异构化生产(塔化)教材课件

汽油非临氢异构化装置在塔河分公司的生产应用万重山汽油非临氢异构化装置在塔河分公司的生产应用万重山1概述塔河分公司7×104t/a汽油异构化装置采用石油化工科学研究院开发的石脑油非临氢改质技术，利用RGW-1型催化剂的催化作用，以加氢石脑油为原料，生产出了符合要求的车用石油液化汽及高辛烷值的汽油调和组分。概述塔河分公司7×104t/a汽油异构化装置采用石油化工科21生产综述石脑油非临氢改质过程利用RGW-1型催化剂的催化作用，使低辛烷值的轻石脑油发生选择性裂解、异构、齐聚和环化脱氢等反应，转化为烯烃、芳烃含量低的高辛烷值汽油调和组分，用于调兑汽油，降低调和汽油的烯烃及芳含量，降低汽油密度，提高调和汽油的辛烷值，将低辛烷值的汽油馏分转化为几乎不含烯烃、芳烃含量低的高辛烷值的汽油调和组分。该工艺过程简单、投资小，操作条件缓和，干气产率低，可大幅度提高加氢石脑油辛烷值。1生产综述31生产综述因非临氢改质反应的特点会使催化剂上积炭很快，导致催化剂活性下降，因此反应器内催化剂单程运转周期大约在2-2.5个月左右，装置采用间歇操作，停工再生的生产方式。本设计年处理量为7万吨，装置进料量为10吨/小时；车用石油液化汽收率为30%，高辛烷值汽油收率为68%。见下表1：1生产综述因非临氢改质反应的特点会使催化剂上积炭很快，导4表1装置设计负荷及液收物料名称kg/ht/dt/am%入方加氢石脑油1000024070000100.00出方干气加损失2004.814002液化气3000722100030改质汽油6800163.24760068合计5714.2824070000100.00表1装51生产综述目前，装置进料量最大为5～6吨/小时，年处理量约为4万吨。自2006年8月开工至今，已经两年半，历经10个生产周期和10次催化剂烧焦。共生产石脑油8.81万吨，年平均处理量3.5万吨，其中生产出液化石油汽23329吨，异构化汽油62886吨，RON平均82.3；液收97.86%；液化石油汽收率26.48%，异构化汽油收率71.38%。见表2：1生产综述目前，装置进料量最大为5～6吨/小时，年处理量6表2装置生产负荷及液收物料名称t收率%入方加氢石脑油88100100出方干气加损失18852.14液化石油汽2332926.48异构化汽油6288671.38合计88100100表2装置71生产综述通过表1表2看，装置液收达到了97.86%，基本达到了设计指标。而导致干气超标和液化汽收率低的主要原因是在08年6-7月的生产过程中，装置单独加工重整轻石脑油，造成吸收稳定系统压力高，气相组分多而吸收剂量不够，使干气中携带大量的液化汽组分进入火炬管网，而使影响了装置的液收。重整轻石脑油分析见表3：

