炼油厂增产航空煤油加工方案优化

分析了中国石化长岭分公司炼油厂航空煤油(航煤)生产装置现状,为了增产航煤,采取提高800万t/a常减压装置直馏航煤收率以及提高航煤加氢装置负荷的应对措施,并对其加工方案进行优化。结果表明:通过改善原油性质,优化常减压装置操作,2019年该装置直馏航煤收率为13.39%,同比增加1.56个百分点,单月航煤收率最高为14.79%;将40万t/a航煤加氢装置处理量由设计值46.70 t/h提高至63.24 t/h,运行负荷达到设计负荷的136%,航煤产品质量稳定可控;2019年2套航煤加氢装置(总产能100万t/a)航煤产品产量为97.59万t,同比增产12.14万t,直馏航煤转化为航煤产品的比例提高约0.92个百分点。     

我国最大的润滑油加氢装置投产成功

我国最大的润滑油加氢装置———高桥石化 30万t/a润滑油加氢装置已生产出合格的润滑油产品。该装置的投产成功 ,表明其产出氢气纯度极高的 4万m3 /h(标准状态 )制氢装置 ,已能直接给 14 0万t/a加氢裂化装置和润滑油加氢装置供氢 ,从而为国产润滑油进军国际高端润滑油市场提供了条件。 30万t/a润滑油加氢装置是中石化首套润滑油加氢装置 ,也是我国最大的高端润滑油基础油生产装置。该装置引进雪佛龙公司润滑油异构脱蜡技术 ,是国际上先进、成熟的工艺技术 ,产品质量达到API(美国石油学会 )Ⅱ类、部分达到Ⅲ类标准 ,即达到世界先进水平或领…     

减三、减四线西江油生产润滑油基础油收率对比分析

西江原油为低硫中间—石蜡基原油,经过常减压分馏装置,馏程在350~560℃的馏分适合做石蜡基加氢异构脱蜡原料。中海油气(泰州)石化有限公司400kt/a石蜡基高压加氢润滑油基础油装置引进美国雪佛龙鲁玛斯公司润滑油异构脱蜡专利技术、工艺包和催化剂,采用加氢裂化—异构脱蜡—后精制联合生产技术,减三、减四两种原料切换操作。减三线基础油收率可达59.81%,减四线基础油收率可达65.64%。     

国外动态

美国钱普林石油化工公司科珀斯·科里斯蒂炼厂处理能力为625×10~4t/a,目前加工100%委内瑞拉原油。典型进厂原油含硫量为1.6m%,总氮量为2300ppm,康氏残炭为7.6m%,镍及钒含量分别为50.7及142.8ppm,氯含量为7.3ppm。该厂重油深度加工装置包括焦化装置(150×10~4t/a)、Unibon 加氢处理装置(300×10~4t/a)和 FCC 装置。Urlibom 装置进料含有 AGO 30V%、LVGO 6.67V%、HVGO 46.6V%和 HCGO 16.7V%。混合原料油含硫景为2.02m%、总氮为0.20m%、镍及钒含量分别     

中原石化MTO项目奠基

<正>4月16日,中原石化60万t/a甲醇制烯烃(MTO)项目在濮阳市举行了开工奠基仪式,该煤基烯烃示范装置采用中国石化自主开发的MTO技术。项目包括新建60万t/a(进料)甲醇制烯烃,新建10万t/a聚丙烯装置,现有聚乙烯装置挖潜改造至26万t/a。项目建成后,乙烯、聚乙烯、聚丙烯生产能力将分别达到24万t/a、26万t/a和16万t/a。     

顺酐装置加氢单元的扩能改造

对中国石油兰州石化公司顺酐装置加氢单元进行了扩能改造,将其生产能力由5万t/a提高至10万t/a。结果表明,改造后,在一级加氢反应器进料温度为65℃,反应压力为2.81 MPa,空速为3.90 h-1,新鲜碳四处理量为11.3 t/h的条件下,装置综合能耗(以标准油计)由136.52 kg/t降至27.70 kg/t,碳四单耗(以产品计)由1 042.3 kg/t降至1 015.5 kg/t,精制碳四产品合格率达到100%。     

胜利原油深度加工生产出润滑油

齐鲁石化公司胜利炼油厂又一套深加工装置——齐胜白油润滑油联合装置于1995年9月建成投产.限于胜利原油的组分特性,胜利炼油厂一直不能由其直接生产润滑油品.1992年,该厂采用美国雪佛龙研究公司专利技术所建设的重油加氢脱硫(VRDS)——加氢裂化(SSOT)联合装置投产.在直接生产航煤、柴油等优质产品的同时,两装置所产尾油的性质明显优于常压渣油,VRDS渣油可作为催化裂化原料,而SSOT尾油是生产润滑油的优质原料.     

