喷气燃料低压临氢脱硫醇技术在加氢装置上的工业应用

介绍了喷气燃料低压临氢脱硫醇(RHSS)技术在某炼油厂1.4 Mt/a加氢装置的工业应用情况,该技术采用中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院开发的FH-40B催化剂,在反应温度265~281℃、反应压力1.77~1.89 MPa的条件下,以12.0 Mt/a常减压蒸馏装置直馏喷气燃料馏分为原料,生产3号喷气燃料。工业应用结果表明,3号喷气燃料产品质量优于设计值,表现为硫醇硫质量分数小于4μg/g,总酸值小于0.003 mg KOH/g,闪点47℃,冰点-54℃;装置能耗比设计值低0.47 kg/t(能耗单位kg/t表示千克标油每吨)。     

焦化汽柴油加氢装置改航煤加氢装置的技术改造

介绍了某石化公司焦化汽柴油加氢装置改航煤加氢装置的技术改造情况,装置技术改造后的标定结果表明,以FHUDS-2催化剂为加氢精制催化剂,在反应器入口温度257.2℃,反应压力3.03MPa,体积空速1.58h-1,氢油比208.1的工艺操作条件下,生产的精制航煤满足3号喷气燃料质量标准要求,装置能耗840.90MJ/t,较设计值低53.99 MJ/t,精制航煤收率达到99.91%,装置运行平稳,技术改造达到了预期的目的。     

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。     

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。     

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。     

SRH液相循环加氢技术工业试验

SRH液相循环加氢技术依靠液相产品大量循环时带进反应系统的溶解氢来提供新鲜原料进行加氢反应所需要的氢气,该技术反应部分不设置氢气循环系统,反应器出口增设高温高压循环油泵将反应产物循环至反应器入口,催化剂床层处于液相中,反应器结构与滴流床反应器相近。2009年10月29日,第一套柴油液相循环加氢装置在中国石油化工股份有限公司长岭分公司进行了首次工业试验。试验表明,该技术应用于喷气燃料加氢精制,喷气燃料产品能满足质量要求;在体积空速1.8 h-1,循环比2.27,反应器入口温度357℃条件下,加工常二线柴油时,产品的总硫质量分数可降至33μg/g,脱硫率达98.19%。     

加氢工艺处理煤液化加氢稳定油的研究

加氢精制与加氢改质都是煤液化加氢稳定油高附加值利用的有效途径。实验结果表明,两种工艺在产物分布、化学氢耗与装置液体收率以及产品质量等方面存在明显差异。与加氢精制工艺相比,加氢改质工艺得到的高附加值产品(重石脑油+喷气燃料)收率高、喷气燃料与柴油产品品质更佳、重石脑油芳烃潜含量相对较低,但仍为优质的重整原料;在反应温度360℃/380℃、体系压力16.0 MPa、体积空速0.69 h~(-1)、氢油体积比800∶1的反应条件下重石脑油与喷气燃料总收率为42.5%,重石脑油芳烃潜含量为76.11%,喷气燃料烟点为26 mm、改质柴油十六烷值提升到49,表明加氢改质为更优的煤液化加氢稳定油处理工艺。     

喷气燃料加氢催化剂及工艺技术研究进展

介绍了喷气燃料加氢装置运行过程中出现的问题,综述了喷气燃料加氢催化剂和加氢工艺技术的研究进展,并分析了未来喷气燃料加氢技术的发展方向。喷气燃料加氢催化剂主要有3种类型,分别是Mo-Co型、Mo-Ni型和W-Mo-Ni型。Mo-Co型催化剂具有直接脱硫活性高的特点,适用于氮含量低的喷气燃料原料加氢过程;Mo-Ni型和W-Mo-Ni型催化剂具有加氢活性高的特点,适用于氮含量高的喷气燃料加氢过程。喷气燃料加氢的工艺过程主要有滴流床加氢、液相加氢和纤维膜技术,滴流床加氢工艺的能耗大、氢油比大,液相加氢技术具有能耗低、投资少等优点,越来越多的喷气燃料加氢装置采用液相加氢工艺。未来,喷气燃料加氢装置需要实现灵活生产喷气燃料产品和柴油调合组分,来满足市场需求的变化,这对加氢催化剂和工艺技术提出了新的要求。     

