改质效果

2024-10-14

改质效果（精选7篇）

改质效果篇1

所谓的职业病危害, 是指劳动者在从事职业活动时, 可能由于职业病所而所带来的各种危害。引起职业病危害的主要因素包括以下几个方面:职业活动中存在的各种有害的化学、物理、生物等因素, 以及在催化柴油加氢改质装置作业过程中产生的其他职业有害因素。随着进行年来人们对于劳动安全的重视程度不断提升, 国家也出台了相关的法律法规对职业病危害进行控制, 但在控制的过程中和控制的效果上还有待于进一步完善。

1 格尔木炼油厂催化柴油加氢改质装置概述

2014年, 格尔木炼油厂又再一次对柴油质量进行升级改造, 不仅成功的将柴油产量提高到原有的97%, 同时进一步优化了柴油品质, 降低了生产能耗, 实现了优质、高产、节能的共赢。该次产品升级项目在格尔木炼油厂催化柴油加氢改质装置生产过程中, 由于使用的物质、原材料等, 会产生一些有毒物质, 那么这些物质自然会影响工人们的身体健康, 对于长期从事该工作的员工有可能会出现与之相关的职业病, 那么具体会出现那些职业病, 还需要我们进一步探究和调查。

本次调查主要对格尔木炼油厂催化柴油加氢改质装置分析及工作场所有害因素两方面内容进行调查, 从而总结出格尔木炼油厂催化柴油加氢改质装置职业病危害控制措施。

2 炼油厂柴油加氢装置工作中的职业病危害因素

2.1 职业病危害因素分析

首先我们来分析下, 炼油厂柴油加氢装置生产过程中产生的有毒物质, 该装置生产工程项目中使用的物质、介质、辅助材料中存在毒物、粉尘、噪声、高温等危害因素, 对于长期参与生产工作的员工, 身体会受到严重危害, 尤其是硫化氢的毒性及危害程度较高, 装置系统的内存量比较大, 涉及到的范围也是比较广的, 这也是炼油厂柴油加氢装置工作中主要的职业病危害因素之一。

根据调查, 分析结果均符合工业企业设计卫生标准要求, 在调查项目中, 工作场所空气中粉尘浓度符合标准者为85.01—90.17%, 工作场所空气中毒物浓度符合标准者为88.42—92.18%、工作地点噪声强度符合标准者为85.44—90.63%, 高温作业环境气温符合标准者为85.25—91.67%。

调查涉及的职业病危害因素包括80种, 单位具备物理因素及化学毒物中52种的检测能力, 另外28种毒物因无职业卫生标准或无检测方法或无标准试剂等原因未能进行检测。

2.2 炼油厂柴油加氢装置工作中的职业病危害程度分析

在对比装置生产与人群健康检查的相关资料中的显示, 未见明显职业病危害的倾向, 但是有所提示, 如在工程生产和设计的过程中要尽量选用低噪声设备, 对生产室加强隔音、吸声等相关措施, 以减少对生产线上员工的危害;另外在开放式大型技术设备上不能采用隔音、消声措施的, 那么这就需要加强职工个体防护等措施, 以便预防职业病的危害。通过调查研究, 炼油厂柴油加氢装置工作中常见的职业病有:脂肪肝、高三酰甘油、慢性咽炎、鼻炎等职业病, 在调查的过程中, 其结果显示患得以上常见慢性职业病的大都是青年人, 当然, 炼油厂柴油加氢装置工作中的职业病, 尤其是职业疾病等需要建立长期调查小组或办公室, 进一步分析和探究, 更好的预防职业病的发生, 加强保护职业工人的身体健康。

3 职业病调查的结果与结论

职业病危害危害毒物涉及80种, 单位检查能力能对52种毒物进行检测。格尔木炼油厂催化柴油加氢改质装置建设项目中, 合格率占41.08%, 基本合格率占20.63%, 限期治理及不合格率占38.29%。结论就是目前格尔木炼油厂催化柴油加氢改质装置建设项目在职业病危害控制工作中还存在毒物种类检测不全等问题, 相关的职业病危害控制效果还有待于进一步提高。

通过本文的类比以及测定等一系列措施的相关调查, 炼油厂柴油加氢装置生产工程应不断加强生产工艺, 使用先进技术, 提高自动化控制水平, 采用连续封闭式以及管道化生产, 在装置设计中采取减少职业性有害因素对生产环境和作业人群的影响, 加强职业卫生管理, 完善卫生管理体制, 这样不仅有利于促进整个装置项目的安全生产, 更加能够为工人提供良好的工作环境, 保持良好的身体状况。

4 结语

综上, 职业病危害控制效果调查结果表明目前格尔木炼油厂催化柴油加氢改质装置项目在职业病危害控制工作中还存在毒物种类检测不全等问题, 相关的职业病危害控制效果还有待于进一步提高。

参考文献

[1]倪金玲, 叶明宪, 杨杰.24个建设项目职业病危害控制效果评价报告分析[J].中国卫生工程学.2011, 02:108-110.

[2]木拉提·艾山哈孜, 李艳萍, 唐瑾等.2012年某企业职业病危害因素检测及职业健康检查结果分析[J].新疆医科大学学报, 2014, 01:104-106+111.

改质效果篇2

1 工艺原理对比MIP-CGP

技术既保留了提升管反应器具有高反应强度的特点,同时又能够进行某些二次反应以多产异构烷烃和芳烃。其提升管分为 2 个反应区,在第一反应区内,以裂化反应为主,采用较高的反应温度和剂油比,生成较多的烯烃;经过较短的停留时间后进入扩径的第二反应区,通过降低油气线速,延长反应时间,同时设有催化剂循环以维持一定的空速,并注入急冷油以降低反应温度,抑制二次裂化反应,增加异构化和氢转移反应,从而增加汽油中的异构烷烃和芳烃含量[1,2]。

辅助提升管技术是以常规 FCC 工艺及催化剂为基础,依托原有 FCCU,增设了 1 个单独的辅助反应器,其在改质时,需对发生的反应有所促进或抑制,即进行定向催化转化。需要促进的反应有异构化、氢转移、环化、芳构化、脱烷基等,需要抑制的反应有初始裂化和缩合。实际运行过程中,采用部分粗汽油回炼的方式,只需灵活调整独立粗汽油提升管的进料量、反应深度、催化剂床层藏量等工艺参数,即可实现对汽油烯烃指标的控制。

2 运行情况对比

2.1 汽油烯烃含量

Ⅱ,Ⅲ FCCU 实际运行时,汽油组成的变化情况分别列于表 1 和表 2。

由表 1 和表 2 可见,经 MIP-CGP 改质后,汽油烯烃质量分数基本维持不变,但芳烃质量分数上升了 92.6%;经过辅助提升管改质后,汽油烯烃含量降幅较大,且芳烃含量亦有所增加。

MIP-CGP 工艺需进行完整的系统调整方可最大程度发挥其技术优势。Ⅱ FCCU 在实际运行时采取常规的 FCC 运行模式,如果采用 MIP-CGP 的反应条件则汽油烯烃含量就会进一步降低,同时芳构化程度亦会进一步强化。就控制汽油烯烃含量而言,2 种技术相比,辅助提升管调控较为灵活,但 MIP-CGP 技术在机理上具有深度降烯烃的优势。

