0.6Mt/a喷气燃料加氢装置扩能改造及开工运行分析

国内某喷气燃料加氢装置为满足扩能需求,在大检修期间通过增加反应器、更换高活性催化剂、提高加热炉负荷等项目完成装置改造。该装置采用中国石化石油化工科学研究院针对RHSS技术研发的新一代RSS-2催化剂,在较低的反应温度下,可以满足生产3号喷气燃料的要求。     

RSS-2催化剂在航空煤油加氢装置的工业应用

以直馏煤油为原料,采用中国石化石油化工科学研究院开发的RSS-2催化剂,在中国石油兰州石化公司0.6 Mt/a航空煤油加氢装置上,生产精制航空煤油产品和低凝柴油的调和组分。结果表明:在入口温度为278.5℃,入口压力为3.72 MPa,氢气/原料油(体积比)为181∶1,体积空速为3.72 h-1的条件下,RSS-2催化剂脱硫率达到97.82%,碱性氮脱除率达96.68%,硫醇硫脱除率达到91.84%,产品质量满足3#喷气燃料标准要求。     

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。     

FTX催化剂在全馏分油加氢处理装置上的工业应用

介绍抚顺石油化工研究院(FRIPP)针对环保要求开发的柴油超深度加氢脱硫催化剂FTX的工业应用情况。FTX催化剂以W-Mo-Ni为加氢活性金属组分,具有活性金属含量高、活性金属分散性好、较大的比表面积和孔体积、活性位中心多的特点,在处理劣质馏分油时,具有优异的加氢活性。FTX催化剂首次在中国石化扬子石化股份有限公司全馏分加氢处理装置上进行应用,装置工业运行及满负荷运转标定结果表明:操作条件、产品分布及产品质量均达到技术保证值,在满负荷(空速2.63 h-1)条件下,FTX催化剂具有优异的加氢脱硫活性,可满足生产要求,加氢性能优于装置前一周期使用的国外加氢催化剂,可以生产优质的乙烯裂解原料、满足国Ⅲ标准清洁柴油燃料和优质的催化裂化原料的生产需求。     

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。     

低压喷气燃料加氢脱硫反应动力学模型研究

在固定床小试装置上,采用新一代喷气燃料加氢专用催化剂RSS-2,测定不同性质的喷气燃料在不同反应条件下的产品硫含量,在此基础上对喷气燃料加氢脱硫反应进行动力学计算,建立相应的加氢脱硫反应动力学模型。结果表明：喷气燃料加氢脱硫反应接近于活塞流反应模型,表观脱硫反应级数为1.1级;在考察的反应条件下,反应压力和氢油比对脱硫反应的影响较小,反应级数分别为0.273和0.375;反应温度对脱硫反应的影响可以用阿累尼乌斯方程定量表示,脱硫反应活化能为114.5 kJ/mol;所建立的低压喷气燃料加氢脱硫反应动力学模型在一定的范围内能较好地预测喷气燃料产品硫含量,为企业调整工艺参数提供参考依据。     

非贵金属催化剂在重整抽余油加氢精制中的应用

镇海炼化公司利用闲置重整预加氢装置,采用中国石化石油化工科学研究院研发的非贵金属RSS-1A催化剂,将溴价[m(Br2)/m(抽余油)]约为0.165的连续重整抽余油加氢精制为溴价小于3×10-3的溶剂油,适宜工艺条件为:加氢温度240℃,高压分离器压力1.5MPa,空速3～4h-1。工业标定结果表明,降低原料油干点和操作空速对降低溶剂油产品烯烃含量有利。     

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。     

FC-52加氢裂化催化剂研制成功

正中国石化抚顺石油化工研究院研究开发的FC-52多产化工原料加氢裂化催化剂,近日在北京通过中国石化科技部组织的技术评议,专家建下一步开展FC-52催化剂的工业应用试验。该催化剂具有催化剂孔结构畅通开放、金属与载体间的相互作用适中、加氢活性中心和裂化活性中心合理匹配等特点,适用于多产高芳潜重石脑油和低BMCI值加氢尾油等优质化工原料,并兼产优质3#喷气燃料和国Ⅴ清洁车用柴油调和组分。在相同工艺条     

常一线油管式固定床选择性液相加氢生产喷气燃料的研究

本文分析了中石油青海油田格尔木炼厂生产航煤产品的优势和紧迫性;以格尔木炼厂常一线油为原料,进行了FITS加氢生产航煤的工艺研究,结果表明采用该技术可在较为缓和的条件下（反应压力3.0MPa、反应温度260℃、反应空速8.0h-1、氢油比10v/v）生产出满足GB6537-2006国家标准的军用和民用航煤产品;进一步提高反应苛刻（反应压力4.0MPa、反应温度300℃、反应空速8.0h-1、氢油比40v/v）,可以生产出总硫含量小于10ppm的低硫清洁航煤产品;经过1000小时的稳定性试验,催化剂的活性保持平稳。以试验数据为基础设计的一套15万吨/年航煤FITS加氢工业装置的计算结果表明航煤FITS加氢装置在投资、占地和加工能耗等方面均低于现有同等规模加氢装置,具有良好的工业化前景。     

