总流程协同优化下的催化裂化装置高效运行实践

2019-01-10施俊林侯玉宝

石油炼制与化工 2019年1期

施俊林，侯玉宝

(中国石化洛阳分公司，河南洛阳 471012)

中国石油化工股份有限公司(中石化)洛阳分公司(以下简称洛阳分公司)，设计炼油加工能力8.0 Mt/a，生产系统包括炼油、化工两个板块。其中炼油板块有8.0 Mt/a常减压蒸馏、两套1.4 Mt/a重油催化裂化(FCC)、2.2 Mt/a蜡油加氢处理、1.4 Mt/a延迟焦化、0.8 Mt/a溶剂脱沥青、2.6 Mt/a柴油加氢精制、1.0 Mt/a催化裂化柴油加氢精制、0.8 Mt/a喷气燃料加氢精制、1.5 Mt/a汽油吸附脱硫(S Zorb)、0.65 Mt/a气体分馏等生产装置及配套公用工程和环保设施。在炼油板块运行中还存在一些问题，如常减压蒸馏装置分离效果差，导致FCC进料中小于350 ℃馏分含量高；优质渣油利用率低；FCC装置运行经济性差。为此，提出总流程协同优化实现FCC装置的高效运行。

1 炼油总流程分析

1.1 炼油流程的特点

洛阳分公司主要炼油装置结构见表1。

表1 主要炼油装置结构

由表1可知：该公司常减压蒸馏装置设计能力为8.0 Mt/a，而实际加工量6.0 Mt/a，负荷率仅75%；FCC装置能力达到一次加工负荷的46.7%，与中石化平均25.1%相比，具备充足的重油裂化能力；蜡油加氢能力为一次加工负荷的36.7%，溶剂脱沥青能力为一次加工负荷的13.3%，与中石化同类装置相比，具备为催化裂化装置提供充足原料的基础；两套柴油加氢装置合计能力占一次加工负荷的60.0%，S Zorb装置能力占FCC能力的53.5%，与中石化同类装置相比，具备较强的油品后处理能力。因此，在有限的原油资源条件下，最大化提高FCC装置的利用率和原料转化率，多消化劣质重油、降低柴汽比，对该公司炼油板块提质增效具有重要意义[1-2]。

1.2 加工原油特点

洛阳分公司2017年进厂原油的组成及性质见表2。从表2可知：该公司原油进厂途径可分为三类，第一类是日照港管输原油，以西非ESPO、杰诺、卢拉、凯萨杰、罕戈等低硫中间基-石蜡基类原油为主，占总量的57.0%，其蜡油和渣油是优质的FCC原料，中原原油就近混入管输，占12.4%，其渣油金属含量和硫含量均较高；第二类是黄岛港陆运原油，以中东伊朗重油、沙特重油、沙特中质油等高硫油原油为主，占总量的30.0%；第三类是西部轻油，中国石油长庆原油及中原的内蒙原油，均是石蜡基原油，占总量的13.0%。

表2 2017年进厂原油组成

原油种类繁多，西部轻油、日照管输原油(中原原油除外)的减压渣油硫含量低、性质好，是理想的FCC掺渣原料；黄岛陆运原油的高硫渣油可作为溶剂脱沥青和焦化装置原料[3]。

1.3 生产运行存在的主要问题

(1)常减压蒸馏装置分离效果差，导致FCC进料中小于350 ℃馏分含量高。常压塔因实际工况严重偏离设计工况，不能实现柴油与蜡油的清晰分割，减一线馏分油中小于350 ℃馏分含量一度高达90%，减二线蜡油中小于350 ℃馏分含量达40%，作蜡油加氢装置原料，造成蜡油加氢装置超负荷运行，且其分馏塔因故没有投运，导致FCC进料中小于350 ℃馏分含量达到28%，按同类装置原料中小于350 ℃馏分含量平均值10%计算，相当于少生产500 kt/a直馏柴油，浪费了优质的车用柴油资源，且占据了等量的FCC装置能力。

