FDFCC-Ⅲ技术在洛阳石化催化裂化装置改造中的应用

为了适应多产丙烯和降低汽油烯烃含量的需要,2008年中国石化洛阳分公司对2号催化装置实施了FDFCC-Ⅲ(双提升管催化裂化)技术改造,并于2009年5月20日将原料切换为全加氢蜡油。改造主要内容为:应用新型预提升、高效进料喷嘴、粗旋-单级软连接等多项新技术,新增副分馏塔,采用新型高效浮阀塔盘,对反应-再生系统和产品分馏系统进行改造。改造基本达到了预期目标(采用加氢原料):①原料和操作条件达到了FDFCC-Ⅲ技术的要求;②液化气收率、总液体收率、丙烯收率分别提高了7.02、8.39、4.16个百分点,干气产率降低了1.79个百分点;③粗汽油改质后,汽油硫含量由0.066%降至0.042%,烯烃含量由36.56%降至12.32%,辛烷值(ROM)由83提高到了87;④装置能耗从63kg标油/t原料降至55kg标油/t原料,催化剂单耗从0.8kg/t原料降至0.6kg/t原料。     

Z-18催化分子筛抗焦活化剂在TSRFCC的工业应用

长庆石化公司140×104t/a两段提升管催化裂化装置由于催化原料重、残炭值高,致使装置加工量和轻质油收率下降,焦炭和干气产率上升,为此,在装置试用Z-18催化分子筛抗焦活化剂,试用时间为2010年4月9日～5月6日,加注总量为12t。试用后,原料残炭平均含量由5.79%降至5.57%,平均密度由0.916g/cm3降至0.910g/cm3;平衡催化剂筛分组成、物理特性、重金属含量以及活性基本保持不变,同时流化也正常;操作条件与试用前基本相同;催化加工量由4057t/d提高至4102t/d,干气烧焦及损失由15.24%降低至14.65%,总液收由78.17%提高至79.63%,油浆产率由6.64%降低至5.72%;轻柴油性质未发生明显变化;汽油烯烃含量稍有降低,芳烃含量略有增加,RON降低0.14,但MON增加0.33;液化气性质没有明显变化,但丙烯含量由34.08%降至33.28%。     

CDC催化剂在大连石化重油催化装置的应用

由于原油的重质化和劣质化,大连石化公司350×10^4t／a重油催化裂化装置于2008年选用CDC催化裂化催化剂,以增加液体收率、降低油浆产率及汽油烯烃含量。应用结果表明,该催化剂裂化性能良好,可明显提高装置反应深度,并具有明显的降烯烃作用,在达到系统藏量20％的情况下,能降低汽油烯烃含量近10个百分点。     

250kt/a催化轻汽油醚化装置的改造及优化

华北石化250kt/a催化轻汽油醚化装置流程简单,造成总的C_5活性烯烃转化仅为30.0%,产品中甲醇含量高达0.5%~0.6%,烯烃含量仅降低5.0个百分点,生成的高辛烷值醚化物少。经醚化后,汽油产品辛烷值基本无变化。由于以上原因,决定采用LNE-3工艺技术对原装置进行改造,将加工规模由250kt/a扩建为300kt/a。主要改造内容为:新增催化蒸馏上塔、催化蒸馏下塔、甲醇回收塔、甲醇净化器、萃取水净化器等设备;在第一醚化反应器、第二醚化反应器之间增设冷却器,以进一步提高活性烯烃转化率;增设催化蒸馏上塔塔底重沸器,以回收高温凝结水热量,可节省能量4.12kg标油/t催化轻汽油。装置改造后运行平稳,总的C_5活性烯烃转化率达到92.70%,醚化产品及剩余C_5中甲醇含量分别降至0和0.09%,总的烯烃含量降低15.27个百分点,辛烷值提高4.6个单位,蒸汽压降低约22k Pa,装置吨油净利润达到169.76元,经济效益良好。     

