水氯平衡调整在催化剂上的工业应用

结合中国石油化工股份有限公司沧州分公司150 kt/a重整装置PRT-C/3932/3933催化剂的实际情况,分析并总结了常见的水氯平衡判断与调节方法及注意事项.结果表明:在实际生产中对水氯平衡的判断主要看反应器温降、稳定汽油辛烷值、重整循环氢纯度以及C3/C1值、生成油族组成;对水氯平衡的调节应考虑多因素,绝不能盲目地操作.     

重整催化剂水氯平衡的控制

结合中国石油青海油田格尔木炼油厂15万t/a重整装置使用PRT-C/PRT-D催化剂的生产实际,分析并总结了常见的水氯平衡判断与调节方法及注意事项。结果表明,系统压力、重整原料油中环烷基含量决定系统的含水量;在温度、压力稳定,重整原料含水质量分数为(5~9)×10-6的条件下,水氯平衡的调节可只对氯含量进行,但切忌长时间过湿操作,或瞬间水冲击催化剂;在实际生产中对水氯平衡的判断主要看反应器温降(特别是第四反应器)、稳定汽油辛烷值、重整循环氢纯度以及φ(碳一)/φ(碳一 碳二 碳三)和φ(碳三)/φ(碳一)值,当出现较大异常现象时,应首先分析重整原料的氯含量;在水氯平衡调节中,应在降温下补氯补到微过量,然后以1℃的幅度提温调节;对水氯平衡的调节应考虑多因素,绝不能盲目地提温,且如果长时间达不到预期目标,应降温处理。     

半再生重整催化剂SR-1000氮中毒原因分析及对策

对中国石油玉门油田公司炼油化工总厂30万t/a重整装置出现的汽油辛烷值,循环气含C_(3),C_(4)量下降,循环氢纯度升高等问题进行了分析,并提出了相应的改进措施。结果表明:上述问题是由半再生重整催化剂SR-1000氮中毒所引起的,通过采取控制原料馏程,更换新型缓蚀剂,提高预加氢反应器压力,调整蒸发塔和分馏塔操作等措施,可使重整装置汽油辛烷值增至97.5,循环氢中C_(3),C_(4)体积分数降至3.27%,氢气纯度降至81%。     

影响S Zorb装置汽油辛烷值损失因素分析

根据齐鲁分公司原90万t/aS Zorb催化汽油吸附脱硫装置首次开工以来不同工况下辛烷值损失变化情况,分析影响汽油辛烷值损失的因素,包括原料、反应条件、吸附剂性质的影响及循环氢纯度的影响等。结合装置运行现状,提出进一步降低精制汽油辛烷值损失的措施。     

连续重整装置生成油辛烷值低的原因分析及对策

通过对比重整原料性质和反应条件的实际值与设计值,分析了180万t/a连续重整装置重整生成油辛烷值低的原因,并采取了相应的改进措施。结果表明:重整原料芳烃质量分数和初馏点低是造成重整生成油辛烷值低的主要原因;通过将加氢裂化轻石脑油终馏点由不超过140℃调整为不超过120℃,即加氢裂化重石脑油进料量由20 t/h提高至30 t/h时,重整原料芳烃质量分数提高到约36%,重整生成油芳烃质量分数达到约76%,研究法辛烷值(RON)达到约101,提高了1个单位,同时其收率亦提高了2.20%。     

半再生催化重整催化剂SR-1000在玉门炼油厂的工业应用

中国石化石油化工科学研究院研制的半再生催化重整催化剂SR-1000在中国石油玉门油田分公司炼油化工总厂450 kt/a重整装置上进行了工业应用。近400 天的运行结果表明,在较低的加权平均床层反应温度（WABT,468 ℃）下,催化重整反应所得C5+稳定汽油辛烷值RON为94.0,收率为89.2 %,说明SR-1000催化剂具有较好的活性、选择性。在原料性质及反应苛刻度基本相同的情况下,SR-1000催化剂性能优于PRT-C/PRT-D重整催化剂,可以满足半再生催化重整装置长周期稳定运转的需要。SR-1000催化剂开工方法简单、安全、环保。     

重整原料掺入焦化汽油后预加氢工艺优化研究

针对重整原料掺入焦化汽油后对预加氢装置的影响，采用200 mL 中试加氢装置评价及响应曲面设计方法对主要影响因素进行研究，结果表明重整原料掺入15 %（w）焦化汽油后预加氢的最优工艺条件为反应温度287 ℃、反应压力2.0 MPa、体积空速2.0 h－1、氢油体积比200；主要影响因素中反应温度及反应压力的影响程度较大；通过Design expert软件得到生成油硫氮模型方程的预测值与实验值的相对误差小于5%，采用模型方程能够准确预测不同工况下的生成油硫氮含量，为重整预加氢工业装置掺炼焦化汽油后的工艺条件优化提供技术支持。     

