中压加氢裂化装置生产5号工业白油的工艺改进

在中国石化洛阳分公司150万t/a蜡油中压加氢裂化装置中,分别采用减压轻蜡油、直馏柴油、催化柴油组成的混合原料(蜡油进料模式)和直馏柴油、催化柴油、渣油加氢柴油组成的混合原料(柴油进料模式)进行了5号工业白油的生产,通过工艺改进,解决了产品运动黏度不达标的问题。结果表明:在柴油进料模式下,将循环氢流量由195717 m^(3)/h提高至214780 m^(3)/h,反应系统压力由8.7 MPa提高至10.2 MPa,精制(裂化)反应器入口温度由300(321)℃升高至318(352)℃,加氢裂化尾油产品的运动黏度降低至5.008 mm^(2)/s;将分馏塔汽提介质由蒸汽改为氮气,可解决尾油带水的问题;将尾油部分外甩至催化装置或罐区,以解决易着色物质在尾油中富集的问题;在蜡油原料模式下,将航空煤油抽出量由30 t/h提高至45 t/h,柴油抽出量由63 t/h降低至55 t/h,柴油侧线产品的闪点和运动黏度分别增加至132℃,4.361 mm^(2)/s,达到白油指标要求。

蜡油加氢裂化烃类分子反应规律研究

研究了以多产乙烯原料为目的的蜡油加氢裂化烃类分子反应规律。研究发现,随着转化率的增加,加氢裂化所产重石脑油不同碳数的链烷烃含量均呈现增加的趋势。重石脑油中链烷烃主要以异构烷烃为主,正异构比随着转化率的增加而降低。加氢裂化所产航煤烟点随着转化率的增加而增加,芳烃含量呈现下降的趋势。当转化率大于50%时,航煤烟点能够达到25 mm以上。随着转化率的增加,>260℃尾油中链烷烃含量逐渐增加,芳烃含量逐渐降低,当转化率大于60%时,尾油BMCI值可以降低至10以下。加氢裂化所产尾油中主要以异构烷烃为主,正异构比例均在0.35以下。随着转化率的提高,尾油中的异构烷烃比例逐渐增加。

加氢裂化理论创新与实践

中石化(大连)石油化工研究院有限公司通过深入研究烃类分子多相催化反应过程,发现烃分子的诱导偶极矩和反应中间体碳正离子的稳定性是影响烃类分子吸附和反应的关键因素,并在此基础上提出渐次反应理论,用于指导加氢裂化工艺与催化材料的开发与升级。渐次反应理论的应用避免了低效无秩序反应的发生,使得加氢裂化反应过程科学有序,从而在低能耗、低氢耗的反应环境下提升了加氢裂化过程的产品选择性与产品质量,有效推进中国炼油结构调整,实现科学有序的“油转化”、“油转特”转型发展。

浆态床渣油加氢裂化技术特点及其工业应用

采用引进工艺技术的国内单体设计规模(3.0 Mt/a)最大的浆态床渣油加氢裂化装置在某公司首次开工,经连续运行期间(177 d)的工艺条件摸索,在实际加工负荷86%条件下开展了装置72 h性能测试。结果表明:装置加工残炭为23.68%、金属(镍+钒)质量分数为138μg/g、硫质量分数为4.82%、C 5沥青质(正戊烷不溶物)质量分数为17.65%的减压渣油与催化裂化油浆混合原料,在新鲜原料油进料量为307.2 t/h、反应器压力为15.7 MPa、平均反应温度为428℃、新鲜原料油与减压分馏塔(简称减压塔)塔底循环油渣的质量比为1.21、混合进料钼质量分数为1650μg/g、持气率为26.0%~27.5%的条件下,渣油转化率为90.0%,产物减压塔塔底油渣中四氢呋喃不溶物质量分数为7%~8%,钼质量分数为2678μg/g,装置能耗为1906.50 MJ/t;减压塔下部填料床层结焦等导致标定期间的总压降为9.53 kPa,是设计值的25.1倍,提高装置负荷困难。可以通过调整减压塔操作及技术改造等方式尝试解决减压塔填料床层压降升高、油渣中蜡油组分拔出不足等问题。

4.0 Mt/a蜡油加氢裂化装置增产重石脑油的实践

为了增产高品质连续重整原料,对浙江石油化工有限公司1号4.0 Mt/a蜡油加氢裂化装置进行改造,催化剂更换成化工型加氢裂化催化剂RHC-220。换剂后,反应器各床层径向温差控制在3℃以内,重石脑油收率从设计值29.29%提高至42.73%,同时未转化油的BMCI从换剂前的15降至5.5,能够适应加工浆态床蜡油经加氢精制后加氢蜡油的工况,丰富了装置原料组成,保证了装置的高负荷运行,优化了装置的产品结构和产品质量,为增产高附加值对二甲苯提供了有力支持。

