改变剂油比对催化裂化工艺的影响

本文叙述了剂油比在催化裂化装置操作中的重要地位，着重论述了改变剂油比对催化裂化反应、反应－再生两器热平衡化及催化剂性能的影响。在实际生产中，适时调整剂油比使装置适应不同性质的原料、生产不同的产品、提高装置的适应弹性，最大程度地发挥装置的作用，提高经济效益具有重大意义。     

烧焦罐再生强化技术及冷再生催化剂循环催化裂化技术的工业应用

采用烧焦罐再生强化技术及冷再生催化剂循环催化裂化技术,对中国石油锦西石化公司Ⅱ套催化裂化装置进行了改造。结果表明,装置改造后,由于在原料蜡油中掺炼了质量分数为30%的大庆减压渣油,导致原料油残炭质量分数由0.08%提高到2.61%,并且运动黏度和密度均有所提高;对反应-再生系统的原料预热温度、再生催化剂冷却器冷后温度、主风量等操作参数进行了适应性调整;干气收率下降,轻柴油和总液体收率与改造前持平,油浆和焦炭收率提高;能耗由改造前的45.35 kg/t（以标准油计,下同）降至40.09 kg/t,经济效益显著提高。     

催化裂化顶循环油进柴油加氢工艺通过技术鉴定

中国石化股份有限公司济南分公司、中国石化工程建设公司共同承担的“催化裂化顶循环油进柴油加氢工艺工业试验”项目于 2 0 0 2年 1 0月 2 5日通过了中国石化股份有限公司科技开发部组织的技术鉴定。催化裂化顶循环油进柴油加氢工艺是国内首次开发应用的新工艺 ,该工艺对提高炼油厂柴汽比、改善汽油质量、拓宽重整原料和增产乙烯裂解料有较好的效果。济南分公司工业试验结果表明 ,采用催化顶循环油进柴油加氢工艺 ,重油催化裂化装置的液收可提高 0 .5 %左右 ,催化柴汽比提高 0 .1～ 0 .2 ,全厂柴汽比提高 0 .1～ 0 .1 5 ,并且拓宽了重整原…     

溶剂脱沥青-催化裂化工艺的优化组合及其应用

中国石油长庆石化分公司1.4Mt/a两段提升管催化裂化装置由于原料密度大、残炭值高,致使沉降器和分馏塔结焦严重,影响装置长周期运行和全厂加工任务的完成.用新建的0.80 Mt/a溶剂脱沥青装置,脱除减压渣油中的胶质和沥青质,改善了催化裂化原料性质;新增循环待生催化剂线路,把部分待生催化剂返回提升管底部与再生催化剂混合,...     

助辛剂在催化裂化装置的使用效果

根据我厂蜡油催化裂化装置加入助辛剂Ｏｌｅｆｉｎｓｐｌｕｓ前后情况的比较比较，认为在大比例掺炼焦化蜡油的条件下，加入一定量的助辛剂，有画于保持和提高装置液化气产率。分析在柴油和汽油方案下，系统加入助辛剂约２％对装置液态烃收率、烯烃含量、物料平衡及汽油辛烷值的影响，并评估了助辛剂的使用可能带来的经济效益。     

SF—2催化裂化油浆防垢剂的研制与应用

通过对催化裂化装置分馏塔底和换热器的积垢组成的分析，探讨了积垢的，根据机理研制了ＳＦ－２防垢剂，实验室的评价和工业装置上的初步试验表明：ＳＦ－２防垢剂能有效地抑制催化裂化装置分馏塔底油浆系统的积垢。     

脱硝剂QKJ-DN在催化裂化装置的工业应用

介绍了催化裂化脱硝剂QKJ-DN在中国石油天然气股份有限公司长庆石化分公司1.4 Mt/a催化裂化装置工业应用情况.为降低催化烟气中NOx含量,确保余热锅炉省煤器长周期运行,提高烟机做功效率,装置于2014年9月10日至11月9日开始应用QKJ-DN.结果表明:在原料性质相近、主要操作参数保持平稳的情况下,当QKJ-DN保持在系统总藏量的2％(质量分数)时,催化烟气中NOx质量浓度从920 ～ 960 mg/m3(设计值730 mg/m3)降低至120 ～ 150 mg/m3,脱硝率达到83.69％ ～ 84.50％.QKJ-DN在平稳加入期内(脱硝剂补充量为40～60 kg/d),再生系统不单独加入CO助燃剂的情况下,再生器稀相温度保持平稳,再生系统无二次燃烧现象,说明该剂可替代CO助燃剂,并对产品分布、产品性质及装置运行均无不利影响.该装置加注QKJ-DN后烟气中NOx质量浓度低于240mg/m3,达到国家大气污染物综合排放标准.     

