催化裂化轻汽油醚化工业试生产

近年来，随着汽车制造业的迅速发展和环保要求日益严格，对车用汽油的质量要求也愈来愈高，要求无铅、含氧、高辛烷值、低苯 量等。催化裂化汽油醚化工艺，就是为了满足上述要求而发展起来的一项新的炼油工艺。该工艺简单，操作方便、轻汽油直接醚化可以提高全馏分ＲＯＮ至少一个单位，醚化汽油中醚含量可以达７－１０％。     

催化裂化汽油醚化改质的工程开发

催化裂化汽油醚化改质工艺是改善汽油品质，适应国内外市场需要的有效手段。本文在试验研究的基础上，对工程开发问题进行了探讨，并对经济效益进行了估算。     

焦化汽油的催化裂化改质

报道焦化汽油催化裂化改质的工业试验结果,将11％－15％的焦化气油注入提升管预提升段与胜利管输VGO,CGO和VR混炼,经催化改质后,辛烷值可以达到90号汽油指标的要求,并可获得满意的产品分布,同时催化汽油的改质可明显降低催化汽油的烯烃含量,为焦化汽油利用找到了一条经济可行的途径。     

提高重油催化裂化装置汽油辛烷值的措施

在中国石油锦西石化公司1.80 Mt/a重油催化裂化装置上实施了提高辛烷值方案,即更换催化剂种类、优化反应-再生部分操作参数、严格控制稳定塔操作参数等措施。结果表明,催化剂RICC-3变更为催化剂LDC-200,改善了异构化和芳构化等氢转移能力;将反应温度提高了3℃,剂油比提高了0.3个单位;稳定塔塔底温度降低了2.9℃,塔顶压力增加了16 k Pa,上路和中路进料改为中路和下路进料,总液体收率和汽油收率分别提高了0.35,0.91个百分点,汽油辛烷值提高了1.3个单位。     

影响石蜡基原料催化裂化汽油辛烷值的因素和对策

催化裂化汽油占我国商品汽油的７０％以上，而石蜡基原料占催化加工量约一半。由于石蜡基原料的特性，加之多数已建成的装置不适宜采用提高汽油辛烷值的新催化剂和较苛刻的操作条件，因而汽油辛烷值普遍偏低。按９０号汽油抗爆性的要求，ＲＯＮ和ＭＯＮ平均各差２．５、２．０左右。对多数加工石蜡基原料的催化裂化装置，进行必要的改造，或适当降低处理量；采用非典型的ＵＳＹ高辛烷值催化剂，助辛烷值剂；优化原料和操作；也可采用     

提高催化裂化汽油辛烷值措施探讨

探讨了原料性质、汽油干点、剂油比、催化剂等因素对催化裂化汽油辛烷值的影响,并详细分析所采取的措施及效果,为生产中提高催化裂化汽油辛烷值提供了参考依据。     

重油催化裂化装置生产清洁汽油的技术改造

为生产清洁汽油,某炼化公司1.5 Mt/a 重油催化裂化装置先后进行了催化裂化汽油辅助提升管（ARFCC）和MIP-CGP工艺技术改造。本文主要介绍ARFCC和MIP-CGP两种不同型式的催化裂化汽油降烯烃工艺的运行情况与技术指标。结果表明：与FCC工艺相比,ARFCC工艺和MIP-CGP工艺均达到了生产清洁汽油的基本要求,但MIP-CGP工艺比ARFCC工艺具有更大的技术优势。采用MIP-CGP工艺改造后装置扩能至1.7 Mt/a,掺渣率为15%～53%,汽油品质得到显著提升,掺渣率在35% 以下时,汽油烯烃体积分数保持在32%以下,RON在 90以上,汽油诱导期大幅度提高,装置能耗也有所下降。     

重油催化裂化装置多产汽油方案

介绍了中国石油锦西石化公司180万t/a重油催化裂化装置多产汽油方案的实施情况.结果表明,在原料组成和性质不变的情况下,通过采取调整LDR-100,LV-33 2种催化剂的混合比例,即将具有较高活性LDR-100催化剂占系统的藏量由40％增大至50％,以维持较高的平衡剂活性;优化反应-再生系统的工艺操作参数,严格控制分馏和吸收稳定系统的操作条件,适当提高汽油干点和蒸汽压等措施,使汽油收率提高了0.91个百分点,辛烷值提高了0.6个单位.     

