多产丙烯和异丁烯催化裂化助剂FLOS-Ⅲ的工业应用

介绍了多产丙烯和异丁烯催化裂化FLOS-Ⅲ助剂在中国石化巴陵分公司1.05 Mt/a MIP-CGP催化裂化装置的首次工业应用情况。标定结果表明:在多产丙烯与异丁烯催化裂化助剂FLOS-Ⅲ占系统催化剂藏量的6%时,液化气产率比空白标定时增加2.68百分点,其中丙烯产率增加1.01百分点,异丁烯产率增加0.54百分点;产品分布明显改善,品质差且附加值低的催化裂化柴油产率下降2.09百分点,焦炭产率下降0.25百分点,总液体收率增加0.17百分点;汽油产率及汽油RON与空白标定时相当,其它产品性质相当;使用FLOS-Ⅲ助剂可实现增产丙烯和异丁烯的目的,经济效益显著。

ARGG装置技术改造及其效果

为提高装置处理量、柴汽比和经济效益,降低装置能耗和汽油烯烃含量,中国石化巴陵石化公司在2001年和2003年两次对ARGG装置进行了一系列技术改造。实践证明改造是成功的,装置处理量成功地从800kt/a提高到1.05Mt/a以上,催化裂化汽油烯烃体积分数降至35%以下,柴汽比增加,能耗降低,经济效益显著,年新增效益达3100万元。

短链二烷基多硫的热裂解

以90~120℃石油醚为模拟轻烃,以二甲基二硫、二乙基二硫、二叔丁基二硫、二甲基三硫和二乙基三硫为代表性二烷基多硫,在高压反应釜内进行轻烃中微量多硫的热裂解反应,考察反应条件对二烷基多硫的热裂解反应的影响,并采用气相色谱测定二烷基多硫的热裂解产物。结果表明:反应温度、反应压力显著影响短链二烷基多硫的热裂解反应;二烷基多硫的热裂解产物主要是硫醇、H2S和二烷基硫醚;二烷基三硫先歧化反应生成二烷基二硫及二烷基四硫后继续裂解;相同烷基的二烷基多硫分子中硫原子数越多,或相同硫原子数的二烷基多硫分子的烷基越大,硫化物的热稳定性越差。在压力为1.0 MPa时,二甲基二硫、二甲基三硫、二叔丁基二硫的热裂解起始温度分别为213、161及143℃。升高温度可促进热裂解反应,当反应温度由210℃(关联压力1.2 MPa)升至330℃(关联压力6.5 MPa)时,二甲基二硫热裂解率可由0升为95%以上;当反应温度由120℃(关联压力0.20 MPa)升至310℃(关联压力5.3 MPa)时,二甲基三硫在120 min内的热裂解率可由0升至95%。增大压力可抑制烷基多硫的热裂解反应,在290℃下当反应压力由3.3 MPa升至4.7 MPa时,二甲基二硫在120 min内的热裂解率由90%降至25%;在210℃下当反应压力由1.2 MPa升至2.4 MPa时,二甲基三硫在120 min内的热裂解率由36%降至0。调整反应温度和压力,可在一定程度上控制二烷基多硫的热裂解反应程度及产物分布。

MTBE 脱硫工艺选择及工业应用

分析了甲基叔丁基醚(MTBE)所含硫化物来源、组成、性质及分布特点。采用原料脱硫与产品蒸馏脱硫相结合的MTBE脱硫工艺,原料混合C_4总硫含量降低至12.5μg/g,产品硫含量可控制在10μg/g以下,一般在5μg/g,满足国Ⅳ、国Ⅴ汽油调和质量要求,为2017年成品油全面实施国Ⅴ标准奠定了基础。

催化裂化装置加工渤南油的工艺优化

介绍了巴陵石化公司1.05 Mt/a催化裂化装置加工高比例渤南油的工艺优化情况。在加工大比例渤南油的情况下,通过采取改进MIP–CGP工艺专用催化剂的配方、优化反应—再生系统的工艺操作参数、合理控制分馏和吸收稳定系统的操作条件及适当提高催化汽油干点和蒸气压等措施,解决了渤南油常渣难裂化、产品分布差和汽油烯烃含量不易控制的难题,提高了炼油装置对渤南油加工的适应性,汽油收率提高了2.02百分点,催化汽油研究法辛烷值提高了0.3个单位,生焦率下降了0.76百分点,催化总液收率提高了1.15百分点。

催化裂化烟气脱硫装置水系统优化及效果

重油催化裂化烟气脱硫装置水系统存在结垢、外排液pH值波动大和化学需氧量(COD)高、消泡段补水不足等问题。通过原因分析,分别采取了系统补水替换,氧化工序注碱和供风模式优化,改造消泡段补水流程等措施。措施实施后,装置改用苯乙烯工艺凝液或净化水作为补水,装置内结垢消除;氧化罐三路同时注碱改为A罐单路注碱,外排水pH值合格率由60%提升至100%;氧化罐三罐按6∶3∶1配比注风,延长氧化反应时间,外排水COD降低33.4%;消泡段注水流程改造后,消泡段浆液标准密度、总盐含量以及氯离子浓度大幅降低,消泡段上部设备腐蚀速率显著减缓,同时,外排净化烟气的粉尘浓度进一步下降,提升了装置环保水平。