惠州石化与SEI的精诚合作,多套装置创全国之最、世界之最

正继180万t/a连续重整装置7月1日一次开车成功后,SEI设计的惠州石化二期炼油项目又捷报频传。9月24日9时,1000万t/a常减压装置引原油开工,至13时30分侧线产品全部合格,装置一次开车成功为全流程打通奠定了坚实基础;9月25日23时,国内加工能力最大的渣油加氢装置———400万t/a渣油加氢装置顺利产出     

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。     

碳四炔烃加氢回收丁烯催化剂的工业应用

以氧化铝为载体,Pd为活性组分,制备了碳四炔烃选择性加氢回收丁烯催化剂(牌号为PEC-41)。在100 m L绝热评价装置上,对该催化剂长周期使用性能进行了评价;同时,在3万t/a碳四炔烃加氢装置上实现了工业化应用。结果表明:该催化剂具有较好的加氢活性、选择性和稳定性。在碳四炔烃进料量为3 t/h,原料含乙烯基乙炔和丁二烯平均质量分数为25.23%,氢气压力为1.10~1.25 MPa,氢气平均流量为48.4 kg/h,反应器入口平均温度为36.7℃的条件下,随着装置运行时间的延长,加氢产物中平均含乙烯基乙炔和丁二烯量为1 790μg/g,催化剂床层温升为26.0~31.6℃,可满足炔烃加氢装置的设计要求。     

催化重整装置的几点设计改进

本文以一套50万t/a规模的催化重整装置的设计为例进行了分析和讨论，并提出对今后催化重整装置设计的几点改进建议，其中包括预分馏塔装置；重新产氢的提纯方案；预加氢进料换热器；苯抽提采用抽提蒸馏；二甲苯塔采用加压操作等等。     

柴油加氢装置催化剂活性分析

对中国石油化工股份有限公司(简称中国石化)石油化工科学研究院开发的RS-2100、RS-2110系列催化剂在中国石化燕山分公司120万t/a柴油加氢装置应用期间活性降低的影响因素和原因进行了分析。结果表明,原料中催化柴油的干点和掺炼比例是影响催化剂活性的关健因素,装置生产过程中需要严格控制催化柴油掺炼比例,装置原料中三催化0#柴油掺炼比例不超过15t/h,350℃馏出量不低于90%时,可以有效保证加氢催化剂活性,延长装置运行周期。     

重整装置预加氢反应产物换热器腐蚀原因分析

<正>1 装置概况 华北石化公司30万t/a重整装置是由中国石化北京设计院设计,于2003年4月建成投产,预处理部分设计规模33.58万t／a,实际处理量为20万t／a。预加氢部分简要流程如图1。     

炼油化工企业硫平衡的计算及应用

对中国石化青岛炼油化工有限责任公司(青岛炼化公司)1 200万t/a常减压蒸馏装置和290万t/a延迟焦化装置以及炼油化工装置集群(包括催化裂化、催化重整、蜡油加氢、硫磺回收和上述2套装置等)进行了硫平衡计算,并将计算结果应用于设备防腐、清洁生产和全厂生产的平衡。结果表明,经过常减压蒸馏装置加工,原油中的硫,45.70%进入减压渣油中,19.52%进入减二线抽出油中,16.73%进入减三线抽出油中;在延迟焦化装置,焦化原料中的硫,28.68%进入干气中,44.29%进入石油焦中;以整个炼化装置集群为研究对象,原油中的硫,73.36%被硫磺回收装置回收,15.34%进入相关产品中。     

裂解汽油二段加氢DZCⅡ-1催化剂工业应用

在中国石油大庆石化分公司12万t/a裂解汽油加氢装置中,以DZCⅡ-1催化剂为二段加氢催化剂,在入口温度为225℃,反应压力为5.0 MPa,氢油比(体积比)约为500,催化剂床层温升约为35℃,反应器压差为14.0~16.0 kPa,平均进料量为12.5 t/h,入口双烯值不大于0.01 g/g的条件下,进行了加氢汽油的工业化生产。结果表明,装置经33个月的运行,反应器入口温度为235~245℃,压差控制在16.0~17.0 kPa,产品溴价为(0.01~0.50)×10-2g/g,各工艺参数与投用初期的基本一致。     

