稳产国Ⅵ柴油并兼产喷气燃料技术方案的工业应用

介绍了浙江石油化工有限公司新建的3 Mt/a柴油加氢精制装置，其配套使用中国石化石油化工科学研究院有限公司开发的催化剂级配技术，并实施了可根据原料供应及市场产品需求情况灵活调整切换的2种生产技术方案。1 a的安稳生产运行结果表明:该装置以直馏柴油为主原料，通过分馏塔的馏分切割及其侧线抽出，实现了稳产国Ⅵ柴油并兼产喷气燃料技术方案的工业化应用；在实施以兼产喷气燃料为主的生产技术方案时，通过调整常一线柴油的掺炼量，不仅可以生产含硫量小于10.0 μg/g的精制柴油产品，同时兼产所得到的喷气燃料产品含硫量小于0.5 μg/g，赛波特颜色号值大于30；在实施主产精制柴油组分方案时，通过掺炼质量分数为20%~40%的催化柴油，并使所提炼得到的精制柴油组分含硫量小于6.0 μg/g的前提下，这些精制柴油组分产品既可直接作为满足国Ⅵ柴油产品出厂待售，也可作为柴油调和组分储存待用于产品的进一步优化。     

基于Aspen的氢气在1,4丁二醇中溶解度的计算

运用Aspen软件建立闪蒸分离模块采用9种不同的物性方程计算氢气在1,4丁二醇中的溶解度。计算中的温度范围为298.15～373.15K,压力为1.542～9.8MPa。对比模拟值和文献中实验值,分析不同物性方程对于氢气在1,4丁二醇中的溶解度计算的使用范围。考察了进料组分流量比对计算过程影响,结果表明,Aspen软件计算过程有较高的稳定性。优选方程对氢气在1,4丁二醇内溶解度进行计算,分析结果对1,4丁二醇液相加氢精制过程单元设计及工艺条件选择有意义。     

1.0Mt/a汽柴油加氢精制装置扩能改造设计

以山东某地方炼油厂1.0 Mt/a汽柴油加氢精制装置扩能改造至1.2 Mt/a为目标,在满足目标产品质量要求的前提下,对装置扩能改造前后原料油性质、加工比例、产品质量标准、主要工艺参数、物料平衡和热量平衡进行对比和分析,并结合装置的全流程工艺模拟计算和主要设备核算分析,找出了原装置工艺和主要设备瓶颈,并有针对性的提出了具体改造措施。同时对装置扩能改造至1.5 Mt/a的可能性做了探索性分析。     

基于结构导向集总的柴油加氢精制分子水平反应动力学模型Ⅱ.反应规律分析与优化

采用基于结构导向集总的柴油加氢精制分子水平反应动力学模型对中国石油某分公司柴油加氢精制装置的操作条件进行优化,所建模型可以预测不同反应条件下精制产物中典型分子的含量,并可在分子水平上描述柴油体系中的硫化物、氮化物、多环芳烃、正构烷烃等在加氢精制反应器中的转化规律,揭示反应温度、压力、液态空速等操作条件对加氢精制反应过程的影响规律,指导柴油加氢精制装置的操作优化。实验结果表明,精制柴油硫、氮含量小于10μg/g、精制柴油收率不低于设计指标89.5%时,模型预测优化的操作温度区间为314.5～320.3℃。     

