两器两段再生催化裂化装置的改造技术

Stone&Webster公司两器两段再生技术在生产实践中存在着对原料的适应性差 ,第二再生器温度过高等问题。由洛阳石油化工工程公司开发的成套技术在镇海炼油化工股份有限公司炼油厂 1.4Mt/a重油催化裂化装置的改造中获得了巨大成功。装置加工能力扩大到 1.8Mt/a ,催化剂循环量由约 10 50t/h提高到 140 0t/h以上 ,再生催化剂碳质量含量由 0 .2 %降到约 0 .0 2 % ,大于C3轻产品收率提高 1.69个百分点 ,干气产率下降明显 ,沉降器仅有少量结焦。装置操作自如 ,改造后首次开工平稳运行达 2年半。该成套技术包括再生系统、反应系统、管路系统优化等 ,特别适宜在三器并列及沉降器与第一再生器同轴布置的重油催化裂化装置上推广。

催化裂化装置能耗及用能分析

从能量平衡入手,分析了国内催化裂化装置的用能情况,并对重油催化裂化装置与蜡油催化裂化装置用能的差别进行了分析。指出了烟气轮机的长周期运行。高温余热产汽、合理利用蒸汽以及低温热利用是节能工作的重要措施。在目前条件下利用一部分低温热可以使蜡油及重油催化裂化装置的能耗分别降到1.9 GJ/t和2.7 MJ/t的水平。

催化裂化装置的大型化设计

装置大型化会带来巨大的经济效益 ,是发展的必然趋势。镇海炼油化工股份有限公司 3 .0Mt/a催化裂化装置是我国目前单套规模最大的装置。介绍了该装置设计中面临大型化的一系列技术及工程难题 ;对装置一年多的运行结果做了概括的总结分析 ,该装置 2 0 0 0年轻液体收率达 86 .2 % ,干气产率 3 .39%

催化裂化装置的工艺技术改造

高桥石化公司上海炼油厂的0．84Mt／a。蜡油催化裂化装置改造为掺30％减压渣油的0．9Mt／a。重油催化裂化装置，采用了精心组合的一系列先进技术，经过一个周期运转，全面达到设计指标，轻质油加上液化石油气收率达89．13％，干气加损失仅3．64％。采用国产CC－15催化剂，用大庆油生产出合格的90号车用汽油，停工检查时，沉降器内无结焦。达到（部分项目超过）了设计预期目标。年增净利润RMB52．97×106，并为上海市汽油无铅化作出了贡献。多项指标达到了国内炼制同类原油的重油催化裂化装置领先水平。

提高FCC轻质油收率和汽油辛烷值的工程技术

提高FCC装置轻质油收率和汽油辛烷值是业内人士永恒的主题。影响因素主要原料和催化剂性质。但工程技术起着巨大的作用。中国石化高桥公司炼油厂I套FCC装置改造采用了一系列系统优化的工程技术，利用大庆油掺炼25．64％的渣油和应用国产CC－15催化剂，成功地生产出90号汽油，＞C3轻质油收率高达89．13％，运行325天沉降器无结焦，年增利润5297．4万元，为上海市实现汽油无铜化作出了巨大贡献。这些技术具有普遍的适用性。

多产异构烷烃的催化裂化工艺的工业应用

多产异构烷烃的催化裂化工艺(MIP工艺)是具有我国自主知识产权的生产清洁汽油组分的技术。高桥石化分公司炼油厂1.4Mt/a催化裂化装置按该工艺的要求进行改造,于2002年2月4日进行了工业运转。该装置一直保持平稳运转,操作难度与FCC工艺相当。试验标定结果表明,与现有的催化裂化工艺相比,MIP工艺不仅优化了产物分布,干气和油装产率分别下降了0.41个百分点和0.99个百分点,液体收率增加了1.17个百分点,而且所生产的汽油荧光法分析的烯烃含量下降约14.1个百分点,饱和烃(主要是异构烷烃)含量增加约12.9个百分点,其中异构烷烃含量大于70％,硫含量下降26.5％,诱导期增加,汽油的RON下降而MON增加,总的抗爆指数基本不变。

降低催化裂化汽油烯烃技术——FDFCC工艺

根据催化裂化过程中烯烃转化机理,提出了一种并联双提升管催化裂化反应体系--FDFCC工艺,其中一根提升管用于重油裂化,另一根用于汽油改质.工业实施结果表明,该工艺可以显著降低催化裂化汽油的烯烃含量,烯烃体积分数降低20～30个百分点,硫含量下降15%～20%,改质汽油诱导期增加,MON和RON略有增加,芳烃中苯含量基本维持不变,芳烃含量虽有所提高,但远远小于规定指标.与常规FCC工艺相比,FDFCC工艺的汽油产率下降4～5个百分点,液化气和柴油产率均增加2个百分点左右,(焦炭+干气)产率增加小于1个百分点.

