CN116064133B - 一种煤焦油加氢装置的开工方法 - Google Patents
一种煤焦油加氢装置的开工方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116064133B CN116064133B CN202111270095.5A CN202111270095A CN116064133B CN 116064133 B CN116064133 B CN 116064133B CN 202111270095 A CN202111270095 A CN 202111270095A CN 116064133 B CN116064133 B CN 116064133B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reaction zone
- hydrogen
- catalyst
- vulcanization
- hydrofining
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 146
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 146
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 128
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 121
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 109
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 70
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 17
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 91
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 61
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 60
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 40
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 37
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 35
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 26
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 12
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 12
- -1 VIB metal oxide Chemical class 0.000 claims description 10
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 10
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 claims description 7
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 claims description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 5
- PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N Aniline Chemical compound NC1=CC=CC=C1 PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 17
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 16
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000005987 sulfurization reaction Methods 0.000 description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 10
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 9
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 9
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 2
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 238000002161 passivation Methods 0.000 description 1
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
- Y02P20/52—Improvements relating to the production of bulk chemicals using catalysts, e.g. selective catalysts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种煤焦油加氢装置的开工方法。该方法中，煤焦油加氢装置包括加氢精制反应区和加氢裂化反应区，过程包括：对煤焦油加氢装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的400～1500倍，向加氢精制应区入口注入NO气体，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的2％～10％，将加氢精制反应区和加氢裂化反应区入口温度提高至180～260℃，当循环氢中NO2气体的体积分数为10％～40％时停止注入NO气体，然后对煤焦油加氢装置内全部的催化剂依次进行氢气置换、硫化，硫化完成后切入原料油转入正常生产。本发明的开工方法可以实现提高催化剂稳定性并延长装置运转周期的目标。
