FO-35M催化剂在乌石化0.6Mt/a汽油加氢装置工业应用

将抚顺石化公司自主研发的FO-35M催化汽油加氢改质催化剂在乌石化0.6 Mt/a催化汽油加氢改质装置进行工业应用试验,考察了FO-35M催化剂在乌石化工业装置上的应用情况,并采用不同工艺条件进行了国Ⅳ和国Ⅴ标定。实验结果表明,FO-35M催化剂在乌石化0.6 Mt/a催化汽油加氢改质装置上运转59个月,显示出较好的稳定性;乌石化0.6 Mt/a催化汽油加氢改质装置可实现重汽油先脱硫后芳构工艺和重汽油先芳构后脱硫(M-DSO)工艺的灵活切换;国Ⅳ工况标定结果显示,M-DSO工艺操作条件缓和,在降硫、降烯烃的同时,较好的恢复辛烷值。M-DSO工艺国Ⅴ工况生产结果显示,重汽油硫含量降至12 mg/kg左右,辛烷值损失小于2个单位,回调全馏分汽油硫含量可降至10 mg/kg以下,能够满足乌石化国Ⅴ汽油出厂调和的要求。     

OCT—M催化汽油选择性加氢脱硫技术的工业应用

抚顺石油化工研究院开发的OCT—M催化汽油选择性加氢脱硫技术，将催化汽油切割为轻、重馏分汽油，仅对硫大量存在的重馏分汽油进行加氢脱硫处理，解决了传统催化汽油加氢脱硫工艺中脱硫率和辛烷值损失存在较大矛盾的问题。该技术在中国石化股份有限公司广州分公司首次工业应用，处理后混合汽油的总硫约为100μg／g（经碱洗后硫含量小于100μg／g）、φ（烯烃）为21．8％，RON为90．6，混合汽油收率大于99％。     

OCT-ME超深度加氢脱硫汽油技术工业应用

中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院新开发的OCT-ME催化汽油选择性深度加氢脱硫技术能够处理FCC汽油,生产欧Ⅴ超清洁汽油,并且辛烷值损失较小。该技术特点为将FCC汽油先分馏为轻馏分和重馏分;轻馏分经无碱脱臭与FCC柴油吸收分馏后,分出塔顶脱硫轻汽油、中间馏分和塔底柴油,脱硫轻汽油可以直接去产品调合;中间馏分和重馏分在高加氢脱硫选择性ME-1催化剂作用下进行加氢脱硫,产物直接去产品调合。2012年首套OCT-ME装置在中国石油化工股份有限公司湛江东兴石油化工有限公司成功工业应用。2013年7月进行的标定结果表明,OCT-ME技术将FCC汽油硫质量分数由455~476μg/g降低到9.5~9.9μg/g,RON损失1.6~1.9单位。     

OCT-M催化汽油选择性加氢脱硫技术的工业应用

中国石化抚顺石油化工研究院开发的OCT-M催化汽油选择性加氢脱硫技术,能将催化汽油切割为轻、重2种馏分并进行脱硫处理,克服了传统催化汽油加氢脱硫工艺中脱硫与辛烷值损失的矛盾。在中国石化广州分公司30万t/a加氢精制装置的首次工业应用结果表明,催化汽油的含硫质量分数从处理前的(419～461)×10-6降低至处理后的(104～108)×10-6,含烯烃质量分数从29.8%降至21.1%,而混合汽油的研究法辛烷值下降了约2个单位,马达法辛烷值降幅不到1个单位,达到了脱硫率高而汽油辛烷值尽量不损失的预定目标。     

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。     

催化汽油加氢脱硫装置国V改造开工总结

介绍了1.8×10~(6 )t/a催化汽油加氢脱硫装置使用Axens公司Prime-G~+工艺进行国V改造后的工艺流程和改造内容,分析了装置改造后开工运行初期满负荷工况和初步优化情况。对开工过程中存在的问题进行分析并提出解决措施。结果表明,Prime-G~+工艺成熟可靠,轻、重及混合精制汽油的各项指标均达到国V汽油指标要求,通过减缓一段、二段加氢脱硫单元的脱硫率等初步优化措施,可降低辛烷值损失,降低辛烷值损失的措施可进一步优化。     

