加氢蜡油MIP-CGP装置运行分析

对浙江石油化工有限公司3 Mt/a加氢蜡油催化裂化装置的运行情况进行了总结和分析,并对比分析了该装置采用多产丙烯和低硫燃料油组分的催化裂化与加氢脱硫技术(MFP),增产丙烯、多产异构烷烃的清洁汽油生产技术(MIP-CGP)及深度催化裂解技术(DCC)生产液化气的丙烯含量。结果表明：与设计值相比,采用MIP-CGP技术加工加氢蜡油生产的稳定汽油的烯烃体积分数达到15.9%,研究法辛烷值达到设计值93.0,硫质量分数仅为108μg/g,可作为S Zorb装置生产高辛烷值汽油的优质原料;而焦炭产率降低0.64百分点,液化气收率增加3百分点以上,达到蜡油催化裂化生产液化气的较高水平;针对MIP-CGP工艺加工加氢蜡油生产液化气烯烃含量偏低问题,建议采用MFP工艺对本装置进行适应性改造,提高液化气丙烯和丁烯含量,压减汽油产量。     

润滑油加氢装置运行工况分析

介绍了国内某公司润滑油加氢装置2021年9月全流程开车后的运行情况,并提出了润滑油基础油及特油发展提升建议,为装置持续改进指明了方向。     

悬浮床加氢装置生产船用燃料油研究

对加氢生产船用燃料油进行系统分析,选用潜在生产低硫船用燃料油的渣油为原料,将高效加氢催化剂与加氢反应器进行优势结合,进行重烃加氢生产低硫船用燃料油研究,研究渣油在催化剂作用下,在加氢反应器中进行加氢裂化时,温度、压力、催化剂种类等工艺条件对转化效果及脱硫效果的影响规律。通过研究,筛选得到重烃加氢生产低硫船用燃料油适宜的技术方案及工艺参数,研究生产船用燃料油技术的可行性。     

柴油加氢装置裂化改造运行分析

在当前柴油产能过剩柴油消费市场需求日渐饱和的形势下,镇海炼化对现有两套3.0 Mt/a柴油加氢装置进行裂化改质升级改造。通过装填部分裂化剂及其他一系列配套改造措施,使改造后的石脑油收率分别提高3%～10%,整体降低公司柴汽比0.13%,提高了炼厂经济效益,为同类装置提供了改造方向及经验总结。     

渣油加氢脱硫装置运行技术分析

介绍了茂名炼油化工股份公司2．0Mt/a渣油加氢脱硫装置两年的运行情况，结果表明，采用我国自己的渣油加氢处理技术，自行设计、制造和安装的渣油加氢脱硫装置设计合理、设备选配适当，催化剂性能优良、活性稳定，运转周期超过设计值一倍。     

渣油加氢脱硫装置运行技术分析

介绍了茂名炼油化工股份公司 2 .0Mt/a渣油加氢脱硫装置两年的运行情况 ,结果表明 ,采用我国自己的渣油加氢处理技术 ,自行设计、制造和安装的渣油加氢脱硫装置设计合理、设备选配适当 ,催化剂性能优良、活性稳定 ,运转周期超过设计值一倍。     

石脑油加氢装置改造为催化裂化汽油预加氢装置及其运行分析

为降低FCC汽油的硫醇、二烯烃含量,采用中国石油石油化工研究院开发的FCC汽油预加氢技术将一套200 kt/a石脑油加氢装置改造成250 kt/a FCC汽油预加氢装置。对原石脑油加氢装置的反应器进行了缩径处理,并增设了原料过滤器、聚结脱水器、原料缓冲罐气封等设施。改造后的FCC汽油预加氢装置的运行结果显示,FCC汽油的硫醇硫质量分数从26.1 μg/g降到了2.7 μg/g,二烯值从0.64 gI/（100 g）降到了0.20 gI/（100 g）,预加氢产品的辛烷值没有损失。通过采取单炉管进料、瓦斯流量精确控制以及加强聚结脱水器压差监控等措施解决了反应器入口温度大幅度波动、原料聚结脱水器堵塞等问题,可为其它类似装置的改造和建设提供经验和参考。     