Description
技术领域
本发明涉及一种煤焦油加氢技术领域，特别涉及一种煤焦油加氢装置的开工方法。
背景技术
煤焦油是煤炭的焦化行业中非常重要的产品，它的产量能够占到其中的百分之三至百分之四。它是一种黏稠状的液体，颜色多为黑色，也会有黑褐色的。煤焦油中金属、残炭以及杂质含量高，需要经过加氢处理后，即可生产高附加值产品。
由于煤焦油中硫含量低、氮含量高，催化剂长时间在高温下反应，容易出现失硫性活性降低的问题，从而装置运转时间短，因此，对于煤焦油加氢装置而言，所使用的催化剂应具有良好的高温稳定性以及抗失硫能力。对于现有成熟的加氢催化剂，可通过采用适宜的开工方法，提高催化剂抗失硫能力，改善产品质量并延长装置运行周期。
CN111378489A公开了一种加氢装置的开工方法，该方法采用硫化型加氢精制催化剂，在硫化升温过程中，利用分解或者加氢反应生成的硫化氢对后续加氢裂化催化剂进行硫化，从而实现加氢装置内加氢精制催化剂和加氢裂化催化剂的全硫化。该方法可以最大限度降低整体催化剂的载硫量，减少硫化过程中的硫损失，但硫化过程中升温速率不宜过快，硫化氢穿透时间长，整体开工过程漫长。
CN108097329B公开了一种加氢裂化催化剂及其制备方法和开工方法。该方法涉及的加氢裂化催化剂在制备过程中添加特定的有机化合物，所得的硫化态催化剂的易于硫化与钝化。由于所制备的加氢催化剂在开工硫化时不需要硫化氢与金属发生硫化反应，而且不需钝化步骤，因此整个开工过程环保高效，硫化后催化剂并且具有良好的加氢性能。
以上现有技术，在进行开工时，或者利用分解或者加氢反应生成的硫化氢对后续加氢裂化催化剂进行硫化，或者针对催化剂进行改性，在开工时无需硫化的，但是均未解决煤焦油加氢装置中硫化氢浓度低、催化剂稳定性差而导致的煤焦油加氢装置无法长周期稳定运转的问题。
发明内容
针对现有技术中的不足之处，本发明提供了一种煤焦油加氢装置的开工方法。采用本发明的开工方法可以实现提高催化剂稳定性并延长装置运转周期的目标。
本发明提供了一种煤焦油加氢装置的开工方法，其中，煤焦油加氢装置包括加氢精制反应区和加氢裂化反应区，过程包括：对煤焦油加氢装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的400～1500倍，向加氢精制应区入口注入NO气体，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的2％～10％，将加氢精制反应区和加氢裂化反应区入口温度提高至180～260℃，当循环氢中NO2气体的体积分数为10％～40％时停止注入NO气体，然后对煤焦油加氢装置内全部的催化剂依次进行氢气置换、硫化，硫化完成后切入在原料油转入正常生产。
进一步地，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的2％～10％，其中，NO的体积注入速率以及循环氢体积流量均以小时计。
进一步地，所述气密性检查以及循环氢系统的建立的过程采用本领域常规方法进行，本发明中没有特别的限制。所述气密性检查以及循环氢系统建立之后，高分压力控制为设计压力，一般为4.0～20.0MPa。
进一步地，所述氢气置换是调整循环氢中氢气体积分数达到95％～99％时，氢气置换完成。所述氢气置换过程可以在循环氢中引入新氢，在加氢精制反应区入口引入煤焦油加氢装置对系统中的气体进行置换，直到循环氢中氢气体积分数达到90％～99％时，完成氢气置换。
进一步地，所述氢气置换时，可以先降低加氢精制反应区入口以及加氢裂化反应区的入口温度至130～180℃。
进一步地，所述硫化采用湿法硫化或干法硫化，优选湿法硫化。
进一步地，所述湿法硫化包括第一硫化阶段和第二硫化阶段，其中，第一硫化阶段是以3～10℃/h的速度提升加氢精制反应区和加氢裂化反应区入口温度至第一恒温温度即220～250℃，然后在第一恒温温度下，恒温硫化4～10h，第一硫化阶段控制循环氢中硫化氢质量浓度维持在2000～6000ppm；第二硫化阶段是以3～8℃/h的速度提升加氢精制反应区和加氢裂化反应区的入口温度至第二恒温温度即300～350℃，升温期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在6000～10000ppm，然后在第二恒温温度下，恒温2～6h，第二恒温期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在10000～20000ppm。
进一步地，所述湿化硫化，在进入第一硫化阶段之前，先使硫化氢穿透催化剂床层，其过程如下：从加氢精制反应区入口引进低氮油润湿催化剂，建立低氮油闭路循环，然后逐渐向低氮油中注入硫化剂，逐渐升温并控制加氢精制反应区和加氢裂化反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至硫化氢穿透整个催化剂床层；优选地，硫化氢穿透整个催化剂床层的条件如下：循环氢中硫化氢质量浓度为1000ppm以上，进一步优选为1000～6000ppm。
进一步地，在第一恒温温度下硫化2～6小时后，在加氢裂化反应区入口注入钝化剂和洗涤水，监测高压分离器底部排出的酸性水中氨含量，在氨穿透前，控制加氢裂化反应区的催化剂床层最高温度≯250℃，当氨穿透后，调整钝化剂注入速率，维持高压分离器底部排出的酸性水中氨质量含量1000～8000ppm，直到硫化过程结束停止加入钝化剂。
进一步地，一般地，可以在钝化剂注入2h后，开始在空冷器前注入洗涤水，一般在注水1h后，开始分监测高压分离器底部排出的酸性水中氨含量。
进一步地，所述氨穿透的条件为：高压分离器底部排出的酸性水中氨质量含量达到1000ppm以上，优选为1000～15000ppm。
