试产3号喷气燃料的原料选择及适宜组分考察

介绍了中国石化济南分公司为试产3号喷气燃料进行的原料选择、适宜组分考察及工业试生产情况。实验室试验及工业试生产结果表明以两套常压蒸馏装置的混合常二线为原料,利用Ⅰ柴油加氢装置可生产出符合3号喷气燃料技术要求的产品。另外,在实验室对润滑油加氢装置的副产物减三线、减四线加氢柴油依据喷气燃料技术要求进行了考察,结果表明减三线柴油性能稳定、优良,完全满足3号喷气燃料技术要求;减四线柴油性能较好,也可满足3号喷气燃料技术要求,但其低温粘度及密度大,若作为喷气燃料产品,需要对其进行馏程调控,以确保其质量合格及稳定。     

喷气燃料加氢精制银片腐蚀不合格原因及对策研究

加氢精制生产喷气燃料中的微量硫化氢和元素硫是造成银片腐蚀不合格的原因，在实验室选出常温液相粗脱硫剂NC2000型脱硫剂2个，侧线试验和工业应用结果表明：该脱硫剂能够脱除喷气燃料中的微量硫化氢和元素硫，彻底解决银片腐蚀不合格问题，并具有使用温度低（２０－５０℃），空速（７－１０h^-1)，使用寿命长的特点。     

加氢裂化装置柴油回炼增产喷气燃料和石脑油

中海油惠州石化有限公司3.6 Mt/a加氢裂化装置柴油回炼增产喷气燃料和石脑油的工业应用结果表明,在不改变装置结构和催化剂的基础上,回炼少量柴油（4%）,转化率可达到75%,喷气燃料、石脑油目标产品收率提高3.29百分点,喷气燃料烟点略有提高,柴油十六烷值提高3.9个单位,产品质量合格,装置能耗略有增加,从856.21 MJ/t增加到859.72 MJ/t。     

RS—1催化剂对3号喷气燃料临氢脱色的研究

为解决直馏喷气燃料颜色差的问题,在200mL加氢装置上进行了3号喷气燃料直馏组分临氢脱色工艺研究。试验结果表明：RS－1催化剂具有较好的脱色、脱硫醇性能,对性质较差的阿曼与江汉油生产的喷气燃料脱色后产品色号达到＋30号,且脱色活性十分稳定,经2000h寿命试验,产品色号仍保护＋30号。该工艺反应温度、压力和氢油体积比低,空速 高,可降低能耗,具有工业应用价值。     

重油催化裂化装置处理喷气燃料组分油工业实践总结

介绍了中国石油化工股份有限公司金陵分公司3.5 Mt/a重油催化裂化装置处理喷气燃料组分油的工业实践。通过在原加氢柴油至催化回炼的管线上增设管线,将罐区喷气燃料组分油输送至催化裂化装置提升管底部LTAG(催化裂化轻循环油生产高辛烷值汽油或轻质芳烃)回炼油喷嘴,以实现催化裂化装置掺炼喷气燃料组分油。结果表明：在确保重油催化裂化装置运行平稳的情况下,有效增产了汽油及丙烯等高价值组分,喷气燃料组分油的转化率达到89.44%,丙烯收率8.26%,汽油收率49.5%,液化石油气收率(不含丙烯)17.64%,装置丙烯、液态烃、汽油收率显著提高。除此之外,还考察了喷气燃料组分油处理量在20～40 t/h时重油催化裂化装置总体产品分布的变化,综合产品分布达到最佳。在喷气燃料价格较低时,利用催化裂化装置处理喷气燃料组分油取得较好的经济效益。     

新研制的NCT200O型喷气燃料常温液相精脱硫剂

新研制的NCT2000型喷气燃料常温液相精脱硫剂采用的原料为活性氧化锌、氧化钛胶、氢氧化铝和甲基纤维素。在实验室试验和工业应用一年多的结果表明，该剂的质量穿透硫容为8.8%，压碎强度为46N／cm；采用该剂对喷气燃料进行精制，银片腐蚀可以由3级降至0级，同时未发现精脱硫剂有粉化现象。该剂有推广应用价值。     

加氢裂化装置生产特供3号喷气燃料总结

对加氢裂化装置在低负荷生产条件下生产特供3号喷气燃料的工业试验进行了总结。为提高加氢裂化喷气燃料组分中的芳烃含量,加氢裂化装置对原料进行了多样的调整,最终通过掺炼催化裂化柴油与重芳烃油(二者流量均为10 t/h)达到特供3号喷气燃料芳烃体积分数不低于8%的要求。     

喷气燃料加氢后银片腐蚀问题的探讨

1　前　言镇海炼油化工股份有限公司炼油厂 2号加氢精制装置处理能力为 80 0ｋｔ/ａ ,原设计加工原料为直馏柴油 ,使用ＲＮ 1加氢精制催化剂。由于目前市场上喷气燃料需求量的增加 ,决定将该装置改为柴油、喷气燃料切换式操作 (喷气燃料加氢时装置的工艺流程见图 1)。切换喷气燃料加氢后 ,发现产品银片腐蚀经常不合格 ,给全厂的平稳生产带来了很大困难 ,也严重影响了喷气燃料生产计划的完成。为此 ,结合生产实际 ,考察了工艺条件对银片腐蚀的影响 ,并最终解决了喷气燃料银片腐蚀不合格的问题。图 1　工业装置的流程简图1—原料罐 ;2—反应加…     

