗与投资比脱碳路线高。随着原油劣质化及日益严格的环保要求,渣油加工选择加氢路线会越来越多。固定床加氢工艺是通过不同床层的不同类型催化剂,对重油中的金属杂原子和硫、氮元素进行脱除以及对重组分进行改质,技术最为成熟。目前移动床加氢技术主要用作固定床工艺的前置反应器系统,是移动床与固定床的组合工艺。沸腾床加氢裂化原料油适应性广,反应器内温度均匀,催化剂可在线加入和排除,运行周期长,传质传热好,渣油转化率高,装置操作灵活。渣油悬浮床加氢裂化在建装置不多,然而其渣油原料转化率和轻油收率都比延迟焦化和沸腾床加氢裂化高得多,工业应用前景乐观。当渣油原料Ni+V小于120μg/g时,固定床渣油加氢是首选;为延长装置运转周期,可在固定床反应器前增加移动床反应器;加工高残炭、高金属含量减压渣油,沸腾床渣油加氢裂化技术是首选;悬浮床渣油加氢裂化为未来加工更重、更高金属含量及残炭的渣油做好了技术准备。     

四种原油评价与可行性加工方案探讨

对巴士拉原油、龙卡多原油、梵高原油、邦加原油的一般性质、直馏产品收率、产品性质进行比较和数据分析,结合大连石化现状,对原油加工方案进行探讨.结论认为,巴士拉原油各直馏馏分的收率比例适中,硫含量高,需要与其他硫含量低的原油混炼;龙卡多原油各直馏馏分的收率比例适中,但是硫含量高,酸值达到0.5mgKOH/g,需要与其他硫含量低、酸值低的原油混炼;邦加原油除减压塔底油收率稍低外,其他各直馏馏分的收率比例适中,但酸值高达0.5mgKOH/g,需要与其他酸值含量低的原油混炼;梵高原油为偏重原油,重整原料、航煤和柴油馏分收率小,大部分为减压馏分和渣油馏分,酸值超过1.0mgKOH/g,加工时会严重腐蚀常减压装置,应根据需要掺炼其他酸值低的原油,后续加工可通过催化裂化或加氢裂化等深度加工工艺,生产出高价值的轻馏分油.原油评价为生产计划系统、生产调度排产系统和原油优化调合系统提供数据支持,并为选择效益最优的原油采购方案,确保生产装置平稳运行,保证原油加工效益最大化提供技术支持.     

催化裂化装置运行优化浅析

以某炼油厂催化裂化装置在渣油加氢装置换剂前后的生产运行统计数据的系统化分析为依据,从催化原料性质、催化剂性能以及装置主要操作条件、产物分布和主要产品性质等方面进行分析对比,得到催化裂化装置与渣油加氢装置一体化运行优化结果:催化原料性质更符合催化装置设计要求,有效提升了催化装置加工处理重质油能力,同时因为催化原料性质指标...     

大连石化渣油加氢装置催化剂寿命预测及原油加工建议

大连石化300×104t/a渣油加氢装置设计处理能力为8955t/d,加工原料为29%的俄罗斯常压渣油(AR)、14%的俄罗斯减压渣油(VR)和57%的沙轻减压渣油(VR)。装置设计开工时数为8000h,在处理设计原料时催化剂的预期寿命是335d,加工常压渣油与减压渣油进料300×104t,两系列催化剂沉积金属总量为230t。截至2009年7月底,已连续满负荷运行362d,累计加工常压渣油与减压渣油混合进料301.8×104t。由于本周期所加工原料苛刻度低于设计值,以及存在产品质量指标放宽等因素,在设计苛刻度下,催化剂寿命还有约4～5个月时间。如果实施控制提温速度、选择易加工原油等手段,预计可以运行至2011年4月,但想要达到所有催化剂均匀失活难度较大。建议在余下的运转期内,除了要求进料中杂质含量不超过设计指标外,最好选择酸值小于0.5mgKOH/g原油,常渣中Ni/V小于0.5、总N小于3500μg/g、C7沥青质小于7.0%(质量分数)的原油进行加工。同时,尽量选择容易处理及中等程度的原油。     

