催化裂化汽油加氢装置典型控制方案

国内某炼油企业新建催化裂化汽油加氢脱硫装置采用引进技术及工艺包,该技术采用与国内技术不同的工艺实现催化裂化汽油的选择性加氢脱硫,工艺流程及控制方案也具有其特点。重点介绍了该装置的技术特点和工艺流程中的典型控制方案,包括SHU反应器入口温度控制、塔和容器压力控制、SHU反应器氢气流量控制、分馏塔轻汽油抽出控制。     

PHG选择性汽油加氢装置辛烷值损失原因分析

考察了中石油云南石化有限公司PHG选择性汽油加氢装置操作条件对混合汽油辛烷值的影响.结果表明:汽油辛烷值损失的影响因素有预加氢单元操作条件、轻汽油采出量和加氢脱硫反应器入口温度.根据以上影响因素,结合实际生产情况进行优化得出,预加氢反应器最低入口温度为136℃,分馏塔最小回流比为0.50,轻汽油最大采出比例为0.37,...     

催化汽油醚化装置的控制方案

国内某炼厂新建的催化汽油醚化装置采用CDHydro（催化汽油选择性加氢）、CDEthers（催化轻汽油醚化）和ISOMPLUS（碳五烯烃异构化）技术,其工艺流程和自动控制方案和其他汽油醚化技术相比均具有一定的特点。主要介绍了该装置的技术特点和各单元典型的控制方案,包括加氢蒸馏塔顶内回流控制、轻汽油/甲醇比值控制、醚化蒸...     

操作工艺对混合汽油辛烷值损失的影响

考察了中国石油云南石化有限公司汽油加氢装置和轻汽油醚化装置操作工艺对混合汽油产品辛烷值损失的影响,并对操作工艺进行了优化。结果表明:混合汽油辛烷值损失的影响因素为预加氢反应器温度、加氢脱硫反应器入口温度和轻汽油抽出量。在预加氢反应器温度为136 ℃,轻汽油抽出比为0.37,分馏塔回流比为0.50,加氢脱硫反应器入口温度为215 ℃,循环氢流量为82 000 m3/h的优化条件下,混合汽油产品中烯烃、饱和烷烃体积分数损失分别降低了0.1,2.1个百分点,辛烷值损失值由1.4降至0.6。     

第二代LTAG技术的工业应用

为进一步提高汽油辛烷值并降低氢耗,中国石化上海石油化工股份有限公司在3.50 Mt/a催化裂化装置和3.90 Mt/a渣油加氢装置上实施了第二代催化裂化柴油(LCO)加氢-催化裂化组合多产高辛烷值汽油和芳烃料(LTAGⅡ)技术.标定结果表明:采用减压蒸馏塔对LCO进行轻、重馏分切割,重馏分加氢后与轻馏分一起去催化裂化回...     

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。     

Prime G~+装置的调整与操作

中海石油中捷石化有限公司汽油加氢脱硫装置采用法国Axens公司的Prime G~+工艺及催化剂,于2016年一次性开车成功。该装置采用典型的一段两反流程,即一段加氢脱硫(HDS)加两台反应器(脱硫反应器+产品精制反应器)流程。催化裂化(催化)汽油中硫组分主要以中轻质硫化物为主,脱硫反应极易进行,操作难点是在保证加氢汽油硫质量分数小于10μg/g的前提下,尽可能降低辛烷值损失。对选择性加氢反应器、轻汽油及重汽油切割塔、脱硫反应器、产品精制反应器及循环氢脱硫塔的操作进行分析,根据操作过程中操作参数及化验数据,进行3台反应器的反应温度、切割塔的轻汽油采出量、循环氢中硫化氢浓度等方面的操作调整,最终达到在保证加氢汽油硫质量分数小于10μg/g的同时,尽可能降低辛烷值损失的目的。     