2.2 汽油辛烷值

Ⅱ,Ⅲ FCCU 实际运行时,汽油辛烷值的变化情况分别列于表 3 和表 4。

MIP-CGP 技术的芳构化程度强,改质后汽油的辛烷值上升(见表 3)。辅助提升管技术随进料量、反应温度、反应床层藏量的不同,改质汽油的烯烃和芳烃变化情况亦不同,随烯烃含量降低程度的增加汽油辛烷值降低,芳烃含量的增大则使得辛烷值增加,整体而言改质后汽油的辛烷值基本维持稳定(见表 4)。

实际运行过程中,MIP-CGP 技术汽油辛烷值的保留程度要优于辅助提升管技术,Ⅱ FCCU 运行时控制汽油烯烃质量分数为 48%～52%,汽油研究法辛烷值大于 93.0。从汽油组成分析可以看出,其辛烷值的增加主要是芳烃含量增大的贡献。通常 Ⅲ FCCU 主要完成汽油降烯烃任务,而 Ⅱ FCCU 则可发挥汽油高辛烷值的技术优势。

2.3 丙烯收率

Ⅱ,Ⅲ FCCU 实际运行时,液化石油气(LPG)的组成变化情况分别列于表 5 和表 6。

由表 5 可见,经 MIP-CGP 改质后,LPG 中的丙烯质量分数增加 5.21 个百分点。运行数据表明,改质前 LPG 的收率为 13.5%,丙烯收率为 4.447%;改质后 LPG 收率达到 18.5%,丙烯收率达到 7.058%。这表明采用 MIP-CGP 技术可使装置增产丙烯的能力得到大幅提升。

由表 6 可见,经辅助提升管改质后,LPG 中的丙烯质量分数为 21.2%～31.8%;工况 3 的丙烯质量分数最高,这是由于丙烯的产生需要较短的反应时间,该操作条件下几乎没有催化剂床层,生成的丙烯没有进一步反应的机会;同时,工况 3 在 500℃ 的高温操作,这也是有利于丙烯的生成。

实际运行时,MIP-CGP 技术的较强氢转移能力未得到发挥,这主要是由于操作条件达不到工艺要求所致。粗汽油经过辅助反应器系统改质后,其中的轻烃组分发生一定程度的催化裂解反应,从而增加了丙烯的收率。

3 结束语

MIP-CGP 工艺与辅助提升管工艺相比而言,对于汽油烯烃含量的控制辅助提升管较为灵活,且降烯烃效果显著;对于提高汽油辛烷值而言,采用 MIP-CGP 工艺有利;对于增产丙烯而言,采用 MIP-CGP 工艺时 LPG 收率大幅增长,且丙烯收率亦较高。结合运行现状,2 种技术路线可形成相互弥补同步运行模式,以便充分发挥各自的技术优势。

摘要：分析对比了MIP-CGP工艺与辅助提升管工艺对汽油的改质效果。结果表明,辅助提升管控制汽油烯烃含量较为灵活,且降烯烃效果显著;MIP-CGP工艺有利于提高汽油的辛烷值;采用MIP-CGP工艺液化石油气(LPG)及丙烯收率均较高,改质后,LPG中的丙烯质量分数可增加5.21个百分点,丙烯收率达到7.058%。

关键词：催化裂化,MIP-CGP工艺,辅助提升管,汽油,烯烃,丙烯,辛烷值

参考文献

[1]韩文栋,黄汝奎,龚剑洪.多产清洁汽油和丙烯的FCC新工艺MIP-CGP的应用[J.]炼油技术与工程2,0063,6(9):1-4.

柴油加氢改质技术研究方向篇3

1 国外加氢改质技术的研究方向

1.1 ASAT催化剂

美国联合催化剂公司和德国南方化学公司曾经进行合作, 开发了ASAT催化剂, 将其作为一种新型的、集加氢脱氮、加氢脱硫、氢脱芳烃三功能于一身的催化剂, 以黏接剂和分子筛作为载体, 以钯和铂作为金属, 通过这种方法可以将催化轻循环油中的稠环芳烃降低到1%以下, 将芳烃含量将到10%以下[1]。

1.2 Syn Sat工艺

目前, 美国Criterion公司的工作重点主要是串联加氢裂化工艺技术的分析研究, 并且通过和ABB Lummus Crest公司合作, 共同开发了一项新工艺——Syn Sat工艺, 在Syn Sat工艺下, 对柴油加氢改质催化剂进行生产。其中, 效果最好的就是DN-200催化柴油加氢改质催化剂。我国部分石化公司的柴油加氢装置就是使用这种优质的催化剂, 并且使用结果表明, 这种催化剂的使用效果比较好, 运行过程中很少出现问题。Syn Sat工艺最主要的优势就是两段加氢。在第一段, 床层通过气液和向流之间的接触, 然后经过汽提段。到达第二段, 转化为气液, 开始进行逆向流。最后通过对贵金属分子进行筛脱, 在芳烃催化剂和加氢精制催化剂的作用下, 对混合型柴油进行两段式加氢处理。这种工艺下, 柴油的压力是3.3兆帕斯卡, 但是生产出来的柴油产品所包含的硫和氮含量都非常低, 基本都是在5微克以下。而芳烃大约是34.8%。美国Criterion公司还曾经研发过DN-3330催化剂, 这种催化剂主要是对高压馏分油进行加氢处理, 在这种催化剂的作用下, 不仅可以实现产品质量的最大化, 而且还可以最大限度的满足产品活性提出的跳球, 增强催化剂的处理能力, 提高原料的质量, 操作周期也有一定程度的延长。高加氢活性可以使柴油在高压的作用下, 首选高干点原料作为催化剂, 对高裂化、高氮组分含量进行有效的处理, 从而若可以降低柴油的密度, 提高柴油产品中的十六烷值[2]。

总的来说, 国外柴油加氢处理技术的发展趋势可以分为以下三个方面:①根据柴油质量指标, 如:冷流动性、密度、十六烷值以及芳烃含量等指标提出的要求, 开发一系列的加氢组合技术;②通过改进现有器内构件和反应器的过程自动控制和工业设计、改进工艺流程等手段, 来促进超低硫柴油的大规模生产;③根据市场需求, 研发具有更高活性的加氢催化剂。

2 国内柴油加氢改质技术研究方向

2.1 催化采油深度加氢处理技术

我国曾经开发了一项新型的柴油加强处理技术, 这种技术可以提高柴油的深度, 并且还可以实现柴油芳烃饱和、脱氮等操作的同步, 同时还可以对其进行有选择性的开环裂化反应。并且, 由于催化柴油深度加氢处理技术使用的催化剂是RIC双功能催化剂, 这种催化剂是以氧化铝为载体, 向其中加入一定量的分子筛, 从而使载体本身具有一定的酸性, 同时以负载钨镍的金属作为柴油的催化剂, 进行生产。这种方法不仅可以使催化出来的柴油具有较好的开环选择性, 而且脱硫效果也比较好, 柴油的生产效率得到了提高, 密度在降低。

2.2 中压加氢改质技术

为了最大限度的改善劣质柴油的质量, 我国有关部门一直都在研究如何清洁柴油的生产, 并也取得了一定的研究成果, 在上个世纪研发的中压加氢改质下清洁柴油生产技术可以直接将焦化柴油、催化裂化柴油等劣质柴油作为原料, 对其进行加氢处理。这些原料可以在中压状态下, 通过一系列的操作, 转化为清洁型的柴油, 并且具有低硫、低芳烃的优势, 甚至还可以生产3#喷气燃料。这种生产技术和两剂、单段串联加氢裂化装置有一定的相似之处, 工艺流程主要是由分馏、循环氢、新氢以及反应系统等组成。

3 结语

综上所述, 能源紧缺情况直接导致原油的劣质化更加严重, 市场的需求需要燃油具有稳定、持续的供应, 再加上环保要求的日益严格, 对车用柴油的清洁性也提出了更高的要求。所以加强对柴油加氢改质技术的研究力度具有非常重要的意义, 不仅是目前该领域最主要的任务, 也是未来几年主要的研究重点。

参考文献

[1]赵焘, 曾榕辉, 孙洪江, 韩龙年, 彭冲.劣质柴油加氢改质工艺研究[J].当代化工, 2013, 04:382-385.

