4.0 Mt/a环烷基油加氢裂化装置多产重石脑油的实践

中海油惠州石化有限公司4.0 Mt/a加氢裂化装置采用RN-410C RHC-210 RHC-220催化剂级配,通过分馏系统改造进行了多产优质化工原料的产品结构升级。标定结果表明,以焦化蜡油掺入量(w)为20.16%、氮质量分数为0.1846%、密度(20℃)为0.910 g/cm^(3)的混合蜡油为原料,在入口总压力为15.18 MPa、精制段和裂化段平均温度分别为385.6℃和389.3℃、采用一次通过流程的条件下,氢耗为2.98%,重石脑油收率为35.23%,尾油收率为10.69%。石脑油、喷气燃料、柴油产品指标均在合格范围内,其中喷气燃料烟点可达30 mm,柴油十六烷指数可达72.3、多环芳烃质量分数为1%,尾油BMCI为12;装置能耗为21.91 kgOE t(1 kgOE=41.8 MJ),达到同类装置先进水平。重石脑油选择性从上周期的77.3%提高到了本周期的84.2%,表明催化剂级配及反应分区调控效果明显。

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。

浆态床重石脑油加工路线的模拟优化及应用

利用英国KBC公司开发的NHTR-SIM和HCR-SIM流程模拟软件分别模拟优化了石脑油加氢装置和柴油加氢裂化装置的加工全流程,提出了将浆态床重石脑油由全部掺炼于350万t/a柴油加氢裂化装置改为全部掺炼于360万t/a石脑油加氢装置,再进入连续重整装置的加工优化方案。结果表明:在模拟石脑油加氢装置掺炼浆态床重石脑油时,产品精制重石脑油的含硫、氮量分别为0.37,0.42μg/g,均满足重整装置进料小于0.5μg/g的指标要求,该方案可行;优化实施后,虽然该方案仅协同运行半年多,共加工浆态床重石脑油20.47万t,促进柴油组分原料加工量提升了17.82万t,但为公司2022年度综合创效达7928.3万元。

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。

蜡油加氢重石脑油氮含量超标原因探讨

某蜡油加氢装置在2022年10月2日出现重石脑油氮含量超标,影响下游重整装置正常运行,经过多方面排查,化验分析,最终确定为高压注水中汽提净化水中存在苯胺,其中的有机氮被带入至分馏系统,富集在重石脑油中,导致重石脑油氮含量超标,通过降低汽提净化水用量,最终保证重石脑油氮含量合格。

一种优化的重石脑油加工工艺的应用

重石脑油是炼厂加氢改质装置产品,重石脑油的馏程范围在78~172℃,硫、氮含量在1 ppm左右,炼厂一般做法是将重石脑油送入石脑油罐区,与常减压装置生产的石脑油混合后一并进入催化重整装置预加氢单元,主要目的是对混合石脑油脱硫脱氮脱氯并分离,从而得到质量较好的精制石脑油进入下游重整单元进行加工。催化重整装置预加氢单元产出的精制石脑油设计收率为88.88%,但在实际生产操作过程中,由于混合石脑油轻组分较多,精制石脑油收率仅为82%左右。本文重点讲述了一种优化的重石脑油加工工艺,通过改变重石脑油加工路径,在预加氢单元加工负荷100%不变的基础上,提高重整单元加工负荷由90%增加至100%,使整个系统各装置负荷更加匹配,降低能耗。

加氢裂化催化剂对VGO生产重石脑油的影响

为了提高加氢裂化催化剂重石脑油的选择性,分别采用USY、Hβ分子筛为载体负载NiW金属制备加氢裂化催化剂CUSY和CB,并采用BET、XRD、XPS、Pyd-IR、HRTEM、TG-MS等分析手段对分子筛与催化剂进行表征,以上海石化VGO为原料油,在固定床中试装置上对CUSY和CB催化剂进行加氢裂化反应性能评价。结果表明:与USY分子筛相比,Hβ分子筛中含有更多的介孔结构,其介孔表面积与体积分别提高了127 m^(2)/g和0.257 cm^(3)/g;但USY分子筛、载体与催化剂的总酸量和B酸酸量均为Hβ分子筛、载体及催化剂的2倍多,加氢裂化后的CUSY催化剂的硫化度比CB低6.7百分点,其加氢活性相晶粒尺寸更大;在氢气压力13.0 MPa、温度350~365℃、氢/油体积比1200、精制和裂化体积空速分别为1.3和1.8 h^(-1)的条件下,与CUSY催化剂相比,CB催化剂更有利于链烷烃的转化,进而增加重石脑油链烷烃含量;在相同转化率下,CUSY催化剂作用下重石脑油选择性比CB催化剂高约1.83百分点,芳烃潜含量(质量分数)高12.2百分点。这说明抑制烷烃的转化是提高重石脑油馏分选择性和芳潜的重要因素。