进一步地，所述催化剂包括加氢精制催化剂和加氢裂化催化剂。所述加氢精制反应区装填加氢精制催化剂，所述加氢裂化反应区装填加氢裂化催化剂。加氢精制催化剂通常包括加氢活性组分、载体以及粘合剂等。加氢活性金属包括第ⅥB族金属(如钨和/或钼)和Ⅷ族金属(如镍和/或钴)中的一种或多种；载体包括氧化铝、氧化硅以及无定形硅铝等中的一种或多种；粘合剂通常为氧化铝或氧化硅。以催化剂的重量为基准，第VIB族金属氧化物的含量计为12％～35％，优选15％～30％，第VIII族金属氧化物的含量计为2％～10％，优选3％～8％。加氢裂化催化剂包括加氢活性组分、裂化组分以及粘合剂等，加氢活性金属包括第ⅥB族金属(如钨和/或钼)和Ⅷ族金属(如镍和/或钴)中的一种或多种；裂化组分包括分子筛，所述分子筛包括但不限于Y型分子筛；所述加氢裂化催化剂中还含有粘合剂通常为氧化铝或氧化硅。以催化剂的重量为基准，第VIB族金属氧化物计的含量为12％～40％，优选15％～30％，第VIII族金属氧化物计的含量为2％～10％，优选3％～8％，分子筛的含量为5％～30％。加氢精制催化剂可以根据现有专利方法制备，也可以使用工业催化剂，工业催化剂如中石化抚顺石油化工研究院的FF-36、FF-46、FF-76、FF-66等。加氢裂化催化剂可以根据现有方法制备，也可以使用工业催化剂，工业催化剂如中国石化抚顺石油化工研究院开发的FC-52、FC-76、FC-16B等。
进一步地，所述硫化剂为工业上常用的硫化剂和/或环保型硫化剂。工业上常用的硫化剂如工业上常用的二甲基二硫(DMDS)、二硫化碳(CS2)等中的至少一种。
进一步地，所述钝化剂选自无水液氨和/或有机钝化剂。所述有机钝化剂为环己胺、苯胺、正丁胺中的一种或多种。可以通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨，也可以在原料油罐或者进料管线内注入有机钝化剂。
进一步地，所述低氮油一般为常压馏分油，密度一般为0.76～0.86g/cm3，初馏点一般为100～250℃，终馏点一般280～408℃，氮质量含量100～800ppm。
进一步地，所述原料油选自煤焦油，所述原料油的初馏点为20～100℃，终馏点为600～800℃。当煤焦油原料中铁含量超标时，在加氢精制催化剂以及加氢裂化催化剂上床层顶部应装填部分保护剂，以缓解装置压降，延长运转周期。保护剂可以使用中石化抚顺石油化工研究院开发的FZC-105、FZC-106、FBN-03B04、FBN-03B05中的一种或多种。
进一步地，所述加氢裂化反应区后设有分离系统，最终得到气体、石脑油、柴油以及尾油。
进一步地，所述硫化过程完成后切入原料油转入正常生产的过程为：在硫化完成后，将加氢精制反应区入口温度降低至280～350℃，向加氢精制反应区引入原料油(煤焦油)，起始引入量为设计加工负荷的20％～50％，待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的60％～100％，随后以2～6℃/h的速度提升加氢精制反应区与裂化反应反应区入口温度，直至产品质量合格。
进一步地，正常生产时，加氢精制反应区与裂化反应区内的反应条件如下：
反应压力4.0～20.0MPa，加氢精制反应温度为250～390℃，加氢精制液时体积空速为0.1～6.0h-1，加氢裂化反应温度为320～400℃，加氢裂化液时体积空速为0.5～5.0h-1；优选地，反应压力14.0～18.0MPa，加氢精制反应温度为350～380℃，加氢精制液时体积空速为0.5～4.0h-1，加氢裂化反应温度为380～390℃，加氢裂化液时体积空速为0.6～2.0h-1。
本发明提供的煤焦油加氢装置的开工方法，可在任何煤焦油加氢领域使用，可以提高催化剂原料油适应性以及稳定性。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)本发明的开工方法，先对加氢精制催化剂、加氢裂化催化剂进行适度部分还原，再硫化，将催化剂中部分高加氢活性但稳定性差的六配位的活性金属还原至稳定性好的四配位活性金属，可以显著提高催化剂的抗失硫能力，适应低硫的煤焦油原料，催化剂失活速率慢，装置运转周期长。
(2)本发明开工方法可以在满足产品质量要求的同时，氢耗降低，所产重石脑油芳潜高。
(3)本发明的开工方法在反应器内原位控制硫化开工过程反应条件，实现提高催化剂稳定性的目的，过程简单，操作灵活性强。
具体实施方式
以下结合实施例将对本发明提供的开工方法，予以进一步的说明，来对比体现本发明开工方法的效果和优势，但并不因此而限制本发明。
本发明中，除非进行特别说明，百分数均指质量分数。
以下实施例和对比例中所使用的原料油为煤焦油，精制反应器内装填FF-36加氢精制催化剂，裂化反应器内装填FC-76加氢裂化催化剂，实施例与对比例中轻石脑油馏程范围为<65℃，重石脑油馏程范围均为65～175℃，柴油馏程为175～365℃，尾油馏程为>365℃。
以下实施例所涉及的原料油性质见表1，各类催化剂的主要物性指标见表2，主要的评价条件见表3，实施例评价效果见表4，对比例评价见表5。
实施例1
在煤焦油装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，向加氢精制反应区内通入NO气体，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的500倍，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的10％，加氢精制和加氢裂化反应器入口温度提高至185℃，当循环氢中NO2体积分数为15％时停止通入NO，降低加氢精制和加氢裂化反应器入口温度至160℃。
开始向循环氢中引入新氢，并由加氢精制反应区通入煤焦油加氢裂化装置进行氢气置换，当循环氢中氢气的体积分数达到96％时，完成氢气置换。
从加氢精制反应区入口向反应系统引进低氮油浸湿催化剂，建立低氮油闭路循环，通过高压注硫泵向低氮油中逐渐注入硫化剂DMDS，逐渐升温并控制反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至在循环氢中硫化氢质量浓度维持在2000ppm时，即硫化氢穿透催化剂床层，然后以4℃/h的速度提升反应器入口温度至230℃，恒温硫化8h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在2000～3000ppm。
230℃恒温结束后，以4℃/h的速度平稳提升反应器入口温度至340℃，期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在6000～7000ppm。340℃恒温硫化5h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在10000～12000ppm。
