劣质蜡油加氢处理与催化裂化的联合优化生产

介绍了劣质蜡油对FCC生产的影响，阐述了二次加工蜡油（CGO、DAO）的加氢处理工艺技术，指出劣质蜡油经加氢处理脱除硫、氮、芳烃后，送FCC装置，能大幅度降低催化裂化产品中的硫含量，提高目的产品收率，增加企业经济效益。     

劣质蜡油加氢处理-催化裂化组合工艺研究

对劣质蜡油 (减三线油和焦化蜡油的混合油 )加氢处理 催化裂化组合工艺在实验室进行了试验。结果表明 ,采用LH 0 3加氢催化剂 ,在压力 8.0MPa、空速约 1.5h- 1 、温度 3 60℃、氢油体积比为 70 0的条件下 ,蜡油的残炭、硫和胶质含量显著降低 ,加氢脱硫率达 90 .2 5 % ,脱氮率达 76.0 7% ,残炭脱除率达 75 %。与劣质蜡油直接作为催化裂化原料相比 ,劣质蜡油经加氢处理后作为催化裂化原料 ,产品分布明显改善 ,轻质油收率增加 6.67个百分点 ,总液体收率增加 3 .72个百分点 ,另外产品质量明显提高 ,汽油除辛烷值略有降低外 ,其余指标明显好转 ,柴油各项指标明显改善 ,尤其是十六烷值提高 11.8个单位 ,裂化气体中丙烯明显增加     

一种蜡油加氢处理和催化裂化双向组合工艺方法

一种蜡油加氢处理和催化裂化双向组合工艺方法，蜡油和催化裂化重循环油、催化裂化柴油一起进入加氢处理装置，在氢气和加氢催化剂存在下进行加氢反应，分离反应产物得到气体、加氢石脑油、加氢柴油和加氢尾油；其中加氢尾油进入催化裂化装置，在催化裂化催化剂存在下进行裂化反应，经分离后得到干气、液化石油气、     

天津分公司蜡油加氢—催化裂化组合工艺的优化

天津分公司10 Mt/a炼油装置投产后,在车用汽油标准快速升级的情况下,对蜡油加氢及催化裂化装置进行了组合工艺优化,确定了在生产国III汽油、京标Ⅳ汽油等不同需求下适宜的工艺条件,提高了生产灵活性,满足了生产符合不同标准车用汽油产品的需要。     

加氢处理-催化裂化组合工艺的应用

加氢处理-催化裂化组合工艺适合加工劣质、重质原油的蜡油。劣质蜡油（减三线VGO、CGO、DAO等）经过加氢处理后甩作催化裂化原料，可优化FCC装置的操作条件，改善产品分布，降低催化裂化汽柴油硫含量，减少烟气中SOx、NOx排放。组合工艺的应用不仅提高了企业的劣质原油加工能力，同时还改善了产品结构，提高了炼油的主要技术指标。     

溶剂脱沥青蜡油加氢催化裂化组合工艺

介绍了中国石化镇海炼油化工股份公司溶剂脱沥青蜡油（DAO）加氢催化裂化组合工艺,并对组合工艺进行了技术分析.结果表明,催化裂化油浆返回作为溶剂脱沥青装置的原料,可以改善DAO的质量;催化裂化装置掺炼一定比例的精制蜡油,通过采取一系列的措施,原料的性质得到了改善,提高了柴油、液化气等的收率,柴油的质量也得到了提高.     

