3.10 Mt·a-1渣油加氢处理装置运转情况分析

中国石化海南炼油化工有限公司3.10 Mt·a-1渣油加氢处理装置已成功运转了12个周期,目前正处在第十三运转周期内.该装置已在多个周期采用FRIPP开发的FZC系列渣油加氢处理催化剂,并取得了良好工业运转效果.该装置运转结果表明,装置A列所采用FZC系列渣油加氢处理催化剂表现出良好的硫、氮、金属等杂质及残炭的加氢脱除转化性能和稳定性,加氢脱硫渣油可作为优质催化裂化装置进料.在FRIPP列原料性质相比于参比列较为劣质、运转苛刻度略高且CAT低于参比列的情况下,FRIPP列加氢催化剂表现出更好的加氢性能;同时FRIPP列反应系统床层总压降明显低于参比列,尤其是一反床层压降,有利于装置节能降耗和长周期运转,为企业创造出了较好经济效益和社会效益.     

中国石油大庆石化DZCⅡ-1催化剂国内领先

由中国石油大庆石化分公司研究院开发的DZCⅡ-1型裂解汽油二段加氢催化剂，在大庆石化公司化工一厂BG二车间连续运转24个月，反应器入口温度、床层压降和床层温度一直比较平稳，没有任何波动，创造了国内裂解汽油二段加氢装置同类催化剂的最好水平，充分显现了DZCⅡ-1催化剂具有装置稳定、长周期运行的显著优势。DZCⅡ-1催化剂是在DZ-1催化剂的基础上，采用独特技术制备开发出的新一代齿球形裂解汽油二段加氢催化剂。     

塔河炼化柴油加氢改质MHUG装置长周期运行分析

为应对柴油质量升级,中国石化塔河炼化对现有的100万吨/年柴油加氢装置进行了技术改造。本次改造采用石油化工科学研究院开发的柴油加氢改质MHUG技术和高性价比柴油加氢改质RIC-3催化剂。本文对该装置加工焦化汽柴油生产低硫高十六烷值清洁柴油长周期运行情况进行了分析。截止至2019年4月25日该装置已经连续稳定生产国V柴油累计903天。运转分析结果表明,生产国V柴油期间,精制反应器平均反应温度为340～350℃,改质反应器平均反应温度为338～361℃。综合考虑原料性质和焦化汽油加工比例的变化对催化剂寿命的影响以及反应器压降等因素,100%满负荷运转时,催化剂连续运行时间可达到4年。     

影响蜡油加氢装置长周期运转原因分析及对策

洛阳分公司蜡油加氢处理装置自2011年4月起,催化剂快速失活,反应器床层压降逐渐增加,本文从原料性质和催化剂运行数据两方面对蜡油加氢处理装置催化剂活性降低和反应器床层压降上升的工况突变原因进行了分析,并提出了蜡油加氢处理装置催化剂长周期运行的对策.     

评价试验反应器压降升高的原因分析及对策

催化剂长岭分公司技术部2#加氢评价试验装置在评价精制催化剂RS-1000过程中存在催化剂床层压降升高过快的问题,造成这一问题的主要原因,是原料油在存放过程中性质发生变化,实际胶质含量变高、二烯烃发生聚合。通过提高床层顶部催化剂装填的稀释比,降低催化剂床层顶部及预热段的反应温度、以及对原料油使用前的优化处理,使催化剂床层压降稳定在0.1 MPa以下,确保了该催化剂的正常评价。     

渣油加氢装置杂质沉积规律与压降升高机理分析

反应器压降升高是影响固定床渣油加氢装置长周期运行的重要因素。选取三套加工不同典型原料的工业渣油加氢装置，分析不同位置不同种类运转后催化剂的杂质沉积和孔结构变化情况，采用扫描电子显微镜-二维元素分析方法对结块催化剂杂质沉积分布进行原位表征，获得渣油加氢装置杂质沉积规律。结合装置原料性质和运行工况，对反应器压降升高机理进行分析。结果表明，长周期运行过程中，前部反应器催化剂大量沉积金属杂质，积炭严重，催化剂孔结构发生显著变化；同时，在催化剂颗粒间隙沉积大量焦炭或含铁垢物，造成床层堵塞。Ni、V主要沉积在催化剂颗粒内部，Fe、Ca则沉积在催化剂颗粒之间或附着在催化剂外表面，结块催化剂颗粒间隙填堵大量焦炭。反应器压降升高遵循两种不同的机理或路径。原料Fe、Ca含量较低时，反应器下部脱金属催化剂因沉积金属Ni、V而失活，进而在催化剂颗粒之间形成大量积炭，导致床层板结、压降上升；原料Fe、Ca含量高时，Fe、Ca在床层上部保护剂颗粒间大量沉积，导致反应器堵塞，压降升高。在严格控制进料Fe、Ca含量的同时，还应针对性优化催化剂及其级配设计，延长运转周期。     

