国内简讯

<正> 催化重整开工用氢制备工艺通过技术鉴定催化重整开工和催化剂还原用氢气,通常采用电解制氢和高压贮氢解决氢气来源。石油化工科学研究院和长岭炼油厂共同开发成功的制氢新工艺,经长岭炼油厂重整装置工业使用结果表明,该工艺具有流程简单、生产操作方便、占地面积小、安全性好、比高压贮氢瓶法可节省投资100万元以上、在缓和的工艺条件下,每立方米原料油可产出40—50立方米纯度99％以上的氢气,完全可以代替电解氢和高压贮氢用于催     

四川石化连续重整装置超国际先进水平

<正>截至4月5日,四川石化连续重整装置一次开车成功后已平稳运行两个月。统计数据表明,重整催化剂性能得到充分发挥,各项指标均达到或超过设计要求。其中,重整碳五以上液体收率高达90%以上,重整生成油辛烷值桶高达90以上,超过辛烷值桶89的国际先进水平考核指标。高纯度氢气和高辛烷值汽油组分是连续重整装置的主要产品,其指标和产量直接影响炼化一体化项目各装置的氢气平衡和汽油调和生产。因此,四川石化生产三部在开工准备中,杜绝末端治理、坚持源头管理,     

催化重整装置粗汽油开工技术工业应用的若干问题

介绍一种不需要外来氢气和精制油的重整装置开工技术。采用该技术制取的氢气进行氧化态双（多）金属重整催化剂的还原和开工，其效果与电解氢相当，比重整氢优越。与传统方法比较，该技术具有投资少、安全性好、操作简便、操作费用低等特点。根据大量的工业数据提出产氢量与操作条件和原料性质之间的关系，并总结工业应用和基础设计方面的经验     

粗汽油制取重整开工用氢气与精制油的工艺技术研究

介绍一种不需要外来氢气的重整开工方法,其特征是在重整装置的加氢反应单元内增设一台制氢反应器,直接用租汽油制取重整催化剂开工所需的高纯度氢气和杂质合格的重整原料.     

连续重整开工精制油硫含量高的因素分析及措施

对连续重整装置在首次开工过程中出现精制油长时间不合格的问题进行了分析 ,通过调整汽提塔的操作、改换原料和切除液化气组分后 ,精制油达到了要求指标     

催化重整新装置的建设和老装置的扩能改造

我国催化重整的加工能力将面临一个大提高时期 ,在老装置改扩建和新装置建设中 ,应注意如下一些问题 :①新建装置究竟选择半再生重整工艺还是连续重整工艺 ,主要的决定因素是对重整汽油辛烷值和氢气产量的需要 ,装置规模也是重要因素。UOP公司和法国石油研究院的两种连续重整技术的水平相当 ,选择时应视具体情况而定。建议推广具有我国自主知识产权的“逆流移动床重整”技术。②在老装置改扩建中 ,应充分利用现有的设备尤其是投资较高的加热炉和压缩机 ,处理量提高的幅度应以少更换或少改动高投资设备为原则进行确定 ;半再生重整装置改为连续重整时 ,可采用分步实施的方法。③应重视扩大重整原料来源、应用新型设备 ,以及合理利用以前建设的而目前面临淘汰的小规模半再生重整装置等问题     

重整原料油环烷脱氢制氢工艺的研究

本文介绍了以加氢直馏汽油为原料,进行催化脱氢制取高纯度(95％以上)氢气的工艺技术,提出了工业装置的改造方案,为使用双(多)金属催化剂的重整装置开工用氢提供了一种简便的制氢方法。     

美加制氢能力扩增

重油加工的快速增长对氢气供应提出新的需求。空气产品公司在加拿大的第Ⅲ套制氢装置已开工投产，位于埃德蒙顿（Edmonton）附近的1．05&#215;10^8立方英尺／天的制氢装置与2006年投产的7100&#215;10^4立方英尺／天制氢装置相互链接。两套制氢装置将服务于加拿大石油公司的埃德蒙顿炼油厂，以及几家其他用户。     

原料干点对国产超低压连续重整装置影响分析

介绍了中国石化塔河炼化有限责任公司连续重整装置情况。从装置实际运行出发,对原料干点调整后的操作参数和产品进行分析。结果表明：1号加氢、2号加氢稳定汽油干点提升至175.0℃,1号常压塔顶（常顶）油、2号常顶油干点提升至184.6℃,在重整反应温度不变的前提下,重整产氢量逐步上升,精制油可增产12 m³/t氢气;预加氢原料的产量增加,受此影响混合二甲苯产量增加99.78 t,重整汽油产量增加1 190.65 t,汽油增产效果明显;为维持催化剂酸性功能,应提高注氯浓度,再生剂氯体积分数控制在0.90%～1.25%;同时,尽可能减少催化剂停止循环的频次和时长,避免催化剂积炭过多,影响催化剂活性和产品质量。     