蜡油加氢装置生产国V柴油的工业实践

为应对柴油液相循环加氢装置停工换剂期间柴油无法出厂的问题,中国石化石家庄炼化分公司进行了采用蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油的工业实践。结果表明,在装置处理量为175 t/h、反应器入口温度为352 ℃、反应压力为9.4 MPa、氢油体积比为500、体积空速为0.97 h-1、分馏塔塔底温度为222 ℃、分馏塔塔顶压力为0.11 MPa的工艺条件下,柴油产品硫质量分数稳定在3 μg/g,达到国Ⅴ柴油标准。在蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油期间发现冷高压分离器超负荷、加热炉超负荷、尾油出装置温度高、柴油水含量高等问题,问题皆得以解决。工业实践的结果可为蜡油加氢装置生产国Ⅴ柴油提供数据支撑及改造依据。     

SRH液相加氢技术生产喷气燃料工艺优化与工业应用

SRH液相加氢工艺是中国石化开发的新型加氢技术。该工艺反应部分不设置氢气循环系统,依靠液相产品循环时携带进反应系统的溶解氢提供加氢反应所需要的氢气。结合3号喷气燃料(航煤)加氢装置氢耗低、反应相对缓和的特点,中石化洛阳工程有限公司以SRH液相加氢技术为平台,将航煤生产和常减压装置进行了深度整合,开发了一项新型的航煤加氢工程技术。文中着重介绍了该SRH液相加氢技术生产航煤的工艺优化及工业应用。应用结果表明:该工艺技术能够生产符合标准要求的航煤,同时具备流程简洁、设备少、占地面积小、能量利用率高等特点,具有良好的应用前景。     

喷气燃料加氢精制装置分馏流程设计与优化

介绍了茂名分公司1.20 Mt/a喷气燃料加氢精制装置分馏部分流程的设计与优化情况.从投资、操作、废气排量、能耗、产品质量方面,将汽提-电脱水-凝结脱水流程与重沸炉流程进行了分析对比,阐述了汽提-电脱水-凝结脱水流程的特点以及采用该流程后的装置运行情况.该流程投资少,能耗低,产品合格,经济效益高.     

蜡油加氢装置用作LTAG加氢单元的实践

介绍了中国石化茂名分公司1.8 Mt/a蜡油加氢装置用作LTAG加氢单元的装置改造情况和开工过程中出现的问题、解决措施以及装置实际运行效果。工业运转结果表明：通过将催化剂更换为中国石化石油化工科学研究院开发的新一代蜡油加氢处理催化剂，在较低的反应温度和氢分压条件下，可生产硫质量分数为0.1%、氮质量分数为560 μg/g的低硫、低氮精制蜡油；掺炼35 t/h（约占总进料量的14%）催化裂化柴油后，可生产单环芳烃含量高、多环芳烃质量分数小于15%的加氢柴油，用作LTAG工艺的催化裂化装置进料；所使用的催化剂组合活性较好，综合性能优异；装置掺炼部分催化裂化柴油原料时，反应器入口温度和平均温度降低，反应器温升和氢耗显著提高，综合能耗与加工纯蜡油的工况相当。装置开工运行期间，曾出现轻组分太多造成分馏系统波动较大、冷高压分离器液位不足而无法进一步提高装置处理量等问题，均采取措施得到解决，确保了装置正常生产。     

加氢裂化装置掺炼不同二次加工油的研究

对比了中国石化北京燕山分公司2.0 Mt/a加氢裂化装置分别掺炼催化裂化柴油（简称催化柴油）和焦化蜡油对工艺参数、设备、产品以及能耗的影响。结果表明：与掺炼催化柴油相比,装置掺炼焦化蜡油后,加氢精制反应器和加氢裂化反应器的平均温度均有所升高,加氢精制反应器的总温升降低;高压换热器结盐速率加快;相同喷气燃料收率下,总氢耗降低,重石脑油芳烃潜含量降低,喷气燃料、柴油和尾油质量得到改善,综合能耗增加。两种工况下,通过工艺参数的调整,均可得到优质石脑油、喷气燃料、柴油和尾油。     

3.9 Mt/a渣油加氢装置运行情况分析

介绍了中国石化上海石油化工股份有限公司3.9 Mt/a渣油加氢装置RHT系列催化剂中期工业标定情况、RHT系列催化剂日常运行数据、装置能耗及装置运行存在的问题。工业标定及日常运行数据结果表明,在冷高压分离器压力为15.5MPa、体积空速为0.2h-1、较低的反应器床层平均温度、较小的反应器径向温差、平稳的反应器压降条件下,渣油加氢装置能够为下游的催化裂化装置提供低硫、低金属、低残炭的加氢重油原料。中期工业标定期间RHT系列催化剂的平均脱硫率为89.82%,平均降残炭率为65.01%,平均脱金属率为86.39%,说明RHT系列加氢精制催化剂具有较高的脱硫、降残炭、脱金属活性。同时,日常运行数据表明RHT系列加氢精制催化剂具有较低的失活率,能够满足催化剂长周期平稳运行的需要。目前装置由于循环氢压缩机转数无法调节,造成装置的两个反应系列不能达到理想的氢油比,将成为渣油加氢装置满负荷运行至催化剂末期时的最大瓶颈。     