信息与动态

DZCⅡ 1裂解汽油二段加氢催化剂应用成功　　大庆石化公司研究院开发的DZCⅡ 1裂解汽油二段加氢催化剂 ,于 2 0 0 3年 9月在大庆石化公司化工一厂BG二车间应用成功。该催化剂已经连续运转 2 0个月 ,催化剂入口温度 ( 2 30℃ )、床层压差( 1 5kPa)、床层温升没有任何变化 ,创     

DZCⅡ-1裂解汽油二段加氢催化剂应用成功

大庆石化公司研究院开发的DZCⅡ-1裂解汽油二段加氢催化剂，于2003年9月在大庆石化公司化工一厂BG二车间应用成功。该催化剂已经连续运转20个月，催化剂入口温度(230℃)、床层压差(15kPa)、床层温升没有任何变化，创造了国内裂解汽油二段加氢催化剂第一再生周期的最高水平。该催化剂是在第一代DZ-1催化剂的基础上研制开发的，     

QDB-04型催化剂在“航天气化”耐硫变换装置上的工业应用

介绍了QDB-04型催化剂在濮阳龙宇化工股份有限公司"航天气化"低水/气比耐硫变换工艺制甲醇装置中的应用情况。运行结果表明:对于粉煤气化高CO原料气和高水/气比原料气,选用QDB-04型催化剂,采用控制反应水/气比和床层入口温度等措施来控制床层热点温度的办法是可行的;在装置运行期间,第一变换炉入口水/气比为0.30～0.38,入口温度200℃～245℃,床层热点温度不超过450℃,装置运行平稳,无甲烷化副反应发生,满足合成甲醇生产的要求。     

煤制乙二醇加氢催化剂压差问题的探讨与分析

针对在草酸二甲酯加氢反应过程中催化剂床层压差持续上涨、氢气循环量不足造成装置被迫减负荷的问题,从工艺理论和设备上进行深入分析和讨论,逐步采取提升草酸二甲酯进料品质、改善进料方式、反应器入口增加过滤装置、反应器排列方式改变等一系列措施,最终成功地解决了草酸二甲酯加氢催化剂床层压差上涨的难题,为装置长周期满负荷运行创造了良好的条件。     

除去石脑油中的二烯烃

加拿大Syncrude公司的Edmonton研究中心开发出加氢处理石脑油的中试装置,利用氧化锆- Ni Mo催化剂有效地除去烯烃、二烯烃、芳香烃、硫和氮.这种处理对提高后序产品质量很有益 .研究发现,催化剂床在较高温度下二烯烃趋于聚合,引起床层结焦,而在较低温度下二烯烃和芳烃易除去.当反应床层温度达290℃时,床层堵塞,试验进行2000小时.     

固定床渣油加氢反应器结垢原因分析及对策

固定床渣油加氢技术是重油改质的重要手段,是优化重油催化裂化装置原料的主要措施.工业运转表明,反应器结垢是制约固定床渣油加氢装置满负荷生产和长周期运转的最重要因素之一.通过对固定床渣油加氢反应器结垢原因的分析,提出了抑制反应器结垢的措施.认为通过采取强化原料管理和严格日常操作管理等措施,能够抑制反应器结垢,延长装置的运转周期.     

乙醇酸甲酯催化加氢制备乙二醇

在微型固定床反应器上,以乙醇酸甲酯为原料,使用Cu-Cr催化剂,催化加氢制备了乙二醇.考察了氢酯摩尔比、反应温度、反应压力、床层空速对反应的影响,并对加氢催化剂的活性进行了XRD的评价.结果显示最佳反应条件为:氢酯摩尔比40:1、反应温度210℃、反应压力3.5MPa,床层空速0.4h-1时,乙醇酸甲酯的转化率达94%...     

重整预加氢反应器压降过大原因分析及对策

重整预加氢反应器反202/1为新投用反应器,短期内两次出现压降快速升高,分析原因认为主要是固体颗粒在催化剂床层顶部沉积所致.介绍了处理措施,并提出长期运转建议.     

