提高减压蜡油深拔程度对蜡油加氢裂化装置的影响

为了降低减压渣油收率,提高减压蜡油收率,提高蜡油加氢裂化装置生产负荷的同时增产重石脑油与喷气燃料,采用了减压蜡油进行深拔工艺。生产结果表明:减压蜡油干点由540℃提高至580℃,原料油密度增大,催化剂失活速率增加,精制催化剂失活速率为设计值4.65倍,裂化催化剂失活速率为设计值5.8倍;减压渣油收率降低了6百分点,减压蜡油收率增加4百分点,混合柴油收率增加2百分点,喷气燃料烟点与柴油十六烷指数降低,但都能满足工艺和产品质量要求;提高减压蜡油的干点,增加了装置生产负荷,总体单位能耗下降了4.47 kg/t(即千克标油每吨),在一定程度上节约了能量,提高企业经济效益。     

减黏工艺生产低硫重质船用燃料油的研究

随着国内炼油能力和成品油需求矛盾日益突出,低硫船用燃料油生产成为炼油厂重油平衡以及盈利的关键。目前企业常采用轻质馏分稀释低硫减压渣油来调合生产低硫船用燃料油,存在成本高、盈利能力差问题。利用减黏工艺大幅度降低减压渣油的黏度和倾点,可实现以大比例减黏渣油调合生产低硫船用燃料油。试验结果表明,减压渣油经减黏改质后,降黏率超过90%,倾点降至30 ℃以下,与原调合方案相比,轻质馏分调入量由30.0%降至3.2%,生产成本大幅降低。此外,采用减黏路线生产低硫船用燃料油,降低了渣油加氢装置负荷,使进入催化裂化装置的高残炭劣质组分减少,改善了催化裂化装置进料,综合测算企业效益可增加 7 982 万元/a。由低硫减压渣油经减黏工艺生产低硫重质船用燃料油,对低硫船用燃料油的生产和低硫减渣的高效利用均提供了可借鉴的思路。     

减压渣油延迟减黏裂化中试研究

为解决减压渣油在调合低硫船舶燃料油RMG 380时黏度高的问题,在延迟焦化中试装置上开展以减压渣油为原料的延迟减黏裂化中试研究,考察不同的延迟减黏裂化反应温度对减黏效果的影响。结果表明:在进料量为5 000 g/h,反应时间为300 min,注汽量和反应压力均为0的减压渣油延迟减黏中试试验条件下,加热炉炉管出口温度与减黏率、减硫率成正比;当加热炉出口温度达380℃时,减压渣油的减黏率达85%以上,产物减黏油的收率达80%以上;当加热炉出口温度达400℃时,减压渣油的减黏率达95%以上,产物减黏油的收率达90%以上。反应温度在380～400℃的延迟减黏裂化,其减黏效果明显,减黏率达85%以上,满足RMG 380调合料低黏度的要求。     

运用过程模拟模型提升常减压及焦化联合装置轻油收率

介绍了某炼油厂在保证汽油、柴油混合加氢精制装置产品质量的前提下,针对常减压装置的常一线油终馏点控制在235~245℃,作为生产航煤的原料;汽油、柴油混合加氢精制装置产出的加氢石脑油终馏点控制在150~160℃,以降低连续重整装置进料量;延迟焦化装置按1.8大循环比操作,不产出蜡油的运行工况,利用R-SIM全流程优化平台,开发了常减压、焦化联合装置和汽油、柴油混合加氢精制装置的过程模拟模型,实现对以上3种装置的全流程工艺计算。经计算,调整常二线油和延迟焦化柴油的95%点馏出温度的配比关系,将常二线95%点馏出温度控制在365~375℃,焦化柴油95%点馏出温度控制在360~365℃,可提高常减压、延迟焦化联合装置的轻油收率0.67百分点,经济效益显著。     

采用组合工艺提高辽河减压渣油轻油收率

以辽河减压渣油为原料,采用C5为溶剂,在压力4.0~7.0 MPa、剂油质量比4:1及温度160/180 ℃的条件下进行深度溶剂脱沥青试验,残炭降低率50%左右,90%以上的沥青质得到脱除,并富集到脱油沥青中。采用溶剂脱沥青-脱沥青油催化裂化-沥青残渣焦化组合工艺加工辽河减压渣油的研究结果表明：随溶剂脱沥青压力的提高,脱沥青油的收率增加,压力为7.0 MPa时,总脱沥青油收率达到74.22%,沥青残渣收率明显降低;轻、重脱沥青油催化裂化的平均液化气＋轻油收率分别为25.74%及12.72%,沥青残渣焦化的液化气＋轻油收率均值为7.17%。采用组合工艺技术,辽河减压渣油的液化气＋轻油收率较减压渣油直接焦化提高了4.06 百分点。     

