催化重整联合装置减油增化措施

在中国石油云南石化有限公司催化重整联合装置上,通过调整石脑油加氢及芳烃抽提装置工艺参数,生产出戊烷发泡剂和甲苯产品。结果表明:在石脑油加氢汽提塔塔顶回流量为70 t/h,塔底温度为197℃,塔顶温度为108℃;分馏塔塔顶回流量为90 t/h,塔底温度为158℃,塔顶温度为81℃的工艺条件下,可生产满足GB/T 22053—2020要求的戊烷发泡剂。在脱己烷塔回流量为70 t/h,塔底温度为163℃,灵敏板温度为102℃;C6加氢单元氢气/原料油(体积比)为270,反应器入口温度为126℃;抽提蒸馏塔回流量为14 t/h,塔顶温度为84.4℃,溶剂比为3.0;溶剂回收塔回流量为8 t/h,塔顶温度为64.1℃,汽提蒸汽流量为1.6 t/h;苯塔回流量为28 t/h,塔底温度为132.8℃,将第50层塔板作为甲苯质量灵敏塔板的条件下,实现了单苯抽提同时生产苯和甲苯,甲苯产品可满足GB/T 3406—2010中甲苯Ⅰ号标准要求。

FH-40C催化剂在重整预加氢装置上的应用

介绍了FH-40C加氢催化剂在中国石油兰州石化公司重整预加氢装置上的工业应用。结果表明,FH-40C加氢催化剂加氢脱硫、脱氮活性与进口催化剂DN200相当。采用该催化剂后,精制油中硫和氮的质量分数均不大于5×10-7,能够满足指标要求,但其加氢脱砷效果不佳。

航空煤油水分离指数影响因素分析及对策

针对中国石油云南石化有限公司1.4 Mt/a航空煤油加氢装置产品水分离指数(MSEP)波动的现象,分析了原料及产品碱性氮含量、抗静电剂加入量、脱硫罐投用情况、缓蚀剂种类等因素对产品MSEP的影响,并采取了应对措施。结果表明:在加工含氮量较高的原油时,将反应温度从265℃升高至280℃,控制航空煤油(简称航煤)产品含碱性氮量小于1μg/g,抗静电剂加入量为0.55 g/mL,航煤产品MSEP均大于80;投用脱硫罐可使航煤产品的MSEP增加14~18个单位;使用水溶性缓蚀剂,航煤产品的MSEP稳定在90以上。

PHG工艺汽油加氢装置器外再生催化剂的工业应用

中国石油云南石化有限公司1.8 Mt/a汽油加氢装置采用由中国石油石油化工研究院开发的催化汽油选择性加氢脱硫(PHG)成套技术,在加工负荷为100%,催化汽油原料含硫量为81.4μg/g,轻重汽油质量比为34∶66,使用预加氢器外再生催化剂(简称再生剂)PHG-131、加氢脱硫器外再生剂PHG-111、加氢后处理器外再生剂PHG-151的条件下,对该装置进行了48 h标定,对比了新鲜催化剂(简称新鲜剂)、待生催化剂、再生剂的物化性质,并考察了调和汽油产品的性质。结果表明:PHG-131,PHG-111,PHG-151再生剂的脱碳率依次为95.24%,97.56%,96.12%,脱硫率依次为53.11%,69.04%,73.95%,其均满足质量指标要求;装填数据显示,再生剂装填堆积比比新鲜剂高;PHG-131再生剂选择性比新鲜剂低,PHG-111再生剂脱硫率为94.7%,烯烃损失仅减少4.2个百分点,研究法辛烷值损失1.7个单位,满足生产要求;与催化汽油原料相比,调和汽油产品含硫量降低70.5μg/g,含硫醇硫量降低11.0μg/g以上,RON损失1.1个单位,汽油诱导期延长310 min;装置能耗为745 MJ/t。

操作工艺对混合汽油辛烷值损失的影响

考察了中国石油云南石化有限公司汽油加氢装置和轻汽油醚化装置操作工艺对混合汽油产品辛烷值损失的影响,并对操作工艺进行了优化。结果表明:混合汽油辛烷值损失的影响因素为预加氢反应器温度、加氢脱硫反应器入口温度和轻汽油抽出量。在预加氢反应器温度为136℃,轻汽油抽出比为0.37,分馏塔回流比为0.50,加氢脱硫反应器入口温度为215℃,循环氢流量为82000 m^3/h的优化条件下,混合汽油产品中烯烃、饱和烷烃体积分数损失分别降低了0.1,2.1个百分点,辛烷值损失值由1.4降至0.6。

FHUDS-2催化剂在焦化汽柴油加氢装置上的应用

介绍了FHUDS-2加氢催化剂在中国石油兰州石化公司焦化汽柴油加氢装置上的工业应用情况。结果表明,FHUDS-2加氢催化剂的加氢脱硫活性超过原使用的进口催化剂,采用该催化剂后,当处理量在75 t/h、反应器入口温度控制在300℃、循环氢纯度在86%以上、焦化汽油比例调整为10%～20%时,脱硫率在92%～95%之间,生产的精制柴油硫质量分数在0,035%以下,可满足国Ⅲ排放标准对柴油硫含量的要求。