多产异构烷烃的催化裂化工艺技术开发与工业应用

从催化裂化反应机理出发 ,提出了两个反应区的概念 ,设计了具有两个反应区的串联提升管反应器并形成相应的工程技术 ,在此基础上进行了中小型探索试验和工业试验。 1 4Mt/a多产异构烷烃的催化裂化装置试验标定结果表明 :与现有的催化裂化工艺相比 ,该工艺不仅优化了产物分布 ,干气和油浆产率分别下降了0 41%和 0 99% ,液体收率增加了 1 17% ,而且所生产的汽油烯烃含量下降约 14 1% ,异构烷烃增加约为12 9% ,硫的质量分数w(s)下降 2 6 5 % ,诱导期增加 ,汽油的RON下降而MON增加 。

催化裂化催化剂热崩跑损现象的研究

对两套催化裂化装置补充新鲜催化剂前后三级旋风分离器所回收的催化剂细粉,进行了电子显微照相分析和金属含量、比表面积及微反活性的测定,证实了催化裂化装置在催化剂加入过程中存在热崩现象。在实验室模拟工业装置加新鲜催化剂的环境下,测定了A和B两种催化剂的热崩率,结果表明所测定的催化剂的平均热崩率为10．0%,表观热崩率为8．4%。

降低催化汽油烯烃含量的灵活多效催化裂化工艺

在对催化裂化反应机理分析的基础上,提出了一种新的催化剂并联流动的双提升管催化裂化反应体系———灵活多效催化裂化(FDFCC)工艺。该工艺能显著降低催化裂化汽油的烯烃含量,中试及工业应用结果表明,烯烃含量可降低20%～30%,硫含量下降15%左右,改质汽油诱导期增加,马达法辛烷值(MON)和研究法辛烷值(RON)略有增加,苯含量基本维持不变,芳烃含量远小于规定指标。

重油催化裂化装置再生器的改造

上海石化股份公司重油催化裂化装置为反应沉降器与再生器并列布置 ,两个再生器同轴布置。通过处理能力由 0 .8Mt/a提高至 1.0Mt/a的局部改造后 ,该装置产生了外取热器无法正常投用 ,两个再生器烧焦比例不易合理分配、第一再生器 (一再 )烧焦强度较低、剂油比偏低及催化剂单耗偏高等问题。因此 ,又对再生器进行了改造 :将一再船形待生催化剂分布器改为Y形分布器、在一再密相床上部增设格栅、外取热器催化剂返回分布器增设软密封、待生催化剂输送线路由斜管 立管 斜管的形式改为斜管形式等 ,改造效果好。

重油催化裂化装置技术改造设计和运行总结

采用洛阳石油化工工程公司工程研究院开发的FDFCC技术对大庆炼化分公司 0 .60Mt/a重油催化裂化装置进行 1.0 0Mt/a扩能技术改造 ,在生产低烯烃汽油的同时增产丙烯。装置目前运行状况良好 。

沉降器和再生器两器型式对催化裂化装置能耗的影响

将国内外各种催化裂化装置根据其沉降器和再生器两器的型式分成四类,即:烧焦罐式再生(类型Ⅰ)、同轴单段再生或高低并列单段再生(类型Ⅱ)、高低并列逆流两段再生(类型Ⅲ)和三器(沉降器和两个再生器)并列两段再生(类型Ⅳ)。并根据国内催化裂化装置能耗统计数据对四类装置的能耗进行了分析,同时采用相同的基准对四类装置的能耗进行了模拟计算,从分析和计算结果看出,不同两器型式在能耗方面有先天的差别,烧焦罐式再生能耗最小,同轴单段再生或高低并列单段再生能耗较高,三器并列两段再生能耗更高,高低并列逆流两段再生能耗最高。