[2]王宏奎, 王金亮, 何观伟, 吕宏安, 卞雯.柴油加氢改质技术研究进展[J].工业催化, 2013, 10:16-20.

稠油变轻油改质工艺的实现篇4

2005年中期, Ivanhoe 能源公司获得一项专利授权的加工技术, 即:快速热处理 (RTPTM) , 用于油田现场的稠油和沥青改质。这项专利技术将稠油改质成轻质油, 促进世界稠油和沥青资源的经济增长。Ivanhoe 能源公司所属的位于加利福尼亚的新工业示范工厂拥有日处理1 000 bbl (1 bbl=0.16 m3) 的稠油处理能力。

世界上拥有大量的稠油和沥青储量, 大部分没有开发或者受经济限制, 因此, 可以采用此种方法进行开采。由于世界上未开发的大部分油藏是稠油和超稠油, 所以稠油改质受到广泛关注。加拿大和委内瑞拉拥有广泛的稠油储量, 与中东的现有储量差不多。常规轻质原油递减的产量需要稠油来替代。随着稠油产量的增加, 稠油的深转化能力也需要扩展。

现存的炼厂应该增加处理新渣油的能力, 或者建设独立的改质工厂。如果稠油太稠而无法运输, 或者生产现场需要供热和发电, 那么现场稠油改质将很有诱惑力, 可以避免现有炼油厂的大规模改建。常规残渣处理, 如焦化和氢化裂解, 成本非常昂贵, 生产规模大。HTL技术成本较低, 残渣处理简单, 能与油田开发同时进行。

用常规技术开采稠油和沥青面临着许多挑战。现今, 随着HTL改质技术的出现, 原油生产者有足够的能力避免稠油和沥青生产的重大不确定性:用于生产蒸汽和稠油运输稀释剂的天然气, 其激烈的供应关系和价格波动;稠油和轻质油间较大的价格差异。此外, 油田现场的HTL改质技术比较经济, 最小处理能力为10 000～15 000 bbl/d, 因此不再需要集中的“巨型项目”支持常规改质项目。因此允许没有炼油厂的原油生产者以资金集约的方式大幅降低稠油开发的风险。HTL提供了与油田开发同时进行的改质能力。

2 HTL技术的发展

快速热处理技术的研发始于20世纪80年代。当时人们发现, 许多含碳的原料 (木头和稠油) 可以热解, 只需要几秒钟就能生成高附加值的产品。该技术始于1989年, 其工业核心在于将木头和木头残渣转化为高附加值的燃料和化学品。基于此项技术的七个工业性生物燃料工厂运行了许多年。

随着生物燃料市场的发展、运行和设计参数的优化, 生产重点转移到石油。1999_2002年间, 渥太华Ensyn试验工厂的90多次试验证明了该技术对石油的适用性, 试验了各种各样的稠油、沥青以及渣油。与常规脱碳技术 (延迟焦化) 相比, 该技术使用资金少, 成本低, HTL技术的工业化应用从此开始。

3 HTL工艺说明

HTL改质是一个连续的、接触时间短的热转化过程 (快速热处理过程:RTPTM) , 在适温、常压条件下, 使用循环运输的热砂床迅速加热原料, 使其转化为更有价值的产品。以下介绍适用于稠油和沥青改质的两种通用的工业处理工艺 (高产优质) 。

3.1 预分馏

在工业化的HTL 工厂里, 所有稠油被送入一系列的蒸馏塔, 沸点低于985～1 050 ℉ (1 ℉=1.8 ℃+32) 的物质将在真空蒸馏塔去除。随后, 轻质物质再次与改质后的液态产品结合, 生成可输送的合成原油。真空蒸馏塔底物 (VTB) 将进入快速热处理反应器。处理流程见图1, 展示了RTPTM反应器和RTPTM中间加热器中石英砂的流通途径。从中间加热器上部顺时针通过反应器, 再回到中间加热器。原料经过预分馏, 导入产品塔, 与最终改质的产品混合。

3.2 RTPTM反应装置

稠油残渣或者VTB被雾化, 与循环的热石英砂混合, 经过运输气流或载气运输, 通过反应发生区, 见图2。回流产品气 (尾气) 被用作运输气流。油与砂的迅速混合加速了热传递以及热裂解。在热转化过程中, 随着稠油长烃链的裂解, 碳被去除, 焦炭沉积在石英砂上。长链烃裂解后, 沸点降低, 裂解产物蒸发。石英砂上的焦炭、蒸气 (裂解的VTB) 、运输气和第一次通过反应器但没有发生反应的进料在高温旋风分离系统中分离。流体被迅速淬炼, 蒸气冷凝成轻油, 以获得最大的液态产量, 减少不需要的二次热裂解反应。给料注入点和淬炼点之间的滞留时间很短, 仅仅几秒而已。

3.3 产品分馏

淬炼之后, 液态产品输进产品塔进行混合 (高产) , 或从产品分馏塔回收, 进一步分离, 以便后续处理 (优质) , 部分非凝析气在反应器内循环使用, 运输石英砂, 或作为产品气用作余热锅炉 (WHB) 的燃料或生产蒸汽。包括在预分馏过程中分离出来的原油中的轻质流体在内的所有液态产品混合在一起, 制成合成石油产品。在高产模式下, 最后淬炼的产品输进产品塔进行混合, 工艺流程见图2。优质模式下, 第一次通过反应塔没有完全反应的VTB重新进入反应塔进一步转化, 见图3:VTB进入RTPTM反应器, 发生热裂解。改质后的VTB在旋风分离器的出口淬炼, 再进入蒸馏塔进一步淬炼, 分离改质后的产品, 回收未反应的VTB。此图中, 蒸馏过程被简化, 仅仅展现了一个蒸馏塔。在工艺设计中, 装置的前方还有一个真空蒸馏塔, 用来分离产品, 回收淬炼过程中的气流。

3.4 RTPTM中间加热装置

高效旋风分离器把焦炭从蒸气流里分离出来, 送入流化床反应器脱碳。用空气流悬浮石英砂, 促进反应器内的燃烧, 将吸附剂加入中间反应器俘获SO2, 通过尾气脱硫装置处理尾气, 达到SO2排放标准。灰烬、吸附剂、沙尘则进入漏斗, 准备无害化固体废物处理。在可再生石英砂循环进入反应器之前, 用石英砂冷却装置将可再生石英砂的温度调至合适的反应温度, 并回收余热。回收的热量能生产高压蒸汽, 见图5。石英砂循环系统的运行与常规流体催化裂解装置 (FCC) 、渣油催化裂解装置 (RFCC) 相似。

3.5 余热、烟道气和固体颗粒处理

加入吸附剂降低稠油中的杂质。在蒸馏塔的稠油里加入部分吸附剂, 降低原料的总酸值 (TAN) , 捕获反应中释放的硫。其余的吸附剂加入中间加热器, 高硫碳燃烧后的SO2被俘获。吸附剂也能吸附金属。

