柴油加氢改质装置由FD2G技术转为FDHC技术的应用

某石化公司0.90 Mt/a柴油加氢改质装置原设计采用中石化(大连)石油化工研究院有限公司(简称FRIPP)开发的催化裂化柴油加氢转化(FD2G)技术。为了应对成品油市场变化，装置建成后该公司决定采用FRIPP开发的直馏柴油增产喷气燃料(FDHC)技术，通过变更原料、更换催化剂体系和局部流程改造，将生产方案由汽油方案调整为喷气燃料方案。装置改造后的标定结果表明：重石脑油的收率为21.90%,芳烃潜含量(w)为48.5%,是优质的催化重整原料；喷气燃料收率为33.33%,性质满足3号喷气燃料的要求；精制柴油收率为31.93%,硫、氮含量较原料柴油显著降低，可用作国Ⅵ车用柴油调合组分。作为国内首次将柴油加氢改质装置由FD2G技术成功改造为FDHC技术的案例，该工业应用可为同类装置提供参考。     

高低温双反应区平台工艺RTS在炼油领域的应用

为了更好地实现深度脱硫、脱氮以及芳烃饱和等反应,开发了高低温双反应区平台工艺技术RTS。该平台工艺技术可以用于柴油质量升级、催化裂化柴油（LCO）加氢促进多环芳烃饱和、高氮含量或高终馏点喷气燃料低压加氢、重整预加氢掺炼二次加工石脑油等领域。工业装置运行数据表明：采用RTS技术处理掺炼质量比例25%左右的二次加工柴油馏分的原料时,得到的精制柴油硫质量分数小于10 μg/g,多环芳烃质量分数小于5%,满足国Ⅵ柴油质量标准,且装置运转周期可达到3年以上,实现了长周期稳定运行。     

全馏分催化裂化汽油选择性加氢脱硫技术在加氢装置改造中的应用

采用中国石化石油化工科学研究院开发的催化裂化汽油选择性加氢脱硫（RSDS-II）技术,将某石化公司原有的一套 0.3 Mt/a喷气燃料加氢精制装置改造为0.2 Mt/a催化裂化汽油选择性加氢装置,用不切割方案,氢气一次通过工艺,生产出可满足国Ⅳ汽油调合组分要求的精制汽油产品,精制汽油硫质量分数小于100 μg/g、硫醇硫质量分数小于20 μg/g,研究法辛烷值损失小于1个单位。     

调整炼油厂产品结构的加氢技术的开发与应用

介绍了可以调整炼油厂产品结构的系列加氢技术。灵活调整产品分布的加氢裂化技术可以通过调整产品的馏程范围及更换化工型加氢裂化催化剂有效压减柴油产量,降低柴汽比;中压加氢改质MHUG技术可以生产约10%~35%的高芳潜石脑油,同时生产清洁柴油(其硫质量分数小于10μg/g,十六烷值较原料增加10~25单位);FD2G催化裂化柴油加氢转化技术可将劣质柴油馏分转化为收率50%以上的高辛烷值(RON 91~94)、低硫(硫质量分数小于10μg/g)的汽油产品,可作为国Ⅴ汽油调合组分;FDHC柴油中压加氢裂化技术以直馏柴油为主要原料,可以直接生产优质3号喷气燃料(喷气燃料收率40%~50%,烟点26~31 mm),有效压减柴油产量,降低柴汽比;FD2J直馏柴油中压加氢裂化技术可以进一步降低喷气燃料冰点,提高喷气燃料收率。     