1生产综述通过表1表2看，装置液收达到了97.86%，8

表3重整轻石脑油分析

流程KK10%50%90%KK密度kg/m3温度℃29.632.438.551.866.6637.4表3重整轻石脑油分析流程91生产综述从流程分析看，原料油组分太轻；在实际生产中反应油汽中大部分都以气态组分进入吸收和解析系统，导致吸收剂无法将轻组分完全吸收，系统压力高，干气中C3、C4含量高，干气携带部分液化汽组分进入火炬管网，使液化石油汽的收率降低。同样在液化石油汽中C5含量超指标，影响了液化汽的质量；导致系统压力高和液化汽中含量高的另一个原因是，异构化装置T602顶冷却器E607/AB冷却负荷较小，导致冷却后液化气温度高于设计值45℃，1生产综述从流程分析看，原料油组分太轻；在实际生产中反应101生产综述而达到了54℃，从而增加了T602的负荷，使T602塔顶压力偏高又影响到T601操作压力，干气量明显增大，为确保塔顶压力不超过控制指标，T601、T602放空阀开度过大，导致轻组分大量排放，使塔内分离效果变差；同时，T602底温偏高、顶温高，造成液态烃中重组分携带较多，使液态烃中C5含量上升，液化气中C5含量出现偏高。1生产综述而达到了54℃，从而增加了T602的负荷，使T111生产综述为此，车间及时对加工量和操作参数进行调节，将加工量由5t/h降至3t/h，同时将T602顶压指标上限由1.07MPa，更改为1.17MPa，V605减少液态烃排放；同时，降低T601、T602塔底温度至100℃和125℃，减轻吸收稳定系统负荷，在保证稳定汽油辛烷值不低于指标的情况下，尽可能控制反应器升温速度，避免催化反应剧烈而增加分馏系统负荷；通过操作调整液态烃的质量得到有效控制。1生产综述为此，车间及时对加工量和操作参数进行调节，将加122原料性质装置设计反应原料主要为加氢石脑油，同时考虑重整拔头油及部分加氢轻石脑油，为了能使催化剂正常操作，保证产品合格及收率，对原料的组成及杂质含量有一定的要求；对汽油原料的设计要求和实际生产指标见表3。2原料性质13表4反应原料油规格要求项目单位设计指标实际生产指标分析方法干点℃<170GB/T6536碱性氮μg/g<2SH/T0162硫含量μg/g<150SH/T0253-92实际胶质mg/100ml<1.5GB/T509机械杂质无水溶性酸碱无GB/T258水含量无游离水表4反应原142原料性质根据实际生产情况看，原料干点、硫含量、实际胶质、机械杂质、水溶性酸碱、水含量、碱性氮含量都在控制指标内。但是原料中的碱性氮含量和原料的干点低于120℃时，对催化剂的正常使用有很大的影响。07年10月碱性氮含量超标，最高达到3μg/g，使催化剂的活性下降很快，反应器床层温度提升较快，一月内反应器床层提温达到了45℃，但当月异构化稳定汽油辛烷值仍为81.7，低于82的指标；因而导致第5次生产周期只有63天就停工对催化剂进行再生烧焦。碱性氮分析见表5：2原料性质根据实际生产情况看，原料干点、硫含量、实际胶15表5原料中碱性氮分析HK10%50%90%KK密度kg/m3碱性氮μg/g10月分析38.653.287.7126.9155.9690.53.029月分析39.954.588.2132.1155.3692.11.93设计--------＜170＜2表5原料162原料性质同样，在08年7月当原料中组分较轻干点只有60℃-80℃时，对催化反映也有较大的影响，当月生产中催化剂活性下降很慢，一月内反应器床层提温只有10℃，因而使第8次生产周期维持了120天。当月稳定汽油辛烷值均在83以上，最高的达到86，平均在84。由此可见，较低的碱性氮含量和合理的原料可以延长催化剂的使用寿命和生产周期。2原料性质同样，在08年7月当原料中组分较轻干点只有6173装置操作条件要求表6一段反应器（R－601）反应操作条件表项目反应初期反应末期入口压力MPa(g)0.45～0.470.45～0.5入口温度℃320420质量空速h-10.18～0.22注：1、质量空速为反应器的质量空速；

2、一、二段反应器总质量空速为0.43装置操作条件要求表6一段反应器（R－601）反18表7二段反应器（R－602）反应操作条件表项目反应初期反应末期入口压力MPa(g)0.34～0.360.34～0.38入口温度℃320420质量空速h-10.22∽0.243装置操作条件要求表7二段反应器（R－602）反应操作条件表19

表8吸收稳定操作指标T601顶压力MPa1.1～1.38T601顶温度℃32～52T601底温度℃102～112T602顶压力MPa0.97～1.17T602顶温度℃47～57T602底温度℃125～150

204装置产品质量及控制指标表9装置产品质量控制指标项目单位控制指标稳定汽油烯烃V%≤5稳定汽油RON≥82液化气蒸气压kPa1380液化气C5含量V%≤3表10实际指标项目单位控制指标稳定汽油烯烃V%1.7-2.8稳定汽油RON82-84液化气蒸气压kPa965-1220液化气C5含量V%0.01-0.154装置产品质量及控制指标21

