法国Prime-G^＋汽油加氢技术在锦西石化催化汽油加氢脱硫装置的应用

法国Axens公司的Prime—G^＋是采用固定床双催化剂的加氢脱硫技术,催化裂化全馏分汽油脱硫率可达到98％,满足生产超低硫规格汽油的要求,具有烯烃饱和量少、辛烷值损失小、液收率高、同步脱臭等特点。锦西石化120×10^4t／a催化汽油加氢脱硫装置采用该技术后,产品标定数据表明,轻汽油（LCN）硫含量分别为42．8μg／g和63μg／g,满足设计值不大于65μg／g的要求,满足京Ⅳ汽油标准;混合产品辛烷值较原料辛烷值分别下降0．9和1个单位,符合辛烷值损失不大于1,5个单位的要求;二烯烃数据满足加氢脱硫反应器进料二烯烃体积分数小于2％的标准;混合产品收率100．01％．瓦斯收率0．1726％,含硫气体收率0．08％;能耗标定分别为18．99kg标油／t和18．59kg标油／t,小于设计值19．1kg标油/t;在满负荷条件下装置运行较为平稳。MCN组分没有单独抽出,造成HCN产品硫含量略偏高。     

全馏分催化汽油加氢脱硫工艺的工业应用

我国成品汽油的主要调和组分有催化裂化(FCC)汽油、催化重整汽油、烷基化汽油、异构化汽油等,其中催化裂化汽油占我国成品汽油的80%以上,而FCC汽油具有高硫含量、高烯烃含量的特点。因此,有效控制催化汽油的硫含量,是控制成品汽油硫含量的关键。中海油惠州炼化分公司为满足全厂汽油升级至国Ⅳ、国Ⅴ标准的要求,新建一套500kt/a催化汽油加氢脱硫装置,该装置采用惠州炼化和北京海顺德钛催化剂有限公司合作开发的"全馏分催化汽油选择加氢脱硫工艺技术",即一段选择加氢+二段选择加氢脱硫工艺,简称CDOS-FRCN。该装置由镇海石化工程股份有限公司(ZPEC)负责工程设计,于2012年2月10日动工,当年12月24日一次开车成功,生产出合格产品。装置标定情况说明,催化汽油经全馏分加氢精制后,加氢精制汽油中,硫的质量分数达到12μg/g,硫醇硫质量分数达到10μg/g,汽油辛烷值(RON)损失小于1.5个单位。CDOS-FRCN技术能够有效降低汽油硫含量,减少辛烷值损失,可为炼油厂生产硫含量小于50μg/g甚至10μg/g的清洁汽油提供经济、灵活的技术解决方案。     

全馏分催化汽油选择性加氢脱硫填补技术空白

为适应原油结构的调整和汽油产品质量升级的需要，九江石化依靠科技进步，继Ⅱ加氢装置在高空速下生产出欧Ⅳ标准柴油，实现加氢技术领域高端突破后，该厂再接再厉，与抚顺石油化工研究院共同对Ⅰ柴油加氢精制装置进行全馏分催化汽油选择性加氢脱硫工艺改造（简称FRS工艺），硫含量降至200μg／g左右，辛烷值损失仅2个单位左右，填补了中国国内全馏分催化汽油选择性加氢脱硫工艺这一技术领域空白。     

FHUDS-5/6加氢脱硫催化剂在金陵石化柴油加氢装置上的应用

金陵石化公司Ⅲ套柴油加氢装置设计处理量为250×104t/a,原料由直馏柴油、焦化柴油和催化柴油构成,构成比例为直馏柴油占47.6%、焦化柴油占32.8%、催化柴油占19.6%。为应对油品质量升级的要求,2013年3月,该装置更换由抚顺石油化工研究院研发的超深度加氢脱硫催化剂FHUDS-5及FHUDS-6,连续8d试生产3×104t欧Ⅴ标准柴油。与常规FH-UDS、FHUDS-3催化剂相比,FHUDS-5催化剂的加氢脱硫、脱氮活性明显提高,在相同条件下加工同一原料时,所需反应温度低,具有深度加氢脱硫活性好、装填密度低及氢耗低等特点,尤其适合大分子硫化物的脱除,适宜加工高硫柴油馏分原料,生产超低硫清洁柴油;FHUDS-6催化剂为高活性Mo-Ni型,用于加工处理直柴掺兑焦化汽柴油及催化柴油混合油,或单独处理纯催化柴油时,其反应温度比FHUDS-2催化剂降低约10℃,其深度脱硫活性及十六烷值增幅也明显优于FHUDS-2催化剂。结合生产实际,从参数变化、原料性质、产品性质、物料平衡、产品收率、能耗等方面,分析两种催化剂在欧Ⅴ标准柴油生产中的应用。结果表明,FHUDS-5及FHUDS-6催化剂具备加工欧Ⅴ标准柴油的性能,但装置能耗较高,催化剂失活速率加快,精制柴油收率下降。     