直馏柴油最大量生产重石脑油两段加氢裂化技术研究

开展了以直馏柴油为原料最大量生产重石脑油的两段加氢裂化工艺及配套催化剂的研究。结果表明:在不同转化深度下,采用催化剂B时重石脑油收率最高,催化剂A次之,催化剂C最低。一段加氢裂化催化剂与二段加氢裂化催化剂均选择活性适宜的灵活型加氢裂化催化剂B时重石脑油选择性最佳,一段转化深度60%、二段转化深度50%的工艺条件下,重石脑油收率达到73.15%,同时芳烃潜含量为49%,可作为优质的催化重整装置原料。通过工艺优化在二段反应器引入部分柴油原料,进一步提升重石脑油选择性,优化后重石脑油收率由73.15%提升至73.34%,同时液体产品收率由92.20%提高至92.25%。

380万t/a连续重整装置混合重石脑油原料的模拟优化及应用

利用广东辛孚科技有限公司开发的SP-Reform流程模拟软件,在浙江石油化工有限公司380万t/a连续重整装置上建立了全流程反应机理模型,并结合其3种重石脑油原料馏程差异的生产实际,进行了模型的模拟优化。结果表明:建模后的优化模拟结果与装置实际工况基本相吻合,特别是关键目标产品C≥6重整生成油性质相关指标与实际工况的相近,说明所建模型可靠,可用于该装置的工艺流程优化及生产指导;在保持柴油加氢裂化重石脑油与蜡油加氢裂化重石脑油的重整进料掺混比为1∶1情况下,焦化石脑油加氢重石脑油的掺混质量分数不宜超过57%,以确保C≥6重整生成油的溴指数合格;当市场上苯产品畅销且创效较好时,应控制该装置的精制重石脑油混合原料初馏点不高于86℃,以多产苯;否则,应将其控制不低于90℃,以多产轻石脑油去乙烯装置,助力生产其他高附加值产品;为了尽可能保留产物中C9~10芳烃有效组分含量,同时减少C≥11重芳烃含量,宜控制其精制重石脑油混合原料终馏点不高于172℃较好,以确保该装置经济效益最大化。

加氢裂化催化剂对VGO生产重石脑油的影响研讨

本文首先介绍了探究加氢劣化催化剂对VGO生产重石脑油影响的相关实验过程,其次分析了加氢劣化催化剂对VGO生产重石脑油影响结果,主要从新鲜分子筛与催化剂表征、劣化反应后催化剂的表征、催化剂反应活性评价结果几方面详细论述,最终得出了提高重石脑油馏分芳潜与选择性需要通过抑制烷烃来实现的重要结论,以期能够为相关技术人员提供参考。

加氢裂化装置重石脑油硫含量超标原因分析

中石化天津分公司2#加氢裂化装置在运行期间出现重石脑油硫含量连续超标情况,严重影响下游重整装置催化剂运行安全。本文通过结合装置以往硫含量超标调整经验,进行了包括参数调整、流程排查、换热器内漏检查等工作。最终确定是由于主分馏塔顶石脑油与高温热媒水换热器出现内漏,水中夹带微量氧进入系统导致石脑油硫含量升高。将换热器切除后,最终重石脑油硫含量合格,问题得以解决。

大庆重石脑油蒸汽热裂解10集总动力学模型

由于大庆重石脑油正构和异构烷烃、五元和六元环烷烃的裂解性能差异较大,在大庆重石脑油8集总动力学模型的基础上,建立了将重石脑油划分为4个原料集总的10集总动力学模型。引入浅度裂解的概念,采用分层和分步相结合的方法求取了反应速率常数,并进一步回归得到了各反应的活化能和指前因子。实验值与预测值对比分析表明,该模型具有更好的预测能力,可为更宽范围的原料预测提供参考数据。

改性聚乙烯醇复合膜对微水重石脑油的渗透汽化脱水研究

用甲醛对聚乙烯醇进行改性,并用于质量分数约为100μg/g微水重石脑油体系的渗透汽化(PV)深度脱水.考察了操作温度T、料液浓度Cw、操作流量qV等因素对分离性能的影响.渗透通量J与分离系数α随T、Cw的升高分别增大和减小,且J随qV的增大而增大.实验证明在操作温度80℃,膜后压力1.5 kPa,流量500 L/h下,实现了J=60.6 g/(m2.h),α=221.9的最佳分离效果,该技术有效脱除了油品中的微量水分,具有很好的工业应用前景.