表11液化汽质量分析备注：本装置生产的液化气C3、C4烷烃的含量在90m％以上，烯烃的含量低于5m%，脱硫后可作为车用液化石油气。蒸气压密度C20C30C3=iC40nC40nC4=cC4=+C4=＞C5037.8℃kPakg/m3v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%1013524.91.0769.674.6715.677.211.310.130.250.02表12稳定汽油质量分析密度初馏10%50%90%干点全馏辛烷值烷烃烯烃环烷烃芳烃kg/m3℃℃℃℃℃℃v/v%v/v%v/v%v/v%682.9252767.6149.4206.895.183.172.891.839.2113.82

224装置产品质量及控制指标产品质量对比分析：1、加氢石脑油非临氢改质后，族组成发生变化，烷烃含量减少，烯烃含量有所增加，芳烃含量大幅度增加，从而使汽油辛烷值提高，RON约提高25个单位。加氢石脑油进行非临氢改质后，有利于改善产品结构，增产液化气和高品质汽油调和油，降低出厂汽油烯烃含量。4装置产品质量及控制指标产品质量对比分析：235催化剂装置催化剂采用中石化石油化工科学研究院开发的RGW-1型催化剂，该催化剂的周期寿命约为80天，总使用寿命为2年。RGW-1型催化剂为改性分子筛和γ-Al2O3混合挤条产品，主要性质见表13：表13催化剂组成及性质项目指标组分分子筛、氧化铝、活性促进剂比表面，m2/g～300压碎强度，N/cm～90外形白色条状尺寸(直径×长度)mmφ2～3×3～10堆密度,g/cm30.72±0.055催化剂装置催化剂采用中石化石油化工科学研究院开发的RG246反应器及催化剂装填2台反应器，直径φ1400mm，采用热壁结构，均利旧原反应器。

表14一段反应器（R－601）催化剂、瓷球装填表设计需用量实际需用量装剂种类装填高度mm装填体积m3装填重量kg装填高度mm装填体积m3堆密度g/cm3装填重量kg上层φ6瓷球1500.2314622400.36931.232210上层φ3瓷球1500.2314622400.36931.232315催化剂床层903013.8910000927014.260.69789950下层φ3瓷球1000.1543081660.25561.232315下层φ6瓷球1000.1543081660.25561.232315下层φ16瓷球3500.3606465100.71011.23228756反应器及催化剂装填2台反应器，直径φ1400mm，采用25表15二段反应器（R－602）催化剂、瓷球装填表设计需用量实际需用量装剂种类装填高度mm装填体积m3装填重量kg装填高度mm装填体积m3堆密度g/cm3装填重量kg上层φ6瓷球1500.2314622400.36931.2322455上层φ3瓷球1500.2314622400.36931.2322455催化剂床层903013.8910000932014.340.700810050下层φ3瓷球1000.1543081660.25561.232315下层φ6瓷球1000.1543081660.25561.232315下层φ16瓷球3500.3606465100.71011.2322875表15二段反应器（R－602）催化剂、瓷球装填表设计266反应器及催化剂装填因两台反应器利旧，在磁球和20吨催化剂全部完成装填后，反应器入口离床层还有2m的空间，而却反应器直径小，导致催化剂装填高度大，在生产过程增加反应器进出口压降。6反应器及催化剂装填因两台反应器利旧，在磁球和20吨催化277催化剂的再生由于反应器利旧，使原设计的操作反应温度（320～450℃）无法实现，目前的操作温度仅为320～410℃，压力0.25MPa，原料空速（重量）0.25h-1；RGW-1催化剂装量为20吨，单程操作周期2.5～3个月（设计2～2.5个月），再生时间约15天（设计7天），年操作时间为7900小时（原设计7000小时）。7催化剂的再生28

表16催化剂再生指标由上表看，因受反应器操作条件的限制，在生产过程中没有完全利用RGW-1催化剂的活性就停工再生，不能使生产周期更好地延长；同时，在催化剂烧焦再生过程中，也受反应器操作条件的限制，使催化剂上的积碳无法完全燃烧，使再生时间从设计的7天延长到了15天。反应温度℃烧焦温度℃操作周期天再生时间天设计320～450380～480737实际320～410380～4209015

