加氢精制装置增产石脑油的工艺参数调整

为了提高乙烯裂解装置的原料供给,采用石脑油重拔方案对中国石油辽阳石化公司200万t/a加氢精制装置的分馏塔操作参数进行了调整。结果表明:在不改变原料性质、反应温度和压力的条件下,将石脑油干点的工艺指标由原来的不高于190℃调整到不高于220℃,分馏塔塔顶温度和重沸炉出口温度工艺指标上限分别由175℃调整到185℃,315℃调整到325℃,操作压力由0.10 MPa下调至0.08 MPa,回流比由2.5下调到0.5,可以达到增产石脑油的目的;装置实施石脑油重拔方案后,精制柴油收率由91.28%降至81.34%,含硫质量分数满足国Ⅴ车用柴油标准要求;石脑油干点提高了52℃,含硫质量分数降低了5.7个百分点,收率提高了9.94个百分点,产品质量优于调整前。     

柴油加氢改质装置掺炼催化柴油

为解决中国石油兰州石化公司90万t/a柴油加氢改质装置开工后出现的原料与热量不足的问题,进行了掺炼催化柴油的工业试验。结果表明:当催化柴油掺炼比（质量分数）为10%,裂化反应器第1~第4床层温升依次为7,8,5,6 ℃时,航空煤油收率与柴油转化率最高。与掺炼前相比,掺炼10%催化柴油后,装置能耗由19.48 kg/t（以标准油计）提高至19.96 kg/t;产物中气相、轻重石脑油与航空煤油收率增加;精制柴油收率下降;重石脑油中环烷烃、芳烃质量分数分别提高了2.11,1.67个百分点;航空煤油冰点降低了10 ℃,烟点降低了8.2 mm;精制柴油的质量得到改善。     

加氢裂化装置提高石脑油收率的对策

介绍了中国石油锦西石化公司150万t/a加氢裂化装置提高石脑油收率的对策,考察了该装置在60%,75%加工负荷下的生产运行及产品分布情况。结果表明:在保持装置现有设计不变,即不更换催化剂、不改变转化率和反应压力的前提下,通过采取提高反应温度和降低空速的对策,使装置在60%,75%加工负荷时,石脑油收率依次为30.44%,27.98%,分别比设计值高出12.71,10.25个百分点; 中间馏分航空煤油和柴油的收率依次为61.65%,64.28%,均低于设计值; 液化气收率依次为5.65%,5.51%,分别比设计值高出1.51,1.37个百分点。     

2.0Mt/a加氢裂化装置操作弹性与经济效益分析

根据中国石化青岛炼油化工有限责任公司2.0Mt/a加氢裂化装置的工业生产数据,结合装置设计数据,对该装置的操作弹性进行分析界定。认为该装置适用的原料范围为馏程233~570℃、密度(20℃)850~931kg/m3、硫质量分数0.8%~2.5%;反应系统操作参数范围为进料量150~318t/h、精制反应温度332~371℃、裂化反应温度351~384℃、氢分压12.3~15.2 MPa;在增产喷气燃料方案中,喷气燃料收率可达46.01%,在增产柴油方案中,柴油收率可达60.49%,在增产尾油方案中,尾油收率可达54.88%。对该装置不同工况下的经济效益进行测算,认为在当前定价体系下,增产喷气燃料方案为经济效益最佳的方案。     

柴油加氢装置汽包降压操作的效果分析

为了解决中国石化洛阳分公司柴油加氢装置柴油质量升级后,精制柴油出装置温度超过工艺卡片上限(55℃)的问题,采用在现有1.0 MPa蒸汽流程后增加1条支路,并入0.3 MPa蒸汽主管线,并将柴油加氢装置汽包操作压力由1.0 MPa降至0.45 MPa的改进措施。结果表明:改进后,精制柴油出装置温度降至53℃,精制柴油出装置空冷器减少了3台,0.3 MPa汽包蒸汽产量为12.6 t/h,节约能耗0.91 kg/t(以标准油计),反应加热炉的操作难度也得到降低。     