催化裂化汽油选择性深度加氢脱硫技术OCT—MD的开发

中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院新开发的催化裂化汽油选择性深度加氢脱硫技术OCT-MD,能够通过处理催化裂化汽油来生产超清洁汽油,并且辛烷值损失较小.该技术先将催化裂化汽油脱臭后切割为轻、重两个馏分,然后对重馏分进行加氢脱硫,加氢后重馏分再与轻馏分调合而得到清洁汽油.脱臭工艺可将轻馏分中的硫醇转化为二硫化物而除去,因而可大大降低重馏分加氢脱硫深度,从而避免烯烃过度加氢饱和所造成的辛烷值损失.20D7年,首套采用OCT-MD技术的工业装置在中国石化石家庄炼油化工股份有限公司投入运行,生产出硫质量分数小于50μg/g的超清洁汽油,标定结果表明,OCT-MD技术将催化裂化汽油硫质量分数由575～710μg/g降到28～41μg/g,研究法辛烷值损失仅为0.9～1.6个单位.表明OCT-MD技术可为我国炼油厂超清洁汽油生产提供经济、灵活的技术方案.     

中国石油采用自主技术建设的清洁汽油生产装置投产

<正>日前,中国石油采用自主GARDES技术建设的首套百万吨级清洁汽油生产装置——宁夏石化公司1.2 Mt/a催化裂化汽油加氢脱硫装置一次开车成功,进入试生产阶段。该项目是与5 Mt/a炼油装置配套的产品升级项目。以催化裂化汽油为原料,选用中国石油大学研发的GARDES技术,采用预加氢——选择性加氢脱硫和辛烷值恢复组合的工艺路线,按照"一次到位、个别增加、尽量不换"的标准设计,产品可调合生产满足国Ⅳ排放标准的汽油,同时兼顾生产满足国Ⅴ排放标准的汽油,为今后轻汽     

OCT-ME超深度加氢脱硫汽油技术工业应用

中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院新开发的OCT-ME催化汽油选择性深度加氢脱硫技术能够处理FCC汽油,生产欧Ⅴ超清洁汽油,并且辛烷值损失较小。该技术特点为将FCC汽油先分馏为轻馏分和重馏分;轻馏分经无碱脱臭与FCC柴油吸收分馏后,分出塔顶脱硫轻汽油、中间馏分和塔底柴油,脱硫轻汽油可以直接去产品调合;中间馏分和重馏分在高加氢脱硫选择性ME-1催化剂作用下进行加氢脱硫,产物直接去产品调合。2012年首套OCT-ME装置在中国石油化工股份有限公司湛江东兴石油化工有限公司成功工业应用。2013年7月进行的标定结果表明,OCT-ME技术将FCC汽油硫质量分数由455~476μg/g降低到9.5~9.9μg/g,RON损失1.6~1.9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。     

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。     

催化裂化汽油加氢技术工程化的问题及对策

针对国内催化裂化(FCC)汽油加氢技术工程化应用情况,介绍了FCC汽油加氢技术工程化过程中遇到的问题,包括汽油辛烷值损失大、加氢重汽油硫醇含量超标、混合精制油博士试验通不过、加氢反应器顶部结焦、反应器压力降上升、操作周期缩短,分析了产生这些问题的原因,提出了应对措施。     

LCO加氢-催化组合生产高辛烷值汽油或轻质芳烃技术(LTAG)的开发

从分析LCO化学组成入手,提出了LCO加氢与催化裂化组合生产高辛烷值汽油或轻质芳烃的技术——LTAG技术。在该技术中,加氢单元需进行选择性加氢控制,即双环芳烃选择性加氢饱和生成四氢萘型单环芳烃;催化单元要实现选择性裂化,即选择性强化四氢萘型单环芳烃开环裂化反应,抑制氢转移反应。工业应用结果表明,LTAG技术中加氢LCO转化率大于70%,汽油选择性接近80%,汽油辛烷值提高。     