29表17催化剂干燥再生条件干燥压力，MPa(a)0.6干燥温度，℃400(床层最高)再生压力，MPa(a)0.5再生温度，℃380～410气剂比，v/v225再生气体氧含量V%0.5～21再生气体循环量Nm35200～5500循环再生气体中CO2含量v/v%≯10表17催307催化剂的再生在催化剂烧焦的过程中，烧焦循环压缩机机经常在催化剂再生到一半左右时气缸超温，负荷带不起来而停机检修；经检修检查，发现压缩机吸气阀和出气阀阀片上结有大量的焦炭和水垢，导致压缩机吸气阀和出气阀阀片无法正常工作，压缩机负荷增大再生循环量下降，影响了催化剂的正常烧焦。经过分析和查找，判断如下：7催化剂的再生在催化剂烧焦的过程中，烧焦循环压缩机机317催化剂的再生7.1压缩机吸气阀和出气阀阀片上积碳因催化剂在烧焦过程中循环气内CO2含量高，大都控制在20%以上，导致烧焦循环气中CO含量也随之增加，烧焦循环气中含量越高，说明反应器内催化剂烧焦不完全，会产生大量未完全燃烧的活性炭随循环气一起进入压缩机，活性炭进入压缩机气缸后，附着在吸气阀和出气阀阀片上，堵塞了出气孔增加压缩机负荷，使压缩机超温被迫停车检修，更换和清理气阀。同时，因烧焦尾气放空罐V601设计上不合理，尾气入口和出口相距太近，却容积小，烧焦尾气中的活性炭来不及沉降和放空就被吸入压缩机入口管线，加剧了压缩机阀片积碳。影响了装置的正常生产和催化剂烧焦进度。7催化剂的再生7.1压缩机吸气阀和出气阀阀片上积32