在注入大功率回收汽轮机之前, 中间加热器的尾气直接进入旋风分离器, 以去除灰烬、吸附剂和细砂。通过回收尾气的热量, 燃烧多余的副产气, 可以生产高压蒸汽。这种方法能最大限度地使用能量, 或生产高压蒸汽或为现场设施供民, 多余的可以用作稠油生产。

由于原料中使用吸附剂, 且吸附剂与硫反应, 因此尾气不含硫, 可以输入可燃气系统, 如果副产品焦炭的燃烧能够满足蒸汽和电力要求, 尾气还可以有其他用途。

经过尾气脱硫装置 (FGDSU) 处理的尾气满足SO2排放标准。高效旋风分离器把焦炭从蒸气流里分离后, 送入流化床反应器脱碳。灰烬、吸附剂、沙尘则进入漏斗, 准备无害化固体废物处理。

3.6 HTL专利情况

1998年, 有关HTL的核心技术获得专利授权。其他的有关稠油改质、降黏、降低总酸值的专利正在申请之中。

Ivanhoe能源公司认为, Ensyn公司初始的RTPTM专利应用范围广泛。这些专利覆盖了美国和加拿大的重要市场。此外, 在美国和加拿大以及其他国家, 能源公司也有许多RTPTM石油改质技术的应用专利, 部分专利正在申请之中。一旦获得授权, 他们将拥有专利权直到2022年。

4 HTL的优点

4.1 降黏

HTL改质使得高黏度的沥青质裂解, 大幅度降低黏度, 增加API重度。常压下不沸腾的部分原料与砂子紧密接触, 有助于分解成小分子和焦炭。甚至一旦经过高产工艺处理, HTL将改质90%以上的沥青质。

四种原油以及改质产品的黏度和API重度的关系见图4和表1。显然, 高产工艺大幅度地降低了黏度, 优质处理工艺进一步降低了黏度。由于产品的黏度很低 (40 ℃:低于100 cSt, 1 cSt=1 mm2/s) , 满足或者超过了管线的要求, 因此不再使用稀释剂输送产品。这就使得稠油和沥青生产者避开市场影响, 无需购买稀释剂。

4.2 产量

HTL处理工艺比延迟焦化得到的产量更多, 这是反应动力学的作用。与石英砂的短时间接触、闪蒸蒸馏组分在高温区的较短反应时间 (有助于最小化二次裂解反应) 、缺少石英砂的透气性和表面催化活性、高的砂油比, 都有利于获得比延迟焦化较多的液体产量和较少的尾气。

注:残渣是指1 000 ℉以上蒸馏后的组分1 cSt=1 mm2/s

稠油和沥青的产量 (以C5+为例) 与处理工艺的关系见图5和表1。由于渣油含量的增加, 有一种计算高产和优质处理工艺的体积产量的折中办法。原料中渣油越多, 焦炭就越多, 回炉的碳也越多, 从而损失的产量更多。

实验证实:Athabasca减压渣油薄膜上的反应降低了焦炭产量, 可获得更轻的产品。Grey等人发现, 当油膜厚度达20 μm时, 扩散阻力的减少有助于轻质组分反应膜的运输, 增加了总的液体产量。

HTL改质中原料膜的厚度小于20 μm。HTL能产生薄的焦炭膜, 附着在石英砂上, 这有利于提高产品的质量和产量。HTL工艺的另一个重要方面在于焦炭副产品不需要处理, 这在常规焦化技术中很典型, 因为所有的焦炭要在中间加热器中氧化。

4.3 余热

另一个重要优势:石英砂表面的焦炭薄膜迅速氧化, 产生的能量可以充分利用。HTL工艺独有的特点就是高效氧化焦炭, 并充分利用热量来生产蒸汽, 提高原油采收率, 或者发电。原油残渣的含量与可获得的余热有很直接的关系。每桶蒸汽的热量为36×104～40×104 MMBtus (1 MMBtus=1.1×109 J) 。HTL工厂每输送一桶Athabasca沥青需要1.1 MMBtus的高压蒸汽, 蒸汽油比约为3.0, 也可以用于SAGD (蒸汽辅助重力泄油) 的生产。

这种优势有助于扭转HTL改质的经济情况。随着天然气价格的上涨, HTL改质的优势更强。在这种经济状况下, HTL改质可能是最好的选择, 处理过程中的多余能量可以用来提高稠油采收率。Athabasca沥青的残渣质量含量为52%, 处理过程能形成3.0的蒸汽油比, 因此有效地消除或减少了与燃气贸易相关的影响。

4.4 产品质量

图6中, 1 000 ℉以上温度下的物质含量降低更明确。所示曲线为Athabasca沥青质的高温强化蒸馏 (HTSD) 曲线。沥青质经过高产 (一次处理) 和优质 (循环处理) 两种工艺处理。显然, 沥青质在1 000 ℉以上温度的含量为52 % (质量含量) , 1 300 ℉的以上温度含量为22 %。这种原料处理导致高产和优质产品在1 300 ℉以上温度下彻底转化, 高产产品中1 000 ℉以上温度的物质含量从52% 降至30%, 优质产品的物质含量降低2%。在优质产品中蜡油的含量 (650～1 050 ℉) 从43% 增加到57%。同样, 650 ℉以下温度的物质含量从10%升至43%。

除了降低黏度, 高沸点烃类转化为更有价值的轻质烃类和多余的能量, HTL工艺的许多其他特点也可以增加价值。

4.5 降低总酸值, 脱硫, 脱金属

研发了一种降低原油环烷酸酸值的新方法。许多稠油都含有这种腐蚀性组分。在反应系统中加入钙基添加剂作为吸附剂, 当吸附剂与原油接触时, 它能降低总酸值, 吸附废气中的硫, 有助于除掉金属和尾气中的硫。

钙基吸附剂可以中和原油的酸度, 减少尾气中的SO2。在早期处理过程中, 降低总酸值能够提高HTL设备的运行效率和寿命, 对下游接纳改质产品的炼厂也一样。而且, 在中间加热器中加入钙质吸附剂能洗涤尾气中的SOx, 为镍和钒的再生提供场所。

在原料中加入吸附剂能大幅降低尾气流中的H2S, 这些H2S在高含硫真空蒸馏塔残渣裂解时产生。这样, 尾气可直接使用, 或者外输作为它用。

吸附剂也能大幅降低金属含量。在中间加热器的旋风分离器出口加入吸附剂可以回收金属。金属与钙基吸附剂反应, 生成高熔点的金属化合物。沥青质中含有大部分的杂质金属, 90%以上的沥青改质使得金属从有机体中脱离出来, 吸附在钙基吸附剂上, 导致金属高效脱除, 见表1。

4.6 稳定性

HTL改质技术最重要的优势之一在于产品的稳定性, 远远优于延迟焦化。延迟焦化和流动焦化产品不太稳定, 需要通过加氢处理才能稳定, 加氢处理的延迟焦化产品的成本很高。

第三方已经检测了HTL产品的稳定性和兼容性。在反应温度下, 原料中的重组分与热砂接触, 转化成裂解产品, 但是不稳定, 除非允许进行二次反应处理。但是, 那些来自固体热载体、经过分离的产品蒸气迅速被淬火, 因此所有液态产品的性质稳定。

与延迟焦化产品不同, 经HTL改质的轻馏分产品不容易氧化, 或者发生聚合反应生成胶质。该产品较少存在于不稳定的共轭双键烯烃中, 如丁二烯和二烯烃。与延迟焦化馏分相比较, 轻馏分含有许多脂肪族烯烃, 它们由蜡分子和芳香烃的支链裂解而形成。这些馏分增加了芳香烃的含量, 提高了稳定性和兼容性。