一种降低重整汽油中苯含量新技术的首次工业应用

重整装置所产重整生成油以调合汽油为目的时,存在C_6~+重整配苯抽提装置及C_7~+重整这两种脱除苯的技术方案。前者技术方案在目前较为广泛使用,后者使用较少。本文以相同重整进料规模为基准点,通过对比两种方案的装置组成结构、反应条件及反应产物、单元规模及物料平衡、能耗及投资、财务评价结果等,并根据国内首套C_7~+连续重整进料工业运转结果的数据分析,得出了C_7~+重整进料方案的技术可能性及经济适用性。即对于相同的重整进料规模,若苯价格在6 514元/t以下,则C_7~+重整进料方案经济效益优于C_6~+重整配苯抽提装置的方案。设计中应结合具体装置及全厂总流程规划来确定最终重整进料工艺方案,以确保装置的技术性和经济性最佳。     

降低凝析油中H2S含量的工艺模拟及优化

中亚某油气处理厂因稳定凝析油产品中H2S含量较高,在凝析油装车过程中,装车台周边空气中H2S浓度较高,严重影响操作人员人身安全。通过对稳定凝析油中H2S超高的原因进行分析,利用HYSYS软件对凝析油稳定装置进行了模拟。模拟结果表明,在未对工艺流程及工艺设备进行整改的情况下,保持塔底温度在155~160℃的范围,塔顶压力为0.3 MPa,调整塔顶、塔中部进料质量比为1∶1,稳定凝析油中H2S质量浓度从约170mg/L下降至约20mg/L,装车台周边未监测到H2S。     

加氢裂化装置开工初期重石脑油硫含量超标原因分析

中国石油化工股份有限公司天津分公司炼油部2号加氢裂化装置在检修完成后重新开工时出现重石脑油硫质量分数严重超标,并出现波动,达到3.3μg/g以上,对下游连续重整装置产生了影响。经过一系列的分析排查及操作调整,确定了硫含量超标的原因是吸收稳定系统在开工初期冷油运时全馏石脑油一直未置换干净(硫质量分数达到180μg/g)造成的,通过采用系统置换措施使重石脑油硫质量分数控制在0.5μg/g以下。     

天然气替代石脑油作为制氢装置原料分析

目的 某石化公司为了降低4×104 m3/h制氢装置的制氢成本、减少CO2排放,计划使用天然气替代石脑油作为制氢原料.方法 对制氢装置原料、现有流程及催化剂进行分析,优化不同原料工况下的工艺参数.结果 成功将天然气替代石脑油和炼厂气作为制氢原料,消除了装置原料改造后可能带来炉管超温的风险.结论 对比该制氢装置的天然气与...     

国产CN-14型预转化催化剂的工业应用

介绍了CN-14型预转化催化剂在巴陵石化公司制氢装置中的工业应用。该公司的石脑油制氢装置采用使用CN-14预转化催化剂的预转化技术后,优化了转化炉的工况,解决了转化炉的积炭问题,大大延长转化催化剂的寿命,从根本上解决了制氢装置的可靠性问题。预转化技术为当前各大制氢、合成氨装置以及城市煤气的节能降耗、扩能改造及改善工艺操作状况提供了一条切实可行的途径。     

焦化汽油单独加氢技术工程化的问题及对策

介绍了国内焦化汽油单独加氢工程化应用的技术及其流程,针对焦化汽油单独加氢工程化过程中遇到的问题,包括加氢反应器顶部结焦、反应器床层压力降快速上升、操作周期缩短、反应部分换热器结垢、压力降增大、传热系数降低等,分析了加氢反应器顶部分配盘、积垢篮、顶部催化剂结焦样品和反应部分换热器垢样的元素组成,追踪这些元素的来源或产生的原因,提出了应对措施。指出饱和焦化汽油加氢装置产品(低分油、加氢焦化汽油)循环并不能完全解决长周期运行问题,同时会增加投资、能耗及操作费用;由于焦化汽油单独加氢过程结焦的不可避免性,建议规划炼油厂总流程时应避免新建焦化汽油单独加氢装置;焦化汽油可分别与焦化柴油,催化柴油,焦化柴油与催化柴油混合油,焦化柴油与焦化蜡油混合油,或焦化柴油、催化柴油、焦化蜡油混合油一起加氢以延长焦化汽油加氢装置的操作周期。     