渣油深度转化提高轻油收率技术的重大进展

目前全球炼油厂工业应用的渣油深度转化技术主要有两种:一是焦化,二是沸腾床加氢裂化。焦化技术最大的问题是把一部分渣油原料变成了石油焦和少量气体;而沸腾床加氢裂化技术的渣油转化率也只有55%～75%,渣油仍未得到高效利用,且装置投资大,操作复杂。所幸的是,现在渣油深度转化提高轻油收率技术有了新进展。沸腾床加氢裂化集成技术——LC-MAX工艺和H-Oil-延迟焦化集成工艺已经开发成功,正在准备工业应用,其中LC-MAX工艺渣油转化率可达80%～90%,并且提高了加工原料的灵活性,降低了反应系统的投资和操作费用。另外,渣油悬浮床加氢裂化技术也取得了突破性进展,正在建设工业装置的有KBR公司的VCC技术、UOP公司的Uniflex技术、Eni公司的EST技术和委内瑞拉国家石油公司的HDHPLUS技术。VCC技术的渣油转化率可达95%;Uniflex技术采用纳米级催化剂,转化率可达90%以上;而EST技术首套工业装置将加工难以转化的乌拉尔原油减压渣油,如果渣油转化率能达到95%,且能长期运转,将是渣油深度转化技术的重大突破。渣油悬浮床加氢裂化技术是当今炼油工业的世界级难题和前沿技术,国家"十二五"规划要求炼油行业到2015年轻油收率从目前的75%左右提高到80%。为此,建议抓紧组织产学研三结合的研发团队,充分发挥国家重点实验室和国家工程研究中心的作用,高度重视渣油悬浮床加氢裂化催化剂的筛选工作。同时,国家有关部门要加大支持和协调力度,确保到2015年取得重大突破。     

KF848/KF1022组合催化剂在柴油加氢改质装置的应用

随着炼厂原油劣质化程度的加剧及重油转化深度的提高,柴油加氢装置原料中高硫、低十六烷值的催化柴油所占比例逐渐增加,降低催化柴油的硫含量、提高其十六烷值指数是我国石油加工工业不得不面对的问题。加氢改质仍是炼厂目前加工催化柴油的最有效手段,根据原料性质选择适宜的加氢改质催化剂体系,在全面提升柴油质量的同时实现经济效益最大化至关重要。广西石化2.0Mt/a柴油加氢改质装置以直馏柴油和催化柴油比例为1∶1的混合物为原料,采用KF848和KF1022专有加氢催化剂,生产满足国V车用柴油标准的调和组分。装置于2014年7月一次开车成功,并于2015年4月对装置进行标定。对装置满负荷标定结果表明,加工后改质柴油产品密度降低40kg/m~3,十六烷值指数提高9.8个单位,总液体产品收率为100.75%(质量分数),改质柴油收率为98.61%(质量分数),石脑油收率为2.14%(质量分数),柴油产品硫含量小于5μg/g,氮含量小于1μg/g,作为调和组分满足全厂柴油达到国V车用柴油质量标准要求。     

新加坡炼油厂升级改造方案研究

年加工规模1450×104t的新加坡炼油厂,因工艺配置不均、加工深度不足等原因导致炼油厂每年有大量低价值的高硫燃料油和轻质石脑油出厂,使得炼油厂的净现金利润逐年下降,已经处于亚太区盈利水平的末端。为解决以上低价值产品的出厂问题,在综合考虑重油加工技术成熟度和投资强度,并结合炼油厂加工原油特性和目标产品市场前景的前提下,研究团队配置了“渣油加氢”“渣油加氢+重油催化裂化”和“延迟焦化+蜡油加氢”三种升级方案,并对三种方案的产品结构和投资经济性做了对比分析。结果表明,采用“渣油加氢脱硫+重油催化裂化”为核心流程的改造方案,辅助建设连续重整装置,不仅有良好的氢气协同效益,而且将炼油厂以汽、煤、柴油为代表的轻质油收率从62.8%提高到71.0%,烯烃和芳烃等化工产品比例从1%提高至5%,而低价值产品比例由28.9%降低到7.6%,项目的投资内部收益率为12.41%,实现了产品结构和质量提升,也显示出良好的投资经济性。     

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。     

含硫渣油加工路线的选择

加工含硫渣油有两种不同的典型加工路线,即:先将渣油固定床加氢脱硫,然后再深加工的加氢路线;先以焦化工艺加工,再将焦化馏分油加氢脱硫,生产轻质产品的热加工路线(也称焦化路线)。从两种加工路线的工艺流程、投资、产值、环保等方面进行综合对比,并对两种路线的影响因素,如原油价格、电力/蒸汽价格、氢气价格、催化剂成本等方面进行敏感度分析,结合我国国情,提出选择含硫渣油加工路线的建议。对比结果可以看出,加氢路线虽然一次性投资和加工费用均较焦化路线高,但由于其液体收率和轻油收率高,产值较高,使之经济效益反而更好;而且加氢路线在产品结构、产品质量以及环保方面都具有明显的优势。并且从长远来看,原油价格仍有上升趋势,加氢装置投资和加工成本还有下降势头,对加氢路线更为有利。因此,加氢路线可作为加工含硫渣油的较佳选择路线。目前,中国石化(SINOPEC)新建或扩建炼厂中,均选择加氢工艺作为加工含硫渣油的路线。     