裂解C9二段加氢催化剂工业侧线评价

以独山子石化裂解汽油C₉馏分一段加氢产品为原料,模拟工业装置工况,LY-C₉-B与对比催化剂1000 h活性和稳定性试验结果表明：在其它工艺相同条件下,LY-C₉-B入口温度比对比剂低10～15 ℃、床层温升高5 ℃,LY-C₉-B产品溴价明显低于对比剂,LY-C₉-B催化剂脱硫效果比对比催化剂略好,因此LY-C₉-B综合性能明显优于对比剂;同时其加氢产品经切割后,可以作为不同溶剂油使用,具有十分良好的工业应用前景。     

低水气比耐硫变换新工艺在Shell粉煤气化装置上的工业应用

介绍了低水气比耐硫变换新工艺,并简单总结了该工艺在Shell粉煤气化制氨和制甲醇装置上的应用情况。选用QDB-04型催化剂,通过控制反应的水气比和床层入口温度等手段来控制反应深度和床层热点温度的办法是可行的。第1段反应的水气比最高值不超过0．30,床层的最高温度不超过400℃。各段出口CO指标分配合理,无甲烷化副反应发生。     

低水气比耐硫变换工艺在Shell粉煤气化制合成氨工艺中的应用

介绍了低水气比耐硫变换工艺首次在Shell粉煤加压气化制合成氨工艺中的应用情况。工业应用结果表明:选用QDB-04型耐硫变换催化剂,通过控制反应水气比和床层入口温度,可以较理想地控制变换一段的反应深度和床层的热点温度;第1段和第2段反应的水气比最高值不超过0.3,入口温度不超过250℃,床层的热点温度为360～380℃,各段出口CO指标分配合理,最终出口CO体积分数<0.60%,无甲烷化副反应发生。该装置运行一年多来,不仅操作平稳,而且节能效果显著。     

首套南疆渣油加氢装置长周期运行难点及对策

该套渣油加氢装置为首套加工南疆油的渣油加氢装置,由于南疆油中难溶沥青质含量较高,其转化率较低,装置分馏系统低温部位易出现沥青质析出积垢,精制渣油外输压降增大,导致该装置被迫降负荷生产,换热器结垢后精制渣油与原料油换热器换热效果下降,反应加热炉入口温度下降,增加了反应加热炉的负荷,直接影响装置长周期运行,通过各种措施的有效实施,装置运行周期得到延长。     

鲁奇炉宽馏分煤焦油加氢改质工艺研究

在100mL固定床加氢实验装置上,采用自制的不同性质的加氢催化剂组合对云南解放军化肥厂鲁奇炉副产的宽馏分煤焦油进行了加氢改质的工艺研究.结果表明,反应压力、温度、空速和氢油比等参数对煤焦油加氢改质的影响显著,并在反应压力12.0MPa,温度360℃,液时空速1.0h-1和氢油比1200∶1的优化条件下通过加氢改质和产品分馏,可以获得约9%的小于160℃石脑油馏分、78%的160℃～350℃柴油馏分和13%大于350℃尾油馏分.实验装置连续运行了1114h后仍能保持稳定,催化剂表现出良好的活性和稳定性.     

生产清洁柴油的液相循环加氢技术的工业应用

SRH柴油液相循环加氢技术是以利用油品中的溶解氢来满足加氢反应的需要,以油品中氢浓度的变化作为反应的推动力。该技术催化剂床层处于液相中、接近等温操作,反应效率高、产品收率高;高压设备少,热量损失小,装置投资和操作费用均低。工业应用结果证明,SRH液相循环加氢技术以直馏柴油为原料,在反应器入口压力9.0~10.0 MPa、新鲜料体积空速1.4~2.0 h-1、循环比1.5~2.0、反应器入口温度350~360℃等工艺条件下,可以生产满足国Ⅳ排放标准清洁柴油质量要求,适当提高反应器入口温度,柴油产品主要指标满足国Ⅴ排放标准清洁柴油质量要求;处理低硫含量的直馏柴油和焦化柴油的混合油,在反应压力9.0 MPa、新鲜料体积空速2.0 h-1、循环比2.5、反应器入口温度370℃等条件下,柴油产品硫含量等主要指标满足国Ⅳ排放标准清洁柴油质量要求。同时工业装置长期稳定运行表明SRH液相循环加氢技术和关键设备成熟可靠。