在上述硫化过程中，在230℃恒温硫化2h时，通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨。当氨穿透后，调整钝化剂注入速率，维持高分酸性水中氨质量浓度1000～2000ppm。
340℃恒温结束后，将加氢精制和加氢裂化反应器入口温度降低至300℃，开始引入原料油，起始引入量为设计加工负荷的30％。待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的100％。随后，继续以4℃/h的速度平稳提升精制与裂化反应器入口温度。调整反应系统操作条件如表3，进行2000h稳定性试验。
实施例2
在煤焦油装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，向加氢精制反应区内通入NO气体，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的800倍，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的2％，加氢精制和加氢裂化反应器入口温度提高至255℃，当循环氢中NO2体积分数为38％时停止通入NO，降低加氢精制和加氢裂化反应器入口温度至150℃。
开始向循环氢中引入新氢，并由加氢精制反应区通入煤焦油加氢裂化装置进行氢气置换，当循环氢中氢气的体积分数达到99％时，完成氢气置换。
从加氢精制反应区入口向反应系统引进低氮油浸湿催化剂，建立低氮油闭路循环，通过高压注硫泵向低氮油中逐渐注入硫化剂DMDS，逐渐升温并控制反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至在循环氢中硫化氢质量浓度维持在2500ppm时，即硫化氢穿透催化剂床层，然后以4℃/h的速度提升反应器入口温度至240℃，恒温硫化8h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在3000～4000ppm。
240℃恒温结束后，以7℃/h的速度平稳提升反应器入口温度至350℃，期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在7000～8000ppm。350℃恒温硫化3h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在12000～14000ppm。
在上述硫化过程中，在240℃恒温硫化2h时，通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨。当氨穿透后，调整钝化剂体积注入速率，维持高分酸性水中氨质量浓度2000～4000ppm。
350℃恒温结束后，将加氢精制和加氢裂化反应器入口温度降低至310℃，开始引入原料油，起始引入量为设计加工负荷的30％。待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的100％。随后，继续以4℃/h的速度平稳提升精制与裂化反应器入口温度。调整反应系统操作条件如表3，进行2000h稳定性试验。
实施例3
在煤焦油装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，向加氢精制应反区内通入NO气体，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的1200倍，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的5％，加氢精制和加氢裂化反应器入口温度提高至245℃，当循环氢中NO2体积分数为20％时停止通入NO，降低加氢精制和加氢裂化反应器入口温度至160℃。
开始向循环氢中引入新氢，并由加氢精制反应区通入煤焦油加氢裂化装置进行氢气置换，当循环氢中氢气的体积分数达到98％时，完成氢气置换。
从加氢精制反应区入口向反应系统引进低氮油浸湿催化剂，建立低氮油闭路循环，通过高压注硫泵向低氮油中逐渐注入硫化剂DMDS，逐渐升温并控制反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至在循环氢中硫化氢质量浓度维持在4000ppm时，即硫化氢穿透催化剂床层，以5℃/h的速度提升反应器入口温度至250℃，恒温硫化9h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在4000～5000ppm。
250℃恒温结束后，以8℃/h的速度平稳提升反应器入口温度至350℃，期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在7000～8000ppm。350℃恒温硫化6h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在12000～14000ppm。
在上述硫化过程中，在250℃恒温硫化2h时，通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨。当氨穿透后，调整钝化剂体积注入速率，维持高分酸性水中氨质量浓度2000～4000ppm。
350℃恒温结束后，将加氢精制和加氢裂化反应器入口温度降低至310℃，开始引入原料油，起始引入量为设计加工负荷的30％。待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的100％。随后，继续以3℃/h的速度平稳提升精制与裂化反应器入口温度。调整反应系统操作条件如表3，进行2000h稳定性试验。
实施例4
在煤焦油装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，向加氢精制反应区内通入NO气体，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的1500倍，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的8％，加氢精制和加氢裂化反应器入口温度提高至250℃，当循环氢中NO2体积分数为30％时停止通入NO，降低加氢精制和加氢裂化反应器入口温度至170℃。
