渣油加氢装置催化剂级配体系优化及其应用情况

随着渣油加氢装置处理混合原料呈现劣质化、重质化的趋势,并且掺炼加工了沙重、巴士拉中等劣质原油的渣油组分,对催化剂级配方案提出了更高的要求。为了满足企业装置要求加氢渣油金属质量分数≯12.0μg·g^(-1)实际生产需求,在第三周期催化剂级配方案的基础上,对第四周期的催化剂级配方案进行调整优化,保护催化剂、脱金属催化剂、脱硫脱金属过渡催化剂的级配比例分别提高了2.30百分点、3.84百分点、6.66百分点。在第四周期与第三周期混合原料性质相差不大的情况下,第四周期金属(Ni+V)脱除率比第三周期提高了2.62百分点,达到了87.07%,满足了企业实际生产需求。

渣油加氢催化剂级配模型的构建

目的优化固定床渣油加氢装置反应器内组合装填的各类催化剂级配比例,使脱金属、脱硫、脱残炭等效果整体达到最优。方法采用有4台串联反应器的渣油加氢试验装置,通过改变渣油进料的液时体积空速,获得了4台反应器的HDNi、HDV、HDS和HDCCR反应速率常数。结果HDNi、HDV和HDS反应更多发生在二反,而HDCCR反应则更多发生在三反;经过前3台反应器后,剩余的均为最难反应的杂质,在四反中杂质的脱除更加困难。结论以各个反应器的HDNi、HDV、HDS和HDCCR反应速率常数为基础,构建了渣油加氢反应动力学模型。该模型可以预测不同催化剂级配方案下的杂质脱除率。模型预测值与实际值的差值在1.7个百分点以内,可以满足工业应用的需求。

催化剂级配技术在加氢裂化装置中的运用

现阶段,各种不同类型的石化能源在社会发展和人民日常生活中扮演着十分重要的角色。本文针对催化剂级配技术在加氢裂化装置中的运用展开研究,通过对不同性能加氢裂化催化剂的级配使用情况分析,整理出催化剂具有的不同性能,总结相关经验,给出针对性级配方案,希望可以为同领域工作者提供合理参考作用。

生产超低硫柴油的加氢脱硫催化剂级配技术

为了解决柴油超深度加氢脱硫过程受热力学平衡限制问题,更好地发挥不同类型催化剂的优势,在中型实验装置上,采用固定压力等级和空速的实验方法,考察了加氢反应活性好的W-Mo-Ni型催化剂和烷基转移反应活性好的Mo-Co催化剂对原料的适应性以及不同级配方式的加氢脱硫、脱氮效果。系统总结了原料、反应条件等对催化剂类型及其级配方式的影响,并建立了能够比较全面反映原料性质、反应条件和催化反应路径等对柴油超深度加氢脱硫反应影响的综合性的动力学模型。动力学模型计算结果表明,采用W-Mo-Ni/Mo-Co级配催化剂体系能够合理利用加氢反应器内不同区域反应条件的差异,达到更好的反应效果,并得到了工业应用结果的支持。

加氢裂化催化剂级配工艺研究

介绍了抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发的加氢裂化催化剂级配技术。通过不同类型加氢裂化催化剂(C/A-B)级配实验后发现,与单一类型催化剂相比,采用级配装填工艺可以在提供优质、清洁油品的同时,降低装置冷氢用量,生产芳潜较高的重石脑油、高烟点喷气燃料、低凝柴油及BMCI值较低的加氢裂化尾油等,满足炼厂不同时期对石化原料和燃料油的需求。此外,该技术相对提高了反应器出口温度,提高了后续换热器的热源温度,为炼厂节能降耗提供新的途径。