催化裂化装置加工加氢蜡油的运行状况分析

对中国石油独山子石化公司催化裂化装置加工原料由蜡油改进为加氢蜡油后的运行状况进行了分析。结果表明:蜡油加氢后,密度、硫含量、残炭量明显降低,性质呈轻质化;催化裂化装置加工加氢蜡油后,轻质油、总液体收率分别增大1.63,0.53个百分点;其中,汽油、液态烃收率分别增加2.14,0.89个百分点,油浆、柴油收率分别下降1.99,0.51个百分点;催化汽油、柴油中的硫含量大幅度降低,但汽油辛烷值降低。     

蜡油加氢装置能耗分析及优化

对2.60 Mt/a蜡油加氢装置的能耗进行分析,通过实施节能改造与优化装置的操作参数,降低了燃料气用量,节省装置的用电量,装置的综合能耗明显降低。     

加氢催化循环油与加氢蜡油混合作为催化裂化进料试验研究

在小型固定流化床装置,采用不同加氢深度轻循环油重馏分与加氢蜡油原料混合,考察不同混合比例原料催化裂化反应情况。结果表明：采用中等加氢深度的加氢循环油与加氢蜡油混合时,随着加氢循环油混合比例的增大,干气、焦炭、汽油、液化气产率逐渐降低,与计算结果相比,加氢循环油混合比例为90%,50%,10%时,干气产率降低幅度分别为22.22%,13.13%,3.17%,焦炭产率降低幅度分别为23.68%,22.05%,17.11%;采用高加氢深度的加氢循环油与加氢蜡油混合时,随着加氢循环油混合比例的增加,干气、焦炭、液化气产率逐渐降低,汽油产率逐渐增加,与计算结果相比,深度加氢循环油混合比例为90%,50%,10%时,干气产率降低幅度分别为4.34%,16.49%,9.52%,焦炭产率降低幅度分别为10.52%,30.16%,29.30%。     

蜡油加氢装置高比例掺炼脱沥青油的可行性分析

分析了蜡油加氢装置掺炼溶剂脱沥青油(DMO)的情况,得知原料油中DMO掺炼比例增加后,装置脱硫率下降到70%以下,脱氮率下降到40%以下,调整反应温度后,装置脱硫率和脱氮率变化不明显。为解决高比例掺炼DMO的加工难题,开始是将加工路线调整为DMO不进蜡油加氢装置,直供催化裂化装置。结果显示,蜡油加氢装置脱硫率和脱氮率明显回升,但催化裂化装置汽油收率下降了5.69%,柴油收率上升了7.30%,企业效益下降。因此,DMO又重新改为进蜡油加氢装置,利用装置大检修调整反应器保护剂和主催化剂的装填量,结果表明,装置脱硫率和脱氮率能分别保持在约85%和50%,精制蜡油产品质量满足催化裂化装置的进料要求。     

重油催化裂化装置掺炼蜡油加氢裂化尾油的工业应用

介绍了国内某石化公司3.4 Mt/a重油催化裂化装置掺炼蜡油加氢裂化尾油的工业应用情况。结果表明:与空白标定相比,掺炼标定的产品分布及性质较好,柴油和油浆收率下降,干气和焦炭收率小幅降低,汽油和液化石油气的收率分别提高至44.71%,20.07%,轻质油和总液体收率分别提高1.15,3.69个百分点;汽油的烯烃体积分数由27.7%降低至21.3%,硫传递系数由2.95%降低至2.08%,研究法辛烷值降低了0.3个单位;柴油的密度增加、十六烷值降低;液化石油气的氢转移反应指数由1.36提高至1.61,干气的裂解系数由1.45提高至1.88。     

催化裂化汽油加氢技术工程化的问题及对策

针对国内催化裂化(FCC)汽油加氢技术工程化应用情况,介绍了FCC汽油加氢技术工程化过程中遇到的问题,包括汽油辛烷值损失大、加氢重汽油硫醇含量超标、混合精制油博士试验通不过、加氢反应器顶部结焦、反应器压力降上升、操作周期缩短,分析了产生这些问题的原因,提出了应对措施。     

Investigation of the fluid catalytic cracking of different H-Oil vacuum gas oils and their blends with hydrotreated vacuum gas oil