喷气燃料低压临氢脱硫醇（RHSS）技术的工业应用与运行分析

介绍中国石化石油化工科学研究院开发的喷气燃料低压临氢脱硫醇技术（RHSS）在中国石化青岛炼油化工有限责任公司喷气燃料加氢装置上的工业应用情况,通过与柴油加氢装置联合设置,简化了相关工艺流程,具有操作简单、投资大幅度降低、能耗低的优点,表明RHSS技术采取这种联合设置的形式具有较好的应用前景。对装置在运行中出现喷气燃料产品银片腐蚀不合格、柴油加氢新氢压缩机硫化氢腐蚀隐患、喷气燃料加氢装置反应器压差上升速度快、喷气燃料加氢装置原料温度低等问题进行分析,提出相应的改进措施。     

中压加氢裂化生产合格喷气燃料技术的开发与应用

为满足市场对喷气燃料的需求并与企业现有装置相契合,中国石化石油化工科学研究院(简称石科院)开发了生产合格喷气燃料的中压加氢裂化技术。通过考察反应压力、裂化催化剂、原料油、转化深度及体积空速对喷气燃料性质的影响规律,提出了中压条件生产合格喷气燃料的加氢裂化技术方案。中压加氢裂化生产合格喷气燃料技术在中国石化上海石油化工股份有限公司1.5 Mt/a中压加氢裂化装置得到工业应用,在国内首次实现了中压条件下蜡油生产合格喷气燃料。装置工业标定结果表明,采用该技术加工高硫减压蜡油(VGO)馏分,在氢分压约10 MPa的条件下,喷气燃料馏分收率达到20%以上,且满足3号喷气燃料质量要求,尾油馏分BMCI约为10,是优质的裂解制乙烯原料。     

FH-40B催化剂在喷气燃料加氢装置的工业应用

国内某石化公司1.4 Mt/a喷气燃料加氢装置采用中国石化抚顺石油化工研究院开发的FH-40B催化剂。装置标定结果表明,采用FH-40B催化剂处理直馏喷气燃料(总硫质量分数为0.14%),在反应器入口压力1.75 MPa、反应器入口温度265℃、氢油体积比100、体积空速2.95h-1的条件下,产品的硫醇硫质量分数低于3μg/g,烟点为24.5mm,萘系烃体积分数为0.36%,冰点为-57.2℃,催化剂具有优异的脱硫醇硫性能,并能使喷气燃料产品的烟点稍有提高,所得喷气燃料产品质量满足3号喷气燃料国家标准(GB 6537—2006)的要求。装置运行结果表明,FH-40B催化剂失活速率为0.021℃/d,催化剂床层压力降变化趋势较平缓,催化剂具有良好的活性和稳定性,有利于工业装置的长周期运行。     

增产喷气燃料和尾油加氢裂化技术在2.0 Mt/a高压加氢裂化装置的工业应用

中国石化北京燕山分公司2.0 Mt/a高压加氢裂化装置在第二生产周期以多产喷气燃料和尾油产品为主要生产方向,采用增产喷气燃料和尾油加氢裂化技术及配套催化剂后的工业运行结果表明,与第一生产周期相比,装置采用该技术及配套的RN-32V/RHC-3催化剂后,在增产喷气燃料、生产优质尾油方面有显著提升,喷气燃料收率较第一生产周期提高6.63百分点,在保持尾油收率相当的情况下,尾油BMCI值下降2个单位,装置能耗逐年降低,2011年平均综合能耗降低到830.98 MJ/t。     

大比例增产喷气燃料兼产优质尾油加氢裂化技术长周期工业应用

介绍了大比例增产喷气燃料兼产优质尾油的加氢裂化技术及配套催化剂在国内某2.0 Mt/a高压加氢裂化装置的长周期工业应用情况,并与掺炼不同二次加工油以及上一周期采用灵活型加氢催化剂的生产情况进行对比。初期和中期工业标定结果表明：喷气燃料馏分收率达40%以上,烟点大于25 mm;尾油馏分芳烃指数(BMCI)小于9;连续运转57个月后,各产品性质优异,成功实现大比例增产喷气燃料、改善尾油质量以及灵活生产柴油的目标。催化剂床层温度、床层压降和径向温差上涨缓慢,表明催化剂活性稳定性好,提温速率低,抗冲击能力强,可满足长周期运转需求。新技术在该装置的成功应用,为首都地区喷气燃料供应提供了保障,为乙烯装置提供了优质原料,为炼油厂转型发展、炼化一体化、效益最大化提供了技术支撑。     