柴油加氢精制装置生产喷气燃料存在问题及解决措施

对九江分公司柴油加氢精制装置在切换生产3号喷气燃料时银片腐蚀不合格的问题进行了研究。结果表明，喷气燃料携带微量硫化氢且没有有效的脱除是导致银片腐蚀不合格的主要原因。提出了调整加氢精制工艺条件以减少硫化氢的生成、改用氮气汽提、使用不含硫化氢的塔底喷气燃料作顶回流介质以及增设硫化氢吸附罐等措施以更好地脱除硫化氢。采取这些措施后，喷气燃料产品的银片腐蚀达到0级，并且其它性质均符合3号喷气燃料质量指标要求，年经济效益可达64．9万元。     

降低汽柴油加氢精制装置低压分离器氢气排放的措施

通过对汽柴油加氢精制装置高压分离器的工艺操作参数(如温度、压力、油品流量、液位和循环氢气体排放量)的优化分析,找到了降低装置低压分离器排放气中的氢气含量的新方法。将高压分离器的操作压力由6.0～6.1MPa降低至5.0～5.1 MPa,严格控制高分操作温度在45℃以下,减少氢气在高分油里的溶解度,可使加氢装置减少氢气排放量154.56 m3/h,除去新增燃料气量15～20 m3/h,采取此项措施可产生直接经济效益近20×106RMB$。     

FF-34新型蜡油加氢处理催化剂的开发及工业应用

为适应蜡油原料重质化、劣质化发展趋势,延长装置运转周期,采用具有粒子尺寸大且粒径分布集中、相对结晶度高的特种氧化铝载体材料及Ⅱ类活性相调节技术,开发了具有较大孔径和孔体积、更高抗金属和容金属能力的FF-34蜡油加氢处理催化剂。工业应用结果表明:在入口压力10.0 MPa、体积空速高达1.00 h-1、氢油体积比558、入口反应温度仅334℃条件下,精制蜡油硫质量分数约3000μg/g,氮质量分数为1321μg/g,化学氢耗为0.73%,说明了FF-34催化剂具有良好的加氢脱硫和加氢脱氮性能。     

SLHT连续液相加氢技术的工业应用

中海油东方石化有限责任公司采用SLHT连续液相加氢技术,新建一套600 kt/a柴油加氢装置。该技术采用配套新型超深度柴油加氢脱硫RS-2000催化剂,上流式反应器,并将热高压分离器整合进反应器,取消循环氢系统,使得工艺流程简化,投资省、占地少,耗能低。装置以直馏柴油和少量催化裂解柴油为混合原料,生产硫质量分数不大于10 μg/g、氮质量分数不大于5 μg/g、十六烷值60左右的满足国Ⅴ排放标准要求的超低硫柴油产品,装置能耗相比滴流床工艺降低了25%,具有良好的经济效益。     

武汉石化蜡油加氢装置的运转情况及对催化裂化产品分布的影响

介绍了中国石化武汉分公司1.8 Mt/a蜡油加氢装置的运转情况及该装置开工后对催化裂化装置产品分布的影响,对该装置掺炼催化裂化柴油的运转情况以及运转期间装置存在的主要问题进行分析并提出解决方案。工业运转结果表明：该装置采用中国石化石油化工科学研究院开发的RVHT技术及配套催化剂,加工焦化蜡油和直馏蜡油的混合原料,精制蜡油产品的硫质量分数降低到1 000 μg/g左右,氮质量分数降低到1 200 μg/g左右;将加氢蜡油作为催化裂化原料,相比加工未加氢蜡油时,催化裂化装置的产品分布显著改善,1号催化裂化装置在加氢蜡油掺炼比为89.50% 的情况下,汽油收率提高3.590百分点,2号催化裂化装置在加氢蜡油掺炼率为65.53%的情况下,汽油收率提高1.905百分点,柴油收率略有提高,油浆、焦炭、干气等产率均有所降低;蜡油加氢装置掺炼部分催化裂化柴油原料时,反应器温升显著提高,氢耗相应提高,对催化剂活性及运行周期影响较小;装置运行期间,存在反应系统压力波动较大的问题,通过开大循环氢返回线的流量、降低反应器加热炉前气油混合比的方式降低了系统压力的波动。