催化柴油掺炼比对柴油加氢工艺的影响北大核心CSCD

目的考查催化柴油掺炼比对混合柴油加氢工艺的影响。方法针对某炼厂物料平衡的需要及柴油加氢工业装置提高催化柴油掺炼比的需求,以混合柴油的加氢工艺为研究对象,在加氢中试装置上考查催化柴油的掺炼比对加氢工艺参数(平均反应温度)、产品分布和产品性质的影响,建立加氢工艺参数等与催化柴油掺炼比的关联式。结果①随着催化柴油掺炼比的提高,原料的组成更趋重质化、劣质化,加氢难度显著增加;②所建立的精制柴油硫含量、平均反应温度与催化柴油掺炼比的关联式可在一定范围内指导工艺参数的调整;③在同等条件下,随着催化柴油掺炼比的提高,混合柴油的转化率快速降低。综合考虑催化剂寿命、多产优质重整原料的需求以及兼产3号喷气燃料的要求,将催化柴油的掺炼比调整至30%左右较为合适。当产品性质有余量时,掺炼比可适当提高,同时在工业装置上完成验证。结论明确了劣质原料掺炼比对平均反应温度等加氢工艺参数以及加氢裂化产品分布和产品性质的影响,可为同类工业加氢装置掺炼劣质原料提供工业运行实例的参考。     

掺炼催化裂化柴油对加氢裂化产品的影响分析

以减压蜡油和不同比例催化裂化柴油(催化柴油)配制的混合油为原料进行加氢裂化试验,考察不同转化率下掺炼催化柴油对轻石脑油、重石脑油、喷气燃料及柴油的贡献率。催化柴油掺炼比例为10%时,控制尾油收率为28%,掺炼催化柴油对各产品收率贡献为喷气燃料柴油轻石脑油重石脑油;随着转化率的提高,掺炼催化柴油对轻石脑油的贡献率增加,对重石脑油、喷气燃料、柴油的贡献率降低;控制尾油收率为12%,掺炼催化柴油对各产品收率贡献为轻石脑油喷气燃料柴油重石脑油。在低转化率条件下,催化柴油掺炼比例达到40%时,掺炼的催化柴油对喷气燃料贡献率达到65.2%,加氢裂化重石脑油的芳烃潜含量为63.1%,可作为优质催化重整原料。     

蜡油加氢裂化装置掺炼加氢精制柴油的探讨

鉴于目前国内柴油产品市场过于饱和且加氢精制柴油经济效益较差,提出了蜡油加氢裂化装置掺炼加氢精制柴油的加工方案。该加工方案拓宽了蜡油加氢裂化装置原料油范围,增加了装置生产方案的灵活性,充分利用了装置加工能力,提高了装置运行效益,降低了综合能耗。工业生产结果表明,蜡油加氢裂化装置所掺炼的精制柴油经反应转化为重石脑油及喷气燃料等高附加值产品,可大幅提高经济效益。     

加氢裂化装置掺炼催化裂化柴油生产军用3号喷气燃料总结

结合多环芳烃加氢裂化反应机理以及催化裂化柴油(催化柴油)芳烃含量高且馏程与喷气燃料产品部分重合的特点,中国石化海南炼油化工有限公司通过1.5 Mt/a加氢裂化装置掺炼适当比例的催化柴油,并优化调整精制和裂化反应平均温度等工艺参数,解决了喷气燃料产品质量不满足军用3号喷气燃料指标要求中芳烃体积分数不小于8%的问题。当催化柴油的掺炼比例提升至10%时,喷气燃料产品的芳烃体积分数由掺炼前的7.5%提升至9.1%,同时,其余主要产品柴油和加氢裂化尾油的质量达标,满足了企业生产需求。     

凝析油加氢装置生产低硫柴油及精制石脑油长周期运行分析

福建福海创石油化工有限公司5.0 Mt/a凝析油加氢装置通过全馏分加氢脱硫、脱氮和物理分离的方法连续稳定地生产出精制石脑油和低硫柴油产品。长周期工业应用结果表明：采用催化剂HR-608,通过对不同凝析油进行试验,全馏分凝析油加氢后可以生产符合重整装置进料的精制石脑油和低硫国Ⅵ柴油组分,精制石脑油能保证重整装置稳定运行。由此可见,通过对凝析油加氢装置生产工艺条件的优化,可以实现有效降低凝析油中的硫、氮含量,生产出硫质量分数小于3.0 μg/g的精制凝析油产品,取得预期的技术效果。凝析油加氢过程放热量低,燃料气和高压蒸汽消耗在装置总能耗中占比较高,通过优化加热炉对流段取热量、排烟温度、加热炉氧含量及汽提塔塔底温度和回流量等参数,达到提高加热炉效率和降低高压蒸汽消耗的目的,从而降低装置能耗。     