减粘裂化装置投产成功

广州石油化工总厂100×10~4t/a减粘裂化装置于1989年9月一次开车成功.该装置是引进Shell公司的专利技术和Lummus公司的技术秘密,采用加防返混挡板的上流式裂化反应塔的减粘裂化工艺(SSV).从胜利原油减压渣油(70%)和SDA沥青(30%)为基础原料,生产大于343℃或大于180℃的减粘渣油,经与催化裂化装置的澄清油和轻柴油     

石油二厂减粘装置投产

石油二厂在新建120×10~4t/a催化裂化装置投产之后,利用已经停产的热裂化装置改造成一套处理量为40×10~4t/a的减粘装置,于1988年11月7日生产出合格产品.在炉出口温度445℃条件下,减压渣油粘度下降了约65%,用减粘渣油调合出口船用燃料油,粗轻柴油调合比下降至16%,比直接用     

新疆春风稠油减压渣油生产150BS光亮油工艺研究

以新疆春风油田的稠油减压渣油为原料,通过丙烷脱沥青工艺,得到100℃运动黏度达109.4 mm~2/s的轻脱油,其性质满足加氢装置进料要求,收率占减压渣油的31.64%;以此轻脱油为原料,采用三段高压加氢工艺,生产出满足指标要求的150BS光亮油产品,其收率占轻脱油的40%左右;得到的副产品性能优良,其中280~360℃馏分可以作为变压器油调合组分,360~480℃馏分可以作为橡胶增塑剂环烷基矿物油产品,总的润滑基础油收率在79.3%左右。     

塔河劣质稠油生产90A高等级道路沥青装置改造及应用

中国石化塔河炼化有限责任公司2号常减压-焦化装置,加工原油为塔河劣质稠油,其中减压渣油是塔河道路沥青产品的主要调合原料,随着塔河原油性质劣质化程度不断加剧,其减压渣油沥青质含量逐渐升高、闪点逐步降低,沥青产品质量也逐步下降,越来越难以满足生产高等级沥青产品的需要。而影响沥青产品质量提升的主要因素是减渣闪点提不上去,以及减渣蜡含量较高的问题,因此,该公司从优化减压装置进料,提高减压塔的分离精度,使焦化蜡油和重循环油得到合理利用的思路,对2号常减压-焦化装置进行沥青适应性改造,并组织实际生产调试,最终生产出了合格的90A高等级道路沥青产品。     

润滑油原料预处理装置适应原油轻质化的技术改造

针对中国石化济南分公司2.5 Mt/a润滑油原料预处理装置在加工轻质化进口原油时,面临着其闪蒸塔与常压塔塔顶的压力、汽油产品流量及其冷却后回流温度均在接近控制指标上限高位运行的困境,并且汽油产量高而外送困难,以及减压中段泵超负荷运行等系列安全生产瓶颈,实施了将闪蒸塔改造成初馏塔,以及配套技改措施,并优化了换热网络。结果表明:技改后,装置轻质化原油平均加工量增长了20%,相应的原油加工负荷率、汽油收率分别提高了14.73,2.00个百分点;与技改前同期相比,技改后换热网络节能降耗效果显著,原油换热终温提高了约12 ℃,综合能耗（以标准油计）达到 8.55 kg/t,同比下降了0.37 kg /t。     

常减压蒸馏装置节能降耗优化措施

针对某炼油厂13.0 Mt/a常减压蒸馏装置能耗高的问题,结合实际运行工况,重点围绕如何降低燃料和1.0 MPa蒸汽消耗,实施了减二线至产品储罐区的流程改造,用燃料气替代产品储罐氮封的技措,以及Robust-IPC全流程智控技术应用的节能综合优化措施。结果表明:技改后,装置常压炉、减压炉的含氧体积分数均降至1.8%,热效率分别提高了0.12,0.14个百分点;燃料气中含N2体积分数月平均降幅4.9个百分点,燃料气热值提高了 3 443.02 J/g;换热网络的换热终温提高了3.59 ℃,节约燃料消耗330.5 kg/h;稳控了减压塔残压,使1.0 MPa蒸汽能耗（以标准油计,下同）月平均降低了0.128 kg/t;装置综合能耗由8.550 kg/t降至7.750 kg/t,降幅为9.36%。     