生产超低硫柴油的S-RASSG催化剂级配技术的工业应用

为满足炼油企业生产国Ⅳ及欧Ⅴ标准清洁柴油的需要,抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发了适合不同原料、分别以W-Mo-Ni(Mo-Ni)及Mo-Co为活性金属的FHUDS系列催化剂,并根据加氢反应器内催化剂床层不同的工况条件和反应特点,结合不同类型催化剂的超深度脱硫反应机理,开发了催化剂级配的S-RASSG柴油超深度脱硫技术。工业应用结果表明:采用S-RASSG技术及配套的FHUDS-2/FHUDS-5催化剂体系,加工常压柴油掺兑质量分数为40%左右催化柴油及焦化汽柴油或减压柴油的高硫混合油,在反应器入口压力8.0 MPa,主催化剂体积空速1.85～2.25 h-1、平均反应温度350℃左右等条件下,可以长周期稳定生产硫质量分数小于50μg/g、满足国Ⅳ标准的低硫柴油;加工常压柴油掺兑质量分数为30%左右减压柴油及少量焦化柴油的混合油,在反应器入口压力8.0MPa,主催化剂体积空速1.85 h-1、平均反应温度350℃左右等条件下,可以稳定生产硫质量分数小于10μg/g、满足欧Ⅴ标准的超低硫柴油。S-RASSG催化剂级配技术为炼油企业生产满足国Ⅳ和欧Ⅴ标准的超低硫柴油提供了有力的技术支撑。

高效加氢裂化催化剂级配技术开发及应用

介绍了高效加氢裂化催化剂级配技术,该技术实现了不同类型加氢裂化催化剂性能的优势互补,使不同烃类组分在目标产品中富集,可最大限度地提高产品质量,已在国内多家炼油厂应用,获得了良好的效果.在某炼化分公司1.50 Mt/a加氢裂化装置的应用结果表明,该技术不仅有效地解决了企业生产中所遇到的产品质量问题,而且装置操作第二周期比第一周期能耗下降了261.68 MJ/t,第三周期比第二周期能耗下降了59.87 MJ/t.喷气燃料和加氢裂化尾油质量明显改善,喷气燃料烟点提高1个单位,尾油BMCI值降低了2～3个单位.

催化剂级配在加氢裂化装置中的应用

采用催化剂级配技术,对中国石油四川石化有限责任公司 2.7 Mt/a 加氢裂化装置的两个反应器进行改造;并对调整原 料性质及操作条件(尽量接近于第一周期标定工况数据)后的第二周期应用情况进行了催化剂活性、产品分布、产品质量、 操作安全性等对比分析。实验结果表明,通过催化剂活性级配和加氢选择性级配,实现了多环芳烃的进一步转化,最大程 度保留链烷烃在尾油组分中,与第一周期相比,喷气燃料烟点提高 3.0 mm,尾油芳烃指数降低 6.5 个单位;第二周期转化 率(>282 ℃)控制在 79%、尾油切割点为 252 ℃工况下,重石脑油与喷气燃料总收率可达 60.9%,实现多产重石脑油与喷气 燃料的目标;降低了反应器压降和循环氢压缩机的能耗,节约了投资成本。

催化剂级配技术在300万t/a柴油加氢裂化增产化工原料装置中的应用

为了提高产品质量、降低柴汽比、增产化工原料,将350万t/a柴油加氢精制装置改造为300万t/a柴油加氢裂化装置,采用A公司HDS催化剂体相催化剂及加氢裂化催化剂级配来实现柴油加氢超深度脱硫时增产化工原料,装置改造中反应系统改动较少,主要集中在分馏部分。标定数据表明,加工直馏柴油工况,反应压力7. 35 MPa,催化剂床层平均温度为340. 2℃,重石脑油硫含量0. 1μg/g,氮含量0. 3μg/g,重石脑油收率达到17. 82%,喷气燃料冰点为-55. 9℃,烟点为28. 5 mm,精制柴油硫含量5. 5μg/g,多环芳烃0. 8%,达到国Ⅵ柴油标准。在多掺炼20%催化柴油工况,床层平均温度提高11℃,重石脑油收率达到12. 98%,重石脑油质量可满足重整料要求,精制柴油达到国Ⅵ柴油标准。

催化剂级配技术在加氢裂化装置上的工业应用

介绍了FC-52/FC-32/FC-80催化剂级配体系在中国石油化工股份有限公司天津分公司1.8 Mt/a加氢裂化装置上的应用情况,并对标定数据进行了分析.结果表明:不同性能的加氢裂化催化剂经合理级配后性能良好,对原料适应性强,加工方案灵活,产品质量优良且分布合理;通过对操作条件的调整,喷气燃料收率由20.31%提高至22.33%,柴油收率减少,达到压减柴油的目的;液体收率、加工损失率均在指标要求范围内,中间馏分油选择性好且收率高,尾油产品性质好,BMCI值降低至12.8,可以作为生产乙烯的优质裂解原料;装置设计能耗为1 488MJ/t,2019年1月实际综合能耗为732 MJ/t,较设计能耗降低较多.该催化剂级配技术的应用达到了预期的使用效果,满足了实际生产需求.