重油催化裂化装置回炼加氢催化轻柴油

介绍了中国石油大庆石化公司1.4 Mt/a重油催化裂化装置回炼加氢催化轻柴油(LCO)后装置的运行情况。结果表明:当重油催化裂化装置回炼加氢LCO后,原料在密度和馏程方面均显现出变轻的趋势,随着加氢LCO掺炼比提高,提升管出口温度由514℃降至509℃,反应器稀相压力由0.192 MPa提高到0.207 MPa;随着加氢LCO掺炼比的提高,干气收率由3.3%降至2.6%,液态烃收率由21.0%降至18.2%,汽油收率由43.8%降至40.1%,轻柴油收率由14.4%提高至24.1%;稳定汽油芳烃体积分数变化不大,烯烃体积分数呈现快速下降的趋势,轻柴油密度也降低;全厂柴汽比由回炼加氢LCO前的0.89降至0.80。

转化深度对加氢裂化产物中烃类分布的影响

考察了减压蜡油在加氢裂化条件下,转化深度与产物变化情况,通过精细切割与表征探究烃类分布规律。结果表明:加氢裂化产物中<220℃组分收率随转化率提高而增加,>400℃组分收率随转化率提高逐渐降低。烃类组成变化符合多环芳烃优先进行加氢转化并向轻组分迁移、链烷烃得以保留的规律,明确了加氢裂化产品收率和质量的相互关系。

蜡油加氢裂化装置生产工业粗白油的工艺优化

在中国石油云南石化有限公司210万t/a蜡油加氢裂化装置上,通过采取提高反应器床层温度,优化产品馏分,升高航空煤油(航煤)和柴油闪点等措施,生产出工业粗白油产品。结果表明:装置工艺操作参数优化后,生产的柴油达到5号粗白油标准,航煤除芳烃质量分数外,其他达到3号粗白油标准,但航煤、柴油、粗白油原料的总收率降低5.33个百分点;高温能够促进多环芳烃加氢反应的进行,有利于改善产品油的颜色;航煤中轻馏分含芳烃质量分数最高;提高分馏塔塔顶温度和航煤塔塔底温度,增加柴油塔汽提蒸汽量后,航煤和柴油的闪点分别由48,91℃升高至69,125℃;投用柴油脱水装置后,柴油含水量仅为85μg/g。

反应条件对重稠油加氢裂化的影响

考察了反应温度、反应压力、体积空速对重稠油加氢裂化反应的影响,优化出最佳工艺条件。结果表明:在反应温度为465℃,反应压力为20 MPa,氢油比为1500 L/kg,体积空速为0.5 h^(-1),催化剂质量分数为1%的优化条件下,大于525℃渣油组分转化率为85.37%,液体收率为84.04%,脱硫率为69.94%。

掺炼重芳烃对柴油加氢裂化装置的影响

在浙江石油化工有限公司350万t/a柴油加氢裂化装置上,以直馏柴油、催化柴油、浆态床柴油、重芳烃混合油为原料,考察了掺炼重芳烃对工艺参数及产品质量的影响。结果表明:掺炼重芳烃后,混合原料油中多环芳烃含量升高,反应氢耗增大,1段加氢反应器(R-1001)精制床层温升明显增加;当重芳烃掺炼比例(占原料油质量分数)为5.0%时,R-1001裂化床层温度与氢耗波动大,反应转化率为91.0%,产品重石脑油芳构指数升高了5.39个百分点。

裂化温度对加氢裂化产品性质的影响

以加氢裂化尾油为原料生产API三类基础油的装置对加氢裂化原料有较为严格的要求,一般要求进料为石蜡基或偏石蜡基原料。为扩大原料来源,降低生产成本,以中间基蜡油为原料,掺炼美孚蜡,采用FRIPP推荐的FBN/FDM/FF-66/FC-28/FF-66催化剂级配体系,用加氢中试装置考察了裂化段反应温度对产品分布及产品性质的影响。结果表明:提高裂化段的反应温度,混合油加氢裂化的产品中石脑油馏分收率升高,芳潜降低;柴油馏分收率升高,密度明显降低,十六烷指数升高;尾油收率降低,黏度指数先升高后降低,可以为下游异构脱蜡装置提供高黏度指数尾油进料,生产二类和三类润滑油基础油。

加氢裂化催化剂失硫原因分析及对策

环烷基原油具有低硫、蜡含量低、环烷烃和芳烃含量高的特点,加氢裂化装置在掺炼环烷基蜡油原料时存在着催化剂失硫的风险。通过对国内某加氢裂化装置加工低硫高氮原料的运行情况进行分析,判断装置催化剂产生了失硫现象,结合XPS分析了催化剂失硫的原因,并对装置稳定运行提供了建议。

大型蜡油加氢裂化装置提高重石脑油选择性的实践总结

浙江石油化工有限公司2#4.0 Mt·a^(-1)蜡油加氢裂化装置的加工原料为常减压装置的直馏轻蜡油,主要产品包括轻石脑油、重石脑油、航空煤油、柴油和加氢尾油,其中重石脑油是生产对二甲苯(PX)的主要原料。为了增产重石脑油,此装置结合实际生产特点,深挖装置生产潜能,反应转化率从设计的75%提升至89.8%,重石脑油收率从23.99%提升至33.14%。重石脑油收率的大幅提升,保证了连续重整装置原料供给,进而保证了芳烃联合装置PX的高产、优产。同时高附加值船用燃料油、柴油产品收率变化较小,公司产品结构得到明显改善。

