高效加氢裂化催化剂级配技术开发及应用

介绍了高效加氢裂化催化剂级配技术,该技术实现了不同类型加氢裂化催化剂性能的优势互补,使不同烃类组分在目标产品中富集,可最大限度地提高产品质量,已在国内多家炼油厂应用,获得了良好的效果。在某炼化分公司1.50 Mt/a加氢裂化装置的应用结果表明,该技术不仅有效地解决了企业生产中所遇到的产品质量问题,而且装置操作第二周期比第一周期能耗下降了261.68 MJ/t,第三周期比第二周期能耗下降了59.87 MJ/t。喷气燃料和加氢裂化尾油质量明显改善,喷气燃料烟点提高1个单位,尾油BMCI值降低了2~3个单位。     

大港石化加氢裂化装置催化剂级配技术应用

针对中国石油大港石化公司加氢裂化装置装填轻组分产品负荷高和裂化床层温升不均、冷氢量大等问题,使用HC-150LT型灵活性催化剂与HC-185LT型轻油型催化剂进行了级配优化,并开展了级配优化前后对比分析。对比级配方案优化前后两周期的实验结果表明,催化剂级配优化后明显改善了装置的产品分布：轻组分产量降低,重石脑油与航空煤油总收率达到64%;有效控制了5个催化剂床层的温升,改善了各产品的品质,明显降低了S、N杂原子含量。     

加氢裂化催化剂级配工艺研究

介绍了抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发的加氢裂化催化剂级配技术。通过不同类型加氢裂化催化剂(C/A-B)级配实验后发现,与单一类型催化剂相比,采用级配装填工艺可以在提供优质、清洁油品的同时,降低装置冷氢用量,生产芳潜较高的重石脑油、高烟点喷气燃料、低凝柴油及BMCI值较低的加氢裂化尾油等,满足炼厂不同时期对石化原料和燃料油的需求。此外,该技术相对提高了反应器出口温度,提高了后续换热器的热源温度,为炼厂节能降耗提供新的途径。     

RG系列级配保护剂在高酸环烷基蜡油加氢裂化装置中的应用

RG系列保护剂级配体系在中海油惠州石化有限公司蜡油加氢裂化装置上成功进行了工业应用。一年以上的运行情况表明：RG系列保护剂级配在高酸、环烷基蜡油加氢裂化装置中能够很好地起到脱除杂质并容纳杂质的作用,有效延缓了保护剂床层压差、反应器总压差的上升;同时,RG系列保护剂级配还具有一定的精制活性,分担了一部分第二床层精制剂的脱硫、脱氮作用,具有原进口保护剂体系的相关功能。该级配体系可替代原进口保护剂,实现国产保护剂与进口主催化剂的组合应用。     

组合催化剂在加氢裂化装置中的应用

介绍了加氢精制催化剂RN-10 B及加氢裂化催化剂RT-5在3.6 Mt/a煤油柴油加氢裂化装置的工业应用,并对装置使用初期数据和满负荷标定数据进行了分析。结果表明,RN-10 B精制催化剂具有较高的脱硫、脱氮活性;装置满负荷运行时,在裂化反应平均温度低于设计值6.6℃时,产品质量达到设计要求,重石脑油收率达到21.747%;装置综合能耗为28.08 kg/t,低于设计值。     

加氢裂化预处理催化剂按活性级配顺序的实验研究

基于加氢裂化预处理催化剂在不同分区反应规律,按催化剂活性由低到高和由高到低设计2种级配方案。以常规减压蜡油(VGO)为原料,对比考察2种级配方案加氢裂化预处理催化剂在不同预处理入口温度、床层温升、体积空速、反应压力下预处理效果的优劣以及长周期稳定性。结果表明：在催化剂活性由低到高的级配方案中,得到的精制油中氮含量、硫含量和芳烃含量均低于活性由高到低级配的方案;建立反应温度对于2套催化剂活性级配方案预处理效果影响的预测模型,发现精制油性质实验值与预测值偏差极小,可靠性较强;催化剂按活性由低到高级配时的长周期稳定性优于单一预处理催化剂体系,因此催化剂按活性由低到高级配使用可有效延长加氢裂化装置的运转时间。     

FF-46与FC-14加氢催化剂的应用

中国石油天然气股份有限公司锦西石化分公司1.5 Mt/a加氢裂化装置采用单段全循环工艺流程并以催化裂化柴油、减压蜡油和焦化蜡油(其质量比为23.3:63.7:13.0)的混合油为原料.介绍了国产加氢精制剂FF-46和裂化剂FC-14在该装置上首次组合装填及应用情况.结果表明,柴油产品硫质量分数为0,其十六烷值高达57.6,凝点低于-35 ℃,可作为良好的-35号军用柴油;喷气燃料产品符合3号喷气燃料标准;轻石脑油中硫质量分数为8.8μg/g,可作为汽油的调合组分;重石脑油中硫质量分数为1.1 μg/g,可作为重整原料以生产高辛烷值汽油产品.FF-46和FC-14的脱硫率、脱氮率几乎达到100％,所有液体产品完全符合国Ⅴ标准中硫质量分数不大于10 μg/g的要求.柴油和喷气燃料几乎为无硫产品,满足欧Ⅵ燃料油硫含量标准.同时该装置还可生产低分气、干气和液化石油气等多种副产品.     