稳定性试验包括外壳热过滤测试、总沉积物分析 (D4870-99) 、总沉降电势 (IP390) 、国家重油改质工艺中心 (NCUT) 稳定性和黏度测试, 测试进行了几周。同样, 用Weihe方法进行兼容性测试, 检测HTL产品的混合能力, 并与石蜡和芳香作对比。结果, HTL改质获得的轻馏分不需要加氢处理即可达到要求的稳定性和兼容性。

4.7 产值

一般, 与原油相比, 优质处理工艺生产的HTL产品因渣油含量低而与众不同。该工艺中, 渣油要么转化成焦炭, 要么转化为蜡油或者较轻的物质。如果产品中蜡油含量较高, 蜡油质量将影响炼油厂RTP产品的价值。

拥有超额蜡油处理和加氢精制能力的炼油厂将通过HTL产品实现其最大价值, 因为他们的处理能力允许他们处理额外的原料, 降低杂质对所有产品的影响。尽管该过程除去很少的硫, 但是一些重要的蜡油性质得到明显改善, 如黏度、康拉逊残碳值 (CCR) 。

炼油厂感兴趣的是许多蜡油的品质特征能衡量原料的裂解能力, 或期望在催化裂解装置 (FCC) 处理中转化为轻质产品。蜡油的一些重要质量特性会影响其价值, 例如:硫和氮的含量、苯胺点、折射率和K因子。相对于其他原料而言, 炼油厂的任何一种原料的价值一般都取决于其处理量。

第三方已经完成了大量的市场调查, 研究了HTL产品在某一特定市场的价值。在加利福尼亚市场评价了Midway Sunset、Belridge和San Ardo等加利福尼亚稠油改质的价值, Midwestern炼厂评价了Athabasca沥青。一般地, THL改质可削减原油和轻质油价格差异的50%～80%, 这种价格提升取决于原料和改质产品的质量、技术工艺, 以及生产效率。

4.8 稠油改质可降低对温室气体的排放

为了确定部分Athabasca沥青的现场改质是否对减少CO2排放有积极的影响, Enbridge公司实施了“well to wheels”分析, 将有、无改质的SAGD生产作对比。分析结果在加拿大石油协会承办的2002年世界石油大会上发表。

分析的基础案例是位于Athabasca油砂储层的单一的SAGD作业, 用稀释后的沥青将油砂输送到位于美国的焦化炼厂, 从而生产运输燃料。出产的焦炭出售, 用作燃料。目前产自油砂的大部分沥青以这种方式处理, 见表2。

对比案例:脱碳的部分改质, 这些分离出来的碳能生产SAGD所需的蒸汽。普通的部分改质能够提供SAGD所需蒸汽的60%能量;关于HTL的保守假设, API重度为8°的Athabasca沥青质能为3.0的蒸汽油比提供100%的能量。

假定部分改质工艺的副产品 (尾气和焦炭) 用来生产蒸汽, 以减少天然气用量。焦炭和尾气的能量能生产60%的蒸汽 (蒸汽油比为1.95) 。部分加氢改质产品经过中间处理装置后, 其性质变得稳定;而且不需要稀释剂就能输送到美国的工厂。稳定处理过程包括稳定烯烃性质的温和加氢处理, 这是一种相当典型的增值方法, 因为该方法生产出了炼厂更需要的产品。如表2所示, 将分离出的碳作为SAGD的燃料, 避免焦炭在低效、低环保的焦炭炉里燃烧, 这将减少20%的温室气体排放。

从区域和点源角度出发, 通过普通改质来燃烧焦炭不利于CO2排放 (每立方米沥青质产生500～900 kg的CO2e) 。从全球来看, 人们更容易理解温室气体排放量的减少。将炼厂生产的焦炭运往发电厂 (一般位于海边) , 在焦炭燃烧炉内燃烧, 导致显著的排放 (每立方米沥青质产生650 kg的CO2e ) 。

对环境影响的进一步观察表明, 采用氢氧化钙脱硫, 尾气脱硫新技术, HTL技术将大幅度减少NOx和SOx的排放, 达到加利福尼亚大气质量要求__“黄金标准”。另一方面, 焦炭被运往海边的燃烧炉内燃烧, 这里环境保护条例相对宽松, 因此硫和氮对地球的影响可以不用考虑。

5 HTL改质的工业化

5.1 试验工厂

从1998年开始, Ensyn公司在日处理20 bbl (约5 bbl蜡油) 的试验工厂研发稠油改质技术。试验工厂位于加拿大的渥太华。从1998到2002年, Ensyn公司使用各种稠油和沥青进行了90多次试验。试验期间, 研制了工艺方案, 组成工业化示范装置 (CDF) 和工业设备设计的基础。许多获得授权的专利正应用于稠油改质。

5.2 工业化示范装置

2003至2004年, 日处理300 bbl减压渣油的工业化示范装置实现了日处理1 000 bbl加利福尼亚稠油的能力, 该装置建在Aera能源公司 (为Exxon Mobil和Shell分公司所有) 的Belridge油田, 靠近加利福尼亚的Bakersfield市。

CDF实现了各种运行参数和处理工艺下的改质功能。2005年底, CDF试运转, 开始稠油改质操作。在同样的原油和工艺条件下, 用一次处理和循环处理的稠油和VTB验证了示范装置的性能。用加利福尼亚稠油、AthabascaVTB和常压渣油做了进一步试验。

5.3 工业化装置设计

许多第三方工程研究机构开始从事工业化装置设计, 同时评价资金和运行成本。

2000年, SNC Lavalin制定了日处理30 000 bbl的工业化HTL改质装置的方案设计, 包括反应装置和中间加热装置。2005年, 基于改进的试验装置运行参数、设计参数、目标处理功能, 卡尔加里的Colt工程公司同Ivanhoe能源公司签订合同, 准备设计初期日处理能力为5 000 bbl的减压油渣进料改质装置。这是日处理15 000 bbl加利福尼亚稠油的联合工厂处理渣油的核心装置。作为设计的一部分, Colt公司准备了初期资金投资评估和方案执行计划。改进的设计和目标处理能力形成了当前工业化HTL改质装置设计。

6 总结

稠油和沥青生产者能承担起的HTL技术的四大重要优势如下:

(1) 能够缩小稠油和轻质油价格的大部分差异。

(2) 改质后的产品不需要稀释剂和混合剂就能在管线内流动。

(3) 多余的能量可用来生产蒸汽或发电。

(4) 小规模装置适合于与资源开发相一致的油田现场改质 (最小极限规模为10 000～15 000 bbl) 。

改质技术的以下特点使得生产者能够进行稠油和沥青开发:

◇ 免受稠油和轻质油的价格差异的影响;

◇ 不为激烈的价格波动所左右, 不需要使用混合剂输送原油;

◇ 降低或消除生产蒸汽的天然气价格及供应关系的影响;

◇ 与油田开发相匹配的初始资金支出就可以实现HTL技术, 初始支出资金是改质项目成本的一部分;

◇ 油田的开发能扩大改质能力。

Ivanhoe能源公司的HTL技术是独特的热裂解技术, 解决了延迟焦化、流化焦化、减黏裂化过程中存在的问题。在选择性热裂解过程中, 仅仅渣油中的最大分子发生了裂解。这项技术与下游的工业装置 (FCC和 RFCC) 相比, 工艺简单并具有相同的处理效率, 在过去的16年, 七个工业化工厂使用同样的核心技术实现了生物燃料的应用。