加氢处理催化剂级配技术及应用进展

渣油加氢处理催化剂需要具备加氢脱金属、加氢脱硫、加氢脱氮、加氢脱残炭及部分加氢转化等功能,但目前尚未开发出集这些功能于一体的单一品种的催化剂。因此,需要根据原料性质、操作条件和对产品质量的要求,将不同功能的加氢处理催化剂级配使用。在渣油加氢反应器中,催化剂级配装填的顺序为保护剂/HDM/HDS/HDN催化剂,沿反应物流方向,催化剂尺寸、孔径在反应器内由上到下逐渐减小,而催化剂活性则逐渐增加,整个催化剂床层中催化剂的物理和化学性质要保持平稳过渡。但这种级配装填方法不适用于高含氮渣油,于是又提出了反向催化剂级配装填技术,其特点是沿物流方向催化剂活性逐渐降低,改变了HDS、HDN催化剂床层的级配,并在床层之间增设一个过渡催化剂床层,使每个催化剂床层的温升更加平稳。催化剂的级配装填最初是为了解决渣油加氢处理存在的问题,但此后其应用范围几乎扩大到各种加氢处理工艺,从而极大地改善了各种加氢处理工艺的综合技术经济指标。

催化剂级配技术在加氢精制装置上的工业应用

介绍了加氢催化剂FF-56和FF-24的级配体系在加氢精制反应装置上的工业应用情况。结果表明:级配催化剂比单一FF-46催化剂具有更好的脱硫、脱氮活性,在不同的原料油加工负荷且精制反应器R303入口温度有所降低的条件下,级配催化剂的脱硫率、脱氮率比单一FF-46催化剂分别高9.23,5.30百分点;在反应周期内,级配催化剂均能保持较高的活性,即使在末期,其活性仍高于FF-46初期的活性;在原料油硫、氮含量均升高情况下,级配催化剂脱硫率、脱氮率仍高于FF-46催化剂,说明其对原料具有良好的适应性;每加工1Mt原油,级配催化剂平均脱硫率下降0.0182%,平均脱氮率下降0.0167%。级配催化剂与FF-46相比具有更大的孔容结构,为原料油的吸附创造了有利条件,从而促进加氢脱硫、脱氮反应。

柴油超深度加氢脱硫催化剂级配技术的研究

为更好发挥柴油超深度加氢脱硫(RTS)不同反应区域内不同类型催化剂的优势,在中型试验装置上考察了加氢反应活性高的Ni-Mo-W型催化剂、直接脱硫反应活性高的Co-Mo型催化剂和具有轻微加氢改质活性的Ni-W型催化剂的不同级配方式对柴油超深度加氢脱硫反应的影响。结果表明:采用催化剂级配时与单独使用Ni-Mo-W催化剂时的超深度加氢脱硫效果相当;在第一反应器采用Ni-Mo-W型催化剂、第二反应器采用Ni-W型催化剂时,可有效降低加氢柴油产品的密度与多环芳烃含量;在第一反应器采用Ni-Mo-W型与Co-Mo型催化剂等体积比级配、第二反应器采用Co-Mo型催化剂的级配方案时,可有效降低柴油加氢反应的氢耗。

FH-98A型与FHUDS-6型催化剂级配技术生产国V柴油的工业应用

陕西延长石油(集团)有限责任公司炼化公司延安石油化工厂1.4 Mt·a-1柴油加氢装置在不全部更换催化剂情况下,采用FH-98A型与FHUDS-6型催化剂级配技术生产国Ⅴ柴油。工业应用结果表明,相同操作条件下,柴油产品硫含量由28μg·g-1降至小于10μg·g-1,氮含量由26μg·g-1降至小于10μg·g-1,脱硫和脱氮率由97.0%提高至99.0%,装置单位能耗基本持平,较设计值约降30%,柴油质量达国Ⅴ标准要求。