催化裂化低温接触大剂/油比理论与工艺开发

提出了催化裂化"低温接触、大剂/油比"的理论,论述了实施这一理论的两种具体方式,即系统与环境之间进行物质或能量交换和系统与环境间无物质或能量交换.基于这一理论,成功开发了FDFCC-Ⅲ工艺、FDFCC-Ⅳ工艺和ECC工艺.中试和工业应用的实践表明,采用"低温接触、大剂/油比"技术理念和操作条件的这些工艺技术,改善了原料油和催化剂的初始接触混合状况,抑制了热裂化反应,促进了催化裂化反应,提高了原料转化率,并能显著改善产品分布和产品性质.     

催化裂化工艺方案对新建炼油厂总加工流程的影响

以某新建千万吨级炼油厂总加工流程优化过程为例,对不同的催化裂化工艺方案进行研究,评估了催化裂化装置分别采用石化型催化、常规催化以及多产异构烷烃催化裂化(MIP,Maximizing ISO-paraffins)技术时,对工艺装置规模、产品结构、经济效益等方面的影响。结果表明,石化型催化方案丙烯和液化石油气产率最高,分别为11.0%和31.6%,FCC汽油收率最低而辛烷值最高,分别为32.1%和94.4,且高辛烷值的MTBE产量最高,全厂汽油平均RON为95.1,可全部生产95号欧Ⅴ车用汽油。常规催化方案丙烯产量最低,为4.45%,FCC汽油收率最大而辛烷值最低,分别为40.8%和93.0,汽油烯烃含量和辛烷值不能满足欧Ⅴ标准,从技术上讲不可行。MIP催化方案产品产量介于上述两方案之间,汽油平均RON为93.1,只能调合生产部分95号汽油,其余为92号。基于目前的经济评价体系,石化型催化方案具有一定优势。但在项目实施过程中,应充分考虑未来天然气市场及煤化工对液化石油气和丙烯市场的冲击,根据市场需求适当调整产品分布。     

MIP工艺在催化裂化装置改造中的应用

介绍了中国石化安庆分公司催化裂化装置采用MIP清洁汽油生产工艺进行技术改造的情况。装置运行结果表明，应用MIP工艺后汽油质量得到改善，汽油烯烃含量明显下降，诱导期增加，硫含量降低，辛烷值基本不变。装置生焦略有增加，总液收基本保持不变。     

催化裂化反应多区协控技术的工业应用

中国石油大学重质油国家重点实验室开发的催化裂化反应多区协控技术从优化油剂混合、提高反应过程催化推动力出发,有效地抑制提升管反应器中的热裂化反应,可实现产品分布的显著改善,现已在中海沥青股份有限公司350kt／a催化裂化装置上进行了工业应用。该技术实施后,在原料油转化率基本相近的条件下,液体收率和轻质油收率分别提高了2．5和1．6个百分点,干气和焦炭分别下降了1．2和0,6个百分点;同时,与采用该技术前相比,柴油质量基本不变,而汽油性质得到了明显改善,其中,汽油中烯烃体积分数从31．2％降低到23．6％,而辛烷值不变,硫质量分数从500μg／g降低到300μg／g,工业应用取得良好效果。     

Aspen Plus流程模拟软件在西安石化公司催化裂化装置上的应用

中国石油化工股份有限公司西安石化分公司用Aspen Plus流程模拟软件,建立了50万t/a催化裂化装置分馏及吸收稳定系统稳态工艺流程模型,并用该模型指导与优化生产装置。对吸收稳定系统进行技术改造(更换油浆蒸汽发生器管束,新增富气空冷器1台,新增稳定汽油空冷器1台)后,干气中C≥3组分体积分数下降3.5个百分点,液化气增产量为200.8 kg/h,获得直接经济效益421万元/a。     