90%以上的沥青质转化成焦炭、轻质油和尾气;去除大部分金属杂质, 改质原油能进一步改质, 因此, 改质稠油再次经过常规炼制就可以生成运输燃料。

总之, HTL技术能大幅度提高稠油和沥青项目的价值, 有效降低了稠油生产者的风险。

催化柴油加氢改质技术研究进展篇5

关键词：催化柴油,加氢,改质,进展

催化柴油占柴油调和组分的近三分之一,但催化柴油中硫、氮含量较高,十六烷值较低,不能直接用于车用柴油。近年来,随着原油质量日益变重,催化裂化处理的渣油比例变高,催化柴油的质量也日益变差。十六烷值是评价柴油质量的重要标准[1]。通常相同碳原子数,正构烷烃的十六烷值最高、烯烃、异构烷烃次之,芳香烃的十六烷值最低,而且环数越多,十六烷值越低。催化裂化技术是基于正碳离子反应机理,因而柴油中芳烃质量分数高达65%(下同)以上,其中单环芳烃19%左右,双环芳烃40%左右,其余为三环芳烃,因此催化柴油十六烷值较低(通常在25~30),必须经过加氢处理才可用于调和柴油。柴油加氢改质技术是在临氢条件下,对双环及多环芳烃选择性开环饱和、裂化,生成链烷烃、单环芳烃及环烷烃,可大幅度提高柴油十六烷值,降低芳烃含量,提高催化柴油质量。本工作介绍了国内外催化柴油加氢改质技术的研究现状及进展。

1 反应机理1

催化柴油中双环芳烃含量较高,因此可以萘类化合物作为催化柴油的表征因子。催化柴油加氢改质的主要机理[2]如图1所示:(1)催化柴油中双环芳烃类转化为单环芳烃,这一步较容易发生,通常发生在精制段,但受反应热力学限制反应深度较低,十六烷值增加较少(约增加12个单位);(2)四氢萘转化为十氢萘,十六烷值可增加15个单位;(3)十氢萘开环裂化,十六烷值可增加30个单位,后二者通常在改质段发生。精质段配合改质段,可打破双环芳烃变成单环的化学平衡,使反应向右移动,从而十六烷值得到大幅度提高。

2 国内催化柴油加氢改质现状

2.1 MCI技术

MCI技术由中国石化抚顺石油化工研究院研究开发,该技术采用单段双剂或单段单剂,一次通过流程,通过控制萘类芳烃化合物开环而不断链,达到提高十六烷值的同时保证柴油收率的效果。MCI技术精制段采用FH-5,FH-5 A和FH-98精制剂,改质段采用MCI改质剂。MCI改质催化剂第1代牌号为3963,第2代牌号为FC-18和FC-20。第2代催化剂添加改性分子筛作为裂化活性中心,负载Ni-Wo金属作为加氢活性中心,相比第1代催化剂可使芳烃脱除率提高15%,十六烷值增加2个单位[3]。

2.2 RICH技术

RICH技术[4]由中国石化石油化工科学研究院研究开发,该技术采用单段单剂、一次通过流程,可实现同时脱硫、脱氮、烯烃饱和、芳烃饱和及选择性开环裂化反应,并采用RIC双功能催化剂,在Al2O3载体中加入适量分子筛,同时负载Ni-Wo金属,使催化剂具备酸性活性中心和加氢活性中心,同时实现加氢反应和裂化反应,使催化柴油密度降低0.035 g/cm3,十六烷值提高幅度超过10个单位,且柴油收率大于95%。

3 国外催化柴油加氢改质现状

3.1 Prime-D技术

Prime-D技术[5]由法国AXENS公司研发,采用2段双剂流程,第1段采用Ni-Mo催化剂,在相对较高压力下,可将硫含量脱除到不大于50μg/g,经分馏后柴油组分几乎不含硫,然后进入第2段主要进行脱芳反应。经过2段反应后,芳烃质量分数可以降到1.4%。二段催化剂为贵金属催化剂,该技术可处理含硫较高的原料油。如采用二段流程加工硫质量分数为1.58%的原料油,经过一段反应后,硫含量可降至3μg/g,经过二段反应后,芳烃质量分数可降至1.4%。

3.2 Topsφe两段加氢工艺

Topsφe工艺在柴油加氢领域应用广泛,目前全球已有200多套装置采用该工艺包或催化剂。对于不同原油,Topsφe采用不同的加工流程,装配不同催化剂,均可达到很好的处理效果。Topsφe的2段加氢工艺包括1段反应器、中间汽提塔、2段反应器及2段汽提塔。其中1段反应器中装填Ni-Mo催化剂,2段反应器中装填贵金属催化剂,牌号为TK-907,TK-908,TK-915,其中TK-915催化剂的加氢活性高于其他催化剂。通过Topsφe的2段加氢工艺可使硫含量和芳烃含量都脱除到超低水平,十六烷值提高3~6个单位[6]。

3.3 MQD Unionfining工艺

MQD Unionfining工艺由美国UOP公司研发的具有代表性的脱硫改质工艺,该工艺采用2段双剂流程,1段采用非贵金属催化剂(Co-Mo,Ni-Mo)可将原料油硫含量降至50μg/g,2段采用AS-250 TM催化剂具有改质作用,可实现芳烃深度加氢饱和及选择性加氢裂化,从而提高柴油的十六烷值。由于AS-250 TM有较高活性,且耐硫氮性能高,UOP公司通常推荐使用AS-250 TM催化剂。

3.4 Syn工艺

美国Shell公司、德国ABB Lummus Global公司以及英国Criterion催化剂公司联合开发了Syn工艺。Syn工艺包括Syn HDS,Syn Shift及Syn Sat。其中Syn HDS工艺主要是生产超低硫柴油,通过该工艺可将硫含量降低到10μg/g。Syn Shift工艺通过选择性开环技术,可生产超低硫柴油,提高十六烷值;Syn Sat工艺主要是芳烃饱和,可明显降低柴油密度,提高十六烷值。在反应压力为3.3 MPa的条件下加工柴油,可使产品柴油的硫含量降低至5μg/g,芳烃质量分数降至34.8%,十六烷值提高7个单位。通过结合Syn Shift工艺和Synsat工艺可实现深度脱硫、深度脱芳和降低T 95(95%馏出温度)。

3.5 MAK工艺

美国Exxon Mobile公司、荷兰Akzo Nobel公司、美国Kellogg公司以及法国Total-Fina公司联合开发了MAK工艺。通过配合多种工艺,MAK工艺可生产出满足当前所有质量标准的柴油产品。MAK工艺包括UDHDS,HDHDC,HDAr,MIDW,CFI。其中UDHDS工艺主要采用Co Mo催化剂实现超深度脱硫;HDHDC工艺为中压加氢裂化技术,主要采用Ni Mo催化剂;HDAr工艺主要采用贵金属催化剂实现多环芳烃饱和;MIDW工艺通过链烷烃择形异构实现加氢脱蜡,降低柴油的凝点;CFI工艺通过正构链烷烃的选择性裂化实现改善柴油低温流动性目的。同时,以上4家公司还联合开发了MAK-LCO工艺,MAK-LCO中压加氢改质技术为1段串联流程,催化剂采用KC系列改质催化剂,在空速0.5~2.0 h-1,温度345~425℃,压力5.0~10.0 MPa,氢油(氢气/原油)体积比(1 000~2000∶1)的条件下,处理硫质量分数为3%,十六烷值22.1的催化柴油,可使十六烷值提高11.9个单位,但是由于KC系列催化剂裂化性能较强,导致柴油收率较低,一般仅为40%~60%。