H-Oil vacuum gas oils obtained during hydrocracking of vacuum residual oils originated from the crudes Russian Export Blend, Basrah light, and Heavy Kazakh were cracked in a mixture with a hydrotreated vacuum gas oil in the LUKOIL Neftohim Burgas commercial fluid catalytic cracking (FCC) unit. Some of the H-Oil vacuum gas oils were also cracked in a laboratory FCC (ACE) unit. The results from the commercial and the laboratory tests showed that the laboratory FCC experiments in an ACE unit can be used to evaluate the effect of feed quality on the commercial FCC unit performance. The assumption that the conversion of a vacuum gas oil (VGO) blend in the fluid catalytic cracking could be considered as a linear combination of the conversion of the individual components made by other researchers was also confirmed in this study. The higher the hydrogen content in the vacuum residual oil of a crude is the higher the FCC conversion of the H-Oil VGO, obtained during hydrocracking of that high saturate vacuum residual oil, will be expected.     

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。     

通过热进料对加氢装置用能优化的研究

以提高加氢装置原料油进料温度为契机,对装置换热网络及分馏系统的用能进行优化改进,从而达到全装置的能量综合优化。通过对加氢产物分馏塔进行(火用)平衡分析发现,合理地提高加氢反应产物进塔温度可大幅地减少塔底再沸炉的负荷,以改善分馏塔的操作经济性。案例应用结果表明,热进料后装置能耗下降17.5%,装置中两台加热炉的负荷明显降低,且腾出热量与其它装置进行热联合,年济效益约1 039.9×10~4RMB$,投资回收期仅为2个月,经济效益显著。     

催化裂化与气体分馏装置热联合运行分析及工艺改进

介绍了中石化武汉分公司催化裂化与气体分馏装置进行的热联合技术改造,并就两装置间的热联合运行情况进行了技术分析与效果评价,运行情况表明热联合可以使两套气分装置取消加热蒸汽、武汉分公司综合能耗下降5.9%,节能效果显著。并针对运行中存在的问题提出了技术改进措施。     

喷气燃料FITS加氢技术的工业应用

介绍了选择性管式液相加氢(Flexible and innovative tube reactor with selective liquid-phase hydrogenatine technologe,FITS)技术在中国石化某公司600 kt/a喷气燃料加氢装置的工业应用情况。该装置自2014年6月开工以来,在前期的工业试生产基础上对装置进行了操作调整,提高了反应器入口温度和反应器压力,在氢油体积比为6、反应压力为3.1 MPa、反应温度为257℃以及体积空速为5.0 h~(-1)的工况条件下,精制喷气燃料中硫醇硫的质量分数为3μg/g,管壁评级为0级,磨痕直径为0.63 mm,各项指标控制较好,产品能够满足3号喷气燃料的国标要求。装置的运行能耗为230.69 MJ/t,低于普通喷气燃料加氢工艺的能耗值。工业实际生产表明,该加工技术具有流程简单、氢耗低、能耗低等特点,其中装置能耗比其他喷气燃料加氢工艺明显偏低,达到行业领先水平。     

连续液相柴油加氢装置长周期运行和效果分析

介绍了中国石油化工股份有限公司安庆分公司新建2.2 Mt/a连续液相柴油加氢装置生产国Ⅳ车用柴油的运行情况。装置运行27个月能够稳定生产国Ⅳ车用柴油,降低装置负荷后可生产国Ⅴ车用柴油。运行结果表明:1反应比较缓和,由于循环油的作用,最快提温速率为6℃/h,不存在飞温的问题;2该技术液相物料是连续相,在高效反应器内构件的共同作用下,床层径向温差最大不超过1.5℃,催化剂的平均提温速率为0.5℃/月,按目前原料硫质量分数为0.31%预测,RS-2000催化剂第一周期可以累计运行55个月;3生产国Ⅳ车用柴油时装置能耗为195.86 MJ/t,低于传统的滴流床加氢的能耗。另外对循环比的选择和分馏塔单塔流程提出了一些改进建议,建议适当放宽进料泵的设计温度,增大反应加热炉的热负荷,并在现有分馏塔上游增设汽提塔确保产品柴油腐蚀合格。