选择性加氢脱硫生产高品质汽油的关键工艺参数

介绍了青岛石化有限责任公司(简称青岛石化)采用RIPP的调控技术（RSAT）生产的选择性加氢脱硫催化后生产满足国Ⅴ排放标准汽油的关键工艺参数的控制方案,包括关键指标轻、重汽油分馏单元切割点的选择以及分馏精度的控制、轻汽油碱抽提脱硫醇单元各参数的控制及轻汽油碱抽提脱硫醇后硫含量的控制、重汽油加氢脱硫单元各参数的控制及加氢后重汽油硫含量的控制。针对青岛石化催化裂化汽油,轻、重汽油切割点以50~60 ℃,质量比约1:4为宜;轻汽油碱抽提脱硫醇单元要求其中硫醇硫基本被全部抽提,控制加氢后重汽油硫质量分数小于10 μg/g且与碱抽提后轻汽油混合后全馏 分汽油产品硫质量分数小于10 μg/g。结果表明,采用RSAT生产的选择性加氢脱硫催化剂及对各单元产品质量要求和参数进行优化和精心控制,实现了满足国Ⅴ排放标准汽油的生产。可将硫质量分数从原料的700~853 μg/g降至8~9 μg/g时,产品辛烷值损失1.4~1.5个单位。国Ⅴ排放标准汽油的生产成功,为下一步全面采用RSDS-III技术并长期稳定生产满足国Ⅴ排放标准汽油打下了基础。     

催化裂化汽油选择性加氢脱硫改质组合技术的工业应用

介绍了催化裂化(FCC)汽油加氢脱硫改质组合技术(M-PHG)的工艺流程、工艺特点及其配套催化剂,对PHG技术和M-PHG技术进行了中试对比评价,并在40万t/a FCC汽油加氢装置上进行了工业标定和稳定运行。结果表明:针对高烯烃FCC汽油原料,在中试条件下,PHG技术和M-PHG技术对原料的脱硫率分别为97.3%,97.0%,烯烃体积分数分别降低9.4,16.9个百分点,研究法辛烷值(RON)分别损失2.5,1.8个单位,M-PHG技术使芳烃体积分数增加3.5个百分点;在标定操作条件下,采用M-PHG技术处理后,烯烃体积分数下降15.2个百分点,芳烃体积分数增加2.8个百分点,RON损失1.2个单位,脱硫率、液体收率分别为96.0%,99.1%;实际生产中,含硫量为419.0μg/g的FCC汽油原料经M-PHG技术处理后,轻、重汽油产品含硫量分别为10.7,12.6μg/g,均不大于15μg/g,与轻汽油醚化产品调和后辛烷值损失小于1.5个单位。     

催化汽油加氢脱硫装置汽油辛烷值损失的原因分析及措施

为解决中海石油惠州炼化分公司5 Mt/a催化汽油全馏分加氢脱硫装置中出现的加氢脱硫催化剂再生后汽油辛烷值损失较大、加氢脱硫反应器入口温度过高的问题,采取了增加脱硫醇反应器和加氢脱硫催化剂HDOS-200与加氢脱硫醇催化剂HDMS-100组合工艺的措施。改造后,催化裂化汽油加氢处理后的硫含量达到10μg/g以下,汽油辛烷值损失从2.9降至1.9,加氢脱硫反应器入口温度从263℃降低至255℃,延长了装置运行周期。     

FCC汽油选择性加氢脱硫工艺优化设计

应用中国石化抚顺石油化工研究院（FRIPP）新开发的催化裂化（FCC）汽油选择性深度加氢脱硫技术（OCT-MD）：先将FCC汽油脱臭后切割为轻、重两个馏分,与FCC汽油直接先切割相比,轻馏分的总硫质量分数降低45％左右,硫醇硫质量分数≤10μg／g,RON损失较小,可以大大降低重馏分加氢脱硫深度,减少烯烃过度饱和造成的辛烷值损失。重馏分加氢脱硫反应采用低压操作方案有利于减少产品辛烷值损失,反应器入口压力最好不大于2．0MPa。采用二乙醇胺法处理后循环氢H2S质量分数≤100μg/g,不但可以提高脱硫率,还可大大减轻硫化氢与未反应的烯烃重排生成大分子硫醇的程度。根据中试和模拟计算结果,OCT—MD技术第一次在湛江东兴石油企业有限公司新建的FCC汽油选择性深度加氢脱硫装置上使用。