渣油加氢失活催化剂杂质沉积分布对催化剂级配优化的启示

对中国石化海南炼油化工有限公司渣油加氢装置改造前后两个周期的失活催化剂进行了对比分析,结果表明:沿反应物流方向,(镍+钒)沉积量呈先增大后减小的趋势,且钒在反应物流方向上游的沉积比例更大;铁沉积量呈前高后低的趋势且有催化剂床层结盖的现象;积炭量呈逐渐降低的趋势且高温操作会导致催化剂的积炭量显著增加。根据杂质沉积分布的不同特点及其影响因素提出了渣油加氢催化剂级配的改进方向。

基于模拟退火算法的渣油加氢催化剂级配优化分析

以典型的中东含硫渣油为原料,依据其在不同催化剂级配体系385℃时的试验数据,建立了该反应体系在385℃时加氢反应寿命与级配关系的模型。并依据该模型以催化剂级配比率为决策变量,以相关工艺条件及物料衡算原则为约束条件对催化剂使用寿命进行基于模拟退火算法的优化分析。依据相关的运算结果,估算最佳催化剂级配比率及催化剂寿命,并将其结果与相关实验运转结果进行比较。

低压柴油加氢装置催化剂级配技术的工业应用

中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅳ套柴油加氢精制装置采用中国石油化工股份有限公司大连石油化工研究院(FRIPP)开发的催化剂级配技术及其配套FHUDS-8/FHUDS-7催化剂、FHRS-2捕硅剂和FBN系列保护剂。装置生产标定和高负荷运行9个月的工业应用表明,在反应进料量353 t/h、体积空速1.22 h^-1、氢油体积比310、反应器入口压力6.18 MPa、氢分压5.30 MPa、反应器入口温度338℃、床层平均温度365℃,能够稳定生产硫质量分数低于8μg/g的国Ⅴ标准精制柴油。FRIPP推荐的催化剂体系具有活性较高和稳定性较好的特点,在高负荷连续运行初期催化剂失活速率仅为0.7℃/月,氢耗低,较好地满足了低压加氢装置生产超低硫柴油的需要,经济效益明显。

新型FCC原料预处理催化剂级配体系开发与工业应用

中国石油化工股份有限公司大连石油化工研究院以粒子尺寸大且粒径分布集中、比结晶度高的特种氧化铝作为载体材料,通过优化载体结构以及活性相结构调节,开发了具有较大孔径和孔体积、更高抗金属和容金属能力的新型FCC原料预处理催化剂级配体系。与现有国内催化剂级配体系相比具有更高的脱硫脱氮活性、脱金属和容金属性能,能满足装置长周期稳定运转。该催化剂级配体系在中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司1.80 Mt/a蜡油加氢装置的工业应用结果表明:在装置入口压力10.4 MPa、氢油体积比653、入口反应温度仅323℃、装置运转负荷97.66%、金属杂质质量分数7.73μg/g条件下,精制蜡油硫质量分数为1 870μg/g、氮质量分数为576μg/g,具有良好的加氢脱硫和加氢脱氮性能。

甲醇制清洁油品催化剂级配工艺研究

介绍甲醇制汽油催化剂级配技术。通过不同酸中心数量和酸强度分布的催化剂级配实验发现,与单一类型催化剂相比,采用级配装填方式可以使催化剂性能互补,单程汽油收率大于70%;在保证甲醇完全转化情况下,改变气体产物分布,进一步提高目标产品收率,催化反应所得汽油中的芳烃含量降低,异构烷烃含量增加,改善了油品质量。

催化剂级配在加氢裂化装置中的应用研究

通过催化剂级配相关技术针对某一企业中的加氢裂化装置两种反应器实施改造处理,同时针对原料性质和操作条件调整后第二周期状况实施产品质量、产品分布、操作安全性、催化剂活性等方面的对比分析,最终结果证明,结合催化剂级配以及加氢选择级配,能够促进多芳烃有效转化,从而保留链烷烃,实现多产重石脑油和喷气燃料目标,减轻反应器压降以及循环氢压缩机运行能耗,减少投资成本。