开始向循环氢中引入新氢，并由加氢精制反应区通入煤焦油加氢裂化装置进行氢气置换，当循环氢中氢气的体积分数达到98％时，完成氢气置换。
从加氢精制反应区入口向反应系统引进低氮油浸湿催化剂，建立低氮油闭路循环，通过高压注硫泵向低氮油中逐渐注入硫化剂DMDS，逐渐升温并控制反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至在循环氢中硫化氢质量浓度维持在4000ppm时，即硫化氢穿透催化剂床层，然后以8℃/h的速度提升反应器入口温度至240℃，恒温硫化10h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在3000～4000ppm。
240℃恒温结束后，以7℃/h的速度平稳提升反应器入口温度至335℃，期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在7000～8000ppm。335℃恒温硫化4h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在13000～15000ppm。
在上述硫化过程中，在240℃恒温硫化2h时，通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨。当氨穿透后，调整钝化剂体积注入速率，维持高分酸性水中氨质量浓度1000～3000ppm。
335℃恒温结束后，将加氢精制和加氢裂化反应器入口温度降低至320℃，开始引入原料油，起始引入量为设计加工负荷的40％。待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的100％。随后，继续以4℃/h的速度平稳提升精制与裂化反应器入口温度。调整反应系统操作条件如表3，进行2000h稳定性试验。
对比例1
在煤焦油装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，向加氢精制反应区内通入NO气体，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的1500倍，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的8％，加氢精制和加氢裂化反应器入口温度提高至250℃，当循环氢中NO2体积分数为60％时停止通入NO，降低加氢精制和加氢裂化反应器入口温度至170℃。
开始向循环氢中引入新氢，并由加氢精制反应区通入煤焦油加氢裂化装置进行氢气置换，当循环氢中氢气的体积分数达到98％时，完成氢气置换。
从加氢精制反应区入口向反应系统引进低氮油浸湿催化剂，建立低氮油闭路循环，通过高压注硫泵向低氮油中逐渐注入硫化剂DMDS，逐渐升温并控制反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至在循环氢中硫化氢质量浓度维持在4000ppm时，即硫化氢穿透催化剂床层，然后以8℃/h的速度提升反应器入口温度至240℃，恒温硫化10h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在3000～4000ppm。
240℃恒温结束后，以7℃/h的速度平稳提升反应器入口温度至335℃，期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在7000～8000ppm。335℃恒温硫化4h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在13000～15000ppm。
在上述硫化过程中，在240℃恒温硫化2h时，通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨。当氨穿透后，调整钝化剂体积注入速率，维持高分酸性水中氨质量浓度1000～3000ppm。
335℃恒温结束后，将加氢精制和加氢裂化反应器入口温度降低至320℃，开始引入原料油，起始引入量为设计加工负荷的40％。待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的100％。随后，继续以4℃/h的速度平稳提升精制与裂化反应器入口温度。调整反应系统操作条件如表3，进行2000h稳定性试验。
对比例2
在煤焦油装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，向加氢精制反应区内通入NO气体，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的800倍，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的2％，加氢精制和加氢裂化反应器入口温度提高至255℃，当循环氢中NO2体积分数为5％时停止通入NO，降低加氢精制和加氢裂化反应器入口温度至150℃。
开始向循环氢中引入新氢，并由加氢精制反应区通入煤焦油加氢裂化装置进行氢气置换，当循环氢中氢气的体积分数达到99％时，完成氢气置换。
从加氢精制反应区入口向反应系统引进低氮油浸湿催化剂，建立低氮油闭路循环，通过高压注硫泵向低氮油中逐渐注入硫化剂DMDS，逐渐升温并控制反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至在循环氢中硫化氢质量浓度维持在2500ppm时，即硫化氢穿透催化剂床层，随后以4℃/h的速度提升反应器入口温度至240℃，恒温硫化8h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在3000～4000ppm。
240℃恒温结束后，以7℃/h的速度平稳提升反应器入口温度至350℃，期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在7000～8000ppm。350℃恒温硫化3h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在12000～14000ppm。