表18压缩机积碳时烧焦循环气中气体分析因烧焦循环气中的活性炭无法直接测出，只能通过烧焦循环气中CO和CO2的含量判断。当循环气中的CO2含量超过5%时，将氮气补充进入系统，置换循环气中的CO2将其中燃烧不完全的CO和活性炭从放空阀排出，防止压缩机阀片积碳。O2%N2%CO%CO2%烃类R601出口0.7285.551.3212.340.07R602出口0.9384.571.5713.840.07C602出口0.8578.811.1219.150.07表18压缩机积碳时烧焦循337催化剂的再生7.2压缩机吸气阀和出气阀阀片上结水垢反应器内催化剂烧焦会产生少量的水，但是已经在V601底部脱出，大量携带的可能性不大；通过观察，发现烧焦用系统工业风中含有大量明水，而循环压缩机气缸内正常温度为80℃～90℃，部分明水进入压缩机后在80℃～90℃的环境下结成水垢聚集在阀片上，堵塞吸气孔。7.3针对以上问题，在操作上采取严格烧焦循环气中CO2含量不大于5%，相应降低循环气中活性炭的和工业风管线低点排水以及在压缩机入口加过滤网等措施，使压缩机超温、超负荷的问题得到了有效控制。但要从根本上解决问题，则还要更换烧焦尾气放空罐V601。7催化剂的再生7.2压缩机吸气阀和出气阀阀片上结348存在的问题8.1应器温度和再生温度达不到设计值因异构化装置的反应器是利旧的，反应器材质无法满足设计生产要求；设计要求反应器正常生产温度为320-450℃，催化剂再生烧焦温度为320-480℃，而旧反应器的最高使用温度仅为410℃，严重制约了异构化装置的生产周期和催化剂再生周期。8.2液化汽冷却负荷小在设计上，稳定塔顶液化气冷却温度应该在45℃以下，而实际操作过程中，由于冷却器负荷不够，导致液化汽冷却温度达不到设计要求，目前只能维持在55℃；致使液化气收率明显下降，在加工重整石脑油时，影响液化汽质量和收率，同时给系统的平稳操作带来了困难。8存在的问题8.1应器温度和再生温度达不到设计值358存在的问题8.3反应产物油气分离罐及再生循环气缓冲罐V601容积小而且设计上有缺陷，反应油气和再生循环气进V601和出V601管线并排在一起，使气液分离效果差，在正常生产过程中，导致富气压缩机带液多；烧焦时再生循环气压缩机入口携带未完全燃烧的活性碳，影响压缩机的正常运行和催化剂再生周期。8.4加热炉负荷小，排烟温度高；原设计装置最大处理量为10t/h，而在实际生产中，当处理量达到6.5t/h以上时，在反应中期以后，加热炉温度就无法满足生产要求，而且回火严重。8存在的问题8.3反应产物油气分离罐及再生循环气缓369解决办法针对上述生产和催化剂烧焦过程中存在的问题，已经通过技改技措项目由洛阳设计院进行了立项改造。主要有四点：9.1原反应器R601、R602（φ1400mm×13000mm）生产温度不大于410℃，更换为设计温度480℃，规格φ1400mm×13000mm×18，材质为15CrMoR的新反应器。提高生产周期和缩短再生时间。9.2更换稳定塔顶液化气冷却器两台，将现有两台冷却器EBS600-2.5-55-4.5/19-4I更换为型号EBS700-2.5-155-6/19-4I的冷却器两台，增大换热面积100m2,降低液化汽温度。9.3更换反应产物油气分离罐V601（利旧），将V601（利旧，φ1400mm×3000mm×10mm）更换为φ2000mm×4500mm×12mm，以改善V601的汽液分离效果，避免压缩机带液和烧焦时循环机积碳。9解决办法针对上述生产和催化剂烧焦过程中存在的问题，已379解决办法9.4对现有两台加热炉进行节能改造，1将F602烟气引至F601对流室，并将F601对流室11排石脑油进料炉管（规格：￠114×10×1820，44根，材质：1Cr5Mo）由光管改为钉头管，可将排烟温度降至250℃以下，从而提高加热炉热效率。②完善加热炉仪表指示系统。将F601炉膛热偶温度指示移位，增设F601原料入炉预热温度显示、炉膛氧含量显示、炉膛负压指示。3更换加热炉火嘴燃烧系统，提高加热炉负荷。9解决办法9.4对现有两台加热炉进行节能改造，1将3810结论通过两年来的生产运行，由石油化工科学研究院开发的采用RGW-1型催化剂的石脑油非临氢改质技术，在塔河分公司7×104t/a汽油异构化装置生产出了符合要求的车用石油液化汽及高辛烷值的汽油调和组分。满足了清洁生产的要求；RGW-1型催化剂使用两年来经过10次烧焦再生，仍能满足生产需求。10结论通过两年来的生产运行，由石油化工科学研究院开39谢谢！异构化生产(塔化)教材课件40汽油非临氢异构化装置在塔河分公司的生产应用万重山汽油非临氢异构化装置在塔河分公司的生产应用万重山41概述塔河分公司7×104t/a汽油异构化装置采用石油化工科学研究院开发的石脑油非临氢改质技术，利用RGW-1型催化剂的催化作用，以加氢石脑油为原料，生产出了符合要求的车用石油液化汽及高辛烷值的汽油调和组分。概述塔河分公司7×104t/a汽油异构化装置采用石油化工科421生产综述石脑油非临氢改质过程利用RGW-1型催化剂的催化作用，使低辛烷值的轻石脑油发生选择性裂解、异构、齐聚和环化脱氢等反应，转化为烯烃、芳烃含量低的高辛烷值汽油调和组分，用于调兑汽油，降低调和汽油的烯烃及芳含量，降低汽油密度，提高调和汽油的辛烷值，将低辛烷值的汽油馏分转化为几乎不含烯烃、芳烃含量低的高辛烷值的汽油调和组分。该工艺过程简单、投资小，操作条件缓和，干气产率低，可大幅度提高加氢石脑油辛烷值。1生产综述431生产综述因非临氢改质反应的特点会使催化剂上积炭很快，导致催化剂活性下降，因此反应器内催化剂单程运转周期大约在2-2.5个月左右，装置采用间歇操作，停工再生的生产方式。本设计年处理量为7万吨，装置进料量为10吨/小时；车用石油液化汽收率为30%，高辛烷值汽油收率为68%。见下表1：1生产综述因非临氢改质反应的特点会使催化剂上积炭很快，导44表1装置设计负荷及液收物料名称kg/ht/dt/am%入方加氢石脑油1000024070000100.00出方干气加损失2004.814002液化气3000722100030改质汽油6800163.24760068合计5714.2824070000100.00表1装451生产综述目前，装置进料量最大为5～6吨/小时，年处理量约为4万吨。自2006年8月开工至今，已经两年半，历经10个生产周期和10次催化剂烧焦。共生产石脑油8.81万吨，年平均处理量3.5万吨，其中生产出液化石油汽23329吨，异构化汽油62886吨，RON平均82.3；液收97.86%；液化石油汽收率26.48%，异构化汽油收率71.38%。见表2：1生产综述目前，装置进料量最大为5～6吨/小时，年处理量46表2装置生产负荷及液收物料名称t收率%入方加氢石脑油88100100出方干气加损失18852.14液化石油汽2332926.48异构化汽油6288671.38合计88100100表2装置471生产综述通过表1表2看，装置液收达到了97.86%，基本达到了设计指标。而导致干气超标和液化汽收率低的主要原因是在08年6-7月的生产过程中，装置单独加工重整轻石脑油，造成吸收稳定系统压力高，气相组分多而吸收剂量不够，使干气中携带大量的液化汽组分进入火炬管网，而使影响了装置的液收。重整轻石脑油分析见表3：