3.6 Akzo Nobel STARS工艺

Akzo Nobel STARS工艺由荷兰Akzo Nobel公司研发,该技术采用STARS(Super TypeⅡActive Reaction Sites)技术合成的Ni-Mo型催化剂KF-848,具有2类活性位,在中压条件下可明显降低柴油的芳烃含量,提高十六烷值。目前,Akzo Nobel公司又研发出了活性更高的催化剂NEBULA。

3.7 ASAT技术

德国南方化学和美国联合催化剂公司[7]合作开发了ASAT系列催化剂,采用分子筛和黏结剂作为载体,铂和钯作为活性中心,可将催化柴油总芳烃和稠环芳烃的质量分数分别降至低于10%,低于1%。

4 结束语

在能源日益紧缺、原油质量日益变差,而环保法对车用柴油清洁度的要求越来越严格的形势下,柴油质量升级的要求十分迫切。目前,国内外各大研究院所均研发出了多种柴油质量升级的技术和催化剂,针对不同原油,通过装配不同催化剂,都能实现很好的效果。由于催化剂的价格通常比较昂贵,尤其是加氢改质催化剂,所以研发高活性低价位的柴油加氢改制催化剂和采用高效的反应器内构件、合理的换热网络、更有效的能量回收措施等是柴油加氢改质技术的发展方向。当前,随着国内柴油库存量明显上升,且生产汽油的收益显著高于生产柴油,柴油加氢技术对柴油收率的要求可适当放宽。上游催化裂化装置也应尽可能降低柴汽比(柴油/汽油,质量比),以获得更好的市场收益。

参考文献

[1]乔迎超,曾榕辉.高密度、低十六烷值柴油加氢改质生产优质清洁柴油工艺研究[J].当代化工,2012,41(1):45-47.

[2]李大东.加氢处理工艺与工程[M].北京:中国石化出版社,2011:954-1009.

[3]王宏奎,王金亮.柴油加氢改质技术研究进展[J].工业催化,2013,21(10):16-19.

[4]Stanislaus A,Marafi A.Recent advances in the science and technology of ultra low sulfur diesel(ULSD)production[J].Catalysis Today,2010(153):1-68.

[5]Hirshi N,Tadashi T,Hideshi U,et al.4 Polymerization behavior with metallocene catalyst supported by clay mineral activator[J].Studies in Surface Science and Catalysis,2006(161):19-24.

[6]Mike H.Makfining premium distillates technology:The future of distillate upgrading[C].//NARA Annual Meeting,San Antonio:NPRA,2000:150-155.

中低温煤焦油加氢改质工艺研究篇6

1 中低温煤焦油加氢改质技术

所谓的煤焦油加氢技术指的就是对从煤炭中通过干馏、气化等过程所提取出来的煤焦油进行加氢处理, 使煤焦油中的化合物脂肪烃、以及芳香烃等高价值的有机物质, 通过加氢饱和, 提取出燃料油、石蜡等物质, 从而提高了煤焦油的使用附加值及使用价值, 达到能源综合利用的目的。

1.1 中低温煤焦油进行加氢处理的工艺简介

目前, 主要的加氢工艺技术包括裂化的加氢工艺、不均匀的相互悬浮床的加氢工艺以及液相裂解加氢工艺。总的而言, 就是对中低温煤焦油进行蒸馏、分离加氢的具体过程[1]。其中高压液相加氢工艺, 主要以低温煤焦油重馏分作为主要原料, 并在一定的温度、压力以及催化剂的作用下, 对煤焦油继续裂解加氢, 并制的汽油、柴油等产品。

1.2 对中低温煤焦油进行加氢处理的具体的原因

众所周知, 中低温煤焦油在燃烧的过程之中会产生一种十分难闻并且刺鼻的味道, 严重影响着周围人的心情以及健康。除此之外, 它的性质还会受到温度的影响, 因此, 在使用中低温煤焦油的过程中存在着不稳定的因素, 进而使得中国的能源被大量的浪费, 不能够得到有效合理的应用。而对中低温煤焦油进行加氢处理, 可以在一定程度上减少它在使用中的不确定性。通过对中低温煤焦油进行加氢处理之后, 在合理的温度及压力下通过脱氮、脱氧以及加氢饱和等化学反应, 获取优质的燃料油及副产品, 减轻了再次利用对环境的污染。

2中低温煤焦油加氢技术的现状分析以及对其进行整改的措施

2.1 对中低温煤焦油的加氢处理的现状的分析

煤焦油的使用过程中会散发出浓烈的臭味, 严重影响人们的生活以及身体的健康。但是, 随着现代的科学技术的发展, 已经能够使得煤焦油在应用中转化成另一种不带有刺激性气味的物质来被人们使用。经过蒸馏以及加氢处理后的煤焦油已经能够在众多的领域进行应用, 比如说塑料胶、农医药以及耐高温材料等区域

2.2 具体整改中低温煤焦油加氢技术的措施

虽然我国的中低温煤焦油的加氢技术已经有了很大的发展, 但是, 不得不承认的是它仍然存在着一些问题需要相关的部门以及相关人员对其进行修改以及完善。除了要加大对加氢技术的研究力度之外, 还需要为中低温煤焦油的加氢工艺开辟新的发展道路, 比如说煤焦油的新型清洁利用等[2]。在对中低温煤焦油加氢技术的研究以及开发的工程中, 还应该注意要适当合理的参考以往的已经成熟的工艺技术, 并且将其加工改造使煤焦油的加氢技术更加的完善。另外, 还应该扩宽煤焦油的原料的来源以及对新型的材料进行充分利用[3]。

3 中低温煤焦油的加氢处理的工程以及天元公司的加氢技术分析

中低温煤焦油的加氢处理的过程可以从四个步骤进行解说:首先是对煤焦油的原料进行提前的处理, 也就是我们通常所说的净化脱水、除盐的过程;第二步就是将煤焦油进行蒸馏的处理;而第三步则是对第二步已经分离出来的各种混合物进行精确的加工处理, 从而提取出最优的物质;最后一步是利用各种各样的化学以及物理的方法来研究并且开发出更加细致的化工产品[4]。

以陕西的神木天元化工公司的加氢精制--裂化生产工艺为例, 通过分析天元公司的具体的加氢工艺来展现中低温煤焦油加氢技术的产业研究技术。神木天元化工有限公司一般会采取对煤焦油进行“二次加氢、尾油裂化”的处理方式, 在这之后则是对二次分离先前得到的油, 经过分离之后的油才是企业所需要的燃料油。通常情况之下, 神木天元化工有限公司利用的原料都是以神木和府谷为中心地区所采取到的中低温的煤焦油[5]。

4 煤焦油加氢工艺技术拥有广阔的应用前景

就中国目前的趋势来看, 中低温煤焦油的加氢工艺的发展前途是不可估计的, 但是却绝对是好的, 尤其是在生产燃料油的方面。在燃料油的制作过程之中, 原料一般都是中低温煤焦油, 但是, 在对中低温煤焦油进行加氢处理之前还要采取专业的技术进行提炼, 从而能够使煤焦油能够祛除硫、氮、氧等有害的成分, 这样才能够做出合格的燃料油。这样的燃料油不仅仅能够提高能源的利用率, 而且还起到减少环境污染的作用。除此之外, 中低温煤焦油在提取精酚的方面的应用前景也是十分可观的, 在此就不具体分析了。

5 结束语

我国作为能源消费大国, 能源的高效利用势在必行, 通过对中低温煤焦油加氢改质工艺的研究, 并结合煤焦油加氢工艺的生产实践, 对中低温煤焦油的加氢处理技术在保证中国能源高效利用的同时, 大大降低了煤焦油直接使用对环境的危害。

摘要：中国作为人口多, 能源消耗大的发展中国家, 能源高效利用显的尤为重要, 为了充分利用煤干馏副产的煤焦油, 中低温煤焦油的加氢改质工艺技术的研究是十分必要。就简单以煤焦油加氢改质工艺的研究, 简要的对中低温的煤焦油加氢改质技术进行了分析, 阐述了发展现状、产业研究以及应用前景等问题。

关键词：中低温煤焦油,加氢,改质工艺

参考文献

[1]李春阳.中低温煤焦油加氢改质工艺概述[J].中国化工贸易, 2013, (12) :262.