煤基高碳醇粗产品的加氢精制研究

高碳醇(C~+_6混合醇)是重要的精细化工原料,广泛应用于合成增塑剂,洗涤剂和分散剂等。以合成气为原料,经费托合成途径一步制得高碳醇的方法,近年来得到密切关注。但是,费托合成高碳醇的粗产品中,除了醇和烷烃外,还有较多的烯烃、醛等不饱和化合物,以及少量的有机酸,因此需要通过加氢精制将其脱除,以简化后续精馏分离工序。针对该体系开发了活性炭负载的Pd基催化剂,在液体空速6 h~(-1),氢油比100～300,温度100～310℃,压力8 MPa条件下,在实验室微型反应装置上对催化剂的性能进行了评价,考察其活性、选择性和稳定性。试验表明,不饱和组分的转化率随温度升高而增加,在温度高于250℃后,不饱和组分转化率可以达到99%以上,且能够将原料中大部分的酸加氢转化,转化率高于90%。但是当温度高于270℃后,醇收率开始显著降低,说明高温条件下醇在催化剂上发生了一定程度的氢解反应。因此,为了尽可能提高加氢产物中醇的收率,较优的反应温度应在250℃左右。采用X射线衍射(XRD)技术表征了反应前后催化剂活性位的晶相和粒径,证明催化剂的活性位是金属Pd纳米粒子,粒径约为20 nm,且在反应前后基本保持不变,催化剂在反应过程中活性位结构稳定。在实验室开发的基础上,该催化剂经历1 000 h寿命实验和规模化制备等环节,成功应用于陕西榆林合成气制高碳醇万吨级工业试验的粗产品加氢精制工序,在反应温度约250℃,8.4 MPa下,不饱和组分转化率100%,酸转化率90.4%,生产出只含有醇和烷烃的混合油品,为后续醇油分离技术的开发奠定基础。     

航空煤油水分离指数影响因素分析及对策

针对中国石油云南石化有限公司1.4 Mt/a航空煤油加氢装置产品水分离指数(MSEP)波动的现象,分析了原料及产品碱性氮含量、抗静电剂加入量、脱硫罐投用情况、缓蚀剂种类等因素对产品MSEP的影响,并采取了应对措施。结果表明:在加工含氮量较高的原油时,将反应温度从265℃升高至280℃,控制航空煤油(简称航煤)产品含碱性氮量小于1μg/g,抗静电剂加入量为0.55 g/mL,航煤产品MSEP均大于80;投用脱硫罐可使航煤产品的MSEP增加14～18个单位;使用水溶性缓蚀剂,航煤产品的MSEP稳定在90以上。     

焦化粗苯加氢装置尾气脱硫新工艺

焦化粗苯加氢精制后的尾气中含有大量的硫化物,直接排放不能满足环保要求。介绍了原有的脱硫工艺及存在的各种问题。为了满足尾气排放的环保标准,对原有工艺进行优化,采用湿法脱硫制硫氢化钠新工艺,既解决了污染源问题,又创造了可观的经济效益。     

柴油液相加氢精制技术与传统加氢精制技术的比较

在反应机理和设计规模一致的条件下,通过对传统柴油加氢精制技术和IsoTherming液相加氢处理技术的对比,发现IsoTherming液相加氢处理技术能为炼油企业提供一种更经济和更灵活生产超低硫柴油的新手段,并且在投资和能耗方面都优于传统的柴油加氢精制技术。     

从理论能耗分析炼油装置的节能潜力

介绍理论能耗的概念和引入的必要性,提出理论能耗的推导过程。结合250×104 t/a柴油加氢精制装置的实际生产过程,采用Aspen Plus流程模拟软件对工艺流程进行模拟,计算该过程的理论能耗。与实际能耗进行对比,探讨能量消耗所在,根据用能过程的原理,提出炼厂节能改进的措施。     

装填3层催化剂的页岩油加氢精制工艺的中试

采用等体积浸渍法制备HY-γ-Al2O3,Ni-W-P/HY,Ni-Mo-P/γ-Al2O3催化剂用于页岩油加氢精制。在中试装置上考察反应温度、反应压力、氢气与页岩油的体积比(氢油比)和液态空速及催化剂的装填工艺等条件对页岩油加氢精制的影响。试验结果表明,3层催化剂(HY-γ-Al2O3,Ni-W-P/HY,Ni-Mo-P/γ-Al2O3)的页岩油加氢精制工艺具有较好的精制效果,适宜的加氢精制条件为:温度400℃、压力9.0 MPa、氢油比为600、液态空速为0.5 h-1。在此条件下页岩油的脱硫率达96.8%,脱氮率达90.5%。与单层催化剂(HY-γ-Al2O3)及2层催化剂(HY-γ-Al2O3和Ni-W-P/HY)相比,采用3层催化剂的页岩油加氢工艺的脱硫率分别提高了2.3%和1.5%,脱氮率分别提高了4.9%和3.3%。