1生产综述通过表1表2看，装置液收达到了97.86%，48

表3重整轻石脑油分析

流程KK10%50%90%KK密度kg/m3温度℃29.632.438.551.866.6637.4表3重整轻石脑油分析流程491生产综述从流程分析看，原料油组分太轻；在实际生产中反应油汽中大部分都以气态组分进入吸收和解析系统，导致吸收剂无法将轻组分完全吸收，系统压力高，干气中C3、C4含量高，干气携带部分液化汽组分进入火炬管网，使液化石油汽的收率降低。同样在液化石油汽中C5含量超指标，影响了液化汽的质量；导致系统压力高和液化汽中含量高的另一个原因是，异构化装置T602顶冷却器E607/AB冷却负荷较小，导致冷却后液化气温度高于设计值45℃，1生产综述从流程分析看，原料油组分太轻；在实际生产中反应501生产综述而达到了54℃，从而增加了T602的负荷，使T602塔顶压力偏高又影响到T601操作压力，干气量明显增大，为确保塔顶压力不超过控制指标，T601、T602放空阀开度过大，导致轻组分大量排放，使塔内分离效果变差；同时，T602底温偏高、顶温高，造成液态烃中重组分携带较多，使液态烃中C5含量上升，液化气中C5含量出现偏高。1生产综述而达到了54℃，从而增加了T602的负荷，使T511生产综述为此，车间及时对加工量和操作参数进行调节，将加工量由5t/h降至3t/h，同时将T602顶压指标上限由1.07MPa，更改为1.17MPa，V605减少液态烃排放；同时，降低T601、T602塔底温度至100℃和125℃，减轻吸收稳定系统负荷，在保证稳定汽油辛烷值不低于指标的情况下，尽可能控制反应器升温速度，避免催化反应剧烈而增加分馏系统负荷；通过操作调整液态烃的质量得到有效控制。1生产综述为此，车间及时对加工量和操作参数进行调节，将加522原料性质装置设计反应原料主要为加氢石脑油，同时考虑重整拔头油及部分加氢轻石脑油，为了能使催化剂正常操作，保证产品合格及收率，对原料的组成及杂质含量有一定的要求；对汽油原料的设计要求和实际生产指标见表3。2原料性质53表4反应原料油规格要求项目单位设计指标实际生产指标分析方法干点℃<170GB/T6536碱性氮μg/g<2SH/T0162硫含量μg/g<150SH/T0253-92实际胶质mg/100ml<1.5GB/T509机械杂质无水溶性酸碱无GB/T258水含量无游离水表4反应原542原料性质根据实际生产情况看，原料干点、硫含量、实际胶质、机械杂质、水溶性酸碱、水含量、碱性氮含量都在控制指标内。但是原料中的碱性氮含量和原料的干点低于120℃时，对催化剂的正常使用有很大的影响。07年10月碱性氮含量超标，最高达到3μg/g，使催化剂的活性下降很快，反应器床层温度提升较快，一月内反应器床层提温达到了45℃，但当月异构化稳定汽油辛烷值仍为81.7，低于82的指标；因而导致第5次生产周期只有63天就停工对催化剂进行再生烧焦。碱性氮分析见表5：2原料性质根据实际生产情况看，原料干点、硫含量、实际胶55表5原料中碱性氮分析HK10%50%90%KK密度kg/m3碱性氮μg/g10月分析38.653.287.7126.9155.9690.53.029月分析39.954.588.2132.1155.3692.11.93设计--------＜170＜2表5原料562原料性质同样，在08年7月当原料中组分较轻干点只有60℃-80℃时，对催化反映也有较大的影响，当月生产中催化剂活性下降很慢，一月内反应器床层提温只有10℃，因而使第8次生产周期维持了120天。当月稳定汽油辛烷值均在83以上，最高的达到86，平均在84。由此可见，较低的碱性氮含量和合理的原料可以延长催化剂的使用寿命和生产周期。2原料性质同样，在08年7月当原料中组分较轻干点只有6573装置操作条件要求表6一段反应器（R－601）反应操作条件表项目反应初期反应末期入口压力MPa(g)0.45～0.470.45～0.5入口温度℃320420质量空速h-10.18～0.22注：1、质量空速为反应器的质量空速；