(2)优质渣油利用率低，原油加工未实施分储分炼。FCC装置缺少掺渣资源，掺渣率不到10%；而焦化装置满负荷运行，脱沥青装置每月还需大量出厂25 kt普通沥青。

(3)FCC装置运行经济性差。FCC装置因原料偏轻，表现在装置密相床层温度低，外取热器基本停运。一方面稳定汽油辛烷值仅89左右，每月需要外购10 kt甲苯来调合，成本增加；另一方面大量直馏柴油进入FCC装置，普通柴油比例一度超过40%，造成柴油十六烷值低，出厂受阻又限制了一次加工负荷。

(4)氢气资源严重不足。因直馏石脑油产量少，催化重整装置负荷率仅84%，一方面高辛烷值重整汽油产量少，另一方面产氢不足，需要外购氢气2.5～2.8 t/h，对外依存度达40%。

2 炼油总流程协同优化提高FCC装置的效率

2.1 焦化装置、蜡油加氢装置分馏塔协同操作，降低FCC进料中小于350 ℃馏分含量

针对蜡油加氢装置超负荷的问题，将减一线馏分油由原先去蜡油加氢装置改进焦化装置作为吸收稳定再吸收油，将富吸收油返回焦化分馏塔，实现减一线中柴油与蜡油组分的精确分离。柴油组分生产车用柴油，蜡油组分再返到蜡油加氢装置，减轻了蜡油加氢装置的负荷。同时投用蜡油加氢分馏塔，进一步拔出蜡油中柴油馏分。两项协同工艺优化实施后，一方面精制蜡油中小于350 ℃馏分含量降低，降低了催化裂化装置进料中直馏柴油馏分；另一方面蜡油加氢反应负荷相应减小，减压渣油去溶剂脱沥青装置加工量增加，多产脱沥青油，继而为多产FCC原料创造了条件。

2.2 实施原油分储分炼，提高FCC掺炼渣油的质量

根据原油硫含量区别，实现含硫与低硫原油分储分炼，将优质管输油为主的轻质原油进行单独加工，优质减压渣油作为催化裂化原料；其他高硫重质原油混合加工，劣质减压渣油作为溶剂脱沥青装置及焦化装置原料。优化了渣油的利用，脱沥青装置负荷提高。

2.3 FCC装置投运外取热器及优化催化剂性能

(1)FCC装置投运两套外取热器，一方面增产3.5 MPa中压蒸汽量25 t/h，另外FCC掺渣率由不到10%提高到18%。反应条件优化后，稳定汽油辛烷值提高了3个单位，平均达到93.4，停止了外采甲苯、MTBE等高价汽油调合组分，解决了汽油调合难题。

(2)优化催化剂性能，通过调整择形分子筛含量，调控稀土比例，视原料变化动态调整平衡剂活性到66%～70%，油浆和焦炭产率得到控制，液化气产率提高至20%，丙烯产量也相应提高。

2.4 FCC装置与相关装置的协同优化

通过外购直馏石脑油实现催化重整装置满负荷运行，负荷率提高了15%，改造投用两套变压吸附氢提纯装置回收各加氢装置富氢气体和FCC干气中的氢资源后，供氢能力增加了15 000 m3/h(标准状态)，约占供应总氢量的25%，外购氢比例相应降低，为加氢装置参加协同运行提供了充足的氢源。

2.4.1与蜡油加氢协同优化实现FCC重柴油的转化FCC柴油富含芳烃，硫含量高、密度大、十六烷值低，一直是炼油厂柴油质量升级的重要难题。该柴油中的95%馏出温度大于340 ℃，重组分因含大量4，6-二甲基二苯并噻吩对柴油质量影响很大。为此开发投运了FCC重柴油(约占FCC柴油总量的20%)通过一中段循环油送至蜡油加氢装置的工艺，重柴油中的双环芳烃经加氢饱和为单环芳烃后，再作为FCC原料，投用后重柴油转化率为51.98%，转化为汽油的收率为37.46%，达到了解决重柴油出路和增加FCC原料的双重目的。表3列出了催化裂化重柴油的裂化产物统计情况。