喷气燃料临氢脱硫醇RHSS技术的开发

石油化工科学研究院利用镍－钨体系加氢催化剂开发了直馏喷气燃料临氢脱硫醇的RHSS技术。在50mL和100mL固定床加氢装置上的试验结果表明,RHSS技术不仅能加工高硫中东直馏喷气燃料馏分,而且对国内很多直馏喷气燃料馏分有好的适应性;在缓和工艺条件下可将硫醇硫降低至小于10μg/g,油品的酸值和颜色也得到改善;3300h的催化剂寿命试验和再生试验结果表明,RHSS技术的催化剂稳定性和再生性能好,可望满足工业装置的长周期运转。     

喷气燃料FITS加氢技术的工业应用

介绍了选择性管式液相加氢(Flexible and innovative tube reactor with selective liquid-phase hydrogenatine technologe,FITS)技术在中国石化某公司600 kt/a喷气燃料加氢装置的工业应用情况。该装置自2014年6月开工以来,在前期的工业试生产基础上对装置进行了操作调整,提高了反应器入口温度和反应器压力,在氢油体积比为6、反应压力为3.1 MPa、反应温度为257℃以及体积空速为5.0 h~(-1)的工况条件下,精制喷气燃料中硫醇硫的质量分数为3μg/g,管壁评级为0级,磨痕直径为0.63 mm,各项指标控制较好,产品能够满足3号喷气燃料的国标要求。装置的运行能耗为230.69 MJ/t,低于普通喷气燃料加氢工艺的能耗值。工业实际生产表明,该加工技术具有流程简单、氢耗低、能耗低等特点,其中装置能耗比其他喷气燃料加氢工艺明显偏低,达到行业领先水平。     

采用原油混炼试生产3号喷气燃料

九江石化总厂炼油厂对不同性质的原油进行了生产３号喷气燃料的工业试验。试炼结果表明，单炼石蜡基原油时，产品的冰点与密度不能同时符合规格，与中间基原油混炼时可生产合格的３号喷气燃料。     

COS水解剂与低温脱硫剂在聚丙烯装置上的工业应用

在中国石油锦西石化公司150kt／a聚丙烯装置上,选用JX-6B型氧化铝COS水解催化剂（以下简称COS水解剂）及JX-4D型低温氧化锌脱硫剂（以下简称低温脱硫剂）,对原料丙烯进行脱硫精制。工业应用表明,当丙烯进料量约为19．0t／h时,丙烯COS和总硫平均质量分数分别由脱硫前的3．26×10^-6,6．38×10^-6降至脱硫后的低于0．020×10^-6,0．30×10^-6。当装置运行34个月后,低温脱硫剂的实际硫容质量分数为12．25％。在工业生产中,丙烯聚合主催化剂活性高于40kg／g。聚丙烯产品（牌号为1120k）性能达到Q／sYjx0324-2011标准要求。     

真硫化态加氢裂化催化剂在工业装置的首次工业应用

中国石化石油化工科学研究院开发的真硫化态多产喷气燃料及重石脑油型加氢裂化催化剂RHC-131B-TS、RHC-133B-TS及级配方案在中国石油哈尔滨石化分公司加氢裂化装置上进行了首次工业应用。该装置以多产喷气燃料馏分为主,兼顾生产重石脑油和柴油馏分。应用结果表明：采用真硫化态催化剂,节约开工时间约2天,开工过程中无废水、废气排放,过程清洁;初期标定结果中,（重石脑油+喷气燃料）馏分收率为71.5%,喷气燃料馏分烟点为35 mm,柴油馏分十六烷值为76,全面达到装置改造目标;在装置长周期运转中,真硫化态催化剂活性稳定,产品质量优,产品分布可满足生产需求。     

高处理量喷气燃料加氢催化剂RSS-2的开发及其工业应用

中国石化石油化工科学研究院通过优选催化剂载体,研究活性金属体系、金属原子比例、助剂和制备技术等影响催化剂活性的主要因素,开发了具有高活性的高处理量喷气燃料加氢催化剂RSS-2。RSS-2催化剂在中国石化北京燕山分公司0.80 Mt/a喷气燃料加氢装置工业应用的结果表明,与第一代喷气燃料加氢脱硫醇催化剂RSS-1A相比,RSS-2催化剂具有更高的低温脱硫活性,在产品质量满足3号喷气燃料质量要求的前提下,体积空速提高了空速30%以上,可达到5.2 h-1。     

美国能源部资助LanzaTech公司的低碳喷气燃料和柴油示范装置

<正>LanzaTech公司已被美国能源部(DOE)生物能源技术办公室(BETO)选中,资助400万美元设计和规划一个从工业废气生产3 Mgal/a(1gal≈3.785L)低碳喷气燃料和柴油燃料的示范装置。该装置从回收的钢铁厂工业废气生产低成本的乙醇中间体"Lanzanol",并通过ATJ工艺将Lanzanol和纤维素乙醇一起转化为喷气燃料,所得产物中没有燃烧时会导致烟炱的芳香族化合物。1gal乙醇可得到0.5gal航空燃料