玉门炼厂全方位增产汽油措施及效果

中国石油玉门油田分公司炼油化工总厂紧盯市场需求,通过优化装置操作、提高直馏汽油和催化裂化汽油干点、提高催化裂化和焦化装置的汽油收率、拓宽催化汽油加氢装置原料、降低MTBE硫含量、控制汽油加氢装置汽油加氢深度、提高重整汽油辛烷值、将拔头油进汽油加氢装置回炼、将苯分离切割后的C5组分调入汽油池、选用非金属汽油抗爆剂等措施,使全厂柴汽比降低0.16,汽油收率提高1.27百分点。这相当于增产汽油25.4 kt/a,全年增效1 143万元,在满足市场需要的同时,取得了良好的经济效益。     

FCC汽油生产国Ⅵ汽油工艺路线的工业应用

针对常规催化裂化+汽油加氢+醚化的汽油加工生产路线,通过对工艺流程、原料性质以及产品性质等工业应用数据的分析,重点结合了硫含量、烯烃、辛烷值、氧含量和蒸汽压等指标阐述该加工路线的特点,分析表明:在催化裂化汽油占汽油池比例低于65%的前提下,该加工流程能够生产符合国Ⅵ标准的汽油。催化裂化稳定汽油经过汽油精制、重汽油加氢及轻汽油醚化处理后,汽油总硫质量分数9.8μg/g,烯烃体积分数27.5%,氧体积分数2.02%,辛烷值(RON)93.0,产品汽油辛烷值损失小于0.5单位,饱和蒸汽压57.9 k Pa,每年可将近60 kt甲醇反应变成汽油醚产品,与其他组分汽油调合后完全能够满足最新国Ⅵ汽油标准,且具有较高的经济效益。     

石脑油加氢装置改造为催化裂化汽油预加氢装置及其运行分析

为降低FCC汽油的硫醇、二烯烃含量,采用中国石油石油化工研究院开发的FCC汽油预加氢技术将一套200 kt/a石脑油加氢装置改造成250 kt/a FCC汽油预加氢装置。对原石脑油加氢装置的反应器进行了缩径处理,并增设了原料过滤器、聚结脱水器、原料缓冲罐气封等设施。改造后的FCC汽油预加氢装置的运行结果显示,FCC汽油的硫醇硫质量分数从26.1 μg/g降到了2.7 μg/g,二烯值从0.64 gI/（100 g）降到了0.20 gI/（100 g）,预加氢产品的辛烷值没有损失。通过采取单炉管进料、瓦斯流量精确控制以及加强聚结脱水器压差监控等措施解决了反应器入口温度大幅度波动、原料聚结脱水器堵塞等问题,可为其它类似装置的改造和建设提供经验和参考。     

加氢精制装置热联合优化

几类加氢精制装置虽然在工艺流程上基本一致,但由于加工的油品性质不一样,各类装置的热量平衡也大相径庭。焦化汽油、柴油加氢热量过剩,而催化汽油、航煤加氢则热量不足;三环节能量流结构模型,指出装置间热联合的途径是将热量过剩装置的合适温位的热量直接替代热量不足的装置的热公用工程;而夹点分析为热联合提供优化改进的方案。本文以某焦化汽油加氢和航煤加氢为研究对象,将这两套装置进行热联合,使航煤加氢装置加热炉负荷由原来的5.25MW降至0.54MW,减少了航煤加氢90%的燃料消耗。     

催化蒸馏在加氢过程中的应用

介绍了催化蒸馏工艺在轻烃馏分选择加氢脱除炔烃与二烯烃、苯加氢饱和生产低苯含量的清洁汽油、烯烃与烷烃的临氢异构化以及催化裂化汽油加氢脱硫等石油化工过程中的开发应用状况及其与传统工艺的技术经济比较     

催化裂化柴油加工路线的选择与优化

成品油市场需求的变化促进企业采取措施降低柴汽比，中国石化安庆分公司采取多项措施增产汽油、压减柴油，采用新技术、新工艺拓展催化柴油出路，通过提高催化柴油加氢精制深度、催化柴油与蜡油混炼、催化柴油与重油混炼、LTAG工艺及RLG工艺等技术路线的比较，优化选择催化柴油加工路线，采用RLG技术可大幅降低柴油产量，提高轻质油收率，RLG装置与催化装置联合的LTAG技术使企业柴汽比进一步降低，取得更好的经济效益。