柴油加氢改质装置降低柴汽比运行分析

根据国Ⅵ油品质量升级及降低企业原油炼制产品中柴汽比要求,中石油克拉玛依石化有限责任公司于2018年5月对现有1.2 Mt/a柴油加氢改质装置进行了工艺扩量升级改造。通过新增一台反应器、分馏系统改造、增加吸收稳定系统及调整催化剂级配方案等一系列措施,装置加工规模由1.2 Mt/a扩大至1.5 Mt/a。标定结果表明,改造后,装置的石脑油收率由14.53%提高至32.90%,产品柴油收率由46.80%降至39.43%,装置柴汽比由3.22降至1.20。新的催化剂级配体系具有优异的加氢脱硫、脱氮活性及生产灵活性,可以满足炼油企业油品质量升级及降低产品柴汽比的需要。     

渣油加氢装置高苛刻度运行分析

对中国石化扬子石油化工有限公司2.0 Mt/a渣油加氢装置第一周期的运行情况及存在的问题进行了分析,并提出处理措施。运行结果表明:在处理量为设计负荷的104%的情况下,渣油加氢装置的各项技术指标均满足设计要求;FZC系列催化剂具有较高的脱杂质活性和加氢活性,加氢渣油的密度、硫含量、氮含量、残炭和金属含量均达到或优于设计值,是优质的催化裂化原料。针对装置原料劣质化、热高压分离器气体夹带重烃、循环氢脱硫塔发泡及高压换热器结垢等情况,采取相应的对策,取得了较好的效果,初步解决了装置高苛刻度运行过程中存在的问题。     

环烷基润滑油高压加氢装置运行分析

中海油某环烷基润滑油高压加氢装置以绥中36-1原油的减二线、减三线馏分油作为原料,生产变压器油、橡胶增塑剂等高附加值产品。从催化剂性能、产品收率与品质、氢耗和能耗等方面对装置运行情况进行了分析,结果表明:装置催化剂具有较好的稳定性,加氢脱金属反应温度为330～343℃,加氢处理反应温度为345～375℃,临氢降凝反应温度为335～365℃,基本处于设计初期水平,催化剂的失活速率除加氢后精制偶尔略超预期值外,其他两个反应器均在预期范围内;原料氮质量分数由1 137μg/g降低至2μg/g,脱氮率在99.8%以上,说明催化剂具有较高的脱氮活性;由于原料性质与设计值存在偏差及装置低负荷等问题,基础油收率和装置氢耗不及预期要求;基础油产品除光、热安定性外均满足指标要求;装置能耗满足预期要求。     

润滑油加氢装置运行末期的生产状况分析

针对润滑油加氢装置运行末期，由于无法掺炼加氢裂化尾油，原料性质发生较大改变，导致加氢裂化精馏塔塔底油氮含量超标、基础油倾点不合格以及加氢裂化反应器内催化剂床层出现热点等问题，采取了提高加氢裂化、异构脱蜡反应温度及采用减二线蜡油等相关措施，使加氢裂化精馏塔塔底油满足异构脱蜡单元对进料氮质量分数不大于2 μg/g、异构脱蜡系统减压塔塔底基础油倾点不高于-15 ℃的指标要求，加氢裂化反应器热点未出现。     

Molex原料煤油加氢装置扩容改造运行分析

对金陵石化公司烷基苯厂加氢－分子筛装置90kt/a扩容改造后的Molex原料煤油加氢装置运行情况进行了分析,分析表明,原料煤油加氢装置运行情况良好,产品质量好,硫和氮含量,溴指数等均优化于控制指标。国产催化剂481－3在高空速条件下工取得成功,表现出良好的活性及适应性。     

柴油加氢装置应用MHUG技术优化运行分析

福建联合石化公司柴油加氢装置采用中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院开发的中压加氢改质MHUG技术及RS-2100精制剂和RHC-131加氢改质催化剂,加工来自常减压装置的直馏柴油和催化柴油,工艺流程为先加氢精制、后加氢改质,生产石脑油馏分和柴油,改质柴油作为国VI清洁柴油产品,同时部分作为乙烯裂解原料。改造后装置柴油产品的各项指标均达到了国VI车用柴油质量标准,其中十六烷值由原料的45左右提高到产品的63.5,硫含量稳定小于7 mg/L,同时柴油BMCI值在18左右,裂解产品双烯收率得到提高,实现了改造的预期目标。     

