催化汽油加氢脱硫装置国Ⅴ升级改造设计

某炼厂已投产的90×10~4 t/a催化汽油加氢脱硫装置原设计为满足国Ⅳ汽油标准的要求而建。同时,为了应对汽油升级步伐的加快,使其将来可以平稳过渡至国Ⅴ汽油生产,设计中兼顾了国Ⅴ汽油的生产工况。其主体设备如反应器、加热炉采用一步到位的设计方法,而循环氢压缩机和新氢压缩机则根据机型的大小分别采取了预留位置和一步到位的设计方法。由此,不仅可满足目前的生产要求,也为将来国Ⅴ汽油的顺利升级奠定了基础。但由于加工原油的品种发生了变化,在进行国Ⅴ汽油升级改造时,催化汽油的硫质量分数由150×10~(-6)升高至200×10~(-6),分馏塔的切割比例与原设计国Ⅴ工况相比由4∶6变成了3.5∶6.5。结合新国Ⅴ工况下操作条件的变化及实际装置运行过程中遇到的问题,对该装置进行了增加1台加氢后处理反应器、增加1台循环氢压缩机、更换加热炉燃烧器、更换循环氢脱硫塔塔盘以及冷换设备等措施,顺利完成本次改造。     

宁夏石化汽油加氢装置试生产国V汽油总结

为了适应汽油产品质量升级的要求,宁夏石化公司2013年新建了一套1.2 Mt/a催化汽油加氢装置,该装置采用中国石油石油化工研究院和中国石油大学(北京)共同开发的GARDES汽油加氢技术。对1.2 Mt/a催化汽油加氢装置进行国Ⅴ汽油试生产结果表明:在加工硫含量79.3 mg/kg、硫醇硫含量20.66 mg/kg的催化汽油时,混合汽油硫含量9.1 mg/kg、硫醇硫含量3.5 mg/kg,可满足国Ⅴ汽油排放标准的要求;混合汽油产品的辛烷值损失为1.4个单位,脱硫选择性较好;混合汽油产品收率98.36%、能耗14.85千克标油/吨,能耗低于设计值。     

催化汽油加氢脱硫装置国Ⅴ升级改造设计

某炼厂已投产的90×10~4 t/a催化汽油加氢脱硫装置原设计为满足国Ⅳ汽油标准的要求而建。同时,为了应对汽油升级步伐的加快,使其将来可以平稳过渡至国Ⅴ汽油生产,设计中兼顾了国Ⅴ汽油的生产工况。其主体设备如反应器、加热炉采用"一步到位"的设计方法,而循环氢压缩机和新氢压缩机则根据机型的大小分别采取了"预留位置"和"一步到位"的设计方法。由此,不仅可满足目前的生产要求,也为将来国Ⅴ汽油的顺利升级奠定了基础。但由于加工原油的品种发生了变化,在进行国Ⅴ汽油升级改造时,催化汽油的硫质量分数由150×10~(-6)升高至200×10~(-6),分馏塔的切割比例与原设计国Ⅴ工况相比由4∶6变成了3.5∶6.5。结合新国Ⅴ工况下操作条件的变化及实际装置运行过程中遇到的问题,对该装置进行了增加1台加氢后处理反应器、增加1台循环氢压缩机、更换加热炉燃烧器、更换循环氢脱硫塔塔盘以及冷换设备等措施,顺利完成本次改造。     

汽油加氢装置运行优化及节能改造

随着汽油产品质量升级工作的深入推进,乌鲁木齐石化公司对汽油加氢装置进行改造,新增了富芳烃加氢单元,在国Ⅴ标准汽油生产阶段,辛烷值损失降低至0.3个单位,液收保持在99%以上,体现了工艺水平的先进性。但是,在实际运行过程中,存在加热炉负荷高、综合能耗高等亟待解决的问题。笔者重点分析了乌鲁木齐石化公司汽油加氢装置运行现状及存在问题,对影响装置操作稳定性、加热炉负荷高、综合能耗高等关键问题进行了分析,提出了相应改造措施,改造措施实施后,综合能耗从726.45 MJ/t降低至413.92 MJ/t,增加经济效益380.16元/h。     

