发展重油加工提高轻质产品收率

由于发动机燃料需求量增长、更为严格的环保要求和质量控制以及重质原油开采量的增加，发展重油加工，增加轻质石油产品，已成为世界炼油工业的重大问题。重油加工方案的研究表明：延迟焦化和催化裂化的组合工艺有较高的效益，而重油加氢裂化和重油催化裂化的组合工艺，可以把高含硫重油最大量地转化为轻质产品。重油催化裂化、延迟焦化和催化裂化、重油加氢裂化和重油催化裂化组合工艺是我国本世纪内重油加工发展的重点。发展重油加氢裂化近期以固定床加氢裂化为宜。     

高硫原油生产清洁燃料组合工艺技术

通过九个加工方案的对比，指出对于新建的10Mt/a炼油厂，建议采用减压渣油加氢脱硫 重油催化裂化 加氢裂化加工方案，或溶剂脱沥青 加氢裂化 重油催化裂化方案；对于已有的炼油厂需进行加工高硫原油技术改造时，建议采用溶剂脱沥青 加氢裂化 重油催化裂化方案。     

高转化率与低碳排放重油加工路线的研究

通过对几种加氢方案（VRDS方案、浆态床方案、沸腾床方案）、脱碳方案（焦化方案）以及组合方案（焦化方案+沸腾床方案）进行系统研究,考察了重油加工路线对油品收率和碳排放的影响,并进行了效益对比分析。结果表明,加氢路线的轻油收率高,碳排放高。无论是否征收碳税,加氢路线的效益均高于脱碳路线的效益,但投资较高。在3种加氢路线中,浆态床方案的轻油收率最高,碳排放居中,投资较少,效益最好;沸腾床方案的轻油收率最低,投资最高,效益最差;VRDS方案的碳排放最高,轻油收率居中,投资和效益也居中。与焦化方案和沸腾床方案相比,两者组合方案的轻油收率和效益明显提高。     

委内瑞拉超重油改质技术方案

对全球现有委内瑞拉超重油改质技术进行了分析,并结合委内瑞拉超重油的典型性质,提出了掺轻油、减压渣油焦化/馏分油加氢处理、常压渣油焦化/馏分油加氢处理、延迟焦化/中压加氢裂化/馏分油加氢处理等改质方案,并基于对这些改质方案的技术经济评价,指出以延迟焦化/中压加氢裂化/馏分油加氢处理方案作为推荐加工方案.     

浙江石化40 Mt/a炼化一体化项目规划设计总结

总结了浙江石油化工有限公司40 Mt/a炼化一体化项目的规划设计,重点解决了7个关键技术问题。设计原油采用高硫高酸方案;重油加工工艺采用固定床渣油加氢脱硫+重油催化裂化+延迟焦化+渣油浆态床加氢裂化工艺,是加氢和脱碳组合工艺模式;柴油和蜡油采用多产优质重石脑油的加氢裂化工艺,增产重石脑油10.85 Mt/a;炼化过程副产的轻烃(C₂～C₅)供给2套1.4 Mt/a蒸汽裂解装置和1套0.6 Mt/a丙烷脱氢装置;煤和自产的石油焦采用气化工艺满足项目清洁工艺燃料和氢气的供应;综合利用海水,为项目提供全部生产用水;采用大型化、标准化和模块化设计。项目实施后,主要工艺装置规模和技术经济指标达到了世界级水平,实现了分子炼油,项目炼化一体化率高达62.4%,成品油收率仅为37.7%。     