航煤加氢装置存在的问题及解决措施

针对中国石油云南石化公司140万t/a航煤加氢装置运行初期出现的产品铜片腐蚀不合格、精制航煤闪点较高的问题,对循环氢脱硫系统和分馏塔操作参数进行了调整。结果表明:采用柴油加工方案时,需将循环氢中硫化氢体积浓度控制在500~1 000 mL/m^3,此时柴油调和组分的铜片腐蚀合格;调整分馏塔回流量为4.0~5.0 t/h,不凝汽外排量为80~100 m^3/h,产品铜片腐蚀合格。采用3#喷气燃料加工方案时,将分馏塔压力由0.22 MPa提高到0.25 MPa,塔底温度升至约247℃,此时精制航煤铜片腐蚀全部达到1 a,并且闪点控制在要求范围内。

轻汽油醚化装置开工存在问题及处理

介绍了采用LNE-2技术的云南石化有限公司0.5 Mt/a轻汽油醚化装置在开工阶段遇到的问题。为完成对醚化催化剂的甲醇浸泡处理,通过对两台醚化反应器强制在顶部通入甲醇和最后一台反应器底部进甲醇的方式,解决了醚化催化剂无法用甲醇浸泡的问题。醚化催化剂共完成两次甲醇浸泡,每次浸泡12 h,两次浸泡后醚化催化剂水质量分数达到了不大于10%的控制指标;针对两台凝结水罐共用一条凝结水线、凝结水无法同时排出的问题,提高凝结水罐压力至0.7 MPa,解决了凝结水同时排放的问题;通过控制甲醇回收塔压力在0.18 MPa,解决了回收甲醇水质量分数较高的问题,使回收甲醇水质量分数不大于0.1%。

PHF柴油加氢催化剂加工高硫直馏柴油的工业应用

介绍了PHF柴油加氢催化剂在中国石油云南石化有限公司2.8Mt/a柴油加氢装置的应用情况。结果表明,在反应器入口温度324℃、体积空速0.79h^(-1)、氢油体积比625的条件下,可以将直馏柴油的硫质量分数从12 700μg/g降至4.0μg/g,生产出硫含量满足国Ⅴ排放标准要求的精制柴油。对装置运行状况进行分析,可供同类装置生产满足国Ⅴ排放标准柴油参考。

FC-52加氢裂化催化剂在汽柴油改质装置上的应用

目的增产石脑油,提升经济效益。方法对中石油云南石化有限公司180×10^(4)t/a汽柴油改质装置进行升级改造,将原精制反应器和改质反应器进行交换,对第一运转周期的精制催化剂FF-36A进行再生,并加入新型精制催化剂FF-66和裂化催化剂FC-52。结果装置在98.3%负荷运转的条件下,柴油产品的密度(20℃)为839.5 kg/m^(3),十六烷指数为40.3,硫质量分数<1μg/g,多环芳烃质量分数为1.3%,达到调合柴油产品质量标准;石脑油收率(w)达到20.4%,石脑油终馏点为170.4℃,硫质量分数<0.5μg/g,芳烃潜含量(w)为47.16%,是优质的重整原料。结论改造后的汽柴油改质装置实现了多产优质石脑油的目标,提高了装置的经济效益。

汽油加氢催化剂湿法硫化存在问题原因分析及对策

介绍了中国石油云南石化有限公司140万t/a汽油加氢装置催化剂湿法硫化过程中出现的循环氢中H2S含量高、选择性加氢脱硫催化剂床层温度突然升高等异常情况,分析了上述问题产生的原因,并采取了相应的对策。结果表明:注入过量硫化剂导致循环氢中H2S含量高,通过以75 t/h的处理量引入直馏石脑油4 h,可使循环氢中H2S体积分数从2.880%降低至0.012%;选择性加氢脱硫催化剂初期选择性不佳导致催化剂床层温度突然上升,采取将反应空速从1.8 h-1增大至2.5 h-1,并逐步提高反应器入口温度及控制反应温升的对策,经过24 h的缓慢钝化,反应器出口最高温度控制在273℃,两端床层总温升控制在不超过43℃。

喷气燃料产品质量波动原因分析及对策

针对中石油云南石化有限公司喷气燃料加氢装置的精制喷气燃料烟点、银片腐蚀以及外观不合格的现象进行了分析,并采取相应改进措施。结果表明:控制阿尔沙辛原油占比从46%降低到14%,喷气燃料产品烟点可从21.8 mm提高到25.0 mm;根据铵盐结晶温度计算,更改注水点位置和注水量,喷气燃料产品银片腐蚀从3级提高到0级;采用水溶性缓蚀剂时,每吨直馏煤油平均消耗的缓蚀剂量从30 g提高到60 g,有效解决喷气燃料产品外观不合格的问题。