常减压蒸馏装置减压深拔技术改造及工艺优化

针对中国石油化工股份有限公司广州分公司加工能力为8Mt／a的Ⅲ套常减压蒸馏装置存在的常压塔操作压力高、减压塔塔底渣油泵容易抽空等影响常、减压深拔的现状,采取了降低常压塔塔顶系统压力降、增加减压急冷油系统等措施。结果表明：减压渣油500℃馏出率从改造前的3．20％降低至2．67％,常压塔塔底油350℃馏出率从改造前的9．0％降低至4．3％,高价值蜡油收率提高了2．95个百分点。     

常减压蒸馏装置负荷转移技术的模拟与优化

用ASPEN PLUS软件对卡宾达原油常减压蒸馏装置进行流程模拟计算，并通过灵敏度分析确定装置的最大加工负荷，并找出常压塔与减压塔之间关联操作的影响因素，提出常减压装置负荷转移技术的扩能改造操作优化方案。     

降低常减压装置重蜡油残炭的可行性探讨

针对常减压装置重蜡油(减四线)残炭、Ni,V等含量居高不下、难以作催化原料的问题,确认常压塔塔内雾沫夹带严重,使柴油拔出能力降低、操作稳定性变差,是造成减压拔出率降低的主要原因;优化常压塔拔出率、实现减压深拔是解决问题的关键。根据模拟计算,可将常压重油中低于350℃馏分油质量分数操作值由目前的12.5%降低到6%,减一线馏分的柴油量可比原操作值降低90%。调整常压拔出率,使减压塔分离效果大幅改善,雾沫夹带和减顶缩径段压力降降低,减四线残炭及金属含量可大幅度减少。     

原油减压深拔新工艺研究

为了最大限度地提高原油蒸馏过程中轻油的收率,提出了一种新的原油减压蒸馏工艺方法。从装置能耗、轻油收率和设备投资等方面阐述了新工艺的技术特点;利用流程模拟软件Hysys,在相同的操作条件下,用相同处理量的同种原油对新流程和常规流程进行了原油减压蒸馏模拟计算,从装置能耗、轻油收率和设备投资方面进行了对比分析。结果表明:新工艺采用减压闪蒸塔代替减压转油线,降低减压渣油收率2%～4%,使减压蜡油切割点提高到588.7℃以上,有利于原油常减压蒸馏装置的减压深拔操作;同时降低了装置能耗。对原油常减压蒸馏装置深拔设计和扩能改造具有一定的指导意义。     

减压深拔技术在常减压蒸馏装置上的应用

介绍了减压深拔技术在中国石化青岛炼化公司常减压蒸馏装置上的应用情况,对比分析了实施减压深拔技术前后对全厂相关装置的原料性质、操作条件、产品质量、物料收率、装置能耗等方面的影响,并在此基础上进行了效益对比分析。应用结果表明,常减压蒸馏装置实施减压深拔技术后,在渣油TBP切割点达到572℃、超过国外565.6℃的标准设计值时各装置运行平稳,每年可增加经济效益13560万元。     

延迟焦化装置分馏塔塔底防结焦技术改造

针对中国石化天津分公司延迟焦化装置分馏塔塔底的结焦问题,采用蜡油与焦炭塔油气直接换热的方法,对装置进行了改造。结果表明,改造后分馏塔蒸发段温度提高了１０℃;蜡油残炭质量分数增加了０．２０５个百分点,密度增加了６．７５ｋｇ／ｍ３,表明改造后蜡油质量略有降低;装置循环比平均值下降了０．０８个百分点,加工量提高了１３５ｔ／ｄ,液体收率增加了１．１８个百分点,装置经济效益得到提高。     

节油剂在常减压蒸馏装置加热炉中的应用

以重质燃料油为常减压蒸馏装置加热炉的燃料,在其中加入节油剂,于正常生产的条件下,可提高装置加热炉的热效率。工业应用表明,加入重质燃料油节油剂后,可以降低燃料油黏度,当加剂质量分数为0.30%时,黏度下降79.7%;第一套常减压装置常压加热炉、第二套常减压装置常压加热炉及其减压加热炉热效率较未添加者分别提高1.05,1.38,1.60个百分点。     

利用180号燃料油与催化油浆生产道路沥青

根据180号燃料油与催化油浆的性质特点，采用减压蒸馏工艺，180号燃料油大于490℃的渣油馏分可生产出符合GB/T15180-2000标准中AH-70的道路沥青；180号燃料油大于500C渣油与催化油浆按1：1比例调和后减压深拔，大于520C渣油馏分可生产出符合GB／T151802000标准中AH-70的道路沥青。