SZorb装置生产国Ⅴ汽油的实践

介绍了中国石化海南炼油化工有限公司S Zorb装置生产国Ⅴ汽油时在操作上做出的调整及装置运行情况,指出了影响装置长期稳定生产国Ⅴ汽油的主要因素和对策。通过调整操作和细化、强化吸附剂管理、严密监控再生器操作、提高关键设备的维护和管理水平等措施,装置分别经受住了超负荷运行、原料总硫大幅上升等情况的考验,能稳定生产硫质量分数不大于8μg/g的国Ⅴ汽油。期间原料硫质量分数平均为271μg/g(最高达600μg/g),精制汽油RON损失小于0.9单位,抗爆指数损失小于0.5单位。证明装置能长期稳定生产超低硫含量的国Ⅴ标准汽油。     

催化汽油加氢脱硫装置汽油辛烷值损失的原因分析及措施

为解决中海石油惠州炼化分公司5 Mt/a催化汽油全馏分加氢脱硫装置中出现的加氢脱硫催化剂再生后汽油辛烷值损失较大、加氢脱硫反应器入口温度过高的问题,采取了增加脱硫醇反应器和加氢脱硫催化剂HDOS-200与加氢脱硫醇催化剂HDMS-100组合工艺的措施。改造后,催化裂化汽油加氢处理后的硫含量达到10μg/g以下,汽油辛烷值损失从2.9降至1.9,加氢脱硫反应器入口温度从263℃降低至255℃,延长了装置运行周期。     

GARDES工艺技术在汽油加氢脱硫装置生产国Ⅴ排放标准汽油组分中的应用

介绍了中国石油大庆石化公司（简称大庆石化）炼油厂汽油加氢脱硫装置应用GARDES工艺技术生产满足国Ⅴ排放标准汽油组分的工业实践。通过GARDES工艺技术,汽油加氢脱硫装置的混合汽油产品硫质量分数能够降低至5 μg/g、硫醇硫质量分数能够降至4 μg/g、烯烃含量能够降至30.1%、RON损失为1.3个单位,满足了汽油池调合国Ⅴ标准汽油的要求,解决了大庆石化,汽油质量升级的问题。     

催化汽油加氢精制加氢异构化工艺

为了降低催化汽油中的烯烃含量、硫含量，进行了催化汽油加氢精制加氢异构化的研究。结果表明．采用KT加氢异构化催化剂，通过加氢精制加氢异构化反应，液体产品收率在99％以上，脱硫率在80％以上，汽油的硫含量降到了50μg/g以下，汽油烯烃含量降低了7．25％，辛烷值损失0．8。     

催化汽油加氢脱硫装置国V改造开工总结

介绍了1.8×10~(6 )t/a催化汽油加氢脱硫装置使用Axens公司Prime-G~+工艺进行国V改造后的工艺流程和改造内容,分析了装置改造后开工运行初期满负荷工况和初步优化情况。对开工过程中存在的问题进行分析并提出解决措施。结果表明,Prime-G~+工艺成熟可靠,轻、重及混合精制汽油的各项指标均达到国V汽油指标要求,通过减缓一段、二段加氢脱硫单元的脱硫率等初步优化措施,可降低辛烷值损失,降低辛烷值损失的措施可进一步优化。     

催化裂化汽油加氢装置改造与运行

针对某炼厂1.0 Mt/a催化裂化汽油加氢装置运行周期较短、反应系统结焦严重和轻汽油需要进行单独碱洗的问题,采用了Axens公司的PRIME-G~+技术对原装置进行改造。改造后,装置的结焦问题得到解决,运行状况良好;产品汽油的硫含量≤10μg/g,辛烷值(RON)损失较小,满足了国Ⅴ清洁汽油的质量要求。     