在上述硫化过程中，在240℃恒温硫化2h时，通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨。当氨穿透后，调整钝化剂体积注入速率，维持高分酸性水中氨质量浓度2000～4000ppm。
350℃恒温结束后，将加氢精制和加氢裂化反应器入口温度降低至310℃，开始引入原料油，起始引入量为设计加工负荷的30％。待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的100％。随后，继续以4℃/h的速度平稳提升精制与裂化反应器入口温度。调整反应系统操作条件如表3，进行2000h稳定性试验。
对比例3
在煤焦油装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的1200倍，加氢精制和加氢裂化反应器入口温度提高至160℃。
从加氢精制反应区入口向反应系统引进低氮油浸湿催化剂，建立低氮油闭路循环，通过高压注硫泵向反应系统逐渐注入硫化剂DMDS，逐渐升温并控制反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至在循环氢中硫化氢质量浓度维持在4000ppm时，即硫化氢穿透催化剂床层，然后以5℃/h的速度提升反应器入口温度至250℃，恒温硫化9h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在4000～5000ppm。
250℃恒温结束后，以8℃/h的速度平稳提升反应器入口温度至350℃，期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在7000～8000ppm。350℃恒温硫化6h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在12000～14000ppm。
在上述硫化过程中，在250℃恒温硫化2h时，通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨。当氨穿透后，调整钝化剂体积注入速率，维持高分酸性水中氨质量浓度2000～4000ppm。
350℃恒温结束后，将加氢精制和加氢裂化反应器入口温度降低至310℃，开始引入原料油，起始引入量为设计加工负荷的30％。待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的100％。随后，继续以3℃/h的速度平稳提升精制与裂化反应器入口温度。调整反应系统操作条件如表3，进行2000h稳定性试验。
对比例4
在煤焦油装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的800倍，加氢精制和加氢裂化反应器入口温度提高至295℃，当高压分离器生成水的体积为催化剂装填量的20％，以体积计时，降低反应区入口温度至150℃。
从加氢精制反应区入口向反应系统引进低氮油浸湿催化剂，建立低氮油闭路循环，通过高压注硫泵向反应系统逐渐注入硫化剂DMDS，逐渐升温并控制反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至在循环氢中硫化氢质量浓度维持在2500ppm时，即硫化氢穿透催化剂床层，然后以4℃/h的速度提升反应器入口温度至240℃，恒温硫化8h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在3000～4000ppm。
240℃恒温结束后，以7℃/h的速度平稳提升反应器入口温度至350℃，期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在7000～8000ppm。350℃恒温硫化3h，期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在12000～14000ppm。
在上述硫化过程中，在240℃恒温硫化2h时，通过高压注氨泵在裂化反应器入口注入液氨。当氨穿透后，调整钝化剂体积注入速率，维持高分酸性水中氨质量浓度2000～4000ppm。
350℃恒温结束后，将加氢精制和加氢裂化反应器入口温度降低至310℃，开始引入原料油，起始引入量为设计加工负荷的30％。待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的100％。随后，继续以4℃/h的速度平稳提升精制与裂化反应器入口温度。调整反应系统操作条件如表3，进行2000h稳定性试验。
表1低氮油及原料油性质
表2工业催化剂
| 工业剂 | FF-36 | FC-76 |
| 物化性质 | ||
| 孔径/nm | 2～12nm | 3～9nm |
| 孔容/mL·g-1 | ≥0.28 | ≥0.30 |
| 比表面积/m2·g-1 | ≥180 | ≥320 |
| 形状 | 齿球 | 齿球 |
| 装填堆比，g/cm3 | 0.79 | 0.78 |
表3评价条件
| 高分压力，MPa | 17.0 |
| 精制剂液时体积空速，h-1 | 1.0 |
| 裂化剂液时体积空速，h-1 | 1.0 |
| >365℃尾油收率，％ | ～70 |
| 加氢精制/加氢裂化反应器入口氢油体积比 | 1000:1/1200:1 |
| 运行时间，h | 2000 |
表4实施例试验结果
表5对比例试验结果
从上述实施例及对比例可以看出，在控制相同>365℃尾油收率的条件下，通过本发明的开工方法不仅催化剂失活速率慢，而且氢耗低，重石脑油芳潜高。
Claims (19)
1.一种煤焦油加氢装置的开工方法，其中，煤焦油加氢装置包括加氢精制反应区和加氢裂化反应区，过程包括：对煤焦油加氢装置完成催化剂装填、气密性检查、循环氢系统的建立之后，循环氢每小时体积流量控制为总催化剂装填体积的400~1500倍，向加氢精制反应区入口注入NO气体，NO的体积注入速率为循环氢体积流量的2%~10%，将加氢精制反应区和加氢裂化反应区入口温度提高至180~260℃，当循环氢中NO2气体的体积分数为10%~40%时停止注入NO气体，然后对煤焦油加氢装置内全部的催化剂依次进行氢气置换、硫化，硫化完成后切入原料油转入正常生产；
