渣油加氢工艺及工程技术探讨

简要介绍了固定床、沸腾床、移动床和浆态床四大类型渣油加氢技术的现状、发展趋势、工程化研究以及渣油加氢与渣油催化裂化组合工艺研究等。其中固定床加氢技术最成熟,发展最快,装置最多;沸腾床和移动床加氢技术日益成熟,不断得到推广应用;浆态床加氢技术完成了工业试验,目前处于工业示范阶段。根据对原料油的适应性、工艺特点、产品及反应条件的要求,提出了四种渣油加氢工艺的选择方案。不同类型的渣油加氢、以及加氢与催化裂化等重油加工技术的灵活组合,在重质、劣质油加工方面将会发挥更大作用。     

渣油加氢工艺在炼油工业中的应用

目前，渣油加氢在世界上已获工业应用或技术较成熟的工艺技术主要有四大类，即固定床，移动床、沸腾床及悬浮床。本文拟从各种渣油加氢工艺的特点出发，通过技术与经济两方面讨论渣油加氢工艺应用于炼油工业上的适用性。     

渣油加氢技术的最新进展及技术路线选择

针对世界原油质量的现状和我国进口原油增加、原油性质劣化的情况,分析了渣油性质对加氢工艺技术选择的影响,介绍渣油加氢技术(包括悬浮床加氢裂化技术、沸腾床加氢裂化技术、移动床加氢技术、固定床加氢处理技术)的最新进展,对渣油加氢技术路线的选择进行了探讨。     

Albemarle渣油加氢处理催化剂研究

渣油加氢处理技术在炼油生产中占有很重要的地位.Albemarle最近开发的固定床催化剂KFR22和 KFR72具有出色的脱沥青质活性和更高的脱氮性能,最近开发的沸腾床催化剂是KF1302T 和KF1311,与以前的沸腾床催化剂相比 ,这些催化剂的组合降低了沉积物的生成,可提供更高的加氢脱硫性能.     

劣质渣油复合床(SiRUT)加氢技术研究

总结了国内炼油尤其是重油加工方面的现状及发展困境,介绍了中国石油化工股份有限公司开发的STRONG沸腾床渣油加氢技术以及50 kt/a工业示范装置运行状况;应对传统固定床渣油加氢技术存在的原料适应性不足及运转周期短的现状,开发了沸腾床-固定床(简称复合床)组合加氢技术,并在实验室内进行中试试验及长周期寿命试验.结果表明...     

浆态床渣油加氢技术现状与展望

近年来国内原油进口依存度一直处于高位,原油资源需要高效利用。重质馏分油特别是渣油的高效转化至关重要,浆态床渣油加氢技术由于其能加工劣质原料且转化率高,是将重油转化为高价值运输燃料和石化产品的较好选择。重点介绍了国内外典型浆态床渣油加氢技术,包括委内瑞拉国家石油公司的HDH-Plus技术、美国环球石油公司的Uniflex技术、美国雪佛龙鲁姆斯公司的LC-Slurry技术和VRSH技术、意大利埃尼公司的EST技术、中石化石油化工科学研究院有限公司的RMAC技术,比较了上述技术的特点,分析其技术难点,建议加强浆态床渣油加氢工艺、工程和催化剂等方面的研究。     

沸腾床-固定床组合渣油加氢处理技术研究

沸腾床渣油加氢技术与固定床渣油加氢技术组合可以明显改善固定床进料性质,大幅度降低杂质含量,大大改善固定床操作;同时可以扩大可加工的原料范围,延长操作周期.中试数据表明,加工金属质量分数分别为118,233μg/g、残炭质量分数分别为15.7％,21.1％的劣质渣油,沸腾床与固定床组合工艺均可稳定操作,所得加氢渣油金属质量分数分别为10.6,7.8μg/g,残炭质量分数分别为5.6％,5.2％,可以直接作为催化裂化装置原料,从而实现劣质渣油的高效转化.通过技术特点和技术经济分析,并与单独的固定床方案对比,发现沸腾床与固定床组合渣油加氢处理新技术具有更好的盈利能力,并可实现3 a稳定运转,从而与下游装置相匹配,实现同步开停工.     

不同原油价格下重油加工工艺路线的选择

在35～100 美元/bbl(1 bbl≈159 L)的国际油价下,针对阿曼原油、沙中原油、伊重原油、塔河原油的不同重油加工工艺路线(如浆态床渣油加氢、沸腾床渣油加氢、固定床渣油加氢、渣油焦化、溶剂脱沥青组合等)进行了经济效益分析,结果表明：在所研究的价格体系内,浆态床渣油加氢技术的经济效益均明显优于沸腾床渣油加氢技术;对于较劣质原油（如伊重原油）,在原油价格高于80 美元/bbl时,采用浆态床渣油加氢技术的经济效益超过常规原油固定床渣油加氢技术,随着浆态床渣油加氢技术的逐步完善与加工成本的降低,该技术在应对特别劣质的原料时具有很好的市场应用前景;在原油价格高于35 美元/bbl时溶剂脱沥青组合技术的经济效益优于渣油焦化技术,对于缺少氢源、延迟焦化装置原料性质较好的企业,当原油价格低于55 美元/bbl时,溶剂脱沥青组合技术有较好的市场应用前景;针对常规原油,当原油价格为45～80 美元/bbl时,推荐采用固定床渣油加氢技术。     