1.50 Mt/a蜡油加氢裂化装置轻油型生产技术改造

对中国石油锦西石化公司1.50 Mt/a蜡油加氢裂化装置进行改造,由中间馏分油生产方案改造为灵活型生产方案,对比分析了改造前后的工艺流程和运行状况。原催化剂采用中国石化抚顺石油化工研究院研发的FF-46精制催化剂和FC-14裂化催化剂,改造后采用美国标准公司的灵活型加氢精制催化剂DN 3638/DN 3551/DN 3552和裂化催化剂FX 11/FX 30。结果表明:加氢裂化装置实施轻油型改造后,目的产品为航空煤油和重石脑油,其收率分别为36.68%,44.28%,比改造前分别提高14.91,22.07个百分点,可根据市场情况不产或者少产柴油（收率为17.52%）;改造后装置生产的重石脑油为重整装置提供了优质原料,航空煤油馏分可作为3#航空煤油产品,柴油含硫量达到国Ⅵ标准;装置能耗比改造前高约17.46 kg/t（以标准油计）。     

无循环上流式液相航空煤油加氢技术工业应用

采用中国石油与中国石油大学（华东）合作开发的无循环上流式液相加氢成套技术（C-NUM），于2019年在中国石油庆阳石化公司建成国内首套40万t/a航空煤油（简称航煤）加氢装置，在该装置上采用专用催化剂FDS-103以及配套的 FDG-231和FDG-233 加氢保护剂，考察了装置的实际运行操作参数、加氢精制效果、产品质量、综合能耗等。结果表明:处理后的加氢精制航煤平均收率可达到99.75%，比设计值高0.03个百分点，综合能耗为4.38 kg/t，比设计值低0.48 个单位；经处理后，加氢精制航煤初馏点平均升高5.41 ℃，终馏点平均降低0.30 ℃，含硫量平均降低183.69 μg/g，酸值平均降低0.000 4 mg/g，冰点平均降低0.56 ℃，闪点平均升高4.41 ℃，烟点降低0.3 mm，铜片腐蚀达到1 b；加氢精制航煤产品各项指标均达到了C-NUM技术的设计产品质量要求，满足3#喷气燃料指标。     

加氢改质和加氢裂化催化剂反应性能对比

在加氢中试装置中,以掺炼质量分数为20%催化柴油的石蜡基直馏柴油为原料,在反应压力为6.5 MPa,空速为1.0 h-1,氢气/原料（体积比）为600/1,反应温度为335.0~360.0℃的条件下,比较了加氢改质和加氢裂化催化剂的反应性能。结果表明,当采用二者制备的柴油凝点和十六烷指数相近时,前者的反应温度较低,柴油收率较高。对于加氢改质催化剂,若反应压力由6.5 MPa提高到10.0 MPa时,柴油收率基本不变,十六烷指数明显提高;在反应温度为345.0℃时,双环及以上芳烃脱除率由78.4%提高到82.3%,总芳烃脱除率由62.3%提高到75.8%。     

延迟焦化外甩循环油降低循环比的可行性分析

中国石油独山子石化分公司炼油厂延迟焦化装置在目前加热炉出口温度、焦炭塔操作压力和分馏塔蒸发段温度一定的条件下,采取外甩部分循环油出装置的手段降低循环油的循环比。结果表明,将循环比从0.4降低至0.13,延迟焦化装置蜡油收率上升9.44百分点,柴油收率下降3.37百分点,汽油收率下降2.38百分点,总液体收率提高2.96百分点,焦炭产率下降1.98百分点,能耗降低221.95 MJ/t。     

催化剂LRC-99在重油催化裂化装置上的工业应用

介绍了催化剂LRC-99在尼日尔炼厂60万t/a催化裂化(FCC)装置上的工业应用情况。结果表明,在原料油性质及主要操作条件基本相近的条件下,应用催化剂LRC-99后,柴油收率比设计值高出1.84个百分点,比应用前高出2.18个百分点;轻质油收率比设计值高出1.87个百分点,比应用前高出0.32个百分点;总液体收率比设计值高出0.18个百分点,比应用前高出0.39个百分点;同时催化剂单耗比设计值下降1.29个单位,装置能耗则下降了0.9个单位。