表3 FCC重柴油裂化产物分布及转化率 w，%

2.4.2与柴油加氢装置协同优化实现LTAG工艺的最优化运行LTAG工艺是中国石化石油化工科学研究(石科院)近年开发的将FCC劣质柴油转化为高辛烷值汽油或轻质芳烃的新技术[4]。该技术将加氢单元和FCC单元进行组合，在加氢处理单元经过对FCC柴油中的芳烃进行定向加氢饱和，将柴油中双环以上芳烃加氢饱和为四氢萘型单环芳烃[5-6]，其加氢柴油与FCC原料共用提升管分层进料和独立提升管进料两种型式。在相同加氢工艺条件下，分层进料相对流程简单，但分层进料时，由于高温催化剂先与加氢后FCC柴油接触，待接触重油时其温度和活性均有所下降，对主喷嘴进料的掺渣率及转化率会有明显影响，LTAG两种型式的产品收率如表4所示。

表4 LTAG两种型式的产品收率

由表4可知，在相同的加氢反应条件下，加氢柴油进独立提升管比分层进料，转化率提高19.11百分点，汽油收率提高9.35百分点，优势明显。且该公司有两套催化裂化装置，可以实现1号FCC装置柴油经加氢去2号FCC装置独立提升管，实施LTAG工艺，之后2号FCC装置柴油去加氢生产车用柴油产品，可避免多环芳烃的循环，减缓油浆与焦炭的生成。

2.4.3与延迟焦化协同优化，实现焦化轻柴油的高品质转化和焦化装置的新定位

(1)焦化轻柴油的高品质转化。焦化轻柴油指95%馏出温度小于270 ℃的馏分，约占焦化柴油的30%～35%，富含烷烃，通过焦化塔顶循环油抽出送至1号FCC提升管下部(原LTAG喷嘴)进行高温、高剂油比裂化，汽油收率可达55%以上，液化气和干气收率合计超过30%，而且生焦率很低，一方面实现增产汽油、降低柴汽比目标[7]，另一方面因其降低主喷嘴前催化剂温度而有助于提高主喷嘴前的掺渣率。

(2)焦化装置的新定位。在常减压蒸馏装置一次加工负荷率约75%的工况下，有限的蜡油与渣油资源优先流向FCC装置，延迟焦化装置负荷率下降至60%，改为单炉室运行，而且进料中掺炼油浆和脱沥青油的比例达到45%，焦化装置原料的性质劣化。单炉室运行后，焦化装置的分馏塔、气压机、吸收稳定系统负荷率相应降低，可在一定程度上转型为全厂的轻烃回收系统，如：回收常减压蒸馏装置的初馏塔和常压塔塔顶瓦斯中的液化气组分，及各装置排放瓦斯系统中的富含C3以上烷烃组分等，为催化裂化气压机、吸收稳定及气体分离系统减轻负荷。

炼油总流程协同优化后，两套FCC装置原料劣质化程度变化明显，实现了催化裂化高掺渣率，焦化低负荷、原料劣质化的目的。表5列出协同优化运行前后FCC装置运行情况对比。

由表5看出：经过协同优化，FCC装置掺炼减压渣油量提高；原料性质变差，其中密度、残炭、硫含量升高；原料中小于350 ℃馏分减少，由原来的28.9%、29.0%、分别降到10.7%、12.7%；汽油辛烷值(RON)提高，分别达到了92.9、93.6，平均93.3，比优化前提高了3个单位以上；操作工况变好，密相温度提高，改善了油剂接触工况，不仅减轻了两器结焦趋势，还有利于重油的转化。