所述硫化采用湿法硫化，所述湿法硫化包括第一硫化阶段和第二硫化阶段，其中，第一硫化阶段是以3~10℃/h的速度提升加氢精制反应区和加氢裂化反应区入口温度至第一恒温温度即220~250℃，然后在第一恒温温度下，恒温硫化4~10h，第一硫化阶段控制循环氢中硫化氢质量浓度维持在2000~6000ppm；第二硫化阶段是以3~8℃/h的速度提升加氢精制反应区和加氢裂化反应区的入口温度至第二恒温温度即300~350℃，升温期间循环氢中硫化氢质量浓度控制在6000~10000ppm，然后在第二恒温温度下，恒温2~6h，第二恒温期间循环氢中硫化氢质量浓度应维持在10000~20000 ppm。
2.根据权利要求1所述的开工方法，其特征在于，所述氢气置换是调整循环氢中氢气体积分数达到95%~99%时，氢气置换完成。
3.根据权利要求1所述的开工方法，其特征在于，所述氢气置换时，先降低加氢精制反应区入口以及加氢裂化反应区的入口温度至130~180℃。
4.根据权利要求1所述的开工方法，其特征在于，所述湿法硫化，在进入第一硫化阶段之前，先使硫化氢穿透催化剂床层，其过程如下：从加氢精制反应区入口引进低氮油润湿催化剂，建立低氮油闭路循环，然后逐渐向低氮油中注入硫化剂，逐渐升温并控制加氢精制反应区和加氢裂化反应区催化剂床层温度不超过230℃，直至硫化氢穿透整个催化剂床层；所述低氮油中的氮质量含量100~800ppm。
5.根据权利要求4所述的开工方法，其特征在于，硫化氢穿透整个催化剂床层的条件如下：循环氢中硫化氢质量浓度为1000ppm以上。
6.根据权利要求5所述的开工方法，其特征在于，硫化氢穿透整个催化剂床层的条件如下：循环氢中硫化氢质量浓度为1000~6000ppm。
7.根据权利要求4-6任一所述的开工方法，其特征在于，在第一恒温温度下硫化2~6小时后，在加氢裂化反应区入口注入钝化剂和洗涤水，监测高压分离器底部排出的酸性水中氨含量，在氨穿透前，控制加氢裂化反应区的催化剂床层最高温度≯250℃，当氨穿透后，调整钝化剂注入速率，维持高压分离器底部排出的酸性水中氨质量含量1000~8000ppm，直到硫化过程结束停止加入钝化剂。
8.根据权利要求7所述的开工方法，其特征在于，所述氨穿透的条件为：高压分离器底部排出的酸性水中氨质量含量达到1000ppm以上。
9.根据权利要求8所述的开工方法，其特征在于，所述氨穿透的条件为：高压分离器底部排出的酸性水中氨质量含量达到1000~15000 ppm。
10.根据权利要求1所述的开工方法，其特征在于，所述硫化过程完成后切入原料油转入正常生产的过程为：在硫化完成后，将加氢精制反应区入口温度降低至280~350℃，向加氢精制反应区引入煤焦油，起始引入量为设计加工负荷的20%~50%，待原料油润湿整个床层后，原料油进料量调整至设计加工负荷的60%~100%，随后以2~6℃/h的速度提升加氢精制反应区与裂化反应区入口温度，直至产品质量合格。
11.根据权利要求1所述的开工方法，其特征在于，所述加氢精制反应区装填加氢精制催化剂，所述加氢裂化反应区装填加氢裂化催化剂。
12.根据权利要求11所述的开工方法，其特征在于，所述加氢精制催化剂，以催化剂的重量为基准，第VIB族金属氧化物的含量计为12%～35%，第VIII族金属氧化物的含量计为2%～10%。
13.根据权利要求12所述的开工方法，其特征在于，所述加氢精制催化剂，以催化剂的重量为基准，第VIB族金属氧化物的含量计为15%～30%，第VIII族金属氧化物的含量计为3%～8%。
14.根据权利要求11所述的开工方法，其特征在于，所述加氢裂化催化剂包括裂化组分；裂化组分包括分子筛，所述分子筛包括Y型分子筛；以催化剂的重量为基准，第VIB族金属氧化物计的含量为12%～40%，第VIII族金属氧化物计的含量为2%～10%，分子筛的含量为5%~30 %。
15.根据权利要求14所述的开工方法，其特征在于，所述加氢裂化催化剂，以催化剂的重量为基准，第VIB族金属氧化物计的含量为15%～30%，第VIII族金属氧化物计的含量为3%～8%。
16.根据权利要求1所述的开工方法，其特征在于，所述硫化采用的硫化剂为二甲基二硫、二硫化碳中的至少一种。
17.根据权利要求7所述的开工方法，其特征在于，所述钝化剂选自无水液氨、环己胺、苯胺、正丁胺中的一种或多种。
18.根据权利要求4所述的开工方法，其特征在于，所述低氮油为常压馏分油，20℃的密度为0.76~0.86g/cm3，初馏点为100~250℃，终馏点280~408℃。
19.根据权利要求1所述的开工方法，其特征在于，所述原料油选自煤焦油，所述煤焦油的初馏点为20~100℃，终馏点为600~800℃。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111270095.5A CN116064133B (zh) | 2021-10-29 | 2021-10-29 | 一种煤焦油加氢装置的开工方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111270095.5A CN116064133B (zh) | 2021-10-29 | 2021-10-29 | 一种煤焦油加氢装置的开工方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116064133A CN116064133A (zh) | 2023-05-05 |
| CN116064133B true CN116064133B (zh) | 2024-05-31 |
Family
ID=86178883
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111270095.5A Active CN116064133B (zh) | 2021-10-29 | 2021-10-29 | 一种煤焦油加氢装置的开工方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116064133B (zh) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103059969A (zh) * | 2011-10-21 | 2013-04-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 加氢裂化催化剂的开工钝化方法 |