连续重整装置预加氢换热器内漏原因分析及对策

针对80万t/a连续重整装置出现的预加氢反应器（R 2101）压降、预加氢产物及重整进料中的硫含量、重整反应总温降等均超标的系列异常变化,经综合分析后预判为预加氢换热器（E 2101）管束腐蚀内漏所致,提出并实施了在该装置不停产条件下的检维修处理方案。结果表明:将45万t/a催化汽油加氢装置汽油与150万t/a柴油加氢装置重石脑油的混合进料作为短时期重整原料,并调控其含硫量在1 μg/g以内,如此既维持重整装置生产运行,又对E 2101实施检维修的处理方案是可行的;E 2101管束内漏遭遇的是低温下管束中Fe与内流介质形成的H2S-H2O体系腐蚀,加上H2S,HCl和NH3形成相应的铵盐结晶及其垢下腐蚀;E 2101封堵消漏投运后,重整进料中的含硫量和含氮量从异常的1.7,0.4 μg/g分别降至0.6,0.3 μg/g,其待生催化剂的积炭质量分数从异常时的9.26%降至4.10%,催化活性得到提升,重整反应器总温降从异常时的270 ℃提高至300 ℃,R 2101压降不仅从异常时的120 kPa回升并达到320 kPa,且远高于维修前正常运行时的200 kPa,增幅为60%。     

催化裂化汽油加氢生产重整原料油技术路线研究

炼油企业生产清洁汽油需要硫及烯烃含量均较低的调和组分油,还为了扩大催化重整装置的原料来源,石油化工科学研究院采用适宜催化剂,对3条催化裂化汽油加氢生产重整原料油技术路线进行了中试和工业实验研究。100万t/a柴油加氢装置工业研究结果表明：在柴油处理量保持不变的条件下,以m(催化裂化重汽油)／m(柴油)为20：80的混合油为原料,在压力7．5MPa,体积空速1．1h^-1及催化剂床层平均温度323℃操作条件下,可生产出符合连续重整装置进料要求的预加氢产品;将47．3％加氢粗汽油掺入连续重整装置进料中,对操作参数和产品性能没有不利影响。     

蜡油加氢裂化装置低负荷生产问题及对策

为解决中国石油辽阳石化公司100万t/a蜡油加氢裂化装置低负荷生产时单位能耗增大及加氢尾油收率过高的问题,采取了将m(直馏蜡油)∶m(焦化蜡油)由87∶13调整为91∶9,进料温度由135℃提高至145℃,氢气/原料油(体积比)由1 174降低至870,回炼部分加氢尾油等措施。结果表明,优化后,装置能耗由39.22 kg/t(以标准油记,下同)降低至34.30 kg/t,在产品性质不变的前提下,低附加值产品尾油收率从11%降低至9%,优化了产品分布,达到了降低成本提高效率的目的。     

Valero公司使用Criterion催化剂的渣油加氢脱硫装置运转周期达到30个月

Valero 公司于1983年中期在美国德克萨斯州科珀斯克里斯蒂炼厂建成投产一套常压渣油加氢脱硫与流化催化裂化的联合装置,设计进料为阿拉伯常压渣油,处理能力为230.5×10~4t/a,运转周期为一年。该厂渣油加氢脱硫装置包括两个反应器系列,每个系列包括4个反应器,每个系列反应器所装催化剂的比例为1∶2∶3∶3。从1987年1月开始在加氢脱硫反应器中使用 Shell/Criteriou 967-317-917-447催化剂系统。本文重点介绍该催化剂系统的使用性能。渣油加氢脱硫装置从1987年1月到1987年11月,是按照加氢处理方式操作,所用进料     

1985年末美国各炼油厂润滑油和蜡的装置能力发展动向

一、根据美国石油炼制者协会(NPRA)发表的材料,1985年末美国润滑油和蜡的生产装置能力如下: 生产润滑油厂原油蒸馏能力24326.5×10~4t/a、丙烷脱沥青363.55×10~4t/a、溶剂抽提1721.97×10~4t/a、脱蜡1174.48×10~4t/a、高温高压加氢(包括浅度和深度裂化)366.76×10~4t/a、加氢处理259.60×10~4t/a、低压低温催化临氢补充精制698.54×10~4t/a、润滑油二次加氢补充精制790.76×10~4t/a、润滑油白土精制46.11×10~4t/a、全精炼的片状蜡和微晶蜡的生产能力63.07×10~4t/a,半成品粗蜡和地蜡的生产能力81.62×10~4t/a。上述相应的数字表明:(1) 加氢处理能力为溶剂精制能力的15％;生产高粘度指数润滑油的高压高温加氢裂化能力为溶剂精制能力的21％。由此可见美