原料干点对国产超低压连续重整装置影响分析

介绍了中国石化塔河炼化有限责任公司连续重整装置情况。从装置实际运行出发,对原料干点调整后的操作参数和产品进行分析。结果表明：1号加氢、2号加氢稳定汽油干点提升至175.0℃,1号常压塔顶（常顶）油、2号常顶油干点提升至184.6℃,在重整反应温度不变的前提下,重整产氢量逐步上升,精制油可增产12 m³/t氢气;预加氢原料的产量增加,受此影响混合二甲苯产量增加99.78 t,重整汽油产量增加1 190.65 t,汽油增产效果明显;为维持催化剂酸性功能,应提高注氯浓度,再生剂氯体积分数控制在0.90%～1.25%;同时,尽可能减少催化剂停止循环的频次和时长,避免催化剂积炭过多,影响催化剂活性和产品质量。     

催化汽油加氢脱硫装置辛烷值损失影响因素分析及改进措施

针对1.8×10~6 t/a催化汽油加氢脱硫装置原料与混合汽油产品(轻汽油+重汽油)之间的研究法辛烷值(RON)损失较大的情况,从原料组成、SHU单元反应温度和分离塔操作等6个影响因素进行了分析。确定了分离塔的操作和HDS单元反应深度是影响辛烷值损失的两个关键因素,原料组成变化和SHU反应深度是影响辛烷值损失的两个重要因素。从两个关键因素和两个重要因素出发,实施了提高装置自控率、与上游催化装置联合优化、SHU反应系统和分离塔调整优化等改进措施。到2019年10月,辛烷值损失为2.0,满足辛烷值损失≤2.2的设计要求。     

汽油加氢脱硫与辛烷值损失的平衡

对汽油加氢脱硫过程中辛烷值损失的主要因素进行了分析,并对脱硫与辛烷值损失的平衡提出了相应的操作措施。指出汽油加氢生产中,通过采取合理控制汽油加氢装置原料的烯烃含量、降低分馏塔回流比及重汽油烯烃含量,控制较低的反应温度,提高氢油比或循环氢纯度等措施,可以适当降低汽油加氢过程辛烷值损失。     

选择性加氢脱硫催化剂RSDS-1的应用

为进一步考察催化剂RSDS-1的选择性加氢脱硫性能,中国石油化工股份有限公司长岭分公司对RSDS装置进行了催化裂化全馏分汽油加氢试验。结果表明,在反应器上床层平均人口温度260．1℃、床层平均温度270．8℃、空速425h^-1、氢油体积比422：1、反应压力1．40MPa的条件下,产品硫质量分数为69ug／g,研究法辛烷值损失07～2．0,质量满足欧Ⅲ标准的规定。     

加氢裂化装置改炼FCC柴油的开工及标定

为解决FCC柴油后路问题,中国石油化工股份有限公司茂名分公司对1号加氢裂化装置进行了改造,加工FCC柴油生产高辛烷值汽油。标定结果表明,通过更换催化剂,采用部分循环的操作方式,在一定的氢分压、精制反应平均温度为394℃、裂化反应平均温度为400℃的条件下,可生产辛烷值88的汽油馏分,反应的转化率为40.4%,汽油的收率为26.53%,装置能耗为1 582.97 MJ/t;将精制反应温度降到392℃,裂化反应温度提高到401℃时,汽油馏分的辛烷值可提高到91,反应转化率为39.1%,汽油收率24.42%,装置能耗为1 590.07 MJ/t。同时,对装置运行存在的问题进行了分析,需要通过调整反应系统压力以及循环氢纯度来优化装置的运行。     

操作条件对流化催化裂化汽油重馏分催化精馏加氢脱硫的影响

利用 CoMoP/Al_2O_3-TiO_2汽油加氢脱硫工业催化剂,在新型垂直筛板塔催化精馏装置上对流化催化裂化(FCC)汽油重馏分进行加氢脱硫,考察了进料口位置、压力、氢气与原料油的体积比、原料油的液态空速和回流比对催化精馏加氢脱硫效果的影响。实验结果表明,在进料口位置为第7塔节、压力2.0 MFa、反应段平均温度279℃、氢气与原料油的体积比300、液态空速2.0 h~(-1)、回流比2.0的条件下,FCC 汽油重馏分脱硫率达到95.73%,硫含量由850 42μg/g 降至36.32μg/g,辛烷值损失仅为0.6。将催化精馏加氢脱硫与固定床加氢脱硫进行了对比,结果表明,在相似的操作条件下,催化精馏加氢脱硫的脱硫率略低于固定床加氢脱硫,但油品的辛烷值损失较小。     