连续催化重整装置催化剂再生技术特点与运行

介绍了某公司芳烃生产项目中3.2Mt/a连续催化重整装置催化剂再生技术特点,该装置采用UOP第三代催化剂连续再生Cyclemax专利技术。从催化剂的装填、催化剂循环、ChlorsorbTM氯吸收等方面对装置开工及运行情况进行分析介绍,对开工和运行中遇到的问题：如催化剂提升不畅、系统催化剂粉尘量偏大、氯吸收罐超温、催化剂强度和比表面积下降快等问题,通过磨合、消缺和优化。在采用固相脱氯技术替代ChlorsorbTM氯吸收技术,重整混合进料换热器更换为缠绕管式换热器等措施后,催化剂循环系统流畅,催化剂粉尘量小于10 kg?d-1,在反应器入口温度不高于530℃的工况下,重整反应总温降达316℃,催化剂表现出优良的性能。     

芳烃型催化重整操作条件的分析及优化

 在催化重整27集总反应动力学模型的基础上,分析了移动床连续重整4个反应器的进口温度、催化剂使用时间、空速及氢/烃摩尔比等7个操作变量对反应的影响,同时以芳烃产率为目标函数对操作参数进行了优化。各反应器进口温度对反应的影响由大到小的顺序为第4反应器进口温度、第3反应器进口温度、第2反应器进口温度、第1反应器进口温度。优化后的第1～4反应器进口温度分别为502.93、505.71、520.78和537.02℃,经优化计算芳烃产率可提高0.98%,二甲苯产率可提高1.34%,氢气产率也略有增加。该操作条件分析及优化结果可为芳烃型重整装置的优化操作提供参考。     

连续催化重整装置催化剂再生技术特点与运行

介绍了某公司芳烃生产项目中3.2Mt/a连续催化重整装置催化剂再生技术特点，该装置采用UOP第三代催化剂连续再生Cyclemax专利技术。从催化剂的装填、催化剂循环、ChlorsorbTM氯吸收等方面对装置开工及运行情况进行分析介绍，对开工和运行中遇到的问题：如催化剂提升不畅、系统催化剂粉尘量偏大、氯吸收罐超温、催化剂强度和比表面积下降快等问题，通过磨合、消缺和优化。在采用固相脱氯技术替代ChlorsorbTM氯吸收技术，重整混合进料换热器更换为缠绕管式换热器等措施后，催化剂循环系统流畅，催化剂粉尘量小于10 kg?d-1，在反应器入口温度不高于530℃的工况下，重整反应总温降达316℃，催化剂表现出优良的性能。     

380万t/a连续重整装置混合重石脑油原料的模拟优化及应用

利用广东辛孚科技有限公司开发的SP-Reform流程模拟软件,在浙江石油化工有限公司380万t/a连续重整装置上建立了全流程反应机理模型,并结合其3种重石脑油原料馏程差异的生产实际,进行了模型的模拟优化。结果表明:建模后的优化模拟结果与装置实际工况基本相吻合,特别是关键目标产品C≥6重整生成油性质相关指标与实际工况的相近,说明所建模型可靠,可用于该装置的工艺流程优化及生产指导;在保持柴油加氢裂化重石脑油与蜡油加氢裂化重石脑油的重整进料掺混比为1∶1情况下,焦化石脑油加氢重石脑油的掺混质量分数不宜超过57%,以确保C≥6重整生成油的溴指数合格;当市场上苯产品畅销且创效较好时,应控制该装置的精制重石脑油混合原料初馏点不高于86 ℃,以多产苯;否则,应将其控制不低于90 ℃,以多产轻石脑油去乙烯装置,助力生产其他高附加值产品;为了尽可能保留产物中C9~10 芳烃有效组分含量,同时减少C≥11重芳烃含量,宜控制其精制重石脑油混合原料终馏点不高于 172 ℃较好,以确保该装置经济效益最大化。     

THFS-I硫化型重整预加氢催化剂的首次工业应用

概述了中海油天津化工研究设计院有限公司自主研发的THFS-I硫化型重整预加氢催化剂在中海石油舟山石化有限公司800 kt/a重整预加氢装置上的首次工业应用情况。工业应用结果表明:THFS-I催化剂具有稳定性好和加氢脱硫脱氮活性高的优点,是一种新型、高效处理二次加工石脑油的加氢催化剂。THFS-I催化剂的金属组分活化前就已经是硫化态而无需进行金属硫化,因此,其在活化过程中几乎没有硫化氢产生,减少了催化剂活化过程中硫化氢对设备的腐蚀和环境的污染,开工过程更高效环保。