基于工业数据的加氢裂化反应热估算及应用

提出一种利用工业数据快速估算加氢裂化反应热的方法。通过反应器各床层的入口温度、出口温度、冷氢流量等数据,计算每个床层的反应热,进而得到加氢精制反应热和加氢裂化反应热。计算了3种不同原料的加氢裂化装置反应热,并利用计算结果成功预测了混合油加氢裂化装置掺入催化柴油后的加氢精制反应温升。结果显示,当催化柴油掺炼量为33t/h时,预测温升64.3℃,实际温升64.8℃,能满足工程应用的要求。

大比例增产航煤兼产优质尾油加氢裂化技术的开发与应用

为满足重点地区航煤不足、炼油装置向化工转型等问题,推出新一代加氢裂化催化剂RHC-131和加氢裂化精制段催化剂RN-410;基于新催化剂和系统性工艺研究,成功开发了大比例增产航煤兼产优质尾油加氢裂化技术。该技术在某企业200万吨/年高压加氢裂化装置的应用结果表明,采用该技术可大幅度提高喷气燃料收率,降低尾油BMCI值;通过馏分切割的变化还可以切换成多产柴油模式,以适应市场需求变化。该技术的成功实施,使得高压加氢裂化装置实现了提质、增效、降碳和降本等多重收益,从技术上实现了过程绿色化。

加氢裂化装置处理催化柴油工业实践

为适应炼油行业油品结构调整的趋势,降低企业柴汽比,提高企业市场竞争力,某炼化企业尝试通过少量改造,利用中国石化(大连)石油化工研究院有限公司开发的催化柴油选择性加氢转化技术(FD2G),在高压蜡油加氢裂化装置加工高芳烃含量的劣质催化柴油。生产出硫含量<0.50 mg/kg,氮含量<0.5 mg/kg,研究法辛烷值在92.5以上的高辛烷值清洁汽油调和组分以及硫含量<10.00 mg/kg,十六烷值与原料催化柴油相比增加10个单位的清洁柴油调和组分。

混合C_(4)作乙烯原料的研究及经济性分析

以混合C_(4)作乙烯裂解原料,通过GK-Ⅵ型蒸汽裂解炉分别进行了4个不同稀释比(水和物料的质量比)及裂解温度评价试验,并进行未加氢混合C_(4)与加氢混合C_(4)裂解性能对比评价实验。结果表明,在裂解温度为838℃、反应压力为0.085 MPa、稀释比为0.55的条件下,加氢混合C_(4)三烯收率大于50%,并且经济效益达到最大,为最佳裂解条件。加氢混合C_(4)可以作为原料蒸汽裂解制烯烃的有效补充。

加氢裂化装置在压减柴油中的作用分析

国内某炼化企业利用加氢裂化装置产品质量好、生产方案灵活的特点,开展了最大化生产非柴油产品、降低柴油收率的工业实践。结果表明:在尚未全面实施压减柴油策略的情况下,该装置平均每年可加工124.2 kt催化裂化柴油和120.4 kt直馏柴油;实施压减柴油策略后,增产轻石脑油方案的轻石脑油收率可达46.29%,增产重石脑油方案的重石脑油收率可达53.41%,增产喷气燃料方案的喷气燃料收率可达46.01%。此外,通过挖掘潜力,装置可生产5号工业白油特种油。在不改变该加氢裂化装置原设计及催化剂级配体系的条件下,通过调整原料配比及性质、优化生产方案等方式,该装置压减柴油能力可达到400 kt/a。

气相色谱法分析加氢裂化尾油裂解气

通过模拟蒸汽裂解装置,加氢裂化尾油裂解气经过四级冷却,制备具有代表性的样品,运用气相色谱法分析其组成,能准确及时定性分析并获得乙烯、丙烯等主要产品收率,确定加氢裂化尾油的最佳裂解条件,为乙烯装置提供良好的参考数据.

多点Cs-137放射源在催化重整装置料位系统中的应用

Co-60棒式放射源广泛应用于石化行业分布式控制系统的料位监测。国外棒式放射源技术水平高,但价格昂贵、维护费用高;国产同类产品不但制作价格高而且还存在的一定程度的技术问题。针对棒式放射源制作及应用的现状,提出了采用国产多点Cs-137放射源模拟传统的Co-60棒式放射源功能,对其进行替代的技术方案,并在中国石油庆阳石化公司重整装置得以成功应用。经多点Cs-137放射源改造后的料位监测系统,各项指标性能良好,完全能够替代进口棒式Co-60放射源,并且具有结构简单、制作方便及成本低廉、使用年限长的优势。本技术的开发,打破了国外厂商在相关领域的技术封锁,具有广阔的推广应用前景。