Ⅱ套加氢裂化装置产品重石脑油总硫含量控制

主汽提塔进料温度比设计值低、汽提塔底油流出温度低,是导致金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置重石脑油硫含量超标的主因。由于主汽提塔进料温度比设计值低,造成主汽提塔汽提效果不好;在第三周期,催化剂后精制剂装填量由初次的3.5t增加至13.15t,但后精制床层催化剂装填量仍然偏低,不能完全脱除上部生成的硫醇。对原料而言,后精制剂空速较大,后精制反应脱硫醇效果差,造成重石脑油中硫含量高;因催化剂积炭量增多,造成催化剂失活,加氢和裂解活性均有降低。尤其是后精制剂积炭增加,导致后精制剂加氢功能大幅削弱,不足以脱除上部裂化所产生的硫醇,从而导致重石脑油总硫含量超标。通过增加柴油与冷低分油的换热器,提高主汽提塔进料温度,重石脑油增加氧化锌脱硫精制,以及增加后精制床层催化剂装填量等措施,可以降低重石脑油总硫含量,满足重整料指标要求。

环丁砜抽提重石脑油芳烃体系相平衡研究

采用液-液萃取技术脱除重石脑油中的芳烃。常压下，测定了含水量为0.02%、0.3%、0.5%及0.8%的环丁砜与重石脑油在剂油比1：1~5：1及温度为313.15、323.15、333.15、343.15、353.15 K的液-液相平衡数据，全面考察了环丁砜的芳烃抽提性能。结果表明，在环丁砜抽提体系中，轻质芳烃的分配系数与温度呈正比而与剂油比呈反比。环丁砜对轻质芳烃的选择性系数随温度升高而减小，随轻相中芳烃含量的降低而变大。但重质芳烃的分配系数和环丁砜对其选择性系数则随温度和剂油比变化不大。环丁砜含水量为0.5%时，在基本不改变其溶解性能的基础上使其选择性得到了明显改善。

加氢裂化装置产品重石脑油硫含量的控制

分析了中国石化股份有限公司天津分公司加氢裂化装置重石脑油总硫含量超标的原因。偶发事故造成的床层超温引起催化剂积炭增加,堵塞了催化剂微孔,减少了活性中心数量,造成裂化催化剂的加氢功能与裂解功能不匹配,同时后精制催化剂又无法全部脱除裂化过程中产生的硫醇,造成重石脑油总硫含量超标。通过调整反应工艺条件及重石脑油的切割点,生产的重石脑油总硫含量小于0.5μg/g,满足重整装置的原料要求。

加氢裂化装置重石脑油氮含量超标原因及对策

分析了中国石油化工股份有限公司天津分公司2号加氢裂化装置重石脑油总氮含量超标的原因。该装置于2012年8月进行检修,检修包括设备的常规检修、技改措施、消缺补漏。在对催化剂再生并补充了部分新剂后,装置重新开工,一个月后发现重石脑油氮含量超标,对以此为原料下游连续重整装置催化剂会产生不利影响。经过分析及排查,得出结论:氮元素是来自上游蜡油加氢装置膜分离尾气系统,该系统内低分气脱硫塔采用贫胺液作为吸收剂,部分吸收剂中的氮元素并随膜分离尾气进入2号加氢裂化装置吸收稳定系统。提高膜分离水洗水量后,重石脑油氮质量分数由3.45μg/g降至0.50μg/g以下,问题得以解决。

加氢裂化装置多产重石脑油的技术改造

介绍了中国石油辽阳石化公司100万t/a加氢裂化装置由中间馏分油生产方案改造为重石脑油生产方案的主要改造内容,并对比分析了改造前后的主要操作条件、产品收率等。结果表明:改造后装置采用FF-46精制催化剂和FC-46裂化催化剂;在原料油性质和其他工况基本相近的情况下,改造前精制反应器、裂化反应器的总温升及平均反应温度、柴油收率、重石脑油收率分别为43.0,47.1,387.2,405.7℃,56.49%,20.41%,改造后上述各值依次为54.5,58.6,383.5,378.4℃,34.83%,45.01%。

基于软测量技术的重石脑油芳潜含量的预测

重石脑油的芳潜含量(N+2A)是衡量重石脑油品质的关键因素。针对重石脑油分子结构种类多、组分复杂难以直接分析出分子构成的难题,基于软测量技术,采用与主导变量密切联系的二次变量(或称辅助变量)来预测主导变量。通过分析重石脑油的隔断馏分,运用人工神经网络建立软测量模型,并通过计算机仿真,实现对重石脑油芳潜含量的预测。

多产重石脑油和喷气燃料加氢裂化技术的工业应用

为应对市场需求变化,中国石油四川石化有限责任公司于2018年采用中国石化石油化工科学研究院开发的多产重石脑油和喷气燃料加氢裂化技术对2.7 Mt a加氢裂化装置进行了技术改造。装置开工满14个月的初期标定结果表明:在控制尾油收率为18.86%的情况下,装置的重石脑油收率为29.47%;喷气燃料收率为36.24%,较上周期提高11.48百分点,其性质符合3号喷气燃料指标要求;尾油的BMCI为7.8,是优质的蒸汽裂解制乙烯原料。采用该技术后装置实现了在压减柴油的同时增产重石脑油和喷气燃料、改善化工原料质量的目标。