2、一、二段反应器总质量空速为0.43装置操作条件要求表6一段反应器（R－601）反58表7二段反应器（R－602）反应操作条件表项目反应初期反应末期入口压力MPa(g)0.34～0.360.34～0.38入口温度℃320420质量空速h-10.22∽0.243装置操作条件要求表7二段反应器（R－602）反应操作条件表59

表8吸收稳定操作指标T601顶压力MPa1.1～1.38T601顶温度℃32～52T601底温度℃102～112T602顶压力MPa0.97～1.17T602顶温度℃47～57T602底温度℃125～150

604装置产品质量及控制指标表9装置产品质量控制指标项目单位控制指标稳定汽油烯烃V%≤5稳定汽油RON≥82液化气蒸气压kPa1380液化气C5含量V%≤3表10实际指标项目单位控制指标稳定汽油烯烃V%1.7-2.8稳定汽油RON82-84液化气蒸气压kPa965-1220液化气C5含量V%0.01-0.154装置产品质量及控制指标61

表11液化汽质量分析备注：本装置生产的液化气C3、C4烷烃的含量在90m％以上，烯烃的含量低于5m%，脱硫后可作为车用液化石油气。蒸气压密度C20C30C3=iC40nC40nC4=cC4=+C4=＞C5037.8℃kPakg/m3v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%1013524.91.0769.674.6715.677.211.310.130.250.02表12稳定汽油质量分析密度初馏10%50%90%干点全馏辛烷值烷烃烯烃环烷烃芳烃kg/m3℃℃℃℃℃℃v/v%v/v%v/v%v/v%682.9252767.6149.4206.895.183.172.891.839.2113.82

624装置产品质量及控制指标产品质量对比分析：1、加氢石脑油非临氢改质后，族组成发生变化，烷烃含量减少，烯烃含量有所增加，芳烃含量大幅度增加，从而使汽油辛烷值提高，RON约提高25个单位。加氢石脑油进行非临氢改质后，有利于改善产品结构，增产液化气和高品质汽油调和油，降低出厂汽油烯烃含量。4装置产品质量及控制指标产品质量对比分析：635催化剂装置催化剂采用中石化石油化工科学研究院开发的RGW-1型催化剂，该催化剂的周期寿命约为80天，总使用寿命为2年。RGW-1型催化剂为改性分子筛和γ-Al2O3混合挤条产品，主要性质见表13：表13催化剂组成及性质项目指标组分分子筛、氧化铝、活性促进剂比表面，m2/g～300压碎强度，N/cm～90外形白色条状尺寸(直径×长度)mmφ2～3×3～10堆密度,g/cm30.72±0.055催化剂装置催化剂采用中石化石油化工科学研究院开发的RG646反应器及催化剂装填2台反应器，直径φ1400mm，采用热壁结构，均利旧原反应器。