柴油加氢装置FHUDS-7/8催化剂体系工业应用总结

中国石油化工股份有限公司广州分公司2.0 Mt/a柴油加氢装置于2018年7月完成了FHUDS-8和FHUDS-7催化剂装填及预硫化,一次开车成功。2018年9月后装置处理量逐渐稳定,维持在210～230 t/h,主要加工硫质量分数为0.7%～1.4%的高硫直馏柴油,在较高的体积空速和相对缓和的条件下可稳定生产硫质量分数小于10μg/g的国Ⅵ精制柴油调合组分。2019年10月开始向原料中掺炼10%的焦化柴油,控制精制柴油硫质量分数小于6μg/g,装置的入口和出口温度略有提高。结果表明:通过模拟装置入口和出口温度的变化曲线,以装置的出口温度计算装置的提温速率,得到装置反应提温速率平均约0.9℃/月,FHUDS-8和FHUDS-7柴油加氢精制催化剂体系具有良好的加氢脱硫性能,可以长周期稳定处理高硫直馏柴油或掺兑二次加工油的混合油,具有良好的活性和稳定性。     

FHUDS-8催化剂在柴油加氢改质装置中的应用

在中国石油哈尔滨石化公司45万t/a柴油加氢改质装置中,以-20~#催化裂化(FCC)柴油为原料,分别采用精制方案和降凝方案对FHUDS-8催化剂工业应用进行了标定。结果表明:FHUDS-8催化剂具有较好的原料适应性和加氢活性;与降凝方案相比,采用精制方案的氢气消耗量高,空速低,柴油收率提高了4.35个百分点;在-20~# FCC柴油中掺炼质量分数为30%的常二线柴油后,不仅生产出含硫量达到国Ⅴ柴油标准的产品,而且还可以生产出终馏点为171℃,收率高于10%的粗汽油。     

3 Mt/a柴油加氢装置改造及应用效果

为高比例掺炼催化裂化柴油，提高全厂柴油质量，中国石化茂名分公司对4号柴油加氢装置进行了技术改造，并对改造后的装置进行了标定。结果表明：通过实施新增改质反应器、调整催化剂级配方式、改造分馏塔塔盘数、增设轻柴油侧线汽提塔等措施，改造后装置在催化裂化柴油掺炼质量比为26.5%、精制反应器入口压力为8.55 MPa、精制反应器入口温度为312.5℃、改质反应器入口温度为358.0℃的条件下，生产出硫质量分数小于10μg/g、多环芳烃质量分数小于7%的精制柴油，其十六烷指数为49.1,比原料油提升5.7,装置能耗为293.52 MJ/t,明显优于装置设计能耗。此外，改造后装置运行过程中仍存在一些问题，需要进一步优化装置原料组成，降低原料切换频次。     

FDHC柴油中压加氢裂化技术的开发

为了满足炼油企业减产柴油、降低柴汽比的产品结构调整需求,中国石化抚顺石油化工研究院开发了FDHC柴油中压加氢裂化技术。该技术采用加氢裂化-补充精制工艺流程,解决了中压加氢裂化喷气燃料馏分烟点偏低和装置运行末期产品质量下降等难题,通过优化原料构成、催化剂体系和操作参数,使之适用于加工直馏柴油原料,灵活增产优质喷气燃料产品、重整原料和蒸汽裂解制乙烯原料。生产的喷气燃料馏分烟点可达28.1 mm,可作为优质3号喷气燃料;未转化柴油馏分BMCI可达9.5,可作为优质的蒸汽裂解制乙烯原料。     

海南炼化柴油质量升级的研究与实践

中国石化海南炼油化工有限公司（简称海南炼化）原设计生产满足国Ⅲ排放标准的清洁柴油产品。由于海南炼化柴油池中MIP催化裂化柴油比例高、十六烷值很低,原有的加工手段无法满足国Ⅳ排放标准以上车用柴油的生产需要。经过对柴油池的组分进行研究及对不同加工工艺进行比选,与中国石化石油化工科学研究院联合开发了分区进料柴油灵活加氢改质MHUG-Ⅱ技术,成功应用于原2.0 Mt/a柴油加氢装置改造。工业应用结果表明,以海南炼化直馏柴油和催化裂化柴油为原料,在较缓和的工艺条件下,可以灵活生产硫质量分数小于50 μg/g或者10 μg/g、十六烷值高于49或51的满足国Ⅳ或国Ⅴ排放标准的清洁柴油。     