稠环芳烃加氢裂化机理和催化剂研究进展

稠环芳烃(PAHs)是一种化学稳定性高、难降解的有机污染物,加氢裂化可将PAHs转化为轻质芳烃和链烃,被认为是PAHs转化的有效方式之一。介绍了国内外加氢裂化工艺的概况、PAHs(萘、蒽、菲等)加氢裂化反应网络及其多相催化反应机理,分析了活性金属、酸中心、活性金属与酸中心的相互作用及助剂对加氢裂化催化剂性能的影响。提出优化金属中心和酸性中心之间的协同作用,制备出高活性、高选择性和稳定性的加氢裂化催化剂是PAHs加氢裂化催化剂的发展趋势。     

加氢裂化催化剂湿法硫化的工业应用

一般加氢裂化催化剂(尤其是含分子筛加氢裂化催化剂)采用干法硫化时由于温度比较高,易造成络合物分解,并有开工步骤多、开工时间长的缺点,中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司1.50 Mt/a加氢裂化装置在2010年3月更换催化剂后开工时,首次成功采用湿法硫化。此次加氢裂化催化剂湿法硫化的时间约为60 h,比干法硫化时间节省至少40 h,加氢裂化催化剂的最终硫化温度为290℃,硫化剂用量为40.490 t,比理论用量少2.40%。应用结果表明,含分子筛加氢裂化催化剂完全可以采用湿法硫化,能有效简化硫化步骤、缩短开工时间,且有利于提高催化剂活性。     

加氢裂化催化剂硫化影响因素与注硫点分析

针对国内加氢裂化装置普遍采用反应器内硫化现状,介绍了加氢裂化催化剂硫化时硫化油、起始注硫温度、硫化温度、硫化压力、最终硫化温度以及H2与H2S含量对硫化过程的影响.结果表明:进行湿法硫化时,一般采用初馏点为230℃、氮质量分数低于200μg/g、总硫质量分数低于2％、干点为315 ～370℃且不含烯烃的直馏柴油为硫化油;硫化剂起始注入时,一般国内装置二硫化碳与二甲基二硫的注硫温度分别为175℃和195℃;催化剂需在不同硫化温度区(低温硫化区150 ～245℃和高温硫化区273 ～384℃)分阶段进行恒温硫化;干、湿法硫化时最终硫化温度为350～370℃和310 ～325℃;当温度达到200℃以上时,随硫化反应的进行,H2体积分数应不低于85％,H2S体积分数控制在0.5％～1.0％(最高不超过2.0％).最后分析了高压与低压两种注硫方式区别及其适用条件.     

加氢裂化装置掺炼焦化催化柴油的技术应用

为了实现节能降耗、优化加工流程的目标,大庆石化公司炼油厂对加氢裂化装置原料进行了调整,掺炼焦化柴油和部分催化轻、重柴油.加氢裂化装置原料变更后,经过操作条件的调整,生产运行平稳,产品分布合理,优化了炼油厂二次加工原料配置,达到节能降耗的目的.     

加氢裂化装置生产喷气燃料存在问题及解决措施

介绍了中国石油天然气股份有限公司大庆石化分公司加氢裂化装置概况及生产状况,分析了装置生产喷气燃料的可行性,把装置生产的煤油分别与3号喷气燃料的国标及公司要求指标对比,发现适当调整煤油馏分的密度、冰点、润滑性及安定性指标就可使其成为合格的喷气燃料。归纳了影响装置产品质量的因素,由大到小依次为:操作条件、原料及产品、添加剂及设备因素。提出一系列的措施:控制好操作条件、稳定原料、改进工艺流程、加入添加剂、加强员工培训及细化管理等,其中严格控制好反应岗位、分馏岗位及制氢岗位的操作条件及平稳操作对生产合格喷气燃料尤为重要。装置生产的喷气燃料已通过了国家认证。     

加氢裂化装置生产低凝柴油改航煤生产方案探讨

介绍了大庆石化公司炼油厂加氢裂化装置概况及装置目前生产状况,分析了加氢裂化装置生产航煤的可行性,归纳了影响产品质量不合格的各种因素及调整方法,并探讨出影响装置低凝柴油改航煤生产方案的主要因素,且相应地提出并落实一系列的对策和解决措施。最终装置生产的航煤通过了国家认证,提高了装置的经济效益及社会效益。     

加氢裂化装置的能量回收及利用

运用夹点技术对加氢裂化装置的换热网络进行优化,利用Aspen Energy Analyzer V 8.4软件模拟换热网络曲线对换热网络的特点进行分析,提出相应的优化方案,并利用Aspen Hysys模拟软件对优化方案进行模拟。结果表明：该换热网络的夹点温度为147.2℃,装置换热网络最小热公用工程用量为7.72 MW,最小冷公用工程用量为8.39 MW,节能潜力仍有6.67 MW;通过采用新增1台换热器E 1（利旧）,利用152℃的柴油给45.5℃的冷低分油换热的优化方案,可分别节约热、冷公用工程2.11,0.36 MW,热、冷公用工程节能效率分别为27.34%,4.29%。