不同工艺的催化裂化汽油加氢装置比较

对比介绍了A公司300 kt/a催化裂化汽油加氢、B公司300 kt/a催化裂化汽油加氢及C公司1 M t/a催化裂化汽油加氢3套不同工艺的加氢装置,并对3套装置预分馏、反应及汽提部分的工艺流程进行比较探讨,同时对装置的工艺条件、产品质量、能耗和投资等方面进行了分析比较。结果表明：从工艺流程上看,A公司工艺流程最简洁,B公司工艺流程次之,C公司工艺流程由于采用预处理及两段脱硫的方式,流程最复杂;A公司的反应进料加热炉炉管内及加氢脱硫催化剂床层上存在结焦的风险,另外两套相对较好;C公司多处采用中压蒸汽作为热源,总体热量利用率相对较低,能耗最高,B公司由于不用中压蒸汽作为热源,能耗相对较低;A公司由于流程简单,投资最小,C公司由于流程复杂且有三个反应器,投资最大。     

FCC汽油选择性加氢装置产品低辛烷值原因分析及改进措施

针对某石化公司FCC汽油选择性加氢装置在运行过程中陆续出现产品辛烷值低的问题进行分析,认为装置产品辛烷值低的原因包括:(1)选择性加氢催化剂选择性差;(2)碳六烯烃饱和严重;(3)异戊烯醚化率低。通过优化选择性加氢反应条件、提高轻汽油抽出率及醚化反应温度等措施,装置选择性加氢产物、汽油产品及醚化汽油的研究法辛烷值分别提高了1.5个单位、0.5个单位及0.05个单位。     

Color stability of FCC gasoline

The color changes of one representative FCC gasoline were studied.The red substance in the FCC gasoline was concentrated and separated by chromatography and analyzed by elemental analysis and gas chrom...     

催化汽油加氢脱硫装置分离塔的优化调整分析

催化汽油加氢装置进行国Ⅴ改造后,选择性加氢单元分离塔存在分割精度不高、回流比低、控制回路自控率低和轻汽油在线硫分析仪控制滞后等问题。通过分析原因,提出了变更轻汽油在线硫组态控制、重新整定控制回路PID参数和优化分离塔工艺参数等措施。上述措施实施后,分离塔塔底油10%馏出温度与轻汽油90%馏出温度的温度差提高到40℃以上,分离塔分割精度提高,轻汽油抽出比例提高了3百分点,终馏点为65～67℃,满足醚化装置要求,分离塔塔顶压力从0.89 MPa降至0.81 MPa。在处理量相同的情况下,分离塔重沸炉出口温度降低8～10℃,重沸炉燃料气用量降低190 m^3/h,经济效益显著。     

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。     

催化裂化轻汽油醚化技术

论述了催化裂化轻汽油醚化原料的选择，预处理，所用催化剂及醚化反应工艺条件的确定，并对国内外有关石油公司的醚化工艺做了简单评述，着重讨论了兰州石化公司研究院的催化裂化轻汽油醚化工艺特点，该工艺技术为我国炼厂提供了一条实用，新颖的汽油改质技术路线。     

生产低硫汽油新型FCC催化剂研究进展

介绍了国内外低硫汽油生产技术,重点讨论了催化裂化过程硫转化机理及国内外脱硫FCC催化剂的研究开发现状。结果表明：在B酸或L酸的作用下,通过氢转移使FCC汽油中的噻吩硫及其衍生物分解生成H2S气体,以达到降低FCC汽油硫含量的目的,这在反应机理上是可行的,因此,开发新型FCC催化剂,对于实现催化裂化过程直接脱硫,生产低硫汽油具有实际意义。     

生产超低硫催化汽油的对策

我国汽油质量升级速度在加快,2017年12月31日起全国将执行国Ⅴ汽油标准。为此,各炼油厂均视具体情况选择和确定解决问题的方案。应围绕催化裂化装置存在的问题,例如操作性能、烟气排放物含量限制、催化汽油的性质等,结合原油加工总流程和产品调合来选择相关加氢技术。介绍了催化原料加氢预处理的目的、反应机理、催化裂化的操作模式、催化汽油加氢方案以及催化原料预处理—催化裂化—催化汽油加氢组合流程的方案,探讨了生产超低硫催化汽油的对策。     

催化裂化气压机喘振原因分析及解决措施

喘振是离心式压缩机的一种特有现象,具有较大的危害性,是压缩机损坏的主要诱因。文中分析某企业了离心式压缩机喘振的产生原因、影响因素,并提出了针对压缩机组发生喘振时的处理措施。     

催化裂化装置油浆固含量高原因探究

延安炼油厂联合二车间催化裂化装置油浆固含量较高,给装置安全生产带来隐患。通过对装置油浆固含量高的现象进行数据收集、统计、分析比对,寻找影响油浆固含量的主要因素,从而实现对油浆固含量的控制,使油浆固含量降低到5g/L以内。