催化裂化柴油加氢转化装置长周期生产运行分析

中国石化安庆分公司（简称安庆分公司）为优化企业产品结构,提高经济效益,采用中国石化石油化工科学研究院研发的催化裂化柴油加氢裂化生产高辛烷值汽油的RLG技术及其专用的加氢精制催化剂和加氢裂化催化剂,新建了一套1.0 Mt/a催化裂化柴油加氢转化装置（简称RLG装置）。该装置已平稳运行18个月,装置长周期生产运行及工业技术标定结果表明,RLG装置以100%劣质催化裂化柴油为原料,高辛烷值汽油调合组分收率为45%～60%、RON为90~95、硫质量分数小于2 μg/g,柴油产品十六烷指数提高12~14个单位、硫质量分数小于5 μg/g,实现了催化裂化柴油高效转化为高辛烷值汽油,汽油和柴油产品性质好,气体产率低。RLG装置投产后,安庆分公司的柴汽比由1.03下降至0.74,经济效益显著提高。     

影响润滑油加氢装置长周期运行的因素分析

针对影响润滑油加氢装置长周期运行的因素进行了分析。指出进料馏程、干点、杂质（硫、氮）含量、加氢裂化尾油掺炼量、操作条件以及反应器压降等是主要因素,尤其是硫、氮含量高易使催化剂中毒失活,并结合实际情况提出了相应的建议。     

液相航空煤油加氢装置运行问题分析及对策

对中国石化镇海炼化公司2.3 Mt/a液相航空煤油加氢装置开工运行中出现反应器液位控制不稳,满负荷标定时汽提塔塔底航空煤油产品银片腐蚀不达标,综合能耗偏高等问题进行了分析,并提出了相应的改进措施。结果表明:采取将反应器液位由80%调至35%,反应器压力调节阀开度控制在1%～5%,汽提塔回流比由设计值1.8提高到2.6以上,塔顶压力由210 kPa下降至90 kPa,反应温度和汽提塔塔底温度分别降低18,29 ℃的措施后,反应器液位和压力波动范围减小,汽提塔塔底航空煤油产品银片腐蚀等级由2～3级降至1级,精脱硫剂寿命由2个月延长到24个月,装置能耗降低了22.07 MJ/t。     

固定床渣油加氢装置运行难点分析与对策

渣油加氢装置在国内经过十多年的发展,目前仍是重油清洁化最重要的手段之一。渣油加氢装置的操作及设计理念仍在摸索阶段,随着对渣油加氢认识加深,设计意图及操作理念进一步明确,装置设计更加合理,操作更加便捷。通过对正在运行的渣油加氢装置的分析,探索出一套装置运行操作调整方法,总结出影响渣油加氢装置平稳运行的主要因素有以下几点:(1)热、冷高分界液位分离紊乱(发泡现象),影响高分和低分系统的平稳运行;(2)混合原料/反应馏出物换热器E102后期换热效率下降,导致难以提高反应深度,影响产品质量;(3)反应器热点的出现,影响装置的安全运行;(4)原料的变化,过滤器冲洗频繁,影响装置的满负荷运行。针对上述问题提出了相对应的整改措施。     

蜡油加氢处理装置长周期运行影响因素分析

某公司3.2Mt/a蜡油加氢处理装置加氢蜡油硫含量及反应器第一床层压差持续上升,运行末期加工负荷降至340 t/h,反应温度升至413℃,加氢蜡油硫质量分数持续高于0.5％(设计值小于0.35％),反应器第一床层压差0.35 Mpa(设计值小于0.3 Mpa).为避免下游装置腐蚀加剧及反应器内构件损伤,装置运行43个月...     

渣油加氢装置长周期运行分析及优化措施

中国石化安庆分公司2.0 Mt/a重油加氢装置采用中国石化石油化工科学研究院（简称石科院）研发的RHT技术,由中国石化工程建设公司设计,目前已运行至第5个周期,均采用石科院开发的RHT系列渣油加氢催化剂。装置运行结果表明：RHT催化剂的脱硫、脱氮和降残炭等性能均能满足要求;在降低催化剂堆密度的前提下,催化剂活性和稳定性进一步提升。为了延长重油加氢装置生产运行周期,采取多项措施进行生产优化,以延缓反应器压降上升速率,充分利用催化剂性能,确保装置长周期安全平稳运行。     

加氢装置“U”型管燃料油换热器的清洗试验

长岭炼化公司加氢装置燃料油换热器管程结垢堵塞的原因,经分析为铵盐结晶以及高分子聚合物或焦炭等垢物所致。采取化学清洗与高压水射流清洗相结合的方法,取得了十分满意的清洗效果。化学清洗剂配方为:1％碳酸钠 1％磷酸钠 1％壬基酚聚氧乙烯醚 1％AEO-9(非离子型脂肪醇与环氧乙烷缩舍物)(在80℃下浸泡8小时)。