蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺的技术优化

汤杰国;肖风良;吕海宁

【摘 要】中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2.2 Mt/a蜡油加氢处理装置2009年5月建成投用,为催化裂化装置提供了优质蜡油原料,发挥了蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺的优势.为进一步发挥该组合工艺潜力,采取蜡油加氢处理装置流程改造等优化措施,实现分馏系统停运,蜡油收率提高5.25百分点,有效提高了催化裂化装置处理能力,在降低蜡油加氢处理装置能耗的同时,改善了催化裂化产品分布,两套催化裂化轻质油收率分别提高1.20百分点和1.11百分点,汽油辛烷值提高了0.3个单位,经济效益显著. 【期刊名称】《炼油技术与工程》 【年(卷),期】2014(044)009 【总页数】4页(P20-23)

【关键词】蜡油加氢;催化裂化;产品性能;能耗;效益 【作 者】汤杰国;肖风良;吕海宁

【作者单位】中国石油化工股份有限公司洛阳分公司,河南省洛阳市471012;中国石油化工股份有限公司洛阳分公司,河南省洛阳市471012;中国石油化工股份有限公司洛阳分公司,河南省洛阳市471012 【正文语种】中 文

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2.2 Mt/a蜡油加氢处理装置采用劣质蜡油

加氢处理部分转化技术，对减压蜡油、焦化蜡油、脱沥青油进行加氢处理，为催化裂化提供优质原料。蜡油加氢处理装置采用中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发的FFHT蜡油加氢处理工艺技术，加氢处理催化剂采用FRIPP的FF-18催化剂。主要生产硫质量分数低于1 700 μg/g的精制蜡油，为催化裂化装置提供优质的原料[1]。装置于2008年9月实现中交，2009年5月一次开车成功。2011年9月，催化剂更换为FF-24催化剂。

洛阳分公司目前Ⅰ套为1.60 Mt/a催化裂化装置、Ⅱ套为1.40 Mt/a重油催化裂化装置。Ⅰ套原为高低并列式提升管催化裂化装置，2008年装置加工能力扩大为1.60 Mt/a,2009年开始掺炼加氢精制蜡油,2011年装置检修改造后，进料基本实现全精制蜡油原料。

Ⅱ套催化裂化装置为设计规模1.40 Mt/a重油催化裂化装置，设计原料油原为常压渣油，采用两器同轴单器单段逆流完全再生技术，改造后装置规模仍为1.40 Mt/a，目前进料为常压渣油和加氢精制蜡油。

蜡油加氢处理装置运行后，提高了分公司加工含硫、劣质原油的能力，为两套催化裂化装置提高加工深度、增产轻质油品，提高成品油质量、生产低硫清洁燃料等方面起到了关键作用。2011年，蜡油加氢处理装置、两套催化装置均进行了技术优化，优化后，柴、汽比大幅降低，催化产品分布变好，取得了较好的经济效益。 1 组合工艺的技术优化 1.1 技术改造 1.1.1 蜡油加氢装置

(1)主催化剂更换为活性更高的FF-24催化剂；

(2)在蜡油/分馏塔进料换热器E5105的管程入口管线和壳程出口管线增加一条跨线，改造后，脱硫化氢汽提塔底油直接送出装置，彻底甩掉分馏炉、分馏塔，停运产品蜡油泵以及分馏塔相关机泵；

(3)在蜡油空冷器(A5105)出口新增一条管线连接到蜡油去罐区管线上，可以供催化裂化装置蜡油通过A5105跨线出装置，保证了较高的出装置温度，实现与催化裂化装置深度热联合；去罐区蜡油经过空冷自然冷却即可满足罐区低温要求。 1.1.2 催化裂化装置

Ⅰ套催化裂化装置：取消内取热系统，进料为全精制蜡油原料。

Ⅱ套催化裂化装置：对汽油反应器、副分馏塔采取了较为彻底的隔离措施，彻底解决待生立管、重油沉降器汽提段穿孔问题。现原料主要为60%常压渣油、30%加氢精制热蜡油及拔头油等，恢复原重油催化裂化的操作模式，再生方式为两器同轴单器单段逆流完全再生方式。 1.2 工艺运行模式

蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺技术优化后，蜡油加氢处理装置实行分馏系统深度优化运行模式，反应生成油脱除硫化氢后直接进入催化裂化装置，并且实现装置间的深度热联合。优化后Ⅰ,Ⅱ套催化裂化装置的进料模式分别为精制蜡油和闪蒸塔底油+精制蜡油。 1.3 对产品性质影响

蜡油加氢处理装置改造前后产品性质对比见表1。

表1 装置改造前后产品性质对比Table 1 Product property contrast before and after revamping of hydrotreating unit项 目改造前改造后反应器入口温度/℃335335反应压力/MPa10．810．8w(原料蜡油硫)，%1．051．25w(精制蜡油硫)，%0．1650．154w(加氢柴油硫)/(μg·g-1)300w(加氢石脑油硫)/(μg·g-1)175蜡油脱硫率，%84．687．7

由表1可见,在相同的反应条件下，改造前后蜡油脱硫率从84.6%上升至87.7%，精制蜡油硫质量分数从0.165%降至0.154%。主要原因是：① FF-24新催化剂活性较高；② 停产柴油、石脑油后，低硫柴油及石脑油进入精制蜡油，降低了精制

蜡油硫含量。

优化前后催化裂化装置汽油、柴油性质对比分别见表2～3。

由表2可见,组合工艺技术优化后，Ⅰ套和Ⅱ套催化汽油辛烷值均从90.4上升至90.7，略有提高。Ⅰ套催化由于基本实现全精制蜡油进料，稳定汽油硫质量分数从120 μg/g降至62 μg/g；Ⅱ套催化由于大量掺炼闪蒸塔底油，汽油硫质量分数从100 μg/g升至225 μg/g。进行汽油调合后，产品汽油达到国Ⅲ汽油标准要求。 由表3可见,组合工艺优化前后，催化柴油性质无明显变化。由于蜡油加氢停运分馏系统，加氢柴油组分进入催化装置，催化柴油十六烷值有所提高。

表2 优化前后稳定汽油性质对比Table 2 Gasoline properties contrast of FCC unit before and after optimization项 目Ⅰ套催化优化前优化后Ⅱ套催化优化前优化后密度/(kg·m-3)724．1727．4713．9725．0馏程/℃ 初馏点26．029．836．528．6 10%39．545．347．544．2

50%92．5100．676．0100．3 90%174．0179．1159．5178．6 终馏点199．5201．0197．0200．3蒸气压/kPa74．060．664．062．8w(硫)/(μg·g-1)12062100225诱导期/min1226602>1000790辛烷值

(RON)90．490．790．490．7族组成，% 正构烷烃10．085．4012．165．80 异构烷烃35．2537．6041．3533．60 烯烃23．4425．708．2833．00 环烷烃7．598．006．866．74 芳烃23．4022．1024．0519．80

表3 优化前后稳定柴油性质对比Table 3 Diesel properties contrast before and after revamping项 目Ⅰ套催化优化前优化后Ⅱ套催化优化前优化后密度/(kg·m-3)912．0938．0915．3909．0馏程/℃ 初馏点177．0191．0159．0189．1 10%227．8239．7215．0241．5 50%271．0276．6264．0281．0 90%332．7348．7336．5351．6 95%343．2363．5348．5363．0 终馏点353．2374．2357．0373．0w(硫)/(μg·g-1)2646258027002951十六烷值

32．033．128．328．9 1.4 对产品分布影响

蜡油加氢处理装置改造前后产品分布对比分见表4。可以看出,蜡油加氢处理装置分馏系统优化后，停运分馏塔，停产石脑油、柴油。精制蜡油收率从93.82%上升至99.07%，蜡油收率增加5.25百分点，柴油及石脑油组分并入精制蜡油送至催化裂化装置。

蜡油加氢装置取消分馏系统后对FCC产品分布影响见表5。可以看出，以精制蜡油为主要进料的Ⅰ套催化裂化装置轻质油收率和液态烃收率上升，干气收率和焦炭收率下降。Ⅱ套催化裂化装置由于精制蜡油比例低，轻液体收率略有降低。Ⅰ套催化裂化装置轻质油收率提高了1.20百分点，轻液收率提高了1.94百分点，而干气收率降低了1.46百分点，焦炭收率降低了0.21百分点；Ⅱ套催化裂化装置轻质油收率提高了1.11百分点，但由于进料中闪蒸塔底油占比增加，焦炭收率提高了0.96百分点，轻液收率降低了0.69百分点。由此可见，蜡油加氢取消分馏系统后，柴油、石脑油组分进入精制蜡油，在相近的操作条件下，对以精制蜡油为主的Ⅰ套催化装置产品分布有一定改善。