加氢裂化装置在压减柴油中的作用分析

国内某炼化企业利用加氢裂化装置产品质量好、生产方案灵活的特点，开展了最大化生产非柴油产品、降低柴油收率的工业实践。结果表明：在尚未全面实施压减柴油策略的情况下，该装置平均每年可加工124.2 kt催化裂化柴油和120.4 kt直馏柴油；实施压减柴油策略后，增产轻石脑油方案的轻石脑油收率可达46.29%,增产重石脑油方案的重石脑油收率可达53.41%,增产喷气燃料方案的喷气燃料收率可达46.01%。此外，通过挖掘潜力，装置可生产5号工业白油特种油。在不改变该加氢裂化装置原设计及催化剂级配体系的条件下，通过调整原料配比及性质、优化生产方案等方式，该装置压减柴油能力可达到400 kt/a。     

增产喷气燃料加氢裂化技术的开发及应用

介绍了一种新的可增产喷气燃料加氢裂化技术,该技术通过不同类型加氢裂化催化剂的活性匹配,在最大量增产喷气燃料的同时,还能改善加氢裂化尾油的BMCI值,特别适合采用单一类型加氢裂化催化剂的加氢裂化装置,通过更换少量催化剂即可明显增加企业的经济效益,已在国内多套加氢裂化装置应用,获得良好的效果。某石化分公司1.8 Mt/a加氢裂化装置应用结果表明,在尾油收率基本相同的条件下,喷气燃料产率可增加14.72%,尾油BMCI值降低1~2单位。     

渣油沸腾床加氢裂化技术对炼油加工总流程的影响及经济性分析

以高硫中质原油加工为例,从对原油的适应性、全厂装置构成、公用工程消耗及能耗、产品结构及性质、环境保护、投资及经济效益分析等几个方面,全面分析了渣油沸腾床加氢裂化技术对炼油加工总流程的影响。通过与渣油固定床加氢处理技术的对比分析,表明渣油沸腾床加氢裂化方案在技术经济上是可行的。     

灵活利用加氢裂化装置增产喷气燃料

为了增加喷气燃料产量提高企业的经济效益,利用加氢裂化装置原料适应范围广的特点,加氢裂化装置掺炼催化裂化柴油、常二线及常三线提高装置负荷,通过提高装置负荷增产喷气燃料,同时根据各工况原料性质的变化优化各工况操作条件最大限度增产喷气燃料。与设计工况相比,掺炼催化裂化柴油、常二线及常三线工况喷气燃料收率分别增加4.3,5.8,0.94百分点,而且随着原料范围的拓宽,装置负荷及喷气燃料的产量大幅提高;通过计算各工况的经济效益发现,在当前的市场情况下,增产喷气燃料方案是加氢裂化装置优化的方向。     

基于中压加氢改质方案的炼油流程协同优化

中国石化北京燕山分公司(简称燕山分公司）为增产高附加值产品、提升效益，对炼油系统进行了流程协同优化。中压加氢裂化装置掺炼催化裂化柴油，由加氢裂化方案改为加氢改质方案运行，将改质柴油送入三号催化裂化装置（简称三催化装置）的提升管进行回炼；同时，将焦化蜡油改入加氢裂化装置进行加工，而蜡油加氢装置不再加工焦化蜡油以改善催化裂化原料。协同优化后，中压加氢改质装置的柴油产品十六烷值提高7个单位；三催化装置的液化气收率提高1.96百分点，汽油收率增加0.88百分点，总液体收率增加2.28百分点；高压加氢裂化装置喷气燃料产品的密度（20 ℃）降低至806 kg/m3，烟点为23.8 mm，尾油BMCI由11.8降低至10.8；蜡油加氢装置精制蜡油的饱和分质量分数提高4.68百分点，芳香分质量分数降低5.96百分点，氮质量分数降低0.06百分点，使催化裂化原料性质得以改善。通过将中压加氢改质装置的喷气燃料馏分抽出送催化裂化装置回炼，与回炼改质柴油相比，催化裂化汽油的研究法辛烷值（RON）增加1.0个单位，改质柴油十六烷值提高4.8个单位。通过全炼油板块系统性优化，燕山分公司车用柴油产品的十六烷值由53.5降低至51.5，解决了质量过剩问题。