| CN103773436A (zh) * | 2012-10-24 | 2014-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种器外预硫化二类活性中心加氢催化剂的开工方法 |
| CN107446616A (zh) * | 2016-05-30 | 2017-12-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化开工方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050194291A1 (en) * | 2002-02-13 | 2005-09-08 | Claude Brun | Method for the sulphidation of hydrotreating catalysts |
-
2021
- 2021-10-29 CN CN202111270095.5A patent/CN116064133B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103059969A (zh) * | 2011-10-21 | 2013-04-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 加氢裂化催化剂的开工钝化方法 |
| CN103773436A (zh) * | 2012-10-24 | 2014-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种器外预硫化二类活性中心加氢催化剂的开工方法 |
| CN107446616A (zh) * | 2016-05-30 | 2017-12-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化开工方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116064133A (zh) | 2023-05-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102465008B (zh) | 一种加氢裂化工艺的催化剂硫化方法 | |
| CN1772846A (zh) | 一种煤焦油加氢改质催化剂及其制备方法和应用 | |
| CN103059940B (zh) | 加氢裂化装置的开工方法 | |
| CN109777480B (zh) | 一种加氢裂化催化剂高效的开工方法 | |
| CN112044465B (zh) | 一种油品加氢脱氧提质催化剂及其制备方法和应用 | |
| CN103059910A (zh) | 加氢精制催化剂的硫化方法 | |
| CN104277876B (zh) | 一种劣质油的两级浆态床加氢工艺 | |
| CN102641749B (zh) | 一种加氢处理催化剂的预硫化方法 | |
| CN108329945B (zh) | 一种变压器油抗析气性组分的制备方法 | |
| CN116064133B (zh) | 一种煤焦油加氢装置的开工方法 | |
| CN103773435A (zh) | 一种fcc汽油选择性加氢脱硫催化剂的硫化方法 | |
| CN110653007A (zh) | 加氢催化剂开工硫化方法 | |
| CN104449836A (zh) | 一种煤焦油全馏分反式加氢裂化工艺 | |
| CN102041068B (zh) | 二次加工汽油馏分加氢精制方法 | |
| CN116064134B (zh) | 一种煤合成油加氢裂化装置的开工方法 | |
| CN102206511B (zh) | 由煤直接液化油和延迟焦化重柴油馏分来生产柴油的方法及其应用 | |
| CN106669860A (zh) | 一种加氢脱硫催化剂的硫化开工方法 | |
| JP3957122B2 (ja) | 重質炭化水素油の水素化精製方法 | |
| CN106701185A (zh) | 一种渣油处理方法 | |
| CN102041076B (zh) | 一种蒽油加氢生产轻质燃料油的方法 | |
| CN116064079B (zh) | 一种柴油加氢装置的开工方法 | |
| CN114437805B (zh) | 一种催化柴油的加氢裂化催化剂级配方法 | |
| CN112725026B (zh) | 一种加氢裂化装置停工方法 | |
| CN111154507B (zh) | 一种煤焦油加氢生产白油及燃料油的方法 | |
| CN107955648B (zh) | 页岩油催化加氢制备燃料油的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| TA01 | Transfer of patent application right | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20240125 Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen Applicant after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Country or region after: China Applicant after: Sinopec (Dalian) Petrochemical Research Institute Co.,Ltd. Address before: 100020 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen Applicant before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Country or region before: China Applicant before: DALIAN RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM AND PETROCHEMICALS, SINOPEC Corp. |
|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |