加工俄罗斯原油常压渣油对催化裂化装置的影响及应对措施

2018-08-02周贵仁朱根权

石油炼制与化工 2018年8期

周贵仁，许昀，朱根权

(1.中国化工集团大庆中蓝石化有限公司，黑龙江大庆 163713；2.中国石化石油化工科学研究院)

中国化工集团大庆中蓝石化有限公司(简称大庆中蓝石化)有两套催化裂化装置，一套为400 kta的MIP[1-2]装置，另一套为500 kta的DCC[3-4]联合装置，其中500 kta DCC装置反应-再生系统为高低并列式排列，自2012年开始基本按DCC-Ⅱ型运行，加工原料主要以大庆渣油为主。2015年底开始掺炼20%左右的俄罗斯混合原油(简称俄油，ESPO)的常压渣油(简称常渣)，2017年1月开始全部加工俄油常渣。赵建国等[5]考察了近几年俄油性质的变化，认为俄油的变化趋势如下：①总体呈变重的趋势，密度、黏度等明显提高，蜡含量，胶质、沥青质等含量逐渐降低；②从馏程上看，2013 年小于300 ℃馏分质量分数为36.0%，远低于2008 年的48.92%，轻组分的量减少明显，常压操作负荷降低，减压蒸馏单元负荷增大；③某些金属含量波动较大，如 Ca，Fe，Na 等，对后续加工装置催化剂的活性产生影响；④酸值降低，2013 年酸值为0.04 mgKOHg，较2008 年的0.2 mgKOHg 低，对装置产生腐蚀的风险减小；⑤°API比较平稳，在35～37 之间，属于轻质原油。虽然原油的某些性质变化较大，但仍属于含硫中间基原油。本文主要介绍大庆中蓝石化催化裂化装置加工俄油常渣的情况，以期为俄油原料多产低碳烯烃装置的灵活操作提供参考。

1 俄油加工技术

1.1 装置工艺特点

图1 装置反应-再生部分结构示意

1.2 俄油特点

大庆中蓝石化DCC装置原料为俄油常渣，与大庆常渣的性质对比见表1。由表1可见，俄油常渣的饱和分含量比大庆常渣高，但沥青质质量分数达到1.3%，明显高于常规催化裂化原料，硫含量及残炭偏高。初步判断产物油浆及焦炭产率会增加，催化剂耗量也会增加。

2 结果与讨论

2.1 操作参数对比

表2为加工俄油常渣和加工大庆常渣期间装置的操作参数对比。由表2可见，原料变化期间除提高了进料温度外，其它操作参数变化不大。

2.2 平衡催化剂性质对比

原料变更前后装置没有更换新的催化剂品种。表3为装置加工两种原料时平衡剂的性质对比，图2和图3分别为平衡剂上镍、钒含量变化情况。由图2和图3可见：装置全部改为加工俄油常渣后，催化剂上镍质量分数均值降低了1 500 μgg左右，钒质量分数均值提高了1 000 μgg以上，而且还有继续上涨的趋势。与此同时催化剂的单耗由1.65 kgt原料升至2.48 kgt原料。

图2 平衡催化剂上镍含量变化情况

图3 平衡催化剂上钒含量变化情况

2.3 产品分布对比

表4为加工俄油常渣和加工大庆常渣期间的物料平衡和产品收率对比。由表4可见：加工大庆常渣期间，汽油收率为45.58%，加工俄油常渣后汽油收率为42.48%，降低3.10百分点；加工俄油常渣后，油浆产率上升3.05百分点，液化气收率上升3.55百分点。原料油改为俄油常渣后，对产品分布的影响较为显著。

2.4 产物性质对比

表5为产物中干气组成对比。由表5可见，加工俄油常渣时干气中硫化氢含量增加近1倍，乙烯体积分数降低3.62百分点。

表6为产物中液化气组成对比。由表6可见，加工俄油常渣时液化气中丙烯含量明显降低，异丁烯含量略有降低，硫化氢含量增加1倍以上。

表7为稳定汽油性质对比。由表7可见，加工俄油后汽油的密度和馏程无明显变化，RON降低1.6个单位，烯烃质量分数降低4.9百分点。随汽油标准的不断提高，汽油辛烷值降低会给汽油调合出厂带来一定的困难。2017年1月原油改变后，大庆中蓝石化催化裂化汽油辛烷值降低，经过汽油加氢后，RON损失2个单位，虽有重整汽油调合，但仍无法使全部汽油达标出厂，还需外购混苯调合出厂，重整汽油全部用于调合92号汽油，无法生产95号汽油。