表14一段反应器（R－601）催化剂、瓷球装填表设计需用量实际需用量装剂种类装填高度mm装填体积m3装填重量kg装填高度mm装填体积m3堆密度g/cm3装填重量kg上层φ6瓷球1500.2314622400.36931.232210上层φ3瓷球1500.2314622400.36931.232315催化剂床层903013.8910000927014.260.69789950下层φ3瓷球1000.1543081660.25561.232315下层φ6瓷球1000.1543081660.25561.232315下层φ16瓷球3500.3606465100.71011.23228756反应器及催化剂装填2台反应器，直径φ1400mm，采用65表15二段反应器（R－602）催化剂、瓷球装填表设计需用量实际需用量装剂种类装填高度mm装填体积m3装填重量kg装填高度mm装填体积m3堆密度g/cm3装填重量kg上层φ6瓷球1500.2314622400.36931.2322455上层φ3瓷球1500.2314622400.36931.2322455催化剂床层903013.8910000932014.340.700810050下层φ3瓷球1000.1543081660.25561.232315下层φ6瓷球1000.1543081660.25561.232315下层φ16瓷球3500.3606465100.71011.2322875表15二段反应器（R－602）催化剂、瓷球装填表设计666反应器及催化剂装填因两台反应器利旧，在磁球和20吨催化剂全部完成装填后，反应器入口离床层还有2m的空间，而却反应器直径小，导致催化剂装填高度大，在生产过程增加反应器进出口压降。6反应器及催化剂装填因两台反应器利旧，在磁球和20吨催化677催化剂的再生由于反应器利旧，使原设计的操作反应温度（320～450℃）无法实现，目前的操作温度仅为320～410℃，压力0.25MPa，原料空速（重量）0.25h-1；RGW-1催化剂装量为20吨，单程操作周期2.5～3个月（设计2～2.5个月），再生时间约15天（设计7天），年操作时间为7900小时（原设计7000小时）。7催化剂的再生68

表16催化剂再生指标由上表看，因受反应器操作条件的限制，在生产过程中没有完全利用RGW-1催化剂的活性就停工再生，不能使生产周期更好地延长；同时，在催化剂烧焦再生过程中，也受反应器操作条件的限制，使催化剂上的积碳无法完全燃烧，使再生时间从设计的7天延长到了15天。反应温度℃烧焦温度℃操作周期天再生时间天设计320～450380～480737实际320～410380～4209015

69表17催化剂干燥再生条件干燥压力，MPa(a)0.6干燥温度，℃400(床层最高)再生压力，MPa(a)0.5再生温度，℃380～410气剂比，v/v225再生气体氧含量V%0.5～21再生气体循环量Nm35200～5500循环再生气体中CO2含量v/v%≯10表17催707催化剂的再生在催化剂烧焦的过程中，烧焦循环压缩机机经常在催化剂再生到一半左右时气缸超温，负荷带不起来而停机检修；经检修检查，发现压缩机吸气阀和出气阀阀片上结有大量的焦炭和水垢，导致压缩机吸气阀和出气阀阀片无法正常工作，压缩机负荷增大再生循环量下降，影响了催化剂的正常烧焦。经过分析和查找，判断如下：7催化剂的再生在催化剂烧焦的过程中，烧焦循环压缩机机717催化剂的再生7.1压缩机吸气阀和出气阀阀片上积碳因催化剂在烧焦过程中循环气内CO2含量高，大都控制在20%以上，导致烧焦循环气中CO含量也随之增加，烧焦循环气中含量越高，说明反应器内催化剂烧焦不完全，会产生大量未完全燃烧的活性炭随循环气一起进入压缩机，活性炭进入压缩机气缸后，附着在吸气阀和出气阀阀片上，堵塞了出气孔增加压缩机负荷，使压缩机超温被迫停车检修，更换和清理气阀。同时，因烧焦尾气放空罐V601设计上不合理，尾气入口和出口相距太近，却容积小，烧焦尾气中的活性炭来不及沉降和放空就被吸入压缩机入口管线，加剧了压缩机阀片积碳。影响了装置的正常生产和催化剂烧焦进度。7催化剂的再生7.1压缩机吸气阀和出气阀阀片上积72

表18压缩机积碳时烧焦循环气中气体分析因烧焦循环气中的活性炭无法直接测出，只能通过烧焦循环气中CO和CO2的含量判断。当循环气中的CO2含量超过5%时，将氮气补充进入系统，置换循环气中的CO2将其中燃烧不完全的CO和活性炭从放空阀排出，防止压缩机阀片积碳。O2%N2%CO%CO2%烃类R601出口0.7285.551.3212.340.07R602出口0.9384.571.5713.840.07