[2]王跃.中低温煤焦油加氢改质工艺分析[J].中国化工贸易, 2013, (4) :81-84.

[3]李宝宁.中低温煤焦油的深加工现状与产业研究[J].科技咨讯, 2011, (36) :64.

[4]常景泉.中温煤焦油加氢原料的杂志处理城市建设理论研究, 2011, (28) :172-173.

委内瑞拉超重油改质技术方案篇7

关键词：委内瑞拉超重油,改质技术,延迟焦化,加氢裂化

委内瑞拉是世界上主要的重油储藏地区之一,其奥里诺科重油带可采重油、超重油和天然沥青的储量高达2 720亿t。在委内瑞拉现有的石油储量中,重油和超重油占80% ( 质量分数,下同) ,其余20% 属轻质和中质原油[1]。

典型的委内瑞拉超重油是世界上最难加工的重油。其性质劣于辽河超稠油和克拉玛依稠油,常温不流动,很难用常规方法运输与储存,需经过改质处理,改善流动性以满足管输和船运的要求。本工作通过调研委内瑞拉超重油的改质技术现状,提出了中国石油开采出委内瑞拉超重油后建议选用的改质方案。

1委内瑞拉超重油的主要性质

委内瑞拉超重油的主要性质参数列于表1。

2委内瑞拉超重油改质现有加工流程及特点

目前,全球委内瑞拉超重油改质加工公司共有4家: Petrocedeno,Petropiar,Petroanzoategui, Petromonagas[2],全部位于委内瑞拉的Barcelona, 经过国有化改造后,均由委内瑞拉国家石油公司 ( PDVSA) 控股经营。

2.1加工流程

2.1.1Petrocedeno公司

委内瑞拉超重油从油田采出后,注入石脑油稀释剂,送至改质厂,先进行脱盐脱水,然后进入常压蒸馏装置,分馏出大部分石脑油稀释剂,通过管道送回油田。同时分离出超重油中小于374 ℃ 的馏分油,大于374 ℃ 的馏分油进入减压分馏装置处理。分馏出大于407 ℃ 的减压渣油全部进入延迟焦化装置加工,该装置采用的是美国Foster Wheeler公司的技术。焦化的液体产品, 常压瓦斯油、减压轻瓦斯油和焦化轻瓦斯油进入加氢处理装置( NHT) 加工,减压中( 重) 瓦斯油和焦化重瓦斯油则进入中压加氢裂化装置( MHC) 加工,最终经调和得到不含渣油的合成原油。

2.1.2Petropiar公司

Petropiar公司的加工流程与Petrocedeno公司的基本相同,只是减压蒸馏和延迟焦化装置规模略小,加氢裂化( 而不是MHC) 与加氢处理装置相应配套。合成原油由加氢处理、加氢裂化生成油和部分常压重油调和而成,其质量类似美国阿拉斯加北坡原油( 含渣油) 。

2.1.3Petroanzoategui公司

Petroanzoategui公司的加工流程比较简单,延迟焦化是惟一的转化装置,该装置采用美国Conoco公司的技术。由于不是全部的常压重油都经过减压蒸馏,因此延迟焦化装置的规模相对略小,而且只有延迟焦化石脑油经过加氢处理 ( 以提高合成原油的安定性) ,焦化瓦斯油不经过加氢处理。常压瓦斯油、减压轻重瓦斯油、焦化瓦斯油和加氢处理的焦化石脑油与一部分常压重油调和后得到API度为22°API的含渣油合成原油。

2.1.4Petromonagas公司

Petromonagas公司的改质加工流程中仅有常压蒸馏,而无减压蒸馏,惟一的转化装置是延迟焦化,该装置采用美国Foster Weeler公司的技术,且只对延迟焦化石脑油进行加氢处理。常压瓦斯油、焦化瓦斯油和加氢处理的焦化石脑油与一部分常压重油调和后得到API度为16. 5°API、含渣油且含硫质量分数小于2. 3% 的合成原油。

2.2技术特点

( 1) 委内瑞拉超重油改质技术的核心: 延迟焦化及加氢处理。

( 2) 延迟焦化是委内瑞拉超重油改质的最主要手段,已运行10年以上。延迟焦化技术主要来自于美国Foster Weeler公司和Conoco公司。

( 3) 委内瑞拉超重油的开采需与自用符合标准石脑油的生产相匹配。由于委内瑞拉超重油的开采及输送均需使用石脑油作为稀释剂,因此改质厂生产的石脑油必须定期补充进入超重油的开采和管输系统。而焦化石脑油的性质极不稳定,见光和空气后易变质,这对合成油的运输、储存和加工均会有影响。焦化石脑油需经加氢精制达到标准后方可输入管道,用以开采超重油,调和合成油。

3委内瑞拉超重油改质技术方案及其经济性评价

3.1掺轻油(16°API)方案

对来自油田的全部稀释超重油先进行拔头, 拔出的稀释剂返回至油田; 超重油掺入轻油后使API度达到16° API。具体流程和主要装置规模见图1( 以加工超重油2 250万t/a为例) 。

该方案具有投资少和流程短的优点,但需有稳定的轻油来源。由于委内瑞拉当地的轻油供应量不稳定,且价格昂贵,因此不推荐该流程。

3.2减压渣油焦化/馏分油加氢(Petrozuata型16°API)方案

对来自油田的全部稀释超重油先进行拔头, 拔出的稀释剂返回至油田; 部分超重油( 加工超重油2 250万t/a,其中1 550万t/a需改质) 通过常减压蒸馏、减压渣油焦化改质后,与剩余超重油调和为合成油( 16°API) 。具体流程和主要装置规模见图2。

该方案常减压、延迟焦化及加氢处理规模大,投资和操作费用很高,因此不推荐。

3.3常压渣油焦化/馏分油加氢(CerroNegro型16°API)方案

对来自油田的全部稀释超重油先进行拔头, 拔出的稀释剂返回至油田; 部分超重油( 加工超重油2 250万t/a,其中1 350万t/a需改质) 通过常压蒸馏、常压渣油焦化改质后,与剩余超重油调和合成油( 16°API ) 。具体流程和主要装置规模见图3。

该方案常压、延迟焦化及加氢处理规模大, 投资和操作费用亦很高,因此不推荐。

3.4延迟焦化/中压加氢裂化/馏分油加氢(Sincor型16°API)方案

对来自油田的全部稀释超重油先进行拔头, 拔出的稀释剂返回至油田; 部分超重油( 加工超重油2 250万t/a,其中900万t/a需改质) 经过常减压、延迟焦化和加氢裂化处理后,与剩余超重油调和为合成油( 16°API) 。具体流程和主要装置规模见图4。