1)单位为μLL。

表8为柴油性质对比。由表8可见，原料变化后柴油密度大幅升高，十六烷值指数降低7.6个单位，为保证柴油满足国Ⅴ排放标准出厂，催化裂化装置必须严格控制柴油密度，以牺牲汽油收率来保证催化裂化柴油质量。

图4为油浆密度统计结果。全部加工俄油渣油后，油浆密度(20 ℃)均值由1 043.52 kgm3升至1 069.72 kgm3，油浆100 ℃黏度由14.71 mm2s变为24.86 mm2s，黏度增加明显，结焦倾向增加。2015年装置采用油浆部分回炼、部分外甩的加工方式，2017年油浆全部外甩，从表2可以看出装置主风量变化不大，足以证明俄油常渣沥青质含量高，生焦量高。

图4 油浆密度统计结果

3 俄油加工带来的问题及应对措施

通过数据对比可见，催化裂化装置加工俄油常渣对装置的运行主要有以下几方面影响：①生焦量大，油浆产率高，油浆性质变差，结焦风险增大；②硫含量增加，各产品及烟气中硫含量上升，加快设备腐蚀，增加下游装置脱硫压力；③汽油产率下降，汽油辛烷值降低；④催化剂重金属含量增加，剂耗增加。

针对油浆品质变差、生焦倾向增加的问题，采取的措施主要有：①适当提高雾化蒸汽量；②提高原料预热温度；③加大油浆产率，由2%逐步提高到5%；④油浆全部外甩，不回炼；⑤控制油浆的密度(20 ℃)小于1.07 kgL；⑥监控油浆黏度、固含量，如有超标及时提高外甩量(出现过油浆内焦粉突然达到50 gL的现象)；⑦适当加大油浆阻垢剂的加注量，由最初的70 μgg提高到120 μgg；⑧控制较大的油浆循环量；⑨严格控制分馏塔塔底温度小于350 ℃；⑩监控油浆泵电流，如有突然上升，马上采取相应措施。

针对原料中硫含量增加，腐蚀风险加剧的问题，主要采取如下措施：①分馏塔顶部注水和中和缓蚀剂，从工艺防腐上入手；②对关键部位的管线设备进行定期测厚，做好记录和分析比对，重点关注如柴油系统，富气、粗汽油及吸收稳定系统，干气线等；③加强设备防腐，对富气液化气系统换热器芯子进行材质升级，管束做防腐处理，螺栓材质进行升级等；④加强含硫污水中铁含量和硫含量监测频次；⑤加强动设备计划性维修，对关键部位的机泵定期打开检查，对腐蚀严重的叶轮及泵体进行材质升级。

针对原料钒含量增加，影响催化剂活性和选择性的问题，采取的措施有：①调整钝化剂的配方，添加澜系元素，提高钝钒效果；②调整催化剂配方，添加抗钒组分，适当增加稀土含量，降低催化剂失活速率；③主动将催化剂单耗由1.8 kgt提高至2.4 kgt，保证催化剂的催化裂化活性。

针对汽油产品辛烷值低的问题，采取的主要措施为：

(1)从操作参数及原料方面调整。提升管出口反应温度由500 ℃提高至505 ℃；控制反应深度，反应进料预热温度由180 ℃提高至210 ℃，适当调整雾化蒸汽量为进料量的4%，改善雾化效果；提高进料的密度，通过常压装置的深拔，密度提高8 kgm3；由于汽油重组分辛烷值较低，汽油终馏点由205 ℃降至195 ℃。通过操作上的调整后汽油RON达到88.90，提高0.57个单位。

(2)从催化剂配方上调整。针对催化裂化装置加工俄油常渣的特点，中国石化石油化工科学研究院对装置使用的HSC-1ZL催化剂进行优化，新的HSC-1ZL催化剂基质具有高比表面积及良好的分散性能，其传热效率高，针对高沥青质俄油常渣可以在较高的油剂接触温度下得到芳香单片，达到捕捉芳香单片，提高其它孔的利用率，最大量保留直链烃，减少生焦的目的[6]。表9为催化剂配方调整后的汽油辛烷值和组分含量对比。由表9可见，HSC-1ZL型催化剂通过降低稀土含量、增加择形分子筛含量等一系列配方的调整，增加异构化、芳构化反应活性，在适当控制烯烃含量的同时，最大限度地提高汽油辛烷值，减少后续汽油

加氢装置加氢后辛烷值的损失。催化剂更换后，汽油烯烃体积分数增加1.0百分点，异构烷烃体积分数增加4.0百分点，芳烃体积分数增加1.0百分点，苯体积分数增加0.23百分点，RON提高1.62个单位，满足了企业对汽油辛烷值的需求。