汽油加氢装置开工存在问题及处理

介绍了采用DSO选择性汽油加氢脱硫技术的中石油云南石化有限公司1.4 Mt/a汽油加氢装置开工阶段遇到的问题及采取对策。通过引入直馏石脑油,将循环氢中的H_2S体积分数从28 800 mL/m^3降低至120mL/m^3,解决了循环氢中硫化氢含量高的问题;通过返回40%(质量分数)汽油产品,将反应空速提高至2.5 h^(-1),解决了因原料硫含量高导致催化剂选择性差的问题;通过将轻汽油比例提高至35%(质量分数),并将轻汽油改至醚化装置,解决了混合汽油辛烷值损失大的问题;控制重汽油硫质量分数不大于3μg/g,解决了重汽油博士试验不合格问题。上述问题的分析及处理方法可为国内同类装置开工提供参考。

FF-36A和FC-32A催化剂提高柴油十六烷值的工业应用

介绍了FF-36A及FC-32A催化剂在中石油云南石化有限公司1.8 Mt/a柴油加氢改质装置的应用情况,分析了催化剂氮中毒的原因,通过对循环流程进行变更,解决了催化剂氮中毒的问题。对装置提高催化裂化(FCC)柴油十六烷值的操作工况进行了说明。应用表明:装置加工FCC柴油、渣油加氢柴油、直馏柴油时,在75%负荷运转条件下,在改质反应器入口温度342℃、体积空速1.5 h^(-1)、氢油体积比1 700的情况下,可将FCC柴油的十六烷值提高10单位左右,柴油产品通过加氢改质后密度降低,硫质量分数不大于2μg/g,满足国Ⅴ柴油标准要求,副产品石脑油经加氢后可作为重整原料。建议在柴油改质装置短暂停工时,将长循环流程改为装置内部循环流程;装置在设计时需充分考虑耗氢问题,避免出现新氢压缩机设计负荷偏小的问题。

轻汽油醚化装置降低能耗的措施

介绍了中石油云南石化有限公司轻汽油醚化装置的节能优化操作。优化后醇烯比从1.4降到1.35,分馏塔压力从0.25 MPa降到0.24 MPa,塔底操作温度从119℃降到117℃,塔底再沸器低压蒸汽耗量从8.12 t/h降到5.72 t/h;甲醇回收塔塔压从0.17 MPa降到0.08 MPa,回流量从18.5 t/h降到9.0 t/h,蒸汽消耗量从12.3 t/h降到5.2 t/h;加工每吨原料消耗蒸汽从0.31 t降到0.17 t,装置能耗从1015.9 MJ/t降到621.0 MJ/t,实现了节能降耗的目的。

选择性汽油加氢工艺流程分析及应用措施

通过对比兰州石化、吉林石化选择性汽油加氢工艺流程的差异,分析其优缺点。

汽油加氢脱硫与辛烷值损失的平衡

对汽油加氢脱硫过程中辛烷值损失的主要因素进行了分析,并对脱硫与辛烷值损失的平衡提出了相应的操作措施。指出汽油加氢生产中,通过采取合理控制汽油加氢装置原料的烯烃含量、降低分馏塔回流比及重汽油烯烃含量,控制较低的反应温度,提高氢油比或循环氢纯度等措施,可以适当降低汽油加氢过程辛烷值损失。

探索以活动课的形式提高语文素质教育

中学语文教学随着课程体制的改革，面临许多亟待解答的新问题。语文活动课（课外活动）怎么教？我认为讨论会、辩论会、演说会、诗歌朗诵、课本剧编演等，是几种较为优化的语文活动课形式。

DSO技术在催化裂化汽油加氢装置上的应用

介绍了DSO技术在中国石油云南石化有限公司1.4Mt/a汽油加氢装置上的应用情况。结果表明:在装置加工负荷为102%、催化裂化汽油硫质量分数为103μg/g、轻重汽油切割质量比为36∶64的条件下,生产的混合汽油产品硫质量分数为11.4μg/g,硫醇硫质量分数从18μg/g降至小于3μg/g,研究法辛烷值损失1.4个单位,低于设计值的1.7个单位;汽油诱导期从168min增加至505min;装置能耗为675MJ/t,低于设计值的838MJ/t。经过7个月的运行,装置运行平稳,生产的混合汽油产品作为国Ⅴ或国Ⅵ标准汽油调合产品进入全厂汽油池。

PHG选择性汽油加氢装置辛烷值损失原因分析

考察了中石油云南石化有限公司PHG选择性汽油加氢装置操作条件对混合汽油辛烷值的影响。结果表明:汽油辛烷值损失的影响因素有预加氢单元操作条件、轻汽油采出量和加氢脱硫反应器入口温度。根据以上影响因素,结合实际生产情况进行优化得出,预加氢反应器最低入口温度为136℃,分馏塔最小回流比为0.50,轻汽油最大采出比例为0.37,加氢脱硫反应器最低入口温度为215℃。优化后,辛烷值损失从优化前的1.3单位降低至0.6单位,达到了降低辛烷值损失的目的。