含硫渣油加氢与焦化加工路线的技术经济对比

以沿海的甲乙两厂为基础,研究分析了焦化及加氢两种含硫重油加工方案的利弊、投资及效益,并对各自的发展前景进行了阐述和分析。认为焦化与加氢两条工艺路线,在当前各有利弊,各有其适用的场合,但选择工艺路线不仅要考虑经济效益的好坏,还需考虑产品结构、产品质量要求以及污染物排放许可容量等多种因素。短期内焦化路线显得优于加氢路线;但长远来说,加氢的优势将越来越明显,尤其是油价处于较高的价位时。     

用表面活性剂提高糠醛精制润滑油收率的研究

在润滑油馏分糠醛精制过程中,添加微量的十二烷基苯磺酸钠、聚醚、脂肪醇聚氧乙烯醚等表面活性剂,以改善液—液界面,从而使精制油收率比未添加表面活性剂时提高１．８％～２．７％。     

FCC柴油溶剂—低压加氢组合精制工艺研究

考察了FH－8催化剂对酸性溶剂精制后的FCC柴油低压加氢精制的影响。结果表明,采用溶剂－低压加氢组合精制工艺对重油催化柴油进行精制,不但可以使0^#轻柴油质量达到国标优级品指标要求,而且还可使加氢压力降至2．5MPa,体积空速升至3．0h^-1。     

镇海炼化含硫蜡油加氢工艺路线的选择

根据镇海炼油化工股份有限公司总流程特点，对需要加氢处理的不同含硫蜡油的加工路线进行了分析比较，结果表明，在炼油16．00Mt／a加工能力情况下，含硫蜡油宜采用现有的2．20Mt/a加氢裂化联合装置(包括1．00Mt/a部分循环加氢裂化和1．20mt／a蜡油加氢脱硫)和新建1．80Mt／a蜡油加氢脱硫装置加工；当炼油需要向下游化工装置提供更多的化工原料时，含硫蜡油宜采用2．00Mt／a加氢裂化联合装置(包括原1．00Mt/a多产中间馏分油加氢裂化和改造1．00Mt/a多产石脑油加氢裂化)和新建的1．80Mt／a蜡油加氢脱硫装置加工。     

炼油转型发展技术路线研究

由于炼油产能过剩和油品消费势头减缓,促使原油资源的利用由以生产燃料油为主转变为油化一体化相结合,以提升炼油竞争力。结合市场环境和生存发展需求,对油化一体化转型方案进行详细分析研究,设计脱碳型和全加氢型炼化一体化集成模型,通过投资、产品分布和技术经济指标对比,为新建炼油厂和现有企业转型提供借鉴。     

渣油加氢装置节能改造及效果分析

分析VRDS装置能耗较高的原因,通过实施相应的节能技术改造,淘汰效率低下、能耗高的设备,增上节能设备,装置的电耗、蒸汽消耗都有了明显降低,达到了预期效果。同时通过改造,增加了部分备用设备、流程,也有利于装置的安全、平稳、长周期运行,并对下游装置能耗的降低做出了贡献。     

工业齿轮用油第二次更新换代与选油方法的重建

科学技术的发展，带来润滑机理划时代的变化，油品可以实现“三化”———高性能化、低粘化、通用化。过去选油的根据已不复存在，需要在新的基础上建立新的选油方法。本文提出一个方案供共同探讨。     

柴油加氢精制装置反应系统压力降升高原因分析及对策

介绍齐鲁胜利炼油厂3.4 Mt/a柴油加氢精制装置反应系统压力降升高原因,结合装置的生产实际情况提出了应对措施,效果显著。     

煤炭直接液化油品加氢稳定和加氢改质的试验研究

对神华上湾煤直接液化油品进行了加氢稳定和加氢改质的试验研究。煤液化重油经过加氢稳定处理后,可以生产出煤液化需要的供氢溶剂;煤液化轻油经过加氢稳定处理后,中间馏分油的十六烷值低、密度高,还需进一步加工。加氢改质是一种有效改善油品质量的方法。结果表明,加氢改质后小于150 ℃石脑油馏分是很好的催化重整原料,大于150 ℃柴油馏分性质满足环烷基原油生产的轻柴油国家标准;加氢改质柴油馏分对十六烷值改进剂具有良好的感受性,添加1 000 g/g的十六烷值改进剂可以生产出满足欧Ⅱ排放标准的柴油产品。     

减压蜡油浆态床加氢工艺条件和动力学研究

对减压蜡油的浆态床加氢工艺条件进行了评价,并考察了减压蜡油的加氢脱硫和加氢脱氮动力学。研究结果表明,最佳的蜡油加氢工艺条件为反应温度360 oC、反应压力8 MPa、催化剂加入量（w）9 %、反应时间2 h左右。动力学研究结果表明：对于加氢脱硫反应,反应初期的表观活化能为100.44 kJ/mol;反应中期到末期,表观活化能为121.72 kJ/mol,这是由于不同类型的硫化物脱硫机理不同造成的;对于加氢脱氮反应,表观活化能为105.17 kJ/mol;在反应初期含氮化合物较难脱除,而在反应后期,烷基取代的二苯并噻吩类化合物为最难脱除的化合物。