柴油加氢改质降凝配套催化剂工业再生效果

140万t/a柴油加氢改质降凝装置采用柴油加氢改质异构降凝技术及其配套的催化剂,使用首次工业再生催化剂试生产了0~#,-10~#,-20~#精制柴油。结果表明:3种精制柴油产品的质量均可满足国Ⅴ和国Ⅵ标准,有效降低了氮、硫的排放量,再生催化剂表现出良好的催化性能和操作性能;副产品粗汽油的含硫量和含氮量均低于设计值,满足重整装置掺炼粗汽油的要求;使用再生催化剂生产的精制柴油收率略低于使用新鲜催化剂者,但高于设计值(82.27%),前者的装置综合能耗略高于后者。     

催化裂化柴油加氢处理生产高密度喷气燃料的研究

催化裂化柴油（简称催化柴油）中富含的单环及双环芳烃可通过加氢饱和生成环烷烃,是优质的高密度喷气燃料组分。通过对催化柴油窄馏分的烃类组成分析,确定了适合生产高密度喷气燃料产品的原料馏分范围;以优选的催化柴油轻馏分作为原料油,在适当的条件下加氢得到了密度（20 ℃）大于0.835 g/cm³的高密度喷气燃料组分,并进一步开展了工艺条件对高密度喷气燃料产品性质影响的研究。催化柴油加氢生产高密度喷气燃料技术可为炼油企业在催化柴油加工路线上提供更多的选择。     

喷气燃料加氢装置兼顾生产国V柴油的运行分析

介绍了中国石化塔河炼化0.3 Mt/a 喷气燃料加氢装置以常一线为原料,间歇生产满足GB 6537—2006的3号喷气燃料和满足国Ⅳ或国Ⅴ排放标准的柴油产品的生产经验。柴油产品全面升级后,通过简单的工艺调整,可以实现生产喷气燃料及生产满足国Ⅴ排放标准柴油两种加工方案的切换。生产3号喷气燃料,生产满足国Ⅳ排放标准柴油,生产满足国Ⅴ排放标准柴油这三种加工方案下,反应器入口温度依次相差约20℃。通过比较不同加工方案的差异性及催化剂的失活速率,提出今后喷气燃料加氢装置催化剂长周期运行的建议。     

煤柴油加氢裂化装置掺炼重凝析油工艺研究

在中型加氢裂化试验装置上考察了原料中重凝析油掺炼比例对产品分布和产品质量的影响,同时考察了反应温度、体积空速对产品性质的影响。试验结果表明,中海石油炼油化工有限责任公司惠州炼油分公司煤柴油加氢裂化装置掺炼重凝析油可行,随着重凝析油掺入比例增加,工艺参数趋于缓和。适宜的重凝析油掺入比例为8%,煤油馏分烟点可达25 mm以上,冰点小于-60℃,可满足3号喷气燃料要求;柴油馏分硫含量小于10μg/g,十六烷值为57.9,多环芳烃含量为0,可以满足欧V柴油排放标准要求。     

加氢裂化装置掺炼二次加工柴油多产喷气燃料的技术应用

中国石化北京燕山分公司为解决加氢裂化装置负荷低、厂内劣质柴油品质差的问题,在加氢裂化装置原料中掺炼一定比例的催化裂化柴油(催柴)或焦化柴油(焦柴)。介绍了加氢裂化装置分别掺炼催柴和焦柴的技术对比,由催柴改至焦柴后：精制反应器二床层出口温度下降8.6 ℃,精制反应器总温升下降19.4 ℃,精制反应器和裂化反应器总压降均减小;在转化率约为68%时,掺炼催柴时的氢耗为3.48%,掺炼焦柴时的氢耗约为3.10%;喷气燃料中芳烃体积分数由15.7%降至6.1%,烟点上升1.5 mm,柴油收率增加7.26百分点,十六烷值增加3个单位,尾油BMCI值降低0.7,综合能耗上升1.6 MJ/t。     

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。