LV-23BC催化剂在重油催化裂化装置的应用

介绍了LV-23BC催化剂在抚顺石化分公司石油二厂1.5 ML/a重油催化裂化装置的应用情况。工业试验结果表明:在原料和主要操作条件基本不变的前提下,干气产率下降了0.72个百分点,焦炭产率下降了0.66个百分点,汽油产率提高了3.11个百分点,液化石油气产率上升了0.96个百分点,柴油产率下降了2.29个百分点,液体收率提高了1.28个百分点。说明LV-23BC催化剂具有较好的选择性,能够改善重油催化裂化装置的产品分布。

利用炼油厂液化气资源解决汽油辛烷值短缺

汽油清洁化技术的研究与开发正沿着两条主线发展:开发辛烷值损失尽可能小的FCC汽油脱硫-降烯烃工艺,以及为补充降烯烃造成的辛烷值损失,而开发或者选择经济、高效的高辛烷值组分的生产技术,现以正在扩建的某炼油厂为例,当前按照GB17930-1999标准要求,该厂存在辛烷值缺口100(RON·万吨),扩建以后,按照2010年国际燃料规格,将有600(RON·万吨)辛烷值缺口。以利用C4资源为主的炼油厂液化气,提出该厂补充辛烷值缺口的渐进方案。

催化裂化装置液化石油气精制系统工艺改进

中国石油化工股份有限公司金陵分公司Ⅲ套催化裂化装置年产液化石油气约0.7 Mt,液化石油气精制采用常规工艺。产品精制单元自2012年开工以来,液化气原料H2S含量一直远超设计值,进入后续碱洗脱硫醇系统,新鲜碱耗量、碱渣排量大幅度增加。由于碱渣中带溶剂,导致浓硫酸中和碱渣处理装置管线堵塞、碱渣处理困难。针对液化石油气夹带焦粉容易造成液化石油气溶剂脱硫抽提塔堵塞问题,对常规精制流程进行了改进,将一级碱洗改为MDEA溶剂洗涤、三级水洗增加碱液洗涤。改造后,液化石油气精制单元每月降低溶剂消耗5 t,溶剂单耗由0.274 kg/t下降到0.115 kg/t;碱液消耗由16 t/d降低到6 t/d;碱渣排量由19 t/d降低到7.4 t/d,月经济效益约57.92×104RMB$。

重油催化裂化装置低温热水的综合利用

对中国石化集团青岛石油化工有限责任公司的低温热水系统进行了技术改造,将Ⅱ套重油催化裂化装置的低温余热优先提供给150 kt/a气体分馏装置及溴化锂制冷机组作为热源,不仅可以节约大量蒸汽,而且充分利用了催化裂化装置的低温位热源,减少了催化裂化装置的循环冷却水用量,取得了显著的节能效果及经济效益。

催化裂化液化石油气脱硫醇系统改造措施

中国石化海南炼油化工有限公司催化裂化液化石油气脱硫醇系统采用纤维膜接触技术及碱液空气氧化再生循环技术,改造前存在液化石油气脱硫醇系统精制液化石油气中硫醇硫含量偏高、甲基叔丁基醚(MTBE)总硫偏高、现场碱液更换频繁、碱渣外排量大(约1500 t/a)等问题。通过分析原因,采取预碱洗、使用功能强化助剂、三相混合氧化再生、固定床催化剂等措施,改造后装置精制液化石油气总硫含量可达标、硫醇硫质量浓度可达10 mg/m 3以下,MTBE硫含量达标,保证再生碱液品质的同时碱渣排放量降至350 t/a,达到了安全环保、节能降耗的目的。

液化石油气脱硫醇装置技术改造分析

介绍了液化石油气MEROX工艺脱硫醇装置运行工况及液膜接触器深度脱硫技术改造方案。改造前产品液化石油气总硫在50 mg/m^3左右,每年排放废碱液600～700 t;改造后装置连续运行9个月,产品液化石油气总硫稳定在10 mg/m^3以下,累计排放废碱液约20 t,废碱液排放量较改造前减少约97%。同时分析了改造前产品液化石油气总硫及废碱液排放量超标的原因,通过采用液膜接触器碱洗技术以提高液化石油气硫醇脱除率、采用深度氧化及液膜接触器溶剂反抽提技术提高再生碱液质量等措施后,再生碱液中硫醇钠和二硫醚的质量分数控制在100μg/g以下,同时采用氮气气提技术降低再生碱液中溶解氧含量,进一步提高二硫醚脱除深度。

焦化蜡油加氢前后的组成对催化裂化产品分布的影响

焦化蜡油中芳烃和碱性氮的含量高,如果直接作为催化原料,轻收较低。相比加氢前的蜡油,焦化蜡油在11.9MPa、温度383℃的条件下加氢后作为催化装置的原料,在提升管催化装置实验中,丙烯收率提高了6wt%,柴油收率降低了5.9wt%,重油收率降低了13wt%。