庆阳石化项目总加工流程的优化

庆阳石化新厂项目原油一次加工能力为300×104t/a,拥有主要炼化生产装置15套.所加工的原油,为长庆油田庆阳、靖马、西马三种原油按体积比为4:3:3混合后的原油,混合原油硫含量为0.11％(质量分数),(Ni+V)含量为3.3g/g,届于低硫中间基原油,具有轻油拔出率高,硫、氮、重金属等杂质含量较低的特点,其常压渣油是较好的催化裂化原料.经过充分比选,全厂总加工流程选择“常压蒸馏-重油催化裂化-柴油加氢改质-连续重整”的技术路线,建设国内领先的短流程燃料型炼油厂.同时,配套实施了轻烃整合方案、脱硫系统整合方案以及全厂节能方案设计.通过对重油催化裂化工艺实施技术优化,可多产汽柴油产品6.72×104t/a,全厂轻质油收率由81.39％提高到83.72％;通过实施多项全厂节能整合措施,炼油单位能量因数能耗为9.89kg标油/(t·因数),达到同类型炼厂先进水平.     

渣油加氢技术研究进展

渣油加氢技术是应对炼油行业所面临原料油供应日趋重劣质化、产品需求结构调整并响应“减污降碳,协同增效”的生态环境保护政策等多重挑战的有效手段,是提升炼油行业资源综合利用能力、经济效益和环境效益,增加企业核心竞争实力的关键步骤,是石油炼制行业发展的必然选择。重点分析了固定床、沸腾床、悬浮床、移动床四类渣油加氢技术的应用现状及发展前景。固定床渣油加氢和催化裂化组合技术是当前发展过程中的重要技术路线;沸腾床渣油加氢技术日渐成熟,是未来渣油加氢技术发展的重要方向;悬浮床渣油加氢技术具有独特的发展优势,工业化推广应用前景良好;移动床渣油加氢技术则主要用作固定床的预处理工艺。探索不同类型渣油加氢技术与其他重质原料油的优化组合加工工艺,建设大型化装置推进产业化进程,将会有效提升炼油行业的核心竞争力和经济效益。     

俄罗斯原油评价数据及加工流程的优化选择

原油评价是在实验室对原油进行一系列分析和馏分切割,分析原油和各段馏分油的性质,确定产品分布及产品收率,为制定原油加工流程提供优化方案,以生产出合适的产品,使原油资源得到合理利用。原油评价认为,俄罗斯原油属于含硫中间基原油,初馏点至180℃石脑油馏分经石脑油加氢精制后,分离出液态烃、轻石脑油及重石脑油;150~230℃喷气燃料馏分进入加氢精制装置,生产3号喷气燃料或柴油调和组分;200~350℃柴油馏分进入柴油加氢精制装置,生产合格的柴油产品;350~560℃混合蜡油馏分进入加氢裂化装置,生产石脑油、高品质航空煤油(3号喷气燃料)及柴油;大于560℃渣油馏分经渣油加氢精制后,可作为催化原料直接进入重油催化裂化装置。俄罗斯原油的盐含量为24.0mg/kg,在加工过程中,容易形成"HCl-H2S-H2O"腐蚀,对设备影响较大,要重视工艺防腐和设备防腐。     

延迟焦化装置缩短生焦周期运行分析

九江分公司Ⅰ套常减压装置扩能改造后,为作好渣油平衡工作并达到挖潜增效目的,需要1.0Mt/a延迟焦化装置超设计负荷25%以上运行。降低装置循环比至0.2左右,处理量可增加10%～12%,但受焦炭塔安全空高限制,循环比不能进一步降低,故考虑在装置流程和现有设备不作改动的情况下,将24h生焦周期缩短至20h。改为20h生焦周期操作后,装置处理量可提高26%左右,装置循环比降至0.18,预热、吹汽、冷焦、除焦等工序时间缩短,形成5d一个循环,增加了焦炭塔、加热炉、压缩机和分馏系统等设备的利用率,蜡油收率、焦炭收率上升,总液体收率由68.63%下降至68.35%,公用工程单耗均有不同程度的降低,装置总能耗下降了32.6MJ/t原料。     

某炼厂升级改造总流程方案研究及设计优化

以某炼厂升级改造工程的总流程方案研究及设计优化过程为例,说明加工渤海海上混合原油的炼厂升级改造工程的总流程方案配置。通过对渤海海上混合原油的主要性质分析,特别是密度、硫含量及酸值等性质分析,阐述主要设计原则、产品方案、总加工流程及主要工艺技术方案。在关键技术方案研究中,对比了常规减压蒸馏和减压深拔对经济效益的影响,以及延迟焦化装置、催化裂化装置、汽(柴)油加氢精制装置及柴油加氢改质装置改造方案的确定及改造后的装置规模、优化工艺,重整汽油中C6及以上组分加工方案等内容,并对全厂环保、安全操作及企业未来的发展方向进行了考虑。最终确定的全厂总流程能够使企业获得较好的技术和经济效益,生产的汽(柴)油产品全部满足国Ⅴ标准。项目实施后,年均净利润为41098万元,税后财务内部收益率为14.51%,税后投资回收期为7.39a。     