长庆石化1.2Mt/a加氢裂化装置运行与标定

长庆石化1.2Mt/a加氢裂化装置选用壳牌标准催化剂公司的DN-3551/Z-503/Z-3723/Z-673组合催化剂,开工时利用DMDS干法硫化后未进行液氨钝化,一次开车成功,装置运行平稳,能够满足生产需求。但有些指标未达到设计要求,如氢耗较高、轻质产品占比较大等。标定期间,氢油比为959∶1(体积比),氢分压为10.25MPa,加氢精制反应器和裂化反应器的平均反应温度分别为390.6℃和398.9℃。标定结果显示,加氢精制反应器前后脱硫率为98.1%,脱氮率为97.6%;反应单程转化率为57.38%;轻质油收率为91.78%,尾油收率为7.52%。经核算,得出化学氢耗为2.16%(占原料油质量百分数);反应热为168.46MJ/t原料;装置单位能耗为31.158kg标油/t原料。装置运行主要存在两个瓶颈问题:一是原料为高干点且硫低氮高的单一减压蜡油馏分,反应系统循环气中硫化氢含量不足而氨含量高,存在需要补硫的问题;二是系统压力设计低,而且原料性质较差,造成催化剂选型困难和操作苛刻度较高。     

90万吨/年汽油加氢装置开工建设

日前，中国石化股份公司某分公司90万吨／年汽油加氢装置工程开工建设。该工程为今年中国石化重点工程建设项目，总投资1．67亿元，计划2010年1月建成。装置建成投产后，生产的汽油产品硫含量将从0．05％降低到0．015％，将为油品市场提供更加清洁环保的汽油。     

汽油选择加氢脱硫技术工业应用

中国石化洛阳分公司采用抚顺石油化工研究院开发的催化汽油选择性加氢脱硫技术(OCT-M),将直馏柴油加氢装置改为汽油选择性加氢装置,以此来降低汽油混合全馏分的含硫质量分数。工业应用表明,采用OCT-M技术后,重汽油加氢干点上升了5℃,总硫量由1700μg/g降至230μg/g,硫醇硫由加氢前的103μg/g降至42μg/g,研究法辛烷值降低了5.5个单位,马达法辛烷值降低了3.3个单位。通过提高反应深度,加氢汽油总硫的脱除率提高,汽油中硫醇硫含量下降。根据统计函数,建立了汽油加氢装置预分馏塔顶温度(x)与轻汽油硫含量(y)的关系式。若y为500～600μg/g,则x为88～92℃;在y不高于450μg/g时,x应小于85.7℃。     

九江石化拟建90万t／a汽油加氢装置

九江石化引进石油化工科学研究院“催化裂化汽油选择性加氢脱硫RSDS-Ⅱ技术”成果,在现有120万妇汽柴油加氢装置的东侧,新建一套90万t/a汽油加氢装置,以满足原油劣质化和汽油产品质量升级到国Ⅲ标准的需要。据悉,九江石化为国内首家应用该项新技术的炼油企业,     

催化汽油质量升级方案比较

结合某炼油厂汽油调合组分现状,提出两种汽油质量升级方案,即:催化汽油只进行加氢脱硫处理(方案一),以及在方案一的基础上增设轻汽油醚化部分(方案二)。确定以Axens公司的Prime-G+技术作为方案一选用的催化汽油加氢脱硫技术,以CDTECH公司的醚化技术作为方案二选用的醚化工艺。调合结果显示,采用方案一,全厂汽油平均硫含量为18.95g/g,可全部生产京Ⅳ或欧Ⅳ标准汽油。但加氢脱硫处理造成辛烷值损失,致使97号京Ⅳ标准汽油产量仅为6.61×104t/a,约占汽油总产量的3.73%。经方案二处理后,全厂汽油调合性质同样满足京Ⅳ或欧Ⅳ标准要求,且97号京Ⅳ标准汽油产率由方案一的3.73%提高至22.64%。公用工程方面,方案二的循环水、1.0MPa蒸汽耗量远高于方案一,其能耗(1524.56MJ/t原料)是方案一能耗(745.12MJ/t原料)的约2倍,总投资也高于方案一。但方案二每年可消耗5.47×104t甲醇,将这部分价格较低的甲醇通过醚化转化为高附加值的汽油产品,按目前价格计算,每吨甲醇可升值约4000元。项目实施后,财务内部收益率(税后)、吨油净利润分别达到30.81%和103.60元/t,远高于方案一的8.80%和13.86元/t。综合比较,确定该厂催化汽油升级方案采用方案二。     