两段提升管催化裂化装置进料流程优化

分析了中国石油玉门油田公司炼油化工总厂80万t/a两段提升管催化裂化装置运行过程中存在的一段提升管反应温度偏低、两段提升管待生剂挂焦不均的问题的原因,结果表明,这是由于第1再生斜管推动力不足及两段提升管进料性质差异大所致。通过优化进料系统,使二段提升管实现新鲜原料进料,一段提升管反应温度由476℃提高至507℃,二段提升管回炼比由0.78下降至0.48,焦炭收率降低1.23个百分点,干气收率降低0.80个百分点,轻质油收率上升5.06个百分点,总液体收率上升0.63个百分点,加工能力提高至84万t/a,装置总能耗降低10 kg/t(以标准油计)。     

某催化裂化装置催化剂循环管线松动点的改造

针对一套200万t/a重油催化裂化装置催化剂循环管线流化的异常问题,运用立管和斜管内催化剂输送的流体力学理论,分析了原装置催化剂循环管线上松动点的布置情况,指出了其不合理布置是导致该装置催化剂循环管线流化出现异常问题的根本原因,对此提出了详细的松动点核算和改进方案。改造后装置的运行结果表明,装置的催化剂循环管线流化稳定,催化剂密度和滑阀压降分布合理,反应温度的波动范围可控制在±1.5℃,解决了装置催化剂流化异常问题,提高了装置的生产运行水平。     

催化裂化降低汽油硫含量工艺参数研究

在中型提升管催化裂化装置中,以含硫质量分数为0.610%的减压渣油与减压蜡油混合物(二者质量比为3∶7)为原料,LDO-70 S为催化剂,在反应温度500℃,反应时间为2 s的条件下,可制备含硫质量分数为0.027%的催化裂化汽油。结果表明,随着原料含硫质量分数的提高,汽油含硫质量分数提高,其中后者是前者的8%~9%。随着反应温度的升高,干气、液化气和焦炭质量分数增加,汽油、柴油、重油和汽油含硫质量分数降低。随着催化剂/原料油(质量比)的增加,干气、液化气、焦炭和汽油中含硫质量分数提高,汽油、柴油和重油质量分数降低。     

高汽油收率多产丙烯LIP-300催化剂在裂化催化装置上的应用

介绍了LIP-300催化剂在中国石油兰州石化公司炼油厂3.0 Mt/a催化裂化装置上的应用情况。结果表明,在装置操作条件比较稳定的情况下,使用LIP-300催化剂后,油浆产率、柴油收率分别降低1.05,2.73个百分点;汽油、液化气、丙烯收率分别提高0.94,2.48,1.04个百分点;汽油中烯烃体积分数下降1个百分点;汽油的研究法辛烷值提高0.6个单位。     

催化裂化汽油选择性加氢脱硫装置的工艺选择

为生产超低硫清洁汽油,对比分析了ＣＤＨＤＳ及Ｐｒｉｍｅ－Ｇ＋这２种典型催化裂化汽油选择性加氢脱硫工艺的流程选择、催化剂选用、主要操作参数、产品质量和主要公用工程消耗情况。结果表明,在工艺流程方面,２种工艺在轻汽油处理单元均采用全馏分汽油加氢技术,ＣＤＨＤＳ工艺在重汽油加氢脱硫单元采用的是催化蒸馏加氢脱硫技术,略优于Ｐｒｉｍｅ－Ｇ＋工艺采用的固定床加氢脱硫技术;２种工艺使用的催化剂略有不同;在工业设计方面,采用这２种工艺虽然均可生产出超低硫清洁汽油,但与 Ｐｒｉｍｅ－Ｇ＋工艺相比,ＣＤＨＤＳ工艺的主要操作参数略优,公用工程消耗较低。     

DSO-M催化剂组合工艺在催化裂化汽油加氢装置设计中的首次应用

介绍了中国石油乌鲁木齐石化公司60万t/a催化裂化(FCC)汽油加氢改质工业试验装置的设计思路及运行情况。结果表明,先将FCC汽油分割为轻、重2种馏分,然后使用DSO及M催化剂对重馏分进行二段加氢,再与碱洗脱硫醇的轻馏分调和,使FCC汽油的质量获得升级,可获得含硫质量分数小于50×10-6,硫醇质量分数小于10×10-6的精制汽油;处理后汽油的研究法辛烷值损失小于0.7;装置的液体收率不小于99.0%;装置的设计综合能耗为1 036.36 MJ/t,实际运行时综合能耗为901.2 MJ/t。