FCC汽油加氢改质生产国Ⅳ标准汽油的试验研究

针对企业对汽油产品质量升级的迫切需要,参照国Ⅳ汽油标准中硫含量和烯烃含量指标要求,在实验室采用实沸点蒸馏仪以65℃为切割点,将FCC汽油切割为轻重汽油馏分,采用一种FCC汽油选择性加氢脱硫—辛烷值恢复组合技术,对大于65℃重馏分汽油进行加氢改质试验,将轻汽油和加氢改质后的重汽油调合得到调合加氢汽油,以研究FCC汽油生产国Ⅳ汽油的工艺条件和可行性。试验结果表明,选择性加氢脱硫催化剂的脱硫活性较高,在230℃时可达到95%的脱硫率,加氢产品芳烃体积分数平均提高2%。装置运转1 000 h的试验结果表明,在氢油比为300∶1,压力为1.5 MPa,空速为2.6～3.1 h-1,一反温度为220～243℃,二反温度为350～370℃时,可得到合格的国Ⅳ汽油产品,其辛烷值损失较小,最大为1.0个单位,辛烷值恢复催化剂具有较好的活性和稳定性。     

真硫化态加氢催化剂在催化裂化汽油加氢装置上的应用

M-PHG真硫化态催化剂在中国石油玉门油田炼油厂(玉门炼化)0.4 Mt/a催化裂化汽油(催化汽油)加氢脱硫装置上成功应用。结果表明:加氢催化剂采用器外真硫化技术相比传统技术具有显著优势,开工过程省去氮气干燥和器内硫化等环节,开工时间至少节省8 d,且无含硫酸性废水、废气排放。开工过程简单、环保,产品质量满足企业生产Ⅵ(B)汽油的要求,对缓解炼油企业装置开工过程中的安全、环保压力具有重要意义。通过初期产品分析数据可以看出,M-PHG真硫化态催化剂完全可以满足玉门炼化生产符合Ⅵ(B)标准汽油的要求,汽油产品硫质量分数稳定在14μg/g以内,辛烷值(RON)损失1.8单位,脱硫反应温度下降10℃,具有良好的脱硫活性。     

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。     

Prime-G~+工艺技术在催化汽油加氢脱硫装置上的应用

中国石油大港石化公司750 kt/a催化汽油加氢脱硫装置采用法国Axens公司的Prime-G+工艺技术,结果表明,催化汽油脱硫率高,辛烷值损失小,氢耗低,可生产出高清洁汽油。     

两段催化增加国Ⅴ标准汽油产率的技术研究

开发了以FCC汽油和C4馏分的混合物为原料的烷基化-加氢脱硫/芳构化两段催化生产国Ⅴ汽油的超深度加氢脱硫新技术以及与之配套的专用催化剂,烷基化段所用催化剂为纳米Hβ-Al2O3,加氢脱硫/芳构化段所用催化剂为Co-Mo/ZMS-5-MCM-41双功能催化剂。两段催化工艺所用催化剂的装填量均为5 mL,在连续微固定床反应器中,进行两段催化工艺性能评价。实验结果表明,烷基化段工艺条件为:反应温度90℃,系统压力1.5 MPa,氢油比10,液时空速2 h-1;加氢脱硫/芳构化段工艺条件为:反应温度410℃,系统压力1.5 MPa,氢油比300,液时空速2 h-1。改质汽油的硫质量分数小于5μg/g,其辛烷值损失小于1.0,C+5质量收率大于102.0%。     

循环氢脱硫系统在催化汽油加氢脱硫装置的应用

为了生产硫含量满足国V/国Ⅵ标准的车用汽油,中国石油兰州石化公司180万t/a催化汽油加氢脱硫装置增加了二段加氢脱硫单元以及相应的循环氢脱硫系统,然后针对运行中出现的富胺液外送不畅、富胺液携带油和烃、脱硫塔液位假指示的问题,实施了相应对策。运行结果表明:循环氢脱硫系统不仅能有效脱除加氢脱硫反应生成的H2S,降低循环氢中H2S含量,抑制了硫醇的生成,而且对提高该装置的循环氢纯度和脱硫率,降低装置氢耗和汽油研究法辛烷值（RON）损失具有重要作用;通过调控循环氢中的H2S含量从100 μg/g降低到50 μg/g,在一段、二段加氢脱硫单元反应温度为248 ℃时,一段、二段加氢脱硫单元脱硫率分别提高了6,4个百分点;在一段、二段加氢脱硫单元重汽油产品中含硫量分别为40,9 μg/g条件下,一段、二段加氢脱硫单元的反应温度、重汽油硫醇含量、RON损失相应分别降低了4,4 ℃;3,2 μg/g;0.3,0.4个单位;在一段、二段加氢脱硫单元处理量为175 t/h条件下,一段、二段加氢脱硫单元的循环氢纯度均提高了2个百分点以上,氢耗降低了300 m3/h以上,如此便有效保证二段加氢脱硫单元重汽油产品中硫含量不大于10 μg/g的指标要求。     

GARDES工艺在30万t/a汽油加氢装置上的应用

介绍了汽油质量升级GARDES工艺在珠海宝塔石化有限公司30万t/a汽油加氢装置上生产国Ⅴ汽油的运行情况。结果表明:加工含硫量大于400μg/g,含硫醇量大于80μg/g,烯烃体积分数约为30%的催化裂化汽油原料,产品汽油在满足国Ⅴ汽油质量标准要求含硫量不大于10μg/g的条件下,辛烷值损失不超过2.0个单位,烯烃体积分数减小约20个百分点,芳烃体积分数增量最高可达1.4个百分点;装置汽油收率约为99.0%,能耗为25.28~29.34 kg/t(以标准油计),化学氢耗不大于2.6 kg/t。     

RSDS-Ⅲ催化汽油全馏分加氢脱硫技术的应用

中国石油化工股份有限公司广州分公司60×10~4 t/a柴油加氢装置通过增加循环氢脱硫系统改造,利用RSDS-Ⅲ全馏分加氢技术进行催化汽油脱硫生产国Ⅴ汽油调和组分。结果表明,精制汽油中硫质量分数在13.0g/g以内,辛烷值损失为1.5~2.0个单位,可以满足检修期间生产国Ⅴ汽油的要求。     

OCT—M催化汽油选择性加氢脱硫技术的工业应用

抚顺石油化工研究院开发的OCT—M催化汽油选择性加氢脱硫技术，将催化汽油切割为轻、重馏分汽油，仅对硫大量存在的重馏分汽油进行加氢脱硫处理，解决了传统催化汽油加氢脱硫工艺中脱硫率和辛烷值损失存在较大矛盾的问题。该技术在中国石化股份有限公司广州分公司首次工业应用，处理后混合汽油的总硫约为100μg／g（经碱洗后硫含量小于100μg／g）、φ（烯烃）为21．8％，RON为90．6，混合汽油收率大于99％。     

炼油化工企业催化汽油质量升级的技术分析

作为国内汽油的主要调和组分,催化裂化汽油的清洁改质问题是国内炼油化工企业汽油质量升级的关键,而加氢处理工艺是目前采用的主要升级途径。通过分析国内炼油化工企业催化汽油质量的现状,指出对以加工自产原油为主的企业,其催化汽油质量升级的重点为脱硫,升级目标为十二五期间预计开始实施的＂国IV＂标准和＂国V＂标准。通过对比选择性加氢脱硫降烯烃工艺和加氢脱硫恢复辛烷值工艺的技术特点和适用条件,结合炼油化工企业的不同质量升级需求,讨论了企业较为适宜采用的技术,并指出在满足现有升级需求的同时应注意的后续发展问题。