镇海炼化两套加氢装置脱硫系统工况分析与优化

镇海炼化Ⅳ,Ⅴ加氢装置脱硫系统因长期加工高硫原油,造成循环氢脱硫塔看窗引出法兰根部泄漏、底部液控阀内漏、富液管线泄漏、贫富液换热器内漏等一系列问题。通过对脱硫系统优化,富液管线升级(更换为304不锈钢材质),底部液控阀更换为多级减压型式,贫富液换热器管束升级为316L,胺液缓冲罐停工时清洗,投用活性炭过滤器及袋式过滤器,补充新鲜溶剂,增加缓冲罐排油线等措施,脱硫系统工况明显改善。通过调整,大幅减少了胺液系统携带的固体颗粒、碳粉及轻烃携带量,两个循环氢脱硫跨线关闭,脱后循环氢中硫化氢含量大幅下降,硫化氢含量分别为100mL/m3、500mL/m3,脱后低分气中硫化氢、脱后燃料气中硫化氢含量分别下降至5mL/m3、5mL/m3。此外,低分气脱硫塔、燃料气脱硫塔胺液循环量大幅下降。更换贫富液换热器后,换热效果良好,富液进再生塔温度提高,空冷后贫液温度下降10℃,溶剂再生塔运行稳定。     

300kt／a汽油加氢精制装置结垢分析及对策

分析了中国石油大庆石化公司炼油厂300kt／a汽油加氢精制装置在2007年7月21～2007年9月24日2个月的运行情况,指出系统压差迅速升高迫使装置停丁的原因是换热器壳程结垢堵塞。进一步分析了换热器壳程结垢的原因为：①原料油焦化汽油在储运过程中性质变差,胶质含量升高;②原料油中的铁含量高及因设备腐蚀生成的FeS的存在。根据分析结果制定了相应对策。     

进口催化剂的硫化及其在柴油加氢改质装置上的应用

锦西石化柴油加氢改质装置2009年进行了催化剂更换,选用美国标准公司预硫化催化剂DN200、DN3100,降凝剂为SDD800,裂化剂为Z-5723,保护剂为834HC和814HC。采用干法硫化,因为预硫化催化剂DN200每个颗粒都含有硫,在硫化时不需要另外加注硫化剂,自身携带的硫可完全满足硫化需要,相应的加硫设施也可以省略。催化剂初期活性较温和,不易出现飞温现象,所以可省略普通催化剂开工前的注氨钝化步骤。一年来的运行情况显示,催化剂运行初期,在反应温度较低的情况下即可满足生产需要,催化剂活性很好。柴油硫、氮含量大大降低,平均脱硫率达到97.24%,平均脱氮率达到98.21%。柴油的色度可由原来的3.5降到0.5,外观呈淡绿色。柴油十六烷值平均提高7.9个单位。生产的石脑油,芳潜含量高,是优质的重整原料,可用来生产高辛烷值汽油,石脑油氮含量很低,但硫含量稍高。此催化剂具有良好的稳定性和抗氮性,完全满足装置产品质量的要求。     

3Q5Mt／a重油催化裂化装置加工渣油加氢尾油的影响及分析

大连石化3．5Mt／a重油催化裂化装置2008年8月开始加工RDS尾油。掺炼RDS尾油后,原料变重．轻组分含量下降;干气收率基本相当,液化气、柴油收率增加,汽油、油浆收率下降,轻油收率下降,总液收增加;虽然原料中硫含量增加,但产品中硫含量均下降,烟气、焦炭中硫含量上升,外送含硫污水中硫含量下降,产品中的硫主要集中在油浆中,大大降低了后续脱硫装置的负荷,有利于产品质量提升;加工RDS尾油有利于装置降低能耗,综合能耗下降1．76kg标油／t;由于原料中污染物含量以及产品中硫含量下降,从而减少了催化剂消耗,降低了后续精制工序的操作难度,使液碱与脱硫剂消耗大幅下降。如何降低催化原料中的硫含量和氮含量,并使原料中的硫、氮不以SO2、NOx的形式排放到大气,而是将其转移到产品中。以减少对大气的污染,是今后工作中的主要任务。     