FDHC柴油中压加氢裂化技术的开发

为了满足炼油企业减产柴油、降低柴汽比的产品结构调整需求,中国石化抚顺石油化工研究院开发了FDHC柴油中压加氢裂化技术。该技术采用加氢裂化-补充精制工艺流程,解决了中压加氢裂化喷气燃料馏分烟点偏低和装置运行末期产品质量下降等难题,通过优化原料构成、催化剂体系和操作参数,使之适用于加工直馏柴油原料,灵活增产优质喷气燃料产品、重整原料和蒸汽裂解制乙烯原料。生产的喷气燃料馏分烟点可达28.1 mm,可作为优质3号喷气燃料;未转化柴油馏分BMCI可达9.5,可作为优质的蒸汽裂解制乙烯原料。     

大比例增产喷气燃料、改善尾油质量加氢裂化技术的开发与应用

为满足市场对喷气燃料和优质尾油的需求,中国石化石油化工科学研究院（石科院）开发了新一代加氢精制催化剂RN-410和加氢裂化催化剂RHC-131,通过考察原料油、转化深度、产品切割方案对喷气燃料及尾油的影响规律并结合催化剂的级配优化方案,开发了大比例增产喷气燃料、改善尾油质量的加氢裂化技术,并在中国石化燕山分公司成功应用。工业应用结果表明,石脑油收率约为22%的情况下,喷气燃料馏分油收率达43%以上,产品质量满足3号喷气燃料要求,柴油并入尾油当中,尾油BMCI值为8.7,是优质的蒸汽裂解制乙烯原料。     

增产喷气燃料加氢裂化技术的开发及应用

介绍了一种新的可增产喷气燃料加氢裂化技术,该技术通过不同类型加氢裂化催化剂的活性匹配,在最大量增产喷气燃料的同时,还能改善加氢裂化尾油的BMCI值,特别适合采用单一类型加氢裂化催化剂的加氢裂化装置,通过更换少量催化剂即可明显增加企业的经济效益,已在国内多套加氢裂化装置应用,获得良好的效果。某石化分公司1.8 Mt/a加氢裂化装置应用结果表明,在尾油收率基本相同的条件下,喷气燃料产率可增加14.72%,尾油BMCI值降低1~2单位。     

高压加氢裂化装置增产喷气燃料技术改造及实施效果

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司（简称北京燕山分公司）2.0 Mt/a高压加氢裂化装置第一生产周期采用RN-32/RHC-1组合催化剂,喷气燃料收率为19.39%,为增产喷气燃料第二生产周期更换为RN-32V/RHC-3组合催化剂,喷气燃料收率为29.71%,提高了10百分点,但与设计值31.97％相差较大。针对上述问题,北京燕山分公司通过对催化剂性能和装置标定数据进行分析,发现主要是因为转化深度提高后装置低压分离系统和分馏系统能力不足,无法保证装置在高转化深度下运行以及喷气燃料彻底分离。因此,确定对高低压分离系统配套仪表和分馏系统塔盘内件进行相应改造。改造后,喷气燃料平均收率为30.67%,接近设计要求,达到增产喷气燃料的目的。     

新型石脑油型加氢裂化催化剂RHC-210的性能研究及工业应用

为满足市场对加氢裂化装置多产重整原料的需要,开发了高性价比加氢裂化催化剂RHC-210,并在中型试验装置上开展了加氢裂化催化剂RHC-210的工艺参数影响研究、原料油适应性试验以及多产重整料的全循环工艺加氢裂化工艺研究等。结果表明采用RHC-210催化剂在不同工艺流程下加工多种原料均可实现多产重整料的目的,同时可兼产优质的喷气燃料、柴油和尾油,该催化剂具有活性高、重石脑油选择性好性价比优的特点。RHC-210催化剂工业应用结果表明,该催化剂在生产优质重整料的同时,可获得高烟点的喷气燃料和低BMCI的尾油。     

喷气燃料临氢脱硫醇RHSS技术的开发

石油化工科学研究院利用镍－钨体系加氢催化剂开发了直馏喷气燃料临氢脱硫醇的RHSS技术。在50mL和100mL固定床加氢装置上的试验结果表明,RHSS技术不仅能加工高硫中东直馏喷气燃料馏分,而且对国内很多直馏喷气燃料馏分有好的适应性;在缓和工艺条件下可将硫醇硫降低至小于10μg/g,油品的酸值和颜色也得到改善;3300h的催化剂寿命试验和再生试验结果表明,RHSS技术的催化剂稳定性和再生性能好,可望满足工业装置的长周期运转。