评价催化裂化再生器床层烧焦的一种方法

通过对流化催化裂化再生器烧焦的几种评价方法进行分析,探讨了采用“烧焦效率“(烧焦效率=按实际操作工况计算的实际烧焦强度÷按合适动力学模型计算的动力学计算烧焦强度)作为评价再生器床层烧焦的合理性,提出了一种评价再生器床层烧焦的新方法。对三套催化裂化装置再生器改造前后实际烧焦强度、动力学计算烧焦强度、烧焦效率的变化进行的分析表明,采用烧焦效率数据可以较好地评价床层再生器的烧焦情况,,指导再生器的设计、操作或改造。

浅谈设计中预防再生系统应力腐蚀开裂的措施

分析了催化裂化装置再生系统设备及管道出现裂纹的原因,认为上述开裂现象是由于应力腐蚀引起的。提出预防应力腐蚀开裂应从材料、应力水平及腐蚀介质三个方面加以考虑。

ARGG与RFCC装置工艺设计的主要差别

ＡＲＧＧ是催化裂化家族的一员，是深度裂化工艺，但由于工艺条件、催化剂性质及反应工艺机理的不同而得到没的产品分布，因此，ＡＲＧＧ与ＲＦＣＣ在工程设计上的有许多不同。该文从工艺操作、产品分布及能量平衡三方面详细讨论了ＡＲＧＧ与ＲＦＣＣ在工程设计上的差别。

烟机结垢的成因分析及防范措施

通过对烟机垢物的元素和晶体组成进行表征,分析其形成条件,计算验证并探讨垢物的形成过程,并提出应对防范措施。烟机结垢过程为:极少数原料油滴在反应汽化段内未完全汽化,未汽化油黏附在催化剂细粉表面并缩合生焦;部分焦炭颗粒未在再生器内烧尽,进入烟道后继续燃烧达到细粉的熔融温度,转化为液相黏性物质;携带微量高温熔融粉尘的烟气在三级旋风分离器下料口、烟机叶片等部位受高速离心作用,黏附到易结垢部位,形成无定形垢物。可通过提升原料油喷嘴雾化效果,调整合适的剂油比和系统细粉含量来减少烟机结垢。

催化裂化装置烟气脱硫方案的技术经济性研究

以某炼油厂1.80Mt/a两段提升管催化裂解多产丙烯装置为例,对催化裂化操作单元内采用硫转移剂方案与烟气湿法脱硫方案对再生烟气脱硫技术的经济性进行研究,从试剂、回收产品和碱渣处理费用、设备投资、操作费用、占地面积等方面进行了对比。结果表明:在目前环保要求条件下,催化裂化再生烟气中SOx浓度低于1 000mg/m3(标准状态)时,采用硫转移剂方案比采用湿法脱硫方案更加经济;当烟气中SOx浓度更高时,可采用硫转移剂与湿法脱硫组合工艺或单独采用湿法脱硫工艺。

催化裂化装置未汽化油的产生、影响和抑制措施

从催化裂化反应系统结焦物的组成出发,确定了未汽化油的存在;对未汽化油在反应系统中的产生、浓集过程进行讨论,分析未汽化油的危害及其产生的条件;选取6套装置,通过比较反应汽化段温度和原料露点判断原料汽化程度,并从微观角度分析造成未汽化油产生的原因;最后对应未汽化油的产生原因,提出了抑制措施,为生产提供指导。分析发现,重油催化裂化装置出现未汽化油是很难避免的,其对大多数装置的运行影响不大,但在特定情况下会产生反应系统结焦、烟机结垢等危害,因此应尽量减少未汽化油的生成。

改善微剂油比的预提升技术及其应用效果

通过计算分析,认为催化裂化油气管线结焦的原因为未气化油的存在。在催化裂化系统中,未气化油肉眼无法观察到,但对装置运行有多方面的影响,而微剂油比是影响未气化油生成的重要因素。根据未气化油产生的原因,开发得到有效改善微剂油比的预提升技术。采用预提升器的中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司(以下简称大连石化)800 kt/a年重油催化裂化装置,干气产率由改造前的3.5%降低至2.6%,集气室和油气管线结焦基本解决;大连石化3.5 Mt/a重油催化裂化装置因烟机结垢振动而进行的清垢周期大幅延长,运行3年后停工检查发现,烟机结垢不明显,较改造前有明显改善。