连续催化重整装置流程模拟与优化

应用Aspen HYSYS软件对中国石化洛阳分公司700 kt/a连续催化重整（简称重整）装置进行流程模拟,得到了与装置实际操作接近的理想模型。通过模型对重整预加氢分馏塔C101操作参数、重整生成油换热流程进行优化,并模拟反应温度对重整汽油辛烷值桶、芳烃收率、纯氢收率等产品指标及积碳速率的影响。结果表明：优化后重整进料中C5组分的质量分数由优化前的3.06%降至2.40%,C101塔底再沸炉瓦斯耗量减少94 m³/h;优化重整生成油换热流程后,重整脱戊烷油热供芳烃温度由70℃提高至95℃,下游芳烃装置3.5MPa蒸汽耗量降低2t/h,重整生成油脱戊烷塔塔底再沸炉瓦斯耗量减少20 m³/h,C101塔顶两台空气冷却器停运,节电248kW.h;结合装置烧焦能力,确定了重整装置适宜的反应温度为520℃。通过上述优化措施,连续重整装置效益可增加 1 358万元/a。     

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。     

棉籽油催化裂化生成油加氢精制研究

 在小型微反装置上,对棉籽油催化裂化生成油进行加氢精制研究。结果表明,汽油馏分在反应温度190 ℃、氢分压1.6 MPa、体积空速4.0 h-1、氢油体积比300的缓和条件下进行加氢精制,精制汽油烯烃含量满足国Ⅳ标准,研究法辛烷值（RON）保持在88。柴油馏分在反应温度280 ℃、氢分压4.0 MPa,体积空速2.0 h-1、氢油体积比420的条件下进行加氢精制,柴油碘值由11.9 g/（100g）降到4.6 g/（100g）,氧化安定性（总不溶物）由3.4 mg/（100mL）降到2.1 mg/（100mL）,柴油的十六烷值由25.8增加到30,加氢柴油安定性满足柴油GB/T 19147-2003标准。在0号柴油中掺入30%棉籽油加氢催化柴油后依然符合0号柴油标准。     

S Zorb装置降低汽油辛烷值损失的探索与实践

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司150 kt/a S Zorb装置首次开工运行后,因加工负荷及进料硫含量低,装置出现汽油脱硫率过高、产品硫含量过低、汽油辛烷值损失大的问题.经过不断探讨,摸索出吸附剂“大硫差、小循环量”的操作方法.采用吸附剂低活性、高空速、降低氢油比、提高反应温度等操作条件,不仅可将汽油脱硫的辛烷值（RON）损失由0.9～1.3降至0.5个单位以下,同时也减少吸附剂细粉生成,降低剂耗,减小程控阀、膨胀节、过滤器等关键设备的磨损,延长设备运行周期,降本增效.     

降低吸附脱硫工艺汽油产品的辛烷值损失

对吸附脱硫过程中造成汽油辛烷值损失的关键因素进行了分析,在小试条件下,考察了工业吸附剂添加辛烷值助剂后,反应条件对脱硫汽油辛烷值损失的影响,并在工业装置上进行了应用。结果表明：造成脱硫汽油辛烷值降低的关键因素是汽油中大量C₅和C₆烯烃发生加氢饱和反应;与原工艺相比,在辛烷值助剂质量分数为20%,反应压力为2.4 MPa,反应温度为427℃的优化反应条件下,1.2 Mt/a工业装置汽油产品辛烷值损失从1.74降低为0.88,损失降低近50%。     

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。     

第二代催化裂化汽油选择性加氢技术(RSDS-Ⅱ)的工业应用

中国石化长岭公司在催化汽油选择性加氢脱硫装置上,对中国石化石油化工科学研究院开发的第二代催化汽油选择性加氢技术进行了首次工业试验及所得产品标定。结果表明,在氢分压1.70MPa,主剂体积空速3.24h-1,平均反应温度257℃的条件下,重馏分加氢汽油中硫的质量分数为7.7×10-6,脱硫率高达98.43%,而研究法辛烷值仅损失1.8个单位,产品可满足欧Ⅴ标准;在氢分压1.70MPa,主剂体积空速3.32h-1,平均反应温度240℃的条件下,重馏分加氢汽油中硫的质量分数为42×10-6,脱硫率为92.41%,而研究法辛烷值只损失了0.6个单位,产品可满足欧Ⅳ标准。