1.4Mt/a重油催化裂化装置能耗分析与措施

青岛石化1.4Mt/a重油催化裂化装置的能耗占到了公司总能耗的40%多,其中烧焦能耗在催化总能耗中占相当大的比例,因此采取措施降低生焦率成为降低装置能耗的关键所在。另外,将主风机降至最低耗功状态运行也是一项降低电耗的有效措施。装置节能降耗工作主要从两方面入手,一是通过优化工艺操作条件,降低生焦率、电耗和蒸汽消耗,尽量减少能耗;二是通过技术改造提高装置用能水平。经过几次改造后,2008年装置能耗为63.3kg标油/t原料,并且实现连续两年达标。但仍然存在烟气能量回收系统效率不高、气压机负荷高、生焦率较高、热联合不足等问题。下一步应在加工含酸原油项目改造后,对催化装置操作条件进行调整;对主风机运行效率进行核算,调整运行参数使功耗最低;将反应压力控制改为气压机转速调节;利用流程模拟软件建立装置模型,找出最佳操作参数。     

新型温控热管运行特性及启动过程实验研究

提出了一种新型分离式温控热管并进行了实验研究,该热管能够在保持传热温度变化很小的情况下自动改变传热功率来适应负荷变化的需要。实验结果表明,当温控热管传热功率增加200％时,热管工作温度变化小于5％,温控热管的启动过程较常规热管快;在实验范围内,不凝性气充气压力越高,启动过程越短。     

未来炼厂中催化裂化装置的定位及设计思考

随着炼油工业的不断发展进步,催化裂化需要更加灵活操作。新形势下,催化裂化需要多产高附加值产品,尽可能降低干气、液化气及焦炭等低附加值产品产量。催化裂化所产的汽柴油必须通过后续产品精制来提升产品质量,以满足最新的环保要求。在未来炼厂中,催化装置将不再是直接生产最终产品的装置。尽管面临诸多挑战,但催化裂化技术仍在不断创新发展,特别是与其他重油加工工艺采取组合工艺,将使催化装置在未来炼厂中继续发挥核心作用。未来催化裂化装置的设计需要从控制及优化原料入手,并优化催化汽油烯烃管理,关注选择性催化裂化及循环油最大化等理念。设计上要规范化设计细节,提高装置的长周期运行能力。操作上也要注意调整催化剂的使用理念。随着污染物排放标准的日益严格,设计环保型催化裂化装置是未来炼厂的发展趋势,其中需要格外关注的是催化烟气的排放控制。如何控制催化裂化装置的SOx、NOx和CO2排放,将成为今后催化裂化装置设计的关键。     

镇海炼化80×10~4t/a汽柴油加氢装置能耗现状与对策

镇海炼化Ⅱ套加氢装置,系处理30×104t/a焦化汽油与50×104t/a直馏煤油的混合装置,加工能力达80×104t/a。近期,装置反应炉消耗燃料上升,催化剂活性下降,换热器换热效果变差,电耗增加,装置综合能耗已接近13kg标油/t。分析显示,装置综合能耗构成中,燃料气占50%,蒸汽占19%,电耗占23%。通过实施更换反应器上部催化剂,稳定催化剂活性,适当提高加工量以降低单耗,对换热器进行抽芯清洗堵漏,改变加氢反应的混氢点,停用反应加热炉,加强管理和优化操作等节能措施,装置能耗由2008年1~5月份的月均12.88kg标油/t,下降到9.434kg标油/t。但长远来看,装置仍存在能源的不合理利用因素,主要表现为:由于实际工况与设计有很大偏离,反应器后的换热器E201、E202/ABC换热面积不能满足换热要求,反应器出口温度升高,尚有部分热能浪费;汽提塔进料换热器E204/ABCD总换热面积为840m2,但在当前工况下,冷、热料温度均在165℃上下,二者温差很小,换热效果不理想。