广东石化20Mt/a劣质重油加工项目总加工流程的优化

广东石化20Mt/a劣质重油加工项目,由中国石油天然气股份有限公司和委内瑞拉国家石油公司共同出资建设,是中委两国在石油领域上中下游一体化合作的重要组成部分。项目加工的委内瑞拉Merey 16原油具有"六高"(密度高、含硫高、含氮高、残炭高、金属高、酸值高)性质,属劣质重油,加工难度很大。全厂总加工流程采用了"延迟焦化-蜡油加氢处理-催化裂化-加氢裂化"的技术路线。经过技术经济比选和国内外调研,减压渣油的加工采用了延迟焦化工艺,延迟焦化工艺具有原料适应性强、操作费用低等优点,技术成熟可靠,尤其适于加工高硫高金属含量的劣质渣油,是加工Merey 16减压渣油的适用工艺。延迟焦化装置生产的高硫石油焦作为气化装置(POX)的原料。POX装置作为全厂氢气的主要来源,具有良好的经济性。采用6台气化炉的配置,全厂供氢可靠性达到98.3%。广东石化20Mt/a劣质重油加工方案,尤其是减压渣油的加工方案,可以为劣质重油的加工提供参考。     

线性规划模型在原油选择方面的应用研究

原油成本在炼油厂总成本中占据非常高的比例,因而选择最经济的原油以充分发挥已有装置的潜力,保持工厂优化运行,是提高炼油厂经济效益的有效途径。利用线性规划技术,建立原油选择模型,模拟炼油厂的生产经营过程,可以综合考虑原油性质对装置负荷、收率、产品质量及产品结构的影响,有效提高原油选择的准确性,并为原油选择提供量化指标。应用ASPEN PIMS软件,为某炼油厂建立线性规划模型,对原油单炼及混炼的适应性和经济效益进行模拟研究。结果表明,五种原油在单炼时均存在加工瓶颈,因而无法满足全厂正常生产的需要。通过对原油混炼工况进行模拟,得到了原油按不同混炼比例加工时的全厂产品结构、工艺装置加工规模及经济效益,并以经济效益最大化为目标函数,通过模拟优化获得了原油的最优混炼比例。在实际生产中,炼油厂可将上述模拟结果作为参考依据,以指导原油的采购和加工。     

流程模拟技术在镇海炼化2号常减压装置上的应用

镇海炼化600×104t/a常减压装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建立了与实际工况相吻合的常减压装置稳态流程模拟模型,通过对初馏塔、常压塔、一级减压塔和二级减压塔的模拟,了解各操作参数对装置性能的影响;通过蒸馏塔模型中的气液相负荷分布和温度梯度的分布情况,加深对蒸馏操作的理解。随着重油加工工艺技术的发展,炼厂能够加工更加劣质的渣油,因此常减压装置轻油收率和总拔出率的提高,对提高原油的利用率及炼厂的经济效益极为重要。为此,重点对影响常减压装置轻油收率的关键操作参数进行灵敏度分析,优化操作,实现提高常减压装置轻油收率的目的。经过流程模拟优化后,常减压装置一级减三线蜡油350℃馏出量降低2.3mL/100mL,以一级减三线平均流量为90t/h,以及柴油和蜡油差价300元/t计算,全年可增加装置效益536.544万元。     

聚丙烯产品碳足迹核算及对比研究

针对炼化企业碳足迹评价方法进行介绍,明确原油加工企业碳足迹计算时所应包含的不同种阶段,并提供计算方法与对应计算系数。以A企业生产的聚丙烯产品为例,针对性计算碳排放系数,并进行评价对比。A企业聚丙烯产品通过加工原油,经过常减压装置、延迟焦化装置、渣油加氢等装置,最终由聚丙烯装置生产得到合格产品。经由原料获取阶段、产品生产阶段计算碳排放,同时利用不同加工装置的能源消耗数据、加工量、对应碳排放系数,计算经由各装置生产阶段所得到的碳排放系数,最终得出A企业聚丙烯产品碳排放系数为0.9021t二氧化碳当量/t、0.8542t二氧化碳当量/t。较同行业碳排放系数偏低,但较先进企业仍有差距。经过分析,主要原因为部分加工装置负荷偏低,导致能源利用率较低;同时该企业部分氢气来自连续重整装置,该装置能耗较高,导致碳排放系数偏高。下一步建议该企业优化加工流程,提高能源利用率以降低碳排放系数,提升聚丙烯产品竞争力。