表4 改造前后产品分布对比Table 4 Product distribution contrast before and after revamping %项 目改造前改造后石脑油0．540柴油4．680精制蜡油量93．8299．07干气0．860．84

表5 蜡油加氢取消分馏对FCC产品分布的影响Table 5 Effect of canceling fractionation system of hydrotreating unit on FCC product distribution项 目Ⅰ套催化取消分馏前取消分馏后Ⅱ套催化取消分馏前取消分馏后进料量/(t·h-1)200194180171反应温度/℃500505498505密相温度/℃661661623645收率，% 干气2．711．252．562．54 液态烃14．0014．7418．8617．06 汽油52．2752．2248．1146．11 柴油22．1323．3720．8323．94 油浆

3．683．363．202．73 焦炭4．924．716．097．05 轻质油74．3975．5968．9470．05 轻液体88．3990．3387．8087．11 1.5 装置能耗分析

蜡油加氢处理装置经过持续节能优化，并在2011年9月进行了分馏系统深度优化改造后装置的能耗大幅降低(见图1)，2013年与2010年相比能耗最大降幅为163 MJ/t。

由于蜡油加氢装置产品蜡油出装置温度进一步提高，与催化裂化装置实现装置深度热联合，催化装置能耗也有所下降。2012年Ⅰ,Ⅱ套催化裂化装置能耗分别为1 990.82,2 059.49 MJ/t。

图1 蜡油加氢装置能耗变化趋势Fig.1 Energy consumption change of hydrotreating unit

技术优化后，组合工艺总能耗优于蜡油加氢处理装置开工前两套催化装置的总能耗，在蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺在提高产品质量的情况下，装置运行成本并未增加。同时，原油适应能力明显增强，加工劣质原油的效益也开始突显。 2 运行效益

2.1 提高催化裂化装置的运行效益

蜡油加氢预处理过程中进行脱硫、氮、金属、芳烃饱和、脱残炭等化学反应，脱除了影响FCC催化剂活性的有害物质，提高了催化剂的活性和选择性，改善了产品分布，提高了目的产品收率，降低了催化剂单耗，能耗也大幅降低。

蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺技术优化后，蜡油加氢处理装置柴油组分进入催化装置，部分柴油组分转变为汽油组分。分公司柴、汽比从2011年的1.52降至2013年的1.23，产品效益好。 2.2 改善产品质量

催化裂化装置是分公司重油轻质化的重点装置，蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺

的应用使得催化裂化产品性质得以改善。组合工艺技术优化后，从加工原油和催化裂化产品情况来看，进厂原油的硫含量逐年提高， 2012年提高到1.35%左右，但催化裂化产品的硫含量大幅下降，其中，催化汽油硫含量调合后控制在0.015%以内，满足国Ⅲ标准对汽油硫含量的要求，可见蜡油加氢处理与催化裂化组合工艺的技术优化对确保汽、柴油出厂硫平衡的作用巨大。 2.3 增大渣油处理能力

组合工艺技术优化后，使得催化裂化装置的原料来源得以拓宽，在不直接加工溶剂脱沥青油和焦化蜡油后，重油催化可以适当地提高参渣比，增大渣油处理能力。2012年，Ⅱ套催化裂化装置掺炼闪蒸塔底油达到860 kt，占装置进料的54.1%，效益显著。 3 结 论

(1)技术优化满足了国Ⅲ汽油产品质量标准的要求，并且为加工含硫劣质原油的能力创造了条件；

(2)提高了催化裂化装置的目的产品收率，降低了装置能耗，提高了装置的运行效益；

(3)为炼油企业含硫原油改扩建方案提供了一条投资省、建设快、效益好的技术途径。 参考文献

【相关文献】

[1] 周应谦.蜡油加氢和催化裂化组合工艺的应用[J].广州化工，2009，37(4)：178-182. [2] 刘静翔,侯玉宝,赵华,等.重油催化裂化装置加工加氢精制蜡油的技术分析[J].炼油技术与工程，2010，40(5):17-20.