Ⅱ套RFCC装置进行FDFCC-Ⅲ技术改造后运行情况及分析

洛阳分公司于2008年对Ⅱ套重油催化裂化装置进行FDFCC-Ⅲ技术改造,原有反应再生系统流程不变,新增汽油提升管反应器及副分馏塔系统,改造后重油加工能力为1.4Mt/a,汽油改质加工能力为846kt/a。FDFCC-Ⅲ生产运行期间,混合原料油的密度、残炭、硫含量和重金属含量都低于改造前RFCC的值,性质得到大幅改善;操作参数中,反应温度、回炼比和主风用量大幅降低,剂油比由RFCC时的7.1大幅提高到9.8;产品分布中,总轻质液体收率提高了3.81个百分点,丙烯收率提高了4.16个百分点,但轻质油收率下降了6.44个百分点;粗汽油经改质后,汽油硫含量由0.335%降到0.143%,脱硫率达到57.3%,烯烃含量由37.86%降到12.92%,汽油RON、MON分别提高了4.1和3.8个单位;轻柴油的质量没有明显变化;氢转移反应的程度HTC值为1.16,热裂化反应的程度FTC值为2.94;催化剂单耗为0.7kg/t原料。通过优化原料性质,将再生方式由常规再生改为完全再生,并投用外取热器,灵活调整汽油提升管反应温度,控制汽油进料温度在100～120℃、催化剂混合器温度低于再生剂温度50～70℃、重油提升管反应温度在480～485℃,增加副分馏塔中段到气体脱硫装置溶剂再生塔底重沸器流程等措施,实现节能降耗。     

重油催化裂化装置改造运行分析

为了提高反应剂油比,增强重油裂解能力,提高装置处理量,长庆石化分公司决定对原1．4Mt／a重油催化裂化装置提升管反应器及待生循环线路进行改造。此次改造的核心技术是为实现“低温接触、大剂油比”而采用的高效催化技术,该技术把部分待生催化剂返回至提升管底部,与再生催化剂混合,从而降低与原料接触前的混合催化剂的温度,大幅度提高反应剂油比。该技术在提升管底部设置催化剂混合器,使催化剂在与原料油接触之前形成理想的环状流。通过此次改造,提高了反应剂油比,增强了重油裂解能力,提高了装置处理量,产品分布明显改善。装置加工量由改造前的125t／h提高到170t／h;轻油收率明显提高,由改造前的60％左右提高到65％左右。尤其是汽油收率．由39％提高至45％;同时干气、焦炭及损失明显减少,由19％左右下降至14％左右;从产品质量来看。汽油烯烃含量由40％下降至35％左右,辛烷值下降约2个单位,对柴油、液化气质量基本没有影响。     

MGD技术在3.5Mt/a重油催化裂化装置的应用

3.5Mt/a重油催化裂化装置于2006年7月投用MGD技术。运行结果表明,投用MGD技术,可以改善产品分布,提高产品质量。3.5Mt/a重油催化裂化装置投用MGD技术后,可以实现汽油烯烃含量35.2%、辛烷值RON为90以上的水平;同时柴油和液化气收率显著提高,柴汽比增加。     

S Zorb装置运行情况分析及建议

通过简述S Zorb汽油吸附脱硫工艺流程和脱硫反应机理,对2022年1～5月中国石化6套S Zorb装置运行情况的数据进行整理和分析。6套S Zorb装置的实际原料汽油加工量为279.28×104t,平均负荷率为81.71%,平均脱硫率为98.61%,平均辛烷值损失为0.49,总体运行情况良好。原料汽油烯烃含量为20.54%～29.19%,平均为22.70%,精制汽油烯烃含量为14.34%～23.43%,平均为17.94%,精制汽油与原料汽油烯烃含量差值为2.76%～6.48%,平均为4.76%。通过与国ⅥB车用汽油质量标准对比总结出部分S Zorb装置汽油存在烯烃含量偏高的情况,提出在尽可能保留辛烷值的情况下降低汽油烯烃含量的建议：一是通过调整操作参数,摸索出参数调整的最佳平衡点,在预期辛烷值损失下最大化地增加汽油烯烃转化率;二是通过使用新一代的S Zorb吸附剂FCAS-MF,促进汽油中烯烃和正构烷烃发生异构化和芳构化反应在一定程度上弥补辛烷值的损失,从而提高烯烃转化程度。     

重油催化裂化装置吸收稳定系统适应性改造

锦西石化重油催化裂化装置原设计加工能力140×104t/a;2005年11月进行扩产改造,加工能力达到180×104t/a,反应部分采用北京石油化工科学研究院研发的MIP工艺技术;同时,为解决催化裂化汽油辛烷值偏低的问题,应用兰州石化公司研制的LDR-100催化剂.由于该催化剂的活性增强,随着富气量的增加,吸收稳定系统气液相发生变化,导致干气、液化气和稳定汽油产品质量不合格.为此,对催化裂化装置吸收稳定系统进行技术改造:在流程及操作条件与现场保持一致条件下,适当增加吸收塔、解析塔和稳定塔的塔径,来提高吸收稳定系统装置的处理量;同时新增一台同型号稳定塔底重沸器、新增三组同型号稳定塔顶湿式空冷器.技术改造后,装置运行平稳,总液体收率增加1.96个百分点,干气收率降低1.12个百分点,干气中C3及以上组分含量下降为0.80％,液化气中C5含量下降为0.84％,稳定汽油的饱和蒸汽压合格,提高了装置的经济效益.     

RCA重油助剂在催化装置上的应用

中国石化九江分公司的重油催化装置于2013-06使用了RCA重油转化助剂。在处理量相当,占系统藏量质量分数20%时,可提高汽油收率3%,降低柴油收率2%,同时干气、液化气收率、油浆均有不同程度的下降,焦炭产率基本持平。说明RCA重油助剂加入后,装置的重油转化能力增强,汽油收率大幅上升,轻液收率提高,经济效益显著增加。     

优化原料及操作参数提高重油催化裂化装置产品收率

随着重油催化裂化装置处理量的提高,提高产品总液收已成为亟待解决的问题,因此针对装置加工原料和相关操作参数进行了优化调整.利用减压侧线油掺混到催化原料中,掺混比例控制在15％～20％(质量分数),使原料残炭值明显降低,保持在5％以下,同时铁、镍、钒等重金属含量均有所降低.最佳催化剂微反活性控制在64～68之间,相应提升管出口反应温度控制在513～515℃之间.采用活性和稳定性更好的LDO-75型催化剂代替原来的LVR-60R型催化剂,解决了催化剂跑损问题.运行结果表明,产品总液收均值达到83.74％,较优化调整前提高2.94个百分点,其中汽油收率提高2.45个百分点,柴油收率降低0.03个百分点,液化气收率提高0.52个百分点;反应生焦率均值降低1.63个百分点,油浆产率均值降低1.01个百分点,干气产率降低0.3个百分点;2011年装置新增产值4238万元.     

氯对连续重整反应的影响

中国石油长庆石化公司60×10^4t／a连续重整装置采用法国AXENS公司连续重整工艺技术．催化剂采用中国石化石油化工科学研究院PS-Ⅵ型连续重整催化剂。装置在运行16个月后,出现重整反应温降逐渐减小,重整生成油辛烷值和芳烃含量下降,苯、液化气和氢产量降低,以及催化剂积炭升高等现象。引起这些现象的原因主要有重整原料性质变化,催化剂硫、氮中毒和催化剂活性下降等。经分析探讨,认为再生催化剂氯含量偏低是造成装置生产和产品质量异常的原因。对重整注氯系统进行检查后,发现再生系统注氯分配器堵塞。无法正常注氯。对再生系统注氯线进行疏通后,操作恢复正常,产品质量好转。在日常生产过程中,可通过加强DCS操作监控力度、提高氧氯化区氧含量和烧焦温度、严格控制催化剂中的氯含量和水含量等措施,保证装置平稳运行。     

未来炼厂中催化裂化装置的定位及设计思考

随着炼油工业的不断发展进步,催化裂化需要更加灵活操作。新形势下,催化裂化需要多产高附加值产品,尽可能降低干气、液化气及焦炭等低附加值产品产量。催化裂化所产的汽柴油必须通过后续产品精制来提升产品质量,以满足最新的环保要求。在未来炼厂中,催化装置将不再是直接生产最终产品的装置。尽管面临诸多挑战,但催化裂化技术仍在不断创新发展,特别是与其他重油加工工艺采取组合工艺,将使催化装置在未来炼厂中继续发挥核心作用。未来催化裂化装置的设计需要从控制及优化原料入手,并优化催化汽油烯烃管理,关注选择性催化裂化及循环油最大化等理念。设计上要规范化设计细节,提高装置的长周期运行能力。操作上也要注意调整催化剂的使用理念。随着污染物排放标准的日益严格,设计环保型催化裂化装置是未来炼厂的发展趋势,其中需要格外关注的是催化烟气的排放控制。如何控制催化裂化装置的SOx、NOx和CO2排放,将成为今后催化裂化装置设计的关键。     

焦化汽柴油加氢装置反应器撇头原因分析与对策

惠州炼化汽柴油加氢精制装置设计加工延迟焦化汽柴油,为提高乙烯裂解原料品质,降低柴油产品中的硫、氮含量,该装置保持着苛刻的反应条件。针对该装置一反一床层压差连续两次快速上升的现象进行分析,进料中携带的焦粉和金属离子是该装置频繁撇头的主要原因,其中焦粉来自上游延迟焦化装置,金属离子主要为钠离子,脱硫联合装置含碱液和二硫化物的反抽提溶剂进入加氢精制装置原料罐,随装置原料进入反应器,被床层顶部的保护剂吸附,且吸附量逐渐增加,最终使床层顶部催化剂板结,导致一反一床层压差持续上升。通过平稳上游装置操作,减少焦粉夹带,调整含碱二硫化物油走向,避免钠离子污染,彻底清理装置原料罐区,抬高原料抽出口高度,加氢装置内自动反冲洗,以及强化罐区沉降脱水等措施,改善原料质量,该装置实现了连续三年超负荷平稳运行。     

重油加工路线的优化及实践

随着世界原油重质化趋势的加剧,对重油的深度加工成为炼厂面临的重要课题之一。结合现有装置特点,开展技术理论分析,选择5种重油加工路线,并运用RSIM模型软件,比选了不同加工路线的经济效益,确定了最优路线,即:"催化裂化-溶剂脱沥青-延迟焦化-油浆拔头"组合加工工艺路线。该组合工艺工业应用表明,与优化前的加工方案相比,在重油加工流向中,溶剂脱沥青装置加工负荷增加,延迟焦化装置加工负荷显著下降。同时,延迟焦化和催化裂化装置的加工原料密度和残炭值上升,原料的劣质化性质明显。从产品分布看,全厂汽油、煤油和柴油合计收率上升1.42个百分点,且柴汽比下降0.11,全厂液体产品收率提高1.69个百分点,石油焦+沥青收率下降2.27个百分点,说明该组合工艺有助于改善产品分布。按2014年价格体系测算,每吨原油加工效益可增加63元。并且,随着装置苛刻度的加大和装置结构的完善,企业的经济效益会进一步扩大。     

1.8Mt/a催化汽油加氢脱硫装置的设计与开工

兰州石化公司炼油厂1.8Mt/a汽油加氢脱硫装置,采用法国AXENS公司的Prime G+固定床选择性加氢脱硫工艺。选择性加氢反应器采用HR-845S催化剂,加氢脱硫第一反应器采用HR-806S催化剂,第二反应器采用HR-841S催化剂,采用的催化剂活度高、选择性和稳定性好,在保证脱硫水平的同时,使辛烷值损失最低。因催化剂对进料杂质的限制,该工艺对原料油过滤精度、缓冲罐气封用气种类,较常规加氢精制装置严格。催化剂器外再生,干法硫化,循环氢系统设置脱硫塔,下游无需设置脱硫醇装置。该工艺的典型控制方案,如循环汽油流量控制、选择性加氢氢油比控制、分馏塔轻汽油抽出双串级控制等成熟可靠。在开工初期原料中的硫含量、烯烃含量较大偏离设计值时,通过调整氢气用量、反应器入口温度、轻重汽油切割点等工艺参数,仍能保证产品的质量指标。